火力转型排头兵，致力创建世界一流电力公司。
国电电力成立于 1992 年，1997 年 A 股上市后，公司股票持续保持国内 A 股绩优蓝筹股地位。
作为国家能源集团的核心电力上市 平台，公司不断发展，现在产业涉及火电、风电、光伏、水电、煤炭等领域，遍及全国 28 个省、市、自治区。
作为全国第二大电力公司，现在公司致力于转型发展，推动转型升级， 优化产业结构，加快建设具有全球竞争力的世界一流电力公司进程。

实施电力为主的集中化经营战略，聚焦电力业务迎扩张转折点。
2021 年 9 月，公司与 集团签订资产置换协议，协议约定公司向国家能源集团置出金融、化工等非发电资产，集团 向公司置入山东、江西、福建、广东、海南、湖南等区域常规能源发电资产。
此后，公司开 始注重集中化经营，聚焦电力主业。
2021 年公司业务包括电力、煤炭、热力、化工和其他 等 5 类，而 2021 年后，公司营收结构上，电力、煤炭和其他分别占比 96.2%/2.7%/1.1%。
而 2021 年电力行业营收的提高主要是因为公司机组投产与置入资产带来的装机容量的提高。
公司的资源现聚焦于电力主业，有利于公司集中资源布局电力业务。

紧抓“双碳”战略机遇，加快清洁低碳转型。
公司稳步推进火电和水电开发，同时全面 提速新能源业务发展，预计十四五期间新能源新增装机 35GW。
公司加快电力主业清洁低碳 转型，深度契合我国能源结构调整战略同时也降低了公司煤电盈利周期属性。
2021 年末公 司拥有控股装机容量 99.8GW，其中运营火电装机容量 77.4GW，占比约 77.5%；水电运营 装机容量 15.0GW，占比约 15%；风电和光伏分别为 7.1GW/0.4GW，占比分别为 7.1%/0.4%。
此外公司发电总量为 4641 亿千瓦时，公司电力结构中目前仍主要以火电为主，其发电量为 3896 亿千瓦时，占比 83.9%；水电发电量 589 亿千瓦时，占比 10.5%；风电和光伏发电量 分别为 152/4 亿千瓦时。

依托国家能源集团，持续优化电源结构和布局。
控股股东国家能源集团直接持有公司 50.7%股权，原控股股东中国国电与神华集团联合重组，更名为国家能源集团，重组后拥有 “煤电化运”全产业链布局，现煤炭、煤电、煤制油化工规模世界第一。
受益于集团煤电产 业链完整和独特的一体化运营模式，公司抗风险能力显著提升。
此外公司作为集团常规能源 发电资产整合平台，集团承诺避免和公司同业竞争并积极履行。
2021 年 9 月公司与集团完 成资产置换，使得公司市占率得以提升，聚焦电力主业。

集团独特一体化协同优势，协助公司高效运营管控。
国家能源集团下属公司遍布煤炭生 产开采、煤炭化工及综合利用、常规能源发电、清洁能源发电、发电设备、节能服务、铁路 运输、港口产业等，具有“煤电路港航”一体化产业协同优势。
2019 年，公司与中国神华 以各自持有的火电资产出资组建了北京国电电力有限公司，改善同业竞争问题的同时促进了 公司上下游产业链的协同发展。

2018-2021 年年均投资收益稳定 30 亿以上，股权项目投资主要为火电领域。
公司 2018-2021 年投资收益分别为 37/31/40/33 亿元，投资收益主要来自于长期股权投资，投资 项目涉及火电、水电、煤炭等领域。
其中，火电项目投资收益占据按照权益法核算的长期股 权投资收益的绝大部分, 20-21 年公司在火电领域投资收益分别为 14.20 亿元/14.15 亿元。

2021 年股权投资收益集中于煤炭领域，协同布局优势突出。
就按照权益法核算的各项 长期股权投资收益占比公司总投资收益来看，公司投资收益主要来源于对合营联营企业的投 资，此外 2021 年公司的煤炭投资项目贡献较为突出，两家煤炭公司占比分别为 27.3%/20.3%。
公司对火电产业链的投资项目布局，促进了公司火电业务的协同发展。

公司管理层活跃电力行业多年，具有丰富的从业经验。
2021 年 6 月开始，公司核心高 管人事大变动，管理层连续调整为公司发展注入了新鲜血液。
此次人士调整应是持续深化改 革的体现，意在推进能源转型升级，加强能源体系治理。
公司董事长刘国跃至今已有 30 余 年工作经验，贾彦兵、罗梅健、栾宝兴、杨勤、刘焱等人也均在电力行业耕耘多年，具有丰 富的行业经验，此次调整也有利于充分发挥相关高管积累的工作经验以激发更多的改革活力。

1.2 公司业绩韧性较强，资产债务结构良好

煤电成本大幅增加导致 21年利润为负，预计 22年业绩将重回增长。
2015-2021 年公司 营收由 546 亿元增至 1682 亿元，6 年 CAGR 达 20.6%，2021 年营收同比增长 44.5%；2021 年归母利润同比下降-170.1%。
2021 年公司营收大幅提速主要是由于公司新增机组投产及置 入资产带来装机容量是提高；2021 年公司归母净利润同比下降，主要是火电燃料煤炭价格 创历史新高，带来营业成本的大幅增加。
随着近几年公司资产结构的不断优化，叠加煤价调 控政策明确了煤炭中长期交易价格合理区间为 570 元-770 元/吨，公司受煤炭成本影响的盈 利周期将有所缓和，预计未来公司业绩会有所反弹，迎来正增长。

公司盈利能力较强，领先综合能源公司同行。
依托于集团的“煤电路港航”一体化产业 协同优势，公司成本管控水平处于行业前列，尤其在 2021 年表现较为突出，面对煤价的大 幅上涨，公司毛利率为 7.3%，横向相比有所下降，但纵向对比优势突出，而华润电力/华能 国际/大唐发电/华电国际分别为 3.6%/-0.3%/-0.9%/-6.2%。
此外，以经营性现金流净额占营 业收入的比例来衡量各公司现金产出能力，公司现金产出能力连续 7 年处于前列，2021 年 达到 14.6%,同期华润电力/大唐发电/华能国际/华电国际分别为 8.1%/8.0%/3.0%/-10.5%。
综 合看公司盈利能力较强，收入质量较好。

21 年行业逆境下计提大额资产减值损失，进一步提升了存量资产质量。
21 年公司计提 新能源资产减值损失 3.3亿元，信用减值损失 4.0亿元。
同时，21年公司火力计提资产减值 损失 14.9亿元，信用减值损失 1.0亿元，主要原因是为响应国家政策要求淘汰不达标火电机 组，和因长期亏损、环保要求等导致的破产而计提巨额减值。
但目前，公司已基本落实落后 机组的淘汰和高煤耗机组分类实施改造升级。
除此之外，公司也在持续加强生态环保治理力 度，优化机组结构，提升清洁低碳生产水平，夯实发展基础。
在因为淘汰机组或环保要求而 计提大额减值损失后，随着存量资产质量提升，预计未来公司利润将实现大幅修复。

公司资产负债率和永续债存量处行业较低水平，资产结构健康，发债空间充足。
21 年 末公司资产负债率为 72.1%，与其他火电公司相比处于较低水平，大唐发电/华能国际/国电 电力/华电国际依次分别为 74.2%/73.3%/72.1%/65.7%，公司未来可增债务空间较大，利于 新能源发展。
2022 年 3 月公司发布公告称拟发行不超 600 亿元银行间债券市场非金融企业 债务融资工具，对比不同火电转型企业 2021 年永续债存量数额，公司永续债 19.8 亿元，同 行最低。
综合来看公司未来发债空间较为充足，能够充分有利的支撑公司未来项目投资建设。

公司融资能力强，且对到期债务的保障程度较高。
截至 2020 年底，公司已获得中国银 行等主要贷款银行各类授信额度合计 4166 亿元，尚未使用的各类授信额度总额为 2329 亿 元。
2019-2021 公司近三年的融资成本也在不断降低，2021 年降至 3.9%。
此外，2021 年公司现金总负债比率为 8.4%，远超同行，同期华润电力/大唐发电/华能国际/上海电力/华电 国际的现金总负债比率分别为 4.1%/3.8%/1.7%/1.3%/-4.4%，公司用来偿还负债的现金流相 对较为充裕，对到期债务的偿还有较好的保障作用，偿债能力较强。
（报告来源：未来智库）

2.1 火电装机容量稳步增长，运营指标稳中向好

我国能源消费以煤为主的基本国情不变，火电仍在电力供应中占据主体地位。
2021 年， 全国新增火电装机 52GW，占全国新增发电装机的 29%。
全口径累计火电装机容量 1297GW， 占总发电装机容量的比重为 54.6%。
如果按照 2%左右的年增速， 2025 年全国累积火电装 机量将突破 1400GW。
尽管我国火电装机增速呈放缓趋势，但在 2021 年 12 月的中央经济 工作会上，并未重申《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》中 “构建以新能源为主体的新型电力系统”的目标，转而强调“要立足以煤为主的基本国情”。
在近期煤价高涨，火电企业面临巨大亏损的形势下，这一政策基调的转向释放出国家依然重 视火电行业的积极信号。
可以预计在未来长时间内，火电仍将在电力供应中占据主体地位 。

公司稳步推进常规能源开发，火电规模及发电水平持续优化。
公司长期聚焦火电主业， 稳步推进常规能源开发。
2019 年，公司整合优质火电资产，以所属部分火电资产和中国神 华所属部分火电资产合资成立北京国电电力有限公司，公司控股 57.5%，合并新增控股火电 装机 30.5GW。
2021 年，公司与国家能源集团完成资产置换交割，置出金融、化工等非发电 主业资产，置入山东、福建等 6 省优质常规能源发电资产,进一步打开了 6 省常规能源发展空 间。
截至 2021 年，公司火电机组控股装机容量达到 77.4GW，其中 60 万千瓦以上机组 70 台，占火电装机容量的比重为 66.6%，100 万千瓦及以上机组 19 台，占火电装机容量的比 重为 24.6%。
火电企业累计完成发电量 3894 亿千瓦时，较 2020 年增长 11.9%，持续盈利 能力优良。

公司加快推进数字转型，火电设备利用小时领先。
近年来，公司火电机组利用小时均高 于当年全国火电机组平均水平。
2021 年公司火电机组利用小时 5118h，同比增加 499 小时， 高出全国平均水平 15%。
主要是因为公司持续聚焦业务需求，推进数字平台搭建、算法模型 设计和应用场景开发，持续释放数据价值。
在火电板块重点开展经济运行、设备管理、安全 环保等应用开发。
最终实现火电机组利用小时数的提升，赋能火电业务升级。

公司不断强化设备基础管理，火电机组发电效率持续提高。
公司不断优化技术改造方案， 降低单位能耗。
2021 年公司火电发电机组平均供电煤耗为 295.5 克/千瓦时，较上年下降 2.6 克/千瓦时。
火电厂用电率 4.75%，同比降低 0.10 个百分点。
公司大同二期 8 号机组完成高 背压改造后，单机煤耗降低 40 克/千瓦时以上，为公司后期机组拓展供热市场、提高发电效 率提供了技术支持和保障。

2.2 电力市场化改革，火电电价有所提升

从一厂一价到市场竞价，我国电力价格市场化程度不断提升。
2004 年以前，我国实行 一厂一价，政府部门对每个发电厂进行单独定价；2004 年 4 月，发改委出台《关于进一步 疏导电价矛盾规范电价管理的通知》，统一制定并颁布各省份新投产机组的上网电价，标志 着上网电价政策正式出台；2005-2011 年，受煤炭价格上涨影响，上网电价经历 6 轮上调； 2011-2016 年，受煤炭价格下行影响，燃煤上网电价经历了三次下调；2017-2018 年，燃煤 平均上网电价保持稳定；2019 年 9 月，国务院常务会议决定，从 2020 年 1 月 1 日起，取消 煤电价格联动机制，将标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化机制，基准价 按当地现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动幅度范围为上浮不超过 10%、下浮原则上不 超过 15%；2021 年我国电价市场化改革持续提速，国家发改委发布《关于进一步深化燃煤 发电上网电价市场化改革的通知》指出，扩大市场交易电价上下浮动范围。
将燃煤发电市场 交易价格浮动范围扩大为“高耗能企业市场交易电价不受上浮 20%限制”。

2022 年 5 月多地电价仍保持高比例上浮，多省幅度超 20%。
近日，国家电网、南方电 网等公司陆续公布 30 地最新的平均上网电价。
2022 年 5 月，我国各地区平均上网电价为 0.3912 元/千瓦时。
上海、广东、浙江、海南四地的平均上网电价突破 0.5 元/千瓦时。
其中， 广东上网电价最高，达到 0.5535 元/千瓦时，青海上网电价最低，为 0.1954 元/千瓦时。
受 疫情影响，上海、浙江、广东等 8 个地区电力供需偏紧，溢价幅度超过 20%。

公司把握政策动态，推动市场化电量电价同步提升，22Q1 市场化电量占比超 90%。
2019 开始，公司抓住电力市场化改革的有利时机，督导各单位参与市场交易，推动电力交易份额 稳步提升，确保公司交易电量市场占比高于容量占比，保证电量基本盘稳定。
2021 年，公 司参与市场化交易电量 2779 亿千瓦时，占上网电量的 63.1%。
公司平均上网电价 361.3 元/ 兆瓦时，较上年同比提高 13.3%；2022Q1公司上网电量完成 1015亿千瓦时,同比增加 4.7%， 市场化交易电量占上网电量的 94.1%，平均上网电价 453 元/兆瓦时。
近年来，公司不断加 大市场研判，以提价保量为重点，科学制定市场交易报价策略，推进市场化电量电价调增。

2.3 借助母公司形成产业协同，凸显火电低成本优势

国家煤炭调控监管政策连发，持续增强煤炭保供稳价力度。
2021 年上半年，受到煤炭 价格持续上涨影响，下游生产成本急速抬升，政府屡次提出煤炭增产保供的意见和措施。
此 后，国家持续发布煤炭保供稳价政策，要求煤炭行业增产保供的同时，加强对煤炭中长期合 同履约信用的监管，组织开展发电供热用煤中长期合同 100%覆盖签约，并依法加强对煤炭 中长期合同履约信用监管。
2022 年以来，煤电行业利好消息接踵而至，与动力煤中长期交 易价格合理区间、对煤炭实施税率为零的进口暂定税率等相关文件将于 5月 1日起正式实施。

2022 年以来我国煤炭供应稳步增长， 4月以来煤价回落明显。
2022 年 3 月，主要产煤 省区全力扩能增供，生产原煤 4.0 亿吨，同比增长 14.8%，增速比 1-2 月份加快 4.5pp，日 均产量 1277 万吨。
22 年煤价在 3 月短期冲高后，4 月进入淡季，煤价回落明显,主要是由于 三月下旬印尼禁令导致 2 月煤炭进口量大幅下降，且俄乌冲突后，海外石油天然气等能源价 格接连飙升，带动整体煤价上涨。
进入 4 月，煤炭市场上游供应增加，而季节性消费淡季到 来，叠加疫情导致部分地区出现停减产情况，终端耗煤高位回落，高煤价承压下跌。
22 年 5 月 6 日秦皇岛动力煤场价价为 1190 元/吨，较 22 年 3 月 24 日峰值下降 420 元/吨，煤价下 降趋势明显。

母公司依托“煤电路港航”一体化运作模式，产业间协同效应显著。
公司所属的国家能 源集团在聚焦煤炭、发电两大主业同时，发挥煤化工、运输、科技环保、金融等业务协同效 应，在资源禀赋、产业链布局、规模经济效应、装备技术水平、管理水平等多方面具备领先 优势。
2020 年，公司电力业务前五大供应商均属国家能源集团子公司，采购额占公司当期 总采购额的比例的 32.8%。
“煤－电－路－港－航”一体化的运营模式显著增强了公司经营 业绩的稳定性。

公司火电资产分布在东部沿海地区、大型煤电基地和外送电通道，来煤渠道广泛。
2021 年，全国规模以上煤炭企业原煤产量超亿吨省份共 6 个，合计 35.0 亿吨，占全国规模以上 煤炭企业原煤产量的 85.9%。
其中，山西和内蒙古两省份均超过 10 亿吨。
面对煤炭成本控 制压力，公司的火电资产重点布局在江苏、浙江、安徽等东部沿海地区，进口煤运输畅通便 利，可根据煤炭市场形势适时采购进口煤炭。
除此之外，公司的火电资产在新疆、内蒙、山 西等地均有部署，紧邻原煤产地，交通运输畅通便利，煤炭运输成本可控，市场竞争优势明 显。

集团是全球最大煤炭生产企业，煤炭资源储备丰富，煤质优良。
公司所属的国家能源集 团拥有煤矿 79 处，其中千万吨以上产能煤矿 24 处。
形成以神东矿区、准格尔矿区、胜利矿 区和宁煤集团、新疆能源以及平庄能源等为主的煤炭生产布局。
其中，神东矿区是世界首个 2 亿吨级现代化大型煤炭生产基地，拥有补连塔、大柳塔等千万吨级矿井，补连塔煤矿是世 界最大的单井煤矿，准格尔矿区的黑岱沟矿是我国最大的露天煤矿。

集团是国内第二大铁路运营商，自营铁路 2155 公里。
我国动力煤生产与消费天然存在 空间错位，煤炭北多南少，西多东少，形成了“北煤南运、西煤东调”的格局，所以铁路是 长距离运输煤炭的最佳选择，我国铁路煤炭运量一直占煤炭运输总量的 60%以上。
公司所属 集团拥有自营铁路 2155 公里，是国家西煤东运第二条大通道，年运输能力超过 5 亿吨，拥 有近 5 万辆自备铁路货车，是集团实现煤、电、路、港、航、油、化一体化经营的重要一环。

公司充分利用集团一体化产业协同效应，长协煤占比超过 90%，入炉煤价显著低于同行。
面对煤价大幅度上涨，公司充分利用集团“煤电路港航”一体化产业协同优势，努力提升内 部优质长协煤炭资源比例及兑现率，把握采购结构和节奏，优化采购煤种和热值，深入开展 精细化配煤掺烧。
2021 年，公司共采购煤炭 1.91 亿吨，其中长协煤总量 1.75 亿吨，占比 92%；入炉标煤量 1.20 亿吨，入炉标煤单价 900 元/吨，远低于同行业其他公司，具有明显 成本优势。

公司火电度电毛利行业领先，但资产和信用减值合计损失 51 亿元。
自 2021 年 8 月起， 煤价大幅度上涨，火电企业的营业成本大幅上升，亏损严重。
相较而言，2021 年公司火电板 块毛利-6.8 亿元，火电发电量 3896 亿千瓦时，度电毛利为-1.8 元/兆瓦时，大幅优于华能国 际、华电国际等其他火电企业。
除此之外，公司在 2021 年火电板块净利润亏损 59.0 亿元的 情况下，仍计提资产减值损失 18.4 亿元，计提信用减值损失 32.9 亿元，彰显公司盈利优势。
（报告来源：未来智库）

3.1 新能源规划超预期，夯实发展基本盘

公司持续推进新能源规模化开发，提高公司新能源装机量。
公司牢牢把握“打造新能源 发展主力军”的战略定位，加快绿色发展，新能源装机量逐年提高。
2015-2021 年新能源装 机量由 4.3GW 增至 7.4GW，CAGR达 9.6%。
2021年公司新投产风电和光伏并网装机 0.9GW， 其中风电装机容量 0.7GW，光伏发电装机容量 0.2GW。
截至 2021 年底，公司已完成核准 或备案的风电装机 0.5GW，光伏发电装机 6.1GW；完成 7 个新能源项目并购，共计 0.9GW。
2022 年公司将加快新能源开发，2022 年计划获取新能源资源超过 10GW，核准 9.3GW，开 工 6.7GW，投产 4.8GW。
预计 2022 年公司新能源装机量将达到 12.3GW，2025 年新能源 装机量达到 42.4GW。

公司不断优化发电结构，提高清洁高效低碳发电量。
公司着力推进减污降碳协同治理， 大幅提高风电、光伏发电量。
2021 年，公司风电企业累计完成发电量 152.0 亿千瓦时，上 网电量 147.5 亿千瓦时，较上年分别增长 14.3%和 14.3%；光伏企业累计完成发电量 4.3 亿 千瓦时，上网电量 4.2 亿千瓦时，较上年分别增长 34.5%和 31.4%。

公司新能源资产布局优势显著，分布在资源丰富地区。
公司持续推进“基地式、场站式、 分布式”风电、光伏项目科学布局，自主开发与科学并购同步。
重点在内蒙古、新疆等风光 资源禀赋较好、建设条件优越的地区开发风电、光伏集中式项目。
突出抓好库布齐沙漠、河 西走廊等大型风光基地项目开发，加快推进场站式项目开发，加强屋顶分布式光伏项目的开 发、运维管理，积极开发大型海上风电项目公司风光资产大量布局。

公司抢抓新能源发展机遇，十四五新能源规划装机 35GW 大超预期。
2021 年，新能源 成为公司主要利润来源，公司新能源板块收入 71.7 亿元，同比提高 12%，实现净利润 13.0 亿元。
“十四五”期间，公司将加快新能源规模化开发和煤电扩容升级，规划新增新能源装 机 35GW，预计将公司清洁能源装机占比提高到 40%以上，赶超集团旗下其他子公司的新能 源规划。
除此之外，公司还将坚决落实“不再新建境外煤电项目”要求，实施绿色低碳发展、 差异化发展、共生生态发展、创新发展的国际化发展理念，在东南亚、南亚、中亚、拉美等 重点区域，开展新能源绿地投标和并购工作，助力公司转型发展。

公司十四五新能源装机规划 CAGR 高达 55%，位居行业前列，成长性可观。
公司紧跟 集团战略布局，制定“打造常规电力能源转型排头兵、新能源发展主力军、世界一流企业建 设引领者”的全新战略定位，“十四五”期间新能源装机规划远超预期。
根据各电力运营商 2021 年末的新能源装机量和 2025 年新能源装机目标计算，国电电力十四五风光装机的 CAGR 为 55%，在行业中排名第四，新能源板块业务成长性可观。

公司全线推进新能源项目开发，保障“十四五”新能源装机计划完成。
公司全面落实“碳 达峰、碳中和”目标，科学谋篇布局，加快推动清洁能源发展，提高规划的前瞻性和可操作 性，全力争取新能源资源储备。
2022 年，新能源项目资本性支出 61.0 亿元。
2022 年，公 司新能源项目计划资本性支出 140.7 亿元，比 2020 年翻一番，公司新增新能源储备超过 10GW，彰显公司“十四五”清洁能源转型的信心。

公司新能源重点在建工程规模超 50亿，反映新能源业务中长期快速增长趋势。
2021年， 公司新能源重点在建工程规模 58.1 亿元，光伏项目占比 19%，风电项目占比 81%。
其中， 鄂尔多斯市伊旗采空区光伏项目的进度已完成 67.9%，黑山 52MW 风电项目和海上风电项 目（一期）工程项目均已完成八成左右。
可以预计，公司未来两年风光装机规模将呈快速增 长的趋势，并成为公司业绩提升的核心驱动力。

3.2 灵活运用“火电+”模式，助力配置新能源资源

火电资产现金流优势，助力公司快速发展新能源。
新能源发展对资金的需求很大，对公 司的资金能力要求高，相较于纯绿电公司而言，火电公司依靠火电业务，可以在正常经营情 况下具备更稳定的现金流，对绿电转型有一定的资金能力优势。
公司火电资产经营现金流充 沛，2020 年经营活动产生的现金流净额高达 365 亿元，2021 年因原煤价格上涨导致购买商 品支付的现金增加，公司经营活动产生的现金流量净额为 2428 亿元，同比下降 42.7%；此 外，火电资产的巨额折旧导致现金流远高于利润，2021 年公司折旧与摊销 178 亿元，为公 司新能源业务的发展奠定了坚实的基础。

火电调峰能力与新能源项目获取挂钩，公司火电资产有望为新能源项目带来优势。
2021 年以来，各地政府立足于自身火电现状，利用现有火电资源，积极探索通过火电灵活性改造 提升新能源电力消纳和电网调峰能力的新途径。
内蒙古、湖北相继探索火电调峰能力挂钩新 能源项目配置、火电灵活性改造促进新能源高比例消纳的新机制。
2022 年 2 月，包头市拟 对包头市火电灵活性改造配套 38万千瓦新能源项目进行竞争性配置，促进新能源产业发展。
可以预计，未来火电调峰能力将成为推动公司新能源发展的重要助力。

公司扎实稳步开展科技创新工作，加快推进存量煤电“三改联动”。
公司紧密跟踪煤电 灵活性改造等政策动向，逐年扩大技术改造资本性支出和研发投入。
2021 年，公司研发投 入 13.3 亿元，同比增加 60.2%；技术改造资本性支出 64.3 亿元，同比增加 86.4%。
2022 年，公司技术改造计划资本性支出 95.5 亿元。
这对公司充分发挥煤电保障电力供应和调峰、 调频辅助服务的市场价值，通过深度调峰改造获取新能源项目资源，积极推动“源网荷储一 体化”和多能互补能源基地的建设具有重要作用。

大型风电光伏基地建设稳步推进，公司有望借助“火电+”优势争取更多基地项目。
2021 年，国家发展改革委、国家能源局确定了第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电 光伏基地项目，总规模约 1 亿千瓦，主要分布在内蒙古、青海、甘肃、宁夏、陕西、新疆 6 省区和新疆生产建设兵团等。
其中，公司所属的国家能源集团获得近 10GW 的项目开发权。
由于大型基地项目要求“大型风光基地项目要基于在运、在建或已核准的外送通道并配套煤 电灵活性改造”。
因此公司有望利用火电机组的调峰能力及现有的外送通道优势，实施“火 电+新能源+调峰”开发战略，在未来争取更多基地项目落地，实现新能源跨越式发展。

4 因地制宜发展水电，盈利能力不断提升

4.1 水电盈利稳定，十四五末将迎来多台机组投产

积极有序发展水电，推进大渡河流域、新疆开都河流域水电建设。
截至 2021 年底，公 司水电控股装机量 15.0GW，占总控股装机量的 15%，在建水电机组 4.0GW。
由于水电站 建设具有投资额大、建设周期长和见效时间长的特点，部分水电项目建设周期甚至高达 7-10 年，预计公司将在 2024-2025 年迎来 1.9GW 的水电机组投产。
公司水电资产主要集中在四 川和新疆，负责四川大渡河流域干流 18 个梯级电站的开发，在四川省内年水电发电量超过 500 亿千瓦时，占公司全部水电发电量的 85.2%。
新型电力系统下，公司积极有序发展水电， 拥有的大规模优质水电装机使得公司在抽水储能项目获取中拥有得天独厚的禀赋，有望推动 公司加速转型。

公司稳步推进水电开发，水电优势助力获取抽水蓄能项目资源。
目前，公司正积极有序 发展水电，在建水电机组 395 万千瓦，主要为新疆开都河霍尔古吐 43 万千瓦、大渡河公司 双江口 200 万千瓦、金川 86 万千瓦，枕头坝二级 30 万千瓦、沙坪一级 36 万千瓦，将于“十 四五”期间投产，能够显著增加流域调节能力。
水电作为一二次能源的结合体，将有助于改 善公司的资产结构，增强公司对煤价上涨的应对能力、稳定未来的盈利能力，平滑经济增长减速的周期痕迹。
公司水电优势还有助于获取抽水蓄能项目资源，目前已于安徽、江西、广 西获得 3 个抽水蓄能电站开发权，合计装机 360 万千瓦。

公司作为国家能源集团常规能源发电业务整合平台，未来有望获得大股东优质资产注入。
公司水电资产的主要运营主体为其控股子公司国能大渡河（国电电力持股 69%，国家能源集 团持股 21%，川投能源持股 10%）。
国能大渡河拥有控股装机容量 11.7GW，占公司全部水 电装机量的 78.4%。
2010 年，为消除同业竞争及关联交易相关问题，公司原控股股东中国 国电出具《关于解决与国电电力同业竞争问题有关事项的函》，确定将公司作为中国国电火 电及水电业务的整合平台，将中国国电发电业务资产注入国电电力。
上述承诺做出后，中国 国电一直坚持积极履行承诺。
未来，公司有望获注国家能源集团在国能大渡河剩余 21%的股 权，进一步发挥国家能源集团火电、水电整合平台作用，不断提高上市公司质量。

公司水电销售收入逐年增加，成为公司利润大头。
2015-2020 年，公司水电发电量逐年 提高，水电年发电量在 2020 年突破 600 亿千瓦时。
2021 年，水电企业累计完成发电量 588.8 亿千瓦时，同比减少 2.2%，主要原因是大渡河区域来水量较同期减少。
随着水电发电量的 逐步增加，公司水电销售收入逐年增加，带动公司整体营业收入稳步增长。
2021 年，公司 实现营业收入 1681.9 亿元，其中火电板块业绩由盈转亏，净利润亏损 59.0 亿元，水电板块 净利润 25.0 亿元，成为主要利润来源。

公司重视科技投入，为大型水电项目的发展储存技术实力。
公司按照国家“流域、梯级、 滚动、综合”的开发方针，有序推进流域梯级水电站的开发建设，科研费用逐年提高，2021 年达到 5 亿元。
主要支出为科技项目的推进及相关科技前沿的技改费用，为公司后续在节能 环保治理、大型水电项目的发展储存技术实力。
通过智慧调度与智慧电厂成果应用，国能大 渡河在洪水资源转化利用方面创效显著。
国能大渡河通过气象水情感知预报技术精准预测流 域水雨情，在洪峰来临前尽可能争取发电负荷通过发电形式腾库迎峰，并在汛中、汛末时期 实施中小洪水实时调度、汛末分期提前蓄水技术，多次取得政策支持重复利用水库调洪库容， 取得了显著的减弃增效效益。

4.2“特高压+市场电”，打开水电盈利空间

公司坐拥两大水电基地，十四五期间将迎来大渡河流域新一轮投产高峰期。
公司在四川 大渡河流域、新疆伊犁喀什河流域、辽宁浑江流域，积极开发大中型水电，实施流域开发， 集约化管理。
其中，大渡河水电基地和东北水电基地属于国内大型水电基地，在国家规划的 十三大水能基地中分别排名第五和第八。
大渡河水电基地多年平均流量 550 亿立方米，天然 落差 4177 米，可开发资源 2800 万千瓦左右。
根据《水电发展“十三五”规划》，大渡河流域规划总装机容量 2524 万千瓦，东北水电基地总装机容量 1869 万千瓦。
可以预计，公司 水电装机全部建成后将持续贡献利润和现金流，有利于公司中长期发展。

四川水电消纳矛盾突出，拖累公司水电利用小时表现。
“十三五”期间，受四川省送出 通道能力不足、清洁能源消纳矛盾突出的影响，大渡河电站弃水较高，拖累公司水电利用小 时水平。
2019 年，四川省制定《四川省水电消纳产业示范区建设实施方案》，川内弃水状况 逐年改善，市场消纳能力提升。
公司也通过实现流域集控联调、梯级综合利用不断提升水电 利用小时数水平。
2020 年,公司水电利用小时数为 4192h，首次突破 4000h。

四川省开启特高压输电时代，有望解决水电送出瓶颈。
目前，除了已经建成的宝鸡-德 阳、向家坝—上海和锦屏－苏南三条特高压直流输电线路以外，四川省《“十四五”能源发 展规划》明确“十四五”期间将建成雅中-江西、白鹤滩-江苏和白鹤滩-浙江等±800 千伏特 高压直流工程，建成甘孜—天府南—成都东、阿坝—成都东、天府南—重庆铜梁 1000 千伏 特高压交流输变电工程，最终形成“六直八交”与华东、西北、重庆、西藏等电网相联，将 四川水电源源不断送往东部地区，跨区跨省最大外送能力超过 3000 万千瓦，整体提高四川 电网对以新能源为主体的新型电力系统的适应性和供电保障能力。

水电上网电价有望上行，扩大水电盈利空间。
电力供需紧平衡情况下，四川省水电上网 电价交易上行趋势确定。
2021 年公司在四川省水电上网电价 266.1 元/兆瓦时，同比增长 37.7%。
预计 2024-2025 年，公司水电项目将陆续投产，水电资产比重不断升高使资产结构 更为优化，叠加十四五期间四川电价继续保持上行态势，有望带动公司水电盈利水平进一步 提升。

5.1 盈利预测

公司主营业务可主要分为火电、水电、新能源、煤炭四大板块，我们结合过往经营数据， 按业务类型对分部收入及成本进行了以下关键假设：

假设 1：考虑到国家控煤价决心强，公司火电燃料成本优势显著，预计公司火电业务 22 年有望扭亏为盈，火电盈利能力将逐年恢复，22-24 年火电业务毛利率为 4.0%/6.0%/7.5%；

假设 2：考虑到公司水电重点布局地区四川省水电消纳条件逐年改善，水电电价有望上 行，预计公司 22-24 年水电业务收入增速为 10.0%/5.0%/5.0%；

假设 3：考虑到公司十四五新能源规划目标大幅上调，且明确给出了 2022 年风光装机 指 引 ， 预 计 公 司 22-24 年 风 光 业 务 收 入 增 速 为 60.0%/30.0%/30.0% ， 毛 利 率 为 43.0%/42.0%/41.0%；

假设 4：考虑到 22 年整体煤价仍维持较高区间，预计公司 22-24 年煤炭业务收入增速 为 50.0%/10.0%/10.0%，毛利率为 65.0%/50.0%/50.0%。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。
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精选报告来源：【未来智库】。
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