國電電力研究報告：煤電水風光龍頭再啟航

國電電力研究報告：煤電水風光龍頭再啟航1.常規(guī)能源資產優(yōu)質多能互補支撐新能源高規(guī)格目標1.1背靠國家能源集團十四五確立全新戰(zhàn)略定位再出發(fā)全國第二大電力上市平臺，可再生能源權益裝機占比超1/3。公司為國內第二大電力上市平臺，產業(yè)涉及火電、水電、風電、光電、煤炭、化工等領域，分布在全國24個省、市、自治區(qū)。公司以電力業(yè)務為主要收入來源，2021年公司營收1681.85億元，電力營收占比高達94%。截至2021年底，公司控股裝機9981萬千瓦，其中火電/水電/新能源分別為7739/1497/744萬千瓦；權益裝機4977萬千瓦，其中火電/水電/新能源分別為3288/1042/647萬千瓦，可再生能源權益裝機占比達到33.94%?！笆濉逼陂g集團處置不良資產輕裝上陣，奠定公司“十四五”全新發(fā)展基礎。2017年底，國電集團與神華集團重組合并落地后，公司加速處置不良資產。2018-2021年，公司關停多個火電機組并對長期虧損子公司進行破產清算，致使各類減值維持在30-60億元。2018年，公司關停寧夏英力特煤業(yè)與多個火電機組，致使減值提升至35.1億元，公司業(yè)績同比下滑38.4%至13.69億元。2019-2020年，集團優(yōu)質資產注入、燃料價格優(yōu)化以及來水量好轉等因素帶來的業(yè)績增量超過減值損失對業(yè)績的影響，公司凈利潤保持上升趨勢。在2021年極高煤價下，公司入爐標煤單價900.42元/噸，同比增長291.49元/噸，雖然公司具備煤電一體化優(yōu)勢，燃料成本較同行業(yè)更低，但仍虧損59億元；同期可再生能源盈利38億元，成為公司主要利潤來源；綜合火電機組減值與晶陽公司破產造成的共46億減值損失與20億資產處置損益影響，公司歸母凈利潤虧損18.45億元。國內最大的電力公司與全球最大的煤炭公司，控股股東背景優(yōu)勢突出。公司控股股東國家能源集團由國電集團與神華集團于2017年11月聯合重組，其中國電集團為“五大發(fā)電集團”之一，神華集團為國內最大的煤炭企業(yè)。重組后控股股東擁有煤炭、電力、運輸、化工等全產業(yè)鏈業(yè)務，產業(yè)分布在全國31個省區(qū)市以及美國、加拿大等10多個國家和地區(qū)，截至2020年，國家能源集團煤炭產量5.3億噸，電力總裝機量2.57億千瓦，其中火電總裝機量1.91億千瓦，為國內最大電力公司、全球規(guī)模最大的煤炭生產公司以及全球最大的火力發(fā)電公司，具備“煤電路港航”一體化產業(yè)協同優(yōu)勢。國家能源集團旗下常規(guī)能源發(fā)電業(yè)務整合平臺，享有優(yōu)先選擇權與優(yōu)先收購權。國家能源集團重組合并初期，明確將國電電力作為國家能源集團常規(guī)能源發(fā)電業(yè)務整合平臺，逐步將常規(guī)能源發(fā)電業(yè)務（不包括旗下其他上市公司資產）資產注入國電電力，并計劃于2022年前注入公司；給予公司在集團未來新增與存續(xù)項目的優(yōu)先選擇權與優(yōu)先購買權。2018年以來集團積極履行承諾，2019年公司與中國神華共同出資成立北京國電，公司持股57.47%，當年新增控股火電裝機3035萬千瓦；2021年集團注入山東公司等常規(guī)能源資產進入公司，其中火電裝機1506萬千瓦。雙碳戰(zhàn)略下集團新能源轉型加速，公司確立全新戰(zhàn)略定位加速清潔能源轉型。2021年年初，國家能源集團確立十四五期間新增7000-8000萬千瓦新能源裝機目標，并下發(fā)給各子公司完成。公司作為集團旗下核心電力上市平臺，緊隨集團發(fā)展戰(zhàn)略，于2021年提出打造集團公司“常規(guī)電力能源轉型排頭兵，新能源發(fā)展主力軍，世界一流企業(yè)建設引領者”戰(zhàn)略定位，并在2022年4月明確十四五期間新增新能源裝機3500萬千瓦、清潔能源裝機占比達到40%以上，經我們統計，截至2021年底，公司清潔能源以控股/權益口徑統計裝機分別為2241/1738萬千瓦，分別占比23.47%/34.92%。公司轉型目標宏大，進入全新的發(fā)展階段。1.2常規(guī)能源資產優(yōu)質新型電力系統下多能互補優(yōu)勢顯著新型電力系統轉型需要傳統能源支撐，公司水火裝機優(yōu)勢凸顯。2021年3月，總書記提出構建以新能源為主體的新型電力系統，明確將新能源作為未來電力系統的出力主體，由于新能源出力的間歇性和不穩(wěn)定性，需要多電源互相輔助協調。具體到火電與水電而言，火電具有調峰調頻功能，且政策規(guī)定火電靈活性改造可獲得新能源指標；抽水蓄能可參與調峰；火電與水電均可提高電網消納能力、增強出力穩(wěn)定性。公司過去為國家能源集團旗下核心常規(guī)能源平臺，擁有集團主要火電與水電資產，截至2021年，公司火電/水電控股裝機分別為7739/1497萬千瓦，為全國第二大火電平臺與第五大水電平臺。在新能源項目獲取與建設中擁有得天獨厚的稟賦。全國第二大火電上市平臺，資產優(yōu)質，背靠國家能源集團煤電一體化優(yōu)勢凸顯。公司為國內第二大火電上市平臺，火電控股裝機容量僅次于華能國際，截至2021年公司火電控股裝機7739萬千瓦，占公司控股裝機77.54%。公司控股火電機組主要為高參數低煤耗優(yōu)質機組，截至2021年底，60萬千瓦及以上裝機占比66.55%，煤電煤耗295.47克/千瓦時。此外，公司背靠國家能源集團，煤炭供給有保障；公司旗下最大火電子公司北京國電由國電電力與中國神華共同出資成立，與中國神華業(yè)務聯系緊密，部分機組配套煤礦。在2021-2022年煤價高位運作行情下，煤炭量價保障使得公司火電經營穩(wěn)定性遠高于其他火電公司。十四五計劃1930萬千瓦火電機組完成“三改”任務，增強新能源項目獲取能力。公司計劃十四五期間完成1930萬千瓦煤電機組“三改”，分別為供電煤耗降低4.38克/千瓦時、供熱量增加4300萬吉焦以及機組調峰能力增加220萬千瓦。2021-2022年，內蒙古與新疆等多省份出臺煤電靈活性改造與新能源項目指標獲取掛鉤的文件，提升公司新能源項目指標獲取能力。水電盈利谷底已過，業(yè)績加速修復確定性強。國能大渡河作為公司水電資產的主要運營主體，控股裝機容量達1174萬千瓦。國能大渡河公司擁有全國第五大水電基地——大渡河水電基地約2/3的開發(fā)權，十四五期間將迎來大渡河流域新一輪投產高峰期，到2026年公司大渡河全流域裝機量有望達到1518萬千瓦，較2021年末增長30.19%?！笆奈濉遍_門紅，新能源已成公司核心板塊，傳統能源支撐下新能源項目落地有望快速提升。截至2021年底，公司風電/光伏權益裝機分別為618/29萬千瓦，凈利潤超13億元，在火電大額虧損下可再生能源成為公司主要利潤來源。截至2021年底，公司已完成核準或備案的風電裝機47萬千瓦，光伏發(fā)電裝機609.19萬千瓦；完成7個新能源項目并購，共計94.11萬千瓦，包括并購正泰新能源51.21萬千瓦分布式光伏項目?！笆奈濉逼陂g公司有望憑借自身水火裝機獲取更多新能源項目，2020-2021年公司新增新能源簽約規(guī)模超25GW，隨新能源新項目投產，新能源業(yè)務將為公司業(yè)績提升貢獻主要力量，并加速公司清潔化轉型。2.火電：資產優(yōu)質減值顧慮消減煤電聯營優(yōu)勢凸顯2.1國內第二大火電上市平臺機組結構持續(xù)優(yōu)化國內第二大火電上市平臺，火電資產優(yōu)質。截至2021年底，公司火電控股裝機7739萬千瓦，為國內第二大火電上市平臺，裝機規(guī)模僅次于華能國際，機組主要分布在東部沿海地區(qū)、大型煤電基地和外送電通道，其中江蘇、安徽、浙江地區(qū)控股裝機容量比例達到43.96%。公司火電資產優(yōu)質，截至2021年底，公司火電機組中60萬千瓦及以上占比達到66.55%，在幾大發(fā)電集團中較為領先。2017-2021年公司火電利用小時數均高于全國火電平均利用小時數。集團資產注入支持下，公司火電煤電一體化與地域優(yōu)勢提升。國電集團與神華集團重組后，為突出國電電力常規(guī)能源發(fā)電的主業(yè)，減少國電電力與新組建的國家能源集團的同業(yè)競爭，并積極落實對于公司的常規(guī)能源資產注入承諾，2017-2021年集團對公司共完成兩次重大資產重組：1）與中國神華合資成立北京國電，加強與神華的合作關系，增強煤電一體化優(yōu)勢。2019年1月，公司與中國神華共同出資成立北京國電（公司持股57.47%，中國神華持股42.53%），中國神華將其下屬與公司火電資產位于業(yè)務重合區(qū)域（包括山西、內蒙古、遼寧、江蘇、浙江、安徽、寧夏、新疆等區(qū)域）的火電資產注入合資公司。2）與集團公司置換資產，擴大公司火電覆蓋區(qū)域，優(yōu)質資產增厚公司利潤。2021年8月，公司與集團公司置換資產，置出河北銀行19%和英力特集團51%的股權，置入山東、江西、福建、廣東、海南、湖南等地火電、水電資產，置入置出資產交易差額123.63億元，公司將以現金方式支付給國家能源集團。2.2資產質量持續(xù)優(yōu)化減值負擔消減集團重組后業(yè)務改革卓有成效，公司減值陣痛或將減弱。自2017年國電集團和神華集團合并重組工作實施以來，國家能源集團全面推進重組整合業(yè)務改革，導致“十三五”

期間公司關停落后產能、處置經營不良資產，減值損失嚴重。2021年，國家能源集團發(fā)布高規(guī)格新能源轉型規(guī)劃，整體而言，我們認為集團重組整合業(yè)務改革基本完成，后續(xù)或將不再存在高額度減值項目。復盤公司2017-2021年重大減值事件，我們發(fā)現影響公司減值的情況主要分為兩類：1）火電機組關停與技術改造：根據國家政策要求、省發(fā)改委政策要求以及環(huán)保督查要求淘汰不達標機組，如不達標的30萬千瓦以下的火電機組；機組技術改造計提減值；

2）子公司破產：煤礦、多晶硅等子公司因長期虧損、環(huán)保要求等導致的破產。下面我們將從以上兩方面梳理公司未來發(fā)生重大減值的可能性：1）機組結構持續(xù)優(yōu)化，無低參數機組關停擔憂，仍存技術改造減值隱患公司在役低參數機組不足1%，主要火電企業(yè)排放均達標。2022年2月，國家能源局印發(fā)《關于穩(wěn)妥有序做好“十四五”煤電行業(yè)淘汰落后產能有關工作的通知》，各省積極響應，其中河北省發(fā)改委提出明確高規(guī)定，要求淘汰30萬千瓦以下且改造后單位供電煤耗仍達不到全省平均水平的機組。截至2021年底，公司在運30萬千瓦以下燃煤機組共2臺15萬千瓦，占公司火電控股裝機0.39%。根據公司歷史減值數據，2*15萬千瓦關停產生的減值損失不超過2億元。同時，公司積極實施燃煤機組改造，計劃“十四五”期間完成1930萬千瓦煤電機組

“三改”，供電煤耗降低4.38克/千瓦時，供熱量增加4300萬吉焦，機組調峰能力增加220萬千瓦，2021年底，公司主要火電企業(yè)污染物排放均達標。2）已破產企業(yè)無歷史包袱，現存煤礦資產優(yōu)質，減值幾率低已破產企業(yè)無歷史包袱，后續(xù)減值可能性較低。2017-2021年公司破產的四家公司中，英力特煤業(yè)、寧夏太陽能以及內蒙古晶陽能源已完成破產清算，公司不再承擔相應負債；云南宣威公司已完成破產清算，根據清算相關處置規(guī)定，公司于2021年2月購買宣威公司9號、10號機組及相關公用系統設備，協議作價8.06億元。其中，宣威公司9號、10號機組已完成超低排放改造，能夠保障云南電網電源支撐點、無功調節(jié)以及調峰運行安全。我們認為，公司已破產子公司無歷史包袱，后續(xù)再次減值可能性低。現存煤礦為智能化、綠色化優(yōu)質資產，關停拆除幾率低。公司現有煤礦資產共三處，分別為同忻煤礦、察哈素煤礦以及黃陵建莊煤礦，合計權益產能約1098萬噸。其中，同忻煤礦年產能1600萬噸，為山西最大煤礦，2020年被列為國家首批智能化示范建設煤礦，具備高安全系數與高開采效率，并被自然資源部納入全國綠色礦山名錄；察哈素煤礦位于國家大型煤炭基地—神東煤炭基地內的東勝煤田新街礦區(qū)，為公司2×660MW超超臨界空冷燃煤發(fā)電機組的配套建設。截至2021年，察哈素煤礦與黃陵建莊煤礦已完成煤炭開采的智能化、現場作業(yè)的自動化、固定設施的無人化的智能系統建設。我們認為，公司現存煤礦為智能化、綠色化優(yōu)質資產，關停拆除引起資產減值的概率低。2.3背靠國家能源集團煤電一體化優(yōu)勢凸顯業(yè)績亮眼公司背靠國內第一大煤炭企業(yè)國家能源集團，具備燃料供應及成本優(yōu)勢。自中國電力集團與神華集團合并重組以來，公司充分利用國家能源集團“煤電路港航”一體化產業(yè)協同優(yōu)勢，努力提升內部優(yōu)質長協煤炭資源比例及兌現率，2021年長協煤占比92%；同時公司火電燃料費用關聯交易占總燃料成本費用比例快速提升，2020-2021年超8成燃料為集團內部供應。公司單位燃料成本為五大發(fā)電集團最中最低，2021年較華能國際/大唐發(fā)電/華電國際單位燃料成本分別低0.033/0.058/0.090元/千瓦時，具備強有力的燃料成本優(yōu)勢。我們認為，隨著公司與集團在煤炭板塊的進一步合作，公司燃料供應有保障且火電業(yè)務盈利能力有望得到進一步增強。2021年極高煤價下火電虧損超50億元，北京國電單GW虧損優(yōu)于全國平均水平?！坝媱濍姟薄笆袌雒骸闭弑尘芭c2021年高需求作用下，我國煤價于2021年下半年進入歷史極值區(qū)間，煤電企業(yè)在保障電力供給的情形下虧損嚴重。2021年公司入爐標煤單價900.42元/噸，同比增長291.49元/噸。2021年北京國電虧損52.56億元，經測算控股裝機約57GW，則單GW凈利潤虧損約0.92億元，同期華能國際/華電國際/大唐發(fā)電的火電單GW營業(yè)利潤分別虧損1.04/1.46/1.45億元，而營業(yè)利潤相比凈利潤未扣除四費等科目，在此情形下，北京國電單GW虧損額仍低于華能國際、華電國際、大唐發(fā)電等國內主要火電平臺，足以證明北京國電在高煤價下極具煤電一體化優(yōu)勢。政策打開燃煤電價，公司火電核心區(qū)域電價頂格上浮。2021年10月，國家發(fā)改委印發(fā)《關于進一步深化燃煤發(fā)電上網電價市場化改革的通知》，將燃煤發(fā)電市場交易價格浮動范圍由現行的上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%，擴大為上下浮動原則上均不超過20%，高耗能企業(yè)市場交易電價不受上浮20%限制。江浙皖三地為公司火電核心發(fā)電區(qū)域，2021年火電控股機組裝機占比43.96%，發(fā)電量占比47.16%。政策發(fā)布之后各省積極落實，其中江蘇省2022年年度長協交易、浙江省2021年12月集中競價以及安徽省2021年11月電網代理購電掛牌交易成交電價均為頂格上浮。我們判斷，中短期內電力供給仍將維持緊張，三省電價有望保持頂格上浮。3.水電：供需改善+上游投產盈利能力逐步回升3.1大渡河公司：稀缺性水電基地棄水問題拖累業(yè)績表現公司手握稀缺優(yōu)質水電，子公司國能大渡河為水電資產主要運營主體。截至2021年底，公司擁有水電控股裝機容量1497萬千瓦，其中控股子公司國能大渡河（持股69%）擁有控股裝機容量1174萬千瓦，占比78.38%，為公司水電資產的主要運營主體，主要負責大渡河流域干流18個梯級電站的開發(fā)。根據《水電發(fā)展“十三五”規(guī)劃》，大渡河流域是全國第五大水電基地，涉及青海、四川兩省，干流河段全長1062公里（其中四川省境內長852公里）天然落差4175米，年徑流量470億立方米，全流域水電可開發(fā)規(guī)模約2628萬千瓦，約占四川省水電資源總量的23.6%。大渡河干流規(guī)劃建設29級水電站，完全投產后，年發(fā)電量可達到1127億千瓦時，國能大渡河享有29級水電站中的18個梯級，總裝機容量約1800萬千瓦，約占大渡河水電總裝機的2/3。存量機組：國能大渡河存量機組業(yè)績較A股其他水電龍頭存在差距。國能大渡河存量機組十三五期間盈利能力遠低于行業(yè)平均水平，從ROE角度，公司2016-2020年的ROE分別為6.52%、6.49%、6.56%、5.40%和8.74%，長期低于其他龍頭公司年ROE約11%的平均水平。從凈利率角度，公司2016-2020年凈利率分別為15.28%、15.34%、14.20%、12.10%和19.42%。除折舊成本外，水電機組的盈利能力主要受制于電價與利用小時。十三五期間國能大渡河售電電價（不含稅）略高于華能水電，但水電利用小時長期居于可比公司末位，導致公司盈利能力顯著低于國內其他大水電公司。我們認為，國能大渡河業(yè)績不佳的主要原因在于大渡河流域水電被定位于在四川省內消納，受送出工程制約，在四川供大于求的情況下，棄水問題長期拖累機組盈利水平。增量機組：十四五投產窗口期，352萬千瓦確定性水電增量。我國至今經歷2004年、2008年和2013年三個水電投產高峰后，可開發(fā)水電資源逐漸減少、剩余資源開發(fā)難度增加，十三五、十四五期間國家規(guī)劃水電裝機復合增速分別下降到3.5%、4.3%。但公司在大渡河上游和下游已有雙江口、金川、沙坪一級、枕頭壩二級等4個在建水電站，合計裝機容量352萬千瓦，前景相對明朗，預計2024年后，國能大渡河水電站有望陸續(xù)投產，到2026年公司大渡河全流域裝機量有望達到1518萬千瓦，較2021年末增長30.19%。預計將以龍頭水庫雙江口水電站投產為標志，迎來大渡河流域新一輪投產高峰期，公司水電長期成長性凸顯。國能大渡河作為國內唯一未分拆上市的大型水電基地，握有稀缺性增量水電資源。我們認為隨著四川省電力供需趨緊，大渡河水電消納問題有望改善；同時受益于龍頭水庫雙江口水電站投產，大渡河下游水電站將充分受益于梯級補償效益，有望實現量價齊升。我們將在二、三節(jié)將分別討論供需格局變化和雙江口水電站投產的業(yè)績改善邏輯。3.2.四川省電力供需趨緊存量機組盈利有望持續(xù)修復四川電力裝機以水電為主，比例達77%。從裝機結構上看，截至2021年末，四川全省電力裝機容量11435萬千瓦，其中水電裝機容量8887萬千瓦，占比達77.7%；火電裝機容量1825萬千瓦，占比16.0%。從發(fā)電量上看，2021年全省上網電量4283億千瓦時，而省內全社會用電量3275億千瓦時（含外購電量），全口徑外送電量1368億千瓦時，占比達32%。以水電為核心，高外送比例的電力供給格局決定了分析四川省電力供需必須同時著眼于省內和省外的供求狀況。外送端：“八直八交”新格局開啟，外送電量翻倍增長。截至2021年底，四川省6條特高壓直流通道分別為：向家壩-上海，錦屏-蘇南，溪洛渡左岸-浙江金華，雅中-江西±800kv直流、±500千伏德陽-寶雞直流和烏東德-廣東廣西特高壓多端柔性直流示范工程，與500千伏川渝聯網和川藏聯網輸電線路形成“六直八交”的輸電格局，最大外送能力超過3800萬千瓦，2021年外送電量1368億千瓦時。2022年3月，白鶴灘-浙江±800千伏特高壓直流輸電工程湖州市吳興區(qū)境內率先貫通；同年4月，白鶴灘-江蘇±800千伏特高壓直流輸電線路進入驗收階段。四川省十四五期間“八交八直”的輸電格局開啟，預計2025年四川省外送電量將達到2634億千瓦時。但值得注意的是，擁有專屬配套輸電線路的外送電源，在規(guī)劃初期即納入落地端省份中長期電源規(guī)劃，因此可以視為落地端省份電源，難以對四川省省內電量供給形成支撐。省內用電端：“十四五”經濟發(fā)展目標帶來較高的用電需求增長。2021年四川省全社會用電量3275億千瓦時，同比增長14%，2016-2021年四川省全社會用電量復合增速達9.28%。在省內消納的裝機量沒有顯著增長的格局下，用電量增長導致水電消納情況好轉。根據四川電力交易中心，2021年四川全網累計裝機棄水量97.44億千瓦時，同比下降22.66%。2021年四川省政府工作報告提出十四五期間四川省年GDP目標增速6%，2021年四川GDP同比增速8.2%，全社會用電量同比增速14.3%。而根據現有研究結論，電力需求與GDP增速存在長期協整關系，需求彈性約為0.81。我們根據《四川省

“十四五”能源發(fā)展規(guī)劃》，假設“十四五”期間四川省全社會用電量年增速約為5.25%。以此推算到2025年四川省全社會用電需求約為3700億千瓦時，用電需求快速增長。發(fā)電端：“十四五”期間新投產水電主要滿足外送需求，其他電源暫時難擔大任。一方面，四川省內消納的在建水電工程多在2025年后集中投產，火電雖是四川省第二大電源但整體規(guī)模較小且主要用于調峰；另一方面，全省新能源裝機規(guī)模僅為722萬千瓦（風電527萬千瓦，光伏195萬千瓦），雖然四川省“十四五”規(guī)劃提出要在2025年之前建成1000萬千瓦風電和1000萬千瓦光伏的目標，但是新能源發(fā)電的穩(wěn)定性和經濟性問題制約了這部分電源滿足用電需求的能力?！笆奈濉逼陂g四川省水電消納情況有望進一步改善。根據以上分析，我們對四川省進行供需平衡的測算。由于清潔能源消納在火電之前，當清潔能源發(fā)電無法滿足用電需求時，火電廠便會開工發(fā)電，因此火電利用小時數的提高往往意味著整體電力供需格局趨緊，側面說明水電消納格局改善。我們測算供需平衡的核心邏輯就是根據未來四川省外送電量和用電量規(guī)模倒推供需平衡狀態(tài)下的發(fā)電量，同時在給定除了火電以外的其他電源的發(fā)電能力的情況下，倒推為了使得四川省電力供需達到均衡需要的火電發(fā)電量，進而倒推火電利用小時數變化。根據《四川省“十四五”能源發(fā)展規(guī)劃》，我們假設“十四五”末四川省水電裝機容量10500萬千瓦，火電裝機2300萬千瓦(含煤電、氣電、生物質發(fā)電等)，風電發(fā)電裝機1000萬千瓦，光伏發(fā)電裝機1200萬千瓦。水電平均利用小時4600小時、風電平均利用小時2600小時、光伏平均利用小時1600小時，則火電平均利用小時需達到6601小時才能夠滿足省內用電量和外送電量的快速增長。但值得注意的是，四川省2010年以來最高火電平均利用小時僅4541小時，火電需保持極高的利用小時數才能勉強平衡，四川省十四五期間存在確定性用電缺口。電力供需緊平衡情況下，市場化交易電價有望提高。隨著電力消納形勢好轉，四川省水電上網電價在2018-2020年經歷了下跌之后，2022年同比大幅回升。根據2022年四川省市場年度交易結果，2022年四川水電交易均價0.224元/千瓦時，較2021年上漲0.02元/千瓦時，同比上漲10.16%。其中，2022年1-2月四川省火電累計利用小時997小時，同比增加13.55%。綜上，我們認為2022年市場化電價上行主要因四川省內供需格局趨緊帶來的電力消納格局系統性好轉。根據四川電力交易中心，四川省2021年參與市場化交易電量占省內用電量的30%，我們假設平水期電價0.25元/千瓦時且2022年全年水電市場化交易電價漲幅與水電年度交易均價漲幅一致（+10.16%），則國能大渡河公司整體的電價水平增幅有望達到3.18%。按國能大渡河2021年平均電價0.266元/千瓦時計算，公司整體電價水平有望達到0.274元/千瓦時。3.3枯豐比失衡加劇供需矛盾調節(jié)性水電站助力量價齊升在整體電力供需偏向緊平衡的格局下，水電豐枯比失衡放大了供需矛盾。四川省水電裝機中將近80%都是徑流式水電站，不具備調節(jié)能力。較差的調節(jié)能力導致四川省電力年內供給差異明顯，從過去六年平均發(fā)電量來看，四川省豐水期（6-10月）發(fā)電量比例達47%；平水期（5月、11月）發(fā)電量比例為19%；枯水期（12-4月）發(fā)電量比例為34%，枯豐比為0.73。然而從用電需求結構來看，四川省全社會用電量的枯豐期比例約為0.87，發(fā)電量和用電量的時間錯配加劇了電力供需矛盾。在用電需求不斷增長的環(huán)境下，枯豐期發(fā)電量差距導致枯水期省內發(fā)電量無法滿足用電需求，四川省枯水期外購電量規(guī)模逐年攀升。2021年，四川省省間外購電量達123.68億千瓦時，同比增長103.15%，供需矛盾進一步凸顯。改善水電枯豐結構，增加枯水期發(fā)電量，對于緩解四川省電力供需具有重要價值。調節(jié)性水電站平滑季節(jié)波動，雙江口建成后梯級補償效益顯著。通過在流域中建設多個水電站，使得各個水庫之間聯合調度，能夠有效平滑水電發(fā)電量的季節(jié)波動，改善豐枯比例。當預報水庫來水大于電站所有機組過流能力時，可以通過上游水庫提前攔蓄部分水量，待下游水庫來水減小后，上游水庫再逐步釋放攔蓄水量，盡量讓來水都通過機組過流，從而提高梯級電站的發(fā)電效益。雙江口水電站正常蓄水位2500m，總庫容28.97億立方米，調節(jié)庫容高達19.17億立方米，具有年調節(jié)能力，可以在每年汛后進行蓄水，并延遲汛前水位消落時間，從而提高下游水電站水頭，為下游水電站帶來豐厚的枯水期電量增發(fā)效應。電量：雙江口水電站增發(fā)效應有望超100億千瓦時。根據國能大渡河流域水電開發(fā)有限公司測算，雙江口水庫投運后，與金剛川電站聯合調度可以實現全年增發(fā)效應達35億千瓦時。雙江口水庫調節(jié)可使壩址處設計枯水年枯水期平均流量由123.9

立方米/秒提高到269.8立方米/秒，可使雙江口以下大渡河金川至銅街子等22個梯級電站枯水期發(fā)電量增加67億千瓦時，增幅達34.8%。此外，雙江口還同時增加長江三峽、葛洲壩電站發(fā)電量1.98億千瓦時，累計發(fā)電效益超過100億千瓦時，充分體現梯級補償效益。電價：供需趨緊疊加枯水期增發(fā)，平均上網電價有望進一步提升。大渡河流域水電被定位于在四川省內消納，省內電量在各個水電站單獨核定上網電價的基礎上，部分參加市場化交易。一方面，在四川省確定性用電缺口的背景下，受市場化交易電價提升的影響，存量機組上網電價有望提升；另一方面，雙江口水電投產后能夠改善發(fā)電量的枯豐比例，枯水期增發(fā)電量將直接提升大渡河流域的年度平均上網電價水平。雙江口水電站投產后，公司上網電價水平有望提高2.49%。根據我們測算，雙江口投產后，國能大渡河公司存量電源枯水期發(fā)電量比例有望提高6.72%，達到36.42%。在四川省枯豐電價制度下，枯水期可以享受較高的上網電價水平，因此改善枯豐結構對發(fā)電企業(yè)盈利具有重大利好。根據《關于調整四川電網豐枯峰谷電價政策有關事項的通知》，四川水電上網電價在豐水期下調24%，在枯水期上浮24.5%。2021年四川省參與市場化交易電量占省內用電量的30%，即便不考慮市場化電價上漲，僅考慮枯豐電價制度的情況下，按國能大渡河公司2021年平均電價0.266元/千瓦時計算，雙江口水電站投產有望使整體電價水平抬升至0.273元/千瓦時，電價上漲幅度達2.49%。基于此，即便不考慮增發(fā)電量，電價提高2.49%可以帶來2.25億元的凈利潤增長。4.新能源：常規(guī)能源多能互補支撐十四五高規(guī)格目標4.1傳統能源仍是新能源發(fā)展的重要支撐我國雙碳轉型仍處于起步階段，傳統能源依然是保證電力供應和電力系統安全的核心。新能源出力具有難預測、不穩(wěn)定、不受控等缺點，無法根據實際需要隨時隨地提供或改變供應量，導致新能源存在三個明顯的問題：（1）在需要頂峰供電時新能源無法提供足夠的電力；（2）新能源利用小時數遠低于傳統能源；（3）新能源出力不穩(wěn)定造成對系統調節(jié)能力提高。新能源裝機比例不斷上升導致上述缺點加速放大，電力系統安全性面臨挑戰(zhàn)。通?？梢杂腥缦路绞浇鉀Q上述問題：（1）增加或利用煤電、水電等傳統能源的靈活性；（2）新建抽水蓄能、燃氣發(fā)電、新型儲能等靈活性電源；（3）在系統調節(jié)緊張時段煤電停機或棄水、棄風、棄光；（4）發(fā)揮需求側響應能力，削減負荷。煤電依然是最重要的調峰電源，現階段成本仍然具有優(yōu)勢。我國抽水蓄能、燃氣發(fā)電等靈活性電源比例相比于發(fā)達國家明顯偏低，盡管存在一定缺陷，但煤電依然是我國最重要的調峰電源。根據中電聯數據，目前我國在運煤電機組一般最小出力為50%-60%，冬季供熱期僅能低至75%-85%，煤電的調峰能力十分有限，通過靈活性改造，最小技術出力可低至30%-35%額定容量，部分機組可以低至20%-25%，熱電聯產機組最小技術出力達到40%-50%額定容量。而目前煤電靈活性改造成本約500-1500元/kW，與抽水蓄能6000元/kW和新型儲能2000元/kW的成本相比有明顯優(yōu)勢，考慮到煤電利用小時數更高，實際度電成本優(yōu)勢更加突出。水電調峰功能占比有望迅速增加，助力解決新型電力系統消納問題。由于啟停迅速、調峰過程無額外能量損失和零碳能源的特征，水電的靈活性與調峰能力有望進一步發(fā)揮，成為整個電力系統的穩(wěn)定器。擁有水庫的水電具有天然的調節(jié)能力，通過在新能源出力較大時刻蓄水減少發(fā)電量，新能源出力較小時放水增大發(fā)電量，可以有效調節(jié)新能源波動。水電爬坡能力強，調節(jié)效率更高，調節(jié)的容量更大，時間也更長，是非常優(yōu)秀的調節(jié)電源。但水電調節(jié)能力受來水、庫容、航運、水利等因素限制，參與調節(jié)也有一定的缺陷。水電靈活性價值將在電力體制改革中逐漸顯現，但現階段可以通過水風光多能互補方式提前體現。且水電搭配新能源無需對水電站做額外的升級改造，成本方面也擁有巨大優(yōu)勢。煤電調節(jié)能力地位得到發(fā)改委確認，搭配新能源享受優(yōu)先并網權限。2021年8月國家發(fā)改委發(fā)布《關于鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買調峰能力增加并網規(guī)模的通知》，文中明確將開展靈活性改造的煤電納入調峰能力范疇，且超過電網企業(yè)保障性并網以外的規(guī)模初期按照功率15%的掛鉤比例（時長4小時以上）配建調峰能力，按照20%以上掛鉤比例進行配建的優(yōu)先并網。多能互補基地納入全國“十四五”規(guī)劃，國能大渡河充分受益。2021年3月兩會通過的“十四五”規(guī)劃綱要中，明確提及“建設一批多能互補的清潔能源基地”。同月，國家發(fā)改委、能源局同月發(fā)布的《關于推進電力源網荷儲一體化和多能互補發(fā)展的指導意見》中也著重提及“論證優(yōu)先利用水電調節(jié)性能消納近區(qū)風光電力、增加儲能設施的必要性和可行性，鼓勵通過龍頭電站建設優(yōu)化出力特性，實現就近打捆”。2021年6月，大渡河公司與四川省阿壩州政府簽署了“千萬千瓦綜合能源試點基地”合作備忘錄，共同打造大渡河上游國家級千萬千瓦“水風光一體化綜合能源試點基地”。我們認為，水風光大基地的建設既能夠充分發(fā)揮水電靈活性，減少調峰棄水，又能夠增加枯水期發(fā)電量，進一步實現量價齊升。4.2十四五全新戰(zhàn)略目標傳統能源支撐下項目獲取能力優(yōu)異集團新能源轉型目標明確，旗下核心新能源平臺責無旁貸。截至2020年底，國家能源集團總裝機2.57億千瓦，其中可再生能源占比18.56%。2021年年初，國家能源集團在國家雙碳戰(zhàn)略下明確“十四五”時期新增新能源裝機7000-8000萬千瓦目標，并由各子公司完成。公司與龍源電力、國華投資共同作為集團旗下新能源發(fā)展的三駕馬車，必將擔起集團新能源裝機目標大任。2021年4月，公司在年報明確提出“加快低碳化轉型”

戰(zhàn)略目標，“十四五”期間新增新能源裝機3500萬千瓦，清潔能源裝機占比達到40%以上。裝機目標遠超前期規(guī)劃的1500萬千瓦，彰顯公司新能源轉型的決心與信心。公司常規(guī)能源遍布全國，為新能源項目獲取提供便利。公司常規(guī)能源遍布國內20余個省份，為當地新能源項目獲取提供便利。水電方面，公司大渡河流域龍頭水庫雙江口水電站于“十四五”投產后將顯著增加流域調節(jié)能力；同時水電有助于獲取抽水蓄能項目資源，目前公司已在安徽、廣西、江西獲得3個抽水蓄能電站共360萬千瓦開發(fā)權?；痣姺矫?，國家能源局明確要求大型風光基地項目配套煤電靈活性改造，公司火電資產在內蒙古、寧夏、浙江、云南等區(qū)域重點布置，公司積極實施“火電+新能源+調峰”戰(zhàn)略獲取基地項目資源。我們認為，新型電力系統下需要建設多能互補能源結構，在政策支持與實際應用中，公司常規(guī)能源都將為新能源項目資源獲取提供有力競爭力。公司堅持基地式、場站式、分布式項目全面推進，資源獲取能力優(yōu)異。2021年，公司成立新能源基地專班，全力謀劃新能源基地開發(fā)和送出線路配套項目建設，成功取得神府至河北南網140萬千瓦、蒙西至天津南60萬千瓦、青海海西烏蘭300萬千瓦新能源建設指標；持續(xù)推進“場站式”項目開發(fā)，發(fā)揮區(qū)位優(yōu)勢和資源優(yōu)勢，發(fā)揮調峰和儲能優(yōu)勢，布局搶占項目資源，取得21個場站式項目競爭性配置指標；在縣域分布式光伏方面推進7個縣（市、區(qū)）列入國家首批試點清單。4.3常規(guī)能源提供足額現金流

新能源項目建設有力保障公司常規(guī)能源充裕的現金流將為新能源轉型提供有力保障。公司大容量火電與水電資產提供充?，F金流，為公司“十四五”高規(guī)格新能源裝機目標提供現金支持。從業(yè)績來看，公司火電板塊2021年凈利潤虧損59億元，計提資產減值損失12億元，折舊成本113億元；水電板塊2021年凈利潤25億元，其他折舊56億元。極高折舊給予公司火電板塊足夠厚的現金流安全墊，在當前煤價維持高位的背景下，我們預測即便是在最保守的假設下，即“十四五”期間公司火電資產會計利潤為零，公司內生現金流仍能支撐公司3500萬千瓦新能源新增裝機所需資本金，公司對股權融資的依賴程度較低，構成