2024年國電電力研究報告：火水風光協同發展的綜合性平臺_業績穩健去周期化1.背靠國家能源集團火水風光綜合性平臺國家能源集團旗下常規能源發電業務整合平臺，準煤電一體化+大渡河水電+新能源協同發展。公司為國家能源集團旗下綜合性電力平臺（持股50.68%），控股裝機體量在上市公司中位居全國第二，僅次于華能國際。大股東國家能源集團2017年由原神華集團（全球最大煤炭企業）與原國電集團重組而成，重組時明確公司為集團常規能源發電業務整合平臺。2019年1月，國家能源集團被納入首批10家國資委“創建世界一流示范企業”央企。截至2023年底，公司控股裝機10564萬千瓦，其中火電、水電、風電、光伏分別為7279、1495、929、860萬千瓦。2023年底權益總裝機5877萬千瓦，其中火電、水電、風電、光伏分別為3255、1160、799、663萬千瓦。雙碳背景下，公司提出打造集團公司“常規電力能源轉型排頭兵，新能源發展主力軍，世界一流企業建設引領者”的戰略定位，規劃十四五新增新能源裝機35GW。分版塊來看：準煤電一體化模式大幅提高煤電業績的穩定性。公司火電資產分為兩部分，一部分為公司原有資產，另一部分為與中國神華共同成立的北京國電（2019年初重組完成，公司持股持股57.47%，中國神華持股42.53%，但是北京國電旗下電站亦有少數股東，使得實際權益比例較低）。北京國電是公司煤電資產盈利能力最強的部分，得益于“準煤電一體化”經營模式，北京國電抵御煤價波動的能力顯著高于同業。按權益裝機口徑計算，公司為我國第五大水電上市公司。公司水電資產主要為大渡河水電公司，截至2023年底，公司擁有控股在運水電裝機1495萬千瓦，權益裝機口徑僅次于長江電力、華能水電、國投電力和川投能源。公司水電資產主要分布在四川、新疆等地，其中國能大渡河（持股80%）擁有控股裝機1174萬千瓦，占水電總裝機79%。穩步發展新能源，業績貢獻持續提升。在確定集團新能源發展主力軍后，公司新能源裝機迅速提升，2020-2023年控股裝機新增1135萬千瓦，極大增強公司資產穩定性。復盤公司2018-2023年業績，火電資產仍占主導地位，但是新能源與水電凈利潤絕對值持續提升，2023年合計47億元，占比39%。2023年火電資產度電凈利潤已修復至2.5分/kwh左右，2023年業績受察哈素煤礦停產以及來水偏枯影響。2.水電：大渡河價值亟待重估量價齊升成為催化劑從權益裝機口徑來看，公司實際上是我國第五大水電上市公司，擁有大渡河流域2/3開發權，同時也是我國少有的裝機尚有增長的水電公司，我們認為當前股價中并未完全體現水電的高估值。截至2023年底，公司擁有控股在運水電裝機1495萬千瓦，權益裝機口徑僅次于長江電力、華能水電、國投電力和川投能源。公司水電資產主要分布在四川、新疆等地，其中國能大渡河（持股80%）擁有控股裝機1174萬千瓦，占公司水電總裝機79%。根據國家能源之聲，大渡河流域為我國“十三大水電基地”之一，位居第五，規劃建設28級水電站，其中國能大渡河享有大渡河干流17個梯級，總裝機容量約1800萬千瓦，約占大渡河流域總裝機2/3。國內屈指可數的尚有裝機增量的水電公司，流域核心電站投產在即，提升流域調度能力。公司目前在建水電裝機395萬千瓦，為國內屈指可數的尚有裝機增量的水電公司。其中，國能大渡河在建352萬千瓦，預計將在2025-2026年集中投產；新疆開都河流域在建43萬千瓦，2023年開工。值得注意的是，在建機組中，雙江口水電站為大渡河流域龍頭水庫電站，裝機200萬千瓦，設計調節性庫容19.17億立方米，具備年調節能力（類似兩河口電站之于雅礱江水電，四川省內徑流式電站占比接近70%，年調節水電占比不足10%）。投產后預計增加下游電站合計22億千瓦時電量，其中枯水期增發66億千瓦時（豐水期減少44億千瓦時）。低電價、高棄水，加之并非獨立水電上市公司，大渡河公司過去關注度較低。長期以來，由于電源開發與產業落地存在周期性錯配，四川省內電量供過于求，十三五期間年均棄水達到百億千瓦時量級。在金沙江、雅礱江及大渡河幾大水電基地中，大渡河流域主要為川內消納，外送工程推進緩慢，是電力供過于求最嚴重的地區，電價、利用小時同時受到壓制，導致大渡河水電業績長期不佳，ROE水平低于龍頭水電。四川供需格局逆轉，大渡河電價有望復制華能水電走勢。近年來西南地區電力供需持續趨緊，本質上是資源稟賦的限制，西南地區電源結構高度依賴水電，發電量中水電占比80%，也是我國最主要的水電輸出大省。西南地區在“十二五”之前曾經極度缺電，電價保持較高水平，“十三五”前期電力過剩主要系小灣、糯扎渡、瀑布溝、錦官電源組等一系列世界級水電集中投產，疊加2015年推動電力市場化改革，電價出現大幅下降。棄水現象吸引大量高耗能產業遷入，但是隨著2020-2022年最后一輪水電投產高峰結束，未來新增水電規模極為有限。從潛在電源增量來看，西南地區非水資源稟賦較差，缺乏煤炭資源（制約煤電）、地質不穩定（制約核電），新能源除云南和川西高原有少許資源外，四川盆地是我國風力、光照資源均較差的區域，盆地無風、云霧繚繞，成語“蜀犬吠日”是一個形象的描述。川西高原水風光一體化基地具備較大潛力，但是目前仍處于開發前期，外送通道存在制約。西南地區電力供需已經進入中長期的緊缺周期，對水電基本面形成強有力支撐。目前云南省電價已經持續多年上漲，我們認為未來四川水電或重復云南水電電價走勢。此外，四川省2021年至今多次出現嚴重缺電情形，2023年以來雅礱江水電電價超預期。當前國能大渡河凈利潤水平20億元量級，我們預計2027年在來水改善、龍頭水庫電站增發效益雙重作用下，國能大渡河盈利能力擁有較大上浮空間。長期來看，我們分析市場對水電資產的絕對低協方差屬性并未充分認知，估值重估尚未結束。首先，水電公司營業收入的驅動力非常特殊，降雨與宏觀經濟絕對脫鉤；其次，從產品特性來看，水電是終端同質化商品中的少數低成本供給，決定了價格端的低風險；加之商業模式簡單，財務報表質量極高，聯合調度提高水資源利用效率，水電資產的特性就是“全方位的低協方差”。按照投資組合理論，低協方差資產有望持續重估，整個水電板塊具備長期配置價值。3.火電：煤電聯營資產優質容量電價估值重構集團多次資產整合支持，龍頭火電機組質量優質。截至2023年底，公司擁有控股火電裝機7279萬千瓦，幾乎全部為煤電資產。從資產來源分析，公司現有火電資產主要分為三部分：1）2019年與中國神華重組資產，占據整體超70%裝機，具備煤電聯營屬性；2）2021年集團注入山東等省份優質火電資產，占據整體約20%裝機；3）近年新增坑口機組。此外，我們從機組參數、區位電力供需以及煤炭保障三個維度分析公司煤電資產質量。1）機組參數：高參數大機組占比行業領先。機組參數決定其煤耗水平，通常機組功率越大，其供電煤耗越低。截至2023年底，公司煤電機組中60萬千瓦及以上占比達到70%，高于華能國際（55%）、華電國際（50%）。2）區域電力供需：機組集中在華東等電力緊張地區。公司煤電機組主要分布在華中地區、大型煤電基地和外送電通道，其中江蘇、安徽、浙江三地控股裝機占比達到47%。在建也以華東地區為主，我們分析華東電網在未來幾年或將延續供電緊張態勢，從利用小時數看，公司煤電機組2023年利用小時數為5163小時，遠高于華能國際（4388小時）。3）煤炭保障：煤電聯營+坑口電站，煤炭成本具備優勢。截至2023年底，國電電力與中國神華煤電聯營的電站占比超過70%，坑口電站占比約為10%，具備較強煤炭可獲得能力。此外，公司參控股三個煤礦，合計3100萬噸產能。公司4月發布公告，擬以67.39億元轉讓國電建投（察哈素煤礦）50%全部股權。根據公告，國電建投資產凈值47億元，對應股權23.5億元，交易溢價接近兩倍，預計貢獻一次性利潤40億元量級。容量電價改變煤電商業模式，對公司構成實質性利好。2023年11月國家能源局發布《關于建立煤電容量電價機制的通知》，宣告市場期盼已久的煤電容量電價機制正式落地。文件提出容量電價按照回收一定比例固定成本的方式確定，明確由下游用戶承擔。2024-2025年多數省份補償固定成本的30%（100元/千瓦·年），文件格外強調，2026年起回收固定成本的比例提升至不低于50%（150元/千瓦·年）。對于公司而言，按照100元/千瓦·年補償標準計算，約7000千瓦的火電裝機對應每年70億元容量電價，扣除增值稅、所得稅、少數股東損益后，測算對應歸母業績貢獻約為20億元。在新型電力系統建設背景下，我們分析容量電價的推出標志著煤電公司的商業模式開始轉變。按照當前各省主流煤電利用小時倒算，30%的容量成本補償相當于提升2.2-2.5分/千瓦時電量電價。雖然在當前補償力度下，電量電價仍然是決定煤電公司盈利的根本性因素，但是政策指引2026年后補償比例持續提升，有助于煤電業績穩定。4.新能源：精選項目多能互補高質量發展新能源業務穩步發展，利潤穩步提升。雙碳戰略提出后，國家能源集團于2021年1月提出十四五新增70-80GW新能源裝機目標，國電電力2022年4月提出“加快低碳化轉型”，十四五期間新增新能源裝機35GW，2021-2023年新能源裝機分