國電電力研究報告：盈利良好新能源規(guī)劃上調(diào)加速轉(zhuǎn)型

國電電力研究報告：盈利良好，新能源規(guī)劃上調(diào)加速轉(zhuǎn)型國家能源集團(tuán)旗下常規(guī)能源整合平臺，經(jīng)營整體較為穩(wěn)定國電電力系國家能源集團(tuán)旗下的核心電力上市公司和常規(guī)能源發(fā)電業(yè)務(wù)的整合平臺，產(chǎn)業(yè)涉及火電、水電、風(fēng)電、光伏、煤炭等領(lǐng)域，分布在全國28個省、市、自治區(qū)，為全國最大電力上市公司之一。截至2021年底，公司控股裝機(jī)容量達(dá)到9980.85萬千瓦。2017-2021年公司裝機(jī)及業(yè)績增長主要受集團(tuán)常規(guī)能源資產(chǎn)整合影響，總體經(jīng)營較為穩(wěn)定。隸屬國家能源集團(tuán)，我國裝機(jī)規(guī)模最大的電力上市公司之一公司控股股東為國家能源集團(tuán)，最終控制方為國資委。公司于1992年經(jīng)遼寧省經(jīng)濟(jì)體制改革委員會批準(zhǔn)正式成立，1997年3月18日在上海證券交易所掛牌上市，2002年末并入國電集團(tuán)（國電集團(tuán)2017年與神華集團(tuán)合并重組為國家能源集團(tuán)）。國家能源集團(tuán)合計持有公司50.78%股份。國能大渡河流域水電開發(fā)有限公司、國電建投內(nèi)蒙古能源有限公司及北京國電電力有限公司系公司的重要控股子公司；陜西煤業(yè)集團(tuán)黃陵建莊礦業(yè)有限公司、晉能控股煤業(yè)集團(tuán)同忻煤礦山西有限公司系公司重要的參股聯(lián)營企業(yè)，2021年分別貢獻(xiàn)公司投資收益總額的27.28%、20.28%。公司系國家能源集團(tuán)旗下裝機(jī)容量最大的電力上市公司。截至2021年底，公司控股裝機(jī)容量9980.85萬千瓦，在A股電力上市公司中，其控股裝機(jī)規(guī)模僅次于華能國際的11869.5萬千瓦。公司資產(chǎn)遍布全國28個省、市、自治區(qū)，且裝機(jī)類型豐富，系集團(tuán)旗下全國型綜合電力運(yùn)營商。集團(tuán)旗下的中國神華的主營業(yè)務(wù)是煤炭、電力的生產(chǎn)和銷售，鐵路、港口和船舶運(yùn)輸，煤制烯烴等；龍源電力系國內(nèi)最早開發(fā)風(fēng)電的專業(yè)化公司，在全國擁有300多個風(fēng)電場；長源電力主營電力、熱力和新能源開發(fā)，但規(guī)模較小且所生產(chǎn)的電力全部輸入湖北電網(wǎng)，熱力主要供給當(dāng)?shù)仄笫聵I(yè)單位，屬于地方發(fā)電企業(yè)。公司系集團(tuán)旗下常規(guī)能源資產(chǎn)整合平臺。2017年，公司原控股股東中國國電和原神華集團(tuán)重組為國家能源集團(tuán)。2018年3月2日，國家能源集團(tuán)對國電電力做出避免同業(yè)競爭承諾，明確將國電電力作為國家能源集團(tuán)常規(guī)能源發(fā)電業(yè)務(wù)整合平臺（包括火電、水電），逐步將常規(guī)能源發(fā)電業(yè)務(wù)（除集團(tuán)其他控股公司資產(chǎn)及區(qū)域常規(guī)能源發(fā)電上市公司所在區(qū)域的相關(guān)資產(chǎn)）資產(chǎn)注入國電電力。除集團(tuán)兩次火電資產(chǎn)整合外，公司經(jīng)營業(yè)績較為穩(wěn)定公司2019年和2021年的較大裝機(jī)增長主要來自集團(tuán)兩次火電資產(chǎn)整合。2019年1月，公司與中國神華合資組建的北京國電電力有限公司全部標(biāo)的資產(chǎn)完成交割，公司合并范圍增加原屬于中國神華的17家火電企業(yè)，控股裝機(jī)容量增加3053萬千瓦。剔除資產(chǎn)整合影響，2019年公司實(shí)際新增火電裝機(jī)329.5萬千瓦。2021年，公司新增裝機(jī)主要系來源于集團(tuán)向公司置入山東、江西、福建、廣東、海南、湖南等地火電、水電等常規(guī)能源發(fā)電資產(chǎn)（火電1504.66萬千瓦、水電60.06萬千瓦）。新能源方面，公司主要裝機(jī)類型為風(fēng)電，但十三五期間發(fā)展較為平穩(wěn)，2016-2020年公司風(fēng)電裝機(jī)容量累計增長225萬千瓦

（CAGR9%），2021年公司新增風(fēng)電裝機(jī)74萬千瓦。公司光伏裝機(jī)較少且2017-2020年均為21萬千瓦，2021年新增16萬千瓦至37萬千瓦。公司各電源售電量主要跟隨裝機(jī)變化而變化。公司營收主要隨裝機(jī)增長而增長。2017-2021年，公司售電量市場化不斷深入，市場化電量占比由2018年的43.5%提升至2021的68.5%，1Q22，公司市場化比例高達(dá)94.1%。雖然2020年及以前年份，市場化電價一般較基準(zhǔn)電價有所折價，但2017-2020年，隨著公司市場化不斷深入，其平均上網(wǎng)電價仍較為穩(wěn)定。2021年市場化電價改革首次允許市場化電價較基準(zhǔn)電價上浮，促使公司該年度平均上網(wǎng)電價同比增長13.2%。公司最主要的收入來源系電力業(yè)務(wù)，2017-2021年電力業(yè)務(wù)收入平均占公司總收入的88.5%?？傮w而言，2017-2020年，公司營收增長主要系受裝機(jī)增長影響。2021年，裝機(jī)增長及全國用電需求增加帶來的售電量同比增加及平均上網(wǎng)電價同比增長推動公司營收同比大幅增長44.5%。2021年公司因高煤價產(chǎn)生虧損。2021年煤價高漲導(dǎo)致公司虧損。2017-2020年，資產(chǎn)減值為造成公司歸母凈利潤波動的主要原因之一。公司計提資產(chǎn)減值主要系由于火電機(jī)組經(jīng)營連續(xù)虧損或受政策影響而關(guān)停，例如：2021年，公司所屬國電電力發(fā)展股份有限公司邯鄲熱電廠、國能河北邯鄲熱電股份有限公司因?qū)嵤巴顺沁M(jìn)郊”計劃，機(jī)組擬關(guān)停，當(dāng)期分別計提減值2.9億元、5.6億元；公司所屬北京國電電力有限公司大同第二發(fā)電廠機(jī)組擬關(guān)停，當(dāng)期計提減值3.9億元。我們測算了還原資產(chǎn)減值的歸母凈利，發(fā)現(xiàn)除2018年外，該值基本穩(wěn)定在30億左右。2018年，公司計提資產(chǎn)減值35億元，為近五年之最，2017及2019-2021年，公司計提資產(chǎn)減值均值為16億元左右。我們認(rèn)為隨著公司過去陸續(xù)計提較大額度資產(chǎn)減值，資產(chǎn)質(zhì)量不斷優(yōu)化，未來計提大額資產(chǎn)減值可能性較小。資本支出增加帶來資產(chǎn)負(fù)債率增長，但財務(wù)費(fèi)用率呈現(xiàn)下滑態(tài)勢。由于近2-3年新能源發(fā)展規(guī)模不斷擴(kuò)大，公司2021年及2022E前期基建投資分別同比大幅增長83%/46%。我們分析公司2019年資產(chǎn)負(fù)債率同比下降6.8個百分點(diǎn)主要系由于資產(chǎn)整合帶來總資產(chǎn)增加規(guī)模遠(yuǎn)大于負(fù)債增長規(guī)模。2021年資產(chǎn)負(fù)債率同比增長主要系資本支出同比增長較多。雖然2017-2021年公司資產(chǎn)負(fù)債率存在波動，但財務(wù)費(fèi)用率基本呈現(xiàn)下滑趨勢，2021年財務(wù)費(fèi)用率僅4.7%，較2018年的最高點(diǎn)11.6%大幅下滑6.9個百分點(diǎn)。經(jīng)營火電現(xiàn)金流充沛，2021年因大額虧損而選擇不現(xiàn)金分紅。公司經(jīng)營活動現(xiàn)金凈流量較為充沛，2017-2021年均值為275億元，2021年經(jīng)營活動現(xiàn)金凈流量因火電虧損較大而同比下降34%。充沛的經(jīng)營活動現(xiàn)金凈流量將為后續(xù)新能源快速發(fā)展起到一定資金支撐作用。2018-2020年，公司股利分配比率雖波動較大，但每股股利絕對額維持在0.04-0.05元?；痣娰Y產(chǎn)布局不斷優(yōu)化，盈利能力增強(qiáng)截至2021年底，公司火電控股裝機(jī)容量7739.96萬千瓦。2020年，公司剝離了盈利能力較差的新疆火電資產(chǎn)；2021年，公司與控股股東國家能源集團(tuán)進(jìn)行資產(chǎn)置換，置入大量優(yōu)質(zhì)火電資產(chǎn)，填補(bǔ)公司于六省的常規(guī)能源發(fā)電空白，火電機(jī)組進(jìn)一步向東中部沿海地區(qū)集中。公司擁有控股煤礦產(chǎn)能1000萬噸，權(quán)益煤礦產(chǎn)能1098萬噸，背靠集團(tuán)煤礦產(chǎn)業(yè)，2021年燃煤成本中關(guān)聯(lián)交易占比83.97%，顯著高于其他可比公司，2017-2021年，公司入爐標(biāo)煤單價均低于可比公司，優(yōu)異的燃料成本控制使得公司火電盈利能力突出，1Q22公司已完成火電板塊扭虧為盈，完成火電板塊凈利潤11.14億元（扣除投資收益后仍有8.9億元），2022年5月國家發(fā)改委中長協(xié)煤價限價執(zhí)行后，公司火電盈利有望進(jìn)一步提升。全國第二大火電運(yùn)營商，火電資產(chǎn)分布廣泛公司火電機(jī)組分布廣泛，分布于全國十六個省、市、自治區(qū)。截至2021年底，公司火電控股裝機(jī)容量7739.96萬千瓦，系全國第二（僅次于華能國際

10436萬千瓦），其中60萬千瓦以上機(jī)組70臺，占火電裝機(jī)容量的比重為66.55%，100萬千瓦及以上機(jī)組19臺，占火電裝機(jī)容量的比重為24.55%。公司火電機(jī)組主要布局在東中部沿海地區(qū)、能源基地，市場競爭優(yōu)勢明顯。公司17.7%的火電機(jī)組位于經(jīng)濟(jì)活躍、用電需求大的江蘇省。剝離盈利較差火電資產(chǎn)，向用電大省及沿海地區(qū)集中為優(yōu)化公司電源結(jié)構(gòu)和資產(chǎn)布局、改善公司財務(wù)指標(biāo)，公司向集團(tuán)轉(zhuǎn)讓新疆火電資產(chǎn)。2020年12月30日，公司審議通過《關(guān)于向國家能源集團(tuán)新疆公司、國家能源集團(tuán)國源電力轉(zhuǎn)讓公司所屬七家煤電企業(yè)股權(quán)及資產(chǎn)的議案》：公司將所持有的徐礦哈密能源50%股權(quán)(參股)轉(zhuǎn)讓給國家能源集團(tuán)新疆公司；公司控股子公司北京國電電力將所持有的五彩灣100%股權(quán)、米東熱電廠全部資產(chǎn)和相關(guān)負(fù)債轉(zhuǎn)讓給國家能源集團(tuán)國源電力；公司控股子公司北京國電電力全資子公司新疆公司將所持有的紅雁池公司100%股權(quán)、克拉瑪依公司100%股權(quán)、庫車公司84.17%股權(quán)、哈密煤電50%股權(quán)轉(zhuǎn)讓給國家能源集團(tuán)新疆公司。轉(zhuǎn)讓總價為47.46億元，共計火電控股裝機(jī)容量596萬千瓦。根據(jù)2021年4月24日公司發(fā)布的2021年一季度發(fā)電量情況公告，截至2021年2月底，以上資產(chǎn)全部完成交割，公司在新疆地區(qū)無火電資產(chǎn)。公司本次置出的火電資產(chǎn)盈利能力普遍較差，除五彩灣公司外，其他置出資產(chǎn)2019年及9M20均處于虧損狀態(tài)。該批資產(chǎn)轉(zhuǎn)讓有利于公司整體火電資產(chǎn)質(zhì)量提升。公司與控股股東國家能源集團(tuán)進(jìn)行資產(chǎn)置換，置入大量優(yōu)質(zhì)火電資產(chǎn)。2021年8月6日，公司召開八屆二次董事會，審議通過《關(guān)于公司與國家能源集團(tuán)進(jìn)行資產(chǎn)置換的議案》：公司向集團(tuán)置出金融、化工等非發(fā)電主業(yè)資產(chǎn)（權(quán)益凈資產(chǎn)評估值76.78億元），進(jìn)一步將主營業(yè)務(wù)向發(fā)電集中；集團(tuán)向公司置入山東、江西、福建、廣東、海南、湖南等地火電、水電等常規(guī)能源發(fā)電資產(chǎn)（權(quán)益凈資產(chǎn)評估值200.41億元）。置入置出資產(chǎn)交易差額123.63億元，公司將以現(xiàn)金方式支付給集團(tuán)。根據(jù)2021年10月23日公司發(fā)布的2021年三季度發(fā)電量情況公告，置換的全部標(biāo)的資產(chǎn)已于2021年9月30日前完成交割，公司控股裝機(jī)容量凈增加1564.72萬千瓦（火電1504.66萬千瓦、水電60.06萬千瓦），填補(bǔ)了公司在上述六省的常規(guī)能源發(fā)電空白，提高公司電力市場的占有率，進(jìn)一步穩(wěn)固公司火電龍頭地位，同時有助于公司在該六省份獲取新能源資源。背靠集團(tuán)煤礦產(chǎn)業(yè)，火電盈利能力凸出公司擁有控股煤礦產(chǎn)能1000萬噸，權(quán)益煤礦產(chǎn)能1098萬噸。察哈素煤礦公司為公司控股子公司，即公司擁有控股煤礦產(chǎn)能1000萬噸/年。除煤礦收入占比超過電力收入占比的上市電力公司外，公司應(yīng)該是控股煤礦產(chǎn)能僅次于內(nèi)蒙華電（擴(kuò)產(chǎn)后可達(dá)1200萬噸/年）的電力上市公司。即使公司預(yù)計察哈素煤礦每年產(chǎn)出商品煤約950萬噸，僅260-300萬噸自用，大多數(shù)外銷。但我們認(rèn)為煤炭外銷價格與公司采購價格關(guān)聯(lián)性較大，擁有煤礦產(chǎn)能或等同于縮小煤炭需求缺口。國電電力燃料成本中關(guān)聯(lián)交易的比例顯著高于可比公司，煤炭中長協(xié)履約率具有優(yōu)勢。2021年，由高至低排序，國電電力、華能國際、華電國際、內(nèi)蒙華電、華潤電力的燃料成本中關(guān)聯(lián)交易的比例分別為83.97%、53.98%、17.85%、10.35%、1.16%。根據(jù)2022年2月24日國家發(fā)改委發(fā)布的《關(guān)于進(jìn)一步完善煤炭市場價格形成機(jī)制的通知》（發(fā)改價格〔2022〕303號），秦皇島港下水煤（5500千卡）中長期交易價格較合理區(qū)間為570～770元/噸（含稅），自2022年5月1日起實(shí)施。2022年初，由于煤炭現(xiàn)貨價格再次出現(xiàn)階段性上漲，各發(fā)電企業(yè)簽訂的煤炭中長協(xié)價格實(shí)際落在國家發(fā)改委規(guī)定價格區(qū)間內(nèi)的量較少。國家能源集團(tuán)及所屬單位的煤炭企業(yè)作為央企、國企，對國家發(fā)改委規(guī)定執(zhí)行力度理應(yīng)較強(qiáng)。公司煤炭采購與集團(tuán)關(guān)聯(lián)交易比重高，我們認(rèn)為其中長協(xié)煤價落在發(fā)改委合理價格區(qū)間的煤炭占比或更高，在燃料成本控制方面更有優(yōu)勢。公司入爐標(biāo)煤單價明顯低于其他可比公司，1Q22公司火電業(yè)務(wù)已扭虧為盈。2018-2021年，公司入爐標(biāo)煤單價較其他三家可比公司入爐標(biāo)煤單價均值平均低125元/噸。即使在煤價高漲的2021年，公司入爐標(biāo)煤單價同比增長64%至900元/噸，但仍較可比公司均值1058元/噸低15%。1Q22，公司入爐標(biāo)煤單價986元/噸，低于華能國際、華電國際的1261、1200元/噸。1Q22，公司完成火電板塊凈利潤11.14億元，剔除包含的1Q22投資收益2.3億元，火電凈利潤為8.9億元，對應(yīng)火電度電凈利潤為10元/兆瓦時。而華電國際、華能國際1Q22仍虧損4元/兆瓦時、30元/兆瓦時。大渡河棄水改善，水電板塊盈利有望穩(wěn)中向好截至2021年底，公司擁有控股水電裝機(jī)1497.24萬千瓦，分布于全國10個省份，其中78.4%的裝機(jī)集中于四川省（國能大渡河）；除國能大渡河352萬千瓦在建水電裝機(jī)外，公司還有新疆開都河霍爾古吐在建裝機(jī)42.65萬千瓦。雖然國能大渡河的盈利水平主要由于棄水問題較其他水電龍頭公司有一定差異，但2021年其棄水問題明顯改善，棄水率同比大幅下降15.6個百分點(diǎn)，公司整體水電利用率2021年已和全國水平基本持平。國能大渡河2021年已實(shí)現(xiàn)歸母凈利潤20億元，特高壓建設(shè)保障新增產(chǎn)能消納，水電市場化電價有望穩(wěn)步提升，我們預(yù)計公司水電板塊盈利有望穩(wěn)中向好。大渡河盈利能力較水電龍頭有差異，但在逐步改善公司水電資產(chǎn)主要集中在位于四川省的國能大渡河流域水電開發(fā)有限公司。截至2021年底，公司擁有控股水電裝機(jī)1497.24萬千瓦，水電裝機(jī)分布在遼寧、安徽、浙江、福建、新疆、青海、四川、江西、福建和湖南等10個省份，其中絕大部分水電裝機(jī)集中于四川省大渡河流域，2021年公司四川省水電發(fā)電量501.38億千瓦時，占公司整體水電發(fā)電量的85%。國能大渡河流域水電開發(fā)有限公司（國能大渡河）為公司主要水電公司，公司持有其69%股權(quán)。截至2021年底，國能大渡河在運(yùn)裝機(jī)1173.5萬千瓦，在建裝機(jī)352萬千瓦。根據(jù)川投能源（持有國能大渡河10%股權(quán)）2021年年報，國能大渡河公司擁有大渡河干流、支流及西藏帕隆藏布流域水電資源約3000萬千瓦，截至2021年底，投產(chǎn)水電裝機(jī)規(guī)模已達(dá)1173.54萬千瓦，2021年實(shí)現(xiàn)歸母凈利潤20億元。目前，國電大渡河在運(yùn)水電站主要包括成龔嘴水電站、銅街子水電站、瀑布溝水電站、深溪溝水電站、大崗山水電站、枕頭壩一級水電站、猴子巖水電站和沙坪二級電站。在建水電站為雙江口200萬千瓦、金川86萬千瓦，枕頭壩二級30萬千瓦、沙坪一級36萬千瓦，合計容量352萬千瓦，預(yù)計將于2024年末開始投產(chǎn)，2026年7月全部投產(chǎn)完成，全部投產(chǎn)完成后預(yù)計增加年均發(fā)電量約150億千瓦時

（不含增發(fā)電量）。雙江口作為大渡河流域龍頭年調(diào)節(jié)水庫，建成后有望為下游電站帶來增發(fā)電量60億度。與國內(nèi)龍頭水電公司相比，國能大渡河ROE處于偏低水平，但近兩年改善明顯。2017-2019年，國能大渡河平均ROE約為6.4%，不及長江電力、雅礱江水電（國投/川投）的一半。2020-2021年，雖然國能大渡河ROE水平仍低于長江電力、雅礱江水電（國投/川投），但均高于華能水電。且2020年國能大渡河ROE為8.7%，同比增長3.2個百分點(diǎn)，2021年也同比增長0.8個百分點(diǎn)至9.5%，盈利能力逐漸改善，與雅礱江水電的ROE差距逐步縮小。平均上網(wǎng)電價及利用小時系影響水電盈利能力的重要因素。對比可以看出，國能大渡河平均上網(wǎng)電價2017-2019年高于華能水電，低于雅礱江水電及長江電力。2020年-2021年，華能水電平均上網(wǎng)電價反超國電大渡河，且2021年電價差距較2020年進(jìn)一步拉大，主要系云南省市場化電價因電力供需關(guān)系緊張而明顯上漲。平均利用小時方面，2017-2021年，四家水電公司平均利用小時數(shù)均高于全國平均水平，而國能大渡河平均利用小時數(shù)較裝機(jī)同樣位于四川的雅礱江水電有一定差距，主要原因之一系國能大渡河棄水問題較為嚴(yán)重。2021年公司棄水問題改善明顯。2020年公司水能利用率91.3%，較全國水能利用率96.4%低5.1個百分點(diǎn)。但2021年，公司水能利用率同比增長6.5個百分點(diǎn)至97.8%，基本與全國平均水平97.9%持平。主要系由于公司2021年棄水率從2020年的26.3%同比大幅下降15.6個百分點(diǎn)至10.7%。為減少棄水，公司2021年汛期提前調(diào)整庫容，泄洪棄水同比減少105億立方米；同時合理安排檢修工期，檢修棄水同比減少7016.7萬立方米。由于公司水電發(fā)電量主要集中在國能大渡河，而大渡河水電電量消納主要系在四川省內(nèi)，我們認(rèn)為2021年公司棄水率下降或還與四川省2021年用電需求增加，電力供需偏緊有關(guān)。特高壓建設(shè)保障新增產(chǎn)能消納，水電市場化電價有望穩(wěn)步提升2018-2021年，四川省全社會用電保持較高增速，尤其2021年電力供需格局偏緊。2018-2021年，四川省全社會用電量年均同比增速達(dá)到10%，高于發(fā)電量年均同比增速7%，外輸電量和輸入電量基本保持穩(wěn)定。2021年10月11日，四川省發(fā)布《關(guān)于全省節(jié)約用電倡議書》，由于“今冬明春”（2021年冬天和2022年春天）電力供應(yīng)缺口較大，倡議全社會聯(lián)合行動，共同做好節(jié)約用電工作。說明四川省電力供需格局偏緊，存量及新增水電機(jī)組電力消納空間較大。特高壓通道系電力送出重要途徑，川渝特高壓建設(shè)有利于保障大渡河新增水電機(jī)組消納。據(jù)重慶市人民政府官網(wǎng)2021年3月26日登載的新華網(wǎng)消息顯示，隨著成渝地區(qū)雙城經(jīng)濟(jì)圈建設(shè)加快推進(jìn)，川渝地區(qū)尤其是負(fù)荷中心用電需求呈快速增長趨勢，“十四五”期間，國網(wǎng)重慶電力將加快推進(jìn)疆電入渝和川渝特高壓一體化電網(wǎng)工程，預(yù)計川渝斷面輸電能力將達(dá)到1100萬千瓦。川渝特高壓交流工程涉及四川省、重慶市2個省級行政區(qū)。其建設(shè)內(nèi)容包括甘孜1000kV變電站、天府南1000kV變電站、成都東1000kV變電站、銅梁1000kV變電站共4個變電站，以及甘孜-天府南、天府南-成都東、天府南-重慶（銅梁）1000kV輸電線路工程，可滿足雅礱江、大渡河新增水電可靠送出。四川水電市場化電價預(yù)計將在電力供需偏緊及煤電市場化電價大幅提升的背景下穩(wěn)中有升。自2019年9月26日，國務(wù)院常務(wù)會議決定將現(xiàn)行“標(biāo)桿上網(wǎng)電價機(jī)制”改為“基準(zhǔn)價+上下浮動”的準(zhǔn)市場化機(jī)制，一直到2021年市場化電價改革以前，由于鼓勵工商業(yè)發(fā)展，降低工商業(yè)用電成本，市場化電價基本一直處于較基準(zhǔn)電價折價狀態(tài)，且折價程度較高。因此我們可以看到2018年-2020年，四川省水電市場化交易常規(guī)直購電價及總體水電市場化交易均價呈現(xiàn)持續(xù)下降趨勢。全國電力供需偏緊局勢下，2021年7月以來電力供需偏緊帶來多省電力市場化交易電價上漲，2021年10月市場化電價改革允許市場化交易電價最高較基準(zhǔn)電價上浮20%，因此2021年四川省水電市場化交易常規(guī)直購及總體交易均價分別同比上漲1分錢/1.8分錢，打破四川省水電市場化電價2018-2020年的下降態(tài)勢。雖然2022年3-4月在疫情影響下，用電量增速有所放緩，但我們認(rèn)為恢復(fù)正常后電力供需應(yīng)該還將處于緊平衡狀態(tài)，疊加煤電市場化電價大幅提升，水電市場化交易電價有望穩(wěn)中有升。2021年戰(zhàn)略長協(xié)電價同比下降主要系口徑問題，2021年該值實(shí)際披露口徑為計劃外交易，除戰(zhàn)略長協(xié)外，還包括交易電價極低的富余電量、低谷棄水、電能替代、自備替代交易品種（2020年上述品種水電交易電價分別為0.079/0.078/0.177/0.213元/千瓦時，交易電量占比分別為9/3/1/4%，合計比例接近當(dāng)年戰(zhàn)略長協(xié)交易電量比例），拉低了電價水平。大幅上調(diào)十四五新能源發(fā)展規(guī)劃，加速能源轉(zhuǎn)型截至2022年3月底，公司風(fēng)電/光伏裝機(jī)分別為710.61/54.45萬千瓦，公司預(yù)計2022年全年新投產(chǎn)484萬新能源裝機(jī)。公司十四五規(guī)劃新能源新增裝機(jī)3500千瓦（風(fēng)：光=1：4），系此前規(guī)劃1300萬千瓦的2.7x。我們預(yù)計公司十四五末新能源/清潔能源裝機(jī)占比達(dá)到29%/41%，新能源發(fā)電量/收入十四五CAGR將達(dá)到36%/30%。十三五新能源發(fā)展較為平穩(wěn)，項(xiàng)目質(zhì)量良好公司新能源裝機(jī)主要為風(fēng)電，十三五期間新能源發(fā)展較為平穩(wěn)。截至2022年3月底，公司風(fēng)電/光伏裝機(jī)分別為710.61/54.45萬千瓦，較2021年底分別增加3.55/17.86萬千瓦。我們預(yù)計公司2022年規(guī)劃投產(chǎn)的484萬新能源裝機(jī)將集中在三、四季度投產(chǎn)。十三五期間，公司風(fēng)電裝機(jī)CAGR約為9.2%，光伏裝機(jī)僅2021年新增15.39萬千瓦，相較于華能國際

和華潤電力新能源裝機(jī)增長較為平穩(wěn)。我們認(rèn)為主要系：1）國家能源集團(tuán)風(fēng)電裝機(jī)全世界第一，風(fēng)電發(fā)展更有優(yōu)勢；2）兄弟公司龍源電力

2021年于A股上市，十三五期間，風(fēng)電發(fā)展主要以龍源電力為主要平臺，而公司主要作為常規(guī)能源發(fā)展平臺獲得常規(guī)能源資產(chǎn)注入。2021年，公司完成風(fēng)電/光伏發(fā)電收入68.7/3.0億元，同比增長11.7%/17.1%，合計占公司售電收入的5.5%左右。公司光伏利用小時數(shù)領(lǐng)先于其他可比公司，風(fēng)電利用小時數(shù)處于中等水平。2017-2021年，公司風(fēng)電利用小時數(shù)存在一定波動性。2017-2018年，公司風(fēng)電利用小時僅次于華潤電力，最高達(dá)到2309小時；2019-2021年，公司風(fēng)電利用小時先降后升。2017-2021年，公司光伏利用小時波動較小，且一直領(lǐng)先于其他四家可比公司。公司風(fēng)電含稅上網(wǎng)電價高于三峽能源，光伏含稅上網(wǎng)電價處于領(lǐng)先水平。2017-2021年，公司風(fēng)電含稅上網(wǎng)電價高于三峽能源，低于龍源電力；公司光伏含稅