国电电力深度：砥砺奋进三十载，发力转型从头越【国君能源运营】
本报告导读：
公司劣质资产清理高峰期已过，存量电力资产价值显现，常规电源多能互补优势铸就新能源转型发展壁垒。
摘要：
首次覆盖，给予“增持”评级，目标价5.79元。考虑到电力装机投产进度及煤价波动等因素，我们预计公司2022-2024年EPS分别为0.30/ 0.39/0.51元。综合PE和PB两种估值方法，给予公司目标价5.79元，首次覆盖，给予“增持”评级。
减值高峰已过，多能互补铸就转型壁垒。市场认为公司存量资产质地较差，且常年计提大额减值，是公司新能源转型之路上的拖累；而我们认为公司减值高峰期已过，存量资产不仅具备现金流价值，且调峰及区位优势有助于保障新能源项目获取，多能互补发展模式实为公司实现新能源转型的重要壁垒。
与众不同的信息与逻辑：1）新型电力系统下背景下，公司依托常规电源的支撑调节能力，在全国各地利用调峰、通道等资源开发新能源的优势明显。2）公司水电消纳有望持续好转，火电依托煤炭资源优势、点火价差有望稳中有升，水火共济贡献高额稳定性现金流助力新能源转型发展。3）公司近期大额减值主要因子公司破产所致，目前公司非电力主业资产已清理殆尽，火电机组质量优于行业，坏账准备计提充分，减值风险缓释。
催化剂：新能源并网装机加速，水电消纳好转，煤炭中长期合同执行占比提升、当前阶段火电盈利领先同业等。
风险提示：用电需求不及预期，新能源装机低于预期，煤炭价格超预期，资产减值超预期等。
目录
1. 核心结论：多能互补铸就能源转型壁垒
首次覆盖给予“增持”评级，目标价5.79元。我们认为公司减值高峰期已过，存量资产不仅具备现金流价值，且调峰及区位优势有助于保障新能源项目获取，多能互补发展模式实为公司实现新能源转型的重要壁垒。
市场认为公司存量资产质地较差，且常年计提大额资产减值，是公司新能源转型之路上的拖累；而我们认为公司依托常规电源的支撑调节能力，在全国各地利用调峰、通道等资源开发新能源的优势明显，结合水火共济下的高额稳定性现金流，常规电源能够显著助力新能源转型发展。公司近期大额减值主要因子公司破产所致，目前公司非电力主业资产已清理殆尽，火电机组质量优于行业，坏账准备计提充分，减值风险缓释。
2. 盈利预测与估值
2.1. 盈利预测
公司主营业务包括电力及煤炭两大板块，其中核心业务为发电业务。我们的关键假设如下：考虑到新能源发电、水电及煤电投产开发进度，我们预计公司装机有望持续增长。我们假设公司2022-2024年控股装机分别为10565/ 11865 / 13265万千瓦，对应增速分别为5.9% / 12.3% / 11.8%；2022-2024年发电量分别为4767 / 4949 / 5244亿千瓦时，对应增速分别为2.7% / 3.8% / 6.0%。
我们预计公司2022-2024年的营业收入分别为1783 / 1852 / 1971亿元，对应增速分别为6.0% / 3.9% / 6.4%。预计公司2022-2024归母净利润分别为54.4 / 69.1 / 90.8亿元，EPS分别为0.30 / 0.39 / 0.51元，BPS分别为2.79 / 3.07 / 3.44元。
2.2. 估值
公司为常规能源转型新能源发电公司，选取华能国际、大唐发电、长江电力、三峡能源、龙源电力作为行业可比公司。可比公司2022年平均市盈率为20倍，以此作为比较对应估值为6.00元；可比公司2022年平均市净率为2.0倍，以此作为比较对应估值为5.58元。综合PE和PB两种方法，我们给予公司5.79元目标价，首次覆盖，给予“增持”评级。
3. 央企龙头深耕三十载，轻装上阵再出发
3.1. 国能集团常规电源旗舰上市平台
国家能源集团控股的全国性上市发电公司。公司1992年由辽宁省经济体制改革委员会批准正式成立，并于1997年在上海证交所挂牌上市，2002年末并入国电集团。2017年公司原控股股东国电集团和原神华集团有限责任公司实施联合重组，国家能源集团作为重组后的母公司，吸收合并国电集团。联合重组后公司控股股东变更为国家能源集团（截至2021年末直接及间接合计持股比例50.78%），实际控制人仍为国务院国有资产监督管理委员会。
大股东国家能源集团为全球最大的煤炭生产、火电及风电公司，营收居五大电力集团首位。国家能源集团由原神华集团与国电集团合并重组（新中国成立以来央企规模最大的一次重组）而成，重组后国家能源集团拥有煤炭、常规能源发电、新能源、交通运输、煤化工、产业科技、节能环保、产业金融等八大产业板块。国家能源集团2021年收入、盈利、资产规模均居五大发电集团首位。
公司为集团常规能源发电资产整合平台，装机量居集团上市平台首位。集团明确将公司作为常规能源发电业务（火电、水电）整合平台，承诺：1）逐步将常规能源发电业务资产（不含集团其他直接控股上市公司相关资产、业务及权益）注入公司，相关资产在集团公司合并完成后5年内由国电电力择机收购；2）未来新增的常规能源发电业务由国电电力负责整合，将授予国电电力常规能源发电业务的优先选择权。
3.2. 电源结构多元，转型具备先发优势
近年资产重组拉动公司控股装机增长。截至2021年末公司控股装机容量9981万千瓦，权益装机容量4977万千瓦。资产整合带动下公司控股装机容量近年增长迅速：2019年与中国神华合资组建北京国电电力有限公司，交易完成后控股装机增长3053万千瓦；2021年公司与国家能源集团完成资产置换交割，置入山东、福建等6省优质常规能源发电资产，交易完成后新增装机容量1536万千瓦。
新能源开发起步早，转型具备先发优势。公司2006年首个风电项目兴城海滨项目核准，2008年风电装机实现从无到有。2009年确立了“新能源引领转型，实现绿色发展”的发展战略，成立了12家新能源公司，加快在全国范围内的新能源开发布局。截止2021年末公司新能源控股装机合计744万千瓦，遍布全国20个省市及自治区。
非化石能源权益装机占比超三分之一。截至2021年末，公司权益装机容量4977万千瓦，非化石能源权益装机规模达到1689万千瓦，占比33.94%。非化石能源权益装机中主要为水电和风电。水电权益装机容量1042万千瓦，占比21%；风电权益装机容量618万千瓦，占比12%。
3.3. 剥离非电业务包袱，聚焦电力产业链
加速清理非电业务包袱。自母公司变更为国家能源集团后，公司依托集团常规能源发电资产整合平台定位，在置入集团常规发电资产的同时，逐步清理不具备产业协同能力的非电力资产。2018-2021年公司旗下三家经营状况较差的煤炭及多晶硅企业宣告破产，2021年公司向集团置出河北银行股份有限公司19%的股权以及国电英力特能源化工集团股份有限公司51%股权置换集团发电资产。
聚焦电力主业，电力收入占比逐年提升。公司2017-2021年电力业务收入占比不断提升，2021年电力业务在公司营业收入中的占比96%，较2017年上升18 ppts。公司电源结构较为多元，水火风光发电均有涉及，2021年火、水、新能源发电收入分别占比84.6%、7.3%、4.3%，毛利分别为-24、62、33亿元。
保留参控股优质煤矿股权，积极发挥产业链协同作用。除主业电力资产外，公司保留了火电产业链上游年产能500万吨以上的大型优质煤炭资产。截至2021年末，公司控股察哈素煤矿以及参股两处煤矿合计权益煤炭产能1098万吨/年，有助于发挥煤电联营产业链协同作用。2021年公司参控股煤炭业务均贡献较高收益，部分对冲煤价上涨影响。
火电利润受煤价波动影响，叠加大额减值造成上市以来首次亏损。受煤炭价格影响，近十年公司盈利水平呈现周期性波动。2021年公司入炉标煤单价900元/吨，同比+48%，煤炭价格大幅上升影响下火电板块净利润-59亿元，公司整体归母净利润-18亿元，为上市以来首次亏损。此外，公司2018年开始加速清理非电业务，因子公司破产导致的资产及信用减值拖累利润，2018-2021年累计计提减值合计191亿元。
3.4. 分红+回购，重视股东回报
2012年后公司内生性现金流充裕，不再进行股权融资。公司上市以来的股权再融资主要集中在2007-2012年，该时间段内通过增发及可转债等方式实现股权再融资311亿元，占公司上市以来股权再融资总额的86%，募集资金主要用于收购集团资产及项目开发建设。2012年后公司经营性现金流净额稳定在200亿元以上，在内生性现金流充裕的情况下对外部性股权融资依赖减弱。
注重股东回报，2000年以来持续每年度分红。根据公司章程规定的利润分配政策，每年以现金方式分配的利润不低于当年实现可分配利润的30%。2021年公司虽由于净利润为负拟不进行利润分配，但通过集中竞价交易方式实施股份回购12.6亿元。根据《上海证券交易所上市公司自律监管指引第7号——回购股份》有关规定，回购资金视同现金分红，纳入该年度现金分红相关比例计算。考虑股票回购金额后，公司近年实际分红率远高于30%的指引。
40亿元股票回购注销，增厚每股收益。公司自2020年7月以来实施三次股票回购，累计回购股份18.2亿股，支付总金额40.0亿元，占公司总股本比例为9.24%。回购股份已于2021年9月全部注销，我们认为股份回购注销不仅有效增厚公司每股收益维护公司股东权益，也从侧面反映出公司现金流较为充裕。
4. 多能互补铸就壁垒，全面发力能源转型
4.1. 打破电源界限，多能互补共促新能源发展
多能互补符合国家能源安全新战略。2020年习近平总书记提出“四个革命、一个合作”能源安全新战略，为新时代中国能源发展指明了方向。其中在能源供给方面，提出推动能源供给革命，建立多元供应体系，以不断提升能源供应的质量和安全保障能力。在当前国内电力供需偏紧背景下，多能互补、各类电源共同出力保障电力系统供应安全符合国家能源安全的新战略。
“水火风光”共济优化电力供给曲线，提供稳定电力输出。碳中和政策背景下未来新能源发电高速发展已成为共识，但随着风光发电在电力供给中占比逐步提高，电网消纳压力将持续增长。在新型电力系统中，新能源（风电、光伏）作为主力电源，其出力依赖风光资源禀赋往往波动较大，无法参与电力（负荷）平衡。新能源与水电、火电等传统能源耦合，可优化电源系统综合出力。
政策重视常规电源调节能力，常规电源调峰调频成为当下最佳选择。2022年5月国家发展改革委、国家能源局《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》中明确提出：全面提升电力系统调节能力和灵活性，完善调峰调频电源补偿机制，加大煤电机组灵活性改造、水电扩机、抽水蓄能和太阳能热发电项目建设力度，推动新型储能快速发展。目前电化学储能的成本较为昂贵，且安全性亦有待提升。在可预见的未来十年内，火电调峰及水电（扩机、抽蓄）或将是电力系统贡献调节增量的主要来源。
火电机组助力企业获取新能源开发指标。以湖北省公布的新能源大基地项目为例，2021年以来安排风光火互补基地配置指标700万千瓦，煤电企业组煤保电奖励配置指标350万千瓦，火电兜底保供及调频调峰能力有助于帮助企业获得新能源项目开发指标。此外《广西2022年度陆上风电、集中式光伏发电竞争性配置评分办法意见稿》所公布的评分体系中，明确对申报企业集团控股公用火电2021年迎峰度夏/冬期间机组加权平均利用率赋分，平均负荷率在70%及以上的最高可加10分。
水电站优化升级，发挥调节潜力。《“十四五”可再生能源发展规划》提出进一步提升水电灵活调节能力，支撑风电和光伏发电大规模开发。国内大部分地区水能、风能、太阳能资源在地理分布上亦具有高度的重叠性，且在年内、日内出力特性上也具有互补性强的特点。水力发电具有技术成熟、启停速度快等独特优势，“十四五”大型清洁能源基地中包括黄河上游、金沙江上游、雅砻江流域、金沙江下游等4大水风光储一体化基地。
龙羊峡水电站试点运行结果显示水光互补有利于新能源消纳。目前我国已在龙羊峡水电站试点了光伏与水电站联合调度运营模式，国电投官网披露项目建成后龙羊峡水电站调峰调频性能较此前提高约30%，且配套光伏电站保持零弃光。李永红等对龙羊峡水电站系统运行效果的研究结果表明：龙羊峡水光互补项目实施在满足龙羊峡及其梯级电站防洪、发电、灌溉等综合利用要求前提下，减轻清洁能源发电负荷波动问题的同时提高线路送出效率，促进电源与电网全面互动和协调平衡。
以海外独立发电商为鉴，多能互补共促新能源发展。对标海外新能源发展情况，美国最大的独立发电商爱依斯电力（AES）亦依托常规能源支撑，开启可再生能源转型之路。公司近年可再生能源加速发展，可再生能源装机增速2018-2021年逐年上升，截至2021年末AES可再生能源装机13.5 GW，同比+20.5%。2021年末AES可再生能源装机占总装机比例为43%，较2017年上升17 ppts，新能源转型效果明显。
4.2. 明确转型目标，发力新能源
“双碳目标”拉开能源革命序幕。2021年3月习近平总书记主持召开中央财经委员会第九次会议并发表重要讲话强调，实现碳达峰、碳中和是一场广泛而深刻的经济社会系统性变革。“十四五”作为我国碳中和政策制定后的第一个五年计划期，不仅仅是我国低碳转型的关键开局期，也拉开了新时代能源革命的序幕。
我国新能源装机“十四五”有望高速增长。受益于政策支持叠加产业链上游降本，我国新能源装机有望进入高速增长期。我们测算“十四五”新能源（风电+光伏）装机CAGR 16%，“十四五”年均新增新能源装机118 GW（“十三五”年均新增72 GW），其中2021年仅新增100 GW，预计新能源开发有望提速。
集团“十四五”初期目标新增可再生能源装机70-80 GW。据国家能源集团官网2020年末新闻报道，“十四五”期间集团公司将继续加大可再生能源开发力度，预计可再生能源新增装机达到70-80 GW，年均新增14-16 GW，CAGR +15.5%-16.5%。横向对比其他电力集团“十四五”装机目标，集团目标位居各大集团前列。
央企考核目标驱动集团加速转型。2021年12月国资委《关于推进中央企业高质量发展做好碳达峰碳中和工作的指导意见》提出：到2025年中央企业可再生能源发电装机比重达到50%以上。2020年末国能集团可再生能源装机占比约26%，在五大发电集团中排名最低。考虑到当前阶段火电短期难以大规模退出、水电经济可开发空间有限，我们预计国能集团十四五期间70-80 GW的可再生能源装机规划无法满足考核要求，或需在原有装机规划的基础上进一步提速。
公司“十四五”新增装机目标空间广阔，2022年加快新能源开发节奏。“十四五”期间公司战略定位为“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”，加快低碳化转型，目标“十四五”期间新增新能源装机35 GW，清洁能源装机占比40%以上。公司2022年计划获取新能源资源超过10 GW，核准9.3 GW，开工6.7 GW，投产4.8 GW，新能源开发节奏明显加快。
设定新能源发展定量考核激励机制，具备组织战略优势。公司将包括年度新能源核准容量、开工容量、新增装机并网容量在内的清洁能源发展关键业绩指标明确列入考核目标，并设立新能源项目开发专项奖励机制，确保考核激励与公司转型方向相统一。我们认为良好的激励机制有助于帮助公司上下一心，共促新能源转型。
4.3. 传统能源：多能互补的基石
4.3.1. 水电消纳边际好转，装机稳中有增
国能大渡河是公司水电资产主体。公司截至2021年末水电控股装机容量1497万千瓦，其中控股子公司国能大渡河（持股69%）拥有控股装机容量1174万千瓦，占公司水电控股装机容量比例为78%，是公司水电资产主体。2021年国能大渡河实现营业收入103亿元，占公司水电业务总营收比重为83%；净利润21.7亿元，占公司水电业务净利润比重为87%。
大渡河是我国第五大水电基地。大渡河干流和主要支流水力资源蕴藏量3368万千瓦,占四川省水电资源总量的23.6%，在我国13大水电基地中位居第五。根据《四川省大渡河干流水电规划调整报告》，大渡河干流水电规划推荐22级开发方案，该方案利用落差2543米，总装机容量2340万千瓦，年发电量1123.6亿千瓦时，国能大渡河可开发和运营管理的电站为13个梯级电站，总装机容量约为1800万千瓦。
大渡河水电盈利能力改善明显。国能大渡河ROE相对弱于行业其他三家水电龙头可比公司，但2020年以来ROE呈明显上升态势。我们认为此前国能大渡河盈利能力较弱，主要是受机组低利用小时数及低电价拖累。2021年国电电力水电平均利用小时数为3934，水电平均不含税电价为0.205元/千瓦时，较行业其他三家水电龙头可比公司仍有上行空间。
大渡河主要用于川内消纳，发电量集中于丰水期。大渡河流域电力主供四川电网，余量参与川电外送。但公司机组均属于省调电站，不仅无专门外送通道，且在调用优先级上处于劣势。此外公司在运电站调节能力较弱，大多为日调节及季调节电站，发电量多集中于丰水期（四川水电上网电价枯水期较平水期上浮24.5%，丰水期较平水期下浮24%），2017-2021年平均Q3（丰水期）发电量是Q1（枯水期）的2.5倍。
川内水电消纳格局较差导致公司弃水严重且电价偏低。十三五期间川内水电供过于求，大渡河受送出通道能力不足且发电量集中于丰水期影响，每年弃水现象较严重。据国家能源局及中国能源报，2015—2019年国能大渡河下属电站年均弃水电量超过80亿千瓦时。2020年来水偏丰情况下，大渡河流域弃水电量达107亿千瓦时，占四川全省弃水电量的53%。
预计“十四五”期间经济增长拉动用电需求增长。《四川省国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》提出十四五期间经济总量年均增长6%，在经济快速增长支持下，四川省用电需求有望保持高增长。《四川省“十四五”电力发展规划》预计2025年四川全社会用电量将达到3700亿千瓦时，年均增加106亿千瓦时。2021年四川省全年GDP同比+8.2%，以2019年为基数期两年CAGR +6.0%；同期全社会用电量3275 亿千瓦时，同比+14%，以2019年为基数期两年CAGR +11.46%。
外送电量大省，“十四五”前中期省内新投产水电多为外送电源。四川省作为外送电大省，近五年年度外送电量均超过1000亿千瓦时。除原有的6条已投产特高压线路外，2022年6月白鹤滩—浙江±800千伏特高压直流输电工程配套500千伏送出工程的首批2条线路成功送电投运，白鹤滩～江苏±800千伏特高压直流输电工程第一阶段带电调试工作近日顺利完成，十四五期间四川外送输电能力有望进一步提升。
四川省内用电供需偏紧，国能大渡河弃水问题有望持续好转。据四川电力交易中心，大渡河流域2021年来水同比偏少21.8%，而国能大渡河同期发电量同比-3.8%，水能利用率显著提高。十四五前中期四川省内新投产水电除两河口电站主要留川消纳外，其余均为外送电源。根据各电站预计投产时间，省内消纳在建水电机组多在2024年之后集中投产。我们预计在四川省内水电供需偏紧的情况下，国能大渡河弃水问题有望持续好转。
“十四五”后期国能大渡河在建电站陆续投产。公司目前大渡河流域共有双江口、金川、沙坪一级、枕头坝二级等4 个在建水电站，合计装机容量352万千瓦。其中龙头水库双江口水电站装机容量200万千瓦，调节库容19.17亿立方米，具有年调节能力，投产后不仅自身具备83.41亿千瓦时的年发电能力，其为下游电站带来的补偿效亦可显著增加下游电站枯水期发电量。
川渝特高压线路核开工，上游电站投产后消纳无忧。《四川省“十四五”电力发展规划》规划“十四五”期间全力建成甘孜—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及其配套500千伏工程。预计川渝特高压线路建成后，能够有效满足“十四五”期间投产的川内消纳水电站的电力输送需求。
4.3.2. 煤价调控政策落实，火电现金流价值凸显
资产重组拉动公司火电控股装机增长。截至2021年末公司火电控股装机容量7740万千瓦，权益装机容量3288万千瓦。资产整合带动下公司控股装机容量近年增长迅速：2019年与中国神华合资组建北京国电电力有限公司（公司持股57.47%），交易完成后控股装机增长3053万千瓦；2021年公司与国家能源集团完成资产置换交割，置入山东、福建等6省优质常规能源发电资产，交易完成后新增装机容量1536万千瓦。
依托集团煤炭业务实力，21年火电单位燃料成本低于同业。与中国神华成立北京国电后，公司“煤电路港航”一体化产业协同优势增强。2021年公司从国家能源集团及所属单位购买燃料产生的关联交易金额870亿元，占公司火电热力业务燃料总成本的84%。2021年公司共采购长协煤总量1.75 亿吨，占共采购煤炭数量比例为92%。我们测算公司2021年火电单位燃料成本0.267元/千瓦时，较其他三家火电龙头央企单位燃料成本平均值低0.062元/千瓦时。
1Q22电价大幅上行，市场化电量占比提升。1Q22公司合并报表口径上网电量1015亿千瓦时，上网电价均价0.453元/千瓦时（含税），同比+23.9%；参与市场交易电量占比94.1%，同比+40.1 ppts。
煤价新政落地，明确煤价区间。2022年以来动力煤市场价格较4Q21有所回落，但仍维持高位。5月1日起《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》正式实施，以秦皇岛港下水煤（5500千卡）为例，中长期、现货价格分别超过770元/吨、1155元/吨的情况下，如无正当理由，一般可认定为哄抬价格。根据我们测算，在含税综合电价上浮20%（基准电价0.37元/千瓦时）的条件下，火电经营现金流盈亏平衡点对应的5500千卡综合入炉动力煤价（含中长期与现货）950-1000元/吨。
4.3.3. 水火共济，内生性现金流充沛
水电业务无燃料成本，现金流稳定性优于火电。水电与火电业务相比，由于不存在燃料成本，其经营性现金流更加稳定。公司2021年水电分部2021年净利润25.0亿元，折旧费和摊销费合计61.4亿元。由于公司作为水电类公司摊销费用较少，而折旧费用在项目建成后不涉及现金流流出，我们认为公司2021年水电分部对应可用经营现金流约为86亿元。
点火价差趋稳，火电现金流价值凸显。我们认为火电行业2021年历史级亏损在当前煤电价格新政下后续较难再现，预计政策约束下火电公司单位燃料成本有望回归理性。随着煤-电产业链区间价格机制建立，公司火电业务点火价差波动有望明显收窄。2021年公司火电业务折旧113亿元，保守估计即使微利情形下火电业务亦能贡献高额现金流。
水火共济下公司经营性现金流更加稳定。公司水火共济的电源结构能够在一定程度上平滑单一煤炭带来的经营性风险，从2017-2021年经营性现金流净额来看，公司现金流相对于其他火电龙头公司更加稳定。即使在2021年煤价大幅上涨情况下，公司经营性净现金流仍有242亿元。
4.3.4. 依托存量电源调峰及区位优势，保障新能源获取
存量常规电源赋予新能源发展先发优势。截止2021年末，公司资产分布在全国28个省、市、自治区，主要集中在东部沿海地区、大型煤电基地和外送电通道。2021年公司发电量排名前五的省份分别为江苏、安徽、浙江、四川、宁夏，合计发电量占比58%。公司结合不同地区的竞争优势，推进“基地式、场站式、分布式”风电光伏项目布局。依托常规电源的支撑调节能力，公司在全国各地利用调峰、通道等资源开发新能源的优势明显。
火电具备区位优势，煤电联营保障新能源获取。大基地建设方面，2022年5月《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》提出按照推动煤炭和新能源优化组合的要求，鼓励煤电企业与新能源企业开展实质性联营。公司2021年在三北地区火电发电量超1300亿千瓦，三北地区火电资源充裕，有助于公司风光大基地项目获取。
公司现有外送通道支撑新能源项目获取。国家能源局明确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，公司的火电资产在内蒙古、宁夏、浙江、云南等区域均有重点布置，除利用上述区域内的煤炭电源、火电机组的调峰能力外，也可利用现有的外送通道优势实施“火电+新能源+调峰”开发战略，争取更多基地项目落地。
风光水（储）一体化助力新能源发展。公司水电资产集中在大渡河流域，据中国能源新闻网报道，渡河流域水风光一体化可再生能源综合开发基地规划研究报告顺利通过水利部水利水电规划设计总院、四川省发改委评审，大渡河流域水风光一体化综合能源基地建设驶入快车道。我们认为随着水电调节能力逐步得到重视，后续清洁能源大基地项目有望加快发展。利用水电站互补调节和送出通道将电量“打捆”送出，不仅能够解决风光消纳问题，也能够降低项目送出通道建设成本。
4.4. 新能源有望带动公司盈利及 ROE 双增
公司存量资产以火电及水电资产为主，水火分部ROE弱于新能源业务。截至2021年末常规电源控股装机容量9237万千瓦，占总控股装机比例为93%。公司各类发电业务中，火电业务受煤价影响ROE波动性较高；水电受制于弃水及四川枯水期电价较低等问题，盈利能力亦弱于同业；公司新能源业务ROE水平最高，剔除资产及信用减值影响后，2021年ROE为9.5%。
新能源发电公司近五年ROE在8-10%窄幅波动。从公司整体来看，公司2017-2021年ROE水平在5%之下波动，明显弱于同期龙源电力及三峡能源等新能源发电公司，后两者ROE维持在8%-10%之间。按照公司十四五发展规划，到2025年公司新能源装机容量将达到41.5GW。我们认为由于新能源项目的盈利能力优于公司存量资产，公司大力发展新能源提高净资产总量的同时，也能够进一步优化公司的资产结构，提高资产盈利能力。
5. 减值高峰已过，优质资产价值显现
5.1. 低效非主业资产清理接近尾声
近年子公司破产计提大额减值。2018-2021年公司控股的宁夏英力特煤业有限公司因政府生态环境综合整治要求申请破产；国电宁夏太阳能有限公司、国电宣威发电有限责任公司、国电内蒙古晶阳能源有限公司等三家子公司因自身经营困难相继破产。四家子公司破产计提信用及资产减值金额127亿元，占减值总金额比例为66%。
非电力产业链资产清理殆尽。截至2021年末上述四家子公司已完成破产清算，且已不在公司合并报表范围内，后续再度计提减值准备影响公司利润的可能性较低。四家破产子公司除国电宣威发电外，均为多晶硅、煤炭等非电力子公司。近年来公司聚焦电力主业，截至2021年末公司除火电、水电、新能源发电、煤炭之外的其他行业分部资产总额仅余1.7亿元。而公司剩余参控股煤炭资产均为产能超过500万吨/年的大型煤矿，关停拆除风险较低。
存量火电机组已全部完成超低排放改造。在公司火电业务中，截至2021年末公司火电机组中60万千瓦以上机组70台，占火电装机容量的比重为66.55%，100万千瓦及以上机组19台，占火电装机容量的比重为24.55%。公司当前在役机组已全部完成超低排放改造，火电机组污染物排放控制已达到世界一流水平，我们认为后续因火电机组关停及技术改造造成的减值亦有望边际好转。
5.2. 坏账准备计提充分，信用减值风险缓释
信用减值是公司近年减值的主要来源。2019年之后公司发生的坏账损失通过“信用减值损失”科目核算，不再通过“资产减值损失”科目核算。公司2019-2021年信用减值损失106亿元，占同期总减值损失的68%。公司信用减值损失主要由应收账款坏账损失及其他应收款坏账损失两部分组成。与资产减值损失一经确认之后不予转回不同，预期信用损失会在每个资产负债表日重新计量，由此形成的损失准备的增加或转回金额，作为减值损失或利得计入当期损益。
公司应收账款坏账计提相对保守。公司2021年末应收账款共计213亿元，应收账款坏账损失主要（99.95%）使用“按组合计提坏账准备”方法，坏账计提比例为4.17%，合计计提坏账9.0亿元。我们认为公司作为电力企业，主要客户为各省电网公司，且98%以上的账款账龄在3年以内，应收账款回收确定性较强。
其他应收款坏账主要源于子公司破产造成的统借统还余额及利息坏账准备。公司2021年合并报表中其他应收款期末账面余额116亿元，已计提坏账准备102亿元，其中国电宁夏太阳能、国电宣威发电及国电内蒙古晶阳三家破产子公司统借统还余额及利息坏账准备期末余额合计96.2亿元，是坏账计提的主要来源。
子公司破产出表后统借统还业务方在合并报表中体现。统借统还业务是指企业集团或者企业集团中的核心企业向金融机构借款或对外发行债券取得资金后，将所借资金分拨给下属单位，并向下属单位收取用于归还金融机构或债券购买方本息的业务。在破产子公司移交管理人不再纳入公司合并报表范围后，统借统还业务方在合并报表中体现，在此之前母公司与子公司的统借统还业务仅在母公司报表中体现。
统借统还业务造成的信用减值是子公司破产减值的主要来源。以国电内蒙古晶阳为例，其破产时公司本部需计提对其长期股权投资及其他应收款减值准备。其中计提长期股权投资减值准备5.89亿元、其他应收款统借统还本金坏账准备26.76亿元、其他应收款统借统还利息坏账准备0.84亿元。统借统还本金及利息坏账准备占总减值比例为82.4%。
三家子公司破产前已在母公司报表中初露端倪。2017-2021年国电电力母公司报表中其他应收款按欠款方归集的期末余额前三名始终为宣威发电、内蒙古晶阳、宁夏太阳能三家公司。不仅欠款金额较大，且账龄在5年以上，侧面显示出该三家公司在破产前经营状况已经长期处于较差水平，难以归还母公司统借统还贷款。
母公司报表其他应收款坏账计提较为充分。2021年母公司报表中其他应收款期末账面余额290亿元，其中账龄在3年以上的其他应收款期末账面余额75亿元。我们认为其中主要是国电宁夏太阳能、国电宣威发电及国电内蒙古晶阳三家破产子公司统借统还业务此前产生的其他应收款金额（合计97亿元），而该三家公司坏账计提比例已超过99.5%，我们认为母公司报表中其他应收款坏账计提已较为充分。
单一子公司破产计提大额信用减值风险降低。截至2021年末母公司报表中其他应收款按欠款方归集的期末余额四、五名为国能宁东第一发电有限公司（金额17.8亿元，账龄在3年以内）、国电电力新疆新能源开发有限公司（金额11.7亿元，账龄在2年以内），该两家公司账龄尚未超过3年。其余欠款方主体欠款账龄期限未披露，但由于单个欠款方金额不会超过11.7亿元，我们认为后续因单个子公司破产计提大额信用减值的风险降低。
6. 风险提示
（1）用电需求不及预期
若用电需求增长不及预期，公司机组利用率可能低于预期。
（2）新能源装机低于预期
公司转型重点方向为新能源，若新能源装机低于预期，公司业绩成长性将有所弱化。
（3）煤炭价格超预期
公司目前燃煤机组占比仍然较大，煤价回落不及预期，将严重影响公司盈利情况。
（4）资产减值超预期
公司近年来已计提大量资产减值，若公司后续计提资产减值金额超预期，将影响当期业绩。
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