国电电力(600795)：煤电业务业绩拐点将至 发力风光再出发

公司是国家能源集团常规能源业务整合平台，截至2021年末，火电/水电/风电/光伏/气电装机量分别为76.4/15.0/7.1/0.4/1.0GW。其中，火电业务是主要收入来源，2021年收入占比为85.3%。2021年受燃煤成本大涨影响，公司实现归母净利润-18.45亿元。其中，火电业务净利润-59亿元，较去年同期的116亿元大幅下降;水电/风电/光伏/煤炭业务净利润25.0/12.5/0.6/18.2亿元，成为2021年业绩主要支撑。2022Q1公司实现归母净利润10.56亿元，环比大幅改善。

新能源：发力风光再出发，“十四五”收入CAGR或达38%。

I. 公司上调“十四五”新增新能源装机至35GW，则“十四五”末新能源装机量有望超40GW。粗略假设公司2022年新增装机5GW，则2023-2025年需年均新增装机9.7GW，2025年公司新能源业务收入或达264亿元，CAGR 4=38%。2022 年公司将加快新能源开发，计划获取新能源资源超过10GW，核准9.31GW，开工6.66GW，投产4.84GW。

II. 若“十四五”完成35GW新增装机，总投资额或将超1600亿元。按照30%的资本金比例，公司需投入资本金合计467亿元。

煤电：背靠集团燃煤成本优势显著，业绩拐点将至。

I. 2022年火电上网电价或维持较高水平。2022Q1公司平均上网电价环比提升15.27%。双碳背景下，电力或维持供需偏紧形势，我们预计2022年公司火电上网电价或维持较高水平。

II. 煤价强监管+供需格局改善，燃煤成本有望改善。煤价监管趋严，动力煤价格上限明确，5月1日起，秦皇岛港下水煤(5500千卡)中长期、现货价格每吨不得超过770/1155元，叠加发改委对发电供热企业长协煤覆盖率的监管，火电企业处于煤价合理区间的煤炭长协覆盖率有望提升。根据我们测算，2022年电煤全年需求或整体偏弱，叠加煤炭增产增供持续发力，煤炭供需紧张格局有望改善。长协煤覆盖率提升+煤炭供需格局改善，燃煤成本有望改善。2021年公司火电业务度电毛利-0.002元/千瓦时，位居行业首位，成本优势显著。公司背靠国家能源集团，与中国神华同为集团下属子公司，相较同行，公司处于政策价格区间的长协煤覆盖率或更有保障。公司火电业务业绩有望迎来拐点。

水电：大渡河消纳改善+量价齐升，或将新增归母净利19.4亿元I. “十四五”特高压建成+双江口投产，大渡河消纳有望改善。大渡河水电资源丰富但弃水严重，2020年弃水量达107亿千瓦时，占全国弃水量的35.6%。但随着2022年白鹤滩-江苏和浙江的两条直流工程投产后，四川外送电量将达2500亿千瓦时，较2021年四川外送电量增加约80%;叠加“十四五”四条川渝特高压1000千伏交流通道投运，大渡河省内和省外送电瓶颈有望破解。此外，具有年调节能力的双江口水电站有望于2024年投产，可调蓄增加大渡河枯期电量约66亿千瓦时，进一步改善大渡河消纳。根据我们测算，当大渡河弃水量减少50%时，有望带来6.6亿元的归母净利润增量，占2021年大渡河归属国电电力净利润比重为43.8%。

II. 电价上涨+新机组投产，或将新增归母净利润12.8亿元，占2021年大渡河归母净利的85.6%。1)调度增发：根据我们测算，双江口水电站调度增发电量或将产生归母净利润8.1亿元。2)新机组投产：公司在建的近4GW机组于2025年前后投产，有望新增归母净利润3.2亿元。3)电价上涨：2022年，四川发电侧电力年度成交均价为0.2238元/千瓦时，同比上涨1.5分/千瓦时(同比+7.0%)。根据我们测算，市场化交易电价上涨1.5分/千瓦时有望增厚大渡河归母净利润1.5亿元。

投资建议：公司背靠国家能源集团，燃煤成本优势显著，火电业务有望迎来拐点;公司上调“十四五”新能源装机至40GW+，打开成长空间;大渡河消纳有望改善，量价齐升背景下，水电业务有望贡献业绩弹性。预计公司2022-2024年归母净利润分别为55.0/69.1/81.8亿元，对应PE分别为10.73/8.54/7.22倍。维持“买入”评级。

风险提示：政策推进不及预期;新增装机不及预期;煤炭价格大幅上涨;电价下调;行业竞争加剧等;测算存在主观性，仅供参考。