1.火电煤炭
煤机权益装机32GW（3200万千瓦时），利用小时数5000小时，上网1500亿度，正常情况下一度盈利2分~3分，30亿~45亿；
煤炭权益产能874万吨，700元吨价，归母利润20亿，25年增加到1300万吨权益，700元吨价，归母利润30亿；
2.水电
22年末权益装机11.61GW，权益发电量约400亿度；
大渡河
国电电力持有大渡河80%，在建3.52GW，权益2.78GW，26年完成装机。
在建金川0.86GW，枕头坝二级0.3GW、沙坪一级0.36GW；
在建双江口电站2G瓦，投产2025年，大渡河持有双江口62.83%，国电持有大渡河80%股权，即持有双江口权益50%，即1GW，增加年利润2.4亿；双江口电站是龙头电站，可以提高下游电站效益，测算修好后增加下游66亿度电，归公司45亿度，增加年利润5亿~10亿；
24年川渝特高压建成，解决弃水问题，上网电价趋向合理；
大渡河未开发2.95GW，合计18GW，扩机潜力12GW,整个流域长期价值2000亿，国电占比80%，市值1000亿~1500亿。
在建新疆开都河(权益55%)霍尔古都0.4265GW ;25年1.8GW投产，30年合8GW 风光建成；
在安徽、广西、江西获得3个抽水蓄能电站共3.6GW开发权，合计规划抽水储能5.4GW，建成时间27年以后。
水电年归母20亿+，25年25亿，26年30亿~40亿，500-600亿市值，长期利润空间100亿+，1500亿市值。
3.绿电
21年风电装机7.07GW，光伏0.36GW，上网电量152亿度，利润15亿；
2022年计划获取新能源资源超过10GW，核准9.3GW，开工6.6GW，投产4.84GW，实际上投产未达标，其他均超额完成任务。
22年风光归母22.79亿，以后每年增加10亿左右利润，
十四五规划新增35GW（投资总额1600亿），26年60亿归母，700-900亿市值。
公司规划十四五国际化新能源项目大概投产2GW，10月24日成立印尼子公司；
4.利润测算与估值
基本假设：来水稳定，水电价格稳中有升，煤炭价格稳中有降，在长协价左右波动。根据煤炭价格情况，23年经营利润在50亿-70亿之间，26年之前每年有10亿-20亿增量。
远期 4000亿市值
火电权益40GW，1500亿度权益电量，1300万吨煤，30GW水电，10GW抽储，绿电120GW；
火电1500亿度权益+煤炭1300万吨，50-80亿净利润；500亿市值；
水电自建+抽蓄储能+注入，40GW，100亿利润，估值1500~2000亿；
绿电120GW，150亿利润，估值1500亿；
5.22年经营计划完成情况
22年实际经营利润58亿，分红18亿，达到30%标准，计提属于国企新领导班子的常规操作，有理由期待利润逐年释放；
2022年计划资本性支出421.78亿元，其中前期基建支出313.88亿元，其中140.67亿元用于新能源项目，95.48亿元用于水电项目，53.28亿元用于火电项目，14.95亿元用于其他项目，新能源项目预留投资计划9.5亿元；实际投资超预期，见下表。
2022年计划获取新能源资源超过1000万千瓦，核准930.96万千瓦，开工665.94万千瓦，投产484.21万千瓦。实际获取19.5GW，其中风电3.31GW/核准1.48GW，光伏16.16GW/核准14.84GW，投产3.15GW。唯一不及预期项是投产，考虑到光伏组件价格偏高，对公司长远利益来说是利好。
23年计划获取新能源14GW，开工9.6GW，投产8GW。
结论：21年年报的35G新能源规划一步一个脚印在落实。