$国电电力(SH600795)$ 火电行业价值回归和重估过程中国电电力可能不是弹性最大的，但却是最安全的。
转原文链接：《国电电力的定量分析》
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《容量电价补偿机制下煤电的春天是否真的要来了？》、《2024年看好煤电的逻辑》和《煤炭和电力行业利润趋势观察》这三篇文章是去年四季度以来我对煤电行业的定性思考和理解，并在此基础上开始介入煤电资产。
三个月前对国电电力做过初步定性分析《国电电力困境反转的可能性分析》，并买入了少量仓位，随着几个月时间的推移，很多不确定的因素逐渐明朗，对国电电力也有进一步了解，2024年1月30日公司发布了业绩预告，预计 2023 年度公司实现归属于上市公司股东的净利润为 530,000 万元至 580,000 万元，资产减值计提同比大幅降低至20亿以下，跟之前的判断是基本吻合。这段时间通过对国电电力的定量分析后完成了加仓，现把分析内容汇总整理，作为后续复盘依据。
我认为投资回报主要来源于：股东回报(分红/回购注销) + 成长 + 低估。
一、股东回报如何？
国电电力的股东回报在火电企业表现优秀，过去十年分红+回购总额占净利润总额的72.5%：
1、分红：过去十年净利润总额276.15亿，累计分红总额158.56亿，分红比例50%，中间唯一没分红的一年是2021年，那年煤价创下历史最高记录，是国电电力1997年上市以来唯一亏损的一年。
2、回购：电电力在2020、2021年股价破净时累计花近40亿元回购注销18亿股份，占公司总股本近10%。
二、是否成长和价值低估？
本文主要从火、水、风光三个角度对国电电力进行具体定量分析，总体而言：
1、水、火、风、光在3年之内均有确定性的增量
2、火电业绩出现边际改善，利润和资产重估，业绩底线已明确。
3、大渡河水电资产存在绝对低估的预期差。
4、水风光大基地资源禀赋优异并且未来装机空间巨大。
5、作为国能集团常规业务（包括火电、水电）整合平台，具有巨大的资产注入空间。
研究框架
能源资产的研究框架中的变量主要是量、价、成本三要素。电力也是能源的一种，因此适用相同的框架。
利润 = 总装机容量 * 利用小时数 *（上网电价-单位燃料成本）- 固定成本
量相对比较容易研究，就是装机容量、发电量，存量的装机发电量变化不会太大，新增装机基本上就是顺着规划、可研、核准、建设、投产这个路径走。只要是核准开工了，到时间就能投产。
成本分成两部分，一部分固定成本，主要是运维成本、折旧摊销、财务费用、参考历史数据就有个基本准确的数；二是原料成本，水电的原料成本主要是0.008元/千瓦时的水资源费和0.005-0.008元/千瓦时的库区基金，这些都可以算到固定成本里面。火电的原料成本是燃料成本，煤价的波动对成本的影响非常大。
价格就比较复杂了，既有计划电价也有市场电价，跟政策、供给、需求、消纳、燃料成本都有关系。
下面的定量分析就在这个分析框架下来展开。
整体装机容量及发电量
截至 2023 年 12 月 31 日，公司合并报表口径控股装机容量 10563.73 万千瓦，其中：火电 7279.4 万千瓦，水电 1495.06 万千瓦（其中大渡河1173.5万瓦）， 风电 929.33 万千瓦，光伏 859.94 万千瓦。
火电资产
过去几个月一直在说火电，逻辑也基本讲清楚了，这里就不再赘述，只简单罗列火电板块的基本情况。结论是国电电力的火电资产横向对比有明显的成本优势，未来两年有30%的电量增量。
一、火电装机容量与利用小时数
1、装机容量
2023年底火电总装机容量 7279.4 万千瓦，权益装机3252万千瓦，权益发电量1570亿千瓦时。目前在建权益火电装机容量1000万千瓦，基本都是66千瓦以上的超临界大机组，两年内会陆续投产，未来预计会带来500亿千瓦时的新增权益发电量，增幅30%，这部分就是火电两年内的确定性成长空间。
2、利用小时数
利用小时数与五大集团所属旗下上市电力公司利用小时数相比显著领先。国电电力2018年开始跟集团的资产重组整合，累计剥离 1326 万千瓦劣质火电机组，同时合计注入4413.72 万千瓦优质资产，利用小时数大幅提升。2022 年公司煤电机组利用小时数高达 5197小时，较 2018 年资产重组前水平上涨 21.89%。
二、火电电价和成本
1、度电净利润
我们先来看看国电电力跟其他央企火电巨头的度电净利润对比，发现2021年之前，国电电力盈利能力与其他主要发电央企相比并无突出之处，始终处于行业中游水平。然而 2021 年之后，国电电力迅速脱颖而出，将投资收益及减值对净利润影响扣除后，可见 2021 年国电电力全电源度电“净利润”显著领先于同业其他可比公司，度电净利润比其他企业高0.03-0.06元。国电电力完成了从火电央企中“普通生”到“优等生”的蜕变。
2、成本
什么原因导致国电电力在21年以后度电净利润脱颖而出？我们通过拆解国电电力和华能国际的上网电价和入炉煤价，可以发现国电的上网电价并没有比别人高，但燃料成本比别人低。主要原因就是背靠神华，高比例长协煤使得国电电力在一众的市场博弈中获取优势；
（要计算火电的真实盈利能力，需要把资产减值计提加回）
3、电价
全国不同区域有不同的煤电上网标杆价，过去两年煤价较高，基本上全国大部分地区的上网电价都在基准上浮了20%。未来的电价由几个因素决定：
1）供需
公司火电机组布局的省份恰是在电力供需偏紧的省份，尤其是供需格局持续趋于紧张的长三角三省安徽、江苏、浙江 2023 年全年火电上网电量占公司火电上网电量的 51.56%。在供需偏紧的中东部地区更多的布局，在当前火电市场化改革快速推进的背景下，电价也自然会将会得到更强的支撑。特别说明一下今年广东的火电价格同比是下降比较多的，国电在广东项目很少，不受影响。
2）煤价
2021年开始到现在陆续出台了电价改革机制：长协煤限价笼子（相对市场煤价格波动区间缩小50%以上）+高比例的长协煤+煤电价格联动电价20%上下浮动+高耗能产业不设上浮比例限制+容量电价政策落地。
这些机制的落实使得火电电价传导成本的能力实现进一步提升，只要现货煤价不是特别离谱，火电成本压力已经可以在一定程度上传导，预计火电的盈利未来能够得到保障，火电回归公用事业属性。
未来煤电会回归商业竞争的底层逻辑，低成本将成为远期竞争核心。
水电资产
国电电力合计控股水电装机容量1495.06万千瓦，权益装机1160.54万千瓦。其中国能大渡河公司装机总量是1173万千瓦，权益装机容量 1,111.81万千瓦，国电电力又占大渡河公司80%的权益。所以国电电力的水电资产为：大渡河公司1173万千瓦（80%股权）+ 其他270千瓦水电资产（84%股权）。
水电相较于光伏新能源而言，成本属于递减型，一次性建成后，后期的运营成本相对稳定。既没有火电煤炭的波动成本，也没有光伏风电的后期维护检修成本，水火风光里面水电属于优质的资产，特别是大水电更是传家宝。
大渡河概况：
从各流域的发电能力来看，流域落差和来水量是两大决定因素，四川省三大主要的水电基地包括金沙江、雅砻江、大渡河，金沙江天然落差5100米，雅砻江天然落差3830米，大渡河天然落差4175米。从年平均水量来看，长江上游（三峡）4366.90亿立方米，长江下游（向家坝）1243.81亿立方米，雅砻江599.01亿立方米，大渡河473.42亿立方米。
大渡河流域是四川省“三江”水电基地之一，也是我国十三大水电基地之一，可开发量 达 3791 万千瓦，与雅砻江相当（3924 万千瓦），共规划建设梯 级水电站 28 座, 容量约 2700 万 kw。其中，双江口至猴子岩为上段（包括双江口、金川、巴底、丹巴、猴子岩水电站），长河坝至老鹰岩为中段（包括长河坝、黄金坪、泸定、硬梁包、大岗山、龙头石、老鹰岩水电站），瀑布沟至铜街子为下段（包括瀑布沟、深溪沟、枕头坝、沙坪、龚嘴、铜街子水电站）。涉及多个开发主体，包括国能大渡河、大唐国际、华电国际、华能水电等，其中国能大渡河（国电电力持股80%、川投能源持股20%）拥有17座电站开发权，合计装机18.4GW。
国能大渡河装机情况：
目前国能大渡河公司已投产装机容量 1139 万千瓦，在建352万千瓦，尚处在前期的5个电站合计294万千瓦。
国能大渡河目前的消纳、电价及盈利水平：
大渡河历史业绩不佳，净利润常年在20亿上下。主要原因在于大渡河流域水电在四川省内消纳，受外送通道制约，同时在四川供大于求的情况下，弃水问题长期拖累机组盈利水平。
大渡河输电通道不足，是四川省主要弃水流域。与金沙江、雅砻江主要电站属于国调电站不同，大渡河流域电站均属于省调电站，在满足省内需求的情况下，汛期富余电量可以外送。但由于外送通道容量远低于现有装机，到了汛期，跨省外送通道整体输送能力不足，且优先供国调机组使用，有富余能力才会分配给省调电站，导致丰水期产生大量弃水。根据中国能源报，2015-2019年，仅国能大渡河一家公司下属电站，弃水电量就超过400亿千瓦时，2022年全省弃水电量规模166.01亿千瓦时。外送通道建成后预计将减少大渡河每年60亿千瓦时的弃水。
国能大渡河盈利能力弱于其他水电龙头，度电净利润和净利率较低。大渡河水电在度电利润、利用小时数全面落后。2018-2022年，国能大渡河度电净利润平均为0.031元/千瓦时，远低于长江电力的0.094元/千瓦时，净利率平均为17.0%，远低于长江电力44.5%，究其原因，主要有三点：电价较低、弃水多导致利用小时数较低、资产负债率高财务费用高，这些因素均有改善空间。
四川省水电后续需求及消纳：
2021 年以后四川省省内电力供需趋紧，大渡河流域水电消纳情况大幅好转，最近几年因为西部电力等生产要素的比较优势，众多产业往这些地区转移，四川也同样受益，并因此驱动电力供需逆转，四川从弃水弃电到电力供应紧平衡甚至缺电。2023年四川GDP增速为6%，用电量为3711亿千瓦时，同比增长7.7%，均高于全国平均水平。随着四川经济发展和用电量攀升，川渝特高压外送通道也将在2025年夏季用电高峰之前投产，这对大渡河未来的消纳和电价都有支撑。
四川短期电价：
2024 年全年均衡/ 丰水期 / 平水期 / 枯 水 期 的 集 中 交 易 成 交 均 价 分 别 为 264.56/143.31/270.33/384.91 元/兆瓦时。其中丰水期和平水期成交价格较 2023年分别上涨 8.34 和 5.92 元/兆瓦时，枯水期成交价格下降 8.75 元/兆瓦时。基本跟2023年持平。
四川未来两年需求：
展望未来，据《四川省电源电网发展规划（2022-2025 年）》，需求侧上，到 2025 年 四川省最大用电负荷为 8900 万千瓦，全社会用电量为 4870 亿千瓦时，2022-2025 年均复合增速为 12.2%；供给侧，总装机预计 2025 年将达到 16560 万千瓦，2022-2025 年均复合增速为 8.9%。省内电力供需形势偏紧有望对未来几年省内电价形 成一定的支撑。
国能大渡河未来盈利预测：
主要参考广发证券的测试结果，我核对测算逻辑后认为合理：
1、2025-2026年是确定性的在建机组和外送通道投产的周期，装机容量、联合调度调度、弃水改善能带来的业绩改善空间如下：
1）装机：目前流域仍有超10GW处于在建或规划状态，且三年内将有多座电站投产，测算四座电站投产后纯发电利润0.46亿元；
2）调度：大渡河上缺乏调节电站，在建双江口电站2025年起投产，将明显提升流域调节能力，增发电量，调节丰枯，提升电价，测算双江口增发35亿千瓦时电量可增加利润7.34亿元；
3）弃水：不同流域在电网上的调度顺序不同，大渡河电站均为省调，在配套输电通道不足的情况下产生弃水，特高压建成后将缓解弃水压力，测算弃水改善25亿千瓦时可增加利润4.17亿元；
在建的四个项目合计352万千瓦25-26年完全投产后，通过装机总量提升、双江口电站联合调度增发电量、弃水改善能够对国能大渡河有12亿净利润的提升。
2、电价提升、财务费用降低、折旧减少能带来的业绩改善空间如下：
1）电价：大渡河电站市场化比例较高，电价受四川省电力供需影响较大，同时四川省执行丰枯电价，调节电站调节丰枯提升平均电价，测算四川市场化电价提升1分/度可提升国能大渡河净利润2.91亿元；
2）财务费用：水电站投产后增加的现金流偿还或置换贷款降低财务费用，目前国能大渡河资产负债率高达77%；
3）折旧：水电站折旧年限低于运营年限，折旧到期后释放利润。
这部分不需要详细测算，长期来说随着折旧减少，利息费用减少，盈利水平就能自然提高，度电净利润至少要到0.08元/千瓦时的平均水平，这是比较确定的事情。
3、引大济岷工程的影响
有的人担心引大济岷工程会对大渡河水电站的发电量产生影响。该项目原设计年均引水量27亿立方米，现设计改为2035年年引水量15亿立方，工程从大渡河泸定水电站库区引水，设计水平年2035年引水量15.39亿立方米、2050年引水量18.09亿立方米，大渡河泸定断面多年平均径流量277亿立方米，占比从10%下降到5.6%。再考虑取水主要在汛期削峰，实际影响可能还要小。另外，引大济岷工程对受影响的下游电站可以通过提高电价来补偿，而且该工程对四川经济发展有促进作用，经济发展，用电量增长，也能对冲这几个百分点的影响。总的来说，影响有限。而且要到2035年才产生影响。
水电资产估值：
国电电力的水电资产两块：
1、国能大渡河水电，总装机容量1500万千瓦，正常年份权益发电量650亿千瓦时，相当于长江电力20%，华能水电的70%，雅砻江水电的70%。3年后净利润短期将达到30-40亿，长期将达到60亿-80亿，你说这样的资产值多少钱呢？2023年川投以400亿的估值买下了国能集团转让的大渡河公司10%的股权，按照当前一级市场大水电股权交易的公允估值是18-20PE。
大渡河再往后的增量就是：纳入十四五规划，但目前尚处在前期的5个电站合计294万千瓦。以及后续可能存在的机组扩容，国能大渡河公司就大渡河流域扩机全面系统规划研究服务项目经初步研究，大渡河干流梯级电站扩机容量潜力超过1200万千瓦。扩机这事知道就好，不必纳入估值。
2、新疆开都河流域、库玛拉克河、台兰河，江西、辽宁等地的若干小水电，合计装机容量351万千瓦，国电电力权益比例84%，权益装机271万千瓦，2023年权益发电量67亿千瓦时，归母净利润约4亿元。
情况就这么个情况，国电电力拥有大渡河80%的股权，以及271万千瓦每年赚4亿净利润的小水电，现在国电总市值才800亿左右，所以我认为国电电力的水电资产价值被绝对低估了，水电资产也是国电电力最大的安全垫。
新能源资产
公司明确在“十四五”期间将新增新能源装机 3500 万千瓦，公司清洁能源装机占比达到 40%以上。截至 2023 年上半年末，公司累计新增新能源装机为 577.95 万千瓦，预计公司未来两年将有大量新能源装机陆续建成。仅 2023 年公司新能源控股装机容量增加 730.33 万千瓦。截至2023年底，公司获取新能源资源量 1500.95 万千瓦，完成核准或备案新能源容量 1175.16 万千瓦，其中风电 200.63 万千瓦，光伏 974.54 万千瓦；
显然，电是同质化的产品，能够低成本完成电网负荷曲线的电源才是最优质的电源。
在现货市场中，新能源项目会像火电、水电等其他电源一样，分得自己的负荷曲线。新能源项目需要按照这条曲线的高低，相应调整自己的出力，这样才能完成电力交易。但新能源电力天生具有间歇性、不稳定性，在负荷曲线很高时，新能源项目可能因为气候原因发不了电，导致无法满足负荷曲线的要求，因此需要花很高的价格去市场上购电才能履约。无论是在技术上还是在成本投入上，这对缺少综合电源支撑的独立新能源运营商而言都是很大的挑战。
国电现有的项大部分是火风光大基地里面的子项目，要么就是在同一结算区域内有火电资产配合，未来增量都是水风光一体的大基地项目，都是极具竞争力的资源。所以基本上都是优质资产。
后续的增量我们重点看国电自己主导的水风光一体的大基地，这些才是未来具有竞争力的优质新能源项目，单体的项目就当不存在了。
国电将来的水风光基地有：
1、大渡河水风光大基地20GW装机，80%比例，权益装机16GW。
2、开都河水风光大基地17GW水装机，55%比例，权益装机9.35GW，已开工。
这两个大基地都是好位置，也有外送通道，合计25GW权益装机，假设1G的综合成本50-60亿，大约需要1250-1500的投资，项目资本金30%也就是375-450亿，分几年建设对国电来说现金流一点问题没有。
未来国能集团可能注入的水风光大基地资产
国家能源集团明确将国电电力常规能源发电业务整合平台。
有哪些优质资产可能注入呢？我们重点盘点水电和水风光大基地这类高价值资产。
1、大渡河流域
大渡河流域还有个四川阿水电力开发有限公司，国家能源集团持股90%，该公司主要负责大渡河和上游绰斯甲河四座水电站的开发建设。分别为：
1）卜寺沟水电站，大渡河干流第四级电站，下游与双江口水电站衔接，初选装机容量36万千瓦，库容2.46亿立方米，具有日调节能力。
2）上寨水电站，是大渡河一级支流绰斯甲河干流 “一库四级”水电规划中的“龙头”水库，装机容量分别为45万千瓦，总库容近11亿立方米，具备年调节性能。
3）绰斯甲水电站，是大渡河一级支流绰斯甲河干流“一库四级”水电规划中的第三级水电站，总库容116.2万立方米，调节库容47.9万立方米，具有日调节能力，电站拟装机容量39.2万千瓦。
4）观音桥水电站，是大渡河一级支流绰斯甲河干流“一库四级”水电规划中的第四级水电站上衔绰斯甲水电站，下接大渡河双江口水电站。电站总装机容量15.9万千瓦，水库具有日调节能力。
四座水电站共装机容量约136万千瓦，其中绰斯甲已经开工建设，预计2025年投产发电。其余三座电站正在开展前期工作。
2、玛尔挡大基地
国能集团的玛尔挡大基地规划总装机规模约 2562 万千瓦（不包括化学储能规模100万千瓦），年发电量约380 亿千瓦时，总投资约 1100 亿元，基地水电（含抽水蓄能）装机约 800万千瓦，带动 1800 万新能源发展。其中玛尔挡232万千瓦于2024年投产。
3、金沙江上游水风光一体化基地
利用旭龙、奔子栏电站周边风光资源，建设金沙江上游川滇段一体化可再生能源基地，初步规划总装机规模超1180万千瓦，水电480万千瓦，光伏700万千瓦以及若干风电，计划2030年与电站同步建成运行。国家能源集团金沙江分公司（国能集团拥有50%股权）负责开发、建设、管理。
1）旭龙水电站装机容量240万千瓦，正常蓄水位2302米，总库容8.47亿立方米， 每年可实现发电约105亿千瓦时，具有日调节能力，总投资293亿元，电力送四川电网。2022年核准并开工建设，2029年6月首台机组投产发电，2029年内全部机组投产。2023年11月11日，金沙江旭龙水电站成功实现大江截流,标志着该项目由前期准备工程阶段全面进入主体工程施工阶段。
2）奔子栏水电站装机容量240万千瓦，正常蓄水位2148米，总库容13.53亿立方米，电力送电云南电网，下游衔接金沙江中游龙盘水电站。计划2024年核准并开工，2027年截流，2033年投产发电，目前还在前期可研阶段。
以上资产不确定啥时候会注入，如果注入有可能需要向大股东增发股权换项目。
业绩测算及估值
2026年业绩测算只保守考虑已经核准和在建的项目：包括352万大渡河水电，火电新装机权益1000万千瓦，新能源新装机 1200 万千瓦。
前置条件：每年20亿减值计提，其他板块主要包含总部开支每年12亿左右，煤炭及其他打包在一起，察哈素煤矿复产后此部分收支抵消。
谨慎测算：
火电和水电度电净利润按23年前三季，风光度电净利润下降至0.1元
悲观测算：
1、假设煤价上涨，容量电价和煤价上涨对冲无效，火电度电净利润取2022年高煤价时的度电净利润，此时五大里面的其他四家基本全部亏损。
2、风光度电净利润下降为5分。
3、水电取2023年上半年蓄水来水不佳时的度电净利润
换一种假设条件，察哈素煤矿一旦复产，啥都不用考虑，归母净利润就能增加10亿。
乐观测算：
1、考虑当前各项政策有助于火电企业经营利润好转，其他企业赚2-3分每度电，国电应该能赚4-6分，按2023年的度电净利润加2分。
2、根据前文对国能大渡河3年后盈利预测，净利润增加12亿，实现归母净利润增加10亿，度电净利润约提高到5分。
3、风光度电净利润下降为5分。
估值分析：
1、股东回报
国电电力当前市值875亿，假设分红比例60%，2023-2026的净利润区间在[53亿-145亿]，对应静态股息率和市盈率下：
2、成长性
在2023年的基础之上，未来3年有2-3倍可预期的成长性空间，3年后还有两个大基地项目以及集团资产注入预期带来的成长空间。最差的情况还能有4%左右的股息率，我认为用这个安全垫换取未来几年的看涨期权有巨大的价值，同时也有足够的安全边际。
3、内在价值
1）煤矿资产：1000万吨的煤矿权益产能（其中500万吨为6000大卡热值动力煤）
2）火电资产：3500万千瓦权益装机
3）风光资产：1300万千瓦装机
4）水电资产：
大渡河：国能大渡河1500万千瓦，80%的股权，短期年利润30多亿
其他水电：271万千瓦权益装机每年赚4亿净利润的小水电
不用拿计算器，这些资产价值超过800多亿的市值，明显低估。
结论就是：国电电力是具备优秀股东回报、内在价值低估、有高成长的资产。
风险
1、资本性开支比较大，短期可能要继续发债，带来一个风险就是高负债扩张，财务杠杆在顺周期是蜜糖，在逆周期就是毒药。
2、项目多、分散，影响对确定性的判断
3、煤价上涨超预期
4、新能源竞争激烈，消纳和电价不及预期