从繁华的沿海城市到偏远的大山村落，电力渗透到了几乎所有人的日常生活中，中国的用电普及率已经达到99.5%以上，年发电量位居世界第一，其中火电占据了70%左右的份额。

尽管占比最大，但是火电企业的盈利能力并不强，上市火电企业近十年的净资产甚至略有下滑，2021年更是经历了全行业的大面积亏损，因此火电企业长久以来不受投资者待见。在碳中和的能源革命大背景下，很多人认为盈利能力不强、周期性较强、污染又大的火电企业将会遭遇新能源的降维打击，不存在太大投资价值。

但恰恰是因为这场能源革命，火电企业正在浴火重生。经过对能源领域长期深入的研究，我们认为火电企业和新能源并非你存我亡的替代关系，而是相得益彰的促进关系。只要能够把握新能源革命提供的转型机遇，优质的火电企业将会脱胎换骨，在未来的两三年内迎来业绩腾飞。

01 反转的火电

火电企业原有商业模式的致命缺陷在于“市场煤、计划电”。煤炭价格由市场供需决定，存在较大的不确定性。为保障民生和企业发展，电力作为一种公共产品实行政府计划定价，一般很少上调。

对于火电企业来讲，这就意味成本端面临较大的波动，但收入端却基本锚定不动。只要电力价格不涨，煤炭企业和火电企业的盈利就会呈现出跷跷板行情：煤价涨时，煤企受益，火电受损；煤价跌时，煤企受损，火电受益。

我们在之前发表《周期性资源股投资思路——以山煤国际为例》一文（详见马化腾APP同名公众号）中早已指出，由于供给无法满足疫情后经济复苏所带来的需求，全球大宗产品迎来了普遍性上涨。国内的煤炭价格也一度从2021年初约650元/吨涨到1214元/吨，目前依然停留980元/吨的相对高位。如此一来，煤企自然是赚得盆满钵满，但却苦了火电企业。

资料来源：iFind

如下图所示的五家主要上市火电企业全部由盈转亏。其中华能国际最为惨烈，亏损102.6亿元，而相比之下国电电力亏损最少，亏损18.4亿元。

资料来源：公司公告

“市场煤，计划电”的定价机制使得火电企业在亏损后发电动力不足，影响了整个社会用电的安全性。针对这种现象，政府推出了多项有利于火电企业的调控政策。

在降成本方面，煤企的生产供应得到放开，2022年1至10月的煤炭产量增速高达10%，煤炭供不应求的局面得到缓解，预计煤价将会逐步进入下行通道。同时推动火电企业参考低于市场价的长协价进行煤炭采购，目前秦皇岛动力煤的长协价仅为728元/吨，比市场价低200元/吨以上。

在增收入方面，火电企业燃煤上网电价可上浮不超过20%，其中对高耗能企业的供电价格还可进一步上调。

在这些政策的推动下，火电行业将会逐步走出亏损泥潭，迎来困境反转。而其中煤炭采购成本较低的火电企业将会率先扭亏为盈，国电电力就是典型代表。国电电力的业务以火电为主，同时涉及水电、风电、光伏等领域，为全国最大电力上市公司之一。

国电电力的低成本采购优势来源于背后集团资源的大力支持。

2017年，国电电力与中国神华合并重组为国家能源集团，国家能源集团持有国电电力50.8%的股份，持有中国神华69.5%的股份。国电电力煤炭采购中的绝大部分来自中国神华，而中国神华的动力煤产量位居全国第一。在国家能源集团的协调下，中国神华对国电电力严格执行价格较低的长协煤，目前国电的低价长协煤比例已经从2021年的92%上升至100%，因此国电电力在煤炭成本控制方面更有优势。

2017年-2022年一季度各公司入炉标煤单价对比（资料来源：华泰证券）

这就意味着一旦行业稍微回暖，国电电力的火电板块就能恢复盈利。

2022年一季度，在成本方面，国电电力入炉标煤单价 986 元/吨，低于华能国际、华电国际的 1261、1200 元/吨。在收入方面，同期国电电力平均上网电价同比增长23.9%，为0.453元/ 千瓦时。国电电力2022年一季度剔除投资收益后的火电板块净利润已经扭亏为盈，达到8.9亿元，对应火电净利润为 10 元/兆瓦时。而同期的华电国际、华能国际仍因为煤价采购成本过高分别亏损 4 元/兆瓦时、30 元/兆瓦时。

2022年一季度火电盈利比较（资料来源：华泰证券）

综上所述，随着煤炭供给端紧张局面的缓解和发电收入端的增长，火电反转指日可待，而国电电力这种具有低成本优势的火电企业是行业优等生，在行业下行时利润下降幅度小，行业复苏时率先扭亏为盈。

火电企业度电盈利对比（资料来源：国海证券）

02 改善的水电

国电电力不但是火电反转中的优等生，其水电板块的业绩也将迎来持续性改善。

尽管水电只占国电电力7%左右的营收，但盈利的贡献度较大，稳定性也远远强于火电，因此水电的盈利是国电电力确定性很高的基本盘。

国电电力利润结构（资料来源：国海证券）

水电盈利的主要贡献者大渡河流域是本次改善的看点。2021年，大渡河公司实现净利润21.7亿元。国电电力当时持有大渡河公司69%股权，因此归属国电电力净利润为15.0亿元。

如下图所示，国电电力已经取得大渡河流域干流的上段（包括双江口-猴子岩）、下段（包括瀑布沟-铜街子）和中段的大岗山、老鹰岩等电站的水电资源开发权。

资料来源：公司官网

然而由于调节性水库不足，缺乏外送通道，大渡河流域弃水严重，相当比例的水电无法正常进入电网取得卖电收入。以2020年为例，大渡河弃水量为107亿千瓦时，占全国弃水量的35%以上，所以大渡河水电的利用小时数及度电毛利都低于长江电力等同行企业。

国电电力水电板块利用小时数及度电毛利对比（资料来源：国海证券）

但是这些弃水现象正在得到逐步改善。

在调节方面，大渡河上游的具有调节能力的双江口水电站计划于2024年投产发电，可调蓄增加大渡河下游枯水期电量约66亿千瓦时。

在输电方面，“十四五”期间，阿坝-成都东等4条川渝特高压1000千伏交流通道有望建成，可以提高大渡河上游的富余电力送出能力。

在需求方面，四川绿色廉价的水电资源也有望在未来有望吸引多晶硅、电解铝等一大批高耗能企业的入驻。

这些改善所带来净利润增量将十分可观。以2020年大渡河107亿度的弃水量和度电0.26元的四川水电平均电价为依据，保守预测当弃水量减少50%时，大渡河公司会产生9.6亿元的净利润增量；乐观预测当弃水量减少70%时，大渡河公司会产生13.3亿元的净利润增量。

除此之外，国电电力于今年 9 月底完成现金收购集团持有的大渡河 11%股权，交易作价 43.7 亿元，目前公司已持有国能大渡河 80%股权。以大渡河2021年21.7亿元的净利润计算，收购市盈率为18.3倍。以大渡河减少弃水50%后31.3亿元的净利润计算，收购市盈率仅为12.7倍。

国电不仅有着水电的业绩改善预期，此次收购价格也相对合理，可以为股东创造更好的收益。

03 进击的新能源

如果说国电的水电只是深挖利用现有存量，那么新能源就是碳中和能源革命下寻求增量的关键。

新能源业务主要由风力发电和光伏发电组成，2021年新能源总装机容量为7.4GW，营收占比为4.3%，为国电电力带来了13亿元的净利润。

由于国电电力的业务主要布局于风光资源丰富的西北地区，因而风电、光伏设备利用小时数均高于全国平均水平，这对应着更强的盈利能力。

国电电力风电及光伏利用小时数对比（资料来源：国海证券）

国电电力未来的增长亮点就在于新能源机组的迅速投产。国电电力计划“十四五”新增新能源装机35GW，相当于2021年7.4GW装规模的4.7倍，其中2022年计划投产4.84GW，预计2023-2025年公司年均新增装机9.7GW。

以2021年新能源项目的盈利能力为参考，2025年新能源业务的利润有望达到39.5亿元。除此之外，风电和光伏设备是由技术驱动的制造业，生产成本具有不断下降的趋势，因此未来新能源电站的投产成本有望进一步降低。

国电电力新能源业务盈利预测（资料来源：国海证券）

既然新能源的盈利能力如此强大，也能大大减少环境污染，为何不能快速实现对旧能源的降维打击？这是因为缺乏旧能源支持的新能源面临发电的消纳问题。

如下图所示，新能源发电出力具有波动性的特点，因此随着新能源渗透率提升，电力系统调节压力快速增长。

新能源发电出力时间示意图（资料来源：广发证券）

为了满足电力系统实时平衡的运行要求，在新能源发电过程中，系统中的灵活性资源（抽水蓄能、电化学储能、能够灵活调节的火电等） 需要响应新能源出力的变化，进行调峰调频等操作。当电力系统中灵活性资源不足时，将出现“弃风弃光的现象，并且会制约新增装机并网。

04 总结

抽水蓄能存在投资成本高、投资周期长、地理条件要求高且电能损耗大等缺点，电化学储能同样也存在能量密度低、使用寿命短等缺点。相比之下，火电灵活性改造具有技术成熟、建设周期短、投资成本低等优势，是目前技术条件下提升电网调节能力的较好选择，具备促进风光电力消纳和提升电力系统稳定性的双重作用。

所以，火电和新能源并不是你存我亡的替代关系，而是相得益彰的促进关系。能够灵活调节的火电是新能源转型的重要支撑，将更加有效发挥与新能源的互补作用。国电电力的火电占总装机容量的76%，获取新能源项目的优势十分明显。

国电电力的转型是否见效？其2022 年前三季度的业绩已经交上了一份漂亮的答卷：营收 1462 亿元，同比增长 22%；归属于上市公司股东的净利润 50 亿元，同比增长169%。

诚然，能源转型之路不会一帆风顺，国电也还可能会面临资本投入较大、补贴不到位、投产速度不及预期等问题。但道路的曲折不改前途的光明，为了让能源转型的过程更加平稳安全，必须先实现新旧能源的相互补充和互利共赢，这既是时代大势所趋，也是投资国电电力的根本逻辑。总之，国电电力将在近两年内迎来火电反转、水电改善以及新能源大发展这三重利好，实现企业价值的快速增长，完成乌鸡变凤凰的浴火重生。

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