深度报告：优质煤电尚未识，直待凌云始道高

维持“增持”评级：公司煤电资产价值未被充分认知，维持2023~2025年EPS 0.39/0.51/0.59元。维持目标价5.64元，维持“增持”评级。 优质火电资产，盈利能力尚未被市场充分认知。市场认为公司煤电仅仅依赖煤炭资源优势，煤电机组性能较差且装机区域多位于低电价省份，煤电业务盈利改善空间较低；我们认为公司煤电绝非仅具备煤炭资源优势，煤电机组性能实际上已位居行业前列且装机区域持续向高电价省份集中，公司煤电业务盈利将超出市场预期。 与众不同的信息与逻辑：1）1H23公司煤电度电盈利优于同业且同比大幅提升，但结构上煤电业务盈利仍主要来自子公司北京国电电力，北京国电电力外火电资产盈利仍有修复空间；2）公司通过与集团进行一系列资产置换持续优化煤电电源结构和资产布局，逐步退出甘肃、新疆等西北低电价区域煤电资产，新增山东、江西等华中及沿海高电价区域煤电资产；3）公司通过资产置换及新建大容量机组等方式持续优化煤电资产质量，当前煤电机组利用小时数、大容量机组占比率等各项机组性能指标已显著优于行业平均水平，公司煤电资产盈利能力受益于多方位优势有望显著优于行业其他煤电资产。 催化剂：北京国电电力外其他煤电资产盈利修复，大容量煤电机组装机占比提升，煤电资产区域分布向高电价区域集中等。 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，资产及信用减值超预期等。 1.核心结论：优质煤电尚未识，直待凌云始道高 维持目标价5.64元，维持“增持”评级。我们认为公司煤电绝非仅具备煤炭资源优势，煤电机组性能实际上已位居行业前列且装机区域持续向高电价省份集中，公司煤电业务盈利将超出市场预期。 市场认为公司煤电仅仅依赖煤炭资源优势，煤电机组性能较差且装机区域多位于低电价省份，煤电业务盈利改善空间较低；而我们认为：1）1H23公司煤电度电盈利优于同业且同比大幅提升，但结构上煤电业务盈利仍主要来自子公司北京国电电力，北京国电电力外火电资产盈利仍有修复空间；2）公司通过与集团进行一系列资产置换持续优化煤电电源结构和资产布局，逐步退出甘肃、新疆等西北低电价区域煤电资产，新增山东、江西等华中及沿海高电价区域煤电资产；3）公司通过资产置换及新建大容量机组等方式持续优化煤电资产质量，当前煤电机组利用小时数、大容量机组占比率等各项机组性能指标已显著优于行业平均水平，公司煤电资产盈利能力受益于多方位优势有望显著优于行业其他煤电资产。 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2023~2025年控股装机分别为108/122/139GW，对应增速为11.3%/12.9%/13.8%；2023~2025年上网电量分别为4342/4613/4947亿千瓦时，对应增速为-1.4%/6.3%/7.2%。 我们预计公司2023~2025年的营业收入为1915/2012/2129亿元，对应增速为-0.6%/5.1%/5.8%。预计公司2023~2025归母净利润为70.0/91.3/104.5亿元，EPS为0.39/0.51/0.59元，BPS为2.83/3.22/3.65元。 表1：国电电力收入成本预测 2.2.估值 2.2.1.相对估值法：PE估值法、PB估值法 公司为全国性常规能源转型新能源发电公司，我们选取同样作为全国性常规能源转型新能源发电公司华能国际、大唐发电，以及全国性新能源发电公司三峡能源、龙源电力作为行业可比公司。可比公司2023年平均市盈率为15倍，以此作为比较对应估值为5.82元；可比公司2023年平均市净率为1.4倍，以此作为比较对应估值为3.95元。 表2：可比公司2023年平均PE为15倍 表3：可比公司2023年平均PB为1.4倍 2.2.2.绝对估值法：股利贴现法（DDM估值） 我们按照三阶段增长模型对未来国电电力的分红进行预期。把国电电力的分红增长在未来可以分为三个阶段： 1）我们预测2023~2025年为公司清洁能源装机高速增长阶段，需要的资本开支规模较高，假设该阶段公司分红比例为归母净利润的30%。 2）2026~2032年为过渡增长阶段，假设2026~2032年公司营业收入增速逐渐从2025年5.8%逐年等比例下降至0.5%；净利率由于新能源装机占比提升从2025年9.7%等比例提升至12.0%；过渡阶段公司资本开支压力减小，分红比例提升至50%（2032年分红比例进一步提升至70%）。 3）2032年后为永续增长阶段，我们假设此阶段分红比例维持70%不变，公司归母净利润同比增速维持在0.5%（主要考虑到我国电力装机有望随全社会用电量一同保持长期增长）。 表4：公司分红金额预测 DDM模型估算公司每股内在价值为8.30元。无风险利率取十年期国债收益率2.7%，市场预期收益率取7.0%，β系数假设为0.92，假设债务结构维持当前水平，税后债务成本为3.7%，永续增长率假设为0.5%，计算公司的股权成本Ke为6.7%。DDM结果显示，公司股权价值1480亿元，公司每股内在价值为8.30元。 表5：公司每股内在价值敏感性分析（单位：元） 综合PE、PB和DDM三种方法，我们维持公司目标价5.64元，维持“增持”评级。 3.煤电盈利超预期，拉动业绩持续增长 煤电修复优于同业，持续释放盈利弹性。公司1H23归母净利29.9亿元，同比+28.0%，主要受益于煤电业务盈利持续修复。公司1H23煤电分部净利润36.9亿元，同比+98.1%；同期煤电分部归母净利润13.2亿元，同比+415%。我们测算1H23公司火电度电利润总额0.030元/千瓦时，同比+0.013元/千瓦时，火电单位盈利水平持续优于同业。 图1：公司煤电持续修复拉动净利润增长 图2：公司煤电持续修复拉动归母净利润增长 图3：公司煤电业务利润总额优于可比公司 图4：公司煤电业务度电利润总额优于可比公司 4.盈利主要来自北京国电，剩余煤电资产仍有修复空 间 公司火电资产可划分为子公司北京国电内外两部分。2019年1月公司以其持有的相关火电公司股权及资产（截至3Q17末在运装机33.2GW）与中国神华持有的相关火电公司股权及资产（截至3Q17末在运装机33.1 GW）共同组建合资公司北京国电电力有限公司（公司持股57.5%，中国神华持股42.5%）。公司当前火电资产可分为由公司通过子公司北京国电间接控股及其他（包含公司直接控股火电资产及参股火电股权资产）两部分。 1H23公司火电业务盈利仍主要来自子公司北京国电电力。1H23北京国电电力净利润32.3亿元，同比+63.1%，占公司火电业务权益净利润比例为87.6%；我们测算同期北京国电电力为公司贡献权益净利润约11.2亿元，同比+109%，占公司火电业务权益净利润比例为85.3%。我们测算1H23北京国电电力平均ROE为3.7%。 图5：1H23北京国电电力归母净利润19.6亿元 图6：1H23北京国电电力平均ROE为3.7% 图7：公司火电业务净利润主要来自于北京国电 图8：公司火电业务归母净利主要来自于北京国电 表6：组建合资公司北京国电时双方出资标的资产明细 北京国电外火电资产盈利或仍有修复空间。我们测算1H23公司北京国电外火电业务净利润为4.6亿元，贡献归母净利润仅为1.9亿元。我们推测公司北京国电外火电资产盈利能力仍居于较低水平，未来或仍有修复空间。以公司披露的下属全资子公司国家能源集团山东电力/江西电力有限公司为例，山东电力/江西电力1H23归母净利润为0.25/0.29亿元，同期公司山东省/江西省火电上网电量高达103/86亿千瓦时。 图9：1H23山东/江西电力归母净利润较低 图10：1H23公司山东/江西两省火电电量规模较高 公司利润口径火电权益比例有望随北京国电电力外火电资产盈利修复而提升。我们推测公司对北京国电电力下属火电资产的穿透权益比例低于北京国电电力外火电资产的穿透权益比例：1）公司持有北京国电电力股权比例仅为57.5%，且北京国电下属控股火电厂亦存在一定少数股东股权比例；2）公司北京国电电力外火电资产多以直接控股或通过全资子公司间接控股方式持有。我们测算1H23公司煤电业务利润口径权益比例为35.7%，同比+22.0 ppts，我们推测或主要由于公司下属权益比例较高的火电子公司盈利同比修复所致。我们预计未来公司火电业务权益比例亦有望受益于北京国电外火电资产盈利能力修复而提升。 图11：公司火电利润口径权益比例低于装机口径权益比例 5.多方位竞争优势铸就壁垒，煤电盈利有望长期优于 同业 集团最大电力装机上市平台，集团董事长兼任公司董事长。公司为国家能源集团旗下最大的电力装机上市平台，截至2022年末公司累计电力总装机97GW，占集团累计电力装机比例33.8%；公司控股火电装机72 GW，占集团控股火电装机比例36.1%。截至1H23末公司董事长为刘国跃先生（现任国家能源集团董事长）。 图12：国家能源集团旗下6家上市平台简况 图13：公司火电上网电量向高电价区域集中 公司持续优化资产布局，火电资产向高电价区域靠拢。2020年以来公司通过与集团进行一系列火电资产置换持续优化电源结构和资产布局，逐步退出甘肃、新疆等西北低电价区域火电资产，新增山东、江西等华中及沿海高电价区域火电资产。截至2022末公司火电装机主要分布在东部沿海地区、大型煤电基地和外送电通道，2022年公司火电上网电量前三名所在省份为江苏/安徽/浙江，煤电基准价分别为0.391/0.384/0.415元/千瓦时，均高于中电联披露的全国平均煤电基准价0.380元/千瓦时。 表7：2020~2022年公司持续优化火电电源结构和资产布局 公司煤电机组各项指标均已显著优于行业平均水平。公司近年来通过置出/关停老旧机组（在此过程中已计提大额减值）及置入/自建新机组等方式，机组性能已显著优于行业平均水平：1）截至2022年末公司60万千瓦以上煤电机组占煤电装机容量比重为70.0%、100万千瓦以上煤电机组占煤电装机容量比重为26.6%；2)截至2022年末公司固定资产累计折旧率47.2%，低于同业（新机组占比较高）；3）2022年公司煤电利用小时数为5197小时，高于同业；4）2022年公司火电全口径供电煤耗（含气电）295克/千瓦时，同比-0.4克/千瓦时，我们推测煤电口径供电煤耗更优。 图14：公司固定资产累计折旧率较低 图15：公司2022年煤电利用小时数为5197小时 图16：公司截至2022年末60万以上机组占比72% 图17：公司2022年火电供电煤耗低于全国均值 图18：公司火电机组中气电占比较低 公司煤电业务盈利有望长期优于同业，资产价值有望重估。我们认为受益于机组性能、区域布局、煤炭资源等多方面优势，公司煤电业务不仅短期随市场煤价中枢下行仍具备盈利弹性、且长期盈利能力亦将稳定优于同行业其他煤电资产。公司煤电资产价值有望随盈利能力显现而得以重估。 6.风险提示 （1）用电需求不及预期 若全社会用电需求增长不及预期，公司各电源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，若新能源实际装机低于预期，公司业绩成长性将有所弱化。 （3）煤炭价格超预期 公司目前煤电装机占比仍然较大，煤价若持续上涨或维持更高水平，可能影响公司现金流及盈利情况。 （4）资产及信用减值超预期 若公司后续计提大额资产及信用减值，将影响当期账面利润。