國電電力(600795)煤電盈利能力領(lǐng)跑行業(yè)水風(fēng)光高增量助力發(fā)展

請仔細閱讀本報告末頁聲明財務(wù)指標(biāo)2022A2023A財務(wù)指標(biāo)2022A2023A2024E2025E2026E營業(yè)收入（百萬元）194,674180,999192,153198,321208,906增長率yoy（%）5.3歸母凈利潤（百萬元）2,8215,6099,01510,447增長率yoy（%）262.898.838.915.712.312.612.8EPS最新攤?。ㄔ?.160.310.440.510.5919.013.611.8股票信息股價走勢國電電力滬深30063%51%40%28%17% 5% -6%2023-062023-102024-022024-06作者分析師于夕朦郵箱：yuximeng@分析師何郭香池郵箱：hgxc@分析師范楊春曉郵箱：fycx@相關(guān)研究依托集團煤電聯(lián)營優(yōu)勢，高效火電盈利能力突出。公司在運火電裝機72.79GW，規(guī)模在上市公司中排名第二；60、100萬千瓦及以上煤電機組占比70.46%、28%，均為高效火電機組；在建火電項目開發(fā)建設(shè)節(jié)奏良好。從發(fā)電效率看，公司燃煤發(fā)電利用數(shù)高于行業(yè)及全國水平；從成本端看，依托集團煤電聯(lián)營優(yōu)勢以及煤炭行業(yè)供需改善，入爐標(biāo)煤單價持續(xù)下行，燃料供需平穩(wěn)；從電價端看，公司火電機組聚焦電力負荷中心，2023年上網(wǎng)電價仍基本保持較標(biāo)桿上浮20%左右；從度電毛利潤來看，在2021年煤價飆升導(dǎo)致火企盈利洼地的情況下，公司的度電毛利控制在接近0元/千瓦時左右，隨著煤價回落，2022-2023年度電毛利潤攀升至0.033、0.04元/千瓦時，公司成本管控能力突出，抗風(fēng)險及盈利能力具有強競爭力。存量水電具備消納改善條件，增量水風(fēng)光儲互補潛力巨大。公司水電資產(chǎn)主要分布在四川大渡河流域、新疆開都河流域，總裝機規(guī)模14.95GW。公司負責(zé)大渡河干流17個梯級水電站的開發(fā)，在四川省大渡河流域已投產(chǎn)9座電站，約占四川統(tǒng)調(diào)水電總裝機容量的27%，在建及規(guī)劃水電裝機為293.2/290萬千瓦。隨著近年川渝地區(qū)網(wǎng)架結(jié)構(gòu)的建設(shè)加速，大渡河流域棄水問題有望改善，新增輸配電線路工程也將滿足增量電源的并網(wǎng)送出需求，疊加電力供需形勢，公司在大渡河流域的水電項目具有量價齊升趨勢。新能源高增長持續(xù)貢獻利潤，持續(xù)具備資源獲取能力。公司新能源項目布局更加合理，主要分布在風(fēng)光資源富集的北方地區(qū)、以及經(jīng)濟發(fā)電、電價承受能力較強的東部地區(qū)。2023年公司風(fēng)電、光伏裝機分別同比增長24.6%、174.73%，并核準備案1528.8、開工853.64萬千瓦新能源項目。從行業(yè)整體看，2024年新能源裝機高增速將延續(xù)、上游產(chǎn)業(yè)鏈價格持續(xù)下降、存在電價下降預(yù)期但幅度可控，受益于新能源行業(yè)發(fā)展初期，保障性收購和電價補貼等支持政策，存量風(fēng)光項目度電毛利率大幅高于水電、火電水平。長期看，新能源度電毛利潤存在下行空間，行業(yè)收益率趨向合理平穩(wěn)，疊加裝機的快速增長，將持續(xù)貢獻利潤增量。投資建議：公司是國家能源集團常規(guī)能源發(fā)電業(yè)務(wù)整合平臺，依托煤炭聯(lián)營優(yōu)勢，煤電機組利用效率及盈利能力領(lǐng)跑行業(yè)，且盈利能力將隨煤價供需結(jié)構(gòu)變化而持續(xù)改善；大渡河流域棄水問題將隨西南網(wǎng)架結(jié)構(gòu)建設(shè)而改善，疊加省內(nèi)電力供需緊平衡、雙江口等電站投產(chǎn)，有望實現(xiàn)量價齊升。公司新能源資源獲取能力較強，存量疊加新增項目后的平均收益率情況良好，裝機高增長持續(xù)為公司貢獻利潤。我們預(yù)計公司2024-2026年實現(xiàn)營業(yè)收入1921、1983、2089億元，同比增長6.2%、3.2%、5.3%；實現(xiàn)歸母凈利潤77.91、90.15、104.47億元，同比增長38.9%、15.7%、15.9%；對應(yīng)EPSP.2請仔細閱讀本報告末頁聲明風(fēng)險提示：用電需求不及預(yù)期、煤價波動風(fēng)險、來水不及預(yù)期風(fēng)險、電價下降預(yù)期風(fēng)險、政策推進不及預(yù)期風(fēng)險、項目建設(shè)進度不及預(yù)期風(fēng)險。P.3請仔細閱讀本報告末頁聲明 5 5 7 92.依托集團煤電聯(lián)營優(yōu)勢，高效火電盈利能力突出 2.2.1利用率：在運火電裝機容量僅次于 2.2.2成本端：集團煤炭產(chǎn)能市占率 3.存量水電具備消納改善條件，增量水風(fēng)光儲互補潛力巨大 3.2大渡河流域棄水問題將改善，疊加電力供需 3.2.2西南網(wǎng)架結(jié)構(gòu)建設(shè)加速，改善大渡河棄水問題、為 3.2.4國能大渡河為公司貢獻較高凈利潤， 3.3新疆開都河流域規(guī)劃水光蓄儲基地，國內(nèi)首個抽蓄 4.新能源高增長持續(xù)貢獻利潤，行業(yè)收益率趨向合理平穩(wěn) 4.1新能源電價平價化伴隨上游降本增效，保障項目 4.2公司資源獲取能力較強，項目開發(fā)建設(shè)節(jié)奏體現(xiàn)良好成長性 圖表1：公司發(fā)展歷程 5 6圖表3：2023年公司業(yè)務(wù)分布地圖 6圖表4：2019-2023年公司營業(yè)收入及同比增速 7圖表5：2019-2023年公司歸母凈利潤及同比增速 7圖表6：2019-2023年公司營業(yè)成本及同比增速 7圖表7：2019-2023年公司毛利率及凈利率 7 8 8 8圖表11：2019-2023年公司有息負債平均利率 8圖表12：2019-2023年公司資本性支出情況 9圖表13：2019-2023年公司現(xiàn)金分紅及比例 9 9 9 10圖表17：2023年各電源上網(wǎng)電量占比（%） 10圖表18：2019-2023年上網(wǎng)電量及同比 10圖表19：2019-2023年平均上網(wǎng)電價及同比 10圖表20：2023公司營業(yè)收入占比（%按項目） 11 11 11 11 12P.4請仔細閱讀本報告末頁聲明 12 13圖表27：2019-2023年公司火電裝機量及增速 14圖表28：2023年公司火電裝機結(jié)構(gòu)分布 14圖表29：2019-2023年火電利用小時數(shù)及同比增減 14 14 15圖表32：2021-2023年公司采購原煤量及長協(xié)煤占比 15圖表33：2021-2023年公司入爐標(biāo)煤量及單價 15 15圖表35：2022-2023年公司控參股煤炭資產(chǎn) 16圖表36：2019-2023年火電上網(wǎng)電量及增速 16圖表37：2023年公司平均/煤機/燃機上網(wǎng)電價 16 16 17 17 17圖表42：2019-2023年公司水電利用小時數(shù)及增減 18 18圖表44：2019-2023年公司水電上網(wǎng)電量及增速 18圖表45：2021-2023年公司水電上網(wǎng)電價 18 19 19 20 20圖表50：川渝特高壓交流工程“Y”字形 22圖表51：2025年四川省際聯(lián)網(wǎng)工程規(guī)劃示意圖 22 23圖表53：2024年四川省內(nèi)水電市場交易電價上下限 24 25 25 25 27 27圖表59：2019-2023年公司風(fēng)電、光伏利用小時數(shù) 28圖表60：2021-2023年公司風(fēng)電、光伏上網(wǎng)電價 28圖表61：2023年國家能源集團風(fēng)電裝機分布 28圖表62：2023年國家能源集團光伏裝機分布 28圖表63：主營業(yè)務(wù)板塊盈利預(yù)測 30圖表64：可比行業(yè)上市公司估值比較 31P.5請仔細閱讀本報告末頁聲明1.公司介紹團與原神華集團合并重組為國家能源集團，國家能源集團成為國電電力的控股股東；2021年，公司與國家能源集團完成資產(chǎn)置換交割，置出金融、化工等非發(fā)電主業(yè)資產(chǎn)，家能源集團持有的國能大渡河流域水電開發(fā)有限公司11%股權(quán)，持股比例從69圖表1：公司發(fā)展歷程發(fā)展歷程公司成立：定向募集方式設(shè)立“大連東北熱電發(fā)展股份有限公司”滬A上市：上海證券交易所掛牌上市更名國電電力：東北電力開發(fā)公司持有本公司70%股份+大連發(fā)電廠4.9%股份，分別劃轉(zhuǎn)給原國家電力公司、遼寧電力有限公司和龍源電力集團公司，公司名稱更名為“國電電力發(fā)展股份有限公司”控股股東中國國電：原國家電力公司持有股份及龍源電力全部劃歸為中國國電集團。劃轉(zhuǎn)后，中國國電、遼寧電力和龍源電力分別持有公司34%、31%、9.9%的股份。股權(quán)轉(zhuǎn)讓：遼寧電力所持的公司股份全部轉(zhuǎn)讓給中國國電。劃轉(zhuǎn)后，中國國電、龍源電力分別持有公司47.95%和7.97%的股份。股權(quán)轉(zhuǎn)讓：龍源電力持有的公司股份無償劃轉(zhuǎn)給中國國電。劃轉(zhuǎn)后，中國國電持有公司53.64%股控股股東國家能源集團：中國國電集團有限公司與原神華集團有限責(zé)任公司實施聯(lián)合重組，國家能源集團作為重組后的母公司，吸收合并中國國電。國家能源集團成為國電電力的控股股東。合資公司北京國電電力：為有效解決同業(yè)競爭，國電電力和中國神華將以各自持有的相關(guān)火電公司股權(quán)及資產(chǎn)，共同組建合資公司“北京國電電力有限公司”合資公司資產(chǎn)交割：國電電力與中國神華合資組建的北京國電電力有限公司全部標(biāo)的資產(chǎn)完成交割，公司合并范圍增加原屬于中國神華的17家火電企業(yè)，控股裝機容量增加3053萬千瓦。置入優(yōu)質(zhì)常規(guī)能源發(fā)電資產(chǎn)：國電電力與國家能源集團完成資產(chǎn)置換交割，置出金融、化工等非發(fā)電主業(yè)資產(chǎn)，置入山東、福建等6省優(yōu)質(zhì)常規(guī)能源發(fā)電資產(chǎn)。增資國能大渡河：國電電力收購國家能源集團持有的國能大渡河流域水電開發(fā)有限公司11%股權(quán)，收購?fù)瓿珊蠊緦Υ蠖珊庸镜某止杀壤龔?9%上升至80%。公司控股股東為國家能源集團，實際控制人為國資委。公司自上市以來經(jīng)歷過兩次控股股東變更：2003年電力體制改革，原國家電力持有的股份以行政劃撥方式無償轉(zhuǎn)至中國國電集團；2017年中國國電集團與原神華集團合并重組為國家能源集團，合并完成后，國家能源集團成為國電電力的控股股進行多次資產(chǎn)交割、置換、收購，截至2023年底，公司持有國能大渡河公司80%股權(quán)、新疆開都河流域水電開發(fā)公司55.61%股權(quán)、北京國電電力有限公司57.47%股權(quán)、國電建投內(nèi)蒙古能源有限公司50%股權(quán)、國家能源集團山東有限公司P.6請仔細閱讀本報告末頁聲明圖表2：公司股權(quán)分布及主要參控股公司國電電力是國家能源集團控股的核心電力上市公司和常規(guī)能源發(fā)電業(yè)務(wù)的整合平臺。公司主要經(jīng)營業(yè)務(wù)為電力、熱力生產(chǎn)及銷售，產(chǎn)業(yè)涉及火電、水電、風(fēng)電、光伏發(fā)電及煤炭等領(lǐng)域，業(yè)務(wù)分布在全國29個省、市、自治區(qū)、直轄市。公司的發(fā)展策略是①加快新能源多元化、快速化、規(guī)?；?、效益化、科學(xué)化發(fā)展，積極獲取更多優(yōu)質(zhì)資源；②積極有序發(fā)展水電，推進大渡河流域、新疆開都河流域水電建設(shè)；③加快火電綠色耦合發(fā)展，科學(xué)建設(shè)保障支撐性電源，深化煤電存量機組“三改聯(lián)動”，深度融合城市積極拓展綜合能源服務(wù)，加快向綜合能源供應(yīng)商轉(zhuǎn)型；④加快布局儲能、氫能等新興產(chǎn)業(yè)，圖表3：2023年公司業(yè)務(wù)分布地圖P.7請仔細閱讀本報告末頁聲明圖表4：2019-2023年公司營業(yè)收入及同比增速圖表5：2019-2023年公司歸母凈利潤及同比增速020%15%10%5%0%-5%-10%400-10-20-30歸母凈利潤（億元）——同比（%）50%0%-50%圖表6：2019-2023年公司營業(yè)成本及同比增速——毛利率（%）——凈利率（%）圖表——毛利率（%）——凈利率（%）800600400025%20%15%10% 0%25%20%15%10% 0%-5%-10%-20%別維持在1%和0.3%左右。2023年，公司銷售、管理、財務(wù)、研發(fā)費用率分別為P.8請仔細閱讀本報告末頁聲明圖表8：2019-2023年公司三費率及研發(fā)費用率（%）圖表9：2019-2023年公司現(xiàn)金流（單位：億元）研發(fā)費用率8%6%4%0%6004002000-200-400-600經(jīng)營現(xiàn)金流投資現(xiàn)金流——籌資現(xiàn)金流凈現(xiàn)金流2019A2020A資本結(jié)構(gòu)有待優(yōu)化，有息負債平均利率下降。2019-2023年，公司資產(chǎn)負債率分別為68%、67%、72%、73.3%、74%，從行業(yè)內(nèi)同類型公司來看，資產(chǎn)負債率普遍高于60%，主要原因是發(fā)電項目投資規(guī)模大，對融資依賴性高。2019-2023年，公司有息負圖表10：2019-2023年公司總資產(chǎn)、總負債、資產(chǎn)負債率圖表11：2019-2023年公司有息負債平均利率4,0000——資產(chǎn)負債率（%）76%74%72%70%68%66%64%62%有息負債平均利率（%）05%4%4%3%3%2%2%1%1%0%P.9請仔細閱讀本報告末頁聲明圖表12：2019-2023年公司資本性支出情況圖表13：2019-2023年公司現(xiàn)金分紅及比例資本性支出總額（億元）基建及前期項目（億元）——占比（%）800700600400300090%80%70%60%50%40%30%20%10%0%50現(xiàn)金分紅（億元）——現(xiàn)金分紅比例（%）70%60%50%40%30%20%10%0%1.3主要經(jīng)營業(yè)務(wù)火電裝機規(guī)模主導(dǎo)，水電及新能源裝機規(guī)模提升。公司作為國家能源集團常規(guī)能源發(fā)電業(yè)務(wù)（火電/水電）整合平臺，在2019、2021年分別進行火電資產(chǎn)交割及置入，10563.73萬千瓦，其中：火電裝機量7279.24萬千瓦，占比69%；水電裝機量1495.06萬千瓦，占比14%；風(fēng)電裝機量929.33萬千瓦，占比9%；光伏裝機量圖表14：2019-2023年各電源裝機量（萬千瓦）圖表15：2023年各電源裝機量占比（%）8000700060004000300080007000600040003000水電8%69%0火力發(fā)電仍為發(fā)電量主力，發(fā)電效率顯著高于新能源。2023年公司總上網(wǎng)電量P.10請仔細閱讀本報告末頁聲明圖表16：2019-2023年各電源上網(wǎng)電量（億千瓦時）圖表17：2023年各電源上網(wǎng)電量占比（%）4000350030000光伏發(fā)電光伏發(fā)電4%\水電82%火電保供及調(diào)節(jié)價值確定致量價齊升，成本、收入兩端預(yù)期持續(xù)改善。從2019-2023年電量及電價趨勢變化可見，火電發(fā)電量因2021年保供開始增加同比增長2.85%；2023年下半年隨著燃料成本持續(xù)下降，電價上浮空間輕微縮窄，圖表18：2019-2023年上網(wǎng)電量及同比圖表19：2019-2023年平均上網(wǎng)電價及同比4,5004,0000上網(wǎng)電量（億千瓦時）——同比（%）450400350300010%8%6%4%4504003503000平均上網(wǎng)電價（元/兆瓦時）——同比（%）25%20%15%10%0%-5%-10%6%；煤炭行業(yè)營業(yè)收入14.44億元，占比1%。2023年煤炭行業(yè)毛利率分別為9.52%、44.29%、47.75%、-2.67P.11請仔細閱讀本報告末頁聲明圖表20：2023公司營業(yè)收入占比（%按項目）火力發(fā)電新能源發(fā)電水力發(fā)電其他業(yè)務(wù)火力發(fā)電新能源發(fā)電水力發(fā)電其他業(yè)務(wù)煤炭行業(yè)其他業(yè)務(wù)煤炭行業(yè)水力發(fā)電其他業(yè)務(wù)煤炭行業(yè)新能源發(fā)電6%火力發(fā)電85%80%70%60%50%40%30%20%10% 0%-10%華東地區(qū)為公司營業(yè)收入主要地區(qū)，西南地區(qū)毛利率最高。分地區(qū)圖表22：2023公司營業(yè)收入（億元按地區(qū)）圖表23：2019-2023公司毛利率變化（%按地區(qū)）60%50%60%50%40%30%20%10% 0%-10%600400內(nèi)部抵銷華中內(nèi)部抵銷華中其他業(yè)務(wù)西北華南西南東北華北華東-200P.12請仔細閱讀本報告末頁聲明國內(nèi)煤炭產(chǎn)能提升疊加進口煤大幅增長，動力煤供需格局改變。2023年國內(nèi)煤價呈現(xiàn)上半年下跌，下半年震蕩回升的態(tài)勢。上半年供需寬松，動力煤價格回落，秦皇島跌幅達到38.39%；步入三季度后，供應(yīng)端擾動疊加非電需求釋放，動力煤價格出現(xiàn)低噸，漲幅38.22%；2023年11月起，供需逐漸寬松，動力煤價格略有回落，截至2023年末，秦皇島5500大卡動力煤價格回落至921元/噸。2023年全年，秦皇島5500大卡動力煤均價為965元/噸，同比下降23.99%。2023年度，煤炭價格仍高于國家發(fā)改委于2022年2月發(fā)布《關(guān)于進動力煤市場價格震蕩下行，電煤中長期合同保障量價，成本端持續(xù)改善。根據(jù)《關(guān)于“基準價＋浮動價”價格機制簽訂和執(zhí)行，電煤價格基本確定在平穩(wěn)區(qū)間。由于電廠庫存偏高、進口煤炭的沖擊、非電需求還未釋放等因素帶來的煤炭供需變化，導(dǎo)致圖表24：秦皇島5500大卡動力煤價格（元/噸（2023.01.03-2024.05.22）圖表25：印尼、澳洲、山西省5500大卡庫提價格（元/噸（2023.01.03-2024.05.22）8006004000——印度尼西亞——澳大利亞——山西省9008007002023-012023-042023-0722023-012023-042023-072023-煤電單一制電價調(diào)整為兩部制電價，電價端穩(wěn)定保障盈利能力。2023年發(fā)改委、國家能源局發(fā)布《關(guān)于建立煤電容量電價機制的通知（發(fā)改價格〔2023〕電量電價通過市場化方式形成，靈敏反映電力市場供需、燃料成本變化等情況；容量電價水平根據(jù)轉(zhuǎn)型進度等實際情況合理確定并逐步調(diào)整，充分體現(xiàn)煤電對電力系統(tǒng)的支撐P.13請仔細閱讀本報告末頁聲明圖表26：各省級電網(wǎng)煤電容量電價水平及容量電費測算省級電網(wǎng)①通過容量電價回收煤電固定成本比例（%）②容量電價（元/千③按4500小時測算容量電費（分/千瓦時，含稅）天津冀北河北蒙西蒙東遼寧吉林黑龍江上海江蘇浙江安徽福建江西河南湖北湖南重慶陜西新疆青海寧夏甘肅深圳廣東云南海南貴州廣西平均根據(jù)政策，煤電容量電價按照回收煤電機組一定比例固定成本的方式確定。其中，用于計算容量電價的煤電機組固定成本實行全國統(tǒng)一標(biāo)準，為每年每千瓦330元；通過容量電價回收的固定成本比例，綜合考慮各地電力系統(tǒng)需要、煤電功能轉(zhuǎn)型情況等因素確根據(jù)國家能源局數(shù)據(jù)，2023年全國6000千瓦及以上電廠火電機組平均利用小時數(shù)4466小時，以近似值4500小時為測算基礎(chǔ)得到各省容量電費情況，全國為2.6分/千瓦時，其中，湖南、重慶、四川、青海、云南、廣西容量電費水平較高。隨著燃料價格回歸合理區(qū)間，電量電價會在現(xiàn)有基礎(chǔ)上逐步下降至穩(wěn)定水平，容量電價會隨著煤電對電力系統(tǒng)的支撐調(diào)節(jié)作用增強會逐漸提升，綜合電價將處于行業(yè)合理盈利P.14請仔細閱讀本報告末頁聲明2.2依托集團煤電聯(lián)營優(yōu)勢，火電盈利能2.2.1利用率：在運火電裝機容量僅次于華能國際、利用小時數(shù)高圖表27：2019-2023年公司火電裝機量及增速圖表28：2023年公司火電裝機結(jié)構(gòu)分布火電裝機量（萬千瓦）——同比增速（%）1.42%20%15%10%1.42%0%-5%-10%98.46%70.46%28.00%98.46%70.46%28.00%公司高度重視節(jié)能降耗工作，推進現(xiàn)役煤電機組實施節(jié)能降耗改造、供熱改造、靈活性持續(xù)推進綜合能源轉(zhuǎn)型，大力開拓綜合能源市場，非煤非電收入顯著增加。2023年公司火力發(fā)電機組平均供電煤耗為294.19克/千瓦公司火電機組利用效率顯著高于其他同類發(fā)電企業(yè)。2023年，公司火電利用小時數(shù)為由于電源結(jié)構(gòu)變化，導(dǎo)致電力局部性、階段性供需緊張，火電機組利用率持續(xù)提升。圖表29：2019-2023年火電利用小時數(shù)及同比增減圖表30：2022-2023年公司火電/煤機/燃機利用小時數(shù)火電利用小時6000400030000-100060004000300002022P.15請仔細閱讀本報告末頁聲明圖表31：公司與全國、其他發(fā)電企業(yè)煤電利用小時數(shù)對比2022年2023年60006000400030000國電電力大唐發(fā)電全國華能國際華電國際2.2.2成本端：集團煤炭產(chǎn)能市占率高，保障公司燃料供需平穩(wěn)2023年煤炭供需形勢持續(xù)向?qū)捤煞较蜣D(zhuǎn)變，公司深入挖潛增效，加大燃料成本管控，通過開展內(nèi)部調(diào)劑等措施節(jié)約燃料成本。全年共采購原煤1.84億噸，其中長協(xié)煤總量圖表32：2021-2023年公司采購原煤量及長協(xié)煤占比圖表33：2021-2023年公司入爐標(biāo)煤量及單價采購原煤（億噸）—左軸——長協(xié)煤占比（%）—右軸 98%97%96%95%94%93%92%91%90%89%88%入爐標(biāo)煤量（億噸）—左軸入爐標(biāo)煤單價（元/噸）-右軸 980960940920900880860高于其他四大發(fā)電集團的煤炭產(chǎn)能水平，煤炭產(chǎn)銷量占全國約18%，集團自產(chǎn)煤中長圖表34：截至2022年底，五大發(fā)電集團火電裝機容量、供電煤耗、煤炭產(chǎn)能情況國家能源華能集團華電集團大唐集團國家電投火電裝機容量（億千瓦）供電煤耗（克/千瓦時）煤炭產(chǎn)能（億噸）-P.16請仔細閱讀本報告末頁聲明公司煤炭業(yè)務(wù)以控參股三家煤炭企業(yè)開展，主要對應(yīng)三座煤礦：同忻煤礦、察哈素煤礦、黃陵建莊煤礦。2023年，國電建投察哈素煤礦、晉能控股同忻煤礦、山西煤業(yè)黃陵建導(dǎo)致收入大幅下降的主要原因為是：2022年對察哈素煤礦計提的煤炭專項整治費用為降低察哈素煤礦復(fù)產(chǎn)時間不確定性對公司帶來的持續(xù)影響，提高公司資產(chǎn)質(zhì)量及盈利能力，公司擬向控股股東國家能源集團全資子公司西部能源公司，非公開協(xié)議轉(zhuǎn)讓公司圖表35：2022-2023年公司控參股煤炭資產(chǎn)及收益情況地區(qū)控參股子公司煤礦權(quán)益比例2022年歸屬公司收益（億元）2023年歸屬公司收益（億元） 內(nèi)蒙古國電建內(nèi)蒙古能源有限公司察哈素煤礦50%8.73-4.89山西晉能控股煤業(yè)集團同忻煤礦山西有限公司同忻煤礦28%5.424.50 陜西陜西煤業(yè)集團黃陵建莊礦業(yè)有限公司黃陵建莊煤礦30%3.662.13合計17.81較去年同期基本持平，燃機上網(wǎng)電價為898圖表36：2019-2023年火電上網(wǎng)電量及增速圖表37：2023年公司平均/煤機/燃機上網(wǎng)電價40003500300008006000%40000-10%煤機上網(wǎng)電價（元/兆瓦時）燃機上網(wǎng)電價（元/兆瓦時）平均上網(wǎng)電價（元/兆瓦時）898.38926.21898.38592.65461.28438.88437.78461.73461.28438.88437.78373.5361.34公司火電機組主要聚焦沿江、沿海、沿線及電力負荷中心、特高壓外送源頭、一體化優(yōu)勢區(qū)域，發(fā)電量及售電價格均處于較高水平。電量方面，公司在江蘇、安徽、浙江、江蘇和浙江均屬電力受端省，安徽是煤炭儲量大、電力供需緊張的送受并舉省；電價方面：除蒙西外，其余地區(qū)的燃煤標(biāo)桿電價均高于電上網(wǎng)電價與當(dāng)?shù)厝济簶?biāo)桿電價進行比較，除廣東地區(qū)外，其他地區(qū)電價上浮空間圖表38：2023年公司火電分地區(qū)上網(wǎng)電量及上網(wǎng)電價情況上網(wǎng)電量(億千瓦時）上網(wǎng)電價（元/兆瓦時）燃煤標(biāo)桿電價（元/兆瓦時）較標(biāo)桿上?。ㄔ?兆瓦時）上浮比例（%） 山東219.84498.05394.90103.152P.17請仔細閱讀本報告末頁聲明上網(wǎng)電量(億千瓦時）上網(wǎng)電價（元/兆瓦時）燃煤標(biāo)桿電價（元/兆瓦時）較標(biāo)桿上?。ㄔ?兆瓦時）上浮比例（%）河北458.02364.4193.6125.7%415.30332.0183.2925.1%云南335.8082.1924.5%湖南46.97450.00109.77浙江415.31遼寧461.56375.6985.8722.9%海南429.79江西414.3091.9222.2%福建480.20393.20天津444.32365.5078.8221.6%444.71356.3563.1521.5%安徽464.40384.4080.0020.8%江蘇726.89469.23391.0078.2320.0%廣東42.68452.99圖表39：2023年分地區(qū)火電上網(wǎng)電量（億千瓦時）圖表40：2023年分地區(qū)火電上網(wǎng)電價較標(biāo)桿上?。?）圖表41：2020-2023年火電企業(yè)火電度電毛利潤對比（元/千瓦時）國電電力華能國際華電國際大唐發(fā)電——上海電力——國投電力2020年2021年2022年2023年P(guān).18請仔細閱讀本報告末頁聲明3.1主要分布在四川大渡河、新疆開都河流域及公司大型水電資產(chǎn)主要位于四川大渡河流域、新疆開都河流域及伊犁河流。公司水電項目分布在四川、新疆、遼寧、江西、浙江、安徽、福建、湖南等地區(qū)，除位于四川、新疆的大型水電資產(chǎn)外，其他地區(qū)有若干小水電。截至2023年底，公開都河流域水電開發(fā)有限公司（持股比例55.61%）、和禹水電開發(fā)公司（持股比例圖表42：2019-2023年公司水電利用小時數(shù)及增減圖表43：4500400045004000350030000-50045004000350030000圖表44：2019-2023年公司水電上網(wǎng)電量及增速圖表45：2021-2023年公司水電上網(wǎng)電價600水電上網(wǎng)電量（億千瓦時）水電同比（%）0%-5%-10%水電上網(wǎng)電價（元/兆瓦時）——水電上網(wǎng)電價同比（%）2502452402352302252205%4%3%2%0%P.19請仔細閱讀本報告末頁聲明占四川省水電資源總量的23.6%，在我國十三大水電基地中位居第五，電源點距四川域電站和12個其他流域電站，總裝機1133.8萬千的27%，發(fā)電量約占四川全社會用電量的五分之一，承擔(dān)四川電網(wǎng)主要調(diào)峰調(diào)頻任務(wù)，圖表46：大渡河流域水電梯級開發(fā)平面圖目前，公司在大渡河干流17座梯級電站中有8不在干流上）裝機量占比總規(guī)劃裝機為63.35%；4座電站臺機組投產(chǎn)；5座電站處于前期及核準中，分別為安寧、巴底、丹巴、老鷹巖一級、老圖表47：國能大渡河干流電站開發(fā)情況水電站名稱裝機容量（MW)調(diào)節(jié)能力機組狀態(tài)（預(yù)計首臺機組）投產(chǎn)時間猴子巖日調(diào)節(jié)投產(chǎn)大崗山日調(diào)節(jié)投產(chǎn)瀑布溝季調(diào)節(jié)投產(chǎn)深溪溝日調(diào)節(jié)投產(chǎn)P.20請仔細閱讀本報告末頁聲明水電站名稱裝機容量（MW)調(diào)節(jié)能力機組狀態(tài)（預(yù)計首臺機組）投產(chǎn)時間枕頭壩一級日調(diào)節(jié)投產(chǎn)沙坪二級日調(diào)節(jié)投產(chǎn)龔嘴日調(diào)節(jié)投產(chǎn)銅街子日調(diào)節(jié)投產(chǎn)合計1109.8雙江口年調(diào)節(jié)在建2025年底金川日調(diào)節(jié)在建枕頭壩二級日調(diào)節(jié)在建沙坪一級日調(diào)節(jié)在建合計安寧日調(diào)節(jié)前期日調(diào)節(jié)前期丹巴日調(diào)節(jié)前期老鷹巖一級日調(diào)節(jié)前期老鷹巖二級42日調(diào)節(jié)核準合計大渡河年調(diào)節(jié)水庫—雙江口電站近年將投產(chǎn)，積極推進大渡河水風(fēng)光一體化建設(shè)。雙清潔能源示范基地為目標(biāo)，全力推進大渡河水風(fēng)光一體化基地納入國家規(guī)劃，構(gòu)建以雙在送出通道容量充足和省內(nèi)電力需求增加的條件下，預(yù)計2026年大渡河座電站?？紤]實際產(chǎn)能爬坡時間，假設(shè)2026年新增雙江口其余五座電站（合計295萬千瓦）中，老鷹巖二級水電站已獲得核準，其余電站有望圖表48：大渡河梯級電站投產(chǎn)裝機量（萬千瓦）圖表49：大渡河梯級電站規(guī)劃年發(fā)電量（億千瓦時）2024年2026年規(guī)劃8座水電站雙江口電站投產(chǎn)金川、沙坪一級、枕頭壩二級投產(chǎn)其余5座電站1109.820093.21109.820093.22952952024年2026年規(guī)劃8座水電站雙江口電站投產(chǎn)金川、沙坪一級、枕頭壩二級投產(chǎn)其余5座電站484.224484.22477.0767.42127.2127.20200400600800P.21請仔細閱讀本報告末頁聲明國能大渡河是公司主要水電資產(chǎn)，電站全部位于四川省內(nèi)，屬于省調(diào)電站，電量在省流，約占全省棄水電量的53%。根據(jù)國家能源報，2015-2019年國能大渡河下屬公司大渡河流域棄水的原因與四川省內(nèi)電網(wǎng)結(jié)構(gòu)、電源點及負荷中心分布、調(diào)度機制等因素為省調(diào)直調(diào)廠，2020年大渡河流域水電裝機容量2252%，該比例與“棄水”占比基本一致；二是川內(nèi)另兩條江河—雅礱江、金沙江流域②省內(nèi)通道局部受限，外送通道能力不足：四川電網(wǎng)具有“強直弱交”特性，現(xiàn)有電網(wǎng)將面臨局部網(wǎng)架季節(jié)性重載、部分負荷中流特高壓線路都是直接外送，無法與省內(nèi)地方電網(wǎng)連接。③流域上游缺完全年調(diào)節(jié)能力，其余電站多為調(diào)節(jié)能力弱的徑流式水庫。疊加省內(nèi)通道受限，使得電力供需形勢從“豐余枯平”轉(zhuǎn)向“豐枯均缺”。川渝特高壓交流工程將滿足川西水電群和新能源并網(wǎng)送出需求，同時優(yōu)化西南電網(wǎng)網(wǎng)“西電東送”從水電群到負荷中心的輸電壓力，還承擔(dān)向華中、華東地區(qū)的送電任務(wù)，《四川省“十四五”能源發(fā)展規(guī)劃》中提及要實施重要電網(wǎng)工程，一是提升電源側(cè)匯集荷中心輸電通道：建設(shè)川渝特高壓交流網(wǎng)架，推進甘孜、阿壩、攀西等電源基地至省內(nèi)負荷中心特高壓交流工程，以及1000川渝電網(wǎng)特高壓交流工程作為重點推進項目，為成渝地區(qū)雙城經(jīng)濟圈建設(shè)提供堅強電力保障、增強甘孜、阿壩特高壓交流站電力匯集能力，緩解川西水電送至成都等負荷中心通道瓶頸制約。川渝特高壓工程建成后，西南電網(wǎng)的主網(wǎng)架電壓等級將從500千伏提工程新建四川甘孜、天府南、成都東和重慶銅梁4座特高壓變千伏安，新建雙回特高壓線路658公里P.22請仔細閱讀本報告末頁聲明圖表50：川渝特高壓交流工程“Y”字形網(wǎng)架第二條川渝特高壓交流工程于24年初開工，構(gòu)建川渝特高壓“之”字形網(wǎng)架。2024電工程）開工，阿壩特高壓建成以后，將新增一條“西電東送”電力大通道，構(gòu)建川渝特高壓“之”字形網(wǎng)架，將阿壩地區(qū)電力外送通道能力提升至圖表51：2025年四川省際聯(lián)網(wǎng)工程規(guī)劃示意圖大渡河流域棄水減少疊加雙江口電站投產(chǎn)在即，具備明確裝機增量預(yù)期。隨著四川省對西南電網(wǎng)網(wǎng)架結(jié)構(gòu)基礎(chǔ)設(shè)施、兩條主要川渝特高壓交流工程的建設(shè)推進，西南電網(wǎng)整體供電及安全運行能力將提升，將增加金沙江上游、大渡河上游電力送出通道，減少大P.23請仔細閱讀本報告末頁聲明四川省水電根據(jù)豐枯季節(jié)劃分，電價較基準電價上下浮動。根據(jù)《四川省發(fā)展和改革委員會關(guān)于調(diào)整四川電網(wǎng)豐枯峰谷電價政策有關(guān)事項的通知》（川發(fā)改價格〔2017〕水電電價較基準電價上下浮動：上網(wǎng)側(cè)取消峰谷電價和火電豐枯電價政策，水電豐枯電價調(diào)整為枯水期電價上浮24.5%，豐水四川省調(diào)水電站部分具有獨立批復(fù)電價，或按分類對應(yīng)標(biāo)桿電價。根據(jù)四川省發(fā)改委“季調(diào)節(jié)及不完全年調(diào)節(jié)”、“年調(diào)節(jié)及以上”水電分類標(biāo)桿電價相應(yīng)調(diào)整為每千瓦時日以后投產(chǎn)水電站。國能大渡河公司在2014年前投產(chǎn)的電站按照“還本付息電價”或 圖表52：國能大渡河公司在大渡河干流電站的批復(fù)上網(wǎng)電價裝機量（MW）上網(wǎng)電價（元/兆瓦時，含稅13%）投產(chǎn)年份猴子巖大崗山瀑布溝深溪溝枕頭壩一級沙坪二級龔嘴銅街子四川主網(wǎng)發(fā)電機組上網(wǎng)電量由優(yōu)先發(fā)電量、市場電量兩部分組成。根據(jù)四川省經(jīng)濟和信息化廳發(fā)布《2024年全省電力電量供需平衡方案及節(jié)能調(diào)度優(yōu)先電量規(guī)模計劃》，2024年主網(wǎng)優(yōu)先發(fā)電量總量為906.4億千瓦時，其中，水電607.6億千瓦時，燃機新機預(yù)留90億千瓦時。水電優(yōu)先發(fā)電量部分由電網(wǎng)按照各電動全額收購，參與市場電量部分按照電力市場交易方案形成市場電價進行交易。根據(jù)2022年四川省調(diào)度優(yōu)先電量規(guī)模計劃方案，水電優(yōu)先發(fā)電量占總主網(wǎng)水電上網(wǎng)電量的2024年四川省內(nèi)水電以年度交易為主，設(shè)置市場交易價格上下限。根據(jù)《四川省P.24請仔細閱讀本報告末頁聲明圖表53：2024年四川省內(nèi)水電市場交易電價上下限四川省電力供需形勢逐年收緊，市場化電價有望持續(xù)小幅上行。當(dāng)前，四川能源發(fā)展35.9%。年度集中交易與年度雙邊交易同期進行，前者在一定程度上折射出雙邊市場的集中交易價格方面，2024年全年均衡/豐水期/平水期/枯水期的集中交易成交均價分別水期降價顯著。分月成交均價來看，同水期不同月份豐水期價格差距較大，6月和10考慮到四川省經(jīng)濟總量的持續(xù)增長，用電需求急劇增加，用電負荷中心與水電送出通道能力的不匹配，以及近年水情不規(guī)律，導(dǎo)致2022-2023年四川省各個水期都出現(xiàn)了不國能大渡河凈利潤貢獻度占比高，增強公司抗風(fēng)險能力。從歷年數(shù)據(jù)來看，大渡河流域水電項目盈利穩(wěn)定，是公司業(yè)績基本盤。2021年公司火電板塊業(yè)由盈轉(zhuǎn)虧，水電、對比五家水電上市企業(yè)度電利潤，當(dāng)前國能大渡河度電利潤較低，但存在明顯改善預(yù)期。對五家水電上市企業(yè)度電利潤橫向?qū)Ρ龋?023年國能大渡河的度電利潤為0.036元/千瓦時，盈利能力弱于長江電力、國投電力、華能水電，僅高于同在四川省內(nèi)且為省調(diào)機組的川投能源，主要原因有上網(wǎng)電價較低、棄水導(dǎo)致利用小時數(shù)減少，這兩點負P.25請仔細閱讀本報告末頁聲明圖表54：國能大渡河貢獻凈利潤情況圖表55：2019-2023年水電企業(yè)度電利潤（元/千瓦時）40040056.0926.3326.3328.2518.6912.6414.0312.4114.357.83-18.45——長江電力——國投電力華能水電國電電力川投能源開都河水電基地是新疆四大水電基地之一，水能資源豐富，且處于南前已建成大山口、柳樹溝、察汗烏蘇水電站，在建有霍爾古吐、滾哈布奇勒水電站，分圖表56：新疆開都河中游河段“兩庫七級”開發(fā)方案裝機量（MW）調(diào)節(jié)能力開發(fā)階段阿仁薩很托亥-年調(diào)節(jié)能力（龍頭水庫）前期哈爾嘎廷郭勒-日調(diào)節(jié)能力前期霍爾古吐426.5日調(diào)節(jié)能力2023年3月開工滾哈布奇勒日調(diào)節(jié)能力察汗烏蘇日調(diào)節(jié)能力（調(diào)蓄水庫）2008年投產(chǎn)柳樹溝日調(diào)節(jié)能力2013年投產(chǎn)大山口日調(diào)節(jié)能力1992年投產(chǎn)產(chǎn)業(yè)金融研究院新疆裝機容量最大的抽水蓄能項目—和靜抽水蓄能電站，裝機容量210萬千瓦，與滾哈布奇勒水電站一同開工建設(shè)，是全國首個抽水蓄能與常規(guī)水電一體化開發(fā)運營的水電項目，兩電站均屬開都河公司建設(shè)管理。和靜抽水蓄能電站與滾哈布奇勒水電站共用下與電站日常發(fā)電調(diào)節(jié)，因此滾哈布奇勒電站僅具有日調(diào)節(jié)性能。和靜抽水蓄能電站建成后在新疆電網(wǎng)中主要承擔(dān)電力系統(tǒng)調(diào)峰、填谷、儲能、調(diào)務(wù)，兩個項目的開發(fā)建設(shè)可共同帶動開都河流域暨巴州北部千萬千瓦級水光蓄儲一體化P.26請仔細閱讀本報告末頁聲明4.新能源高增長持續(xù)貢獻利潤，行業(yè)收益率趨向合理平穩(wěn)4.1新能源電價平價化伴隨上游降本增效，保障項目光伏、風(fēng)電產(chǎn)業(yè)鏈價格持續(xù)下行，新能源發(fā)電成本優(yōu)勢進一步體現(xiàn)。由于多晶硅產(chǎn)能集中在2023年下半年翻倍擴產(chǎn)，供過于求導(dǎo)致價格大幅下跌，硅片庫存積壓嚴重，光伏產(chǎn)業(yè)鏈價格持續(xù)下降。根據(jù)索比光伏網(wǎng)據(jù)公開信息統(tǒng)計，一季度光伏組件定標(biāo)規(guī)模超近20%。風(fēng)電整機行業(yè)自平價時代后，開始加速大型化研發(fā)以及進行激烈的價格戰(zhàn)，部分第三梯隊整機企業(yè)在近兩年內(nèi)逐漸出清。根據(jù)風(fēng)電頭條風(fēng)電項目數(shù)據(jù)庫分析，2024年一季度陸上風(fēng)電整機商中標(biāo)均價的區(qū)間在1370電網(wǎng)收購辦法更新、輸配電建設(shè)提速，多方緩解新能源消納問題。由于新能源不穩(wěn)定的電源特性、滲透率的快速增加，全額消納對電網(wǎng)系統(tǒng)造成電力安全隱患和系統(tǒng)運行成上網(wǎng)電量分為保障性收購電量、市場交易電量、臨時調(diào)度電量，并對應(yīng)三類電價。該政策是對電力市場化改革的進一步落實，可再生能源收購責(zé)任由“電網(wǎng)全部承擔(dān)”變成“電力市場相關(guān)成員共擔(dān)，電網(wǎng)進行最后兜底”，價格模式將從“由政府、電力市場及參與市場競爭。除從政策方面緩解消納壓力，電網(wǎng)也提高對輸配電結(jié)構(gòu)的建設(shè)速度，降匹配，其“自食效應(yīng)”隨著滲透率的快速增長而強化，對系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力的需求、發(fā)電邊際成本為零也使得新能源市場交易的電價預(yù)期偏低，疊加上游產(chǎn)業(yè)鏈成本下降的傳導(dǎo)作現(xiàn)貨比例較低：2023年，全國新能源市場化交易電量6845億千瓦時，占總發(fā)電量的47.3%，其余基本由電網(wǎng)保量保價收購。而中長期電價由平價上網(wǎng)政策及燃煤電價中樞一季度，全國風(fēng)電、光伏電源新增裝機占總新增的89%，合理的電價機制和收益空間新能源項目提供利潤增量，度電毛利潤存在下行空間。從發(fā)電企業(yè)各電源度電毛利率漸趨近，但仍高于火電、水電度電毛利潤水平，2023年風(fēng)電、光伏度電毛利潤分別為P.27請仔細閱讀本報告末頁聲明展初期，保障性收購和電價補貼等支持政策，存量新能源項目保持高盈利水平，用較少的發(fā)電量占比貢獻較高的利潤占比。我們認為風(fēng)電、光伏發(fā)電與水電有類似之處，一是兩者的開發(fā)建設(shè)均與資源稟賦相關(guān)，二是發(fā)電邊際成本基本均為零，長期看，在度電成本持續(xù)下降的趨勢下，新能源項目度電毛利潤存在下行空圖表57：2020-2023年發(fā)電企業(yè)各電源度電毛利潤（元/千瓦時）0.4100.3860.3340.3860.3340.2970.2680.1140.1160.0610.0270.0110.2860.2610.1120.1090.2882020年-0.0222020年-0.0222021年2022年2023年4.2公司資源獲取能力較強，項目開發(fā)建設(shè)節(jié)奏體現(xiàn)良好成長性公司綠色低碳發(fā)展持續(xù)深化，新能源項目布局更加合理，主要分布在風(fēng)光資源富集的北增長174.73%。2023年，公司全年獲取新能源建設(shè)指標(biāo)1674萬千瓦，核準備案1528.8萬千瓦，開工853.64萬千瓦，新增裝圖表58：2019-2023年公司風(fēng)電、光伏裝機量及同比增速風(fēng)電裝機量（萬千瓦）風(fēng)電同比增速（%）光伏裝機量（萬千瓦）光伏同比增速（%）900800700600400300900800700600400300P.28請仔細閱讀本報告末頁聲明略低于全國利用小時數(shù)水平。上網(wǎng)電價方面，2023年風(fēng)電、光伏上網(wǎng)電價分別為圖表59：2019-2023年公司風(fēng)電、光伏利用小時數(shù)圖表60：2021-2023年公司風(fēng)電、光伏上網(wǎng)電價風(fēng)電利用小時光伏利用小時900800600400300000風(fēng)電上網(wǎng)電價（元/兆瓦時）光伏上網(wǎng)電價（元/兆瓦時）786.24526.93542.09523.6501.93526.93542.09523.6501.93480.88金融研究院作為國家能源集團主要發(fā)電上市平臺之一，持續(xù)具備資源獲取能力。國電電力、龍源電力為國家能源集團控股的兩家重要發(fā)電上市平臺，公司是集團常規(guī)能源發(fā)電企業(yè)整合分別占集團總裝機量的15.5%、24.6%，具備集團股東加持的資源獲取能力，新能源圖表61：2023年國家能源集團風(fēng)電裝機分布圖表62：2023年國家能源集團光伏裝機分布15.5%集團其他部分38.3%龍源電力46.3%24.6%集團其他部分58.4%龍源電力17.0%證券產(chǎn)業(yè)金融研究院證券產(chǎn)業(yè)金融研究院P.29請仔細閱讀本報告末頁聲明5.盈利預(yù)測與投資建議5.1盈利預(yù)測（1）火力發(fā)電：火力發(fā)電中包含燃煤、燃氣發(fā)電和供熱兩部分，其中供熱部分業(yè)務(wù)占電價方面：我們認為火電上網(wǎng)電價將隨煤價回落逐漸下降至合理區(qū)間，但考慮火電是經(jīng)濟性最高的調(diào)節(jié)性電源以及兩部制電價的實施，預(yù)計2024-2026年每年以毛利潤方面，考慮上游煤價具備一定回落預(yù)期，火電在電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)型中具備靈活調(diào)節(jié)性能和“壓艙石”作用，電價較燃煤標(biāo)桿有望持續(xù)保持一定上浮空間；天然氣業(yè)務(wù)穩(wěn)定且對業(yè)績影響極小，預(yù)計火電發(fā)電部分在2024-2026年毛利潤率每年電價方面：我們認為在西南網(wǎng)架結(jié)構(gòu)將完善、省內(nèi)電力供需偏緊的趨勢下，預(yù)計毛利潤方面：隨著大渡河棄水情況緩解，預(yù)計2024-2026年毛利潤率每年增加1裝機量方面：截至2023年底，公司新能源項目開工853.64萬千瓦、核準備案電價方面：隨著平價新能源項目比例的提高，綜合上網(wǎng)電價將受到較為明顯的沖毛利潤方面：受上游降本增效速度放緩、優(yōu)質(zhì)資源減少、電價下降等因素影響，（4）煤炭方面：為降低察哈素煤礦復(fù)產(chǎn)時間不確定性對公司帶來的持續(xù)影響，提高公司資產(chǎn)質(zhì)量及盈利能力，公司擬向控股股東國家能源集團全資子公司西部能源公司，非公開協(xié)議轉(zhuǎn)讓公司持有的國電建投50%股權(quán)。本次交易以資產(chǎn)基礎(chǔ)法評估，權(quán)益評估值為67.39億元，擬為本次交易價格，若于今年完成資產(chǎn)交割，將P.30請仔細閱讀本報告末頁聲明考慮投產(chǎn)時間及產(chǎn)能爬坡過程，當(dāng)年新增裝機發(fā)電效率按50%比例計算；因公司為央企電力集團控股上市公司，經(jīng)營業(yè)務(wù)范圍和所處行業(yè)較為固定，銷售、圖表63：主營業(yè)務(wù)板塊盈利預(yù)測火力發(fā)電產(chǎn)品營收(億元）-6.55%0.03%0.01%0.03%9.52%水力發(fā)電產(chǎn)品營收(億元）2.37%3.82%4.04%48.75%49.75%50.75%新