1、企业定位变化
1）国家能源集团，持有国电电力总股本的50.78%。20年1月，国电管理层大换血，刘国跃（前国能总经理）成为国电电力董事长。22年9月，刘国跃升任国能董事长，兼任国电的董事长。—公司在集团的地位
2）18年与神华集团合并后，明确将国电电力作为其常规能源（水电、火电）整合平台，未来新增的常规能源发电业务由国电电力负责整合，授予国电电力常规能源发电业务的优先选择权。—集团水电、火电注入预期
3）22年4月，在21年年报中，明确2021-2025年新增新能源装机3500万千瓦，其中风电：光伏比例约为1：4。—打消了市场对新增风光资源给龙源的疑虑
2、火电变化
1）火电资产质量持续提升。19年至22年，公司多次优化火电资产，累计置入优质火电机组1,535万千瓦，置出新疆、宁夏等的亏损火电机组1,336万千瓦，煤电机组在经济发达地区的占比持续提升；供电煤耗从19年的299.03下降至295.08；利用小时数从19年的4538上升至5158小时；公司60 万、100万千瓦及以上煤电机组占比持续提升，22年已达69.99%。
2）新建火电资产质量相对优秀。公司十四五期间规划的火电新增装机容量约大概在1100万千瓦左右，每年都差不多投产200多万千瓦的机组。按电话会议披露，公司新建项目投向的三个方向：经济发达地区建设、新能源基地配套火电调峰、原有机组到寿命周期后的等容量替代。按电话会议披露，有10% 资本金IRR要求。
3）灵活性改造，将提高火电的盈利中枢及稳定性，进而提高估值。火电被新能源替代是未来趋势，进行灵活性改造，作为绿电配套进行调峰会成为新的收益模式。22Q3，公司明确已完成控股52GW的火电灵活性改造，剩余部分会陆续实施，最终向着100%的目标改造。火电灵活性改造后，会损失发电效率，提高单位煤耗率，盈利能力会大幅的降低，需要容量电价机制的普及。目前容量电价仅在个别省份普及，且机制不统一，有纯向用户侧收取容量补偿费用的（如山东），也有向用户侧、电源侧分摊收取的（如云南），目前政策尚未成熟，22年国电的容量补偿金额仅有0.24亿。长期来看，容量补偿机制全面推广，按券商测算各省可接受的补偿在0.06~0.14元/度（当前山东是0.09元/度）。
3、水电变化
1）大渡河水电量、价齐升。量的方面，a）在建3.52GW，权益2.78GW，将在25~26年全部装机；b）川渝特高压线路（2024年投运），外送电可以减少弃水；c）双江口电站的年调节能力，投产后预计可增加枯水期发电量66亿千瓦时。价的方面，a）川渝特高压线路，可以将大渡河的电输送至重庆，跨省送电，送电价格可参照受端地区市场交易价格浮动幅度调整，电价上浮以当地燃煤基准价为参考进行上浮；b）双江口电站的年调节能力，可将自身汛期来水转化为枯期发电量，提升盈利能力。具体的业绩不好按，按两江口对川投的历史成功经验，最终的盈利可能超预期。
2）集团水电资产注入预期。玛尔挡和金沙江能源基地，金沙江能源基地落地在2030年先不看。玛尔挡“水光蓄储”千万千瓦级多能互补一体化基地的总装机规模可达2700多万千瓦，计划2024年3月首批机组投产发电，2024年12月底全部机组投产发电。
3）公司拥有丰富的水电资源，长期百亿空间。大渡河18GW 12GW扩机潜力，帕隆江流域水电基地12GW，东北水电基地不明，及新疆、西藏、境外等拥有的水电资源。待大渡河在建项目全部落地后，还有2.95GW没有开发，及12GW扩机潜力，帕隆江流域也还没开发，另外依托水电资源已规划抽水蓄能5.4GW，将在25~27年建成，长期看，公司水电有百亿利润空间，将持续成长。
4、风光
1）十四五规划提供增长的确定性。22年末，公司风电控股装机745.93万千瓦，光伏控股装机313.01万千瓦。按规划十四五末，公司风电控股装机达到1508万千瓦，光伏控股装机达到2646万千瓦，增量以光伏为主，按80%权益预期计算，预计归母净利润可达60亿以上。
2）传统能源转型绿电有优势。1）利用火电、水电资源调峰，有助于公司风光大基地项目获取；2）利用现有的外送通道将电量“打捆”送出，不仅能够解决风光消纳问题，也能够降低项目送出通道建设成本；3）公司水、火可持续贡献400亿以上的经营性现金流净额，为风光装机量的快速增长提供充沛的资金支持，无需融资等对股权的稀释。
3）项目建设成本持续下降。光伏装机所需组件的原材料多晶硅料已从30万跌破20万，化学储能的原材料碳酸锂价格已从50万跌破20万，将提升新装电站的盈利能力。
4）风光运营规模可长期持续增长。按国家能源局21年预期，2025年风 光发电量占比达16.5%。按不同口径的提法，2050年风 光发电量占比达50~60%，仍有不小空间。
5）绿证长期价值，将大于发电本身。目前碳交易市场仅纳入了电力，且火电有免费的年度配额，供大于需。当前国内碳价56元/吨，是欧美的1/10，成交量不多。保增长压力下，22年未按计划将建材、有色行业纳入碳交易市场，给绿电消纳带来消极影响。未来随着建材、有色及更多高耗能行业逐步纳入碳交易市场，绿证交易量将会逐步提升、价格也将逐步提升。同时23年后落地的水电资产也会纳入绿证交易市场。
国电电力未披露绿电溢价情况，可参考同行中国电力22年年报：完成绿电交易25.3亿千瓦时，占全部风光售电量的12%，平均溢价0.053元/度（碳价约91元/吨），溢价率15%；绿证交易方面，22年共售出10.66万张（1.066亿千瓦时），平均溢价0.032元/度，贡献额外收益1.34亿元，占风光归母净利润的6.3%，预计23年绿电交易将大幅增加 60%左右，溢价水平也会有所增长。
5、分红回购
1）20~21年回购40亿元，占公司总股本9.24%，21年9月全部注销。
2）国电承诺的分红比例是30%。但18、19、20年的分红比例是65.48%、57.19%、29.23%，21年因亏损未分红，22年是49.68%。
国电电力不是弹性股，经过两年的逻辑演绎，股价必然已兑现一部分预期，中短期的股价表现无法确定，这是市场给的，而要战胜市场，只能看的更长些，26年150亿 归母净利润是可见的，可以获得稳稳的幸福
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