公司是國家能源集團常規能源業務整合平臺，截至2021年末，火電/水電/風電/光伏/氣電裝機量分別為76.4/15.0/7.1/0.4/1.0GW。其中，火電業務是主要收入來源，2021年收入占比為85.3%。2021年受燃煤成本大漲影響，公司實現歸母凈利潤-18.45億元。其中，火電業務凈利潤-59億元，較去年同期的116億元大幅下降;水電/風電/光伏/煤炭業務凈利潤25.0/12.5/0.6/18.2億元，成為2021年業績主要支撐。2022Q1公司實現歸母凈利潤10.56億元，環比大幅改善。

新能源：發力風光再出發，“十四五”收入CAGR或達38%。

I. 公司上調“十四五”新增新能源裝機至35GW，則“十四五”末新能源裝機量有望超40GW。粗略假設公司2022年新增裝機5GW，則2023-2025年需年均新增裝機9.7GW，2025年公司新能源業務收入或達264億元，CAGR 4=38%。2022 年公司將加快新能源開發，計劃獲取新能源資源超過10GW，核準9.31GW，開工6.66GW，投產4.84GW。

II. 若“十四五”完成35GW新增裝機，總投資額或將超1600億元。按照30%的資本金比例，公司需投入資本金合計467億元。

煤電：背靠集團燃煤成本優勢顯著，業績拐點將至。

I. 2022年火電上網電價或維持較高水平。2022Q1公司平均上網電價環比提升15.27%。雙碳背景下，電力或維持供需偏緊形勢，我們預計2022年公司火電上網電價或維持較高水平。

II. 煤價強監管+供需格局改善，燃煤成本有望改善。煤價監管趨嚴，動力煤價格上限明確，5月1日起，秦皇島港下水煤(5500千卡)中長期、現貨價格每噸不得超過770/1155元，疊加發改委對發電供熱企業長協煤覆蓋率的監管，火電企業處于煤價合理區間的煤炭長協覆蓋率有望提升。根據我們測算，2022年電煤全年需求或整體偏弱，疊加煤炭增產增供持續發力，煤炭供需緊張格局有望改善。長協煤覆蓋率提升+煤炭供需格局改善，燃煤成本有望改善。2021年公司火電業務度電毛利-0.002元/千瓦時，位居行業首位，成本優勢顯著。公司背靠國家能源集團，與中國神華同為集團下屬子公司，相較同行，公司處于政策價格區間的長協煤覆蓋率或更有保障。公司火電業務業績有望迎來拐點。

水電：大渡河消納改善+量價齊升，或將新增歸母凈利19.4億元I. “十四五”特高壓建成+雙江口投產，大渡河消納有望改善。大渡河水電資源豐富但棄水嚴重，2020年棄水量達107億千瓦時，占全國棄水量的35.6%。但隨著2022年白鶴灘-江蘇和浙江的兩條直流工程投產后，四川外送電量將達2500億千瓦時，較2021年四川外送電量增加約80%;疊加“十四五”四條川渝特高壓1000千伏交流通道投運，大渡河省內和省外送電瓶頸有望破解。此外，具有年調節能力的雙江口水電站有望于2024年投產，可調蓄增加大渡河枯期電量約66億千瓦時，進一步改善大渡河消納。根據我們測算，當大渡河棄水量減少50%時，有望帶來6.6億元的歸母凈利潤增量，占2021年大渡河歸屬國電電力凈利潤比重為43.8%。

II. 電價上漲+新機組投產，或將新增歸母凈利潤12.8億元，占2021年大渡河歸母凈利的85.6%。1)調度增發：根據我們測算，雙江口水電站調度增發電量或將產生歸母凈利潤8.1億元。2)新機組投產：公司在建的近4GW機組于2025年前后投產，有望新增歸母凈利潤3.2億元。3)電價上漲：2022年，四川發電側電力年度成交均價為0.2238元/千瓦時，同比上漲1.5分/千瓦時(同比+7.0%)。根據我們測算，市場化交易電價上漲1.5分/千瓦時有望增厚大渡河歸母凈利潤1.5億元。

投資建議：公司背靠國家能源集團，燃煤成本優勢顯著，火電業務有望迎來拐點;公司上調“十四五”新能源裝機至40GW+，打開成長空間;大渡河消納有望改善，量價齊升背景下，水電業務有望貢獻業績彈性。預計公司2022-2024年歸母凈利潤分別為55.0/69.1/81.8億元，對應PE分別為10.73/8.54/7.22倍。維持“買入”評級。

風險提示：政策推進不及預期;新增裝機不及預期;煤炭價格大幅上漲;電價下調;行業競爭加劇等;測算存在主觀性，僅供參考。