如何看待国投电力的成长空间？

防御性叠加成长性，造血动能历久弥 新。

1、雅砻江重要水电标的，核心业务量利齐增

公司水电装机规模居行业前列，在四川省拥有较高市占率，有望受益于当地电价 水平提升。公司水电资产主要分布在雅砻江流域，在黄河干流和澜沧江流域也有 4 座已投产水电站，目前水电装机规模总计 2128 万千瓦，在国内排名第三，仅 次于长江电力和华能水电，在四川省内的装机容量市占率在 19%左右。 2021-2022 年，随着两杨电站的投产，公司装机容量市占率有一定的提升。公司 发电量在四川的市占率常年保持在 22%以上，2022 年达 24%，较 2021 年提高 2 个百分点。受益于新电站的全面投产，2023 年上半年，在各水电站流域来水 偏枯的情况下，公司发电量市占率达 26%。随着电力市场化交易的推进，四川水 电上网电价有望上浮，为公司水电业绩增长提供支撑。 公司水电利用小时数高，水电业务经营稳健。受益于雅砻江流域优异的资源禀赋， 以及两河口水电站投产后与锦屏一级和二滩水电站形成的三大水库梯级联合调 度效用，公司水电利用小时数始终高于全国平均水平，并在同行中处于领先地位， 在 2018 年到 2020 年间，一度超过 5000 小时。2021-2022 年，受长江流域来水 偏枯以及新电站投产的影响，公司水电利用小时数有所下降，但仍然实现了 4958 小时和 4686 小时的利用小时数，高于长江电力、华能水电、国投电力等龙头水 电公司，有利于公司的稳健经营和盈利增长。

依托于雅砻江流域，公司水电板块提升空间大。根据雅砻江水电债券募集说明书， 雅砻江干流规划了 22 座梯级水电站，水电总装机容量约 3000 万千瓦，分别为 上游 10 座电站，中游 7 座电站（两河口、牙根一级、牙根二级、楞古、孟底沟、 杨房沟、卡拉），下游 5 座电站（锦屏一级、锦屏二级、官地、二滩、桐子林水 电站）。公司下游 5 座电站已建成投产，目前正开发建设中游电站，其中杨房沟、 两河口电站已分别于 2021 年 10 月、2022 年 3 月投产；卡拉、孟底沟电站进入 在建阶段，预计将于 2029-2032 年建成投产；牙根一级水电站于 2023 年上半年 获得核准，目前正在进行施工前期工作；其余电站正在前期规划中。此外，公司 分别在黄河干流和澜沧江流域拥有大峡、小峡、乌金峡以及大朝山电站，合计 205 万千瓦。公司在雅砻江流域已投产水电 1920 万千瓦，较雅砻江流域水电完成全面开发达到 3000 万千瓦的容量还有 1080 万千瓦的增长空间。

两杨投产对下游电站补偿效应明显，梯级水库优化调度提高雅砻江流域水库群年 发电量。2021 年两河口水电站、杨房沟水电站投产运行，公司预计其合计多年 平均发电量将达 170 亿千瓦时。两河口水电站是四川省内最大的多年调节水库， 投产后与雅砻江干流已建成的锦屏一级和二滩水电站形成三大联合调节水库，总 调节库容高达 148.4 亿立方米，根据项目可研阶段的测算，完全发挥调节性能后 对雅砻江中下游梯级电站多年平均发电量的补偿效益为 102 亿千瓦时。按照 2023 年电价调整后公司度电净利润 0.121 元/千瓦时计算，梯级水库优化调度可 使净利润增厚 12.37 亿元。伴随两河口电站蓄水工作的完成，预计补偿效益逐步 释放。 公司水电站定价机制逐步完善，市场化进程加速有望带动长期盈利增长。公司水 电上网电价主要按优先发电计划执行，少部分电量参与市场化交易。公司有近一 半的电量在川渝消纳，其次外送至江苏、江西等地。自 2019 年 7 月起，本地消 纳的部分，锦官电源组优先发电合同电价执行 0.2811 元/千瓦时，二滩 0.2685 元 /千瓦时，桐子林 0.2974 元/千瓦时；2022 年两河口机组投产后，按 0.3766 元/ 千瓦时的过渡期电价执行。2022 年 7 月，江苏省将锦官电源组送苏电价形成机 制完善为“基准落地电价+浮动电价”机制。其中，基准落地电价为江苏省燃煤 发电基准电价 0.391 元/千瓦时，浮动电价参照江苏省煤电市场交易结果，上浮 空间由送、受双方按照 1:1 比例分享。受煤价抬升的影响，锦官电源组送江苏上 网电价自 8 月 1 日起提升至 0.3195 元/千瓦时。随着市场化进程的加速，公司水 电上网电价有望进一步提升，长期盈利增长可期。

2、能源结构转型先锋，风光互补潜力拓宽

布局水风光综合能源基地，巩固新能源消纳优势。根据雅砻江水电公司相关规划， 雅砻江流域水风光互补绿色清洁可再生能源示范基地总规模超 8000 万千瓦，其 中风电、光伏发电超 4000 万千瓦、抽水蓄能发电超 1000 万千瓦，建成后将成 为世界规模最大的绿色清洁可再生能源基地之一。2023 年 6 月，公司水光互补 一期项目柯拉光伏电站并网发电，标志着全球最大、海拔最高的水光互补电站正 式投产，首次将全球“水光互补”项目规模提升至百万千瓦级，表明公司雅砻江 水风光一体化建设取得重大进展。截至目前，雅砻江流域的两河口、锦屏一级、 二滩三大控制性水库已全部建成，成为全国调节能力最好的大型流域之一，可为 沿江两岸的新能源提供较强大的调节能力。

此外，两河口混合式抽水蓄能电站已 于 2022 年 12 月开工，新增装机 120 万千瓦的抽水蓄能机组能进一步与周边风 电、光伏电站的发电特性互补，配套消纳相当于自身装机规模 3 倍的新能源；通 过水风光蓄一体化开发，两河口混合式抽水蓄能电站和两河口水电站能将 700 万千瓦左右随机波动的风电和光伏发电调整为平滑、稳定的优质电源。 公司新能源发电装机提速，2022-2025 年装机量有望翻两番。国投电力预计到“十 四五”末，公司新能源总投产装机规模达到 1700 万千瓦；同时，根据公司控股 装机容量 5000 万千瓦、清洁能源装机占比约为 72%的目标，我们预计 2025 年 公司风电、光伏装机量将分别达到 778 万千瓦、922 万千瓦，风光装机占比将从 2022 年的 12.2%提升至 32.3%。

公司新能源机组运行质量相对较高，风光度电毛利保持平稳。公司光伏项目利用小时数一直高于全国平均水平，风电项目利用小时数也逐步提升至全国平均水平， 新能源机组整体运行质量较高。2022 年，受新投产新能源机组未满年度运行等 因素的影响，公司风光利用小时数分别同比下降 110 小时和 43 小时。随着光伏 平价上网的推进，公司光伏上网电价呈下行趋势，2022 年公司光伏上网电价同 比下降 7.92%导致度电毛利相应下降 16.35%。公司风电上网电价在近三年有所 提升带动风电度电毛利上涨 0.04 元/千瓦时。未来风电及光伏项目上游成本将进 一步下降，新能源发电业务利润有望随着装机规模的提升保持增长。

3、公司管理优势明晰，现金流与分红双收

公司拥有丰富的资本运作经验和大股东的鼎力支持。公司自 2002 年借壳上市以 来，借助上市公司平台，利用非公开增发、GDR、配股、公开增 发、可转债、 公司债、中期票据等融资方式，为公司境内外大批优质在建和储备工程提供资金 支持，实现公司资产、装机、利润、市值的快速增长，积累了丰富的资本运作经 验，助力公司不断提升市场化和国际化水平。公司作为国投公司电力业务唯一资 本运作平台，在发展过程中得到了国投公司的鼎力支持，通过资产注入，公司取 得了雅砻江水电、国投大朝山等核心资产，实现公司快速做强做大。 公司职业经理人制度先进，注重项目效益。人事制度方面，公司通过建立职业经 理人制度增强管理层的市场意识、契约意识，实现了职业经理人契约化、市场化、 职业化，公司治理结构健全高效，有效激发公司管理层活力和公司发展动力，2022年企业管理人员绩效合约签订率达到 100%。项目效益方面，公司始终坚持“效 益第一”的投资管理原则，对水电项目质量把控严格，火电业务持续探索多煤种 掺烧技术，极大降低了燃料成本；水电业务精细化管理能力强，利润回报较高； 新能源投资回报水平达标，投研能力和运营管理能力得到验证。 相比于其他水电公司，国投电力分红能力进步明显、赶超同行业平均。我们选取 长江电力、华能水电、川投能源等水电企业作为国投电力的可比公司进行分析， 发现伴随两杨电站全部投产，2021-2022 年公司分红能力有显著进步，赶超水电 行业平均值：2022 年，公司每股股利为 0.28 元，比同行业平均值高出 0.07 元， 在 11 家水电公司中排名第四；股息率为 2.5%，比同行业平均值高出 0.6pct。2023 年公司经营性现金流和净利润保持增长势头，超越华能水电稳居行业第二。

相比于综合型火电公司，国投电力水电装机占比相对较高，具有较强的防御性。 相较于国电电力、华电国际、华能国际和大唐发电等综合型火电公司，国投电力 水电占比超过 50%，火电占比较低为 31%。截至 2023 年第三季度末，公司总装 机量为 3860 万千瓦，低于大唐发电、华电国际和国电电力等推荐综合型火电企 业，但公司经营性现金流和净利润均优于以火电为主的大唐发电和华电国际。 2022 年，受煤价高企的影响，大唐电力、华电国际和国电电力第四季度净利润均出现亏损，而公司净利润实现稳定提升。随着火电业绩收益的回弹，公司 2023 年第一季度和第二季度净利润甚至超过了国电电力，经营性现金流也保持稳定。 水电资产具备现金流充沛的特点，可以支持较高的分红开支，公司能够在受益火 电业绩回升弹性的同时，也具备水电的抗周期特征。