国电电力盈利及利润新增长点在哪？

弃水改善、装机增长，水电板块呈盈利提升趋势。

1. 公司水电资产集中于大渡河流域，未来装机量仍有增长空间

公司水电资产主要集中于大渡河流域，未来增长空间相对较大。2022 年 8 月，国电电力公 司以43.70亿元收购国家能源集团所持有的大渡河公司11%的股权后，持股比例达到80%。 截至 2023Q1-3，公司控股水电机组容量达 1495.06 万千瓦，其中大渡河公司投产电站有龚 嘴、铜街子、瀑布沟、深溪沟、大岗山、枕头坝一级、猴子岩、吉牛、沙坪二级等 9 个电站， 总装机 1133.8 万千瓦。除国能大渡河公司外，公司在伊犁河、开都河等拥有水电装机 321.5 万千瓦。 “十四五”末期公司水电项目集中投产，双江口水电站年度调节能力有助于平衡丰枯发电 量。截至 2023Q1-3，公司的在建电站有大渡河流域的双江口、金川、枕头坝二级、沙坪一 级 4 个电站，总装机 352 万千瓦，预计将在 2024-2025 年投产，以及开都河流域的霍尔古 吐电站，装机量 42.65 万千瓦，预计将在 2025 年投产；另有大渡河流域的安宁、巴底、丹 巴、老鹰岩一级、老鹰岩二级等 5 个项目处在前期规划阶段，总装机约 295 万千瓦。公司 在建及规划装机规模合计 394.65 万千瓦，未来装机还有较大增长空间。其中，大渡河流域 的在建的双江口发电站装机容量 2000MW，多年平均发电量约为 77 亿千瓦时；同时双江口 水电站具有稀缺年度调节能力，其总库容为 28.97 亿 m³，调节库容为 19.17m³，建成后可 增加下游梯级电站枯期平均出力 176 万千瓦、枯期电量 66 亿千瓦时，平衡大渡河流域水电 站丰枯流量，提高下游电站发电效率。

2. 大渡河流域弃水问题进一步改善，水电板块利润有望增厚

据国家能源局，2020年大渡河流域的弃水电量约为202 亿千瓦时，占全省弃水电量的53%， 曾是全国弃水最严重的河流之一。大渡河流域的弃水问题主要原因是水电装机容量远超过省 内消纳能力；而且受到特高压直流线路和 500 千伏送出通道的网架局部阻塞的影响电力外 送通道不畅。 四川省用电量增速较高，外送能力有望进一步提升。2023 年四川省用电量为 3711 亿千瓦 时，同比上升 7.70%，领先全国平均水平。根据《四川省电源电网发展规划（2022-2025） 年》，四川省用电需求预计保持 10.4%的年均增长，到 2025 年社会用电量将达到 4870 亿千 瓦时。“十四五”期间多条特高压交流电工程将打通川电外输通道，根据《四川省“十四五” 能源发展规划》，四川将于“十四五”期间还将建成多条电力外送通道。该通知预计到 2025 年四川省电量外送机组留电能力预计到达 1920 万千瓦，将有效缓解川内弃水问题。

水电上网电价提升叠加利用小时数上升，有望改善公司水电资产的盈利能力。四川省水电 年度交易均价在 2018-2020 年下跌之后，2021-2022 年实现同比回升。其中 2022 年水电年 度均价为 223.78 元/兆瓦时，相较 2020 年上涨 11.65%。2023H1 西南地区来水持续偏枯， 公司水电售电价格进一步上涨到 305.38 元/兆瓦时，同比上涨 23.8%。“十四五”期间川内 电量供需紧平衡，预计将对水电电价形成较强支撑。公司较低的发电小时数也是制约盈利能 力的关键因素，由于大渡河流域长时间受困于消纳问题，公司水电利用小时数虽然高于全国 平均值，但相较于国投电力等可比公司始终处于低位。“十四五”期间四川省省内用电需求 上升以及外送特高压电网的建成投产，将在量、价两方面提升公司水电的盈利能力。

3.十四五风光装机快速提升，新能源贡献新的利润增长点

 持续推进新能源发展，风光装机量快速增长

公司装机结构转型持续，新能源装机量和售电量快速增长。2018-2022 年，公司新能源装 机量大规模增长，从 585.91 万千瓦上升到 1058.94 万千瓦，4 年 CAGR 为 14.9%。截至 2023 年，公司控股新能源装机容量为 1789.27 万千瓦，其中风电 929.33 万千瓦，光伏 859.94 千瓦。公司在 2018-2021 年公司风光售电量基本保持稳定，2022 年开始公司风光新能源售 电量大幅上升。2023 年，公司风光售电量 239.60 亿千瓦时；其中风电 182.13 亿千瓦时， 光伏 57.47 亿千瓦时，同比分别上涨 12.53% 和 163.39%。 “十四五”计划布局新能源装机量 3500 万千瓦，计划 2025 年清洁能源控股装机量占比将 达到 40%。2021、2022 年公司新能源装机分别核准备案 656.19、1620 万千瓦，新投产装 机 89.3、315.3 万千瓦，2023 年计划获取新能源资源超过 1400 万千瓦，核准 1200 万千瓦， 开工 960 万千瓦，投产 800 万千瓦。根据公司 2023 年半年报披露，截至 2023H1 公司新能 源重点在建工程规模达 620.01 万千瓦，其中在建风电项目 102.63 万千瓦，在建光伏项目 517.38 万千瓦。截止至 2023 年末，公司新能源装机量将达到 1783.27 万千瓦。

公司新能源业务布局广泛，因地制宜开发风光项目。目前公司在风光资源富集的北部地区布 局的基地式项目形成了建设、开发、储备的有序发展格局，在中部地区布局的场站式项目覆 盖区域进一步扩大，在经济发达、电价承受能力较强的东部地区布局的分布式项目已初具规 模，海上风电、海上光伏已制定整体发展策略，进入快速规模化开发阶段。 公司风光利用小时数较高，装机规模较大的风电利用小时数均高于全国平均水平；受 2021-2023H1 年风能年景较差以及公司主要建设分布式光伏的影响，公司新能源利用小时 数有所下降，2023H1 光伏发电利用小时数 533 小时（同比-83.76 小时），风电利用小时 数 1277 小时（同比+129.71 小时）。

常规能源为新能源业务提供支持，水火风光多种能源协同发展

传统能源助力新能源项目落地，一体化发展受央地政策支持。国家层面，发改委、能源局 下发的《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》提出多能源互补以加强 电源端的调节能力，同时明确要求大型风光基地项目要基于在运、在建或已核准的外送通道 并配套煤电灵活性改造或优先利用水电调节性能消纳近区风光电力。地方层面：内蒙古，新 疆，云南，四川等省份也出台支持“水火风光”一体化发展的政策并将部分新能源项目的获 得与煤电灵活性改造和蓄水储能能力挂钩。

公司常规能源布局广泛，在四川、新疆、内蒙古等省份均有重点布局；公司新能源装机可 充分利用上述区域内的火电机组的调峰能力以及水电机组的抽水蓄能优势实现“常规能源+ 新能源”协同发展。水电方面：公司以瀑布沟水电项目为依托，借助中游控制性水库优质的 调峰调频能力，高质量推动沿岸风电与光伏项目开发；大渡河流域的双江口水电站在 2024 年投产后将加强公司在大渡河流域的流域调节能力，进一步推进风光能源项目获取，同时公 司已在安徽，广西，江西获得 3 个抽水蓄能电站共 360 万千瓦开发权，未来有助于公司实 行“水风光”一体化布局。火电方面：公司积极实施“火电+新能源+调峰”战略获取风光基地 项目，目前已经获得蒙西鄂尔多斯采煤沉陷区 300 万千瓦光伏项目的备案证明，该项目依 托 4×100 万智慧火电工程，是典型的风光火储一体化互补项目。公司火电资产在内蒙古、 浙江、云南等区域重点布置，未来公司常规能源将为新能源装机获取提供项目获取优势。