甘肃能源各业务布局情况如何？

水电利润即将释放，风光产能增长可期。

1.水电折旧“十五五”集中到期，盈利水平有望大幅提升

来水已连续三年偏枯，24Q1 水电利用小时回升

公司水电利用小时总体高于全国水平，2021-2023 年来水严重偏枯，24Q1 来水开始修复。 公司水电站均位于甘肃省内，2019 年-24Q1，除公司水电利用小时五年内最低的 2022 年， 以及南方来水大幅改善的 24Q1，公司水电利用小时均高于全国平均水平，2019/2020 年公 司水电利用小时数更是较全国平均水平高 21%/24%。2021-2023 年公司连续三年来水偏枯， 水电利用小时 3733/3328/3420 小时，同比-21%/-11%/+3%，2023 年利用小时小幅修复， 24Q1 甘肃省水电利用小时同比+11%，公司水电利用小时同比+13%，趋势向好。

24Q1 公司水电上网电量同比+13%。公司小水电主要分布在甘肃省内黄河、姚河、白龙江、 大通河、黑河等流域，由控股子公司大容（62 万千瓦）、九甸峡（54 万千瓦）、炳灵（31 万千瓦）、河西（23 万千瓦）负责运营，其中九甸峡公司下辖洮河 7 级阶梯电站，九甸峡水 电站（装机 30 万千瓦）具备年调节能力，也是公司控股水电站中装机容量最大的电站。 2021-2023 年，公司水电站所在流域来水偏枯，水电上网电量实现 61/56/57 亿千瓦时，分 别同比-21%/-9%/+3%。2023 年初九甸峡水库水位为近 7 年来最低值，公司抢抓汛期洮河 流域来水，2023 年 11 月九甸峡水库水位达到近 5 年最高，对 24Q1（枯水期）公司水电发 电量同比增长 13%提供有力支撑。

批复为主、现货为辅，2023-24Q1 水电电价上涨

自 2022 年起，公司水电年度交易按照批复电价上网，少量水电进入现货市场。2020-2021 年，公司水电电量大量进入市场交易，水电电价取决于市场整体交易电价水平，2021 年公 司水电平均上网电价同比+7%。2022 年，在国家深化“电力市场价格形成机制”改革推动 下，甘肃省 2022 年年度交易中水电由政府委托甘肃省电力公司采购，企业不再自主参与 交易，按照批复电价上网，2022 年公司平均水电上网电价 0.274 元/千瓦时（含税），同比 +8%。2023 年公司水电少量进入现货市场，现货电价较批复电价更高，带动公司 2023 平 均水电上网电价同比小幅+1%。24Q1 公司水电电价同比上涨 12%至 0.309 元/千瓦时（含 税），可能系参与现货比例提升所致。

折旧构成一半营业成本，预计十五五将大幅降低

折旧占公司水电业务营业成本的比例达 50%左右，2023 年水电度电折旧 0.09 元/度。公司 水电营业成主要由折旧和人工成本构成，2020-2023 年折旧/人工成本占总营业成本的比例 在 50%左右/22-30%，合计构成总营业成本的 80%左右。其中，人工成本与公司用人需求 及工资水平相关；水电站实际使用寿命远大于其折旧年限，因此水电站折旧到期可为公司 利润增厚做出较大贡献。2020/2021/2022/2023 年水电度电折旧成本 0.06/0.07/0.08/0.09 元/度，逐年增加主要系水电发电量下降以及 2021 年神树水电站投产带来的年折旧增加。 目前，公司暂无新增水电装机计划，我们预计未来水电装机容量保持稳定，假设公司水电 厂机器设备/房屋建筑的折旧年限分别为 20/45 年，我们结合电站分批注入的时间和固定资 产原值的变化，分别测算机器设备、房屋建筑的年均折旧金额和折旧到期时间。

水电机组主要集中在 2008-2012 年投产，“十五五”机器设备折旧大规模到期。公司水电机 组主要在 2008-2012 年投产，根据我们的假设，水电站房屋建筑物在“十四五”、“十五五” 期间暂无折旧到期，机器设备将在“十五五”期间迎来大规模折旧到期。我们测算“十四 五”期间公司龙首二级、三甲水电站机器设备折旧到期，则公司 2026 年水电年折旧可较 2023 年降低 0.23 亿元（2023 年为 4.92 亿元）。“十五五”期间石门坪、龙汇、朱岔峡、天 王沟、九甸峡、炳灵、三道湾、峡城、吉利、水泊峡、杂木寺等水电站机器设备陆续折旧 到期，则公司 2031 年水电年折旧可较 2025 年降低 1.02 亿元。在利用小时和装机容量与 2023 年持平的情况下，至 2031 年折旧成本的降低将带来公司水电度电净利润相较 2023 年提升 1.8 分。至 2041 年，公司存量水电站机器设备折旧完毕。

还本推进叠加贷款利率下行，财务费用显著降低。除神树水电站 2021 年投产之外，公司自 2015 年之后未再新建/收购新的水电厂，由于存量机组贷款还本推进，公司财务费用逐年降 低，且近年来贷款利率下行，公司不断用低成本债置换此前的高成本债，财务费用下降更 为显著。2023 年，公司综合贷款利率 3.59%，较 2019 年下降 0.85pp。2020-2023 年，财务 费用平均每年减少 0.39 亿元。

我们测算公司 2023 年控股水电度电净利润已达四年内最低，具备较大弹性。根据公司披露 的经营数据以及各子公司的财务情况，我们测算公司 2021/2022/2023 年水电上网电价（含 税）0.236/0.253/0.274/0.276 元/度，同比+7%/+8%/+11%，逐年提升；2021/2022/2023 年水电度电营业成本 0.147/0.166/0.181 元/度，同比+34%/+13%/+9%，主要系来水偏枯导 致上网电量下滑。其中 2021/2022/2023 年公司水电度电折旧 0.072/0.084/0.086 元/度，同 比+27%/+16%/+3%，度电人工成本 0.041/0.049/0.055 元/度，同比+67%/+19%/+13%。我 们测算公司控股水电 2020/2021/2022/2023 年的度电净利润 0.055/0.031/0.024/0.016 元/ 度， 2023 年控股水电度电净利润达四年内最低。我们认为在来水修复、折旧到期和财务 费用下降的积极影响下，公司水电度电净利润具备较大弹性。

参股小三峡近三年稳定贡献 1 亿元以上投资收益

国投小三峡利用小时数高，2023 年度电净利润 8.7 分，盈利水平突出。国投小三峡系国投 电力控股子公司，下辖小峡、大峡、乌金峡三大水电站共 73 万千瓦的装机容量，均位于甘 肃省内的黄河流域，公司通过全资子公司大容公司直接持有其 32.57%的股份。2021-2023 年国投小三峡为公司贡献投资收益 1.08/1.25/1.06 亿，占公司总投资收益的 90%左右。黄 河流域上游建有刘家峡、龙羊峡等多年调节大型水库，可平滑来水、提升利用小时，国投 小三峡多年来利用小时数均保持在 5000 小时以上（2019 年达到 6000 以上），2023 年利用 小时数 5175 小时，比甘肃省水电利用小时 3898 小时高出 1277 小时。根据国投电力年报 以及我们的测算，国投小三峡 2021-2023 年度电净利润 8.1/10.1/8.7 分。

2.2023 年公司新能源利润亮眼，潜在产能增长空间充裕

2023 年公司新能源度电净利润 0.147 元

得益于风电利用小时、上网电价较高，且风电上网电量占新能源的 73%，公司 2023 年新 能源度电净利润达 0.147 元/度。公司新能源资产均在全资子公司酒汇公司体内，截至 2023 年控股风电/光伏装机 110/74 万千瓦。2023 年，公司风电业务盈利水平亮眼，利用小时、 含税上网电价分别上涨 18%、25%至 1951 小时、0.497 元/千瓦时，上网电量增长下度电 营业成本同比降低 35%至 0.029 元/千瓦时；光伏业务产能增长近三倍，带来光伏营业收入 同比+68%，但营业成本同比+91%。由于 2023 年公司风电上网电量占新能源总发电量的 73%，公司新能源利润主要取决于风电业务，2023 年新能源度电净利润达到 0.147 元/度。

公司新能源度电净利润位于可比新能源运营商前列。我们对比公司与三峡能源等公司绿电 的度电净利润，纵向看，公司新能源盈利能力经历了一定的爬坡过程，我们认为主要得益 于甘肃新能源消纳的一定程度改善带来利用小时上行和风电电价上涨，2023 年公司度电净 利润高达 0.147 元，位于可比新能源运营商首位。三峡能源 2023 年绿电度电净利润 0.141 元主要系拥有盈利较高的海上风电资产。

公司未来仍有 7GW 新能源产能待释放

公司新增新能源项目于 2022-2023 年集中投产。2019-2021 年，公司未新增控股新能源装 机，2022-2023 年集中投产新能源装机 90 万千瓦，其中 2022 年下半年投产麻黄滩风电、 瓜州北大桥光伏项目合计 25 万千瓦，2023 年投产高台县盐池滩风电 10 万千瓦，以及瓜州 干河口、永昌河清滩、凉州九墩滩光伏项目合计 55 万千瓦，至 2023 年底公司风电/光伏装 机达 110.4/73.6 万千瓦，较 2021 年底增长 37%/441%。公司新能源上网电量也随产能扩 张而增加，2023 年实现风光上网电量 28 亿千瓦时，同比+74%。

至“十四五”末期甘肃省新能源装机或将超 80GW。甘肃是我国绿色能源大省，截至 2023 年底，全省新能源装机超 5490 万千瓦，占甘肃省总装机比例的 63%；2023 年全年新能源 发电量 597 亿千瓦时，占甘肃省总发电量比例的 31%。甘肃也是绿色能源“西电东送”大 省，陇电外送超 25 个省份、每年对外输送量超过 520 亿千瓦时，其中近一半外送电都是新 能源。双碳目标下，甘肃省重点建设新能源项目，2021、2022、2023 年先后下达三批风光 大基地建设指标，合计新能源建设指标接近 53GW。根据《甘肃省“十四五”能源发展规 划》，至“十四五”末期甘肃省新能源装机或将超 80GW，2021 年底全省新能源装机 29GW， 即 2022-2025 年全省需新增新能源装机 51GW，与 53GW 的风光大基地建设指标适配。 公司手握 7GW 新能源储备项目，较现有产能具备 3.8 倍增长空间，已经纳入甘肃省 2024 年预备项目名单。目前，公司手握新能源项目 7GW，若全部投产后公司控股新能源产能较 目前的 1.84GW 还具备 3.8 倍的增长空间。甘肃省腾格里沙漠方案包括 1100 万千瓦外送、 600 万千瓦内用风光电基地项目，400 万千瓦调峰煤电改扩建，配套陇电入浙外送通道。其 中腾格里沙漠基地自用 600 万千瓦新能源项目已由公司控股股东甘肃电投集团完成了项目 优化选址等工作，根据甘肃电投集团避免同业竞争的相关承诺，由上市公司组建项目公司 作为开发主体。公司拟与华润新能源合作设立甘肃电投润能（武威）新能源有限公司负责 投资开发 6GW 腾格里沙漠大基地项目，由公司持股 51%。另外 1GW 为公司全资子公司酒 泉汇能取得的武威民勤 100 万千瓦风光建设指标，隶属甘肃省第三批风光大基地项目，目 前正在开展前期研究工作。上述两大项目均被纳入 2024 年甘肃省列重大建设项目预备清单。

陇电入鲁/浙特高压投运或将缓解利用小时压力

2023 年公司风电利用小时同比+18%，但 24Q1 风电/光伏利用小时同比-1%/-17%。我国“三 北”地区风光资源优渥，但经济发展相对落后、电力需求不足，大规模新能源项目并网下， 若消纳问题得不到解决，风光电利用小时极易受到挤压。2019-24Q1 公司风电利用小时总 体略低于甘肃省平均值，变动趋势与甘肃省趋同。2023 年，甘肃省风电利用小时同比+7% 至 2023 小时，公司风电利用小时为 1951 小时，同比+18%，同比增速高于甘肃省均值。 24Q1 全省风电利用小时同比-13%至 385 小时，但公司仅同比下滑 1%至 363 小时。 2019-2022 年公司光伏利用小时明显高于甘肃省均值，但近年来随着光伏项目并网加速、 电价下降以及外送通道建设节奏偏慢，公司光伏利用小时逐年降低。

预计 2025/2026 年陇电入鲁/浙特高压投运，配套新能源装机 21.5GW，将有力缓解甘肃省 内新能源消纳困境，减少利用小时下降压力。截止 2023 年底，甘肃省新能源装机达 55GW， 按照“十四五”末新能源装机达 80GW 的目标，预计 2024-2025 年还需新并网新能源装机 25GW。大规模新能源并网可能导致消纳困境，甘肃省从特高压及省间主网架建设入手，缓 解新能源消纳困境。2024 年，甘肃省将争取陇电入鲁早日投产、陇电入浙开工建设、陇电 入川核准，我们预计 2025、2026 年甘肃省将新投产陇电入鲁、陇电入浙特高压直流，两 条线路共配套新能源装机 21.5GW。此外，甘肃省加强西北区域省际 750 千伏主网架建设， “十四五”规划建设青海郭隆至甘肃武胜第三回 750 千伏线路工程、甘肃庆北至陕西夏州 750 千伏双回线路工程，分别于 2022 年/2023 年投运/批复。

公司风电电价持续上涨，光伏电价降幅相对可控

公司新能源基本市场化，2022 年-24Q1 风电电价持续上涨，光伏电价逐年降低。2021 年， 风光全面平价上网或进入市场，不再享受中央财政补贴。截至目前，公司风光电量基本市 场化。 2022/2023/24Q1 公 司 风 电 含 税 电 价 0.399/0.497/0.522 元 / 千 瓦 时 ， 同 比 +14%/+25%/+19%持续上涨，主要系 1）2021 年 10 月电力市场化改革后火电电价上涨， 甘肃新能源市场化电价随火电市场化电价提升而增长；2）风电高发在晚间用电高峰期，根 据市场化交易峰谷电价规则，峰时段电价相对更高。光伏发电高峰由于处于用电低谷期， 市场化交易电价较低，2022-2023 年公司平价光伏项目集中并网，光伏电价由 2021 年的 0.840 元/千瓦时降至 24Q1 的 0.390 元/千瓦时，降幅已达 54%。

2024 年甘肃省光伏降价预期较高，但 24Q1 公司光伏电价降幅相对可控。2023 年 10 月 27 日，甘肃省发布《甘肃省 2024 年省内电力中长期年度交易组织方案》，要求新能源企业峰、 谷、平时段交易基准价格为燃煤基准价格乘以峰谷分时系数，且各段交易价格不超过交易 基准价。光伏普遍大发在谷段，则光伏交易价格或仅为 0.1539 元/kWh 左右。24Q1 公司光 伏含税电价 0.390 元/kWh，远高于 0.1539 元/kWh，我们认为主要得益于公司交易策略。