2022年赣能股份市场现状及发展趋势分析 特高压落地缓解用电压力

一、赣能股份：火电盈利拐点已现，强现金+低杠杆厚植发展沃土

（一）江西省属电力平台，火电占比近九成

江西省唯一电力上市公司，控股股东江投集团直接持股39.72%，国投电力为第二大 股东。控股股东江西省投资集团是省属重要骨干企业，截至2022年3月末直接持股 公司39.72%股份；国投电力作为公司第二大股东，直接持股33.72%。公司在1997 年11月于深交所上市、2008年实施重大资产重组，现为江西省国资委唯一一家电力 上市企业，主营业务为火电、水电，2020年新增光伏发电业务。

集团旗下现有三家上市平台，各上市主体业务划分清晰。江投集团旗下现有赣能股 份（000899.SZ）、安源煤业（600397.SH）和万年青（000789.SZ）三家上市平 台，其中电力业务由赣能股份展开、煤炭业务由安源煤业展开、建材业务由万年青 展开。

2022Q1在运装机容量达1578MW，其中火电占比近九成。公司是江西省核心骨干发 电企业，截至2022Q1在运发电装机为1578.40MW，其中火电1400MW，水电100MW， 光伏78.4MW。近两年公司坚持围绕“以电为中心、打通上下游产业链”的发展战略， 大力发展新能源发电项目。（报告来源：未来智库）

2021全年上网电量同比-4.0%，2022Q1同比+9.9%。2021全年公司实现发电量71.70 亿千瓦时（同比-3.81%），实现上网电量68.35亿千瓦时（同比-4.04%），其中2021Q4 上网电量同比-28.47%。2022Q1实现上网电量16.85亿千瓦时（同比+9.87%），其 中火电占94.90%、水电占4.21%、光伏占0.89%。

（二）受高煤价影响 21 年亏损 2.5 亿元，22Q1 基本盈亏平衡

2021年业绩受煤价高位运行影响同比-179%，2022Q1基本盈亏平衡。2021年公司 营业收入达27亿元，同比+0.84%；受制于煤价大涨，归母净利润亏损2.48亿元，同 比-178.54%。2022Q1公司实现营收7.42亿元，同比+25.53%；受益于电价上浮及 煤价环比2021Q4下降13.79%，归母净利润微亏101.50万元，同比-103.75%。

公司近年电力业务营收增速下滑，2021年同比+0.3%。分业务来看，2021年公司电 力业务实现营收26.16亿元（同比+0.28%），占总营收的96.90%。回顾历史，2020 年公司火电业务贡献营收25.02亿元，占总营收93.47%；水电业务贡献营收0.99亿 元，占总营收3.68%；2020年新增的光伏业务贡献营收0.05亿元，占总营收0.18%。

2021年公司平均上网电价升至0.4324元/千瓦时（同比+4.60%），实现上网电量68.35 亿千瓦时（同比-4.04%）；电价上升幅度抵消发电量下降幅度，共同导致公司电力 业务营收同比提升0.28%。

2021年火电发电量同比-4.2%，测算火电机组利用小时数为4905小时。2021年公司 火电装机保持1400MW不变，火电发电量为68.67亿千瓦时，同比-4.16%。受清洁能 源挤压火电影响（2021年江西省用电量同比+14.5%，火电发电量占比同比下降 1.3pct至86.5%），测算2021年公司火电利用小时数降至4905小时（同比-213小时）。

公司煤炭采购价格同比大涨44%，导致电力业务毛利润亏损1.39亿元。2021年公司 电煤采购均价同比大幅提升44.28%至810.20元/吨（含税），导致毛利润亏损0.58 亿元（上年同期为盈利5.56亿元）；其中电力业务毛利润亏损1.39亿元，毛利率同 比-24.02pct至-5.30%，导致总毛利率、净利率同比分别下滑22.93、21.00pct至 -2.15%、-9.19%。2022Q1公司综合标煤单价环比下降13.79%，亏损幅度收窄，毛 利率、净利率分别为4.29%、-0.14%。

2021Q4单季业绩大幅亏损2.40亿元，2022Q1环比大幅收窄。分单季度看，2021年 公司平均结算电价升至0.4324元/千瓦时（含税，下同），同比+4.60%；参考公司 历史火电营收及毛利润情况，测算得出2021Q4火电结算电价达0.473元/千瓦时，同 比+15.32%。电价上浮难抵煤价攀高影响，2021Q4业绩大幅亏损2.40亿元。伴随电 价上浮+煤价环比下降，2022Q1公司盈利基本盈亏平衡。 公司2021Q4上网电量15.55亿千瓦时，较上年同期减少28.47%，主要受机组检修影 响；2022Q1公司上网电量为16.85%，较上年同期增加9.87%。

参考公司21Q4、22Q1毛利润分别为-1.68、0.32亿元，测算同期火电业务毛利润分 别-1.37、0.08亿元。根据公司季度上网电量公告，2021Q3~2022Q1火电单季度上 网电量分别为15.72、15.08、15.99亿千瓦时；2021全年平均结算电价同比+4.60%， 2021全年电煤采购价格同比+44.28%。参考2021Q3~2022Q1毛利润，测算得出 2021Q3、Q4公司火电业务毛利润分别亏损0.97、1.37亿元。假设2022Q1火电上网 电价较标杆电价上浮20%，测算得出2022Q1公司火电业务毛利润盈利0.08亿元。

（三）火电盈利拐点已现，强现金+低杠杆厚植发展沃土

2021年公司投资收益同比+40%，持股23%江西昌泰高速公路为重点关注对象。江 西昌泰高速公路是由公司和江西赣粤高速公路共同投资兴建的，截至2021年末公司 直接持股23.33%；2021年实现净利润4.08亿元（同比+49.98%）。公司火电机组占 比高，存在电源结构单一风险，通过对外多元化投资或能降低盈利波动风险。

公司业绩受煤价影响波动较大，但历年经营性现金流始终保持正流入。受益于电力 行业重资产模式影响，公司历年固定资产等折旧金额体量均在2~3亿元左右。2021 年公司经营性现金流净额同比-51.96%，主要是煤电巨亏所致，公司历年现金流均保 持正流入，收现比始终稳定在1倍以上。（报告来源：未来智库）

丰城三期加速建设下，公司2021年投资、筹资现金流规模增大，2022Q1在建工程 占比升至41%。公司对丰城三期在建项目投入不断加大，2019~2021年及2022Q1 构建固定资产、无形资产和其他长期资产支付的现金支出分别为4.75、5.84、16.05 及2.30亿元。截至2022Q1公司总资产达97.44亿元，其中在建工程体量升至39.94亿 元，占总资产比例迅速提高至40.99%。此外，2021年末公司计提减值前的存货达3.24 亿元其中原材料为1.82亿元。

2021年公司资产负债率升至52%，但仍低于同业平均水平。从负债端来看，2022Q1 公司长短期借款达37.79亿元（同比+106%），资产负债率提升至51.77%（2021年 为52.28%），同比提升15pct以上，但仍低于同业平均水平（55.77%）。

2021年受煤价大幅提升影响，公司ROE、ROIC降至-5.2%、-1.9%。从盈利能力方 面看，自2016下半年煤价走高，2017~2020年保持相对平稳下，公司2018~2020年 加权ROE逐年提升至同业平均水平；考虑债务回报，公司ROIC自2017年的1.5%提 升至2020年5.4%，高于同业平均水平。公司火电机组占九成，2021年煤价高位运行 下导致业绩巨亏，ROE降至-5.15%、ROIC降至-1.93%。

二、开源节流+丰城三期投产，火电业绩持续改善

（一）电价顶格上浮、长协煤比率提升，火电业绩持续改善

向上浮动限制扩至20%，短期收入端迅速打开天花板。原则上燃煤发电电量全部进入电力市场，还将煤电交易电价上下浮动范围扩大至20%，高耗能企业不受限制。参 考2022年度广东双边协商交易成交均价为497.04厘/千瓦时（较标杆上浮44.04厘/千 瓦时），2022年1-4月实际平均价差分别为46.40、44.79、47.42、47.27厘/千瓦时， 预计电价上浮将全年呈现。

成本端来看，我们从去年到今年国家对煤炭指导价的不同点入手：

2021年12月3日：发改委发布的《2022年煤炭中长期合同签订履约工作方案(征求意 见稿）》，提到2022年度5500大卡热值的动力煤港口下水销售基准价为700元/吨（长 协价格具体浮动区间为550-850元/吨）。 2022年2月24日：通知设定重点地区煤炭出矿环节中长期交易价格合理区间，其中 山西地区热值5500千卡的煤价合理区间为370-570元/吨，陕西为320-520元/吨，蒙 西260-460元/吨。

比较之后可以发现，一是煤炭价格中枢有下移趋势，二是浮动区间由300元/吨降至200元/吨。同时在新闻发布会上，发改委提到虽然目前没有对煤炭现货价格提出合 理区间，但现货价格不能明显偏离中长期交易价格合理区间。

2022年3月，国家发改委召集各省发改委、大型煤企、电力企业等开展部署2022年 煤炭中长期合同专项核查工作；同月18日下发《关于成立工作专班推动煤炭增产增 供有关工作的通知》，提出年内再释放产能3亿吨/年，力争全国煤炭日产量稳定在 1200万吨以上。2022年4月，国家发改委召开煤炭中长期合同签订履约专题视频会， 通报煤炭中长期合同签订履约核查情况；4月30日，发布《关于明确煤炭领域经营者 哄抬价格行为的公告》。伴随煤炭保供稳价政策层层加码，我们预计今年煤价中枢 下移、火电企业长协煤履约率有望提升。

2022Q1火电盈利拐点已至，全年预期持续改善。参考同业，依靠长协煤比例提升、 煤价高位回落、绿电装机落地等因素，火电企业盈利已经呈现底部反转。预期伴随 后续长协煤持续到位，及煤价中枢下移，行业单位盈利有望逐步恢复，火电全年业 绩持续改善。

（二）省用电量/发电量达 1.3 倍，特高压落地缓解用电压力

江西省经济发展稳中有进，近年用电量增速始终高于全国水平。2021年江西省地区 生产总值增长8.8%，高于全国0.7个百分点，居全国第4位。2021年全省三次产业增 加值占GDP比重分别为7.9%、44.5%和47.6%。经济稳定发展下，江西省2013~2021 年用电量增速始终高于全国水平。2020年全省三次产业及城乡居民用电量占比分别 为0.4%、43.0%、11.1%和12.5%。

省内电源以火电为主，能源对外依存度较高。江西省发电量主要为火力发电，2021 年火电发电量占全省发电量的86.5%，水电占4.6%，风电占6.0%，光伏占2.9%。江 西省作为典型的一次能源匮乏区域，能源基础设施建设滞后，加上能源供应单一、 对煤炭高度依赖、电源分布不均等问题，整体电力保障能力偏弱。近年全省用电量/ 发电量的比例在120%~130%左右，如电煤供应不足或区外电力支援不足，大负荷 高峰时段可能存在较大供电缺口。

两条特高压落地将极大缓解省内电力紧缺，也标志着江西省进入特高压时代。除建成雅砻江中游-江西特高压直流输电工程及其配套工程外， 还将争取引入第二回直流入赣输电工程。截至目前，江西省已落地雅中-江西、南昌 -长沙两条特高压，十四五正式进入特高压时代。

雅中-江西±800千伏特高压直流输电工程：起于四川省盐源县，止于江西省抚州市， 途经四川、云南、贵州、湖南、江西五省，输送容量800万千瓦，线路全长1711公 里，额定电压等级±800千伏。项目总投资244亿元，其中江西段长320公里，总投 资达93亿元。2019年9月25日工程启动施工，2021年6月21日竣工投运，标志着江 西省正式进入特高压时代。工程设计年输送电量400亿千瓦时，相当于替代受端原煤 1800万吨，减排烟尘1.4万吨、二氧化硫9万吨、氮氧化物9.4万吨、二氧化碳2960万吨，也为四川2021年基本解决水电“弃水”问题提供坚强有力的支撑。

南昌-长沙1000千伏特高压交流工程：该工程是华中特高压骨干网架的重要组成部分， 起于江西省南昌市，止于湖南省长沙市，新建两座1000千伏变电站，新增1200万千 伏安变电容量，线路长度2×341公里，总投资102亿元，将增加湖南、江西电网供电 能力350万千瓦以上。2021年12月26日，国家电网南昌—长沙1000千伏特高压交流 工程竣工投产，从开工到建成仅用10个月时间。（报告来源：未来智库）

两条特高压投产后，测算2022年省内火电利用小时数在4500小时左右。预计2022年全年全社 会用电量约8.7-8.8万亿千瓦时，同比增长5%-6%，假设江西省2022年用电增速同比 +8.5%（2020年江西省用电量增速较全国高2.7个pct，2021年为4.2个pct），火电 发电量占比同比下降1个pct至85.55%，2022年新增丰城三期2GW及赣浙国华信丰 电厂1.32GW装机，新增有效装机率为10%，则测算2022年江西省火电利用小时数 为4463小时，同比-13.67%。

十四五优化发展支撑性电源项目，加快建设现代能源体系。十四五期间，江西省坚 持“适度超前、内优外引、以电为主、多能互补”的原则，加快构建安全、高效、 清洁、低碳的现代能源体系。优化发展支撑性“兜底”电源，建成华能瑞金二期、 赣能丰城三期、赣浙国华信丰电厂、大唐新余二期等已核准清洁煤电项目。2025年 风电、光伏及生物质装机分别达到7GW、11GW以及1GW以上。

（三）丰城三期投产装机翻倍，测算 22 年火电毛利达 7 亿元

江西火电利用小时数远超全国水平，公司火电利用小时数与省内持平。2019~2021 年江西省全网火电机组发电小时分别达5153、5144、5170小时，远超同期全国火电 利用小时4307、4216、4448小时。而公司火电利用小时与省内基本持平，2019~2020 年分别为5111、5118小时。预计在江西省电力紧缺、优化发展已核准清洁煤电项目 的背景下，公司丰城三期项目投产，利用小时仍将处于较高水平。同时，公司在2021 年10月中旬后所有市场电量电价均已上浮20%落实到位，2022有望全年体现。

公司燃煤系自行采购管理，全部源自省外，主要依靠铁路进行运输。为消除公司与 控股股东关于燃煤采购的关联交易，自2012年起不再委托江西省投资电力燃料有限 责任公司采购燃煤，发电用煤全部实行自主采购和管理。2018~2020年，公司采购 原煤分别为300.64、288.69和268.71万吨，采购均价分别为608.12、575.54和561.55 元/吨。由于江西省位于中部地区，不属于电煤产出省份，公司煤炭全部依靠外省采 购，导致运费成本较高，从而整体采购价格偏高。2021年公司煤炭采购价格同比 +44.3%升至810元/吨，预计2022年煤价下行将缓解燃料成本端压力。

丰城三期2000MW火电项目预计2022年投产，届时公司火电装机将增至3400MW。 公司在建项目主要为江西丰城发电厂三期2X1000MW超超临界燃煤机组工程，总投 资额76.7亿元。受“11.24”特大安全事故影响，该项目于2016年11月24日停工，2017 年10月列入停建名单，2019年12月3日移出停建名单，2020年4月恢复建设。根据 公司在深交所互动易的回答，预计2022年上半年丰城三期项目将会有一台机组投产。 待全部机组投产后，公司控股装机将增至3400MW，较2021年末增长142.86%。

测算丰城三期项目投产一年，将贡献毛利润5.16亿元。参考公司火电历史利用小时 数（测算2021年为4905小时），考虑特高压落地影响，假设全年利用小时数为4600 小时，厂用电率4.5%，平均上网电价为江西省燃煤标杆电价（0.4143元/千瓦时，含 税）上涨20%，即0.4972元/千瓦时（含税）；参考公司2022Q1标煤单价较上季度 下降13.79%，假设煤价2022Q2~2022Q3环比下降8%、5%，而后基本保持稳定； 假设丰城三期2台机组分别与2022年6月末、9月末投产（对应22Q3、Q4正式产生收益），则测算得出未来一年（2022Q3~2023Q2）可贡献5.16亿元毛利润。

预计电价上浮全年体现+煤价环比下降，叠加丰城三期2GW煤电机组年内投产（假 设2台机组分别与2022Q3、2022Q4正式产生收益），预期公司未来4个季度业绩将 持续改善。

新增假设2023年上网电价较本地标杆上浮17%，利用小时数同比均下降2%，2023 年燃料单价同比-5%，测算得出2022~2023年公司火电业务毛利润分别为6.55、 11.51亿元，对应毛利率分别为15.44%、17.56%。

我们对公司2022年火电业务，从上网电价、利用小时数、燃料单价三个指标进行敏 感性测算，则2022年燃煤发电业务毛利润中枢值为6.55亿元，对应平均上网电价为 0.4972元/千瓦时，较江西省燃煤标杆电价上浮20%；对应利用小时数为4807小时， 同比-2.0%；对应燃料单价为794元/吨，同比-2%。（报告来源：未来智库）

三、火电辅助调峰+大力发展绿电，长期价值有望凸显

（一）现货+辅助服务市场日益完善，火电调峰收益可期

经济补偿与电价制度不完善，掣肘我国火电灵活性改造发展。伴随我国新型电力系 统加速建设，风光装机占比不断提高，电网调峰需求逐年增大。早在2016年6月我 国就启动了火电机组灵活性改造试点工作，涉及丹东电厂等22个项目（共计46台机 组，约18.18GW）。根据《国家电网服务新能源发展报告》，“十三五”期间国家 电网经营区内累计完成火电机组改造1.62亿千瓦，仅完成4亿千瓦火电机组深度调峰 改造目标的40%。经济补偿与电价市场机制的缺位是改造推行不畅的原因之一。

现货交易+辅助服务市场建设提速，长期火电改造成本机制有望理顺。2017年，国 家发改委、国家能源局联合发布了《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》， 选择南方地区（以广东起步）等8个地区作为第一批试点市场；2021年5月，扩大试 点范围至上海等6省市。辅助服务经济收益缺位，抑制火电灵活性改造发展。目前国 内火电灵活性改造的核心经济驱动力在于调峰辅助服务费用的影响，各地调峰服务 标准差异明显，导致改造积极性也各异。新版两个细则印发，火电改造成本机制有 望理顺，给予运营商合理利润水平。

伴随我国电力现货市场及辅助服务市场逐步完善，火电机组调峰调频盈利增量的弹 性增大。2021年9月7日，江西省能源局发布《关于加快推进实施清洁煤电机组灵活 性改造和节能降耗工作》的通知文件，要求全省60万千瓦等级及以上煤电机组必须 在2023年前达到30%额定出力的深度调峰。2021年9月17日公司丰电二期五号机组 挑战25%额定负荷深度下降试验成功，创造省内直流炉火电机组干态运行深度调峰 极限，成为江西省内火电机组中的一个标杆。后续公司还将全力推进两台机组灵活 性改造工作，抢先拿到辅助调峰服务新筹码。

（二）十四五积极转型谋发展，大力发展新能源运营

最新碳达峰方案提出加快建设新型电力系统，大力发展新能源。2021年10月26日， 国务院发布《2030年前碳达峰行动方案》，提出2030年我国风光装机需达12亿千瓦， 12亿千瓦则是2030年风光装机的下限。根据中电联公布数据，2021年我国风电和太 阳能发电装机容量为3.28亿千瓦和3.07亿千瓦，合计6.35亿千瓦。则未来9年内我国 光伏风电至少有5.65亿千瓦增量空间，2021-2030年风光装机复合增速可达7.3%。 以此复合增速计算，到十四五末，保守预测下我国风光装机最低可达8.43亿千瓦。

总体来看，若在乐观情况下（风光累计装机上限=前一年累计值+CPIA乐观情况下预 计当年新增装机值+风电年新增50GW），2025年末我国风光装机即达1210GW；若 在中观情况下（风光累计装机上限=前一年累计值+CPIA保守情况下预计当年新增装 机值+风电年新增50GW），2025年末我国风光装机达1135GW；若按照2030年12 亿千瓦（1200GW）的最低底线目标，则2021~2023年风光装机CAGR为7.3%，对 应2025年末我国风光装机达843GW。行业能源结构调整下，十四五风光运营商发展 空间广阔。

公司加快对新能源投资步伐，拟投资2.63亿建设10个光伏项目。目前公司已明确战 略转型方向，在发展传统发电业务的同时投资发展光伏、风电、储能、增量配电网 等新能源产业，截至2022Q1，公司所属光伏装机总容量为78.4MW。2022年4月15 日公司公告，将通过全资孙公司与控股子公司投资建设9个光伏项目，共计装机容量 17.08MW（拟投资额0.63亿元），光伏在建、拟建装机达67.08MW（拟投资总额2.63 亿元）。

拟投资128亿元，建设上高县2GW煤电及500~600MW光伏项目。2022年4月27日公 司与宜春市上高县人民政府签订《项目投资合作协议》。公司拟在上高县投资建设 总规模为2000MW清洁煤电项目和500MW-600MW集中式光伏发电项目、综合能源 服务项目，同时在上高乡村振兴中拓展乡村分布式光伏发电项目，上述项目总投资 约128亿元，预期公司新能源装机容量及比例将逐步提升。

四、盈利预测

核心假设：

考虑各机组年内并网时间不同问题，设置累计在运装机规模、有效在运装机规模两 个口径，其中

累计在运装机规模：为年末累计并网装机容量，时点数据； 有效在运装机规模：为考虑时间加权的年末并网装机容量，历史值为根据公司披露 的各项目发电量及利用小时数计算所得，预测新增值根据预期并网时间进行加权。

（一）火力发电 截至2021年末，公司可控火电装机1400MW，结合公司丰城三期2000MW火电厂建 设进度，预计该电厂2022年内投产，故2022年末可控火电装机达3400MW， 2023~2024年暂不考虑新增装机。

（二）水力发电 截至2021年末，公司可控水电装机100MW（抱子石40MW、居龙潭60MW），假设 2022~2024年水电无新增装机，2024年累计在运装机保持100MW不变。

预计公司2022~2024年EPS分别为0.42、0.85和1.07元/股，按最新收盘价对应PE分 别为12.96、6.35、5.06倍。年内预计丰电三期投产装机翻倍，结合电价上浮+长协 煤履约率提升，火电业绩预期持续改善；同时作为省级能源平台，绿电发展空间广 阔。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）