2022年国投电力发展现状及业务布局分析 装机增长、电价提升带动收入扩张

一、国投电力：国内水电龙头，清洁能源装机占比 68%

（一）持有雅砻江水电 52%股权，水电为利润核心

国投集团旗下核心电力上市平台，长江电力系公司第二大股东。公司通过国投集团 资产注入，控股雅砻江水电，是一家以水电为主、水火风光并济的综合电力公司。公 司控股股东国投集团持股51.32%（2022Q1），并凭借优质水电资产，获得长江电力 增持，合作开展流域联合调度。截至2022年3月末，长江电力直接间接持有公司17.16% 股权，系公司第二大股东。

水电控股装机规模行业第三，装机市占率5.3%。公司是国内水电龙头企业，装机规 模居行业第三位，2021年水电装机市占率达5.3%，以发电量口径计算，2021年公司 市占率达6.6%。

截至2022Q1控股装机3672万千瓦，其中水电控股装机2127万千瓦。2021年起，两 杨电站机组陆续投产，公司水电控股装机提升至2127万千瓦（2022Q1）；2016-2021年，火电装机经历先增长后剥离，整体规模变化不大，2022Q1火电控股装机1188万 千瓦；新能源业务逐渐发力，2022Q1风光控股装机分别提升至223、134万千瓦。

公司持有雅砻江水电52%股权，是公司核心资产，运营七座水电站，同时控股大朝 山、小三峡水电。火电业务方面，公司控股国投北疆、国投钦州发电、华夏电力、湄 洲湾电力、国投盘江五座火电厂，以及两个垃圾发电项目。风光装机357万千瓦分布 于国内十余个省区，并收购英国风电项目。

装机带动发电量增长，2016-2021年发电量CAGR为5.0%。两杨电站投产时间较短， 尚未达到最佳运行状态，2021年合计发电量45亿千瓦时，一定程度上弥补了来水偏 枯对发电量的影响。2021年，公司发电量1539亿千瓦时，同比增长3.6%。2022年一 季度，来水偏丰下，公司水电发电量同比提升9.1%，火电发电量同比降低9.1%，总 发电量319亿千瓦时，同比增长0.7%。

装机增长、电价提升带动收入扩张，2016-2021年公司营业收入CAGR为8.3%。公 司收入扩张主要依赖装机投产带动发电量提升，业绩则受火电燃料成本变动影响有 所波动。2020年，公司剥离部分低效火电资产导致收入降低，并确认投资收益提升 业绩。2021年，公司实现营业收入437亿元，同比增长11.1%，但燃料成本的大幅增 长，导致归母净利润同比降低55.8%，为24亿元。2022年一季度，电价大涨下收入同比增长20.1%，归母净利润同比降低14.9%。

水火共济决定收入，水电贡献主要毛利。从收入端来看，公司以水电、火电为主，两 项业务收入规模相当，2021年分别为199.4亿元、190.6亿元，分别占比46.7%、44.7%。 虽然水电和火电收入相当，但成本相差较大，水电业务贡献了主要的毛利润，2021 年火电业务亏损，而来水偏枯导致水电毛利略有降低，公司整体毛利润有所下降。

雅砻江水能资源优质，公司水电利用小时数高波动小。雅砻江流域水量丰沛、落差 巨大，公司近几年水电利用小时数均在5000小时左右，处于行业内领先水平，在四 川省内具有重要地位。同时，历年利用小时数稳定提升且波动较小，2021年新电站 投产及来水偏枯导致利用小时数有所降低。

公司水电站消纳区域主要为川渝、江苏、云南、甘肃地区，与同业相比水电上网电 价较高。锦官电源组送电江苏和川渝地区，批复电价0.2811元/千瓦时，电价较高， 留川电量自2016年起参与四川水电市场化交易，实际结算电价有所降低；二滩和桐 子林电量主要在川渝消纳，大朝山水电站参与云南省内交易，小三峡电站电量在甘 肃消纳。

（二）受制于煤价波动，2021 年火电盈利大幅亏损

2021年公司入炉标煤单价大幅增长63.7%至1018元/吨，燃料成本同比提升63.3%。 2018-2020年，公司入炉标煤单价分别为702、646、622元/吨，处于较低水平，2021 年大涨63.7%，根据发电量和供电煤耗计算燃料成本同比提升63.3%至118亿元。

煤价大涨下火电公司普遍亏损，业绩短期承压。公司火电机组经过结构优化后，火 电毛利率已提高至较高水平，2020年毛利率20.5%。2021年煤价大涨下，公司子公 司国投北疆、湄洲湾电力、国投钦州发电、华夏电力分别亏损16.55、5.17、1.96、 1.39亿元，火电业绩短期承压。

公司新能源业务快速增长，2016-2021年公司风电、光伏装机CAGR分别为26.8%、 60.0%，利用小时数均处于较高水平。公司较早布局新能源项目，风电项目主要通过 自建，光伏项目主要通过收购取得，装机规模快速提升，2016-2021年风电、光伏装 机CAGR分别为26.8%、60.0%。风电项目利用小时数逐年提高至全国平均水平，收 购光伏项目优质，利用小时数远高于全国平均水平。

公司风电光伏项目优质，盈利能力强。风电项目上网电价稳定，逐年小幅提升2021 年上网电价0.484元/千瓦时；由于光伏项目主要通过收购取得，建设时间较早，享受 高补贴电价，2021年平均上网电价0.918元/千瓦时。新能源业务盈利能力强，毛利 率逐年提升，2021年，风电、 光伏毛利率分别为58.6%、56.7%。

电价：2022年一季度公司平均上网电价0.374元/千瓦时，同比提升13.7%。伴随电力 市场化改革推进，公司市场化交易电量逐年提升，2021年占比已达41.8%。2021年， 煤电交易电价浮动范围扩大至20%，在煤炭价格上涨背景下，火电、水电市场化交 易电价均有提升，公司2021年平均上网电价0.319元/千瓦时（同比+6%），2022年 一季度进一步提升至0.374元/千瓦时（同比+13.7%）。

2022Q1毛利率净利率有所恢复，火电有望逐渐扭亏。2016-2020年，公司毛利率保 持在40%以上，净利率逐年提升至14%，ROE整体趋势向上提升至13.8%。2021年， 受燃料成本大涨影响，盈利能力有所降低，但伴随煤价回落及电价提升，2022年一 季度盈利能力已有所恢复，毛利率、净利率均相对2021年有所改善，预计火电业务 将逐渐扭亏。

两杨电站进入收尾阶段，期间费用率持续降低至13.0%。伴随两杨电站投产，卡拉、 孟底沟电站尚未进入建设高峰，公司水电开发带来的资本支出减少，财务费用进入 下行通道，2021年财务费用、管理费用分别为42.9、13.4亿元，期间费用率降低至 13.0%。

截至2021年底公司总资产、总负债分别为2414、1533亿元，资产负债率63.4%。公 司资产以固定资产和在建工程为主，2021年两杨电站投产，在建工程转固后，公司 固定资产达1843亿元。公司负债规模保持稳定，以长期借款为主，截至2021年底长 期借款1040亿元。2021年公司资产负债率63.4%，在同业中处于较高水平，未来短 期内公司资本支出将放缓，预计资产负债率逐渐降低。

经营现金流稳定，资本性支出放缓。公司现金流充沛，2020年已提升至200亿元以 上。投资现金流净额流出在100亿左右，同时偿还贷款，筹资现金流流出。2017年以 来公司资本性支出放缓，2021年资本性支出44.8亿元，主要用于雅砻江水电站、印 尼巴塘水电站建设，以及红石投资，红石投资主要投资建设英国风电项目。

分红稳定，2021年股利支付率50%。公司历年分红稳定，2016-2020年，保持35%的 股利支付率，2021年业绩下滑，公司股利支付率达50%。从股息率来看，公司股息 率较高，仅略低于十年期国债到期收益率，2022年业绩下滑分红降低，股息率有所 下降，但分红政策稳定，预计业绩恢复后股息率将回到正常水平。

二、水电盈利稳步提升，新能源迎来大发展

（一）两杨电站投产，电量释放及梯级补偿效益值得期待

两杨电站合计装机450万千瓦，设计发电量179亿千瓦时。两河口水电站装机容量300 万千瓦，年发电量110亿千瓦时，2021年9月首台机组投产，2022年3月全部机组投 产。杨房沟电站装机容量150万千瓦，单独运行时年均发电量59.62亿千瓦时，与两 河口电站联合运行时年均发电量68.56亿千瓦时。2021年两杨电站发电量45亿千瓦 时，尚未达到最佳运行状态，若达到设计发电量，则公司水电发电量可在2021年的 基础上提高15.2%。

考虑梯级补偿效益后，两河口电站可带来年均发电效益达327亿千瓦时。两河口电站是雅砻江 中游龙头水库，除自身设计发电量110亿千瓦时外，还具备梯级补偿效益，可增加雅 砻江两河口以下梯级电站年发电量102亿千瓦时，增加金沙江及长江三峡、葛洲坝电 站年发电量67亿千瓦时，还可使电力系统水电群弃水电量减少48亿千瓦时，考虑梯 级补偿效益后年均发电效益达327亿千瓦时。

两河口电站建成后可增加雅砻江下游梯级电站年发电量102亿千瓦时。根据雅砻江 水电债券募集说明书数据，孟底沟、杨房沟、卡拉、锦屏一级、锦屏二级、官地电站 联合运行时可分别增发电量9.73、8.93、5.27、17.80、4.70、7.40亿千瓦时，对其余电站按剩余增发电量和设计发电量比例进行估算，则牙根一级、牙根二级、楞古、 二滩水电站可分别增发电量1.60、6.31、16.48、23.78亿千瓦时。

两河口电价：两河口电站主要留川消纳，供电四川电网，作为多年调节电站，根据四 川省发改委《关于再次降低四川电网一般工商业用电价格等有关事项的通知》，核 定“年调节以上”水电标杆电价0.3766元/千瓦时，同时根据四川省丰枯电价政策， 枯水期电价上浮24.5%，丰水期电价下浮24%。假设两河口电站平水期批复电价 0.3766元/千瓦时，根据《关于国投电力控股股份有限公司配股申请文件反馈意见的 回复》中，两河口电站各运行时期的发电量占比，计算加权平均批复电价为0.3708 元/千瓦时。暂不考虑市场化交易。两河口电站尚处于过渡期，2022Q1上网电价高达 0.46元/千瓦时，与测算枯水期批复电价相近。

杨房沟电价：杨房沟电站通过雅中直流送电江西等华中地区，雅中直流已于2021年 6月建成投运，根据国家发改委，雅中直流临时输电价格为6.85分/千瓦时（含税，含 输电环节线损，线损率6%），根据江西省燃煤标杆电价0.4143元/千瓦时扣除输电价 格和线损，测算杨房沟上网电价为0.3458元/千瓦时。

收入测算：两河口设计发电量110亿千瓦时，杨房沟单独运行时设计发电量59.6亿千 瓦时，厂用电率参考二者2021年数据分别为0.47%、0.68%。测算两杨电站单独运行 可带来总收入54.05亿元。

利润测算：根据雅砻江水电债券募集说明书，两河口、杨房沟总投资分别为665、200 亿元，考虑公司过去水电站建设实际投资额低于计划投资，假设转固比例95%；参 考雅砻江水电历史折旧年限，假设折旧年限36年，计算两杨电站年折旧24亿元。同 时，截至2022年3月，两河口、杨房沟资本金投入比例分别为23.3%、26.1%，假设 贷款利率3.5%。两杨电站可享受“三免三减半”优惠税率。根据以上假设，测算单 独运行时两杨电站净利润0.96亿元。

补偿收入和利润测算：两河口电站可为下游电站带来增发电量，截至2022Q1，下游已投产电站为杨房沟、锦屏一级、锦屏二级、官地、二滩电站，合计可增发电量62.62 亿千瓦时，根据各电站2021年厂用电率和平均上网电价，测算两河口电站可为下游 电站带来补偿收入14.79亿元。扣除成本、费用、税费之后，测算两河口电站可为下 游电站增加净利润12.39亿元，约为雅砻江水电2021年净利润（63.2亿元）的19.6%。 考虑到增发电量一般处于枯水期和平水期，电价高于平均电价，因此实际增发收入 和利润或将高于测算收入利润。此外，由于雅砻江中游尚有部分电站未投产，长期 来看两河口电站的补偿效益仍有提升空间。（报告来源：未来智库）

（二）四川省内供需改善电价提升，省外消纳有保障

四川省每年外送电量超1300亿千瓦时，省内用电量增速较高。四川省内水能资源丰 富，省内发电量远高于用电量，2021年全省发电量4330亿千瓦时，用电量3275亿千 瓦时，是西电东送重要省份，每年外送电量超1300亿千瓦时。近几年四川省内用电 量增速高于发电量增速，省内供需格局持续改善。

市场化交易比例逐年提高，交易电价同比回升。四川省推进电力市场化改革，市场 化交电量逐年提高，2021年市场化交易电量占用电量比例达41%。在此过程中，水 电市场化交易电价在2018-2020年持续下降。伴随四川省内电力供需格局改善，2021 年水电市场化交易电价同比提升8.8%至0.218元/千瓦时。同时，2022年四川省市场 年度交易结果显示，2022年四川发电侧交易均价0.2270元/千瓦时，同比提升8.5%， 其中水电交易均价0.2238元/千瓦时。

省内丰枯期电量供需失衡，2021年外购电量124亿千瓦时。由于四川省以水电为主， 其中大部分是径流式水电站，不具备调节能力，导致发电量易受季节性丰枯影响。 虽然省内年度发电量远高于用电量，但枯水期反而供给不足，需要从外省购入电量， 2021年外购电量124亿千瓦时，同比提升103.2%。季节性丰枯问题进一步加剧省内 供需矛盾。四川省也制定丰枯电价政策，枯水期电价上浮24.5%，用于调节枯水期电 量供给不足问题。因此，具备调节能力的水电站对四川省具有重要作用。

调节性电站带动量价齐升。两河口水电站调节库容65.6亿立方米，具有多年调节能 力，在两河口、锦屏一级和二滩水电站的三大水库全部形成后，总库容达237.1亿立 方米，调节库容将达到148.4亿立方米，三大水库联合运行可实现两河口及以下河段 梯级完全年调节，使四川水电枯水年平枯期平均出力占丰水期的比例提高约14%左 右。联合调度在减少弃水增发电量的同时，增发电量集中于枯水期，可助力实现量 价齐升。

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。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。

江西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，杨房沟电站送电江西，消纳有保障。

（三）水电待开发装机超 1000 万千瓦，风光装机增长潜力大

雅砻江流域可开发装机约3000万千瓦，在十三大水电基地中排名第三，公司控股的 雅砻江水电是雅砻江流域唯一水电开发主体。雅砻江干流共规划建设22级电站，其 中上游10座电站（325万千瓦），中游7座电站（1186.5万千瓦），下游5座电站（1470 万千瓦），分四阶段开发建设，目前进行到第三阶段，两杨电站已投产。

预计2030年之前可投产水电装机180万千瓦。公司开发建设雅砻江中游电站，两杨 电站已投产，预计2023年整体工程竣工。卡拉、孟底沟水电站已获核准，进入建设 初期，预计分别于2029、2032年投产。牙根一级、牙根二级、楞古水电站已通过预 可研审查，预计首台机组分别于2029、2033、2035年投产。同时2021年公司成功收 购印尼在建规模最大的巴塘水电项目，装机容量51万千瓦，预计十四五末投产。目 前除两河口、杨房沟电站外，公司在建装机393万千瓦，拟建装机394.5万千瓦，规 划装机325万千瓦，合计1112.5万千瓦。预计2030年之前可投产180万千瓦。

预计2022-2025年，公司风光装机新增超1100万千瓦。根据公司装机规划，“十四 五”末，公司规划控股装机容量将达5000万千瓦，其中清洁能源装机占比约为72%。 截至2022年一季度，公司清洁能源装机2484万千瓦，占比67.6%，若公司总装机达 5000万千瓦，则清洁能源装机应达到3600万千瓦；假设火电装机仅投产广西钦州三 期132万千瓦，其余装机不变；由于公司在建水电站在十四五期间无法投产，则将主 要由风光装机贡献新的清洁能源装机增量，预计2025年底，公司风光装机将达1474 万千瓦，新增超1100万千瓦。截至2021年底，公司现有五个在建风电光伏项目，合 计装机容量76万千瓦。

水电调节风光出力，风光水储一体化获政策支持。我国已提出2030年碳达峰、2060 年碳中和的发展目标，风光建设成为实现目标必由之路，然而风光发电出力不稳将 增加电网负荷，在此情况下，火电、水电调节作用凸显。国家能源局、发改委发文针 对风光水火储一体化发展征求意见，云南、四川均出台规划，计划在澜沧江开发水 风光一体化发展基地。

依托水电区位优势，公司拟于雅砻江打造风光水互补清洁能源基地。目前基地已列 入国家和四川省十四五规划。根据雅砻江水电官网，基地规划风电装机约1200万千 瓦，光伏装机约1800万千瓦，合计3000万千瓦以上。公司常规风光项目在建规模较 低，预计风光装机的增长将主要依靠水风光一体化项目。雅砻江水电规划2030年以 前新能源装机达到2000万千瓦左右；抽水蓄能装机达到500万千瓦左右，预计成为公 司新能源装机主要落地点。

三、火电资产持续优化，盈利将会持续改善

（一）处置低效火电资产，结构优化经营效率提升

转让六家火电公司股权，提升火电经营业绩。2019-2020年，公司挂牌转让旗下六家 火电公司股权，其中控股装机391.4万千瓦，从净利润情况来看，六家公司2018年合 计净利润-6.61亿，转让后，分别于2019、2020年确认投资收益4.25、5.43亿元。

机组结构优化，百万千瓦以上机组占比达67.53%、火电毛利率提升。转让上述火电 资产后，公司剩余火电资产以高参数大机组为主，无30万千瓦以下机组（不含垃圾 发电），百万千瓦级机组占控股火电装机容量的67.53%。同时盈利能力增强，2020 年火电业务毛利率提升至20.5%，处于行业内较高水平。

控股火电多为沿海电厂电价较高。公司在手控股火电主要集中于天津、福建、广西、 贵州，火电电价较高，区位优势明显。

（二）电价上行对冲成本压力，火电业绩有望改善

国家陆续出台政策调控煤价：

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。

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月底，国家发改委明确煤炭领域经营者哄抬价格行为。截至5月9日，除秦皇 岛港下水煤外，已有7省区（内蒙古分蒙东、蒙西两个区域）明确了煤炭出矿环节中 长期和现货交易价格合理区间。并且国家明确了港口、出矿环节煤炭（国产动力煤， 下同）价格合理区间。对于港口、出矿环节以外，在车板、到厂等环节销售的煤炭， 扣除流通环节合理费用后，折算的出矿价、港口价也应在合理区间内。

综上可以发现，国家对于动力煤保供稳价政策持续加码，我们预计火电运营商长协 煤履约率有望提升，从而有效控制燃料成本。

燃煤标杆电价向上浮动限制扩至20%，短期收入端迅速打开天花板。根据国家发改 委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》， 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。

2021年四季度以来火电上网电价大幅提升。受煤价上涨驱动，2021年四季度公司火 电平均上网电价环比提升15.6%，2022年一季度环比提升7.6%，展望全年公司火电 上网电价有望维持高位运行。

假设公司2022年火电利用小时数为4725小时，同比降低5%。对公司2022年火电业 务，从上网电价和燃料单价两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17.84亿元，毛利率为8.15%。对应平均上网电价为0.470元/千瓦时，较 公司2021年火电上网电价提升20.8%；对应燃料单价为1063元/吨，同比增长 4.5%。

（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。）