2022年华能水电研究报告 华能水电新能源业务打开新成长空间

一、华能集团水电业务平台

（一）坐拥澜沧江，资源优势突出

水电龙头企业，资源优势突出。华能水电是华能集团控股和管理的大型流域水电企业， 成立于 2001 年，并于 2017 年在上交所上市。公司拥有澜沧江全流域干流水电资源开发权，全 面负责澜沧江流域建设和运营，资源优势突出。截至 2022 年一季度，华能集团持有公司 50.4% 的股份，是公司控股股东；前三大股东持股占比 90%，股权结构稳定。

水电装机占据主导。截至 2021 年末，公司已投产控股装机容量 2318.38 万千瓦，其中水 电 2294.88 万千瓦、风电 13.5 万千瓦、光伏 10 万千瓦，水电装机占比达到 99%。公司已投产 水电站主要集中在澜沧江上游云南段及澜沧江中下游区域，其中小湾电站（6*70 万千瓦）和 糯扎渡电站（9*65 万千瓦）两个电站单机规模大、发电效率高，电站本身发电效益巨大；且 两个电站水库均为多年调节水库，对下游梯级电站有显著调节性能和补偿效益，大大提高了澜 沧江流域水力资源发电效能。

主要在建工程包括托巴电站、新能源项目、澜沧江上游项目前期工作等。根据公司规划， 2022 年资本性支出计划为 105.12 亿元，主要用于托巴电站、新能源项目及澜沧江上游云南段 和西藏段电站建设：（1）在建的托巴电站目标于 2025 年投产发电；（2）新能源项目计划投资 50 亿元，计划新开工项目 15 个，拟投产装机容量 130 万千瓦；（3）澜沧江上游水电方面，如 美、古学、班达、古水等电站继续推进前期工作。

公司是华能集团水电业务最终整合的唯一平台，资产注入将提供装机增量。根据控股股 东华能集团承诺，在 2022 年 12 月 15 日前，将中国境内所拥有的非上市水电业务资产在符合 注入条件时，注入华能水电。目前华能待注入水电资产主要在华能四川水电公司旗下。截至目 前，华能四川水电公司已建成投产 20 座水电站，总装机 263.1 万千瓦，分布于四川境内的岷 江、嘉陵江、涪江、宝兴河、瓦斯河、巴楚河、大渡河等流域；在建水电站 1 座（大渡河硬梁 包水电站），装机 111.6 万千瓦，预计 2024 年蓄水发电。

（二）装机及电价增长推动业绩提升，新能源有望成为新的增长点

2018-2019 年投产高峰，装机规模快速增长。2018-2019 年间，澜沧江上游 5 座电站以及 湄公河桑河二级水电站相继投产，两年共增加装机 604 万千瓦。截至 2021 年末，公司累计装 机容量 2318.38 万千瓦，其中水电 2294.88 万千瓦、风电 13.5 万千瓦、光伏 10 万千瓦，水电 装机占比达到 99%。目前托巴水电站在建（装机 140 万千瓦）预计于 2025 年投产发电，其余 水电站处于前期工作中，尚未开始建设。

发电量受澜沧江流域来水影响大，2022 年上半年来水较好。由于 2021 年以前公司新能源 装机规模较小，因此发电量以水电为主，占比超过 99%。2019 年来水偏丰，水电发电量达到 1038.17 亿千瓦时，全部装机综合利用小时达到 4568；2020-2021 年来水偏枯，水电发电量有 所下滑，分别为 969.89 亿千瓦时、938.48 亿千瓦时，全部装机综合利用小时分别为 4208、4071。 根据公司披露的经营数据，2022 年上半年水电发电量为 494.55 亿千瓦时，同比增长 9.1%，主 要原因是来水偏丰和用电需求旺盛促进消纳等。

2017 年以来综合结算电价有所回升。2015 年《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》 （中发〔2015〕9 号）提出要有序放开输配以外的竞争性环节电价，在发电侧和售电侧开展有 效竞争，新一轮电改拉开大幕。云南省走在全国电改前列，早在 2014 年就开展了电力市场化 交易试点，当年完成市场交易电量近 200 亿千瓦时；2015 年 11 月，云南省被确立为全国首批电改综合试点省份。电力市场化开展以来，由于市场竞争较为充分，导致公司上网电价出现一 定幅度的下降。2015-2017 年，公司综合结算电价（含税）降幅为 16.1%。2018 年以来，随着 西电东送协议内优先电量增加，以及云南省电力供需格局改善，公司上网电价触底回升。 2017-2021 年，公司综合结算电价（含税）涨幅为 15.9%。

受益于装机规模扩大以及上网电价回升，营收利润稳步增长。2017-2021 年，公司营业收 入复合增速为 12%，归母净利润与扣非后归母净利润复合增速分别为 27.8%和 21.1%。公司整 体利润增速高于营收增速，盈利能力不断增强。2022 年第一季度，公司实现营业收入 39.41 亿元（同比+2.72%）；实现归母净利润 7.42 亿元（同比+23.40%）；实现扣非归母净利润 7.41 亿元（同比+23.03%）。

水电是公司收入主要来源，新能源增长空间大。公司的主营业务包括水力发电、风力发 电以及光伏发电，其中水电占据绝对主导地位，2021 年水电业务营收和毛利占比分别为 98.6% 和 98.7%。“十四五”期间，公司拟在澜沧江云南段和西藏段规划建设“双千万千瓦”清洁能 源基地，预计十四五末新能源累计装机达到 1000 万千瓦。2022 年，公司计划投资 50 亿元发 展新能源项目，计划新开工项目 15 个，拟投产装机容量 130 万千瓦。随着“风光水储一体化” 协同发展，预计新能源收入有较大提升空间。

（三）盈利能力稳中有升，现金流表现良好

毛利率稳中有升，财务费用占比高。2017-2021 年之间，公司毛利率由 47.54%提升至 54.63%，其中 2019 年由于来水情况最好，毛利率达到 56.08%。考虑到季节性因素导致的盈利 能力波动，2022 年第一季度毛利率 47.91%，同比仍然增加 0.63pct；2017-2021 年之间，公司 期间费用率由 29.44%下降至 19.42%，其中财务费用率从 27.74%下降至 16.71%。考虑到季节性 因素导致的费用率波动，2022 年第一季度期间费用率 23.04%，同比仍然下降 1.97pct。

财务费用及负债规模不断下降，融资成本优势明显。2018 年以来，随着在建水电机组相 继投产，公司存量负债不断降低。截至 2022 年一季度末，公司负债规模为 950 亿元，其中带 息负债 795 亿元。负债规模降低推动财务费用下降，公司预计 2022 年财务费用下降 5%左右。 此外公司持续控制融资成本，2021 年公司发行全国首单“绿色+乡村振兴”“碳中和+乡村振兴” 双标超短期融资券，全年累计滚动发行超短期融资券 200 亿元，2021 年末综合融资成本 4.03%， 显著低于云南省内其他主体平均融资成本。随着整体利率水平下降以及公司债务结构优化，预 计融资成本仍有下降空间。财务费用降低不仅可以增厚利润，同时也有利于公司未来进一步扩 大资本开支。

资产负债率平稳下降，经营性现金流总体表现较好。2017-2022Q1，公司资产负债率从 75.59%下降至 58.74%，呈现平稳下降趋势。虽然公司资产负债率超过了 50%，然而与同业相比， 公司资产负债率依然处于较低位置。随着澜上 5 座电站以及湄公河桑河二级水电站相继投产， 叠加 2017 年以来水电上网电价触底回升，公司经营性净现金流充裕。2021 年公司经营性净现 金流为 164.9 亿元，创历史新高，充裕的现金流为后续水电及新能源建设提供资金支持。

现金分红逐年增加，现金分红比例维持在 50%左右。自从 2017 年上市以来，公司重视对 投资者的合理投资回报，采用现金分红的方式进行利润分配。2018-2021 年间，公司现金分红 总额从 27 亿元增加到 30.6 亿元，呈平稳增加趋势；现金分红比例维持在 50%左右。

二、“十四五”能源规划发布，助力清洁能源快速发展

（一）水电区域特征明显，澜沧江装机增长空间大

我国水力资源丰富，未来仍然具有较大开发潜力。根据中国水力资源复查结果，仅考虑 理论蕴藏量在 1 万千瓦及以上的河流，我国水电资源理论蕴藏量装机 6.94 亿千瓦，理论蕴藏 量对应年发电量为 6.08 万亿千瓦时；装机容量 500 千瓦及以上水电站的技术可开发装机容量 为 5.42 亿千瓦，对应年发电量为 2.47 万亿千瓦时；经济可开发装机 4.02 亿千瓦。截至 2021 年末，我国水电装机 3.91 亿千瓦（含常规水电装机为 3.55 亿千瓦，抽水蓄能电站 3639 万千 瓦），未来仍然具有较大的开发潜力。根据《“十四五”现代能源体系规划》，“十四五”末常规 水电装机容量达到 3.8 亿千瓦左右。

区域特征明显，优质大水电具有稀缺性。根据《长江电力价值手册（2021 版）》，按照河 流范围来划分，我国规划的十三大水电基地总装机规模达到 2.75 亿千瓦。在十三大水电基地 已开发和将开发的水电站中，除了白鹤滩电站和乌东德电站之外，装机 500 万千瓦以上水电 站增量近乎为零，优质大水电具有较强的稀缺性。

坐拥澜沧江，水电装机增长空间大。根据《国家能源局关于澜沧江等流域水电开发有关 事项的通知》(国能新能〔2012〕257 号文)，公司已取得澜沧江流域水电资源开发权（包括西 藏境内流域），可开发总装机容量约 3200 万千瓦。截至目前，澜沧江干流已投产的水电装机容 量为 2135 万千瓦（包含非公司控股的大朝山 135 万千瓦），尚有大量水电资源可供开发，拟开 发的水电装机容量均由公司 100%全资控股。充足的项目储备将为公司的持续发展提供广阔空 间。

开展澜沧江上游西藏段项目前期工作，潜在装机增量近 1000 万千瓦。根据公司《关于开 展澜沧江上游西藏段项目前期工作的公告》，澜沧江上游西藏段干流规划有 8 个梯级，装机容 量合计 961.8 万千瓦。澜沧江上游西藏段梯级具有一定的调节能力，流域周边太阳能资源较好， 与水电能够形成一定的互补性，可打造西藏境内水、光互补的千万千瓦级清洁能源基地。计划 “十四五”期间逐步开工建设，2030 年开始送电，2035 年全部建成。（报告来源：未来智库）

（二）“双碳”目标下新能源增量大，云南省水风光一体化发展

“十四五”能源规划发布，积极推动能源结构转型。2022 年 3 月，国家发改委与国家能 源局联合印发了《“十四五”现代能源体系规划》，阐明了我国能源发展方针、主要目标和任务 举措，对“十四五”时期我国构建现代能源体系、推动能源高质量发展等工作进行规划和部署。 针对电力行业，在总装机量、非化石能源发电比重、人均年生活用电量、煤电机组灵活性改造 等多个方面均发布了定量目标。

终端用能电气化水平持续提高。2020 年以来，我国不断强化经济社会绿色转型的顶层设 计，为电气化发展营造了良好的政策环境，中国电气化发展进入以绿色低碳电力供应为牵引、 以终端能源消费电气化为主线、以技术创新和体制改革为驱动的新阶段。从消费侧看，终端能 源消费电气化水平稳步提升。根据规划，到 2025 年，全国电能占终端用能比重要达到 30%左 右，我国未来用能端电气化转型潜力巨大。

电源发展动力由传统煤电向清洁能源转变。截至 2021 年末，全国发电装机容量 23.8 亿 千瓦，同比增长 7.9%。其中，非化石能源装机容量 11.2 亿千瓦，同比增长 13.4%，占总装机 容量的 47%，同比提高 2.3 个百分点，历史上首次超过煤电装机比重。根据《“十四五”现代 能源体系规划》，到 2025 年，我国发电装机总容量达到约 30 亿千瓦，其中明确常规水电装机 量达到 3.8 亿千瓦，抽水蓄能装机量达到 6200 万千瓦，核电装机量达到 7000 万千瓦。根据以 上数据测算，预计 2025 年风电和光伏合计装机量达 11 亿千瓦左右，非化石能源发电装机容量 将超过总装机容量的 50%。在“双碳”目标催化下，电源发展动力由传统煤电向新能源转变。

新能源利用小时数仍有提升空间。2021 年，全国发电设备利用小时 3817 小时，同比提高 60 小时。其中，水电设备利用小时 3622 小时、核电 7802 小时、并网风电 2232 小时、并网太 阳能发电 1281 小时、火电 4448 小时。预计“十四五”期间水电、核电利用小时数保持稳定， 风电和光伏利用小时数较 2021 年或有下降。风电方面，由于 2021 年来风情况较好，风电利用 小时数较高，后续年份未必能够延续 2021 年的来风情况，但随着高利用小时数的海上风电装 机规模增长，预计 2025 年并网风电利用小时数在 2200 小时左右；光伏方面，随着分布式光伏 发电装机规模的增加，整体光伏发电平均利用小时数可能会小有波动，预计 2025 年并网光伏 发电利用小时数为 1300 小时左右。

各地积极鼓励增加可再生能源建设和消费。2021 年 9 月，国家发改委发布《完善能源消 费强度和总量双控制度方案》，其中明确提到，对于达到该地区激励性可再生能源电力消纳责 任权重的地区，超出最低线以上的消纳量即不计入该地区年度与五年规划当期能源消费总量考 核。而 21 年 12 月召开的中央经济工作会议则提出“新增可再生能源和原料用能不纳入能源消 费总量控制”。对于地方政府和工业企业而言，新建可再生能源项目、增加可再生能源消纳都 不会占用区域的能耗指标，对新能源的接受程度也会大大提高。

政策保障下，新能源利用效率维持高位。我国出台多项政策保障可再生能源并网消纳， 国家能源局印发的文件中指出，要建立保障性并网、市场化并网等并网多元保障机制，各省（区、 市）完成年度非水电最低消纳责任权重所必需的新增并网项目，由电网企业实行保障性并网。2021 年，全国并网风电利用小时数为 2232 小时，同比提高 154 小时，弃风率 3.1%；光伏发电 利用小时数为 1281 小时，与上年总体持平，弃光率为 2.0%。在政策保障下，我国新能源发电 利用效率维持高位。 可再生能源 LCOE 持续下降，新能源发电经济性显著提升。根据 IRENA 发布的数据，2020 年中国光伏发电 LCOE 为 0.044 美元/千瓦时，比全球光伏发电 LOCE 低 0.013 美元/千瓦时，较 2010 年下降 85.6%；2020 年中国陆上风电 LCOE 为 0.033 美元/千瓦时，比全球陆上风电 LOCE 低 0.006 美元/千瓦时，较 2010 年下降 54.8%。随着未来风电规模的增加，技术的更新迭代， 我国新能源发电 LCOE 成本将更具优势，逐渐成为电力供应的主力。

随着成本下降，新能源发电逐步实现平价上网。2021 年 6 月，国家发改委发布《关于 2021 年新能源上网电价政策有关事项的通知》，其中提到从 2021 年起对新备案的集中式光伏、工 商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目，中央财政不再补贴。因此存量补贴风电及光伏项 目在 2021 年完成并网后，2022 年我国新能源将正式全面迈入平价时代。

绿电交易赋予绿色电力环境价值。2021 年 9 月，国家发改委、国家能源局共同推动在北 京、广州两大电力交易中心开展绿色电力交易试点工作，并在中长期电力交易框架下，设立独 立的绿电品种。从广东、江苏公布的 2022 年电力市场年度交易结果来看，绿电交易价格全面 高于当地煤电基准价，广东省绿电交易价格高于火电。通过市场价格信号，体现了绿色电力除电能价值以外的环境价值。随着政策支持和碳排放管控限制等因素，绿电交易规模有望持续扩 大，有利于新能源运营商增厚收益。

碳排放管控支撑绿电溢价。2021 年欧洲议会通过了碳边境调剂机制（CBAM）的决议，正 式启动立法进程。2023 年至 2025 年为过渡期，CBAM 将配合欧盟排放交易体系政策于 2026 年 起生效，覆盖行业为水泥、钢铁、铝、化肥、电力等。CBAM 的实施方式为欧盟各成员国主管 部门向各国高排放商品的进口商按需出售 CBAM 凭证，这将会增加我国企业的出口成本，削弱 在欧洲市场的竞争力。因此国内的出口企业更有意愿使用绿电去节约碳边境税带来的成本增 长，绿电溢价将得到支撑。根据一般经验，如果采用绿电代替煤电，度电减排 700-800g 二氧 化碳，我们测算，当碳价在 50 元/吨的时候，企业能够接受的绿电溢价大概在 0.035-0.04 元/ 度之间，随着未来碳价的进一步升高，不使用绿电的消费者承担的碳成本比例就越高，对绿电 的需求和溢价的接受度也就越高。

新能源运营商有望享受量价齐升的红利。“双碳”目标加速能源转型，根据 2022 年 3 月 《“十四五”现代能源体系规划》，我们预计 2025 年全国风电、光伏装机将分别达到 525GW 和 643GW，22-25 年风电、光伏年均新增装机将分别达到 49GW 和 84GW；绿电交易赋予环境价 值，有望增厚新能源运营商利润。从广东、江苏公布的 2022 年电力市场年度交易结果来看， 绿电价格高于煤电基准价 6-7 分。而随着政策支持以及碳排放管控等因素，绿电交易规模有望 进一步扩大。 云南省十四五新能源建设以光伏为主，2022-2024 年每年开工 2000 万千瓦。根据 2022 年 4 月《云南省“十四五”规划新能源项目清单》，云南省 2021 年风光项目 1858.9 万千瓦， 其中风电项目 892.6 万千瓦，光伏 966.3 万千瓦；2022 年光伏 2101.5 万千瓦；2023 年光伏1792 万千瓦；2024 年光伏 1557 万千瓦。2021 年-2024 年风光项目共计 7308.9 万千瓦。建设 进度方面，规划 2022-2024 年每年开工 2000 万千瓦，2022 年新增投产 1100 万千瓦，2022-2024 年新增投产 5000 万千瓦。同时提前修订电网建设规划，加快新能源配套接网工程前期工作和 建设，确保未来三年新增 5000 万千瓦新能源项目全额消纳。

云南省水电资源充沛，水光互补提高新能源利用率。根据 2022 年 3 月云南省政府《关于 加快光伏发电发展的若干政策措施》，其中指出充分发挥大型水电与光伏互补调节作用，重点 支持金沙江下游、澜沧江中下游、红河流域、金沙江中游、澜沧江金沙江上游“风光水储”和 曲靖“风光火储”等 6 个多能互补基地，争取 3 年时间全面开工并基本建成。

三、电价上行推动水电盈利提升，华能水电新能源打开新成长空间

（一）云南省用电需求趋紧，预计市场化电价持续上行

云南装机结构以水电为主，2021 年水电装机占比 73.6%。云南水电资源禀赋好，是仅次 于四川的全国第二大水电资源大省。根据人民资讯官方统计，云南省内金沙江、澜沧江、怒江三大流域可开发装机容量超过 8200 万千瓦。资源禀赋决定了云南省电源供给水电为主，随着 近 10 年来省内各大水电站不断投运，截至 2021 年末，云南省总装机量达到 10626 万千瓦，其 中水电装机量达到 7820 万千瓦，占比 73.6%。

云南水电利用小时数高于其他电源；火电利用小时数反映供需关系。云南省水电利用小 时数受来水影响较大，近 10 年来在 4000 小时上下波动，明显高于火电等其他电源。2021 年 云南省水电发电量 2716.3 亿千瓦时，占比 79.1%。火电主要作为调节性电源，其利用小时数 是反映电力供需关系的重要指标。随着水电装机的快速投产，云南省火电利用小时自 2006 年 6275 小时下降至 2017 年 1236 小时，下降幅度远大于全国水平，在此阶段省内电力供过于求。 然而随着云南省引进高耗能产业，火电利用小时数从 2017年的1236小时上升至2021年的2797 小时，反映出省内电力需求逐渐旺盛。

2017 年起云南省大力引进电解铝等高耗能行业，省内电解铝产能增长迅速。为解决水电 消纳问题，2017 年末-2018 年初云南省政府发文支持引进电解铝等高耗能行业，同时给予电价 补贴优惠，并开始从山东、河南、山西、甘肃等省份承接电解铝产能。在优惠政策刺激下，神 火集团、其亚集团、中铝集团、山东魏桥等企业纷纷将部分产能转移至云南，使中国铝产业“北 铝南移、东铝西移”的产业布局进一步加速。在此背景下，云南省电解铝产能从 2017 年 12 月的 166 万吨大幅增长至 2022 年 4 月的 484 万吨，基本完成了 2020 年 600 万吨的产能目标。

高耗能行业带动云南省内用电需求。2013-2017 年，云南省全社会用电量从 1462 亿千瓦 时增长至 1538 亿千瓦时，年均增速仅为 1.3%。在此期间省内发电量增速大幅超过用电量增速； 2017 年以来在铝、硅等搞耗能产业持续扩张的拉动下，云南电力供需形势逐年改善，弃水弃 电问题逐渐缓解。2017-2021 年，云南省全社会用电量从 1538 亿千瓦时增长至 2138 亿千瓦时， 年均增速达到 8.6%。在此期间，省内用电量增速开始反超发电量增速，省内电力需求趋紧。

供需关系改善下，云南省市场化电价价格持续上行。由于云南省内电量以水电为主，受 枯汛期季节性影响大，因此市场化交易电价也体现出季节性波动的特征。2018-2022 年，云南省市场化交易电价逐年上涨，其中 2022 年 1-7 月每个月市场电价同比增加 1.5-3 分左右，涨 幅较为明显。由于云南省电力市场化改革走在全国前列，因此市场化电量占比较高，2021 年 市场化交易电量已占用电量的 69.7%，整体电价弹性较强。

云南省内电量趋紧，预计十四五期间西电东送电量维持现有水平。云南省内发电量除了 在省内消纳外，其余部分通过西电东送向广东和广西送电。2019-2021 年，云南省每年西电东 送电量维持在 1450-1480 亿千瓦时左右。根据 2021 年 12 月《“十四五”云电送粤框架协议》、 《“十四五”云电送桂框架协议》，十四五”期间云南计划每年向广东、广西送电 1452 亿千 瓦时，基本维持现有水平。由于云南省内用电形势趋紧，我们预计云南省每年在完成西电东送 框架电量之外，其余电量均会留在省内消纳使用。

电解铝优惠电价取消，还原电力商品属性。2021 年 8 月国家发改委发文，要求取消电解 铝行业优惠电价政策。2021 年 11 月云南省发改委转发国家发改委通知，并于 2022 年起正式 取消全省对电解铝行业的优惠电价，目前或已扩大到光伏、锂电等部分其他高耗能行业。随着 优惠电价取消、电力市场化程度提升、能耗双控及清洁能源消纳等目标待落实，有望还原电力 商品属性，看好云南省电价长期上行空间。

公司市场化电量占比较高，有望充分受益于市场化电价上涨。公司电量送出方式可分为 三部分：澜沧江上游 5 座电站直送深圳大湾区，其中 200 亿度为保量保价，36 亿度为保量竞 价，其余电量参与广东市场化交易。除澜上 5 座电站外，其余电站电量送入云南电网，并由云 南电网进行分配。西电东送网送网部分主要送往广东，送广西部分占比较低；云南省内消纳部 分可分为优先电量和市场化电量，其中漫湾电站电量全额保障性收购，其余电站参加云南省内 市场化交易。2021 年西电东送电量合计占比 50%左右，预计十四五期间该比例保持不变。 公司电价确定方式可分为四部分：西电东送保量保价的上网电价为 0.3 元；西电东送保量 竞价和西电东送市场化电量需参照广东或广西当月市场化交易落地电价，且需要按照落地电价 扣除输配电价后倒推得出上网电价，这部分 2021 年上网电价约为 0.24-0.25 元；漫湾水电站 不参与市场化交易，批复价格为 0.172 元；云南省内市场化交易电价随季节变化，2021 年平 均约为 0.20-0.21 元。（报告来源：未来智库）

（二）新能源增长空间大，十四五末预计投产 1000 万千瓦

公司规划建设“双千万千瓦”清洁能源基地，十四五末计划投产新能源装机 1000 万千瓦。 根据 2022 年 3 月公司公告，“十四五”期间，公司拟在澜沧江云南段和西藏段规划建设“双千 万千瓦”清洁能源基地。2021 年公司完成新能源核准（备案）386.8 万千瓦，开工建设 99 万 千瓦。2022 年，公司拟计划投资 50 亿元发展新能源项目，计划新开工项目 15 个，拟投产装 机容量 130 万千瓦。“十四五”末，公司计划投产新能源装机 1000 万千瓦。

债务融资空间大、成本低。公司新建项目一般资本金占比 30%，其余资金通过贷款或债券 等方式解决。截至 2022 年一季度末，公司资产负债率为 58.74%，在水电和新能源运营商中处 于较低水平，有利于公司后续通过贷款或债券等方式补充资金。此外公司为电力央企，享有低 融资利率，2021 年末综合融资成本仅为 4.03%。对于重资产新能源发电业务而言，低融资利率 不仅可以降低公司成本端支出，还可以有效地提升新能源项目回报、扩大市场份额。

经营性净现金流充沛，未来 5 年基本覆盖资本支出。2021 年全年公司经营性净现金流达 到 164.9 亿元，创历史新高，同比增长 12.8%。随着水电上网电价逐年上涨，预计公司经营性 净现金流仍将持续走高。根据公司规划，未来 5 年公司投资仍将以水电、新能源项目并重，预 计将发生资本性支出约 800-850 亿元。由此推算，未来 5 年公司经营性净现金流能基本覆盖资 本支出。

（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。）