2023年国投电力研究报告：依托雅砻江流域水资源，创造水风光储无限可能

1.国投集团电力业务上市平台，以水电为主的清洁能源运营 商

1.1 公司发展历程及业务介绍

公司是一家以清洁能源为主，水火风光并济的综合型电力上市公司。公司在 2002 年通 过湖北兴化进行重大资产置换借壳上市，主营业务由石油化工产品生产和销售转为以电 力生产为主；2009 年，通过重组收购了国投电力有限公司 100％股权，并抓住机遇收 购二滩水电 4％股权，将控股比例增加至 52%，拥有了雅砻江流域的控股权，一跃成 为当年国内第二大水电蓝筹上市公司，形成了水火互补的电源结构优势。2016 年，完 成对英国红石能源公司 100%和新加坡雷斯塔利公司 42.1%的股权收购，公司海外业务 实现突破。

公司主营包括投资建设、经营管理以电力生产为主的能源项目；开发经营新能源项目、 高新技术、环保产业；开发和经营电力配套产品及信息、咨询服务，涉及水电、火电、 光伏、陆上风电、海上风电、储能、售电及综合能源服务等领域，项目分布于中国 23 个省、市、自治区以及“一带一路”沿线及 OECD 沿线的 5 个国家。

1.2 公司股权分布

公司借壳上市以来，其控股股东和实际控制人分别为国投集团（原国家开发投资公司） 和国务院国资委。根据 2023 年中报，公司大股东分别为国家开发投资集团（51.32%）、 中国长江电力（13.99%）、长电投资（3.48%）、中国证券金融（2.73%）、香港中央结 算有限公司（1.18%）。

1.3 公司财务情况

公司营业收入稳步增长，水电项目建设投资增加营业成本。2018-2022 年营业收入由 410.11 亿元增长至 504.89 亿元，5 年年复合增长率为 4.25%，2020 年公司因出售部 分火电资产导致营业收入下降；2018-2022 年营业成本从 244.40 亿元增长至 343.11 亿 元，5 年年复合增长率为 7.02%。2023H1，公司营业收入 263.67 亿元，同比增长 16.18%；营业成本 168.25 亿元，同比增长 17.95%。

燃料成本回落，毛利率及净利率回升明显。2021 燃料成本大幅上涨，营业成本由 2020 年的 216.79 亿元增长至 2021 年的 309.01 亿元，同比上升 42.54%，致使公司盈利急 剧下滑，归母净利润由 2020 年的 55.16 亿元降到 2021 年的 24.37 亿元，同比下降 55.82%，毛利率由 2020 年的 44.87%降到 2021 年的 29.26%。受益于发电量增加、 上网电价升高，2022 年公司实现归母净利润 40.79 亿元，同比增长 66.11%，毛利率 32.04%。2023 年上半年燃料价格逐渐回落至平稳区间，公司盈利能力明显修复，毛利 率稳步提升至 36.19%，归母净利润为 33.37 亿元，同比增长 42.12%。因期间费用逐 年下降，净利率表现好于毛利率变化。2023H1 的净利率为 22.7%，高于 2018 年全年 净利率水平 20.43%。

公司费用管控良好，净现金流稳步增长。从费用率来看，2018-2022 年，财务费用率由 12.37%降至 9.22%，销售费用率、管理费用率、研发费用率分别维持在 0.07%、 2.9%、0.07%左右。根据 2023 年中报数据，公司财务费用率、销售费用率、管理费用 率、研发费用率分别为 7.53%、0.06%、2.57%、0.16%。公司现金流情况良好，经营 活动产生的现金净额由 2018 年的 192.19 亿元增长至 2022 年的 219.64 亿元，五年复 合增速为 2.71%；净现金流由 2018 年的 74.7 亿元增长至 2022 年的 113.86，五年复 合增速为 8.8%。

资本结构持续优化，有息负债利率下降。从资本结构和偿债能力方面来看，2018-2022 年，资产负债率由 68.2%降至 63.75%，2023H1 资产负债率为 64.08%，公司有息负 债随着近年水电及新能源项目持续投资而增长，但 2018-2022 年的有息负债率从 91% 下降到 85%。负债平均利率多年维持 3.5%左右。

1.4 公司主营业务情况

水电及新能源装机规模提升，清洁能源比例达 68.5%。为推进实施公司整体战略布局， 调整资产结构，公司于 2019 年转让 6 家盈利能力较差的火电公司，共计 327 万千瓦， 留存的控股火电项目大部分为大容量、高参数优质机组。截止 2022 年底，公司已投产 控股装机容量 3776 万千瓦，其中，水电、火电、风电、光伏装机分别占比 56.35%、 31.46% 、7.81%、4.38% 。2018-2022 年，公司火电装机占比由 46.27%下降至 31.46%，风电和光伏占比不断上升，由 4.64%提升至 12.19%。

多种电源优势互补，连续三年持续量价齐升。2021-2022 年雅砻江中游两河口电站和杨 房沟电站机组陆续投产后产能逐渐爬坡，受益于雅砻江流域梯级调度及两河口水库库容 消落影响，2021、2022 年上网电量分别是 1496、1527 亿千瓦时，同比增长 3.45%、 2.07%；受火电市场化交易电价上涨影响，2021、2022 年上网电价分别是 0.319、 0.351 元/千瓦时（含税），同比增长 5.98%、10.03%。公司水电装机规模的提升以及 水火发电量互补一定程度上弥补了 2022 年和 2023 年上半年较差的来水情况，使得公 司在不可抗力因素下仍有较好的表现。

公司主营电力行业，2022 年营业收入占比 94.75%。2018 年-2022 年，电力行业营 业收入由 403.65 亿元增长至 478.4 亿元，5 年 CAGR 为 3.46%。2018-2020 年电力行 业毛利率分别为 41.1%、39.9%、45.47%，2021 年、2022 年受燃煤成本影响，毛利 率下滑至 30.34%，34.28%，随着 2023 年上半年成本端燃料价格下降至平稳区间，平 均电价保持稳定增长，全年毛利率有望持续提升。

2.高效火电机组，兼具基荷和调节作用

2.1 成本及收入端均改善，两部制电价体现火电基荷与调节价值

2.1.1 煤价持续走低，市场化电价保持上浮，火电盈利能力从成本及收入端均改善

2023 年上半年，我国动力煤价整体下跌明显。自 2022 年保供政策以来，煤炭供给显 著增长，煤价整体承压。1 月港口库存偏高，下游需求较弱，煤价节前下跌明显；2 月 底受内蒙阿拉善矿难影响，供给情绪悲观煤价回升；3 月以来卖方因供应收缩、成本制 约等，降价意愿偏弱，买方采购呈脉冲式需求小幅释放，煤价震荡下跌；5 月，下游日 耗需求未见有效增加，港口和终端库存保持高位水平叠加进口煤量持续超预期增长，煤 价断崖式下跌；而进入 6 月以来，电厂日耗量攀升，港口库存下降，市场情绪逐渐好 转，煤价开始回调；8 月，受台风影响，日耗减少，终端需求整体下降，贸易商发运倒 挂和港口货源较为紧缺，只有小幅反弹，市场弱后维稳。

进口动力煤价格在 2021 年远低于国内动力煤价格，2021 年 1 月两者相差约 400 元/吨， 2023 年 7 月两者相差约 110 元/吨。因为我国东南沿海大型火电厂因与北方港口距离较 远，因此东南沿海电厂会大量采购进口煤。考虑运输成本和消费地分布，各国进口煤路 线以及运煤船停靠港口有所不同。

进口动力煤量大幅增长，澳洲成为今年进口动力煤增量的主要来源。2023 年 7 月我国 累计进口动力煤 7636.08 万吨，已经超过 2022 年全年进口量 5104.67 万吨。其中，俄 罗斯、澳大利亚、印尼、蒙古、其他国家分别占 41%、28%、18%、8%、5%，澳大 利亚进口动力煤占比较 2022 年全年占比 1%增长 27 个 pct。

火电企业入炉标煤价格下降，电价保持较基准上浮，成本和收入端均改善。2021 年 10 月国家发改委下发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，将燃煤发 电市场交易价格浮动范围扩大为“上下浮动原则上均不超过 20%”，并陆续在 2021 年 底和 2022 年落实到位，2022 年华能国际燃煤交易电价 478.6 元/兆瓦时，较基准价上 浮 20.28%2，从 2023 年上半年各火电企业经营数据也可看出，煤电实际交易价格仍保 持较基准上浮的状态，结合今年上半年来水情况较差以及四季度冬季采暖用电量需求增 加，电力供需紧平衡的情况下电价水平有望维持。

2.1.2 火电角色转变，容量电价政策或将出台

火电角色将由主体性电源逐步转变为辅助能源，机组利用小时数将显著下降。随着新 能源装机容量不断上升，火电将由主体性基础保障电源向提供可靠容量、调峰调频等辅 助服务的基础保障性和系统调节型电源转型，火电机组的利用小时数将不断下降。 角色改变后煤电商业模式将迎来改变，容量电价政策将给予火电合理收益。由于煤电 利用小时数大幅下降，发电收入无法覆盖机组成本，沿用目前的商业模式大概率将造成 巨大的亏损。容量电价/容量成本补偿政策将给予火电合理成本补偿，体现其容量价值 和灵活性资源的调节价值，以此保障煤电企业的正常经营，维持企业进行节能降碳改造、 灵活性改造、供热改造“三改联动”的积极性，最终实现新型电力系统平稳转型。

两部制电价下，火电将回归公用事业属性，行业将保持长期微利状态。煤电两部电价 机制通过电量电价灵敏反应电力市场供需、燃料成本变化，通过容量电价体现煤电容量 支撑调节价值，确保煤电行业持续健康运行。在这种模式下火电企业的利润来源将是容量电价提供的固定收益，燃料成本不再影响企业业绩，煤电容量电价机制的实施范围、 容量电价水平、容量电费分摊、扣减和退出机制都将影响火电行业及电力系统其他角色 的利润空间，行业将保持长期微利的状态，回归公用事业的属性。

3 2.2 拥有优质百万火电机组，2023H1 盈利能力明显改善

控股 6 家火电发电企业，单机百万千瓦机组占比 67.5%。公司控股 6 家火力发电企业， 分别是国投盘江发电有限公司、国投钦州发电有限公司、厦门华夏国际电力发展有限公 司、国投云顶湄洲湾电力有限公司、天津国投津能发电有限公司、贵州新源环境科技有 限责任公司（以下分别简称“国投盘江”、“国投钦州”、“华夏电力”、“国投湄洲湾” “国投北疆（津能）”、“贵州新源”），已投产控股火电机组（含垃圾发电）装机共 1188.08 万千瓦，占公司总装机规模的 31.46%（2022 年报数据）。2020 年，公司完成 国投伊犁、靖远二电、国投宣城、淮北国安及甘肃张掖的股权交割，确认投资收益 54,309 万元，火电装机规模减少 327 万千瓦，2020 年机组占比同比下降 7.15%。

公司持续优化清洁、高效火电，具备以下 4 个特点：（1）高参数大容量机组为主：单 机百万千瓦级别的机组占煤电装机的 67.5%，且无 30 万以上下机组（不含垃圾发电）。 （2）环保清洁程度高：常规燃煤机组 100%具备超低排放能力，清洁高效的燃煤机组 有利于降低供电煤耗。（3）区域优势明显：主要集中在沿海等经济发达、电力需求旺盛 的地区，区位优势较为明显。（4）综合能源服务转型：推动火电项目从单一发电向供热、 供冷、供气、客户用能等综合能源服务领域转型。

超临界机组指的是锅炉内工质的压力，锅炉内的工质都是水。水的临界压力是 22.115MP，临界温度是 374.15℃。当蒸汽参数超过水临界状态点的参数，统称为超临 界机组，一般超临界机组的蒸汽压力为 24—26MPa，其典型参数：P=24.1MPa、538℃ /538℃，超超临界参数本质是比超临界参数高一个等级的参数（纯净物只有“临界”、 “亚临界”、“超临界”三种状态，没有“超超临界”状态），利用给水泵将水升压至超 超临界压力，再通过锅炉内燃料燃烧将水加热至超超临界温度后，通过汽轮机发电机组 进行发电，获得更高的热效率和减排效果。国投北疆、国投湄洲湾、国投钦州均具有超 超临界煤电机组。

3.水电业务：雅砻江水风光储一体化，多能互补发展潜力巨 大

3.1 控股三家水电公司，多年度电利润仅次于长江电力

水电是公司最大的业务板块，资源禀赋优异，项目储备充沛。公司控股 3 家水力发电 企业，分别是雅砻江流域水电开发有限公司、国投云南大朝山水有限公司、国投甘肃小 三峡发电有限公司（以下分别简称“雅砻江水电”、“国投大朝山”、“国投小三峡”），截 至 2023H1，已投产控股水电装机分别为共 1920 万千瓦、135 万千瓦、70 万千瓦，总 装机 2128 万千瓦，主要分布在四川省雅砻江流域、云南省澜沧江、甘肃省黄河干流等 不同区域和流域。

雅砻江水电：雅砻江水能资源开发是国家“西部大开发”和“西电东送”战略的 重要组成部分，公司拥有雅砻江水电的绝对控股权，是雅砻江流域唯一水电开发 主体。雅砻江流域水量丰沛、落差集中、水电淹没损失小，规模优势突出，梯级 补偿效应显著，兼具消纳和移民优势，经济技术指标优越，运营效率突出。雅砻 江干流规划开发 22 级水电站，规划可开发装机容量约 3000 万千瓦，上游/中游/ 下游分别规划 10 座/7 座/5 座，在我国 13 大水电基地中装机规模排名第三。

优先开发有调节能力的水电站，以三大水库带动中上游流域开发，逐步形成流域梯级 综合调度。截至 2023 年上半年，雅砻江水电共投产 7 座水电站，中游为杨房沟和两河 口水电站，下游五座水电站全部投产，分别为锦屏一级、锦屏二级、官地、二滩、桐子 林水电站，总装机 1920 万千瓦；公司中游卡拉、孟底沟水电站在建，装机量合计 342 万千瓦，预计将于 2029-2030 投产；中游牙根一级（2023 年 5 月已获核准）、牙根二 级、愣古以及上游 10 座水电站处于前期规划阶段。两河口水库为多年调节水库，锦屏 一级水库为年调节水库，二滩水库为季调节水库。三大水库联合运行形成总量近 150 亿立方米的调节库容，可实现两河口及以下河段梯级完全年调节，使雅砻江成为全国调 节能力最好的大型河流，并可为雅砻江中下游、金沙江下游和长江干流电站增加枯水期 年发电量 340 多亿千瓦时。雅砻江公司将可以通过年度、季度调节而获得更合理电价 和更充分的电量消纳。

省内水电价格，按照丰枯水期及电站分类确定电价： 根据《四川省发展和改革委员会关于调整四川电网丰枯峰谷电价政策有关事项的通知 （川发改价格〔2017〕582 号），上网侧取消峰谷电价和火电丰枯电价政策，水电丰枯 电价调整为枯水期电价上浮 24.5%，丰水期电价下浮 24%。 根据 2019 年 5 月 31 日四川发改委发布的《四川省发展和改革委员会关于再次降低四 川电网一般工商业用电价格等有关事项的通知》（川发改价格〔2019〕257 号）：①四川 电网并网水电机组上网电价增值税率由 17%降低至 13%后，不含税价格保持不变（包 含省调水电机组上网电量、西南网调、国调水电机组留川电量以及余电上网电量）。

② “径流式”、“季调节及不完全年调节”、“年调节及以上”水电分类标杆电价相应调整为 每千瓦时 0.2974 元（含 13%税，下同）、0.338 元和 0.3766 元，上述政策适用于 2014 年 2 月 1 日以后投产水电站。 雅砻江水电留川部分电价：锦官电源组中 240 万千瓦所发电量、两河口电站及桐子林 全部发电量、二滩水电站 70%发电量留在川内消纳，其中二滩水电站上网电价为 0.2685 元/千瓦时，锦官电源组上网电价为 0.3042 元/千瓦时。

雅砻江水电外送部分电价： （1）送江苏：锦官电源组中的 640 万千瓦所发电量，通过雅中直流外送江苏。根据苏 发改价格发〔2022〕1518 号，自 2022 年 8 月 1 日起，外送江苏部分电量的上网电价 由落地电价扣除输配电价倒推获得，落地电价=基准落地电价+浮动电价，其中：基准落地电价按照江苏省燃煤发电基准上网电价确定；浮动电价是指江苏电力市场交易年度 交易成交均价和燃煤发电基准上网电价之差，按照“利益共享、风险共担”原则，由送、 受双方按照 1:1 比例分享（或分担）。采用次电价形成方式，江苏省 2023 年年度交易 成交均价为 0.4666 元/千瓦时（含税，下同），故锦官电源组送苏落地电价为 0.4288 元 /千瓦时，上网电价为 0.3195 元/千瓦时，于 2023 年 1 月 1 日开始执行。

（2）送重庆：锦官电源组中的 200 万千瓦所发电量及二滩水电站 30%发电量送重庆地 区，根据渝发改价格〔2019〕657 号，二滩水电站、锦官电源组送重庆水电上网电价分 别调整为 0.2689 元/千瓦时（含 13%税，下同）、0.3201 元/千瓦时，自 2019 年 7 月 1 日起执行。 （3）送江西：杨房沟水电站全部电量通过雅中—江西±800 千伏特高压直流外送，雅 中直流起于四川省凉山州的雅砻江换流站，止于江苏省抚州市的潘阳湖换流站，送端连 接雅砻江中游水电基地和四川电网，受端连接江西负荷中心和华中电网，目前尚未明确 电价机制。

国投大朝山：国投云南大朝山水电有限公司成立于 1994 年 11 月，位于云南省临 沧市的云县和普洱市的景东彝族自治县交界的澜沧江上，电站共 6 台机组，单机 22.5 万千瓦，总装机容量 135 万千瓦，2003 年全部机组投产发电，是国家“西部 大开发”“西电东送”的骨干工程。 国投小三峡：国投甘肃小三峡发电有限公司成立于 1994 年 6 月，主要负责位于甘 肃省境内黄河干流上的大峡、小峡、乌金峡三个水电站的开发建设和生产运营管 理，其中：大峡水电站装机容量为 33 万千瓦，1998 年 6 月全面投产发电；小峡 水电站装机容量为 23 万千瓦，2005 年 5 月全面投产发电；乌金峡水电站装机容 量为 14 万千瓦，2009 年 6 月全面投产发电。

水电度电收入持续提升，度电利润仅次于长江电力。公司 2022 年水电发电量 991.93 亿千瓦时，水电业务营业收入 242.42 亿元，同比增长 19.5%，净利润 84.04 亿元，同 比增长 15.4%，度电收入为 0.244 元/千瓦时，度电利润为 0.049 元/千瓦时，在水电企 业中处于较高水平，基本多年仅次于长江电力度电利润水平（其他四家公司的度电收入 和利润计算均剔除非水电业务）。

3.2 雅砻江流域水风光蓄一体化领先全国，项目规划及落地周期体现良好成长性

主要流域可再生能源一体化建设，风光水储多能互补发展。风光水储多能互补利用大 型综合能源基地常规电源与新能源形成的资源组合优势，相比新能源分散介入、全网调 峰的方式而言，大型综合能源基地多能互补具备多重互补优势：（1）多能互补保障电 能质量：依靠常规电源以及储能的支撑调节能力，实现风储、光储、水储和风光储等联 合发电运行方式自动组态、智能优化和平滑切换，有力平抑新能源波动，打造输出稳定、 灵活可控的发电基地，为大规模新能源并网及调度提供技术支撑。

（2）送受互补提升 外送效率：与单独外送水电相比，新能源电量的增加将有效提高直流通道利用率，特别 是枯期电量支撑，同时充分发挥水电调节能力，兼顾送端留存电力电量需求与受端的保 供需要，实现送受端的电力电量互补。（3）网源互补简化调度运行：以多能互补基地 可调节电源（水电与储能）为核心，打捆近区范围内的随机电源（风电与光伏），实现 一体化调度运行，实现基地整体稳定电力送出，降低调度运行的复杂程度。（4）存量互 补调动市场活力：多种类型电源业主通过建立合理的利益分配机制，一方面可以利用新 能源成本优势，提高目前开发成本相对较高的水电、气电、储能等调节电源的经济性； 另一方面可以鼓励电源企业进一步深度参与调峰，释放电源调节空间，减轻送受端系统 的调峰压力。

2022 年 3 月 9 日，国家能源局综合司发布《关于开展全国主要流域可再生能源一体化 规划研究工作有关事项的通知》，旨在充分利用具有灵活调节能力的水电和火电资源， 在合理范围内配套建设一定规模的以风电和光伏为主的新能源发电项目，建设可再生能 源一体化综合开发基地，实现一体化资源配置、规划建设、调度运行和消纳，提高可再 生能源综合开发经济性和通道利用率。

该规划的研究范围包括：（1）水能资源技术开 发量在 200 万千瓦以上的主要流域：长江流域、黄河流域、珠江流域、东北诸河、东 南沿海诸河、西南主要河流、西北主要河流；（2）流域水电开发基础较好，已建、在建 和规划建设的水电具有调节能力；（3）流域内风能、太阳能等新能源资源条件较好，具 备开发条件。研究内容主要包括：（1）流域内及周边地区水电及火电资源调节能力情 况；（2）风光资源的在建、拟建项目梳理以及开发潜力研究；（3）在资源配置、规划 建设、调度运行、经济性平价、消纳等方面保持一体化布局，并提供对应阶段的保障措 施。

2021 年 3 月，发改委发布《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四五规划和 2035 年远景目标纲要》，我国将在“十四五”期间重点发展九大清洁能源基地，其中有四个 风光水储一体化基地，分别是黄河上游清洁能源基地、金沙江上游清洁能源基地、雅砻江流域清洁能源基地和金沙江下游清洁能源基地。

打造水风光互补清洁能源基地建设，实现风光水互补联合调度。公司控股雅砻江水电 将负责雅砻江流域水风光一体化基地建设，规划基地总规模超 1 亿千瓦，其中水电约 3000 万千瓦，风电、光伏发电超 6000 万千瓦，抽水蓄能发电超 1000 万千瓦。2023 年 6 月 25 日，雅砻江两河口水电站水光互补一期项目—位于四川省甘孜藏族自治州雅 江县柯拉乡的柯拉光伏电站并网发电，标志着全球最大、海拔最高的水光互补电站正式 投产。

柯拉光伏电站是我国第三大水电基地雅砻江流域清洁能源基地“十四五”时期首 个开工建设的水光互补电站，电站将通过 500kV 输电路线接入 50 公里外的两河口水电 站，实现光伏发电和水电的“打捆”送出，上网电价参照四川发改委川发改价格 〔2022〕194 号文，延续平价上网政策，按四川省燃煤发电基准价 0.4012 元/千瓦时执 行，也可自愿参与市场化交易。2023 年 8 月 25 日，雅砻江扎拉山光伏电站正式开工建 设，该项目位于四川省凉山州盐源县，总投资超 60 亿元，装机规模达 117 万千瓦，年 平均发电量 21.5 亿度，计划 2025 年全容量并网发电，为雅砻江流域水风光互补绿色 清洁可再生能源示范基地又一标志性项目。

提升电力系统调节能力，在负荷中心、新能源大规模开发基地规划建设抽水蓄能电站。 雅砻江两河口混合式抽水蓄能电站项目于 2022 年 12 月 29 日开工，项目位于甘孜州雅 江县。上水库是已经建好的两河口水库，下水库在距离 10 多公里的牙根一级水电站， 地下厂房布置在两河口水电站大坝下游的左岸山体里，通过山体内开挖的水工隧洞连接 上水库、下水库进行抽水和发电。

扩建 4 台 30 万千瓦可逆式机组，加上已经建成的两 河口水电站 300 万千瓦装机作为常规机组，总装机达 420 万千瓦，具有抽水、发电 “双向调节”作用，电力短缺时，电站进行发电，把储备的水能转换为电能，电力充裕 时，抽水补充库容，把相应的电能储备成水能。通过发挥抽水、发电“双倍调峰容量” 优势，可有效环节电网高峰供给和低谷清洁能源消纳压力，配套消纳相当于自身装机规 模 3 倍的新能源，将 700 万千瓦左右随机波动的光伏和风力发电调整为平滑、稳定的 优质电源。

根据《四川省电源电网发展规划（2022—2025 年）》，四川省明确将推进 26 个抽水蓄 能项目，其中“十四五”核准开工 12 个（两河口混合式抽蓄为第一个开工项目），推进 前期工作 14 个，总规模达 3490 万千瓦，叶巴滩、攀枝花仁和项目预计今年核准，省 能源局正在统筹研究绵竹、江油、芦山、道孚、大邑等 9 个“十四五”重点实施抽水蓄 能项目核准开工时序，倒排工期，争取尽快开工建设。

2023 年 9 月 12 日，雅砻江流域水电开发有限公司与华为联合创新中心在雅砻江公司成 都总部挂牌成立，成为我国首个基于流域水风光一体化基地建设的联合创新研究中心。 联创中心将进一步推动解决全球最大水风光一体化示范基地智能建设、智能运营等复杂 关键技术，推动降低项目全生命周期成本，实现水风光资源综合效益最大化，促进能源 产业数字化、智能化升级，并向全球提供可借鉴、可复制、可推广的经验。

4.新能源业务：辐射全国，规模化效益提升明显

持续保持新增规模，5 年复合增速达到 23.86%。2018-2022 年，公司新能源装机由 157.9 万千瓦增长至 460.34 万千瓦，CAGR 为 23.86%，新能源装机占比也由 4.64%提 升至 12.19%。细分来看，风电装机由 110.1 万千瓦增长至 294.94 万千瓦，CAGR 为 21.78%，光伏装机由 47.8 万千瓦增长至 165.4 万千瓦，CAGR 为 28.18%。2023 年上 半年公司投产风电、光伏装机共 83.43 万千瓦。

新能源装机增长带动发电量增加，国投新能源净利率稳步提升。2023 年上半年因风光 资源较同期好、规模增长，风电和光伏发电量分别同比增长 35.6%、16.89%；风电、 光伏上网电价较同期分别下降 5.76%、9.73%，主要因为公司新投产机组为平价上网项目，上网电价采用当地标杆燃煤电价。存量项目运营稳定，区域化管理逐步成熟，规模 化效益日渐显现。

国能新能源为公司主要控股子公司（该子公司不包含全部新能源装机， 但作为重要子公司有经营情况披露），2022 年净利率 33.22%，较 2019 年提升 18.58 个 pct，2023 上半年实现营业收入 11.11 亿元，净利润 4.76 亿元，同比增长 35.01%， 净利率上升至 42.88%。公司也将积极探索电化学储能、氢能、充电桩、光热发电、增 量配网及电力交易等新型产业机会，2022 年公司布局电网侧储能，取得广西浦北一期 200MW/400MWh 独立共享储能项目开发资源。

5.海外业务：积极布局海外业务，提升公司国际化程度

公司的海外业务主要包括英国风电、印尼巴塘水电和泰国垃圾发电项目。其中，英国 风电项目营收增长最快，毛利率最高。2018-2022 年英国业务营业收入由 0.34 亿元增 长至 2.64 亿元，CAGR 为 50.47%，2022 年毛利率达到 77.81%。泰国业务次之， 2019-2022 年，泰国业务营业收入由 0.69 增长至 0.8 亿元，CAGR 为 3.81%，毛利率 在 50%左右。印尼巴塘水电项目正在稳步开发建设中。

英国埃弗顿陆上风电 50MW 于 2018 年 9 月投入商业运营，2022 年发电量 1.44 亿千瓦 时，是红石投资首个控股投产项目。公司在英国的英奇角 1080MW 海风项目、本布莱 克 67.1MW 陆风项目分别在 2022 年 7 月、2023 年 9 月中标英国第四、五轮差价合约 （CfD），后者的中标价格为 52.29 英镑/MWh。英奇角项目预计在 2025 至 2026 年分三 期并网发电，本布莱克项目预计 2025 年并网发电。印尼巴塘水电站于 2021 年完成收 购，计划于 2026 年建成投产，是十四五期间公司首个控股开发的海外水电公司。

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