2024年国投电力研究报告：水电潮头勇立，绿能转型争先

一、能源变革领军巨头，水火并济风光互补

1、国投集团电力平台，控制雅砻江核心资源

国投电力是国投集团旗下的唯一电力平台。国投电力的前身为湖北兴化，成立于 1989 年。2002 年 4 月，公司完成重大资产重组，国投集团成为上市公司第一大 股东，公司主营业务变更为电力的生产和供应，同时，国投电力也是国投集团旗 下的唯一电力平台；9 月，国投电力在上海证券交易所上市。2012 年，公司更 名为国投电力控股股份有限公司。2016 年，公司实现境外业务零突破，对提升 绿电开发能力、进一步开拓海外市场具有重要意义。2018 年，公司努力实现创 新发展，成功介入了垃圾发电领域并将其作为“十四五”期间的重点发展任务之 一。自 2019 年起，公司开始转让部分火电资产，相继完成 6 家电厂的股权转让。 2021-2022 年，两河口、杨房沟水电站顺利投产，雅砻江流域水风光一体化基地 项目推进取得阶段性成果。

公司控股股东为国家开发投资集团，国资背景实力雄厚。国家开发投资集团持有 公司 51.32%股份，为公司控股股东。三峡集团通过长江电力和长电投资不断增 持公司股份，2023Q3 末持股比例增至 17.47%，为公司第二大股东。

公司水火风光并济，推进绿色低碳发展新格局。2003 年 10 月，国家发改委发文同意并授权国投旗下二滩水电公司独家负责实施雅砻江流域水能资源的开发，在 国家层面上确立了国投在雅砻江全流域水电资源开发中的唯一主体地位，具有合 理开发和统一调度等突出优势。同时，公司可依托水电资源，全力推进水风光一 体化基地开发，深化各电源间优势互补的优势；2008 年 10 月，国投白银风电有 限公司捡财塘一期建成投产，公司实现新能源项目“零的突破”；2009 年，国 投电力通过向大股东定向增发，拥有了雅砻江流域开发的优质稀缺资源，水火互 补、兼具成长，一跃成为国内第二大水电蓝筹上市公司；2012 年 8 月，国投电 力第一个光伏项目——国投石嘴山光伏发电项目建成投产；2018 年 6 月，国投 电力与天合光能签订股权转让协议，成功取得云南冶金新能源股份有限公司建水 南庄 300MWp 光伏电站（当时全球单体容量最大的山地光伏电站）90%股权； 2021 年 9 月，位于四川甘孜的世界级高土石坝、我国海拔最高的百万千瓦级水 电站——雅袭江两河口水电站正式投产发电。近年来，公司通过一系列资产转让 与收购，为其在清洁能源领域的更好发展开拓道路，绿色低碳发展优势得到强化。 目前，公司已经形成以清洁能源为主，水火并济、风光互补的发电业务结构，并 积极布局储能、售电及综合能源服务领域。

公司新增装机重心已从传统火电转向水电和风光等清洁能源。 水电方面，公司持股 52%的雅砻江水电是雅砻江流域唯一水电开发主体， 具有合理开发及统一调度等突出优势。公司可依托水电资源，全力推进水风 光一体化基地开发，深化各电源间优势互补。随着两杨水电站的投产，公司 水电装机规模再上新台阶，水电控股装机为 2128 万千瓦，为国内第三大水 电装机规模的上市公司，处于行业领先地位。 新能源方面，截至 2023 年 6 月底，公司清洁能源装机占比稳步提升至 69.22%，其中风电、光伏装机分别为 298.05 万千瓦、245.72 万千瓦，占 比分别为 7.72%、6.37%。 火电方面，2019-2020 年公司完成旗下 6 家火电企业股权转让后，火电产能 结构有所优化，火电装机量（含垃圾发电）由 2018 年的 1575.6 万千瓦降 至 2023 年 6 月底的 1188.08 万千瓦，占比也由 46.3%降至 30.78%。

2、水电熨平业绩波动，财务指标稳字当头

公司营收的增长动力来自发电量和上网电价的提升。2019-2020 年转让部分火电 机组是公司发电量下滑的主要原因，进而导致水电电价权重上升、平均上网电价 下降。自 2020 年优化火电资产结构以来，公司发电量和上网电价逐年提升。 2020-2022 年，公司发电量和上网电价年均复合增速分别为 2.7%和 8.0%，营收 复合增速为 13.3%。 2021-2022 年火电板块对总业绩影响有限，归母净利润持续为正。2022 年公司 实现营业收入 504.89 亿元，同比增加 15.36%；实现归母净利润 40.79 亿元， 同比增加 66.11%，归母净利润持续为正。2022 年，公司火电毛利端亏损 4 亿元， 较 2021 年减少亏损 9.73 亿元，对总业绩影响有限。受益于 2023 年煤价中枢下 行，公司业绩持续修复。2023 年前三季度，公司实现营业收入 425.48 亿元，同 比增加 11.47%；实现扣非归母净利润 60.24 亿元，同比上涨 49.71%。据公司业 绩预告，2023 年公司预计实现归母净利润 57.23-68.60 亿元，与 2022 年同期追 溯调整后数据相比增长 40.35%-68.24%；扣非归母净利润 57.05-68.42 亿元，与 2022 年同期追溯调整后数据相比增长 44.48%-73.28%。

电力市场化改革背景下，水电贡献主要的毛利润。随着两杨电站的投产以及锦官 电源组送苏电价形成机制的完善，量价齐升带动雅砻江水电 2022 年全年实现营 业收入 222.21 亿元，同比增长 21.17%；净利润 73.61 亿元，同比增长 15.73%； 全年水电板块为公司贡献营业收入 237.67 亿元，同比增长 19.89%。与此同时， 风光的毛利贡献也呈现快速上升趋势，毛利润从 2019 年的 10.39 亿元翻倍至 2022 年的 20.53 亿元，其毛利率近年稳定在 55%-60%区间。

公司现金流稳健，经营性现金流较为充沛，可较好支持投资活动。公司的水电业 务可产生充沛的现金流，近年来公司每年经营活动产生的净现金流基本维持在180 亿元以上。2022 年公司经营性净现金流高达 219.6 亿元，同比增长 50.1%； 2023 年前三季度，公司经营活动产生的现金流为 175.57 亿元，充足的现金流可 以很好地支撑公司降低负债率和财务费用，并支持未来几年水电及新能源项目的 投资建设（公司绝大部分投资流向新能源子公司）。公司资本性支出维持在较高 水平，2020-2022 年分别为 22.45/44.79/28.06 亿元。

公司资产负债率逐年下降，股利支付率较高。公司的资产负债率已经由 2015 年 的 72%降至 60%左右。截至 2023 年第三季度末，公司资产负债率为 62.5%， 较 2022 年年末降低 1.26 个百分点。公司历年分红保持高水平，近六年分红率保 持在 35%以上，近两年股利支付率超过 50%。

二、水电：天时流转枯水将尽，四川水电消纳向好

1、大水资产愈发稀缺，雅砻江资源得天独厚

我国水电剩余可开发资源有限，优质大水电资产稀缺性强。根据最新的水利资源 复查结果，中国水力资源技术可开发量为 6.87 亿千瓦，至 2021 年底，已实现投 产水电装机规模为 35453 万千瓦，在建工程将新增装机约 3800 万千瓦，就装机 容量简单比较，已建在建已达水力资源技术可开发量的 57%，我国水资源技术逐 渐接近技术可开发容量上限，除刚完成的白鹤滩水电站之外，正在开发和将开发 水电站中，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。剩余资源主要在雅鲁藏布江、怒江、金沙江中上游、雅砻江、澜沧江上 游、黄河上游等地区。

雅砻江水电资源禀赋优异，是全国最优质水电能源基地。雅砻江作为金沙江的最 大支流，是中国水能资源开发条件最好的河流之一，其干流长达 1571km，天然落差 3830 米，流域面积达到 13.6 万平方千米，多年平均降雨量为 520-2470 毫 米，由北往南递增，河口多年平均流量 1930 立方米/秒，年径流量近 600 亿立方 米，占长江上游总水量的 13.3%。同时，雅砻江为长江上游支流中月均来水量第 二，且波动性小于岷江，且落差较大。综合看来，雅砻江流域水能资源高度集中， 同时，大型电站多，装机容量大，规模优势突出，梯级补偿效益显著，除上游为 高原宽谷外，中、下游下切剧烈，谷狭坡陡，滩多水急，水量丰沛，落差集中， 是全国最优质水电能源基地。

2、气候变化提升出力，水电业绩持续修复

拉尼娜年将尽，预计将迎来厄尔尼诺，气候变化提升出力。2022 年，公司发电 量有所下滑，主要系长江年度来水严重偏枯影响。根本原因为 2022 年是气象上 的拉尼娜年，历史气象数据表明此时我国南部易发生干旱，降水量有所减少。根 据中国自然资源部国家海洋环境预报中心和世界气象组织，自 2023 年 5 月以来， 赤道太平洋中东部的月均海表温度距平已显著升高，标志着连续三年的拉尼娜事 件已正式结束。目前对本次厄尔尼诺事件的预测是一次中等以上强度的现象，根 据历史经验，本次厄尔尼诺现象持续时间有望达到 12 个月以上。在厄尔尼诺气 候条件下，我国南方尤其是华南等地的降水明显增加，预计 2024 年春季全国大 部地区气温偏高，降水接近常年到偏多，水电业绩增长有望得到支撑。公司所拥 电站主要位于长江流域，届时来水情况有望得到改善，公司将度过发电“低谷”， 叠加装机增加迎来发电量高速增长。

厄尔尼诺年份的水电发电小时基本在 3600 小时以上，高于平均值，且呈逐年上 升趋势。2022 年出现的极端高温，以及多年的水电极低利用小时数 3412 小时， 都是持续三年的拉尼娜的结果。随着厄尔尼诺来袭，预计水电发电小时数出现明 显回升。

厄尔尼诺气候下水电企业全年业绩受下半年影响较大，降水叠加入库流量的逐步 改善，有望对水电发电量提供良好支撑。2022 年汛期，四川、云南等水电大省 也都经历了罕见的高温干旱天气，来水极端偏枯导致水电发电量下滑，2022Q3 全国水电发电量仅 3679 亿千瓦时，相比 2021Q3 减少 524 亿千瓦时。在 2022 年 Q3 水电发电量降幅较大的背景下，2023 年汛期入库流量的逐步改善有望带 动水电发电量实现一定修复。从业绩上看，2014-2022 年期间，水电企业在厄尔 尼诺年 H2 业绩占全年平均比例为 50.6%，高于在拉尼娜年的 21.3%，预计来水 改善将成为水电全年业绩增长的主要动力。

公司 23Q3业绩增幅亮眼，蓄水进展良好对 23Q4及 2024年水电增长形成支撑。 2023 年前三季度，水电板块营业收入 1341.24 亿元，同比+5.4%；归母净利润 519.41 亿元，同比+66.2%。单三季度，尽管受不同流域来水情况的影响，各水 电企业业绩增速有所分化，但整体同比增长趋势较为明确。国投电力业绩增幅靠 前，受益于锦官电价上调和两河口水电全面投产，公司 23Q3 归母净利润同比 +52.7%，环比+57.6%。截至 10 月 31 日，国投电力二滩电站实际水位为 1194.33 米（蓄满 1200 米），锦屏一级电站实际水位 1854.36 米（蓄满 1880 米），两河口电站实际水位 2861.09 米（蓄满 2865 米），蓄水进展情况良好。2023Q4，公 司水电发电量 246.52 亿千瓦时，同比增长 4.22%，2024 年水电发电量有望保持 稳定增长。

3、电力供需格局优化，看好电价上涨空间

省内与跨省电价呈现上涨趋势，四川水电盈利性有望进一步提高。

跨省部分：2014 年 1 月，国家发展改革委下发《关于完善水电上网电价形 成机制的通知》，明确 2014 年 2 月 1 日后新建的跨省、跨区域送电的水电 站，其外送电量上网电价按照受电地区落地价扣减输电价格（含线损）确定， 即落地端倒推电价机制。其中，跨省输电价格由国家发展改革委核定；受电 地区落地价与燃煤发电标杆电价联动，由送电方、受电方参照受电地区省级 电网企业平均购电价格协商确定。落地端倒推电价机制将有效解决以往定价 模式的缺陷，由于“西电东送”项目的消纳方经济发达，电价承受能力强， 且当地火电上网电价高，叠加外送量提升因素，将有效提升水电的收益。 2020-2022 年，四川省外送电量由 1363.56 亿千瓦时增长至 1589.71 亿千 瓦时，年均复合增速为 8.0%；四川省水电中长期外送均价由 0.212 元/千瓦 时增长至 0.272 元/千瓦时，累计增长 28.2%。

省内部分：四川省持续深化电源侧市场化改革，上网电价更能反映省内电力 供需关系。自从 2016 年四川开展大用户直购电交易试点工作开启改革以来，市场准入门槛不断降低，2021 年实现对经营性专变用户的全放开，更多的 电力用户得以参与市场交易，共享改革红利。2022 年，四川电力交易平台 累计注册市场主体达到 3.65 万家，省内市场交易电量 1616.37 亿千瓦时， 市场化交易电量占比近年来保持上升趋势。2022 年四川省内水电市场化交 易均价为 0.224 元/千瓦时，同比+7.0%；2023 年 1-10 月，四川省电网代理 购电价格对应市场化水电均价为 0.320 元/千瓦时，同比+5.6%。预计随着省 内供需格局持续改善，市场化交易电价将进一步提高，带动水电上网电价上 涨。

4、绿证核发覆盖水电，溢价提升发电收益

绿证新政策出台，水电纳入核发范围有望提升收益。2023 年 8 月 3 日，国家发 改委、财政部、能源局联合发布《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作 促进可再生能源电力消费的通知》。新版的绿证相比旧版而言将实现可再生能源 的全覆盖，其中，对 2023 年 1 月 1 日（含）以后新投产的完全市场化常规水电 项目，核发可交易绿证。根据“中国绿色电力证书认购交易平台”数据，2023 年 1-10 月，绿证最高交易价格为 971 元/张，平均价格为 108 元/张，价格中位 数为 31 元/张。此次绿证核发全覆盖将增加绿证市场供给，增厚水电运营商收入。 随着绿证交易市场的进一步完善，装机弹性较大的国投电力等公司将持续受益。

三、新能源：多能互补大势所趋，风光水储建设提速

水风光三种清洁能源优化利用的潜力巨大，近年获得政策支持。双碳目标推动清 洁能源建设，风光装机大力推进，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。水电作为调峰调频优质电源，具有启停便利、 能量损失小、零碳排放等诸多优势，水电与风光项目相配合，既可以解决风光出 力不稳的问题，也可以减少碳排放。2020 年国家能源局、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，计划开发风光水一体化发 展基地。

雅砻江风光资源充裕，适宜开展水风光一体化建设。水风光一体化的实质，是将 流域水电基地升级改造为流域可再生能源综合基地。首先流域范围内风光等新能 源资源要丰富，且地形条件好、场址分布集中；其次流域调节能力要强，且规划 新建水电项目较多。对于流域调节能力，主要看水库调节库容和抽水蓄能规模。 如果两个条件都具备，就适合先期开展水风光一体化建设。我国西南地区横跨中 国地理三大台阶，山川纵横、河流密布且径流充沛，是中国水能资源最富集的地 区，已建和待建水电总体具有较好的调节性能。金沙江、雅砻江、大渡河、乌江、 怒江、澜沧江、南盘江/红水河、雅鲁藏布江这八大流域水能资源最为富集，区 域内风能、太阳能资源丰富，水风光出力互补性较强，具备统筹规划、协同开发、 综合利用的良好条件，是实施水风光多能互补发展的主战场。其中，雅砻江的风 光技术可开发量均位于八大流域前列，雅砻江中游的年发电利用小时也具有明显 优势，风电超 2500 小时，光伏接近 1800 小时。

雅砻江流域准备打造全球规模最大的清洁能源基地。2023 年雅砻江光伏、风电+ 抽水蓄能基地开建，未来雅砻江流域清洁能源基地全部建成后，将成为世界规模 最大的绿色清洁可再生能源基地。雅砻江流域清洁能源基地建设纳入国家“十四 五”规划以来，全球最大、海拔最高的水光互补电站——柯拉一期光伏电站开工 建设并建成投产；国家首批大型风电光伏基地项目——腊巴山风电即将投产发电； 全球最大的混合式抽水蓄能项目——两河口混合式抽水蓄能项目开工建设；雅砻 江中游孟底沟、卡拉、牙根一级等一批清洁可再生能源项目有序推进。雅砻江流 域水电开发有限公司加快推进流域水风光资源协同开发，不断取得突破性进展， 基地建设正加速从规划变为现实。按照整体规划，雅砻江规划了 22 座梯级电站， 共计 3000 万千瓦的装机规模。“十四五”期间，雅砻江一体化基地规划装机 5711 万千瓦，包括水电 2658 万千瓦、光伏发电 2603 万千瓦、风电 450 万千瓦；规 划布局抽水蓄能站点 4 个，装机 570 万千瓦。雅砻江流域清洁能源示范基地全部 建成后总规模超 1 亿千瓦，年发电量约 3000 亿千瓦时。

四、火电：燃煤成本优化，业绩弹性可观

2023 年第三季度煤价总体继续下行，四季度出现小幅反弹后再次回落。受煤炭 库存持续高位叠加稳价政策的影响，23Q3 煤价总体继续下行。7-9 月秦皇岛动 力煤（Q5500）市场均价为 872.93 元/吨，较 4-6 月的市场均价下降 61.74 元/ 吨，降幅为 6.6%。四季度伊始，煤价出现止跌回升趋势；到 10 月中下旬，受电 厂补库结束，叠加非电行业采购减少等因素影响，沿海煤炭市场需求低迷，煤价 持续回落。截至 2024 年 2 月 2 日，秦皇岛动力煤（Q5500）市场价格已降至 916 元/吨，较 2022 年 10 月 25 日的高点 1599 元/吨下滑 42.7%。与此同时，产能 方面，长协及进口煤供应充足。截至 2023 年 12 月底，全国原煤累计产量 46.58 亿吨，同比+3.6%；2023年1-12月，我国累计进口动力煤1.49亿吨，同比+191.7%。 库存方面，截至2024年2月2日，北方港合计煤炭库存为2178万吨，同比-13.1%； 长江口合计煤炭库存 502 万吨，同比+11.1%。总体来看，预计煤价短期内将维 持窄幅震荡。

沿海电厂盈利改善程度大，归母净利润实现翻倍增长。进口煤价格降幅大于国产 煤，优先利于更依赖进口煤的沿海电厂，沿海电厂业绩大幅反弹。2023Q1-Q3， 国投电力、浙能电力、申能股份、粤电力 A 和上海电力四家公司分别实现归母净 利润 60.52/59.62/25.03/17.27/14.69 亿元，同比增长分别为 46.7%、1217.3%、 118.3%、201.1%、524.5%。相比之下，内陆电厂盈利修复相对较慢，2023Q1-Q3， 内 蒙 华 电 、 皖 能 电 力 、 京 能 电 力 和 建 投 能 源 分 别 实 现 归 母 净 利 润15.58/4.34/7.77/2.85 亿元，同比增长分别为 39.7%、161.0%、6.6%、-20.6%。 随着进口煤价持续回落，沿海电厂盈利增长有望更进一步。

电力市场化改革持续推进，火电平均上网电价显著上浮，煤电容量电价机制落地 有望稳定公司火电业务盈利预期。自电力市场化改革以来，全国多个省市电力交 易价格充分上浮，主要发电企业火电平均上网电价显著增长。未来随着电力市场 不断完善，火电收益将从当前以电能量为主的模式逐渐过渡到“电能量+辅助服 务+容量服务”的模式，从而进一步顺导火电上网电价，保障企业合理盈利。据 测算，在全部足额申报最大处理的情况下，国投电力的度电容量电费约为 0.028 元/千瓦时，预计每年可获得容量电价补偿金额 8.28 亿元，对应公司 2023 年归 母净利润一致预期值的弹性为 12.17%。

公司火电具备装机结构优势。

供电煤耗方面：2022 年公司供电煤耗为 298.79 克/千瓦时，略高于业内其 他可比公司，但近年来整体呈稳步下降趋势。随着公司对现役火电机组的优 化改造，扎实推进钦州一二期机组通流部分及热力系统供热节能降耗等项目， 公司火电机组节能水平将不断提高，有望实现“降本增效”。

利用小时方面：公司火电利用小时数稳步增长，从 2017 年的 3543 小时提 高到 2021 年的 4971 小时，复合增长率为 7%，与全国平均利用小时的差值 从 2017 年的-666 小时提高到 2021 年的 523 小时，利用小时数逐渐步入行 业前列。2022 年受煤价较高和需求疲软的影响，公司利用小时数降至 4262 小时，预计 2023 年将有所好转。

机组结构方面：公司火电装机以高参数大机组为主，无 30 万千瓦以下机组 （不含垃圾发电），百万千瓦级机组占比 67.5%，分别高出华能国际和国电 电力 49.3%和 41.0%，处于业内领先地位；60 万千瓦以上机组占比 83.8%， 高出华能国际和国电电力 24.6%和 13.8%，公司火电资产具有质量优势。

盈利能力方面：公司度电毛利从 2017 年的 0.017 元/千瓦时增长至 2020 年 的 0.062 元/千瓦时，复合增长率为 37.76%。2021 年，受煤炭价格居高不 下的影响，公司度电利润降至-0.023 元/千瓦时，但高于华能国际、大唐发 电和华电国际。2022 年，公司度电毛利为-0.008 元/千瓦时，仍处于修复期。 2023H1，受益煤价中枢下行，公司盈利持续修复，度电毛利有所回升。

公司火电机组主要布局沿海区域，受益于进口煤价格下行和当地上网电价提升。 公司火电资产主要分布在沿海地区，其中天津、福建和广西分别占 33.70%、33.58% 和 27.46%，余下的 5.26%分布在贵州。2022 年公司完成火电发电量 504.73 亿 千瓦时，其中沿海地区占比高达 94.26%。随着电力市场化改革政策陆续落地， 包括天津、福建和广西在内的全国多个省市年度电力交易价格充分上浮。2022 年，天津、福建和广西的年度电力交易均价较燃煤基准价分别上涨 18.74%、14.32% 和 17.05%，2023 年维持增长趋势。进口煤价的下行和公司火电资产所在地的电 力交易价格上升有利于公司盈利修复，保障公司火电业务收益。

五、推荐逻辑：防御性叠加成长性，造血动能历久弥 新

1、雅砻江重要水电标的，核心业务量利齐增

公司水电装机规模居行业前列，在四川省拥有较高市占率，有望受益于当地电价 水平提升。公司水电资产主要分布在雅砻江流域，在黄河干流和澜沧江流域也有 4 座已投产水电站，目前水电装机规模总计 2128 万千瓦，在国内排名第三，仅 次于长江电力和华能水电，在四川省内的装机容量市占率在 19%左右。 2021-2022 年，随着两杨电站的投产，公司装机容量市占率有一定的提升。公司 发电量在四川的市占率常年保持在 22%以上，2022 年达 24%，较 2021 年提高 2 个百分点。受益于新电站的全面投产，2023 年上半年，在各水电站流域来水 偏枯的情况下，公司发电量市占率达 26%。随着电力市场化交易的推进，四川水 电上网电价有望上浮，为公司水电业绩增长提供支撑。 公司水电利用小时数高，水电业务经营稳健。受益于雅砻江流域优异的资源禀赋， 以及两河口水电站投产后与锦屏一级和二滩水电站形成的三大水库梯级联合调 度效用，公司水电利用小时数始终高于全国平均水平，并在同行中处于领先地位， 在 2018 年到 2020 年间，一度超过 5000 小时。2021-2022 年，受长江流域来水 偏枯以及新电站投产的影响，公司水电利用小时数有所下降，但仍然实现了 4958 小时和 4686 小时的利用小时数，高于长江电力、华能水电、国投电力等龙头水 电公司，有利于公司的稳健经营和盈利增长。

依托于雅砻江流域，公司水电板块提升空间大。根据雅砻江水电债券募集说明书， 雅砻江干流规划了 22 座梯级水电站，水电总装机容量约 3000 万千瓦，分别为 上游 10 座电站，中游 7 座电站（两河口、牙根一级、牙根二级、楞古、孟底沟、 杨房沟、卡拉），下游 5 座电站（锦屏一级、锦屏二级、官地、二滩、桐子林水 电站）。公司下游 5 座电站已建成投产，目前正开发建设中游电站，其中杨房沟、 两河口电站已分别于 2021 年 10 月、2022 年 3 月投产；卡拉、孟底沟电站进入 在建阶段，预计将于 2029-2032 年建成投产；牙根一级水电站于 2023 年上半年 获得核准，目前正在进行施工前期工作；其余电站正在前期规划中。此外，公司 分别在黄河干流和澜沧江流域拥有大峡、小峡、乌金峡以及大朝山电站，合计 205 万千瓦。公司在雅砻江流域已投产水电 1920 万千瓦，较雅砻江流域水电完成全面开发达到 3000 万千瓦的容量还有 1080 万千瓦的增长空间。

两杨投产对下游电站补偿效应明显，梯级水库优化调度提高雅砻江流域水库群年 发电量。2021 年两河口水电站、杨房沟水电站投产运行，公司预计其合计多年 平均发电量将达 170 亿千瓦时。两河口水电站是四川省内最大的多年调节水库， 投产后与雅砻江干流已建成的锦屏一级和二滩水电站形成三大联合调节水库，总 调节库容高达 148.4 亿立方米，根据项目可研阶段的测算，完全发挥调节性能后 对雅砻江中下游梯级电站多年平均发电量的补偿效益为 102 亿千瓦时。按照 2023 年电价调整后公司度电净利润 0.121 元/千瓦时计算，梯级水库优化调度可 使净利润增厚 12.37 亿元。伴随两河口电站蓄水工作的完成，预计补偿效益逐步 释放。 公司水电站定价机制逐步完善，市场化进程加速有望带动长期盈利增长。公司水 电上网电价主要按优先发电计划执行，少部分电量参与市场化交易。公司有近一 半的电量在川渝消纳，其次外送至江苏、江西等地。自 2019 年 7 月起，本地消 纳的部分，锦官电源组优先发电合同电价执行 0.2811 元/千瓦时，二滩 0.2685 元 /千瓦时，桐子林 0.2974 元/千瓦时；2022 年两河口机组投产后，按 0.3766 元/ 千瓦时的过渡期电价执行。2022 年 7 月，江苏省将锦官电源组送苏电价形成机 制完善为“基准落地电价+浮动电价”机制。其中，基准落地电价为江苏省燃煤 发电基准电价 0.391 元/千瓦时，浮动电价参照江苏省煤电市场交易结果，上浮 空间由送、受双方按照 1:1 比例分享。受煤价抬升的影响，锦官电源组送江苏上 网电价自 8 月 1 日起提升至 0.3195 元/千瓦时。随着市场化进程的加速，公司水 电上网电价有望进一步提升，长期盈利增长可期。

2、能源结构转型先锋，风光互补潜力拓宽

布局水风光综合能源基地，巩固新能源消纳优势。根据雅砻江水电公司相关规划， 雅砻江流域水风光互补绿色清洁可再生能源示范基地总规模超 8000 万千瓦，其 中风电、光伏发电超 4000 万千瓦、抽水蓄能发电超 1000 万千瓦，建成后将成 为世界规模最大的绿色清洁可再生能源基地之一。2023 年 6 月，公司水光互补 一期项目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，首次将全球“水光互补”项目规模提升至百万千瓦级，表明公司雅砻江 水风光一体化建设取得重大进展。截至目前，雅砻江流域的两河口、锦屏一级、 二滩三大控制性水库已全部建成，成为全国调节能力最好的大型流域之一，可为 沿江两岸的新能源提供较强大的调节能力。此外，两河口混合式抽水蓄能电站已 于 2022 年 12 月开工，新增装机 120 万千瓦的抽水蓄能机组能进一步与周边风 电、光伏电站的发电特性互补，配套消纳相当于自身装机规模 3 倍的新能源；通 过水风光蓄一体化开发，两河口混合式抽水蓄能电站和两河口水电站能将 700 万千瓦左右随机波动的风电和光伏发电调整为平滑、稳定的优质电源。 公司新能源发电装机提速，2022-2025 年装机量有望翻两番。国投电力预计到“十 四五”末，公司新能源总投产装机规模达到 1700 万千瓦；同时，根据公司控股 装机容量 5000 万千瓦、清洁能源装机占比约为 72%的目标，我们预计 2025 年 公司风电、光伏装机量将分别达到 778 万千瓦、922 万千瓦，风光装机占比将从 2022 年的 12.2%提升至 32.3%。

公司新能源机组运行质量相对较高，风光度电毛利保持平稳。公司光伏项目利用小时数一直高于全国平均水平，风电项目利用小时数也逐步提升至全国平均水平， 新能源机组整体运行质量较高。2022 年，受新投产新能源机组未满年度运行等 因素的影响，公司风光利用小时数分别同比下降 110 小时和 43 小时。随着光伏 平价上网的推进，公司光伏上网电价呈下行趋势，2022 年公司光伏上网电价同 比下降 7.92%导致度电毛利相应下降 16.35%。公司风电上网电价在近三年有所 提升带动风电度电毛利上涨 0.04 元/千瓦时。未来风电及光伏项目上游成本将进 一步下降，新能源发电业务利润有望随着装机规模的提升保持增长。

3、公司管理优势明晰，现金流与分红双收

公司拥有丰富的资本运作经验和大股东的鼎力支持。公司自 2002 年借壳上市以 来，借助上市公司平台，利用非公开增发、GDR、配股、公开增 发、可转债、 公司债、中期票据等融资方式，为公司境内外大批优质在建和储备工程提供资金 支持，实现公司资产、装机、利润、市值的快速增长，积累了丰富的资本运作经 验，助力公司不断提升市场化和国际化水平。公司作为国投公司电力业务唯一资 本运作平台，在发展过程中得到了国投公司的鼎力支持，通过资产注入，公司取 得了雅砻江水电、国投大朝山等核心资产，实现公司快速做强做大。 公司职业经理人制度先进，注重项目效益。人事制度方面，公司通过建立职业经 理人制度增强管理层的市场意识、契约意识，实现了职业经理人契约化、市场化、 职业化，公司治理结构健全高效，有效激发公司管理层活力和公司发展动力，2022年企业管理人员绩效合约签订率达到 100%。项目效益方面，公司始终坚持“效 益第一”的投资管理原则，对水电项目质量把控严格，火电业务持续探索多煤种 掺烧技术，极大降低了燃料成本；水电业务精细化管理能力强，利润回报较高； 新能源投资回报水平达标，投研能力和运营管理能力得到验证。 相比于其他水电公司，国投电力分红能力进步明显、赶超同行业平均。我们选取 长江电力、华能水电、川投能源等水电企业作为国投电力的可比公司进行分析， 发现伴随两杨电站全部投产，2021-2022 年公司分红能力有显著进步，赶超水电 行业平均值：2022 年，公司每股股利为 0.28 元，比同行业平均值高出 0.07 元， 在 11 家水电公司中排名第四；股息率为 2.5%，比同行业平均值高出 0.6pct。2023 年公司经营性现金流和净利润保持增长势头，超越华能水电稳居行业第二。

相比于综合型火电公司，国投电力水电装机占比相对较高，具有较强的防御性。 相较于国电电力、华电国际、华能国际和大唐发电等综合型火电公司，国投电力 水电占比超过 50%，火电占比较低为 31%。截至 2023 年第三季度末，公司总装 机量为 3860 万千瓦，低于大唐发电、华电国际和国电电力等推荐综合型火电企 业，但公司经营性现金流和净利润均优于以火电为主的大唐发电和华电国际。 2022 年，受煤价高企的影响，大唐电力、华电国际和国电电力第四季度净利润均出现亏损，而公司净利润实现稳定提升。随着火电业绩收益的回弹，公司 2023 年第一季度和第二季度净利润甚至超过了国电电力，经营性现金流也保持稳定。 水电资产具备现金流充沛的特点，可以支持较高的分红开支，公司能够在受益火 电业绩回升弹性的同时，也具备水电的抗周期特征。

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