2024年国投电力研究报告：坐拥雅砻江优质资源，水风光协同助力成长

背靠国投集团，水电贡献核心利润

(一)国投集团旗下唯一综合电力上市平台

公司是国投集团电力业务的唯一上市平台。公司前身为中国石化集团荆门石油化工总厂于1989年发起设立的湖北兴化。2002年，湖北兴化以所拥有的全部资产和负债与国投集团持有的国投甘肃小三峡发电公司、靖远第二发电公司、徐州华润电力公司进行置换，自此，公司主业由石油转变为电力。截至 202401末，国投集团持有公司51.32%的股份，为公司第一大股东。国投集团目前重点打造“能源产业”“数字/科技”“民生健康”“产业金融”四大业务板块，其中能源产业涉及电力、能源港口、生物能源等，公司是其电力业务的唯一上市平台。

公司拥有多元化的发电资产组合，水火风光并举。截至2023年末，公司发电装机容量达到4085.66万千瓦。其中，水电2128万千瓦，占比52%;火电1254.08万千瓦(含3.48万千瓦垃圾发电)，占比31%;风电318.25万千瓦，占比8%;光伏385.33万千瓦，占比9%。

公司新能源发电资产以水电为中心辐射全国。截至2023年末，公司新能源装机合计704万千瓦，其中，水风光一体化发展战略下，公司水电资产主要分布区域四川省的新能源装机规模最大，为 162万千瓦，占比约23%。此外，甘肃、新疆、云南等地也占据较大比例。但整体而言，公司新能源发电资产的布局较为分散。

(二)水电贡献核心利润，盈利能力持续提升

水电+火电收入贡献度85%，来水对公司影响较大。2023年，公司实现营业收入567亿元，同比增长12.3%。分业务板块来看，水电业务实现收入256亿元，占比45%，同比增长8%;正向影响主要来自于电价上涨，负向影响主要来自于来水偏枯导致的发电量下滑。火电业务2023年实现收入229亿元，占比40%，同比增长13%。受煤炭价格下行影响，公司火电上网电价有所下降，但在水电出力偏弱背景下，火电发电量增加显著，从而驱动火电业务收入增长。风电业务2023年实现收入 29亿元，占比5%，同比增长22%;光伏发电2023年实现收入17亿元，占比3%，同比增长32%。新能源发电尽管上网电价受市场化交易占比提升和平价项目并网影响有所下滑，但在装机规模快速增长下，收入仍实现较块增长。2024H1，公司实现营收271亿元，同比增长2.8%，增速有所放缓，主要系同期来水改善，但上网电价下降所致。

水电毛利率较高叠加火电盈利波动，水电成为公司核心利润来源。公司水电业务毛利率处于较高水平，2020年达到65.8%，近三年在来水波动以及新机组投产影响下有所下滑，但2023年仍维持在60%以上。水电业务较高的毛利率使得其对公司整体毛利额的贡献度较为可观，正常情况下可达 70%-75%。2021-2022年，水电业务毛利贡献度一度超过90%，主要系煤炭价格大幅上涨使得火电业务盈利承压、毛利率转负所致。风电、光伏发电毛利率略低于水电，2023年分别为57.3%、54.8%，对应毛利贡献度8%、4%。

费用管控能力优秀，期间费用率持续下行。公司期间费用以财务费用和管理费用为主。从绝对值来看，除2022年两杨水电站完全投产导致期间费用有所上升外,其余年份均保持下降态势。2023年、2024H1，公司期间费用分别为58.9、25.8亿元，同比下降5.2%、5.4%。从相对水平来看公司期间费用率自2020年以来持续下降，2023年、2024H1分别为10.4%、9.5%，同比减少1.9、0.8pct。未来随着还款推进&综合融资成本下降，公司期间费用率有望进一步优化。

毛利率改善&期间费用优化双管齐下，归母净利润实现较快增长。2023年、2024H1，公司分别实现归母净利润67.0、37.4亿元，同比增长64.4%、12.2%，远超同期营收增速，主要得益于毛利率提升和期间费用率下降的双重加持。

ROE持续提升,资产负债率不断优化。24H1,公司ROE(加权)为6.62%,同比提升0.18pct。拆分来看，公司ROE的提升主要来自盈利能力的提升，而非杠杆水平的提升。2024H1，公司净利润率达到 25.0%,同比提升 2.3pct;截至 2024H1末,公司资产负债率为63.8%,同比下降0.3pct.

水电:坐拥雅砻江优质资源，奠定公司基本盘

(一)国内大水电资源稀缺，公司坐拥雅砻江流域开发权

我国水力资源技术可开发量6.87亿千瓦，目前已开发60%+。根据水电水利规划设计总院发布的《中国可再生能源发展报告2023年度》，我国水力资源技术可开发量达6.87亿千瓦，位居世界首位。而截至2024年6月末，我国水电累计装机规模为4.27亿千瓦，依此计算，已开发率超过60%。展望远期，根据国家能源局总工程师向海平预测，2030年我国水电(含抽蓄)装机容量将超过5.4亿千瓦，增长空间26%+。

主要流域已开发率超过80%,优质大水电具备稀缺性。我国优质大水电资产主要分布在十三大水电基地，合计规划装机约2.8亿千瓦，其中，金沙江、长江上游、雅砻江、澜沧江、大渡河为主阵地，装机占比达60%。截至2021年末，十三大水电基地主要流域已建+在建装机规模占技术可开发量的82%.优质大水电稀缺性凸显。

(二)高电价&高利用小时驱动雅砻江盈利能力处于可比公司领先水平

雅砻江水电资产盈利能力处于可比公司领先水平。据我们测算，2020-2023年，雅砻江度电净利润在 0.081-0.101元/千瓦时,同期长江电力、华能水电、大渡河的度电净利润分别为0.087-0.106、0.052-0.077、0.036-0.044元/千瓦时。2020-2022年，雅江盈利水平仅次于长江电力，2023 年超过长江电力。从雅砻江自身角度来看，2023年度电净利润增长幅度较大，主要系电价上涨影响(详见后文分析)，而从长江电力角度来看，2023年乌白电站注入导致折旧成本增加较多亦有所拖累。

雅砻江上网电价涨幅明显，且于2022年超越长江电力位列水电公司第一。从绝对值来看，雅砻江上网电价高于同在四川省的大渡河，主要系其外送消纳比例较高所致。而从电价涨幅来看，2020-2023年，水电公司上网电价均呈现上涨态势，其中，雅江上网电价从0.226元/kWh上升至0.274元/千瓦时,平均每年上涨0.016元/kWh,超过同期长江电力、华能水电、大渡河0.006-0.007元/千瓦时的年均涨幅，促使其上网电价于2022年超越长江电力。我们认为产生这一结果的原因在于:1)两河口水电站于2022年3月完全投产后,执行相对较高的临时上网电价(0.3766元/kWh);2)2022年8月起，江苏省发改委调整锦官电源组送苏落地电价为“基准落地电价+浮动电价”机制1，得益于江苏省2022年年度交易成交均价较燃煤基准价上浮19%，公司送江苏电量电价上涨至0.3195 元/千瓦时:两大因素共同导致雅砻江 2022、2023年上网电价同比分别上涨0.015、0.027元/千瓦时。

除上网电价外，我们认为利用小时数对雅砻江度电盈利亦有所贡献。2023年，雅江水电利用小时数为4427h，低于长江电力平均利用小时数4493h，高于大渡河和华能水电的3685、3969h.由于水电的发电成本以折旧为主，因此，更高的利用小时数有助于摊薄固定成本，带来更高的度电盈利水平。

(三)短期看来水改善&梯级补偿效应，长期看雅砻江中游剩余电站投产

拉尼娜年份我国南方地区降水偏少，厄尔尼诺年份则相反。拉尼娜是赤道中东太平洋海表温度大范围持续异常偏冷的现象，与之相对应地，厄尔尼诺是赤道中东太平洋海温持续偏高并造成大气环流异常的一种气候现象。拉尼娜气候现象对我国的影响主要表现为:1)当年冬季气温易偏低，出现冷冬的可能性较大;2)当年秋季北方降水易偏多，出现秋汛的可能性大。而厄尔尼诺气候现象对我国的影响体现在:1)当年冬季北方地区容易出现暖冬;2)次年夏季长江流域和江南地区容易出现洪涝;3)当年或次年夏季东北地区易出现低温。2020年，厄尔尼诺现象导致长江流域出现洪涝灾害，而 2021-2022年，拉尼娜现象造成我国北方秋汛，以及长江流域特大高温干旱。

新一轮厄尔尼诺现象于2023年12月达到峰值，预计2024年南方地区来水改善明显，驱动公司发电量增长。根据中国气象局报道，2023年5月开始的中等强度厄尔尼诺事件在2023年12月达到峰值，目前进入衰减期，并将在2024年4-5月趋于结束。由于厄尔尼诺次年夏季长江流域和江南地区降水偏多，24Q2开始，公司所在的雅砻江流域来水较23年同期明显好转，带动公司发电量修复。2402，公司水电实现发电量218.86亿千瓦时，同比增长36.89%。

主要水库接近蓄满状态,支撑公司24H2发电量表现。进入9月份,雅砻江流域来水边际减弱但考虑到公司具备调节能力的两河口、锦屏一级、二滩水电站水位分位数分别达到83%、96%、99%远高于23年同期水平，我们认为公司下半年发电量具备较强支撑。

除来水改善外，两河口水电站强大的调节能力可增加中下游电站平枯期电量224.87亿kWh。两河口水电站调节库容高达65.6亿立方米，具备多年调节能力，投产后可通过蓄水减少汛期弃水同时增加平枯期发电量。此外，由于两河口水电站位于雅砻江中上游，因此，其汛期蓄水将在平枯期流经下游的11座梯级电站，电量增发效益显著。考虑到两河口水电站于2022年3月全部投产发电，但恰逢2023年来水偏枯，其梯级补偿效应有望在2024年得到更加充分的体现。

展望远期，雅砻江中游剩余水电站有望在2030年前后贡献增量，合计装机容量372万千瓦。雅砻江干流共规划水电站22级，总装机容量约30GW。截至目前，下游5座水电站，即桐子林二滩、官地、锦屏二级、锦屏一级，已全部投产，合计1470万千瓦;中游7座水电站已投产2座即杨房沟和两河口，共计450万千瓦，其余处于在建/规划阶段;上游10座水电站均处于前期规划/可行性分析阶段。从项目进度来看，卡拉和孟底沟水电站目前处于在建状态，预计分别于2029年和2032年实现最后一台机组的投产;牙根一级水电站已核准，计划2024年7月开工，2028年最后一台机组投产。

新能源:水风光协同发展，打造第二增长曲线

(一)装机快速增长，电价有所承压

2020-2023年，公司风电、光伏发电量实现较快增长。装机容量方面，截至2023年末，公司风电、光伏累计装机容量分别为318、385万千瓦，2020-2023年复合增速为14%、55%。较快的增速助力光伏后来居上，2023年累计装机容量超越风电。从发电量来看，2023年公司风电、光伏发电量分别达到66、30亿kWh.2020-2023年复合增速为23%、32%，远超同期公司水电、火电发电量2%左右的复合增速。

风电上网电价相对稳定，光伏上网电价承压明显。受新增平价项目大规模并网和新能源入市比例提升影响，近年来风、光上网电价面临下行压力。此外，由于光伏出力曲线和负荷曲线的时间错配更为严重，所以市场化交易中其电价下行压力更大。2020-2023年，公司风电上网电价波动幅度不大，而同期光伏上网电价从0.789元/kWh下降至0.575元/kWh，复合增速-10%。

风电业务收入增速&毛利率表现更佳。装机容量增长和上网电价承压双重作用下，2020-2023年,公司风电、光伏发电收入从 14.74、10.06亿元增长至 28.79、16.76亿元,复合增速分别为 25%、19%。同期,风电业务毛利率从 55.5%小幅上升至57.3%;而光伏发电由于上网电价下行幅度较大毛利率从56.3%降至54.8%。

(二)雅砻江水风光一体化协同发展，盈利水平佳&装机弹性大

1.得益于较好的资源禀赋和水风光互补运行，雅砻江新能源项目盈利能力优于可比公司

公司雅砻江流域新能源项目盈利水平优于可比公司。截至2023年末，雅砻江公司新能源累计装机容量为162万千瓦，其中风电59万千瓦，光伏102万千瓦。根据我们测算，2023年雅江公司新能源度电净利润为0.154元/千瓦时，净利润率达到37%，高于公司新能源业务整体水平，也高于节能风电、三峡能源等可比公司。

探究雅砻江新能源项目盈利水平较好的原因，我们认为主要有两点:1)优异的自然资源条件带来的高利用小时数;2)水风光一体化运行带来的高消纳率。

较好的资源禀赋助力雅砻江新能源利用小时数远超全国平均水平。光伏方面，雅砻江地处川西高原干热河谷，光照资源丰富，日照小时数达到全国A级水平(全年8000多小时中有2000小时具备充足的日照);风电方面，雅砻江下游与凉山风电走廊重合。据我们统计，目前已投产的柯拉光伏一期项目、尚未投产的扎拉山光伏项目利用小时数分别达到1735、1835小时，远高于2023年全国光伏平均利用小时数1286小时;已投产的腊巴山风电项目利用小时数为2612小时，高于2023年全国风电平均利用小时数2225小时。

水电和风、光出力具备良好的年内和日内互补性，水风光互补运行可增发电量12%-18%。

多能互补成为解决风光发电高波动性和与负荷曲线不匹配的有效对策之一。风光发电靠天吃饭的特征决定了其出力的难以预测性和高波动性。此外，由于光伏出力在午间达到峰值，风电在后半夜达到峰值，二者与负荷峰值均存在一定错配。基于此，2021年2月，国家发改委、国家能源局印发《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》，提出“风光储一体化”“风光水(储)一体化”、“风光火(储)一体化”三种多能互补发展模式，充分发挥火电、水电、储能等的调节作用，将风、光发电通过与储能或火电、水电等耦合成更稳定的出力输送至电网，保障电网安全稳定运行，助力新能源更好消纳。

以雅砻江下游清洁能源基地为例，水风光互补运行相较各自独立运行可增发电量12%-18%。根据井志强《雅砻江清洁能源基地水风光一体化运行补偿机制研究》，以雅砻江下游清洁能源基地(已建水电装机1470万千瓦，规划风电装机701.4万千瓦，规划光伏装机567.5万千瓦)作为研究对象，当水风光未互补运行时，即水电根据负荷过程发电，风、光在满足系统余留负荷过程的前提下上网，春、夏、秋、冬四个季节日发电量分别为1.9、2.2、3.1、1.7亿千瓦时;而当水风光互补运行时，即风、光优先上网，水电根据系统负荷过程减去风光出力过程发电，春、、秋、冬四个季节日发电量分别为 2.1、2.4、3.5、2.0亿千瓦时，对应发电量增益分别达到 15.3%、12.4%、11.9%、18.0%。可见水风光互补运行可以利用水电的调节能力，减少弃风弃光。

2.雅砻江风光资源丰富，新能源装机增长潜力大

雅砻江作为我国九大清洁能源基地之一，风光资源超6000万千瓦。雅砻江地处川西高原干热河谷，光照资源丰富，同时，其下游与凉山风电走廊重合。根据规划，雅砻江流域干流水电技术可开发容量约3000万千瓦，两岸风能、太阳能资源超6000万千瓦，抽水蓄能超1000万千瓦，基地总规模超1亿千瓦。预计到2035年，基地全面建成，装机规模约8000万千瓦。而截至23年末雅砻江装机规模共计 2082万千瓦,其中水电1920万千瓦,新能源162万千瓦,长期成长空间广阔。

(三)雅砻江流域以外新能源项目多点开花

截至23年末，公司在雅江流域以外的新能源累计装机为542万千瓦。截至23年末，除雅砻江流域以外，公司在甘肃、新疆、云南、广西等20个省/区拥有新能源装机542万千瓦，其中风电259 万千瓦，光伏283万千瓦。

雅砻江&非雅砻江齐发力，助力公司十四五末1700万千瓦新能源装机目标达成。公司董事长在2023年沪市主板清洁低碳集体业绩说明会上表示，到“十四五”末，公司新能源装机预计将达到 1700万千瓦。截至23年末，公司新能源装机为704万千瓦，而根据我们理，公司在建/拟建项目合计达到913万千瓦，丰富的资源储备支撑公司十四五装机目标实现。

火电:装机弹性 40%，2盈利水平持续修复

(一)未来仍有新机组投产，装机容量弹性达40%

公司火电装机以高参数大机组为主，且主要布局沿海地区。2020-2022年，公司火电(不含垃圾发电)装机容量维持在1184.6万千瓦。2023年12月31日，国投钦州二电公司#1机组(66万千瓦)正式投产发电，公司装机容量增加至1250.6万千瓦。从机组结构来看，公司火电装机以高参数大机组为主，无30万千瓦以下机组，百万千瓦级机组占控股火电装机容量的63.97%。从区域结构来看，公司火电机组主要分布在天津、福建、广西等经济发达、电力需求旺盛的沿海地区，区域优势较为明显。

公司火电发电最主要受利用小时数波动影响。考虑到公司钦州二电66万千瓦机组于2023年底投产,当年贡献发电量十分有限,因此,在2020-2023年公司火电有效装机容量维持不变的情况下发电量变动主要来自利用小时数的波动。2023年,公司火电发电量为580亿千瓦时,同比增长15%,主要系2023年来水偏枯促使火电利用小时数抬升。

(二)度电盈利处于可比公司较高水平，预计未来稳中有升

依托沿海区位优势，公司煤炭采购60%来自进口。公司煤电机组主要分布在福建、广西、天津等沿海省份/自治区，依托沿海区位优势，煤炭供应以进口煤为主。近年来国投钦州、国投湄洲湾煤炭供应结构中国产煤约占40%，进口煤约占60%。

进口煤价格具备一定优势，24年1-8月国内煤炭进口量在23年高基数下仍保持较快增长。过去几年煤炭价格大幅上涨背景下，国内煤炭长协价格机制&长协签订比例的提升在很大程度上缓解了煤电企业的燃料成本压力。在此政策框架下，煤炭进口量的变化在一定程度上可以说明进口煤相较国产煤的性价比变化情况。2023年，国内进口煤炭4.74亿吨，同比增长62%，达到历史高位除澳煤禁令放开影响，进口煤的价格优势亦构成催化;而2024年1-8月，国内煤炭进口量3.42亿吨，在 2023年同期高基数下仍然实现了12%的增长。价格方面，2024年进口煤炭价格逐月走低1-8月累计均价99.83美元/吨(约合710.79RMB/吨),同比下降14%或16.89美元/吨(约合120.25RMB/吨),而同期国产煤炭价格(以京唐港山西产O5500动力末煤平仓价为例)降幅为11%或106.17元/吨，不及进口煤。

从需求端来看，预计2024年全球煤炭消费量小幅增长0.4%至8737Mt。其中，中国方面鉴于可再生能源，尤其是光伏装机容量的大幅增加，以及厄尔尼诺现象促使水电发电量增加，共同挤压煤电出力空间(见图63)，预计 2024年电力行业煤炭需求小幅增长0.9%;而在非电领域，由于房地产市场相对疲软，钢材等产品的开工率弱于去年同期(见图64)，预计非电用煤需求保持平稳;综合来看，2024年全年煤炭需求预计增加22Mt。印度方面，高温天气加剧了电力需求，叠加水电出力不足，预计2024年煤炭需求同比增加79Mt,成为全球主要增量来源。同样地，电力需求的强劲增长以及水电表现疲软也使得东盟地区的煤炭需求增量较为显著，预计达到27Mt。至于欧盟、日本、韩国等，由于能源消费结构调整，预计 2024年煤炭消费量同比分别减少68Mt、4.7Mt5Mt。美国方面，考虑到电力需求仍具备韧性，以及煤改气的相对减少，预计2024年全年煤炭消费量小幅增长 5.8Mt。

综上所述，预计2024年全球煤炭产量为8939Mt，煤炭需求为8737Mt，供给相较需求仍然表现为小幅宽松，因此，我们预计进口煤炭价格依旧偏弱运行。

（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。）