国投电力专题报告：水电开启新投产，新能源装机持续高增

一、优势显著，装机结构逐渐优化

1.1 国投公司唯一电力平台，握优质核心资产

资产优质的综合电力公司：发电业务为公司的核心业务，占公司营业总收 入 95%以上，公司作为国投公司电力业务唯一资本运作平台，持续快速发 展。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。公 司电力板块呈现水电为主、火电为辅、风光快速增长的局面。

控股装机规模持续提升，结构持续优化。十年来，公司控股装机规模由 2011 年的 1276 万 KW 增至 2020 年的 3183 万 KW，复合增速达 10.69%。 公司控股装机结构持续优化，增量沿着水电-火电-风光的顺序，我们将 2011 年至今公司控股装机容量增长分为三阶段。第一阶段：水电主导 （2012 年至 2015 年）：核心资产逐步并入，包括官地、锦屏、桐子林。 水电控股装机规模由 2012 年的 1625 万 KW 增长至 2015 年的 2707 万 KW，贡献了主要控股装机增量。

第二阶段：火电补增（2015 年至 2018 年），安徽宣城、广西钦州、福建湄洲湾二期及天津北疆电站并入，火电控 股装机规模由 2014 年的 910 万 KW 增长至 2018 年的 1576 万 KW，火电 装机容量达到峰值。第三阶段：火电剥离，风光主导（2018 年后），新疆 哈密风电、德昌风电、青海风电、广西风电陆续投产，至 2020 年末，公 司风电装机容量 214 万 KW，较 2018 年增长 94.3%；浙江湖州、陕西定 边、江苏响水等多地光伏项目并入，至 2020 年末，公司光伏控股装机 103 万 KW，较 2018 年增长 115.9%。2020 年，公司剥离部分火电机组，火电 装机容量较 2019 年下降 21.6%，已无 30 万 KW 以下的机组，火电装机结 构持续优化。

未来水电、风光将带来主要新增装机容量。预计 21 年至 23 年，水电装机 容量占比将达 55.6%、56.0%、54.4%；风光装机占比将达 10.99%、 12.70%、15.25%。

1.2 水火主导，风光高增

水电：高毛利贡献，业绩主要来自雅砻江下游电站。水电板块，公司控股 核心资产雅砻江水电、大朝山、小三峡等电站，且雅砻江水电是雅砻江流 域水电开发的唯一主体，公司优势明显。至 2021 年 10 月底，公司控股水 电装机规模 1977.45 万 KW，占总装机的 55.6%，装机规模位于国内第三。 公司历年水电营收占比 50%左右，贡献 70%以上毛利，盈利能力和稳定性 优于其他电源，雅砻江下游电站历年营收占比超过水电整体的 85%。

新增装机计划清晰，聚集雅砻江中游。2021 年，公司两河口水电站（5#、 6#、4#）机组、杨房沟机组（1#、2#）陆续投产，合计新增装机容量 300 万 KW。在建水电站包括两河口水电站（1#—3#）、卡拉水电站、孟底沟水 电站。经历了五年的水电新装机停滞，公司未来十年水电新增装机计划清 晰。

火电：结构持续优化，剥离小功率机组。2015 年至今，公司火电机组经历 了先投产后剥离的过程，结构持续优化，目前公司控股火电无 30 万 KW 以下机组，百万千瓦级机组占控股火电装机容量的 67.53%，机组分布于 天津、福建、广西、贵州等省区。公司不断提高火电机组的节能环保水平， 脱硫、脱硝、除尘装臵配备率均达 100%，2020 年末，公司具备超低排放 能力的机组装机占比接近 95%。

增产阶段：2015 年 7 月，国投宣城二期 1×66 万 KW 机组于投产； 2016 年 7 月、9 月，国投钦州二期 2×100 万 KW 机组相继投产；2017 年 7 月、 9 月，湄洲湾二期 2×100 万 KW 机组相继投产；2018 年 6 月，“水电联产” 循环经济模式的国投北疆二期 2×100 万 KW 超临界装机全部投产。2018 年末，公司已投产控股火电装机累计 1575.60 万 KW，达到峰值。剥离阶 段：2019 年 11 月，公司转让国投北部湾电站 64 万 KW；2020 年 1 月， 国投伊犁、靖远二期、国投宣城、淮北国安和甘肃张掖一齐转让，2019 年 及 2020 年公司累计转让火电机组 391.4 万 KW。

2020 年，公司火电营收 166.9 亿元，同比下降 21.6%，主要受机组剥离， 总装机容量下降影响。2016 年至 2020 年，随着火电机组结构持续优化， 火电利用小时数触底反弹，火电毛利率走势与利用小时变动趋同。

风光：新投产持续增加，装机快速增长。2015 年，公司控股风电、光伏装 机分别为 60.45 万 KW、12.8 万 KW；2020 年，风电、光伏控股装机分别 为 213.95 万 KW、103.2 万 KW，五年复合装机增速分别为 28.76%和 57.05%。2015 年末，风光装机占比为 2.63%；至 2021 年上半年，公司风 光装机达 326.95 万 KW，装机占比达 10.24%，2018 年后，风电和光伏贡 献主要的装机增量。

2020 年，公司风电新增装机 70.95 万 KW，包括宁夏中宁风电（5 万 KW）、 四川德昌风电（40.95 万 KW）、广西浦北风电二期（10 万 KW）、新疆哈 密风电（10 万 KW）、青海共和风电（5 万 KW）；2020 年，公司通过并购 新增光伏装机 31.4 万 KW，包括江苏光伏（12 万 KW）、陕西定边光伏 （15 万 KW）、张家口晶科新能源（4.4 万 KW）。

风电光伏营收持续高增。2020 年，公司风电营收 14.74 亿元，同比增长 26.96%，五年复合增速为 33.70%；光伏营收 10.06 亿元，同比增长 45.80%，五年复合增速为 45.0%。2020 年，公司风电及光伏的毛利率分 别为 55.50%、56.26%，较 2019 年相对持平，稳定在高位，预计随着未 来风光装机的高增，运营效率提升会进一步拉动新能源板块毛利率。

1.3 业绩短期承压、长期价值属性增强

来水偏枯，煤价高企，业绩短期承压：2020 年，公司营收 393.2 亿元，同 比减少 7.3%，主要系部分火电机组剥离，装机容量减少所致。2021 年前 三季度，营收 323.10 亿元，同比增长 8.88%，扣非归母净利润 32.33 亿元， 同比下降 29.38%。今年公司利润同比下降的主要原因：用电需求高景气， 但上半年来水偏枯，上半年火电上网电量 263.79 亿 Kwh，同比增长 13.86%，但动力煤价格高企，火电子公司成本增加，普遍出现亏损，其中 云顶湄洲湾、国投津能、国投钦州净利润分别同比下降 73.54%、98.12%、 48.87%。我们预计 2021 年全年煤炭成本上涨幅度小于 40%，明年火电毛 利率将恢复至 10%左右。

长期业绩波动减小，现金流优秀，价值属性增强：随着火电机组结构优化， 装机容量占比下降，公司近年归母净利润增速企稳，且毛利率、净利率稳 定在 40%、20%左右，波动呈收敛趋势。随着火电装机占比进一步下降， 火电业绩的不确定性影响正在降低，公司高分红价值属性进一步凸显。（报告来源：未来智库）

2015-2020 年，公司的销售商品提供劳务收到的现金与营业收入之比在 109.4%-116.6%之间，经营活动现金净流量与净利润比例在 204.2%- 289.1%之间。截至 2021 年 Q3，国投电力销售商品提供劳务收到的现金 占营收之比为 99.14%，2004 年后首次低于 100%；经营活动现金净流量 占净利润比例为 200.76%，较 2020 年底有所下降，系电煤成本大幅上涨 所致。截至 2021 年 Q3，公司经营性现金净流量 121.88 亿元，仍较为充 沛，为后续工程建设提供资金保障，亦为稳定的股利分配政策提供支撑。

机组结构优化，整体利用小时数触底反弹：2015 年至 2020 年，受火电机 组装机容量增加影响，公司发电设备利用小时数呈现触底反弹的情况。 2018 年后，火电机组结构持续优化，公司机组利用小时数稳定在 4600 小 时以上，进一步拉大较全国均值的优势。

未来水电、风光装机陆续增加，火电机组结构稳定，预计整体利用小时数 稳中有进。1）水电、风电：水电和风电作为清洁能源，具有优先上网优势， 近年利用小时持续增加，2020 年水电、风电利用小时数分别较 2015 年增 加 686 小时、933 小时。2020 年公司水电利用小时数为 5278 小时，远高 于全国均值（3827 小时）；风电利用小时数 2239 小时，高于全国均值 （2073 小时）。

判断未来水电及光伏利用小时数将保持稳中有进的趋势。2） 火电：机组结构优化后，火电利用小时数触底反弹。2020 年，公司火电机 组利用小时数为 4645 小时，高于全国均值（4216 小时）。预计“十四五” 期间，现存火电机组运行将保持相对稳定，利用小时数将保持稳定；“十四 五”后，随着风光装机比例进一步提升，火电利用小时数将逐渐下行。3） 光伏：2015 年至今，公司光伏利用小时数微降。2020 年，公司光伏利用 小时数为 1434 小时，高于全国均值（1281 小时）。预计在光伏装机高增的 过程中，光伏利用小时会保持相对稳定。

火电机组单位耗煤逐渐下降：2015 年至 2020 年，公司度电标煤耗量由 313.28g/kwh 逐步下降至 298.23g/kwh，呈逐渐下降趋势，发电效率逐渐 提高，领先行业水平。

二、水电开启新投产，新能源装机持续高增

2.1 两杨投产，雅砻江水电开启新周期增长

雅砻江中游拉动未来水电装机增长。雅砻江是中国水能资源最富集的河流 之一，在全国规划的十三大水电基地中排名第三，雅砻江流域水能蕴藏巨 大，且阶梯补偿效应显著。截至 2021 年 10 月末，雅砻江电站装机容量达 1770 万 KW，占公司控股水电装机容量的 89.51%。

公司按照先易后难的顺序，从下游至中游至上游逐渐开发，规划建设 22 座水电站，总装机规模 3000 万 KW。2016 年，随着桐子林水电站投产， 下游水电站建设完毕；2021 年，随着杨房沟水电站 2*75 万 KW 机组、两 河口水电站（5#、6#、4#）3*50 万 KW 机组投产，雅砻江中游开启新投 产周期。根据规划，2021 年至 2032 年，中游电站开发完毕后，雅砻江水 电装机容量将达 2656.5 万 KW，较 2020 年末增长 80.71%。

装机：未来绝大部分增量均来自雅砻江。两杨投产，2021 年雅砻江中游新 增 300 万 KW 装机容量，预计 2022 年两河口剩余水电站（1#—3#）全部 投产完毕；2025 年卡拉水电站、牙根一级水电站投产；2027 年牙根二级 水电站、楞古水电站投产；2032 年孟底沟水电站投产。未来十年，绝大部 分水电新增装机均来自雅砻江中游，预计至 2032 年，雅砻江水电装机容 量占比将达水电的 96.81%。

雅砻江水电消纳：1）下游 ：二滩和桐子林水电站总装机 390 万 KW，未 配特高压，全部留川消纳；锦屏一级、锦屏二级、官地水电站，总装机 1080 万 KW，其中 640 万 KW 通过锦苏直流 800KV 特高压直送江苏、 200 万 KW 送重庆、240 万 KW 留川消纳。2）中游：根据规划，已投产的 两河口水电全部留川消纳；杨房沟水电全部外输至江西消纳；假设未投产 的中游电站电量均外输至江西。

上网电量：两杨投产带来约 160 万千瓦时增量。按照雅砻江中游电站投产 计划，假定 1）新投产机组自投产开始两年投产完毕，每年年中投产一半 的目标容量；2）已建成电站的厂用电率与 2020 年保持一致，雅砻江中游 电站厂用电率为 0.5%。按各机组的发电量测算，2021 年至 2023 年，雅 砻江水电上网电量分别为 760 万 Kwh、913 万 Kwh、924 万 Kwh。2023 年发电量较 2020 年增长约 160 万 Kwh。

上网电价：短期企稳，长期向上。受政策让利及市场化交易等因素影响， 雅砻江水电上网电价近年来有所下降，水电整体上网电价也由 2015 年的 0.276 元/kwh 降至 2019 年的 0.244 元/kwh，2019 年后开始企稳回升； 2021 年上半年，水电上网电价为 0.276 元/kwh，同比增长 11.64%。随着 2021 年两河口水电站、杨房沟水电站投产运行，梯级补偿效益进一步提升， 预期短期水电上网电价将企稳。中长期来看，大水电的稀缺性未来进一步 凸显，雅砻江水电优质的调节能力、煤电价锚点上浮的拉动效应，都会使 水电上网价格长期稳中向上，水电盈利能力将增强。

雅砻江中游水电上网电价：1）两河口：因两河口全部留川消纳，上网电价 参考同在四川消纳的二滩、桐子林电站，取 0.24 元/Kwh。2）其余电站： 雅砻江中游水电站，除两河口外大部分外送江西消纳。取上网电价=（基准 电价-输配电价）*（1-线损率），江西基准上网电价为 0.4143 元/Kwh，参 考跨省线路的输配电价格及线损率，参考现有的几条跨省高压输电的价格 和线损率均值，取雅中其余电站输配电价 5.26 分/Kwh，线损率为 6.67%， 上网电价为 0.338 元/Kwh。

2.2 “升级转型”战略推进，新能源装机将持续高增

加速整合，新能源贡献主要装机增量：“转型升级，高质量发展”是公司 “十四五”期间的发展战略，装机增量也沿着“水—火—新能源”进行发 展。公司通过资本运作，陆续并购风电、光伏企业，2019 年、2020 年、 2021 年 H1，分别收购新能源企业 2 家、8 家、5 家。2019 年后，风电、 光伏合计贡献 90%以上的新增装机容量。

“十四五末”，新能源装机占比将超 20%：在雅砻江中游按进度开发投产， 火电机组在“十四五”期间维持稳定背景下，预计“十四五”、“十五五” 期间，风电、光伏装机复合增速仍将保持 20%以上。预计至 2025 年，公 司累计装机将达 4300 万 KW，新能源装机占比将达 21.3%；至 2030 年， 公司累计装机容量将达 6300 万 KW，新能源装机占比将达 39.6%。

三、盈利预测

水电：持续受益于装机容量增长，上网电价稳中有进

装机容量：2021 年 Q3-Q4，两河口，杨房沟机组投产，全年装机容量将 提升 300 万 KW，达 1977 万 KW。假定未来十年水电装机增量均来自雅砻 江中游，水电装机容量将按照雅砻江中游投产进度有序增长。

上网电量：上网电量=装机容量*利用小时数*（1-厂用电率）。今年整体来 水偏枯，预计二滩、桐子林、官地、锦屏一期、锦屏二期电站全年利用小 时数分别下降 3.15%、2.95%、5.58%、6.50%、6.45%。新机组利用小时 数按照发电量及装机容量倒推计算、随着新机组陆续投产，调节能力进一 步加强，预计存量机组未来水电利用小时将保持相对稳定。水电较为成熟， 预计厂用电率将保持稳定。（报告来源：未来智库）

上网电价：截至 2021 年 Q3，各电站上网电价有所提升，预计 2021 全年 让利情况会下降，整体上网电价有所升高，预计“十四五”期间水电上网 电价稳中有进。我们认为长期水电上网电价中枢提升的逻辑：1）未来优质 水电稀缺性将进一步显现，电力现货市场参与度提升，具有调节能力的优 质水电上网电价中枢会有所提升； 2）政策陆续出台，火电上网电价浮动 比例提升，会拉动价格低位的水电上网电价向上。

火电：装机相对稳定，上网电价中枢上移

装机容量：随着近年装机结构的优化，公司火电机组短期装机容量保持平 稳，在建工程火电项目包括钦州三期机组 1*66 万 KW，预计 2024 年投产。 假设除钦州三期机组外，无其他新增火电机组。

上网电量： 2021 年，水电整体偏枯，各机组火电利用小时数有所增加。 假设：1）近年用电需求仍将保持相对稳健增长，“十四五”期间火电机组 利用小时数相对稳定；2）“十四五”后随着新能源及水电机组陆续投产， 火电机组利用小时数将稳中有降；3）厂用电量保持稳定。

上网电价：10 月 12 日，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》，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%。假设“十四五”期间，公司火电年度上网电价均值提 高 2%，“十四五”后火电上网电价保持相对稳定。

新能源：风光装机保持高增速，上网电价相对稳定

装机容量：预计公司风电、光伏装机容量仍将保持高增速。假设条件：在 “十四五”期间，2021 年风电装机容量增速 50%、2021 年后风电装机容 量增速保持在 20%以上；光伏装机增速保持在 30%。

上网电量：假定风电、光伏利用小时数、厂用电量均保持相对稳定，上网 电量将主要受益于装机容量的增长。

上网电价：假设风光上网电价保持稳定。

（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。）