《国投电力-公司研究报告-水电潮头勇立绿能转型争先-240219(33页).pdf》由会员分享,可在线阅读,更多相关《国投电力-公司研究报告-水电潮头勇立绿能转型争先-240219(33页).pdf(33页珍藏版)》请在三个皮匠报告上搜索。
1、 证券研究报告|公司深度报告 2024 年 02 月 19 日 增持增持(首次)(首次)水电潮头勇立水电潮头勇立,绿能转型争先绿能转型争先 周期/环保及公用事业 目标估值:NA 当前股价:14.71 元 公司公司坐拥雅砻江稀缺坐拥雅砻江稀缺水电水电资源,资源,在在控股股东国投公司的鼎力支持控股股东国投公司的鼎力支持下下实现水电实现水电核核心心资产的做强做大,且通过先进的管理制度资产的做强做大,且通过先进的管理制度对项目质量严格对项目质量严格把控把控,清洁能源造,清洁能源造血动能历久弥新血动能历久弥新,从而保障现金流和股息率。从而保障现金流和股息率。首首次覆盖次覆盖给予给予“增持增持”投资评级投
2、资评级。国投集团电力平台,国投集团电力平台,控制雅砻江核心资源控制雅砻江核心资源。国投电力系国投集团旗下唯一电力平台,持有雅砻江流域唯一水电开发主体雅砻江水电公司 52%的股权。公司通过一系列资产转让与收购,业务重心已从传统火电转向清洁能源。截至 2023 年 6 月底,公司水电控股装机达到 2128 万千瓦,成为国内水电装机规 模 第 三 大 的 上 市 公 司,火 电/水 电/风 电/光 伏 装 机 分 别 占 比30.8%/55.1%/7.7%/6.4%。2022 年煤价高企,水电业务高占比熨平公司业绩波动;2023 年煤价中枢下行,公司预计实现归母净利润 57.23-68.60 亿元,
3、与 2022 年同期追溯调整后数据相比增长 40.35%-68.24%。水电业务勇立雅砻江潮头水电业务勇立雅砻江潮头。因两杨电站 2022 年 3 月全部投产后持续发力,公司 2023 年前三季度水电业绩增幅亮眼;蓄水进展良好,有望对 2024 年业绩增长形成支撑。公司在四川省水电发电量市占率常年保持在 22%以上,伴随水电消纳迎来转机、外送定价机制逐步完善,有望受益于省内和跨省电价水平提升。凭借雅砻江优异的资源禀赋,公司在我国大水资源稀缺的背景下仍然拥有较高的新增装机弹性:短期看,两杨的投产可带来每年 102 亿千瓦时的梯级补偿效应,使中下游电站盈利明显增厚;长期看,卡拉、孟底沟等电站将于
4、2030 年前后集中投产,带来 700-800 万千瓦水电装机增量;此外,绿证新规将水电纳入核发范围有望进一步强化公司水电装机高弹性优势。新新能源业务转型争先能源业务转型争先。公司依托雅砻江流域水电资源全力推进水风光一体化开发、深化各电源间优势互补,绿色低碳发展不断取得突破性进展。预计到“十四五”末,公司新能源总投产装机规模将从目前的544万千瓦提升至1700万千瓦。公司新能源机组整体运行质量较高,风光度电毛利保持平稳。盈利预测盈利预测和估值和估值:我们预测公司2023-2025年归母净利润分别为64.44/73.67/83.71 亿元,EPS 分别为 0.86/0.99/1.12 元,当前股
5、价对应 PE 分别为 17.0 x/14.9x/13.1x,首次覆盖给予“增持”评级。风险提示:风险提示:水电外送电价调整风险水电外送电价调整风险、市场化交易市场化交易电价波动风险电价波动风险、煤价上行风煤价上行风险、险、清洁能源项目进度滞后风险清洁能源项目进度滞后风险等等。财务财务数据数据与与估值估值 会计年度会计年度 2021 2022 2023E 2024E 2025E 营业总收入(百万元)43682 50489 59077 64562 68892 同比增长 11%16%17%9%7%营业利润(百万元)6414 9412 14376 16437 18679 同比增长-45%47%53%1
6、4%14%归母净利润(百万元)2437 4079 6444 7367 8371 同比增长-56%67%58%14%14%每股收益(元)0.33 0.55 0.86 0.99 1.12 PE 45.0 26.9 17.0 14.9 13.1 PB 2.1 2.0 1.9 1.7 1.6 资料来源:公司数据、招商证券 基础数据基础数据 总股本(百万股)7454 已上市流通股(百万股)6966 总市值(十亿元)109.7 流通市值(十亿元)102.5 每股净资产(MRQ)7.9 ROE(TTM)10.2 资产负债率 62.5%主要股东 国家开发投资集团有限公司 主要股东持股比例 51.32%股价表现
7、股价表现%1m 6m 12m 绝对表现 4 8 36 相对表现 2 23 54 资料来源:公司数据、招商证券 相关相关报告报告 宋盈盈宋盈盈 S01 -40-200204060Feb/23Jun/23Sep/23Jan/24(%)国投电力沪深300国投电力国投电力(600886.SH)敬请阅读末页的重要说明 2 公司深度报告 正文正文目录目录 一、能源变革领军巨头,水火并济风光互补.5 1、国投集团电力平台,控制雅砻江核心资源.5 2、水电熨平业绩波动,财务指标稳字当头.7 二、水电:天时流转枯水将尽,四川水电消纳向好.10 1、大水资产愈发稀缺,雅砻江资源得天独厚.10
8、 2、气候变化提升出力,水电业绩持续修复.11 3、电力供需格局优化,看好电价上涨空间.13 4、绿证核发覆盖水电,溢价提升发电收益.14 三、新能源:多能互补大势所趋,风光水储建设提速.16 四、火电:燃煤成本优化,业绩弹性可观.18 五、推荐逻辑:防御性叠加成长性,造血动能历久弥新.22 1、雅砻江重要水电标的,核心业务量利齐增.22 2、能源结构转型先锋,风光互补潜力拓宽.24 3、公司管理优势明晰,现金流与分红双收.25 六、盈利预测.28 七、风险提示.31 图表图表目录目录 图 1:国投电力历史沿革.5 图 2:国投电力股权结构(截至 2023/9/30).5 图 3:公司控股各类
9、型发电资产历年新增装机容量(万千瓦).7 图 4:截至 2023 年 6 月底公司控股装机容量结构.7 图 5:公司历年营业收入(亿元).8 图 6:公司历年归母净利润(亿元).8 图 7:公司历年发电量(亿千瓦时).8 图 8:公司历年上网电价(元/千瓦时).8 图 9:公司历年各项业务毛利率.8 图 10:公司历年各项业务毛利润(亿元).8 图 11:公司历年期间费用率水平.9 RU3U0WDXOZEYSUbRaO7NsQrRpNsOlOnNoMeRtRpP6MmMxONZmOnRNZmRtP 敬请阅读末页的重要说明 3 公司深度报告 图 12:公司历年现金流净额情况(亿元).9 图 13
10、:公司历年资产负债率变化.9 图 14:公司历年现金分红总额及分红率.9 图 15:我国主要流域水电开发情况(万千瓦).10 图 16:我国主要流域天然落差(米).11 图 17:长江上游部分支流月均来水量(亿立方米).11 图 18:厄尔尼诺与拉尼娜年我国水电利用小时数情况.12 图 19:雅砻江月平均入库流量(立方米/秒).12 图 20:水电板块历年 H2 业绩占全年业绩的比例.12 图 21:国投电力 23Q3 业绩增速领先水电企业.13 图 22:历年前三季度水电板块净利润及同比增速.13 图 23:四川水电外送电价(元/千瓦时).13 图 24:四川省全口径外送电量情况(亿千瓦时)
11、.13 图 25:四川省内水电发电侧成交均价(元/千瓦时).14 图 26:四川省内交易电量情况(亿千瓦时).14 图 27:各月绿证挂牌交易成交日均价格(元/个).15 图 28:秦皇岛动力煤(Q5500)市场价(元/吨).18 图 29:北方港、长江口煤炭库存(万吨).18 图 30:中国原煤产量(万吨).18 图 31:中国进口动力煤数量及增速.18 图 32:沿海与内陆电厂归母净利润对比(亿元).19 图 33:主要发电企业供电煤耗(克/千瓦时).20 图 34:主要发电企业火电利用小时(小时).20 图 35:主要发电企业火电机组结构(%).20 图 36:主要发电企业火电度电毛利(
12、元/千瓦时).20 图 37:国投电力水电装机容量市占率和发电量市占率.22 图 38:主要水电公司水电利用小时数对比(小时).22 图 39:国投电力新能源装机量预测(万千瓦).24 图 40:公司风电利用小时数(小时).25 图 41:公司光伏利用小时数(小时).25 图 42:公司风电和光伏上网电价(元/千瓦时).25 敬请阅读末页的重要说明 4 公司深度报告 图 43:公司风电和光伏度电毛利(元/千瓦时).25 图 44:部分水电公司历年经营性现金流对比(亿元).26 图 45:部分水电公司历年净利润对比(亿元).26 图 46:各公司装机结构对比(截至 2023/9/30).27 图
13、 47:各公司历年经营性现金流对比(亿元).27 图 48:各公司历年净利润对比(亿元).27 图 49:国投电力历史 PE Band.31 图 50:国投电力历史 PB Band.31 表 1:公司资产转让与收购情况.6 表 2:公司 2022 年在运及在建机组情况.7 表 3:我国十三大水电基地规划和各自对应开发企业.10 表 4:拉尼娜与厄尔尼诺现象.11 表 5:2022 年四川各品种电力交易成交情况(元/千瓦时).14 表 6:新版绿证政策解读.14 表 7:西南八大流域近区风电、光伏资源情况.16 表 8:各流域“十四五”清洁能源装机规划.17 表 9:主要发电企业火电上网电价及增
14、速(元/千瓦时).19 表 10:国投电力火电容量电价补偿测算.19 表 11:公司已投产和在建规划水电站情况.23 表 12:公司下属水电站的消纳情况.23 表 13:水电行业公司分红及股息率情况.26 表 14:销售收入结构预测.29 表 15:盈利预测简表.29 表 16:估值对比表.30 附:财务预测表.32 敬请阅读末页的重要说明 5 公司深度报告 一、一、能源变革领军巨头能源变革领军巨头,水火水火并济风光互补并济风光互补 1、国投国投集团电力平台,集团电力平台,控制雅砻江控制雅砻江核心资源核心资源 国投电力是国投集团旗下的唯一电力平台。国投电力是国投集团旗下的唯一电力平台。国投电力
15、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
16、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。图图 1:国投电力:国投电力历史沿革历史沿革 资料来源:公司官网、公司公告、招商证券 公司控股股东为国家开发投资集团公司控股股东为国家开发投资集团,国资背景实力雄厚国资背景实力雄厚。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。图图 2:国投电力国投电力股权结构(截至股权结构(截至 2023/9/30)资料来源:公司公告、招商证券 公司公司水火风光并济水火风光并济,推进推进绿色低碳发展绿色低碳发展新格局新格局。20
17、03 年 10 月,国家发改委发文 敬请阅读末页的重要说明 6 公司深度报告 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
18、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。表表 1:公司:公司资产转让与收购情况资产转让与收购情况 时间时
19、间 事件事件 2018 年 6 月,以 5.4 亿元的股权对价收购天合光能股份有限公司对于云南冶金新能源股份有限公司90.00%控股权 2019 年 11 月,国投电力与广西投资集团有限公司签订了产权交易合同,转让国投北部湾股权;12 月,向中国中煤能源转让国投伊犁、靖远二电、国投宣城、淮北国安及甘肃张掖的股权 2020 年 1 月,完成对靖远二电、国投宣城、伊犁能源的转让,合计退出火电装机容量 327.4 万千瓦 2021 年 1 月,收购横峰县晶科电力有限公司 90%股权;2 月,取得 Benbrack Wind Farm Limited 控制权;3 月,以零对价受让盐城 10MW(40M
20、Wh)用户侧储能项目 81%股权,完成控股;收购海南东方高排风力发电有限公司 100%股权;6 月,以人民币 1.51 亿元收购江苏天赛新能源开发有限公司 90%股权;以人民币 4100 万元收购常州市天濉新能源有限公司 100%股权;10 月,完成巴塘水电项目股权交割 2022 年 4 月,以零对价收购阿克塞哈萨克族自治县汇东新能源有限公司 100%股权 2023 年 1 月,收购宁乡古山峰新能源开发有限公司 100%股权 资料来源:公司公告、招商证券 公司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。水电方面水电方面,公司持股 52%
21、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
22、(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%。敬请阅读末页的重要说明 7 公司深度报告 图图 3:公司控股各类型发电资产历年新增装机容量(万千瓦)公司控股各类型发电资产历年新增装机容量(万千瓦)图图 4:截至截至 2023 年年 6 月底月底公司控股装机容量结构公司控股装机容量结构 资料来源:公司公告、招商证券 资料来源:公司公告、招商证券 表表 2:公司:公司 2022 年在运年在运及及在建在建机组情况机组情况 火电火电 水电水电 风电风电 光伏光伏 在运机组控股装机容量(万千瓦)1188
23、.08 2128.00 294.94 165.40 在建装机容量(万千瓦)132.00 153.00 22.31 218.80 平均利用小时数(小时)4262 4684 2070 1353 综合厂用电率 6.46%0.58%2.83%2.26%发电量(亿千瓦时)504.73 991.93 50.20 18.41 上网电量(亿千瓦时)472.24 986.21 49.01 18.18 资料来源:公司公告、招商证券 2、水电熨平业绩波动,水电熨平业绩波动,财务指标财务指标稳字当头稳字当头 公司营收的增长动力来自发电量和上网电价的提升公司营收的增长动力来自发电量和上网电价的提升。2019-2020
24、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。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
25、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%。005002002020212022水电风电
26、光伏火电(含垃圾发电)31%55%14%火电水电新能源 敬请阅读末页的重要说明 8 公司深度报告 图图 5:公司历年公司历年营业收入营业收入(亿元)(亿元)图图 6:公司历年公司历年归母净利润归母净利润(亿元)(亿元)资料来源:公司公告、招商证券 资料来源:公司公告、招商证券 图图 7:公司历年公司历年发电量发电量(亿千瓦时)(亿千瓦时)图图 8:公司历年公司历年上网电价(元上网电价(元/千瓦时千瓦时)资料来源:公司公告、招商证券 资料来源:公司公告、招商证券 电力市场化改革背景下,电力市场化改革背景下,水电贡献主要的毛利润。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
27、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。图图 9:公司历年公司历年各项业务毛利率各项业务毛利率 图图 10:公司公司历年历年各项业务毛利润各项业务毛利润(亿元)(亿元)资料来源:公司公告、招商证券 资料来源:公司公告、招商证券 公司现金流稳
28、健,经公司现金流稳健,经营性现金流较为充沛营性现金流较为充沛,可可较好较好支持投资活动支持投资活动。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-120%-100%-80%-60%-40%-20%0%20%40%00500600营业收入同比(右轴)-120%-100%-80%-60%-40%-20%0%20%40%60%80%0070归母净利润同比(右轴)-10%-5%0%5%10%15%20%02004006008001,0001,2001,4001,6001,800200202021202
29、2发电量同比(右轴)-6%-4%-2%0%2%4%6%8%10%12%0.000.050.100.150.200.250.300.350.402002020212022上网电价同比(右轴)-20%-10%0%10%20%30%40%50%60%70%80%2002020212022水电风电光伏火电-5005002020212022水电风电光伏火电 敬请阅读末页的重要说明 9 公司深度报告 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
30、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。图图 11:公司公司历年历年期间期间费用费用率率水平水平 图图 12:公司公司历年历年现金流现金流净额情况净额情况(亿元)(亿元)资料来源:公司公告、招商证券 资料来源:公司公告、招商证券 公司公司资产负债率逐年下降资产负债率逐年下降,股利支付率较高。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
31、%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%。图图 13:公司历年资产负债率变化公司历年资产负债率变化 图图 14:公司公司历年现金分红历年现金分红总额总额及分红率及分红率 资料来源:公司公告、招商证券 资料来源:公司公告、招商证券 0%5%10%15%20%销售费用率/%管理费用率(不含研发)/%财务费用率/%期间费率/%-200-150-0200250经营现金流净额投资现金流净额筹资现金流净额0%10%20%3
32、0%40%50%60%70%80%90%100%20020202120222023Q3资产负债率/%带息负债率/%(右轴)0%10%20%30%40%50%60%0.000.050.100.150.200.250.302002020212022每股分红(元,左轴)分红占归母净利润的比率(右轴)敬请阅读末页的重要说明 10 公司深度报告 二、二、水水电电:天时流转枯水将尽,天时流转枯水将尽,四川水电消纳向好四川水电消纳向好 1、大水资产愈发稀缺,大水资产愈发稀缺,雅砻江资源得天独厚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。
33、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。表表 3:我国十三大水电基地规划和各自对应开发企业我国
34、十三大水电基地规划和各自对应开发企业 水电基地名称水电基地名称 规划装机规划装机(万千瓦)(万千瓦)主要开发主要开发主体主体 金沙江 8315 华电集团、长江电力 长江上游 3128 长江电力、湖北能源 雅砻江 2883 国投电力、川投能源 怒江 2132 华电怒江水电 大渡河 2524 国电电力、中国电建 闽、浙、赣 1417 华电集团、闽东电力 澜沧江 2511 华能水电 黄河上游 2656 国投电力 南盘江、红水河 1508 桂冠电力、南方电网 东北 1869 国电电力 乌江 1163 黔源电力、大唐发电 湘西 661 中国电力、韶能股份 黄河北 597/资料来源:国家发改委、国家能源局
35、、长江电力价值手册 2022、招商证券 图图 15:我国主要流域水电开发情况我国主要流域水电开发情况(万千瓦)(万千瓦)资料来源:水电水利规划总院、招商证券 注:截至 2021 年底 雅砻江水电资源禀赋优异,雅砻江水电资源禀赋优异,是全国最优质水电能源基地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0%20%40%60%80%100%120%01,0002,0003,0004,0005,0006,0007,0008,0009,000技术可开发量已建规模在建规模已建在建开发比例(右轴)敬请阅读末页的重要说明 11 公司
36、深度报告 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。图图 16:我国主要流域天然落差我国主要流域天然落差(米)(米)图图 17:长江上游部分支流月均来
37、水量长江上游部分支流月均来水量(亿立方亿立方米)米)资料来源:Wind、招商证券 资料来源:四川水文水资源勘测中心、招商证券 2、气候变化提升出力,水电业绩气候变化提升出力,水电业绩持续持续修复修复 拉尼娜年将尽,预计将迎来厄尔尼诺,气候变化提升出力。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,
38、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。表表 4:拉尼娜与厄尔尼诺现象拉尼娜与厄尔尼诺现象 现象名称现象名称 形成原因形成原因 对我国气候影响对我国气候影响 拉尼娜 赤道附近东太平洋水温异常下降的现象,表现为东太平洋明显变
39、冷,同时也伴随着全球性气候混乱。拉尼娜事件总是出现在厄尔尼诺现象之后。易出现冷冬热夏,登陆中国的热带气旋个数比常年多,出现“南旱北涝”现象。厄尔尼诺 太平洋东部和中部的热带海洋的海水温度异常地持续变暖,使整个世界气候模式发生变化,造成一些地区干旱而另一些地方又降雨量过多。北方夏季易发生高温、干旱;南方易发生低温、洪涝。资料来源:海洋环境学、中国新闻网、招商证券 05001,0001,5002,0002,5003,0003,5004,0004,500雅砻江大渡河岷江嘉陵江涪江乌江0204060800雅砻江大渡河岷江嘉陵江涪江 敬请阅读末页的重要说明 12 公司深度报告 厄尔
40、尼诺年份的水电发电小时基本在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,且呈逐年上小时以上,高于平均值,且呈逐年上升趋势。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。图图 18:厄尔尼诺与拉尼娜年厄尔尼诺与拉尼娜年我国我国水电利用小时数情况水电利用小时数情况 资料来源:iFinD、招商证券 厄尔尼诺厄尔尼诺气候下气候下水电企业全年业绩受水电企业全年业绩受下半年下半年影响影响较较大,降水叠加入库流量的逐步大,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
41、支撑。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。图图 19:雅砻江雅砻江月平均月平均入库流量(入库流量(立方米立方米/
42、秒秒)图图 20:水电板块历年水电板块历年 H2 业绩占全年业绩的比例业绩占全年业绩的比例 资料来源:全国水情信息网、招商证券 资料来源:iFinD、招商证券 注:选取水电指数(399234.SZ)代表水电板块业绩 公司公司23Q3业绩增幅亮眼业绩增幅亮眼,蓄水,蓄水进展良好进展良好对对23Q4及及2024年年水电增长水电增长形成形成支撑支撑。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
43、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3000334003500360037003800390040002008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022拉尼娜年水电利用小时数拉尼娜年平均厄尔尼诺年平均00500600700-40%-20%0
44、%20%40%60%80%-3504502014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022拉尼娜年H2业绩全年业绩H2占比(右轴)敬请阅读末页的重要说明 13 公司深度报告 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。图图 21:国投电力国投电力 23Q3 业绩业绩增速增速领先领先水电企业水电企业 图图 22:历年前三季度水电板块净利润及同比增速历年前三季度水电板块净利润及同比增速
45、资料来源:iFinD、招商证券 资料来源:iFinD、招商证券 3、电力供需格局优化电力供需格局优化,看好电价上涨空间看好电价上涨空间 省内与跨省电价省内与跨省电价呈现上涨趋势,呈现上涨趋势,四川四川水电水电盈利性有望进一步提高盈利性有望进一步提高。跨省部分: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
46、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%。图图 23:四川水电外送电价四川水电外送电价(元(元/千瓦时)千瓦时)图图 24:四川四川省省全口径全口径外送外送电量情况(亿千瓦时)电量情况(亿千瓦时)资料来源:
47、四川电力交易中心、招商证券 资料来源:四川电力交易中心、招商证券 省内部分: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,-100%-50%0%50%100%23Q3营业收入同比23Q3归母净利同比-50%0%50%100%150%200%005006002014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023Q1-Q3净利润(亿元)同比(右轴)0.000.050.100.150.200.250.300.350.40中长期送出均价现货送出
48、均价2020202060080007200212022 敬请阅读末页的重要说明 14 公司深度报告 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
49、 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。图图 25:四川省内水电发电侧成交均价(元四川省内水电发电侧成交均价(元/千瓦时千瓦时)图图 26:四川省内交易电量情况(亿千瓦时)四川省内交易电量情况(亿千瓦时)资料来源:四川电力交易中心、招商证券 资料来源:四川电力交易中心、招商证券 表表 5:2022 年年四川四川各品种各品种电力电力交易成交情况交易成交情况(元(元/千瓦时)千瓦时)交易交易品种品种 水电直接交易水电直接交易 丰水期丰水期 平水期平水期 枯水期枯水期 均价均价 同比同比 均价均价 同比同比 均价均价
50、同比同比 均价均价 同比同比 常规直购 0.237-8.8%0.199-12.3%0.244-4.3%0.286-3.1%计划外交易 0.219 22.3%0.171 50.0%0.246 0.0%0.302 0.7%水电消纳示范 0.236 28.3%0.174 41.5%0.251 3.3%0.320 10.0%留存电量 0.256 12.3%0.218 6.3%0.255 10.4%0.304 17.8%合计合计 0.232 6.4%0.189 13.2%0.246 1.2%0.293 5.0%资料来源:四川电力交易中心、招商证券 4、绿证核发覆盖水电,溢价提升发电收益绿证核发覆盖水电,
51、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。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
52、。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。表表 6:新版绿证政策解读:新版绿证政策解读 文件文件 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 总体要求(1)进一步健全完善可再生能源绿色电力证书(以下简称绿证)制度,明确绿证适用范围,规范绿证核发,健0.1900.1950.2000.2050.2100.2150.2200.2250.2302002120220%10%20%30%40%50%050002500300035004000
53、2002020212022省内交易电量社会用电量省内交易占比(右轴)敬请阅读末页的重要说明 15 公司深度报告 文件文件 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 全绿证交易,扩大绿电消费,完善绿证应用,实现绿证对可再生能源电力的全覆盖。(2)进一步发挥绿证在构建可再生能源电力绿色低碳环境价值体系、促进可再生能源开发利用、引导全社会绿色消费等方面的作用,为保障能源安全可靠供应、实现碳达峰碳中和目标、推动经济社会绿色低碳转型和高质量发展提供有力支撑。适用范围(1)绿证是我国可再生
54、能源电量环境属性的唯一证明,是认定可再生能源电力生产、消费的唯一凭证。(2)对符合条件的可再生能源电量核发绿证,1 个绿证单位对应 1000 千瓦时可再生能源电量。(3)用于可再生能源电力消费量核算、可再生能源电力消费认证等,其中:可交易绿证除用作可再生能源电力消费凭证外,还可通过参与绿证绿电交易等方式在发电企业和用户间有偿转让。国家发展改革委、国家能源局负责确定核发可交易绿证的范围,并根据可再生能源电力生产消费情况动态调整。绿证核发 数据来源:原则上以电网企业、电力交易机构提供的数据为基础,与发电企业或项目业主提供数据相核对。绿证对应电量不得重复申领电力领域其他同属性凭证。核发范围:对全国风
55、电(含分散式风电和海上风电)、太阳能发电(含分布式光伏发电和光热发电)、常规水电、生物质发电、地热能发电、海洋能发电等已建档立卡的可再生能源发电项目所生产的全部电量核发绿证,实现绿证核发全覆盖。其中:存量常规水电项目,暂不核发可交易绿证,相应的绿证随电量直接无偿划转。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。绿证交易 交易平台:依托中国绿色电力证书交易平台,以及北京电力交易中心、广州电力交易中心开展交易,适时拓展至国家认可的其他交易平台。交易次数:现阶段可交易绿证仅可交易一次。交易方式:采取双边协商、挂牌、集中竞价等方式进行。其中,双边协商交易由
56、市场主体双方自主协商绿证交易数量和价格;挂牌交易中绿证数量和价格信息在交易平台发布;集中竞价交易按需适时组织开展,按照相关规则明确交易数量和价格。对享受中央财政补贴的项目绿证,初期采用双边协商和挂牌方式为主,创造条件推动尽快采用集中竞价方式进行交易,绿证收益按相关规定执行。平价(低价)项目、自愿放弃中央财政补贴和中央财政补贴已到期项目,绿证交易方式不限,绿证收益归发电企业或项目业主所有。绿证应用(1)支撑绿色电力交易:在电力交易机构参加绿色电力交易的,相应绿证由核发机构批量推送至电力交易机构,电力交易机构按交易合同或双边协商约定将绿证随绿色电力一同交易,交易合同中应分别明确绿证和物理电量的交易
57、量、交易价格。(2)核算可再生能源消费:落实可再生能源消费不纳入能源消耗总量和强度控制,国家统计局会同国家能源局核定全国和各地区可再生能源电力消费数据。(3)认证绿色电力消费:以绿证作为电力用户绿色电力消费和绿电属性标识认证的唯一凭证,建立基于绿证的绿色电力消费认证标准、制度和标识体系。认证机构通过两年内的绿证开展绿色电力消费认证,时间自电量生产自然月(含)起,认证信息应及时同步至核发机构。(4)衔接碳市场:研究推进绿证与全国碳排放权交易机制、温室气体自愿减排交易机制的衔接协调,更好发挥制度合力。(5)推动绿证国际互认:我国可再生能源电量原则上只能申领核发国内绿证,在不影响国家自主贡献目标实现
58、的前提下,积极推动国际组织的绿色消费、碳减排体系与国内绿证衔接。加强绿证核发、计量、交易等国际标准研究制定,提高绿证的国际影响力。资料来源:国家发改委、招商证券 图图 27:各各月月绿证挂牌交易成交日均价格绿证挂牌交易成交日均价格(元(元/个)个)资料来源:中国绿色电力证书交易平台、招商证券 05002023.1 2023.2 2023.3 2023.4 2023.5 2023.6 2023.7 2023.8 2023.9 2023.10 敬请阅读末页的重要说明 16 公司深度报告 三、三、新能源新能源:多能互补多能互补大势所趋,大势所趋,风光水储风光水储建设提速建设提速
59、 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。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。雅砻江雅砻江风光资源风光资源充裕充裕,适宜开展适宜开展水风光一体化建设水风光一体化建设。水风光一体化的实质,是
60、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
61、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。表表 7:西南八大流域近区风电、光伏资源情况西南八大流域近区风电、光伏资源情况 流域流域 风电风电 光伏光伏 技术可开技术可开发量发量(MW)平均利用小平均利用小时时(h)度电成本度电成本(元元/kWh)技术可开发技术可开发量量(MW)平均利用小平均利用小时时(h)度电成本度电成本(元元/kWh)金沙江 上游 22188 2135 0.45 1288000 1715 0.20 中游 6589 2482 0.27 428770 1656
62、 0.19 下游 14062 2475 0.27 755840 1491 0.21 雅砻江 上游 46100 2180 0.46 1541880 1697 0.22 中游 14823 2517 0.35 397590 1775 0.19 下游 900 2058 0.33 77440 1592 0.20 澜沧江 上游 1327 2278 0.39 100480 1707 0.19 中下游 2024 2323 0.28 343120 1598 0.20 大渡河 上游 29937 2103 0.42 1516850 1652 0.22 中游 758 2281 0.38 34250 1533 0.21
63、 下游-24870 1301 0.24 怒江 上游 30984 2403 0.41 732340 1734 0.20 中游-1880 1313 0.25 下游-159920 1608 0.20 乌江 干流 5237 2104 0.31 169450 1150 0.27 南盘江/红水河 上游 27788 2340 0.28 1367950 1361 0.23 下游 8939 2171 0.31 474300 1242 0.25 雅鲁藏布江 中游 10960 2201 0.43 486760 1900 0.17 下游-165690 1421 0.25 资料来源:西南跨流域水风光协同开发研究、招商证
64、券 敬请阅读末页的重要说明 17 公司深度报告 雅砻江流域准备打造雅砻江流域准备打造全球规模最大的全球规模最大的清洁能源基地清洁能源基地。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
65、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。表表 8:各流域“十四五”清洁能源装机规划各流域“十四五”清洁能源装机规划 流域流域 水电水电 光伏光伏 风电风电 抽蓄抽蓄 扩机扩机 金沙江上游流域 约 1000
66、 万千瓦 约 2000 万千瓦/金沙江下游流域/超 1500 万千瓦/雅砻江流域 2568 万千瓦 2603 万千瓦 450 万千瓦 570 万千瓦 大渡河流域/2025 年前新能源投产 200 万千瓦,资源储备超 1000 万千瓦,核准备案开工500 万千瓦/澜沧江流域云南段/“十四五”期间建设规模 1000 万千瓦,2030 年前全部投产/600 万千瓦 澜沧江流域西藏段 1000 万千瓦 前期建设光伏超 1000 万千瓦,后期配套 1300 万千瓦新能源 300-500 万千瓦 资料来源:四川省发改委、各公司公告、各公司官网、招商证券 敬请阅读末页的重要说明 18 公司深度报告 四、四、
67、火电火电:燃煤成本优化,燃煤成本优化,业绩弹性可观业绩弹性可观 2023 年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。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
68、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。图图 28:秦皇岛动力煤(秦皇岛动力煤(Q5500)市场价市场价(元(元/吨)吨)图图 29:北方港、长江口煤炭库存(万吨
69、)北方港、长江口煤炭库存(万吨)资料来源:Wind、招商证券 资料来源:Wind、招商证券 图图 30:中国原煤产量(万吨)中国原煤产量(万吨)图图 31:中国进口动力煤数量及增速中国进口动力煤数量及增速 资料来源:Wind、招商证券 资料来源:Wind、招商证券 沿海电厂沿海电厂盈利改善程度大,归母净利润实现翻倍增长盈利改善程度大,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
70、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020040060080000025003000Jan-20Apr-20Jul-20Oct-20Jan-21Apr-21Jul-21Oct-21Jan-22Apr-22Jul-22Oct-22Jan-23Apr-23Jul-23Oct-23Jan-24北方港:煤炭库存长江口煤炭库存北
71、方港多年平均长江口多年平均05,00010,00015,00020,00025,00030,00035,00040,00045,0003月4月5月6月7月8月9月 10月 11月 12月20202021202220230%50%100%150%200%250%300%350%400%450%02004006008001,0001,2001,4001,6001,800进口数量(万吨)同比 敬请阅读末页的重要说明 19 公司深度报告 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。
72、图图 32:沿海与内陆电厂归母净利润对比(亿元)沿海与内陆电厂归母净利润对比(亿元)资料来源:iFinD、招商证券 电力市场化改革持续推进,火电平均上网电价显著上浮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煤电容量电价机制落地有望稳定有望稳定公司公司火电业务火电业务盈利预期盈利预期。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,
73、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%。表表 9:主要发电企业火电上网电价及增速主要发电企业火电上网电价及增速(元(元/千瓦时)千瓦时)2022 2023H1 火电上网电价火电上网电价 同比同比 火电上网电价火电上网电价 较年初变化较年初变化 国投电力 0.481 24.29%0.472-1.9%申能股份 0.480 14.22%0.527 9.8%华能国际 0.491 18.60%0.515 4.9%大唐发电 0.490 21.74%0.486-0.9%华电国际 0.5
74、33 22.25%0.527-1.1%国电电力 0.462 23.62%0.466 1.0%浙能电力 0.493 18.74%0.493 0.0%资料来源:各公司公告、招商证券 表表 10:国投电力火电容量电价补偿测算:国投电力火电容量电价补偿测算 所在地区所在地区 燃煤电厂燃煤电厂 权益比例权益比例 权益发电量权益发电量(亿千瓦时亿千瓦时)容量电价容量电价(元元/千瓦年千瓦年)补偿金额补偿金额(亿元亿元)福建 福建太平洋电力有限公司 51%18.1 100 0.40 福建 厦门华夏国际电力发展有限公司 56%30.3 100 0.67 福建 国投云顶湄洲湾电力有限公司 51%46.0 100
75、 1.02 广西 国投钦州发电有限公司 61%86.1 165 3.28 贵州 国投盘江发电有限公司 55%15.9 100 0.34 天津 天津国投津能发电有限公司 64%49.6 100 1.28 天津 国投北疆二期 64%49.6 100 1.28 合计合计 295.53 8.28 资料来源:公司公告、招商证券测算-600%-400%-200%0%200%400%600%800%1000%1200%1400%-30-20-506070国投电力浙能电力申能股份 粤电力A 上海电力内蒙华电皖能电力京能电力建投能源沿海内陆2022Q1-Q3归母净利润2023Q1-Q3归母
76、净利润同比(右轴)敬请阅读末页的重要说明 20 公司深度报告 公司火电公司火电具备装机结构优势。具备装机结构优势。供电煤耗方面: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: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
77、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: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: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
78、.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。图图 33:主要发电企业供电煤耗(克主要发电企业供电煤耗(克/千瓦时)千瓦时)图图 34:主要发电企业火电利用小时(小时)主要发电企业火电利用小时(小时)资料来源:各公司公告、招商证券 资料来源:各公司公告、招商证券 图图 35:主要发电企业火电机组结构主要发电企业火电机组结构(%)图图 36:
79、主要发电企业火电度电毛利(元主要发电企业火电度电毛利(元/千瓦时)千瓦时)资料来源:各公司公告、招商证券 资料来源:各公司公告、招商证券 27528028529029530030530022华能国际大唐发电华电国际国电电力国投电力01,0002,0003,0004,0005,0006,0002002020212022华电国际华能国际大唐发电国电电力国投电力007080100万千瓦国投电力华电国际国电电力-0.0500.050.10.150.220020202120222023H1华能国
80、际大唐发电华电国际国电电力国投电力 敬请阅读末页的重要说明 21 公司深度报告 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
81、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。敬请阅读末页的重要说明 22 公司深度报告 五、五、推荐逻辑推荐逻辑:防御性叠加成长性,造血防御性叠加成长性,造血动能历久弥动能历久弥新新 1、雅砻江重要水电标的,核心业务量利雅砻江重要水电标的,核心业务量利齐增齐增 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。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
82、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。公司水电利用小时数高,水电业务经营稳健
83、。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。图图 37:国投电力水电装机容量市占率和发电量市占率国投电力水电装机容量市占率和发电量市占率 图图 38:主要水电公司水电利用小时数对
84、比(主要水电公司水电利用小时数对比(小时小时)资料来源:各公司公告、招商证券 资料来源:各公司公告、招商证券 依托于雅砻江流域,公司水电板块提升空间大。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
85、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0%5%10%15%20%25%30%200022装机容量市占率发电量市占率01,0002,0003,0004,0005,0006,0002002020212022长江电力华能水电国电电力国投电力全国 敬
86、请阅读末页的重要说明 23 公司深度报告 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。表表 11:公司已投产和在建规划水电站情况公司已投产和在建规划水电站情况 流域流域 电站名称电站名称 装机容量(万千瓦)装机容量(万千瓦)持股比例持股比例 建设情况建设情况 投产年份投产年份 调节能力调节能力 雅砻江 二滩 330 52%已投产 2000 季调节 锦屏一级 360 已投产 2014 年调节 锦屏二级 480 已投产 2014 日调节 官地 240 已投产 2013 日调节 桐子林 60 已投产 2016 日调节 两河口 300 已投产 2022 多年调节 杨房沟 1
87、50 已投产 2021 日调节 卡拉 102 在建 2029 日调节 孟底沟 240 在建 2031(首台)日调节 牙根一级 30 拟建 2029(首台)日调节 牙根二级 240 拟建 2033(首台)日调节 楞古 165 拟建 2035(首台)日调节 上游 10 座电站 303 规划-黄河干流 大峡 33 60.45%已投产 1998 日调节 小峡 23 已投产 2005 日调节 乌金峡 14 已投产 2009-澜沧江 大朝山 135 50%已投产 2003 季调节 资料来源:公司官网、公司公告、招商证券 两杨投产对下游两杨投产对下游电站补偿电站补偿效应明显效应明显,梯级水库优化调度提高梯级
88、水库优化调度提高雅砻江雅砻江流域水库群年流域水库群年发电量。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
89、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
90、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。表表 12:公司下属水电站的消纳情况:公司下属水电站的消纳情况 电站名称电站名称 电量外送情况电量外送情况 上网电价(批复电价,元上网电价(批复电价,元/千瓦时)千瓦时)二滩 留存四川约 70%,送重庆 30%送重庆 0.2689 留存四川 0.2685 锦屏一级 锦官电源组共 1080 万千瓦装
91、机,送江苏 0.3195 敬请阅读末页的重要说明 24 公司深度报告 电站名称电站名称 电量外送情况电量外送情况 上网电价(批复电价,元上网电价(批复电价,元/千瓦时)千瓦时)锦屏二级 其中送江苏 640 万千瓦、四川 240万千瓦、重庆 200 万千瓦 留存四川 0.2811 官地 送重庆 0.3201 桐子林 全部留存四川 枯水期电价上浮 24.5%,丰水期电价下浮 24%0.2974 两河口 全部留存四川 0.3766(过渡期)杨房沟 通过雅湖直流送往湖南、江西等地消纳,目前电价结算机制亦尚未明确 大朝山 全部留存云南 云南保障性收购电价 0.185 大峡 全部留存甘肃 部分电量参与市场
92、化交易 0.293 小峡 乌金峡 0.227 资料来源:各省发改委、雅砻江流域水电债券募集说明书、招商证券 2、能源结构转型先锋,风光互补潜力能源结构转型先锋,风光互补潜力拓宽拓宽 布局水风光综合能源基地,布局水风光综合能源基地,巩固巩固新能源消纳优势新能源消纳优势。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
93、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。公司公司新能源发电装机新
94、能源发电装机提速提速,2022-2025 年年装机量装机量有望翻两番有望翻两番。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%。图图 39:国投电力新能源装机国投电力新能源装机量预测(万千瓦)量预测(万千瓦)资料来源:公司公告、招商证券 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。公司新能源机组运行质量相对较高,风光度电毛利保持平
95、稳。公司光伏项目利用0%5%10%15%20%25%30%35%02004006008001,0002020202120222023E2024E2025E风电光伏风光占比(右轴)敬请阅读末页的重要说明 25 公司深度报告 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
96、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。图图 40:公司风电利用小时数公司风电利用小时数(小时)(小时)图图 41:公司光伏利用小时数公司光伏利用小时数(小时)(小时)资料来源:各公司公告、招商证券 资料来源:公司公告、招商证券 图图 42:公司风电和光伏上网电价(元公司风电和光伏上网电价(元/千瓦时)千瓦时)图图 43:公司风电和光伏度电毛利(元公司风电和光伏度电毛利(元/千瓦时)千瓦时)资料来源:各公司公告、招商证券 资料来源:公司公告、招商证券 3、公司公司管理优势明晰管理优势明晰,现金
97、流与分红,现金流与分红双收双收 公司公司拥有丰富的资本运作经验和大股东的鼎力支持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。公司公司职业经理人职业经理人制度先进
98、,制度先进,注重项目效益注重项目效益。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,202205001,0001,5002,0002,500200022公司风电利用小时全国风电利用小时05001,0001,5002,000200022公司光伏利用小时全国光伏利用小时-15%-10%-5%0%5%10%0.00.20.40.60.81.01.22002020212
99、022风电上网电价光伏上网电价风电上网电价同比光伏上网电价同比0.00.10.20.30.40.52002020212022风电度电毛利光伏度电毛利 敬请阅读末页的重要说明 26 公司深度报告 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。相比于相比于其他其他水电公司,水电公司,国投电力国投电力分红能力分红能力进步明显进步明显、赶超同行业平均。、赶超同
100、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。表表 13:水电行业公司:水电行业公司分红及股息率情况分红及股息率情况 公司名称公司名称 每股股利(税前,元)每股股利(税前,元)股息率股息率 2020 2021 2022 2020
101、 2021 2022 长江电力 0.82 0.82 0.85 4.3%3.6%4.1%华能水电 0.17 0.17 0.18 3.8%2.6%2.7%川投能源 0.40 0.40 0.40 4.0%3.2%3.3%黔源电力 0.20 0.20 0.30 1.3%0.9%2.0%桂冠电力 0.15 0.15 0.20 3.4%2.3%3.5%韶能股份 0.05 0.05 0.00 0.7%1.0%0.0%闽东电力 0.00 0.00 0.00 0.0%0.0%0.0%粤水电 0.08 0.08 0.15 2.4%1.4%2.2%湖南发展 0.10 0.10 0.00 1.4%1.1%0.0%甘肃
102、能源 0.04 0.04 0.06 0.9%0.6%1.1%国投电力 0.16 0.16 0.28 1.9%1.4%2.5%水电可比平均水电可比平均 0.20 0.20 0.21 2.2%1.7%1.9%资料来源:iFinD、招商证券 图图 44:部分部分水电水电公司历年经营性现金流对比(亿元)公司历年经营性现金流对比(亿元)图图 45:部分水电部分水电公司历年净利润公司历年净利润对比(亿元)对比(亿元)资料来源:iFinD、招商证券 资料来源:iFinD、招商证券 相比于综合型火电公司,国投电力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。水电装机占比相对较高,具有较
103、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-50050Q3 21Q4 22Q1 22Q2 22Q3 22Q4 23Q1 23Q2 23Q3长江电力华能水电桂冠电力黔源电力国投电力-40-20020406080Q3
104、21Q4 22Q1 22Q2 22Q3 22Q4 23Q1 23Q2 23Q3长江电力华能水电桂冠电力黔源电力国投电力 敬请阅读末页的重要说明 27 公司深度报告 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。图图 46:各公司装机结构对比各公司装机结构对比(截至(截至 2023/9/30)资料来源:各公司公告、招商证券 图图 47:各公司历年经营性现金流对比(亿元)各公司历年经营
105、性现金流对比(亿元)图图 48:各各公司历年公司历年净利润净利润对比(亿元)对比(亿元)资料来源:iFinD、招商证券 资料来源:iFinD、招商证券 0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%国投电力大唐发电华能国际华电国际国电电力水电风电光伏火电-200-150-020025021Q3 21Q4 22Q1 22Q2 22Q3 22Q4 23Q1 23Q2 23Q3大唐发电华能国际华电国际国电电力国投电力-150-Q3 21Q4 22Q1 22Q2 22Q3 22Q4 23Q1 23Q2 23Q3大唐发电华能国际
106、华电国际国电电力国投电力 敬请阅读末页的重要说明 28 公司深度报告 六、六、盈利预测盈利预测 水电水电业务业务勇立勇立雅砻江潮头雅砻江潮头,清洁清洁能源业务能源业务转型转型争先争先。国投电力系国投集团旗下的唯一电力平台,持有雅砻江流域唯一水电开发主体雅砻江水电公司的 52%股权。公司通过一系列资产转让与收购,业务重心已从传统火电转向水电和风光等清洁能源。公司水电装机占比在综合型电力公司中处于较高水平,使其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,从而保障现金流和股息率。水电业务:水电业务:气候变化提升水电出力,公司前三季度水电业绩增幅亮眼,蓄水进展良好,有望对 23Q4 及
107、2024 年业绩增长形成支撑。伴随水电消纳迎来转机、外送定价机制逐步完善,四川省内与跨省电价均呈现上涨趋势,公司在四川省水电发电量市占率常年保持在 22%以上,有望受益于当地电价水平提升;同时公司外送电量电价也在同业内具备竞争优势,有望受益外送省份市场化交易电价提升。凭借雅砻江优异的资源禀赋,公司在我国大水资源稀缺的背景下仍然拥有较高的新增装机弹性:短期看,两杨的投产可带来每年 102 亿千瓦时的梯级补偿效应,使中下游电站盈利明显增厚;长期看,卡拉、孟底沟等电站将于 2030 年前后集中投产,带来 700-800 万千瓦水电装机增量;此外,绿证新规将水电纳入核发范围有望进一步强化公司水电装机高
108、弹性优势。新能源业务:新能源业务:公司依托雅砻江流域水电资源全力推进水风光一体化开发、深化各电源间优势互补,清洁能源装机占比稳步提升至近七成,绿色低碳发展不断取得突破性进展。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,风光装机量有望翻两番。公司新能源机组整体运行质量较高,风光度电毛利保持平稳。火电业务:火电业务:成本方面,进口煤炭量增价降,公司火电厂主要分布在沿海地区,盈利修复弹性较大;公司火电以高参数大机组为主,质量处于行业上游。收入方面,公司主要售电区域年度电力交易价格充分上浮,保障公司火电业务收益。盈利预测假设:盈利预测假设:利用小时数方面,考虑到 2023 年上
109、半年来水偏枯程度超预期,我们假设 2023 年水电机组利用小时数减少 300 小时。由于 2022 年火电利用小时存在低基数效应且 2023 年上半年火电机组所在区域社会用电量增加、来水偏枯,因而假设 2023 年火电利用小时数增加 700 小时,基本与 2021 年持平,但考虑到中长期新能源上网电量增速较快、压缩火电利用小时数的可能,假设2024-2025 年公司火电机组利用小时数逐年下降 50 小时,新能源机组利用小时数逐年上升 30 小时。发电量方面,考虑到两杨投产可带来 102 亿千瓦时梯级补偿增发电量,我们假设 2023-2025 年分别释放 50%/75%/100%。装机方面,基于
110、公司“十四五”期间清洁能源转型发展目标,我们假设 2023-2025 年公司火电新增装机量分别为 66/66/60 万千瓦,水电新增分别为 0/0/51 万千瓦,新能源新增分别为 250/389/600 万千瓦。上网电价方面,假设公司水电平均上网电价随锦官送苏电价机制的落地而上升至 0.305 元/千瓦时(含税),火电平均上网电价 2023 年将下降 2.5%,2024-2025 年下降 1%,风光上网电价将逐步下调至和火电电价接近的区间。成本方面,考虑到煤价中枢下行,假设 2023/2024/2025年公司标煤单价下降至 1045/1025/1015 元/吨。敬请阅读末页的重要说明 29 公
111、司深度报告 基于以上假设,我们预计公司未来三年,公司电力业务营业收入增速为 18.0%/9.7%/7.0%,水电毛利率稳定在 62%-64%区间,风电和光伏毛利率在 50%左右,火电毛利率回升至 10%以上。预计公司 2023-2025 年归母净利润分别为64.44/73.67/83.71 亿元,EPS 分别为 0.86/0.99/1.12 元,当前股价对应 PE 分别为 17.0 x/14.9x/13.1x,首次覆盖给予“增持”评级。表表 14:销售收入结构预测:销售收入结构预测 单位:亿元单位:亿元 2021A 2022A 2023E 2024E 2025E 营业收入营业收入 436.82
112、 504.89 590.77 645.62 688.92 增速 11.1%15.6%17.0%9.3%6.7%电力业务收入电力业务收入 426.53 478.39 564.26 619.12 662.42 增速 10.1%12.2%18.0%9.7%7.0%火电业务收入火电业务收入 190.58 202.27 230.92 251.45 252.00 增速 6.1%14.2%8.9%0.2%装机量(万千瓦)1188.08 1188.08 1254.08 1320.08 1380.08 利用小时数 4971.00 4262.00 4962.00 4912.00 4862.00 发电量(亿千瓦时)
113、591.29 504.73 589.53 648.42 656.41 厂用电率 6.27%6.44%6.20%6.20%6.20%上网电量(亿千瓦时)554.20 472.24 552.96 608.21 615.70 平均上网电价(元/度)0.34 0.43 0.42 0.41 0.41 水电业务收入水电业务收入 199.36 237.67 264.30 282.58 304.61 增速 19.2%11.2%6.9%7.8%装机量(万千瓦)2076.50 2128.00 2128.00 2128.00 2179.00 利用小时数 4958.00 4684.00 4384.00 4584.00
114、 4634.00 发电量(亿千瓦时)882.57 991.93 983.92 1051.98 1111.75 厂用电率 0.56%0.58%0.57%0.57%0.57%上网电量(亿千瓦时)877.63 986.21 978.32 1045.99 1105.43 平均上网电价(元/度)0.23 0.24 0.27 0.27 0.28 风电业务收入风电业务收入 21.83 23.54 28.43 37.06 48.77 增速 7.8%20.8%30.4%31.6%装机量(万千瓦)223.05 294.94 317.25 511.86 777.77 利用小时数 2180.00 2070.00 21
115、00.00 2130.00 2160.00 发电量(亿千瓦时)47.86 48.74 66.62 88.30 124.92 厂用电率 2.40%2.40%2.40%2.40%2.40%上网电量(亿千瓦时)46.71 47.57 65.02 86.18 121.92 平均上网电价(元/度)0.47 0.49 0.44 0.43 0.40 光伏业务收入光伏业务收入 12.86 12.65 37.80 44.51 52.63 增速 -1.6%198.8%17.7%18.3%装机量(万千瓦)134.20 165.40 393.42 588.03 922.24 利用小时数 1396.00 1353.00
116、 1383.00 1413.00 1443.00 发电量(亿千瓦时)16.15 18.41 54.41 69.34 96.91 厂用电率 1.11%1.25%1.25%1.25%1.25%上网电量(亿千瓦时)15.97 18.18 53.73 68.47 95.70 平均上网电价(元/度)0.81 0.86 0.73 0.62 0.53 其他电力收入其他电力收入 1.90 2.26 2.83 3.53 4.41 增速 18.9%25.0%25.0%25.0%其他业务收入其他业务收入 10.29 26.50 26.50 26.50 26.50 资料来源:公司数据、招商证券 表表 15:盈利预测简
117、表:盈利预测简表 单位:亿元单位:亿元 2021A 2022A 2023E 2024E 2025E 营业收入营业收入 436.82 504.89 590.77 645.62 688.92 营业成本 309.01 343.11 367.30 394.13 409.15 营业税金及附加 9.42 9.71 11.36 12.42 13.25 营业费用 0.29 0.37 0.44 0.48 0.51 管理费用 13.06 14.80 17.32 18.92 20.19 研发费用 0.31 0.40 0.59 0.65 0.69 敬请阅读末页的重要说明 30 公司深度报告 财务费用 42.91 46
118、.55 53.17 58.11 62.00 资产减值损失-4.21-0.43-2.95-3.23-3.44 公允价值变动收益 1.19 0.22 0.22 0.22 0.22 其他收益 4.34 1.65 1.18 1.29 1.38 投资收益 1.02 2.73 4.73 5.16 5.51 营业利润营业利润 64.14 94.12 143.76 164.37 186.79 营业外收入 1.67 0.80 0.94 1.03 1.10 营业外支出 0.32 0.59 0.59 0.65 0.69 利润总额利润总额 65.49 94.33 144.11 164.75 187.20 所得税 13
119、.74 17.53 26.95 30.81 35.01 少数股东损益 27.39 36.01 52.72 60.27 68.49 归属于母公司净利润归属于母公司净利润 24.37 40.79 64.44 73.67 83.71 EPS(元)(元)0.33 0.55 0.86 0.99 1.12 资料来源:公司数据、招商证券 表表 16:估值对比表:估值对比表 公司公司 代码代码 市值市值(亿元)(亿元)EPS PE PB(MRQ)ROE(TTM)22A 23E 24E 22A 23E 24E 国投电力 600886.SH 1,048.06 0.55 0.90 1.04 19.79 15.60
120、13.46 1.98 10.2%川投能源 600674.SH 750.69 0.79 0.96 1.05 15.47 15.32 14.70 2.14 12.4%长江电力 600900.SH 6028.97 0.94 1.16 1.40 22.41 20.85 17.60 3.06 12.1%国电电力 600795.SH 788.33 0.16 0.39 0.48 26.96 11.45 9.22 1.59 6.8%华能水电 600025.SH 1596.60 0.38 0.43 0.48 17.47 20.74 18.60 2.98 11.7%平均平均 0.56 0.77 0.89 20.4
121、2 16.79 14.72 2.35 10.7%资料来源:公司数据、招商证券 注:选取收盘价基准日期为 2024/02/08 敬请阅读末页的重要说明 31 公司深度报告 七、七、风险提示风险提示 我们认为未来公司主要的风险因素在于水电外送电价调整风险、市场化交易电价波动风险、煤价上行风险、雅砻江中下游梯级补偿不及预期、上网电价波动风险、清洁能源项目进度滞后风险五个方面。1)水电外送电价调整风险:水电外送电价调整风险:雅砻江水电部分发电量外送江苏、湖南、江西等省份,两河口、杨房沟等电站的电价形成机制与最终落地电价尚未明确。若外送电价调整至低于预期的水平,将降低公司水电业务的盈利能力。2)市场化交
122、易市场化交易电价波动风险电价波动风险:公司火电参与市场化程度较高,自电力市场化改革以来持续受益于交易价格上浮。若电力市场供需格局发生转变导致市场化交易电价下降,将对公司火电业务盈利造成不利影响。3)煤价上行风险:煤价上行风险:国际能源市场地缘政治博弈仍在继续,若煤炭供给弹性不足,可能导致煤价进一步上行,提高火电业务燃料成本。4)雅砻江中下游梯级补偿不及预期雅砻江中下游梯级补偿不及预期:根据公司测算,得益于雅砻江流域联合调度能力的提升,两杨电站的投产可增加两河口以下梯级电站年发电量 102 亿千瓦时。若两河口蓄水进度慢于预期,或实际来水情况与公司预测有偏差,则将导致公司上网电量增幅不及预期。5)
123、清洁清洁能源能源项目进度滞后风险项目进度滞后风险:公司通过雅砻江公司重点打造水风光一体化基地,未来新增装机主要集中在清洁能源项目,且“十四五”水风光装机规划相比现有装机弹性较大;若清洁能源项目的审批、建设和并网投产进度不及预期,则将放缓公司业绩增速。图图 49:国投电力国投电力历史历史 PE Band 图图 50:国投电力国投电力历史历史 PB Band 资料来源:公司数据、招商证券 资料来源:公司数据、招商证券 5x10 x15x20 x25x0510152025Feb/21Aug/21Feb/22Aug/22Feb/23Aug/23(元)1.6x1.7x1.8x1.9x2.0 x02468
124、10121416Feb/21Aug/21Feb/22Aug/22Feb/23Aug/23(元)敬请阅读末页的重要说明 32 公司深度报告 附:财务预测表附:财务预测表 资产负债表资产负债表 单位:百万元 2021 2022 2023E 2024E 2025E 流动资产流动资产 21697 23322 26937 28708 30214 现金 8887 11639 12803 14083 15491 交易性投资 111 209 209 209 209 应收票据 85 44 52 56 60 应收款项 9583 8972 10610 10951 10998 其它应收款 371 700 818 89
125、4 954 存货 1270 1217 1222 1233 1198 其他 1390 541 1223 1281 1302 非流动资产非流动资产 219673 234933 255239 269682 278594 长期股权投资 9338 9760 10737 11810 12991 固定资产 184275 194485 215000 229515 238323 无形资产商誉 5725 5786 5208 4687 4218 其他 20334 24901 24295 23670 23061 资产总计资产总计 241370 258254 282176 298390 308808 流动负债流动负债
126、37987 44762 56000 58951 55751 短期借款 8591 11299 33123 36088 32932 应付账款 4732 4548 4868 5224 5423 预收账款 12 9 10 10 11 其他 24652 28907 17999 17629 17385 长期负债长期负债 115322 119868 122885 125975 128058 长期借款 104016 106364 110364 113364 115364 其他 11306 13504 12521 12611 12694 负债合计负债合计 153309 164630 178885 184926
127、183808 股本 7454 7454 7454 7454 7454 资本公积金 16650 16648 16648 16648 16648 留存收益 27352 30415 34809 38954 43641 少数股东权益 36604 39108 44380 50408 57256 归 属 于 母 公 司 所 有 者 权 益 51456 54517 58911 63056 67743 负债及权益合计负债及权益合计 241370 258254 282176 298390 308808 现金流量表现金流量表 单位:百万元 2021 2022 2023E 2024E 2025E 经营活动现金流经营
128、活动现金流 14631 21964 22834 28003 31200 净利润 5176 7680 11716 13394 15219 折旧摊销 8585 9622 10090 11027 11678 财务费用 4370 4736 5317 5811 6200 投资收益(102)(273)(613)(667)(711)营运资金变动(3198)227(3592)(1506)(1142)其它(200)(29)(86)(56)(45)投资活动现金流投资活动现金流(9088)(15689)(29614)(24694)(19794)资本支出(9277)(15206)(30000)(25000)(2000
129、0)其他投资 189(483)386 306 206 筹资活动现金流筹资活动现金流(6401)(3574)7944(2029)(9998)借款变动(8046)178 16375 6965(156)普通股增加 488 0 0 0 0 资本公积增加 3189(2)0 0 0 股利分配(1950)(1219)(2050)(3222)(3683)其他(82)(2531)(6381)(5772)(6158)现金净增加额现金净增加额(858)2700 1164 1280 1408 利润表利润表 单位:百万元 2021 2022 2023E 2024E 2025E 营业总收入营业总收入 43682 5048
130、9 59077 64562 68892 营业成本 30901 34311 36730 39413 40915 营业税金及附加 942 971 1136 1242 1325 营业费用 29 37 44 48 51 管理费用 1306 1480 1732 1892 2019 研发费用 31 40 59 65 69 财务费用 4291 4655 5317 5811 6200 资产减值损失(421)(43)(295)(323)(344)公 允 价 值 变 动 收 益 119 22 22 22 22 其他收益 434 165 118 129 138 投资收益 102 273 473 516 551 营业
131、利润营业利润 6414 9412 14376 16437 18679 营业外收入 167 80 94 103 110 营业外支出 32 59 59 65 69 利润总额利润总额 6549 9433 14411 16475 18720 所得税 1374 1753 2695 3081 3501 少数股东损益 2739 3601 5272 6027 6849 归 属 于 母 公 司 净 利 润归 属 于 母 公 司 净 利 润 2437 4079 6444 7367 8371 主要财务比率主要财务比率 2021 2022 2023E 2024E 2025E 年成长率年成长率 营业总收入 11%16%
132、17%9%7%营业利润-45%47%53%14%14%归母净利润-56%67%58%14%14%获利能力获利能力 毛利率 29.3%32.0%37.8%39.0%40.6%净利率 5.6%8.1%10.9%11.4%12.2%ROE 4.9%7.7%11.4%12.1%12.8%ROIC 4.0%5.3%6.8%7.1%7.5%偿债能力偿债能力 资产负债率 63.5%63.7%63.4%62.0%59.5%净负债比率 50.8%49.6%51.2%50.8%49.0%流动比率 0.6 0.5 0.5 0.5 0.5 速动比率 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 营运能力营运能力 总资产周转
133、率 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 存货周转率 27.8 27.6 30.1 32.1 33.7 应收账款周转率 5.1 5.4 6.0 6.0 6.2 应付账款周转率 7.7 7.4 7.8 7.8 7.7 每股资料每股资料(元元)EPS 0.33 0.55 0.86 0.99 1.12 每股经营净现金 1.96 2.95 3.06 3.76 4.19 每股净资产 6.90 7.31 7.90 8.46 9.09 每股股利 0.16 0.28 0.43 0.49 0.56 估值比率估值比率 PE 45.0 26.9 17.0 14.9 13.1 PB 2.1 2.0 1.9 1.7
134、1.6 EV/EBITDA 16.1 13.1 10.2 9.1 8.3 资料来源:公司数据、招商证券 敬请阅读末页的重要说明 33 公司深度报告 分析师分析师承诺承诺 负责本研究报告的每一位证券分析师,在此申明,本报告清晰、准确地反映了分析师本人的研究观点。本人薪酬的任何部分过去不曾与、现在不与,未来也将不会与本报告中的具体推荐或观点直接或间接相关。评级评级说明说明 报告中所涉及的投资评级采用相对评级体系,基于报告发布日后 6-12 个月内公司股价(或行业指数)相对同期当地市场基准指数的市场表现预期。其中,A 股市场以沪深 300 指数为基准;香港市场以恒生指数为基准;美国市场以标普 500
135、 指数为基准。具体标准如下:股票股票评级评级 强烈推荐:预期公司股价涨幅超越基准指数 20%以上 增持:预期公司股价涨幅超越基准指数 5-20%之间 中性:预期公司股价变动幅度相对基准指数介于 5%之间 减持:预期公司股价表现弱于基准指数 5%以上 行业评级行业评级 推荐:行业基本面向好,预期行业指数超越基准指数 中性:行业基本面稳定,预期行业指数跟随基准指数 回避:行业基本面转弱,预期行业指数弱于基准指数 重要重要声明声明 本报告由招商证券股份有限公司(以下简称“本公司”)编制。本公司具有中国证监会许可的证券投资咨询业务资格。本报告基于合法取得的信息,但本公司对这些信息的准确性和完整性不作任
136、何保证。本报告所包含的分析基于各种假设,不同假设可能导致分析结果出现重大不同。报告中的内容和意见仅供参考,并不构成对所述证券买卖的出价,在任何情况下,本报告中的信息或所表述的意见并不构成对任何人的投资建议。除法律或规则规定必须承担的责任外,本公司及其雇员不对使用本报告及其内容所引发的任何直接或间接损失负任何责任。本公司或关联机构可能会持有报告中所提到的公司所发行的证券头寸并进行交易,还可能为这些公司提供或争取提供投资银行业务服务。客户应当考虑到本公司可能存在可能影响本报告客观性的利益冲突。本报告版权归本公司所有。本公司保留所有权利。未经本公司事先书面许可,任何机构和个人均不得以任何形式翻版、复制、引用或转载,否则,本公司将保留随时追究其法律责任的权利。