2024年國投電力研究報告：迎量價齊升新時代-水火風光共發(fā)展

2024年國投電力研究報告：迎量價齊升新時代_水火風光共發(fā)展1.國投旗下上市電力平臺水電為主的清潔能源運營商1.1以雅礱江運營開發(fā)為核心，水火風光共筑成長國投集團旗下綜合電力運營商，實際控制人為國務院國資委。國投電力作為綜合電力運營商，發(fā)電業(yè)務分布在四川、天津、福建等十多個省區(qū)，實際控制人為國資委。截至2024年4月14日，國務院國資委控股90.05%的國家開發(fā)投資集團有限公司為國投電力第一大股東，持股比例51.32%。中國長江電力股份公司為第二大股東，持股比例13.99%。清潔能源規(guī)模穩(wěn)步增長，火電資產(chǎn)結(jié)構(gòu)優(yōu)化。國投電力為風光水火為一體的綜合發(fā)電企業(yè)，作為雅礱江流域唯一水電開發(fā)主體，水電為公司業(yè)務核心。2022年，位于雅礱江中游的兩河口水電站與楊房溝水電站投產(chǎn)，帶動公司水電裝機規(guī)模上升至2128萬千瓦。截至2023年底，公司水電裝機容量占比達52.08%?；痣姺矫?，近年來公司不斷優(yōu)化自身大機組優(yōu)勢，在新增高效火電機組的同時轉(zhuǎn)讓盈利能力較弱項目，火電裝機規(guī)模從2018年的1575.6萬千瓦降至2023年的1254萬千瓦，在總裝機量中的占比也從46.27%降至30.69%。新能源方面，公司水風光一體化基地持續(xù)推進，光伏、風電裝機量保持高增。2018至2023年間公司新能源裝機CAGR達34.83%。截至2023年底，新能源裝機占比已提升至17.22%，其中光伏占比首次超過風電，達到9.43%。1.2業(yè)績延續(xù)修復趨勢，業(yè)務與資本結(jié)構(gòu)不斷改善電量電價齊升，2022年起公司業(yè)績快速修復。除2020年公司轉(zhuǎn)讓四個火電企業(yè)股權(quán)導致上網(wǎng)電量與營業(yè)收入下降外，2018年以來公司營收規(guī)模整體保持穩(wěn)定增長。利潤方面，近年來水電機組接連投產(chǎn)帶動公司水電業(yè)績中樞上漲，而火電業(yè)績則受煤價高波動影響，2021年燃料成本上升導致公司業(yè)績觸底，此后上網(wǎng)電量與上網(wǎng)電價齊升支撐公司走出業(yè)績低谷。2020-2023年，公司上網(wǎng)電量從1444.36億千瓦時上升至1574.56億千瓦時，年平均上網(wǎng)電價從0.301元/千瓦時漲至0.374元/千瓦時。2023年公司歸母凈利潤達67.05億元，同比高增64.31%。水電為公司毛利核心來源，新能源占比快速上升。水電與火電業(yè)務作為公司營收最主要的兩個業(yè)務，近年來在公司的營收結(jié)構(gòu)中占比保持在90%以上。2023年，水電、火電（含垃圾發(fā)電）營收分別為255.75、231.35億元，分別占總營收的48.01%、43.43%。毛利方面，2021與2022年水電毛利均占公司總毛利90%左右，但由于2023年火電板塊轉(zhuǎn)虧為盈，新能源裝機量高增，2023年水電毛利為153.84億元，占總毛利的74.98%。新能源發(fā)展迅速，2018-2023年間，風電及光伏合計毛利規(guī)模從5.77億元上升至25.69億元，CAGR達34.81%，毛利占比也從3.36%上升至12.52%?，F(xiàn)金流穩(wěn)定支撐公司擴張，分紅穩(wěn)定提升彰顯公司投資價值。2019年來公司經(jīng)營性凈現(xiàn)金流基本維持在200億以上，2023年公司經(jīng)營性現(xiàn)金流達到212.68億元。充足的現(xiàn)金流使得公司可以更好的去控制負債率和財務費用，并為未來水電、新能源、海外等項目提供穩(wěn)定的支持。另一方面，公司分紅率不斷提升，2015年后公司分紅率保持在35%左右，2021年提升到50%，2023年更是進一步提升到55%。伴隨著利潤的上升，公司2023年現(xiàn)金分紅總額達到36.88億元，同比增長79.90%。公司現(xiàn)金流充沛，為公司維持高分紅打下堅實基礎(chǔ)。財務費用率穩(wěn)步下降，資本結(jié)構(gòu)持續(xù)優(yōu)化。近年來公司費用管理能力不斷提升，通過積極優(yōu)化債務，財務費用率從2018年的12.37%降至2023年的7.01%，期間管理費用率與銷售費用率也基本維持穩(wěn)定。1Q24公司三費管理水平仍在進步，財務費用率、管理費用率、銷售費用率分別為6.71%、2.68%、0.06%，較2023年進一步下降。公司資本結(jié)構(gòu)也在不斷優(yōu)化，2018-1Q24間公司資產(chǎn)負債率由68.20%逐步降至62.38%。公司財務整體穩(wěn)健，融資能力較強，償債風險可控，降息周期下公司費用壓力有望進一步減輕。2.核心大水電競爭力提升，水風光一體化潛力持續(xù)釋放2.1我國水電開發(fā)已進入下半場優(yōu)質(zhì)大容量水電價值凸顯雅礱江流域唯一水電開發(fā)主體，3000萬千瓦流域可開發(fā)規(guī)模已投產(chǎn)三分之二。公司持股52%的雅礱江水電是雅礱江唯一水電開發(fā)主體。雅礱江是金沙江最大的一級支流，水量豐沛，占用耕地與航運通道少，地質(zhì)穩(wěn)定，水電淹沒少。公司把握雅礱江規(guī)模優(yōu)勢突出，梯級補償效益顯著的特點，目前已規(guī)劃開發(fā)22級電站，規(guī)劃總開發(fā)裝機容量約3000萬千瓦，上、中、下游分別規(guī)劃了10、7、5座，目前下游5座電站及中游的兩河口與楊房溝電站共1920萬千瓦已投運。中游的卡拉水電站與孟底溝水電站已經(jīng)在建，預計分別于2029、2030年投產(chǎn)。此外，公司水電資產(chǎn)還包括瀾滄江流域的135萬千瓦大朝山電站，黃河中上游合計73萬千瓦的大峽、小峽、烏金峽電站。多年調(diào)節(jié)大水電鑄就稀缺性，兩河口水庫增強流域調(diào)節(jié)靈活度。目前我國具有多年調(diào)節(jié)能力的水庫主要有小灣、糯扎渡、龍灘、龍羊峽和兩河口電站，其中小灣與糯扎渡電站均位于云南瀾滄江，龍羊峽電站位于青海黃河，龍灘電站位于廣西紅水河，而兩河口電站的大容量與多年調(diào)節(jié)屬性在四川這個用電需求大且豐枯價差大的省份極具稀缺性。兩河口水庫（多年調(diào)節(jié)水庫）配合錦屏一級水庫（年調(diào)節(jié)水庫）與二灘水庫（季調(diào)節(jié)水庫）的三庫聯(lián)合運行可做到237.14億立方米的總庫容與近150億立方米的調(diào)節(jié)庫容。通過梯級聯(lián)合調(diào)度，公司可實現(xiàn)豐枯期水位調(diào)節(jié)，減少棄水量，增加發(fā)電水頭與效益，也為水風光一體化項目提供了調(diào)節(jié)空間。水電建設步入深水區(qū)，存量大水電資源稀缺性凸顯。隨著優(yōu)質(zhì)水電項目的不斷推進，水電項目由從下游逐漸發(fā)展至上游，地質(zhì)建設條件由簡單轉(zhuǎn)向復雜。截止2024年2月，我國水電總裝機量已達到4.22億千瓦，已超過我國水電經(jīng)濟可開發(fā)裝機容量的4.02億千瓦。即使以技術(shù)可開發(fā)裝機量為5.41億千瓦測算，也已占技術(shù)可開發(fā)量的78.00%。目前國內(nèi)在建水電項目裝機容量均不超過300萬千瓦，且大部分項目位于各流域上游或者生態(tài)與地質(zhì)條件較復雜的青海、西藏等地區(qū)。增量空間的缺乏放大頭部水電企業(yè)優(yōu)勢，考慮到公司目前已有4座300萬千瓦以上水電站，且雅礱江流域中游仍有一定開發(fā)空間，四川本土消納能力又強于青藏，公司大容量水電資產(chǎn)兼具稀缺性與成長性。2.2電力供需格局偏緊，雅礱江水電價值有望持續(xù)釋放西南電力需求增長強勁有力，供需趨緊凸顯大水電價值。十三五與十四五前后投產(chǎn)的錦官電源組、糯扎渡、兩河口等水電站與2015年開始的電力市場化改革給東部高耗能產(chǎn)業(yè)遷入帶來良好的契機，支撐西部地區(qū)用電量保持高增，且高于全國平均的水平（6.7%）。2023年，在用電增速高于10%的6個省份中，除海南外的5個省區(qū)均屬于西部，而四川省在較高基數(shù)的背景下也取得了7.7%的高單位數(shù)增長?？紤]到未來新增水電規(guī)模有限，而四川、貴州地區(qū)對水電依賴度較高，2023年四川發(fā)電量中水電占比達78%?？紤]到西南地區(qū)風、光資源較為貧乏，因此在區(qū)域電力供需關(guān)系偏緊，且新能源資源稟賦不足的背景下，水電長期價值有望進一步提升。省內(nèi)外電價政策完善釋放大水電價值。本土消納方面，公司在四川省消納電量大部分參與優(yōu)先發(fā)電計劃，執(zhí)行優(yōu)先發(fā)電合同電價，小部分電價由市場化交易形成。優(yōu)先合同電價實施分時電價政策，根據(jù)四川2017年發(fā)布的四川電網(wǎng)豐枯峰谷電價政策，水電豐枯電價調(diào)整為枯水期合同電價上浮24.5%，豐水期合同電價下浮24%，平水期不變。四川消納水電的合同電價大部分已確定，只有兩河口暫時按較高的0.3766元/千瓦時過渡期電價執(zhí)行。外送部分，外送江蘇上網(wǎng)電價由落地電價扣除輸配電價倒推獲得，其中基準落地電價按照江蘇省燃煤發(fā)電基準上網(wǎng)電價確定；浮動電價是指江蘇電力市場交易年度交易成交均價和燃煤發(fā)電基準上網(wǎng)電價之差，按照“利益共享、風險共擔”原則，由送、受雙方按照1:1比例分擔。與省內(nèi)相比，除兩河口外的外送電價普遍高于省內(nèi)合同電價，帶動水電綜合收益的提升。本省枯水期發(fā)電量增加疊加外送機制完善，來水偏枯下水電電價支撐業(yè)績。受益于聯(lián)合調(diào)度下本省枯水期高價電電量的提升與錦官電源組送江蘇電價機制的完善，2023年雅礱江平均上網(wǎng)電價為0.310元/千瓦時，同比增速達到11.11%，1Q24進一步上升到0.314元/千瓦時。公司水電業(yè)務毛利因此得以在2023年雅礱江水電上網(wǎng)電量同比變化-4.86%至837.66萬千瓦的背景下，同比增長5.13%至153.84億元。該電價水平已經(jīng)高于除兩河口以外的公司其它本地消納電站的合同電價，同時接近外送江蘇與重慶的合同電價。我們認為電價提升主要原因是送江蘇電價的提高以及新投產(chǎn)的兩河口電價較高?？紤]到川內(nèi)電力供需持續(xù)偏緊，電價走高確定性較強。同時有多年調(diào)節(jié)能力的兩河口水庫已于2023年年底完成第三階段蓄水，兩河口對雅礱江全流域發(fā)電量的增發(fā)效益或?qū)⑨尫牛姲鍓K盈利能力有望持續(xù)提升。2.3雅礱江全流域開發(fā)箭在弦上，水風光大基地穩(wěn)步推進全流域開發(fā)不斷深入，有序規(guī)劃雅礱江中上游開發(fā)。目前公司在雅礱江流域有102萬千瓦的卡拉水電站與240萬千瓦的孟底溝水電站在建，預計分別于2029、2030年左右完工。在兩座在建水電站投產(chǎn)后，公司將完成在2015-2030年間建設包括兩河口水電站在內(nèi)的4-5個雅礱江中游主要梯級電站，水電發(fā)電能力達到2300萬千瓦左右的目標。2023年5月，牙根一級水電站也已獲得核準，其它水電站也在規(guī)劃中。遠期來看，雅礱江上游電站有望于2030-2050年間建成，從而全面完成雅礱江流域3000萬千瓦發(fā)電能力的開發(fā)。提升流域調(diào)節(jié)能力，打造水風光聯(lián)動效應，兩河口抽水蓄能電站建設中。2022年12月29日，全球最大的混合式抽水蓄能項目——兩河口混合式抽水蓄能電站項目開工。項目擴建四臺30萬千瓦可逆式機組，加上兩河口水電站已經(jīng)投產(chǎn)的300萬千瓦常規(guī)機組，總裝機達到420萬千瓦。與常規(guī)抽水蓄能不同，兩河口混蓄電站以兩河口水電站為上水庫，既可以直接利用徑流來水，不經(jīng)過抽水即可發(fā)電，也可以利用電力系統(tǒng)低負荷時段的富裕電力進行抽水蓄存，待到高負荷時段再放水發(fā)電。這樣的特性與風光電站的發(fā)電特性互補，為公司水風光一體化基地的運行提供了有力支撐，項目能將700萬千瓦左右隨機波動的光伏和風力發(fā)電調(diào)整為平滑、穩(wěn)定的優(yōu)質(zhì)電源，預計2028年左右完全投產(chǎn)。3.火電資產(chǎn)質(zhì)量優(yōu)化，煤價回調(diào)盈利改善大容量機組比例不斷提升+積極布局沿海，優(yōu)質(zhì)資產(chǎn)保障公司業(yè)績。2020年公司火電裝機量由2018年的1575.6萬千瓦降至2022年的1188.1萬千瓦。主要原因是公司轉(zhuǎn)讓了一批盈利性較差、環(huán)保效益較低的中小型火電機組，其中包括國投北部灣、國投宣城、靖遠二電、國投伊犁60萬千瓦以下控股機組8臺，60萬千瓦以上100萬千瓦以下控股機組2臺。公司目前有8臺百萬千瓦機組，100萬千瓦及以上機組裝機容量占公司總裝機容量的64%，除垃圾發(fā)電機組以外無30萬千瓦以下機組。2023年與2024年公司新投產(chǎn)國投欽州三期兩臺66萬千瓦的大機組，大容量機組優(yōu)勢繼續(xù)加強。公司火電廠區(qū)位優(yōu)勢明顯，目前公司控股火電廠中除國投盤江位于煤礦產(chǎn)量較高的六盤水外，其它控股火電廠均位于沿海城市，既利于進口煤炭海運，又利于在用電需求旺盛的沿海省市就地消納。清潔高效火電建設推進中，資產(chǎn)質(zhì)量不斷提升。公司機組清潔程度也不斷提高，一方面公司近年新投產(chǎn)的燃煤機組均是超超臨界機組，擁有更高的熱效率和減排效果。目前已獲核準的舟山H級燃氣-蒸汽聯(lián)合循環(huán)機組是目前亞洲單機容量最大、效率最高的9HA.02型燃機，具有高效率、低排放的優(yōu)異特點，為舟山打造綠色能源基地的關(guān)鍵一環(huán)。華夏電力一期、湄洲灣一期的等容量替代建設以及熱電聯(lián)產(chǎn)等清潔高效火電建設也在不斷推進，助力公司存量機組提質(zhì)增效。煤價回調(diào)電價穩(wěn)定，火電景氣修復。受2021、2022年以來煤價多次向上大幅波動影響，公司用煤成本短期迅速抬高擠壓利潤空間。除位于煤礦產(chǎn)量較高的六盤水的國投盤江外，其它沿?；痣姀S業(yè)績均有所下滑。以國投欽州為例，2021-2022年公司凈利潤分別為-1.96、-1.74億元。2023年后煤炭供需趨于寬松，價格不斷回調(diào)，秦皇島5500大卡動力煤現(xiàn)貨均價從2022年四季度高位回落，2023年國投欽州凈利潤扭虧為9.49億元。2024年4月秦皇島5500大卡動力煤現(xiàn)貨價格中樞已下降至800-900元/噸，燃料成本下降大幅釋放火電業(yè)績彈性。2023年與1Q24公司上網(wǎng)電價分別為0.472與0.463元/千瓦時，同比變化分別為-1.87%與-1.91%，基本保持平穩(wěn)，疊加燃煤成本不斷下降與容量電價制度的完善，2024年公司火電板塊利潤有望繼續(xù)增厚。4.新能源裝機加速兌現(xiàn)，水風光協(xié)同效應未來可期依托雅礱江優(yōu)勢，風光裝機量快速增長。除依托自身雅礱江資源優(yōu)勢，沿流域建設大量風光項目外，公司積極布局全國各地的新能源項目。2018-2023年，公司新能源裝機從157.9萬千瓦增長至703.58萬千瓦，新能源總裝機量占比從4.64%增長至17.22%。2023年公司風電與光伏裝機量達到318.25、385.33萬千瓦，同比增長7.9%與132.97%。裝機量高增帶動發(fā)電量增長，平價項目拖累上網(wǎng)電價，新能源業(yè)績快速增長。2023年風電、光伏上網(wǎng)電量分別同比增長33.24%與60.42%，1Q24光伏上網(wǎng)電量更是同比增長134.71%至11.47億千瓦時。由于新增裝機量較高，且均為上網(wǎng)電價采用當?shù)貥藯U燃煤電價的平價項目，2023年風電、光伏電價分別同比下降4.33%、21.30%，1Q24光伏電價同比下降-33.21%至0.551元/千瓦時。但風電光伏的毛利未受上網(wǎng)電價下降的過度拖累，2023年風電與光伏毛利同比增長分別為21.49%與32.28%。公司規(guī)劃至十四五末新能源總裝機量達到1700萬千瓦，我們預計2024與2025年公司新能源板塊業(yè)績有望保持高增。全球最大清潔能源基地建設中，水風光互補協(xié)同效應可期。目前全球最大、海拔最高的水光互補電站-公司雅礱江柯拉光伏電站一期項目于2023年6月26日投產(chǎn)，裝機規(guī)模達100萬千瓦，也使雅礱江流域清潔能源基地發(fā)電規(guī)模超過2000萬千瓦。根據(jù)國家規(guī)劃，