2022年川投能源发展现状及发展趋势分析

1、2022年川投能源发展现状及发展趋势分析一、参股雅砻江水电 48%，2021 年业绩 31 亿元（一）持有雅砻江水电 48%股权，贡献主要利润来源川投集团旗下清洁能源平台，持有雅砻江水电48%股权。公司控股股东川投集团持 股53.87%（2022Q1），实控人为四川省国资委。公司通过川投集团资产注入，持有 雅砻江水电48%股权，是公司最核心的利润来源。截至2022年3月末，长江电力持有 公司11%股权，系公司第二大股东。截至2022Q1公司权益装机1276万千瓦。截至2022Q1，公司控股装机121万千瓦， 均为水电。同期公司权益装机达到1276万千瓦，来自雅砻江水电达到922万千瓦、占 比7

2、2.2%，近两年的装机增长主要来自于雅砻江装机的投产。积极收购省内小水电，发展水电主业。截至2022Q1，公司控股11座已投产水电站， 均位于四川省内，合计装机容量120.69万千瓦，拥有在建银江水电站39万千瓦。其 中控股田湾河74万千瓦、天彭电力3.19万千瓦。2020年，公司收购高奉山、百花滩、 脚基坪、槽渔滩四座电站，合计装机34.2万千瓦。2021年公司收购玉田水电站，装 机9.3万千瓦。在建机组方面，2019年公司收购攀枝花华润水电公司60%股权并投资 开发银江水电站，装机39万千瓦，预计2025年投产。 为避免同业竞争，川投集团承诺将清洁能源发电企业资产注入公司，2019年将8家

3、同 业竞争公司股权交由公司托管，并在2021年将亭子口公司20%股权注入公司，其他 公司将在符合条件后注入，其中紫坪铺公司水电装机76万千瓦。公司权益装机主要来自参股公司，雅砻江水电为最核心资产。公司通过集团注入， 持有雅砻江水电48%股权、国能大渡河10%股权，并在2021年收购川投集团所持亭子口公司20%股权，权益装机进一步增加。此外，公司参股新能源公司，截至2021 年底，直接持有三峡能源0.89%股权、中广核风电1.37%股权，2022年5月，公司向 中核汇能增资16亿元，占其股权6.4%。2021年公司长期股权投资达321.5亿元，占总资产比例66.3%。由于参股公司较多， 公司资产

4、以长期股权投资为主，截至2021年底公司总资产484.7亿元，其中长期股权 投资321.5亿元，占比达66.3%。长期股权投资中，雅砻江水电、国能大渡河股权价 值304.8亿元，占比94.8%。雅砻江贡献主要业绩，2021年公司净利润30.9亿元。2021年公司实现营业收入12.6 亿元，同比增长22.5%，主要系收购水电公司并表。2021年公司实现归母净利润30.9 亿元，同比降低2.3%。公司业绩主要来源于投资收益，其中雅砻江水电、国能大渡 河分别贡献30.3、2.0亿元。 2021年因仁宗海大坝治理，减少发电导致净利润同比减少0.5亿元，预计2022年全年 发电量仍将减少约5-8亿千瓦时

5、。2022年一季度，公司实现营业收入1.7亿元，同比 降低18.2%，实现归母净利润5.6亿元，同比降低13.7%。公司营业收入主要来自电力业务，2021年电力业务营收9.4亿元，占总营收比74.3%。 公司主营业务分两部分，以电力业务为主，轨道交通电气自动化系统为辅。通过子 公司田湾河、川投电力、天彭电力开展水电业务，子公司嘉阳电力运营的火电厂已 于2017年停产，目前公司电力业务均为水电；控股子公司交大光芒开展轨道交通领 域业务，公司软件产品、硬件产品、服务收入均为交大光芒公司发生的收入。2021 年电力业务收入占比74.3%，轨道交通领域业务收入占比19.0%。电力业务毛利率有所下滑，轨

6、道交通业务毛利率波动较大。电力业务贡献主要毛利， 2021年实现毛利润4.22亿元，占比79.6%，毛利率有所降低至44.9%。轨道交通业务 实现毛利润0.86亿元，占比16.3%，由于轨道交通业务的产品存在差异，毛利率波动 较大。装机提升带动发电量增长，2017-2021年发电量CAGR为13.3%。2020年，公司收购 高奉山、百花滩、脚基坪、槽渔滩四座电站，并入8-12月发电量，因此2020年发电 量同比增长33%至43亿千瓦时。2021年，四座电站全年发电量并入，并收购玉田电 站，全年发电量同比增长13%至48.5亿千瓦时，由于仁宗海大坝治理影响，2021年 田湾河利用小时数下降，20

7、22Q1公司发电量同比降低26.9%。2021年市场化交易比例79.9%，平均上网电价0.2元/千瓦时。公司所属电站均位于四 川省内，分为优先发电和市场化交易，2021年公司市场化交易比例高达79.9%，电 价水平较低，2021年平均上网电价为0.2元/千瓦时。（二）参股水电公司盈利稳定，量价均有提升空间雅砻江水电营收、业绩稳定，2021年分别为183.4、63.1亿元。雅砻江水电以水电业 务为主，2017-2021年发电量稳定提升，2019年电价下降导致收入业绩略有降低。总 体来看，雅砻江水电收入业绩基本稳定。2021年，雅砻江水电实现营业收入183.4亿 元，同比增长4.9%，实现归母净利

8、润63.1亿元，同比增长1.3%。由于两杨电站电量 尚未充分释放，而折旧全额计提，2022Q1雅砻江水电实现业绩13.2亿元，同比降低 2.5%。雅砻江水电拥有雅砻江全流域开发权，在运七座水电站合计装机1920万千瓦。雅砻 江水电基地是全国第三大水电基地，可开发水电总装机容量约3000万千瓦，规划22 座梯级电站。伴随两杨电站于2022Q1投产，雅砻江水电在运七座水电站合计装机 1920万千瓦。此外，雅砻江水电进军新能源，2017年收购冕宁和会理共3万千瓦光 伏装机，2020年收购德昌风电，2022Q1风电装机40.25万千瓦。雅砻江水能资源优质，雅砻江水电利用小时数高波动小。雅砻江流域水量丰

9、沛、落 差巨大，公司近几年水电利用小时数均在5000小时以上，处于行业内领先水平，在 四川省内具有重要地位。同时，历年利用小时数稳定提升且波动较小，2021年新电 站投产及来水偏枯导致利用小时数有所降低。水电利用小时数与来水情况密切相关，2022年一季度雅砻江水电站入库流量回升。 水力发电是利用水位差，将重力势能通过水轮机和发电机转换为电能，发电量与来 水情况密切相关。2021年，雅砻江来水偏枯，各电站平均入库流量下降19%，叠加 两河口电站蓄水，各电站利用小时数出现不同程度的下滑。2022年雅砻江来水偏丰， 一季度各电站入库流量回升，四川省气候中心数据显示，5月，四川省全省平均降水 量127

10、.8毫米，为历史同期第五多，较常年同期偏多32%。公司水电站消纳区域主要为川渝、江苏地区，与同业相比水电上网电价较高。锦官 电源组送电江苏和川渝地区，电价较高，二滩和桐子林电量主要在川渝消纳。2019 年雅砻江水电市场化交易比例提高，电价有所降低。四川市场化交易电价提升，2021 年雅砻江水电上网电价为0.262元/千瓦时，同比提升2.8%，国能大渡河上网电价达 0.266元/千瓦时，同比提升37.7%。雅砻江水电盈利能力强，毛利率超60%。水电公司盈利模式简单，固定资产折旧为 主要成本，雅砻江水电历年毛利率超60%。2019年雅砻江水电上网电价降低，导致 利润率下降，ROE有所降低，2021

11、年雅砻江水电ROE为11.3%。国能大渡河控股装机1173.5万千瓦，在建+拟建装机645.7万千瓦。国能大渡河主要 开发大渡河流域梯级电站，截至2021年末，已投产水电装机达1173.5万千瓦。同时， 根据国能大渡河微信公众号5月23日最新消息，双江口、金川、丹巴、安宁、巴底、 老鹰岩一级、老鹰岩二级、枕头坝二级、沙坪一级共计6.47GW水电项目列入四川省 “十四五”电力发展规划。“十四五”期间，公司将加快大渡河流域龙头水库双江口 水电站（具备年调节能力）建设，预计2024年底首台机组并网发电，能够显著增加 流域调节能力，盈利水平有望进一步提升。（三）雅砻江水电资本支出高峰已过，公司分红率有

12、望维持高水平公司和国投电力分别持有雅砻江水电48%、52%股权，出于建设水电站的需要，公 司历年需对雅砻江水电追加投资，2017-2021年，公司累计增资61亿元，累计从雅砻 江水电取得分红130.1亿元，对雅砻江水电增资成为公司最主要的资本支出。2021年雅砻江水电股利支付率达79.2%。雅砻江水电历年对两大股东保持高股利支 付率的分红模式，2021年分红总额50亿元，股利支付率高达79.2%。同时，两大股 东再将部分分红以资本金的方式追加投资，用于水电站建设。两杨电站投产后，雅 砻江水电资本支出放缓、利润提升，预计分红将持续提高。2022年公司计划资本支出33.4亿元。2022年公司计划固

13、定资产投资7.67亿元，股权 投资9.69亿元，2022年5月对中核汇能增资16亿元，持股比例6.4%，2022年计划资 本支出33.4亿元。公司资产负债率较低融资空间大，现金流主要来自投融资。2019年公司发行40亿元 可转债导致资产负债率提高，2020、2021年因收购资产需要增加融资，2021年公司 资产负债率为33.4%，带息负债率为26.5%，仍然处于较低水平，融资空间大。公司 自身业务规模小，经营现金流处于较低水平，主要现金流来自参股公司分配股利。近几年分红率超50%，股息率超3%。由于增资需要，公司2017-2018年分红率为37% 左右，2019年对雅砻江水电增资降低后，公司分

14、红率提高至50.8%，并发布2020- 2022年股东回报计划，承诺此期间分红率不低于50%，在资本支出放缓后公司即开 始提高分红率，体现出积极的股利分配政策。从股息率来看，公司历年股息率高于 3%，略高于国债收益率，回报稳定。二、雅砻江水电盈利稳步提升，新能源迎来大发展（一）两杨电站投产，电量释放及梯级补偿效益值得期待两杨电站合计装机450万千瓦，设计发电量179亿千瓦时。两河口水电站装机容量300 万千瓦，年发电量110亿千瓦时，2021年9月首台机组投产，2022年3月全部机组投 产。杨房沟电站装机容量150万千瓦，单独运行时年均发电量59.62亿千瓦时，与两 河口电站联合运行时年均发电

15、量68.56亿千瓦时。2021年两杨电站发电量45亿千瓦 时，尚未达到最佳运行状态，若达到设计发电量，则雅砻江水电发电量可在2021年 的基础上提高16.2%。考虑梯级补偿效益后，两河口电站可带来年均发电效益达327亿千瓦时。根据关于 国投电力控股股份有限公司配股申请文件反馈意见的回复，两河口电站是雅砻江 中游龙头水库，除自身设计发电量110亿千瓦时外，还具备梯级补偿效益，可增加雅 砻江两河口以下梯级电站年发电量102亿千瓦时，增加金沙江及长江三峡、葛洲坝电 站年发电量67亿千瓦时，还可使电力系统水电群弃水电量减少48亿千瓦时，考虑梯 级补偿效益后年均发电效益达327亿千瓦时。两河口电价：两河

16、口电站主要留川消纳，供电四川电网，作为多年调节电站，根据四 川省发改委关于再次降低四川电网一般工商业用电价格等有关事项的通知，核 定“年调节以上”水电标杆电价0.3766元/千瓦时，同时根据四川省丰枯电价政策， 枯水期电价上浮24.5%，丰水期电价下浮24%。假设两河口电站平水期批复电价 0.3766元/千瓦时，根据关于国投电力控股股份有限公司配股申请文件反馈意见的 回复中，两河口电站各运行时期的发电量占比，计算加权平均批复电价为0.3708 元/千瓦时。暂不考虑市场化交易。两河口电站尚处于过渡期，2022Q1上网电价高达 0.46元/千瓦时，与测算枯水期批复电价相近。杨房沟电价：杨房沟电站通

17、过雅中直流送电江西等华中地区，雅中直流已于2021年 6月建成投运，根据国家发改委，雅中直流临时输电价格为6.85分/千瓦时（含税，含 输电环节线损，线损率6%），根据江西省燃煤标杆电价0.4143元/千瓦时扣除输电价 格和线损，测算杨房沟上网电价为0.3458元/千瓦时。收入测算：两河口设计发电量110亿千瓦时，杨房沟单独运行时设计发电量59.6亿千 瓦时，厂用电率参考二者2021年数据分别为0.47%、0.68%。测算两杨电站单独运行 可带来总收入54.05亿元。利润测算：根据雅砻江水电债券募集说明书，两河口、杨房沟总投资分别为665、200 亿元，考虑公司过去水电站建设实际投资额低于计划

18、投资，假设转固比例95%；参 考雅砻江水电历史折旧年限，假设折旧年限36年，计算两杨电站年折旧24亿元。同 时，截至2022年3月，两河口、杨房沟资本金投入比例分别为23.3%、26.1%，假设 贷款利率3.5%。两杨电站可享受“三免三减半”优惠税率。根据以上假设，测算单 独运行时两杨电站净利润0.96亿元。补偿收入和利润测算：两河口电站可为下游电站带来增发电量，截至2022Q1，下游已投产电站为杨房沟、锦屏一级、锦屏二级、官地、二滩电站，合计可增发电量62.62 亿千瓦时，根据各电站2021年厂用电率和平均上网电价，测算两河口电站可为下游 电站带来补偿收入14.79亿元。扣除成本、费用、税费

19、之后，测算两河口电站可为下 游电站增加净利润12.39亿元，约为雅砻江水电2021年净利润（63.2亿元）的19.6%。 考虑到增发电量一般处于枯水期和平水期，电价高于平均电价，因此实际增发收入 和利润或将高于测算收入利润。此外，由于雅砻江中游尚有部分电站未投产，长期 来看两河口电站的补偿效益仍有提升空间。（二）四川省内供需改善电价提升，省外消纳有保障四川省每年外送电量超1300亿千瓦时，省内用电量增速较高。四川省内水能资源丰 富，省内发电量远高于用电量，2021年全省发电量4330亿千瓦时，用电量3275亿千 瓦时，是西电东送重要省份，每年外送电量超1300亿千瓦时。近几年四川省内用电 量增

20、速高于发电量增速，省内供需格局持续改善。市场化交易比例逐年提高，交易电价同比回升。四川省推进电力市场化改革，市场 化交电量逐年提高，2021年市场化交易电量占用电量比例达41%。在此过程中，水 电市场化交易电价在2018-2020年持续下降。伴随四川省内电力供需格局改善，2021 年水电市场化交易电价同比提升8.8%至0.218元/千瓦时。同时，2022年四川省市场 年度交易结果显示，2022年四川发电侧交易均价0.2270元/千瓦时，同比提升8.5%， 其中水电交易均价0.2238元/千瓦时。省内丰枯期电量供需失衡，2021年外购电量124亿千瓦时。由于四川省以水电为主 其中大部分是径流式水

21、电站，不具备调节能力，导致发电量易受季节性丰枯影响。 虽然省内年度发电量远高于用电量，但枯水期反而供给不足，需要从外省购入电量， 2021年外购电量124亿千瓦时，同比提升103.2%。季节性丰枯问题进一步加剧省内 供需矛盾。四川省也制定丰枯电价政策，枯水期电价上浮24.5%，用于调节枯水期电 量供给不足问题。因此，具备调节能力的水电站对四川省具有重要作用。调节性电站带动量价齐升。两河口水电站调节库容65.6亿立方米，具有多年调节能 力，在两河口、锦屏一级和二滩水电站的三大水库全部形成后，总库容达237.1亿立 方米，调节库容将达到148.4亿立方米，三大水库联合运行可实现两河口及以下河段 梯

22、级完全年调节，使四川水电枯水年平枯期平均出力占丰水期的比例提高约14%左 右。联合调度在减少弃水增发电量的同时，增发电量集中于枯水期，可助力实现量 价齐升。江西省内电源以火电为主，能源对外依存度较高。江西省发电量主要为火力发电， 2021年火电发电量占全省发电量的86.5%，水电占4.6%，风电占6.0%，光伏占2.9%。 江西省作为典型的一次能源匮乏区域，能源基础设施建设滞后，加上能源供应单一、 对煤炭高度依赖、电源分布不均等问题，整体电力保障能力偏弱。近年全省用电量/ 发电量的比例在120%130%左右，杨房沟电站送电江西，消纳有保障。（三）雅砻江水电待开发装机超 1000 万千瓦，风光装机增长潜力大雅砻江流域可开发装机约3000万千瓦，在十三大水电基地中排名第三，雅砻江水电 是雅砻江流域唯一水电开发主体。雅砻江干流共规划建设22级电站，其中