川投能源研究报告：雅砻江水电量价提升新能源加速布局

川投能源研究报告：雅砻江水电量价提升，新能源加速布局一、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72.2%，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。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，2022Q1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127.8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年雅砻江水电ROE为11.3%。（三）雅砻江水电资本支出高峰已过，公司分红率有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。（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，其中上游10座电站（325万千瓦），中游7座电站（1186.5万千瓦），下游5座电站（1470万千瓦），分四阶段开发建设，目前进行到第三阶段，两杨电站已投产。预计雅砻江水电2030年之前可投产水电装机129万千瓦。两杨电站预计2023年整体工程竣工。卡拉、孟底沟水电站已获核准，进入建设初期，预计分别于2029、2032年投产。牙根一级、牙根二级、楞古水电站已通过预可研审查，预计首台机组分别于2029、2033、2035年投产。目前除两河口、杨房沟电站外，雅砻江水电在建装机342万千瓦，拟建装机394.5万千瓦，规划装机325万千瓦，合计1061.5万千瓦，预计2030年之前可投产129万千瓦。水电调节风光出力，风光水储一体化获政策支持。我国已提出2030年碳达峰、2060年碳中和的发展目标，风光建设成为实现目标必由之路，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。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，计划在澜沧江开发水风光一体化发展基地。依托水电区位优势，雅砻江水电拟于雅砻江打造风光水互补清洁能源基地。目前基地已列入国家和四川省十四五规划。根据雅砻江水电官网，基地规划风电装机约1200万千瓦，光伏装机约1800万千瓦，合计3000万千瓦以上。雅砻江水电规划2030年以前新能源装机达到2000万千瓦左右；抽水蓄能装机达到500万千瓦左右。雅砻江水电规划新能源抽水蓄能开发“四阶段”战略，2030年以前完成新能源/抽水蓄能装机2000/500万千瓦。2035年以前，完成新能源/抽水蓄能装机3000/1000万千瓦，2050年以前，新能源及抽水蓄能装机达到5000万