（报告作者：兴业证券 蔡屹）我们在2020年8月发布的研究报告《国投电力深度：估值洼地，资产重估》中对公司水电及火电资产进行了重点梳理，基于SOTP 估值，当时中性情景下公司内在价值约975亿元。
时至今日，公司雅砻江水电正迎来第二轮投产周期，且得益于四川产业升级带来的电力供需扭转以及跨省送电价格机制逐步完善，目前电价上涨空间打开，因此我们上调公司中性情景下内在价值至 1383 亿元。
本篇报告中，我们将重点探讨本轮水电投产周期的核心看点，虽装机增量不及上轮，但我们看好电量与电价的双重增长逻辑。
1、历史复盘：本轮投产周期之四大看点 1.1、水火并济、风光为补，价值获产业资本认可 国投集团旗下唯一电力平台，长江电力持续增持。
公司前身为湖北兴化公司，2002 年经营范围完成石油行业到电力行业的转换；2009 年公司取得国投电力有限公司 100%股权，实现电力资产整体上市。
截止 2022Q3 末，国投集团作为公司第一大控股股东持股 51.32%，长江电力直接和间接持股 17.41%。
2016 年 12 月起，我国水电龙头长江电力不断通过公开市场集中竞价方式增持国投电力股票。
长电增持一方面代表水电龙头对公司资产价值的认可，同时为双方未来开展联合调度提供了合作空间（雅砻江水电与长江电力六座电站可形成联合调度）公司增长驱动力转向清洁能源发电业务。
截止 2022Q3 底，公司控股装机容量达 3697.62 万千瓦；其中水电 2126.50 万千瓦，占比 57.51%，火电 1188.08 万千瓦，占比 32.13%，新能源 383.04 万千瓦，占比 10.36%。
2019 年之前，公司的装机增长动力主要源于火电机组，而随着 2020 年公司完成 5 家参控股火电公司股权转让、2021-2022 年两杨水电站投产以及国投新能源设立后收购&投产大量风光项目，当前公司的装机增长驱动力已逐步转向水电与新能源发电业务。
1.2、公司股价与水电投产周期复盘 公司上一轮水电投产周期为 2012-2016 年，雅砻江下游锦官水电与桐子林水电投产带动公司水电装机新增 1140 万千瓦；期间，公司股价涨跌幅+198.39%，超额收益最高达+340.89%。
公司当前正迎来第二轮投产周期，2022 年雅砻江中游两杨水电站全部投产完成，卡拉、孟底沟水电在建。
通过对比两轮投产周期，我们认为本轮看点主要在于：电量：除新投产水电站的正常经营期电量外，两河口水电站的多年调节能力与新能源业务的成长性亦为公司发电量增长提供动能。
四川产业结构升级：工业新旧动能转换+第三产业发展，当前四川省用电量增速加快；未来随着新兴产业（如锂电、硅片等）持续发展、居民用电需求扩大以及特高压改善电力消纳问题，四川省用电量有望进一步提升。
电价：1）多地火电市场电价上浮带动公司跨省输送水电电价提升（跨省送电的大型水电站主要采用落地煤电上网电价倒推定价模式）；2）四川电力供需关系趋紧有望支撑公司省内水电上网电价。
火电资产优化：低盈利火电资产转让完成，公司存量机组质量进一步优化；且由于公司火电业务主要布局福建等地，进口煤价格高企使得沿海电厂盈利水平承压，看好煤价回归常态后带来困境反转。
2、电量双重动能：两河口多年调节能力+新能源成长性 2.1、两杨电站完成投产，不可忽视的调节水库 两杨电站完成投产，关注增发效益及丰枯调节能力。
两河口水电站调节库容 65.6 亿m3，具有多年调节能力，是雅砻江干流中下游的控制性水库，其对下游梯级电站将带来两方面贡献：1）增发效益，除正常经营期电量外，两河口水电站建成后可增加雅砻江两河口以下梯级电站年发电量。
2）丰枯调节能力，多年调节水库具有丰枯调节能力，由于四川省执行丰枯电价政策，枯水期出力提升可提高全年等效电量。
增发效益：我们测算两河口水电站建成后可带来雅砻江下游电站补偿等效电量约 105.94 亿千瓦时；中性情景增发部分毛利率约达 88.48%。
丰枯调节能力：以 2012 年雅砻江水电投产的锦屏一级（含年调节水库）为例，锦屏一级投产后下游二滩水电站枯水期出力明显提升，两河口投产后亦有望提升其下游电站枯水期电量，由于枯水期电价高于其他阶段，全年发电收入有望增厚。
2.2、新能源贡献电量第二增长动能 新能源发展加速，水风光项目互补。
自公司 2014 年设立子公司国投新能源以来，陆续收购及投产了大量新能源项目，14-21 年风光装机容量 CAGR+28.98%；新能源业务主要布局于新疆、云南、四川等地，其中，公司正积极推进雅砻江流域水风光互补基地项目，并已取得大朝山风光水互补基地项目开发权。
水风光项目互补的核心逻辑在于：一方面，通过就近捆绑送电，水电可以促进风电光伏并网消纳；另一方面，由于水电与新能源年内出力峰谷期错位，风电光伏电量有利于改善水电丰枯季节悬殊的特性。
四川作为我国水电大省，亦具备丰富风、光资源，雅砻江流域水风光互补基地项目已纳入国家及省“十四五”发展规划，流域沿岸新能源总规模或超30GW，有望为公司提供新能源增长动能。
3、产业升级+人口增长+特高压建设，四川省用电量增速有望提升 3.1、历史回溯 “十二五”时期第二产业发展放缓，2015 年四川省用电量同比-1.10%。
随着 2008 年金融危机后我国“四万亿”计划热度退潮，全国工业发展减缓、用电需求疲软，四川省“十二五”期间第二产业 GDP 增速下滑 32.29pct，用电量增速下滑 14.14pct，其中用电量于 2015 年出现负增长。
叠加外送通道与电源建设速度不匹配（2011-2015 年省内发电机组容量 CAGR+16.15%），四川省弃水问题凸显，2015 年弃水量达 102 亿度，较 2011 年提升 277.78%。
“十三五”时期工业新旧动能转换+第三产业发展，当前用电量增速加快。
自 2016 年起，四川省用电量增速显著回升，2018 年反超全国用电量增速及省内发电设备容量增速，核心因素在于产业转型带来的电量需求释放。
2016 年，四川工业战略性新兴产业增加值同比+12.6%，高于工业平均增速 4.7pct，制造业带动省内第二产业 GDP 增速于 2016 年转正；2019 年，四川将符合国家产业政策、环保政策和节能减排政策的电解铝、多晶硅、大数据、新型电池、电解氢等纳入精准电价政策支持范围。
同时，第三产业加速发展亦带动用电量增长，2021 年四川第三产业 GDP 占比达 52.53%，较 2011 年提升 19.17pct，省内产业结构整体由工业主导向服务业与工业并重转变。
3.2、未来展望 根据《四川省电源电网发展规划（2022-2025 年）》，到 2025 年，四川最大用电负荷有望达 8900 万千瓦、全社会用电量有望达 4870 亿千瓦时，年均增速分别为 9.7%、10.4%。
我们认为未来四川省的用电量增速主要源于产业升级、人口增长以及电力消纳能力提升。
新兴产业带动工业用电需求提升：四川省是我国光伏和半导体硅片第二大产能地，占全国产能 14%，也是我国锂电上下游产业聚集区，锂盐、正极材料、负极材料在全国均占较大份额。
2022 年 9 月，四川省政府发布《关于承接制造业有序转移的实施意见》，提出要“发挥晶硅制造、锂电材料先发优势，着力健全产业链条，大力承接发展晶硅光伏产业和锂电材料及电芯制造产业”，而硅片、锂电等作为大材料工业，“高电力需求”的特性将为四川电力内需提供强有力支撑。
以锂电行业为例，坐拥锂矿和巨量清洁能源的四川成为锂电企业优先布局的新高地，2021 年全球动力电池装机量前十名中中国企业占据六名，其中宁德时代、中创新航、蜂巢能源均在四川有业务布局。
同时，四川具备相对完善的锂电上下游产业链，目前基本形成以遂宁和眉山侧重锂电材料基础加工、宜宾侧重动力电池生产制造的产业链格局。
人口增长带动居民用电需求提升：截至 2021 年末，四川省常住人口达 8372 万人，总量居全国第五位，近五年 CAGR+0.29%，略高于全国总人口增速。
2022 年 2 月，四川省人民政府印发《四川省人口发展中长期规划》，其中提出，到 2030 年，常住人口达约 8470 万人，较 2020 年新增约 100 万人，常住人口城镇化率达约 66%，较 2020 年提升 9.27pct；在全国人口增速下滑的背景下，四川常住人口有望实现持续增长。
此外，我国居民人均生活用电量不断提升，2021 年达约 831.30 度，近十年 CAGR+7.2%，但仍明显低于发达国家水平。
根据美国能源信息署，2021 年美国居民部门人均用电量为 4426.34 度，我国人均生活用电量仅为美国的 18.8%。
随着四川省城镇化率持续提升、人口加速向都市圈和中心城市聚集，人均生活用电或得到进一步释放。
电力消纳改善：跨省外送电及省内输电通道能力不足是四川省弃水问题的重要原因。
为加强电网建设、提高电力消纳能力，《四川省“十四五”能源发展规划》中提出： 省外：建成雅中-江西、白鹤滩-江苏、白鹤滩-浙江三条特高压直流工程。
截至 2022 年 11 月末，“新三直”工程已全部竣工投产，四川电网跨省外送能力由“十三五”期间的 3000 万千瓦提升至 5400 万千瓦；其中雅中-江西工程有望提升国投电力雅砻江中游梯级水电站的电力送出能力。
省内：建成甘孜-天府南-成都东、阿坝-成都东、天府南-重庆铜梁 1000 千伏特高压交流输变电工程，并结合特高压交流布点，完善四川电网 500 千伏主网架。
4、电力供需扭转，看好市场电价上涨空间 四川省持续深化电源侧市场化改革。
近年四川水电市场化交易规模持续提升，2021 年，发电侧水电市场交易电量达 1892.76 亿度，2018-2021 年 CAGR+6.21%；省内常规直购水电成交量达 472.46 亿度，同比+31.78%。
同时，市场化电价机制亦逐步完善，2022 年 12 月，四川省人民政府发布《四川省电源电网发展规划（2022-2025 年）》，提出要构建主要由市场决定电价的机制，研究龙头水库电站“两部制”电价机制，合理确定容量电价和电量电价；市场化电价或进一步反映电力供需关系及调峰备用价值。
电价稳中向上，雅砻江业绩有望进一步释放。
2015-2019 年，雅砻江水电上网电价下行压制了雅砻江水电业绩，而电价自 2020 年以来逐步回升，2022 前三季度达 0.276 元/度（含税），较 2019 年提升 9.52%，核心因素在于水电市场化交易机制进一步完善以及区域供电紧缺。
得益于两杨电站投产以及雅砻江水电电价提升，2022 年前三季度公司实现归母净利润 61.73亿元，同比+10.42%。
公司位于雅砻江流域的各水电站电量主要通过留川及跨省外送两种方式消纳，其中，锦官电源组 1080 万千瓦装机中，640 万千瓦送江苏消纳，杨房沟电站电量主要外送江西，而其余机组电量主要于川渝地区消纳。
我们认为未来公司水电上网电价上涨空间有望打开，主要从跨省输送电价及川渝电价两方面体现：跨省输送水电电价： 锦官电源组送苏落地电价机制进一步完善，确定为“基准落地电价+浮动电价”，浮动电价为江苏市场电价年度交易均价与当地燃煤基准电价之差，基于此，锦官上网电价调整为 0.3195 元/度（自 2022 年 8 月 1 日起执行），较 2021 年上涨约 0.04 元/度。
此外，2022H1 江苏国信位于江苏省内的煤电机组上网电价达 0.465 元/度，较当地燃煤基准电价上浮 18.93%；江西省 2022 年 1-12 月平均代理购电价格达 0.4972 元/度，较当地燃煤基准电价上浮 20.00%；在跨省送电水电价格主要与落地煤电上网电价挂钩的背景下，火电价格整体上浮或将利于公司利润进一步提升。
川渝地区电价：2021 年 10 月，《成渝地区双城经济圈建设规划纲要》，加快推动经济圈战略落地实施，川渝地区用电负荷预计持续快速增长，2025 年 成都/重庆最大供电缺口或分别达 500/850 万千瓦。
此外，四川作为我国“西电东送”战略的重要基地，多个大型水电站的电量按照省内、省外固定分配比例统筹消纳，每年外送电量占全省发电量的约 1/3；随着省内用电需求高速增长，四川水电自用与外送的矛盾有所加剧。
并且四川具有顶峰兜底作用的火电装机仅占全省装机总量的 16%，极端情况下火电难以弥补水电出力不足带来的电力缺口。
2021 年，受来水不济及煤价高涨影响，四川电力供需紧张，外购电量达 123.68 亿度，同比+103.3%；2022 年 8 月受高温天气及来水“丰季不丰”影响，四川再次出现供电紧缺现象。
因此，伴随电力需求持续增长及四川电源结构性问题凸显，电力供需关系趋紧有望支撑公司省内水电上网电价。
5、火电资产质量进一步优化，静待煤价下行带来困境反转 转让盈利能力较弱的火电资产，存量机组质量进一步优化。
公司 2019 年 8 月公告拟转让 6 家火电子公司，并于 2020 年 3 月底完成所有股权转让的工商变更手续。
此前六家交易标的公司对上市公司盈利水平有所拖累，其中，2019年靖远二电、国投伊犁亏损3.18亿元。
此次转让的火电资产中，国投北部湾（2*32 万千瓦）、国投宣城（1*66、1*60 万千瓦）、靖远二电（2*33、2*30 万千瓦）、国投伊犁（2*33 万千瓦）均属中小型机组，转让完成后，2020 年底公司火电装机中百万千瓦机组占比约 67.53%，远高于火电龙头华能国际、华电国际同期的 15.78%、18.06%以及 17 年行业均值 10%。
百万千瓦机组有两方面优势：1）煤耗低：约 285 克/千瓦时，中型机组煤耗约 305-320 克/千瓦时；2）单位造价低：约 3200 元/千瓦，35 万千瓦机组单位造价约 4100 元/千瓦质量优势+区位优势，当前公司火电利用小时、盈利水平位于行业上游。
对比火电机组利用小时：相较非百万千瓦机组火电公司，百万千瓦机组火电公司利用小时整体高于当地火电行业利用小时，叠加国投电力存量机组主要位于福建、天津等电力需求旺盛的省份，火电利用小时数近年逐步提升，2021 年达 4971 小时，较华能国际、华电国际及行业平均水平分别高 483、424、523 小时。
对比火电机组盈利水平：自 2020 年起公司火电盈利能力显著提升，受煤价高企影响，2021 年公司火电业务亏损，度电毛利为-0.023 元/度，但较华能国际（-0.025 元/度）、华电国际（-0.034 元/度）优势显著。
火电机组主要布局沿海区域，静待煤价下行带来困境反转。
2021 年公司完成火电发电量 590.11 亿度，其中沿海省份占比达 94.86%。
2022 年年初以来，受俄乌战争带来全球能源价格上升以及印尼煤炭进口受限等因素的影响，国内煤炭现货 价格大幅上涨，进口煤占比较高的沿海电厂盈利水平承压。
而自 2022H2 以来，发改委陆续对煤电产业链进行拉网排查，行业长协低价煤覆盖比例逐步提升，同时，纽卡斯尔港动力煤等进口煤现货价格亦呈现回落趋势，我们认为随着国内外 动力煤价格回归常态，公司火电板块有望实现业绩修复。
6、盈利预测与估值 公司持有雅砻江水电 52%股权，当前第二轮投产周期正释放业绩；“十四五”时期将新增开发风光水储清洁能源基地，风光装机量增速有望进一步提升；火电资产优化盈利水平提高，看好未来煤价下行带来困境反转。
综上，我们调整公司 2022-2024 年归母净利润分别为 56.71、67.67、77.21 亿元，同比+132.7%、+19.3%、+14.1%，对应 2023 年 1 月 6 日收盘价的 PE 估值分别为 14.2x、11.9x、10.4x。
分部估值水电板块 1）雅砻江水电：参考《国投电力深度：估值洼地，资产重估》中的 WACC 水平，通过 DCF 估值，中性假设下（WACC=6.46%，增发电量上网电价取雅砻江下游水电站 2021 年含税平均上网电价 0.2648 元/千瓦时），雅砻江水电 52%股权内在价值约 1157 亿元2）其他水电资产：对比板块 PB-ROE，给予大朝山和小三峡 3.0~3.5x PB。
从 CS 水电板块近 5 年 PB-ROE 来看，整个板块 PB 处于 2.0x 至 2.7x 范围内，且 PB 与 ROE 呈现明显的正相关。
国投大朝山、国投小三峡近 3 年 ROE 平均值分别为 23%、20%，高于板块近 5 年 ROE 最大值 16%。
综上，我们给予国投大朝山和国投小三峡 3.0x~3.5x PB。
火电板块 截至 2022H1 末，公司有 8 家主要的火电子公司及联营公司；在煤价持续高企、全行业普遍亏损的背景下，其中两家公司 2022H1 的 ROE 低于-20%，剩余 6 家火电公司 2022H1 的 ROE 处于-12%~18%范围内，均值约 2%，高于 CS 火电板块 2022H1 的 ROE（-7%）。
参考 CS 火电板块历史 PB-ROE，在板块 ROE 高于 7% 的情况下，仅 2014Q1、Q2 板块 PB 低于 1.35 倍。
综上，我们给予 ROE 较低的两家公司（国投北疆、徐州华润）火电资产 1.0x PB，其余火电资产 1.35~1.5x PB。
新能源板块至“十四五”末，公司规划控股装机容量将达 5000 万千瓦，其中清洁能源装机占比约为 72%，我们测算公司 2025 年新能源装机规模有望达 1473 万千瓦，2021-2025 年 CAGR+42%。
选取节能风电、龙源电力作为可比公司，参考可比公司 Wind 一致预期，2022 年 PE 预测均值为 19.12；考虑到公司新能源业务高成长性，给予新能源板块 20 倍 PE。
2021 年公司持股 64.89%的国投新能源实现净利润 4.92 亿元。
综上，中性情景下公司内在价值约 1383.04 亿元。
7、风险提示动力煤价格大幅上行：煤价大幅上涨再次拉低火电业务盈利；原材料价格上行：增加风机与光伏组件成本，影响公司新能源业务业绩；市场化交易导致电价波动风险：市场化交易电价下降影响公司机组收益率；估值风险：DCF模型的参数假设对估值结果的影响；宏观经济风险：经济下行影响公司整体业绩。
——————————————————报告属于原作者，我们不做任何投资建议！如有侵权，请私信删除，谢谢！精选报告来自【远瞻智库】藏经阁-远瞻智库|为三亿人打造的有用知识平台
