2022年川投能源发展现状及发展趋势分析.docx

2022年川投能源开展现状及开展趋势分析一、参股雅碧江水电48%, 2021年业绩31亿元 (一)持有雅碧江水电48%股权，贡献主要利润来源川投集团旗下清洁能源平台，持有雅碧江水电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，持有雅碧江水电 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H%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，来自雅碧江水电到达922万千瓦、占比 72.2%,近两年的装机增长主要来自于雅碧江装机的投产。（三）雅碧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碧江水电48%、52%股权， 出于建设水电站的需要，公司历年需对雅碧江水电追加投资, 2017-2021年，公司累计增资61亿元，累计从雅碧江水电取 得分红130.1亿元，对雅碧江水电增资成为公司最主要的资本 支出。2021年雅碧江水电股利支付率达79.2%。雅碧江水电历 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，雅碧江水电资本支出放缓、利润提升，预计分红将 持续提高。35: 20172021年年均资本支出716亿元雅碧江水电资本支出/亿元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年对雅碧江水电增 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，表达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。图41：近几年公司分红率超50%分红总额/亿元分红总额/亿元股利支付率/%r 100%2020-80%15151237.1%1337.0%1718-60%10co co/57.1 %)50.8%53.0% 40% 20%20210%2017201820192020二、雅碧江水电盈利稳步提升，新能源迎来大开展（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，尚未到达最 佳运行状态，假设到达设计发电量，那么雅碧江水电发电量可在 2021年的基础上提高16.2%o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配 股申请文件反应意见的回复，两河口电站是雅碧江中游龙 头水库，除自身设计发电量no亿千瓦时外，还具备梯级补偿 效益，可增加雅碧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 国投电力控股股份配股申请文件反应意见的回复 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。表8:测算两河口电站批复电价0.3708元/千瓦时发电量/亿千瓦时电价浮动比例/%批复电价/元/千瓦时 加权平均批复电价/元/千瓦时丰水期45.4%-24.00%0.286平水期16.5%0.00%0.3770.3708拈水期38.2%24.50%0.469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%o测算两杨电站单独运行可带来 总收入54.05亿元。利润测算：根据雅碧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%；参考雅碧 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。扣除本钱、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,约为雅碧江水电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 于雅碧江中游尚有局部电站未投产，长期来看两河口电站的 补偿效益仍有提升空间。表12:测算两河口电站可为下游已投产电站带来补偿收入14.79亿元总收入/亿元14.79杨房沟锦屏一级锦屏二级官地二滩增发电量/亿千瓦时8.9317.804.707.4023.78厂用电率/%0.68%0.30%0.63%0.45%0.61%上网电量/亿千瓦时8.8717.754.677.3723.64上网电价/元/千瓦时0.34580.2770.2770.2770.228增发收入/亿元2.724.351.141.814.77（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局部是径流式水电站，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，但枯水期反而供给缺乏，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%o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 期电量供给缺乏问题。因此，具备调节能力的水电站对四川 省具有重要作用。图50:四川省各时期发电量比例不均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 节库容将到达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。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。图55:江西省火电发电量占比超85%江西火电发电量/%江西风电发电量/%江西火电发电量/%江西风电发电量/%江西水电发电量/%江西光伏发电量/%100% 11.5%96% -100% 11.5%96% -3.6%2.6%3.9%5.6%6.0%92% -8.1%88%84%80%20175.7% 88.6%20186.5% 88.2%201987.9%20204.6%2021（三）雅碧江水电待开发装机超1000万千瓦，风光装机 增长潜力大雅碧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，雅碧江水电是雅碧江流域唯一水电开发主体。 雅碧江干流共规划建设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。预计雅碧江水电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，雅碧江水电在建装机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年碳中和的开展目标，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开展征求意见，云南、四 川均出台规划，计划在澜沧江开发水风光一体化开展基地。依托水电区位优势，雅碧江水电拟于雅碧江打造风光水 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。 根据雅碧江水电官网，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。雅碧江水电规图2: 2022Q1公司控股装机容量121万千瓦控股装机/万千瓦增速/%积极收购省内小水电，开展水电主业。截至2022Q1,公 司控股H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。 为防止同业竞争，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，并在划2030年以前新能源装机到达2000万千瓦左右；抽水蓄能 装机到达500万千瓦左右。表18:雅智江公司将打造雅智江流域水风光互补基地总装机3000万千瓦公司流域规划黔源电力北盘江投资建设装机容量750MW的3个光伏工程，这3个光伏工程所发电力分别利用北盘江光照、马 马崖、董菁梯级水电站送出线路外送，建成后将形成水电+光伏总装机容量341.35万千瓦的流域华能水电澜沧江上游梯级水光互补基地.预计投资2185.38亿元，开发澜沧江上游2000万千瓦水电+光伏工程，建成西藏澜沧江大型清洁能源基地.其中，光伏规模约为1000万千瓦，投资额为394亿元，水电规模为9.756GW,投资国投电力雅普江流域额度为1791.38亿元.雅普江水电将打造雅普江流域水风光互补清洁可再生能源示范基地.基地规划风电场址74个，总 装机规模约1200万千瓦，光电场址26个，装机规模约1800万千瓦，风光总装机规模3000万千长江电力金沙江下游瓦以上，目前基地已列入国家和四川省十四五规划.十四五期间规划新建超1500万千瓦风光工程雅碧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到达5000万千瓦以上。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，雅碧江水电为最核心 资产。公司通过集团注入，持有雅碧江水电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%。表2:公司主要参股公司情况（2022Q1 ）参股公司 雅碧江水电 国能大渡河 亭子口水电持股比例/%主营业务装机容量/万千瓦权益装机容量/万千瓦所在流域48%水电1920922雅碧江10%水电1174117大渡河20%水电11022嘉陵江干流三峡能源中广核风电 中核汇能 乐飞光电 川投售电合计0.89%新能源2290201.37%新能源1462206.4%新能源49%光纤光缆20%购售电11012021年公司长期股权投资达321.5亿元，占总资产比例 66.3%o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，雅碧江水电、 国能大渡河股权价值304.8亿元，占比94.8%。雅碧江贡献主要业绩，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，其中雅碧江 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%。公司主营业务分两局部，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%o图11: 2021年公司电力业务营业收入9.39亿元营业收入/亿元15129630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%o2021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。图17: 2021年公司市场化交易比例79.9%市场化交易电量/亿千瓦时占比/%（二）参股水电公司盈利稳定，量价均有提升空间雅碧江水电营收、业绩稳定，2021年分别为183.4、63.1 亿元。雅碧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， 雅碧江水电收入业绩基本稳定。2021年，雅碧江水电实现营 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雅碧江水电实现业绩13.2亿元，同比降 低 2.5%O雅碧江水电拥有雅碧江全流域开发权，在运七座水电站 合计装机1920万千瓦。雅碧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，雅碧江水电在运七座水电 站合计装机1920万千瓦。此外，雅碧江水电进军新能源， 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。图21: 2022Q1雅誉江水电总装机1963万千瓦雅碧江水能资源优质，雅碧江水电利用小时数高波动小。雅碧江水能资源优质，雅碧江水电利用小时数高波动小。雅碧江流域水量丰沛、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 碧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，雅碧江来水偏枯，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年雅碧江来水偏丰，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%o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年雅碧江 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年雅碧江水电上网电价为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%O雅碧江水电盈利能力强，毛利率超60%。水电公司盈利 模式简单，固定资产折旧为主要本钱，雅碧江水电历年毛利图29；雅秋江水电毛利率超60%80% 60% -40% 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水电工程列入四川省“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。