国电电力研究报告：盈利良好_新能源规划上调加速转型.docx

国电电力研究报告：盈利良好_新能源规划上调加速转型国家能源集团旗下常规能源整合平台，经营整体较为稳定国电电力系国家能源集团旗下的核心电力上市公司和常规能源发电业务的整合平台，产业 涉及火电、水电、风电、光伏、煤炭等领域，分布在全国 28 个省、市、自治区，为全国最 大电力上市公司之一。截至 2021 年底，公司控股装机容量达到 9980.85 万千瓦。2017-2021 年公司装机及业绩增长主要受集团常规能源资产整合影响，总体经营较为稳定。隶属国家能源集团，我国装机规模最大的电力上市公司之一公司控股股东为国家能源集团，最终控制方为国资委。公司于 1992 年经辽宁省经济体制改 革委员会批准正式成立，1997 年 3 月 18 日在上海证券交易所挂牌上市，2002 年末并入国 电集团（国电集团 2017 年与神华集团合并重组为国家能源集团）。国家能源集团合计持有 公司 50.78%股份。国能大渡河流域水电开发有限公司、国电建投内蒙古能源有限公司及北 京国电电力有限公司系公司的重要控股子公司；陕西煤业集团黄陵建庄矿业有限公司、晋 能控股煤业集团同忻煤矿山西有限公司系公司重要的参股联营企业，2021 年分别贡献公司 投资收益总额的 27.28%、20.28%。公司系国家能源集团旗下装机容量最大的电力上市公司。截至 2021 年底，公司控股装机容 量 9980.85 万千瓦，在 A 股电力上市公司中，其控股装机规模仅次于华能国际的 11869.5 万千瓦。公司资产遍布全国 28 个省、市、自治区，且装机类型丰富，系集团旗下全国型综 合电力运营商。集团旗下的中国神华的主营业务是煤炭、电力的生产和销售，铁路、港口 和船舶运输，煤制烯烃等；龙源电力系国内最早开发风电的专业化公司，在全国拥有 300 多个风电场；长源电力主营电力、热力和新能源开发，但规模较小且所生产的电力全部输 入湖北电网，热力主要供给当地企事业单位，属于地方发电企业。公司系集团旗下常规能源资产整合平台。2017 年，公司原控股股东中国国电和原神华集团 重组为国家能源集团。2018 年 3 月 2 日，国家能源集团对国电电力做出避免同业竞争承诺， 明确将国电电力作为国家能源集团常规能源发电业务整合平台（包括火电、水电），逐步将 常规能源发电业务（除集团其他控股公司资产及区域常规能源发电上市公司所在区域的相 关资产）资产注入国电电力。除集团两次火电资产整合外，公司经营业绩较为稳定公司 2019 年和 2021 年的较大装机增长主要来自集团两次火电资产整合。2019 年 1 月， 公司与中国神华合资组建的北京国电电力有限公司全部标的资产完成交割，公司合并范围 增加原属于中国神华的 17 家火电企业，控股装机容量增加 3053 万千瓦。剔除资产整合 影响，2019 年公司实际新增火电装机 329.5 万千瓦。2021 年，公司新增装机主要系来源 于集团向公司置入山东、江西、福建、广东、海南、湖南等地火电、水电等常规能源发电 资产（火电 1504.66 万千瓦、水电 60.06 万千瓦）。新能源方面，公司主要装机类型为风电， 但十三五期间发展较为平稳，2016-2020 年公司风电装机容量累计增长 225 万千瓦 （CAGR9%），2021 年公司新增风电装机 74 万千瓦。公司光伏装机较少且 2017-2020 年 均为 21 万千瓦，2021 年新增 16 万千瓦至 37 万千瓦。公司各电源售电量主要跟随装机变 化而变化。公司营收主要随装机增长而增长。2017-2021 年，公司售电量市场化不断深入，市场化电 量占比由 2018 年的 43.5%提升至 2021 的 68.5%，1Q22，公司市场化比例高达 94.1%。 虽然 2020 年及以前年份，市场化电价一般较基准电价有所折价，但 2017-2020 年，随着 公司市场化不断深入，其平均上网电价仍较为稳定。2021 年市场化电价改革首次允许市场 化电价较基准电价上浮，促使公司该年度平均上网电价同比增长 13.2%。公司最主要的收 入来源系电力业务，2017-2021 年电力业务收入平均占公司总收入的 88.5%。总体而言， 2017-2020 年，公司营收增长主要系受装机增长影响。2021 年，装机增长及全国用电需求 增加带来的售电量同比增加及平均上网电价同比增长推动公司营收同比大幅增长 44.5%。2021 年公司因高煤价产生亏损。2021 年煤价高涨导致公司亏损。2017-2020 年，资产减 值为造成公司归母净利润波动的主要原因之一。公司计提资产减值主要系由于火电机组经 营连续亏损或受政策影响而关停，例如：2021 年，公司所属国电电力发展股份有限公司邯 郸热电厂、国能河北邯郸热电股份有限公司因实施“退城进郊”计划，机组拟关停，当期 分别计提减值 2.9 亿元、5.6 亿元；公司所属北京国电电力有限公司大同第二发电厂机组拟 关停，当期计提减值 3.9 亿元。我们测算了还原资产减值的归母净利，发现除 2018 年外， 该值基本稳定在 30 亿左右。2018 年，公司计提资产减值 35 亿元，为近五年之最，2017 及 2019-2021 年，公司计提资产减值均值为 16 亿元左右。我们认为随着公司过去陆续计提 较大额度资产减值，资产质量不断优化，未来计提大额资产减值可能性较小。资本支出增加带来资产负债率增长，但财务费用率呈现下滑态势。由于近 2-3 年新能源发展 规模不断扩大，公司 2021 年及 2022E 前期基建投资分别同比大幅增长 83%/46%。我们分析 公司2019年资产负债率同比下降6.8个百分点主要系由于资产整合带来总资产增加规模远大 于负债增长规模。2021 年资产负债率同比增长主要系资本支出同比增长较多。虽然 2017-2021 年公司资产负债率存在波动，但财务费用率基本呈现下滑趋势，2021 年财务费用 率仅 4.7%，较 2018 年的最高点 11.6%大幅下滑 6.9 个百分点。经营火电现金流充沛，2021 年因大额亏损而选择不现金分红。公司经营活动现金净流量较 为充沛，2017-2021 年均值为 275 亿元，2021 年经营活动现金净流量因火电亏损较大而同 比下降 34%。充沛的经营活动现金净流量将为后续新能源快速发展起到一定资金支撑作用。 2018-2020 年，公司股利分配比率虽波动较大，但每股股利绝对额维持在 0.04-0.05 元。火电资产布局不断优化，盈利能力增强截至 2021 年底，公司火电控股装机容量 7739.96 万千瓦。2020 年，公司剥离了盈利能力 较差的新疆火电资产；2021 年，公司与控股股东国家能源集团进行资产置换，置入大量优 质火电资产，填补公司于六省的常规能源发电空白，火电机组进一步向东中部沿海地区集 中。公司拥有控股煤矿产能 1000 万吨，权益煤矿产能 1098 万吨，背靠集团煤矿产业，2021 年燃煤成本中关联交易占比 83.97%，显著高于其他可比公司，2017-2021 年，公司入炉标 煤单价均低于可比公司，优异的燃料成本控制使得公司火电盈利能力突出，1Q22 公司已完 成火电板块扭亏为盈，完成火电板块净利润 11.14 亿元（扣除投资收益后仍有 8.9 亿元）， 2022 年 5 月国家发改委中长协煤价限价执行后，公司火电盈利有望进一步提升。全国第二大火电运营商，火电资产分布广泛公司火电机组分布广泛，分布于全国十六个省、市、自治区。截至 2021 年底，公司火电控 股装机容量 7739.96 万千瓦，系全国第二（仅次于华能国际 10436 万千瓦），其中 60 万千 瓦以上机组 70 台，占火电装机容量的比重为 66.55%，100 万千瓦及以上机组 19 台，占 火电装机容量的比重为 24.55%。公司火电机组主要布局在东中部沿海地区、能源基地，市 场竞争优势明显。公司 17.7%的火电机组位于经济活跃、用电需求大的江苏省。剥离盈利较差火电资产，向用电大省及沿海地区集中为优化公司电源结构和资产布局、改善公司财务指标，公司向集团转让新疆火电资产。2020 年 12 月 30 日，公司审议通过关于向国家能源集团新疆公司、国家能源集团国源电力转 让公司所属七家煤电企业股权及资产的议案：公司将所持有的徐矿哈密能源 50%股权(参 股)转让给国家能源集团新疆公司；公司控股子公司北京国电电力将所持有的五彩湾 100% 股权、米东热电厂全部资产和相关负债转让给国家能源集团国源电力；公司控股子公司北 京国电电力全资子公司新疆公司将所持有的红雁池公司 100%股权、克拉玛依公司 100%股 权、库车公司 84.17%股权、哈密煤电 50%股权转让给国家能源集团新疆公司。转让总价为 47.46 亿元，共计火电控股装机容量 596 万千瓦。根据 2021 年 4 月 24 日公司发布的 2021 年一季度发电量情况公告，截至 2021 年 2 月底，以上资产全部完成交割，公司在新疆地区 无火电资产。公司本次置出的火电资产盈利能力普遍较差，除五彩湾公司外，其他置出资 产 2019 年及 9M20 均处于亏损状态。该批资产转让有利于公司整体火电资产质量提升。公司与控股股东国家能源集团进行资产置换，置入大量优质火电资产。2021 年 8 月 6 日， 公司召开八届二次董事会，审议通过关于公司与国家能源集团进行资产置换的议案：公 司向集团置出金融、化工等非发电主业资产（权益净资产评估值 76.78 亿元），进一步将主 营业务向发电集中；集团向公司置入山东、江西、福建、广东、海南、湖南等地火电、水 电等常规能源发电资产（权益净资产评估值 200.41 亿元）。置入置出资产交易差额 123.63 亿元，公司将以现金方式支付给集团。根据 2021 年 10 月 23 日公司发布的 2021 年三季度 发电量情况公告，置换的全部标的资产已于 2021 年 9 月 30 日前完成交割，公司控股装机 容量净增加 1564.72 万千瓦（火电 1504.66 万千瓦、水电 60.06 万千瓦），填补了公司在上 述六省的常规能源发电空白，提高公司电力市场的占有率，进一步稳固公司火电龙头地位， 同时有助于公司在该六省份获取新能源资源。背靠集团煤矿产业，火电盈利能力凸出公司拥有控股煤矿产能 1000 万吨，权益煤矿产能 1098 万吨。察哈素煤矿公司为公司控股 子公司，即公司拥有控股煤矿产能 1000 万吨/年。除煤矿收入占比超过电力收入占比的上 市电力公司外，公司应该是控股煤矿产能仅次于内蒙华电（扩产后可达 1200 万吨/年）的 电力上市公司。即使公司预计察哈素煤矿每年产出商品煤约 950 万吨，仅 260-300 万吨自 用，大多数外销。但我们认为煤炭外销价格与公司采购价格关联性较大，拥有煤矿产能或 等同于缩小煤炭需求缺口。国电电力燃料成本中关联交易的比例显著高于可比公司，煤炭中长协履约率具有优势。2021 年，由高至低排序，国电电力、华能国际、华电国际、内蒙华电、华润电力的燃料成本中 关联交易的比例分别为 83.97%、53.98%、17.85%、10.35%、1.16%。根据 2022 年 2 月 24 日国家发改委发布的关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知（发改价格2022 303 号），秦皇岛港下水煤（5500 千卡）中长期交易价格较合理区间为 570770 元/吨（含 税），自 2022 年 5 月 1 日起实施。2022 年初，由于煤炭现货价格再次出现阶段性上涨，各 发电企业签订的煤炭中长协价格实际落在国家发改委规定价格区间内的量较少。国家能源 集团及所属单位的煤炭企业作为央企、国企，对国家发改委规定执行力度理应较强。公司 煤炭采购与集团关联交易比重高，我们认为其中长协煤价落在发改委合理价格区间的煤炭 占比或更高，在燃料成本控制方面更有优势。公司入炉标煤单价明显低于其他可比公司，1Q22 公司火电业务已扭亏为盈。2018-2021 年，公司入炉标煤单价较其他三家可比公司入炉标煤单价均值平均低 125 元/吨。即使在煤 价高涨的 2021 年，公司入炉标煤单价同比增长 64%至 900 元/吨，但仍较可比公司均值 1058 元/吨低 15%。1Q22，公司入炉标煤单价 986 元/吨，低于华能国际、华电国际的 1261、 1200 元/吨。1Q22，公司完成火电板块净利润 11.14 亿元，剔除包含的 1Q22 投资收益 2.3 亿元，火电净利润为 8.9 亿元，对应火电度电净利润为 10 元/兆瓦时。而华电国际、华能国 际 1Q22 仍亏损 4 元/兆瓦时、30 元/兆瓦时。大渡河弃水改善，水电板块盈利有望稳中向好截至 2021 年底，公司拥有控股水电装机 1497.24 万千瓦，分布于全国 10 个省份，其中 78.4% 的装机集中于四川省（国能大渡河）；除国能大渡河 352 万千瓦在建水电装机外，公司还有 新疆开都河霍尔古吐在建装机 42.65 万千瓦。虽然国能大渡河的盈利水平主要由于弃水问 题较其他水电龙头公司有一定差异，但 2021 年其弃水问题明显改善，弃水率同比大幅下降 15.6 个百分点，公司整体水电利用率 2021 年已和全国水平基本持平。国能大渡河 2021 年 已实现归母净利润 20亿元，特高压建设保障新增产能消纳，水电市场化电价有望稳步提升， 我们预计公司水电板块盈利有望稳中向好。大渡河盈利能力较水电龙头有差异，但在逐步改善公司水电资产主要集中在位于四川省的国能大渡河流域水电开发有限公司。截至 2021年底， 公司拥有控股水电装机 1497.24 万千瓦，水电装机分布在辽宁、安徽、浙江、福建、新疆、 青海、四川、江西、福建和湖南等 10 个省份，其中绝大部分水电装机集中于四川省大渡河流 域，2021 年公司四川省水电发电量 501.38 亿千瓦时，占公司整体水电发电量的 85%。国能 大渡河流域水电开发有限公司（国能大渡河）为公司主要水电公司，公司持有其 69%股权。截至 2021 年底，国能大渡河在运装机 1173.5 万千瓦，在建装机 352 万千瓦。根据川投能 源（持有国能大渡河 10%股权）2021 年年报，国能大渡河公司拥有大渡河干流、支流及西 藏帕隆藏布流域水电资源约 3000万千瓦，截至2021年底，投产水电装机规模已达 1173.54 万千瓦，2021 年实现归母净利润 20 亿元。目前，国电大渡河在运水电站主要包括成龚嘴 水电站、铜街子水电站、瀑布沟水电站、深溪沟水电站、大岗山水电站、枕头坝一级水电 站、猴子岩水电站和沙坪二级电站。在建水电站为双江口 200 万千瓦、金川 86 万千瓦，枕 头坝二级 30 万千瓦、沙坪一级 36 万千瓦，合计容量 352 万千瓦，预计将于 2024 年末开 始投产，2026 年 7 月全部投产完成，全部投产完成后预计增加年均发电量约 150 亿千瓦时 （不含增发电量）。双江口作为大渡河流域龙头年调节水库，建成后有望为下游电站带来增 发电量 60 亿度。与国内龙头水电公司相比，国能大渡河 ROE 处于偏低水平，但近两年改善明显。2017-2019 年，国能大渡河平均 ROE 约为 6.4%，不及长江电力、雅砻江水电（国投/川投）的一半。 2020-2021 年，虽然国能大渡河 ROE 水平仍低于长江电力、雅砻江水电（国投/川投），但均 高于华能水电。且 2020 年国能大渡河 ROE 为 8.7%，同比增长 3.2 个百分点，2021 年也同 比增长 0.8 个百分点至 9.5%，盈利能力逐渐改善，与雅砻江水电的 ROE 差距逐步缩小。平均上网电价及利用小时系影响水电盈利能力的重要因素。对比可以看出，国能大渡河平 均上网电价 2017-2019 年高于华能水电，低于雅砻江水电及长江电力。2020 年-2021 年， 华能水电平均上网电价反超国电大渡河，且 2021 年电价差距较 2020 年进一步拉大，主要 系云南省市场化电价因电力供需关系紧张而明显上涨。平均利用小时方面，2017-2021 年， 四家水电公司平均利用小时数均高于全国平均水平，而国能大渡河平均利用小时数较装机 同样位于四川的雅砻江水电有一定差距，主要原因之一系国能大渡河弃水问题较为严重。2021 年公司弃水问题改善明显。2020 年公司水能利用率 91.3%，较全国水能利用率 96.4% 低 5.1 个百分点。但 2021 年，公司水能利用率同比增长 6.5 个百分点至 97.8%，基本与全 国平均水平 97.9%持平。主要系由于公司 2021 年弃水率从 2020 年的 26.3%同比大幅下降 15.6 个百分点至 10.7%。为减少弃水，公司 2021 年汛期提前调整库容，泄洪弃水同比减 少 105 亿立方米；同时合理安排检修工期，检修弃水同比减少 7016.7 万立方米。由于公司 水电发电量主要集中在国能大渡河，而大渡河水电电量消纳主要系在四川省内，我们认为 2021 年公司弃水率下降或还与四川省 2021 年用电需求增加，电力供需偏紧有关。特高压建设保障新增产能消纳，水电市场化电价有望稳步提升2018-2021 年，四川省全社会用电保持较高增速，尤其 2021 年电力供需格局偏紧。 2018-2021 年，四川省全社会用电量年均同比增速达到 10%，高于发电量年均同比增速 7%， 外输电量和输入电量基本保持稳定。2021 年 10 月 11 日，四川省发布关于全省节约用电 倡议书，由于“今冬明春”（2021 年冬天和 2022 年春天）电力供应缺口较大，倡议全社 会联合行动，共同做好节约用电工作。说明四川省电力供需格局偏紧，存量及新增水电机 组电力消纳空间较大。特高压通道系电力送出重要途径，川渝特高压建设有利于保障大渡河新增水电机组消纳。 据重庆市人民政府官网 2021 年 3 月 26 日登载的新华网消息显示，随着成渝地区双城经济 圈建设加快推进，川渝地区尤其是负荷中心用电需求呈快速增长趋势，“十四五”期间，国 网重庆电力将加快推进疆电入渝和川渝特高压一体化电网工程，预计川渝断面输电能力将 达到 1100 万千瓦。川渝特高压交流工程涉及四川省、重庆市 2 个省级行政区。其建设内容 包括甘孜 1000kV 变电站、天府南 1000kV 变电站、成都东 1000kV 变电站、铜梁 1000kV 变电站共 4 个变电站，以及甘孜-天府南、天府南-成都东、天府南-重庆（铜梁）1000kV 输 电线路工程，可满足雅砻江、大渡河新增水电可靠送出。四川水电市场化电价预计将在电力供需偏紧及煤电市场化电价大幅提升的背景下稳中有升。 自 2019 年 9 月 26 日，国务院常务会议决定将现行“标杆上网电价机制”改为“基准价+ 上下浮动”的准市场化机制，一直到 2021 年市场化电价改革以前，由于鼓励工商业发展， 降低工商业用电成本，市场化电价基本一直处于较基准电价折价状态，且折价程度较高。 因此我们可以看到 2018 年-2020 年，四川省水电市场化交易常规直购电价及总体水电市场 化交易均价呈现持续下降趋势。全国电力供需偏紧局势下，2021 年 7 月以来电力供需偏紧 带来多省电力市场化交易电价上涨，2021 年 10 月市场化电价改革允许市场化交易电价最 高较基准电价上浮 20%，因此 2021 年四川省水电市场化交易常规直购及总体交易均价分 别同比上涨 1 分钱/1.8 分钱，打破四川省水电市场化电价 2018-2020 年的下降态势。虽然 2022 年 3-4 月在疫情影响下，用电量增速有所放缓，但我们认为恢复正常后电力供需应该 还将处于紧平衡状态，叠加煤电市场化电价大幅提升，水电市场化交易电价有望稳中有升。2021 年战略长协电价同比下降主要系口径问题，2021 年该值实际披露口径为计划外交易， 除战略长协外，还包括交易电价极低的富余电量、低谷弃水、电能替代、自备替代交易品 种（2020 年上述品种水电交易电价分别为 0.079/0.078/0.177/0.213 元/千瓦时，交易电量 占比分别为 9/3/1/4%，合计比例接近当年战略长协交易电量比例），拉低了电价水平。大幅上调十四五新能源发展规划，加速能源转型截至 2022 年 3 月底，公司风电/光伏装机分别为 710.61/54.45 万千瓦，公司预计 2022 年 全年新投产 484 万新能源装机。公司十四五规划新能源新增装机 3500 千瓦（风：光=1：4）， 系此前规划 1300 万千瓦的 2.7x。我们预计公司十四五末新能源/清洁能源装机占比达到 29%/41%，新能源发电量/收入十四五 CAGR 将达到 36%/30%。十三五新能源发展较为平稳，项目质量良好公司新能源装机主要为风电，十三五期间新能源发展较为平稳。截至 2022 年 3 月底，公司 风电/光伏装机分别为 710.61/54.45 万千瓦，较 2021 年底分别增加 3.55/17.86 万千瓦。我 们预计公司 2022 年规划投产的 484 万新能源装机将集中在三、四季度投产。十三五期间， 公司风电装机 CAGR 约为 9.2%，光伏装机仅 2021 年新增 15.39 万千瓦，相较于华能国际 和华润电力新能源装机增长较为平稳。我们认为主要系：1）国家能源集团风电装机全世界 第一，风电发展更有优势；2）兄弟公司龙源电力 2021 年于 A 股上市，十三五期间，风电 发展主要以龙源电力为主要平台，而公司主要作为常规能源发展平台获得常规能源资产注 入。2021 年，公司完成风电/光伏发电收入 68.7/3.0 亿元，同比增长 11.7%/17.1%，合计 占公司售电收入的 5.5%左右。公司光伏利用小时数领先于其他可比公司，风电利用小时数处于中等水平。2017-2021 年， 公司风电利用小时数存在一定波动性。2017-2018 年，公司风电利用小时仅次于华润电力， 最高达到 2309 小时；2019-2021 年，公司风电利用小时先降后升。2017-2021 年，公司光 伏利用小时波动较小，且一直领先于其他四家可比公司。公司风电含税上网电价高于三峡能源，光伏含税上网电价处于领先水平。2017-2021 年， 公司风电含税上网电价高于三峡能源，低于龙源电力；公司光伏含税电价基本一直领先于 其他可比公司。十四五新能源规划上调至前值的近 3x，资产结构有望加速优化公司十四五规划新能源新增装机 3500 千瓦，系此前规划 1300 万千瓦的 2.7x。公司曾于 2021 年 4 月 22 日的 2020 年度业绩会上公布十四五规划新增新能源装机 1300 万千瓦。2022 年 4 月 26 日，公司发布的 2021 年年度报告上调十四五新增新能源规划至 3500 万千瓦，且公司 为国家能源集团规划的三家新能源发展主力公司之一。我们认为重要原因之一系 2021 年 11 月末，国务院国资委编制印发关于推进中央企业高质量发展做好碳达峰碳中和工作的指导 意见，到 2025 年，中央企业可再生能源发电装机比重需达到 50%以上，国家能源集团需要 加速发展新能源。公司十四五新增新能源规划中，大基地及集中式新能源项目占大多数。公司的十四五新增 新能源规划中，自开发集中式新能源最多，为 1950 万千瓦；大基地项目约为 800 万千瓦。 集中式新能源项目和大基地项目合计占整体规划的 79%。并购项目预计 250 万千瓦，国家 项目及分布式能源各 200 万千瓦，海风项目 100 万千瓦。公司 2022 年计划获取新能源资 源超过 1000 万千瓦，核准 930.96 万千瓦，开工 665.94 万千瓦。大渡河流域水风光一体化可再生能源综合开发基地规划研究报告顺利通过审批。根据中国 能源新闻网 2022 年 05 月 11 日报道，大渡河流域水风光一体化可再生能源综合开发基地规 划研究报告顺利通过水利部水利水电规划设计总院、四川省发改委评审。水风光一体化即 在水电站周围建设风电、光伏项目，风光电量与水电电量使用水电外输通道打捆送出。水 风光一体化可以利用水库调节能力平衡风光出力波动，同时提高电力外送通道利用率。国能大渡河已和四川省阿坝州政府及雅安政府达成水风光一体化合作。2021 年 6 月 3 日国能 大渡河与四川省阿坝州政府签署战略合作备忘录，双方达成共同打造大渡河上游国家级千万 千瓦“水风光一体化综合能源试点基地”的共识。2021 年 10 月 11 日，由四川省雅安市发改 委牵头、国家能源集团大渡河公司配合推进的雅安市“十四五”光伏发电、风电资源开发 初步实施方案通过四川省能源局会同省工程咨询研究院组织的专家咨询审查，结合瀑布沟 水电站的水库调节能力和送出通道，力争 2022 年前投产一批，再建一批新能源项目。