2022年国投电力发展现状及业务布局分析.docx

2022年国投电力发展现状及业务布局分析一、国投电力：国内水电龙头，清洁能源装机占比68%（一）持有雅砻江水电52%股权，水电为利润核心国投集团旗下核心电力上市平台，长江电力系公司第二大股东。公司通过国投集团资产注入，控股雅砻江水电，是一家以水电为主、水火风光并济的综合电力公司。公司控股股东国投集团持股51.32%（2022Q1），并凭借优质水电资产，获得长江电力增持，合作开展流域联合调度。截至2022年3月末，长江电力直接间接持有公司17.16%股权，系公司第二大股东。水电控股装机规模行业第三，装机市占率5.3%。公司是国内水电龙头企业，装机规模居行业第三位，2021年水电装机市占率达5.3%，以发电量口径计算，2021年公司市占率达6.6%。截至2022Q1控股装机3672万千瓦，其中水电控股装机2127万千瓦。2021年起，两杨电站机组陆续投产，公司水电控股装机提升至2127万千瓦（2022Q1）；2016-2021年，火电装机经历先增长后剥离，整体规模变化不大，2022Q1火电控股装机1188万千瓦；新能源业务逐渐发力，2022Q1风光控股装机分别提升至223、134万千瓦。公司持有雅砻江水电52%股权，是公司核心资产，运营七座水电站，同时控股大朝山、小三峡水电。火电业务方面，公司控股国投北疆、国投钦州发电、华夏电力、湄洲湾电力、国投盘江五座火电厂，以及两个垃圾发电项目。风光装机357万千瓦分布于国内十余个省区，并收购英国风电项目。装机带动发电量增长，2016-2021年发电量CAGR为5.0%。两杨电站投产时间较短，尚未达到最佳运行状态，2021年合计发电量45亿千瓦时，一定程度上弥补了来水偏枯对发电量的影响。2021年，公司发电量1539亿千瓦时，同比增长3.6%。2022年一季度，来水偏丰下，公司水电发电量同比提升9.1%，火电发电量同比降低9.1%，总发电量319亿千瓦时，同比增长0.7%。装机增长、电价提升带动收入扩张，2016-2021年公司营业收入CAGR为8.3%。公司收入扩张主要依赖装机投产带动发电量提升，业绩则受火电燃料成本变动影响有所波动。2020年，公司剥离部分低效火电资产导致收入降低，并确认投资收益提升业绩。2021年，公司实现营业收入437亿元，同比增长11.1%，但燃料成本的大幅增长，导致归母净利润同比降低55.8%，为24亿元。2022年一季度，电价大涨下收入同比增长20.1%，归母净利润同比降低14.9%。水火共济决定收入，水电贡献主要毛利。从收入端来看，公司以水电、火电为主，两项业务收入规模相当，2021年分别为199.4亿元、190.6亿元，分别占比46.7%、44.7%。虽然水电和火电收入相当，但成本相差较大，水电业务贡献了主要的毛利润，2021年火电业务亏损，而来水偏枯导致水电毛利略有降低，公司整体毛利润有所下降。雅砻江水能资源优质，公司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小时左右，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。公司水电站消纳区域主要为川渝、江苏、云南、甘肃地区，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，批复电价0.2811元/千瓦时，电价较高，留川电量自2016年起参与四川水电市场化交易，实际结算电价有所降低；二滩和桐子林电量主要在川渝消纳，大朝山水电站参与云南省内交易，小三峡电站电量在甘肃消纳。（二）受制于煤价波动，2021年火电盈利大幅亏损2021年公司入炉标煤单价大幅增长63.7%至1018元/吨，燃料成本同比提升63.3%。2018-2020年，公司入炉标煤单价分别为702、646、622元/吨，处于较低水平，2021年大涨63.7%，根据发电量和供电煤耗计算燃料成本同比提升63.3%至118亿元。煤价大涨下火电公司普遍亏损，业绩短期承压。公司火电机组经过结构优化后，火电毛利率已提高至较高水平，2020年毛利率20.5%。2021年煤价大涨下，公司子公司国投北疆、湄洲湾电力、国投钦州发电、华夏电力分别亏损16.55、5.17、1.96、1.39亿元，火电业绩短期承压。公司新能源业务快速增长，2016-2021年公司风电、光伏装机CAGR分别为26.8%、60.0%，利用小时数均处于较高水平。公司较早布局新能源项目，风电项目主要通过自建，光伏项目主要通过收购取得，装机规模快速提升，2016-2021年风电、光伏装机CAGR分别为26.8%、60.0%。风电项目利用小时数逐年提高至全国平均水平，收购光伏项目优质，利用小时数远高于全国平均水平。公司风电光伏项目优质，盈利能力强。风电项目上网电价稳定，