【中国银河】雅砻江成长空间广阔，大渡河量价齐升.pdf

2024-02-27

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一、川投能源：水电为主业，雅砻江业绩贡献突出

（一）水电为主业，装机容量持续增长

四川川投能源股份有限公司前身是峨眉铁合金厂，1993 年在上海证券交易所上市， 1998 年川投集团整体兼并峨眉铁合金厂，并成为其控股股东，公司更名为“川投控股”。2005 年，公司更名为“川投能源”。截至 2024 年 1 月，四川省投资集团持有公司 49.26%的股权，是公司控股股东，四川省国资委是实际控制人。四川省投资集团是四川省成立时间早、盈利能力强、资产质量优、产业门类广的国有资产经营主体，形成了以能源产业为核心主业，电子信息产业、大健康产业、先进材料与战略性新兴产业为三大培育主业的“1+3”产业布局。公司坚持“一主两辅”产业布局，以水电为核心主业，并涵盖轨道交通电气自动化系统以及光纤光缆产品的研发和生产等高新技术领域。水电主业依托具有独特资源优势的雅砻江、大渡河、金沙江、田湾河、青衣江、天全河、尼日河、嘉陵江等流域进行水电站的开发、投资、建设和运营，主要包括 5 家控股电力公司及 6 家参股电力公司。其中，公司持股 48%的雅砻江公司独家享有全国第三大水电基地开发权，业绩贡献突出。

权益装机容量持续增长，十四五以来复合增速 18%。截至 2023 年上半年，公司权益装机容量 14.82GW，同比增长 11.2%；参控股总装机容量 35.41GW（不含三峡新能源、中广核风电与中核汇能），同比增长 0.8%；控股装机容量 1.41GW。十四五以来，受益于雅砻江两河口、杨房沟电站相继投产，增持国能大渡河 10%股权，以及收购中核汇能 6.4%股权，公司权益装机实现持续增长，2021-2023 上半年复合增速 18%。

雅砻江水电、国能大渡河权益装机合计占比接近 80%。截至 2023 年上半年，雅砻江水电总装机 19.2GW，公司 48%股权对应权益装机 9.22GW，占公司权益装机的 62.2%；国能大渡河总装机 11.73GW，公司 20%股权对应权益装机 2.35GW，占公司权益装机的 15.8%。雅砻江、大渡河权益装机合计 11.56GW，占公司权益装机的 78%。公司多元化主业投资项目，其他重要参股公司包括三峡能源、中核汇能、嘉陵江亭子口、中广核风电等。

（二）业绩稳健增长，分红逐年提升

1. 营收、净利稳健增长，雅砻江投资收益贡献突出

公司营收、净利持续稳健增长；2024 年来水恢复有望释放业绩弹性。2018-2023 年间，公司营收复合增速 11.5%。2023 年公司实现营收 14.86 亿元，同比+4.61%，主要受益于田湾河公司收入较去年增加 0.40 亿元，以及新增子公司广西玉柴农光电力有限公司营业收入；2018-2023 年间，公司归母净利复合增速 4.3%。2023 年实现归母净利 44.03 亿元，同比+25.06%，主要受益于参股公司投资收益同比增加。其中雅砻江水电电价上涨对冲来水不足，2023 年雅砻江水电平均上网电价 0.313 元（同比 +8.7%），发电量 842.4 亿千瓦时（同比-4.8%）。2024 年来水有望恢复，带动雅砻江、大渡河投资收益提升，释放业绩弹性。

公司利润主要由投资收益构成，近年来占比超过 100%。公司权益装机中，90%以上由参股公司贡献，因此公司利润主要来源于参股公司贡献的投资收益。十四五以来，受益于雅砻江两河口、杨房沟电站相继投产，增持国能大渡河 10%股权，以及收购中核汇能 6.4%股权，公司权益装机实现持续增长，带动发电量以及投资收益中枢水平提升。2023 年前三季度，公司投资收益 40.59 亿元，同比+27.3%，占同期归母净利润的 105.6%。近年来投资收益占公司归母净利润之比在 100-110%左右。

雅砻江水电贡献主要投资收益，占比接近 90%。公司持股 48%的雅砻江公司独家享有全国第三大水电基地开发权，业绩贡献突出。近年来，雅砻江公司年度净利润在 60-75 亿元左右，公司 48%持股对应业绩贡献在 30-35 亿元左右。十四五以来，随着两河口、杨房沟电站相继投产，以及上网电价上行，来水恢复有望推动利润中枢提升。2023 年上半年，雅砻江公司净利润 42.95 亿元，公司对应业绩贡献 20.62 亿元，占上半年投资收益的 89.6%，占上半年归母净利润的 98.3%。

财务费用占比高，利率下行带动公司融资成本降低。2023 年前三季度公司期间费用率 59.85%，其中财务费用率 45.99%，占期间费用的 77%。由于投资并购加速，公司带息负债规模同比大幅增长，前三季度财务费用 4.69 亿元，同比增长 21.2%。近年来货币宽松带动利率下行，以贷款市场报价利率（LPR）为例，1 年期 LPR 利率由 2019 年 8 月 4.25%下降至目前 3.45%，5 年期 LPR 利率由 2019 年 8 月 4.85%下降至目前 3.95%。按照公司 2023 年前三季度 236.34 亿元负债规模计算，平均融资利率每下降 10bp，每年利息费用将减少 2300 余万元。

2. 分红金额、股息率持续提升，后续仍有提升空间

近年来公司分红金额持续提升。近年来公司分红金额逐年提升，2018-2022 年分红金额复合增速 7.8%。2022 年公司分红 17.84 亿元，股利支付率 50.76%，2019 年以来股利支付率保持在 50%以上。当前收盘价对应股息率 2.6%。水电业绩确定性强，未来随着公司控股、参股装机的增长，分红金额及股利支付率有望持续提升。

分红仍有提升空间。近年来，公司年均股利支付率在 50%左右，与华能水电相当，明显低于长江电力 60-80%左右的水平。以当前收盘价计算，公司年均股息率在 2.4%左右，略低于同期华能水电 2.6%，明显低于同期长江电力 3.3%。根据公司《未来三年（2023-2025 年）股东回报规划》，每年以现金方式分配的利润原则上每 10 股不低于 4 元（含税），按当前股本计算，每年现金分红不低于 19.5 亿元，较 2022 年现金分红 17.84 亿元仍将保持增长。长期来看，随着控股、参股在建装机陆续投运，公司现金回收能力将进一步增强，分红仍有进一步提升的空间。

3. 经营性现金流稳定，资产负债率低于行业龙头

经营性现金流稳定，投资性现金流年度波动较大。水电项目前期投入大，建设周期长，但进入运营期后商业模式清晰，其高比例折旧成本带来充沛现金流。公司近年来经营性净现金流在 4-6 亿元左右，其中 2023 年前三季度经营性净现金流 4.23 亿元，同比增长 7.1%。由于投资并购活动，对雅砻江、大渡河等参股公司增资，以及受到结构性存款支出和赎回的影响，投资性现金流年度波动较大。其中 2023 年前三季度投资性净现金流-11.20 亿元，同比减少 0.54 亿元。

资产负债率有所上升，但仍低于其他水电龙头。近年来由于公司投资并购，以及自身电站建设的需要，资产负债率有所上升，截至 2023 年第三季度为 38.9%。同期长江电力、华能水电等资产负债率在 60%以上，公司资产负债率仍明显低于行业龙头。考虑到水电经营、收入的高度确定性，公司债务风险相对较小。

二、坐拥雅砻江，盈利稳定性、远期成长性突出

（一）水资源丰富，装机增长空间超过 50%

常规水电开发接近尾声，优质大水电稀缺性强。根据中国水力资源复查结果，仅考虑理论蕴藏量在 1 万千瓦及以上的河流，我国水电资源理论蕴藏量装机 6.94 亿千瓦，理论蕴藏量对应年发电量为 6.08 万亿千瓦时；装机容量 500 万千瓦及以上水电站的技术可开发装机容量为 5.42 亿千瓦，对应年发电量为 2.47 万亿千瓦时；经济可开发装机 4.02 亿千瓦。截至 2023 年 8 月，我国常规水电装机容量已达 3.7 亿千瓦，占经济可开发装机 90%以上。进入十四五以来，随着金沙江白鹤滩电站和乌东德电站、雅砻江两河口电站和杨房沟电站投产，“十三大”水电基地装机 500 万千瓦以上水电站基本投运完毕，优质大水电稀缺性明显。

坐拥雅砻江，规划水电装机容量 30GW。雅砻江位于四川省西部，是长江上游金沙江的最大支流。从河源至河口，干流全长 1571 公里，天然落差 3830 米，流域面积近 13 万平方公里，多年平均流量 1870 立方米/秒，多年平均径流量 591 亿立方米。干流共规划了 22 级水电站，总装机容量约 30GW，年发电量约 1500 亿千瓦时，具有水力资源富集、调节性能好、淹没损失少、经济指标优越等突出特点。雅砻江水电基地在"中国十三大水电基地规划"排第三位，仅次于金沙江水电基地和长江上游水电基地。

雅砻江已投产水电 19.2GW，在建及规划装机约 11GW，增长空间 56%。雅砻江干流共规划 22 座大中型梯级水电站，分为上游、中游、下游三部分。（1）下游为卡拉乡至攀枝花金沙江河段，全长 412 公里，建有 5 座水电站，总装机容量 14.7GW，其中二滩水电站于 2000 年投产，是雅砻江干流投产的第一座水电站，其余电站均于 2016 年前投产；（2）中游为两河口至凉山木里县卡拉乡河段，全长 268 公里，规划 7 座梯级电站，总装机 8.22GW，其中两河口、杨房沟水电站于 2021-2022 年相继投产，卡拉、孟底沟、牙根一级水电站在建，预计 2030 年前后投产；（3）上游为四川甘孜石渠呷衣寺庙至凉山州喜德县两河口河段，全长 688 公里，规划 10 座梯级电站，总装机 3.45GW。

雅砻江流域来水稳定，两河口投产后可实现多年调节。雅砻江流域来水以降水为主，且包括地下水及融雪补给，水量丰沛稳定。除 2023 年来水明显偏枯以外，近年来月均来水在 40-60 亿方，来水量较丰沛且年际变化较小。两河口建成之后，与雅砻江干流已建成的锦屏一级和二滩水电站形成三大联合调节水库，总调节库容达 148.4 亿立方米，带来极强的径流调节能力，可实现雅砻江梯级电站多年调节。强大的库容形成的调节能力，不仅可以减少丰水期四川弃水、改善四川电网“丰余枯缺”的结构性矛盾，也成为雅砻江流域内风、光等新能源开发的关键支撑。

雅砻江流域来水充沛，利用小时数优势明显。受益于流域充沛的来水以及强大的调节能力，雅砻江水电利用小时数领先优势明显。2015 年以来，雅砻江水电年均利用小时数 4830 小时，明显高于全国平均 3566 小时、四川平均 4291 小时。即使在来水明显偏枯的 2023 年，雅砻江水电年利用小时数仍达到 4388 小时，明显高于全国平均 3133 小时、四川平均 3995 小时。

（二）水风光成长空间广阔，市场化推动水电电价上行

1. 新能源已投产 1GW，远期规划 40GW

水风光一体化成长空间广阔，主要流域新能源装机规模均超过 10GW。根据国家发改委、国家能源局《“十四五”可再生能源发展规划》，十四五期间依托已建成水电、“十四五”期间新投产水电调节能力和水电外送通道，推进“十四五”期间水风光综合基地统筹开发。对于川滇黔桂水风光综合基地以及藏东南水风光综合基地主要流域，新能源规划装机均为千万千瓦级，其中雅砻江流域可开发新能源装机超过 40GW。

雅砻江规划新能源 40GW，目前已投产 1GW。雅砻江流域水风光互补绿色清洁可再生能源示范基地总规模超 80GW，其中风电、光伏发电超 40GW、抽水蓄能发电超 10GW。建成后，将成为世界最大的绿色清洁可再生能源基地之一。2023 年 6 月，雅砻江流域两河口水电站水风光互补一期柯拉光伏电站投产，总装机 1GW；目前流域在建新能源 1.43GW、两河口混合式抽水蓄能 1.2GW。根据雅砻江流域发展规划，预计 2030 年、2035 年投产新能源将分别达到 20GW、30GW，投产抽水蓄能将分别达到 5GW、10GW。

2. 十四五以来电价回升，市场化有望推动水电电价上行

雅砻江水电消纳地区包括川渝电网及特高压外送，各水电站电价机制不同。其中锦官电源组送江苏电价按照落地电价倒推，2022 年 8 月起 0.3195 元/千瓦时，电价水平较高；二滩、桐子林以及两河口水电站以省内消纳为主，其中优先电量执行四川丰平枯电价政策（以各水电站核准的优先电价为基准，12 月至次年 4 月枯水期电价上浮 24.5%，6-10 月丰水期电价下浮 24%），优先电量以外参与市场化交易并执行市场电价；杨房沟水电站外送江西，目前尚未明确电价机制。

十四五以来，雅砻江水电平均上网电价明显回升。十三五期间处于电力市场化开展初期，由于市场竞争较为充分，导致上网电价出现一定幅度的下降，由 2014 年 0.306 元/千瓦时下降至 2020 年 0.255 元/千瓦时，六年总降幅 16.7%；十四五以来，受益于供需关系改善推动市场化结算电价上涨、两河口外送电价上涨等因素，上网电价触底回升，由 2020 年 0.255 元/千瓦时上涨至 2023 年 0.313 元/千瓦时，三年总涨幅 22.7%。2023 年雅砻江水电平均上网电价创历史新高。

电价上涨对冲来水偏枯，十四五以来保持优秀盈利能力。虽然十四五以来，全国及四川来水逐年偏枯，但受益于电价回升，雅砻江水电仍然保持优秀的盈利能力。2022 年，雅砻江水电毛利率和净利率分别为 60.92%和 33.12%；2023 年前三季度，雅砻江水电毛利率 64.76%，同比-0.48pct，净利率 40.64%，同比+3.45pct。2022 年，雅砻江水电度电净利润 0.083 元/千瓦时；2023 年前三季度，雅砻江水电度电净利润 0.119 元/千瓦时，同比+0.026 元/千瓦时。

四川省经济发展迅速，电源结构较为单一，电力供需逐年偏紧。成渝地区双城经济圈位于“一带一路”和长江经济带交汇处，在国家发展大局中具有独特而重要的战略地位。十三五以来，2016-2023 年四川省 GDP 复合增速 6.5%，高于同期全国 GDP 复合增速 5.7%；经济迅速发展带动旺盛用电需求， 2016-2023 年四川用电量复合增速 9.3%，高于同期四川省发电量复合增速 6.8%。从供给侧来看，由于四川省电源结构以水电为主，装机增量有限，且易受来水波动影响，因此四川省发电量增速落后于用电量增速，用电需求逐年偏紧。其中 2022 年由于来水明显偏枯，已首次在丰水期出现严重缺电。

市场化有望推动水电上网电价上行。目前水电电价普遍大幅折价，四川、云南年均上网电价仅为 0.2-0.25 元/千瓦时，较当地煤电标杆电价低 35%-45%，市场化有望推动电价持续上行。2015 年第二次电改启动以来，市场化交易电量比重大幅提升。四川近年来水电发电量占比超过 75%，因此四川整体市场化交易电量能够反映水电参与市场化交易的情况。2017-2023 年间，四川省市场化交易电量占比由 28.7%提升至 58.6%，年均增加 5.0pct。2018-2023 年间，水电市场化电价由 0.214 元/千瓦时提升至 0.235 元/千瓦时，年均增加 0.004 元/千瓦时；其中十四五以来供需转为偏紧，2021-2023 年水电市场化电价年均增加 0.012 元/千瓦时。

（三）现金流优异，资本开支高峰已过

近年来雅砻江资本开支明显下降，自由现金流充裕。2016 年以来，雅砻江下游 5 座电站全部投产，资本开支（以购建固定资产、无形资产和其他长期资产支付的现金衡量）由 2014-2016 年每年 90-110 亿元，下降至 2017-目前每年 70-80 亿元。由于雅砻江来水充沛且稳定性高，因此每年产生的经营性净现金流达到 130-150 亿元，自由现金流为正并有明显盈余，完全能够满足自身再投资的需求，且能够通过分红回报股东。

雅砻江资本开支下降，2024 年来水有望恢复，分红有进一步提升的空间。随着雅砻江资本开支中枢水平下移，对国投电力、川投能源两大股东增资需求随之下降。2022 年川投能源对雅砻江增资分别为 7.2 亿元，从雅砻江获得分红 21.6 亿元。2024 年来水有望恢复，带动雅砻江公司利润提升，分红水平仍有进一步提升的空间。

三、大渡河装机增量明确，盈利改善空间大

（一）大渡河已投产 11GW，2025 年前后待投产 3.52GW

大渡河水电资源富集，持股 20%的国能大渡河公司已获得 13 梯级水电站开发权，总装机容量 1700 万千瓦。大渡河发源于青海省果洛山东南麓，分东西两源，两源于双江口（即阿坝州马尔康县白湾乡）汇合后始称大渡河，流经四川阿坝、甘孜、雅安等州市，在乐山市汇入岷江。大渡河干流和主要支流水力资源蕴藏量 3368 万千瓦，占四川省水电资源总量的 23.6%，在我国 13 大水电基地中位居第五，在四川“三江”水电基地中排名第三。根据 2004 年四川省政府批准的《四川省大渡河干流水电规划调整报告》，大渡河干流水电规划推荐三库 22 级开发方案，授权国电集团（现国家能源集团）、大唐集团、华能集团、中国水利水电建设集团等进行开发。其中，国能大渡河公司已授权获得 13 梯级水电站的开发权，总装机容量约 1700 万千瓦，占大渡河干流规划开发总装机容量的 64.84%。

已投产水电 1110 万千瓦，预计 2025 年前后待投产 352 万千瓦。截至目前，大渡河公司授权开发的 13 梯级水电站中，已完成开发的包括龚嘴、铜街子、瀑布沟等水电站，合计装机容量 1110 万千瓦。根据当前项目进展情况，预计枕头坝（二级）、沙坪（一级）、金川、双江口水电站有望在 2025 年前后投产，贡献装机容量 352 万千瓦。而剩余的丹巴、巴底、老鹰岩水电站目前尚处在前期阶段，预计将在“十五五”及以后形成增量。

（二）弃水缓解、市场电价上涨，有望迎来量价齐升

大渡河流域弃水严重，水能利用率、水电利用小时数偏低。大渡河流域历来弃水严重，水能利用率偏低。据新闻报道，2015 至 2019 年，国能大渡河公司弃水电量超过 400 亿千瓦时。同时，国家能源局数据显示，2020 年全国主要流域弃水电量约 301 亿千瓦时，其中四川省为 202 亿千瓦时，且集中在大渡河干流，约占全省弃水电量的 53%。受此影响，国电电力水电利用小时数一直处于较低水平，2022 年为 3751h，不及国投电力、华能水电、川投电力等可比公司。

探究大渡河流域弃水原因，我们认为主要有三点：

弃水原因 1：大渡河流域机组属省调，外送优先级靠后。在“西电东送”战略下，四川省国调水电发电量高比例送出外省消纳，且在投产前已确定各省分电比例，因此，国调水电一般优先外送，且采取“点对网”方式送电，配套专门的外送通道，剩余部分留省内消纳。但大渡河流域水电站为省调，优先在省内消纳，缺乏专门的外送通道，跨省外送通道有富余能力时才会分配给省调电站。根据国家电网四川省电力公司数据，2021 年四川水电外送约 1368 亿 kWh，其中国调电厂外送 1008 亿 kWh，省调电厂仅外送 284 亿 kWh。可见，省调电站由于外送优先级靠后，较难通过全国大市场来平衡和消纳汛期电量，使得弃水较为严重。2022 年，国电电力水电利用小时数分别低于国调电站溪洛渡、向家坝 858、1750h。

弃水原因 2：“强直弱交”导致丰水期四川省内电网局部断面受阻，较难送至负荷中心消纳。“西电东送”战略除了跨省外送，在四川省内还存在“川西向川东”送电的情况。因为从资源分布来看，四川的省调水电机组主要位于川西的甘孜、阿坝等地，而负荷中心位于成都地区。但由于四川省目前已建成 6 条特高压直流线路，电网“强直弱交”问题突出，为保证四川电网安全稳定，丰水期不得不限制省内 500 千伏送出通道的输送容量，这也导致了省调水电省内消纳通道不畅。

弃水原因 3：大渡河流域水电站缺乏调节能力，较难实现丰枯期之间的调剂。归属公司开发的大渡河流域水电站大多仅具备日调节能力，仅猴子岩、瀑布沟水电站具备季调节能力，双江口水电站具备年调节能力（尚未投产），整体而言调节性能较差。但相比之下，属国调的向家坝水电站为季调节电站，溪洛渡、锦屏一级、白鹤滩水电站均为年调节电站。

我们认为前述弃水原因均有望在“十四五”末迎来改善，从而带动公司水电利用小时数提升。

边际改善 1：随川渝特高压建成，将极大缓解输送通道不足问题。针对省内电网“强直弱交”问题，《四川省“十四五”能源发展规划》提出“推进川渝电网特高压交流目标网架建设，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；同时优化布局甘孜州、阿坝州、凉山州、攀枝花市送出通道，实施 500 千伏输变电加强工程”。川渝特高压交流已于 2022 年 9 月开工建设，预计在 2025 年投运。届时有望增强甘孜、阿坝特高压交流站电力汇集能力，缓解川西水电送至成都等负荷中心通道瓶颈制约，带动大渡河流域弃水改善。

边际改善 2：双江口水电站具有年调节能力，投产后可增加下游电站枯水期发电量。归属公司开发的 13 梯级水电站中，仅有双江口水电站具备年调节能力，预计 2024 年底首台机投产，2025 年实现全投。双江口水电站投产之后，将增加流域下游各梯级电站枯水期保证出力 176 万千瓦，增加枯水期发电量 66 亿 kWh。假设该部分电量的厂用电率为 0.21%，上网电价为 0.29 元/kWh，净利润率 16%，则有望为相关水电站额外贡献净利润 2.71 亿元。

弃水缓解叠加电价上涨，大渡河水电盈利改善空间大。近年来由于大渡河弃水严重，且省调机组平均电价较低，大渡河水电盈利能力明显低于雅砻江。2017-2022 年间，大渡河水电净利率在 12%-21% 左右，明显低于雅砻江 33%-42%；大渡河水电度电净利率 0.025-0.044 元/千瓦时，平均 0.034 元/千瓦时，明显低于雅砻江 0.086 元/千瓦时。随着十四五末弃水得到缓解，以及省内市场化电价上涨、枯水期发电量增加，大渡河水电盈利水平有较大提升空间。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）