四川水电股票有哪些龙头股(水利水电股票有哪些龙头股)

国投电力2022年发展现状及业务布局分析装机容量增长和电价上涨推动收入扩张

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来源:广发证券发布时间:2022年6月2日

1、 国投电力:国内领先的水电,占清洁能源装机容量的68%

(1) 持有雅砻江水电52%股权,以水电为核心盈利

国投的核心电力上市平台是长江电力的第二大股东。通过国投集团的资产注入,公司控制了雅砻江水电,雅砻江水电是一家以水电为主,水、火、景相结合的综合性电力公司。公司控股股东国投集团持股51.32%(2022q1),凭借优质水电资产,增持长江电力,合作流域联合调度。截至2022年3月底,长江电力直接或间接持有公司17.16%的股权,是公司第二大股东。

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水电控股公司的装机容量在行业中排名第三,占装机市场的5.3%。公司是中国领先的水电企业,装机容量居行业第三位。2021,水电装机容量占市场的5.3%,而在发电方面,2021,该公司占市场的6.6%。

截至2022q1,保持装机容量为3672万千瓦,其中水电保持装机容量为2127万千瓦。自2021以来,凉阳电站机组相继投产,公司水电控股装机容量增至2127万千瓦(2022q1);2016至2021,火电装机容量经历了先增长后剥离的过程,总体规模变化不大。2022q1,火电保有装机容量1188万千瓦;新能源业务正在逐步发展。2022q1,风光控股的装机容量分别增至223万千瓦和134万千瓦。

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公司持有雅砻江水电52%的股权,雅砻江水电是公司的核心资产。它运营着7座水电站,控制着大朝山和小三峡水电站。在火力发电业务方面,公司控制着国投北江、国投钦州发电、华夏电力、湄洲湾电力和国投盘江五个火力发电厂,以及两个垃圾发电项目。风光的装机容量为357万千瓦,分布在中国10多个省份和地区,并在英国收购了风电项目。

装机容量推动了发电量的增长,2016至2021发电量复合年增长率为5.0%。凉阳电站已投入运行时间较短,尚未达到最佳运行状态。2021,总发电量将达到45亿千瓦时,这在一定程度上弥补了干进水对发电的影响。2021,该公司发电量1539亿千瓦时,同比增长3.6%。2022年一季度,公司水资源丰富,水力发电量同比增长9.1%,火力发电量同比下降9.1%,总发电量319亿千瓦时,同比增长0.7%。

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装机容量的增长和电价的上涨推动了收入的增长。2016至2021,公司营业收入的复合年增长率为8.3%。公司收入增长主要依靠安装和运营带动的发电量增长,而其业绩因火电燃料成本的变化而波动。2020年,该公司剥离了一些低效的火电资产,导致收入下降,并确认投资收入改善了业绩。2021,公司实现营业收入437亿元,同比增长11.1%。然而,燃料成本的大幅增加导致归属于母公司的净利润同比下降55.8%,降至24亿元。2022年第一季度,收入同比增长20.1%,归属于母公司的净利润同比下降14.9%。

水和火决定收入,水电贡献了主要的毛利。从收入方面来看,公司主要专注于水电和火电,两项业务的收入规模相同。2021分别为199.4亿元和190.6亿元,分别占46.7%和44.7%。虽然水电和火电的收入相似,但成本差异很大。水电业务占主要毛利。2021,火电业务亏损,而供水短缺导致水电毛利略有下降,公司整体毛利下降。

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雅砻江水能资源优质,公司水电利用小时数高,波动小。雅砻江流域水量丰富,落差巨大。近年来,公司水电利用小时数已达到5000小时左右,处于行业领先水平,在四川省发挥着重要作用。同时,利用小时数多年来稳步增长,波动不大。2021,新电站将投入运行,进水将变干,从而减少利用小时数。

公司水电站主要消耗在四川、重庆、江苏、云南和甘肃,水电上网电价高于同行业。金冠供电集团向江苏、四川、重庆地区供电,核定电价为0.2811元/千瓦时。电价相对较高。2016年以来,柳川电力参与四川水电市场化交易,实际结算电价下降;二滩、桐梓林的用电主要集中在四川和重庆,大朝山水电站参与云南省的交易,三峡小水电站的用电主要集中在甘肃省。

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(2) 受煤价波动影响,2021火电利润将出现较大亏损

2021,公司入炉标准煤单价为1018元/吨,同比增长63.7%,燃料成本同比增长63.3%。2018年至2020年,公司入炉标准煤单价分别为702元/吨、646元/吨和622元/吨,处于较低水平。2021,增长了63.7%。按发电量和供电煤耗计算,燃料成本为118亿元,同比增长63.3%。

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在煤价大幅上涨的情况下,火电企业普遍亏损,短期内业绩承压。公司火电机组结构优化后,火电毛利率提升到更高水平,2020年毛利率达到20.5%。随着2021煤炭价格的大幅上涨,公司子公司国投北江、湄洲湾电力、国投钦州发电和华夏电力分别亏损16.55亿元、5.17亿元、1.96亿元和1.39亿元,短期内火电业绩承压。

公司新能源业务发展迅速。2016至2021,公司风电和光伏装机复合年增长率分别为26.8%和60.0%,利用小时数处于较高水平。该公司早些时候就规划了新能源项目。风电项目以自建为主,光伏项目以收购为主,装机容量快速增长。2016至2021,风电和光伏装机复合年增长率分别为26.8%和60.0%。风电项目利用小时数逐年增加,达到全国平均水平。购买的光伏项目利用小时数远远高于

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公司的风电光伏项目质量高,盈利能力强。风电项目上网电价稳定,逐年略有上涨。2021上网电价为0.484元/千瓦时;由于光伏项目主要通过收购方式收购,建设时间较早,补贴电价较高。2021平均上网电价为0.918元/千瓦时。新能源业务盈利能力强,毛利率逐年上升。2021,风电和光伏发电的毛利率分别为58.6%和56.7%。

电价:2022年一季度,公司平均上网电价为0.374元/千瓦时,同比增长13.7%。随着电力市场化改革的推进,公司市场化交易能力逐年提升,2021占41.8%。2021,煤电交易价格浮动幅度将扩大至20%。在煤炭价格上涨的背景下,火电、水电市场化交易价格将有所提高。2021,公司平均上网电价为0.319元/千瓦时(同比增长6%),2022年一季度将进一步提高至0.374元/千瓦时(同比增长13.7%)。

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2022q1,毛利率和净利润率已经恢复,火电有望逐步扭转亏损。2016年至2020年,公司毛利率保持在40%以上,净利润率逐年上升至14%,净资产收益率总体趋势上升至13.8%。2021,受燃料成本急剧上升的影响,盈利能力下降。然而,随着煤炭价格的下跌和电价的上涨,2022年第一季度的盈利能力已经恢复,与2021相比,毛利率和净利润率有所提高。预计火电业务将逐步好转。

凉阳电厂进入关闭阶段,在此期间,成本率继续下降至13.0%。随着凉阳电站的投产,卡拉、蒙地沟电站尚未进入建设高峰期。公司水电开发带来的资本支出减少,财务费用已进入下行通道。2021,财务费用42.9亿元,管理费用13.4亿元,期间成本率降至13.0%。

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截至2021年底,公司总资产和总负债分别为2414亿元和1533亿元,资产负债率为63.4%。公司资产主要为固定资产和在建工程。2021,凉阳电站投入运行。在建工程转为固定资产后,公司固定资产达到1843亿元。公司债务规模保持稳定,主要为长期贷款。到2021年底,长期贷款达到1040亿元。2021,公司资产负债率为63.4%,在同行中处于较高水平。短期内,公司资本支出将放缓,预计资产负债率将逐步下降。

经营现金流稳定,资本支出放缓。公司拥有丰富的现金流,2020年现金流已超过200亿元。投资现金流净流出约100亿元。同时,偿还贷款和流出融资现金流。自2017年以来,公司资本支出放缓。2021,资本支出44.8亿元,主要用于印尼雅砻江水电站和巴塘水电站的建设,以及红石投资,红石投资主要投资英国风电项目的建设。

股息稳定,2021股息支付率为50%。多年来,该公司的股息一直保持稳定。2016年至2020年,股息支付率保持在35%。2021,业绩下滑,公司股息支付率达到50%。从股息收益率来看,公司股息收益率较高,仅略低于十年期国债的到期收益率。2022年,业绩下降,股息收益率下降,但股息政策稳定。预计业绩恢复后,股息收益率将恢复正常水平。

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2、 水电利润稳步增长,新能源迎来大发展

(1) 凉阳水电站已投入运行,其电力释放和梯级补偿效益值得期待

凉阳电站总装机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。第一台机组将于2021 9月投产,所有机组将于2022年3月投产。杨坊沟电站装机150万千瓦,单独运行年均发电量59.62亿千瓦时,与两河口电站联合运行年均发电量68.56亿千瓦时。2021,凉阳电站发电量为45亿千瓦时,尚未达到最佳运行状态。如果达到设计发电能力,公司水力发电能力可在2021的基础上增加15.2%。

考虑梯级补偿效益,两河口水电站年平均发电效益为327亿千瓦时。两河口水电站是雅砻江中游的主要水库。除了自身110亿千瓦时的设计发电能力外,它还具有级联补偿效益。可使雅砻江两河口以下梯级水电站年发电量增加102亿千瓦时,金沙江、长江三峡、葛洲坝水电站年发电量增加67亿千瓦时,减少电力系统中水电组的废水电48亿千瓦时,考虑梯级补偿效益后,年平均发电效益达到327亿千瓦时。

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两河口水电站建成后,雅砻江下游梯级水电站年发电量可增加102亿千瓦时。根据雅砻江水电债券招股说明书中的数据,孟地沟、杨方沟、卡拉、锦屏一级、锦屏二级和关帝电站联合运营时,可分别发电973、893、527、1780、470和7.4亿千瓦时。其余电站按剩余新增发电量和设计发电量的比例估算,即雅根一期、雅根二期、冷谷二滩水电站可分别新增发电量1.60、6.31、16.48和23.78亿千瓦时。

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两河口电价:两河口水电站主要在四川预留用电,为四川电网供电。作为多年调节电站,根据四川省发改委《关于降低四川电网一般工商业电价等相关事项的通知》,批准“年调节”以上水电基准电价为0.3766元/千瓦时。同时,根据四川省高低水价政策,枯水期电价上涨24.5%,丰水期电价下调24%。假设两河口水电站正常水期核定电价为0.3766元/千瓦时,根据《关于国投电力控股有限公司股份分配申请文件反馈意见的批复》。,根据两河口水电站各运营期发电量的比例,加权平均核定电价按0.3708元/千瓦时计算。目前不考虑基于市场的交易。两河口水电站仍处于过渡期。2022q1上网电价高达0.46元/千瓦时,接近旱季预计核定电价。

杨芳沟电价:杨芳沟电站通过亚中直流向江西等华中地区输电。亚中直流已于2021 6月建成投产。据国家发改委介绍,亚中直流临时输电价格为6.85美分/千瓦时(含税,含输电线路损耗,线损率为6%)。根据江西省燃煤基准价0.4143元/千瓦时,扣除输电价格和线损,杨坊沟上网电价预计为0.3458元/千瓦时。

收入计算:两河口设计发电量110亿千瓦时,杨坊沟单独运行时设计发电量59.6亿千瓦时。根据二者2021的数据,厂用电率分别为0.47%和0.68%。预计凉阳电站单独运行将带来总收入54.05亿元。

利润计算:根据雅砻江水电债券招股说明书,两河口和杨坊沟的总投资分别为665亿元和200亿元。考虑到公司以往水电站建设实际投资低于规划投资,假设固定资产转换比例为95%;参照雅砻江水电站历史折旧年限,假设折旧年限为36年,凉阳水电站年折旧为24亿元。同时,截至2022年3月,两河口和杨芳沟的资本投资比例分别为23.3%和26.1%,假设贷款利率为3.5%。凉阳水电站可享受“三免三减半”的优惠税率。根据上述假设,预计凉阳电站单独运营净利润为9600万元。

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补偿收入和利润计算:两河口电站可为下游电站额外发电。截至2022q1,已投产的下游电站有杨芳沟、锦屏一级、锦屏二级、关帝、二滩电站,新增电量62.62亿千瓦时。根据2021各电站厂用电率和平均上网电价,预计两河口电站可为下游电站产生14.79亿元补偿收入。扣除成本、费用和税费后,预计两河口水电站可增加下游水电站净利润12.39亿元,约占雅砻江水电站2021净利润(63.2亿元)的19.6%。考虑到新增电量一般在旱季和平季,且电价高于平均电价,实际新增收入和利润可能高于预计收入和利润。此外,由于雅砻江中游部分电站尚未投产,从长远来看,两河口电站的补偿效益还有待提高。(报告来源:未来智库)

(2) 四川省供需状况改善,电价上涨。四川省外消费有保障

四川年输电量超过1300亿千瓦时,全省用电量增长率较高。四川省水能资源丰富,发电量远高于用电量。2021,全省发电量将达到4330亿千瓦时,用电量将达到3275亿千瓦时。是西电东送的重要省份,年输电量超过1300亿千瓦时。近年来,四川省用电量增速高于发电增速,四川省供需格局持续改善。

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市场化交易比例逐年上升,交易电价同比反弹。四川省推进电力市场化改革,电力市场化输送逐年增加。到2021,市场化交易消耗的电力比例将达到41%。在此过程中,2018年至2020年,水电市场交易价格持续下降。随着四川省电力供需格局的改善,2021水电市场交易价格同比上涨8.8%,达到0.218元/千瓦时。同时,2022年四川市场年度交易结果显示,2022年四川发电侧平均交易价格为0.2270元/千瓦时,同比增长8.5%,其中水电平均交易价格为0.2238元/千瓦时。

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在雨季和旱季,该省的电力供需不平衡。2021,购买的电力将达到124亿千瓦时。由于四川省以水电为主,大部分为径流式水电站,没有调节能力,发电容易受到季节性高、低季节的影响。虽然该省的年发电量远高于用电量,但旱季的电力供应不足,需要从其他省份购买电力。2021,购买电量将达到124亿千瓦时,同比增长103.2%。季节性丰沛和干旱问题进一步加剧了该省的供需矛盾。四川省还制定了高低季电价政策。淡季电价上涨24.5%,以调节淡季电力供应不足。因此,具有调节能力的水电站在四川省发挥着重要作用。

监管发电站推动了发电量和价格。两河口水电站调节库容65.6亿立方米,多年调节能力。两河口、锦屏一级、二滩三大水库建成后,总库容将达到237.1亿立方米,调节库容将达到148.4亿立方米。三座水库联合运行,可实现两河口及其以下梯级的全年调节,使四川水电站枯水期平均发电量占丰水期平均发电量的比例提高14%左右。

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江西省经济发展稳步推进。近年来,用电量的增长速度一直高于全国水平。2021,江西省区域GDP增长8.8%,高于全国0.7个百分点,居全国第四位。在经济稳定发展的情况下,2013-2021江西省用电量增速始终高于全国水平。

江西省电力供应以火电为主,能源对外依存度高。江西省的发电主要是火力发电。2021,火电将占全省发电量的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地区,能源基础设施建设相对滞后。此外,能源供应单一,高度依赖煤炭,电力分布不均。整体供电能力较弱。近年来,全省用电/发电比例约为120%~130%。杨坊沟电站向江西送电,用电有保障。

(3) 待开发水电装机超过1000万千瓦,风光装机增长潜力巨大

雅砻江流域可开发装机容量约3000万千瓦,在十三大水电基地中排名第三。公司控制的雅砻江水电站是雅砻江流域唯一的水电开发实体。雅砻江干流共规划建设22座电站,其中上游10座(325万千瓦),中游7座(1186.5万千瓦),下游5座(1470万千瓦)。它们分四个阶段开发和建造。目前,第三阶段已经进行,凉阳电站已经投入运行。

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预计2030年前可投入水电装机180万千瓦。公司在雅砻江中游开发建设了电站。凉阳电站已投产,整体工程预计2023年完工。卡拉和蒙地沟水电站已获批,预计分别于2029年和2032年投入运行。雅根一级、雅根二级和灵谷水电站已通过预可行性研究审查。预计第一台机组将分别于2029年、2033年和2035年投产。同时,2021,公司成功收购了印尼在建规模最大的巴塘水电项目,装机容量为51万千瓦。预计将于“十四五”末投入使用。目前,除两河口、羊坊沟电站外,公司在建装机容量为393万千瓦,规划装机容量为394.5万千瓦,规划装机容量为325万千瓦,共计1112.5万千瓦。预计2030年前将投产180万千瓦。

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预计2022年至2025年,公司装机容量将增加1100万千瓦以上。根据公司装机规划,“十四五”末,公司计划装机5000万千瓦,其中清洁能源装机约占72%。截至2022年一季度,公司清洁能源装机容量2484万千瓦,占比67.6%。如果公司总装机容量达到5000万千瓦,清洁能源装机容量应达到3600万千瓦;假设广西钦州三期火电装机容量仅132万千瓦,其余装机容量不变;由于公司在建水电站无法在“十四五”期间投入运行,新的清洁能源装机增量将主要由风电装机容量贡献。预计到2025年底,公司风电装机容量将达到1474万千瓦,新增1100多万千瓦。截至2021年底,公司在建风电光伏项目5个,总装机容量76万千瓦。

水电调节风电输出,政策支持风电、风电和储水一体化。中国提出了2030年碳高峰、2060年碳中和的发展目标,风电建设已成为实现这一目标的必由之路。然而,风力发电的不稳定输出将增加电网的负荷。在这种情况下,火电和水电的调节作用尤为突出。国家能源局和国家发展和改革委员会发布了一份文件,就风景、水、火和储存的综合开发征求意见。云南和四川都已发布计划,在澜沧江开发一个水景综合开发基地。

依托水电区位优势,公司计划在雅砻江建设山水互补的清洁能源基地。目前,该基地已列入国家和四川省“十四五”规划。根据雅砻江水电站官方网站,该基地计划安装约1200万千瓦的风力发电和1800万千瓦的光伏发电,总功率超过3000万千瓦。公司在建常规景观项目规模较低,预计景观装机容量的增长将主要依靠水景一体化项目。雅砻江水电站新能源装机容量计划到2030年达到2000万千瓦左右;抽水蓄能装机容量约500万千瓦,预计将成为该公司新能源安装的主要地点。

3、 火电资产将继续优化,利润将继续提高

(1) 处置低效火电资产,优化结构,提高运行效率

转让六家火力发电公司的股权,提高火力发电的经营业绩。2019年至2020年,公司上市并转让了旗下六家火电公司的股权,其中持有装机容量391.4万千瓦。从净利润来看,这六家公司2018年的净利润总额为-6.61亿元。转让后,2019年确认投资收益4.25亿元,2020年确认投资收益5.43亿元。

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机组结构优化,百万千瓦以上机组占67.53%,火电毛利率提高。上述火电资产转让后,公司剩余火电资产主要为高参数大型机组,无30万千瓦以下机组(不含垃圾发电),百万千瓦机组占持有火电装机容量的67.53%。同时,盈利能力得到了提高。2020年,火电业务毛利率提高到20.5%,处于行业较高水平。

控股火电厂大多为沿海电厂,电价较高。公司所持火电主要集中在天津、福建、广西、贵州等地,火电价格较高,区位优势明显。

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(2) 电价上涨以对冲成本压力,火电性能有望改善

国家先后出台了调控煤炭价格的政策:

2021 12月3日,国家发展和改革委员会发布了《2022年中长期煤炭合同签订和履行工作计划(征求意见稿)》,其中提到2022年5500千卡热值动力煤港口投产的基准价格为700元/吨(长期协议价格的具体浮动范围为550-850元/吨)。

2022年2月24日:关于确定重点地区煤炭开采中长期交易价格合理区间的通知,包括山西5500千卡、陕西320-520元/吨、蒙西260-460元/吨热值煤炭370-570元/吨。

2022年3月,国家发改委召集省发改委、大型煤炭企业、电力企业等,部署2022年中长期煤炭合同专项核查工作;同月18日,下发了《关于成立专门工人阶级推进煤炭增产供销工作的通知》,提出年内再释放3亿吨产能,力争全国煤炭日产量稳定在1200万吨以上。

2022年4月底,国家发改委明确表示,煤田经营者抬高了价格。截至5月9日,除秦皇岛港的地下煤炭外,7个省区(内蒙古分为东蒙和西蒙)已经确定了煤炭开采环节中长期和现货交易价格的合理区间。此外,国家还明确了港口和采矿环节煤炭(国内动力煤,下同)的合理价格范围。对于在港口和矿石开采环节以外销售的煤炭,如卡车牌照和工厂,折算后的矿石开采价格和港口价格也应在扣除流通环节合理费用后的合理范围内。

综上所述,可以发现,国家维持动力煤供应和价格的政策持续增加,我们预计火电运营商长期合作煤炭的履约率有望提高,从而有效控制燃料成本。

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煤炭基准电价上浮幅度扩大至20%,短期收入端上限迅速打开。根据国家发改委《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》,原则上所有燃煤发电将进入电力市场,燃煤发电交易价格的波动幅度将扩大至20%,高耗能企业不受限制。

自2021年第四季度以来,火电上网电价大幅上涨。受煤炭价格上涨的推动,2021第四季度和2022年第一季度,公司火电的平均上网电价分别上涨了15.6%和7.6%。预计公司火电上网电价全年将保持高位。

假设2022年公司火电利用小时数为4725小时,同比下降5%。对于公司2022年的火电业务,根据上网电价和燃料单价两个指标的敏感性计算,2022年燃煤发电业务毛利率中心值为17.84亿元,毛利率为8.15%。相应的平均上网电价为0.470元/千瓦时,比2021火电上网电价高出20.8个百分点;相应燃料单价1063元/吨,同比增长4.5%

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