1.1 拥有雅砻江水电的绝对控股权，清洁能源装机占比高
国投电力前身为湖北兴化，2002 年完成重大资产重组，国投集团成为上市公司的第一大股 东，主营业务变更为电力的生产和供应；2003 年发改委授权国投集团旗下二滩水电公司 （现“雅砻江水电”）独家负责雅砻江流域水电资源开发；2009 年国投集团将二滩水电注 入上市公司，自此，国投电力获得雅砻江流域水电资源开发唯一主体——雅砻江水电的绝 对控股权。目前，公司已经形成以清洁能源为主，水火并济、风光互补的发电业务结构， 并涉及储能、售电及综合能源服务领域。 控股股东国家开发投资集团持股 51.32%，二股东长江电力持续增持。截至 2023 年一季报， 国投集团持股 51.32%，为公司控股股东；长江电力直接或通过长电投资不断增持公司股份， 持股比例由 2016 年的 1.73%增至 2023Q1 的 17.47%，目前为公司第二大股东。
公司装机结构以水电为主，火电资产结构优化，清洁能源装机占比逐渐提升。公司的装机 以水电为主，随着两杨水电站的投产，公司水电装机规模再上新台阶，2022 年水电装机量 达 2128 万千瓦，占比 56.3%；新能源方面，2017 年以来公司风电、光伏装机量增长加速， 近 5 年 CAGR 达 32.1%，风光装机占比由 2017 年的 3.6%提升至 2022 年的 12.2%；火电方 面，公司持续优化火电装机结构，2019-2020 年陆续转让一批盈利性较差的火电机组，火电 装机量由 2018年的 1575.6万千瓦降至 2022 年的 1188.1 万千瓦，占比也由 46.3%降至 31.5%。
1.2 经营业绩稳步增长，清洁能源成利润贡献主力
装机量及电价上升带动营收增长，归母净利润受煤价影响有所波动。近年来公司营收整体 呈上升趋势，2015-2022 年 CAGR 为 7.1%，其中 2020 年由于公司转让部分火电资产导致当 年营收有所下降，2022 年主要受益于两杨水电站全面投产及燃煤电价顶格上浮，公司实现 营收 504.9 亿元，同比增长 15.4%。公司的清洁能源发电板块盈利稳健增长，而火电板块盈 利则受煤价影响有所波动。2021 年由于煤价大涨公司业绩承压，当年实现归母净利润 24.4 亿元，同比减少 55.8%；2022 年煤价再度上涨，但电价上浮部分疏导了较高的燃料成本， 当年公司实现归母净利润 40.8 亿元，同比增长 66.1%。2023Q1，受益于清洁能源贡献收入 提升，以及国内外煤价的企稳下行，公司归母净利润实现大幅修复，同比增长 55.5%。
水电为公司毛利润主要来源，风光毛利贡献逐年提升。公司营收的主要来源为水电及火电 业务，2022 年公司水电实现营收 237.7 亿元，占比 49.7%，火电实现营收 202.3 亿元，占比42.3%，二者合计占比 92%，其余为风光等其他业务贡献。而毛利润构成中，水电贡献了绝 大部分，2022年公司水电实现毛利 146.3 亿元，占比 89.2%；风电和光伏对毛利的贡献逐年 提升，2016-2022年公司风电及光伏业务的毛利由 1.7亿元提升至 20.5亿元，占比由 1.2%提 升至 12.5%。
公司水电业务的主要经营主体为雅砻江水电、国投大朝山、国投小三峡，2022 年分别贡献 归母净利润 38.3 亿元（93.8%）、3.3 亿元（8.1%）、2.3 亿元（5.7%）；新能源业务的主要经 营主体为国投新能源投资及雅砻江水电等，其中国投新能源投资 2022 年贡献归母净利润 4 亿元（9.7%）；火电业务的主要经营主体为国投津能、国投湄洲湾、国投钦州、华夏电力， 国投盘江，2022 年分别贡献归母净利润-8.2 亿元、-1.1 亿元、-1.1 亿元、-0.4亿元、0.5 亿元 （1.2%）。
现金流稳健充沛，负债率和财务费用稳步下降，高比例股利支付率维持较好的分红回报。 公司的水电业务可产生充沛的现金流，近年来公司每年经营活动产生的净现金流基本维持 在 180 亿元以上，2022 年公司经营性净现金流高达 219.6 亿元，同比增长 50.1%。充足的现 金流可以很好地支撑公司降低负债率和财务费用，并支持未来几年水电及新能源项目的投 资建设。公司的资产负债率已经由 2015 年的 72%降至 2022年的 63.8%，有息资产负债率由 2015 年的 63%下降至 2022 年的 54%，同时财务费用随之呈下降趋势。公司历年分红较稳 定，2015年以来分红率保持在 35%以上，近两年股利支付率提升至 50%， 2022年分红对应 当年年底收盘价股息率为 2.5%。
近年来公司上网电量整体呈上升趋势，上网电价有所抬升。2022 年公司上网电量 1525.2 亿 千瓦时，同比增长 2.1%，其中水电电量 986.2 亿千瓦时（占比 64.7%），火电电力 164.3 亿 千瓦时（占比 31%），风光电量合计 65.8亿千瓦时（占比 4.3%）；2023年上半年，公司实现 上网电量 664.07 亿千瓦时，同比增长 4.3%。电价方面，我们认为，主要受益于电改加速及 电力供需关系趋紧，2019年以来公司上网电价逐年抬升，2022年公司平均上网电价为0.351 元/千瓦时，同比上涨 10%；2023 年上半年，公司平均上网电价为 0.388 元/千瓦时，同比上 涨 7.9%。
2.1 资源禀赋决定水电资产质量，优质大水电稀缺性凸显
资源禀赋是决定水电资产质量的核心因素。水力发电是利用大坝集中水流，经水轮机与发 电机的联合运转，将集中的水能（动能和势能）转换为电能，其收入由水电上网电量和电 价决定，而成本主要受造价影响。通常流量越大、水头越高、持续时间越长，在一段时间 内水电发电量越大，而水电的调节能力则通过影响水电发电量的时间分布从而提高其综合 收益。上述因素（流量、水头、调节能力）都受到流域自然条件（如降水、地形、水文等） 的严重制约，因此流域的资源禀赋对水电资产质量起着决定性作用。
水电剩余可开发资源有限，优质大水电资产高度稀缺。目前我国已形成十三大水电基地， 主要分布在长江、黄河流域，以及西南、华南、东北地区，划分给长江电力、国投电力、 华能水电、川投能源、国电电力等公司进行开发建设。根据国家发改委 2005 年发布的全国 水利资源复查结果，我国水电资源理论蕴藏量装机 6.94 亿千瓦，技术可开发装机 5.42 亿千 瓦，经济可开发装机量 4.02 亿千瓦。截至 2022 年底，我国常规水电装机容量达 3.68 亿千 瓦，已占总技术可开发量的 67.9%，经济可开发量的 91.5%。优质水电资源基本开发完毕， 近年来水电装机量增速趋于放缓，剩余未开发的资源主要分布在各流域上游，以及出于地 质条件和生态问题而尚未开发的怒江、雅鲁藏布江地区，此类地区的水电资源开发难度大， 开发成本高。因此，存量的优质大水电资产具有高度的稀缺性。
“十四五”、“十五五”我国计划各新增 4000 万千瓦左右水电，国投电力“十四五”、“十五 五”（计划）装机增量位居前列。《2030 碳达峰行动方案》中提出“十四五”、“十五五”期 间，我国分别新增水电装机容量 4000 万千瓦左右的目标（不含抽蓄）。截至 2022 年底，我 国“十四五”期间新投产乌白、两杨、苏洼龙等水电项目，装机量合计 2949 万千瓦，已完 成“十四五”目标的 74%。目前我国主要水电公司在建水电装机 1619.6 万千瓦，我们预计 “十四五”剩余时间（2023-2025 年）将投产 492 万千瓦，另有 1955.5 万千瓦在规划中，在 建及规划规模合计 3575 万千瓦，约占现有水电装机容量的 8.6%。 “十四五”期间水电装机增量最大的是长江电力，装机增量 2620 万千瓦（乌白电站）；其 次为国投电力，装机增量 450 万千瓦（两杨），我们预计其“十五五”期间还将投产 393 万 千瓦（含印尼巴塘电站）。
受水能资源条件、建设条件、生态环保等因素影响，我国水电项目单位容量投资额整体呈 上升趋势。根据于倩倩等《关于水电开发投资电价问题的探讨》，“十五”至“十三五”，已 投产水电项目的平均单位容量投资增幅分别为 19.1% 、41.4% 、62.1%，造价的上涨主要由 于征地移民补偿、环保水土保持、土建工程等分项投资额的快速上升。从上市公司层面来 看，我国主要水电上市公司在各流域的水电项目单位容量投资额均呈明显的上升趋势。以 国投电力在雅砻江流域的水电站为例，2013、2014 年投产的锦官电源组平均单位容量投资 额为 0.82 万元/千瓦，而 2021 投产的杨房沟电站单位容量投资额达 1.33 万元/千瓦。2022 年 投产的两河口电站由于其建造时间晚，在流域中所处位置中游偏上，且具多年调节能力， 单位容量投资额最高，达到 2.22 万元/千瓦。此外，长江电力旗下 2022 年投产的白鹤滩电 站单位容量投资额也达到 1.38 万元/千瓦，较 2014 年投产的同样具有年调节性能的洛溪渡 电站单位容量投资额高出 0.98 万元/千瓦。
我们认为，随着未来水电开发逐步向中上游地区推进，建设条件愈发复杂，生态、社会等 投入或将持续提升，水电项目单位容量投资有进一步上涨的趋势。因此存量水电资产的低 成本优势更加突出。 在电价方面，工程投资是制定水电站电价的主要基础，考虑到水电站基本的盈利性，我们 认为，在现行水电价格机制下，待开发水电站的定价或有提高，但上浮空间有限，整体盈 利水平大概率不及已有电站；而对于一些中上游调节性能好的电站，如国投电力两河口电 站，投产后受益于梯级补偿效益，流域下游电站有望产生增发电量收益，同时因其具有多 年调节能力，且在建抽蓄项目，未来也有望获得容量电价，从而进一步增厚收益。
2.2 公司水电项目储备丰沛，水电装机仍具备一定的成长性
公司水电控股装机量居全国第三，两杨水电站投产装机量再上新台阶。2012-2014年锦官电 源组投产，公司水电装机量大幅增长，由 712 万千瓦提升至 1612 万千瓦；2021-2022 年两 河口、杨房沟水电站投产后，公司水电装机量再上新台阶，截至 2022 年，公司水电控股装 机量达 2128 万千瓦，占全国水电装机总量的 5.8%，在主要上市公司中排第三位。
公司雅砻江水电在建及规划项目储备丰沛，装机增量打开业绩增长空间。雅砻江干流共规 划开发 22 级电站，规划总可开发装机容量约 3,000 万千瓦，其中上游 10 座电站，装机量合 计 345.5 万千瓦（占比 11.5%）；中游 7 座电站，装机量合计 1184.5 万千瓦（占比 39.5%）； 下游 5 座电站，装机量合计 1470万千瓦（占比 49%）。目前下游 5座电站已全面建成投产， 中游杨房沟、两河口电站已分别于 2021 年 10 月 、2022 年 3 月全面投产，卡拉、孟底沟电 站在建，其中卡拉电站于 2020 年 6 月获得核准，同年 7 月开工建设，孟底沟电站于 2021 年 3 月获得核准，同年 9 月开工建设，公司预计以上两座电站将于 2029-2030 年建成投产，其 余电站正在前期规划中。除雅砻江流域外，公司还在澜沧江流域拥有大朝山电站（135 万 千瓦），在黄河干流拥有大峡、小峡、乌金峡三座电站（合计 73 万千瓦），另有印尼巴塘水 电（51 万千瓦）在建，公司预计 2026 年投产。
根据雅砻江水电的规划，2015-2030 年，公司要建设 4-5 个雅砻江中游主要梯级电站，实现 新增装机 800 万千瓦左右，水电发电能力达到 2300 万千瓦左右（较目前 1920 万千瓦仍有380万千瓦增长空间）；2030-2050年，公司雅砻江流域水电开发将全面完成，水电发电能力 达到 3000 万千瓦左右（较目前增长空间 1080 万千瓦）。 “十四五”初（2021-2022 年）雅砻江中游的杨房沟、两河口电站发电机组陆续投产，装机 量合计 450 万千瓦，公司水电装机量得到大幅增长，两杨电站自身发电量及对下游电站的 梯级补偿效应正在逐步释放，2022 年，雅砻江水电发电量 885.2 亿千瓦时，同比+13.7%； 2023 年 1-4 月，雅砻江水电发电量 283.3 亿千瓦时，同比+30.9%。截至 2023 年一季度，公 司在建装机 393 万千瓦，规划装机 738 万千瓦，我们预计公司“十五五”期间将新增装机 393 万千瓦。公司目前在建及规划装机合计 1131 万千瓦，未来公司水电装机还有 50%左右 的增长空间。
2.3 雅砻江水电资源禀赋优异，梯级电站群调节性能突出，利用小时数高且稳定
雅砻江流域资源禀赋优异，水能资源丰富且集中。根据赵明哲《雅砻江流域清洁能源基地 多尺度风光水互补调度与灵活性研究》，雅砻江流域内地势高差较大，北、西、东主要为高 原山地，平均海拔在 4500 m 以上，干流河道全长 1571 km，平均天然落差达 3830 m。流域 以高原山地型气候为主，11 月至次年 4 月为干季，5-10 月为雨季，中下游年降水量在 900- 1800mm。雅砻江流域水量丰沛稳定，径流以降水补给为主，并包含部分地下水和冰雪融水。 优越的地理位置和资源禀赋赋予雅砻江丰富且集中的水能资源，在全国规划的十三大水电 基地中规模位居第三。 流域水量丰沛且年际变化小。2018-2022 年雅砻江月均来水量稳定在 40-60 亿方，相较长江 上游其他支流，来水量较丰沛且年际变化较小。
三大水库联合调度，雅砻江流域梯级电站群调节性能突出。公司雅砻江流域拥有两河口 （多年调节）、锦屏一级（年调节）和二滩（季调节）三大调节性水库，总调节库容高达 148.4 亿方。雅砻江流域可实现梯级联合调度，即在丰水期蓄水，枯水期增加下泄，以平稳下游水量，减少弃水，增加发电水头，提高整个流域的水能利用率，增厚发电收益；同时 也可为周边新能源项目提供调节，支撑公司新能源业务快速发展。 两河口水库发电量补偿效益增厚，大型抽蓄项目建设中。目前我国主要流域具有多年调节 能力的水库较少，此前仅有华能水电位于澜沧江中下游段的小湾和糯扎渡水电站。2022 年 公司两河口电站投运，成为目前稀缺的具有多年调节能力的水库之一，今年蓄水完成后， 其对雅砻江梯级电站的补偿效益有望进一步释放。根据公司在项目可研阶段的测算，两河 口完全发挥调节性能后，对雅砻江中下游梯级电站多年平均发电量的补偿效益有望达到 102 万千瓦时。此外，两河口混合式抽水蓄能项目已于 2022 年底开始建设（两河口水电站 水库为上库，下游牙根一级水电站水库为下库，扩建可逆式机组，形成混合式抽水蓄能电 站），公司预计 2028 年建成投产，项目为目前全球最大的混合式抽水蓄能项目，建设完成 后有望获得容量电价，进一步增厚收益。
公司水电利用小时数高且年际波动较小。受益于雅砻江流域优异的资源禀赋以及三大水库 梯级联合调度效用，公司的水电利用小时数在同行中处于领先地位，2018-2021 年水电利用 小时数均在 4900 以上；在 2022 年长江流域来水偏枯的情况下，公司仍实现水电发电利用 小时数 4684 小时，在几大主要水电公司中最高，为公司发电量以及盈利的稳定增长提供保 障，且公司水电利用小时数年际波动性相对较小，公司水电业务经营稳健性凸显。 公司水电上网电量稳步增长，两杨自身发电能力及梯级补偿效应逐渐释放，助力公司水电 电量再上新台阶。公司水电上网电量稳步增长，2015-2022 年 CAGR 为 4.2%。公司水电电 量主要来自雅砻江水电，2021 年以来，两杨水电站陆续投产，公司预计其合计多年平均发 电量将达 170 亿千瓦时（两河口约 110亿千瓦时，杨房沟约 60 亿千瓦时），对下游电站的梯 级补偿效应约 102 亿千瓦时（自身发电量+补偿效益合计 272 亿千瓦时）。随着两杨电站自 身发电能力及对下游电站的梯级补偿效应逐渐释放，2022年雅砻江水电上网电量达到 880.5 亿千瓦时，同比增加 106.2 亿千瓦时，增幅 13.7%。我们预计未来 1-2 年内雅砻江流域水电还有约 166 亿千瓦时的发电增量有待释放，2023 年雅砻江的发电量有望体现出明显的成长 性。
2.4 公司水电主要消纳地区电力供需趋紧，有望对水电电价形成支撑
公司水电大部分在川渝地区消纳及外送江苏。公司 2180 万千瓦水电机组中，近一半在川渝 消纳，其余电量外送江苏、江西或在云南、甘肃消纳。分具体电站来看，两河口、桐子林 全部电量留川；二滩全部电量川渝消纳；锦官电源组部分送江苏，剩余在川渝消纳；杨房 沟电量计划送江西。
公司水电上网电价按优先发电计划执行为主，参与市场化交易的比例较低。本地消纳电： 公司本地消纳的电量大部分参与优先发电计划，执行优先发电合同电价，小部分参与市场 化交易，电价由市场化交易形成。根据定价机制，2019 年 7 月起，锦官电源组优先发电合 同电价执行 0.2811 元/千瓦时，二滩 0.2685 元/千瓦时，桐子林 0.2974 元/千瓦时；2022 年两 河口机组投产后，电价暂按 0.3766 元/千瓦时的过度期电价执行。优先发电合同电价实施分 时电价政策，丰水期价格下浮 24%，平水期不变，枯水期上浮 24%；澜沧江流域的大朝山 水电站执行云南保障性收购电价，0.185 元/千瓦时；黄河干流的乌金峡水电站电价按照 0.227元/千瓦时执行，大峡、小峡水电站电价按照 0.293元/千瓦时执行。外送电：公司外送 江苏的上网电价按江苏省燃煤发电基准上网电价扣除输电环价格倒算，在此基础上增加浮 动电价（江苏电力市场交易年度交易成交均价和燃煤发电基准上网电价之差），2022 年在 煤价抬升的背景下，锦官电源组送苏电价上浮，2022 年 8 月起上网电价提升至 0.3195 元/千瓦时。 考虑到部分市场化交易电价的影响，根据公司各流域水电站实际上网电价情况来看，2015 年以来雅砻江水电上网电价在 0.25-0.3 元/千瓦时之间，2022 年平均上网电价为 0.279 元/千 瓦时；大朝山水电 2020 年以来每年上网电价均为 0.185 元/千瓦时；2015 年以来小三峡水电 历年上网电价在 0.21-0.28 元/千瓦时之间，2022 年 0.237 元/千瓦时。
受益于外送落地端电价抬升及本地电力供需关系趋紧，公司水电平均上网电价较高且呈上 升趋势。2018-2022年公司水电平均上网电价较高且逐年上升，2022年受益于流域联合调度 下枯水期高价电量的提升以及锦官电源组送苏电价的抬升，公司平均水电上网电价达到 0.272 元/度，同比增长 6.7%，在几大水电公司中处于领先地位。 外送方面，江苏是电改的领先省份且当地电力供需较为紧张，电改加速背景下锦官电源组 送苏的上网电价有望维持较高水平。本地消纳方面，在 2021-2022 年的迎峰度夏及迎峰度 冬时期，川渝地区均出现有序用电或电力供需紧平衡的现象，我们预计未来几年内电力供 需关系仍将趋紧，有望对公司水电电价形成有力支撑。
2.5 水电成本主要来自折旧费用，两杨投产有望带来增量收益 27 亿元
水电业务的成本主要为折旧，计提完毕后利润有望显著提升。水电业务的成本较为稳定， 成本主要来自固定资产折旧（挡水建筑物（大坝）、房屋及建筑物、机器设备、运输设备 等），约占总成本的 50%，其余为人工成本、应缴纳的库区基金和修理费等。通常而言，水 电站发电机组使用寿命一般为 40-50 年，大坝的使用寿命可达 50-150 年，远大于折旧寿命， 随着电站折旧逐渐计提完毕，水电业务的利润将会得到大幅释放。 公司水电发电设备折旧年限为 12-18 年，房屋及建筑物折旧年限为 35 年，按此推算，2000 年左右投产的二滩、大朝山、大小峡水电站发电设备的折旧已基本计提完毕，我们预计未 来 5 年内公司折旧将保持平稳，2027-2035 年乌金峡、锦官电源组、桐子林电站的发电设备 折旧计提将陆续到期，大峡及二滩电站的房屋及建筑物折旧也将陆续到期，届时公司水电 业务盈利水平有望进一步大幅提升。
两杨投产后预计公司新增年折旧额 25 亿元左右、平均度电折旧成本有所上升。根据雅砻江 水电 2022 年折旧额及固定资产账面原值计算，平均折旧年限为 35 年。两杨电站设计总投 资额为 865 亿元（两河口造价 665 亿元、杨房沟造价 200 亿元），据此我们推算，两杨全面 投产转固后公司新增年折旧额约 24.7 亿元，两杨自身及对下游电站的补偿电量 270 亿度完 全释放后，增量部分的度电折旧约 0.0915 元，相比于投产前雅砻江的平均度电折旧（2020 年约 0.0462 元）有所抬升，我们预计两杨投产后雅砻江平均的度电折旧为 0.06 元左右。 两杨完全发挥效益后有望贡献归母净利润合计 11.7 亿元，至 2022 年底或仍有约 7.1 亿元有 待未来 1-2 年内释放。按照 0.084 元的度电净利计算，我们预计两杨电站自身发电能力及对 下游梯级补偿效应完全释放后，每年可为公司带来净利润贡献约 22.8 亿元，归母净利润贡 献约 11.7 亿元；考虑到未来 1-2 年内雅砻江流域水电还有约 166 亿千瓦时的发电增量有待 释放，我们预计仍将贡献约 13.9 亿元的净利润、7.1 亿元的归母净利润。
3.1 我国新能源装机增速明显加快，水风光一体化为未来重要发展方向
我国新能源装机增速明显加快，风光合计贡献超七成装机增量。截至 2023 年 4 月，我国风 电装机量 3.8 亿千瓦，光伏发电装机量 4.4 亿千瓦，合计达到 8.2 亿千瓦，占全国发电装机 的 30.9%。1—4 月份，全国风电光伏新增装机 6251 万千瓦，占全国新增装机的 74%，同比 增长 11.5pct。存量方面，风光装机占据全国总装机的三成；增量方面，风光装机贡献了超 七成的新增涨幅。 水电的功能由电量供应为主转变为电量供应与灵活调节并重，水风光一体化是未来重要的 发展方向。风电和光伏发电均与水电站出力特性呈现较好的年内互补性，枯季是风电和光 伏多发季节，可通过水能的快速启停功能保障风电和光伏的优先送出；雨季是风电和光伏 的少发季节，水电可充分利用汛期来水多发或满发。 2021 年 2 月，国家发改委和国家能源局发布《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发 展的指导意见》，提出优先利用水电调节性能消纳近区风光电力，鼓励通过龙头电站建设优 化出力特性，实现就近打捆；此后四川省与云南省也分别于 2021 年 6 月、2022 年 3 月提出 建设金沙江上中下游、雅砻江流域、大渡河中上游、澜沧江上中下游、红河流域、风光水 一体化可再生能源综合开发基地。
3.2 依托雅砻江优质水电资源，公司新能源项目获取及消纳优势显著
依托雅砻江丰富的水电资源加速推进水风光一体化发展，周边地区风光项目获取优势显著。 公司的风电光伏项目大部分位于西南、西北风电、光伏资源最富集的区域，且公司依托自 有雅砻江水电资源优势获取了周边大量新能源项目。2017 年以来公司新能源装机建设进入 快车道，2017-2022 年公司风电装机 CAGR 达 24.5%，光伏装机 CAGR 近 60%，远超全国 风光装机增速。截至 2022年底，公司风电装机量 294.9万千瓦（同比+32.2%），光伏装机量 165.4 万千瓦（同比+23.2%），合计 460.3 万千瓦，在建风电装机量 90.9 万千瓦，在建光伏 装机量 257 万千瓦，合计 347.9 万千瓦，占现有新能源装机规模的 75.6%。根据公司规划， “十四五”期间公司新能源规模将达 1472 万千瓦，到 2025 年装机增长空间还有约 1000 万 千瓦。
2023 年 6 月 26 日，公司雅砻江柯拉光伏电站一期建成投产，该项目装机规模达 100 万千 瓦，是目前全球最大、海拔最高的水光互补电站，首次将全球水光互补项目规模提升到百 万千瓦级，标志着公司雅砻江水风光一体化建设取得重大进展，电站未来装机规模还有望 扩至 300 万千瓦以上。 根据雅砻江水电公司规划，雅砻江流域水风光互补绿色清洁可再生能源示范基地规划常规 水电约 3000 万千瓦，风光新能源超 4000 万千瓦，抽水蓄能超 1000 万千瓦，总规模超 8000 万千瓦，是世界规划规模最大的水风光互补绿色清洁可再生能源示范基地之一，水风光互 补开发潜力较大。除雅砻江流域外，公司作为央企电力投资公司，在全国范围内新能源项 目获取上也具有优势，正在积极布局广西、贵州、甘肃、新疆等地的风电及光伏项目。
水风光三种清洁能源优化利用、打捆外送，公司新能源消纳优势明显。新能源出力具有明 显的间歇性、波动性，而水电具有启停迅速、运行灵活的特点，具有较强的调节能力，与 风光电力融合后形成稳定的电力输送，平抑风光电站发电功率的波动。目前雅砻江流域的 两河口、锦屏一级、二滩三大控制性水库已全部建成，调节库容达 148 亿方，成为全国调 节能力最好的大型流域之一，可为沿江两岸的新能源提供较强大的调节能力。 根据陈云华《雅砻江流域开发与后续战略思考》，雅砻江流域下游具有多条省内 500 万千瓦 配套线路通道；周边已建成的锦苏直流、雅中直流具备外送 1500 万千瓦中游梯级水电及风 光电的能力 ；规划建设的川渝特高压交流工程，将主要汇集雅砻江中上游的清洁能源。通 过将风光新能源接入流域已建电站开关站，与水电打捆送出，既可以在不增加投资的情况 下提高送出线路的利用效率，又可以统一接入和送出消纳，为华东、华中以及川渝地区提 供大量优质稳定的清洁可再生电力，实现跨区灵活调配和资源优化配置，有效提高新能源 消纳保障性。
公司风光发电量迅速增长，“十四五”剩余时间公司风光上网电量年均增速有望达 47.3%。 随着公司风电光伏装机的快速投产，公司风光发电量显著增长，2018-2022 年 CAGR 达 27.9%。随着公司新能源装机的快速增长以及借助雅砻江水风光一体化项目的消纳优势，我 们预计公司上网电量也将快速增长，假设风光利用小时数基本保持稳定，2022-2025 年公司 风光上网电量的年均增速有望达到 47.3%。 随着风光平价及市场化推进，公司风光上网电价有下行趋势，2022 年公司光伏上网电价为 0.845元/千瓦时，风电上网成本为 0.508元/千瓦时；而与此同时，风电及光伏项目造价随着 上游降本也在下行，据国家能源局数据，2011-2021 年我国陆上风电和光伏发电项目单位千 瓦平均造价分别下降 30%、75%左右。综上，我们预计公司新能源项目的 IRR 在“十四五” 期间仍将基本保持平稳，风光发电贡献的净利润随新增装机有望保持较快的增长。
4.1 转让盈利能力较差的火电机组，持续优化火电装机结构
转让盈利性较差的中小火电机组，公司火电资产质量优异。公司于 2020 年转让一批盈利性较差的中小型火电机组，包括国投北部湾（2×32 万千瓦）、国投宣城（1×66、1×60 万千瓦）、 靖远二电（2×33、2×30 万千瓦）、国投伊犁（2×33 万千瓦）。截至 2022 年底，公司共有火 电装机 1188.08 万千瓦，其中百万千瓦级机组占控股火电装机容量的 67.5%，60 万千瓦以 下机组占比仅 16.2%（不含垃圾发电），火电资产质量在主要电力公司中显著领先；此外， 公司预计广西钦州三期（2×66万千瓦）将于 2024年初投产，华夏一期（1×60万千瓦）等容 量替代项目将在 2024 年底投产，届时公司火电资产质量将进一步优化。
公司火电利用小时数较高，机组所在地电力需求旺盛。公司火电机组主要位于福建、天津 等电力需求旺盛的省市，2018-2021年火电利用小时数逐年上升，2021年在国家电力保供的 要求下，公司火电利用小时数达到 4971 小时，在行业中处于领先水平。2022 年受疫情下用 电需求疲软、燃煤价格较高等影响，公司火电利用小时数降至 4262 小时。 近年来公司火电上网电量有所下滑，2023 年火电上网电量有望显著回升。2015-2019 年公 司火电上网电量随装机量增长而上升，2020、2021 年受机组转让的影响，公司火电上网电 量相应下降，2022 年在高煤价及疫情下用电需求疲软等因素的拖累下，公司火电上网电量 473.2 亿千瓦时，同比下降 14.6%；2023 年经济复苏带动用电量显著增长，1-4 月公司火电 上网电量达 164.3 亿千瓦时，同比增长 14.1%。我们预计 2023 年公司火电利用小时数及发 电量将持续恢复。
4.2 成本压力缓解叠加电价上浮，火电板块盈利或将迎来显著改善
电力市场化改革加速推进，公司火电上网电价大幅提升。2021 年国家发改委印发《关于进 一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，有序放开全部燃煤发电电量上网电价，并 扩大燃煤发电市场交易价格浮动的范围至 20%（高耗能企业市场交易电价上下浮不受限）， 电力市场化改革加速推进。2022 年在煤价高位运行的背景下，受益于燃煤发电上网电价市 场化改革以及电力供需偏紧，电价基本实现顶格上浮，且公司部分电站还会参与跨省跨区 现货交易，收益更为理想，2022 年公司火电平均上网电价达到 0.481 元/度，同比上涨 23%。 我们认为，未来随着电力市场化改革的不断推进，火电电价有望从电能量、辅助服务、容 量三个角度受益，我们预计公司的火电平均上网电价仍将维持较高的上浮比例。
公司进口煤比例高，今年以来进口煤价中枢下移，公司成本端压力有望缓解。公司火电机 组多分布于沿海地区，进口煤比例高。2021 及 2022 年受煤炭产能周期、俄乌冲突以及海外 煤进口受限的影响，公司用煤成本大幅上升，入炉标煤单价（不含税，7000K）分别达到 1024、1199 元/吨，同比涨幅 64.6%、17.1%，火电板块亏损较为严重，2021 年毛利为-13.74 亿元，2022 年毛利为-4.01 亿元。火电核心子公司中，国投湄洲湾 2021 年亏损 5.2 亿元， 2022 年亏损 2.2 亿元；国投钦州 2021 年亏损 2.0 亿元、2022 年亏损 1.74 亿元。 今年年初以来，受全球能源供需紧张局势有所缓和、中国进口澳洲煤炭放开、国内非电煤 需求相对疲软等因素影响，国内外煤价都有明显下降。2023 年 1-6 月 CCI 进口 4700 动力煤 进口到岸均价为 806.3 元/吨，同比下降 24.5%；长江口 5500 动力煤库提含税均价为 1078.2 元/吨，同比下降 17.8%。2023Q1 公司入炉标煤单价降至 1148 元/吨，我们预计 2023Q2 开 始入炉标煤单价将大幅下降、带动公司火电板块实现扭亏为盈。
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