请仔细阅读本报告末页声明证券研究报告公司深度报告2023年09月21日国投电力（600886.SH）依托雅砻江流域水资源，创造水风光储无限可能财务指标2021A2022A2023E2024E2025E营业收入（百万元）43,76650,48956,30259,41762,004增长率yoy（%）11.315.411.55.54.4归母净利润（百万元）2,4564,0796,0397,1618,121增长率yoy（%）-55.566.148.018.613.4ROE（%）5.98.211.312.112.1EPS最新摊薄（元）0.330.550.810.961.09P/E（倍）36.421.914.812.511.0P/B（倍）2.01.81.71.51.4资料来源：长城证券产业金融研究院经营及财务情况良好，连续三年持续量价齐升。公司水电及新能源装机规模提升至68.5%，拥有高效火电机组，其中单机百万千瓦机组占比67.5%。2023H1，公司控股企业合计发电量712.85亿千瓦时，同比增长4.58%，平均上网电价0.388元/千瓦时（含税），同比增长7.94%。各类电源优势互补，连续三年实现量价齐升，2023H1公司实现营业收入263.67亿元，同比增长16.18%。费用管控能力良好，资本结构持续优化，2022年财务费用率为9.22%，较2018年下降3.15个百分点，2022年资产负债率为63.75%，较2018年下降4.45个百分点，负债平均利息多年维持3.5%左右，为后续水电及新能源持续开发提供源源不断的动力。火电板块盈利能力修复，兼具基荷和调节作用。公司高效火电具备高参数大容量、环保清洁程度高、区域优势明显、综合能源服务转型四个特点，在煤价持续走低，市场化电价保持上浮的情况下，火电行业盈利能力从成本及收入端均有改善，以及控股沿海火电机组也受益于进口动力煤价格下降，2023H1国投湄洲湾净利润较去年同期亏损1.66亿元收窄至0.34亿元；国能钦州实现净利润4.74亿元，同比增长1481.94%；华夏电力净利润扭亏为盈，实现0.65亿元。同时，公司于2022年7月获得浙江舟山燃机项目。长期看，火电将兼具基荷和调节作用，公司高效火电机组具备的深度调峰能力，获得容量电价的同时在辅助服务市场发挥关键性作用。雅砻江水风光储一体化，多能互补发展潜力巨大。基地总规模超1亿千瓦，其中水电约3000万千瓦，风电、光伏发电超6000万千瓦，抽水蓄能发电超1000万千瓦。基地多能互补具备多重互补优势：多能互补保障电能质量、送受互补提升外送效率、网源互补简化调度运行、存量互补调动市场活力。目前，雅中水电资源有序开发，依托流域水资源及龙头水库，坷垃一期光伏电站已投产，实现光伏发电和水电的“打捆”送出；两河口混合抽蓄已开工建设，配套两河口常规电站，可以消纳相当于自身装机规模3倍的新能源。新能源业务辐射全国，海外业务持续高毛利率。公司新能源装机5年复合增速23.86%，2022年达到460.34万千瓦，占比提升至12.19%。控股国投新能源稳步提升，2022年净利率33.22%，较2019年提升18.58个pct；2023上半年实现营业收入11.11亿元，净利润4.76亿元，同比增长35.01%，净利率上升至42.88%。公司的海外业务主要包括英国海上风电、印尼巴塘水电和泰国垃圾发电项目，其中英国风电项目业绩增长最快，2018-2022年营业收入从0.34亿元增长至2.64亿元，CAGR为50.47%，2022年毛利率达到77.81%。泰国垃圾发电项目5年营收复合增速为3.81%，印尼巴塘水电项目正在稳步开发建设中。增持（维持评级）股票信息行业电力及公用事业2023年9月21日收盘价（元）11.99总市值（百万元）89,375.62流通市值（百万元）83,520.82总股本（百万股）7,454.18流通股本（百万股）6,965.87近3月日均成交额（百万元）239.66股价走势作者分析师于夕朦执业证书编号：S1070520030003邮箱：yuximeng@cgws.com分析师邓逐原执业证书编号：S1070523050002邮箱：dengzhuyuan@cgws.com分析师范杨春晓执业证书编号：S1070521050001邮箱：fycx@cgws.com联系人何郭香池执业证书编号：S1070121120062邮箱：hgxc@cgws.com联系人杨天放执业证书编号：S1070122080026邮箱：yangtianfang@cgws.com相关研究1、《水火互济实现量价齐升，项目有序落地体现成长持续性》2023-09-042、《雅砻江产能持续提升，火电迎来业绩弹性》2023-05-233、《两杨电站产能持续释放，火电电价提升带动板块业绩修复—-----国投电力（600886）公司22年中报点评》2022-11-02-11%-6%-2%3%7%12%16%21%2022-092023-012023-052023-09国投电力沪深300公司深度报告P.2请仔细阅读本报告末页声明投资建议：依托雅砻江水资源开发建设新能源及储能，成立全国首个基于流域水风光一体化基地建设的联合创新研究中心。风光及抽水蓄能项目推进和落地节奏良好，项目储备丰富叠加各类电源的优势互补、灵活调度等优势，水电结合新能源及储能的业务板块具备长期成长性。短期看，公司高效火电机组受益于燃煤成本下降、以及今年来水不及预期的电力紧平衡带来发电量的提升，盈利能力明显改善；长期看，随着利用小时数的下降，容量电价将保证火电机组的长期合理收益。同时，公司积极获取全国范围内的风光资源，开拓海外市场。预计2023至2025年实现营业收入为563.02亿元、594.17亿元、620.04亿元，实现归母净利润60.39亿元、71.61亿元、81.21亿元，同比增长48%、18.6%、13.4%。对应EPS为0.81、0.96、1.09，对应PE倍数为14.8、12.5、11X，维持“增持”评级。风险提示：用电需求不及预期、煤价波动风险、来水不及预期风险、电价下降超预期风险、政策推进不及预期风险、项目建设进度不及预期风险。公司深度报告P.3请仔细阅读本报告末页声明内容目录1.国投集团电力业务上市平台，以水电为主的清洁能源运营商..............................................................................51.1公司发展历程及业务介绍.........................................................................................................................51.2公司股权分布...........................................................................................................................................61.3公司财务情况...........................................................................................................................................61.4公司主营业务情况....................................................................................................................................82.高效火电机组，兼具基荷和调节作用.................................................................................................................92.1成本及收入端均改善，两部制电价体现火电基荷与调节价值.....................................................................92.1.1煤价持续走低，市场化电价保持上浮，火电盈利能力从成本及收入端均改善..................................92.1.2火电角色转变，容量电价政策或将出台........................................................................................102.2拥有优质百万火电机组，2023H1盈利能力明显改善..............................................................................113.水电业务：雅砻江水风光储一体化，多能互补发展潜力巨大............................................................................153.1控股三家水电公司，多年度电利润仅次于长江电力.................................................................................153.2雅砻江流域水风光蓄一体化领先全国，项目规划及落地周期体现良好成长性..........................................194.新能源业务：辐射全国，规模化效益提升明显.................................................................................................225.海外业务：积极布局海外业务，提升公司国际化程度.......................................................................................236.盈利预测与投资建议.......................................................................................................................................246.1盈利预测................................................................................................................................................246.2投资建议...............................................................................................................................................257.风险提示..........................................................................................................................................................26图表目录图表1：国投电力发展历程..................................................................................................................................5图表2：公司业务在全球的分布...........................................................................................................................5图表3：公司业务在国内分布..............................................................................................................................5图表4：2023H1国投电力股权分布.....................................................................................................................6图表5：公司2018-2023H1营业收入..................................................................................................................6图表6：公司2018-2023H1现金流......................................................................................................................6图表7：公司2018-2023H1营业收入..................................................................................................................7图表8：公司2018-2023H1现金流......................................................................................................................7图表9：公司2018-2023H1各项费用率...............................................................................................................7图表10：公司2018-2023H1现金流....................................................................................................................7图表11：公司2018-2023H1总资产/总负债/资产负债率.....................................................................................7图表12：公司2018-2023H1有息负债及负债利率...............................................................................................7图表13：公司2018-2022装机量（万千瓦）.......................................................................................................8图表14：公司2022各电源装机占比...................................................................................................................8图表15：公司2018-2022上网电量和平均上网电价............................................................................................8图表16：公司2018-2022分电源发电设备利用小时数.........................................................................................8图表17：公司主营业务构成................................................................................................................................9图表18：公司2018-2022电力行业营业收入和毛利............................................................................................9图表19：2020年后进口煤平均单价与秦皇岛港平仓价........................................................................................9图表20：2020-2023年7月中国累计进口煤量（万吨）....................................................................................10图表21：2023年7月累计中国进口煤主要来源（%）......................................................................................10图表22：2023H1部分火电企业上网结算电价和入炉标煤单价及同比................................................................10图表23：公司2018-2022火电装机量及占比.....................................................................................................11图表24：公司2018-2022火电利用小时数及供电煤耗.......................................................................................11图表25：截至2023H1，控股火电公司机组情况................................................................................................11图表26：火电板块各控股公司经营情况.............................................................................................................14图表27：公司2018-2022年水电装机量及占比.................................................................................................15图表28：公司2018-2022年水电机组利用小时数..............................................................................................15图表29：雅砻江水电各电站技术指标................................................................................................................16图表30：雅砻江水电各电站上网电价及消纳地..................................................................................................17图表31：公司水电板块各控股公司经营业绩情况...............................................................................................18公司深度报告P.4请仔细阅读本报告末页声明图表32：水电上市公司度电收入（元/千瓦时）.................................................................................................18图表33：水电上市公司度电利润（元/千瓦时）.................................................................................................18图表34：中国十三大水电基地分布图................................................................................................................19图表35：“十四五”大型清洁能源基地布局示意图...............................................................................................19图表36：部分水电基地项目情况.......................................................................................................................20图表37：雅砻江流域水电站规划图....................................................................................................................20图表38：两河口混合式抽水蓄能电站项目示意图...............................................................................................21图表39：公司2018-2023H1新能源装机量及占比.............................................................................................22图表40：公司2018-2022风电、光伏装机量.....................................................................................................22图表41：截至2022年底，公司各电源各省份装机分布（万千瓦）....................................................................22图表42：公司2019-2023H1风电和光伏发电量及电价......................................................................................23图表43：公司控股国能新能源公司经营业绩情况...............................................................................................23图表44：OECD区域电力业务股权结构图..........................................................................................................23图表45：“一带一路”区域电力业务股权结构图...................................................................................................23图表46：海外业务经营情况..............................................................................................................................24图表47：公司2023-2025年盈利预测...............................................................................................................25公司深度报告P.5请仔细阅读本报告末页声明1.国投集团电力业务上市平台，以水电为主的清洁能源运营商1.1公司发展历程及业务介绍公司是一家以清洁能源为主，水火风光并济的综合型电力上市公司。公司在2002年通过湖北兴化进行重大资产置换借壳上市，主营业务由石油化工产品生产和销售转为以电力生产为主；2009年，通过重组收购了国投电力有限公司100％股权，并抓住机遇收购二滩水电4％股权，将控股比例增加至52%，拥有了雅砻江流域的控股权，一跃成为当年国内第二大水电蓝筹上市公司，形成了水火互补的电源结构优势。2016年，完成对英国红石能源公司100%和新加坡雷斯塔利公司42.1%的股权收购，公司海外业务实现突破。图表1：国投电力发展历程资料来源：公司各年年报，长城证券产业金融研究院公司主营包括投资建设、经营管理以电力生产为主的能源项目；开发经营新能源项目、高新技术、环保产业；开发和经营电力配套产品及信息、咨询服务，涉及水电、火电、光伏、陆上风电、海上风电、储能、售电及综合能源服务等领域，项目分布于中国23个省、市、自治区以及“一带一路”沿线及OECD沿线的5个国家。图表2：公司业务在全球的分布图表3：公司业务在国内分布资料来源：公司2022年年报，长城证券产业金融研究院资料来源：公司2022年年报，长城证券产业金融研究院公司深度报告P.6请仔细阅读本报告末页声明1.2公司股权分布公司借壳上市以来，其控股股东和实际控制人分别为国投集团（原国家开发投资公司）和国务院国资委。根据2023年中报，公司大股东分别为国家开发投资集团（51.32%）、中国长江电力（13.99%）、长电投资（3.48%）、中国证券金融（2.73%）、香港中央结算有限公司（1.18%）。图表4：2023H1国投电力股权分布资料来源：Wind，长城证券产业金融研究院1.3公司财务情况公司营业收入稳步增长，水电项目建设投资增加营业成本。2018-2022年营业收入由410.11亿元增长至504.89亿元，5年年复合增长率为4.25%，2020年公司因出售部分火电资产导致营业收入下降；2018-2022年营业成本从244.40亿元增长至343.11亿元，5年年复合增长率为7.02%。2023H1，公司营业收入263.67亿元，同比增长16.18%；营业成本168.25亿元，同比增长17.95%。图表5：公司2018-2023H1营业收入图表6：公司2018-2023H1现金流资料来源：Wind，公司2018-2023H1年/中报，长证券产业金融研究院资料来源：Wind，公司2018-2023H1年/中报，长证券产业金融研究院燃料成本回落，毛利率及净利率回升明显。2021燃料成本大幅上涨，营业成本由2020年的216.79亿元增长至2021年的309.01亿元，同比上升42.54%，致使公司盈利急剧下滑，归母净利润由2020年的55.16亿元降到2021年的24.37亿元，同比下降55.82%，毛利率由2020年的44.87%降到2021年的29.26%。受益于发电量增加、上网电价升高，2022年公司实现归母净利润40.79亿元，同比增长66.11%，毛利率32.04%。2023年上半年燃料价格逐渐回落至平稳区间，公司盈利能力明显修复，毛利率稳步提升至36.19%，归母净利润为33.37亿元，同比增长42.12%。因期间费用逐年下降，净利率表现好于毛利率变化。2023H1的净利率为22.7%，高于2018年全年净利率水平20.43%。-10%-5%0%5%10%15%20%25%30%35%01002003004005006002018A2019A2020A2021A2022A2023H1营业收入（亿元）同比（%）-20%-10%0%10%20%30%40%50%0501001502002503003504002018A2019A2020A2021A2022A2023H1营业成本（亿元）同比（%）公司深度报告P.7请仔细阅读本报告末页声明图表7：公司2018-2023H1营业收入图表8：公司2018-2023H1现金流资料来源：Wind，公司2018-2023H1年/中报，长证券产业金融研究院资料来源：Wind，公司2018-2023H1年/中报，长证券产业金融研究院公司费用管控良好，净现金流稳步增长。从费用率来看，2018-2022年，财务费用率由12.37%降至9.22%，销售费用率、管理费用率、研发费用率分别维持在0.07%、2.9%、0.07%左右。根据2023年中报数据，公司财务费用率、销售费用率、管理费用率、研发费用率分别为7.53%、0.06%、2.57%、0.16%。公司现金流情况良好，经营活动产生的现金净额由2018年的192.19亿元增长至2022年的219.64亿元，五年复合增速为2.71%；净现金流由2018年的74.7亿元增长至2022年的113.86，五年复合增速为8.8%。图表9：公司2018-2023H1各项费用率图表10：公司2018-2023H1现金流资料来源：Wind，公司2018-2023H1年/中报，长证券产业金融研究院资料来源：Wind，公司2018-2023H1年/中报，长证券产业金融研究院资本结构持续优化，有息负债利率下降。从资本结构和偿债能力方面来看，2018-2022年，资产负债率由68.2%降至63.75%，2023H1资产负债率为64.08%，公司有息负债随着近年水电及新能源项目持续投资而增长，但2018-2022年的有息负债率从91%下降到85%。负债平均利率多年维持3.5%左右。图表11：公司2018-2023H1总资产/总负债/资产负债率图表12：公司2018-2023H1有息负债及负债利率资料来源：Wind，公司2018-2023H1年/中报，长证券产业金融研究院资料来源：Wind，公司2018-2023H1年/中报，长证券产业金融研究院0%10%20%30%40%50%2018A2019A2020A2021A2022A2023H1毛利率（%）净利率（%）-80%-60%-40%-20%0%20%40%60%80%01020304050602018A2019A2020A2021A2022A2023H1归母净利润（亿元）同比（%）2.94%3.22%4.31%2.99%2.93%2.57%12.37%11.26%10.67%9.82%9.22%7.53%0%2%4%6%8%10%12%14%2018A2019A2020A2021A2022A2023H1销售费用率管理费用率财务费用率研发费用率-200-10001002003002018A2019A2020A2021A2022A2023H1经营现金流投资现金流筹资现金流净现金流60%62%64%66%68%70%05001,0001,5002,0002,5003,0002018A2019A2020A2021A2022A2023H1总资产（亿元）总负债（亿元）资产负债率（%）1,3721,3371,3461,3561,3941,4353.66%3.64%3.14%3.24%3.65%1.61%0%1%2%3%4%1,2801,3001,3201,3401,3601,3801,4001,4201,4401,4602018A2019A2020A2021A2022A2023H1有息负债（亿元）负债平均利率公司深度报告P.8请仔细阅读本报告末页声明1.4公司主营业务情况水电及新能源装机规模提升，清洁能源比例达68.5%。为推进实施公司整体战略布局，调整资产结构，公司于2019年转让6家盈利能力较差的火电公司，共计327万千瓦，留存的控股火电项目大部分为大容量、高参数优质机组。截止2022年底，公司已投产控股装机容量3776万千瓦，其中，水电、火电、风电、光伏装机分别占比56.35%、31.46%、7.81%、4.38%。2018-2022年，公司火电装机占比由46.27%下降至31.46%，风电和光伏占比不断上升，由4.64%提升至12.19%。图表13：公司2018-2022装机量（万千瓦）图表14：公司2022各电源装机占比资料来源：公司2018-2022年年报，长证券产业金融研究院资料来源：公司2022年年报，长城证券产业金融研究院多种电源优势互补，连续三年持续量价齐升。2021-2022年雅砻江中游两河口电站和杨房沟电站机组陆续投产后产能逐渐爬坡，受益于雅砻江流域梯级调度及两河口水库库容消落影响，2021、2022年上网电量分别是1496、1527亿千瓦时，同比增长3.45%、2.07%；受火电市场化交易电价上涨影响，2021、2022年上网电价分别是0.319、0.351元/千瓦时（含税），同比增长5.98%、10.03%。公司水电装机规模的提升以及水火发电量互补一定程度上弥补了2022年和2023年上半年较差的来水情况，使得公司在不可抗力因素下仍有较好的表现。图表15：公司2018-2022上网电量和平均上网电价图表16：公司2018-2022分电源发电设备利用小时数资料来源：公司2018-2022年年报、经营数据公告，长城证券产业金融研究院资料来源：公司2018-2022年年报，长城证券产业金融研究院公司主营电力行业，2022年营业收入占比94.75%。2018年-2022年，电力行业营业收入由403.65亿元增长至478.4亿元，5年CAGR为3.46%。2018-2020年电力行业毛利率分别为41.1%、39.9%、45.47%，2021年、2022年受燃煤成本影响，毛利率下滑至30.34%，34.28%，随着2023年上半年成本端燃料价格下降至平稳区间，平均电价保持稳定增长，全年毛利率有望持续提升。3405.53406.233182.683621.833,776.420500100015002000250030003500400020182019202020212022总装机量（万千瓦）火电31.46%水电56.35%风电8%光伏4%0.270.280.290.30.310.320.330.340.350.361,3501,4001,4501,5001,5501,60020182019202020212022上网电量（亿千瓦时）上网电价（元/千瓦时）0100020003000400050006000火电风电水电光伏发电20182019202020212022公司深度报告P.9请仔细阅读本报告末页声明图表17：公司主营业务构成图表18：公司2018-2022电力行业营业收入和毛利资料来源：Wind，公司2018-2023H1年/中报，长城证券产业金融研究院资料来源：Wind，公司2018-2022年年报，长城证券产业金融研究院2.高效火电机组，兼具基荷和调节作用2.1成本及收入端均改善，两部制电价体现火电基荷与调节价值2.1.1煤价持续走低，市场化电价保持上浮，火电盈利能力从成本及收入端均改善2023年上半年，我国动力煤价整体下跌明显。自2022年保供政策以来，煤炭供给显著增长，煤价整体承压。1月港口库存偏高，下游需求较弱，煤价节前下跌明显；2月底受内蒙阿拉善矿难影响，供给情绪悲观煤价回升；3月以来卖方因供应收缩、成本制约等，降价意愿偏弱，买方采购呈脉冲式需求小幅释放，煤价震荡下跌；5月，下游日耗需求未见有效增加，港口和终端库存保持高位水平叠加进口煤量持续超预期增长，煤价断崖式下跌；而进入6月以来，电厂日耗量攀升，港口库存下降，市场情绪逐渐好转，煤价开始回调；8月，受台风影响，日耗减少，终端需求整体下降，贸易商发运倒挂和港口货源较为紧缺，只有小幅反弹，市场弱后维稳。1进口动力煤价格在2021年远低于国内动力煤价格，2021年1月两者相差约400元/吨，2023年7月两者相差约110元/吨。因为我国东南沿海大型火电厂因与北方港口距离较远，因此东南沿海电厂会大量采购进口煤。考虑运输成本和消费地分布，各国进口煤路线以及运煤船停靠港口有所不同。图表19：2020年后进口煤平均单价与秦皇岛港平仓价资料来源：Wind，海关总署，长城证券产业金融研究院1《莫听穿林打叶声，何妨吟啸且徐行——煤炭行业四季度策略报告》，长城证券，2023年9月8日98.42%98.20%98.54%97.64%94.75%0100200300400500600201820192020202120222023H1电力行业（亿元）其他主营业务（亿元）0%10%20%30%40%50%010020030040050060020182019202020212022营业收入(亿元)毛利（亿元）毛利率-右轴02004006008001,0001,2001,4001,6002021-012021-022021-032021-042021-052021-062021-072021-082021-092021-102021-112021-122022-012022-022022-032022-042022-052022-062022-072022-082022-092022-102022-112022-122023-012023-022023-032023-042023-052023-062023-07中国:进口平均单价:动力煤:当月值:人民币秦皇岛港:平仓价:山西优混(Q5500K):月:平均值公司深度报告P.10请仔细阅读本报告末页声明进口动力煤量大幅增长，澳洲成为今年进口动力煤增量的主要来源。2023年7月我国累计进口动力煤7636.08万吨，已经超过2022年全年进口量5104.67万吨。其中，俄罗斯、澳大利亚、印尼、蒙古、其他国家分别占41%、28%、18%、8%、5%，澳大利亚进口动力煤占比较2022年全年占比1%增长27个pct。图表20：2020-2023年7月中国累计进口煤量（万吨）图表21：2023年7月累计中国进口煤主要来源（%）资料来源：Wind，海关总署，长城证券产业金融研究院资料来源：Wind，海关总署，长城证券产业金融研究院火电企业入炉标煤价格下降，电价保持较基准上浮，成本和收入端均改善。2021年10月国家发改委下发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，将燃煤发电市场交易价格浮动范围扩大为“上下浮动原则上均不超过20%”，并陆续在2021年底和2022年落实到位，2022年华能国际燃煤交易电价478.6元/兆瓦时，较基准价上浮20.28%2，从2023年上半年各火电企业经营数据也可看出，煤电实际交易价格仍保持较基准上浮的状态，结合今年上半年来水情况较差以及四季度冬季采暖用电量需求增加，电力供需紧平衡的情况下电价水平有望维持。图表22：2023H1部分火电企业上网结算电价和入炉标煤单价及同比上网结算电价（元/兆瓦时）同比入炉标煤单价（元/吨）同比华能国际515.231.89%1137.76-10.49%华电国际527.051.74%1092.78-7.38%国电电力455.822.85%944.4-2.52%上海电力6204.60%1219.67-12.08%内蒙华电359.15-3.43%600.85-5.87%资料来源：各火电公司2023年中报，长城证券产业金融研究院2.1.2火电角色转变，容量电价政策或将出台火电角色将由主体性电源逐步转变为辅助能源，机组利用小时数将显著下降。随着新能源装机容量不断上升，火电将由主体性基础保障电源向提供可靠容量、调峰调频等辅助服务的基础保障性和系统调节型电源转型，火电机组的利用小时数将不断下降。角色改变后煤电商业模式将迎来改变，容量电价政策将给予火电合理收益。由于煤电利用小时数大幅下降，发电收入无法覆盖机组成本，沿用目前的商业模式大概率将造成巨大的亏损。容量电价/容量成本补偿政策将给予火电合理成本补偿，体现其容量价值和灵活性资源的调节价值，以此保障煤电企业的正常经营，维持企业进行节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”的积极性，最终实现新型电力系统平稳转型。两部制电价下，火电将回归公用事业属性，行业将保持长期微利状态。煤电两部电价机制通过电量电价灵敏反应电力市场供需、燃料成本变化，通过容量电价体现煤电容量支撑调节价值，确保煤电行业持续健康运行。在这种模式下火电企业的利润来源将是容2《华能国际2022年年度报告》P1101,0002,0003,0004,0005,0006,0007,0008,0009,00010,0002020年2021年2022年2023年7月印度尼西亚澳大利亚俄罗斯蒙古其他印度尼西亚,18%澳大利亚,28%俄罗斯,41%蒙古,8%其他,5%公司深度报告P.11请仔细阅读本报告末页声明量电价提供的固定收益，燃料成本不再影响企业业绩，煤电容量电价机制的实施范围、容量电价水平、容量电费分摊、扣减和退出机制都将影响火电行业及电力系统其他角色的利润空间，行业将保持长期微利的状态，回归公用事业的属性。32.2拥有优质百万火电机组，2023H1盈利能力明显改善控股6家火电发电企业，单机百万千瓦机组占比67.5%。公司控股6家火力发电企业，分别是国投盘江发电有限公司、国投钦州发电有限公司、厦门华夏国际电力发展有限公司、国投云顶湄洲湾电力有限公司、天津国投津能发电有限公司、贵州新源环境科技有限责任公司（以下分别简称“国投盘江”、“国投钦州”、“华夏电力”、“国投湄洲湾”“国投北疆（津能）”、“贵州新源”），已投产控股火电机组（含垃圾发电）装机共1188.08万千瓦，占公司总装机规模的31.46%（2022年报数据）。2020年，公司完成国投伊犁、靖远二电、国投宣城、淮北国安及甘肃张掖的股权交割，确认投资收益54,309万元，火电装机规模减少327万千瓦，2020年机组占比同比下降7.15%。图表23：公司2018-2022火电装机量及占比图表24：公司2018-2022火电利用小时数及供电煤耗资料来源：公司2018-2022年年报，长城证券产业金融研究院资料来源：公司2018-2022年年报，长城证券产业金融研究院公司持续优化清洁、高效火电，具备以下4个特点：（1）高参数大容量机组为主：单机百万千瓦级别的机组占煤电装机的67.5%，且无30万以上下机组（不含垃圾发电）。（2）环保清洁程度高：常规燃煤机组100%具备超低排放能力，清洁高效的燃煤机组有利于降低供电煤耗。（3）区域优势明显：主要集中在沿海等经济发达、电力需求旺盛的地区，区位优势较为明显。（4）综合能源服务转型：推动火电项目从单一发电向供热、供冷、供气、客户用能等综合能源服务领域转型。图表25：截至2023H1，控股火电公司机组情况公司名称项目情况装机规模（万千瓦）投产时间国投北疆一期2台百万发电机组+20万吨海水淡化项目2002009二期2台百万发电机组2002018国投湄洲湾一期2×39.3万千瓦全外商投资78.62001二期2台百万机组2002017华夏电力一期#1、#2机组2×300MW601996、1997二期#3、#4机组2×300MW602006国投钦州一期2×63万千瓦超临界燃煤发电机组1262007二期2×100万千瓦超临界燃煤发电机组2002016三期1、2号2×66万千瓦燃煤机组122在建三期3、4号2×66万千瓦燃煤机组122核准3《限电背景下，各类电源的价值重估与发展方向—电力及公用事业行业2022H1业绩总结专题报告》，长城证券，2022年9月6日1,5761,5151,1881,1881,1880%10%20%30%40%50%02004006008001000120014001600180020182019202020212022火电装机量（万千瓦）火电装机占比（%）43674578464549714262302302298298299294296298300302304010002000300040005000600020182019202020212022火电利用小时数供电煤耗（克/千瓦时）公司深度报告P.12请仔细阅读本报告末页声明国投盘江2×30万千瓦602013、2014浙江舟山2×74.5万千瓦采用世界最先进H级燃气机组149核准资料来源：公司官网火电业务介绍，长城证券产业金融研究院超临界机组指的是锅炉内工质的压力，锅炉内的工质都是水。水的临界压力是22.115MP，临界温度是374.15℃。当蒸汽参数超过水临界状态点的参数，统称为超临界机组，一般超临界机组的蒸汽压力为24—26MPa，其典型参数：P=24.1MPa、538℃/538℃，超超临界参数本质是比超临界参数高一个等级的参数（纯净物只有“临界”、“亚临界”、“超临界”三种状态，没有“超超临界”状态），利用给水泵将水升压至超超临界压力，再通过锅炉内燃料燃烧将水加热至超超临界温度后，通过汽轮机发电机组进行发电，获得更高的热效率和减排效果。国投北疆、国投湄洲湾、国投钦州均具有超超临界煤电机组。➢国投北疆：天津国投津能发电有限公司成立于2004年3月，由国投电力控股股份有限公司、天津市津能投资有限公司和天津长芦汉沽盐场有限责任公司分别以64%、34%和2%的比例共同出资组建，是2005年经国务院批准的国家首批循环经济试点单位，也是国家发展改革委确立的国内首批海水淡化产业发展试点单位。项目规划建设4×1000MW超超临界燃煤发电机组和50万吨/日海水淡化装置，目前已投产4×1000MW燃煤发电机组和日产20万吨海水淡化装置，装机量占天津市火电机组装机总量约三分之一。据官网介绍，国投北疆超超临界机组发电主机参数提高至国内最高水平(28MPa/600℃/620℃)，使纯凝工况煤耗降至263.3g/KW.h，兼顾供应1000吨/时采暖用气和1400吨/时工业用气，全厂全年平均热效率将提高到65.6%，设备的等效利用时间可提高至6300小时。除供电供热服务外，国投北疆也已完全具备机组20%深度调峰能力：2021年9月8日#3机组获得20%深调峰收益27万元，年度累计调峰收益达5500万元，同比增加72%；2023年4月21日，公司开展的《超超临界燃煤机组20%负荷深度调峰性能提升关键技术研究及应用》获得中电联公布的“三改联动”灵活性示范案例。国投北疆在2019-2022年净利润分别为5.74%、6.22%、-27.94%、-21.06%，电厂位于内陆，主要使用国内煤，故燃料成本高企对其影响较大。2022年上网电量同比下降14%至154.99万千瓦，上网电价同比增加23.1%至0.453元/千瓦时，使得在煤价保持高位的情况下，净利率较21年有一定回升。➢国投湄洲湾：国投云顶湄洲湾电力有限公司位于福建省莆田市忠门半岛西南岸，由国投电力控股股份有限公司和马来西亚云顶集团所属的云顶湄洲湾私人有限公司共同出资，持股比例为51%和49%。一期2×393MW亚临界燃煤发电机组于2001年并网发电，二期2×1000MW高效超超临界燃煤发电机组于2017年并网发电。福建省是中国煤炭输入的重要口岸，进口主要来自印度尼西亚、澳大利亚、哥伦比亚等国家的煤炭，在国内煤炭无法短时间内满足发电需求时，印尼等国地理位置理想，海运运费相对节省，价格略低于同期国内煤价。2008年，国投集团在湄洲湾部署港口公司，建立湄洲湾煤炭集配中心，其所在的莆田口岸是福建省内最重要的煤炭进口口岸，港口公司和发电企业直接对接，保证稳定的煤炭渠道和库存。2022年国内高煤价使火电企业承压，5月1日国家开始对进口煤进行零关税政策，并延续到2023年12月31日，受益于集团产业布局、沿海地理位置、免关税政策支持，公司掺烧进口煤比例高，抵抗成本压力的能力较强，2019-2022年净利润分别为11.34%、13.45%、-11.01%、-4.19%，2022年上网电量同比下降公司深度报告P.13请仔细阅读本报告末页声明14.5%至111.8万千瓦，上网电价受上游成本传导及市场化交易影响，同比大幅上涨28.3%至0.512元/千瓦时。➢华夏电力：厦门华夏国际电力发展有限公司成立于1994年7月，国投电力控股股份有限公司，主要从事火力发电、电力供应、热力生产和供应、风力发电等，目前火电总装机4×300MW亚临界燃煤发电机组，一期、二期分别于1997、2007年全部建成运行，一期等容量替代1×600MW超超临界抽凝供热燃煤发电机组已于2022年底顺利开工。华夏电力2019-2022年净利率分别为9%、9%、-5.9%、-2.7%，2022年上网电量同比下降11%至57.18亿千瓦时，上网电价同比增长28.8%至0.51元/千瓦时，华夏电力与国投湄洲湾同在福建省，进口煤掺烧比例较高，成本管控强于内陆火电机组。➢国投钦州：国投钦州发电有限公司成立于2004年，由国投电力控股股份有限公司、广西广投能源集团有限公司共同出资，持股比例为61%、39%，目前总装机容量为3260MW，是广西壮族自治区装机容量最大的火电厂，一期工程2×630MW超临界燃煤发电机组于2007年建成投产，二期工程2×1000MW超超临界燃煤发电机组项目于2016年投产。钦州三期项目规划建设4×660MW超超临界燃煤发电机组，1、2号在建，3、4号已获得核准。同时，国投集团在2010年设立钦州港口公司，与渤海湾的曹妃甸、京唐港煤炭下水码头相呼应，形成国投集团“北下南上”的煤炭运输布局，保证稳定的煤炭渠道和库存。国投钦州2019-2022年净利率分别为6.61%、7.14%、-3.25%、-2.65%，2022年上网电量同比下降17.75%至131.95万千瓦，上网电价同比增长20.5%至0.487元/千瓦时，2023年上半年国投钦州上网电量同比增长48.77%，上网电价同比下降0.61%，是公司下属电量涨幅最大的火电企业，有望在电价较基准顶格上涨的趋势下，保持高发电增速。➢国投盘江：国投盘江发电有限公司由国投电力控股股份有限公司和贵州盘江精煤股份有限公司分别以55%、45%的比例出资组建，于2009年2月在贵州省六盘水市注册成立。公司围绕国家实施西部大开发和“西电东送”战略，按照国家“优先发展煤炭资源综合利用项目、节能环保项目和循环经济项目”的产业政策，开发建设盘北煤矸石电厂发电项目，项目装机2×300MW，分二期建设，采用大型高效300MW亚临界循环流化床锅炉机组，属于国家鼓励的低热值发电示范项目，总投资约25.8亿元。项目于2011年7月动工建设，2013年7月一期项目建成投产，2014年10月二期项目建成投产。煤矸石是在煤矿建井、开拓掘进、采煤和煤炭洗选过程中产生的干基灰分大于50%的岩石，含碳量低、比煤坚硬的黑灰色岩石，作为煤炭开采、洗选过程中产生的主要废弃物，煤矸石是目前我国积存量最大的固废品种之一，据工业固废网统计，2021年全国利用煤矸石5.43亿吨，综合利用率73.1%，同比增长0.9%。煤矸石循环流床发电和热点联产是煤矸石大宗利用和高附加值利用的有效途径之一，据国家发展改革委发布的《中国资源综合利用年度报告(2012)》显示，高参数、高效率、大容量循环流化床锅炉燃烧技术广泛应用于煤矸石发电机组，我国煤矸石、煤泥发电装机容量已达2800万kW，煤矸石作为燃料发电和供热，一般要求发热量在1200kJ/kg以上，分为两种：一是全煤矸石发电；二是煤矸石与煤泥混合发电。国投盘江机组投产以来，煤泥、煤矸石掺烧比例达到总耗煤量的80%以上（最高可达100%），其中煤泥掺烧量高达60%，低热值煤掺烧量在全国同类型机组中处于领先水平。实现连续10年盈利的良好业绩，2019-2022年公司净利润率分别为10.59%、6.32%、10.76%、9.29%，因煤矸石成本极低，在2021年及2022年燃料成本快速增长的情况下，盘北煤矸石电厂净利润保持稳定。公司深度报告P.14请仔细阅读本报告末页声明➢国投舟山：公司2×745MW级燃气发电项目于2022年7月25日获得浙江省发改委核准，该项目总投资约37亿元人民币，拟于浙江省舟山市高新技术产业园区内建设2台目前世界最先进的H级燃气——蒸汽联合循环发电机组，达到超净排放标准，是浙江省“十四五”建设的清洁火电重点项目。图表26：火电板块各控股公司经营情况火电板块各控股公司经营情况国投盘江20192020202120222023H12023H1同比营业收入（亿元）8.206.877.879.58净利润（亿元）0.90.40.80.9净利润率（%）10.59%6.32%10.76%9.29%发电量（亿千瓦时）30.2425.729.128.9816.2421.55%上网电量（亿千瓦时）27.7123.3626.3526.3114.7521.96%上网电价（元/千瓦时）0.3380.330.3310.4120.438.33%国投北疆/津能20192020202120222023H12023H1同比营业收入（亿元）57.0155.0359.2160.9633.48净利润（亿元）3.33.4-16.5-12.8-2.7净利润率（%）5.74%6.22%-27.94%-21.06%-8.12%发电量（亿千瓦时）178.65173.46182.54154.8886.3319.87%上网电量（亿千瓦时）168.75163.46171.6145.0181.0520.08%上网电价（元/千瓦时）0.3670.3630.3680.4530.443-2.81%国投湄洲湾20192020202120222023H12023H1同比营业收入（亿元）42.5745.3946.9552.0625.14净利润（亿元）4.86.1-5.2-2.2-0.379.65%净利润率（%）11.34%13.45%-11.01%-4.19%-1.34%发电量（亿千瓦时）131.23140.35138.35118.7160.8119.26%上网电量（亿千瓦时）124.31132.67130.73111.857.3619.17%上网电价（元/千瓦时）0.3770.3790.3990.5120.4842.39%国投钦州20192020202120222023H12023H1营业收入（亿元）46.4344.7662.4165.8640.73净利润（亿元）3.13.2-2.0-1.74.71481.94%净利润率（%）6.61%7.14%-3.25%-2.65%11.65%发电量（亿千瓦时）155.3152.47170.57141.1882.8146.75%上网电量（亿千瓦时）146.23143.52160.24131.9577.9448.77%上网电价（元/千瓦时）0.350.3460.4040.4870.496-0.61%华夏电力20192020202120222023H12023H1营业收入（亿元）17.4819.2323.4426.8611.68净利润（亿元）1.61.7-1.4-0.70.6218.63%净利润率（%）9.0%9.0%-5.9%-2.7%发电量（亿千瓦时）53.5558.3368.3460.9827.8913.28%上网电量（亿千瓦时）50.454.9564.2857.1826.213.62%上网电价（元/千瓦时）0.3760.3770.3960.510.4843.02%资料来源：公司2019-2023H1年/中报、经营信息公告，长城证券产业金融研究公司深度报告P.15请仔细阅读本报告末页声明3.水电业务：雅砻江水风光储一体化，多能互补发展潜力巨大3.1控股三家水电公司，多年度电利润仅次于长江电力水电是公司最大的业务板块，资源禀赋优异，项目储备充沛。公司控股3家水力发电企业，分别是雅砻江流域水电开发有限公司、国投云南大朝山水有限公司、国投甘肃小三峡发电有限公司（以下分别简称“雅砻江水电”、“国投大朝山”、“国投小三峡”），截至2023H1，已投产控股水电装机分别为共1920万千瓦、135万千瓦、70万千瓦，总装机2128万千瓦，主要分布在四川省雅砻江流域、云南省澜沧江、甘肃省黄河干流等不同区域和流域。图表27：公司2018-2022年水电装机量及占比图表28：公司2018-2022年水电机组利用小时数资料来源：公司2018-2022年年报，，长城证券产业金融研资料来源：公司2018-2022年年报，长城证券产业金融研究院➢雅砻江水电：雅砻江水能资源开发是国家“西部大开发”和“西电东送”战略的重要组成部分，公司拥有雅砻江水电的绝对控股权，是雅砻江流域唯一水电开发主体。雅砻江流域水量丰沛、落差集中、水电淹没损失小，规模优势突出，梯级补偿效应显著，兼具消纳和移民优势，经济技术指标优越，运营效率突出。雅砻江干流规划开发22级水电站，规划可开发装机容量约3000万千瓦，上游/中游/下游分别规划10座/7座/5座，在我国13大水电基地中装机规模排名第三。优先开发有调节能力的水电站，以三大水库带动中上游流域开发，逐步形成流域梯级综合调度。截至2023年上半年，雅砻江水电共投产7座水电站，中游为杨房沟和两河口水电站，下游五座水电站全部投产，分别为锦屏一级、锦屏二级、官地、二滩、桐子林水电站，总装机1920万千瓦；公司中游卡拉、孟底沟水电站在建，装机量合计342万千瓦，预计将于2029-2030投产；中游牙根一级（2023年5月已获核准）、牙根二级、愣古以及上游10座水电站处于前期规划阶段。两河口水库为多年调节水库，锦屏一级水库为年调节水库，二滩水库为季调节水库。三大水库联合运行形成总量近150亿立方米的调节库容，可实现两河口及以下河段梯级完全年调节，使雅砻江成为全国调节能力最好的大型河流，并可为雅砻江中下游、金沙江下游和长江干流电站增加枯水期年发电量340多亿千瓦时。4雅砻江公司将可以通过年度、季度调节而获得更合理电价和更充分的电量消纳。4《我国已建最高土石坝两河口水电站全部机组投产》，中国水利成都院，2022年3月18日16721676.351677.452076.52,12844%46%48%50%52%54%56%58%0500100015002000250020182019202020212022水电装机量（万千瓦）水电装机占比（%）50485156527849584684010002000300040005000600020182019202020212022水电利用小时数公司深度报告P.16请仔细阅读本报告末页声明图表29：雅砻江水电各电站技术指标电站装机规模投产时间机组配置蓄水位死水位总库容调节库容单独运行年发电量联合运行年发电量调节性能万千瓦年份万千瓦米米亿m³亿m³亿KWH亿KWH两河口30020226×5028652785107.6765.6110多年调节能力牙根一级27核准3×10260525980.41420.191311.53日调节能力，与两河口联合调度具有年调节能力牙根二级5108规划256025550.40186日调节能力，与两河口联合调度具有年调节能力楞古257.5规划2475115.43孟底沟240在建4×60225422488.850.86104.05日调节能力，与两河口联合调度具有年调节能力杨房沟15020214×37.5209420885.120.538559.6268.56日调节能力，与两河口联合调度具有年调节能力卡拉102在建4×25.5198719822.3780.36539.9745.24日调节能力，可与两河口联合调度锦屏一级36020146×601880180077.649.1166.2年调节能力锦屏二级48020148×60164616400.0910.050242.3日调节能力，与锦屏一级联合调度具有年调节能力官地24020144×60133013287.60.284110.16117.67日调节能力二滩33020006×55120011555833.7170季调节能力桐子林6020144×15101510120.9120.14629.75日调节能力资料来源：各电站核准公告、雅砻江水电公司官网、环评验收报告、《中国工程科学》期刊、长城证券产业金融研究院公司公告：《国投电力控股股份有限公司关于两河口水电站获得核准的公告》、《国投电力控股股份有限公司关于牙根一级水电站获得核准的公告》、《国投电力控股股份有限公司关于两河口水电站获得核准的公告》、《国投电力控股股份有限公司关于雅砻江杨房沟水电站获得核准的公告》、《国投电力控股股份有限公司关于雅砻江卡拉水电站获得核准的公告》、《国投华靖电力控股股份有限公司关于四川雅砻江官地水电站项目核准的公告》、《国投华靖电力控股股份有限公司关于四川雅砻江桐子林水电站项目核准的公告》；雅砻江水电公司官网：《世界第一高坝雅砻江锦屏一级水电站首批机组投产发电》、《锦屏二级水电站简介》、《官地水电站充分利用梯级补偿效益》、《楞古水电站预可行性研究报告通过审查》；环评验收报告：《四川省雅砻江桐子林水电站竣工环境保护验收意见》；工程科学院期刊：《二滩水电站-本世纪建成的我国最大的水电站》省内水电价格，按照丰枯水期及电站分类确定电价：根据《四川省发展和改革委员会关于调整四川电网丰枯峰谷电价政策有关事项的通知（川发改价格〔2017〕582号），上网侧取消峰谷电价和火电丰枯电价政策，水电丰枯电价调整为枯水期电价上浮24.5%，丰水期电价下浮24%。根据2019年5月31日四川发改委发布的《四川省发展和改革委员会关于再次降低四川电网一般工商业用电价格等有关事项的通知》（川发改价格〔2019〕257号）：①四川电网并网水电机组上网电价增值税率由17%降低至13%后，不含税价格保持不变（包含省调水电机组上网电量、西南网调、国调水电机组留川电量以及余电上网电量）。②“径流式”、“季调节及不完全年调节”、“年调节及以上”水电分类标杆电价相应调整为每千瓦时0.2974元（含13%税，下同）、0.338元和0.3766元，上述政策适用于2014年2月1日以后投产水电站。雅砻江水电留川部分电价：锦官电源组中240万千瓦所发电量、两河口电站及桐子林全部发电量、二滩水电站70%发电量留在川内消纳，其中二滩水电站上网电价为0.2685元/千瓦时，锦官电源组上网电价为0.3042元/千瓦时。雅砻江水电外送部分电价：（1）送江苏：锦官电源组中的640万千瓦所发电量，通过雅中直流外送江苏。根据苏发改价格发〔2022〕1518号，自2022年8月1日起，外送江苏部分电量的上网电价由落地电价扣除输配电价倒推获得，落地电价=基准落地电价+浮动电价，其中：基准5《雅砻江牙根二级水电站预可行性研究报告（重编）通过审查》公司深度报告P.17请仔细阅读本报告末页声明落地电价按照江苏省燃煤发电基准上网电价确定；浮动电价是指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，按照“利益共享、风险共担”原则，由送、受双方按照1:1比例分享（或分担）。采用次电价形成方式，江苏省2023年年度交易成交均价为0.4666元/千瓦时（含税，下同），故锦官电源组送苏落地电价为0.4288元/千瓦时，上网电价为0.3195元/千瓦时，于2023年1月1日开始执行。（2）送重庆：锦官电源组中的200万千瓦所发电量及二滩水电站30%发电量送重庆地区，根据渝发改价格〔2019〕657号，二滩水电站、锦官电源组送重庆水电上网电价分别调整为0.2689元/千瓦时（含13%税，下同）、0.3201元/千瓦时，自2019年7月1日起执行。（3）送江西：杨房沟水电站全部电量通过雅中—江西±800千伏特高压直流外送，雅中直流起于四川省凉山州的雅砻江换流站，止于江苏省抚州市的潘阳湖换流站，送端连接雅砻江中游水电基地和四川电网，受端连接江西负荷中心和华中电网，目前尚未明确电价机制。图表30：雅砻江水电各电站上网电价及消纳地电站容量（万KW）电站类型通道消纳地占比上网电价（含13%税）电价机制两河口300新投年调节和多年调节电站四川电网四川100%0.3766临时采用省内分类标杆电价杨房沟150雅中直流江西、华中电网100%-尚未明确电价机制锦官电源组1080年调节和多年调节电站锦苏直流江苏60%0.3195落地电价=基准落地电价+浮动电价，2023.1.1起执行重庆18%0.32012019.7.1起执行四川电网四川22%0.30422019.7.1起执行二滩330季调节（含不完全年调节）电站重庆30%0.26892019.7.1起执行四川电网四川70%0.26852019.7.1起执行，参与四川丰平枯电价政策桐子林60径流式电站四川电网四川0.29742019.7.1起执行，参与四川丰平枯电价政策资料来源：各省发改委政策文件，政府官网，中国电力报、四川观察、电站核准公告，投资者问答，2023年中报，Wind，长城证券产业金融研究院各省发改委政策文件：《四川省发展和改革委员会关于调整四川电网丰枯峰谷电价政策有关事项的通知（川发改价格〔2017〕582号）》、《四川省发展和改革委员会关于再次降低四川电网一般工商业用电价格等有关事项的通知（川发改价格〔2019〕257号）》、《省发展改革委关于明确2023年雅砻江锦官电源组送苏电价水平的通知（苏发改价格发〔2022〕1518号）》、《重庆市发展和改革委员会关于进一步降低一般工商业电价有关事项的通知（渝发改价格〔2019〕657号）》政府官网：《争分夺秒全力推进白鹤滩电站接网、杨房沟水电站送出工程建设》中国电力报：《“十四五”首条特高压雅中—江西±800千伏特高压直流工程投运》四川观察：《《直击二滩水电站：6台水轮发电机组一刻不停飞速运转》》电站核准公告:《国投电力控股股份有限公司关于两河口水电站获得核准的公告》➢国投大朝山：国投云南大朝山水电有限公司成立于1994年11月，位于云南省临沧市的云县和普洱市的景东彝族自治县交界的澜沧江上，电站共6台机组，单机22.5万千瓦，总装机容量135万千瓦，2003年全部机组投产发电，是国家“西部大开发”“西电东送”的骨干工程。➢国投小三峡：国投甘肃小三峡发电有限公司成立于1994年6月，主要负责位于甘肃省境内黄河干流上的大峡、小峡、乌金峡三个水电站的开发建设和生产运营管理，其中：大峡水电站装机容量为33万千瓦，1998年6月全面投产发电；小峡水电站装机容量为23万千瓦，2005年5月全面投产发电；乌金峡水电站装机容量为14万千瓦，2009年6月全面投产发电。公司深度报告P.18请仔细阅读本报告末页声明图表31：公司水电板块各控股公司经营业绩情况水电板块各控股公司经营业绩情况雅砻江水电20192020202120222023H12023H1同比营业收入（亿元）164.95174.91183.83222.21110.19净利润（亿元）60.2162.3063.6073.6142.9524.72%成本（亿元）104.74112.60120.23148.6167.24净利润率（%））36.5%35.6%34.6%33.1%39.0%水电发电量（亿千瓦时）747.32774.68778.27885.23348.89-6.42%水电上网电量（亿千瓦时）743.56770.7774.3880.47346.87-6.45%水电上网电价（元/千瓦时）0.2520.2550.2620.2790.3259.84%国投大朝山20192020202120222023H12023H1同比营业收入（亿元）13.4012.6110.4111.294.74净利润（亿元）8.937.885.926.602.97成本（亿元）4.464.724.494.691.77净利润率（%））66.7%62.5%56.8%58.5%62.6%水电发电量（亿千瓦时）73.3369.0863.0068.4228.46-26.31%水电上网电量（亿千瓦时）72.868.5562.5367.9528.28-26.31%水电上网电价（元/千瓦时）0.190.1850.1850.1850.185-0.75%国投小三峡20192020202120222023H12023H1同比营业收入（亿元）7.948.458.698.92净利润（亿元）2.592.283.313.83成本（亿元）5.356.165.395.09净利润率（%））32.6%27.0%38.0%43.0%水电发电量（亿千瓦时）43.1740.7741.338.2816.29-9.03%水电上网电量（亿千瓦时）41.2239.1640.837.7816.08-9.05%水电上网电价（元/千瓦时）0.210.2340.2370.2630.261-6.57%资料来源：公司2019-2023H1年/中报、经营信息公告，长城证券产业金融研究注：雅砻江水电发电量、上网电量、上网电价仅为水电部分，不包含新能源发电量。水电度电收入持续提升，度电利润仅次于长江电力。公司2022年水电发电量991.93亿千瓦时，水电业务营业收入242.42亿元，同比增长19.5%，净利润84.04亿元，同比增长15.4%，度电收入为0.244元/千瓦时，度电利润为0.049元/千瓦时，在水电企业中处于较高水平，基本多年仅次于长江电力度电利润水平（其他四家公司的度电收入和利润计算均剔除非水电业务）。图表32：水电上市公司度电收入（元/千瓦时）图表33：水电上市公司度电利润（元/千瓦时）资料来源：各公司年报及经营数据公告，长城证券产业金融研究院资料来源：各公司年报及经营数据公告，长城证券产业金融研究院0.150.170.190.210.230.250.270.292018A2019A2020A2021A2022A川投能源长江电力华能水电黔源电力国投电力0.000.020.040.060.080.100.120.142018A2019A2020A2021A2022A川投能源长江电力华能水电黔源电力国投电力公司深度报告P.19请仔细阅读本报告末页声明3.2雅砻江流域水风光蓄一体化领先全国，项目规划及落地周期体现良好成长性主要流域可再生能源一体化建设，风光水储多能互补发展。风光水储多能互补利用大型综合能源基地常规电源与新能源形成的资源组合优势，相比新能源分散介入、全网调峰的方式而言，大型综合能源基地多能互补具备多重互补优势：（1）多能互补保障电能质量：依靠常规电源以及储能的支撑调节能力，实现风储、光储、水储和风光储等联合发电运行方式自动组态、智能优化和平滑切换，有力平抑新能源波动，打造输出稳定、灵活可控的发电基地，为大规模新能源并网及调度提供技术支撑。（2）送受互补提升外送效率：与单独外送水电相比，新能源电量的增加将有效提高直流通道利用率，特别是枯期电量支撑，同时充分发挥水电调节能力，兼顾送端留存电力电量需求与受端的保供需要，实现送受端的电力电量互补。（3）网源互补简化调度运行：以多能互补基地可调节电源（水电与储能）为核心，打捆近区范围内的随机电源（风电与光伏），实现一体化调度运行，实现基地整体稳定电力送出，降低调度运行的复杂程度。（4）存量互补调动市场活力：多种类型电源业主通过建立合理的利益分配机制，一方面可以利用新能源成本优势，提高目前开发成本相对较高的水电、气电、储能等调节电源的经济性；另一方面可以鼓励电源企业进一步深度参与调峰，释放电源调节空间，减轻送受端系统的调峰压力。62022年3月9日，国家能源局综合司发布《关于开展全国主要流域可再生能源一体化规划研究工作有关事项的通知》，旨在充分利用具有灵活调节能力的水电和火电资源，在合理范围内配套建设一定规模的以风电和光伏为主的新能源发电项目，建设可再生能源一体化综合开发基地，实现一体化资源配置、规划建设、调度运行和消纳，提高可再生能源综合开发经济性和通道利用率。该规划的研究范围包括：（1）水能资源技术开发量在200万千瓦以上的主要流域：长江流域、黄河流域、珠江流域、东北诸河、东南沿海诸河、西南主要河流、西北主要河流；（2）流域水电开发基础较好，已建、在建和规划建设的水电具有调节能力；（3）流域内风能、太阳能等新能源资源条件较好，具备开发条件。研究内容主要包括：（1）流域内及周边地区水电及火电资源调节能力情况；（2）风光资源的在建、拟建项目梳理以及开发潜力研究；（3）在资源配置、规划建设、调度运行、经济性平价、消纳等方面保持一体化布局，并提供对应阶段的保障措施。图表34：中国十三大水电基地分布图图表35：“十四五”大型清洁能源基地布局示意图资料来源：中国水利发电工程协会，长城证券产业金融研究院资料来源：《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四五规划和2035年远景目标纲要》，长城证券产业金融研究院2021年3月，发改委发布《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四五规划和2035年远景目标纲要》，我国将在“十四五”期间重点发展九大清洁能源基地，其中有四个风光水储一体化基地，分别是黄河上游清洁能源基地、金沙江上游清洁能源基地、雅砻6《浅谈水风光一体化在金沙江流域的典型应用》，四川电力技术，2021年8月第44卷第4期公司深度报告P.20请仔细阅读本报告末页声明江流域清洁能源基地和金沙江下游清洁能源基地。图表36：部分水电基地项目情况公司基地名称规划三峡集团金沙江下游风光水储一体化基地“十四五”期间新建风电、光伏项目的总装机规模预计超1500万千瓦国投电力雅砻江流域水风光一体化基地规划基地总规模超1亿千瓦，其中水电约3000万千瓦，风电、光伏发电超6000万千瓦，抽水蓄能发电超1000万千瓦。华能水电西藏澜沧江水光互补清洁能源基地规划水电站共1000万千瓦，光伏电站共1000万千瓦，基地总规模2000万千瓦澜沧江云南段水风光一体化基地2022年10月基地总装机超2400万千瓦，水电装机2296万千瓦，已投产风电和光伏项目15个国家电投黄河流域龙羊峡水光互补总装机容量为213万千瓦，其中光伏85万千瓦，水电128万千瓦，于2015并网投产资料来源：各公司公告，公司官网，长城证券产业金融研究院打造水风光互补清洁能源基地建设，实现风光水互补联合调度。公司控股雅砻江水电将负责雅砻江流域水风光一体化基地建设，规划基地总规模超1亿千瓦，其中水电约3000万千瓦，风电、光伏发电超6000万千瓦，抽水蓄能发电超1000万千瓦。2023年6月25日，雅砻江两河口水电站水光互补一期项目—位于四川省甘孜藏族自治州雅江县柯拉乡的柯拉光伏电站并网发电，标志着全球最大、海拔最高的水光互补电站正式投产。柯拉光伏电站是我国第三大水电基地雅砻江流域清洁能源基地“十四五”时期首个开工建设的水光互补电站，电站将通过500kV输电路线接入50公里外的两河口水电站，实现光伏发电和水电的“打捆”送出，上网电价参照四川发改委川发改价格〔2022〕194号文，延续平价上网政策，按四川省燃煤发电基准价0.4012元/千瓦时执行，也可自愿参与市场化交易。2023年8月25日，雅砻江扎拉山光伏电站正式开工建设，该项目位于四川省凉山州盐源县，总投资超60亿元，装机规模达117万千瓦，年平均发电量21.5亿度，计划2025年全容量并网发电，为雅砻江流域水风光互补绿色清洁可再生能源示范基地又一标志性项目。7图表37：雅砻江流域水电站规划图资料来源：雅砻江水电公司官网，长城证券产业金融研究院7《新闻媒体全网聚焦！扎拉山光伏电站开工建设》，雅砻江水电公司官网新闻，2023年8月28日公司深度报告P.21请仔细阅读本报告末页声明提升电力系统调节能力，在负荷中心、新能源大规模开发基地规划建设抽水蓄能电站。雅砻江两河口混合式抽水蓄能电站项目于2022年12月29日开工，项目位于甘孜州雅江县。上水库是已经建好的两河口水库，下水库在距离10多公里的牙根一级水电站，地下厂房布置在两河口水电站大坝下游的左岸山体里，通过山体内开挖的水工隧洞连接上水库、下水库进行抽水和发电。扩建4台30万千瓦可逆式机组，加上已经建成的两河口水电站300万千瓦装机作为常规机组，总装机达420万千瓦，具有抽水、发电“双向调节”作用，电力短缺时，电站进行发电，把储备的水能转换为电能，电力充裕时，抽水补充库容，把相应的电能储备成水能。通过发挥抽水、发电“双倍调峰容量”优势，可有效环节电网高峰供给和低谷清洁能源消纳压力，配套消纳相当于自身装机规模3倍的新能源，将700万千瓦左右随机波动的光伏和风力发电调整为平滑、稳定的优质电源。8根据《四川省电源电网发展规划（2022—2025年）》，四川省明确将推进26个抽水蓄能项目，其中“十四五”核准开工12个（两河口混合式抽蓄为第一个开工项目），推进前期工作14个，总规模达3490万千瓦，叶巴滩、攀枝花仁和项目预计今年核准，省能源局正在统筹研究绵竹、江油、芦山、道孚、大邑等9个“十四五”重点实施抽水蓄能项目核准开工时序，倒排工期，争取尽快开工建设。图表38：两河口混合式抽水蓄能电站项目示意图资料来源：四川日报，长城证券产业金融研究院2023年9月12日，雅砻江流域水电开发有限公司与华为联合创新中心在雅砻江公司成都总部挂牌成立，成为我国首个基于流域水风光一体化基地建设的联合创新研究中心。联创中心将进一步推动解决全球最大水风光一体化示范基地智能建设、智能运营等复杂关键技术，推动降低项目全生命周期成本，实现水风光资源综合效益最大化，促进能源产业数字化、智能化升级，并向全球提供可借鉴、可复制、可推广的经验。98《四川首座巨型“超级充电宝”两河口混蓄电站开建如何让一滴水连续发电19遍？》，四川省人民政府网站，2023年1月5日9《我国首个基于流域水风光一体化示范基地建设的联合创新中心成立》，雅砻江水电公司官网新闻，2023年9月13日公司深度报告P.22请仔细阅读本报告末页声明4.新能源业务：辐射全国，规模化效益提升明显持续保持新增规模，5年复合增速达到23.86%。2018-2022年，公司新能源装机由157.9万千瓦增长至460.34万千瓦，CAGR为23.86%，新能源装机占比也由4.64%提升至12.19%。细分来看，风电装机由110.1万千瓦增长至294.94万千瓦，CAGR为21.78%，光伏装机由47.8万千瓦增长至165.4万千瓦，CAGR为28.18%。2023年上半年公司投产风电、光伏装机共83.43万千瓦。图表39：公司2018-2023H1新能源装机量及占比图表40：公司2018-2022风电、光伏装机量资料来源：公司2018-2023H1年/中报，长城证券产业金融研究院资料来源：公司2018-2022年年报，长城证券产业金融研究院图表41：截至2022年底，公司各电源各省份装机分布（万千瓦）所在区域总装机水电装机火电装机风电装机光伏装机四川19631920403天津4074007福建399399广西35532629云南1981351449甘肃16073798新疆947519贵州68635青海20155安徽1717内蒙古1515陕西1515江苏1212浙江1010辽宁1010宁夏853湖南55江西55海南55河北44英国55泰国11装机合计377621281188295165资料来源：公司2022年年报，长城证券产业金融研究院注：另有储能项目装机1万千瓦，未包含在上述统计数据中。新能源装机增长带动发电量增加，国投新能源净利率稳步提升。2023年上半年因风光资源较同期好、规模增长，风电和光伏发电量分别同比增长35.6%、16.89%；风电、光伏上网电价较同期分别下降5.76%、9.73%，主要因为公司新投产机组为平价上网项157.9214.8317.15357.25460.34543.770%5%10%15%0100200300400500600201820192020202120222023H1新能源装机量（万千瓦）占比（%）110.1143213.95223.05294.9447.871.8103.2134.2165.405010015020025030035020182019202020212022风电光伏公司深度报告P.23请仔细阅读本报告末页声明目，上网电价采用当地标杆燃煤电价。存量项目运营稳定，区域化管理逐步成熟，规模化效益日渐显现。国能新能源为公司主要控股子公司（该子公司不包含全部新能源装机，但作为重要子公司有经营情况披露），2022年净利率33.22%，较2019年提升18.58个pct，2023上半年实现营业收入11.11亿元，净利润4.76亿元，同比增长35.01%，净利率上升至42.88%。公司也将积极探索电化学储能、氢能、充电桩、光热发电、增量配网及电力交易等新型产业机会，2022年公司布局电网侧储能，取得广西浦北一期200MW/400MWh独立共享储能项目开发资源。图表42：公司2019-2023H1风电和光伏发电量及电价20192020202120222023H12023H1同比发电量：风电（亿千瓦时）26.2234.0247.8648.7433.5935.06%发电量：光伏（亿千瓦时）9.312.916.1518.411116.89%上网电价：风电（元/千瓦时）0.4680.4790.4840.5080.494-5.76%上网电价：光伏发电（元/千瓦时）0.8540.8920.9180.8450.795-9.73%资料来源：公司2019-2023H1年/中报，、年报及经营信息公告，长城证券产业金融研究院图表43：公司控股国能新能源公司经营业绩情况国投新能源20192020202120222023H12023H1同比营业收入（亿元）12.3614.8518.2218.3911.11净利润（亿元）1.813.464.926.114.7635.01%净利润率（%）14.64%23.31%27.02%33.22%42.88%资料来源：公司2019-2023H1年/中报、经营信息公告，长城证券产业金融研究院5.海外业务：积极布局海外业务，提升公司国际化程度公司的海外业务主要包括英国风电、印尼巴塘水电和泰国垃圾发电项目。其中，英国风电项目营收增长最快，毛利率最高。2018-2022年英国业务营业收入由0.34亿元增长至2.64亿元，CAGR为50.47%，2022年毛利率达到77.81%。泰国业务次之，2019-2022年，泰国业务营业收入由0.69增长至0.8亿元，CAGR为3.81%，毛利率在50%左右。印尼巴塘水电项目正在稳步开发建设中。图表44：OECD区域电力业务股权结构图图表45：“一带一路”区域电力业务股权结构图资料来源：公司公告、官网、官方媒体，长城证券产业金融研究院公司公告：《国投电力控股股份有限公司关于收购RNEUK100%股权及对外投资的公告》；公司官网、官方媒体：《国投电力百万千瓦级英奇角海上风电项目成功中标英国政府差价合约》、《国投电力成功收购瑞典奥特瑞恩陆上风电项目》、《英国红石能源》注：浅蓝色为已投产，白色为前期/在建，信息更新时间以公告时间为准资料来源：公司公告、官网、官方媒体，长城证券产业金融研究院公司公告：《2017年年度报告》、《2019年年度报告》；公司官网、官方媒体：《国投电力海外项目财务负责人社会招聘公告》、《印尼万丹项目》、《泰国新项目成功签约！国投电力垃圾发电项目再传捷报》、《深化国际合作构建人类命运共同体中泰两国央企携手发展绿色循环经济》公司深度报告P.24请仔细阅读本报告末页声明图表46：海外业务经营情况海外业务经营情况英国20182019202020212022营业收入（亿元）0.341.120.981.602.64毛利率60.11%68.89%54.78%64.54%77.81%印尼20182019202020212022营业收入（亿元）1.5512.07毛利率32.31%3.46%泰国20182019202020212022营业收入（亿元）0.691.240.800.80毛利率64.40%56.35%56.24%50.81%资料来源：Wind，公司2018-2022年报，长城证券产业金融研究院英国埃弗顿陆上风电50MW于2018年9月投入商业运营，2022年发电量1.44亿千瓦时，是红石投资首个控股投产项目。公司在英国的英奇角1080MW海风项目、本布莱克67.1MW陆风项目分别在2022年7月、2023年9月中标英国第四、五轮差价合约（CfD），后者的中标价格为52.29英镑/MWh。英奇角项目预计在2025至2026年分三期并网发电，本布莱克项目预计2025年并网发电。印尼巴塘水电站于2021年完成收购，计划于2026年建成投产，是十四五期间公司首个控股开发的海外水电公司。6.盈利预测与投资建议6.1盈利预测根据公司2022年及2023H1主营业务发展和公司战略目标，以及我们对国内电力供需、电力系统和市场化发展的趋势判断，我们对公司2023-2025年业务经营情况假设如下：水电业务：三季度来水情况好转，夏季用电高峰结束，电力保供形势放缓，下半年水电发电量有望提升。目前两河口电站已结束第三阶段蓄水（2022年10月数据），达到2855m水位，有望于今年达到2865m蓄水位。考虑流域梯级联合调度带来电量增发作用，以及省内外电力供需形势、能源结构转变带来的上网电价持续温和提升，我们预计2023-2025年公司水电销售收入分别为249亿元、262亿元、272亿元，净利率分别为39.33%、41.21%、43.07%。火电业务：上半年火电业务从成本端和收入端均有所改善，燃煤价格回落至平稳区间，水火互补效应导致火电发电量提升，上网电价保持2022年较基准上浮的高水平，公司火电盈利能力修复，净利率有明显提升。考虑短期内火电机组仍起到电力系统压舱石作用，对发电量和电价波动不予悲观预期；长期看兼具基荷和调节作用，收益来自电量电费、容量电费和辅助服务费三部分，盈利能力有多重保障。我们预计2023-2025年公司火电销售收入分别为239亿元、247亿元、255亿元，净利率分别为3.09%、7.01%、7.83%。新能源业务：全国多省份覆盖+雅砻江水风光储一体化基地+海外风电开发，公司新能源业务布局全面、项目规划储备丰富，推进和落地节奏良好。存量项目补贴电价水平高，增量项目平价上网，整体上网电价下降趋势确定，但考虑未来上游产业链降本增效以及规模不断增长带来的规模化效应，我们预计2023-2025年公司新能源业务销售收入为公司深度报告P.25请仔细阅读本报告末页声明46.27亿元、51.28亿元、52.54亿元，净利率分别为39.86%、45.84%、48.13%。其他主营业务及其他业务：因公司披露信息较少且营业收入占比较小，我们预计2023-2025年其他主营业务收入分别为24.70亿元、29.6亿元、35.57亿元；2023-2025年其他业务收入分别为4.24亿元、4.45亿元、4.67亿元。费用率：公司近年来均处于投资-开发建设-投产周期，每年均有不同电源的建设和投产情况，因此我们对销售费用率、管理费用率和研发费用率采用最近3年加权平均算术平均值：预计2023-2025年销售费用率均为0.07%；管理费用率分别为3.18%、3.06%、3.08%；研发费用率均为0.08%。图表47：公司2023-2025年盈利预测2022A2023E2024E2025E水电销售收入（亿元）249262272净利润97.78107.83117.30净利率（%）39.33%41.21%43.07%毛利率（%）54.33%56.21%58.07%火电销售收入（亿元）239.2247.1254.9净利润7.3817.3319.96净利率（%）3.09%7.01%7.83%毛利率（%）18.09%22.01%22.83%新能源销售收入（亿元）46.2751.2852.54净利润18.4423.5125.29净利率（%）39.86%45.84%48.13%毛利率（%）54.86%60.84%63.13%电力销售（=水电+火电+新能源销售）收入（百万元）47840534085600857980YOY（%）12.16%11.64%4.87%3.52%毛利率（%）34.28%38%42%43%其他主营收入（百万元）2245.49247029643557YOY（%）308.40%10.00%20.00%20.00%毛利率（%）-19.58%3.92%5.87%8.81%其他业务收入（百万元）403.67424445467YOY（%）-15.71%5.00%5.00%5.00%毛利率（%）53.84%53.84%53.84%53.84%合计收入（百万元）50489563025941762004YOY（%）11.51%5.53%4.35%毛利率（%）32.04%36.76%39.86%41.15%资料来源：长城证券产业金融研究院6.2投资建议依托雅砻江水资源开发建设新能源及储能，成立全国首个基于流域水风光一体化基地建设的联合创新研究中心。风光及抽水蓄能项目推进和落地节奏良好，项目储备丰富叠加各类电源的优势互补、灵活调度等优势，水电结合新能源及储能的业务板块具备长期成长性。短期看，公司高效火电机组受益于燃煤成本下降、以及今年来水不及预期的电力紧平衡带来发电量的提升，盈利能力明显改善；长期看，随着利用小时数的下降，容量公司深度报告P.26请仔细阅读本报告末页声明电价将保证火电机组的长期合理收益。同时，公司积极获取全国范围内的风光资源，开拓海外市场。预计2023至2025年实现营业收入为563.02亿元、594.17亿元、620.04亿元，实现归母净利润为60.39亿元、71.61亿元、81.21亿元，同比增长48%、18.6%、13.4%。对应EPS为0.81、0.96、1.09，对应PE倍数为14.8、12.5、11X，维持“增持”评级。7.风险提示用电需求不及预期：若国民经济增速放缓，工业生产及居民生活对电力需求可能减少，机组利用小时数会略微下降，给公司盈利能力带来一定的负面影响。煤价波动风险：若未来燃料供应紧张，价格持续上涨或出现大幅波动，而国家相关部门没有及时调整电价，或将影响公司业绩。来水不及预期风险：若未来受气候环境变化，来水不及预期、水库蓄水降低导致发电量减少，将对公司业绩产生负面影响。电价下降超预期风险：所属电站上网电价受电力供需、能源结构、政策导向等因素导致下降，将对公司业绩产生负面影响。政策推进不及预期风险：政府审批风险。若未来清洁能源发电及抽水蓄能的审批标准趋严或审批周期延长，公司可能错失项目开发最佳时期，对项目的投资回收带来不利影响。项目建设进度不及预期风险：若清洁能源项目相关建设工程因市场因素变化、生产计划改变等，发生缓建、停建等情形，或给公司的经营业绩产生不利影响。公司深度报告P.27请仔细阅读本报告末页声明财务报表和主要财务比率资产负债表（百万元）利润表（百万元）会计年度2021A2022A2023E2024E2025E会计年度2021A2022A2023E2024E2025E流动资产2169723322259972483229520营业收入4376650489563025941762004现金888711639112601188313686营业成本3095034311356053573636487应收票据及应收账款96689016118191016812776营业税金及附加942971117212121261其他应收款371700494766549销售费用2937404244预付账款424187495224526管理费用13061480179018211910存货12701217136412271418研发费用3140454649其他流动资产1077564565564565财务费用42914655394039353515非流动资产219709235032251218256076258149资产和信用减值损失-440-63-61-78-58长期股权投资93389760103151083011362其他收益434165243249233固定资产184315194518211137216307218598公允价值变动收益11922515347无形资产56165678560955245376投资净收益102273395306330其他非流动资产2044025075241572341522813资产处置收益1920161817资产总计241406258354277214280908287670营业利润64509412143551717119307流动负债3798744762585205359445581营业外收入16780127118115短期借款859111299283341690712000营业外支出3259545254应付票据及应付账款47324548508245835285利润总额65859433144281723719368其他流动负债2466428916251033210428295所得税13721753274033033682非流动负债115321119975115439111904112769净利润52137680116881393415686长期借款113007117353112818109283110147少数股东损益27573601564967737565其他非流动负债23142621262126212621归属母公司净利润24564079603971618121负债合计153308164737173959165498158349EBITDA1942123685276313134633660少数股东权益3662339107447565153059095EPS（元/股）0.330.550.810.961.09股本74547454745474547454资本公积1095010948109481094810948主要财务比率留存收益2723829899360284316251220会计年度2021A2022A2023E2024E2025E归属母公司股东权益5147554510584996388170225成长能力负债和股东权益241406258354277214280908287670营业收入（%）11.315.411.55.54.4营业利润（%）-44.445.952.519.612.4归属母公司净利润（%）-55.566.148.018.613.4获利能力毛利率（%）29.332.036.839.941.2现金流量表（百万元）净利率（%）11.915.220.823.525.3会计年度2021A2022A2023E2024E2025EROE（%）5.98.211.312.112.1经营活动现金流1463121964160913501722062ROIC（%）4.75.96.98.38.8净利润52137680116881393415686偿债能力折旧摊销8585962293421023410847资产负债率（%）63.563.862.858.955.0财务费用42914655394039353515净负债比率（%）140.8137.8139.4112.196.8投资损失-102-273-395-306-330流动比率0.60.50.40.50.6营运资金变动-3561160-84787211-7650速动比率0.50.50.40.40.6其他经营现金流205120-58-6营运能力投资活动现金流-9088-15689-25066-14716-12526总资产周转率0.20.20.20.20.2资本支出927715206249741457712388应收账款周转率5.35.40.00.00.0长期投资199-603-554-515-532应付账款周转率9.38.917.40.00.0其他投资现金流-10120462376394每股指标（元）筹资活动现金流-6401-3574-9738-6250-2827每股收益（最新摊薄）0.330.550.810.961.09短期借款1357270817036-11428-4907每股经营现金流（最新摊薄）1.962.952.164.702.96长期借款42444346-4535-3535865每股净资产（最新摊薄）6.146.557.087.818.66普通股增加4880000估值比率资本公积增加3188-2000P/E36.421.914.812.511.0其他筹资现金流-15679-10627-2223887131215P/B2.01.81.71.51.4现金净增加额-8932726-18713140516709EV/EBITDA12.910.910.18.68.1资料来源：长城证券产业金融研究院公司深度报告P.28请仔细阅读本报告末页声明免责声明长城证券股份有限公司（以下简称长城证券）具备中国证监会批准的证券投资咨询业务资格。本报告由长城证券向专业投资者客户及风险承受能力为稳健型、积极型、激进型的普通投资者客户（以下统称客户）提供，除非另有说明，所有本报告的版权属于长城证券。未经长城证券事先书面授权许可，任何机构和个人不得以任何形式翻版、复制和发布，亦不得作为诉讼、仲裁、传媒及任何单位或个人引用的证明或依据，不得用于未经允许的其它任何用途。如引用、刊发，需注明出处为长城证券研究院，且不得对本报告进行有悖原意的引用、删节和修改。本报告是基于本公司认为可靠的已公开信息，但本公司不保证信息的准确性或完整性。本报告所载的资料、工具、意见及推测只提供给客户作参考之用，并非作为或被视为出售或购买证券或其他投资标的的邀请或向他人作出邀请。在任何情况下，本报告中的信息或所表述的意见并不构成对任何人的投资建议。在任何情况下，本公司不对任何人因使用本报告中的任何内容所引致的任何损失负任何责任。长城证券在法律允许的情况下可参与、投资或持有本报告涉及的证券或进行证券交易，或向本报告涉及的公司提供或争取提供包括投资银行业务在内的服务或业务支持。长城证券可能与本报告涉及的公司之间存在业务关系，并无需事先或在获得业务关系后通知客户。长城证券版权所有并保留一切权利。特别声明《证券期货投资者适当性管理办法》、《证券经营机构投资者适当性管理实施指引（试行）》已于2017年7月1日起正式实施。因本研究报告涉及股票相关内容，仅面向长城证券客户中的专业投资者及风险承受能力为稳健型、积极型、激进型的普通投资者。若您并非上述类型的投资者，请取消阅读，请勿收藏、接收或使用本研究报告中的任何信息。因此受限于访问权限的设置，若给您造成不便，烦请见谅！感谢您给予的理解与配合。分析师声明本报告署名分析师在此声明：本人具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格或相当的专业胜任能力，在执业过程中恪守独立诚信、勤勉尽职、谨慎客观、公平公正的原则，独立、客观地出具本报告。本报告反映了本人的研究观点，不曾因，不因，也将不会因本报告中的具体推荐意见或观点而直接或间接接收到任何形式的报酬。投资评级说明公司评级行业评级买入预期未来6个月内股价相对行业指数涨幅15%以上强于大市预期未来6个月内行业整体表现战胜市场增持预期未来6个月内股价相对行业指数涨幅介于5%~15%之间中性预期未来6个月内行业整体表现与市场同步持有预期未来6个月内股价相对行业指数涨幅介于-5%~5%之间弱于大市预期未来6个月内行业整体表现弱于市场卖出预期未来6个月内股价相对行业指数跌幅5%以上行业指中信一级行业，市场指沪深300指数长城证券产业金融研究院深圳北京地址：深圳市福田区福田街道金田路2026号能源大厦南塔楼16层邮编：518033传真：86-755-83516207地址：北京市西城区西直门外大街112号阳光大厦8层邮编：100044传真：86-10-88366686上海地址：上海市浦东新区世博馆路200号A座8层邮编：200126传真：021-31829681网址：http://www.cgws.com