免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。1证券研究报告发电关注水电业绩增长，重视抽蓄高规划华泰研究发电增持(维持)研究员王玮嘉SACNo.S0570517050002SFCNo.BEB090wangweijia@htsc.com+(86)2128972079研究员黄波SACNo.S0570519090003SFCNo.BQR122huangbo@htsc.com+(86)75582493570联系人李雅琳SACNo.S0570121040031liyalin018092@htsc.com+(86)2128972228联系人胡知SACNo.S0570121120004huzhi019072@htsc.com+(86)2128972228行业走势图资料来源：Wind，华泰研究重点推荐股票名称股票代码目标价(当地币种)投资评级华能水电600025CH8.30买入国投电力600886CH13.09买入川投能源600674CH14.18买入华电国际600027CH4.99买入国电电力600795CH4.65买入三峡能源600905CH8.12买入资料来源：华泰研究预测2022年7月08日│中国内地深度研究关注电价上涨多及有新装机投产常规水电，重视抽蓄容量规划较高公司常规水电层面，我们预计2022年来水偏丰将为水电公司带来普遍的发电量同比增长，差异化方面建议关注水电市场化电价上涨较多及有新投产水电装机的上市公司。如市场化电价上涨明显（云南）且市场化比例较高的华能水电，2021年及2022年初有两河口和杨房沟合计450万千瓦新增水电机组投产的国投电力/川投能源。抽水蓄能方面，由于建设周期较长（一般5-6年），且五大四小电力集团的规划基本都处于较为前期的阶段，但在两部制电价下容量电价起到盈利稳定器作用，抽蓄电站盈利或较为稳定，推荐目前抽蓄规划较大的国投电力/三峡能源/华电国际/国电电力。水电抗跌属性强，量价齐升有望带动业绩增长水电板块在2008年我国经济下行阶段、2011年上半年—2014年上半年和2021年12月-2022年4月上证综指下跌阶段超额收益显著，抗跌属性强。水电个股上涨的重要催化因素系新水电站投产。2022年以来，来水偏丰将带来水电公司发电量增长；在全国电力供需格局偏紧背景下，我们认为水电市场化电价正处于上涨周期，量价齐升将带来水电公司营收增长。成本层面，水电站折旧完毕将带来水电公司利润释放，我们测算华能水电部分电站十四五期间折旧完毕将累计带来8.9亿元折旧额下降，十五五累计7.6亿元；2032年开始，雅砻江水电存量电站将陆续折旧完毕。抽蓄存量市场两网为王，后续“五大四小”将迎快速发展截至2021年底，我国抽水蓄能电站在运规模中，国网和南网市占率为65%/23%，总计88%；五大四小发电集团中，仅华电集团拥有在运抽水蓄能电站。根据国家能源局规划，我国抽蓄投产容量将在2025年/2030年分别达到约62GW/120GW，为截至2021年底装机量的1.7x和3.3x。五大四小发电集团将积极参与未来抽蓄电站建设运营，容量规划方面，集团中最高的为三峡集团（51GW），旗下上市公司中目前规划值为8GW+的有国投电力/三峡能源/华电国际/长江电力/国电电力，我们测算国投/三峡/华电/国电规划容量投产后每年平均净利润约为28/22/18/15亿元。抽蓄电站将执行两部制电价，容量电价或保障盈利根据发改价格〔2021〕633号文（2023年开始执行）所规定的容量电价按6.5%经营期内部收益率核定，在我们的假设下，测算得出抽蓄电站容量电价为0.574元/W；电量电价收益:1）若电力现货市场运行，电量电价盈利主要取决于峰谷价差大小，峰谷价差越大，盈利越好；2）若无现货市场，我们测算抽蓄电站总调峰成本在电站投产首年为0.366元/千瓦时，利息支付完成后为0.249元/千瓦时，项目整体资本金IRR为11.3%。为鼓励抽蓄电站及电网参与市场化改革，633号文规定电量电价收益在抽蓄电站和电网间进行2：8分成，八成在下一监管周期核定容量电价时扣减。风险提示：水电市场化电价上涨/来水/新增机组投产不及预期；水电站折旧完成时间及带来的折旧额减少与预期有偏差风险；各集团/公司抽水蓄能规划转换为投产装机不及预期；抽水蓄能电站盈利不及预期。(26)(12)21630Jul-21Nov-21Mar-22Jul-22(%)发电沪深300免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。2发电正文目录投资概要.......................................................................................................................................................................3区别于市场观点.............................................................................................................................................3水电：强防御属性，业绩稳中向好...............................................................................................................................4发展历程：水电开发由易到难，大水电资源尤为稀缺...........................................................................................4复盘股价：水电板块抗跌属性凸显，新增装机成为个股股价催化因素.................................................................6业绩展望：量价齐升推动收入增长，静待折旧下行成本降低................................................................................9抽蓄：需求将至，发展空间广阔.................................................................................................................................14原理作用：“抽四发三”，重要调峰调频电源之一................................................................................................14布局发展：围绕新能源布局，未来十年抽蓄规模将大幅跃升..............................................................................16产业链条：五大四小成为新投资主体，形成多元化格局.....................................................................................17盈利模式：实行两部制电价，容量电价或发挥稳定器作用.................................................................................21重点推荐.....................................................................................................................................................................24三峡能源（600905CH，买入，目标价：8.12元）...........................................................................................24华能水电（600025CH，买入，目标价：8.30元）..........................................................................................25国投电力（600886CH，买入，目标价：13.09元）........................................................................................25川投能源（600674CH，买入，目标价：14.18元）........................................................................................26华电国际（600027CH，买入，目标价：4.99元）..........................................................................................26国电电力（600795CH，买入，目标价：4.65元）..........................................................................................27风险提示..............................................................................................................................................................28免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。3发电投资概要大水电为稀缺资源，新装机投产、量价齐升、折旧下行是推动水电公司业绩增厚重要因素。截至2021年底，我国剩余经济可开发常规水电资源容量仅为4792万千瓦，低于国家能源局规划的2021-2030年增加值8000万千瓦左右，我们认为大型水电站将成为稀缺优质水电资源。水电板块在2008年我国经济下行阶段、2011年上半年—2014年上半年和2021年12月-2022年4月上证综指下跌阶段超额收益显著，抗跌属性强。而新增水电装机投产为水电个股上涨重要催化因素。营收方面，2022年以来来水偏丰将带来水电公司发电量增长；在全国（包括水电大省云南、四川）电力供需格局偏紧的情况下，我们认为水电市场化电价正处于上涨周期，量价齐升将带来水电公司营收增长。成本层面，水电站折旧到期将带来水电公司利润释放，我们测算华能水电部分水电站十四五期间折旧完毕将累计带来8.9亿元折旧额下降，十五五累计为7.6亿元；2032年开始，雅砻江水电存量电站将陆续折旧完毕。抽蓄将为五大四小发电集团及旗下上市公司带来二次增长曲线。截至2021年底，我国抽水蓄能电站在运规模中，国网和南网市占率总计88%；五大四小发电集团中，仅华电集团拥有在运抽水蓄能电站，市占率1.6%。根据国家能源局规划，我国抽蓄投产容量将在2025年/2030年分别达到62GW以上/120GW左右，为截至2021年底装机水平的1.7x和3.3x。五大四小发电集团将跻身未来抽蓄电站建设运营，容量规划方面，五大四小集团中最高的为三峡集团（51GW），五大四小旗下上市公司中目前规划值为8GW+的有国投电力/三峡能源/华电国际/长江电力/国电电力。抽蓄电站将执行两部制电价，容量电价保障盈利，我们测算抽蓄电站容量电价为0.574元/W，电量电价在电力现货市场运行机制下，峰谷价差越大，盈利越好；无现货市场情况下，电量电价盈利相较容量电价偏低。我们认为五大四小发电集团及旗下上市公司抽水蓄能电站布局将为其带来二次增长曲线。区别于市场观点市场对五大四小集团旗下上市公司发展抽水蓄能预期不够充分，我们认为五大四小集团旗下上市公司发展抽水蓄能带来的长期盈利增长较为可观。目前市场对五大四小发电集团将跻身发展抽水蓄能有初步认知，但对具体要做多少量以及做完以后带来的业绩增长认识还不够完全。我们系统性的梳理了五大四小发电集团及其旗下参与抽蓄业务的上市公司目前的抽水蓄能规划容量。五大四小集团中目前抽蓄容量规划值最高的为三峡集团（51GW），五大四小旗下上市公司中目前规划值排名较前有：国投电力/三峡能源/华电国际/国电电力（1560/1240/1002/865万千瓦），若各上市公司以上容量（假设均为控股装机）全部投产，我们测算每年将带来净利润约28/22/18/15亿元，占各公司2020/2021/2020/2020年净利润的28%/36%/31%/20%（国投电力/华电国际/国电电力由于2021年火电业绩承压，采用2020年净利润进行对比），盈利贡献将较为可观。免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。4发电水电：强防御属性，业绩稳中向好截至2021年底，我国剩余经济可开发常规水电资源容量仅为4792万千瓦，而《2030碳达峰行动方案》明确“十四五”、“十五五”期间分别新增水电装机容量4000万千瓦左右，我们认为大型水电站将成为稀缺优质水电资源。水电板块在2008年我国经济下行阶段、2011年上半年—2014年上半年和2021年12月-2022年4月上证综指下跌阶段超额收益显著，而新增装机投产为水电个股上涨重要催化因素。盈利层面，2022年来水偏丰及水电电价处于上涨周期，水电公司量价齐升将带来业绩增厚，同时水电站折旧完毕将带来利润释放，我们预计十四五期间部分存量机组折旧完毕带来利润释放较大的为华能水电。发展历程：水电开发由易到难，大水电资源尤为稀缺水电开发由易到难，大型水电站为稀缺资源。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/技术可开发/经济可开发装机容量分别为6.94/5.42/4.02亿千瓦；理论蕴藏量/基数可开发年电量分别为6.08/2.47万亿千瓦时。根据中电联数据，截至2021年底，我国水电装机容量3.91亿千瓦（含3692万千瓦抽水蓄能装机），剩余经济可开发常规水电资源容量仅为4792万千瓦，增量空间稀缺。随着水电开发逐步向西部推进，新建水电地理位置偏远、自然条件恶劣，水电工程直接建设成本不断增加。此外，耕地占用等税费标准、征地移民投资也大幅增加，水电开发成本增幅显著，例如2013-2014年投产的溪洛渡水电站（1386万千瓦）造价约为5714元/千瓦，而目前在建白鹤滩水电站（1600万千瓦）造价超过12000元/千瓦。往后大型水电站将成为稀缺性资源。图表1：金沙江/雅砻江/大渡河等重要流域水电站分布图资料来源：各公司公司/官网、长江电力价值手册（2021）、华泰研究免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。5发电图表2：澜沧江流域水电站分布图资料来源：各公司公司/官网、长江电力价值手册（2021）、华泰研究世界前十大水电站中，5座属于三峡集团。我国拥有1000万千瓦以上水电站4座，均隶属于三峡集团，400万千瓦以上水电站10座，其中华能水电拥有2座，桂冠电力、国投电力、国家电投各1座。目前仍在建及规划的水电站中（不含白鹤滩电站），仅拉瓦西电站装机容量较大（420万千瓦），其他电站基本都低于300万千瓦，200万千瓦及以上的水电站仅3台，包括玛尔挡水电站、双江口和李家峡水电站。图表3：国内前十大在运营水电站装机容量世界排行世界排行水电站名称河流装机容量(万千瓦)竣工时间控股公司1三峡长江22502009长江电力2白鹤滩金沙江16002022三峡集团4溪洛渡金沙江13862014长江电力5乌东德金沙江10202021三峡集团10向家坝金沙江6402014长江电力11龙滩红水河6302009桂冠电力14糯扎渡澜沧江5852014华能水电18锦屏二级雅砻江4802014国投电力21拉西瓦黄河4202010国家电投22小湾澜沧江4202010华能水电注：白鹤滩水电站处于部分机组已投产，部分机组仍在建状态资料来源：中国电力网、华泰研究《2030碳达峰行动方案》明确“十四五”、“十五五”期间分别新增水电装机容量4000万千瓦左右。据我们统计，我国十四五期间投产的水电装机容量为4074万千瓦，基本与《2030碳达峰行动方案》明确的十四五期间水电装机容量增加值一致。由于我们下表列示的水电站有的十四五仅投产首台或部分装机，我们目前统计十五五投产的水电装机容量约708万千瓦，与方案明确值有一定距离，我们认为主要系由于：1）方案还提到推进雅鲁藏布江下游水电开发，由于开发难度较大，我们预计十四五后期或十五五期间可以看到相关开发主体及项目方案落实；2）我们统计湖北/广西/重庆/云南/西藏/四川/青海/新疆等省份十四五将推进开工建设和推进前期工作的水电项目装机容量分别合计为945/1810万千瓦，这两部分容量中，预计有一部分将于十五五期间投产。免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。6发电图表4：十四五规划投产水电站列表电站名称全口径装机容量（万千瓦）十四五投产容量（万千瓦）预计投产时间运营主体白鹤滩1,6001,60022年7月全部投产三峡集团乌东德1,02034021年6月16日全部投产三峡集团拉西瓦4207022年1月水电站4号机组正式投产发电。国家电投黄河公司两河口30030022年3月18日全部投产国投/川投玛尔挡水电站23223224年3月首批机组投产，24年12月底全部投产国家能源集团青海电力公司双江口20020024年底首台机组投产，25年全部投产国电电力李家峡200405号机组扩机工程项目预计2023年8月投产国家电投黄河公司大藤峡1601002023年底全面完工广西大藤峡水利枢纽开发公司杨房沟15015021年10月16日全部投产国投/川投托巴14014024年6月首台机组投产，25年全部投产华能水电苏洼龙12012022年内全部投产华电金沙江上游水电开发公司硬梁包11211224年10月首台机组投产，25年4月全部投产华能集团金川868624年首台机组投产，25年全部投产国电电力巴塘757523年8月全部投产华电金沙江上游水电开发公司巴拉757524年12月底前首台投产，25年3月底前全投中国电建集团金沙564221年10月9日全部投产四川能投绰斯甲393924年12月首台机组投产，25年6月全部投产国家能源集团四川阿水电力开发公司银江393925年2月前首台机组投产，25年12月底全投川投能源沙坪一级361225年9月首台投产，剩余5台间隔2个月陆续投产国电电力枕头坝二级301025年9月首台投产，剩余5台间隔2个月陆续投产国电电力其他流域大中小型292292合计5,3824,074注：“其他流域大中小型”电站规划来自四川省十四五水电投产规划，由于电站较多且规模较小，未一一列示资料来源：四川/广西/青海等省份十四五能源规划、各集团/公司官网/公告、华泰研究复盘股价：水电板块抗跌属性凸显，新增装机成为个股股价催化因素历史复盘来看，水电板块在2008年我国经济下行阶段、2011年上半年—2014年上半年上证综指下跌阶段、2021年12月-2022年4月上证综指下跌阶段超额收益显著。雅砻江水电新增机组投产带动国投/川投股价上涨，带来显著超额收益。华能水电相对收益随EPS波动。2008年我国经济下行阶段，水电超额收益达29%。2008年我国经济进入下行阶段，2008GDP增速和CPI增速大幅回落，GDP增速由2008Q1的12%下降至2008Q4的7%，CPI由2008年1月的7%下降至2008年12月的1%。2008年全年，中信水电指数收益率为-37%，同期上证综指收益率-66%，水电超额收益29%。图表5：2008年我国经济下行阶段水电板块表现出较强防御性资料来源：Wind、华泰研究0%2%4%6%8%10%12%14%-75%-50%-25%0%25%50%2008-012008-022008-042008-062008-082008-102008-12累计超额收益（左轴）上证综指（左轴）中信水电（左轴）GDP单季同比增速(右轴）CPI:当月同比(右轴）免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。7发电2011年上半年—2014年上半年上证综指下跌行情中，水电板块抗跌属性突出，超额收益10%。2011年5月-2014年6月，上证综指一路下行后低位震荡，中信水电指数收益率为-20%，同期上证综指收益率-30%，水电超额收益为10%。2011年5月-2012年7月水电超额收益表现为负主要系由于2011年5月以来来水偏枯（从三峡出库流量数据看，5月6日-10月底尤为偏枯）。根据国家能源局数据，2011年我国全国水电设备累计平均利用小时同比大幅下降376小时至3028小时，长江电力2011年前三季度发电量完成情况公告显示，截至2011年9月30日，长江上游来水较多年均值减少25％。图表6：2011年上半年—2014年上半年上证综指下跌行情中水电板块表现出较强防御性资料来源：Wind、华泰研究2021年12月-2022年4月疫情反复下上证综指下跌，来水偏丰，水电板块超额收益32%。2021年12月以来，疫情反复，多点爆发，特别是上海2022年3月出现疫情，4月初封城影响贸易链正常运行，制造业上下游均受到一定影响，上证综指大幅下挫，2021年12月-2022年4月上证指数收益率-19%。2022年3月/4月，来水偏丰促使全国水电发电量同比增长19.8%/17.4%，水电板块抗跌属性进一步放大，2021年12月-2022年4月中信水电指数超额收益率高达32%。图表7：2021年12月-2022年4月疫情反复背景下，上证综指下跌行情中水电板块表现出较强防御性资料来源：Wind、华泰研究-15%-10%-5%0%5%10%15%20%-35%-30%-25%-20%-15%-10%-5%0%5%2011-052011-072011-092011-112012-012012-032012-052012-072012-092012-112013-012013-032013-052013-072013-092013-112014-012014-032014-05累计超额收益（右轴）上证综指（左轴）中信水电（左轴）-30%-20%-10%0%10%20%30%40%2021-12-012021-12-082021-12-152021-12-222021-12-292022-01-052022-01-122022-01-192022-01-262022-02-022022-02-092022-02-162022-02-232022-03-022022-03-092022-03-162022-03-232022-03-302022-04-062022-04-132022-04-20中信（水电）vs上证指数超额收益上证指数免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。8发电雅砻江水电新增机组投产带动国投/川投股价上涨，带来超额收益显著。国投电力/川投能源分别持股雅砻江水电52%/48%股权，复盘两家上市公司2010-2022年股价走势，我们可以看出国投和川投股价走势十分相似，且股价增长的关键时期与大型水电机组投产密切相关。2012-2016年，雅砻江水电的官地、锦屏一二级水电站约1140万千瓦装机陆续投产，带来EPS增厚，促使国投/川投股价持续大幅上涨。自2021年7月，雅砻江水电杨房沟、两河口水电站（合计450万千瓦）进入投产周期，公司股价再次呈现一波上涨小高峰。对比川投能源走势，国投电力2021年因燃煤成本大幅增长造成的EPS下降并未明显对其股价走势造成明显影响。自2010年1月，国投和川投相对上证综指/申万电力/申万水电指数超额收益走势与股价走势基本相同，至2022年6月底，获得累计超额收益分别为236.5%/214.6%/134.8%和231.4%/209.5%/129.6%。图表8：国投电力新增装机带动股价上涨图表9：国投电力新增装机带来的超额收益显著资料来源：公司公告、Wind、华泰研究资料来源：公司公告、Wind、华泰研究图表10：川投能源新增装机带动股价上涨图表11：川投能源新增装机带来的超额收益显著资料来源：公司公告、Wind、华泰研究资料来源：公司公告、Wind、华泰研究024681012140.00.10.20.30.40.50.60.70.80.91.02010-012010-082011-032011-102012-052012-122013-072014-022014-092015-042015-112016-062017-012017-082018-032018-102019-052019-122020-072021-022021-092022-04(元/股)EPS（右轴）国投-收盘价锦屏一级/二级机组投产官地机组投产杨房沟/两河口开始投产0.00.20.40.60.81.0-100%-50%0%50%100%150%200%250%300%350%2010-012013-012016-012019-012022-01国投电力vs上证综指超额收益国投电力vs申万电力指数超额收益国投电力vs申万水电指数超额收益EPS（右轴）02468101214160.00.20.40.60.81.01.21.41.61.82010-012010-082011-032011-102012-052012-122013-072014-022014-092015-042015-112016-062017-012017-082018-032018-102019-052019-122020-072021-022021-092022-04(元/股)EPS（右轴）川投-收盘价官地机组投产锦屏一级/二级机组投产杨房沟/两河口开始投产(0.2)0.30.81.31.8-50%0%50%100%150%200%250%300%350%2010-012013-012016-012019-012022-01川投能源vs上证综指超额收益川投能源vs申万电力指数超额收益川投能源vs申万水电指数超额收益EPS（右轴）免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。9发电图表12：华能水电相对收益随EPS波动资料来源：Wind、华泰研究华能水电相对收益随EPS波动。复盘华能水电上市以来相对上证综指、申万电力/水电指数的超额收益，我们发现除了IPO一年内波动较大，此后走势基本与EPS一致。2021年3月初始，华能水电超额收益大幅增长，主要系：1）2021年来水偏枯，大多数水电公司1Q21发电量已经开始同比下降，但华能水电由于上年度蓄水较好，且小湾断面来水同比偏丰，发电量实现23.6%的同比增长；2）云南绿电铝硅新产能陆续投产带来用电量增长，电力供需局势逐渐偏紧，云南市场化电价同比大幅增长，2021年6-10月，云南市场化电价月均同比上涨幅度达到11%。业绩展望：量价齐升推动收入增长，静待折旧下行成本降低收入端：量价齐升将推动水电收入同比大幅增长。售电量和上网电价决定水电发电收入。售电量=发电量（1-厂内损耗率），水电站的厂内损耗率一般不超过1%，而火电/风电/光伏等电站的厂内损耗率平均在5%左右，远高于水电站。流域来水量系影响水电站发电量的主要因素，受气候影响，存在一定的不确定性，但于年内有一定规律性，以水电大省云南和四川为例，两省的汛期为6-10月，枯水期为1-4月和12月，平水期为5月和11月。上网电价一般分为市场化和非市场化部分。我们预计2022年来水同比大幅偏丰，市场化电价同比上涨1-2分钱，推动收入增长。图表13：2012年6月-2022年5月三峡水库月均入库流量图表14：2016年2月-2022年5月雅砻江月度来水量资料来源：Wind、华泰研究资料来源：四川省水文水资源勘测中心、华泰研究0.000.050.100.150.200.250.300.350.400.45-50%0%50%100%150%200%250%2017-12-182018-12-182019-12-182020-12-182021-12-18(元/股）华能水电vs上证综指超额收益华能水电vs申万电力指数超额收益华能水电vs申万水电指数超额收益EPS涨电价预期05,00010,00015,00020,00025,00030,00035,00040,00045,0002012/62012/122013/62013/122014/62014/122015/62015/122016/62016/122017/62017/122018/62018/122019/62019/122020/62020/122021/62021/12(立方米/秒)0204060801001201402016/22016/62016/102017/22017/62017/102018/22018/62018/102019/22019/62019/102020/22020/62020/102021/22021/62021/102022/2（亿立方米）免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。10发电图表15：2012年1月-2022年5月三峡水库月均入库流量yoy图表16：2016年2月-2022年5月雅砻江月度来水量yoy资料来源：Wind、华泰研究资料来源：四川省水文水资源勘测中心、华泰研究2022年来水同比大幅偏丰有望带动水电发电量同比增长。2021年，由于来水偏枯，水电发电量同比下降，从国家能源局发布的全国数据看，即使2021年乌东德、白鹤滩、杨房沟、两河口等大型水电机组陆续投产，2021年我国水电发电量同比下降1.1%，龙头水电公司层面，水电发电量同比下降幅度高于全国平均水平，如长江电力/华能水电/雅砻江水电（剔除两河口及杨房沟电量）分别同比下降8.2%/3.25%/5.3%。2022年以来，多数流域来水同比偏丰，例如2月及4-5月三峡水库月均入库流量同比增长25%以上，1-4月/5月雅砻江流域月度来水量同比增速达到50%+/31%。来水增长转换到发电量增长层面还会受用电需求影响，但增减趋势大概率保持一致。1Q22，长江电力/雅砻江水电（国投/川投）发电量实现8%/11%的同比增长。根据国家能源局数据，4/5月全国水电发电量分别同比大幅增长17%/27%。我们预计2022年全年来水同比偏丰，将带动水电电量同比增长。图表17：1Q22水电公司发电量情况资料来源：公司公告、华泰研究自2019年8月以来，云南省月度双边协商交易电价每月均实现同比上涨。因2018年《政府工作报告》提出“一般工商业电价平均降低10%”，云南一般工商业电价降价分别于2018年4月1日、5月1日、7月1日和9月1日4个时间节点进行了4次降价。导致云南省2018年5月-9月月度双边协商交易电价同比下降，最大降幅高达32%。根据2019年云南省政府工作报告，2018年一批水电铝硅项目于云南省落地开工建设，2019年要加快水电铝硅一体化发展，确保水电铝材一体化在建项目全部投产。我们认为云南省大规模引入绿电铝硅产业一定程度上扭转了云南省电力供过于求的局面，电力需求提升带动云南市场化电价同比上涨，自2019年8月以来，其月度双边协商交易电价每月均实现同比上涨。2021年全国电力供需偏紧，多地实施限电政策，云南省5月和7月也两发限电令，推动市场化电价同比上涨幅度出现一波小高峰，6月-10月同比上涨比例平均超过2位数。2022年以来，云南省市场化电价同比上涨程度在1.7分钱左右。-60%-40%-20%0%20%40%60%80%100%120%140%2012/12012/72013/12013/72014/12014/72015/12015/72016/12016/72017/12017/72018/12018/72019/12019/72020/12020/72021/12021/72022/1-80%-60%-40%-20%0%20%40%60%80%100%120%2016/22016/62016/102017/22017/62017/102018/22018/62018/102019/22019/62019/102020/22020/62020/102021/22021/62021/102022/21761613402%11%8%0%2%4%6%8%10%12%050100150200250300350400华能水电雅砻江水电（国投/川投）长江电力（亿千瓦时）发电量发电量yoy免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。11发电图表18：2017-2022年5月云南省月度双边协商交易电价图表19：2018-2021年四川省水电市场化交易电价情况资料来源：云南电力市场化交易快报、华泰研究注：2021年战略长协电价同比下降主要系口径问题，2021年该值实际披露口径为计划外交易，除战略长协外，还包括交易电价极低的富余电量、低谷弃水、电能替代、自备替代交易品种（2020年上述品种电价分别为0.079/0.078/0.177/0.213元/千瓦时，交易电量占比分别为9/3/1/4%，合计比例接近当年战略长协交易电量比例），拉低了电价水平。资料来源：各年度四川电力市场运营报告、华泰研究我们预计四川省水电市场化电价将维持2021年增长态势。自2019年9月26日，国务院常务会议决定将现行“标杆上网电价机制”改为“基准价+上下浮动”的准市场化机制，一直到2021年市场化电价改革以前，由于鼓励工商业发展，降低工商业用电成本，市场化电价基本一直处于较基准电价折价状态，且折价程度较高。因此我们可以看到2018年-2020年，四川省水电市场化交易常规直购电价及总体水电市场化交易均价呈现持续下降趋势。2021年7月以来电力供需偏紧带来多省电力市场化交易电价上涨，因此2021年四川省水电市场化交易常规直购及总体交易均价分别同比上涨1分钱/1.8分钱，打破四川省水电市场化电价2018-2020年的下降态势。2021年10月11日，四川省发布《关于全省节约用电倡议书》，由于“今冬明春”（2021年冬天和2022年春天）电力供应缺口较大，倡议全社会联合行动，共同做好节约用电工作。在供需仍偏紧的态势下，我们认为2022年四川省水电市场化电价将呈现稳中向上态势。成本端：存量机组折旧完成将带来利润释放。我们测算十四五期间，华能水电部分存量机组折旧完成将累计带来约8.9亿元的利润释放，十五五期间累计为7.6亿元，分别占2021年归母净利润58.4亿的15%和28%。雅砻江水电2022年折旧将因2021年杨房沟全部机组和两河口5台机组投产而大幅上升，2023年折旧因两河口最后一台机组投产小幅上涨，2023年-2031年折旧将保持平稳，2032年开始折旧将因二滩水电站房屋及建筑物及锦官+桐子林电站机电设备折旧陆续完成而显著下降。雅砻江水电：两杨投产将推升折旧水平，2023-2031年折旧保持平稳。因2012年官地机组投产之前，雅砻江水电仅有二滩水电站在运，因此用2006-2011年公司当年折旧对应固定资产原值，可推算得二滩水电站房屋及建筑物/机电设备折旧年限约为35/12年，同理推算得锦官+桐子林机组房屋及建筑物/机电设备折旧年限约为42/20年，假设两河口+杨房沟机组房屋及建筑物/机电设备折旧年限约为45/18年。按我们的推算和假设，二滩水电站房屋及建筑物将于2032年-2033年折旧完毕，锦官+桐子林电站机电设备将于2032-2036年折旧完成。根据我们预测公司存量机组折旧自2032年起或迎来显著下降，相比2023年72.9亿折旧，至2035年公司存量机组折旧费用约降低13亿元，对应折旧减少17%。图表20：雅砻江水电折旧政策资产类别折旧方法折旧年限残值率年折旧率房屋及建筑物平均年限法10-5002%-10%机电设备平均年限法5-300/3%3.23%-6.93%运输工具平均年限法5/100/3%9.7%-20%办公及其他设备平均年限法3/53%19.4%-32.33%资料来源：公司公告、华泰研究-40%-30%-20%-10%0%10%20%0.000.050.100.150.200.250.302017/12017/52017/92018/12018/52018/92019/12019/52019/92020/12020/52020/92021/12021/52021/92022/12022/5(元/千瓦时)yoy月度双边协商电价0.2630.2580.2500.2600.1960.1940.2220.1790.2240.2120.2000.2180.160.180.200.220.240.260.282018201920202021(元/千瓦时）常规直购战略长协品种总平均免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。12发电图表21：雅砻江存量机组投产时间及推算折旧到期时间点水电站机组投产日期机电设备折旧年限推算机电设备折旧到期时点二滩1998年-1999年12年2010年-2011年锦官+桐子林2012年3月-2016年3月20年2032年3月-2036年3月杨房沟2021年7月-10月18年2039年7月-10月两河口2021年9月-2022年3月18年2039年9月-2040年3月水电站机组投产日期房屋及建筑物折旧年限推算房屋及建筑物折旧到期时点二滩1998年-1999年34年2032年-2033年锦官+桐子林2012年3月-2016年3月43年2055年3月-2059年3月杨房沟2021年7月-10月45年2056年7月-10月两河口2021年9月-2022年3月45年2056年9月-2057年3月注：二滩/锦官/桐子林的房屋及建筑物、机电设备折旧年限为我们根据固定资产原值及新增折旧测算值，杨房沟及两河口折旧年限为我们假设值；资料来源：公司公告、华泰研究预测图表22：雅砻江水电存量机组折旧趋势预测（2005-2035E）注：该测算仅考虑存量机组（包括两河口、杨房沟），暂不考虑大规模机电设备置换对公司整体折旧带来的增量影响资料来源：公司公告、华泰研究预测华能水电：存量机组已处于折旧下行周期。根据华能水电2019年债券募集说明书，公司水电站建筑物折旧年限45年，发电等水工机械折旧年限12年，则2031年前折旧到期基本由机电设备折旧到期引起，本次测算暂不考虑托巴水电站建设及投产对公司折旧的增量影响。机电设备折旧主要由水轮机和发电机构成，按水轮机和发电机折旧年限12年推算，漫湾二期、景洪、瑞丽江、小湾机组将于2019年-2022年折旧到期，功果桥、糯扎渡、龙开口机组将于2023-2026年折旧到期，澜上机组将于2029-2031年折旧到期。图表23：华能水电折旧政策资产类别折旧方法折旧年限残值率年折旧率房屋及建筑物平均年限法6-4502.22%-16.67%其中：水电站建筑物平均年限法4502.22%机电设备平均年限法4-260-3%3.85%-25%其中：发电、变电、辅助设备及水工机械平均年限法123%8.08%其他资产平均年限法4-100-3%9.7%-25%资料来源：公司公告，华泰研究图表24：华能水电存量机组投产时间及推算折旧到期时间点水电站机组投产日期机电设备折旧年限推算机电设备折旧到期时点漫湾二期、景洪、瑞丽江、小湾2007年5月-2010年8月12年2019年5月-2022年8月功果桥、糯扎渡、龙开口2011年11月-2014年4月12年2023年11月-2026年4月苗尾、黄登、大华桥、里底、乌弄龙2017年10月-2019年7月12年2029年10月-2031年7月资料来源：公司公告，华泰研究预测1015101010111010192933333435354152707373737373737373736965626001020304050607080200520062007200820092010201120122013201420152016201720182019202020212022E2023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E2031E2032E2033E2034E2035E(亿元)房屋及建筑物机器设备运输工具办公设备及其他免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。13发电因公司机组较多，且于2007-2019年之间密集投产，故我们无法通过历年固定资产与当年折旧的增量变化估算特定机组的固定资产原值与折旧。故我们根据水电站投资额、公司整体固定资产分布及折旧政策，对公司历年折旧进行模拟，测得整体房屋及建筑物折旧期限为35年，整体机电设备折旧期限为13年时，模拟值与历史值较为吻合。据此假设，暂不考虑托巴机组建设及投产对折旧的影响，因澜上机组2017-2019年集中投产，公司2020年存量机组折旧仍有所提升，十四五期间部分存量机组折旧完毕将累计带来约8.9亿元折旧额下降，十五五期间累计为7.6亿元，2025年/2030年折旧额较2020年折旧额分别下降15%/28%。图表25：华能水电存量机组折旧趋势预测（2006-2030E）注：本测算仅考虑存量机组，暂不考虑托巴水电站建设及投产，及大规模机电设备置换，对公司整体折旧带来的增量影响资料来源：公司公告、华泰研究预测224718202433414344465157595654525150464444444201020304050607020062007200820092010201120122013201420152016201720182019202020212022E2023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E(亿元)房屋及建筑物机器设备其他免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。14发电抽蓄：需求将至，发展空间广阔新能源的快速扩张将带来大量调峰电源需求，抽水蓄能作为目前成本较低的调峰电源将迎来快速发展，根据国家能源局规划，我国抽蓄投产容量将在2025年/2030年分别达到62GW以上/120GW左右，为截至2021年底装机水平的1.7x和3.3x。截至2021年底，抽水蓄能在运装机规模中，国网和南网占绝大多数（88%），而五大四小发电集团未来抽蓄装机规模将迎来快速发展。据我们不完全统计，未来抽蓄规划中，五大四小集团中最高的为三峡集团，五大四小旗下上市公司中目前规划值在800万千瓦以上的有国投电力/三峡能源/华电国际/长江电力/国电电力，而未来南网抽蓄的上市主体文山电力（3600万千瓦）规划值高于所有五大四小旗下上市公司。根据发改价格〔2021〕633号文所规定的容量电价按6.5%核定经营期内部收益率计算，我们测算抽蓄电站容量电价为0.574元/W，无现货市场情况下，抽蓄电站的调峰成本在电站投产首年为0.366元/千瓦时，后续年度逐利息支付下降每年降低，利息支付完成后为0.249元/千瓦时。原理作用：“抽四发三”，重要调峰调频电源之一抽水蓄能机组包含水泵水轮机与发电电动机，通过可逆性运转达成蓄能与释能工作周期。在用电低谷时，位于下游的机组抽水至高海拔水库，将所连通电网中多余的电能转化为重力势能存储；而在用电高峰时，上水库开闸放水推动下游轮机发电，将重力势能转化为电能并输出至电力网络。抽水蓄能电站在发电工况下效率通常为75%上下，被简称为“抽四发三”。图表26：抽水电站工作原理资料来源：《新一代小型水电站和抽水电站：发展与未来挑战》（作者：G.Ardizzon,G.Cavazzini,G.Pavesi；出版日期：2014年1月22日）、华泰研究抽水蓄能电站根据利用天然水流与否可分为纯抽蓄与混合式两种。若电站无足量天然径流汇入上水库，必须依靠下库抽水补充蒸发、渗漏水量来维持循环运转，则归类为纯抽蓄电站；若上水库汇入天然径流可供常规水力发电使用，同时机组设备具有抽蓄电站灵活可逆运行特质，则为混合式电站。许多常规水电站可改建为混合式抽蓄电站，改建方法分为体化开发、上库结合、加泵扩机三类。常规水电改建节约利用了已有的水电站址与设备资源，因此具有施工周期短、初始投入低等优点。免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。15发电图表27：常规水电站通过结合开发改建成混合抽蓄的手段方法名简要介绍一体化开发将常规梯级电站相邻的两个梯级水库分别作为上、下库，在两岸山体内开挖地下厂房和输水系统上库结合将常规水电站水库作为上库，在其下游选址新建下库加泵扩机将常规水电站水库作为上库，选用相邻常规水电站水库或新建下水库资料来源：《常规水电结合开发抽水蓄能效益分析及开发建议》（作者：任志武、何永胜、胡小丽、卢锟明；出版日期：2017年08月20日）、华泰研究抽水蓄能电站系重要的调峰调频电源之一，具有削峰填谷、系统调频调相、应急与黑启动等功能。2021年8月10日，国家发改委、国家能源局发布《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》（发改运行〔2021〕1138号），鼓励多渠道增加调峰资源，其中就包括抽水蓄能。削峰填谷：平衡高峰与低谷用电期内的电能供给。通常情况下，我国晨间及傍晚时段为用电高峰，此时电力系统负荷较高。抽蓄电站接入电网后，机组内水泵水轮机与发电电动机进入水轮机-发电机工作周期，以普通水力发电相同原理为电网提供额外电能；而在午夜等电网低负荷时段，水泵水轮机与发电电动机进入电动机-水泵工作周期，接收电网中富余的电力来向高海拔水库泵水，补充势能储备。系统调频调相：具有较强的电力系统调频调相能力。据《中国电力百科全书》记录，我国电力系统额定频率为50±0.2Hz(系统容量较小时可放宽至50±0.5Hz)。抽水蓄能电站出力响应迅速、调节方式灵活、具有比一般电站更强的调频能力，仅有振动区与水锤等次要问题需进一步研究解决。此外，电力系统需持续稳定系统内电压，需要抽蓄发电机组在系统电压偏高时进相运行，吸收无功功率；而在电压偏低时向系统输送无功功率，在夜间等电压不稳定时段为系统护航。抽蓄电站机组在发电与用电两种工况下均可完成这一任务。应急与黑启动：作为电网主体因紧急事故瘫痪后的短期备用电力方案。抽蓄电站反应时间短，运作灵活，且具有稳定的自启动发电能力。在设备老化、自然灾害等原因造成电力紧急中断时，抽蓄电站可在数分钟内从蓄能工作周期紧急转换为发电工作周期并抵达最大功率，为重点设施提供应急电力，并带动系统中非自启动式发电设施帮助恢复供电。抽水蓄能目前在各灵活储能方式中具有较大优势。在我国现有主要储能手段中，抽蓄储能具有技术成熟、容量大、应用广、成本低等优势。据国际水力协会统计，全球范围内抽水储能占总储能量比例高达94%以上。文贤馗等著《大容量电力储能调峰调频性能综述》（2018年12月31日）中指出目前火电一次调频性能受锅炉蓄热等问题限制，且电力清洁化要求控制火电厂体量，限制了火电改造的收益；同时，新型灵活性提供方法手段大部分尚未成熟，超导储能等高新方案甚至尚处于示范阶段。在新型储能完成实用性突破前，抽水蓄能仍将是灵活性资源的主要来源。图表28：主要储能手段对比储能方式使用寿命优点缺点发展现状抽水蓄能>50年技术成熟、容量大、运行稳定、储能周期长、启停快、单位装机成本低（稍高于6元/瓦容量）、环保节能响应速度（相对新型储能）较慢、建设周期长、选址与施工要求高、成本下降潜力小占据主导地位火电灵活化改造>30年技术成熟、成本最低、可利用现有火电站环保性不佳、调峰能力较差产业化应用压缩空气蓄能>25年储能容量大转换效率低、响应速度慢、建设周期长产业化应用飞轮储能20年左右功率密度高、响应速度快、寿命长储能量过低（秒级）产业化应用超导储能循环数百万次响应速度快、功率密度较高储能容量过低（秒级）、技术不成熟示范应用超级电容器10年左右功率密度大、循环寿命长储能量过低（秒级）、自放电率高产业化应用电池（锂、铅酸等）5-20年视具体电池种类不同视具体电池种类而变产业化应用资料来源：《各种储能方式对比分析及抽水蓄能技术发展趋势探讨》（作者：梁廷婷、崔继国；日期：2018年11月14日）、华泰研究免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。16发电布局发展：围绕新能源布局，未来十年抽蓄规模将大幅跃升截至2021年底，我国抽水蓄能装机规模已领跑全球，2025/2030年末将增至62/120GW。根据2022年6月24日水电水利规划设计总院、中国水力发电工程学会抽水蓄能行业分会联合发布的《抽水蓄能产业发展报告2021》，截至2021年底，我国抽水蓄能已建成规模居世界首位，达到3639万千瓦；核准在建总规模为6153万千瓦。2021年9月17日，国家能源局发布《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》，提出我国抽蓄投产容量将在2025年/2030年分别达到62GW以上/120GW左右，为截至2021年底装机水平的1.7x和3.3x。报告还提出我国中长期规划布局中抽水蓄能重点实施项目达340个，总装机容量约421GW；储备项目247个，总装机规模约305GW；合计726GW。我国抽蓄电站主要分布在东南、东北以及中部地区，未来或布局“三北”地区。根据国家能源局《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》统计，华东、华北、华中和广东拥有我国大部分已投产抽蓄电站，且在建电站主要分布于华东、华北各地。规划中进一步指出，为服务新能源大规模发展和电力外送需要，围绕新能源基地及负荷中心合理布局，重点布局点将处于东北、华北和西北地区。值得注意的是，尽管目前西部地区重点实施以及储备项目较其他地区少，其充足的风、光等自然资源可能在未来吸引新能源电力新建项目。届时，西部各地将对抽蓄电站配套服务有更强的需求。我国已建成抽蓄电站主要分布在广东、华东、华北和华中地区，在建机组组要分布于华东、华北等地区。根据《抽水蓄能产业发展报告2021》，截至2021年底，我国已建成抽蓄电站装机容量中，广东省所占份额最大，高达22%；其次为华东地区的浙江、安徽、江苏，华北的河北、山东等，以及华中的河南、湖北等。截至2021年底的在建规模中，归属于华东电网、华北电网的规模占比最大，分别为30%/24%，其次为华中电网和东北电网的14%和13%。据国家能源局《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》指出，为服务新能源大规模发展和电力外送需要，围绕新能源基地及负荷中心合理布局，要重点布局东北、华北和西北地区。值得注意的是，尽管目前西部地区重点实施以及储备项目较其他地区少，风光大基地建设将对抽蓄电站配套服务有更强的需求。图表29：截至2021年底，各省份已建成抽蓄容量份额图表30：截至2021年底，我国在建抽蓄电站于各电网分布情况资料来源：《抽水蓄能产业发展报告2021》、华泰研究资料来源：《抽水蓄能产业发展报告2021》、华泰研究广东22%浙江15%安徽10%江苏7%河北5%山东4%福建4%吉林4%河南4%湖北3%山西3%内蒙古3%辽宁3%江西3%湖南3%北京2%海南2%黑龙江1%西藏0%东北电网13%华北电网24%西北电网8%西南电网4%南方电网7%华中电网14%华东电网30%免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。17发电图表31：截至2021年底，我国已建、在建抽水蓄能电站分布情况资料来源：《抽水蓄能产业发展报告2021》、华泰研究图表32：抽水蓄能中长期发展规划重点布局省份及服务对象地区重点布局省份服务对象华北地区河北、山东等省服务新能源大规模发展需要东北地区辽宁、黑龙江、吉林等省服务核电和新能源大规模发展需要华东地区浙江、安徽等省服务新能源电力发展等需要南方地区广东和广西服务中部城市群经济建设发展需要华中地区河南、湖南、湖北等省服务新能源大规模发展和电力外送需要资料来源：《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》、华泰研究产业链条：五大四小成为新投资主体，形成多元化格局抽蓄产业链上中下游为机组设备、电站建设运营、和灵活性服务。其中上游机组设备包括发电机、水泵、水轮机、变压器等；中游设计建设包括电站设计和施工等；下游运营（灵活性服务供应）包括调峰填谷、调频、调相、应急发电等。目前，我国抽蓄行业电站运营领头羊为国家电网旗下的国网能源及南方电网旗下的南方电网调峰调频发电有限公司（抽蓄资产将置换至文山电力体内），五大和四小发电集团以及旗下上市公司主体正积极参与抽水蓄能电站项目建设运营。图表33：中国抽蓄产业链各级主要企业产业链分级各级细分方面主要企业上游：抽蓄电站机组设备水轮发电机东方电气、哈尔滨电气、浙富控股、重庆机电、鸿源机电、长江动力、通裕重工水泵利欧股份、大元泵业变压器重庆机电、中国西电、特变电工、保变电气、北京科锐、科润智控中游：电站设计与建设电站设计与建设深水规院、中国电建、中国能建、粤水电、湖北能源、华能国际、国投电力、豫能控股、长江电力、皖能电力、华电国际、国电电力、华润电力、中国电力下游：运营调峰填谷国网新能、南方电网调峰调频发电有限公司、文山电力、华能国际、华电国际、皖能电力、国电电力、湖北能源、长江电力、国投电力、川投能源、中国电力、华润电力等调频调相紧急事故备用供电资料来源：各公司官网、华泰研究截至2021年底，我国抽水蓄能电站在运规模中，国网和南网市占率最高。截至2021年底，国网/南网拥有的在运抽水蓄能电站装机容量分别占我国在运抽水蓄能电站总装机容量的65%/23%，总计88%；其他集团公司拥有装机容量合计仅占12%。“五大四小”中，目前仅有华电集团拥有在运抽水蓄能电站，装机量占总装机量的1.6%。免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。18发电图表34：截至2021年底在运抽水蓄能电站市占率资料来源：南方电网技术情报中心、华泰研究图表35：截至2021年底在运抽水蓄能电站情况公司电站所在地区电站装机容量（万千瓦）总计国网国网新源北京十三陵802,388河北南网张河湾100河北北网潘家口27丰宁（一期、二期）60山西西龙池120吉林白山30敦化105江苏宜兴100浙江天荒坪180华东桐柏120仙居150安徽响洪甸8响水涧100琅琊山60绩溪180福建仙游120江西洪屏120山东泰山100沂蒙60河南南阳回龙12宝泉120湖北白莲河120湖南黑麋峰120黑龙江荒沟60国网辽宁公司辽宁蒲石河120国网湖北公司湖北天堂7国网西藏公司西藏羊湖9南网南网调峰调频广东广州240858惠州240清远128深圳120梅州一期30阳江一期40海南琼中60江苏国信江苏溧阳沙河10160溧阳150蒙西电网蒙西呼和浩特120120三峡集团浙江长龙山105105华电集团福建周宁6060宁波地方国企浙江宁波溪口88合计3,699注：我们统计的截至2021底我国抽蓄电站装机容量与《抽水蓄能产业发展报告2021》给出的3639万千瓦相差60万千瓦，主要在于黑龙江荒沟、福建周宁两个抽蓄电站2021年新增装机量在统计时分别存在30万千瓦偏差。资料来源：南方电网技术情报中心、华泰研究国网64.56%南网调峰调频23.20%江苏国信4.33%蒙西电网3.24%三峡集团2.84%华电集团1.62%宁波地方国企0.22%免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。19发电国网和南网未来抽蓄规划达到7578和3600万千瓦。根据《抽水蓄能产业发展报告2021》，截至2021年底，国网在建抽蓄规模为4578万千瓦，根据国网新源2021年社会责任报告，截至2021年底，国网旗下抽蓄主体国网新源开展可研及预可研抽水蓄能电站约3000万千瓦，合计7578万千瓦。南网印发《关于公司推动绿色低碳发展转型的意见》提出，2021-2035年增加抽蓄装机3600万千瓦。从五大四小抽蓄规划容量看：五大集团中国家能源集团最大，四小集团以三峡为首。据我们对已有信息的整理和统计，五大发电集团中，国家能源集团规划容量最大（16GW），华能/华电/国电投的抽水蓄能装机规划较为接近，分别为13.7/13.8/11.4GW。四小发电集团中，三峡集团规划容量为51.2GW，高于其他三家，国投集团由于国投电力控股子公司雅砻江水电在雅砻江流域内抽蓄电站选点可容纳潜在抽蓄装机容量为10GW，以15.6GW的规划值高于广核集团（6.3GW）和华润集团（4.8GW）。从五大四小规划地域分布看：1）五大发电集团中华能、华电、国家能投集团规划分布较为广泛，四小豪门中三峡分布更广泛。2）对比五大四小在每个省规划中的市占率，三峡集团在湖北、湖南、山西、安徽等6各省份市占率最高；华能集团在江西、河南的市占率更高；国电投集团在广西和新疆的抽蓄装机规划高于其他集团；而华电集团/国家能源集团/国投集团/广核集团分别在陕西/青海/四川/广东的抽蓄规划规模高于其他集团。3）统计各省份五大四小规划合计值，可以发现五大四小在全国布局热度最高的省份为湖北省，高达22.4GW；而五大四小合计规划值在5-15GW的省份全国有湖南、四川、山西、浙江等11个省份。4）我们整理的五大四小在各省的抽蓄规划大于部分省份抽蓄规划主要是因为部分省份规划没有罗列完全所有抽蓄项目。图表36：“五大四小”现有抽蓄规划装机容量统计（不完全统计、单位：万千瓦）华能集团华电集团国家能源集团国电投集团大唐集团国投集团华润集团三峡集团广核集团合计各省规划五大四小%山西1201201801202608001,42056%内蒙古12012024036067%辽宁10022032080040%吉林120120100340120283%黑龙江16016036044%浙江302404307001,44049%安徽1201202404801,32836%福建18024012054096056%江西240120120120600360167%山东8210018270026%河南21012033036092%湖北1201201201801,670302,240280800%湖南1201201201206401,120380295%广东1201803606601,22054%广西1202406020012074087085%青海3802406201,30048%重庆24024026092%陕西160330140240100970--新疆180260140580240242%四川1,0001,000360278%云南120120--甘肃120120--合计1,3701,3821,6001,1404801,5604805,12063013,76213,118-注：1）蓝色色块高亮为我们统计的各省份五大四小抽蓄装机布局中容量最多的集团；2）各集团抽蓄规划量为所能找到各集团签订或拟开发项目的合计数；3）各省规划值为各省发布的十四五能源规划中关于抽水蓄能建成/推进开工/推进前期工作/核准或推进纳入国家规划/推进规划布局设计论证等已列示项目容量合计数资料来源：各省能源局网站、集团/公司官网、各省份或地方政府官网、北极星、中国电力网、华泰研究免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。20发电图表37：“五大四小”全国布局热度图（不完全统计）资料来源：各省能源局网站、集团/公司官网、各省份或地方政府官网、北极星、中国电力网、华泰研究五大四小旗下上市公司层面：目前规划值在800万千瓦以上的有国投电力/三峡能源/华电国际/长江电力/国电电力。除五大四小旗下上市公司外，截至2021年底，国网旗下抽蓄主体国网新源（非上市公司）开展可研及预可研抽水蓄能电站约3000万千瓦（根据国网新源2021年社会责任报告）；南网印发《关于公司推动绿色低碳发展转型的意见》提出，十四五新增抽蓄装机600万千瓦，十五五和十六五各新增1500万千瓦抽蓄装机，合计3600万千瓦，未来十五年增长4.6x，南网旗下抽蓄电站均在南网调峰调频公司（非上市公司），该公司将被注入文山电力（上市公司）体内，根据文山电力2022年6月15日《关于重大资产重组事项的进展公告》公告，最新注入进展为：中国证监会出具了《中国证监会行政许可申请受理单》。图表38：五大四小旗下上市公司主体抽蓄项目规划情况集团上市平台项目举例装机容量（万千瓦）华能集团华能国际福建漳州长泰、辽宁营口、湖南湘乡、安徽太湖520华电集团华电国际湖南泗洲山、湖北大冶、浙江乌溪江、山东淄川、山东沂源、广东封开谠山1,002国电南自参与抽蓄电站建设，主要提供安全监测等自动化产品/黔源电力贵州光马80大唐集团大唐发电计划加大抽蓄项目开发力度/华银电力湖南衡南大王庙120桂冠电力广西罗城60大唐新能源与福建三明市清流县签约合作开发抽水蓄能/国家能源集团国电电力新疆和静、广东九龙嶂、江西遂川865龙源电力黑龙江铁力300长源电力湖北松滋江西观120国电投集团吉电股份吉林汪清500国投集团国投电力四川雅砻江、山西河津、广西全州、湖南安仁、吉林敦化塔拉河1,560三峡集团长江电力甘肃张掖、湖北东龙河石家湾、湖北房县、河北青龙冰沟、湖北黄柏河890三峡能源新疆兵团第十三师红星、福建德化、甘肃黄羊、辽宁西露天矿、陕西山阳、青海格尔木南山口、辽宁阜新海州露天矿、山西盂县上社、湖南山米冲1,240湖北能源罗田平坦原、长阳清江、南漳张家坪440华润集团华润电力湖北利川、山东蒙阴华皮岭、吉林通化、宁夏固原480中广核集团中广核电力广东惠州中洞120中广核新能源广西田东、内蒙古科右前旗索伦、湖北杜皮乡魏家冲、广东肇庆怀集510注：国电电力及华电国际为公司提出目前规划值，其他上市公司均为我们统计值资料来源：各省能源局网站、集团/公司官网、各省份或地方政府官网、北极星、中国电力网、华泰研究免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。21发电盈利模式：实行两部制电价，容量电价或发挥稳定器作用近年来抽蓄电价制度经历数次改动，2021年发改委的最新意见为两部制电价。过往抽蓄电站曾采用固定租赁费制度与单一容量制度，电网所付年租金或电费与具体用电量不关联，电站奖励机制基本空白；2014年，发改委正式采取两部制电价，且允许抽蓄电站将容量电费和抽发损耗纳入电网运行费用统一核算并纳入终端电费考量；然而，国家于2019年将抽蓄电站成本移出输配电的定价成本，并于2020年将抽蓄电站移出可计提收益，对行业造成一定打击。直到2021年4月30日，国家发改委发布发改价格〔2021〕633号文《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（2023年开始实施），指出要“以两部制电价政策为主体，进一步完善抽水蓄能价格形成机制，以竞争性方式形成电量电价，将容量电价纳入输配电价回收，同时强化与电力市场建设发展的衔接，逐步推动抽水蓄能电站进入市场”。图表39：我国过往抽蓄电价变化历程（以政策修订后正式发布时间为准）资料来源：发改委、华泰研究两部制电价=容量电价+电量电价。容量电费回收的是除抽发运行成本外的综合性成本。电量电价用于回收抽水、发电的运行成本，以体现抽水蓄能电站提供调峰服务的价值。电量电价：抽蓄电站执行电量电价的收入来源于提供调峰调频等服务，成本来源于电能转换为势能时所消耗的电量。根据电力现货市场运行与否，抽水电价及上网电价所执行的电价政策不同。电力现货市场运行机制下，电量电价盈利主要取决于峰谷价差大小，峰谷价差越大，盈利越好。图表40：抽水蓄能电站电量电价执行办法电力现货市场运行电力现货市场尚未运行抽水上网抽水上网按现货市场价格及规则结算按现货市场价格及规则结算抽水电量可由电网企业提供，抽水电价按燃煤发电基准价的75%执行鼓励委托电网企业通过竞争性招标方式采购，抽水电价按中标电价执行，因调度等因素未使用的中标电量按燃煤发电基准价执行上网电量由电网企业收购，上网电价按燃煤发电基准价执行注：抽水蓄能电站抽水电量不执行输配电价、不承担政府性基金及附加资料来源：国家发改委发布发改价格〔2021〕633号文《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》、华泰研究2020:抽蓄电站不可纳入可计提收益2019：抽蓄电站成本不可计入输配电定价成本2021:633号文出台，引入竞争性定价并厘清了成本传导机制抽蓄电站电价机制2008-2014:固定租赁费/单一容量电价2014:两部式电价投入使用免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。22发电容量电价测算：根据发改价格〔2021〕633号文所规定的容量电价计算机制，按6.5%核定经营期内部收益率；年净现金流=年现金流入－年现金流出（均不含税），其中年现金流入为实现累计净现金流折现值为零时的年平均收入水平，包括固定资产残值收入（仅经营期最后一年计入）；年现金流出=资本金投入+偿还的贷款本金+利息支出+运行维护费+税金及附加。基于我们的核心假设，使用excel单变量求解得到抽蓄电站容量电价为0.574元/W。同时，我们测算抽蓄电站的调峰成本（运维+折旧+利息+抽放电25%损耗带来的成本）在电站投产首年为0.366元/千瓦时，后续年度逐利息支付下降每年降低，利息支付完成后为0.249元/千瓦时。图表41：抽水蓄能电站盈利测算核心假设容量电价部分指标假设值备注抽蓄电站建设单位综合成本6元/W电站运营年限（折旧年限）40年根据发改委633号文资本金比例20%根据发改委633号文固定资产残值率5%一般残值率0%-10%，取中间值造价中缴纳增值税部分成本占比75%若采购方、施工单位不具有一般纳税人资格，其增值税不能抵扣进项税，保守考虑为造价的75%所得税率15%三年免税，三年减半运维费用率2.5%基于《基于全寿命周期成本的储能成本分析》（傅旭、李富春等，2020年），每年运费用占造价比例约为2.5%贷款期限25年根据发改委633号文还款方式等额本金贷款利率4.4%5年期以上贷款基准利率4.9%，假设较基准利率下浮10%经营期内部收益率6.5%根据发改委633号文电量电价部分指标假设值备注是否有现货市场无年有效利用小时数1800小时参考2021年开始陆续投产的丰宁抽蓄电站设计利用小时约1837小时基准电价（放电电价）0.372元/千瓦时取任意一省份基准电价（由于假设无现货市场，不影响容量电价测算结果，但会影响调峰成本）抽水电价0.279元/千瓦时由于“抽四发三”，基准电价的75%注：“”代表关键假设资料来源：国家发改委官网、《基于全寿命周期成本的储能成本分析》（傅旭、李富春等，2020年）、华泰研究预测抽水蓄能电站的造价及贷款利率是影响容量电价的关键因素。我们进行了有关抽蓄电站造价与借贷利率的容量电价敏感性分析，在4.2%-4.8%的借贷利率、5-7元/W的造价的不同情景下，抽蓄电站的容量电价约为0.474-0.683元/W。图表42：关于造价及借贷利率的容量电价（元/千瓦时，含税）敏感性分析借贷利率4.2%4.4%4.6%4.8%造价（元/W）50.4740.4790.4830.4885.50.5210.5260.5310.53760.5690.5740.5800.5866.50.6150.6220.6280.63470.6630.6700.6760.683资料来源：华泰研究预测抽蓄电站的度电调峰成本受发电量、抽水电价、运维成本、利息及折旧的影响。无现货市场交易机制下的抽水电价一般等于基准电价的75%，利用小时决定发电量，故我们进行了关于基准电价及利用小时数的抽水蓄能电站调峰成本敏感性分析，在0.3035-0.453元/千瓦时的基准电价，1700-2000的利用小时情景下，抽蓄电站的度电调峰成本在首年为0.322-0.403元/千瓦时，在还贷完成后为0.216-0.278元/千瓦时。免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。23发电图表43：关于基准电价及利用小时数的抽水蓄能电站首年调峰成本（元/千瓦时）敏感性分析利用小时数（小时）1700180019002000基准电价（元/kWh）蒙东0.30350.3650.3490.3350.322陕西0.3320.3720.3560.3420.329冀北0.3720.3820.3660.3520.339湖北0.41610.3930.3770.3630.350广东0.4530.4030.3870.3720.359资料来源：华泰研究预测图表44：关于基准电价及利用小时数的抽水蓄能电站还贷完成后调峰成本（元/千瓦时）敏感性分析利用小时数（小时）1700180019002000基准电价（元/kWh）蒙东0.30350.2410.2320.2230.216陕西0.3320.2480.2390.2300.223冀北0.3720.2580.2490.2400.233湖北0.41610.2690.2600.2520.244广东0.4530.2780.2690.2610.253资料来源：华泰研究预测抽蓄电站容量电价保证生命周期内至少6.5%的资本金IRR，整体IRR（算上电量电价盈利）与利用小时及电价正相关。我们进行了关于基准电价及利用小时数的抽水蓄能电站调峰成本敏感性分析，在0.3035-0.453元/千瓦时的基准电价，1700-2000的利用小时情景下，抽蓄电站的资本金整体IRR可高达10.1%-13.3%。图表45：关于基准电价及利用小时数的抽水蓄能电站整体资本金IRR敏感性分析利用小时数（小时）1700180019002000基准电价（元/kWh）蒙东0.303510.1%10.3%10.6%10.8%陕西0.33210.5%10.7%11.0%11.3%冀北0.37211.0%11.3%11.6%11.9%湖北0.416111.6%12.0%12.3%12.7%广东0.45312.1%12.5%12.9%13.3%资料来源：华泰研究预测收益分享机制：一般一个监管周期为3年，上一监管周期内形成的电量电价收益，在抽水蓄能电站和电网间进行二八比例分成，80%的部分在下一监管周期核定电站容量电价时相应扣减。我们认为该措施主要是为了调动抽水蓄能电站和电网参与市场化改革的积极性。目前大多数地区现货市场不够发达，如果执行发改价格633号文下电力现货市场尚未运行情况下的抽水电价=燃煤基准价75%，上网电价按照燃煤基准价执行，由于抽蓄电站“抽四发三”存在25%的电能损耗，电量电价部分利润较少。免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。24发电重点推荐常规水电层面，2022年来水偏丰将为水电公司带来普遍的发电量同比增长，差异化方面建议关注水电市场化电价上涨较多及有新投产水电装机的上市公司。如市场化电价上涨明显（云南）且市场化比例较高的华能水电（我们预计华能水电2022年不含税综合电价上涨1.5分/度），2021年及2022年初有两河口和杨房沟合计450万千瓦新增水电机组投产的国投电力/川投能源（我们预计两河口、杨房沟水电站2022年发电收入将达41亿元，占2021年雅砻江水电营收的22.5%）。抽水蓄能方面，由于建设周期较长（一般5-6年），且五大四小电力集团的规划基本都处于较为前期的阶段，但抽蓄电站盈利由于有容量电价保障较为稳定，推荐目前抽蓄规划较大的三峡能源/国投电力/华电国际/国电电力。按照我们文中对抽水蓄能电站盈利测算模型，40年运营期抽蓄电站平均净利润约为0.18元/W，国投电力/三峡能源/华电国际/国电电力的抽蓄规划容量分别为1560/1240/1002/865万千瓦，若各公司以上容量（假设均为控股装机）全部投产，每年净利润分别为28/22/18/15亿元，占各公司2020/2021/2020/2020年净利润的28%/36%/31%/20%（国投电力/华电国际/国电电力由于2021年火电业绩承压，采用2020年净利润进行对比），盈利贡献将较为可观。三峡能源（600905CH，买入，目标价：8.12元）2021年归母净利同比+56%，海上风电带来显著增长三峡能源发布业绩：2021年实现营收155亿元，同比+37%，归母净利56.4亿元，同比+56%，扣非后50.7亿元，同比+46%，与业绩快报一致；22Q1实现营收58亿元，同比+52%，归母净利22.6亿元，同比+51%，新投产海上风电大幅增厚业绩。上调毛利率、费用率与投资收益预测，预计22-24年归母净利为82/100/119亿元，CAGR=28%，EPS为0.29/0.35/0.41元。22年可比PEG均值0.7x。公司作为海上风电龙头，净利润增速好于可比均值，给予公司22年目标PEG1.0x，目标价8.12元，维持买入（报告发布日期：2022年4月29日）。风光装机份额提升，海上风电增量明确截至21年末公司投产装机22.90GW，其中海上风电4.58GW/陆上风电9.69GW/光伏8.41GW，全年新增3.24/2.15/1.91GW；公司风电新增/累计装机全国份额为11.33%/4.34%，较20年+7.63/+1.19pp；光伏新增/累计装机全国份额为3.48%/2.74%，较20年-0.91/+0.20pp。截至21年末公司在建装机11.07GW，其中风电5.02GW/光伏6.05GW。截至4月末公司平价海上风电已开工3.4GW，其中平潭/昌邑/青洲分别为0.1/0.3/3.0GW；加上今年新中标江苏大丰0.8GW与上海金山0.3GW两个项目，公司已锁定4.5GW海上风电增量，助力公司业绩持续高增长。运营效率保持高水平，净利率持续回升2021年公司发电量同比+43%至330.69亿千瓦时，其中海上风电同比+37%至33.31亿千瓦时，陆上风电同比+46%至194.58亿千瓦时，风电利用小时数同比+2%至2,314小时，略高于全国平均的2,246小时；光伏发电同比+43%至94.99亿千瓦时，利用小时数持平于1,385小时，高于全国平均的1,163小时。随着公司海上风电装机大幅上升，我们预计2022年公司风电利用小时数有望提升3.5%。2021年公司市场电同比+38%至94.17亿千瓦时，占比同比-1.1pp至29.2%。得益于新投产项目产能爬坡，公司单季度净利率持续改善，21Q4/22Q1分别为41%/44%，环比+16/+3pp。风光项目储备丰富，维持买入评级新能源发电行业可比公司22年PEG均值为0.7x（Wind一致预期）。我们认为公司具备成为全球海上风电龙头的潜力，净利润CAGR（28%）好于可比均值（25%），给予公司22年1.0x目标PEG（相对溢价0.3x），对应目标价8.12元。风险提示：电价风险；限电风险；可再生能源补贴滞后风险。免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。25发电华能水电（600025CH，买入，目标价：8.30元）云南市场化量价齐升促公司业绩增长，2022年预计新能源装机增长。公司21年营业收入/归母净利润202/58.4亿元（高于我们预期的196.5/55.4亿元），同比+4.9%/+20.8%；1Q22营业收入/归母净利润为39.4/7.4亿元，同比+2.7%/23.4%。公司21年DPS为0.17元，对应派息率52.4%。由于公司云南省市场化量价齐升且22年公司预计新增新能源装机1.3GW，预计22-23年归母净利为69.5/76.2亿元，引入24年预测87亿元。参考可比公司Wind一致预期22年平均PE15x，考虑公司水风光一体化发展带来长期价值提升，给予公司22年21.5x目标PE，对应目标价8.30元，维持“买入”评级（报告发布日期：2022年4月23日）。云南市场化量价齐升抵御总电量下滑影响，财务费用下降明显。公司21年完成上网电量937.07亿千瓦时，同比减少3.25%，主要系21年澜沧江来水偏枯且公司为了确保枯水期电力可靠供应，严格控制了年末小湾/糯扎渡两库水位。21年，即使公司上网电量同比下降，云南市场化量价齐升带动公司综合结算电价（含税）同比上涨0.018元/千瓦时至0.241元/千瓦时，从而促进公司营收同比增长。21年及1Q22，公司财务费用分别同比下降12.7%/7.6%，主要系公司严控有息负债规模及通过低利率债替换高利率债降低融资成本。同时，公司自21年开始陆续有水电机组折旧到期，21年折旧释放近2亿元，1Q22折旧成本也同比减少。新能源发展规划明确，水风光一体化发展可期。公司21年4月23日公布澜沧江上游西藏段10GW水电和10GW光伏清洁能源基地建设计划。“十四五”期间逐步开工建设，计划2030年开始送电，2035年全部建成。同时，根据公司指引，十四五期间公司还将在澜沧江云南段新增风光装机10GW。22年3月10日，公司发布22年新能源业务投资计划公告：21年公司完成新能源核准（备案）386.8万千瓦，开工建设99万千瓦；22年计划投资50亿元发展新能源，计划新开工项目15个，拟投产装机容量130万千瓦。在碳中和、碳达峰背景下，我们看好公司利用自身资源条件优势，水风光互补发展。风险提示：来水/市场化电价上涨不及预期，水风光电站投产不及预期。国投电力（600886CH，买入，目标价：13.09元）火电板块亏损导致21年利润下滑，两河口/杨房沟水电站有待发力。公司21年营业收入/归母净利润436.8/24.4亿元（归母净利低于我们预期的37.5亿元），同比+11.1%/-55.8%；1Q21营业收入/归母净利润为110.4/10.4亿元，同比+20.1%/-14.9%。21年煤价高企致火电净利承压，22年煤电板块有望反转；两河口/杨房沟机组已全部投产，有待其电量充分释放，预计公司22-24年归母净利64/66.6/68.1亿元。公司22E火电/清洁能源归母净利6.5/57.5亿元，参考可比火电/清洁能源公司22年Wind一致预期PE均值11.21/15.71x，给予公司火电/清洁能源板块22年目标PE11.21/15.71x，公司市值976亿元，对应目标价13.09元，维持“买入”（报告发布日期：2022年5月3日）。21年火电净利因煤价高企承压，22年市场化电价上涨有望缓解压力。21年，公司完成火电售电量554.2亿千瓦时，同比+6.8%；平均火电上网电价0.389元/千瓦时（含税，下同），同比+7.3%，但由于21年煤价高企，公司燃煤成本同比大幅上涨，带动其电力营业成本同比增长40.9%。22年，在政府积极限制煤价上涨举措下，我们认为煤价有望回归较为合理水平。同时，22年煤电市场化电价上涨有望助力公司火电板块业绩回升，1Q22公司火电上网电价为0.47元/千瓦时，同比大幅上涨26.7%。公司21年新增风电/光伏装机91/310MW，发电量同比上涨40.7%/25.2%，新能源发展稳步进行。免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。26发电两河口/杨房沟水电站已全部投产，期待其电量充分释放。截至22年3月18日，两河口/杨房沟水电站的6台（300万千瓦）/4台（150万千瓦）机组已全部投运。1Q22，两河口/杨房沟发电量分别为6.87/5.26亿千瓦时，上网电价0.460/0.352元/千瓦时，较4Q21的0.333/0.212元/千瓦时同比增长较多，但我们判断上述电价均为临时电价，因此波动较大。由于目前两河口水库仍未蓄满，公司22年仍将在蓄水及发电之间权衡，所以我们认为两河口/杨房沟22年利用小时较难完全释放，具体发电情况与两河口水库蓄水安排及22年来水情况相关性均较大，预计雅砻江水电22年为公司带来归母净利贡献40.8亿元。风险提示：来水/两杨发电量/市场化电价上涨不及预期；煤价增长超预期。川投能源（600674CH，买入，目标价：14.18元）田湾河电站因大坝治理影响公司业绩，期待两杨发电量释放。公司21年营业收入/归母净利润12.6/30.9亿元（低于我们预期的12.8/33.9亿元），同比+22.5%/-2.4%；1Q21营业收入/归母净利润为1.7/5.6亿元，同比减少18.2%/13.7%。公司21年DPS为0.40元，对应派息率高达57.0%（高于承诺比例50%）。田湾河水电站仁宗海水库21年因大坝治理未蓄水，将影响2022年发电量，我们预计22-23年归母净利36.8/38.8亿元，引入24年预测39.2亿元。参考可比公司Wind一致预期22年平均PE16x，考虑两河口/杨房沟水电站产能释放带来长期价值提升，给予公司22年17x目标PE，对应目标价14.18元，维持“买入”评级（报告发布日期：2022年4月21日）。川投电力促21年发电量上涨，田湾河水电站负面影响1Q22已显现。公司21年完成发电量/上网电量48.53/47.64亿千瓦时，同比增长13.0%/12.9%，主要系公司控股子公司川投电力于2020年7月31日对所收购的信达水电资产包实现财务并表。公司21年归母净利同比下滑主要系：1）田湾河因仁宗海大坝治理导致净利润同比减少0.5亿元；2）子公司嘉阳电力资产处置收益减少，净利润同比减少0.17亿元。1Q22公司发电量同比-26.9%，田湾河仁宗海水库21年未蓄水导致的枯水期发电量下滑影响已显现。根据公司指引，田湾河22年预计同比减少发电量5-8亿千瓦时，因此其22年营收/净利润或同比减少1.4-1.8/1.0-1.3亿元。两河口/杨房沟水电站已全部投产，期待其电量充分释放。截至22年3月18日，两河口/杨房沟水电站的6台（300万千瓦）/4台（150万千瓦）机组已全部投运。1Q22，两河口/杨房沟发电量分别为6.87/5.26亿千瓦时，上网电价0.460/0.352元/千瓦时，较4Q21的0.333/0.212元/千瓦时同比增长较多，但我们判断上述电价均为临时电价（波动较大）。由于目前两河口水库仍未蓄满，雅砻江水电22年仍将在蓄水及发电之间权衡，所以我们认为两河口/杨房22年利用小时较难完全释放，具体发电情况与两河口水库蓄水安排及22年来水情况相关性均较大，预计雅砻江水电22年带来投资收益37.7亿元（同比+24%）。风险提示：两河口/杨房沟发电量不及预期；经济下行拖累水电需求。华电国际（600027CH，买入，目标价：4.99元）火电业绩反转及参股新能源迅速发展有望带动公司估值修复。截至21年底，公司控股装机53.4GW，其中火电装机占比超95%；我们预计公司21/25参股新能源权益装机近8.5/23GW，公司22-24年归母净利51/61/67亿元。采用分部估值法，我们预计22年公司参股新能源公司贡献投资收益29.3亿元，公司水电/火电归母净资产为72/239亿元，参考可比公司2022EWind一致预期PE/PB/PB均值21.5x/2.0x/0.9x，给予公司参股新能源权益资产/水电/火电目标PE/PB/PB15.1x/1.5x/0.7x（新能源折价考虑公司拥有的为参股资产，水电折价考虑与可比公司水电盈利水平有差距，火电折价考虑可比公司拥有控股新能源资产），公司参股新能源权益资产/水电/火电估值为442/108/167亿元。扣除永续债持有者权益225亿元，公司目标市值492亿元，对应目标价4.99元，给予“买入”评级（报告发布日期：2022年5月17日）。免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。27发电2022年公司火电业绩有望扭亏，辅助服务长远价值值得挖掘。21年公司因高煤价出现亏损。22年，我们预计公司入炉标煤单价同比下降12%至967元/吨，火电上网电价同比增长12.4%至0.493元/千瓦时（含税），因此22年公司火电业绩有望扭亏为盈。双碳背景下，火电机组将逐步由发电主力转换为辅助服务提供者，目前火电企业灵活性改造意愿不强主要系调峰补偿力度不足，我们测算在公司拥有41%火电装机的山东省，不考虑现货市场，假设生命周期10年，300MW/600MW机组在负荷率40%和30%时可获得较好收益，南方调峰补偿仍有提升空间。可再生能源重新布局，参股新能源权益资产价值被低估。21年，由于集团战略调整，公司新能源发展由控股转变为参股。截至21年底，公司持有集团旗下新能源平台31.01%股权，该平台装机体量与三峡/龙源相当，我们预计其十四五新增风光规模（75GW）高于三峡/龙源，估值应与三峡/龙源并驾齐驱。我们预计公司参股新能源平台22-24年将为公司贡献投资收益29/35/40亿元（暂假设公司持股该平台比例未来保持不变），即使给予公司参股新能源权益资产15.1x22EPE，442亿元市值高于当前的377亿。发展空间大且盈利较有保障的抽水蓄能也系公司未来重要发展方向之一，公司有4个项目已经开始进入可研阶段，在浙江、湖北、湖南和广东，约300万千瓦。列入国家十四五和十五五抽蓄项目储备和项目规划的规模中，公司落实开发权的大概有1002万千瓦。有助于公司长期价值提升。风险提示：煤价下降/电价上涨不及预期；参股新能源平台发展不及预期；对参股新能源平台的持股比例被稀释风险。国电电力（600795CH，买入，目标价：4.65元）传统能源资产盈利稳中有升，新能源规划上调加速转型。公司背靠国家能源集团，系集团旗下新能源发展三大主力公司之一。截至21年底，公司控股装机9981万千瓦，其中火电占比78%，系我国火电装机规模第二大的上市公司。十三五期间，除几次集团资产整合外，公司盈利稳中有升。我们预计公司22-25年归母净利为62/77/92/115亿元。根据公司22年新能源板块归母净利润17.7亿元，水电/火电归母净资产230/398亿元，参考可比公司Wind一致预期22EPE/PB/PB均值21.4/2.1/0.8x，考虑公司新能源/水电资产盈利较可比公司有一定差距及火电可比公司PB一致预期含新能源资产预期，给予公司22EPE/PB/PB预期15/1.5/0.6x，新能源/水电/火电市值265/345/239亿元，扣除永续债权益19.95亿元，目标市值830亿元，目标价4.65元，给予“买入”评级（报告发布日期：2022年6月7日）。火电资产盈利性强，水电资产盈利已明显改善。近年来，公司不断优化火电资产布局，火电机组进一步向东中部沿海地区集中。公司背靠集团煤矿产业，21年燃煤成本中关联交易占比高达83.97%，历史期入炉标煤单价远低于其他同类公司，优异的燃料成本控制能力使得公司火电盈利能力突出，1Q22公司已完成火电板块扭亏为盈，完成火电板块净利润11.14亿元。国能大渡河的盈利水平主要由于弃水问题较其他水电龙头公司有一定差异，但21年其弃水问题已明显改善，实现归母净利润20亿元（19年/20年11/18亿元），特高压建设保障新增产能消纳，水电市场化电价有望稳步提升，我们预计公司水电板块盈利有望稳中向好。新能源规划大幅上调，有望促使公司估值提升。截至22年3月底，公司风电/光伏装机分别为710.61/54.45万千瓦，公司预计22年全年新投产484万新能源装机，大部分将于Q3/Q4投产。公司十四五规划新能源新增装机3500千瓦（风：光=1：4），系此前规划1300万千瓦的2.7x。我们预计公司十四五末新能源/清洁能源装机占比达到29%/41%，新能源发电量/收入十四五CAGR将达到36%/30%。我们测算公司25年新能源板块归母净利润43.6亿元，归母净利占比将提升至38%，22-25年归母净利CAGR40%。风险提示：煤价超预期及长协煤保障不及预期；煤电电价上涨/新能源发展/大渡河水能利用不及预期。免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。28发电图表46：重点推荐公司目标价股价市值EPS市盈率(x)公司名称股票代码（元/股）（元/股）（百万元）22E23E24E22E23E24E华能水电600025CH8.307.27130,8600.390.420.48191715国投电力600886CH13.0911.2583,8600.860.890.91131312川投能源600674CH14.1813.2358,2930.830.880.89161515三峡能源600905CH8.126.39182,8850.290.350.41221816华电国际600027CH4.994.7446,7830.520.620.68987国电电力600795CH4.654.0772,5910.340.430.521298注：1）股价及市值为2022年7月7日值；2）EPS均来源于华泰研究预测资料来源：Wind，华泰研究预测风险提示水电市场化电价上涨不及预期。虽然2021年下半年以来水电市场化电价上涨明显，但由于水电发电成本较低，如果需要保障全社会用电成本不大幅上涨，水电电价存在被牺牲可能性。来水不及预期。来水量受天然因素影响较大，故存在不及预期可能，如果来水增长不及预期，将带来水电发电量不及预期。水电新增机组投产不及预期。截至2021年底，我国剩余经济可开发常规水电资源容量仅为4792万千瓦，而《2030碳达峰行动方案》明确“十四五”、“十五五”期间分别新增水电装机容量4000万千瓦左右，新建水电地理位置偏远、自然条件恶劣，水电工程直接建设成本不断增加。此外，耕地占用等税费标准、征地移民投资也大幅增加，水电开发成本增幅显著。成本增加及环保要求等因素或阻碍规划的新增水电装机投产进度。水电站折旧完成时间及带来的折旧额减少与预期有偏差风险。我们对雅砻江水电及华能水电折旧进行了拆分推算，由于各公司不同水电站的折旧年限可能存在差异，我们在测算时进行了一定的假设和推测，故测算值与公司实际折旧额可能存在差异。各集团/公司抽水蓄能规划转换为投产装机不及预期。目前各集团/上市公司抽蓄规划大多数处于非常前期阶段，且抽水蓄能电站建设需要5-6年时间，各集团/公司抽水蓄能规划转换为投产装机存在一定不确定性。抽水蓄能电站盈利不及预期。我们目前的抽蓄电站盈利测算系根据发改价格〔2021〕633号文，目前各集团/上市公司抽蓄规划大多数处于非常前期阶段，且抽水蓄能电站建设需要5-6年时间，未来抽蓄电价政策是否改变存在不确定性。免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。29发电免责声明分析师声明本人，王玮嘉、黄波，兹证明本报告所表达的观点准确地反映了分析师对标的证券或发行人的个人意见；彼以往、现在或未来并无就其研究报告所提供的具体建议或所表迖的意见直接或间接收取任何报酬。一般声明及披露本报告由华泰证券股份有限公司（已具备中国证监会批准的证券投资咨询业务资格，以下简称“本公司”）制作。本报告所载资料是仅供接收人的严格保密资料。本报告仅供本公司及其客户和其关联机构使用。本公司不因接收人收到本报告而视其为客户。本报告基于本公司认为可靠的、已公开的信息编制，但本公司及其关联机构(以下统称为“华泰”)对该等信息的准确性及完整性不作任何保证。本报告所载的意见、评估及预测仅反映报告发布当日的观点和判断。在不同时期，华泰可能会发出与本报告所载意见、评估及预测不一致的研究报告。同时，本报告所指的证券或投资标的的价格、价值及投资收入可能会波动。以往表现并不能指引未来，未来回报并不能得到保证，并存在损失本金的可能。华泰不保证本报告所含信息保持在最新状态。华泰对本报告所含信息可在不发出通知的情形下做出修改，投资者应当自行关注相应的更新或修改。本公司不是FINRA的注册会员，其研究分析师亦没有注册为FINRA的研究分析师/不具有FINRA分析师的注册资格。华泰力求报告内容客观、公正，但本报告所载的观点、结论和建议仅供参考，不构成购买或出售所述证券的要约或招揽。该等观点、建议并未考虑到个别投资者的具体投资目的、财务状况以及特定需求，在任何时候均不构成对客户私人投资建议。投资者应当充分考虑自身特定状况，并完整理解和使用本报告内容，不应视本报告为做出投资决策的唯一因素。对依据或者使用本报告所造成的一切后果，华泰及作者均不承担任何法律责任。任何形式的分享证券投资收益或者分担证券投资损失的书面或口头承诺均为无效。除非另行说明，本报告中所引用的关于业绩的数据代表过往表现，过往的业绩表现不应作为日后回报的预示。华泰不承诺也不保证任何预示的回报会得以实现，分析中所做的预测可能是基于相应的假设，任何假设的变化可能会显著影响所预测的回报。华泰及作者在自身所知情的范围内，与本报告所指的证券或投资标的不存在法律禁止的利害关系。在法律许可的情况下，华泰可能会持有报告中提到的公司所发行的证券头寸并进行交易，为该公司提供投资银行、财务顾问或者金融产品等相关服务或向该公司招揽业务。华泰的销售人员、交易人员或其他专业人士可能会依据不同假设和标准、采用不同的分析方法而口头或书面发表与本报告意见及建议不一致的市场评论和/或交易观点。华泰没有将此意见及建议向报告所有接收者进行更新的义务。华泰的资产管理部门、自营部门以及其他投资业务部门可能独立做出与本报告中的意见或建议不一致的投资决策。投资者应当考虑到华泰及/或其相关人员可能存在影响本报告观点客观性的潜在利益冲突。投资者请勿将本报告视为投资或其他决定的唯一信赖依据。有关该方面的具体披露请参照本报告尾部。本报告并非意图发送、发布给在当地法律或监管规则下不允许向其发送、发布的机构或人员，也并非意图发送、发布给因可得到、使用本报告的行为而使华泰违反或受制于当地法律或监管规则的机构或人员。本报告版权仅为本公司所有。未经本公司书面许可，任何机构或个人不得以翻版、复制、发表、引用或再次分发他人(无论整份或部分)等任何形式侵犯本公司版权。如征得本公司同意进行引用、刊发的，需在允许的范围内使用，并需在使用前获取独立的法律意见，以确定该引用、刊发符合当地适用法规的要求，同时注明出处为“华泰证券研究所”，且不得对本报告进行任何有悖原意的引用、删节和修改。本公司保留追究相关责任的权利。所有本报告中使用的商标、服务标记及标记均为本公司的商标、服务标记及标记。中国香港本报告由华泰证券股份有限公司制作,在香港由华泰金融控股（香港）有限公司向符合《证券及期货条例》及其附属法律规定的机构投资者和专业投资者的客户进行分发。华泰金融控股（香港）有限公司受香港证券及期货事务监察委员会监管，是华泰国际金融控股有限公司的全资子公司，后者为华泰证券股份有限公司的全资子公司。在香港获得本报告的人员若有任何有关本报告的问题,请与华泰金融控股（香港）有限公司联系。免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。30发电香港-重要监管披露华泰金融控股（香港）有限公司的雇员或其关联人士没有担任本报告中提及的公司或发行人的高级人员。国投电力（600886CH）、华电国际（600027CH）：华泰金融控股（香港）有限公司、其子公司和/或其关联公司在本报告发布日担任标的公司证券做市商或者证券流动性提供者。有关重要的披露信息，请参华泰金融控股（香港）有限公司的网页https://www.htsc.com.hk/stock_disclosure其他信息请参见下方“美国-重要监管披露”。美国在美国本报告由华泰证券（美国）有限公司向符合美国监管规定的机构投资者进行发表与分发。华泰证券（美国）有限公司是美国注册经纪商和美国金融业监管局（FINRA）的注册会员。对于其在美国分发的研究报告，华泰证券（美国）有限公司根据《1934年证券交易法》（修订版）第15a-6条规定以及美国证券交易委员会人员解释，对本研究报告内容负责。华泰证券（美国）有限公司联营公司的分析师不具有美国金融监管（FINRA）分析师的注册资格，可能不属于华泰证券（美国）有限公司的关联人员，因此可能不受FINRA关于分析师与标的公司沟通、公开露面和所持交易证券的限制。华泰证券（美国）有限公司是华泰国际金融控股有限公司的全资子公司，后者为华泰证券股份有限公司的全资子公司。任何直接从华泰证券（美国）有限公司收到此报告并希望就本报告所述任何证券进行交易的人士，应通过华泰证券（美国）有限公司进行交易。美国-重要监管披露分析师王玮嘉、黄波本人及相关人士并不担任本报告所提及的标的证券或发行人的高级人员、董事或顾问。分析师及相关人士与本报告所提及的标的证券或发行人并无任何相关财务利益。本披露中所提及的“相关人士”包括FINRA定义下分析师的家庭成员。分析师根据华泰证券的整体收入和盈利能力获得薪酬，包括源自公司投资银行业务的收入。华电国际（600027CH）、国电电力（600795CH）、三峡能源（600905CH）：华泰证券股份有限公司、其子公司和/或其联营公司在本报告发布日之前12个月内曾向标的公司提供投资银行服务并收取报酬。国电电力（600795CH）：华泰证券股份有限公司、其子公司和/或其联营公司预计在本报告发布日之后3个月内将向标的公司收取或寻求投资银行服务报酬。国投电力（600886CH）、华电国际（600027CH）：华泰证券股份有限公司、其子公司和/或其联营公司在本报告发布日担任标的公司证券做市商或者证券流动性提供者。华泰证券股份有限公司、其子公司和/或其联营公司,及/或不时会以自身或代理形式向客户出售及购买华泰证券研究所覆盖公司的证券/衍生工具，包括股票及债券（包括衍生品）华泰证券研究所覆盖公司的证券/衍生工具，包括股票及债券（包括衍生品）。华泰证券股份有限公司、其子公司和/或其联营公司,及/或其高级管理层、董事和雇员可能会持有本报告中所提到的任何证券（或任何相关投资）头寸，并可能不时进行增持或减持该证券（或投资）。因此，投资者应该意识到可能存在利益冲突。评级说明投资评级基于分析师对报告发布日后6至12个月内行业或公司回报潜力（含此期间的股息回报）相对基准表现的预期（A股市场基准为沪深300指数，香港市场基准为恒生指数，美国市场基准为标普500指数），具体如下：行业评级增持：预计行业股票指数超越基准中性：预计行业股票指数基本与基准持平减持：预计行业股票指数明显弱于基准公司评级买入：预计股价超越基准15%以上增持：预计股价超越基准5%~15%持有：预计股价相对基准波动在-15%~5%之间卖出：预计股价弱于基准15%以上暂停评级：已暂停评级、目标价及预测，以遵守适用法规及/或公司政策无评级：股票不在常规研究覆盖范围内。投资者不应期待华泰提供该等证券及/或公司相关的持续或补充信息免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。31发电法律实体披露中国：华泰证券股份有限公司具有中国证监会核准的“证券投资咨询”业务资格，经营许可证编号为：91320000704041011J香港：华泰金融控股（香港）有限公司具有香港证监会核准的“就证券提供意见”业务资格，经营许可证编号为：AOK809美国：华泰证券（美国）有限公司为美国金融业监管局（FINRA）成员，具有在美国开展经纪交易商业务的资格，经营业务许可编号为：CRD#:298809/SEC#:8-70231华泰证券股份有限公司南京北京南京市建邺区江东中路228号华泰证券广场1号楼/邮政编码：210019北京市西城区太平桥大街丰盛胡同28号太平洋保险大厦A座18层/邮政编码：100032电话：862583389999/传真：862583387521电话：861063211166/传真：861063211275电子邮件：ht-rd@htsc.com电子邮件：ht-rd@htsc.com深圳上海深圳市福田区益田路5999号基金大厦10楼/邮政编码：518017上海市浦东新区东方路18号保利广场E栋23楼/邮政编码：200120电话：8675582493932/传真：8675582492062电话：862128972098/传真：862128972068电子邮件：ht-rd@htsc.com电子邮件：ht-rd@htsc.com华泰金融控股（香港）有限公司香港中环皇后大道中99号中环中心58楼5808-12室电话：+852-3658-6000/传真：+852-2169-0770电子邮件：research@htsc.comhttp://www.htsc.com.hk华泰证券（美国）有限公司美国纽约哈德逊城市广场10号41楼（纽约10001）电话：+212-763-8160/传真：+917-725-9702电子邮件:Huatai@htsc-us.comhttp://www.htsc-us.com©版权所有2022年华泰证券股份有限公司