國電電力盈利及利潤新增長點在哪？

棄水改善、裝機增長，水電板塊呈盈利提升趨勢。

1. 公司水電資產集中于大渡河流域，未來裝機量仍有增長空間

公司水電資產主要集中于大渡河流域，未來增長空間相對較大。2022 年 8 月，國電電力公 司以43.70億元收購國家能源集團所持有的大渡河公司11%的股權后，持股比例達到80%。 截至 2023Q1-3，公司控股水電機組容量達 1495.06 萬千瓦，其中大渡河公司投產電站有龔 嘴、銅街子、瀑布溝、深溪溝、大崗山、枕頭壩一級、猴子巖、吉牛、沙坪二級等 9 個電站， 總裝機 1133.8 萬千瓦。除國能大渡河公司外，公司在伊犁河、開都河等擁有水電裝機 321.5 萬千瓦。 “十四五”末期公司水電項目集中投產，雙江口水電站年度調節能力有助于平衡豐枯發電 量。截至 2023Q1-3，公司的在建電站有大渡河流域的雙江口、金川、枕頭壩二級、沙坪一 級 4 個電站，總裝機 352 萬千瓦，預計將在 2024-2025 年投產，以及開都河流域的霍爾古 吐電站，裝機量 42.65 萬千瓦，預計將在 2025 年投產；另有大渡河流域的安寧、巴底、丹 巴、老鷹巖一級、老鷹巖二級等 5 個項目處在前期規劃階段，總裝機約 295 萬千瓦。公司 在建及規劃裝機規模合計 394.65 萬千瓦，未來裝機還有較大增長空間。其中，大渡河流域 的在建的雙江口發電站裝機容量 2000MW，多年平均發電量約為 77 億千瓦時；同時雙江口 水電站具有稀缺年度調節能力，其總庫容為 28.97 億 m³，調節庫容為 19.17m³，建成后可 增加下游梯級電站枯期平均出力 176 萬千瓦、枯期電量 66 億千瓦時，平衡大渡河流域水電 站豐枯流量，提高下游電站發電效率。

2. 大渡河流域棄水問題進一步改善，水電板塊利潤有望增厚

據國家能源局，2020年大渡河流域的棄水電量約為202 億千瓦時，占全省棄水電量的53%， 曾是全國棄水最嚴重的河流之一。大渡河流域的棄水問題主要原因是水電裝機容量遠超過省 內消納能力；而且受到特高壓直流線路和 500 千伏送出通道的網架局部阻塞的影響電力外 送通道不暢。 四川省用電量增速較高，外送能力有望進一步提升。2023 年四川省用電量為 3711 億千瓦 時，同比上升 7.70%，領先全國平均水平。根據《四川省電源電網發展規劃（2022-2025） 年》，四川省用電需求預計保持 10.4%的年均增長，到 2025 年社會用電量將達到 4870 億千 瓦時。“十四五”期間多條特高壓交流電工程將打通川電外輸通道，根據《四川省“十四五” 能源發展規劃》，四川將于“十四五”期間還將建成多條電力外送通道。該通知預計到 2025 年四川省電量外送機組留電能力預計到達 1920 萬千瓦，將有效緩解川內棄水問題。

水電上網電價提升疊加利用小時數上升，有望改善公司水電資產的盈利能力。四川省水電 年度交易均價在 2018-2020 年下跌之后，2021-2022 年實現同比回升。其中 2022 年水電年 度均價為 223.78 元/兆瓦時，相較 2020 年上漲 11.65%。2023H1 西南地區來水持續偏枯， 公司水電售電價格進一步上漲到 305.38 元/兆瓦時，同比上漲 23.8%。“十四五”期間川內 電量供需緊平衡，預計將對水電電價形成較強支撐。公司較低的發電小時數也是制約盈利能 力的關鍵因素，由于大渡河流域長時間受困于消納問題，公司水電利用小時數雖然高于全國 平均值，但相較于國投電力等可比公司始終處于低位。“十四五”期間四川省省內用電需求 上升以及外送特高壓電網的建成投產，將在量、價兩方面提升公司水電的盈利能力。

3.十四五風光裝機快速提升，新能源貢獻新的利潤增長點

 持續推進新能源發展，風光裝機量快速增長

公司裝機結構轉型持續，新能源裝機量和售電量快速增長。2018-2022 年，公司新能源裝 機量大規模增長，從 585.91 萬千瓦上升到 1058.94 萬千瓦，4 年 CAGR 為 14.9%。截至 2023 年，公司控股新能源裝機容量為 1789.27 萬千瓦，其中風電 929.33 萬千瓦，光伏 859.94 千瓦。公司在 2018-2021 年公司風光售電量基本保持穩定，2022 年開始公司風光新能源售 電量大幅上升。2023 年，公司風光售電量 239.60 億千瓦時；其中風電 182.13 億千瓦時， 光伏 57.47 億千瓦時，同比分別上漲 12.53% 和 163.39%。 “十四五”計劃布局新能源裝機量 3500 萬千瓦，計劃 2025 年清潔能源控股裝機量占比將 達到 40%。2021、2022 年公司新能源裝機分別核準備案 656.19、1620 萬千瓦，新投產裝 機 89.3、315.3 萬千瓦，2023 年計劃獲取新能源資源超過 1400 萬千瓦，核準 1200 萬千瓦， 開工 960 萬千瓦，投產 800 萬千瓦。根據公司 2023 年半年報披露，截至 2023H1 公司新能 源重點在建工程規模達 620.01 萬千瓦，其中在建風電項目 102.63 萬千瓦，在建光伏項目 517.38 萬千瓦。截止至 2023 年末，公司新能源裝機量將達到 1783.27 萬千瓦。

公司新能源業務布局廣泛，因地制宜開發風光項目。目前公司在風光資源富集的北部地區布 局的基地式項目形成了建設、開發、儲備的有序發展格局，在中部地區布局的場站式項目覆 蓋區域進一步擴大，在經濟發達、電價承受能力較強的東部地區布局的分布式項目已初具規 模，海上風電、海上光伏已制定整體發展策略，進入快速規模化開發階段。 公司風光利用小時數較高，裝機規模較大的風電利用小時數均高于全國平均水平；受 2021-2023H1 年風能年景較差以及公司主要建設分布式光伏的影響，公司新能源利用小時 數有所下降，2023H1 光伏發電利用小時數 533 小時（同比-83.76 小時），風電利用小時 數 1277 小時（同比+129.71 小時）。

常規能源為新能源業務提供支持，水火風光多種能源協同發展

傳統能源助力新能源項目落地，一體化發展受央地政策支持。國家層面，發改委、能源局 下發的《關于推進電力源網荷儲一體化和多能互補發展的指導意見》提出多能源互補以加強 電源端的調節能力，同時明確要求大型風光基地項目要基于在運、在建或已核準的外送通道 并配套煤電靈活性改造或優先利用水電調節性能消納近區風光電力。地方層面：內蒙古，新 疆，云南，四川等省份也出臺支持“水火風光”一體化發展的政策并將部分新能源項目的獲 得與煤電靈活性改造和蓄水儲能能力掛鉤。

公司常規能源布局廣泛，在四川、新疆、內蒙古等省份均有重點布局；公司新能源裝機可 充分利用上述區域內的火電機組的調峰能力以及水電機組的抽水蓄能優勢實現“常規能源+ 新能源”協同發展。水電方面：公司以瀑布溝水電項目為依托，借助中游控制性水庫優質的 調峰調頻能力，高質量推動沿岸風電與光伏項目開發；大渡河流域的雙江口水電站在 2024 年投產后將加強公司在大渡河流域的流域調節能力，進一步推進風光能源項目獲取，同時公 司已在安徽，廣西，江西獲得 3 個抽水蓄能電站共 360 萬千瓦開發權，未來有助于公司實 行“水風光”一體化布局。火電方面：公司積極實施“火電+新能源+調峰”戰略獲取風光基地 項目，目前已經獲得蒙西鄂爾多斯采煤沉陷區 300 萬千瓦光伏項目的備案證明，該項目依 托 4×100 萬智慧火電工程，是典型的風光火儲一體化互補項目。公司火電資產在內蒙古、 浙江、云南等區域重點布置，未來公司常規能源將為新能源裝機獲取提供項目獲取優勢。