国投电力：煤价高企拖累业绩，水电投产新能源发展提速带来新增长点

燃煤成本上涨致火电业绩亏损，2021年归母净利润同比下降55.82%公司发布2021年财报，报告期内公司实现营收436.82亿元，同比增长11.09%；实现归母净利润24.37亿元，同比下降55.82%；实现扣非归母净利润21.71亿元，同比下降54.53%;销售毛利率29.26%，同比减少15.61pct，主要原因系火电板块燃煤成本大幅上涨导致严重亏损。基本EPS为0.32元/股，同比减少58.79%。截至2021底，公司总资产2413.70亿元，较期初增加124.60亿元；资产负债率63.52%，同比降低0.4pct。公司拟每股分红0.1635元，同比减少42%。

电量方面，2021年公司发电量1538.65亿千瓦时，上网电量1496.33亿千瓦时，同比分别增加3.61%、3.45%，其中市场化交易总电量为625.90亿千瓦时，同比增长33.81%，占总上网电量41.83%。分电源看，水电发电量882.6亿千瓦时，同比下降0.22%；火电发电量588.9亿千瓦时，同比增长7.01%；风电发电量49亿千瓦时，同比增加38.15%；光伏发电量16.15亿千瓦时，同比增长25.17%。火电发电量同比增长的原因为全社会用电量高速增长，部分火电所在区域来水偏枯；水电发电量基本与去年持平，装机量的增加与极端气候和来水不稳定带来负面影响相抵，其中云南地区受澜沧江来水偏枯影响，水电发电量同比下降8.79%，主营收入同比减少13.41%；风光发电量增加原因系公司陆续投运和并购风电和光伏项目。

电价方面，2021年公司境内控股企业平均上网电价0.319元/千瓦时（含税，下同），同比增长5.98%。分电源看，水电平均上网电价0.255元/千瓦时，同比增长2.71%；火电平均上网电价0.389元/千瓦时，同比增长7.25%，受煤价高企影响，火电成本攀升，根据国家相关政策，火电价格全部由市场形成，由于供需持续紧张，价格有所提升；风电平均上网电价0.484元/千瓦时，同比增长0.97%；光伏发电平均上网电价0.918元/千瓦时，同比增长2.83%。整体看，随着部分省区市场化交易电量规模不断加大，以及结算价格和结算周期影响，公司各电厂上网电价有所波动，去年我国多地出现限电，电力供需偏紧，市场电价整体出现上涨。

根据公司投资者问答公告，2021年雅砻江的市场化让利结算主要在四季度，叠加四季度枯水期发电量相对较少，计提市场化让利对当季平均电价的影响较大，21Q4水电平均上网电价为0.241元/千瓦时，同比减少6%。公司于2021年10月新投产的杨房沟水电站21Q4上网电价为0.232元/千瓦时；两河口水电站21Q4上网电价为0.333元/千瓦时。

装机方面，截止2021年底，公司已投产控股装机容量3621.83万千瓦，清洁能源总装机2433.75万千瓦，占比67.20%，同比增加4.53%。水电装机2076.50万千瓦、占比57.33%，火电（含垃圾发电）1188.08万千瓦、占比32.81%，风电223.05万同比增加4.53%千瓦、占比6.16%，光伏134.20万千瓦，占比3.71%。2021年公司新投产/并购装机442.3万千瓦，其中水电401.5万千瓦、风电9.8万千瓦、光伏31万千瓦。德昌风电因成昆铁路建设拆除3台风机，共计0.7万千瓦。“十四五”期间，公司规划控股装机容量将达5000万千瓦，其中清洁能源装机占比约为72%。持续拓展以抽水蓄能、储能、氢能为主的新产业。这意味着剩余四年公司有望增加装机1600万千瓦，其中清洁能源装机1400万千瓦左右。

加平均上网电价同比增加13.51%，2022年一季度净利润环比提升公司发布2022年一季报，报告期内，公司实现营收110.42亿元，同比增长20.1%；实现归母净利润10.38亿元，同比下降14.91%，环比转亏为盈（21Q4归母净利润-10.24亿元）；实现扣非归母净利润9.9亿元，同比下降10.95%；销售毛利率35.47%，同比下降4.89个pct；基本EPS为0.13元/股，同比下降24%。

电量方面，2022年1-3月，公司境内控股企业累计完成发电量319.19亿千瓦时，上网电量309.87亿千瓦时，同比分别增加0.71%和0.70%。分电源看，公司水电、火电、风电、光伏发电发电量分别同比上涨9.05%、-9.13%、-9.72%、13.81%。水电同比增加的主因为受两河口水电站、杨房沟水电站投产以及二滩水电站库容消落加速影响，雅砻江发电量同比增加。部分地区火电发电量下滑是受社会用电量降低、外送电量的增加以及水电火电互补性的影响。

电价方面，2022年1-3月,公司境内控股企业平均上网电价0.374元/千瓦时,与去年同期相比上涨13.51%。其中水电平均上网电价0.291元/千瓦时，同比上涨7.6%；火电平均上网电价0.47元/千瓦时，同比增长26.74%；风电平均上网电价0.526元/千瓦时，同比上涨1.76%；光伏发电平均上网电价0.92元/千瓦时，同比下降2.78%。22年一季度雅砻江水电上网电量同比增长9.03%，叠加平均上网电价增长、未进行市场化计提让利，盈利情况好于去年同期。公司火电厂用户中有较多高耗能的大工业用户，在新的市场电政策下电价火电电价上浮突破20%，有效对冲了高煤价对盈利的影响。

雅中两杨电站全面投产，待核准电价落地业绩弹性有望增加根据公司公告，控股公司雅砻江水电在2021年营收183.4亿元，占公司总营收的42%，净利润63.17亿元；发电量778.27亿千瓦时，占公司总发电量的50.65%。截止报告期末，雅砻江水电已投产1870万千瓦水电装机，在建50万千瓦，核准装机342万千瓦。

由于两河口电站具有一定的特殊性（与已建成的锦屏一级水电站和二滩水电站形成三大联合调节水库，使雅砻江成为可实现多年调节的大型河流），核准电价尚未确定，暂按过渡期电价结算。杨房沟（单独运行时具有日调节性能，与两河口水电站联合运行时具有年调节性能）也尚未明确电价机制，目前按照四川省内径流失水电站电量消纳情况暂估。两杨水电站共450万千瓦，占雅砻江水电总装机的25%，随着蓄水量的增加，电站产能将逐步释放，待核准电价政策落地，其业绩弹性有望增加，进而带动公司整体盈利能力。

四川省用电量快速增长，电力供需格局由相对宽松逐步走向均衡根据国家统计局数据，2021年四川省累计用电量同比增速为14.3%，累计发电量同比增速为6.5%，用电量增速高于发电量增速。随着水电主要机组陆续投产，高耗能产业向西部地区的转移逐步完成，四川电力格局发生明显改变，省内电力供给逐渐偏紧，市场电电价持续上涨。根据四川电力交易中心数据，四川省2021年市场电结算均价为0.259元/千瓦时，同比上涨9.7%。在未来愈发复杂的电力市场交易中，雅砻江具有强调节能力的高质量水电将具有很强的竞争力。

投资建议：：火电板块低谷已过，22年有望大幅反弹。两河口、杨家沟水电站投产水电装机规模进一步提升，雅砻江将持续释放业绩。“十四五”规划落地，新能源发展提速带来新的业绩增长点。预计公司22至24年实现归母净利润62.68亿元、67.45亿元、69.87亿元，对应PE11.6x、10.7x、10.33x，维持买入评级。

风险提示：来水不及预期，电价下降超预期风险，自然灾害，用电需求不及预期。