国投电力：电力中的成长股
2014-06-10 09:00阅读：
作者：俞兴
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公司前身为中国石化湖北兴化股份有限公司，2002
年与国投公司进行资产置换，主营业务变更为电力生产，后向国投公司定增收购国投电力有限公司，该公司持有雅砻江水电52%
的股权，构成目前上市公司最为重要的资产，随着2012
年官地电站首台机组投产，雅砻江下游水电迎来投产高峰。
控股股东国家开发投资公司持有51.26%
的股份，国投电力是国家开发投资公司旗下主要的电力运作平台。
现有水电：
随着雅砻江下游电站陆续投产，多年的投入终于步入回报期，16
年桐子林投产后雅砻江下游装机容量将达到1470
万千瓦，加上67
万千瓦的小三峡和135
万千瓦的大朝山，国投水电装机规模将达到1672
万千瓦。
随着锦官电源组上网电价和国网统销政策的确定，雅砻江下游水电最大的两个不确定性已经消除，预计电站投产后平均上网电价将达到0.315
，同时平均机组利用小时数由于锦屏一级的投产将上升至4750
小时。
考虑到增值税优惠、西部大开发所得税优惠，三免三减半等税收政策，预计未来五年平均税率仅为电价收入的17%
（增值税12%+
所得税3.5%+
营业税金及附加1.5%
），同时考虑到雅砻江下游电站自动化程度较高，人工维护成本较低，预计平均人工及其他成本 约为电价收入的11%
，综合以上因素，预计未来五年年均电费收入约为250
亿，现金流量净额约为180
亿，考虑到约60
亿的利息支出和10
亿左右的限制性盈余，预计未来五年现有水电业务的自由现金流约为110
亿。
同时若五年后增值税优惠和所得税减免到期，水电税收负担有所增加，但考虑到雅砻江水电主体评级的提升，发行债券置换高息贷款，市场无风险利率降低，中游两河口投产增加下游电站机组利用小时数等因素，预计未来110
亿的自由现金流仍能维持。
雅砻江中游水电：
随着雅砻江下游电站逐步投产，中游电站滚动开发也已提上日程，根据先前披露的投资概算，中游龙头电站两河口的预计投资仅为217
亿，但在13
年报中这一预算数被大幅提至668
亿，单位千瓦造价超过2.2
万元，参考先前披露的其他投资概算，中游装机1170
万千瓦的总投资1965.6
亿，单位千瓦造价高达1.68
万元，同时设计机组利用小时数仅为4050
小时。
目前锦官电源组上网电价为0.32
元/kwh
，远距离输电成本为0.12
元/kwh
，因此0.44
元/kwh
的落地电价已高于目前江苏本地0.43
元/kwh
的燃煤脱硫机组标杆电价，水电低成本的优势已经丧失。
因此雅砻江中游电站投产后上网电价再度大幅上调的可能性很小，预计未来上网电价将在0.34-0.38
元/kwh
之间，中性假设中游电站的上网电价0.36
元/kwh
，机组利用小时数4050
小时，装机规模1170
万千瓦，单位千瓦造价1.68
万元，总投资1965.6
亿，假设中游电站投产时仍有新的税收优惠政策出台，经营性现金流量净额仍高达电价收入的72%
，则中游电站完全投产后的年均经营性现金流量净额约为122
亿，对下游梯级电站补偿效应增加现金流量约为23
亿，同时雅砻江水电融资成本下降至5%
，4:1
的债务权益比，年均利息支出约为78
亿以及12
亿的限制性盈余，推算出中游电站的年均自由现金流仅约55
亿，自由现金流/
权益资本金的比例为55/391=14%
（真实ROE
），随着中游电站陆续投产，其负债率将有所降低，真实ROE
也将进一步降低。
下游电站的真实ROE
超过30%
，相比而言中游电站14%
的投资回报率已显著降低。同时中游电站还面临着电量消纳和实际造价再度超预期等不确定因素。而雅砻江上游325
万千瓦的电站预计将丧失经济价值，仅为完成全流域开发的示范目标。
现金流：
中游电站约2000
亿的投资将在8
年左右完成，年均投资250
亿，而下游电站在2015
年大量投产后的年均自由现金流达到110
亿，会计利润超过60
亿，能够支撑雅砻江水电在降低负债率的同时完成中游水电滚动开发。
![国投电力：电力中的成长股]( "国投电力：电力中的成长股")
国投水电由于其优先调度，国网统销等特点，在分析时只需对自身电量电价进行测算而无需考虑整个行业的竞争格局变化，而火电由于其调峰属性和发电成本的大幅波动，在分析火电时需要对整个电力行业的发展和竞争状况有一个大致的认识。因此下面简要分析电力行业的发展状况和火电行业的竞争特点。
电力行业：
截至2012
年底，全国发电装机容量114,953
万千瓦，同比增长8.19%
。其中，水电25,198
万千瓦，约占总容量21.92%
；火电81,934
万千瓦，约占总容量71.28%
；风电并网总容量6,160
万千瓦，约占总容量5.36%
。
随着我国经济结构持续调整，高耗能的第二产业增速降低，未来全社会用电量增速将慢于GDP
增速，电力弹性系数或将处于0.7-1
之间，因此预计未来五年全社会用电量增速将在5%
左右。
截至2012
年末，我国水电总装机容量2.49
亿千瓦。根据十二五规划，到2015
年，全国常规水电装机容量预计达到2.84
亿千瓦，水电开发程度达到71%
左右，其中东部和中部水电基本开发完毕，西部水电开发程度达54%
左右。到2020
年，全国水电装机预计达到3.3
亿千瓦，全国水电开发程度达82%
左右。随着水电资源逐渐开发完毕，2015-2020
年水电装机复合增速仅为3%
，低于全社会用电增速，因此水电占比将在近年内达到峰值，未来占比将逐渐下降。
风光新能源装机容量近年来大幅增长，但在基数较低，资源受限，成本较高，弃风现象十分普遍的背景下，预计风光新能源在未来很长一段时间内都将充当电力行业补充者的角色，从而难以对电力行业格局产生较大影响。
核电近年来在国家保增长，环保压力日益突出的情况下得到了快速发展，截止13
年底，核电总装机容量约1500
万千瓦，根据规划，到2020
年核电装机目标高达8000
万千瓦，同时前期项目将在近年陆续投产，例如与国投火电有关的福建宁德，福清将有800
万千瓦核电机组将于14-17
年投产，广西防城港将有200
万千瓦核电机组将于15-16
年投产。由于核电大多位于东部沿海负荷中心，具备调度优先等特征，因此核电的大量投产将对沿海火电产生较大冲击，未来仍需密切关注核电项目审批情况。
火电行业：
火电机组近年由于环保压力加大，项目审批特别是东部沿海的审批越发困难。
随着技术升级，目前100
万千瓦、60
万千瓦，30
万千瓦火电机组的度电煤耗分别约为290g
，310g
，330g
，同时考虑到大机组较低的环保和折旧成本，100
万千瓦相较于60
万和30
万千瓦机组的度电成本分别低约7%
和14%
，大机组成本优势非常明显。考虑到目前国内火电技术已处于世界领先，项目审批受限，未来机组容量参数再度大幅上升的可能性较小。因此在直供电拓展，电价市场化改革的背景下，预计100
万千瓦机组相较小机组在未来很长一段时间内都将具备明显的竞争优势，优势持续的时间和力度取决于电力市场化改革和新项目审批的进度。
煤价在火电成本中占比超过70%
，而运输成本又是煤价的重要因素，因此未来在沿海有煤炭码头或者在内陆靠近煤炭产地且电量送出有保障的火电具备成本优势。同时在经济结构转型，国内煤炭供过于求，进口煤炭冲击等因素影响下，预计煤价将维持目前的疲弱态势，并不具备大幅上涨和下跌的条件。
综上所述，从行业整体来看，煤电联动过渡政策及电价市场化改革将使火电行业周期性减弱，盈利稳定性增强，公用事业属性逐渐显现。而对于行业中的具体企业，处于东部沿海，机组容量大参数高，运输便捷或者位于内陆有煤炭资源优势同时电量送出有保障的火电机组将获得持续性的竞争优势，企业间盈利分化将会非常严重，未来火电企业比拼的将是运作能力，与此同时需关注区域新项目特别是核电项目的审批情况。
国投火电：
控股企业：
国投津电：地处天津，现有装机2*100
万千瓦，上网电价约0.395
元/kwh
，去年度电利润约6
分，其中有循环经济固定资产折旧因素，利用发电余热淡化后的海水由于成本，管道等因素销量不佳，火电真实度电利润约8
分，14
年海水淡化项目将面临南水北调项目竞争，预计短期销量难有起色。二期规划2*100
超超临界火电机组和30
万吨/
日的海水淡化循环经济项目，总投资约120
亿，现已核准开工，预计16
年初正式投产。北疆电厂由于地处天津负荷中心，消纳有保障，装机均为100
万千瓦大容量机组，同时预计京津唐地区环保压力较大而难有新项目再获得批准，因此国投北疆火电项目盈利能力将非常强劲，同时海水淡化等循环经济项目若能解决销路问题，有望贡献较大的利润弹性。
太平洋电力（湄洲湾）：地处福建，现有装机2*39.3
万千瓦，上网电价为0.4684
元/kwh
，去年度电利润约5
分，根据协议国投将用6.94
亿获得51%
的股权，收购PB
仅为0.87
倍，价格合理，二期扩建2*100
超超临界火电机组，总投资68
亿，现已获准开展前期工作，预计将于2017
年投产。湄洲湾电厂靠近泉州负荷中心，上网有保障，单位造价低，同时福建地区受西部水电影响较小，集团建有国投湄洲湾煤炭码头，收购运营体现了国投集团的协同优势，预计二期投产后盈利能力将非常强劲。
国投钦州：地处广西，现有装机2*63
万千瓦，上网电价约0.45
元/kwh
，去年度电利润约6.5
分，二期扩建2*100
超超临界火电机组，总投资65.43
亿，现已获得国家环保部批复，预计将于2017
年投产。公司远景为建设2*60+6*100
万千瓦的国内一流大型火力发电厂，同时集团建有国投钦州煤炭码头，若将来国内煤价大幅上涨，可用印尼煤替代，预计未来盈利能力强劲。
宣城发电：地处安徽，现有装机1*60
万千瓦，二期扩建1*66
超超临界燃煤机组，总投资21.12
亿，现已核准开工，预计2015
年中正式投产迎夏，公司作为“十一五”安徽省宣城、黄山两地区规划的唯一大型火电厂，预计未来仍将获得较好盈利。
国投伊犁能源：地处新疆，现有装机2*33
万千瓦，去年度电利润约2.5
分，规划二期2*35
热电联产项目、2*66
火电厂、后期建设2*66
火电厂，规划总装机达400
万千瓦，总投资约162
亿。计划配合新疆电网“十三五”规划的伊犁-
四川1100KV
特高压线路实现疆电外送，配套建有国投伊犁露天煤炭项目，燃煤成本低廉。
盘江电厂：地处贵州，现有装机1*30
万千瓦，二期扩建1*30
低热值煤矸石项目，总投资13
亿，现已获得核准，预计14
年下半年投产，后续盘南2*30
、汪家寨2*30
项目已列入《贵州省低热值煤发电“十二五”专项规划》，并经中咨公司审查通过，项目利用煤矸石发电，燃煤成本低廉。
国投北部湾：地处广西，现有装机2*32
万千瓦，去年度电利润约3
分，规划二期扩建2*66
超超临界机组及一期热电联产改造。
华夏电力：地处福建，现有装机4*30
万千瓦，去年度电利润约7
分，其中或有因设备折旧完毕而导致的利润高估，实际盈利能力一般。
靖远二电：地处甘肃，现有装机4*33
万千瓦，去年度电利润约1
分，盈利能力一般。
国投曲靖：地处云南，现有装机4*30
万千瓦，去年煤价大跌的同时仍亏损1.84
亿，今后在云南水电大发展的背景下恐沦为调峰电站，现以1.5
亿将55.4%
的股权转让给东源煤业，目前仍有5
亿信用担保和3.5
亿委托贷款有待解除收回。
参股企业：
徐州华润：地处江苏徐州，现有装机4*32
万千瓦，去年度电利润约6
分，其中或有因设备折旧完毕而导致的利润高估。
铜山华润：地处江苏徐州，现有装机2*100
万千瓦，去年度电利润超过8
分，与徐州华润同属彭城电厂，由于股权变更因素新设铜山华润承担彭城三期建设任务，是华润电力第一个投产的百万机组，设计发电标准煤耗仅为273g/kwh
，预计未来盈利能力仍将非常强劲。
江苏利港：地处江苏无锡，现有装机4*36
万千瓦，去年度电利润超过7
分，其中有因设备折旧完毕而导致的利润高估。
江阴利港：地处江苏无锡，现有装机2*63+2*60
万千瓦，去年度电利润超过8
分，与江苏利港同属利港电力，由于股权变更因素新设江阴利港承担扩建任务，隶属于中信集团，未来仍有2*100
燃煤机组和2*9F
级(40
万级)
燃气蒸汽联合循环机组扩建计划，项目位于苏南负荷中心，预计未来盈利能力仍将十分强劲。
张掖发电：地处甘肃张掖市，现有装机2*32.5
万千瓦，去年度电利润约1
分，有二期2*66
扩建计划，盈利能力一般。
淮北国安：地处安徽淮北，现有装机2*32
万千瓦，去年度电利润约4
分，有二期2*100
扩建计划，具有“坑口”、“煤电一体化”、“大容量、高参数”等特点，现已挂牌征询受让者。
托管集团资产：
国投哈密火电：计划分期建设大南湖工业园（2*66
＋2*66
）、条湖工业园（2*100
＋2*100
燃煤电厂+2*35
低热值煤综合利用热电厂）、汉水泉工业园（2*100
）。规划共计超过900
万千瓦的装机规模，同时由于地处新疆，项目审批有望快速推进。
北京三吉利：已建成江苏张家港沙洲电力有限公司（2*63
）、张家港华兴电力有限公司（2*39.5
，燃气发电项目）、河南郑州裕中能源有限责任公司（2*30+2*100
）、周口隆达发电有限公司（2*13.5W
）。前期项目为张家港沙洲电力有限公司二期工程（2
*100
）。公司发电项目在役总装机容量492
万千瓦，其中火电机组413
万千瓦，燃气机组79
万千瓦。
2012
年公司营业收入86.5
亿，利润总额7.45
亿，盈利能力十分强劲。截止到2012
年底，北京三吉利能源股份有限公司参股（49%
）拥有1
个运行煤矿、2
个在建煤矿和4
个前期煤矿，7
个煤矿均位于河南省郑州矿区新密煤田。
晋城热电：现有装机2*30
万千瓦，总规划装机4*30
燃煤发电供热机组，盈利能力一般。
大同电厂：现有装机2*13.5
万千瓦，供电煤耗高达406g/kwh
，盈利能力一般。
安平电厂：现有装机2*15
万千瓦，建成后一直处于亏损状态。
北京国利：截止2010
年6
月30
日的所有者权益为-2.4
亿。
绿色煤电：由中国华能控股，现有25
万千瓦级IGCC
（整体煤气化联合循环）示范电站，以绿色煤电技术研发为主。
黔源电力：托管7.41%
的黔源电力股份。
集团相关资产：
国投哈密火电：公司规划的4*66
，4*100
，2*100
万千瓦超超临界空冷燃煤机组与国投哈密能源开发有限责任公司所属煤矿建成大型“煤电一体化”火力坑口发电厂，同时分别作为“疆电外送”哈郑±800KV
特高压直流线路送往华中地区和哈密北至重庆±800kV
特高压直流线路项目的主要电源点工程。建成后将兼具燃煤成本低，机组效率高，电量送出有保障等优势，预计未来哈密火电盈利能力将非常强劲。考虑到国投哈密火电是国投集团的全资子公司，若未来能够注入上市公司，将增加国投电力火电前期项目超过900
万千瓦，彻底打开火电业务的成长空间。
北京三吉利：目前张家口华兴和周口隆达盈利能力一般，但张家港沙洲和郑州裕中盈利能力强劲，同时随着处于苏南负荷中心的张家港沙洲二期2*100
机组建成投产，未来盈利能力有望继续提升，具备资产注入条件。
丰城三期：通过收购运作，有望取得江西丰城三期2*100
超超临界项目部分股权。
云顶集团：根据2010
年资料，湄洲湾电厂原母公司云顶工业集团在无锡、南京和苏洲等地也拥有三家电厂的控股权，均处于负荷中心，在大机组审批日益困难的情况下，不排除云顶集团继续与国投电力进行股权合作。
其余如大同电厂，安平电厂，北京国利等由于装机规模较小，没有扩建计划，盈利能力一般而不具备注入条件；绿色煤电以技术研发为主，不具备注入条件；黔源电力股权不在注入范围之内。
可能出售的资产：
淮北国安：地处安徽淮北，现有装机仅为2*32
万千瓦，去年度电利润约4
分，二期计划扩建2*100
，现已挂牌征询受让者。
张掖电厂：地处甘肃张掖，现有装机仅为2*32.5
万千瓦，去年度电利润仅约1
分，虽有二期2*66
扩建计划，但预计盈利能力仍较一般。
靖远二电：地处甘肃兰州，现有装机仅为4*33
万千瓦，去年度电利润仅约1
分，未来在甘肃省新增风电和大机组火电的影响下盈利能力可能进一步降低。
江苏利港：地处江苏无锡，现有装机仅为4*36
万千瓦，去年度电利润超过7
分，其中有因设备折旧完毕而导致的利润高估。今后在沿海大机组火电和核电投产影响下恐沦为调峰电厂，失去经济效益。
徐州华润：地处江苏徐州，现有装机仅为4*32
万千瓦，去年度电利润约6
分，其中或有因设备折旧完毕而导致的利润高估。今后在沿海大机组火电和核电投产影响下恐沦为调峰电厂，失去经济效益。
华夏电力：地处福建厦门，本为厦门骨干电厂，但目前装机仅为4*30
万千瓦，去年度电利润约7
分，其中或有因设备折旧完毕而导致的利润高估。若迟迟没有扩建大机组计划，今后在沿海大机组火电和核电投产影响下恐沦为调峰电厂，失去经济效益。
目前已投产控股装机中，新能源有60.3
万千瓦，占比2.7%
，其中光电占比更低。
张家口风电以2.25
亿转让给华电国际，其余风电装机基本都在甘肃，甘肃风力资源较好，但由于近年来甘肃风电投产装机容量巨大，电网建设滞后，导致甘肃风电机组利用小时很低，弃风现象严重，目前风电项目基本处于盈亏平衡状态，未来几年甘肃仍有大量风电投产，情况不容乐观，若疆电外送等特高压电网建设完毕，现有风电项目盈利有望回升。
去年新疆60
万千瓦风电获得打捆送出开发权，主要集中在新疆哈密地区，风力资源较好，配有大机组火电项目，具备天然调峰优势，同时作为多条特高压输电项目的主要电源点，未来消纳有保障，预计投产后将有不错的盈利。与此同时，未来云南风电项目的盈利情况不容乐观。
核电项目近年来快速发展，按照规划到2020
年核电装机将高达8000
万千瓦，同时三代核电单位千瓦造价均在1.5
万元以上，大部分在2
万元以上，总投资规模巨大，同时由于目前投产机组较少，在建项目数量庞大，国内中核与中广核两大核电巨头资金不足，资产负债率在75%
以上，均在今年谋求上市融资，在此背景下，几大发电集团纷纷以股权的形式参与核电项目，未来不排除国投也会参股核电项目。
总体评价：
国投水电资源获取能力不及三峡集团，火电资源获取能力不及五大发电集团，但通过优秀的管理运作以及尽量发挥与国投集团的协同效应，国投电力先后获得了雅砻江水电，国投北疆，湄洲湾二期等控股权，同时将来仍有望获得哈密火电，北京三吉利，丰城三期等等优质资产，并逐步退出国投曲靖，张家口风电等盈利不佳的项目，经过一系列资本运作与项目开发，国投在电力行业，特别是火电行业的地位有望大幅提升，未来国投火电板块有望在权益装机，控股装机，会计利润甚至是内在价值方面依次超过水电板块。
国投电力在15年水电板块到达瓶颈后仍有望通过火电项目运作开发支撑公司内在价值以年均10-15%的复合增速持续增长，这在电力板块中属于名副其实的成长股。
附：公司大事记及走势
| 时间 |
重要事件 |
|
|
|
| 2002 |
国开投与湖北兴化签订资产置换协议 |
| 2005 |
股权分置改革 |
|
|
| 2007 |
10股配3股 |
|
|
| 2009 |
向国开投定增收购国投电力有限公司，该公司持有雅砻江水电52%的股权，构成日后国投电力最重要资产 |
| 2011 |
发行34亿可转债用于雅砻江流域开发 |
| 2012 |
官地首台机组投产，拉开雅砻江下游水电投产序幕 |
| 2013 |
锦一，锦二大规模投产，带动业绩高速增长 |
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