首页一、黔源电力：贵州省优质水电龙头，强劲现金流支撑新能源发展
（一）华电集团旗下贵州区域上市平台，100%清洁能源装机
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贵州省区域水电龙头，控股股东华电集团直接间接持股28.29%。截至2023年3月末， 华电集团直接持有公司股权15.89%，并通过乌江水电间接持股12.40%，合计持股 28.29%。三峡水利通过乌江电力持有公司9.98%股权。公司业务聚焦于贵州省，是 华电集团在贵州省唯一的电力上市公司。
截至2022年底，公司总装机4.00GW，权益装机2.59GW。水电方面，公司运营贵州 境内“两江一河”（北盘江、芙蓉江、三岔河）流域共九座水电站，水电控股装机 3.23GW，权益装机1.84GW。同时公司进军新能源，在北盘江流域初步建成流域梯 级水光互补可再生能源基地，已投产四个光伏项目，合计装机0.76GW。截至2022年 底，公司总控股装机4.00GW，权益装机2.59GW。
公司发电量以水电为主，显著受来水丰枯影响。2017-2020年，公司仅有水电业务， 发电量受来水影响波动较大，2021年起公司投产的光伏电站进入稳定运营阶段， 2022年光伏发电量7.34亿千瓦时，占总发电量的7.66%；水电发电量88.47亿千瓦时， 占总发电量的92.34%。2022年公司实现总发电量95.81亿千瓦时（同比增长22%）， 其中水电发电量88.47亿千瓦时（同比+19.1%），光伏发电量7.34亿千瓦时（同比 +73.9%）。2023年一季度以来，所在流域来水偏枯，水电发电量大幅下滑67.0%， 总发电量同比下降61.6%至7.66亿千瓦时。
公司电站执行“一厂一价”，电价稳定。在公司九座水电站中，子公司北盘江电力运 营的光照、董箐、马马崖三座电站是公司核心，2017-2022年发电量占比在70%以上。 公司发电量中省内消纳部分执行贵州省发改委批复电价，参加“西电东送”的部分电量结算电价在批复电价基础上扣减0.0276元/千瓦时执行，因此公司历年电价水平 较稳定，2022年公司平均上网电价0.3092元/千瓦时（同比+3.8%），主要由于高上 网电价的光照、董菁、马马崖水电站发电量提升，2022年公司暂估黔电送粤的电量 为25.14亿千瓦时，约占发电量的26%。 此外，受客观因素影响，公司所属光伏电站实际为分批并网发电，基于谨慎性考虑， 2022年公司在确认光伏电站电费收入时，董箐光伏电站并网电价补贴全部扣减，按 照0.3515元/千瓦时确认电费收入，马马崖光伏电站和光照光伏电站均按并网电价补 贴降低0.02元/千瓦时处理，均按照0.3928元/千瓦时确认电费收入，2022年公司光伏 平均上网电价为0.3628元/千瓦时。
（二）强现金流支撑降杠杆，资本开支聚焦新能源
2022年发电量同比提升22%，带动公司全年归母净利润同比提升65.0%。2015年以 来公司无新增水电投产，因此收入和利润随来水在均值上下波动，2021年光伏项目 投产后，中枢有所提升，2018-2022年公司营业收入均值为23.8亿元，归母净利润均 值为3.5亿元。2022年随着水电利用小时数的增加以及光伏电站的投产运营，公司全 年实现营业收入26.1亿元（同比+26.1%），实现归母净利润4.14亿元（同比+65.0%）。 2023Q1发电量大幅减少导致业绩承压，Q1实现归母净利润-0.16亿元（同比转亏）。
北盘江电力为公司利润核心。除普定、引子渡水电站由公司直接运营外，其余七座 水电站由三个子公司运营，其中北盘江电力（公司持股51%）运营公司前三大水电 站光照、董箐、马马崖，是公司收入和利润的核心。
公司营业成本以折旧为主，占比超60%。在运营期，水电公司仅需缴纳水资源费、 库区基金等财政规费，无需燃料费用，因此运营期的可变成本较低，而建设期大量 的固定资产折旧构成了营业成本的主要部分。2011年起公司调整折旧政策，对发电 类资产使用工作量法而非年限平均法计提折旧，因此公司历年折旧随发电量波动。 由于公司收入和折旧均和发电量相关，因此历年毛利率稳定在50%以上，2022年公 司毛利率提至55.9%，归母净利率提至15.9%。
公司现金流充裕，资本开支聚焦光伏项目。由于折旧是主要成本，公司历年净现比 达4倍以上，2017-2022年经营现金流平均值为18.0亿元，是归母净利润平均值3.5亿 元的5.2倍。2016-2019年，公司水电站投产完毕，同时缺少其他建设项目，因此投 资现金流净额较低，现金流多数用于偿还债务。2020年公司投资建设水光互补基地， 资本支出大幅增加，投资现金流流出。2022年公司资本支出6.7亿元，主要用于建设 黔源光伏项目。
债务压力减轻，财务费用逐年降低。除资本开支外，公司现金流主要用于偿还债务， 负债规模逐渐降低，2022年资产负债率逐渐降低至61.7%，财务费用逐年降低，由 2017年5.7亿元降低至2022年4.2亿元，CAGR达-6.0%。2022年由于发电量大增公司 收入提升，且财务费下行，公司期间费用率降低至20.2%。
二、水电来水偏丰，水光互补+抽蓄打开新成长
（一）水电利用小时数波动较大，2022 年来水偏丰发电量增加
公司水电站所在流域来水以降水为主，利用小时数波动较大。公司水电站所在“两 江一河”均在贵州省内，流域来水主要来自降水，与同业公司相比，公司历年利用小 时数波动幅度常达20%以上，同时呈现一定周期性，通常体现为丰枯交替的变化趋 势。公司水电站多数年份发电量低于设计发电量，利用小时数较低。
从年内各月发电量来看，公司发电量集中于6-10月份，与省内降水量相关性较强。 贵州省内来水存在丰枯水期的季节性波动，降水多集中于6-10月份，公司发电量亦 集中于该时间段，以2020年为例，公司6-10月份5个月的发电量占全年发电量的 68.1%。
2022年整体来水偏丰，公司各水电站发电量增加。2022年上半年公司电站所在流域 来偏丰，三季度来水转枯，但全年整体来水高于去年同期。2022年普定、光照、董 箐、马马崖、善泥坡电站发电量分别比2021年增加52.6%、28.7%、29.0%、25.2%、 14.7%，水电总发电量88.47亿千瓦时，较2021年提升19.1%（2021年水电发电量 74.29亿千瓦时），带动收入利润大幅提升。
（二）贵州省大力发展新能源，水光互补打开新成长空间
贵州省电源结构以火电为主、水电为辅、新能源快速增长，部分电量参与西电东送。 贵州省水能资源丰富，且开发较为完备，近几年水电装机增速较缓慢，而在双碳目 标下，火电装机增长受限，因此贵州省装机增长主要来源于新能源装机。截至2022 年，贵州省火电、水电、风光装机分别为37.9、22.8、20.1GW，占比分别为46.9%、 28.2%、24.9%。同时贵州省积极参与西电东送，2022年西电东送电量591亿千瓦时， 占总售电量30.2%。
贵州省规划2025年风光装机分别达10.8、31.0GW。贵州省发改委发布《贵州省新能 源和可再生能源发展“十四五”规划》，提出到2025年，省内新能源与可再生能源 发电装机达65.5GW，非水电可再生能源装机42.7GW，其中水电装机22.8GW（考虑 赤水河流域小水电拆除和新增水电项目，维持水电总装机规模不变），风电装机 10.8GW，光伏发电装机31.0GW，生物质能发电装机0.85GW。预计风光装机高速增 长，2020-2025年CAGR分别为13.2%、24.0%。
水电调节风光出力，风光水储一体化获政策支持。我国已提出2030年碳达峰、2060 年碳中和的发展目标，风光建设成为实现目标必由之路，然而风光发电出力不稳将 增加电网负荷，在此情况下，火电、水电调节作用凸显。《贵州省新能源和可再生能 源发展“十四五”规划》中提出，以大型水电基地及现有（规划）火电厂为依托，统 筹本地消纳和外送，建设乌江、北盘江、南盘江、清水江流域四个水风光一体化可再 生能源综合基地以及风光水火储多能互补一体化项目。
水电公司积极响应，公司初步建成国内首个流域梯级水光互补可再生能源基地。依 托北盘江流域光照、马马崖、董箐梯级水电站，公司已建成三个光伏项目，合计装机 0.75GW，项目于2021年6月投产，建成后形成水电+光伏总装机容量3.41GW的流域 梯级水光互补基地，可以充分发挥水电调节性能，平滑光伏出力波动，并将水电和 光伏打捆上网，所发电力利用水电线路外送，解决消纳问题。
公司在贵州省内签订多个合作协议，合计规划装机5.3GW。2020年以来，公司在贵 州省内与关岭、镇宁、晴隆、六盘水市水城区签订了合作协议，十四五期间合计规划 装机5.3GW（包括公司目前已投产和在建光伏项目），预计总投资超200亿元。
（三）政策端加码抽水蓄能，推进光马抽水蓄能项目预可研
抽水蓄能为目前我国运用最广泛、成本最低的储能技术。各储能技术中，抽水蓄能 相比电化学储能和其他储能技术有明显的成本优势，当利用小时数为2000小时时， 抽水蓄能成本仅为0.46元/千瓦时，为目前最主流的抽水蓄能技术，2022年抽水蓄能 装机占储能装机占比达77.1%。除了发电蓄电以外，抽水蓄能还有调峰填谷、调频、 调相的功能，是成熟的电力体系中不可缺少的一环。
政策端加码抽水蓄能，预计2021-2030我国抽水蓄能装机CAGR达14%。过去10年内 我国抽水蓄能装机保持较快增长，2011-2022年装机CAGR达8.5%，2022年抽水蓄 能装机达45.19GW。2021年9月17日，国家能源局正式发布《抽水蓄能中长期发展 规划（2021-2035年）》，规划要求2025年我国抽水蓄能装机将上升至62GW，2030 年进一步提高至120GW，22-30年CAGR达到13%左右，到2035年，我国将形成满 足新能源高比例大规模发展需求的抽水蓄能现代化产业。
容量电价纳入输配电价回收，新两部制电价解决原本制约抽水蓄能发展的成本疏导 问题。2022年5月8日国家发改委发布的《关于进一步完善抽水蓄能价格机制的意见》 进一步完善两部制电价疏导，容量电价（假设电站运营期为40年，按照资本金IRR6.5% 核定电站容量电价）将纳入输配电价回收，由电网企业支付，解决原本容量电价付 费主体不明晰的困境，逐步完善成本疏导问题。2023年5月15日，国家发改委发布 《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》和《关于抽水蓄能电站 容量电价及有关事项的通知》，明确用户承担系统运行费用，并将抽蓄容量电价单 列，核定在运及2025年底前拟投运的48座抽水蓄能电站容量电价，抽水蓄能容量电 价落地。
贵州省推进抽水蓄能项目建设，十四五重点实施项目装机14.8GW。贵阳院编制的 《贵州省抽水蓄能电站中长期规划》提出，抽水蓄能规划比选站点35个，总装机规 模40.8GW。其中“十四五”期间重点实施项目12个，装机容量14.8GW；“十五五” 期间重点实施项目13个，装机容量14.5GW；剩余储备项目10个，装机容量11.5GW。 通过规划筛选发现，贵州省抽水蓄能的资源条件优越，资源储量超过240GW。 公司推动光马抽水蓄能项目预可研，装机0.8GW。公司2023年在抽水蓄能的规划是 开展光马抽水蓄能项目的预可研工作。根据光马抽水蓄能项目预可研招标公告，项 目拟建于北盘江流域，上水库选择为已建的光照水电站，下水库选择为马马崖一级 水电站库区。初拟光马抽水蓄能电站最大发电水头131米，距高比7.6，装机容量 0.8GW（4×0.2GW）。
三、盈利预测
水电经营假设：公司短期内无新建水电站规划，抽水蓄能电站尚未开建。2022年 “两江一河”来水偏丰，公司全年发电量同比提升，未来逐渐恢复至正常水平。 光伏经营假设：2022年公司新投产一个光伏项目，2022年全年发电，假设光伏利 用小时数1000小时；公司在建光伏项目0.19GW，假设2023年投产；公司已签订多 个合作协议，假设2024年公司投产光伏0.3GW。
盈利预测：基于以上经营假设，预计公司2023-2025年水电业务实现营业收入 24.16、25.40、26.59亿元，公司对固定资产采用年限平均法和工作量法折旧，假 设度电成本不变，则预计公司2023-2025年水电业务对应毛利率分别为57.9%、 58.1%、58.3%；预计光伏业务实现营业收入3.05、3.86、4.38亿元，对应毛利率 分别为38.7%、37.4%、36.9%，由于光伏项目补贴取消，电价降低，光伏业务毛 利率有所降低。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
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