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来源：安信证券环保公用研究
■四川省水电龙头，雅砻江水电为主要利润来源：公司是川投集团控股的唯一上市公司，川渝电网最大清洁能源供应商，主要依托具有独特资源优势的雅砻江（1473万千瓦）、大渡河（1173.5万千瓦）以及田湾河流域（74万千瓦）进行开发建设运营水电站。截至2019年底，公司参控股装机3900万千瓦，权益装机933万千瓦，位列四川省电力上市公司首位。公司充分发挥清洁能源主业优势，控股水电机组77.2万千瓦，其中银江水电站正处于建设阶段，参股雅砻江、大渡河“两河流域”的大水电基地。雅砻江水电站凭借禀赋优异和联合调度连年保持稳定的发电量和利用小时数，是公司最重要的利润来源。雅砻江下游五座水电站，共计1470万千瓦机组全部投产，2020年二三季度来水偏丰，发电量及盈利值得期待。
■雅砻江中游开发进行时，消纳区域供需格局保证消纳：雅砻江中游电站建设正稳步推进，“十四五”期间有望迎来密集投产期。中游规划总装机超1000万千瓦，共建设七座电站，其中两河口水电站拟供给四川电网，并和锦屏一级、二滩联合运作实现两河口及下游梯形完全调节；四座水电站所发电量将直接通过雅中直流输送至华中地区。两河口和杨房沟电站正处于建设期，明后年开始陆续投产，卡拉电站今年获得核准，有望在“十四五”实现并网。目前，雅中直流已顺利核准通过，中游水电站电量消纳无忧，助推企业做大做强主业，同时有助于缓解华中地区缺电问题，提高特高压利用率。各消纳区域中，江苏省用电需求旺盛，用电缺口持续扩大；四川省外送通道加紧建设，弃水问题有望缓解；华中地区经济增长加之能源禀赋不足，外来电需求快速增长。总体看，雅砻江中下游水电站电量主要消纳区域电力供需格局好，雅砻江水电业绩有望持续增长。
■政策助力西南水电消纳，集团资产注入值得期待：针对四川省存在的水电消纳问题，国家发改委及四川省政府多措并举，弃水现象持续改善。公司顺利发行可转债40亿元，专项用于杨房沟水电站建设。同时，川投集团拟曾承诺，在时机成熟时，将旗下清洁能源资产注入公司，集团旗下8家电力公司股权目前以托管形式交由公司管理，紫坪铺开发、嘉陵江亭子口水电相关股权注入前期工作正在稳步推进。若收购完成，公司控股装机数量翻番，盈利能力或将进一步提升。公司现金流极好，未来的现金分红比例和股息率值得期待。
■投资建议：增持-A投资评级，6个月目标价12元。我们预计公司2020年-2022年的收入增速分别为4%、2%、2%，净利润分别为33.8亿元、34.4亿元和35.3亿元，对应市盈率为12.5倍、12.2倍和11.9倍。
■风险提示：来水不及预期，项目推进进度不及预期。
1. 川投能源——坐拥雅砻江优质资源，开启新一轮高成长
1.1. 公司介绍
公司前身是峨眉铁合金（集团）股份有限公司，于1988年由峨眉铁合金厂改组，联合中国工商银行四川省信托投资公司、铁道部西昌铁路分局和峨眉铁合金综合服务开发公司发起设立。1993年9月，公司在上交所上市，成为四川省投资集团有限责任公司（简称川投集团）旗下唯一上市公司，实控人为四川省国资委。截至2020年3月31日，第一大股东川投集团直接和间接控股比例总计为52.83%，其他股东包括长江电力（12.15%）、大地远通（4.28%）、香港中央结算（3.04%）、中国证金（2.90%）等。
1.2. 业务构成
公司以清洁能源为主业，是四川省最大的水电上市公司。根据公告，截至2019年12月底，公司直接控股、参股7家水电企业，参股1家新能源企业和1家售电企业。四川素有“水电王国”之称，金沙江、雅砻江、大渡河、岷江等流域贯穿全省，水能资源理论蕴藏量超过1.4亿千瓦，技术可开发量高达1.2亿千瓦，占全国水能资源可开发量的26%。公司依托雅砻江、大渡河和田湾河等流域，进行水电开发建设运营，打造川渝电网最大的清洁能源供应商。截至2019年12月底，公司参控股装机3955万千瓦，权益装机934万千瓦，位列四川省电力上市公司首位，在全国水电上市公司中名列前茅。
1.3. 经营情况
公司经营业绩总体稳定，利润主要来自参股雅砻江水电的投资收益。根据公告，2019年公司实现营业收入8.4亿元，同比下降2.9%；归母净利润29.5亿元，同比下降17.5%；毛利率为50.4%，净利率为356.4%。2020年上半年，公司实现营业收入3.1亿元，同比下降3.9%，下降主因是疫情影响，发电量下降导致收入下降；实现利润总额12.8亿元，同比增长8.1%，增长主因是雅砻江水电上半年净利润同比增加，川投能源确认的投资收益相应增加。
控股资产的发电量及盈利主要来自田湾河公司。根据公告，2019年公司直属及控股电厂完成发电量32.3亿千瓦时，同比减少1.4%。田湾河公司累计发电31.0亿千瓦时，占总发电量的95.9%。2020年一季度，公司完成发电量5.2亿千瓦时，同比下降16.5%，主要由于疫情影响，复工复产推迟。
公司权益装机位居前列，毛利率处水电第一梯队。根据公告，截至2019年底，川投能源的水电毛利率为50.4%，仅次于长江电力、华能水电和黔源电力，位列第四位。同时，因为利润主要来源于参投水电站的投资收益，川投能源以361.0%的营业利润率位列行业第一。
2. 四川省水电龙头，利润主要来自雅砻江水电
2.1. 水电资产以参股为主，控股水电装机77万千瓦
四川省水电龙头，市场竞争力突出。根据中电联数据，截至2019年底，四川省装机容量9929万千瓦，省调直调装机5914万千瓦，其中：水电4193万千瓦，占70.9%；火电1228万千瓦，占20.8%；风电325万千瓦，占5.5%；光伏169万千瓦，占2.8%。川投能源参股雅砻江、大渡河“两河流域”的大水电基地，参控股装机3955万千瓦，权益装机934万千瓦，权益装机约为水电龙头长江电力的五分之一，位列四川省电力上市公司首位。
公司水电以参股为主，控股为辅。控股水电方面，田湾河流域梯级水电站作为四川电网的优质电源点，总装机74万千瓦，具备年调节能力。2019年上半年，公司收购攀枝花华润水电60%股权，开发金沙江银江水电站，总装机39万千瓦，设计年发电量15.7亿千瓦时。银江水电项目位于攀枝花河段末端，是国家金沙江中游水电“一库十级”规划的最末一级水电站，总投资额约60亿元，于2019年7月开工，总工期72个月，力争2021年实现大江截流。参股水电方面，主要包括48%的雅砻江水电和10%的大渡河水电。雅砻江水电的控股股东为国投电力（52%），大渡河水电的控股股东为国电电力（69%）。目前雅砻江水电已投产发电项目1473万千瓦（水电1470万千瓦，光伏3万千瓦），主要分布在雅砻江下游。大渡河公司拥有大渡河干流、支流及西藏帕隆藏布流域水电资源约3000万千瓦，目前在运装机1173.5万千瓦。
2.2. 雅砻江由国投与川投共同开发，发电量总体稳定
雅砻江水电由川投能源与国投电力共同经营，是公司最重要的利润来源。雅砻江流域水电开发有限公司（简称雅砻江水电）原名二滩水电开发公司，始建于1989年，1995年改制为有限责任公司。2003年10月，国家发改委发布《关于雅砻江水能资源梯级开发主体的复函》，明确雅砻江水电全面负责开发雅砻江水能资源和建设管理雅砻江梯级水电站。2009年，雅砻江水电注入上市公司。2012年11月，雅砻江水电更名完成，国投电力和川投能源分别持股52%和48%，国投电力为控股股东，二者联合负责实施雅砻江流域水能资源开发，推进风光水互补清洁能源基地建设。随着雅砻江下游二滩、锦屏一、二级等5座电站的陆续投产，雅砻江水电已成为国投电力和川投能源的核心资产和重要盈利来源。
雅砻江水电禀赋优异，利用小时数总体稳定。雅砻江来水部分来自雪山融雪，部分来自降雨，来水波动较小。在运机组中，锦屏一级、二滩电站具备年调节、季调节能力。二滩、桐子林水电站的售电区域为川渝电网，锦官电源组为点对网的“西电东送”项目，1080万千瓦装机中的640万千瓦通过±800千伏锦苏直流外送江苏，200万千瓦送重庆，240万千瓦留川，高比例外送为雅砻江水电消纳提供重要保障。随着中下游电站的陆续投产，雅砻江下游五级电站有望实现年度调节，显著提升水库调节能力，水电利用小时数趋于稳定。根据WIND数据，在2017-2019年间，虽然雅砻江流域来水存在波动，但雅砻江水电的发电量和利用小时数总体稳定，近三年平均利用小时数为5017小时，波动幅度不超过±5%。2019年，机组平均利用小时为5084小时，同比增0.8%。长期来看，机组平均利用小时数有望稳定在4800—5100小时之间，远高于全国水电平均利用小时（3600小时左右）。
2.3. 梯级联合调度效果显现，助推水电量价齐升
雅砻江水电为梯级电站，联合调度受益显著。2013Q1至2014Q4，随着锦官电源组（1080万千瓦）陆续投产，雅砻江下游调节库容和联合调度能力显著提升，有效平滑丰枯水期来水波动，降低丰枯电量比值（简称FQ值）。2013年之前，二滩电站FQ值超过2.0，丰枯水期发电量波动较大。锦官电源组投产后，锦官电源组FQ值在2.0以内，二滩电站FQ值降至1.0左右，最下游的桐子林电站最为受益，FQ值在1.0以内。预计在雅砻江中游的两河口电站投产后，锦官电源组和二滩电站的枯水期出力能力有望进一步提升。
四川省丰枯季电价差异较大，联合调度有助于提升综合电价。2017年12月，四川省发改委发布《关于调整四川电网丰枯峰谷电价政策有关事项的通知》，丰水期为6—10月，枯水期为1—4月和12月，平水期为5月和11月。高峰时段为7:00—11:00、19:00—23:00，低谷时段为23:00—次日7:00，平段为11:00—19:00。销售侧丰枯电价调整为枯水期电价上浮5%，丰水期电价下浮5%。峰谷分时浮动电价继续按高峰时段在丰枯浮动基础上上浮50%，低谷时段在丰枯浮动基础上下浮50%。随着锦官电源组投产后，枯水期发电量伴随调节库容和调节能力提升，提高综合上网电价。
2.4. 计提电价及雅砻江来水偏枯致2019年盈利略降
雅砻江下游水电站的电量主要在川、渝、苏等三地消纳，水电的定价机制有所区别。2015年2月，四川省发改委发布《关于四川电网统调水电站试行临时分类标杆上网电价的通知》，文件规定，年调节和多年调节水电站的标杆上网电价为0.39元/千瓦时，不含税上网电价为0.333元/千瓦时。2017年12月，四川省发改委发布《关于调整四川电网丰枯峰谷电价政策有关事项的通知》，文件规定，四川省水电不再执行峰谷电价，水电丰枯电价调整为枯水期电价上浮24.5%，丰水期电价下浮24%。
外送电站电价。2015年5月，国家发改委发布《关于完善跨省跨区电能交易价格形成机制有关问题的通知》，文件要求，按照“风险共担、利益共享”原则，协商或通过市场化交易方式确定送受电量和电价。
二滩水电。2008年6月，国家发改委在《关于提高华中电网电价的通知》中明确指明，二滩水电上网电价为0.278元/千瓦时。二滩水电站售电区域为川渝电网，上网电价低于四川省水电标杆电价。由于增值税税率调整，2019年7月1日起，二滩水电站留川批复上网电价由0.278元/千瓦时调整为0.2685元/千瓦时，送重庆上网电价调整为0.2689元/千瓦时。
锦官电源组。锦屏一级、二级及官地水电站售电区域为川渝电网和江苏地区。2016年1月，国家降低煤电价格，锦官电源组送江苏上网电价随之调整，锦官电源组按0.2911元/千瓦时结算。按照四川发改委《关于锦官电源组留川电量电价结算有关问题的函》，锦官电源组留川电量2016年起参与四川水电市场化交易，结算电价有所降低。由于增值税税率调整，自2019年7月1日起，锦屏一级、锦屏二级和官地水电站上网电价调整为0.2811元/千瓦时，实际结算时，由于政策性让利影响，平均上网电价低于核定电价。
桐子林水电。2015年2月，四川省发改委在《关于桐子林水电站上网电价的通知》中明确，桐子林上网电价为0.308元/千瓦时。由于增值税税率调整，自2019年7月1日起，桐子林电站批复上网电价由0.308元/千瓦时调整为0.2974元/千瓦时，具体按四川省丰枯分时电价政策执行。2019年，雅砻江水电平均上网电价为0.252元/千瓦时，同比降低8.7%，主要由于锦官电源组结算电价降价。
雅砻江水电发电量稳中有进。2014年雅砻江水电建设第二阶段迎来集中投产期，雅砻江水电发电量大增。近些来新增机组数量较慢，同时考虑到外送电电能主要送往华东地区，消纳有较强保障，公司发电量稳步增加。根据公告，2019年，公司实现发电747.3亿千瓦时，同比增长0.8%。
营收略有下降。根据公司公告，2019年，雅砻江水电的营业收入为164.9亿元，同比下降6.4%，归母净利润为60.13亿元，较去年同期下降了17.4%。
3. 雅砻江中游开发进行时，雅中直流为业绩提升保驾护航
3.1. 雅砻江中游开发进行时，十四五有望迎来密集投产期
雅砻江水电基地位列全国十三大水电基地第三位。全国十三大水电基地总规划装机超过2.7亿千瓦，资源量超过全国水电资源的一半。截至目前，已建成水电1.3亿千瓦，在建5000万千瓦，筹建2400万千瓦。雅砻江作为长江上游的重要支流和金沙江的最大支流，全长1571公里，天然落差3800米，流域面积近13万平方公里，多年平均流量1870立方米/秒，多年平均径流量591亿方。雅砻江流域水能资源丰富，技术可开发装机约3000万千瓦，仅次于金沙江水电基地和长江上游水电基地。
雅砻江公司拥有雅砻江流域水能资源独家开发和经营权。雅砻江水电基地分上、中、下三个河段进行规划，分4个阶段共计开发22个大中小型相结合、水库调节性能良好的梯级水电站。流域下游规划5级电站，总装机1470万千瓦；中游规划7级电站，总装机约1200万千瓦；上游规划10级电站，总装机约300万千瓦。
下游基本开发完毕，中游开发进行时，上游尚未启动。雅砻江上游从呷衣寺至两河口，河段长688公里，开发时间待定。雅砻江中游从两河口至卡拉，河段长268公里，拟建两河口、牙根一级、牙根二级、楞古、孟底沟、杨房沟、卡拉等7座梯级电站，其中两河口电站为中游控制性“龙头”水库，具备多年调节能力，预计在2021-2023年间陆续投产，卡拉电站处于待核准状态。雅砻江下游从卡拉至江口段长412公里，天然落差930米，该段区域为重点开发河段。截至2019年12月底，下游基本开发完毕，水电装机1470万千瓦，包括二滩（330万千瓦）、官地（240万千瓦）、锦屏二级（480万千瓦）、锦屏一级（360万千瓦）、桐子林（60万千瓦）等，设计年发电量约700亿千瓦时。
两河口水电站：两河口位于四川省甘孜洲雅江县境内，属于雅砻江干流与支流庆大河的汇河口下游，规划总装机300万千瓦（6*50万千瓦）机组。两河口水库正常蓄水位2865米，总库容107.7亿方，调节库容65.6亿方，具备多年调节能力。两河口水电站临近四川负荷中心，建成后拟在四川电网消纳，有助于缓解四川电网汛期缺调峰容量和枯期缺电量等问题。同时，两河口作为雅砻江中下游的控制性水库，可使梯级补偿效益得到充分体现。根据国投电力2018年8月发布的《关于国投电力控股股份有限公司配股申请文件反馈意见的回复》，两河口建成后年均发电量110亿千瓦时，增加两河口以下梯级电站发电量102亿千瓦时，增加金沙江及长江三峡、葛洲坝电站发电量67亿千瓦时，减少弃水量48亿千瓦时，累计发电效益达327亿千瓦时。截至2020年3月末，两河口电站工程期末余额367.3亿元，工程进度实现55.3%；预计2021年首台机组投入运营，2023年全部机组投入运营。
杨房沟水电站：杨房沟位于凉山州木里县境内，属于雅砻江流域的中游。根据规划，杨房沟电站为雅砻江中游河段梯级开发的骨干电站之一，正常蓄水位2094米，总库容4.6亿立方米。该电站为雅砻江干流中游水电规划“一库七级”开发的第六个梯级电站，规划装机150万千瓦，年发电量68.7亿千瓦时，主要通过特高压通道送往江西地区。杨房沟电站单独运行时具有日调节性能，与两河口联合运行具有年调节性能。根据公告，杨房沟电站2020Q1工程期末余额84.5亿元，工程进度实现42.2%；预计2021年首台机组投产，2024年全部机组投产。
3.2. 雅中直流顺利核准，华中特高压环网初具雏形
特高压通道助力雅砻江下游电站水电外送。目前四川省有3条特高压通道，分别为：宜宾—金华±800KV直流、锦屏—苏南±800KV直流、向家坝—上海±800KV直流，外送能力2160万千瓦。雅砻江下游的锦官电源组1080万千瓦中的640万千瓦通过锦屏—苏南±800KV特高压按照“西电东送”战略送往江苏。同时，按照四川省“十三五”期间继续加开建设川电外送通道，拟到2020年规划建设4条特高压支流线路，分别是：准东——成都±1100千伏直流、乌东德——温州±800KV、雅中——江西±800KV、白鹤滩——湖北±800KV，外送能力达到4340万千瓦。
雅中特高压进入全面实施阶段，中游电站电量消纳有保障。雅砻江中游水电站是我国“西电东送”战略的重要电源点，其中四座水电站计划通过雅中直流外送，涉及装机750万千瓦，未来将担负起华中地区（江西、湖北、湖南等）的用电需求。雅中直流起于四川省盐源县雅中，涉及四川、云南、贵州、湖南、江西五省，落点江西南昌，线路长度约1700千米，电压等级±800KV。2019年8月，国家发改委正式核准批复雅中直流特高压输电工程。雅中直流工程建成后，有望促进四川省水电开发外送，满足江西、湖南等华中地区用电需求。
3.3. 开发雅砻江中游符合多方利益，加速推进值得期待
3.3.1. 提升鄂湘赣三省调入电量，有助于解决华中地区缺电问题
雅砻江中游电站（除两河口以外）规划外送华中地区。在火电停缓建的大背景下，要想有效解决局部缺电问题，有序推进本地水电和新能源项目开发以及增加外来电是根本路经。雅中直流落点为江西，意味着江西及周边省份（湖南、湖北等）将成为主要消纳地区。近年来，随着江西经济社会快速发展，用电量持续高增，用电负荷最高至2231万千瓦，局部时段已出现供电缺口，2019年火电平均利用小时数为5153小时，位居全国前列。江西电网作为华中电网末端，与湖北电网3回500千伏联络线反复处于压极限运行状况，已经无法满足江西用电需求。特高压入赣有利于江西优化能源供应结构。新能源大规模接入对电网安全提出更高要求，2020年江西新能源装机容量将突破800万千瓦，电网抗扰动能力有限，安全稳定运行压力大。通过雅中直流特高压电网，有望增加外来电，缓解华中地区用能紧张问题。同时，通过配套特高压交流华中联网工程，实现江西与湖南利用西部水电、风电能源互济，搭建江西联通西南、华中地区的“电力高铁”，打通华中地区各省参与全国大范围电力资源配置的“战略通道”，从根本上保障各省能源安全，有效缓解华中电网面临的缺电压力。
3.3.2. “西电东送”有望持续，提高雅中利用率符合国网根本利益
2018年9月，中国工程院向国家能源局报送《我国未来电网格局研究（2020年）咨询意见》，对我国2020年电网格局提出明确意见。《意见》提出，西电东送是“西部大开发”的标志性工程，是我国重要经济发展战略，必须继续坚持，未来主要输送西部水电和可再生能源，以直流输电为主。目前，“西电东送”主要通道都是风火打捆，以清洁能源为主。雅中特高压输电工程是“西电东送”的重大项目，是电力“十三五”规划的重点工程，被寄以厚望。在全国减税降费和降低一般工商业电价的大背景下，国网盈利受到较大冲击。特高压项目投资规模大，尽快提升存量项目的利用率和盈利水平符合国网的根本利益。雅砻江中游机组如期投产后，雅中特高压的利用效率提升值得期待。
3.4. 雅砻江中游盈利弹性测算
3.4.1. 雅砻江中游电站造价趋于下降
中游开发正当时，看好中游电站投产对公司盈利增厚。根据规划，预计2021-2023年，两河口和杨房沟将迎来密集投产期，卡拉电站已经获得四川省发改委核准，静待开工，有望在十四五期间实现并网。
3.4.2. 雅砻江中游电站上网电价不必悲观
中游电站的电价分两种，四川消纳的两河口电站和通过雅中直流外送华中的其他机组。
四川消纳的两河口水电站电价。2015年2月，四川省发改委发布《关于四川电网统调水电站试行临时分类标杆上网电价的通知》，文件规定，年调节和多年调节水电站的标杆电价为0.39元/千瓦时（税率17%），不含税上网电价为0.33元/千瓦时。2017年12月，四川省发改委发布《关于调整四川电网丰枯峰谷电价政策有关事项的通知》，文件规定，四川省水电丰枯电价调整为枯水期电价上浮24.5%，丰水期电价下浮24%。按照以上定价机制，两河口电站属于多年调节电站，考虑到在建机组单位造价高，预计上网电价略高于存量机组，含税上网电价0.34-0.40元/千瓦时（税率13%），不含税上网电价0.3-0.35元/千瓦时。
雅中直流外送电站电价。2015年5月，国家发改委发布《关于完善跨省跨区电能交易价格形成机制有关问题的通知》，文件要求，按照“风险共担、利益共享”原则，协商或通过市场化交易方式确定送受电量和电价。根据存量跨区输电电价来看，落地端标杆电价倒推的方式比较常用。2018年8月，国家发改委发布《关于核定部分跨省跨区专项工程输电价格有关问题的通知》，调整21个跨省跨区专项工程输电价格，自2018年9月1日起执行。按照现行的大型水电跨省跨区特高压输电价格和线损率，假设雅中直流输电价格0.055元/千瓦时，线损率7%。目前江西省燃煤标杆电价为0.4143元/千瓦时（含税，含脱硫、脱硝和除尘电价，不包括超低排放电价）。按公式倒推，机组含税上网电价为0.3-0.33元/千瓦时。
3.4.3. 中游电站的业绩弹性测算
根据雅砻江水电开发规划，2025年装机容量有望达到2300万千瓦，较2019年底增加830万千瓦。我们分别假设雅砻江在建项目本地消纳和外送电量的规模和价格，测算得到项目投产后的盈利能力及业绩弹性，如下表所示。若本地和外送电价（含税）分别为0.35元/Kwh和0.3元/Kwh，两河口、杨房沟、卡拉相继投产后，累计实现的归母净利润分别为5.9亿元、7.2亿元和8.7亿元，参照2019年川投能源实现的归母净利润，对应的业绩弹性分别为20%、26%和32%，在建项目带来的业绩弹性较为显著。
3.5. 水电消纳政策友好，弃水问题无忧
3.5.1. 水电消纳地区的电力供需格局较好
雅砻江下游电站所发电量主要送往江苏、四川和重庆等地，三地供需格局较好，消纳压力不大。雅砻江中游电站建成后，两河口主要在四川消纳，其他水电机组依托雅中—江西特高压线路输送至江西、湖南省等地。
3.5.1.1. 江苏省电力需求旺盛，本地新增装机有限
江苏省经济发达，用电需求持续增加。江苏省是雅砻江水电“西电东送”的主要目的地之一，作为全国经济发达省份之一，全社会用电量和调度用电负荷延续上涨态势。根据中电联数据，2019年，江苏省全社会用电量达6264亿千瓦时（同比增2.2%），用电量位列全国前列，仅次于广东省（6696亿千瓦时）。2019年12月，江苏省全社会用电量为566亿千瓦时，同比增长2.4%。
省内发电量波动较小，可再生能源快速发展。截至2019年底，江苏省累计发电量5062亿千瓦时，同比增加0.6%。装机方面，截至2019年底，江苏省装机量13288万千瓦，其中火电10050万千瓦，风电1041万千瓦，水电265万千瓦，光伏1486万千瓦，其他发电446万千瓦。2019年，新增装机791万千瓦，其中火电456万千瓦，风电176万千瓦，光伏发电159万千瓦。作为资源小省能耗大省，江苏不断挖掘本地可再生能源潜力。根据《江苏省海上风电工程规划》，“十三五”期间，江苏海上风电规划规模为1475万千瓦，其中盐城822万千瓦，南通613万千瓦，连云港40万千瓦。截至2019年6月底，江苏省可再生能源装机规模2766万千瓦，占全省总装机的21%，其中，海上风电装机340万千瓦，占全国的80%，光伏发电装机1405万千瓦，居全国第二位。
3.5.1.2.四川省外送通道加快建设，弃水问题大幅缓解
全社会用电量稳步增长，电力消费结构持续优化。2019年，四川省电力生产和供应运行平稳，清洁能源发电贡献突出，电力供需形势总体平衡。根据中电联数据，全省全社会用电量2636亿千瓦时，同比增长7.2%，超出全国平均水平2.7个百分点。四川省用电产业结构持续优化，第三产业和居民用电持续快速增长。第二产业用电量1677亿千瓦时，第三产业用电量462亿千瓦时，城乡居民用电量484亿千瓦时，同比增3.7%。同时，随着产业结构进一步调整优化，新旧动能平稳切换，工业用电量平稳增长。2020年一季度，四川省全社会用电量617.6亿千瓦时，同比增长8.3%。
电力生产和供应稳中向好，多因素促进弃水量下降。截至2019年底，全省发电装机容量9929万千瓦，较年初增长1.0%，其中水电7846万千瓦，占总装机的79.0%，清洁能源装机合计占比84.2%。全省发电设备平均利用小时数为3988小时，同比增加114小时。四川省装机容量近1亿千瓦，而电网2019年最大用电负荷仅为4001万千瓦，加之新能源装机爆发式增长，近年来四川省四川水电“富余”状况不断加剧，供需矛盾突出。四川省政府出台多项文件，多措并举促进弃水问题解决。2019年，省调水电调峰弃水电量累计92亿千瓦时，同比减少30亿千瓦时（24.6%）。2019年来水较往年同期偏枯、用电负荷增长快速提前启动外送、最优化外送通道以及火电机组实行最小运行房事等多方因素共同助推丰水期弃水减少。
电网及特高压建设助推送电能力提升，省内、外消纳加大有望缓解弃水问题。造成四川水电弃水的主要因素是水电开发与外送通道不匹配，一是四川水电群到省内负荷中心的通道不通畅，二是网架外送能力不足。四川统调水电机组弃水，主要分布在两个大的区域，即甘孜雅安区域和攀西甘南区域，两区域的水电群丰水期有大量水电站因省内送电通道能力的不足，造成发电能力受限而大量弃水。随着西南电网异步运行及省内电网建设有序推进，省内水电通道和重要输电断面送出能力明显提升，四川输电通道输电能力整体提升400万千瓦时，清洁能源消纳态势逐步好转。四川省是我国水电外送能源基地，水电装机比重高，目前，四川电网通过“四直四交”分别与华东、西北、华中电网相连，最大外送能力2860万千瓦。现有网架外送能力已不能满足四川水电丰期外送需要，弃水问题日趋严重。2019年8月，发改委审批核准批复建设雅中-江西特高压直流输电工程。雅中特高压建成后，将有效增加水电外送电量、减少弃水，特别是将有效缓解攀西地区弃水窝电问题。
3.5.1.3.华中地区局部缺电，为川电调入赣湘鄂奠定基础
华中地区经济快速发展，用电需求旺盛。随着国家“中部崛起”战略的实施，华中地区经济快速发展，带动用电量快速增长。2019年，江西省的GDP总量为24758亿元，同比增长8.0%，位列全国第四，中部第一；湖南（7.6%）、湖北省（7.5%）的GDP增速均高于全国（6.1%）增速；江西、湖南以及湖北三省全社会用电量增速同样高于4.5%的全国平均增速，分别为7.5%、6.8%、6.9%。根据中电联数据，江西省2019年火电利用小时数高达5153小时，高利用率折射出供需形势的紧张。同时，受持续晴热高温天气影响，今年夏天，华中地区各省用电负荷再攀新高。其中，江西电网统调用电负荷最高达2231万千瓦，创历史新高，比去年冬天创下的最高负荷高1万千瓦。
能源禀赋不足，新增机组数量有限。华中地区是一次能源较为匮乏的区域，江西和湖南属于电量的净输入省份，能源供需需求矛盾突出。在装机方面，三省新增机组数量较小，存电力缺口仍然存在，电力供应形势依然严峻。湖南省发电机组检修已全部完成，电煤充足，但仍存在100万千瓦以上电力缺口，电力供应形势依然严峻。若出现持续高温以及火电机组故障、省外购电低于预期等情况，电力缺口增加，供需矛盾将加剧。江西省核准煤电装机尚未投产，发电装机跟进有“时间差”。2018年发布的煤电规划预警中，江西省煤电建设风险等级由橙色转绿，新建煤电机组实施“松绑”。2019年，江西无新增煤电机组投产，2018年后通过核准的部分煤电项目将陆续于2021、2022年左右发电。2020年将有两台60万千瓦机组投产；2021年下半年才陆续有3—4台百万千瓦机组投产，为用电负荷增长提供支撑。预计2021年底或2022年，江西省电力供应偏紧的情况会明显好转。
外来电波动性大，跨省区两大工程或将保障电力供应。从省外情况来看，湖南主要通过祁韶直流输电工程，引入价格相对低廉的甘肃酒泉风电。但西北新能源电力受风电、光伏发电波动性影响较大，晚高峰电力外送能力有限，且迎峰度夏期间增购省外电力难度较大。江西则是我国中东部地区唯一没有特高压落点省份。近日核准的雅中直流项目落点江西南昌，途径湖南、湖北两省，可将优质稳定的雅砻江中游水电输送至中部地区，改善整个攀西断面（攀枝花—西昌一带）的电力送出通道，缓解中部东区外来电不稳定的问题，实现西部水电、西北风电互济，实现大范围内的资源优化配置。目前，江西在沿线五省率先完成雅中至江西特高压直流工程全部省内支持性文件，已为该工程全面核准开工做好准备。
3.5.2. 国家发改委力推西南水电消纳
政府多次出台相关政策，力求抓紧解决机制和技术问题，优先保障可再生能源发电上网，有效缓解弃水问题。2017年2月，国家发改委下发《关于征求2017年重点水电跨省区消纳工作方案意见的函》，政策要求2017年重点水电优先发电权计划电量原则上不低于上年实际水平或多年平均水平。2017年10月，国家发改委、国家能源局联合发布《关于促进西南地区水电消纳的通知》涵盖了加强规划统筹、加快规划内的水电送出通道建设等11项措施，为解决弃水问题指明方向并提供解决办法。作为水电大省，四川省着力拓展水电消纳途径，推进水电资源充分利用。2018年8月，四川省人民政府发布《深化电力体制改革的实施意见》，意见中称，努力实现水电更加充分消纳、重点产业(行业)和重点区域用电成本较大幅度下降目标。2019年7月，四川省发改委联合多部门制定了《四川省水电消纳产业示范区建设实施方案》，多措并举促进省内水电消纳。
4. 高分红高股息，集团资产存注入可能
4.1. 雅砻江中游开发进行时，十四五有望迎来密集投产期
发行可转债40亿元，专项用于杨房沟水电站项目建设。2019年11月，公司公开发行可转债40亿元，专项用于向雅砻江水电增资，具体用于杨房沟水电项目建设。本次可转债按面值100元发行，期限为6年，可转债成功发行，进一步增强公司核心参股公司雅砻江水电的资金实力，以增强其在雅砻江流域水电开发建设的能力，有助于公司提高盈利能力和长期发展能力。同时可转债发行结束日之后，已启动上市公司收购紫坪铺公司和亭子口公司的流程及相关审议程序，目前相关工作正在有序开展。紫坪铺开发的76万水电机组和嘉陵江亭子口水电股权有望注入公司，雅砻江水电的业务规模将进一步扩大，盈利能力将得到增强。
4.2. 分红和股息率稳定，未来有望提升
4.2.1. 公用事业板块股息率波动上升
公用事业板块经营业绩较稳定且部分子行业现金流充沛，整体分红比例较高，股息率相对稳定优于大部分行业。从行业板块的股息率来看，公用事业板块股息率达到2.4%，位列第九位。近十年来，公用事业板块的股息率波动上升，平均保持在2%左右的位置。公司方面，桂冠电力、浙能电力、申能股份、大唐发电、长江电力五家公司连续两年股息率超过3%。
4.2.2. 川投能源分红及股息率稳中有升
近三年分红均在35%以上，股息率较高。水电具有前期投资大，建设周期长，固定成本占比高的经营特性（固定成本占总成本的70%以上）。在2017年发布的《未来三年股东回报规划》中，公司承诺2017-2019年以现金方式分配的利润累计应不少于未来三年的年均可分配利润的30%。2017—2019年，公司分红分别为12.1亿元、13.2亿元和15.0亿元，分红比例为37.1%、37.0%和50.8%。按照最新收盘价，对应股息率为2.72%、2.96%和3.36%。预计未来随着雅砻江中游电站投产，公司现金分红比例和股息率值得期待。
4.3. 川投集团资产陆续注入
川投能源作为川投集团旗下唯一的上市公司平台，自2000年川投集团成为大股东以来公司得到川投集团的大力支持。先后注入嘉阳电力、二滩水电、川投电力等资产，公司业绩和装机规模快速提升。目前川投集团下辖嘉阳集团、康定水电、川投峨铁、川投水务、燃料公司、资产公司等9家全资企业，控股紫坪铺、川南发电、川投气电、川投航信、川投置信、川投国贸、佳友物业、兴川建设、川投峨旅、川投售电、华西牙科等12家企业，参股神华四川能源、中电福溪、亭子口水利枢纽工程、交通银行和锦泰财险等一大批优质项目。
在集团众多资产中，康定水电、川南发电、川投气电、川投售电、中电福溪、亭子口水电等电力资产与公司业务相似，存在较多重合。2018年1月底，川投集团对《关于避免同业竞争的承诺》相关内容进行修订，承诺川投能源作为川投集团下属清洁能源平台将优先注入清洁能源发电企业，川投集团参、控股的火电业务公司将不再注入川投能源；同时川投能源具有清洁能源优先投资权，川投集团也将逐步将控制或间接控制的且符合资产注入条件的清洁能源发电业务资产注入川投能源。目前，川投集团下属控制或间接控制的除川投能源外的清洁能源发电企业包括：紫坪铺、康定水电及川投燃气。2019年3月，川投集团同意与川投能源签署《股权委托管理合同》，川投集团将上述8家同业竞争企业股权以托管的方式交由川投能源经营管理，直至解决同业竞争。同时，承诺即时启动将紫坪铺开发、嘉陵江亭子口水电相关股权注入川投能源的前期准备工作，且在川投能源本次可转债发行结束之日起的3个月内启动上市公司层面相关收购流程及相关审议程序。
5. 投资策略与风险提示
公司估值在大水电行业处于偏低水平，股息率值得期待。在政府严控新增装机的背景下，后续资本开支较小，持续性分红有保障。
风险提示：
（1）全社会用电量增长不及预期，公司水电消纳产生不利影响。用电需求受经济放缓影响降低，公司水电电量消纳将受到负面影响。
（2）雅砻江流域来水不及预期：公司发电量与水库来水相关性较强，而水文状况有较大不确定性，季节、年份间可能存在较大差异。公司目前已通过电站联合调度平滑来水波动、实现增发，但水资源变化仍然客观存在且无法完全人为控制。
（3）电价政策调整，降低公司盈利水平。在当前减税降费的大环境下，发电企业上网电价受到一定压力。若公司电价受政策因素影响出现下调，公司收入、盈利或将相应减少。
（4）降息幅度不及预期，财务费用挤占利润、公司防御价值无法凸显。目前国内外货币环境趋于宽松、利率下行已是普遍预期，但如果本轮降息幅度不及预期，公司财务成本下降、业绩提升幅度也将较小。若降息速度较慢，我们预计公司股价提振或将较为有限。
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