黔源电力是国企吗？

个股 名称： 黔源电力

个股代码： 002039

日K线图：

技术面点评：

日K线来看，上升趋势保持良好，KDJ有金叉向上突破之势。

基本面点评：

1、黔源电力是贵州省目前唯一的电力上市企业，也是五大电力集团之一的中国华电集团西南地区唯一水电上市平台。公司主要负责贵州省“两江一河”（北盘江、芙蓉江、三岔河）流域梯级水电开发，截至2015年年底，公司已经建成投产九座大中型水电站，可控装机容量323.05万千瓦，权益装机容量182.73万千瓦。目前公司所属的“两江一河”流域已经基本开发完成，后续仅剩马马崖二级电站尚待开发，规划装机容量13.8万千瓦。

2、受到史上最强的厄尔尼诺事件滞后效应的影响，今入汛以来，我国南方地区已遭遇20次大范围强降水天气过程，长江中下游地区平均降水量达607.5毫米，较1998年同期偏多12%，整个南方地区有近200条河流发生超警戒水位洪水。国家气候中心预计，今年夏季我国可能出现严重的“南涝北旱”。如果厄尔尼诺事件后续影响在今年汛期持续发酵，公司来水情况有可能好于去年，发电量也有可能超过去年，有望达到106.6亿千瓦时。

3、黔源电力靠前、二大股东分别为中国华电集团及贵州乌江水电，乌江水电的产权比例为中国华电集团51%，贵州省49%，也是华电集团的贵州公司。乌江是我国规划的十三大水电基地之一，乌江水电投产水电装机869.5万千瓦，另有火电装机450万千瓦。随着国企改*的进一步推进，未来不排除华电集团会将乌江水电资产注入黔源电力的可能性，一旦注入，黔源电力的水电装机将由现在的323.05万千瓦增长至1192.55万千瓦，增长率269%。

4、贵州省为首批电改试点省份，水电参与电改值得期待。

黔源电力：背靠华电集团，贵州省唯一的电力上市企业，现金流超强

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出品方/分析师： 申万宏源 刘晓宁 查浩 王璐 邹佩轩

1、华电集团旗下水电平台,现金流极为强劲

1.1 华电集团贵州区域平台

100%无碳发电企业背靠华电集团，黔源电力是贵州省唯一的电力上市企业。

贵州黔源电力股份有限公司是经原贵州省经济体制改*委员会批准，于1993年，贵州省电力投资公司、国能中型水电实业开发公司、贵州新能实业发展公司、贵州省普定县资源开发公司联合发起，以定向募集方式设立的股份有限公司，于2005年上市。

后根据国家电力体制改*方案，贵州省电力公司将持有的黔源电力公司股权划转给中国华电集团公司。截至2021H1，华电集团通过直接和间接的方式持有公司28.29%的股份。

水电为公司核心利润来源，新增光伏电站预计下半年开始贡献利润。

公司水电业务主要位于芙蓉江（乌江下游左岸的大支流），北盘江（珠江流域西江上源红水河的大支流）以及三岔河（乌江的上游支流之一）流域，公司控股装机共计 323.05 万千瓦，权益装机 182.74 万千瓦。

除水电外，公司积极开拓其他清洁能源项目，利用水光互补的优势，初步建成了华电集团靠前个流域梯级水光互补可再生能源基地。

2020年公司建设的镇良、岗坪以及永新光伏电站均已于 2020 年 12 月实现并网发电，但由于项目仍处于工程消缺、系统功能完善阶段，工程验收仍未完成，产生的营业收入纳入在建工程科目，未能体现在 2021 上半年损益表中。

年际来水量波动较大引起盈利波动，带息负债规模降低带来盈利中枢稳定上升。

公司水电所在流域来水主要依靠汛期降雨，相较四川、云南等地的水电来水可依靠冰川融水，公司水电利用小时数较低，稳定性较差。在降雨较差的年份，水库需要更长的时间来抬升水头至高效率发电的水位，很大程度上影响了汛期的发电效率以及最终的发电量，进而影 响公司整体营收及净利润。

以过去五年为例，2017、2018为来水较为正常的年份，公司水电发电量保持在92亿千瓦时左右，归母净利润保持在3.4亿元左右；2020年为来水大年，全年实现发电量104.13亿千瓦时，归母净利润增长至4.44亿元，较2019年枯水年同比增长52.87%。

2021年上半年，公司水电所在流域来水较往年偏枯40%，公司利用较强的流域调度能力平滑了来水波动，上半年公司发电量仅下滑11.82%。

但随公司带息负债规模持续下降，财务费用随之下行，水电资产盈利中枢稳定向上，带来等额净利润和现金流的回报。

贵州电力结构：火电为主、水电为辅、新能源为补充，“西电东送”支援两广。

截至2020年末，贵州电网统调装机共6006.5万千瓦，其中火电装机2754万千瓦，占据整体装机的半壁江山，水电与新能源则分别瓜分另外一半装机容量。

近年来，贵州省内水电、火电装机发展已趋于停滞，新能源装机则大幅增加。2020年受来水较好的影响，以及大规模新能源项目的投产，贵州火电装机利用小时数来到历史低位，仅为 4048小时，同比减少261小时。

位于西南腹地，在拥有丰富煤炭矿藏以及水力资源的情况下，贵州省积极参与“西电东送”支援两广地区用电，2020年共实现“西电东送”电量506.8亿千瓦时，以“黔电送粤”为主，送电广东500.8亿千瓦时。

“西电东送”成功让贵州地区将电力资源**为经济优势，大力推动了东西部地区区域协调发展。

贵州省水电资源开发较为充分，未来增量极为有限，叠加“双碳”目标下的调峰能力，公司水电资产具备高度稀缺性。

截至2021H1，贵州省水电装机总计2283.23万千瓦，占全省总装机30.5%，公司水电装机占全省14.15%。目前，贵州水电资源已充分开发，剩余水电资源开发难度大，项目单位造价高，很大程度上不具备经济性。

此外，近年来贵州新能源项目大量并网，对电网稳定性造成巨大压力。

水电作为传统能源中调峰价值*高的发电种类，优点包括但不限于：

1）水电启停迅速，无最小功率限制；

2）水电调峰过程无额外能量损失、零边际成本；

3）水电为零碳能源，在“碳中和”目标下也可长期存在。

中长期来看，公司水电具备高度稀缺性。

1.2 收入费用两端持续改善，现金流稳定高增长

消纳格局向好，电价稳定，水电端收入仅受来水影响。公司电力除供应贵州省内用电以外，公司除北源电力的三座较小电站以外的其余电站所发电力均有约 1/3 进行“黔电送粤”。在此基础上，贵州及广东的电力供需情况很大程度上影响了公司未来的水电消纳格局。

基于“十三五“历史数据，抛开受疫情影响的 2020 年数据，当前贵州省内电力需求增速趋于稳定，年均增长率保持在4%左右，而广东电力需求保持稳定较高增长态势，年增长率在6%左右。

基于2021年靠前季度两省用电量表现，我们去掉严重受疫情影响的2020年一季度数据，广东和贵州省2019-2021年一季度用电平均复合增长率分别为8.8%及7.0%，均升至历史高位。

从中长期来看，公司送电的两个省份将保持电力需求的持续增长。

在供给端，”十四五“期间，考虑到水电增量有限、核电受此前审批停滞影响进入投产空档期、海上风电尚无法实现平价、火电受“碳达峰”目标持续压制等多方面因素，预计贵州及广东用电供需进一步趋紧。

在此情况下，公司水电消纳格局“十四五”期间持续向好，电价受供需影响将保持相对稳定，对公司盈利形成有力支撑。

资产结构改善，债务逐年减轻，财务费用持续下降。

公司自2014年完成大部分在建水电站投资后，除2020年投资建设三个光伏电站以外，现金流主要用于分红以及偿还债务。

从带息债务规模（短期借款、一年内到期的非流动负债以及长期借款）来看，公司2015年带息债务约为134.9亿，到2019年降至95亿。

与之相对应的公司财务费用从2015年7.84亿元，到2020年降至仅4.62亿元，CAGR约为-10%，直接提高了公司的净利润以及可自由支配现金流。

同时，华电集团下属财务公司与公司签订《金融服务协议》，在存款和贷款方面分别为公司提供优于同期市场水平的存款、融资业务，进一步提高了公司资金使用效率。

水电现金流大幅优于盈利损益指标。

公司水电资产由于利用小时数较可比水电公司明显较少，在折旧年限以及电站单位初始投资成本相近的情况下，公司度电折旧将显著高于可比水电公司，导致会计利润更多的下降。

由于折旧成本并不影响当期现金流，高度电折旧将导致公司强劲现金流被净利润指标所掩盖。在2016及2019年，由于公司水电所在流域来水较差，利用小时数大幅低于可比公司，公司经营性现金流/净利润指标明显上升。

以2020年为例，公司净利润为7亿元，经营性现金净流入为21.6亿元，支付利息所需现金为4.6亿元，由此公司2020年可自由支配的现金为17亿元。

从流向来看，公司2020年派发股利1.1亿元，参考公司2019年维护水电资产资本支出1.23亿元，公司水电部分共计有14.7亿元可用于还债及未来新能源项目建设。

在电价保持稳定，来水正常的情况下，水电将为公司未来项目开发提供强劲现金流。

由于2016-2019年公司并未新的项目开发建设，现金流主要用于分红以及偿还债务，使得财务费用持续改善。在保守估计下，我们假定公司水电分部财务费用不再下降，参照2017、2018来水正常的情况下，水电资产将为公司每年贡献约 12 亿元可支配现金。

公司水电业务贡献了极其充沛的现金流，过去由于缺乏增量项目，只能全部用于还债。未来公司的现金流将成为公司成长的充实保障。

2、新能源：十四五规划较高，水光互补空间广阔

火电装机暂缓，水电资源缺乏，新能源为省内未来满足新增用电需求的关键。

近年来，随着双碳战略的推进，省内大量火电装机大量暂缓，火电发展已趋于停滞，而水电资源有限，剩余水电资源开发难度大，新能源很大程度上成为贵州省未来能源发展的关键。 省内光伏分布不均，未来技术进步带动贵州可开发区域进一步扩大。

贵州省属于我国光伏第三类资源区，年平均太阳总辐射在3400兆焦/平方米以上，省内分布来看，贵州太阳能资源自东北向西南逐渐增加，总辐射高值区分布在贵州西部的毕节、六盘水、黔西南及安顺局部。

目前贵州省光伏发电开发太阳能资源区域的辐射值在4300兆焦/平方米以上，预计随着光伏设备的进步，到2025年，太阳能资源区域的辐射值在4200兆焦/平方米以上的区域具备平价开发条件，光伏可开发区域进一步扩大。

贵州省大力鼓励光伏项目发展，近两年发展迅速。

为落实双碳目标，贵州省从2019年开始加快光伏项目拓展，2019-2020年连续两年在国家光伏发电项目补贴竞价规模、建设速度、并网规模保持靠前，装机规模从2018年底的175万千瓦发展到2020年底的1057万千瓦，从全国第 23 位上升到第 13 位，实现了光伏发电产业的跨越式发展。

展望“十四五”，贵州省十四五规划中提出将推进毕节、六盘水、安顺、黔西南、黔南等五个百万千瓦级光伏基地建设，依托乌江、南盘江、北盘江、清水江四条流域大型水电站富余通道容量，打造千万千瓦级可再生能源基地，受益于政策的大力支持和现有外送通道，预计省内新能源项目开发将加速。

水光互补商业模式极佳。

水光互补发电主要是利用水电站已有送出线路和水电机组快速调节能力，将光伏发电和水电机组电力联合打捆送出，一方面可充分利用水电独有的调峰优势，解决新能源消纳问题，另一方面我国大型水电基地通常配套专属特高压外送线路，由于水电发电量存在季节性波动，全年看外送通道功率往往存在较大富余，水电+新能源打捆外送可直接利用现有外送通道，提高通道利用效率。

依托公司存量的优质水电资源，公司切入水光互补领域打开新成长空间。

2020年公司合计签订5GW的水光互补项目框架协议，其中75万kw已于2020年底并网，初步建成了华电集团靠前个流域梯级水光互补可再生能源基地。

2021上半年，公司新签30万千瓦合作协议。根据公司规划，2021年全年目标“核准100万千瓦，力争200万千瓦”。

我们强调，新能源未来增长空间广阔，公司光伏转型目标坚定，切入光伏赛道有望打开公司 成长空间。

光照资源较高项目回报率较高，未来有望持续受益于光伏成本下降。

从资源条件来看，公司选取项目均处于贵州省南部区域，光照资源较好，测算的光伏等效利用小时在 1000 小时左右，资源条件相对优异，且可以凭借现有外送通道和基础设施降低成本，保障项目收益率。

另一方面，随着电池转换效率的提升和硅片大型化，光伏投资成本具备较大下行空间，新能源未来成本将主要体现在电网端的调峰储能上，而以水电为中心的多能互补项目有效的解决了调峰问题，具备其他类型新能源发电所不具备的优势，有望在终端电价保持稳定的背景下，持续受益于新能源设备制造端成本下降。

3、抽水蓄能打开公司水电成长空间

什么是抽水蓄能：

抽水蓄能电站是在负荷低谷时用过剩电力驱动水泵，把水从位置较低的下水库抽蓄到上水库，将电能**为势能，而在负荷高峰时利用反向水流发电，实现“削峰填谷”，具有双向调节能力，是当前主流的储能类型。

抽水蓄能可以分为纯抽水蓄能和混合式抽水蓄能两种，前者由于没有或只有少量的天然来水进入上水库(以补充蒸发、渗漏损失)，作为能量载体的水体基本保持一个定量，只是在一个周期内，在上、下水库之间往复利用，因此厂房内只有抽蓄机组，实际主要功能是调峰填谷、承担系统事故备用等任务，而不承担常规发电和综合利用等任务。

混合式抽水蓄能电站在其上水库有天然径流汇入，来水流量已达到能安装常规水轮发电机组来承担系统的负荷。因而其电站厂房内所安装的机组，一部分是常规水轮发电机组，另一部分是抽水蓄能机组。

相应地这类电站的发电量也由抽水蓄能发电量和天然径流发电量构成，故混合式抽蓄电站除了调峰填谷和承担系统事故备用等任务外还有常规发电和满足综合利用要求等任务。

公司答投资者问时表示正在进行抽水蓄能项目的研究，我们认为构建新能源为主的电力系统要求下，抽水蓄能作为最主要的储能调峰手段，具备发展的必要性，而贵州省山地为主，湖泊众多，发展抽水蓄能具有资源优势。

公司作为贵州省最大的水电公司，当前业务和抽水蓄能关联性较高。

一方面，存量的水电站有改造成抽水蓄能的空间，公司水电业务有望依托抽蓄实现二次发展；另一方面抽水蓄能资源对于未来新能源项目资源获取、消纳至关重要，有望助力公司在新能源赛道继续腾飞。

3.1 抽水蓄能在构建新型电力系统中具有重要地位

以新能源为主的新型电力系统对我国电网构成严峻挑战，对储能需求较高。由于气候条件的不可控性，风电、光伏的出力曲线往往存在显著的年内和日内波动，且往往与用电负荷曲线不匹配，导致风电光伏的消纳问题成为制约其进一步发展的瓶颈。

为了加强电网体系的稳定性，国家政策从“源网荷储”四条路经进行布局。其中，“储”指通过安装储能设备实现电能的削峰填谷。

2021年8月，国家发改委出台《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，鼓励发电企业通过自建&购买的方式配置储能，规定保障性并网以外的新能源规模按15%功率+4小时配置，按20%以上配置的优先并网。

未来储能有望随着风电光伏的发展迎来广阔的发展空间。

抽水蓄能是主流储能方式中应用最广泛、最具经济性的储能种类。

当前主流的储能方式有抽水蓄能、电化学储能、飞轮储能、压缩空气储能等，根据CNESA 数据，截至2020年末我国抽水蓄能占储能总量的89%，占主要地位。

从度电成本来看，抽水蓄能是最经济的储能类型，度电成本仅为0.15~0.2元/千瓦时之间，远远低于其他储能类型，电价压力最小，经济角度推广的可能性更大。

发展抽水蓄能是解决风光出力波动、构建新能源电力系统的良好解决方案。

抽水蓄能电站具备调峰填谷、调频调相、事故备用和黑启动等多种功能，能较好地与风光核火等能源配合。

抽水蓄能可在一分钟左右从停机开至满发，而放电时间长达数小时到数天，快速启动和调节能力可以有效应对新能源系统处理波动性大的情况。

而清洁性上看，抽水蓄能可以有效减少尖峰负荷所需的燃煤等化石电源，提高电源系统清洁性。

3.2 贵州省发展抽水蓄能电站具有资源优势

贵州省“十四五”计划建设多个百万级光伏基地，对储能需求将进一步增加。贵州省十四五规划提出“构建绿色低碳、安全高效现代能源体系，申建全国新型综合能源战略基地”的战略构想，要求科学推动风光水火储一体化发展，建设毕节、六盘水、安顺、黔西南、黔南等百万千瓦级光伏基地，客观上存在较大的储能市场需求。

政策层面，贵州省十四五规划提出“加快推进抽水蓄能前期工作，建设贵阳、黔南等抽水蓄能电站”，明确了未来将加快进行抽水蓄能电站的开发工作。多山多雨的地形和气候条件适合进行大规模的抽水蓄能开发。

贵州省多年平均降水量集中在1000~1400mm之间，丰沛的降水带来充足的水力资源，根据 2019年贵州省水资源公报，多年平均水资源总量1062亿立方米，有大型水库23座，中型水库87座，年蓄水量可达280亿立方米，为抽水蓄能的开发提供了先决条件。

地形上看，贵州处于云贵高原的东部，平均海拔1100米左右，92.5%的面积为山地和丘陵，是全国唯一没有平原支撑的省份。

复杂崎岖的地形环境导致省内水网星罗棋布，河流落差大，水资源蕴藏量丰富，为抽水蓄能电站建设提供自然资源优势。

省内庞大的常规水电装机为混合式抽水蓄能电站改造带来广阔前景。

截至2020年末贵州省水电装机容量2280万千瓦，乌江水系、北盘江水系等大多完成梯级电站开发建设，可 以通过加泵和扩机的方式进行抽水蓄能改造，成为混合式抽蓄电站。

与纯抽水蓄能电站相比，混合式抽水蓄能具有投资小、建设周期短、节省站址资源等优点，更有望在短期内实 现商业化运行，可成为常规抽水蓄能电站的有益补充。

3.3 公司水电及新能源业务有望借抽蓄实现腾飞

今年五月发改委发布《进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，明确抽水蓄能实行两部制电价政策，提出建立容量电费纳入输配电价回收的机制，建立电量电价执行收益分享机制，实现电站主要通过参与市场回收成本、获得收益，由此抽水蓄能回报得到有效保障，全国各地抽水蓄能建设速度有望加速。

根据2021年8月23日公司的答投资者问，公司当前正在进行抽水蓄能项目的研究工作，我们认为抽水蓄能虽然整体回报率约10%，不及存量水电业务，然而从商业模式上看，抽水蓄能和传统水电十分类似，仅在“抽水蓄电”方面有所差异，因此与传统水电业务关联性极强，公司存量水电站有改造成抽水蓄能的空间，实现二次腾飞。

另一方面，政策上鼓励企业通过自建和购买的方式配备储能，因此开发抽水蓄能对于公司未来新能源项目资源获取、消纳至关重要，有望助力公司在新能源赛道继续腾飞。

具体来看，公司布局抽水蓄能的优势有两点：

1）公司存量两江一河九座梯级电站，具备极佳的改造混合式抽水蓄能的潜力。

公司九座梯级电站中，有四座位于北盘江流域，两座位于三岔河流域，三座位于芙蓉江流域，梯级水库联合调节能力属于全省*家。

因此，公司可以通过利用同一流域两座梯级电站进行增建可逆机组或抽水泵，节约了水库建设成本，具有投资规模小、建设周期短、水库淹没影响小的特点，未来开发潜力极佳。

2）存量水电站具备极佳的现金流价值，足以支撑抽蓄电站开发。

公司每年经营性现金流量净额约在18-22亿元，现金流量十分稳定，根据公司年报，2021年资本开支计划约10.4亿元，扣除这一部分开支及偿还债务本金后，依然有5-8亿元的自由现金流可以进行抽水蓄能电站开发，在20%的资本金比例和6000元/千瓦的单位投资成本假设下，足以撬动约54万千瓦的纯抽水蓄能装机开发量。

如果是混合式抽水蓄能改造，按保守估计3000元/千瓦的单位投资成本假设下，则可以撬动约108万千瓦的混合式抽水蓄能电站。

公司若是进行抽水蓄能项目开发，则有望在传统水电业务和新能源业务两方面实现腾飞：

1）打开水电业务的增长空间，有助于实现价值重估。

公司自2015年开始便完成了北 盘江流域、芙蓉江流域、三岔河“两江一河”梯级水电项目的开发，此后没有新增水电投 运，缺乏成长性，而存量水电机组受到来水波动影响，利润波动幅度较大，因此导致公司 估值长期只有10-13倍。

我们认为若是公司进行抽水蓄能电站的开发建设，则有望重新打 开时隔六年的水电投产空窗期，为水电业务打开广阔的成长空间。

2）水电机组的利用效率有望提升。

混合式抽水蓄能电站可以通过日、周等长时间维度的调节来获得水头收益，进而实现发电量的提升。

我们以白山梯级混合式抽水蓄能电站作 为参照，据中国抽水蓄能网研究结果，白山抽蓄电站投产之后综合增加的发电量大于抽水 用电率，能量转换效率大于1，平均达到了103%，充分彰显了混合式抽水蓄能电站的优越 性。

3）抽水蓄能电站有望打开光伏基地的发展空间。

据公司公告，公司拟构建全国靠前家 流域梯级水光互补可再生能源基地，而在强制配备储能的行业政策环境下，借助存量机组 进行抽水蓄能改造是十分具有经济性的储能获取方式，对于未来新能源项目的获取至关重 要。

同时抽水蓄能建设也有助于推动风光水储多功能能源基地建设，通过充分发挥抽水蓄 能在周调节乃至季调节等长时间维度的调节能力，提高新能源项目的消纳能力，未来有望 助力公司在能源赛道腾飞。

4、盈利预测与估值

我们复盘公司过去5年以来的股价表现发现，长期以来，公司PE保持在10-13倍之间，PB保持在1.5-1.8之间，横向比较来看，公司当前估值处于历史最低分位附近，考虑到公司近两年开始投资新能源，公司目前的市盈率当属于探底回升的阶段。

根据公司装机规划，我们保守预计公司2021-2023年新增光伏装机分别为75、100和125万千瓦，利用小时数均为1000小时，受此影响，我们预计公司2021-2023年营业收入分别为26.8、29.4和33.6亿元，同比增长率分别为0.9%、9.9%和14.4%，实现归母净利润4.25、5.07 和6.04亿元，同比增长率分别为-4.3%、19.2%和19.1%，当前股价对应的PE分别为15、12 和10倍。

由于公司存量装机全部为水电，现有新增装机全部为光伏，因此，我们分别采取水电板块和新能源板块可比公司对黔源电力进行可比公司估值。

2021年，水电板块可比公司PE均值为18倍，新能源板块可比公司PE均值27倍，均高于公司现有的估值水平。

我们认为，过去几年公司长期PE中枢在10-13倍，本质是因为业绩波动较大以及缺乏成长性。通过切入新能源以及有望发展抽水蓄能，公司成长空间广阔，新业务的发展也将进一步强化公司总体盈利的稳定性。

作为区域清洁能源龙头，公司现金流极其充沛（纯新能源龙头有补贴拖欠问题且新能源电站现金流不及水电），未来有望实现中高速成长。

考虑到公司目前水光一体化基地进展在水电公司中较为领先，在建光伏项目较多，公司未 来三年利润具备较高速的成长，2021年、2022年估值可高于传统水电公司，向新能源运 营商估值靠拢，给予2022年20倍估值水平，对应市值100亿，

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