2022年赣能股份市场现状及发展趋势分析特高压落地缓解用电压力-韭研公社

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2022年赣能股份市场现状及发展趋势分析特高压落地缓解用电压力

快乐股市里的小跳蛙

躺平的老司机

2022-05-13 21:23:23

一、赣能股份：火电盈利拐点已现，强现金+低杠杆厚植发展沃土

（一）江西省属电力平台，火电占比近九成

江西省唯一电力上市公司，控股股东江投集团直接持股39.72%，国投电力为第二大股东。控股股东江西省投资集团是省属重要骨干企业，截至2022年3月末直接持股公司39.72%股份；国投电力作为公司第二大股东，直接持股33.72%。公司在1997 年11月于深交所上市、2008年实施重大资产重组，现为江西省国资委唯一一家电力上市企业，主营业务为火电、水电，2020年新增光伏发电业务。

集团旗下现有三家上市平台，各上市主体业务划分清晰。江投集团旗下现有赣能股份（000899.SZ）、安源煤业（600397.SH）和万年青（000789.SZ）三家上市平台，其中电力业务由赣能股份展开、煤炭业务由安源煤业展开、建材业务由万年青展开。

2022Q1在运装机容量达1578MW，其中火电占比近九成。公司是江西省核心骨干发电企业，截至2022Q1在运发电装机为1578.40MW，其中火电1400MW，水电100MW，光伏78.4MW。近两年公司坚持围绕“以电为中心、打通上下游产业链”的发展战略，大力发展新能源发电项目。

2021全年上网电量同比-4.0%，2022Q1同比+9.9%。2021全年公司实现发电量71.70 亿千瓦时（同比-3.81%），实现上网电量68.35亿千瓦时（同比-4.04%），其中2021Q4 上网电量同比-28.47%。2022Q1实现上网电量16.85亿千瓦时（同比+9.87%），其中火电占94.90%、水电占4.21%、光伏占0.89%。

（二）受高煤价影响 21 年亏损 2.5 亿元，22Q1 基本盈亏平衡

2021年业绩受煤价高位运行影响同比-179%，2022Q1基本盈亏平衡。2021年公司营业收入达27亿元，同比+0.84%；受制于煤价大涨，归母净利润亏损2.48亿元，同比-178.54%。2022Q1公司实现营收7.42亿元，同比+25.53%；受益于电价上浮及煤价环比2021Q4下降13.79%，归母净利润微亏101.50万元，同比-103.75%。

公司近年电力业务营收增速下滑，2021年同比+0.3%。分业务来看，2021年公司电力业务实现营收26.16亿元（同比+0.28%），占总营收的96.90%。回顾历史，2020 年公司火电业务贡献营收25.02亿元，占总营收93.47%；水电业务贡献营收0.99亿元，占总营收3.68%；2020年新增的光伏业务贡献营收0.05亿元，占总营收0.18%。

2021年公司平均上网电价升至0.4324元/千瓦时（同比+4.60%），实现上网电量68.35 亿千瓦时（同比-4.04%）；电价上升幅度抵消发电量下降幅度，共同导致公司电力业务营收同比提升0.28%。

2021年火电发电量同比-4.2%，测算火电机组利用小时数为4905小时。2021年公司火电装机保持1400MW不变，火电发电量为68.67亿千瓦时，同比-4.16%。受清洁能源挤压火电影响（2021年江西省用电量同比+14.5%，火电发电量占比同比下降 1.3pct至86.5%），测算2021年公司火电利用小时数降至4905小时（同比-213小时）。

公司煤炭采购价格同比大涨44%，导致电力业务毛利润亏损1.39亿元。2021年公司电煤采购均价同比大幅提升44.28%至810.20元/吨（含税），导致毛利润亏损0.58 亿元（上年同期为盈利5.56亿元）；其中电力业务毛利润亏损1.39亿元，毛利率同比-24.02pct至-5.30%，导致总毛利率、净利率同比分别下滑22.93、21.00pct至 -2.15%、-9.19%。2022Q1公司综合标煤单价环比下降13.79%，亏损幅度收窄，毛利率、净利率分别为4.29%、-0.14%。

2021Q4单季业绩大幅亏损2.40亿元，2022Q1环比大幅收窄。分单季度看，2021年公司平均结算电价升至0.4324元/千瓦时（含税，下同），同比+4.60%；参考公司历史火电营收及毛利润情况，测算得出2021Q4火电结算电价达0.473元/千瓦时，同比+15.32%。电价上浮难抵煤价攀高影响，2021Q4业绩大幅亏损2.40亿元。伴随电价上浮+煤价环比下降，2022Q1公司盈利基本盈亏平衡。公司2021Q4上网电量15.55亿千瓦时，较上年同期减少28.47%，主要受机组检修影响；2022Q1公司上网电量为16.85%，较上年同期增加9.87%。

参考公司21Q4、22Q1毛利润分别为-1.68、0.32亿元，测算同期火电业务毛利润分别-1.37、0.08亿元。根据公司季度上网电量公告，2021Q3~2022Q1火电单季度上网电量分别为15.72、15.08、15.99亿千瓦时；2021全年平均结算电价同比+4.60%， 2021全年电煤采购价格同比+44.28%。参考2021Q3~2022Q1毛利润，测算得出 2021Q3、Q4公司火电业务毛利润分别亏损0.97、1.37亿元。假设2022Q1火电上网电价较标杆电价上浮20%，测算得出2022Q1公司火电业务毛利润盈利0.08亿元。

（三）火电盈利拐点已现，强现金+低杠杆厚植发展沃土

2021年公司投资收益同比+40%，持股23%江西昌泰高速公路为重点关注对象。江西昌泰高速公路是由公司和江西赣粤高速公路共同投资兴建的，截至2021年末公司直接持股23.33%；2021年实现净利润4.08亿元（同比+49.98%）。公司火电机组占比高，存在电源结构单一风险，通过对外多元化投资或能降低盈利波动风险。

公司业绩受煤价影响波动较大，但历年经营性现金流始终保持正流入。受益于电力行业重资产模式影响，公司历年固定资产等折旧金额体量均在2~3亿元左右。2021 年公司经营性现金流净额同比-51.96%，主要是煤电巨亏所致，公司历年现金流均保持正流入，收现比始终稳定在1倍以上。

丰城三期加速建设下，公司2021年投资、筹资现金流规模增大，2022Q1在建工程占比升至41%。公司对丰城三期在建项目投入不断加大，2019~2021年及2022Q1 构建固定资产、无形资产和其他长期资产支付的现金支出分别为4.75、5.84、16.05 及2.30亿元。截至2022Q1公司总资产达97.44亿元，其中在建工程体量升至39.94亿元，占总资产比例迅速提高至40.99%。此外，2021年末公司计提减值前的存货达3.24 亿元其中原材料为1.82亿元。

2021年公司资产负债率升至52%，但仍低于同业平均水平。从负债端来看，2022Q1 公司长短期借款达37.79亿元（同比+106%），资产负债率提升至51.77%（2021年为52.28%），同比提升15pct以上，但仍低于同业平均水平（55.77%）。

2021年受煤价大幅提升影响，公司ROE、ROIC降至-5.2%、-1.9%。从盈利能力方面看，自2016下半年煤价走高，2017~2020年保持相对平稳下，公司2018~2020年加权ROE逐年提升至同业平均水平；考虑债务回报，公司ROIC自2017年的1.5%提升至2020年5.4%，高于同业平均水平。公司火电机组占九成，2021年煤价高位运行下导致业绩巨亏，ROE降至-5.15%、ROIC降至-1.93%。

二、开源节流+丰城三期投产，火电业绩持续改善

（一）电价顶格上浮、长协煤比率提升，火电业绩持续改善

向上浮动限制扩至20%，短期收入端迅速打开天花板。原则上燃煤发电电量全部进入电力市场，还将煤电交易电价上下浮动范围扩大至20%，高耗能企业不受限制。参考2022年度广东双边协商交易成交均价为497.04厘/千瓦时（较标杆上浮44.04厘/千瓦时），2022年1-4月实际平均价差分别为46.40、44.79、47.42、47.27厘/千瓦时，预计电价上浮将全年呈现。

成本端来看，我们从去年到今年国家对煤炭指导价的不同点入手：

2021年12月3日：发改委发布的《2022年煤炭中长期合同签订履约工作方案(征求意见稿）》，提到2022年度5500大卡热值的动力煤港口下水销售基准价为700元/吨（长协价格具体浮动区间为550-850元/吨）。 2022年2月24日：通知设定重点地区煤炭出矿环节中长期交易价格合理区间，其中山西地区热值5500千卡的煤价合理区间为370-570元/吨，陕西为320-520元/吨，蒙西260-460元/吨。

比较之后可以发现，一是煤炭价格中枢有下移趋势，二是浮动区间由300元/吨降至200元/吨。同时在新闻发布会上，发改委提到虽然目前没有对煤炭现货价格提出合理区间，但现货价格不能明显偏离中长期交易价格合理区间。

2022年3月，国家发改委召集各省发改委、大型煤企、电力企业等开展部署2022年煤炭中长期合同专项核查工作；同月18日下发《关于成立工作专班推动煤炭增产增供有关工作的通知》，提出年内再释放产能3亿吨/年，力争全国煤炭日产量稳定在 1200万吨以上。2022年4月，国家发改委召开煤炭中长期合同签订履约专题视频会，通报煤炭中长期合同签订履约核查情况；4月30日，发布《关于明确煤炭领域经营者哄抬价格行为的公告》。伴随煤炭保供稳价政策层层加码，我们预计今年煤价中枢下移、火电企业长协煤履约率有望提升。

2022Q1火电盈利拐点已至，全年预期持续改善。参考同业，依靠长协煤比例提升、煤价高位回落、绿电装机落地等因素，火电企业盈利已经呈现底部反转。预期伴随后续长协煤持续到位，及煤价中枢下移，行业单位盈利有望逐步恢复，火电全年业绩持续改善。

（二）省用电量/发电量达 1.3 倍，特高压落地缓解用电压力

江西省经济发展稳中有进，近年用电量增速始终高于全国水平。2021年江西省地区生产总值增长8.8%，高于全国0.7个百分点，居全国第4位。2021年全省三次产业增加值占GDP比重分别为7.9%、44.5%和47.6%。经济稳定发展下，江西省2013~2021 年用电量增速始终高于全国水平。2020年全省三次产业及城乡居民用电量占比分别为0.4%、43.0%、11.1%和12.5%。

省内电源以火电为主，能源对外依存度较高。江西省发电量主要为火力发电，2021 年火电发电量占全省发电量的86.5%，水电占4.6%，风电占6.0%，光伏占2.9%。江西省作为典型的一次能源匮乏区域，能源基础设施建设滞后，加上能源供应单一、对煤炭高度依赖、电源分布不均等问题，整体电力保障能力偏弱。近年全省用电量/ 发电量的比例在120%~130%左右，如电煤供应不足或区外电力支援不足，大负荷高峰时段可能存在较大供电缺口。

两条特高压落地将极大缓解省内电力紧缺，也标志着江西省进入特高压时代。除建成雅砻江中游-江西特高压直流输电工程及其配套工程外，还将争取引入第二回直流入赣输电工程。截至目前，江西省已落地雅中-江西、南昌 -长沙两条特高压，十四五正式进入特高压时代。

雅中-江西±800千伏特高压直流输电工程：起于四川省盐源县，止于江西省抚州市，途经四川、云南、贵州、湖南、江西五省，输送容量800万千瓦，线路全长1711公里，额定电压等级±800千伏。项目总投资244亿元，其中江西段长320公里，总投资达93亿元。2019年9月25日工程启动施工，2021年6月21日竣工投运，标志着江西省正式进入特高压时代。工程设计年输送电量400亿千瓦时，相当于替代受端原煤 1800万吨，减排烟尘1.4万吨、二氧化硫9万吨、氮氧化物9.4万吨、二氧化碳2960万吨，也为四川2021年基本解决水电“弃水”问题提供坚强有力的支撑。

南昌-长沙1000千伏特高压交流工程：该工程是华中特高压骨干网架的重要组成部分，起于江西省南昌市，止于湖南省长沙市，新建两座1000千伏变电站，新增1200万千伏安变电容量，线路长度2×341公里，总投资102亿元，将增加湖南、江西电网供电能力350万千瓦以上。2021年12月26日，国家电网南昌—长沙1000千伏特高压交流工程竣工投产，从开工到建成仅用10个月时间。

两条特高压投产后，测算2022年省内火电利用小时数在4500小时左右。预计2022年全年全社会用电量约8.7-8.8万亿千瓦时，同比增长5%-6%，假设江西省2022年用电增速同比 +8.5%（2020年江西省用电量增速较全国高2.7个pct，2021年为4.2个pct），火电发电量占比同比下降1个pct至85.55%，2022年新增丰城三期2GW及赣浙国华信丰电厂1.32GW装机，新增有效装机率为10%，则测算2022年江西省火电利用小时数为4463小时，同比-13.67%。

十四五优化发展支撑性电源项目，加快建设现代能源体系。十四五期间，江西省坚持“适度超前、内优外引、以电为主、多能互补”的原则，加快构建安全、高效、清洁、低碳的现代能源体系。优化发展支撑性“兜底”电源，建成华能瑞金二期、赣能丰城三期、赣浙国华信丰电厂、大唐新余二期等已核准清洁煤电项目。2025年风电、光伏及生物质装机分别达到7GW、11GW以及1GW以上。

（三）丰城三期投产装机翻倍，测算 22 年火电毛利达 7 亿元

江西火电利用小时数远超全国水平，公司火电利用小时数与省内持平。2019~2021 年江西省全网火电机组发电小时分别达5153、5144、5170小时，远超同期全国火电利用小时4307、4216、4448小时。而公司火电利用小时与省内基本持平，2019~2020 年分别为5111、5118小时。预计在江西省电力紧缺、优化发展已核准清洁煤电项目的背景下，公司丰城三期项目投产，利用小时仍将处于较高水平。同时，公司在2021 年10月中旬后所有市场电量电价均已上浮20%落实到位，2022有望全年体现。

公司燃煤系自行采购管理，全部源自省外，主要依靠铁路进行运输。为消除公司与控股股东关于燃煤采购的关联交易，自2012年起不再委托江西省投资电力燃料有限责任公司采购燃煤，发电用煤全部实行自主采购和管理。2018~2020年，公司采购原煤分别为300.64、288.69和268.71万吨，采购均价分别为608.12、575.54和561.55 元/吨。由于江西省位于中部地区，不属于电煤产出省份，公司煤炭全部依靠外省采购，导致运费成本较高，从而整体采购价格偏高。2021年公司煤炭采购价格同比 +44.3%升至810元/吨，预计2022年煤价下行将缓解燃料成本端压力。

丰城三期2000MW火电项目预计2022年投产，届时公司火电装机将增至3400MW。公司在建项目主要为江西丰城发电厂三期2X1000MW超超临界燃煤机组工程，总投资额76.7亿元。受“11.24”特大安全事故影响，该项目于2016年11月24日停工，2017 年10月列入停建名单，2019年12月3日移出停建名单，2020年4月恢复建设。根据公司在深交所互动易的回答，预计2022年上半年丰城三期项目将会有一台机组投产。待全部机组投产后，公司控股装机将增至3400MW，较2021年末增长142.86%。

测算丰城三期项目投产一年，将贡献毛利润5.16亿元。参考公司火电历史利用小时数（测算2021年为4905小时），考虑特高压落地影响，假设全年利用小时数为4600 小时，厂用电率4.5%，平均上网电价为江西省燃煤标杆电价（0.4143元/千瓦时，含税）上涨20%，即0.4972元/千瓦时（含税）；参考公司2022Q1标煤单价较上季度下降13.79%，假设煤价2022Q2~2022Q3环比下降8%、5%，而后基本保持稳定；假设丰城三期2台机组分别与2022年6月末、9月末投产（对应22Q3、Q4正式产生收益），则测算得出未来一年（2022Q3~2023Q2）可贡献5.16亿元毛利润。

预计电价上浮全年体现+煤价环比下降，叠加丰城三期2GW煤电机组年内投产（假设2台机组分别与2022Q3、2022Q4正式产生收益），预期公司未来4个季度业绩将持续改善。

新增假设2023年上网电价较本地标杆上浮17%，利用小时数同比均下降2%，2023 年燃料单价同比-5%，测算得出2022~2023年公司火电业务毛利润分别为6.55、 11.51亿元，对应毛利率分别为15.44%、17.56%。

我们对公司2022年火电业务，从上网电价、利用小时数、燃料单价三个指标进行敏感性测算，则2022年燃煤发电业务毛利润中枢值为6.55亿元，对应平均上网电价为 0.4972元/千瓦时，较江西省燃煤标杆电价上浮20%；对应利用小时数为4807小时，同比-2.0%；对应燃料单价为794元/吨，同比-2%。

三、火电辅助调峰+大力发展绿电，长期价值有望凸显

（一）现货+辅助服务市场日益完善，火电调峰收益可期

经济补偿与电价制度不完善，掣肘我国火电灵活性改造发展。伴随我国新型电力系统加速建设，风光装机占比不断提高，电网调峰需求逐年增大。早在2016年6月我国就启动了火电机组灵活性改造试点工作，涉及丹东电厂等22个项目（共计46台机组，约18.18GW）。根据《国家电网服务新能源发展报告》，“十三五”期间国家电网经营区内累计完成火电机组改造1.62亿千瓦，仅完成4亿千瓦火电机组深度调峰改造目标的40%。经济补偿与电价市场机制的缺位是改造推行不畅的原因之一。

现货交易+辅助服务市场建设提速，长期火电改造成本机制有望理顺。2017年，国家发改委、国家能源局联合发布了《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，选择南方地区（以广东起步）等8个地区作为第一批试点市场；2021年5月，扩大试点范围至上海等6省市。辅助服务经济收益缺位，抑制火电灵活性改造发展。目前国内火电灵活性改造的核心经济驱动力在于调峰辅助服务费用的影响，各地调峰服务标准差异明显，导致改造积极性也各异。新版两个细则印发，火电改造成本机制有望理顺，给予运营商合理利润水平。

伴随我国电力现货市场及辅助服务市场逐步完善，火电机组调峰调频盈利增量的弹性增大。2021年9月7日，江西省能源局发布《关于加快推进实施清洁煤电机组灵活性改造和节能降耗工作》的通知文件，要求全省60万千瓦等级及以上煤电机组必须在2023年前达到30%额定出力的深度调峰。2021年9月17日公司丰电二期五号机组挑战25%额定负荷深度下降试验成功，创造省内直流炉火电机组干态运行深度调峰极限，成为江西省内火电机组中的一个标杆。后续公司还将全力推进两台机组灵活性改造工作，抢先拿到辅助调峰服务新筹码。

（二）十四五积极转型谋发展，大力发展新能源运营

最新碳达峰方案提出加快建设新型电力系统，大力发展新能源。2021年10月26日，国务院发布《2030年前碳达峰行动方案》，提出2030年我国风光装机需达12亿千瓦， 12亿千瓦则是2030年风光装机的下限。根据中电联公布数据，2021年我国风电和太阳能发电装机容量为3.28亿千瓦和3.07亿千瓦，合计6.35亿千瓦。则未来9年内我国光伏风电至少有5.65亿千瓦增量空间，2021-2030年风光装机复合增速可达7.3%。以此复合增速计算，到十四五末，保守预测下我国风光装机最低可达8.43亿千瓦。

总体来看，若在乐观情况下（风光累计装机上限=前一年累计值+CPIA乐观情况下预计当年新增装机值+风电年新增50GW），2025年末我国风光装机即达1210GW；若在中观情况下（风光累计装机上限=前一年累计值+CPIA保守情况下预计当年新增装机值+风电年新增50GW），2025年末我国风光装机达1135GW；若按照2030年12 亿千瓦（1200GW）的最低底线目标，则2021~2023年风光装机CAGR为7.3%，对应2025年末我国风光装机达843GW。行业能源结构调整下，十四五风光运营商发展空间广阔。

公司加快对新能源投资步伐，拟投资2.63亿建设10个光伏项目。目前公司已明确战略转型方向，在发展传统发电业务的同时投资发展光伏、风电、储能、增量配电网等新能源产业，截至2022Q1，公司所属光伏装机总容量为78.4MW。2022年4月15 日公司公告，将通过全资孙公司与控股子公司投资建设9个光伏项目，共计装机容量 17.08MW（拟投资额0.63亿元），光伏在建、拟建装机达67.08MW（拟投资总额2.63 亿元）。

拟投资128亿元，建设上高县2GW煤电及500~600MW光伏项目。2022年4月27日公司与宜春市上高县人民政府签订《项目投资合作协议》。公司拟在上高县投资建设总规模为2000MW清洁煤电项目和500MW-600MW集中式光伏发电项目、综合能源服务项目，同时在上高乡村振兴中拓展乡村分布式光伏发电项目，上述项目总投资约128亿元，预期公司新能源装机容量及比例将逐步提升。