（报告出品方/分析师：国泰君安 于鸿光 孙辉贤 陈卓鸣）

1. 核心结论：调节价值显现，雅砻江成长质变

我们认为市场忽视了两河口对四川水电系统的重要性，三大水库联合运行短期来水对电量扰动有限，叠加两河口批复电价有保障且两杨造价存在资本节约空间，新增电站将显著拉动雅砻江业绩增长。市场认为雅砻江新投产电站性价比较低，加之主汛期来水偏枯，新增电站对雅砻江业绩拉动作用有限。

而我们认为：

1）四川迎峰度夏电力紧缺的根本原因在于四川省电力系统供需趋紧且缺乏受阻系数较低的可控装机容量，水电缺乏调节能力是四川电力系统瓶颈，而两河口具备的多年调节能力是四川电网亟需的稀缺资源，我们预计两河口批复电价将超出四川“年度调节能力及以上”水电分类标杆电价。

2）两河口投产后雅砻江可实现两河口及以下河段梯级完全年调节，三大水库联合运行下短 期来水偏枯对雅砻江全年发电量影响有限。

3）两河口、杨房沟电站目前机组投产进度明显快于投资进度，水电上网电价改革后企业节约资本意愿强烈，无论是纵向对比雅砻江下游电站、还是横向参考澜沧江上游电站，新投产电站均具备资本节约的空间。

2. 盈利预测与估值

2.1. 盈利预测

公司主要利润来源于雅砻江投资收益。考虑到雅砻江装机增长及对下游电站的梯级补偿作用，我们预计公司上网电量有望保持增长。

假设雅砻江 2022-2024 年上网电量每年分别为 925、970、988 亿千瓦时，度电收入分别为 0.256/0.258/0.259 元/千瓦时。

根据上述关键假设，我们对于公司各业务进行预测，预计公司 2022-2024 年的投资收益分别为 40.3/45.9/46.3亿元，对应增速分别为20.7%/ 14.1%/ 0.9%。

预计公司 2022-2024 年归母净利润分别为 36.5/42.4/43.1 亿元，EPS 分别为 0.83/0.96/0.98 元，BPS 分别为 7.50/7.98/8.47 元。

2.2. 估值

公司作为可再生能源发电公司，选取长江电力、华能水电、三峡能源、龙源电力作为行业可比公司。

可比公司 2022 年平均市盈率为 18 倍，以此作为比较对应估值为 15.08元；可比公司2022年平均市净率为2.1倍，以此作为比较对应估值为 15.99 元。

综合 PE 和 PB 两种方法，我们给予公司 15.60 元目标价。

3. 雅砻江迎来收获期，公司分红价值显现

3.1. 四川省属能源投资平台，参股雅砻江水电再迎成长

四川省国有企业，实际控制人为四川省国资委。

公司前身峨眉铁合金厂成立于 1964 年，1993 年在上海证券交易所挂牌上市。

1998 年四川省投资集团整体兼并公司母体企业峨眉铁合金厂后成为控股股东，截至 1H22 末公司为川投集团控股的唯一上市公司，集团通过直接及间接方式合计持股比例为 54.8%，公司实际控制人为四川省国资委。

四川省参控股装机规模最大的水电上市公司。

2004年公司以全部铁合金资产及持有的宜宾丝丽雅集团（32%）股权置换集团持有的四川嘉阳电力（95%）及国能大渡河（10%）股权，主营业务由铁合金行业变更为电力行业。

此后通过一系列资产重组，确立了以水电清洁能源为主的发展格局。截至 1H22 末公司参控股电力总装机 3514 万千瓦（不含三峡新能源与中广核风电），权益装机容量 1333 万千瓦，是四川省参控股装机规模最大的水电上市公司。

公司利润主要来源于核心参股公司雅砻江水电投资收益。

2009年公司通过非公开发行收购集团持有的雅砻江水电 48%股权。

雅砻江水电作为公司核心参股资产盈利能力较佳，2017-2021 年来自雅砻江水电的投资收益在 28-35 亿元，占公司同期归母净利润比例均在 90%以上。

截至 1H22 末雅砻江水电已投产水电装机 1920 万千瓦，核准装机 342 万千瓦。

雅砻江水电为雅砻江流域唯一开发主体。

雅砻江水电前身二滩水电成立于 1989 年，截至 1H22 末国投电力及川投能源分别持有 52%、48%的股权。根据国家发改委授权，雅砻江水电为雅砻江流域的唯一水电开发主体，“一条江”联合优化调度优势显著。

雅砻江干流共规划建设 22 级电站，其中上游 10 座电站，中游 7 座电站（两座投产，两座核准），下游 5 座电站（已全部投产），规划可开发装机容量 3000 万千瓦，在全国规划的十三大水电基地中规模排名第三。

两杨机组已全部投产，雅砻江水电步入收获期。

截至 1H22 末雅砻江中游电站中两河口、杨房沟已全部投产，雅砻江水电装机容量合计 1920 万 千瓦，同比+30.6%。其中两河口装机 300 万千瓦，投产后两河口联合锦屏一级及二滩三大水库合计调节库容 148.4 亿立方米，三大水库联合运行可实现两河口及以下河段梯级完全年调节，雅砻江成为四川唯一能实现年调节的河流。

3.2. 投资聚焦清洁能源，分红价值凸显

“十四五”投资约束增强，聚焦清洁能源核心主业。

公司《战略发展规划管理办法》提出：打造“一流能源上市公司”，在水电开发运营商、新能源开发运营商、能源产业链运营商三大发展定位上实现突破。

公司“十四五”以来投资主要聚焦在可再生能源运营相关领域，积极参与央企控股清洁能源公司增资引战项目的同时，尝试开展新能源控股项目投资机会。

两杨投产后雅砻江实际分红金额有望提升。

2021年公司注入雅砻江资本 金 9.6 亿元，较 2015 年峰值下降 14.4 亿元，公司预计“十四五”期间每年仍需对雅砻江水电持续投入 10 亿元左右的资本金。

2022E 雅砻江水电计划投资金额为 63.8 亿元，较 2021 年降低 26.1 亿元，我们预计两杨投 产后雅砻江经营性净现金流增加叠加资本开支压力边际减轻，公司每年从雅砻江水电收到的实际分红金额有望提升。

公司承诺股利支付率不低于 50%且连续多年提升。

公司2020年制定了《四川川投能源股份有限公司未来三年（2020-2022年）股东回报规划》，规定公司每年以现金方式分配的利润原则上不少于当年实现的合并报表归属于上市公司股东的净利润的 50%。2021 年公司实际股利支付率为 57.1%，同比+4.14 ppts，延续近年上升态势。

4. 短期来水扰动有限，雅砻江量价保障增强

4.1. 四川结构性电力紧缺，调节型水电优势凸显

8 月中下旬四川突发用电应急响应事件。

2022年8月14日四川省经济和信息化厅联合国网四川省电力公司下发《关于扩大工业企业让电于民实施范围的紧急通知》，提出在全省（除攀枝花、凉山）的 19 个市（州）扩大工业企业让电于民实施范围，对四川电网有序用电方案中所有工业电力用户实施生产全停。

至2022年8月31日四川省经济和信息化厅宣布终止四川省突发事件能源供应保障二级应急响应，本轮限电应急响应长达 17 天。

极端高温叠加来水极度偏枯仅为四川限电的表层原因。

四川省本轮用电应急响应的直接原因是来水严重偏枯及极端高温：

1）据中国气象局，2022年 8 月我国西南部等地高温日数普遍有20-30天，比常年同期普遍偏多 15 至 20 天；

2）四川西部和东南部、西藏中东部等地存在中度至重度气象干旱，2022年 7 月雅砻江月度平均来水量较常年均值同比偏枯 44%。

但我们认为本轮四川“限电”的根本原因在于四川省电力系统供需趋紧且缺乏受阻系数较低的可控装机容量。

“十三五”以来四川省内电量供需形势趋紧。

“十三五”以来四川省利用电价优势吸引高耗能企业入住，用电量增速快速增长，2015-2021 年四川省用电量 CAGR +8.6%。

而同期由于水电易开发河段已基本开发完毕，水电建设放缓带动电力装机整体增速放缓，2015-2021 年四川省 6000 千瓦及以上电厂发电设备容量 CAGR +4.7%，且 2018-2021 年连续 4 年同比增速慢于省内用电量增速。2021 年四川电力装机虽受水电集中投产拉动同比+13.2%，但水电新增装机除两河口外均为外送电源（对省内电力供应增量贡献极低）。

特高压通道加速建设，四川外送能力同比增强。

四川省作为国家西电东送的主要参与方，近五年年度外送电量均超过 1000 亿千瓦时。雅中-江西直流及乌东德-广东广西线投运后四川最大外送能力有望进一步提升，由于外送电量在全国范围内统筹分配，即使是自身缺电的情况下仍须外送履约，2022 年 1-7月四川省累计外送电量为 977亿千瓦时，同比+77.7%。

预计四川“十四五”用电需求仍将维持温和增长。

《四川省国民经济和社会发展第十四个五年规划和 2035 年远景目标纲要》提出十四五期间经济总量年均增长 6%，在经济快速增长支持下，四川省用电需求有望保持温和增长。

《四川省“十四五”电力发展规划》预计 2025 年四川全社会用电量 3700 亿千瓦时，十四五 CAGR +5.3%。

缺乏调节能力是四川电力系统的瓶颈。

除总量供需趋紧外，缺乏调节能力较强的可控装机容量是四川电力系统的另一大难题。

截至 2022 年 7 月，四川省 6000 千瓦及以上电厂水电发电设备装机容量 8865 万千瓦，水电装机排名居全国第一。

但由于川内近 80%的水电站均属于没有调节能力的径流式电站，且火电装机仅 1774 万千瓦，四川电网的整体调节能力较弱。

川内枯水期结构性缺电以及在应对极端天气扰动时难以满足瞬时电力需求均是四川电力系统调节能力匮乏的直观体现。

结构性缺电背景下两河口多年调节能力尤为珍贵。

两河口（雅砻江中上游龙头水库）与雅砻江下游锦屏一级、二滩（三者为四川省内前三大水 库）联合运行时具有多年调节能力，可以跨年将丰水期的来水存至枯水期。

据雅砻江水电官方公众号：两河口投产后雅砻江干流水电站平枯期电量和汛期电量将持平，甚至超过汛期电量。雅砻江强大的调度能力对调节能力匮乏的四川电网而言尤为珍贵。

三大水库联合运行雅砻江调节能力迎峰度夏期间初露锋芒。

据人民日报：在 2022年7 月及8月中上旬雅砻江流域来水偏枯超40%的极端情况下，雅砻江凭借“一条江”联合优化调度全力调峰填补用电缺口。同期雅砻江梯级电站累计完成发电量 171 亿千瓦时、同比+27.2%，为四川省迎峰度夏期间提供坚实电力保障。

4.2. 两河口多年调节能力支撑批复电价中枢

预计两河口批复电价将超出四川年度调节能力水电标杆电价。目前两河口批复电价尚未落地，但考虑到两河口多年调节能力对雅砻江流域乃至四川水电系统的重要性，并综合对比过往同一历史时期投产的各类水电站批复电价情况，我们预计两河口税前批复电价有望高于四川省现行适用于“年度调节能力及以上”水电站的标杆电价 0.3766 元/千瓦时。

四川水电标杆上网电价定价体系中愿意为调节能力支付溢价。

根据四川省发改委《关于再次降低四川电网一般工商业用电价格等有关事项的通知》：四川省内“径流式”、“季调节及不完全年调节”、“年调节及以上”水电分类标杆电价分别为 0.2974、0.3380、0.3766 元/千瓦时，具备年调节及以上能力水电站标杆电价较径流式电站高 26.6%。我们推测标杆电价差异侧面反映了四川水电系统对调节能力的迫切需求，愿意为具备调 节能力的水电站支付溢价。

过往留川消纳水电站批复电价亦与调节能力正相关。

观察四川此前不同调节能力留川电站的批复电价，亦能发现具备多年调节能力的电站批复电价远高于同期径流式电站。

2006 年投产的南桠河流域龙头电站冶勒电站（多年调节）税前批复电价 0.4491 元/千瓦时（高于四川“年调节及以上”类水电标杆电价），2007 年投产的洪雅瓦屋山（年调节）税前批复 电价 0.3700 元/千瓦时，而 2009 年投产的径流式电站龙头石税前批复电价仅为 0.2782 元/千瓦时。

各龙头电站建成时间不断延后，高批复电价亦可激励后续建设。

四川省内水电亟需具备调节能力的龙头电站提升调度能力，但近年来由于水电企业对建设中上游龙头水库的经济性问题存疑，实际上龙头电站建设时间均一再拖延（两河口、双江口均晚于最初原计划建成时间）。

我们预计给予两河口高批复电价亦有助于打消水电公司对建设龙头水电站的经济性疑虑，提高后续大型调节性电站建设积极性。

4.3. 送苏电价上行，外送电价有望超预期

送苏电价机制完善，送受双方共享市场化电价上行收益。2022年7月江苏发改委将锦官电源组送苏落地电价形成机制完善为“基准落地电价+浮动电价”机制。

其中：基准落地电价按照江苏省燃煤发电基准上网电价确定；浮动电价是指江苏电力市场交易年度交易成交均价和燃煤发电基准上网电价之差，按照“利益共享、风险共担”原则，由送、受双方按照 1:1 比例分享（或分担）。

送苏电价上行增厚雅砻江利润。

按上述电价确定机制，2022年锦官电源组送苏含税上网电价为 0.3195 元/千瓦时。截至 1H22 锦官电源组 1080 万千瓦机组中 640 万送往江苏，剩余 480 万留在川渝消纳，我们测算锦 官电源组外送江苏部分含税上网电价每上涨 0.01 元/千瓦时，将增厚雅砻江归母净利润 2.6 亿元、川投能源投资收益 1.3 亿元。

杨房沟落地电价尚未确定，有望受益于落地省份燃煤电价上行。

我们认为锦官电源组送苏电价上行反映出在落地省份市场化燃煤电价上行情况下，外送水电电量价值增加。杨房沟水电站通过雅湖直流送往湖南、江西等地消纳，目前电价结算机制亦尚未明确。我们推测杨房沟电价结算机制或与锦官电源组类似，有望受益于落地省份市场化燃煤电价上行。

4.4. 联合运行平滑来水波动，枯期电量增加抬升平均电价

两河口投产后各流域下游电站增发电量可达 342亿千瓦时。

两河口与锦屏一级、二滩三大水库联合运行后，调节库容将达 148 亿立方米，雅砻江干流将成为全国唯一一条能够实现多年调节的河流。

根据雅砻江水电公众号：两河口水电站建成后将增加雅砻江下游及金沙江下游和长江干流电站平枯期年发电量 342 亿千瓦时。

三大水库联合运行弱化来水波动，补偿效应拉动下游电站量价齐升。

与大多数干流由不同主体开发不同，雅砻江公司全面负责雅砻江全流域水电站的开发，下游电站能够充分受益于两河口投产的补偿效应。

补偿效应下公司抵抗来水波动的能力不仅大幅提升，且枯水期发电量有望显著增加，在四川现行枯水期高电价情形下平均电价亦有望抬升。

锦屏一级投产后下游二滩电站发电量波动减弱。雅砻江下游锦屏一级电站（2013 年首台机组投产）总库容 77.6 亿立方米，具备年调节能力。

受益于锦屏一级的梯度补偿作用，二滩电站在锦屏一级投产后不仅枯水期增发效应明显，且发电量波动明显弱于来水波动。

2017-2021 年二滩发电量相对标准差为 4.2%，同期来水相对标准差为 11.0%。

锦屏一级投产后二滩枯水期发电量增加，雅砻江整体Q1电量占比提升。

2013 年锦官电源组开始投产后对下游二滩水电站枯水期发电量增发效应明显，二滩水电站一季度发电量从 2013 年 25 亿千瓦时迅速提升至 2015 年 40 亿千瓦时。

此外锦屏一级投产对雅砻江季度电量结构优化较明显，Q1 发电量占全年总发电量比例从2013年14%上升至2015年21%。

保守假设下雅砻江下游电站枯水期发电量占比提升 5 ppts。

2019-2021年四川省水电平均丰平枯期发电量占比分别为 55%、17%、28%，我们假设雅砻江下游电站此前丰枯期发电结构与四川全省相同，两杨投产后下游电站平枯期发电量与丰期发电量相同且平水期发电量占比保持不变（参考两河口投资规划及锦官投产后二滩枯丰电量结构变化，该假设偏保守），预计雅砻江下游电站枯期发电量占比将提升 5 ppts。受益于丰枯电量结构性变化，保守估计下雅砻江留川电量平均电价将提升 2.6%。

根据《四川省发展和改革委员会关于调整四川电网丰枯峰谷电价政策有关事项的通知》，四川现行水电丰枯电价为枯水期电价上浮 24.5%，丰水期电价下浮 24%。当枯水期发电量占比提升 5 ppts 时，预计雅砻江下游电站留川电量全年综合电价较平水期基准电价下浮比例将 收窄 2.5 ppts。

5. 实际建设进度快于规划，两杨或存资本节约空间

两杨电站总计划投资金额高达 865 亿元。

两河口、杨房沟水电站可研审定的计划投资金额分别为 665、200 亿元，单位装机投资额分别为 2.22、1.33 万元/千瓦，远高于雅砻江下游电站 1 万元/千瓦左右的单位投资金额。如按照计划投资额计算，折旧年限取 36 年（17-21 年均值），两河口、杨房沟全部机组投产后每年固定资产折旧高达 24 亿元。

我们认为两杨电站实际投资金额将明显低于计划投资金额：

1）两杨电站实际建设情况与制定可研审定方案时的假设情况存在显著差异；

2）水电电价机制改革后企业节约资本意愿强烈，同期核定的其他中上游电站已发生资本节约情形。

5.1. 电站实际建设情况与可研审定假设值存在明显差异

大型水电项目制定计划投资金额难度较高。水电建设造价概算本身就是学术难题，据贺靖懿等《材料价格对水利水电工程造价的影响及对策》：由于水电工程工期长、资金使用不确定较强，各个施工环节的施工时间及资金运用均存在不确定性。

以占造价比例 60%的建设原材料为例，其对工程造价影响较高，但远期的建设原材料价格往往难以预测。电站实际建设情况与可研审定方案存在差异。而在实际建设过程中，也经常出现制定可研方案时无法预知的“未来”。

两河口、杨房沟电站全部机组机组投产时间早于规划值，杨房沟 2021 年实现全部机组投产（原预计 2022 年《雅砻江流域水电开发有限公司 2020 年度第五期超短期融资券募集说明书》），两河口 2022 年实现全部机组投产（原预计 2023 年《关于投资两河口水电站的公告》），建造时间均缩短 1 年。

实际资本化利息低于可研审定计划值。

两杨核准公告的计划投资方案中计划债务融资比例均为 80%，故总投资金额 865 亿元中资本化利息占 194 亿元。但我们测算截至 1H22 末公司有息负债 943 亿元，较 2015 年两杨开工建设初期仅增加 100 亿元，预计雅砻江实际建设期间债务融资比例远低于 80%。

此外受益于利率下行周期，公司项目借款资本化利率亦从 2013 年 6%下降至 2021 年 4%，单位借款成本大幅降低。受借款金额及借款成本双双下降影响，截至 1H22 两杨合计实际累计资本化利息金额为 76 亿元，远低于可研审定计划金额。

5.2. 电价与成本脱钩后水电投资方注重节约资本

水电定价机制改革前电价与建设成本挂钩。

2014年1月《关于完善水电上网电价形成机制的通知》发布之前，国内水电定价机制是一站一价，本质上属于成本加成，企业存在抬升设计造价和实际造价动机，以博取更高的批复电价。而在企业本身担忧中上游电站经济效益不佳的情形下，自身有动力去提高工程预算争取高电价来保证项目收益率。

横向对比：澜沧江中上游电站已发生资本节约。

2014年水电上网电价改革后水电站批复电价与成本脱钩，企业资本开支与自身收益负相关，降低资本开支意愿强烈。

澜沧江中上游水电站黄登及大华桥与两杨电站审定及建设时间相近，2018 年底黄登及大华桥电站全部机组投产时投资进度尚且略高于两杨，但竣工时实际投资额分别为计划投资额的 82%和 80%。

两杨水电站投产进度明显快于投资进度。两河口水电站于 2022 年 3月实现全部机组投产、杨房沟水电站于 2021 年 10 月实现全部机组投产。

根据雅砻江水电公司债券募集说明书：截至 1Q22 已投资金额，全部机组投产时两河口、杨房沟累计投资额仅为计划投资额的 71%、68%，投产进度明显快于投资进度。

我们预计两杨电站实际投资金额将显著低于可研审定的计划投资金额。

6. 风险提示

6.1. 用电需求不及预期

雅砻江水电主要消纳地区集中在川渝、江苏、江西、湖南等地，若上述多省份均出现用电需求下滑，则有可能造成大面积弃水风险。

6.2. 来水显著低于预期

来水情况受多种自然因素影响可预测性较弱，如雅砻江流域来水受极端气候因素扰动显著低于预期，偏枯程度超出雅砻江三大水库联合运行调节能力范围，则会导致发电量同比大幅下滑，弱化新投产电站带来的盈利增量。

6.3. 电价低于预期

雅砻江水电业务对上网电价较敏感，若雅砻江新增中游电站或下游存量电站全年综合结算电价低于预期，将影响雅砻江水电业务利润。

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