燃煤成本上涨致火电业绩亏损,2021年归母净利润同比下降55.82% 公司发布2021年财报,报告期内公司实现营收436.82亿元,同比增长11.09%;实现归母净利润24.37亿元,同比下降55.82%;实现扣非归母净利润21.71亿元,同比下降54.53%;销售毛利率29.26%,同比减少15.61pct,主要原因系火电板块燃煤成本大幅上涨导致严重亏损。基本EPS为0.32元/股,同比减少58.79%。截至2021底,公司总资产2413.70亿元,较期初增加124.60亿元;资产负债率63.52%,同比降低0.4pct。公司拟每股分红0.1635元,同比减少42%。 电量方面,2021年公司发电量1538.65亿千瓦时,上网电量1496.33亿千瓦时,同比分别增加3.61%、3.45%,其中市场化交易总电量为625.90亿千瓦时,同比增长33.81%,占总上网电量41.83%。分电源看,水电发电量882.6亿千瓦时,同比下降0.22%;火电发电量588.9亿千瓦时,同比增长7.01%;风电发电量49亿千瓦时,同比增加38.15%;光伏发电量16.15亿千瓦时,同比增长25.17%。火电发电量同比增长的原因为全社会用电量高速增长,部分火电所在区域来水偏枯;水电发电量基本与去年持平,装机量的增加与极端气候和来水不稳定带来负面影响相抵 , 其中云南地区受澜沧江来水偏枯影响 ,水电发电量同比下降8.79%,主营收入同比减少13.41%;风光发电量增加原因系公司陆续投运和并购风电和光伏项目。 电价方面,2021年公司境内控股企业平均上网电价0.319元/千瓦时(含税,下同),同比增长5.98%。分电源看,水电平均上网电价0.255元/千瓦时,同比增长2.71%;火电平均上网电价0.389元/千瓦时,同比增长7.25%,受煤价高企影响,火电成本攀升,根据国家相关政策,火电价格全部由市场形成,由于供需持续紧张,价格有所提升;风电平均上网电价0.484元/千瓦时,同比增长0.97%;光伏发电平均上网电价0.918元/千瓦时,同比增长2.83%。整体看,随着部分省区市场化交易电量规模不断加大,以及结算价格和结算周期影响,公司各电厂上网电价有所波动,去年我国多地出现限电,电力供需偏紧,市场电价整体出现上涨。 根据公司投资者问答公告,2021年雅砻江的市场化让利结算主要在四季 度,叠加四季度枯水期发电量相对较少,计提市场化让利对当季平均电价的影响较大,21Q4水电平均上网电价为0.241元/千瓦时,同比减少6%。公司于2021年10月新投产的杨房沟水电站21Q4上网电价为0.232元/千瓦时;两河口水电站21Q4上网电价为0.333元/千瓦时。 装机方面,截止2021年底,公司已投产控股装机容量3621.83万千瓦,清洁能源总装机2433.75万千瓦,占比67.20%,同比增加4.53%。水电装机2076.50万千瓦、占比57.33%,火电(含垃圾发电)1188.08万千瓦、占比32.81%,风电223.05万同比增加4.53%千瓦、占比6.16%,光伏134.20万千瓦,占比3.71%。。2021年公司新投产/并购装机442.3万千瓦,其中水电401.5万千瓦、风电9.8万千瓦、光伏31万千瓦。德昌风电因成昆铁路建设拆除3台风机,共计0.7万千瓦。“十四五”期间,公司规划控股装机容量将达5000万千瓦,其中清洁能源装机占比约为72%。持续拓展以抽水蓄能、储能、氢能为主的新产业。这意味着剩余四年公司有望增加装机1600万千瓦,其中清洁能源装机1400万千瓦左右。 平均上网电价同比增加13.51%,2022年一季度净利润环比提升 公司发布2022年一季报,报告期内,公司实现营收110.42亿元,同比增长20.1%;实现归母净利润10.38亿元,同比下降14.91%,环比转亏为盈(21Q4归母净利润-10.24亿元);实现扣非归母净利润9.9亿元,同比下降10.95%;销售毛利率35.47%,同比下降4.89个pct;基本EPS为0.13元/股,同比下降24%。 电量方面,2022年1-3月,公司境内控股企业累计完成发电量319.19亿千瓦时,上网电量309.87亿千瓦时,同比分别增加0.71%和0.70%。分电源看 , 公司水电 、 火电 、 风电 、 光伏发电发电量分别同比上涨9.05%、-9.13%、-9.72%、13.81%。水电同比增加的主因为受两河口水电站、杨房沟水电站投产以及二滩水电站库容消落加速影响,雅砻江发电量同比增加。部分地区火电发电量下滑是受社会用电量降低、外送电量的增加以及水电火电互补性的影响。 电价方面,2022年1-3月,公司境内控股企业平均上网电价0.374元/千瓦时,与去年同期相比上涨13.51%。其中水电平均上网电价0.291元/千瓦时,同比上涨7.6%;火电平均上网电价0.47元/千瓦时,同比增长26.74%;风电平均上网电价0.526元/千瓦时,同比上涨1.76%;光伏发电平均上网电价0.92元/千瓦时,同比下降2.78%。22年一季度雅砻江水电上网电量同比增长9.03%,叠加平均上网电价增长、未进行市场化计提让利,盈利情况好于去年同期。公司火电厂用户中有较多高耗能的大工业用户,在新的市场电政策下电价火电电价上浮突破20%,有效对冲了高煤价对盈利的影响。 雅中两杨电站全面投产,待核准电价落地业绩弹性有望增加 根据公司公告,控股公司雅砻江水电在2021年营收183.4亿元,占公司总营收的42%,净利润63.17亿元;发电量778.27亿千瓦时,占公司总发电量的50.65%。截止报告期末,雅砻江水电已投产1870万千瓦水电装机,在建50万千瓦,核准装机342万千瓦。 由于两河口电站具有一定的特殊性(与已建成的锦屏一级水电站和二滩水电站形成三大联合调节水库,使雅砻江成为可实现多年调节的大型河流),核准电价尚未确定,暂按过渡期电价结算。杨房沟(单独运行时具有日调节性能,与两河口水电站联合运行时具有年调节性能)也尚未明确电价机制,目前按照四川省内径流失水电站电量消纳情况暂估。两杨水电站共450万千瓦,占雅砻江水电总装机的25%,随着蓄水量的增加,电站产能将逐步释放,待核准电价政策落地,其业绩弹性有望增加,进而带动公司整体盈利能力。 四川省用电量快速增长,电力供需格局由相对宽松逐步走向均衡 根据国家统计局数据,2021年四川省累计用电量同比增速为14.3%,累计发电量同比增速为6.5%,用电量增速高于发电量增速。随着水电主要机组陆续投产,高耗能产业向西部地区的转移逐步完成,四川电力格局发生明显改变,省内电力供给逐渐偏紧,市场电电价持续上涨。根据四川电力交易中心数据,四川省2021年市场电结算均价为0.259元/千瓦时,同比上涨9.7%。在未来愈发复杂的电力市场交易中,雅砻江具有强调节能力的高质量水电将具有很强的竞争力。 投资建议:火电板块低谷已过,22年有望大幅反弹。两河口、杨家沟水电站投产水电装机规模进一步提升,雅砻江将持续释放业绩。“十四五”规划落地,新能源发展提速带来新的业绩增长点。预计公司22至24年实现归母净利润62.68亿元、67.45亿元、69.87亿元,对应PE11.6x、10.7x、10.33x,维持买入评级。 风险提示:来水不及预期,电价下降超预期风险,自然灾害,用电需求不及预期。