黔源电力（002039.SZ）

以水为基，水光互补+抽水蓄能开启新成长

核心观点:

. 华电集团贵州区域唯一电力上市平台，100%清洁能源装机。公司运营贵州省“两江一河”流域9座水电站和4座光伏电站，截至2022年,公司总装机4.00GW（水电3.23GW，光伏0.76GW），权益装机2.59GW。水电现金流极佳，2018-2022年公司经营现金流均值达 18亿元，净现比超4倍。2015年公司水电站全部投产后无新建水电计划，因此现金流多用于偿还债务，负债规模及财务费用逐年降低，后续充裕现金流将为公司光伏和抽水蓄能项目建设提供有力保障。

水电利用小时数波动较大，来水偏丰下业绩弹性显著。公司水电站所在流域来水以降水为主，利用小时数波动幅度常达20%以上，因此公司业绩对来水较为敏感。2022年来水有所好转,全年完成发电量95.81亿千瓦时（同比增长22.0%），实现归母净利润 4.14亿元（同比提升65.0%），23Q1来水偏枯，发电量同比下降61.6%，业绩同比转亏。

初步建成流域水光互补基地，推进光马抽水蓄能预可研工作。贵州省大力发展新能源，公司依托北盘江流域梯级电站推进水光互补基地建设,2020年以来签订合作协议规划水光互补装机达5.3GW。截至2022年公司已完全投产三个光伏项目（0.75GW），在建镇宁坝草一期陆续投产（总装机0.20GW，已投产12.1MW）。此外，以光照和马马崖水库为基础，公司推进光马抽水蓄能项目前期工作，抽蓄电站装机0.8GW。水光蓄协同发展，打开公司新成长空间。

盈利预测与投资建议。预计公司 2023\~2025 年归母净利润分别为4.6/5.7/6.4亿元，按最新收盘价对应PE分别为13.7/11.1/9.9 倍。公司水电业绩弹性显著，水光互补+抽蓄业务打开新成长空间。参考同业估值，给予公司2023年17倍PE估值，对应18.31元/股合理价值，首次覆盖给予黔源电力“买入”评级。

风险提示。来水波动；上网电价波动；项目建设不及预期等。

盈利预测:

	2021A	2022A	2023E	2024E	2025E
营业收入（百万元）	2,072	2,613	2,733	2,938	3,109
增长率（%）	-21.8	26.1	4.6	7.5	5.8
EBITDA（百万元）	1,631	2,035	2,158	2,285	2,410
归母净利润（百万元）	251	414	460	565	637
增长率（%）	-43.4	65.0	11.2	22.7	12.8
EPS（元/股）	0.82	0.97	1.08	1.32	1.49
市盈率（x）	25.65	15.71	13.65	11.12	9.86
ROE（%）	7.6	11.3	11.5	12.9	13.2
EV/EBITDA（x）	9.84	7.58	6.48	5.82	5.27

数据来源：公司财务报表，广发证券发展研究中心

证券研究报告

公司评级买入

当前价格 14.70元

合理价值 18.31元

报告日期 2023-05-29

基本数据

总股本/流通股本（百万股）	428/428
总市值/流通市值（百万元）	6285/6285
一年内最高/最低（元）	21.54/12.85
30日日均成交量/成交额（百万）3.3/47.6
近3个月/6个月涨跌幅（%）	0.14/4.26

相对市场表现

分析师：郭鹏

SAC 执证号：S0260514030003

SFC CE No. BNX688

021-38003655

区 guopeng @ gf.com.cn

分析师：姜涛

SAC 执证号：S0260521070002

公 021-38003624

区 shjiangtao @ gf.com.cn

请注意，姜涛并非香港证券及期货事务监察委员会的注册持牌人，不可在香港从事受监管活动。

目录索引

一、贵州省优质水电龙头，强劲现金流支撑新能源发展.. .5
（一）华电集团旗下贵州区域上市平台，100%清洁能源装机. .5
（二）强现金流支撑降杠杆，资本开支聚焦新能源 ..7
二、水电来水偏丰，水光互补+抽蓄打开新成长. .11
（一）水电利用小时数波动较大，2022年来水偏丰发电量增加 .11
（二）贵州省大力发展新能源，水光互补打开新成长空间， .12
（三）政策端加码抽水蓄能，推进光马抽水蓄能项目预可研. .16
三、盈利预测和投资建议. .19
四、风险提示.. ..21

图表索引

图1：截至2023Q1，控股股东华电集团直接间接持股28.29%. ..5
图2：截至2022年，公司总装机4.00GW，权益装机2.59GW. ..5
图3:2022年公司发电量95.81亿千瓦时. ....6
图4:2022年公司水电发电量占比92.34%... ……… ....6
图5：子公司北盘江电力发电量占比超70%..
图6：公司各电站批复上网电价.. ....7
图7：2018-2022年公司营业收入均值为 23.8亿元... ....7
图8：2018-2022年公司归母净利润均值为3.5亿元. ....7
图9：公司营收和利润季节性特征明显，主要集中于二、三季度. ..
图10：子公司北盘江电力贡献公司主要收入.. ...8
图11：子公司北盘江电力贡献公司主要利润.. ..8
图 12：公司营业成本中折旧占比超60%.. ....9
图13:2022年毛利率稳定提升至55.9%.. .................................. ...9
图14:公司现金流充裕净现比4倍以上.. ..9
图15：近两年公司投资规模扩大，筹资现金流流出. ........................... ...9
图16:2022年公司资本支出6.7亿元. ...9
图17：2017年后公司负债规模逐渐降低..
图18:公司资产负债率持续降低至61.7%... ...0
图19:2017-2022 年财务费用 CAGR 为-6.0%.. ............................ ..10
图20:2022年公司期间费用率降至20.2%. ..10
图 21：公司水电利用小时数呈周期性变动.. ..11
图 22：公司水电利用小时数较低. ..11
图 23：公司水电利用小时数波动较大. ..11
图 26：贵州省发电量以火电为主水电为辅.. ...13
图 27：贵州省新能源装机贡献主要装机增长... ..13
图 28：2022年贵州省售电量中西电东送电量占比30.2%， ...13
图 29:2022年我国抽水蓄能占储能总装机的 77%.. ...17
图 30：抽水蓄能为目前成本最低的储能技术 ..17
图 31：抽水蓄能电站的原理即为势能和电能的转换..
图 32：抽水蓄能有调峰填谷、调相、储能等多种功能..
图33:2022年我国抽水蓄能装机达45.19GW... ...8
图 34:2022-2030 我国抽水蓄能装机CAGR达 1.3%.. ...18
图 35：新两部制电价下的竞争机制将解决成本疏导问题 ..19
表1：公司运营两江一河流域九座水电站和四座光伏电站.. ..6
表2：贵州省规划2025年风光装机分别达10.8、31.0GW， .13
表3：《贵州省新能源和可再生能源发展"十四五"规划》主要内容 .14
表4：政策支持风光水储一体化发展. .15
表5：公司已初步建成水电+光伏总装机3.98GW的流域梯级水光互补基地...15
表6：公司已投产三个光伏项目，在建一个光伏项目. ...16
表7：2020年以来公司在贵州省内签订多个合作协议. ..16
表8：近期抽水蓄能相关政策. ..18
表9：公司各电源经营数据预测. ..19
表10：公司分部业务盈利预测. ..20
表11：黔源电力同业对比（收盘价日期：2023/5/29） .21

一、贵州省优质水电龙头，强劲现金流支撑新能源发展

（一）华电集团旗下贵州区域上市平台，100%清洁能源装机

贵州省区域水电龙头，控股股东华电集团直接间接持股28.29%。截至2023年3月末，华电集团直接持有公司股权15.89%，并通过乌江水电间接持股12.40%，合计持股28.29%。三峡水利通过乌江电力持有公司9.98%股权。公司业务聚焦于贵州省，是华电集团在贵州省唯一的电力上市公司。

图1：截至2023Q1，控股股东华电集团直接间接持股28.29%

数据来源：Wind，广发证券发展研究中心

截至2022年底，公司总装机4.00GW，权益装机2.59GW。水电方面，公司运营贵州境内“两江一河”（北盘江、芙蓉江、三岔河）流域共九座水电站，水电控股装机3.23GW，权益装机1.84GW。同时公司进军新能源，在北盘江流域初步建成流域梯级水光互补可再生能源基地，已投产四个光伏项目，合计装机0.76GW。截至2022年底，公司总控股装机4.00GW，权益装机2.59GW。

图2：截至2022年，公司总装机4.00GW，权益装机2.59GW

数据来源：定期报告，广发证券发展研究中心
识别风险，发现价值

表1：公司运营两江一河流域九座水电站和四座光伏电站

运营公司	电站名称	装机/MW	持股比例/%	权益装机/MW	所在流域/地区	投产时间	调节能力
普定发电公司	普定水电站	87	100%	87	三岔河	1995/05	不完全年调节
引子渡分公司	引子渡水电站	360	100%	360		2003/12	不完全年调节
北盘江电力	光照水电站	1040	51%	530		2008/12	不完全多年调节
	董箐水电站	880	51%	449		2010/06	日调节
	马马崖水电站	558	51%	285		2015/06	日调节
西源发电	善泥坡水电站	186	30%	56		2015/05	日调节
北源电力	鱼塘水电站	75	59%	44	芙蓉江	2006/02	周调节
	清溪水电站	28	59%	16		2009/07	不完全年调节
	牛都水电站	20	59%	12		2014/05	日调节
	水电合计	3234		1839
北盘江公司	岗坪光伏（光照）	300	100%	300	关岭县	2021/06
	永新光伏（马马崖）	300	100%	300	关岭县	2021/06
	镇良光伏(董箐）	150	100%	150	镇宁县	2021/06
镇岭黔源新能源	镇宁坝草一期光伏	12.1	100%	12.1	镇宁县	2022年末
	光伏合计	762.1		762.1		（部分投产）

数据来源：定期报告，广发证券发展研究中心

公司发电量以水电为主，显著受来水丰枯影响。2017-2020年，公司仅有水电业务，发电量受来水影响波动较大，2021年起公司投产的光伏电站进入稳定运营阶段，2022年光伏发电量7.34亿千瓦时，占总发电量的7.66%；水电发电量88.47亿千瓦时，占总发电量的92.34%。2022年公司实现总发电量95.81亿千瓦时（同比增长22%），其中水电发电量88.47亿千瓦时（同比+19.1%），光伏发电量7.34亿千瓦时（同比+73.9%）。2023年一季度以来，所在流域来水偏枯，水电发电量大幅下滑67.0%,总发电量同比下降61.6%至7.66亿千瓦时。

图3：2022年公司发电量95.81亿千瓦时

数据来源：定期报告，广发证券发展研究中心

图4:2022年公司水电发电量占比92.34%

数据来源：定期报告，广发证券发展研究中心

公司电站执行“一厂一价”，电价稳定。在公司九座水电站中，子公司北盘江电力运营的光照、董箐、马马崖三座电站是公司核心，2017-2022年发电量占比在70%以上。公司发电量中省内消纳部分执行贵州省发改委批复电价，参加“西电东送”的部分电量结算电价在批复电价基础上扣减0.0276元/千瓦时执行，因此公司历年电价水平较稳定，2022年公司平均上网电价0.3092元/千瓦时（同比+3.8%），主要由于高上网电价的光照、董菁、马马崖水电站发电量提升，2022年公司暂估黔电送粤的电量为25.14亿千瓦时，约占发电量的26%。

此外，受客观因素影响，公司所属光伏电站实际为分批并网发电，基于谨慎性考虑，2022年公司在确认光伏电站电费收入时，董箐光伏电站并网电价补贴全部扣减，按照0.3515元/千瓦时确认电费收入，马马崖光伏电站和光照光伏电站均按并网电价补贴降低0.02元/千瓦时处理，均按照0.3928元/千瓦时确认电费收入，2022年公司光伏平均上网电价为0.3628元/千瓦时。

图5：子公司北盘江电力发电量占比超70%

数据来源：定期报告，广发证券发展研究中心

图6：公司各电站批复上网电价

数据来源：定期报告，广发证券发展研究中心

（二）强现金流支撑降杠杆，资本开支聚焦新能源

2022年发电量同比提升22%，带动公司全年归母净利润同比提升65.0%。2015年以来公司无新增水电投产，因此收入和利润随来水在均值上下波动，2021年光伏项目投产后，中枢有所提升，2018-2022年公司营业收入均值为23.8亿元，归母净利润均值为3.5亿元。2022年随着水电利用小时数的增加以及光伏电站的投产运营，公司全年实现营业收入26.1亿元(同比+26.1%),实现归母净利润4.14亿元(同比+65.0%）。2023Q1发电量大幅减少导致业绩承压，Q1实现归母净利润-0.16亿元（同比转亏）。

图7：2018-2022年公司营业收入均值为23.8亿元

数据来源：Wind，广发证券发展研究中心

图8：2018-2022年公司归母净利润均值为3.5亿元

数据来源：Wind，广发证券发展研究中心

图9：公司营收和利润季节性特征明显，主要集中于二、三季度

数据来源：Wind，广发证券发展研究中心

北盘江电力为公司利润核心。除普定、引子渡水电站由公司直接运营外，其余七座水电站由三个子公司运营，其中北盘江电力（公司持股51%）运营公司前三大水电站光照、董箐、马马崖，是公司收入和利润的核心。

图10：子公司北盘江电力贡献公司主要收入

数据来源：定期报告，广发证券发展研究中心

图11：子公司北盘江电力贡献公司主要利润

数据来源：定期报告，广发证券发展研究中心

公司营业成本以折旧为主，占比超60%。在运营期，水电公司仅需缴纳水资源费、库区基金等财政规费，无需燃料费用，因此运营期的可变成本较低，而建设期大量的固定资产折旧构成了营业成本的主要部分。2011年起公司调整折旧政策，对发电类资产使用工作量法而非年限平均法计提折旧，因此公司历年折旧随发电量波动。由于公司收入和折旧均和发电量相关，因此历年毛利率稳定在50%以上，2022年公司毛利率提至55.9%，归母净利率提至15.9%。

图 12：公司营业成本中折旧占比超60%

数据来源：定期报告，广发证券发展研究中心

图13：2022年毛利率稳定提升至55.9%

数据来源：Wind，广发证券发展研究中心
备注：净利率=归母净利润/营业收入

公司现金流充裕，资本开支聚焦光伏项目。由于折旧是主要成本，公司历年净现比达4倍以上，2017-2022年经营现金流平均值为18.0亿元，是归母净利润平均值3.5亿元的5.2倍。2016-2019年，公司水电站投产完毕，同时缺少其他建设项目，因此投资现金流净额较低，现金流多数用于偿还债务。2020年公司投资建设水光互补基地，资本支出大幅增加，投资现金流流出。2022年公司资本支出6.7亿元，主要用于建设黔源光伏项目。

图14：公司现金流充裕净现比4倍以上

数据来源：Wind，广发证券发展研究中心

图15：近两年公司投资规模扩大，筹资现金流流出

数据来源：Wind，广发证券发展研究中心

图16：2022年公司资本支出6.7亿元

数据来源：Wind，广发证券发展研究中心
识别风险，发现价值

备注：使用“购建固定资产、无形资产和其他长期资产支付的现金”代表资本支出债务压力减轻，财务费用逐年降低。除资本开支外，公司现金流主要用于偿还债务，负债规模逐渐降低，2022年资产负债率逐渐降低至61.7%，财务费用逐年降低，由2017年5.7亿元降低至2022年4.2亿元，CAGR达-6.0%。2022年由于发电量大增公司收入提升，且财务费下行，公司期间费用率降低至20.2%。

图17：2017年后公司负债规模逐渐降低

数据来源：Wind，广发证券发展研究中心

图18：公司资产负债率持续降低至61.7%

数据来源：Wind，广发证券发展研究中心
备注：带息负债包括长期借款、短期借款、一年内到期的非流动负债

图19:2017-2022年财务费用CAGR为-6.0%

数据来源：Wind，广发证券发展研究中心

图20：2022年公司期间费用率降至20.2%

数据来源：Wind，广发证券发展研究中心

二、水电来水偏丰，水光互补+抽蓄打开新成长

（一）水电利用小时数波动较大，2022年来水偏丰发电量增加

公司水电站所在流域来水以降水为主，利用小时数波动较大。公司水电站所在“两江一河”均在贵州省内，流域来水主要来自降水，与同业公司相比，公司历年利用小时数波动幅度常达20%以上，同时呈现一定周期性，通常体现为丰枯交替的变化趋势。公司水电站多数年份发电量低于设计发电量，利用小时数较低。

图21：公司水电利用小时数呈周期性变动

数据来源：定期报告，广发证券发展研究中心
备注：水电平均利用小时数=水电发电量/水电装机

图 22：公司水电利用小时数较低

数据来源：各公司定期报告，广发证券发展研究中心

图 23：公司水电利用小时数波动较大

数据来源：各公司定期报告，广发证券发展研究中心

从年内各月发电量来看，公司发电量集中于6-10月份，与省内降水量相关性较强。贵州省内来水存在丰枯水期的季节性波动，降水多集中于6-10月份，公司发电量亦集中于该时间段，以2020年为例，公司6-10月份5个月的发电量占全年发电量的68.1%。

图 24:一年内公司发电量集中于6-10月份

数据来源：定期报告，广发证券发展研究中心

2022年整体来水偏丰，公司各水电站发电量增加。2022年上半年公司电站所在流域来偏丰，三季度来水转枯，但全年整体来水高于去年同期。2022年普定、光照、董箐、马马崖、善泥坡电站发电量分别比2021年增加52.6%、28.7%、29.0%、25.2%、14.7%，水电总发电量88.47亿千瓦时，较2021年提升19.1%（2021年水电发电量74.29亿千瓦时），带动收入利润大幅提升。

图 25：来水偏丰下2022年公司各水电站发电量增加

数据来源：2021年报，2022年报，广发证券发展研究中心

（二）贵州省大力发展新能源，水光互补打开新成长空间

贵州省电源结构以火电为主、水电为辅、新能源快速增长，部分电量参与西电东送。贵州省水能资源丰富，且开发较为完备，近几年水电装机增速较缓慢，而在双碳目标下，火电装机增长受限，因此贵州省装机增长主要来源于新能源装机。截至2022年，贵州省火电、水电、风光装机分别为37.9、22.8、20.1GW，占比分别为46.9%、28.2%、24.9%。同时贵州省积极参与西电东送，2022年西电东送电量591亿千瓦时，占总售电量30.2%。

图 26：贵州省发电量以火电为主水电为辅

数据来源：Wind，广发证券发展研究中心

图 27：贵州省新能源装机贡献主要装机增长

数据来源：Wind，广发证券发展研究中心
备注：季度末统计装机口径与年末略有差别

图 28:2022年贵州省售电量中西电东送电量占比30.2%

数据来源：贵州省电力交易中心，广发证券发展研究中心

贵州省规划2025年风光装机分别达10.8、31.0GW。贵州省发改委发布《贵州省新能源和可再生能源发展“十四五”规划》，提出到2025年，省内新能源与可再生能源发电装机达65.5GW，非水电可再生能源装机42.7GW，其中水电装机22.8GW（考虑赤水河流域小水电拆除和新增水电项目，维持水电总装机规模不变），风电装机10.8GW，光伏发电装机31.0GW，生物质能发电装机0.85GW。预计风光装机高速增长，2020-2025年CAGR分别为13.2%、24.0%。

表2：贵州省规划2025年风光装机分别达10.8、31.0GW

	2020年	“十四五"新增	2025年（预计）
水电/GW	22.81		22.81
风电/GW	5.8	5	10.8
光伏/GW	10.57	20.43	31
生物质能发电/GW	0.354	0.496	0.85
地热能发电/万平方米	500	2000	2500

非化石能源消费比重/% 17.6	4	21.6
非化石能源装机比重/%	52.9 4.5	60.6-58.5
非化石能源发电量比重/%	42.3 -1.1	41.2-40.6
可再生电力消纳占比/%	39.3 0.2	39.5-39.0
非水可再生电力消纳占比/%	7.2 9.9	17.1-16.9

数据来源：贵州省发改委，广发证券发展研究中心

表3：《贵州省新能源和可再生能源发展“十四五”规划》主要内容

种类	重点工作	重点项目
光伏	大力推进光伏基地建设	1.水风光一体化基地：乌江流域水风光一体化基地、北盘江流域水风光一体化基
	积极推进风光水火储一体化发展	地、南盘江流域水风光一体化基地、清水江流域水风光一体化基地;
	积极推进整县屋顶分布式光伏开发试点	2.五个百万千瓦级光伏基地：毕节市、六盘水市、安顺市、黔西南州及黔南州百
	积极推进"光伏+"发展	万千瓦级光伏发电基地;
风电	大力推进集中式风电开发鼓励分散式风电开发建设	3.火风光一体化项目：利用发耳电厂、兴义电厂等已建成火电通道，探索开发火风光互补示范项目，新建织金电厂、新光电厂等火电厂，统筹规划火风光一体
		化项目；
	鼓励风光互补项目建设	4.风光互补项目：在全省因地制宜利用已建成的1000 万千瓦光伏项目的送出工
		程建设配套风电项目，利用已建成的580万千瓦风电项目送出工程建设配套光
		伏发电项目；新建风电、光伏发电项目，按照同一区域统筹互补开发;
		5.整县屋顶分布式光伏项目：在开阳县、播州区、关岭县、镇宁县、盘州市、钟
山区、镇远县、长顺县、兴义市、望谟县、威宁县、黔西市、松桃县开展整县屋顶分布式光伏试点，形成示范后在全省范围内推广。
生物质能	大力发展城镇生活垃圾楚烧发电	1.农林生物质发电：加快推进西秀区农林生物质发电项目，因地制宜在农林生物
	因地制宜发展农林生物质发电	质资源丰富的市县布局新建项目;
	积极发展生物质天然气	2.城镇生活垃圾发电：加快推进花溪二期、白云区项目、清镇、罗甸等城市垃圾
地热能	抓好地热能产业规划实施，加大资源开发利用	楚烧发电项目，因地制宜推进布局和推进人口低于50万以下项目建设
	提升资源勘查评价水平，加大科技攻关力度	1.浅层地热能：加快推进赤水市人民医院整体搬迁地源热泵系统建设项目、贵州
	积极引进培育优强企业，开展地热能利用试点示范	钢绳股份有限公司异地整体搬迁生产热量循环系统项目、百里杜鹃管理区杜鹃
	重点发展浅层地热能供暖制冷应用，探索中深层地	地产三期地源热泵系统建设项目等浅层地热能开发利用项目建设;
		2.中深层地热能：试点探索息烽温泉、金沙安底桂花温泉、石阡城南温泉等中深
	热能多元梯级综合利用借鉴省外发展经验，推动出台有关政策措施	层地热能项目多元梯级综合利用。
核电	积极推动核能小堆供热应用示范
核电	继续做好核电（大堆）厂址保护工作

数据来源：贵州省发改委，广发证券发展研究中心

水电调节风光出力，风光水储一体化获政策支持。我国已提出2030年碳达峰、2060年碳中和的发展目标，风光建设成为实现目标必由之路，然而风光发电出力不稳将增加电网负荷，在此情况下，火电、水电调节作用凸显。《贵州省新能源和可再生能源发展“十四五”规划》中提出，以大型水电基地及现有（规划）火电厂为依托，统筹本地消纳和外送，建设乌江、北盘江、南盘江、清水江流域四个水风光一体化可再生能源综合基地以及风光水火储多能互补一体化项目。

表4：政策支持风光水储一体化发展

时间	部门	政策	主要内容
2020年8月27日	国家发改委、国家能源局	《开展“风光水火储一体化"源网荷储一体化"的指导意见》（征求意见稿）	鼓励存量水电机组通过龙头电站建设优化出力特性，明确就近打捆新能源电力的"一体化"实施方案。
2021年2月25日	国家发改委、国家能源局	《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》	积极实施存量“风光水火储一体化”提升，稳妥推进增量“风光水（储）一体化”，探索增量“风光储一体化”。
2021年9月22日	四川省发改委	《四川省"十四五"光伏、风电资源开发若干指导意见》	将流域梯级水电站周边一定范围内的光伏、风电就近接入水电站，利用水电站互补调节和其通道送出，提高送出通道利用率。按照国家"十四五"风光水一体化可再生能源综合开发基地建设要求，规划建设金沙江上游、金沙江下游、雅袭江流域、大渡河中上游4个风光水一体化可再生能源综合开发基地。推进其他流域水库电站风光水互补开发。
2022年1月6日	云南省人民政府	《云南省加快建立健全绿色低碳循环发展经济体系行动计划》	加快推进在适宜地区适度开发风电、光伏发电基地建设。打造金沙江下游、澜沧江中下游、红河流域"风光水储一体化"可再生能源综合开发基地。推进“风光储充放"一体化发展。到 2025 年，全省电力装机总规模达1.5亿千瓦以上。
2022年1月18日	国家能源局	《关于委托开展“十四五”规划输电通道配套水风光及调节电源研究论证的函》	委托相关单位结合大型风电、光伏基地建设要求就“十四五”规划的 12 条特高压通道配套水风光及调节电源进行研究论证，并就“十四五”期间需新增的输电通道以及配套电源规模提出建议。以大型水电基地及现有（规划)火电厂为依托，统筹本地消纳和外送，
2022年	贵州省能源局贵州省发改委	《贵州省新能源和可再生能源发展“十四五”规划》	建设乌江、北盘江、南盘江、清水江流域四个水风光一体化可再生能源综合基地以及风光水火储多能互补一体化项目。充分利用水电及火电的调节能力，合理布局新型储能或抽水蓄能，优化调度、联合运行、高效利用，建设水（火）风光储一体化可再生能源综合开发基地，降低可再生能源综合开发成本，提高水电或火电送出通道利用率

数据来源：国家发改委，国家能源局，贵州省发改委，广发证券发展研究中心

水电公司积极响应，公司初步建成国内首个流域梯级水光互补可再生能源基地。依托北盘江流域光照、马马崖、董箐梯级水电站，公司已建成三个光伏项目，合计装机0.75GW，项目于2021年6月投产，建成后形成水电+光伏总装机容量3.41GW的流域梯级水光互补基地，可以充分发挥水电调节性能，平滑光伏出力波动，并将水电和光伏打捆上网，所发电力利用水电线路外送，解决消纳问题。

表5：公司已初步建成水电+光伏总装机3.98GW的流域梯级水光互补基地

公司	流域	规划
黔源电力	北盘江	投资建设装机容量750MW的3个光伏项目，这3个光伏项目所发电力分别利用北盘江光照、马马崖、董箐梯级水电站送出线路外送，建成后形成水电+光伏总装机容量3.98GW的流域梯级水光互补基地。
华能水电	澜沧江上游	预计投资2185.38亿元，开发澜沧江上游 20GW水电+光伏项目，建成西藏澜沧江大型清洁能源基地。其中，光伏规模约为10GW，投资额为394亿元，水电规模为9.756GW，投资额度为 1791.38 亿元。

识别风险，发现价值

		雅袭江水电将打造雅袭江流域水风光互补清洁可再生能源示范基地。基地规划风电场址74个，总
国投电力	雅袭江流域	装机规模约1200万千瓦，光电场址26个，装机规模约1800万千瓦，风光总装机规模3000万千
		瓦以上，目前基地已列入国家和四川省十四五规划。
长江电力	金沙江下游	主导开发金沙江下游水风光一体化基地，基地规划装机15.18GW。

数据来源：公司投资公告，广发证券发展研究中心

表6：公司已投产三个光伏项目，在建一个光伏项目

项目	装机	总投资	单位投资	资本金	投资回收期	资本金	进度
项目	/GW	/亿元	1元/KW	IRR	（税后）/年	占比/%	进度
镇宁县董箐水光互补农业光伏电站	0.15	5.73	3818	8.13%	12.51	30%	投产
关岭县光照水光互补农业光伏电站	0.30	10.88	3625	8.47%	12.34	30%	投产
关岭县马马崖水光互补农业光伏电站	0.30	11.05	3682	8.14%	12.46	30%	投产
镇宁县坝草一期水光互补农业光伏项目	0.20 （已投产12.1MW）	9.44	4721	6.52%	：	20%	部分投产

数据来源：公司投资公告，广发证券发展研究中心

公司在贵州省内签订多个合作协议，合计规划装机5.3GW。2020年以来，公司在贵州省内与关岭、镇宁、晴隆、六盘水市水城区签订了合作协议，十四五期间合计规划装机5.3GW（包括公司目前已投产和在建光伏项目），预计总投资超200亿元。

表7：2020年以来公司在贵州省内签订多个合作协议

协议对象		十四五规划/GW 预计投资/亿元	协议主要内容
关岭自治县人民政府	2	80	黔源电力加快推进已列入国家2020年光伏补贴名单的北盘江0.6GW光伏项目建设，确保 2020 年建成投运；黔源电力按照水风光一体化规划成果，“十四五"期间在关岭县新开发建设新能源发电项目装机2GW，具体以实地测量的用地红线范围内剩余容量为准，投资约80亿元。
镇宁自治县人民政府	3	120	黔源电力加快推进已列入国家 2020 年光伏补贴名单的北盘江0.15GW 光伏项目建设，确保 2020 年建成投运；黔源电力按照水风光一体化规划成果，“十四五"期间在镇宁县新开发建设新能源发电项目装机3GW，投资约120亿元。
晴隆县人民政府	0.1	4	在晴隆县境内光照镇新益村、者布村建设晴隆县光照水光互补农业光伏电站发电项目，初步规划规模100MW 光伏发电项目，用地面积约2000余亩，预计总投资约 40000万元
六盘水市水城区人民政府	0.2	8	基于已投产发电的北盘江善泥坡水电站接入电力系统的水光互补光伏发电项目，预计装机规模200MW，预计总投资约8亿元人民币。
合计	5.3	212

数据来源：公司签署战略合作框架协议公告，广发证券发展研究中心

（三）政策端加码抽水蓄能，推进光马抽水蓄能项目预可研

抽水蓄能为目前我国运用最广泛、成本最低的储能技术。各储能技术中，抽水蓄能相比电化学储能和其他储能技术有明显的成本优势，当利用小时数为2000小时时，抽水蓄能成本仅为0.46元/千瓦时，为目前最主流的抽水蓄能技术，2022年抽水蓄能装机占储能装机占比达77.1%。除了发电蓄电以外，抽水蓄能还有调峰填谷、调频、调相的功能，是成熟的电力体系中不可缺少的一环。

图 29:2022年我国抽水蓄能占储能总装机的77%

数据来源：CNESA《储能产业研究白皮书2022》，广发证券发展研究中心

图 30：抽水蓄能为目前成本最低的储能技术

数据来源：《基于全寿命周期成本的储能成本分析》，广发证券发展研究中心

图 31：抽水蓄能电站的原理即为势能和电能的转换

数据来源：福伊特公司官网，广发证券发展研究中心

图 32：抽水蓄能有调峰填谷、调相、储能等多种功能

数据来源：《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年)》，广发证券发展研究中心

政策端加码抽水蓄能，预计2021-2030我国抽水蓄能装机CAGR达14%。过去10年内我国抽水蓄能装机保持较快增长，2011-2022年装机CAGR达8.5%，2022年抽水蓄能装机达45.19GW。2021年9月17日，国家能源局正式发布《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》，规划要求2025年我国抽水蓄能装机将上升至62GW，2030年进一步提高至120GW，22-30年CAGR达到13%左右，到2035年，我国将形成满足新能源高比例大规模发展需求的抽水蓄能现代化产业。

图33：2022年我国抽水蓄能装机达45.19GW

数据来源：中电联，广发证券发展研究中心

图34:2022-2030我国抽水蓄能装机CAGR达13%

数据来源：国家能源局，发改委，广发证券发展研究中心

表8：近期抽水蓄能相关政策

时间	政策	部门	主要内容
2021年4月30 日	《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》	国家发改委	坚持以两部制电价政策为主体，进一步完善抽水蓄能价格形成机制，以竞争性方式形成电量电价。将容量电价纳入输配电价回收。同时强化与电力市场建设发展的衔接，逐步推动抽水蓄能电站进入市场。对于保障性并网范围以外仍有意愿并网的项目，可通过自建、合建共享
2021年5月11 日	《关于 2021年风电光伏发电开发建设有关事项的通知》	国家能源局	或购买服务等市场化方式落实并网条件后，由电网企业予以并网。并网条件主要包括配套新增的抽水蓄能、储热型光热发电、火电调峰、新型储能、可调节负荷等灵活调节能力。
2021年5月18 日 2021年7月17	《关于"十四五"时期深化价格机制改革行动方案的通知》	国家发改委	完善风电、光伏发电、抽水蓄能价格形成机制，建立新型储能价格机制要加大力度推动抽水蓄能和新型储能加快发展，不断健全市场化运行机
日	《关于做好 2021年能源迎峰度夏工作的通知》《关于鼓励可再生能源发电企业	国家发改委	制，全力提升电源侧、电网侧、用户侧储能调峰能力。
2021年7月19 日	自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》	国家发改委、国家能源局	鼓励发电企业自建或购买储能或调峰能力增加并网规模，鼓励多渠道增加调峰资源。
2021年9月17 日	《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》	国家能源局	到 2025年，抽水蓄能投产总规模达到 6200 万千瓦以上；到 2030 年，抽水蓄能投产总规模达到1.2亿千瓦左右。

数据来源：国家发改委、国家能源局，广发证券发展研究中心

容量电价纳入输配电价回收，新两部制电价解决原本制约抽水蓄能发展的成本疏导问题。2022年5月8日国家发改委发布的《关于进一步完善抽水蓄能价格机制的意见》进一步完善两部制电价疏导，容量电价（假设电站运营期为40年，按照资本金IRR6.5%核定电站容量电价）将纳入输配电价回收，由电网企业支付，解决原本容量电价付费主体不明晰的困境，逐步完善成本疏导问题。2023年5月15日，国家发改委发布《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》和《关于抽水蓄能电站容量电价及有关事项的通知》，明确用户承担系统运行费用，并将抽蓄容量电价单列，核定在运及2025年底前拟投运的48座抽水蓄能电站容量电价，抽水蓄能容量电价落地。

图 35：新两部制电价下的竞争机制将解决成本疏导问题

数据来源：国家发改委、国家能源局，广发证券发展研究中心

贵州省推进抽水蓄能项目建设，十四五重点实施项目装机14.8GW。贵阳院编制的《贵州省抽水蓄能电站中长期规划》提出，抽水蓄能规划比选站点35个，总装机规模40.8GW。其中“十四五”期间重点实施项目12个，装机容量14.8GW；“十五五”期间重点实施项目13个，装机容量14.5GW;剩余储备项目10个，装机容量11.5GW。通过规划筛选发现，贵州省抽水蓄能的资源条件优越，资源储量超过240GW。

公司推动光马抽水蓄能项目预可研，装机0.8GW。公司2023年在抽水蓄能的规划是开展光马抽水蓄能项目的预可研工作。根据光马抽水蓄能项目预可研招标公告，项目拟建于北盘江流域，上水库选择为已建的光照水电站，下水库选择为马马崖一级水电站库区。初拟光马抽水蓄能电站最大发电水头131米，距高比7.6，装机容量0.8GW（4×0.2GW）。

三、盈利预测和投资建议

水电经营假设：公司短期内无新建水电站规划，抽水蓄能电站尚未开建。2022年“两江一河”来水偏丰，公司全年发电量同比提升，未来逐渐恢复至正常水平。

光伏经营假设：2022年公司新投产一个光伏项目，2022年全年发电，假设光伏利用小时数1000小时；公司在建光伏项目0.19GW，假设2023年投产；公司已签订多个合作协议，假设2024年公司投产光伏0.3GW。

表9：公司各电源经营数据预测

合计
	2020	2021 2022	2023E	2024E	2025E
装机/GW	3.23	3.98 4.00	4.18	4.48	4.48
利用小时数/小时	3220	1945 2398	2409	2415	2556
发电量/亿千瓦时	104.13	77.50 95.81	100.79	108.30	114.61
上网电量/亿千瓦时	103.39	76.83 95.06	100.00	107.46	113.71
水电
	2020 2021	2022	2023E	2024E	2025E
装机/GW	3.23	3.23	3.23	3.23 3.23	3.23
利用小时数/小时	3220	2298 2739	2852	3004	3148

发电量/亿千瓦时	104.13	74.29	88.47	92.24	97.16	101.8
上网电量/亿千瓦时	103.39	73.64	87.77	91.51	96.39	101.0
光伏
	2020	2021	2022	2023E	2024E	2025E
装机/GW		0.75	0.76	0.95	1.25	1.25
利用小时数/小时		428	964	900	891	1023
发电量/亿千瓦时		3.21	7.34	8.55	11.14	12.79
上网电量/亿千瓦时		3.19	7.29	8.49	11.06	12.70

数据来源：Wind，公司定期报告，广发证券发展研究中心

盈利预测：基于以上经营假设，预计公司2023-2025年水电业务实现营业收入24.16、25.40、26.59亿元，公司对固定资产采用年限平均法和工作量法折旧，假设度电成本不变，则预计公司2023-2025年水电业务对应毛利率分别为57.9%、58.1%、58.3%；预计光伏业务实现营业收入3.05、3.86、4.38亿元，对应毛利率分别为38.7%、37.4%、36.9%，由于光伏项目补贴取消，电价降低，光伏业务毛利率有所降低。

表10：公司分部业务盈利预测

合计
	2020	2021	2022	2023E	2024E	2025E
营业收入/亿元	26.51	20.36	26.13	27.33	29.38	31.09
增速/%	21.9%	-23.2%	28.3%	5.1%	7.5%	5.8%
营业成本/亿元	12.68	9.42	11.52	12.11	13.12	13.90
毛利润/亿元	13.82	10.94	14.62	15.22	16.27	17.19
毛利率/%	52.1%	53.7%	55.9%	55.7%	55.4%	55.3%

水电
	2020	2021	2022	2023E	2024E	2025E
营业收入/亿元	26.37	19.23	23.20	24.16	25.40	26.59
增速/%	23.5%	-27.1%	20.7%	4.1%	5.1%	4.7%
营业成本/亿元	12.64	8.79	9.99	10.18	10.64	11.08
毛利润/亿元	13.73	10.43	13.20	13.98	14.76	15.51
毛利率/%	52.1%	54.3%	56.9%	57.9%	58.1%	58.3%

光伏
2020	2021	2022	2023E	2024E	2025E
营业收入/亿元	1.15	2.67	3.05	3.86	4.38
增速/%		133.3%	14.2%	26.5%	13.4%
营业成本/亿元	0.52	1.68	1.87	2.42	2.76
毛利润/亿元	0.63	1.00	1.18	1.45	1.62
毛利率/%	54.8%	37.2%	38.7%	37.4%	36.9%

其他
	2020	2021	2022	2023E	2024E	2025E
营业收入/亿元	0.13	0.11	0.12	0.12	0.12	0.12
增速/%	-65.2%	-21.8%	15.4%	0.0%	0.0%	0.0%
营业成本/亿元	0.05	0.05	0.06	0.06	0.06	0.06
毛利润/亿元	0.09	0.06	0.06	0.06	0.06	0.06
毛利率/%	65.9%	53.3%	50.0%	50.0%	50.0%	50.0%

数据来源：Wind，公司定期报告，广发证券发展研究中心
备注：2022年水电和光伏业务的收入和成本数据为测算值，合计数据为实际值

预计公司2023\~2025年归母净利润分别为4.60、5.65、6.37亿元，2023-2025年EPS分别为1.08、1.32和1.49元/股，按最新收盘价对应PE分别为13.65、11.12、9.86倍。公司水电业绩弹性显著，水光互补+抽蓄业务打开新成长空间。参考同业公司，给予公司2023年17倍PE估值，对应18.31元/股合理价值，给予黔源电力“买入”评级。

表11：黔源电力同业对比（收盘价日期：2023/5/29）

公司代码	公司名称	市值/亿元	最新收盘价元/股	PE/倍				归母净利润/亿元
公司代码	公司名称	市值/亿元	最新收盘价元/股	2022A	2023E	2024E	2025E	2022A	2023E	2024E	2025E
002039.SZ	黔源电力	62.85	14.70	15.71	13.65	11.12	9.86	4.14	4.60	5.65	6.37
600900.SH	长江电力	5600.78	22.89	22.41	16.80	15.90	15.04	213.09	333.30	352.14	372.31
600025.SH	华能水电	1369.80	7.61	17.47	18.12	16.60	15.45	68.01	75.58	82.53	88.66
600674.SH	川投能源	677.12	15.18	19.26	14.66	13.88	13.00	35.15	46.19	48.79	52.09
600886.SH	国投电力	974.26	13.07	23.88	15.35	13.38	12.12	40.79	63.46	72.83	80.41
600236.SH	桂冠电力	469.79	5.96	14.15	16.72	14.09	12.82	32.09	28.10	33.34	36.64

数据来源：同业对比公司盈利预测来自Wind一致预测，广发证券发展研究中心

四、风险提示

来水波动的风险：公司目前拥有的电站主要为水电站，发电量与两江一河流域来水密切相关，来水的不确定性及季节性波动和差异对公司电力生产及经营业绩均会产生重要影响。

上网电价波动风险：目前公司水电站主要执行一厂一价的电价政策，随着电力产业结构调整和电价形成机制改革的不断深化，市场化交易的推进和电价的波动可能对公司经营产生一定影响。

项目建设进度不及预期风险：目前公司在建光伏项目0.19GW，推进光马抽水蓄能项目前期工作，若项目建设进度不及预期，可能会对公司业绩增长产生不利影响。

资产负债表
单位：百万元

至12月31日	2021A 2022A 2023E 2024E 2025E
流动资产	715	881	928	863	1,080
货币资金	238	226	240	223	318
应收及预付	77	48	136	61	148
存货	0	0	0	0	0
其他流动资产	400	608	552	580	613
非流动资产	16,285	15,879	15,673	15,764	16,112
长期股权投资	28	23	23	23	23
固定资产	15,787	15,203	14,931	14,815	14,879
在建工程	36	405	473	681	967
无形资产	32	34	33	31	29
其他长期资产	402	214	214	214	214
资产总计	17,000	16,761	16,602	16,627	17,191
流动负债	2,664	2,376	2,734	2,671	2,876
短期借款	860	0	0	0	0
应付及预收	564	458	652	550	724
其他流动负债	1,240	1,918	2,082	2,120	2,152
非流动负债	8,509	7,969	6,769	6,069	5,569
长期借款	8,003	7,452	6,252	5,552	5,052
应付债券	0	0	0	0	0
其他非流动负债	506	517	517	517	517
负债合计	11,172	10,345	9,503	8,739	8,444
股本	305	428	428	428	428
资本公积	1,144	1,022	1,022	1,022	1,022
留存收益	1,870	2,223	2,534	2,928	3,373
归属母公司股东权益	3,321	3,676	3,987	4,381	4,826
少数股东权益	2,507	2,740	3,112	3,507	3,921
负债和股东权益	17,000	16,761	16,602	16,627	17,191

利润表
单位：百万元

至12月31日	2021A	2022A	2023E	2024E	2025E
营业收入	2,072	2,613	2,733	2,938	3,109
营业成本	945	1,152	1,211	1,312	1,390
营业税金及附加	24	31	33	35	37
销售费用	0	0	0	0	0
管理费用	93	111	116	125	132
研发费用	0	0	0	0	0
财务费用	440	418	382	329	296
资产减值损失	0	0	0	0	0
公允价值变动收益	0	0	0	0	0
投资净收益	-1	-5	-3	3	-3
营业利润	573	898	988	1,140	1,250
营业外收支	-11	-6	-3	-4	-5
利润总额	562	892	985	1,136	1,245
所得税	104	127	153	176	193
净利润	458	765	833	960	1,052
少数股东损益	207	351	372	394	414
归属母公司净利润	251	414	460	565	637
EBITDA	1,631	2,035	2,158	2,285	2,410
EPS（元）	0.82	0.97	1.08	1.32	1.49

识别风险，发现价值

现金流量表
单位：百万元

至12月31日	2021A	2022A	2023E	2024E	2025E
经营活动现金流	1,306	1,946	2,327	2,091	2,298
净利润	458	765	833	960	1,052
折旧摊销	650	713	781	815	857
营运资金变动	-248	34	323	-17	82
其它	447	434	390	334	308
投资活动现金流	-554	-673	-581	-906	-1,213
资本支出	-554	-673	-578	-909	-1,210
投资变动	0	0	0	0	0
其他	0	0	-3	3	-3
筹资活动现金流	-678	-1,286	-1,732	-1,201	-990
银行借款	3,274	1,942	-1,200	-700	-500
股权融资	0	0	0	0	0
其他	-3,952	-3,228	-532	-501	-490
现金净增加额	74	-12	14	-17	95
期初现金余额	163	238	226	240	223
期末现金余额	238	226	240	223	318

主要财务比率

至12月31日			2021A 2022A 2023E 2024E 2025E
成长能力
营业收入增长	-21.8%	26.1%	4.6%	7.5%	5.8%
营业利润增长	-30.7%	56.6%	10.1%	15.3%	9.7%
归母净利润增长	-43.4%	65.0%	11.2%	22.7%	12.8%
获利能力
毛利率	54.4%	55.9%	55.7%	55.4%	55.3%
净利率	22.1%	29.3%	30.5%	32.7%	33.8%
ROE	7.6%	11.3%	11.5%	12.9%	13.2%
ROIC	5.1%	7.3%	7.7%	8.2%	8.5%
偿债能力
资产负债率	65.7%	61.7%	57.2%	52.6%	49.1%
净负债比率	191.7%	161.2%	133.9%	110.8%	96.5%
流动比率	0.27	0.37	0.34	0.32	0.38
速动比率	0.25	0.34	0.31	0.29	0.35
营运能力
总资产周转率	0.12	0.16	0.16	0.18	0.18
应收账款周转率	27.44	56.41	20.41	50.66	21.40
存货周转率	6,354.5916,399.415,441.515,684.315,639.2
每股指标（元）
每股收益	0.82	0.97	1.08	1.32	1.49
每股经营现金流	4	5	5	5	5
每股净资产	10.87	8.60	9.32	10.25	11.29
估值比率
P/E	25.65	15.71	13.65	11.12	9.86
P/B	1.94	1.77	1.58	1.43	1.30
EV/EBITDA	9.84	7.58	6.48	5.82	5.27

广发证券环保及公用事业研究小组

郭鹏：首席分析师，华中科技大学工学硕士。

许洁：联席首席分析师，复旦大学金融硕士，华中科技大学经济学学士，2016年加入广发证券发展研究中心。

姜涛：资深分析师，武汉大学金融工程硕士，武汉大学经济学学士，2019 年加入广发证券发展研究中心。

陈龙：高级分析师，新加坡管理大学应用金融学硕士，厦门大学生态学学士，2021年加入广发证券发展研究中心。

荣凌琪：高级研究员，帝国理工学院金融科技硕士，同济大学金融学学士，2021年加入广发证券发展研究中心。

许子怡：高级研究员，硕士，毕业于香港城市大学，2022年加入广发证券发展研究中心。

陈舒心：高级研究员，新加坡国立大学硕士，2022年加入广发证券发展研究中心。

郝兆升：研究员，复旦大学金融硕士，中央财经大学经济学学士，2022年加入广发证券发展研究中心。

广发证券—行业投资评级说明

买入：预期未来12个月内，股价表现强于大盘10%以上。

持有：预期未来12个月内，股价相对大盘的变动幅度介于-10%～+10%。

卖出: 预期未来12个月内，股价表现弱于大盘10%以上。

广发证券一公司投资评级说明

买入：预期未来12个月内，股价表现强于大盘15%以上。

增持: 预期未来12个月内，股价表现强于大盘5%-15%。

持有：预期未来12个月内，股价相对大盘的变动幅度介于-5%～+5%。

卖出: 预期未来12个月内，股价表现弱于大盘5%以上。

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权益披露

(1)广发证券（香港）跟本研究报告所述公司在过去12 个月内并没有任何投资银行业务的关系。

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