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1、2022年赣能股份市场现状及开展趋势分析一、赣能股份：火电盈利拐点已现，强现金+低杠杆厚植 开展沃土(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
2、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 压力江西省经济开展稳中有进，近年用电量增速始终
3、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%。经济稳定开展下，江 西省20132021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
4、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，如电煤供应缺乏或区外电力支援缺乏，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。除建成雅碧江中游-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
5、 电压等级800千伏。工程总投资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局部，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2x341公
6、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，国家电网南昌一长沙100。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。图41:江西省外电力支援逐年增加250200150100500250200150100500心江西输入电量/亿千瓦时输入-输出f江西输出电量/亿千瓦时（右轴）0.040.210.24979097n 240.511.75、2298.2510864202015 2016 2017 2018 2019 2020 2021数据来源：Wind,广发证券开展研究中心两条特高压投产后，测算2022年省内火电利用小时数在 4500小
7、时左右。预计2022年全年全社会用电量约万 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%,那么测算2022年江西 省火电利用小时数为4463小时，同比-13.67%。十四五优化开展支撑性电源工程，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”的原那么，加快构建平安、高效、清洁、低碳的 现代能源体系。优
8、化开展支撑性兜底电源，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 核准清洁煤电工程。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。20192021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，20192020年分别为5111、5118小时。预计在江西省电 力紧缺、优化开展已核准清洁煤电工程的背景下，公司丰
9、城 三期工程投产，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有望全年表达。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。20182020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, 导致运费本钱较高，从而整体采
10、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 行将缓解燃料本钱端压力。丰城三期2000MW火电工程预计2022年投产，届时公司 火电装机将增至3400MW。公司在建工程主要为江西丰城发 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”特大平安事故影响,该工程于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年上半年丰城三期工程将会有一台机组 投产。待全部机组投产后，公司控股装机将增至3400M
11、W, 较2021年末增长142.86%o图46: 2021年公司煤炭采购价格同比+44%数据来源：Wind,广发证券开展研究中心测算丰城三期工程投产一年，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 2022Q22022Q3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
12、末、9月末投产（对 应22Q3、Q4正式产生收益），那么测算得出未来一年（2022Q32023Q2）可贡献5.16亿元毛利润。预计电价上浮全年表达+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 20222023年公司火电业务毛利润分别为6.55、H.51亿元， 对应毛利率分别为15.44%、17.56%O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
13、进行敏感性测算，那么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%。 图47:预计在建工程投产后，公司火电在运装机将增至3.40GW火电/MW34003500 -2800 -数据来源：Wind,广发证券开展研究中心三、火电辅助调峰+大力开展绿电，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 开展。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
14、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个工程 （共计46台机组，约18.18GW）。根据国家电网服务新能 源开展报告，“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，长期火电改造本钱机 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
15、助服务经济收益 缺位，抑制火电灵活性改造开展。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。新版两个细那么印 发，火电改造本钱机制有望理顺，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年前到达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
16、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。图50: 2018年辅助服务补偿费用占上网电费0.83%10008006004002000补偿费用/亿元增发清洁能源电量/亿千瓦时 f -挖掘系统调峰潜力/万千瓦（右轴）2018201920201000080006000400020000数据来源：国家能源局，广发证券开展研究中心（二）十四五积极转型谋开展，大力开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，大力开展 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
17、我国风光装机需达12亿千瓦，12 亿千瓦那么是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。那么未来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，假设在乐观情况下（风光累计装机上限二前一年 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；假设在中观 情况下（风光累计装机上限二前一年累计值+C
18、PIA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；假设按照2030年12亿千瓦（1200GW）的 最低底线目标，那么20212023年风光装机CAGR为7.3%,对 应2025年末我国风光装机达843GWo行业能源结构调整下， 十四五风光运营商开展空间广阔。公司加快对新能源投资步伐，拟投资2.63亿建设10个光 伏工程。目前公司已明确战略转型方向，在开展传统发电业 务的同时投资开展光优、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
19、78.4MWo近两年公司坚持围绕“以电为中心、打通上下游产 业链的开展战略，大力开展新能源发电工程。图3:截至2022Q1公司在运装机为1578MW火电/MW数据来源：Wind,广发证券开展研究中心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%o（二）受高煤价影响21年亏损2.5亿元，
20、22Q1基本盈亏平衡 投资建设9个光伏工程，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500600MW 光伏工程。2022年4月27日公司与宜春市上高县人民政府签 订工程投资合作协议。公司拟在上高县投资建设总规模 为2000MW清洁煤电工程和500MW-600MW集中式光伏发电 工程、综合能源服务工程，同时在上高乡村振兴中拓展乡村 分布式光伏发电工程，上述工程总投资约128亿元，预期公 司新能源装机容量及比例将逐步提升。图53:乐观情况下2025年末我国风光装机即达1210G
21、W风光装机实际值/GW风光装机-下限/GW 风光装机上限/GW15001200 900 600 300 0 一数据来源：中电联，CPIA,广发证券开展研究中心四、盈利预测核心假设：考虑各机组年内并网时间不同问题，设置累计在运装机规模、有效在运装机规模两个口径，其中累计在运装机规模：为年末累计并网装机容量，时点数 据；有效在运装机规模：为考虑时间加权的年末并网装机容 量，历史值为根据公司披露的各工程发电量及利用小时数计 算所得，预测新增值根据预期并网时间进行加权。（一）火力发电截至2021年末，公司可控火电装机 1400MW,结合公司丰城三期2000MW火电厂建设进度，预 计该电厂2022年内投
22、产，故2022年末可控火电装机达 3400MW, 20232024年暂不考虑新增装机。（二）水力发电截至2021年末，公司可控水电装机 100MW （抱子石40MW、居龙潭60MW）,假设20222024 年水电无新增装机，2024年累计在运装机保持100MW不变。预计公司20222024年EPS分别为0.42、0.85和1.07元/ 股，按最新收盘价对应PE分别为12.96、6.35、5.06倍。年 内预计丰电三期投产装机翻倍，结合电价上浮+长协煤履约率 提升，火电业绩预期持续改善；同时作为省级能源平台，绿电 开展空间广阔。2021年业绩受煤价高位运行影响同比-179%, 2022Q1基 本
23、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%；
24、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028%。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
25、4905小时（同比-213小时）o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fc-24.02pct-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%。图14: 2021年公司煤价同比+44.3%数据来源：Wind,广
26、发证券开展研究中心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
27、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、008亿元。根据公司季 度上网电量公告，2021Q32022Q1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 2021Q32022Q1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o（三）火电盈利拐点已现，强现金+低杠杆厚植开展沃土
28、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23亿元左右。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。图
29、21: 2021年公司投资收益率显著高于同业平均水平浙能电力 内蒙华电上海电力赣能股份皖能电力 平均值数据来源：Wind,广发证券开展研究中心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 建工程投入不断加大，20192021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230亿元。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%o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
30、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%） o2021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, 20172020年保持相对平稳下，公司20182020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
31、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%,短期收入端迅速翻开天花板。 原那么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。本钱端来看，我
32、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。比拟之后可以发现，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
33、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。图33: 3月至今秦皇岛动力煤市价已经下跌超30%港口价格：秦皇岛动力煤Q5500市价（元/吨）2022-2021-20203000 n25502400 八1800 16101200 -1180|600 !1月 2月 3月 4月 5月 6月 7月 8月 9月 10月 11月 12月数据来源：Wind,广发证券开展研究中心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