国投电力深度分析文档格式.docx
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目前国投电力的总市值是305亿元，严重低估。
下面重点阐释其核心资产——雅砻江水电的价值。
并简单说明其他资产的价值。
二．水电行业的前景
1水电的成本优势
我们现在用的电力主要有火电、水电、核电、风电和光电。
各种能源发电的运营成本如下：
新建设的大型水电站的运营成本大概是0.15元/度，并且随着后期归还负债导致财务费用减少，水电的度电成本还会一直降低并最终稳定在0.1元/度左右；
火电的运营成本2013年大概是0.29-0.33元/度，并且还会随着煤炭价格的波动而剧烈波动，运营成本不稳定；
核电的成本大概是0.35元/度；
风电的运营成本大概是0.7元/度；
光伏发电的运营成本大概是0.8元/度。
目前各种能源发电的平均上网电价如下图：
由此可见，无论运营成本还是上网电价，水电都有着绝对优势。
2.世界水电开发情况和趋势
水电是技术成熟、运行稳定、成本低廉的清洁可再生能源，受到世界各国的高度重视。
根据中电联的数据，截止2010年底，全球水电装机容量超过10亿kw，年发电量超过3.6万亿kw，开发程度约25%，约20%的发电量来自水电。
欧洲、北美洲、南美洲、亚洲和非洲水电开发程度分别为47%、38%、24%、17%和8%，经济发达国家水能资源开发已基本完毕，如瑞士、法国开发程度达到97%，西班牙、意大利达到96%，日本达到84%，美国达到73%。
可见全球各地区和国家都注重水电资源的开发，并且越发达地区和国家水电开发程度越高，发展中地区和国家水电开发程度普遍较低。
目前，北美和欧洲等地区的发达国家已基本完成水电开发任务，发展重点转移到了对已建水电站的更新改造。
南美、亚洲等地区的多数发展中国家制定了发展规划，计划在2025年左右基本完成水电大规模开发任务。
总体上看，今后10到15年，水电仍具有较大开发潜力，优先开发水电仍是发展中国家能源建设的重要方针。
全球水电开发将集中于亚洲、非洲等资源开发程度不高、能源需求增长快、经济欠发达地区。
3．国内水电的开发情况和趋势
截止2013年底，我国水电总装机2.8亿千瓦，占全国电力装机的23%；
水电年发电量8963亿千瓦时，占全国总发电量的17%。
低于世界平均水平，更远远低于发达国家。
不过从趋势来看，2010年底水电装机容量为2.1亿千瓦，到2013年底增长了30%，远高于同期火电装机容量22%的增长率。
由于水电是手政府管制的公共事业行业，所以政府对其的态度很重要。
从近几年的政策的引导和支持，可以看出国家是大力鼓励水电的开发建设。
（1）加速审批大型水电
“十一五”规划中，列举的重点开工水电站装机容量为7402.1万千瓦，截至2009年年底国家只核准了2003万千瓦，核准装机容量仅占总比重的27.1%。
“十二五”规划纲要明确指出，在做好生态保护和移民安置的前提下积极发展水电，重点推进西南地区大型水电站建设，因地制宜开发中小河流水能资源，科学规划建设抽水蓄能电站。
建设金沙江、雅砻江、大渡河等重点流域的大型水电站，开工建设水电1.2亿千瓦。
这表明国家将要在“十二五”时期大力发展水电的决心，在水电开发问题上的态度出现180度的大转弯。
在这个纲要的指导下，雅砻江下游将在2015年前投产1140万千瓦，金山江干流在2015年前投产1860万千瓦，大渡河在2015年前投产1000万千瓦。
大水电站的建设飞速增加。
（2）所得税优惠政策
财政部2011年7月底发布《关于深入实施西部大开发战略有关税收政策问题的通知》，自2011年1月1日至2020年12月31日，西部水电（西部鼓励类行业）所得税率15%；
新投产的电站，还有三免三减半，也就前三年所得税率为0%,接下来三年所得税率为7.5%。
（3）增值税优惠政策
财政部2014年3月初发布大型水电企业增值税优惠措施，装机容量超过100万千瓦的水力发电站（含抽水蓄能电站）销售自产电力产品，自2013年1月1日至2015年12月31日，对其增值税实际税负超过8%的部分实行即征即退政策；
自2016年1月1日至2017年12月31日，对其增值税实际税负超过12%的部分实行即征即退政策。
由此可见国家近年来对水电的大力支持和政策倾斜，将保证水电行业的健康快速发展。
四．水电的开发和运营
水电站开发过程的特点是建设周期漫长、初期投资巨大、财务杠杆高（债务主要是贷款）。
水电站建设完成后，其运营的特点是运行成本低、强大的现金流。
1．水电的开发
（1）周期漫长：
一个几百万kw的水电站的建设，从项目立项、可行性研究、设计、施工、竣工验收、试运行等，一般需要8-10年，甚至更长的时间。
而火电站只需两到三年的时间。
（2）初期投资巨大：
我国大型水电站单位造价约7000元/kW，近年来随着原材料成本及移民成本的不断提高，单位造价超过10000元/kW。
而火电30～60万千瓦国产机组3500-4500元/KW，超超临界100kW机组成本5000元/kW，水电造价明显高于火电。
（3）财务杠杆高：
水电站的建设耗资巨大，比如雅砻江下游全部建设完需要的总投资超过1200亿元，因此必须通过股权融资与债务融资来筹集如此巨大的资金。
根据雅砻江2013年三季报，其财务杠杆高达81.6%。
其他大型水电站的建设也是如此。
2.水电的运营
（1）水电站的销售收入：
水电站的收入取决于三个因素：
发电量（发电机组的利用小时数）、电量结构（发电量在丰枯峰谷之间的分布）和上网价格。
发电机组的利用小时数与电量结构基本是看来水情况，不过具有年或多年调节能力的梯度水电，经过有效调度能够增加发电机组的利用小时数，并且能够优化电量结构——即在电力紧张电价较高的枯水期分配更多的电量，提高收入。
水电的上网电价近年有不断上涨的趋势，比如三峡电站的平均上网价格是0.25元/度，最近投产的雅砻江锦官电源组上网价格是0.3203元/度，比锦官电源组更晚一点投产的向家坝、溪洛渡水电核准的上网价格为0.34元/度，不过总体上看，水电价格仍受严格管制。
（2）水电站的成本分解：
根据水电站的资产和运营特点，其成本可以分解为三大类：
折旧摊销，财务费用和扣除这两者之后的其他费用。
由于水电的固定资产比重极大，固定资产原值占总资产的80%左右，所以水电站的折旧和摊销费用占水电成本的40%左右。
水电站的建设需要大量的借贷，建设完成后负债极大。
刚刚建设完成的水电站，总负债占总资产的80%左右，所以水电站的财务费用是很大，占水电成本的40%-45%。
随着水电站的投产盈利，用水电站巨大的现金流逐步清还债务，财务费用会逐步下降。
水电站的折旧摊销费用和财务费用是水电成本的两个大头，扣除这二者之后的其他费用（主要是营业税金及附加，库区基金和水资源费，直接人工，管理费用，销售费用等）一般占水电站成本的20%左右。
（3）稳定的净利润，强大的现金流
水电站的净利润是非常稳定的，不会像火电一样因为原料价格的波动而出现大幅度波动，这也是优质水电股被称为“养老股”的原因。
另外，由于水电资产的折旧年限是被大大低估的，比如三峡电站大坝的折旧年限是45年，机组的折旧年限是18年，但是根据世界其他水电站的历史资料和水电专家的数据，三峡大坝实际使用年限起码200年，机组的实际使用年限是40-50年，所以水电的高额折旧是隐藏了部分净利润。
水电的净利润加折旧形成了强大的现金流，可以用于偿还债务（减少财务费用从而使得净利润内生性增长），开发新的水电项目（使得业绩外延式增长），或者高分红回报股东。
五．雅砻江水电的价值
1.雅砻江是优质水电
（1）雅砻江水电含金量高
雅砻江水电公司开发的雅砻江流域，技术可开发容量约3000万KW，技术可开发年发电量约1500亿kwh，占四川省的24%，约占全国的5%，可开发规模在全国十三大水电基地中居第三位，仅次于金沙江干流基地和长江上游基地。
1控制流域面积大，可以接收更多的雨水；
径流丰沛，来水稳定且年度间波动较小。
2高山峡谷地形，植被覆盖率高，泥沙含量低，库容可用年限超长。
③大型电站多，装机容量大，规模优势突出。
④迁移人口及淹没耕地少，单位淹没指标低，是全国水电开发中淹没指标最低的，赔偿费用少，社会效益好。
⑤整体调节性能好，对下游梯级电站补偿作用大，雅砻江干流规划了两河口、锦屏一级、二滩（已建）三座大水库，总调节库容达157亿立方米，当各梯级电站全部建成后，全流域库容调节系数可达0.32，将成为四川省内所有江河中调节性能最好的优质水电基地，在全国也屈指可数。
⑥开发目标单一，无其他综合利用要求，技术经济指标优越。
雅砻江的水电站专职发电，而三峡水电站是汛期防洪任务第一，发电和航运等退居其次。
2010年~2020年是我国水电开发的“黄金时期”，多数优质水电站都将开发完毕，我国水电资源的稀缺性将愈发突出。
（2）开发主体唯一，有利于利润最大化
雅砻江水电公司拥有整个雅砻江水能资源的开发权，是雅砻江唯一的开发主体，全面负责雅砻江流域水电站的建设与管理。
以雅砻江水电公司为主体进行雅砻江流域水电开发，有利于结合电力市场发展要求和流域特点，统筹规划，实现梯级最优开发，从而达到利润最大化。
（3）上网电价高，消纳有保障
雅砻江下游锦官电源组，通过锦苏特高压送电江苏，电价按照售电地区倒退法核准，因此，电价水平要远高于四川当地水电标杆电价（0.288元/千瓦时）。
2012年12月，发改委批复锦官电源组统一送江苏省、重庆市和四川省的上网电价为平均每千瓦时0.3203元（含税）。
远高于三峡电站0.25元（含税）的平均上网电价。
锦屏一级、二级以及官地电站投产后，主要参与中部通道的西电东送，远距离、大容量送电华东电网，按照国家有关部门的要求，向华东送电640万千瓦、四川240万千瓦、重庆200万千瓦。
华东地区经济发达，电价水平高，同时又严重缺能，电力需求旺盛，市场风险小，公司电站送出有保障。
（4）后续发展潜力大
雅砻江的水能资源开发，按照“四阶段”的战略目标推进：
第一阶段：
2000年以前，开发建设二滩水电站，实现投运装机规模330万千瓦。
第二阶段：
2015年以前，建设锦屏水电站、官地水电站、桐子林水电站，全面完成雅砻江下游梯级水电开发。
公司拥有的发电能力提升至1470万千瓦。
第三阶段：
2020年以前，建设包括两河口水电站在内的3-4个雅砻江中游主要梯级电站。
实现新增装机800万千瓦左右，公司拥有的发电能力达到2300万千瓦以上。
第四阶段：
2025年以前，全流域项目开发填平补齐，雅砻江流域开发全面完成。
公司拥有发电能力达到3000万千瓦左右。
截止2014年2月底，雅砻江水电装机容量为1050万千瓦。
到2015年雅砻江下游电站将基本全部投产，届时雅砻江的年发电量将达到700亿度。
2.雅砻江水电估值
（1）营业收入计算
雅砻江2015年下游全部投产之后，根据雅砻江官方网站给出的年发电量数据，计算收入如下：
电站名称
设计发电量（亿度）
优化增加电量（亿度）
含税电价（元）
扣税后收入（亿）
锦屏一级
166.2
0.3203
45.50
锦屏二级
242.3
66.33
官地
110
10
32.85
二滩
150
20
0.278/0.34
41.45
桐子林
29.75
0.288
7.32
合计
698.25
30
—
193.45
由于二滩发电量并未到达设计值的170，多年平均值为150，故表格的设计发电值设为150，且二滩实行丰枯电价。
此外，二滩和官地实际的发电量根据2013的数据，可以得到其优化电量。
剩余的几个电站暂时采用设计值。
（2）营业成本计算
水电的营业成本主要分为三大块：
折旧费用，财务费用，扣除前二者的其他费用。
2015年雅砻江全部投产之后，雅砻江下游总资产=锦官总投资+二滩总投资+桐子林总投资=880+277+63=1220亿。
雅砻江水电的折旧率为3.3%，则每年的折旧额为1220*3.3%=40.26亿。
2015年雅砻江下游的有息负债为830亿左右，其综合负债率为6.1%，则每年的财务费用为830*6.1%=50.63亿。
根据其他上市水电公司及雅砻江过去的运营数据，扣除折旧费用和财务费用这两个主要成本之和，水电的其他成本为0.033元/度。
则2015年雅砻江下游的其他费用为728.75*0.033=24.05亿。
（3）营业外收入
根据财政部2014年3月12日发布的型水电企业增值税优惠措施，装机容量超过100万千瓦的水力发电站（含抽水蓄能电站）销售自产电力产品，自2013年1月1日至2015年12月31日，对其增值税实际税负超过8%的部分实行即征即退政策；
雅砻江2015年可得到的增值税退税为193.45*9%=17.41亿，2016-2017年每年可得到的增值税退税为193.45*5%=9.67亿。
由于雾霾污染和环境问题的日益突出，国家近年来大力鼓励支持水电等清洁能源的建设，故预期2017年后该项政策很大概率会持续。
（4）税前利润
由上面数据，雅砻江下游2015年税前利润193.45-40.26-50.63-24.05+17.41=95.92亿，2016年之后税前利润为193.45-40.26-50.63-24.05+9.67=88.18亿。
（5）所得税计算
2020之前，西部水电（西部鼓励类行业）所得税率15%,然后新投产的电站，还有有三免三减半，也就是头三年所得税率为0%,接下来三年所得税率为7.5%。
可以算的2015年的所得税为3.5亿，2016年为7亿。
（6）净利润
雅砻江2015年净利润为95.92-3.5=92.42亿，2016年净利润为88.18-7=81.18亿。
（7）估值
对于一个年净利润稳定在80亿左右的公司，即使其业绩增长率为0，采用10%的折现率，价值为800亿。
国投电力拥有雅砻江水电52股权，即价值800*52%=416亿元。
六．其他资产的估值
1.火电价值分析
（1）国投的火电资产及盈利情况
截止2013年底，国投电力已有权益装机容量为662万千瓦。
公司火电储备项目丰富，且主要以百万容量的大火电为主，包括2014年初核准的北疆二期（2×
1,000MW），已获路条的钦州二期（2×
1,000MW）、湄洲湾二期（2×
1,000MW）、宣城二期（1×
660MW）、盘江二期（1×
300MW）。
目前在建的的火电权益装机为128万千瓦，预计2015年底开始投产。
另外有274.2万千瓦火电权益装机获得路条，预计2016年开始投产。
国投电力2013年全资及控股子公司火电上网电量407.5亿千瓦时，贡献给国投电力的利润大概为10亿元。
2013年底已经剥离亏损严重的曲靖资产，则2014年火电的净利润大概在11亿元。
（2）火电净利润可持续性分析
中国过去十几年经济强劲增长依靠主要基础设施建设、房地产、出口，这三者拉动水泥、钢铁、玻璃、电解铝、电解铜、石化产品和轻工业等行业的大发展。
水泥、钢铁、玻璃行业是直接使用煤炭，钢铁、电解铝、电解铜、石化行业和轻工业是大量使用电力。
这么多年来，这些行业的大发展带动了煤炭和火电的大发展，进而拉动了煤炭的价格上涨。
煤炭价格的上涨让煤炭行业进入了暴利时代，大量社会资本一拥而上投入到煤矿开发建设中，煤炭产能极度扩张形成过剩。
而2008年底4万亿的投入，继续膨胀了水泥、钢铁等行业的产能，从而使得煤炭产能过剩变得更严重。
直到2012年，这种局面逐步难以维持，各行业的产能过剩开始显现，市场对这些行业的需求下滑，从而使得煤炭的需求也下滑。
而大量新建的煤炭产能恰好在此时投产，需求的减少和供应的增加同时相遇，供应端和需求端的双向逆转，使得煤炭价格从多年的高位暴跌下来。
煤炭是基础大宗商品，其价格具有很强的周期性。
从历史数据来看，上个世纪的大宗商品经历了三轮大周期，每轮大周期都大致是30年，深究其原因，是因为要把大宗商品过剩的产能完全消灭，需要很长时间。
上一轮大宗商品牛市是从1998年开始，到2012年经历了14年，牛市基本走完，剩下的是漫漫的熊市。
所以，火电未来的利润值得期待。
煤炭2014年依然是供过于求，煤炭价格预计小幅度下降。
2014年一季度，煤炭价格下跌超过10%，即使同比去年1季度也下降10%左右。
以目前的情况计算，煤炭价格每下跌10%，可以使得火电企业净利润增加30%左右。
所以2014年火电利润极大可能维持甚至超越2013的净利润。
国投电力火电部分给予9倍pe，即价值100亿元。
2.大朝山水电的价值
国投云南大朝山水电有限公司经营的大朝山水电站位于云南省的澜沧江上，总装机容量为135万kW（6×
22.5万kW）。
2001年实现首台机组建成投产，2003年全部机组投产发电，属于成熟的水电资产。
其各年的发电量和净利润如下：
大朝山
2008
2009
2010
2011
2012
平均
发电量
67.0
53.78
62.25
65.30
69.02
67.16
净利润4.4199
3.2425
5.2352
5.616
5.4256
由于上游小湾电站水库建成后，发电量可达70亿左右。
所以发电量和净利润平均值只取2011和2012年数值，即年净利润为5.4亿。
在加上增值税优惠部分，净利润可达6亿。
同样假设增长率为0，采用10%的折现率，价值为60亿。
国投电力拥有大朝山水电站50%股权，即价值60*50%=30亿元。
3.小三峡水电的价值
国投甘肃小三峡发电有限公司主要经营管理黄河流域的大峡、小峡和乌金峡三个水电站。
大峡水电站总装机容量30万kW
，设计多年平均发电量14.65
亿千瓦时，4台7.5万kW机组于1996年12
月至1998年6月先后投产。
小峡水电站总装机容量23万Kw,设计多年平均发电量9.56亿千瓦时，4台5.75kW机组于2004年9
月至2005年5月先后投产。
乌金峡水电站总装机容量14万kW，设计多年平均发电量6.83亿千瓦时，4台35MW机组于2008年底至2009年底先后投产。
小三峡也是成熟的水电资产。
小三峡
2012
平均
36.33
35.27
37.97
36.52
净利润
2.2575
2.34
2.20
2.265
从2010年开始，小三峡全部机组投产，这三年来发电及净利润稳定，净利润取平均从值即可。
年净利润2.27亿，同样假设增长率为0，采用10%的折现率，价值为22.7亿。
国投电力占有小三峡水电站60%的股权，即价值22.7*60=13.6亿元。
4．新能源的价值
国投电力的新能源资产包括风电权益装机51万千瓦，光伏权益装机5万千瓦，年发电量约10亿千瓦时，当前新能源平均度电利润约为0.1元/千瓦时，则国投电力新能源业务年净利润约1亿元。
给予10倍PE估值，公司新能源资产市值为10亿元。
七．结论：
综上所述，国投电力的价值可以很确定在570亿元左右。
截止2014年4月4日收盘，国投电力的总市值是305亿元，严重低估，值得买入。
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