粤水电二季度利润预测，粤水电研究报告
粤水电二季度利润预测，粤水电研究报告区域品牌：工程经验丰富，“投-建-营”一体化优势突出。公司在广东地区深耕多年，具备丰富的工程施工经验，专业技术成熟，水利水电业务在全国尤其是在广东、四川、湖南等地区具备较强的品牌影响力。公司具备较强的清洁能源发电“投-建-营”能力，发电项目由公司自行负责投融资、施工、设备生产安装、运营，充分发挥一体化成本优势和管理效率优势，项目收益良好，在新疆、甘肃等西北地区及广东、山东等东南沿海地区具有较强的影响力。专业资质：两广地区唯一水利水电特级资质。公司是两广地区唯一一家拥有水利水电工程施工总承包特级资质的工程企业，另外公司还拥有房屋建筑、公路、市政公用及机电安装四项工程施工总承包壹级资质，地基基础工程及隧道工程两项专业承包壹级和多项专业承包资质等，水利行业专业设计资质和国外承包工程经营资格。建工集团还另外拥有建筑工程施工总承包特级资质，合并后公司资质更加齐全，区域工程建设龙头优势有望持续凸显。股
（报告出品方/作者：国信证券，任鹤、朱家琪）
公司概况：区域水利水电投建营一体化龙头1、公司简介：“工程 能源”打造工程建设综合服务运营商
历史沿革：起源于“新中国水电人才的摇篮”，历史积淀深厚。粤水电全称广东水电二局股份有限公司，公司起源于上世纪 50 年代的华东水力发电工程局101工程处，在建成了新中国自主设计和施工的第一座梯级水电站—福建古田溪水电站后，奉命南下承担起广东水利建设重任；2001 年实行股份制改造并设立粤水电，总部设在广州市；2006 年在深交所上市。
发展战略：双主业发展，打造投建营一体化的综合服务商。公司主营业务包括工程施工、勘测设计与咨询、发电、产品销售等。公司坚持工程建设和清洁能源投资双主业发展，着力打造“一专多能”的城乡综合建设实力和“投、融、建、管、营”全产业链，努力成为具有核心竞争力的工程建设综合服务运营商。
股权结构：实控人为广东国资委，拟推动省属建筑龙头整合。公司控股股东为广东省建筑工程集团控股有限公司（简称“建工控股”），直接持有公司36.48%的股份，并通过建科院（300675.SZ）间接持有公司 0.84%的股份，实际控制人为广东省国资委。目前公司拟通过发行股份方式购买建工控股持有的建工集团100%股权，若交易完成，建工集团将成为公司的全资子公司，上市公司将构建“建筑设计、技术研发、投资开发、施工建筑、运营维护”全产业链，成为横向上跨越大建筑业、纵向上贯穿项目整个生命周期和全价值链、具有核心竞争力的新型城乡建设综合服务运营商，成为大湾区一体化经济中的建设龙头，在粤港澳大湾区建设中发挥主力军作用。
2、经营分析：“一体化”、“专业化”优势凸显
业务发展：工程施工基本盘扎实，发电业务快速增长。2021 年公司三大主营业务工程施工/发电/产品销售分别实现营业收入 115.3/16.9/10.1 亿元，营收占比分别为 80.3%/11.8%/7.0%，三大业务分别实现毛利 4.0/10.6/1.0 亿元，毛利占比分别为 24.9%/65.8%/6.2%。近三年发电业务营收复合增长率达到30.7%，毛利占比突破 65%。
专业资质：两广地区唯一水利水电特级资质。公司是两广地区唯一一家拥有水利水电工程施工总承包特级资质的工程企业，另外公司还拥有房屋建筑、公路、市政公用及机电安装四项工程施工总承包壹级资质，地基基础工程及隧道工程两项专业承包壹级和多项专业承包资质等，水利行业专业设计资质和国外承包工程经营资格。建工集团还另外拥有建筑工程施工总承包特级资质，合并后公司资质更加齐全，区域工程建设龙头优势有望持续凸显。
区域品牌：工程经验丰富，“投-建-营”一体化优势突出。公司在广东地区深耕多年，具备丰富的工程施工经验，专业技术成熟，水利水电业务在全国尤其是在广东、四川、湖南等地区具备较强的品牌影响力。公司具备较强的清洁能源发电“投-建-营”能力，发电项目由公司自行负责投融资、施工、设备生产安装、运营，充分发挥一体化成本优势和管理效率优势，项目收益良好，在新疆、甘肃等西北地区及广东、山东等东南沿海地区具有较强的影响力。
技术装备：工程技术领先，装备精良。公司掌握先进的筑坝、河道疏浚等技术，拥有在复杂地形条件与水文水力条件下，建设各类水库坝型的成熟技术，在多年的工程积累中形成了现代筑坝技术、大型隧道施工技术、复杂地质条件下基础处理技术、大江大河截流技术、跨流域调水工程施工技术、大型金属结构制安技术、公路及桥梁施工技术等 7 大核心技术，累计有效发明专利92 项、有效实用新型专利 188 项，有效省部级工法 63 项，承建了多项国内外大中型水利水电工程。公司施工设备精良，拥有水利水电、市政、轨道交通等施工设备3000 多（台）套，其中包括 18 台盾构机、1 台 TBM 硬岩掘进机和 2 台连续墙铣槽机等大型专用施工设备。
3、财务分析：业务转型加速，管理效能持续释放
新签：新签订单与新投产装机高增，全年目标实现可期。2022 年上半年公司新签工程订单 46.7 亿元，同比增长 41.0%，1-7 月公司发电业务新投产装机容量26万千瓦，比去年全年装机量多增 16 万千瓦。上半年新签工程订单和装机量的高速增长有望在下半年转化为营收和利润的增长，全年12.16%的营收增长目标和12.08%的归母净利增长目标实现可期。
营收：营收稳步增长，业务转型加速。2022 年 H1 公司实现营业收入62.6亿元，同比-7.9%，实现归母净利润 1.8 亿元，同比 16.0%。公司营业收入连续四年保持10%以上的增速，工程施工业务 2017-2021 年复合增速达到19.5%，对营业收入增长支撑作用明显。公司工程施工订单保障倍数显著降低，反映对外承接工程施工业务减少，投建营一体化业务占比边际上升。公司在手订单金额连续两年降低，工程施工订单保障倍数（工程施工在手订单/工程施工营业收入）由2017 年的4.75下滑至 2021 年的 2.44。
毛利率：发电和产品销售支撑整体毛利率触底回升。受到工程施工市场竞争日趋激烈、工程建设的区域壁垒弱化等因素的影响，公司工程施工业务毛利率持续下滑，由 2017 年的 8.2%下滑至 2021 年的 3.5%，导致公司整体毛利率在2017-2019年明显下滑。2018 年后发电和产品销售（风电塔筒制造）毛利率显著提升，分别由 2018 年的 51.9%/-2.5%提升至 2021 年的 62.9%/10.0%，支撑公司整体毛利率触底回升。
人效：人才结构不断优化，人效显著提升。公司员工学历结构显著优化，近五年本科及以上学历员工占比提升 6.2 个百分点。公司管理效率提升推动非生产人员比例明显降低，近五年行政人员缩减 31%。人均创收和人均创利快速提升，赶超央企水利水电龙头中国电建，2021 年公司人均创收343.5 万元（中国电建：337.1万元），人均创利 7.9 万元（中国电建 6.5 万元）。
费用：费用压降成效显著，研发费用明显增加。公司近年来发力转型升级和提质增效，期间费用率控制取得良好成效，期间费用率由2017 年的8.8%下降到2021年的 6.0%。公司加大研发投入力度，研发费用率明显提升。由2017 年的0.1%提升至 2021 年的 0 9%。
管理费用控制能力强，财务费用压降仍有较大空间。管理费用率从2017 年的3.1%大幅压降到 2021 年的 1.9%，从费用率维度看，公司管理效率已经接近行业领先水平。公司财务费用率相比行业水平明显偏高，但近五年在发力清洁能源投资业务的同时，财务费用率仍有所降低，由 2017 年的 5.7%压降到2021 年的4.1%。
减值：资产减值压力较小，应收账款账龄结构健康。2021 年公司计提资产减值准备 3463 万元，仅占计提减值准备资产的 0.93%，反映公司合同资产和在建工程资产质量较好。2021 年公司账龄 2 年以内的应收账款占比85.3%，3 年以内应收账款占比 96.2%，公司主要客户大为政府机构、大型国有企业等，这些客户具有可靠及良好的信誉，信用减值风险可控。
负债与利息：资产负债率较高，融资成本压力可控。公司持续加大清洁能源发电项目投资开发力度，资产负债率持续上升，到 2022 年H1 末公司资产负债率为87.15%，达到较高水平。假设有息债务包含短期借款、一年内到期的非流动负债、长期借款、应付债券、长期应付款五项，在该口径下公司2021 年末有息债务规模为 164.0 亿元，利息支出 6.3 亿元，即融资成本估算为3.8%。对标可比公司，公司融资成本略高，但总体差别不大，待后续注入建工集团资产后公司资产规模大幅提升，融资渠道有望进一步拓宽，融资成本有望进一步下降。
现金流：公司现金流受业务回款影响大，业务转型有望推动现金流改善。2021年公司经营活动现金净流量/投资活动现金净流量/筹资活动现金净流量分别为8.47/-10.81/1.52 亿元。工程施工依然是公司营业收入的主要部分，公司经营性现金流受工程回款影响较大。2019 年预收款项高增，现金流明显改善，近两年受行业环境影响收现比和付现比均明显下滑，导致经营性现金流净额下降。未来随着清洁能源投资运营业务占比提升，清洁能源发电补贴缺口改善，公司回款能力有望增强，带动现金流改善。
公司拟发行股份收购广东建工集团，并定增募集配套资金不超过20 亿元。2022年3月18日，公司第七届董事会第二十三次会议决议通过发行股份购买资产方案，拟通过发行股份方式收购建工集团100%股份，交易价格确定为105亿元，对应2021年底估值水平为 10.7x。同时，公司拟向 35 名以内的投资者非公开发行股票募集配套资金不超过 20 亿元，用于补充流动资金。其中，发行股份购买资产不以募集配套资金的成功实施为前提，但募集配套资金以发行股份购买资产的成功实施为前提和实施条件。 若收购成功，公司工程业务实力有望提升。建工集团是广东地区建筑工程龙头企业，主营建筑施工及设计业务。2021 年建工集团实现营业收入618.2 亿元，归母净利润 9.8 亿元，若交易完成，上市公司 2021 年资产/营收/归母净利将分别上升174%/429%/300%。公司整合建工集团一方面将大幅提升资产规模，整合客户资源和供应商资源，公司工程施工业务毛利率有望得到提升；另一方面此次整合在很大程度上解决了建工集团与粤水电在市政、轨交、水利水电工程等领域的同业竞争问题，在整合后有望发挥良好的协同效应。
若定增募集配套资金成功，将有效降低公司资产负债率，为发电业务扩张提供资金支持。若重组和定增顺利完成，公司总资产将由328 亿元增加至908 亿元，总负债将由 285 元增加至 783 亿元，资产负债率由 87.15%下降至86.31%，资产规模的增加和资产负债率的下降将有望显著提升公司的融资能力。另外，定增募集的不超过 20 亿元的流动资金将对公司清洁能源发电项目投资计划提供有力支撑，支持发电收入持续增长。
此次交易将显著提升公司市值，预计对每股价值不会产生重大影响。截止9月16日，粤水电收盘价 7.38 元，对应市值 89 亿元，加上建工集团估值105 亿元，预计定向增发 20 亿元，待收购完成后公司市值将超过200 亿元。发行股份收购价格不低于市场参考价的 90%，最终以中国证监会核准的发行价格为准，预计此次交易不会对每股价值产生重大影响。
工程行业：水利建设高景气，轨交潜能可观1、水利工程：政策暖风频吹，水利建设迈向高质量发展阶段
水利工程主要包括水资源管理、防洪抗旱、水土保持、水利枢纽、水力发电等基础设施的建设，其中水资源工程、防洪工程、水土保持及生态工程投资额占比较高，合计投资额占比超过 75%，水电工程占比约 1%。
水利基建财政参与度高，政府投资主导行业发展。水利工程一般具有公益性强、投资规模大、回报周期长的特点，主要由政府主导投资，行业的发展与国家水利建设政策高度相关。水利工程建设资金 8 成以上都来源于政府投资，2014年以后中央项目减少，主要由地方政府作为水利项目的发起人，但中央政府资金占比仍然稳定在 20%以上。
政策大力支持水利基础设施建设，重大项目进入集中开工期。2020 年以来，政策对水利工程建设的重视程度显著提升。2020 年 7 月，国务院常务会议正式确定了150 项重大水利工程。在政策导向层面将水利作为基础设施重点领域，在实施落地层面水利部联合多部门全力推进用地预审、环评审批和可行性研究审批，为工程尽早开工创造条件。2022 年国家部署推进的 55 项重大水利工程，上半年已开工 18 项，下半年随着天气转凉和疫情稳定，重大工程有望进入集中开工期。
水利建设迈向高质量发展阶段。2007-2017 年全国水利工程投资迎来高速增长期，水利建设投资由 995 亿元增至 7132 亿元（水利部统计口径），复合增长率达到22.4%。到“十三五”中后期，全国水利基础设施建设已取得重大进展，防灾减灾能力显著提升，水资源集约利用水平不断提高，治水的工作重点转变为水利工程补短板与水利行业强监管。2018-2021 年，水利投资增速明显下滑，但仍然维持较高的投资力度。2022 年 1-7 月，水利管理业固定资产投资完成6800 亿元，同比增长 14.5%，是基建投资中增速最快的领域之一。
广东省“十四五”重点发力水利投资，建设目标大幅提升。2021 年10 月中共广东省印发《关于推进水利高质量发展的意见》，规划总投资8000 亿元以上的重大项目，“十四五”期间完成水利投资 4050 亿元，相较“十三五”完成额大幅增长117%。截至 6 月 30 日，全省水利项目已开工 2695 个，开工率为67.3%，上半年已落实水利投资663.6亿元，占年度投资计划的77.6%；已完成水利年度投资456.9亿元，占年度计划完成投资目标的 57.1%。
国内水电建设开发难度逐渐增大，投资整体回落，发电量稳步增长。水利发电是全球最传统和规模最大的可再生能源渠道，具有投资规模大、使用寿命长、运营成本低的特点，目前国内尚未开发的水电业务多集中在开发条件较差、难度较高的大江大河上游，比如金山江、雅砻江和大渡河等。这意味着，未来国内水电进一步开发的难度将增大，竞争格局会更加激烈，盈利将会面临更大挑战。
2、抽水蓄能工程：储能需求推动抽水蓄能电站建设加速
新能源发电装机规模快速扩张，消纳压力持续增加。根据国家电网预测，2035年前风电、光伏装机规模将分别达到 7 亿千瓦和 6.5 亿千瓦，相应的最大功率波动将达到 1.56 亿千瓦和 4.16 亿千瓦，大大超过当前电源调节能力，调峰储能设施建设改造必须加速推进，否则将面临较为严重的弃风弃光压力。
抽水蓄能是目前储能的主流模式，技术成熟度高，应用广泛。抽水蓄能是全球储能的主要力量，装机规模占比近 90%，相对于煤电的单向调峰，抽水蓄能还可以在低负荷、风光发电过剩的情况下把过剩的电能储存起来，实现双向调控。截至2021 年底，全国已建抽水蓄能装机容量 3639 万 kW，同比增长15.6%，在电力总装机的占比为 1.5%，较上年装机占比上升 1.5 个百分点。
抽水蓄能电价制度长期不完善，建设成本难传导。在发改委2014 年发布《关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》（以下简称《通知》）之前，抽蓄电站基本由电网投资建设，其建设成本全部纳入电网运行费用。在《通知》发布后，“两部制电价”确立，抽蓄电站的电价拆分为容量电价和电量电价两部分，其中容量电价是体现抽蓄调频、调压等辅助功能，电量电价体现抽蓄电站发电功能，容量电价纳入当地电网运行费用统一核算，电量电价按照当地煤电上网电价执行。在这样的背景下，抽蓄电站的建设成本计入电网运行费用通过上调销售电价进行疏导，由电网和用户承担，一方面缺少对抽蓄创造价值的明确考核细则，另一方面受益的电源方也并未充分承担调峰成本。新规下成本传导机制理顺，价格机制完善重新激发投资动力。2021 年5 月发改委发布《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，要求坚持以两部制电价为主体，进一步完善抽水蓄能价格的形成机制，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。在容量电价方面，按照40 年经营期，6.5%的资本金收益率核定容量电价，大大增强了抽蓄电站投资建设回报的可预期性。在电量电价方面，以竞争性方式形成电量电价，即在风光发电过剩的时段，风光发电厂出售电力时将向下竞价，抽蓄电站吸收的电力成本将会更低，其抽放电价之差的利润空间将得到释放。随着后续配套措施的出台，抽水电站成本传导机制将有望持续改善，抽水蓄能电站投资价值将逐步回归。
抽水蓄能电站建设资源丰富，项目可研申报加速推进。截至2021 年底，我国已纳入规划的抽水蓄能站点资源总量约 8.14 亿 kW，已建项目总装机规模3639万kW，核准在建项目总装机规模 6453 万 kW。截止 2021 年末，正在开展科研工作的抽水蓄能电站项目共 40 个，装机容量合计 5508 万 kW，华中、南方、华东地区项目规模较大，其中南方地区已有 620kW 通过三大专题审查（《枢纽布置格局比选专题研究报告》、《正常蓄水位选择专题报告》、《施工总布置规划专题报告》），预计能够较快落地。
3、轨道交通工程：粤港澳大湾区城轨建设空间广阔
城市轨交投资和里程持续增长，市场潜力较大。2020 年，全国城市轨道交通投资6421 亿元，同比增长 9.7%，全国城市轨道交通里程达到7598 公里，同比增长25.4%。截至 2020 年末，国家发展改革委批复城市轨道交通项目投资额约4万亿元，全国规划城市轨道交通待建里程 1.4 万公里。“十四五”时期，城市轨道交通市场总投资额预计达到 3.5 万亿元，将新增城市轨道交通运营里程3400公里，到 2025 年，开通运营城市轨道交通的城市预计将达到50 个左右。未来城市轨道交通市场一线和强二线城市的地铁和市域快轨项目加速发展。
未来城轨建设向经济发达城市和城市群集中。2018 年受“包头事件”影响，发改委暂停城市轨道建设审批，随后发布的《国务院办公厅关于进一步加强城市轨道交通规划建设管理的意见》（国办发【2018】52 号），提高了城轨建设申报门槛，预计未来财力较强的一二线城市以及核心城市群将成为城轨投资的主战场。
粤港澳大湾区城市群发展带动区内轨交建设需求。根据《广东省综合交通运输体系“十四五”发展规划》，到 2025 年，城市轨道交通营运里程达1700 公里，“十四五”时期，全省共安排交通基础设施重大建设项目投资约20 020 亿元，其中轨道交通 8 800 亿元。根据《广州市交通运输“十四五”规划》，广州市“十四五”期间，轨道交通计划投资 1889 亿元，至“十四五”期末，城市轨道（地铁 有轨电车）通车里程超过 900 公里，其中地铁通车里程力争达到860 公里以上。
4、竞争格局：水利水电工程集中度高，轨交工程央企主导
央企主导大型水利水电项目建设。水利建设施工行业的技术要求高，各类技术集成度大，施工技术装备要求高，施工难度大，具有较高的行业壁垒，中国电建和中国能建旗下的葛洲坝集团竞争力较强，中国中铁、中国铁建等央企也具备较强影响力。其中中国电建承担了国内大中型水电站 80%以上的规划设计任务、65%以上的建设任务，约占有全球 50%以上的大中型水利水电建设市场，在国内抽水蓄能规划设计方面的的份额占比约 90%。 基建大年央企水利水电工程成倍增长，地方工程企业亦有较好表现。2022年国家部署推进的 55 项重大水利工程，水利投资快速增长，上半年中中国电建“水利和水资源与环境”业务新签合同额 1250 亿元，同比高增62.5%，中国铁建水利水电工程新签合同额 713 亿元，同比增长 579.8%，中国中铁水利水电工程新签合同额742 亿元，同比增长 819.7%；粤水电上半年新签合同额46.7 亿元，同比增长41%，规模和增速均弱于建筑央企，但也有较好的表现。
轨交工程市场央企占据较大份额，地方国企在区域内有一定影响力。以中国中铁和中国铁建为代表的的大型央企依托资金、品牌、技术优势进入城轨市场，占据较大的市场份额，中国铁建建设了全国 40%以上的城市轨道交通工程。2022年上半年中国建筑轨道交通业务新签合同 583 亿元，同比增长39.2%，中国铁建新签轨交合同额 317 亿元，同比下降 58.83%，地方国企隧道股份新签轨交合同额71.8亿元，同比下降 10.7%。
发电行业：消纳能力提升，绿电潜力巨大新能源投资加码，政策导向确定性高。根据国务院发布的《2030 年碳达峰行动方案》，中国将争取时间实现新能源的逐渐替代，推动能源低碳转型平稳过渡，到2025 年，非化石能源消费比重达到 20%左右，到 2030 年非化石能源消费比重达到25%左右，到 2060 年非化石能源消费比重超 80%。根据国家能源局数据，2021年全国电源工程建设完成投资 5530 亿元，同比增长4.5%。其中，水电、火电、核电合计投资额占比 39.7%，连续两年低于 40%，风光发电完成投资额合计占比达到60.3%，同比提升 2.3 个百分点。
新能源发电装机规模快速增长，利用率持续提升。根据全球能源互联网发展合作组织预测，“十四五”期间风电、光伏新增装机规模将分别达到254.5GW和256.9GW，装机量复合增速分别为 13.75%和 16.74%。“十四五”期间，存量电源出力时间结构将持续调整，新能源利用率显著提升。预计煤电、核电年利用小时数分别下降 184 小时和 251 小时，风力、光伏年利用小时数分别提升244小时和515 小时。
风光装机成本仍具备下降潜力。当前传统的燃气发电和煤电单位装机成本仍然具有优势，分别为 2723 元/kW 和 3384 元/kW。2010 年至2020 年，太阳能光伏装机成本从 29812 元/kW 下降到 5248 元/kW，下降 85%；陆上风电装机成本从12417元/kW下降到8537元/kW，下降31%；海上风电装机成本从29648元/kW下降到20066元/kW，下降 32%，未来随着风机大型化和风电光伏组件产能扩张，风光装机成本仍然具备持续下降的潜力。
绿电交易接力国补，平价时代开启。2021 年 9 月，《绿色电力交易试点工作方案》正式批复，首次明确绿色电力产品初期为风电和光伏发电企业上网电量。随后首次绿色电力交易启动，共 17 个省份 259 家市场主体参与，达成交易电量79.35亿千瓦时，体现环境价值的交易价格在风电、光伏现价基础上平均提高了0.027元／kWh。2022 年 8 月，新疆电力交易中心发布关于征求《新疆绿色电力交易方案（征求意见稿）》意见的通知，提出绿色电力交易初期，市场主体按照发电侧上网绝对价进行申报，申报价格下限为 0.262 元/kWh，高于煤电标杆电价的溢价为 0.012 元/kWh。随着绿电交易机制不断完善，绿电上网溢价有望持续提升，在平价时代支撑绿电项目收益率。 清洁能源发电运营行业集中度较低，粤水电装机规模相对较小。截至2022年6月底，全国累计风力发电装机容量 342GW，光伏发电装机容量337GW，水力发电装机容量 403GW，与龙头发电运营商相比，粤水电装机规模相对较小，水/风/光发电装机容量分别为 288/683/616MW，风光发电装机容量市场份额仅占0.2%。与同样由工程施工转型发电运营的中国电建相比，粤水电水风光发电装机容量仅为中国电建的 10%，仍有较大的发展空间。
粤水电：工程基本盘稳固，发电规模加速扩张1.区域龙头地位稳固，工程业务有望稳健增长
在水利水电工程建设上，公司专业技术成熟，承建了一系列重大水利水电工程，在抽水蓄能电站方面具有丰富的施工经验，是广东地区水利水电工程的龙头企业，且在四川、湖南等全国多地拥有较强的品牌力影响力。坚实的本土客户资源和丰富的项目经验铸就公司工程领域的品牌护城河，预计未来公司工程业务品牌影响力有望进一步巩固。 以营收口径粗略测算，2021 你公司水利水电工程在广东省内市占率约为9.3%。当重大项目集中开工推动水利投资增速抬升，全国性水利建设企业在广东省内业务规模提升，公司市占率相应下降。十四五期间广东省规划水利投资4050 亿元，2022年计划投资 800 亿元，则 2023-2024 年水利投资增速将下降至约为2.6%，相应的公司市占率有望回升，基于此假设预测公司 2022-2024 年水利水电工程收入为100/113/126 亿元。
从市政工程细分领域看，随着城镇化速度放缓，道路桥梁投资额占比逐年降低，轨道交通和排水工程等“品质提升”工程仍有空间，投资占比持续提升。公司长期深耕广东地区，当地项目资源充足，履约能力强，有望长期保持区域内优势地位，预测公司 2022-2024 年市政和其他工程收入为31.0/31.6/32.2 亿元。
2.平价时代成本优势凸显，发电业务空间广阔
建筑底色加持，发电投资成本优势凸显。公司清洁能源发电项目为自行建设，工程质量优良，建设速度快，经过方案优化、成本控制，建设成本优势突出。根据NWE 西勘院规划研究中心的国内风电项目成本统计数据，典型的陆上风电项目初始投资成本为 5100-7100 元/kW，公司最新并网发电的两个项目“新疆巴楚县150兆瓦光储一体化项目”和“新疆哈密十三间房风电场一期20MW 风电项目”初始投资成本测算分别为 4829 元/kW 和 5838 元/kW，处于较低成本水平，其中建筑工程成本为 334 元/kW 和 450 元/kW，明显低于典型陆上风电项目600-1300 元/kW的成本区间；设备及安装工程成本为 3508 元/kW 和 4325 元/kW，也处于较低成本水平。
消纳能力增强，利用小时数存在提高空间。2020 年，22 条特高压线路年输送电量5318 亿千瓦时，其中可再生能源电量 2441 亿千瓦时，同比提高3.8%，可再生能源电量占全部输送电量的 45.9%。“十四五”期间，国网规划建设特高压工程“24交 14 直”，涉及线路 3 万余公里，变电换流容量3.4 亿千伏安，总投资3800亿元，其中 2022 年国网计划开工“10 交 3 直”共 13 条特高压线路。公司新疆地区风光发电项目利用小时数与新疆地区平均风光发电利用小时数接近，随着特高压输电网加快建设，公司在新疆地区的发电业务有望受益于西部地区新能源发电消纳能力进一步增强。
清洁能源发电并网加速，装机规模持续上升。2022 年1-8 月，公司清洁能源发电业务累计并网 260MW，较 2020 年、2021 年呈现明显加速趋势。截至2022年8月，公司累计已投产发电的清洁能源项目总装机 1 802MW，其中水力发电313MW，风力发电 723MW，光伏发电 766MW。
与地方政府深入合作，框架协议指引发电项目加速开工。2020 年至今，公司与各地政府探索新能源发电项目合作机会，与全国多地政府签订框架协议17项，中标投资建设项目未签约 1 项，正式开始投资建设项目6 项，共涉及装机规模约11.3GW，投资额约 590 亿元。截至目前，已有超过200MW 的发电项目并网发电，超过 10GW 装机规模的项目处于前期准备工作阶段，后续随着项目审批和可研工作持续推进，公司在未来 1-2 年有望落地一批新能源发电项目。
3.清洁能源发电打造第二增长极，预计发电收入持续增长
预测 2022 年发电业务收入同比增长 17%，2022-2025 年新增装机超1.5GW。根据测算，2022-2025 年公司发电业务将实现收入 19.78/21.89/24.05/26.61亿元，同比增长 17.0%/10.7%/9.9%/10.7%。预测 2022-2025 年新增清洁能源装机规模366/363/406/448MW，到 2025 年末总装机规模有望超过3GW。装机规模：预计公司风光装机规模快速扩张，公司目前电力投资开发项目中10.3GW 处于项目前期准备阶段，100MW（光伏）处于建设阶段，假设项目建设期0.5-1 年，后续部分框架协议项目相继落地建设，公司2022-2025 年风力发电新装机规模为 86/100/110/120MW，光伏发电新装机规模为230/263/296/328MW，水力发电 2022 年新增装机 50MW，2023-2025 年无新增装机。上网电价：公司 2021 年平均上网电价为 0.543 元/kWh，主要系是发电项目补贴电价较高的影响，根据公司发电业务收入结构推估算，公司2022 年以前风电/光伏/水电存量项目的上网电价分别为 0.59/0.64/0.31 元/kWh。随着风力发电和光伏发电全面进入平价时代，预计未来公司新装机清洁能源发电均为平价上网项目，同时受益于绿电交易机制的持续完善，享受一定的绿电溢价。按照公司在手框架协议结构，未来公司新装机项目将主要分布在新疆、四川、贵州等地，其中新疆占比较大，因此总体上网电价相对较低。假设 2022-2025 年公司风电和光伏平价上网项目的平均上网电价为 0.32 元/kWh。
利用小时数：公司发电项目利用小时数与项目所在地相关性较高，此前利用小时数较低主要系受到西北地区弃风弃光率较高的影响，随着特高压工程和储能工程建设推进，西北地区消纳能力增强，未来利用小时数有望持续提升。假设2022-2025 年风电和光伏年利用小时数同比增长 5.12%/5.53%/6.01%/6.41%，水力发电年利用小时数同比增长 10.12%/2.21%/2.34%/3.46%。
盈 利 预 测：预测2022-2024年EPS为0.33/0.40/0.46 元预 测 公 司 2022-2024 年 营 收 增 速 为 13.24%/9.96%/9.08% ，净利润增速为22.7%/18.8%/14.7%，对应 EPS 为 0.33/0.40/0.46 元。盈利预测相关关键假设如下： 营业收入：公司预计未来公司工程业务品牌影响力有望进一步巩固，受益于水利建设政策支持力度增强，大湾区城市建设投资持续景气，预测公司2022-2024年工程施工业务营收增长 13.59%/10.38%/9.41%。在清洁能源发电领域，公司与各地政府深入合作，签订了诸多发电项目框架协议，在未来装机规模有望快速扩张，在“平价时代”发电收入仍有望持续增长，预测公司2022-2024 年发电业务收入增长 17.04%/10.67%/9.87%。产品销售、勘测设计与咨询服务等其他业务收入体量较小，市场竞争力优势不明显，预计将保持低速平稳增长。预测2022-2024年公司营业收入增长 13.24%/9.96%/9.08%。
毛利率：公司在工程领域上龙头地位稳固，整合建工集团解决同业竞争问题后，工程领域竞争力有望大幅增强，预测未来工程施工业务毛利率将稳步提升2022-2024 年分别为 3.70%/3.94%/4.22%。受清洁能源发电退补影响，公司发电电价预计有所下降，预计将导致毛利率在未来若干年呈下降趋势，预计2022-2024年发电业务毛利率为 61.22%/61.20%/58.90%。假设产品销售、勘测设计与咨询服务、其他业务毛利率保持稳定。高毛利的发电业务保持增长态势，公司整体销售毛利率预计稳步增长，2022-2024 年分别为 11.34%/11.43%/11.52%。
费用率：公司发力转型升级和提质增效，加大研发投入力度，管理费用率持续压降，研发费用率显著上升，预测 2022-2024 年管理费用率维持较低水平，研发费用保持稳定投入。
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精选报告来源：【未来智库】。
