证券研究报告行业深度报告2023年10月09日水电资产梳理：量价兼具弹性，优质水电成长逻辑顺畅推荐（维持）智慧能源系列电力行业专题报告（七）周期/环保及公用事业本篇报告旨在通过自上而下的逻辑，系统性梳理水电行业主要流域和公司的资行业规模225占比%产情况：从水电主要流域的装机特点和规划布局入手，聚焦主要水电企业，对3107.64.3比不同流域和企业的装机弹性、电量电价情况和度电指标等数据，分析水电企股票家数（只）2719.43.8业增长潜力。总市值（十亿元）3.8流通市值（十亿元）❑我国常规水电目前开发程度超60%，主要流域仍有增量空间。截至2022年底，我国常规水电已建装机规模约为4.14亿千瓦，约占技术开发量的60.3%。行业指数剩余技术可开发资源主要集中在西南地区，金沙江上游、雅砻江、大渡河等主要河流仍有一定开发潜力。其中，雅砻江、大渡河、澜沧江水电站在建+拟%1m6m12m建规模占当前已投产规模的比重较高，分别为40.5%/48.0%/35.6%，并且将集中于“十四五”、“十五五”期间投产，有望获得较大的业绩增长弹性。绝对表现-3.3-2.53.4❑梯级联调增量，风光水储协同，扩机与抽蓄共舞。水电出力受季节影响波动相对表现-1.65.27.0明显，梯级联合调度可以通过具有年调节性能的水库拦蓄丰水期来水，减少无益弃水，缓解丰枯期电力供需矛盾，一定程度上熨平水电的出力波动，提(%)环保及公用事业沪深300高电网运行安全性。水电基荷作用明显，可有效缓解风光发电波动性。四川、云南两省借助自身的水电资源优势。积极推进多个水风光综合能源基地建设，20主要流域新能源装机增长潜力较大。增容扩机有助于利用好存量水电资源，抽蓄电站将提供优质调峰资源，有望进一步提升电力系统稳定性。15❑对比：大渡河短期装机弹性高，雅砻江度电指标最优，长电高分红凸显投资10价值。1）从装机弹性来看：“十四五”期间大渡河流域新增水电装机弹性最高，为28.4%，且国能大渡河公司在建装机弹性也为最高（31.8%）；2）从5外送电量和电价情况来看：由于长电和雅砻江水电外送电量占比较高，且部分电站送向江浙沪等高电价区域，导致二者综合上网电价处于较高水平，约0为0.26-0.27元/千瓦时；国电电力下属的国能大渡河公司及华能水电主要留存当地消纳，综合上网电价较低。考虑到近年来电力供需形势紧张，且川渝-5地区经济增长迅速，云南高耗能企业较多，带动用电需求快速增长，当地水电上网电价有望上浮；3）从新能源装机规划来看：国电电力“十四五”期间-10Jan/23May/23Sep/23规划新增装机最多，为3500万千瓦，其他三家公司新增装机量相当，均在千Oct/22万千瓦级；4）度电指标：雅砻江水电的度电收入及利润最高，体现出公司较好的资产质量和较高的盈利能力，国能大渡河和华能水电受到低电价拖累明资料来源：公司数据、招商证券显。长江电力度电经营性现金流最高，为0.243元/千瓦时，充裕的现金支撑高分红比例，公司分红比例和股息率均明显高于同行业可比公司，凸显长期相关报告投资价值。1、《智慧能源系列电力专题报告❑投资建议：重点推荐国电电力：1）短期：2023年下半年来水改善明显，水（六）：从电价上涨&机组延寿假设，电业绩有望受益增长；火电容量电价政策落地后，业绩也有较大弹性空间；2）看水电核电价值增长潜力》中长期内：大渡河水电在建装机弹性较高，且随着特高压线路打通以及双江2023-09-13口电站投产，公司水电消纳弃水困局有望化解，反转弹性最大。“十四五”期间公司新能源装机最高，将充分受益能源转型与多能互补协同发展。建议2、《智慧能源系列专题报告（五）：关注其他优质水电标的国投电力、长江电力等。新型电力系统——聚焦源网荷储，电改顶层设计渐清晰》2023-08-05❑风险提示：来水不及预期、水电电价上涨不及预期、项目建设进度不及预期、经济增速下滑导致终端用电需求疲软、电力市场化改革推进不及预期等。3、《智慧能源系列专题报告（四）：AI助力新型电力系统建设，虚拟电厂前景广阔》2023-05-19宋盈盈S1090520080001songyingying@cmschina.com.cn敬请阅读末页的重要说明正文目录行业深度报告一、水电开发进程过半，主要流域装机弹性仍存.............................................521、水能资源集聚十三大基地，开发程度超60%..............................................52、主要流域装机仍有较大弹性，即将迎来新一轮投产高峰.............................53、梯级联调增量，风光水储协同，扩机与抽蓄共舞........................................8（1）梯级电站联合调度，多重效益凸显............................................................8（2）提升系统稳定性，风光水储一体化协同空间广阔......................................9（3）用好存量做好增量，扩机和抽蓄经济效益明显.......................................11二、雅砻江业绩弹性充足，大渡河消纳有望改善...........................................131、长江电力：乌白注入大幅提升发电量，外送电价提升拓宽盈利空间........132、雅砻江水电：联合调度优势明显，“量+价”弹性充足.................................15（1）新增装机+联合调度，发电量有望持续增长.............................................15（2）电力供需格局优化，外送和省内电价均有望提升....................................163、国能大渡河：基建设施优化，水电消纳困局有望得解..............................174、华能水电：集团水电业务唯一整合平台，受益云南供需格局改善............205、对比：大渡河短期装机弹性高，雅砻江度电指标最优，长电高分红高股息22三、投资建议..................................................................................................27四、风险提示..................................................................................................28图表目录图1：我国水电装机量（万千瓦）及同比增速...................................................5图2：主要流域水电开发情况（截至2021年底）.............................................5图3：金沙江/雅砻江/大渡河流域水资源示意图.................................................6图4：澜沧江流域水资源示意图.........................................................................7图5：水电月度发电量（亿千瓦时）..................................................................8图6：水电月度利用小时数.................................................................................8图7：通过联合调度减少电站弃水示意图...........................................................9图8：三峡电站运营后通过联调增加葛洲坝电站发电量.....................................9图9：电力系统灵活性不足原理.........................................................................9图10：水光互补后的功率图...............................................................................9敬请阅读末页的重要说明行业深度报告图13：我国各地区抽蓄投产装机规模（万千瓦）............................................12图14：我国各地区抽蓄在建装机规模（万千瓦）............................................12图15：长江电力现金分红规模（亿元）和分红比例........................................15图16：长江电力股息率与十年期国债到期收益率对比....................................15图17：四川发电量、用电量（亿千瓦时）及同比增速....................................16图18：四川外送电量及用电量（亿千瓦时）...................................................16图19：四川市场化交易电量及占比..................................................................16图20：四川水电市场化交易电价（元/千瓦时）..............................................16图21：大渡河流域及梯级水电开发平面图.......................................................18图22：2020年主要流域弃水量（亿千瓦时）.................................................18图23：主要水电公司度电净利和归母净利（元/千瓦时）................................18图24：2025年四川省际联网工程规划示意图.................................................19图25：川渝地区电力需求增速高于全国平均...................................................19图26：云南省发电量、用电量（亿千瓦时）及增速........................................22图27：云南省年度市场化交易电价（元/千瓦时）...........................................22图28：云南省月度市场化交易电价（元/千瓦时）...........................................22图29：云南省市场化交易电量及占比..............................................................22图30：主要流域投资主体水电装机增量相较已投产装机弹性..........................23图31：主要流域投资主体水电上网电价（元/千瓦时）...................................24图32：主要水电公司度电收入（元/千瓦时）..................................................25图33：主要水电公司度电折旧摊销（元/千瓦时）...........................................25图34：主要水电公司度电净利润（元/千瓦时）..............................................25图35：主要水电公司度电经营性现金流（元/千瓦时）...................................25图36：主要水电公司分红率.............................................................................26图37：主要水电公司股息率.............................................................................26表1：金沙江/雅砻江/大渡河/澜沧江流域在建/拟建及规划水电站情况...............7表2：“十四五”规划提出九大清洁能源一体化基地...........................................10表3：各流域“十四五”新能源装机规划..............................................................11表4：长江电力梯级电站情况...........................................................................13表5：长江电力各电站上网电量及电价情况.....................................................13表6：长江电力主要在手抽蓄项目梳理............................................................14敬请阅读末页的重要说明31ZBYzQmRpMnMsMpMnQrOrQaQ9RaQpNrRpNpMlOpOnNiNnMmMbRnMtOvPnQmOuOsOqM行业深度报告表7：雅砻江梯级水库单库和联合优化调度结果比较......................................16表8：雅砻江水电各电站上网电量及电价情况.................................................17表9：雅砻江水电开发规划...............................................................................17表10：国能大渡河各电站上网电量及电价情况...............................................19表11：国能大渡河在建水电项目情况..............................................................20表12：华能水电各电站上网电量及电价情况...................................................21表13：主要流域“十四五”、“十五五”常规水电装机增量（万千瓦）.................23表14：主要水电公司“十四五”新能源装机规划（万千瓦）..............................24敬请阅读末页的重要说明4行业深度报告一、水电开发进程过半，主要流域装机弹性仍存1、水能资源集聚十三大基地，开发程度超60%作为技术成熟，清洁高效的可再生能源，水电在我国电力供应中承担着不可替代的重要作用。一方面，大中型水电站同时兼顾了防洪、供水、灌溉、航运、生态保护等综合功能，是保障社会经济高质量发展的重要基础设施。另一方面，水电是电力系统重要的调节电源，在新能源高比例接入的新型电力系统中，能发挥调节能力与风电、光伏发电配合运行，平抑风光新能源发电出力波动，促进新能源大规模开发与高比例消纳。根据中国水电发展远景规划，到2030年我国水电装机容量将达到5.2亿千瓦，其中，常规水电4.2亿千瓦，抽水蓄能1亿千瓦，水电开发程度约60%；到2060年，水电装机将达到约7.0亿千瓦，其中，常规水电5.0亿千瓦，新增扩机和抽水蓄能2.0亿千瓦，水电开发程度73%，基本达到西方国家的开发水平，水电仍有不小的发展空间。我国优质大水电资产主要集中在十三大水电基地内，目前开发程度超60%。金沙江、长江上游、雅砻江、澜沧江干流、大渡河、怒江等基地的水能资源尤为富集，主要流域的开发权已经完成分配，由国家能源集团、国家电投、华能集团、华电集团、大唐集团以及三峡集团等进行开发。根据最新统计结果，我国水能资源技术可开发装机容量约为6.87亿千瓦，年均发电量约为3万亿千瓦时。截至2022年底，我国常规水电已建装机规模约为4.14亿千瓦，约占技术开发量的60.3%，主要大江大河特别是中下游干流的水电开发基本完成，全国主要流域梯级水电站库群联合调度运行管理格局初步形成。剩余技术可开发资源主要集中在西南地区，金沙江上游、雅砻江、大渡河等主要河流仍有一定开发潜力。图1：我国水电装机量（万千瓦）及同比增速图2：主要流域水电开发情况（截至2021年底）45,000水电装机量同比增速14%9000技术可开发量已建规模在建规模40,00035,00012%800030,000700025,00020,00010%600015,00010,0008%50005,000400006%30004%200010002%00%资料来源：iFinD、招商证券资料来源：《我国流域梯级水电开发的回顾与展望》、招商证券2、主要流域装机仍有较大弹性，即将迎来新一轮投产高峰主要流域在建/拟建电站规模超2500万千瓦，“十四五”、“十五五”将迎来投产高峰。目前，金沙江/雅砻江/大渡河/澜沧江流域已投产水电站装机规模分别为6142/1920/1739.5/2135万千瓦。在建水电站中，金沙江流域的叶巴滩水电站（224万千瓦）、巴塘水电站（75万千瓦）等预计自2025年起陆续投产；雅砻江流域的卡拉电站（102万千瓦）和孟底沟电站（240万千瓦）首台机组预计分别于2029、2031年投产，牙根一级水电站（30万千瓦）已获得核准，预计首敬请阅读末页的重要说明5行业深度报告台机组于2029年投产；大渡河流域的双江口电站（200万千瓦）、金川电站（86万千瓦）、沙坪一级电站（36万千瓦）、枕头坝二级电站（30万千瓦）预计自2024年起陆续投产；澜沧江流域西藏段的如美电站（260万千瓦）及云南段的托巴电站（140万千瓦）正在建设中，托巴电站首台机组预计于2024年投产。雅砻江、大渡河、澜沧江装机均有较高增长潜力，其中大渡河短期内装机弹性最高，金沙江增量主要来自上游。从各个流域的在建和规划装机情况来看，金沙江在建装机620.6万千瓦，占已投产装机的10.1%，在建+拟建装机860.6万千瓦，占已投产装机的14.0%，规划装机1212万千瓦，占已投产装机的19.7%，增量主要在上游流域；雅砻江在建装机342万千瓦，占已投产装机的17.8%，在建+拟建装机777万千瓦，占已投产装机的40.5%，规划装机325万千瓦，占已投产装机的16.9%；大渡河在建装机538.2万千瓦，占已投产装机的30.9%，在建+拟建装机835.2万千瓦，占已投产装机的48.0%，规划装机126万千瓦，占已投产装机的7.2%；澜沧江在建装机400万千瓦，占已投产装机的18.7%，在建+拟建装机760万千瓦，占已投产装机的35.6%，规划装机461.8万千瓦，占已投产装机的21.6%。雅砻江、大渡河、澜沧江水电站在建+拟建规模占当前已投产规模的比重较高，并且将集中于“十四五”、“十五五”期间投产，有望获得较大的业绩增长弹性。图3：金沙江/雅砻江/大渡河流域水资源示意图资料来源：《长江电力价值手册2022》、各公司公告、雅砻江水电债券募集说明书、招商证券敬请阅读末页的重要说明6行业深度报告图4：澜沧江流域水资源示意图资料来源：北极星电力网、华能水电公司公告、招商证券表1：金沙江/雅砻江/大渡河/澜沧江流域在建/拟建及规划水电站情况流域在建/拟建电站装机规模预计投产时间建设进度建设主体调节能力（万千瓦）在建华电集团季调叶巴滩水电站2242025年起在建华电集团季调在建华电集团日调拉哇水电站2002026年起在建华电集团日调拟建华电集团日调巴塘水电站752025年在建川投能源日调860.6规划电站金沙江昌波水电站82.62029年起14.0%规划/已建1212旭龙水电站2402030年起拟建雅砻江水电拟建雅砻江水电19.7%银江水电站392025年拟建雅砻江水电日调日调在建电站620.6在建+拟建电站在建雅砻江水电日调日调（与两河口在建/已建10.1%（在建+拟建）/已建在建雅砻江水电联合运行时具有777规划电站年调能力）牙根一级水电站302029年起40.5%规划/已建日调在建中国电建牙根二级水电站2402033年起在建325在建国能大渡河楞古水电站1652035年起在建国能大渡河16.9%在建日调雅砻江孟底沟水电站2402031年起在建华能集团年调拟建国能大渡河日调大渡河卡拉水电站1022029年起拟建国能大渡河日调澜沧江342在建+拟建电站拟建国能大渡河在建电站17.8%（在建+拟建）/已建拟建国能大渡河/74.6拟建国能大渡河日调在建/已建2002025年835.2国能大渡河日调巴拉水电站862024年起48.0%国能大渡河日调双江口水电站111.62025年起在建日调金川水电站302024年起在建规划电站日调硬梁包水电站362025年起拟建规划/已建日调枕头坝二级水电站402025年起拟建华能水电126沙坪一级水电站72华能水电7.2%安宁水电站113在建+拟建电站华能水电年调巴底水电站30（在建+拟建）/已建华能水电季调丹巴水电站42老鹰岩一级水电站538.22035年/老鹰岩二级水电站30.9%2024年起季调260在建电站140在建/已建210如美水电站150托巴水电站古学水电站班达水电站敬请阅读末页的重要说明7行业深度报告在建电站400在建+拟建电站760规划电站461.8规划/已建21.6%在建/已建18.7%（在建+拟建）/已建35.6%在建+拟建合计2935.8资料来源：各公司公告、雅砻江水电债券募集说明书、国电大渡河债券募集说明书、招商证券注：在建电站的口径为已实现截流的电站；拟建电站的口径为已出具可研和预可研电站3、梯级联调增量，风光水储协同，扩机与抽蓄共舞（1）梯级电站联合调度，多重效益凸显水电出力受季节影响波动明显，联合调度可一定程度上熨平波动。流域梯级水电站联合调度，指的是流域内一群相互间具有联系的梯级水库和水电站以及相关工程设施进行统一的协调调度，通过优化调度使各个水库和水电站的作用和效益达到最大化。一方面，流域梯级电站的联合调度可以通过具有年调节性能的水库拦蓄丰水期来水，减少无益弃水，补充枯水期水量以提高枯水期发电量，缓解丰枯期电力供需矛盾，一定程度上熨平水电的出力波动，提高电网运行安全性。另一方面，在满足防洪要求的前提下，通过联合调度可适当提前每年的汛后蓄水时间，延迟汛前水位消落时间，尽量在非汛期保持较高的平均运行水头。图5：水电月度发电量（亿千瓦时）图6：水电月度利用小时数2020年2021年2022年2023年2020年2021年2022年2023年8月9月10月11月12月5008月9月10月11月12月1,6004001,4003001,2002001,00010080006003月4月5月6月7月400资料来源：iFinD、招商证券20003月4月5月6月7月资料来源：iFinD、招商证券以长江电力为例：因三峡电站所有机组过流能力大于葛洲坝电站，当预报三峡来水大于葛洲坝所有机组过流能力时，可以通过降低三峡电站的发电流量来匹配葛洲坝电站机组，尽量让来水依次通过三峡、葛洲坝电站机组过流，从而增加葛洲坝电站的发电量。2014年，公司向家坝、溪洛渡电站投产后开启“四库联调”，年节水增发电量接近100亿千瓦时，三峡、葛洲坝、溪洛渡及向家坝四座电站近年的实际发电量，均已经超过各自设计电量。随着乌东德、白鹤滩水电站投产，“四库联调”升级为“六库联调”，增发电量进一步提升。根据公司2022年度暨2023年第一季度业绩说明会，六库联调后将额外增发电量60-70亿千瓦时。敬请阅读末页的重要说明8图7：通过联合调度减少电站弃水示意图行业深度报告图8：三峡电站运营后通过联调增加葛洲坝电站发电量资料来源：《长江电力价值手册2022》、招商证券资料来源：《长江电力价值手册2022》、招商证券（2）提升系统稳定性，风光水储一体化协同空间广阔水电可平抑新能源出力波动，增强系统调节能力，“双碳”目标下优势更加明显。风、光资源在时空上的随机性、间歇性所导致的风、光出力的频繁波动，极大地加剧了电网调峰、调频的压力，对电力系统的安全稳定运行影响较大。充分发挥水电调节速度快、能源可存储等优点，能有效缓解间歇性能源出力波动给电力系统带来的影响，更好地发挥促消纳、保安全作用。以西南区域可再生能源开发基地为例，拓展水风光储一体化基地建设，可以充分利用有效库容调节风光出力波动，成为了风、光等多能互补开发的重要互补能源，这也是目前解决大规模间歇性能源电力外送的有效途径之一。图9：电力系统灵活性不足原理图10：水光互补后的功率图资料来源：《中国电力系统灵活性的多元提升路径研究》、招商资料来源：《长江电力价值手册2022》、招商证券证券四川、云南两省借助自身的水电资源优势，布局多个水风光综合能源基地。2021年3月，新华社公布《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》。根据规划，十四五期间将重点发展九大清洁能源基地。2022年4月，云南省政府发布关于加快光伏发电发展若干政策措施指出，重点支持金沙江下游、澜沧江中下游、红河流域、金沙江中游、澜沧江金沙江上游“风光水储”等6个多能互补基地，争取3年时间全面开工并基本建成。《四川省“十四五”电力发展规划》指出，以金沙江上下游、雅砻江、大渡河中上游等为重点，规划建设水风光一体化可再生能源综合开发基地。➢金沙江上游：按风光水储一体化方式建设，主要建设内容包括金上川藏段水电、沿江配套风光电，规划装机容量超3000万千瓦。其中，金上川藏段水敬请阅读末页的重要说明9行业深度报告电装机接近1000万千瓦。2023年6月，金上基地西藏昂多1800兆瓦光伏发电项目开工建设，是全球在建规模最大，海拔最高的清洁能源项目，建成后年计划发电量35.5亿千瓦时；西藏贡觉拉妥800兆瓦光伏发电项目开工建设，建成后年计划发电量为16亿千瓦时。➢金沙江下游：目前，金沙江下游风光资源总量约2048万千瓦。“十四五”期间，基地新建风电、光伏项目的总装机规模预计超1500万千瓦，预计带来直接总投资超900亿元。截至目前，金沙江下游云南侧首批270万千瓦风光项目已列入《国家第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电、光伏基地建设项目清单》，且部分项目已顺利实现开工建设，小羊窝50兆瓦光伏电站已于2022年9月建成投产。➢雅砻江：按照整体规划，雅砻江规划了22座梯级电站，共计3000万千瓦的装机规模。初步计算，雅砻江流域沿岸两侧风电、光电可开发量超过4000万千瓦。“十四五“期间，雅砻江一体化基地规划装机5711万千瓦，包括水电2658万千瓦、光伏发电2603万千瓦、风电450万千瓦；规划布局抽水蓄能站点4个，装机570万千瓦。➢大渡河：国能大渡河公司已成功取得雅安市85万千瓦风光项目开发权，瀑布沟水风光一体化基地成为四川省首批获准实施的一体化项目。公司负责人指出，公司将力争到2025年形成新能源开发“152格局”，即资源储备超1000万千瓦，核准备案开工500万千瓦，投产200万千瓦，打造大渡河上游阿坝州、中下游瀑布沟两个千万千瓦级水风光一体化清洁能源示范基地。➢澜沧江：华能水电党委书记、董事长袁湘华指出，公司将结合流域存量水电扩机、抽水蓄能电站建设，配套再开发流域新能源3800万千瓦，最终形成4000万千瓦水电装机，6000万千瓦新能源装机。预计到“十五五”末，澜沧江流域一体化基地（云南段+西藏段）总装机规模超过5500万千瓦，其中水电装机超3300万千瓦，新能源装机约2200万千瓦。1）澜沧江云南段风光一体化基地按照“水+风+光”的一体化互补开发模式，以单位千瓦投资和有效单位度电投资较小、弃风弃光率较小为原则，测算基地总规模4000万千瓦，其中水电2500万千瓦，风电55万千瓦，光伏发电1450万千瓦。预计“十四五”风光建设规模1000万千瓦，2030年全部建成投产。同时，按照不削弱系统调峰能力、促进新能源电力消纳原则，在经济合理的条件下，梯级水电可扩机约600万千瓦。2）澜沧江西藏段风光一体化基地采取水电+光伏互补的开发模式，先期开发可再生能源2000万千瓦，其中水电1000万千瓦，光伏超1000万千瓦，后期结合流域水电扩机、开发流域抽水蓄能300-500万千瓦，配套开发新能源1300万千瓦。表2：“十四五”规划提出九大清洁能源一体化基地基地名称省份相关规划松辽清洁能源基地黑龙江、吉林、辽辽宁：推动清洁能源建设，其中风电3.3GW，光伏1.5GW；黑龙江：宁“十四五”启动三大千万千瓦级别能源基地建设；吉林：2025年新能源装机达到3000万千瓦。冀北清洁能源基地河北北部河北：2025年风电、光伏发电装机容量分别达到4300万千瓦、5400万千瓦。黄河几子湾清洁能源基地内蒙古、宁夏宁夏：2025年新能源装机达到4000万千瓦；内蒙古：“十四五”末可再生能源装机超1亿千瓦。河西走廊清洁能源基地甘肃甘肃：2025年，全省风光电装机达到5000万千瓦以上。敬请阅读末页的重要说明10行业深度报告黄河上游清洁能源基地青海青海：2030年全省风电、光伏装机1亿千瓦以上、清洁能源装机金沙江上游清洁能源基地四川超1.4亿千瓦。贵州四川：2025年底建成光伏、风电装机容量各1000万千瓦。雅砻江清洁能源基地贵州：打造乌江、北盘江、南盘江、清水江“水风光一体化”千万云南千瓦级可再生能源开发基地。2025年发电装机突破1亿千瓦。金沙江下游清洁能源基地云南：建设金沙江下游、澜沧江中下游、红河流域“风光水储一体新疆化”基地及“风光火储一体化”示范项目新能源装机共1500万千新疆清洁能源基地瓦。新疆：建成/推进建设准东、哈密北和南疆环塔里木千万千瓦级清资料来源：新华社、招商证券洁能源基地/保障区。表3：各流域“十四五”新能源装机规划流域水电光伏风电抽蓄扩机金沙江上游约1000万千瓦约2000万千瓦//金沙江下游/超1500万千瓦//雅砻江流域2658万千瓦2603万千瓦450万千瓦570万千瓦大渡河流域/2025年前新能源投产200万千瓦，资//澜沧江流域-云南段/源储备超1000万千瓦，核准备案开工澜沧江流域-西藏段1000万千瓦/600万千瓦500万千瓦”十四五”期间新能源建设规模1000万300-500万千瓦千瓦，2030年前全部投产前期建设光伏超1000万千瓦，后期配套1300万千瓦新能源资料来源：各公司公告、各公司官网、四川省发改委、招商证券（3）用好存量做好增量，扩机和抽蓄经济效益明显水电扩机主要通过对拥有调节水库的已建水电站进行扩建，具有投资少、造价低、工期短的优点。相较新建水电站，水电扩机增容审批手续简化、工期短、投资少，投资主要是机电和厂房，静态投资约2000～3000元/千瓦，仅是新建水电的20%～30%，经济性较好。挪威、美国等国水电开发较早且水电富集，已将存量水电扩机增容作为本国水电装机容量增加主要方式。我国南方区域澜沧江、金沙江、乌江、红水河等流域部分调节能力较好的水电站均具备扩机条件，积极推进水电扩机，不仅可以提高水能利用率、增强系统日内调峰能力，还有助于保障电网安全稳定运行，提高电力系统整体效率。《“十四五”可再生能源发展规划》提出，在中东部及西部地区，适应新能源的大规模发展，对已建、在建水电机组进行增容改造。科学推进金沙江、雅砻江、大渡河、乌江、红水河、黄河上游等主要水电基地扩机。新能源快速扩张下，抽水蓄能装机有望稳步提升。抽水蓄能电站具有调峰、填谷、储能等多种功能，启停灵活、反应速度快、调峰能力强，是建设新型能源体系、实现‘双碳’目标的重要支撑。随着常规水电的开发进度逐渐放缓，为适应新型电力系统建设和大规模高比例新能源发展的需要，国家能源局发布《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》，提出至2025、2030年，我国抽水蓄能装机将分别达到62/120GW。截至2022年底，我国抽水蓄能已建、在建装机规模达到1.67亿千瓦，其中，已建规模4579万千瓦，约占全球抽水蓄能装机的26.2%，位居世界首位。同时还有接近2亿千瓦的抽水蓄能电站正在开展前期勘察设计工作。分区域来看，华东区域抽蓄已建装机容量最大，南方、华北区域次之；华中区域抽蓄在建装机容量最大，其次为华东和华北区域。敬请阅读末页的重要说明11行业深度报告图11：我国各地区抽蓄投产装机规模（万千瓦）图12：我国各地区抽蓄在建装机规模（万千瓦）2000172635003330180030001600250026032250140012001028200017801000907800150010006004994108905006406204002009000华中华东华北西北南方东北西南华东南方华北华中东北西南西北资料来源：《抽水蓄能产业发展报告2022》、招商证券资料来源：《抽水蓄能产业发展报告2022》、招商证券敬请阅读末页的重要说明12行业深度报告二、雅砻江度电指标优异，大渡河改善弹性充足1、长江电力：乌白注入大幅提升发电量，外送电价提升拓宽盈利空间坐拥长江优质水资源，乌白注入装机再迈新台阶。公司下属6座水电站均位于长江及金沙江干流区域，常年来水丰富且来水情况稳定，公司拥有国内最优的水电资源禀赋。装机容量是水电公司的关键竞争力，随着乌白电站注入，公司装机容量再迈新台阶，公司控股水电装机增加至7169.5万千瓦，相比注入前增长57%。在全球12大水电站中，公司拥有5座，在国内十大水电站中占据前五名。根据公司历史数据，随着每次新水电站注入，装机容量上升一个台阶，公司营业收入、利润均会出现较大增长，呈“阶跃式”上升。此外，随着乌东德、白鹤滩水电站投产，“四库联调”升级为“六库联调”，增发电量进一步提升。根据公司2022年度暨2023年第一季度业绩说明会，六库联调后将额外增发电量60-70亿千瓦时。表4：长江电力梯级电站情况水库电站葛洲坝三峡向家坝溪洛渡乌东德白鹤滩175380600975825正常蓄水位/m661453705609527854505212974206防洪水位/m季调节2250季调节年调节季调节年调节总库容/m³7640138610201600调节能力日调节装机容量273.5资料来源：公司公告、招商证券乌白外送电价落地，高电价地区输电比例上升增厚利润。2020年12月，国家发改委价格司明确乌东德电站送广东、广西采用倒推机制，送广东优先发电计划电量分为保量保价和保量竞价部分，保量保价电量落地电价为0.421元/千瓦时，倒推至上网侧为0.3132元/千瓦时，保量竞价电量通过落地端市场化方式形成；送广西优先发电计划电量落地电价为0.35元/千瓦时，倒推至上网侧为0.2543元/千瓦时。白鹤滩电站向江苏、浙江地区输电，两省落地电价为0.4388元/千瓦时，输电价格分别为8.36/8.14分/千瓦时，倒推送浙上网电价为0.323元/千瓦时，送苏上网电价0.325元/千瓦时，均高于公司约0.27元/千瓦时的历史上网均价。此外，根据公司业绩会说明，预计今年乌白电价向高电价地区输送电量比例从60%提高至80%，有望进一步增厚利润。表5：长江电力各电站上网电量及电价情况电站丰水期电量枯水期电量上网电价（元/千瓦时）0.2613三峡广东50%、华东广东16%、华东上海市0.278350%，超过区域设32%和华中52%按浙江省0.2359计输电能力送华中江苏省0.2227电量比例消纳安徽省0.2420消纳湖北省0.2333湖南省0.2481江西省0.2326河南省0.3023广东省敬请阅读末页的重要说明13行业深度报告重庆：40亿千瓦时/年重庆市0.2230葛洲坝华中、华东区域送湖北基数电量上网电价为每千瓦时0.18833元，送湖北基数向家坝外电量上网电价为每千瓦时0.24628元，送湖南、河南、江西溪洛渡电量上网电价为每千瓦时0.2463元，送华东电量上网电价为每千瓦时0.255元上海四川15%、云南上网电量（市场化电量除外）与国网公司结算电价为每千瓦时15%、上海70%0.2892元；市场化交易电量电价按照交易结果执行左岸：上网电量（市场化电量右岸：上网电量（市场化电量除浙江50%、广东四川15%、云南除外）与国网公司结算电价为外）与南网公司结算电价为每千50%15%、浙江35%、每千瓦时0.2892元；市场化瓦时0.31681元；市场化交易广东35%交易电量电价按照交易结果电量电价机制由购售双方协商执行确定/云南留存60亿千瓦当月云南省内市场化交易平均价格（2023年8月云南省清洁能时/年源交易平均价格为0.14091元/千瓦时）乌东德广东：2021-2025年优先发电计划198保量保价（送广东）0.3132亿千瓦时，2022年起逐年增加10%比例保量竞价（送广东）参考广东各月月度市场化交易放开部分电量结果确定广西：2021-2025年优先发电计划119送广西0.2543亿千瓦时白鹤滩留存四川100亿千瓦时，通过置换方式留送浙江0.3230存云南40亿千瓦时，其余电量外送浙江、送江苏江苏进行消纳，比例约占80%。在过渡期，送江西0.3250按照国家协调意见，部分电量由江西等省留存四川0.2111市消纳留存云南（置换）0.2452参照云南各月月度市场化交易结果确定资料来源：《长江电力价值手册2022》、公司公告、招商证券聚焦多能互补，高质量推进金下水风光储一体化基地建设。➢抽水蓄能：公司首座抽水蓄能电站——甘肃张掖抽蓄电站顺利开工，并已锁定项目资源规模3000-4000万千瓦（接近两个三峡电站的装机规模），积极稳妥推进项目资源获取和开工建设。➢新能源：公司充分发挥水电与新能源的互补特性，聚焦大水电为基础的水风光一体化可再生能源综合基地开发，打造“抽水蓄能+新能源”业务发展模式。目前，正全力推进金沙江下游超1500万千瓦水风光储一体化大基地开发建设工作。十四五”期间，公司总新能源装机规划力争突破千万千瓦级规模，其中风电装机占比约为30%，光伏装机占比约为70%。表6：长江电力主要在手抽蓄项目梳理总装机量（万千瓦）抽蓄项目140张掖抽水蓄能电站项目410黄柏河流域抽水蓄能项目120重庆市涪陵区太和抽水蓄能电站120建始东龙河（石家湾）抽水蓄能电站项目30湖北白龙潭抽水蓄能电站项目120房县吴山沟抽水蓄能电站100120青龙冰沟抽水蓄能电站120巫山大溪抽水蓄能电站120重庆奉节菜籽坝抽水蓄能电站180溆浦大江口抽水蓄能电站湖南攸县广寒坪抽水蓄能电站敬请阅读末页的重要说明14行业深度报告安徽休宁里庄抽水蓄能电站120河南巩义后寺河抽水蓄能电站120120湖南宁乡抽水蓄能电站120江西寻乌抽水蓄能电站2060合计资料来源：公司公告、招商证券优质运营型现金流资产，高分红率凸显类债资产价值。公司经营稳定、财务报表扎实稳健，利润及现金创造能力突出，多年来持续通过高比例现金分红方式和股东分享经营成果。2016年以来，公司分红率保持在60%以上。公司承诺十四五期间分红率不低于70%，2022年分红总额200.92亿元，对应过渡期（22M2-12）归母净利润100%分红率，对应全年归母净利润分红率高达94%，远超公司承诺2021-2025年每年不低于70%的分红率。从股息率来看，公司2016年以来股息率保持在3.6%以上，常年高于十年期国债到期收益率0.5pct以上，2022年度股息率同比上升0.2pct，达到3.8%。图13：长江电力现金分红规模（亿元）和分红比例图14：长江电力股息率与十年期国债到期收益率对比250分红规模分红比例100%6%股息率十年期国债到期收益率20080%5%15060%4%3%10040%2%5020%1%00%0%2016年2017年2018年2019年2020年2021年2022年2016年2017年2018年2019年2020年2021年2022年资料来源：iFinD、招商证券资料来源：iFinD、招商证券2、雅砻江水电：联合调度优势明显，“量+价”弹性充足（1）新增装机+联合调度，发电量有望持续增长雅砻江是金沙江第一大支流，装机规模为全国梯级水库第三。雅砻江水能资源十分丰富和集中，水量丰沛、落差大，在全国规划的十三大水电基地中规模位居第三，规划开发22座梯级电站，干流技术可开发总装机规模约3000万千瓦，约占四川省技术可开发量的24％。据统计，长江流域开发的大型骨干水电站中，装机容量为200～500万千瓦的有17座，其中雅砻江流域已投产发电就有5座（锦屏一级、锦屏二级、官地、桐子林、二滩水电站）。目前，雅砻江已投产水电和新能源装机近2100万千瓦，在建水电项目装机372万千瓦，在建新能源及抽水蓄能项目装机262.8万千瓦。雅砻江流域清洁能源示范基地全部建成后总规模超1亿千瓦，年发电量约3000亿千瓦时。梯级水库优化调度能够显著提高流域水库群年发电量，并有效减少水库弃水，提高流域水能资源利用效率。据计算，采用联合优化调度后，雅砻江各座水库年均发电量分别为115.48、67.24、190.14、254.16、112.84、170.05和27.04亿千瓦时，共计936.96亿千瓦时，与单库简化运行结果相比增发电量75.06亿千瓦时（+8.7%）。雅砻江各座水库年均弃水量有所减少，各级水库弃水量减少敬请阅读末页的重要说明15行业深度报告9.5%~30.8%，梯级水库群年均弃水373.67亿方，与单库调度结果相比减少135.74亿方（-26.6%），水能资源利用效率显著提升。表7：雅砻江梯级水库单库和联合优化调度结果比较水库电站两河口杨房沟锦屏一级锦屏二级官地二滩桐梓林梯级78.48102.3464.22509.41单库弃水量/亿m³12.0342.31104.91105.1256.1977.9345.21373.6722.2924.4119.01135.74联调弃水量/亿m³10.8929.3074.0680.0928.4%23.9%29.6%26.6%103.95155.5923.35861.90弃水量减少/亿m³1.1413.0130.8425.03112.84170.0527.04936.968.9014.463.7075.06弃水量减少比例9.5%30.8%29.4%23.8%8.6%9.3%15.8%8.7%单库发电量/亿千瓦时111.5962.17172.61232.64联调发电量/亿千瓦时115.4867.24190.14254.16增发电量/亿千瓦时3.895.0717.5321.52增发电量比例3.5%8.2%10.2%9.3%资料来源：《雅砻江梯级水库电站中长期联合优化调度研究》、招商证券（2）电力供需格局优化，外送和省内电价均有望提升省内用电需求增速较高，市场电占比过半，有助于电价上升。近年来，随着四川省经济的快速发展。省内用电量增速逐渐超过发电量增速，省内供需格局持续改善。2018-2022年，四川省外送电量由1333.25亿千瓦时增长至1589.71亿千瓦时，年均复合增速为4.50%；留川及外购电量由232.01亿千瓦时增长至424.74亿千瓦时，年均复合增速为16.32%。根据四川电力交易中心数据，四川市场化交易电量占比较高，且近年来呈现持续上升的趋势，2022年达到54.9%。2022年四川省水电市场化交易均价为0.224元/千瓦时，同比+7.0%。预计随着省内供需格局持续改善，市场化交易电价将进一步提高，带动水电上网电价上涨。图15：四川发电量、用电量（亿千瓦时）及同比增速图16：四川外送电量及用电量（亿千瓦时）发电量用电量发电量增速用电量增速外送电量用电量5,00016%60004,00014%3,00012%50002,00010%1,0008%40006%04%300026362865327534472%20000%24591590-2%2022年2015年2016年2017年2018年2019年2020年2021年1000133313241364136802018年2019年2020年2021年资料来源：iFinD、招商证券资料来源：iFinD、北极星电力网、招商证券图17：四川市场化交易电量（亿千瓦时）及占比图18：四川水电市场化交易电价（元/千瓦时）市场化交易电量全社会用电量0.250.2230.2190.2090.224市场化交易电量占比60%0.20.2044,00050%0.153,00040%2,00030%0.120%0.051,00010%00%02018年2017年2018年2019年2020年2021年2022年2019年2020年2021年2022年敬请阅读末页的重要说明16行业深度报告资料来源：四川电力交易中心、招商证券资料来源：四川电力交易中心、北极星售电网、招商证券2022年7月，江苏省将锦官电源组送苏电价形成机制完善为“基准落地电价+浮动电价”机制。其中，基准落地电价为江苏省燃煤发电基准电价0.391元/千瓦时，浮动电价参照江苏省煤电市场交易结果，上浮空间由送、受双方按照1:1比例分享。从2022年8月1日起，锦官电源组送江苏上网电价提升至0.3195元/千瓦时。受益于外送电价提升，雅砻江水电2022Q4上网电价为0.288元/千瓦时，同比+18.10%；2023Q1/Q2/H1分别达到0.314/0.342/0.325元/千瓦时，同比提升4.64%/16.7%/9.84%。电价提升弥补了上半年水电发电量下滑的影响，2023H1公司水电板块归母净利润24.87亿元，同比16.2%。预计在外送电价上涨，省内供需格局优化，市场化进程加速的综合影响下，公司水电上网电价有望进一步提升，长期盈利增长可期。表8：雅砻江水电各电站上网电量及电价情况电站电量分配情况上网电价（批复电价，元/千瓦时）锦屏一级锦官电源组共1080万千瓦装机，其送江苏0.3195锦屏二级中送江苏640万千瓦、四川240万千留存四川0.2811官地电站瓦、重庆200万千瓦送重庆0.3201二滩电站留存四川约70%，送重庆30%送重庆0.2689留存四川0.2685杨房沟通过雅湖直流送往湖南、江西等地消纳，目前电价结算机制亦尚未明确两河口全部留存四川枯水期电价上浮24.5%，丰0.3766（过渡期）桐子林全部留存四川水期电价下浮24%0.2974资料来源：四川电力交易中心、雅砻江水电债券募集说明书、招商证券积极拓展新能源业务，打造绿色清洁能源品牌。雅砻江水电公司实施绿色能源开发两个“四阶段”战略，即水能资源开发“四阶段”战略和新能源及抽水蓄能开发“四阶段”战略，加快推进流域绿色清洁可再生能源示范基地建设，扩大新能源规模。根据公司规划，2030年以前，公司新能源装机将达到2000万千瓦左右，抽水蓄能装机将达到500万千瓦左右。截至2023年3月底，公司新能源装机为44万千瓦，暂无抽蓄装机，未来有较大的增长空间。表9：雅砻江水电开发规划资源类型2030年前2035年前本世纪中叶以前/发电能力达到3000万千瓦水电新增装机800万千瓦，发电能力达3000万千瓦合计5000万千瓦以上到2300万千瓦1000万千瓦新能源2000万千瓦抽水蓄能500万千瓦资料来源：雅砻江水电债券募集说明书、招商证券3、国能大渡河：基建设施优化，水电消纳困局有望得解大渡河开发条件优越，坐拥较为稀缺的水电资源。大渡河是长江上游二级支流、岷江最大支流，水量充沛，年径流量470亿立方米，干流河道全长超1000公里，天然落差约4000米，开发条件优越且靠近四川负荷中心，是我国不可多得的水能宝库。四川省对大渡河采用28级开发方案，总容量约2700万千瓦，占四川省水电资源总量的20%以上，上游、中游、下游分别规划10/8/10个梯级电站。敬请阅读末页的重要说明17行业深度报告图19：大渡河流域及梯级水电开发平面图资料来源：《大渡河流域水系连通性与水电梯级开发的耦合分析研究》、招商证券大渡河流域电站送出通道能力不足、网架局部阻塞严重，阻碍了水电的消纳。根据国家能源局通报，2020年，全国弃水主要发生在四川省，其主要流域弃水电量约202亿千瓦时，而四川省弃水主要集中在大渡河干流，约占全省弃水电量的53%。通道不畅是大渡河弃水电量居高不下的核心原因。跨省通道方面，四川省曾规划过雅安-武汉1000千伏特高压交流参与川电外送，但因该项目搁浅导致目前大渡河水电无专门通道外送，只能利用现有的较小容量跨省外送通道；而跨省通道在汛期只能优先供国调机组使用，有富余能力才会分配给大渡河等省调电站。省内通道方面，四川电网“强直弱交”问题突出，由于到省内负荷中心的通道容量受到电网安全约束，大渡河水电还面临省内通道受限的制约，形成局部断面受阻。大渡河的水电消纳问题关乎四川省电力供应保障能力，同时也对发电企业的发电效率和盈利能力带来了负面影响。图20：2020年主要流域弃水量（亿千瓦时）图21：主要水电公司度电净利和归母净利（元/千瓦时）大渡河干流度电净利润度电归母净利润0.140.090.090.120.12四川省主要流域0.100.090.090.080.060.06全国主要流域0.040.040.030.0201002003004000.00长江电力国投电力华能水电国电电力资料来源：国家能源局、招商证券资料来源：各公司公告、招商证券调度优先级较低，省内水电市场化电价折价明显，公司综合上网电价低于批复价，拖累盈利。根据四川省规划，国能大渡河全部上网电量参与省调，优先级低于国调和网调，并且无专门的外送通道。同时，公司电站多为日调及季调电站，发电量大多集中于丰水期，而四川的丰枯电价机制（丰水期电价较平水期下浮24%；枯水期较平水期上浮24.5%）导致公司上网电价整体偏低。此外，四川省近年来市场交易电量以水电为主，水电上网电价普遍存在折价的现象，导致四川省内消纳的水电电价普遍低于其批复电价。2019年四川省发改委出台了《关于再次降敬请阅读末页的重要说明18行业深度报告低四川电网一般工商业用电价格等有关事项的通知》，对于公司下属的电站电价进行批复；而根据四川省电力交易中心数据，2022年四川省水电市场化交易均价为0.2238元/千瓦时，低于公司下属大部分水电站的批复电价，一定程度上拖累了公司盈利。表10：国能大渡河各电站上网电量及电价情况电站优先发电量国家计划常规直接交易电量丰水期扶批复电价（含税，元枯水期丰水期合计外送电量枯水期丰水期贫电量/千瓦时）猴子岩3.9110.2614.171.0512.7718.372.240.33801.720.2974大岗山7.0815.7122.791.6019.5328.100.000.33410.440.2897瀑布沟12.8824.3037.182.2227.0438.910.950.29740.770.2782深溪沟2.364.657.010.414.967.130.2105/0.2105枕头坝一级2.215.077.280.445.417.78沙坪二级1.502.774.270.364.366.27龚嘴30.0045.0075.00///铜街子资料来源：国能大渡河债券募集说明书、国电电力公司公告、招商证券特高压线路的打通将打开消纳市场，将弃水电量转换为上网电量。根据《四川省“十四五”能源发展规划》《四川省“十四五”电力发展规划》和《重庆市能源发展“十四五”规划》，川渝特高压交流目标网架建设成为重点推进的项目，其中与促进水电消纳有关的项目有甘孜—天府南—成都东、阿坝—成都东、天府南—重庆铜梁1000千伏特高压交流输变电工程及其配套500千伏工程等。国家电网川渝1000千伏特高压交流工程已于2022年9月正式开工，计划于2025年夏季高峰前投运。川渝特高压线路建成后将连接四川、重庆的电源和负荷中心，川渝断面输电能力将由600万千瓦提升至1000万千瓦，有望大幅增加大渡河水电的消纳能力。川渝地区用电需求快速增长的背景下，大渡河公司盈利回升可期。随着成渝双城经济圈快速发展，四川和重庆的用电负荷有望保持快速增长趋势，预计2025年川渝最大负荷将分别超过8900万千瓦、3550万千瓦，分别比2020年增长10.5%、44.31%。在电力供给紧平衡的背景下，川渝地区市场化交易电价中枢有望上行，而随着水电参与市场化交易的比例不断提升，其上网电价也存在上浮趋势，从而为水电公司业绩增长提供支撑。图22：2025年四川省际联网工程规划示意图图23：川渝地区电力需求增速高于全国平均（亿度）4,000四川电力消费量重庆电力消费量3,500全社会用电量同比增速川渝电力消费量同比增速3,0002,5002017年2018年2019年16%2,00014%1,50012%1,00010%8%5006%04%2%0%2020年2021年2022年资料来源：北极星电力网、招商证券资料来源：iFinD、招商证券2025年前后大渡河流域将迎来新一轮电站集中投产，双江口电站将为下游电站带来增发电量。截至2022年底，公司在建水电站有双江口、金川、沙坪一级和敬请阅读末页的重要说明19行业深度报告枕头坝二级，合计装机容量352万千瓦，预计自2024年末开始逐步投产，2026年全部投产完成，在建项目全部投产后预计将增加年均发电量143亿千瓦时。此外，由于双江口电站具有年调节能力（正常蓄水位2500米，水库总库容28.97亿立方米，调节库容19.17亿立方米），可使大渡河干流梯级电站增加枯期电量67亿千瓦时，增加枯期出力176万千瓦，极大地提高流域梯级的电能质量，增加下游电站的发电效益。表11：国能大渡河在建水电项目情况水电项目总装机容量年均发电量投资额项目进展（万千瓦）（亿千瓦时）（亿元）2016年1月完成工程截流，首台机组计划于双江口水电站20077.07366.142024年投产发电金川水电站8634.86120.652019年11月开工建设，首台机组计划于2024年投产发电枕头坝二级水电站3015.032020年12月核准批复，首台机组计划于202595年投产发电沙坪一级水电站3616.352020年12月核准批复，首台机组计划于2025年投产发电合计352143.31581.79/资料来源：公司公告、四川省发改委、北极星水力发电网、招商证券集团转型目标明确，母公司国电电力承担装机重任，新能源装机有望快速增长。“十四五”期间，国家能源集团给分子公司下达的新能源新增总装机任务约1.2亿千瓦，远高于此前其公布的计划新增7000-8000万千瓦可再生能源数据。其中，仅光伏新增装机的目标就高达7000万千瓦左右。与此同时，国家能源集团在光伏领域的发展相较风电来说明显不足，截至2022年，集团的风电装机量为5373万千瓦，而光伏装机量仅为1640万千瓦。作为集团旗下重要的上市公司之一，母公司国电电力需承担起装机重任。据国电电力公告，公司“十四五”期间规划新增新能源装机3500万千瓦，2023年计划获取新能源资源超过1400万千瓦，核准1200万千瓦，开工960万千瓦，投产800万千瓦。4、华能水电：集团水电业务唯一整合平台，受益云南供需格局改善华能水电是华能集团水电业务的唯一整合平台，拥有澜沧江全流域干流水电资源的开发权。澜沧江发源于青藏高原唐古拉山，经由西藏、青海流入云南，自西双版纳流出国境，干流全长2153公里，目前已投产装机2195万千瓦，规模仅次于金沙江。公司作为云南省内最大的发电企业，拥有澜沧江干流全部水资源开发权（包括西藏境内流域）。公司外送电比例在50%左右，市场化电量占比较高。根据《2021-2023年澜沧江上游水电站送电广东购售电合同》和国家发展改革委国家能源局关于规范优先发电优先购电计划管理的通知》，2021-2023年澜沧江上游水电站全部上网电量送电广东省，优先发电计划电量236.0亿千瓦时，包含保量保价电量（200.0亿千瓦时）和保量竞价电量（36.0亿千瓦时）；超过年度优先发电计划电量的上网电量全部认定为市场化交易电量。其余电站电量进入云南电网，其中部分满足省内用电需求，部分通过云南电网再进入南方电网外送广东、广西及境外。根据公司2022年发电情况计算，公司市场化电量占比接近70%。敬请阅读末页的重要说明20保量保价电量0.3元/千瓦时，其余西电东送电量电价也高于公司均价。行业深度报告➢澜上点对网200亿千瓦时：保量保价，0.3元/千瓦时0.3000约为0.25➢澜上点对网36亿千瓦时：保量竞价，上网电价=0.3元/千瓦时-当月广东省约为0.25内市场化交易电量（包括年度长协和月竞）加权平均降幅。2021年广东省中长期电力市场一级市场成交电量2788.4亿千瓦时，平均成交价差-46.30.1720厘/千瓦时，计算可得上网电价为0.2537元/千瓦时。2022年起，广东电力约为0.21市场“价差模式”改为“绝对价格模式”。21➢澜上点对网市场电、其他电站网对网送广东：落地电价扣除输配电价后倒推。目前，西电东送框架协议电价还未确定。2016年西电东送框架协议价格广东落地电价0.4505元/千瓦时，扣减超高压输配电价0.082元/千瓦时、线损电价及云南省500千伏输电价0.0915元/千瓦时，计算可得上网电价为0.25278元/千瓦时。2019年云南送广东超高压输配电价下调至0.0755元/千瓦时，线损率6.57%，2023年云南省内500千伏输电价下调至0.064元/千瓦时，并且广东省燃煤标杆电价上调至0.4530元/千瓦时，预计该部分上网电价会有进一步提高。➢其他电站网对网送广西：落地电价扣除输配电价后倒推。广西燃煤标杆电价为0.4197元/千瓦时，预计上网电价低于广东。➢其余电站留存云南电量：留存云南的部分中，漫湾等水电站不参与市场化交易，批复电价为0.172元/千瓦时；其余电站上网电价根据云南当月市场化交易结果确定，2022年云南省市场化交易电价为0.223元/千瓦时，水电市场化交易均价为0.20785元/千瓦时。表12：华能水电各电站上网电量及电价情况电站送电形式电量分配情况上网电价（元/千瓦时）2022年电量占比西电东送保量保价（广东）西电东送保量竞价（广东）澜沧江上游点对网200.020.0%西电东送市场化电量（广东）5座电站36.03.6%16.61.7%网对网246.724.6%西电东送市场化电量（广东+广西）其余电站云南省内78.77.9%省内优先电量（漫湾、徐村、老王庄等）消纳422.942.3%省内市场化电量（其余电站）资料来源：公司公告、招商证券装机增长空间较大，澜沧江西藏段潜在增量近800万千瓦。截至2023年6月底，公司拥有已核准的在建、筹建电站装机容量约656.30万千瓦，在建工程主要包括托巴水电站、新能源项目，以及澜上项目前期工作等。根据公司公告，澜沧江上游西藏段干流规划有8个梯级，根据规划，从上至下依次为侧格（12.9万千瓦）、约龙（12.9万千瓦）、卡贡（24万千瓦）、班达（150万千瓦）、如美（260万千瓦）、邦多（72万千瓦）、古学（210万千瓦），曲孜卡（40.5万千瓦），装机容量合计782.3万千瓦。澜沧江上游西藏段梯级具有一定的调节能力，流域周边太阳能资源较好，与水电能够形成一定的互补性，可打造西藏境内水、光互补的千万千瓦级清洁能源基地。高耗能企业带动省内用电需求，云南市场化交易电价有望上行。和四川省类似，由于水资源充裕，长期以来云南省的发电量增速快于用电量增速，导致省内上网敬请阅读末页的重要说明行业深度报告电价低廉。2017年以来，云南省依托能源资源优势，通过产能置换，先后开工并建设了一批水电铝项目，全省现有产能已达610万吨。随着全国电解铝“北铝南移、东铝西移”进程加快，云南主动承接产能转移，先后引进一批国内铝工业龙头企业，待全部项目建成后，产能将达800多万吨，接近全国电解铝产能的五分之一。在高耗能产业扩产的推动下，云南电力供需格局逐渐改善，加上较高的市场化交易电量占比带来了更多的价格弹性空间，云南省市场化交易电价呈现上行趋势，2022年云南市场化交易电价为0.223元/千瓦时，同比+10.1%。图24：云南省发电量、用电量（亿千瓦时）及增速图25：云南省年度市场化交易电价（元/千瓦时）发电量用电量发电量增速用电量增速市场化交易电价同比增速15%4,00010%0.2512%3,5005%3,0000%10%2,500-5%0.22,000-10%1,5008%1,0000.156%50004%0.12%0%0.05-2%0-4%2017年2018年2019年2020年2021年2022年资料来源：各公司公告、招商证券资料来源：各公司公告、招商证券图26：云南省月度市场化交易电价（元/千瓦时）图27：云南省市场化交易电量及占比（亿千瓦时）2020年2021年2022年2023年市场化交易电量全社会用电量0.30.253,000市场化交易电量占比80%0.22,5000.152,00060%0.11,5000.051,00040%50020%000%1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月2017年2018年2019年2020年2021年2022年资料来源：各公司公告、招商证券资料来源：各公司公告、招商证券澜沧江“双千万千瓦”清洁能源基地，助力“风光水储一体化”可持续发展。根据公司规划，“十四五”期间新增投产新能源装机1000万千瓦，其中80%为光伏，20%为风电，项目均位于云南段；到2035年，以建成投产世界第一高坝的如美电站为标志，全面建成澜沧江水风光一体化清洁能源基地，总装机容量突破8000万千瓦，新能源装机达到4000万千瓦，超过水电装机。截至2023年6月底，公司在运风电装机13.5万千瓦，光伏装机124.9万千瓦，清洁能源发电新增装机容量较2022年末增长125.04%。目前，公司在建光伏项目47个，装机容量合计344.4万千瓦。5、对比：大渡河短期装机弹性高，雅砻江度电指标最优，长电高分红高股息从所在流域常规水电的装机弹性来看，短期大渡河装机增量弹性最大，中长期内敬请阅读末页的重要说明22雅砻江水电装机有较大增长潜力。按照当前的在建和拟建装机量计算，金沙江流行业深度报告域拟于“十四五”剩余期间投产的水电装机约338万千瓦，于“十五五”及以后期间投产约522.6万千瓦；雅砻江流域的水电投产集中在“十五五”及以后期间，23规模约为777万千瓦；大渡河流域拟于“十四五”剩余期间投产的水电装机约为494.2万千瓦，于“十五五”及以后期间投产约341万千瓦；澜沧江流域拟于“十四五”剩余期间投产的水电装机约为140万千瓦，拟于“十五五”及以后期间投产约620万千瓦。分投资主体来看，国电电力下属的国能大渡河在建装机相较已投产装机的弹性最高，为31.8%，在建+拟建装机弹性也最高，为58.6%。尽管长江电力暂无新增水电站规划，但公司正在积极推进扩机增容，向家坝计划扩机135万千瓦，葛洲坝已完成增容47.5万千瓦，扩机增容规模合计182.5万千瓦，较已投产装机的弹性为2.5%。表13：主要流域“十四五”、“十五五”常规水电装机增量（万千瓦）流域“十四五”剩余期间增量弹性“十五五”及以后期间增量弹性金沙江3385.5%522.68.5%雅砻江00.0%77740.5%大渡河494.228.4%34119.6%澜沧江1406.6%62029.0%合计972.28.1%2260.618.9%资料来源：各公司公告、雅砻江水电债券募集说明书、国电大渡河债券募集说明书、招商证券图28：主要流域投资主体水电装机增量相较已投产装机弹性在建水电增量弹性在建+拟建水电增量弹性58.6%70%60%50%31.8%33.1%40.5%17.4%40%30%20%17.8%10%2.5%2.5%0%雅砻江水电国能大渡河华能水电长江电力资料来源：各公司公告、招商证券注：长江电力在建及拟建为扩机新投产水电纳入绿证核发范围，有望增厚水电运营商收入。2023年8月，国家发改委、财政部、国家能源局联合印发《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》，提出对2023年1月1日（含）以后新投产的完全市场化常规水电项目，核发可交易绿证。根据“中国绿色电力证书认购交易平台”数据，2023年1-7月风电、光伏绿证平均交易价格为30-50元/张。《通知》将新投产水电纳入绿证合法范围，有望进一步增厚水电运营商收入，随着后续绿证交易市场的不断完善，装机弹性较大的国能大渡河和雅砻江水电等将持续受益。从外送电量和电价水平来看，长江电力和雅砻江水电外送电占比较高，综合上网电价也较高，国能大渡河及华能水电上网电量主要留存当地消纳，电价较低。➢长江电力：上网电量主要送往华东、广东等区域消纳，外送电价较高。例如敬请阅读末页的重要说明公司三峡电站送上海电价为0.2613元/千瓦时，送浙江电价为0.2783元/千行业深度报告瓦时；白鹤滩电站送浙江电价0.3230元/千瓦时，送江苏电价0.3250元/千瓦时，均高于水电上网平均电价，因而公司综合上网电价也较高，在0.2724元/千瓦时左右。➢雅砻江水电：消纳区域主要为川渝和江苏地区，综合电价同样相对较高。公司锦官电源组送江苏电量占比约为60%，送苏电价为0.3195元/千瓦时；两河口电站留存四川，执行临时电价0.3766元/千瓦时（平水期）。➢国电电力：国能大渡河上网电量主要留存四川当地消纳，并接受省调。由于调度优先级靠后，且四川省水电电价存在折价，全省市场化交易电价低于公司大部分电站的批复电价，一定程度上拖累公司盈利。➢华能水电：公司电力消纳主要包括三种方式：澜上5座电站通过滇西北特高压点对网送广东，享受0.3元/千瓦时的高电价；其余电站发电量进入云南电网，一部分参与西电东送网对网送至广东、广西及境外，另一部分满足省内用电需求。据测算，公司2022年外送电占比约为50%，但由于留存云南省内消纳部分电价较低，优先计划电量电价仅为0.172元/千瓦时，拖累水电整体上网电价。图29：主要流域投资主体水电上网电价（元/千瓦时）长江电力雅砻江水电国电电力（水电板块）华能水电0.30.250.20.150.10.0502021年2022年2020年资料来源：各公司公告、招商证券从新能源装机规划来看，国电电力规划新增装机最多，其他三家公司新增装机量相当。长江电力“十四五”期间装机力争突破千万千瓦级规模，其中风电装机占比约为30%，光伏装机占比70%；雅砻江水电预计于2030年前实现风光装机量达到2000万千瓦左右，抽蓄规模达到500万千瓦左右；国能大渡河的母公司国电电力“十四五”期间拟新增新能源装机3500万千瓦；华能水电预计“十四五”期间新增新能源装机1000万千瓦，其中80%为光伏，20%为风电。表14：主要水电公司“十四五”新能源装机规划（万千瓦）公司“十四五”新能源装机规划长江电力1000（风电30%，光伏70%）雅砻江水电2000（到2030年前）国电电力（国能大渡河）3500华能水电1000（风电20%，光伏80%）资料来源：各公司公告、雅砻江水电债券募集说明书、招商证券雅砻江度电指标最优，长电充裕现金流支撑高分红。为了直观体现不同水电公司的经营效率和盈利能力，我们计算了2023年上半年长江电力、华能水电、雅砻江水电和国能大渡河的度电收入、利润等指标并进行对比。2023H1，长江电力、敬请阅读末页的重要说明行业深度报告雅砻江水电、国能大渡河、华能水电的水电发电量分别为1032.14/348.89/145.47/363.71亿千瓦时。➢度电营收及利润：雅砻江水电的度电营收和度电净利润最高，分别达到0.316元/千瓦时和0.123元/千瓦时，体现出公司良好的资产质量和盈利能力。华能水电的度电收入最低，主要受到云南当地水电上网电价偏低的影响。国能大渡河度电利润最低，主要受到水电消纳问题和较低电价的拖累。➢度电折旧摊销：华能水电的度电折旧摊销最低，为0.073元/千瓦时，相较长江电力和雅砻江水电分别低0.020、0.014元/千瓦时。➢度电经营性现金流：长江电力的度电经营性现金流最高，为0.243元/千瓦时，充裕的现金支撑高分红比例，公司分红比例和股息率均明显高于同行业可比公司，凸显长期投资价值。图30：主要水电公司度电收入（元/千瓦时）图31：主要水电公司度电折旧摊销（元/千瓦时）0.3500.3000.3160.1000.0930.0870.3000.0800.2500.2810.2560.2000.1500.0730.1000.0500.0600.0000.0400.0200.000长江电力雅砻江水电国能大渡河华能水电长江电力雅砻江水电华能水电资料来源：各公司公告、招商证券资料来源：各公司公告、招商证券注：国能大渡河公司未公开披露2023年上半年折旧摊销数据图32：主要水电公司度电净利润（元/千瓦时）图33：主要水电公司度电经营性现金流（元/千瓦时）0.1400.1230.3000.1200.2500.2000.2430.1000.0890.0920.2110.1980.0800.1700.0600.1500.0400.0380.1000.0200.0500.000长江电力雅砻江水电国能大渡河华能水电0.000长江电力雅砻江水电国能大渡河华能水电资料来源：各公司公告、招商证券资料来源：各公司公告、招商证券敬请阅读末页的重要说明25行业深度报告图34：主要水电公司分红率图35：主要水电公司股息率2020年2021年2022年2020年2021年2022年100%5%80%4%60%3%40%2%20%1%0%华能水电国电电力0%华能水电国电电力长江电力国投电力川投能源长江电力国投电力川投能源资料来源：各公司公告、招商证券资料来源：各公司公告、招商证券敬请阅读末页的重要说明26行业深度报告三、投资建议水电成长逻辑顺畅，有望迎来价值重估。水电安全稳定、环境友好、价格低廉，是典型的“现金牛”。当前我国水电开发进度超60%，优质大水电资产稀缺性凸显。金沙江、雅砻江、大渡河等主要流域仍有装机增量，并将于“十四五”、“十五五”集中投产，带来水电规模扩张窗口期。梯级水电联合调度改善弃水，风光水储协同提升发电系统稳定性，扩机与抽蓄快速发展，进一步提供水电增量。此外，在电力供需紧平衡下，预计市场化电价持续上行，带动水电上网电价上浮。重点推荐：➢国电电力：1）短期：2023年下半年来水改善明显，公司水电业绩有望受益增长；火电容量电价政策落地后，业绩也有较大弹性空间；2）中长期：大渡河水电在建装机弹性较大，且随着特高压线路打通以及双江口电站投产，公司水电消纳弃水困局有望化解，反转弹性最大。“十四五”期间公司新能源装机最高，将充分受益能源转型与多能互补协同发展。建议关注其他优质水电标的国投电力、长江电力等。➢国投电力：1）短期：水电受益下半年来水改善，火电受益燃煤成本下降，以及容量电价出台的预期，盈利能力有望持续改善；2）中长期：公司控股52%的雅砻江水电装机增量弹性较大，有望进一步增厚公司业绩。此外，公司依托雅砻江流域资源积极建设水风光一体化基地，将持续受益能源转型。➢长江电力：1）短期：下半年来水改善明显，公司业绩有望改善；2）中长期：六库联调带来增发电量，且公司正在加大金沙江下游水风光一体化、抽水蓄能、综合能源等领域投资布局，高分红高股息凸显长期投资价值。敬请阅读末页的重要说明27行业深度报告四、风险提示我们认为未来水电行业主要的风险因素在于来水不及预期、水电电价上涨不及预期、项目建设进度不及预期、经济增速下滑导致终端用电需求疲软、电力市场化改革推进不及预期五个方面。1）来水不及预期。水力发电企业的盈利主要取决于发电量，而发电量除受市场需求的影响外，还受河水流量、气候等自然因素的影响。若未来干旱天气频发，导致水电项目所在流域来水不及预期，公司盈利能力可能会受到一定不利影响。2）水电电价上涨不及预期。上网电价是影响发电企业营业收入的重要因素。一方面，由于我国部分地区的水电上网电价受到政府监管，无法完全受益市场化电价上浮趋势，并且未来与电价相关的电力改革政策有可能发生变化；另一方面，水电市场化参与程度的提高可能会加剧交易电价的波动，从而影响公司的业绩稳定性。3）项目建设进度不及预期。受到疫情、设计变更、政策等影响，在建项目工程建设进度较计划进度可能存在一定偏差。由于发电企业的收入与成本水平与装机容量紧密相关，若水电建设进度不及预期，可能会给企业带来额外的成本甚至损失。此外，特高压及配套工程有助于提高水电消纳能力，若工程建设进度不及预期，可能会对水电消纳及运营商业绩带来负面影响。4）经济增速下滑导致终端用电需求疲软。受疫情影响，2022年中国经济面临着需求收缩、供给冲击、预期转弱的三重压力，消费对经济增长的贡献明显减弱，工业经济增速也回落至低于疫情前水平。疫情放开后，若宏观经济复苏不及预期，经济增速下滑，叠加海外发达经济体的衰退预期，可能导致终端用电需求疲软，电力利用小时数和装机容量不及预期。5）电力市场化改革推进不及预期。当前工商业用电已经进行市场化改革，但仍处于部分使用代购电方式的过渡阶段，我国电力市场化交易机制、基础设施等仍不发达，隔墙售电等政策推进仍在路上，若电力市场化进程不及预期，可能对发电企业参与市场化交易造成不利影响。敬请阅读末页的重要说明28行业深度报告分析师承诺负责本研究报告的每一位证券分析师，在此申明，本报告清晰、准确地反映了分析师本人的研究观点。本人薪酬的任何部分过去不曾与、现在不与，未来也将不会与本报告中的具体推荐或观点直接或间接相关。评级说明报告中所涉及的投资评级采用相对评级体系，基于报告发布日后6-12个月内公司股价（或行业指数）相对同期当地市场基准指数的市场表现预期。其中，A股市场以沪深300指数为基准；香港市场以恒生指数为基准；美国市场以标普500指数为基准。具体标准如下：股票评级强烈推荐：预期公司股价涨幅超越基准指数20%以上增持：预期公司股价涨幅超越基准指数5-20%之间中性：预期公司股价变动幅度相对基准指数介于±5%之间减持：预期公司股价表现弱于基准指数5%以上行业评级推荐：行业基本面向好，预期行业指数超越基准指数中性：行业基本面稳定，预期行业指数跟随基准指数回避：行业基本面转弱，预期行业指数弱于基准指数重要声明本报告由招商证券股份有限公司（以下简称“本公司”）编制。本公司具有中国证监会许可的证券投资咨询业务资格。本报告基于合法取得的信息，但本公司对这些信息的准确性和完整性不作任何保证。本报告所包含的分析基于各种假设，不同假设可能导致分析结果出现重大不同。报告中的内容和意见仅供参考，并不构成对所述证券买卖的出价，在任何情况下，本报告中的信息或所表述的意见并不构成对任何人的投资建议。除法律或规则规定必须承担的责任外，本公司及其雇员不对使用本报告及其内容所引发的任何直接或间接损失负任何责任。本公司或关联机构可能会持有报告中所提到的公司所发行的证券头寸并进行交易，还可能为这些公司提供或争取提供投资银行业务服务。客户应当考虑到本公司可能存在可能影响本报告客观性的利益冲突。本报告版权归本公司所有。本公司保留所有权利。未经本公司事先书面许可，任何机构和个人均不得以任何形式翻版、复制、引用或转载，否则，本公司将保留随时追究其法律责任的权利。敬请阅读末页的重要说明29