识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明1/44[Table_Page]深度分析公用事业证券研究报告[Table_Title]水电行业研究框架电量测度新模型——来水改善、量价齐升[Table_Summary]核心观点：⚫水电行业框架——从水头到出库流量到发电量的新测度模型。水电的盈利模式看似简单稳定，但实则由于来水的波动和不可预测性，重中之重的水电发电量变得难以度量。我们创新性地将水头、出库流量进行结合，以三峡水电站历史水文数据为例进行回测，与真实发电量的误差多数时间低于5%，2023Q1误差率为0.5%。基于上述度量，我们可以更高效地结合水文数据，对水电发电量有更切实的感受。⚫基于上述框架，来水改善、调节性电站对水电的既有模型形成增量。对于投资者而言，来水总是水电行业重点关注的问题之一，20-22年是罕见的三重拉尼娜，导致连续两年的枯水年，当前厄尔尼诺现象已出现迹象，一季度雅砻江、金沙江等流域来水明显好转（23Q1雅砻江流域来水量同比+6.4%、金下乌东德水库来水量同比+7.1%），汛期来水改善可期。此外，调节性电站的增益效果更值得重视，雅砻江两河口、长电六库联调可分别增发电量约102/165亿千瓦时，相比设计发电量增幅达9.4%、5.6%，而增发电量仅增加少量可变成本，利润弹性更加显著，同时通过调节丰枯水期电量，亦可实现平均电价的提升。此外，流域梯级电站联合调度可保障汛期高水头的安全，进一步提升发电量。⚫电价上涨、成本下降、装机提升（含抽蓄电站），均挂钩了行业的盈利空间。（1）电价可涨：水电电价机制中落地省区电价倒推和省内市场化定价两种均可提升。跨省水电中锦官、白鹤滩送苏电价机制完善为“基准电价+浮动电价”（锦官送苏电价较19年涨幅22.7%）。近年来云南、四川省内市场化交易电价持续上行，华能水电电价稳中有升。（2）成本下降：占总成本六成的折旧和财务费用有望持续下降，长江电力、华能水电十四五期间均有折旧到期，通过还本付息、贷款置换，财务费用也将保持下降趋势；（3）装机提升：优质大水电增量空间稀缺，但水电龙头成长性依旧，如长江电力存量机组扩容改造，华能水电、雅砻江水电上游电站装机均存在约50%增长空间，风光、抽蓄亦成为第二增长点。综上，我们认为水电行业量价提升，抽蓄的成长性被市场低估。⚫分红稳定、估值低位，水电、风光、抽蓄塑造远期成长性，来水改善即估值修复。水电的类债特征和防御属性保障其在市场指数下行期间实现明显超额收益，回撤也控制在较低的水平，2015年以来行业龙头长江电力年最大回撤仅17.5%，成熟期的水电公司分红率可超70%。板块当前PB估值为近15年以来41.4%分位，重点推荐长江电力、国投电力、川投能源、华能水电。⚫风险提示。来水波动；水库调节能力不及预期；上网电价调整风险。[Table_Grade]行业评级买入前次评级买入报告日期2023-05-14[Table_PicQuote]相对市场表现[Table_Author]分析师：郭鹏SAC执证号：S0260514030003SFCCENo.BNX688021-38003655guopeng@gf.com.cn分析师：姜涛SAC执证号：S0260521070002021-38003624shjiangtao@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。[Table_DocReport]相关研究：公用事业行业深度跟踪:山东出现长时段现货负电价，火储价值加速深挖2023-05-07公用事业行业2022年报总结:煤硅花开、现金流先行，盈利转正、火储方可期2023-05-03公用事业行业深度跟踪:3月进口动力煤大增148%，业绩落地塑造火电转盈预期2023-04-23[Table_Contacts]联系人：郝兆升021-38003800haozhaosheng@gf.com.cn-11%-6%0%5%10%16%05/2207/2209/2211/2201/2303/23公用事业沪深300识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明2/44[Table_PageText]深度分析公用事业[Table_impcom]重点公司估值和财务分析表股票简称股票代码货币最新最近评级合理价值EPS(元)PE(x)EV/EBITDA(x)ROE(%)收盘价报告日期（元/股）2023E2024E2023E2024E2023E2024E2023E2024E长江电力600900.SHCNY22.912023/05/03买入28.061.401.4716.3615.598.308.1315.1015.10华能水电600025.SHCNY7.532023/05/11买入8.940.410.4618.3716.377.957.3710.2010.90国投电力600886.SHCNY12.862023/05/03买入14.650.861.0114.9512.733.252.9911.1012.20川投能源600674.SHCNY14.852023/04/23买入18.351.081.1513.7512.9181.6875.8813.4013.40桂冠电力600236.SHCNY5.772023/05/04买入7.130.360.4216.0313.747.076.2914.3016.30数据来源：Wind、广发证券发展研究中心备注：表中估值指标按照最新收盘价计算WUEVxOrMoNpOoQnOmRoRnM9P9RbRtRrRnPtQlOnNmReRnMrObRoOvMMYnNmQvPoOtP识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明3/44[Table_PageText]深度分析公用事业目录索引引言：水电行业研究框架....................................................................................................7一、来水：丰枯交替，改善可期.........................................................................................8（一）来水决定发电，关注流量和水位两大要素.......................................................8（二）三重拉尼娜周期已尽，来水有望好转............................................................10（三）重视调节性水电站价值，平滑来水波动增发电量..........................................15二、成长：量价齐升，成本下行.......................................................................................19（一）优质大水电稀缺性凸显，水电龙头仍具成长空间..........................................19（二）供需紧张电价中枢上行，水电电价稳中有升.................................................24（三）折旧到期、财务费用下降，水电成本进入下行通道......................................28（四）水风光储一体化发展，开辟第二成长曲线.....................................................32三、价值：核心资产，价投标杆.......................................................................................35（一）水电公司现金流充裕，高分红配置价值突出.................................................35（二）水电兼顾稳定收益及风险控制，价值属性和防御特征明显...........................37四、标的推荐....................................................................................................................40（一）长江电力：来水修复、乌白注入，高分红凸显投资价值...............................40（二）国投电力：水电量价齐升，火电盈利修复，新能源加速成长........................40（三）川投能源：雅砻江水电量价齐升，Q1业绩同比+104%................................41（四）华能水电：拟收购集团水电资产，量价皆有向上弹性...................................41五、风险提示....................................................................................................................42识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明4/44[Table_PageText]深度分析公用事业图表索引图1：水电行业研究框架........................................................................................7图2：水力发电运行示意图....................................................................................8图3：水头和流量是决定水电发电量的两大要素...................................................8图4：来水呈现季节性特征....................................................................................9图5：水电发电功率主要由出库流量决定..............................................................9图6：溪洛渡发电量测算的误差率在4%以内........................................................9图7：向家坝发电量测算的误差率在3%以内........................................................9图8：三峡发电量测算的误差率在5%以内..........................................................10图9：葛洲坝发电量测算的误差率在3%以内......................................................10图10：水电平均利用小时数与来水成正相关......................................................10图11：主要流域地表水资源量呈现周期性变化...................................................10图12：1950年以来厄尔尼诺、拉尼娜呈现周期变化..........................................11图13：水库特征水位与特征库容示意图..............................................................11图14：2023Q1溪洛渡平均入库流量同比+63.6%..............................................13图15：2023Q1溪洛渡平均出库流量同比+50.8%..............................................13图16：2023Q1三峡平均入库流量同比-2.8%.....................................................14图17：2023Q1三峡平均出库流量同比-9.7%.....................................................14图18：2023Q1锦屏一级平均入库流量同比+49.7%...........................................14图19：2023Q1锦屏一级平均出库流量同比+28.8%...........................................14图20：2023Q1龙滩平均出库流量同比-23.4%...................................................15图21：2023Q1水布垭平均出库流量同比-94.2%...............................................15图22：金沙江&长江流域水电站分布示意图........................................................16图23：2022Q3小湾平均入库流量同比-24.3%...................................................17图24：2022Q3华能水电发电量同比持平...........................................................17图25：2022Q3雅砻江流域来水量同比-30.1%...................................................17图26：2022Q3雅砻江水电发电量同比提升.......................................................17图27：联合调度减少弃水增发电量.....................................................................18图28：联合调度抬高水头提高发电功率..............................................................18图29：葛洲坝水电站发电量持续提升.................................................................18图30：2014年后长江电力年增发电量近100亿千瓦时......................................18图31：水能资源主要分布在西南部地区..............................................................19图32：九大流域片及十三大水电基地分布图......................................................19图33：水电公司利用小时数对比.........................................................................20图34：水电公司利用小时数增速对比.................................................................20图35：截至2022年我国常规水电装机368GW.................................................21图36：预计2022-2030年常规水电装机CAGR为1.6%....................................21图37：预期十四五期间各公司在建水电站投产节奏............................................21图38：全国水能利用率逐步提升.........................................................................23图39：2020年云南省弃水电量占比降至0.7%...................................................23识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明5/44[Table_PageText]深度分析公用事业图40：2021年四川省弃水电量97亿度.............................................................23图41：2020年大渡河弃水量占全国的36%.......................................................24图42：2025年四川省际联网工程规划示意图.....................................................24图43：华能水电澜上电站送广东定价方式..........................................................26图44：2017年-2022年五家水电公司市场化交易比例.......................................26图45：2022年云南省市场化交易比例达71.0%.................................................27图46：2022年四川省市场化交易比例达54.9%.................................................27图47：2022年云南省市场化交易电价+10.1%...................................................27图48：2023M1-5云南市场化交易电价同比+3.9%.............................................27图49：近年来四川省用电量增速大于发电量增速...............................................28图50：21-22年四川省水电市场化交易电价+11.7%...........................................28图51：典型水电站生命周期示意图.....................................................................29图52：水电站全生命周期成本各阶段财务指标变化............................................29图53：长江电力折旧+财务费用占总成本超50%................................................30图54：华能水电折旧+财务费用占总成本超65%................................................30图55：长江电力存量固定资产折旧变化趋势预测...............................................31图56：华能水电存量固定资产折旧变化趋势预测...............................................31图57：长江电力、桂冠电力长周期资产负债率变化............................................31图58：水电公司财务费用逐渐降低.....................................................................32图59：1年期LPR贷款报价利率走低................................................................32图60：我国目前主要的水风光一体化基地..........................................................33图61：水电和光伏日内出力互补.........................................................................33图62：水电和风电季节性电量互补.....................................................................33图63：我国抽水蓄能装机占储能项目装机的77%..............................................34图64：抽水蓄能为目前成本最低的储能技术......................................................34图65：抽水蓄能电站的原理即为势能和电能的转换............................................35图66：抽水蓄能有调峰填谷、调相、储能等多种功能........................................35图67：2022年我国抽水蓄能装机达45.19GW...................................................35图68：2022-2030我国抽水蓄能装机CAGR达13%.........................................35图69：长江电力净现比为1.5-2倍......................................................................36图70：华能水电净现比接近3倍.........................................................................36图71：国投电力净现比为4倍............................................................................36图72：桂冠电力净现比为2-3倍.........................................................................36图73：2017-2022年各水电公司分红率..............................................................36图74：2017年至今各水电公司股息率................................................................36图75：指数下行期间GF水电指数超额收益率明显提升.....................................37图76：五家主要水电公司的涨幅.........................................................................37图77：水电公司和沪深300年度收益率对比......................................................38图78：水电公司和沪深300年内最大回撤对比..................................................38图79：GF水电外资持股市值占比位居各行业第四位.........................................38图80：长江电力超额收益率与无风险利率复盘...................................................39图81：长江电力外资持股数量与收盘价复盘......................................................39图82：GF水电板块PE位于近15年以来41.5%分位.......................................39识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明6/44[Table_PageText]深度分析公用事业图83：GF水电板块PB位于近15年以来41.4%分位.......................................39图84：长江电力市盈率通常位于15-20倍之间...................................................39图85：川投能源市盈率提升至15-20倍区间......................................................39表1：三峡电站单季度发电情况拟合.....................................................................9表2：2023Q1长江电力发电量测算....................................................................10表3：正常蓄水位和死水位是两个重要的运行水位..............................................12表4：2022年至今主要水库月末水位变化（米）...............................................12表5：2022-2023年主要水库月末蓄水分位点.....................................................13表6：水库根据调节能力可分为五类...................................................................15表7：各流域大型水电站调节能力对比................................................................15表8：两河口电站对下游电站梯级调度增发电量测算..........................................18表9：优质水能资源划分为十三大水电基地.........................................................19表10：水电公司规划水电站和新能源项目成长空间充足....................................22表11：水电公司在建及规划水电站情况..............................................................22表12：水电上网电价的四种定价机制.................................................................24表13：锦官、白鹤滩送苏电价执行“基准落地电价+浮动电价”定价机制.............25表14：雅砻江水电归母净利润相对电价弹性测算...............................................25表15：电价提升业绩弹性测算假设条件..............................................................28表16：华能水电业绩对省内市场化交易电价弹性测算........................................28表17：水电公司折旧政策对比............................................................................30表18：政策支持风光水储一体化发展.................................................................32表19：主要水电龙头布局水风光一体化基地......................................................34表20：重点公司盈利预测与估值表（收盘价日期：2023/05/12）......................40表21：长江电力盈利预测表................................................................................40表22：国投电力盈利预测表................................................................................41表23：川投能源盈利预测表................................................................................41表24：华能水电盈利预测表................................................................................42识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明7/44[Table_PageText]深度分析公用事业引言：水电行业研究框架水电的盈利模式清晰简单，电量和电价决定收入，折旧和财务费用决定成本。电量端：水电的发电量取决于利用小时数和装机容量，利用小时数一方面依赖来水，受来水丰枯交替而波动，可凭借流量和水位两大水文特征估算发电量；另一方面主要流域均有多个调节性能优越水电站，依靠梯级电站联合调度，可平滑来水波动、增发电量。从装机来看，政策规划在“十四五”、“十五五”期间分别投产40GW的水电，华能水电、雅砻江水电等龙头水电仍有五成左右的增量空间，长江电力通过存量机组扩容改造实现装机提升。电价端：水电有四种定价方式，包括成本加成、落地电价倒推、标杆电价以及市场化定价。在非市场化定价中，落地电价倒推定价的方式存在锦官、白鹤滩送苏和澜上送粤两种模式，可参考市场化电价浮动；而市场化的定价模式在云南和四川两个水电大省普遍推行，在电力供需偏紧叠加低电价，市场化电价持续上行。成本端：水电成本的六成是折旧和财务费用。折旧端，水电最大的成本是水电站的折旧，包括大坝和机器设备，水电可以运行百年，而大坝的折旧仅有40-50年，机器设备的折旧在20年以内。财务费用方面，水电投运运营后即可凭借优质现金流偿还债务，同时通过低利率贷款置换存量债务，实现财务费用持续降低。图1：水电行业研究框架数据来源：广发证券发展研究中心识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明8/44[Table_PageText]深度分析公用事业一、来水：丰枯交替，改善可期来水遵循丰枯交替、均值回归趋势，过去的21-22年均为枯水年，国家气候中心预计2023年即将迎来厄尔尼诺年，带来我国南方流域的降水增加；水电发电量测度可关注流量和水头两大来水指标，根据对水情的长期跟踪，观察到一季度雅砻江、金沙江等流域来水明显好转，汛期来水改善可期。重视调节性水电站价值，通过调节丰枯期来水、抬高汛期水头平滑来水波动、实现电量增发，长江电力六库联调、雅砻江三大调节水库、华能水电两大多年调节电站在出力保供、增发电量方面的效益均已彰显。（一）来水决定发电，关注流量和水位两大要素水头和流量是决定水电发电功率的两大要素。水力发电是利用大坝聚集水能，经水轮机与发电机的联合运转，将集中的水能（动能和势能）转换为电能。根据水力发电原理，电能大小取决于初始聚集起的水的势能的大小，水的势能则是由来水量和水头决定的。因此，流经水轮机的流量越大、大坝上下游的水位差越大、发电时间越长，则发电量越多。在水电发电量的公式中可见，流量Q和水位差H（水头）决定水轮机的出力功率，从而决定水电的发电量。图2：水力发电运行示意图图3：水头和流量是决定水电发电量的两大要素数据来源：长江电力官网《长江电力价值手册2022版》，广发证券发展研究中心数据来源：长江电力官网《长江电力价值手册2022版》，广发证券发展研究中心通过水头和流量可估算水电发电量，在水位相差不大的情况下，水电发电量与出库流量呈明显正相关。水利部定期披露主要水库的水情数据，包括水库的流量（入库、出库流量）和水位等。通过入库流量可以评判来水量大小，出库流量为发电用水，两者相对大小可以判断水库当前的蓄水策略，体现为水位变化；上下游水位差即为水头。来水呈现季节性变化特征，一般丰水期是6-10月，枯水期是12月-来年4月。水电的发电功率首先由流量决定，其次受水头影响。以三峡电站为例，水电在丰水期的特点是流量高、水头低，枯水期则大致相反，2023Q1在来水偏枯3.5%的情况下，三峡电站发电量同比降低19.9%，主要原因为低水头导致发电功率低于上年同期。修建大坝抬高水位汇集水能经水轮机和发电机的联合运转将水能（动能和势能）转换为电能识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明9/44[Table_PageText]深度分析公用事业图4：来水呈现季节性特征图5：水电发电功率主要由出库流量决定数据来源：Wind，广发证券发展研究中心数据来源：Wind，广发证券发展研究中心以模型回测三峡电站历史发电量，与真实值误差大多低于5%。三峡水电站历史流量和水位数据较为详实完整，以上述公式计算其日度发电量并加总计算季度发电量后，与真实发电量的误差多数时间低于5%。假设三峡电站的发电效率为83.6%（历史数值拟合得出），测算其2023Q1的发电量为121.67亿千瓦时，实际发电量是121.04亿千瓦时，误差率为0.5%。表1：三峡电站单季度发电情况拟合上下游水位差/m79~114三峡电站上下游水位差为三峡水位-葛洲坝水位流量/m³/s4780~49200三峡电站流量采用日出库流量发电机组运行时间/h24x季度天数假设所有机组每天运行24h发电效率83.6%拟合三峡电站的发电效率为83.6%，误差最小/亿千瓦时2021Q12021Q22021Q32021Q42022Q12022Q22022Q32022Q42023Q1测算电量137.28245.91393.29258.92152.09301.54187.82142.99121.67实发电量148.91222.91415.07249.60151.06297.17200.28139.39121.04误差率/%-7.8%10.3%-5.2%3.7%0.7%1.5%-6.2%2.6%0.5%数据来源：Wind，长江水利委员会，长江电力官网《长江电力价值手册（2022版）》，广发证券发展研究中心备注：采用2021Q1-2023Q1三峡电站和葛洲坝电站水位及流量数据;误差率=（测算电量-实发电量）/实发电量以同样方法回测长江电力溪洛渡、向家坝、葛洲坝电站四年的历史数据，通过拟合发电效率，实现发电量误差率最小化，大部分时间分别在4%、3%、3%以内。部分时间因数据缺失、泄洪等因素影响误差较大。图6：溪洛渡发电量测算的误差率在4%以内图7：向家坝发电量测算的误差率在3%以内数据来源：四川水文水资源勘测中心,广发证券发展研究中心备注：21Q1-Q2缺少历史数据，21Q3、22Q3剔除极值；数据来源：四川水文水资源勘测中心,广发证券发展研究中心备注：20Q1、22Q4剔除极值；21Q1-Q2缺少历史数据8086929810411050001100017000230002900035000三峡出库流量(m³/s,左轴）三峡水头(m,右轴）070014002100280035000700014000210002800035000三峡出库流量(m³/s,左轴）水轮机出力（万千瓦,右轴）-0.4%-10%-6%-2%2%6%10%溪洛渡误差率/%2.3%-10%-6%-2%2%6%10%向家坝误差率识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明10/44[Table_PageText]深度分析公用事业图8：三峡发电量测算的误差率在5%以内图9：葛洲坝发电量测算的误差率在3%以内数据来源：Wind，广发证券发展研究中心备注：20Q3、21Q1-2剔除极值数据来源：中国煤炭资源网，广发证券发展研究中心备注：21Q3、22Q2-3剔除极值2023Q1预测长江电力发电量与真实值误差率-0.4%。根据模型测算长江电力2023Q1的发电量为553.9亿千瓦时，与实际发电量556.0亿千瓦时之间的拟合误差为-0.4%，实现在5%以内的误差范围内测算长江电力的发电量。表2：2023Q1长江电力发电量测算月末水位/米入库流量/立方米/秒出库流量/立方米/秒发电量/亿千瓦时22Q123Q1增速22Q123Q1增速22Q123Q1增速22Q123Q1（预测）23Q1增速乌东德965956-1.0%193020737.4%190020608.4%54.153.457.66.4%白鹤滩795775-1.2%205322278.4%2010328363.3%75.0135.4135.680.7%溪洛渡577559-3.1%2097343063.6%2443368350.8%102.7130.7131.227.7%向家坝374372-0.4%2313354353.2%2403370754.2%52.880.979.149.7%三峡165157-4.7%67806590-2.8%74006683-9.7%151.1121.7121.0-19.9%葛洲坝64651.6%---72116660-7.6%33.831.731.5-6.9%合计553.9556.018.4%数据来源：Wind，中国煤炭资源网，广发证券发展研究中心（二）三重拉尼娜周期已尽，来水有望好转水电受来水影响，来水呈现丰枯交替变化。从近十年以来数据来看，我国大陆地表水资源量与水电平均利用小时数变化呈现明显正相关趋势，同时流域内水资源量呈现丰枯交替的变化趋势，近年来通常以2-3年为周期丰枯交替。图10：水电平均利用小时数与来水成正相关图11：主要流域地表水资源量呈现周期性变化数据来源：水利部，广发证券发展研究中心数据来源：长江水利网，广发证券发展研究中心0.5%-10%-6%-2%2%6%10%三峡误差率/%0.6%-10%-6%-2%2%6%10%葛洲坝误差率-30%-18%-6%6%18%30%地表水资源量增速/%水电平均利用小时数增速/%20004400680092001160014000流域地表水资源量/亿立方米长江流域西南诸河珠江流域识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明11/44[Table_PageText]深度分析公用事业三重拉尼娜周期已尽，预计23年起逐步进入厄尔尼诺周期。拉尼娜和厄尔尼诺现象被认为导致全球气候变化的主要原因。对我国而言，拉尼娜现象将导致我国夏季降雨带北移，出现“冷冬热夏、南旱北涝”现象，厄尔尼诺现象则大致相反，两者通常交替出现。三重拉尼娜事件极少出现，自1950年以来，三重拉尼娜事件仅在上世纪70年代中期和90年代末期出现，2020-2022年是本世纪首次出现三重拉尼娜事件。通常用Nino3.4区的海温指数反映拉尼娜和厄尔尼诺的出现及强度，根据国家气候中心数据显示，拉尼娜现象已于今年2月结束，预计从5月开始出现厄尔尼诺现象，我国黄河以南、长江中下游等主要流域降雨增加，来水有望好转。图12：1950年以来厄尔尼诺、拉尼娜呈现周期变化数据来源：国家气候中心ENSO监测、分析和预测系统，广发证券发展研究中心水位：雅砻江、金沙江主要水库水位已恢复正常正常蓄水位和死水位是两个重要的运行水位，两者之间的调节库容是衡量水库调节能力的主要依据。正常蓄水位是指水库在正常运行情况下，为充分发挥防洪、发电、航运、生态补水等综合功能而蓄到的最高水位；死水位是指水库允许消落到的最低水位。死水位以下的库容称为死库容，除遇到特殊的情况外（如特大干旱年），它不直接用于调节径流；兴利库容是正常蓄水位至死水位之间的水库库容，又称调节库容，用来衡量水库的调节能力。图13：水库特征水位与特征库容示意图数据来源：《长江电力价值手册2022版》，广发证券发展研究中心识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明12/44[Table_PageText]深度分析公用事业表3：正常蓄水位和死水位是两个重要的运行水位水位死水位水库在正常运用情况下，允许消落到的最低水位，又称设计位水位防洪限制水位水库在汛期允许兴利蓄水的上限水位，也是水库在汛期防洪运用时的起调水位正常蓄水位水库在正常运用情况下，为满足兴利要求在开始供水时应蓄到的水位防洪高水位水库遇到下游防护对象的设计标准洪水时，在坝前达到的最高水位设计高水位水库遇到大坝的设计洪水时，在坝前达到的最高水位校核洪水位水库遇到大坝的校核洪水时，经水库调洪后，在坝前达到的最高水位。是水库在非常运用情况下，允许临时达到的最高洪水位，是确定大坝项高及进行大坝安全校核的主要依据库容死库容死水位以下的库容，死库容的水量除遇到特殊的情况外(如特大干早年)，它不直接用于调节径流兴利库容正常蓄水位至死水位之间的水库库容，又称调节库容防洪库容防洪高水位至防洪限制水位之间的水库库容调洪库容校核洪水位至防洪限制水位之间的水库库容总库容校核洪水位以下的水库库容数据来源：《长江电力价值手册2022版》，广发证券发展研究中心2022年四季度来水好转，主要水库水位恢复。每年的丰水期（7-9月）后各水库开始蓄水，在平、枯水期保持高水头发电，在枯水期后半段陆续降低水位迎接汛期。2022年三季度来水偏枯但四季度有所好转，金沙江下游的白鹤滩、向家坝以及雅砻江的锦屏一级、二滩等主要水库水位恢复至8-9成。而长江上游三峡电站、红水河的龙滩电站、清江的水布垭电站在去年四季度的水位恢复不足，影响延续至今年一季度。但三峡电站历年6月份将水位降至死水位，低水位导致出力降低的影响仅延续到今年5月份下旬，当前水位同比差距持续缩小，三峡电站蓄水不足影响即将消除。表4：2022年至今主要水库月末水位变化（米）乌东德白鹤滩溪洛渡向家坝三峡两河口锦屏一级二滩龙滩水布垭所在流域金沙江下游金沙江下游金沙江下游金沙江下游长江上游雅砻江雅砻江雅砻江红水河清江正常蓄水975825600380175286518801200375400死水位945765540370145278518001155330350当前水位9617755513741562788181311623393711月-20.0%-6.5%-1.9%0.6%-14.1%-4.7%7.6%0.5%2月-38.2%-17.7%-1.0%8.7%-7.4%-18.0%20.2%-1.5%3月-29.2%--14.5%-25.8%0.0%--5.5%-28.8%12.9%4.5%4月-27.8%-20.5%29.8%29.1%--9.7%2.8%16.7%-0.5%5月42.6%33.5%57.4%-10.1%-3.8%71.9%5.8%19.8%24.6%-4.8%6月0.4%13.4%25.1%6.3%7.5%22.0%68.0%56.3%63.2%-4.3%7月-3.4%5.5%-9.3%8.1%8.3%3.9%47.7%31.5%34.4%-24.7%8月-69.0%-21.5%-50.2%17.6%-37.5%0.7%-23.5%3.9%20.8%-54.5%9月-28.0%-31.7%-30.8%-11.1%-54.4%43.4%-24.1%0.7%14.1%-46.4%10月-8.2%20.6%-3.9%-13.6%-50.6%-1.9%0.0%10.6%-42.6%11月-22.4%--15.9%7.6%-48.5%--6.1%6.9%3.3%-49.2%12月-6.2%--38.2%59.7%-42.0%-0.2%-5.8%0.8%-50.7%次年1月-23.1%35.3%-33.9%-41.2%-50.3%35.4%1.1%-4.8%-0.9%-47.1%次年2月-23.2%2.7%-58.9%6.8%-41.9%17.1%9.4%18.1%-15.1%-36.7%识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明13/44[Table_PageText]深度分析公用事业次年3月-30.9%-33.1%-29.8%-15.1%-25.9%12.7%0.7%18.9%-14.6%-26.0%次年4月0.7%-15.1%-48.5%-44.9%-34.6%-0.9%-5.8%3.6%-11.6%-27.3%数据来源：Wind，四川省水文水资源勘测中心，湖北省水文水资源中心，长江水利网，广发证券发展研究中心备注：表中数据=（2022年当月末水位-2021年当月末水位）/（正常蓄水位-死水位）,蓝色为同比偏丰、黄色为同比偏枯；当前水位截至2023年5月11日表5：2022-2023年主要水库月末蓄水分位点乌东德白鹤滩溪洛渡向家坝三峡两河口锦屏一级二滩龙滩水布垭202220232022202320222023202220232022202320222023202220232022202320222023202220231月61%38%41%76%90%56%88%47%85%34%1%37%89%91%59%54%54%53%74%27%2月56%33%40%43%89%30%77%84%81%39%1%18%69%78%42%60%60%45%60%23%3月67%36%50%17%61%32%40%25%68%42%1%15%36%37%32%51%45%30%56%30%4月51%52%32%17%67%19%84%39%75%40%5%4%14%8%20%23%34%22%67%39%5月64%27%61%31%14%11%12%29%32%61%6月22%36%33%15%12%13%81%77%72%55%7月18%17%32%20%15%5%91%91%71%57%8月14%20%27%60%3%7%66%100%76%40%9月33%59%62%74%27%51%76%100%76%39%10月63%99%79%76%49%59%99%100%76%38%11月61%99%83%68%45%60%92%98%70%35%12月57%92%59%90%44%50%95%86%63%31%数据来源：Wind，四川省水文水资源勘测中心，湖北省水文水资源中心，长江水利网，广发证券发展研究中心备注：表中数据为库容分位点=（月末水位-死水位）/（正常蓄水位-死水位）,蓝色同比蓄水量偏多，灰色同比蓄水量偏少流量：雅砻江、金沙江、长江一季度来水率先恢复金沙江下游：长江电力位于金沙江下游的四座电站一季度来水恢复较好，乌东德电站作为最上游的电站，2023年一季度来水总量约160.88亿立方米（同比+7.1%），受益于白鹤滩、溪洛渡库容消落，白鹤滩、溪洛渡、向家坝平均出库流量同比去年均大幅提升，溪洛渡一季度平均入库流量、出库流量分别同比+63.6%、50.8%。图14：2023Q1溪洛渡平均入库流量同比+63.6%图15：2023Q1溪洛渡平均出库流量同比+50.8%数据来源：四川水文水资源勘测中心,广发证券发展研究中心备注：溪洛渡电站装机1386万千瓦，占长江电力装机的19.3%，占全国水电装机的3.4%数据来源：四川水文水资源勘测中心,广发证券发展研究中心030006000900012000150001月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月溪洛渡平均入库流量/立方米/秒202020212022202302400480072009600120001月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月溪洛渡平均出库流量/立方米/秒2020202120222023识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明14/44[Table_PageText]深度分析公用事业长江上游：长江流域来水已恢复正常，三峡一季度来水总量约519.18亿立方米（同比-3.52%），平均入库流量、出库流量分别同比-2.8%、-9.7%，Q1三峡发电量121.04亿千瓦时（同比-19.9%），主要受低水头影响。而其下游葛洲坝电站由于受到三峡电站蓄水不足影响，一季度平均出库流量同比-7.6%，发电量为31.49亿千瓦时（同比-6.9%）。图16：2023Q1三峡平均入库流量同比-2.8%图17：2023Q1三峡平均出库流量同比-9.7%数据来源：Wind，广发证券发展研究中心备注：三峡电站装机2250万千瓦，占长江电力装机的31.3%，占全国水电装机的5.4%数据来源：Wind，广发证券发展研究中心雅砻江：根据四川省水文资源勘测中心的监测，2023年一季度雅砻江流域来水同比+6.4%，雅砻江水电发电量同比+33.0%。由于来水好转及两河口库容消落，锦屏一级一季度平均入库流量、出库流量分别同比+49.7%、+28.8%。由于新增两河口水库，雅砻江流域主要水库1-4月蓄水量同比增长2-3成。图18：2023Q1锦屏一级平均入库流量同比+49.7%图19：2023Q1锦屏一级平均出库流量同比+28.8%数据来源：四川水文水资源勘测中心，广发证券发展研究中心备注：锦屏一级装机360万千瓦，占雅砻江水电装机的18.8%，占全国水电装机的0.9%数据来源：四川水文水资源勘测中心，广发证券发展研究中心红水河&清江：红水河和清江流域2023年一季度来水偏枯，龙滩水库在2022年来水偏丰的情况下，全年平均出库流量高于2021年三成左右，而2023年一季度来水转枯，平均出库流量同比下降23.4%。水布垭水库自2022年三季度以来来水大幅偏枯，此后平均出库流量始终维持较低水平，5月起水布垭平均出库流量略有回升。010000200003000040000500001月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月三峡平均入库流量/立方米/秒202020212022202309000180002700036000450001月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月三峡平均出库流量/立方米/秒2020202120222023090018002700360045001月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月锦屏一级平均入库流量/立方米/秒2020202120222023090018002700360045001月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月锦屏一级平均出库流量/立方米/秒2020202120222023识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明15/44[Table_PageText]深度分析公用事业图20：2023Q1龙滩平均出库流量同比-23.4%图21：2023Q1水布垭平均出库流量同比-94.2%数据来源：珠江水利委员会，广发证券发展研究中心备注：龙滩电站装机490万千瓦，占桂冠电力水电装机的47.9%，占全国水电装机的1.2%数据来源：湖北省水文水资源中心，广发证券发展研究中心备注：水布垭电站装机184万千瓦，占湖北能源水电装机的42.7%，占全国水电装机的0.4%（三）重视调节性水电站价值，平滑来水波动增发电量水电站按照调节能力可分为无调节水电站（径流式水电站）和有调节水电站，根据水库库容大小和多年平均径流量的关系（库容系数β=水库兴利库容/多年平均来水量），有调节水电站可分为日调节、月调节、季调节、年调节和多年调节水电站等。例如三峡、向家坝电站为季调节，溪洛渡、锦屏一级电站为年调节，两河口、小湾、糯扎渡电站为多年调节。表6：水库根据调节能力可分为五类调节性库容系数范围β定义水电站示例无调节<2%又称径流式水电站，水库没有调节库容，按天然流量供水葛洲坝日调节2%将水库一天内的径流重新分配锦屏二级、龙开口季调节2%-8%又称不完全年调节，当汛期洪水到来时发生弃水，仅能存蓄洪水期部分多余水量的径流调节三峡、二滩年调节8%-30%最常见的调节方式，将一年中丰水期的多余水量蓄存起来，用以提高枯水期供水量锦屏一级、龙滩多年调节>30%将丰水年的多余水量蓄存起来，用以提高枯水年的供水量两河口、小湾、糯扎渡数据来源：全国水雨情信息网站，广发证券发展研究中心重视调节性水电站价值，可有效平滑来水波动，保障发电量。分公司来看，乌白电站投产后，长江电力可实施六库联调，总调节库容430亿立方米；雅砻江水电拥有两河口、二滩、锦屏一级三大调节水库，总调节库容148.4亿立方米；华能水电拥有小湾、糯扎渡两大多年调节电站为首的两库八级电站，多库联合调度有助于形成水库群梯级效应，通过梯级调度熨平来水波动。表7：各流域大型水电站调节能力对比流域名称上市公司主要电站装机容量/万千瓦调节库容/亿立方米调节能力各电站调节能力调节库容/来水量流域调节能力金沙江下游长江电力乌东德102030.2季调节能力18.8%乌白电站投产后，形成以三峡为核心的六库联调白鹤滩1600104年调节能力080016002400320040001月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月龙滩平均出库流量/立方米/秒202020212022202304008001200160020001月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月水布垭平均出库流量/立方米/秒2020202120222023识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明16/44[Table_PageText]深度分析公用事业溪洛渡138664.6年调节能力向家坝6409季调节能力长江流域三峡2250221.5季调节能力9.6%葛洲坝273.50.86日调节能力合计7169.5430雅砻江流域国投电力川投能源两河口30065.6多年调节能力24.8%雅砻江有两河口、二滩和锦屏一级三大控制性水库电站，具有多年调节性能二滩33033.7季调节能力锦屏一级36049.1年调节能力合计990148澜沧江流域华能水电小湾420100多年调节能力28.7%澜沧江中下游有小湾和糯扎渡两个多年调节电站糯扎渡585113多年调节能力合计1005213红水河流域桂冠电力龙滩490111.5年调节能力18.2%红水河流域有龙滩和岩滩两个年调节电站岩滩18115.6年调节能力合计671127数据来源：公司官网，四川省水文水资源勘测中心，长江水文网，广发证券发展研究中心备注：金沙江下游、长江流域来水量分别使用乌东德、三峡来水量，雅砻江、澜沧江、红水河来水量使用流域径流量；长江流域调节库容使用六库库容从流域尺度来看，金沙江上游拥有岗托年调节电站（调节库容32亿m³），金沙江中游拥有龙盘多年调节电站（调节库容284亿m³），金沙江下游四座电站均有调节能力，长江上游三峡电站为季调节电站（调节库容221.5亿m³），雅砻江两河口为多年调节电站（调节库容65.6亿m³），上游调节电站均可对下游电站形成增益，例如根据中国水力发电工程协会的估算，龙盘电站可通过联合调度为下游梯级电站增加约200亿千瓦时的发电量，调节性电站的价值可期。图22：金沙江&长江流域水电站分布示意图数据来源：《长江电力价值手册2022版》，广发证券发展研究中心2022年三季度，澜沧江流域和雅砻江流域来水转枯，其中澜沧江流域三季度来水同比偏枯3-4成，小湾电站平均入库流量-23.5%，而雅砻江流域三季度来水量同比减少30.1%。出于保供需要，雅砻江三大水库和澜沧江小湾、糯扎渡均充分发挥调节作用，识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明17/44[Table_PageText]深度分析公用事业在来水偏枯的情况下发电量并未出现大幅下滑，甚至雅砻江水电2022年单三季度的发电量同比微增7.5%，彰显调节性水库在面临来水偏枯时的优势。图23：2022Q3小湾平均入库流量同比-24.3%图24：2022Q3华能水电发电量同比持平数据来源：云南省水文水资源信息网，广发证券发展研究中心备注：小湾电站装机420万千瓦，占华能水电装机的18.3%，占全国水电装机的1.0%数据来源：华能水电经营公告，广发证券发展研究中心图25：2022Q3雅砻江流域来水量同比-30.1%图26：2022Q3雅砻江水电发电量同比提升数据来源：四川省水文水资源勘测中心，广发证券发展研究中心数据来源：国投电力经营公告，广发证券发展研究中心梯级电站群联合调度可减少弃水、提高运行水头、增发电量。当流域内存在一群相互间具有联系的水电站以及相关工程设施时，即可开展梯级水电站联合调度，使流域内水电站效益最大化。联合调度的优势主要体现在以下两个方面：（1）减少弃水，当预报电站来水量将超过所有机组过流能力时，上游水库可提前拦蓄部分水量，待来水减少后，再逐步释放拦蓄水量，尽量让来水都通过机组过流，从而提高梯级电站发电效益；（2）抬高水头，在满足防洪要求的前提下，通过“早蓄水、晚消落、动汛限”，可以提高水库平均运行水头，从而提高机组发电功率。目前三峡电站的汛限水位为145米，2022年长江委通过对旱情的预估，将其抬高5米，后续若继续实施抬高汛限水位的方案，将有望提升汛期水头增加发电效率。06001200180024003000Q1Q2Q3Q4小湾平均入库流量/立方米/秒20202021202220231382323462531722812951911753202952120.0%-50%-30%-10%10%30%50%08016024032040020Q120Q220Q320Q421Q121Q221Q321Q422Q122Q222Q322Q4华能水电单季度发电量水电发电量（亿千瓦时，左轴）增速（%，右轴）080160240320400Q1Q2Q3Q4雅砻江单季度来水量/亿立方米2018201920202021202220231481822741701451422752151612122962167.5%-30%-10%10%30%50%70%07014021028035020Q120Q220Q320Q421Q121Q221Q321Q422Q122Q222Q322Q4雅砻江水电单季度发电量水电发电量（亿千瓦时，左轴）增速（%，右轴）识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明18/44[Table_PageText]深度分析公用事业图27：联合调度减少弃水增发电量图28：联合调度抬高水头提高发电功率数据来源：《水资源规划及利用（第三版）》方国华等，广发证券发展研究中心数据来源：长江电力官网《长江电力价值手册（2021版）》，广发证券发展研究中心以长江电力为例，三峡电站投产后，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出库流量，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发电量。2015年以来，葛洲坝电站利用小时数超7000小时，远超行业平均水平。通过四库联调，长江电力2014年以来每年可增发电量接近100亿千瓦时，而在乌白电站投产后实现六库联调可以再额外增发电量60-70亿千瓦时。图29：葛洲坝水电站发电量持续提升图30：2014年后长江电力年增发电量近100亿千瓦时数据来源：长江电力官网《长江电力价值手册（2021版）》，广发证券发展研究中心数据来源：长江电力官网《长江电力价值手册（2022版）》，广发证券发展研究中心两河口电站建成后可增加雅砻江下游梯级电站年发电量102亿千瓦时。根据雅砻江水电债券募集说明书数据，孟底沟、杨房沟、卡拉、锦屏一级、锦屏二级、官地电站联合运行时可分别增发电量9.73、8.93、5.27、17.80、4.70、7.40亿千瓦时，对其余电站按剩余增发电量和设计发电量比例进行估算，则牙根一级、牙根二级、楞古、二滩水电站可分别增发电量1.60、6.31、16.48、23.78亿千瓦时，对已投产电站可增发电量62.61亿千瓦时。表8：两河口电站对下游电站梯级调度增发电量测算下游水电站装机容量/万千瓦单独运行设计年发电量/亿千瓦时联合运行设计年发电量/亿千瓦时梯级调度增发电量/亿千瓦时投产进度牙根一级2711.4113.011.60拟建牙根二级10845.0951.406.31拟建楞古259.5117.8134.2816.48拟建1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月单一电站运行水位变化线梯级电站优化调度后水位变化线1001301601902202502,0002,8003,6004,4005,2006,000葛洲坝入库水量（亿立方米，左轴）葛洲坝发电量（亿千瓦时，右轴）43.050.076.055.091.092.099.096.099.399.098.699.086.04%5%7%6%8%9%5%5%5%5%4%5%5%0%4%8%12%16%20%024487296120节水增发电量（亿千瓦时，左轴）占发电量比例（%，右轴）识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明19/44[Table_PageText]深度分析公用事业孟底沟24094.27104.059.73在建杨房沟15059.6268.568.93投产卡拉10239.9745.245.27在建锦屏一级360166.218417.80投产锦屏二级480237.6242.34.70投产官地240110.3117.77.40投产二滩330170193.7823.78投产桐子林6029.7529.75-投产合计2356.51082.011184.01102数据来源：雅砻江水电债券募集说明书，广发证券发展研究中心二、成长：量价齐升，成本下行（一）优质大水电稀缺性凸显，水电龙头仍具成长空间水电行业区域特征明显，流域位置和资源禀赋决定水电质量。水电站的建设依托于流域水能资源，我国的水能资源主要分布在西南地区，四川和云南是两个水电大省，并在九大流域片区划分出十三大水电基地。目前水电基地的流域开发归属权已完成分配，主要分配给了五大发电集团以及三峡集团等，不同流域的水资源禀赋存在差异，开发难度存在差异，因此各个电站和上市公司的水电运营能力有所区别。图31：水能资源主要分布在西南部地区图32：九大流域片及十三大水电基地分布图数据来源：Wind，广发证券发展研究中心数据来源：长江电力官网《长江电力价值手册（2022版）》，广发证券发展研究中心表9：优质水能资源划分为十三大水电基地流域片区平均年径流量（亿立方米）水电基地规划装机/万千瓦相关上市公司长江流域片9513金沙江6225长江电力长江上游2884长江电力、湖北能源雅砻江2570国投电力、川投能源大渡河2492国电电力乌江1122黔源电力、大唐发电湘西1081韶能股份识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明20/44[Table_PageText]深度分析公用事业西南诸河片5853澜沧江2511华能水电、粤电力怒江2199珠江流域片4685南盘江、红水河2430桂冠电力东南诸河片2557闽浙赣1220闽东电力松辽河流域片1653东北1326国电电力内陆河片1164-淮河流域片741-黄河流域片661黄河上游2093国投电力黄河北640海河流域片288-数据来源：长江水利委员会《水利水电快报》，长江电力官网《长江电力价值手册（2022版）》，广发证券发展研究中心流域位置和资源禀赋影响水电利用小时数高低与波动性。就我国目前各水电企业旗下水电站所在流域来看，桂冠电力（红河水流域）来水以降雨为主，受东南亚季风影响波动较为明显，波动性较大。而长江电力（长江流域），国投电力（雅砻江流域）及华能水电（澜沧江流域）来水由降雨、冰川融化等组成，全流域落差大，水量充沛，水电利用小时数较高且波动性更小。图33：水电公司利用小时数对比图34：水电公司利用小时数增速对比数据来源：各公司发电量公告，各公司定期报告，广发证券发展研究中心数据来源：各公司发电量公告，各公司定期报告，广发证券发展研究中心水电开发步入成熟期，优质大水电稀缺性凸显。我国水能蕴藏量丰富，根据国家发改委2005年发布的全国水利资源复查结果，我国水电资源理论蕴藏量装机6.94亿千瓦，技术可开发装机5.42亿千瓦，经济可开发量4.02亿千瓦；根据中电联数据截至2022年末，我国常规水电装机3.68亿千瓦（不包括抽水蓄能电站），占理论可开发量53.1%，技术可开发量68.0%，经济可开发量91.6%，水电开发已步入后半程。《2030年前碳达峰行动方案》提出十四五、十五五期间分别新增水电装机40GW，则2022-2030年CAGR为1.6%。2000280036004400520060002016201720182019202020212022水电利用小时数/小时长江电力华能水电国投电力国电电力桂冠电力-30%-18%-6%6%18%30%201720182019202020212022水电利用小时数增速/%长江电力华能水电国投电力国电电力桂冠电力识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明21/44[Table_PageText]深度分析公用事业图35：截至2022年我国常规水电装机368GW图36：预计2022-2030年常规水电装机CAGR为1.6%数据来源：中电联，广发证券发展研究中心数据来源：中电联，广发证券发展研究中心十四五是水电站新一轮投产高峰，在建水电站集中于龙头公司和大型发电集团。2021-2022年乌白电站、两杨电站合计投产30.7GW，分别对应上市公司长江电力、国投电力和川投能源，乌白电站注入后长江电力装机增幅可达57.5%，两杨电站投产带动雅砻江公司水电装机增长30.6%，预计2023年全额释放电量，实现收益，同时长江电力六库联调、两河口电站梯级补偿效益值得期待。其他主要在建的水电站中，包括国能集团玛尔挡电站2.32GW（2024年投产），华能水电托巴电站1.4GW（2025年投产），国投电力印尼巴塘水电站0.5GW，川投能源银江水电站0.39GW，国电电力预期可投产装机规模较大，五座水电站合计约5GW。图37：预期十四五期间各公司在建水电站投产节奏数据来源：各集团债券募集说明书，各公司定期报告，广发证券发展研究中心备注：水电站投产节奏对应完全投产时间水电龙头强者恒强，主要流域规划水电装机+水风光一体成长空间充足。十四五是水电站新一轮投产高峰，在建水电站集中于龙头公司和大型发电集团，华能水电和国投电力还有五成左右的增量空间，川投能源和桂冠电力还有三成左右的增量空间。华能水电：在建托巴水电站装机1.4GW，预计于2024年首台机组投产发电；国投电力&川投能源：雅砻江水电在建装机3.42GW，规划装机7.20GW，合计10.62GW；桂冠电力：规划松塔+八渡合计装机容量3.94GW。长江电力：葛洲坝电站增容47.5万千瓦（装机增幅17.4%），同时溪洛渡、向家坝增容扩机工作正在进行。6945424023680140280420560700理论蕴藏量技术可开发量经济可开发量已开发量装机/GW53.1%68.0%91.6%2152292592832973053153233283393553683794190100200300400500常规水电装机/GWCAGR=1.6%识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明22/44[Table_PageText]深度分析公用事业表10：水电公司规划水电站和新能源项目成长空间充足水电装机/GW新能源装机/GW在运在建规划（在建+规划）/在运在运规划长江电力71.80金沙江下游水风光基地15GW，大比例参股三峡陆上新能源华能水电22.951.409.8148.6%0.24澜沧江上游水风光基地规划10GW光伏国投电力21.283.937.2052.3%3.79总装机达50GW，清洁能源装机占比72%川投能源1.210.3932.2%桂冠电力10.233.9438.5%0.98建设红水河水风光基地数据来源：各公司定期报告、投资公告等，广发证券发展研究中心备注：长江电力增容扩机部分未含在表中表11：水电公司在建及规划水电站情况公司水电站流域装机容量/GW总投资/亿元单位投资/万元/千瓦预计投产华能水电在建托巴澜沧江上游1.402001.432025规划侧格澜沧江上游0.13332.53-约龙0.13352.67卡贡0.24461.93班达1.502671.78如美2.605532.132035邦多0.721592.20-古学2.103171.51古水2.203271.49橄榄坝澜沧江中下游0.20643.26国投电力在建印尼巴塘巴丹托鲁河中下游0.501072.142025卡拉雅砻江1.021711.682029孟底沟2.403471.452032规划牙根一级雅砻江0.2748.91.812029牙根二级1.08185.491.722033楞古2.6451.631.742035上游10座电站3.25---川投能源在建银江金沙江中下游0.39601.542025桂冠电力规划怒江松塔怒江中下游3.604001.11-八渡南盘江0.34341.00-国电电力在建金川大渡河0.861221.422026双江口2.003691.852026沙坪一级0.43551.522026枕头坝二级0.30501.672026霍尔古吐开都河1.40370.862026规划丹巴大渡河1.13---巴底0.72安宁0.38老鹰岩一级0.30数据来源：各集团债券募集说明书，各公司定期报告，广发证券发展研究中心识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明23/44[Table_PageText]深度分析公用事业全国主要流域弃水电量减少，水能利用率逐年提升。水电的发电量除了受到来水和装机的影响以外，还有一个因素就是弃水电量。由于水电的度电成本低于其他电源，并且清洁稳定、优先满足保供需求，因此它的消纳问题主要由于外送通道受限。2018年全国弃水电量691亿千瓦时（占水电发电量的5%），近年来随着我国电网建设的不断完善，弃水问题大幅改善，水能利用率提高至2021年97.9%。图38：全国水能利用率逐步提升数据来源：国家能源局，广发证券发展研究中心备注：弃水电量占比=弃水电量/（总发电量+弃水电量）弃水问题主要出现在云南和四川两个水电大省，近年来云南省引入硅、铝产业，改善供需关系，弃水电量降至2020年的24亿千瓦时（占发电量比例降至0.7%），弃水情况大幅好转。四川省的弃水问题主要由大渡河带来，2020年大渡河弃水电量为194亿千瓦时，占四川省弃水量的53%，占全国的36%。随着省内消纳改善+特高压外送通道建成，四川省水电消纳有望改善。目前正在修建的川渝特高压交流网架预计2025年建成，将针对性地解决大渡河的弃水问题。图39：2020年云南省弃水电量占比降至0.7%图40：2021年四川省弃水电量97亿度数据来源：昆明电力交易中心，广发证券发展研究中心数据来源：四川省发改委，广发证券发展研究中心515691300301175296.0%95.0%95.9%96.6%97.9%99.9%90%92%94%96%98%100%0160320480640800201720182019202020212022Q1全国弃水电量/亿千瓦时水能利用率/%28817517249.5%5.5%0.5%0.7%0%5%10%15%20%25%0701402102803502017201820192020云南省弃水电量/亿千瓦时弃水电量占比/%14012292202973.9%3.2%2.3%4.6%2.1%0%2%4%6%8%10%05010015020025020172018201920202021四川省弃水电量/亿千瓦时占比/%识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明24/44[Table_PageText]深度分析公用事业图41：2020年大渡河弃水量占全国的36%图42：2025年四川省际联网工程规划示意图数据来源：四川省发改委，广发证券发展研究中心数据来源：《四川省“十四五”能源发展规划》，广发证券发展研究中心（二）供需紧张电价中枢上行，水电电价稳中有升定价机制：水电上网电价存在四种定价机制，部分地区鼓励市场化定价。2014年2月以前投产的水电站按照成本加成法实行“一厂一价”定价机制，2014年2月以后投产的水电站按照是否跨省区，跨省区水电站按照落地省份平均上网电价倒推水电上网电价，省内调度水电站执行省内标杆电价。此外，部分地区鼓励以竞价方式确定水电上网价格，目前市场化定价方式在云南、四川已顺利推行，市场化交易电价在供需紧张环境中可获得更大的弹性。目前，在电力供需偏紧的形势下，落地电价倒推和市场化定价这两种形式的电价均存在上涨的预期。表12：水电上网电价的四种定价机制电价机制适用范围定价方法适用电站成本加成2014年2月以前投产的水电站，仍然执行“一厂一价”的定价机制上网电价由政府部门根据发电项目经营期核定，上网电价=成本+利润+税费如葛洲坝电站标杆电价2014年2月以后投产的省内调度水电站按投产省份水电标杆电价执行，水电大省可在标杆电价基础上实行丰枯分时电价或者分类标杆电价标杆电价是省内水电上网电价的主要形式，如乐滩、平班电站落地省区电价倒推2014年2月以后投产的跨省跨区域送电水电站以受电省市电厂同期平均上网电价水平确定落地电价，上网电价=落地电价-输电电价-线损西电东送、皖电东送、三峡等跨区送电项目均由国家根据已确定的分电方案按倒推的方式定价，如雅砻江水电“锦官电源组”送苏市场化定价部分地区鼓励以竞价方式确定水电价格上网电量参与各地市场化竞争，由市场供需关系形成电价四川和云南两省所在的水电站参与市场化交易的比例最高，水电具备市场化竞价条件，如华能水电参与省内市场化交易部分约400亿度数据来源：公司官网《长江电力价值手册（2022版）》，广发证券发展研究中心107,36%194,64%2020年我国主要流域弃水情况大渡河弃水量/亿千瓦时其他流域弃水量/亿千瓦时识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明25/44[Table_PageText]深度分析公用事业落地电价倒推：跨省水电落地电价提升，江苏、广东提供定价新范式。江苏省给予跨省水电落地电价参考市场化电价浮动。江苏省发改委对雅砻江锦官电源组和白鹤滩送苏落地电价按照“基准落地电价+浮动电价”确定，浮动电价参考江苏省年度交易成交均价。2022、2023年江苏省市场化交易均价均较基准价上浮近20%，因此锦官电源组和白鹤滩送苏电价接近顶格定价，同时白鹤滩送浙电价也将向江苏看齐。2022年8月1日起，锦官电源组送苏上网电价为0.3195元/千瓦时（此前为0.2603元/千瓦时，涨幅22.7%）。锦官电源组送苏的电量约占其发电量的60%，取近三年的上网电量平均值为333亿千瓦时，测算这部分电量在上网电价提升的背景下将带来公司归母净利润提升约16亿元。表13：锦官、白鹤滩送苏电价执行“基准落地电价+浮动电价”定价机制水电站装机/GW送江苏发电量比例（测算）2023年落地电价/元/千瓦时2023年上网电价/元/千瓦时执行时间定价机制锦官电源组10.859.3%0.42880.31952023年1月1日基准落地电价+浮动电价白鹤滩1638.8%0.4388-2023年1月1日基准落地电价+浮动电价数据来源：江苏省发改委，广发证券发展研究中心表14：雅砻江水电归母净利润相对电价弹性测算项目数值说明上网电量/亿千瓦时333取2019-2021年锦官电源组送苏上网电量平均值税金及附加/营业收入3.5%2022年实际值所得税率/%15.0%西部大开发优惠税率少数股东损益/净利润0.1%2022年实际值原定上网电价/元/千瓦时（2019）0.2603最新上网电价/元/千瓦时（2022）0.3195上网电价提升/元/千瓦时0.0592收入提升/亿元19.7税金及附加提升/亿元0.69所得税提升/亿元2.86少数股东损益提升/亿元0.00归母净利润提升/亿元16.18数据来源：雅砻江水电债券募集说明书，广发证券发展研究中心广东省对外送电量给予三种定价方式，长江电力溪洛渡右岸机组和华能水电澜上电站送广东电量均据此定价，分别是保量保价、保量竞价、市场化交易。在保量保价之外，保量竞价和市场化交易均参考广东各月月度市场化交易结果确定，2023年广东省年度交易均价较基准价上浮19.63%，而2022年仅上浮7.3%，因此2023年送广东参与市场化交易的部分水电电量执行电价仍有提升。识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明26/44[Table_PageText]深度分析公用事业图43：华能水电澜上电站送广东定价方式数据来源：华能水电购售电合同公告，广发证券发展研究中心市场化交易电价：四川、云南市场化电价均存在上涨趋势华能水电、川投能源市场化交易比例高，在市场化电价提升背景下有望受益。华能水电、川投能源主要电力消纳区域分别在云南、四川，两者市场化交易比例较高，均在70%左右，位于水电公司前列。在电力供需偏紧的背景下，市场化交易电价提升有望带动公司释放业绩弹性，长江电力、国投电力、桂冠电力以合同售电和保障性收购为主，市场化交易比例较低，电价相对稳定。图44：2017年-2022年五家水电公司市场化交易比例数据来源：各公司年报，广发证券发展研究中心川云两省市场化交易占比逐年提升，电力市场化机制进一步完善。四川、云南两省作为我国水电前两大省份，水电发电量占比达七成以上，率先在省内推行水电的市场化交易，2022年云南省市场化交易比例达71.0%（同比+1.3pct），四川省市场化交易比例达54.9%（同比+13.9pct）。0%20%40%60%80%100%201720182019202020212022市场化交易比例/%长江电力华能水电国投电力桂冠电力川投能源识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明27/44[Table_PageText]深度分析公用事业图45：2022年云南省市场化交易比例达71.0%图46：2022年四川省市场化交易比例达54.9%数据来源：昆明电力交易中心，广发证券发展研究中心数据来源：四川省电力交易中心，广发证券发展研究中心水电市场化交易电价上行，2022年云南省市场化交易电价同比提升10.1%。云南省作为我国首批电力体制改革综合试点省份，电力市场化程度高，同时云南省伴随供需格局改善，电价中枢上行。根据昆明电力交易中心数据，2022年云南省内市场化交易平均电价0.223元/千瓦时，同比提升2.044分/千瓦时（同比+10.1%）。2023年云南省市场化电价继续上行，由于云南省政策规定省内水电分月电量电价加权均价不能超过前三年市场均价的10%，2023M1-5云南市场化交易平均电价为0.277元/千瓦时，同比+3.9%（已为前三年均价的1.1倍）。图47：2022年云南省市场化交易电价+10.1%图48：2023M1-5云南市场化交易电价同比+3.9%数据来源：昆明电力交易中心，广发证券发展研究中心数据来源：昆明电力交易中心，广发证券发展研究中心以华能水电为例，测算云南省内市场化交易电价每提高2分，公司归母净利润提升6.15亿元。对公司电价弹性进行测算，以华能水电在云南省内市场化交易电量约400亿千瓦时为基础，依次扣除税金及附加、所得税和少数股东权益，云南省市场化交易电价每提高2分/千瓦时，归母净利润增加6.15亿元。7038511,0451,2781,4911,6971,5381,6791,8122,0252,1382,39045.7%50.7%57.7%63.1%69.7%71.0%40%52%64%76%88%100%06001,2001,8002,4003,000201720182019202020212022省内市场化交易电量/亿千瓦时省内全社会用电量/亿千瓦时市场化交易电量占用电量比例/%28.7%29.0%33.1%37.0%41.0%54.9%0%20%40%60%80%100%07001400210028003500201720182019202020212022市场化交易电量/亿千瓦时四川省用电量/亿千瓦时市场化交易电量占用电量比例/%0.17980.17700.18080.18450.20260.22306.9%-1.6%2.1%2.1%9.8%10.1%-20%-10%0%10%20%30%0.000.060.120.180.240.30201720182019202020212022云南省年度市场化交易电价/元/千瓦时市场化交易电价/元/千瓦时增速/%0.000.060.120.180.240.301月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月云南省省内直接交易月度平均电价/元/千瓦时2020202120222023识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明28/44[Table_PageText]深度分析公用事业表15：电价提升业绩弹性测算假设条件项目数值说明上网电量/亿千瓦时400公司在云南省内消纳比例约为40%税金及附加/营业收入1.9%2022年实际值所得税率/%15.0%西部大开发优惠税率少数股东损益/净利润6.5%2022年实际值数据来源：定期报告，广发证券发展研究中心表16：华能水电业绩对省内市场化交易电价弹性测算市场化交易电价提升/分/千瓦时0.51.01.52.02.53.0收入提升/亿元2.04.06.08.010.012.0税金及附加提升/亿元0.030.070.100.130.160.20所得税提升/亿元0.300.600.901.201.501.80少数股东损益提升/亿元0.130.260.390.520.650.78归母净利润提升/亿元1.543.074.616.157.689.22数据来源：Wind，广发证券发展研究中心四川省水电市场化交易电价提升，省内水电公司有望受益。四川省推进电力市场化改革，市场化交易电量逐年提高，在此过程中，水电市场化交易电价在2018-2020年持续下降。伴随四川省内电力供需格局改善，2021年水电市场化交易电价同比提升8.8%至0.218元/千瓦时。同时，2022年四川省市场年度交易结果显示，2022年四川发电侧交易均价0.227元/千瓦时，同比提升8.5%，其中水电交易均价0.224元/千瓦时（同比+2.7%）。图49：近年来四川省用电量增速大于发电量增速图50：21-22年四川省水电市场化交易电价+11.7%数据来源：四川省电力交易中心，广发证券发展研究中心数据来源：四川省电力交易中心，广发证券发展研究中心（三）折旧到期、财务费用下降，水电成本进入下行通道水电站生命周期内折旧和财务费用降低将带动水电站盈利能力提升。典型水电的生命周期主要包括四个阶段，建设期需要大规模举债投入资金，经过长时间建设后转为固定资产，在建设期水电站无收入；在运营期水电公司仅需缴纳水资源费、库区基金等财政费用，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和债务在运营期形成折旧和财务费用，构成了成本的主要部分。折旧和财务-10%-2%6%14%22%30%发电量增速/%用电量增速/%0.2140.2070.2000.2180.2240.180.190.200.210.220.2303006009001,2001,50020182019202020212022水电市场化交易电量（亿千瓦时，左轴）水电平均市场化交易电价（元/千瓦时，右轴）识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明29/44[Table_PageText]深度分析公用事业费用的降低是带动水电成本下降的核心，在不同阶段水电站呈现不同的财务特征。在偿贷折旧期，伴随贷款偿还财务费用降低、机器设备折旧到期整体利润稳步提高；贷款偿还完毕后进入折旧期，水电站大坝和房屋等折旧仍未结束，在折旧到期后，利润阶梯型提高；当折旧全部到期后，水电站进入净回报期，成本仅为少量可变成本，盈利大幅提升。图51：典型水电站生命周期示意图数据来源：长江电力官网《长江电力价值手册（2021版）》，广发证券发展研究中心图52：水电站全生命周期成本各阶段财务指标变化数据来源：Wind，广发证券发展研究中心从成本结构来看，水电公司成本以折旧和财务费用为主，占总成本50%以上。以长江电力和华能水电为例，2017-2022年两者折旧和财务费用占总成本比例均在50%以上，其中华能水电折旧和财务费用占比常年超65%，2022年两家公司的折旧+财务费用分别占比51.8%、63.0%。0%20%40%60%80%100%02468101234567891011121314151617181920212223242526272829303132333435363738394041454647484950典型水电站生命周期内各阶段财务指标变化（亿元，%）净利润（左轴）FCFF（左轴）折旧（左轴）财务费用（左轴）净利率（右轴）毛利率（右轴）偿贷折旧期折旧期净回报期识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明30/44[Table_PageText]深度分析公用事业图53：长江电力折旧+财务费用占总成本超50%图54：华能水电折旧+财务费用占总成本超65%数据来源：长江电力定期报告，广发证券发展研究中心数据来源：华能水电定期报告，广发证券发展研究中心折旧端：十四五期间部分水电机器设备折旧陆续到期，折旧到期释放利润。水电站实际运行年限远高于折旧年限，水电公司通常采用年限平均法对水电站各部分进行折旧，其中挡水建筑物（大坝）折旧年限约在40-50年，机器设备折旧通常在20年以内，由于大型水电站实际运营年限可达百年以上，水电站折旧到期将释放利润。同时机器设备折旧年限较短，十四五期间将有部分水电站机器设备折旧陆续到期。表17：水电公司折旧政策对比折旧方法折旧年限长江电力年限平均法机器设备折旧年限18年；挡水建筑物葛洲坝50年，三峡、溪洛渡、向家坝45年；总体平均折旧年限约30年华能水电年限平均法机器设备折旧年限12年，总体平均折旧年限约32年雅砻江水电年限平均法总体平均折旧年限约36年桂冠电力年限平均法煤电设备折旧年限20年，水电设备折旧年限18年，水电大坝折旧年限50年，汽车运输设备折旧年限10年，总体平均折旧年限约36年黔源电力发电类资产使用工作量法折旧，其他资产使用年限平均法折旧工作量法计算公式如下：①折旧额=实际发电量×度电折旧额②度电折旧额=（折旧政策变更日固定资产净值-预计净残值-固定资产减值准备）/资产剩余年限工作量③资产剩余年限工作量=资产剩余使用年限×年度发电资产总体工作量（设计电量90%）④资产剩余使用年限=资产预计使用年限-折旧政策变更日前已使用年限数据来源：各公司定期报告，广发证券发展研究中心长江电力和华能水电部分电站机组折旧年限于十四五期间逐渐到期。长江电力使用年限平均法对固定资产进行折旧，其中三峡大坝、向家坝大坝和溪洛渡大坝的折旧年限均为45年，葛洲坝大坝为50年，大坝折旧年限远低于实际使用年限；此外，水轮机、发电机的折旧年限均为18年。三峡水电站机组自2003年起逐渐投产，预计于2021年开始折旧年限逐渐到期，预计到2025年，由于三峡机组折旧到期将带动长江电力折旧减少14亿元左右。华能水电水电站水轮发电机折旧年限在12年左右，在十四五期间，功果桥、小湾、糯扎渡、龙开口水电站水轮机折旧将陆续计提完毕，暂不考虑在建托巴电站及其他新增项目，预测到2025年，公司存量水电站机组折旧相比2021年将降低9亿元左右。27326028828629006012018024030020182019202020212022折旧/亿元财务费用/亿元管理和销售费用/亿元其他成本/亿元123143139135131030609012015020182019202020212022折旧/亿元财务费用/亿元管理和销售费用/亿元其他成本/亿元识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明31/44[Table_PageText]深度分析公用事业图55：长江电力存量固定资产折旧变化趋势预测图56：华能水电存量固定资产折旧变化趋势预测数据来源：长江电力定期报告，广发证券发展研究中心备注：图中折旧变化趋势未考虑乌白电站注入数据来源：华能水电定期报告，广发证券发展研究中心备注：仅考虑存量固定资产，暂不考虑托巴电站及光伏项目财务费用端：水电站投运后会逐渐偿还贷款，期间资产负债率和财务费用逐渐降低。以长江电力和桂冠电力为例，两者所属水电站建设时间较早，稳定运营时间较长，从两者的资产负债率变化趋势可以看出，在水电站建设完成后（或者完成收购后），公司逐渐偿还贷款，资产负债率持续降低。图57：长江电力、桂冠电力长周期资产负债率变化数据来源：Wind，广发证券发展研究中心资产负债率和贷款利率走低，水电公司财务费用逐渐降低。水电站建设完成后，水电公司偿还贷款后负债规模降低，同时在贷款利率走低的背景下，水电公司持续以低利率负债置换存量负债。融资成本降低的影响下，水电公司财务费用逐渐降低，2022年多数水电公司财务费用降低10%以上，长江电力、华能水电、桂冠电力财务费用分别同比-13.9%/-12.9%/-16.0%。国投电力两杨电站投产后利息支出费用化，2022年财务费用同比增加3.63亿元，川投能源投资并购加速、带息负债规模增加，财务费用同比增加1.13亿元。024487296120挡水建筑物/亿元房屋及建筑物/亿元机器设备/亿元其他/亿元减少14亿元01428425670房屋及建筑物/亿元机器设备/亿元其他/亿元减少9亿元33%34%44%39%36%35%62%58%57%52%48%41%36%57%55%52%49%46%42%40%48%63%70%61%66.85%68%67%76%78%77%77%74%66%62%59%64%61%57%56%51%0%20%40%60%80%100%资产负债率/%长江电力桂冠电力识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明32/44[Table_PageText]深度分析公用事业图58：水电公司财务费用逐渐降低图59：1年期LPR贷款报价利率走低数据来源：Wind，广发证券发展研究中心数据来源：Wind，广发证券发展研究中心备注：数据截至2023年4月20日（四）水风光储一体化发展，开辟第二成长曲线水电发展进入成熟期，水电公司开拓水风光一体化作为第二个增长点。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。国家能源局、发改委发文针对风光水火储一体化发展征求意见，云南、四川、浙江、青海均出台规划，计划在澜沧江、雅砻江、金沙江、黄河上游、红水河等流域开发水风光一体化发展基地。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，借助水电的外送通道，发挥水电与风光的季节性、时段性互补特征。表18：政策支持风光水储一体化发展时间部门政策主要内容2021/02/25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”，严控增量“风光火（储）一体化”2021/09/22四川省发改委《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。规划建设金沙江上游、金沙江下游、雅砻江流域、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。2022/01/06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、金沙江中游“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。2022/01/18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。2022/02/10浙江省发改委《浙江省能源发展“十四五”规划（征求意见稿）》积极探索海洋能综合开发利用，打造一批“风光水储”一体化基地。58.552.149.947.540.921.131.511.811.19.98.57.12.11.501632486480财务费用/亿元长江电力华能水电国投电力川投能源桂冠电力0%1%2%4%5%6%1年期LPR贷款报价利率识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明33/44[Table_PageText]深度分析公用事业2022/04/29广西壮族自治区人民政府《关于支持河池市建设绿色发展先行试验区的指导意见》统筹规划水电、风电、光伏和热电联产建设，打造风光水储氢清洁能源基地，重点推进龙滩电站8号9号机组扩建工程、红水河水风光一体化可再生能源综合开发基地等项目建设2022/05/20广西柳州市人民政府《柳州市能源发展“十四五”规划》积极开展“风光水储氢一体化试点，重点推动三江、融水“风光水储氢一体化”建设和鹿寨“风光储氢一体化建设”，强化储氢设施和风力发电设施建设规模，完善光伏发电、水电调节机制。2022/09/09青海省人民政府《青海省加快融入“东数西算”国家布局工作方案》加大坚强智能电网建设力度，依托绿电交易构建“坚强智能电网+风光水储一体化电源+绿电溯源认证”的绿电供应方案，促进清洁能源就地消纳。依托黄河上游等水资源以及海南、海西两个千万千瓦级清洁能源基地，促进电力资源的合理分配。数据来源：国家发改委，国家能源局，四川省发改委，云南省政府等，广发证券发展研究中心图60：我国目前主要的水风光一体化基地数据来源：中国水力发电工程学会，广发证券发展研究中心水风光协同效应主要体现在两方面：一是水电改善风光消纳(日内），主要是水电和光伏的出力互补，将锯齿型新能源出力调节为平滑稳定的出力，增强电网稳定性；二是丰枯期电源互补（季节），主要是水电和风电的互补，雨季水电利用小时数高，旱季风电利用小时数高，在发电时段上形成较好的互补性。图61：水电和光伏日内出力互补图62：水电和风电季节性电量互补数据来源：光伏点，广发证券发展研究中心数据来源：中电联，广发证券发展研究中心0901802703604501-2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月各电源月度利用小时数/小时水电风电光伏综合利用识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明34/44[Table_PageText]深度分析公用事业水电龙头布局新能源，水风光一体化贡献新成长。长江电力在金沙江下游建设水风光一体化基地，基地规划风光装机15GW，并与集团子公司共同出资设立三峡陆上新能源（长江电力持股33%）；雅砻江水电在雅砻江流域打造水风光基地，2022年开工建设坷垃光伏和腊巴山风电项目（合计1.19GW），预计2023年投产；华能水电在澜沧江流域规划10GW光伏项目，2022年已投产4个项目；桂冠电力在红水河流域及其他地区拟投资建设20余个新能源项目。水风光一体化已经成为水电公司第二成长点，2022年硅料价格高企影响风光建设速度，在硅料价格降低后，风光建设有望提速。表19：主要水电龙头布局水风光一体化基地公司流域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。预计10GW光伏项目可在2025年之前投产，其中2022年拟投产1.3GW国投电力雅砻江流域雅砻江水电将打造雅砻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，总装机规模约12GW，光电场址26个，装机规模约18GW，风光总装机规模30GW以上，目前基地已列入国家和四川省十四五规划桂冠电力南盘江、红水河流域开发红水河水风光一体化基地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，建成后将形成水电+光伏总装机容量341.35万千瓦的流域梯级水光互补基地数据来源：公司官网，公司投资公告，广发证券发展研究中心水电公司积极推进“水风光储”互补的可再生能源开发模式，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63：我国抽水蓄能装机占储能项目装机的77%图64：抽水蓄能为目前成本最低的储能技术数据来源：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77.1%1.0%20.6%0.7%0.3%0.3%2022年我国各储能方式装机占比/%抽水蓄能熔融盐储热锂离子电池铅蓄电池压缩空气其他1.160.930.770.660.580.520.4603691215800h1000h1200h1400h1600h1800h2000h储能项目度电成本/元/千瓦时抽水蓄能铅酸电池钠硫电池液流电池锂离子电池压缩空气识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明35/44[Table_PageText]深度分析公用事业图65：抽水蓄能电站的原理即为势能和电能的转换图66：抽水蓄能有调峰填谷、调相、储能等多种功能数据来源：福伊特公司官网，广发证券发展研究中心数据来源：《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2022-2030我国抽水蓄能装机CAGR达13%。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，CAGR达到14%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。凭借水电站运营经验、和雄厚资金实力布局抽水蓄能。长江电力：已锁定抽水蓄能资源30-40GW，张掖抽水蓄能电站已开工；国投电力：雅砻江两河口混合式抽水蓄能已开工；黔源电力：推动光马抽水蓄能电站预可研工作。图67：2022年我国抽水蓄能装机达45.19GW图68：2022-2030我国抽水蓄能装机CAGR达13%数据来源：中电联，广发证券发展研究中心数据来源：国家能源局，发改委，广发证券发展研究中心三、价值：核心资产，价投标杆（一）水电公司现金流充裕，高分红配置价值突出水电行业现金流稳定且充裕，多数公司净现比超2倍。水电成本端的折旧并非实际的18.420.321.522.123.126.728.730.030.331.536.445.210.6%5.9%2.7%4.3%15.8%7.5%4.5%1.0%4.0%15.6%24.2%0%5%10%15%20%25%01020304050抽水蓄能装机/GW增速/%45.1962.00120.00030609012015020222025E2030E2035E抽水蓄能装机/GWCAGR=13.0%CAGR=14.1%形成满足新能源高比例大规模发展需求的，技术先进、管理优质、国际竞争力强的抽水蓄能现代化产业识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明36/44[Table_PageText]深度分析公用事业现金支出，同时可变成本极低，因此水电现金流稳定，经营活动现金流长期大于净利润，为水电的高分红率奠定基础。图69：长江电力净现比为1.5-2倍图70：华能水电净现比接近3倍数据来源：Wind，广发证券发展研究中心数据来源：Wind，广发证券发展研究中心图71：国投电力净现比为4倍图72：桂冠电力净现比为2-3倍数据来源：Wind，广发证券发展研究中心数据来源：Wind，广发证券发展研究中心成熟期水电保持高分红率，赋予水电类债属性。水电公司由于现金流稳定充裕，资本开支小，常年保持50%以上高分红率，2022年龙头水电长江电力分红总额200.92亿元，分红率94.3%远超公司承诺十四五期间每年不低于70%的分红率。从股息率来看，各水电公司股息率常年高于十年期国债收益率，高比例的分红使得水电公司股票具有一定的类债券属性，有效保障了股东的投资收益。图73：2017-2022年各水电公司分红率图74：2017年至今各水电公司股息率数据来源：长江电力定期报告，广发证券发展研究中心数据来源：华能水电定期报告，广发证券发展研究中心2.12.02.12.01.81.01.91.81.81.71.61.41.50.00.61.21.82.40100200300400500归母净利润（亿元，左轴）经营活动现金流净额（亿元，左轴）净现比（%，右轴）2.93.13.43.02.95.116.63.91.92.93.02.82.404812162004080120160200归母净利润（亿元，左轴）经营活动现金流净额（亿元，左轴）净现比（%，右轴）10.016.28.24.63.84.24.95.64.44.33.86.05.4048121620050100150200250归母净利润（亿元，左轴）经营活动现金流净额（亿元，左轴）净现比（%，右轴）3.68.07.210.62.23.12.22.42.72.62.52.82.10257101201632486480归母净利润（亿元，左轴）经营活动现金流净额（亿元，左轴）净现比（%，右轴）0%20%40%60%80%100%201720182019202020212022分红率/%长江电力华能水电国投电力川投能源桂冠电力0%2%3%5%6%8%股息率/%长江电力华能水电国投电力川投能源识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明37/44[Table_PageText]深度分析公用事业（二）水电兼顾稳定收益及风险控制，价值属性和防御特征明显水电资产防御性强，指数下行期间超额收益率明显。以2003年11月18日为基准，对比GF水电指数于沪深300指数涨跌幅，截至2023年5月11日，GF水电指数超额收益率达4.54倍，同时可以发现在沪深300指数下行期间，水电超额收益率明显提升。2007年11月1日至2008年11月3日，沪深300指数跌幅达70.5%，同期GF水电跌幅仅39.5%，超额收益率达31.0%；2011年11月4日至2014年5月20日，沪深300指数累计跌幅达23.4%，同期GF水电指数上涨0.1%，超额收益率23.5%；2021年2月10日至2022年10月31日，沪深300指数跌幅达39.6%，同期GF水电上涨18.6%，超额收益率达58.2%。图75：指数下行期间GF水电指数超额收益率明显提升数据来源：Wind，广发证券发展研究中心备注：数据截至2023年5月11日截至2023年5月11日，水电龙头川投能源、长江电力、国投电力的股价较2003年11月18日的涨幅分别为27.3、11.6、12.1倍，走出20年长牛的趋势，充分体现水电行稳致远的价值属性。三家龙头企业近20年来较沪深300的超额收益分别达2461%、892%、943%，水电作为全球范围内的核心资产，是为价值投资的标杆。图76：五家主要水电公司的涨幅数据来源：Wind，广发证券发展研究中心备注：数据截至2023年5月11日-200%0%200%400%600%800%GF水电超额收益率GF水电涨幅沪深300涨幅-200%400%1000%1600%2200%2800%长江电力华能水电国投电力川投能源桂冠电力沪深300上证指数识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明38/44[Table_PageText]深度分析公用事业稳定收益叠加风险控制，凸显水电价值属性和防御特征。从收益角度看，水电股收益稳定性优于沪深300指数，2015-2022年行业龙头长江电力仅在2016和2022年出现负收益，主要系2015年停牌系统性风险于2016年释放，以及2022年来水极端偏枯，八年期间股价复合增速达12.1%；从风险角度看，2015-2022年期间，长江电力年内最大回撤出现于2022年，为17.5%，历年均低于沪深300，其他水电公司同样具有较低的回撤幅度。图77：水电公司和沪深300年度收益率对比图78：水电公司和沪深300年内最大回撤对比数据来源：Wind，广发证券发展研究中心数据来源：Wind，广发证券发展研究中心水电价值受外资青睐，外资持股市值占比居各行业前列，同时股价也受到外资影响。2014年底沪港通开启后，外资青睐于收益稳定且高分红的价值股，对长江电力等水电股的持股持续增加，对比各行业外资持股市值占比，截至2023年5月11日，GF水电行业外资持股市值占总市值比例4.70%，位居各行业第四位。同时外资涌入话语权提升，在重塑水电资产估值体系的同时，也成为决定资产价格的重要驱动力，海外货币政策与北向资金流向成为市场关注的重点。图79：GF水电外资持股市值占比位居各行业第四位数据来源：Wind、广发证券发展研究中心备注：数据截至2023年5月11日-50%-20%10%40%70%100%20152016201720182019202020212022年收益率长江电力华能水电国投电力川投能源桂冠电力沪深3000%12%24%36%48%60%20152016201720182019202020212022年内最大回撤长江电力华能水电国投电力川投能源桂冠电力沪深3004.70%0%2%4%6%8%10%外资持股市值占总市值比/%识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明39/44[Table_PageText]深度分析公用事业图80：长江电力超额收益率与无风险利率复盘图81：长江电力外资持股数量与收盘价复盘数据来源：Wind，广发证券发展研究中心数据来源：Wind，广发证券发展研究中心中特估值体系下，业绩稳定且回报丰厚的水电资产有望维持较高估值。截至2023年5月11日，水电板块PE（TTM）为22.46，PB为2.45，位于近15年以来的41.5%、41.4%的分位，当前存量优质大水电，在全球范围都属于稀缺资产，凭借优质资产、稳定运营、高分红率的特点有望维持较高估值。图82：GF水电板块PE位于近15年以来41.5%分位图83：GF水电板块PB位于近15年以来41.4%分位数据来源：Wind，广发证券发展研究中心备注：数据截至2023年5月11日数据来源：Wind，广发证券发展研究中心备注：数据截至2023年5月11日图84：长江电力市盈率通常位于15-20倍之间图85：川投能源市盈率提升至15-20倍区间数据来源：Wind，广发证券发展研究中心备注：数据截至2023年5月11日数据来源：Wind，广发证券发展研究中心备注：数据截至2023年5月11日0%1%2%4%5%6%-100%120%340%560%780%1000%超额收益率/%(左轴)美债10年期收益率/%（右轴）国债10年期收益率/%（右轴）06121824300510152025长江电力外资持股数量/亿股（左轴）长江电力收盘价/元/股（右轴）020406080100GF水电0.01.63.24.86.48.0GF水电0714212835PEband收盘价/元25X20X15X10X5X048121620PEband收盘价/元25X20X15X10X5X识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明40/44[Table_PageText]深度分析公用事业四、标的推荐关注分红稳定具备成长空间的水电龙头。重点推荐（1）长江电力：水电标杆，公司坐拥全球前十二大水电站之五，是优质的稳定运营型资产，十四五承诺分红率70%；（2）国投电力/川投能源：雅砻江龙头水库两河口潜力将释，锦官送苏电价机制完善，公司有望迎来量价双升；（3）华能水电：省内供需偏紧、电价中枢上行，静待来水好转发电量修复，同时托巴电站投产在即。表20：重点公司盈利预测与估值表（收盘价日期：2023/05/12）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2022A2023E2024E2025E2022A2023E2024E2025E600900.SH长江电力5,605.6722.9122.4116.3315.5514.82213.09343.34360.53378.36600886.SH国投电力958.6112.8619.7914.9212.6911.1440.7964.2675.5586.02600674.SH川投能源662.4014.8515.4713.7512.8812.1535.1548.1651.4154.53600025.SH华能水电1,355.407.5317.4718.6816.5414.0568.0172.5581.9396.46数据来源：盈利预测来自广发最新公司报告盈利预测，广发证券发展研究中心（一）长江电力：来水修复、乌白注入，高分红凸显投资价值2023年一季度长江流域来水恢复正常，乌白电站注入完成，公司实现归母净利润36.1亿元（同比+16%），资产负债率提升至66.4%。2023Q1公司发电量556亿千瓦时（同比+18.4%），剔除乌白后四座电站发电量同比+6.6%。未来公司依靠水电机组扩容、流域联合调度、水风光储等，长期仍有成长空间。（1）扩容：公司所属葛洲坝、溪洛渡、向家坝正推进扩机增容工作，装机仍有提升空间；（2）调度：六库联调增发60~70亿千瓦时、股权投资流域内水电公司开展流域联调，上游两河口、龙盘电站建成后将进一步增发电量；（3）风光：主导开发金沙江下游水风光储一体化基地、大比例参股内蒙古风光大基地项目；（4）抽蓄：已锁定30~40GW项目资源，张掖抽水蓄能电站已开工。风险提示：来水波动；上网电价调整风险；投资收益不及预期风险。表21：长江电力盈利预测表报表项目2021A2022A2023E2024E2025E营业收入（亿元）556.46520.60850.01877.15907.01营收增长率-3.70%-6.44%63.27%3.19%3.40%归母净利润（亿元）262.73213.09343.34360.53378.36归母净利润增长率-0.09%-18.89%61.12%5.01%4.95%每股收益（元）1.160.941.401.471.55数据来源：Wind，广发证券发展研究中心（二）国投电力：水电量价齐升，火电盈利修复，新能源加速成长公司2022年实现归母净利润40.79亿元（同比+66.1%），23Q1实现归母净利润16.14亿元（同比+55.5%）。22年公司水电量价齐升，贡献利润43.89亿元（同比识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明41/44[Table_PageText]深度分析公用事业+15.4%），火电亏损10.31亿元（同比减亏4.47亿元）。22年受益于两杨电站投产（3月两河口投产最后一台机组），公司水电发电量同比+12.4%，同时Q4锦官送苏电价上浮兑现（自8月起上浮），全年水电上网电价同比+6.8%（Q4同比+16.2%）；23年雅砻江来水同比偏丰，叠加两河口机组投产及库容消落，Q1公司水电发电量同比+28.3%，锦官送苏电价全年上浮，水电有望维持量价齐升；23年煤价大幅降低，预计Q1公司火电已恢复盈利。风险提示：来水波动；上网电价调整风险；煤炭价格上涨等。表22：国投电力盈利预测表报表项目2021A2022A2023E2024E2025E营业收入（亿元）437.66504.89555.95591.53616.61营收增长率11.3%15.4%10.1%6.4%4.2%归母净利润（亿元）24.5640.7964.2675.5586.02归母净利润增长率-55.5%66.1%57.5%17.6%13.9%每股收益（元）0.330.550.861.011.15数据来源：Wind，广发证券发展研究中心（三）川投能源：雅砻江水电量价齐升，Q1业绩同比+104%23Q1公司实现归母净利润11.36亿元（同比+103.65%），投资收益同比+5.76亿元（同比+85.3%），预计雅砻江水电贡献绝大比例。2023年雅砻江来水同比偏丰，叠加两河口机组投产及库容消落，Q1雅砻江水电实现发电量213.84亿千瓦时（同比+33.0%），两河口调节效应将持续发力，锦官送苏电价全年上浮（上年自8月起上浮），雅砻江水电有望维持量价齐升增厚业绩。同时雅砻江水电布局水风光一体化，坷垃光伏（1GW）、腊巴山风电（0.19GW）有望于今年投产。公司以40.13亿元成功竞购国能大渡河10%股权，收购完成后持股比例提升至20%，21/22年大渡河公司净利润21.74/16.87亿元，预计来水好转后新增股权将为公司带来利润增量超2亿元。风险提示：来水波动；上网电价调整风险；投资收益波动等。表23：川投能源盈利预测表报表项目2021A2022A2023E2024E2025E营业收入（亿元）12.6314.2016.0117.0218.12营收增长率22.5%12.4%12.7%6.3%6.5%归母净利润（亿元）30.8735.1548.1651.4154.53归母净利润增长率-2.3%13.9%37.0%6.7%6.1%每股收益（元）0.700.791.081.151.22数据来源：Wind，广发证券发展研究中心（四）华能水电：拟收购集团水电资产，量价皆有向上弹性公司2022年实现归母净利润68.01亿元（同比+16.5%），23Q1实现归母净利润8.03亿元（同比+8.3%）。22年澜沧江流域来水偏枯，调节电站加大出力下，22年完成识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明42/44[Table_PageText]深度分析公用事业发电量1006亿千瓦时，逆势增长6.6%。23年来水持续偏枯，叠加年初水库蓄能减少，23Q1发电量156亿千瓦时（同比-11.4%）。23年云南省限制水电电价涨幅，21、22年云南省内电价分别同比提升约10%，预计23年省内电价基本持平，24年起省内电价将重新打开增长空间。2022年末公司已投产水电装机22.95GW，目前在建托巴电站1.4GW预计24年开始投产，澜沧江仍有储备水电11.21GW。同时公司凭借水电区位优势，规划水风光清洁能源基地，规划光伏装机10GW，22年仅投产0.38GW，光伏建设有望加速推进。公司发布公告拟收购华能集团和华能国际共同持有的华能四川能源开发有限公司100%股权，截至21年5月，标的公司运营管理四川省岷江、嘉陵江等流域20座水电站，合计装机2.65GW，在建大渡河硬梁包水电站装机1.12GW，管理1座光伏电站装机35MW。风险提示：来水波动；上网电价调整风险；光伏建设不及预期风险等。表24：华能水电盈利预测表报表项目2021A2022A2023E2024E2025E营业收入（亿元）202.02211.42216.44232.33251.04营收增长率4.9%4.7%2.4%7.3%8.1%归母净利润（亿元）58.3868.0173.1483.1595.80归母净利润增长率20.7%16.5%7.5%13.7%15.2%每股收益（元）0.320.380.410.460.53数据来源：Wind，广发证券发展研究中心五、风险提示来水季节性波动的风险：水电发电量与来水情况密切相关，来水受降水和气候的影响，降水的波动性将导致水电发电量的波动，降水的减少将会直接导致水电公司收入业绩降低，而年内丰枯水期的存在将直接导致水电公司各季度收入业绩的不均衡，也增加了季度收入的波动程度。水库调节能力不及预期风险：调节电站和梯级电站可通过调度减少弃水、抬高水头，进而实现增发电量，若通过调度增发电量不及预期，则会直接影响水电公司发电量，进而影响收入业绩。上网电价调整风险：随着电力体制改革的深入，增量配电网改革试点、电价传导机制、电价政策落实、电能替代等措施持续推进，将对水电公司发电量模式和电价模式造成一定影响，对盈利水平造成波动。随着电力产业结构调整和电价形成机制改革的不断深化，市场化交易比例的提高，电价的波动可能对水电公司经营产生一定影响。识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明43/44[Table_PageText]深度分析公用事业[Table_ResearchTeam]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。[Table_RatingIndustry]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。[Table_RatingCompany]广发证券—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。[Table_Address]联系我们广州市深圳市北京市上海市香港地址广州市天河区马场路26号广发证券大厦47楼深圳市福田区益田路6001号太平金融大厦31层北京市西城区月坛北街2号月坛大厦18层上海市浦东新区南泉北路429号泰康保险大厦37楼香港德辅道中189号李宝椿大厦29及30楼邮政编码510627518026100045200120-客服邮箱gfzqyf@gf.com.cn[Table_LegalDisclaimer]法律主体声明本报告由广发证券股份有限公司或其关联机构制作，广发证券股份有限公司及其关联机构以下统称为“广发证券”。本报告的分销依据不同国家、地区的法律、法规和监管要求由广发证券于该国家或地区的具有相关合法合规经营资质的子公司/经营机构完成。广发证券股份有限公司具备中国证监会批复的证券投资咨询业务资格，接受中国证监会监管，负责本报告于中国（港澳台地区除外）的分销。广发证券（香港）经纪有限公司具备香港证监会批复的就证券提供意见（4号牌照）的牌照，接受香港证监会监管，负责本报告于中国香港地区的分销。本报告署名研究人员所持中国证券业协会注册分析师资质信息和香港证监会批复的牌照信息已于署名研究人员姓名处披露。[Table_ImportantNotices]重要声明识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明44/44[Table_PageText]深度分析公用事业广发证券股份有限公司及其关联机构可能与本报告中提及的公司寻求或正在建立业务关系，因此，投资者应当考虑广发证券股份有限公司及其关联机构因可能存在的潜在利益冲突而对本报告的独立性产生影响。投资者不应仅依据本报告内容作出任何投资决策。投资者应自主作出投资决策并自行承担投资风险，任何形式的分享证券投资收益或者分担证券投资损失的书面或者口头承诺均为无效。本报告署名研究人员、联系人（以下均简称“研究人员”）针对本报告中相关公司或证券的研究分析内容，在此声明：（1）本报告的全部分析结论、研究观点均精确反映研究人员于本报告发出当日的关于相关公司或证券的所有个人观点，并不代表广发证券的立场；（2）研究人员的部分或全部的报酬无论在过去、现在还是将来均不会与本报告所述特定分析结论、研究观点具有直接或间接的联系。研究人员制作本报告的报酬标准依据研究质量、客户评价、工作量等多种因素确定，其影响因素亦包括广发证券的整体经营收入，该等经营收入部分来源于广发证券的投资银行类业务。本报告仅面向经广发证券授权使用的客户/特定合作机构发送，不对外公开发布，只有接收人才可以使用，且对于接收人而言具有保密义务。广发证券并不因相关人员通过其他途径收到或阅读本报告而视其为广发证券的客户。在特定国家或地区传播或者发布本报告可能违反当地法律，广发证券并未采取任何行动以允许于该等国家或地区传播或者分销本报告。本报告所提及证券可能不被允许在某些国家或地区内出售。请注意，投资涉及风险，证券价格可能会波动，因此投资回报可能会有所变化，过去的业绩并不保证未来的表现。本报告的内容、观点或建议并未考虑任何个别客户的具体投资目标、财务状况和特殊需求，不应被视为对特定客户关于特定证券或金融工具的投资建议。本报告发送给某客户是基于该客户被认为有能力独立评估投资风险、独立行使投资决策并独立承担相应风险。本报告所载资料的来源及观点的出处皆被广发证券认为可靠，但广发证券不对其准确性、完整性做出任何保证。报告内容仅供参考，报告中的信息或所表达观点不构成所涉证券买卖的出价或询价。广发证券不对因使用本报告的内容而引致的损失承担任何责任，除非法律法规有明确规定。客户不应以本报告取代其独立判断或仅根据本报告做出决策，如有需要，应先咨询专业意见。广发证券可发出其它与本报告所载信息不一致及有不同结论的报告。本报告反映研究人员的不同观点、见解及分析方法，并不代表广发证券的立场。广发证券的销售人员、交易员或其他专业人士可能以书面或口头形式，向其客户或自营交易部门提供与本报告观点相反的市场评论或交易策略，广发证券的自营交易部门亦可能会有与本报告观点不一致，甚至相反的投资策略。报告所载资料、意见及推测仅反映研究人员于发出本报告当日的判断，可随时更改且无需另行通告。广发证券或其证券研究报告业务的相关董事、高级职员、分析师和员工可能拥有本报告所提及证券的权益。在阅读本报告时，收件人应了解相关的权益披露（若有）。本研究报告可能包括和/或描述/呈列期货合约价格的事实历史信息（“信息”）。请注意此信息仅供用作组成我们的研究方法/分析中的部分论点/依据/证据，以支持我们对所述相关行业/公司的观点的结论。在任何情况下，它并不（明示或暗示）与香港证监会第5类受规管活动（就期货合约提供意见）有关联或构成此活动。[Table_InterestDisclosure]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。[Table_Copyright]版权声明未经广发证券事先书面许可，任何机构或个人不得以任何形式翻版、复制、刊登、转载和引用，否则由此造成的一切不良后果及法律责任由私自翻版、复制、刊登、转载和引用者承担。