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　　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。

　　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。

　　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。

　　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。

　　(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。

　　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。

　　(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。

　　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。

　　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。

　　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%。

　　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%。

　　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。

　　(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。

　　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。

　　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。

　　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。

　　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。

　　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。

　　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。

　　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。

　　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%。

　　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。澜上点对网200亿千瓦时：保量保价，0.3元/千瓦时➢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-46.3厘/千瓦时，计算可得上网电价为0.2537元/千瓦时。2022年起，广东电力市场“价差模式”改为“绝对价格模式”。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。

　　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%。

　　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，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%。

　　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0.27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。

　　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。

　　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、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。