《智慧能源系列電力行業專題報告（七）：水電資產梳理量價兼具彈性優質水電成長邏輯順暢-231009（29頁）.pdf》由會員分享，可在線閱讀，更多相關《智慧能源系列電力行業專題報告（七）：水電資產梳理量價兼具彈性優質水電成長邏輯順暢-231009（29頁）.pdf（29頁珍藏版）》請在三個皮匠報告上搜索。

1、 敬請閱讀末頁的重要說明 證券研究報告|行業深度報告 2023 年 10 月 09 日 推薦推薦（維持）（維持）智慧能源系列智慧能源系列電電力力行業行業專題專題報告報告（七）（七）周期/環保及公用事業 本本篇報告篇報告旨在旨在通過通過自上而下的自上而下的邏輯，系統性梳理水電行業主要流域和公司的資邏輯，系統性梳理水電行業主要流域和公司的資產情況：產情況：從水電主要流域從水電主要流域的裝機特點和規劃布局的裝機特點和規劃布局入手，入手，聚焦主要水電企業，對聚焦主要水電企業，對比不同比不同流域和流域和企業的裝機彈性企業的裝機彈性、電量電價情況、電量電價情況和和度電指標度電指標等數據等數據，分析水電企，

2、分析水電企業增長潛力業增長潛力。我國我國常規水電常規水電目前開發程度超目前開發程度超 60%，主要流域仍有增量空間主要流域仍有增量空間。截至 2022 年底，我國常規水電已建裝機規模約為 4.14 億千瓦，約占技術開發量的 60.3%。剩余技術可開發資源主要集中在西南地區，金沙江上游、雅礱江、大渡河等主要河流仍有一定開發潛力。其中，雅礱江、大渡河、瀾滄江水電站在建+擬建規模占當前已投產規模的比重較高，分別為 40.5%/48.0%/35.6%，并且將集中于“十四五”、“十五五”期間投產，有望獲得較大的業績增長彈性。梯級聯調增量，風光水儲協同，擴機與抽蓄共舞。梯級聯調增量，風光水儲協同，擴機與抽

3、蓄共舞。水電出力受季節影響波動明顯，梯級聯合調度可以通過具有年調節性能的水庫攔蓄豐水期來水，減少無益棄水，緩解豐枯期電力供需矛盾，一定程度上熨平水電的出力波動，提高電網運行安全性。水電基荷作用明顯，可有效緩解風光發電波動性。四川、云南兩省借助自身的水電資源優勢。積極推進多個水風光綜合能源基地建設，主要流域新能源裝機增長潛力較大。增容擴機有助于利用好存量水電資源，抽蓄電站將提供優質調峰資源，有望進一步提升電力系統穩定性。對比：對比：大渡河大渡河短期短期裝機裝機彈性彈性高，高，雅礱江度電指標最優，長電高分紅凸顯投資雅礱江度電指標最優，長電高分紅凸顯投資價值價值。1）從裝機彈性來看：）從裝機彈性來看

4、：“十四五”期間大渡河流域新增水電裝機彈性最高，為 28.4%，且國能大渡河公司在建裝機彈性也為最高（31.8%）；2）從）從外送電量和電價情況來看：外送電量和電價情況來看：由于長電和雅礱江水電外送電量占比較高，且部分電站送向江浙滬等高電價區域，導致二者綜合上網電價處于較高水平，約為 0.26-0.27 元/千瓦時；國電電力下屬的國能大渡河公司及華能水電主要留存當地消納，綜合上網電價較低?？紤]到近年來電力供需形勢緊張，且川渝地區經濟增長迅速，云南高耗能企業較多，帶動用電需求快速增長，當地水電上網電價有望上??；3）從新能源裝機規劃來看：）從新能源裝機規劃來看：國電電力“十四五”期間規劃新增裝機最

5、多，為 3500 萬千瓦，其他三家公司新增裝機量相當，均在千萬千瓦級；4）度電指標：）度電指標：雅礱江水電的度電收入及利潤最高，體現出公司較好的資產質量和較高的盈利能力，國能大渡河和華能水電受到低電價拖累明顯。長江電力度電經營性現金流最高，為 0.243 元/千瓦時，充裕的現金支撐高分紅比例，公司分紅比例和股息率均明顯高于同行業可比公司，凸顯長期投資價值。投資建議：投資建議：重點推薦國電電力：國電電力：1）短期：）短期：2023 年下半年來水改善明顯，水電業績有望受益增長；火電容量電價政策落地后，業績也有較大彈性空間；2）中長期內：中長期內：大渡河水電在建裝機彈性較高，且隨著特高壓線路打通以及

6、雙江口電站投產，公司水電消納棄水困局有望化解，反轉彈性最大?！笆奈濉逼陂g公司新能源裝機最高，將充分受益能源轉型與多能互補協同發展。建議關注其他優質水電標的國投電力、長江電力國投電力、長江電力等。風險提示：風險提示：來水不及預期、來水不及預期、水電電價上漲不及預期、項目建設進度不及預期、水電電價上漲不及預期、項目建設進度不及預期、經濟增速下滑導致終端用電需求疲軟、電力市場化改革推進不及預期經濟增速下滑導致終端用電需求疲軟、電力市場化改革推進不及預期等。等。行業規模行業規模 占比%股票家數（只）225 4.3 總市值（十億元）3107.6 3.8 流通市值（十億元）2719.4 3.8 行業指數

7、行業指數%1m 6m 12m 絕對表現-3.3-2.5 3.4 相對表現-1.6 5.2 7.0 資料來源：公司數據、招商證券 相關相關報告報告 1、智慧能源系列電力專題報告（六）：從電價上漲&機組延壽假設，看 水 電 核 電 價 值 增 長 潛 力 2023-09-13 2、智慧能源系列專題報告（五）：新型電力系統聚焦源網荷儲，電改頂層設計漸清晰2023-08-05 3、智慧能源系列專題報告（四）：AI 助力新型電力系統建設，虛擬電廠前景廣闊2023-05-19 宋盈盈宋盈盈 S1090520080001 -10-505101520Oct/22Jan/23May/23Sep/23(%)環保及

8、公用事業滬深300水電資產梳理：水電資產梳理：量價兼具彈性，量價兼具彈性，優質優質水電水電成長成長邏輯邏輯順暢順暢 敬請閱讀末頁的重要說明 2 行業深度報告 正文正文目錄目錄 一、水電開發進程過半，主要流域裝機彈性仍存.5 1、水能資源集聚十三大基地，開發程度超 60%.5 2、主要流域裝機仍有較大彈性，即將迎來新一輪投產高峰.5 3、梯級聯調增量，風光水儲協同，擴機與抽蓄共舞.8（1）梯級電站聯合調度，多重效益凸顯.8（2）提升系統穩定性，風光水儲一體化協同空間廣闊.9（3）用好存量做好增量，擴機和抽蓄經濟效益明顯.11 二、雅礱江業績彈性充足，大渡河消納有望改善.13 1、長江電力：烏白注

9、入大幅提升發電量，外送電價提升拓寬盈利空間.13 2、雅礱江水電：聯合調度優勢明顯，“量+價”彈性充足.15（1）新增裝機+聯合調度，發電量有望持續增長.15（2）電力供需格局優化，外送和省內電價均有望提升.16 3、國能大渡河：基建設施優化，水電消納困局有望得解.17 4、華能水電：集團水電業務唯一整合平臺，受益云南供需格局改善.20 5、對比：大渡河短期裝機彈性高，雅礱江度電指標最優，長電高分紅高股息22 三、投資建議.27 四、風險提示.28 圖表圖表目錄目錄 圖 1：我國水電裝機量（萬千瓦）及同比增速.5 圖 2：主要流域水電開發情況（截至 2021 年底）.5 圖 3：金沙江/雅礱江

10、/大渡河流域水資源示意圖.6 圖 4：瀾滄江流域水資源示意圖.7 圖 5：水電月度發電量（億千瓦時）.8 圖 6：水電月度利用小時數.8 圖 7：通過聯合調度減少電站棄水示意圖.9 圖 8：三峽電站運營后通過聯調增加葛洲壩電站發電量.9 圖 9：電力系統靈活性不足原理.9 圖 10：水光互補后的功率圖.9 3XjWkUiX8VmUtPtPrM9P8Q7NoMoOpNoNkPnMoOeRrQnMaQoPmMuOmPvMxNtOtQ 敬請閱讀末頁的重要說明 3 行業深度報告 圖 13：我國各地區抽蓄投產裝機規模（萬千瓦）.12 圖 14：我國各地區抽蓄在建裝機規模（萬千瓦）.12 圖 15：長江電

11、力現金分紅規模（億元）和分紅比例.15 圖 16：長江電力股息率與十年期國債到期收益率對比.15 圖 17：四川發電量、用電量（億千瓦時）及同比增速.16 圖 18：四川外送電量及用電量（億千瓦時）.16 圖 19：四川市場化交易電量及占比.16 圖 20：四川水電市場化交易電價（元/千瓦時）.16 圖 21：大渡河流域及梯級水電開發平面圖.18 圖 22：2020 年主要流域棄水量（億千瓦時）.18 圖 23：主要水電公司度電凈利和歸母凈利（元/千瓦時）.18 圖 24：2025 年四川省際聯網工程規劃示意圖.19 圖 25：川渝地區電力需求增速高于全國平均.19 圖 26：云南省發電量、用

12、電量（億千瓦時）及增速.22 圖 27：云南省年度市場化交易電價（元/千瓦時）.22 圖 28：云南省月度市場化交易電價（元/千瓦時）.22 圖 29：云南省市場化交易電量及占比.22 圖 30：主要流域投資主體水電裝機增量相較已投產裝機彈性.23 圖 31：主要流域投資主體水電上網電價（元/千瓦時）.24 圖 32：主要水電公司度電收入（元/千瓦時）.25 圖 33：主要水電公司度電折舊攤銷（元/千瓦時）.25 圖 34：主要水電公司度電凈利潤（元/千瓦時）.25 圖 35：主要水電公司度電經營性現金流（元/千瓦時）.25 圖 36：主要水電公司分紅率.26 圖 37：主要水電公司股息率.2

13、6 表 1：金沙江/雅礱江/大渡河/瀾滄江流域在建/擬建及規劃水電站情況.7 表 2：“十四五”規劃提出九大清潔能源一體化基地.10 表 3：各流域“十四五”新能源裝機規劃.11 表 4：長江電力梯級電站情況.13 表 5：長江電力各電站上網電量及電價情況.13 表 6：長江電力主要在手抽蓄項目梳理.14 敬請閱讀末頁的重要說明 4 行業深度報告 表 7：雅礱江梯級水庫單庫和聯合優化調度結果比較.16 表 8：雅礱江水電各電站上網電量及電價情況.17 表 9：雅礱江水電開發規劃.17 表 10：國能大渡河各電站上網電量及電價情況.19 表 11：國能大渡河在建水電項目情況.20 表 12：華能

14、水電各電站上網電量及電價情況.21 表 13：主要流域“十四五”、“十五五”常規水電裝機增量（萬千瓦）.23 表 14：主要水電公司“十四五”新能源裝機規劃（萬千瓦）.24 敬請閱讀末頁的重要說明 5 行業深度報告 一、一、水電開發進程水電開發進程過半過半，主要主要流域流域裝機彈性裝機彈性仍存仍存 1、水能資源集聚十三大基地，水能資源集聚十三大基地，開發程度超開發程度超 60%作為技術成熟，作為技術成熟，清潔高效的可再生能源，水電清潔高效的可再生能源，水電在我國電力供應中承擔著不可替代在我國電力供應中承擔著不可替代的重要作用。的重要作用。一方面，大中型水電站同時兼顧了防洪、供水、灌溉、航運、生

15、態保護等綜合功能，是保障社會經濟高質量發展的重要基礎設施。另一方面，水電是電力系統重要的調節電源，在新能源高比例接入的新型電力系統中，能發揮調節能力與風電、光伏發電配合運行，平抑風光新能源發電出力波動，促進新能源大規模開發與高比例消納。根據中國水電發展遠景規劃，到 2030 年我國水電裝機容量將達到 5.2 億千瓦，其中，常規水電 4.2 億千瓦，抽水蓄能 1 億千瓦，水電開發程度約 60%；到 2060 年，水電裝機將達到約 7.0 億千瓦，其中，常規水電 5.0 億千瓦，新增擴機和抽水蓄能 2.0 億千瓦，水電開發程度 73%，基本達到西方國家的開發水平，水電仍有不小的發展空間。我國優質大

16、水電資產主要集中在十三大水電基地內，我國優質大水電資產主要集中在十三大水電基地內，目前目前開發開發程度超程度超 60%。金沙江、長江上游、雅礱江、瀾滄江干流、大渡河、怒江等基地的水能資源尤為富集，主要流域的開發權已經完成分配，由國家能源集團、國家電投、華能集團、華電集團、大唐集團以及三峽集團等進行開發。根據最新統計結果，我國水能資源技術可開發裝機容量約為 6.87 億千瓦，年均發電量約為 3 萬億千瓦時。截至2022 年底，我國常規水電已建裝機規模約為 4.14 億千瓦，約占技術開發量的60.3%，主要大江大河特別是中下游干流的水電開發基本完成，全國主要流域梯級水電站庫群聯合調度運行管理格局初

17、步形成。剩余技術可開發資源主要集中在西南地區，金沙江上游、雅礱江、大渡河等主要河流仍有一定開發潛力。圖圖1：我國水電裝機量（萬千瓦）及同比增速我國水電裝機量（萬千瓦）及同比增速 圖圖2：主要流域水電開發情況（截至主要流域水電開發情況（截至 2021 年底）年底）資料來源：iFinD、招商證券 資料來源：我國流域梯級水電開發的回顧與展望、招商證券 2、主要主要流域流域裝機裝機仍有較大仍有較大彈性彈性，即將即將迎來新一輪投產高峰迎來新一輪投產高峰 主要主要流域流域在建在建/擬建擬建電站規模電站規模超超 2500 萬千瓦萬千瓦，“十四五”、“十五五”將迎來投產，“十四五”、“十五五”將迎來投產高峰高

18、峰。目前，金沙江/雅礱江/大渡河/瀾滄江流域已投產水電站裝機規模分別為6142/1920/1739.5/2135 萬千瓦。在建水電站中，金沙江流域的葉巴灘水電站（224 萬千瓦）、巴塘水電站（75 萬千瓦）等預計自 2025 年起陸續投產；雅礱江流域的卡拉電站（102 萬千瓦）和孟底溝電站（240 萬千瓦）首臺機組預計分別于 2029、2031 年投產，牙根一級水電站（30 萬千瓦）已獲得核準，預計首0%2%4%6%8%10%12%14%05,00010,00015,00020,00025,00030,00035,00040,00045,000水電裝機量水電裝機量同比增速同比增速0100020

19、003000400050006000700080009000技術可開發量技術可開發量已建規模已建規模在建規模在建規模 敬請閱讀末頁的重要說明 6 行業深度報告 臺機組于 2029 年投產；大渡河流域的雙江口電站（200 萬千瓦）、金川電站（86萬千瓦）、沙坪一級電站（36 萬千瓦）、枕頭壩二級電站（30 萬千瓦）預計自 2024年起陸續投產；瀾滄江流域西藏段的如美電站（260 萬千瓦）及云南段的托巴電站（140 萬千瓦）正在建設中，托巴電站首臺機組預計于 2024 年投產。雅礱江、雅礱江、大渡河、大渡河、瀾滄江瀾滄江裝機裝機均有較高增長潛力均有較高增長潛力，其中大渡河其中大渡河短期短期內內裝機

20、彈性最裝機彈性最高，高，金沙江增量主要來自上游金沙江增量主要來自上游。從各個流域的在建和規劃裝機情況來看，金沙江在建裝機 620.6 萬千瓦，占已投產裝機的 10.1%，在建+擬建裝機 860.6 萬千瓦，占已投產裝機的 14.0%，規劃裝機 1212 萬千瓦，占已投產裝機的 19.7%，增量主要在上游流域；雅礱江在建裝機 342 萬千瓦，占已投產裝機的 17.8%，在建+擬建裝機 777 萬千瓦，占已投產裝機的 40.5%，規劃裝機 325 萬千瓦，占已投產裝機的 16.9%；大渡河在建裝機 538.2 萬千瓦，占已投產裝機的 30.9%，在建+擬建裝機 835.2 萬千瓦，占已投產裝機的

21、48.0%，規劃裝機 126 萬千瓦，占已投產裝機的 7.2%；瀾滄江在建裝機 400 萬千瓦，占已投產裝機的 18.7%，在建+擬建裝機 760 萬千瓦，占已投產裝機的 35.6%，規劃裝機 461.8 萬千瓦，占已投產裝機的 21.6%。雅礱江、大渡河、瀾滄江水電站在建+擬建規模占當前已投產規模的比重較高，并且將集中于“十四五”、“十五五”期間投產，有望獲得較大的業績增長彈性。圖圖 3：金沙江金沙江/雅礱江雅礱江/大渡河流域水資源示意圖大渡河流域水資源示意圖 資料來源：長江電力價值手冊 2022、各公司公告、雅礱江水電債券募集說明書、招商證券 敬請閱讀末頁的重要說明 7 行業深度報告 圖圖

22、 4：瀾滄江瀾滄江流域水資源示意圖流域水資源示意圖 資料來源：北極星電力網、華能水電公司公告、招商證券 表表 1：金沙江金沙江/雅礱江雅礱江/大渡河大渡河/瀾滄江流域瀾滄江流域在建在建/擬建擬建及及規劃規劃水水電站情況電站情況 流域流域 在建在建/擬建電站擬建電站 裝機規模裝機規模（萬千瓦）（萬千瓦）預計投產時間預計投產時間 建設進度建設進度 建設主體建設主體 調節能力調節能力 金沙江金沙江 葉巴灘水電站 224 2025 年起 在建 華電集團 季調 拉哇水電站 200 2026 年起 在建 華電集團 季調 巴塘水電站 75 2025 年 在建 華電集團 日調 昌波水電站 82.6 2029

23、年起 在建 華電集團 日調 旭龍水電站 240 2030 年起 擬建 華電集團 日調 銀江水電站 39 2025 年 在建 川投能源 日調 在建電站 620.6 在建+擬建電站 860.6 規劃電站 1212 在建在建/已建已建 10.1%（在建（在建+擬建）擬建）/已建已建 14.0%規劃規劃/已建已建 19.7%雅礱江雅礱江 牙根一級水電站 30 2029 年起 擬建 雅礱江水電 日調 牙根二級水電站 240 2033 年起 擬建 雅礱江水電 日調 楞古水電站 165 2035 年起 擬建 雅礱江水電 日調 孟底溝水電站孟底溝水電站 240 2031 年起年起 在建在建 雅礱江水電 日調（

24、與兩河口日調（與兩河口聯合運行時具有聯合運行時具有年調能力）年調能力）卡拉水電站 102 2029 年起 在建 雅礱江水電 日調 在建電站 342 在建+擬建電站 777 規劃電站 325 在建在建/已建已建 17.8%（在建（在建+擬建）擬建）/已建已建 40.5%規劃規劃/已建已建 16.9%大渡河大渡河 巴拉水電站 74.6 2025 年 在建 中國電建 日調 雙江口水電站雙江口水電站 200 2024 年起年起 在建在建 國能大渡河國能大渡河 年調年調 金川水電站 86 2025 年起 在建 國能大渡河 日調 硬梁包水電站 111.6 2024 年起 在建 華能集團 日調 枕頭壩二級水

25、電站 30 2025 年起 在建 國能大渡河/沙坪一級水電站 36 2025 年起 在建 國能大渡河 日調 安寧水電站 40 擬建 國能大渡河 日調 巴底水電站 72 擬建 國能大渡河 日調 丹巴水電站 113 擬建 國能大渡河 日調 老鷹巖一級水電站 30 擬建 國能大渡河 日調 老鷹巖二級水電站 42 擬建 國能大渡河 日調 在建電站 538.2 在建+擬建電站 835.2 規劃電站 126 在建在建/已建已建 30.9%（在建（在建+擬建）擬建）/已建已建 48.0%規劃規劃/已建已建 7.2%瀾滄江瀾滄江 如美水電站如美水電站 260 2035 年年 在建在建 華能水電華能水電 年調年

26、調 托巴水電站 140 2024 年起 在建 華能水電 季調 古學水電站 210 擬建 華能水電/班達水電站 150 擬建 華能水電 季調 敬請閱讀末頁的重要說明 8 行業深度報告 在建電站 400 在建+擬建電站 760 規劃電站 461.8 在建在建/已建已建 18.7%（在建（在建+擬建）擬建）/已建已建 35.6%規劃規劃/已建已建 21.6%在建在建+擬建合計擬建合計 2935.8 資料來源：各公司公告、雅礱江水電債券募集說明書、國電大渡河債券募集說明書、招商證券 注：在建電站的口徑為已實現截流的電站；擬建電站的口徑為已出具可研和預可研電站 3、梯梯級級聯調增量，聯調增量，風光水儲協

27、同，擴機與抽蓄共舞風光水儲協同，擴機與抽蓄共舞（1）梯級電站聯合調度，多重效益凸顯梯級電站聯合調度，多重效益凸顯 水電出力受季節影響波動明顯，水電出力受季節影響波動明顯，聯合調度聯合調度可一定程度上熨平波動?？梢欢ǔ潭壬响倨讲▌?。流域梯級水電站聯合調度，指的是流域內一群相互間具有聯系的梯級水庫和水電站以及相關工程設施進行統一的協調調度，通過優化調度使各個水庫和水電站的作用和效益達到最大化。一方面，流域梯級電站的聯合調度可以通過具有年調節性能的水庫攔蓄豐水期來水，減少無益棄水，補充枯水期水量以提高枯水期發電量，緩解豐枯期電力供需矛盾，一定程度上熨平水電的出力波動，提高電網運行安全性。另一方面，在

28、滿足防洪要求的前提下，通過聯合調度可適當提前每年的汛后蓄水時間，延遲汛前水位消落時間，盡量在非汛期保持較高的平均運行水頭。圖圖5：水電月度發電量（億千瓦時）水電月度發電量（億千瓦時）圖圖6：水電月度利用小時數水電月度利用小時數 資料來源：iFinD、招商證券 資料來源：iFinD、招商證券 以長江電力為例：以長江電力為例：因三峽電站所有機組過流能力大于葛洲壩電站，當預報三峽來水大于葛洲壩所有機組過流能力時，可以通過降低三峽電站的發電流量來匹配葛洲壩電站機組，盡量讓來水依次通過三峽、葛洲壩電站機組過流，從而增加葛洲壩電站的發電量。2014 年，公司向家壩、溪洛渡電站投產后開啟“四庫聯調”，年節水

29、增發電量接近 100 億千瓦時，三峽、葛洲壩、溪洛渡及向家壩四座電站近年的實際發電量，均已經超過各自設計電量。隨著烏東德、白鶴灘水電站投產，“四庫聯調”升級為“六庫聯調”，增發電量進一步提升。根據公司 2022 年度暨2023 年第一季度業績說明會，六庫聯調后將額外增發電量 60-70 億千瓦時。02004006008001,0001,2001,4001,6003月月4月月5月月6月月7月月8月月9月月10月月 11月月 12月月2020年年2021年年2022年年2023年年01002003004005003月月4月月5月月6月月7月月8月月9月月10月月 11月月12月月2020年年202

30、1年年2022年年2023年年 敬請閱讀末頁的重要說明 9 行業深度報告 圖圖7：通過聯合調度減少電站棄水示意圖通過聯合調度減少電站棄水示意圖 圖圖8：三峽電站運營后通過三峽電站運營后通過聯調聯調增加葛洲壩增加葛洲壩電站發電量電站發電量 資料來源：長江電力價值手冊 2022、招商證券 資料來源：長江電力價值手冊 2022、招商證券（2）提升系統穩定性，提升系統穩定性，風光水儲風光水儲一體化協同空間廣闊一體化協同空間廣闊 水電可平抑新能源出力波動，增強系統調節能力，“雙碳”目標下優勢更加明顯。水電可平抑新能源出力波動，增強系統調節能力，“雙碳”目標下優勢更加明顯。風、光資源在時空上的隨機性、間歇

31、性所導致的風、光出力的頻繁波動，極大地加劇了電網調峰、調頻的壓力，對電力系統的安全穩定運行影響較大。充分發揮水電調節速度快、能源可存儲等優點，能有效緩解間歇性能源出力波動給電力系統帶來的影響，更好地發揮促消納、保安全作用。以西南區域可再生能源開發基地為例，拓展水風光儲一體化基地建設，可以充分利用有效庫容調節風光出力波動，成為了風、光等多能互補開發的重要互補能源，這也是目前解決大規模間歇性能源電力外送的有效途徑之一。圖圖9：電力系統靈活性不足原理電力系統靈活性不足原理 圖圖10：水光互補后的功率圖水光互補后的功率圖 資料來源：中國電力系統靈活性的多元提升路徑研究、招商證券 資料來源：長江電力價值

32、手冊 2022、招商證券 四川、云南兩省借助自身的水電資源優勢，布局多個水風光綜合能源基地。四川、云南兩省借助自身的水電資源優勢，布局多個水風光綜合能源基地。2021年 3 月，新華社公布中華人民共和國國民經濟和社會發展第十四個五年規劃和2035 年遠景目標綱要。根據規劃，十四五期間將重點發展九大清潔能源基地。2022 年 4 月，云南省政府發布關于加快光伏發電發展若干政策措施指出，重點支持金沙江下游、瀾滄江中下游、紅河流域、金沙江中游、瀾滄江金沙江上游“風光水儲”等 6 個多能互補基地，爭取 3 年時間全面開工并基本建成。四川省“十四五”電力發展規劃 指出，以金沙江上下游、雅礱江、大渡河中上

33、游等為重點，規劃建設水風光一體化可再生能源綜合開發基地。金沙江上游：金沙江上游：按風光水儲一體化方式建設，主要建設內容包括金上川藏段水電、沿江配套風光電，規劃裝機容量超規劃裝機容量超 3000 萬千瓦萬千瓦。其中，金上川藏段水 敬請閱讀末頁的重要說明 10 行業深度報告 電裝機接近 1000 萬千瓦。2023 年 6 月，金上基地西藏昂多 1800 兆瓦光伏發電項目開工建設，是全球在建規模最大，海拔最高的清潔能源項目，建成后年計劃發電量 35.5 億千瓦時；西藏貢覺拉妥 800 兆瓦光伏發電項目開工建設，建成后年計劃發電量為 16 億千瓦時。金沙江下游金沙江下游：目前，金沙江下游風光資源總量約

34、 2048 萬千瓦?！笆奈濉逼陂g，基地新建風電、光伏項目的總裝機規模預計超預計超 1500 萬千瓦萬千瓦，預計帶來直接總投資超 900 億元。截至目前，金沙江下游云南側首批 270 萬千瓦風光項目已列入國家第一批以沙漠、戈壁、荒漠地區為重點的大型風電、光伏基地建設項目清單，且部分項目已順利實現開工建設，小羊窩 50 兆瓦光伏電站已于 2022 年 9 月建成投產。雅礱江雅礱江：按照整體規劃，雅礱江規劃了 22 座梯級電站，共計 3000 萬千瓦的裝機規模。初步計算，雅礱江流域沿岸兩側風電、光電可開發量超過可開發量超過 4000萬千瓦萬千瓦?！笆奈濉捌陂g，雅礱江一體化基地規劃裝機 5711

35、萬千瓦，包括水電 2658 萬千瓦、光伏發電光伏發電 2603 萬千瓦、風電萬千瓦、風電 450 萬千瓦萬千瓦；規劃布局抽水蓄能站點 4 個，裝機裝機 570 萬千瓦。萬千瓦。大渡河大渡河：國能大渡河公司已成功取得雅安市 85 萬千瓦風光項目開發權，瀑布溝水風光一體化基地成為四川省首批獲準實施的一體化項目。公司負責人指出，公司將力爭到 2025 年形成新能源開發“152 格局”，即資源儲備超1000 萬千瓦，核準備案開工 500 萬千瓦，投產 200 萬千瓦，打造大渡河上游阿壩州、中下游瀑布溝兩個千萬千瓦級兩個千萬千瓦級水風光一體化清潔能源示范基地。瀾滄江瀾滄江：華能水電黨委書記、董事長袁湘華

36、指出，公司將結合流域存量水電擴機、抽水蓄能電站建設，配套再開發流域新能源 3800 萬千瓦，最終形成4000 萬千瓦水電裝機，6000 萬千瓦新能源裝機。預計到“十五五”末，瀾滄江流域一體化基地（云南段+西藏段）總裝機規模超過 5500 萬千瓦，其中水電裝機超 3300 萬千瓦，新能源裝機約 2200 萬千瓦。1）瀾滄江云南段瀾滄江云南段風光一體化基地風光一體化基地按照“水+風+光”的一體化互補開發模式，以單位千瓦投資和有效單位度電投資較小、棄風棄光率較小為原則，測算基地總規模 4000萬千瓦，其中水電 2500 萬千瓦，風電 55 萬千瓦，光伏發電 1450 萬千瓦。預計“十四五”風光建設規

37、模 1000 萬千瓦，2030 年全部建成投產。同時，按照不削弱系統調峰能力、促進新能源電力消納原則，在經濟合理的條件下，梯級水電可擴機約 600 萬千瓦。2）瀾滄江西藏段風光一體化基地瀾滄江西藏段風光一體化基地采取水電+光伏互補的開發模式，先期開發可再生能源 2000 萬千瓦，其中水電 1000萬千瓦，光伏超 1000 萬千瓦，后期結合流域水電擴機、開發流域抽水蓄能300-500 萬千瓦，配套開發新能源 1300 萬千瓦。表表 2：“十四五”規劃提出九大清潔能源一體化基地“十四五”規劃提出九大清潔能源一體化基地 基地名稱基地名稱 省份省份 相關規劃相關規劃 松遼清潔能源基地 黑龍江、吉林、遼

38、寧 遼寧：遼寧：推動清潔能源建設，其中風電 3.3GW，光伏 1.5GW；黑龍江：黑龍江：“十四五”啟動三大千萬千瓦級別能源基地建設；吉林：吉林：2025 年新能源裝機達到 3000 萬千瓦。冀北清潔能源基地 河北北部 河北：2025 年風電、光伏發電裝機容量分別達到 4300 萬千瓦、5400萬千瓦。黃河幾子灣清潔能源基地 內蒙古、寧夏 寧夏：寧夏：2025 年新能源裝機達到 4000 萬千瓦；內蒙古：內蒙古：“十四五”末可再生能源裝機超 1 億千瓦。河西走廊清潔能源基地 甘肅 甘肅：甘肅：2025 年，全省風光電裝機達到 5000 萬千瓦以上。敬請閱讀末頁的重要說明 11 行業深度報告 黃

39、河上游清潔能源基地 青海 青海：青海：2030 年全省風電、光伏裝機 1 億千瓦以上、清潔能源裝機超 1.4 億千瓦。金沙江上游清潔能源基地 四川 四川：四川：2025 年底建成光伏、風電裝機容量各 1000 萬千瓦。雅礱江清潔能源基地 貴州 貴州：貴州：打造烏江、北盤江、南盤江、清水江“水風光一體化”千萬千瓦級可再生能源開發基地。2025 年發電裝機突破 1 億千瓦。金沙江下游清潔能源基地 云南 云南：云南：建設金沙江下游、瀾滄江中下游、紅河流域“風光水儲一體化”基地及“風光火儲一體化”示范項目新能源裝機共 1500 萬千瓦。新疆清潔能源基地 新疆 新疆：新疆：建成/推進建設準東、哈密北和南

40、疆環塔里木千萬千瓦級清潔能源基地/保障區。資料來源：新華社、招商證券 表表 3：各流域：各流域“十四五”“十四五”新能源新能源裝機規劃裝機規劃 流域流域 水電水電 光伏光伏 風電風電 抽蓄抽蓄 擴機擴機 金沙江上游 約 1000 萬千瓦 約 2000 萬千瓦/金沙江下游/超 1500 萬千瓦/雅礱江流域 2658 萬千瓦 2603 萬千瓦 450 萬千瓦 570 萬千瓦 大渡河流域/2025 年前新能源投產 200 萬千瓦，資源儲備超 1000 萬千瓦，核準備案開工500 萬千瓦/瀾滄江流域-云南段/”十四五”期間新能源建設規模 1000 萬千瓦，2030 年前全部投產/600 萬千瓦 瀾滄江

41、流域-西藏段 1000 萬千瓦 前期建設光伏超 1000 萬千瓦，后期配套 1300 萬千瓦新能源 300-500 萬千瓦 資料來源：各公司公告、各公司官網、四川省發改委、招商證券（3）用好存量做好增量，用好存量做好增量，擴機擴機和抽蓄和抽蓄經濟效益明顯經濟效益明顯 水電擴機主要通過對擁有調節水庫的已建水電站進行擴建，具有投資少、造價低、水電擴機主要通過對擁有調節水庫的已建水電站進行擴建，具有投資少、造價低、工期短的優點。工期短的優點。相較新建水電站，水電擴機增容審批手續簡化、工期短、投資少，投資主要是機電和廠房，靜態投資約 20003000 元/千瓦，僅是新建水電的 20%30%，經濟性較好

42、。挪威、美國等國水電開發較早且水電富集，已將存量水電擴機增容作為本國水電裝機容量增加主要方式。我國南方區域瀾滄江、金沙江、烏江、紅水河等流域部分調節能力較好的水電站均具備擴機條件，積極推進水電擴機，不僅可以提高水能利用率、增強系統日內調峰能力，還有助于保障電網安全穩定運行，提高電力系統整體效率?！笆奈濉笨稍偕茉窗l展規劃提出，在中東部及西部地區，適應新能源的大規模發展，對已建、在建水電機組進行增容改造?？茖W推進金沙江、雅礱江、大渡河、烏江、紅水河、黃河上游等主要水電基地擴機。新能源新能源快速快速擴擴張下，張下，抽水蓄能抽水蓄能裝機裝機有望穩步提升有望穩步提升。抽水蓄能電站具有調峰、填谷、儲能

43、等多種功能，啟停靈活、反應速度快、調峰能力強，是建設新型能源體系、實現雙碳目標的重要支撐。隨著常規水電的開發進度逐漸放緩，為適應新型電力系統建設和大規模高比例新能源發展的需要，國家能源局發布抽水蓄能中長期發展規劃（2021-2035 年），提出至 2025、2030 年，我國抽水蓄能裝機將分別達到 62/120GW。截至 2022 年底，我國抽水蓄能已建、在建裝機規模達到1.67 億千瓦，其中，已建規模 4579 萬千瓦，約占全球抽水蓄能裝機的 26.2%，位居世界首位。同時還有接近 2 億千瓦的抽水蓄能電站正在開展前期勘察設計工作。分區域來看，華東區域抽蓄已建裝機容量最大，南方、華北區域次之

44、；華中區域抽蓄在建裝機容量最大，其次為華東和華北區域。敬請閱讀末頁的重要說明 12 行業深度報告 圖圖 11：我國各地區抽蓄我國各地區抽蓄投產投產裝機規模（萬千瓦）裝機規模（萬千瓦）圖圖 12：我國各地區抽蓄我國各地區抽蓄在建裝機在建裝機規模（萬千瓦）規模（萬千瓦）資料來源：抽水蓄能產業發展報告 2022、招商證券 資料來源：抽水蓄能產業發展報告 2022、招商證券 17261028907499410900200400600800100012001400160018002000華東華東南方南方華北華北華中華中東北東北西南西南西北西北3330260322501780890640620050010

45、0015002000250030003500華中華中華東華東華北華北西北西北南方南方東北東北西南西南 敬請閱讀末頁的重要說明 13 行業深度報告 二、二、雅礱江雅礱江度電指標優異度電指標優異，大渡河大渡河改善彈性充足改善彈性充足 1、長江電力：烏白注入大幅提升發電量，外送電價提升拓長江電力：烏白注入大幅提升發電量，外送電價提升拓寬盈利空間寬盈利空間 坐擁長江優質水資源，烏白注入裝機再邁新臺階。坐擁長江優質水資源，烏白注入裝機再邁新臺階。公司下屬 6 座水電站均位于長江及金沙江干流區域，常年來水豐富且來水情況穩定，公司擁有國內最優的水電資源稟賦。裝機容量是水電公司的關鍵競爭力，隨著烏白電站注入，

46、公司裝機容量再邁新臺階，公司控股水電裝機增加至 7169.5 萬千瓦，相比注入前增長 57%。在全球 12 大水電站中，公司擁有 5 座，在國內十大水電站中占據前五名。根據公司歷史數據，隨著每次新水電站注入，裝機容量上升一個臺階，公司營業收入、利潤均會出現較大增長，呈“階躍式”上升。此外，隨著烏東德、白鶴灘水電站投產，“四庫聯調”升級為“六庫聯調”，增發電量進一步提升。根據公司 2022年度暨 2023 年第一季度業績說明會，六庫聯調后將額外增發電量 60-70 億千瓦時。表表 4：長江電力梯級電站情況：長江電力梯級電站情況 水庫電站水庫電站 葛洲壩葛洲壩 三峽三峽 向家壩向家壩 溪洛渡溪洛渡

47、 烏東德烏東德 白鶴灘白鶴灘 正常蓄水位/m 66 175 380 600 975 825 防洪水位/m 145 370 560 952 785 總庫容/m 7 450 52 129 74 206 調節能力 日調節 季調節 季調節 年調節 季調節 年調節 裝機容量 273.5 2250 640 1386 1020 1600 資料來源：公司公告、招商證券 烏白外送烏白外送電價落地，高電價地區輸電比例上升增厚利潤。電價落地，高電價地區輸電比例上升增厚利潤。2020 年 12 月，國家發改委價格司明確烏東德電站送廣東、廣西采用倒推機制，送廣東優先發電計劃電量分為保量保價和保量競價部分，保量保價電量落

48、地電價為 0.421 元/千瓦時，倒推至上網側為 0.3132 元/千瓦時，保量競價電量通過落地端市場化方式形成；送廣西優先發電計劃電量落地電價為 0.35 元/千瓦時，倒推至上網側為 0.2543元/千瓦時。白鶴灘電站向江蘇、浙江地區輸電，兩省落地電價為 0.4388 元/千瓦時，輸電價格分別為8.36/8.14分/千瓦時，倒推送浙上網電價為0.323元/千瓦時，送蘇上網電價 0.325 元/千瓦時，均高于公司約 0.27 元/千瓦時的歷史上網均價。此外，根據公司業績會說明，預計今年烏白電價向高電價地區輸送電量比例從60%提高至 80%，有望進一步增厚利潤。表表 5：長江電力各電站上網電量及

49、電價情況：長江電力各電站上網電量及電價情況 電站電站 豐水期電量豐水期電量 枯水期電量枯水期電量 上網電價上網電價（元（元/千瓦時）千瓦時）三峽 廣東 50%、華東50%，超過區域設計輸電能力送華中消納 廣東 16%、華東32%和華中 52%按電量比例消納 上海市 0.2613 浙江省 0.2783 江蘇省 0.2359 安徽省 0.2227 湖北省 0.2420 湖南省 0.2333 江西省 0.2481 河南省 0.2326 廣東省 0.3023 敬請閱讀末頁的重要說明 14 行業深度報告 重慶：40 億千瓦時/年 重慶市 0.2230 葛洲壩 華中、華東區域 送湖北基數電量上網電價為每千

50、瓦時 0.18833 元，送湖北基數外電量上網電價為每千瓦時 0.24628 元，送湖南、河南、江西電量上網電價為每千瓦時 0.2463 元，送華東電量上網電價為每千瓦時 0.255 元 向家壩 上海 四川 15%、云南15%、上海 70%上網電量（市場化電量除外）與國網公司結算電價為每千瓦時0.2892 元；市場化交易電量電價按照交易結果執行 溪洛渡 浙江 50%、廣東50%四川 15%、云南15%、浙江 35%、廣東 35%左岸：左岸：上網電量（市場化電量除外）與國網公司結算電價為每千瓦時 0.2892 元；市場化交易電量電價按照交易結果執行 右岸：右岸：上網電量（市場化電量除外）與南網公

51、司結算電價為每千瓦時 0.31681 元；市場化交易電量電價機制由購售雙方協商確定 烏東德 /云南留存 60 億千瓦時/年 當月云南省內市場化交易平均價格（2023 年 8 月云南省清潔能源交易平均價格為 0.14091 元/千瓦時）廣東：2021-2025 年優先發電計劃 198億千瓦時，2022 年起逐年增加 10%比例放開部分電量 保量保價（送廣東）保量保價（送廣東）0.3132 保量競價（送廣東）參考廣東各月月度市場化交易結果確定 白鶴灘 廣西：2021-2025 年優先發電計劃 119億千瓦時 送廣西送廣西 0.2543 留存四川 100 億千瓦時，通過置換方式留存云南 40 億千瓦

52、時，其余電量外送浙江、江蘇進行消納，比例約占 80%。在過渡期，按照國家協調意見，部分電量由江西等省市消納 送浙江送浙江 0.3230 送江蘇送江蘇 0.3250 送江西 0.2111 留存四川 0.2452 留存云南（置換）參照云南各月月度市場化交易結果確定 資料來源：長江電力價值手冊 2022、公司公告、招商證券 聚焦多能互補，高質量推進金下水風光儲一體化基地聚焦多能互補，高質量推進金下水風光儲一體化基地建設。建設。抽水蓄能：抽水蓄能：公司首座抽水蓄能電站甘肅張掖抽蓄電站順利開工，并已鎖定項目資源規模 3000-4000 萬千瓦（接近兩個三峽電站的裝機規模），積極穩妥推進項目資源獲取和開工

53、建設。新能源新能源：公司充分發揮水電與新能源的互補特性，聚焦大水電為基礎的水風光一體化可再生能源綜合基地開發，打造“抽水蓄能+新能源”業務發展模式。目前，正全力推進金沙江下游超 1500 萬千瓦水風光儲一體化大基地開發建設工作。十四五”期間，公司總新能源裝機規劃力爭突破千萬千瓦級規模，其中風電裝機占比約為 30%，光伏裝機占比約為 70%。表表 6：長江電力主要在手抽蓄項目梳理：長江電力主要在手抽蓄項目梳理 抽蓄項目抽蓄項目 總裝機量（萬千瓦）總裝機量（萬千瓦）張掖抽水蓄能電站項目 140 黃柏河流域抽水蓄能項目 410 重慶市涪陵區太和抽水蓄能電站 120 建始東龍河（石家灣）抽水蓄能電站項

54、目 120 湖北白龍潭抽水蓄能電站項目 30 房縣吳山溝抽水蓄能電站 120 青龍冰溝抽水蓄能電站 100 巫山大溪抽水蓄能電站 120 重慶奉節菜籽壩抽水蓄能電站 120 溆浦大江口抽水蓄能電站 120 湖南攸縣廣寒坪抽水蓄能電站 180 敬請閱讀末頁的重要說明 15 行業深度報告 安徽休寧里莊抽水蓄能電站 120 河南鞏義后寺河抽水蓄能電站 120 湖南寧鄉抽水蓄能電站 120 江西尋烏抽水蓄能電站 120 合計合計 2060 資料來源：公司公告、招商證券 優質運營型現金流資產，高分紅率凸顯類債資產價值。優質運營型現金流資產，高分紅率凸顯類債資產價值。公司經營穩定、財務報表扎實穩健，利潤及

55、現金創造能力突出，多年來持續通過高比例現金分紅方式和股東分享經營成果。2016 年以來，公司分紅率保持在 60%以上。公司承諾十四五期間分紅率不低于 70%，2022 年分紅總額 200.92 億元，對應過渡期（22M2-12）歸母凈利潤 100%分紅率，對應全年歸母凈利潤分紅率高達 94%，遠超公司承諾2021-2025 年每年不低于 70%的分紅率。從股息率來看，公司 2016 年以來股息率保持在 3.6%以上，常年高于十年期國債到期收益率 0.5pct 以上，2022 年度股息率同比上升 0.2pct，達到 3.8%。圖圖 13：長江電力現金分紅規模（億元）和分紅比例長江電力現金分紅規模

56、（億元）和分紅比例 圖圖 14：長江電力股息率與十年期國債到期收益率對比長江電力股息率與十年期國債到期收益率對比 資料來源：iFinD、招商證券 資料來源：iFinD、招商證券 2、雅礱江雅礱江水電水電：聯合調度優勢明顯，“量：聯合調度優勢明顯，“量+價”彈性充足價”彈性充足（1）新增裝機）新增裝機+聯合調度，發電量有望持續增長聯合調度，發電量有望持續增長 雅礱江是金沙江第一大支流，雅礱江是金沙江第一大支流，裝機規模為全國裝機規模為全國梯級水庫第三。梯級水庫第三。雅礱江水能資源十分豐富和集中，水量豐沛、落差大，在全國規劃的十三大水電基地中規模位居第三，規劃開發 22 座梯級電站，干流技術可開發

57、總裝機規模約 3000 萬千瓦，約占四川省技術可開發量的 24。據統計，長江流域開發的大型骨干水電站中，裝機容量為 200500 萬千瓦的有 17 座，其中雅礱江流域已投產發電就有 5 座（錦屏一級、錦屏二級、官地、桐子林、二灘水電站）。目前，雅礱江已投產水電和新能源裝機近 2100 萬千瓦，在建水電項目裝機 372 萬千瓦，在建新能源及抽水蓄能項目裝機 262.8 萬千瓦。雅礱江流域清潔能源示范基地全部建成后總規模超 1 億千瓦，年發電量約 3000 億千瓦時。梯級水庫優化調度梯級水庫優化調度能夠能夠顯著提高流域水庫群年發電量，并有效減少水庫棄水，提顯著提高流域水庫群年發電量，并有效減少水庫

58、棄水，提高流域水能資源利用效率。高流域水能資源利用效率。據計算，采用聯合優化調度后，雅礱江各座水庫年均發電量分別為 115.48、67.24、190.14、254.16、112.84、170.05 和 27.04 億千瓦時，共計 936.96 億千瓦時，與單庫簡化運行結果相比增發電量 75.06 億千瓦時（+8.7%）。雅礱江各座水庫年均棄水量有所減少，各級水庫棄水量減少0%20%40%60%80%100%0501001502002502016年年 2017年年 2018年年 2019年年 2020年年 2021年年 2022年年分紅規模分紅規模分紅比例分紅比例0%1%2%3%4%5%6%20

59、16年年2017年年2018年年2019年年2020年年2021年年2022年年股息率股息率十年期國債到期收益率十年期國債到期收益率 敬請閱讀末頁的重要說明 16 行業深度報告 9.5%30.8%，梯級水庫群年均棄水 373.67 億方，與單庫調度結果相比減少135.74 億方（-26.6%），水能資源利用效率顯著提升。表表 7：雅礱江梯級水庫單庫和聯合優化調度結果比較雅礱江梯級水庫單庫和聯合優化調度結果比較 水庫電站水庫電站 兩河口兩河口 楊房溝楊房溝 錦屏一級錦屏一級 錦屏二級錦屏二級 官地官地 二灘二灘 桐梓林桐梓林 梯級梯級 單庫棄水量/億 m 12.03 42.31 104.91 1

60、05.12 78.48 102.34 64.22 509.41 聯調棄水量/億 m 10.89 29.30 74.06 80.09 56.19 77.93 45.21 373.67 棄水量減少/億 m 1.14 13.01 30.84 25.03 22.29 24.41 19.01 135.74 棄水量減少比例 9.5%30.8%29.4%23.8%28.4%23.9%29.6%26.6%單庫發電量/億千瓦時 111.59 62.17 172.61 232.64 103.95 155.59 23.35 861.90 聯調發電量/億千瓦時 115.48 67.24 190.14 254.16 1

61、12.84 170.05 27.04 936.96 增發電量/億千瓦時 3.89 5.07 17.53 21.52 8.90 14.46 3.70 75.06 增發電量比例 3.5%8.2%10.2%9.3%8.6%9.3%15.8%8.7%資料來源：雅礱江梯級水庫電站中長期聯合優化調度研究、招商證券（2）電力供需格局優化，）電力供需格局優化，外送外送和省內和省內電價電價均有望均有望提升提升 省內用電需求增速較高，省內用電需求增速較高，市場電占比市場電占比過半過半，有助于電價上升有助于電價上升。近年來，隨著四川省經濟的快速發展。省內用電量增速逐漸超過發電量增速，省內供需格局持續改善。2018-

62、2022 年，四川省外送電量由 1333.25 億千瓦時增長至 1589.71 億千瓦時，年均復合增速為4.50%；留川及外購電量由232.01億千瓦時增長至424.74億千瓦時，年均復合增速為 16.32%。根據四川電力交易中心數據，四川市場化交易電量占比較高，且近年來呈現持續上升的趨勢，2022 年達到 54.9%。2022年四川省水電市場化交易均價為 0.224 元/千瓦時，同比+7.0%。預計隨著省內供需格局持續改善，市場化交易電價將進一步提高，帶動水電上網電價上漲。圖圖 15：四川四川發電量、用電量（億千瓦時）及同比增速發電量、用電量（億千瓦時）及同比增速 圖圖 16：四川四川外送電

63、量及用電量（億千瓦時）外送電量及用電量（億千瓦時）資料來源：iFinD、招商證券 資料來源：iFinD、北極星電力網、招商證券 圖圖 17：四川市場化交易電量四川市場化交易電量（億千瓦時）（億千瓦時）及占比及占比 圖圖 18：四川水電市場化交易電價（元四川水電市場化交易電價（元/千瓦時）千瓦時）-2%0%2%4%6%8%10%12%14%16%01,0002,0003,0004,0005,0002015年年 2016年年 2017年年 2018年年 2019年年 2020年年 2021年年發電量發電量用電量用電量發電量增速發電量增速用電量增速用電量增速133313241364136815902

64、459263628653275344701000200030004000500060002018年年2019年年2020年年2021年年2022年年外送電量外送電量用電量用電量0%10%20%30%40%50%60%01,0002,0003,0004,0002017年年2018年年2019年年2020年年2021年年2022年年市場化交易電量市場化交易電量全社會用電量全社會用電量市場化交易電量占比市場化交易電量占比0.223 0.219 0.204 0.209 0.224 00.050.10.150.20.252018年年2019年年2020年年2021年年2022年年 敬請閱讀末頁的重要說明

65、 17 行業深度報告 資料來源：四川電力交易中心、招商證券 資料來源：四川電力交易中心、北極星售電網、招商證券 2022 年年 7 月月，江蘇省將錦官電源組送蘇電價形成機制完善為“基準落地電價江蘇省將錦官電源組送蘇電價形成機制完善為“基準落地電價+浮動電價”機制浮動電價”機制。其中，基準落地電價為江蘇省燃煤發電基準電價 0.391 元/千瓦時，浮動電價參照江蘇省煤電市場交易結果，上浮空間由送、受雙方按照 1:1比例分享。從 2022 年 8 月 1 日起，錦官電源組送江蘇上網電價提升至 0.3195元/千瓦時。受益于外送電價提升，雅礱江水電 2022Q4 上網電價為 0.288 元/千瓦時，同

66、比+18.10%；2023Q1/Q2/H1 分別達到 0.314/0.342/0.325 元/千瓦時，同比提升4.64%/16.7%/9.84%。電價提升彌補了上半年水電發電量下滑的影響，2023H1 公司水電板塊歸母凈利潤 24.87 億元，同比 16.2%。預計在外送電價上漲，省內供需格局優化，市場化進程加速的綜合影響下，公司水電上網電價有望進一步提升，長期盈利增長可期。表表 8：雅礱江雅礱江水電水電各電站上網電量及電價情況各電站上網電量及電價情況 電站電站 電量分配情況電量分配情況 上網電價（批復電價上網電價（批復電價，元，元/千瓦時千瓦時）錦屏一級 錦官電源組共 1080 萬千瓦裝機，

67、其中送江蘇 640 萬千瓦、四川 240 萬千瓦、重慶 200 萬千瓦 送江蘇送江蘇 0.3195 錦屏二級 留存四川 0.2811 官地電站 送重慶 0.3201 二灘電站 留存四川約 70%，送重慶 30%送重慶 0.2689 留存四川 0.2685 楊房溝 通過雅湖直流送往湖南、江西等地消納，目前電價結算機制亦尚未明確 兩河口 全部留存四川 枯水期電價上浮 24.5%，豐水期電價下浮 24%0.3766（過渡期）桐子林 全部留存四川 0.2974 資料來源：四川電力交易中心、雅礱江水電債券募集說明書、招商證券 積極拓展新能源業務，積極拓展新能源業務，打造打造綠色綠色清潔能源品牌。清潔能源

68、品牌。雅礱江水電公司實施綠色能源開發兩個“四階段”戰略，即水能資源開發“四階段”戰略和新能源及抽水蓄能開發“四階段”戰略，加快推進流域綠色清潔可再生能源示范基地建設，擴大新能源規模。根據公司規劃，2030 年以前，公司新能源裝機將達到 2000 萬千瓦左右，抽水蓄能裝機將達到 500 萬千瓦左右。截至 2023 年 3 月底，公司新能源裝機為44 萬千瓦，暫無抽蓄裝機，未來有較大的增長空間。表表 9：雅礱江水電：雅礱江水電開發規劃開發規劃 資源類型資源類型 2030 年前年前 2035 年前年前 本世紀中葉以前本世紀中葉以前 水電 新增裝機 800 萬千瓦，發電能力達到 2300 萬千瓦/發電

69、能力達到 3000 萬千瓦 新能源 2000 萬千瓦 3000 萬千瓦 合計 5000 萬千瓦以上 抽水蓄能 500 萬千瓦 1000 萬千瓦 資料來源：雅礱江水電債券募集說明書、招商證券 3、國能大渡河：基建設施優化，水電消納困局國能大渡河：基建設施優化，水電消納困局有望有望得解得解 大渡河開發條件優越大渡河開發條件優越，坐擁較為稀缺的，坐擁較為稀缺的水電資源水電資源。大渡河是長江上游二級支流、岷江最大支流，水量充沛，年徑流量 470 億立方米，干流河道全長超 1000 公里，天然落差約 4000 米，開發條件優越且靠近四川負荷中心，是我國不可多得的水能寶庫。四川省對大渡河采用 28 級開發

70、方案，總容量約 2700 萬千瓦，占四川省水電資源總量的 20%以上，上游、中游、下游分別規劃 10/8/10 個梯級電站。敬請閱讀末頁的重要說明 18 行業深度報告 圖圖 19：大渡河流域及梯級水電開發平面圖大渡河流域及梯級水電開發平面圖 資料來源：大渡河流域水系連通性與水電梯級開發的耦合分析研究、招商證券 大渡河流域電站送出通道能力不足、網架局部阻塞嚴重，阻礙了水電的消納。大渡河流域電站送出通道能力不足、網架局部阻塞嚴重，阻礙了水電的消納。根據國家能源局通報，2020 年，全國棄水主要發生在四川省，其主要流域棄水電量約 202 億千瓦時，而四川省棄水主要集中在大渡河干流，約占全省棄水電量的

71、53%。通道不暢是大渡河棄水電量居高不下的核心原因?？缡⊥ǖ婪矫?，四川省曾規劃過雅安-武漢 1000 千伏特高壓交流參與川電外送，但因該項目擱淺導致目前大渡河水電無專門通道外送，只能利用現有的較小容量跨省外送通道；而跨省通道在汛期只能優先供國調機組使用，有富余能力才會分配給大渡河等省調電站。省內通道方面，四川電網“強直弱交”問題突出，由于到省內負荷中心的通道容量受到電網安全約束，大渡河水電還面臨省內通道受限的制約，形成局部斷面受阻。大渡河的水電消納問題關乎四川省電力供應保障能力，同時也對發電企業的發電效率和盈利能力帶來了負面影響。圖圖 20：2020 年年主要流域主要流域棄水量（億千瓦時）棄水

72、量（億千瓦時）圖圖 21：主要水電公司度電凈利和歸母凈利（元主要水電公司度電凈利和歸母凈利（元/千瓦時）千瓦時）資料來源：國家能源局、招商證券 資料來源：各公司公告、招商證券 調度優先級較低，調度優先級較低，省內水電省內水電市場化市場化電價折價明顯，電價折價明顯，公司公司綜合上網電價低于批復價，綜合上網電價低于批復價，拖累盈利。拖累盈利。根據四川省規劃，國能大渡河全部上網電量參與省調，優先級低于國調和網調，并且無專門的外送通道。同時，公司電站多為日調及季調電站，發電量大多集中于豐水期，而四川的豐枯電價機制（豐水期電價較平水期下浮 24%；枯水期較平水期上浮 24.5%）導致公司上網電價整體偏低

73、。此外，四川省近年來市場交易電量以水電為主，水電上網電價普遍存在折價的現象，導致四川省內消納的水電電價普遍低于其批復電價。2019 年四川省發改委出臺了關于再次降0100200300400全國主要流域全國主要流域四川省主要流域四川省主要流域大渡河干流大渡河干流0.090.120.090.040.090.060.090.030.000.020.040.060.080.100.120.14長江電力長江電力國投電力國投電力華能水電華能水電國電電力國電電力度電凈利潤度電凈利潤度電歸母凈利潤度電歸母凈利潤 敬請閱讀末頁的重要說明 19 行業深度報告 低四川電網一般工商業用電價格等有關事項的通知，對于公司

74、下屬的電站電價進行批復；而根據四川省電力交易中心數據，2022 年四川省水電市場化交易均價為 0.2238 元/千瓦時，低于公司下屬大部分水電站的批復電價，一定程度上拖累了公司盈利。表表 10：國能大渡河各電站：國能大渡河各電站上網上網電量電量及及電價情況電價情況 電站電站 優先發電量優先發電量 國家計劃國家計劃外送電量外送電量 常規直接交易電量常規直接交易電量 豐水期扶豐水期扶貧電量貧電量 批復電價批復電價（含稅含稅，元，元/千瓦時千瓦時）枯水期枯水期 豐水期豐水期 合計合計 枯水期枯水期 豐水期豐水期 猴子巖 3.91 10.26 14.17 1.05 12.77 18.37 2.24 0

75、.3380 大崗山 7.08 15.71 22.79 1.60 19.53 28.10 1.72 0.2974 瀑布溝 12.88 24.30 37.18 2.22 27.04 38.91 0.00 0.3341 深溪溝 2.36 4.65 7.01 0.41 4.96 7.13 0.44 0.2897 枕頭壩一級 2.21 5.07 7.28 0.44 5.41 7.78 0.95 0.2974 沙坪二級 1.50 2.77 4.27 0.36 4.36 6.27 0.77 0.2782 龔嘴 30.00 45.00 75.00/0.2105 銅街子 0.2105 資料來源：國能大渡河債券募

76、集說明書、國電電力公司公告、招商證券 特高壓線路的打通將打開消納市場，特高壓線路的打通將打開消納市場，將棄水電量轉換為上網電量將棄水電量轉換為上網電量。根據四川省“十四五”能源發展規劃四川省“十四五”電力發展規劃和重慶市能源發展“十四五”規劃，川渝特高壓交流目標網架建設成為重點推進的項目，其中與促進水電消納有關的項目有甘孜天府南成都東、阿壩成都東、天府南重慶銅梁 1000 千伏特高壓交流輸變電工程及其配套 500 千伏工程等。國家電網川渝 1000 千伏特高壓交流工程已于 2022 年 9 月正式開工，計劃于 2025 年夏季高峰前投運。川渝特高壓線路建成后將連接四川、重慶的電源和負荷中心，川

77、渝斷面輸電能力將由 600 萬千瓦提升至 1000 萬千瓦，有望大幅增加大渡河水電的消納能力。川渝地區用電需求快速增長川渝地區用電需求快速增長的背景下，大渡河公司盈利回升的背景下，大渡河公司盈利回升可期?？善?。隨著成渝雙城經濟圈快速發展，四川和重慶的用電負荷有望保持快速增長趨勢，預計 2025 年川渝最大負荷將分別超過8900萬千瓦、3550萬千瓦，分別比 2020 年增長 10.5%、44.31%。在電力供給緊平衡的背景下，川渝地區市場化交易電價中樞有望上行，而隨著水電參與市場化交易的比例不斷提升，其上網電價也存在上浮趨勢，從而為水電公司業績增長提供支撐。圖圖 22：2025 年四川省際聯網

78、工程規劃示意圖年四川省際聯網工程規劃示意圖 圖圖 23：川渝地區電力需求增速川渝地區電力需求增速高于全國平均高于全國平均（億度）（億度）資料來源：北極星電力網、招商證券 資料來源：iFinD、招商證券 2025 年前后大渡河流域將迎來新一輪電站集中投產年前后大渡河流域將迎來新一輪電站集中投產，雙江口電站將為下游電站，雙江口電站將為下游電站帶來增發電量帶來增發電量。截至 2022 年底，公司在建水電站有雙江口、金川、沙坪一級和0%2%4%6%8%10%12%14%16%05001,0001,5002,0002,5003,0003,5004,0002017年年2018年年2019年年2020年年2

79、021年年2022年年四川電力消費量四川電力消費量重慶電力消費量重慶電力消費量全社會用電量同比增速全社會用電量同比增速川渝電力消費量同比增速川渝電力消費量同比增速 敬請閱讀末頁的重要說明 20 行業深度報告 枕頭壩二級，合計裝機容量 352 萬千瓦，預計自 2024 年末開始逐步投產，2026年全部投產完成，在建項目全部投產后預計將增加年均發電量 143 億千瓦時。此外，由于雙江口電站具有年調節能力（正常蓄水位 2500 米，水庫總庫容 28.97億立方米，調節庫容 19.17 億立方米），可使大渡河干流梯級電站增加枯期電量67 億千瓦時，增加枯期出力 176 萬千瓦，極大地提高流域梯級的電能

80、質量，增加下游電站的發電效益。表表 11：國能大渡河國能大渡河在建水電項目情況在建水電項目情況 水電項目水電項目 總裝機容量總裝機容量（萬千瓦萬千瓦）年均發電量年均發電量（億千瓦時億千瓦時）投資額投資額（億元億元）項目進展項目進展 雙江口水電站 200 77.07 366.14 2016 年 1 月完成工程截流，首臺機組計劃于2024 年投產發電 金川水電站 86 34.86 120.65 2019 年 11月開工建設，首臺機組計劃于 2024年投產發電 枕頭壩二級水電站 30 15.03 95 2020 年 12月核準批復，首臺機組計劃于 2025年投產發電 沙坪一級水電站 36 16.35

81、 2020 年 12月核準批復，首臺機組計劃于 2025年投產發電 合計合計 352 143.31 581.79/資料來源：公司公告、四川省發改委、北極星水力發電網、招商證券 集團轉型目標明確，集團轉型目標明確，母公司母公司國電電力國電電力承擔裝機重任承擔裝機重任，新能源裝機有望快速增長，新能源裝機有望快速增長?！笆奈濉逼陂g，國家能源集團給分子公司下達的新能源新增總裝機任務約 1.2億千瓦，遠高于此前其公布的計劃新增 7000-8000 萬千瓦可再生能源數據。其中，僅光伏新增裝機的目標就高達 7000 萬千瓦左右。與此同時，國家能源集團在光伏領域的發展相較風電來說明顯不足，截至 2022 年

82、，集團的風電裝機量為5373 萬千瓦，而光伏裝機量僅為 1640 萬千瓦。作為集團旗下重要的上市公司之一，母公司國電電力需承擔起裝機重任。據國電電力公告，公司“十四五”期間規劃新增新能源裝機 3500 萬千瓦，2023 年計劃獲取新能源資源超過 1400 萬千瓦，核準 1200 萬千瓦，開工 960 萬千瓦，投產 800 萬千瓦。4、華能水電：集團水電業務唯一整合平臺，受益云南供需華能水電：集團水電業務唯一整合平臺，受益云南供需格局改善格局改善 華能水電是華能集團水電業務的唯一整合平臺，擁有瀾滄江全流域干流水電資源華能水電是華能集團水電業務的唯一整合平臺，擁有瀾滄江全流域干流水電資源的開發權。

83、的開發權。瀾滄江發源于青藏高原唐古拉山，經由西藏、青海流入云南，自西雙版納流出國境，干流全長 2153 公里，目前已投產裝機 2195 萬千瓦，規模僅次于金沙江。公司作為云南省內最大的發電企業，擁有瀾滄江干流全部水資源開發權（包括西藏境內流域）。公司公司外送電比例在外送電比例在 50%左右左右，市場化電量占比較高，市場化電量占比較高。根據2021-2023 年瀾滄江上游水電站送電廣東購售電合同 和國家發展改革委國家能源局關于規范優先發電優先購電計劃管理的通知，2021-2023 年瀾滄江上游水電站全部上網電量送電廣東省，優先發電計劃電量 236.0 億千瓦時，包含保量保價電量（200.0 億千

84、瓦時）和保量競價電量（36.0 億千瓦時）；超過年度優先發電計劃電量的上網電量全部認定為市場化交易電量。其余電站電量進入云南電網，其中部分滿足省內用電需求，部分通過云南電網再進入南方電網外送廣東、廣西及境外。根據公司 2022 年發電情況計算，公司市場化電量占比接近 70%。敬請閱讀末頁的重要說明 21 行業深度報告 保量保價電量保量保價電量 0.3 元元/千瓦時，千瓦時，其余其余西電東送西電東送電量電量電價電價也高于公司均價也高于公司均價。瀾上瀾上點點對對網網 200 億千瓦時億千瓦時：保量保價，0.3 元/千瓦時 瀾上點瀾上點對對網網 36 億千瓦時億千瓦時：保量競價，上網電價=0.3 元

85、/千瓦時-當月廣東省內市場化交易電量（包括年度長協和月競）加權平均降幅。2021 年廣東省中長期電力市場一級市場成交電量 2788.4 億千瓦時，平均成交價差-46.3厘/千瓦時，計算可得上網電價為 0.2537 元/千瓦時。2022 年起，廣東電力市場“價差模式”改為“絕對價格模式”。瀾上點瀾上點對對網市場電網市場電、其他電站、其他電站網對網網對網送廣東送廣東：落地電價扣除輸配電價后倒推。目前，西電東送框架協議電價還未確定。2016 年西電東送框架協議價格廣東落地電價 0.4505 元/千瓦時，扣減超高壓輸配電價 0.082 元/千瓦時、線損電價及云南省 500 千伏輸電價 0.0915 元

86、/千瓦時，計算可得上網電價為0.25278 元/千瓦時。2019 年云南送廣東超高壓輸配電價下調至 0.0755 元/千瓦時，線損率 6.57%，2023 年云南省內 500 千伏輸電價下調至 0.064 元/千瓦時，并且廣東省燃煤標桿電價上調至 0.4530 元/千瓦時，預計該部分上網電價會有進一步提高。其他電站其他電站網對網網對網送廣西：送廣西：落地電價扣除輸配電價后倒推。廣西燃煤標桿電價為 0.4197 元/千瓦時，預計上網電價低于廣東。其余電其余電站留存云南電量站留存云南電量：留存云南的部分中，漫灣等水電站不參與市場化交易，批復電價為 0.172 元/千瓦時；其余電站上網電價根據云南當

87、月市場化交易結果確定，2022 年云南省市場化交易電價為 0.223 元/千瓦時，水電市場化交易均價為 0.20785 元/千瓦時。表表 12：華能水電各電站上網電量及電價情況：華能水電各電站上網電量及電價情況 電站電站 送電形式送電形式 電量分配情況電量分配情況 上網電價上網電價（元（元/千瓦時）千瓦時）2022 年電量年電量 占比占比 瀾滄江上游5 座電站 點對網 200.0 20.0%西電東送保量保價（廣東）0.3000 36.0 3.6%西電東送保量競價（廣東）約為 0.25 16.6 1.7%西電東送市場化電量（廣東）約為 0.25 其余電站 網對網 246.7 24.6%西電東送市

88、場化電量（廣東+廣西）云南省內消納 78.7 7.9%省內優先電量（漫灣、徐村、老王莊等）0.1720 422.9 42.3%省內市場化電量（其余電站）約為 0.21 資料來源：公司公告、招商證券 裝機增長空間較大裝機增長空間較大，瀾滄江瀾滄江西藏段潛在增量近西藏段潛在增量近 800萬千瓦。萬千瓦。截至 2023年6 月底，公司擁有已核準的在建、籌建電站裝機容量約 656.30 萬千瓦，在建工程主要包括托巴水電站、新能源項目，以及瀾上項目前期工作等。根據公司公告，瀾滄江上游西藏段干流規劃有 8 個梯級，根據規劃，從上至下依次為側格（12.9 萬千瓦）、約龍（12.9 萬千瓦）、卡貢（24 萬千

89、瓦）、班達（150 萬千瓦）、如美（260萬千瓦）、邦多（72 萬千瓦）、古學（210 萬千瓦），曲孜卡（40.5 萬千瓦），裝機容量合計 782.3 萬千瓦。瀾滄江上游西藏段梯級具有一定的調節能力，流域周邊太陽能資源較好，與水電能夠形成一定的互補性，可打造西藏境內水、光互補的千萬千瓦級清潔能源基地。高耗能企業帶動省內用電需求，云南市場化交易電價有望上行。高耗能企業帶動省內用電需求，云南市場化交易電價有望上行。和四川省類似，由于水資源充裕，長期以來云南省的發電量增速快于用電量增速，導致省內上網 敬請閱讀末頁的重要說明 22 行業深度報告 電價低廉。2017 年以來，云南省依托能源資源優勢，通過

90、產能置換，先后開工并建設了一批水電鋁項目，全省現有產能已達 610 萬噸。隨著全國電解鋁“北鋁南移、東鋁西移”進程加快，云南主動承接產能轉移，先后引進一批國內鋁工業龍頭企業，待全部項目建成后，產能將達 800 多萬噸，接近全國電解鋁產能的五分之一。在高耗能產業擴產的推動下，云南電力供需格局逐漸改善，加上較高的市場化交易電量占比帶來了更多的價格彈性空間，云南省市場化交易電價呈現上行趨勢，2022 年云南市場化交易電價為 0.223 元/千瓦時，同比+10.1%。圖圖 24：云南省發電量、用電量（億千瓦時）及增速云南省發電量、用電量（億千瓦時）及增速 圖圖 25：云南省云南省年度年度市場化交易電價

91、（元市場化交易電價（元/千瓦時）千瓦時）資料來源：各公司公告、招商證券 資料來源：各公司公告、招商證券 圖圖 26：云南省月度市場化交易電價（元云南省月度市場化交易電價（元/千瓦時）千瓦時）圖圖 27：云南省云南省市場化交易電量及占比市場化交易電量及占比（億千瓦時）（億千瓦時）資料來源：各公司公告、招商證券 資料來源：各公司公告、招商證券 瀾滄江“雙千萬千瓦”清潔能源基地，助力“風光水儲一體化”可持續發展。瀾滄江“雙千萬千瓦”清潔能源基地，助力“風光水儲一體化”可持續發展。根據公司規劃，“十四五”期間新增投產新能源裝機 1000 萬千瓦，其中 80%為光伏，20%為風電，項目均位于云南段；到

92、2035 年，以建成投產世界第一高壩的如美電站為標志，全面建成瀾滄江水風光一體化清潔能源基地，總裝機容量突破8000 萬千瓦，新能源裝機達到 4000 萬千瓦，超過水電裝機。截至 2023 年 6 月底，公司在運風電裝機 13.5 萬千瓦，光伏裝機 124.9 萬千瓦，清潔能源發電新增裝機容量較 2022 年末增長 125.04%。目前，公司在建光伏項目 47 個，裝機容量合計 344.4 萬千瓦。5、對比：對比：大渡河大渡河短期短期裝機彈性高，裝機彈性高，雅礱江度電指標最優，雅礱江度電指標最優，長電高分紅長電高分紅高股息高股息 從從所在流域所在流域常規水電的常規水電的裝機彈性裝機彈性來看，來

93、看，短期短期大渡河裝機增量大渡河裝機增量彈性最大彈性最大，中長期內，中長期內-10%-5%0%5%10%15%05001,0001,5002,0002,5003,0003,5004,000發電量發電量用電量用電量發電量增速發電量增速用電量增速用電量增速-4%-2%0%2%4%6%8%10%12%00.050.10.150.20.252017年年2018年年2019年年2020年年2021年年2022年年市場化交易電價市場化交易電價同比增速同比增速00.050.10.150.20.250.31月月 2月月 3月月 4月月 5月月 6月月 7月月 8月月 9月月 10月月 11月月 12月月202

94、0年年2021年年2022年年2023年年0%20%40%60%80%05001,0001,5002,0002,5003,0002017年年2018年年2019年年2020年年2021年年2022年年市場化交易電量市場化交易電量全社會用電量全社會用電量市場化交易電量占比市場化交易電量占比 敬請閱讀末頁的重要說明 23 行業深度報告 雅礱江水電裝機有較大增長潛力雅礱江水電裝機有較大增長潛力。按照當前的在建和擬建裝機量計算，金沙江流域擬于“十四五”剩余期間投產的水電裝機約 338 萬千瓦，于“十五五”及以后期間投產約 522.6 萬千瓦；雅礱江流域的水電投產集中在“十五五”及以后期間，規模約為 7

95、77 萬千瓦；大渡河流域擬于“十四五”剩余期間投產的水電裝機約為494.2 萬千瓦，于“十五五”及以后期間投產約 341 萬千瓦；瀾滄江流域擬于“十四五”剩余期間投產的水電裝機約為 140 萬千瓦，擬于“十五五”及以后期間投產約 620 萬千瓦。分分投資主體來看，投資主體來看，國電電力下屬的國電電力下屬的國能國能大渡河大渡河在建在建裝機裝機相較已投產裝機的相較已投產裝機的彈性彈性最最高高，為，為 31.8%，在建，在建+擬建裝機彈性也最高，為擬建裝機彈性也最高，為 58.6%。盡管長江電力暫無新增水電站規劃，但公司正在積極推進擴機增容，向家壩計劃擴機 135 萬千瓦，葛洲壩已完成增容 47.5

96、 萬千瓦，擴機增容規模合計 182.5 萬千瓦，較已投產裝機的彈性為 2.5%。表表 13：主要流域“十四五”、“十五五”常規水電裝機增量（萬千瓦）：主要流域“十四五”、“十五五”常規水電裝機增量（萬千瓦）流域流域 “十四五十四五”剩余期間剩余期間 增量彈性增量彈性“十五五十五五”及以后期間及以后期間 增量彈性增量彈性 金沙江金沙江 338 5.5%522.6 8.5%雅礱江雅礱江 0 0.0%777 40.5%大渡河大渡河 494.2 28.4%341 19.6%瀾滄江瀾滄江 140 6.6%620 29.0%合計合計 972.2 8.1%2260.6 18.9%資料來源：各公司公告、雅礱江

97、水電債券募集說明書、國電大渡河債券募集說明書、招商證券 圖圖 28：主要流域投資主體主要流域投資主體水電裝機增量水電裝機增量相較已投產裝機相較已投產裝機彈性彈性 資料來源：各公司公告、招商證券 注：長江電力在建及擬建為擴機 新新投產投產水電水電納入綠證核發范圍，有望增厚水電運營商納入綠證核發范圍，有望增厚水電運營商收入收入。2023 年 8 月，國家發改委、財政部、國家能源局聯合印發關于做好可再生能源綠色電力證書全覆蓋工作 促進可再生能源電力消費的通知，提出對 2023 年 1 月 1 日（含）以后新投產的完全市場化常規水電項目，核發可交易綠證。根據“中國綠色電力證書認購交易平臺”數據，202

98、3 年 1-7 月風電、光伏綠證平均交易價格為 30-50 元/張。通知 將新投產水電納入綠證合法范圍，有望進一步增厚水電運營商收入，隨著后續綠證交易市場的不斷完善，裝機彈性較大的國能大渡河和雅礱江水電等將持續受益。從外送電量和電價水平來看，從外送電量和電價水平來看，長江電力長江電力和雅礱江水電外送電占比較高和雅礱江水電外送電占比較高，綜合上網，綜合上網電價也較高，電價也較高，國能大渡河國能大渡河及華能水電及華能水電上網電量上網電量主要留存當地消納，電價較低。主要留存當地消納，電價較低。長江電力長江電力：上網電量主要送往華東、廣東等區域消納，外送電價較高。例如2.5%17.8%31.8%17.

99、4%2.5%40.5%58.6%33.1%0%10%20%30%40%50%60%70%長江電力長江電力雅礱江水電雅礱江水電國能大渡河國能大渡河華能水電華能水電在建水電增量彈性在建水電增量彈性在建在建+擬建水電增量彈性擬建水電增量彈性 敬請閱讀末頁的重要說明 24 行業深度報告 公司三峽電站送上海電價為 0.2613 元/千瓦時，送浙江電價為 0.2783 元/千瓦時；白鶴灘電站送浙江電價 0.3230 元/千瓦時，送江蘇電價 0.3250 元/千瓦時，均高于水電上網平均電價，因而公司綜合上網電價也較高，在 0.27元/千瓦時左右。雅礱江水電雅礱江水電：消納區域主要為川渝和江蘇地區，綜合電價同

100、樣相對較高。公司錦官電源組送江蘇電量占比約為 60%，送蘇電價為 0.3195 元/千瓦時；兩河口電站留存四川，執行臨時電價 0.3766 元/千瓦時（平水期）。國電電力：國電電力：國能大渡河上網電量主要留存四川當地消納，并接受省調。由于調度優先級靠后，且四川省水電電價存在折價，全省市場化交易電價低于公司大部分電站的批復電價，一定程度上拖累公司盈利。華能水電：華能水電：公司電力消納主要包括三種方式：瀾上 5 座電站通過滇西北特高壓點對網送廣東，享受 0.3 元/千瓦時的高電價；其余電站發電量進入云南電網，一部分參與西電東送網對網送至廣東、廣西及境外，另一部分滿足省內用電需求。據測算，公司 20

101、22 年外送電占比約為 50%，但由于留存云南省內消納部分電價較低，優先計劃電量電價僅為 0.172 元/千瓦時，拖累水電整體上網電價。圖圖 29：主要流域投資主體：主要流域投資主體水電上網電價（元水電上網電價（元/千瓦時）千瓦時）資料來源：各公司公告、招商證券 從新能源裝機規劃來看，從新能源裝機規劃來看，國電電力國電電力規劃規劃新增裝機最多新增裝機最多，其他三家公司新增裝機量，其他三家公司新增裝機量相當。相當。長江電力“十四五”期間裝機力爭突破千萬千瓦級規模，其中風電裝機占比約為 30%，光伏裝機占比 70%；雅礱江水電預計于 2030 年前實現風光裝機量達到 2000 萬千瓦左右，抽蓄規模

102、達到 500 萬千瓦左右；國能大渡河的母公司國電電力“十四五”期間擬新增新能源裝機 3500 萬千瓦；華能水電預計“十四五”期間新增新能源裝機 1000 萬千瓦，其中 80%為光伏，20%為風電。表表 14：主要：主要水電公司“十四五”新能源裝機規劃水電公司“十四五”新能源裝機規劃（萬千瓦）（萬千瓦）公司公司 “十四五”新能源裝機規劃“十四五”新能源裝機規劃 長江電力 1000（風電 30%，光伏 70%）雅礱江水電 2000（到 2030 年前）國電電力（國能大渡河）3500 華能水電 1000（風電 20%，光伏 80%）資料來源：各公司公告、雅礱江水電債券募集說明書、招商證券 雅礱江度電

103、指標最優，長電雅礱江度電指標最優，長電充?，F金流支撐高分紅充?，F金流支撐高分紅。為了直觀體現不同水電公司的經營效率和盈利能力，我們計算了 2023 年上半年長江電力、華能水電、雅礱江水電和國能大渡河的度電收入、利潤等指標并進行對比。2023H1，長江電力、00.050.10.150.20.250.32020年年2021年年2022年年長江電力長江電力雅礱江水電雅礱江水電國電電力（水電板塊）國電電力（水電板塊）華能水電華能水電 敬請閱讀末頁的重要說明 25 行業深度報告 雅 礱 江 水 電、國 能 大 渡 河、華 能 水 電 的 水 電 發 電 量 分 別 為1032.14/348.89/145

104、.47/363.71 億千瓦時。度電營收及利潤：度電營收及利潤：雅礱江水電的度電營收和度電凈利潤最高，分別達到0.316元/千瓦時和 0.123 元/千瓦時，體現出公司良好的資產質量和盈利能力。華能水電的度電收入最低，主要受到云南當地水電上網電價偏低的影響。國能大渡河度電利潤最低，主要受到水電消納問題和較低電價的拖累。度電折舊攤銷：度電折舊攤銷：華能水電的度電折舊攤銷最低，為 0.073 元/千瓦時，相較長江電力和雅礱江水電分別低 0.020、0.014 元/千瓦時。度電經營性現金流：度電經營性現金流：長江電力的度電經營性現金流最高，為 0.243 元/千瓦時，充裕的現金支撐高分紅比例，公司分

105、紅比例和股息率均明顯高于同行業可比公司，凸顯長期投資價值。圖圖 30：主要水電公司度電收入（元主要水電公司度電收入（元/千瓦時）千瓦時）圖圖 31：主要水電公司度電主要水電公司度電折舊攤銷折舊攤銷（元（元/千瓦時）千瓦時）資料來源：各公司公告、招商證券 資料來源：各公司公告、招商證券 注：國能大渡河公司未公開披露2023 年上半年折舊攤銷數據 圖圖 32：主要水電公司度電凈利潤（元主要水電公司度電凈利潤（元/千瓦時）千瓦時）圖圖 33：主要水電公司度電主要水電公司度電經營性現金流經營性現金流（元（元/千瓦時）千瓦時）資料來源：各公司公告、招商證券 資料來源：各公司公告、招商證券 0.3000.

106、3160.2810.2560.0000.0500.1000.1500.2000.2500.3000.350長江電力長江電力雅礱江水電雅礱江水電國能大渡河國能大渡河華能水電華能水電0.0930.0870.0730.0000.0200.0400.0600.0800.100長江電力長江電力雅礱江水電雅礱江水電華能水電華能水電0.0890.1230.0380.0920.0000.0200.0400.0600.0800.1000.1200.140長江電力長江電力雅礱江水電雅礱江水電國能大渡河國能大渡河華能水電華能水電0.2430.2110.1980.1700.0000.0500.1000.1500.20

107、00.2500.300長江電力長江電力雅礱江水電雅礱江水電國能大渡河國能大渡河華能水電華能水電 敬請閱讀末頁的重要說明 26 行業深度報告 圖圖 34：主要水電公司分紅率主要水電公司分紅率 圖圖 35：主要水電公司主要水電公司股息率股息率 資料來源：各公司公告、招商證券 資料來源：各公司公告、招商證券 0%20%40%60%80%100%長江電力長江電力國投電力國投電力川投能源川投能源華能水電華能水電國電電力國電電力2020年年2021年年2022年年0%1%2%3%4%5%長江電力長江電力國投電力國投電力川投能源川投能源華能水電華能水電國電電力國電電力2020年年2021年年2022年年 敬

108、請閱讀末頁的重要說明 27 行業深度報告 三、三、投資建議投資建議 水電成長水電成長邏輯邏輯順暢，有望迎來價值重估。順暢，有望迎來價值重估。水電安全穩定、環境友好、價格低廉，是典型的“現金?！?。當前我國水電開發進度超 60%，優質大水電資產稀缺性凸顯。金沙江、雅礱江、大渡河等主要流域仍有裝機增量，并將于“十四五”、“十五五”集中投產，帶來水電規模擴張窗口期。梯級水電聯合調度改善棄水，風光水儲協同提升發電系統穩定性，擴機與抽蓄快速發展，進一步提供水電增量。此外，在電力供需緊平衡下，預計市場化電價持續上行，帶動水電上網電價上浮。重點重點推薦推薦：國電電力：國電電力：1）短期：）短期：2023 年下

109、半年來水改善明顯，公司水電業績有望受益增長；火電容量電價政策落地后，業績也有較大彈性空間；2）中長期：）中長期：大渡河水電在建裝機彈性較大，且隨著特高壓線路打通以及雙江口電站投產，公司水電消納棄水困局有望化解，反轉彈性最大?！笆奈濉逼陂g公司新能源裝機最高，將充分受益能源轉型與多能互補協同發展。建議關注其他優質水電標的國投電力、長江電力國投電力、長江電力等。國投電力：國投電力：1）短期短期：水電受益下半年來水改善，火電受益燃煤成本下降，以及容量電價出臺的預期，盈利能力有望持續改善；2）中）中長期長期：公司控股52%的雅礱江水電裝機增量彈性較大，有望進一步增厚公司業績。此外，公司依托雅礱江流域資

110、源積極建設水風光一體化基地，將持續受益能源轉型。長江電力：長江電力：1）短期：）短期：下半年來水改善明顯，公司業績有望改善；2）中長中長期：期：六庫聯調帶來增發電量，且公司正在加大金沙江下游水風光一體化、抽水蓄能、綜合能源等領域投資布局，高分紅高股息凸顯長期投資價值。敬請閱讀末頁的重要說明 28 行業深度報告 四、四、風險提示風險提示 我們認為未來水電行業主要的風險因素在于來水不及預期、水電電價上漲不及預期、項目建設進度不及預期、經濟增速下滑導致終端用電需求疲軟、電力市場化改革推進不及預期五個方面。1）來水不及預期。來水不及預期。水力發電企業的盈利主要取決于發電量，而發電量除受市場需求的影響外

111、，還受河水流量、氣候等自然因素的影響。若未來干旱天氣頻發，導致水電項目所在流域來水不及預期，公司盈利能力可能會受到一定不利影響。2）水電電價上漲不及預期。水電電價上漲不及預期。上網電價是影響發電企業營業收入的重要因素。一方面，由于我國部分地區的水電上網電價受到政府監管，無法完全受益市場化電價上浮趨勢，并且未來與電價相關的電力改革政策有可能發生變化；另一方面，水電市場化參與程度的提高可能會加劇交易電價的波動，從而影響公司的業績穩定性。3）項目建設進度不及預期。項目建設進度不及預期。受到疫情、設計變更、政策等影響，在建項目工程建設進度較計劃進度可能存在一定偏差。由于發電企業的收入與成本水平與裝機容

112、量緊密相關，若水電建設進度不及預期，可能會給企業帶來額外的成本甚至損失。此外，特高壓及配套工程有助于提高水電消納能力，若工程建設進度不及預期，可能會對水電消納及運營商業績帶來負面影響。4）經濟增速下滑導致終端用電需求疲軟。經濟增速下滑導致終端用電需求疲軟。受疫情影響，2022 年中國經濟面臨著需求收縮、供給沖擊、預期轉弱的三重壓力，消費對經濟增長的貢獻明顯減弱，工業經濟增速也回落至低于疫情前水平。疫情放開后，若宏觀經濟復蘇不及預期，經濟增速下滑，疊加海外發達經濟體的衰退預期，可能導致終端用電需求疲軟，電力利用小時數和裝機容量不及預期。5）電力市場化改革推進不及預期。電力市場化改革推進不及預期。

113、當前工商業用電已經進行市場化改革，但仍處于部分使用代購電方式的過渡階段，我國電力市場化交易機制、基礎設施等仍不發達，隔墻售電等政策推進仍在路上，若電力市場化進程不及預期，可能對發電企業參與市場化交易造成不利影響。敬請閱讀末頁的重要說明 29 行業深度報告 分析師分析師承諾承諾 負責本研究報告的每一位證券分析師，在此申明，本報告清晰、準確地反映了分析師本人的研究觀點。本人薪酬的任何部分過去不曾與、現在不與，未來也將不會與本報告中的具體推薦或觀點直接或間接相關。評級評級說明說明 報告中所涉及的投資評級采用相對評級體系，基于報告發布日后 6-12 個月內公司股價（或行業指數）相對同期當地市場基準指數

114、的市場表現預期。其中，A 股市場以滬深 300 指數為基準；香港市場以恒生指數為基準；美國市場以標普 500 指數為基準。具體標準如下：股票股票評級評級 強烈推薦：預期公司股價漲幅超越基準指數 20%以上 增持：預期公司股價漲幅超越基準指數 5-20%之間 中性：預期公司股價變動幅度相對基準指數介于 5%之間 減持：預期公司股價表現弱于基準指數 5%以上 行業評級行業評級 推薦：行業基本面向好，預期行業指數超越基準指數 中性：行業基本面穩定，預期行業指數跟隨基準指數 回避：行業基本面轉弱，預期行業指數弱于基準指數 重要重要聲明聲明 本報告由招商證券股份有限公司（以下簡稱“本公司”）編制。本公司

115、具有中國證監會許可的證券投資咨詢業務資格。本報告基于合法取得的信息，但本公司對這些信息的準確性和完整性不作任何保證。本報告所包含的分析基于各種假設，不同假設可能導致分析結果出現重大不同。報告中的內容和意見僅供參考，并不構成對所述證券買賣的出價，在任何情況下，本報告中的信息或所表述的意見并不構成對任何人的投資建議。除法律或規則規定必須承擔的責任外，本公司及其雇員不對使用本報告及其內容所引發的任何直接或間接損失負任何責任。本公司或關聯機構可能會持有報告中所提到的公司所發行的證券頭寸并進行交易，還可能為這些公司提供或爭取提供投資銀行業務服務?？蛻魬斂紤]到本公司可能存在可能影響本報告客觀性的利益沖突。本報告版權歸本公司所有。本公司保留所有權利。未經本公司事先書面許可，任何機構和個人均不得以任何形式翻版、復制、引用或轉載，否則，本公司將保留隨時追究其法律責任的權利。