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水电行业研究：来水改善、量价齐升，电量测度新模型

（报告出品方/作者：广发证券，郭鹏、姜涛）

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。

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。

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%。

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。

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。

（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。

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。

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。

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。

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%。

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%）。

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。

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。

（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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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%。

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。

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。

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%。

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。

（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。

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。

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。

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。

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）。

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）。

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。

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%）。

（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。

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%。

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。

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。

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。

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。

（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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

（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%。

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。

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。

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。

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。

四、重点公司分析

（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、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。

（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+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。

（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。

（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。

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精选报告来源：【未来智库】。「链接」