全國34個(gè)水電擬在建項(xiàng)目
統(tǒng)計(jì)資料2023-10-11
一、水電開發(fā)進(jìn)程過半，主要流域裝機(jī)彈性仍存
1、水能資源集聚十三大基地，開發(fā)程度超60%
作為技術(shù)成熟，清潔高效的可再生能源，水電在我國電力供應(yīng)中承擔(dān)著不可替代的重要作用。
一方面，大中型水電站同時(shí)兼顧了防洪、供水、灌溉、航運(yùn)、生態(tài)保護(hù)等綜合功能，是保障社會(huì)經(jīng)濟(jì)高質(zhì)量發(fā)展的重要基礎(chǔ)設(shè)施。
另一方面，水電是電力系統(tǒng)重要的調(diào)節(jié)電源，在新能源高比例接入的新型電力系統(tǒng)中，能發(fā)揮調(diào)節(jié)能力與風(fēng)電、光伏發(fā)電配合運(yùn)行，平抑風(fēng)光新能源發(fā)電出力波動(dòng)，促進(jìn)新能源大規(guī)模開發(fā)與高比例消納。
根據(jù)中國水電發(fā)展遠(yuǎn)景規(guī)劃，到2030年我國水電裝機(jī)容量將達(dá)到5.2億千瓦，其中，常規(guī)水電4.2億千瓦，抽水蓄能1億千瓦，水電開發(fā)程度約60%;到2060年，水電裝機(jī)將達(dá)到約7.0億千瓦，其中，常規(guī)水電5.0億千瓦，新增擴(kuò)機(jī)和抽水蓄能2.0億千瓦，水電開發(fā)程度73%，基本達(dá)到西方國家的開發(fā)水平，水電仍有不小的發(fā)展空間。
我國優(yōu)質(zhì)大水電資產(chǎn)主要集中在十三大水電基地內(nèi)，目前開發(fā)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(fā)權(quán)已經(jīng)完成分配，由國家能源集團(tuán)、國家電投、華能集團(tuán)、華電集團(tuán)、大唐集團(tuán)以及三峽集團(tuán)等進(jìn)行開發(fā)。
根據(jù)最新統(tǒng)計(jì)結(jié)果，我國水能資源技術(shù)可開發(fā)裝機(jī)容量約為6.87億千瓦，年均發(fā)電量約為3萬億千瓦時(shí)。截至2022年底，我國常規(guī)水電已建裝機(jī)規(guī)模約為4.14億千瓦，約占技術(shù)開發(fā)量的60.3%，主要大江大河特別是中下游干流的水電開發(fā)基本完成，全國主要流域梯級水電站庫群聯(lián)合調(diào)度運(yùn)行管理格局初步形成。剩余技術(shù)可開發(fā)資源主要集中在西南地區(qū)，金沙江上游、雅礱江、大渡河等主要河流仍有一定開發(fā)潛力。
2、主要流域裝機(jī)仍有較大彈性，即將迎來新一輪投產(chǎn)高峰
主要流域在建/擬建電站規(guī)模超2500萬千瓦，“十四五”、“十五五”將迎來投產(chǎn)高峰。目前，金沙江/雅礱江/大渡河/瀾滄江流域已投產(chǎn)水電站裝機(jī)規(guī)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(yù)計(jì)自2025年起陸續(xù)投產(chǎn);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(tái)機(jī)組預(yù)計(jì)分別于2029、2031年投產(chǎn)，牙根一級水電站(30萬千瓦)已獲得核準(zhǔn)，預(yù)計(jì)首臺(tái)機(jī)組于2029年投產(chǎn);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(yù)計(jì)自2024年起陸續(xù)投產(chǎn);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(shè)中，托巴電站首臺(tái)機(jī)組預(yù)計(jì)于2024年投產(chǎn)。
雅礱江、大渡河、瀾滄江裝機(jī)均有較高增長潛力，其中大渡河短期內(nèi)裝機(jī)彈性最高，金沙江增量主要來自上游。從各個(gè)流域的在建和規(guī)劃裝機(jī)情況來看，金沙江在建裝機(jī)620.6萬千瓦，占已投產(chǎn)裝機(jī)的10.1%，在建+擬建裝機(jī)860.6萬千瓦，占已投產(chǎn)裝機(jī)的14.0%，規(guī)劃裝機(jī)1212萬千瓦，占已投產(chǎn)裝機(jī)的19.7%，增量主要在上游流域;雅礱江在建裝機(jī)342萬千瓦，占已投產(chǎn)裝機(jī)的17.8%，在建+擬建裝機(jī)777萬千瓦，占已投產(chǎn)裝機(jī)的40.5%，規(guī)劃裝機(jī)325萬千瓦，占已投產(chǎn)裝機(jī)的16.9%;大渡河在建裝機(jī)538.2萬千瓦，占已投產(chǎn)裝機(jī)的30.9%，在建+擬建裝機(jī)835.2萬千瓦，占已投產(chǎn)裝機(jī)的48.0%，規(guī)劃裝機(jī)126萬千瓦，占已投產(chǎn)裝機(jī)的7.2%;瀾滄江在建裝機(jī)400萬千瓦，占已投產(chǎn)裝機(jī)的18.7%，在建+擬建裝機(jī)760萬千瓦，占已投產(chǎn)裝機(jī)的35.6%，規(guī)劃裝機(jī)461.8萬千瓦，占已投產(chǎn)裝機(jī)的21.6%。雅礱江、大渡河、瀾滄江水電站在建+擬建規(guī)模占當(dāng)前已投產(chǎn)規(guī)模的比重較高，并且將集中于“十四五”、“十五五”期間投產(chǎn)，有望獲得較大的業(yè)績增長彈性。
3、梯級聯(lián)調(diào)增量，風(fēng)光水儲(chǔ)協(xié)同，擴(kuò)機(jī)與抽蓄共舞
(1)梯級電站聯(lián)合調(diào)度，多重效益凸顯
水電出力受季節(jié)影響波動(dòng)明顯，聯(lián)合調(diào)度可一定程度上熨平波動(dòng)。流域梯級水電站聯(lián)合調(diào)度，指的是流域內(nèi)一群相互間具有聯(lián)系的梯級水庫和水電站以及相關(guān)工程設(shè)施進(jìn)行統(tǒng)一的協(xié)調(diào)調(diào)度，通過優(yōu)化調(diào)度使各個(gè)水庫和水電站的作用和效益達(dá)到最大化。一方面，流域梯級電站的聯(lián)合調(diào)度可以通過具有年調(diào)節(jié)性能的水庫攔蓄豐水期來水，減少無益棄水，補(bǔ)充枯水期水量以提高枯水期發(fā)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(dòng)，提高電網(wǎng)運(yùn)行安全性。另一方面，在滿足防洪要求的前提下，通過聯(lián)合調(diào)度可適當(dāng)提前每年的汛后蓄水時(shí)間，延遲汛前水位消落時(shí)間，盡量在非汛期保持較高的平均運(yùn)行水頭。
以長江電力為例：因三峽電站所有機(jī)組過流能力大于葛洲壩電站，當(dāng)預(yù)報(bào)三峽來水大于葛洲壩所有機(jī)組過流能力時(shí)，可以通過降低三峽電站的發(fā)電流量來匹配葛洲壩電站機(jī)組，盡量讓來水依次通過三峽、葛洲壩電站機(jī)組過流，從而增加葛洲壩電站的發(fā)電量。2014年，公司向家壩、溪洛渡電站投產(chǎn)后開啟“四庫聯(lián)調(diào)”，年節(jié)水增發(fā)電量接近100億千瓦時(shí)，三峽、葛洲壩、溪洛渡及向家壩四座電站近年的實(shí)際發(fā)電量，均已經(jīng)超過各自設(shè)計(jì)電量。隨著烏東德、白鶴灘水電站投產(chǎn)，“四庫聯(lián)調(diào)”升級為“六庫聯(lián)調(diào)”，增發(fā)電量進(jìn)一步提升。根據(jù)公司2022年度暨2023年第一季度業(yè)績說明會(huì)，六庫聯(lián)調(diào)后將額外增發(fā)電量60-70億千瓦時(shí)。
(2)提升系統(tǒng)穩(wěn)定性，風(fēng)光水儲(chǔ)一體化協(xié)同空間廣闊
水電可平抑新能源出力波動(dòng)，增強(qiáng)系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力，“雙碳”目標(biāo)下優(yōu)勢更加明顯。風(fēng)、光資源在時(shí)空上的隨機(jī)性、間歇性所導(dǎo)致的風(fēng)、光出力的頻繁波動(dòng)，極大地加劇了電網(wǎng)調(diào)峰、調(diào)頻的壓力，對電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運(yùn)行影響較大。充分發(fā)揮水電調(diào)節(jié)速度快、能源可存儲(chǔ)等優(yōu)點(diǎn)，能有效緩解間歇性能源出力波動(dòng)給電力系統(tǒng)帶來的影響，更好地發(fā)揮促消納、保安全作用。以西南區(qū)域可再生能源開發(fā)基地為例，拓展水風(fēng)光儲(chǔ)一體化基地建設(shè)，可以充分利用有效庫容調(diào)節(jié)風(fēng)光出力波動(dòng)，成為了風(fēng)、光等多能互補(bǔ)開發(fā)的重要互補(bǔ)能源，這也是目前解決大規(guī)模間歇性能源電力外送的有效途徑之一。
四川、云南兩省借助自身的水電資源優(yōu)勢，布局多個(gè)水風(fēng)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(jīng)濟(jì)和社會(huì)發(fā)展第十四個(gè)五年規(guī)劃和2035年遠(yuǎn)景目標(biāo)綱要》。根據(jù)規(guī)劃，十四五期間將重點(diǎn)發(fā)展九大清潔能源基地。2022年4月，云南省政府發(fā)布關(guān)于加快光伏發(fā)電發(fā)展若干政策措施指出，重點(diǎn)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(fēng)光水儲(chǔ)”等6個(gè)多能互補(bǔ)基地，爭取3年時(shí)間全面開工并基本建成?！端拇ㄊ?ldquo;十四五”電力發(fā)展規(guī)劃》指出，以金沙江上下游、雅礱江、大渡河中上游等為重點(diǎn)，規(guī)劃建設(shè)水風(fēng)光一體化可再生能源綜合開發(fā)基地。
金沙江上游：按風(fēng)光水儲(chǔ)一體化方式建設(shè)，主要建設(shè)內(nèi)容包括金上川藏段水電、沿江配套風(fēng)光電，規(guī)劃裝機(jī)容量超3000萬千瓦。其中，金上川藏段水電裝機(jī)接近1000萬千瓦。2023年6月，金上基地西藏昂多1800兆瓦光伏發(fā)電項(xiàng)目開工建設(shè)，是全球在建規(guī)模最大，海拔最高的清潔能源項(xiàng)目，建成后年計(jì)劃發(fā)電量35.5億千瓦時(shí);西藏貢覺拉妥800兆瓦光伏發(fā)電項(xiàng)目開工建設(shè)，建成后年計(jì)劃發(fā)電量為16億千瓦時(shí)。
金沙江下游：目前，金沙江下游風(fēng)光資源總量約2048萬千瓦。“十四五”期間，基地新建風(fēng)電、光伏項(xiàng)目的總裝機(jī)規(guī)模預(yù)計(jì)超1500萬千瓦，預(yù)計(jì)帶來直接總投資超900億元。截至目前，金沙江下游云南側(cè)首批270萬千瓦風(fēng)光項(xiàng)目已列入《國家第一批以沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)為重點(diǎn)的大型風(fēng)電、光伏基地建設(shè)項(xiàng)目清單》，且部分項(xiàng)目已順利實(shí)現(xiàn)開工建設(shè)，小羊窩50兆瓦光伏電站已于2022年9月建成投產(chǎn)。
雅礱江：按照整體規(guī)劃，雅礱江規(guī)劃了22座梯級電站，共計(jì)3000萬千瓦的裝機(jī)規(guī)模。初步計(jì)算，雅礱江流域沿岸兩側(cè)風(fēng)電、光電可開發(fā)量超過4000萬千瓦。“十四五“期間，雅礱江一體化基地規(guī)劃裝機(jī)5711萬千瓦，包括水電2658萬千瓦、光伏發(fā)電2603萬千瓦、風(fēng)電450萬千瓦;規(guī)劃布局抽水蓄能站點(diǎn)4個(gè)，裝機(jī)570萬千瓦。
大渡河：國能大渡河公司已成功取得雅安市85萬千瓦風(fēng)光項(xiàng)目開發(fā)權(quán)，瀑布溝水風(fēng)光一體化基地成為四川省首批獲準(zhǔn)實(shí)施的一體化項(xiàng)目。公司負(fù)責(zé)人指出，公司將力爭到2025年形成新能源開發(fā)“152格局”，即資源儲(chǔ)備超1000萬千瓦，核準(zhǔn)備案開工500萬千瓦，投產(chǎn)200萬千瓦，打造大渡河上游阿壩州、中下游瀑布溝兩個(gè)千萬千瓦級水風(fēng)光一體化清潔能源示范基地。
瀾滄江：華能水電黨委書記、董事長袁湘華指出，公司將結(jié)合流域存量水電擴(kuò)機(jī)、抽水蓄能電站建設(shè)，配套再開發(fā)流域新能源3800萬千瓦，最終形成4000萬千瓦水電裝機(jī)，6000萬千瓦新能源裝機(jī)。預(yù)計(jì)到“十五五”末，瀾滄江流域一體化基地(云南段+西藏段)總裝機(jī)規(guī)模超過5500萬千瓦，其中水電裝機(jī)超3300萬千瓦，新能源裝機(jī)約2200萬千瓦。1)瀾滄江云南段風(fēng)光一體化基地按照“水+風(fēng)+光”的一體化互補(bǔ)開發(fā)模式，以單位千瓦投資和有效單位度電投資較小、棄風(fēng)棄光率較小為原則，測算基地總規(guī)模4000萬千瓦，其中水電2500萬千瓦，風(fēng)電55萬千瓦，光伏發(fā)電1450萬千瓦。預(yù)計(jì)“十四五”風(fēng)光建設(shè)規(guī)模1000萬千瓦，2030年全部建成投產(chǎn)。同時(shí)，按照不削弱系統(tǒng)調(diào)峰能力、促進(jìn)新能源電力消納原則，在經(jīng)濟(jì)合理的條件下，梯級水電可擴(kuò)機(jī)約600萬千瓦。2)瀾滄江西藏段風(fēng)光一體化基地采取水電+光伏互補(bǔ)的開發(fā)模式，先期開發(fā)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(jié)合流域水電擴(kuò)機(jī)、開發(fā)流域抽水蓄能300-500萬千瓦，配套開發(fā)新能源1300萬千瓦。
(3)用好存量做好增量，擴(kuò)機(jī)和抽蓄經(jīng)濟(jì)效益明顯
水電擴(kuò)機(jī)主要通過對擁有調(diào)節(jié)水庫的已建水電站進(jìn)行擴(kuò)建，具有投資少、造價(jià)低、工期短的優(yōu)點(diǎn)。相較新建水電站，水電擴(kuò)機(jī)增容審批手續(xù)簡化、工期短、投資少，投資主要是機(jī)電和廠房，靜態(tài)投資約2000～3000元/千瓦，僅是新建水電的20%～30%，經(jīng)濟(jì)性較好。挪威、美國等國水電開發(fā)較早且水電富集，已將存量水電擴(kuò)機(jī)增容作為本國水電裝機(jī)容量增加主要方式。我國南方區(qū)域?yàn)憸娼⒔鹕辰?、烏江、紅水河等流域部分調(diào)節(jié)能力較好的水電站均具備擴(kuò)機(jī)條件，積極推進(jìn)水電擴(kuò)機(jī)，不僅可以提高水能利用率、增強(qiáng)系統(tǒng)日內(nèi)調(diào)峰能力，還有助于保障電網(wǎng)安全穩(wěn)定運(yùn)行，提高電力系統(tǒng)整體效率?！?ldquo;十四五”可再生能源發(fā)展規(guī)劃》提出，在中東部及西部地區(qū)，適應(yīng)新能源的大規(guī)模發(fā)展，對已建、在建水電機(jī)組進(jìn)行增容改造。科學(xué)推進(jìn)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?cái)U(kuò)機(jī)。
新能源快速擴(kuò)張下，抽水蓄能裝機(jī)有望穩(wěn)步提升。抽水蓄能電站具有調(diào)峰、填谷、儲(chǔ)能等多種功能，啟停靈活、反應(yīng)速度快、調(diào)峰能力強(qiáng)，是建設(shè)新型能源體系、實(shí)現(xiàn)‘雙碳’目標(biāo)的重要支撐。隨著常規(guī)水電的開發(fā)進(jìn)度逐漸放緩，為適應(yīng)新型電力系統(tǒng)建設(shè)和大規(guī)模高比例新能源發(fā)展的需要，國家能源局發(fā)布《抽水蓄能中長期發(fā)展規(guī)劃(2021-2035年)》，提出至2025、2030年，我國抽水蓄能裝機(jī)將分別達(dá)到62/120GW。截至2022年底，我國抽水蓄能已建、在建裝機(jī)規(guī)模達(dá)到1.67億千瓦，其中，已建規(guī)模4579萬千瓦，約占全球抽水蓄能裝機(jī)的26.2%，位居世界首位。同時(shí)還有接近2億千瓦的抽水蓄能電站正在開展前期勘察設(shè)計(jì)工作。分區(qū)域來看，華東區(qū)域抽蓄已建裝機(jī)容量最大，南方、華北區(qū)域次之;華中區(qū)域抽蓄在建裝機(jī)容量最大，其次為華東和華北區(qū)域。
二、雅礱江度電指標(biāo)優(yōu)異，大渡河改善彈性充足
1、長江電力：烏白注入大幅提升發(fā)電量，外送電價(jià)提升拓寬盈利空間
坐擁長江優(yōu)質(zhì)水資源，烏白注入裝機(jī)再邁新臺(tái)階。公司下屬6座水電站均位于長江及金沙江干流區(qū)域，常年來水豐富且來水情況穩(wěn)定，公司擁有國內(nèi)最優(yōu)的水電資源稟賦。裝機(jī)容量是水電公司的關(guān)鍵競爭力，隨著烏白電站注入，公司裝機(jī)容量再邁新臺(tái)階，公司控股水電裝機(jī)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(nèi)十大水電站中占據(jù)前五名。根據(jù)公司歷史數(shù)據(jù)，隨著每次新水電站注入，裝機(jī)容量上升一個(gè)臺(tái)階，公司營業(yè)收入、利潤均會(huì)出現(xiàn)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(chǎn)，“四庫聯(lián)調(diào)”升級為“六庫聯(lián)調(diào)”，增發(fā)電量進(jìn)一步提升。根據(jù)公司2022年度暨2023年第一季度業(yè)績說明會(huì)，六庫聯(lián)調(diào)后將額外增發(fā)電量60-70億千瓦時(shí)。
烏白外送電價(jià)落地，高電價(jià)地區(qū)輸電比例上升增厚利潤。2020年12月，國家發(fā)改委價(jià)格司明確烏東德電站送廣東、廣西采用倒推機(jī)制，送廣東優(yōu)先發(fā)電計(jì)劃電量分為保量保價(jià)和保量競價(jià)部分，保量保價(jià)電量落地電價(jià)為0.421元/千瓦時(shí)，倒推至上網(wǎng)側(cè)為0.3132元/千瓦時(shí)，保量競價(jià)電量通過落地端市場化方式形成;送廣西優(yōu)先發(fā)電計(jì)劃電量落地電價(jià)為0.35元/千瓦時(shí)，倒推至上網(wǎng)側(cè)為0.2543元/千瓦時(shí)。白鶴灘電站向江蘇、浙江地區(qū)輸電，兩省落地電價(jià)為0.4388元/千瓦時(shí)，輸電價(jià)格分別為8.36/8.14分/千瓦時(shí)，倒推送浙上網(wǎng)電價(jià)為0.323元/千瓦時(shí)，送蘇上網(wǎng)電價(jià)0.325元/千瓦時(shí)，均高于公司約0.27元/千瓦時(shí)的歷史上網(wǎng)均價(jià)。此外，根據(jù)公司業(yè)績會(huì)說明，預(yù)計(jì)今年烏白電價(jià)向高電價(jià)地區(qū)輸送電量比例從60%提高至80%，有望進(jìn)一步增厚利潤。
聚焦多能互補(bǔ)，高質(zhì)量推進(jìn)金下水風(fēng)光儲(chǔ)一體化基地建設(shè)。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(xiàng)目資源規(guī)模3000-4000萬千瓦(接近兩個(gè)三峽電站的裝機(jī)規(guī)模)，積極穩(wěn)妥推進(jìn)項(xiàng)目資源獲取和開工建設(shè)。新能源：公司充分發(fā)揮水電與新能源的互補(bǔ)特性，聚焦大水電為基礎(chǔ)的水風(fēng)光一體化可再生能源綜合基地開發(fā)，打造“抽水蓄能+新能源”業(yè)務(wù)發(fā)展模式。目前，正全力推進(jìn)金沙江下游超1500萬千瓦水風(fēng)光儲(chǔ)一體化大基地開發(fā)建設(shè)工作。十四五”期間，公司總新能源裝機(jī)規(guī)劃力爭突破千萬千瓦級規(guī)模，其中風(fēng)電裝機(jī)占比約為30%，光伏裝機(jī)占比約為70%。
優(yōu)質(zhì)運(yùn)營型現(xiàn)金流資產(chǎn)，高分紅率凸顯類債資產(chǎn)價(jià)值。公司經(jīng)營穩(wěn)定、財(cái)務(wù)報(bào)表扎實(shí)穩(wěn)健，利潤及現(xiàn)金創(chuàng)造能力突出，多年來持續(xù)通過高比例現(xiàn)金分紅方式和股東分享經(jīng)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(yīng)過渡期(22M2-12)歸母凈利潤100%分紅率，對應(yīng)全年歸母凈利潤分紅率高達(dá)94%，遠(yuǎn)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(dá)到3.8%。
2、雅礱江水電：聯(lián)合調(diào)度優(yōu)勢明顯，“量+價(jià)”彈性充足
(1)新增裝機(jī)+聯(lián)合調(diào)度，發(fā)電量有望持續(xù)增長
雅礱江是金沙江第一大支流，裝機(jī)規(guī)模為全國梯級水庫第三。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(guī)劃的十三大水電基地中規(guī)模位居第三，規(guī)劃開發(fā)22座梯級電站，干流技術(shù)可開發(fā)總裝機(jī)規(guī)模約3000萬千瓦，約占四川省技術(shù)可開發(fā)量的24%。據(jù)統(tǒng)計(jì)，長江流域開發(fā)的大型骨干水電站中，裝機(jī)容量為200～500萬千瓦的有17座，其中雅礱江流域已投產(chǎn)發(fā)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(chǎn)水電和新能源裝機(jī)近2100萬千瓦，在建水電項(xiàng)目裝機(jī)372萬千瓦，在建新能源及抽水蓄能項(xiàng)目裝機(jī)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(guī)模超1億千瓦，年發(fā)電量約3000億千瓦時(shí)。梯級水庫優(yōu)化調(diào)度能夠顯著提高流域水庫群年發(fā)電量，并有效減少水庫棄水，提高流域水能資源利用效率。據(jù)計(jì)算，采用聯(lián)合優(yōu)化調(diào)度后，雅礱江各座水庫年均發(fā)電量分別為115.48、67.24、190.14、254.16、112.84、170.05和27.04億千瓦時(shí)，共計(jì)936.96億千瓦時(shí)，與單庫簡化運(yùn)行結(jié)果相比增發(fā)電量75.06億千瓦時(shí)(+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9.5%~30.8%，梯級水庫群年均棄水373.67億方，與單庫調(diào)度結(jié)果相比減少135.74億方(-26.6%)，水能資源利用效率顯著提升。
(2)電力供需格局優(yōu)化，外送和省內(nèi)電價(jià)均有望提升
省內(nèi)用電需求增速較高，市場電占比過半，有助于電價(jià)上升。近年來，隨著四川省經(jīng)濟(jì)的快速發(fā)展。省內(nèi)用電量增速逐漸超過發(fā)電量增速，省內(nèi)供需格局持續(xù)改善。2018-2022年，四川省外送電量由1333.25億千瓦時(shí)增長至1589.71億千瓦時(shí)，年均復(fù)合增速為4.50%;留川及外購電量由232.01億千瓦時(shí)增長至424.74億千瓦時(shí)，年均復(fù)合增速為16.32%。根據(jù)四川電力交易中心數(shù)據(jù)，四川市場化交易電量占比較高，且近年來呈現(xiàn)持續(xù)上升的趨勢，2022年達(dá)到54.9%。2022年四川省水電市場化交易均價(jià)為0.224元/千瓦時(shí)，同比+7.0%。預(yù)計(jì)隨著省內(nèi)供需格局持續(xù)改善，市場化交易電價(jià)將進(jìn)一步提高，帶動(dòng)水電上網(wǎng)電價(jià)上漲。
2022年7月，江蘇省將錦官電源組送蘇電價(jià)形成機(jī)制完善為“基準(zhǔn)落地電價(jià)+浮動(dòng)電價(jià)”機(jī)制。其中，基準(zhǔn)落地電價(jià)為江蘇省燃煤發(fā)電基準(zhǔn)電價(jià)0.391元/千瓦時(shí)，浮動(dòng)電價(jià)參照江蘇省煤電市場交易結(jié)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(wǎng)電價(jià)提升至0.3195元/千瓦時(shí)。受益于外送電價(jià)提升，雅礱江水電2022Q4上網(wǎng)電價(jià)為0.288元/千瓦時(shí)，同比+18.10%;2023Q1/Q2/H1分別達(dá)到0.314/0.342/0.325元/千瓦時(shí)，同比提升4.64%/16.7%/9.84%。電價(jià)提升彌補(bǔ)了上半年水電發(fā)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(yù)計(jì)在外送電價(jià)上漲，省內(nèi)供需格局優(yōu)化，市場化進(jìn)程加速的綜合影響下，公司水電上網(wǎng)電價(jià)有望進(jìn)一步提升，長期盈利增長可期。
積極拓展新能源業(yè)務(wù)，打造綠色清潔能源品牌。雅礱江水電公司實(shí)施綠色能源開發(fā)兩個(gè)“四階段”戰(zhàn)略，即水能資源開發(fā)“四階段”戰(zhàn)略和新能源及抽水蓄能開發(fā)“四階段”戰(zhàn)略，加快推進(jìn)流域綠色清潔可再生能源示范基地建設(shè)，擴(kuò)大新能源規(guī)模。根據(jù)公司規(guī)劃，2030年以前，公司新能源裝機(jī)將達(dá)到2000萬千瓦左右，抽水蓄能裝機(jī)將達(dá)到500萬千瓦左右。截至2023年3月底，公司新能源裝機(jī)為44萬千瓦，暫無抽蓄裝機(jī)，未來有較大的增長空間。
3、國能大渡河：基建設(shè)施優(yōu)化，水電消納困局有望得解
大渡河開發(fā)條件優(yōu)越，坐擁較為稀缺的水電資源。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(fā)條件優(yōu)越且靠近四川負(fù)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(fā)方案，總?cè)萘考s2700萬千瓦，占四川省水電資源總量的20%以上，上游、中游、下游分別規(guī)劃10/8/10個(gè)梯級電站。
大渡河流域電站送出通道能力不足、網(wǎng)架局部阻塞嚴(yán)重，阻礙了水電的消納。根據(jù)國家能源局通報(bào)，2020年，全國棄水主要發(fā)生在四川省，其主要流域棄水電量約202億千瓦時(shí)，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(guī)劃過雅安-武漢1000千伏特高壓交流參與川電外送，但因該項(xiàng)目擱淺導(dǎo)致目前大渡河水電無專門通道外送，只能利用現(xiàn)有的較小容量跨省外送通道;而跨省通道在汛期只能優(yōu)先供國調(diào)機(jī)組使用，有富余能力才會(huì)分配給大渡河等省調(diào)電站。省內(nèi)通道方面，四川電網(wǎng)“強(qiáng)直弱交”問題突出，由于到省內(nèi)負(fù)荷中心的通道容量受到電網(wǎng)安全約束，大渡河水電還面臨省內(nèi)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(guān)乎四川省電力供應(yīng)保障能力，同時(shí)也對發(fā)電企業(yè)的發(fā)電效率和盈利能力帶來了負(fù)面影響。
調(diào)度優(yōu)先級較低，省內(nèi)水電市場化電價(jià)折價(jià)明顯，公司綜合上網(wǎng)電價(jià)低于批復(fù)價(jià)，拖累盈利。根據(jù)四川省規(guī)劃，國能大渡河全部上網(wǎng)電量參與省調(diào)，優(yōu)先級低于國調(diào)和網(wǎng)調(diào)，并且無專門的外送通道。同時(shí)，公司電站多為日調(diào)及季調(diào)電站，發(fā)電量大多集中于豐水期，而四川的豐枯電價(jià)機(jī)制(豐水期電價(jià)較平水期下浮24%;枯水期較平水期上浮24.5%)導(dǎo)致公司上網(wǎng)電價(jià)整體偏低。此外，四川省近年來市場交易電量以水電為主，水電上網(wǎng)電價(jià)普遍存在折價(jià)的現(xiàn)象，導(dǎo)致四川省內(nèi)消納的水電電價(jià)普遍低于其批復(fù)電價(jià)。2019年四川省發(fā)改委出臺(tái)了《關(guān)于再次降低四川電網(wǎng)一般工商業(yè)用電價(jià)格等有關(guān)事項(xiàng)的通知》，對于公司下屬的電站電價(jià)進(jìn)行批復(fù);而根據(jù)四川省電力交易中心數(shù)據(jù)，2022年四川省水電市場化交易均價(jià)為0.2238元/千瓦時(shí)，低于公司下屬大部分水電站的批復(fù)電價(jià)，一定程度上拖累了公司盈利。
特高壓線路的打通將打開消納市場，將棄水電量轉(zhuǎn)換為上網(wǎng)電量。根據(jù)《四川省“十四五”能源發(fā)展規(guī)劃》《四川省“十四五”電力發(fā)展規(guī)劃》和《重慶市能源發(fā)展“十四五”規(guī)劃》，川渝特高壓交流目標(biāo)網(wǎng)架建設(shè)成為重點(diǎn)推進(jìn)的項(xiàng)目，其中與促進(jìn)水電消納有關(guān)的項(xiàng)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(wǎng)川渝1000千伏特高壓交流工程已于2022年9月正式開工，計(jì)劃于2025年夏季高峰前投運(yùn)。川渝特高壓線路建成后將連接四川、重慶的電源和負(fù)荷中心，川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(qū)用電需求快速增長的背景下，大渡河公司盈利回升可期。隨著成渝雙城經(jīng)濟(jì)圈快速發(fā)展，四川和重慶的用電負(fù)荷有望保持快速增長趨勢，預(yù)計(jì)2025年川渝最大負(fù)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(qū)市場化交易電價(jià)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(wǎng)電價(jià)也存在上浮趨勢，從而為水電公司業(yè)績增長提供支撐。
2025年前后大渡河流域?qū)⒂瓉硇乱惠嗠娬炯型懂a(chǎn)，雙江口電站將為下游電站帶來增發(fā)電量。截至2022年底，公司在建水電站有雙江口、金川、沙坪一級和枕頭壩二級，合計(jì)裝機(jī)容量352萬千瓦，預(yù)計(jì)自2024年末開始逐步投產(chǎn)，2026年全部投產(chǎn)完成，在建項(xiàng)目全部投產(chǎn)后預(yù)計(jì)將增加年均發(fā)電量143億千瓦時(shí)。此外，由于雙江口電站具有年調(diào)節(jié)能力(正常蓄水位2500米，水庫總庫容28.97億立方米，調(diào)節(jié)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(shí)，增加枯期出力176萬千瓦，極大地提高流域梯級的電能質(zhì)量，增加下游電站的發(fā)電效益。
集團(tuán)轉(zhuǎn)型目標(biāo)明確，母公司國電電力承擔(dān)裝機(jī)重任，新能源裝機(jī)有望快速增長。“十四五”期間，國家能源集團(tuán)給分子公司下達(dá)的新能源新增總裝機(jī)任務(wù)約1.2億千瓦，遠(yuǎn)高于此前其公布的計(jì)劃新增7000-8000萬千瓦可再生能源數(shù)據(jù)。其中，僅光伏新增裝機(jī)的目標(biāo)就高達(dá)7000萬千瓦左右。與此同時(shí)，國家能源集團(tuán)在光伏領(lǐng)域的發(fā)展相較風(fēng)電來說明顯不足，截至2022年，集團(tuán)的風(fēng)電裝機(jī)量為5373萬千瓦，而光伏裝機(jī)量僅為1640萬千瓦。作為集團(tuán)旗下重要的上市公司之一，母公司國電電力需承擔(dān)起裝機(jī)重任。據(jù)國電電力公告，公司“十四五”期間規(guī)劃新增新能源裝機(jī)3500萬千瓦，2023年計(jì)劃獲取新能源資源超過1400萬千瓦，核準(zhǔn)1200萬千瓦，開工960萬千瓦，投產(chǎn)800萬千瓦。
4、華能水電：集團(tuán)水電業(yè)務(wù)唯一整合平臺(tái)，受益云南供需格局改善
華能水電是華能集團(tuán)水電業(yè)務(wù)的唯一整合平臺(tái)，擁有瀾滄江全流域干流水電資源的開發(fā)權(quán)。瀾滄江發(fā)源于青藏高原唐古拉山，經(jīng)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(chǎn)裝機(jī)2195萬千瓦，規(guī)模僅次于金沙江。公司作為云南省內(nèi)最大的發(fā)電企業(yè)，擁有瀾滄江干流全部水資源開發(fā)權(quán)(包括西藏境內(nèi)流域)。公司外送電比例在50%左右，市場化電量占比較高。根據(jù)《2021-2023年瀾滄江上游水電站送電廣東購售電合同》和國家發(fā)展改革委國家能源局關(guān)于規(guī)范優(yōu)先發(fā)電優(yōu)先購電計(jì)劃管理的通知》，2021-2023年瀾滄江上游水電站全部上網(wǎng)電量送電廣東省，優(yōu)先發(fā)電計(jì)劃電量236.0億千瓦時(shí)，包含保量保價(jià)電量(200.0億千瓦時(shí))和保量競價(jià)電量(36.0億千瓦時(shí));超過年度優(yōu)先發(fā)電計(jì)劃電量的上網(wǎng)電量全部認(rèn)定為市場化交易電量。其余電站電量進(jìn)入云南電網(wǎng)，其中部分滿足省內(nèi)用電需求，部分通過云南電網(wǎng)再進(jìn)入南方電網(wǎng)外送廣東、廣西及境外。根據(jù)公司2022年發(fā)電情況計(jì)算，公司市場化電量占比接近70%。
保量保價(jià)電量0.3元/千瓦時(shí)，其余西電東送電量電價(jià)也高于公司均價(jià)。瀾上點(diǎn)對網(wǎng)200億千瓦時(shí)：保量保價(jià)，0.3元/千瓦時(shí)?瀾上點(diǎn)對網(wǎng)36億千瓦時(shí)：保量競價(jià)，上網(wǎng)電價(jià)=0.3元/千瓦時(shí)-當(dāng)月廣東省內(nèi)市場化交易電量(包括年度長協(xié)和月競)加權(quán)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(shí)，平均成交價(jià)差-46.3厘/千瓦時(shí)，計(jì)算可得上網(wǎng)電價(jià)為0.2537元/千瓦時(shí)。2022年起，廣東電力市場“價(jià)差模式”改為“絕對價(jià)格模式”。瀾上點(diǎn)對網(wǎng)市場電、其他電站網(wǎng)對網(wǎng)送廣東：落地電價(jià)扣除輸配電價(jià)后倒推。目前，西電東送框架協(xié)議電價(jià)還未確定。2016年西電東送框架協(xié)議價(jià)格廣東落地電價(jià)0.4505元/千瓦時(shí)，扣減超高壓輸配電價(jià)0.082元/千瓦時(shí)、線損電價(jià)及云南省500千伏輸電價(jià)0.0915元/千瓦時(shí)，計(jì)算可得上網(wǎng)電價(jià)為0.25278元/千瓦時(shí)。2019年云南送廣東超高壓輸配電價(jià)下調(diào)至0.0755元/千瓦時(shí)，線損率6.57%，2023年云南省內(nèi)500千伏輸電價(jià)下調(diào)至0.064元/千瓦時(shí)，并且廣東省燃煤標(biāo)桿電價(jià)上調(diào)至0.4530元/千瓦時(shí)，預(yù)計(jì)該部分上網(wǎng)電價(jià)會(huì)有進(jìn)一步提高。其他電站網(wǎng)對網(wǎng)送廣西：落地電價(jià)扣除輸配電價(jià)后倒推。廣西燃煤標(biāo)桿電價(jià)為0.4197元/千瓦時(shí)，預(yù)計(jì)上網(wǎng)電價(jià)低于廣東。其余電站留存云南電量：留存云南的部分中，漫灣等水電站不參與市場化交易，批復(fù)電價(jià)為0.172元/千瓦時(shí);其余電站上網(wǎng)電價(jià)根據(jù)云南當(dāng)月市場化交易結(jié)果確定，2022年云南省市場化交易電價(jià)為0.223元/千瓦時(shí)，水電市場化交易均價(jià)為0.20785元/千瓦時(shí)。
裝機(jī)增長空間較大，瀾滄江西藏段潛在增量近800萬千瓦。截至2023年6月底，公司擁有已核準(zhǔn)的在建、籌建電站裝機(jī)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(xiàng)目，以及瀾上項(xiàng)目前期工作等。根據(jù)公司公告，瀾滄江上游西藏段干流規(guī)劃有8個(gè)梯級，根據(jù)規(guī)劃，從上至下依次為側(cè)格(12.9萬千瓦)、約龍(12.9萬千瓦)、卡貢(24萬千瓦)、班達(dá)(150萬千瓦)、如美(260萬千瓦)、邦多(72萬千瓦)、古學(xué)(210萬千瓦)，曲孜卡(40.5萬千瓦)，裝機(jī)容量合計(jì)782.3萬千瓦。瀾滄江上游西藏段梯級具有一定的調(diào)節(jié)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(bǔ)性，可打造西藏境內(nèi)水、光互補(bǔ)的千萬千瓦級清潔能源基地。高耗能企業(yè)帶動(dòng)省內(nèi)用電需求，云南市場化交易電價(jià)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(fā)電量增速快于用電量增速，導(dǎo)致省內(nèi)上網(wǎng)電價(jià)低廉。2017年以來，云南省依托能源資源優(yōu)勢，通過產(chǎn)能置換，先后開工并建設(shè)了一批水電鋁項(xiàng)目，全省現(xiàn)有產(chǎn)能已達(dá)610萬噸。隨著全國電解鋁“北鋁南移、東鋁西移”進(jìn)程加快，云南主動(dòng)承接產(chǎn)能轉(zhuǎn)移，先后引進(jìn)一批國內(nèi)鋁工業(yè)龍頭企業(yè)，待全部項(xiàng)目建成后，產(chǎn)能將達(dá)800多萬噸，接近全國電解鋁產(chǎn)能的五分之一。在高耗能產(chǎn)業(yè)擴(kuò)產(chǎn)的推動(dòng)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(jià)格彈性空間，云南省市場化交易電價(jià)呈現(xiàn)上行趨勢，2022年云南市場化交易電價(jià)為0.223元/千瓦時(shí)，同比+10.1%。
瀾滄江“雙千萬千瓦”清潔能源基地，助力“風(fēng)光水儲(chǔ)一體化”可持續(xù)發(fā)展。根據(jù)公司規(guī)劃，“十四五”期間新增投產(chǎn)新能源裝機(jī)1000萬千瓦，其中80%為光伏，20%為風(fēng)電，項(xiàng)目均位于云南段;到2035年，以建成投產(chǎn)世界第一高壩的如美電站為標(biāo)志，全面建成瀾滄江水風(fēng)光一體化清潔能源基地，總裝機(jī)容量突破8000萬千瓦，新能源裝機(jī)達(dá)到4000萬千瓦，超過水電裝機(jī)。截至2023年6月底，公司在運(yùn)風(fēng)電裝機(jī)13.5萬千瓦，光伏裝機(jī)124.9萬千瓦，清潔能源發(fā)電新增裝機(jī)容量較2022年末增長125.04%。目前，公司在建光伏項(xiàng)目47個(gè)，裝機(jī)容量合計(jì)344.4萬千瓦。
5、對比：大渡河短期裝機(jī)彈性高，雅礱江度電指標(biāo)最優(yōu)，長電高分紅高股息
從所在流域常規(guī)水電的裝機(jī)彈性來看，短期大渡河裝機(jī)增量彈性最大，中長期內(nèi)雅礱江水電裝機(jī)有較大增長潛力。按照當(dāng)前的在建和擬建裝機(jī)量計(jì)算，金沙江流域擬于“十四五”剩余期間投產(chǎn)的水電裝機(jī)約338萬千瓦，于“十五五”及以后期間投產(chǎn)約522.6萬千瓦;雅礱江流域的水電投產(chǎn)集中在“十五五”及以后期間，規(guī)模約為777萬千瓦;大渡河流域擬于“十四五”剩余期間投產(chǎn)的水電裝機(jī)約為494.2萬千瓦，于“十五五”及以后期間投產(chǎn)約341萬千瓦;瀾滄江流域擬于“十四五”剩余期間投產(chǎn)的水電裝機(jī)約為140萬千瓦，擬于“十五五”及以后期間投產(chǎn)約620萬千瓦。分投資主體來看，國電電力下屬的國能大渡河在建裝機(jī)相較已投產(chǎn)裝機(jī)的彈性最高，為31.8%，在建+擬建裝機(jī)彈性也最高，為58.6%。盡管長江電力暫無新增水電站規(guī)劃，但公司正在積極推進(jìn)擴(kuò)機(jī)增容，向家壩計(jì)劃擴(kuò)機(jī)135萬千瓦，葛洲壩已完成增容47.5萬千瓦，擴(kuò)機(jī)增容規(guī)模合計(jì)182.5萬千瓦，較已投產(chǎn)裝機(jī)的彈性為2.5%。
新投產(chǎn)水電納入綠證核發(fā)范圍，有望增厚水電運(yùn)營商收入。2023年8月，國家發(fā)改委、財(cái)政部、國家能源局聯(lián)合印發(fā)《關(guān)于做好可再生能源綠色電力證書全覆蓋工作促進(jìn)可再生能源電力消費(fèi)的通知》，提出對2023年1月1日(含)以后新投產(chǎn)的完全市場化常規(guī)水電項(xiàng)目，核發(fā)可交易綠證。根據(jù)“中國綠色電力證書認(rèn)購交易平臺(tái)”數(shù)據(jù)，2023年1-7月風(fēng)電、光伏綠證平均交易價(jià)格為30-50元/張?！锻ㄖ穼⑿峦懂a(chǎn)水電納入綠證合法范圍，有望進(jìn)一步增厚水電運(yùn)營商收入，隨著后續(xù)綠證交易市場的不斷完善，裝機(jī)彈性較大的國能大渡河和雅礱江水電等將持續(xù)受益。從外送電量和電價(jià)水平來看，長江電力和雅礱江水電外送電占比較高，綜合上網(wǎng)電價(jià)也較高，國能大渡河及華能水電上網(wǎng)電量主要留存當(dāng)?shù)叵{，電價(jià)較低。
長江電力：上網(wǎng)電量主要送往華東、廣東等區(qū)域消納，外送電價(jià)較高。例如公司三峽電站送上海電價(jià)為0.2613元/千瓦時(shí)，送浙江電價(jià)為0.2783元/千瓦時(shí);白鶴灘電站送浙江電價(jià)0.3230元/千瓦時(shí)，送江蘇電價(jià)0.3250元/千瓦時(shí)，均高于水電上網(wǎng)平均電價(jià)，因而公司綜合上網(wǎng)電價(jià)也較高，在0.27元/千瓦時(shí)左右。雅礱江水電：消納區(qū)域主要為川渝和江蘇地區(qū)，綜合電價(jià)同樣相對較高。公司錦官電源組送江蘇電量占比約為60%，送蘇電價(jià)為0.3195元/千瓦時(shí);兩河口電站留存四川，執(zhí)行臨時(shí)電價(jià)0.3766元/千瓦時(shí)(平水期)。國電電力：國能大渡河上網(wǎng)電量主要留存四川當(dāng)?shù)叵{，并接受省調(diào)。由于調(diào)度優(yōu)先級靠后，且四川省水電電價(jià)存在折價(jià)，全省市場化交易電價(jià)低于公司大部分電站的批復(fù)電價(jià)，一定程度上拖累公司盈利。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(diǎn)對網(wǎng)送廣東，享受0.3元/千瓦時(shí)的高電價(jià);其余電站發(fā)電量進(jìn)入云南電網(wǎng)，一部分參與西電東送網(wǎng)對網(wǎng)送至廣東、廣西及境外，另一部分滿足省內(nèi)用電需求。據(jù)測算，公司2022年外送電占比約為50%，但由于留存云南省內(nèi)消納部分電價(jià)較低，優(yōu)先計(jì)劃電量電價(jià)僅為0.172元/千瓦時(shí)，拖累水電整體上網(wǎng)電價(jià)。
從新能源裝機(jī)規(guī)劃來看，國電電力規(guī)劃新增裝機(jī)最多，其他三家公司新增裝機(jī)量相當(dāng)。長江電力“十四五”期間裝機(jī)力爭突破千萬千瓦級規(guī)模，其中風(fēng)電裝機(jī)占比約為30%，光伏裝機(jī)占比70%;雅礱江水電預(yù)計(jì)于2030年前實(shí)現(xiàn)風(fēng)光裝機(jī)量達(dá)到2000萬千瓦左右，抽蓄規(guī)模達(dá)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(jī)3500萬千瓦;華能水電預(yù)計(jì)“十四五”期間新增新能源裝機(jī)1000萬千瓦，其中80%為光伏，20%為風(fēng)電。
雅礱江度電指標(biāo)最優(yōu)，長電充裕現(xiàn)金流支撐高分紅。為了直觀體現(xiàn)不同水電公司的經(jīng)營效率和盈利能力，我們計(jì)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(biāo)并進(jìn)行對比。2023H1，長江電力、雅礱江水電、國能大渡河、華能水電的水電發(fā)電量分別為1032.14/348.89/145.47/363.71億千瓦時(shí)。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(dá)到0.316元/千瓦時(shí)和0.123元/千瓦時(shí)，體現(xiàn)出公司良好的資產(chǎn)質(zhì)量和盈利能力。華能水電的度電收入最低，主要受到云南當(dāng)?shù)厮娚暇W(wǎng)電價(jià)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(jià)的拖累。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(shí)，相較長江電力和雅礱江水電分別低0.020、0.014元/千瓦時(shí)。度電經(jīng)營性現(xiàn)金流：長江電力的度電經(jīng)營性現(xiàn)金流最高，為0.243元/千瓦時(shí)，充裕的現(xiàn)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(yè)可比公司，凸顯長期投資價(jià)值。
精選報(bào)告來源：未來智庫
報(bào)告出品方/作者：招商證券，宋盈盈
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