水電行業(yè)市場分析

水電行業(yè)市場分析一、電量測算，洞見水情（一）電量測算雙模型：日度累加法與月度乘積法電量測算模型一——日度累加法。我們使用發(fā)電量計(jì)算公式：發(fā)電量=9.81×水頭×流量×發(fā)電效率×?xí)r間，計(jì)算日度發(fā)電量，并搭建長江電力溪向三葛四座電站的模型進(jìn)行回測，以每個季度日度發(fā)電量的累計(jì)值與真實(shí)發(fā)電量進(jìn)行對比回測，兩者誤差率多數(shù)時(shí)間低于5%。此模型適用于具有高頻日度水文數(shù)據(jù)的水電站，例如長江電力的三峽、葛洲壩、溪洛渡、向家壩，以及雅礱江水電的錦屏一級、二灘、官地，并且數(shù)據(jù)頻率越高（甚至精確到小時(shí)級）模型越準(zhǔn)確。模型一（簡版）：由于烏東德、白鶴灘等水電站投產(chǎn)時(shí)間較短，缺乏高頻日度水情數(shù)據(jù)，我們采用長江水文網(wǎng)披露的月度平均出庫流量代替日度出庫流量進(jìn)行計(jì)算。而當(dāng)每月末尚未披露當(dāng)月平均出庫流量時(shí)，可根據(jù)下游電站（溪洛渡）的平均入庫流量倒推上游電站（白鶴灘）的出庫流量。通常情況下，下游電站的入庫流量會略高于上游電站的出庫流量，但二者趨于一致。電量測算模型二——月度乘積法。針對缺少日度水情數(shù)據(jù)的電站，我們進(jìn)一步提出發(fā)電量測算的第二種模型。對于水頭變化不大的水電站（主要以徑流式和日調(diào)節(jié)電站為主，長時(shí)間周期下入庫流量與出庫流量大致相當(dāng)），其噸水發(fā)電量波動幅度較?。▏嵥l(fā)電量=9.81×發(fā)電效率×水頭），長時(shí)間周期可視為保持在均值水平。以每月為一個時(shí)間周期，根據(jù)月度披露的平均流量數(shù)據(jù)計(jì)算月度來水量，噸水發(fā)電量和月度來水量的乘積即為月度發(fā)電量。兩大模型的誤差有兩點(diǎn)：其一是出庫流量，出庫流量數(shù)據(jù)對應(yīng)某一時(shí)間點(diǎn)，通常會隨來水波動和電站調(diào)度而變化，所以模型理論上應(yīng)使用日內(nèi)平均出庫流量，然而公開數(shù)據(jù)少有這樣的高頻，我們多使用上午八點(diǎn)的出庫流量代替全天平均流量，測算時(shí)間周期變長后將會平滑掉一定誤差。此外，若水電站調(diào)峰次數(shù)增加、調(diào)峰時(shí)間變長，將會產(chǎn)生系統(tǒng)性誤差，例如23年7月長江電力的三峽電站午時(shí)參與調(diào)峰的次數(shù)明顯增加，此時(shí)需要更高頻的小時(shí)級數(shù)據(jù)來消除誤差。其二是水頭的計(jì)算方式，理論上水頭=壩上水位-壩下水位（上下游水位之差），而公開數(shù)據(jù)僅能得到壩上水位，模型一中使用下游電站的壩上水位代替電站的壩下水位，將會高估水頭，尤其是在豐水期。我們通過發(fā)電效率的擬合抵消掉這部分誤差（發(fā)電效率將會低于實(shí)際發(fā)電效率，更類似于系數(shù)），由于數(shù)據(jù)可得性問題該誤差將始終存在，但拉長時(shí)間周期可以平滑。（二）發(fā)電量測算——長江電力（模型一）測算7月長江電力發(fā)電量同比+11.4%，增速由負(fù)轉(zhuǎn)正。長江電力溪向三葛四座電站均有日度高頻水情數(shù)據(jù)和歷史發(fā)電量數(shù)據(jù)，可使用模型一日度累加法測算，烏白作為新投產(chǎn)電站，缺少日度高頻數(shù)據(jù)，使用模型一（簡版）和月度水情數(shù)據(jù)測算。7月來水已有所善，長江電力發(fā)電量同比降幅收窄，六座/四座發(fā)電量增速由負(fù)轉(zhuǎn)正（5/6/7月增速分別為-19.3%/-20.3%/+11.4%）。1-7月以來，溪向三葛四座電站發(fā)電量同比-25.8%，但烏白電站投產(chǎn)貢獻(xiàn)增量約414億千瓦時(shí)，六座/四座電站發(fā)電量同比+9.1%。使用模型一（簡版）對2023年以來烏東德、白鶴灘的月度發(fā)電量進(jìn)行測算，并與季度實(shí)際發(fā)電量進(jìn)行對比，誤差率多在5%左右，測算烏東德、白鶴灘7月的發(fā)電量分別為32.62、51.80億千瓦時(shí)。該方法相對日度累加法的局限性在于，若存在棄水現(xiàn)象無法日度剔除棄水的影響，尤其是在棄水較多的三季度，測算電量理論上會高于實(shí)際發(fā)電量。長江電力股價(jià)與日度發(fā)電量呈現(xiàn)一定相關(guān)性。前三個季度公司日度發(fā)電量逐漸提升，2019年和2020年此期間股價(jià)隨發(fā)電量提升穩(wěn)定上漲，尤其在2020年三季度來水極豐，公司水電站基本達(dá)到滿發(fā)狀態(tài)，股價(jià)快速提升，而在2022年6月末經(jīng)歷來水由豐轉(zhuǎn)枯后，疊加國外加息，公司股價(jià)快速回落，2023年上半年來水持續(xù)偏枯的狀態(tài)也對公司股價(jià)存在一定壓制。（三）發(fā)電量測算——雅礱江水電（模型一和模型二）雅礱江水電當(dāng)前運(yùn)營管理七座電站，我們分別對每座電站進(jìn)行單獨(dú)測算，國投電力自2022年三季度起不再公布分電站發(fā)電量數(shù)據(jù)，模型測算結(jié)果可作為參考。其中錦屏一級、官地、二灘使用模型一日度累加法（水文數(shù)據(jù)可精確至小時(shí)級），錦屏二級、桐子林使用模型二月度乘積法，兩河口、楊房溝作為新投產(chǎn)電站，數(shù)據(jù)不足，使用模型一（簡版）測算。2023年7月，測算雅礱江水電實(shí)現(xiàn)發(fā)電量62.30億千瓦時(shí)，同比下降46.8%，1-7月累計(jì)實(shí)現(xiàn)發(fā)電量411.19億千瓦時(shí)，同比下降16.1%。模型一日度累加法：錦屏一級、官地、二灘從歷史數(shù)據(jù)來看，錦屏一級、官地、二灘三座電站加總的發(fā)電量在Q1-Q4通常占雅礱江水電發(fā)電量的64.1%、61.2%、62.8%、64.7%，因此用日度累加法能計(jì)算雅礱江水電60%以上的發(fā)電量，達(dá)到比較高的精確度。測算2023Q2錦屏一級、官地、二灘三座電站的發(fā)電量分別為24.3、18.3、25.7億千瓦時(shí)。模型一日度累加法（簡版）：兩河口、楊房溝測算兩河口、楊房溝7月的發(fā)電量分別為7.4、4.6億千瓦時(shí)。兩河口和楊房溝電站分別于22年3月、21年10月投產(chǎn)，對于新投產(chǎn)的電站我們同樣采用月度平均流量代替日度數(shù)據(jù)進(jìn)行計(jì)算，其中楊房溝這類徑流式水電站的出庫流量幾乎與入庫流量一致，而入庫流量可根據(jù)兩河口的出庫流量推算。計(jì)算2023年1-6月兩河口、楊房溝的發(fā)電量分別為30.2、19.2億千瓦時(shí)，2023年7月二者的發(fā)電量分別為7.4、4.6億千瓦時(shí)。模型二月度乘積法：錦屏二級、桐子林對于月度乘積法模型，噸水發(fā)電量為核心指標(biāo)，其與水頭成正比，水頭變動幅度越大的電站，其噸水發(fā)電量也會發(fā)生變化。我們首先以歷史實(shí)際發(fā)電量和用水量計(jì)算發(fā)電效率，再根據(jù)發(fā)電效率和實(shí)際水頭計(jì)算噸水發(fā)電量（假設(shè)發(fā)電效率不變），即可通過跟蹤來水量計(jì)算發(fā)電量。以錦屏二級為例，將歷史實(shí)際季度發(fā)電量與用水量（出庫流量與時(shí)間的乘積）相比即為噸水發(fā)電量（倒算）。考慮到汛期棄水問題，并非所有出庫流量用于發(fā)電，我們僅采用一季度的噸水發(fā)電量計(jì)算對應(yīng)的發(fā)電效率。用發(fā)電效率與每月水頭相乘即為當(dāng)月的噸水發(fā)電量（正算），如23年7月的噸水發(fā)電量為0.701度/m3，而錦屏二級各月水頭的變動較小，整體的噸水發(fā)電量約為0.7度/m3。同理計(jì)算桐子林電站的噸水發(fā)電量約為0.06度/m3，根據(jù)錦屏二級和桐子林的出庫流量計(jì)算2023年7月當(dāng)月發(fā)電用水量，與噸水發(fā)電量相乘后即為發(fā)電量。2023年7月，錦屏二級發(fā)電量17.87億千瓦時(shí)，桐子林發(fā)電量1.92億千瓦時(shí)。二、聯(lián)合調(diào)度，增量提價(jià)當(dāng)流域內(nèi)存在一群相互間具有聯(lián)系的水電站時(shí)，即可開展梯級電站聯(lián)合調(diào)度，使流域內(nèi)水電站效益最大化，而調(diào)節(jié)性電站是聯(lián)合調(diào)度中的重要角色。水電站按照調(diào)節(jié)能力可分為無調(diào)節(jié)水電站（徑流式水電站）和有調(diào)節(jié)水電站。電站正常蓄水位和死水位之間的庫容即為調(diào)節(jié)庫容，根據(jù)水庫庫容大小和多年平均徑流量的關(guān)系（庫容系數(shù)β=水庫興利庫容/多年平均來水量），調(diào)節(jié)性水電站可分為日調(diào)節(jié)、月調(diào)節(jié)、季調(diào)節(jié)、年調(diào)節(jié)和多年調(diào)節(jié)水電站等。例如三峽、向家壩為季調(diào)節(jié)電站，溪洛渡、錦屏一級為年調(diào)節(jié)電站，兩河口、小灣、糯扎渡為多年調(diào)節(jié)電站。分公司來看，烏白電站投產(chǎn)后長江電力可實(shí)施六庫聯(lián)調(diào)，調(diào)節(jié)庫容430億立方米；雅礱江水電擁有兩河口、二灘、錦屏一級三大調(diào)節(jié)水庫，調(diào)節(jié)庫容148.4億立方米；華能水電擁有小灣、糯扎渡兩大多年調(diào)節(jié)電站為首的兩庫八級電站，調(diào)節(jié)庫容213.0億立方米；多庫聯(lián)合調(diào)度有助于形成水庫群梯級效應(yīng)，通過梯級調(diào)度熨平來水波動。從流域尺度來看，金沙江上游擁有崗?fù)心暾{(diào)節(jié)電站（調(diào)節(jié)庫容32億m3），金沙江中游擁有龍盤多年調(diào)節(jié)電站（調(diào)節(jié)庫容215億m3），金沙江下游四座電站均有調(diào)節(jié)能力，長江上游三峽電站為季調(diào)節(jié)電站（調(diào)節(jié)庫容221.5億m3），雅礱江兩河口為多年調(diào)節(jié)電站（調(diào)節(jié)庫容65.6億m3）。上游調(diào)節(jié)電站均可對下游電站形成增益，根據(jù)中國水力發(fā)電工程協(xié)會的估算，龍盤電站可通過聯(lián)合調(diào)度為下游梯級電站增加約200億千瓦時(shí)的發(fā)電量，調(diào)節(jié)性電站的價(jià)值可期。流域調(diào)節(jié)電站的聯(lián)合調(diào)度包含四維價(jià)值——提高水頭、減少棄水、增加蓄能、提升電價(jià)。從我們的模型出發(fā)，可以從底層邏輯定量理解這些作用。增發(fā)電量：主要通過減少棄水、抬高水頭兩種途徑。調(diào)節(jié)性水庫除了防洪功能外，在發(fā)電功能中需要考慮兩大因素的動態(tài)平衡，其一減少棄水、提高水能利用率，盡量讓每一滴水都通過水輪機(jī)組發(fā)電，減少棄水需要留出足夠的庫容應(yīng)對可能到來的豐水，此時(shí)應(yīng)降低水位；其二是抬高水頭、提升發(fā)電效率，單位的水量在更高的水頭上具備更高的勢能、更高的發(fā)電效率從而提高發(fā)電量，此時(shí)應(yīng)提高水位。聯(lián)合調(diào)度則需要同時(shí)考慮這兩點(diǎn)得到最優(yōu)解的水位，所以枯水期沒有棄水風(fēng)險(xiǎn)水位可以保持在最高水平、豐水期則需要降低水位去減少棄水。流域上調(diào)節(jié)水庫增加可以為聯(lián)合調(diào)度提供更多的操作空間，首先是蓄水能力更強(qiáng)可以減少棄水、而減少棄水能力更強(qiáng)后也可以抬高水頭提升效率，每座調(diào)節(jié)電站的落地都可以為下游電站增發(fā)電量。增加蓄能：憑借調(diào)節(jié)性水電的庫容能力，水電站可以在豐水期蓄水提升蓄能，為枯水期進(jìn)行準(zhǔn)備，且上游調(diào)節(jié)性電站的投產(chǎn)后所有可調(diào)蓄水均可依次流經(jīng)下游電站，轉(zhuǎn)換為發(fā)電量。提高電價(jià)：主要通過增加枯水期發(fā)電量實(shí)現(xiàn)。四川和云南兩個水電大省豐枯水期電價(jià)存在明顯差異，調(diào)節(jié)電站可以在豐水期蓄水枯水期發(fā)電，增加枯水期發(fā)電量的同時(shí)，該部分電量也會享受高電價(jià)，同時(shí)部分豐水期發(fā)電用水轉(zhuǎn)移至枯水期也可以享受更高的電價(jià)，從而帶來提高綜合電價(jià)的作用。（一）電量增發(fā)：19-22年長江電力棄水率約6%，烏白投產(chǎn)、裝機(jī)擴(kuò)容減少棄水棄水電量：棄水專指在水電站發(fā)電能力下可用來發(fā)電而因各種原因所致實(shí)際未用于發(fā)電的水量，棄水水量可以發(fā)出的電量稱為棄水電量，具體可分為兩種：一是調(diào)峰棄水電量，二是裝機(jī)棄水電量。調(diào)峰棄水電量是由于用電需求不足又無法蓄水所導(dǎo)致的棄水；裝機(jī)棄水電量是由于裝機(jī)限制最大功率，在來水好的時(shí)候超過了滿發(fā)流量又無法蓄水所導(dǎo)致的棄水，我們此處討論的是裝機(jī)棄水電量。以長江電力四座電站為例，汛期來水好的時(shí)候均有可能出現(xiàn)棄水情況。裝機(jī)是水電站的出力功率的上限，正常發(fā)電量測算模型中需要做最大出力限制，保證來水好的時(shí)候出力也不會超過裝機(jī)。若去掉裝機(jī)限制，假設(shè)來水可以全部用來發(fā)電，此時(shí)計(jì)算出的發(fā)電量即為理論上可以達(dá)到的最大發(fā)電量，與實(shí)際發(fā)電量之差即為棄水電量，可以通過上游蓄水減少棄水、增加裝機(jī)等方式減少甚至解決棄水問題。測算長江電力溪向三葛四座電站的棄水電量，可以發(fā)現(xiàn)即使在2022年來水極端偏枯的情況下，仍然會出現(xiàn)不同程度的棄水情況，尤其是葛洲壩電站，其全年利用小時(shí)數(shù)高達(dá)7000小時(shí)左右，大部分時(shí)間可以達(dá)到滿發(fā)，即使上游有多座電站調(diào)節(jié)，仍然有大規(guī)模的棄水電量，所以對葛洲壩進(jìn)行裝機(jī)擴(kuò)容是有必要的。2019-2022年，長江電力發(fā)電量均值2078.24億千瓦時(shí)，測算溪洛渡、向家壩、三峽、葛洲壩棄水電量均值分別為40.78、23.47、27.75、32.73億千瓦時(shí)，棄水率分別為6.9%、7.3%、2.8%、17.6%，合計(jì)124.73億千瓦時(shí)，棄水率達(dá)6.0%，這其中包含了2020年來水偏豐的年份棄水大增，僅看2019年來水相對正常的年份，棄水電量合計(jì)約61.86億千瓦時(shí)。解決棄水：一是可以靠上游電站的投產(chǎn)增加調(diào)節(jié)庫容減少棄水，比如溪洛渡、向家壩投產(chǎn)后能減少三峽和葛洲壩的棄水、增加發(fā)電量，烏東德、白鶴灘電站投產(chǎn)后對下游四座電站均具有增發(fā)效益；二是可以靠機(jī)組本身的擴(kuò)容增加滿發(fā)功率減少棄水，比如葛洲壩電站已完成擴(kuò)容，溪洛渡、向家壩電站準(zhǔn)備擴(kuò)容。我國水電站的開發(fā)通常是先開發(fā)下游電站，再開發(fā)中游、上游電站，因此在上游電站新投產(chǎn)后，若預(yù)報(bào)來水會超過下游電站所有機(jī)組的過流能力，上游的調(diào)節(jié)性電站能控制出庫流量，減少放水、增加蓄水，將這部分多余的來水儲蓄起來在偏枯時(shí)發(fā)電。例如三峽電站2012年完全投產(chǎn)后，12-14年的年均發(fā)電量為932億千瓦時(shí)，而在2015年溪洛渡和向家壩電站完全投產(chǎn)后，新增調(diào)節(jié)庫容74億m3，使得三峽電站15-22年的年均發(fā)電量提升至964億千瓦時(shí)，增加年均發(fā)電量超30億千瓦時(shí)。三峽下游的葛洲壩電站同理，且早在三峽電站投產(chǎn)后就解決了部分的棄水問題。根據(jù)長江電力披露數(shù)據(jù)，2014年以來溪洛渡、向家壩投產(chǎn)后通過四庫聯(lián)調(diào)，每年可節(jié)水增發(fā)電量接近100億千瓦時(shí)，而在烏東德、白鶴灘電站投產(chǎn)后增加調(diào)節(jié)庫容約134億m3，六庫聯(lián)調(diào)可以再額外增發(fā)電量60-70億千瓦時(shí)。由于實(shí)際運(yùn)行狀態(tài)下調(diào)度受多重因素影響，我們只討論理想狀態(tài)下上游電站投產(chǎn)對下游減少棄水、增發(fā)電量的最大效益。上游電站的調(diào)節(jié)庫容即是能為下游電站減少棄水量的最大值，烏白電站為流域新增134億m3調(diào)節(jié)庫容，將豐水期的棄水挪到枯水期完全利用時(shí)，可為下游溪向三葛四座電站增發(fā)電量151億千瓦時(shí)，基本可以覆蓋溪向三葛目前的棄水，相比公司披露額外增發(fā)60-70億千瓦時(shí)的電量仍有提升空間。除調(diào)節(jié)電站外，裝機(jī)擴(kuò)容亦可減少棄水，測算葛洲壩改造增容后可增加發(fā)電量約12億千瓦時(shí)，增幅6.4%。葛洲壩棄水情況較嚴(yán)重，因此進(jìn)行增容改造增發(fā)電量效益顯著，公司在2022年年報(bào)中指出，葛洲壩電站19臺12.5萬千瓦機(jī)組改造增容已勝利收官，最大發(fā)電容量增加47.5萬千瓦至321萬千瓦，2023年將增加發(fā)電量。若以19-22年的來水情況測算，將葛洲壩的裝機(jī)提升至321萬千瓦，則發(fā)電量均值可增加12億千瓦時(shí)，增幅6.4%，增發(fā)效益顯著。（二）電量增發(fā)：抬高水頭，測算三峽水位提高5米增發(fā)電量19億度水電站水位存在明顯的季節(jié)特征，23年汛期三峽水位明顯抬升。以三峽水電站為例，三峽電站第一大功能是防洪，所以過去在5月底6月初汛期之前需要將水位降低至死水位145米，應(yīng)對可能到來的洪水，至9月方可蓄水抬高水。因此三峽電站通常在6-9月保持接近145米的低水位，11月-次年4月保持在高水位，5月和10月分別是消落和蓄水的過程。2021年以來，伴隨烏東德、白鶴灘、兩河口等大型調(diào)節(jié)電站的投產(chǎn)，長江流域的聯(lián)合調(diào)度能力逐漸提升，2023年納入聯(lián)合調(diào)度的53座控制性水庫總調(diào)節(jié)庫容1169億立方米、總防洪庫容706億立方米，三峽的防洪壓力減輕，23年6月初三峽水位降低至150米后即保持穩(wěn)定，8月初更是提高接近至160米，23年7月-8月中旬三峽平均水位較19-22年四年同期均值提升約5.2米。水位提升抬高水頭帶來更高的發(fā)電效率，測算三峽水位提高5米可提升發(fā)電量19億千瓦時(shí)/增幅2.0%。以2019-2022年為基礎(chǔ)，其中2019和2021年可視為來水正常年份，2020年來水偏豐，2022年來水偏枯，四年均值發(fā)電量相對正常，四年發(fā)電量均值實(shí)際為977.80億千瓦時(shí)，模型測算發(fā)電量為970.87億千瓦時(shí)，誤差率-0.7%。由于枯水期本就是高水位、水位抬升在豐水期體現(xiàn)的更加明顯，我們僅考慮在6-9月份水位抬升的情況，并分情景假設(shè)，根據(jù)測算結(jié)果，在平均水位提升5/7/10米的情況下，發(fā)電量分別增加19.29/26.46/35.94億千瓦時(shí)，增幅分別為2.0%/2.7%/3.7%。測算溪洛渡水位提高5米可提升發(fā)電量6億千瓦時(shí)/增幅1.0%。溪洛渡電站缺少2021年部分?jǐn)?shù)據(jù)，剔除2021年，2019、2020和2022年三年溪洛渡發(fā)電量均值實(shí)際為606.65億千瓦時(shí)，模型測算發(fā)電量為611.70億千瓦時(shí)，誤差率0.8%?？紤]在6-9月份水位抬升的情況，溪洛渡正常蓄水位600米，死水位540米，水位可變范圍較大，在平均水位提升5/7/10米的情況下，發(fā)電量分別增加6.03/8.34/11.69億千瓦時(shí)，增幅分別為1.0%/1.4%/1.9%。測算向家壩水位提高1米可提升發(fā)電量0.94億千瓦時(shí)/增幅0.3%。向家壩電站缺少2021年部分?jǐn)?shù)據(jù)，剔除2021年，2019、2020和2022年三年向家壩發(fā)電量均值實(shí)際為328.08億千瓦時(shí)，模型測算發(fā)電量為322.17億千瓦時(shí)，誤差率-1.8%?？紤]在6-9月份水位抬升的情況，向家壩正常蓄水位380米，死水位370米，水位可變范圍較小，在平均水位提升1/3/5米的情況下，發(fā)電量分別增加0.94/2.81/4.55億千瓦時(shí)，增幅分別為0.3%/0.9%/1.4%。烏白投產(chǎn)后，金沙江下游和長江上游聯(lián)合調(diào)度能力提升，烏白下游溪洛渡、向家壩、三峽均可提高平均運(yùn)行水位，葛洲壩作為日調(diào)節(jié)電站水位可調(diào)節(jié)空間較小暫不考慮，在6-9月三峽水位提高5米、溪洛渡水位提高5米、向家壩水位提高1米的情況下，長江電力可增加發(fā)電量26.26億千瓦時(shí)。烏白投產(chǎn)實(shí)施聯(lián)合調(diào)度后除了抬高水位增發(fā)電量，同時(shí)帶來另一重變化，即溪洛渡、向家壩、三峽水位抬升，會導(dǎo)致滿發(fā)流量降低，棄水進(jìn)一步增加，溪洛渡水位提升5米將增加棄水量4.24億m3、向家壩水位提升1米將增加棄水量2.14億m3、三峽水位提升5米將增加棄水量26.93億m3。棄水量由梯級電站調(diào)節(jié)，自上游電站依次蓄水、釋放合理的出庫流量匹配下游電站最佳出力。烏白投產(chǎn)后增加調(diào)節(jié)庫容134.2億m3，理論可減少棄水增發(fā)電量151億千瓦時(shí)，而長江電力除烏白外四座電站過去4年平均棄水電量為125億千瓦時(shí)（且多數(shù)年份低于該值，22年僅為31億千瓦時(shí)）。烏白增發(fā)電量的上限和以往棄水電量的差值可以理解能夠解決抬高水頭增加棄水電量的空間。在假設(shè)豐水期三峽、溪洛渡、向家壩水位分別提高5、5、1米的情況下，計(jì)算增加的棄水電量為9.83億千瓦時(shí)，需要上游電站延長調(diào)度的時(shí)間，更多的降低滿發(fā)時(shí)間段的出庫流量從而消化掉這部分棄水電量。最終形成黑色虛線所示的既抬高水頭增加豐水期發(fā)電量，又減少棄水增加枯水期發(fā)電量的最優(yōu)調(diào)度出力曲線。（三）增加蓄能：7月末長江電力水庫蓄能同比已回正噸水發(fā)電量除了用了計(jì)算發(fā)電量以外，還可以用來對比水電站的發(fā)電效率。噸水發(fā)電量指標(biāo)與水頭的高度密切相關(guān)，水頭的變化也會改變噸水發(fā)電量的大小，調(diào)節(jié)性越強(qiáng)的電站噸水發(fā)電量的變化幅度越大，我們統(tǒng)計(jì)溪洛渡電站2019年至今噸水發(fā)電量并取均值，其范圍在0.45-0.54度/m3之間波動，而錦屏二級電站的噸水發(fā)電量多年維持在0.7度/m3左右。根據(jù)模型二中噸水發(fā)電量計(jì)算方式，長江電力的六座電站中，噸水發(fā)電量最大的當(dāng)數(shù)白鶴灘和溪洛渡電站，對應(yīng)噸水發(fā)電0.5度，其次是烏東德電站約0.36度/m3，三峽和向家壩分別為0.24、0.27度/m3，葛洲壩的噸水發(fā)電量為0.05度/m3。水庫的水位可以衡量當(dāng)前來水的恢復(fù)程度，水庫的蓄水量也代表著未來的發(fā)電能力。在得到水電站的噸水發(fā)電量指標(biāo)以后，我們可以將電站上游水庫的累計(jì)蓄水量轉(zhuǎn)換為電站未來的發(fā)電潛力，例如華能水電在一季度經(jīng)營公告中披露的，2023年初華能水電梯級水電蓄能同比減少61.37億千瓦時(shí)，同樣可以計(jì)算長江電力和雅礱江水電的梯級電站蓄能。為此我們首先需要將水電站的水位轉(zhuǎn)換為蓄水量，三峽電站為例，其水位在175米（正常蓄水位）到145米（死水位）之間周期性變化，蓄水量在393億m3到171億m3之間起伏，即可建立水位和蓄水量的轉(zhuǎn)換方程，類似的，對于部分水位數(shù)據(jù)缺失的電站，也可以將蓄水量轉(zhuǎn)換為水位（例如云南省水電站）。水庫當(dāng)前水位至死水位之間的蓄水量能轉(zhuǎn)化為的電量即為蓄能值，代表水電站在當(dāng)前時(shí)點(diǎn)的“電量庫存”。以三峽電站為例，上游包括金沙江中游、雅礱江、金沙江下游、岷江（含大渡河）、嘉陵江、烏江等，我們在計(jì)算三峽電站的蓄能時(shí)，可理解為將上游所有電站（尤其是調(diào)節(jié)電站）從當(dāng)前水位放水至死水位（比如烏白溪向四座電站從正常蓄水位放至死水位后能向下游補(bǔ)水208億m3），累計(jì)的補(bǔ)水在當(dāng)前的噸水發(fā)電量下能轉(zhuǎn)化為的電量就是蓄能值。計(jì)算長江電力六座電站2023年7月末的蓄能為238億千瓦時(shí)，同比+12.8%，其中三峽電站7月末蓄能同比+56.0%。從多年同期來看，2018-2020年長江上游年末可調(diào)蓄水量均值為438億m3，2021年由于多座電站投產(chǎn)蓄水，新增可調(diào)蓄水量約65億m3，2021年末長江上游的可調(diào)蓄水量達(dá)488億m3。2022年長江流域來水偏枯，三峽電站可調(diào)蓄水量同比減少100億m3，溪洛渡同比減少30億m3，在白鶴灘新增可調(diào)蓄水54億m3的情況下，長江上游可調(diào)蓄水仍僅412億m3。但我們同時(shí)看到，在烏白投產(chǎn)后長江電力年末蓄能大幅提升，烏東德和白鶴灘屬于上游電站，上游電站的所有可調(diào)蓄水均可依次流經(jīng)下游電站，轉(zhuǎn)換為發(fā)電量，因此烏白除自身發(fā)電外，能提升長江電力六座電站整體的蓄能，彌補(bǔ)22年其余電站自身蓄水不足的劣勢，22年末長江電力六座電站的蓄能達(dá)507億千瓦時(shí)。蓄能計(jì)算的核心邏輯在于上游電站的放水能流經(jīng)下游所有電站依次貢獻(xiàn)發(fā)電量，2022年三峽水庫的自身可調(diào)蓄水僅78億m3（18-20年均值為210億m3），僅考慮三峽電站，這部分蓄水與18-20年的差值對應(yīng)的蓄能減少35億千瓦時(shí)，但由于上游烏東德投產(chǎn)、白鶴灘新增蓄水抵消部分影響，2022年末三峽電站累計(jì)上游可調(diào)蓄水412億m3，蓄能僅同比減少20億千瓦時(shí)。2022年末長江電力蓄能的同比提升也使得公司在一季度發(fā)電量同比增長，但后續(xù)的來水偏枯仍然會導(dǎo)致發(fā)電量下滑。（四）電價(jià)提升：枯水期電量增發(fā)、豐枯期電量轉(zhuǎn)換，綜合電價(jià)提升四川省實(shí)行峰谷豐枯分時(shí)電價(jià)政策，豐枯期水電電價(jià)的差值可達(dá)0.14-0.19元/億千瓦時(shí)。四川省水電豐枯電價(jià)為枯水期電價(jià)在平水期基礎(chǔ)上上浮24.5%，豐水期電價(jià)下浮24%。同時(shí)對不同調(diào)節(jié)能力的電站核定不同的批復(fù)上網(wǎng)電價(jià)，根據(jù)2019年7月1日調(diào)整后的電價(jià)，新投徑流式電站批復(fù)電價(jià)0.2974元/千瓦時(shí)（含稅13%，下同），新投季調(diào)節(jié)電站批復(fù)電價(jià)0.3380元/千瓦時(shí)，新投年調(diào)節(jié)和多年調(diào)節(jié)電站批復(fù)電價(jià)0.3766元/千瓦時(shí)。根據(jù)豐枯電價(jià)執(zhí)行后，豐枯期水電電價(jià)的差值可達(dá)0.14-0.19元/億千瓦時(shí)。川云兩省市場化交易占比逐年提升，電力市場化機(jī)制進(jìn)一步完善。四川、云南兩省作為我國水電前兩大省份，水電發(fā)電量占比達(dá)七成以上，率先在省內(nèi)推行水電的市場化交易，2022年云南省市場化交易比例達(dá)71.0%（同比+1.3pct），四川省市場化交易比例達(dá)54.9%（同比+13.9pct）。豐枯期市場化交易電價(jià)同樣存在較大差異，2021年四川省水電市場化交易電價(jià)豐枯電價(jià)差值達(dá)0.112元/千瓦時(shí)；云南省市場化交易電價(jià)近幾年持續(xù)提升，從豐枯電價(jià)來看，2020-2022年云南枯/平/豐水期平均電價(jià)分別為0.246/0.243/0.139元/千瓦時(shí)，豐枯期差值達(dá)0.107元/千瓦時(shí)。兩楊電站為流域新增65億m3調(diào)節(jié)庫容，若發(fā)揮全部作用，將豐水期65億m3來水完全轉(zhuǎn)移至枯水期，可轉(zhuǎn)換電量133.24億千瓦時(shí)（僅考慮轉(zhuǎn)換、不考慮增發(fā)），此部分電量中約46.68億千瓦時(shí)在四川消納，考慮四川省豐枯期電價(jià)差值可達(dá)0.1-0.2元/千瓦時(shí)，預(yù)計(jì)可增加收入4.7-9.4億元。考慮到實(shí)際調(diào)度、棄水等現(xiàn)實(shí)因素影響，實(shí)際情況可能有所不同。三、重點(diǎn)公司分析（一）長江電力：來水修復(fù)、烏白注入，高分紅凸顯投資價(jià)值下半年來水逐漸改善，高水位增發(fā)效益顯現(xiàn)。根據(jù)公司經(jīng)營公告，2023年上半年長江流域來水持續(xù)偏枯，2023H1公司完成發(fā)電量1032億千瓦時(shí)（同比+8.5%），剔除烏白后四座電站發(fā)電量同比-26.1%。7月以來來水逐漸恢復(fù)，我們測算7月公司發(fā)電量同比增長11.2%，環(huán)比持續(xù)修復(fù)，當(dāng)前公司各電站水位均高于上年同期，來水修復(fù)后將帶來更好的發(fā)電量表現(xiàn)。根據(jù)公司2022年年報(bào)，未來公司依靠水電機(jī)組擴(kuò)容、流域聯(lián)合調(diào)度、水風(fēng)光儲等，長期仍有成長空間，（1）擴(kuò)容：公司所屬葛洲壩已完成增容改造，裝機(jī)增加47.5萬千瓦，溪洛渡、向家壩正推進(jìn)擴(kuò)機(jī)增容工作，裝機(jī)仍有提升空間；（2）調(diào)度：六庫聯(lián)調(diào)增發(fā)60~70億千瓦時(shí)、股權(quán)投資流域內(nèi)水電公司開展流域聯(lián)調(diào)，上游兩河口、龍盤電站建成后將進(jìn)一步增發(fā)電量；（3）風(fēng)光：公司主導(dǎo)開發(fā)金沙江下游水風(fēng)光儲一體化基地、大比例參股內(nèi)蒙古風(fēng)光大基地項(xiàng)目；（4）抽蓄：已鎖定30~40GW項(xiàng)目資源，張掖抽水蓄能電站已開工。（二）國投電力：水電量價(jià)齊升，火電盈利修復(fù)，新能源加速成長來水偏枯水電電量承壓，電價(jià)超預(yù)期上浮。根據(jù)公司經(jīng)營公告，5-6月份雅礱江來水偏枯，公司發(fā)電量增速轉(zhuǎn)負(fù)，2023Q2公司水電發(fā)電量159.88億千瓦時(shí)，同比降低35.30%，2023H1公司水電發(fā)電量393.64億千瓦時(shí)，同比降低8.32%，但公司電價(jià)超預(yù)期提升，2023Q2水電平均上網(wǎng)電價(jià)0.322元/千瓦時(shí)，同比提升14.68%，2023H1電價(jià)為0.312元/千瓦時(shí)，同比提升9.42%，緩解電量下滑壓力。8月起雅礱江來水已恢復(fù)正常，電量有望恢復(fù)，23年錦官送蘇電價(jià)全年上浮，兩楊電價(jià)機(jī)制尚未明確，水電有望維