水電行業(yè)市場(chǎng)分析

水電行業(yè)市場(chǎng)分析一、來(lái)水：豐枯交替，改善可期來(lái)水遵循豐枯交替、均值回歸趨勢(shì)，過(guò)去的21-22年均為枯水年，國(guó)家氣候中心預(yù)計(jì)2023年即將迎來(lái)厄爾尼諾年，帶來(lái)我國(guó)南方流域的降水增加；水電發(fā)電量測(cè)度可關(guān)注流量和水頭兩大來(lái)水指標(biāo)，根據(jù)對(duì)水情的長(zhǎng)期跟蹤，觀察到一季度雅礱江、金沙江等流域來(lái)水明顯好轉(zhuǎn)，汛期來(lái)水改善可期。重視調(diào)節(jié)性水電站價(jià)值，通過(guò)調(diào)節(jié)豐枯期來(lái)水、抬高汛期水頭平滑來(lái)水波動(dòng)、實(shí)現(xiàn)電量增發(fā)，長(zhǎng)江電力六庫(kù)聯(lián)調(diào)、雅礱江三大調(diào)節(jié)水庫(kù)、華能水電兩大多年調(diào)節(jié)電站在出力保供、增發(fā)電量方面的效益均已彰顯。（一）來(lái)水決定發(fā)電，關(guān)注流量和水位兩大要素水頭和流量是決定水電發(fā)電功率的兩大要素。水力發(fā)電是利用大壩聚集水能，經(jīng)水輪機(jī)與發(fā)電機(jī)的聯(lián)合運(yùn)轉(zhuǎn)，將集中的水能（動(dòng)能和勢(shì)能）轉(zhuǎn)換為電能。根據(jù)水力發(fā)電原理，電能大小取決于初始聚集起的水的勢(shì)能的大小，水的勢(shì)能則是由來(lái)水量和水頭決定的。因此，流經(jīng)水輪機(jī)的流量越大、大壩上下游的水位差越大、發(fā)電時(shí)間越長(zhǎng)，則發(fā)電量越多。在水電發(fā)電量的公式中可見(jiàn)，流量Q和水位差H（水頭）決定水輪機(jī)的出力功率，從而決定水電的發(fā)電量。通過(guò)水頭和流量可估算水電發(fā)電量，在水位相差不大的情況下，水電發(fā)電量與出庫(kù)流量呈明顯正相關(guān)。水利部定期披露主要水庫(kù)的水情數(shù)據(jù)，包括水庫(kù)的流量（入庫(kù)、出庫(kù)流量）和水位等。通過(guò)入庫(kù)流量可以評(píng)判來(lái)水量大小，出庫(kù)流量為發(fā)電用水，兩者相對(duì)大小可以判斷水庫(kù)當(dāng)前的蓄水策略，體現(xiàn)為水位變化；上下游水位差即為水頭。來(lái)水呈現(xiàn)季節(jié)性變化特征，一般豐水期是6-10月，枯水期是12月-來(lái)年4月。水電的發(fā)電功率首先由流量決定，其次受水頭影響。以三峽電站為例，水電在豐水期的特點(diǎn)是流量高、水頭低，枯水期則大致相反，2023Q1在來(lái)水偏枯3.5%的情況下，三峽電站發(fā)電量同比降低19.9%，主要原因?yàn)榈退^導(dǎo)致發(fā)電功率低于上年同期。以模型回測(cè)三峽電站歷史發(fā)電量，與真實(shí)值誤差大多低于5%。三峽水電站歷史流量和水位數(shù)據(jù)較為詳實(shí)完整，以上述公式計(jì)算其日度發(fā)電量并加總計(jì)算季度發(fā)電量后，與真實(shí)發(fā)電量的誤差多數(shù)時(shí)間低于5%。假設(shè)三峽電站的發(fā)電效率為83.6%（歷史數(shù)值擬合得出），測(cè)算其2023Q1的發(fā)電量為121.67億千瓦時(shí)，實(shí)際發(fā)電量是121.04億千瓦時(shí)，誤差率為0.5%。以同樣方法回測(cè)長(zhǎng)江電力溪洛渡、向家壩、葛洲壩電站四年的歷史數(shù)據(jù)，通過(guò)擬合發(fā)電效率，實(shí)現(xiàn)發(fā)電量誤差率最小化，大部分時(shí)間分別在4%、3%、3%以內(nèi)。部分時(shí)間因數(shù)據(jù)缺失、泄洪等因素影響誤差較大。2023Q1預(yù)測(cè)長(zhǎng)江電力發(fā)電量與真實(shí)值誤差率-0.4%。根據(jù)模型測(cè)算長(zhǎng)江電力2023Q1的發(fā)電量為553.9億千瓦時(shí)，與實(shí)際發(fā)電量556.0億千瓦時(shí)之間的擬合誤差為-0.4%，實(shí)現(xiàn)在5%以內(nèi)的誤差范圍內(nèi)測(cè)算長(zhǎng)江電力的發(fā)電量。（二）三重拉尼娜周期已盡，來(lái)水有望好轉(zhuǎn)水電受來(lái)水影響，來(lái)水呈現(xiàn)豐枯交替變化。從近十年以來(lái)數(shù)據(jù)來(lái)看，我國(guó)大陸地表水資源量與水電平均利用小時(shí)數(shù)變化呈現(xiàn)明顯正相關(guān)趨勢(shì)，同時(shí)流域內(nèi)水資源量呈現(xiàn)豐枯交替的變化趨勢(shì)，近年來(lái)通常以2-3年為周期豐枯交替。三重拉尼娜周期已盡，預(yù)計(jì)23年起逐步進(jìn)入厄爾尼諾周期。拉尼娜和厄爾尼諾現(xiàn)象被認(rèn)為導(dǎo)致全球氣候變化的主要原因。對(duì)我國(guó)而言，拉尼娜現(xiàn)象將導(dǎo)致我國(guó)夏季降雨帶北移，出現(xiàn)“冷冬熱夏、南旱北澇”現(xiàn)象，厄爾尼諾現(xiàn)象則大致相反，兩者通常交替出現(xiàn)。三重拉尼娜事件極少出現(xiàn)，自1950年以來(lái)，三重拉尼娜事件僅在上世紀(jì)70年代中期和90年代末期出現(xiàn)，2020-2022年是本世紀(jì)首次出現(xiàn)三重拉尼娜事件。通常用Nino3.4區(qū)的海溫指數(shù)反映拉尼娜和厄爾尼諾的出現(xiàn)及強(qiáng)度，根據(jù)國(guó)家氣候中心數(shù)據(jù)顯示，拉尼娜現(xiàn)象已于今年2月結(jié)束，預(yù)計(jì)從5月開(kāi)始出現(xiàn)厄爾尼諾現(xiàn)象，我國(guó)黃河以南、長(zhǎng)江中下游等主要流域降雨增加，來(lái)水有望好轉(zhuǎn)。水位：雅礱江、金沙江主要水庫(kù)水位已恢復(fù)正常正常蓄水位和死水位是兩個(gè)重要的運(yùn)行水位，兩者之間的調(diào)節(jié)庫(kù)容是衡量水庫(kù)調(diào)節(jié)能力的主要依據(jù)。正常蓄水位是指水庫(kù)在正常運(yùn)行情況下，為充分發(fā)揮防洪、發(fā)電、航運(yùn)、生態(tài)補(bǔ)水等綜合功能而蓄到的最高水位；死水位是指水庫(kù)允許消落到的最低水位。死水位以下的庫(kù)容稱為死庫(kù)容，除遇到特殊的情況外（如特大干旱年），它不直接用于調(diào)節(jié)徑流；興利庫(kù)容是正常蓄水位至死水位之間的水庫(kù)庫(kù)容，又稱調(diào)節(jié)庫(kù)容，用來(lái)衡量水庫(kù)的調(diào)節(jié)能力。2022年四季度來(lái)水好轉(zhuǎn)，主要水庫(kù)水位恢復(fù)。每年的豐水期（7-9月）后各水庫(kù)開(kāi)始蓄水，在平、枯水期保持高水頭發(fā)電，在枯水期后半段陸續(xù)降低水位迎接汛期。2022年三季度來(lái)水偏枯但四季度有所好轉(zhuǎn)，金沙江下游的白鶴灘、向家壩以及雅礱江的錦屏一級(jí)、二灘等主要水庫(kù)水位恢復(fù)至8-9成。而長(zhǎng)江上游三峽電站、紅水河的龍灘電站、清江的水布埡電站在去年四季度的水位恢復(fù)不足，影響延續(xù)至今年一季度。但三峽電站歷年6月份將水位降至死水位，低水位導(dǎo)致出力降低的影響僅延續(xù)到今年5月份下旬，當(dāng)前水位同比差距持續(xù)縮小，三峽電站蓄水不足影響即將消除。流量：雅礱江、金沙江、長(zhǎng)江一季度來(lái)水率先恢復(fù)金沙江下游：長(zhǎng)江電力位于金沙江下游的四座電站一季度來(lái)水恢復(fù)較好，烏東德電站作為最上游的電站，2023年一季度來(lái)水總量約160.88億立方米（同比+7.1%），受益于白鶴灘、溪洛渡庫(kù)容消落，白鶴灘、溪洛渡、向家壩平均出庫(kù)流量同比去年均大幅提升，溪洛渡一季度平均入庫(kù)流量、出庫(kù)流量分別同比+63.6%、50.8%。長(zhǎng)江上游：長(zhǎng)江流域來(lái)水已恢復(fù)正常，三峽一季度來(lái)水總量約519.18億立方米（同比-3.52%），平均入庫(kù)流量、出庫(kù)流量分別同比-2.8%、-9.7%，Q1三峽發(fā)電量121.04億千瓦時(shí)（同比-19.9%），主要受低水頭影響。而其下游葛洲壩電站由于受到三峽電站蓄水不足影響，一季度平均出庫(kù)流量同比-7.6%，發(fā)電量為31.49億千瓦時(shí)（同比-6.9%）。雅礱江：根據(jù)四川省水文資源勘測(cè)中心的監(jiān)測(cè)，2023年一季度雅礱江流域來(lái)水同比+6.4%，雅礱江水電發(fā)電量同比+33.0%。由于來(lái)水好轉(zhuǎn)及兩河口庫(kù)容消落，錦屏一級(jí)一季度平均入庫(kù)流量、出庫(kù)流量分別同比+49.7%、+28.8%。由于新增兩河口水庫(kù)，雅礱江流域主要水庫(kù)1-4月蓄水量同比增長(zhǎng)2-3成。紅水河&清江：紅水河和清江流域2023年一季度來(lái)水偏枯，龍灘水庫(kù)在2022年來(lái)水偏豐的情況下，全年平均出庫(kù)流量高于2021年三成左右，而2023年一季度來(lái)水轉(zhuǎn)枯，平均出庫(kù)流量同比下降23.4%。水布埡水庫(kù)自2022年三季度以來(lái)來(lái)水大幅偏枯，此后平均出庫(kù)流量始終維持較低水平，5月起水布埡平均出庫(kù)流量略有回升。（三）重視調(diào)節(jié)性水電站價(jià)值，平滑來(lái)水波動(dòng)增發(fā)電量水電站按照調(diào)節(jié)能力可分為無(wú)調(diào)節(jié)水電站（徑流式水電站）和有調(diào)節(jié)水電站，根據(jù)水庫(kù)庫(kù)容大小和多年平均徑流量的關(guān)系（庫(kù)容系數(shù)β=水庫(kù)興利庫(kù)容/多年平均來(lái)水量），有調(diào)節(jié)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、向家壩電站為季調(diào)節(jié)，溪洛渡、錦屏一級(jí)電站為年調(diào)節(jié)，兩河口、小灣、糯扎渡電站為多年調(diào)節(jié)。重視調(diào)節(jié)性水電站價(jià)值，可有效平滑來(lái)水波動(dòng)，保障發(fā)電量。分公司來(lái)看，烏白電站投產(chǎn)后，長(zhǎng)江電力可實(shí)施六庫(kù)聯(lián)調(diào)，總調(diào)節(jié)庫(kù)容430億立方米；雅礱江水電擁有兩河口、二灘、錦屏一級(jí)三大調(diào)節(jié)水庫(kù)，總調(diào)節(jié)庫(kù)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(kù)八級(jí)電站，多庫(kù)聯(lián)合調(diào)度有助于形成水庫(kù)群梯級(jí)效應(yīng)，通過(guò)梯級(jí)調(diào)度熨平來(lái)水波動(dòng)。從流域尺度來(lái)看，金沙江上游擁有崗?fù)心暾{(diào)節(jié)電站（調(diào)節(jié)庫(kù)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(kù)容284億m3），金沙江下游四座電站均有調(diào)節(jié)能力，長(zhǎng)江上游三峽電站為季調(diào)節(jié)電站（調(diào)節(jié)庫(kù)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(kù)容65.6億m3），上游調(diào)節(jié)電站均可對(duì)下游電站形成增益，例如根據(jù)中國(guó)水力發(fā)電工程協(xié)會(huì)的估算，龍盤電站可通過(guò)聯(lián)合調(diào)度為下游梯級(jí)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。梯級(jí)電站群聯(lián)合調(diào)度可減少棄水、提高運(yùn)行水頭、增發(fā)電量。當(dāng)流域內(nèi)存在一群相互間具有聯(lián)系的水電站以及相關(guān)工程設(shè)施時(shí)，即可開(kāi)展梯級(jí)水電站聯(lián)合調(diào)度，使流域內(nèi)水電站效益最大化。聯(lián)合調(diào)度的優(yōu)勢(shì)主要體現(xiàn)在以下兩個(gè)方面：（1）減少棄水，當(dāng)預(yù)報(bào)電站來(lái)水量將超過(guò)所有機(jī)組過(guò)流能力時(shí)，上游水庫(kù)可提前攔蓄部分水量，待來(lái)水減少后，再逐步釋放攔蓄水量，盡量讓來(lái)水都通過(guò)機(jī)組過(guò)流，從而提高梯級(jí)電站發(fā)電效益；（2）抬高水頭，在滿足防洪要求的前提下，通過(guò)“早蓄水、晚消落、動(dòng)汛限”，可以提高水庫(kù)平均運(yùn)行水頭，從而提高機(jī)組發(fā)電功率。目前三峽電站的汛限水位為145米，2022年長(zhǎng)江委通過(guò)對(duì)旱情的預(yù)估，將其抬高5米，后續(xù)若繼續(xù)實(shí)施抬高汛限水位的方案，將有望提升汛期水頭增加發(fā)電效率。以長(zhǎng)江電力為例，三峽電站投產(chǎn)后，因三峽電站所有機(jī)組過(guò)流能力大于葛洲壩電站，當(dāng)預(yù)報(bào)三峽來(lái)水大于葛洲壩所有機(jī)組過(guò)流能力時(shí)，可以通過(guò)降低三峽電站的出庫(kù)流量，來(lái)匹配葛洲壩電站機(jī)組，盡量讓來(lái)水依次通過(guò)三峽、葛洲壩電站機(jī)組過(guò)流，從而增加葛洲壩電站發(fā)電量。2015年以來(lái)，葛洲壩電站利用小時(shí)數(shù)超7000小時(shí)，遠(yuǎn)超行業(yè)平均水平。通過(guò)四庫(kù)聯(lián)調(diào)，長(zhǎng)江電力2014年以來(lái)每年可增發(fā)電量接近100億千瓦時(shí)，而在烏白電站投產(chǎn)后實(shí)現(xiàn)六庫(kù)聯(lián)調(diào)可以再額外增發(fā)電量60-70億千瓦時(shí)。兩河口電站建成后可增加雅礱江下游梯級(jí)電站年發(fā)電量102億千瓦時(shí)。根據(jù)雅礱江水電債券募集說(shuō)明書(shū)數(shù)據(jù)，孟底溝、楊房溝、卡拉、錦屏一級(jí)、錦屏二級(jí)、官地電站聯(lián)合運(yùn)行時(shí)可分別增發(fā)電量9.73、8.93、5.27、17.80、4.70、7.40億千瓦時(shí)，對(duì)其余電站按剩余增發(fā)電量和設(shè)計(jì)發(fā)電量比例進(jìn)行估算，則牙根一級(jí)、牙根二級(jí)、楞古、二灘水電站可分別增發(fā)電量1.60、6.31、16.48、23.78億千瓦時(shí)，對(duì)已投產(chǎn)電站可增發(fā)電量62.61億千瓦時(shí)。二、成長(zhǎng)：量?jī)r(jià)齊升，成本下行（一）優(yōu)質(zhì)大水電稀缺性凸顯，水電龍頭仍具成長(zhǎng)空間水電行業(yè)區(qū)域特征明顯，流域位置和資源稟賦決定水電質(zhì)量。水電站的建設(shè)依托于流域水能資源，我國(guó)的水能資源主要分布在西南地區(qū)，四川和云南是兩個(gè)水電大省，并在九大流域片區(qū)劃分出十三大水電基地。目前水電基地的流域開(kāi)發(fā)歸屬權(quán)已完成分配，主要分配給了五大發(fā)電集團(tuán)以及三峽集團(tuán)等，不同流域的水資源稟賦存在差異，開(kāi)發(fā)難度存在差異，因此各個(gè)電站和上市公司的水電運(yùn)營(yíng)能力有所區(qū)別。流域位置和資源稟賦影響水電利用小時(shí)數(shù)高低與波動(dòng)性。就我國(guó)目前各水電企業(yè)旗下水電站所在流域來(lái)看，桂冠電力（紅河水流域）來(lái)水以降雨為主，受東南亞季風(fēng)影響波動(dòng)較為明顯，波動(dòng)性較大。而長(zhǎng)江電力（長(zhǎng)江流域），國(guó)投電力（雅礱江流域）及華能水電（瀾滄江流域）來(lái)水由降雨、冰川融化等組成，全流域落差大，水量充沛，水電利用小時(shí)數(shù)較高且波動(dòng)性更小。水電開(kāi)發(fā)步入成熟期，優(yōu)質(zhì)大水電稀缺性凸顯。我國(guó)水能蘊(yùn)藏量豐富，根據(jù)國(guó)家發(fā)改委2005年發(fā)布的全國(guó)水利資源復(fù)查結(jié)果，我國(guó)水電資源理論蘊(yùn)藏量裝機(jī)6.94億千瓦，技術(shù)可開(kāi)發(fā)裝機(jī)5.42億千瓦，經(jīng)濟(jì)可開(kāi)發(fā)量4.02億千瓦；根據(jù)中電聯(lián)數(shù)據(jù)截至2022年末，我國(guó)常規(guī)水電裝機(jī)3.68億千瓦（不包括抽水蓄能電站），占理論可開(kāi)發(fā)量53.1%，技術(shù)可開(kāi)發(fā)量68.0%，經(jīng)濟(jì)可開(kāi)發(fā)量91.6%，水電開(kāi)發(fā)已步入后半程?！?030年前碳達(dá)峰行動(dòng)方案》提出十四五、十五五期間分別新增水電裝機(jī)40GW，則2022-2030年CAGR為1.6%。十四五是水電站新一輪投產(chǎn)高峰，在建水電站集中于龍頭公司和大型發(fā)電集團(tuán)。2021-2022年烏白電站、兩楊電站合計(jì)投產(chǎn)30.7GW，分別對(duì)應(yīng)上市公司長(zhǎng)江電力、國(guó)投電力和川投能源，烏白電站注入后長(zhǎng)江電力裝機(jī)增幅可達(dá)57.5%，兩楊電站投產(chǎn)帶動(dòng)雅礱江公司水電裝機(jī)增長(zhǎng)30.6%，預(yù)計(jì)2023年全額釋放電量，實(shí)現(xiàn)收益，同時(shí)長(zhǎng)江電力六庫(kù)聯(lián)調(diào)、兩河口電站梯級(jí)補(bǔ)償效益值得期待。其他主要在建的水電站中，包括國(guó)能集團(tuán)瑪爾擋電站2.32GW（2024年投產(chǎn)），華能水電托巴電站1.4GW（2025年投產(chǎn)），國(guó)投電力印尼巴塘水電站0.5GW，川投能源銀江水電站0.39GW，國(guó)電電力預(yù)期可投產(chǎn)裝機(jī)規(guī)模較大，五座水電站合計(jì)約5GW。水電龍頭強(qiáng)者恒強(qiáng)，主要流域規(guī)劃水電裝機(jī)+水風(fēng)光一體成長(zhǎng)空間充足。十四五是水電站新一輪投產(chǎn)高峰，在建水電站集中于龍頭公司和大型發(fā)電集團(tuán)，華能水電和國(guó)投電力還有五成左右的增量空間，川投能源和桂冠電力還有三成左右的增量空間。華能水電：在建托巴水電站裝機(jī)1.4GW，預(yù)計(jì)于2024年首臺(tái)機(jī)組投產(chǎn)發(fā)電；國(guó)投電力&川投能源：雅礱江水電在建裝機(jī)3.42GW，規(guī)劃裝機(jī)7.20GW，合計(jì)10.62GW；桂冠電力：規(guī)劃松塔+八渡合計(jì)裝機(jī)容量3.94GW。長(zhǎng)江電力：葛洲壩電站增容47.5萬(wàn)千瓦（裝機(jī)增幅17.4%），同時(shí)溪洛渡、向家壩增容擴(kuò)機(jī)工作正在進(jìn)行。全國(guó)主要流域棄水電量減少，水能利用率逐年提升。水電的發(fā)電量除了受到來(lái)水和裝機(jī)的影響以外，還有一個(gè)因素就是棄水電量。由于水電的度電成本低于其他電源，并且清潔穩(wěn)定、優(yōu)先滿足保供需求，因此它的消納問(wèn)題主要由于外送通道受限。2018年全國(guó)棄水電量691億千瓦時(shí)（占水電發(fā)電量的5%），近年來(lái)隨著我國(guó)電網(wǎng)建設(shè)的不斷完善，棄水問(wèn)題大幅改善，水能利用率提高至2021年97.9%。棄水問(wèn)題主要出現(xiàn)在云南和四川兩個(gè)水電大省，近年來(lái)云南省引入硅、鋁產(chǎn)業(yè)，改善供需關(guān)系，棄水電量降至2020年的24億千瓦時(shí)（占發(fā)電量比例降至0.7%），棄水情況大幅好轉(zhuǎn)。四川省的棄水問(wèn)題主要由大渡河帶來(lái)，2020年大渡河棄水電量為194億千瓦時(shí)，占四川省棄水量的53%，占全國(guó)的36%。隨著省內(nèi)消納改善+特高壓外送通道建成，四川省水電消納有望改善。目前正在修建的川渝特高壓交流網(wǎng)架預(yù)計(jì)2025年建成，將針對(duì)性地解決大渡河的棄水問(wèn)題。（二）供需緊張電價(jià)中樞上行，水電電價(jià)穩(wěn)中有升定價(jià)機(jī)制：水電上網(wǎng)電價(jià)存在四種定價(jià)機(jī)制，部分地區(qū)鼓勵(lì)市場(chǎng)化定價(jià)。2014年2月以前投產(chǎn)的水電站按照成本加成法實(shí)行“一廠一價(jià)”定價(jià)機(jī)制，2014年2月以后投產(chǎn)的水電站按照是否跨省區(qū)，跨省區(qū)水電站按照落地省份平均上網(wǎng)電價(jià)倒推水電上網(wǎng)電價(jià)，省內(nèi)調(diào)度水電站執(zhí)行省內(nèi)標(biāo)桿電價(jià)。此外，部分地區(qū)鼓勵(lì)以競(jìng)價(jià)方式確定水電上網(wǎng)價(jià)格，目前市場(chǎng)化定價(jià)方式在云南、四川已順利推行，市場(chǎng)化交易電價(jià)在供需緊張環(huán)境中可獲得更大的彈性。目前，在電力供需偏緊的形勢(shì)下，落地電價(jià)倒推和市場(chǎng)化定價(jià)這兩種形式的電價(jià)均存在上漲的預(yù)期。落地電價(jià)倒推：跨省水電落地電價(jià)提升，江蘇、廣東提供定價(jià)新范式。江蘇省給予跨省水電落地電價(jià)參考市場(chǎng)化電價(jià)浮動(dòng)。江蘇省發(fā)改委對(duì)雅礱江錦官電源組和白鶴灘送蘇落地電價(jià)按照“基準(zhǔn)落地電價(jià)+浮動(dòng)電價(jià)”確定，浮動(dòng)電價(jià)參考江蘇省年度交易成交均價(jià)。2022、2023年江蘇省市場(chǎng)化交易均價(jià)均較基準(zhǔn)價(jià)上浮近20%，因此錦官電源組和白鶴灘送蘇電價(jià)接近頂格定價(jià)，同時(shí)白鶴灘送浙電價(jià)也將向江蘇看齊。2022年8月1日起，錦官電源組送蘇上網(wǎng)電價(jià)為0.3195元/千瓦時(shí)（此前為0.2603元/千瓦時(shí)，漲幅22.7%）。錦官電源組送蘇的電量約占其發(fā)電量的60%，取近三年的上網(wǎng)電量平均值為333億千瓦時(shí)，測(cè)算這部分電量在上網(wǎng)電價(jià)提升的背景下將帶來(lái)公司歸母凈利潤(rùn)提升約16億元。廣東省對(duì)外送電量給予三種定價(jià)方式，長(zhǎng)江電力溪洛渡右岸機(jī)組和華能水電瀾上電站送廣東電量均據(jù)此定價(jià)，分別是保量保價(jià)、保量競(jìng)價(jià)、市場(chǎng)化交易。在保量保價(jià)之外，保量競(jìng)價(jià)和市場(chǎng)化交易均參考廣東各月月度市場(chǎng)化交易結(jié)果確定，2023年廣東省年度交易均價(jià)較基準(zhǔn)價(jià)上浮19.63%，而2022年僅上浮7.3%，因此2023年送廣東參與市場(chǎng)化交易的部分水電電量執(zhí)行電價(jià)仍有提升。市場(chǎng)化交易電價(jià)：四川、云南市場(chǎng)化電價(jià)均存在上漲趨勢(shì)華能水電、川投能源市場(chǎng)化交易比例高，在市場(chǎng)化電價(jià)提升背景下有望受益。華能水電、川投能源主要電力消納區(qū)域分別在云南、四川，兩者市場(chǎng)化交易比例較高，均在70%左右，位于水電公司前列。在電力供需偏緊的背景下，市場(chǎng)化交易電價(jià)提升有望帶動(dòng)公司釋放業(yè)績(jī)彈性，長(zhǎng)江電力、國(guó)投電力、桂冠電力以合同售電和保障性收購(gòu)為主，市場(chǎng)化交易比例較低，電價(jià)相對(duì)穩(wěn)定。川云兩省市場(chǎng)化交易占比逐年提升，電力市場(chǎng)化機(jī)制進(jìn)一步完善。四川、云南兩省作為我國(guó)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(chǎng)化交易，2022年云南省市場(chǎng)化交易比例達(dá)71.0%（同比+1.3pct），四川省市場(chǎng)化交易比例達(dá)54.9%（同比+13.9pct）。水電市場(chǎng)化交易電價(jià)上行，2022年云南省市場(chǎng)化交易電價(jià)同比提升10.1%。云南省作為我國(guó)首批電力體制改革綜合試點(diǎn)省份，電力市場(chǎng)化程度高，同時(shí)云南省伴隨供需格局改善，電價(jià)中樞上行。根據(jù)昆明電力交易中心數(shù)據(jù)，2022年云南省內(nèi)市場(chǎng)化交易平均電價(jià)0.223元/千瓦時(shí)，同比提升2.044分/千瓦時(shí)（同比+10.1%）。2023年云南省市場(chǎng)化電價(jià)繼續(xù)上行，由于云南省政策規(guī)定省內(nèi)水電分月電量電價(jià)加權(quán)均價(jià)不能超過(guò)前三年市場(chǎng)均價(jià)的10%，2023M1-5云南市場(chǎng)化交易平均電價(jià)為0.277元/千瓦時(shí)，同比+3.9%（已為前三年均價(jià)的1.1倍）。以華能水電為例，測(cè)算云南省內(nèi)市場(chǎng)化交易電價(jià)每提高2分，公司歸母凈利潤(rùn)提升6.15億元。對(duì)公司電價(jià)彈性進(jìn)行測(cè)算，以華能水電在云南省內(nèi)市場(chǎng)化交易電量約400億千瓦時(shí)為基礎(chǔ)，依次扣除稅金及附加、所得稅和少數(shù)股東權(quán)益，云南省市場(chǎng)化交易電價(jià)每提高2分/千瓦時(shí)，歸母凈利潤(rùn)增加6.15億元。四川省水電市場(chǎng)化交易電價(jià)提升，省內(nèi)水電公司有望受益。四川省推進(jìn)電力市場(chǎng)化改革，市場(chǎng)化交易電量逐年提高，在此過(guò)程中，水電市場(chǎng)化交易電價(jià)在2018-2020年持續(xù)下降。伴隨四川省內(nèi)電力供需格局改善，2021年水電市場(chǎng)化交易電價(jià)同比提升8.8%至0.218元/千瓦時(shí)。同時(shí)，2022年四川省市場(chǎng)年度交易結(jié)果顯示，2022年四川發(fā)電側(cè)交易均價(jià)0.227元/千瓦時(shí)，同比提升8.5%，其中水電交易均價(jià)0.224元/千瓦時(shí)（同比+2.7%）。（三）折舊到期、財(cái)務(wù)費(fèi)用下降，水電成本進(jìn)入下行通道水電站生命周期內(nèi)折舊和財(cái)務(wù)費(fèi)用降低將帶動(dòng)水電站盈利能力提升。典型水電的生命周期主要包括四個(gè)階段，建設(shè)期需要大規(guī)模舉債投入資金，經(jīng)過(guò)長(zhǎng)時(shí)間建設(shè)后轉(zhuǎn)為固定資產(chǎn)，在建設(shè)期水電站無(wú)收入；在運(yùn)營(yíng)期水電公司僅需繳納水資源費(fèi)、庫(kù)區(qū)基金等財(cái)政費(fèi)用，無(wú)需燃料費(fèi)用，因此運(yùn)營(yíng)期的可變成本較低，而建設(shè)期大量的固定資產(chǎn)和債務(wù)在運(yùn)營(yíng)期形成折舊和財(cái)務(wù)費(fèi)用，構(gòu)成了成本的主要部分。折舊和財(cái)務(wù)費(fèi)用的降低是帶動(dòng)水電成本下降的核心，在不同階段水電站呈現(xiàn)不同的財(cái)務(wù)特征。在償貸折舊期，伴隨貸款償還財(cái)務(wù)費(fèi)用降低、機(jī)器設(shè)備折舊到期整體利潤(rùn)穩(wěn)步提高；貸款償還完畢后進(jìn)入折舊期，水電站大壩和房屋等折舊仍未結(jié)束，在折舊到期后，利潤(rùn)階梯型提高；當(dāng)折舊全部到期后，水電站進(jìn)入凈回報(bào)期，成本僅為少量可變成本，盈利大幅提升。從成本結(jié)構(gòu)來(lái)看，水電公司成本以折舊和財(cái)務(wù)費(fèi)用為主，占總成本50%以上。以長(zhǎng)江電力和華能水電為例，2017-2022年兩者折舊和財(cái)務(wù)費(fèi)用占總成本比例均在50%以上，其中華能水電折舊和財(cái)務(wù)費(fèi)用占比常年超65%，2022年兩家公司的折舊+財(cái)務(wù)費(fèi)用分別占比51.8%、63.0%。折舊端：十四五期間部分水電機(jī)器設(shè)備折舊陸續(xù)到期，折舊到期釋放利潤(rùn)。水電站實(shí)際運(yùn)行年限遠(yuǎn)高于折舊年限，水電公司通常采用年限平均法對(duì)水電站各部分進(jìn)行折舊，其中擋水建筑物（大壩）折舊年限約在40-50年，機(jī)器設(shè)備折舊通常在20年以內(nèi)，由于大型水電站實(shí)際運(yùn)營(yíng)年限可達(dá)百年以上，水電站折舊到期將釋放利潤(rùn)。同時(shí)機(jī)器設(shè)備折舊年限較短，十四五期間將有部分水電站機(jī)器設(shè)備折舊陸續(xù)到期。長(zhǎng)江電力和華能水電部分電站機(jī)組折舊年限于十四五期間逐漸到期。長(zhǎng)江電力使用年限平均法對(duì)固定資產(chǎn)進(jìn)行折舊，其中三峽大壩、向家壩大壩和溪洛渡大壩的折舊年限均為45年，葛洲壩大壩為50年，大壩折舊年限遠(yuǎn)低于實(shí)際使用年限；此外，水輪機(jī)、發(fā)電機(jī)的折舊年限均為18年。三峽水電站機(jī)組自2003年起逐漸投產(chǎn)，預(yù)計(jì)于2021年開(kāi)始折舊年限逐漸到期，預(yù)計(jì)到2025年，由于三峽機(jī)組折舊到期將帶動(dòng)長(zhǎng)江電力折舊減少14億元左右。華能水電水電站水輪發(fā)電機(jī)折舊年限在12年左右，在十四五期間，功果橋、小灣、糯扎渡、龍開(kāi)口水電站水輪機(jī)折舊將陸續(xù)計(jì)提完畢，暫不考慮在建托巴電站及其他新增項(xiàng)目，預(yù)測(cè)到2025年，公司存量水電站機(jī)組折舊相比2021年將降低9億元左右。財(cái)務(wù)費(fèi)用端：水電站投運(yùn)后會(huì)逐漸償還貸款，期間資產(chǎn)負(fù)債率和財(cái)務(wù)費(fèi)用逐漸降低。以長(zhǎng)江電力和桂冠電力為例，兩者所屬水電站建設(shè)時(shí)間較早，穩(wěn)定運(yùn)營(yíng)時(shí)間較長(zhǎng)，從兩者的資產(chǎn)負(fù)債率變化趨勢(shì)可以看出，在水電站建設(shè)完成后（或者完成收購(gòu)后），公司逐漸償還貸款，資產(chǎn)負(fù)債率持續(xù)降低。資產(chǎn)負(fù)債率和貸款利率走低，水電公司財(cái)務(wù)費(fèi)用逐漸降低。水電站建設(shè)完成后，水電公司償還貸款后負(fù)債規(guī)模降低，同時(shí)在貸款利率走低的背景下，水電公司持續(xù)以低利率負(fù)債置換存量負(fù)債。融資成本降低的影響下，水電公司財(cái)務(wù)費(fèi)用逐漸降低，2022年多數(shù)水電公司財(cái)務(wù)費(fèi)用降低10%以上，長(zhǎng)江電力、華能水電、桂冠電力財(cái)務(wù)費(fèi)用分別同比-13.9%/-12.9%/-16.0%。國(guó)投電力兩楊電站投產(chǎn)后利息支出費(fèi)用化，2022年財(cái)務(wù)費(fèi)用同比增加3.63億元，川投能源投資并購(gòu)加速、帶息負(fù)債規(guī)模增加，財(cái)務(wù)費(fèi)用同比增加1.13億元。（四）水風(fēng)光儲(chǔ)一體化發(fā)展，開(kāi)辟第二成長(zhǎng)曲線水電發(fā)展進(jìn)入成熟期，水電公司開(kāi)拓水風(fēng)光一體化作為第二個(gè)增長(zhǎng)點(diǎn)。我國(guó)已提出2030年碳達(dá)峰、2060年碳中和的發(fā)展目標(biāo)，風(fēng)光建設(shè)成為實(shí)現(xiàn)目標(biāo)必由之路，然而風(fēng)光發(fā)電出力不穩(wěn)將增加電網(wǎng)負(fù)荷，在此情況下，火電、水電調(diào)節(jié)作用凸顯。國(guó)家能源局、發(fā)改委發(fā)文針對(duì)風(fēng)光水火儲(chǔ)一體化發(fā)展征求意見(jiàn)，云南、四川、浙江、青海均出臺(tái)規(guī)劃，計(jì)劃在瀾滄江、雅礱江、金沙江、黃河上游、紅水河等流域開(kāi)發(fā)水風(fēng)光一體化發(fā)展基地。將流域梯級(jí)水電站周邊一定范圍內(nèi)的光伏、風(fēng)電就近接入水電站，借助水電的外送通道，發(fā)揮水電與風(fēng)光的季節(jié)性、時(shí)段性互補(bǔ)特征。水風(fēng)光協(xié)同效應(yīng)主要體現(xiàn)在兩方面：一是水電改善風(fēng)光消納(日內(nèi)），主要是水電和光伏的出力互補(bǔ)，將鋸齒型新能源出力調(diào)節(jié)為平滑穩(wěn)定的出力，增強(qiáng)電網(wǎng)穩(wěn)定性；二是豐枯期電源互補(bǔ)（季節(jié)），主要是水電和風(fēng)電的互補(bǔ)，雨季水電利用小時(shí)數(shù)高，旱季風(fēng)電利用小時(shí)數(shù)高，在發(fā)電時(shí)段上形成較好的互補(bǔ)性。水電龍頭布局新能源，水風(fēng)光一體化貢獻(xiàn)新成長(zhǎng)。長(zhǎng)江電力在金沙江下游建設(shè)水風(fēng)光一體化基地，基地規(guī)劃風(fēng)光裝機(jī)15GW，并與集團(tuán)子公司共同出資設(shè)立三峽陸上新能源（長(zhǎng)江電力持股33%）；雅礱江水電在雅礱江流域打造水風(fēng)光基地，2022年開(kāi)工建設(shè)坷垃光伏和臘巴山風(fēng)電項(xiàng)目（合計(jì)1.19GW），預(yù)計(jì)2023年投產(chǎn)；華能水電在瀾滄江流域規(guī)劃10GW光伏項(xiàng)目，2022年已投產(chǎn)4個(gè)項(xiàng)目；桂冠電力在紅水河流域及其他地區(qū)擬投資建設(shè)20余個(gè)新能源項(xiàng)目。水風(fēng)光一體化已經(jīng)成為水電公司第二成長(zhǎng)點(diǎn)，2022年硅料價(jià)格高企影響風(fēng)光建設(shè)速度，在硅料價(jià)格降低后，風(fēng)光建設(shè)有望提速。水電公司積極推進(jìn)“水風(fēng)光儲(chǔ)”互補(bǔ)的可再生能源開(kāi)發(fā)模式，抽水蓄能為目前我國(guó)運(yùn)用最廣泛、成本最低的儲(chǔ)能技術(shù)。各儲(chǔ)能技術(shù)中，抽水蓄能相比電化學(xué)儲(chǔ)能和其他儲(chǔ)能技術(shù)有明顯的成本優(yōu)勢(shì)，當(dāng)利用小時(shí)數(shù)為2000小時(shí)時(shí)，抽水蓄能成本僅為0.46元/千瓦時(shí)，為目前最主流的抽水蓄能技術(shù)，2022年抽水蓄能裝機(jī)占儲(chǔ)能裝機(jī)占比達(dá)77.1%。除了發(fā)電蓄電以外，抽水蓄能還有調(diào)峰填谷、調(diào)頻、調(diào)相的功能，是成熟的電力體系中不可缺少的一環(huán)。政策端加碼抽水蓄能，預(yù)計(jì)2022-2030我國(guó)抽水蓄能裝機(jī)CAGR達(dá)13%。過(guò)去10年內(nèi)我國(guó)抽水蓄能裝機(jī)保持較快增長(zhǎng)，2011-2022年裝機(jī)CAGR達(dá)8.5%，2022年抽水蓄能裝機(jī)達(dá)45.19GW。2021年9月17日，國(guó)家能源局正式發(fā)布《抽水蓄能中長(zhǎng)期發(fā)展規(guī)劃（2021-2035年）》，規(guī)劃要求2025年我國(guó)抽水蓄能裝機(jī)將上升至62GW，2030年進(jìn)一步提高至120GW，CAGR達(dá)到14%左右，到2035年，我國(guó)將形成滿足新能源高比例大規(guī)模發(fā)展需求的抽水蓄能現(xiàn)代化產(chǎn)業(yè)。憑借水電站運(yùn)營(yíng)經(jīng)驗(yàn)、和雄厚資金實(shí)力布局抽水蓄能。長(zhǎng)江電力：已鎖定抽水蓄能資源30-40GW，張掖抽水蓄能電站已開(kāi)工；國(guó)投電力：雅礱江兩河口混合式抽水蓄能已開(kāi)工；黔源電力：推動(dòng)光馬抽水蓄能電站預(yù)可研工作。三、價(jià)值：核心資產(chǎn)，價(jià)投標(biāo)桿（一）水電公司現(xiàn)金流充裕，高分紅配置價(jià)值突出水電行業(yè)現(xiàn)金流穩(wěn)定且充裕，多數(shù)公司凈現(xiàn)比超2倍。水電成本端的折舊并非實(shí)際的現(xiàn)金支出，同時(shí)可變成本極低，因此水電現(xiàn)金流穩(wěn)定，經(jīng)營(yíng)活動(dòng)現(xiàn)金流長(zhǎng)期大于凈利潤(rùn)，為水電的高分紅率奠定基礎(chǔ)。成熟期水電保持高分紅率，賦予水電類債屬性。水電公司由于現(xiàn)金流穩(wěn)定充裕，資本開(kāi)支小，常年保持50%以上高分紅率，2022年龍頭水電長(zhǎng)江電力分紅總額200.92億元，分紅率94.3%遠(yuǎn)超公司承諾十四五期間每年不低于70%的分紅率。從股息率來(lái)看，各水電公司股息率常年高于十年期國(guó)債收益率，高比例的分紅使得水電公司股票具有一定的類債券屬性，有效保障了股東的投資收益。（二）水電兼顧穩(wěn)定收益及風(fēng)險(xiǎn)控制，價(jià)值屬性和防御特征明顯水電資產(chǎn)防御性強(qiáng)，指數(shù)下行期間超額收益率明顯。以2003年11月18日為基準(zhǔn)，對(duì)比GF水電指數(shù)于滬深300指數(shù)漲跌幅，截至2023年5月11日，GF水電指數(shù)超額收益率達(dá)4.54倍，同時(shí)可以發(fā)現(xiàn)在滬深300指數(shù)下行期間，水電超額收益率明顯提升。2007年11月1日至2008年11月3日，滬深300指數(shù)跌幅達(dá)70.5%，同期GF水電跌幅僅39.5%，超額收益率達(dá)31.0%；2011年11月4日至2014年5月20日，滬深300指數(shù)累計(jì)跌幅達(dá)23.4%，同期GF水電指數(shù)上漲0.1%，超額收益率23.5%；2021年2月10日至2022年10月31日，滬深300指數(shù)跌幅達(dá)39.6%，同期GF水電上漲18.6%，超額收益率達(dá)58.2%。截至2023年5月11日，水電龍頭川投能源、長(zhǎng)江電力、國(guó)投電力的股價(jià)較2003年11月18日的漲幅分別為27.3、11.6、12.1倍，走出20年長(zhǎng)牛的趨勢(shì)，充分體現(xiàn)水電行穩(wěn)致遠(yuǎn)的價(jià)值屬性。三家龍頭企業(yè)近20年來(lái)較滬深300的超額收益分別達(dá)2461%、892%、943%，水電作為全球范圍內(nèi)的核心資產(chǎn)，是為價(jià)值投資的標(biāo)桿。穩(wěn)定收益疊加風(fēng)險(xiǎn)控制，凸顯水電價(jià)值屬性和防御特征。從收益角度看，水電股收益穩(wěn)定性優(yōu)于滬深300指數(shù)，2015-2022年行業(yè)龍頭長(zhǎng)江電力僅在2016和2022年出現(xiàn)負(fù)收益，主要系2015年停牌系統(tǒng)性風(fēng)險(xiǎn)于2016年釋放，以及2022年來(lái)水極端偏枯，八年期間股價(jià)復(fù)合增速達(dá)12.1%；從風(fēng)險(xiǎn)角度看，2015-2022年期間，長(zhǎng)江電力年內(nèi)最大回撤出現(xiàn)于2022年，為17.5%，歷年均低于滬深300，其他水電公司同樣具有較低的回撤幅度。水電價(jià)值受外資青睞，外資持股市值占比居各行業(yè)前列，同時(shí)股價(jià)也受到外資影響。2014年底滬港通開(kāi)啟后，外資青睞于收益穩(wěn)定且高分紅的價(jià)值股，對(duì)長(zhǎng)江電力等水電股的持股持續(xù)增加，對(duì)比各行業(yè)外資持股市值占比，截至2023年5月11日，GF水電行業(yè)外資持股市值占總市值比例4.70%，位居各行業(yè)第四位。同時(shí)外資涌入話語(yǔ)權(quán)提升，在重塑水電資產(chǎn)估值體系的同時(shí)，也成為決定資產(chǎn)價(jià)格的重要驅(qū)動(dòng)力，海外貨幣政策與北向資金流向成為市場(chǎng)關(guān)注的重點(diǎn)。中特估值體系下，業(yè)績(jī)穩(wěn)定且回報(bào)豐厚的水電資產(chǎn)有望維持較高估值。截至2023年5月11日，水電板塊PE（TTM）為22.46，PB為2.45，位于近15年以來(lái)的41.5%、41.4%的分位，當(dāng)前存量?jī)?yōu)質(zhì)大水電，在全球范圍都屬于稀缺資產(chǎn)，憑借優(yōu)質(zhì)資產(chǎn)、穩(wěn)定運(yùn)營(yíng)、高分紅率的特點(diǎn)有望維持較高估值。四、重點(diǎn)公司分析（一）長(zhǎng)江電力：來(lái)水修復(fù)、烏白注入，高分紅凸顯投資價(jià)值2023年一季度長(zhǎng)江流域來(lái)水恢復(fù)正常，烏白電站注入完成，公司實(shí)現(xiàn)歸母凈利潤(rùn)36.1億元（同比+16%），資產(chǎn)負(fù)債率提升至66.4%。2023Q1公司發(fā)電量556億千瓦時(shí)（同比+18.4%），剔除烏白后四座電站發(fā)電量同比+6.6%。未來(lái)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(chǔ)等，長(zhǎng)期仍有成長(zhǎng)空間。（1）擴(kuò)容：公司所屬葛洲壩、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(kù)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(kāi)展流域聯(lián)調(diào)，上游兩河口、龍盤電站建成后將進(jìn)一