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发电行业专题研究：关注水电业绩增长，重视抽水蓄能。常规水电层面，我们预计 2022 年来水偏丰将为水电公司带来普遍的发电量 同比增长，差异化方面建议关注水电市场化电价上涨较多及有新投产水电 装机的上市公司。如市场化电价上涨明显（云南）且市场化比例较高的华 能水电，2021 年及 2022 年初有两河口和杨房沟合计 450 万千瓦新增水电 机组投产的国投电力/川投能源。抽水蓄能方面，由于建设周期较长（一般 5-6 年），且五大四小电力集团的规划基本都处于较为前期的阶段，但在两 部制电价下容量电价起到盈利稳定器作用，抽蓄电站盈利或较为稳定，推 荐目前抽蓄规划较大的国投电力/三峡能源/华电国际/国电电力。

水电抗跌属性强，量价齐升有望带动业绩增长

水电板块在 2008 年我国经济下行阶段、2011 年上半年—2014 年上半年和 2021 年 12 月-2022 年 4 月上证综指下跌阶段超额收益显著，抗跌属性 强。水电个股上涨的重要催化因素系新水电站投产。2022 年以来，来水偏 丰将带来水电公司发电量增长；在全国电力供需格局偏紧背景下，我们认 为水电市场化电价正处于上涨周期，量价齐升将带来水电公司营收增长。 成本层面，水电站折旧完毕将带来水电公司利润释放，我们测算华能水电 部分电站十四五期间折旧完毕将累计带来 8.9 亿元折旧额下降，十五五累 计 7.6 亿元；2032 年开始，雅砻江水电存量电站将陆续折旧完毕。

抽蓄存量市场两网为王，后续“五大四小”将迎快速发展

截至 2021 年底，我国抽水蓄能电站在运规模中，国网和南网市占率为 65%/23%，总计 88%；五大四小发电集团中，仅华电集团拥有在运抽水蓄 能电站。根据国家能源局规划，我国抽蓄投产容量将在 2025 年/2030 年分 别达到约 62GW /120GW，为截至 2021 年底装机量的 1.7x 和 3.3x。五大 四小发电集团将积极参与未来抽蓄电站建设运营，容量规划方面，集团中 最高的为三峡集团（51GW），旗下上市公司中目前规划值为 8GW+的有国 投电力/三峡能源/华电国际/长江电力/国电电力，我们测算国投/三峡/华电/ 国电规划容量投产后每年平均净利润约为 28/22/18/15 亿元。

抽蓄电站将执行两部制电价，容量电价或保障盈利

根据发改价格〔2021〕633 号文（2023 年开始执行）所规定的容量电价按 6.5%经营期内部收益率核定，在我们的假设下，测算得出抽蓄电站容量电 价为 0.574 元/W；电量电价收益:1）若电力现货市场运行，电量电价盈利 主要取决于峰谷价差大小，峰谷价差越大，盈利越好；2）若无现货市场， 我们测算抽蓄电站总调峰成本在电站投产首年为 0.366 元/千瓦时，利息支 付完成后为 0.249 元/千瓦时，项目整体资本金 IRR 为 11.3%。为鼓励抽蓄 电站及电网参与市场化改革，633 号文规定电量电价收益在抽蓄电站和电 网间进行 2：8 分成，八成在下一监管周期核定容量电价时扣减。