如何看待川投能源盈利空间？

大渡河装机增量明确，盈利改善空间大。

1.大渡河已投产 11GW，2025 年前后待投产 3.52GW

大渡河水电资源富集，持股 20%的国能大渡河公司已获得 13 梯级水电站开发权，总装机容量 1700 万千瓦。大渡河发源于青海省果洛山东南麓，分东西两源，两源于双江口（即阿坝州马尔康县白湾乡） 汇合后始称大渡河，流经四川阿坝、甘孜、雅安等州市，在乐山市汇入岷江。大渡河干流和主要支流 水力资源蕴藏量 3368 万千瓦，占四川省水电资源总量的 23.6%，在我国 13 大水电基地中位居第五， 在四川“三江”水电基地中排名第三。根据 2004 年四川省政府批准的《四川省大渡河干流水电规划调 整报告》，大渡河干流水电规划推荐三库 22 级开发方案，授权国电集团（现国家能源集团）、大唐集团、 华能集团、中国水利水电建设集团等进行开发。其中，国能大渡河公司已授权获得 13 梯级水电站的开 发权，总装机容量约 1700 万千瓦，占大渡河干流规划开发总装机容量的 64.84%。

已投产水电 1110 万千瓦，预计 2025 年前后待投产 352 万千瓦。截至目前，大渡河公司授权开发 的 13 梯级水电站中，已完成开发的包括龚嘴、铜街子、瀑布沟等水电站，合计装机容量 1110 万千瓦。 根据当前项目进展情况，预计枕头坝（二级）、沙坪（一级）、金川、双江口水电站有望在 2025 年前后 投产，贡献装机容量 352 万千瓦。而剩余的丹巴、巴底、老鹰岩水电站目前尚处在前期阶段，预计将 在“十五五”及以后形成增量。

2.弃水缓解、市场电价上涨，有望迎来量价齐升

大渡河流域弃水严重，水能利用率、水电利用小时数偏低。大渡河流域历来弃水严重，水能利用 率偏低。据新闻报道，2015 至 2019 年，国能大渡河公司弃水电量超过 400 亿千瓦时。同时，国家能源 局数据显示，2020 年全国主要流域弃水电量约 301 亿千瓦时，其中四川省为 202 亿千瓦时，且集中在 大渡河干流，约占全省弃水电量的 53%。受此影响，国电电力水电利用小时数一直处于较低水平，2022 年为 3751h，不及国投电力、华能水电、川投电力等可比公司。

探究大渡河流域弃水原因，我们认为主要有三点：弃水原因 1：大渡河流域机组属省调，外送优先级靠后。在“西电东送”战略下，四川省国调水 电发电量高比例送出外省消纳，且在投产前已确定各省分电比例，因此，国调水电一般优先外送，且 采取“点对网”方式送电，配套专门的外送通道，剩余部分留省内消纳。但大渡河流域水电站为省调， 优先在省内消纳，缺乏专门的外送通道，跨省外送通道有富余能力时才会分配给省调电站。根据国家 电网四川省电力公司数据，2021 年四川水电外送约 1368 亿 kWh，其中国调电厂外送 1008 亿 kWh，省 调电厂仅外送 284 亿 kWh。 可见，省调电站由于外送优先级靠后，较难通过全国大市场来平衡和消纳 汛期电量，使得弃水较为严重。2022 年，国电电力水电利用小时数分别低于国调电站溪洛渡、向家坝 858、1750h。

弃水原因 2：“强直弱交”导致丰水期四川省内电网局部断面受阻，较难送至负荷中心消纳。“西 电东送”战略除了跨省外送，在四川省内还存在“川西向川东”送电的情况。因为从资源分布来看， 四川的省调水电机组主要位于川西的甘孜、阿坝等地，而负荷中心位于成都地区。但由于四川省目前 已建成 6 条特高压直流线路，电网“强直弱交”问题突出，为保证四川电网安全稳定，丰水期不得不 限制省内 500 千伏送出通道的输送容量，这也导致了省调水电省内消纳通道不畅。

弃水原因 3：大渡河流域水电站缺乏调节能力，较难实现丰枯期之间的调剂。归属公司开发的大 渡河流域水电站大多仅具备日调节能力，仅猴子岩、瀑布沟水电站具备季调节能力，双江口水电站具 备年调节能力（尚未投产），整体而言调节性能较差。但相比之下，属国调的向家坝水电站为季调节电 站，溪洛渡、锦屏一级、白鹤滩水电站均为年调节电站。

我们认为前述弃水原因均有望在“十四五”末迎来改善，从而带动公司水电利用小时数提升。边际改善 1：随川渝特高压建成，将极大缓解输送通道不足问题。针对省内电网“强直弱交”问 题，《四川省“十四五”能源发展规划》提出“推进川渝电网特高压交流目标网架建设，建成甘孜—天 府南—成都东、阿坝—成都东、天府南—重庆铜梁 1000 千伏特高压交流；同时优化布局甘孜州、阿坝 州、凉山州、攀枝花市送出通道，实施 500 千伏输变电加强工程”。川渝特高压交流已于 2022 年 9 月 开工建设，预计在 2025 年投运。届时有望增强甘孜、阿坝特高压交流站电力汇集能力，缓解川西水电 送至成都等负荷中心通道瓶颈制约，带动大渡河流域弃水改善。

边际改善 2：双江口水电站具有年调节能力，投产后可增加下游电站枯水期发电量。归属公司开 发的 13 梯级水电站中，仅有双江口水电站具备年调节能力，预计 2024 年底首台机投产，2025 年实现 全投。双江口水电站投产之后，将增加流域下游各梯级电站枯水期保证出力 176 万千瓦，增加枯水期 发电量 66 亿 kWh。假设该部分电量的厂用电率为 0.21%，上网电价为 0.29 元/kWh，净利润率 16%， 则有望为相关水电站额外贡献净利润 2.71 亿元。

弃水缓解叠加电价上涨，大渡河水电盈利改善空间大。近年来由于大渡河弃水严重，且省调机组 平均电价较低，大渡河水电盈利能力明显低于雅砻江。2017-2022 年间，大渡河水电净利率在 12%-21% 左右，明显低于雅砻江 33%-42%；大渡河水电度电净利率 0.025-0.044 元/千瓦时，平均 0.034 元/千瓦 时，明显低于雅砻江 0.086 元/千瓦时。随着十四五末弃水得到缓解，以及省内市场化电价上涨、枯水 期发电量增加，大渡河水电盈利水平有较大提升空间。