国电电力水电业务有何表现？

存量水电具备消纳改善条件，增量水风光储互补潜力巨大。

1.主要分布在四川大渡河、新疆开都河流域及伊犁河流

公司大型水电资产主要位于四川大渡河流域、新疆开都河流域及伊犁河流。公司水电 项目分布在四川、新疆、辽宁、江西、浙江、安徽、福建、湖南等地区，除位于四川、 新疆的大型水电资产外，其他地区有若干小水电。截至 2023 年底，公司控股水电装机 量 14.95GW，核准水电项目 280.70 万千瓦，大渡河流域约 352 万千瓦水电机组在建。 公司主要控股水电公司有：国能大渡河流域水电开发有限公司（持股比例 80%）、新疆 开都河流域水电开发有限公司（持股比例 55.61%）、和禹水电开发公司（持股比例 100%）。 受主要流域弃水、丰枯期水情不规律等因素影响，机组效率下降。2021-2023 年，公司 水电利用小时数分别同比下降 258、183、66 小时，因 2023 年四川、新疆地区水电上 网电量分别占总体的 82.7%、11.7%，因此将公司水电利用小时与四川省水电利用小时 数进行对比，其发电效率存在较大提升空间。

水情较差致电量下降、供需偏紧致电价小幅上涨。2021-2023 年，公司水电上网电量分 别同比下降 4.2%、4.7%、1.8%；2022、2023 年水电上网电价分别同比增长 2.01%、 4.15%，分别对应 235.9 元/兆瓦时、245.7 元/兆瓦时。

2.大渡河流域弃水问题将改善，叠加电力供需形势存在量价齐升趋势

2.1 大渡河流域在运装机 11GW，在建装机 2.9GW

大渡河发源于青海省果洛山东南麓，其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%，在我国十三大水电基地中位居第五，电源点距四川 负荷中心较近，被誉为四川水电“一环路”。 大渡河流域规划 28 个梯级电站开发，总装机约 2700 万千瓦，国能大渡河公司负责干 流 17 个梯级电站的开发，总装机约 1758 万千瓦，截至 2023 年底已投运 9 个大渡河流 域电站和 12 个其他流域电站，总装机 1133.8 万千瓦，约占四川统调水电总装机容量 的 27%，发电量约占四川全社会用电量的五分之一，承担四川电网主要调峰调频任务， 是川内能源稳定供应的“压舱石”。2022 年 10 月，公司收购国能大渡河流域水电开发 有限公司 11%股权，控股比例达到 80%，进一步解决集团内同业竞争问题。

目前，公司在大渡河干流 17 座梯级电站中有 8 座电站已投产，（另有一座吉牛水电站 不在干流上）装机量占比总规划装机为 63.35%；4 座电站在建，分别为双江口、金川、 枕头坝二级、沙坪一级电站，装机占比为 16.74%，4 座在建电站预计 2025 年实现首 台机组投产；5 座电站处于前期及核准中，分别为安宁、巴底、丹巴、老鹰岩一级、老 鹰岩二级，装机占比为 16.55%。2023 年 5 月，四川省发展和改革委员会、四川省能 源局印发了《四川省“十四五”电力发展规划》，上述 9 个在建及前期水电项目列入规 划。2024 年 1 月 15 日，大渡河干流中游河段老鹰岩二级水电站获得核准，总装机容量 42 万千瓦，设计年发电量 18.38 亿千瓦时。

大渡河年调节水库—双江口电站近年将投产，积极推进大渡河水风光一体化建设。双 江口水电站是大渡河干流 3 库 28 级开发方案中的第 5 级电站，电站设计总容量为 200 万千瓦（4×50 万千瓦），是具有年调节能力的控制性水库，建成后可调蓄增加下游大 渡河 24 个梯级电站枯水年枯期平均 191.4 万千瓦、枯期电量约 66.78 亿千瓦时。电站 于 2015 年 7 月 13 日开工建设，首台机组计划 2025 年底投产发电。国能大渡河于 2022 年 3 月完成《大渡河流域可再生能源一体化规划研究报告》，以打造大渡河国家级 清洁能源示范基地为目标，全力推进大渡河水风光一体化基地纳入国家规划，构建以双 江口、猴子岩、瀑布沟为中心的 3 个水风光一体化项目集群。2024 年 3 月 4 日，大渡 河瀑布沟水电站水风光互补项目甘洛 320 兆瓦光伏电站列入《2024 年四川省重点项目 名单》。 在送出通道容量充足和省内电力需求增加的条件下，预计 2026 年大渡河陆续投产 4 座电站。考虑实际产能爬坡时间，假设 2026 年新增双江口、金川、沙坪一级、枕头坝 二级电站投产，大渡河流域装机容量增加 293.2 万千瓦，规划发电量增加 145 万千瓦。 其余五座电站（合计 295 万千瓦）中，老鹰岩二级水电站已获得核准，其余电站有望 陆续核准，未来将提供 127 亿千瓦时的发电量。

2.2 西南网架结构建设加速，改善大渡河弃水问题、为新增电源提供通道

国能大渡河是公司主要水电资产，电站全部位于四川省内，属于省调电站，电量在省 内消纳。近年来，大渡河流域是全国主要流域‘弃水’问题突出的流域。根据国家能源 局数据，2020 年四川省主要流域“弃水”电量约 202 亿千瓦时，主要集中在大渡河干 流，约占全省弃水电量的 53%。根据国家能源报，2015-2019 年国能大渡河下属公司 弃水超过 400 亿千瓦时。 大渡河流域弃水的原因与四川省内电网结构、电源点及负荷中心分布、调度机制等因素 相关，主要原因有：①流域省调电站比例高，调度优先级低：一是大渡河流域水电站多 为省调直调厂，2020 年大渡河流域水电装机容量 2210 万千瓦，占省调直调厂总装机的 52%，该比例与“弃水”占比基本一致；二是川内另两条江河—雅砻江、金沙江流域 电站部分属于国调机组，省调机组在汛期的发电优先级和外送优先级均低于国调机组。 ②省内通道局部受限，外送通道能力不足：四川电网具有“强直弱交”特性，现有电 网将面临局部网架季节性重载、部分负荷中心短路电流超标等沉重负担，在运的 6 条直 流特高压线路都是直接外送，无法与省内地方电网连接。③流域上游缺乏控制性的水库 电站，不能“丰存枯发”：瀑布沟水电站是目前大渡河流域最大的控制性电站，具有不 完全年调节能力，其余电站多为调节能力弱的径流式水库。叠加省内通道受限，使得电 力供需形势从“丰余枯平”转向“丰枯均缺”。

川渝特高压交流工程将满足川西水电群和新能源并网送出需求，同时优化西南电网网 架结构，提升电网保供能力及灵活性。川渝电网是我国最大的水电基地，不仅承受省内 “西电东送”从水电群到负荷中心的输电压力，还承担向华中、华东地区的送电任务， 《四川省“十四五”能源发展规划》中提及要实施重要电网工程，一是提升电源侧汇集 能力：建设金沙江上游、大渡河上游（甘孜地区）水电群的 500 千伏送出工程；建设 两河口、阿坝等地区特高压变电站等配套项目，提升清洁能源汇集能力。二是拓展至负 荷中心输电通道：建设川渝特高压交流网架，推进甘孜、阿坝、攀西等电源基地至省内 负荷中心特高压交流工程，以及 1000 千伏特高压交流电网向北、向西延伸完善拓展川 渝特高压交流环网。 川渝电网特高压交流工程作为重点推进项目，为成渝地区双城经济圈建设提供坚强电力 保障、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。川渝特高压工程建成后，西南电网的主网架电压等级将从 500 千伏提 升到 1000 千伏，四川水电外送能力和川渝电网灵活性将显著提升。

首条川渝特高压交流工程预计 25 年投产，形成“Y”字形网架。2022 年 9 月 29 日， 西南地区首个特高压交流工程—国家电网有限公司川渝 1000 千伏特高压交流工程开工 建设，作为连接四川、重庆电源和负荷中心，构建西南特高压交流骨干网架的起步工程， 工程新建四川甘孜、天府南、成都东和重庆铜梁 4 座特高压变电站，变电容量 2400 万 千伏安，新建双回特高压线路 658 公里，形成“Y”字形网架，总投资 288 亿元，计划 于 2025 年夏季高峰前投运。

第二条川渝特高压交流工程于 24 年初开工，构建川渝特高压“之”字形网架。2024 年 1 月 11 日，第二条川渝特高压交流工程（阿坝—成都东 1000 千伏特高压交流输变 电工程）开工，阿坝特高压建成以后，将新增一条“西电东送”电力大通道，构建川渝 特高压“之”字形网架，将阿坝地区电力外送通道能力提升至 7400 兆瓦，满足阿坝州 新能源并网及送出需要。

大渡河流域弃水减少叠加双江口电站投产在即，具备明确装机增量预期。随着四川省 对西南电网网架结构基础设施、两条主要川渝特高压交流工程的建设推进，西南电网整 体供电及安全运行能力将提升，将增加金沙江上游、大渡河上游电力送出通道，减少大 渡河路流域弃水问题，提升两河口及双江口两座龙头水库的利用效率。

2.3 四川省内电力供需紧平衡，市场化部分电价存在上浮空间

四川省水电根据丰枯季节划分，电价较基准电价上下浮动。根据《四川省发展和改革 委员会关于调整四川电网丰枯峰谷电价政策有关事项的通知》（川发改价格〔2017〕 582 号）规定，①四川省存在丰枯季节划分：自 2018 年 1 月起，继续维持四川省丰枯 季节的划分，即 6-10 月为丰水期，5 月、11 月为平水期，1-4 月与 12 月为枯水期。② 水电电价较基准电价上下浮动：上网侧取消峰谷电价和火电丰枯电价政策，水电丰枯电 价调整为枯水期电价上浮 24.5%，丰水期电价下浮 24%。 四川省调水电站部分具有独立批复电价，或按分类对应标杆电价。根据四川省发改委 发布的《关于再次降低四川电网一般工商业用电价格等有关事项的通知》，“径流式”、 “季调节及不完全年调节”、“年调节及以上”水电分类标杆电价相应调整为每千瓦时 0.2974 元（含 13%税，下同）、0.338 元和 0.3766 元，上述政策适用于 2014 年 2 月 1 日以后投产水电站。国能大渡河公司在 2014 年前投产的电站按照“还本付息电价”或 “经营期电价”制定独立批复电价，2014 年后投产的电站对应省内分类标杆电价。

四川主网发电机组上网电量由优先发电量、市场电量两部分组成。根据四川省经济和 信息化厅发布《2024 年全省电力电量供需平衡方案及节能调度优先电量规模计划》， 2024 年主网优先发电量总量为 906.4 亿千瓦时，其中，水电 607.6 亿千瓦时，燃机 53.3 亿千瓦时，生物质电厂 73.2 亿千瓦时，风电 54.5 亿千瓦时、光伏 27.8 亿千瓦时， 新机预留 90 亿千瓦时。水电优先发电量部分由电网按照各电站批复/标杆电价按水期浮 动全额收购，参与市场电量部分按照电力市场交易方案形成市场电价进行交易。根据 2022 年四川省调度优先电量规模计划方案，水电优先发电量占总主网水电上网电量的 29.8%左右，因此合理推测 2024 年约 70%的主网水电上网电量参与市场交易。 2024 年四川省内水电以年度交易为主，设置市场交易价格上下限。根据《四川省 2024 年省内电力市场交易总体方案》：（1）水电电量交易以年度交易为主，水电电量交 易以月度、月内交易为补充。（2）水电交易电价通过市场化方式形成，并对水电交易电 价设置上下限。年度交易、月度、月内交易电价上下限均遵循相同限制。

四川省电力供需形势逐年收紧，市场化电价有望持续小幅上行。当前，四川能源发展 已由“能源输出”向“送受并存”、由“水电为主”向“水风光一体化”转变。2023 年 四川省用电量 3711 亿千瓦时，同比增长 7.7%，预计 2024 至 2025 年四川省全省全社 会用电量年均增长将达到 10%。 根据四川电力交易中心披露的《2024 年省内电力市场年度交易》，2024 年四川省年度 交易电量 2597.04 亿千瓦时，较 2022 年涨幅达到 37%。其中，2024 年度集中交易全 年均衡及各水期的总成交量为 73.1 亿千瓦时，较 2023 年增长 19.3 亿千瓦时，增幅 35.9%。年度集中交易与年度双边交易同期进行，前者在一定程度上折射出双边市场的 交易行情，并与双边市场产生相互影响。 集中交易价格方面，2024 年全年均衡/丰水期/平水期/枯水期的集中交易成交均价分别 为 264.56/143.31/270.33/384.91 元/兆瓦时，加权平均价格为 237.87 元/兆瓦时，较 2023 年增加 9 厘/兆瓦时。从成交结果来看，丰水期和平水期较 2023 年涨价明显，枯 水期降价显著。分月成交均价来看，同水期不同月份丰水期价格差距较大，6 月和 10 月较 7-9 月高出 8-9 厘/千瓦时，平水期 11 月高出 5 月约 3 厘/千瓦时，枯水期分月之 间差距较小。 考虑到四川省经济总量的持续增长，用电需求急剧增加，用电负荷中心与水电送出通道 能力的不匹配，以及近年水情不规律，导致 2022-2023 年四川省各个水期都出现了不 同程度的“用电缺口”，省内电价有望受市场供需影响而持续小幅上行。

2.4 国能大渡河为公司贡献较高净利润，度电利润存在上涨空间

国能大渡河净利润贡献度占比高，增强公司抗风险能力。从历年数据来看，大渡河流 域水电项目盈利稳定，是公司业绩基本盘。2021 年公司火电板块业由盈转亏，水电、 新能源成为主要利润来源，2021-2023 年国能大渡河归属于公司净利润分别为 14.03、 12.41、14.35 亿元，2022、2023 年净利润占比公司总利润的 44%、26%。 对比五家水电上市企业度电利润，当前国能大渡河度电利润较低，但存在明显改善预 期。对五家水电上市企业度电利润横向对比，2023 年国能大渡河的度电利润为 0.036 元/千瓦时，盈利能力弱于长江电力、国投电力、华能水电，仅高于同在四川省内且为 省调机组的川投能源，主要原因有上网电价较低、弃水导致利用小时数减少，这两点负 面影响有望随着省内市场化电价提升、送电通道容量增加而改善。

3. 新疆开都河流域规划水光蓄储基地，国内首个抽蓄常规水电一体化开发

开都河水电基地是新疆四大水电基地之一，水能资源丰富，且处于南北疆的中枢位置， 靠近主网负荷中心。根据《新疆开都河中游河段水电规划报告（修编）》（2012 版），开 都河中游河段水电规划有七个梯级，总利用落差 1037.7m，总装机容量 1899.5MW，目 前已建成大山口、柳树沟、察汗乌苏水电站，在建有霍尔古吐、滚哈布奇勒水电站，分 别在 2023 年 3 月和 11 月开工。

新疆装机容量最大的抽水蓄能项目—和静抽水蓄能电站，装机容量 210 万千瓦，与滚 哈布奇勒水电站一同开工建设，是全国首个抽水蓄能与常规水电一体化开发运营的水电 项目，两电站均属开都河公司建设管理。和静抽水蓄能电站与滚哈布奇勒水电站共用下 水库，后者的库区总调节库容为 2105 万 m3，其中 1059 万 m3 用于和静抽水蓄能电站 发电运行，265 万 m3 用于常规水电站日常发电，其余 781 万 m3 作为备用库容，不参 与电站日常发电调节，因此滚哈布奇勒电站仅具有日调节性能。和静抽水蓄能电站建成 后在新疆电网中主要承担电力系统调峰、填谷、储能、调频、调相和紧急事故备用等任 务，两个项目的开发建设可共同带动开都河流域暨巴州北部千万千瓦级水光蓄储一体化 大型清洁能源基地超过 800 万千瓦光伏的发展。