2023年华能水电研究报告：从云南电解铝限产看华能水电投资价值

1.云南电解铝限电背景下，华能水电价值低估

1.1.优质水电资产在握，立足云南特殊电力市场

华能水电是由中国华能集团控股和管理的大型流域水电企业，公司初建于 1999 年，作 为华能集团水电业务最终整合的唯一平台，于 2017 年 12 月 15 日在上海证券交易所上市。 公司拥有澜沧江全流域干流水电资源开发权，全面负责澜沧江流域建设和运营，资源优势突 出，截至 2023 年 6 月底，公司装机容量 2433.28 万千瓦，在云南省装机规模第一。

截至 2023 年三季度，公司前三大股东持股占比 90%。其中，华能集团持有公司 50.4%的 股份，为公司控股股东。华能集团是经国务院批准成立的国有重要骨干企业，公司以电力产 业为核心，大力发展水电、风电、太阳能等新能源发电，根据集团官网，2022 年集团期末装 机总容量 22110.955 万千瓦，其中水电 2758.62 万千瓦。2017 年，华能集团发布《关于中国 华能集团公司进一步避免与华能澜沧江水电股份有限公司同业竞争有关事项的承诺》，华能 水电被定位为“华能集团水电业务最终整合的唯一平台”，可获得华能集团非上市水电资产注 入。2023 年 10 月，华能四川能源开发有限公司 100%股权注入华能水电。华能四川是华能集 团在四川省设立的区域子公司，主要从事四川的清洁能源开发建设和生产运营，包括在岷江、 嘉陵江、涪江、宝兴河、瓦斯河、巴楚河、大渡河等流域进行水电梯级开发，截至 2023 年 3 月 31 日，已投产装机容量 265.1 万千瓦，在建水电项目 111.6 万千瓦。

截至 2023 年 6 月底，公司装机容量 2433.28 万千瓦，主要集中于澜沧江上游云南段和 中下游。公司水电站建设自下而上，澜沧江中下游电站率先建设率先投产，公司全资控股功 果桥、小湾、漫湾、糯扎渡、景洪水电；2018-2019 年，澜沧江上游云南段水电站陆续投产， 包括乌弄龙、里底、黄登、大华桥、苗尾（合计装机 563 万千瓦），均由公司全资控股。其中 小湾电站和糯扎渡电站两个电站规模大、发电效率高，电站本身发电效益较强，且两个电站 水库均为多年调节水库，对下游梯级电站有显著调节性能和补偿效益，大大提高了澜沧江流 域水力资源发电效能。

2019-2022 年公司业绩出现小幅波动主要受水电来水情况影响。2021、2022 年公司营业 收入分别为 202.02 亿元、211.42 亿元，分别同比增长 4.93%、4.65%；归母净利润分别为 58.38 亿元、68.01 亿元，分别同比增长 20.75%和 16.51%。2023H1 受 2022 年汛期来水不足 以及 2023 年上半年澜沧江流域来水同比偏枯影响，公司业绩出现下滑，但三季度受益于丰 水期来水回升，实现业绩显著修复，2023 年前三季度公司营业收入 181.38 亿元，同比下降 2.85%，实现归母净利润 67.04 亿元，同比增长 5.21%。

云南省电源结构特殊，水电承担省内主要电力供应及西电东送责任。云南水电资源禀赋 优异，作为仅次于四川的全国第二大水电资源大省，据云南省人民政府官网，全省拥有资源 理论蕴藏量 10364 万千瓦，可开发装机容量 9570 万千瓦，占全国水电可开发装机容量 3.8 亿 千瓦的 23.8%，仅次于西藏、四川，居全国第三位，可开发率达到 71%，居全国首位。云南省 内水能资源主要分布于金沙江、澜沧江、怒江、珠江、红河和伊洛瓦底江等六大水系，其中 金沙江、澜沧江、怒江三个水系在云南省境内河段可开发装机容量达 7710 万千瓦，占全省可 开发装机总容量的 85.7%，资源禀赋决定了云南省电源供给以水电为主，根据 Wind 数据， 2022 年云南省发电量达到 3747.9 亿千瓦时，其中水电发电量 3038.8 亿千瓦时，占比达到 81%，承担省内主要电力供应责任，同时云南省为水电西电东送大省，根据昆明电力交易中心 统计数据，2022 年云南省西电东送电量合计达到 1436.48 亿千瓦时，占省内总发电量的 38.31%。

公司作为云南省内核心电力企业，影响省内电力供应格局。根据 Wind 数据，截至 2022 年末云南省 6000 千瓦以上电厂装机容量合计达到 111.45GW，公司装机容量占全省总装机的 21.1%，占全省水电总装机的 29%。从发电量情况看，近年来云南省发电量增速趋缓，2022 年 全省发电量 3747.9 亿千瓦时，华能水电发电量占全省总发电量的比重达到 26.85%，对省内 电力供需格局形成较大影响。

1.2.云南电解铝频频限产，电力供需紧张或成常态

云南省内大规模引入高耗能产业，带动电力需求显著提升。2017 年起，云南省政府发文 支持引进电解铝等高耗能产业，同时给予电价补贴优惠，目标到 2020 年省内水电铝生产能 力争达到 600 万吨，力争每年消纳电力 1000 亿千瓦时。政策发布以来云南省内电解铝产能 高速增长，从 2017 年的 166 万吨大幅增长至 2023 年 9 月的 582 万吨。据 Wind 数据，截至 2023 年 9 月全国电解铝总产能约达到 4461.1 万吨，云南省内产能约占全国总产能比重达到 13%。

电解铝的大规模引入影响云南省内电力需求结构。电解铝作为高耗能产业，其成本构成 中电力成本占比较高，根据长江有色金属网，电解铝成本主要由电力、氧化铝、预焙阳极以 及其他辅料成本构成，其中电力为电解铝生产中最重要的成本构成，占比达到 30%-40%,单吨 电解铝耗电量约在 13500 千瓦时左右。电解铝产能大规模引入后其占全社会用电量比重显著 提升，在较大程度上影响了省内电力供需格局。根据云南省 2022 年国民经济和社会发展统 计公报，2022 年电解铝产量达到 415.52 万吨，同比增长 33.9%，若按单吨耗电量 13500 千 瓦时进行计算，2022 年云南省内电解铝行业用电量达到 561 亿千瓦时。同时，根据云南省能 源局发布的数据，2022 年云南省全社会用电量达到 2389.5 亿千瓦时，其中第二产业用电量 达到 1769.3 亿千瓦时，省内电解铝行业用电量约占第二产业用电量的 31.7%，占省内全社会 用电量的 23.5%。

“十四五”以来云南各高耗能产业均面临严重限电限产：2021 年，受到“能耗双控”影响高耗能企业产量受限。根据国家发改委于 2021 年 8 月 印发的《2021 年上半年各地区能耗双控目标完成情况晴雨表》，其中青海、宁夏、广西、广 东、福建、新疆、云南、陕西、江苏 9 个省（区）上半年能耗强度不降反升，被设为一级预 警。为达到“能耗双控”指标要求，云南省节能工作领导小组办公室出台了《关于坚决做好 能耗双控有关工作的通知》，对云南省内高耗能企业提出重点管控，其中提出绿色铝行业 2021 年 9-12 月的月均产量不得高于 8 月产量，此外政策要求工业硅、黄磷行业 2021 年 9-12 月 的月均产量不得超过 8 月产量的 10%（即削减 90%产量）。

2022 年限电主要受罕见全国高温干旱天气影响。2022 年夏天，我国又发生全国范围大 规模限电现象。四川盆地、江汉、江淮、江南等地持续发生极端高温天气，根据国家气候中 心监测评估，从 2022 年 6 月 13 日开始的区域性高温事件综合强度达到 1961 年有完整气象 观测记录以来的最强水平，豫、苏、皖、浙、鄂、赣、黔、川、陕、新 10 省（区）高温日数 均为 1961 年以来历史同期最多。从电力需求端来看，高温天气导致居民用电负荷明显增加， 根据 Wind 数据，云南省 2022 年 7-9 月用电量分别大幅增长 26%、23%和 19%。从电力供应端 看，干旱天气下云南省 2022 年下半年及 2023 年上半年枯水期发电量出现较大下滑，2022 年 三、四季度水电发电量分别仅为 921.9 亿千瓦时和 685.1 亿千瓦时，较去年同期分别下降 21.0%和 4.17%，2023 年上半年发电量同比下降 23.3%。水电发电量大幅下滑导致省内高耗能 企业产能受限，以电解铝和黄磷行业为例，2022 年 9-12 月云南省电解铝产能利用率降至 80% 左右，2023 年上半年产能利用率进一步下降，最低降至 69%。同时根据隆众资讯，黄磷企业 从 2022 年 9 月开始降负荷，截至 9 月底省内黄磷企业开工率下滑至 41%。

2023 年即使在丰水期来水正常背景下电解铝产业仍面临限产情况。根据证券时报，今年 11 月 5 日云南各大铝厂均已开始按照不同压减负荷要求和不同槽型自主选取有序降低电流 或者直接停槽，按照云南各电解铝厂陆续接到的负荷管控通知，省内电解铝企业或减产 9%- 40%，初步涉及减产年产能 115 万吨左右，占目前云南省运行产能的 20.3%。 从“十四五”期间省内供需结构看，我们认为云南未来几年仍存在较大电力缺口。从供 给端看，“十四五”期间云南省可靠电源装机增量有限，根据《“十四五”云南电力供需形势 分析》，据《南方电网“十四五”输电网规划系统设计》统计“十四五”期间云南较明确的新 增电源装机合计 3225 万千瓦，其中包括水电 540 万千瓦、煤电 480 万千瓦、新能源 2205 万 千瓦（其中风电 893 万千瓦、光伏 1312 万千瓦），另有退役煤电 160 万千瓦。此外，“十四 五”期间云南规划新增新能源规模除较明确的 2205 万千瓦以外，还将规划新增 2800 万千瓦 新能源，计划至 2024 年实现新增投产 5000 万千瓦。其中水电新增装机仅有华能水电托巴水 电站 140 万千瓦，且托巴水电站属于澜上电源组之一，目前未确定消纳地区，不排除建成后 其发电量会与澜上其余水电机组一同“点对网”外送广东。而新能源作为“十四五”期间云 南增量主体电源，大规模新能源发展虽然可增加电量效益，然而因其有效装机无法提供可靠 电源支撑，因此“十四五”期间云南省整体供应增量仍然有限。

从需求端看，前期大规模引入电解铝企业带来大量用电需求释放。截至 2023 年 9 月， 云南省内已投产的电解铝产能达到 582 万吨，但去年以来由于云南省内电量受来水影响较大， 全省已出现多次错峰用电或有序用电，电解铝企业因用电紧缺带来的产能损耗问题凸显，因 此 2023 年以来云南省内新增电解铝产能逐步减少，产能转移基本完成。假设在后续没有新 增电解铝产能的背景下，根据长江有色金属网，现有产能以单吨 13500 千瓦时的耗电量进行 计算，省内电解铝行业在满产情况下将带来 785.7 亿千瓦时的用电需求。相比于 2022 年测 算的电解铝行业用电量仍有 224.7 亿千瓦时的需求增量（2022 年以电解铝产量 415.52 万吨 测算）。 同时，根据《“十四五”云南电力供需形势分析》（郑超铭等），自“十三五”以来云南省 受电解铝、电解硅等高耗能产业用电需求驱动，云南全社会用电量保持较快增长态势，截至 2020 年省内用电量达 2026 亿千瓦时，最大用电负荷达 3230 万千瓦。而“十四五”期间云南 进一步建设以电解铝、电解硅为重点的先进制造业集群，省内用电量及最大用电负荷将有望 延续高速增长趋势，根据《南方电网“十四五”输电网规划系统设计》与《云南“十四五” 输电网规划滚动编修》预测，高负荷方案下 2025 年云南省内用电量有望达 3400 亿千瓦时、 最大负荷达 5400 万千瓦，相比 2020 年分别增长 67.8%和 67.2%；在基础负荷下 2025 年云南 省内用电量预计达到 3000 亿千瓦时、最大负荷预计达到 4900 万千瓦，相比 2020 年分别增 长 48%和 51.7%，用电需求显著提升。

在省内高耗能企业用电需求持续提升背景下，云南省作为水电大省除省内保供外还承担 主要的西电东送责任，主要向广东、广西送电。根据《“十四五”云电送粤框架协议》和《“十 四五”云电送桂框架协议》要求，云南“十四五”西电东送年送协议量 1452 亿千瓦时，协议 最大电力 3450 万千瓦，“西电东送”压力下进一步挤压了云南省内电力供给。同时，根据《“十 四五”云南新能源消纳形势分析与建议》，考虑除“西电东送”外云南“十四五”期间仍有送 电越南等周边国家的需求，合计年送电量达 30 亿千瓦时。

省内高耗能用电需求提升、可靠电源装机增量有限、“西电东送”需求三方面压力下我 们判断“十四五”期间云南省内或持续存在电力缺口。根据《“十四五”云南电力供需形势分 析》，在负荷基础方案下，假设新增新能源规模按 2205 万千瓦考虑，平水年下“十四五”云 南最大电力缺口达 570 万千瓦、枯水年下最大电力缺口预计达到 1200 万千瓦；在负荷高方 案下，假设新增新能源规模按 5000 万千瓦考虑，平水年下 2025 年云南最大电力缺口达 520 万千瓦，电量基本平衡；枯水年下 2025 年云南最大电力缺口达 1130 万千瓦，电量不足达 190 亿千瓦时。 省内电解铝企业电价承受能力较强，电力供应紧缺背景下电价提升动力充足：1）电解铝 需求有支撑，行业盈利能力维持较高水平。根据 SMM 报告，电解铝下游需求主要包括建筑、 交通、电力电子及包装领域，在主要消费领域中建筑行业 2023 年增幅预期较低，消费的主要 增加行业为电力电子，交通，耐用消费品和包装行业。同时，新能源汽车光伏用铝需求增长 有望接力传统动能，成为铝下游消费增速亮点，继续维持电解铝板块需求景气度。从供给端 看，据 SMM 数据统计受云南省频频限产影响国内电解铝产量或低于预期水平，供需偏紧背景 下今年以来电解铝行业利润维持较高水平，根据 SMM 测算，今年年初以来电解铝行业吨利润 约为 2151.4 元。2）电解铝停槽起槽过程中能耗及成本极高，在起槽复产的过程中要经历清 槽、修复装炉、焙烧等多个步骤，复产费用较高，全部复产过程需 45 天左右，单个电解槽复 产费用近百万元，相比于停产电解铝企业对电价上涨敏感性相对较低。

1.3.水电电价上行趋势确立，公司盈利能力存在持续优化空间

公司水电消纳方式主要可划分为两部分：澜沧江上游云南段 5 座电站通过滇西北±800 千伏特高压“点对网”外送广东澜沧江下游及其他境内电站发电量进入云南电网，由云南电网进行统筹消纳，其中一部分通过“网对网”方式外送广东、广西及境外（其中以外送广东 为主），另一部分在云南省内消纳。

澜上电站“点对网”送广东上网电价确定性较强，且大幅高于云南省内市场化交易电价。 目前公司在运的澜上五座电站合计装机容量 563 万千瓦，2020-2022 年澜上电站上网电量分 别为272.86/253.79/250.8亿千瓦时，占公司总上网电量的比重分别达到28.2%/27.1%/25.1%。 根据《2021-2023 年澜沧江上游水电站送电广东购售电合同公告》，2021-2023 年澜沧江上游 水电站优先发电计划电量按电厂设计多年平均电量安排，为 236 亿千瓦时，包含保量保价电 量和保量竞价电量，其中保量保价电量为 200 亿千瓦时，上网电价 0.3 元/kWh（含税）；保量 竞价电量 36 亿千瓦时，上网电价参照广东省内当月市场化交易电量（包括年度和月度长协） 的加权平均降幅（市场化交易电价与省内燃煤标杆上网电价价差）确定，具体公式为各月保 量竞价电量上网电价=澜沧江上游水电站送广东保量保价电量上网电价 0.3 元/kWh－当月广 东省内市场化交易电量（包括年度长协和月度竞价）的加权平均降幅。根据广东电力交易中 心发布的数据，2022 年之前广东电力交易年度合同平均价差为负，2019-2021 年分别为0.0442/-0.0471/-0.0536 元/kWh，2022 年以来年度市场化交易价差由负转正，分别达到 0.034/0.085 元/kWh。对于公司澜下及其余电站进入云南电网“网对网”外送广东的部分电 量，根据公司投资者问答，“十四五”框架协议明确了云电送粤送电协议内电价为 0.241 元 /kWh，同样高于目前云南省内市场化交易电价。

云南省内市场化电价波动对公司盈利能力影响较大。从公司电量结构来看，公司澜上电 站历年发电量占比约在 25%左右，其余电站虽部分通过网对网进行“西电东送”，但在省内持 续出现电力缺口的背景下不排除云南省将会减少协议外“西电东送”电量，云南省内市场化 交易电价趋势对公司盈利能力影响有望持续提升。近年来公司综合结算电价整体呈上行趋势， 主要受益于云南省内市场化交易电价逐步提升。根据昆明电力交易中心发布的数据，云南省 电力市场化交易年均价格已经从 2018 年的 0.177 元/kWh 提升至 2022 年的 0.2148 元/kWh， 尤其枯水期月份电价上涨更为明显。 2022 年 12 月，云南省发改委发布了《云南省燃煤发电市场化改革实施方案（试行）》， 为缓解煤电经营困局，综合考虑近年来水电价格变化情况，试行期内水电和新能源全年分月 电量电价加权平均电价在前三年年度市场均价上下浮动 10%的区间内形成，超过上限部分纳 入电力成本分担机制。若后续云南省延续上述水电电价机制，在省内电力供需持续偏紧的背 景下我们判断省内水电市场化电价有望继续保持顶格上浮（按过去三年年度市场平均交易电 价上浮 10%测算），2023-2025 年分别有望达到 0.2237、0.2381、0.2511 元/kWh.有望为持续 增厚公司业绩。

2.短期来水拐点叠加装机增厚，量增逻辑明确

通过复盘华能水电自 2018 年底上市以来的发展历程，从短期来看公司历史估值及股价 走势在一定程度上受几方面因素影响： 1） 来水情况直接影响了水电站年发电量，根据公司过去单季度发电量公告，过去几年 澜沧江流域来水与股价走势通常呈正相关，来水偏丰的年份对公司股价有正面影响， 来水偏枯的年份反之，以 2021 年及 2022 年为例，根据公司公告，连续两年澜沧江 流域来水偏枯，其中 2021 年乌弄龙、小湾、糯扎渡断面年累计来水同比分别偏枯 15.9%、13.9%和 14.4%导致全年发电量同比减少，2022 年单三季度来水同比偏枯 3- 4 成，连续两年丰水期来水偏枯在 2021 及 2022 年下半年股价表现中均有所体现。 2） 新增项目投产带来发展动力。2018 年下半年及 2019 年是公司项目投产大年，其中 2019 年 1 月黄登水电站和大华侨水电站完成全部机组投产，装机容量分别为 190 万 千瓦和 92 万千瓦，5 月里底水电站全部机组投产，装机容量 42 万千瓦，7 月乌弄龙 水电站全部机组投产，装机容量 99 万千瓦，水电新增装机投产为公司发展核心驱动 力。 3） 电价持续提升带动公司盈利能力及股价走势趋稳。2021 年以来随着云南省内大规模 引入高耗能产业，电力需求大幅提升，从而带动公司上网电价逐年提升，根据历年 公司年报披露，公司水电业务板块 2020-2022 年平均上网电价分别为 197.55 元/MWh、 212.5 元/MWh、209.93 元/MWh（2022 年有所下降或受在不同消纳地区内电量发生变 化影响），电力供需偏紧，市场化电价提升背景下对公司有正向影响。

电量、电价、成本三方面决定电力资产属性。根据电力企业收入、成本以及利润端进行 拆分，电力企业业绩受多方因素影响，其中电量、电价、成本三方面变化为重要决定因素， 从三方面分析，我们认为从短期来看公司电量、电价均有进一步提升空间，同时随着前期投 产电站折旧陆续到期，叠加存量债务置换成本管控，公司成本端有望进一步下降，公司水电 存量资产盈利能力有待持续提升。

2.1.澜沧江来水恢复，水电电量拐点到来

水电发电量在较大程度上受来水影响，具有不可预测性，同时水电出力具有季节性特点， 分为丰水期和枯水期，通常一年当中 6-10 月为丰水期，丰水期期间除电站自主加大发电量 外其多年调节水库需蓄存多余水量，以补充 11 月至次年 5 月枯水期期间的水量不足，在一 定程度上保证平稳发电，因此，澜沧江流域丰水期的来水情况对于当年下半年及次年上半年 枯水期的发电量均有显著影响。 2022 年下半年以来受来水偏枯影响公司业绩承压。2022 年夏天持续高温干旱天气下全 国水电发电量显著低于历史均值,公司水电发电量及业绩同样受到云南省来水不足影响，根 据公司公告，2022 年主汛期（7-9 月来水同比偏枯 3-4 成，2022 年下半年公司发电量较 2019- 2021 年同期均值下降 4.55%，同时丰水期蓄水不足叠加今年上半年来水情况不佳进一步导致 2023 年上半年枯水期公司发电量不佳，2023 年上半年公司发电量较 2019-2022 年同期均值下降 20.69%。发电量下滑为公司业绩波动的主要因素，根据公司公告，公司 2022 年三四季 度归母净利润分别同比下滑 2.12%和 14.23%，今年上半年同比下滑 17.93%。 2023 年丰水期来水复苏趋势显著，短期发电量拐点已至。根据公司前三季度发电量完成 情况公告，今年丰水期澜沧江流域来水显著复苏，7-9 月同比偏丰 4-7 成，进入主汛期后， 糯扎渡、小湾两座电站转入蓄水运行，水电发电能力部分转为蓄能，导致发电量分别同比减 少 16.09%、14.77%，预计公司四季度及明年上半年枯水期发电量持续实现同比提升。

2.2.收购华能四川叠加新增水电投产，电量稳健增长可期

“十四五”期间公司装机增长确定性强，主要来源于两方面装机增厚： 1） 公司现金收购华能四川，带来装机规模阶跃：华能四川为华能集团下主要从事四川 地区的清洁能源开发建设、生产运营的区域子公司，在包括岷江、嘉陵江、涪江、宝 兴河、瓦斯河、巴楚河、大渡河等在内的流域进行水电开发，截至 2023 年 3 月底， 华能四川已投产的装机容量达到 265.1 万千瓦，在建水电装机达到 111.6 万千瓦。 2022 年华能四川公司实现营业收入 24.4 亿元，实现净利润 6.86 亿元。2023 年 10 月，公司完成对华能四川能源开发有限公司 100%股权的收购。华能四川资产注入前 华能集团、华能国际分别持有华能四川公司 51%、49%的股权，此次华能水电以交易 总价 85.79 亿元现金收购华能四川 100%的股权，交易对价增值率 135.61%，主要由 于华能四川下属电站多为早期投产电站，多数在运电站在 2010 年之前期间投产，部 分资产已计提较多折旧，盈利能力相对较强。按照华能四川 2022 年全年净利润（6.86 亿元）和评估时点净资产 36.4 亿元进行计算，本次收购估值为 12.5xPE/2.35xPB， 显著低于公司目前估值 18.8xPE/2.67xPB。本次收购完成后，公司将进一步提升盈利 能力及行业地位，资产注入后公司水电装机容量将增厚 10.9%，为公司电量及业绩增 长带来更强助力。

2） 历经 2018-2019 年澜沧江上游云南段电站投产高峰后，公司即将再迎来新增水电机 组投产。“十四五”期间公司有两大水电站有待投产，其中位于澜沧江上游云南段的 托巴水电站（装机 140 万千瓦）预计于 2024 年 6 月投产首台机组、2024 年 12 月全 部投产，设计多年平均发电量 62.3 亿千瓦时；华能四川的泸定硬梁包水电站（装机 111.6 万千瓦）预计 2024 年 10 月投产首台机组、2025 年 6 月全部投产，设计年平 均发电量 51.4 亿千瓦时，两台机组投产后公司水电装机容量将进一步增厚 9.3%（考 虑华能四川存量电站装机），带来发电量的稳健提升，为公司业绩增长带来确定性增 量。

从长期看，澜沧江流域水电资源禀赋优渥，公司水电项目储备丰富。澜沧江上游西藏段 多个水电站开展前期准备工作，根据公司发布的《关于开展澜沧江上游西藏段项目前期工作 的公告》，澜沧江上游西藏段干流规划有 8 个梯级，根据规划，从上至下依次为侧格（12.9 万 千瓦）、约龙（12.9 万千瓦）、卡贡（24 万千瓦）、班达（150 万千瓦）、如美（260 万千瓦）、 邦多（72 万千瓦）、古学（210 万千瓦），古水（220 万千瓦），装机容量合计 961.8 万千瓦。 根据水电水利规划设计总院编制的《西藏澜沧江清洁能源基地规划建设分析报告》，清洁能源 基地构成水电站共 1000 万千瓦，光伏电站共 1000 万千瓦，基地总规模 2000 万千瓦，上网 电量 571 亿千瓦时。采用±800 千伏特高压直流输电线路，送电容量 1000 万千瓦至粤港澳大 湾区，计划“十四五”期间逐步开工建设、2030 年开始送电、2035 年全部建成。 2023 年 5 月，公司拟在西藏地区投资建设水电站项目（主要为如美水电站）已获得国家 发改委核准批复，各项条件已基本落实，已具备项目投资及开工条件，按 2022 年三季度价格 水平计算，工程总投资额 583.81 亿元。

2.3.推进绿电加速投产，水风光一体化发展路线明确

我国大力发展新能源发电背景下，水风光多能互补优势凸显。近年来，随着碳达峰、碳 中和目标的提出，我国大力推进新能源发电，然而风电、光伏发电量的波动性带来消纳压力。 拥有水库具备年调节能力的大型水电具有零碳排放、低能量损失、启停灵活等优势，可与风 电光伏实现互补，成为有效的调峰调频手段，改善风光消纳问题。在风光资源较好时，可通 过蓄水等方式减少发电，在风光资源不佳时，可加大水电站发电，从而在整体上平滑电量输 出。水风光互补是指以水电为基础，在水电站周边进行风光一体化建设运营，将水风光电量 打捆，通过原有水电外送通道进行外送，以保障风光电力消纳的同时充分利用水能。

云南省水风光资源季节性互补，一体化发展优势凸显。根据《云南澜沧江流域水风光多 能互补研究与应用》（万路），云南省 6 月至 9 月为雨季，雨季 4 个月内降雨量接近全年降雨 量 90%，11 月至次年 5 月为旱季。从不同能源资源条件季节分布情况来看，于水电而言雨季 为汛期，澜沧江流域在不考虑小湾和糯扎渡水库的多年调节能力情况下汛枯期发电比达到 65%:35%至 70%:30%，考虑小湾和糯扎渡水库的多年他调节能力，汛枯期发电比接近 55%:45%。 对于风电和光伏而言旱季发电能力大于雨季，与水电在云南存在较高的季节性互补。

近年来国家与地方水风光一体化多能互补政策频发，公司下属水电站有望优先受益。 2020 年 8 月，国家发改委和能源局发布《开展“风光水火储一体化”“源网荷储一体化”的 指导意见》（征求意见稿)，提出充分发挥水电调节性能，鼓励存量水电机组通过龙头电站建 设优化出力特性，明确就近打捆新能源电力的“一体化”实施方案。随后，四川、云南等地 陆续发布地方规划，推动金沙江下游等重点流域的风光水一体化项目建设。2022 年 3 月，国 家能源局《关于开展全国主要流域可再生能源一体化规划研究工作有关事项的通知》进一步 明确了在七大流域开展“水风光可再生能源一体化基地”的研究工作。

公司积极布局水风光一体化建设。根据公司 2022 年年报，公司确定“全速推进澜沧江 风光水储一体化开发一条发展线，坚持水电与新能源发展两个并重点，立足云南、西藏、湄 公河次区域三块战略去”的战略定位，全力推进澜沧江风光水储多能互补基地开发，截至 2022 年底，公司新能源在运装机规模已达到 61.5 万千瓦，未来在云南省内新能源项目有望加速 投产。同时，根据公司发布的《关于开展澜沧江上游西藏段项目前期工作的公告》，公司规划 在澜沧江上游西藏段建设“双千万千瓦”清洁能源基地，根据水电水利规划设计总院编制的 《西藏澜沧江清洁能源基地规划建设分析报告》，清洁能源基地构成水电站共 1000 万千瓦， 光伏电站共 1000 万千瓦，基地总规模 2000 万千瓦，上网电量 571 亿千瓦时。采用±800 千 伏特高压直流输电线路，送电容量 1000 万千瓦至粤港澳大湾区。西藏地区光照条件优渥，澜 沧江上游流域年辐射量在 6500 兆焦/平方米左右，年日照时数在 2200 小时左右，太阳能资 源丰富且稳定，有利于实现水风光一体化大基地开发建设。

3.折旧及财务费用下行，存量项目具备成本优化空间

公司成本稳中有降，费用管控良好。2019 年以来公司营业总成本呈持续下行趋势，从 2019 年的 142.66 亿元降至 2022 年的 131.29 亿元，主要受益于折旧费用下降以及通过优化 债务结构实现财务费用下降。从发电成本的角度来看，虽然水电前期建造成本高，周期长， 但建成后发电成本远低于其他电源。不同于火电，水力发电不需燃料燃烧，水电成本中折旧 费用等固定成本占比较高，其他可变成本（包括人工费、运维费等）占比较低。根据公司历 年年报披露，公司总成本中折旧费用占比最高，达到 40%左右，对公司水电项目盈利能力影 响较高。 根据公司公告，公司水电固定资产主要包括房屋及建筑物（包括水电大坝）、机器设备及 其他项目折旧，其中房屋及建筑物占折旧费用比重最高，其次为机器设备，2022 年两项费用 分别占公司总折旧费用的比重达到 73%和 25%。从项目折旧年限看，根据公司公开投资者问 答，目前公司水电站资产水电站建筑折旧年限为 45 年；房屋折旧年限为 25 年；发电机组、 变电设备、水工机械等设备折旧年限为 12 年，而设备设计使用年限为 40-50 年，由于水电项 目折旧年限远低于使用寿命，折旧完成后项目盈利能力将实现显著提升。

根据机组投产时间推算，“十四五”期间部分电站水轮发电机组设备折旧有望到期，折 旧费用具备持续下降空间。根据公司招股说明书，若水轮发电机按 12 年折旧年限计算，参考 各机组购置日期，2023-2025 年将有 15 台机组设备将陆续完成折旧计提，分别包括功果桥水 电站 4 台机组、糯扎渡水电站 6 台机组以及龙开口水电站 4 台机组。截至“十四五”末，公 司澜沧江下游电站机组设备基本已陆续完成折旧，存量项目折旧费用有望实现逐年下降。

2023-2026 年公司机组折旧计提完成的电站主要为功果桥水电站、糯扎渡水电站和龙开 口水电站，根据公司招股说明书，上述三大水电站投资规模分别为 89 亿元、450 亿元和 174.1 亿元，参考公司整体固定资产分布比例，2020-2022 年公司机器设备分别占固定资产总额的14.5%、14.9%和 14.8%，假设上述三个电站机器设备占总投资额的 15%，以折旧年限 12 年进 行预测，我们测算 2023-2026 年公司存量电站机器设备折旧费用有望下降 8.9 亿元左右。

公司财务费用管控良好，资产负债率持续下行。自 2019 年澜沧江上游云南段核心电站 建成投产以来，公司财务费用率呈现持续降低趋势，同时近年来公司持续优化负债结构，通 过低利率资金提前置换存量债务，进一步降低财务费用率。根据 Wind 数据，公司财务费用从 2019 年的 44.22 亿元降至 2022 年的 29.39 亿元，财务费用率从 21.26%降至 13.9%。同时， 公司资产负债率持续走低，截至 2022 年底已降至 57.15%，费用端管控能力较强。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）