2024年华能水电研究报告：拥两大龙头水库，迎水光互补新机遇

一、华能集团水电业务主体，拥有澜沧江干流流域开发权

公司是华能集团水电业务上市平台。根据《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》，公司定位为控股股东华能集 团旗下水电业务最终整合的唯一平台，控股股东将在公司 A 股上市 3 年内把符合注 入上市公司条件的、集团所属的中国境内非上市水电资产注入公司。据公司 9M23 公 告，经梳理，华能集团存量非上市水电业务资产中，仅华能四川能源开发公司（以 下简称“四川公司”）的资产符合注入上市公司条件，其在运水电装机规模 265.1 万 千瓦，占母集团非上市水电资产总规模的约 62.1%，并已于 10M23 月完成注入。

拥有澜沧江干流全流域开发权，具有较强的持续发展能力。基于《国家能源局关于 澜沧江等流域水电开发有关事项文件的通知》（国能新能〔2012〕257 号），公司拥 有澜沧江干流流域水能资源开发权。基于对澜沧江自下而上的阶梯式开发，公司能 够充分发挥全干流协同优势以平衡水电资源，完整获取水电发电收益。

目前公司在运水电装机约 2560 万千瓦。公司水电资产主要布局于云南省内，是澜沧 江-湄公河次区域最大的清洁电力运营商。到 2022 年底，公司澜沧江流域控股在运 水电装机 18 台机组、共计 2294.9 万千瓦，占云南省水电装机总量约 28%，占全国水 电装机总量约 6%。此外，2023 年四川公司资产注入后，公司在运水电装机规模达到 约 2560 万千瓦，增长 11.6%。

托巴、硬梁包水电站投产在即，公司在运水电装机规模将进一步增长 9.8%。公司澜 沧江流域重点在建项目托巴水电站总装机容量 140 万千瓦，计划于 2024 年 6 月首台 机组投产、年底前全部投产；华能四川公司在建的大渡河硬梁包水电站总装机容量 111.6 万千瓦，计划于 2024 年 6 月首台机组投产、2025 年 4 月全部投产。到 2025 年，公司水电装机将达 2811.6 万千瓦，较当前增幅约 9.8%。

2H22~1H23 云南来水偏枯致发电量下滑，拖累公司盈利能力。1H23 澜沧江流域来水 同比偏枯约 25%，其中乌弄龙、小湾和糯扎渡断面来水同比分别偏枯 22.5%、25.4% 和 28.4%，拖累公司水电发电量同比减少 24.5%。除自然条件外，1H23 公司水电发 电量大幅下滑还因 22 年汛期来水不足，流域梯级电站水电蓄能同比减少 61.4 亿千 瓦时，致使公司下属龙头水库调节能力受限。23 年入汛后澜沧江流域来水显著改善、 3Q23 同比偏丰 4~7 成；小湾和糯扎渡两大龙头水库转入蓄水运行，水电发电能力并 未完全释放。

当上网电价和折旧费用为常量时，发电量越低、度电分摊的固定成本越高、净利率 越低。1~3Q23 公司完成发电量共 828.6 亿千瓦时，同比减少 5.8%；其中水电发电量 816.8 亿千瓦时，同比下降 6.8%。在来水偏枯的不利条件下，电价上涨助公司在 1~3Q23 实现营收同比增长5.2%；归母净利润同比下降 2.9%，小于同期发电量降幅。

23 下半年云南省来水情况改善，1H24 继续修复可期。由图表 1 可知，公司水电机组 布局集中的澜沧江中下游段流经云南省保山市和临沧市。从保山市和临沧市近 4 年 分月度降水量来看，2022 年上半年（尤其 2Q22）降水量明显偏多、而汛期降水量明 显偏少；2023 年 1~4 月降水量较往年偏少，而 6 月起降水情况明显改善。此外，根 据国家气候中心发布的冬季气候预测，今冬西南地区南部降水较常年同期偏多。来 水持续改善叠加 1~4M23 的低基数效应，1H24 公司水电发电量有望延续同比增长。

二、大水电资产特性赋予其稳定的盈利能力和高比例分红潜力

2.1 低成本电源匹配保障性用电需求，赋予水电稳定的盈利能力

中国水能资源经济可开发空间有限，目前水电开发率已过半。截至 23 年 10 月，我 国常规水电装机规模已达约 3.7 亿千瓦，占技术可开发容量（约 6.9 亿千瓦）的 53.8%。剩余技术可开发水电资源主要集中在我国西部地区，尤其是青藏高原及其周 边地区；而高海拔地区水电工程普遍面临地质条件复杂、施工条件恶劣、生态环境 脆弱等制约性问题，常规开发模式借鉴价值有限，还需针对重点问题寻求水能发电 方面的技术突破，使其满足经济性要求。

水电站前期投资成本高、具有显著的规模经济效应。一方面，水电建设期单体项目 投资额高、资产专用性强，符合“高沉没成本”的特征。另外，水电还具备“规模 经济效益显著”的特征。以长江电力的溪洛渡水电站和公司的糯扎渡水电站为例， 溪洛渡水电站设计装机规模 1260 万千瓦、多年平均年发电量 571.2~640.6 亿千瓦时， 工程总投资 792 亿元；糯扎渡水电站设计装机规模 585 万千瓦、多年平均发电量 239.1 亿千瓦时，工程总投资 611 亿元。基于总投资成本中约 21.5%为机电设备购置 和安装费，以 18 年为基准计提折旧；剩余费用均计入挡水建筑物，以 45 年为基准 计提折旧，计算得出溪洛渡水电站度电分摊的折旧成本较糯扎渡水电站低约 48.8%。

结果上看，中国大型水电基地开发权集中度较高。

出于水电行业的自然垄断属性，《政府核准的投资项目目录（2016 年本）》中明确了 在跨界河流、跨省（区、市）河流上建设的单站总装机容量 50 万千瓦及以上项目由 国务院投资主管部门核准，其中单站总装机容量 300 万千瓦及以上或者涉及移民 1 万人及以上的项目由国务院核准。其余项目由地方政府核准。

中国十三大水电基地开发主体主要为五大发电集团和国投集团、三峡集团，仅部分 流域上的个别电站控股股东为民企。其中，怒江、金沙江上游、黄河中游尚待开发， 东北、湘西、浙赣闽水系相对分散，大渡河中游、金沙江中游开发主体相对复杂， 具有流域整体独家开发权的上市公司实际仅有长江电力、国投电力与川投能源，以 及公司。规模上看，澜沧江干流水电基地规划装机容量 2582 万千瓦，在中国十三大 水电基地中位列第四。

基于电力的公益属性，我国电价中存在交叉补贴。为了兼顾社会公平、实现电力普 惠，政府价格主管部门会在地区之间、电压等级之间、用户之间调剂电价，从而降 低欠发达地区、居民生活和农业生产用电价格。在“1439 号文”（推动燃煤发电量 和工商业用户全部进市场）和“526 号文”（第三监管周期输配电价核定显著减少不 同电压等级之间的交叉补贴）出台后，我国电价体系仍保持“双轨制”：工商业用户 全部进入电力市场，但居民和农业用电继续执行目录销售电价。常规水电在所有电 源中平均度电成本最低，最适合用来满足此类保障性需求。

居民生活水平改善、电气化水平持续提高，保障性用电需求有望持续增长。 2019~2022 年，城乡居民用电量和第一产业用电量总体呈增长态势。另考虑到我国 居民人均用电量相比欧美等发达经济体仍有较大增长空间，此类需求有望刚性增长。

2.2 稳定的收益预期和高非付现成本，可用于分红的现金流充沛

水电发电特征决定了其主要成本的折旧费用为非付现成本，运营期内唯一的变动成 本是 0.008 元/千瓦时的水资源费。以公司为例，近年来折旧费用占公司营业成本的 40%以上，因此可源源不断地创造充沛而稳定的现金流，上市水电企业净现比普遍大 于 1。稳定而充足的现金流不仅可以使水电企业维持较高的分红比例，还能使其在自然条件不利致使业绩下滑时，通过适度提高分红比例来兑现分红承诺，保持良好 的分红信誉。公司目前股利支付率在 40%~50%区间，长期看资本开支高峰期过后可 提升空间较大。

三、公司的中长期增长空间几何？

3.1 量：澜上水电开发仍大有可为，“水风光一体化”开启新能源大发展

在建的如美水电站位于澜上西藏段，具有“布局一子带活全盘”的重大意义。对全 流域一体化开发的水电基地而言，控制性水库越接近上游，对中下游梯级电站的调 蓄和增发效果越大。据中南勘测设计院测算，金沙江中游规划的龙头水库龙盘水电 站及中下游梯级电站共利用水头约 1800 米，龙盘水库一方水可发 4.2 千瓦时电，一 库水储能 900 多亿千瓦时，相当于三峡工程一年发电量。澜沧江干流水电基地共规 划有如美、古水、小湾和糯扎渡 4 大控制性水库，其中位于下游段的小湾和糯扎渡 水库已投产。而小湾水电站正常蓄水位仅 1240 米，不到雅砻江中游控制性水库两河 口的正常蓄水位 2865 米的一半，其调蓄作用对全流域梯级电站的影响有限。而如美 水电站设计正常蓄水位 2895 米，其下游已投产水电站达 13 座（包括托巴）；并且规 划有年调节能力，建成后将与小湾和糯扎渡形成“三库联调”的格局，届时将大幅 提高全流域水资源利用率。

1) 澜沧江上游尚未完全开发，公司水电装机规模增长空间充裕。云南省是全国第二大 水电资源省，境内六大水系水能资源蕴藏量达 1.04 亿千瓦，可供开发的水电站装机 容量达 9795 万千瓦，可再生能源资源开发前景可观。其中，澜沧江流经云南 1240 公里，落差达 1780 米，为云南省水电开发重点；划分为澜沧江上游西藏段、澜沧江 上游云南段及澜沧江中下游段，分别规划装机容量 638.3、883、1651.5 万千瓦，目 前仍有约 964 万千瓦有待进一步开发，占总规划装机容量的约 30%。

2021 年起，公司战略定位由“专注水电发展”转向“水风光一体化”大基地开发， 新能源装机规模将实现迅猛增长。

公司曾于 2017 年 5 月出具《华能澜沧江水电股份有限公司关于风电、光伏电站项目 的承诺》，公司及旗下子公司不再涉及光伏、风电项目的开发，已开发项目将通过股 权转让或减资的方式处理。因此，2017~2021 年公司新能源装机规模始终维持在 23.5 万千瓦（风电 10 万千瓦、光伏 13.5 万千瓦）。

2021 年 2 月 9 日，云南省人民政府通知印发《云南省国民经济和社会发展第十四个 五年规划和二〇三五年远景目标纲要》，提出统筹协调风能、太阳能等新能源开发利 用，以金沙江下游、澜沧江中下游大型水电站基地以及送出线路为依托，建设“风 光水储一体化”国家示范基地。

2021 年 4 月 22 日公司发布《关于变更风电、光伏电站项目的承诺》，明确将综合利 用自身中大型水电站库区及周边土地、水面、电站送出通道附近、可实现调节补偿 等区域的风电、光伏资源，因地制宜开展风电、光伏项目建设。并且对已有的风电、 光伏项目不再对外转让或处置。同日，公司发布《关于开展澜沧江上游西藏段项目 前期工作的公告》，拟在澜沧江云南段和西藏段建设“双千万千瓦”清洁能源基地 （其中水电 961.8 万千瓦、光伏 1000 万千瓦）。

水风光多能互补有助于提升清洁能源资源利用效率，带来增发电量。

水风光互补稳定性、经济性优势突出。稳定性方面：水风光协同利于提升整体发电 质量与效率。多年看，枯水年水少风光强、丰水年水多风光弱；年内看，风光的 “峰”“谷”与水电“谷”“峰”耦合；日内看，随着负荷曲线波动水风光电力相互 置换。经济性方面：整体协同以实现多维“降本扩量”，增厚公司外送利润。节省储 能成本与风光外送通道建设成本；送出电量推动单位落地成本下降，提升上网电价 在受端省份市场竞争力。

根据论文《基于水光短期互补策略的中长期优化调度》对澜沧江西藏段清洁能源基 地模拟分析，以平水年为例，通过各天水电最大消纳电量信息引导水电量转移，实 现水光在发电时间、发电量上的时空合理调配，中长期互补后可增加系统消纳电量 10.4 亿千瓦时、降低全年系统送电功率平均波动幅度 8.3%。

同业公司中，国投电力雅砻江流域水光互补项目坷拉光伏一期已于 2023 年 6 月建成 投产。据国家能源局援引的报道，加入柯拉光伏、腊巴山风电等新能源发电，雅砻 江梯级水电站在迎峰度夏时期保供能力可达 503 亿千瓦时，叠加两河口-柯拉水光互 补调度运行，同期发电量预计将进一步增加 9 亿千瓦时。除柯拉光伏项目外，国投 电力雅砻江水风光互补清洁能源基地另有扎拉山光伏 117 万千瓦项目正在建设中。

近期看：2022 年公司新增风光装机 38 万千瓦，同比增幅 161.7%；1~3Q23 公司风、 光累计发电量共 11.8 亿千瓦时，较去年同期增长 214.1%。其中，新增光伏项目贡 献 7.8 亿千瓦时，占总发电量的 66.0%。根据公开答投资者问，公司“十四五”发 展规划目标为到 2025 年新能源力争投产 1000 万千瓦。从华能集团电子商务平台发 布的招标公告来看，截至 3M23 公司已完成对共计 1007.7 万千瓦光伏项目的设备采 购及建筑安装工程施工监理服务的中标结果公示，新能源项目资源储备充足；其中， 单体装机规 200MW 以下的光伏项目占比 75.1%，这些项目在 2025 年底前投产的可行 性较强。因此，我们预计公司 22~25 年光伏装机容量 CAGR 可达 164.8%。

远期看：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》，清洁能源基地总规模 20GW（水电、光伏各 10GW），上网电量约 571 亿千瓦 时。“十四五”期间逐步开工建设，计划 2030 年开始送电，2035 年全部建成。

公司净现金流充沛，可满足新能源发电项目的投资需求。假设公司 2023~2025 年合 计将新增光伏装机 843 万千瓦。根据 2023 年底最新光伏项目 EPC 中标结果公示，假设光伏项目平均单瓦造价为 3200 元/KW，则 23~25 年公司在新能源方面的年均资本 开支将达约 90 亿元。近三年，公司经营性现金流净额基本维持在 150 亿元以上且呈 增长态势。参考公司《关于开展澜沧江上游西藏段项目前期工作》的公告，按照资 本金 30%的投入比例，公司自有资金可充分满足其新能源发展计划。

3.2 价：云南用电负荷高速增长，省内市场化电价仍有上行空间

公司市场化交易电量占比近 7 成，过去受云南省内清洁能源市场化电价折价影响。

公司下属电站中，仅漫湾、瑞丽江、中小水电及 2023 年 7 月以前并网的新能源电厂 发电量属于一类优先发电量，由云南电网全额保障性收购；根据《2021-2023 年澜 沧江上游水电站送点广东购售电合同公告》，2021-2023 年公司澜上机组优先发电计 划电量按电厂设计多年平均电量安排，为 236.0 亿千瓦时；其中 200 亿千瓦时为保 量保价电量、上网电价为 300 元/兆瓦时（含税），36 亿千瓦时为保量竞价电量、上 网电价公式为 300 元/兆瓦时-当月广东省内市场化交易电量加权平均降幅；其余 500kv 以上水电站（小湾、糯扎渡、景洪、功果桥、龙开口）安排的“西电东送” 电量属于二类优先发电量中保量竞价的部分，据公司公开答投资者问，云南送网对 网广东协议价约 0.24 元/千瓦时；剩余本地消纳的电量参与市场化交易。

“十四五”以前，云南水电企业在市场竞争的条件下的平均撮合成交价折价幅度较 大。2013、2014 年，澜沧江、金沙江流域大型梯级水电站集中投产，云南省内用电 需求不足叠加外送通道建设相对滞后导致电力供应全面过剩、弃水问题突出。在国 家发改委于 2014 年 1 月发布的《关于完善水电上网电价形成机制的通知》一文的指 导下，云南自 2014 年起探索富余水电市场化消纳方法、2016 年完成交易中心股份 制改造。从省内清洁能源直接交易结果来看，2021 年以前的年平均交易价格在 0.18 元/kWh 上下，较标杆电价时代的云南水电上网电价折价幅度接近 0.1 元/kWh。而公 司每年 50%上下的水电电量通过省内市场化交易的方式消纳，导致平均上网电价大幅低于同业可比公司。

云南大举引入电解铝、工业硅等高耗能产业，近年来本地用电需求持续高增。2016 年，云南生弃水量达到历史最高值 315 亿千瓦时。2017 年起，云南省通过优惠电价 政策吸引水电铝材、水电硅材产业向当地聚集。2017~2021 年 5 年间，云南省工业 硅产能从约 51 万吨增长至约 112 万吨，增长 119.6%；电解铝建成产能从 158.5 万吨 增长至 443.0 万吨，增长 179.5%。基于工业硅单吨电耗约 12000 千瓦时、电解铝单 吨综合平均电耗约 13543 千瓦时的假设，工业硅和电解铝分别为云南省带来约 73.2、 385.3 亿千瓦时的增量用电需求，从根本上改变了云南省的电力供需形势。近年来， 云南省用电需求维持高景气，2018~2022 年全社会用电量五年 CAGR 达 6.4%。

进入“十四五”后云南电力供需转向长期短缺，将支撑省内市场化电价呈上涨趋势。 2018 年以来，云南省能源和电力需求迎来新一轮增长，而用电负荷建设周期明显短 于电源建设周期造成电力供需错配。预计到“十四五”末，云南省电解铝产能有望 达 800 万吨，而“十四五”期间投产的大型水电项目仅乌东德、白鹤滩、托巴水电 站，而乌白留云南消纳的电量仅 100 亿千瓦时。新增电源以光伏等新能源为主，但 按规划将集中在“十四五”中后期投产。在规划电源如期投产、科学规划匹配高载 能产业发展规模及加强负荷侧需求管理基础上，预计到“十四五”末，云南省电力、 电量供需基本平衡。供需紧平衡的支撑下，云南市场化交易电价有望上行，2021 年 以来电价已稳定在 0.20 元/kWh 以上足以验证。

负荷用电特性与电源结构的出力特性不匹配，“汛枯”结构性矛盾仍然存在。电解铝 和工业硅等高耗能产业设备启停成本高、用电负荷连续，云南电力供应主要依靠大 水电支撑，但有调节能力的大水电少，而全省 6000 千瓦及以上电厂中火电装机占比 仅 10%；新能源的随机性、间歇性、波动性为电网安全稳定运行带来巨大挑战。以 靠天吃饭的清洁电源为主、调节能力不足的电力供应体系受气候变化、季节更替的 影响较大，且独特的地理及气候条件决定了其全年最大负荷往往出现在迎峰度冬期 间（枯水期），全省电力供需呈“丰紧枯缺、总体偏紧、有一定缺口”的特征。

鉴于省内电力供需的汛枯矛盾，24 年云南枯水期电价有望上涨 0.02 元/kWh。即便 2023 年汛期西南来水恢复正常，2023 年 10 月 30 日云南各电解铝厂再度接到负荷管 理通知，省内电解铝企业压减负荷比例 8.7%~40%不等，理论涉及减产产能 115 万吨 左右，电解铝开工率由 10M23 的 93.6%大幅下降至 11M23 的 74.4%。省内电力供需汛 枯矛盾突出，枯水期电力供需缺口将支撑市场电价顶格上涨。云南省清洁能源分月 电量电价加权平均电价在前 3 年年度市场均价上下浮动 10%区间形成，即 2024 年枯 水期分月电量电价有望达约 0.29 元/kWh。目前云南省 2024 年 1 月清洁能源直接交 易结果已出炉，电价达约 0.292 元/kWh，符合预期。

公司已建两大多年调节水库，稀缺水电调节能力可变现。

公司在运的小湾水库调节库容 99 亿立方米、糯扎渡水库调节库容 113.4 亿立方米， 具有较强的多年调节能力，承担了稳定云南省枯期发电的功能。小湾水电站的调节 能力可达到汛枯期比 55:45，二者联合调节的情况下，糯扎渡水电站枯期电量可比 汛期更大；一方面对电网的安全稳定运行提供较大的支持，另一方面可以在电价更 高的枯期实现更多售电量。未来，在如美、古水两大上游水电站建成后有望实现澜 沧江全流域“四库联调”，季度、年度、多年调节能力集于一体，对流域内水能资源 灵活性调节能力突出。

云南省实行丰枯、峰谷叠加的分时电价政策。从省内清洁能源月度交易价格来看， 每年 6 月价格与全年平均价格较为接近，2020~2023 年丰水期（6~10 月）均价分别 为 0.117/0.129/0.156/0.147 元/kWh，枯水期（1~5 月、11~12 月）均价分别为 0.240/0.249/0.267/0.277 元/kWh。丰枯价差高达约 0.12 元/kWh，公司利用两大多 年调节水库汛蓄枯发可进一步提高平均上网电价。

3.3 利：24、25 年存量机组折旧到期有望分别带来 3.5、6.1 亿元的利润释放

可比公司中公司折旧年限较短，24~25 年共有 644 万千瓦机组折旧到期。据公开答 投资者问，公司发电机组、变电设备、水工机械设备折旧 12 年，水电站建筑折旧年 限 45 年，在采用平均年限法折旧的同业可比公司中处于下限水平。由前所述，公司 功果桥 2 台机组、糯扎渡 7 台机组及龙开口 4 台机组将于 2024、2025 年陆续折旧到 期，两年分别对应 240、404 万千瓦。

存量水电站机电设备折旧到期有望释放近 10 亿利润。

水电站静态总投资额主要由建筑工程、机电设备购置和安装费、金属结构设备购置 费和安装费、临时工程、建设征地和移民安置补偿费用、其他费用和基本预备费组 成。动态投资额在静态投资额的基础上增加价差预备费和建设期利息。另外，根据 《水电建设项目财务评价暂行规定》（试行），专用配套输变电工程成本也应暂计入 发电成本中。根据《水利发电设备和主要建筑物腐蚀成本及费用》介绍，水电工程 投资结构中，永久性建筑工程约占 32%~45%；机电设备购置和安装费约占 18%~25%； 临时工程投资约占 15%~20%；库区移民费和水库淹没损失补偿费以及其它费用共约 占 10%~35%。由于水电站一般远离负荷中心地区，输变电工程的投资有时可能达到 水电站本身投资的 30%以上。

公司功果桥、糯扎渡、龙开口水电站投资规模分别达 89.0、450.1、174.1 亿元。基 于机电设备购置和安装费约占总投资额 21.5%的假设，三座电站每台机组对应投资 额约 0.4、0.9、0.6 亿元。预计前述电站机器设备折旧到期将带来 2024、2025 年公 司折旧费用将分别减少 3.5、6.1 亿元。

托巴、硬梁包水电站总投资分别达约 200.3、161.0 亿元，预计投产后将分别增加折 旧费约 7.0、5.6 亿元。两座新投产水电站满产状态下有望为公司增加约 24 亿元收 入，而到 2025 年，预计公司折旧费用总规模仅增加约 3 亿元。

（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。）