2024年水电行业专题报告：流域研究框架，以大渡河为例

一、装机：将进入投产高峰期，盈利质量有望提升

（一）大渡河在运装机 17GW，资产盈利质量提升空间大

大渡河流域是全国十三大水电基地之一，四川省“三江”之一，岷江的最大支流， 年径流量488亿立方米，根据四川省政府《四川省大渡河干流水电规划调整报告》， 大渡河规划布置了28个梯级水电站，规划总装机容量约27.8GW，已投产17.4GW， 在建+规划10.4GW，涉及多个开发主体，包括国能大渡河、大唐国际、华电国际、 华能水电等，其中国能大渡河（国电电力持股80%、川投能源持股20%）拥有17座 电站开发权，合计装机18.4GW。

国能大渡河在运水电合计装机11.74GW。国能大渡河公司负责大渡河干流17个梯级 水电站的开发，总装机容量18.44GW，截至2022年末投产装机容量11.10GW，以及 公司运营若干小水电合计装机63.7MW，公司目前在运装机11.74GW。

（二）装机投产高峰期将至，流域调节能力提升

水电投产高峰期临近，装机提升调节能力增强。国能大渡河拥有大渡河流域17个梯 级水电站开发权，在建/拟建梯级电站达6.47GW，均已列入四川省“十四五”电力 发展规划。双江口、金川、枕头坝二级、沙坪一级四座水电站预计将于2026年前后 投产，合计装机3.52GW，其中龙头水库双江口水电站具备年调节能力，投产后能够 显著增加流域调节能力。

四川省调节电站标杆电价较高，执行丰枯电价机制。根据四川省电力交易中心，四 川省对不同调节能力的电站制定不同的标杆电价，“径流式”、“季调节及不完全 年调节”、“年调节及以上”水电标杆电价分别为每千瓦时0.2974元、0.338元和0.3766 元，同时执行丰枯期电价政策，水电丰枯电价枯水期电价上浮24.5%，丰水期电价 下浮24%。因此在计算平均电价时需要考虑丰枯期发电量比例进行加权。根据四川 省水文水资源勘测中心数据，大渡河2018-2022年来水量平均值为482亿方，其中丰 水期（6-10月）占比66.0%，枯水期（12月-次年4月）占比22.5%，平水期（5、11 月）占比11.6%，双江口调节库容19亿方，经双江口调节后，丰：枯：平的比例可 变化为62.0%、26.4%、11.6%。

测算双江口平均电价0.345元/千瓦时。双江口作为年调节电站，平水期标杆电价 0.3766元/千瓦时，枯水期电价上浮24.5%，丰水期电价下浮24%，根据调节后来水 量比例加权计算，假设双江口不参加市场化交易，测算双江口加权平均电价0.345元 /千瓦时。

测算金川平均电价0.2566元/千瓦时。金川作为季调节电站，平水期标杆电价0.338 元/千瓦时，枯水期电价上浮24.5%，丰水期电价下浮24%，根据双江口调节后来水 量比例加权计算，测算金川加权平均批复电价0.3096元/千瓦时，假设金川参与市场 化比例75%，测算金川加权平均电价0.2566元/千瓦时。

测算四座电站投产后售电收入38.08亿元。双江口等四座在建水电站合计装机 3.52GW，年均发电量合计143亿千瓦时，假设厂用电率0.5%，双江口、金川上网电 价为上文测算，枕头坝二级和沙坪一级上网电价使用公司2022年平均电价，测算四 座电站合计收入38.08亿元。

测算四座电站投产后营业成本18.12亿元，平均毛利率46.23%。根据四座电站规划 投资额100%转固，假设平均折旧年限40年，年均折旧14.55亿元，四川省水资源费 和库区基金分别是0.005元/千瓦时和0.008元/千瓦时，测算总营业成本20.48亿元， 平均毛利率46.23%。

不考虑双江口电量增发，测算四座电站投产后归母净利润0.40亿元。假设四座电站 贷款比例75%，与国能大渡河当前资产负债率相近，贷款利率3.5%，税金及附加、 销售费用、管理费用与营业收入的比例分别为3.5%、0.0%、1.4%，适用三免三减 半优惠税率，测算四座电站净利润0.46亿元，考虑国能大渡河对双江口持股63%， 归母净利润合计为0.40亿元。

对比各流域调节能力，大渡河缺少调节电站。金沙江下游四座电站均有调节能力， 长江上游三峡电站为季调节电站（调节库容221.5亿m³），雅砻江两河口为多年调节电站（调节库容65.6亿m³），澜沧江拥有小湾和糯扎渡两大多年调节电站，红水河 拥有年调节电站龙滩，目前大渡河仅有瀑布沟等季调节电站，双江口对大渡河的增 益效果十分重要。

测算双江口可为国能大渡河下游电站增发电量34.88亿千瓦时。双江口作为年调节电站，调节库容19.17亿方，可增加下游电站枯水期发电量66亿千瓦时，由于下游电站 中尚有在建和规划电站，以及非国能大渡河旗下电站，将增发电量按照装机比例分 配，考虑金川等三座电站与双江口投产时间接近，增发也考虑在内，测算双江口可 为国能大渡河在运电站增发电量34.88亿千瓦时。

测算双江口增发电量可增加利润7.34亿元。双江口可为国能大渡河增发电量35亿千 瓦时，增发电量主要在枯水期高电价时期，假设增发电量上网电价上浮24.5%，为 0.306元/千瓦时，增发电量主要增加水资源费和库区基金、税金及附加和所得税， 测算可增加净利润7.34亿元，则四座电站投产后可增加国能大渡河净利润7.80亿元。

测算硬梁包投产后净利润2.07亿元。根据华能水电资产收购公告的四川能源开发有 限公司资产评估报告，大渡河流域硬梁包水电站预计将于2024年10月投产首台机组， 2025年6月完全投产，目前该电站已由华能集团转让给华能水电，华能水电间接控 股硬梁包水电站80%股权。电站装机111.6万千瓦，与双江口投产时间接近，可受益 于双江口调节能力，测算硬梁包投产后售电收入11.88亿元，毛利率约50%，净利润 2.07亿元。

二、发电能力：外送通道加速建设，弃水有望改善

（一）输电通道不足弃水严重，川渝特高压投产有望改善

大渡河输电通道不足，是四川省主要弃水流域。与金沙江、雅砻江主要电站属于国 调电站不同，大渡河流域电站均属于省调电站，在满足省内需求的情况下，汛期富 余电量可以外送。但由于外送通道容量远低于现有装机，到了汛期，跨省外送通道 整体输送能力不足，且优先供国调机组使用，有富余能力才会分配给省调电站，导 致丰水期产生大量弃水。根据中国能源报，2015-2019年，仅国能大渡河一家公司 下属电站，弃水电量就超过400亿千瓦时，2022年全省弃水电量规模已明确为166.01 亿千瓦时。

测算四川省2018-2022年平均弃水电量69亿千瓦时，对应利用小时数587小时。根据 以上弃水情况，假设2015-2019年年均弃水量80亿千瓦时，2020及2022年按照比例 测算分别弃水68.21、56.05亿千瓦时，2021年假设为60亿千瓦时，2018-2022年， 国能大渡河平均利用小时数4045小时，加上弃水电量后，利用小时数均值提升至 4632小时，可与水电龙头利用小时数媲美。

金沙江、雅砻江大型水电站均有配套特高压外送，大渡河电站主要通过康定通道、 雅安通道、瀑布沟通道连接至四川电网，送出通道容量不足导致弃水，川渝特高压 已列入《四川省“十四五”能源发展规划》，目标十四五期间建成成甘孜—天府南—成都东、阿坝—成都东、天府南—重庆铜梁1000千伏特高压交流输变电工程，建 成后将有效缓解大渡河弃水压力。

当前输电通道输电容量不足，丰水期通道堵塞。大渡河的各区域电站中，上游双江 口、金川、安宁等电站仍处于在建或规划中，未来可通过阿坝-绵阳特高压输电通道 接入四川电网；长河坝、黄金坪、猴子岩、泸定等电站通过康定通道蜀州变电站， 远超康定通道送出容量；大岗山的电力送出改接到500kV雅安变电站，而该变电站 最大容量为460万千瓦，之前已有负荷约360万千瓦，雅安变严重过载；大渡河下游 电站瀑布沟、深溪沟、枕头坝共同出线，通过眉山东坡变电站接入四川主网；沙坪 电站通过乐山南天变电站接入主网；龚嘴、铜街子通过220kV线路接入四川主网。

在建川渝特高压将有效缓解大渡河弃水压力。川渝特高压电网建成投运后，川西电力（甘孜中部）送出通道前、后段最大送电能力分别达到690万千瓦、900万千瓦； 川渝断面最大送电能力将达到1000万千瓦。甘孜-天府南-成都东通道能缓解原康定 通道送电压力；天府南-重庆通道能将阿坝、甘孜的电力外送到重庆；阿坝—成都东 将外送双江口、巴底、丹巴等电站。

假设特高压投产后可解决大渡河弃水60亿千瓦时，对应大渡河公司平均上网电价 0.2458亿元，测算可增加收入12.98亿元，净利润10.01亿元。由于调节性电站和特 高压投产均有助于改善弃水，因为双江口增发与特高压改善弃水存在部分重叠，按 保守情况考虑，增发电量35亿千瓦时提升净利润7.34亿元，特高压投产改善25亿千 瓦时可提升净利润4.17亿元，合计11.51亿元。

（二）引大济岷工程列入规划，投产后减少大渡河下游流域

引大济岷工程例如规划，从泸定引水将影响下游来水。引大济岷工程已纳入《长江 流域综合规划（2012—2030年）》；2020年完成《引大济岷工程规划报告》编制和 审查，进入可研阶段；2021年前期工作进入加速阶段，已纳入《成渝地区双城经济 圈建设规划纲要》和全国《“十四五”水安全保障规划》，2021年12月，水利部水 规总院正式印发《引大济岷工程规模与总体布置专题报告技术讨论会议纪要》，同意工程总体方案及引水线路：工程从大渡河泸定电站库区引水，工程取水口设计引 水流量141立方米/秒，年均引水量27亿立方米（占大渡河泸定断面多年平均径流量 277亿立方米的10%），在引水线路上利用落差建设3座消能电站，总装机68万千瓦， 年发电量34亿度。总工程投资约680亿元。

引大济岷工程2035年投产，测算影响国能大渡河发电量16.38亿千瓦时。根据2023 年12月19日四川省水利厅披露的《四川省引大济岷工程环境影响评价第二次公众参 与信息公示》，引大济岷工程从大渡河泸定水电站库区引水，设计水平年2035年引 水量15.39亿m³、2050年引水量18.09亿m³。 根据已有数据，2020-2022年瀑布沟来水量为426亿方，猴子岩2022年来水量229亿 方，根据瀑布沟比例计算2020-2022年猴子岩来水量270亿方，安谷来水量使用四川 省水文水资源勘测中心披露的大渡河来水量，2020-2022年均值为473亿方，在三个 水电站之间的水电站我们按照来水量从上到下均匀增加计算。并假设平枯期来水量 占全年比重26%（参考大渡河平枯期的比例），在引水工程工程从泸定引水15.39亿 方的情况下，对各水电站影响略有不同。 国电电力披露国能大渡河整体发电量数据，我们按照装机比例分配至各电站，其他 电站发电量使用设计发电量，假设引水对发电量的影响与对来水量的影响一致（假 设无弃水），测算引大济岷工程将影响泸定及以下电站发电量21.81亿千瓦时，其中 对国能大渡河发电量的影响为16.38亿千瓦时。

测算引大济岷将减少国能大渡河净利润3.22亿元。引大济岷影响国能大渡河16.38亿 千瓦时发电量，基本在枯水期，假设上网电价为年度平均电价上浮24.5%为0.2834 元/千瓦时，测算将影响营业收入4.09亿元，净利润3.22亿元。

三、电价：调节电站提升电价，省内电价中枢上行

双江口作为年调节电站，投产后将提升公司平均电价。四川省针对不同调节能力的 电站制定不同的标杆电价，同时执行丰枯期电价政策，水电丰枯电价枯水期电价上 浮24.5%，丰水期电价下浮24%。国能大渡河旗下瀑布沟、猴子岩电站属于季调节 电站，平水期标杆电价0.3380元/千瓦时，其余在运电站均为径流式电站，平水期标 杆电价0.2974元/千瓦时，在建双江口电站为年调节电站，平水期标杆电价为0.3766 元/千瓦时，双江口投产后将提升公司平均电价。

国能大渡河优先发电量占比约25-30%，市场化比例约70%-75%。四川省每年按照 丰枯水期安排优先发电量，优先发电量执行标杆电价，其余电量参与市场化交易， 国能大渡河旗下电站2020-2022年优先发电量分别为142、140、168亿千瓦时，占 当年实际发电量的比例分别为27.2%、27.9%、36.2%，除龚嘴、铜街子电站外，其 余电站优先发电量占比在25%-30%之间，则国能大渡河市场化交易比例约为 70%-75%。

四川省推动市场化交易，市场化比例逐年提升。四川省历年优先发电量均有所变化， 2021年由于两河口、白鹤滩投产，新机预留电量大幅增加，2022年政策要求煤电发 电量均进入市场，煤电优先发电量仅余高坝电厂3亿千瓦时，相应水电优先发电量提 升至605亿千瓦时。由于煤电全部市场化，以及水电市场化电量提升，2022年四川 省市场化交易比例提升至54.9%。

市场化交易比例逐年提高，交易电价同比回升。四川省推进电力市场化改革过程中， 水电市场化交易电价在2018-2020年持续下降。伴随四川省内电力供需格局改善， 2021、2022年水电市场化交易电价持续回升至0.224元/千瓦时，丰枯期电价均有提 升，其中丰水期提升更加明显。

四川省电力供需偏紧，市场化电价持续提升，公司市场化比例较高，剔除优先发电 量之后，假设公司市场化比例75%，对应市场化电量356亿千瓦时，测算四川省市场 化电价提升1分/千瓦时可提升净利润2.91亿元。

编辑：火腿肠