2024年水电蓄能行业专题报告：水电预期差，电量回落蓄能提升

一、主汛期电量高增后趋势回落，为水电打造预期差

（一）表观来水回落的背后挂钩着水位的提升

近期来水有所回落，引发了市场对水电后续发电量的担忧。今年水电行情表现突出， 一部分原因就是来水改善带动的电量高增，究其原因来看，一方面是去年基数较低， 另一方面今年4-7月来水确实较为突出，如三峡相较过去三年平均入库流量同比 +25%。但是从当前的表观数据来看，8月份开始低基数效应减弱的同时，来水情况 呈现一轮快速下降，但不同流域却呈现差异，根据四川省水文水资源勘测中心，8月 后半月如上游的雅砻江的锦屏一级来水同比-6.3%、二滩来水同比+10%，长江电力 六座电站偏上游的溪洛渡来水同比-5.3%，而偏下游的三峡短期呈现快速下降趋势， 来水同比-26%（长江水文网）。本篇报告将结合详细数据，提出当前来水下降主要 系上游蓄水、后续发电潜力更加突出的观点。

来水转弱的背后，水电站的水位却大幅提升。根据长江水利网、珠江水利委员会、 四川水文水资源勘测中心数据，虽然8月份来水转弱，但电站陆续完成蓄水且与往年 相比有所提前。雅砻江主要电站水位偏高，如锦屏一级、二滩均已蓄满，长江电力各 电站也在有序蓄水，金沙江下游四座电站在过去的2个月持续蓄水提升。我们提出水 电当前的预期差，水位提升一方面减少汛末蓄水压力增发电量，另一方面更高的水 位可以提高发电效率，三季度水电发电量增长仍值得期待。我们将在第二章对蓄能 提升带来的影响进行详细解读。

（二）过去两月长电、雅砻江发电量同比增长四成，大渡河高基数仍+20%

测算2024年7-8月长江电力发电量约861.32亿度，同比增加38.8%。根据长江水文网 数据，7月份来水持续向好、8月份高水头发电，尽管8月下旬以来长江电力来水转弱， 但主汛期的偏丰来水带动7-8月发电量大幅增长。最新测算长江电力2024年8月发电量439.58亿千瓦时，同比+20.7%，7-8月发电量861.32亿千瓦时（增加240.75亿千 瓦时/同比+38.8%）。当前汛期已过半，各电站陆续进入蓄水阶段，来水对发电量影 响减弱，蓄水成为更应关注的重点，当前长江电力各电站蓄水与去年同期接近。

测算2024年7-8月雅砻江水电发电量约239.71亿度，同比增加47.7%。根据四川水利 厅监测的数据，7-8月雅砻江来水持续向好，最新测算雅砻江水电2024年8月发电量 123.47亿千瓦时，同比增长22.6%，7月份在去年同期低基数的情况下，发电量增长 达88.8%，7-8月发电量239.71亿千瓦时，同比增加47.7%。同时雅砻江提前开始蓄 水，两河口水位达2852米，蓄水分位点至83%，锦屏一级和二滩蓄水达95%以上， 几乎蓄满，一方面汛末蓄水压力减小、增发电量，另一方面高水位情况下也将增发 电量，同时保障枯水期发电量，期待雅砻江三大调节水库调节能力充分释放。

测算2024年7-8月大渡河发电量约146.24亿度，同比增长22.3%。我们对大渡河在运 的11.44GW电站（四川部分）进行测算。去年8月开始大渡河来水有所好转，低基数 效应消失，测算2024年8月完成发电量70.03亿千瓦时，同比+2.1%；7-8月完成发电 量146.24亿千瓦时，同比+22.3%。

二、蓄能：水电的预期差，蓄水完成有望提振电量

（一）蓄能提升意味着短期蓄水压力减少，汛末电量后劲足

雅砻江当前已经提前完成蓄水，蓄满同比提前约1个月。截至24年8月末，测算雅砻 江水电三大调节电站可调蓄水量共计130.99亿m³（死水位以上的水量），23年同期 为85.62亿m³（同比+45.37亿m³/同比+52.99%）。雅砻江水电三大电站8月末蓄能共 计247.92亿度，已超过去年10月底蓄能最高值，23年同期为170.83亿度，同比偏高 77.09亿度。锦屏一级和二滩接近蓄满，两河口蓄水至80%以上，雅砻江的提前蓄水 也对金沙江和长江流域的来水有所影响，是下游水电入库流量下降的原因。但当前 雅砻江蓄水接近尾声，对下游来水影响减弱。

截至2024年8月末，测算长江电力六座电站蓄能共计230.36亿度，23年同期为238.52 亿度（同比-8.16亿度），主要系三峡水电站当前水位同比偏低。7-8月，长江电力累 计释放蓄能141.57亿度，相比去年同期减少21.65亿度，当前长江电力各电站蓄水进 展与去年同期接近，但雅砻江各电站的蓄水已接近完成，相比去年大幅提前，未来 两个月也将减轻长江电力的蓄水压力。

雅砻江提前蓄水增益，8月底长电全流域蓄能同比偏高73亿度。我们在《水电系列 深度报告（三）：蓄能——水库的电量库存：波动的水文中的确定性》中提出蓄能 和全流域蓄能的计算方法，目前长江电力六座电站的蓄能同比略有偏低，但从全流 域的角度来看，雅砻江蓄水进度同比大幅提前，未来两个月将减轻长江电力的蓄水 压力，放水发电时也将增发电量。截至2024年8月底，测算乌东德、白鹤滩、溪洛 渡、向家坝、三峡、葛洲坝全流域蓄能分别为60.26、129.62、144.11、80.90、 99.97、22.19亿千瓦时，合计537.05亿千瓦时，同比偏高72.58亿千瓦时（同比 +15.6%），主要由雅砻江蓄水贡献。

（二）短期发电效率提高：锦屏一级当前吨水发电量提升 20%

蓄水好于去年，意味着当前吨水发电量及效率的提升。不同年份由于来水和水位的 变化，同一时间的吨水发电量也有所不同，以锦屏一级水电站为例，2023年由于两 河口蓄水影响了锦屏一级的水位，在汛期末锦屏一级仅蓄水至1855米左右，较正常 蓄水位低25米，吨水发电量仅0.53度/m³，蓄满后吨水发电量约为0.60度/m³，相差超 10%。截至8月底，锦屏一级水位达1877米，对应吨水发电量0.59度/m³，同比偏高 20%，即在同样的来水下，发电量将提高20%。

我们计算长江电力和雅砻江水电各电站的吨水发电量以计算蓄能。长江电力的六座 电站中，溪洛渡、向家坝、三峡、葛洲坝运营时间较长，可以计算2019-2023年间每 个月的平均吨水发电量，代表其季节性水头变化导致的吨水发电量差异；由于乌白 投产时间较晚，加上2022年来水异常偏枯情况，两者吨水发电量的变化与正常年份 略有不同，以白鹤滩为例倒算吨水发电量，白鹤滩上游水位765~825米，下游水位 595~600米，其水头变化在175~225米之间，吨水发电量约为0.542度/m³。同理我们 可以计算雅砻江水电各电站的吨水发电量。

三、水电的股息率定价方法，未来走向 DDM 之路

从估值角度进行探讨，我们认为水电当前仍采用股息率定价模型，其作为简化的 DDM模型，分红金额、合理股息率是关注重点。2024年来水改善，上半年水电发电 量实现同比增长，预期全年在电量提升将带动业绩增长，部分上市公司提出分红承 诺，如长江电力承诺十四五期间不低于70%分红率，华能水电2024-2026年不低于可 分配利润的50%，业绩增长及最低分红率承诺下，2024年水电分红提升是大概率事 件，同时桂冠电力、黔源电力实施中期分红，在股息率定价的模式下，分红预期提升 将带动股价上涨。此外，伴随无风险利率的持续下调，水电合理股息率下降也将带 来估值提升。

从长江电力的历史数据来看，2019年-2023年无风险利率小幅下降，长江电力股息率 基本稳定在3.5-3.7%，2022年较为例外是因为当年利润低，市场担忧其分红较低， 又叠加海外利率波动，但实际公司分红良好。2024年以来无风险利率快速下降，以 长江电力预期分红计算，当前股息率仍有3.3%，高于无风险利率96BP，估值合理。

参考海外公用事业公司在利率下降周期中的股息率变化。南方电力是美国公用事业 龙头公司，连续30年以上稳定分红，绝大多数时间股息率高于美债收益率。利率变 化的影响需要区分为长期趋势和短期趋势：从长期来看，1990年至今，美国国债收 益率从8%以下降至如今4%以下，长期利率的中枢是下降的，公司的股息率也随之呈 下降趋势，因此利率的长期变化趋势会影响到公用事业股的估值；从短期来看，2019- 2020年美债收益率迅速降至1%以下，两家公司的股息率中枢并未出现明显变化，在 2022年利率大幅提升后，股息率也并未明显提高。长期利率变化趋势影响估值、短 期则无影响，究其原因，公用事业股作为一种稳定性资产，其回报率要求一方面取 决于社会存量负债成本（资金成本）、一方面取决于替代资产收益率（机会成本）， 两者共同决定了公用事业股的股息率下限，而只有长期的利率变化趋势才会修正下 限，短期利率波动影响较小。

我们认为水电的估值体系中蕴含了长久期的信任感，这是市场显著忽略的。水电资 产寿命长、重资产、稳定性高，如大型水电站可运转百年以上，大坝折旧四十余年到 期。重资产导致公用事业的现金流显著大于利润，进入运营期的资产分红提升空间 大，且长期伴随折旧到期和财务费用下降又可显著提升利润，增厚成长空间。同时 资产稳定性相对强，更易DDM/DCF估值，且久期越长折合估值越高。从股息率定价 向DDM定价切换的关键，在于长周期可预期的分红，这取决于公司的分红承诺及过 去的分红政策对市场预期的强化，长江电力2023年收购乌白之后水电业务已完全成 熟，稳定下来的年度分红将成为未来长周期分红预期的锚点，同时公司最新一期的 分红承诺时间区间是2021-2025年，下一个阶段的分红承诺同样重要，将进一步夯实 未来的分红预期，走向DDM估值之路。

四、重点公司分析

（一）国投电力：水电盈利稳健，火电降本增厚业绩

水电稳健、火电提升，上半年业绩符合预期。公司发布 2024 年中报，2024H1 实现 归母净利润 37.44 亿元（同比+12.19%），其中 Q2 归母净利润 17.08 亿元（同比0.87%）。水电：2024 年来水好转，公司上半年水电发电量同比增长 10.05%，由于 四川省执行丰枯电价政策、雅砻江 6 月发电量占比提升，导致上半年水电电价同比 降低 2.24%，水电收入利润稳定提升，三家水电子公司净利润同比增长 4.1%；火电： 钦州二电投产、各省电量增减不一，上半年火电发电量同比提升 2.56%，电价略下 滑 1.48%，同时煤价回落盈利大幅改善，五家火电子公司净利润大幅提升 239%；绿 电：绿电装机提升，上半年风电、光伏发电量分别同比+5.53%、+112.03%，但平价项目增多、市场化电价下降，风电、光伏上网电价分别下降 3.85%、30.82%，国投 新能源净利润同比降低 14.6%。 来水恢复蓄能高位、火风光电站投产贡献增量。2024 年 8 月末雅砻江三大水库水位 均处于较高水平，当前发电效率高、汛期末蓄水压力较小，将进一步增发电量，同时 公司在建印尼巴塘 0.51GW、雅砻江在建+核准水电 3.72GW，水风光一体化也是雅 砻江业绩增长点；钦州三期两台机组均已投产（2×66 万千瓦），年设计发电量 66 亿 千瓦时，广西火电盈利能力出色，同时在建华夏电力 0.6GW 机组。

（二）长江电力：电量提升、费用下降，水电龙头业绩高增

来水好转、费用下降，2024H1 业绩同比提升 29%。公司发布 2024 年中报，2024H1 公司实现归母净利润 113.62 亿元（调整后同比+27.92%），其中 Q2 归母净利润 73.95 亿元（同比+40.35%），主要系去年同期电量低基数、今年来水好转后电量提升。根 据经营公告，2024H1 公司完成发电量 1206 亿千瓦时（同比+16.9%），其中 24Q2 发电量同比提升 42.5%，上半年公司节水增发电量 44.66 亿千瓦时，7、8 月份电量 增长持续，目前上游电站逐渐开始蓄水，下半年除来水恢复以外，高水位也将提高 发电效率，同时期待六库联调增发电量。公司承诺十四五 70%分红率，分红预期稳 定即可使用 DDM 估值。此外，公司电站推进扩机增容，流域联调增发电量，主导开 发金沙江下游水风光基地，截至 2024H1 接管运维装机 265 万千瓦。推进抽蓄建设， 接管长龙山抽蓄电站、多个抽蓄项目完成投资决策，折旧、财务费用下降释放利润， 水电龙头仍有成长空间。

（三）川投能源：雅砻江业绩符合预期，电量结构变化电价下滑

来水好转电量提升，业绩稳健增长。2024H1 公司实现归母净利润 23.02 亿元（同比 +9.74%），其中 Q2 归母净利润 10.29 亿元（同比+7.0%），主要系 24H1 公司投资 收益 24.12 亿元（同比+4.88%），其中雅砻江水电贡献 21.13 亿元（占比 87.6%）、 国能大渡河、中核汇能分别贡献 1.47、0.99 亿元。24Q2 来水好转，雅砻江水电发 电量同比增长 37.24%，电价同比降低 9.65%，电价下降主要系电量结构变化和丰枯 电价机制影响，24Q2 水电电价即为历史正常值。当前雅砻江水电站三大调节水库接 近蓄满，明年调节能力提升将进一步增发电量、平滑丰枯期比例并提高电价，同时 水风光将成为雅砻江主要业绩增长点。大渡河业绩表现亮眼，同时多个在建水电站 即将投产，叠加弃水改善业绩弹性较大。

（四）国电电力：高投资下延续中期分红，看好清洁能源持续发力

业绩同比高增，中期分红率 24%。公司发布 2024 年中报，上半年实现归母净利润 67 亿元(同比+124%，Q2 国电建投出表贡献一次性投资收益 46 亿元)，分板块看， 火电 20 亿元(度电盈利 3.1 分、上年同期 2.2 分)、水电-0.3 亿元(计提大兴川电站减 值 8.4 亿元，加回后同比+66%)、绿电 12 亿元(计提 4.9 亿元补贴减值，加回后同比 +17%)。6 月末加权 ROE 较上年末提升 1pct 至 12.9%，火电年化 ROE 已达 9.9%。 上半年新增绿电装机 1.8GW，完成前期及基建支出 302 亿元。高投资支出下，公司 仍延续中期分红，拟派发现金红利 16 亿元，约占归母净利润的 24%。 火电盈利持续稳定修复，期待水电、绿电投产助力业绩增长。公司长协煤高履约率 有效平滑市场煤价波动，容量、辅助服务电价陆续落地，看好火电盈利稳定。水电方 面，大渡河流域在建双江口等四座电站将于 2025 年前后投产，测算全投产后可增加 净利润 8 亿元（2023 年水电净利润为 25亿元）；绿电方面，十四五拟新增风光35GW， 2021-2024H1 已投产 13.06GW，期待后续绿电装机加速建设投产。

编辑：火腿肠