2025年华能水电研究报告：蓄势中的澜沧江水电龙头

1 澜沧江水电龙头，独揽干流开发权

华能澜沧江水电股份有限公司初创于 1999 年，并于 2017 年底在上海证券交易所成功 上市。公司主要从事澜沧江流域及周边地区水电资源的开发与运营，同时积极布局太阳能 光伏、风电等可再生能源的建设与运营。依托大型水电工程建设以及大规模水电站运营管 理经验，成为云南省打造绿色经济强省的骨干企业，是培育云南水电支柱产业和实施“西 电东送”、“云电外送”的核心企业和龙头企业。 公司控股股东为中国华能集团有限公司，截至 2024Q3 其持有公司 50.40%的股份。 2023 年 10 月，完成华能四川 100%股权注入，是华能集团旗下整合的唯一水电平台。公司 最终实际控制人为国务院国资委。

1.1 水电占据绝对核心地位，量价齐升助力净利润稳步增长

公司营业收入相对稳定，归母净利润持续增长。2023 年，实现营业收入 234.61 亿元， 同比减少 0.51%；归母净利润 76.38 亿元，同比增长 5.58%。2024 年前三季度，实现营业收 入 194.18 亿元，同比增长 7.05%；归母净利润 72.26 亿元，同比增长 7.78%。

公司收入超过 95%来自水力发电业务，光伏业务快速成长。2024 年，公司水力发电业 务收入为 227.67 亿元，同比增长 9.28%，占营业总收入比例为 97.27%；光伏电站项目及设 备、风力发电业务收入为 4.52 亿元、1.73 亿元，同比分别增长 322.43%、7.45%，占营业总 收入比例分别为 1.93%、0.74%。

2023年开始公司装机容量持续增长，2025年或将延续增长势头。截至 2024年 6月底， 公司总装机容量 2,920.32 万千瓦，云南省内稳居第一。水电装机方面，装机容量持续增长， 2023 年 10 月，华能四川水电公司并表之后新增装机 265.1 万千瓦；2024 年 12 月底，托巴 水电站 4 号机组（35 万千瓦）和硬梁包水电站首台 5 号机组（3.6 万千瓦）、第二台 4 号机 组（27 万千瓦）投入运行。风光装机方面，截至 2023 年末，装机容量 192.8 万千瓦，同比 增长 231.51%；根据公司 2024年上半年披露，2024年拟续建、新开工新能源项目共 84个， 计划投产 309 万千瓦。

电量、电价稳步提升，同比增长均近 5%。电量方面，2024 年，公司完成发电量 1120.12 亿千瓦时，同比增长 4.62%；上网电量 1110.24 亿千瓦时，同比增长 4.51%。发电量 与上网电量同比增加的主要原因：一是新能源装机规模提升，新能源发电量同比大幅增加； 二是 2024 年澜沧江流域来水同比偏丰 0.5 成，其中乌弄龙、小湾断面同比基本持平，糯扎渡断面来水同比偏丰 4.6%；三是云南省内用电需求同比增加，西电东送电量持续增加。电 价方面，2024 年数据尚未披露，根据 2023 年情况，公司平均上网电价 221.11 元/兆瓦时， 同比增长 4.42%；其中水电上网电价 218.85 元/兆瓦时，同比增长 4.25%。光伏业务上网电 价下降系新增较多平价项目，低电价电量占比增加。

1.2 财务费用下行与折旧集中到期，稳定现金流抬高分红期待

财务费用持续下行，毛利率与净利率稳步提升。公司持续优化债务融资结构，通过低 利率资金提前置换存量债务等方式进行成本管控。因此，成本费用结构逐步优化，财务费 用率逐年降低：2019-2024Q3 财务费用率为 21.26%、20.08%、16.71%、13.90%、11.64%， 10.19%。财务费用的有效降低已成为公司实现自我增长和提升盈利能力的关键手段之一， 带动毛利率与净利率稳步提升。2023 年公司毛利率与净利率分别为 56.36%，35.14%；2024 年前三季度分别为 59.83%，40.03%。

盈利能力与现金流持续改善向好。盈利方面，2023 年公司净资产收益率（摊薄 ROE） 为 11.34%，较 2022 年的 10.04%增加 1.3pct，从 2020 年低点持续修复。预计未来随着平均 上网电价上浮，盈利水平有望进一步提升。现金流方面，2023 年公司经营性现金流净额为170.63亿元，同比增长 2.68%，近年来保持稳定充沛，净现比达到 2.07。预计未来随着水电 项目及光伏新能源项目逐步投运，经营性净现金流有较大概率保持上升向好的态势。

折旧集中到期带来利润释放。鉴于水电项目的资产折旧年限通常远低于其实际使用寿 命，一旦折旧周期结束，相关项目的盈利水平将实现显著增长。公司机组等设备折旧年限 为 12 年，糯扎渡、龙开口等水电站在 2023 年开始结束资产折旧计提，推动利润释放，盈 利能力得到巩固与强化。 未来分红值得期待。2023 年，公司分红比例为 42.42%，年度股息率为 2.09%，因股价 逐年提高而下降。在未来三年（2024-2026 年）股东回报规划中，公司承诺每年以现金方式 分配的利润将不低于当年实现的可供分配利润的 50%，叠加现金流表现强劲，分红比例与 股息率有望止跌回升。

2 云南电力供需偏紧，电价上行有空间

2.1 送端产业结构调整，电力供需形势变革

云南是我国电力大省，全省电力装机逾 1.2 亿千瓦。其中，水电装机 8202 万千瓦，仅 次于四川、位居全国第 2 位，是名副其实的水电大省。在全省电力结构中，水电占比常年 保持在 70%以上，火电占比较小。然而，由于水力发电受枯期和汛期影响，呈现出“丰盈 枯缺”的特点，充当“配角”的火电在枯水期扮演着“调峰”的角色。 云南产业结构变化带来了电力供需新形势，2020 年后省内用电量超过外送电量并持续 增长。在 2018 年以前，鉴于云南自身经济发展水平相对滞后，电力消纳能力存在一定局限， 所生产的大量电力资源被输送至广东、广西等地区。为妥善解决水电资源季节性过剩这一 “弃水”问题，云南实施了一系列行之有效的举措，其中包括引入多家电解铝、电解硅等 高能耗企业，以此推动绿色铝与绿色硅产业的蓬勃发展。至 2020 年，云南自用电量首次超 越外送电量，彰显了相关措施的显著成效，同时也标志着云南电力供需结构发生了根本性 变革。这一转变不仅降低了其对外部电力市场的依赖程度，还切实增强了省内的能源自我 消纳能力。2023 年，云南全省规上工业发电量 3905.06 亿千瓦时，同比增长 3.5%，全社会 用电量 2513.48 亿千瓦时，同比增长 5.2%，自用电量占比接近 65%。其中，工业用电量 1791.45 亿千瓦时，占全社会用电量比例超过 70%。

云南等送端地区省内电力趋紧。在“十四五”规划的前三年期间，云南省电力供应短 缺问题频繁出现：2020 年末至 2021 年初，受寒潮天气影响，电力供需处于紧平衡状态； 2021 年第二季度，由于高温少雨且入汛时间延迟，不得不实施有序用电措施；2022 年夏季 用电高峰与冬季用电高峰时段，通过开展需求侧管理来应对电力供应压力；2023 年上半年 及年末，为保障电力供应，长时间对电解铝负荷进行压降处理。根据昆明电力交易中心预 测，2024 年云南省电力供应将呈现丰水期电力供应紧张、枯水期电力短缺的局面，且同时 面临电力电量双缺的困境。昆明电力中心预计，2024 年全年电量缺口约为 270 亿千瓦时， 最大电力缺口可达 750 万千瓦。 广东等受端地区感受明显。在电力供需格局演变中，西南地区电力形势从“弃水”转 为“丰紧枯缺”，送受两端展开博弈。2023 年，云南西电东送电量中至广东的占比为 86.45%；广东外受电量中来自云南的占比为 66.78%。2023-2025 年，常规电源建设相对滞 后，南方电网这三年电力缺口分别约 2000 万、2400 万、3000 万千瓦且逐年加大，五省区 除海南外均有不同程度电力缺口。同样，东部地区供需趋紧，期望送端按约供优惠电。送 端外送和内用矛盾突出，跨区调配、余缺互济、错峰避峰的可用资源显著下降，在运行中 只能调减外送计划，影响送受两端电力电量平衡。此外，西南地区电力供需偏紧的长周期 趋势，也会对云南等多地电价长期保持稳健乃至稳中有升态势的有力支撑。

2.2 电价提升空间充足，市场化改革持续推进

云南电力需求迅速增长，省内电价提升空间充足。自 2017 年以来，云南省因其丰富的 水电资源外送电量，又以其低电价优势而大规模引进电解铝等高耗能产业导致省内电量供 需关系调整。随着高耗能产业产能的显著提升，云南省的用电量在过去几年里实现了快速 增长，从 2017 年的 1538 亿千瓦时增长到 2023 年的 2513 亿千瓦时，CAGR 为 8.53%；反映 在价格端，市场化交易电价（算术平均值）从 2017 年的 181.83 元/兆瓦时上升至 2023 年 228.25 元/兆瓦时，CAGR 仅为 3.86%。而从全国范围看，云南省电价水平长期居于末位： 2023 年云南电网代理购电价格仅 251.17 元/兆瓦时，远低于多地平均电价 425.43 元/兆瓦时， 尚有充足的提升空间。

电力市场化改革持续推进。自 2014 年云南率先启动电力市场化交易以来，电力市场发 展持续提质增速，至 2024 年 1 月初省内电力市场化及交易累计规模已突破 10000 亿千瓦时， 清洁能源交易电量占比达 90%。市场化交易电量从 2015 年的 178 亿千瓦时增长至 2023 年 的 1850 亿千瓦时，2023 年省内市场化直接交易电量占全社会用电量比重达到 68.6%，稳居 全国前列。云南中长期电力市场已发展为国内市场活跃、运行平稳、技术先进、品种丰富 的省级电力市场之一，建立了以中长期交易为主、日前短期交易为补充的电力市场体系。 同时，通过分设清洁能源市场和燃煤发电市场，持续优化完善不同类型电源市场化交 易机制和高成本电源价格疏导机制，更好地满足云南电力供需形势和能源电力保供要求。 此外，根据《关于云南省电力市场交易价格区间设置的建议》政策规定，水电电价为前三 年年度市场价格的加权平均价的上下浮动 10%的区间内形成。省内积极落实完善国家统一 高耗能行业阶梯电价制度，取消高耗能行业优惠类电价政策。随着全面清理取消对高耗能 行业的优待类电价以及其他各种不合理价格优惠政策，云南电价还有不小的提升空间。

3 水风光一体化发展，澜上开发可圈可点

3.1 水电装机稳中有增，关注澜沧江上游开发进展

持续开发澜沧江流域水电项目建设，水电装机规模仍有增长空间。澜沧江水能资源丰 富，可开发总装机容量 3356.8 万千瓦，目前已开发装机容量 2275 万千瓦。2024 年底托巴 水电站（140 万千瓦）4 台机组全部投产发电之后，公司目前在澜沧江流域控股的投产运营 水电站 12 个（合计装机容量 2140 万千瓦），在建水电站 5 个，筹建水电站 6 个。

澜沧江上游西藏段尚处于开发初期阶段，投资与建设稳步推进中。目前，澜沧江上游 西藏段正在积极推进多个水电站的前期工作，装机容量合计为 782.3万千瓦，尚未有投产运 营项目，如美、邦多、班达、古学水电站已经进入建设阶段，公司水电开发战略正在稳步 推进。计入上游扎曲河部分水电站、古水水电站与光伏项目后总装机容量 1975.6 万千瓦， 估算总投资至少 2000 亿元，前期计划投资近 60 亿元。

澜沧江上游云南段和中下游段进入建设收尾阶段，多数水电站已稳定成熟运营。目前， 上游云南段干流装机容量合计 923 万千瓦，已投产运营装机容量 703 万千瓦，投产比例为 76.2%；下游段干流装机容量 1651.5 万千瓦，已投产运营装机容量 1572 万千瓦，投产比例 为 95.2%。2024 年 6 月至 12月底，位于上游云南段的托巴水电站（140 万千瓦）4 台机组全 部投产发电，设计多年平均发电量 62.3 亿千瓦时，持续扩大公司清洁能源装机容量规模。 收购华能四川股权，整合完成规模提升。2023年 10月，公司完成了对华能集团及其子 公司华能国际所持有的华能四川水电开发有限公司 100%股权的全面收购。华能四川公司是 华能集团在四川省设立的区域子公司，主要从事四川地区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 月底并表前，其已投产水电装机容量 265.1 万千瓦，在建水电项目 111.6 万千 瓦。通过此次资产注入，公司投运水电装机容量实现了 11.55%的显著增长，为发电规模和 业绩增长带来积极的正面影响。 华能四川的泸定硬梁包水电站，装机容量达到 111.6 万千瓦，设计多年平均发电量 51.81 亿千瓦时。2024 年 12 月底，其首台 5 号机组（3.6 万千瓦）、第二台 4 号机组（27 万 千瓦）正式投产运行，计划在 2025 年完成全部机组的投产，为公司近期的业绩增长提供有 力支撑。

水电量价稳步齐升。2024 年公司水电上网电量 1069.88 万千瓦时，同比增长 2.42%。 2023 年，公司水电上网电价 218.85 元/兆瓦时，同比增长 4.25%；作为对照，国投电力控股 的云南大朝山水电站上网电价 185.5 元/兆瓦时，同比下降 0.54%。

3.2 风光装机规模迅速增加，光伏上网电价政策调整

“风光水火储一体化”和“源网荷储一体化”成为风光新能源开发的主要模式。风光 水火储一体化”侧重于电源基地开发，强化电源侧灵活调节作用，优化各类电源规模配比， 确保电源基地送电可持续性；“源网荷储一体化”侧重于围绕负荷需求开展，充分发挥负 荷侧的调节能力，实现就地就近、灵活坚强发展，激发市场活力、引导市场预期。 具体新能源政策方面，《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。 2024 年 8 月，《南方电网云南电网公司数字电网支撑云南新型电力系统建设行动方案 （2024—2025 年）》出台，到 2025 年，初步建成高比例清洁能源新型电力系统示范区，支 撑新增 5000 万千瓦以上新能源的接入和消纳，风光水火储一体化多能互补基地初具规模， 可再生能源装机及发电量占比分别达到 89%、88%以上。 持续投产新能源风光一体化基地，水风光互补效益显著。通过在地理空间上整合流域 内丰富的水力资源与邻近区域的风光资源，实现资源的互补开发，通过协同开发提升可再生能源的消纳能力。水风光一体化基地的构建是一个长期且涉及多个产业的复杂工程，需 要大量投资，对整个产业链的上下游环节均能产生积极的带动作用。公司预计“十四五” 规划新增新能源装机 1000 万千瓦，目前正加快澜沧江上游水风光一体化清洁能源基地开发 建设。 风光装机容量、光伏上网电量迅速增加。2021-2023 年，公司风光装机容量从 23.5 万 千瓦迅速增加到 192.81 万千瓦，CAGR 达到 186.44%。根据公司 2024 年上半年披露，全年 拟续建、新开工新能源项目共 84 个，拟投资 139.91 亿元，计划投产 309 万千瓦，项目主要 分布在大理、版纳、普洱、临沧、怒江、保山、昆明及四川省各区域。2022-2024 年，光伏 上网电量从 1.53 亿千瓦时迅速增加至 36.28 亿千瓦时，CAGR 达到 387.25%；风电上网电量 多年稳定在 4 亿千瓦时左右。公司未来数年或将继续重点布局光伏业务，光伏上网电量预 计保持增长态势。

风电上网电价保持平稳，光伏上网电价因新增较多平价项目而大幅调整。2019-2023年， 风电上网电价较为平稳，从 416.87 元/兆瓦时增长至 453.64 元/兆瓦时，CAGR为 2.14%，预 计明年保持缓增；光伏上网电价从 2019 年的 796.93 元/兆瓦时增长至 2021 年的 844.55 元/兆 瓦时，2022 年略微下降 0.79%至 837.92 元/兆瓦时，2023 年因为新增较多平价项目、低电价 电量占比增加而下降至 326.8 元/兆瓦时。基于当前及未来政策环境、电力供需形势、清洁 能源绿色低碳价值属性等方面判断，预计未来公司新能源电价水平将呈现平稳增长态势。

（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。）