2025年水电行业Q2电量报告：大水电蓄能价值兑现，电量增速显著跑赢行业

一、测算长电、雅砻江 25Q2 发电量同比+2.2%、+9.8%

（一）一季度蓄能释放电量提升，二季度基数提高电量下滑

4-5月份来水偏枯，6月各流域来水好转。根据各省水文网站数据，上半年金沙江各 月份来水均同比偏高，Q2乌白溪向四座电站平均入库流量同比增加1-2成；但长江 上游三峡电站Q2来水偏枯，入库流量同比-18.9%；雅砻江Q1释放蓄能来水偏丰， 4-6月份蓄水导致来水下降，Q2锦屏一级、二滩电站入库流量分别同比-5.2%、+5.9%； 红水河龙滩电站一季度来水较好，二季度同比降幅明显，Q2入库流量同比-19.9%； 清江水布垭电站来水同比偏枯较为明显；大渡河6月份来水较差，Q2猴子岩、瀑布 沟入库流量分别同比-9.0%、-5.1%。

年初整体蓄水位较高，二季度末主要流域蓄水同比偏高。今年以来主要流域蓄水位 同比往年偏高，各水库谨慎放水，6月末整体水位同比偏高。金沙江下游乌东德、白 鹤滩、溪洛渡、向家坝电站水位同比偏高，三峡6月末水位同比略偏低；雅砻江流域 季末锦屏一级和二滩电站水位分别位于61%/58%的分位，锦屏一级同比偏高7米， 二滩同比偏高2米；龙滩电站年初至今来水偏枯，当前位于65%蓄水位，同比基本持 平；清江水布垭电站水位同比偏高；大渡河流域猴子岩、瀑布沟电站季末水位分别 位于87%/78%的分位。

（二）发电量测算——长江电力

测算2025Q2长江电力发电量约693.95亿千瓦时，同比增加2.2%。测算长江电力2025 年6月发电量309.45亿千瓦时，同比+8.2%，2025Q2发电量693.95亿千瓦时，同比 +2.2%（4-6月发电量增速分别为-2.0%、-3.0%、+8.2%），2025H1发电量1270.74 亿千瓦时，同比+5.4%。特别提示，枯水期乌东德、白鹤滩流量数据缺失，当前发 电量测算结果精准度较以往略偏低，但增速可作为参考。

（三）发电量测算——雅砻江水电

测算2025Q2雅砻江水电发电量约203.56亿千瓦时，同比增加9.8%。根据四川水利 厅监测的数据，25Q2雅砻江流域锦屏一级、二滩的入库流量分别同比-5.2%/+5.9%， 且一季度以来水位持续偏高，使得出库流量增加、发电量增加。测算雅砻江水电2025 年6月发电量96.50亿千瓦时，同比+4.1%（4月、5月增速分别为+24.0%、-15.5%； 2025Q2发电量为203.56亿千瓦时，同比+9.8%，2025H1发电量435.93亿千瓦时， 同比+14.2%。

（四）发电量测算——大渡河

测算2025Q2大渡河发电量约136.93亿度，同比增长2.3%。二季度大渡河流域来水 基本持平略枯，猴子岩、瀑布沟入库流量分别同比-9.0%、-5.1%。测算2025年6月 大渡河完成发电量71.74亿千瓦时，同比-5.1%；2025Q2累计完成发电量136.93亿千 瓦时，同比+2.3%；2025H1累计发电量193.44亿千瓦时，同比-1.7%。

二、蓄能：季末长电、雅砻江蓄能同比+22、+20 亿度

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。

（一）雅砻江水电——截至 6 月末蓄能同比偏高约 20.01 亿度

雅砻江枯水期释放蓄能，5月蓄水导致电量下滑。2025年初，雅砻江蓄能同比偏高 69.48亿千瓦时，1-4月份枯水期四川省电价较高，雅砻江同比多释放蓄能39.72亿千 瓦时，带动电量提升，5月进入平水期，四川省电价环比下降，同时为成都运动会保 供，雅砻江转变放水策略开始蓄水，5月雅砻江同比少释放蓄能14.84亿千瓦时，导 致电量下滑，截至2025年6月末，测算雅砻江水电三大调节电站可调蓄水量共计 76.39亿m³（死水位以上的水量），24年同期为67.09亿m³（同比+9.30亿m³/同比 +13.9%）。雅砻江水电三大电站6月末蓄能共计151.41亿度，24年同期为131.40亿 度（同比+20.01亿度/同比+15.2%）。 年初雅砻江水电三大电站蓄能252.01亿度，同比偏高59.48亿度，1-4月持续释放蓄 能，5、6月蓄水蓄能提升，6月末雅砻江蓄能较去年同期偏高20.01亿度，为151.41 亿度，也是近三年同期蓄能最高。

（二）长江电力——截至 6 月末累计蓄能同比偏高 21.56 亿度

长江电力高水位入汛，缓解汛末蓄水压力。2024年汛末由于来水偏枯三峡未完成蓄 水，直到年末蓄水至正常蓄水位，也对全年电量有所影响。2025年初，长江电力蓄 能同比偏高40亿千瓦时，若考虑雅砻江蓄水偏高、全流域蓄能偏高超100亿千瓦时。 一季度受益于雅砻江放水策略，长江电力电量保持增长，但自身蓄能释放相对平缓， 与去年同期保持一致，二季度放水增加，保持电量同比增长，体现了调节电站的优 势。截至2025年6月末，测算长江电力六座电站蓄能共计110.34亿度，24年同期为 88.79亿度（同比+21.56亿度/同比+24.3%）。

长江流域全流域蓄能偏高，6月末长电全流域蓄能同比偏高41.54亿度。目前不仅长 江电力六座电站蓄能同比偏高21亿度，全流域来看雅砻江蓄水同比偏高，位于上游， 放水发电时也将增加长江电力发电量。截至2025年6月底，测算长江上游全流域蓄 能299.35亿度，去年同期为257.81亿度，同比增加41.54亿度/同比+16.1%。

三、装机投产期来临，利率下滑有望提升估值

2025年开始，水电再次进入一轮投产高峰期。澜沧江托巴电站（装机140万千瓦， 华能水电持股100%）已完全投产，2025年全面贡献利润；大渡河双江口（装机200 万千瓦）、金川（装机86万千瓦）、沙坪一级（装机30万千瓦）、枕头坝二级（装 机36万千瓦）（以上四座电站由国能大渡河公司控股）、硬梁包（装机111.6万千瓦， 华能水电控股）将于2025年开始陆续投产；金沙江中游银江水电站（39万千瓦，川 投能源控股）计划2025年投产；黄河羊曲水电站（120万千瓦，黄河水电控股）已 完全投产；国投电力印尼巴塘电站计划于2025年投产，该电站为BOT项目，装机51 万千瓦。

行业资本运作加速，多家水电定增、国电投水电核电拟重组上市。2024年，华能水 电拟定增募资60亿元建设水电站，国投电力拟向社保定增募资建设水电，国电投旗 下水电、核电资产分别注入远达环保、电投产融，四川省开启资产整合，拟将四川 省投资集团有限责任公司与四川省能源投资集团有限责任公司进行战略重组，或将 开启四川省资产整合序幕。

水电公司分红意愿强，大型水电公司十四五期间承诺高分红。水电公司由于现金流 稳定充裕，资本开支小，常年保持50%以上高分红率，2023年桂冠电力分红率达 129%，体现了水电公司的分红能力和分红意愿，长江电力也保持分红总额稳定提升， 超过公司承诺十四五期间每年不低于70%的分红率。其余水电公司也有不同程度的 分红承诺，国投电力上调分红承诺2024-2026年不低于当年可供分配利润的55%，华能水电承诺2024-2026年分红不低于当年可供分配利润的50%，川投能源承诺 2023-2025年每股分红不低于0.4元。以长江电力为代表的成熟水电公司适用于股息 率定价，分红金额、合理股息率是关注重点，其中合理股息率锚定无风险利率。

利率下行，长江电力息差扩大。长江电力在2016年后提出了连续十年的分红承诺， 估值方式逐渐转向股息率定价，2017-2023年，长江电力股息率与十年期国债收益 率之间的息差均值为77bp，其中2021-2023年息差均值约100bp，2024年至今，我 国利率持续下行，十年期国债收益率从2024年初的2.56%下降至2025年7月4日为 1.65%，长江电力息差也提升至1.48%（以长江电力2024年每股股利和7月4日收盘 价计算），当前息差远超十三五至今平均水平。

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。

四、重点公司分析

（一）川投能源：雅砻江调节电站增量稳价，大渡河装机进入投产期

雅砻江一季度电量提升，大渡河即将进入装机投产期。两河口在 2024 年 10 月末 首次蓄满，雅砻江调节能力得到充分发挥，年初雅砻江蓄能同比偏高超 50 亿度， 一季度释放蓄能电量提升兑现，二季度进入平水期电价下滑、叠加成都运动会开始 蓄水，预期 Q2 发电量同比提升 9.8%，上半年发电量同比提升 14.2%。25 年长协 电价影响明确，2025 年江苏省年度长协电价下降 4 分，测算影响雅砻江归母净利 润 4.92 亿元，继 6 月江苏电力集中竞价大跌后，7 月电价环比修复至此前水平，预 计电价可控。公司控股银江水电站首台机组投产。公司参股国能大渡河 20%股权， 2025 年开始大渡河进入投产高峰期，将陆续有四座水电站投产。公司承诺 2023-2025 年每股股利不低于 0.4 元，稳定分红预期。

（二）长江电力：蓄能平稳释放仍处高位，水电龙头防御属性凸显

蓄能释放电量提升，成本费用下降提升利润。年初公司六座电站蓄能同比偏高 40 亿千瓦时，叠加雅砻江蓄水，长江电力全流域蓄能同比偏高 108 亿千瓦时，伴随上 半年各电站蓄能平稳释放，我们测算公司 Q2 发电量同比提升 2.2%，H1 发电量同比提升 5.4%。5 月底长江电力保持高水位入汛，截至 2025 年 6 月末，公司蓄能同 比偏高 22 亿千瓦时，此外，公司持续偿还贷款、置换高利率负债，财务费用降低， 三峡电站机组折旧到期释放利润，公司长期股权投资规模高，投资收益保持稳定增 长，虽然电价下降将导致利润下滑，但电量提升、成本费用下降仍能带动公司利润 增长。

（三）国投电力：雅砻江调节电站增量稳价，煤价下降增厚火电利润

雅砻江水电业绩稳健，火风光装机投产增厚业绩。两河口在 2024 年 10 月末首次蓄 满，雅砻江调节能力得到充分发挥，年初雅砻江蓄能同比偏高超 50 亿度，一季度 释放蓄能电量提升兑现，二季度进入平水期电价下滑、叠加成都运动会开始蓄水， 预期 Q2 发电量同比提升 9.8%，上半年发电量同比提升 14.2%。根据公司定期报 告，公司在建印尼巴塘 0.51GW、雅砻江在建+核准水电 3.72GW，水电装机在未来 仍有成长；火电方面，钦州两台机组均已投产（2×66 万千瓦），年设计发电量 66 亿千瓦时，舟山燃机发电项目、钦州二电 3、4 号机组已开工，未来三年内将陆续 有火电项目投产，2025 年煤炭价格持续下降，将增厚火电盈利；新能源方面，雅 砻江 2024 年投产风光较少，2025 年将有大型光伏项目投产，常规风光项目也将加 速投产。水火风光协同贡献利润。公司承诺 2024-2026 年分红率不低于 55%，股 息率处于较高水平。

（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。）