1.1、 水力发电站利用水流落差发电，发电量与来水情况相关
水力发电站利用大坝集中天然水流，经水轮机与发电机的联合运转，将集中的 水能（动能和势能）转换为电能，再经变压器、开关站和输电线路等将电能输入电 网。以三峡工程为例，三峡大坝将上游水位提高，使上下游形成一定的落差（也称 “水头”），从而集中利用长江重庆-三峡段的水能资源。水力发电量与通过水轮机的 流量和上下游水位差成正比，发电量与降水情况相关。
1.2、 水电商业价值：收入中枢稳定，成本逐渐下降
水电项目初始投入大，前期成本主要为资产折旧和贷款利息，随着资产折旧陆 续完毕，成本将相应降低，盈利规模将逐步提升。电站机器设备（折旧年限 20 年以 内）、挡水建筑物（折旧年限 40-60 年）等固定资产折旧到期后，电站折旧费用将逐 渐下降，水电企业价值创造能力将进一步提升。
从收入端来看：（1）上网电量受到装机容量与来水影响。水电装机依然拥有增 量空间；新能源装机有望打造水电企业第二增长曲线。2023 下半年起来水转丰，主 要水库蓄水至历史较高水位，短期内水电利用小时数具备支撑；同时，各流域梯级 电站开发逐渐完备，充分利用大型调节水库的调节能力，以及梯级水库联合调度协 同优势，水能利用率有望持续提高。（2）上网电价分为非市场化电价与市场电价， 非市场化电价短期内较为稳定。部分地区季节性用电高峰期间电力供应依然偏紧， 四川、云南两省市场化电价中枢上行，江苏省市场化电价较标杆电价大幅上浮。
从成本端来看：（1）折旧约占营业总成本的 40%，且电站实际使用寿命或远高 于其折旧年限。挡水建筑折旧年限约 50 年，机器设备折旧年限约 20 年；2023 年前 后三峡电站 9#-26#机组机器设备将陆续折旧到期，逐渐释放利润。（2）财务费用在 营业总成本中约占 20%。水电企业现金流充沛，随着电站建设期贷款逐渐偿还完毕， 企业资产负债率逐步改善；2014 年至今 1 年期 LPR 经历多次下降，水电企业边际债 务成本改善。
2.1、 装机：部分流域水电装机仍有增量，水风光储基地扩展增长空间
传统水电装机仍有增长空间，水电企业有望借助水风光一体化基地建设提升总 装机容量，扩展增长空间。截至 2024 年末，华能水电在建、拟建水电项目 1068.6 万千瓦，十五五、十六五时期有望陆续建成投产，全部投产后将贡献 39.1%水电装机 增量；国投电力在建、拟建水电项目 1153 万千瓦，投产时间主要集中在十六五时期， 全部投产后将贡献 54.0%水电装机增量。 水电企业通过水风光一体化基地建设打造第二成长曲线。2024 年，华能水电新 增新能源装机 177.5 万千瓦，新能源装机容量同比增长 92.0%；国投电力新增风电装 机 70.6 万千瓦，新增光伏装机 192.56 万千瓦，新能源装机容量同比增长 27.2%。截 至 2024 年末，国投电力在建风电项目 179.2 万千瓦，在建光伏项目 651.5 万千瓦。
2.1.1、 水电开发步入后半程，优质大型水电站资产具有稀缺性
我国水电开发已进入后半程。根据 2018 年全国水力资源复查成果，我国水力资 源技术可开发量达 6.87 亿千瓦，年发电量约 3 万亿千瓦时。截至 2024 年末，我国常 规水电装机容量（不含抽水蓄能）3.77 亿千瓦，同比新增 0.06 亿千瓦；已开发水电 装机容量占技术可开发容量的 54.88%，国内水电资源开发进入后半程。《2030 年前 碳达峰行动方案》提出，十四五、十五五期间分别新增水电装机 40GW，据此估算， 2024~2030 年水电装机容量 CAGR 约为 1.76%。
我国十三大水电基地水能资源量占全国水能资源总量的一半以上。原电力工业 部经过数次规划，于 1989 年提出建设金沙江水电基地、雅砻江水电基地、大渡河水 电基地、乌江水电基地、长江上游水电基地等十二大水电基地，随后在 2003 年规划 怒江水电基地，形成第十三大水电基地。截至 2024 年末，全国前三大水电装机省份 分别是：四川（1.02 亿千瓦）、云南（0.84 亿千瓦）和湖北（0.38 亿千瓦）。
长江流域水能资源丰厚，已建成 4 座超大型水电站。我国的河流可划分为内流 河、松辽河流域、海河流域、黄河流域、淮河流域、长江流域、珠江流域、东南诸 河、西南诸河九大流域片。其中长江流域的年径流量最大，且流经青藏高原、横断 山脉、四川盆地、巫山等地势落差较大的地区，水能资源居全国第一。截至 2024 年 末，长江流域已建成三峡（22.5GW）、白鹤滩（16GW）、溪洛渡（13.86GW）、乌东 德（10.2GW）、向家坝（6.4GW）四座超大型水电站，澜沧江流域已建成糯扎渡（5.85GW） 超大型水电站。国内已建成装机容量超过 5GW 的水电站仅有以上 5 座；已建成装机 规模介于 3GW-5GW 的水电站 10 座。
截至 2024 年末，长江电力在运水电装机容量 7179.5 万千瓦，多年平均年发电量 近 3000 亿千瓦时；华能水电在运水电装机容量 2730.58 万千瓦，年发电量约 1100 亿 千瓦时。截至 2025 年 3 月末，雅砻江水电公司（国投电力/川投能源分别持股 52%/48%） 在运水电装机容量 1920 万千瓦，年发电量约 900 亿千瓦时。
澜沧江、雅砻江流域水电装机仍有较大增量空间。2022 年白鹤滩电站建成投产 后，水力发电板块上市公司暂无在建、待建超大型水电项目，大型水电资产具有稀 缺性。截至 2024 年末，华能水电在建澜沧江上游如美电站等水电项目合计 406.6 万 千瓦（2024 年托巴电站 1-3#机组共 105 万千瓦已建成投产），其中 246.6 万千瓦有望 于 2025 年内投产；澜沧江上游古学等项目共 662.0 万千瓦已纳规，处于前期工作阶 段，十五五、十六五时期有望陆续建成投产。国投电力在建水电主要为雅砻江和印 尼水电项目，合计 423 万千瓦，投产时间集中在十五五时期；拟建牙根二级、雅砻 江上游 10 座阶梯电站等数个水电项目装机容量合计 730 万千瓦。川投能源控股在建 水电项目为金沙江中游银江电站，拟于 2025 年投产。截至 2025 年 1 月，华能水电 托巴电站已全部投产，硬梁包电站 5#、6#机组共 30.6 万千瓦已投产。
2.1.2、 水风光一体化基地建设提升传统水电企业装机增量空间
水电是优秀的灵活性电源。目前，我国电力电量总体呈现“电量平衡有余，季 节性用电高峰期间电力平衡能力偏紧”的特点。水电相比煤电气电等其他电源，具 有运行灵活、安全可靠的绝对优势。水电站机组开机灵便、迅速，从停机状态到满 负荷运行仅需 1min~2min 时间，其增减负荷的迅速灵敏性有利于满足电网调峰和紧 急事故支援对上网容量的高标准要求。此外，大规模新能源并网影响系统原有功率 供需平衡机制，负荷反调节特性十分明显，导致电网负荷峰谷差进步加大，具有较 大调节库容的水电站可调节出力范围大，可承担电网调峰调频、事故备用、调节新 能源出力波动的重任。
水光互补，提高新能源发电利用率。风、光资源在时空上的随机性、间歇性所 导致的风、光出力的频繁波动，极大地加剧了电网调峰、调频的压力，对电力系统 的安全稳定运行影响较大。充分发挥水电调节速度快、能源可存储等优点，能有效 缓解间歇性能源出力波动给电力系统带来的影响，更好地发挥促消纳、保安全作用。 以西南区域可再生能源开发基地为例，拓展水风光储一体化基地建设，可以充分利 用有效库容调节风光出力波动，成为了风、光等多能互补开发的重要互补能源，这 也是目前解决大规模间歇性能源电力外送的有效途径之一。
“十四五”可再生能源发展规划提出，依托西南水电基地，推进水风光综合基 地开发建设。做好主要流域周边风能、太阳能资源勘查，依托已建成水电、“十四五” 期间新投产水电调节能力和水电外送通道，推进水风光综合基地统筹开发。
华能水电：“十四五”期间拟在澜沧江云南段和上游段规划建设“双千万千瓦” 清洁能源基地。公司主动扩展风电、光伏电力项目业务范围，综合利用自身大中型 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。截至 2024 年末，公司在运新能源装 机 370.27 万千瓦，同比增加 177.46 万千瓦。 国投电力：清洁能源为主、水火风光并济。截至 2024 年底，公司已投产控股装 机容量 4463.47 万千瓦，其中水电 2130.45 万千瓦、火电 1320.08 万千瓦（含垃圾发 电）、风电 388.85 万千瓦、光伏 577.89 万千瓦；在建装机容量 1477.23 万千瓦，其中 水电 423.00 万千瓦、火电 373.48 万千瓦，风电 179.21 万千瓦、光伏 651.54 万千瓦。 川投能源：参股为主，控股装机较少。截至 2024 年末，川投能源参股雅砻江水 电（48%）、国能大渡河公司（20%）、中核汇能（6.4%）、三峡能源（0.89%）、中广 核风电（1.37%）。2024 年，公司并表资产发电量 58 亿千瓦时，其中水电 55 亿千瓦 时，光伏发电 3 亿千瓦时。
2.2、 2025 年一季度来水偏丰，全年或呈 ENSO 中性
水电利用小时数与当年地表水资源量呈现较强的关联性，但波动幅度较小。2021 年起，受到连续三年的拉尼娜气候影响，我国地表水资源量同比转枯，水电利用小 时数下滑，2023 年水电利用小时数降至 3133 小时。2023 年下半年起来水转丰，2024 年水电利用小时数同比修复，全年利用小时数 3349 小时，同比增加 6.91%。
金沙江和长江流域：2025 年一季度三峡水库入库流量均值 0.71 万立方米/秒，同 比偏丰 12.3%，较 2003-2024 年均值偏丰 28.7%；截至 2025 年一季度末，三峡水库 水位 162.08 米，同比提高 2.79 米，较 2003-2024 年均值偏高 8.16 米。 根据长江电力公告，2025 年一季度，乌东德水库来水总量约 167.05 亿立方米， 较上年同期偏丰 12.5%；三峡水库来水总量约 555.19 亿立方米，较上年同期偏丰 11.6%。2025 年一季度，长江电力水电发电量 576.79 亿千瓦时，同比增长 9.4%。
澜沧江流域：根据华能水电公告，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%。2025 年一季度， 华能水电所属水电站发电量 197.33 亿千瓦时，同比增长 30.5%，主因系托巴电站 4 台机组共 140 万千瓦全面投产、年初澜沧江水电梯级蓄能同比增加、云南省内带能 力需求与西电东送电量同比增加；剔除上年同期未投产的托巴与硬梁包水电后，水 电发电量为 187.19 亿千瓦时，同比增长 23.8%。 雅砻江流域：根据国投电力公告，雅砻江两河口电站 2024 年蓄满，对流域的补 偿效益显著；2025 年一季度大朝山、小三峡水电站流域来水偏丰。2025 年一季度雅 砻江水电实现发电量 232.37 亿千瓦时，同比增长 18.4%。
ENSO（厄尔尼诺-南方涛动）事件对我国气候具有重要影响。厄尔尼诺（El Niño） 事件通常导致中国南方地区冬季降水增加，北方地区出现干旱和寒冷天气；相反， 拉尼娜（La Niña）事件则会带来中国北方地区的夏季降水增多和南方的干旱。 NINO3.4 指数是用来监测和分析 ENSO 事件的重要气候指标，该指标基于赤道太平 洋中部和东部地区海表温度的异常变化，对我国气候判断具有重要意义。 根据美国国家海洋和大气管理局（NOAA）提供的 NINO3.4 数据，厄尔尼诺和 拉尼娜现象具有较强季节性和周期性。厄尔尼诺和拉尼娜现象往往开始于 4 月至 6 月，并且在 10 月至次年 2 月期间达到最大强度。强厄尔尼诺现象平均 10-15 年发生一次，强拉尼娜现象平均 10 年左右发生一次；ENSO 现象每 3 到 7 年就会有一次明 显的事件（无论是厄尔尼诺还是拉尼娜）。据哥伦比亚大学国际气候与社会研究所 IRI 预测，2025 年全年 ENSO 中性概率较大。
2.3、 梯级联合调度助力提质增效，大型水电企业具备优势
降水的季节分布导致天然水资源具有季节波动特性。三峡水库入库流量和出库 流量均具有显著的季节性波动特性，每年的丰水期（大约 6 月至 10 月）入库流量显 著增加；枯水期（大约 12 月至次年 4 月）入库流量明显减少。
为了满足防洪、发电、航运、补水等综合需求，每年三峡水库水位呈规律变化。 从 1 月份开始，为满足发电、航运及生态调度等要求，水库加大下泄流量，水库水 位逐渐下降，至 6 月中旬，降至防洪限制水位。在汛期，水库一般在防洪限制水位 允许的波动范围内运行，以留出防洪库容。必要时按照国家指令拦蓄洪水，水位升 高。洪水过后，水库水位逐步降低，以迎接下一次可能发生的洪水。从 9 月初开始， 三峡水库开始蓄水，水库水位升至正常蓄水水位，并保持高水位运行至年底。
正常蓄水位和防洪限制水位是水电站水库的两个重要运行水位。正常蓄水位指 水库在正常运用情况下，为充分发挥防洪、发电、航运、生态补水等综合功能蓄到 的最高水位；防洪限制水位指水库为满足拦蓄洪水的需要，在汛期需要保持的水位。 水电站水库正常蓄水位与死水位之间的容积为兴利库容，又称调节库容。在入 库天然径流一定的情况下，调节库容愈大，水能资源利用愈充分，水电站各时段的 出力和发电量愈均匀，对满足各综合利用部门要求的能力也愈强。
调节库容与多年平均年径流量之比称为库容系数，通常用来衡量水库调节能力。 由于河川径流在年内、年际分布不同，不同调节性能的水库对库容系数的要求有较 大的差别。当调节库容能容纳设计枯水日来水量的 30%～50%时，可进行日调节； 库容系数为 2.5%～20%时，可进行季调节；当库容系数达到 20%～30%时，可进行 年调节；当库容系数大于 30%时，便可进行多年调节。高层次调节水库有条件同时 进行较低层次的调节，如多年调节水电站，可同时进行年、季、周、日调节。
充分运用水库调节库容，通过梯级联合调度减少弃水。随着水库电站的投产， 按主汛期蓄水、枯水期腾库发电的方式运行，可将主汛期下游电站无法利用的洪水 拦蓄到枯水期发电，提高下游电站的水资源利用率，在不影响主汛期下游梯级电站 发电能力的情况下，增加了枯水期的发电量，提高机组利用小时数，改善电站的经 济性。 以长江流域为例，三峡电站机组过流能力大于葛洲坝电站，当预报三峡来水大 于葛洲坝机组过流能力时，可以暂时拦蓄超额来水，降低三峡电站的发电流量，来 匹配葛洲坝电站机组，尽量让来水依次通过三峡、葛洲坝电站机组过流，从而增加 葛洲坝电站的发电量，提高发电效益。同时，葛洲坝水库是三峡水利枢纽的航运反 调节水库，配合三峡水库进行下泄非恒定流的日调节，协同配合提高水能利用率。
梯级联合调度提升水库平均运行水头。在满足防洪要求的前提下，通过联合调 度适当提前每年的汛后蓄水时间，延迟汛前水位消落时间，尽量在非汛期保持较高 的平均运行水头。另外，充分利用汛期洪水资源，在保证安全的前提下，把部分洪 水留在水库，待洪峰过后，再经水轮发电机组泄至下游，这样不仅增加了发电流量， 同时也提高了汛期水库的平均运行水头。提高水库平均运行水头的方法，简单可以 总结为“早蓄水、晚消落、动汛限”。以三峡水库为例，若来水按九十年代以来的平 均值考虑，汛期（6 月 10 号-9 月 10 号）库水位抬高 1 米，三峡电站将增发电量 5 亿千瓦时左右。
大型水电企业调度具备天然的平台优势，2024 年长江电力六库联调节水增发电 量 128.7 亿千瓦时。2003 年，三峡水库蓄水发电，三峡—葛洲坝梯级水库正式形成； 2013 年，金沙江流域的溪洛渡电站、向家坝电站投产，形成了由 4 座水库组成的金 沙江下游—三峡梯级水库，联合调度节水增发电量实现跃升，连续八年节水增发电 量超 90 亿千万时；2021 年，随着白鹤滩水电站顺利完成蓄水接机任务，金沙江下游 -三峡梯级六库联合调度格局初步形成。2024 年长江电力节水增发电量 128.7 亿千瓦 时，创历史新高。
华能水电拥有国内澜沧江流域水电资源开发权。澜沧江水能资源丰富，主要可 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；其中澜沧江西藏 段规划八个梯级电站，龙头水库如美；澜沧江上游云南段的梯级开发方案分为一库 七级龙头水库古水；澜沧江中下游段的梯级开发方案分为两库八级，拥有小湾、糯扎 渡两大多年调节水库。 雅砻江水电公司拥有雅砻江流域水电项目全部开发权。雅砻江干流共规划建设 22 级电站，其中上游 10 座电站；中游 7 座电站，龙头水库两河口具备多年调节能力； 下游 5 座电站，龙头水库锦屏一级拥有年调节能力。根据钟斯睿等《雅砻江梯级水 库电站中长期联合优化调度研究》，雅砻江中下游 7 座电站联合调度将增发电量 75.06 亿千瓦时，增幅 8.7%。
我国水电电价政策主要经历三次调整。在 2004 年以前，我国水电站的上网电价 按照“还本付息电价”或“经营期电价”两种方式制定，基本为“一厂一价”，此后， 水电的电价政策经历了从标杆化、到去标杆化、再到标杆化的三次调整。2014 年国 家发改委印发《关于完善水电上网电价形成机制的通知》，其中对于 2014 年以后新 投产的水电站，鼓励通过竞争方式确定水电价格。 2015 年《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》下发，标 志新一轮电力体制改革的开启，本轮电改的核心目标是形成主要由市场决定能源价 格的机制。2017 年发改委、能源局下发《关于开展电力现货市场建设试点工作的通 知》，开启第一批电力现货市场试点建设，包括南方（以广东起步）、蒙西、浙江、 山西、山东、福建、四川、甘肃等 8 个地区；2021 年新增辽宁、上海、江苏、安徽、 河南、湖北 6 个试点。2024 年 1-12 月，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易 电量 6.18 万亿千瓦时，同比增长 9%，占全社会用电量比重为 62.7%，同比增长 1.3 个百分点；其中，中长期电力直接交易电量合计为 4.65 万亿千瓦时，同比增长 5.1%。
主要水电企业市场化交易电量占比趋稳，电价中枢上行。2024 年，川投能源、 华能水电、国投电力、长江电力市场化交易电量占比分别为 76.8%、62.1%、41.6%、 38.6%，水电平均上网电价分别为 240.7、220.0、290.7、285.5 元/千瓦时。国投电 力 2021 年市场化交易电量占比大幅提升主要系雅砻江水电公司杨房沟电站和两河 口电站部分机组投产，2022-2023 年平均上网电价连续两年较大幅提升，2024 年有 所回落。长江电力 2023 年 1 月完成乌东德、白鹤滩电站收购，市场化交易电量占 比与平均上网电价均有所提升。
电源装机增长叠加水电来水改善，电力供需形式逐渐宽松，部分市场化电价承 压。2022-2023 年，我国共核准 220GW 火电；2024 年全国新增火电、风电、光伏装 机分别为 54.13GW、79.34GW、277.17GW。中电联预计 2025 年迎峰度夏期间，华 东、西南、华中、南方区域中部分省级电网电力供需形势紧平衡；迎峰度冬期间， 随着常规电源的进一步投产，电力供需形势改善。水电倒推电价和市场化电价或将 承压。
3.1、 落地倒推定价：锦官送苏市场化电价波动由送/受端共担
2021 年 10 月，国家发展改革委印发了《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发 电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439 号），提出调整燃煤发电交 易价格上下浮动范围为均不超过基准电价的 20%。江苏省燃煤发电基准上网电价 0.391 元/千瓦时（含税），最高价上浮 20%为 0.4692 元/千瓦时。2023-2025 年江苏省 年度交易电量加权均价分别为 0.46858、0.45294、0.41245 元/千瓦时，较燃煤基准电 价分别上浮 19.84%、15.84%、5.49%。 根据江苏省发改委相关文件，2019 年 7 月起锦官送苏上网电价为 0.2603 元/千瓦 时。2022 年 8 月起，锦官电源组送苏落地电价形成机制调整为：基准落地电价+浮动电价；基准落地电价为江苏省燃煤发电基准上网电价（0.391 元/千瓦时）；浮动电价 为江苏电力市场交易年度交易成交均价和燃煤发电基准上网电价之差，由送、受双 方按照 1:1 比例分享（或分担）。2022 年 8 月起，由落地电价倒推出的锦官电源组送 苏部分上网电价为 0.3195 元/千瓦时，较 2019 年电价政策上浮 22.74%；2023 年锦 官电源组送苏部分倒推电价分标为 0.3195 元/千瓦时，与 2022 年持平；2024 年浮动 电价部分新增煤电容量电价度电标准 0.01966 元，倒推上网电价微降至 0.3193 元/千 瓦时，与 2023 年基本持平；2025 年江苏省内市场化电价下降约 0.04 元/千瓦时，按 照送/受端超额盈亏共担原则，预计送端上网电价下降约 0.02 元/千瓦时至 0.30 元/千 瓦时，较 2019 年的计划电价仍有 15.25%的上浮。 考虑雅砻江水电公司锦屏一级、锦屏二级、官地三座电站组成的锦官电源组， 合计装机容量 1080 万千瓦，占公司水电装机总量的 56.25%；所发电力主要供应四川、 重庆和华东电网，其中 640 万千瓦送江苏，240 万千瓦四川省内消纳，200 万千瓦送 重庆。 锦屏一级、锦屏二级、官地电站多年平均发电量分别为 166.2、242.3、117.76 亿 千万时，估算锦官电源组年平均送苏电量 311.86 亿千瓦时。雅砻江水电公司税金及 附加占营业收入比例为 3.76%（2018-2023 年均值）；锦官电源组适用西部大开发优 惠税率 15%；少数股东损益占净利润比例为 0.07%（2018-2023 年均值）。2022 年锦 官送苏上网电价采用市场化机制形成后，2023 年大约能够为公司新增归母净利润（相 较于 2019-2021 年的计划电价）14.94 亿元，2025 年市场化电价回落后增利空间仍有 10.05 亿元。
3.2、 市场化定价：关注水电大省四川、云南省内市场化电价变化
电力市场化建设逐步完善，市场化交易电量占比逐年提高。2023 年四川省全社 会用电量 3711 亿千瓦时；省内市场化交易电量 1912.76 亿千瓦时，占全社会用电量 的 51.54%；其中，水电市场化交易电量 1196.47 亿千瓦时，占比 62.55%。2023 年云 南省全社会用电量 2513 亿千瓦时；省内市场化交易电量 1850.3 亿千瓦时，占全社会 用电量的 73.63%；其中，清洁能源交易电量 1364.69 亿千瓦时，占比 73.76%。
四川、云南省内电力需求存在上升预期，市场化电价具备向上支撑。 2023 年四川省全口径发电量 4712.6 亿千瓦时，同比增长 1.70%，全社会用电量 3711 亿千瓦时，同比增长 7.66%；2018-2023 年四川省发电量复合增速 6.14%，用电 量复合增速 8.57%。 2023 年云南省全口径发电量 3905.1 亿千瓦时，同比增长 4.19%，全社会用电量 2513 亿千瓦时，同比增长 5.15%；2018-2023 年云南省发电量复合增速 5.37%，用电 量复合增速 8.40%。 数据中心有望支撑西南电力需求。工信部数据显示，2022 年我国数据中心耗电 量达到 2700 亿千瓦时，预计到 2025 年，数据中心耗电量达到 3500 亿千瓦时。《绿 色算力白皮书（2023）》预测，到 2030 年我国数据中心耗电量将达到 5900 亿千瓦时。 2024 年 9 月，工信部等十一部门下发《关于推动新型信息基础设施协调发展有关事 项的通知》，要求数据中心集群与新能源基地协同建设，推动算力基础设施与能源、 水资源协调发展。2025 年 3 月，国家数据局表示要在 2025 年底实现 60%以上新增算 力在国家枢纽节点集聚，新建大型数据中心使用绿电占比超过 80%；国家枢纽节点 包含京津冀、长三角、粤港澳、成渝、内蒙古、贵州、甘肃、宁夏共八个地区/省份。
3.2.1、 四川：2021-2023 年平枯期水电上网均价逐年上浮
平枯期水电上网均价逐年上浮，2023 年丰水期电价承压。2023 年四川省水电市 场化上网电量 1196.47 亿千瓦时，丰平枯比例分别为 55.23%、17.82%、26.95%；丰 平枯平均度电价格分别为 0.17770、0.25489、0.30403元，分别较 2021年上浮 0.00919、 0.01146、0.02514 元；全年平均度电价格 0.2255 元，较 2021 年上浮 0.00616 元，涨 幅 2.81%。2023 年丰水期发电量同比大幅增加，度电均价同比下降 0.01278 元，降幅 6.71%；全年水电上网均价受到拖累，度电均价同比下降 0.00727 元，降幅 3.12%。
按照《四川省发展和改革委员会关于锦官电源组留川电量电价结算有关问题的 函》的规定，锦官电源组留川电量自 2016 年起参与四川水电市场化交易。 估算锦官电源组年平均留川电量 116.95 亿千瓦时。考虑到西南地区存在季节性 电力供需偏紧的预期，锦官电源组留川电量上网电价有望改善。以 2023 年四川省水 电上网均价 0.2255 元/千瓦时为基数；锦官电源组留川电量平均上网电价每上浮 2.255 厘/千瓦时（0.2255 元/千瓦时×1%），雅砻江水电公司归母净利润提升 0.2141 亿元。
3.2.2、 云南：平枯期市场化电价逐年上浮
2018-2023 年平枯期市场化电价连年上浮。2021、2022 年云南省全年电力市场 化交易度电均价分别为 0.203、0.223 元，分别同比上涨 9.81%、10.07%；2023 年云 南省电力市场化交易度电均价 0.217 元，2023 年丰水期云南省内发电量同比大幅增 加影响，度电均价下滑，全年电力市场化交易度电均价同比下降 0.006 元，降幅2.69%。 根据飔合科技数据，2024 年 1-12 月，云南省内市场化交易电量 2101.67 亿千瓦时， 其中清洁能源交易成交电量为 1664.71 亿千瓦时，成交均价为 231.76 元/兆瓦时；绿 电交易成交电量为 16.63 亿千瓦时，电能量价格成交均价 228.93 元/兆瓦时，环境溢 价成交均价 21.92 元/兆瓦时。
根据云南省发改委下发的《云南省燃煤发电市场化改革实施方案（试行）》，2023 年 1 月 1 日起，试行期内水电和新能源全年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%区间内形成，超过上限部分纳入电力成本分担机制。 假设华能水电云南省内消纳电量约 400 亿千瓦时（年发电量的 40%）；税金及 附加占营业收入比例、所得税税率、少数股东损益占净利润比例均取 2018-2024 年均 值。假设公司水电平均上网电价代表公司云南省水电市场化电价；考虑到云南省 2021-2023 年电力市场化交易度电均价 0.2143 元，低于 2023 年公司水电上网均价 0.21885 元/千瓦时的 2.06%。云南省平均电价在 2021-2023 年均价基础上每变动 2.143 厘/千瓦时（0.2143 元/千瓦时×1%），华能水电归母净利润变动 0.71 亿元。2024 年 华能水电水电上网电价均值 0.21996 元/千瓦时，较 2023 年上涨 8.11 厘/千瓦时， yoy+3.8%。
2022 年长江电力折旧 109.33 亿元、财务费用 40.92 亿元，自 2016 年收购川云公 司（溪洛渡、向家坝水电站）以来连续 6 年下降。2023 年 1 月，长江电力完成对云 川公司（乌东德、白鹤滩水电站）的收购，致使公司折旧和财务费用大幅增加至 189.65、 125.56 亿元，在营业总成本中的占比分别为 38.32%、25.37%。2024 年公司折旧金额 194.22 亿元，同比增加 4.57 亿元；财务费用 111.31 亿元，同比减少 14.25 亿元。 2024 年华能水电折旧 57.98 亿元，同比增加 3.61 亿元，财务费用 26.75 亿元， 同比减少 0.56 亿元，在营业总成本中的占比分别为 40.25%、18.01%。 2024 年雅砻江水电折旧 62.83 亿元，同比增加 1.77 亿元，财务费用 26.30 亿元， 同比减少 4.13 亿元，在营业总成本中的占比分别为 42.86%、19.74%。
4.1、 折旧：折旧年限 20 年左右的机器设备陆续到期
电站使用年限或远高于其折旧年限，折旧到期陆续释放利润。根据各公司定期 报告，水电站主要资产挡水建筑物、房屋建筑物、机器设备折旧年限在 50 年、30 年、20 年左右；而 1935 年建成的胡佛水坝至今已使用近 90 年，1981 年投产的葛洲 坝电站首台机组至今仍在运行，水电站大坝和机器设备实际使用年限或远高于其折 旧年限，未来固定资产折旧陆续到期将逐步释放利润。
三峡电站左岸和右岸机组机器设备预计分别在十四五、十五五期间陆续折旧到 期。三峡电站左岸 14 台 70 万千瓦机组于 2003-2005 年投产；右岸 12 台 70 万千瓦机 组于 2007-2008 年投产；地下电站 5 台 70 万千瓦机组于 2011-2012 年投产。长江电 力 2003-2012 年陆续收购三峡电站 32 台 70 万千瓦发电机组及对应的大坝、发电厂房 等电站资产，单台机组成交价格约 50 亿元。2016-2022 年，长江电力折旧连续 6 年 下降，由 123.07 亿元下降至 122.87 亿元，平均每年减少 2.29 亿元。2009 年长江电 力收购三峡电站 9-26#共 18 台机组对应的发电资产，机器设备账面原值增加 292.94 亿元；2010 年机器设备计提折旧金额较 2008 年增加 21.23 亿元，据此推算三峡电站 9#-26#机组机器设备平均折旧年限约 13.8 年，到期时间约为 2023 年前后，折旧金额 共计将减少约 21.23 亿元。
4.2、 财务费用：资产负债率、财务费用、平均财务成本逐年下降
电站建设期贷款陆续偿还，水电企业资产负债率；叠加利率持续走低，财务费 用逐年下降。长江电力 2016 年收购溪洛渡、向家坝电站后连续六年资产负债率和财 务费用逐年下降，平均每年下降 4.31 亿元；2023 年完成乌东德、白鹤滩电站收购完 成后，公司资产负债率和财务费用有望恢复逐年下降趋势。华能水电黄登和苗伟电 站主要工程 2018 年左右陆续建设完毕，后资产负债率和财务费用逐年下降。雅砻江 水电公司 2013-2014 年陆续建成锦屏、官地电站，后资产负债率和财务费用逐年下降。
LPR 多次下调带动水电企业平均债务成本下行。2014 年 11 月至 2015 年 10 月， 1 年期 LPR 经历多次下调，由 5.76%降至 4.30%；带动水电企业平均财务成本（计算 方式为财务费用/负债合计）由 2014 年的 4.41%降至 2016 年的 3.49%。2018-2024 年 1 年期 LPR 又经历多次小幅下调，由 4.31%降至 3.10%。建设期贷款陆续偿还与 LPR 下降共同带动行业平均财务成本下行。
4.3、 投资价值：低利率环境下稳定盈利品种具备配置价值
4.4、 业绩：经营稳健，现金流充裕
水电企业经营性现金流充裕，盈利能力稳定。2023 年，长江电力受益于乌白注 入，经营性现金流大幅提升至 647.19 亿元，同比增长 109.36%；2016 年至今公司归 母净利润整体呈波动上行趋势，2024年公司归母净利润331.69亿元，同比增长21.77%， 创历史新高。
2024 年华能水电经营性现金流 175.54 亿元，同比微增 2.88%；归母净利润 84.75 亿元，同比提升 10.96%，实现连续四年增长。
雅砻江水电公司经营性现金流波动较小，2022 年两河口电站投产，公司业绩同 比大幅提升。2024 年公司经营性现金流 178.62 亿元，同比增长 16.13%；归母净利润 99.53 亿元，同比增长 15.01%。
4.5、 分红：现金分红持续稳定增长，股息率超 10 年起国债到期收益率
重视股东回报，现金分红持续稳健增长，水电资产“类债券”属性逐渐强化。 2013-2017 年，利润增长和股利支付率提升共振，推动第一轮行业分红增长。 2013-2017 年行业快速发展、利润快速增长，2016 年溪洛渡、向家坝两大电站注入长 江电力，期间水电行业归母净利润复合增速 32.4%；2015-2020 年行业股利支付率中 枢上升，较 2010-2014 年均值提高约 10%；利润增长与股利支付率提升共振， 2013-2017 年行业现金分红复合增速达 39.5%。 2017-2023 年，股利支付率进一步提升带动第二轮分红增长。2017 年后行业进 入平稳经营阶段，2023 年白鹤滩、乌东德两大电站注入长江电力，2017-2023 年行业 归母净利润复合增速 4.0%；2021-2023 年来水偏枯，行业利润承压，股利支付率中 枢再次提升，较 2015-2020 年均值提高约 11%，延续行业现金分红金额增长趋势， 实现连续 10 年分红金额正增长；2017-2023 年行业现金分红复合增速 6.1%。 2024 年来水持续好转，水电行业全年实现归母净利润 563.21 亿元，同比增长 17.3%；现金分红 347.81 亿元，同比增长 12.6%，股利支付率 61.8%。
4.6、 行情复盘：穿越周期，强化公用事业属性
水电板块穿越周期，强化公用事业属性。2006-2008 年、2015-2016 年两轮大级 别市场周期中，水电板块都表现出较强的相关性；2017-2018 年水电板块与市场周期 的相关性减弱；2019 年至今的本轮周期中，水电板块穿越市场周期，走出超过四年 的长牛。以 2019 年第一个交易日为基准，截至 2025 年 5 月 30 日，沪深 300 收益率 为 29.32%，水力发电指数收益率为 107.93%，超额收益率 78.61%。
2018 年起（2017 年报发布后）水电行业盈利与分红趋稳，其后多数时间水电行 业股息率与国债到期收益率之间表现出较强的相关性，呈现出“类债券”特征。为 避免不同上市公司年报与分红预案披露时间的差异，假设每年 5 月第一个交易日更 新上一年业绩与分红数据，使用 t 年的分红计算 t+1 年 5 月至 t+2 年 4 月期间的股息 率。2018年5月至2024年4月水电股息率与10年期国债到期收益率息差均值为0.22%。
2024 下半年，水电股息率与国债收益率的息差走阔，水电资产相对价值被低估。 从绝对值来看，2022-2024 年水电股息率均值 2.97%，2025 年 1-4 月均值 2.73%，下 降 24bp；从相对值来看，2025 年 1-4 月水电净息差均值较 2023.5-2024.4 区间均值扩 大 54bp。2025 年 1-4 月，10 年期国债收益率均值较 2024Q4 高点已下降 49bp，水电 股息率仅回落 8bp。 根据水电行业2024年分红预案，行业现金分红总额347.81亿元，再创历史新高， 2025 年 5 月 16 日收盘价对应股息率为 2.88%，净息差进一步走阔。从息差角度来看， 水电资产相对价值被低估，低利率环境下水电作为稳定盈利品种具备配置价值。
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