2026年水电行业“十五五”展望：而今迈步从头越

装机:“十五五”水电开发新周期

根据《中国可再生能源报告2024年度》，我国水力资源技术可开发量6.87亿千瓦，位居全球首位；待开发资源量约2.2亿千瓦，占技术可 开发量32%（西南地区约1.75亿千瓦，占比80%）。我国规划的“十三大”水电基地，规划总装机规模达到3.05亿千瓦。2025年，我国常 规水电/抽水蓄能装机分别为3.8亿千瓦/6594万千瓦，水电平均利用小时3367小时。

目前，我国除西藏段外的大水电基本开发完毕，剩余在建水电站面临开发难度大、造价成本高及建设周期长等问题，伴随技术进步稳步 推进。随着水电开发进入后半程，水风光储流域一体化建设的开发特点逐步凸显，有望带动开发经济性、稳定性及绿色价值的提升。

由于电站建设难度、原材料价格及征地、移民成本随时间上升，新建大水电的造价通常高于早期水电。“十四五”期间新投装机的造 价通常在1.5万/千瓦左右；但随着建设区域逐步向西藏、四川等高原地区推进，预计“十五五”及之后投产的装机平均造价或达到2万/ 千瓦左右。叠加老电站的折旧到期及财务费用偿还，存量电站相较新建电站具备较强的成本优势。

金沙江下游已投产水电装机4646万千瓦，长江干流已投产2524万千瓦。金沙江下游流域水风光大基地装机规划新能源装机1500万千瓦， 截至2024年底云南段已投产场站25个，装机容量超300万千瓦。

雅砻江水风光大基地规划装机7800万千瓦，其中水电+抽蓄3900万千瓦，风光3900万千瓦；截至2025年3月末，已投产水电1920万千瓦， 风光169万千瓦；在建1079万千瓦。

澜沧江流域力争到2030年水电装机达2800万千瓦，到2035年水电装机达4000万千瓦。澜沧江上游水风光一体化国家示范基地加快推进，构建具有跨季 节调节能力、出力稳定的大型综合能源基地，“十五五”末初步形成澜沧江上游水风光一体化电力外送格局。

根据公司规划，到2030年，水电新投产300万千瓦；抽蓄项目投产150万千瓦，项目储备300万千瓦；资源储备2000万千瓦、开工1000万千 瓦、投产800万千瓦，公司装机达到3000万千瓦，大渡河清洁能源基地基本建成，努力将大渡河打造成为国家级清洁能源示范基地。

《2023年能源工作指导意见》明确“建设雅砻江、金沙江上游等流域水风光一体化示范基地”，金沙江上游清洁能源基地由原规划近 1000万千瓦的水电基地，蜕变成远期总规模超5000万千瓦的国家水风光一体化示范基地。

电量:调节能力成为核心竞争力

厄尔尼诺和拉尼娜：指赤道中东太平洋海温持续偏暖或冷、并造成全球大气环流异常的气候现象。根据《ENSO循环与中国东部地区夏季和 冬季降水关系的研究》和国家气候中心，厄尔尼诺年次年，我国夏天长江及江南地区易洪涝；拉尼娜年，我国“南旱北涝”，易出现冷冬， 秋汛明显。 与此同时，全球气候变暖的影响同厄尔尼诺/拉尼娜相叠加：1.西北地区湿暖化，北方降水偏多；2.南方降水极端性增加，暴雨利好径流式 水电；3.青藏高原雪山融水加速，长江黄河流域来水量有望提高。

长江电力实现四库联调后，年均增发电量约100亿度，占三峡、葛洲坝发电量的8%；自2023年实现六库联调后，联调增发 电量达到120-140亿度。当前澜沧江上游、大渡河上游等均有龙头电站在建，后续随着上游龙头电站的建成投产，下游电 站的利用小时及调节能力有望继续受益。

2021年，《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》首次提出对于存量水电项目，结合送端水电出力特 性、新能源特性、受端系统消纳空间，研究论证优先利用水电调节性能消纳近区风光电力、因地制宜增加储能设施的必要性 和可行性，鼓励通过龙头电站建设优化出力特性，实现就近打捆。

2025年，《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》中将水风光一体化基地列为新能源开发消纳五大重点方向之一，提出依 托西南大型水电基地，充分考虑水电调节特性，优化配置新能源。对具备条件的存量水电外送通道，合理增配新能源，提升 通道利用水平。结合雅下水电基地开发，优化论证新能源配置及送出消纳方案。

“十五五”规划纲要提出推进雅砻江、金沙江上游、澜沧江上游、藏东南（玉察）等流域水风光一体化基地建设。 我们认为水电公司发展一体化项目的优势：1. 使用水电现有征地范围及外送通道，节约成本。 2. 水电和光伏可实现日内调节， 和风电可实现季度调节，避免单体新能源电站的限电、弃风弃光问题，提高水电和新能源的系统利用小时。3. 优化上网电价。

电价:电力市场化改革再定价

水火价差预计于2024年达峰。2018年全国平均上网电价0.37元/度，其中煤电0.37元/度，水电0.27元/度，核电0.40元/度，风 电0.53元/度，光伏0.86元/度；水电电价较全国平均低0.1元/度。根据我们对行业重点上市公司的电价统计，2024年火电/核 电/水电/风光公司平均上网电价分别为0.47/0.42/0.30/0.53元/度；水火价差扩大至0.17元/度。

至2030年市场电比例仍将提升。截至2025年底，用户侧全部工商业，发电侧所有煤电、近六成新能源、四成水电和近半数的 气电、核电已进入电力市场。到2030年，各类型电源和除保障性用户外的电力用户全部直接参与电力市场，市场化交易电量 占全社会用电量的70%左右。

我国水电市场电占比较小，低于多数电源种类，“ 十三五” 期间电价以平稳为主，“ 十四五” 小幅上行 ：1. 水电是我国电价最低的电 源品种，而“ 十三五” 期间的市场化交易主要以降成本为目的，“ 十四五” 水电市场化节奏远低于其他电源。2. 部分跨省区送电由水 电公司、地方政府、电网协商决定电量电价，虽然名义上属于市场交易电量，但价格并非由市场决定。后续随着市场化交易进 一步推进，我们认为灵活、清洁、低成本的水电价格有望温和上行。

碳中和趋势下，清洁、稳定、廉价的大水电资源稀缺性凸显。水电各流域之间由于流域位置、消纳通道、外送区域相互独立，因此基本不存在内部竞 争。而随着极端气候的增加导致来水及用电需求的波动加剧，水电公司的流域来水稳定性及流域调节能力的重要性进一步凸显。

低利率环境下的长久期、稳现金流资产。水电的商业模式决定了在运资产的盈利能力随着投运年限增加逐年提升，而每一轮电站投产后的现金流释放 为后续的建设/投资提供有利条件。尤其在低利率、稳增长的市场环境下，水电的商业模式匹配长期持有、稳定分红的诉求。

电力市场化交易重塑水电电价。“十五五” 期间，水电的灵活调节能力有望支撑其在市场化进程中择优价时段发电，综合上网电价或温和上涨。