國電電力水電業務有何表現？

存量水電具備消納改善條件，增量水風光儲互補潛力巨大。

1.主要分布在四川大渡河、新疆開都河流域及伊犁河流

公司大型水電資產主要位于四川大渡河流域、新疆開都河流域及伊犁河流。公司水電 項目分布在四川、新疆、遼寧、江西、浙江、安徽、福建、湖南等地區，除位于四川、 新疆的大型水電資產外，其他地區有若干小水電。截至 2023 年底，公司控股水電裝機 量 14.95GW，核準水電項目 280.70 萬千瓦，大渡河流域約 352 萬千瓦水電機組在建。 公司主要控股水電公司有：國能大渡河流域水電開發有限公司（持股比例 80%）、新疆 開都河流域水電開發有限公司（持股比例 55.61%）、和禹水電開發公司（持股比例 100%）。 受主要流域棄水、豐枯期水情不規律等因素影響，機組效率下降。2021-2023 年，公司 水電利用小時數分別同比下降 258、183、66 小時，因 2023 年四川、新疆地區水電上 網電量分別占總體的 82.7%、11.7%，因此將公司水電利用小時與四川省水電利用小時 數進行對比，其發電效率存在較大提升空間。

水情較差致電量下降、供需偏緊致電價小幅上漲。2021-2023 年，公司水電上網電量分 別同比下降 4.2%、4.7%、1.8%；2022、2023 年水電上網電價分別同比增長 2.01%、 4.15%，分別對應 235.9 元/兆瓦時、245.7 元/兆瓦時。

2.大渡河流域棄水問題將改善，疊加電力供需形勢存在量價齊升趨勢

2.1 大渡河流域在運裝機 11GW，在建裝機 2.9GW

大渡河發源于青海省果洛山東南麓，其干流和主要支流水力資源蘊藏量 3368 萬千瓦， 占四川省水電資源總量的 23.6%，在我國十三大水電基地中位居第五，電源點距四川 負荷中心較近，被譽為四川水電“一環路”。 大渡河流域規劃 28 個梯級電站開發，總裝機約 2700 萬千瓦，國能大渡河公司負責干 流 17 個梯級電站的開發，總裝機約 1758 萬千瓦，截至 2023 年底已投運 9 個大渡河流 域電站和 12 個其他流域電站，總裝機 1133.8 萬千瓦，約占四川統調水電總裝機容量 的 27%，發電量約占四川全社會用電量的五分之一，承擔四川電網主要調峰調頻任務， 是川內能源穩定供應的“壓艙石”。2022 年 10 月，公司收購國能大渡河流域水電開發 有限公司 11%股權，控股比例達到 80%，進一步解決集團內同業競爭問題。

目前，公司在大渡河干流 17 座梯級電站中有 8 座電站已投產，（另有一座吉牛水電站 不在干流上）裝機量占比總規劃裝機為 63.35%；4 座電站在建，分別為雙江口、金川、 枕頭壩二級、沙坪一級電站，裝機占比為 16.74%，4 座在建電站預計 2025 年實現首 臺機組投產；5 座電站處于前期及核準中，分別為安寧、巴底、丹巴、老鷹巖一級、老 鷹巖二級，裝機占比為 16.55%。2023 年 5 月，四川省發展和改革委員會、四川省能 源局印發了《四川省“十四五”電力發展規劃》，上述 9 個在建及前期水電項目列入規 劃。2024 年 1 月 15 日，大渡河干流中游河段老鷹巖二級水電站獲得核準，總裝機容量 42 萬千瓦，設計年發電量 18.38 億千瓦時。

大渡河年調節水庫—雙江口電站近年將投產，積極推進大渡河水風光一體化建設。雙 江口水電站是大渡河干流 3 庫 28 級開發方案中的第 5 級電站，電站設計總容量為 200 萬千瓦（4×50 萬千瓦），是具有年調節能力的控制性水庫，建成后可調蓄增加下游大 渡河 24 個梯級電站枯水年枯期平均 191.4 萬千瓦、枯期電量約 66.78 億千瓦時。電站 于 2015 年 7 月 13 日開工建設，首臺機組計劃 2025 年底投產發電。國能大渡河于 2022 年 3 月完成《大渡河流域可再生能源一體化規劃研究報告》，以打造大渡河國家級 清潔能源示范基地為目標，全力推進大渡河水風光一體化基地納入國家規劃，構建以雙 江口、猴子巖、瀑布溝為中心的 3 個水風光一體化項目集群。2024 年 3 月 4 日，大渡 河瀑布溝水電站水風光互補項目甘洛 320 兆瓦光伏電站列入《2024 年四川省重點項目 名單》。 在送出通道容量充足和省內電力需求增加的條件下，預計 2026 年大渡河陸續投產 4 座電站。考慮實際產能爬坡時間，假設 2026 年新增雙江口、金川、沙坪一級、枕頭壩 二級電站投產，大渡河流域裝機容量增加 293.2 萬千瓦，規劃發電量增加 145 萬千瓦。 其余五座電站（合計 295 萬千瓦）中，老鷹巖二級水電站已獲得核準，其余電站有望 陸續核準，未來將提供 127 億千瓦時的發電量。

2.2 西南網架結構建設加速，改善大渡河棄水問題、為新增電源提供通道

國能大渡河是公司主要水電資產，電站全部位于四川省內，屬于省調電站，電量在省 內消納。近年來，大渡河流域是全國主要流域‘棄水’問題突出的流域。根據國家能源 局數據，2020 年四川省主要流域“棄水”電量約 202 億千瓦時，主要集中在大渡河干 流，約占全省棄水電量的 53%。根據國家能源報，2015-2019 年國能大渡河下屬公司 棄水超過 400 億千瓦時。 大渡河流域棄水的原因與四川省內電網結構、電源點及負荷中心分布、調度機制等因素 相關，主要原因有：①流域省調電站比例高，調度優先級低：一是大渡河流域水電站多 為省調直調廠，2020 年大渡河流域水電裝機容量 2210 萬千瓦，占省調直調廠總裝機的 52%，該比例與“棄水”占比基本一致；二是川內另兩條江河—雅礱江、金沙江流域 電站部分屬于國調機組，省調機組在汛期的發電優先級和外送優先級均低于國調機組。 ②省內通道局部受限，外送通道能力不足：四川電網具有“強直弱交”特性，現有電 網將面臨局部網架季節性重載、部分負荷中心短路電流超標等沉重負擔，在運的 6 條直 流特高壓線路都是直接外送，無法與省內地方電網連接。③流域上游缺乏控制性的水庫 電站，不能“豐存枯發”：瀑布溝水電站是目前大渡河流域最大的控制性電站，具有不 完全年調節能力，其余電站多為調節能力弱的徑流式水庫。疊加省內通道受限，使得電 力供需形勢從“豐余枯平”轉向“豐枯均缺”。

川渝特高壓交流工程將滿足川西水電群和新能源并網送出需求，同時優化西南電網網 架結構，提升電網保供能力及靈活性。川渝電網是我國最大的水電基地，不僅承受省內 “西電東送”從水電群到負荷中心的輸電壓力，還承擔向華中、華東地區的送電任務， 《四川省“十四五”能源發展規劃》中提及要實施重要電網工程，一是提升電源側匯集 能力：建設金沙江上游、大渡河上游（甘孜地區）水電群的 500 千伏送出工程；建設 兩河口、阿壩等地區特高壓變電站等配套項目，提升清潔能源匯集能力。二是拓展至負 荷中心輸電通道：建設川渝特高壓交流網架，推進甘孜、阿壩、攀西等電源基地至省內 負荷中心特高壓交流工程，以及 1000 千伏特高壓交流電網向北、向西延伸完善拓展川 渝特高壓交流環網。 川渝電網特高壓交流工程作為重點推進項目，為成渝地區雙城經濟圈建設提供堅強電力 保障、增強甘孜、阿壩特高壓交流站電力匯集能力，緩解川西水電送至成都等負荷中心 通道瓶頸制約。川渝特高壓工程建成后，西南電網的主網架電壓等級將從 500 千伏提 升到 1000 千伏，四川水電外送能力和川渝電網靈活性將顯著提升。

首條川渝特高壓交流工程預計 25 年投產，形成“Y”字形網架。2022 年 9 月 29 日， 西南地區首個特高壓交流工程—國家電網有限公司川渝 1000 千伏特高壓交流工程開工 建設，作為連接四川、重慶電源和負荷中心，構建西南特高壓交流骨干網架的起步工程， 工程新建四川甘孜、天府南、成都東和重慶銅梁 4 座特高壓變電站，變電容量 2400 萬 千伏安，新建雙回特高壓線路 658 公里，形成“Y”字形網架，總投資 288 億元，計劃 于 2025 年夏季高峰前投運。

第二條川渝特高壓交流工程于 24 年初開工，構建川渝特高壓“之”字形網架。2024 年 1 月 11 日，第二條川渝特高壓交流工程（阿壩—成都東 1000 千伏特高壓交流輸變 電工程）開工，阿壩特高壓建成以后，將新增一條“西電東送”電力大通道，構建川渝 特高壓“之”字形網架，將阿壩地區電力外送通道能力提升至 7400 兆瓦，滿足阿壩州 新能源并網及送出需要。

大渡河流域棄水減少疊加雙江口電站投產在即，具備明確裝機增量預期。隨著四川省 對西南電網網架結構基礎設施、兩條主要川渝特高壓交流工程的建設推進，西南電網整 體供電及安全運行能力將提升，將增加金沙江上游、大渡河上游電力送出通道，減少大 渡河路流域棄水問題，提升兩河口及雙江口兩座龍頭水庫的利用效率。

2.3 四川省內電力供需緊平衡，市場化部分電價存在上浮空間

四川省水電根據豐枯季節劃分，電價較基準電價上下浮動。根據《四川省發展和改革 委員會關于調整四川電網豐枯峰谷電價政策有關事項的通知》（川發改價格〔2017〕 582 號）規定，①四川省存在豐枯季節劃分：自 2018 年 1 月起，繼續維持四川省豐枯 季節的劃分，即 6-10 月為豐水期，5 月、11 月為平水期，1-4 月與 12 月為枯水期。② 水電電價較基準電價上下浮動：上網側取消峰谷電價和火電豐枯電價政策，水電豐枯電 價調整為枯水期電價上浮 24.5%，豐水期電價下浮 24%。 四川省調水電站部分具有獨立批復電價，或按分類對應標桿電價。根據四川省發改委 發布的《關于再次降低四川電網一般工商業用電價格等有關事項的通知》，“徑流式”、 “季調節及不完全年調節”、“年調節及以上”水電分類標桿電價相應調整為每千瓦時 0.2974 元（含 13%稅，下同）、0.338 元和 0.3766 元，上述政策適用于 2014 年 2 月 1 日以后投產水電站。國能大渡河公司在 2014 年前投產的電站按照“還本付息電價”或 “經營期電價”制定獨立批復電價，2014 年后投產的電站對應省內分類標桿電價。

四川主網發電機組上網電量由優先發電量、市場電量兩部分組成。根據四川省經濟和 信息化廳發布《2024 年全省電力電量供需平衡方案及節能調度優先電量規模計劃》， 2024 年主網優先發電量總量為 906.4 億千瓦時，其中，水電 607.6 億千瓦時，燃機 53.3 億千瓦時，生物質電廠 73.2 億千瓦時，風電 54.5 億千瓦時、光伏 27.8 億千瓦時， 新機預留 90 億千瓦時。水電優先發電量部分由電網按照各電站批復/標桿電價按水期浮 動全額收購，參與市場電量部分按照電力市場交易方案形成市場電價進行交易。根據 2022 年四川省調度優先電量規模計劃方案，水電優先發電量占總主網水電上網電量的 29.8%左右，因此合理推測 2024 年約 70%的主網水電上網電量參與市場交易。 2024 年四川省內水電以年度交易為主，設置市場交易價格上下限。根據《四川省 2024 年省內電力市場交易總體方案》：（1）水電電量交易以年度交易為主，水電電量交 易以月度、月內交易為補充。（2）水電交易電價通過市場化方式形成，并對水電交易電 價設置上下限。年度交易、月度、月內交易電價上下限均遵循相同限制。

四川省電力供需形勢逐年收緊，市場化電價有望持續小幅上行。當前，四川能源發展 已由“能源輸出”向“送受并存”、由“水電為主”向“水風光一體化”轉變。2023 年 四川省用電量 3711 億千瓦時，同比增長 7.7%，預計 2024 至 2025 年四川省全省全社 會用電量年均增長將達到 10%。 根據四川電力交易中心披露的《2024 年省內電力市場年度交易》，2024 年四川省年度 交易電量 2597.04 億千瓦時，較 2022 年漲幅達到 37%。其中，2024 年度集中交易全 年均衡及各水期的總成交量為 73.1 億千瓦時，較 2023 年增長 19.3 億千瓦時，增幅 35.9%。年度集中交易與年度雙邊交易同期進行，前者在一定程度上折射出雙邊市場的 交易行情，并與雙邊市場產生相互影響。 集中交易價格方面，2024 年全年均衡/豐水期/平水期/枯水期的集中交易成交均價分別 為 264.56/143.31/270.33/384.91 元/兆瓦時，加權平均價格為 237.87 元/兆瓦時，較 2023 年增加 9 厘/兆瓦時。從成交結果來看，豐水期和平水期較 2023 年漲價明顯，枯 水期降價顯著。分月成交均價來看，同水期不同月份豐水期價格差距較大，6 月和 10 月較 7-9 月高出 8-9 厘/千瓦時，平水期 11 月高出 5 月約 3 厘/千瓦時，枯水期分月之 間差距較小。 考慮到四川省經濟總量的持續增長，用電需求急劇增加，用電負荷中心與水電送出通道 能力的不匹配，以及近年水情不規律，導致 2022-2023 年四川省各個水期都出現了不 同程度的“用電缺口”，省內電價有望受市場供需影響而持續小幅上行。

2.4 國能大渡河為公司貢獻較高凈利潤，度電利潤存在上漲空間

國能大渡河凈利潤貢獻度占比高，增強公司抗風險能力。從歷年數據來看，大渡河流 域水電項目盈利穩定，是公司業績基本盤。2021 年公司火電板塊業由盈轉虧，水電、 新能源成為主要利潤來源，2021-2023 年國能大渡河歸屬于公司凈利潤分別為 14.03、 12.41、14.35 億元，2022、2023 年凈利潤占比公司總利潤的 44%、26%。 對比五家水電上市企業度電利潤，當前國能大渡河度電利潤較低，但存在明顯改善預 期。對五家水電上市企業度電利潤橫向對比，2023 年國能大渡河的度電利潤為 0.036 元/千瓦時，盈利能力弱于長江電力、國投電力、華能水電，僅高于同在四川省內且為 省調機組的川投能源，主要原因有上網電價較低、棄水導致利用小時數減少，這兩點負 面影響有望隨著省內市場化電價提升、送電通道容量增加而改善。

3. 新疆開都河流域規劃水光蓄儲基地，國內首個抽蓄常規水電一體化開發

開都河水電基地是新疆四大水電基地之一，水能資源豐富，且處于南北疆的中樞位置， 靠近主網負荷中心。根據《新疆開都河中游河段水電規劃報告（修編）》（2012 版），開 都河中游河段水電規劃有七個梯級，總利用落差 1037.7m，總裝機容量 1899.5MW，目 前已建成大山口、柳樹溝、察汗烏蘇水電站，在建有霍爾古吐、滾哈布奇勒水電站，分 別在 2023 年 3 月和 11 月開工。

新疆裝機容量最大的抽水蓄能項目—和靜抽水蓄能電站，裝機容量 210 萬千瓦，與滾 哈布奇勒水電站一同開工建設，是全國首個抽水蓄能與常規水電一體化開發運營的水電 項目，兩電站均屬開都河公司建設管理。和靜抽水蓄能電站與滾哈布奇勒水電站共用下 水庫，后者的庫區總調節庫容為 2105 萬 m3，其中 1059 萬 m3 用于和靜抽水蓄能電站 發電運行，265 萬 m3 用于常規水電站日常發電，其余 781 萬 m3 作為備用庫容，不參 與電站日常發電調節，因此滾哈布奇勒電站僅具有日調節性能。和靜抽水蓄能電站建成 后在新疆電網中主要承擔電力系統調峰、填谷、儲能、調頻、調相和緊急事故備用等任 務，兩個項目的開發建設可共同帶動開都河流域暨巴州北部千萬千瓦級水光蓄儲一體化 大型清潔能源基地超過 800 萬千瓦光伏的發展。