（报告出品方/作者：广发证券，郭鹏、姜涛）
一、来水：丰枯交替，改善可期
来水遵循丰枯交替、均值回归趋势，过去的21-22年均为枯水年，国家气候中心预计 2023年即将迎来厄尔尼诺年，带来我国南方流域的降水增加；水电发电量测度可关 注流量和水头两大来水指标，根据对水情的长期跟踪，观察到一季度雅砻江、金沙 江等流域来水明显好转，汛期来水改善可期。重视调节性水电站价值，通过调节丰 枯期来水、抬高汛期水头平滑来水波动、实现电量增发，长江电力六库联调、雅砻江 三大调节水库、华能水电两大多年调节电站在出力保供、增发电量方面的效益均已 彰显。
（一）来水决定发电，关注流量和水位两大要素
水头和流量是决定水电发电功率的两大要素。水力发电是利用大坝聚集水能，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。根据水力发电 原理，电能大小取决于初始聚集起的水的势能的大小，水的势能则是由来水量和水 头决定的。因此，流经水轮机的流量越大、大坝上下游的水位差越大、发电时间越 长，则发电量越多。在水电发电量的公式中可见，流量Q和水位差H（水头）决定水 轮机的出力功率，从而决定水电的发电量。
通过水头和流量可估算水电发电量，在水位相差不大的情况下，水电发电量与出库 流量呈明显正相关。水利部定期披露主要水库的水情数据，包括水库的流量（入库、 出库流量）和水位等。通过入库流量可以评判来水量大小，出库流量为发电用水，两 者相对大小可以判断水库当前的蓄水策略，体现为水位变化；上下游水位差即为水 头。来水呈现季节性变化特征，一般丰水期是6-10月，枯水期是12月-来年4月。 水电的发电功率首先由流量决定，其次受水头影响。以三峡电站为例，水电在丰水 期的特点是流量高、水头低，枯水期则大致相反，2023Q1在来水偏枯3.5%的情况下， 三峡电站发电量同比降低19.9%，主要原因为低水头导致发电功率低于上年同期。
以模型回测三峡电站历史发电量，与真实值误差大多低于5%。三峡水电站历史流量 和水位数据较为详实完整，以上述公式计算其日度发电量并加总计算季度发电量后， 与真实发电量的误差多数时间低于5%。假设三峡电站的发电效率为83.6%（历史数 值拟合得出），测算其2023Q1的发电量为121.67亿千瓦时，实际发电量是121.04亿 千瓦时，误差率为0.5%。
以同样方法回测长江电力溪洛渡、向家坝、葛洲坝电站四年的历史数据，通过拟合 发电效率，实现发电量误差率最小化，大部分时间分别在4%、3%、3%以内。部分 时间因数据缺失、泄洪等因素影响误差较大。
2023Q1预测长江电力发电量与真实值误差率-0.4%。根据模型测算长江电力 2023Q1的发电量为553.9亿千瓦时，与实际发电量556.0亿千瓦时之间的拟合误差为 -0.4%，实现在5%以内的误差范围内测算长江电力的发电量。
（二）三重拉尼娜周期已尽，来水有望好转
水电受来水影响，来水呈现丰枯交替变化。从近十年以来数据来看，我国大陆地表 水资源量与水电平均利用小时数变化呈现明显正相关趋势，同时流域内水资源量呈 现丰枯交替的变化趋势，近年来通常以2-3年为周期丰枯交替。
三重拉尼娜周期已尽，预计23年起逐步进入厄尔尼诺周期。拉尼娜和厄尔尼诺现象 被认为导致全球气候变化的主要原因。对我国而言，拉尼娜现象将导致我国夏季降 雨带北移，出现“冷冬热夏、南旱北涝”现象，厄尔尼诺现象则大致相反，两者通常 交替出现。三重拉尼娜事件极少出现，自1950年以来，三重拉尼娜事件仅在上世纪 70年代中期和90年代末期出现，2020-2022年是本世纪首次出现三重拉尼娜事件。 通常用Nino3.4区的海温指数反映拉尼娜和厄尔尼诺的出现及强度，根据国家气候中 心数据显示，拉尼娜现象已于今年2月结束，预计从5月开始出现厄尔尼诺现象，我 国黄河以南、长江中下游等主要流域降雨增加，来水有望好转。
水位：雅砻江、金沙江主要水库水位已恢复正常
正常蓄水位和死水位是两个重要的运行水位，两者之间的调节库容是衡量水库调节 能力的主要依据。正常蓄水位是指水库在正常运行情况下，为充分发挥防洪、发电、 航运、生态补水等综合功能而蓄到的最高水位；死水位是指水库允许消落到的最低 水位。死水位以下的库容称为死库容，除遇到特殊的情况外（如特大干旱年），它不 直接用于调节径流；兴利库容是正常蓄水位至死水位之间的水库库容，又称调节库 容，用来衡量水库的调节能力。
2022年四季度来水好转，主要水库水位恢复。每年的丰水期（7-9月）后各水库开始 蓄水，在平、枯水期保持高水头发电，在枯水期后半段陆续降低水位迎接汛期。2022 年三季度来水偏枯但四季度有所好转，金沙江下游的白鹤滩、向家坝以及雅砻江的 锦屏一级、二滩等主要水库水位恢复至8-9成。而长江上游三峡电站、红水河的龙滩 电站、清江的水布垭电站在去年四季度的水位恢复不足，影响延续至今年一季度。 但三峡电站历年6月份将水位降至死水位，低水位导致出力降低的影响仅延续到今年 5月份下旬，当前水位同比差距持续缩小，三峡电站蓄水不足影响即将消除。
流量：雅砻江、金沙江、长江一季度来水率先恢复
金沙江下游：长江电力位于金沙江下游的四座电站一季度来水恢复较好，乌东德电 站作为最上游的电站，2023年一季度来水总量约160.88亿立方米（同比+7.1%）， 受益于白鹤滩、溪洛渡库容消落，白鹤滩、溪洛渡、向家坝平均出库流量同比去年均 大幅提升，溪洛渡一季度平均入库流量、出库流量分别同比+63.6%、50.8%。
长江上游：长江流域来水已恢复正常，三峡一季度来水总量约519.18亿立方米（同 比-3.52%），平均入库流量、出库流量分别同比-2.8%、-9.7%，Q1三峡发电量121.04 亿千瓦时（同比-19.9%），主要受低水头影响。而其下游葛洲坝电站由于受到三峡 电站蓄水不足影响，一季度平均出库流量同比-7.6%，发电量为31.49亿千瓦时（同 比-6.9%）。
雅砻江：根据四川省水文资源勘测中心的监测，2023年一季度雅砻江流域来水同比 +6.4%，雅砻江水电发电量同比+33.0%。由于来水好转及两河口库容消落，锦屏一 级一季度平均入库流量、出库流量分别同比+49.7%、+28.8%。由于新增两河口水库， 雅砻江流域主要水库1-4月蓄水量同比增长2-3成。
红水河&清江：红水河和清江流域2023年一季度来水偏枯，龙滩水库在2022年来水 偏丰的情况下，全年平均出库流量高于2021年三成左右，而2023年一季度来水转枯， 平均出库流量同比下降23.4%。水布垭水库自2022年三季度以来来水大幅偏枯，此 后平均出库流量始终维持较低水平，5月起水布垭平均出库流量略有回升。
（三）重视调节性水电站价值，平滑来水波动增发电量
水电站按照调节能力可分为无调节水电站（径流式水电站）和有调节水电站，根据 水库库容大小和多年平均径流量的关系（库容系数β=水库兴利库容/多年平均来水 量），有调节水电站可分为日调节、月调节、季调节、年调节和多年调节水电站等。 例如三峡、向家坝电站为季调节，溪洛渡、锦屏一级电站为年调节，两河口、小湾、 糯扎渡电站为多年调节。
重视调节性水电站价值，可有效平滑来水波动，保障发电量。分公司来看，乌白电 站投产后，长江电力可实施六库联调，总调节库容430亿立方米；雅砻江水电拥有两 河口、二滩、锦屏一级三大调节水库，总调节库容148.4亿立方米；华能水电拥有小 湾、糯扎渡两大多年调节电站为首的两库八级电站，多库联合调度有助于形成水库 群梯级效应，通过梯级调度熨平来水波动。
从流域尺度来看，金沙江上游拥有岗托年调节电站（调节库容32亿m³），金沙江中 游拥有龙盘多年调节电站（调节库容284亿m³），金沙江下游四座电站均有调节能力， 长江上游三峡电站为季调节电站（调节库容221.5亿m³），雅砻江两河口为多年调节 电站（调节库容65.6亿m³），上游调节电站均可对下游电站形成增益，例如根据中 国水力发电工程协会的估算，龙盘电站可通过联合调度为下游梯级电站增加约200亿 千瓦时的发电量，调节性电站的价值可期。
梯级电站群联合调度可减少弃水、提高运行水头、增发电量。当流域内存在一群相 互间具有联系的水电站以及相关工程设施时，即可开展梯级水电站联合调度，使流 域内水电站效益最大化。 联合调度的优势主要体现在以下两个方面：（1）减少弃水，当预报电站来水量将超 过所有机组过流能力时，上游水库可提前拦蓄部分水量，待来水减少后，再逐步释 放拦蓄水量，尽量让来水都通过机组过流，从而提高梯级电站发电效益；（2）抬高 水头，在满足防洪要求的前提下，通过“早蓄水、晚消落、动汛限”，可以提高水库 平均运行水头，从而提高机组发电功率。目前三峡电站的汛限水位为145米，2022年 长江委通过对旱情的预估，将其抬高5米，后续若继续实施抬高汛限水位的方案，将 有望提升汛期水头增加发电效率。
以长江电力为例，三峡电站投产后，因三峡电站所有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所有机组过流能力时，可以通过降低三峡电站的出库流 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 增加葛洲坝电站发电量。2015年以来，葛洲坝电站利用小时数超7000小时，远超行 业平均水平。通过四库联调，长江电力2014年以来每年可增发电量接近100亿千瓦 时，而在乌白电站投产后实现六库联调可以再额外增发电量60-70亿千瓦时。
两河口电站建成后可增加雅砻江下游梯级电站年发电量102亿千瓦时。根据雅砻江 水电债券募集说明书数据，孟底沟、杨房沟、卡拉、锦屏一级、锦屏二级、官地电站 联合运行时可分别增发电量9.73、8.93、5.27、17.80、4.70、7.40亿千瓦时，对其 余电站按剩余增发电量和设计发电量比例进行估算，则牙根一级、牙根二级、楞古、 二滩水电站可分别增发电量1.60、6.31、16.48、23.78亿千瓦时，对已投产电站可增 发电量62.61亿千瓦时。
二、成长：量价齐升，成本下行
（一）优质大水电稀缺性凸显，水电龙头仍具成长空间
水电行业区域特征明显，流域位置和资源禀赋决定水电质量。水电站的建设依托于 流域水能资源，我国的水能资源主要分布在西南地区，四川和云南是两个水电大省， 并在九大流域片区划分出十三大水电基地。目前水电基地的流域开发归属权已完成 分配，主要分配给了五大发电集团以及三峡集团等，不同流域的水资源禀赋存在差 异，开发难度存在差异，因此各个电站和上市公司的水电运营能力有所区别。
流域位置和资源禀赋影响水电利用小时数高低与波动性。就我国目前各水电企业旗 下水电站所在流域来看，桂冠电力（红河水流域）来水以降雨为主，受东南亚季风影 响波动较为明显，波动性较大。而长江电力（长江流域），国投电力（雅砻江流域） 及华能水电（澜沧江流域）来水由降雨、冰川融化等组成，全流域落差大，水量充 沛，水电利用小时数较高且波动性更小。
水电开发步入成熟期，优质大水电稀缺性凸显。我国水能蕴藏量丰富，根据国家发 改委2005年发布的全国水利资源复查结果，我国水电资源理论蕴藏量装机6.94亿千 瓦，技术可开发装机5.42亿千瓦，经济可开发量4.02亿千瓦；根据中电联数据截至 2022年末，我国常规水电装机3.68亿千瓦（不包括抽水蓄能电站），占理论可开发 量53.1%，技术可开发量68.0%，经济可开发量91.6%，水电开发已步入后半程。《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，则2022- 2030年CAGR为1.6%。
十四五是水电站新一轮投产高峰，在建水电站集中于龙头公司和大型发电集团。 2021-2022年乌白电站、两杨电站合计投产30.7GW，分别对应上市公司长江电力、 国投电力和川投能源，乌白电站注入后长江电力装机增幅可达57.5%，两杨电站投产 带动雅砻江公司水电装机增长30.6%，预计2023年全额释放电量，实现收益，同时 长江电力六库联调、两河口电站梯级补偿效益值得期待。 其他主要在建的水电站中，包括国能集团玛尔挡电站2.32GW（2024年投产），华能 水电托巴电站1.4GW（2025年投产），国投电力印尼巴塘水电站0.5GW，川投能源 银江水电站0.39GW，国电电力预期可投产装机规模较大，五座水电站合计约5GW。
水电龙头强者恒强，主要流域规划水电装机+水风光一体成长空间充足。十四五是水 电站新一轮投产高峰，在建水电站集中于龙头公司和大型发电集团，华能水电和国 投电力还有五成左右的增量空间，川投能源和桂冠电力还有三成左右的增量空间。 华能水电：在建托巴水电站装机1.4GW，预计于2024年首台机组投产发电；国投电 力&川投能源：雅砻江水电在建装机3.42GW，规划装机7.20GW，合计10.62GW； 桂冠电力：规划松塔+八渡合计装机容量3.94GW。长江电力：葛洲坝电站增容47.5 万千瓦（装机增幅17.4%），同时溪洛渡、向家坝增容扩机工作正在进行。
全国主要流域弃水电量减少，水能利用率逐年提升。水电的发电量除了受到来水和 装机的影响以外，还有一个因素就是弃水电量。由于水电的度电成本低于其他电源， 并且清洁稳定、优先满足保供需求，因此它的消纳问题主要由于外送通道受限。2018 年全国弃水电量691亿千瓦时（占水电发电量的5%），近年来随着我国电网建设的 不断完善，弃水问题大幅改善，水能利用率提高至2021年97.9%。
弃水问题主要出现在云南和四川两个水电大省，近年来云南省引入硅、铝产业，改 善供需关系，弃水电量降至2020年的24亿千瓦时（占发电量比例降至0.7%），弃水 情况大幅好转。四川省的弃水问题主要由大渡河带来，2020年大渡河弃水电量为194 亿千瓦时，占四川省弃水量的53%，占全国的36%。随着省内消纳改善+特高压外送 通道建成，四川省水电消纳有望改善。目前正在修建的川渝特高压交流网架预计2025 年建成，将针对性地解决大渡河的弃水问题。
（二）供需紧张电价中枢上行，水电电价稳中有升
定价机制：水电上网电价存在四种定价机制，部分地区鼓励市场化定价。2014年2月 以前投产的水电站按照成本加成法实行“一厂一价”定价机制，2014年2月以后投产 的水电站按照是否跨省区，跨省区水电站按照落地省份平均上网电价倒推水电上网 电价，省内调度水电站执行省内标杆电价。此外，部分地区鼓励以竞价方式确定水 电上网价格，目前市场化定价方式在云南、四川已顺利推行，市场化交易电价在供 需紧张环境中可获得更大的弹性。目前，在电力供需偏紧的形势下，落地电价倒推 和市场化定价这两种形式的电价均存在上涨的预期。
落地电价倒推：跨省水电落地电价提升，江苏、广东提供定价新范式。 江苏省给予跨省水电落地电价参考市场化电价浮动。江苏省发改委对雅砻江锦官电 源组和白鹤滩送苏落地电价按照“基准落地电价+浮动电价”确定，浮动电价参考江 苏省年度交易成交均价。2022、2023年江苏省市场化交易均价均较基准价上浮近 20%，因此锦官电源组和白鹤滩送苏电价接近顶格定价，同时白鹤滩送浙电价也将 向江苏看齐。2022年8月1日起，锦官电源组送苏上网电价为0.3195元/千瓦时（此前 为0.2603元/千瓦时，涨幅22.7%）。锦官电源组送苏的电量约占其发电量的60%， 取近三年的上网电量平均值为333亿千瓦时，测算这部分电量在上网电价提升的背景 下将带来公司归母净利润提升约16亿元。
广东省对外送电量给予三种定价方式，长江电力溪洛渡右岸机组和华能水电澜上电 站送广东电量均据此定价，分别是保量保价、保量竞价、市场化交易。在保量保价之 外，保量竞价和市场化交易均参考广东各月月度市场化交易结果确定，2023年广东 省年度交易均价较基准价上浮19.63%，而2022年仅上浮7.3%，因此2023年送广东 参与市场化交易的部分水电电量执行电价仍有提升。
市场化交易电价：四川、云南市场化电价均存在上涨趋势
华能水电、川投能源市场化交易比例高，在市场化电价提升背景下有望受益。华能 水电、川投能源主要电力消纳区域分别在云南、四川，两者市场化交易比例较高，均 在70%左右，位于水电公司前列。在电力供需偏紧的背景下，市场化交易电价提升 有望带动公司释放业绩弹性，长江电力、国投电力、桂冠电力以合同售电和保障性 收购为主，市场化交易比例较低，电价相对稳定。
川云两省市场化交易占比逐年提升，电力市场化机制进一步完善。四川、云南两省 作为我国水电前两大省份，水电发电量占比达七成以上，率先在省内推行水电的市 场化交易，2022年云南省市场化交易比例达71.0%（同比+1.3pct），四川省市场化 交易比例达54.9%（同比+13.9pct）。
水电市场化交易电价上行，2022年云南省市场化交易电价同比提升10.1%。云南省 作为我国首批电力体制改革综合试点省份，电力市场化程度高，同时云南省伴随供 需格局改善，电价中枢上行。根据昆明电力交易中心数据，2022年云南省内市场化 交易平均电价0.223元/千瓦时，同比提升2.044分/千瓦时（同比+10.1%）。2023年 云南省市场化电价继续上行，由于云南省政策规定省内水电分月电量电价加权均价 不能超过前三年市场均价的10%，2023M1-5云南市场化交易平均电价为0.277元/千 瓦时，同比+3.9%（已为前三年均价的1.1倍）。
以华能水电为例，测算云南省内市场化交易电价每提高2分，公司归母净利润提升 6.15亿元。对公司电价弹性进行测算，以华能水电在云南省内市场化交易电量约400 亿千瓦时为基础，依次扣除税金及附加、所得税和少数股东权益，云南省市场化交 易电价每提高2分/千瓦时，归母净利润增加6.15亿元。
四川省水电市场化交易电价提升，省内水电公司有望受益。四川省推进电力市场化 改革，市场化交易电量逐年提高，在此过程中，水电市场化交易电价在2018-2020年 持续下降。伴随四川省内电力供需格局改善，2021年水电市场化交易电价同比提升 8.8%至0.218元/千瓦时。同时，2022年四川省市场年度交易结果显示，2022年四川 发电侧交易均价0.227元/千瓦时，同比提升8.5%，其中水电交易均价0.224元/千瓦时 （同比+2.7%）。
（三）折旧到期、财务费用下降，水电成本进入下行通道
水电站生命周期内折旧和财务费用降低将带动水电站盈利能力提升。典型水电的生 命周期主要包括四个阶段，建设期需要大规模举债投入资金，经过长时间建设后转 为固定资产，在建设期水电站无收入；在运营期水电公司仅需缴纳水资源费、库区 基金等财政费用，无需燃料费用，因此运营期的可变成本较低，而建设期大量的固 定资产和债务在运营期形成折旧和财务费用，构成了成本的主要部分。折旧和财务费用的降低是带动水电成本下降的核心，在不同阶段水电站呈现不同的财务特征。 在偿贷折旧期，伴随贷款偿还财务费用降低、机器设备折旧到期整体利润稳步提高； 贷款偿还完毕后进入折旧期，水电站大坝和房屋等折旧仍未结束，在折旧到期后， 利润阶梯型提高；当折旧全部到期后，水电站进入净回报期，成本仅为少量可变成 本，盈利大幅提升。
从成本结构来看，水电公司成本以折旧和财务费用为主，占总成本50%以上。以长 江电力和华能水电为例，2017-2022年两者折旧和财务费用占总成本比例均在50% 以上，其中华能水电折旧和财务费用占比常年超65%，2022年两家公司的折旧+财务 费用分别占比51.8%、63.0%。
折旧端：十四五期间部分水电机器设备折旧陆续到期，折旧到期释放利润。水电站 实际运行年限远高于折旧年限，水电公司通常采用年限平均法对水电站各部分进行 折旧，其中挡水建筑物（大坝）折旧年限约在40-50年，机器设备折旧通常在20年以 内，由于大型水电站实际运营年限可达百年以上，水电站折旧到期将释放利润。同 时机器设备折旧年限较短，十四五期间将有部分水电站机器设备折旧陆续到期。
长江电力和华能水电部分电站机组折旧年限于十四五期间逐渐到期。 长江电力使用年限平均法对固定资产进行折旧，其中三峡大坝、向家坝大坝和溪洛 渡大坝的折旧年限均为45年，葛洲坝大坝为50年，大坝折旧年限远低于实际使用年 限；此外，水轮机、发电机的折旧年限均为18年。三峡水电站机组自2003年起逐渐 投产，预计于2021年开始折旧年限逐渐到期，预计到2025年，由于三峡机组折旧到 期将带动长江电力折旧减少14亿元左右。 华能水电水电站水轮发电机折旧年限在12年左右，在十四五期间，功果桥、小湾、 糯扎渡、龙开口水电站水轮机折旧将陆续计提完毕，暂不考虑在建托巴电站及其他 新增项目，预测到2025年，公司存量水电站机组折旧相比2021年将降低9亿元左右。
财务费用端：水电站投运后会逐渐偿还贷款，期间资产负债率和财务费用逐渐降 低。以长江电力和桂冠电力为例，两者所属水电站建设时间较早，稳定运营时间较 长，从两者的资产负债率变化趋势可以看出，在水电站建设完成后（或者完成收购 后），公司逐渐偿还贷款，资产负债率持续降低。
资产负债率和贷款利率走低，水电公司财务费用逐渐降低。水电站建设完成后，水 电公司偿还贷款后负债规模降低，同时在贷款利率走低的背景下，水电公司持续以
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