引 言
本文旨在测算国能大渡河未来的增长潜力。一方面，特高压投产后高电价的外送电量有望增长，为公司带来利润提升；另一方面，双江口等水电站投产后将带来电量增长，梯级联调有望带来增发效益，进一步增厚公司业绩。
摘要
川渝特高压投运便利电力外送，国能大渡河潜在业绩弹性超 16%。大渡河开发条件优越，坐拥较为稀缺的水电资源，上游、中游、下游分别规划10/8/10个梯级电站，目前已投产装机容量为1742万千瓦。国电电力水电机组主要集中在子公司国能大渡河，长期以来由于外送通道不畅，大渡河流域弃水问题较为严重，公司水电业绩增长受到限制。川渝特高压交流工程是四川省“十四五”电力规划重点任务之一，建成后输电能力超 350亿千瓦时，预计将于2025 年夏季高峰前投运。川渝特高压投运后，国能大渡河部分水电有望送往重庆，电力外送后度电电价估计将提升0.045元/千瓦时。据测算，若国能大渡河15%水电外送重庆消纳，不考虑新增装机投产带来的电量增长，2026、2027年业绩增量将超3亿元，对应国电电力2023年水电板块业绩弹性超16%，对应整体业绩弹性超5%。
装机增长+联调增发，26/27年水电业绩预计增厚40%/67%。1）装机增长：国能大渡河中短期装机潜力充足，双江口、金川、枕头坝二级、沙坪一级4座在建水电站预计集中于 2026、2027年投产，投运后将推升公司水力发电产能，上网电量增长或将拉动业绩增长。据测算，预计2026/2027年水电站投产带来的利润总额增量分别达5.10/7.28亿元，考虑持股比例后，预计国电电力业绩增量分别达2.91/3.85亿元。2）联调增发：双江口水电站具有年调节能力，丰蓄枯用熨平来水波动，增发效应显著提升母公司利润。据测算，2026/2027年双江口水电站增发效应将分别带来8.98/16.99亿净利润，预计国电电力业绩增量分别达4.52/8.54亿元。综合装机增长+联合调度增发效益，预计将为公司2026/2027年带来7.43/12.39亿元的业绩增厚，对应国电电力2023 年水电板块业绩的弹性为40%/67%，对应整体业绩弹性为13%/22%。同时，在川渝地区用电量快速增长，且当地市场化交易比例持续增长的背景下，四川水电市场化交易电价有望上行。测算在市场化交易比例为65%时，若四川当地市场化交易电价提升1分钱，将为国能大渡河增厚业绩1.5亿元，对应国电电力2023年水电板块业绩弹性为8%，对应整体业绩弹性为3%。若市场化比例提升，带来的业绩增厚效应将更为明显。
投资建议。重点推荐****：1）短期内：2024年二、三季度来水改善明显，公司水电业绩有望受益增长；煤价中枢下行，火电容量电价政策落地，业绩也有较大弹性空间；2）中长期内：大渡河水电在建装机弹性较高，且随着特高压线路打通以及双江口电站投产，公司水电消纳弃水困局有望化解，反转弹性最大。“十四五”期间公司新能源装机最高，将充分受益能源转型与多能互补协同发展。建议关注其他优质水电标的****等。（…具体请见招商研究小程序）
风险提示：来水不及预期、水电电价上涨不及预期、项目建设进度不及预期、经济增速下滑导致终端用电需求疲软、电力市场化改革推进不及预期。
一
川渝特高压投运便利电力外送，水电潜在业绩弹性超16%
1、国电电力水电以大渡河为主，川渝特高压投运或将改善大渡河流域消纳
大渡河开发条件优越，坐拥较为稀缺的水电资源。大渡河是长江上游二级支流、岷江最大支流，水量充沛，年径流量470亿立方米，干流河道全长超1000公里，天然落差约4000米，开发条件优越且靠近四川负荷中心，是我国不可多得的水能宝库。四川省对大渡河采用28级开发方案，总容量约2700万千瓦，占四川省水电资源总量的20%以上，上游、中游、下游分别规划10/8/10个梯级电站，目前在运装机为1742万千瓦。
国电电力水电机组主要集中在子公司国能大渡河，水电资产运营成本低、投运后毛利丰厚。国电电力背靠国家能源集团，水电机组主要分布在四川大渡河流域、新疆开都河流域和伊犁河流域，其中以四川大渡河流域为主。截至2024年6月底，公司大渡河流域已投产水电装机1109.8万千瓦。2024H1，国电电力水电板块上网电量达242.47亿千瓦时，其中196.81亿千瓦时由子公司国能大渡河流域水电开发有限公司（以下简称“国能大渡河”）贡献，占比高达81%。水电资产运营成本低，投运后毛利丰厚。2024H1，国电电力水电板块营业收入达56.07亿元，同比+12.3%，毛利率高达46.16%，在公司三大发电板块中位居第一，盈利能力强。
川渝1000千伏特高压交流工程即将投运，或将改善四川弃水情况，川电外送电价提升增厚水电利润。四川水电资源丰富，但受制于数字加密货币“矿场”关停，大量小水电站以径流式为主、无蓄水调节能力，送出通道不足、电力外送受阻等原因，存在一定程度的弃水问题。据国家能源局披露，“2020年，‘弃水’主要发生在四川省，主要集中在大渡河干流，约占全省‘弃水’电量的57%”。川渝特高压交流工程或将改善四川弃水情况。川渝特高压交流工程是四川省“十四五”电力规划重点任务之一，建成后输电能力超350亿千瓦时，由甘孜—天府南—成都东、阿坝—成都东、天府南—重庆铜梁组成，预计将于 2025 年夏季高峰前投运。根据四川电力交易中心、重庆市发改委等数据，2023年四川水电企业参与省内直接交易平均电价为0.226元/千瓦时，而外送重庆备案平均电价为0.271元/千瓦时，价差为0.045元/千瓦时。川渝特高压投运后，国能大渡河部分水电有望送往重庆，电力外送后度电电价预计提升，或将支撑国能大渡河水电板块利润增长。
2、川渝特高压投运后，外送电量增长预计增厚26/27年水电业绩超16%
川渝特高压投运后外送电价或将提高，国能大渡河收益规模与上网电量有关。上网电量受两因素影响：1）长期趋势，由水电装机容量等产能因素决定；2）周期性因素，由厄尔尼诺或拉尼娜等季节性因素影响。
周期性因素方面，假设长期趋势不变，水电装机容量零增长，基于2016-2023年国电电力披露水电上网电量数据，利用ARMA模型预测仅受周期性因素影响下2024E-2028E国电电力水电上网电量。基于预测，2024-2025年受厄尔尼诺气候影响，水电上网电量将处于上行周期，2025年升至高峰后受拉尼娜周期影响转入下行周期。
估值假设：国电电力未来水电装机容量维持稳定，无新增水电站投产。
川渝特高压全线贯通后，受益于外送电价与省内消纳电价价差，国能大渡河或有1.07-6.06亿人民币业绩增长潜力。依据四川电力交易中心、重庆市发改委等数据，2023年四川水电企业参与省内直接交易平均电价为0.226元/千瓦时，而外送重庆备案平均电价为0.271元/千瓦时，价差为0.045元/千瓦时。据测算，川渝特高压投产后，若国能大渡河15%水电外送重庆消纳，不考虑新增装机投产带来的电量增长，2026、2027年业绩增量将超3亿元，对应国电电力2023年水电板块业绩弹性超16%，对应整体业绩弹性超5%。
估值假设：川渝特高压于2025年初全线贯通。
二
装机增长+联合调度，26/27年水电业绩预计增厚40%/67%
1、双江口等4座电站即将投运，带来超5%利润增量
国能大渡河中短期装机潜力充足，双江口等4座在建水电站投运后将推升公司水力发电产能，上网电量增长或将拉动业绩增长。基于公司披露数据对水电站投产假设下国能大渡河业绩增量进行测算：
收入方面，水电站主营业务收入 = 上网电量×度电收入
度电收入：依据四川水电价格政策，水电站上网电价与电站调节能力、丰枯期有关。1）调节能力方面，与径流式电站相比，具有调节能力的水电站标杆电价相对较高。四川省发改委2019年发布《关于再次降低四川电网一般工商业用电价格等有关事项的通知》，将“径流式”、“季调节及不完全年调节”、“年调节及以上”水电分类标杆电价分别调整为0.2974元/千瓦时、0.338元/千瓦时、0.3766元/千瓦时。2）丰枯期方面，据四川省发改委划分，丰水期为6月—10月，枯水期为1月—4月、12 月，平水期为5月、11月，枯水期电价上浮24.5%，丰水期电价下浮24%。
由于国能大渡河在建的四座水电站中，金川、枕头坝二级、沙坪一级均为径流式电站，双江口水电站具有年调节能力。基于此，参考各水电站调节能力，依据2023年四川省丰水期、枯水期、平水期水力发电量占比对丰水期、枯水期、平水期电价进行加权，估计得双江口年加权平均电价为0.3569元/千瓦时，金川、枕头坝二级、沙坪一级水电站年加权平均电价为0.2819 元/千瓦时。
上网电量：上网电量 = 装机容量×发电利用小时数。随着国能大渡河水电行业在建工程逐步投产，水电装机容量逐步增长，上网电量将进一步增长。目前国能大渡河有4座水电站在建，其中双江口水电站装机容量达200万千瓦，预计2026年将投产一半机组，2027年全部投产；金川、枕头坝二级、沙坪一级装机容量合计达152万千瓦，预计将于2026年投产。假设未来国电电力水电机组发电利用小时等于其2023年发电利用小时数，则2024E/2025E/2026E/2027E/2028E国能大渡河上网电量将分别达464/475/556/584/577亿千瓦时。以2023年为基准，预计2026年国能大渡河上网电量增量达93亿千瓦时，2027年上网电量增量达130亿千瓦时。
估值假设：1）未来国能大渡河水电上网电量/国电电力整体水电上网电量=2019-2023年均值；2）随着在建水电站投产，国电电力未来水电装机容量增长。3）未来国电电力水电机组发电利用小时=2023年水电发电利用小时。
收入增量预测：随着双江口等4座水电站陆续投产，预计2026 年国能大渡河收入增量达28.94亿元，2027年达42.09亿元，较国电电力2023年水电板块收入增幅分别为24%、35%，较整体收入增幅分别为1.6%、2.3%。
成本方面，水电站营业成本主要由折旧、职工薪酬、修理费、水资源费等构成。1）折旧：据国电电力年报披露，国电电力采用年限平均法计提折旧，对于电力专用设备，折旧年限为8-35年，残值率为0-3%。基于此，假设双江口等4座水电站折旧年限为35年，残值率3%。2）水资源费：根据四川发改委等3 部委发布文件《关于调整水力发电用水水资源费征收标准的通知》，四川境内河流水电站水力发电用水水资源费为0.005元/千瓦时。3）职工薪酬、修理费：参考同行业平均水平，假设职工薪酬占国能大渡河营业成本比重为17.52%，修理费占国能大渡河营业成本比重为1.16%。
成本增量预测：随着双江口等4座水电站陆续投产，预计2026 年国能大渡河成本增量达14.08亿元，2027年达20.54亿元。
期间费用方面，1）管理、销售、研发费用、税金及附加：依据2021-2023年国电电力各期间费用占营业收入比重均值，假设管理费用、销售费用、研发费用、税金及附加分别占国能大渡河营业收入1.02%、0.02%、0.34%、1.21%。2）财务费用：依据各水电站总投资额，假设贷款比重为70%，贷款利率为3.25%，双江口、金川、枕头坝二级、沙坪一级水电站年财务费用估计值分别为8.3/2.7/1.0/1.1亿元。
期间费用增量预测：预计2026年国能大渡河管理费用/销售费用/研发费用/税金及附加/财务费用增量分别达0.29/0.006/ 0.10/0.35/9.02亿元，2027年分别0.43/0.008/0.14/0.51/13.18 亿元。
利润增量预测：预计2026年、2027年水电站投产带来的利润总额增量分别达5.10/7.28亿元，净利润增量分别达4.33/6.19亿元。考虑国能大渡河持股比例，归属于国能大渡河的净利润增量分别达3.64/4.81亿元。进一步考虑国电电力持股比例，归属于国电电力的净利润增量分别达2.91/3.85亿元，对应国电电力2023年水电板块业绩弹性为16%/21%，对应整体业绩弹性为5%/7%。
2、梯级调度熨平来水波动，增发效应进一步带来利润弹性
水电出力受季节影响波动明显，联合调度可一定程度上熨平波动。流域梯级水电站联合调度，指的是流域内一群相互间具有联系的梯级水库和水电站以及相关工程设施进行统一的协调调度，通过优化调度使各个水库和水电站的作用和效益达到最大化。一方面，流域梯级电站的联合调度可以通过具有年调节性能的水库拦蓄丰水期来水，减少无益弃水，补充枯水期水量以提高枯水期发电量，缓解丰枯期电力供需矛盾，一定程度上熨平水电的出力波动，提高电网运行安全性。另一方面，在满足防洪要求的前提下，通过联合调度可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。据学者测算，雅砻江梯级水库优化调度显著提高了流域水库群年发电量，并有效减少了水库弃水，提高流域水能资源利用效率。雅砻江各座水库年均发电量分别为115.48、67.24、190.14、254.16、112.84、170.05和27.04亿千瓦时，共计936.96亿千瓦时，与单库简化运行结果相比增发电量 75.06亿千瓦时（8.7%）。雅砻江各座水库年均弃水量有所减少，各级水库弃水量减少9.5%~30.8%，梯级水库群年均弃水 373.67亿立方米，与单库调度结果相比减少135.74亿立方米（26.6%），水能资源利用效率显著提升。
双江口水电站具有年调节能力，丰蓄枯用熨平来水波动，增发效应显著提升母公司利润。据公司披露，双江口水电站位于大渡河上游，具有年调节能力，丰水期蓄水，枯水期供水，建成投运后将增发下游枯期电量约66亿千瓦时。根据测算，2026、2027年双江口水电站增发效应将分别带来8.98/16.99亿净利润，其中归属于国能大渡河的净利润分别达5.64/10.67亿元，归属于国电电力的净利润分别达4.52/8.54亿元，对应国电电力2023年水电板块业绩的弹性为24%/46%，对应整体业绩弹性为8%/15%。
综合装机增长+联合调度增发效益，预计将为公司2026、2027 年带来7.43/12.39亿元的业绩增厚，对应国电电力2023年水电板块业绩的弹性约为40%/67%，对应整体业绩弹性为13%/22%。
3、市场化交易电价有望上行，每分电价提升预计增厚水电业绩8%
川渝地区用电需求快速增长的背景下，当地水电电价有上行预期。随着成渝双城经济圈快速发展，四川和重庆的用电负荷有望保持快速增长趋势，预计2025年川渝最大负荷将分别超过8900万千瓦、3550万千瓦，分别比2020年增长10.5%、44.31%。在电力供给紧平衡的背景下，川渝地区市场化交易电价中枢有望上行，而随着水电参与市场化交易的比例不断提升，其上网电价也存在上浮趋势，从而为水电公司业绩增长提供支撑。
在市场化交易比例为65%时，若四川当地市场化交易电价提升1分钱，将为国电电力增厚业绩1.2亿元。根据四川省经信厅的数据，2022年国能大渡河8座已投运的水电站优先上网电量约为168亿千瓦时，占其上网电量的比例为63%，因此我们假设国能大渡河参与市场化交易比例的基础为65%；市场化电价方面，以2023年四川省水电市场化交易电价0.226 元/千瓦时为基础进行测算。成本方面，假设水电毛利率为60%，且所得税率为15%。根据敏感性测算，在65%的市场化交易比例下，市场化交易电价每提升1分钱，将会为国能大渡河带来净利润增量1.5亿元，为国电电力带来归母净利润增量1.2亿元，对应国电电力2023年水电板块业绩弹性为8%，对应整体业绩弹性为 3%。若市场化比例提升，带来的业绩增厚效应将更为明显。
三
投资建议
外送通道畅通在即，装机增长+联合调度带来高成长性。大渡河开发条件优越，坐拥较为稀缺的水电资源。国电电力大部分水电机组位于大渡河流域，长期以来由于外送通道不畅，大渡河流域弃水问题较为严重，公司水电业绩增长受到限制。川渝特高压预计将于2025年夏季高峰前投运。川渝特高压投运后，国能大渡河部分水电有望送往重庆，电力外送后度电电价估计将提升0.045元/千瓦时。据测算，若国能大渡河15%水电外送重庆消纳，2026、2027年业绩增量将超3亿元，对应国电电力 2023年水电板块业绩弹性超16%。此外，国能大渡河中短期装机潜力充足，双江口等4座在建水电站投运后将推升公司水力发电产能，梯级联合调度也有望带来增发电量。据测算，综合装机增长+联合调度增发效益，预计将为公司2026、2027年带来7.43、12.39亿元的业绩增厚，对应国电电力2023年水电板块业绩的弹性为40%、67%。同时，在川渝地区用电量快速增长，市场化交易比例持续增长的背景下，四川水电市场化交易电价有望上行，测算在市场化交易比例为65%时，若四川当地市场化交易电价提升1分钱，将为国电电力增厚业绩1.2亿元，对应国电电力2023年水电板块业绩弹性为8%。若市场化比例提升，带来的业绩增厚效应将更为明显。
重点推荐****：1）短期内：2024年二、三季度来水改善明显，公司水电业绩有望受益增长；煤价中枢下行，火电容量电价政策落地，业绩也有较大修复空间；2）中长期内：大渡河水电在建装机弹性较大，且随着特高压线路打通以及双江口电站投产，公司水电消纳弃水困局有望化解，反转弹性最大。“十四五”期间公司新能源装机最高，将充分受益能源转型与多能互补协同发展。
建议关注其他优质水电标的****等。
四
风险提示
我们认为未来水电行业主要的风险因素在于来水不及预期、水电电价上涨不及预期、项目建设进度不及预期、经济增速下滑导致终端用电需求疲软、电力市场化改革推进不及预期五个方面。
1） 来水不及预期。水力发电企业的盈利主要取决于发电量，而发电量除受市场需求的影响外，还受河水流量、气候等自然因素的影响。若未来干旱天气频发，导致水电项目所在流域来水不及预期，公司盈利能力可能会受到一定不利影响。
2） 水电电价上涨不及预期。上网电价是影响发电企业营业收入的重要因素。一方面，由于我国部分地区的水电上网电价受到政府监管，无法完全受益市场化电价上浮趋势，并且未来与电价相关的电力改革政策有可能发生变化；另一方面，水电市场化参与程度的提高可能会加剧交易电价的波动，从而影响公司的业绩稳定性。
3） 项目建设进度不及预期。受到疫情、设计变更、政策等影响，在建项目工程建设进度较计划进度可能存在一定偏差。由于发电企业的收入与成本水平与装机容量紧密相关，若水电建设进度不及预期，可能会给企业带来额外的成本甚至损失。此外，特高压及配套工程有助于提高水电消纳能力，若工程建设进度不及预期，可能会对水电消纳及运营商业绩带来负面影响。
4） 经济增速下滑导致终端用电需求疲软。受疫情影响，2022 年中国经济面临着需求收缩、供给冲击、预期转弱的三重压力，消费对经济增长的贡献明显减弱，工业经济增速也回落至低于疫情前水平。疫情放开后，若宏观经济复苏不及预期，经济增速下滑，叠加海外发达经济体的衰退预期，可能导致终端用电需求疲软，电力利用小时数和装机容量不及预期。
5） 电力市场化改革推进不及预期。当前工商业用电已经进行市场化改革，但仍处于部分使用代购电方式的过渡阶段，我国电力市场化交易机制、基础设施等仍不发达，隔墙售电等政策推进仍在路上，若电力市场化进程不及预期，可能对发电企业参与市场化交易造成不利影响。
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