電力行業(yè)2023年中期策略：火電業(yè)績持續(xù)優(yōu)化，新能源蓄勢待發(fā)

　　三、水電：上網電價持續(xù)提升，稀缺大水電優(yōu)勢凸顯

　　1、主要流域開發(fā)進度較高，穩(wěn)定擴張的大水電資產稀缺性凸顯

　　當前主要流域水電開發(fā)進度均已較高，優(yōu)質水資源集中在十三大水電基地范圍內。根據 2003 年全國水力資源復查成 果，我國 2006 年正式頒布的水能資源理論蘊藏年電量 6.08 萬億千瓦時，可裝機容量 6.94 億千瓦;技術可開發(fā)年發(fā) 電量 2.47 萬億千瓦時，裝機容量 5.42 億千瓦;經濟可開發(fā)年發(fā)電量 1.75 萬億千瓦時，裝機容量 4.02 億千瓦。截至 2021 年底，我國水電裝機容量 3.91 億千瓦。分省份看，全國前三大水電裝機省份分別是：四川 8887 萬千瓦、云南 7820 萬千瓦、湖北 3771 萬千瓦。目前，我國規(guī)劃的“十三大”水電基地，總裝機規(guī)模達到 2.75 億千瓦，正在開發(fā) 和將開發(fā)的水電站中，裝機 500 萬千瓦以上水電站增量近乎為零，優(yōu)質大水電具有較強的稀缺性。

　　“雙碳”目標下，大水電優(yōu)勢凸顯。

　　改善豐枯出力結構，平衡來水時空分布。天然水資源具有時空分布不均的特性，即豐水期來水多，枯水期來水少， 導致水電站豐枯出力不均，梯級調節(jié)性龍頭水庫電站的運行方式對下游各梯級電站影響很大。隨著水庫電站的投 產，按主汛期蓄水、枯水期騰庫發(fā)電的方式運行，可將主汛期下游電站無法利用的洪水攔蓄到枯水期發(fā)電，提高 下游電站的水資源利用率，在不影響主汛期下游梯級電站發(fā)電能力的情況下，增加了枯水期的發(fā)電量，提高機組利用小時數，改善電站的經濟性。

　　平抑新能源出力波動，增強系統(tǒng)調節(jié)能力。風、光資源在時空上的隨機性、間歇性所導致的風、光出力的頻繁波 動，極大地加劇了電網調峰、調頻的壓力，對電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行影響較大。充分發(fā)揮水電調節(jié)速度快、能 源可存儲等優(yōu)點，能有效緩解間歇性能源出力波動給電力系統(tǒng)帶來的影響，更好地發(fā)揮促消納、保安全作用。以 西南區(qū)域可再生能源開發(fā)基地為例，拓展水風光儲一體化基地建設，可以充分利用有效庫容調節(jié)風光出力波動， 成為了風、光等多能互補開發(fā)的重要互補能源，這也是目前解決大規(guī)模間歇性能源電力外送的有效途徑之一。

　　水電企業(yè)現金流充裕，高分紅高股息，是絕佳的價值投資標的。水電站正式投產之前會有大規(guī)模的資本開支，但在運 營階段付現成本占比極低，經營性現金流量凈額占營業(yè)收入比例較高，因此水電行業(yè)現金流極為充裕。同時，大型水 電站庫容調節(jié)能力強，受來水影響較小，具備跨越不同周期的能力。以水電龍頭企業(yè)長江電力為例，2017-2022 年公 司經營性現金流量基本保持穩(wěn)定維持在 400 億元左右，收現比常年維持在 1.1 以上，表明企業(yè)用于生產、經營的資金 獲取、流轉狀況良好;股息率維持在 4%左右，現金分紅比例維持在 70%以上，2022 年達到 94.29%，顯著高于其他 電力企業(yè)。

　　2、上網電價持續(xù)提升：雅礱江電站提價，烏白電站外送電價確定，增厚盈利能力

　　電力供需緊平衡的環(huán)境中，落地電價倒推的市場化定價方式有望帶來水電上網價格持續(xù)上漲。江蘇省發(fā)改委對雅礱江 錦官電源組和白鶴灘送蘇落地電價按照“基準落地電價+浮動電價”確定，其中浮動電價參考江蘇省年度交易成交均 價。2022 年江蘇省年度交易成交均價分別為 466.69 元/兆瓦時，較江蘇省燃煤基準電價上浮 7.6 分/度電(19.36%)， 接近頂格上浮;2023 年成交均價 466.6 元/兆瓦時，基本與 22 年持平。2023 年雅礱江錦官電源組送蘇落地電價為 0.4288 元/千瓦時，上網電價為 0.3195 元/千瓦時，測算雅礱江水電凈利潤有望提升約 27 億元。受雅礱江電站提價的 影響，2023Q1 國投電力和川投能源的業(yè)績改善均十分明顯，營業(yè)收入和歸母凈利潤均實現大幅上漲。此外，長江電 力的白鶴灘電站外送蘇浙落地電價 0.4388 元/千瓦時，反推上網電價浙江 0.323 元/千瓦時、江蘇省 0.325 元/千瓦時， 高于公司約 0.27 元/千瓦時的歷史上網均價，測算該部分電價提升將增厚公司凈利潤約 25 億元。此外，公司高電價 地區(qū)的外送電比例從約 60%提升到 80%，將進一步支撐業(yè)績增長。