（報告出品方/作者：廣發(fā)證券，郭鵬、姜濤、郝兆升）
（一）電量測算雙模型：日度累加法與月度乘積法
電量測算模型一——日度累加法。我們使用發(fā)電量計算公式：發(fā)電量=9.81×水頭× 流量×發(fā)電效率×時(shí)間，計算日度發(fā)電量，并搭建長(cháng)江電力溪向三葛四座電站的模 型進(jìn)行回測，以每個(gè)季度日度發(fā)電量的累計值與真實(shí)發(fā)電量進(jìn)行對比回測，兩者誤 差率多數時(shí)間低于5%。此模型適用于具有高頻日度水文數據的水電站，例如長(cháng)江電 力的三峽、葛洲壩、溪洛渡、向家壩，以及雅礱江水電的錦屏一級、二灘、官地，并 且數據頻率越高（甚至精確到小時(shí)級）模型越準確。
模型一（簡(jiǎn)版）：由于烏東德、白鶴灘等水電站投產(chǎn)時(shí)間較短，缺乏高頻日度水情數 據，我們采用長(cháng)江水文網(wǎng)披露的月度平均出庫流量代替日度出庫流量進(jìn)行計算。而 當每月末尚未披露當月平均出庫流量時(shí)，可根據下游電站（溪洛渡）的平均入庫流 量倒推上游電站（白鶴灘）的出庫流量。通常情況下，下游電站的入庫流量會(huì )略高于 上游電站的出庫流量，但二者趨于一致。
電量測算模型二——月度乘積法。針對缺少日度水情數據的電站，我們進(jìn)一步提出 發(fā)電量測算的第二種模型。對于水頭變化不大的水電站（主要以徑流式和日調節電 站為主，長(cháng)時(shí)間周期下入庫流量與出庫流量大致相當），其噸水發(fā)電量波動(dòng)幅度較 ?。▏嵥l(fā)電量=9.81×發(fā)電效率×水頭），長(cháng)時(shí)間周期可視為保持在均值水平。以 每月為一個(gè)時(shí)間周期，根據月度披露的平均流量數據計算月度來(lái)水量，噸水發(fā)電量 和月度來(lái)水量的乘積即為月度發(fā)電量。
兩大模型的誤差有兩點(diǎn)：其一是出庫流量，出庫流量數據對應某一時(shí)間點(diǎn)，通常會(huì ) 隨來(lái)水波動(dòng)和電站調度而變化，所以模型理論上應使用日內平均出庫流量，然而公 開(kāi)數據少有這樣的高頻，我們多使用上午八點(diǎn)的出庫流量代替全天平均流量，測算 時(shí)間周期變長(cháng)后將會(huì )平滑掉一定誤差。此外，若水電站調峰次數增加、調峰時(shí)間變 長(cháng)，將會(huì )產(chǎn)生系統性誤差，例如23年7月長(cháng)江電力的三峽電站午時(shí)參與調峰的次數明 顯增加，此時(shí)需要更高頻的小時(shí)級數據來(lái)消除誤差。 其二是水頭的計算方式，理論上水頭=壩上水位-壩下水位（上下游水位之差），而公 開(kāi)數據僅能得到壩上水位，模型一中使用下游電站的壩上水位代替電站的壩下水位，將會(huì )高估水頭，尤其是在豐水期。我們通過(guò)發(fā)電效率的擬合抵消掉這部分誤差（發(fā) 電效率將會(huì )低于實(shí)際發(fā)電效率，更類(lèi)似于系數），由于數據可得性問(wèn)題該誤差將始 終存在，但拉長(cháng)時(shí)間周期可以平滑。
（二）發(fā)電量測算——長(cháng)江電力（模型一）
測算7月長(cháng)江電力發(fā)電量同比+11.4%，增速由負轉正。長(cháng)江電力溪向三葛四座電站 均有日度高頻水情數據和歷史發(fā)電量數據，可使用模型一日度累加法測算，烏白作 為新投產(chǎn)電站，缺少日度高頻數據，使用模型一（簡(jiǎn)版）和月度水情數據測算。7月 來(lái)水已有所善，長(cháng)江電力發(fā)電量同比降幅收窄，六座/四座發(fā)電量增速由負轉正（5/6/7 月增速分別為-19.3%/-20.3%/+11.4%）。1-7月以來(lái)，溪向三葛四座電站發(fā)電量同比 -25.8%，但烏白電站投產(chǎn)貢獻增量約414億千瓦時(shí)，六座/四座電站發(fā)電量同比+9.1%。
使用模型一（簡(jiǎn)版）對2023年以來(lái)烏東德、白鶴灘的月度發(fā)電量進(jìn)行測算，并與季 度實(shí)際發(fā)電量進(jìn)行對比，誤差率多在5%左右，測算烏東德、白鶴灘7月的發(fā)電量分 別為32.62、51.80億千瓦時(shí)。該方法相對日度累加法的局限性在于，若存在棄水現 象無(wú)法日度剔除棄水的影響，尤其是在棄水較多的三季度，測算電量理論上會(huì )高于 實(shí)際發(fā)電量。
長(cháng)江電力股價(jià)與日度發(fā)電量呈現一定相關(guān)性。前三個(gè)季度公司日度發(fā)電量逐漸提升， 2019年和2020年此期間股價(jià)隨發(fā)電量提升穩定上漲，尤其在2020年三季度來(lái)水極豐， 公司水電站基本達到滿(mǎn)發(fā)狀態(tài)，股價(jià)快速提升，而在2022年6月末經(jīng)歷來(lái)水由豐轉枯 后，疊加國外加息，公司股價(jià)快速回落，2023年上半年來(lái)水持續偏枯的狀態(tài)也對公 司股價(jià)存在一定壓制。
（三）發(fā)電量測算——雅礱江水電（模型一和模型二）
雅礱江水電當前運營(yíng)管理七座電站，我們分別對每座電站進(jìn)行單獨測算，國投電力 自2022年三季度起不再公布分電站發(fā)電量數據，模型測算結果可作為參考。其中錦 屏一級、官地、二灘使用模型一日度累加法（水文數據可精確至小時(shí)級），錦屏二 級、桐子林使用模型二月度乘積法，兩河口、楊房溝作為新投產(chǎn)電站，數據不足，使 用模型一（簡(jiǎn)版）測算。2023年7月，測算雅礱江水電實(shí)現發(fā)電量62.30億千瓦時(shí)， 同比下降46.8%，1-7月累計實(shí)現發(fā)電量411.19億千瓦時(shí)，同比下降16.1%。
模型一日度累加法：錦屏一級、官地、二灘
從歷史數據來(lái)看，錦屏一級、官地、二灘三座電站加總的發(fā)電量在Q1-Q4通常占雅 礱江水電發(fā)電量的64.1%、61.2%、62.8%、64.7%，因此用日度累加法能計算雅礱 江水電60%以上的發(fā)電量，達到比較高的精確度。測算2023Q2錦屏一級、官地、二 灘三座電站的發(fā)電量分別為24.3、18.3、25.7億千瓦時(shí)。
模型一日度累加法（簡(jiǎn)版）：兩河口、楊房溝
測算兩河口、楊房溝7月的發(fā)電量分別為7.4、4.6億千瓦時(shí)。兩河口和楊房溝電站分 別于22年3月、21年10月投產(chǎn)，對于新投產(chǎn)的電站我們同樣采用月度平均流量代替日 度數據進(jìn)行計算，其中楊房溝這類(lèi)徑流式水電站的出庫流量幾乎與入庫流量一致， 而入庫流量可根據兩河口的出庫流量推算。計算2023年1-6月兩河口、楊房溝的發(fā)電 量分別為30.2、19.2億千瓦時(shí)，2023年7月二者的發(fā)電量分別為7.4、4.6億千瓦時(shí)。
模型二月度乘積法：錦屏二級、桐子林
對于月度乘積法模型，噸水發(fā)電量為核心指標，其與水頭成正比，水頭變動(dòng)幅度越 大的電站，其噸水發(fā)電量也會(huì )發(fā)生變化。我們首先以歷史實(shí)際發(fā)電量和用水量計算 發(fā)電效率，再根據發(fā)電效率和實(shí)際水頭計算噸水發(fā)電量（假設發(fā)電效率不變），即可 通過(guò)跟蹤來(lái)水量計算發(fā)電量。 以錦屏二級為例，將歷史實(shí)際季度發(fā)電量與用水量（出庫流量與時(shí)間的乘積）相比 即為噸水發(fā)電量（倒算）?？紤]到汛期棄水問(wèn)題，并非所有出庫流量用于發(fā)電，我們 僅采用一季度的噸水發(fā)電量計算對應的發(fā)電效率。用發(fā)電效率與每月水頭相乘即為 當月的噸水發(fā)電量（正算），如23年7月的噸水發(fā)電量為0.701度/m3，而錦屏二級各 月水頭的變動(dòng)較小，整體的噸水發(fā)電量約為0.7度/m3。
同理計算桐子林電站的噸水發(fā)電量約為0.06度/m3，根據錦屏二級和桐子林的出庫流 量計算2023年7月當月發(fā)電用水量，與噸水發(fā)電量相乘后即為發(fā)電量。2023年7月， 錦屏二級發(fā)電量17.87億千瓦時(shí)，桐子林發(fā)電量1.92億千瓦時(shí)。
當流域內存在一群相互間具有聯(lián)系的水電站時(shí)，即可開(kāi)展梯級電站聯(lián)合調度，使流 域內水電站效益最大化，而調節性電站是聯(lián)合調度中的重要角色。水電站按照調節 能力可分為無(wú)調節水電站（徑流式水電站）和有調節水電站。電站正常蓄水位和死 水位之間的庫容即為調節庫容，根據水庫庫容大小和多年平均徑流量的關(guān)系（庫容 系數β=水庫興利庫容/多年平均來(lái)水量），調節性水電站可分為日調節、月調節、季 調節、年調節和多年調節水電站等。例如三峽、向家壩為季調節電站，溪洛渡、錦屏 一級為年調節電站，兩河口、小灣、糯扎渡為多年調節電站。
分公司來(lái)看，烏白電站投產(chǎn)后長(cháng)江電力可實(shí)施六庫聯(lián)調，調節庫容430億立方米；雅 礱江水電擁有兩河口、二灘、錦屏一級三大調節水庫，調節庫容148.4億立方米；華 能水電擁有小灣、糯扎渡兩大多年調節電站為首的兩庫八級電站，調節庫容213.0億 立方米；多庫聯(lián)合調度有助于形成水庫群梯級效應，通過(guò)梯級調度熨平來(lái)水波動(dòng)。 從流域尺度來(lái)看，金沙江上游擁有崗托年調節電站（調節庫容32億m3），金沙江中 游擁有龍盤(pán)多年調節電站（調節庫容215億m3），金沙江下游四座電站均有調節能力， 長(cháng)江上游三峽電站為季調節電站（調節庫容221.5億m3），雅礱江兩河口為多年調節電站（調節庫容65.6億m3）。上游調節電站均可對下游電站形成增益，根據中國水 力發(fā)電工程協(xié)會(huì )的估算，龍盤(pán)電站可通過(guò)聯(lián)合調度為下游梯級電站增加約200億千瓦 時(shí)的發(fā)電量，調節性電站的價(jià)值可期。
流域調節電站的聯(lián)合調度包含四維價(jià)值——提高水頭、減少棄水、增加蓄能、提升 電價(jià)。從我們的模型出發(fā)，可以從底層邏輯定量理解這些作用。 增發(fā)電量：主要通過(guò)減少棄水、抬高水頭兩種途徑。調節性水庫除了防洪功能外， 在發(fā)電功能中需要考慮兩大因素的動(dòng)態(tài)平衡，其一減少棄水、提高水能利用率，盡 量讓每一滴水都通過(guò)水輪機組發(fā)電，減少棄水需要留出足夠的庫容應對可能到來(lái)的 豐水，此時(shí)應降低水位；其二是抬高水頭、提升發(fā)電效率，單位的水量在更高的水頭 上具備更高的勢能、更高的發(fā)電效率從而提高發(fā)電量，此時(shí)應提高水位。聯(lián)合調度 則需要同時(shí)考慮這兩點(diǎn)得到最優(yōu)解的水位，所以枯水期沒(méi)有棄水風(fēng)險水位可以保持 在最高水平、豐水期則需要降低水位去減少棄水。流域上調節水庫增加可以為聯(lián)合 調度提供更多的操作空間，首先是蓄水能力更強可以減少棄水、而減少棄水能力更 強后也可以抬高水頭提升效率，每座調節電站的落地都可以為下游電站增發(fā)電量。
增加蓄能：憑借調節性水電的庫容能力，水電站可以在豐水期蓄水提升蓄能，為枯 水期進(jìn)行準備，且上游調節性電站的投產(chǎn)后所有可調蓄水均可依次流經(jīng)下游電站， 轉換為發(fā)電量。 提高電價(jià)：主要通過(guò)增加枯水期發(fā)電量實(shí)現。四川和云南兩個(gè)水電大省豐枯水期電 價(jià)存在明顯差異，調節電站可以在豐水期蓄水枯水期發(fā)電，增加枯水期發(fā)電量的同 時(shí)，該部分電量也會(huì )享受高電價(jià)，同時(shí)部分豐水期發(fā)電用水轉移至枯水期也可以享 受更高的電價(jià)，從而帶來(lái)提高綜合電價(jià)的作用。
（一）電量增發(fā)：19-22 年長(cháng)江電力棄水率約 6%，烏白投產(chǎn)、裝機擴容 減少棄水
棄水電量：棄水專(zhuān)指在水電站發(fā)電能力下可用來(lái)發(fā)電而因各種原因所致實(shí)際未用于 發(fā)電的水量，棄水水量可以發(fā)出的電量稱(chēng)為棄水電量，具體可分為兩種：一是調峰 棄水電量，二是裝機棄水電量。調峰棄水電量是由于用電需求不足又無(wú)法蓄水所導 致的棄水；裝機棄水電量是由于裝機限制最大功率，在來(lái)水好的時(shí)候超過(guò)了滿(mǎn)發(fā)流 量又無(wú)法蓄水所導致的棄水，我們此處討論的是裝機棄水電量。以長(cháng)江電力四座電 站為例，汛期來(lái)水好的時(shí)候均有可能出現棄水情況。
裝機是水電站的出力功率的上限，正常發(fā)電量測算模型中需要做最大出力限制，保 證來(lái)水好的時(shí)候出力也不會(huì )超過(guò)裝機。若去掉裝機限制，假設來(lái)水可以全部用來(lái)發(fā) 電，此時(shí)計算出的發(fā)電量即為理論上可以達到的最大發(fā)電量，與實(shí)際發(fā)電量之差即 為棄水電量，可以通過(guò)上游蓄水減少棄水、增加裝機等方式減少甚至解決棄水問(wèn)題。 測算長(cháng)江電力溪向三葛四座電站的棄水電量，可以發(fā)現即使在2022年來(lái)水極端偏枯 的情況下，仍然會(huì )出現不同程度的棄水情況，尤其是葛洲壩電站，其全年利用小時(shí) 數高達7000小時(shí)左右，大部分時(shí)間可以達到滿(mǎn)發(fā)，即使上游有多座電站調節，仍然 有大規模的棄水電量，所以對葛洲壩進(jìn)行裝機擴容是有必要的。
2019-2022年，長(cháng)江電力發(fā)電量均值2078.24億千瓦時(shí)，測算溪洛渡、向家壩、三峽、 葛洲壩棄水電量均值分別為40.78、23.47、27.75、32.73億千瓦時(shí)，棄水率分別為 6.9%、7.3%、2.8%、17.6%，合計124.73億千瓦時(shí)，棄水率達6.0%，這其中包含了 2020年來(lái)水偏豐的年份棄水大增，僅看2019年來(lái)水相對正常的年份，棄水電量合計 約61.86億千瓦時(shí)。
解決棄水：一是可以靠上游電站的投產(chǎn)增加調節庫容減少棄水，比如溪洛渡、向家 壩投產(chǎn)后能減少三峽和葛洲壩的棄水、增加發(fā)電量，烏東德、白鶴灘電站投產(chǎn)后對 下游四座電站均具有增發(fā)效益；二是可以靠機組本身的擴容增加滿(mǎn)發(fā)功率減少棄水， 比如葛洲壩電站已完成擴容，溪洛渡、向家壩電站準備擴容。 我國水電站的開(kāi)發(fā)通常是先開(kāi)發(fā)下游電站，再開(kāi)發(fā)中游、上游電站，因此在上游電 站新投產(chǎn)后，若預報來(lái)水會(huì )超過(guò)下游電站所有機組的過(guò)流能力，上游的調節性電站 能控制出庫流量，減少放水、增加蓄水，將這部分多余的來(lái)水儲蓄起來(lái)在偏枯時(shí)發(fā) 電。例如三峽電站2012年完全投產(chǎn)后，12-14年的年均發(fā)電量為932億千瓦時(shí)，而在 2015年溪洛渡和向家壩電站完全投產(chǎn)后，新增調節庫容74億m3，使得三峽電站15- 22年的年均發(fā)電量提升至964億千瓦時(shí)，增加年均發(fā)電量超30億千瓦時(shí)。三峽下游的 葛洲壩電站同理，且早在三峽電站投產(chǎn)后就解決了部分的棄水問(wèn)題。
根據長(cháng)江電力披露數據，2014年以來(lái)溪洛渡、向家壩投產(chǎn)后通過(guò)四庫聯(lián)調，每年可 節水增發(fā)電量接近100億千瓦時(shí)，而在烏東德、白鶴灘電站投產(chǎn)后增加調節庫容約 134億m3，六庫聯(lián)調可以再額外增發(fā)電量60-70億千瓦時(shí)。由于實(shí)際運行狀態(tài)下調度 受多重因素影響，我們只討論理想狀態(tài)下上游電站投產(chǎn)對下游減少棄水、增發(fā)電量 的最大效益。 上游電站的調節庫容即是能為下游電站減少棄水量的最大值，烏白電站為流域新增 134億m3調節庫容，將豐水期的棄水挪到枯水期完全利用時(shí)，可為下游溪向三葛四座 電站增發(fā)電量151億千瓦時(shí)，基本可以覆蓋溪向三葛目前的棄水，相比公司披露額外 增發(fā)60-70億千瓦時(shí)的電量仍有提升空間。
除調節電站外，裝機擴容亦可減少棄水，測算葛洲壩改造增容后可增加發(fā)電量約12 億千瓦時(shí)，增幅6.4%。葛洲壩棄水情況較嚴重，因此進(jìn)行增容改造增發(fā)電量效益顯 著(zhù)，公司在2022年年報中指出，葛洲壩電站19臺12.5萬(wàn)千瓦機組改造增容已勝利收 官，最大發(fā)電容量增加47.5萬(wàn)千瓦至321萬(wàn)千瓦，2023年將增加發(fā)電量。若以19-22 年的來(lái)水情況測算，將葛洲壩的裝機提升至321萬(wàn)千瓦，則發(fā)電量均值可增加12億千 瓦時(shí)，增幅6.4%，增發(fā)效益顯著(zhù)。
（二）電量增發(fā)：抬高水頭，測算三峽水位提高 5 米增發(fā)電量 19 億度
水電站水位存在明顯的季節特征，23年汛期三峽水位明顯抬升。以三峽水電站為例， 三峽電站第一大功能是防洪，所以過(guò)去在5月底6月初汛期之前需要將水位降低至死 水位145米，應對可能到來(lái)的洪水，至9月方可蓄水抬高水。因此三峽電站通常在6- 9月保持接近145米的低水位，11月-次年4月保持在高水位，5月和10月分別是消落 和蓄水的過(guò)程。2021年以來(lái)，伴隨烏東德、白鶴灘、兩河口等大型調節電站的投產(chǎn)， 長(cháng)江流域的聯(lián)合調度能力逐漸提升，2023年納入聯(lián)合調度的53座控制性水庫總調節 庫容1169億立方米、總防洪庫容706億立方米，三峽的防洪壓力減輕，23年6月初三 峽水位降低至150米后即保持穩定，8月初更是提高接近至160米，23年7月-8月中旬 三峽平均水位較19-22年四年同期均值提升約5.2米。
水位提升抬高水頭帶來(lái)更高的發(fā)電效率，測算三峽水位提高5米可提升發(fā)電量19億 千瓦時(shí)/增幅2.0%。以2019-2022年為基礎，其中2019和2021年可視為來(lái)水正常年份， 2020年來(lái)水偏豐，2022年來(lái)水偏枯，四年均值發(fā)電量相對正常，四年發(fā)電量均值實(shí) 際為977.80億千瓦時(shí)，模型測算發(fā)電量為970.87億千瓦時(shí)，誤差率-0.7%。由于枯水 期本就是高水位、水位抬升在豐水期體現的更加明顯，我們僅考慮在6-9月份水位抬 升的情況，并分情景假設，根據測算結果，在平均水位提升5/7/10米的情況下，發(fā)電 量分別增加19.29/26.46/35.94億千瓦時(shí)，增幅分別為2.0%/2.7%/3.7%。
測算溪洛渡水位提高5米可提升發(fā)電量6億千瓦時(shí)/增幅1.0%。溪洛渡電站缺少2021 年部分數據，剔除2021年，2019、2020和2022年三年溪洛渡發(fā)電量均值實(shí)際為 606.65億千瓦時(shí)，模型測算發(fā)電量為611.70億千瓦時(shí)，誤差率0.8%?？紤]在6-9月份 水位抬升的情況，溪洛渡正常蓄水位600米，死水位540米，水位可變范圍較大，在 平均水位提升5/7/10米的情況下，發(fā)電量分別增加6.03/8.34/11.69億千瓦時(shí)，增幅分 別為1.0%/1.4%/1.9%。
測算向家壩水位提高1米可提升發(fā)電量0.94億千瓦時(shí)/增幅0.3%。向家壩電站缺少 2021年部分數據，剔除2021年，2019、2020和2022年三年向家壩發(fā)電量均值實(shí)際 為328.08億千瓦時(shí)，模型測算發(fā)電量為322.17億千瓦時(shí)，誤差率-1.8%?？紤]在6-9 月份水位抬升的情況，向家壩正常蓄水位380米，死水位370米，水位可變范圍較小， 在平均水位提升1/3/5米的情況下，發(fā)電量分別增加0.94/2.81/4.55億千瓦時(shí)，增幅分 別為0.3%/0.9 %/1.4%。
烏白投產(chǎn)后，金沙江下游和長(cháng)江上游聯(lián)合調度能力提升，烏白下游溪洛渡、向家壩、 三峽均可提高平均運行水位，葛洲壩作為日調節電站水位可調節空間較小暫不考慮， 在6-9月三峽水位提高5米、溪洛渡水位提高5米、向家壩水位提高1米的情況下，長(cháng) 江電力可增加發(fā)電量26.26億千瓦時(shí)。 烏白投產(chǎn)實(shí)施聯(lián)合調度后除了抬高水位增發(fā)電量，同時(shí)帶來(lái)另一重變化，即溪洛渡、 向家壩、三峽水位抬升，會(huì )導致滿(mǎn)發(fā)流量降低，棄水進(jìn)一步增加，溪洛渡水位提升5 米將增加棄水量4.24億m3、向家壩水位提升1米將增加棄水量2.14億m3、三峽水位提 升5米將增加棄水量26.93億m3。
棄水量由梯級電站調節，自上游電站依次蓄水、釋放合理的出庫流量匹配下游電站 最佳出力。烏白投產(chǎn)后增加調節庫容134.2億m3，理論可減少棄水增發(fā)電量151億千 瓦時(shí)，而長(cháng)江電力除烏白外四座電站過(guò)去4年平均棄水電量為125億千瓦時(shí)（且多數年份低于該值，22年僅為31億千瓦時(shí)）。烏白增發(fā)電量的上限和以往棄水電量的差 值可以理解能夠解決抬高水頭增加棄水電量的空間。在假設豐水期三峽、溪洛渡、 向家壩水位分別提高5、5、1米的情況下，計算增加的棄水電量為9.83億千瓦時(shí)，需 要上游電站延長(cháng)調度的時(shí)間，更多的降低滿(mǎn)發(fā)時(shí)間段的出庫流量從而消化掉這部分 棄水電量。最終形成黑色虛線(xiàn)所示的既抬高水頭增加豐水期發(fā)電量，又減少棄水增 加枯水期發(fā)電量的最優(yōu)調度出力曲線(xiàn)。
（三）增加蓄能：7 月末長(cháng)江電力水庫蓄能同比已回正
噸水發(fā)電量除了用了計算發(fā)電量以外，還可以用來(lái)對比水電站的發(fā)電效率。噸水發(fā) 電量指標與水頭的高度密切相關(guān)，水頭的變化也會(huì )改變噸水發(fā)電量的大小，調節性 越強的電站噸水發(fā)電量的變化幅度越大，我們統計溪洛渡電站2019年至今噸水發(fā)電 量并取均值，其范圍在0.45-0.54度/m3之間波動(dòng)，而錦屏二級電站的噸水發(fā)電量多年 維持在0.7度/m3左右。
根據模型二中噸水發(fā)電量計算方式，長(cháng)江電力的六座電站中，噸水發(fā)電量最大的當 數白鶴灘和溪洛渡電站，對應噸水發(fā)電0.5度，其次是烏東德電站約0.36度/m3，三峽 和向家壩分別為0.24、0.27度/m3，葛洲壩的噸水發(fā)電量為0.05度/m3。
水庫的水位可以衡量當前來(lái)水的恢復程度，水庫的蓄水量也代表著(zhù)未來(lái)的發(fā)電能力。 在得到水電站的噸水發(fā)電量指標以后，我們可以將電站上游水庫的累計蓄水量轉換 為電站未來(lái)的發(fā)電潛力，例如華能水電在一季度經(jīng)營(yíng)公告中披露的，2023年初華能 水電梯級水電蓄能同比減少61.37億千瓦時(shí)，同樣可以計算長(cháng)江電力和雅礱江水電的 梯級電站蓄能。為此我們首先需要將水電站的水位轉換為蓄水量，三峽電站為例， 其水位在175米（正常蓄水位）到145米（死水位）之間周期性變化，蓄水量在393億 m3到171億m3之間起伏，即可建立水位和蓄水量的轉換方程，類(lèi)似的，對于部分水 位數據缺失的電站，也可以將蓄水量轉換為水位（例如云南省水電站）。
水庫當前水位至死水位之間的蓄水量能轉化為的電量即為蓄能值，代表水電站在當 前時(shí)點(diǎn)的“電量庫存”。以三峽電站為例，上游包括金沙江中游、雅礱江、金沙江下 游、岷江（含大渡河）、嘉陵江、烏江等，我們在計算三峽電站的蓄能時(shí)，可理解為 將上游所有電站（尤其是調節電站）從當前水位放水至死水位（比如烏白溪向四座 電站從正常蓄水位放至死水位后能向下游補水208億m3），累計的補水在當前的噸水 發(fā)電量下能轉化為的電量就是蓄能值。計算長(cháng)江電力六座電站2023年7月末的蓄能 為238億千瓦時(shí)，同比+12.8%，其中三峽電站7月末蓄能同比+56.0%。
從多年同期來(lái)看，2018-2020年長(cháng)江上游年末可調蓄水量均值為438億m3，2021年由 于多座電站投產(chǎn)蓄水，新增可調蓄水量約65億m3，2021年末長(cháng)江上游的可調蓄水量 達488億m3。2022年長(cháng)江流域來(lái)水偏枯，三峽電站可調蓄水量同比減少100億m3，溪 洛渡同比減少30億m3，在白鶴灘新增可調蓄水54億m3的情況下，長(cháng)江上游可調蓄水 仍?xún)H412億m3。 但我們同時(shí)看到，在烏白投產(chǎn)后長(cháng)江電力年末蓄能大幅提升，烏東德和白鶴灘屬于 上游電站，上游電站的所有可調蓄水均可依次流經(jīng)下游電站，轉換為發(fā)電量，因此 烏白除自身發(fā)電外，能提升長(cháng)江電力六座電站整體的蓄能，彌補22年其余電站自身 蓄水不足的劣勢，22年末長(cháng)江電力六座電站的蓄能達507億千瓦時(shí)。
蓄能計算的核心邏輯在于上游電站的放水能流經(jīng)下游所有電站依次貢獻發(fā)電量， 2022年三峽水庫的自身可調蓄水僅78億m3（18-20年均值為210億m3），僅考慮三峽 電站，這部分蓄水與18-20年的差值對應的蓄能減少35億千瓦時(shí)，但由于上游烏東德 投產(chǎn)、白鶴灘新增蓄水抵消部分影響，2022年末三峽電站累計上游可調蓄水412億 m3，蓄能僅同比減少20億千瓦時(shí)。2022年末長(cháng)江電力蓄能的同比提升也使得公司在 一季度發(fā)電量同比增長(cháng)，但后續的來(lái)水偏枯仍然會(huì )導致發(fā)電量下滑。
（四）電價(jià)提升：枯水期電量增發(fā)、豐枯期電量轉換，綜合電價(jià)提升
四川省實(shí)行峰谷豐枯分時(shí)電價(jià)政策，豐枯期水電電價(jià)的差值可達0.14-0.19元/億千瓦 時(shí)。四川省水電豐枯電價(jià)為枯水期電價(jià)在平水期基礎上上浮24.5%，豐水期電價(jià)下浮 24%。同時(shí)對不同調節能力的電站核定不同的批復上網(wǎng)電價(jià)，根據2019年7月1日調 整后的電價(jià)，新投徑流式電站批復電價(jià)0.2974元/千瓦時(shí)（含稅13%，下同），新投 季調節電站批復電價(jià)0.3380元/千瓦時(shí)，新投年調節和多年調節電站批復電價(jià)0.3766 元/千瓦時(shí)。根據豐枯電價(jià)執行后，豐枯期水電電價(jià)的差值可達0.14-0.19元/億千瓦時(shí)。
川云兩省市場(chǎng)化交易占比逐年提升，電力市場(chǎng)化機制進(jìn)一步完善。四川、云南兩省 作為我國水電前兩大省份，水電發(fā)電量占比達七成以上，率先在省內推行水電的市 場(chǎng)化交易，2022年云南省市場(chǎng)化交易比例達71.0%（同比+1.3pct），四川省市場(chǎng)化 交易比例達54.9%（同比+13.9pct）。豐枯期市場(chǎng)化交易電價(jià)同樣存在較大差異，2021 年四川省水電市場(chǎng)化交易電價(jià)豐枯電價(jià)差值達0.112元/千瓦時(shí)；云南省市場(chǎng)化交易 電價(jià)近幾年持續提升，從豐枯電價(jià)來(lái)看，2020-2022年云南枯/平/豐水期平均電價(jià)分 別為0.246/0.243/0.139元/千瓦時(shí)，豐枯期差值達0.107元/千瓦時(shí)。
兩楊電站為流域新增65億m3調節庫容，若發(fā)揮全部作用，將豐水期65億m3來(lái)水完全 轉移至枯水期，可轉換電量133.24億千瓦時(shí)（僅考慮轉換、不考慮增發(fā)），此部分電 量中約46.68億千瓦時(shí)在四川消納，考慮四川省豐枯期電價(jià)差值可達0.1-0.2元/千瓦 時(shí)，預計可增加收入4.7-9.4億元?？紤]到實(shí)際調度、棄水等現實(shí)因素影響，實(shí)際情 況可能有所不同。
（一）長(cháng)江電力：來(lái)水修復、烏白注入，高分紅凸顯投資價(jià)值
下半年來(lái)水逐漸改善，高水位增發(fā)效益顯現。根據公司經(jīng)營(yíng)公告，2023 年上半年長(cháng) 江流域來(lái)水持續偏枯，2023H1 公司完成發(fā)電量 1032 億千瓦時(shí)（同比+8.5%），剔除 烏白后四座電站發(fā)電量同比-26.1%。7 月以來(lái)來(lái)水逐漸恢復，我們測算 7 月公司發(fā) 電量同比增長(cháng) 11.2%，環(huán)比持續修復，當前公司各電站水位均高于上年同期，來(lái)水 修復后將帶來(lái)更好的發(fā)電量表現。根據公司 2022 年年報，未來(lái)公司依靠水電機組擴 容、流域聯(lián)合調度、水風(fēng)光儲等，長(cháng)期仍有成長(cháng)空間，（1）擴容：公司所屬葛洲壩已 完成增容改造，裝機增加 47.5 萬(wàn)千瓦，溪洛渡、向家壩正推進(jìn)擴機增容工作，裝機 仍有提升空間；（2）調度：六庫聯(lián)調增發(fā) 60~70 億千瓦時(shí)、股權投資流域內水電公 司開(kāi)展流域聯(lián)調，上游兩河口、龍盤(pán)電站建成后將進(jìn)一步增發(fā)電量；（3）風(fēng)光：公司 主導開(kāi)發(fā)金沙江下游水風(fēng)光儲一體化基地、大比例參股內蒙古風(fēng)光大基地項目；（4） 抽蓄：已鎖定 30~40GW 項目資源，張掖抽水蓄能電站已開(kāi)工。
（二）國投電力：水電量?jì)r(jià)齊升，火電盈利修復，新能源加速成長(cháng)
來(lái)水偏枯水電電量承壓，電價(jià)超預期上浮。根據公司經(jīng)營(yíng)公告，5-6 月份雅礱江來(lái)水 偏枯，公司發(fā)電量增速轉負，2023Q2 公司水電發(fā)電量 159.88 億千瓦時(shí)，同比降低 35.30%，2023H1 公司水電發(fā)電量 393.64 億千瓦時(shí)，同比降低 8.32%，但公司電價(jià) 超預期提升，2023Q2水電平均上網(wǎng)電價(jià)0.322元/千瓦時(shí)，同比提升14.68%，2023H1 電價(jià)為 0.312 元/千瓦時(shí)，同比提升 9.42%，緩解電量下滑壓力。8 月起雅礱江來(lái)水 已恢復正常，電量有望恢復，23 年錦官送蘇電價(jià)全年上浮，兩楊電價(jià)機制尚未明確， 水電有望維持量?jì)r(jià)齊升；23 年煤價(jià)大幅降低，預計公司火電將恢復盈利；風(fēng)光發(fā)電 量保持高速增長(cháng)，2023H1 風(fēng)電、光伏發(fā)電量分別同比提升 35.06%、16.89%，雖然 電價(jià)有所下降，但收入將保持穩健增長(cháng)。
（三）川投能源：上半年業(yè)績(jì)超預期，23H1 業(yè)績(jì)同比+34%
公司發(fā)布 2023 年中報，上半年業(yè)績(jì)超預期，23H1 實(shí)現歸母凈利潤 20.98 億元（同 比+34.5%），主要系 23H1 實(shí)現投資收益 23.0 億元（同比+30.1%），其中雅礱江水 電貢獻 20.60 億元（占比 89.6%）、國能大渡河、中核匯能分別貢獻 0.85、0.93 億 元。根據國投電力經(jīng)營(yíng)公告，5-6 月份雅礱江來(lái)水偏枯，雅礱江水電發(fā)電量增速轉負， 2023Q2 水電發(fā)電量 135.04 億千瓦時(shí)，同比降低 36.32%，2023H1 水電發(fā)電量 348.89 億千瓦時(shí)，同比降低 6.42%，但電價(jià)超預期提升，2023Q2 雅礱江水電平均 上網(wǎng)電價(jià) 0.342 元/千瓦時(shí)，同比提升 16.70%，2023H1 電價(jià)為 0.325 元/千瓦時(shí)， 同比提升 9.84%，緩解電量下滑壓力。8 月起雅礱江來(lái)水已恢復正常，電量有望恢 復，23 年錦官送蘇電價(jià)全年上浮，兩楊電價(jià)機制尚未明確，水電有望維持量?jì)r(jià)齊升。 同時(shí)雅礱江水電布局水風(fēng)光一體化，坷垃光伏（1GW）、臘巴山風(fēng)電（0.19GW）將 于今年投產(chǎn)。根據公司中報，公司以 40.13 億元成功競購國能大渡河 10%股權，收 購完成后持股比例提升至 20%，21/22 年大渡河公司凈利潤 21.74/16.87 億元，預 計來(lái)水好轉后新增股權將為公司帶來(lái)利潤增量超 2 億元。
（四）華能水電：擬收購集團水電資產(chǎn)，量?jì)r(jià)皆有向上彈性
根據公司經(jīng)營(yíng)公告，23年上半年瀾滄江流域來(lái)水偏枯約2.5成，疊加年初水庫蓄能減 少，23H1公司完成發(fā)電量370.95億千瓦時(shí)，同比減少25.44%，但6月起瀾滄江來(lái)水 已明顯好轉。根據昆明電力中心數據，23年云南省限制水電電價(jià)漲幅，21、22年云 南省內電價(jià)分別同比提升約10%，預計23年省內電價(jià)基本持平，24年起省內電價(jià)將 重新打開(kāi)增長(cháng)空間。根據公司投資公告，2022年末公司已投產(chǎn)水電裝機22.95GW， 目前在建托巴電站1.4GW預計24年開(kāi)始投產(chǎn)，瀾滄江仍有儲備水電11.21GW。同時(shí) 公司憑借水電區位優(yōu)勢，規劃水風(fēng)光清潔能源基地，規劃光伏裝機10GW，22年僅投 產(chǎn)0.38GW，光伏建設有望加速推進(jìn)。公司發(fā)布公告擬收購華能集團和華能?chē)H共同 持有的華能四川能源開(kāi)發(fā)有限公司100%股權，截至21年5月，標的公司運營(yíng)管理四 川省岷江、嘉陵江等流域20座水電站，合計裝機2.65GW，在建大渡河硬梁包水電站 裝機1.12GW，管理1座光伏電站裝機35MW。
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