水电行业十五五展望：而今迈步从头越

01 “十五五”规划纲要提出推进雅砻江、金沙江上游、澜沧江上游、藏东南（玉察）等流域水风光一体化基地建设。当前水电开发逐步向流域上游推进，面临开发难度、造价成本及建设周期等多重挑战，而流域一体化建设模式可有效提升开发经济性、运行可靠性及绿色价值。此外，气候周期导致来水波动加剧，具备跨周期调节能力的龙头水库凸显核心竞争优势。 02 水电大坝主体结构设计寿命可达百年以上，远超传统能源与多数工业资产，“十五五”期间部分机组将继续迎来折旧到期对应的内生增长。水电公司通过借新还旧等方式，持续改善负债结构，在“十四五”对外投资规模上升的背景下，资产负债率及财务费用率实现平稳改善。水电通过经营杠杆和财务杠杆的优化，有效提升运营效率及现金流使用的灵活性。 03 大水电凭借更低的发电成本、更灵活的调节性能及绿色价值的实现，是当前技术背景下兼顾“能源不可能三角”的最优电力品种，在市场化改革推进中有望迎来价值重估。 风险提示：来水波动；电价风险；用电量增速不及预期；环保风险。 /CONTENTS 010203040506 1.1 根据《中国可再生能源报告2024年度》，我国水力资源技术可开发量6.87亿千瓦，位居全球首位；待开发资源量约2.2亿千瓦，占技术可开发量32%（西南地区约1.75亿千瓦，占比80%）。我国规划的“十三大”水电基地，规划总装机规模达到3.05亿千瓦。2025年，我国常规水电/抽水蓄能装机分别为3.8亿千瓦/6594万千瓦，水电平均利用小时3367小时。 1.2 目前，我国除西藏段外的大水电基本开发完毕，剩余在建水电站面临开发难度大、造价成本高及建设周期长等问题，伴随技术进步稳步推进。随着水电开发进入后半程，水风光储流域一体化建设的开发特点逐步凸显，有望带动开发经济性、稳定性及绿色价值的提升。 1.2 由于电站建设难度、原材料价格及征地、移民成本随时间上升，新建大水电的造价通常高于早期水电。“十四五”期间新投装机的造价通常在1.5万/千瓦左右；但随着建设区域逐步向西藏、四川等高原地区推进，预计“十五五”及之后投产的装机平均造价或达到2万/千瓦左右。叠加老电站的折旧到期及财务费用偿还，存量电站相较新建电站具备较强的成本优势。 &1.3 金沙江下游已投产水电装机4646万千瓦，长江干流已投产2524万千瓦。金沙江下游流域水风光大基地装机规划新能源装机1500万千瓦，截至2024年底云南段已投产场站25个，装机容量超300万千瓦。 1.3 雅砻江水风光大基地规划装机7800万千瓦，其中水电+抽蓄3900万千瓦，风光3900万千瓦；截至2025年3月末，已投产水电1920万千瓦，风光169万千瓦；在建1079万千瓦。 1.3 澜沧江流域力争到2030年水电装机达2800万千瓦，到2035年水电装机达4000万千瓦。澜沧江上游水风光一体化国家示范基地加快推进，构建具有跨季节调节能力、出力稳定的大型综合能源基地，“十五五”末初步形成澜沧江上游水风光一体化电力外送格局。 1.3 根据公司规划，到2030年，水电新投产300万千瓦；抽蓄项目投产150万千瓦，项目储备300万千瓦；资源储备2000万千瓦、开工1000万千瓦、投产800万千瓦，公司装机达到3000万千瓦，大渡河清洁能源基地基本建成，努力将大渡河打造成为国家级清洁能源示范基地。 1.3 《2023年能源工作指导意见》明确“建设雅砻江、金沙江上游等流域水风光一体化示范基地”，金沙江上游清洁能源基地由原规划近1000万千瓦的水电基地，蜕变成远期总规模超5000万千瓦的国家水风光一体化示范基地。 2.1 厄尔尼诺和拉尼娜：指赤道中东太平洋海温持续偏暖或冷、并造成全球大气环流异常的气候现象。根据《ENSO循环与中国东部地区夏季和冬季降水关系的研究》和国家气候中心，厄尔尼诺年次年，我国夏天长江及江南地区易洪涝；拉尼娜年，我国“南旱北涝”，易出现冷冬，秋汛明显。与此同时，全球气候变暖的影响同厄尔尼诺/拉尼娜相叠加：1.西北地区湿暖化，北方降水偏多；2.南方降水极端性增加，暴雨利好径流式 水电；3.青藏高原雪山融水加速，长江黄河流域来水量有望提高。 2.1 2.2 2.2 长江电力实现四库联调后，年均增发电量约100亿度，占三峡、葛洲坝发电量的8%；自2023年实现六库联调后，联调增发电量达到120-140亿度。当前澜沧江上游、大渡河上游等均有龙头电站在建，后续随着上游龙头电站的建成投产，下游电站的利用小时及调节能力有望继续受益。 2.3 2021年，《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》首次提出对于存量水电项目，结合送端水电出力特性、新能源特性、受端系统消纳空间，研究论证优先利用水电调节性能消纳近区风光电力、因地制宜增加储能设施的必要性和可行性，鼓励通过龙头电站建设优化出力特性，实现就近打捆。2025年，《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》中将水风光一体化基地列为新能源开发消纳五大重点方向之一，提出依托西南大型水电基地，充分考虑水电调节特性，优化配置新能源。对具备条件的存量水电外送通道，合理增配新能源，提升通道利用水平。结合雅下水电基地开发，优化论证新能源配置及送出消纳方案。 案例：以宁德时代为代表的民间资本参与流域大基地建设 2025年12月，国电电力公告，宁德时代将以10%持股比例，与国能大渡河流域水电开发有限公司（持股56.11%）、四川铁能电力开发有限公司（持股33.89%）共同设立合资公司，投建并运营大渡河丹巴水电站。此次合作是宁德时代首次布局水电领域，将发挥自身储能技术优势，配套建设储能系统，实现“水电+储能”协同，同时为自身四川基地提供绿电，助力其零碳战略布局。2026年2月，宁德时代以11%持股比例，与华能澜沧江上游水电有限公司（持 股89%）共同设立华能澜沧江（昌都）水电有限公司，注册资本48亿元，聚焦澜沧江上游（昌都段）水电开发。 2.3 “十五五”规划纲要提出推进雅砻江、金沙江上游、澜沧江上游、藏东南（玉察）等流域水风光一体化基地建设。我们认为水电公司发展一体化项目的优势：1.使用水电现有征地范围及外送通道，节约成本。2.水电和光伏可实现日内调节，和风电可实现季度调节，避免单体新能源电站的限电、弃风弃光问题，提高水电和新能源的系统利用小时。3.优化上网电价。 3.1   3.2 水火价差预计于2024年达峰。2018年全国平均上网电价0.37元/度，其中煤电0.37元/度，水电0.27元/度，核电0.40元/度，风电0.53元/度，光伏0.86元/度；水电电价较全国平均低0.1元/度。根据我们对行业重点上市公司的电价统计，2024年火电/核电/水电/风光公司平均上网电价分别为0.47/0.42/0.30/0.53元/度；水火价差扩大至0.17元/度。至2030年市场电比例仍将提升。截至2025年底，用户侧全部工商业，发电侧所有煤电、近六成新能源、四成水电和近半数的 气电、核电已进入电力市场。到2030年，各类型电源和除保障性用户外的电力用户全部直接参与电力市场，市场化交易电量占全社会用电量的70%左右。 3.2 我国水电市场电占比较小，低于多数电源种类，“十三五”期间电价以平稳为主，“十四五”小幅上行：1.水电是我国电价最低的电源品种，而“十三五”期间的市场化交易主要以降成本为目的，“十四五”水电市场化节奏远低于其他电源。2.部分跨省区送电由水电公司、地方政府、电网协商决定电量电价，虽然名义上属于市场交易电量，但价格并非由市场决定。后续随着市场化交易进一步推进，我们认为灵活、清洁、低成本的水电价格有望温和上行。 3.2 3.3 1.2.3. 3.3 碳中和趋势下，清洁、稳定、廉价的大水电资源稀缺性凸显。水电各流域之间由于流域位置、消纳通道、外送区域相互独立，因此基本不存在内部竞争。而随着极端气候的增加导致来水及用电需求的波动加剧，水电公司的流域来水稳定性及流域调节能力的重要性进一步凸显。 低利率环境下的长久期、稳现金流资产。水电的商业模式决定了在运资产的盈利能力随着投运年限增加逐年提升，而每一轮电站投产后的现金流释放为后续的建设/投资提供有利条件。尤其在低利率、稳增长的市场环境下，水电的商业模式匹配长期持有、稳定分红的诉求。电力市场化交易重塑水电电价。“十五五”期间，水电的灵活调节能力有望支撑其在市场化进程中择优价时段发电，综合上网电价或温和上涨。 20244.1 4.1 水电大坝主体结构设计寿命可达百年以上，通过定期维护与技术改造，可进一步延长有效运营期，远超传统能源与多数工业资产。石龙坝与胡佛水电站的百年运行实践，充分证明水电站具备跨越时代的长期运营能力与稳定价值创造能力，是长久期资产的典型代表。 1912年建成发电，是中国第一座水电站，被誉为“中国水电之母”，至今已稳定运行超110年，仍在正常发电。通过多次扩建与设备更新，累计发电量超10亿千瓦时，兼具发电、防洪与生态调节功能。 1936年竣工，1961年最后一台机组投运，总装机容量达1345兆瓦，曾为全球最大水电设施。通过机组升级与系统改造，持续供电近90年，为美国西南地区提供稳定电力与水资源保障。 4.2 水电公司平均折旧年限约20年，但电站实际运营年限远超20年，2021-23年间华能水电、黔源电力等均有电站折旧到期释放利润，预计长江电力三峡机组将于“十五五”期间迎来折旧到期周期。 4.3 水电公司通过借新还旧等方式，持续改善负债结构，在“十四五”对外投资规模上升的背景下，资产负债率及财务费用率实现平稳改善。 4.3 “十四五”期间，长江电力等龙头水电公司出现对外投资现金流增加、财务费用及费用率下行的现象，本质是经营杠杆与财务杠杆协同作用的结果：经营杠杆依托水电高固定成本结构，通过优化调度实现规模效应，推动经营现金流增长以支撑投资；财务杠杆在降息周期与经营现金流改善的背景下，通过债务置换与主动降负债降低融资成本，使财务费用增速低于收入增速，费用率进入下行通道。 4.4 5 复盘2018年以来水电板块及万得全A的累计回报，在大盘下行及大盘震荡期间，水电板块均获得显著相对收益；而在大盘上行期间，水电板块累计回报略低于万得全A，仍获得显著正收益。 我们认为“十五五”期间水电短中长期成长逻辑俱备，有望迎来行业价值重估。（1）短期变化：水风光大基地规模化落地，装机与调节能力双升；（2）中期变化：内生增长+协同增效，现金流与盈利稳定性强化；（3）长期变化：电力市场+双碳驱动，价值重估与成长空间打开。 推荐标的： 长江电力（水电行业龙头，自由现金流优势突出，盈利与分红稳定性领先）；国投电力（水火并济、攻守兼备，雅砻江水风光一体化装机与调度优势持续释放）；川投能源（短期受益大渡河项目投产，长期看雅砻江优质资产持续开发）；华能水电（依托云南清洁电力需求，市场化电价打开弹性，澜沧江上游西藏段提供长期增量）；桂冠电力（立足广西的水火风光一体化运营商，大股东西藏清洁能源资产注入打开成长空间）；黔源电力（来水偏丰利好当期业绩，水光互补模式支撑长期增长）；湖北能源（水火风光储一体化综合能源平台，多能互补、均衡发力）。 （1）来水波动。水电发电量依赖流域来水，枯水致业绩下滑，洪水增加电站安全运行风险。 （2）电价风险。电价定价及输配电价可能受政策、市场等因素调整，存在电价下调的不确定性。 （3）用电量增速不及预期。受宏观经济等因素影响，用电量增速可能未达预期。 （4）环保风险。相关环保法规政策修订落实，电力行业环保监管进一步趋严。 THANKS FORLISTENING