金沙江下游：目前，金沙江下游风光资源总量约2048万千瓦。“十四五”期间，基地新建风电、光伏项目的总装机规模预计超1500万千瓦，预计带来直接总投资超900亿元。截至目前，金沙江下游云南侧首批270万千瓦风光项目已列入《国家第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电、光伏基地建设项目清单》，且部分项目已顺利实现开工建设，小羊窝50兆瓦光伏电站已于2022年9月建成投产。

　　雅砻江：按照整体规划，雅砻江规划了22座梯级电站，共计3000万千瓦的装机规模。初步计算，雅砻江流域沿岸两侧风电、光电可开发量超过4000万千瓦。“十四五“期间，雅砻江一体化基地规划装机5711万千瓦，包括水电2658万千瓦、光伏发电2603万千瓦、风电450万千瓦;规划布局抽水蓄能站点4个，装机570万千瓦。

　　大渡河：国能大渡河公司已成功取得雅安市85万千瓦风光项目开发权，瀑布沟水风光一体化基地成为四川省首批获准实施的一体化项目。公司负责人指出，公司将力争到2025年形成新能源开发“152格局”，即资源储备超1000万千瓦，核准备案开工500万千瓦，投产200万千瓦，打造大渡河上游阿坝州、中下游瀑布沟两个千万千瓦级水风光一体化清洁能源示范基地。

　　澜沧江：华能水电党委书记、董事长袁湘华指出，公司将结合流域存量水电扩机、抽水蓄能电站建设，配套再开发流域新能源3800万千瓦，最终形成4000万千瓦水电装机，6000万千瓦新能源装机。预计到“十五五”末，澜沧江流域一体化基地(云南段+西藏段)总装机规模超过5500万千瓦，其中水电装机超3300万千瓦，新能源装机约2200万千瓦。1)澜沧江云南段风光一体化基地按照“水+风+光”的一体化互补开发模式，以单位千瓦投资和有效单位度电投资较小、弃风弃光率较小为原则，测算基地总规模4000万千瓦，其中水电2500万千瓦，风电55万千瓦，光伏发电1450万千瓦。预计“十四五”风光建设规模1000万千瓦，2030年全部建成投产。同时，按照不削弱系统调峰能力、促进新能源电力消纳原则，在经济合理的条件下，梯级水电可扩机约600万千瓦。2)澜沧江西藏段风光一体化基地采取水电+光伏互补的开发模式，先期开发可再生能源2000万千瓦，其中水电1000万千瓦，光伏超1000万千瓦，后期结合流域水电扩机、开发流域抽水蓄能300-500万千瓦，配套开发新能源1300万千瓦。

　　(3)用好存量做好增量，扩机和抽蓄经济效益明显

　　水电扩机主要通过对拥有调节水库的已建水电站进行扩建，具有投资少、造价低、工期短的优点。相较新建水电站，水电扩机增容审批手续简化、工期短、投资少，投资主要是机电和厂房，静态投资约2000～3000元/千瓦，仅是新建水电的20%～30%，经济性较好。挪威、美国等国水电开发较早且水电富集，已将存量水电扩机增容作为本国水电装机容量增加主要方式。我国南方区域澜沧江、金沙江、乌江、红水河等流域部分调节能力较好的水电站均具备扩机条件，积极推进水电扩机，不仅可以提高水能利用率、增强系统日内调峰能力，还有助于保障电网安全稳定运行，提高电力系统整体效率。《“十四五”可再生能源发展规划》提出，在中东部及西部地区，适应新能源的大规模发展，对已建、在建水电机组进行增容改造。科学推进金沙江、雅砻江、大渡河、乌江、红水河、黄河上游等主要水电基地扩机。

　　新能源快速扩张下，抽水蓄能装机有望稳步提升。抽水蓄能电站具有调峰、填谷、储能等多种功能，启停灵活、反应速度快、调峰能力强，是建设新型能源体系、实现‘双碳’目标的重要支撑。随着常规水电的开发进度逐渐放缓，为适应新型电力系统建设和大规模高比例新能源发展的需要，国家能源局发布《抽水蓄能中长期发展规划(2021-2035年)》，提出至2025、2030年，我国抽水蓄能装机将分别达到62/120GW。截至2022年底，我国抽水蓄能已建、在建装机规模达到1.67亿千瓦，其中，已建规模4579万千瓦，约占全球抽水蓄能装机的26.2%，位居世界首位。同时还有接近2亿千瓦的抽水蓄能电站正在开展前期勘察设计工作。分区域来看，华东区域抽蓄已建装机容量最大，南方、华北区域次之;华中区域抽蓄在建装机容量最大，其次为华东和华北区域。

　　二、雅砻江度电指标优异，大渡河改善弹性充足

　　1、长江电力：乌白注入大幅提升发电量，外送电价提升拓宽盈利空间

　　坐拥长江优质水资源，乌白注入装机再迈新台阶。公司下属6座水电站均位于长江及金沙江干流区域，常年来水丰富且来水情况稳定，公司拥有国内最优的水电资源禀赋。装机容量是水电公司的关键竞争力，随着乌白电站注入，公司装机容量再迈新台阶，公司控股水电装机增加至7169.5万千瓦，相比注入前增长57%。在全球12大水电站中，公司拥有5座，在国内十大水电站中占据前五名。根据公司历史数据，随着每次新水电站注入，装机容量上升一个台阶，公司营业收入、利润均会出现较大增长，呈“阶跃式”上升。此外，随着乌东德、白鹤滩水电站投产，“四库联调”升级为“六库联调”，增发电量进一步提升。根据公司2022年度暨2023年第一季度业绩说明会，六库联调后将额外增发电量60-70亿千瓦时。

　　乌白外送电价落地，高电价地区输电比例上升增厚利润。2020年12月，国家发改委价格司明确乌东德电站送广东、广西采用倒推机制，送广东优先发电计划电量分为保量保价和保量竞价部分，保量保价电量落地电价为0.421元/千瓦时，倒推至上网侧为0.3132元/千瓦时，保量竞价电量通过落地端市场化方式形成;送广西优先发电计划电量落地电价为0.35元/千瓦时，倒推至上网侧为0.2543元/千瓦时。白鹤滩电站向江苏、浙江地区输电，两省落地电价为0.4388元/千瓦时，输电价格分别为8.36/8.14分/千瓦时，倒推送浙上网电价为0.323元/千瓦时，送苏上网电价0.325元/千瓦时，均高于公司约0.27元/千瓦时的历史上网均价。此外，根据公司业绩会说明，预计今年乌白电价向高电价地区输送电量比例从60%提高至80%，有望进一步增厚利润。

　　聚焦多能互补，高质量推进金下水风光储一体化基地建设。抽水蓄能：公司首座抽水蓄能电站——甘肃张掖抽蓄电站顺利开工，并已锁定项目资源规模3000-4000万千瓦(接近两个三峡电站的装机规模)，积极稳妥推进项目资源获取和开工建设。新能源：公司充分发挥水电与新能源的互补特性，聚焦大水电为基础的水风光一体化可再生能源综合基地开发，打造“抽水蓄能+新能源”业务发展模式。目前，正全力推进金沙江下游超1500万千瓦水风光储一体化大基地开发建设工作。十四五”期间，公司总新能源装机规划力争突破千万千瓦级规模，其中风电装机占比约为30%，光伏装机占比约为70%。

　　优质运营型现金流资产，高分红率凸显类债资产价值。公司经营稳定、财务报表扎实稳健，利润及现金创造能力突出，多年来持续通过高比例现金分红方式和股东分享经营成果。2016年以来，公司分红率保持在60%以上。公司承诺十四五期间分红率不低于70%，2022年分红总额200.92亿元，对应过渡期(22M2-12)归母净利润100%分红率，对应全年归母净利润分红率高达94%，远超公司承诺2021-2025年每年不低于70%的分红率。从股息率来看，公司2016年以来股息率保持在3.6%以上，常年高于十年期国债到期收益率0.5pct以上，2022年度股息率同比上升0.2pct，达到3.8%。