2、雅砻江水电：联合调度优势明显，“量+价”弹性充足

　　(1)新增装机+联合调度，发电量有望持续增长

　　雅砻江是金沙江第一大支流，装机规模为全国梯级水库第三。雅砻江水能资源十分丰富和集中，水量丰沛、落差大，在全国规划的十三大水电基地中规模位居第三，规划开发22座梯级电站，干流技术可开发总装机规模约3000万千瓦，约占四川省技术可开发量的24%。据统计，长江流域开发的大型骨干水电站中，装机容量为200～500万千瓦的有17座，其中雅砻江流域已投产发电就有5座(锦屏一级、锦屏二级、官地、桐子林、二滩水电站)。目前，雅砻江已投产水电和新能源装机近2100万千瓦，在建水电项目装机372万千瓦，在建新能源及抽水蓄能项目装机262.8万千瓦。雅砻江流域清洁能源示范基地全部建成后总规模超1亿千瓦，年发电量约3000亿千瓦时。梯级水库优化调度能够显著提高流域水库群年发电量，并有效减少水库弃水，提高流域水能资源利用效率。据计算，采用联合优化调度后，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373.67亿方，与单库调度结果相比减少135.74亿方(-26.6%)，水能资源利用效率显著提升。

　　(2)电力供需格局优化，外送和省内电价均有望提升

　　省内用电需求增速较高，市场电占比过半，有助于电价上升。近年来，随着四川省经济的快速发展。省内用电量增速逐渐超过发电量增速，省内供需格局持续改善。2018-2022年，四川省外送电量由1333.25亿千瓦时增长至1589.71亿千瓦时，年均复合增速为4.50%;留川及外购电量由232.01亿千瓦时增长至424.74亿千瓦时，年均复合增速为16.32%。根据四川电力交易中心数据，四川市场化交易电量占比较高，且近年来呈现持续上升的趋势，2022年达到54.9%。2022年四川省水电市场化交易均价为0.224元/千瓦时，同比+7.0%。预计随着省内供需格局持续改善，市场化交易电价将进一步提高，带动水电上网电价上涨。

　　2022年7月，江苏省将锦官电源组送苏电价形成机制完善为“基准落地电价+浮动电价”机制。其中，基准落地电价为江苏省燃煤发电基准电价0.391元/千瓦时，浮动电价参照江苏省煤电市场交易结果，上浮空间由送、受双方按照1:1比例分享。从2022年8月1日起，锦官电源组送江苏上网电价提升至0.3195元/千瓦时。受益于外送电价提升，雅砻江水电2022Q4上网电价为0.288元/千瓦时，同比+18.10%;2023Q1/Q2/H1分别达到0.314/0.342/0.325元/千瓦时，同比提升4.64%/16.7%/9.84%。电价提升弥补了上半年水电发电量下滑的影响，2023H1公司水电板块归母净利润24.87亿元，同比16.2%。预计在外送电价上涨，省内供需格局优化，市场化进程加速的综合影响下，公司水电上网电价有望进一步提升，长期盈利增长可期。

　　积极拓展新能源业务，打造绿色清洁能源品牌。雅砻江水电公司实施绿色能源开发两个“四阶段”战略，即水能资源开发“四阶段”战略和新能源及抽水蓄能开发“四阶段”战略，加快推进流域绿色清洁可再生能源示范基地建设，扩大新能源规模。根据公司规划，2030年以前，公司新能源装机将达到2000万千瓦左右，抽水蓄能装机将达到500万千瓦左右。截至2023年3月底，公司新能源装机为44万千瓦，暂无抽蓄装机，未来有较大的增长空间。

　　3、国能大渡河：基建设施优化，水电消纳困局有望得解

　　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。

　　大渡河流域电站送出通道能力不足、网架局部阻塞严重，阻碍了水电的消纳。根据国家能源局通报，2020年，全国弃水主要发生在四川省，其主要流域弃水电量约202亿千瓦时，而四川省弃水主要集中在大渡河干流，约占全省弃水电量的53%。通道不畅是大渡河弃水电量居高不下的核心原因。跨省通道方面，四川省曾规划过雅安-武汉1000千伏特高压交流参与川电外送，但因该项目搁浅导致目前大渡河水电无专门通道外送，只能利用现有的较小容量跨省外送通道;而跨省通道在汛期只能优先供国调机组使用，有富余能力才会分配给大渡河等省调电站。省内通道方面，四川电网“强直弱交”问题突出，由于到省内负荷中心的通道容量受到电网安全约束，大渡河水电还面临省内通道受限的制约，形成局部断面受阻。大渡河的水电消纳问题关乎四川省电力供应保障能力，同时也对发电企业的发电效率和盈利能力带来了负面影响。

　　调度优先级较低，省内水电市场化电价折价明显，公司综合上网电价低于批复价，拖累盈利。根据四川省规划，国能大渡河全部上网电量参与省调，优先级低于国调和网调，并且无专门的外送通道。同时，公司电站多为日调及季调电站，发电量大多集中于丰水期，而四川的丰枯电价机制(丰水期电价较平水期下浮24%;枯水期较平水期上浮24.5%)导致公司上网电价整体偏低。此外，四川省近年来市场交易电量以水电为主，水电上网电价普遍存在折价的现象，导致四川省内消纳的水电电价普遍低于其批复电价。2019年四川省发改委出台了《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》，对于公司下属的电站电价进行批复;而根据四川省电力交易中心数据，2022年四川省水电市场化交易均价为0.2238元/千瓦时，低于公司下属大部分水电站的批复电价，一定程度上拖累了公司盈利。

　　特高压线路的打通将打开消纳市场，将弃水电量转换为上网电量。根据《四川省“十四五”能源发展规划》《四川省“十四五”电力发展规划》和《重庆市能源发展“十四五”规划》，川渝特高压交流目标网架建设成为重点推进的项目，其中与促进水电消纳有关的项目有甘孜—天府南—成都东、阿坝—成都东、天府南—重庆铜梁1000千伏特高压交流输变电工程及其配套500千伏工程等。国家电网川渝1000千伏特高压交流工程已于2022年9月正式开工，计划于2025年夏季高峰前投运。川渝特高压线路建成后将连接四川、重庆的电源和负荷中心，川渝断面输电能力将由600万千瓦提升至1000万千瓦，有望大幅增加大渡河水电的消纳能力。川渝地区用电需求快速增长的背景下，大渡河公司盈利回升可期。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。