2025年前后大渡河流域将迎来新一轮电站集中投产，双江口电站将为下游电站带来增发电量。截至2022年底，公司在建水电站有双江口、金川、沙坪一级和枕头坝二级，合计装机容量352万千瓦，预计自2024年末开始逐步投产，2026年全部投产完成，在建项目全部投产后预计将增加年均发电量143亿千瓦时。此外，由于双江口电站具有年调节能力(正常蓄水位2500米，水库总库容28.97亿立方米，调节库容19.17亿立方米)，可使大渡河干流梯级电站增加枯期电量67亿千瓦时，增加枯期出力176万千瓦，极大地提高流域梯级的电能质量，增加下游电站的发电效益。

　　集团转型目标明确，母公司国电电力承担装机重任，新能源装机有望快速增长。“十四五”期间，国家能源集团给分子公司下达的新能源新增总装机任务约1.2亿千瓦，远高于此前其公布的计划新增7000-8000万千瓦可再生能源数据。其中，仅光伏新增装机的目标就高达7000万千瓦左右。与此同时，国家能源集团在光伏领域的发展相较风电来说明显不足，截至2022年，集团的风电装机量为5373万千瓦，而光伏装机量仅为1640万千瓦。作为集团旗下重要的上市公司之一，母公司国电电力需承担起装机重任。据国电电力公告，公司“十四五”期间规划新增新能源装机3500万千瓦，2023年计划获取新能源资源超过1400万千瓦，核准1200万千瓦，开工960万千瓦，投产800万千瓦。

　　4、华能水电：集团水电业务唯一整合平台，受益云南供需格局改善

　　华能水电是华能集团水电业务的唯一整合平台，拥有澜沧江全流域干流水电资源的开发权。澜沧江发源于青藏高原唐古拉山，经由西藏、青海流入云南，自西双版纳流出国境，干流全长2153公里，目前已投产装机2195万千瓦，规模仅次于金沙江。公司作为云南省内最大的发电企业，拥有澜沧江干流全部水资源开发权(包括西藏境内流域)。公司外送电比例在50%左右，市场化电量占比较高。根据《2021-2023年澜沧江上游水电站送电广东购售电合同》和国家发展改革委国家能源局关于规范优先发电优先购电计划管理的通知》，2021-2023年澜沧江上游水电站全部上网电量送电广东省，优先发电计划电量236.0亿千瓦时，包含保量保价电量(200.0亿千瓦时)和保量竞价电量(36.0亿千瓦时);超过年度优先发电计划电量的上网电量全部认定为市场化交易电量。其余电站电量进入云南电网，其中部分满足省内用电需求，部分通过云南电网再进入南方电网外送广东、广西及境外。根据公司2022年发电情况计算，公司市场化电量占比接近70%。

　　保量保价电量0.3元/千瓦时，其余西电东送电量电价也高于公司均价。澜上点对网200亿千瓦时：保量保价，0.3元/千瓦时?澜上点对网36亿千瓦时：保量竞价，上网电价=0.3元/千瓦时-当月广东省内市场化交易电量(包括年度长协和月竞)加权平均降幅。2021年广东省中长期电力市场一级市场成交电量2788.4亿千瓦时，平均成交价差-46.3厘/千瓦时，计算可得上网电价为0.2537元/千瓦时。2022年起，广东电力市场“价差模式”改为“绝对价格模式”。澜上点对网市场电、其他电站网对网送广东：落地电价扣除输配电价后倒推。目前，西电东送框架协议电价还未确定。2016年西电东送框架协议价格广东落地电价0.4505元/千瓦时，扣减超高压输配电价0.082元/千瓦时、线损电价及云南省500千伏输电价0.0915元/千瓦时，计算可得上网电价为0.25278元/千瓦时。2019年云南送广东超高压输配电价下调至0.0755元/千瓦时，线损率6.57%，2023年云南省内500千伏输电价下调至0.064元/千瓦时，并且广东省燃煤标杆电价上调至0.4530元/千瓦时，预计该部分上网电价会有进一步提高。其他电站网对网送广西：落地电价扣除输配电价后倒推。广西燃煤标杆电价为0.4197元/千瓦时，预计上网电价低于广东。其余电站留存云南电量：留存云南的部分中，漫湾等水电站不参与市场化交易，批复电价为0.172元/千瓦时;其余电站上网电价根据云南当月市场化交易结果确定，2022年云南省市场化交易电价为0.223元/千瓦时，水电市场化交易均价为0.20785元/千瓦时。

　　装机增长空间较大，澜沧江西藏段潜在增量近800万千瓦。截至2023年6月底，公司拥有已核准的在建、筹建电站装机容量约656.30万千瓦，在建工程主要包括托巴水电站、新能源项目，以及澜上项目前期工作等。根据公司公告，澜沧江上游西藏段干流规划有8个梯级，根据规划，从上至下依次为侧格(12.9万千瓦)、约龙(12.9万千瓦)、卡贡(24万千瓦)、班达(150万千瓦)、如美(260万千瓦)、邦多(72万千瓦)、古学(210万千瓦)，曲孜卡(40.5万千瓦)，装机容量合计782.3万千瓦。澜沧江上游西藏段梯级具有一定的调节能力，流域周边太阳能资源较好，与水电能够形成一定的互补性，可打造西藏境内水、光互补的千万千瓦级清洁能源基地。高耗能企业带动省内用电需求，云南市场化交易电价有望上行。和四川省类似，由于水资源充裕，长期以来云南省的发电量增速快于用电量增速，导致省内上网电价低廉。2017年以来，云南省依托能源资源优势，通过产能置换，先后开工并建设了一批水电铝项目，全省现有产能已达610万吨。随着全国电解铝“北铝南移、东铝西移”进程加快，云南主动承接产能转移，先后引进一批国内铝工业龙头企业，待全部项目建成后，产能将达800多万吨，接近全国电解铝产能的五分之一。在高耗能产业扩产的推动下，云南电力供需格局逐渐改善，加上较高的市场化交易电量占比带来了更多的价格弹性空间，云南省市场化交易电价呈现上行趋势，2022年云南市场化交易电价为0.223元/千瓦时，同比+10.1%。

　　澜沧江“双千万千瓦”清洁能源基地，助力“风光水储一体化”可持续发展。根据公司规划，“十四五”期间新增投产新能源装机1000万千瓦，其中80%为光伏，20%为风电，项目均位于云南段;到2035年，以建成投产世界第一高坝的如美电站为标志，全面建成澜沧江水风光一体化清洁能源基地，总装机容量突破8000万千瓦，新能源装机达到4000万千瓦，超过水电装机。截至2023年6月底，公司在运风电装机13.5万千瓦，光伏装机124.9万千瓦，清洁能源发电新增装机容量较2022年末增长125.04%。目前，公司在建光伏项目47个，装机容量合计344.4万千瓦。

　　5、对比：大渡河短期装机弹性高，雅砻江度电指标最优，长电高分红高股息

　　从所在流域常规水电的装机弹性来看，短期大渡河装机增量弹性最大，中长期内雅砻江水电装机有较大增长潜力。按照当前的在建和拟建装机量计算，金沙江流域拟于“十四五”剩余期间投产的水电装机约338万千瓦，于“十五五”及以后期间投产约522.6万千瓦;雅砻江流域的水电投产集中在“十五五”及以后期间，规模约为777万千瓦;大渡河流域拟于“十四五”剩余期间投产的水电装机约为494.2万千瓦，于“十五五”及以后期间投产约341万千瓦;澜沧江流域拟于“十四五”剩余期间投产的水电装机约为140万千瓦，拟于“十五五”及以后期间投产约620万千瓦。分投资主体来看，国电电力下属的国能大渡河在建装机相较已投产装机的弹性最高，为31.8%，在建+拟建装机弹性也最高，为58.6%。尽管长江电力暂无新增水电站规划，但公司正在积极推进扩机增容，向家坝计划扩机135万千瓦，葛洲坝已完成增容47.5万千瓦，扩机增容规模合计182.5万千瓦，较已投产装机的弹性为2.5%。