新投产水电纳入绿证核发范围，有望增厚水电运营商收入。2023年8月，国家发改委、财政部、国家能源局联合印发《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》，提出对2023年1月1日(含)以后新投产的完全市场化常规水电项目，核发可交易绿证。根据“中国绿色电力证书认购交易平台”数据，2023年1-7月风电、光伏绿证平均交易价格为30-50元/张。《通知》将新投产水电纳入绿证合法范围，有望进一步增厚水电运营商收入，随着后续绿证交易市场的不断完善，装机弹性较大的国能大渡河和雅砻江水电等将持续受益。从外送电量和电价水平来看，长江电力和雅砻江水电外送电占比较高，综合上网电价也较高，国能大渡河及华能水电上网电量主要留存当地消纳，电价较低。

　　长江电力：上网电量主要送往华东、广东等区域消纳，外送电价较高。例如公司三峡电站送上海电价为0.2613元/千瓦时，送浙江电价为0.2783元/千瓦时;白鹤滩电站送浙江电价0.3230元/千瓦时，送江苏电价0.3250元/千瓦时，均高于水电上网平均电价，因而公司综合上网电价也较高，在0.27元/千瓦时左右。雅砻江水电：消纳区域主要为川渝和江苏地区，综合电价同样相对较高。公司锦官电源组送江苏电量占比约为60%，送苏电价为0.3195元/千瓦时;两河口电站留存四川，执行临时电价0.3766元/千瓦时(平水期)。国电电力：国能大渡河上网电量主要留存四川当地消纳，并接受省调。由于调度优先级靠后，且四川省水电电价存在折价，全省市场化交易电价低于公司大部分电站的批复电价，一定程度上拖累公司盈利。华能水电：公司电力消纳主要包括三种方式：澜上5座电站通过滇西北特高压点对网送广东，享受0.3元/千瓦时的高电价;其余电站发电量进入云南电网，一部分参与西电东送网对网送至广东、广西及境外，另一部分满足省内用电需求。据测算，公司2022年外送电占比约为50%，但由于留存云南省内消纳部分电价较低，优先计划电量电价仅为0.172元/千瓦时，拖累水电整体上网电价。

　　从新能源装机规划来看，国电电力规划新增装机最多，其他三家公司新增装机量相当。长江电力“十四五”期间装机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70%;雅砻江水电预计于2030年前实现风光装机量达到2000万千瓦左右，抽蓄规模达到500万千瓦左右;国能大渡河的母公司国电电力“十四五”期间拟新增新能源装机3500万千瓦;华能水电预计“十四五”期间新增新能源装机1000万千瓦，其中80%为光伏，20%为风电。

　　雅砻江度电指标最优，长电充裕现金流支撑高分红。为了直观体现不同水电公司的经营效率和盈利能力，我们计算了2023年上半年长江电力、华能水电、雅砻江水电和国能大渡河的度电收入、利润等指标并进行对比。2023H1，长江电力、雅砻江水电、国能大渡河、华能水电的水电发电量分别为1032.14/348.89/145.47/363.71亿千瓦时。度电营收及利润：雅砻江水电的度电营收和度电净利润最高，分别达到0.316元/千瓦时和0.123元/千瓦时，体现出公司良好的资产质量和盈利能力。华能水电的度电收入最低，主要受到云南当地水电上网电价偏低的影响。国能大渡河度电利润最低，主要受到水电消纳问题和较低电价的拖累。度电折旧摊销：华能水电的度电折旧摊销最低，为0.073元/千瓦时，相较长江电力和雅砻江水电分别低0.020、0.014元/千瓦时。度电经营性现金流：长江电力的度电经营性现金流最高，为0.243元/千瓦时，充裕的现金支撑高分红比例，公司分红比例和股息率均明显高于同行业可比公司，凸显长期投资价值。

　　精选报告来源：未来智库

　　报告出品方/作者：招商证券，宋盈盈