一、电量测算，洞见水情

（一）电量测算双模型：日度累加法与月度乘积法

电量测算模型一——日度累加法。我们使用发电量计算公式：发电量=9.81×水头× 流量×发电效率×时间，计算日度发电量，并搭建长江电力溪向三葛四座电站的模 型进行回测，以每个季度日度发电量的累计值与真实发电量进行对比回测，两者误 差率多数时间低于5%。此模型适用于具有高频日度水文数据的水电站，例如长江电 力的三峡、葛洲坝、溪洛渡、向家坝，以及雅砻江水电的锦屏一、二滩、官地，并 且数据频率越高（甚至精确到小时）模型越准确。

模型一（简版）：由于乌东德、白鹤滩等水电站投产时间较短，缺乏高频日度水情数 据，我们采用长江水文网披露的月度平均出库流量代替日度出库流量进行计算。而 当每月末尚未披露当月平均出库流量时，可根据下游电站（溪洛渡）的平均入库流 量倒推上游电站（白鹤滩）的出库流量。通常情况下，下游电站的入库流量会略高于 上游电站的出库流量，但二者趋于一致。

电量测算模型二——月度乘积法。针对缺少日度水情数据的电站，我们进一步提出 发电量测算的第二种模型。对于水头变化不大的水电站（主要以径流式和日调节电 站为主，长时间周期下入库流量与出库流量大致相当），其吨水发电量波动幅度较 小（吨水发电量=9.81×发电效率×水头），长时间周期可视为保持在均值水平。以 每月为一个时间周期，根据月度披露的平均流量数据计算月度来水量，吨水发电量 和月度来水量的乘积即为月度发电量。

两大模型的误差有两点：其一是出库流量，出库流量数据对应某一时间点，通常会 随来水波动和电站调度而变化，所以模型理论上应使用日内平均出库流量，然而公 开数据少有这样的高频，我们多使用上午八点的出库流量代替全天平均流量，测算 时间周期变长后将会平滑掉一定误差。此外，若水电站调峰次数增加、调峰时间变 长，将会产生系统性误差，例如23年7月长江电力的三峡电站午时参与调峰的次数明 显增加，此时需要更高频的小时数据来消除误差。 其二是水头的计算方式，理论上水头=坝上水位-坝下水位（上下游水位之差），而公 开数据仅能得到坝上水位，模型一中使用下游电站的坝上水位代替电站的坝下水位，将会高估水头，尤其是在丰水期。我们通过发电效率的拟合抵消掉这部分误差（发 电效率将会低于实际发电效率，更类似于系数），由于数据可得性问题该误差将始 终存在，但拉长时间周期可以平滑。

（二）发电量测算——长江电力（模型一）

测算7月长江电力发电量同比+11.4%，增速由负转正。长江电力溪向三葛四座电站 均有日度高频水情数据和历史发电量数据，可使用模型一日度累加法测算，乌白作 为新投产电站，缺少日度高频数据，使用模型一（简版）和月度水情数据测算。7月 来水已有所善，长江电力发电量同比降幅收窄，六座/四座发电量增速由负转正（5/6/7 月增速分别为-19.3%/-20.3%/+11.4%）。1-7月以来，溪向三葛四座电站发电量同比 -25.8%，但乌白电站投产贡献增量约414亿千瓦时，六座/四座电站发电量同比+9.1%。

使用模型一（简版）对2023年以来乌东德、白鹤滩的月度发电量进行测算，并与季 度实际发电量进行对比，误差率多在5%左右，测算乌东德、白鹤滩7月的发电量分 别为32.62、51.80亿千瓦时。该方法相对日度累加法的局限性在于，若存在弃水现 象无法日度剔除弃水的影响，尤其是在弃水较多的三季度，测算电量理论上会高于 实际发电量。

长江电力股价与日度发电量呈现一定相关性。前三个季度公司日度发电量逐渐提升， 2019年和2020年此期间股价随发电量提升稳定上涨，尤其在2020年三季度来水丰， 公司水电站基本达到满发状态，股价快速提升，而在2022年6月末经历来水由丰转枯 后，叠加国外加息，公司股价快速回落，2023年上半年来水持续偏枯的状态也对公 司股价存在一定压制。

（三）发电量测算——雅砻江水电（模型一和模型二）

雅砻江水电当前运营管理七座电站，我们分别对每座电站进行单独测算，国投电力 自2022年三季度起不再公布分电站发电量数据，模型测算结果可作为参考。其中锦 屏一、官地、二滩使用模型一日度累加法（水文数据可精确至小时），锦屏二 、桐子林使用模型二月度乘积法，两河口、杨房沟作为新投产电站，数据不足，使 用模型一（简版）测算。2023年7月，测算雅砻江水电实现发电量62.30亿千瓦时， 同比下降46.8%，1-7月累计实现发电量411.19亿千瓦时，同比下降16.1%。

模型一日度累加法：锦屏一、官地、二滩

从历史数据来看，锦屏一、官地、二滩三座电站加总的发电量在Q1-Q4通常占雅 砻江水电发电量的64.1%、61.2%、62.8%、64.7%，因此用日度累加法能计算雅砻 江水电60%以上的发电量，达到比较高的精确度。测算2023Q2锦屏一、官地、二 滩三座电站的发电量分别为24.3、18.3、25.7亿千瓦时。

模型一日度累加法（简版）：两河口、杨房沟

测算两河口、杨房沟7月的发电量分别为7.4、4.6亿千瓦时。两河口和杨房沟电站分 别于22年3月、21年10月投产，对于新投产的电站我们同样采用月度平均流量代替日 度数据进行计算，其中杨房沟这类径流式水电站的出库流量几乎与入库流量一致， 而入库流量可根据两河口的出库流量推算。计算2023年1-6月两河口、杨房沟的发电 量分别为30.2、19.2亿千瓦时，2023年7月二者的发电量分别为7.4、4.6亿千瓦时。

模型二月度乘积法：锦屏二、桐子林

对于月度乘积法模型，吨水发电量为核心指标，其与水头成正比，水头变动幅度越 大的电站，其吨水发电量也会发生变化。我们首先以历史实际发电量和用水量计算 发电效率，再根据发电效率和实际水头计算吨水发电量（假设发电效率不变），即可 通过跟踪来水量计算发电量。 以锦屏二为例，将历史实际季度发电量与用水量（出库流量与时间的乘积）相比 即为吨水发电量（倒算）。考虑到汛期弃水问题，并非所有出库流量用于发电，我们 仅采用一季度的吨水发电量计算对应的发电效率。用发电效率与每月水头相乘即为 当月的吨水发电量（正算），如23年7月的吨水发电量为0.701度/m³，而锦屏二各 月水头的变动较小，整体的吨水发电量约为0.7度/m³。

同理计算桐子林电站的吨水发电量约为0.06度/m³，根据锦屏二和桐子林的出库流 量计算2023年7月当月发电用水量，与吨水发电量相乘后即为发电量。2023年7月， 锦屏二发电量17.87亿千瓦时，桐子林发电量1.92亿千瓦时。

二、联合调度，增量提价

当流域内存在一群相互间具有联系的水电站时，即可开展梯电站联合调度，使流 域内水电站效益x大化，而调节性电站是联合调度中的重要角色。水电站按照调节 能力可分为无调节水电站（径流式水电站）和有调节水电站。电站正常蓄水位和死 水位之间的库容即为调节库容，根据水库库容大小和多年平均径流量的关系（库容 系数β=水库兴利库容/多年平均来水量），调节性水电站可分为日调节、月调节、季 调节、年调节和多年调节水电站等。例如三峡、向家坝为季调节电站，溪洛渡、锦屏 一为年调节电站，两河口、小湾、糯扎渡为多年调节电站。

分公司来看，乌白电站投产后长江电力可实施六库联调，调节库容430亿立方米；雅 砻江水电拥有两河口、二滩、锦屏一三大调节水库，调节库容148.4亿立方米；华 能水电拥有小湾、糯扎渡两大多年调节电站为首的两库八电站，调节库容213.0亿 立方米；多库联合调度有助于形成水库群梯效应，通过梯调度熨平来水波动。 从流域尺度来看，金沙江上游拥有岗托年调节电站（调节库容32亿m³），金沙江中 游拥有龙盘多年调节电站（调节库容215亿m³），金沙江下游四座电站均有调节能力， 长江上游三峡电站为季调节电站（调节库容221.5亿m³），雅砻江两河口为多年调节电站（调节库容65.6亿m³）。上游调节电站均可对下游电站形成增益，根据中国水 力发电工程协会的估算，龙盘电站可通过联合调度为下游梯电站增加约200亿千瓦 时的发电量，调节性电站的价值可期。

流域调节电站的联合调度包含四维价值——提高水头、减少弃水、增加蓄能、提升 电价。从我们的模型出发，可以从底层逻辑定量理解这些作用。 增发电量：主要通过减少弃水、抬高水头两种途径。调节性水库除了防洪功能外， 在发电功能中需要考虑两大因素的动态平衡，其一减少弃水、提高水能利用率，尽 量让每一滴水都通过水轮机组发电，减少弃水需要留出足够的库容应对可能到来的 丰水，此时应降低水位；其二是抬高水头、提升发电效率，单位的水量在更高的水头 上具备更高的势能、更高的发电效率从而提高发电量，此时应提高水位。联合调度 则需要同时考虑这两点得到x优解的水位，所以枯水期没有弃水风险水位可以保持 在x高水平、丰水期则需要降低水位去减少弃水。流域上调节水库增加可以为联合 调度提供更多的操作空间，首先是蓄水能力更强可以减少弃水、而减少弃水能力更 强后也可以抬高水头提升效率，每座调节电站的落地都可以为下游电站增发电量。

增加蓄能：凭借调节性水电的库容能力，水电站可以在丰水期蓄水提升蓄能，为枯 水期进行准备，且上游调节性电站的投产后所有可调蓄水均可依次流经下游电站， 转换为发电量。 提高电价：主要通过增加枯水期发电量实现。四川和云南两个水电大省丰枯水期电 价存在明显差异，调节电站可以在丰水期蓄水枯水期发电，增加枯水期发电量的同 时，该部分电量也会享受高电价，同时部分丰水期发电用水转移至枯水期也可以享 受更高的电价，从而带来提高综合电价的作用。

（一）电量增发：19-22 年长江电力弃水率约 6%，乌白投产、装机扩容 减少弃水

弃水电量：弃水专指在水电站发电能力下可用来发电而因各种原因所致实际未用于 发电的水量，弃水水量可以发出的电量称为弃水电量，具体可分为两种：一是调峰 弃水电量，二是装机弃水电量。调峰弃水电量是由于用电需求不足又无法蓄水所导 致的弃水；装机弃水电量是由于装机限制x大功率，在来水好的时候超过了满发流 量又无法蓄水所导致的弃水，我们此处讨论的是装机弃水电量。以长江电力四座电 站为例，汛期来水好的时候均有可能出现弃水情况。

装机是水电站的出力功率的上限，正常发电量测算模型中需要做x大出力限制，保 证来水好的时候出力也不会超过装机。若去掉装机限制，假设来水可以全部用来发 电，此时计算出的发电量即为理论上可以达到的x大发电量，与实际发电量之差即 为弃水电量，可以通过上游蓄水减少弃水、增加装机等方式减少甚至解决弃水问题。 测算长江电力溪向三葛四座电站的弃水电量，可以发现即使在2022年来水端偏枯 的情况下，仍然会出现不同程度的弃水情况，尤其是葛洲坝电站，其全年利用小时 数高达7000小时左右，大部分时间可以达到满发，即使上游有多座电站调节，仍然 有大规模的弃水电量，所以对葛洲坝进行装机扩容是有必要的。

2019-2022年，长江电力发电量均值2078.24亿千瓦时，测算溪洛渡、向家坝、三峡、 葛洲坝弃水电量均值分别为40.78、23.47、27.75、32.73亿千瓦时，弃水率分别为 6.9%、7.3%、2.8%、17.6%，合计124.73亿千瓦时，弃水率达6.0%，这其中包含了 2020年来水偏丰的年份弃水大增，仅看2019年来水相对正常的年份，弃水电量合计 约61.86亿千瓦时。

解决弃水：一是可以靠上游电站的投产增加调节库容减少弃水，比如溪洛渡、向家 坝投产后能减少三峡和葛洲坝的弃水、增加发电量，乌东德、白鹤滩电站投产后对 下游四座电站均具有增发效益；二是可以靠机组本身的扩容增加满发功率减少弃水， 比如葛洲坝电站已完成扩容，溪洛渡、向家坝电站准备扩容。 我国水电站的开发通常是先开发下游电站，再开发中游、上游电站，因此在上游电 站新投产后，若预报来水会超过下游电站所有机组的过流能力，上游的调节性电站 能控制出库流量，减少放水、增加蓄水，将这部分多余的来水储蓄起来在偏枯时发 电。例如三峡电站2012年完全投产后，12-14年的年均发电量为932亿千瓦时，而在 2015年溪洛渡和向家坝电站完全投产后，新增调节库容74亿m³，使得三峡电站15- 22年的年均发电量提升至964亿千瓦时，增加年均发电量超30亿千瓦时。三峡下游的 葛洲坝电站同理，且早在三峡电站投产后就解决了部分的弃水问题。

根据长江电力披露数据，2014年以来溪洛渡、向家坝投产后通过四库联调，每年可 节水增发电量接近100亿千瓦时，而在乌东德、白鹤滩电站投产后增加调节库容约 134亿m³，六库联调可以再额外增发电量60-70亿千瓦时。由于实际运行状态下调度 受多重因素影响，我们只讨论理想状态下上游电站投产对下游减少弃水、增发电量 的x大效益。 上游电站的调节库容即是能为下游电站减少弃水量的x大值，乌白电站为流域新增 134亿m³调节库容，将丰水期的弃水挪到枯水期完全利用时，可为下游溪向三葛四座 电站增发电量151亿千瓦时，基本可以覆盖溪向三葛目前的弃水，相比公司披露额外 增发60-70亿千瓦时的电量仍有提升空间。

除调节电站外，装机扩容亦可减少弃水，测算葛洲坝改造增容后可增加发电量约12 亿千瓦时，增幅6.4%。葛洲坝弃水情况较严重，因此进行增容改造增发电量效益显 著，公司在2022年年报中指出，葛洲坝电站19台12.5万千瓦机组改造增容已胜利收 官，x大发电容量增加47.5万千瓦至321万千瓦，2023年将增加发电量。若以19-22 年的来水情况测算，将葛洲坝的装机提升至321万千瓦，则发电量均值可增加12亿千 瓦时，增幅6.4%，增发效益显著。

（二）电量增发：抬高水头，测算三峡水位提高 5 米增发电量 19 亿度

水电站水位存在明显的季节特征，23年汛期三峡水位明显抬升。以三峡水电站为例， 三峡电站x大功能是防洪，所以过去在5月底6月初汛期之前需要将水位降低至死 水位145米，应对可能到来的洪水，至9月方可蓄水抬高水。因此三峡电站通常在6- 9月保持接近145米的低水位，11月-次年4月保持在高水位，5月和10月分别是消落 和蓄水的过程。2021年以来，伴随乌东德、白鹤滩、两河口等大型调节电站的投产， 长江流域的联合调度能力逐渐提升，2023年纳入联合调度的53座控制性水库总调节 库容1169亿立方米、总防洪库容706亿立方米，三峡的防洪压力减轻，23年6月初三 峡水位降低至150米后即保持稳定，8月初更是提高接近至160米，23年7月-8月中旬 三峡平均水位较19-22年四年同期均值提升约5.2米。

水位提升抬高水头带来更高的发电效率，测算三峡水位提高5米可提升发电量19亿 千瓦时/增幅2.0%。以2019-2022年为基础，其中2019和2021年可视为来水正常年份， 2020年来水偏丰，2022年来水偏枯，四年均值发电量相对正常，四年发电量均值实 际为977.80亿千瓦时，模型测算发电量为970.87亿千瓦时，误差率-0.7%。由于枯水 期本就是高水位、水位抬升在丰水期体现的更加明显，我们仅考虑在6-9月份水位抬 升的情况，并分情景假设，根据测算结果，在平均水位提升5/7/10米的情况下，发电 量分别增加19.29/26.46/35.94亿千瓦时，增幅分别为2.0%/2.7%/3.7%。

测算溪洛渡水位提高5米可提升发电量6亿千瓦时/增幅1.0%。溪洛渡电站缺少2021 年部分数据，剔除2021年，2019、2020和2022年三年溪洛渡发电量均值实际为 606.65亿千瓦时，模型测算发电量为611.70亿千瓦时，误差率0.8%。考虑在6-9月份 水位抬升的情况，溪洛渡正常蓄水位600米，死水位540米，水位可变范围较大，在 平均水位提升5/7/10米的情况下，发电量分别增加6.03/8.34/11.69亿千瓦时，增幅分 别为1.0%/1.4%/1.9%。

测算向家坝水位提高1米可提升发电量0.94亿千瓦时/增幅0.3%。向家坝电站缺少 2021年部分数据，剔除2021年，2019、2020和2022年三年向家坝发电量均值实际 为328.08亿千瓦时，模型测算发电量为322.17亿千瓦时，误差率-1.8%。考虑在6-9 月份水位抬升的情况，向家坝正常蓄水位380米，死水位370米，水位可变范围较小， 在平均水位提升1/3/5米的情况下，发电量分别增加0.94/2.81/4.55亿千瓦时，增幅分 别为0.3%/0.9 %/1.4%。

乌白投产后，金沙江下游和长江上游联合调度能力提升，乌白下游溪洛渡、向家坝、 三峡均可提高平均运行水位，葛洲坝作为日调节电站水位可调节空间较小暂不考虑， 在6-9月三峡水位提高5米、溪洛渡水位提高5米、向家坝水位提高1米的情况下，长 江电力可增加发电量26.26亿千瓦时。 乌白投产实施联合调度后除了抬高水位增发电量，同时带来另一重变化，即溪洛渡、 向家坝、三峡水位抬升，会导致满发流量降低，弃水进一步增加，溪洛渡水位提升5 米将增加弃水量4.24亿m³、向家坝水位提升1米将增加弃水量2.14亿m³、三峡水位提 升5米将增加弃水量26.93亿m³。

弃水量由梯电站调节，自上游电站依次蓄水、释放合理的出库流量匹配下游电站 x佳出力。乌白投产后增加调节库容134.2亿m³，理论可减少弃水增发电量151亿千 瓦时，而长江电力除乌白外四座电站过去4年平均弃水电量为125亿千瓦时（且多数年份低于该值，22年仅为31亿千瓦时）。乌白增发电量的上限和以往弃水电量的差 值可以理解能够解决抬高水头增加弃水电量的空间。在假设丰水期三峡、溪洛渡、 向家坝水位分别提高5、5、1米的情况下，计算增加的弃水电量为9.83亿千瓦时，需 要上游电站延长调度的时间，更多的降低满发时间段的出库流量从而消化掉这部分 弃水电量。x终形成黑色虚线所示的既抬高水头增加丰水期发电量，又减少弃水增 加枯水期发电量的x优调度出力曲线。

（三）增加蓄能：7 月末长江电力水库蓄能同比已回正

吨水发电量除了用了计算发电量以外，还可以用来对比水电站的发电效率。吨水发 电量指标与水头的高度密切相关，水头的变化也会改变吨水发电量的大小，调节性 越强的电站吨水发电量的变化幅度越大，我们统计溪洛渡电站2019年至今吨水发电 量并取均值，其范围在0.45-0.54度/m³之间波动，而锦屏二电站的吨水发电量多年 维持在0.7度/m³左右。

根据模型二中吨水发电量计算方式，长江电力的六座电站中，吨水发电量x大的当 数白鹤滩和溪洛渡电站，对应吨水发电0.5度，其次是乌东德电站约0.36度/m³，三峡 和向家坝分别为0.24、0.27度/m³，葛洲坝的吨水发电量为0.05度/m³。

水库的水位可以衡量当前来水的恢复程度，水库的蓄水量也代表着未来的发电能力。 在得到水电站的吨水发电量指标以后，我们可以将电站上游水库的累计蓄水量转换 为电站未来的发电潜力，例如华能水电在一季度经营公告中披露的，2023年初华能 水电梯水电蓄能同比减少61.37亿千瓦时，同样可以计算长江电力和雅砻江水电的 梯电站蓄能。为此我们首先需要将水电站的水位转换为蓄水量，三峡电站为例， 其水位在175米（正常蓄水位）到145米（死水位）之间周期性变化，蓄水量在393亿 m³到171亿m³之间起伏，即可建立水位和蓄水量的转换方程，类似的，对于部分水 位数据缺失的电站，也可以将蓄水量转换为水位（例如云南省水电站）。

水库当前水位至死水位之间的蓄水量能转化为的电量即为蓄能值，代表水电站在当 前时点的“电量库存”。以三峡电站为例，上游包括金沙江中游、雅砻江、金沙江下 游、岷江（含大渡河）、嘉陵江、乌江等，我们在计算三峡电站的蓄能时，可理解为 将上游所有电站（尤其是调节电站）从当前水位放水至死水位（比如乌白溪向四座 电站从正常蓄水位放至死水位后能向下游补水208亿m³），累计的补水在当前的吨水 发电量下能转化为的电量就是蓄能值。计算长江电力六座电站2023年7月末的蓄能 为238亿千瓦时，同比+12.8%，其中三峡电站7月末蓄能同比+56.0%。

从多年同期来看，2018-2020年长江上游年末可调蓄水量均值为438亿m³，2021年由 于多座电站投产蓄水，新增可调蓄水量约65亿m³，2021年末长江上游的可调蓄水量 达488亿m³。2022年长江流域来水偏枯，三峡电站可调蓄水量同比减少100亿m³，溪 洛渡同比减少30亿m³，在白鹤滩新增可调蓄水54亿m³的情况下，长江上游可调蓄水 仍仅412亿m³。 但我们同时看到，在乌白投产后长江电力年末蓄能大幅提升，乌东德和白鹤滩属于 上游电站，上游电站的所有可调蓄水均可依次流经下游电站，转换为发电量，因此 乌白除自身发电外，能提升长江电力六座电站整体的蓄能，弥补22年其余电站自身 蓄水不足的劣势，22年末长江电力六座电站的蓄能达507亿千瓦时。

蓄能计算的核心逻辑在于上游电站的放水能流经下游所有电站依次贡献发电量， 2022年三峡水库的自身可调蓄水仅78亿m³（18-20年均值为210亿m³），仅考虑三峡 电站，这部分蓄水与18-20年的差值对应的蓄能减少35亿千瓦时，但由于上游乌东德 投产、白鹤滩新增蓄水抵消部分影响，2022年末三峡电站累计上游可调蓄水412亿 m³，蓄能仅同比减少20亿千瓦时。2022年末长江电力蓄能的同比提升也使得公司在 一季度发电量同比增长，但后续的来水偏枯仍然会导致发电量下滑。

（四）电价提升：枯水期电量增发、丰枯期电量转换，综合电价提升

四川省实行峰谷丰枯分时电价政策，丰枯期水电电价的差值可达0.14-0.19元/亿千瓦 时。四川省水电丰枯电价为枯水期电价在平水期基础上上浮24.5%，丰水期电价下浮 24%。同时对不同调节能力的电站核定不同的批复上网电价，根据2019年7月1日调 整后的电价，新投径流式电站批复电价0.2974元/千瓦时（含税13%，下同），新投 季调节电站批复电价0.3380元/千瓦时，新投年调节和多年调节电站批复电价0.3766 元/千瓦时。根据丰枯电价执行后，丰枯期水电电价的差值可达0.14-0.19元/亿千瓦时。

川云两省市场化交易占比逐年提升，电力市场化机制进一步完善。四川、云南两省 作为我国水电前两大省份，水电发电量占比达七成以上，率先在省内推行水电的市 场化交易，2022年云南省市场化交易比例达71.0%（同比+1.3pct），四川省市场化 交易比例达54.9%（同比+13.9pct）。丰枯期市场化交易电价同样存在较大差异，2021 年四川省水电市场化交易电价丰枯电价差值达0.112元/千瓦时；云南省市场化交易 电价近几年持续提升，从丰枯电价来看，2020-2022年云南枯/平/丰水期平均电价分 别为0.246/0.243/0.139元/千瓦时，丰枯期差值达0.107元/千瓦时。

两杨电站为流域新增65亿m³调节库容，若发挥全部作用，将丰水期65亿m³来水完全 转移至枯水期，可转换电量133.24亿千瓦时（仅考虑转换、不考虑增发），此部分电 量中约46.68亿千瓦时在四川消纳，考虑四川省丰枯期电价差值可达0.1-0.2元/千瓦 时，预计可增加收入4.7-9.4亿元。考虑到实际调度、弃水等现实因素影响，实际情 况可能有所不同。

三、重点公司分析

（一）长江电力：来水修复、乌白注入，高分红凸显投资价值

下半年来水逐渐改善，高水位增发效益显现。根据公司经营公告，2023 年上半年长 江流域来水持续偏枯，2023H1 公司完成发电量 1032 亿千瓦时（同比+8.5%），剔除 乌白后四座电站发电量同比-26.1%。7 月以来来水逐渐恢复，我们测算 7 月公司发 电量同比增长 11.2%，环比持续修复，当前公司各电站水位均高于上年同期，来水 修复后将带来更好的发电量表现。根据公司 2022 年年报，未来公司依靠水电机组扩 容、流域联合调度、水风光储等，长期仍有成长空间，（1）扩容：公司所属葛洲坝已 完成增容改造，装机增加 47.5 万千瓦，溪洛渡、向家坝正推进扩机增容工作，装机 仍有提升空间；（2）调度：六库联调增发 60~70 亿千瓦时、股权投资流域内水电公 司开展流域联调，上游两河口、龙盘电站建成后将进一步增发电量；（3）风光：公司 主导开发金沙江下游水风光储一体化基地、大比例参股内蒙古风光大基地项目；（4） 抽蓄：已锁定 30~40GW 项目资源，张掖抽水蓄能电站已开工。

（二）国投电力：水电量价齐升，火电盈利修复，新能源加速成长

来水偏枯水电电量承压，电价超预期上浮。根据公司经营公告，5-6 月份雅砻江来水 偏枯，公司发电量增速转负，2023Q2 公司水电发电量 159.88 亿千瓦时，同比降低 35.30%，2023H1 公司水电发电量 393.64 亿千瓦时，同比降低 8.32%，但公司电价 超预期提升，2023Q2水电平均上网电价0.322元/千瓦时，同比提升14.68%，2023H1 电价为 0.312 元/千瓦时，同比提升 9.42%，缓解电量下滑压力。8 月起雅砻江来水 已恢复正常，电量有望恢复，23 年锦官送苏电价全年上浮，两杨电价机制尚未明确， 水电有望维持量价齐升；23 年煤价大幅降低，预计公司火电将恢复盈利；风光发电 量保持高速增长，2023H1 风电、光伏发电量分别同比提升 35.06%、16.89%，虽然 电价有所下降，但收入将保持稳健增长。

（三）川投能源：上半年业绩超预期，23H1 业绩同比+34%

公司发布 2023 年中报，上半年业绩超预期，23H1 实现归母净利润 20.98 亿元（同 比+34.5%），主要系 23H1 实现投资收益 23.0 亿元（同比+30.1%），其中雅砻江水 电贡献 20.60 亿元（占比 89.6%）、国能大渡河、中核汇能分别贡献 0.85、0.93 亿 元。根据国投电力经营公告，5-6 月份雅砻江来水偏枯，雅砻江水电发电量增速转负， 2023Q2 水电发电量 135.04 亿千瓦时，同比降低 36.32%，2023H1 水电发电量 348.89 亿千瓦时，同比降低 6.42%，但电价超预期提升，2023Q2 雅砻江水电平均 上网电价 0.342 元/千瓦时，同比提升 16.70%，2023H1 电价为 0.325 元/千瓦时， 同比提升 9.84%，缓解电量下滑压力。8 月起雅砻江来水已恢复正常，电量有望恢 复，23 年锦官送苏电价全年上浮，两杨电价机制尚未明确，水电有望维持量价齐升。 同时雅砻江水电布局水风光一体化，坷垃光伏（1GW）、腊巴山风电（0.19GW）将 于今年投产。根据公司中报，公司以 40.13 亿元成功竞购国能大渡河 10%股权，收 购完成后持股比例提升至 20%，21/22 年大渡河公司净利润 21.74/16.87 亿元，预 计来水好转后新增股权将为公司带来利润增量超 2 亿元。

（四）华能水电：拟收购集团水电资产，量价皆有向上弹性

根据公司经营公告，23年上半年澜沧江流域来水偏枯约2.5成，叠加年初水库蓄能减 少，23H1公司完成发电量370.95亿千瓦时，同比减少25.44%，但6月起澜沧江来水 已明显好转。根据昆明电力中心数据，23年云南省限制水电电价涨幅，21、22年云 南省内电价分别同比提升约10%，预计23年省内电价基本持平，24年起省内电价将 重新打开增长空间。根据公司投资公告，2022年末公司已投产水电装机22.95GW， 目前在建托巴电站1.4GW预计24年开始投产，澜沧江仍有储备水电11.21GW。同时 公司凭借水电区位优势，规划水风光清洁能源基地，规划光伏装机10GW，22年仅投 产0.38GW，光伏建设有望加速推进。公司发布公告拟收购华能集团和华能国际共同 持有的华能四川能源开发有限公司100%股权，截至21年5月，标的公司运营管理四 川省岷江、嘉陵江等流域20座水电站，合计装机2.65GW，在建大渡河硬梁包水电站 装机1.12GW，管理1座光伏电站装机35MW。