水电行业是能源领域中的重要组成部分，它通过利用水资源来产生电能。这个行业的核心是通过构建水电站，利用水的势能和动能来驱动涡轮机，进而产生电力。水电技术是一种清洁、可再生的能源产生方式，对于降低温室气体排放和实现能源安全具有重要意义。

水电行业包括多种不同规模和类型的水电项目。按照规模划分，主要包括大型、中型和小型水电项目。大型水电项目通常具有庞大的水库和大坝，能够产生大量电力，而小型水电项目通常具有较小的水库和低的安装容量。此外，还有以泵蓄水电站为代表的特殊类型水电项目，它们可以在电力需求低的时候储存电能，然后在需求高的时候释放电能。

水电行业的运营不仅仅局限于电力生成。它还涵盖了与水资源管理、灌溉、水上运输和生态保护相关的多个领域。通过合理的规划和管理，水电项目能够有效地支持水资源的可持续利用，为农业、工业和居民生活提供必要的水电服务。

一、水能资源集聚十三大基地，开发程度超 60%

作为技术成熟，清洁高效的可再生能源，水电在我国电力供应中承担着不可替代 的重要作用。一方面，大中型水电站同时兼顾了防洪、供水、灌溉、航运、生态 保护等综合功能，是保障社会经济高质量发展的重要基础设施。另一方面，水电 是电力系统重要的调节电源，在新能源高比例接入的新型电力系统中，能发挥调 节能力与风电、光伏发电配合运行，平抑风光新能源发电出力波动，促进新能源 大规模开发与高比例消纳。根据中国水电发展远景规划，到 2030 年我国水电装 机容量将达到 5.2 亿千瓦，其中，常规水电 4.2 亿千瓦，抽水蓄能 1 亿千瓦，水 电开发程度约 60%；到 2060 年，水电装机将达到约 7.0 亿千瓦，其中，常规水 电 5.0 亿千瓦，新增扩机和抽水蓄能 2.0 亿千瓦，水电开发程度 73%，基本达到 西方国家的开发水平，水电仍有不小的发展空间。

我国优质大水电资产主要集中在十三大水电基地内，目前开发程度超 60%。金 沙江、长江上游、雅砻江、澜沧江干流、大渡河、怒江等基地的水能资源尤为富 集，主要流域的开发权已经完成分配，由国家能源集团、国家电投、华能集团、 华电集团、大唐集团以及三峡集团等进行开发。根据最新统计结果，我国水能资 源技术可开发装机容量约为 6.87 亿千瓦，年均发电量约为 3 万亿千瓦时。截至 2022 年底，我国常规水电已建装机规模约为 4.14 亿千瓦，约占技术开发量的 60.3%，主要大江大河特别是中下游干流的水电开发基本完成，全国主要流域梯 级水电站库群联合调度运行管理格局初步形成。剩余技术可开发资源主要集中在 西南地区，金沙江上游、雅砻江、大渡河等主要河流仍有一定开发潜力。

二、主要流域装机仍有较大弹性，即将迎来新一轮投产高峰

主要流域在建/拟建电站规模超 2500 万千瓦，“十四五”、“十五五”将迎来投产 高峰。目前，金沙江/雅砻江/大渡河/澜沧江流域已投产水电站装机规模分别为 6142/1920/1739.5/2135 万千瓦。在建水电站中，金沙江流域的叶巴滩水电站 （224 万千瓦）、巴塘水电站（75 万千瓦）等预计自 2025 年起陆续投产；雅砻 江流域的卡拉电站（102 万千瓦）和孟底沟电站（240 万千瓦）首台机组预计分 别于 2029、2031 年投产，牙根一级水电站（30 万千瓦）已获得核准，预计首台机组于 2029 年投产；大渡河流域的双江口电站（200 万千瓦）、金川电站（86 万千瓦）、沙坪一级电站（36 万千瓦）、枕头坝二级电站（30 万千瓦）预计自 2024 年起陆续投产；澜沧江流域西藏段的如美电站（260 万千瓦）及云南段的托巴电 站（140 万千瓦）正在建设中，托巴电站首台机组预计于 2024 年投产。

雅砻江、大渡河、澜沧江装机均有较高增长潜力，其中大渡河短期内装机弹性最 高，金沙江增量主要来自上游。从各个流域的在建和规划装机情况来看，金沙江 在建装机 620.6 万千瓦，占已投产装机的 10.1%，在建+拟建装机 860.6 万千瓦， 占已投产装机的 14.0%，规划装机 1212 万千瓦，占已投产装机的 19.7%，增量 主要在上游流域；雅砻江在建装机 342 万千瓦，占已投产装机的 17.8%，在建+ 拟建装机 777 万千瓦，占已投产装机的 40.5%，规划装机 325 万千瓦，占已投 产装机的 16.9%；大渡河在建装机 538.2 万千瓦，占已投产装机的 30.9%，在建 +拟建装机 835.2 万千瓦，占已投产装机的 48.0%，规划装机 126 万千瓦，占已 投产装机的 7.2%；澜沧江在建装机 400 万千瓦，占已投产装机的 18.7%，在建 +拟建装机 760 万千瓦，占已投产装机的 35.6%，规划装机 461.8 万千瓦，占已 投产装机的 21.6%。雅砻江、大渡河、澜沧江水电站在建+拟建规模占当前已投 产规模的比重较高，并且将集中于“十四五”、“十五五”期间投产，有望获得较 大的业绩增长弹性。

三、梯级联调增量，风光水储协同，扩机与抽蓄共舞

（1）梯级电站联合调度，多重效益凸显

水电出力受季节影响波动明显，联合调度可一定程度上熨平波动。流域梯级水电 站联合调度，指的是流域内一群相互间具有联系的梯级水库和水电站以及相关工 程设施进行统一的协调调度，通过优化调度使各个水库和水电站的作用和效益达 到最大化。一方面，流域梯级电站的联合调度可以通过具有年调节性能的水库拦 蓄丰水期来水，减少无益弃水，补充枯水期水量以提高枯水期发电量，缓解丰枯 期电力供需矛盾，一定程度上熨平水电的出力波动，提高电网运行安全性。另一 方面，在满足防洪要求的前提下，通过联合调度可适当提前每年的汛后蓄水时间， 延迟汛前水位消落时间，尽量在非汛期保持较高的平均运行水头。

以长江电力为例：因三峡电站所有机组过流能力大于葛洲坝电站，当预报三峡来 水大于葛洲坝所有机组过流能力时，可以通过降低三峡电站的发电流量来匹配葛 洲坝电站机组，尽量让来水依次通过三峡、葛洲坝电站机组过流，从而增加葛洲 坝电站的发电量。2014 年，公司向家坝、溪洛渡电站投产后开启“四库联调”， 年节水增发电量接近 100 亿千瓦时，三峡、葛洲坝、溪洛渡及向家坝四座电站近 年的实际发电量，均已经超过各自设计电量。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。

（2）提升系统稳定性，风光水储一体化协同空间广阔

水电可平抑新能源出力波动，增强系统调节能力，“双碳”目标下优势更加明显。 风、光资源在时空上的随机性、间歇性所导致的风、光出力的频繁波动，极大地 加剧了电网调峰、调频的压力，对电力系统的安全稳定运行影响较大。充分发挥 水电调节速度快、能源可存储等优点，能有效缓解间歇性能源出力波动给电力系 统带来的影响，更好地发挥促消纳、保安全作用。以西南区域可再生能源开发基 地为例，拓展水风光储一体化基地建设，可以充分利用有效库容调节风光出力波 动，成为了风、光等多能互补开发的重要互补能源，这也是目前解决大规模间歇 性能源电力外送的有效途径之一。

四川、云南两省借助自身的水电资源优势，布局多个水风光综合能源基地。2021 年 3 月，新华社公布《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和 2035 年远景目标纲要》。根据规划，十四五期间将重点发展九大清洁能源基地。 2022 年 4 月，云南省政府发布关于加快光伏发电发展若干政策措施指出，重点 支持金沙江下游、澜沧江中下游、红河流域、金沙江中游、澜沧江金沙江上游“风 光水储”等 6 个多能互补基地，争取 3 年时间全面开工并基本建成。《四川省“十 四五”电力发展规划》指出，以金沙江上下游、雅砻江、大渡河中上游等为重点， 规划建设水风光一体化可再生能源综合开发基地。

金沙江上游：按风光水储一体化方式建设，主要建设内容包括金上川藏段水 电、沿江配套风光电，规划装机容量超 3000 万千瓦。其中，金上川藏段水电装机接近 1000 万千瓦。2023 年 6 月，金上基地西藏昂多 1800 兆瓦光伏 发电项目开工建设，是全球在建规模最大，海拔最高的清洁能源项目，建成 后年计划发电量 35.5 亿千瓦时；西藏贡觉拉妥 800 兆瓦光伏发电项目开工 建设，建成后年计划发电量为 16 亿千瓦时。

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。

四、商业模式：典型重资产行业模式，高 CAPEX+充沛 CFO

水电站生命周期分为建设期和运营期。水电行业的商业模式属于典型的 重资产行业商业模式，水电站建设主要表现出建设期高资本开支 （CAPEX）和投产后运营期充沛现金流（CFO)的基本特征。其中，运营 期又分为三个阶段：（1）折旧期+贷款还本付息期，该阶段随着还本付 息压力逐步减轻，现金流以及净利润逐渐上升；（ 2）折旧期（还本付息 结束），该阶段现金流和净利润均在较高水平维持稳定；（3）折旧期结束， 该阶段净利润进一步提升至更高水平后维持稳定、现金流则稍有回落后 维持稳定。

建设期：建设成本主要为工程费用和水库淹没处理补偿费。目前大中型 水电站的建设期大致在 5-10 年，部分小型水电站建设期略短，大致在 2-3 年（5MW 以下的水电站为小水电站，5～100MW 为中型水电站， 100M～1GW 为大型水电站，超过 1GW 的为巨型水电站）。从建设期的 成本构成看，静态总投资主要包括工程费用（建筑工程费、机电设备及 安装工程费、金属结构设备及安装工程费、临时工程费）、水库淹没处理 补偿费（农村移民补偿费、专项恢复改建费、学校&企事业搬迁补偿费、 库区防护费、库区清理费等）、独立费用以及基本预备费。其中，工程费 用和水库淹没处理补偿费是占比最大的两项，合计可占到总成本 90%， 独立费用大致占到 5%左右。水电站的总投资额又由静态总投资额、价 差预备费以及建设期利息支出组成。

建设期：单位投资成本波动范围较大，中位数 9000 元/kw。由于水电站 所在的地理位置不同，导致其施工难度各不相同，因此水电站的单位投 资成本范围波动也较大。从我们统计的各上市公司水电站的数据看，单 位投资成本基本在 0.7-1.3 万元/kw 区间内，中位数为 0.9 万元/kw。其中， 静态投资额大致占到总投资的 80%左右，建设期利息及价差预备费大致 占到总投资额的 20%左右。从具体公司数据看，大型水电公司里长江电 力、华能水电、国投电力在运水电站单位平均投资成本分别为 0.93、1.16 和 1.30 万元/千瓦时，长江电力成本优势较为显著。

运营期发电收入：由电价、利用小时两因素决定。水电站投入运营后， 运营期的发电收入主要由上网电价和上网电量两因素决定。目前，水电 站上网电价的主要定价方式主要分为四种：

成本加成法：上网电价由政府价格主管部门根据发电项目经济寿命 周期，按照合理补偿成本、合理确定收益和依法计入税金的原则核 定。其中，合理收益以资本金内部收益率为指标，按长期贷款利率 并考虑风险因素核定。2001 年 4 月前已投产水电站（曾执行还本付 息电价）、2004 年及之后所在省市未公布标杆电价的中小型水电站 基本都遵循的是成本加成法定价机制。

落地省区电价倒推法：根据 2014 年国家发改委发布的《关于完善水 电上网电价形成机制的通知》， 对于跨区送电的水电站，以受电省市 电厂同期平均上网电价水平确定落地电价。上网电价为落地电价扣 减输电电价和损耗后的倒推价格。

水电标杆电价法：2004 年发改价格相继发布 1037 号、1038 号、1125 号文件，首次规定了部分省份新投产水电机组的上网标杆电价。2014 年国家发改委发布的《关于完善水电上网电价形成机制的通知》中 提出，各省（区、市）水电标杆上网电价以本省省级电网企业平均 购电价格为基础，统筹考虑电力市场供求变化趋势和水电开发成本 制定。水电比重较大的省（区、市），可在水电标杆上网电价基础上， 根据水电站在电力系统中的作用，实行丰枯分时电价或者分类标杆 电价。个别情况特殊的水电站上网电价个别处理。

市场化定价法：由于电力市场化改革的不断推进，部分水电站上网 电量陆续开始参与到各地市场化竞争中，由市场供需关系形成电 价。当前参与市场化交易的主要是部分跨省跨区外送的水电站。

上网电量的计算公式为发电量*（1-厂用电率）-线损，发电量的计算公 式为装机量*利用小时数，在装机量、厂用电率基本不变的情况下，上 网电量主要取决于利用小时的高低，而利用小时的高低则取决于来水情况（自然资源波动）、电力消纳（弃水率）以及节水增发能力（流域梯 级联调）三个方面。

运营期成本分析：折旧、财务费用是前两大支出。我们详细梳理了水电 站投产运营后各项费用及其占比。其中，固定资产折旧费在成本中占比 最大，大致在 40%-45%；利息支出导致的财务费用在运营期第一阶段（折 旧+还本付息）是成本中占比第二大项目，其占比随着本金的偿还将逐 步下降；水电站修理费按固定资产的 1%提取，这部分约占总成本的 10% 左右；剩余占比较大的是库区基金费和水资源费，分别按照 0.008 元/千 瓦时和 0.005 元/千瓦时提取，两者合计可占到总成本的 10%左右；剩余 的成本构成包括燃料及动力费、保险费（非强制险种）、职工薪酬、材料 费和其他费用。

五、未来展望

随着全球能源结构的不断变化和中国碳中和目标的明确提出，水力发电作为一种清洁、可再生的能源，其发展前景愈发广阔。近年来，中国政府对新能源的重视不断加强，水电行业也得到了良好的发展环境，未来的发展可望从以下几个方面得到深化和拓展。

首先，抽水蓄能电站的发展具有广阔的前景。在全球碳达峰和碳中和的大背景下，风电、光伏等新能源得到了快速发展，但其间歇性和波动性为电网的稳定运行带来了挑战。抽水蓄能电站具有调峰、调频和事故备用等功能，能有效改善和平衡电力系统负荷，提高电力系统的供电质量和经济效益。它被形象地称为电网的“稳定器”、“调节器”和“平衡器”。目前我国的抽水蓄能装机容量还远远不能满足新能源快速发展的需要，因此，未来抽水蓄能电站的建设步伐预计会进一步加快，以满足电网安全、经济、稳定运行的需求。

其次，“智慧水电站”的概念逐渐深入人心，借助新的信息技术，将云计算、大数据分析、人工智能等技术与水电生产建设、经营管理等环节深度融合，实现企业的智能生产和智慧管理。未来的水电企业将通过智慧工程、智慧大坝、智慧调度、智慧检修、智慧安全等多方面的技术创新和工程建设，推动流域梯级电站群的智慧化管控平台建设，实现企业的“风险识别自动化、决策管理智能化、纠偏升级自主化”的柔性组织形态和智慧企业管理模式，从而提升企业管理能力和发电效能。

中国水电行业面临着良好的发展机遇，通过加快抽水蓄能电站的建设和推动智慧水电站的发展，将有助于提升水电行业的整体技术水平和管理效能，为实现国家的能源安全和碳中和目标作出重要贡献。同时，随着技术的不断进步和市场的不断拓展，水电行业将成为推动中国能源结构优化和绿色发展的重要力量。