深度报告-20220704-英大证券-电力能源深度研究报告_常规水电稀缺资源价值凸显_水光互补成为新的增长驱动力_12页_1mb

水电行业研究报告总结

核心内容概述

本报告分析了水电行业在“双碳”目标下的发展趋势、装机结构变化、经济效益及行业壁垒等方面，指出水电行业具有明显的债券属性，同时兼具成长性。随着新能源的发展，水电与风光储等能源形式的结合成为新的增长点，行业整体基本面良好，未来将受益于政策支持和能源结构优化。

主要观点

1. 水电行业属性与成长性

• 债券属性明显：水电业务模式清晰，盈利稳定，现金流充裕，具有较高的股息率和现金分红比例。
• 成长性潜力：水电装机增长带来收益边际贡献提升，特别是在流域整体开发和联合调度方面。
• 优先发电保障：水电属于优先发电范畴，优先发电计划内保量保价，计划外则通过市场化方式确定电价。

2. 水电开发趋势

• 常规水电开发高峰已过：过去“十一五”“十二五”期间水电新增装机量在1亿千瓦左右，而“十四五”期间仅约4000万千瓦，增长趋缓。
• 抽水蓄能成为新增主力：抽水蓄能占比由“十二五”期间的5.9%提升至“十四五”期间的59.2%，成为水电装机增长的新驱动力。
• 水电开发进入稀缺资源阶段：随着开发难度加大及生态保护要求提高，未来水电开发主要集中于西南地区，如金沙江、雅砻江、澜沧江等流域，这些区域的水电资源逐步稀缺。

3. 水电+新能源的协同发展

• 多能互补模式：水光互补、风光水储、风光水火储等模式将提升水电调节能力，提高输电通道利用率。
• 典型案例：龙羊峡水光互补项目年发电量增加2.06亿度，效益提升4.68亿元，展示了水电与光伏协同发展的潜力。
• 政策支持：云南、四川、西藏等地区被重点支持建设风光水储一体化基地，推动水电与新能源协同发展。

关键信息

一、水电行业现状

• 截至2021年底，我国水电总装机规模达3.9亿千瓦，其中常规水电3.5亿千瓦，抽水蓄能3639万千瓦。
• 水电技术开发程度接近60%，经济开发程度超过80%，开发潜力有限。
• 水电大坝使用年限普遍高于40年，折旧期结束后将释放利润增长空间。

二、水电与新能源结合

• 水光互补：利用水电站的调节能力，提高光伏消纳能力，提升输电通道利用率。
• 风光水储一体化：云南、四川、西藏等地规划建设多能互补基地，形成可再生能源综合开发体系。
• 龙羊峡案例：水光互补项目实现年上网电量增加4.82亿kWh，年利用小时提升。

三、水电基地规划

• 我国已形成十三大水电基地，主要集中在金沙江、雅砻江、澜沧江、大渡河等流域。
• 金沙江：由华电集团和国家能源主导开发，规划装机容量达1392万千瓦。
• 雅砻江：可开发装机容量约3000万千瓦，已投产1870万千瓦。
• 澜沧江：由华能水电主导开发，总可开发装机容量约3200万千瓦。
• 怒江：目前处于前期阶段，项目规划装机容量2199万千瓦。

四、行业风险提示

• 用电需求不达预期：影响水电收益。
• 电价超预期下行：降低盈利能力。
• 电站核准与建设延迟：影响装机增长。
• 政策变动：可能影响行业发展方向。
• 水电来水不及预期：影响发电量与效益。

行业与公司评级

• 行业评级：强于大市，行业基本面向好，预计未来6个月内行业指数将跑赢沪深300指数。
• 公司评级：未提及具体公司评级，但强调国企央企在行业中的主导地位与优势。

政策支持

• 国务院《2030年前碳达峰行动方案》、国家发改委与能源局《“十四五”现代能源体系规划》等政策推动水电基地建设，支持西南地区水电与新能源协同发展。
• 云南：重点支持金沙江下游、澜沧江中下游等6个多能互补基地。
• 四川：规划建设水风光一体化可再生能源综合开发基地。
• 西藏：加快雅鲁藏布江中游、金沙江上游等水电开发，推动清洁能源外送通道建设。

行业壁垒与优势

• 行业壁垒高：前期投入大、建设周期长、技术难度高、审批流程复杂，导致行业集中度较高。
• 国企央企优势明显：大型水电项目多由国家能源集团、中国华电、中国华能等央企主导开发，具备更强的资源整合与执行能力。

结论

水电行业在“双碳”目标下展现出优质资产属性，兼具稳定收益与成长潜力。随着抽水蓄能和多能互补模式的发展，水电在新能源体系中的角色将更加重要。行业整体发展成熟，政策支持力度大，未来将受益于新能源协同发展的趋势，但需关注政策变动、电价波动及来水情况等风险因素。