1、 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。1 证券研究报告 发电发电 关注关注水电水电业绩增长，业绩增长，重视重视抽蓄高规划抽蓄高规划 华泰研究华泰研究 发电发电 增持增持 (维持维持)研究员 王玮嘉王玮嘉 SAC No.S0570517050002 SFC No.BEB090 +(86)21 2897 2079 研究员 黄波黄波 SAC No.S0570519090003 SFC No.BQR122 +(86)755 8249 3570 联系人 李雅琳李雅琳 SAC No.S0570121040031 +(86)21 2897 2228 联系人 胡知胡知 SAC No.S

2、0570121120004 +(86)21 2897 2228 行业行业走势图走势图 资料来源：Wind，华泰研究 重点推荐重点推荐 股票名称股票名称 股票代码股票代码 目标价目标价 (当地币种当地币种)投资评级投资评级 华能水电 600025 CH 8.30 买入 国投电力 600886 CH 13.09 买入 川投能源 600674 CH 14.18 买入 华电国际 600027 CH 4.99 买入 国电电力 600795 CH 4.65 买入 三峡能源 600905 CH 8.12 买入 资料来源：华泰研究预测 2022 年 7 月 08 日中国内地 深度研究深度研究 关注电价上涨多及

3、有新装机投产关注电价上涨多及有新装机投产常规水电常规水电，重视，重视抽蓄容量规划较高公司抽蓄容量规划较高公司 常规水电层面，我们预计 2022 年来水偏丰将为水电公司带来普遍的发电量同比增长，差异化方面建议关注水电市场化电价上涨较多及有新投产水电装机的上市公司。如市场化电价上涨明显（云南）且市场化比例较高的华能水电，2021 年及 2022 年初有两河口和杨房沟合计 450 万千瓦新增水电机组投产的国投电力/川投能源。抽水蓄能方面，由于建设周期较长（一般5-6 年），且五大四小电力集团的规划基本都处于较为前期的阶段，但在两部制电价下容量电价起到盈利稳定器作用，抽蓄电站盈利或较为稳定，推荐目前抽

4、蓄规划较大的国投电力/三峡能源/华电国际/国电电力。水电抗跌属性强，量价齐升有望带动业绩增长水电抗跌属性强，量价齐升有望带动业绩增长 水电板块在 2008 年我国经济下行阶段、2011 年上半年2014 年上半年和2021 年 12 月-2022 年 4 月上证综指下跌阶段超额收益显著，抗跌属性强。水电个股上涨的重要催化因素系新水电站投产。2022 年以来，来水偏丰将带来水电公司发电量增长；在全国电力供需格局偏紧背景下，我们认为水电市场化电价正处于上涨周期，量价齐升将带来水电公司营收增长。成本层面，水电站折旧完毕将带来水电公司利润释放，我们测算华能水电部分电站十四五期间折旧完毕将累计带来 8.

5、9 亿元折旧额下降，十五五累计 7.6 亿元；2032 年开始，雅砻江水电存量电站将陆续折旧完毕。抽蓄存量市场两网为王，后续“五大四小”将迎快速发展抽蓄存量市场两网为王，后续“五大四小”将迎快速发展 截至 2021 年底，我国抽水蓄能电站在运规模中，国网和南网市占率为65%/23%，总计 88%；五大四小发电集团中，仅华电集团拥有在运抽水蓄能电站。根据国家能源局规划，我国抽蓄投产容量将在 2025 年/2030 年分别达到约 62GW/120GW，为截至 2021 年底装机量的 1.7x 和 3.3x。五大四小发电集团将积极参与未来抽蓄电站建设运营，容量规划方面，集团中最高的为三峡集团（51G

6、W），旗下上市公司中目前规划值为 8GW+的有国投电力/三峡能源/华电国际/长江电力/国电电力，我们测算国投/三峡/华电/国电规划容量投产后每年平均净利润约为 28/22/18/15 亿元。抽蓄电站将执行两部制电价，容量电价或保障盈利抽蓄电站将执行两部制电价，容量电价或保障盈利 根据发改价格2021633 号文（2023 年开始执行）所规定的容量电价按6.5%经营期内部收益率核定，在我们的假设下，测算得出抽蓄电站容量电价为 0.574 元/W；电量电价收益:1）若电力现货市场运行，电量电价盈利主要取决于峰谷价差大小，峰谷价差越大，盈利越好；2）若无现货市场，我们测算抽蓄电站总调峰成本在电站投产

7、首年为 0.366 元/千瓦时，利息支付完成后为 0.249 元/千瓦时，项目整体资本金 IRR 为 11.3%。为鼓励抽蓄电站及电网参与市场化改革，633 号文规定电量电价收益在抽蓄电站和电网间进行 2：8 分成，八成在下一监管周期核定容量电价时扣减。风险提示：水电市场化电价上涨/来水/新增机组投产不及预期；水电站折旧完成时间及带来的折旧额减少与预期有偏差风险；各集团/公司抽水蓄能规划转换为投产装机不及预期；抽水蓄能电站盈利不及预期。(26)(12)21630Jul-21Nov-21Mar-22Jul-22(%)发电沪深300 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。2

8、发电发电 正文目录正文目录 投资概要投资概要.3 区别于市场观点.3 水电：强防御属性，业绩稳中向好水电：强防御属性，业绩稳中向好.4 发展历程：水电开发由易到难，大水电资源尤为稀缺.4 复盘股价：水电板块抗跌属性凸显，新增装机成为个股股价催化因素.6 业绩展望：量价齐升推动收入增长，静待折旧下行成本降低.9 抽蓄：需求将至，发展空间广阔抽蓄：需求将至，发展空间广阔.14 原理作用：“抽四发三”，重要调峰调频电源之一.14 布局发展：围绕新能源布局，未来十年抽蓄规模将大幅跃升.16 产业链条：五大四小成为新投资主体，形成多元化格局.17 盈利模式：实行两部制电价，容量电价或发挥稳定器作用.21

9、 重点推荐重点推荐.24 三峡能源（600905 CH，买入，目标价：8.12 元）.24 华能水电（600025 CH，买入，目标价：8.30 元）.25 国投电力（600886 CH，买入，目标价：13.09 元）.25 川投能源（600674 CH，买入，目标价：14.18 元）.26 华电国际（600027 CH，买入，目标价：4.99 元）.26 国电电力（600795 CH，买入，目标价：4.65 元）.27 风险提示.28 jXiXoX8WeXdYvYvXvY6M8Q6MtRnNsQmOlOqQpQjMqQvNaQoOyRwMoPmOxNnPmP 免责声明和披露以及分析师声明是报

10、告的一部分，请务必一起阅读。3 发电发电 投资概要投资概要 大水电为稀缺资源，大水电为稀缺资源，新装机投产、新装机投产、量价齐升、折旧下行量价齐升、折旧下行是是推动水电公司业绩增厚重要因素。推动水电公司业绩增厚重要因素。截至 2021 年底，我国剩余经济可开发常规水电资源容量仅为 4792 万千瓦，低于国家能源局规划的 2021-2030 年增加值 8000 万千瓦左右，我们认为大型水电站将成为稀缺优质水电资源。水电板块在 2008 年我国经济下行阶段、2011 年上半年2014 年上半年和 2021年 12 月-2022 年 4 月上证综指下跌阶段超额收益显著，抗跌属性强。而新增水电装机投产

11、为水电个股上涨重要催化因素。营收方面，2022 年以来来水偏丰将带来水电公司发电量增长；在全国（包括水电大省云南、四川）电力供需格局偏紧的情况下，我们认为水电市场化电价正处于上涨周期，量价齐升将带来水电公司营收增长。成本层面，水电站折旧到期将带来水电公司利润释放，我们测算华能水电部分水电站十四五期间折旧完毕将累计带来 8.9 亿元折旧额下降，十五五累计为 7.6 亿元；2032 年开始，雅砻江水电存量电站将陆续折旧完毕。抽蓄将为五大四小发电集团抽蓄将为五大四小发电集团及旗下上市公司带来二次增长曲线及旗下上市公司带来二次增长曲线。截至 2021 年底，我国抽水蓄能电站在运规模中，国网和南网市占率

12、总计 88%；五大四小发电集团中，仅华电集团拥有在运抽水蓄能电站，市占率 1.6%。根据国家能源局规划，我国抽蓄投产容量将在2025 年/2030 年分别达到 62GW 以上/120GW 左右，为截至 2021 年底装机水平的 1.7x 和3.3x。五大四小发电集团将跻身未来抽蓄电站建设运营，容量规划方面，五大四小集团中最高的为三峡集团（51GW），五大四小旗下上市公司中目前规划值为 8GW+的有国投电力/三峡能源/华电国际/长江电力/国电电力。抽蓄电站将执行两部制电价，容量电价保障盈利，我们测算抽蓄电站容量电价为 0.574 元/W，电量电价在电力现货市场运行机制下，峰谷价差越大，盈利越好；

13、无现货市场情况下，电量电价盈利相较容量电价偏低。我们认为五大四小发电集团及旗下上市公司抽水蓄能电站布局将为其带来二次增长曲线。区别于市场观点区别于市场观点 市场对五大四小集团旗下上市公司发展抽水蓄能预期不够充分市场对五大四小集团旗下上市公司发展抽水蓄能预期不够充分，我们认为五大四小集团旗我们认为五大四小集团旗下上市公司发展抽水蓄能下上市公司发展抽水蓄能带来的长期盈利增长较为可观。带来的长期盈利增长较为可观。目前市场对五大四小发电集团将跻身发展抽水蓄能有初步认知，但对具体要做多少量以及做完以后带来的业绩增长认识还不够完全。我们系统性的梳理了五大四小发电集团及其旗下参与抽蓄业务的上市公司目前的抽水

14、蓄能规划容量。五大四小集团中目前抽蓄容量规划值最高的为三峡集团（51GW），五大四小旗下上市公司中目前规划值排名较前有：国投电力/三峡能源/华电国际/国电电力（1560/1240/1002/865 万千瓦），若各上市公司以上容量（假设均为控股装机）全部投产，我们测算每年将带来净利润约 28/22/18/15 亿元，占各公司 2020/2021/2020/2020 年净利润的 28%/36%/31%/20%（国投电力/华电国际/国电电力由于 2021 年火电业绩承压，采用2020 年净利润进行对比），盈利贡献将较为可观。免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。4 发电发电 水

15、电水电：强防御属性，业绩稳中向好：强防御属性，业绩稳中向好 截至 2021 年底，我国剩余经济可开发常规水电资源容量仅为 4792 万千瓦，而2030 碳达峰行动方案明确“十四五”、“十五五”期间分别新增水电装机容量 4000 万千瓦左右，我们认为大型水电站将成为稀缺优质水电资源。水电板块在 2008 年我国经济下行阶段、2011 年上半年2014 年上半年和 2021 年 12 月-2022 年 4 月上证综指下跌阶段超额收益显著，而新增装机投产为水电个股上涨重要催化因素。盈利层面，2022 年来水偏丰及水电电价处于上涨周期，水电公司量价齐升将带来业绩增厚，同时水电站折旧完毕将带来利润释放，

16、我们预计十四五期间部分存量机组折旧完毕带来利润释放较大的为华能水电。发展历程：发展历程：水电开发由易到难，大水电资源尤为稀缺水电开发由易到难，大水电资源尤为稀缺 水电开发由易到难，大型水电站为稀缺资源。水电开发由易到难，大型水电站为稀缺资源。根据国家发改委 2005 年发布的全国水利资源复查结果，我国水电资源理论蕴藏量装机/技术可开发/经济可开发装机容量分别为 6.94/5.42/4.02 亿千瓦；理论蕴藏量/基数可开发年电量分别为 6.08/2.47 万亿千瓦时。根据中电联数据，截至 2021 年底，我国水电装机容量 3.91 亿千瓦（含 3692 万千瓦抽水蓄能装机），剩余经济可开发常规水

17、电资源容量仅为 4792 万千瓦，增量空间稀缺。随着水电开发逐步向西部推进，新建水电地理位置偏远、自然条件恶劣，水电工程直接建设成本不断增加。此外，耕地占用等税费标准、征地移民投资也大幅增加，水电开发成本增幅显著，例如 2013-2014 年投产的溪洛渡水电站（1386 万千瓦）造价约为 5714 元/千瓦，而目前在建白鹤滩水电站（1600 万千瓦）造价超过 12000 元/千瓦。往后大型水电站将成为稀缺性资源。图表图表1：金沙江金沙江/雅砻江雅砻江/大渡河等重要流域水电站分布图大渡河等重要流域水电站分布图 资料来源：各公司公司/官网、长江电力价值手册（2021）、华泰研究 免责声明和披露以及

18、分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。5 发电发电 图表图表2：澜沧江澜沧江流域水电站分布图流域水电站分布图 资料来源：各公司公司/官网、长江电力价值手册（2021）、华泰研究 世界前十大水电站中，世界前十大水电站中，5 座属于三峡集团。座属于三峡集团。我国拥有 1000 万千瓦以上水电站 4 座，均隶属于三峡集团，400 万千瓦以上水电站 10 座，其中华能水电拥有 2 座，桂冠电力、国投电力、国家电投各 1 座。目前仍在建及规划的水电站中（不含白鹤滩电站），仅拉瓦西电站装机容量较大（420 万千瓦），其他电站基本都低于 300 万千瓦，200 万千瓦及以上的水电站仅 3 台，包括玛尔挡

19、水电站、双江口和李家峡水电站。图表图表3：国内前十大在运营水电站装机容量世界排行国内前十大在运营水电站装机容量世界排行 世界排行世界排行 水电站名称水电站名称 河流河流 装机容量装机容量(万千瓦万千瓦)竣工时间竣工时间 控股控股公司公司 1 三峡 长江 2250 2009 长江电力 2 白鹤滩 金沙江 1600 2022*三峡集团 4 溪洛渡 金沙江 1386 2014 长江电力 5 乌东德 金沙江 1020 2021 三峡集团 10 向家坝 金沙江 640 2014 长江电力 11 龙滩 红水河 630 2009 桂冠电力 14 糯扎渡 澜沧江 585 2014 华能水电 18 锦屏二级 雅

20、砻江 480 2014 国投电力 21 拉西瓦 黄河 420 2010 国家电投 22 小湾 澜沧江 420 2010 华能水电 注：白鹤滩水电站处于部分机组已投产，部分机组仍在建状态 资料来源：中国电力网、华泰研究 2030 碳达峰行动方案碳达峰行动方案明确“十四五”、“十五五”期间分别新增水电装机容量明确“十四五”、“十五五”期间分别新增水电装机容量 4000 万万千瓦左右。千瓦左右。据我们统计，我国十四五期间投产的水电装机容量为 4074 万千瓦，基本与2030 碳达峰行动方案明确的十四五期间水电装机容量增加值一致。由于我们下表列示的水电站有的十四五仅投产首台或部分装机，我们目前统计十五

21、五投产的水电装机容量约 708 万千瓦，与方案明确值有一定距离，我们认为主要系由于：1）方案还提到推进雅鲁藏布江下游水电开发，由于开发难度较大，我们预计十四五后期或十五五期间可以看到相关开发主体及项目方案落实；2）我们统计湖北/广西/重庆/云南/西藏/四川/青海/新疆等省份十四五将推进开工建设和推进前期工作的水电项目装机容量分别合计为 945/1810 万千瓦，这两部分容量中，预计有一部分将于十五五期间投产。免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。6 发电发电 图表图表4：十四五规划投产水电站列表十四五规划投产水电站列表 电站名称电站名称 全口径装机容量全口径装机容量（万千

22、瓦）（万千瓦）十四五十四五投产投产容量容量（万千瓦）（万千瓦）预计预计投产时间投产时间 运营主体运营主体 白鹤滩 1,600 1,600 22 年 7 月全部投产 三峡集团 乌东德 1,020 340 21 年 6 月 16 日全部投产 三峡集团 拉西瓦 420 70 22 年 1 月水电站 4 号机组正式投产发电。国家电投黄河公司 两河口 300 300 22 年 3 月 18 日全部投产 国投/川投 玛尔挡水电站 232 232 24 年 3 月首批机组投产，24 年 12 月底全部投产 国家能源集团青海电力公司 双江口 200 200 24 年底首台机组投产，25 年全部投产 国电电力

23、李家峡 200 40 5 号机组扩机工程项目预计 2023 年 8 月投产 国家电投黄河公司 大藤峡 160 100 2023 年底全面完工 广西大藤峡水利枢纽开发公司 杨房沟 150 150 21 年 10 月 16 日全部投产 国投/川投 托巴 140 140 24 年 6 月首台机组投产，25 年全部投产 华能水电 苏洼龙 120 120 22 年内全部投产 华电金沙江上游水电开发公司 硬梁包 112 112 24 年 10 月首台机组投产，25 年 4 月全部投产 华能集团 金川 86 86 24 年首台机组投产，25 年全部投产 国电电力 巴塘 75 75 23 年 8 月全部投产

24、华电金沙江上游水电开发公司 巴拉 75 75 24 年 12 月底前首台投产，25 年 3 月底前全投 中国电建集团 金沙 56 42 21 年 10 月 9 日全部投产 四川能投 绰斯甲 39 39 24 年 12 月首台机组投产，25 年 6 月全部投产 国家能源集团四川阿水电力开发公司 银江 39 39 25 年 2 月前首台机组投产，25 年 12 月底全投 川投能源 沙坪一级 36 12 25 年 9 月首台投产，剩余 5 台间隔 2 个月陆续投产 国电电力 枕头坝二级 30 10 25 年 9 月首台投产，剩余 5 台间隔 2 个月陆续投产 国电电力 其他流域大中小型 292 29

25、2 合计 5,382 4,074 注：“其他流域大中小型”电站规划来自四川省十四五水电投产规划，由于电站较多且规模较小，未一一列示 资料来源：四川/广西/青海等省份十四五能源规划、各集团/公司官网/公告、华泰研究 复盘复盘股价：股价：水电板块水电板块抗跌属性凸显，抗跌属性凸显，新增装机新增装机成为成为个股股价个股股价催化因素催化因素 历史复盘来看，水电板块在 2008 年我国经济下行阶段、2011 年上半年2014 年上半年上证综指下跌阶段、2021 年 12 月-2022 年 4 月上证综指下跌阶段超额收益显著。雅砻江水电新增机组投产带动国投/川投股价上涨，带来显著超额收益。华能水电相对收益

26、随EPS 波动。2008 年我国经济下行阶段，水电超额收益达年我国经济下行阶段，水电超额收益达 29%。2008 年我国经济进入下行阶段，2008GDP 增速和 CPI 增速大幅回落，GDP 增速由 2008Q1 的 12%下降至 2008Q4 的 7%，CPI 由 2008 年 1 月的 7%下降至 2008 年 12 月的 1%。2008 年全年，中信水电指数收益率为-37%，同期上证综指收益率-66%，水电超额收益 29%。图表图表5：2008 年我国经济下行阶段水电板块表现出较强防御性年我国经济下行阶段水电板块表现出较强防御性 资料来源：Wind、华泰研究 0%2%4%6%8%10%1

27、2%14%-75%-50%-25%0%25%50%---102008-12累计超额收益（左轴）上证综指（左轴）中信水电（左轴）GDP单季同比增速(右轴）CPI:当月同比(右轴）免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。7 发电发电 2011 年上半年年上半年2014 年上半年上证综指下跌行情中，水电板块抗跌属性突出，超额收益年上半年上证综指下跌行情中，水电板块抗跌属性突出，超额收益10%。2011 年 5 月-2014 年 6 月，上证综指一路下行后低位震荡，中信水电指数收益率为-20%，同期上证综指收

28、益率-30%，水电超额收益为 10%。2011 年 5 月-2012 年 7 月水电超额收益表现为负主要系由于 2011 年 5 月以来来水偏枯（从三峡出库流量数据看，5 月 6日-10 月底尤为偏枯）。根据国家能源局数据，2011 年我国全国水电设备累计平均利用小时同比大幅下降 376 小时至 3028 小时，长江电力 2011 年前三季度发电量完成情况公告显示，截至 2011 年 9 月 30 日，长江上游来水较多年均值减少 25。图表图表6：2011 年上半年年上半年2014 年上半年年上半年上证综指下跌行情中水电板块表现出较强防御性上证综指下跌行情中水电板块表现出较强防御性 资料来源：

29、Wind、华泰研究 2021 年年 12 月月-2022 年年 4 月疫情反复下上证综指下跌，来水偏丰，水电板块超额收益月疫情反复下上证综指下跌，来水偏丰，水电板块超额收益 32%。2021 年 12 月以来，疫情反复，多点爆发，特别是上海 2022 年 3 月出现疫情，4 月初封城影响贸易链正常运行，制造业上下游均受到一定影响，上证综指大幅下挫，2021 年 12月-2022 年 4 月上证指数收益率-19%。2022 年 3 月/4 月，来水偏丰促使全国水电发电量同比增长 19.8%/17.4%，水电板块抗跌属性进一步放大，2021 年 12 月-2022 年 4 月中信水电指数超额收益率

30、高达 32%。图表图表7：2021 年年 12 月月-2022 年年 4 月疫情反复背景下，月疫情反复背景下，上证综指下跌行情中水电板块表现出较强防御性上证综指下跌行情中水电板块表现出较强防御性 资料来源：Wind、华泰研究 -15%-10%-5%0%5%10%15%20%-35%-30%-25%-20%-15%-10%-5%0%5%---------032014-0

31、5累计超额收益（右轴）上证综指（左轴）中信水电（左轴）-30%-20%-10%0%10%20%30%40%2021-12-012021-12-082021-12-152021-12-222021-12-292022-01-052022-01-122022-01-192022-01-262022-02-022022-02-092022-02-162022-02-232022-03-022022-03-092022-03-162022-03-232022-03-302022-04-062022-04-132022-04-20中信（水电）vs上证指数超额收益上证指数 免责声明和披露以及分析师声明是报

32、告的一部分，请务必一起阅读。8 发电发电 雅砻江水电新增机组投产带动国投雅砻江水电新增机组投产带动国投/川投股价上涨，带来超额收益显著。川投股价上涨，带来超额收益显著。国投电力/川投能源分别持股雅砻江水电 52%/48%股权，复盘两家上市公司 2010-2022 年股价走势，我们可以看出国投和川投股价走势十分相似，且股价增长的关键时期与大型水电机组投产密切相关。2012-2016 年，雅砻江水电的官地、锦屏一二级水电站约 1140 万千瓦装机陆续投产，带来 EPS 增厚，促使国投/川投股价持续大幅上涨。自 2021 年 7 月，雅砻江水电杨房沟、两河口水电站（合计 450 万千瓦）进入投产周期

33、，公司股价再次呈现一波上涨小高峰。对比川投能源走势，国投电力 2021 年因燃煤成本大幅增长造成的 EPS 下降并未明显对其股价走势造成明显影响。自 2010 年 1 月，国投和川投相对上证综指/申万电力/申万水电指数超额收益走势与股价走势基本相同，至 2022 年 6 月底，获得累计超额收益分别为236.5%/214.6%/134.8%和 231.4%/209.5%/129.6%。图表图表8：国投电力新增装机带动股价上涨国投电力新增装机带动股价上涨 图表图表9：国投电力新增装机带来的超额收益显著国投电力新增装机带来的超额收益显著 资料来源：公司公告、Wind、华泰研究 资料来源：公司公告、W

34、ind、华泰研究 图表图表10：川投能源新增装机带动股价上涨川投能源新增装机带动股价上涨 图表图表11：川投能源新增装机带来的超额收益显著川投能源新增装机带来的超额收益显著 资料来源：公司公告、Wind、华泰研究 资料来源：公司公告、Wind、华泰研究 024681012140.00.10.20.30.40.50.60.70.80.91.---------12202

35、0--092022-04(元/股)EPS（右轴）国投-收盘价锦屏一级/二级机组投产官地机组投产杨房沟/两河口开始投产0.00.20.40.60.81.0-100%-50%0%50%100%150%200%250%300%350%--012022-01国投电力vs上证综指超额收益国投电力vs申万电力指数超额收益国投电力vs申万水电指数超额收益EPS（右轴）02468101214160.00.20.40.60.81.01.21.41.61.---12

36、--------04(元/股)EPS（右轴）川投-收盘价官地机组投产锦屏一级/二级机组投产杨房沟/两河口开始投产(0.2)0.30.81.31.8-50%0%50%100%150%200%250%300%350%--012022-01川投能源vs上证综指超额收益川投能源vs申万电力指数超额收益川投能源vs申万水电指数超额收益EPS（右轴）免责声明

37、和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。9 发电发电 图表图表12：华能水电相对收益随华能水电相对收益随 EPS 波动波动 资料来源：Wind、华泰研究 华能水电相对收益随华能水电相对收益随 EPS 波动。波动。复盘华能水电上市以来相对上证综指、申万电力/水电指数的超额收益，我们发现除了 IPO 一年内波动较大，此后走势基本与 EPS 一致。2021 年3 月初始，华能水电超额收益大幅增长，主要系：1）2021 年来水偏枯，大多数水电公司1Q21 发电量已经开始同比下降，但华能水电由于上年度蓄水较好，且小湾断面来水同比偏丰，发电量实现 23.6%的同比增长；2）云南绿电铝硅新产能陆

38、续投产带来用电量增长，电力供需局势逐渐偏紧，云南市场化电价同比大幅增长，2021 年 6-10 月，云南市场化电价月均同比上涨幅度达到 11%。业绩业绩展望展望：量价齐升推动量价齐升推动收入收入增长增长，静待静待折旧下行成本降低折旧下行成本降低 收入端收入端：量价齐升将推动水电收入同比大幅增长。量价齐升将推动水电收入同比大幅增长。售电量和上网电价决定水电发电收入。售电量=发电量*（1-厂内损耗率），水电站的厂内损耗率一般不超过 1%，而火电/风电/光伏等电站的厂内损耗率平均在 5%左右，远高于水电站。流域来水量系影响水电站发电量的主要因素，受气候影响，存在一定的不确定性，但于年内有一定规律性，

39、以水电大省云南和四川为例，两省的汛期为 6-10 月，枯水期为 1-4 月和 12 月，平水期为 5 月和 11 月。上网电价一般分为市场化和非市场化部分。我们预计 2022 年来水同比大幅偏丰，市场化电价同比上涨 1-2 分钱，推动收入增长。图表图表13：2012 年年 6 月月-2022 年年 5 月三峡水库月均入库流量月三峡水库月均入库流量 图表图表14：2016 年年 2 月月-2022 年年 5 月雅砻江月度来水量月雅砻江月度来水量 资料来源：Wind、华泰研究 资料来源：四川省水文水资源勘测中心、华泰研究 0.000.050.100.150.200.250.300.350.400.

40、45-50%0%50%100%150%200%250%2017-12-182018-12-182019-12-182020-12-182021-12-18(元/股）华能水电vs上证综指超额收益华能水电vs申万电力指数超额收益华能水电vs申万水电指数超额收益EPS涨电价预期05,00010,00015,00020,00025,00030,00035,00040,00045,0002012/62012/122013/62013/122014/62014/122015/62015/122016/62016/122017/62017/122018/62018/122019/62019/122020/6

41、2020/122021/62021/12(立方米/秒)02040608016/22016/62016/102017/22017/62017/102018/22018/62018/102019/22019/62019/102020/22020/62020/102021/22021/62021/102022/2（亿立方米）免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。10 发电发电 图表图表15：2012 年年 1 月月-2022 年年 5 月三峡水库月均入库流量月三峡水库月均入库流量 yoy 图表图表16：2016 年年 2 月月-2022 年年 5 月雅砻江

42、月度来水量月雅砻江月度来水量 yoy 资料来源：Wind、华泰研究 资料来源：四川省水文水资源勘测中心、华泰研究 2022 年年来水同比大幅偏丰有望带动水电发电量同比增长。来水同比大幅偏丰有望带动水电发电量同比增长。2021 年，由于来水偏枯，水电发电量同比下降，从国家能源局发布的全国数据看，即使 2021 年乌东德、白鹤滩、杨房沟、两河口等大型水电机组陆续投产，2021 年我国水电发电量同比下降 1.1%，龙头水电公司层面，水电发电量同比下降幅度高于全国平均水平，如长江电力/华能水电/雅砻江水电（剔除两河口及杨房沟电量）分别同比下降 8.2%/3.25%/5.3%。2022 年以来，多数流域

43、来水同比偏丰，例如 2 月及 4-5 月三峡水库月均入库流量同比增长 25%以上，1-4 月/5月雅砻江流域月度来水量同比增速达到 50%+/31%。来水增长转换到发电量增长层面还会受用电需求影响，但增减趋势大概率保持一致。1Q22，长江电力/雅砻江水电（国投/川投）发电量实现 8%/11%的同比增长。根据国家能源局数据，4/5 月全国水电发电量分别同比大幅增长 17%/27%。我们预计 2022 年全年来水同比偏丰，将带动水电电量同比增长。图表图表17：1Q22 水电公司发电量情况水电公司发电量情况 资料来源：公司公告、华泰研究 自自 2019 年年 8 月以来，月以来，云南省云南省月度双边

44、协商交易电价每月均实现同比上涨月度双边协商交易电价每月均实现同比上涨。因 2018 年政府工作报告提出“一般工商业电价平均降低 10%”，云南一般工商业电价降价分别于 2018 年 4 月 1 日、5 月 1 日、7 月 1 日和 9 月 1 日 4 个时间节点进行了 4 次降价。导致云南省 2018 年 5 月-9 月月度双边协商交易电价同比下降，最大降幅高达 32%。根据2019 年云南省政府工作报告，2018 年一批水电铝硅项目于云南省落地开工建设，2019 年要加快水电铝硅一体化发展，确保水电铝材一体化在建项目全部投产。我们认为云南省大规模引入绿电铝硅产业一定程度上扭转了云南省电力供过

45、于求的局面，电力需求提升带动云南市场化电价同比上涨，自 2019 年 8 月以来，其月度双边协商交易电价每月均实现同比上涨。2021 年全国电力供需偏紧，多地实施限电政策，云南省 5 月和 7 月也两发限电令，推动市场化电价同比上涨幅度出现一波小高峰，6 月-10 月同比上涨比例平均超过 2位数。2022 年以来，云南省市场化电价同比上涨程度在 1.7 分钱左右。-60%-40%-20%0%20%40%60%80%100%120%140%2012/12012/72013/12013/72014/12014/72015/12015/72016/12016/72017/12017/72018/12

46、018/72019/12019/72020/12020/72021/12021/72022/1-80%-60%-40%-20%0%20%40%60%80%100%120%2016/22016/62016/102017/22017/62017/102018/22018/62018/102019/22019/62019/102020/22020/62020/102021/22021/62021/102022/21761613402%11%8%0%2%4%6%8%10%12%0500300350400华能水电雅砻江水电（国投/川投）长江电力（亿千瓦时）发电量发电量yoy 免责声

47、明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。11 发电发电 图表图表18：2017-2022 年年 5 月云南省月度双边协商交易月云南省月度双边协商交易电价电价 图表图表19：2018-2021 年四川省水电市场化交易电价情况年四川省水电市场化交易电价情况 资料来源：云南电力市场化交易快报、华泰研究 注：2021 年战略长协电价同比下降主要系口径问题，2021 年该值实际披露口径为计划外交易，除战略长协外，还包括交易电价极低的富余电量、低谷弃水、电能替代、自备替代交易品种（2020 年上述品种电价分别为0.079/0.078/0.177/0.213 元/千瓦时，交易电量占比分别为 9

48、/3/1/4%，合计比例接近当年战略长协交易电量比例），拉低了电价水平。资料来源：各年度四川电力市场运营报告、华泰研究 我们预计我们预计四川省水电市场化电价四川省水电市场化电价将将维持维持 2021 年增长态势。年增长态势。自 2019 年 9 月 26 日，国务院常务会议决定将现行“标杆上网电价机制”改为“基准价+上下浮动”的准市场化机制，一直到 2021 年市场化电价改革以前，由于鼓励工商业发展，降低工商业用电成本，市场化电价基本一直处于较基准电价折价状态，且折价程度较高。因此我们可以看到 2018 年-2020 年，四川省水电市场化交易常规直购电价及总体水电市场化交易均价呈现持续下降趋势

49、。2021 年 7 月以来电力供需偏紧带来多省电力市场化交易电价上涨，因此 2021 年四川省水电市场化交易常规直购及总体交易均价分别同比上涨 1 分钱/1.8 分钱，打破四川省水电市场化电价 2018-2020 年的下降态势。2021 年 10 月 11 日，四川省发布关于全省节约用电倡议书，由于“今冬明春”（2021 年冬天和 2022 年春天）电力供应缺口较大，倡议全社会联合行动，共同做好节约用电工作。在供需仍偏紧的态势下，我们认为 2022年四川省水电市场化电价将呈现稳中向上态势。成本端成本端：存量机组折旧存量机组折旧完成完成将带来利润释放。将带来利润释放。我们测算十四五期间，华能水电

50、部分存量机组折旧完成将累计带来约 8.9 亿元的利润释放，十五五期间累计为 7.6 亿元，分别占 2021年归母净利润 58.4 亿的 15%和 28%。雅砻江水电 2022 年折旧将因 2021 年杨房沟全部机组和两河口 5 台机组投产而大幅上升，2023 年折旧因两河口最后一台机组投产小幅上涨，2023 年-2031 年折旧将保持平稳，2032 年开始折旧将因二滩水电站房屋及建筑物及锦官+桐子林电站机电设备折旧陆续完成而显著下降。雅砻江水电：两杨投产将推升折旧水平，雅砻江水电：两杨投产将推升折旧水平，2023-2031 年折旧保持平稳年折旧保持平稳。因 2012 年官地机组投产之前，雅砻江

51、水电仅有二滩水电站在运，因此用 2006-2011 年公司当年折旧对应固定资产原值，可推算得二滩水电站房屋及建筑物/机电设备折旧年限约为 35/12 年，同理推算得锦官+桐子林机组房屋及建筑物/机电设备折旧年限约为 42/20 年，假设两河口+杨房沟机组房屋及建筑物/机电设备折旧年限约为 45/18 年。按我们的推算和假设，二滩水电站房二滩水电站房屋及建筑物将于屋及建筑物将于 2032 年年-2033 年折旧年折旧完毕完毕，锦官，锦官+桐子林电站机电设备将于桐子林电站机电设备将于 2032-2036年折旧年折旧完成完成。根据我们预测公司存量机组折旧自自 2032 年起或迎来显著下降，相比年起或

52、迎来显著下降，相比 2023年年 72.9 亿折旧，至亿折旧，至 2035 年公司存量机组折旧费用约降低年公司存量机组折旧费用约降低 13 亿元，对应折旧减少亿元，对应折旧减少 17%。图表图表20：雅砻江水电折旧政策雅砻江水电折旧政策 资产类别资产类别 折旧方法折旧方法 折旧年限折旧年限 残值率残值率 年折旧率年折旧率 房屋及建筑物 平均年限法 10-50 0 2%-10%机电设备 平均年限法 5-30 0/3%3.23%-6.93%运输工具 平均年限法 5/10 0/3%9.7%-20%办公及其他设备 平均年限法 3/5 3%19.4%-32.33%资料来源：公司公告、华泰研究 -40%-

53、30%-20%-10%0%10%20%0.000.050.100.150.200.250.302017/12017/52017/92018/12018/52018/92019/12019/52019/92020/12020/52020/92021/12021/52021/92022/12022/5(元/千瓦时)yoy月度双边协商电价0.263 0.258 0.250 0.260 0.196 0.194 0.222 0.179 0.224 0.212 0.200 0.218 0.160.180.200.220.240.260.2820021(元/千瓦时）常规直购战略长协品种

54、总平均 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。12 发电发电 图表图表21：雅砻江存量机组投产时间及推算折旧到期时间点雅砻江存量机组投产时间及推算折旧到期时间点 水电站水电站 机组投产日期机组投产日期 机电设备折旧年限机电设备折旧年限 推算机电设备折旧到期时点推算机电设备折旧到期时点 二滩 1998 年-1999 年 12 年 2010 年-2011 年 锦官+桐子林 2012 年 3 月-2016 年 3 月 20 年 2032 年 3 月-2036 年 3 月 杨房沟 2021 年 7 月-10 月 18 年 2039 年 7 月-10 月 两河口 2021 年 9

55、月-2022 年 3 月 18 年 2039 年 9 月-2040 年 3 月 水电站水电站 机组投产日期机组投产日期 房屋及建筑物折旧年限房屋及建筑物折旧年限 推算房屋及建筑物折旧到期时点推算房屋及建筑物折旧到期时点 二滩 1998 年-1999 年 34 年 2032 年-2033 年 锦官+桐子林 2012 年 3 月-2016 年 3 月 43 年 2055 年 3 月-2059 年 3 月 杨房沟 2021 年 7 月-10 月 45 年 2056 年 7 月-10 月 两河口 2021 年 9 月-2022 年 3 月 45 年 2056 年 9 月-2057 年 3 月 注：二滩

56、/锦官/桐子林的房屋及建筑物、机电设备折旧年限为我们根据固定资产原值及新增折旧测算值，杨房沟及两河口折旧年限为我们假设值；资料来源：公司公告、华泰研究预测 图表图表22：雅砻江水电存量机组折旧趋势预测（雅砻江水电存量机组折旧趋势预测（2005-2035E）注：该测算仅考虑存量机组（包括两河口、杨房沟），暂不考虑大规模机电设备置换对公司整体折旧带来的增量影响 资料来源：公司公告、华泰研究预测 华能水电：存量机组华能水电：存量机组已处于已处于折旧下行折旧下行周期周期。根据华能水电 2019 年债券募集说明书，公司水电站建筑物折旧年限 45 年，发电等水工机械折旧年限 12 年，则 2031 年前折

57、旧到期基年前折旧到期基本由机电设备折旧到期引起本由机电设备折旧到期引起，本次测算暂不考虑托巴水电站建设及投产对公司折旧的增量影响。机电设备折旧主要由水轮机和发电机构成，按水轮机和发电机折旧年限 12 年推算，漫湾二期、景洪、瑞丽江、小湾机组将于漫湾二期、景洪、瑞丽江、小湾机组将于 2019 年年-2022 年折旧到期，功果桥、糯扎渡、年折旧到期，功果桥、糯扎渡、龙开口机组将于龙开口机组将于 2023-2026 年折旧到期，澜上机组将于年折旧到期，澜上机组将于 2029-2031 年折旧到期年折旧到期。图表图表23：华能水电折旧政策华能水电折旧政策 资产类别资产类别 折旧方法折旧方法 折旧年限折

58、旧年限 残值率残值率 年折旧率年折旧率 房屋及建筑物 平均年限法 6-45 0 2.22%-16.67%其中：水电站建筑物 平均年限法 45 0 2.22%机电设备 平均年限法 4-26 0-3%3.85%-25%其中：发电、变电、辅助设备及水工机械 平均年限法 12 3%8.08%其他资产 平均年限法 4-10 0-3%9.7%-25%资料来源：公司公告，华泰研究 图表图表24：华能水电存量机组投产时间及推算折旧到期时间点华能水电存量机组投产时间及推算折旧到期时间点 水电站水电站 机组投产日期机组投产日期 机电设备折旧年限机电设备折旧年限 推算机电设备折旧到期时点推算机电设备折旧到期时点 漫

59、湾二期、景洪、瑞丽江、小湾 2007 年 5 月-2010 年 8 月 12 年 2019 年 5 月-2022 年 8 月 功果桥、糯扎渡、龙开口 2011 年 11 月-2014 年 4 月 12 年 2023 年 11 月-2026 年 4 月 苗尾、黄登、大华桥、里底、乌弄龙 2017 年 10 月-2019 年 7 月 12 年 2029 年 10 月-2031 年 7 月 资料来源：公司公告，华泰研究预测 101510 10 933 3334353541527073 73 73 73 73 73 73 73 736965626000708

60、02005200620072008200920000022E2023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E2031E2032E2033E2034E2035E(亿元)房屋及建筑物机器设备运输工具办公设备及其他 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。13 发电发电 因公司机组较多，且于 2007-2019 年之间密集投产，故我们无法通过历年固定资产与当年折旧的增量变化估算特定机组的固定资产原值与折旧。故我们根据水电站投资额、公司整体固定资产分布及折旧政策，

61、对公司历年折旧进行模拟，测得整体房屋及建筑物折旧期限为 35 年，整体机电设备折旧期限为 13 年时，模拟值与历史值较为吻合。据此假设，暂不考虑托巴机组建设及投产对折旧的影响，因澜上机组 2017-2019 年集中投产，公司 2020年存量机组折旧仍有所提升，十四五期间十四五期间部分存量机组部分存量机组折旧折旧完毕将完毕将累计带来约累计带来约 8.9 亿元亿元折折旧额下降旧额下降，十五五期间，十五五期间累计累计为为 7.6 亿元，亿元，2025 年年/2030 年折旧额较年折旧额较 2020 年年折旧额折旧额分别下分别下降降 15%/28%。图表图表25：华能水电存量机组折旧趋势预测（华能水电

62、存量机组折旧趋势预测（2006-2030E）注：本测算仅考虑存量机组，暂不考虑托巴水电站建设及投产，及大规模机电设备置换，对公司整体折旧带来的增量影响 资料来源：公司公告、华泰研究预测 2 2 4 7 18 20 24 33 41 43 44 46 51 57 59 56 54 52 51 50 46 44 44 44 42 0070200620072008200920000022E2023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E(亿元)房屋及建筑物机器

63、设备其他 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。14 发电发电 抽蓄抽蓄：需求将至，发展空间广阔需求将至，发展空间广阔 新能源的快速扩张将带来大量调峰电源需求，抽水蓄能作为目前成本较低的调峰电源将迎来快速发展，根据国家能源局规划，我国抽蓄投产容量将在 2025 年/2030 年分别达到62GW 以上/120GW 左右，为截至 2021 年底装机水平的 1.7x 和 3.3x。截至 2021 年底，抽水蓄能在运装机规模中，国网和南网占绝大多数（88%），而五大四小发电集团未来抽蓄装机规模将迎来快速发展。据我们不完全统计，未来抽蓄规划中，五大四小集团中最高的为三峡集团，五大四

64、小旗下上市公司中目前规划值在 800 万千瓦以上的有国投电力/三峡能源/华电国际/长江电力/国电电力，而未来南网抽蓄的上市主体文山电力（3600 万千瓦）规划值高于所有五大四小旗下上市公司。根据发改价格2021633 号文所规定的容量电价按 6.5%核定经营期内部收益率计算，我们测算抽蓄电站容量电价为 0.574 元/W，无现货市场情况下，抽蓄电站的调峰成本在电站投产首年为 0.366 元/千瓦时，后续年度逐利息支付下降每年降低，利息支付完成后为 0.249 元/千瓦时。原理作用：原理作用：“抽四发三”“抽四发三”，重要调峰调频电源之一，重要调峰调频电源之一 抽水蓄能机组包含水泵水轮机与发电电

65、动机，通过可逆性运转达成蓄能与释能工作周期。抽水蓄能机组包含水泵水轮机与发电电动机，通过可逆性运转达成蓄能与释能工作周期。在用电低谷时，位于下游的机组抽水至高海拔水库，将所连通电网中多余的电能转化为重力势能存储；而在用电高峰时，上水库开闸放水推动下游轮机发电，将重力势能转化为电能并输出至电力网络。抽水蓄能电站在发电工况下效率通常为 75%上下，被简称为“抽四发三”。图表图表26：抽水电站工作原理抽水电站工作原理 资料来源：新一代小型水电站和抽水电站：发展与未来挑战（作者：G.Ardizzon,G.Cavazzini,G.Pavesi；出版日期：2014年 1 月 22 日）、华泰研究 抽水蓄能

66、电站根据利用天然水流与否可分为纯抽蓄与混合式两种。抽水蓄能电站根据利用天然水流与否可分为纯抽蓄与混合式两种。若电站无足量天然径流汇入上水库，必须依靠下库抽水补充蒸发、渗漏水量来维持循环运转，则归类为纯抽蓄电站；若上水库汇入天然径流可供常规水力发电使用，同时机组设备具有抽蓄电站灵活可逆运行特质，则为混合式电站。许多常规水电站可改建为混合式抽蓄电站，改建方法分为体化开发、上库结合、加泵扩机三类。常规水电改建节约利用了已有的水电站址与设备资源，因此具有施工周期短、初始投入低等优点。免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。15 发电发电 图表图表27：常规水电站通过结合开发改建成混

67、合抽蓄的手段常规水电站通过结合开发改建成混合抽蓄的手段 方法名方法名 简要介绍简要介绍 一体化开发 将常规梯级电站相邻的两个梯级水库分别作为上、下库，在两岸山体内开挖地下厂房和输水系统 上库结合 将常规水电站水库作为上库，在其下游选址新建下库 加泵扩机 将常规水电站水库作为上库，选用相邻常规水电站水库或新建下水库 资料来源：常规水电结合开发抽水蓄能效益分析及开发建议（作者：任志武、何永胜、胡小丽、卢锟明；出版日期：2017 年08 月 20 日）、华泰研究 抽水蓄能电站抽水蓄能电站系重要的调峰系重要的调峰调频调频电源之一，具有电源之一，具有削峰填谷、系统调频调相、削峰填谷、系统调频调相、应急与

68、黑启动应急与黑启动等功能。等功能。2021 年 8 月 10 日，国家发改委、国家能源局发布关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知（发改运行20211138 号），鼓励多渠道增加调峰资源，其中就包括抽水蓄能。削峰填谷削峰填谷：平衡高峰与低谷用电期内的电能供给。平衡高峰与低谷用电期内的电能供给。通常情况下，我国晨间及傍晚时段为用电高峰，此时电力系统负荷较高。抽蓄电站接入电网后，机组内水泵水轮机与发电电动机进入水轮机-发电机工作周期，以普通水力发电相同原理为电网提供额外电能；而在午夜等电网低负荷时段，水泵水轮机与发电电动机进入电动机-水泵工作周期，接收电网中富余的电力来向高

69、海拔水库泵水，补充势能储备。系统调频调相系统调频调相：具有较强的电力系统调频调相能力。具有较强的电力系统调频调相能力。据中国电力百科全书记录，我国电力系统额定频率为 500.2Hz(系统容量较小时可放宽至 500.5Hz)。抽水蓄能电站出力响应迅速、调节方式灵活、具有比一般电站更强的调频能力，仅有振动区与水锤等次要问题需进一步研究解决。此外，电力系统需持续稳定系统内电压，需要抽蓄发电机组在系统电压偏高时进相运行，吸收无功功率；而在电压偏低时向系统输送无功功率，在夜间等电压不稳定时段为系统护航。抽蓄电站机组在发电与用电两种工况下均可完成这一任务。应急与黑启动应急与黑启动：作为电网主体因紧急事故瘫

70、痪后的短期备用电力方案。作为电网主体因紧急事故瘫痪后的短期备用电力方案。抽蓄电站反应时间短，运作灵活，且具有稳定的自启动发电能力。在设备老化、自然灾害等原因造成电力紧急中断时，抽蓄电站可在数分钟内从蓄能工作周期紧急转换为发电工作周期并抵达最大功率，为重点设施提供应急电力，并带动系统中非自启动式发电设施帮助恢复供电。抽水蓄能目前在各灵活储能方式中具有较大优势。抽水蓄能目前在各灵活储能方式中具有较大优势。在我国现有主要储能手段中，抽蓄储能具有技术成熟、容量大、应用广、成本低等优势。据国际水力协会统计，全球范围内抽水储能占总储能量比例高达 94%以上。文贤馗等著大容量电力储能调峰调频性能综述（201

71、8 年12 月 31 日）中指出目前火电一次调频性能受锅炉蓄热等问题限制，且电力清洁化要求控制火电厂体量，限制了火电改造的收益；同时，新型灵活性提供方法手段大部分尚未成熟，超导储能等高新方案甚至尚处于示范阶段。在新型储能完成实用性突破前，抽水蓄能仍将是灵活性资源的主要来源。图表图表28：主要储能手段对比主要储能手段对比 储能方式储能方式 使用寿命使用寿命 优点优点 缺点缺点 发展现状发展现状 抽水蓄能 50 年 技术成熟、容量大、运行稳定、储能周期长、启停快、单位装机成本低（稍高于 6 元/瓦容量）、环保节能 响应速度（相对新型储能）较慢、建设周期长、选址与施工要求高、成本下降潜力小 占据主导

72、地位 火电灵活化改造 30 年 技术成熟、成本最低、可利用现有火电站 环保性不佳、调峰能力较差 产业化应用 压缩空气蓄能 25 年 储能容量大 转换效率低、响应速度慢、建设周期长 产业化应用 飞轮储能 20 年左右 功率密度高、响应速度快、寿命长 储能量过低（秒级）产业化应用 超导储能 循环数百万次 响应速度快、功率密度较高 储能容量过低（秒级）、技术不成熟 示范应用 超级电容器 10 年左右 功率密度大、循环寿命长 储能量过低（秒级）、自放电率高 产业化应用 电池（锂、铅酸等）5-20 年 视具体电池种类不同 视具体电池种类而变 产业化应用 资料来源：各种储能方式对比分析及抽水蓄能技术发展趋

73、势探讨（作者：梁廷婷、崔继国；日期：2018 年 11 月 14 日）、华泰研究 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。16 发电发电 布局发展：布局发展：围绕新能源布局围绕新能源布局，未来十年抽蓄规模将大幅跃升，未来十年抽蓄规模将大幅跃升 截至截至 2021 年底年底，我国，我国抽水蓄能装机抽水蓄能装机规模规模已已领跑全球领跑全球，2025/2030 年末将增至年末将增至 62/120GW。根据 2022 年 6 月 24 日水电水利规划设计总院、中国水力发电工程学会抽水蓄能行业分会联合发布的抽水蓄能产业发展报告 2021，截至 2021 年底，我国抽水蓄能已建成规模居

74、世界首位，达到 3639 万千瓦；核准在建总规模为 6153 万千瓦。2021 年 9 月 17 日，国家能源局发布抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035 年），提出我国抽蓄投产容量将在 2025 年/2030 年分别达到 62GW 以上/120GW 左右，为截至 2021 年底装机水平的1.7x 和 3.3x。报告还提出我国中长期规划布局中抽水蓄能重点实施项目达 340 个，总装机容量约 421GW；储备项目 247 个，总装机规模约 305GW；合计 726GW。我国抽蓄电站主要分布在东南、东北以及中部我国抽蓄电站主要分布在东南、东北以及中部地区地区，未来或布局“三北”地区。，未来或布

75、局“三北”地区。根据国家能源局抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035 年）统计，华东、华北、华中和广东拥有我国大部分已投产抽蓄电站，且在建电站主要分布于华东、华北各地。规划中进一步指出，为服务新能源大规模发展和电力外送需要，围绕新能源基地及负荷中心合理布局，重点布局点将处于东北、华北和西北地区。值得注意的是，尽管目前西部地区重点实施以及储备项目较其他地区少，其充足的风、光等自然资源可能在未来吸引新能源电力新建项目。届时，西部各地将对抽蓄电站配套服务有更强的需求。我国我国已建成已建成抽蓄电站主要分布在抽蓄电站主要分布在广东、华东、华北和华中地区，在建机组组要分布于华东、广东、华东、华北和华中

76、地区，在建机组组要分布于华东、华北等地区。华北等地区。根据抽水蓄能产业发展报告 2021，截至 2021 年底，我国已建成抽蓄电站装机容量中，广东省所占份额最大，高达 22%；其次为华东地区的浙江、安徽、江苏，华北的河北、山东等，以及华中的河南、湖北等。截至 2021 年底的在建规模中，归属于华东电网、华北电网的规模占比最大，分别为 30%/24%，其次为华中电网和东北电网的14%和 13%。据国家能源局抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035 年）指出，为服务新能源大规模发展和电力外送需要，围绕新能源基地及负荷中心合理布局，要重点布局东北、华北和西北地区。值得注意的是，尽管目前西部地区重点

77、实施以及储备项目较其他地区少，风光大基地建设将对抽蓄电站配套服务有更强的需求。图表图表29：截至截至 2021 年底，各省份已建成抽蓄容量份额年底，各省份已建成抽蓄容量份额 图表图表30：截至截至 2021 年底，我国在建抽蓄电站于各电网分布情况年底，我国在建抽蓄电站于各电网分布情况 资料来源：抽水蓄能产业发展报告 2021、华泰研究 资料来源：抽水蓄能产业发展报告 2021、华泰研究 广东22%浙江15%安徽10%江苏7%河北5%山东4%福建4%吉林4%河南4%湖北3%山西3%内蒙古3%辽宁3%江西3%湖南3%北京2%海南2%黑龙江1%西藏0%东北电网13%华北电网24%西北电网8%西南电网

78、4%南方电网7%华中电网14%华东电网30%免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。17 发电发电 图表图表31：截至截至 2021 年底，我国已建、在建抽水蓄能电站分布情况年底，我国已建、在建抽水蓄能电站分布情况 资料来源：抽水蓄能产业发展报告 2021、华泰研究 图表图表32：抽水蓄能中长期发展规划重点布局省份及服务对象抽水蓄能中长期发展规划重点布局省份及服务对象 地区地区 重点布局省份重点布局省份 服务对象服务对象 华北地区 河北、山东等省 服务新能源大规模发展需要 东北地区 辽宁、黑龙江、吉林等省 服务核电和新能源大规模发展需要 华东地区 浙江、安徽等省 服务新能源

79、电力发展等需要 南方地区 广东和广西 服务中部城市群经济建设发展需要 华中地区 河南、湖南、湖北等省 服务新能源大规模发展和电力外送需要 资料来源：抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035 年）、华泰研究 产业链条：产业链条：五大四小成为新投资主体，形成多元五大四小成为新投资主体，形成多元化格局化格局 抽蓄产业链上中下游为机组设备、电站建设运营、和灵活性服务。抽蓄产业链上中下游为机组设备、电站建设运营、和灵活性服务。其中上游机组设备包括发电机、水泵、水轮机、变压器等；中游设计建设包括电站设计和施工等；下游运营（灵活性服务供应）包括调峰填谷、调频、调相、应急发电等。目前，我国抽蓄行业电站运营领

80、头羊为国家电网旗下的国网能源及南方电网旗下的南方电网调峰调频发电有限公司（抽蓄资产将置换至文山电力体内），五大和四小发电集团以及旗下上市公司主体正积极参与抽水蓄能电站项目建设运营。图表图表33：中国抽蓄产业链各级主要企业中国抽蓄产业链各级主要企业 产业链分级产业链分级 各级细分方面各级细分方面 主要企业主要企业 上游：抽蓄电站机组设备 水轮发电机 东方电气、哈尔滨电气、浙富控股、重庆机电、鸿源机电、长江动力、通裕重工 水泵 利欧股份、大元泵业 变压器 重庆机电、中国西电、特变电工、保变电气、北京科锐、科润智控 中游：电站设计与建设 电站设计与建设 深水规院、中国电建、中国能建、粤水电、湖北能源

81、、华能国际、国投电力、豫能控股、长江电力、皖能电力、华电国际、国电电力、华润电力、中国电力 下游：运营 调峰填谷 国网新能、南方电网调峰调频发电有限公司、文山电力、华能国际、华电国际、皖能电力、国电电力、湖北能源、长江电力、国投电力、川投能源、中国电力、华润电力等 调频 调相 紧急事故备用供电 资料来源：各公司官网、华泰研究 截至截至 2021 年底，年底，我国我国抽水蓄能抽水蓄能电站电站在运规模中，国网和南网市占率最高。在运规模中，国网和南网市占率最高。截至 2021 年底，国网/南网拥有的在运抽水蓄能电站装机容量分别占我国在运抽水蓄能电站总装机容量的 65%/23%，总计 88%；其他集团

82、公司拥有装机容量合计仅占 12%。“五大四小”中，目前仅有华电集团拥有在运抽水蓄能电站，装机量占总装机量的 1.6%。免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。18 发电发电 图表图表34：截至截至 2021 年底在运抽水蓄能电站市占率年底在运抽水蓄能电站市占率 资料来源：南方电网技术情报中心、华泰研究 图表图表35：截至截至 2021 年底在运抽水蓄能电站情况年底在运抽水蓄能电站情况 公司公司 电站所在地区电站所在地区 电站电站 装机装机容量容量（万千瓦）（万千瓦）总计总计 国网 国网新源 北京 十三陵 80 2,388 河北南网 张河湾 100 河北北网 潘家口 27 丰

83、宁（一期、二期）60 山西 西龙池 120 吉林 白山 30 敦化 105 江苏 宜兴 100 浙江 天荒坪 180 华东桐柏 120 仙居 150 安徽 响洪甸 8 响水涧 100 琅琊山 60 绩溪 180 福建 仙游 120 江西 洪屏 120 山东 泰山 100 沂蒙 60 河南 南阳回龙 12 宝泉 120 湖北 白莲河 120 湖南 黑麋峰 120 黑龙江 荒沟 60 国网辽宁公司 辽宁 蒲石河 120 国网湖北公司 湖北 天堂 7 国网西藏公司 西藏 羊湖 9 南网 南网调峰调频 广东 广州 240 858 惠州 240 清远 128 深圳 120 梅州一期 30 阳江一期 40

84、 海南 琼中 60 江苏国信 江苏 溧阳沙河 10 160 溧阳 150 蒙西电网 蒙西 呼和浩特 120 120 三峡集团 浙江 长龙山 105 105 华电集团 福建 周宁 60 60 宁波地方国企 浙江 宁波溪口 8 8 合计合计 3,699 注：我们统计的截至 2021 底我国抽蓄电站装机容量与抽水蓄能产业发展报告 2021给出的 3639 万千瓦相差 60 万千瓦，主要在于黑龙江荒沟、福建周宁两个抽蓄电站 2021 年新增装机量在统计时分别存在 30 万千瓦偏差。资料来源：南方电网技术情报中心、华泰研究 国网64.56%南网调峰调频23.20%江苏国信4.33%蒙西电网3.24%三峡

85、集团2.84%华电集团1.62%宁波地方国企0.22%免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。19 发电发电 国网和南网未来抽蓄规划达到国网和南网未来抽蓄规划达到 7578 和和 3600 万千瓦。万千瓦。根据抽水蓄能产业发展报告2021，截至 2021 年底，国网在建抽蓄规模为 4578 万千瓦，根据国网新源 2021 年社会责任报告，截至 2021 年底，国网旗下抽蓄主体国网新源开展可研及预可研抽水蓄能电站约 3000 万千瓦，合计 7578 万千瓦。南网印发关于公司推动绿色低碳发展转型的意见提出，2021-2035 年增加抽蓄装机 3600 万千瓦。从五大四小抽蓄规划

86、容量看：五大集团从五大四小抽蓄规划容量看：五大集团中国家能源集团最大中国家能源集团最大，四小集团以三峡为首。，四小集团以三峡为首。据我们对已有信息的整理和统计，五大发电集团中，国家能源集团规划容量最大（16GW），华能/华电/国电投的抽水蓄能装机规划较为接近，分别为 13.7/13.8/11.4GW。四小发电集团中，三峡集团规划容量为 51.2GW，高于其他三家，国投集团由于国投电力控股子公司雅砻江水电在雅砻江流域内抽蓄电站选点可容纳潜在抽蓄装机容量为 10GW，以 15.6GW 的规划值高于广核集团（6.3GW）和华润集团（4.8GW）。从五大四小规划地域分布看：从五大四小规划地域分布看：1

87、）五大发电集团中华能、华电、国家能投集团规划分布较为广泛，四小豪门中三峡分布更广泛。2）对比五大四小在每个省规划中的市占率，三峡集团在湖北、湖南、山西、安徽等 6 各省份市占率最高；华能集团在江西、河南的市占率更高；国电投集团在广西和新疆的抽蓄装机规划高于其他集团；而华电集团/国家能源集团/国投集团/广核集团分别在陕西/青海/四川/广东的抽蓄规划规模高于其他集团。3）统计各省份五大四小规划合计值，可以发现五大四小在全国布局热度最高的省份为湖北省，高达22.4GW；而五大四小合计规划值在 5-15GW 的省份全国有湖南、四川、山西、浙江等 11个省份。4）我们整理的五大四小在各省的抽蓄规划大于部

88、分省份抽蓄规划主要是因为部分省份规划没有罗列完全所有抽蓄项目。图表图表36：“五大四小”现有抽蓄规划装机容量统计“五大四小”现有抽蓄规划装机容量统计（不完全统计、单位：万千瓦）（不完全统计、单位：万千瓦）华能集团华能集团 华电集团华电集团 国家能源集团国家能源集团 国电投集团国电投集团 大唐集团大唐集团 国投集团国投集团 华润集团华润集团 三峡集团三峡集团 广核集团广核集团 合计合计 各省规划各省规划 五大四小五大四小%山西 120 120 180 120 260 800 1,420 56%内蒙古 120 120 240 360 67%辽宁 100 220 320 800 40%吉林 120

89、120 100 340 120 283%黑龙江 160 160 360 44%浙江 30 240 430 700 1,440 49%安徽 120 120 240 480 1,328 36%福建 180 240 120 540 960 56%江西 240 120 120 120 600 360 167%山东 82 100 182 700 26%河南 210 120 330 360 92%湖北 120 120 120 180 1,670 30 2,240 280 800%湖南 120 120 120 120 640 1,120 380 295%广东 120 180 360 660 1,220 54

90、%广西 120 240 60 200 120 740 870 85%青海 380 240 620 1,300 48%重庆 240 240 260 92%陕西 160 330 140 240 100 970 -新疆 180 260 140 580 240 242%四川 1,000 1,000 360 278%云南 120 120 -甘肃 120 120 -合计合计 1,370 1,382 1,600 1,140 480 1,560 480 5,120 630 13,762 13,118-注：1）蓝色色块高亮为我们统计的各省份五大四小抽蓄装机布局中容量最多的集团；2）各集团抽蓄规划量为所能找到各集

91、团签订或拟开发项目的合计数；3）各省规划值为各省发布的十四五能源规划中关于抽水蓄能建成/推进开工/推进前期工作/核准或推进纳入国家规划/推进规划布局设计论证等已列示项目容量合计数 资料来源：各省能源局网站、集团/公司官网、各省份或地方政府官网、北极星、中国电力网、华泰研究 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。20 发电发电 图表图表37：“五大四小”全国布局热度图“五大四小”全国布局热度图（不完全统计）（不完全统计）资料来源：各省能源局网站、集团/公司官网、各省份或地方政府官网、北极星、中国电力网、华泰研究 五大四小旗下五大四小旗下上市公司层面：上市公司层面：目前规划值

92、在目前规划值在 800 万千瓦以上的有国投电力万千瓦以上的有国投电力/三峡能源三峡能源/华电华电国际国际/长江电力长江电力/国电电力。国电电力。除五大四小旗下上市公司外，截至 2021 年底，国网旗下抽蓄主体国网新源（非上市公司）开展可研及预可研抽水蓄能电站约 3000 万千瓦（根据国网新源 2021 年社会责任报告）；南网印发关于公司推动绿色低碳发展转型的意见提出，十四五新增抽蓄装机 600 万千瓦，十五五和十六五各新增 1500 万千瓦抽蓄装机，合计 3600万千瓦，未来十五年增长 4.6x，南网旗下抽蓄电站均在南网调峰调频公司（非上市公司），该公司将被注入文山电力（上市公司）体内，根据文

93、山电力 2022 年 6 月 15 日关于重大资产重组事项的进展公告公告，最新注入进展为：中国证监会出具了中国证监会行政许可申请受理单。图表图表38：五大四小旗下上市公司主体抽蓄项目规划情况五大四小旗下上市公司主体抽蓄项目规划情况 集团集团 上市平台上市平台 项目举例项目举例 装机容量（万千瓦）装机容量（万千瓦）华能集团 华能国际 福建漳州长泰、辽宁营口、湖南湘乡、安徽太湖 520 华电集团 华电国际 湖南泗洲山、湖北大冶、浙江乌溪江、山东淄川、山东沂源、广东封开谠山 1,002 国电南自 参与抽蓄电站建设，主要提供安全监测等自动化产品 /黔源电力 贵州光马 80 大唐集团 大唐发电 计划加大

94、抽蓄项目开发力度 /华银电力 湖南衡南大王庙 120 桂冠电力 广西罗城 60 大唐新能源 与福建三明市清流县签约合作开发抽水蓄能 /国家能源集团 国电电力 新疆和静、广东九龙嶂、江西遂川 865 龙源电力 黑龙江铁力 300 长源电力 湖北松滋江西观 120 国电投集团 吉电股份 吉林汪清 500 国投集团 国投电力 四川雅砻江、山西河津、广西全州、湖南安仁、吉林敦化塔拉河 1,560 三峡集团 长江电力 甘肃张掖、湖北东龙河石家湾、湖北房县、河北青龙冰沟、湖北黄柏河 890 三峡能源 新疆兵团第十三师红星、福建德化、甘肃黄羊、辽宁西露天矿、陕西山阳、青海格尔木南山口、辽宁阜新海州露天矿、山

95、西盂县上社、湖南山米冲 1,240 湖北能源 罗田平坦原、长阳清江、南漳张家坪 440 华润集团 华润电力 湖北利川、山东蒙阴华皮岭、吉林通化、宁夏固原 480 中广核集团 中广核电力 广东惠州中洞 120 中广核新能源 广西田东、内蒙古科右前旗索伦、湖北杜皮乡魏家冲、广东肇庆怀集 510 注：国电电力及华电国际为公司提出目前规划值，其他上市公司均为我们统计值 资料来源：各省能源局网站、集团/公司官网、各省份或地方政府官网、北极星、中国电力网、华泰研究 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。21 发电发电 盈利模式：实行两部制电价，盈利模式：实行两部制电价，容量电价容量电

96、价或或发挥稳定器作用发挥稳定器作用 近年来抽蓄电价制度经历数次改动，近年来抽蓄电价制度经历数次改动，2021 年发改委的最新意见为年发改委的最新意见为两部制电价两部制电价。过往抽蓄电站曾采用固定租赁费制度与单一容量制度，电网所付年租金或电费与具体用电量不关联，电站奖励机制基本空白；2014 年，发改委正式采取两部制电价，且允许抽蓄电站将容量电费和抽发损耗纳入电网运行费用统一核算并纳入终端电费考量；然而，国家于 2019 年将抽蓄电站成本移出输配电的定价成本，并于 2020 年将抽蓄电站移出可计提收益，对行业造成一定打击。直到 2021 年 4 月 30 日，国家发改委发布发改价格2021633

97、 号文关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见（2023 年开始实施），指出要“以两部制电价政策为主体，进一步完善抽水蓄能价格形成机制，以竞争性方式形成电量电价，将容量电价纳入输配电价回收，同时强化与电力市场建设发展的衔接，逐步推动抽水蓄能电站进入市场”。图表图表39：我国过往抽蓄电价变化历程（以政策修订后正式发布时间为准）我国过往抽蓄电价变化历程（以政策修订后正式发布时间为准）资料来源：发改委、华泰研究 两部制电价两部制电价=容量电价容量电价+电量电价。电量电价。容量电费回收的是除抽发运行成本外的综合性成本。电量电价用于回收抽水、发电的运行成本，以体现抽水蓄能电站提供调峰服务的价值。电量电量

98、电价电价：抽蓄电站执行电量电价的收入来源于提供调峰调频等服务，成本来源于电能转换为势能时所消耗的电量。根据电力现货市场运行与否，抽水电价及上网电价所执行的电价政策不同。电力现货市场运行机制下，电量电价盈利主要取决于峰谷价差大小，峰谷价差越大，盈利越好。图表图表40：抽水蓄能电站电量电价执行办法抽水蓄能电站电量电价执行办法 电力现货市场运行电力现货市场运行 电力现货市场尚未运行电力现货市场尚未运行 抽水抽水 上网上网 抽水抽水 上网上网 按现货市场价格及规则结算 按现货市场价格及规则结算 抽水电量可由电网企业提供，抽水电价按燃煤发电基准价的75%执行 鼓励委托电网企业通过竞争性招标方式采购，抽水

99、电价按中标电价执行，因调度等因素未使用的中标电量按燃煤发电基准价执行 上网电量由电网企业收购，上网电价按燃煤发电基准价执行 注：抽水蓄能电站抽水电量不执行输配电价、不承担政府性基金及附加 资料来源：国家发改委发布发改价格2021633 号文关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见、华泰研究 2020:抽蓄电站不可纳入可计提收益 2019：抽蓄电站成本不可计入输配电定价2021:633 号文出台，引入竞争性定价并厘清了成本传导机制 抽蓄电站电价机制 2008-2014:固 定 租赁费/单一容量电价 2014:两部式电价投入使用 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。22 发

100、电发电 容量电价测算：容量电价测算：根据发改价格2021633 号文所规定的容量电价计算机制，按 6.5%核定经营期内部收益率；年净现金流=年现金流入年现金流出（均不含税），其中年现金流入为实现累计净现金流折现值为零时的年平均收入水平，包括固定资产残值收入（仅经营期最后一年计入）；年现金流出=资本金投入+偿还的贷款本金+利息支出+运行维护费+税金及附加。基于我们的核心假设，使用 excel 单变量求解得到抽蓄电站抽蓄电站容量电价为容量电价为 0.574 元元/W。同时，我们测算抽蓄电站的调峰成本（我们测算抽蓄电站的调峰成本（运维运维+折旧折旧+利息利息+抽放电抽放电 25%损耗带来的成本）损耗

101、带来的成本）在电站投产首年为在电站投产首年为 0.366 元元/千瓦时，后续年度逐千瓦时，后续年度逐利息支付下降每利息支付下降每年降低年降低，利息支付完成后，利息支付完成后为为 0.249 元元/千瓦时千瓦时。图表图表41：抽水蓄能电站盈利测算抽水蓄能电站盈利测算核心假设核心假设 容量电价部分容量电价部分指标指标 假设值假设值 备注备注 抽蓄电站建设单位综合成本*6 元/W 电站运营年限（折旧年限）40 年 根据发改委 633 号文 资本金比例 20%根据发改委 633 号文 固定资产残值率 5%一般残值率 0%-10%，取中间值 造价中缴纳增值税部分成本占比 75%若采购方、施工单位不具有一

102、般纳税人资格，其增值税不能抵扣进项税，保守考虑为造价的 75%所得税率 15%三年免税，三年减半 运维费用率 2.5%基于基于全寿命周期成本的储能成本分析（傅旭、李富春等，2020年），每年运费用占造价比例约为 2.5%贷款期限 25 年 根据发改委 633 号文 还款方式 等额本金 贷款利率*4.4%5 年期以上贷款基准利率 4.9%，假设较基准利率下浮 10%经营期内部收益率 6.5%根据发改委 633 号文 电量电价部分电量电价部分指标指标 假设值假设值 备注备注 是否有现货市场*无 年有效利用小时数*1800 小时 参考 2021 年开始陆续投产的丰宁抽蓄电站设计利用小时约 1837

103、小时 基准电价（放电电价）*0.372 元/千瓦时 取任意一省份基准电价（由于假设无现货市场，不影响容量电价测算结果，但会影响调峰成本）抽水电价 0.279 元/千瓦时 由于“抽四发三”，基准电价的 75%注：“*”代表关键假设 资料来源：国家发改委官网、基于全寿命周期成本的储能成本分析（傅旭、李富春等，2020 年）、华泰研究预测 抽水蓄能电站的造价及贷款利率是影响容量电价的关键因素。抽水蓄能电站的造价及贷款利率是影响容量电价的关键因素。我们进行了有关抽蓄电站造价与借贷利率的容量电价敏感性分析，在 4.2%-4.8%的借贷利率、5-7 元/W 的造价的不同情景下，抽蓄电站的容量电价约为 0.

104、474-0.683 元/W。图表图表42：关于关于造价及借贷利率造价及借贷利率的容量电价的容量电价（元（元/千瓦时，含税）千瓦时，含税）敏感性敏感性分析分析 借贷利率借贷利率 4.2%4.4%4.6%4.8%造价（元/W）5 0.474 0.479 0.483 0.488 5.5 0.521 0.526 0.531 0.537 6 0.569 0.574 0.580 0.586 6.5 0.615 0.622 0.628 0.634 7 0.663 0.670 0.676 0.683 资料来源：华泰研究预测 抽蓄电站的度电调峰成本受发电量、抽水电价、运维成本、利息及折旧的影响。抽蓄电站的度电调

105、峰成本受发电量、抽水电价、运维成本、利息及折旧的影响。无现货市场交易机制下的抽水电价一般等于基准电价的 75%，利用小时决定发电量，故我们进行了关于基准电价及利用小时数的抽水蓄能电站调峰成本敏感性分析，在 0.3035-0.453 元/千瓦时的基准电价，1700-2000 的利用小时情景下，抽蓄电站的度电调峰成本在首年为0.322-0.403 元/千瓦时，在还贷完成后为 0.216-0.278 元/千瓦时。免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。23 发电发电 图表图表43：关于关于基准电价及利用小时数基准电价及利用小时数的抽水蓄能电站首年调峰成本的抽水蓄能电站首年调峰成本

106、（元（元/千瓦时）千瓦时）敏感性分析敏感性分析 利用小时数（小时）利用小时数（小时）1700 1800 1900 2000 基准电价（元/kWh）蒙东 0.3035 0.365 0.349 0.335 0.322 陕西 0.332 0.372 0.356 0.342 0.329 冀北 0.372 0.382 0.366 0.352 0.339 湖北 0.4161 0.393 0.377 0.363 0.350 广东 0.453 0.403 0.387 0.372 0.359 资料来源：华泰研究预测 图表图表44：关于关于基准电价及利用小时数基准电价及利用小时数的抽水蓄能电站还贷完成后调峰成本的

107、抽水蓄能电站还贷完成后调峰成本（元（元/千瓦时）千瓦时）敏感性分析敏感性分析 利用小时数（小时）利用小时数（小时）1700 1800 1900 2000 基准电价（元/kWh）蒙东 0.3035 0.241 0.232 0.223 0.216 陕西 0.332 0.248 0.239 0.230 0.223 冀北 0.372 0.258 0.249 0.240 0.233 湖北 0.4161 0.269 0.260 0.252 0.244 广东 0.453 0.278 0.269 0.261 0.253 资料来源：华泰研究预测 抽蓄电站容量电价抽蓄电站容量电价保证生命周期内至少保证生命周期内至

108、少 6.5%6.5%的资本金的资本金 I IRRRR，整体整体 I IRRRR（算上电量电价盈利）算上电量电价盈利）与与利用小时及电价利用小时及电价正相关正相关。我们进行了关于基准电价及利用小时数的抽水蓄能电站调峰成本敏感性分析，在 0.3035-0.453 元/千瓦时的基准电价，1700-2000 的利用小时情景下，抽蓄电站的资本金整体 IRR 可高达 10.1%-13.3%。图表图表45：关于关于基准电价及利用小时数基准电价及利用小时数的抽水蓄能电站整体资本金的抽水蓄能电站整体资本金 IRR 敏感性分析敏感性分析 利用小时数（小时）利用小时数（小时）1700 1800 1900 2000

109、基准电价（元/kWh）蒙东 0.3035 10.1%10.3%10.6%10.8%陕西 0.332 10.5%10.7%11.0%11.3%冀北 0.372 11.0%11.3%11.6%11.9%湖北 0.4161 11.6%12.0%12.3%12.7%广东 0.453 12.1%12.5%12.9%13.3%资料来源：华泰研究预测 收益分享机制：收益分享机制：一般一个监管周期为 3 年，上一监管周期内形成的电量电价收益，在抽水蓄能电站和电网间进行二八比例分成，80%的部分在下一监管周期核定电站容量电价时相应扣减。我们认为该措施主要是为了调动抽水蓄能电站和电网参与市场化改革的积极性。目前大

110、多数地区现货市场不够发达，如果执行发改价格 633 号文下电力现货市场尚未运行情况下的抽水电价=燃煤基准价*75%，上网电价按照燃煤基准价执行，由于抽蓄电站“抽四发三”存在 25%的电能损耗，电量电价部分利润较少。免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。24 发电发电 重点推荐重点推荐 常规水电层面，2022 年来水偏丰将为水电公司带来普遍的发电量同比增长，差异化方面建议关注水电市场化电价上涨较多及有新投产水电装机的上市公司。如市场化电价上涨明显（云南）且市场化比例较高的华能水电（我们预计华能水电 2022 年不含税综合电价上涨 1.5 分/度），2021 年及 2022

111、年初有两河口和杨房沟合计 450 万千瓦新增水电机组投产的国投电力/川投能源（我们预计两河口、杨房沟水电站 2022 年发电收入将达 41 亿元，占 2021 年雅砻江水电营收的 22.5%）。抽水蓄能方面，由于建设周期较长（一般 5-6 年），且五大四小电力集团的规划基本都处于较为前期的阶段，但抽蓄电站盈利由于有容量电价保障较为稳定，推荐目前抽蓄规划较大的三峡能源/国投电力/华电国际/国电电力。按照我们文中对抽水蓄能电站盈利测算模型，40 年运营期抽蓄电站平均净利润约为 0.18 元/W，国投电力/三峡能源/华电国际/国电电力的抽蓄规划容量分别为 1560/1240/1002/865 万千瓦

112、，若各公司以上容量（假设均为控股装机）全部投产，每年净利润分别为 28/22/18/15 亿元，占各公司 2020/2021/2020/2020年净利润的 28%/36%/31%/20%（国投电力/华电国际/国电电力由于 2021 年火电业绩承压，采用 2020 年净利润进行对比），盈利贡献将较为可观。三峡能源（三峡能源（600905 CH，买入，目标价：买入，目标价：8.12 元）元）2021 年归母净利同比年归母净利同比+56%，海上风电带来显著增长，海上风电带来显著增长 三峡能源发布业绩：2021 年实现营收 155 亿元，同比+37%，归母净利 56.4 亿元，同比+56%，扣非后 5

113、0.7 亿元，同比+46%，与业绩快报一致；22Q1 实现营收 58 亿元，同比+52%，归母净利 22.6 亿元，同比+51%，新投产海上风电大幅增厚业绩。上调毛利率、费用率与投资收益预测，预计 22-24 年归母净利为 82/100/119 亿元，CAGR=28%，EPS为 0.29/0.35/0.41 元。22 年可比 PEG 均值 0.7x。公司作为海上风电龙头，净利润增速好于可比均值，给予公司 22 年目标 PEG 1.0 x，目标价 8.12 元，维持买入（报告发布日期：2022 年 4 月 29 日）。风光装机份额提升，海上风电增量明确风光装机份额提升，海上风电增量明确 截至 2

114、1 年末公司投产装机 22.90GW，其中海上风电 4.58GW/陆上风电 9.69GW/光伏8.41GW，全 年 新 增 3.24/2.15/1.91GW；公 司 风 电 新 增/累 计 装 机 全 国 份 额 为11.33%/4.34%，较 20 年+7.63/+1.19pp；光伏新增/累计装机全国份额为 3.48%/2.74%，较 20 年-0.91/+0.20pp。截至 21 年末公司在建装机 11.07GW，其中风电 5.02GW/光伏6.05GW。截至 4 月末公司平价海上风电已开工 3.4GW，其中平潭/昌邑/青洲分别为0.1/0.3/3.0GW；加上今年新中标江苏大丰 0.8G

115、W 与上海金山 0.3GW 两个项目，公司已锁定 4.5GW 海上风电增量，助力公司业绩持续高增长。运营效率保持高水平，净利率持续回升运营效率保持高水平，净利率持续回升 2021 年公司发电量同比+43%至 330.69 亿千瓦时，其中海上风电同比+37%至 33.31 亿千瓦时，陆上风电同比+46%至 194.58 亿千瓦时，风电利用小时数同比+2%至 2,314 小时，略高于全国平均的 2,246 小时；光伏发电同比+43%至 94.99 亿千瓦时，利用小时数持平于 1,385 小时，高于全国平均的 1,163 小时。随着公司海上风电装机大幅上升，我们预计2022 年公司风电利用小时数有望

116、提升 3.5%。2021 年公司市场电同比+38%至 94.17 亿千瓦时，占比同比-1.1pp 至 29.2%。得益于新投产项目产能爬坡，公司单季度净利率持续改善，21Q4/22Q1 分别为 41%/44%，环比+16/+3pp。风光项目储备丰富，维持买入评级风光项目储备丰富，维持买入评级 新能源发电行业可比公司 22 年 PEG 均值为 0.7x（Wind 一致预期）。我们认为公司具备成为全球海上风电龙头的潜力，净利润 CAGR（28%）好于可比均值（25%），给予公司 22年 1.0 x 目标 PEG（相对溢价 0.3x），对应目标价 8.12 元。风险提示：电价风险；限电风险；可再生能

117、源补贴滞后风险。免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。25 发电发电 华能水电华能水电（600025 CH，买入，目标价：买入，目标价：8.30 元元）云南市场化量价齐升促公司业绩增长，云南市场化量价齐升促公司业绩增长，2022 年预计新能源装机增长。年预计新能源装机增长。公司 21 年营业收入/归母净利润 202/58.4 亿元（高于我们预期的 196.5/55.4 亿元），同比+4.9%/+20.8%；1Q22 营业收入/归母净利润为 39.4/7.4 亿元，同比+2.7%/23.4%。公司 21 年 DPS 为 0.17元，对应派息率 52.4%。由于公司云南省市场

118、化量价齐升且 22 年公司预计新增新能源装机 1.3GW，预计 22-23 年归母净利为 69.5/76.2 亿元，引入 24 年预测 87 亿元。参考可比公司 Wind 一致预期 22 年平均 PE15x，考虑公司水风光一体化发展带来长期价值提升，给予公司 22 年 21.5x 目标 PE，对应目标价 8.30 元，维持“买入”评级（报告发布日期：2022 年 4 月 23 日）。云南市场化量价齐升抵御总电量下滑影响云南市场化量价齐升抵御总电量下滑影响，财务费用下降明显。，财务费用下降明显。公司 21 年完成上网电量937.07 亿千瓦时，同比减少 3.25%，主要系 21 年澜沧江来水偏枯

119、且公司为了确保枯水期电力可靠供应，严格控制了年末小湾/糯扎渡两库水位。21 年，即使公司上网电量同比下降，云南市场化量价齐升带动公司综合结算电价（含税）同比上涨 0.018 元/千瓦时至0.241 元/千瓦时，从而促进公司营收同比增长。21 年及 1Q22，公司财务费用分别同比下降 12.7%/7.6%，主要系公司严控有息负债规模及通过低利率债替换高利率债降低融资成本。同时，公司自 21 年开始陆续有水电机组折旧到期，21 年折旧释放近 2 亿元，1Q22折旧成本也同比减少。新能源发展规划明确，水风光一体化发展可期新能源发展规划明确，水风光一体化发展可期。公司 21 年 4 月 23 日公布澜

120、沧江上游西藏段 10GW 水电和 10GW 光伏清洁能源基地建设计划。“十四五”期间逐步开工建设，计划 2030 年开始送电，2035 年全部建成。同时，根据公司指引，十四五期间公司还将在澜沧江云南段新增风光装机 10GW。22 年 3 月 10 日，公司发布 22 年新能源业务投资计划公告：21 年公司完成新能源核准（备案）386.8 万千瓦，开工建设 99 万千瓦；22 年计划投资 50 亿元发展新能源，计划新开工项目 15 个，拟投产装机容量 130 万千瓦。在碳中和、碳达峰背景下，我们看好公司利用自身资源条件优势，水风光互补发展。风险提示：来水/市场化电价上涨不及预期，水风光电站投产不

121、及预期。国投电力国投电力（600886 CH，买入，目标价：买入，目标价：13.09 元元）火电板块亏损导致火电板块亏损导致 21 年利润下滑，两河口年利润下滑，两河口/杨房沟水电站有待发力。杨房沟水电站有待发力。公司 21 年营业收入/归母净利润 436.8/24.4 亿元（归母净利低于我们预期的 37.5 亿元），同比+11.1%/-55.8%；1Q21 营业收入/归母净利润为 110.4/10.4 亿元，同比+20.1%/-14.9%。21 年煤价高企致火电净利承压，22 年煤电板块有望反转；两河口/杨房沟机组已全部投产，有待其电量充分释放，预计公司 22-24 年归母净利 64/66.

122、6/68.1 亿元。公司 22E 火电/清洁能源归母净利6.5/57.5 亿元，参考可比火电/清洁能源公司 22 年 Wind 一致预期 PE 均值 11.21/15.71x，给予公司火电/清洁能源板块 22 年目标 PE 11.21/15.71x，公司市值 976 亿元，对应目标价 13.09 元，维持“买入”（报告发布日期：2022 年 5 月 3 日）。21 年火电净利因煤价高企承压，年火电净利因煤价高企承压，22 年市场化电价上涨有望缓解压力。年市场化电价上涨有望缓解压力。21 年，公司完成火电售电量 554.2 亿千瓦时，同比+6.8%；平均火电上网电价 0.389 元/千瓦时（含税

123、，下同），同比+7.3%，但由于 21 年煤价高企，公司燃煤成本同比大幅上涨，带动其电力营业成本同比增长 40.9%。22 年，在政府积极限制煤价上涨举措下，我们认为煤价有望回归较为合理水平。同时，22 年煤电市场化电价上涨有望助力公司火电板块业绩回升，1Q22 公司火电上网电价为 0.47 元/千瓦时，同比大幅上涨 26.7%。公司 21 年新增风电/光伏装机91/310MW，发电量同比上涨 40.7%/25.2%，新能源发展稳步进行。免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。26 发电发电 两河口两河口/杨房沟水电站已全部投产，期待其电量充分释放。杨房沟水电站已全部投产，

124、期待其电量充分释放。截至 22 年 3 月 18 日，两河口/杨房沟水电站的 6 台（300 万千瓦）/4 台（150 万千瓦）机组已全部投运。1Q22，两河口/杨房沟发电量分别为 6.87/5.26 亿千瓦时，上网电价 0.460/0.352 元/千瓦时，较 4Q21 的0.333/0.212 元/千瓦时同比增长较多，但我们判断上述电价均为临时电价，因此波动较大。由于目前两河口水库仍未蓄满，公司 22 年仍将在蓄水及发电之间权衡，所以我们认为两河口/杨房沟 22 年利用小时较难完全释放，具体发电情况与两河口水库蓄水安排及 22 年来水情况相关性均较大，预计雅砻江水电 22 年为公司带来归母净

125、利贡献 40.8 亿元。风险提示：来水/两杨发电量/市场化电价上涨不及预期；煤价增长超预期。川投能源川投能源（600674 CH，买入，目标价：买入，目标价：14.18 元元）田湾河电站因大坝治理影响公司业绩，期待两杨发电量释放。田湾河电站因大坝治理影响公司业绩，期待两杨发电量释放。公司 21 年营业收入/归母净利润 12.6/30.9 亿元（低于我们预期的 12.8/33.9 亿元），同比+22.5%/-2.4%；1Q21 营业收入/归母净利润为 1.7/5.6 亿元，同比减少 18.2%/13.7%。公司 21 年 DPS 为 0.40 元，对应派息率高达 57.0%（高于承诺比例 50%

126、）。田湾河水电站仁宗海水库 21 年因大坝治理未蓄水，将影响 2022 年发电量，我们预计 22-23 年归母净利 36.8/38.8 亿元，引入 24 年预测 39.2 亿元。参考可比公司 Wind 一致预期 22 年平均 PE16x，考虑两河口/杨房沟水电站产能释放带来长期价值提升，给予公司 22 年 17x 目标 PE，对应目标价 14.18 元，维持“买入”评级（报告发布日期：2022 年 4 月 21 日）。川投电力促川投电力促 21 年发电量上涨，田湾河水电站负面影响年发电量上涨，田湾河水电站负面影响 1Q22 已显现已显现。公司 21 年完成发电量/上网电量 48.53/47.6

127、4 亿千瓦时，同比增长 13.0%/12.9%，主要系公司控股子公司川投电力于 2020 年 7 月 31 日对所收购的信达水电资产包实现财务并表。公司 21 年归母净利同比下滑主要系：1）田湾河因仁宗海大坝治理导致净利润同比减少 0.5 亿元；2）子公司嘉阳电力资产处置收益减少，净利润同比减少 0.17 亿元。1Q22 公司发电量同比-26.9%，田湾河仁宗海水库 21 年未蓄水导致的枯水期发电量下滑影响已显现。根据公司指引，田湾河 22 年预计同比减少发电量 5-8 亿千瓦时，因此其 22 年营收/净利润或同比减少 1.4-1.8/1.0-1.3 亿元。两河口两河口/杨房沟水电站已全部投产

128、，期待其电量充分释放杨房沟水电站已全部投产，期待其电量充分释放。截至 22 年 3 月 18 日，两河口/杨房沟水电站的 6 台（300 万千瓦）/4 台（150 万千瓦）机组已全部投运。1Q22，两河口/杨房沟发电量分别为 6.87/5.26 亿千瓦时，上网电价 0.460/0.352 元/千瓦时，较 4Q21 的0.333/0.212 元/千瓦时同比增长较多，但我们判断上述电价均为临时电价（波动较大）。由于目前两河口水库仍未蓄满，雅砻江水电 22 年仍将在蓄水及发电之间权衡，所以我们认为两河口/杨房 22 年利用小时较难完全释放，具体发电情况与两河口水库蓄水安排及 22年来水情况相关性均较

129、大，预计雅砻江水电 22 年带来投资收益 37.7 亿元（同比+24%）。风险提示：两河口/杨房沟发电量不及预期；经济下行拖累水电需求。华电国际华电国际（600027 CH，买入，目标价：买入，目标价：4.99 元元）火电业绩反转及参股新能源迅速发展有望带动公司估值修复火电业绩反转及参股新能源迅速发展有望带动公司估值修复。截至 21 年底，公司控股装机 53.4GW，其中火电装机占比超 95%；我们预计公司 21/25 参股新能源权益装机近8.5/23GW，公司 22-24 年归母净利 51/61/67 亿元。采用分部估值法，我们预计 22 年公司参股新能源公司贡献投资收益 29.3 亿元，公

130、司水电/火电归母净资产为 72/239 亿元，参考可比公司 2022E Wind 一致预期 PE/PB/PB 均值 21.5x/2.0 x/0.9x，给予公司参股新能源权益资产/水电/火电目标 PE/PB/PB 15.1x/1.5x/0.7x（新能源折价考虑公司拥有的为参股资产，水电折价考虑与可比公司水电盈利水平有差距，火电折价考虑可比公司拥有控股新能源资产），公司参股新能源权益资产/水电/火电估值为 442/108/167 亿元。扣除永续债持有者权益 225 亿元，公司目标市值 492 亿元，对应目标价 4.99 元，给予“买入”评级（报告发布日期：2022 年 5 月 17 日）。免责声明

131、和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。27 发电发电 2022 年公司火电业绩有望扭亏，辅助服务长远价值值得挖掘。年公司火电业绩有望扭亏，辅助服务长远价值值得挖掘。21 年公司因高煤价出现亏损。22 年，我们预计公司入炉标煤单价同比下降 12%至 967 元/吨，火电上网电价同比增长 12.4%至 0.493 元/千瓦时（含税），因此 22 年公司火电业绩有望扭亏为盈。双碳背景下，火电机组将逐步由发电主力转换为辅助服务提供者，目前火电企业灵活性改造意愿不强主要系调峰补偿力度不足，我们测算在公司拥有 41%火电装机的山东省，不考虑现货市场，假设生命周期 10 年，300MW/600

132、MW 机组在负荷率 40%和 30%时可获得较好收益，南方调峰补偿仍有提升空间。可再生能源重新布局，参股新能源权益资产价值被低估。可再生能源重新布局，参股新能源权益资产价值被低估。21 年，由于集团战略调整，公司新能源发展由控股转变为参股。截至 21 年底，公司持有集团旗下新能源平台 31.01%股权，该平台装机体量与三峡/龙源相当，我们预计其十四五新增风光规模（75GW）高于三峡/龙源，估值应与三峡/龙源并驾齐驱。我们预计公司参股新能源平台 22-24 年将为公司贡献投资收益 29/35/40 亿元（暂假设公司持股该平台比例未来保持不变），即使给予公司参股新能源权益资产 15.1x 22E

133、PE，442 亿元市值高于当前的 377 亿。发展空间大且盈利较有保障的抽水蓄能也系公司未来重要发展方向之一，公司有公司有 4 个项目已经开始进入可研阶段，在个项目已经开始进入可研阶段，在浙江、湖北、湖南和广东，约浙江、湖北、湖南和广东，约 300 万千瓦。列万千瓦。列入国家入国家十四五和十五五十四五和十五五抽蓄抽蓄项目储备和项目项目储备和项目规划规划的规模中的规模中，公司落实开发权的，公司落实开发权的大概有大概有 1002 万千瓦。万千瓦。有助于公司长期价值提升。有助于公司长期价值提升。风险提示：煤价下降/电价上涨不及预期；参股新能源平台发展不及预期；对参股新能源平台的持股比例被稀释风险。国

134、电电力国电电力（600795 CH，买入，目标价：买入，目标价：4.65 元元）传统能源资产盈利稳中有升，新能源规划上调加速转型传统能源资产盈利稳中有升，新能源规划上调加速转型。公司背靠国家能源集团，系集团旗下新能源发展三大主力公司之一。截至 21 年底，公司控股装机 9981 万千瓦，其中火电占比 78%，系我国火电装机规模第二大的上市公司。十三五期间，除几次集团资产整合外，公司盈利稳中有升。我们预计公司 22-25 年归母净利为 62/77/92/115 亿元。根据公司 22年新能源板块归母净利润 17.7 亿元，水电/火电归母净资产 230/398 亿元，参考可比公司Wind 一致预期

135、22E PE/PB/PB 均值 21.4/2.1/0.8x，考虑公司新能源/水电资产盈利较可比公司有一定差距及火电可比公司 PB 一致预期含新能源资产预期，给予公司 22E PE/PB/PB 预期 15/1.5/0.6x，新能源/水电/火电市值 265/345/239 亿元，扣除永续债权益19.95 亿元，目标市值 830 亿元，目标价 4.65 元，给予“买入”评级（报告发布日期：2022 年 6 月 7 日）。火电资产盈利性强，水电资产盈利已明显改善。火电资产盈利性强，水电资产盈利已明显改善。近年来，公司不断优化火电资产布局，火电机组进一步向东中部沿海地区集中。公司背靠集团煤矿产业，21

136、年燃煤成本中关联交易占比高达 83.97%，历史期入炉标煤单价远低于其他同类公司，优异的燃料成本控制能力使得公司火电盈利能力突出，1Q22 公司已完成火电板块扭亏为盈，完成火电板块净利润11.14 亿元。国能大渡河的盈利水平主要由于弃水问题较其他水电龙头公司有一定差异，但 21 年其弃水问题已明显改善，实现归母净利润 20 亿元（19 年/20 年 11/18 亿元），特高压建设保障新增产能消纳，水电市场化电价有望稳步提升，我们预计公司水电板块盈利有望稳中向好。新能源规划大幅上调，有望促使公司估值提升。新能源规划大幅上调，有望促使公司估值提升。截至 22 年 3 月底，公司风电/光伏装机分别为

137、 710.61/54.45 万千瓦，公司预计 22 年全年新投产 484 万新能源装机，大部分将于Q3/Q4 投产。公司十四五规划新能源新增装机 3500 千瓦（风：光=1：4），系此前规划1300 万千瓦的 2.7x。我们预计公司十四五末新能源/清洁能源装机占比达到 29%/41%，新能源发电量/收入十四五 CAGR 将达到 36%/30%。我们测算公司 25 年新能源板块归母净利润 43.6 亿元，归母净利占比将提升至 38%，22-25 年归母净利 CAGR40%。风险提示：煤价超预期及长协煤保障不及预期；煤电电价上涨/新能源发展/大渡河水能利用不及预期。免责声明和披露以及分析师声明是报

138、告的一部分，请务必一起阅读。28 发电发电 图表图表46：重点推荐公司重点推荐公司 目标价目标价 股价股价 市值市值 EPS 市盈率市盈率(x)公司名称公司名称 股票代码股票代码（元（元/股）股）（元（元/股）股）（百万元）（百万元）22E 23E 24E 22E 23E 24E 华能水电 600025 CH 8.30 7.27 130,860 0.39 0.42 0.48 19 17 15 国投电力 600886 CH 13.09 11.25 83,860 0.86 0.89 0.91 13 13 12 川投能源 600674 CH 14.18 13.23 58,293 0.83 0.88

139、0.89 16 15 15 三峡能源 600905 CH 8.12 6.39 182,885 0.29 0.35 0.41 22 18 16 华电国际 600027 CH 4.99 4.74 46,783 0.52 0.62 0.68 9 8 7 国电电力 600795 CH 4.65 4.07 72,591 0.34 0.43 0.52 12 9 8 注：1）股价及市值为 2022 年 7 月 7 日值；2）EPS 均来源于华泰研究预测 资料来源：Wind，华泰研究预测 风险提示风险提示 水电水电市场化市场化电价上涨不及预期。电价上涨不及预期。虽然 2021 年下半年以来水电市场化电价上涨明

140、显，但由于水电发电成本较低，如果需要保障全社会用电成本不大幅上涨，水电电价存在被牺牲可能性。来水不及预期来水不及预期。来水量受天然因素影响较大，故存在不及预期可能，如果来水增长不及预期，将带来水电发电量不及预期。水电新增机组投产不及预期。水电新增机组投产不及预期。截至 2021 年底，我国剩余经济可开发常规水电资源容量仅为 4792 万千瓦，而2030 碳达峰行动方案明确“十四五”、“十五五”期间分别新增水电装机容量 4000 万千瓦左右，新建水电地理位置偏远、自然条件恶劣，水电工程直接建设成本不断增加。此外，耕地占用等税费标准、征地移民投资也大幅增加，水电开发成本增幅显著。成本增加及环保要求

141、等因素或阻碍规划的新增水电装机投产进度。水电站折旧完成时间及带来的折旧额减少水电站折旧完成时间及带来的折旧额减少与预期有偏差风险与预期有偏差风险。我们对雅砻江水电及华能水电折旧进行了拆分推算，由于各公司不同水电站的折旧年限可能存在差异，我们在测算时进行了一定的假设和推测，故测算值与公司实际折旧额可能存在差异。各集团各集团/公司抽水蓄能规划转换为投产装机不及预期。公司抽水蓄能规划转换为投产装机不及预期。目前各集团/上市公司抽蓄规划大多数处于非常前期阶段，且抽水蓄能电站建设需要 5-6 年时间，各集团/公司抽水蓄能规划转换为投产装机存在一定不确定性。抽水蓄能电站盈利不及预期。抽水蓄能电站盈利不及预

142、期。我们目前的抽蓄电站盈利测算系根据发改价格2021633号文，目前各集团/上市公司抽蓄规划大多数处于非常前期阶段，且抽水蓄能电站建设需要5-6 年时间，未来抽蓄电价政策是否改变存在不确定性。免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。29 发电发电 免责免责声明声明 分析师声明分析师声明 本人，王玮嘉、黄波，兹证明本报告所表达的观点准确地反映了分析师对标的证券或发行人的个人意见；彼以往、现在或未来并无就其研究报告所提供的具体建议或所表迖的意见直接或间接收取任何报酬。一般声明及披露一般声明及披露 本报告由华泰证券股份有限公司（已具备中国证监会批准的证券投资咨询业务资格，以下简称

143、“本公司”）制作。本报告所载资料是仅供接收人的严格保密资料。本报告仅供本公司及其客户和其关联机构使用。本公司不因接收人收到本报告而视其为客户。本报告基于本公司认为可靠的、已公开的信息编制，但本公司及其关联机构(以下统称为“华泰”)对该等信息的准确性及完整性不作任何保证。本报告所载的意见、评估及预测仅反映报告发布当日的观点和判断。在不同时期，华泰可能会发出与本报告所载意见、评估及预测不一致的研究报告。同时，本报告所指的证券或投资标的的价格、价值及投资收入可能会波动。以往表现并不能指引未来，未来回报并不能得到保证，并存在损失本金的可能。华泰不保证本报告所含信息保持在最新状态。华泰对本报告所含信息可

144、在不发出通知的情形下做出修改，投资者应当自行关注相应的更新或修改。本公司不是 FINRA 的注册会员，其研究分析师亦没有注册为 FINRA 的研究分析师/不具有 FINRA 分析师的注册资格。华泰力求报告内容客观、公正，但本报告所载的观点、结论和建议仅供参考，不构成购买或出售所述证券的要约或招揽。该等观点、建议并未考虑到个别投资者的具体投资目的、财务状况以及特定需求，在任何时候均不构成对客户私人投资建议。投资者应当充分考虑自身特定状况，并完整理解和使用本报告内容，不应视本报告为做出投资决策的唯一因素。对依据或者使用本报告所造成的一切后果，华泰及作者均不承担任何法律责任。任何形式的分享证券投资收

145、益或者分担证券投资损失的书面或口头承诺均为无效。除非另行说明，本报告中所引用的关于业绩的数据代表过往表现，过往的业绩表现不应作为日后回报的预示。华泰不承诺也不保证任何预示的回报会得以实现，分析中所做的预测可能是基于相应的假设，任何假设的变化可能会显著影响所预测的回报。华泰及作者在自身所知情的范围内，与本报告所指的证券或投资标的不存在法律禁止的利害关系。在法律许可的情况下，华泰可能会持有报告中提到的公司所发行的证券头寸并进行交易，为该公司提供投资银行、财务顾问或者金融产品等相关服务或向该公司招揽业务。华泰的销售人员、交易人员或其他专业人士可能会依据不同假设和标准、采用不同的分析方法而口头或书面发

146、表与本报告意见及建议不一致的市场评论和/或交易观点。华泰没有将此意见及建议向报告所有接收者进行更新的义务。华泰的资产管理部门、自营部门以及其他投资业务部门可能独立做出与本报告中的意见或建议不一致的投资决策。投资者应当考虑到华泰及/或其相关人员可能存在影响本报告观点客观性的潜在利益冲突。投资者请勿将本报告视为投资或其他决定的唯一信赖依据。有关该方面的具体披露请参照本报告尾部。本报告并非意图发送、发布给在当地法律或监管规则下不允许向其发送、发布的机构或人员，也并非意图发送、发布给因可得到、使用本报告的行为而使华泰违反或受制于当地法律或监管规则的机构或人员。本报告版权仅为本公司所有。未经本公司书面许

147、可，任何机构或个人不得以翻版、复制、发表、引用或再次分发他人(无论整份或部分)等任何形式侵犯本公司版权。如征得本公司同意进行引用、刊发的，需在允许的范围内使用，并需在使用前获取独立的法律意见，以确定该引用、刊发符合当地适用法规的要求，同时注明出处为“华泰证券研究所”，且不得对本报告进行任何有悖原意的引用、删节和修改。本公司保留追究相关责任的权利。所有本报告中使用的商标、服务标记及标记均为本公司的商标、服务标记及标记。中国香港中国香港 本报告由华泰证券股份有限公司制作,在香港由华泰金融控股（香港）有限公司向符合证券及期货条例及其附属法律规定的机构投资者和专业投资者的客户进行分发。华泰金融控股（香

148、港）有限公司受香港证券及期货事务监察委员会监管，是华泰国际金融控股有限公司的全资子公司，后者为华泰证券股份有限公司的全资子公司。在香港获得本报告的人员若有任何有关本报告的问题,请与华泰金融控股（香港）有限公司联系。免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。30 发电发电 香港香港-重要监管披露重要监管披露 华泰金融控股（香港）有限公司的雇员或其关联人士没有担任本报告中提及的公司或发行人的高级人员。国投电力（600886 CH）、华电国际（600027 CH）：华泰金融控股（香港）有限公司、其子公司和/或其关联公司在本报告发布日担任标的公司证券做市商或者证券流动性提供者。有关重

149、要的披露信息，请参华泰金融控股（香港）有限公司的网页 https:/.hk/stock_disclosure 其他信息请参见下方“美国“美国-重要监管重要监管披露”披露”。美国美国 在美国本报告由华泰证券（美国）有限公司向符合美国监管规定的机构投资者进行发表与分发。华泰证券（美国）有限公司是美国注册经纪商和美国金融业监管局（FINRA）的注册会员。对于其在美国分发的研究报告，华泰证券（美国）有限公司根据1934 年证券交易法（修订版）第 15a-6 条规定以及美国证券交易委员会人员解释，对本研究报告内容负责。华泰证券（美国）有限公司联营公司的分析师不具有美国金融监管（FINRA）分析师的注册资

150、格，可能不属于华泰证券（美国）有限公司的关联人员，因此可能不受 FINRA 关于分析师与标的公司沟通、公开露面和所持交易证券的限制。华泰证券（美国）有限公司是华泰国际金融控股有限公司的全资子公司，后者为华泰证券股份有限公司的全资子公司。任何直接从华泰证券（美国）有限公司收到此报告并希望就本报告所述任何证券进行交易的人士，应通过华泰证券（美国）有限公司进行交易。美国美国-重要监管披露重要监管披露 分析师王玮嘉、黄波本人及相关人士并不担任本报告所提及的标的证券或发行人的高级人员、董事或顾问。分析师及相关人士与本报告所提及的标的证券或发行人并无任何相关财务利益。本披露中所提及的“相关人士”包括FIN

151、RA 定义下分析师的家庭成员。分析师根据华泰证券的整体收入和盈利能力获得薪酬，包括源自公司投资银行业务的收入。华电国际（600027 CH）、国电电力（600795 CH）、三峡能源（600905 CH）：华泰证券股份有限公司、其子公司和/或其联营公司在本报告发布日之前 12 个月内曾向标的公司提供投资银行服务并收取报酬。国电电力（600795 CH）：华泰证券股份有限公司、其子公司和/或其联营公司预计在本报告发布日之后 3 个月内将向标的公司收取或寻求投资银行服务报酬。国投电力（600886 CH）、华电国际（600027 CH）：华泰证券股份有限公司、其子公司和/或其联营公司在本报告发布日

152、担任标的公司证券做市商或者证券流动性提供者。华泰证券股份有限公司、其子公司和/或其联营公司,及/或不时会以自身或代理形式向客户出售及购买华泰证券研究所覆盖公司的证券/衍生工具，包括股票及债券（包括衍生品）华泰证券研究所覆盖公司的证券/衍生工具，包括股票及债券（包括衍生品）。华泰证券股份有限公司、其子公司和/或其联营公司,及/或其高级管理层、董事和雇员可能会持有本报告中所提到的任何证券（或任何相关投资）头寸，并可能不时进行增持或减持该证券（或投资）。因此，投资者应该意识到可能存在利益冲突。评级说明评级说明 投资评级基于分析师对报告发布日后 6 至 12 个月内行业或公司回报潜力（含此期间的股息回

153、报）相对基准表现的预期（A 股市场基准为沪深 300 指数，香港市场基准为恒生指数，美国市场基准为标普 500 指数），具体如下：行业评级行业评级 增持：增持：预计行业股票指数超越基准 中性：中性：预计行业股票指数基本与基准持平 减持：减持：预计行业股票指数明显弱于基准 公司评级公司评级 买入：买入：预计股价超越基准 15%以上 增持：增持：预计股价超越基准 5%15%持有：持有：预计股价相对基准波动在-15%5%之间 卖出：卖出：预计股价弱于基准 15%以上 暂停评级：暂停评级：已暂停评级、目标价及预测，以遵守适用法规及/或公司政策 无评级：无评级：股票不在常规研究覆盖范围内。投资者不应期待

154、华泰提供该等证券及/或公司相关的持续或补充信息 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。31 发电发电 法律实体法律实体披露披露 中国中国：华泰证券股份有限公司具有中国证监会核准的“证券投资咨询”业务资格，经营许可证编号为：941011J 香港香港：华泰金融控股（香港）有限公司具有香港证监会核准的“就证券提供意见”业务资格，经营许可证编号为：AOK809 美国美国：华泰证券（美国）有限公司为美国金融业监管局（FINRA）成员，具有在美国开展经纪交易商业务的资格，经营业务许可编号为：CRD#:298809/SEC#:8-70231 华泰证券股份有限公司华

155、泰证券股份有限公司 南京南京 北京北京 南京市建邺区江东中路 228号华泰证券广场 1号楼/邮政编码：210019 北京市西城区太平桥大街丰盛胡同 28号太平洋保险大厦 A座 18层/邮政编码：100032 电话：86 25 83389999/传真：86 25 83387521 电话：86 10 63211166/传真：86 10 63211275 电子邮件：ht- 电子邮件：ht- 深圳深圳 上海上海 深圳市福田区益田路 5999号基金大厦 10楼/邮政编码：518017 上海市浦东新区东方路 18号保利广场 E栋 23楼/邮政编码：200120 电话：86 755 82493932/传真：

156、86 755 82492062 电话：86 21 28972098/传真：86 21 28972068 电子邮件：ht- 电子邮件：ht- 华泰金融控股（香港）有限公司华泰金融控股（香港）有限公司 香港中环皇后大道中 99 号中环中心 58 楼 5808-12 室 电话：+852-3658-6000/传真：+852-2169-0770 电子邮件： http:/.hk 华泰证券华泰证券（美国美国）有限公司有限公司 美国纽约哈德逊城市广场 10 号 41 楼（纽约 10001）电话：+212-763-8160/传真：+917-725-9702 电子邮件:Huataihtsc- http:/www.htsc- 版权所有2022年华泰证券股份有限公司