2026.3.23水电行业 "十五五" 展望

要点

• 水风光大基地规模化落地，水电开发向流域上游推进，流域一体化建设模式提升开发经济性与运行稳定性，具备跨周期调节能力的龙头水库凸显竞争优势，行业装机规模与调节能力双重提升。
• 水电资产具备长久期特性，“十五五” 期间部分机组折旧到期带来内生增长，水电企业通过债务优化改善负债结构，经营与财务杠杆协同优化，强化现金流与盈利稳定性。
• 全国统一电力市场体系建设推进，电力资源多维价值由市场反映，水电凭借低发电成本、灵活调节性能及绿色价值，成为兼顾 “能源不可能三角” 的最优电力品种，迎来价值重估与成长空间打开的机遇。
• 行业面临来水波动、电价风险、用电量增速不及预期、环保风险等潜在挑战。

01 装机：“十五五” 水电开发新周期

1.1 水能资源优渥，流域资源是核心竞争力

我国水力资源技术可开发量 6.87 亿千瓦居全球首位，待开发资源量约 2.2 亿千瓦，其中 80% 集中在西南地区；规划的 “十三大” 水电基地总装机规模达 30524 万千瓦，各基地分属不同能源集团开发，金沙江基地规划装机规模居首。2025 年我国常规水电 / 抽水蓄能装机分别为 3.8 亿千瓦 / 6594 万千瓦，水电平均利用小时 3367 小时。

1.2 新增项目向上游推进，水风光储一体化建设

我国除西藏段外的大水电基本开发完毕，剩余在建水电站存在开发难度大、造价成本高、建设周期长等问题，2024-2030 年在建大水电总装机合计 1967 万千瓦，分年度逐步投产。水电开发进入后半程后，水风光储流域一体化建设成为重要特点，同时新建电站造价持续上升，“十四五” 新投装机造价约 1.5 万 / 千瓦，预计 “十五五” 及之后投产装机平均造价或达 2 万 / 千瓦，存量电站凭借折旧到期和财务费用偿还，具备显著成本优势。

1.3 各大水电流域开发梳理

• 金沙江下游 & 长江干流：已投产水电装机分别为 4646 万千瓦、2524 万千瓦，金沙江下游水风光大基地规划新能源装机 1500 万千瓦，2024 年底云南段已投产装机超 300 万千瓦，沿线电站具备不同等级的调节能力。
• 雅砻江：水风光大基地规划装机 7800 万千瓦，水电 + 抽蓄与风光装机各占 3900 万千瓦，2025 年 3 月末已投产水电 1920 万千瓦、风光 169 万千瓦，在建 1079 万千瓦。
• 澜沧江：力争 2030 年水电装机达 2800 万千瓦、2035 年达 4000 万千瓦，上游水风光一体化示范基地加快建设，“十五五” 末初步形成电力外送格局，流域内不同梯级电站调节能力与开发进度各异。
• 大渡河：规划 2030 年水电新投产 300 万千瓦、抽蓄项目投产 150 万千瓦，装机总量达 3000 万千瓦，打造国家级清洁能源示范基地，上游仍有多个电站处于核准或建设阶段。
• 金沙江中游及上游：由原水电基地升级为远期总规模超 5000 万千瓦的水风光一体化示范基地，中游部分电站已投产，上游多个电站处于建设或未核准状态，开发潜力较大。

02 电量：调节能力成为核心竞争力

2.1 来水丰枯波动，受气候周期影响

水电来水受厄尔尼诺、拉尼娜等气候现象及全球气候变暖影响显著：厄尔尼诺年次年长江及江南地区易洪涝，拉尼娜年我国呈 “南旱北涝” 特征；全球气候变暖带来西北地区湿暖化、南方降水极端性增加、青藏高原雪山融水加速等变化，进一步影响流域来水量。2016-2025 年三峡入库、出库流量随气候周期呈现明显波动，汛期流量受气候影响的波动幅度更为显著。

2.2 调节能力成为核心竞争力，联合调度提升利用效率

多年调节大水电资源稀缺，国内仅有两河口、小湾、糯扎渡等少数电站具备多年调节能力，不同流域电站的调节库容与调节等级差异较大。流域联合调度能显著提升水能资源利用效率，长江电力四库联调年均增发电量约 100 亿度，六库联调后增发量达 120-140 亿度；后续澜沧江上游、大渡河上游等龙头电站建成投产后，下游电站利用小时与调节能力将进一步提升。

2.3 产业资金入局，水风光储一体化打造增长新路径

国家出台多项政策推动电力源网荷储一体化和多能互补发展，将水风光一体化基地列为新能源开发消纳重点方向，鼓励依托西南大型水电基地优化配置新能源。以宁德时代为代表的民间资本开始入局流域大基地建设，通过与水电企业设立合资公司参与水电开发，并配套储能系统实现 “水电 + 储能” 协同。水电企业发展一体化项目具备成本节约、提升能源利用小时、优化上网电价等优势，水电与风光的互补特性可有效解决新能源消纳问题。

03 电价：电力市场化改革再定价

3.1 电力市场化改革有序推进

2022 年《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》与 2026 年《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》推动电力市场化改革深化，明确到 2030 年市场化交易电量占全社会用电量 70% 左右，2035 年全面建成全国统一电力市场体系，电力资源的电能量、调节、环境、容量等多维价值将全面由市场反映，同时完善辅助服务市场与容量成本回收机制，补偿灵活调节资源收入。

3.2 水电电价具备成本优势，呈温和上行趋势

水电是我国电价最低的电源品种，2018 年全国水电平均上网电价 0.27 元 / 度，低于全国平均水平，2024 年火电 / 核电 / 水电 / 风光公司平均上网电价分别为 0.47/0.42/0.30/0.53 元 / 度，水火价差扩大至 0.17 元 / 度。“十三五” 期间水电电价平稳，“十四五” 小幅上行，因水电市场化节奏低于其他电源，且部分跨省区送电价格非完全市场定价；随着市场化交易推进，水电的清洁、灵活、低成本特性将推动其电价温和上行。同时水电生产成本显著低于其他电源，2024 年长江电力度电成本仅 0.09 元 / 度，度电毛利与净利具备明显优势。

3.3 辅助服务机制完善，水电价值重估可期

短期水电电价大范围上涨概率较小，但中长期电力市场化交易制度完善后，水电的灵活调节能力有望实现电价上浮，同时辅助服务机制的完善将为水电带来额外收益。碳中和背景下，大水电资源的稀缺性凸显，且各流域水电开发相互独立无内部竞争，极端气候下调节能力的重要性进一步提升；水电作为长久期、稳现金流资产，匹配低利率环境下长期持有、稳定分红的市场诉求，电力市场化将重塑水电估值，推动行业价值重估。不同电源在 “十五五” 期间呈现不同发展趋势，水电装机增量有限，但电价微增且有望获得绿电相关收入。

04 价值属性：经营为基支撑扩张，降本增效释放利润

4.1 水电资产具备长久期特性，盈利表现分化

水电大坝主体结构设计寿命超百年，远超传统能源与多数工业资产，石龙坝、胡佛水坝等实例证明水电站可长期稳定运营并创造价值。2024 年主要水电公司度电收入、成本与净利存在分化，长江电力、雅砻江水电度电毛利较高，川投能源因纳入雅砻江权益电量度电净利表现突出，湖北能源、国投电力因火电占比高导致度电收入和成本偏高。

4.2 折旧到期释放利润，融资成本下行改善财务结构

水电公司平均折旧年限约 20 年，远低于电站实际运营年限，2021-2023 年华能水电、黔源电力等已有电站折旧到期释放利润，长江电力三峡机组预计 “十五五” 期间迎来折旧到期周期。水电企业通过借新还旧优化债务结构，在 “十四五” 对外投资规模上升的背景下，资产负债率与财务费用率实现平稳改善，综合融资成本显著下行。

4.3 杠杆协同优化，现金流支撑业务扩张

水电企业的经营杠杆与财务杠杆实现协同优化：经营杠杆依托高固定成本结构，通过优化调度实现规模效应，推动经营现金流增长；财务杠杆在降息周期与现金流改善背景下，通过债务置换降低融资成本，使财务费用增速低于收入增速。2022-2024 年主要水电公司的经营、财务与总杠杆呈现不同变化趋势，龙头企业杠杆结构更为稳健。同时，主要水电公司经营活动现金流整体稳定，为投资活动提供资金支撑，各公司在投资、筹资现金流及现金余额变化上存在差异，反映出不同的发展布局与资金管理策略。

05 穿越周期：水电长期回报率表现亮眼

2018 年以来，水电板块累计回报表现出较强的抗周期特性：在大盘下行及震荡期间，水电板块获得显著相对收益；在大盘上行期间，水电板块虽累计回报略低于万得全 A，但仍实现显著正收益，体现出水电行业穿越市场周期的能力，长期回报率表现亮眼。同时 “十五五” 期间水电行业短中长期成长逻辑清晰，短期水风光大基地落地推动装机与调节能力提升，中期内生增长与协同增效强化盈利稳定性，长期电力市场化与双碳目标驱动行业价值重估。

06 风险提示

• 来水波动风险：水电发电量高度依赖流域来水，枯水期会导致企业业绩下滑，洪水则会增加电站安全运行的风险。
• 电价风险：水电电价定价及输配电价可能受政策调整、市场变化等因素影响，存在电价下调的不确定性。
• 用电量增速不及预期风险：宏观经济波动等因素可能导致全社会用电量增速未达预期，影响水电消纳与发电收益。
• 环保风险：环保法规政策的修订与落实，可能使电力行业环保监管进一步趋严，增加水电企业的运营与环保成本。