核心观点：
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流域研究框架——装机规划、发电能力、电价的三要素框架。我们在
此前的电量测度模型中针对短期的来水波动进行量化，分析带来的业
绩影响。但长期来看电量波动会被平滑，若我们以一个流域的角度来
分析水电，其资产质量和成长性是重中之重。因此我们提出流域的三
要素研究框架：(1)装机规划：决定流域未来各期的成长性，结合单
位投资随时间和建设难度的提升，也将影响折旧、财务费用和资产负
债率节奏；(2)发电能力：取决于流域资源禀赋，由水头和流量决定
发电量，由所在地的电力供需影响电量上网；(3)电价：水电站个体之间的电价区别较大，大体可分为市场化和非市场化电价，非市场化电价普遍更高，但当前云南、四川市场化电价呈稳中有升趋势。此外，调节电站横跨上述三要素，对流域的发电能力、平均电价均有增益。以大渡河为例，电站将进入投产高峰期。大渡河是全国十三大水电基地之一，规划装机27GW,国能大渡河拥有其中18GW开发权，已投
产11.1GW,18-20年年均净利润16.55亿元。从装机规划来看，在建双江口等四座电站(装机共3.52GW)将于25年前后投产，测算年调节电站双江口可增发电量35亿千瓦时，四座电站投产后可增加净利润
7.80亿元。此外投产节奏导致22年末国能大渡河负债率高达77%,伴随电站投产后资本开支减少，负债率和财务费用均将进入下行通道。川渝特高压加速建设，大渡河弃水有望优化发电能力。2022年四川省弃水电量166亿千瓦时，大渡河电站均为省调电站，市场化比例高，也是四川省弃水的主要流域，导致利用小时数和电价较低，水电度电盈利低于行业龙头。川渝特高压预计十四五末投产，提升川西送电能力，双江口投产亦可缓解弃水压力，在特高压额外减少弃水25亿千瓦时的情况下，预计可提升净利润4.17亿元。引大济岷工程开工，投产后将从泸定水电站引水15亿方，我们测算将影响净利润3.22亿元。丰枯调节提升综合电价，远期市场化改革有望提价。目前四川省丰枯
期电价差值可达0.1~0.2元/千瓦时，伴随双江口投产通过丰蓄枯发可实现综合电价提升，特高压外送重庆也可获得更高电价。此外，当前四川市场化电价较标杆电价平均折价约7分/千瓦时，测算省内电价提升1分/千瓦时，国能大渡河净利润可提升2.91亿元。
关注资产质量出色、具备成长空间的水电龙头。重点推荐(1)国电电力：长协煤比例高，火电盈利稳定，持有国能大渡河80%股权，水电
成长性出色；(2)川投能源：持有雅砻江水电48%股权和国能大渡河20%股权，雅砻江两河口联合调度增发效益持续释放，锦官送苏电价机制完善，流域水风光一体化基地加速建设，大渡河电站即将投产。
风险提示。来水波动；上网电价调整；电站建设不及预期等。我们在《水电行业研究框架：电量测度新模型——来水改善、量价齐升》中提出水电行业通用的研究框架，并对其中的电量建立模型进行重点测算和分析，然而虽然短期的来水波动会导致水电电量和业绩的波动，但长期来看，电量总在均值附近波动，更需关注的是装机、调度、电价等中长期因素，因此我们再次提出针对流域的研究框架，对比不同流域的主要成长逻辑。
从流城的视角出发，我们提出三要素进行对比，第一发电能力，主要由流域的资源禀赋决定，水头和流量决定发电量，所在地的电力供需影响电量上网；第二装机规划，决定流域未来各期的成长性，同时水电的单位投资随时间和建设难度逐渐提高，也将影响与投资额相关的折旧和财务费用；第三电价，水电站个体之间的电价区别较大，根据所在地政策要求，大体可分为市场化和非市场化电价，非市场化电价普遍高于市场化电价，但云南、四川市场化电价呈稳中有升趋势。调节电站是流城上
的重点电站，对流城的发电能力、平均电价均有增益。
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