水电行业专题报告：蓄能水库的电量库存

水电行业专题报告：蓄能，水库的电量库存一、吨水发电量与蓄水量——计算蓄能的两大指标蓄能=吨水发电量×发电用水。长江电力近日发布公告，称10月20日已完成年度蓄水任务，蓄能达338亿千瓦时。那么何为蓄能呢？蓄能是指水库静态状态下，囤积的水的发电能力，可以理解为库存电量的概念。因此在计算蓄能之前，我们首先要明确吨水发电量和发电用水的计算方法。（一）吨水发电量——水量和发电量的桥梁吨水发电量是计算蓄能的中间指标，既可以计算发电量，还可以用来对比水电站的发电效率。我们有两种方法可以计算吨水发电量，分别是直接法和间接法：（1）直接法：吨水发电量=9.81×水头×发电效率，其中水头是动态变化的，发电效率变化较小可视为定值，由于计算水头需要的下游水位和发电效率均不易得，直接法较难计算吨水发电量，但我们此前发布两篇报告搭建了水电发电量的测算模型，可以实现水头和发电效率的误差相互抵消，从而可计算吨水发电量。（2）间接法：吨水发电量=发电量/发电用水量。我们可以用公司实际披露的发电量和对应时间内的出库流量计算吨水发电量。因此，吨水发电量与水头高度正相关。我们观测到调节性越强水位变化越大的电站吨水发电量的波动幅度越大。我们统计调节性电站溪洛渡2019年至今吨水发电量并取均值，其范围在0.45-0.54度/m³之间波动，而非调节性电站的锦屏二级的吨水发电量多年维持在0.7度/m³左右。结合以上两种计算方法，我们计算长江电力和雅砻江水电各电站的吨水发电量。长江电力的六座电站中，溪洛渡、向家坝、三峡、葛洲坝运营时间较长，我们计算2019-2022年四年时间内每个月的平均吨水发电量，代表其季节性水头变化导致的吨水发电量差异；由于乌白投产时间较晚，加上2022年来水异常偏枯情况，两者吨水发电量的变化与正常年份略有不同，以白鹤滩为例用直接法计算吨水发电量，白鹤滩上游水位765~825米，下游水位595~600米，其水头变化在175~225米之间，则吨水发电量约为0.453~0.582度/立方米。同理我们可以计算雅砻江水电各电站的吨水发电量。（二）水位库容方程——可完成从水位-蓄水量-发电用水的转换水库的水位可以衡量当前来水的恢复程度，水库的蓄水量也代表着未来的发电能力。以三峡电站为例，其水位在175米（正常蓄水位）到145米（死水位）之间周期性变化，蓄水量在393亿m³到171亿m³之间起伏，即可建立水位和蓄水量的转换方程，类似的，对于部分水位数据缺失的电站，也可以将蓄水量转换为水位（例如云南省水电站）。通过带入数据，我们可以拟合得出水电站的库容方程，进而通过水位的绝对变化，即可得到发电用水。二、蓄能测算——枯水期的电量保障（一）长江电力——10月末蓄能同比偏高约51亿千瓦时水库当前水位至死水位之间的蓄水量能转化为的电量即为蓄能值，代表水电站在当前时点的“电量库存”。自上而下看电站的蓄能，电站的蓄水在放出后可以依次流经下游电站发电，以长江电力六座水电站为例：乌东德的蓄能=乌东德可调节蓄水量×乌东德及以下6座电站吨水发电量之和白鹤滩的蓄能=白鹤滩可调节蓄水量×白鹤滩及以下5座电站吨水发电量之和溪洛渡的蓄能=溪洛渡可调节蓄水量×溪洛渡及以下4座电站吨水发电量之和以此类推…10月18日长江电力发布公告称“预计10月20日完成2023年度蓄水任务，总可用水量（指水库死水位之上的水量）达410亿立方米，蓄能338亿度。”由于蓄能公告并非定期发布，而我们日度跟踪长江电力六座电站的水情数据，以水位数据为起点，可以计算吨水发电量和蓄水量，从而计算蓄能。我们计算长江电力10月20日可调蓄水量为411.42亿m³，对应蓄能337亿度，与公司披露的可用蓄水量和蓄能基本一致。基于此，我们可以获得高频连贯的蓄能数据，对于跟踪和研究更有参考价值。水电的发电量对应动态时段，蓄能则对应静态时点。从可调蓄水量来看，截至10月20日，测算长江电力六座电站可调蓄水量共计411.42亿m³（死水位以上的水量），2022年同期为238.95亿m³，同比增长72.2%。其中三峡电站的增幅最为显著，同比增加164.1%，彰显三季度的来水改善，不仅体现在已完成发电量上，同样体现在存量的蓄水量上。蓄能方面，10月20日，长江电力六座电站蓄能共计336.92亿度，2022年同期为247.29亿度（同比+89.64亿度/同比+36.2%），保障了四季度及明年上半年的发电量。10月末六座电站蓄能共计333.25亿度，2022年同期为282.08亿度（同比+51.18亿度/同比+18.1%）。进一步地，若六大电站均蓄满水，长江电力蓄能有望达到365亿度，较10月末蓄能再增加31.29亿度（增幅9.4%）。后续在关注水电发电量的同时，亦应将其蓄能，即“电量库存”的同比变化作为参考指标。（二）雅砻江水电——10月末蓄能同比偏高约35亿千瓦时雅砻江调节性较强的主要是三大电站，两河口、锦屏一级和二滩，在计算蓄能时基本我们暂时仅考虑这三大调节电站。截至10月末，测算雅砻江水电三大调节电站可调蓄水量共计118.94亿m³（死水位以上的水量），2022年同期为115.05亿m³，同比增长3.4%，其中两河口电站增加28.10亿m³，锦屏一级和二滩电站可调蓄水量分别减少18.75、5.46亿m³。测算雅砻江水电三大电站10月末蓄能共计238.30亿度，2022年同期为202.91亿度(同比+35.38亿度/同比+17.4%)，保障了雅砻江水电四季度及明年上半年的发电量。两河口电站当前蓄水分位点为95%，若三大电站均蓄满水，雅砻江水电蓄能有望达到294亿度，较当前时点蓄能再增加55.64亿度（增幅23.3%）。（三）全流域蓄能——流域联合调度视角下的广义蓄能第二部分我们从蓄水的角度计算蓄能，衡量其未来可发电量的多少，还可以从水电站的角度出发，对于单一水电站来说，其上游所有水库的蓄水都将在未来放出流经该电站，转换为该电站的发电量即为该电站蓄能。而上游投产的电站越多、蓄水量越大，该电站的蓄能值越高，发电量更有保障。以三峡电站为例，上游包括金沙江中游、雅砻江、金沙江下游、岷江（含大渡河）、嘉陵江、乌江等，我们在计算三峡电站的蓄能时，可理解为将上游所有电站（尤其是调节电站）从当前水位放水至死水位（比如乌白溪向四座电站从正常蓄水位放至死水位后能向下游补水208亿m³），累计的补水在当前的吨水发电量下能转化为的电量就是蓄能值，也代表着三峡电站未来的发电能力。以乌东德电站为例，可调度蓄水量等于上游的金沙江中游以及雅砻江流域9座电站的可调度蓄水量之和，2023年10月末乌东德可调度蓄水量为158.76亿m³，同比增加10.68亿m³，以此类推计算长江电力六座电站2023年10月末的蓄能为624.83亿度，同比+11.1%，各电站蓄能都有不同程度的增幅。在计算长江电力的蓄能时，全流域蓄能计算考虑了其余电站对长江电力的影响，例如两河口电站今年蓄水量同比增幅较大，也将增加长电六座电站的蓄能。至此，我们用两种方式计算了长江电力及雅砻江水电的蓄能（雅砻江水电两种方式结果一致），两种方式的蓄能的走势基本一致，都可以用来判断蓄能同比的情况。区别有两点，一是第一种方式仅考虑公司自有的电站，第二种方式涵盖了流域其他电站的影响，蓄能的变动更大且涵盖的信息更全面；二是第一种方式更具备时效性，只需要长江电力六座电站的水位数据（同时可以获得日频数据），而第二种方式需要长江水文网月度披露的蓄水量数据，计算结果会有滞后性。从多年同期来看，2018-2020年长江上游年末可调蓄水量均值为438亿m³，2021年由于多座电站投产蓄水，新增可调蓄水量约65亿m³，2021年末长江上游的可调蓄水量达488亿m³。2022年长江流域来水偏枯，三峡电站可调蓄水量同比减少100亿m³，溪洛渡同比减少30亿m³，在白鹤滩新增可调蓄水54亿m³的情况下，长江上游可调蓄水仍仅413亿m³。但我们同时看到，在乌白投产后长江电力年末蓄能大幅提升，乌东德和白鹤滩属于上游电站，上游电站的所有可调蓄水均可依次流经下游电站，转换为发电量，因此乌白除自身发电外，能提升长江电力六座电站整体的蓄能，弥补22年其余电站自身蓄水不足的劣势，22年末长江电力六座电站的蓄能达479亿度。蓄能计算的核心逻辑在于上游电站的放水能流经下游所有电站依次贡献发电量，2022年三峡水库的自身可调蓄水仅78亿m³（18-20年均值为210亿m³），仅考虑三峡电站，这部分蓄水与18-20年的差值对应的蓄能减少32亿度，但由于上游乌东德投产、白鹤滩新增蓄水抵消部分影响，2022年末三峡电站累计上游可调蓄水413亿m³，蓄能仅同比减少18亿度。2022年末长江电力蓄能的同比提升也使得公司在一季度发电量同比增长，但后续的来水偏枯仍然会导致发电量下滑。（四）蓄能集中于枯水期释放，看好枯水期利润提升根据四川省水文水资源勘测中心数据，雅砻江2018-2022年年均来水量约590亿立方米，在锦屏一级和二滩的调节下，雅砻江在1-4月份的来水量基本稳定在30-40亿立方米，2022年3月两河口完全投产，其调节库容达65.6亿立方米，约为枯水期两个月来水量，近两年两河口增加的蓄水量成为雅砻江各电站在1-4月的来水增量。从雅砻江各月的来水量来看，2018-2022年枯水期12月-次年4月的总来水量为165亿立方米，丰水期6-10月总来水量360亿立方米，两河口65.6亿立方米的调节库容可以平滑丰枯水期131亿立方米的差值，使雅砻江丰枯水期的发电量更加平衡。若观测雅砻江流域各部分的来水量，呈现越下游流量越大的趋势，中游龙头水库两河口22年的来水量为213亿立方米，下游二滩的来水量为453亿立方米，两者差值超两倍，对比四川省水利厅公布的雅砻江来水量数据，仍大于二滩的来水量，表明该数据所代表的来水量是雅砻江最下游的来水量。两河口65.6亿立方米的调节库容可完全调节其自身的来水，平衡各月的发电量，对下游亦有较强的调节能力。以过去一年长江电力和雅砻江水电的蓄水量及蓄能变化为参考，可以发现，9月和10月是一年中主要的蓄水时间，从11月到次年5月是放水时间，在2022年11月份到2023年5月这6个月时间里，长江电力共释放蓄水量205亿方，释放蓄能240亿度，各月分别释放蓄能3.91、34.58、52.47、70.94、38.28、-1.13、40.50亿度，从占比来看，11-12月份占比16.1%、23Q1占比67.5%、4-5月占比16.4%。从雅砻江的情况来看，在2022年11月份到2023年5月这6个月时间里，三大水库共释放蓄水量106亿方，释放蓄能190亿度，各月分别释放蓄能8.37、15.51、34.50、40.91、49.52、40.30、0.74亿度，从占比来看，11-12月份占比12.6%、23Q1占比65.8%、4-5月占比21.6%。三、水位恢复——高水头下的电量增发（一）测算23M6-10长江电力提高水头同比增发电量约60亿度与蓄能恢复相伴而生的，是水电站水位的同比提升，在同等流量的情况下具有更高的发电效率。今年汛期三峡水位同比偏高已有体现，与往年不同的是，今年三峡在汛期的最低水位提高至150米，较往年的145米高出5米，偏高的约5米水头带动三峡发电量提升。本文我们是以吨水发电量和蓄能为核心，使用吨水发电量测算增发电量。由于△吨水发电量=9.81×△水头×发电效率，将水头的提高对应到吨水发电量的增加上，再乘以发电用水就可以得到增发电量。23M6-10三峡平均水位较2022年同期抬升10.81米，对应吨水发电量同比提高0.027度/m³，而23M6-10三峡发电用水量为1926亿立方米，则因为水头提高三峡发电量同比增加52.79亿千瓦时，23M7-9三峡发电用水量为1213亿立方米，三季度因为水头提高三峡发电量同比增加33.25亿千瓦时。若此后三峡汛期均保持23年的水位走势，则相较以往平均年份增加发电量约31亿千瓦时，且在来水越好的情况下（流量越高发电用水量越大），增发效益越明显。测算方式如下：（1）分别计算6-10月三峡和葛洲坝的水位平均值，差值为三峡6-10月的平均水头；（2）吨水发电量=9.81×水头×发电效率，此处三峡的发电效率取92.6%；（3）由于我们只计算水位抬升对于发电量的增效，因此假设19-22年的流量与23年一致，即每年6-10月的发电用水量均为1926亿m³，发电用水量=出库流量×时间；（4）可计算在同等流量不同水位下的发电量，并分别比较两种情形下水位抬升的增效：可见23年三峡的水位相较19-22年均值+6.38米/发电量+30.99亿千瓦时/发电量增幅7.1%；同比去年三峡水位+10.86米/发电量+52.79亿千瓦时/发电量增幅12.8%，占汛期总发电量的11.3%。同理，我们将溪洛渡和向家坝水头的抬升转为吨水发电量的变化，得到23M6-10溪洛渡和向家坝的吨水发电量分别为0.495、0.262度/m³。其中溪洛渡23M6-10发电用水量为555亿立方米，因水头提高溪洛渡发电量同比增加6.82亿千瓦时，占23M6-10溪洛渡发电量的2.5%，对应发电量增幅为2.6%。向家坝电站的调节性较弱，调节库容仅9亿立方米，因为其水位变化并不多，2023年水位略有提升，对应较少的发电量增益。综上，三峡、溪洛渡、向家坝在23年的水位走势下，相较19-22年合计增发电量35.61亿千瓦时，占23年6-10月三座电站总发电量4.9%，增幅5.2%。同比22年能增加发电量59.92亿千瓦时，占23年6-10月三座电站总发电量6.8%，增幅7.3%。由于2023年汛期来水仍然偏枯的情况，采用6-10月的发电用水量计算出的增发电量属偏低的情况。因此我们进一步考虑在19-22年平均流量的条件下水头抬高带来的增益，对三大电站发电用水量和水头变化进行敏感性测算。2019-2022年汛期，三峡平均发电用水量2694亿立方米，23M6-10相比2019-2022水头偏高6.38米，三峡可增发电量43.34亿千瓦时；同理，溪洛渡可增发电量3.36亿千瓦时，向家坝可增发电量3.13亿千瓦时。因此，如果是过去四年平均的流量水平下，长江电力23年汛期抬高水头能较正常年份增发电量约50亿千瓦时，且流量越高增发效益越明显。（二）测算23-24年枯平水期长江电力水位提高同比增发电量约73亿度在当前时点，三峡水位已蓄至到174米（于10月20日完成蓄水任务），此后11月-次年5月将逐渐下降至150米（预期不再降至145米），假设水位均匀变化，则23M11-24M5（枯平水期）三峡平均水位较2022年同期抬升12.07米，对应吨水发电量同比提高0.03度/m³，测算在19-22年平均自然来水量1374亿立方米下（自然来水量=发电用水量-本电站及上游水库蓄水变化量，下同），因为水头提升，23M11-24M5三峡电站同比可增发电量41.83亿千瓦时。由于2022年来水偏枯，22M11-23M5三峡始终存在水位偏低蓄能不足的情况，因此23M11-24M5与去年同期相比，由于水位恢复可显著增发电量。但极端枯水年发生的概率较低，因此我们同样测算了若死水位提高5米（即枯水期末水位仅降至150米）对于整个枯平水期水头的提升，以及对应的发电增益，23M11-24M5三峡这部分增加的发电量为13.99亿千瓦时，从多年来看都是有保障的。同理，23M11-24M5（枯平水期）溪洛渡平均水位较2022年同期抬升15.61米，对应吨水发电量同比提高0.039度/m³，而19-22年枯平水期溪洛渡自然来水量为419亿立方米，则高水头运行下溪洛渡预计较22年增发电量16.27亿千瓦时。向家坝的调节性较弱，水位变化不大，23M11-24M5向家坝平均水位较2022年同期抬升2.14米，对应吨水发电量同比提高0.006度/m³，而19-22年枯平水期向家坝平均发电用水量为428亿立方米，则同比高水头运行下向家坝预计较22年增发电量2.37亿千瓦时。除三峡、溪洛渡、向家坝三座电站外，乌东德电站在23年上半年同样存在蓄能不足水位偏低的现象，因此，我们测算23M11-24M5乌东德平均水位将较22年同期抬升12.30米，对应吨水发电量同比提高0.032度/m³，而21-22年枯平水期乌东德平均发电用水量为386亿立方米，则高水头运行下乌东德预计较22年增发电量12.17亿千瓦时。综上，在长江电力目前水位恢复蓄能充足的前提下，展望23M11-24M5的发电量，假设来水为多年均值状态，仅考虑高水位带来的影响，则相较19-22年发电量均值增加27.05亿千瓦时，同比22年能增加发电量72.63亿千瓦时。我们在第二部分蓄能的计算中，做了吨水发电量不变的假设，实际上蓄水有增量的同时，也将在更高的水头上发电，所以我们同时考虑蓄水量增加和吨水发电量提升，可额外增发电量5.06亿千瓦时，作为增补项。至此，我们完成了对第一部分蓄能的测算，10月末长江电力蓄能同比提升51.18亿度；第二部分抬高水头增发电量的测算，未来7个月长江电力由于水头提升可增发电量72.63亿度；；以及第三部分新增的蓄水高水头下额外增发电量计算，这部分增发电量为5.06亿度。将三部分效益叠加在一起，在蓄能增加和水位提升的共同影响下预计长江电力23M11-24M5可同比增发电量128.9亿度。若以2022同期发电量测算，则相对22M11-23M5发电量增幅为10.5%。四、重点公司分析（一）长江电力：来水好转业绩大增，蓄能恢复增发电量可期来水修复业绩大增，高水位增发效益显现。根据公司经营公告，三季度长江及金沙江来水同比偏丰，公司六座电站发电量1001亿千瓦时（同比+22.8%），溪向三葛四座电站发电量同比+19.6%；我们测算10月末公司蓄能同比增加约51亿千瓦时，一方面高蓄能将为枯水期发电量提供保障，另一方面高水头将带来发电增量。此外，六库联调增发效应尚未完全释放，期待来水正常情况下增发电量超预期。根据公司2022年年报，未来公司依靠水电机组扩容、流域联合调度、水风光储等，长期仍有成长空间，（1）扩容：溪向、葛洲坝正推进扩机增容工作；（2）调度：六库联调增发效应释放，上游两河口、龙盘电站建成后将进一步增发电量；（3）风光：主导开发金沙江下游水风光储一体化基地、大比例参股内蒙古风光大基地项目；（4）抽蓄：已锁定30~40GW项目资源。水电龙头仍有成长空间。（5）成本：折旧到期、财务费用下降释放利润。（二）华能水电：四川水电公司并表，来水好转Q3业绩大增来水转丰、成本优化，Q3归母净利润同比大增47.4%。根据公司经营公告，三季度澜沧江流域来水同比偏丰4-7成，但由于上半年来水偏枯2.5成、年初水库蓄能减少61.37亿千瓦时，前三季度公司完成发电量828.59亿千瓦时（同比-5.81%），若剔除四川水电公司，原电站单Q3水电发电量同比+25.5%。根据昆明电力中心数据，23年云南省限制水电电价涨幅，21、22年云南省内电价分别同比提升约10%，预计23年省内电价基本持平，24年起省内电价将重新打开增长空间。根据公司财报和四川公司资产评估报告，公司现有水电装机25.6GW，托巴电站（1.40GW）预计24年投产、硬梁包水电站（1.12GW）预计25年投产，完全投产公司水电装机将达28.12GW，同时公司在澜沧江上游仍有储备水电。根据公司投资公告，公司在流域周边规划光伏装机10GW，上半年新增投产0.8GW，伴随组件价格回落，公司光伏建设有望加速推进。（三）国投电力：水火风光盈利共振，三季度业绩超预期水火风光盈利共振，Q3业绩超预期。根据公司经营公告，5-7月雅砻江来水转枯，23Q1-3公司水电发电量695.54亿千瓦时（同比-7.9%），其中Q3发电量同比-7.4%，但电