工程概况 - 金沙江上游至湖北±800千伏特高压直流输电工程实现全线贯通，是世界海拔最高的特高压直流输电工程 [2] - 工程全长1901公里，横跨西藏、四川、重庆、湖北4省（区、市） [2] - 工程送端汇集金沙江上游水电和新能源，受端接入华中特高压交流骨干网架 [2] 工程四川段 - 四川段全长976.4公里，建设难度最大的川西段途经林区覆盖率超70%、最大坡度超40度的陡峭山地 [2] - 最高塔位海拔接近4800米，是目前世界上海拔最高的特高压铁塔 [2] - 累计架设施工索道300余条，提升山地施工运输效率 [2][3] 工程意义 - 工程是我国"西电东送"大动脉之一，首条大容量水光互补的纯清洁能源跨区外送直流通道 [2] - 建成后年输送电量可达400亿千瓦时 [2] - 全线贯通是工程建成的先决条件，目前正加速推进换流站和线路消缺调试 [3]

跨区域输电工程发展 - 两条"晋电下江南"跨区输电通道累计向长三角输送电量6028亿千瓦时，相当于江苏省4500余万家庭5年用电量 [1] - 500千伏阳淮输变电工程于1997年投运，年输送电量超100亿千瓦时，占当时江苏省全社会用电量13% [3] - ±800千伏雁淮特高压直流工程2017年投运，新增跨区输电能力800万千瓦 [3] 新能源电力输送 - 山西省新能源装机达6189.5万千瓦，占全省发电装机50%，绿电通过雁淮直流特高压线路输送至长三角 [4] - 2024年雁淮直流输送电量526.3亿千瓦时，其中新能源占比30% [6] 长三角电力基础设施 - 长三角地区建成13条特高压工程，为全国最密集区域 [6] - 江苏已建成5条特高压，区外来电1600亿千瓦时/年，占全省用电量18% [6] - 江苏规划"十五五"期间将区外受电能力从4500万千瓦提升至5000万千瓦以上，并推动锡泰直流配套332万千瓦电源落地 [6]

金沙江上游巴塘水电站首台机组并网发电 金十数据5月15日讯，位于金沙江上游的国家"十四五"规划重大工程，华电金上巴塘水电站首台机组经 过72小时试运行后，正式并网发电。巴塘水电站位于四川省和西藏自治区交界的金沙江干流，是"西电 东送"接续基地——金沙江上游清洁能源基地的重要支撑项目。电站总装机容量75万千瓦，年平均发电 量33.75亿千瓦时，可供应175万个家庭一年的用电量。 （央视新闻） ...

发行基本情况 - 中信证券担任华能水电2024年度向特定对象发行A股股票的保荐人及主承销商 [1][2] - 本次发行类型为上市公司向特定对象发行A股股票 [5] - 发行对象为不超过35名特定投资者，采取竞价方式确定发行价格 [25] 公司概况 - 华能水电主营业务为水力和新能源发电项目的开发、建设、运营与管理，主要收入来自发电销售收入 [7] - 截至2024年末，公司已投产控股装机容量3,100.85万千瓦，其中水电装机3,087.15万千瓦（占比99.56%），新能源装机13.70万千瓦（占比0.44%） [7] - 控股股东为中国华能集团有限公司，持股比例50.40%，实际控制人为国务院国资委 [7] 财务数据 - 2024年营业收入2,488,160.69万元，同比增长6.06%；净利润891,173.11万元，同比增长8.11% [12] - 2024年末总资产21,460,712.34万元，资产负债率63.11% [12] - 2022-2024年经营活动现金流量净额均超170亿元，2024年达1,755,380.20万元 [12] 募集资金用途 - 募集资金总额不超过60亿元，全部用于RM水电站和TB水电站建设项目 [28] - RM水电站是澜沧江上游控制性龙头水电站，TB水电站装机容量140万千瓦 [29][32] - 项目投产后主要送电至粤港澳大湾区，缓解区域电力供需矛盾 [30][32] 行业背景 - 2024年全社会用电量9.85万亿千瓦时，同比增长6.8%；全国发电装机容量334,862万千瓦，同比增长14.6% [40][41] - 非化石能源消费比重目标：2025年达20%，2030年达25% [42] - 澜沧江梯级水电是我国十三大水电基地之一，"西电东送"战略重要组成部分 [29] 项目必要性 - RM水电站建成后可提高下游梯级水电站补偿效益，增强流域整体发电效率 [31] - TB水电站是"西电东送"南通道重要电源，支持云南省桥头堡建设战略 [32] - 两个项目年均节约标煤超300万吨，减排二氧化碳约800万吨，符合"双碳"战略目标 [42] 发行合规性 - 发行价格不低于定价基准日前20个交易日股票均价的80% [26] - 认购股份自发行结束之日起6个月内不得转让 [27] - 已获得国资监管单位批复及股东大会审议通过 [21][22]

叶巴滩水电站工程进展 - 叶巴滩水电站大坝成功取出38.10米混凝土芯样 打破国内同类坝型取芯纪录 相当于12层楼高 [1] - 芯样贯穿13个浇筑单元 12层水平施工缝面 80个浇筑坯层 直径245毫米 表面完整光滑 骨料分布均匀 层间结合优良 [2] - 大坝采用混凝土双曲拱坝设计 最大坝高217米 为国内在建海拔最高双曲拱坝 [2] 项目技术与建设管理 - 项目团队开发智能浇筑 智能温控 智能灌浆等数字管理平台 应用全坝中热水泥混凝土施工温控技术 特高拱坝大体积混凝土质量控制技术 [4] - 场址昼夜温差达60.6℃(最高37.1℃至最低-23.5℃) 通过技术手段克服混凝土裂缝难题 [4] - 采用平移式缆机进行大坝芯样吊取作业 [6] 项目战略定位与效益 - 总装机容量224万千瓦 为金沙江上游川藏段规模最大水电站 [2] - 国家"十四五"规划重大工程 西电东送接续基地和西南水电基地建设核心项目 [6] - 首批机组2025年底投产 全面建成后年发电量102.05亿千瓦时 年节约标煤399万吨 减排二氧化碳737万吨 [6]

工程概况 - 陇东—山东±800千伏特高压直流工程竣工投产，是我国首个"风光火储一体化"大型综合能源基地外送工程 [1] - 工程起于甘肃庆阳换流站，止于山东东平换流站，输电距离915公里，总投资202亿元 [4] - 采用±800千伏额定电压、800万千瓦额定容量的"双八百"特高压直流输电技术 [4] 技术突破 - 成功研制基于自主化拓扑的换流变有载调压分接开关和基于全国产芯片的直流控制保护等"卡脖子"装备 [7] - 形成标准化文件550余套、典型设计图纸5500余张，制修订国际标准1项，行业标准9项，企业标准100项 [7] - 国家电网已建成投运"22交17直"39项特高压工程，形成全球最大规模特高压输电网络 [7] 能源配置 - 配套电源1450万千瓦，其中新能源1050万千瓦，首次在送端基地配置储能105万千瓦 [4] - 每年向山东输送电能360亿千瓦时，相当于1千万户家庭1年用电量 [4] - 可减排二氧化碳1600万吨，替代燃煤600万吨，提升山东受电能力至3800万千瓦 [4][2] 建设进程 - 2023年2月获国家核准，6月开工建设，历时2年建成 [6] - 国家电网举全公司之力推动超常规建设，数万名工程技术人员参与 [6] 战略意义 - 缓解华北能源短缺与西部资源富集矛盾，推动能源转型和区域协调发展 [1] - 支撑"沙戈荒"大基地建设，带动电工装备制造升级和产业焕新 [1] - 助力甘肃将资源优势转化为经济优势，保障超1000万千瓦新能源装机可靠送出 [4]

电网建设与应急抢修 - 国网庆城县供电公司副经理何建功扎根电力一线26年，带领团队守护革命老区电网安全[1] - 2010年华池县暴雨洪涝灾害中，团队72小时内恢复6个乡镇供电，创下抢修纪录[2] - 2021年华池县低温雨雪冰冻天气导致18条10千伏线路迫停，团队63小时恢复县城供电[4] - 2022年华池县"配农网工程示范县"建设中，团队新建改造10千伏线路311.6千米，建成标准化配变台区363个[8] - 团队完成14.13千米线路改造任务用时不到1个月，其中1项工程获国家电网公司"百佳工程"[8][9] 技术创新与战略实施 - "何建功劳模创新工作室"研发"架空导线悬挂物清除电线剪"等多项技术创新成果[16] - 国网庆阳供电公司推动庆阳电网投资达130.43亿元，完成陇电入鲁直流线路及10回750千伏线路建设[16] - 公司开发智能巡检"三化一流"示范平台等AI应用场景，构建绿色智慧能源体系[16][17] - 公司政企协同完成"东数西算"智慧电力研究和"绿电聚合"新型电力系统应用模式[16] 重大活动保电与民生服务 - 2024年陕甘边区苏维埃政府成立90周年纪念活动中，126名保电人员确保活动供电安全[10][12] - 何建功团队累计服务电力客户7.8万人次，建立"专属供电服务热线"解决偏远地区用电需求[12][13] - 公司共产党员服务队获得南梁革命纪念馆感谢信和锦旗，表彰保电工作表现[12]

战略定位演进 - 西电东送南通道工程从传统能源输送转向低碳枢纽 从区域互补升级为国家能源网络整合 从国内资源配置延伸至国际能源合作[1] - 功能从区域电力调配演进为服务双碳目标 推动全球能源电力治理的系统性工程[1] 可持续发展内涵变化 - 高耗能产业在西部加码布局导致电力供需矛盾加剧 送受端利益协调问题凸显[3] - 需构建送受两端多形态网络结构耦合 多类型能源聚合 多市场主体协作的新型协同机制[3] - 通过大范围互济共享清洁能源体系推进水电风电光伏集约化开发 促进受端新型储能建设[3] - 基于数字化调控技术挖掘跨区域通道输电能力 通过电力市场机制协调多元主体利益[3] 通道走廊问题与解决 - 西部地区高耗能产业带动电力需求快速增长 新能源出力保障低 电力电量实时平衡难度上升[5] - 需在更大范围包括国内西藏四川新疆内蒙古及国外澜湄地区进行电力资源优化配置[5] - 待建工程建设时序不稳定 外送落点争执不断 地方博弈加剧[5] - 南方电网深化与国家电网地方政府合作 探索跨域电力协同配置机制 预判外送线路影响[5] 调控运行挑战与创新 - 现有单一输电模式刚性 送受端缺乏深度协同 难以应对高比例新能源并网的电力电量硬盈余或硬缺口[6] - 电力系统灵活性资源不足影响战略整体效益[6] - 运用大数据人工智能实现电力供需实时监测预测 统筹源网荷储一体化建设[6] - 探索多元主体协调互动商业化模式 加快电力余缺互济市场化交易机制建设[6] 市场机制完善需求 - 当前主要依靠省间中长期电力协议 采用经营期法或准许成本加合理收益法核定输电通道单一制电量电价[7] - 现货市场中长期市场辅助服务市场碳市场衔接不畅 省内省间市场耦合不充分[7] - 中长期协议电价与现货市场价格存在显著价差 无法体现电力供需时空价值[7] - 以区域现货市场建设为牵引 推动跨省区市场与区域省级市场常态化联合运行[7] - 理顺电价形成机制 创新区域间电力合作利益共享机制 探索跨区域交易核心规则[7]

文章核心观点 在国家双碳目标、风光发电占比持续提升背景下，“西电东送”内涵发生深刻变化，面临紧迫且更多现实挑战，需从短期和长期采取对策提升其能力 [1] 提升“西电东送”能力面临的突出短板 常规电源和电网基础设施建设滞后 - 西部地区电源结构愈发依赖可再生能源，常规调节电源占比低，导致电源结构失衡、整体保供能力不足，新能源日内波动量增加，极端情况或难提供可靠电力供应 [2] - 西部地区输电线路建设滞后，现有输电通道存在瓶颈，制约双向输电互济和周边省份消纳能力，加剧供需失衡；智能电网和储能设施建设滞后，制约西部清洁能源开发利用 [3] 供需侧协调性不足 - 高耗能产业向西部地区转移，送端地区用电量快速增长，传统电源布局和供给能力难以满足需求，未来电力供需矛盾将加剧，削弱“西电东送”外送能力，送受端利益协调问题凸显 [4] - 供需双方缺乏高效协同机制，响应能力差，信息共享和沟通不足，难以准确判断市场变化，火电机组调峰资源能力有限，影响“西电东送”整体效益 [5] 利益分配机制不完善 - “西电东送”模式以政府协议为主导，缺乏市场化机制，跨省区输电成本分摊不合理，削弱部分送出地区电力供应可持续性 [7] - 缺乏统一开放、竞争有序的全国性电力交易市场，各地利益诉求难协调，成本分担问题困扰多方，影响电力资源优化配置效率 [7] 提升“西电东送”能力的对策建议 短期对策建议 - 加大电源电网基础设施投资，优化西部地区电源结构，增大常规电源规模，优化电网建设方案，应用先进输电技术，加强电网智能化建设，突破输电瓶颈 [8] - 建立健全供需互动机制，加强信息共享，运用新兴技术监测和预警，推进传统电源灵活性改造，引导高耗能产业科学发展，提升供需响应效率和灵活性 [8] - 推动政府协议向市场化上网电价转变，建立统一规范的跨省区电力现货市场，界定市场主体权利义务，分摊输电成本，完善价格传导机制，健全配套政策 [9] 长期对策建议 - 立足资源禀赋，统筹规划西部地区电源结构，确定各类电源比例，布局先进高效清洁煤电，推进源网荷储一体化发展，优化跨区跨省电源布局 [10] - 加快区域电网间骨干通道建设，构建多元化输电通道，形成电网互联格局，加强特高压外送新能源大基地与区域、省级电网互联，推进电网智能化升级改造 [11] - 推动跨省区市场与区域、省级市场联合运行，理顺电价形成机制，建立健全电力市场交易机制，创新区域间电力合作利益共享机制，调整利益格局 [11][12]

公司发展历程 - 2016-2018年起步探索期 作为全国首家股份制交易机构 创新"协议+市场"模式消纳富余清洁能源 发布全国首个跨区跨省市场规则 构建"年度为主、月度补充"中长期交易框架 [2] - 2019-2021年机制创新期 首次探索基于电力曲线的富余水电消纳机制 首创"云电入琼"交易模式 建立跨境电力交易机制 试点绿色电力交易 构建多周期交易体系 实现24小时电力曲线交易全覆盖 [2] - 2022年至今深化攻坚期 2022年7月启动全国首个跨省与省内现货联合出清区域市场 2023年底实现全域结算试运行 构建"中长期+现货+辅助服务"三位一体市场体系 2024年完成按月结算试运行 [3] 市场交易规模 - 跨省跨区交易电量累计超两万亿千瓦时 清洁能源占比超80% [1] - 2024年底跨省跨区市场电量突破900亿千瓦时 较2016年增长7倍 [4] - 南方电网"西电东送"年送电量2024年突破2384亿千瓦时 清洁能源消纳量年均增长15% [5] 交易体系创新 - 交易品种扩展至双边协商/增量挂牌/水火置换/发电合同转让/预招标等 覆盖"网对网""点对网""点对点"多种模式 [5] - 建成涵盖36个送电类别的完整市场化交易体系 统筹南方区域内外电力资源 [5] - 首创"联席会+工作专班"机制 组建区域市场管委会和专家委 现货市场建立"统一参数设置/统一申报组织/统一信息披露"标准化运作体系 [7] 绿色电力交易 - 2023年开展国内首批绿证港澳跨境交易 累计服务港澳用户购买绿证40万张 折合电量4亿千瓦时 [6] - 创新电网代购电用户绿电认购模式 完成首单327万千瓦时交易 开发"淘宝式"绿证交易平台 70%交易量通过代理方式完成 [6] - 绿电绿证交易规模年均增速167% 累计突破2000亿千瓦时 参与市场主体遍及全国各省区 [6] 服务与风控体系 - 开通"服务坐席+服务专席"热线 市场诉求一次解决率92.5% 服务满意度99.7% [8] - 建成统一信息披露平台 累计发布市场信息12万条 [8] - 建立风险监测与应急处置体系 编制首个区域市场风险库 开展联合应急演练20余次 [8] 未来发展规划 - 推进碳电协同交易机制 探索建立粤港澳大湾区绿电交易中心 [9] - 健全新能源更高比例参与市场机制 完善海量分布式能源/新型主体参与的交易机制 [9] - 建立跨国跨境电力交易机制 推动港澳纳入南方区域电力市场 建成澜湄区域跨国级共同电力交易市场 [9]