报告投资评级 - 维持“买入”评级 [1][4][6] 报告核心观点 - 公司发布2025年年报及2026年一季报，业绩基本符合预期，尽管短期水电业务量价承压，但长期增长动力明确，主要来自参控股水电项目的陆续投产以及新股东回报规划下分红力度的提升，维持“买入”评级 [4][6] 业绩表现与财务预测 - **2025年业绩**：实现营业收入16.68亿元，同比增长3.65%；归母净利润47.54亿元，同比增长5.47% [4] - **2026年一季度业绩**：实现营业总收入3.29亿元，同比下降9.56%；归母净利润14.53亿元，同比下降1.76% [4] - **盈利预测**：预计2026-2028年归母净利润分别为50.53亿元、53.65亿元和56.22亿元，对应每股收益分别为1.04元、1.10元和1.15元 [5][6] - **估值水平**：当前股价对应2026-2028年预测市盈率（PE）分别为14倍、13倍和13倍 [5][6] 业务运营分析 - **发电量情况**：2025年公司完成发电量66.27亿度，同比增长13.85%，其中水电发电量63.56亿度，同比增长15.39%；光伏发电量2.17亿度，同比下降13.34% [6] - **短期压力**：2026年第一季度受川内来水偏枯影响，公司发电量及上网电量分别同比下降7.40%和7.83%；水电平均上网电价同比下降2.58%至0.340元/度 [6] - **电价情况**：2025年公司水电平均上网电价为0.195元/度，同比下降4.8% [6] 投资收益与参股公司 - **投资收益核心来源**：2025年公司投资收益为48.70亿元，同比增长4.90%，主要得益于参股48%的雅砻江水电净利润同比上涨11.6%至92.24亿元，为公司贡献投资收益44.25亿元 [6] - **雅砻江水电展望**：短期受来水偏枯及外送江苏电价回落影响承压，但长期其水风光一体化基地（如中游水电站、柯拉光伏二期）建设将提供确定性增长 [6] - **大渡河水电贡献**：参股的国能大渡河在2026年将有双江口、金川、沙坪一级等多个水电站密集投产，尤其是控制性工程双江口电站投产后，有望提升全流域发电效率，增厚公司投资收益 [6] 成长性驱动因素 - **控股项目投产**：2025年控股的银江水电站六台机组全部投产，2026年利用小时有望提升，贡献增量发电量 [6] - **参股项目增量**：雅砻江水电和大渡河水电的在建项目陆续投产，将为公司带来持续的投资收益增长 [6] 股东回报与股息 - **新分红规划**：公司出台2026-2028年股东回报规划，计划每年现金分红规模不低于全年归母净利润的50% [6] - **分红力度提升**：相较于2023-2025年每年不低于0.4元/股的分红规划，新方案力度有所提升 [6] - **股息率**：公司宣布2025年分配现金分红0.5元/股，以2026年4月17日收盘价计算，股息率为3.44% [4] 财务数据摘要 - **历史与预测营收**：2025年营业总收入为16.68亿元，预计2026-2028年分别为18.81亿元、19.84亿元和20.92亿元 [5][8] - **盈利能力指标**：2025年毛利率为50.7%，2026年一季度提升至54.0%；2025年净资产收益率（ROE）为10.6% [5] - **利润构成**：公司利润主要来源于投资收益，2025年投资收益及其他项合计为48.86亿元，占营业利润的绝大部分 [8]

投资评级 - 投资评级为“买入”，并维持该评级 [8] 核心观点 - 2026年第一季度，公司通过优化水库运行、释放蓄能及新机组投产，实现了上网电量的快速增长，同时成本费用持续优化，因此尽管面临市场化电价压力，一季度业绩展望依然积极 [2][6][11] - 公司作为澜沧江干流开发主体，水电项目滚动开发持续推进，远期成长空间明确 [11] - 公司坚持水电与新能源并重，通过“水风光一体化”及参控股火电项目实现多元扩张，保障远期业绩成长 [11] 一季度经营表现 - **总发电量与上网电量**：2026年第一季度完成发电量239.58亿千瓦时，同比增加12.52%；上网电量237.46亿千瓦时，同比增加12.51% [6][11] - **水电业务**：水电上网电量215.98亿千瓦时，同比增长10.44% [2][11]。增长原因包括：1）优化小湾和糯扎渡“两库”互济运行，加快释放水电梯级蓄能 [2][11]；2）云南省内用电需求及西电东送电量同比增加 [2][11]；3）硬梁包水电站1、2号机组于2025年8月投入商业运行，增加了运行装机 [2][11] - **新能源业务**：光伏电站上网电量20.34亿千瓦时，同比增长44.98% [2][11]；祥云风电场上网电量1.14亿千瓦时，同比减少20.83% [2][11] - **后续展望**：据云南应急管理厅信息，4月省内部分地区降水偏多，主要江河来水以正常略偏多为主，将支撑后续电量表现 [11] 水电业务发展与规划 - **近期投产**：2025年，公司所属TB电站及硬梁包水电站实现全容量投产 [11] - **再融资与项目建设**：公司通过定向增发募集资金58.25亿元，除用于已投产的TB电站外，还将投资建设澜沧江上游的RM电站 [11]。RM电站作为小湾电站以上唯一具有年调节性能的水库，投产后将显著提高澜沧江小湾电站以上梯级的整体效益 [11] - **远期成长空间**：澜沧江上游部分水电项目仍处于开发初期，公司作为流域开发主体，随着上游电站投资建设持续推进，将打开远期成长空间 [11] 多元化业务扩张 - **新能源装机增长**：公司坚持水电与新能源并重，积极推进“水风光一体化”。2025年上半年，新能源装机已增加至596万千瓦，相较2024年底增加226万千瓦 [11] - **火电与新能源一体化项目**：公司与华能国际成立合资公司，开发雨汪二期煤电与新能源一体化项目。项目包含200万千瓦煤电，并配套一定新能源资源。公司将现金出资14.5亿元，持股49% [11]。该一体化项目预计在“十五五”期间投运，将通过投资收益增长为公司业绩做出贡献 [11] 盈利预测与估值 - **盈利预测**：根据最新经营数据，预计公司2025-2027年每股收益（EPS）分别为0.50元、0.50元和0.53元 [11] - **估值水平**：对应2025-2027年预测市盈率（PE）分别为19.24倍、19.07倍和18.15倍 [11]

项目概况与工程意义 - 藏粤直流工程是全球首个四端特高压柔性直流工程 在送端西藏昌都 林芝及受端广东广州 深圳共建设四座±800千伏特高压换流站[3] - 工程总投资约532亿元 其中云南段投资约97亿元[5] - 工程预计2029年全面投运后每年可向粤港澳大湾区输送清洁电能430亿千瓦时 相当于减少二氧化碳排放约3300万吨[5] 工程建设与地理挑战 - 工程云南段线路于4月10日正式进入施工阶段 首基铁塔基础在云南怒江州贡山县开始浇筑[1] - 工程建设2681公里输电线路跨越西藏 云南 广西 广东四省区 是我国首个跨越青藏高原 云贵高原和华南丘陵三级地理阶梯的特高压工程[3] - 云南段线路长1094公里 铁塔1847基 其中贡山段88.7公里 铁塔144基是全线施工条件最复杂的区段[3] - 贡山段海拔3000米以上线路长达25公里 最高塔位海拔超4000米 局部最大落差达1500米 65%的塔位地处45°以上陡坡[3] 技术创新与施工管理 - 针对高海拔 地势险 交通条件差等困难 施工方创新应用重载无人机运输体系 实现施工物料机械化运输全覆盖[3][5] - 施工人员克服高寒高海拔 地质复杂 天气多变等困难 科学组织施工 严控浇筑工序以保障质量[5] 经济与社会影响 - 工程对发挥稳增长 扩投资有重要支撑作用 配套建设“水风光一体化”电源基地投资超1500亿元[5] - 工程将带动上下游装备制造 工程施工等相关产业增长 有力促进地方经济高质量发展[5] - 工程对促进东西部能源优势互补 服务“双碳”目标具有重要意义[5]

投资评级 * 首次覆盖，给予“买入”评级 [5][121] 核心观点 * 长江电力是全球最大的水电上市公司，水电资源禀赋优异，大水电优势凸显，盈利水平领先且现金流充沛，支撑高水平分红，具备稀缺的类债属性 [5][121] * 水电行业商业模式能穿越经济周期，而抽水蓄能和新能源已成为行业新的增长点 [5] * 公司承诺2026-2030年每年现金分红比例不低于当年归母净利润的70%，2025年12月30日宣布中期现金分红每股0.21元（含税） [5][104] * 预计2025-2027年归母净利润分别为341.57亿元、346.45亿元、358.96亿元，对应EPS为1.40元、1.42元、1.47元，当前股价对应PE为19.52倍、19.25倍、18.57倍，低于可比公司均值 [5][111][113][114] 公司基本情况与行业地位 * 公司是全球最大的水电上市公司，总装机容量达7179.5万千瓦，其中国内水电装机7169.5万千瓦，占全国水电装机的16.29% [5][13] * 公司拥有葛洲坝、三峡、向家坝、溪洛渡、乌东德、白鹤滩六座世界级水电站，构成全球最大清洁能源走廊，规模远超同业 [5][13][37] * 公司业务从单一水电扩展至“水风光储”并举，并从发电为主拓展到“发—配—售”并举 [13] 行业分析 * **行业特点**：水电具备发电成本低（度电成本0.07-0.1元/度）、清洁可再生、运行灵活（机组爬坡速率50-100%/min）等优势，商业模式简单且受宏观经济影响小，能够穿越周期 [5][16][20][21] * **装机空间**：常规水电开发步入中后期，技术开发比例约68%，优质资源日益稀缺，装机增长趋稳（2014-2024年复合增长率2.98%）[5][26][27] * **新增量**：抽水蓄能处于快速发展期（2019-2024年装机量复合增长率14.14%），新能源（光伏、风电）在“十四五”期间装机增长迅速，成为行业新增量 [5][27][29] * **发展趋势**：水风光一体化加速发展，主要流域规划基地总装机规模超9亿千瓦 [35] 公司核心竞争优势 * **规模与调度优势**：坐拥六座世界级电站，通过梯级及区域联合调度（六库联调），可减少弃水、提高水头，从而提升发电效益 [5][38][41] * **发电量潜力**：大型水电装机趋向稳定，未来增量主要来自存量机组扩机增容，葛洲坝、向家坝、溪洛渡三座电站总计具备437.5万千瓦的扩机增容技术潜力 [42][47] * **电价稳定性**：核心电站电价形成支撑。葛洲坝、三峡电站电价由国家发改委核定，调整频率低，较为稳定 [53][54][55]。金沙江下游电站外送电价与受电省份燃煤基准价联动，基准价基本稳定 [57]。市场化电价方面，尽管广东、江苏、浙江等地年度交易均价有所下降，但已逐渐接近“地板价”，下跌幅度有限；且公司作为龙头具备议价能力，外送经济发达省份的高用电需求也对电价形成支撑 [58][59][73] * **新业务拓展**：积极开展抽水蓄能业务，已锁定资源规模近4000万千瓦，目前在建项目6个，总计装机1010万千瓦 [74][75]。高质量运营金沙江下游水风光一体化基地，已接管运维新能源场站总装机超300万千瓦 [78]。国际业务在秘鲁等地形成“水、风、光”多元发电格局，稳步发展 [79] 财务与盈利分析 * **业绩特征**：公司营收与归母净利润随装机跃迁呈阶梯式增长，在无大型并购期增长稳健 [83][84] * **成本结构优化**：成本中折旧（约占40%）和财务费用（约占20%）占比较高 [5][85]。采用直线法折旧，在无大型资产并购时年折旧额相对稳定，部分机组（如三峡）预计在2025-2030年开始折旧到期，将增厚公司利润 [5][89][90]。低利率环境下，随着带息负债减少，财务费用有望下降 [5][95] * **盈利水平领先**：公司净利率领先于同业可比公司，2024年受来水恢复、财务费用下降等因素影响，净利率回升 [100][102] * **现金流充沛**：因折旧等非付现成本高，公司净现比（经营性现金流/净利润）长期大于1，现金流充裕，为高分红提供基础 [5][101] 分红与股东回报 * **高分红承诺**：公司已发布2026-2030年分红计划，承诺每年现金分红比例不低于当年归母净利润的70% [5] * **分红历史与中期分红**：2021年起现金分红比例提升至70%左右，2022年达94.29% [103]。2024年起开始实施中期分红，2024年与2025年均为每股派发现金0.21元（含税） [5][104] * **类债属性**：截至2026年2月，公司股息率为3.46%，与十年期国债收益率（1.78%）利差约168个基点，高股息配置价值凸显 [104] * **大股东增持**：控股股东中国长江三峡集团计划增持40-80亿元，截至2025年12月8日已增持28.84亿元，为股价提供支撑 [108] 盈利预测与估值 * **盈利预测**：预计2025-2027年营收分别为858.82亿元、860.07亿元、879.83亿元，归母净利润分别为341.57亿元、346.45亿元、358.96亿元 [5][111] * **估值分析**：公司2025-2027年预测PE分别为19.52倍、19.25倍、18.57倍，低于华能水电、国投电力、桂冠电力等可比公司均值（21.40倍、20.04倍、19.01倍） [113][114]

行业投资评级 - 报告对水电行业及相关公司给予积极评级，推荐标的均获“增持”评级 [105] 核心观点 - “十五五”期间水电行业短中长期成长逻辑俱备，有望迎来价值重估 [103] - 水电是当前技术背景下兼顾“能源不可能三角”（清洁、廉价、稳定）的最优电力品种，在市场化改革推进中有望迎来价值重估 [4][76] - 水电开发进入后半程，水风光储流域一体化建设模式成为新方向，可提升开发经济性、运行可靠性及绿色价值 [2][13] - 水电资产具备长久期、稳现金流的特征，在低利率环境下吸引力凸显，且通过经营与财务杠杆优化，运营效率及现金流灵活性持续提升 [3][76][94] 行业现状与资源禀赋 - 我国水力资源技术可开发量达6.87亿千瓦，位居全球首位，待开发资源量约2.2亿千瓦 [10] - 我国规划有“十三大”水电基地，规划总装机规模达3.05亿千瓦 [10] - 2025年，我国常规水电/抽水蓄能装机预计分别为3.8亿千瓦/6594万千瓦，水电平均利用小时为3367小时 [10] - 除西藏段外的大水电基本开发完毕，剩余在建水电站面临开发难度大、造价成本高、建设周期长等问题 [13] - 在建大水电资源稀缺，2024-2030年预计投产总装机约1967万千瓦 [14] - 新建水电造价攀升，“十四五”新投装机造价约1.5万元/千瓦，“十五五”及之后或达2万元/千瓦，存量电站成本优势显著 [15] 主要流域开发规划与进展 - **金沙江下游及长江干流**：已投产水电装机分别为4646万千瓦和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，截至2024年底云南段已投产超300万千瓦 [19] - **雅砻江流域**：水风光大基地规划总装机7800万千瓦（水电/抽蓄与风光各3900万千瓦），截至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 [22][25] - **澜沧江流域**：力争到2030年水电装机达2800万千瓦，到2035年达4000万千瓦，正加快推进上游水风光一体化国家示范基地建设 [26][27] - **大渡河流域**：根据公司规划，到2030年目标装机达3000万千瓦，基本建成大渡河清洁能源示范基地 [30][31] - **金沙江上游**：由原规划近1000万千瓦水电基地，蜕变成远期总规模超5000万千瓦的国家水风光一体化示范基地 [33] 气候影响与调节能力 - 厄尔尼诺和拉尼娜等气候周期影响我国降水分布，叠加全球变暖，导致来水波动加剧，对水电发电量产生影响 [39] - 具备跨周期调节能力的龙头水库（多年、年调节）核心竞争优势凸显 [2] - 多年调节大水电资源稀缺，主要分布在长江电力、国投电力/川投能源、华能水电等公司旗下电站 [46] - 流域联合调度效益显著，例如长江电力实现六库联调后，年均增发电量达120-140亿千瓦时，占三峡、葛洲坝发电量的8%以上 [48] 水风光一体化发展趋势 - 国家政策鼓励依托存量水电项目，结合其调节性能，就近打捆消纳风光电力，建设水风光一体化基地 [53][58] - 水风光一体化开发优势包括：利用水电现有征地范围及外送通道节约成本、通过互补调节提高系统利用小时、优化上网电价 [58] - 民间资本开始参与流域大基地建设，例如宁德时代于2025-2026年参股投资大渡河丹巴水电站和澜沧江上游（昌都）水电项目 [56] 电力市场化与电价展望 - 水电是我国上网电价最低的电源品种，2024年水电公司平均上网电价约为0.30元/度，较火电低0.17元/度 [68] - 我国水电市场电占比较小，“十三五”期间电价平稳，“十四五”小幅上行，后续随着市场化交易推进，水电电价有望温和上涨 [69] - 到2030年，市场化交易电量目标占全社会用电量的70%左右，各类型电源将全部直接参与电力市场 [68] - 水电的灵活调节能力有望支撑其在市场化进程中择优价时段发电，综合上网电价或温和上涨 [76] 水电资产财务与运营特征 - 水电大坝主体结构设计寿命可达百年以上，是长久期资产的典型代表 [3][82] - 水电公司平均折旧年限约20年，但实际运营年限远超，“十五五”期间部分机组（如长江电力三峡机组）将迎来折旧到期，释放利润 [86] - 水电公司通过“借新还旧”持续改善负债结构，在“十四五”对外投资规模上升的背景下，资产负债率及财务费用率实现平稳改善 [3][88] - 水电商业模式具备高经营杠杆特征，结合财务杠杆优化，推动经营现金流增长并支撑投资，使财务费用率进入下行通道 [94][95] - 水电公司经营现金流充沛，远高于净利润，为投资活动提供有力支撑 [87][96] 公司比较与投资标的 - 报告对比了主要水电公司2024年度电收入、成本及盈利情况，其中长江电力、雅砻江水电度电净利较高，分别为0.11元和0.09元 [81] - 报告推荐七只水电股，包括长江电力、国投电力、川投能源、华能水电、桂冠电力、黔源电力、湖北能源，并给出了截至2026年3月20日的股价、盈利预测及估值 [104][105]

投资评级与核心观点 - 报告给予川投能源“增持”评级，目标价为18.90元，当前股价为15.60元 [5] - 报告核心观点：大渡河龙头电站投产将提升流域调节能力，雅砻江水风光一体化开发为公司打造了新的成长路径 [2] 公司基本情况与股权 - 川投能源是四川省国资委实际控制的国内一流清洁能源上市公司，主营四川省内多座水电站，并参股雅砻江（48%）和大渡河（20%）流域水能资源 [11] - 截至2025年第三季度，公司大股东四川能源发展集团及一致行动人持股51.05%，长江电力持股9.94% [11] - 截至2025年上半年，公司参控股总装机容量为3741万千瓦，权益装机容量为1765万千瓦 [11] 财务表现与预测 - 2025年前三季度，公司实现归母净利润42亿元，同比下降4.5%；其中投资收益为43亿元，同比下降4%，主要因参股的雅砻江水电在2025年第三季度汛期电量同比下滑16% [11] - 报告预测公司2025-2027年归母净利润分别为47.03亿元、51.38亿元、54.72亿元，对应每股收益（EPS）分别为0.96元、1.05元、1.12元 [11] - 报告预测公司2025-2027年营业收入分别为168.3亿元、175.2亿元、179.0亿元，同比增长率分别为4.6%、4.1%、2.2% [11] - 截至报告数据，公司总市值为760.44亿元，股东权益为443.85亿元，每股净资产为9.11元，市净率为1.7倍，净负债率为32.06% [6][7] 大渡河项目进展 - 截至2025年9月，大渡河已投产装机1242万千瓦，在建及筹建装机分别为424万千瓦和226万千瓦 [11] - 大渡河双江口（年调节）、金川（季调节）等4座电站（总装机352万千瓦）计划于2025年实现首台机组投产 [11] - 老鹰岩一级和二级水电站（总装机72万千瓦）计划于2029年实现首台机组投产 [11] 雅砻江项目与成长前景 - 根据国家“十五五”规划及国家能源局规划，雅砻江水风光一体化大基地规划总装机容量达7800万千瓦，其中水电与抽水蓄能3900万千瓦，风光新能源3900万千瓦 [11] - 截至2025年上半年，雅砻江流域已投产水电装机1920万千瓦，核准及在建水电装机372万千瓦 [11] - 2025年10月28日，雅砻江孟底沟、牙根一级两座电站实现大江截流，进入主体施工阶段 [11] - 该一体化基地拥有多年调节大水电和抽水蓄能的灵活调节能力，并具备成熟的外送通道和消纳区域，有望保障项目内部收益率（IRR）及盈利稳定性 [11] 估值与同业比较 - 报告基于2026年18倍市盈率（PE）估值，给予目标价18.90元 [11] - 可比公司华能水电、长江电力、国投电力2026年预测市盈率平均值约为18.0倍 [13]

项目关键节点突破 - 雅砻江两河口抽水蓄能电站于2月22日实现两大关键工程节点突破：地下厂房开挖圆满完成、下水库牙根一级水电站大坝首仓混凝土顺利浇筑 [1] - 这两大节点的实现为两河口“水风光储氢算”清洁能源示范区在2028年建成按下“加速键”，并为国家首个水风光一体化基地在2035年前全面建成投运奠定坚实基础 [1] 两河口抽水蓄能电站项目详情 - 该电站是全球在建规模最大、海拔最高的混合式抽水蓄能电站，位于海拔3000米的川西高原 [1] - 电站以两河口水库为上库、牙根一级水电站水库为下库，安装4台30万千瓦可逆式机组，与两河口水电站300万千瓦常规机组联合运行，总装机规模达420万千瓦 [3] - 电站建成后兼具天然径流发电与抽水蓄能双向调节功能 [3] - 地下厂房作为电站核心，深埋山体地下约500米处，总长度近200米、高度60米、最大埋深达650米 [5] - 建设采用智能建造模式，包括BIM建模、三维激光扫描、智能凿岩、智能爆破、智能通风等手段，并使用国产智能无人凿岩台车，使施工效率提升30%以上，并助力厂房提前3个月开挖完成 [5][7] - 电站建成后，预计每年可提供清洁电能14亿千瓦时，能满足60万户家庭全年用电需求，并为周边700万千瓦级风光新能源提供灵活调节 [9] 牙根一级水电站项目详情 - 牙根一级水电站是雅砻江中游“一库七级”开发的第2个梯级电站，总装机30万千瓦 [9] - 电站拥有国内最宽单体闸坝，单个坝段最长47米，建成后将作为两河口水电站的反调节电站及两河口抽蓄电站的下水库 [9] - 针对超宽单体坝段混凝土浇筑的世界级防裂难题，建设团队优化混凝土配合比，构建全流程温控防线，并创新采用蒸汽养护法 [11][13] - 电站建成后，每年可提供清洁电能约11.5亿千瓦时，可节约标准煤35万吨、减少二氧化碳排放94万吨 [15] - 作为抽蓄电站下库，它将与上库协同运作，在电网中发挥抽水蓄能和发电功能，构建高效能量转换闭环 [15] 两河口清洁能源示范区规划 - 两河口“水风光储氢算”清洁能源示范区是雅砻江流域水风光一体化基地的重要组成部分，规划装机超5000万千瓦，约占基地总规模的6成 [16] - 示范区已建成世界最大水光互补项目、世界最高土石坝电站、全国首个高海拔岩洞式算力舱智算中心等项目 [18] - 目前两河口抽蓄电站、道孚抽蓄电站、牙根一级水电站等正在加快建设，牙根二级水电站即将核准开工，绿电离网制氢、配套新能源项目等工程同步推进 [18] 雅砻江流域水风光一体化基地整体规划 - 雅砻江流域水风光一体化基地是国家首个水风光一体化基地，规划总装机7800万千瓦 [18] - 基地目前已投产近2300万千瓦、在建约1200万千瓦，并建成两河口、锦屏、二滩三大“超级水库”，总调节库容148亿立方米 [18] - 公司力争在2030年使基地投产规模突破4000万千瓦，并在2035年使7800万千瓦规划装机全面建成 [20] - 基地全面建成后，预计每年可贡献清洁电能约2000亿千瓦时，满足1亿个家庭全年用电需求 [21]

项目进展与工程节点 - 全球在建规模最大的混合式抽水蓄能电站——四川雅砻江两河口抽蓄电站，于2月22日迎来关键节点双突破，电站厂房开挖完成、下游水库开启混凝土浇筑 [1] - 春节期间，1000余名建设者在海拔3000米的川西高原坚守一线，抢抓枯水期施工“黄金窗口”，地下洞室、引水隧洞等核心工程稳步推进 [2] - 电站的地下厂房位于山体地下约500米深处，长度近200米，未来将安装四台抽蓄水电机组 [8] - 下游水库（牙根一级水库）在春节期间启动了大坝混凝土浇筑 [14] 项目规模与技术特点 - 电站将安装4台30万千瓦的可逆式抽蓄机组，加上已建成的300万千瓦水电常规机组，总装机容量达420万千瓦 [19] - 电站投产后，一年可发电14亿度，可满足60万户家庭一年的用电需求 [12] - 引水隧洞高度8米，每秒过水量达150立方米，仅需15秒即可灌满一个标准游泳池 [12] - 项目采用了我国水电领域首台无人智能凿岩机，一台设备的工作效率可超过10个熟练工人，并能最大程度保障极端情况（如岩爆）下的人员安全 [10] 混合式抽水蓄能模式与功能 - 混合式抽水蓄能电站的上库有径流来水，而常规抽水蓄能电站的发电主要来自下库抽水，两者最大区别是发电水源不同 [17] - 两河口抽蓄电站依托两河口水库为上库，牙根一级水库为下库，省去了新建水库的巨大工程，既节省投资又加快建设速度 [20] - 电站具有抽水、发电“双向调节”作用，可实现对电网的调峰、填谷，发挥“双倍调峰容量”，有效缓解电网高峰供给和低谷清洁能源消纳压力 [20] - 该“超级充电宝”可以消纳700万千瓦左右的风、光新能源 [19] 项目战略定位与一体化基地规划 - 两河口混合式抽水蓄能电站是雅砻江流域水风光一体化基地的核心调节电源，依托水电构建“水光蓄算”协同体系 [21] - 雅砻江流域水风光一体化基地是国家首个水风光一体化基地，规划总装机容量7800万千瓦，计划到2035年全部建成 [21] - 目前基地已投产装机近2300万千瓦，在建装机约1200万千瓦，已建成两河口、锦屏、二滩三大水库，总调节库容达148亿立方米 [21] - 基地建成后，每年可贡献清洁电能约2000亿度，可满足1.1亿个家庭的全年用电量 [23] - 基地内两河口片区的清洁能源可满足全国首个高海拔岩洞式算力舱智算中心全年100%可靠供电需求，实现“零碳算力”供给 [21]

项目进展与工程节点 - 全球在建规模最大的混合式抽水蓄能电站——四川雅砻江两河口抽蓄电站，在2月22日迎来关键节点双突破，电站厂房开挖完成、下游水库开启混凝土浇筑 [1] - 春节期间，1000余名建设者在海拔3000米的川西高原坚守一线，抢抓枯水期施工“黄金窗口”，地下洞室、引水隧洞等核心工程稳步推进 [2] - 电站的下游水库——牙根一级水库在春节期间启动了大坝混凝土浇筑，标志着新突破 [13] 项目规模与技术特点 - 电站位于川西甘孜州雅江县，平均海拔3000米 [3] - 电站的“心脏”是位于山体地下约500米深处的厂房，长度近200米，可容纳8节动车组车厢，未来将安装四台抽蓄水电机组 [7] - 项目采用了我国水电领域首台无人智能凿岩机，一台设备的工作效率可超过10个熟练工人，并能极大保障极端工况下的人员安全 [9] - 电站投产后，引水隧洞每秒过水量可达150立方米，15秒即可灌满一个标准游泳池 [11] 项目装机容量与发电能力 - 电站将安装4台30万千瓦的可逆式抽蓄机组，加上已建成的300万千瓦水电常规机组，总装机容量达420万千瓦 [18] - 电站投产后，预计年发电量可达14亿度，可满足60万户家庭一年的用电需求 [11] - 作为“超级充电宝”，该电站可消纳约700万千瓦的风、光新能源 [18] 混合式抽水蓄能技术解析 - 混合式抽水蓄能电站的上库有径流来水，而常规抽水蓄能电站的发电主要依赖从下库抽水，两者最大区别在于发电水源不同 [16] - 两河口混合式抽水蓄能电站依托已建成的两河口水库为上库，牙根一级水库为下库，省去了新建水库的工程，节省投资并加快速度 [19] - 电站具有抽水、发电“双向调节”作用，可实现电网的调峰、填谷，并发挥“双倍调峰容量”，有效缓解电网高峰供给和低谷清洁能源消纳压力 [20] 项目在雅砻江流域一体化基地中的角色 - 两河口混合式抽水蓄能电站是雅砻江流域水风光一体化基地的核心调节电源 [21] - 该基地依托水电构建“水光蓄算”协同体系，以抽水蓄能的可调节性，平抑光伏发电的波动性 [21] - 全国首个高海拔岩洞式算力舱智算中心已投运，两河口片区的清洁能源可满足该算力中心全年100%可靠供电，实现“零碳算力”供给 [21] 雅砻江流域水风光一体化基地规划 - 雅砻江流域水风光一体化基地是国家首个此类基地，规划总装机容量7800万千瓦，计划到2035年全部建成 [22] - 目前基地已投产装机近2300万千瓦，在建装机约1200万千瓦 [22] - 已建成两河口、锦屏、二滩三大水库，总调节库容达148亿立方米，以带动风光新能源规模化、集约化开发 [22] - 基地建成后，预计每年可贡献清洁电能约2000亿度，可满足1.1亿个家庭的全年用电量 [24]

项目进展与建设规模 - 春节期间，雅砻江流域水风光一体化基地的9个清洁能源工程项目持续攻坚，建设进度不断刷新 [1] - 全球最大混合式抽水蓄能电站两河口抽蓄电站和全球最大水光互补项目柯拉二期光伏电站在春节期间保持热火朝天的建设景象，数千名建设者全力保障项目推进 [1] - 柯拉二期光伏项目自2025年8月开工，已进入主体施工高峰期，春节期间有千余名建设者紧张有序开展桩基础与升压站施工 [3] - 道孚抽水蓄能电站是全球海拔最高的大型抽水蓄能项目，场址海拔约4300米，春节期间关键施工任务持续推进 [4] - 牙根一级水电站2025年是大坝主体工程施工高峰期，也是决定电站2028年投产发电的关键一年，春节期间600多名建设者推进多项施工并开展大坝混凝土浇筑 [4][5] - 孟底沟水电站处于主体工程建设高峰期，700余名建设者坚守一线，卡拉水电站也在同步建设中 [5] - 牦牛山风电送出工程验收告捷，索绒光伏电站进入收尾攻坚阶段 [5] 技术挑战与工程管理 - 两河口抽蓄电站地处高山峡谷，面临高寒、缺氧、生态脆弱等挑战，并需破解“超宽水头变幅大容量抽水蓄能机组稳定运行”这一世界级技术难题 [2] - 两河口项目团队面对异常复杂的边坡岩性，精细化管控帷幕灌浆质量，并动态复核地质变化以优化支护方案 [2] - 对于风险极高的地下洞室群，两河口项目严格执行“一炮一设计、一炮一总结、一炮一研判、一炮一提升”的精准爆破工法，并借助智能化监控系统保障安全 [2] - 柯拉二期光伏项目海拔高、空气稀薄，夜间气温可低至零下20摄氏度，昼夜温差超30摄氏度，高寒缺氧导致人员和设备降效严重，混凝土保温困难 [3] - 为应对高寒挑战，柯拉二期项目部制定了全流程混凝土“保暖套餐”，包括使用热水拌和、添加抗冻剂、运输保温、浇筑后覆盖棉被及热风养护等措施 [3] - 孟底沟水电站地下洞室群使用智能三臂凿岩台车精准钻孔，高陡边坡使用智能锚索张拉设备，并运用重载无人机 [5] - 卡拉水电站使用无人碾压机进行大坝施工，智能系统实时回传碾压轨迹与质量 [5] 施工保障与产能预期 - 两河口抽蓄电站利用冬季无雨雪的窗口期抢抓进度，春节期间10多个工作面照常施工，超500名建设者投入关键部位开挖，为后续混凝土浇筑和机电安装奠定基础 [2] - 两河口建设管理局推行白夜班巡查机制，坚持“春节不停工、质量不松懈、安全不缺位” [2] - 柯拉二期项目部为保障人员安全与健康，为建设者配齐防寒服、保温头套、护目镜，并在现场设置配备氧气、热水和药品的应急休息室 [3] - 柯拉二期项目春节期间同步推进技术准备与招标采购，为节后大规模支架、组件安装及混凝土施工全面铺开做准备 [3] - 柯拉二期光伏项目建成后，每年可贡献约19亿千瓦时清洁电能 [3]