上篇介绍了水电行业的基本情况、水电行业的产业链及行业运营周期，有兴趣的朋友可以点击查看——水电行业（一）
本篇内容以涵盖水电的成长性、差异性与重要的水电基地三个方面。
水电的成长性
成长性：
营收=上网电价*发电量=上网电价*发电效率*发电时间*来水量
水电站一年到底能挣多少，取决于发电量，而发电量又取决于水源上游的来水情况，这部分主要靠天吃饭。
而人为主动提高发电量的，主要来自于提高发电效率与发电时间，有以下几个办法：
第一：技术改造：通过技术升级与改造，把发电机组的功率提升上去，以此提高每年发电量；例如：葛洲坝电站原先装机容量为273.5万千瓦，通过技术改造增加47.5万千瓦，增幅17.36%，现在总装机容量为321万千瓦。
第二：抽水蓄能：抽水蓄能简单理解就是有上下两个水库，在电网电能富余的时候，把水从下水库抽到上水库，等到电网电能不足的时候，再把水从上水库放水用来发电。这样就可以起到削峰填谷的作用；
现有的水电站能不能加装这样的抽水蓄能呢？答案是能的，目前两河口水电站就是这样的混合式抽水蓄能电站。
这样的混合式抽水蓄能电站，对比新建的抽水蓄能项目而言造价更低（可以直接利用水电站上下水库库容），对现有环境影响较小（没有新的淹没区）；
第三：梯级联调：简单说，就是在同一河流上修建多个水电站，而上游的水坝利用其超高的坝体与超大的水库容量，在洪水期把水尽量的截流下来，等待到枯水期的时候用来发电，这样下游的各级水库均可在枯水期拥有更多的水资源用来发电，从而提高整个流域的发电量与发电效率，也能同时起到抗洪救灾的作用；
正因这样，一般而言一个流域的开发权在同一个公司手中，方便科学最大化联调。而具备这样调节流量的水电站，为了补偿它对下游水电站的贡献，在上网电价方面享受优待，如四川水电上网电价如图所示：
前三种方法均从水电自身出发寻找增长的突破口，增量具备一定的上限，且均为一次性的增量，无法保持持续增长，为了解决持续增长的问题，则出现了第四种方法，该方案则是从外部出发与从其他能源形式寻求合作。
第四：水光互补：光伏电站只能在白天发电，晚上完全没电；阳光充足时发电多，阴天发电少，因此光伏发电具有波动性、间歇性，其发电曲线是锯齿状的。为了消除这些锯齿状的波动，水光互补是很好的方案。光伏电站发出的电，并不会直接接入电网，而是通过线路接入水电站，和水电站发出的电捆绑在一起，再接入电网。这样就可以通过调度系统，实现短期的日调节——白天，光伏多发，水电少发；晚上，光伏不发，水电多发。还可以实现中长期的季调节、年调节——枯水期，光伏多发，水电少发；丰水期，光伏少发，水电多发。
水电的差异化：
水电与火电、风电、光伏、核电的差异有哪些呢？
水力发电稳定，相较自然界的阳光、风等资源，河流的径流均匀稳定，具有季节特性。不存在阴雨、狂风、无风等频繁影响。汛期刚好处于用电高峰，使得电站发电量也随之呈线性输出。另一方面，水能具有可存蓄性，水电站可以通过合适的地理位置加以利用，形成调节水库库容或者配合抽水蓄能，使之成为最优质的电网电源。
水电的缺点：存在季度波动（遇到洪水或者少水的年份，存在少发电的情况）、且建造周期长，水资源点有限；
风电光伏虽然也是绿色能源，可再生，但缺点均为输出不稳定（当风速小于3米/秒或者高于25米/秒时，风电机组就只能停机，夜晚或者阴天则影响光伏发电效率，造成输出电量为锯齿状不稳定而影响电网安全），另外风电与光伏电站占地需求非常大。
火电的优点：平稳持续、建设周期快占地少，选址灵活，而缺点为原料不可再生，煤炭价格市场化，当煤炭价格高企的时候会导致经营亏损。
核能优势：效率高，占地少；劣势：选址要求高（泄漏风险，需要大量的水用于冷却）。
根据以上特点以及我国情况，未来发展路径为火电虽然占比会下降，但仍然会是国内电力供应的主力军作为基本负荷输出电力。而水电、风电、光伏，则作丰枯、峰平谷的调峰负荷，并以大型抽蓄工程配进行补充。这样可以最大限度的利用各种发电形式的特点，达到最高的发电效率。
随着环境保护和节能减排压力与日俱增，我国大力发展清洁能源势在必行。有关法律法规的规定，水电、风电、光伏发电等可再生能源发电机组享有优先调度权，电网将优先调度水电、风电、光伏发电所发电量上网，但除因不可抗力或有危及电网安全稳定的情形外，电网应努力实现水电、风电、光伏发电全额上网。
水电基地
水电站的资源总量与经济开发情况：
据国家水利部2005年完成的第二次水利资源普查资料：水力资源理论蕴藏量6.9亿KW；技术可开发量5.4亿KW，年发电量24740亿KW.H；经济可开发量4亿KW,年发电量17534亿KW.H，根据国家公布数据2022年，全国水电发电装机容量4.13亿KW，根据技术可开发量计算，未来空间还剩1.4亿KW，增量约34%。
我国大型流域水电站的开发是根据国家统一规划进行，主要采取梯级滚动开发模式。根据中国十三大水电基地发展规划，我国大型流域水电站主要分布在金沙江、雅砻江、大渡河、乌江、长江上游、南盘江红水河、湘西、澜沧江干流、黄河上游、黄河北干流、闽浙赣、东北、怒江十三大水电基地，这十三大水电基地集中了我国近一半的水力资源，其中前六大基地开发已经处于开发后期，主要的上市公司业务与项目也集中在这十三大基地中。
十三大水电基地中，我们来看看几个最主要的基地目前是什么情况：
1：金沙江水电基地分为上中下游三段，其开发权分别属于不同公司，总规划装机容量为7209万千瓦。
金沙江上游：所有权开发权属于华电集团，投产：苏洼龙水电站（120万千瓦），在建：拉哇水电站（200万千瓦）、巴塘水电站（75万千瓦）、叶巴滩水电站（224万千瓦），前期准备：岗托水电站、岩比水电站、波罗水电站、昌波水电站。
金沙江中游：开发权为云南华电金沙江中游水电开发有限公司，归属于华电集团，长江电力在20年以49亿从大唐手中收购公司23%的股权。该流域规划为“一库八级”开发方案，即：龙盘（420万千瓦）、两家人（300万千瓦）、梨园、阿海、金安桥、龙开口（属于华能集团，华能水电参股11%）、鲁地拉、观音岩，规划总装机容量2058KW，年均发电量883亿度。其中龙盘与两家人处于前期准备阶段，其余电站已经全部投产。
金沙江下游：规划乌东德水电站（1020万KW）、白鹤滩水电站（1600万KW）、溪洛渡水电站（1386万KW)和向家坝水电站(784万KW)四座世界级巨型梯级水电站，均已投产归属权为长江电力。
2：澜沧江水电资源开发现状：全流域开发权属于上市公司华能水电，全流域可开发总装机容量3200万千瓦，,截至目前，澜沧已投产的水电装机容量约2000万千瓦，并且配套的风电与光伏在“十四五”末预计新能源累计装机达到1000万千瓦。
在建一座：托巴水电站（进度：53.35%，,装机容量140万千瓦，预计2025年投产）。
前期准备：古学水电站（前期工作完成进度97.38%）、古水（进度3.72%）、如美（进度4.78%）、班达（进度14.65%）、邦多水电站（进度0.34%）。
建成的水电站如下图：
3：雅砻江水电基地（川投能源48%和国投电力52%）。雅砻江流域水能理论蕴藏量为3372万千瓦，全流域可能开发的水能资源为3000万千瓦，规划开发2971千瓦。在全国规划的十三大水电基地中，装机规模排名第三。截至2021年底，雅砻江水电基地已建成装机总量为1920万千瓦，在建装机规模552万千瓦。
建成：两河口、杨房沟、锦屏一级、二级、官地、二滩、桐子林
在建：孟底沟水电站、卡拉水电站
前期准备：牙根一级、牙根二级、楞古水电站
4：怒江（松塔电站已经在做前期准备工作，由桂冠电力投资建设）与雅鲁藏布江是暂时没有开发水电资源的两条流域，这两条流域蕴藏着巨大的水能，之所以没有开发是因为交通不便、处于活跃地震带，建设成本高等原因导致的。
总结
金沙江上游归属华电集团，开发程度早期，在建与前期准备的项目较多；
金沙江中游归属华电集团，长江电力有23%的股权，华能水电有11%的股权，开发程度属于中晚期，仅剩两座电站处于待建状态，其余已经投产。
金沙江下游归属长江电力$长江电力(SH600900)$ ，开发程度已经完成；
雅砻江归属于国投52%川投48%$国投电力(SH600886)$ ，开发程度中后期（处于第三阶段），第四阶段整体装机容量只有350万千瓦新增。
澜沧江归属于华能水电$华能水电(SH600025)$ ，开发程度处于中期，在建的只有一座水电站，前期准备的项目有多个。
怒江与雅鲁藏布江是暂时未开发。
根据22年年报中显示，长电、华能水电、国投，川投，桂冠、黔源六家主要的水电公司在建项目中：
属于国投、川投的雅砻江上的：孟底沟水电站（进度5%），卡拉水电站（进度11%）；
属川投的金沙江银江水电站；（规划35万千瓦，进度25%）
属华能水电的托巴水电站（规划140万千瓦）；而古水、澜沧江上游、如美水电站只是前期准备工作，预计2035年投产。
属于桂冠的西藏怒江松塔水电站项目（规划360万千瓦，完成度1.56%）
长电收购乌白，并与黔源电力两家均无新建水电站计划
根据目前信息可得知，在建的水电站规模不大，大型水电开发的高峰期已过，剩下的可开发资源需要各方面条件更加成熟后再做开发，而各大公司的在建项目中更多为风光项目与技术改造，未来水电发展趋势将向储能，抽水蓄能，风光水一体化协助等多方位发展。
未完待续：下篇水电指标与估值（三）