1985年，四川全省人均电量只有228千瓦时，仅为全国人均水平的一半。每年召开两次分电会，各地市州要为用电指标分配“吵架”。由于缺电严重影响到经济发展，民用常常拉闸限电，工业每天供电时长只有两三个小时。

　　当时，有人将目光聚焦到四川的地形特点。据了解，从四川的西部到东部，落差近七千米，而这对于开发水电来讲是一个天然的优势。尤其是大渡河、雅砻江、金沙江流域水量丰沛，落差集中，水能蕴藏量大。故此，开发三江资源成为改变四川电力“卡脖子”的必行之事。

　　在四川省西南边陲攀枝花市盐边与米易两县交界处，坐落着20世纪 我国投产规模的最大水电站—二滩水电站。该工程于1991年9月开工，历经10载，建成了240米当时亚洲第一高拱坝，形成了330万千瓦装机的发电能力。

　　值得注意的是，二滩水电站处于雅砻江下游，坝址距雅砻江与金沙江的交汇口33公里，也是雅砻江水电基地梯级开发的第一个水电站。

　　从组织架构来看，二滩水电站是“中央和地方”合作的产物。上世纪90年代，中央和地方的投资公司共同建立了很多发电项目，二滩水电便是其中之一。

　　原二滩水电开发公司在1995年改制为二滩水电开发有限责任公司后，国投集团、川投集团和四川省电力公司分别持有48%、48%、4%的股权。

　　2003年，发改委授权国投集团旗下二滩水电公司（现“雅砻江水电”）独家负责雅砻江流域水电资源开发。2009年，国投集团将二滩水电注入上市公司，自此，国投电力获得雅砻江流域水电资源开发唯一主体——雅砻江水电的绝对控股权。

　　它是国投集团的电力业务投资平台，成立于1996年。其前身为湖北兴化，2002年完成重大资产重组，国投集团成为上市公司的第一大股东，主营业务变更为电力的生产和供应。

　　目前，公司已在上海和伦敦两地上市，拥有投资企业100多家，员工约9000人，业务涉及水电、火电、光伏、陆上风电、海上风电、储能、售电及综合能源服务等领域，项目分布于中国23个省、市、自治区以及“一带一路”沿线年一季度，国投集团持股51.32%，为国投电力控股股东；长江电力直接或通过长电投资不断增持公司股份，持股比例由2016年的1.73%增至2023年第一季度的17.47%，目前为公司第二大股东。

　　新能源方面，2017年以来公司风电、光伏装机量增长加速，近5年CAGR达32.1%，风光装机占比由2017年的3.6%提升至2022年的12.2%。

　　火电方面，公司持续优化火电装机结构，2019—2020年陆续转让一批盈利性较差的火电机组，火电装机量由2018年的1575.6万千瓦降至2022年的1188.1万千瓦，占比也由46.3%降至31.5%。

　　在2022年年末，国投电力水电控股装机量达2128万千瓦，占全国水电装机总量的5.8%，在主要上市公司中排名第三位。

　　国主要水电上市公司水电装机量占比（截至2022年年底）清洁能源担纲利润贡献主力

　　近年来，国投电力营收整体呈上升趋势，2015—2022年CAGR为7.1%，其中2020年由于公司转让部分火电资产导致当年营收有所下降。2022年，主要受益于两杨水电站全面投产及燃煤电价顶格上浮，国投电力营收约为504.9亿元，同比增长15.36%。

　　值得关注的是，尽管国投电力清洁能源发电板块盈利稳健增长，但其火电板块盈利则受煤价影响有所波动。

　　由于2021年煤价大涨，致使国投电力归母净利润同比下滑55.8%。2022年，尽管煤价再度上涨，但电价上浮部分疏导了较高的燃料成本，使得当年归母净利润同比增长66.1%。

　　2023第一季度，受益于清洁能源贡献收入提升，以及国内外煤价的企稳下行，国投电力归母净利润实现大幅修复，同比增长55.5%。

　　国投电力营收的主要来源为水电及火电业务。2022年水电实现营收占比49.7%，火电营收占比42.3%，二者合计占比92%。

　　在毛利润构成中，水电贡献了绝大部分，2022年国投电力水电实现毛利146.3亿元，占比89.2%；风电和光伏对毛利的贡献逐年提升，2016—2022年国投电力风电及光伏业务的毛利由1.7亿元提升至20.5亿元，占比由1.2%提升至12.5%。

　　资料显示，国投电力水电业务的主要经营主体为雅砻江水电、国投大朝山、国投小三峡。三者2022年分别贡献归母净利润38.3亿元（93.8%）、3.3亿元（8.1%）、2.3亿元（5.7%）。

　　另外，从最新的盈利情况来看，在主要控股公司中，雅砻江水电盈利情况表现最佳。其2023年上半年营收为110.19亿元；净利润为42.95亿元。

　　为何这么赚钱？从原理上来说，水力发电是利用大坝集中水流，经水轮机与发电机的联合运转，将集中的水能（动能和势能）转换为电能，其收入由水电上网电量和电价决定，而成本主要受造价影响。

　　通常来讲，流量越大、水头越高、持续时间越长，在一段时间内水电发电量越大，而水电的调节能力则通过影响水电发电量的时间分布从而提高其综合收益。

　　不过，上述因素（流量、水头、调节能力）均受到流域自然条件（如降水、地形、水文等）的严重制约，因此流域的资源禀赋对水电资产质量起着决定性作用。

　　据业内人士分析，雅砻江流域内地势高差较大，北、西、东主要为高原山地，平均海拔在4500m以上，干流河道全长1571km，平均天然落差达3830m。流域以高原山地型气候为主，11月至次年4月为干季，5-10月为雨季，中下游年降水量在900—1800mm。

　　优越的地理位置和资源禀赋赋予雅砻江丰富且集中的水能资源，令其在全国规划的十三大水电基地中规模排名第三位。

　　根据国家发改委2005年发布的全国水利资源复查结果，我国水电资源理论蕴藏量装机6.94亿千瓦，技术可开发装机5.42亿千瓦，经济可开发装机量4.02亿千瓦。截至2022年底，中国常规水电装机容量达3.68亿千瓦，已占总技术可开发量的67.9%，经济可开发量的91.5%。

　　值得注意的是，由于优质水电资源基本开发完毕，近年来水电装机量增速趋于放缓，剩余未开发的资源主要分布在各流域上游，以及出于地质条件和生态问题而尚未开发的怒江、雅鲁藏布江地区，此类地区的水电资源开发难度大，开发成本高。因此，存量的优质大水电资产具有高度的稀缺性。故此，掌握了雅砻江水电的绝对控股权，对于国投电力而言可谓一劳永逸。

　　资料显示，雅砻江干流共规划开发22级电站，规划总可开发装机容量约3000万千瓦，其中上游10座电站，装机量合计345.5万千瓦（占比11.5%）；中游7座电站，装机量合计1184.5万千瓦（占比39.5%）；下游5座电站，装机量合计1470万千瓦（占比49%）。

　　目前下游5座电站已全面建成投产，中游杨房沟、两河口电站已分别于2021年10月、2022年3月全面投产，卡拉、孟底沟电站在建，其中卡拉电站于2020年6月获得核准，同年7月开工建设，孟底沟电站于2021年3月获得核准，同年9月开工建设，公司预计以上两座电站将于2029—2030年建成投产。

　　水电业务可观的盈利情况，使得国投电力现金流极为充沛。近年来，公司经营性净现金流表现稳定，

　　有钱自然好办事，凭借充足的现金流，国投电力有效降低了负债率。数据显示，公司的资产负债率已由2015年的72%降至2022年的63.8%，而有息资产负债率由2015年的63%下降至2022年的54%。

　　与此同时，国投电力历年分红表现也较为稳定，2015年以来分红率保持在35%以上，近两年股利支付率提升至50%，2022年分红对应当年年底收盘价股息率为2.5%。

　　业内人士认为，近年来，央企、国企已成为高分红的主力军。持续稳定的现金分红，既体现了上市公司的实力，也增强了投资者长期持股的信心和获得感，有助于资本市场的良性循环。

　　数据显示，2023年第三季度 国投电力水电上网电量达 300亿千瓦时，同比下滑7.43%，环比提升89% 。 其中，雅砻江水电上网电量同比下滑8.7%，同比提升101%，来水改善明显，但较去年同期依然有所下滑。

　　与此同时，2023年第三季度国投电力水电平均上网电价为 0.281 元/千瓦时，同比提升 12.6%，前三季度平均上网电价达0.299 元/千瓦时，同比提升 10.7%，弥补了来水偏枯带来的发电量下滑影响。

　　根据雅砻江水电的规划，2015—2030年，国投电力要建设4—5个雅砻江中游主要梯级电站，实现新增装机800万千瓦左右，水电发电能力达到2300万千瓦左右（较目前1920万千瓦仍有380万千瓦增长空间）。

　　预计在2030—2050年，国投电力雅砻江流域水电开发将全面完成，水电发电能力达到3000万千瓦左右（较目前增长空间1080万千瓦）。

　　随着时间的推移和技术的不断进步，国投电力将继续致力于水电的开发和运营，为社会提供清洁、可再生的电源。通过持续的投入和创新，国投电力有望在未来的水电市场中占据更大的份额，为国家早日实现“双碳”目标作出表率。