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基本面

截至2024年底，云南全省装机151.8GW，累计发电4646.4亿度，全社会用电量2788.3亿度，外送电量约占一半，可以说是南方区域市场的大电源。其中，71%的电量来自装机占比54%的水电，和四川一样，都是水电为主的外送大省。

云南共计5条±800kv特高压直流外送通道（未计算向家坝-上海），其中大部分目的地是广东。除此之外，还通过其它500kv通道向广西，贵州地送电。整体看，考虑南方区域的发电侧，云南的电源有极强的存在感，从诸多方面影响了南网区域的运行，并且还影响国网区的比如浙江市场。

此外，云南还向越南，老挝等国家送电，以500kv中老联网为例，远期具有2GW的电力互换能力，6月为例，送境外2.76亿度。同时云南还在缅甸瑞丽江（华能），太平江（大唐）建有电站。

云南特高压直流外送通道

由于高比例水电的汛枯分期特性，2025年1-9月，发电总出力逐月提升，预计从10月开始将逐月下降。

省内总发电量逐月变化

水电与西电东送

云南目前约2000余座水电站，其中1900余座为小水电，小水电总装机约13.2GW，占云南水电总装机的15.8%。水能资源主要集中在金沙江，澜沧江，怒江三大流域，但怒江由于生态问题，水电开发一直面临挑战，金沙江和澜沧江两个流域的水电占全省水电装机约80%。

之前，我们研究过金沙江（洞察 | 金沙江，一条影响浙江与广东电价的江），本次主要补充关于澜沧江的内容。

云南大水电示意图（截至2017年）

整个澜沧江干流主要由华能水电（A股上市）开发，以小湾、糯扎渡为核心的澜沧江梯级水电站群拥有整个南方区域最强中长期调节能力。

截至2025年6月，华能水电总装机33.5GW，部分电站资产在金沙江流域（如龙开口），距离开发金沙江干流的长江电力（A股上市）约70GW的装机仍然有差距，但华能水电具有澜沧江干流独家开发权，水电规划总装机32.3GW，到目前开发投产了21.4GW，还有约10GW的增长空间。

华能水电澜沧江干流开发计划（来源：2017年华能水电招股说明书）

2025年上半年，干流10个在运的梯级电站（未计算托巴）实际电量约360亿度，其中，小湾与糯扎渡具有年调节能力，调节库容约210亿立方米。根据调度原则，小湾与糯扎渡两库尽可能不限电，南网汛期披露两库的出力下限，作为边界条件进入现货出清。例如，糯扎渡在2025年8月1日下限为90,000MWh，9月25日下限为105,000MWh。

根据调度原则，两库的在汛前的调节原则是预留必要的调节库容，讯期以梯级联合运行方式最优的原则调度，讯末回蓄至高水位附近。澜沧江干流水电电量按站分布如下图；

澜沧江干流水电电量分布（来源：华能水电披露报告）

整个云南区域降水整体比2024年同比增加，以雨季为例，25年7月累计降水359mm，同比（2024年7月307mm）增加17%，但澜沧江流域降水在雨季的时候并没有提升，在6/7月的时候同比下降10%～25%。

澜沧江的来水主要来源是降水，从上游青海（年均400～800mm）到下游西双版纳（1000～3000mm）逐渐递增。不过，取决于水电的梯级位置，下游的降水并不能反映在上游的发电量上，这也是预测水电和预测风光不同的挑战之一。

2025年云南全省累积降水量

2025年澜沧江流域（青海区域-临沧）累计降水量

此外，雪融水虽然并非主流水源，但澜沧江流域的雪融水同比也有下降，24年融雪量高于25年，一定程度也造成了澜沧江流域今年整体偏枯的局面，不过这也并没有改变汛期水电供大于求的现实。

2025年澜沧江流域（青海区域-临沧）积雪量月度变化

根据2025年「云南电网发电调度原则」，在安全第一的大前提下，第一优先级为「省内优先用电与西电东送计划」，第二则是「市场化清洁能源电厂成交电量」，第三是「市场化清洁能源电厂剩余发电能力」。根据「2025年云南电网优先发电计划安排」，不同类型的电站优先用电与西电东送计划电量如下

不同类型电站的优先电量与西电东送全年计划电量（单位：亿度）

其中，优先电量还包含部分新能源汛期100%上网电量，西电东送还包括优先电量保障后的剩余电量，先作为工商业代购电来源，额外再剩余部分由电网代理保障西电东送。其余部分均为市场化电量，参与省内或省间交易。以2025年上半年为例，云南西电东送的计划电量，实际电量与市场化送广东的电量整理如下

2025年H1西电东送计划，实际与市场化电量（单位：亿度）

由于云南的主要送出目的地是广东，西电东送的量除了与云南本地汛枯分期与计划相关外，由于汛期云南整体供给远大于需求，短期的波动也与广东的负荷密切相关。最典型的例子就是9月24日受台风「桦加沙」影响，广东采取大面积的「五停」措施导致负荷骤降，进而也导致云南西电的短期骤降。

汛期的8月1日-9月28日，云南送出量与广东统调负荷的相关性（R2）为0.31，而在枯期的3月全月仅为0.12。

台风「桦加沙」影响广东负荷的同时也影响实际西电东送量

水电中午面临限电的问题，来水并不会在日内有较大波动，但出力典型分时曲线在午时会显著降低。水电分时曲线与新能源分时曲线加起来整体与负荷曲线形状一致。

云南水电出力分时统计（2025年7月1日-9月28日）

根据2022年的「云南省燃煤发电市场化改革实施方案（试行）」，燃煤参与西电送广东的年度交易按云南标杆电价上浮20%顺推形成，月度交易低于燃煤结算均价时按结算均价结算，高于时按广东现货市场价格结算。

澜上水电分为保量保价，保量竞价与市场化电量，以2021-2023年为例，每年200亿为¥300/MWh的固定电价，200～236亿价格为「¥300/MWh-广东市场交易电价的加权平均降幅」，超过236亿部分完全跟随广东市场价格波动。

澜下水电使用落地电价倒推，即广东价格减去约¥140/MWh左右的输电与线损。二者区别在于澜上为「点对网」专送，而澜下靠近云南负荷中心，更多以「网对网」形式进行。2025年上半年，市场化电量部分共计约404亿。

「保量保价」方式外的市场化电量统计（2025H1）

新能源

截至2025年8月，全省统调口径新能源装机达到57.1GW，提前完成「十四五」规划中50GW的装机目标。

来源：「关于印发云南省在适宜地区适度开发利用新能源规划及配套文件的通知」

云南最近5年整体气候相对稳定，大小风季区分较为明显，过去5年大风季都在水电枯期，小风季都在水电汛期

云南区域平均100米风速5年分月统计

辐照值也与水电汛期有所错峰，虽然理论上最长辐照在6月的夏至，但由于夏季是雨季，因此实际上的高辐照季在春季，也与汛期有所错开

云南区域平均地表辐照5年分月统计

在2022年发布的「云南省燃煤发电市场化改革实施方案（试行）」中，要求未配储的风电和光伏按10%的装机容量自行通过「调节容量市场」向燃煤电站购买系统调节服务（仅限烟煤无烟煤，褐煤不参与），新能源所购容量超出自用部分时可参与调节容量市场交易。

容量租赁价格范围在¥220/kw/y上下30%浮动，即¥154/kw/y～¥286/kw/y，主要通过双边和挂牌的方式进行交易。2025年1-8月，实际成交2752万千瓦，年化均价¥212.4/kw/y。

根据「云南省新型储能发展实施方案（2024-2025）」，磷酸铁锂储能可按1.8倍的投产容量提供共享服务，全钒液流可按3倍投产容量提供服务。根据25年发布的「关于明确2025年燃煤发电市场交易有关事项的通知」，燃煤机组从2025年起有序退出调节容量市场，烟煤无烟煤机组1-3月分别按装机的30%，20%，10%参与调节容量市场交易，二季度开始不再参与。

最后，根据8月底发布的136承接方案，总结如下；根据竞价工作方案，将在10月9日～14日公示出清结果。

用户侧与现货价格

6月底南方区域启动连续试运行时正值汛期，由于整体电力供大于求，云南具有南网五省最低的现货价格，7-9月试运行期间分时与日均用户侧现货价格统计如下，实时数值平均仅为¥83.7/MWh，实时峰谷价差约为¥130/MWh左右。

7月1日-9月28日用户侧现货日均价格与分时平均

用电量按区域统计的前三分别为文山、昆明、曲靖，整体集中在云南东部；最大用电行业为电解铝，以文山为例，电解铝产能达676万吨。高耗能用户需要与烟煤无烟煤优先交易，价格不受上浮20%的限制；褐煤则优先与非高耗能用户交易。

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