水電發展進入成熟期，水電公司開拓水風光一體化作為第二個增長點。國家能源局、發改委發文針對風光水火儲一體化發展徵求意見，雲南、四川、浙江、青海均出台規劃，計劃在瀾滄江、雅礱江、金沙江、黃河上遊、紅水河等流域開發水風光一體化發展基地。將流域梯級水電站周邊一定範圍內的光伏、風電就近接入水電站，借助水電的外送通道，發揮水電與風光的季節性、時段性互補特徵。
水風光協同效應主要體現在兩方面：一是水電改善風光消納(日內），主要是水電和光伏的出力互補，將鋸齒型新能源出力調節為平滑穩定的出力，增強電網穩定性； 二是豐枯期電源互補（季節），主要是水電和風電的互補，雨季水電利用小時數高， 旱季風電利用小時數高，在發電時段上形成較好的互補性。
水電龍頭布局新能源，水風光一體化貢獻新成長。長江電力（600900）在金沙江下遊建設水風光一體化基地，基地規劃風光裝機15GW，並與集團子公司共同出資設立三峽陸上新能源（長江電力持股33%）；雅礱江水電在雅礱江流域打造水風光基地，2022年開工建設坷垃光伏和臘巴山風電項目（合計1.19GW），預計2023年第3季投產。水風光一體化已經成為水電公司第二成長點，2022年矽料價格高企影響風光建設速度，在矽料價格降低後，風光建設有望提速。
水電公司積極推進“水風光儲”互補的可再生能源開發模式，抽水蓄能為目前我國運用最廣泛、成本最低的儲能技術。各儲能技術中，抽水蓄能相比電化學儲能和其他儲能技術有明顯的成本優勢，當利用小時數為2000小時時，抽水蓄能成本僅為0.46 元/千瓦時，為目前最主流的抽水蓄能技術，2022年抽水蓄能裝機占儲能裝機占比達 77.1%。除了發電蓄電以外，抽水蓄能還有調峰填谷、調頻、調相的功能，是成熟的電力體系中不可缺少的一環。
政策加碼抽水蓄能，預計2022-2030我國抽水蓄能裝機CAGR達13%。過去10年內我國抽水蓄能裝機保持較快增長，2011-2022年裝機CAGR達8.5%，2022年抽水蓄能裝機達45.19GW。2021年9月17日，國家能源局正式發布《抽水蓄能中長期發展規劃（2021-2035年）》，規劃要求2025年我國抽水蓄能裝機將上升至62GW，2030 年進一步提高至120GW，CAGR達到14%左右，到2035年，我國將形成滿足新能源高比例大規模發展需求的抽水蓄能現代化產業。 憑借水電站運營經驗、和雄厚資金實力布局抽水蓄能。長江電力已鎖定抽水蓄能資源30-40GW，張掖抽水蓄能電站已準備投產。
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