【专项研究】水力发电行业浅析

　　水电集多种优势于一身，是性价比最高的能源，近百年来全球大力推广水电开发并取得了巨大进展。中国水电开发同样取得辉煌成果，在水电消费量、累计装机容量、新增装机容量方面，中国均处于全球第一，是全球水电第一大国。

　　本文从多角度对水电行业进行了研究。文章首先从电力行业延伸至水电行业，对水电行业供需、电力生产、水电站分类和特点等基本情况进行介绍，并分析了水电行业的上下游产业链情况。然后，介绍了水电行业在全球及中国的发展现状，并分析了水电站建设及运营模式。随后，阐述了目前中国水电行业的发展格局，并列示了发债及上市水电企业的基本情况。最后，本文对水电行业未来发展趋势及水电企业可能面临的风险进行了讨论。

　　电力行业是国民经济发展中最重要的基础能源产业，是国民经济的第一基础产业。经过多年发展，各国的电力工业从电力生产、建设规模、能源构成到电源和电网的技术都发生了变化，发电量和发电装机容量也随之增长。电力行业具有公用服务性、资金密集性、规模经济性以及自然垄断性等特征。近年来中国火力发电技术水平不断提高，火电机组向大型化、清洁化发展；同时，清洁能源装机容量连续保持较高增速，电源结构逐步优化。目前，中国已经形成了以火力发电为主，水电、风电、太阳能000591股吧)及核能等新能源发电共同发展的格局；2018年，火电、水电、风电、太阳能和核电的发电量分别占全国发电量的70.4%、17.6%、5.2%、2.5%和4.3%。

　　供给方面，2013年以来，随着宏观经济增速的下滑，社会用电量增速下降，加之电力装机规模大幅增长，电力行业出现产能过剩；2017年以来，国家开始出台政策停建及缓建一批项目，受供给侧改革严控装机规模和淘汰落后产能的政策影响，中国火电装机容量增速明显放缓，在整体发电中的占比继续下降，但火电电力的主导地位短期内仍不可动摇。2016－2018年，全国全口径发电装机容量分别为16.5亿kW、17.8亿kW和19.0亿kW，年均复合增长7.31%。其中，火电装机容量占总发电装机容量的比重逐年下降，分别为64.28%、62.22%和60.20%。2018年，全国新增发电装机容量12439万kW，同比下降4.6%，其中，新增火电装机4119万kW，同比下降7.5%；新增水电装机854万kW，同比下降33.7%。2018年5月，国内新能源政策出现调整，平价上网时代加速来临，国内新能源发电装机受到影响。全年风电新增装机2100万kW，同比增长20.3%；光伏4473万kW，同比下降16.2%；受益于三代核电站的陆续投产，核电新增装机884万kW，同比增长306.3%。

　　电力生产方面，2016－2018年，中国全口径发电量分别为60228亿kWh、64171亿kWh和69940亿kWh，年均复合增长7.76%。2018年，中国实现全口径发电量同比增长8.4%；分类型看，火电发电量49231亿kWh，同比增长7.3%，占全国发电量的70.39%，较上年下降0.70个百分点；水电发电量12329亿kWh，同比增长3.2%，占全国发电量的17.63%，较上年下降0.89个百分点；核电、风电和太阳能发电量为占全国发电量的比重分别为4.21%、5.23%和2.54%，分别较上年提高0.36个百分点、0.51个百分点和0.71个百分点。非化石能源发电量持续快速增长，生产结构持续优化。

　　电力消费方面，2016－2018年，随着中国高技术及装备制造业、高载能行业用电快速增长，以及2018年“煤改电”政策的实施，全国全社会用电量分别为59187亿kWh、63094亿kWh和68449亿kWh，年均复合增长7.54%。其中，2018年全社会累计用电量同比增长8.5%，增速同比提高1.9个百分点，为2012年以来最高增速。分产业看，第一产业累计用电量728亿kWh，同比增长9.8%，第二产业累计用电量47235亿kWh，同比增长7.2%（其中，高技术及装备制造业用电量同比增长了9.5%），占全部用电量的69.0%（上年为70.4%）；第三产业用电量和城乡居民生活用电量分别为10801亿kWh和9685亿kWh，分别同比增长12.7%和10.4%。受电力消费较快增长等因素影响，2018年全国6000kW及以上电厂发电设备平均利用小时数为3862小时，同比增加73小时；水电3613小时，同比增加16小时。2018年，华北、西北、东北地区风电设备利用小时分别比上年提高102小时、215小时和236小时，西北、东北地区太阳能发电设备利用小时分别提高66和65小时，中国弃风、弃光问题得到改善。

　　总体看，随着2016年开始的停建缓建政策，中国电力投资规模、发电量增速均出现了一定程度的下降，随着2017年以来宏观经济的好转，电力需求增速有所上升，有利于电力行业供需格局进一步优化。

　　水力发电是通过利用水位落差的一种生产电力的方式，其原理是利用较高势能水流经过压力隧洞进入水轮机，来推动水轮机旋转，将水的势能转换为水轮机的机械能，再以机械能带动同轴发电机旋转，将机械能转换为电能，最后经输变电设施将电能送入电力系统或直接供给至用户终端。中国蕴藏着丰富的水能资源，从空间分布上看，全国水电资源总量的75%集中在西部地区，其中云、川、藏三省（自治区）占60%。水电资源开发方面，截至2018年底，中国水电发电装机容量为3.52亿kW，约占各类电源装机容量合计的18.54%。

　　水电有多种分类方法，可依据开发方式、工作水头[1]、装机容量、调节性能等方式进行分类，主要的水电站类型如下表所示。

　　同其他类型的电能相比，水电的优势明显，火电污染较为严重并持续消耗着不可再生能源（煤炭和天然气）；风电和光伏发电虽然清洁无污染但发电成本过高，且不具备调峰能力，稳定性较差；核电的安全性一直备受大众质疑，且经济性不如水电。水电是目前性价比最高的清洁能源，是最优能源。水电是集可再生性、清洁高效、安全性高、稳定度高、价格低廉等多种优势于一身。可再生性：水能是取之不尽用之不竭的可再生能源，水电站发电时并不消耗水资源，利用这些可再生的水能发电，可节省火电和核电消耗的煤炭、天然气和铀等不可再生的宝贵矿产资源。清洁高效：水电同风电、光伏一样，是不产生任何污染物的清洁能源，同时水电也是几种能源中回报率最高的。安全性高：水电的安全性较高，较大的风险为战争风险，这种概率极小，较核电和火电更为安全。稳定性强：光伏和风电受制于阳光和风能的限制，往往波动性较大，电能是瞬时消费品，较大的波动性会对电网造成冲击。而水电发电量虽然受到来水量的影响而产生波动，但水能是具有存蓄性的，目前很多大型水库均具有季度调节甚至年度调节的能力，因此水电的稳定性较高，还能作为极好的调峰电源。价格低廉：无论是运行成本还是上网电价，水电相比其他能源均有极大优势，水电的平均单位运行成本为0.04~0.09元/kWh，而火电约为0.2元/kWh，核电为0.128元/kWh；从电力消费者角度出发，水电的上网电价更具竞争力，远低于其他能源。

　　水电供给方面，随着大型水电机组于“十二五”期间陆续竣工投产，剩余待开发水电项目大多交通条件差，工程建设和输电成本高；同时移民安置和生态环境保护投入不断加大，加之西南地区弃水问题日益严重，整体使得项目开发条件和经济性相对较低，水电发展思路不断转变，近年来全国范围内水电投资增速不断放缓。此外，汛期来水对全年水电电量水平起到主要作用。根据来水变化情况，一年四季按照水电的丰水期、平水期和枯水期划分，一季度为枯水期、二季度和四季度为平水期、三季度为丰水期。其中6－12月发电量约占全年发电量的65%左右，6－10月发电量高于其他月份。

　　机组利用效率方面，近年来，受来水形势变化及电量消纳等因素影响，中国水电平均利用小时数呈小幅波动态势。分区域来看，不同区域发电企业利用效率出现分化。其中，西部区域水电利用效率整体处于全国较高水平，但中、东部及北部地区水电利用效率均同比下降，且北部区域水电机组平均利用水平整体处于全国较低水平。

　　与火电、核电等其他能源类型相比，水电产业链较为简单。上游建筑及机电设备原材料供应产业，包括华新水泥600801股吧)、宝钢股份600019股吧)等材料供应商；中游建筑咨询施工产业，包括中国电建601669股吧)、葛洲坝600068股吧)等建筑商；中游机电设备制造安装产业，包括东方电气600875股吧)、哈尔滨电气等设备商；下游水力发电产业，包括长江电力600900股吧)、国电电力600795股吧)等电力企业；辅助的电网输配电产业，主要为国家电网及旗下输配电企业；辅助的电网输配电产业，主要为国家电网及旗下输配电企业。

　　水电产业链相关企业可以大致划分为工程类、制造类及运营类三种产业。工程类产业（中游建筑产业）：业务基本遵循“竞标－垫资建设－回款”流程，业务利润与承接业务量、项目利润率、中标下浮率、材料人工成本、工程进度等因素高度相关。制造类产业（上游材料供应产业、中游机电设备制造产业）：主要通过“采购－生产－销售”这一增值活动来创造收益，业务利润与成本/售价和渠道息息相关。运营类产业（下游水力发电产业和辅助电网输配电产业）：主要是基于在手资产向客户群提供服务从而获取收益，企业价值主要依赖于资产规模和存续期，以及服务收费水平。

　　自1878年第一座水电站建成以来，世界水电产业发展已逾140年，工程设备技术和梯级开发方法均趋于成熟，大多数发达国家水电建设在20世纪20－60年代。水电经历迅猛发展后，于70年代后步入平稳发展阶段，瑞士、法国等发达国家在80年代已将本国水能资源近乎全部开发，而亚、非、拉、美等地建设始于60年代之后，未来仍有较大发展空间。

　　根据国际水电协会（IHA）发布的《2018水电现状报告》显示，2017年，水电维持稳定发展趋势，水电总发电量约为4.01万亿kWh，在可再生能源中贡献最大。水电新增装机容量达21.9GW，全世界水电总装机容量达到1267GW。经过近百年的建设，水电已为全球能源做出重要贡献。

　　中国河流众多、径流丰沛、落差巨大，蕴藏着非常丰富的水能资源，水能资源的技术可开发量达5.42亿kW，居世界第一位。水电是中国第二大电源和可再生能源支柱产业，高度契合中国能源升级战略。2018年水电产量占比达16.1%，仅次于火电，占清洁能源总量比重高达60%。当前中国水能装机总量的理论蕴藏值、技术可开发值、经济可开发值分别为11.2亿kW、8.8亿kW和6.5亿kW，发电量的理论蕴藏值、技术可开发值、经济可开发值分别为9.8万亿kWh、4万亿kWh和2.8万亿kWh，经济可开发电量在常规能源资源剩余可开采总量中仅次于煤炭。

　　中国大规模建设水电的起点在上世纪80年代，经过30年的跨越式发展，水电装机容量自2012年起稳居全球首位并保持逐年增长，2018年全国水电装机容量、年发电量分别为3.52亿kW和1.23万亿kWh，占全球比重分别达到约27%和28%，但占经济可开发值比例仅为54%和43%，水电开发程度远低于瑞士（92%）、法国（88%）等发达国家水平，未来水能开发空间仍然广阔。

　　中国水电产业发展大致可以划分为规划起步、全面提速、稳步推进等三个阶段。当前正处于第三阶段，重点围绕十三大水电基地有序规划和建设。第一阶段（1949－1978年，规划起步阶段）：中国由于起步晚、家底薄，主要规划建设了一批中小水电站，并突破性建设了部分大型水电项目，包括新安江水电站、刘家峡水电站、葛洲坝等。第二阶段（1979－2000年，全面提速阶段）：中国水电产业经历总承包制、业主制、法人制三阶段市场化进程，同时“西电东送”战略开始实施，加速水电建设。期间代表项目包括全球装机规模最大的三峡大坝。第三阶段（2001年至今，稳步推进阶段）：中国水电产业规模跃居世界第一，技术全面进步、领先全球，全面开展流域规划、明确提出了十三大水电基地。

　　根据国家发改委2005年发布的全国水利资源复查结果，中国水电资源理论蕴藏装机为6.94亿kW，技术可开发装机为5.42亿kW。截至2018年底中国水电装机容量为3.5亿kW，占技术可开发量的63%。其中，十三大水电基地目前规划总装机量达到2.86亿kW，占到可开发总装机量的53%。

　　水电产业由于特殊性和重要性，产业发展主要受中央政策导向。“十二五”期间国家对于水电开发的政策为推进西部大型水电站开发、因地制宜开发小水电站。水电开发的不断推进和开发规模的扩大，由于西南地区电力消纳能力不足导致弃水率上升，水电的利用小时数不断下降，因此“十三五”期间国家政策转为科学有序开发大型水电、严格控制中小水电。国家能源局于2016年11月发布《水电发展“十三五”规划》（以下简称“《规划》”），确立了加快构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系，在保护好生态环境、妥善安置移民的前提下，积极稳妥发展水电，科学有序开发大型水电，严格控制中小水电，加快建设抽水蓄能电站的指导思想。根据《规划》内容，水电装机规模计划到2020年提升至38000万kW；其中，大型水电基地“十三五”期间可能开工装机容量约4479.31万kW，新增投产1551.93万kW，到2020年底规划建成13767.4万kW；“十三五”期间新开工抽水蓄能电站6000万kW，到2020年底投产抽水蓄能电站4000万kW。此外，《规划》还指出要做好电网与电源发展合理衔接，按照全国电力统一优化配置原则，加强西南水电基地外送通道规划论证，加快配套送出工程建设，建成投产金中至广西、滇西北至广东、四川水电外送、乌东德送电广东、广西等输电通道，开工建设白鹤滩水电站外送输电通道，积极推进金沙江上游等水电基地外送输电通道论证和建设。受此影响，水电新增装机不断下滑，2018年新增装机仅为832万kW；发电量占全国总发电量比重也逐年下滑，由2016年的19%下降至2018年的17%。

　　水电行业业绩受来水波动影响较大，水流可以在流经的每个电站中重复利用，便于调节。火电、核电、风电、光伏发电使用的能源载体分别是煤炭、核燃料、风力、太阳能。此类能源或缺乏重复利用条件，只能在单一电站使用，如煤炭、核燃料、太阳能，或无法进行人工调节；对于水电公司而言，能够控制的流域面积越广，掌控的总库容越大，水情预报的精度越高，调度方案越科学，电站群能够发挥的综合效益就越大。通过水文形势预测，调节下泄流量，实现同一流域电站群的优化运行，提高水能利用率。

　　目前，中国大型水电集团通过多库联调，可以在汛期对部分小洪水实施拦截、以减少弃水，从而使水库水位最大化。具体看，金沙江（长江）、雅砻江和澜沧江均起源于地区，其来水由冰川融雪和降雨两方面决定；而南盘江、红水河则只取决于降雨多寡，因此在金沙江（长江）、雅砻江和澜沧江上的水电站来水波动会更小。节水增发方面，由于干流流域较长，且海拔落差较大，因此金沙江（长江）、雅砻江和澜沧江可以形成多个能够进行梯级联调的电站以减少来水波动，实现节水增发。

　　《规划》指出，到2020年西部地区的常规水电装机规模达2.4亿kW，开发程度达到44.5%。相比发达国家较高的水电开发度，如瑞士92%、法国88%、意大利86%、德国74%、日本73%、美国67%，中国西部地区水电开发潜力巨大，未来将是水电开发的重点区域。但西南地区水电开发却问题重重，在高质量利用水能原则的基础上，水电开发面临的主要问题为能源消纳能力不足和开发成本过高。

　　能源消纳能力不足表现为弃水问题严重，其核心问题在于电力供需的不匹配。首先，西南地区电力消费增速低于发电机组装机量的增速，导致电力区域的产能过剩；其次，在区域电力产能过剩时，外送通道能力不足，无法满足外送需求，因而导致弃水问题凸显；最后，水库调节能力对于水电企业应对来水汛、枯期有着关键意义，具有调节能力的水电占比低导致水电系统汛枯矛盾突出，枯期供电紧张，汛期水电弃水，不能充分发挥水电效益。整体看，电力消费量增速下滑和增加具有调节能力的水电站占比短时期内较难解决，增加电力的外送能力是目前解决弃水问题的重要手段；即使能够通过外送电力解决消纳能力不足的问题，但后续新建的水电站开发成本却不断提升，一方面是随水电开发，工程向河流上游、高海拔和藏区深入，开发条件愈加困难；另一方面受国家政策和物价水平影响，环境保护和建设征地等标准提高。

　　水电行业属于重资产行业，典型的水电站建设、运营可分为四期。建设期：资金需求大，是典型的重资产行业。水电站的建设周期大约在5~10年，该时期投资现金流大量流出，在建工程不断增长，而无营业收入。运营期一：折旧期+还本付息期：重资产模式的水电公司，通常折旧占成本比重较大，而需要实际现金支出的财务费用及其他营运成本仅占总营业成本的55%~65%。因此，进入经营期后，充沛的现金流用于还债，财务费用下降，利润、现金流逐步提升。运营期二：折旧期（还本付息结束）当公司有息资产负债率达到目标值后，公司将不再继续大量偿债，利息支出将维持低水平；该阶段现金流和净利润均在较高水平。运营期三：折旧期结束：通常水电站的综合折旧年限在25~30年，而由于水电设备的技术水平相对较为简单，加之受自然条件影响，水电设备进行扩容和升级改造的可能性较小，水电站的运营期可长达百年。该阶段已完成折旧，利润大幅提高，并仍保持高现金流流入、低负债率的特点。

　　水电站建设成本主要为工程费用和水库淹没处理补偿费。目前大中型水电站的建设期约为5~10年，部分小型水电站建设期约为2~3年。从建设期的成本构成看，水电站投资主要包括静态投资和动态投资。

　　（1）静态总投资主要包括工程费用（建筑工程费、机电设备及安装工程费、金属结构设备及安装工程费、临时工程费）、水库淹没处理补偿费（农村移民补偿费、专项恢复改建费、学校及企事业搬迁补偿费、库区防护费、库区清理费等）、独立费用以及基本预备费。其中，工程费用和水库淹没处理补偿费是占比最大的两项，合计占总成本的90%，独立费用约占5%。枢纽工程投资额占比较大，其受当地水文条件、地质条件、水坝类型等影响，单位装机成本存在较大差异。

　　（2）水电站的总投资额即为动态投资额，在静态总投资额的基础上，加上价差预备费以及建设期利息支出。目前水电行业内单位投资成本主要集中在0.5~1.3万元/kW区间。

　　上网电量、上网电价、增值税退税三因素决定水电站收入。水电站运营期的营业收入主要由上网电价和上网电量两因素决定。营业外收入主要受增值税退税优惠影响。

　　（1）上网电量：水电站上网电量等于发电量扣除厂用电量及线损。发电量由装机容量和利用小时数决定，短期内水电站装机容量较稳定，主要波动来自于利用小时数，受来水量、市场消纳能力影响。

　　成本加成：成本加成法主要适用于2001年之前投产的水电站，如葛洲坝水电站。上网电价由政府价格主管部门根据发电项目经济寿命周期，按照合理补偿成本、合理确定收益和依法计入税金的原则核定。其中，合理收益以资本金内部收益率为指标，按长期利率并考虑风险因素核定。2001年4月前已投产水电站（曾执行还本付息电价）及2004年之后所在省市未公布标杆电价的中小型水电站基本都遵循的是成本加成法定价机制。

　　标杆电价：标杆电价主要适用于省内送电的中小型水电站，如位于南盘江红水河、广西境内60万kW的乐摊水电站和41万kW的平班水电站。2004年国家发改委陆续发布文件，首次规定了部分省份新投产水电机组的上网标杆电价。2014年国家发改委发布的《关于完善水电上网电价形成机制的通知》中提出，各省（区、市）水电标杆上网电价以本省省级电网企业平均购电价格为基础，统筹考虑电力市场供求变化趋势和水电开发成本制定。水电比重较大的省（区、市），可在水电标杆上网电价基础上，根据水电站在电力系统中的作用，实行丰枯分时电价或者分类标杆电价。

　　落地省区倒推电价：目前大部分跨省送电的大型水电站采用倒推定价模式，包括长江电力旗下的向家坝、溪洛渡，以及雅砻江上锦屏水电站、官地水电站。根据2014年国家发改委发布的《关于完善水电上网电价形成机制的通知》，对于跨区送电的水电站，以受电省市电厂同期平均上网电价水平确定落地电价。上网电价为落地电价扣减输电电价和损耗后的倒推价格。

　　市场化定价：随着电力市场改革的推进，个别地区开始尝试市场化定价，即在交易平台上，发电端、用电端共同撮合市场电量部分报价，并直接交易。

　　2015年以前，大型水电站实行征收17%、超过8%部分即征即退的优惠税率政策，2016－2017年改为征17%、超过12%部分即征即退的优惠税率政策，该政策于2017年底到期。2018年4月，国税局下发《关于调整增值税税率的通知》，将原适用17%税率的调整为16%，即实际税率由12%调至16%。

　　水电公司的主要成本来自于折旧和财务费用，上述2项合计约占总营业成本的50%~70%，故装机成本、融资能力对成本影响较大。此外，水电公司还需向政府缴纳水资源费用及库区维护基金。

　　（1）折旧费用：折旧费用由装机成本决定，水电站主要资产为房屋建筑和机器设备，其分别的折旧年限约为5~60年和5~30年，而水电站整体的折旧年限通常为25~30年。水电站的运营成本较低，而其前期投资较大，折旧费用是最重要的成本之一，通常可占总营业成本的40%~50%，度电成本约合0.06~0.07元。

　　（2）财务费用：水电公司的财务费用约占总成本的20%~30%，度电成本约合0.03~0.05元。财务费用在水电站投产前期较高，而随着水电站的投产运营，充足的现金流将支撑公司还本付息、以降低资产负债率。

　　（3）政府征收水资源费用及库区维护基金：水资源费与库区维护基金是政府根据发电量及上网电量向水电站征收的费用，其用于水资源的节约、保护和管理，及对库区移民进行补助、对水电站库区进行维护，占总营业成本比较小，约10%上下。水资源费：中国2006年提出要征收水资源费，从2009年9月开始正式执行，根据实际发电量按0.003~0.008元/kWh征收，2015年起最低征收标准上调至0.005元/m?。库区维护基金：除三峡电站按另行条例征收外，其他大中型水电站（25万kW以上）按0.008元/kWh征收。

　　水电企业的现金流充沛，除通过偿债来改善负债结构而提高盈利水平外，也可以使用资金进行对外投资，获得投资收益带来提高业绩。水电企业的投资方向主要有三种，一是投资新建的水电站，二是直接投资相同产业或者具有协同资源的公司，三是其他方向的投资，如投资金融机构。近年来，各水电企业通过对外投资实现的投资收益，成为公司业绩的重要组成部分。例如，截至2018年底和2019年9月底，长江电力的可供出售金融资产和长期股权投资余额合计分别为396.10亿元和345.30亿元，2018年及2019年1－9月分别实现投资净收益27.07亿元和24.63亿元，分别占当期利润总额的10.02%和11.37%，是公司利润的重要组成部分。

　　水电资产具有前期投入大、建设周期长、技术难度高、行政审批复杂的特点，整体实力较弱的企业无法轻易进入该市场。

　　水电行业壁垒主要包括行政准入壁垒、技术壁垒和资金壁垒。行政准入壁垒：水电行业属于重要的基础能源供应行业，国家具有明确的准入机制，需要做大量且复杂的前期工作，行业准入壁垒较高。按国家有关现行法律法规和水利水电工程项目建设程序，大型水电工程项目前期工作需要依次开展流域规划、项目可行性研究以及项目申请报告编制等工作；后提出项目核准申请报告，在跨界河流、跨省（区、市）河流上建设的单站总装机容量50万kW及以上的水电站项目需要由国家发改委核准，其中单站总装机容量300万kW及以上或者涉及移民1万人及以上的水电站项目需要由国务院核准，其余水电站项目由地方发改委核准。技术壁垒：水电行业涉及环保、水土保持、水文、地质、机电等多个领域，是技术密集型行业。前期建设需要集安全性、经济性、环境保护于一体，后期的运行需要根据来水量对独立的水库水位进行调节，还需调节流域多个梯级电站水位，实现整体流域水电站的效益最大化，拥有较高技术含量。资金壁垒：水电站建设包括土地开垦、大坝建设、库区建设、电厂建设、设备投资、征地移民费用等，资金投入较大。随着近年来征地移民补偿标准持续提高，以及未来水电的开发难度提高，水电的建设成本将持续增加，资金壁垒不断提高。在需要大量资金的情况，大型企业在市场上的信用等级较高，企业的资金成本更低，在竞争中更有优势。

　　水电企业较高的行业壁垒，导致行业集中度较高。虽然目前中国水电行业市场格局呈现多元化，竞争者中有央企、地方国企、民营和外资企业，但资源禀赋优质的大水电主要被大型的发电集团控制。

　　目前行业前七大企业均为大型央企，装机占比超过五成。具体看，截至2018年底，三峡集团、华电集团、大唐集团华能集团、国电投集团、国家能源集团和国投集团已投产水电装机量分别为49.44GW、27.22GW、27.04GW、26.07GW、23.85GW、18.54GW和16.72GW；合计约占全国已投产的水电装机容量（341.68GW）的55.28%，且该比例后续可能进一步提升。

　　水电集团通常选择在同一水系建立多个水电站，以形成梯级联合调度模式来减少来水波动、增加收益。目前，中国十三大水电基地主要由七大电力集团负责开发，其中长江流域是中国水电站最为密集分布的区域，涵盖十三大水电基地中的七个，已建成装机容量1.04亿kW，七大集团中除华能集团外均在此有所布局；黄河流域含两个重要水电基地，合计装机容量1673万kW，其中黄河上游主要由国家电投开发；珠江流域拥有南盘江水红河水电基地，主要由大唐集团下属桂冠电力600236股吧)开发，合计装机容量1288万kW。

　　中国水能资源集中于西部地区，西南、华中、西北区域水电发电量占比分别为47%、20%和12%，西南占比接近一半。但西部地区上游河段地处偏远地区，外输通道不畅，输电成本较高，水电消纳能力较弱，弃水现象较为严重。目前特高压项目加速建设，为西电外输至东部发达区域提供强力支撑，有望优化存量电站运营效率、提升水电经济效益。特高压输送容量大、线路损耗低，经济输送距离能达到1000~1500km甚至更长，实现远距离的电力系统互联，有效提高西电外输效率。

　　中国“西电东送”的基本格局是建设“北、中、南”三大输电通道。北通道包括东北、华北、山东、西北电网，通过开发山西和蒙西、陕北、宁夏火电基地和黄河上游水电主送北京、天津、河北南网，并送山东电网形成。中通道包括华东、华中、川渝、福建电网，通过开发三峡水电站、金沙江梯级水电站、四川省的水电站向东部发达地区送电。南通道包括广东、广西、贵州、云南、海南和香港、澳门电网，其西电东送的总格局是开发贵州乌江、云南澜沧江和云南、贵州、广西三省区交界处的南盘江、北盘江、红水河上的水电资源及云南、贵州两省的坑口火电厂向广东地区送电。

　　西南地区主流水电站电价分为两种模式，即外送电电价和上网标杆电价（成本加成电价各厂各议，这里不进行讨论）。外送电价方面，由于执行落地端燃煤电价倒推，送电落地省份燃煤电价越高，相应的水电站结算电价越高。从目前各省市燃煤电价看，广东省（0.4530元/kWh）和广西省（0.4207元/kWh）优势最为明显，其次是上海市（0.4155元/kWh）和浙江省（0.4153元/kWh），外送江苏省（0.3910元/kWh）价格相对较低。上网标杆电价方面，四川省内径流式水电站标杆上网电价为0.308元/kWh（含17%增值税，下同），季调节（含不完全年调节）水电站标杆上网电价为0.35元/kWh，年调节和多年调节水电站标杆上网电价为0.39元/kWh；云南省内除鲁地拉水电站电价为0.313元/度；金安桥、龙开口、阿海水电站电价为0.2893元/度，龙江等11座水电站电价为0.27元/度外，其余水电站电价为0.235元/度。因此，西电东送后水电电价的高低次序分别为外送两广电价、四川标杆电价、外送沪浙电价、云南标杆电价。

　　西南地区水电消纳方式主要有外送华东（江浙沪）、广东地区和当地消纳两种。从外送看，送广东地区的电站包括长江电力、华能水电600025股吧)、华电集团以及国投电力600886股吧)等19座水电站，竞争较为激烈；华东地区方面，送上海和浙江的主要是长江电力下属水电站，送江苏的为国投电力下属水电站，基本上不构成竞争关系；此外，市场电折价方面，广东省市场电降价幅度约3分钱/kWh；江苏省市场电降价幅度约为2分钱/kWh。从当地消纳看，2018年，云南省用电量1679亿kWh，当地发电量3241亿kWh，发、用电量差值为1562亿kWh；四川省用电量2459亿kWh，当地发电量3687亿kWh，发、用电量差值为1.228亿kWh，侧面说明云南省外送需求更为迫切、省内消纳压力更大。

　　截至2019年10月底，水电行业有存续债的企业共计33家，主体信用级别均在AA及以上；其中主体信用级别AAA的为9家，AA+（包含不同评级机构AA+/AA）和AA的各12家。其中AAA企业主要为水电行业龙头企业，即各大电力集团及其下属水电公司。

　　水电代表企业有中国长江三峡集团有限公司、华能澜沧江水电股份有限公司、国投电力控股股份有限公和广西桂冠电力股份有限公司等。

　　长江电力为A股最大电力上市公司、全球最大水电上市公司，拥有三峡、溪洛渡、向家坝、葛洲坝等4座巨型水电站，水电装机容量达4550万kW，占全国水电装机的12.92%，占全球同类机组的58%。2018年水电发电量达2155亿kWh，占全国水电发电量的17.48%。长江电力股东三峡集团在全球水电市场处于领先地位，拥有全球前10大水电站中的5座、全球单机容量70万kW以上大型机组中的2/3，截至2018年总装机规模高达1.28亿kW。

　　华能水电始建于2001年2月，于2017年12月在上交所上市；截至2019年9月底，华能集团持有华能水电50.40%股份。华能水电是国家实施“西电东送”的龙头企业和云南省水电建设的核心企业，是国内第二大水电上市公司。截至2019年1月，华能水电控股装机容量达2216.13万kW，较上年同期增长17.61%，增幅为近年最高；其中水电机组装机2192.63万kW，风电和光伏装机分别为13.5和10万kW。

　　国投电力前身为1996年上市的湖北兴化公司，2002年国投集团成为其第一大股东，其经营范围从石油行业转为电力行业。借壳上市后，国投集团持续向国投电力注入火电资产，于2009年实现电力资产整体上市。截底2018年底，国投集团作为国投电力第一大控股股东，持有其49.18%股份；控股装机达到3398.5万kW，其中包括1672万kW水电装机，占49.20%；1575.6万kW火电装机，占46.36%；以及103.1万kW风电装机和47.8万kW光伏装机，广泛分布的装机结构有效分散风险。

　　桂冠电力是大唐集团西南唯一水电上市平台。大唐集团在广西贵州地区拥有聚源电力等约100万kW水电装机，在西南地区拥有约800万kW水电装机，桂冠电力未来存在大唐集团资产整合注入空间。随着电改的深入，桂冠电力与广西电网组建售电公司布局售电端，业务范围包括购售电、增值服务以及投资运营增量配电业务，对桂冠电力产生协同作用。

　　截至2019年10月底，债券市场上无公开存续级别的水电上市公司共有18家，其中A股上市公司9家，新三板挂牌公司4家，H股上市公司1家，曾经发债评级历史（债券已到期）无存续级别企业4家。

　　随着国内水电资源的不断开发，主要河流中下游优质水电资源基本上开发完毕，后续水电开发的将更多向上游转移，可能会带来单位投资成本的上升与利用小时数一定程度的下降。

　　十三大水电基地规划中，未开发的水电装机总量达4783.03kW，其中怒江未开发的水电装机量达1712万kW，占比最高，其次为金沙江中游和大渡河流域，分别为720万kW和615kW。西南地区中上游流域的开发受弃水严重和开发成本高等因素影响，会削弱水电投资开发积极性，减缓开发进度。

　　根据2011全国水利普查数据，中国规模以上水电站达2.22万座、总装机容量3.27亿kW，其中大型水电站142座，占比仅0.6%，装机容量2.07亿kW、占比达63.1%。根据《规划》，预计到2020年大中型水电装机容量和年发电量将达到2.6亿kW和1万亿kWh，占常规水电比例将分别提升到76%和80%，未来大中型水电站建设占比将进一步提升。抽水蓄能电站是目前唯一具有规模性和经济性的电能贮存形式，是解决电网调峰调频及事故备用的最成熟工具。当前中国抽水蓄能电站装机容量仅0.23亿kW、占比仅1.5%，远低于法国的13%、日本的9.8%，其规模亟待增加。“十三五”期间规划抽水蓄能电站新开工6000万kW，与计划新开工常规水电持平，其中重点开工项目合计高达5875万kW。

　　水电资源开发已超过六成，且随着国家政策转变，优质水电资源已经较为稀缺。风电、光伏等新能源行业在逐步平价的过程中成长性不断提升。当前新能源运营行业面临的主要问题仍然是前期高补贴项目补贴拖欠导致的企业现金流紧张，而水电充沛的现金流刚好可以与新能源形成良好互补，形成双赢局面。

　　目前的水电龙头企业由于背靠的集团较为庞大，集团内部对于业务的分工较为明确，导致多数水电龙头基本仅拥有集团的水电资产。如华能集团中，华能水电拥有集团的水电业务，华能国际600011股吧)拥有集团的火电业务，风电、太阳能发电业务则属于华能新能源（港股上市）。这种模式的优势在于集团承诺公司为水电业务的唯一平台，避免了同业竞争问题，但随着水电资源不断开发、优质水电资源变得稀缺，不能涉足新能源发电业务使得水电龙头的成长性略显不足。

　　2011年全球水能技术开发程度达23%，其中北美、南美、欧洲等地开发率相对较高，非洲开发率仅7%，非洲和亚洲欠发达国家水能丰富，而电力系统基础设施落后严重制约其经济发展。中国国内水电建设空间逐步压缩、行业增速长期下行，需要走出去打开海外增量空间。

　　中国水电企业经过数十年积累了丰富的开发建设经验和技术优势，随着“一带一路”战略的推进，中国企业在沿线基建能源等市场业务拓展不断深化，水电企业对亚洲、非洲、南美等区域水电业务开发规模日益壮大，业务模式也从以EPC为主不断向投资模式进化。以三峡集团为例，截至2018年底业务遍布全球47个国家和地区，境外投资累计超680亿，境外发电量累积超过1000亿kWh，持续深化在亚洲、南美、欧洲等区域布局。水电在国内空间压缩而海外市场辽阔，中国水电“走出去”势在必行。

　　来水波动风险：水力发电存在波动性，最主要的原因是流域来水的波动。2020年，虽然来水波动情况受自然天气等不可预测因素影响较大，但大型水电集团可通过多个水电站梯级联调较大程度削弱来水波动影响，调节能力较强的水电站预计可以保持相对稳定的经营业绩。

　　水电消纳能力不足风险：当前水电建设基本集中在西南地区，而负荷集中在东南沿海地区，形成了供电格局的错配，存在水电消纳能力不足导致弃水的风险。近年来，随着西电东送工程的不断完善，西南地区弃水情况得到明显好转，预计能够为2020年水电消纳提供一定保障。

　　电价下行风险：若未来经济下行压力加大，国家或出台多项政策继续下调一般工商业电价。目前，中国经济发展进入新常态，预计2020年用电需求或有下降，市场化交易电价折价幅度预计提升，将一定程度影响水电企业盈利能力。

　　项目建设进度不及预期：水电属于重资产行业，水电站的前期投资规模巨大，建设安全、国家政策调整等因素可能导致水电项目建设不及预期，影响企业盈利。由于水电项目投资规模较大，项目申报周期较长，目前已获批水电项整体实力较强，预计2020年受相关政策影响有限。

　　海外业务风险：中国在海外投资项目较多，未来国际局势震荡、地缘变化等因素可能影响水电企业海外项目的平稳经营。目前，国际经济环境较为复杂，预计2020年对不同地区的水电项目或受到不用程度的积极或消极影响。

　　综上，随着水电技术的日趋完善带动水电调节能力提高、新增装机增速放缓以及西电东送工程的推进，未来水电行业供给过剩的现象或将有所缓解；从行业整体信用风险看，水电经营主体多为大型央企或国企，具备较强的资本实力，因此，联合资信对水电行业的展望为稳定。

　　参考文献[1] 李俊松、王翰．水电行业深度报告--看好高股息率龙头及不受平台制约的高成长标的．中泰证券．2019年9月20日[2] 郑闵钢、王翩翩．水电产业：聚焦存量运营优化和海外增量扩张．东兴证券．2019年5月27日[3] 蔡屹、汪洋、邓晖．水电行业深度报告，国之重器，宁静致远．兴业证券601377股吧)．2019年3月4日[4] 王玮嘉．水电现金牛：资产为舟，价值为锚．华泰证券601688股吧)．2019年3月19日[5] 郭丽丽．全球水电核心资产价值有望重估．方正证券601901股吧)．2018年2月25日[6] 郭丽丽．水电系列报告一：水电大年，逆流而上．方正证券．2016年6月20日

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