摘要
水電集多種優勢於一身，是性價比最高的能源，近百年來全球大力推廣水電開發並取得了巨大進展。中國水電開發同樣取得輝煌成果，在水電消費量、累計裝機容量、新增裝機容量方面，中國均處於全球第一，是全球水電第一大國。
本文從多角度對水電行業進行了研究。文章首先從電力行業延伸至水電行業，對水電行業供需、電力生產、水電站分類和特點等基本情況進行介紹，並分析了水電行業的上下遊產業鏈情況。然後，介紹了水電行業在全球及中國的發展現狀，並分析了水電站建設及運營模式。隨後，闡述了目前中國水電行業的發展格局，並列示了發債及上市水電企業的基本情況。最後，本文對水電行業未來發展趨勢及水電企業可能面臨的風險進行了討論。
一、水電行業介紹
1. 電力行業
（1）行業概況
電力行業是國民經濟發展中最重要的基礎能源產業，是國民經濟的第一基礎產業。經過多年發展，各國的電力工業從電力生產、建設規模、能源構成到電源和電網的技術都發生了變化，發電量和發電裝機容量也隨之增長。電力行業具有公用服務性、資金密集性、規模經濟性以及自然壟斷性等特徵。近年來中國火力發電技術水平不斷提高，火電機組向大型化、清潔化發展；同時，清潔能源裝機容量連續保持較高增速，電源結構逐步優化。目前，中國已經形成了以火力發電為主，水電、風電、太陽能(000591,股吧)及核能等新能源發電共同發展的格局；2018年，火電、水電、風電、太陽能和核電的發電量分別佔全國發電量的70.4%、17.6%、5.2%、2.5%和4.3%。
（2）行業供需
供給方面，2013年以來，隨著宏觀經濟增速的下滑，社會用電量增速下降，加之電力裝機規模大幅增長，電力行業出現產能過剩；2017年以來，國家開始出臺政策停建及緩建一批項目，受供給側改革嚴控裝機規模和淘汰落後產能的政策影響，中國火電裝機容量增速明顯放緩，在整體發電中的佔比繼續下降，但火電電力的主導地位短期內仍不可動搖。2016－2018年，全國全口徑發電裝機容量分別為16.5億kW、17.8億kW和19.0億kW，年均複合增長7.31%。其中，火電裝機容量佔總發電裝機容量的比重逐年下降，分別為64.28%、62.22%和60.20%。2018年，全國新增發電裝機容量12439萬kW，同比下降4.6%，其中，新增火電裝機4119萬kW，同比下降7.5%；新增水電裝機854萬kW，同比下降33.7%。2018年5月，國內新能源政策出現調整，平價上網時代加速來臨，國內新能源發電裝機受到影響。全年風電新增裝機2100萬kW，同比增長20.3%；光伏4473萬kW，同比下降16.2%；受益於三代核電站的陸續投產，核電新增裝機884萬kW，同比增長306.3%。
電力生產方面，2016－2018年，中國全口徑發電量分別為60228億kWh、64171億kWh和69940億kWh，年均複合增長7.76%。2018年，中國實現全口徑發電量同比增長8.4%；分類型看，火電發電量49231億kWh，同比增長7.3%，佔全國發電量的70.39%，較上年下降0.70個百分點；水電發電量12329億kWh，同比增長3.2%，佔全國發電量的17.63%，較上年下降0.89個百分點；核電、風電和太陽能發電量為佔全國發電量的比重分別為4.21%、5.23%和2.54%，分別較上年提高0.36個百分點、0.51個百分點和0.71個百分點。非化石能源發電量持續快速增長，生產結構持續優化。
電力消費方面，2016－2018年，隨著中國高技術及裝備製造業、高載能行業用電快速增長，以及2018年「煤改電」政策的實施，全國全社會用電量分別為59187億kWh、63094億kWh和68449億kWh，年均複合增長7.54%。其中，2018年全社會累計用電量同比增長8.5%，增速同比提高1.9個百分點，為2012年以來最高增速。分產業看，第一產業累計用電量728億kWh，同比增長9.8%，第二產業累計用電量47235億kWh，同比增長7.2%（其中，高技術及裝備製造業用電量同比增長了9.5%），佔全部用電量的69.0%（上年為70.4%）；第三產業用電量和城鄉居民生活用電量分別為10801億kWh和9685億kWh，分別同比增長12.7%和10.4%。受電力消費較快增長等因素影響，2018年全國6000kW及以上電廠發電設備平均利用小時數為3862小時，同比增加73小時；水電3613小時，同比增加16小時。2018年，華北、西北、東北地區風電設備利用小時分別比上年提高102小時、215小時和236小時，西北、東北地區太陽能發電設備利用小時分別提高66和65小時，中國棄風、棄光問題得到改善。
總體看，隨著2016年開始的停建緩建政策，中國電力投資規模、發電量增速均出現了一定程度的下降，隨著2017年以來宏觀經濟的好轉，電力需求增速有所上升，有利於電力行業供需格局進一步優化。
2. 水電行業概況
水力發電是通過利用水位落差的一種生產電力的方式，其原理是利用較高勢能水流經過壓力隧洞進入水輪機，來推動水輪機旋轉，將水的勢能轉換為水輪機的機械能，再以機械能帶動同軸發電機旋轉，將機械能轉換為電能，最後經輸變電設施將電能送入電力系統或直接供給至用戶終端。中國蘊藏著豐富的水能資源，從空間分布上看，全國水電資源總量的75%集中在西部地區，其中雲、川、藏三省（自治區）佔60%。水電資源開發方面，截至2018年底，中國水電發電裝機容量為3.52億kW，約佔各類電源裝機容量合計的18.54%。
水電有多種分類方法，可依據開發方式、工作水頭[1]、裝機容量、調節性能等方式進行分類，主要的水電站類型如下表所示。
同其他類型的電能相比，水電的優勢明顯，火電汙染較為嚴重並持續消耗著不可再生能源（煤炭和天然氣）；風電和光伏發電雖然清潔無汙染但發電成本過高，且不具備調峰能力，穩定性較差；核電的安全性一直備受大眾質疑，且經濟性不如水電。水電是目前性價比最高的清潔能源，是最優能源。水電是集可再生性、清潔高效、安全性高、穩定度高、價格低廉等多種優勢於一身。可再生性：水能是取之不盡用之不竭的可再生能源，水電站發電時並不消耗水資源，利用這些可再生的水能發電，可節省火電和核電消耗的煤炭、天然氣和鈾等不可再生的寶貴礦產資源。清潔高效：水電同風電、光伏一樣，是不產生任何汙染物的清潔能源，同時水電也是幾種能源中回報率最高的。安全性高：水電的安全性較高，較大的風險為戰爭風險，這種概率極小，較核電和火電更為安全。穩定性強：光伏和風電受制於陽光和風能的限制，往往波動性較大，電能是瞬時消費品，較大的波動性會對電網造成衝擊。而水電發電量雖然受到來水量的影響而產生波動，但水能是具有存蓄性的，目前很多大型水庫均具有季度調節甚至年度調節的能力，因此水電的穩定性較高，還能作為極好的調峰電源。價格低廉：無論是運行成本還是上網電價，水電相比其他能源均有極大優勢，水電的平均單位運行成本為0.04~0.09元/kWh，而火電約為0.2元/kWh，核電為0.128元/kWh；從電力消費者角度出發，水電的上網電價更具競爭力，遠低於其他能源。
水電供給方面，隨著大型水電機組於「十二五」期間陸續竣工投產，剩餘待開發水電項目大多交通條件差，工程建設和輸電成本高；同時移民安置和生態環境保護投入不斷加大，加之西南地區棄水問題日益嚴重，整體使得項目開發條件和經濟性相對較低，水電發展思路不斷轉變，近年來全國範圍內水電投資增速不斷放緩。此外，汛期來水對全年水電電量水平起到主要作用。根據來水變化情況，一年四季按照水電的豐水期、平水期和枯水期劃分，一季度為枯水期、二季度和四季度為平水期、三季度為豐水期。其中6－12月發電量約佔全年發電量的65%左右，6－10月發電量高於其他月份。
機組利用效率方面，近年來，受來水形勢變化及電量消納等因素影響，中國水電平均利用小時數呈小幅波動態勢。分區域來看，不同區域發電企業利用效率出現分化。其中，西部區域水電利用效率整體處於全國較高水平，但中、東部及北部地區水電利用效率均同比下降，且北部區域水電機組平均利用水平整體處於全國較低水平。
3. 水電行業相關產業鏈
與火電、核電等其他能源類型相比，水電產業鏈較為簡單。上遊建築及機電設備原材料供應產業，包括華新水泥(600801,股吧)、寶鋼股份(600019,股吧)等材料供應商；中遊建築諮詢施工產業，包括中國電建(601669,股吧)、葛洲壩(600068,股吧)等建築商；中遊機電設備製造安裝產業，包括東方電氣(600875,股吧)、哈爾濱電氣等設備商；下遊水力發電產業，包括長江電力(600900,股吧)、國電電力(600795,股吧)等電力企業；輔助的電網輸配電產業，主要為國家電網及旗下輸配電企業；輔助的電網輸配電產業，主要為國家電網及旗下輸配電企業。
水電產業鏈相關企業可以大致劃分為工程類、製造類及運營類三種產業。工程類產業（中遊建築產業）：業務基本遵循「競標－墊資建設－回款」流程，業務利潤與承接業務量、項目利潤率、中標下浮率、材料人工成本、工程進度等因素高度相關。製造類產業（上遊材料供應產業、中遊機電設備製造產業）：主要通過「採購－生產－銷售」這一增值活動來創造收益，業務利潤與成本/售價和渠道息息相關。運營類產業（下遊水力發電產業和輔助電網輸配電產業）：主要是基於在手資產向客戶群提供服務從而獲取收益，企業價值主要依賴於資產規模和存續期，以及服務收費水平。
[1] 水電站水頭，是指水電站上、下遊水位的差值。
二、水電行業發展現狀
1. 全球水電發展情況
自1878年第一座水電站建成以來，世界水電產業發展已逾140年，工程設備技術和梯級開發方法均趨於成熟，大多數發達國家水電建設在20世紀20－60年代。水電經歷迅猛發展後，於70年代後步入平穩發展階段，瑞士、法國等發達國家在80年代已將本國水能資源近乎全部開發，而亞、非、拉、美等地建設高潮始於60年代之後，未來仍有較大發展空間。
根據國際水電協會（IHA）發布的《2018水電現狀報告》顯示，2017年，水電維持穩定發展趨勢，水電總發電量約為4.01萬億kWh，在可再生能源中貢獻最大。水電新增裝機容量達21.9GW，全世界水電總裝機容量達到1267GW。經過近百年的建設，水電已為全球能源做出重要貢獻。
2. 中國水電發展
中國河流眾多、徑流豐沛、落差巨大，蘊藏著非常豐富的水能資源，水能資源的技術可開發量達5.42億kW，居世界第一位。水電是中國第二大電源和可再生能源支柱產業，高度契合中國能源升級戰略。2018年水電產量佔比達16.1%，僅次於火電，佔清潔能源總量比重高達60%。當前中國水能裝機總量的理論蘊藏值、技術可開發值、經濟可開發值分別為11.2億kW、8.8億kW和6.5億kW，發電量的理論蘊藏值、技術可開發值、經濟可開發值分別為9.8萬億kWh、4萬億kWh和2.8萬億kWh，經濟可開發電量在常規能源資源剩餘可開採總量中僅次於煤炭。
中國大規模建設水電的起點在上世紀80年代，經過30年的跨越式發展，水電裝機容量自2012年起穩居全球首位並保持逐年增長，2018年全國水電裝機容量、年發電量分別為3.52億kW和1.23萬億kWh，佔全球比重分別達到約27%和28%，但佔經濟可開發值比例僅為54%和43%，水電開發程度遠低於瑞士（92%）、法國（88%）等發達國家水平，未來水能開發空間仍然廣闊。
中國水電產業發展大致可以劃分為規划起步、全面提速、穩步推進等三個階段。當前正處於第三階段，重點圍繞十三大水電基地有序規劃和建設。第一階段（1949－1978年，規划起步階段）：中國由於起步晚、家底薄，主要規劃建設了一批中小水電站，並突破性建設了部分大型水電項目，包括新安江水電站、劉家峽水電站、葛洲壩等。第二階段（1979－2000年，全面提速階段）：中國水電產業經歷總承包製、業主制、法人制三階段市場化進程，同時「西電東送」戰略開始實施，加速水電建設。期間代表項目包括全球裝機規模最大的三峽大壩。第三階段（2001年至今，穩步推進階段）：中國水電產業規模躍居世界第一，技術全面進步、領先全球，全面開展流域規劃、明確提出了十三大水電基地。
3. 行業增速放緩
根據國家發改委2005年發布的全國水利資源複查結果，中國水電資源理論蘊藏裝機為6.94億kW，技術可開發裝機為5.42億kW。截至2018年底中國水電裝機容量為3.5億kW，佔技術可開發量的63%。其中，十三大水電基地目前規劃總裝機量達到2.86億kW，佔到可開發總裝機量的53%。
水電產業由於特殊性和重要性，產業發展主要受中央政策導向。「十二五」期間國家對於水電開發的政策為推進西部大型水電站開發、因地制宜開發小水電站。水電開發的不斷推進和開發規模的擴大，由於西南地區電力消納能力不足導致棄水率上升，水電的利用小時數不斷下降，因此「十三五」期間國家政策轉為科學有序開發大型水電、嚴格控制中小水電。國家能源局於2016年11月發布《水電發展「十三五」規劃》（以下簡稱「《規劃》」），確立了加快構建清潔低碳、安全高效的現代能源體系，在保護好生態環境、妥善安置移民的前提下，積極穩妥發展水電，科學有序開發大型水電，嚴格控制中小水電，加快建設抽水蓄能電站的指導思想。根據《規劃》內容，水電裝機規模計劃到2020年提升至38000萬kW；其中，大型水電基地「十三五」期間可能開工裝機容量約4479.31萬kW，新增投產1551.93萬kW，到2020年底規劃建成13767.4萬kW；「十三五」期間新開工抽水蓄能電站6000萬kW，到2020年底投產抽水蓄能電站4000萬kW。此外，《規劃》還指出要做好電網與電源發展合理銜接，按照全國電力統一優化配置原則，加強西南水電基地外送通道規劃論證，加快配套送出工程建設，建成投產金中至廣西、滇西北至廣東、四川水電外送、烏東德送電廣東、廣西等輸電通道，開工建設白鶴灘水電站外送輸電通道，積極推進金沙江上遊等水電基地外送輸電通道論證和建設。受此影響，水電新增裝機不斷下滑，2018年新增裝機僅為832萬kW；發電量佔全國總發電量比重也逐年下滑，由2016年的19%下降至2018年的17%。
4. 多庫聯調可提高水能利用效率
水電行業業績受來水波動影響較大，水流可以在流經的每個電站中重複利用，便於調節。火電、核電、風電、光伏發電使用的能源載體分別是煤炭、核燃料、風力、太陽能。此類能源或缺乏重複利用條件，只能在單一電站使用，如煤炭、核燃料、太陽能，或無法進行人工調節；對於水電公司而言，能夠控制的流域面積越廣，掌控的總庫容越大，水情預報的精度越高，調度方案越科學，電站群能夠發揮的綜合效益就越大。通過水文形勢預測，調節下洩流量，實現同一流域電站群的優化運行，提高水能利用率。
目前，中國大型水電集團通過多庫聯調，可以在汛期對部分小洪水實施攔截、以減少棄水，從而使水庫水位最大化。具體看，金沙江（長江）、雅礱江和瀾滄江均起源於西藏地區，其來水由冰川融雪和降雨兩方面決定；而南盤江、紅水河則只取決於降雨多寡，因此在金沙江（長江）、雅礱江和瀾滄江上的水電站來水波動會更小。節水增發方面，由於幹流流域較長，且海拔落差較大，因此金沙江（長江）、雅礱江和瀾滄江可以形成多個能夠進行梯級聯調的電站以減少來水波動，實現節水增發。
5. 西部為水電發展重點，但開發難度較大
《規劃》指出，到2020年西部地區的常規水電裝機規模達2.4億kW，開發程度達到44.5%。相比發達國家較高的水電開發度，如瑞士92%、法國88%、義大利86%、德國74%、日本73%、美國67%，中國西部地區水電開發潛力巨大，未來將是水電開發的重點區域。但西南地區水電開發卻問題重重，在高質量利用水能原則的基礎上，水電開發面臨的主要問題為能源消納能力不足和開發成本過高。
能源消納能力不足表現為棄水問題嚴重，其核心問題在於電力供需的不匹配。首先，西南地區電力消費增速低於發電機組裝機量的增速，導致電力區域的產能過剩；其次，在區域電力產能過剩時，外送通道能力不足，無法滿足外送需求，因而導致棄水問題凸顯；最後，水庫調節能力對於水電企業應對來水汛、枯期有著關鍵意義，具有調節能力的水電佔比低導致水電系統汛枯矛盾突出，枯期供電緊張，汛期水電棄水，不能充分發揮水電效益。整體看，電力消費量增速下滑和增加具有調節能力的水電站佔比短時期內較難解決，增加電力的外送能力是目前解決棄水問題的重要手段；即使能夠通過外送電力解決消納能力不足的問題，但後續新建的水電站開發成本卻不斷提升，一方面是隨水電開發，工程向河流上遊、高海拔和藏區深入，開發條件愈加困難；另一方面受國家政策和物價水平影響，環境保護和建設徵地等標準提高。
三、水電行業企業典型商業運行模式
水電行業屬於重資產行業，典型的水電站建設、運營可分為四期。建設期：資金需求大，是典型的重資產行業。水電站的建設周期大約在5~10年，該時期投資現金流大量流出，在建工程不斷增長，而無營業收入。運營期一：折舊期+貸款還本付息期：重資產模式的水電公司，通常折舊佔成本比重較大，而需要實際現金支出的財務費用及其他營運成本僅佔總營業成本的55%~65%。因此，進入經營期後，充沛的現金流用於還債，財務費用下降，利潤、現金流逐步提升。運營期二：折舊期（還本付息結束）當公司有息資產負債率達到目標值後，公司將不再繼續大量償債，利息支出將維持低水平；該階段現金流和淨利潤均在較高水平。運營期三：折舊期結束：通常水電站的綜合折舊年限在25~30年，而由於水電設備的技術水平相對較為簡單，加之受自然條件影響，水電設備進行擴容和升級改造的可能性較小，水電站的運營期可長達百年。該階段已完成折舊，利潤大幅提高，並仍保持高現金流流入、低負債率的特點。
1. 投資期
水電站建設成本主要為工程費用和水庫淹沒處理補償費。目前大中型水電站的建設期約為5~10年，部分小型水電站建設期約為2~3年。從建設期的成本構成看，水電站投資主要包括靜態投資和動態投資。
（1）靜態總投資主要包括工程費用（建築工程費、機電設備及安裝工程費、金屬結構設備及安裝工程費、臨時工程費）、水庫淹沒處理補償費（農村移民補償費、專項恢復改建費、學校及企事業搬遷補償費、庫區防護費、庫區清理費等）、獨立費用以及基本預備費。其中，工程費用和水庫淹沒處理補償費是佔比最大的兩項，合計佔總成本的90%，獨立費用約佔5%。樞紐工程投資額佔比較大，其受當地水文條件、地質條件、水壩類型等影響，單位裝機成本存在較大差異。
（2）水電站的總投資額即為動態投資額，在靜態總投資額的基礎上，加上價差預備費以及建設期利息支出。目前水電行業內單位投資成本主要集中在0.5~1.3萬元/kW區間。
2. 運營期收入
上網電量、上網電價、增值稅退稅三因素決定水電站收入。水電站運營期的營業收入主要由上網電價和上網電量兩因素決定。營業外收入主要受增值稅退稅優惠影響。
（1）上網電量：水電站上網電量等於發電量扣除廠用電量及線損。發電量由裝機容量和利用小時數決定，短期內水電站裝機容量較穩定，主要波動來自於利用小時數，受來水量、市場消納能力影響。
（2）上網電價：中國水電上網電價目前存在四種並行的定價模式。
成本加成：成本加成法主要適用於2001年之前投產的水電站，如葛洲壩水電站。上網電價由政府價格主管部門根據發電項目經濟壽命周期，按照合理補償成本、合理確定收益和依法計入稅金的原則核定。其中，合理收益以資本金內部收益率為指標，按長期貸款利率並考慮風險因素核定。2001年4月前已投產水電站（曾執行還本付息電價）及2004年之後所在省市未公布標杆電價的中小型水電站基本都遵循的是成本加成法定價機制。
標杆電價：標杆電價主要適用於省內送電的中小型水電站，如位於南盤江紅水河、廣西境內60萬kW的樂攤水電站和41萬kW的平班水電站。2004年國家發改委陸續發布文件，首次規定了部分省份新投產水電機組的上網標杆電價。2014年國家發改委發布的《關於完善水電上網電價形成機制的通知》中提出，各省（區、市）水電標杆上網電價以本省省級電網企業平均購電價格為基礎，統籌考慮電力市場供求變化趨勢和水電開發成本制定。水電比重較大的省（區、市），可在水電標杆上網電價基礎上，根據水電站在電力系統中的作用，實行豐枯分時電價或者分類標杆電價。
落地省區倒推電價：目前大部分跨省送電的大型水電站採用倒推定價模式，包括長江電力旗下的向家壩、溪洛渡，以及雅礱江上錦屏水電站、官地水電站。根據2014年國家發改委發布的《關於完善水電上網電價形成機制的通知》，對於跨區送電的水電站，以受電省市電廠同期平均上網電價水平確定落地電價。上網電價為落地電價扣減輸電電價和損耗後的倒推價格。
市場化定價：隨著電力市場改革的推進，個別地區開始嘗試市場化定價，即在交易平臺上，發電端、用電端共同撮合市場電量部分報價，並直接交易。
（3）營業外收入——增值稅退稅
2015年以前，大型水電站實行徵收17%、超過8%部分即徵即退的優惠稅率政策，2016－2017年改為徵17%、超過12%部分即徵即退的優惠稅率政策，該政策於2017年底到期。2018年4月，國稅局下發《關於調整增值稅稅率的通知》，將原適用17%稅率的調整為16%，即實際稅率由12%調至16%。
3. 運營期成本
水電公司的主要成本來自於折舊和財務費用，上述2項合計約佔總營業成本的50%~70%，故裝機成本、融資能力對成本影響較大。此外，水電公司還需向政府繳納水資源費用及庫區維護基金。
（1）折舊費用：折舊費用由裝機成本決定，水電站主要資產為房屋建築和機器設備，其分別的折舊年限約為5~60年和5~30年，而水電站整體的折舊年限通常為25~30年。水電站的運營成本較低，而其前期投資較大，折舊費用是最重要的成本之一，通常可佔總營業成本的40%~50%，度電成本約合0.06~0.07元。
（2）財務費用：水電公司的財務費用約佔總成本的20%~30%，度電成本約合0.03~0.05元。財務費用在水電站投產前期較高，而隨著水電站的投產運營，充足的現金流將支撐公司還本付息、以降低資產負債率。
（3）政府徵收水資源費用及庫區維護基金：水資源費與庫區維護基金是政府根據發電量及上網電量向水電站徵收的費用，其用於水資源的節約、保護和管理，及對庫區移民進行補助、對水電站庫區進行維護，佔總營業成本比較小，約10%上下。水資源費：中國2006年提出要徵收水資源費，從2009年9月開始正式執行，根據實際發電量按0.003~0.008元/kWh徵收，2015年起最低徵收標準上調至0.005元/m?。庫區維護基金：除三峽電站按另行條例徵收外，其他大中型水電站（25萬kW以上）按0.008元/kWh徵收。
4. 對外投資有望提升盈利水平
水電企業的現金流充沛，除通過償債來改善負債結構而提高盈利水平外，也可以使用資金進行對外投資，獲得投資收益帶來提高業績。水電企業的投資方向主要有三種，一是投資新建的水電站，二是直接投資相同產業或者具有協同資源的公司，三是其他方向的投資，如投資金融機構。近年來，各水電企業通過對外投資實現的投資收益，成為公司業績的重要組成部分。例如，截至2018年底和2019年9月底，長江電力的可供出售金融資產和長期股權投資餘額合計分別為396.10億元和345.30億元，2018年及2019年1－9月分別實現投資淨收益27.07億元和24.63億元，分別佔當期利潤總額的10.02%和11.37%，是公司利潤的重要組成部分。
四、水電行業發展格局
1. 水電行業具有較高的行業壁壘
水電資產具有前期投入大、建設周期長、技術難度高、行政審批覆雜的特點，整體實力較弱的企業無法輕易進入該市場。
水電行業壁壘主要包括行政準入壁壘、技術壁壘和資金壁壘。行政準入壁壘：水電行業屬於重要的基礎能源供應行業，國家具有明確的準入機制，需要做大量且複雜的前期工作，行業準入壁壘較高。按國家有關現行法律法規和水利水電工程項目建設程序，大型水電工程項目前期工作需要依次開展流域規劃、項目可行性研究以及項目申請報告編制等工作；後提出項目核准申請報告，在跨界河流、跨省（區、市）河流上建設的單站總裝機容量50萬kW及以上的水電站項目需要由國家發改委核准，其中單站總裝機容量300萬kW及以上或者涉及移民1萬人及以上的水電站項目需要由國務院核准，其餘水電站項目由地方發改委核准。技術壁壘：水電行業涉及環保、水土保持、水文、地質、機電等多個領域，是技術密集型行業。前期建設需要集安全性、經濟性、環境保護於一體，後期的運行需要根據來水量對獨立的水庫水位進行調節，還需調節流域多個梯級電站水位，實現整體流域水電站的效益最大化，擁有較高技術含量。資金壁壘：水電站建設包括土地開墾、大壩建設、庫區建設、電廠建設、設備投資、徵地移民費用等，資金投入較大。隨著近年來徵地移民補償標準持續提高，以及未來水電的開發難度提高，水電的建設成本將持續增加，資金壁壘不斷提高。在需要大量資金的情況，大型企業在市場上的信用等級較高，企業的資金成本更低，在競爭中更有優勢。
2. 七大電力集團開發十三大水電基地
水電企業較高的行業壁壘，導致行業集中度較高。雖然目前中國水電行業市場格局呈現多元化，競爭者中有央企、地方國企、民營和外資企業，但資源稟賦優質的大水電主要被大型的發電集團控制。
目前行業前七大企業均為大型央企，裝機佔比超過五成。具體看，截至2018年底，三峽集團、華電集團、大唐集團、華能集團、國電投集團、國家能源集團和國投集團已投產水電裝機量分別為49.44GW、27.22GW、27.04GW、26.07GW、23.85GW、18.54GW和16.72GW；合計約佔全國已投產的水電裝機容量（341.68GW）的55.28%，且該比例後續可能進一步提升。
水電集團通常選擇在同一水系建立多個水電站，以形成梯級聯合調度模式來減少來水波動、增加收益。目前，中國十三大水電基地主要由七大電力集團負責開發，其中長江流域是中國水電站最為密集分布的區域，涵蓋十三大水電基地中的七個，已建成裝機容量1.04億kW，七大集團中除華能集團外均在此有所布局；黃河流域含兩個重要水電基地，合計裝機容量1673萬kW，其中黃河上遊主要由國家電投開發；珠江流域擁有南盤江水紅河水電基地，主要由大唐集團下屬桂冠電力(600236,股吧)開發，合計裝機容量1288萬kW。
3. 西電東送格局
中國水能資源集中於西部地區，西南、華中、西北區域水電發電量佔比分別為47%、20%和12%，西南佔比接近一半。但西部地區上遊河段地處偏遠地區，外輸通道不暢，輸電成本較高，水電消納能力較弱，棄水現象較為嚴重。目前特高壓項目加速建設，為西電外輸至東部發達區域提供強力支撐，有望優化存量電站運營效率、提升水電經濟效益。特高壓輸送容量大、線路損耗低，經濟輸送距離能達到1000~1500km甚至更長，實現遠距離的電力系統互聯，有效提高西電外輸效率。
中國「西電東送」的基本格局是建設「北、中、南」三大輸電通道。北通道包括東北、華北、山東、西北電網，通過開發山西和蒙西、陝北、寧夏火電基地和黃河上遊水電主送北京、天津、河北南網，並送山東電網形成。中通道包括華東、華中、川渝、福建電網，通過開發三峽水電站、金沙江梯級水電站、四川省的水電站向東部發達地區送電。南通道包括廣東、廣西、貴州、雲南、海南和香港、澳門電網，其西電東送的總格局是開發貴州烏江、雲南瀾滄江和雲南、貴州、廣西三省區交界處的南盤江、北盤江、紅水河上的水電資源及雲南、貴州兩省的坑口火電廠向廣東地區送電。
4. 電價及市場化競爭
西南地區主流水電站電價分為兩種模式，即外送電電價和上網標杆電價（成本加成電價各廠各議，這裡不進行討論）。外送電價方面，由於執行落地端燃煤電價倒推，送電落地省份燃煤電價越高，相應的水電站結算電價越高。從目前各省市燃煤電價看，廣東省（0.4530元/kWh）和廣西省（0.4207元/kWh）優勢最為明顯，其次是上海市（0.4155元/kWh）和浙江省（0.4153元/kWh），外送江蘇省（0.3910元/kWh）價格相對較低。上網標杆電價方面，四川省內徑流式水電站標杆上網電價為0.308元/kWh（含17%增值稅，下同），季調節（含不完全年調節）水電站標杆上網電價為0.35元/kWh，年調節和多年調節水電站標杆上網電價為0.39元/kWh；雲南省內除魯地拉水電站電價為0.313元/度；金安橋、龍開口、阿海水電站電價為0.2893元/度，龍江等11座水電站電價為0.27元/度外，其餘水電站電價為0.235元/度。因此，西電東送後水電電價的高低次序分別為外送兩廣電價、四川標杆電價、外送滬浙電價、雲南標杆電價。
西南地區水電消納方式主要有外送華東（江浙滬）、廣東地區和當地消納兩種。從外送看，送廣東地區的電站包括長江電力、華能水電(600025,股吧)、華電集團以及國投電力(600886,股吧)等19座水電站，競爭較為激烈；華東地區方面，送上海和浙江的主要是長江電力下屬水電站，送江蘇的為國投電力下屬水電站，基本上不構成競爭關係；此外，市場電折價方面，廣東省市場電降價幅度約3分錢/kWh；江蘇省市場電降價幅度約為2分錢/kWh。從當地消納看，2018年，雲南省用電量1679億kWh，當地發電量3241億kWh，發、用電量差值為1562億kWh；四川省用電量2459億kWh，當地發電量3687億kWh，發、用電量差值為1.228億kWh，側面說明雲南省外送需求更為迫切、省內消納壓力更大。
五、水電代表企業
截至2019年10月底，水電行業有存續債的企業共計33家，主體信用級別均在AA及以上；其中主體信用級別AAA的為9家，AA+（包含不同評級機構AA+/AA）和AA的各12家。其中AAA企業主要為水電行業龍頭企業，即各大電力集團及其下屬水電公司。
水電代表企業有中國長江三峽集團有限公司、華能瀾滄江水電股份有限公司、國投電力控股股份有限公和廣西桂冠電力股份有限公司等。
長江電力為A股最大電力上市公司、全球最大水電上市公司，擁有三峽、溪洛渡、向家壩、葛洲壩等4座巨型水電站，水電裝機容量達4550萬kW，佔全國水電裝機的12.92%，佔全球同類機組的58%。2018年水電發電量達2155億kWh，佔全國水電發電量的17.48%。長江電力股東三峽集團在全球水電市場處於領先地位，擁有全球前10大水電站中的5座、全球單機容量70萬kW以上大型機組中的2/3，截至2018年總裝機規模高達1.28億kW。
華能水電始建於2001年2月，於2017年12月在上交所上市；截至2019年9月底，華能集團持有華能水電50.40%股份。華能水電是國家實施「西電東送」的龍頭企業和雲南省水電建設的核心企業，是國內第二大水電上市公司。截至2019年1月，華能水電控股裝機容量達2216.13萬kW，較上年同期增長17.61%，增幅為近年最高；其中水電機組裝機2192.63萬kW，風電和光伏裝機分別為13.5和10萬kW。
國投電力前身為1996年上市的湖北興化公司，2002年國投集團成為其第一大股東，其經營範圍從石油行業轉為電力行業。借殼上市後，國投集團持續向國投電力注入火電資產，於2009年實現電力資產整體上市。截底2018年底，國投集團作為國投電力第一大控股股東，持有其49.18%股份；控股裝機達到3398.5萬kW，其中包括1672萬kW水電裝機，佔49.20%；1575.6萬kW火電裝機，佔46.36%；以及103.1萬kW風電裝機和47.8萬kW光伏裝機，廣泛分布的裝機結構有效分散風險。
桂冠電力是大唐集團西南唯一水電上市平臺。大唐集團在廣西貴州地區擁有聚源電力等約100萬kW水電裝機，在西南地區擁有約800萬kW水電裝機，桂冠電力未來存在大唐集團資產整合注入空間。隨著電改的深入，桂冠電力與廣西電網組建售電公司布局售電端，業務範圍包括購售電、增值服務以及投資運營增量配電業務，對桂冠電力產生協同作用。
截至2019年10月底，債券市場上無公開存續級別的水電上市公司共有18家，其中A股上市公司9家，新三板掛牌公司4家，H股上市公司1家，曾經發債評級歷史（債券已到期）無存續級別企業4家。
六、水電行業未來發展趨勢
1. 未來開發趨勢預計向主要河流上遊轉移
隨著國內水電資源的不斷開發，主要河流中下遊優質水電資源基本上開發完畢，後續水電開發的將更多向上遊轉移，可能會帶來單位投資成本的上升與利用小時數一定程度的下降。
十三大水電基地規劃中，未開發的水電裝機總量達4783.03kW，其中怒江未開發的水電裝機量達1712萬kW，佔比最高，其次為金沙江中遊和大渡河流域，分別為720萬kW和615kW。西南地區中上遊流域的開發受棄水嚴重和開發成本高等因素影響，會削弱水電投資開發積極性，減緩開發進度。
2. 大中型水電站和抽水蓄能電站將是未來重點建設方向
根據2011全國水利普查數據，中國規模以上水電站達2.22萬座、總裝機容量3.27億kW，其中大型水電站142座，佔比僅0.6%，裝機容量2.07億kW、佔比達63.1%。根據《規劃》，預計到2020年大中型水電裝機容量和年發電量將達到2.6億kW和1萬億kWh，佔常規水電比例將分別提升到76%和80%，未來大中型水電站建設佔比將進一步提升。抽水蓄能電站是目前唯一具有規模性和經濟性的電能貯存形式，是解決電網調峰調頻及事故備用的最成熟工具。當前中國抽水蓄能電站裝機容量僅0.23億kW、佔比僅1.5%，遠低於法國的13%、日本的9.8%，其規模亟待增加。「十三五」期間規劃抽水蓄能電站新開工6000萬kW，與計劃新開工常規水電持平，其中重點開工項目合計高達5875萬kW。
3. 新能源行業空間廣闊
水電資源開發已超過六成，且隨著國家政策轉變，優質水電資源已經較為稀缺。風電、光伏等新能源行業在逐步平價的過程中成長性不斷提升。當前新能源運營行業面臨的主要問題仍然是前期高補貼項目補貼拖欠導致的企業現金流緊張，而水電充沛的現金流剛好可以與新能源形成良好互補，形成雙贏局面。
4. 水電龍頭受集團分工約束
目前的水電龍頭企業由於背靠的集團較為龐大，集團內部對於業務的分工較為明確，導致多數水電龍頭基本僅擁有集團的水電資產。如華能集團中，華能水電擁有集團的水電業務，華能國際(600011,股吧)擁有集團的火電業務，風電、太陽能發電業務則屬於華能新能源（港股上市）。這種模式的優勢在於集團承諾公司為水電業務的唯一平臺，避免了同業競爭問題，但隨著水電資源不斷開發、優質水電資源變得稀缺，不能涉足新能源發電業務使得水電龍頭的成長性略顯不足。
5. 拓展海外增量空間
2011年全球水能技術開發程度達23%，其中北美、南美、歐洲等地開發率相對較高，非洲開發率僅7%，非洲和亞洲欠發達國家水能豐富，而電力系統基礎設施落後嚴重製約其經濟發展。中國國內水電建設空間逐步壓縮、行業增速長期下行，需要走出去打開海外增量空間。
中國水電企業經過數十年積累了豐富的開發建設經驗和技術優勢，隨著「一帶一路」戰略的推進，中國企業在沿線基建能源等市場業務拓展不斷深化，水電企業對亞洲、非洲、南美等區域水電業務開發規模日益壯大，業務模式也從以EPC為主不斷向投資模式進化。以三峽集團為例，截至2018年底業務遍布全球47個國家和地區，境外投資累計超680億，境外發電量累積超過1000億kWh，持續深化在亞洲、南美、歐洲等區域布局。水電在國內空間壓縮而海外市場遼闊，中國水電「走出去」勢在必行。
七、影響水電發展的風險因素
水電企業盈利情況短期內主要受來水情況影響，其長期發展受下遊需求、電價等因素的影響。
來水波動風險：水力發電存在波動性，最主要的原因是流域來水的波動。2020年，雖然來水波動情況受自然天氣等不可預測因素影響較大，但大型水電集團可通過多個水電站梯級聯調較大程度削弱來水波動影響，調節能力較強的水電站預計可以保持相對穩定的經營業績。
水電消納能力不足風險：當前水電建設基本集中在西南地區，而負荷集中在東南沿海地區，形成了供電格局的錯配，存在水電消納能力不足導致棄水的風險。近年來，隨著西電東送工程的不斷完善，西南地區棄水情況得到明顯好轉，預計能夠為2020年水電消納提供一定保障。
電價下行風險：若未來經濟下行壓力加大，國家或出臺多項政策繼續下調一般工商業電價。目前，中國經濟發展進入新常態，預計2020年用電需求或有下降，市場化交易電價折價幅度預計提升，將一定程度影響水電企業盈利能力。
項目建設進度不及預期：水電屬於重資產行業，水電站的前期投資規模巨大，建設安全、國家政策調整等因素可能導致水電項目建設不及預期，影響企業盈利。由於水電項目投資規模較大，項目申報周期較長，目前已獲批水電項整體實力較強，預計2020年受相關政策影響有限。
海外業務風險：中國在海外投資項目較多，未來國際局勢震蕩、地緣政治變化等因素可能影響水電企業海外項目的平穩經營。目前，國際經濟環境較為複雜，預計2020年對不同地區的水電項目或受到不用程度的積極或消極影響。
綜上，隨著水電技術的日趨完善帶動水電調節能力提高、新增裝機增速放緩以及西電東送工程的推進，未來水電行業供給過剩的現象或將有所緩解；從行業整體信用風險看，水電經營主體多為大型央企或國企，具備較強的資本實力，因此，聯合資信對水電行業的展望為穩定。
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聯合資信
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