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前言：從中觀三維度探討企業盈利變化與成長性
從商業模式、行業空間、行業格局三維度探討企業盈利變化與成長性。
本篇報告旨在從商業模式、行業空間、行業格局三維度探討水電企業的 盈利變化與成長性。其中，商業模式是企業的盈利模式和增長模式。作 為典型的重資產行業，水電企業的盈利模式中收入取決於電價和發電量 （裝機量、利用小時），而成本則主要表現為固定資產折舊（單位投資 成本）和財務費用（融資成本）；增長模式主要通過水電站建設期的高 CAPEX 以獲得投產後的充沛 CFO，本質是裝機量上的增長。行業空間 可以判斷兩點，其一是水電行業未來的裝機量增速；其二則是增量項目 盈利的邊際變化（主要影響因素是單位投資成本和利用小時）。 行業格局 闡述了高投資壁壘如何導致行業高集中度、西電東送如何通過影響水電 企業電價和利用小時進而重塑行業格局。
業績穩健+高股息率的類債屬性仍將是水電龍頭的主要特徵。從存量方 面看，一方面水電龍頭能夠在其控制流域內實行多個電站梯級聯調，從 而熨平來水波動，在保證消納的前提下維持利用小時數的相對穩定；另 一方面，隨著還本付息壓力逐漸減輕，財務費用的不斷下降可以衝抵市 場電交易比例擴大帶來的不利影響。因此，水電龍頭的業績預計將持續 保持穩健。從增量上看，隨著優質水電資源越來越稀缺，當前水電龍頭 的 CAPEX 正在不斷下滑，企業利潤預計將更多的以分紅的形式回饋投 資者。穩健的業績疊加高比例的分紅，高股息率的類債屬性預計仍將是 水電龍頭的主要特徵。
行業層面：高 CAPEX 構建壁壘，西電東送重塑格局
商業模式：典型重資產行業模式，高 CAPEX+充沛 CFO
水電站生命周期分為建設期和運營期。水電行業的商業模式屬於典型的 重資產行業商業模式，水電站建設主要表現出建設期高資本開支 （CAPEX）和投產後運營期充沛現金流（CFO)的基本特徵。其中，運營 期又分為三個階段：（1）折舊期+貸款還本付息期，該階段隨著還本付 息壓力逐步減輕，現金流以及淨利潤逐漸上升；（ 2）折舊期（還本付息 結束），該階段現金流和淨利潤均在較高水平維持穩定；（3）折舊期結束， 該階段淨利潤進一步提升至更高水平後維持穩定、現金流則稍有回落後 維持穩定。
建設期：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 水電站的建設期大致在 5-10 年，部分小型水電站建設期略短，大致在 2-3 年（5MW 以下的水電站為小水電站，5～100MW 為中型水電站， 100M～1GW 為大型水電站，超過 1GW 的為巨型水電站）。從建設期的 成本構成看，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&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，合計可佔到總成本 90%， 獨立費用大致佔到 5%左右。水電站的總投資額又由靜態總投資額、價 差預備費以及建設期利息支出組成。
建設期：單位投資成本波動範圍較大，中位數 9000 元/kw。由於水電站 所在的地理位置不同，導致其施工難度各不相同，因此水電站的單位投 資成本範圍波動也較大。從我們統計的各上市公司水電站的數據看，單 位投資成本基本在 0.7-1.3 萬元/kw 區間內，中位數為 0.9 萬元/kw。其中， 靜態投資額大致佔到總投資的 80%左右，建設期利息及價差預備費大致 佔到總投資額的 20%左右。從具體公司數據看，大型水電公司裡長江電 力、華能水電、國投電力在運水電站單位平均投資成本分別為 0.93、1.16 和 1.30 萬元/千瓦時，長江電力成本優勢較為顯著。
運營期發電收入：由電價、利用小時兩因素決定。水電站投入運營後， 運營期的發電收入主要由上網電價和上網電量兩因素決定。目前，水電 站上網電價的主要定價方式主要分為四種：
成本加成法：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）、2004 年及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。
落地省區電價倒推法：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。
水電標杆電價法：2004 年發改價格相繼發布 1037 號、1038 號、1125 號文件，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。個別情況特殊的水電站上網電價個別處理。
市場化定價法：由於電力市場化改革的不斷推進，部分水電站上網 電量陸續開始參與到各地市場化競爭中，由市場供需關係形成電 價。當前參與市場化交易的主要是部分跨省跨區外送的水電站。
上網電量的計算公式為發電量*（1-廠用電率）-線損，發電量的計算公 式為裝機量*利用小時數，在裝機量、廠用電率基本不變的情況下，上 網電量主要取決於利用小時的高低，而利用小時的高低則取決於來水情況（自然資源波動）、電力消納（棄水率）以及節水增發能力（流域梯 級聯調）三個方面。
運營期成本分析：折舊、財務費用是前兩大支出。我們詳細梳理了水電 站投產運營後各項費用及其佔比。其中，固定資產折舊費在成本中佔比 最大，大致在 40%-45%；利息支出導致的財務費用在運營期第一階段（折 舊+還本付息）是成本中佔比第二大項目，其佔比隨著本金的償還將逐 步下降；水電站修理費按固定資產的 1%提取，這部分約佔總成本的 10% 左右；剩餘佔比較大的是庫區基金費和水資源費，分別按照 0.008 元/千 瓦時和 0.005 元/千瓦時提取，兩者合計可佔到總成本的 10%左右；剩餘 的成本構成包括燃料及動力費、保險費（非強制險種）、職工薪酬、材料 費和其他費用。
行業空間：資源開發超六成，有望逐步由流域中下遊向上遊轉移
國內水電資源開發已超六成。根據國家發改委 2005 年發布的全國水利資 源複查結果，我國水電資源理論蘊藏裝機為 6.94 億千瓦、技術可開發裝 機為 5.42 億千瓦。截至 2018 年末我國水電裝機容量為 3.5 億千瓦，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 億千瓦，佔到可開發總裝機量的 53%。、
行業裝機增速放緩，發電量佔比下降。「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。然而由 於開發速度過快疊加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。受此影響，水電新增裝機不斷下滑， 2018 年新增裝機僅為 832 萬千瓦；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%。
當前在建裝機主要集中在金沙江和雅礱江。詳細梳理十三大水電基地裝 機信息後可以發現，規劃裝機最大的前五大基地分別為金沙江（7209 萬 千瓦）、長江上遊（3210.9 萬千瓦）、雅礱江（2971 萬千瓦）、瀾滄江（2581.5 萬千瓦）以及大渡河（2552 萬千瓦）。當前在建項目主要集中在金沙江 和雅礱江水電基地，在建裝機分別為 3417 和 1006 萬千瓦。其中，金沙 江的在建裝機主要是三峽集團的烏東德（1020 萬千瓦）、白鶴灘水電站 （1600 萬千瓦）；雅礱江的在建裝機主要是雅礱江電力（國投電力持股 52%、川投能源持股 48%）的兩河口（300 萬千瓦）、楊房溝水電站（150 萬千瓦）。
未來開發趨勢預計由中下遊向上遊轉移，可能導致成本上升&利用小時 數下降。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，優質水電資源變得日益稀缺，後續水電開發的趨勢預 計將更多由中下遊向上遊轉移，由此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。以雅礱江流域為例，可以看到中下遊隨著 梯級電站高度的增加，單位投資成本存在明顯的上升趨勢，利用小時數 呈現一定下滑態勢。考慮到雅礱江上遊靠近西藏，開發成本預計會進一 步升高，由此可能導致水電站開發的經濟性（IRR）難以保障。
行業格局：集中度高、西電東送重塑行業格局
投資壁壘導致行業集中度較高。當前政策鼓勵發展大型水電而大型水電 站的前期資本開支很大且建設期無任何收益，因此行業具有很強的投資 壁壘，導致行業集中度較高。具體看，目前行業前七大企業均為大型央 企，截至 2018 年末三峽集團、華電集團、大唐集團、華能集團、國電投 集團、國電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；全 國已投產的水電裝機容量 341.68GW，CR7 佔比高達 55.28%，且後續很 大可能進一步提升。
十三大水電基地開發格局較為穩定。目前十三大水電基地的開發格局較 為穩定，其中金沙江水電基地：上遊段由華電金沙江上遊水電開發有限 公司負責開發，歸屬華電集團；中遊段共布置龍盤水電站、兩家人水電 站、梨園水電站、阿海水電站、金安橋水電站、龍開口水電站、魯地拉 水電站和觀音巖水電站共八座巨型梯級水電站，前四級由雲南金沙江中 遊水電開發有限公司（華電集團）負責，金安橋則歸屬民企漢能控股為 主（目前正公開轉讓），龍開口電站歸屬華能集團，魯地拉歸屬華電集團， 觀音巖歸屬大唐集團。下遊段溪洛渡、向家壩由長江電力負責，在建的 烏東德、白鶴灘電站建成後將由三峽集團注入長江電力；瀾滄江水電基地主要由華能集團下屬華能水電開發；雅礱江水電基地主要由雅礱江水 電公司負責開發，國投電力和川投能源各持有雅礱江水電 52%和 48%股 權；長江上遊水電基地主要由長江電力開發；南盤江、紅水河水電基地 主要由大唐集團下屬的桂冠電力開發；大渡河水電基地由國電電力開發； 黃河上遊水電基地主要由國電投集團開發；烏江水電基地主要由華電集 團旗下黔源電力和大唐集團開發。
金沙江（長江）、雅礱江和瀾滄江來水情況和節水增發均更強。前文提 到影響利用小時數的重要因素包括了來水情況（自然資源波動）以及節 水增發能力（流域梯級聯調）。來水情況方面，圖 13 可以看出金沙江（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熨平來水波動，實現節水增發以提 升水資源利用率。
西電東送格局：北、中、南三通路格局基本形成。我國「西電東送」的 基本格局是建設「北、中、南」三大輸電通道。其中，北通道包括東北、 華北、山東、西北電網，主要是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，並東送山東電網形成。 中通道包括華東、華中、川渝、福建電網，主要是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經濟發達且能源緊缺地區送 電，供電主要對象包括華中、華東、福建地區。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進行送 電。
電價分析：外送兩廣電價>四川標杆電價>外送滬浙電價>雲南標杆電價。在實行西電東送後，西南地區主流水電站電價便分為兩種模式，即外送 電電價和上網標杆電價（成本加成電價各廠各議，因此此處不在討論範 圍之內）。外送電價方面，由於執行落地端燃煤電價倒推，因此送電落 地省份燃煤電價更高，相應的水電站結算電價也會越高。從目前各省市 燃煤電價看，廣東省（0.4530 元/千瓦時）和廣西省（0.4207 元/千瓦時）優勢最為明顯，其次是上海市（0.4155 元/千瓦時）和浙江省（0.4153 元 /千瓦時），外送江蘇省（0.3910 元/千瓦時）相對不划算。上網標杆電價 方面，根據《關於四川電網統調水電站試行臨時分類標杆上網電價的通 知》(川發改價格[2015]116 號文件，四川省內徑流式水電站標杆上網電 價為 0.308 元/千瓦時(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/千瓦時，年調節和多年調節水電站標杆 上網電價為 0.39 元/千瓦時。根據《雲南省物價局關於調整完善我省豐 枯分時電價政策有關問題的通知》(雲價價格[2013]139 號，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，從上述數據可以看出，實行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。
市場化折價分析：外送電廣東地區競爭激烈，就地消納雲南省壓力更大。 西南地區水電出力主要有兩種消納途徑，其一主要是外送華東地區（江 浙滬）和廣東地區，其二則是當地消納（主要省份為雲南省和四川省）。從外送格局看，送廣東地區的電站包括了長江電力、華能水電、華電集 團以及國投電力等 19 座水電站，競爭較為激烈；華東地區方面送上海的 主要是長電的向家壩和葛洲壩水電站、送浙江的主要是長電的溪洛渡水 電站、送江蘇的則是國投電力下屬的錦屏一級、錦屏二級和官地水電站， 基本上不構成競爭關係。此外，從廣東省和江蘇省市場電折價數據看， 廣東省市場電讓利幅度較大，雖然自 18 年初開始不斷收窄，但目前讓利 幅度仍在 3 分錢/千瓦時左右；而江蘇省市場電讓利幅度則一直穩定在 2 分錢/千瓦時左右。從當地消納格局看，一方面近年來雲南、四川兩省發、 售電量差值呈現擴大態勢，其中雲南省差值更大，側面說明其外送需求 更為迫切、省內消納壓力更大；另一方面從國家能源局公布的 2017 年前 三季度棄水報告看，四川省水能利用率為 88%而雲南省水能利用率為 87.3%，相較四川省低 0.7pct，也從側面說明雲南省內消納的格局相比四 川省壓力更大。
投資策略：看好高股息率龍頭及不受平臺制約的高成長標的
利率趨勢預期向下，高股息權益資產價值性凸顯
利率預期隨經濟增速下行。經濟增長是投資回報的重要來源，理論上說 利率水平應與經濟增速呈現線性正相關關係。過去十年，雖然經濟增速 持續下滑，但受到房地產價格持續上漲（房價上漲的資本利得可以覆蓋 融資成本上升）、基建投資佔比較大（地方政府對利率不敏感，承擔大 量高利率債務）等因素影響，國內利率走勢基本震蕩走平。然而，未來 隨著房價的止漲甚至回落、地方融資監管趨嚴以及剛兌的逐步打破，國 內利率水平有望隨經濟增速一起緩慢下行。
高股息資產價值性凸顯。經濟高速增長時期，貨幣政策放水帶來資產價 格的上漲，盈利主要來自於資產的資本利得；而在當前經濟增速緩慢下 行預計帶動利率趨勢向下的大背景下，想要獲得資產的資本利得將會變 得越來越困難，業績穩健且願意回報股東的權益資產的價值性在新的背 景下無疑顯得更為珍貴。當前固定利率國債一年期、三年期、五年期、 十年期利率分別為 2.59%、2.82%、2.96%和 3.21%，相比之下水電龍頭 3.5%-4%左右的股息率更富吸引力，凸顯了水電龍頭的戰略配置價值。
價值性凸顯的結果是抬升標的估值。從出發點上看，購買業績穩健、高 分紅權益資產的主要吸引力是穩定的業績+較高的分紅率所導致的高股 息率。但是從結果看，資金的不斷湧入還會對業績穩健、高分紅權益資 產的估值產生持續抬升作用。未來水電龍頭估值抬升的驅動力預期分為 兩種：（1）國內利率趨勢向下導致水電龍頭的價值性不斷凸顯，從而 帶動國內資金增配；（2）在利率水平較低的海外市場，類似長江電力、 華能水電等盈利穩定、高股息率資產（如香港中華煤氣、粵海投資、中 電控股等）均具有較高估值，當前水電龍頭的估值距離海外同類型公司 估值水平仍存在一定差距，有望持續吸引外資增配。
新能源行業空間廣闊，水電龍頭受制平臺約束無法涉足
優質水電資源稀缺，新能源行業成長空間廣闊。前文提到截至 2018 年 末我國水電裝機容量為 3.5 億千瓦，佔技術可開發量的 63%，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， 行業增長空間預期不斷收窄且多數增量項目盈利性邊際向下。反觀新能 源行業，風電、光伏在逐步平價的過程中成長性不斷提升，19 年新增裝 機有望分別超過 25GW 和 40GW。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。
多數水電龍頭公司受制平臺約束。對於目前的水電龍頭企業而言，由於 背靠的集團較為龐大，因此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。例如三峽集團中，長江電力擁 有集團的水電業務，而風電、太陽能發電業務則屬於三峽新能源以及長 江新能源；華能集團中，華能水電擁有集團的水電業務，華能國際擁有 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，但與此同時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。
投資策略：看好高股息率龍頭及不受平臺制約的高成長標的
投資策略：看好高股息率龍頭及不受平臺制約的高成長標的。當前經濟 增速緩慢下行預計將帶動利率趨勢向下，業績穩健且願意回報股東的權 益資產價值性不斷凸顯。從出發點上看，購買業績穩健、高分紅權益資 產的主要吸引力是穩定的業績+較高的分紅率所導致的高股息率。但從 結果看，資金的不斷湧入還會對業績穩健、高分紅權益資產的估值產生 持續抬升作用。目前擁有穩健業績+高分紅率的水電行業龍頭股息率大 致在 3.5%-4%區間內，極具吸引力的高股息率有望帶來公司估值的持續 抬升，具備戰略配置的價值，推薦長江電力、華能水電、桂冠電力。此 外，當前全國水電資源開發已超六成，且優質水電資源變得稀缺，行業 增長空間預期不斷收窄且多數增量項目盈利性邊際向下，而多數水電龍 頭受制集團平臺約束，成長性略顯不足。我們看好不受集團平臺約束的 國投電力，公司作為國投集團的唯一上市平臺，未來有望在水電和新能 源發電兩個領域提升裝機以獲得高成長性。
重點企業（略，詳見報告原文）
長江電力：烏、白電站預期注入，業績穩健+高分紅的行業龍頭
華能水電：新機組投產帶來量價雙升，股息率預期大幅提升
桂冠電力：股息率位列行業首位，凸顯配置價值
國投電力：雅礱江水電資產優質，成長性不受平臺約束
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（報告觀點屬於原作者，僅供參考。報告來源：中泰證券）
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