一、水電在整體電源結(jié)構(gòu)中占據(jù)重要位置

水力發(fā)電量今年增速較往年迎來顯著提升。我國電源結(jié)構(gòu)中，水電長期居于第二位，僅次于火電，且為可再生能源發(fā)電占比最高。2023年我國水力發(fā)電量達11409億千瓦時，占全國總發(fā)電量的12.8%；截至2024年9月，水力發(fā)電累計發(fā)電量已達到10040億千瓦時，占總發(fā)電量比重上升至14.2%。從增速來看，2023年水力發(fā)電量同比-5.08%，至2024年9月，增速明顯改善，同比增幅+16.96%。這一變化主要由于23年下半年全國降水量較常年顯著增加，為24年汛期提供了充足的水資源支持。此外，我國主要代表性水庫的水位相較往年同期有明顯上升，蓄水能力提升。今年4月起，全國正式進入汛期，整體氣候特征表現(xiàn)為降水量偏多，呈現(xiàn)出“澇多于旱”的局面。鑒于去年同期來水量偏低的基數(shù)效應(yīng)，疊加當(dāng)前來水條件持續(xù)改善，我們判斷水力發(fā)電量有望延續(xù)增長趨勢。

水力發(fā)電裝機容量增速較為緩慢。2023年，水電裝機容量達到42,154萬千瓦，同比增長1.94%，增速為五大發(fā)電類型中最低。截至2024年9月，水電裝機容量增至43,055萬千瓦（其中常規(guī)水電裝機37500萬千瓦）。水電裝機容量增速較慢的原因主要有兩方面：一是內(nèi)部因素，水電資源開發(fā)接近飽和，且項目建設(shè)周期較長；二是外部因素，風(fēng)電和光伏的建設(shè)周期較短，技術(shù)創(chuàng)新和企業(yè)競爭推動成本下降，同時政策支持力度較大。

與其他可再生能源相比，水電具備以下優(yōu)勢：（1）發(fā)電后排放的水可被下游梯級電站重復(fù)利用；（2）水電站運行靈活，能夠快速啟停，適合電網(wǎng)調(diào)峰、調(diào)頻和緊急備用任務(wù)，同時有效平抑風(fēng)電和光伏出力波動，增強電力系統(tǒng)的穩(wěn)定性；（3）水電運行和維護成本較低，建成后發(fā)電成本低于風(fēng)電和光伏等間歇性能源，經(jīng)濟性優(yōu)勢顯著。

水電剩余可開發(fā)資源有限，優(yōu)質(zhì)大水電具備超強的稀缺性。我國目前總計有十三座大水電基地，分布在長江、黃河、珠江、松遼河、東南諸河、西南諸河流域等地區(qū)，總裝機規(guī)模約為313640MW。根據(jù)國家發(fā)改委2005年發(fā)布的全國水利資源復(fù)查，我國水電理論蘊藏年發(fā)電量6.08萬億千瓦時，對應(yīng)理論蘊藏量裝機6.94億千瓦；技術(shù)可開發(fā)年發(fā)電量2.47萬億千瓦時，裝機容量5.42億千瓦。截至2024Q3，我國水電裝機容量約為4.3億千瓦（常規(guī)水電裝機3.75億千瓦），占技術(shù)可開發(fā)量的79.5%。我國目前優(yōu)質(zhì)的水電資源開發(fā)接近飽和，剩余未開發(fā)資源主要集中在各大流域的上游區(qū)域，以及由于地質(zhì)條件復(fù)雜和生態(tài)環(huán)境敏感而暫未開發(fā)，難度及成本均較高。根據(jù)《“十四五”現(xiàn)代能源體系規(guī)劃》指出，要求加快推進水電基地建設(shè)，重點推動金沙江上游、雅礱江中游及黃河上游等重點河段的水電項目開工建設(shè)，實施雅魯藏布江下游水電開發(fā)等重大工程。到2025年，常規(guī)水電裝機容量達到約3.8億千瓦。此外，《2030 年前碳達峰行動方案》提出十四五、十五五期間分別新增水電裝機4000萬千瓦，則2030年預(yù)計常規(guī)水電裝機為4.2億千瓦，2025-2030CAGR為2.0%。

二、水電行業(yè)盈利模式與成本拆分

水電行業(yè)框架清晰，即收入由電價和發(fā)電量驅(qū)動，成本主要由折舊和財務(wù)費用決定。

1）發(fā)電側(cè)：水電的發(fā)電量由利用小時數(shù)乘以裝機容量決定；利用小時數(shù)一方面取決于來水，來水受季節(jié)性變化影響而波動，可分為豐水期與枯水期；另一方面，不同流域通過梯級電站聯(lián)合調(diào)度以調(diào)節(jié)來水不穩(wěn)定的情況，增加發(fā)電量。

2）電價側(cè)：我國水電電價主要包括四種定價方式：成本加成、標(biāo)桿電價、落地電價倒推和市場化定價。在非市場化定價中，成本加成定價適用于2001年4月前已建的大型水電站；標(biāo)桿電價主要應(yīng)用于2001年4月后投產(chǎn)的中小型非跨省水電站；落地電價倒推方式則用于跨省跨區(qū)輸電的水電站，通過落地電價倒推上網(wǎng)電價；市場化定價在水電大省普遍推行，通過市場化交易形成電價，隨著電力供需偏緊疊加低電價，市場化電價持續(xù)上行，是電價改革的重要方向。

3）成本側(cè)：水電的成本端主要由折舊費用和財務(wù)費用構(gòu)成，占總營業(yè)成本的約60%-70%。其中，折舊費用是最大的組成部分，涵蓋大壩、機器設(shè)備和廠房的折舊。根據(jù)長江電力披露數(shù)據(jù)，擋水建筑物的折舊年限為40至60年，房屋建筑物的折舊年限為8至50年，但大壩、廠房等核心資產(chǎn)的實際使用壽命通常顯著高于其折舊年限。財務(wù)費用方面，水電投運運營后憑借其優(yōu)質(zhì)現(xiàn)金流償還債務(wù)，并通過優(yōu)先償還高息債務(wù)并實施債務(wù)置換，進一步降低財務(wù)費用。

三、季節(jié)性變化影響

我們以三峽電站為例，討論季節(jié)性導(dǎo)致的來水變化影響，一般情況下6-10月為豐水期，12月-次年4月為枯水期。豐水期：入庫流量大，達到峰值，水庫釋放多余水量，水頭略微降低，系上游泄洪需求?？菟冢喝霂炝髁啃?，但水庫保持高水頭，得益于豐水期的蓄水為枯水期提供后續(xù)發(fā)電保障。

氣候周期（厄爾尼諾與拉尼娜）對來水變化影響幾何？1）厄爾尼諾：導(dǎo)致北方暖冬，次年長江流域和江南地區(qū)降水增多，洪澇風(fēng)險上升，長江流域水電站發(fā)電量增加但調(diào)度壓力加大。東北地區(qū)次年夏季低溫可能減少來水，西北太平洋臺風(fēng)數(shù)量偏少，沿海水資源補充不足。2）拉尼娜：引發(fā)北方秋汛，黃河流域降水增多、水電站發(fā)電提升，但需防洪；同時南方枯水風(fēng)險加劇，長江流域來水減少，影響發(fā)電量。冷冬特征雖在全球變暖下減弱，但區(qū)域水資源分配差異顯著，調(diào)度需更精準(zhǔn)。

我們選取長江流域的三峽電站入庫流量來比對厄爾尼諾指數(shù)以論證氣候周期對來水變化的影響（厄爾尼諾指數(shù)：以是否達到或超過+/-0.5°C 的閾值來判斷當(dāng)前是否存在厄爾尼諾或拉尼娜狀態(tài)，指數(shù)在+0.5以上我們默認為厄爾尼諾現(xiàn)象，指數(shù)在-0.5以下為拉尼娜現(xiàn)象）。從圖中可知，厄爾尼諾與三峽入庫流量呈正相關(guān)關(guān)系，而拉尼娜與其呈負相關(guān)關(guān)系。厄爾尼諾期間，長江流域降水顯著增多，尤其在次年夏季汛期，三峽入庫流量大幅上升，峰值顯現(xiàn)出明顯的豐水特征。相反，拉尼娜期間，長江流域降水減少，三峽入庫流量偏低，在枯水期尤為明顯。

四、水電行業(yè)頭部公司分析

拉長時間緯度來看，長江電力、華能水電及韶能股份的度電成本表現(xiàn)出較低且穩(wěn)定的特征，過去四年的平均度電成本分別為0.087元、0.093元和0.084元/KWh。相比之下，甘肅能源和黔源電力的度電成本相對較高，而閩東電力由于尚未按照電源類型披露相關(guān)數(shù)據(jù)，其參考價值有限。2023年，華能水電的度電成本為0.094元/KWh，居行業(yè)最低水平；此外，長江電力與韶能股份的度電成本均為0.0975元/KWh，低于0.1元/KWh。甘肅能源的度電成本則顯著偏高，達到0.178元/KWh。

從度電利潤角度來看，2023年長江電力表現(xiàn)最為突出，達到0.152元/KWh，位居行業(yè)首位。而甘肅能源的度電利潤最低，僅為0.065元/KWh，主要受到來水偏枯導(dǎo)致發(fā)電量減少，以及地方政策對電價的不利影響等因素的制約。

1）華能水電：公司是國內(nèi)第二大水電裝機規(guī)模的上市公司，第一大股東為中國華能集團（截至2024年Q3，持股占比50.4%），實控人為國務(wù)院國資委，作為華能集團水電業(yè)務(wù)整合后唯一平臺，公司坐擁瀾滄江干流全部水能資源開發(fā)權(quán)。截至 1H2024，公司已投產(chǎn)裝機容量達 2920.32 萬千瓦，其中水電/新能源裝機 分別為2594.98 /325.34 萬千瓦，水電/新能源裝機占比分別為89%/11%。

2）長江電力：公司是國內(nèi)最大的電力上市公司，全球最大水電上市公司，第一大股東為三峽集團（截至2024年Q3，持股占比46.83%），實際控制人為國務(wù)院國資委。主要業(yè)務(wù)包括水力發(fā)電，并積極布局清潔能源、智慧綜合能源、售配電及投融資領(lǐng)域，業(yè)務(wù)覆蓋中國、秘魯、巴西、巴基斯坦等多個國家。公司目前運行和管理長江流域的烏東德、白鶴灘、溪洛渡、向家壩、三峽及葛洲壩六座梯級電站，組成世界最大“清潔能源走廊”。截至2024H1，公司水電總裝機容量7179.5萬千瓦，其中，國內(nèi)水電裝機 7169.5萬千瓦，占全國水電裝機的16.79%。

3）甘肅能源：公司是甘肅省屬能源運營平臺，實控人為甘肅省國資委（截至24年Q3持股占比49.08%），長江電力為第二大股東，占比18.81%。截至24Q3，公司總裝機容量 353.97萬千瓦，其中水電/風(fēng)電/光伏裝機容量分別為170.02/110.35/73.6萬千瓦。24年11月，公司發(fā)布完成對常樂公司66%股權(quán)收購的公告，優(yōu)質(zhì)火電資產(chǎn)的注入有望幫助公司轉(zhuǎn)型為“水火風(fēng)光”的綜合電力公司。

4）桂冠電力：公司是大唐集團旗下的水電上市公司，截至2024Q3，公司前三大股東分分別為大唐集團（持股占比51.55%）、廣西投資集團（持股占比22.31%）、長江電力（持股占比10.72%）。公司裝機范圍涵蓋水火風(fēng)光，水電占主導(dǎo)，運營并管理廣西紅水河流域六座大型梯級水電站。截至2024H1公司總裝機規(guī)模達13.3GW，其中水電裝機達10.24GW，占比達77%。公司發(fā)電業(yè)務(wù)分布在廣西、四川、貴州、山東、湖北、云南、山西等多個省區(qū)，其中在廣西水電裝機 達918.82萬千瓦,占廣西統(tǒng)調(diào)水電裝機的2/3。

5）川投能源：公司是川投集團旗下電力上市平臺，定位為“國內(nèi)一流清潔能源上市公司”。截至2024Q3，公司前兩大股東分別為四川省投資集團及長江電力，持股占比分別為49.26%/9.94%，實控人為四川省國資委。公司重點布局雅礱江、大渡河、田灣河等流域的水電站建設(shè)與運營，截至2024H1，公司參控清潔能源總裝機規(guī)模達36.83GW（不含三峽能源、中廣核風(fēng)電和中核匯能）；持股48%的雅礱江公司是全國第三大水電基地開發(fā)主體，清潔能源裝機規(guī)模超過20GW，其中水電19.2GW，梯級發(fā)電效益顯著；持股20%的國能大渡河公司已投產(chǎn)裝機11.7GW；控股的田灣河流域梯級電站裝機76萬千瓦，為四川電網(wǎng)提供穩(wěn)定電源。