水電行業(yè)市場分析

水電行業(yè)市場分析一、來水：豐枯交替，改善可期來水遵循豐枯交替、均值回歸趨勢，過去的21-22年均為枯水年，國家氣候中心預(yù)計2023年即將迎來厄爾尼諾年，帶來我國南方流域的降水增加；水電發(fā)電量測度可關(guān)注流量和水頭兩大來水指標，根據(jù)對水情的長期跟蹤，觀察到一季度雅礱江、金沙江等流域來水明顯好轉(zhuǎn)，汛期來水改善可期。重視調(diào)節(jié)性水電站價值，通過調(diào)節(jié)豐枯期來水、抬高汛期水頭平滑來水波動、實現(xiàn)電量增發(fā)，長江電力六庫聯(lián)調(diào)、雅礱江三大調(diào)節(jié)水庫、華能水電兩大多年調(diào)節(jié)電站在出力保供、增發(fā)電量方面的效益均已彰顯。（一）來水決定發(fā)電，關(guān)注流量和水位兩大要素水頭和流量是決定水電發(fā)電功率的兩大要素。水力發(fā)電是利用大壩聚集水能，經(jīng)水輪機與發(fā)電機的聯(lián)合運轉(zhuǎn)，將集中的水能（動能和勢能）轉(zhuǎn)換為電能。根據(jù)水力發(fā)電原理，電能大小取決于初始聚集起的水的勢能的大小，水的勢能則是由來水量和水頭決定的。因此，流經(jīng)水輪機的流量越大、大壩上下游的水位差越大、發(fā)電時間越長，則發(fā)電量越多。在水電發(fā)電量的公式中可見，流量Q和水位差H（水頭）決定水輪機的出力功率，從而決定水電的發(fā)電量。通過水頭和流量可估算水電發(fā)電量，在水位相差不大的情況下，水電發(fā)電量與出庫流量呈明顯正相關(guān)。水利部定期披露主要水庫的水情數(shù)據(jù)，包括水庫的流量（入庫、出庫流量）和水位等。通過入庫流量可以評判來水量大小，出庫流量為發(fā)電用水，兩者相對大小可以判斷水庫當前的蓄水策略，體現(xiàn)為水位變化；上下游水位差即為水頭。來水呈現(xiàn)季節(jié)性變化特征，一般豐水期是6-10月，枯水期是12月-來年4月。水電的發(fā)電功率首先由流量決定，其次受水頭影響。以三峽電站為例，水電在豐水期的特點是流量高、水頭低，枯水期則大致相反，2023Q1在來水偏枯3.5%的情況下，三峽電站發(fā)電量同比降低19.9%，主要原因為低水頭導(dǎo)致發(fā)電功率低于上年同期。以模型回測三峽電站歷史發(fā)電量，與真實值誤差大多低于5%。三峽水電站歷史流量和水位數(shù)據(jù)較為詳實完整，以上述公式計算其日度發(fā)電量并加總計算季度發(fā)電量后，與真實發(fā)電量的誤差多數(shù)時間低于5%。假設(shè)三峽電站的發(fā)電效率為83.6%（歷史數(shù)值擬合得出），測算其2023Q1的發(fā)電量為121.67億千瓦時，實際發(fā)電量是121.04億千瓦時，誤差率為0.5%。以同樣方法回測長江電力溪洛渡、向家壩、葛洲壩電站四年的歷史數(shù)據(jù)，通過擬合發(fā)電效率，實現(xiàn)發(fā)電量誤差率最小化，大部分時間分別在4%、3%、3%以內(nèi)。部分時間因數(shù)據(jù)缺失、泄洪等因素影響誤差較大。2023Q1預(yù)測長江電力發(fā)電量與真實值誤差率-0.4%。根據(jù)模型測算長江電力2023Q1的發(fā)電量為553.9億千瓦時，與實際發(fā)電量556.0億千瓦時之間的擬合誤差為-0.4%，實現(xiàn)在5%以內(nèi)的誤差范圍內(nèi)測算長江電力的發(fā)電量。（二）三重拉尼娜周期已盡，來水有望好轉(zhuǎn)水電受來水影響，來水呈現(xiàn)豐枯交替變化。從近十年以來數(shù)據(jù)來看，我國大陸地表水資源量與水電平均利用小時數(shù)變化呈現(xiàn)明顯正相關(guān)趨勢，同時流域內(nèi)水資源量呈現(xiàn)豐枯交替的變化趨勢，近年來通常以2-3年為周期豐枯交替。三重拉尼娜周期已盡，預(yù)計23年起逐步進入厄爾尼諾周期。拉尼娜和厄爾尼諾現(xiàn)象被認為導(dǎo)致全球氣候變化的主要原因。對我國而言，拉尼娜現(xiàn)象將導(dǎo)致我國夏季降雨帶北移，出現(xiàn)“冷冬熱夏、南旱北澇”現(xiàn)象，厄爾尼諾現(xiàn)象則大致相反，兩者通常交替出現(xiàn)。三重拉尼娜事件極少出現(xiàn)，自1950年以來，三重拉尼娜事件僅在上世紀70年代中期和90年代末期出現(xiàn)，2020-2022年是本世紀首次出現(xiàn)三重拉尼娜事件。通常用Nino3.4區(qū)的海溫指數(shù)反映拉尼娜和厄爾尼諾的出現(xiàn)及強度，根據(jù)國家氣候中心數(shù)據(jù)顯示，拉尼娜現(xiàn)象已于今年2月結(jié)束，預(yù)計從5月開始出現(xiàn)厄爾尼諾現(xiàn)象，我國黃河以南、長江中下游等主要流域降雨增加，來水有望好轉(zhuǎn)。水位：雅礱江、金沙江主要水庫水位已恢復(fù)正常正常蓄水位和死水位是兩個重要的運行水位，兩者之間的調(diào)節(jié)庫容是衡量水庫調(diào)節(jié)能力的主要依據(jù)。正常蓄水位是指水庫在正常運行情況下，為充分發(fā)揮防洪、發(fā)電、航運、生態(tài)補水等綜合功能而蓄到的最高水位；死水位是指水庫允許消落到的最低水位。死水位以下的庫容稱為死庫容，除遇到特殊的情況外（如特大干旱年），它不直接用于調(diào)節(jié)徑流；興利庫容是正常蓄水位至死水位之間的水庫庫容，又稱調(diào)節(jié)庫容，用來衡量水庫的調(diào)節(jié)能力。2022年四季度來水好轉(zhuǎn)，主要水庫水位恢復(fù)。每年的豐水期（7-9月）后各水庫開始蓄水，在平、枯水期保持高水頭發(fā)電，在枯水期后半段陸續(xù)降低水位迎接汛期。2022年三季度來水偏枯但四季度有所好轉(zhuǎn)，金沙江下游的白鶴灘、向家壩以及雅礱江的錦屏一級、二灘等主要水庫水位恢復(fù)至8-9成。而長江上游三峽電站、紅水河的龍灘電站、清江的水布埡電站在去年四季度的水位恢復(fù)不足，影響延續(xù)至今年一季度。但三峽電站歷年6月份將水位降至死水位，低水位導(dǎo)致出力降低的影響僅延續(xù)到今年5月份下旬，當前水位同比差距持續(xù)縮小，三峽電站蓄水不足影響即將消除。流量：雅礱江、金沙江、長江一季度來水率先恢復(fù)金沙江下游：長江電力位于金沙江下游的四座電站一季度來水恢復(fù)較好，烏東德電站作為最上游的電站，2023年一季度來水總量約160.88億立方米（同比+7.1%），受益于白鶴灘、溪洛渡庫容消落，白鶴灘、溪洛渡、向家壩平均出庫流量同比去年均大幅提升，溪洛渡一季度平均入庫流量、出庫流量分別同比+63.6%、50.8%。長江上游：長江流域來水已恢復(fù)正常，三峽一季度來水總量約519.18億立方米（同比-3.52%），平均入庫流量、出庫流量分別同比-2.8%、-9.7%，Q1三峽發(fā)電量121.04億千瓦時（同比-19.9%），主要受低水頭影響。而其下游葛洲壩電站由于受到三峽電站蓄水不足影響，一季度平均出庫流量同比-7.6%，發(fā)電量為31.49億千瓦時（同比-6.9%）。雅礱江：根據(jù)四川省水文資源勘測中心的監(jiān)測，2023年一季度雅礱江流域來水同比+6.4%，雅礱江水電發(fā)電量同比+33.0%。由于來水好轉(zhuǎn)及兩河口庫容消落，錦屏一級一季度平均入庫流量、出庫流量分別同比+49.7%、+28.8%。由于新增兩河口水庫，雅礱江流域主要水庫1-4月蓄水量同比增長2-3成。紅水河&清江：紅水河和清江流域2023年一季度來水偏枯，龍灘水庫在2022年來水偏豐的情況下，全年平均出庫流量高于2021年三成左右，而2023年一季度來水轉(zhuǎn)枯，平均出庫流量同比下降23.4%。水布埡水庫自2022年三季度以來來水大幅偏枯，此后平均出庫流量始終維持較低水平，5月起水布埡平均出庫流量略有回升。（三）重視調(diào)節(jié)性水電站價值，平滑來水波動增發(fā)電量水電站按照調(diào)節(jié)能力可分為無調(diào)節(jié)水電站（徑流式水電站）和有調(diào)節(jié)水電站，根據(jù)水庫庫容大小和多年平均徑流量的關(guān)系（庫容系數(shù)β=水庫興利庫容/多年平均來水量），有調(diào)節(jié)水電站可分為日調(diào)節(jié)、月調(diào)節(jié)、季調(diào)節(jié)、年調(diào)節(jié)和多年調(diào)節(jié)水電站等。例如三峽、向家壩電站為季調(diào)節(jié)，溪洛渡、錦屏一級電站為年調(diào)節(jié)，兩河口、小灣、糯扎渡電站為多年調(diào)節(jié)。重視調(diào)節(jié)性水電站價值，可有效平滑來水波動，保障發(fā)電量。分公司來看，烏白電站投產(chǎn)后，長江電力可實施六庫聯(lián)調(diào)，總調(diào)節(jié)庫容430億立方米；雅礱江水電擁有兩河口、二灘、錦屏一級三大調(diào)節(jié)水庫，總調(diào)節(jié)庫容148.4億立方米；華能水電擁有小灣、糯扎渡兩大多年調(diào)節(jié)電站為首的兩庫八級電站，多庫聯(lián)合調(diào)度有助于形成水庫群梯級效應(yīng)，通過梯級調(diào)度熨平來水波動。從流域尺度來看，金沙江上游擁有崗?fù)心暾{(diào)節(jié)電站（調(diào)節(jié)庫容32億m3），金沙江中游擁有龍盤多年調(diào)節(jié)電站（調(diào)節(jié)庫容284億m3），金沙江下游四座電站均有調(diào)節(jié)能力，長江上游三峽電站為季調(diào)節(jié)電站（調(diào)節(jié)庫容221.5億m3），雅礱江兩河口為多年調(diào)節(jié)電站（調(diào)節(jié)庫容65.6億m3），上游調(diào)節(jié)電站均可對下游電站形成增益，例如根據(jù)中國水力發(fā)電工程協(xié)會的估算，龍盤電站可通過聯(lián)合調(diào)度為下游梯級電站增加約200億千瓦時的發(fā)電量，調(diào)節(jié)性電站的價值可期。梯級電站群聯(lián)合調(diào)度可減少棄水、提高運行水頭、增發(fā)電量。當流域內(nèi)存在一群相互間具有聯(lián)系的水電站以及相關(guān)工程設(shè)施時，即可開展梯級水電站聯(lián)合調(diào)度，使流域內(nèi)水電站效益最大化。聯(lián)合調(diào)度的優(yōu)勢主要體現(xiàn)在以下兩個方面：（1）減少棄水，當預(yù)報電站來水量將超過所有機組過流能力時，上游水庫可提前攔蓄部分水量，待來水減少后，再逐步釋放攔蓄水量，盡量讓來水都通過機組過流，從而提高梯級電站發(fā)電效益；（2）抬高水頭，在滿足防洪要求的前提下，通過“早蓄水、晚消落、動汛限”，可以提高水庫平均運行水頭，從而提高機組發(fā)電功率。目前三峽電站的汛限水位為145米，2022年長江委通過對旱情的預(yù)估，將其抬高5米，后續(xù)若繼續(xù)實施抬高汛限水位的方案，將有望提升汛期水頭增加發(fā)電效率。以長江電力為例，三峽電站投產(chǎn)后，因三峽電站所有機組過流能力大于葛洲壩電站，當預(yù)報三峽來水大于葛洲壩所有機組過流能力時，可以通過降低三峽電站的出庫流量，來匹配葛洲壩電站機組，盡量讓來水依次通過三峽、葛洲壩電站機組過流，從而增加葛洲壩電站發(fā)電量。2015年以來，葛洲壩電站利用小時數(shù)超7000小時，遠超行業(yè)平均水平。通過四庫聯(lián)調(diào)，長江電力2014年以來每年可增發(fā)電量接近100億千瓦時，而在烏白電站投產(chǎn)后實現(xiàn)六庫聯(lián)調(diào)可以再額外增發(fā)電量60-70億千瓦時。兩河口電站建成后可增加雅礱江下游梯級電站年發(fā)電量102億千瓦時。根據(jù)雅礱江水電債券募集說明書數(shù)據(jù)，孟底溝、楊房溝、卡拉、錦屏一級、錦屏二級、官地電站聯(lián)合運行時可分別增發(fā)電量9.73、8.93、5.27、17.80、4.70、7.40億千瓦時，對其余電站按剩余增發(fā)電量和設(shè)計發(fā)電量比例進行估算，則牙根一級、牙根二級、楞古、二灘水電站可分別增發(fā)電量1.60、6.31、16.48、23.78億千瓦時，對已投產(chǎn)電站可增發(fā)電量62.61億千瓦時。二、成長：量價齊升，成本下行（一）優(yōu)質(zhì)大水電稀缺性凸顯，水電龍頭仍具成長空間水電行業(yè)區(qū)域特征明顯，流域位置和資源稟賦決定水電質(zhì)量。水電站的建設(shè)依托于流域水能資源，我國的水能資源主要分布在西南地區(qū)，四川和云南是兩個水電大省，并在九大流域片區(qū)劃分出十三大水電基地。目前水電基地的流域開發(fā)歸屬權(quán)已完成分配，主要分配給了五大發(fā)電集團以及三峽集團等，不同流域的水資源稟賦存在差異，開發(fā)難度存在差異，因此各個電站和上市公司的水電運營能力有所區(qū)別。流域位置和資源稟賦影響水電利用小時數(shù)高低與波動性。就我國目前各水電企業(yè)旗下水電站所在流域來看，桂冠電力（紅河水流域）來水以降雨為主，受東南亞季風影響波動較為明顯，波動性較大。而長江電力（長江流域），國投電力（雅礱江流域）及華能水電（瀾滄江流域）來水由降雨、冰川融化等組成，全流域落差大，水量充沛，水電利用小時數(shù)較高且波動性更小。水電開發(fā)步入成熟期，優(yōu)質(zhì)大水電稀缺性凸顯。我國水能蘊藏量豐富，根據(jù)國家發(fā)改委2005年發(fā)布的全國水利資源復(fù)查結(jié)果，我國水電資源理論蘊藏量裝機6.94億千瓦，技術(shù)可開發(fā)裝機5.42億千瓦，經(jīng)濟可開發(fā)量4.02億千瓦；根據(jù)中電聯(lián)數(shù)據(jù)截至2022年末，我國常規(guī)水電裝機3.68億千瓦（不包括抽水蓄能電站），占理論可開發(fā)量53.1%，技術(shù)可開發(fā)量68.0%，經(jīng)濟可開發(fā)量91.6%，水電開發(fā)已步入后半程。《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40GW，則2022-2030年CAGR為1.6%。十四五是水電站新一輪投產(chǎn)高峰，在建水電站集中于龍頭公司和大型發(fā)電集團。2021-2022年烏白電站、兩楊電站合計投產(chǎn)30.7GW，分別對應(yīng)上市公司長江電力、國投電力和川投能源，烏白電站注入后長江電力裝機增幅可達57.5%，兩楊電站投產(chǎn)帶動雅礱江公司水電裝機增長30.6%，預(yù)計2023年全額釋放電量，實現(xiàn)收益，同時長江電力六庫聯(lián)調(diào)、兩河口電站梯級補償效益值得期待。其他主要在建的水電站中，包括國能集團瑪爾擋電站2.32GW（2024年投產(chǎn)），華能水電托巴電站1.4GW（2025年投產(chǎn)），國投電力印尼巴塘水電站0.5GW，川投能源銀江水電站0.39GW，國電電力預(yù)期可投產(chǎn)裝機規(guī)模較大，五座水電站合計約5GW。水電龍頭強者恒強，主要流域規(guī)劃水電裝機+水風光一體成長空間充足。十四五是水電站新一輪投產(chǎn)高峰，在建水電站集中于龍頭公司和大型發(fā)電集團，華能水電和國投電力還有五成左右的增量空間，川投能源和桂冠電力還有三成左右的增量空間。華能水電：在建托巴水電站裝機1.4GW，預(yù)計于2024年首臺機組投產(chǎn)發(fā)電；國投電力&川投能源：雅礱江水電在建裝機3.42GW，規(guī)劃裝機7.20GW，合計10.62GW；桂冠電力：規(guī)劃松塔+八渡合計裝機容量3.94GW。長江電力：葛洲壩電站增容47.5萬千瓦（裝機增幅17.4%），同時溪洛渡、向家壩增容擴機工作正在進行。全國主要流域棄水電量減少，水能利用率逐年提升。水電的發(fā)電量除了受到來水和裝機的影響以外，還有一個因素就是棄水電量。由于水電的度電成本低于其他電源，并且清潔穩(wěn)定、優(yōu)先滿足保供需求，因此它的消納問題主要由于外送通道受限。2018年全國棄水電量691億千瓦時（占水電發(fā)電量的5%），近年來隨著我國電網(wǎng)建設(shè)的不斷完善，棄水問題大幅改善，水能利用率提高至2021年97.9%。棄水問題主要出現(xiàn)在云南和四川兩個水電大省，近年來云南省引入硅、鋁產(chǎn)業(yè)，改善供需關(guān)系，棄水電量降至2020年的24億千瓦時（占發(fā)電量比例降至0.7%），棄水情況大幅好轉(zhuǎn)。四川省的棄水問題主要由大渡河帶來，2020年大渡河棄水電量為194億千瓦時，占四川省棄水量的53%，占全國的36%。隨著省內(nèi)消納改善+特高壓外送通道建成，四川省水電消納有望改善。目前正在修建的川渝特高壓交流網(wǎng)架預(yù)計2025年建成，將針對性地解決大渡河的棄水問題。（二）供需緊張電價中樞上行，水電電價穩(wěn)中有升定價機制：水電上網(wǎng)電價存在四種定價機制，部分地區(qū)鼓勵市場化定價。2014年2月以前投產(chǎn)的水電站按照成本加成法實行“一廠一價”定價機制，2014年2月以后投產(chǎn)的水電站按照是否跨省區(qū)，跨省區(qū)水電站按照落地省份平均上網(wǎng)電價倒推水電上網(wǎng)電價，省內(nèi)調(diào)度水電站執(zhí)行省內(nèi)標桿電價。此外，部分地區(qū)鼓勵以競價方式確定水電上網(wǎng)價格，目前市場化定價方式在云南、四川已順利推行，市場化交易電價在供需緊張環(huán)境中可獲得更大的彈性。目前，在電力供需偏緊的形勢下，落地電價倒推和市場化定價這兩種形式的電價均存在上漲的預(yù)期。落地電價倒推：跨省水電落地電價提升，江蘇、廣東提供定價新范式。江蘇省給予跨省水電落地電價參考市場化電價浮動。江蘇省發(fā)改委對雅礱江錦官電源組和白鶴灘送蘇落地電價按照“基準落地電價+浮動電價”確定，浮動電價參考江蘇省年度交易成交均價。2022、2023年江蘇省市場化交易均價均較基準價上浮近20%，因此錦官電源組和白鶴灘送蘇電價接近頂格定價，同時白鶴灘送浙電價也將向江蘇看齊。2022年8月1日起，錦官電源組送蘇上網(wǎng)電價為0.3195元/千瓦時（此前為0.2603元/千瓦時，漲幅22.7%）。錦官電源組送蘇的電量約占其發(fā)電量的60%，取近三年的上網(wǎng)電量平均值為333億千瓦時，測算這部分電量在上網(wǎng)電價提升的背景下將帶來公司歸母凈利潤提升約16億元。廣東省對外送電量給予三種定價方式，長江電力溪洛渡右岸機組和華能水電瀾上電站送廣東電量均據(jù)此定價，分別是保量保價、保量競價、市場化交易。在保量保價之外，保量競價和市場化交易均參考廣東各月月度市場化交易結(jié)果確定，2023年廣東省年度交易均價較基準價上浮19.63%，而2022年僅上浮7.3%，因此2023年送廣東參與市場化交易的部分水電電量執(zhí)行電價仍有提升。市場化交易電價：四川、云南市場化電價均存在上漲趨勢華能水電、川投能源市場化交易比例高，在市場化電價提升背景下有望受益。華能水電、川投能源主要電力消納區(qū)域分別在云南、四川，兩者市場化交易比例較高，均在70%左右，位于水電公司前列。在電力供需偏緊的背景下，市場化交易電價提升有望帶動公司釋放業(yè)績彈性，長江電力、國投電力、桂冠電力以合同售電和保障性收購為主，市場化交易比例較低，電價相對穩(wěn)定。川云兩省市場化交易占比逐年提升，電力市場化機制進一步完善。四川、云南兩省作為我國水電前兩大省份，水電發(fā)電量占比達七成以上，率先在省內(nèi)推行水電的市場化交易，2022年云南省市場化交易比例達71.0%（同比+1.3pct），四川省市場化交易比例達54.9%（同比+13.9pct）。水電市場化交易電價上行，2022年云南省市場化交易電價同比提升10.1%。云南省作為我國首批電力體制改革綜合試點省份，電力市場化程度高，同時云南省伴隨供需格局改善，電價中樞上行。根據(jù)昆明電力交易中心數(shù)據(jù)，2022年云南省內(nèi)市場化交易平均電價0.223元/千瓦時，同比提升2.044分/千瓦時（同比+10.1%）。2023年云南省市場化電價繼續(xù)上行，由于云南省政策規(guī)定省內(nèi)水電分月電量電價加權(quán)均價不能超過前三年市場均價的10%，2023M1-5云南市場化交易平均電價為0.277元/千瓦時，同比+3.9%（已為前三年均價的1.1倍）。以華能水電為例，測算云南省內(nèi)市場化交易電價每提高2分，公司歸母凈利潤提升6.15億元。對公司電價彈性進行測算，以華能水電在云南省內(nèi)市場化交易電量約400億千瓦時為基礎(chǔ)，依次扣除稅金及附加、所得稅和少數(shù)股東權(quán)益，云南省市場化交易電價每提高2分/千瓦時，歸母凈利潤增加6.15億元。四川省水電市場化交易電價提升，省內(nèi)水電公司有望受益。四川省推進電力市場化改革，市場化交易電量逐年提高，在此過程中，水電市場化交易電價在2018-2020年持續(xù)下降。伴隨四川省內(nèi)電力供需格局改善，2021年水電市場化交易電價同比提升8.8%至0.218元/千瓦時。同時，2022年四川省市場年度交易結(jié)果顯示，2022年四川發(fā)電側(cè)交易均價0.227元/千瓦時，同比提升8.5%，其中水電交易均價0.224元/千瓦時（同比+2.7%）。（三）折舊到期、財務(wù)費用下降，水電成本進入下行通道水電站生命周期內(nèi)折舊和財務(wù)費用降低將帶動水電站盈利能力提升。典型水電的生命周期主要包括四個階段，建設(shè)期需要大規(guī)模舉債投入資金，經(jīng)過長時間建設(shè)后轉(zhuǎn)為固定資產(chǎn)，在建設(shè)期水電站無收入；在運營期水電公司僅需繳納水資源費、庫區(qū)基金等財政費用，無需燃料費用，因此運營期的可變成本較低，而建設(shè)期大量的固定資產(chǎn)和債務(wù)在運營期形成折舊和財務(wù)費用，構(gòu)成了成本的主要部分。折舊和財務(wù)費用的降低是帶動水電成本下降的核心，在不同階段水電站呈現(xiàn)不同的財務(wù)特征。在償貸折舊期，伴隨貸款償還財務(wù)費用降低、機器設(shè)備折舊到期整體利潤穩(wěn)步提高；貸款償還完畢后進入折舊期，水電站大壩和房屋等折舊仍未結(jié)束，在折舊到期后，利潤階梯型提高；當折舊全部到期后，水電站進入凈回報期，成本僅為少量可變成本，盈利大幅提升。從成本結(jié)構(gòu)來看，水電公司成本以折舊和財務(wù)費用為主，占總成本50%以上。以長江電力和華能水電為例，2017-2022年兩者折舊和財務(wù)費用占總成本比例均在50%以上，其中華能水電折舊和財務(wù)費用占比常年超65%，2022年兩家公司的折舊+財務(wù)費用分別占比51.8%、63.0%。折舊端：十四五期間部分水電機器設(shè)備折舊陸續(xù)到期，折舊到期釋放利潤。水電站實際運行年限遠高于折舊年限，水電公司通常采用年限平均法對水電站各部分進行折舊，其中擋水建筑物（大壩）折舊年限約在40-50年，機器設(shè)備折舊通常在20年以內(nèi)，由于大型水電站實際運營年限可達百年以上，水電站折舊到期將釋放利潤。同時機器設(shè)備折舊年限較短，十四五期間將有部分水電站機器設(shè)備折舊陸續(xù)到期。長江電力和華能水電部分電站機組折舊年限于十四五期間逐漸到期。長江電力使用年限平均法對固定資產(chǎn)進行折舊，其中三峽大壩、向家壩大壩和溪洛渡大壩的折舊年限均為45年，葛洲壩大壩為50年，大壩折舊年限遠低于實際使用年限；此外，水輪機、發(fā)電機的折舊年限均為18年。三峽水電站機組自2003年起逐漸投產(chǎn)，預(yù)計于2021年開始折舊年限逐漸到期，預(yù)計到2025年，由于三峽機組折舊到期將帶動長江電力折舊減少14億元左右。華能水電水電站水輪發(fā)電機折舊年限在12年左右，在十四五期間，功果橋、小灣、糯扎渡、龍開口水電站水輪機折舊將陸續(xù)計提完畢，暫不考慮在建托巴電站及其他新增項目，預(yù)測到2025年，公司存量水電站機組折舊相比2021年將降低9億元左右。財務(wù)費用端：水電站投運后會逐漸償還貸款，期間資產(chǎn)負債率和財務(wù)費用逐漸降低。以長江電力和桂冠電力為例，兩者所屬水電站建設(shè)時間較早，穩(wěn)定運營時間較長，從兩者的資產(chǎn)負債率變化趨勢可以看出，在水電站建設(shè)完成后（或者完成收購后），公司逐漸償還貸款，資產(chǎn)負債率持續(xù)降低。資產(chǎn)負債率和貸款利率走低，水電公司財務(wù)費用逐漸降低。水電站建設(shè)完成后，水電公司償還貸款后負債規(guī)模降低，同時在貸款利率走低的背景下，水電公司持續(xù)以低利率負債置換存量負債。融資成本降低的影響下，水電公司財務(wù)費用逐漸降低，2022年多數(shù)水電公司財務(wù)費用降低10%以上，長江電力、華能水電、桂冠電力財務(wù)費用分別同比-13.9%/-12.9%/-16.0%。國投電力兩楊電站投產(chǎn)后利息支出費用化，2022年財務(wù)費用同比增加3.63億元，川投能源投資并購加速、帶息負債規(guī)模增加，財務(wù)費用同比增加1.13億元。（四）水風光儲一體化發(fā)展，開辟第二成長曲線水電發(fā)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。我國已提出2030年碳達峰、2060年碳中和的發(fā)展目標，風光建設(shè)成為實現(xiàn)目標必由之路，然而風光發(fā)電出力不穩(wěn)將增加電網(wǎng)負荷，在此情況下，火電、水電調(diào)節(jié)作用凸顯。國家能源局、發(fā)改委發(fā)文針對風光水火儲一體化發(fā)展征求意見，云南、四川、浙江、青海均出臺規(guī)劃，計劃在瀾滄江、雅礱江、金沙江、黃河上游、紅水河等流域開發(fā)水風光一體化發(fā)展基地。將流域梯級水電站周邊一定范圍內(nèi)的光伏、風電就近接入水電站，借助水電的外送通道，發(fā)揮水電與風光的季節(jié)性、時段性互補特征。水風光協(xié)同效應(yīng)主要體現(xiàn)在兩方面：一是水電改善風光消納(日內(nèi)），主要是水電和光伏的出力互補，將鋸齒型新能源出力調(diào)節(jié)為平滑穩(wěn)定的出力，增強電網(wǎng)穩(wěn)定性；二是豐枯期電源互補（季節(jié)），主要是水電和風電的互補，雨季水電利用小時數(shù)高，旱季風電利用小時數(shù)高，在發(fā)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。長江電力在金沙江下游建設(shè)水風光一體化基地，基地規(guī)劃風光裝機15GW，并與集團子公司共同出資設(shè)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(shè)坷垃光伏和臘巴山風電項目（合計1.19GW），預(yù)計2023年投產(chǎn)；華能水電在瀾滄江流域規(guī)劃10GW光伏項目，2022年已投產(chǎn)4個項目；桂冠電力在紅水河流域及其他地區(qū)擬投資建設(shè)20余個新能源項目。水風光一體化已經(jīng)成為水電公司第二成長點，2022年硅料價格高企影響風光建設(shè)速度，在硅料價格降低后，風光建設(shè)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(fā)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(shù)。各儲能技術(shù)中，抽水蓄能相比電化學(xué)儲能和其他儲能技術(shù)有明顯的成本優(yōu)勢，當利用小時數(shù)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(shù)，2022年抽水蓄能裝機占儲能裝機占比達77.1%。除了發(fā)電蓄電以外，抽水蓄能還有調(diào)峰填谷、調(diào)頻、調(diào)相的功能，是成熟的電力體系中不可缺少的一環(huán)。政策端加碼抽水蓄能，預(yù)計2022-2030我國抽水蓄能裝機CAGR達13%。過去10年內(nèi)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(fā)布《抽水蓄能中長期發(fā)展規(guī)劃（2021-2035年）》，規(guī)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(guī)模發(fā)展需求的抽水蓄能現(xiàn)代化產(chǎn)業(yè)。憑借水電站運營經(jīng)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開工；國投電力：雅礱江兩河口混合式抽水蓄能已開工；黔源電力：推動光馬抽水蓄能電站預(yù)可研工作。三、價值：核心資產(chǎn)，價投標桿（一）水電公司現(xiàn)金流充裕，高分紅配置價值突出水電行業(yè)現(xiàn)金流穩(wěn)定且充裕，多數(shù)公司凈現(xiàn)比超2倍。水電成本端的折舊并非實際的現(xiàn)金支出，同時可變成本極低，因此水電現(xiàn)金流穩(wěn)定，經(jīng)營活動現(xiàn)金流長期大于凈利潤，為水電的高分紅率奠定基礎(chǔ)。成熟期水電保持高分紅率，賦予水電類債屬性。水電公司由于現(xiàn)金流穩(wěn)定充裕，資本開支小，常年保持50%以上高分紅率，2022年龍頭水電長江電力分紅總額200.92億元，分紅率94.3%遠超公司承諾十四五期間每年不低于70%的分紅率。從股息率來看，各水電公司股息率常年高于十年期國債收益率，高比例的分紅使得水電公司股票具有一定的類債券屬性，有效保障了股東的投資收益。（二）水電兼顧穩(wěn)定收益及風險控制，價值屬性和防御特征明顯水電資產(chǎn)防御性強，指數(shù)下行期間超額收益率明顯。以2003年11月18日為基準，對比GF水電指數(shù)于滬深300指數(shù)漲跌幅，截至2023年5月11日，GF水電指數(shù)超額收益率達4.54倍，同時可以發(fā)現(xiàn)在滬深300指數(shù)下行期間，水電超額收益率明顯提升。2007年11月1日至2008年11月3日，滬深300指數(shù)跌幅達70.5%，同期GF水電跌幅僅39.5%，超額收益率達31.0%；2011年11月4日至2014年5月20日，滬深300指數(shù)累計跌幅達23.4%，同期GF水電指數(shù)上漲0.1%，超額收益率23.5%；2021年2月10日至2022年10月31日，滬深300指數(shù)跌幅達39.6%，同期GF水電上漲18.6%，超額收益率達58.2%。截至2023年5月11日，水電龍頭川投能源、長江電力、國投電力的股價較2003年11月18日的漲幅分別為27.3、11.6、12.1倍，走出20年長牛的趨勢，充分體現(xiàn)水電行穩(wěn)致遠的價值屬性。三家龍頭企業(yè)近20年來較滬深300的超額收益分別達2461%、892%、943%，水電作為全球范圍內(nèi)的核心資產(chǎn)，是為價值投資的標桿。穩(wěn)定收益疊加風險控制，凸顯水電價值屬性和防御特征。從收益角度看，水電股收益穩(wěn)定性優(yōu)于滬深300指數(shù)，2015-2022年行業(yè)龍頭長江電力僅在2016和2022年出現(xiàn)負收益，主要系2015年停牌系統(tǒng)性風險于2016年釋放，以及2022年來水極端偏枯，八年期間股價復(fù)合增速達12.1%；從風險角度看，2015-2022年期間，長江電力年內(nèi)最大回撤出現(xiàn)于2022年，為17.5%，歷年均低于滬深300，其他水電公司同樣具有較低的回撤幅度。水電價值受外資青睞，外資持股市值占比居各行業(yè)前列，同時股價也受到外資影響。2014年底滬港通開啟后，外資青睞于收益穩(wěn)定且高分紅的價值股，對長江電力等水電股的持股持續(xù)增加，對比各行業(yè)外資持股市值占比，截至2023年5月11日，GF水電行業(yè)外資持股市值占總市值比例4.70%，位居各行業(yè)第四位。同時外資涌入話語權(quán)提升，在重塑水電資產(chǎn)估值體系的同時，也成為決定資產(chǎn)價格的重要驅(qū)動力，海外貨幣政策與北向資金流向成為市場關(guān)注的重點。中特估值體系下，業(yè)績穩(wěn)定且回報豐厚的水電資產(chǎn)有望維持較高估值。截至2023年5月11日，水電板塊PE（TTM）為22.46，PB為2.45，位于近15年以來的41.5%、41.4%的分位，當前存量優(yōu)質(zhì)大水電，在全球范圍都屬于稀缺資產(chǎn)，憑借優(yōu)質(zhì)資產(chǎn)、穩(wěn)定運營、高分紅率的特點有望維持較高估值。四、重點公司分析（一）長江電力：來水修復(fù)、烏白注入，高分紅凸顯投資價值2023年一季度長江流域來水恢復(fù)正常，烏白電站注入完成，公司實現(xiàn)歸母凈利潤36.1億元（同比+16%），資產(chǎn)負債率提升至66.4%。2023Q1公司發(fā)電量556億千瓦時（同比+18.4%），剔除烏白后四座電站發(fā)電量同比+6.6%。未來公司依靠水電機組擴容、流域聯(lián)合調(diào)度、水風光儲等，長期仍有成長空間。（1）擴容：公司所屬葛洲壩、溪洛渡、向家壩正推進擴機增容工作，裝機仍有提升空間；（2）調(diào)度：六庫聯(lián)調(diào)增發(fā)60~70億千瓦時、股權(quán)投資流域內(nèi)水電公司開展流域聯(lián)調(diào)，上游兩河口、龍盤電站建成后將進一