水电行业深度报告商业模式行业空间行业
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前言：从中观三维度探讨企业盈利变化与成长性
从商业模式、行业空间、行业格局三维度探讨企业盈利变化与成长性。
本篇报告旨在从商业模式、行业空间、行业格局三维度探讨水电企业的盈利变化与成长性。其中，商业模式是企业的盈利模式和增长模式。作为典型的重资产行业，水电企业的盈利模式中收入取决于电价和发电量（装机量、利用小时），而成本则主要表现为固定资产折旧（单位投资成本）和财务费用（融资成本）；增长模式主要通过水电站建设期的高CAPEX以获得投产后的充沛CFO，本质是装机量上的增长。行业空间可以判断两点，其一是水电行业未来的装机量增速；其二则是增量项目盈利的边际变化（主要影响因素是单位投资成本和利用小时）。行业格局阐述了高投资壁垒如何导致行业高集中度、西电东送如何通过影响水电企业电价和利用小时进而重塑行业格局。
业绩稳健+高股息率的类债属性仍将是水电龙头的主要特征。从存量方面看，一方面水电龙头能够在其控制流域内实行多个电站梯级联调，从而熨平来水波动，在保证消纳的前提下维持利用小时数的相对稳定；另一方面，随着还本付息压力逐渐减轻，财务费用的不断下降可以冲抵市场电交易比例扩大带来的不利影响。因此，水电龙头的业绩预计将持续保持稳健。从增量上看，随着优质水电资源越来越稀缺，当前水电龙头的CAPEX正在不断下滑，企业利润预计将更多的以分红的形式回馈投资者。稳健的业绩叠加高比例的分红，高股息率的类债属性预计仍将是水电龙头的主要特征。
行业层面：高CAPEX构建壁垒，西电东送重塑格局
商业模式：典型重资产行业模式，高CAPEX+充沛CFO
水电站生命周期分为建设期和运营期。水电行业的商业模式属于典型的重资产行业商业模式，水电站建设主要表现出建设期高资本开支（CAPEX）和投产后运营期充沛现金流（CFO)的基本特征。其中，运营期又分为三个阶段：（1）折旧期+贷款还本付息期，该阶段随着还本付息压力逐步减轻，现金流以及净利润逐渐上升；（2）折旧期（还本付息结束），该阶段现金流和净利润均在较高水平维持稳定；（3）折旧期结束，该阶段净利润进一步提升至更高水平后维持稳定、现金流则稍有回落后维持稳定。
建设期：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大致在5-10年，部分小型水电站建设期略短，大致在2-3年（5MW以下的水电站为小水电站，5～MW为中型水电站，M～1GW为大型水电站，超过1GW的为巨型水电站）。从建设期的成本构成看，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，合计可占到总成本90%，独立费用大致占到5%左右。水电站的总投资额又由静态总投资额、价差预备费以及建设期利息支出组成。
建设期：单位投资成本波动范围较大，中位数元/kw。由于水电站所在的地理位置不同，导致其施工难度各不相同，因此水电站的单位投资成本范围波动也较大。从我们统计的各上市公司水电站的数据看，单位投资成本基本在0.7-1.3万元/kw区间内，中位数为0.9万元/kw。其中，静态投资额大致占到总投资的80%左右，建设期利息及价差预备费大致占到总投资额的20%左右。从具体公司数据看，大型水电公司里长江电力、华能水电、国投电力在运水电站单位平均投资成本分别为0.93、1.16和1.30万元/千瓦时，长江电力成本优势较为显著。
运营期发电收入：由电价、利用小时两因素决定。水电站投入运营后，运营期的发电收入主要由上网电价和上网电量两因素决定。目前，水电站上网电价的主要定价方式主要分为四种：
成本加成法：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，按长期贷款利率并考虑风险因素核定。年4月前已投产水电站（曾执行还本付息电价）、年及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。
落地省区电价倒推法：根据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。
水电标杆电价法：年发改价格相继发布号、号、号文件，首次规定了部分省份新投产水电机组的上网标杆电价。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。个别情况特殊的水电站上网电价个别处理。
市场化定价法：由于电力市场化改革的不断推进，部分水电站上网电量陆续开始参与到各地市场化竞争中，由市场供需关系形成电价。当前参与市场化交易的主要是部分跨省跨区外送的水电站。
上网电量的计算公式为发电量*（1-厂用电率）-线损，发电量的计算公式为装机量*利用小时数，在装机量、厂用电率基本不变的情况下，上网电量主要取决于利用小时的高低，而利用小时的高低则取决于来水情况（自然资源波动）、电力消纳（弃水率）以及节水增发能力（流域梯级联调）三个方面。
运营期成本分析：折旧、财务费用是前两大支出。我们详细梳理了水电站投产运营后各项费用及其占比。其中，固定资产折旧费在成本中占比最大，大致在40%-45%；利息支出导致的财务费用在运营期第一阶段（折旧+还本付息）是成本中占比第二大项目，其占比随着本金的偿还将逐步下降；水电站修理费按固定资产的1%提取，这部分约占总成本的10%左右；剩余占比较大的是库区基金费和水资源费，分别按照0.元/千瓦时和0.元/千瓦时提取，两者合计可占到总成本的10%左右；剩余的成本构成包括燃料及动力费、保险费（非强制险种）、职工薪酬、材料费和其他费用。
行业空间：资源开发超六成，有望逐步由流域中下游向上游转移
国内水电资源开发已超六成。根据国家发改委2年发布的全国水利资源复查结果，我国水电资源理论蕴藏装机为6.94亿千瓦、技术可开发装机为5.42亿千瓦。截至年末我国水电装机容量为3.5亿千瓦，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2.86亿千瓦，占到可开发总装机量的53%。、
行业装机增速放缓，发电量占比下降。“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。然而由于开发速度过快叠加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。受此影响，水电新增装机不断下滑，年新增装机仅为万千瓦；发电量占全国总发电量比重也逐年下滑，由年的19%下降至年的17%。
当前在建装机主要集中在金沙江和雅砻江。详细梳理十三大水电基地装机信息后可以发现，规划装机最大的前五大基地分别为金沙江（万千瓦）、长江上游（.9万千瓦）、雅砻江（万千瓦）、澜沧江（.5万千瓦）以及大渡河（万千瓦）。当前在建项目主要集中在金沙江和雅砻江水电基地，在建装机分别为和6万千瓦。其中，金沙江的在建装机主要是三峡集团的乌东德（万千瓦）、白鹤滩水电站（万千瓦）；雅砻江的在建装机主要是雅砻江电力（国投电力持股52%、川投能源持股48%）的两河口（万千瓦）、杨房沟水电站（万千瓦）。
未来开发趋势预计由中下游向上游转移，可能导致成本上升利用小时数下降。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，优质水电资源变得日益稀缺，后续水电开发的趋势预计将更多由中下游向上游转移，由此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。以雅砻江流域为例，可以看到中下游随着梯级电站高度的增加，单位投资成本存在明显的上升趋势，利用小时数呈现一定下滑态势。考虑到雅砻江上游靠近西藏，开发成本预计会进一步升高，由此可能导致水电站开发的经济性（IRR）难以保障。
行业格局：集中度高、西电东送重塑行业格局
投资壁垒导致行业集中度较高。当前政策鼓励发展大型水电而大型水电站的前期资本开支很大且建设期无任何收益，因此行业具有很强的投资壁垒，导致行业集中度较高。具体看，目前行业前七大企业均为大型央企，截至年末三峡集团、华电集团、大唐集团、华能集团、国电投集团、国电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；全国已投产的水电装机容量.68GW，CR7占比高达55.28%，且后续很大可能进一步提升。
十三大水电基地开发格局较为稳定。目前十三大水电基地的开发格局较为稳定，其中金沙江水电基地：上游段由华电金沙江上游水电开发有限公司负责开发，归属华电集团；中游段共布置龙盘水电站、两家人水电站、梨园水电站、阿海水电站、金安桥水电站、龙开口水电站、鲁地拉水电站和观音岩水电站共八座巨型梯级水电站，前四级由云南金沙江中游水电开发有限公司（华电集团）负责，金安桥则归属民企汉能控股为主（目前正公开转让），龙开口电站归属华能集团，鲁地拉归属华电集团，观音岩归属大唐集团。下游段溪洛渡、向家坝由长江电力负责，在建的乌东德、白鹤滩电站建成后将由三峡集团注入长江电力；澜沧江水电基地主要由华能集团下属华能水电开发；雅砻江水电基地主要由雅砻江水电公司负责开发，国投电力和川投能源各持有雅砻江水电52%和48%股权；长江上游水电基地主要由长江电力开发；南盘江、红水河水电基地主要由大唐集团下属的桂冠电力开发；大渡河水电基地由国电电力开发；黄河上游水电基地主要由国电投集团开发；乌江水电基地主要由华电集团旗下黔源电力和大唐集团开发。
金沙江（长江）、雅砻江和澜沧江来水情况和节水增发均更强。前文提到影响利用小时数的重要因素包括了来水情况（自然资源波动）以及节水增发能力（流域梯级联调）。来水情况方面，图13可以看出金沙江（长江）、雅砻江和澜沧江均起源于西藏地区，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熨平来水波动，实现节水增发以提升水资源利用率。
西电东送格局：北、中、南三通路格局基本形成。我国“西电东送”的基本格局是建设“北、中、南”三大输电通道。其中，北通道包括东北、华北、山东、西北电网，主要是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，并东送山东电网形成。中通道包括华东、华中、川渝、福建电网，主要是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经济发达且能源紧缺地区送电，供电主要对象包括华中、华东、福建地区。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进行送电。
电价分析：外送两广电价四川标杆电价外送沪浙电价云南标杆电价。在实行西电东送后，西南地区主流水电站电价便分为两种模式，即外送电电价和上网标杆电价（成本加成电价各厂各议，因此此处不在讨论范围之内）。外送电价方面，由于执行落地端燃煤电价倒推，因此送电落地省份燃煤电价更高，相应的水电站结算电价也会越高。从目前各省市燃煤电价看，广东省（0.元/千瓦时）和广西省（0.元/千瓦时）优势最为明显，其次是上海市（0.元/千瓦时）和浙江省（0.元/千瓦时），外送江苏省（0.元/千瓦时）相对不划算。上网标杆电价方面，根据《关于四川电网统调水电站试行临时分类标杆上网电价的通知》(川发改价格[]号文件，四川省内径流式水电站标杆上网电价为0.元/千瓦时(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/千瓦时，年调节和多年调节水电站标杆上网电价为0.39元/千瓦时。根据《云南省物价局关于调整完善我省丰枯分时电价政策有关问题的通知》(云价价格[]号，云南省内除鲁地拉水电站电价为0.元/度；金安桥、龙开口、阿海水电站电价为0.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.元/度。因此，从上述数据可以看出，实行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。
市场化折价分析：外送电广东地区竞争激烈，就地消纳云南省压力更大。西南地区水电出力主要有两种消纳途径，其一主要是外送华东地区（江浙沪）和广东地区，其二则是当地消纳（主要省份为云南省和四川省）。从外送格局看，送广东地区的电站包括了长江电力、华能水电、华电集团以及国投电力等19座水电站，竞争较为激烈；华东地区方面送上海的主要是长电的向家坝和葛洲坝水电站、送浙江的主要是长电的溪洛渡水电站、送江苏的则是国投电力下属的锦屏一级、锦屏二级和官地水电站，基本上不构成竞争关系。此外，从广东省和江苏省市场电折价数据看，广东省市场电让利幅度较大，虽然自18年初开始不断收窄，但目前让利幅度仍在3分钱/千瓦时左右；而江苏省市场电让利幅度则一直稳定在2分钱/千瓦时左右。从当地消纳格局看，一方面近年来云南、四川两省发、售电量差值呈现扩大态势，其中云南省差值更大，侧面说明其外送需求更为迫切、省内消纳压力更大；另一方面从国家能源局公布的年前三季度弃水报告看，四川省水能利用率为88%而云南省水能利用率为87.3%，相较四川省低0.7pct，也从侧面说明云南省内消纳的格局相比四川省压力更大。
投资策略：看好高股息率龙头及不受平台制约的高成长标的
利率趋势预期向下，高股息权益资产价值性凸显
利率预期随经济增速下行。经济增长是投资回报的重要来源，理论上说利率水平应与经济增速呈现线性正相关关系。过去十年，虽然经济增速持续下滑，但受到房地产价格持续上涨（房价上涨的资本利得可以覆盖融资成本上升）、基建投资占比较大（地方政府对利率不敏感，承担大量高利率债务）等因素影响，国内利率走势基本震荡走平。然而，未来随着房价的止涨甚至回落、地方融资监管趋严以及刚兑的逐步打破，国内利率水平有望随经济增速一起缓慢下行。
高股息资产价值性凸显。经济高速增长时期，货币政策放水带来资产价格的上涨，盈利主要来自于资产的资本利得；而在当前经济增速缓慢下行预计带动利率趋势向下的大背景下，想要获得资产的资本利得将会变得越来越困难，业绩稳健且愿意回报股东的权益资产的价值性在新的背景下无疑显得更为珍贵。当前固定利率国债一年期、三年期、五年期、十年期利率分别为2.59%、2.82%、2.96%和3.21%，相比之下水电龙头3.5%-4%左右的股息率更富吸引力，凸显了水电龙头的战略配置价值。
价值性凸显的结果是抬升标的估值。从出发点上看，购买业绩稳健、高分红权益资产的主要吸引力是稳定的业绩+较高的分红率所导致的高股息率。但是从结果看，资金的不断涌入还会对业绩稳健、高分红权益资产的估值产生持续抬升作用。未来水电龙头估值抬升的驱动力预期分为两种：（1）国内利率趋势向下导致水电龙头的价值性不断凸显，从而带动国内资金增配；（2）在利率水平较低的海外市场，类似长江电力、华能水电等盈利稳定、高股息率资产（如香港中华煤气、粤海投资、中电控股等）均具有较高估值，当前水电龙头的估值距离海外同类型公司估值水平仍存在一定差距，有望持续吸引外资增配。
新能源行业空间广阔，水电龙头受制平台约束无法涉足
优质水电资源稀缺，新能源行业成长空间广阔。前文提到截至年末我国水电装机容量为3.5亿千瓦，占技术可开发量的63%，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，行业增长空间预期不断收窄且多数增量项目盈利性边际向下。反观新能源行业，风电、光伏在逐步平价的过程中成长性不断提升，19年新增装机有望分别超过25GW和40GW。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。
多数水电龙头公司受制平台约束。对于目前的水电龙头企业而言，由于背靠的集团较为庞大，因此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。例如三峡集团中，长江电力拥有集团的水电业务，而风电、太阳能发电业务则属于三峡新能源以及长江新能源；华能集团中，华能水电拥有集团的水电业务，华能国际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，但与此同时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。
投资策略：看好高股息率龙头及不受平台制约的高成长标的
投资策略：看好高股息率龙头及不受平台制约的高成长标的。当前经济增速缓慢下行预计将带动利率趋势向下，业绩稳健且愿意回报股东的权益资产价值性不断凸显。从出发点上看，购买业绩稳健、高分红权益资产的主要吸引力是稳定的业绩+较高的分红率所导致的高股息率。但从结果看，资金的不断涌入还会对业绩稳健、高分红权益资产的估值产生持续抬升作用。目前拥有稳健业绩+高分红率的水电行业龙头股息率大致在3.5%-4%区间内，极具吸引力的高股息率有望带来公司估值的持续抬升，具备战略配置的价值，推荐长江电力、华能水电、桂冠电力。此外，当前全国水电资源开发已超六成，且优质水电资源变得稀缺，行业增长空间预期不断收窄且多数增量项目盈利性边际向下，而多数水电龙头受制集团平台约束，成长性略显不足。我们看好不受集团平台约束的国投电力，公司作为国投集团的唯一上市平台，未来有望在水电和新能源发电两个领域提升装机以获得高成长性。
重点企业（略，详见报告原文）
长江电力：乌、白电站预期注入，业绩稳健+高分红的行业龙头
华能水电：新机组投产带来量价双升，股息率预期大幅提升
桂冠电力：股息率位列行业首位，凸显配置价值
国投电力：雅砻江水电资产优质，成长性不受平台约束
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（报告观点属于原作者，仅供参考。报告来源：中泰证券）
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