一、 我國電力市場供需關系將改善，利好水電

　　1. 我國“十三五”電力需求年均增速為 3.6-4.8%之間

　　經濟發展新常態下我國用電特征出現重要變化： 新常態下我國經濟呈現出以下幾個主要特征：一是經濟增速由高速轉為中高速；二是經濟結構不斷優化升級，第三產業消費需求逐步成為主體；三是經濟發展驅動力從要素驅動、投資驅動轉向創新驅動。用電需求與經濟發展關系密切，新常態下經濟特征的轉變使得用電需求的驅動力與發展特征均出現重要變化。 我國“十三五”電力需求年均增速為 3.6-4.8%之間： 經濟新常態下，以高端制造業為代表的第二產業、以現代服務業為代表的第三產業、新型城鎮化驅動下的居民生活用電成為驅動用電增長的新動能。我國現階段已基本完成重工業化，正從工業化中期向后期過渡，未來我國用電難以再出現類似“十五”、“十一五”時期的兩位數高速增長。目前我國人均用電水平與發達國家相比還存在較大差距，從中長期來看，我國用電量還會有一定增長。參考相關國家及地區相似發展階段的歷史用電情況，“十三五”期間我國用電需求仍將維持中速增長。 根據國家電力規劃研究中心專家們綜合采用電力彈性系數法、人均用電量法、分行業用電量法和數量經濟模型預測法等多種方法進行預測分析， 2020 年我國全社會用電量為 6.8-7.2 萬億千瓦時，“十三五”年均增速為 3.6-4.8%。

2002-2020E 我國全社會用電量（吉瓦時）

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　　2. 裝機結構依然以火電和水電為主，未來裝機增速將放緩

　　根據能源局于 2016 年 12 月份發布的“能源發展十三五規劃”， 2020 年我國裝機容量目標為2000GW 左右。其中：1. 煤電裝機規模控制在 1100GW 以內，取消一批、緩建一批和停建煤電項目，新增投產規模控制在 200GW 以內。2. 常規水電規模達到 340GW，外加大型抽水蓄能水電站在運規模達到 40GW。3. 核電在運裝機規模達到 58GW，在建規模達到 30GW。4. 風電裝機規模達到 210GW 以上。5. 光伏裝機規模達到 110GW， 其中分布式光伏 60GW、光伏電站 45GW、光熱發電 5GW。 光伏發電力爭實現用戶側平價上網。從裝機規模來看，截至 11M2017，我國總裝機規模達 1679GW， 2020 年目標為 2000GW，2018-2020 年 CAGR 達 6.0%。從裝機結構來看，我國目前以及 2020 年依舊是火電為主體，11M2017 為 64.8%，至 2020 年將微降至 60.5%。 水電為裝機占比第二大的電力種類， 11M2017為 17.6%，至 2020 年將微升至 19.0%。

我國裝機容量分類型占比（截至 11M2017）

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我國裝機容量分類型占比（截至 2020）

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　　3. 2018-2020 年電力供需情況好轉

　　綜合上文，從電力供需來看： 2018-2020 年我國全社會用電量有望保持 4.2%的 CAGR，裝機量保持 6.0%的 CAGR，總體裝機增速依然高于用電增速，電力市場供需要好于 2012-2015 年，但仍供過于求。 水電作為清潔優先上網競爭力強的電源，電力供需好轉將優先利好水電。

我國用電量、裝機量及利用小時 YoY 情況

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　　二、水電： 清潔優先上網、電價成本低，競爭力強

　　1. 水電優勢明顯

　　水電與其他電力相比的主要優勢為：清潔環保、優先上網、電價較低和成本低廉。清潔環保： 水電是將河流、湖泊或海洋等水體所蘊藏的水能轉變為電能的發電方式，是一種清潔環保的可再生能源，與火電相比不需要化石能源作為燃料，也不會對環境造成污染。優先上網： 根據 2012 年國家發改委發布的《節能發電調度辦法（試行）》 ， 無調節能力的水能、風能、太陽能、海洋能等可再生能源發電機組享有優先上網的權利。我國主要電力種類的上網順序為：水=風=光>核>火電。電價較低：比較 2016 年各電力的上網電價，水電為 0.2~0.4 元/kWh，低于火電的 0.3~0.5 元/kWh、核電的 0.43 元/kWh，更顯著低于風電的 0.51~0.61 元/kWh 和光伏的 0.85~1.1 元/kWh。成本低廉： 水電的運營成本主要由固定成本構成， 2016 年水電行業平均為 0.1~0.15 元/kWh，相對比較穩定且顯著低于其他電力種類。伴隨著煤炭行業去產能，火電燃料成本不斷上升， 2016 年火電度電成本為 0.25~0.4 元/kWh 左右且 2017 年依然維持在高位。

　　2. 水電行業盈利驅動因素

　　從收入端來看，水電公司的營收=發電量*上網電價。發電量=裝機容量*利用小時，利用小時主要由來水量決定。 常規水電站的裝機容量計算公式=8*Q*H。其中 Q 是每秒來水量，即動能。 H 是水流落差，即勢能。 8 為調節系數，按電站設計運行方式不同在 7~9 之間調整。數值越大，代表其發電特性偏向均衡。因此，水流量和落差為控制電站裝機規模的關鍵。水電機組利用小時和流域來水量高度相關，參照下圖長江電力的三峽電站利用小時與長江流域平均流量。 一個水電站的理論發電量主要取決于所處流域的資源稟賦。我國主要水電基地的流域開發歸屬權主要分配給了五大發電集團以及三峽集團等行業龍頭，因此政策層面決定了每個公司運營水電機組的盈利能力。

水電行業盈利驅動因素

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　　水電上網電價有三種定價機制： 1. 成本加成電價：適用于 2004 年以前投產的水電站及 2009 年后新投產的大中型水電站。 2. 標桿電價： 2004 年以后在 10 個水電裝機容量比較大的地區推行，在2009 年后暫停，在 2014 年發改委規定標桿電價依然是水電上網電價的主要形式。 3. 落地端倒推電價，適用于 2014 年 2 月后投產的跨省區送電的水電站。 落地端倒推電價適用的主要水電站也包括一些 2014 年 2 月之前投產的大型水電機組，如長江電力的三峽、向家壩、溪洛渡水電站和華能集團的瀾滄江洛扎渡水電站。 落地端倒推電價主要是為了保障外送水電的經濟效益，也側面反映了大型發電集團/水電廠與定價部門議價時擁有更大的話語權。

　　從成本端來看：我們測算了四家水電上市公司：長江電力、桂冠電力、川投能源、黔源電力的2012-2016 年營業成本拆分。 發電成本中 70%左右為固定成本，其中 35-42%來自于折舊， 24-28%來自于財務費用， 4%來自于管理費用。 其中折舊和財務費用（大部分使用于在建項目）均由水電工程造價決定，因此水電前期投資為成本端的關鍵因素。

　　目前，中國水電的建設成本其主要由以下幾部分構成。1. 永久性建筑工程(例如大壩、溢洪道、輸水隧洞等)，約占總成本的 32%~45%。2. 庫區移民安臵費、水庫淹沒損失補償費、以及環保費用等， 約占 10%~35%。 移民費用是中國水電的重要支出，因為各個水電站情況條件不一樣，因此數值浮動較大。3. 機電設備的購臵和安裝費，約占 18%~25%。4. 臨時工程(施工隊伍的房建投資和施工機械的購臵費)，約占 14%~20%。

中國水電的建設成本

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　　3. 營收端： 利用小時、電價較穩定

　　（1） 水電利用小時相對穩定

　　受用電需求減緩及發電裝機增速較快的影響， 2007 年以來我國發電機組利用小時逐步下行。由2007 年的 5011 小時下滑 24.5%至 3785 小時。 其中火電和核電的利用小時下滑比較明顯，火電由2007 年的 5316 小時下滑至 2016 年的 4165 小時；核電由 2009 年的 7716 小時下滑至 2016 年的6504 小時。 2007-2016 年，水電利用小時相對穩定，在 3000-3700 小時區間波動。電改 9 號文提出有序放開發用電，中短期內利空火電。 對于存量煤電機組， 2017 年有序縮減發用電計劃， 2018 年以后逐步擴大市場化電量比例;對于電改 9 號文發布后核準的煤電機組，原則上不再安排發電計劃。 水電作為優先上網的清潔能源， 不存在政策層面的利空。 各水電機組利用小時主要由各地的降水量和流域來水量決定。

全國電力分類型利用小時

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　　（2）電價相對穩定，大型外送水電電價有望上漲

　　電價方面我們在上文已有提及， 其中落地端倒推電價適用于 2014 年 2 月后投產的跨省區送電的大型水電站。 主要適用于長江電力、華能水電、國投電力、川投能源和三峽集團（長江電力母公司）的部分機組。落地端倒推電價公式為： 水電上網電價 = 落地火電標桿電價- 電網輸配費。 煤電聯動將使各地火電標桿電價上調，此外隨著電改不斷推進電網輸配費將進一步下調，大型外送水電電價有望上漲。

　　落地端火電標桿電價上調：2017 年 6 月，國家發改委發布《關于取消、降低部分政府性基金及附加，合理調整電價結構的通知》， 取消向發電企業征收的工業企業結構調整專項資金，將國家重大水利工程建設基金和大中型水庫移民后期扶持基金征收標準各降低 25%， 要求各省市利用基金降低空間上調燃煤標桿電價。預計全國火電標桿電價的上調幅度為 1.29 分/千瓦時。 長江電力的溪洛渡右岸送廣東電價上調 0.25 分/千瓦時，向家壩送上海電價上調 1.07 分/千瓦時，與落地端火電標桿電價上調幅度一致。2016 年 1 月，國家發改委印發《關于完善煤電價格聯動機制有關事項的通知》(以下簡稱《通知》)，完善后的煤電價格聯動機制自 2016 年 1 月 1 日起開始實施。 《通知》規定，煤電價格實行區間聯動， 煤電價格聯動機制電價調整的依據是中國電煤價格指數。 受煤炭行業去產能及 276 個工作日法嚴格執行，疊加用電需求的回暖， 2016 年 5 月份以來電煤價格指數上漲迅速。 我們判斷，在現行煤炭去產能， 火電行業業績下滑嚴重、 用電量回暖的大環境下，煤價將繼續維持在高位，因此煤電標桿電價依然有上行空間。 2018 年煤電聯動帶來的調價在 0.5-1.0 分/千瓦時。

2014-2017 年發改委電煤價格指數-全國平均

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　　電網輸配費下調：電改 9 號文同時提及改革和規范電網企業運營模式。電網企業不再以上網電價和銷售電價價差作為收入來源，按照政府核定的輸配電價收取過網費。確保電網企業穩定的收入來源和收益水平。規范電網企業投資和資產管理行為。 截至 2016 年末輸配電價改革實現省級電網全覆蓋，初步建立了科學、規范、透明的電網輸配電價監管框架體系。交易機構組建工作基本完成，為電力市場化交易搭建了公平規范的交易平臺。截至 2017 上半年，發改委已批復輸配電價水平的第一批、第二批共18 個省級電網及深圳電網，累計核減電網準許收入 300 多億元，降價空間全部用于降低工商業電價水平。 隨著電改的不斷推進，電網輸配費有望進一步下調。

　　4. 成本端： 水電發電成本較低，競爭力強

　　美國能源信息署發布的 2015 年能源展望對各類型機組做了平準化度電成本測算。 平準化度電成本（LCOE， Levelized Cost of Energy），就是對項目生命周期內的成本和發電量進行平準化后計算得到的發電成本，即生命周期內的成本現值/生命周期內發電量現值。 2020 年投產機組中，水電機組每兆瓦時成本為 83.6 美元，低于傳統煤電的 95.2 美元和傳統燃氣的 141.6 美元，處于所有機組的較低水平。

美國各類型機組平準化度電成本（2020 年投產機組， 美元/兆瓦時）

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　　我們同時測算了不同類型機組的度電成本，以 2017 上半年為例，長江電力和桂冠電力的度電成本分別為 0.149 元/千瓦時和 0.168 元/千瓦時，顯著低于火電的 0.42-0.49元/千瓦時、風電的 0.31-0.33元/千瓦時和核電的 0.23-0.26 元/千瓦時。

我國各類型發電機組度電成本

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　　5. 大型水電增值稅政策落地，不確定性清除

　　根據財政部、國家稅務總局發布的《關于大型水電企業增值稅政策的通知》（財稅[2014]10 號）的規定，裝機容量超過 100 萬千瓦的水力發電站（含抽水蓄能電站）銷售自產電力產品，自 2013年 1 月 1 日至 2015 年 12 月 31 日，對其增值稅實際稅負超過 8%的部分實行即征即退政策；自2016 年 1 月 1 日至 2017 年 12 月 31 日，對其增值稅實際稅負超過 12%的部分實行即征即退政策。市場此前雖有預期優惠能夠延續，但依舊對政策的不確定性有所擔心。 2017 年 9 月國家能源局發布《關于減輕可再生能源領域涉企稅費負擔的通知》 ，明確了單個項目裝機容量 5 萬千瓦及以上的水電站銷售水力發電電量，增值稅稅率按照 13%征收；超過 100 萬千瓦的水電站（含抽水蓄能電站）銷售自產電力產品，自 2018 年 1 月 1 日至 2020 年 12 月 31 日，對其增值稅實際稅負超過12%的部分實行即征即退政策。 此前的政策增值稅退稅對于大型水電企業來說金額較大， 2016 年占到水電企業稅前利潤的 6%-11%。此次征求意見稿明確大型水電企業增值稅退稅還將持續 3 年，而且將水電增值稅率定為 13%，即使優惠到期后也只增加 1 個百分點的稅負，基本消除了政策性的不確定性。