一、水电在整体电源结构中占据重要位置

水力发电量今年增速较往年迎来显著提升。我国电源结构中，水电长期居于第二位，仅次于火电，且为可再生能源发电占比最高。2023年我国水力发电量达11409亿千瓦时，占全国总发电量的12.8%；截至2024年9月，水力发电累计发电量已达到10040亿千瓦时，占总发电量比重上升至14.2%。从增速来看，2023年水力发电量同比-5.08%，至2024年9月，增速明显改善，同比增幅+16.96%。这一变化主要由于23年下半年全国降水量较常年显著增加，为24年汛期提供了充足的水资源支持。此外，我国主要代表性水库的水位相较往年同期有明显上升，蓄水能力提升。今年4月起，全国正式进入汛期，整体气候特征表现为降水量偏多，呈现出“涝多于旱”的局面。鉴于去年同期来水量偏低的基数效应，叠加当前来水条件持续改善，我们判断水力发电量有望延续增长趋势。

水力发电装机容量增速较为缓慢。2023年，水电装机容量达到42,154万千瓦，同比增长1.94%，增速为五大发电类型中最低。截至2024年9月，水电装机容量增至43,055万千瓦（其中常规水电装机37500万千瓦）。水电装机容量增速较慢的原因主要有两方面：一是内部因素，水电资源开发接近饱和，且项目建设周期较长；二是外部因素，风电和光伏的建设周期较短，技术创新和企业竞争推动成本下降，同时政策支持力度较大。

与其他可再生能源相比，水电具备以下优势：（1）发电后排放的水可被下游梯级电站重复利用；（2）水电站运行灵活，能够快速启停，适合电网调峰、调频和紧急备用任务，同时有效平抑风电和光伏出力波动，增强电力系统的稳定性；（3）水电运行和维护成本较低，建成后发电成本低于风电和光伏等间歇性能源，经济性优势显著。

水电剩余可开发资源有限，优质大水电具备超强的稀缺性。我国目前总计有十三座大水电基地，分布在长江、黄河、珠江、松辽河、东南诸河、西南诸河流域等地区，总装机规模约为313640MW。根据国家发改委2005年发布的全国水利资源复查，我国水电理论蕴藏年发电量6.08万亿千瓦时，对应理论蕴藏量装机6.94亿千瓦；技术可开发年发电量2.47万亿千瓦时，装机容量5.42亿千瓦。截至2024Q3，我国水电装机容量约为4.3亿千瓦（常规水电装机3.75亿千瓦），占技术可开发量的79.5%。我国目前优质的水电资源开发接近饱和，剩余未开发资源主要集中在各大流域的上游区域，以及由于地质条件复杂和生态环境敏感而暂未开发，难度及成本均较高。根据《“十四五”现代能源体系规划》指出，要求加快推进水电基地建设，重点推动金沙江上游、雅砻江中游及黄河上游等重点河段的水电项目开工建设，实施雅鲁藏布江下游水电开发等重大工程。到2025年，常规水电装机容量达到约3.8亿千瓦。此外，《2030 年前碳达峰行动方案》提出十四五、十五五期间分别新增水电装机4000万千瓦，则2030年预计常规水电装机为4.2亿千瓦，2025-2030CAGR为2.0%。

二、水电行业盈利模式与成本拆分

水电行业框架清晰，即收入由电价和发电量驱动，成本主要由折旧和财务费用决定。

1）发电侧：水电的发电量由利用小时数乘以装机容量决定；利用小时数一方面取决于来水，来水受季节性变化影响而波动，可分为丰水期与枯水期；另一方面，不同流域通过梯级电站联合调度以调节来水不稳定的情况，增加发电量。

2）电价侧：我国水电电价主要包括四种定价方式：成本加成、标杆电价、落地电价倒推和市场化定价。在非市场化定价中，成本加成定价适用于2001年4月前已建的大型水电站；标杆电价主要应用于2001年4月后投产的中小型非跨省水电站；落地电价倒推方式则用于跨省跨区输电的水电站，通过落地电价倒推上网电价；市场化定价在水电大省普遍推行，通过市场化交易形成电价，随着电力供需偏紧叠加低电价，市场化电价持续上行，是电价改革的重要方向。

3）成本侧：水电的成本端主要由折旧费用和财务费用构成，占总营业成本的约60%-70%。其中，折旧费用是最大的组成部分，涵盖大坝、机器设备和厂房的折旧。根据长江电力披露数据，挡水建筑物的折旧年限为40至60年，房屋建筑物的折旧年限为8至50年，但大坝、厂房等核心资产的实际使用寿命通常显著高于其折旧年限。财务费用方面，水电投运运营后凭借其优质现金流偿还债务，并通过优先偿还高息债务并实施债务置换，进一步降低财务费用。

三、季节性变化影响

我们以三峡电站为例，讨论季节性导致的来水变化影响，一般情况下6-10月为丰水期，12月-次年4月为枯水期。丰水期：入库流量大，达到峰值，水库释放多余水量，水头略微降低，系上游泄洪需求。枯水期：入库流量小，但水库保持高水头，得益于丰水期的蓄水为枯水期提供后续发电保障。

气候周期（厄尔尼诺与拉尼娜）对来水变化影响几何？1）厄尔尼诺：导致北方暖冬，次年长江流域和江南地区降水增多，洪涝风险上升，长江流域水电站发电量增加但调度压力加大。东北地区次年夏季低温可能减少来水，西北太平洋台风数量偏少，沿海水资源补充不足。2）拉尼娜：引发北方秋汛，黄河流域降水增多、水电站发电提升，但需防洪；同时南方枯水风险加剧，长江流域来水减少，影响发电量。冷冬特征虽在全球变暖下减弱，但区域水资源分配差异显著，调度需更精准。

我们选取长江流域的三峡电站入库流量来比对厄尔尼诺指数以论证气候周期对来水变化的影响（厄尔尼诺指数：以是否达到或超过+/-0.5°C 的阈值来判断当前是否存在厄尔尼诺或拉尼娜状态，指数在+0.5以上我们默认为厄尔尼诺现象，指数在-0.5以下为拉尼娜现象）。从图中可知，厄尔尼诺与三峡入库流量呈正相关关系，而拉尼娜与其呈负相关关系。厄尔尼诺期间，长江流域降水显著增多，尤其在次年夏季汛期，三峡入库流量大幅上升，峰值显现出明显的丰水特征。相反，拉尼娜期间，长江流域降水减少，三峡入库流量偏低，在枯水期尤为明显。

四、水电行业头部公司分析

拉长时间纬度来看，长江电力、华能水电及韶能股份的度电成本表现出较低且稳定的特征，过去四年的平均度电成本分别为0.087元、0.093元和0.084元/KWh。相比之下，甘肃能源和黔源电力的度电成本相对较高，而闽东电力由于尚未按照电源类型披露相关数据，其参考价值有限。2023年，华能水电的度电成本为0.094元/KWh，居行业最低水平；此外，长江电力与韶能股份的度电成本均为0.0975元/KWh，低于0.1元/KWh。甘肃能源的度电成本则显著偏高，达到0.178元/KWh。

从度电利润角度来看，2023年长江电力表现最为突出，达到0.152元/KWh，位居行业首位。而甘肃能源的度电利润最低，仅为0.065元/KWh，主要受到来水偏枯导致发电量减少，以及地方政策对电价的不利影响等因素的制约。

1）华能水电：公司是国内第二大水电装机规模的上市公司，第一大股东为中国华能集团（截至2024年Q3，持股占比50.4%），实控人为国务院国资委，作为华能集团水电业务整合后唯一平台，公司坐拥澜沧江干流全部水能资源开发权。截至 1H2024，公司已投产装机容量达 2920.32 万千瓦，其中水电/新能源装机 分别为2594.98 /325.34 万千瓦，水电/新能源装机占比分别为89%/11%。

2）长江电力：公司是国内最大的电力上市公司，全球最大水电上市公司，第一大股东为三峡集团（截至2024年Q3，持股占比46.83%），实际控制人为国务院国资委。主要业务包括水力发电，并积极布局清洁能源、智慧综合能源、售配电及投融资领域，业务覆盖中国、秘鲁、巴西、巴基斯坦等多个国家。公司目前运行和管理长江流域的乌东德、白鹤滩、溪洛渡、向家坝、三峡及葛洲坝六座梯级电站，组成世界最大“清洁能源走廊”。截至2024H1，公司水电总装机容量7179.5万千瓦，其中，国内水电装机 7169.5万千瓦，占全国水电装机的16.79%。

3）甘肃能源：公司是甘肃省属能源运营平台，实控人为甘肃省国资委（截至24年Q3持股占比49.08%），长江电力为第二大股东，占比18.81%。截至24Q3，公司总装机容量 353.97万千瓦，其中水电/风电/光伏装机容量分别为170.02/110.35/73.6万千瓦。24年11月，公司发布完成对常乐公司66%股权收购的公告，优质火电资产的注入有望帮助公司转型为“水火风光”的综合电力公司。

4）桂冠电力：公司是大唐集团旗下的水电上市公司，截至2024Q3，公司前三大股东分分别为大唐集团（持股占比51.55%）、广西投资集团（持股占比22.31%）、长江电力（持股占比10.72%）。公司装机范围涵盖水火风光，水电占主导，运营并管理广西红水河流域六座大型梯级水电站。截至2024H1公司总装机规模达13.3GW，其中水电装机达10.24GW，占比达77%。公司发电业务分布在广西、四川、贵州、山东、湖北、云南、山西等多个省区，其中在广西水电装机 达918.82万千瓦,占广西统调水电装机的2/3。

5）川投能源：公司是川投集团旗下电力上市平台，定位为“国内一流清洁能源上市公司”。截至2024Q3，公司前两大股东分别为四川省投资集团及长江电力，持股占比分别为49.26%/9.94%，实控人为四川省国资委。公司重点布局雅砻江、大渡河、田湾河等流域的水电站建设与运营，截至2024H1，公司参控清洁能源总装机规模达36.83GW（不含三峡能源、中广核风电和中核汇能）；持股48%的雅砻江公司是全国第三大水电基地开发主体，清洁能源装机规模超过20GW，其中水电19.2GW，梯级发电效益显著；持股20%的国能大渡河公司已投产装机11.7GW；控股的田湾河流域梯级电站装机76万千瓦，为四川电网提供稳定电源。