一、我国电力市场供需关系将改善，利好水电

1.我国“十三五”电力需求年均增速为3.6-4.8%之间

经济发展新常态下我国用电特征出现重要变化：新常态下我国经济呈现出以下几个主要特征：一是经济增速由高速转为中高速；二是经济结构不断优化升级，第三产业消费需求逐步成为主体；三是经济发展驱动力从要素驱动、投资驱动转向创新驱动。用电需求与经济发展关系密切，新常态下经济特征的转变使得用电需求的驱动力与发展特征均出现重要变化。我国“十三五”电力需求年均增速为3.6-4.8%之间：经济新常态下，以高端制造业为代表的第二产业、以现代服务业为代表的第三产业、新型城镇化驱动下的居民生活用电成为驱动用电增长的新动能。我国现阶段已基本完成重工业化，正从工业化中期向后期过渡，未来我国用电难以再出现类似“十五”、“十一五”时期的两位数高速增长。目前我国人均用电水平与发达国家相比还存在较大差距，从中长期来看，我国用电量还会有一定增长。参考相关国家及地区相似发展阶段的历史用电情况，“十三五”期间我国用电需求仍将维持中速增长。根据国家电力规划研究中心专家们综合采用电力弹性系数法、人均用电量法、分行业用电量法和数量经济模型预测法等多种方法进行预测分析，2020年我国全社会用电量为6.8-7.2万亿千瓦时，“十三五”年均增速为3.6-4.8%。

2002-2020E我国全社会用电量（吉瓦时）

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2.装机结构依然以火电和水电为主，未来装机增速将放缓

根据能源局于2016年12月份发布的“能源发展十三五规划”，2020年我国装机容量目标为2000GW左右。其中：1.煤电装机规模控制在1100GW以内，取消一批、缓建一批和停建煤电项目，新增投产规模控制在200GW以内。2.常规水电规模达到340GW，外加大型抽水蓄能水电站在运规模达到40GW。3.核电在运装机规模达到58GW，在建规模达到30GW。4.风电装机规模达到210GW以上。5.光伏装机规模达到110GW，其中分布式光伏60GW、光伏电站45GW、光热发电5GW。光伏发电力争实现用户侧平价上网。从装机规模来看，截至11M2017，我国总装机规模达1679GW，2020年目标为2000GW，2018-2020年CAGR达6.0%。从装机结构来看，我国目前以及2020年依旧是火电为主体，11M2017为64.8%，至2020年将微降至60.5%。水电为装机占比第二大的电力种类，11M2017为17.6%，至2020年将微升至19.0%。

我国装机容量分类型占比（截至11M2017）

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我国装机容量分类型占比（截至2020）

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3.2018-2020年电力供需情况好转

综合上文，从电力供需来看：2018-2020年我国全社会用电量有望保持4.2%的CAGR，装机量保持6.0%的CAGR，总体装机增速依然高于用电增速，电力市场供需要好于2012-2015年，但仍供过于求。水电作为清洁优先上网竞争力强的电源，电力供需好转将优先利好水电。

我国用电量、装机量及利用小时YoY情况

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二、水电：清洁优先上网、电价成本低，竞争力强

1.水电优势明显

水电与其他电力相比的主要优势为：清洁环保、优先上网、电价较低和成本低廉。清洁环保：水电是将河流、湖泊或海洋等水体所蕴藏的水能转变为电能的发电方式，是一种清洁环保的可再生能源，与火电相比不需要化石能源作为燃料，也不会对环境造成污染。优先上网：根据2012年国家发改委发布的《节能发电调度办法（试行）》，无调节能力的水能、风能、太阳能、海洋能等可再生能源发电机组享有优先上网的权利。我国主要电力种类的上网顺序为：水=风=光>核>火电。电价较低：比较2016年各电力的上网电价，水电为0.2~0.4元/kWh，低于火电的0.3~0.5元/kWh、核电的0.43元/kWh，更显著低于风电的0.51~0.61元/kWh和光伏的0.85~1.1元/kWh。成本低廉：水电的运营成本主要由固定成本构成，2016年水电行业平均为0.1~0.15元/kWh，相对比较稳定且显著低于其他电力种类。伴随着煤炭行业去产能，火电燃料成本不断上升，2016年火电度电成本为0.25~0.4元/kWh左右且2017年依然维持在高位。

2.水电行业盈利驱动因素

从收入端来看，水电公司的营收=发电量*上网电价。发电量=装机容量*利用小时，利用小时主要由来水量决定。常规水电站的装机容量计算公式=8*Q*H。其中Q是每秒来水量，即动能。H是水流落差，即势能。8为调节系数，按电站设计运行方式不同在7~9之间调整。数值越大，代表其发电特性偏向均衡。因此，水流量和落差为控制电站装机规模的关键。水电机组利用小时和流域来水量高度相关，参照下图长江电力的三峡电站利用小时与长江流域平均流量。一个水电站的理论发电量主要取决于所处流域的资源禀赋。我国主要水电基地的流域开发归属权主要分配给了五大发电集团以及三峡集团等行业龙头，因此政策层面决定了每个公司运营水电机组的盈利能力。

水电行业盈利驱动因素

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水电上网电价有三种定价机制：1.成本加成电价：适用于2004年以前投产的水电站及2009年后新投产的大中型水电站。2.标杆电价：2004年以后在10个水电装机容量比较大的地区推行，在2009年后暂停，在2014年发改委规定标杆电价依然是水电上网电价的主要形式。3.落地端倒推电价，适用于2014年2月后投产的跨省区送电的水电站。落地端倒推电价适用的主要水电站也包括一些2014年2月之前投产的大型水电机组，如长江电力的三峡、向家坝、溪洛渡水电站和华能集团的澜沧江洛扎渡水电站。落地端倒推电价主要是为了保障外送水电的经济效益，也侧面反映了大型发电集团/水电厂与定价部门议价时拥有更大的话语权。

从成本端来看：我们测算了四家水电上市公司：长江电力、桂冠电力、川投能源、黔源电力的2012-2016年营业成本拆分。发电成本中70%左右为固定成本，其中35-42%来自于折旧，24-28%来自于财务费用，4%来自于管理费用。其中折旧和财务费用（大部分使用于在建项目）均由水电工程造价决定，因此水电前期投资为成本端的关键因素。

目前，中国水电的建设成本其主要由以下几部分构成。1.永久性建筑工程(例如大坝、溢洪道、输水隧洞等)，约占总成本的32%~45%。2.库区移民安臵费、水库淹没损失补偿费、以及环保费用等，约占10%~35%。移民费用是中国水电的重要支出，因为各个水电站情况条件不一样，因此数值浮动较大。3.机电设备的购臵和安装费，约占18%~25%。4.临时工程(施工队伍的房建投资和施工机械的购臵费)，约占14%~20%。

中国水电的建设成本

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3.营收端：利用小时、电价较稳定

（1）水电利用小时相对稳定

受用电需求减缓及发电装机增速较快的影响，2007年以来我国发电机组利用小时逐步下行。由2007年的5011小时下滑24.5%至3785小时。其中火电和核电的利用小时下滑比较明显，火电由2007年的5316小时下滑至2016年的4165小时；核电由2009年的7716小时下滑至2016年的6504小时。2007-2016年，水电利用小时相对稳定，在3000-3700小时区间波动。电改9号文提出有序放开发用电，中短期内利空火电。对于存量煤电机组，2017年有序缩减发用电计划，2018年以后逐步扩大市场化电量比例;对于电改9号文发布后核准的煤电机组，原则上不再安排发电计划。水电作为优先上网的清洁能源，不存在政策层面的利空。各水电机组利用小时主要由各地的降水量和流域来水量决定。

全国电力分类型利用小时

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（2）电价相对稳定，大型外送水电电价有望上涨

电价方面我们在上文已有提及，其中落地端倒推电价适用于2014年2月后投产的跨省区送电的大型水电站。主要适用于长江电力、华能水电、国投电力、川投能源和三峡集团（长江电力母公司）的部分机组。落地端倒推电价公式为：水电上网电价=落地火电标杆电价-电网输配费。煤电联动将使各地火电标杆电价上调，此外随着电改不断推进电网输配费将进一步下调，大型外送水电电价有望上涨。

落地端火电标杆电价上调：2017年6月，国家发改委发布《关于取消、降低部分政府性基金及附加，合理调整电价结构的通知》，取消向发电企业征收的工业企业结构调整专项资金，将国家重大水利工程建设基金和大中型水库移民后期扶持基金征收标准各降低25%，要求各省市利用基金降低空间上调燃煤标杆电价。预计全国火电标杆电价的上调幅度为1.29分/千瓦时。长江电力的溪洛渡右岸送广东电价上调0.25分/千瓦时，向家坝送上海电价上调1.07分/千瓦时，与落地端火电标杆电价上调幅度一致。2016年1月，国家发改委印发《关于完善煤电价格联动机制有关事项的通知》(以下简称《通知》)，完善后的煤电价格联动机制自2016年1月1日起开始实施。《通知》规定，煤电价格实行区间联动，煤电价格联动机制电价调整的依据是中国电煤价格指数。受煤炭行业去产能及276个工作日法严格执行，叠加用电需求的回暖，2016年5月份以来电煤价格指数上涨迅速。我们判断，在现行煤炭去产能，火电行业业绩下滑严重、用电量回暖的大环境下，煤价将继续维持在高位，因此煤电标杆电价依然有上行空间。2018年煤电联动带来的调价在0.5-1.0分/千瓦时。

2014-2017年发改委电煤价格指数-全国平均

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电网输配费下调：电改9号文同时提及改革和规范电网企业运营模式。电网企业不再以上网电价和销售电价价差作为收入来源，按照政府核定的输配电价收取过网费。确保电网企业稳定的收入来源和收益水平。规范电网企业投资和资产管理行为。截至2016年末输配电价改革实现省级电网全覆盖，初步建立了科学、规范、透明的电网输配电价监管框架体系。交易机构组建工作基本完成，为电力市场化交易搭建了公平规范的交易平台。截至2017上半年，发改委已批复输配电价水平的批、第二批共18个省级电网及深圳电网，累计核减电网准许收入300多亿元，降价空间全部用于降低工商业电价水平。随着电改的不断推进，电网输配费有望进一步下调。

4.成本端：水电发电成本较低，竞争力强

美国能源信息署发布的2015年能源展望对各类型机组做了平准化度电成本测算。平准化度电成本（LCOE，LevelizedCostofEnergy），就是对项目生命周期内的成本和发电量进行平准化后计算得到的发电成本，即生命周期内的成本现值/生命周期内发电量现值。2020年投产机组中，水电机组每兆瓦时成本为83.6美元，低于传统煤电的95.2美元和传统燃气的141.6美元，处于所有机组的较低水平。

美国各类型机组平准化度电成本（2020年投产机组，美元/兆瓦时）

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我们同时测算了不同类型机组的度电成本，以2017上半年为例，长江电力和桂冠电力的度电成本分别为0.149元/千瓦时和0.168元/千瓦时，显著低于火电的0.42-0.49元/千瓦时、风电的0.31-0.33元/千瓦时和核电的0.23-0.26元/千瓦时。

我国各类型发电机组度电成本

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5.大型水电增值税政策落地，不确定性清除

根据财政部、国家税务总局发布的《关于大型水电企业增值税政策的通知》（财税[2014]10号）的规定，装机容量超过100万千瓦的水力发电站（含抽水蓄能电站）销售自产电力产品，自2013年1月1日至2015年12月31日，对其增值税实际税负超过8%的部分实行即征即退政策；自2016年1月1日至2017年12月31日，对其增值税实际税负超过12%的部分实行即征即退政策。市场此前虽有预期优惠能够延续，但依旧对政策的不确定性有所担心。2017年9月国家能源局发布《关于减轻可再生能源领域涉企税费负担的通知》，明确了单个项目装机容量5万千瓦及以上的水电站销售水力发电电量，增值税税率按照13%征收；超过100万千瓦的水电站（含抽水蓄能电站）销售自产电力产品，自2018年1月1日至2020年12月31日，对其增值税实际税负超过12%的部分实行即征即退政策。此前的政策增值税退税对于大型水电企业来说金额较大，2016年占到水电企业税前利润的6%-11%。此次征求意见稿明确大型水电企业增值税退税还将持续3年，而且将水电增值税率定为13%，即使优惠到期后也只增加1个百分点的税负，基本消除了政策性的不确定性。

原标题:2018年中国水电行业发展现状及发展前景分析【图】