一、 我國電力市場供需關(guān)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(jīng)濟發(fā)展新常態(tài)下我國用電特征出現(xiàn)重要變化： 新常態(tài)下我國經(jīng)濟呈現(xiàn)出以下幾個主要特征：一是經(jīng)濟增速由高速轉(zhuǎn)為中高速；二是經(jīng)濟結(jié)構(gòu)不斷優(yōu)化升級，第三產(chǎn)業(yè)消費需求逐步成為主體；三是經(jīng)濟發(fā)展驅(qū)動力從要素驅(qū)動、投資驅(qū)動轉(zhuǎn)向創(chuàng)新驅(qū)動。用電需求與經(jīng)濟發(fā)展關(guān)系密切，新常態(tài)下經(jīng)濟特征的轉(zhuǎn)變使得用電需求的驅(qū)動力與發(fā)展特征均出現(xiàn)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(jīng)濟新常態(tài)下，以高端制造業(yè)為代表的第二產(chǎn)業(yè)、以現(xiàn)代服務(wù)業(yè)為代表的第三產(chǎn)業(yè)、新型城鎮(zhèn)化驅(qū)動下的居民生活用電成為驅(qū)動用電增長的新動能。我國現(xiàn)階段已基本完成重工業(yè)化，正從工業(yè)化中期向后期過渡，未來我國用電難以再出現(xiàn)類似“十五”、“十一五”時期的兩位數(shù)高速增長。目前我國人均用電水平與發(fā)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(guān)國家及地區(qū)相似發(fā)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(jù)國家電力規(guī)劃研究中心專家們綜合采用電力彈性系數(shù)法、人均用電量法、分行業(yè)用電量法和數(shù)量經(jīng)濟模型預(yù)測法等多種方法進行預(yù)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(jié)構(gòu)依然以火電和水電為主，未來裝機增速將放緩

　　根據(jù)能源局于 2016 年 12 月份發(fā)布的“能源發(fā)展十三五規(guī)劃”， 2020 年我國裝機容量目標為2000GW 左右。其中：1. 煤電裝機規(guī)模控制在 1100GW 以內(nèi)，取消一批、緩建一批和停建煤電項目，新增投產(chǎn)規(guī)模控制在 200GW 以內(nèi)。2. 常規(guī)水電規(guī)模達到 340GW，外加大型抽水蓄能水電站在運規(guī)模達到 40GW。3. 核電在運裝機規(guī)模達到 58GW，在建規(guī)模達到 30GW。4. 風(fēng)電裝機規(guī)模達到 210GW 以上。5. 光伏裝機規(guī)模達到 110GW， 其中分布式光伏 60GW、光伏電站 45GW、光熱發(fā)電 5GW。 光伏發(fā)電力爭實現(xiàn)用戶側(cè)平價上網(wǎng)。從裝機規(guī)模來看，截至 11M2017，我國總裝機規(guī)模達 1679GW， 2020 年目標為 2000GW，2018-2020 年 CAGR 達 6.0%。從裝機結(jié)構(gòu)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(zhuǎn)

　　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(yōu)先上網(wǎng)競爭力強的電源，電力供需好轉(zhuǎn)將優(yōu)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(yōu)先上網(wǎng)、電價成本低，競爭力強

　　1. 水電優(yōu)勢明顯

　　水電與其他電力相比的主要優(yōu)勢為：清潔環(huán)保、優(yōu)先上網(wǎng)、電價較低和成本低廉。清潔環(huán)保： 水電是將河流、湖泊或海洋等水體所蘊藏的水能轉(zhuǎn)變?yōu)殡娔艿陌l(fā)電方式，是一種清潔環(huán)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(huán)境造成污染。優(yōu)先上網(wǎng)： 根據(jù) 2012 年國家發(fā)改委發(fā)布的《節(jié)能發(fā)電調(diào)度辦法（試行）》 ， 無調(diào)節(jié)能力的水能、風(fēng)能、太陽能、海洋能等可再生能源發(fā)電機組享有優(yōu)先上網(wǎng)的權(quán)利。我國主要電力種類的上網(wǎng)順序為：水=風(fēng)=光>核>火電。電價較低：比較 2016 年各電力的上網(wǎng)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(fēng)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(gòu)成， 2016 年水電行業(yè)平均為 0.1~0.15 元/kWh，相對比較穩(wěn)定且顯著低于其他電力種類。伴隨著煤炭行業(yè)去產(chǎn)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(yè)盈利驅(qū)動因素

　　從收入端來看，水電公司的營收=發(fā)電量*上網(wǎng)電價。發(fā)電量=裝機容量*利用小時，利用小時主要由來水量決定。 常規(guī)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(diào)節(jié)系數(shù)，按電站設(shè)計運行方式不同在 7~9 之間調(diào)整。數(shù)值越大，代表其發(fā)電特性偏向均衡。因此，水流量和落差為控制電站裝機規(guī)模的關(guān)鍵。水電機組利用小時和流域來水量高度相關(guān)，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(fā)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(fā)歸屬權(quán)主要分配給了五大發(fā)電集團以及三峽集團等行業(yè)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(yè)盈利驅(qū)動因素

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　　水電上網(wǎng)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(chǎn)的水電站及 2009 年后新投產(chǎn)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(qū)推行，在2009 年后暫停，在 2014 年發(fā)改委規(guī)定標桿電價依然是水電上網(wǎng)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(chǎn)的跨省區(qū)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(chǎn)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(jīng)濟效益，也側(cè)面反映了大型發(fā)電集團/水電廠與定價部門議價時擁有更大的話語權(quán)。

　　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(yè)成本拆分。 發(fā)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(wù)費用， 4%來自于管理費用。 其中折舊和財務(wù)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(guān)鍵因素。

　　目前，中國水電的建設(shè)成本其主要由以下幾部分構(gòu)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(qū)移民安臵費、水庫淹沒損失補償費、以及環(huán)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(shù)值浮動較大。3. 機電設(shè)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(shè)成本

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　　3. 營收端： 利用小時、電價較穩(wěn)定

　　（1） 水電利用小時相對穩(wěn)定

　　受用電需求減緩及發(fā)電裝機增速較快的影響， 2007 年以來我國發(fā)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(wěn)定，在 3000-3700 小時區(qū)間波動。電改 9 號文提出有序放開發(fā)用電，中短期內(nèi)利空火電。 對于存量煤電機組， 2017 年有序縮減發(fā)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(fā)布后核準的煤電機組，原則上不再安排發(fā)電計劃。 水電作為優(yōu)先上網(wǎng)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(wěn)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(chǎn)的跨省區(qū)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(wǎng)電價 = 落地火電標桿電價- 電網(wǎng)輸配費。 煤電聯(lián)動將使各地火電標桿電價上調(diào)，此外隨著電改不斷推進電網(wǎng)輸配費將進一步下調(diào)，大型外送水電電價有望上漲。

　　落地端火電標桿電價上調(diào)：2017 年 6 月，國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于取消、降低部分政府性基金及附加，合理調(diào)整電價結(jié)構(gòu)的通知》， 取消向發(fā)電企業(yè)征收的工業(yè)企業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào)整專項資金，將國家重大水利工程建設(shè)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(diào)燃煤標桿電價。預(yù)計全國火電標桿電價的上調(diào)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(diào) 0.25 分/千瓦時，向家壩送上海電價上調(diào) 1.07 分/千瓦時，與落地端火電標桿電價上調(diào)幅度一致。2016 年 1 月，國家發(fā)改委印發(fā)《關(guān)于完善煤電價格聯(lián)動機制有關(guān)事項的通知》(以下簡稱《通知》)，完善后的煤電價格聯(lián)動機制自 2016 年 1 月 1 日起開始實施。 《通知》規(guī)定，煤電價格實行區(qū)間聯(lián)動， 煤電價格聯(lián)動機制電價調(diào)整的依據(jù)是中國電煤價格指數(shù)。 受煤炭行業(yè)去產(chǎn)能及 276 個工作日法嚴格執(zhí)行，疊加用電需求的回暖， 2016 年 5 月份以來電煤價格指數(shù)上漲迅速。 我們判斷，在現(xiàn)行煤炭去產(chǎn)能， 火電行業(yè)業(yè)績下滑嚴重、 用電量回暖的大環(huán)境下，煤價將繼續(xù)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(lián)動帶來的調(diào)價在 0.5-1.0 分/千瓦時。

2014-2017 年發(fā)改委電煤價格指數(shù)-全國平均

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　　電網(wǎng)輸配費下調(diào)：電改 9 號文同時提及改革和規(guī)范電網(wǎng)企業(yè)運營模式。電網(wǎng)企業(yè)不再以上網(wǎng)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(wǎng)費。確保電網(wǎng)企業(yè)穩(wěn)定的收入來源和收益水平。規(guī)范電網(wǎng)企業(yè)投資和資產(chǎn)管理行為。 截至 2016 年末輸配電價改革實現(xiàn)省級電網(wǎng)全覆蓋，初步建立了科學(xué)、規(guī)范、透明的電網(wǎng)輸配電價監(jiān)管框架體系。交易機構(gòu)組建工作基本完成，為電力市場化交易搭建了公平規(guī)范的交易平臺。截至 2017 上半年，發(fā)改委已批復(fù)輸配電價水平的第一批、第二批共18 個省級電網(wǎng)及深圳電網(wǎng)，累計核減電網(wǎng)準許收入 300 多億元，降價空間全部用于降低工商業(yè)電價水平。 隨著電改的不斷推進，電網(wǎng)輸配費有望進一步下調(diào)。

　　4. 成本端： 水電發(fā)電成本較低，競爭力強

　　美國能源信息署發(fā)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(nèi)的成本和發(fā)電量進行平準化后計算得到的發(fā)電成本，即生命周期內(nèi)的成本現(xiàn)值/生命周期內(nèi)發(fā)電量現(xiàn)值。 2020 年投產(chǎn)機組中，水電機組每兆瓦時成本為 83.6 美元，低于傳統(tǒng)煤電的 95.2 美元和傳統(tǒng)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(chǎn)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(fēng)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(fā)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(jù)財政部、國家稅務(wù)總局發(fā)布的《關(guān)于大型水電企業(yè)增值稅政策的通知》（財稅[2014]10 號）的規(guī)定，裝機容量超過 100 萬千瓦的水力發(fā)電站（含抽水蓄能電站）銷售自產(chǎn)電力產(chǎn)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(yù)期優(yōu)惠能夠延續(xù)，但依舊對政策的不確定性有所擔(dān)心。 2017 年 9 月國家能源局發(fā)布《關(guān)于減輕可再生能源領(lǐng)域涉企稅費負擔(dān)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(fā)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(chǎn)電力產(chǎn)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(yè)來說金額較大， 2016 年占到水電企業(yè)稅前利潤的 6%-11%。此次征求意見稿明確大型水電企業(yè)增值稅退稅還將持續(xù) 3 年，而且將水電增值稅率定為 13%，即使優(yōu)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。