火电成本、收入及盈利能力如何？

夏季来水有望提升盈利，资源稀缺龙头持续受益。

1.成本：主要受固定资产折旧影响，单位成本随运营周期下降

盈利模式：固定资产投入为主，单位可变生产成本低。不同于火电通过燃煤、燃气驱使 发电机发电，水力发电利用大坝集中天然水流，经水轮机与发电机的联合运转，将集中的水 能（动能和势能）转换为电能。因此水电生产盈利模式主要通过大量初始固定资产投资形成 大坝、发电机等水力发电装备体系。以长江电力为例，截止 2023 年底，固定资产达到 4448.81 亿元，占总资产 77.78%。在固定资产结构中，挡水建筑物达到 2881.11 亿元，占比 64.76%， 房屋及建筑物、机器设备及其他占比 15.44%、19.26%、0.54%。 单位可变成本主要为水费，实际生产过程中占比较低。根据华能水电招股说明书，水费 包含库区维护基金和水资源费两项费用，公司两项费用缴纳标准均为 0.008 元/千瓦时，较 火电单位可变成本有明显差距。

水电成本主要为固定资产投资带来的折旧及财务费用。不同于火电单位发电量成本受煤 价及单位煤耗影响，水电由于前期投资较大，主要成本为固定资产折旧，以及前期融资产生 的财务费用。选取 A 股主要水电上市公司，以固定资产折旧为营业成本折旧口径来看，除国 投电力由于火电装机比例较高造成燃料成本占比较高外，其他公司折旧和财务费用占据比例高。主要 A 股水电上市公司固定资产折旧成本在总成本占比在 30%-40%左右，财务费用在 总成本中占比在 10%-30%左右。

运营周期较长的水电龙头有望业绩持续凸显。水电主要固定资产挡水建筑物折旧年限为 40 至 60 年，房屋建筑物折旧年限为 8 至 50 年，但实际使用年限远高于折旧年限。同时结 合前期融资贷款本息偿还结束，盈利及现金流预计随运营周期转变上升。

2.收入：高温+降水，预计今夏发电量有望提升

来水是水电可发电量的重要因素。水电收入由电价及发电量决定。在电机组本身功率上 限内，发电量主要由流量及水位决定。水电通过大坝将水资源产生的能量集中发电，能量分 为水流动产生的动能及水位落差产生的势能，即流量和水位。从公式可知，水轮机出力主要 受水位及流量影响，流经水轮机的流量越大、大坝上下游的水位差越大、发电时间越长，则 发电量越多。流量主要受上游流入水流影响，而水位从高度上影响势能。而除蓄水政策调节 改变外，流量及水位主要受水电来水的影响。由于人工调水需要成本，因此自然降水带来的 来水量成为影响水电收入及盈利的重要因素。

今夏高温叠加降水，水电需求及来水预计两旺。今夏高温天气已经显现，6 月上中旬， 北方出现大范围极端高温天气，河北、河南、山东等地高温持续时间长、日最高气温具有极 端性。同时降水也相应较多，6 月 17 日至 30 日，长江中下游地区出现持续强降雨天气。根 据三峡（入库）流量监测显示，当前流量较 2023 年明显回升，预计今年来水受降雨影响有 望明显改善。 根据中央气象局预测，预计未来 15-30 天（2024 年 7 月 15-30 日），东北南部、华北、 华东中部和北部、华中北部、华南南部、西南地区东部和西南部、内蒙古中部的南部、新疆 中西部、西藏东南部等地降水较常年同期偏多，其中北京、天津、河北大部、山西东部、辽 宁大部、山东、江苏大部、安徽大部、河南大部、湖北大部、新疆中西部偏多 2-5 成，山东 大部偏多 5-8 成。预计未来 15-30 天，全国大部地区气温接近常年同期到偏高。其中，包括 用电高负荷地区的上海、江苏南部、浙江、安徽中部和南部等地在内的多个地区，气温偏高1-2 摄氏度。高温预计将大幅提升用电负荷，对于水电需求预计提振。同时降水预计将提振 相应地区及中下游水电来水，为用电高峰水电发电量提升打下基础。

极端气候下大水电调节能力凸显。由于今年强降水预期较大，如发生暴雨或洪涝灾害， 大水电统一调度优势有望凸显。由于水轮发电机功率存在上限，大水电在洪涝情况下通过流 域内统一优化调度、逐级拦蓄洪水，减少流域电站弃水，从而提升梯级电站利用小时数和发 电量，提高水能利用率。例如，长江电力形成金沙江下游-三峡梯级六库联合调度格局，以及 二滩、锦屏、两河口三大调节水库，平衡天然水资源时空分布不均问题，防洪同时提升水能 利用效率。

3.盈利能力本质：环境资源强约束，拥有大水电资源的龙头预计长期受益

水电装机受环境制约较大，装机空间逐步受限。在各类能源中，水电由于依靠地表水力 发电，受地势、地形及水资源的环境制约很大。地势上，水电广泛分布于地势阶梯交界处， 方便产生上下游水位差从而带来势能。另外，部分水坝对地形有要求，水坝主要分为重力坝 及拱坝。拱坝坝体的稳定不依靠本身的重量而依靠两侧山体的岩石的支撑力；从流量来看， 水资源密布地区及降水量较大地区流量较大。因此，我国水电装机分布主要呈现沿各水路及 地势阶梯分布的特点，西南方向地势落差大及水资源丰富的云南、四川是水电装机最密集区 域，截止 2022 年两省水电装机共计 1.79 亿千瓦，占全国水电比重 42.62%。

从成本角度来看，随着资源空间缩减，新增水电成本上升。根据水利水电规划设计总院 数据显示，我国水电资源技术可开发量 6.87 亿千瓦，待开发资源量 2.86 亿千瓦。虽然资源 较为充裕，但是由于水电建设逐步向流域上游高海拔地区推进，由大型向中小型发展，工程 建设条件愈趋复杂，社会、环境和流域安全要求逐步提高。 目前水电总体开发难度及开发成本不断上升。其中地质地形等建设条件对工程投资影响 较大，土建工程占静态投资比例达 46.5%-56.9%。前期投资成本上升将对运营期水电折旧及 财务费用造成较大影响，从而导致新增水电项目运营期成本较高。根据水规总院数据显示， 历年核准项目单位造价总体呈波动上涨趋势，2023 年核准常规水电项目平均单位千瓦总投 资为 20344 元/kW，较 2022 年同比+52.74%，主要由于其中包含 1 个河段控制性工程项目， 库容及枢纽建筑物规模较大，且位于流域上游高海拔地区，总体开发建设难度较大。

掌握优质大水电资源的龙头预计长期受益。从我国规划形成十三大水电基地项目来看， 除怒江由于生态环境保护等问题多项目长期搁置外，优质大水电资源基本已完成开发。从资 源分布看，水电资源经营权分配具有流域性及集团性分配，五大六小集团及下属公司掌握大部分水资源。特别是部分公司采取流域开发的模式，如金沙江流域、雅砻江流域及乌江流域 等形成多电站协同规划，梯级联调等模式提升水资源利用率，增强水电站盈利能力。从 2023 年财务数据来看，各水电上市公司营业收入规模差距较大，净利率和营业收入及优质水电资 产存在相关性，其中长江电力营业收入及净利率均最高，分别为 781.12 亿元、35.79%。