水电行业专题报告：水电资产配置价值-固守不败-进亦可为

1、水电行业专题报告：水电资产配置价值_固守不败_进亦可为1 复盘：大道行思，取则行远传统行业比较维度下，公用通常具备防御标签。公用事业行业因“公用”二字而有别于 大部分其他行业，在把握周期和成长的投资机会之外，市场通常将公用事业定义为防御 性行业。由于电能消费同时贯穿国民经济和工业生产，理论上刚性的下游需求和公用属性使得收入和利润不太受经济周期影响，收入方面主要体现在行业的销量与单价展望稳 定，而利润方面则在收入稳定的前提下同时需要保持成本稳定。经营环境有所不同，水电成为稀有“真公用”。虽然公用事业在海外资本市场被普遍认为是防御性较强的行业之一，但是在我国的情况却并不完全一样。在我国，由于 60

2、%以 上的用电为工业用电，因此宏观经济的走势对于我国电力行业收入中“销量”一项的影 响十分显著；价格方面，我国不同的电源定价体系并不相同，因此需要分类分析，但随着参与市场化程度日益提升，火电和核电等部分电源的电价开始更多地受到供需环境影 响，继而又与宏观经济密切相关；而成本方面，我国目前仍以煤电为主，因此宏观经济的走势会通过上游煤炭价格影响到行业的经营成本，风电和光伏等新能源也同样受到上游硅料、金属等原材料价格波动影响。因此，在我国，电力行业整体来看是受到下游需求和上游成本双周期博弈的行业，只有水电相对而言经营成本较为平稳，从而成为了真正具备公用事业属性的行业。水电资产，何以穿越经济周期？国家

3、政策强力护航消纳，“十三五”基本解决弃水现象。早在 2005 年，国家便已经正式出台中华人民共和国可再生能源法，文件中明确提出“电网企业应当与依法取得行政 许可或者报送备案的可再生能源发电企业签订并网协议，全额收购其电网覆盖范围内可 再生能源并网发电项目的上网电量，并为可再生能源发电提供上网服务”，可再生能源 消纳的政策护航正式启动。虽然在“十二五”以及“十三五”初期，由于水电装机规模 增长速度大幅领先于所在地、尤其是西南地区的经济发展，我国水电基地普遍存在电源 规模与电网送出不够配套、政策措施和市场机制不够完善、负荷潜力释放有限导致消纳 困难等突出矛盾和问题，但是自中华人民共和国可再生能源法

4、颁布以来，包括国家 发改委、国家能源局等主管部门持续颁布相关政策支持水电行业的发展工作，原则上水电的发电量不受电能需求的影响，从而在“销量”一项上具备了穿越经济周期的基础。价格和成本基本稳定，共同构建穿越周期基础。水电上网电价的确定方法有成本加成电 价、标杆上网电价和根据受电市场平均上网电价倒推机制这三种方法。由于不同水电站 开发成本和调节能力不同等多种原因，统一水电标杆电价政策难以满足水电定价要求， 因此除了部分跨省跨区域送电的水电站以外，单个水电站的上网电价很少发生变动，电 价基本上按照“一厂一价”进行单独核定，核定的基准为水电站的投资额和剩余经营期。 成本方面，水电除了十分有限的水资源费

5、外几乎没有边际成本，绝大部分成本来源于折旧费用和财务费用，因此水电在成本端的表现同样相对稳定。大类资产轮动周期中，“滞涨”和“衰退”均有出色表现。参考美林投资时钟的“大类资产轮动”理论，在经济增长压力加大、通货膨胀提升的“滞胀”周期中，业绩稳定、现 金流充沛的价值风格占据上风，公用事业属性突出的水电行业便是其中翘楚。同时，由 于我国水电公司普遍具备较高的分红比例和相对稳定的收益，因此水电公司同时兼具 “类债券”属性，理论上在经济增长由强转弱、通货膨胀回落的“衰退”周期中同样具 备可比优势。山雨欲来风满楼时，凌波微步以守为攻2007-2008 年危机爆发，来水偏丰巩固防御特征。2008年经济危机

6、与金融危机接踵而至，经济增速和 CPI 增速明显走弱，而与此同时水电板块的行情远远优于市场本身表现。 2008 年开年后市场迅速走弱，水电的投资防御性在 5 月份左右开始显著体现，主要系 当年 5月相关部门披露了水电 4 月份利用小时数据，彼时当月水电利用小时同比增长 39 小时，一反前三个月利用小时同比下降的趋势。自此，我国各流域来水全面转丰，当 年水电利用小时实现同比增长 102 小时，丰沛的来水提振当年业绩预期，并进一步强化 水电的投资防御性。2012-2013 年衰退预警，水情及扩产助水电逆势走强。2012 年 5 月起，在经历了短期 的“滞涨”期后，市场重心再度随着“衰退”担忧而持续

7、向下，在当年长江上游来水偏 丰的帮助下，水电凭借优异的防御性持续积累超额收益。此后的 2013 年，虽然整体水 情难言优异，但由于锦官电源组、向家坝水电站和溪洛渡水电站等产能集中投产，水电 未来的增长预期得到强化，水电资产的资本市场表现在 2013 年不弱反强。系统性风险冲击之下，水电再度独善其身。2015 年 6 月-8 月，在经历了超级周期后股 市出现盛极而衰，在市场普跌的行情中水电再度开始走出超额收益，叠加来水偏丰助力业绩表现，水电在此次熊市中最终实现 16.16%的超额收益。2018 年一季度行情持续震荡，水电虽然在初期并没有体现出特别的优势，但在中美“贸易摩擦”打响后，信心冲击之下市

8、场行情快速下挫，而彼时正值汛期来临、全国多地来水转丰，为水电资产在市 场羸弱的情况下逆势走出防御性和超额收益提供了坚实基础，并最终全年实现 20.88% 的超额收益。代表性公司表现优异，绝对收益兼顾回撤控制。1973 年的石油危机、1980 年的美国衰 退、1987 和 2001 年的股市冲击、1994 年的债市崩盘、2008 年的次贷危机，将这些特 殊时间节点联系在一起，全球经济和资本市场似乎存在着“七年周期”的轮回。以近 7 年作为一次完整的经济周期来观察，水电的防御和稳健特点十分突出。在 2015-2021 年 的 7 年时间里，以行业内的代表公司长江电力和川投能源为例：7 年时间中，长

9、江电力 仅 2016 年因重组停牌巧遇大盘系统性风险释放而出现负收益，其余 6 年全部取得年度 正收益，平均年度收益率达到 16.09%；川投能源仅在大盘风险释放的 2016 年和 2018 年未能获得正收益，近 7 年平均年度收益率也有 6.91%。此外，从年度最大回撤的角度 来看，水电资产同样有着出色表现：近 7 年长江电力年度最大回撤仅为 17.67%，最小 仅为 4.21%；而沪深 300 同期最大回撤高达 45.13%，平均年度回撤也达到 20.89%。外资重塑资产定价，核心矛盾动态审视稳定现金流及分红，发挥突出类债属性。以长江指数行业分类的三级子行业水电发电运 营指数和 10 年期

10、国债收益率进行对比分析，可以比较清晰地发现：除了 2017 年以外， 两者基本呈现相反的走势、形成互补关系。由此可见，水电资产在相当长的一段时间内 与债券资产存在着替代效应，即市场对于水电资产的认可主要集中在其稳定的现金流及 分红方面，并将其视为债券市场表现欠佳时的替代性投资证券，基于其稳定的经营环境 和分红预期具备极强的“类债券”属性。估值体系迎来重塑，外资资产定价积极。2017 年美国国债收益率再度走低，大量外资 积极寻求具有更高收益的投资机会，海外低成本的资金通过沪深港通大量涌入，“价值 投资”逐步得到认可和强化，长江电力传统的估值体系也在此时得到重塑，从而使得长 江电力的股价与国债收益

11、率的走势打破了历史上的“负相关”格局，出现同向增长的现 象。纵观 2017 年全年，长江电力的外资持股占自由流通股本的比例从年初的 13.34% 快速提升至年末的 22.82%。2020 年，新冠肺炎疫情的突然爆发搅乱全球宏观经济运行， 资本市场随即出现大幅下挫，同时受美联储降息影响，美债收益率极速下跌至历史极值。 在此情况下，长江电力的内在价值和防御属性再次凸显，外资的持续流入成为推动股价 稳中有升的动力之一。截至 2020 年末，沪港通持有长江电力占流通 A 股的 5.61%，占 自由流通股本的 14.74%，外资在水电资产上的风险定价话语权大幅增加。北向资金持股占比领先，外围政策转向引发

12、担忧。截至目前，从行业比较的横向维度来 看，陆股通对于公用事业行业的持股市值占比达到 7.48%，位列所有行业中第 7 位，仅 次于家用电器、食品饮料、电气设备等行业。外资涌入、定价权易主，成为 2017 年后 左右公用事业、包括水电行业以及相关上市公司行情的驱动力之一，因此外围货币政策 以及北向资金动向也成为市场关注的焦点。2021 年以来，在更广泛、更持续的通胀压 力，以及美联储更加鹰派的立场影响之下，美国 10 年期国债收益率开始触底回升，截 至 3 月 24 日美国 10 年期国债收益率升至 2.34%，创下过去 3 年以来最高水平，部分 市场参与者开始担忧外部融资环境边际趋紧可能扰动

13、市场包括水电行业的行情演绎。美债升，外资撤？我们认为并不一定。美债收益率的上升，是否一定代表着北向资金对 于公用事业、包括水电资产的撤离？我们认为，至少在水电资产上两者之间不能简单地 划等号。从客观事实的角度来看，虽然今年 2 月至今北向资金出现一定程度的净流出情 况，但这更多地还是受累于中概股以及港股资产的风险传导，自 2021 年美债收益率上 升至今，北向资金整体仍然保持流入态势，其对公用事业的持股市值占比也从 2021 年 年初的 4.86%上升至 2022 年 3 月 25 日的 7.48%。同样，龙头标的方面，长江电力的 陆股通持股比例和 10 年期美债收益率也并无显著的反向关联。核

14、心矛盾需动态看待，三层维度思考问题。究其原因，我们认为外资对于资产定价的核 心矛盾需要动态看待，并不能简单以美债收益率升降来刻画。首先，从全球市场的维度 来看，海外无风险利率的快速上升，容易引发外围资本市场的动荡，全球视野下都具备 稀缺属性的大水电资产的避险价值突出。其次，从行业比较的维度来看，无风险利率的快速上升，更多地扰动高风险资产的定价锚，而目前水电资产估值仍然相对具备安全边 际。再者，从企业盈利的维度来看，历史经验表明在美债收益率上行时，若企业盈利上 行仍在持续或预期进一步提振，则核心资产估值并不会轻易地跟随美债收益率变化，而 这一点恰好也是例如“乌白”电站注入在即的长江电力等大水电资

15、产所具备的比较优势。2 水有丰枯交替，均值回归在即气候变化深刻影响水电，我国来水具备两大规律。气候变化对我国流域来水产生深远影 响，进而通过受来水丰枯影响的利用小时传导至水电行业及公司利润。从历史发展的角 度来看，我国水电利用小时的变化与来水情况的对比能够非常明显地看出两个规律： 水电利用小时数与当年来水量存在非常强的正相关性； 来水情况的变化大致呈现丰枯交替的规律，但这一规律在 2018-2019 年稍有打破。其中 2021 年全国水电利用小时显著下降，既有上游水库蓄水的作用，也受到了气候变 化的影响：金沙江下游在建的乌东德、白鹤滩电站和雅砻江中游在建的两河口、杨房沟 电站蓄水截留了下游的水

16、源；2021 年是少有的“双拉尼娜年”，拉尼娜现象影响之下我 国南方地区的水汽条件会较常年同期明显偏差，不利于形成降水。拉尼娜周期趋于尾声，春季或出现关键拐点什么是厄尔尼诺，什么是拉尼娜？在正常情况下，热带太平洋区域的季风洋流走向是从 美洲流向亚洲，使太平洋表面保持温暖，同时给印尼周围带来热带降雨。但在全球气候 异常变暖、地球自转速度稳定性下降的大背景下，风向和洋流发生逆转，太平洋表层的 热流转而向东流向美洲，从而形成大范围海水温度异常增暖，传统赤道洋流和大气环流 发生异常，导致太平洋沿岸地区迎来反常降水，而少部分地区则出现大面积干旱，这种 特殊的气候现象便是厄尔尼诺现象；与之相反，当信风加强

17、时，赤道东太平洋深层海水 上翻现象更加剧烈，导致海表温度异常偏低，使得气流在赤道太平洋东部下沉，而气流 在西部的上升运动更为加剧，有利于信风加强，这进一步加剧赤道东太平洋冷水发展， 引发拉尼娜现象。对于我国来说，厄尔尼诺现象将导致南方地区容易出现暴雨洪涝、北方地区容易出现高 温干旱，全国整体呈现“冷夏暖冬”的气候特征和“南多北少”的降雨特征。拉尼娜现 象对中国气候的影响，则与厄尔尼诺大致相反。“三拉尼娜年”发生概率微小，来水拐点出现只待时间验证。国际主流标准以 NINO3.4 区或者 NINO3 区海表温度距平指数作为基本监测指标来设计业务方案和标准，指数 3 个月滑动平均绝对值超过 0.5、

18、至少连续 5 个月即认定为厄尔尼诺/拉尼娜现象发生。 美国气象局统计了历史以来的 ONI（Oceanic Nio Index）数据，ONI 即为 NINO3.4 指 数的 3 个月滑动均值，ONI 的数据情况与中国气象局对于 2021 年为“双拉尼娜年”的 判定相一致。从历史的 ONI 数据分布中不难发现，“双拉尼娜年”并不能称得上罕见， 在历史上曾经发生过 3 次，但“三拉尼娜年”在历史上是小概率事件，自 1970 年以来 有历史统计数据的 52 年间仅在 1973-1975 年间发生过 1 次。从近期的 NINO3.4 变动情况来看，虽然仍处于拉尼娜现象中，但 2022 年 2 月 NIN

19、O3.4 环比已有明显提升，距平指数环比提升至-0.71，距离拉尼娜现象判定标准的-0.5不 大，若 3-4 月份继续提升则本轮拉尼娜现象或将结束。根据中国气象局的预计，NINO3.4 会在波动中逐渐上升，春季拉尼娜现象将趋于结束。来水改善迹象初显，汛情拐点静待确认2 月份以来，我国主要流域来水情况已经出现了改善迹象： 三峡水库 2 月份起来水量好于上年同期。从三峡水库入库流量来看，2022 年 2 月份入 库流量均值同比提升 25.00%，而 1 月份是同比下滑 11.71%。3 月份以来，2022 年的 日度入库流量基本高于 2021 年水平，2022 年 3 月 1 日-25 日的均值较

20、上年 3 月均值提 升了 9.71%。雅砻江 2 月来水环比改善，整体略优于上年同期。根据四川省水文水资源勘测中心数据， 2022 年 2 月雅砻江下游来水量与多年同期均值相比偏多 3-8 成，较 1 月份的偏多 2-8 成有进一步的提升，且明显优于上年同期水平。此外，根据神火股份的公告，“今年以来，由于枯水期来水偏丰，云南电力供应不断缓 解”，一定程度上表明澜沧江流域来水也有明显改善。3 量价齐升皆有望，水电老树又新花行业步入开发后期，增量装机日益稀缺天生具备地理环境稀缺性，目前我国已进入水电开发后期阶段。根据全国水力资源复查 领导小组办公室发布的中华人民共和国水力资源复查成果(2003 年

21、)，我国大陆水力 资源理论蕴含总量为 6.94 亿千瓦，技术可开发量 5.42 亿千瓦，经济可开发量为 4.02 亿 千瓦。而截至 2021 年末，我国常规水电装机总量已经达到 3.54 亿千瓦，增量空间稀 缺。随着水电开发逐步向西部推进，新建水电地理位置偏远、自然条件恶劣，水电工程 直接建设成本不断增加。此外，耕地占用等税费标准、征地移民投资也大幅增加，水电 开发成本增幅显著，故受前期工作滞后、建设难度加大、成本提升明显等因素影响，近 年来我国水电电源新开发进度有所放缓。水电资源开发迎难而上，重磅文件推动发展提速。虽然开发难度大，但我国仍然在“十 四五”现代能源体系规划中提出建设雅鲁藏布江下

22、游水电基地和建设金沙江上游、雅 砻江中游、黄河上游等区域清洁能源基地等规划，并且提出到 2025 年，我国常规水电 装机容量将达到 3.8 亿千瓦左右。此外，国务院在2030 年前碳达峰行动方案也明确 提出，“十四五”、“十五五”期间分别新增水电装机容量 4000 万千瓦左右，因此“十四 五”我国水电项目建设开发有望提速。但是，由于当前我国水电开发已经进入后期，上 市公司核心资产大部分已投产完毕，因此剩余仍有装机增长的上市公司便独居稀缺性， 也是未来长期业绩能够具备确定性增长的标的。水电扩产周期来临，把握稀缺的成长性。通过梳理可以发现，在“十四五”的初期，我 国水电行业将迎来新一轮扩产周期，这

23、也正是 2019 年以来我国水电投资增速快速提升 的原因。在这一过程中，稀缺资源的成长性将成为相关公司的主要成长动能，其中国投 电力和川投能源分别享有雅砻江水电公司 52%和 48%的权益，以雅砻江水电装机容量 来看，杨房沟和两河口投产后装机将会增长 30.61%，并且据国投电力公告披露，两河 口电站最后一台机组已经于 3 月 18 日投产发电，杨房沟也已经于 2021 年 10 月全部投 产发电。此外长江电力已经发布公告启动乌东德及白鹤滩电站的注入工作，三峡集团乌 东德、白鹤滩电站建成后将注入长江电力，届时长江电力的装机将会大幅增长 57.46%。“乌白”注入进行时，业绩增厚可期2021 年

24、 12 月 11 日，长江电力发布发行股份、发行可转换公司债券及支付现金购买 资产并募集配套资金暨关联交易预案表示拟以发行股份、发行可转换公司债券（如有） 及支付现金的方式购买云川公司 100%股权，本次交易完成后，长江电力将持有云川公 司 100%股权，而云川公司正是乌东德和白鹤滩两座水电站的投资运营主体，乌东德水 电站核定装机容量 1,020 万千瓦，已全部投产；白鹤滩水电站核定装机容量 1,600 万千 瓦，目前部分机组已投产，二者为当前世界上在建最大的两座水力电站。由于今年白鹤 滩电站仍在建设过程中，因此我们以 2023 年乌白电站完全投产后为基准，对乌白注入 后的公司盈利进行测算。核

25、心假设：电价：乌东德电站参考发行股份、发行可转换公司债券及支付现金购买资产并募 集配套资金暨关联交易预案（修订稿）中 2021 年 1-11 月电价，暂时假设为 0.2853 元/千瓦时，白鹤滩电站电价暂未确定，按照落地省份煤电基准价格倒推确定，其 中送江苏上网电价假设 0.3010 元/千瓦时，送浙江上网电价 0.3242 元/千瓦时。电量：白鹤滩发电量参考多年平均发电量，假设为 625.21 亿千瓦时；乌东德多年 平均发电量 389.1 亿千瓦时，但是考虑到 2021 年乌东德在并非全年稳定运行的情 况下已经达到了多年平均发电量水平，因此假设 2022 年乌东德发电量 435 亿千 瓦时，

26、此外，当前阶段公司“四库联调”之下的节水增发电量约 90-100 亿千瓦时， 实现“六库联调”之后，我们预计年均增发电量有望再增加 100 亿千瓦时左右。折旧：根据电站预算造价，预计稳态情况下乌东德、白鹤滩年折旧分别为 34.12 亿 元和 62.40 亿元。考虑乌东德、白鹤滩电站的注入以及调度补偿效应的体现，预计公司在注入完成后的业 绩有望达到 363.86 亿元，较存量资产业绩提升 31.72%。此外，考虑资产注入的估值定价与发股带来的股份增发影响，在 2 倍收购 PB、50%发 股的假设下，相对于不考虑补偿收益的存量资产，公司 EPS 的增厚约为 15.41%。“两杨”全部投产，滚动开发

27、推进2022 年 3 月 18 日，国投电力发布公告称两河口电站最后一台机组（1 号机组）即将于 当日正式投产发电。自杨房沟电站 150 万千瓦于 2021 年 10 月全部投产发电后，两河 口水电站 6 台机组共 300 万千瓦也全部投产发电。至此，雅砻江水电机组投产高峰期也 正式告一段落，下一轮卡拉及孟底沟投运带来的投产高峰期则需要等到 5 年之后。站在 当前时点，我们将对“两杨”投产后对雅砻江水电业绩的提振作用进行测算分析。核心假设：电价：两河口属于省内消纳电站，按照川发改价格2019842 号文件要求，按 0.3766 元/千瓦时估算；雅中其他电站外送江西，按落地省份煤电基准价格倒推确

28、 定，假设为 0.3202 元/千瓦时。电量：参考关于国投电力控股股份有限公司配股申请文件反馈意见的回复，两 河口电站发电量假设为 110 亿千瓦时，杨房沟电站发电量假设为 68.557 亿千瓦 时，卡拉与孟底沟电站考虑补偿效益的情况下预计发电量（测算值）分别为 51.28 亿千瓦时和 114.21 亿千瓦时。折旧：根据电站资本开支情况，预计稳态情况下两河口、杨房沟、卡拉、孟底沟年 折旧分别为 14.95 亿元、4.94 亿元、4.73 亿元和 9.59 亿元。考虑已经投产的杨房沟和两河口电站以及已经通过核准的卡拉和孟底沟电站，暂时不把 未核准的楞古和牙根电站纳入测算范围，预计雅砻江公司净利润

29、将在杨房沟和两河口首 个完整运营年份（2023 年）达到 80.98 亿元，在卡拉和孟底沟电站首个完整运营年份 （2028 年）达到 95.60 亿元。水风光互补能源基地建设，勾勒水电第二增长曲线。除常规水电装机规模提升以外，主 要水电流域的大型水电站调节性能巨大，可以很好地调节风电、光电的波动，从而实现 流域风光水资源的快速协同开发和优势互补。在中华人民共和国国民经济和社会发展 第十四个五年规划和 2035 年远景目标纲要中提出建设一批多能互补的清洁能源基地， 其中金沙江上下游、雅砻江流域、黄河上游清洁能源基地均为水风光互补基地。此外， “十四五”现代能源体系规划明确提出，要优先利用存量常规

30、电源实施“风光水（储）”、 “风光火（储）”等多能互补工程，大力发展风电、太阳能发电新能源，因此我们预计各 水电公司有望迎来流域内风光电站的建设高峰，从而在“双碳”背景下新能源快速增长 的加持下，为原本水电台阶式的成长曲线带来二次加速。供需紧张助推市场电价，水电电价亦将受益新“电改”步入深水区，市场化交易逐步推进。2015 年 3 月 15 日，中共中央国务院 关于进一步深化电力体制改革的若干意见(中发【2015】9 号)下发，标志着新一轮电 力体制改革的开启。其中，核心的改革目标便是形成主要由市场决定能源价格的机制。 此后，我国电力市场化稳步推进，水电参与市场化的比例也在逐年提升。从行业重点

31、公 司来看，长江电力、华能水电及桂冠电力近些年电量参与市场化比例均有不同程度的提 升，华能水电由于地处水电资源丰沛且市场化程度较高的云南省，电力市场化比例长期 保持在 69%左右，明显高于行业及可比公司。本轮周期明显不同以往，电价中枢上移或利好水电。此前的电力市场化交易，在宏观经济下行、政策引导降电价的背景下，叠加电力市场供需关系整体偏宽松，所以最终电力 市场化交易成交价常常较计划体制下的核定电价有一定的折价。但是，在“双碳”目标 提出后，2021 年以来全国电力供需持续趋紧，叠加国家政策对于电价的态度明显出现 一定的变化，电力市场化交易的主体电源煤电，其市场化电价已经有明显提升。在 以水电交

32、易为主的云南地区，其市场化交易电价也有一定程度的同比上涨，因此我们预计水电市场化交易部分的电价或有望实现一定的提升，从而为相关上市公司带来“价升” 的边际贡献。并且，国家能源局综合司所发布的关于强化市场监管有效发挥市场机制 作用促进今冬明春电力供应保障的通知（国能综通监管202199 号）中明确提出， 积极推进跨省跨区送电协议签订，送电价格可参照受端地区市场交易价格浮动幅度调整。 若该政策能够顺利执行，则承担了较多“西电东送”任务的水电有望从中受益，挂钩当地交易价格从而实现电价提升。此外，考虑到电价上浮是以当地燃煤基准价为参考进行 上浮，因此在理想情况下若按照相同的上浮电价绝对值，则水电更低的

33、上网电价将会有 更明显的价格弹性。成本步入下行通道，积小步终将成千里运营模式决定成本以固定资产折旧及财务费用为主。水电站的建设和运营不同于常规火 电机组，在前期需投入大量的资金整理加固坝基、山体，修建大坝、厂房和公路等配套 工程，开挖导流洞、泄洪洞，以及购置水轮机、发电机等发电设备。因此，水电企业在 建设初期往往通过大量举债来满足庞大的资金需求，且大部分资金均转入固定资产。水 电站进入正常运营之后，由于发电的主要能量来源为水的重力势能，因此仅需缴纳较低 的水资源费及库区基金，并不需要持续出资大量收购煤炭等燃料以维持电站的正常经营， 边际成本较低。而由于前期大量举债和资金转固，致使水电企业带息负

34、债较高，成本以 财务费用和固定资产折旧为主。资产折旧年限将至，成本开启下行通道。水电企业主要采用年限平均法对所有固定资产 计提折旧，根据固定资产类别、预计使用寿命和预计净残值率确定折旧率。根据长江电 力公司公告，其水轮机、发电机的折旧年限均为 18 年，而三峡水电站左岸#16 机组投产于 2003 年，#78、#1012 机组投产于 2004 年，#9、#1314 投产于 2005 年，依 此计算从 2021 年起机组机械设备陆续折旧完毕，公司的折旧成本将开启下行通道。对 于华能水电而言，公司招股说明书中曾对机组剩余折旧年限做过披露，据此推算公司功果桥、小湾、漫湾、景洪水电站部分发电机组折旧将

35、陆续到期。虽然资产折旧逐步到期， 但目前我国水电资源开发年限没有明确限制，主要水工建筑通常按 50-100 年寿命进行 设计，因此当水电资产折旧计提完成后，全部售电收入都将纳入利润范畴，水电站的收益能力将提升至一个更高的台阶，水电资产真正意义上是时间的朋友。还本付息降低债务，财务费用逐年下降。近年来，由于各水电公司新开发机组逐步减少， 新增资本开支压力随之逐年降低，各水电公司对新增负债需求也持续减少，财务费用均 呈稳步下降的趋势。其中，长江电力 2020 年全年财务费用支出已经下降至 49.86 亿元， 较 2016 年减少 16.93 亿元，降幅高达 25.35%；2021 年公司财务费用继

36、续保持稳步下 滑的态势，2021 年前三季度公司财务费用为 36.15 亿元，同比减少 4.39%。华能水电 2020 年以来财务费用同样也稳步下行，2021 年全年公司财务费用仅为 33.75 亿元，较 2019 年降低 10.46 亿元，降幅也达到 23.67%。市场利率开启下行通道，财务费用支出有望加速回落。此外，受经济下行压力显性化等 因素影响，我国 LPR 报价利率持续下行，2021 年末我国 1 年期 LPR 报价利率累计下 调两次，合计下降 15 个 BP 至 3.7%。而对于水电公司而言，在利率下行时，带息负债 中采用浮动借款利率借款部分产生的财务费用将进入下降通道；对于固定利率部分而言， 则可以通过置换借款的方式降低借款利率，从而进一步拉低财务费用。毫无疑问，利率 中枢下行，对于水电这类高杠杆的重资