请务必阅读正文之后的 重要声明 部分 Table_Industry 证券研究报告 /行业深度 报告 2019 年 09 月 20 日 公用事业 /电力 水电行业深度 报告 ： - 看好高股息率龙头及不受平台制约的高成长标的 Table_Main Table_Title 评级： 增持 （维持） 分析师：李俊松 执业证书编号： S0740518030001 Email： lijsr.qlzq 研究助理 ： 王瀚 Email： wanghanr.qlzq able_Profit 基本状况 上市公司数 22 行业总 市 值 (百万元 ) 726,289 Table_QuotePic 行业 -市场走势对比 2 , 5 0 8 .0 02 , 7 0 8 .0 02 , 9 0 8 .0 03 , 1 0 8 .0 03 , 3 0 8 .0 03 , 5 0 8 .0 03 , 7 0 8 .0 0水电 (申万 ) 沪深 300( 可比 )公司持有该股票比例 Table_Report 相关报告 1 长江电力 2019 半年报点评：发电量创历史同期新高，利率下行趋势下价值性凸显 2 国投电力 2019 年中报点评：水电盈利小幅增长，量升 &成本下降致火电业绩大增 3 华能水电（ 600025.SH）：量价齐升提振业绩，高股息率凸显战略配置价值 Table_Finance 重点公司基本状况 简称 股价 (元 ) EPS PE PB 评级 2017 2018 2019E 2020E 2017 2018 2019E 2020E 长江电力 18.79 1.01 1.03 1.04 1.05 18.6 18.2 18.1 17.9 3.01 增持 华能水电 4.38 0.12 0.32 0.30 0.32 36.5 13.7 14.6 13.7 1.76 增持 国投电力 9.24 0.48 0.64 0.75 0.79 19.3 14.4 12.3 11.7 1.90 买入 桂冠电力 4.77 0.41 0.39 0.32 0.34 11.6 12.2 14.9 14.0 3.05 增持 备注 长江电力 、 华能水电、 国投电力 来自 中泰证券盈利预测 ； 桂冠电力 为 wind 一致预期 Table_Summary 投资要点 前言： 从中观三维度探 讨企业盈利变化与成长性 。 本篇报告旨在从商业模式、行业空间、行业格局三维度 探讨水电企业的盈利变化与成长性。其中，商业模式 是企业的盈利模式和增长模式 。作为典型的重资产行业， 水电企业的盈利模式中收入取决于电价和发电量（装机量、利用小时），而成本则主要表现为固定资产折旧（单位投资成本）和财务费用（融资成本）；增长模式本质是装机量上的增长 。 行业空间 可以判断两点，其一是水电行业未来的装机量增速；其二则是增量项目盈利的边际变化（主要影响因素是单位投资成本和利用小时）。 行业格局 阐述了高投资壁垒如何导致行业高集中度、西电东送如何通过影响水电企业电价和利用小时进而重塑了行业格局。 商业模式 ： 典型重 资产行业模式，高 CAPEX+充沛 CFO 。 水电行业的商业模式属于典型的重资产行业商业模式， 水电站建设主要表现出建设期高CAPEX 和投产后运营期充沛 CFO 的基本特征 。其中，建设期 由于水电站所在的地理位置不同，导致其施工难度各不相同，因此水电站的单位投资成本范围波动也较大。当前 水电公司 水电站单位投资成本 中位数为 0.9 万元 /kw， 长江电力、华能水电、国投电力在运水电站单位平均投资成本分别为 0.93、 1.16 和 1.30 万元 /千瓦时， 长江电力成本优势较为显著 。 运营期 分为三个阶段：（ 1）折旧期 +贷款还本付息期，该阶段随 着还本付息压力逐步减轻，现金流以及净利润逐渐上升；（ 2）折旧期（还本付息结束），该阶段现金流和净利润均在较高水平维持稳定；（ 3）折旧期结束，该阶段净利润进一步提升至更高水平后维持稳定、现金流则稍有回落后维持稳定。 行 业空间 ： 资源开发超六成， 优质水电资源日益稀缺，开发 有望逐步由流域中下游向上游转移 。 截至 2018 年末我国水电装机容量为 3.5 亿千瓦，占技术可开发量的 63%。其中，十三大水电基地目前规划总装机量达到 2.86亿千瓦，占到可开发总装机量的 53%。 当 前在建项目主要集中在金沙江（长江电力）和雅砻江水电（国投 电力）基地，在建装机分别为 3417 和 1006万千瓦 。随着国内水电资源的不断开发，主要河流中下游优质水电资源基本上开发完毕， 优质水电资源变得日益稀缺， 后续水电开发的趋势预计将更多由中下游向上游转移，由此可能会带来单位投资成本的上升与利用小时数一定程度的下降 并造成 水电站开发的经济性（ IRR）难以保障。 行业格局 ： 集中 度高、西电东送重塑行业格局 。 当前政策鼓励发展大型水电而大型水电站的前期资本开支 很大 且建设期无任何收益，因此 行业具有很强的投资壁垒，导致行业集中度较高。行业前七大企业均为大型央企，CR7 占比高达 55.28%，且后续很大可能进一步提升 。 当前西电东送”“北、中、南”三大输电通道的基本格局已经形成，西南地区主流水电站电价分为两种模式，即外送电电价和上网标杆电价 ， 实行西电东送后合同电价的高低次序 基本上为 外送两广电价 >四川标杆电价 >外送沪浙电价 >云南标杆电价 ；市场电方面， 送广东地区电站包括 长江电力 、华能水电、华电集团以及国投电力等 19 座水电站，竞争较为激烈 ，市场电折价幅度高 ；华东地区 基本无竞争关系，市场电折价幅度低； 云南省内消纳的格局相比四川省压力更大 。 业绩稳健 +高股息率的类债属性仍将是水电龙头的主要特征。 从 存 量 上 看，一方面水电龙头能够在其控制流域内实行多个电站梯级联调，从而熨平来水波动，在保证消纳的前提下维持利用小时数的相对稳定；另一方面，随着还本付息压力逐渐减轻，财务费用的不断下降可以冲抵市场电交易比例扩大 可能 带来的不利影响。因此，水电龙头的业绩 有望 持续保持稳健。从增量上看，随着优质水电资源越来越稀缺，当前水电龙头的 CAPEX 正在不断下滑，企业利润预计将更多的以分红的形式回馈投资者。 稳健的业绩叠加高比例的分红，高股息率的类债属性预计仍将是水电龙头的主要特征。 投资策略：看好高股息率龙头及不受平台制约的高成长标 的 。当前经济增请务必阅读正文之后的 重要声明 部分 - 2 - 行业深度 研究 速缓慢下行预计将带动利率趋势向下，业绩稳健且愿意回报股东的权益资产价值性不断凸显。从出发点上看，购买业绩稳健、高分红权益资产的主要吸引力是稳定的业绩 +较高的分红率所导致的高股息率。但从结果看，资金的不断涌入还会对业绩稳健、高分红权益资产的估值产生持续抬升作用。目前拥有稳健业绩 +高分红率的水电行业龙头股息率大致在 3.5%-4%区间内，极具吸引力的高股息率有望带来公司估值的持续抬升，具备战略配置的价值，推荐 长江电力、华能水电、桂冠电力 。此外，当前全国水电资源开发已超六成，且优质水电资源变得稀缺，行 业增长空间预期不断收窄且多数增量项目盈利性边际向下，而多数水电龙头受制集团平台约束，成长性略显不足。 我们看好不受集团平台约束的 国投电力 ，公司作为国投集团的唯一上市平台，未来有望在水电和新能源发电两个领域提升装机以获得高成长性。 风险提示： （ 1） 来水波动风险 ；（ 2） 水电消纳能力不足风险 ；（ 3） 市场电占比扩大风险 。 请务必阅读正文之后的 重要声明 部分 - 3 - 行业深度 研究 内容目录 前言：从中观三维度探讨企业盈利变化与成长性 . - 6 - 行业层面：高 CAPEX 构建壁垒，西电东送重塑格局 . - 7 - 商业模式：典型重资产行业模式，高 CAPEX+充沛 CFO . - 7 - 行业空间：资源开发超 六成，有望 逐步 由流域中下游向上游转移 . - 11 - 行业格局：集中度高、西电东送重塑行业格局 . - 13 - 投资策略：看好高股息率龙头及不受平台制约的高成长标的 . - 19 - 利率趋势预期向下，高股息权益资产价值性凸显 . - 19 - 新能源行业空间广阔，水电龙头受制平台约束无法涉足 . - 21 - 投资策略：看好高股息率龙头及不受平台制约的高成长标的 . - 22 - 重点推荐标的 . - 23 - 长江电力：乌、白电站预期注入，业绩稳健 +高分红的行业龙头 . - 23 - 华能水电：新机组投产带来量价双升，股息率预期大幅提升 . - 25 - 桂冠电力：股息率位列行业首位，凸显配置价值 . - 27 - 国投电力：雅砻江水电资产优质， 成长性不受平台约束 . - 28 - 风险 提示 . - 32 - 图表目录 图表 1：中观三维度探讨企业盈利变化与成长性 . - 6 - 图表 2：水电站生命周期示意图 . - 7 - 图表 3：水电站建设期成本构成 . - 7 - 图表 4：各水电站容量、总投资成本及单位投资成本统计 . - 8 - 图表 5：水电站上网电价的四种定价机制梳理 . - 10 - 图表 6：水电站运营期成本构成及计算方法 . - 10 - 图表 7：我国水资源储量及开发情况 . - 11 - 图表 8：水电总装机、新增装机情况（万千瓦时） . - 11 - 图表 9： 水电发电量及占比情况（亿千瓦时） . - 11 - 图表 10：十三大水电基地基本信息、装机（万千瓦）及相关公司情况汇总 . - 12 - 图表 11：雅砻江各梯级电站单位投资成本及利用小时数情况 . - 12 - 图表 12：水电行业 CR7 装机量（万千瓦）及占总装机比重情况 . - 13 - 图表 13：十三大水电基地开发格局梳理 . - 14 - 图表 14：可比 公司利用小时数情况 . - 14 - 图表 15：西电东送北、中、南三大输电通道基本情况 . - 15 - 图表 16：四川、云南水电上网标杆电价及相关文件（元 /kwh） . - 16 - 图表 17： 三峡电站外送电省份对应燃煤电价、回推电价及输电电价（元 /kwh） - 16 - 图表 18：外送广东省水电站信息汇总 . - 17 - 请务必阅读正文之后的 重要声明 部分 - 4 - 行业深度 研究 图表 19：外送华东地区水电站信息汇总 . - 17 - 图表 20：广东省市场电折价幅度（元 /千瓦时） . - 18 - 图表 21：江苏省市场电折价幅度（元 /千瓦时） . - 18 - 图表 22：云南省发电量、用电量数据（亿千瓦时） . - 18 - 图表 23：四川省发电量、用电量数据（亿千瓦时） . - 18 - 图表 24：中国名义 GDP 增速和国开债利率走势（ %） . - 19 - 图表 25：固定利率国债一年期、三年期利率情况（ %） . - 19 - 图表 26：固定利率国债五年期、十年期利率情况（ %） . - 19 - 图表 27：国内、中国香港存款利率情况对比（ %） . - 20 - 图表 28：香港中华煤气 ROE、 PE 和股息率情况 . - 20 - 图表 29：粤海投资 ROE、 PE 和股息率情况 . - 20 - 图表 30：中电控股 ROE、 PE 和股息率情况 . - 20 - 图表 31：各水电龙头陆股通持股比（ %） . - 20 - 图表 32：国内水电、风电、太阳能发电新增装机情况（万千瓦） . - 21 - 图表 33：水电上市公司背靠集团业务分工 情况 . - 21 - 图表 34： 长江电力各电站电力消纳情况 . - 23 - 图表 35：长江电力市场电交易情况（亿千瓦时） . - 23 - 图表 36：长江电力各电站装机容量（万千瓦） . - 24 - 图表 37：长江电力节水增发电量情况（亿千瓦时） . - 24 - 图表 38：长江电力历年分红比例及对应股息率测算情况 . - 25 - 图表 39：华能水电在产机组情况 . - 25 - 图表 40：公司度电价格、成本、毛利（元 /千瓦时） . - 26 - 图表 41：公司装机容量、售电量及利用小时数情况 . - 26 - 图表 42：华能水电 CAPEX 情况 . - 26 - 图表 43：华能水电自由现金流情况（亿元） . - 26 - 图表 44：华能水电历年分红比例及对应股息率测算情况 . - 27 - 图表 45： 桂冠电力各水电站装机（万千瓦）、权益占比、调节能力情况 . - 27 - 图表 46：公司市场化交易电量及占比情况 . - 28 - 图表 47：公司度电均价情况 （元 /千瓦时） . - 28 - 图表 48：桂冠电力历年分红比例及对应股息率测算情况 . - 28 - 图表 49： 国投电力各水电站装机（万千瓦）、权益占比、调节能力情况 . - 29 - 图表 50：可比公司利用小时数情况 . - 29 - 图表 51：可比公司电价情况（元 /千瓦时） . - 29 - 图表 52：国投电力市场电交易情况（亿千瓦时） . - 30 - 图表 53：国投电力各类型电力售电量情况（亿千瓦时） . - 30 - 请务必阅读正文之后的 重要声明 部分 - 5 - 行业深度 研究 图表 54：国投电力外送电情况分析 . - 30 - 图表 55：公司控股 &参股海外风电项目汇总 . - 31 - 请务必阅读正文之后的 重要声明 部分 - 6 - 行业深度 研究 前言 ： 从 中观 三维度探讨企业 盈利 变化 与成长性 从 商业模式、行业空间、行业格局 三维度 探讨企业盈利 变化 与成长性 。本篇报告旨在 从 商业模式、行业空间、行业格局三维度探讨 水电企业的盈利变化与成长性。其中， 商业模式 是企业的盈利模式和增长模式 。作为典型的重资产行业， 水电企业的盈利模式中收入取决于电价 和发电量（装机量、利用小时），而成本则主要表现为固定资产折旧（单位投资成本）和财务费用（融资成本）；增长模式 主要通过水电站建设期的高CAPEX 以获得投产后的充沛 CFO， 本质是装机量上的增长 。 行业 空间可以判断两点，其一是水电行业未来的装机量增速；其二则是增量项目盈利的边际变化（主要影响因素是单位投资成本和 利用小时 ）。 行业格局阐述 了 高投资壁垒如何导致行业高集中度、西电东送如何通过影响水电企业电价 和利用小时 进而重塑 行业格局。 业绩稳健 +高股息率的类债属性仍将是水电龙头的主要特征。 从 存量 方面 看，一方面水电龙头能够在其控制流域内实行多个电站梯级联调，从而熨平来水波动，在保证消纳的前提下维持利用小时数的 相对 稳定；另一方面， 随着还本付息压力逐渐减轻， 财务费用的不断下降可 以冲抵市场电交易比例扩大带来的不利影响。因 此，水电龙头的业绩预计将 持续保持稳健。 从增量上看， 随着优质水电资源越来越稀缺，当前水电龙头的 CAPEX 正在不断下滑，企业利润预计将更多的以分红的形式回馈投资者。 稳健的业绩叠加高比例的分红，高股息率的类债属性预计仍将是水电龙头的主要特征。 图表 1： 中观三维度探讨企业盈利 变化 与成长性 决 定建设期 度电电价利用小时数度电成本运营期决定盈 利 能 力商业模式影响行业空间行业格局影响装机容量量 的 增 长来源：中泰证券研究所 请务必阅读正文之后的 重要声明 部分 - 7 - 行业深度 研究 行业层面 ： 高 CAPEX 构建 壁垒， 西电东送重塑格局 商业模式：典型重资产行业模式，高 CAPEX+充沛 CFO 水电 站生命周期 分为建设期 和 运营期 。水电行业的商业模式属于典型的重资产行业商业模式，水电站建设主要表现出建设期高资本开支（ CAPEX）和投产后运营期 充沛 现金流（ CFO)的基本特征。其中，运营期又分为三个阶段：（ 1）折旧期 +贷款还本付息期，该阶段随着还本付息压力 逐步 减轻 ，现金流以及净利润逐渐上升 ；（ 2）折旧期（还本付息结束），该阶段现金流和净利润均在较高水平维持稳定；（ 3）折旧期结束，该阶段净利润进一步提升至更高水平后维持稳定、现金流则 稍有 回落后维持稳定。 图表 2： 水电站生命周期示意图 折旧 + 贷款还本付息 折旧（还本付息结束） 折旧结束净利润经营现金流逐 渐 上 升 上 升 后 持 平下 降 后 持 平持 平持 平逐 渐 上 升建设期 运营期一 运营期二 运营期三来源：中泰证券研究所 建设期： 建设 成本主要为工程费用 和 水库淹没处理补偿费 。 目前大中型水电站的建设期大致在 5-10 年，部分小型水电站建设期略短，大致在2-3 年 （ 5MW 以下的水电站 为小水电站， 5 100MW 为中型水电站，100M 1GW 为大型水电站，超过 1GW 的为巨型水电站 ） 。从建设期的成本构成看， 静态总投资主要包括工程费用 （建筑工程费、 机电设备及安装工程 费、 金属结构设备及安装工程 费、 临时工程 费）、 水库淹没处理补偿费 （ 农村移民补偿费 、 专项恢复改建费 、学校 &企事业搬迁补偿费 、库区防护费 、 库区清理费 等）、 独立 费用以及基本预备费 。其中， 工程费用和水库淹没处理补偿费 是占 比最大的两项，合计可占到总成本 90%，独立费用大致占到 5%左右。 水电站 的 总投资额又由静态总投资额、价差预备费以及建设期利息支出组成 。 图表 3： 水电站建设期成本构成 一、建筑工程二、机电设备及安装工程三、金属结构设备及安装工程四、临时工程 + 八、价差预备费 = 总投资额五、水库淹没处理补偿费 九、建设期利息支出六、独立费用七、基本预备费静态总投资额来源： 水利部 水利工程设计概算编制规定 、 中泰证券研究所 请务必阅读正文之后的 重要声明 部分 - 8 - 行业深度 研究 建设期：单位投资成本波动范围较大，中位数 9000 元 /kw。 由于水电站所在的地理位置不同，导致其施工难度各不相同，因此水电站的单位投资成本范围波动也较大。从我们统计的各上市公司水电站的数据看，单位投资成本基本在 0.7-1.3 万元 /kw 区间内 ，中位数为 0.9 万元 /kw。其中，静态投资额大致占到总投资的 80%左右，建设期利息及价差预备费大致占到总投资额的 20%左右。 从具体公司数据看， 大型水电公司里长江电力、华能水电、国投电力在运水电站单位平均投资成本分别为 0.93、 1.16和 1.30 万元 /千瓦时，长江电力成本优势较为显著 。 图表 4： 各水电站容量、总投资成本及单位投资成本统计 项目名称 装机容量（万千瓦） 开发企业 所属流域 投产时间 总投资额（亿元） 单位投资额（万元 /千瓦） 长江电力 三峡电 站 2250 长江电力 长江上游 2012 1873.75 0.83 向家坝电站 640 长江电力 金沙江下游 2014 725.39 1.13 溪洛渡电站 1386 长江电力 金沙江下游 2014 829.28 0.60 乌东德电站 1020 长江电力 金沙江下游 2021E 976.57 0.96 白鹤滩电站 1600 长江电力 金沙江下游 2022E 1785.99 1.12 华能水电 功果桥水电站 90 华能水电 澜沧江中游 2012 89.03 0.99 小湾水电站 420 华能水电 澜沧江中游 2010 333.21 0.79 糯扎渡水电站 585 华能水电 澜沧江下游 2014 450.06 0.77 景洪水电站 175 华能水电 澜沧江下游 2009 101.87 0.58 龙开口水电站 180 华能水电 金沙江中游 2014 174.12 1.02 瑞丽江一级水电站 60 华能水电 瑞丽江干流 - 29.6 1.23 果多水电站 16 华能水电 扎曲河 2016 33 2.06 苗尾水电站 140 华能水电 澜沧江中下游 2018 177.94 1.27 大华桥水电站 92 华能水电 澜沧江中下游 2019 105.46 1.15 黄登水电站 190 华能水电 澜沧江中下游 2019 237.88 1.25 里底水电站 42 华能水电 澜沧江上游 2019 54.56 1.30 乌弄龙水电站 99 华能水电 澜沧江上游 2019 121.32 1.23 托巴水电站 140 华能水电 澜沧江上游 - 200.29 1.43 国投电力 锦屏一级水电站 360 国投电力 雅砻江流域下游 2014 245.79 0.68 锦屏二级水电站 480 国投电力 雅砻江流域下游 2014 297.68 0.62 官地水电站 240 国投电力 雅砻江流域下游 2013 159.93 0.67 二滩水电站 330 国投电力 雅砻江流域下游 1998 285 0.86 桐子林水电站 60 国投电力 雅砻江流域下游 2016 62.57 1.04 两河口 300 国投电力 雅砻江中游 2021E 664.57 2.22 杨房沟 150 国投电力 雅砻江中 游 2021E 200.02 1.33 牙根一级水电站 27 国投电力 雅砻江中游 2026E 48.9 1.81 牙根二级水电站 108 国投电力 雅砻江中游 2028E 185.49 1.72 楞古水电站 260.5 国投电力 雅砻江中游 2028E 451.63 1.73 孟底沟水电站 240 国投电力 雅砻江中游 2026E 305.60 1.27 请务必阅读正文之后的 重要声明 部分 - 9 - 行业深度 研究 卡拉水电站 102 国投电力 雅砻江中游 2025E 166.03 1.63 黔源电力 董箐电站 88 黔源电力 北盘江下游 2010 69.63 0.79 光照电站 104 黔源电力 北盘江中游 2008 69.03 0.66 马马崖一级水电站 55.8 黔源电力 北盘江中下游 2015 49.18 0.88 清溪水电站 2.8 黔源电力 芙蓉江流域 2009 2.01 0.72 善泥坡电站 18.55 黔源电力 北盘江中游 2014 16.9 0.91 牛都水电站 2 黔源电力 芙蓉江流域 2014 1.4 0.70 引子渡水电站 36 黔源电力 乌江上游 2003 15.38 0.43 桂冠电力 龙滩水电站 490 桂冠电力 南盘江红水河 2009 343 0.70 百龙滩水电站 19.2 桂冠电力 南盘江红水河 1999 16.44 0.86 乐滩水电站 60 桂冠电力 南盘江红水河 2005 40.24 0.67 平班水电站 40.5 桂冠电力 南盘江红水河 2005 20.73 0.51 天龙湖水电站 18 桂冠电力 岷江上游 2004 7.95 0.44 仙女堡水电站 7.6 桂冠电力 涪江干流 2009 5.3 0.70 金龙潭水电站 18 桂冠电力 岷江上游 2006 8.28 0.46 来源： 上市公司公告、 中泰证券研究所 运营期发电收入：由 电价、利用小时 两因素决定。 水电站投入运营后，运营期的发电收入主要由上网电价和上网电量两因素决定。目前，水电站上网电价的主要定价方式主要分为四种： 成本加成法： 上网电价由政府价格主管部门根据发电项目经济寿命周期， 按照合理补偿成本、合理确定收益和依法计入税金的原则核定 。其中，合理收益以资本金内部收益率为指标，按长期贷款利率并考虑风险因素核定。 2001 年 4 月前已投 产水电站（曾执行还本付息电价）、 2004 年及之后所在省市未公布标杆电价的中小型水电站基本 都遵循的是成本加成法定价机制。 落地省区电价倒推法： 根据 2014 年国家发改委发布的 关于完善水电上网电价形成机制的通知 ， 对于跨区送电的水电站，以受电省市电厂同期平均上网电价水平确定落地电价。上网电价为落地电价扣减输电电价和损耗后的倒推价格 。 水电标杆电价法： 2004 年发改价格 相继发布 1037 号、 1038 号、 1125号 文件，首次规定了部分省份新投产水电机组的上网标杆电价。 2014年 国家发改委发布的 关于完善水电上网电价形 成机制的通知 中提出， 各省（区、市）水电标杆上网电价以本省省级电网企业平均购电价格为基础，统筹考虑电力市场供求变化趋势和水电开发成本制定 。水电比重较大的省（区、市），可在水电标杆上网电价基础上，根据水电站在电力系统中的作用，实行丰枯分时电价或者分类标杆电价。个别情况特殊的水电站上网电价个别处理。 市场化定价法： 由于 电力 市场化改革的不断推进， 部分水电站上网电量陆续开始参与到各地市场化竞争中，由市场供需关系形成电价 。当前参与市场化交易的主要是部分 跨省跨区 外送的 水电站 。 上网电量 的计算公式为发电量 *（ 1-厂用电率 ） -线损，发电量的计算公式为装机量 *利用小时数， 在装机量、厂用电率基本不变的情况下， 上网电量主要取决于利用小时 的高低 ，而 利用小时 的高低则取决于来水情请务必阅读正文之后的 重要声明 部分 - 10 - 行业深度 研究 况（自然资源波动）、电力消纳（弃水率）以及节水增发能力（流域梯级联调）三个方面 。 图表 5： 水电站上网电价的四种定价机制梳理 电价机制 具体方法 相关文件 适用标准 成本加成 上网电价由政府价格主管部门根据发电项目经济寿命周期，按照合理补偿成本、合理确定收益和依法计入税金的原则核定 国家计委计价格2001701 号文（进一步规范电价管 理的通知） 2001 年 4 月前已投产水电站（曾执行还本付息电价）； 2004 年及之后所在省市未公布标杆电价的中小型水电站； 落地省区电价倒推 对于跨区送电的水电站，以受电省市电厂同期平均上网电价水平确定落地电价。上网电价为落地电价扣减输电电价和损耗后的倒推价格 关于完善水电上网电价形成机制的通知 部分跨省跨区水电站 水电标杆电价 按投产省份水电标杆电价进行定价 发改价格 20041037 号、1038 号、 1125 号 2004 年及之后所在省市公布标杆电价的中小型、非跨省水电站 市场化交易 上网电量参与各地市 场化竞争，由市场供需关系形成电价 - 部分跨省跨区水电站 来源： 水电站计价费用及计价电量的研究 （作者：李秀峰；年份： 2010） 、 中泰证券研究所 运营期成本分析： 折旧、财务费用是前两大支出 。 我们详细梳理了水电站投产运营后各项费用及其占比。其中，固定资产折旧费在成本中占比最大，大致在 40%-45%；利息支出导致的财务费用在运营期第一阶段（折旧 +还本付息）是成本中占比第二大项目，其占比随着本金的偿还将逐步下降；水电站修理费 按固定资产的 1%提取 ，这部分约占总成本的 10%左右；剩余占比较大的是库区基金费和水资 源费，分别按照 0.008 元 /千瓦时 和 0.005 元 /千瓦时提取，两者合计可占到总成本的 10%左右；剩余的成本构成包括 燃料及动力费 、 保险费（非强制险种） 、 职工薪酬 、材料费和其他费用。 图表 6： 水电站运营期成本构成及计算方法 费用名称 计算方法 折旧费 按照固定资产形成额 /折旧年限 修理费 按固定资产的 1%提取 燃料及动力费 按固定资产原值的 0.1%提取 保险费（非强制险种） 按固定资产原值的 0.05%-0.25%提取 职工薪酬 员工数 *员工人均薪酬 *162%（包括职工福利） 材料费 2-5 元 /kw 计算 其他费用 一般为 8-24 元 kw 库区基金 费 0.008 元 /千瓦时 水资源费 0.005 元 /千瓦时 利息支出 按照还本付息额计算 来源： 水利建设项目经济评价规范 、 中泰证券研究所