电力能源行业深度研究报告：常规水电稀缺资源价值凸显，水光互补成为新的增长驱动力

水电具有明显债券属性兼具成长性。水电业务模式清晰，盈利能力稳定，在收入端，水电属于优先发电范畴，优先发电计划内发电保量保价，优先发电计划外发电有电量保障；在成本端，在水电投运后，运营成本主要来自固定资产的折旧费用、财务费用等，受外部环境影响相对较小，成本相对稳定。此外，水电投运后固定资产折旧带来稳定的现金流，大坝实际运营时间高于折旧期限，随着折旧年限到期后，将进一步释放利润增长空间，同时一般水电具有较高的现金分红比例和股息率，债券属性明显，另一方面我国水电流域梯度整体开发，装机增长带来收益边际贡献增加和价值提升。

我国常规水电投产高峰在“十一五”“十二五”期间，期间新增装机一般在1亿千瓦左右，“十四五”“十五五”增量均在4000万千瓦左右，不到前者的一半，抽水蓄能电站逐步成为“十四五”“十五五”水电装机增长驱动力，在新增水电装机结构中的占比快速提升，由“十二五”期间的5.9%增长到“十四五”期间的59.2%，同时，相比发达国家，目前我国水电整体开发程度已在较高水平，其中：水电技术开发程度接近60%，经济开发程度超过80%，未来水电开发增量主要集中西南地区，随着水电开发逐步向西部高海拔地区推进，水电逐步成为稀缺资源。

水光互补、风光水储、风光水火储等方式将成为水电新的业务增长点。多能互补基地建设充分发挥大型水电与光伏互补调节作用，将新能源不稳定出力调节为稳定可靠电力，提高输电通道利用率，“十四五”期间云南地区重点支持金沙江下游、澜沧江中下游、红河流域、金沙江中游、澜沧江金沙江上游风光水储和曲靖风光火储等6个多能互补基地，四川地区以金沙江上下游、雅砻江、大渡河中上游等为重点，规划建设水风光一体化可再生能源综合开发基地，推动风光水协同发展。

行业风险因素：用电需求不达预期；电价超预期下行；电站核准、建设和投产不达预期；政策变动风险；水电来水不及预期。

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