关于投资的思考：关于水电的几个核心问题！

净利润=上网电量x（平均上网电价-度电完全成本）

所以，关于水电，就先从定价机制开始谈起吧！

中国水电定价机制经历了从政府定价向市场化方向的渐进式改革，目前形成“计划与市场双轨并行”的多元体系。目前主要包括以下四类：

下面是定价机制以及对应的相关政策：

水电的定价特点：

市场化改革方向：

水电的定价机制对比：

由此可见，当前水电定价机制兼顾了历史项目成本回收、区域资源优化配置及市场化转型需求，未来随着全国统一电力市场建设深化（目标2030年建成），市场化交易比例将持续提升，水电价格将更充分反映其清洁能源价值与环境效益。

下面来一个深化和总结：

就是电力市场化改革趋势下，什么样的水电站最受益？

电力市场化改革的本质是：政府与市场关系的重构：政府从“定价格、分电量”转向“定规则、管安全、保民生”，市场则成为资源配置的主导力量25。未来方向是建成全国统一电力市场（目标2030年），实现能源转型与经济社会效益的双赢。

说的更直白一些，就是逐步从计划制走向市场主导制，我觉得长期而言，这是好事。

电力市场化改革的核心意图是还原电力商品属性，通过市场机制优化资源配置、提升效率、促进能源转型，同时保障民生用电安全。其方向遵循“管住中间、放开两头”的体制架构，即管住自然垄断的输配电网环节，放开发电侧和售电侧的竞争性业务。

改革的方向如下：

改革的重点我圈了一下，也梳理了一下：

这种情况下，对水电站而言，最核心的有3个方向，那就是最大化利用市场化机制中的 峰谷价差套利、跨区域溢价、辅助服务收益。

这里面还有一个点，就是自然而然地实现电力市场的优胜劣汰。

根据上面的三大红利，具备以下特征的水电站受益最大：

1.调节性能强的大型蓄水式电站（尤其多年调节水库）；

2.布局于电力紧缺区域或外送通道节点；

3.具备“水风光储”一体化协同能力；

4.折旧压力小或现金流充沛的成熟电站；

长江电力

核心优势：全球最大水电企业，装机 7100 万千瓦，六库联调能力突出，保障电力供应稳定与调度灵活。

受益机制：峰谷套利，高峰电价溢价 20%-30%；跨省交易，西电东送至高价区（如江苏）；2025 年起三峡机组折旧到期，改善现金流。

风险挑战：负债率 63%，抽蓄项目回报周期长，资金回笼压力大。

华能水电

核心优势：澜沧江全流域开发，多年调节电站占比高，水资源调配和发电稳定性强。

受益机制：云南市场化电价上涨 5%（2023 年）；省内高耗能产业扩张致枯水年缺口 1200 万千瓦，利于电价提升；负债率降至 64%，融资成本 3.07%，财务费用降低。

风险挑战：来水波动影响大，2022 年枯水致净利润降 5%，受水文条件影响收益不稳定。

川投能源

核心优势：参股雅砻江水电 48%，拥有稀缺梯级水电资源，开发运营优势独特。

受益机制：水光互补，配套光伏 200 万千瓦，弃光率 < 5%；抽蓄调峰收益（屏山项目年收益 12 亿）；四川绿电交易试点，部分电站所得税 7.5%。

风险挑战：省内水电过剩风险，或致电价下行 3 - 5%，压缩利润空间。

国投电力

核心优势：雅砻江流域开发主体，装机占比 57%，推进水风光一体化布局，能源供应多元化。

受益机制：两河口水库调节库容 65.6 亿 m³ ，枯水期发电占比 55%；风光装机加速，2025 年目标 15GW；水电度电成本 0.04 元，毛利率超 50%，成本优势显著。

风险挑战：云南现货电价波动可达 50%，收益稳定性受冲击。

深化举例：

总结：电力市场化改革下，具备调节能力、区位优势及综合能源布局的龙头水电站受益最大。长江电力因规模效应与跨区调度能力成为最大赢家；华能水电、国投电力依托区域供需紧张与多能互补挖掘增量；川投能源则通过参股雅砻江分享稀缺资源价值。

所以，我感觉如果按照资产质量排序，长江电力＞华能水电＞川投能源＞国投电力。

说的我又想买长江电力了，真是好货不便宜啊！

结论就是：水电其实在这个过程中，阶段性波动，但长期而言，属于受益群体。

就这些！

$长江电力(SH600900)$ $华能水电(SH600025)$

@雪球 @东方小蜗牛 @滚一个雪球