一流的商业模式：水电
前面我花了不少时间，把长期关注的几个行业三季报分析了一遍。回头看，与其说是在做三季报分析，不如说是借着三季报的数据，重新从供需出发，把各个行业的投资逻辑又重新梳理了一遍。就在这段时间里，有色板块和商业航天概念开启“狂飙模式”，市场情绪被迅速点燃，成交量在1月12日、13日、14日连续散三天创出历史天量，整体热度非常高。
不过，这种“狂飙式”上涨，和我的投资理念并不太契合。我还是更愿意等好资产出现明显低估时再出手。最近注意到，高速公路和水电板块都在持续回调。高速公路之前已经做过比较详细的分析，这一篇就把重点放在水电资产上。
水电这门生意很简单，大坝在建好后可以做到持续稳定地赚钱，像台印钞机，后续开支小，现金流好，分红又大方。本篇就从商业模式的角度，系统梳理一下它的投资逻辑。
1、水电行业的特征
先说优点：发电成本低、上网电价波动很小、发电出力稳定、运行安全、能源可再生、环保清洁；缺点是我国水电资源开发已步入后期阶段，经济可开发的优质水电站很少，也就意味着水电公司的成长性很弱。
根据国家发改委披露的数据，全国水能理论可装机6.94亿千瓦，技术可开发的有6.87亿千瓦，经济可开发5.42亿千瓦（技术可开发意思是按照目前的技术实力能够建设的，经济可开发是在目前的技术实力基础上能够实现盈利的装机）。
截至2025年11月，水电装机4.449亿千瓦（同比增长3.0%，装机量占全国发电装机容量的11.73%），占经济可开发容量的82%；1—11月水电累计发电量为12285.5亿度，同比增长2.7%，占规模以上工业发电量的13.87%，火力发电仍然是基石。
水电站一般地处深山峡谷中，受自然资源、地形、地质、水文气象条件等因素的影响很大，资源禀赋是决定水电资产质量的核心因素，目前已上市的存量优质大水电公司是非常稀缺性的。
电站建设还存在较高的技术、资金、资质等壁垒，建设周期特别长（一般中型水电站需要8年左右，而像白鹤滩水电站和三峡大坝这些属于超大型工程，纯建设周期的话三峡大坝建完花了15年，白鹤滩10年）、投资金额巨大（平均1GW的装机要投入100亿左右，白鹤滩约138亿元/GW），还涉及电站周边的搬迁事宜，特别是当初三峡大坝搬迁，成本很高，还很耗时，要是放在现在，成本会更高。好在参与水电站运营的基本上都是央国企，在资金和搬迁等方便具有很大的优势，比如雅鲁藏布江就由新成立的央企中国雅江集团负责开发。
国家能源局在2012年在官网发布了文章《水电开发管理国际经验及其对我国的启示》，截图如下。
这样顶层规划下每条河都由一家公司作为运营主体，方便管理与调度，也能保障自身的权益。长江电力主要开发长江流域、华能水电开发澜沧江、国投电力与川投能源开发雅砻江、国电电力开发大渡河、桂冠电力开发广西境内的红水河。
说到管理与调度，就不得不提水电的多库联动模式：利用上游水库的调节能力，在枯水期向下游补水，在丰水期帮下游拦蓄洪水，让下游电站的发电量变得更平稳，避免“旱时没水发电，涝时白白流失”。多库联动模式下，上一级发电后的尾水，流入下一级再次发电，一股水流多次转化成电能，这样可以大幅提升发电效率，增加企业利润，像长江电力、华能水电和国投电力等均具备这个联动调度能力，把“老天爷赏饭吃”这门生意做得炉火纯青。
2、水电的商业模式
水电这门生意本质上很简单：找一处水资源好的河段，修一座大坝形成水库，装上水轮发电机组，把水的势能变成电能，再卖给电网，整个商业模式就跑起来了。
水电企业的营收=上网电量×上网电价，上网电量=发电量×（1-发电厂用电率），发电量=装机容量×利用小时数；所以影响水电利润的核心要素包括装机容量、利用小时、上网电价和成本费用。
2.1、装机容量—新增很少
由于水电是看天吃饭的行业，水资源的丰富程度影响着装机容量。前文已经介绍过了，目前已投产的水电装机容量占占经济可开发容量的82%，未来新增容量很小，存量优质大水电资产非常稀缺。
长江电力：已投产水电装机容量71.695GW，从上游到下游的水电站分别是乌东德10.2GW、白鹤滩16GW、溪洛渡13.86GW、向家坝6.4GW、三峡22.5GW、葛洲坝2.735GW，在建的主要是抽水蓄能电站，在建合计8GW左右。
华能水电：已投产水电装机容量27.5758GW，在建主要是如美水电站2.6GW，计划在2035年投产；远期规划5.8GW，分别是班达1.5GW，古学2.2GW，曲孜卡2.1GW。
国投电力：已投产水电装机容量21.3045GW，核心水电站集中在雅砻江流域，该流域开发主体公司为雅砻江流域水电开发有限公司，公司持股52%，剩余48%的股权归川投能源。在建核心装机3.72GW，投产时间在2029年左右。
国电电力：在文章《国电电力—业绩稳中有升，分红诚意满满》中已有介绍，可点链接查看。
桂冠电力：已投产水电装机容量10.24GW，2025年12月，公司通过现金20.25亿收购控股股东大唐集团持有的大唐西藏能源开发有限公司100%股权，收获扎拉水电站，该电站位于西藏林芝市，装机容量1.015GW，处于在建状态，预计2027年左右完工。
黔源电力：已投产水电装机容量3.2335GW，无在建。
其他公司就不展开具体分析了。
2.2、利用小时数—与来水有关
利用小时数越高，装机量越大，则发电量越多。
水电的发电厂用电率非常低，比如华能水电只有0.14%，这个发电厂用电率简单理解就是电厂自己发的电，被自己用掉了多少。作为对比，火电就非常高，一般在5%左右，主要跟机组工作原理有关。火力发电过程中需要巨大的磨煤机把煤磨成粉，需要送风机把风吹进炉膛，需要引风机把烟排出去，还需要给水泵把水打进锅炉，需要脱硫脱硝除尘相关的环保设备，这一组合拳下来，把自己的发电量用去了5-8%。
2022-2023年受拉尼娜事件持续影响，各流域来水减少，使得发电小时数下降明显，拉长时间来看，可以维持在3500个小时以上。去年来水偏丰，利用小时数回升。
2024年各发电设备利用小时数对比（一年有8760小时）：火电3988（同比减少66，其中煤电4628，气电2363，区域分化明显）、水电3442（同比增加216，来水偏丰，其中常规水电3683，抽水蓄能1217）、核电6983（同比增加13）、风电1931（同比减少98）、光伏1132（同比减少75）。
水电利用小时数居中，常规水电一年42%的时间在发电，大型水电站和具备梯级调度功能的水电利用小时数高，中小型水电厂利用小时数低且波动大，下图是长江电力和黔源电力的对比。
2.3、上网电价—相对平稳，稳中有升
水电电价平稳，一来是因为成本低，二是因为电改，市场化电量占比提升和特高压大力建设。2016-2017年西南地区水电供应丰裕枯余、弃水问题突出，电价很便宜；2017年之后电力需求提升，弃水情况好转，云南和四川又陆续引入高能耗的电解铝和硅产业，电价逐步提高。
关于电量消纳问题，目前在双碳战略下，风光的消纳问题大部分已经得到解决；水电属于清洁可再生且价格低廉的资源，水电更不会被弃用，不用担心发出的电没有销路。
水电相较其他电源有明显成本优势，并且水电电价是所有电源中最低的（华能国际2024年年报披露：煤电上网电价480.9元/兆瓦时、气电718.85、风电510.75、光伏420.43；中国核电2024年年报披露浙江地区核电上网电价416.7元/兆瓦时，江苏417.6），随着市场化比重提升，未来水电电价仍有上涨空间。
2.4、成本费用—折旧占比高。
水电企业的成本以折旧为主，费用以财务费用为主。
下图是黔源电力的营业成本明细，可以看出折旧占营业成本的55.97%，长江电力披露的折旧费、各项财政规费等占营业成本的55.54%，相差不大。
关于折旧，需要知道的是水电大坝在设计的时候是按照百年使用标准来的，而会计上的折旧（下图是长江电力的固定资产折旧方法）只有40-60年左右，也就是说水电资产在会计处理上已经折旧完了，但是这个资产还能继续发电，继续挣钱。
关于大坝使用年限，可以看看美国胡佛水电站：自1936年第一台机组发电以来，已经连续运行了近90年，目前它依然是美国西南电网（加利福尼亚、内华达、亚利桑那）的重要电源。期间进行了发电机组的更新，相当于给“老寿星”换了一颗“年轻的心脏”，让它能继续再活50年。
水电资产的核心是大坝，只要不发生战争或特大地震，大坝几乎是永久性的，这与需要不断更新厂房设备的制造业（如手机厂、汽车厂）有着本质区别。
水电的建设投入非常大，主要靠银行的贷款来解决，所以财务费用占营业总成本20-30%左右。而折旧可以理解为偿还银行贷款的本金，随着本金的减少，未来利息费用也会降低；折旧和还债的过程中都会增厚一点利润。
所以在低估值（低PE、低PB）买入水电股时，你实际上是在用打折的价格，买入一台正在快速偿还本金、且未来几十年几乎可以永续经营的现金机器。
总结：水电是典型的重资产行业，虽然在建设期间资本开支很大，但投产后运营与维护成本较低，且水电机组在延长寿命后运营期可以长达百年以上，能够持续不断地赚钱。此外，考虑我国电力行业市场化改革不断推进，水电的上网电价存在一定的提升空间，利好水电企业的盈利能力提升，所以水电是很优质、很稀缺的资产。
短期视角看，来水丰枯会影响发电量，不过这是短期的，需要用更长远的视角去看这个问题。水电公司目前在建的项目很少，开支不大，现金流又非常强劲，赚的钱用来还债后基本上都会以现金的方式回馈股东，若在低估时买入并持有，会有不错的回报。
提示：本文仅是个人的投研笔记和思考，不具有任何投资建议或指导性质。投资有风险，决策需谨慎。
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$长江电力(SH600900)$ $国投电力(SH600886)$ $川投能源(SH600674)$