水电市场调研报告

水电行业发展受我国水资源状况影响显著，当前我国水资源总量下降趋势较明显且分布区域性显著。我国一直重视水电行业的发展，2019年水电建设投资规模达到839亿元;近年来，我国水电行业累计装机容量不断增加，每年新增装机容量凸出下降趋势。未来，我国会继续推进水电行业发展进程，“西电东送”规模将不断扩大。我国水资源总量呈现下降势头水资源是水电行业发展的重要保障因素，其相关项目的推进与水资源紧密相连，因此，我国水资源总量的变化情况会引起行业内的密切关注。据国家统计局发布的数据可知，2014-2018年我国水资源总量呈现出先上升后下降的态势;2016年水资源总量达到峰值状态，为32466.4亿立方米，2018年我国水资源总量为27462.5亿立方米，较2017年下降4.5%。我国水资源分布区域特性显著据水利部统计公布的水资源总量地区划分数据来看，我国水资源总量分布区域特征较为显著，水资源的分布情况会在一定程度影响水电行业产业布局情况。2018年，西藏水资源总量最多，为4658.2亿立方米;其次是四川，水资源总量为2952.6亿立方米。综合来看，我国水资源主要分布在东南部、中西部地区，而水力发电离不开水资源，从而可以得出我国东南部、中西部地区水电资源储能较丰富。我国水电建设投资增长率呈上升趋势水电行业作为输出可再生能源的一种重要产业，一直以来受到国家大力支持。2016-2019年，我国水电建设投资规模增长率整体呈上升趋势。2019年，我国水电建设投资规模为839亿元，较2018年同期增长19.86%。2020年1-4月，我国水电建设投资规模为212亿元，同比下降15.80%，这主要是受新冠肺炎疫情的影响，继全国全面复工复产后，其投资规模增长率下降幅度会有所收缩。2019年累计装机容量和新增装机容量分别为3.58亿万千瓦、0.45亿万千瓦根据中电联数据，2013-2019年我国水电行业累计装机容量逐年增长，但增速逐年下降。2019年，水电行业累计装机容量约为3.58亿千瓦，较上年同比增长1.55%。根据中电联数据，2017-2019年我国水电行业新增装机容量以及增长率均呈下降趋势。2019年，我国水电行业新增装机容量为445万千瓦，较上年同期下降了48.20%，下降幅度较大。“西电东送”规模不断扩大未来三十余年，我国将深人推进水电“西电东送”战略，重点推进长江上游、金沙江、雅砻江、大渡河、澜沧江、黄河上游、南盘江、红水河、怒江、雅鲁藏布江等大型水电基地建设，通过加强北部、中部、南部输电通道建设，不断扩大水电“西电东送”规模，完善“西电东送”格局，强化通道互连，实现资源更大范围的优化配置。更多数据可参考前瞻产业研究院《中国小水电行业市场前瞻与投资战略规划分析报告》，同时前瞻产业研究院提供产业大数据、产业规划、产业申报、产业园区规划、产业招商引资等解决方案。

如需报告请登录【未来智库】。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。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。 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。 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。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。 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。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 国内水电资源开发已超六成。根据国家发改委 2005 年发布的全国水利资 源复查结果，我国水电资源理论蕴藏装机为 6.94 亿千瓦、技术可开发装 机为 5.42 亿千瓦。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%。、行业装机增速放缓，发电量占比下降。“十二五”期间国家对于水电开 发的政策为推进西部大型水电站开发、因地制宜开发小水电站。然而由 于开发速度过快叠加西南地区电力消纳能力不足导致弃水率上升，水电 的利用小时数不断下降，因此“十三五”期间国家政策转为科学有序开 发大型水电、严格控制中小水电。受此影响，水电新增装机不断下滑， 2018 年新增装机仅为 832 万千瓦；发电量占全国总发电量比重也逐年下 滑，由 2016 年的 19%下降至 2018 年的 17%。 当前在建装机主要集中在金沙江和雅砻江。详细梳理十三大水电基地装 机信息后可以发现，规划装机最大的前五大基地分别为金沙江（7209 万 千瓦）、长江上游（3210.9 万千瓦）、雅砻江（2971 万千瓦）、澜沧江（2581.5 万千瓦）以及大渡河（2552 万千瓦）。当前在建项目主要集中在金沙江 和雅砻江水电基地，在建装机分别为 3417 和 1006 万千瓦。其中，金沙 江的在建装机主要是三峡集团的乌东德（1020 万千瓦）、白鹤滩水电站 （1600 万千瓦）；雅砻江的在建装机主要是雅砻江电力（国投电力持股 52%、川投能源持股 48%）的两河口（300 万千瓦）、杨房沟水电站（150 万千瓦）。未来开发趋势预计由中下游向上游转移，可能导致成本上升&利用小时 数下降。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。以雅砻江流域为例，可以看到中下游随着 梯级电站高度的增加，单位投资成本存在明显的上升趋势，利用小时数 呈现一定下滑态势。考虑到雅砻江上游靠近西藏，开发成本预计会进一 步升高，由此可能导致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 投资壁垒导致行业集中度较高。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。具体看，目前行业前七大企业均为大型央 企，截至 2018 年末三峡集团、华电集团、大唐集团、华能集团、国电投 集团、国电集团和国投集团已投产水电装机量分别为 49.44GW、 27.22GW、27.04GW、26.07GW、23.85GW、18.54GW 和 16.72GW；全 国已投产的水电装机容量 341.68GW，CR7 占比高达 55.28%，且后续很 大可能进一步提升。 十三大水电基地开发格局较为稳定。目前十三大水电基地的开发格局较 为稳定，其中金沙江水电基地：上游段由华电金沙江上游水电开发有限 公司负责开发，归属华电集团；中游段共布置龙盘水电站、两家人水电 站、梨园水电站、阿海水电站、金安桥水电站、龙开口水电站、鲁地拉 水电站和观音岩水电站共八座巨型梯级水电站，前四级由云南金沙江中 游水电开发有限公司（华电集团）负责，金安桥则归属民企汉能控股为 主（目前正公开转让），龙开口电站归属华能集团，鲁地拉归属华电集团， 观音岩归属大唐集团。下游段溪洛渡、向家坝由长江电力负责，在建的 乌东德、白鹤滩电站建成后将由三峡集团注入长江电力；澜沧江水电基地主要由华能集团下属华能水电开发；雅砻江水电基地主要由雅砻江水 电公司负责开发，国投电力和川投能源各持有雅砻江水电 52%和 48%股 权；长江上游水电基地主要由长江电力开发；南盘江、红水河水电基地 主要由大唐集团下属的桂冠电力开发；大渡河水电基地由国电电力开发； 黄河上游水电基地主要由国电投集团开发；乌江水电基地主要由华电集 团旗下黔源电力和大唐集团开发。金沙江（长江）、雅砻江和澜沧江来水情况和节水增发均更强。前文提 到影响利用小时数的重要因素包括了来水情况（自然资源波动）以及节 水增发能力（流域梯级联调）。来水情况方面，图 13 可以看出金沙江（长 江）、雅砻江和澜沧江均起源于西藏地区，其来水由冰川融雪和降雨两方 面决定；而南盘江、红水河则只取决于降雨多寡，因此在金沙江（长江）、 雅砻江和澜沧江上的水电站来水波动会更小。节水增发方面，由于干流 流域较长，且海拔落差较大，因此金沙江（长江）、雅砻江和澜沧江可以 形成多个能够进行梯级联调的电站以熨平来水波动，实现节水增发以提 升水资源利用率。 西电东送格局：北、中、南三通路格局基本形成。我国“西电东送”的 基本格局是建设“北、中、南”三大输电通道。其中，北通道包括东北、 华北、山东、西北电网，主要是通过开发山西和蒙西、陕北、宁夏火电 基地和黄河上游水电主送北京、天津、河北南网，并东送山东电网形成。 中通道包括华东、华中、川渝、福建电网，主要是通过开发三峡水电站、 金沙江梯级水电站、四川省的水电站向东部经济发达且能源紧缺地区送 电，供电主要对象包括华中、华东、福建地区。南通道包括广东、广西、 贵州、云南、海南和香港、澳门电网，其西电东送的总格局是开发贵州 乌江、云南澜沧江和云南、贵州、广西三省区交界处的南盘江、北盘江、 红水河上的水电资源及云南、贵州两省的坑口火电厂向广东地区进行送 电。电价分析：外送两广电价>四川标杆电价>外送沪浙电价>云南标杆电价。在实行西电东送后，西南地区主流水电站电价便分为两种模式，即外送 电电价和上网标杆电价（成本加成电价各厂各议，因此此处不在讨论范 围之内）。外送电价方面，由于执行落地端燃煤电价倒推，因此送电落 地省份燃煤电价更高，相应的水电站结算电价也会越高。从目前各省市 燃煤电价看，广东省（0.4530 元/千瓦时）和广西省（0.4207 元/千瓦时）优势最为明显，其次是上海市（0.4155 元/千瓦时）和浙江省（0.4153 元 /千瓦时），外送江苏省（0.3910 元/千瓦时）相对不划算。上网标杆电价 方面，根据《关于四川电网统调水电站试行临时分类标杆上网电价的通 知》(川发改价格[2015]116 号文件，四川省内径流式水电站标杆上网电 价为 0.308 元/千瓦时(含 17%增值税，下同)，季调节(含不完全年调节) 水电站标杆上网电价为 0.35 元/千瓦时，年调节和多年调节水电站标杆 上网电价为 0.39 元/千瓦时。根据《云南省物价局关于调整完善我省丰 枯分时电价政策有关问题的通知》(云价价格[2013]139 号，云南省内除 鲁地拉水电站电价为 0.313 元/度；金安桥、龙开口、阿海水电站电价为 0.2893 元/度，龙江等 11 座水电站电价为 0.27 元/度外其余水电站电价为 0.235 元/度。因此，从上述数据可以看出，实行西电东送后水电电价的 高低次序分别为外送两广电价>四川标杆电价>外送沪浙电价>云南标杆 电价。 市场化折价分析：外送电广东地区竞争激烈，就地消纳云南省压力更大。 西南地区水电出力主要有两种消纳途径，其一主要是外送华东地区（江 浙沪）和广东地区，其二则是当地消纳（主要省份为云南省和四川省）。从外送格局看，送广东地区的电站包括了长江电力、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；华东地区方面送上海的 主要是长电的向家坝和葛洲坝水电站、送浙江的主要是长电的溪洛渡水 电站、送江苏的则是国投电力下属的锦屏一级、锦屏二级和官地水电站， 基本上不构成竞争关系。此外，从广东省和江苏省市场电折价数据看， 广东省市场电让利幅度较大，虽然自 18 年初开始不断收窄，但目前让利 幅度仍在 3 分钱/千瓦时左右；而江苏省市场电让利幅度则一直稳定在 2 分钱/千瓦时左右。从当地消纳格局看，一方面近年来云南、四川两省发、 售电量差值呈现扩大态势，其中云南省差值更大，侧面说明其外送需求 更为迫切、省内消纳压力更大；另一方面从国家能源局公布的 2017 年前 三季度弃水报告看，四川省水能利用率为 88%而云南省水能利用率为 87.3%，相较四川省低 0.7pct，也从侧面说明云南省内消纳的格局相比四 川省压力更大。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利率趋势预期向下，高股息权益资产价值性凸显 利率预期随经济增速下行。经济增长是投资回报的重要来源，理论上说 利率水平应与经济增速呈现线性正相关关系。过去十年，虽然经济增速 持续下滑，但受到房地产价格持续上涨（房价上涨的资本利得可以覆盖 融资成本上升）、基建投资占比较大（地方政府对利率不敏感，承担大 量高利率债务）等因素影响，国内利率走势基本震荡走平。然而，未来 随着房价的止涨甚至回落、地方融资监管趋严以及刚兑的逐步打破，国 内利率水平有望随经济增速一起缓慢下行。 高股息资产价值性凸显。经济高速增长时期，货币政策放水带来资产价 格的上涨，盈利主要来自于资产的资本利得；而在当前经济增速缓慢下 行预计带动利率趋势向下的大背景下，想要获得资产的资本利得将会变 得越来越困难，业绩稳健且愿意回报股东的权益资产的价值性在新的背 景下无疑显得更为珍贵。当前固定利率国债一年期、三年期、五年期、 十年期利率分别为 2.59%、2.82%、2.96%和 3.21%，相比之下水电龙头 3.5%-4%左右的股息率更富吸引力，凸显了水电龙头的战略配置价值。价值性凸显的结果是抬升标的估值。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。但是从结果看，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。未来水电龙头估值抬升的驱动力预期分为 两种：（1）国内利率趋势向下导致水电龙头的价值性不断凸显，从而 带动国内资金增配；（2）在利率水平较低的海外市场，类似长江电力、 华能水电等盈利稳定、高股息率资产（如香港中华煤气、粤海投资、中 电控股等）均具有较高估值，当前水电龙头的估值距离海外同类型公司 估值水平仍存在一定差距，有望持续吸引外资增配。新能源行业空间广阔，水电龙头受制平台约束无法涉足 优质水电资源稀缺，新能源行业成长空间广阔。前文提到截至 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%，水电资源 开发已超过六成，且随着国家政策转变，优质水电资源已经较为稀缺， 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。反观新能 源行业，风电、光伏在逐步平价的过程中成长性不断提升，19 年新增装 机有望分别超过 25GW 和 40GW。当前新能源运营行业面临的主要问题 仍然是前期高补贴项目补贴拖欠导致的企业现金流紧张，而水电充沛的 现金流刚好可以与新能源形成良好互补，形成双赢局面。多数水电龙头公司受制平台约束。对于目前的水电龙头企业而言，由于 背靠的集团较为庞大，因此集团内部对于业务的分工较为明确，导致多 数水电龙头基本仅拥有集团的水电资产。例如三峡集团中，长江电力拥 有集团的水电业务，而风电、太阳能发电业务则属于三峡新能源以及长 江新能源；华能集团中，华能水电拥有集团的水电业务，华能国际拥有 集团的火电业务，风电、太阳能发电业务则属于华能新能源（港股上市）。这种模式的优势在于集团承诺公司为水电业务的唯一平台，避免了同业 竞争问题，但与此同时随着水电资源不断开发、优质水电资源变得稀缺， 不能涉足新能源发电业务使得水电龙头的成长性略显不足。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 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。重点企业（略，详见报告原文）长江电力：乌、白电站预期注入，业绩稳健+高分红的行业龙头华能水电：新机组投产带来量价双升，股息率预期大幅提升桂冠电力：股息率位列行业首位，凸显配置价值 国投电力：雅砻江水电资产优质，成长性不受平台约束 ……（报告观点属于原作者，仅供参考。报告来源：中泰证券）如需报告原文档请登录【未来智库】。

1、中国水电建设投资有所增长我国有丰富的水能资源，理论蕴藏量为6.9亿千瓦，经济可开发装机容量近4亿千瓦。为实现到2020年非化石能源占我国一次能源的比重将提高到15%目标，核电在我国一次能源的比重将占到4%，风电、太阳能和其他非化石能源可占到2%，其余至少有9%的比重要靠水电来完成，因此水电的战略地位显得非常突出。近年来，我国水电建设投资额呈现波动增长的态势。2019年，我国水电投资完成额为814亿元，2020年1-4月，投资完成额为212亿元。水电装机容量也逐年增长，但随着主要水电站的投产建成，近年来新增水电装机容量也在逐年下降。 2019年，全国新增水电装机容量417万千瓦。同比下降51.17%。预计未来几年，随着国家节能减排力度的不断增强、煤价不断上涨抑制火电装机、水电火电上网价格趋同，新增水电装机容量会有所回升，但增速会受到水电资源条件限制。注：2019年装机容量增速为51.17%。2、中国水力发电比重持续震荡无论是装机容量，还是发电量，中国水电都是一骑绝尘，大幅领先于其他国家。但以开发程度来看，发达国家水能资源开发程度总体较高，瑞士、法国、意大利已超八成，我国水电开发程度为37%，虽高于全球平均值，但与发达国家相比仍有较大差距。从中国水力发电量占总发电量比重变化情况来看，2012-2019年，我国水力发电量占总发电量的比重在16%-20%之间波动运行，近年来隐隐有下滑的态势。2019年，我国水力发电量为13044.38亿千瓦时，占全国发电量的17.38%。水力发电量占全国发电量的比重仍需提升，水力发电建设还需再接再厉。国家对于水力发电行业也是十分重视，国家能源局发布的《水电发展“十三五”规划(2016-2020年)》指出，到2020年，全国常规水电站装机容量需达到3.4亿千瓦，其中，大中型水电站2.6亿千瓦，小型水电站0.8亿千瓦。抽水蓄能电站装机容量需达到0.4亿千瓦。到 2025年，全国水电装机容量要达到4.7亿千瓦，其中常规水电3.8亿千瓦，抽水蓄能约9000万千瓦；年发电量达1.4万亿千瓦时。（文章来源：前瞻产业研究院）

一、目前的小水电站标准为“单站装机5万千瓦及以下”小水电指装机容量很小的水电站或水力发电装置。世界各国对小水电没有一致的定义和容量范围的划分界限。即使同一国家，不同时期，标准也不尽相同。一般，按装机容量可把小水电划分为微型(micro)、小小型(mini)和小型(small)3档。中国早在1986年就规定，单站容量25000千瓦以下的水电站均可按小水电政策建设和管理，而目前的小水电站标准为“单站装机5万千瓦及以下”。图表1：小水电的特点简介资料来源：韦伯咨询二、中国小水电资源可开发量居世界首位中国小水电资源可开发量1.28亿千瓦，居世界首位。小水电资源点多面广，除上海市外，遍及30个省(区、市)1715个县，主要分布在中西部地区和东部山区，70%左右集中在西部大开发地区。三、我国小水电发展大致经历的几个阶段随着政策变动和市场规律调节，小水电在我国的发展大致可划分为三个阶段：图表2：我国小水电产业发展历程资料来源：韦伯咨询整理四、小水监管加强，绿色发展是下一步工作重点全国有超过三分之一的农村水电站没有生态流量泄放设施，不能保障河道下游生态用水，这是农村水电目前最突出的短板。水利部紧紧抓住生态流量这个“牛鼻子”，要求以长江经济带小水电生态环境突出问题清理整改为契机，补齐生态流量泄放设施工程短板，确保河流生态用水安全。2019年8月，水利部、生态环境部发布关于加强长江经济带小水电站生态流量监管的通知，要求江苏、浙江、安徽、江西、湖北、湖南、重庆、四川、贵州、云南省（直辖市）水利厅（局）、生态环境厅（局），坚持生态优先、绿色发展的原则，组织开展小水电站生态流量确定、泄放设施改造、生态调度运行、监测监控等工作，切实加强长江经济带小水电站（单站装机5万千瓦及以下）生态流量监督管理，尽快健全保障生态流量长效机制，力争在2020年底前全面落实小水电站生态流量。下一步，水利部门将坚持问题导向，紧紧围绕完善生态流量泄放设施、减水脱流河段生态修复等绿色小水电建设的工作重点，使水生态水环境成为农村水电改革发展的刚性约束。五、近几年小水电总量减少，新投产数量增长放缓在过去的十二五(2011-2015年)和正在进行中的十三五(2016年-2019年)，这9年中，中国农村水电站的数量略增1.4%，从2011年初的44,815座增至2019年底的45,445座，累计净增630座。图表3：2011-2019年全国农村水电站数量增减情况（座）资料来源：水利部、韦伯咨询整理虽然净增630座，但过去9年累计新投产3129座水电站，扣除这部分，说明实际上有2499座农村水电站退出了。从2011年到2016年，水电站的数量一直保持增加，年净增加的电站最多的是2013年的1050座；从2017年开始，水电站的数量每年都在减少，在过去的2017年、2018年、2019年三年分别减少31座、983座、1070座，呈逐年上升趋势，尤其是2018年、2019年，均减少千座电站左右。在每年电站都在减少的情况下，每年新投产的电站数量却越来越少，从2011年新投产710座，直接降到2019年的90座，新增不足100座。图表4：2011-2019年全国农村水电站数量（座）资料来源：水利部、韦伯咨询六、2019年全国农村水电发电量突破2500亿千瓦时，四川居首位2019年，全国农村水电年发电量2533.2亿千瓦时，较2018年增加187.6亿千瓦时，同比增长8.0%。农村水电年平均利用小时数为3110小时，较2018年增加194小时，增长6.7%。全国农村水电发电量占全口径水电发电量的19.5%，全国总发电量的3.5%，比上年增长0.1个百分点。按照最新供电标准煤耗308/千瓦时计算，农村水电2018年全年发电量相当于节约了7200万吨煤，减少二氧化碳排放1.8亿吨，减少二氧化硫排放94万吨。按总量来看，中国农村发电量最高的是四川省，2019年四川农村发电量为435亿千瓦时；其次是云南省，2019年云南农村发电量为386亿千瓦时；福建、广东、湖南农村发电量均超过300亿千瓦时。图表5：2019年中国各省份农村发电量（亿千瓦时）资料来源：水利部、韦伯咨询制图七、2019年全国农村水电站投资71亿元，云南省位列第一2019年，全国农村水电站建设完成投资71亿元，较上年减少29.11亿元，同比下降29.09%。分省份看：云南完成投资 11.8亿元，贵州完成投资 10.0亿元，湖北完成投资9.4亿元，位列全国前3名，四川、广西、陕西等地完成投资超过5亿元。图表6：2019年各省农村水电站建设完成投资规模和结构（万元）资料来源：水利部八、贵州省现有小水电站1531座，运行1328座根据贵州省发改委会同省水利厅等多部门的初步排查,全省现有5万千瓦及以下的小水电站1531座，其中运行1328座，在建71座，拟建26座，已废弃87座、已拆除19座，运行、在建的小水电站中，符合规划项目888个，通过核准“审批”项目1088个，通过环评审批项目681个，通过环保验收210个；不涉及自然保护区的电站1376座，涉及自然保护区核心区电站1座，缓冲区电站4座，实验区电站18座。九、小水电行业重点企业分析（以韶能股份为例）1、水电装机及发售电情况公司主业为能源的投资、开发与经营。企业分布在广东省韶关市、广州市和湖南省的郴州、耒阳、张家界、永州和怀化地区，以及江西省上饶地区。图表7：韶能股份在手的水电装机资产（万千瓦）资料来源：公司年报、韦伯咨询整理2019年，公司所属水电站所在地区的来水量及降雨量同比上升，发电量及售电量同比增加；所属生物质能发电企业的装机容量同比增加，发电量及售电量同比增加。图表8：韶能股份发电量、上网电量及同比增长率（亿千瓦时，%）资料来源：公司年报、韦伯咨询2、水电业务竞争优势分析截止2019年底，公司现有水力发电装机容量68万千瓦，主要分布在广东韶关、湖南等雨量相对充沛地区。竞争优势如下：（1）利用小时数较高。国家能源局统计数据显示，2019年全国水电设备平均利用小时数3,726小时。公司水电企业2019年平均利用小时数4,506小时,高于行业平均水平20.93%。（2）上网电量、电价及电费结算有保障。作为经济发达的省份，广东省规模以上的工商业企业数量多，用电需求大。据《羊城晚报》等媒体报导，2019年7月2日，广东统调负荷创历史新高，达到1.136亿千瓦，比去年最高负荷增长4.28%。广东省电力市场容量大，省内清洁可再生能源占比低，对于清洁能源水电上网及电费结算有保障；广东省人大出台了小水电企业最低上网保护价的政策，公司水电上网电价有保障。（3）公司培养和留住一批擅长水电投资、开发、经营的人才队伍，为水电业务的投资、开发、高质量经营保驾护航。（4）公司水电企业设备运行可靠性高，水能利用率高，营业利润率较高。2019年，公司水电企业营业利润率为50.24%，同比增长3.83%。（5）公司水电站绝大部分在2009年以前建成投产，随着运行时间的推移，折旧负担越来越轻，贷款偿还后利息负担也越来越轻，有利于提升经营效益。3、水电业务风险及对策（1）风险目前公司水电和生物质能发电在运行总装机89万千瓦，其中广东省内营收占比70.36%，湖南省内营收占比29.64%。按照现行政策规定，位于湖南省的两家从事水电业务的子公司（合计装机22.5万千瓦）现进入市场交易化，位于广东省内的水电站及在湖南省内装机规模在2.5万千瓦以下的水电站未进入市场化交易。公司水电业务在市场交易化方面有部分电量需让利，对经营效益可能造成影响。（2）对策2017年，公司成立了售电公司，在多年运营过程中积累了丰富经验，通过不断开拓业务，一定程度上弥补了交易电量的让利部分。4、小水电价格及盈利能力广东小水电最低电价为0.44元/度、湖南电价为0.30元/度左右。由于韶能股份在手水电机组中，湖南省占比为54.22%、广东省占比为45.78%，所以加权计算后平均上网电价应该为0.30-0.43元/度之间，明显高于长江电力（0.28）、国投电力（0.27）、川投能源（0.21）、华能水电（0.19）的平均上网电价。图表9：2018年重点水电企业广东省内机组上网价格对比（元）资料来源：wind、韦伯咨询因此，毛利率方面，公司水电业务毛利率为68.91%（2016年数据），除了低于雅砻江水电的毛利率（69.17%）以外，高于长江电力（60.85%）和华能水电（39.89%），在行业中处于较高水平。图表10：水电行业重点企业水电业务毛利率对比（%）资料来源：公司公告、韦伯咨询2019年，韶能股份水电企业共实现售电收入11.23亿元，利润总额5.63亿元，同比分别增长40.97%、43.44%。十、从中长期看，小水电的市场潜力仍然巨大总体看，经过近年持续的快速扩张，我国国内的电力供需矛盾有所改善，电源扩张的紧迫性得到缓解。但与发达国家相比，中国电力消费水平尚处于较低阶段，人均用电量还未达到世界平均水平，仅为发达国家平均水平的20%，未来伴随中国工业化和城市化进程的推进，国内的电力需求仍有望持续增长。在国内产业结构调整，大力推进节能减排的背景下，水电、风电等可再生能源和清洁能源行业面临较好发展前景。未来世界的电力发展方向，无论是智能电网、分布式能源，小水电都将是极其重要的组成部分。根据国际能源署预测，到2040年，电力将在我国终端能源消费中占主导地位，煤炭在总发电量中所占的比重将从2016年的三分之二下降到40%以下，水电、风电和太阳能发电装机容量将占总装机容量的60%。从中长期看，小水电的市场潜力仍然巨大。当前，在国家加大环保力度的大背景下，很多地区的小水电建设也受到影响，特别是2019年8月，水利部、生态环境部发布关于加强长江经济带小水电站生态流量监管的通知后，长江沿线11个省的小水电正在分类整改落实。在短期内，这对一些环保不达标及相关手续不全的小水电会有较大影响。但从各地政府发布的公告来看，对采取坚决关停等措施的主要集中在位于自然保护区内的小水电，大部分还是能够按照要求在2020年底前完成整改。经过整改，一些污染环境的、手续不齐全的、经营效益不好的将会被淘汰，这客观上有利于行业集中度的提高，也给了新进入者更好的投资机会。更多关于农村小水电行业的全面数据和深度研究，请点击查看韦伯咨询独家发布的《2021年中国小水电行业专题调研与深度分析报告》。

受地理环境和气候条件影响，全球水能资源分布很不均匀。从技术可开发量分布来看，亚洲占比为50%，南美洲18%，北美洲14%，非洲9%、欧洲8%和大洋洲1%。据IHA2020年报告，截至2019年底，全球水电装机容量1308吉瓦，其中抽水蓄能电站装机容量158吉瓦，全年发电量4306太瓦时。2019年新增装机容量15.6吉瓦，新增发电量106太瓦时，其中，亚洲的中国、老挝、巴基斯坦，南美洲的巴西，非洲的安哥拉、乌干达和埃塞俄比亚，欧洲的土耳其等国的新增贡献最大。全球水电开发程度按照年均发电量计算，约占技术可开发量的27.3%。分地区看，欧洲、北美洲国家水电开发程度较高，增长潜力有限。非洲、除中国之外的南亚及东南亚地区水电开发程度较低，开发潜力大。南美洲基本与全球平均水平持平。总体而言，全球水能资源开发程度不高，未来还有很大的发展空间。全球水电开发不会止步不前随着全球人口增长、城市化进程加快和经济社会持续发展，人类社会对水与电力的需要提出了更高要求。同时，应对全球气候变化和增强防灾减灾能力，也为河流水电开发创造了良好机遇和发展空间。继联合国千年发展目标之后，2015年9月联合国又提出了17项可持续发展目标，同年，巴黎气候变化协议、“一带一路”倡议行动愿景也得到国际社会广泛认可。尤其是“一带一路”沿线国家人口占全球的2/3，而GDP不足全球1/3;大多数国家属于中等收入的发展中国家，一些国家尚处于相当贫困状态，基础设施条件差，洪涝干旱灾害频发、水资源短缺，饮水安全没有保障，过度开采地下水导致的生态破坏日益加剧。全球缺电人口仍超10亿，缺电最严重的正是亚洲和非洲欠发达地区，而这些地区发展空间较大，对电力的需求尤为迫切。目前，世界上100多个国家已经明确将继续发展水电。受洪水、干旱、电力短缺、水生态环境恶化等的困扰，“一带一路”沿线国家大多将水资源和水电开发作为当前发展的首要任务。因此，水电开发仍然具有广泛的国际合作基础和发展前景。一些国际组织、咨询机构和电力企业基于各国经济发展趋势和应对气候变化减排温室气体的需要，对全球水电发展进行了多目标场景的预测和分析。综合各研究机构的成果，以2018年为基准略偏保守估计，2050年全球水电技术可开发利用程度将达50%，届时年发电量约为7890太瓦时。预计到2035年，全球水电装机容量将达到1750吉瓦，年发电量6100太瓦时。全球新增水电装机约480吉瓦，开发率达38.6%;2050年，水电装机容量将达2050吉瓦，2035~2050年，新增装机容量300吉瓦。要实现2050年的目标，水电装机容量年均增长估计将达到2.0%。在2015~2019年的五年里，装机容量的年均增长率为2.1%，而2019年的年均增长率仅为1.2%。然而，装机容量的年增长率可能存在很大差异，这取决于需要数年施工的大型水电项目何时投产。尽管如此，这凸显出在未来10年或更长的时间里，全球水电开发仍将大有可为。截至2019年底，全球在建水电规模约150吉瓦。受诸多因素影响，尤其是中国国内水电开发增速放缓，与过去同期比较，预计全球未来水电装机容量的增速将有所减少。2030年之前，全球年均投产规模为20吉瓦左右。2030年之后，年均投产规模约为15吉瓦。预计2030年之前的水电装机容量的增量，除中国外，增加最大的区域排名依次为拉美地区、亚洲其他地区和非洲。从水电技术可开发资源潜力、经济社会发展水平和能源电力发展需求等因素综合分析，未来水电开发重点开发的河流(包括界河或国际河流)涉及印度河(印度、巴基斯坦等国)，尼罗河(埃塞俄比亚、埃及等国)，赞比西河(赞比亚、莫桑比克等国)，尼日尔河(尼日尔、贝宁、尼日利亚、科特迪瓦、喀麦隆和乍得等国)，刚果河(赞比亚、扎伊尔、中非、刚果、喀麦隆、安哥拉)，东南亚国家的伊洛瓦底江、怒江—萨尔温江(中国、缅甸、泰国等)和澜沧江—湄公河(中国、老挝、缅甸、泰国、柬埔寨和越南)。加快开发要促进广泛共识任何事物均有其两面性，开发水电也不例外。除发电、防洪、灌溉、水资源优化配置等对生态有利的影响之外，也存在不利的影响，包括水库淹没、移民安置、河流泥沙、水文情势变化的影响，尤其是筑坝修库对洄游性鱼类生境产生不利影响。加快水电开发，需要增强认知，促进更广泛的共识和获得政策支持。水电是清洁可再生能源，技术成熟;对节能减排、应对气候变化作用显著;多功能水库大坝(高坝大库)在防范洪旱灾害和综合利用方面的作用具有不可替代性。加强环境保护措施和优化水库运行调度管理，有助于减免对环境的不利影响。人类社会的发展史本质上就是一部与洪水不断斗争的历史，也是一部资源开发利用的历史。人类文明的强盛与它所能利用的资源总量是密切相关的。每一次资源开发利用总量的提升，都是一次文明的进步。当今世界，人类社会的发展和文明进步越来越依赖可持续的自然资源。因此在自然资源的开发中，也必须加强对自然生态环境的保护。虽然可燃冰、核聚变、太阳能发电的大规模开发利用均可以期待，但是，地球淡水资源短缺、时空分布不均，以及人口增长和经济发展，水资源形势日益严峻，加上水库淤积、大坝老化等，为应对气候变化，更需要建设具有调节功能的水库大坝。印度、巴基斯坦、土耳其、秘鲁等国具有后发优势，已纷纷制定高坝大库发展计划;美国、瑞士、奥地利等国家正在研究对已有大坝的加高，以增加库容、弥补泥沙淤积损失和提高应对气候变化的能力。根据规划，未来中国西南诸河上游及其支流还需兴建一些龙头水库和控制性水库，水库大坝的高度在100米以上，有的超过200米。预计未来15年，全球规划建设100米及以上高坝200余座，200米及以上特高坝20余座。让利益相关者分享开发成果即便在达成开发水电共识的基础上，水电开发方案和利益分配机制对各个利益相关者的有利影响和不利影响还存在较大差异。水电开发是否能够顺利推进并获得预期效益，取决于能否在公共利益和个体利益之间取得平衡，取决于能否在土地、资源、环保、价格、成本和效益等方面具有竞争性。水电开发涉及诸多不同利益主体及其利益分配分享问题。利益相关者包括土地所有者、移民、开发商、融资机构、电力公司，还包括设计者、承包商、材料和设备供应商、建设管理者和运行管理者，以及受水电开发影响的渔业、农业、种植业和环境保护机构等等。从更加宏观的时空角度来看，水电开发的影响涉及上下游、左右岸、当前与长远，局部与全局、受益区和受损区等等。协调各方立场，获得对开发水电的支持，需要开展深入调查和方案研究论证，确保“水电开发利大于弊”。水电开发不仅要让受到不利影响的利益相关者从水电开发中得到应有的补偿，而且也应该使其分享水电开发的利益。河流水电开发要以问题、市场、效益为导向，根据经济社会发展需求和河流水资源和水能资源特点，制定河流开发计划和方案，让水电开发成果更公平地惠及利益相关者。为此，需要坚持科学发展观，遵循“创新、协调、绿色、开放、共享”的发展理念，促进生态环保、综合开发、利益分享，共同发展。只有这样，水电开发方案才能得到绝大多数利益相关方的支持。在国际河流开发和境外水电工程开发中，水电开发企业尤其需要广泛听取意见、畅通协商管道、遵守项目所在国法律法规、国际惯例和技术标准的要求，遵循“为项目所在国创造财富、与合作方共同发展”的理念，与利益相关者形成全面广泛的国际合作和紧密关系，共同促进水电开发可持续发展。在当前全球能源治理体系加速重构的重要历史时期，以“一带一路”为依托，通过与周边国家的能源电力互联互通建设，促进全面合作和共同发展，打造国际能源电力合作的利益共同体、责任共同体和命运共同体是未来我国能源电力发展的重要方向。水电可持续发展至关重要水电可持续发展至关重要。就水资源和电力供应短缺的一些国家而言，在当前经济社会发展需求急迫的情况下，难免出现“又快又省”的“大跃进”发展模式;对于刚刚“走出去”谋求海外发展的中国电力企业而言，也难免出现追求“超额利润”的冲动和做法。确保水电工程安全可靠、经济合理、成本电价适当，环境友好和资源节约并实现可持续发展，其实才是最重要的课题。在水电开发中，工程安全首当其冲。只有安全的发展，才有可持续的发展，安全是水电可持续发展的基石。然而由于内外部因素影响，最近全球范围内发生的一些事故(大坝开裂、漏水、溢洪道破坏、溃坝、洪水、地震、地质灾害等)突显了水库大坝安全隐患，尤其是溃坝事故。大坝事故不仅会损害水电设施及当地环境，更会造成对下游区域生命财产的严重损失。对此，所有与水电开发相关的企业和机构，都必须深植安全意识，专业和规范地组织开展工程规划、勘测、设计、建设、运维等工作，防范人为失误和重大安全隐患，加强全生命期的风险评估和应对处置。其次是水电工程运行的可靠性，包括发电、防洪、灌溉和供水等功能的正常发挥，确保实现设计预期的发电效益及其他综合利用效益。通常而言，开发条件好的坝址往往早已开发或已经开发，剩下的坝址或具有一定的开发难度或远离负荷中心，输电成本较高，导致水电建设成本增加或电价缺乏竞争力，投资效益降低。加强流域梯级联合运行调度，有助于提高工程运行可靠性和经济性。降低水电开发的成本，关键是选择“好”的项目，并将项目做“好”。要按照经济社会发展对能源电力和水资源的需求，基于河流水电开发规划，选择“好”的项目;要遵循基本建设程序的要求，通过规划、勘测、设计，充分论证开发规模、开发方式和合理时机，规避投资风险;要吸取类似工程经验，采用先进技术，在确保安全质量前提下，优化技术方案;要加强项目建设管理，优化资源配置，严格过程管控，确保按计划有序推进工程进度，按期投产发电。总之，促进水电可持续发展需要根据项目所在区域经济社会发展的需求，结合流域水资源水能资源特点和工程具体情况，开展重大关键技术研究，在建设过程中解决好工程建设的可行性、可靠性、经济性和协调性问题。在工程运行中，要通过梯级联合调度，最大限度发挥工程的作用，取得预期的工程效益。加强安全监测评估、设施设备运行管理及维护，解决好水库泥沙淤积、大坝健康状态诊断及消缺补强修复，延长其使用寿命，确保其永续利用。当前，生态环境问题也是制约水电开发的主要因素之一，要依靠科技创新破解绿色发展难题，利用现代信息技术，长期、系统、全过程监测工程建设和运行可能带来的影响，积累相应的数据资料，结合大数据、云计算、人工智能技术，形成数据共享和应用的智慧平台，为工程安全运行提供支撑。在当前全球能源治理体系加速重构和可再生能源蓬勃发展的重要历史时期，水电开发面临新的机遇和挑战。作为清洁可再生能源电力和具有防洪，航运、灌溉、供水和生态保护功能的水电工程，当前和未来一个时期仍将需要大力开发，大有作为。近些年，中国水电新增开工规模放缓，但不会止步不前，且未来开发潜力主要集中在西南诸河。“一带一路”沿线水能资源丰富的国家以及非洲和南美洲其他一些国家将加快水电开发，促进可再生能源电力发展。发展中国家的一些国际河流或界河，或将成为水电集中开发的重点。这为中国水电企业走出去开展国际合作和境外业务提供了宝贵的机会。开发水电涉及面广，影响深远，利益关系十分复杂，如果没有国家及其政府层面的坚定支持和协调管理，水电开发过程中难免遭遇许多波折，造成非技术成本增加，甚至可能导致工程停工下马。水电开发企业开发水电要选择“好”的项目，把项目做“好”;要遵循“价值创造”理念，为社会创造财富，与合作方共同发展，让水电开发成果惠及所有利益相关者;要进一步促进水电开发与环境保护协调发展，加强工程建设管理、运行维护和调度管理，优化方案，降低成本，让水电发挥更大作用，并保障其永续利用。来源：中国电力新闻网

北极星售电网讯：因为区域内拥有众多的高山、大河，四川的电力市场，走出了一条与众不同的发展之路。四川，西南重地，巴蜀文化发祥地之一，人类文明史可追溯到25000年前。多山、多水、落差大地利优势适合发展水电四川多山。西依青藏高原和横断山脉，北近秦岭，与黄土高原相望，东接湘鄂西山地，南连云贵高原，西北边缘龙门山，东北边缘大巴山，西南边缘大凉山，东南边缘相望于武陵山。四川多水。全省共有大小河流1300余条，且集中分布在西部金沙江、雅砻江和大渡河三大江河上，水能资源理论蕴藏量、技术可开发量、经济可开发量均占全国的1/4以上。水力资源在1万kW以上的有850条，平均每平方公里可开发的年水力发电量为90146万kW？h，是全国平均值的4.6倍。四川地势落差大。地处中国大陆地势三大阶梯中的第一级和第二级，即处于第一级青藏高原和第二级长江中下游平原的过渡带，西部为高原、山地，海拔多在3000米以上；东部为盆地、丘陵，海拔多在500~2000米之间。地势西高东低，高低悬殊。山多、水多、地势落差大，大自然的恩赐为四川因地制宜发展水电提供了便利条件，这也成为了四川与全国绝大多数以火力发电为主的省份的最大区别。第一家电厂1925年建成建国前起步早发展慢资料显示，四川的第一家水电站——济和水力发电厂，装机容量140千瓦，1921年筹备，1923年动工，1925年建成。尽管起步很早，但从1921年到1949年的28年间，由于社会动荡，四川全省(含重庆)的总装机容量仅仅0.18万千瓦，发电量0.19亿千瓦时，平均每年净增装机容量64千瓦，净增发电量67.86万千瓦时。三中全会后第一次大发展水电装机跃居全国第一新中国成立后，经济建设在探索中曲折前行，四川仍然建成了以映秀湾、渔子溪、龚嘴三座水电站为代表的众多水电站。截至1981年，四川全省水电装机容量208.3万千瓦，年发电量76.61亿千瓦时，水电装机容量翻了1157倍，发电量翻了403倍。十一届三中全会后，四川省突出水电在能源建设中的地位，以大、中型为骨干加快流域滚动开发，充实完善水电“西电东送”的输送格局，在雅砻江、大渡河、岷江、金沙江等河流上选取一批大型骨干项目进行重点开发，同时在青衣江、宝兴河、南桠河、瓦斯沟、美姑河、马边河、嘉陵江、渠江、涪江、龙河等河流上部署一批中、小型电站。在规划指引下，从1981年到2000年末，四川新建成投产的大、中型水电站有南桠河(12万千瓦)、耿达(16万千瓦)、铜街子(60万千瓦)、太平驿(26万千瓦)、宝珠寺(70万千瓦)、二滩(330万千瓦)，以及东西关(18万千瓦)、铜头(8万千瓦)、雨城(6万千瓦)、明台(4.5万千瓦)等。地方电力系统中装机容量在1万千瓦及以上的水电站有洪雅城东(8.4万千瓦)、槽鱼滩(7.5万千瓦)、马回(5.61万千瓦)、江口(5万千瓦)、白禅寺(4.8万千瓦)、西河(4.6万千瓦)、黄丹(4.5万千瓦)、草坡(4.5万千瓦)、理县(3.3万千瓦)、风鸣桥(3.19万千瓦)、文峰(3万千瓦)、耒复(3万千瓦)、堰草坝 (2.7万千瓦)、四九滩(2.5万千瓦)、花滩(2.5万千瓦)、大沫(2.5万千瓦)、甘馒(2.44万千瓦)、龙潭(2.4万千瓦)、黑土坡(2.4万千瓦)、上河坝(2.4万千瓦)、红石桥(2万千瓦)、吴河(2万千瓦)、沙坪(2万千瓦)、香水(2万千瓦)、黄泥滩(1.8万千瓦)、大堡(1.75万千瓦)、九龙滩(1.5万千瓦)、黄葛浩(1.28万千瓦)、飞水(1.26万千瓦)、胜利(1.26万千瓦)、驾虹(1.25万千瓦)、五里店(1.2万千瓦)……数据统计，截至2000年底，全省水电装机容量已经达到1100.83万千瓦，占全省总装机容量的64.38%，列全国第一位；年发电量369.05亿千瓦时，占全省年总发电量的66.33%，跃居全国首位。水电投资引入竞争机制 2000年后水电厂遍地开花2000年，水电投资领域引入了竞争机制，投资主体多元化，梯次开发流域化，现代企业管理制度的创新，进一步加快了四川水电开发建设的步伐。特别是“十五”期间全面启动金沙江、雅砻江、大渡河三大水电基地建设以来，四川的水电装机容量更是跃居全国第一。由2002年1173.15万千瓦发展到2012年3527万千瓦，增长198.39%，水电发电量由2002年454亿千瓦时发展到 2012年1483亿千瓦时，增长226.65%。“十二五”期间，四川水电势头不减，每年有1000万千瓦以上水电装机增长，截至2014年年底的数据显示，四川电网水电装机6293万千瓦，占总装机容量的79.9%。2015年，按照四川省人民政府办公厅2014年12月发布的《关于推动我省水电科学开发的指导意见》(以下简称《意见》)要求，四川将加快建设金沙江、雅砻江、大渡河“三江”水电基地，有序推进阿坝东部、阿坝北部、绵阳、甘孜中东部、甘孜南部、凉山、雅安等7个资源集中区域水电集群发展，积极打造嘉陵江、岷江中下游2个电航通道，形成“三江七片两线”的水电基地基本格局。到2015年底，全省水电装机容量达到6700万—7000万千瓦，2020年达到9000万—9500万千瓦，建成全国重要的水电基地。《意见》提出：在做好环境保护和移民工作的前提下，2020年前开工建设一批大中型水电项目和电网重大工程，主要包括：金沙江下游乌东德、白鹤滩，金沙江上游苏洼龙、叶巴滩，雅砻江杨房沟、孟底沟、牙根一级、牙根二级、卡拉，大渡河双江口及金川水电站，乌东德、白鹤滩水电站及雅砻江中游两河口等水电站送出工程。2020年前投产一批大中型水电项目，主要包括：金沙江下游乌东德，雅砻江桐子林、两河口、牙根一级、牙根二级、杨房沟，大渡河双江口、金川、猴子岩、长河坝、黄金坪、大岗山、枕头坝一级、沙坪二级水电站及上述电站送出工程。又一轮的集中规划，让四川的水电建设彻底爆发。2019年两会期间公布的数据显示：截至2018年底，四川省水电装机容量7674万千瓦、居全国第一。连续第5年外送水电超过1000亿千瓦时；全省“电能替代”电量84.1亿千瓦时，同比增长24.7%；市场化交易电量712亿千瓦时，同比增长12.3%；还在乐山、甘孜、雅安三地分别建立了水电消纳示范区试点。曾经的中国首富，因为坐拥多个水电站，每年有几十亿现金流进账的李河君说过，水电站就是印钞机。按照李河君的说法，水电装机量全国第一的四川，水电企业岂不是年年一本万利？但享能汇记者在四川走访期间，却听到了另一种不同说法——“四川70%左右的水电厂都亏钱”，被称为印钞机的水电厂，为什么会亏钱？水电为主的四川，与火电为主的省份相比，电力交易有哪些不同？有8种交易类型可以参与的四川售电公司，日子是不是过得更滋润？丰水期电量供大于求，枯水期电量供小于求，火电还要参与交易，如此复杂的情况，怎样建设现货市场？……这些问题的答案，后续的“享能汇四川电力市场调查系列报道”中都将逐一揭晓。原标题：四川电力市场调查系列报道之一 ——独辟蹊径的“水电王国”（文章来源：享能汇）

中国水电设备行业发展概况分析水力发电是再生能源发电的“领头羊”，远超风力和太阳能的发电量。水力发电机组是水电站生产电能的主要动力设备。我国水电设备需求大，水电设备投资利用扩大，受水力资源区域分布影响，水电设备行业发展区域性强。我国水力发电机组产量实现历史新高。随着政府文件明确清洁高效发电装备中的水电机组参数，未来水电设备势必朝着大型化，清洁高效方向发展。并且随着信息技术的发展，未来水电设备行业与信息技术将进一步融合，智能水电站与智能水电设备将进一步融合发展。1、中国水电设备行业起步较晚水电设备是用于水力发电的设备，主要包括水力发电机组和其它辅助、配套设备，如空冷器、减速器、调速器、阀门、启闭设备、导水管等。根据水头的不同，水力发电机组可分类为贯流式机组、轴流式机组、混流式机组、冲击式机组等。我国水电设备行业起步虽然较晚，但是发展速度较快。20世纪80年代，得益于国家制定的“以市场换技术”方针，水电设备的技术研发和设备制造能力显著提高。21世纪初期，面对水电建设高潮，外资企业登陆中国，国外公司纷纷在中国建厂。21世纪至今，我国朝着水电制造强国目标发展。我国水电设备行业发展具有技术和市场集中度高，受水电行业投资建设影响大，水电设备运营维护重要性强，政策指导性强等特点。国内超大型水轮机制造技术主要掌握在东方电气、哈尔滨电机厂、重庆水轮机厂、浙富控股等少数企业手中；水电厂、水电站是水电设备主要应用领域，水电行业开发投资深刻影响水电设备行业发展。水力发电厂的设备种类繁多、技术复杂，水电的经营期可长达50年甚至百年，对于水电设备的磨损较大，因此水电设备的运营维护十分重要。2、中国水电设备需求现状：水电设备投资利用扩大在全球发电份额中，水力发电仅次于燃煤发电和燃气发电，居世界第三。水力发电是再生能源发电的“领头羊”，远超风力和太阳能的发电量。我国水力发电设备需求大。2015-2019年中国水电设备平均利用小时在3500小时以上水平。2019年，水电发电设备利用小时3726小时，比上年提高119小时。我国水电设备需求大，未来我国水电设备势必朝着增效保质方向发展。水电设备主要包括水轮发电机组(水轮机、发电机)，根据近年来我国水电站项目中标情况初步可知水电设备价格情况。2020年9月，浙富控股确定为四川大渡河双江口水电站项目第002标段水轮发电机及其附属设备采购的中标单位，金额达3.3亿元。2020年8月，重庆水轮机厂有限责任公司中标重庆利泽航运枢纽工程水轮发电机组及其附属设备项目，装设4×18.5MW贯流式机组、转轮直径7.2m，为超大转轮直径水轮机。装机容量74MW，金额达11600万元。对于整套项目而言，水电设备的价格相对较高，前期投资金额大。对水轮机等水电设备来说，主要供应各水电站、水电厂。根据我国水能资源分布具有的区域性特点，以西南地区川、滇、黔为重心，国家积极推进大型水电基地开发，推进长江、金沙江、雅砻江、大渡河、乌江等水系水能资源开发。从发电量来看，2019年四川、云南、湖北三省水力发电量占全国水力发电量的54.2%，前六大省份水力发电量占比达67.6%，意味着这些省份的水电设备需求相对于其他省份高。具体到水电站，当前我国在建水电项目有金沙江乌东德、白鹤滩、雅砻江两河口，大渡河双江口等水电站，金沙江旭龙等水电站正开展前期工作。这些水电站的水电设备需求相对较高。3、中国水电设备供给现状：产量实现历史新高水力发电机组是水电站生产电能的主要动力设备。根据机经网统计数据，2019年，中国水力发电机组产量为1091.8万千瓦，同比增长1.5%。2020年1-8月，中国水力发电机组产量为1259.47万千瓦。注：2015年产量增速为-28.3%。近几年随着我国加快水电清洁能源发展，水电大机组设备陆续生产完成，供给能力表现良好。区域方面，由于水电开发需要适应当地生产环境，因此开发的产品需要更符合当地市场的需求和更便于利用当地的人力、技术资源。国内规模以上水电设备企业分布主要临近国内水电资源丰富地区，包括四川、湖南、浙江等地区。从国内水轮机及辅机主要供给企业产品及区域分布情况看，东方电气股份有限公司、重庆水轮机厂有限责任公司、哈尔滨电机厂有限责任公司、浙江金轮机电实业有限公司等公司分布在四川、重庆、黑龙江、浙江等地。4、将朝着清洁高效方向发展2019年12月，工信部印发的《首台(套)重大技术装备推广应用指导目录2019年版》指出，清洁高效发电装备中的水电机组整体为额定功率大，产品大型化。可知，我国在大力推动水电设备朝着大型化，清洁高效方向发展。当前我国高度重视水电开发过程中的生态保护问题，坚持生态优先，因此水电设备发电机组节能化、环保化、高效化已成为发电设备产品的发展方向。作为水力发电设备重要组成部分的水轮机，未来也将朝着大功率和高参数方向发展，未来水电设备的生产制造将更加适应生态环境保护的大趋势。另外，随着信息技术的发展，未来水电设备行业与信息技术将进一步融合，水电工程设计、建造和管理数字化、网络化、智能化进一步深化，智能水电站与智能水电设备进一步融合发展。（文章来源：前瞻产业研究院）

长江电力引领行业发展目前，我国水力发电行业市场整体较为分散。就水电开发商而言，全国水电开发企业大致可分为三类：第一类多为央企，承担大型电站的开发，如中国长江三峡集团公司、雅砻江流域水电开发有限公司等；第二类为流域开发企业，如五凌电力有限公司、贵州乌江水电开发有限责任公司等；第三类是新成立的流域水电开发企业，如黄河上游水电开发有限责任公司等。从水电装机量来看，央企优势明显，五大发电集团旗下的水电总装机规模约占到全国的三分之一。其中，三峡集团旗下长江电力（600900）是全球水电龙头，装机规模居世界第一。长江电力公司以大型水电站的运营为主要业务，运行管理着三峡、葛洲坝（600068）、溪洛渡、向家坝4座巨型电站。截至2017年底，长江电力装机容量4549.5万千瓦，占全国水电装机的13.33%。从水电发电量来看，2017年，全国水力发电总量为11945亿千瓦时。其中，长江电力累计完成发电量2108亿千瓦时，占全国水电发电量的17.66%；国投电力（600886）其次，累计完成发电量1289.49亿千瓦时，占全国水电发电量的6.95%；桂冠电力（600236）排在第三，累计完成发电量346.59亿千瓦时，占比达2.90%。就水电设备商而言，目前我国具有一定市场规模的水力发电设备制造企业有哈尔滨电机厂有限责任公司、东方电气（600875）集团东方电机有限公司、广东鸿源机电股份有限公司等。水力发电站的主要设备包括水轮机、发电机、调速器、励磁调节系统等，以水轮发电机组为例，哈尔滨电机厂有限责任公司水轮发电机组的制造能力达到10000MW/年，最大单机容量达到800MW，并具备制造单机容量1000MW水轮发电机组的能力，其制造的大型水电机组约占国内生产的大型水电机组总装机容量的半壁江山；东方电气集团东方电机有限公司其次，提供的发电设备约占全国总装机容量的20%。最后，在区域分布方面，四川、云南和湖北水电发电量常年位于全国前列，合计比重在六成以上。根据中电联数据统计，2019年1-2月，全国规模以上电厂水电发电量1352亿千瓦时，其中四川、云南和湖北位列前三，水电发电量分别为369亿千瓦时、305亿千瓦时、152亿千瓦时，合计占全国水电发电量的61.09%。合理规划水力发电电价首先，水力发电和其他发电方式相比，具有很好的调峰能力。这不仅能给电力调度带来方便，同时也能带来很好的经济效益。相对的，一些库容量小的水库电站的调节性能差，也给电网的运行带来了不小的困难。因此，开发具有多年调节性能的大中型或特大型水电站，特别是流域开发的龙头水电站，能推动水力发电的快速发展，充分发挥水电的调峰优势。其次，在市场经济条件下，发电成本和上网电价的高低是影响水力发电发展快慢的决定性因素。水力发电的成本与其他发电方式相比是最低的，但由于水力发电的建设初期投资大，偿还银行贷款的负债压力大，导致水电站投产发电后制定的上网电价过高，影响了水力发电的发展，并且当电力工业实行“厂网分开、竞价上网”的改革后，使得这个矛盾更加突出。因此，未来将进一步合理规划水力发电电价。最后，水力发电的技术改造主要是针对水轮发电机组进行增容改造，从而提高发电量和发电效率，保证发电机组的安全运行。水力发电的技术改造具有投资少，见效快，回报大的优点。而电力机组设备运行的可靠，设备自动化水平的提高，调节能力的增强，都有利于电力系统的安全，提升经济效益。就目前阶段，我国水力发电的技术改造具有很大的潜力。以上数据来源参考前瞻产业研究院发布的《中国水力发电行业市场前瞻与投资战略规划分析报告》。

在我国电力需求的强力拉动下，我国水力发电行业进入快速发展期，其经济规模及技术水平都有显著提高。建设投资有所增长我国有丰富的水能资源，理论蕴藏量为6.9亿千瓦，经济可开发装机容量近4亿千瓦。为实现到2020年非化石能源占我国一次能源的比重将提高到15%目标，核电在我国一次能源的比重将占到4%，风电、太阳能和其他非化石能源可占到2%，其余至少有9%的比重要靠水电来完成，因此水电的战略地位显得非常突出。近年来，我国水电建设投资额呈现波动增长的态势。2019年，我国水电投资完成额为814亿元，2020年1-4月，投资完成额为212亿元。水电装机容量也逐年增长，但随着主要水电站的投产建成，近年来新增水电装机容量也在逐年下降。 2019年，全国新增水电装机容量417万千瓦。预计未来几年，随着国家节能减排力度的不断增强、煤价不断上涨抑制火电装机、水电火电上网价格趋同，新增水电装机容量会有所回升，但增速会受到水电资源条件限制。发电比重持续震荡无论是装机容量，还是发电量，中国水电都是一骑绝尘，大幅领先于其他国家。但以开发程度来看，发达国家水能资源开发程度总体较高，瑞士、法国、意大利已超八成，我国水电开发程度为37%，虽高于全球平均值，但与发达国家相比仍有较大差距。从中国水力发电量占总发电量比重变化情况来看，2012-2019年，我国水力发电量占总发电量的比重在16%-20%之间波动运行，近年来隐隐有下滑的态势。2019年，我国水力发电量为13044.38亿千瓦时，占全国发电量的17.38%。水力发电量占全国发电量的比重仍需提升，水力发电建设还需再接再厉。国家对于水力发电行业也是十分重视，国家能源局发布的《水电发展“十三五”规划(2016-2020年)》指出，到2020年，全国常规水电站装机容量需达到3.4亿千瓦，其中，大中型水电站2.6亿千瓦，小型水电站0.8亿千瓦。抽水蓄能电站装机容量需达到0.4亿千瓦。到 2025年，全国水电装机容量要达到4.7亿千瓦，其中常规水电3.8亿千瓦，抽水蓄能约9000万千瓦;年发电量达1.4万亿千瓦时。以上数据来源于前瞻产业研究院《中国水力发电行业市场前瞻与投资战略规划分析报告》，同时前瞻产业研究院提供产业大数据、产业规划、产业申报、产业园区规划、产业招商引资等解决方案。