水力发电行业分析报告.docx

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水力发电行业分析报告

2021年水力发电行业分析报告

2021年3月

一、行业主管部门、监管体制、主要法律法规及政策

1、行业主管部门和监管体制

目前我国水力发电行业涉及的监管部门主要为国家发改委和地方发改委、水利部、自然资源部、生态环境部、国家能源局。

上述各部门的具体职能及职责如下：

（1）国家发改委和地方发改委

主要负责制定电力行业的中长期发展战略规划，研究和制定重大政策，对重大水电站建设项目进行核准。

其中，国家发改委主要负责核准在跨界河流、跨省（区、市）上的单站总装机容量50万千瓦及以上的水电站项目，其余的由地方各级发改委审批。

发改委负责组织起草有关价格和收费法规草案和政策；组织拟订少数由国家管理的重要商品和服务价格、重要收费政策，调整中央政府管理的商品和服务价格、收费标准；组织重点行业、重要农产品、重要商品和服务的成本调查，按规定承担政府定价项目成本监审。

（2）水利部

负责保障水资源的合理开发利用。

拟订水利战略规划和政策，起草有关法律法规草案，制定部门规章；负责生活、生产经营和生态环境用水的统筹和保障；按规定制定水利工程建设有关制度并组织实施；指导水资源保护工作；指导水利设施、水域及其岸线的管理、保护与综合利用；指导水利工程移民管理工作。

（3）自然资源部

负责自然资源的合理开发和应用，自然资源资产有偿使用工作，负责组织实施耕地保护制度，对水电项目占地是否符合规划、管理、保护与合理运用等相关规定进行审批等。

履行全民所有土地、矿产、森林、草原、湿地、水、海洋等自然资源资产所有者职责和所有国土空间用途管制职责。

依法管理水文地质勘查和评价工作。

监督管理地下水过量开采及引发的地面沉降等地质问题等。

（4）生态环境部

负责水电项目等重大环境问题的统筹协调和监督管理。

负责对水电项目进行环境影响评价，对建设项目环境影响评价报告审批、建设过程中环保“三同时”工作监管和阶段及竣工环保验收。

（5）国家能源局

监管电力市场运行，规范电力市场秩序，监督检查有关电价，拟订各项电力辅助服务价格，研究提出电力普遍服务政策的建议并监督实施，负责电力行政执法。

组织拟订电力运行安全、电力建设工程施工安全、工程质量安全监督管理办法的政策措施并监督实施，承担电力安全生产监督管理、可靠性管理和电力应急工作，负责水电站大坝的安全监督管理，依法组织或参与电力生产安全事故调查处理。

（6）中国电力企业联合会

主要负责深入开展行业调查研究，提出对电力行业改革与发展的政策和立法建议，参与制定电力行业发展规划、产业政策、行业准入条件和体制改革工作；制定并监督执行行业约规，建立行业自律机制，推动诚信建设、规范会员行为、协调会员关系、维护行业秩序。

2、行业主要法律法规及政策

（1）行业主要法律法规

（2）行业主要政策

3、行业主要标准

全国电压电流等级和频率标准化技术委员会和全国电磁兼容标准化技术委员会制定的电能质量标准，包括：

《DL/T1053-2017电能质量技术监督规程》、《GB/T12325-2008电能质量供电电压偏差》、《GB/T12326-2008电能质量电压波动和闪变》、《GB/T14549-1993电能质量公用电网谐波》、《GB/T15543-2008电能质量三相电压不平衡》、《GB/T15945-2008电能质量电力系统频率偏差》、《GB/T18481-2001电能质量暂时过电压和瞬态过电压》、《GB/T19862-2016电能质量监测设备通用要求》、《GB/T24337-2009电能质量公用电网间谐波》等。

二、行业发展概况

1、水力发电基本原理

水力发电的工作原理是通过管道或者隧洞将具有较高势能的水流引入水轮机，利用水从高处到低处产生的势能来推动水轮机，将势能转换为机械能。

水轮机的旋转开始带动同轴发电机旋转，再将机械能转换为电能。

最后通过变压器增高电压，经由输电线路输送到电网当中，从而供终端用户使用。

具体如下图所示：

2、水电站、水库的主要分类和划分标准

（1）根据利用水源的性质分类

可以分为：

常规水电站、抽水蓄能电站、潮汐电站和波浪能电站等，其中常规水电站通常利用天然河流、湖泊等水源发电。

（2）根据对天然水流的利用方式和调节能力分类

可以分为：

蓄水式水电站，设有一定库容的水库，对天然水流具有不同调节能力；径流式水电站，通常没有水库或水库库容很小，对天然水量无调节能力或调节能力很小。

（3）根据水电站的开发方式分类

可以分为：

坝式水电站和引水式水电站，其中坝式水电站常建于河流中、上游的高山峡谷中，集中的落差为中、高水头。

（4）根据装机容量的大小分类

根据DL5180-2003《水电枢纽工程等级划分及设计安全标准》的规定，水电站工程等别根据其在国民经济建设中的重要性，按照库容和装机容量划分为五等，划分标准为：

大

（1）型：

≥1200MW；大

（2）型：

1200MW～300MW；中型：

300MW～50MW；小

（1）型：

50MW～10MW；小

（2）型：

＜10MW。

（5）根据水库总库容大小分类

根据《水利水电工程登记划分及洪水标准》（SL252-2017）标准，我国水库工程规模可以分为大I型，大II型，中型，小I型，小II型水库。

具体划分标准如下：

3、全球水电行业发展概况

根据《2019年BP世界能源统计》（BPStatisticalReviewofWorldEnergy2019）的数据显示，2018年全球水能发电量4.19万亿千瓦时，约占全球分燃料发电量总量比重的15.75%，在全球能源结构中有着重要地位。

截至2018年末，全球能源消费结构情况如下图所示：

中国是世界上水电发电量最大的国家。

根据国际水电协会（IHA）发布的《水电现状报告2019—部门趋势和洞察》统计，截止2018年全球水电装机容量约为1,292GW4，其中中国为352GW，占比27.01%。

具体如下图所示：

中国同时是世界水电消费量最大的国家。

根据《2019年BP世界能源统计年鉴》的数据，分区域统计2018年水电消费量最高的为亚太地区388.9百万吨油当量，占全球水电消费量的40.99%。

其中中国水电消费量为273.1百万吨油当量，占全球水电消费量的比例为28.78%，占亚太地区的比例为70.22%。

4、我国水电行业发展概况

2008年以来，随着我国GDP的快速增长，发电量与用电量均持续增长。

其中发电量由2008年度的34,510亿千瓦时增长至2019年度的73,253亿千瓦时，年均复合增长率为7.08%；用电量由2008年度的34,379亿千瓦时增加至2019年度的72,255亿千瓦时，年均复合增长率为6.99%。

从总量上来看，火电依然是我国发电主要来源，但是随着节能环保政策的推行，火电占全国装机容量的占比已从2008年的77.05%下降至2019年的59.21%，清洁能源的占比持续提升。

2008年以来，我国各类能源装机容量情况如下图所示：

水电作为可再生能源，是我国清洁能源的主力，目前在全国装机容量的占比约为20%，其总装机容量由2008年末的17,260万千瓦增加至2019年末的35,640万千瓦，年均复合增长率为6.81%，具体情况如下表所示：

随着我国对于生态环保的日益重视和对清洁能源消费需求的日益提升，水力发电在我国未来能源体系中将会占据重要的地位。

5、行业市场容量及发展趋势

根据国家能源局预测，2025年全国水电装机容量将达到4.7亿千瓦，其中常规水电3.8亿千瓦，抽水蓄能约9,000万千瓦，年发电量1.4万亿千瓦时。

同时根据国家能源局《水电发展“十三五”规划》的数据，发达国家水能资源开发程度总体较高，如瑞士达到92%、法国88%、意大利86%、德国74%、日本73%、美国67%，而我国水电开发程度为37%（按发电量计算），与发达国家相比仍有较大差距，可见我国水电行业有着较为广阔的发展前景。

三、电力体制改革的影响

1、电力体制改革综合试点的具体内容

国务院于2015年3月15日发布了《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号），明确了深化电力体制改革的重点和路径，即在进一步完善政企分开、厂网分开、主辅分开的基础上，按照管住中间、放开两头的体制架构，有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序向社会资本开放配售电业务，有序放开公益性和调节性以外的发用电计划；推进交易机构相对独立，规范运行；继续深化对区域电网建设和适合我国国情的输配体制研究；进一步强化政府监管，进一步强化电力统筹规划。

根据2015年10月12日发布的《中共中央国务院关于推进价格机制改革的若干意见》（中发〔2015〕28号），将加快推进电力等能源价格改革，建立主要由市场决定能源价格的机制。

2、电力体制改革对水力发电行业发展的影响

（1）电力体制改革中，清洁能源仍是未来发展重点

从2007年我国推行《国务院办公厅关于转发发展改革委等部门节能发电调度办法（试行）的通知》（国办发〔2007〕53号文）等有关法律法规的以来，一直坚持节能、经济原则，优先调度可再生发电资源，即水电、风电、光伏等可再生能源发电机组享有优先调度权。

2016年，国家发改委印发的《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》（发改能源【2016】625号），指出需结合市场竞争机制，通过落实优先发电制度，在确保供电安全的前提下，全额收购规划范围内的可再生能源发电项目的上网电量。

水力发电可通过落实长期购售电协议，优先安排年度发电计划和参与现货市场交易方式，落实优先发电制度和全额保障性收购，根据水电特点，为促进新能源消纳和优化系统运行，水力发电中的调峰机组和大型机组享有靠前优先顺序。

此外，2017年的《关于印发浙江省电力体制改革综合试点方案的通知》（2017[39]号）文件规定，要促进绿色发展，通过保证可再生能源有限收购，大力发展清洁能源；通过市场有效竞争，不断提升电力系统整体运行效率；通过强化能源领域科技创新，不断优化能源生产和消费结构。

可见在节能减排、环保再生等政策推行以来，我国一直支持和鼓励发展水电等清洁能源，没有因实施电力体制改革而发生变化，未来清洁能源仍是发展重点，且会逐步代替污染型发电企业。

（2）市场化集中竞价的影响

随着电力市场化改革的逐步推进，未来竞价上网将成为电力行业的普遍趋势。

与火电、核电相比，水电价格偏高，而与光伏和天然气机组比，水电价格又略低，整体属于中间水平。

对于清洁能源来说，水电相对于火电而言，虽然电站建设成本较高，但在机组建成投产后，其发电成本将远低于火电，且不受煤炭价格波动等因素影响，相对较为稳定，因此，在市场化竞争中，短期内虽然会受到火电这种低价电市场冲击，造成价格下行的可能，但在未来市场化长期竞争中，依托水电低成本运营，其价格优势将逐步凸显，且随着清洁能源的推行，火电市场势必逐步被清洁能源所慢慢替代，未来水电等清洁能源上网电量也将逐步增加。

总体来看，市场化集中竞价的影响有限。

四、行业竞争格局及市场化程度

由于天然的地理优势以及资源优势，我国的大型水电站主要规划在十三大水电基地，分布在金沙江、雅砻江、大渡河、乌江、长江上游、南盘江红水河、湘西、澜沧江干流、黄河上游、黄河北干流、闽浙赣、东北、怒江。

这十三大水电基地拥有的水资源量超过全国的一半，规划总装机超过27,577.2万千瓦，具体情况如下：

目前十三大水电基地的开发权大多被电力行业前7名集团控制，不同发电集团所获得的流域开发权不同，如三峡集团主要集中在长江上游和金沙江下游，国投集团主要开发雅砻江流域，华电集团以金沙江上游、乌江和怒江的开发为主。

行业前7大集团投产的（200万千瓦以上）大型水电站分布及装机容量情况如下表所示：

五、行业进入障碍

1、准入壁垒

水电行业属于重要的基础能源供应行业，国家具有明确的准入机制，我国目前对水电项目的投资建设采取核准制。

大型水电工程项目前期需要依次开展流域规划、项目预可行性研究、可行性研究以及项目申请报告编制等工作。

在项目上报申请核准前还需取得相关政府主管部门对工程涉及的移民、土地、环评、水土保持、安全、防震等专项批复文件，作为申请报告的必备材料。

根据《国务院对确需保留的行政审批项目设定行政许可的决定》、《国务院关于投资体制改革的决定》，目前在跨界河流、跨省（区、市）河流上建设的单站总装机容量50万千瓦及以上的水电站项目需要由国务院投资主管部门核准，其中单站总装机容量300万千瓦及以上或者涉及移民1万人及以上的水电站项目需要由国务院核准，其余水电站项目由地方发改委核准。

2、资金壁垒

水力发电亦属于资金密集型行业，一般情况下水力发电站涉及到的投资包括土地开垦、大坝建设、库区建设、电厂建设、设备投资、征地移民费用等，资金投入巨大。

同时一方面随着水电开发，工程向河流上游、高海拔、藏区深入，开发条件愈发困难，另一方面受国家政策和社会物价水平影响，环境保护、建设征地等标准提高。

这些因素共同造成了水电工程造价上涨。

3、技术、人才壁垒

水电行业涉及环保、水土保持、水文、地质、机电等多个领域，是技术密集型行业。

水电站前期建设需要集安全性、经济性、环境保护于一体，后期运行不仅需要根据来水量对独立的水库水位进行调节，还需要调节流域多个梯级电站的水位，实现整体流域水电站的效益最大化，前期建设和后期运行均拥有较高技术含量，同样对从业人员的素质提出了严格的要求，而具备扎实技术和管理经验的人员非常稀缺，新人的培训也需要较长的周期。

以工况为例，常规水电站机组有3种基本工况，工况转换有6种。

抽水蓄能水电站有5种基本工况，工况转换有24种。

同时由于水电站技术更迭较快，对人才专业知识的交叉性和全面性要求更高，不仅要掌握相关生产知识和工作技能，还要深入研究设备构造，全面掌握系统构成。

以抽水蓄能水电站为例，对生产人员的要求按系统分工，即调速器系统、球阀系统、励磁系统等。

因此，要求生产人员全面掌握电气一次、电气二次、机械等方面的知识。

4、建设周期壁垒

大型水电站项目周期漫长，一般情况下需要经历四个阶段：

首先是预可研阶段，周期为5年至10年，包括预可研设计、流域建设规划批准；其次是前期筹建阶段，周期为3年至4年，包括发改委批准、水资源论证、防洪影响论证、地震影响论证等；再次为主体建设阶段，周期为8年至10年，包括国务院核准、主体开工、机组发电、竣工验收；最后为运营阶段，寿命为100年至150年以上，主要是运行阶段维护。

由于建设周期较长，资本投入后需要经历较长时间才能逐步产生效益，从而构成了行业的时间壁垒。

六、行业利润水平的变动趋势及原因

影响水电行业利润水平的主要因素包括收入和成本两个方面。

收入方面影响因素主要包括：

上网电价和上网电量，其中上网电价定价方式又包括成本加成定价、标杆定价、倒推定价、市场化定价等，目前公司上网电价由浙江省发改委统一定价，从2019年7月1日开始，上网电价含税金额为0.5196元/千瓦时；上网电量则由装机容量和利用小时数决定。

成本方面影响因素主要包括：

折旧费用、水资源费用和库区建设基金等，其中折旧费用通常由其开发成本决定，也是最重要的成本之一；水资源费用和库区建设基金分别根据上网电量向水电站征收的费用，其用于水资源的节约、保护和管理；库区建设基金主要解决库存移民安置等事项。

七、影响行业发展的主要因素

1、有利因素

（1）我国电力需求量不断增加

2008年以来，我国GDP一直保持快速增长，带动发电量与用电量的不断提高。

其中发电量由2008年度的34,510亿千瓦时增长至2019年度的73,253亿千瓦时，年均复合增长率为7.08%；用电量由2008年度的34,379亿千瓦时增加至2019年度的72,255亿千瓦时，年均复合增长率为6.99%。

根据国网能源研究院发布的研究成果《全球能源分析与展望2017》，对世界及主要国家的人均用电情况进行趋势总结与对比分析发现，主要国家人均用电可分为四个等级：

第一等级人均用电超过1万千瓦时，主要是美国、加拿大等少数发达国家；第二等级人均用电在5,000-10,000千瓦时之间，大部分发达国家均在此列；第三等级人均用电在2,000-5,000千瓦时之间，主要是中国（介于二和三等级边界）、南非等新兴市场国家；第四等级人均用电不足2,000千瓦时，主要是发展中国家和欠发达地区，如印度、印尼等。

按照我国14亿人口计算，我国2019年人均用电量约为5161.07千瓦时，勉强处于第二等级末端。

鉴于用电需求与经济发展关系密切，展望中长期，我国人均用电、人均生活用电均将保持较快增长态势，未来需求增长仍有很大空间。

（2）电力市场化改革背景下水电价格优势凸显

2018年7月18日，国家发展改革委、国家能源局联合出台了《关于积极推进电力市场化交易进一步完善交易机制的通知》（以下简称“《通知》”），明确要求各地进一步提高市场化交易电量规模，加快放开发用电计划，扩大市场主体范围，积极推进各类市场主体参与电力市场化交易。

《通知》还鼓励各类发电企业参与市场化交易，在统筹考虑和妥善处理电价交叉补贴的前提下，有序放开水电参与电力市场化交易。

水电比重大或消纳受限地区，可根据实际情况有序放开水电，扩大水电参与市场化交易比例。

进一步完善优先发电优先购电制度，建立水电等优质电源优先采购机制，提升对居民、农业等优先购电用户的保障能力。

水电的上网电价相对较低，在市场化竞争中具有一定优势。

（3）节能减排背景下水电清洁能源优势明显

随着环境保护和节能减排压力与日俱增，我国大力发展清洁能源势在必行。

根据国际能源协会统计，水电在每千瓦时最低碳排放方面远远低于燃煤、燃气、太阳能、地热等，如用燃煤替代水电，则2017年有将近四十亿吨额外温室气体排放到大气中，化石燃料和工业的全球排放至少会高出10%。

从全球范围来看，水电是世界上最大的可再生能源发电来源，水电产生的电力是其它可再生能源总和的两倍。

2、不利因素

（1）未开发水能资源多集中于难开发地区

根据统计，十三大水电基地全部规划水电装机容量约2.73亿千瓦，目前已投产机组装机容量达1.55亿千瓦，在建机组装机容量6,199.80万千瓦，停建机组装机容量749.4万千瓦，未开发机组4,783.03万千瓦。

已投产和在建的装机总量占比达到了79.27%，未开发的总量占比仅为17.54%，大部分的水能资源已经完成开发，或正在开发中，未来的增量已经不多。

十三大水电基地规划中，未开发的水电装机总量达4,783.03千瓦，其中怒江未开发的水电装机量达1,712万千瓦，占比最高，其次为金沙江中游和大渡河流域，分别为720万千瓦和615万千瓦，多集中于中上游，开发难度较大。

八、行业技术水平及经营特点

1、行业技术特点

自1878年第一座水电站建立以来，世界水电产业发展已逾140年，工程设备技术和开发方法已经趋于成熟，大多数发达国家在经历几十年的迅猛发展后，已经步入稳定期，而亚非拉美等地区未来仍有较大发展空间。

新中国水电产业发展大致可以分为三个阶段：

第一阶段为1949-1978年，囿于技术水平和物资，期间主要规划建设了一批中小水电站，同时突破性建设了部分大型水电项目，比如新安江水电站、刘家峡水电站等。

1957年4月开工建成新安江水电站，是中国自行设计、自制设备、自主建设的第一座大型水电站，也是我国第一座百米高的混凝土重力坝。

第二阶段为1979-2000年，期间水电产业经历了总承包制、业主制、法人制三阶段的市场化改革进程，同时开始引进国外先进技术，实施“西电东送”战略。

1991年，二滩水电站作为世界银行在单个项目贷款最多的项目正式开工。

全面实行国际招标，项目管理全面与国际接轨，引进了国际管理经验和技术，促进我国水电建设技术和设备制造能力跨上了新台阶。

在吸收国外先进管理技术经验基础上，也建成了全球装机规模最大的三峡大坝。

第三阶段为2001年至今，期间我国水电产业规模跃居世界第一，技术开发全面且领先全球，明确提出了十三大水电基地。

其中代表性项目包括溪洛渡水电站、白鹤水电站。

2017年8月3日白鹤滩水电站正式开工，项目总投资1,700亿元。

作为我国第四座千万千瓦级水电站，白鹤滩水电站创造了多个世界之最，其建设技术水平，体现了当今中国乃至世界水电工程的最高水平。

2、行业周期性、区域性、季节性

电力行业作为关系国计民生的基础能源产业，其发展周期与宏观经济周期紧密相关。

中国电力行业具有较明显的周期性特征，变动趋势与宏观经济变动趋势基本相同，呈相辅相成的关系：

一方面，宏观经济的发展要依赖电力行业提供可靠的能源支持；另一方面，国民经济增长对电力行业发展具有刺激作用，当国民经济处于稳定发展期时，发电量随电力需求量的增加而上升。

自1986年以来中国GDP增长率、发电量增长率和电力消费弹性系数趋势如下图：

从区域性来看，由于天然的地理优势以及资源优势，我国的大型水电站主要规划在十三大水电基地，具有明显的区域性特征。

从季节性来看，水电行业主要表现为不同江河的丰水期和枯水期对发电量的影响。

一般而言，在同一年份的不同月份，水电公司发电量受河流丰水期和枯水期的影响而呈现明显的周期性，进而水电公司的盈利能力也呈现明显的季节性波动。

公司所处的浙江省内大部分江河5-9月份为丰水期，12-2月份为枯水期，其余属于平水期。

九、行业上下游之间的关系

水电作为清洁能源，仅利用大自然水势能转换为电能，在整个经营过程中，只要水源充足，则仅需少量备品就可以满足日常经营需要，因此上游行业对其影响较小。

水电行业下游客户主要为电网公司，其掌握上网电量的调度，因而相对于发电企业处于强势地位。

随着我国电力体制改革进一步推进，未来下游行业对水电行业的影响将有所弱化。