風險提示：本文所提到的觀點僅代表個人的意見，所涉及標的不作推薦，據此買賣，風險自負。

作者：聚焦企業內在價值

來源：雪球

凈利潤=上網電量x（平均上網電價-度電完全成本）

所以，關于水電，就先從定價機制開始談起吧！

中國水電定價機制經歷了從政府定價向市場化方向的漸進式改革，目前形成“計劃與市場雙軌并行”的多元體系。目前主要包括以下四類：

下面是定價機制以及對應的相關政策：

水電的定價特點：

市場化改革方向：

水電的定價機制對比：

由此可見，當前水電定價機制兼顧了歷史項目成本回收、區域資源優化配置及市場化轉型需求，未來隨著全國統一電力市場建設深化（目標2030年建成），市場化交易比例將持續提升，水電價格將更充分反映其清潔能源價值與環境效益。

下面來一個深化和總結：

就是電力市場化改革趨勢下，什么樣的水電站最受益？

電力市場化改革的本質是：政府與市場關系的重構：政府從“定價格、分電量”轉向“定規則、管安全、保民生”，市場則成為資源配置的主導力量25。未來方向是建成全國統一電力市場（目標2030年），實現能源轉型與經濟社會效益的雙贏。

說的更直白一些，就是逐步從計劃制走向市場主導制，我覺得長期而言，這是好事。

電力市場化改革的核心意圖是還原電力商品屬性，通過市場機制優化資源配置、提升效率、促進能源轉型，同時保障民生用電安全。其方向遵循“管住中間、放開兩頭”的體制架構，即管住自然壟斷的輸配電網環節，放開發電側和售電側的競爭性業務。

改革的方向如下：

改革的重點我圈了一下，也梳理了一下：

這種情況下，對水電站而言，最核心的有3個方向，那就是最大化利用市場化機制中的 峰谷價差套利、跨區域溢價、輔助服務收益。

這里面還有一個點，就是自然而然地實現電力市場的優勝劣汰。

根據上面的三大紅利，具備以下特征的水電站受益最大：

1.調節性能強的大型蓄水式電站（尤其多年調節水庫）；

2.布局于電力緊缺區域或外送通道節點；

3.具備“水風光儲”一體化協同能力；

4.折舊壓力小或現金流充沛的成熟電站；

長江電力

核心優勢：全球最大水電企業，裝機 7100 萬千瓦，六庫聯調能力突出，保障電力供應穩定與調度靈活。

受益機制：峰谷套利，高峰電價溢價 20%-30%；跨省交易，西電東送至高價區（如江蘇）；2025 年起三峽機組折舊到期，改善現金流。

風險挑戰：負債率 63%，抽蓄項目回報周期長，資金回籠壓力大。

華能水電

核心優勢：瀾滄江全流域開發，多年調節電站占比高，水資源調配和發電穩定性強。

受益機制：云南市場化電價上漲 5%（2023 年）；省內高耗能產業擴張致枯水年缺口 1200 萬千瓦，利于電價提升；負債率降至 64%，融資成本 3.07%，財務費用降低。

風險挑戰：來水波動影響大，2022 年枯水致凈利潤降 5%，受水文條件影響收益不穩定。

川投能源

核心優勢：參股雅礱江水電 48%，擁有稀缺梯級水電資源，開發運營優勢獨特。

受益機制：水光互補，配套光伏 200 萬千瓦，棄光率 < 5%；抽蓄調峰收益（屏山項目年收益 12 億）；四川綠電交易試點，部分電站所得稅 7.5%。

風險挑戰：省內水電過剩風險，或致電價下行 3 - 5%，壓縮利潤空間。

國投電力

核心優勢：雅礱江流域開發主體，裝機占比 57%，推進水風光一體化布局，能源供應多元化。

受益機制：兩河口水庫調節庫容 65.6 億 m3，枯水期發電占比 55%；風光裝機加速，2025 年目標 15GW；水電度電成本 0.04 元，毛利率超 50%，成本優勢顯著。

風險挑戰：云南現貨電價波動可達 50%，收益穩定性受沖擊。

深化舉例：

總結：電力市場化改革下，具備調節能力、區位優勢及綜合能源布局的龍頭水電站受益最大。長江電力因規模效應與跨區調度能力成為最大贏家；華能水電、國投電力依托區域供需緊張與多能互補挖掘增量；川投能源則通過參股雅礱江分享稀缺資源價值。

所以，我感覺如果按照資產質量排序，長江電力＞華能水電＞川投能源＞國投電力。

說的我又想買長江電力了，真是好貨不便宜?。?/p>

結論就是：水電其實在這個過程中，階段性波動，但長期而言，屬于受益群體。

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