1、水电成本结构稳定，盈利能力强
参考观研天下发布《2018年中国水电自动化行业分析报告-市场运营态势与投资前景预测》水电主营业务成本的变化与收入相关性较低，较为稳定。水电的主营业务成本主要由折旧费、水费、职工薪酬等组成。折旧费在主营业务成本中的占比非常大，属于固定成本，和收入无线性关系，而且与火电不同，水电仅需支付较低的水费，不受燃料价格波动影响，仅与发电量相关。总体来看，水电主营业务成本变化较为稳定。其中，折旧费是主营业务成本最大的组成部分，约占 60%-70%左右，当水电资产折旧提足以后，全部的电费收入都将最大程度转化为利润。以华能水电为例， 2016 年，公司主营业务成本共计约 64.25 亿元，其中折旧费为 43.36 亿元，占主营业务成本为 67.49%。
水费征收方式固定，总量随发电量上升而增加。水费包括库区维护基金和水资源费两项内容，其中库区维护基金按照财政部颁布的《大中型水库库区基金征收使用管理暂行办法》执行，根据水库实际上网销售电量，按不高于每千瓦时 0.8 分钱的标准征收；水资源费参考《关于中央直属和跨省水利工程水资源费征收标准及有关问题的通知》中明确的，按照每千瓦时 0.3-0.8 分钱的标准进行征收。
固定成本高且几乎无燃料成本，水电盈利能力强。水电使用江河来水作为发电的能力来源，除交纳一定的水费外，几乎无燃料成本，所以水电的盈利能力特别强。以水电龙头企业长江电力为例，2017 年公司营业收入 501 亿，同比增加 2.47%；归属母公司净利润 223 亿，同比增加 7.12%。公司销售毛利率为61%，销售净利率为 44%，分别高于电力行业 42pct 和 36pct。
图：华能水电折旧费占营业成本67%
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图：长江电力毛利率及净利率变化情况
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2、消纳能力继续改善，水电业绩预期向好
水电消纳能力提升促进水电发电量增长。水电装机自“十二五”以来呈现快速增长，同期全社会用电负荷增长放缓，并且对应的电网配套建设以及跨区域电力输送能力不足，导致水电消纳困难。近年来国家已出台多项政策促进水电消纳，弃水现象有所缓解。2018 年 3 月，国家能源局发布了《可再生能源电力配额及考核办法（征求意见稿）》，拟将水电、风电、光伏等可再生能源消纳比例作为强制指标进行考核，水电消纳情况有望继续得到改善，水电发电量有望保持稳定增长。我们判断，随着多项消纳政策的出台和电力市场化的逐步完善，以及跨省输电通道的建设完成，未来水电的消纳能力将得到有效的增强，水电发电量增长将得到保证。表：多个促进水电消纳政策出台
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3、关注高分红、低生产成本的优质企业
水电在建工程减少，分红比例有望维持在较高水平。“十二五”期间水电装机容量增长较快，水电装机增加 8900 万千瓦；受水电开发资源、生态环保等原因限制，“十三五”期间水电增量将有所回落。按照我国水电十三五规划，常规水电站预计新增投产 4349 万千瓦，较十二五建设规模明显下降，水电企业新增在建工程规模减小，资金支出减少。此外水电在运营期内主要成本为计提的折旧，非付现成本，因此在整个运营期，水电可以提供较为稳定的现金流。未来水电建设规模下降的前提下，分红比例有望维持在较高水平。以长江电力为例，公司公告称 2016 年至 2020 年每年利润分配按每股不低于 0.65 元进行现金分红，对2021年至2025年每年利润分配按不低于当年实现净利润的70% 进行现金分红。2017 年每股分红 0.68 元，分红率为 67.2%，对应当前股价，股息率达 3.75%，具有很高的确定性收益。图：水电装机增速逐年下降
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图：长江电力股息率为3.75%
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单位生产成本较低的企业无疑更具有竞争优势。水电企业生产成本主要受装机容量、水库库容等因素影响。单体电站装机容量大，其集约化程度高、集控中心可统一调度，能有效控制单位生产成本。长江电力合计装机容量达 4549 万千瓦，其单位生产成本在水电企业中最低；水库库容越大，其可调节能力越强，可将丰水期多余水量调节至枯水期使用，控制了弃水风险，通过增加发电量降低单位生产成本。华能水电、长江电力单位生产成本低于行业平均水平。
图：长江电力单位生产成本低于平均水平
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图：长江电力装机容量远超同行业公司
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