$华能水电(SH600025)$ 华能水电的成长性

很多朋友在分析华能水电时，认为华水确实低估，但担心澜上投资成本高，未来没有成长性，我认为情况并非如此。分析如下：
1. 华能水电的最大优势是有2个巨大的年调节水库，具有强大的电网调节能力，这为华能水电发展风光水互补发电奠定了良好的基础。云南风电利用小时高（近3000小时），光伏发电技术快速进步，成本一直下降，华水前期在开发经济性较好的澜上电站，负债率较高，开发风光水互补发电时机未成熟，现在澜上云南段电站基本开发完成，负债率显著下降，开发风光水互补发电时机接近成熟。像国电投黄河公司因已无水电项目开发，近年在大规模的投资风光水互补发电，去年为扩大投资，引入保险公司、银行等战略投资者混改资金242亿。
2 风光水互补发电效益分析
很多朋友对开发风光发电有抵触心理，主要是前期没到平价发电水平，项目依靠国家补贴，现金流很差，目前风光发电都已经到了平价发电的门槛，平价后的风光发电投资周期短，半年内就可以建设完成，回收可观的正现金流。
光伏发电 近年来，光伏发电成本一直在快速下降，今年2月在光伏发电epc招标中，已经有公司报出3000元/kwh的价格，我估计在未来一段时间，epc价格仍将快速下降。原因（1）目前隆基股份的硅片仍是高毛利产品，硅片正在打价格战，还有很大的下跌空间。（2）硅片由156mm转向210mm大硅片，epc成本可降约8%。（3）perc+电池技术的进步，效率可由目前22.5%提升至约24%，epc成本可降低7%。因此未来1—2年内，epc成本可以降低至2500元/kwh。
我们按2500元/kwh的epc价格分析下云南光伏发电的经济性。
云南光伏发电小时数 1300，假定含税上网价格0.30元（税后0.265元），项目资本金30%（7.5亿元/gw），贷款利率3.5%（17.5亿元/gw），折旧周期20年，电站维护成本0.02元/kwh。
1gw电站发电收入 13*0.265＝3.445亿元
成本 折旧 25/20＝1.25亿元；利息 17.5*0.035＝0.6125亿元，维护费用13*0.02＝0.26亿元。
1gw电站正现金流 3.445—0.6125—0.26＝2.57亿元，税前利润 1.33亿元，资本金收益率18.5%，相当好的指标，可见未来平价光伏发电项目的财务指标非常优良，未来效益取决于上网电价，但即使上网电价再降低5分钱，和水电上网电价接近，效益仍然较好，1gw电站正现金流 1.92亿元，税前毛利 0.4亿元，仍然具备一定的经济效益。
风力发电效益分析 风力发电技术进步和成本下降较慢，下降潜力也不大。目前风电epc价格月7000元/kw，风机大型化和叶片优化扫风效率提升估计能使风电epc降低至约6500元/kw，云南风电利用小时数较高，约2800—2900小时（平均2850小时），上网电价0.30（税后0.265）项目资本金30%（1gw 19.5亿元），贷款70%（1gw 45.5亿元），利率3.5%，发电维护费0.02元/kwh。
1gw风电发电收入 28.5*0.265＝7.55亿元
发电成本 折旧 65/20＝3.25亿元，贷款利息45.5*0.035＝1.59亿元，发电维护费 0.57亿元。1gw风电正现金流 5.39亿元，税前毛利 2.14亿元，资本金收益率11%，风电的效益比光伏低，若上网电价再降0.05元，则基本没有效益，只能赚到折旧费。
结论：平价后风电和光伏具有良好的正现金流和效益，光伏的效益优于风电，华能水电由于具备巨大的电网调节能力，具有发展风光水互补发电的巨大潜力，为了进一步提升电网调节能力，提高风光互补发电的潜力，澜上龙头水库古水和如美应该建设，其他不具备调节库容的水电站由经济效益更好的风光互补电站替代。