一、奔腾的流水，稳稳的幸福
从水电的收入、成本两端，对利润情况进行分析。
收入端：来水量→发电量→上网电量→销售收入→营业收入。大型水电站作为电源枢纽，往往能得到优先上网的安排，设备利用小时数有保障，主要的影响因素就是上游来水量的丰枯情况；随着龙头水库的陆续建成投产，丰枯波动逐步减小，平滑可控。
成本端：与火电不同，水电企业的营业成本主要是折旧费和各项财政费用等，没有燃料费用，因此成本变动小、可预测性高。
利润率：在主要电源类型中最高。选取国内最大的两家水电上市公司为例，长江电力2016年电力板块的毛利率达到60.9%，同期华能国际毛利率仅为21.4%、中国核电毛利率为40.8%；分析同时运营着水、火、风等几种电源类型的国投电力近3年的毛利率指标，可见水电毛利率均维持在70%左右，大大高于其他电源类型。
二、优质水电日渐稀缺
根据2016年11月30日国家能源局发布的《水电发展“十三五”规划》，“十三五”期间全国计划新开工常规水电和抽水蓄能电站各6000万千瓦左右，新增投产水电6000万千瓦，2020年水电总装机容量达到3.8亿千瓦，其中常规水电3.4亿千瓦，抽水蓄能4000万千瓦，年发电量1.25万亿千瓦时。“十三五”期间水电规划装机容量年均增长约1200万千瓦，年均复合增长率3.5%，比“十二五”规划降低4.3个百分点。水电发展的脚步从“十二五”期间的大踏步变成了“十三五”的小碎步。
中国水力资源分布西多东少，相对集中于西南地区（包括四川、重庆、亐南、贵州、西藏）。经济相对落后的西部地区水力资源量占全国总量的比重高达81.7%，西南地区就占了66.7%；其次是中部地区，占比为13.0%；而用电负荷集中的东部地区，水力资源量占比仅为5.3%。我国待开发水电主要集中在西南地区大江大河上游，工程地处偏进地区，制约因素多，交通条件差，输电距离远，工程建设和输电成本高，加上移民安置和生态环境保护的投入不断加大，水电开发的经济性变差，市场竞争力显著下降。
目前一般只有拥有大型流域开发主导权的电力央企才能在水电行业中拥有一席之地。具体来看，实力最为雄厚的水电企业是拥有多座巨型水电站的三峡，其次是拥有金沙江中游、上游，以及怒江潜在开发权的华电，拥有红水河流域开収权的大唐排名第3，国电投、华能、国电、国开投则分列4、5、6、7位，它们分别在黄河上游、澜沧江、大渡河、雅砻江占据主导地位。
三、政策接连出台，解决后顾之忧
大型水电工程在开发建设过程中可能会遇到资金投入、建设技术、开収经济性、生态环境、移民安置、工程建设影响、梯级开发累积性影响等问题，而已投产运营的水电站面对的主要问题则是弃水、税赋两大难题。对此，有关部门在今年接连出台了一系列政策，力图解决水电収展的后顾之忧。
1.两部委联合发文，推动西南水电消纳
2017年7月由电力规划设计总院发布的《中国电力发展报告2016》显示，2016年，我国弃水电量501亿千瓦时，仅四川、云南两省的弃水电量就达到全国总弃水电量的95.6%；以2016年末四川、云南两省7231万和5998万千瓦的装机容量计算，相当于减少了379小时的发电设备利用小时数。其中，四川电网调峰弃水电量约为142亿千瓦时，相当于四川省全年居民生活用电量的40%左右。而且因为统计口径差异的问题，实际弃水量可能进高于公布的数值。据界面新闻从接近国网四川省电力公司的知情人士处获悉，2016年四川电网的弃水电量约为260亿千瓦时，且仅为纳入四川主网统调水电的“弃水”电量，并不包含未纳入主网统调的部分水电站。
2017年11月13日，国家发改委、能源局印发《解决弃水弃风弃光问题实施方案》，明确提出“2017年云南、四川水能利用率力争达到90%左右”这一目标。根据11月14日国家能源局综合司发布的《关于2017年前三季度缓解弃水弃风弃光状况的通报》，前三季度四川、云南两省的水能利用率为88.0%、87.3%
2.水电增值税有望得到调降
2017年9月，国家能源局综合司下发了关于征求对《关于减轻可再生能源领域涉企税费负担的通知》意见的函，对大中型水电带来了以下利好：
将水电增值税率由17%下调为13%；
将100万千瓦以上大型水电现行的“增值税实际税负超过12%的部分即征即退”政策延续至2020年结束，2020年以后增值税率也仅提高1%；
对于大型水电企业，相比现行的按照17%征收、5%退税，增值税按照13%征收、1%退税将大幅降低退税可能无法及时到账而产生的现金流压力；
对于5万千瓦及以上、100万千瓦及以下的中型水电而言，在含税上网电价不变的条件下，不含税上网电价将提高3.54%，即营业收入约提高3.54%。
原标题:2018年中国水电：潮起潮落，波澜不惊
