招商证券去年的一份研报，分享一下。
节能环保压力大，水电发展担重任。一方面我国要实现2020 年非化石能源占一次能源消费比重达到15%的目标，对水电发展要求很高；另一方面大气污染形势严峻，火电发展受限，又需要水电起相应的替代作用。我国常规水电装机到2020 年至少还要新增1 亿千瓦。
蓄势十年，迎来投产黄金期。始于2002 年的上一轮厂网分开的电力体制改革，将我国十三大水电基地授权于五大发电集团和三峡、国投等大型央企进行开发，在经过十余年的开发建设之后，一直到2020 年都将是水电站投产的高峰期。但是，优质水电资源开发渐尽，未来直接建设成本将大幅上升。现在开发的大型水电站，都还是属于开发成本较低的优质资源，随着逐步向上游推进，需要到荒无人烟的地区建设基地，修路建桥，直接的建设成本都会增加很多。无论是三峡集团下属的三峡电站、溪洛渡电站、向家坝电站，还是国电电力下属大渡河流域的瀑布沟电站、深溪沟电站、猴子岩电站、沙坪坝二级电站，单位投资都有较大幅度上升。未来，随着开发难度的进一步加大，投资成本的进一步提高，需要更加合理的上网定价机制来支持水电开发。
适应水电发展新形势，上网电价机制待完善。目前，我国大部分水电站实行还本付息电价和经营期电价（即成本加合理利润），另外在部分地区实施了标杆电价，极少数电站项目实施了基于市场的倒推电价方式。由于我国较大一部
分电站执行的是“成本加合理利润”以及标杆电价的定价方式，从而造成了目前我国水电上网电价与市场脱轨，总体水平偏低，未体现资源的稀缺性以及电站的调节能力（截至2010 年，全国平均水电上网电价仅0.281元/千瓦时，远低于其他类型的发电上网电价水平，是所有发电类型中最低的）。目前实施的水电定价机制都不是市场化定价，存在各种缺点。其中最大的问题，是未能充分考虑水电资源的稀缺性和良好的调峰性能。我们判断，水电电价改革，不仅仅是水电上网电价的提高，核心将是上网电价定价机制的根本性变革，从而对行业的发展形成深远影响。未来的水电上网电价机制改革中，将可能以此问题为核心，兼顾投资控制和市场承受能力。
节能环保压力大，水电发展担重任。一方面我国要实现2020 年非化石能源占一次能源消费比重达到15%的目标，对水电发展要求很高；另一方面大气污染形势严峻，火电发展受限，又需要水电起相应的替代作用。我国常规水电装机到2020 年至少还要新增1 亿千瓦。
蓄势十年，迎来投产黄金期。始于2002 年的上一轮厂网分开的电力体制改革，将我国十三大水电基地授权于五大发电集团和三峡、国投等大型央企进行开发，在经过十余年的开发建设之后，一直到2020 年都将是水电站投产的高峰期。但是，优质水电资源开发渐尽，未来直接建设成本将大幅上升。现在开发的大型水电站，都还是属于开发成本较低的优质资源，随着逐步向上游推进，需要到荒无人烟的地区建设基地，修路建桥，直接的建设成本都会增加很多。无论是三峡集团下属的三峡电站、溪洛渡电站、向家坝电站，还是国电电力下属大渡河流域的瀑布沟电站、深溪沟电站、猴子岩电站、沙坪坝二级电站，单位投资都有较大幅度上升。未来，随着开发难度的进一步加大，投资成本的进一步提高，需要更加合理的上网定价机制来支持水电开发。
适应水电发展新形势，上网电价机制待完善。目前，我国大部分水电站实行还本付息电价和经营期电价（即成本加合理利润），另外在部分地区实施了标杆电价，极少数电站项目实施了基于市场的倒推电价方式。由于我国较大一部
分电站执行的是“成本加合理利润”以及标杆电价的定价方式，从而造成了目前我国水电上网电价与市场脱轨，总体水平偏低，未体现资源的稀缺性以及电站的调节能力（截至2010 年，全国平均水电上网电价仅0.281元/千瓦时，远低于其他类型的发电上网电价水平，是所有发电类型中最低的）。目前实施的水电定价机制都不是市场化定价，存在各种缺点。其中最大的问题，是未能充分考虑水电资源的稀缺性和良好的调峰性能。我们判断，水电电价改革，不仅仅是水电上网电价的提高，核心将是上网电价定价机制的根本性变革，从而对行业的发展形成深远影响。未来的水电上网电价机制改革中，将可能以此问题为核心，兼顾投资控制和市场承受能力。