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这里再以国投电力麾下的大朝山站及二滩站和二滩公司为样本，对水电资产的赢利能力进行一些简单分析。
2009年国投电力经过资产重组将大朝山及二滩注入上市公司，当时披露了比较详细的相关资料，这让我们进行进一步详尽的分析，并结合它们的现状对未来进行一些展望：
一、大朝山站：大朝山公司94年成立，2003年竣工投产。装机6台22.5万千瓦，共计135万千瓦，项目资本金17.7亿，总投资87.7亿。
大朝山08年的状况：收入：124520万
主营税金及附加：1890万
主营成本：48788万（其中“折旧+待摊”费用总额为：30883万）
销售费用：272万
管理费用为：7385.5万
财务费用为： 12013万
根据国投电力公司发布的资产重组公告，大朝山水电公司08年完成上网电量67亿度，实现收入124520万，营业利润52082万，净利润44199万（所得税税率15%），截止08年末公司总资产约44亿、净资产24.4亿，08年来水相对较好，就多年平均上网电量在60亿左右。
但现在的情况发生了很大变化，澜沧江中下游河段的“龙头水库”，坝高292米、库容151.32亿m3的小湾电站，于2010年8月6台机组全部投产，具有多年调节水资源的能力，改善澜沧江干流水电站的调节性能，提高梯级电站保证电量的比例。此后，通过上、下游电站联合优化调度，给下游的大朝山带来巨大的补偿调节效益。大朝山的电量将能够维持在70亿度左右。目前大朝山的银行贷款已经提前还完，电量的提高和财务费用的减少，提升了大朝山的运营利润。
二、二滩水电：，1995 年二滩水电开发有限责任公司正式成立，1998年7月第一台机组发电，2000年完工，总装机6*55千瓦，项目资本金46亿，总投资277亿，根据重组公告公告披露，二滩水电08年的状况：
主营收入：313676万元
主营税金及附加：6504万元
营业成本：125252.5万元（其中折旧费用为98302万元）
管理费用：14726万元
财务费用：79768万元（实际支付贷款利息116675万元，汇兑收益高达37263万元）
营业利润：87095万元
营业外收支净额：-805万元
利润总额：86289万元，净利润：72149万元
但2008年二滩已经运营了10年但似乎并没有大朝山那样体现出水电资产越老越赚钱的特征，其中原因很简单：首先二滩的建设期与投产初期正逢高利率时代，再加上资本金投入严重不足，电力消纳问题恰逢重庆脱离川省直辖，没有合理解决，长期出力不足大量弃水，且以0.18元的临时价格上网，经历10年的运营后二滩每年承担的利息费用还在10亿以上，从二滩的发展历程来看看可谓生不逢时不过根
据水电的赢利特征，二滩的美好时光很快就会来临：
1、收入分析：
（1）就上网价格由于实现了新的定价原则，可以足够覆盖较高的造价，这其实是保证了二滩公司的平均上网电价；
（2）上游的锦12012年汛期开始蓄水并发挥调节功能，这能有效的提高径流利用率，增加二滩站发电量，带动收入的增长；
（3）锦屏1级的调节功能不仅能够提高水能利用率，还能对径流在丰枯峰谷之间进行分配，以通过锦屏1级的调节分配更多的枯期电量，从而提高整体的平均上网电价再次带动收入的增长。
（4）未来随着雅砻江中游两河口的建成，其多年调节能力发挥作用，水能的利用率及径流的分配能力还将继续提升，下游二滩、锦屏收入水平还要上一个台阶。
2、成本分析：随着两投可转债和增发两次募集资金，锦屏、官地、桐子林的资本金到位，二滩公司的压力渐轻，其自身折旧现金流可以用于中上游电站，特别是两河口的建设，二滩电站的总体筹资成本是稳中逐降。
流域水电资源采用梯级开发的方式，用江河之水串并联而成的水电站群，进行统一调度可以更加充分地利用水力资源，更好地满足流域开发的各个目标要求。 根据上面的分析及水电资产高边际效益的特性，二滩电站做为一个独立的水电站其未来的赢利能力具有持续大幅提升的潜力，可能创造10亿-15亿以上的纯利润。锦屏、官地、桐子林，特别是两河口更是数倍于二滩站的盈利规模。
对流域梯级水电统一规划、统一调度管理，是国际上大江大河管理的普遍做法。因为梯级电站用的是一河之水，如果不是统一调度管理，则不仅效益受损、造成资源浪费，甚至还会产生严重的安全问题。如果不考虑开发时间等因素，最理想的状况，是全河（或一个河段）由一个单位对其各梯级进行开发，然后统一管理。
世界上采用梯级开发的河流众多。流经美、加的哥伦比亚河，干流共分为15 个梯级开发（含加拿大境内3 梯级），总装机23110MW ；田纳西河流域开发，设置15 个梯级；科罗拉多河开发为11 个梯级；俄罗斯的伏尔加河干流布置10 个梯级，加上支流共14 个梯级，水库的总库容1948.8 亿m3，总装机容量超过12000MW；年均发电量400 亿kW·h；委内瑞拉东部的卡罗尼河(Caroni)，可开发的装机容量24800MW，分7 个梯级开发。
国际上多数发达国家，已基本完成了其流域梯级开发过程，进入到调度管理阶段。总体来讲，无论哪个国家，流域调度管理模式都不尽相同，甚至一个国家（如美国）内部各流域之间也不相同，但不同模式中间还是有很多共通的经验得到了普遍认同。
中国现在正处于水电开发的高峰时期，全面完成流域梯级开发的河流还不多，而实行流域梯级统一调度的更少，我们期待雅砻江开发为水资源的合理利用，建立新的样板。
三峡以上长江干支流水电开发完毕后，可能形成世界上数量最多、装机容量最大，最复杂的水电站群。从虎跳峡到三峡－葛洲坝梯级，就规划有17 个水电站，总装机规模超过80GW，包括几条重要支流雅砻江、大渡河、岷江、嘉陵江、乌江上的数十个梯级，长江上游流域在不久的将来将形成一个世界上最为庞大的梯级水电站群。
我们有理由期待水电投资的美好明天！
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说一千道 一万，就是股价不会涨==600900
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分析大型水力发电的商业盈利能力
这里面，一些小流域中因地制宜、服务当地的小水电有其独有的经济规律，所以分析水电资产的赢利模式，指得是大中型水电，特别是考虑流域阶梯开发的大中型水电站群。
一般电站建设，分为建设期和运营期，水电站建设期具有固定投资大、建设周期长、贷款杠杆比例大，而运营期则有运行成本低、投资回收期长、现金流充裕等特点，营运管理简单。而火电机组建设期
投资较小、建设周期短但运营期则有大量燃料成本支出，以及环保费用持续产生。
水电站的收入主要对外售电，对外服务、工程管理等收入甚微，目前基本只有向电网售电，收入规模就是取决于电量和电价，做为电力上网价格虽然近年有不断上涨的趋势但总体上仍有很大约束。而电量，对于水电基本靠上游来水，但对具有一定调节能力的阶梯水电站，可以经过联合调度，提高水能利用率，而且能够在电价较高的枯期发出更多的电量，这类水电站将具有巨大的经济效益，比如澜沧江上具有调节能力的小湾电站投入运营后，就给下游的漫湾、大朝山带来巨大的增量效益。
电站的成本分析：
（1）税金及附加：大概占主营收入1%—2%
（2）营业成本：主要是折旧及待摊费用，以及库区基金、水资源费
（3）销售费用：可以忽略不计
（4）管理费用：大概占主营收入5%左右
（5）财务费用：主要是利息支出
根据水电的运营特征我们对其商业模式进行赢利分析：
成本结构中，固定成本主要是折旧及财务费用比例较大，而可变成本有限，这种成本结构使水电站的赢利能力对收入，就是电量和电价的变化极度敏感，当电量、电价增加时，这部分新增的收入其对应的成本变化基本为零。这里有两个案例很能说明电量和电价对电站盈利的影响：
（1）二滩站2008年，由于来水较好发电量增加导致公司收入增长11%，而营业成本仅上升不到1%；
（2）二滩站自2012年起停止向攀枝花高耗能企业直供电，原供电协议涉及的25亿千瓦时执行的电价是0. 1615元/千瓦时，原供电协议涉及的25亿千瓦时电量将全部纳入四川省上网电量范围，执行批复上网电价0. 278元/千瓦时, 根据测算，会因此增加年收入约2.9亿元人民币。
在以上的成本分析中，占比最大的“折旧待摊”及“财务费用”两部分成本相对固定。财务费用受贷款利率的影响、有正面也有负面。
假设在一个较长的还款周期中利率保持稳定，可以通过折旧及利润的累积可以逐年还掉贷款，其财务成本也将逐年下降；折旧待摊是非现金支付费用，水电站一般采纳水工建筑都有极长的有效寿命，挡水建筑物、泄水建筑物在北方存在冰冻灾害和泥沙问题，造成北方的水电大坝寿命没有南方的长，南方设计寿命一般都在百年以上，而发电机组可以重新更换，这个从葛洲坝水电站可见一斑。
自八一年葛站第一台机组发电到现在，葛洲坝运行了超过30年，折旧与贷款已经归零，从目前的状况看大坝至少还能正常使用100年以上，机组经历了30年的风风雨雨后机组水轮机和发电机的一些部件开始出现老化，同时机组的设计制造都是我国七十年代的水平；利用现在水轮机的制造技术和相应的一些材料、工艺等这些方面的进步，利用原来的水轮机过水的流道不变的前提下，利用提高机组的发电出力。
原来葛站单机是12.5万千瓦，现在的两大主机厂哈尔滨电机厂和东方电机厂通过做了模型试验，12.5万的机组呢可以增容到15万，利用机组更新的机会，葛站的21台机组，全部改造后将增加发电能力80-100万千瓦，相当于新建了一座中型水电站！
从现在开始改造的话基本上这个时间要十年，发电量是只会增加不会减少。其成本电价也就4-5分，按目前的上网价格其赢利能力异常强劲。
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谢谢 股天乐兄！
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石上朝夕兄好，已修改：）
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股天乐兄，哦，不好意思。
相关股票：600648外高桥，写错了，
可以给改为600674川投能源吗？
谢谢！
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