水电是电力行业中商业模式最为成熟的细分赛道。国金证券行业框架报告指出，水电行业具有规模经济效益显著、现金流充沛、分红比例高等特点。溪洛渡水电站度电折旧成本较糯扎渡低约48.8%，体现规模效益。运营期净现比普遍大于1，折旧到期后分红比例可超100%。中国水能资源经济可开发空间有限，行业先发优势明显，长江电力、国投电力、华能水电等龙头具备长期稳定分红能力。

水电开发前期投资成本巨大，三峡水电站总投资额超2000亿，大型水电站建设周期约5-10年，期间现金流持续净流出，资金壁垒较高。投运后成本以折旧费用为主、属于非付现成本。华能水电近年来折旧费用占公司总成本约40%，2013-2022年长江电力折旧费占营业成本比重基本维持在50%以上。较低的变动成本使水电在各类电源中度电成本最低，适合满足低价格承受能力的保障性需求，盈利稳定性极强。

以溪洛渡水电站和糯扎渡水电站为例：溪洛渡设计多年平均发电量571.2-640.6亿度、装机1260万千瓦、总投资792亿元，度电折旧成本约0.04元/度；糯扎渡发电量239.12亿度、装机585万千瓦、总投资611亿元，度电折旧成本约0.07元/度。基于总投资成本中约20%为机电设备以18年为基准折旧、剩余80%以45年为基准折旧，溪洛渡度电折旧成本较糯扎渡低约48.8%，规模经济效益极为显著。

中国十三大水电基地开发主体主要为五大发电集团和国投集团、三峡集团。根据《政府核准的投资项目目录（2016年本）》，跨界河流、跨省河流上单站总装机50万千瓦及以上项目由国务院投资主管部门核准，300万千瓦及以上或涉及移民1万人及以上由国务院核准。具有流域整体独家开发权的上市公司实际仅有长江电力、国投电力与川投能源、华能水电。截至2023年底我国常规水电装机约3.7亿千瓦，占技术可开发容量（约6.9亿千瓦）的53.8%，剩余资源集中于高海拔地区开发难度大，行业先发优势不可复制。

水电独特的高固定成本占比商业模式决定了水电站可源源不断地创造充沛而稳定的现金流。2018年以来A股主要上市水电企业净现比维持在1以上。稳定而充足的现金流不仅可使水电企业维持较高分红比例，还能在自然条件不利导致业绩下滑时通过适度提高分红比例兑现承诺。2018年以来长江电力、华能水电等龙头分红比例维持较高水平，折旧到期后分红比例可进一步提升，兼具防御性与成长性。

主要水电资产规模经济效益对比

水电站	开发主体	装机容量（万千瓦）	年发电量（亿度）	总投资（亿元）	度电折旧成本（元）
溪洛渡	长江电力	1260	571.2-640.6	792	0.04
糯扎渡	华能水电	585	239.12	611	0.07

水电行业商业模式成熟，规模经济效益显著、现金流充沛、分红能力突出。中国水能资源开发率已过半，行业先发优势明显，长江电力、华能水电等龙头形成了难以复制的流域开发壁垒。运营期高净现比和折旧到期后分红比例提升空间，使水电资产具备长期稳定回报能力，是电力板块中防御性与成长性兼备的优质细分赛道。