水电与核电商业模式对比：基于永续债模型的利润分析与投资策略
一、水电与核电的成本结构解析
水电和核电的商业模式均以长期固定资产投入为核心，成本费用主要集中于折旧与财务费用：
水电成本构成（占比60%-65%为折旧，10%-20%为财务费用）
折旧：基于电站建设成本的年均分摊，假设不变；
财务费用：因采用等额本金还款方式逐年递减，但可保守视为稳定；
其他成本（如水资源税、人工等）占比较小，可忽略。
核电成本构成（额外增加核燃料与乏燃料处置费用）
折旧与财务费用占比与水电类似（约60%-70%）；
核燃料成本：占比约20%，通过与供应商签订长期协议锁定价格波动风险；
乏燃料处置费：按发电量固定费率（约0.26元/度）计提，亦视为稳定成本。
数据对比：水电度电成本约0.06-0.10元，核电约0.17-0.28元，核电发电成本显著高于水电。
二、永续债模型下的水电与核电估值逻辑
若假设上网电价不变且无新增资产投入，水电与核电均可视为类永续债：
长江电力（水电标杆）
净利润率稳定，ROE（净资产收益率）约15%；
若以永续债定价模型计算，面值100元对应年息15元；
实际市净率（PB）长期维持在3-3.26倍，反映市场对其高ROE的溢价。
中国核电（核电代表）
净利润率稳定，ROE约10%；
永续债模型下年息10元，理论PB约169.67元（按6%折现率）；
实际PB约1.81倍，低于水电，主因其ROE较低且股利支付率仅35%。
关键结论：尽管水电ROE更高，但两者实际收益率受股利支付率和再投资回报率影响趋同。未分红利润被用于新增电站投资，若新项目ROE与原业务一致，则分红与否对长期股东价值无本质差异。
三、利润驱动因素与风险提示
收入端核心变量
上网电量：水电受自然来水波动影响（如长江电力2020-2022年发电量变化）；
上网电价：市场化交易可能推高电价，但政策定价机制仍主导长期稳定性。
新增资产的影响
水电（如长江电力2016-2023年新增乌东德、白鹤滩电站）和核电（如中国核电新增机组）通过扩大装机提升利润，但需关注新项目ROE是否匹配原有水平。
风险警示
水电：极端气候可能导致来水异常，长期平均化假设需谨慎；
核电：政策风险（如乏燃料处置费标准调整）、技术安全问题可能影响成本结构。
四、投资策略建议
类永续债视角
优先选择ROE高且市净率合理的标的（如长江电力）；
关注股利支付率与再投资效率的平衡，避免高ROE但过度留存利润导致实际收益下降。
行业对比
水电：防御属性更强，适合长期持有；
核电：盈利稳定性较高，但需承担更高的政策与技术风险。
总结：水电与核电均可通过永续债模型简化分析，投资者需结合ROE、PB、股利政策及行业特性综合决策。未分红的利润再投资若能维持同等ROE，则分红与否不影响长期价值，但短期现金流需求可能影响偏好。
$长江电力(SH600900)$ $中国核电(SH601985)$ $贵州茅台(SH600519)$