長江電力主要從事水力發(fā)電業(yè)務(wù)，原有葛洲壩、三峽、溪洛渡和向家壩四家水電站，收購云川公司后，增加了烏東德和白鶴灘兩家水電站。當(dāng)前長江電力總裝機(jī)容量達(dá)71.8GW，其中國內(nèi)水電裝機(jī)71.7GW，占全國水電裝機(jī)容量的17.34%，是當(dāng)之無愧的水電巨頭。

電力是驅(qū)動當(dāng)今社會運(yùn)轉(zhuǎn)的重要能源。我國的傳統(tǒng)發(fā)電方式中，火電占據(jù)極高的比重。在碳達(dá)峰碳中和戰(zhàn)略背景下，增加清潔能源發(fā)電，減少火力發(fā)電成為明確的長期趨勢。水電作為清潔能源，具備可再生、技術(shù)成熟、調(diào)峰能力強(qiáng)等特點，在電力供給側(cè)難以被替代。

我國電力需求側(cè)穩(wěn)定增長。關(guān)于電力需求側(cè)的分析請詳見《光伏產(chǎn)業(yè)初探3-用電量趨勢研究》。

需求側(cè)穩(wěn)定，供給側(cè)難以被替代，長江電力的水電業(yè)務(wù)確定性極高。本文將從水力發(fā)電的原理出發(fā)，盡可能簡單的梳理長江電力的商業(yè)模式，并測算其投資價值。

一、水力發(fā)電的原理：

長江電力官網(wǎng)上的《長江電力價值手冊》里對水力發(fā)電的原理闡述如下：

天然河流從高到低流淌過程中蘊(yùn)含了豐富水能，但是在自然狀態(tài)下水能分布比較分散，不利于集中利用，修建大壩提高水位是一種常見的聚集水能的方式。

以三峽工程為例，通過三峽大壩將上游水位提高，使上下游形成一定的落差，從而將長江從重慶到三峽壩址的水能資源集中利用。

水力發(fā)電利用大壩集中天然水流，經(jīng)水輪機(jī)與發(fā)電機(jī)的聯(lián)合運(yùn)轉(zhuǎn)，將集中的水能（動能和勢能）轉(zhuǎn)換為電能，再經(jīng)變壓器、開關(guān)站和輸電線路等將電能輸入電網(wǎng)。

二、投產(chǎn)模式：

水力發(fā)電的原理很清晰的展示了水電業(yè)務(wù)的投產(chǎn)模式。

水力發(fā)電需要大壩集中天然水流，因此需要建在河流旁，且須先修建大壩；水輪機(jī)和發(fā)電機(jī)將水能轉(zhuǎn)換為電能，還需變壓器、開關(guān)站等配套設(shè)施，因此需要水輪機(jī)發(fā)電機(jī)等機(jī)器設(shè)備。

用專業(yè)一點的術(shù)語表達(dá)，水電站的基本設(shè)施包括大壩、廠房、泄洪設(shè)施等；水電站的主要機(jī)電設(shè)備包括水輪機(jī)、發(fā)電機(jī)、主變壓器、開關(guān)站等。

截至2022年末，長江電力2113億固定資產(chǎn)中，擋水建筑物價值1020億，房屋及建筑物價值656億，機(jī)器設(shè)備價值416億，占固定資產(chǎn)總量的99%。

大壩、廠房、機(jī)電設(shè)備等投建完畢后，水電站才能發(fā)電。因此水電站的投產(chǎn)模式是：先大量投入，建成后通過發(fā)電售電產(chǎn)生收入，逐步回收投資并獲得投資回報。

這種投產(chǎn)模式下，初期投入大，回收期長，對資金實力要求較高；加上需要利用水資源，須得到政府許可，水電行業(yè)具備較高行業(yè)門檻。

大型水電站建設(shè)的初期投入中，除前述提及的大壩、機(jī)電設(shè)備等建設(shè)成本外，征地移民也是重要的成本。移民安置費(fèi)主要是對水庫淹沒庫區(qū)及影響區(qū)的土地、房屋及移民搬遷的補(bǔ)償，包括移民補(bǔ)償費(fèi)、專業(yè)項目復(fù)建補(bǔ)償費(fèi)、庫底清理費(fèi)、建設(shè)征地和移民安置補(bǔ)償費(fèi)等。

初期投入巨大，意味著對企業(yè)的融資能力要求極高。融資產(chǎn)生的利息費(fèi)用也會成為水電站建設(shè)成本之一。長江電力收購云川公司的公開資料顯示：

1、在水電站的建設(shè)階段，將工程投資支出和符合資本化條件的借款費(fèi)用確認(rèn)為在建工程；

2、在水電站機(jī)組的分批投產(chǎn)階段，當(dāng)機(jī)組達(dá)到預(yù)定可使用狀態(tài)時，將在建工程轉(zhuǎn)為固定資產(chǎn)，同時利息支出停止資本化，將尚未償還的借款所產(chǎn)生的利息支出確認(rèn)為財務(wù)費(fèi)用，將固定資產(chǎn)計提的折舊確認(rèn)為發(fā)電成本；

3、進(jìn)入穩(wěn)定運(yùn)營階段后，建設(shè)期尚未償還的借款將逐步清償完畢，逐步降低財務(wù)費(fèi)用；建設(shè)期間的工程投資支出以及資本化的借款費(fèi)用將影響水電站固定資產(chǎn)原值，進(jìn)而在后續(xù)使用年限內(nèi)通過折舊影響公司的利潤。

截至2022年6月30日，白鶴灘工程累積的利息資本化金額為163.59億，烏東德工程累積的利息資本化金額為96.09億，當(dāng)在建工程轉(zhuǎn)化為固定資產(chǎn)時，這加起來近260億的利息資本化金額會計入固定資產(chǎn)原值，增加使用年限內(nèi)營業(yè)成本中的固定資產(chǎn)折舊金額，進(jìn)而影響凈利潤。

工程建設(shè)支出、移民安置費(fèi)、利息資本化金額是裝機(jī)成本的最主要部分，直接影響固定資產(chǎn)原值。高昂的裝機(jī)成本使固定資產(chǎn)原值金額極高，進(jìn)而使水電站營業(yè)成本中固定資產(chǎn)折舊占比極高，通?？烧嫉娇偁I業(yè)成本的40%-50%。自2016年起，長江電力每年固定資產(chǎn)折舊金額均在110億以上，占總營業(yè)成本的40%左右。長江電力是典型的高固定成本企業(yè)。

三、生產(chǎn)模式：

水電站的基礎(chǔ)設(shè)施建好后，即可通過水能使水輪機(jī)、發(fā)電機(jī)組運(yùn)轉(zhuǎn)，進(jìn)而生產(chǎn)電能。

發(fā)電量（生產(chǎn)量）上限是由裝機(jī)容量決定的。裝機(jī)容量的計量單位包括KW、MW、GW，1GW=1000MW，1MW=1000KW，1GW=100萬KW。1GW裝機(jī)容量意味著1小時能發(fā)100萬度（KWH，千瓦時）電。長江電力裝機(jī)容量71.8GW，意味著其1小時能發(fā)7180萬度電。按照全年365天計算，全年發(fā)電時長最高為8760小時，即長江電力全年滿負(fù)荷極限發(fā)電量為6290億度。

但水電站無法實現(xiàn)滿產(chǎn)，除必要的檢修維護(hù)外，來水量和市場消納能力也會對發(fā)電小時數(shù)產(chǎn)生影響。

來水量是供給側(cè)對發(fā)電小時數(shù)影響最為巨大的因素。按照長江電力收購云川公司的公開資料顯示，烏東德水電站6-10月為豐水期，月發(fā)電小時數(shù)可達(dá)600-700小時，而1-3月這樣的枯水期，月發(fā)電小時數(shù)則僅為200-300小時。烏東德和白鶴灘豐水期、枯水期周期相近，每年11月至次年5月通常是枯水期，而6-10月則為豐水期。長江電力的其他四座水電站也存在豐水期與枯水期，通常來說，三季度發(fā)電量最高，一季度最低，二四季度介于一三季度之間，發(fā)電量存在明顯季節(jié)性。

收購烏東德、白鶴灘后，長江電力原有的三峽、葛洲壩、溪洛渡、向家壩水電站“四庫聯(lián)調(diào)”擴(kuò)充為“六庫聯(lián)調(diào)”，有助于熨平枯水期與豐水期的差異，提高水資源使用效率，但這樣的人為調(diào)控對整體發(fā)電量的影響是極小的，長江電力表示保守估計每年可增發(fā)電量60-70億度，即使按照100億度計算，也僅占其3000億度發(fā)電量的3%。

除豐水期、枯水期的周期變化外，來水量自身也受諸多因素影響，包括：上游降水量、上游融雪量等自然因素，以及上游引調(diào)水工程、上游水庫初期蓄水等人為因素。其中自然因素是最重要和持續(xù)的影響因素。在長江電力發(fā)布的2023年二季度投資者溝通情況通報中，有投資者問及“長江流域降水后續(xù)會逐漸偏枯/降雨帶北移”的問題即是基于此考慮，對此長江電力的回復(fù)是“影響長江流域降水的因素較多，副熱帶高壓只是其中一項因素，從實況統(tǒng)計看，長江流域特別是長江上游從2010年后年降水量總體處于較為顯著的增長趨勢之中，2022年夏季的極端干旱是特殊形勢組合下的孤例，極端旱澇都是有周期性發(fā)生概率的，總體來看長江流域降水仍處于增多趨勢中，暫時無明顯科學(xué)證據(jù)支持長江流域后續(xù)降水逐漸偏枯或降雨帶北移的說法”。

市場消納能力則是需求側(cè)對發(fā)電量的制約。當(dāng)市場需求不足時，發(fā)電企業(yè)可以減少發(fā)電時長；當(dāng)市場需求旺盛時，在來水量支持的情況下，發(fā)電企業(yè)可以增加發(fā)電時長。2017年3月國家發(fā)改委、能源局發(fā)布的《關(guān)于有序放開用電計劃的通知》中明確國家規(guī)劃內(nèi)的既有大型水電、風(fēng)電、太陽能發(fā)電等清潔能源發(fā)電通過優(yōu)先發(fā)電計劃予以重點保障；優(yōu)先發(fā)電計劃電量不低于上年實際水平或多年平均水平。長江電力的六座大型水電站均納入了優(yōu)先發(fā)電計劃，參與市場化交易的電量占比僅在10%左右，消納無實質(zhì)性障礙。

對一家水電站來說，裝機(jī)容量建設(shè)立項時即已確定，水電站建成后，影響發(fā)電量的因素主要是來水量和市場消納能力。長江電力市場消納端幾乎不受影響，來水量則會受上游降水、融雪等自然因素影響，每年發(fā)電量均會存在波動；發(fā)電量還會隨著豐水期枯水期的變化而變化。

綜上，長江電力在發(fā)電量上具有以下特點：

1、發(fā)電量主要由裝機(jī)容量決定，當(dāng)裝機(jī)容量不變時，發(fā)電量會波動，但整體趨勢會趨于平穩(wěn)，發(fā)電量不具備顯著成長性。

2、來水量受自然因素影響最大，地理位置和資源稟賦是長江電力的核心護(hù)城河。

3、受枯水期豐水期影響，長江電力發(fā)電量存在季節(jié)性波動。

4、增加裝機(jī)容量是增加發(fā)電量的幾乎唯一方式。

四、電價：

電價定價方式有四種，分別是：成本加成、標(biāo)桿電價、倒推電價和市場化定價。除葛洲壩水電站采用成本加成法定價外，其他五座水電站均采用倒推電價和市場化定價方式。

具體的定價方式詳見下圖：

從總體趨勢看，長江電力的售電價格較為穩(wěn)定：

2019年后平均上網(wǎng)電價有所下降，與當(dāng)年發(fā)改委通知《國家發(fā)展改革委關(guān)于降低一般工商業(yè)電價的通知》有關(guān)，整體降幅約2.5%。這一點告訴我們，長江電力售電價格會受到政策影響，欠缺自主定價能力。

每座水電站建成后，在裝機(jī)容量不變的情況下，發(fā)電量更多是隨來水量波動，缺乏增長動力，售電價格偏穩(wěn)定且可能受到政策影響，量價兩端都難有成長，每座水電站自身難有成長性。我們不能將長江電力定義為成長股，估值時對其永續(xù)增長率應(yīng)偏保守。三元曾見某券商投顧將其永續(xù)增長率設(shè)定為5%，屬實夸張。

由此也可看出長江電力業(yè)績的增長方式：新增水電資產(chǎn)或通過對外投資獲得收益。這正是長江電力最近幾年采用的發(fā)展方式。自2017年起，長江電力大量增加對外投資，累計對外投資金額從2016年的110億增長至2022年的550億。用其每年的投資收益除以當(dāng)年累積投資金額簡單粗暴的計算其投資回報，可以看出投資回報率多年維持在10%上下，聯(lián)營合營企業(yè)可以為其提供超過5%的穩(wěn)定回報，投資業(yè)績還是很不錯的。收購云川公司則是新的一次資產(chǎn)擴(kuò)表，稍加時日可以顯著增加其盈利能力。新增水電資產(chǎn)的路徑通常是三峽集團(tuán)負(fù)責(zé)項目立項和前期建設(shè)，項目能夠獨立運(yùn)營后賣給上市公司。只要交易價格合理，這種方式可以使上市公司的財務(wù)報表看起來更加穩(wěn)健。

五、營業(yè)成本分析：

水電站的營業(yè)成本主要是固定資產(chǎn)折舊、水資源費(fèi)和庫區(qū)維護(hù)基金。

水資源費(fèi)征收標(biāo)準(zhǔn)為每千瓦時0.5-0.8分，庫區(qū)維護(hù)基金征收標(biāo)準(zhǔn)為每千瓦時0.8分，這兩項成本是變動費(fèi)用，根據(jù)發(fā)電量計收。

固定資產(chǎn)折舊則是固定費(fèi)用。在長江電力的營業(yè)成本中，固定資產(chǎn)折舊占比極高。2022年長江電力國內(nèi)水電業(yè)務(wù)營業(yè)成本169億，其中固定資產(chǎn)折舊110億，占比高達(dá)65%。

高固定成本的企業(yè)有一個通行規(guī)律：生產(chǎn)量對毛利率影響巨大，生產(chǎn)量越大，件均固定成本越低，毛利率越高；反之，生產(chǎn)量越小，件均固定成本越高，毛利率越低。

對長江電力而言則是發(fā)電量越高，毛利率越高；發(fā)電量越低，毛利率越低。

前文提到，來水量每年有波動，豐水期枯水期還存在季節(jié)性波動，而來水量又將直接影響發(fā)電小時數(shù)，從而影響發(fā)電量。這意味著，長江電力每年毛利率會有波動，每個季度毛利率也會有波動。通常來說，三季度來水量最大，毛利率最高，一季度來水量最低，毛利率最低，二四季度則介于其間，相關(guān)數(shù)據(jù)見下圖。

六、銷售、管理及研發(fā)：

水電行業(yè)的費(fèi)用結(jié)構(gòu)中，銷售費(fèi)用、管理費(fèi)用和研發(fā)費(fèi)用占比均較低。

銷售費(fèi)用主要是交易服務(wù)費(fèi)，以廣州電力交易中心收取的電力交易服務(wù)費(fèi)為例，非市場化電量1億千瓦時交易服務(wù)費(fèi)是1萬元，市場化電量1億千瓦時2萬元。

長江電力銷售費(fèi)用極低，2020年前不到3000萬，2020年因并購秘魯公司，銷售費(fèi)用增加至1個多億，占營業(yè)收入的比率可忽略不計。

管理費(fèi)用率同樣較低。2019年及以前，長江電力管理費(fèi)用率在1.6%左右，2020年因并購秘魯公司，管理費(fèi)用率略有上升，至2.5%左右。

研發(fā)投入金額極低，長江電力研發(fā)費(fèi)用僅4000萬左右，說明水電行業(yè)不依靠研發(fā)驅(qū)動，技術(shù)進(jìn)步對其影響極小。

七、財務(wù)費(fèi)用：

因水電站投產(chǎn)模式所致，財務(wù)費(fèi)用是水電期間費(fèi)用的大頭。

長江電力財務(wù)費(fèi)用相關(guān)數(shù)據(jù)如下：

可以看出長江電力財務(wù)費(fèi)用及費(fèi)用率逐年降低。

財務(wù)費(fèi)用逐年降低的主要原因是融資成本的降低。根據(jù)三元的測算，2018年-2022年，長江電力的融資成本從6.49%降至4.05%，在有息負(fù)債總額變化不大的情況下，有效支撐了財務(wù)費(fèi)用的下降。

八、水電站全生命周期：

通過前文的分析，我們知道了水電站營業(yè)總成本中，固定資產(chǎn)折舊和財務(wù)費(fèi)用是占比最高的兩項。在水電站全生命周期中，這兩項均會逐漸發(fā)生變化。

《長江電力價值手冊》中介紹了水電站全生命周期：

投入建設(shè)期，負(fù)債大幅增加，在建工程增加并逐步轉(zhuǎn)為固定資產(chǎn)；

償貸折舊期，借款規(guī)模逐漸減小，財務(wù)費(fèi)用逐漸降低，整體利潤穩(wěn)步增長；

折舊期，這階段貸款已基本償還完畢，但主要資產(chǎn)折舊仍未結(jié)束；

凈回報期，固定資產(chǎn)折舊結(jié)束，但固定資產(chǎn)仍可使用，如上圖所述，資產(chǎn)折舊和使用年限錯配隱藏真實利潤，營業(yè)成本將以可變成本為主，盈利能力大幅上升。

2022年，長江電力的固定資產(chǎn)折舊金額為110億元，財務(wù)費(fèi)用為41億元，其固定資產(chǎn)折舊標(biāo)準(zhǔn)如下：

按照40年計算，這意味著長江電力40年后大概率可以增加150億凈利潤，扣除所得稅金額依然高達(dá)110億。

九、波特五力分析：

1、行業(yè)內(nèi)現(xiàn)有競爭者：

除長江電力外，水電行業(yè)的主要參與者是五大國有發(fā)電集團(tuán)，裝機(jī)容量與水電發(fā)電量信息如下：

注：此表來自長江電力收購云川公司的公開資料，數(shù)據(jù)中未納入烏東德和白鶴灘水電站。

超大型水電站建設(shè)投資規(guī)模巨大，通常建設(shè)初期即對消納有所設(shè)計，因此大型水電站之間不易出現(xiàn)競爭關(guān)系。

在與火電的競爭中，水電具備清潔能源及成本優(yōu)勢；與光伏、風(fēng)力發(fā)電的競爭中，水電具備成本優(yōu)勢。加之巨大的投資規(guī)模，主要通過優(yōu)先發(fā)電計劃予以消納保障，行業(yè)內(nèi)面臨的競爭有限。

2、潛在進(jìn)入者：

電力行業(yè)進(jìn)入門檻較高，主要是經(jīng)營許可和資金門檻（詳見前文對建設(shè)成本的分析），潛在進(jìn)入者少。

3、替代威脅：

除非驅(qū)動社會運(yùn)轉(zhuǎn)的動力從電能轉(zhuǎn)換為其他能源，否則水電行業(yè)因其清潔能源、可再生、低成本等特性，在發(fā)電方式中難以被其他方式所替代。

4、上游議價能力：

上游主要為機(jī)電設(shè)備提供商、工程材料提供商及建設(shè)方，不具備明顯議價能力。

5、下游議價能力：

下游主要為電網(wǎng)企業(yè)，如國家電網(wǎng)、南方電網(wǎng)。下游客戶集中，具備一定議價能力，長江電力售電款項回收存在賬期。電力市場化改革后，下游將更為分散，水電作為價格低廉的清潔能源，議價能力可能提升。

6、政策影響力：

   水電作為清潔能源，符合未來發(fā)展趨勢，不易受到政策限制。可能的政策影響在于水電價格，考慮較長的償貸期，三元認(rèn)為價格頻繁調(diào)整的概率偏低。

綜上，長江電力面臨的競爭壓力小，需求側(cè)穩(wěn)定，唯一稍顯不確定的因素是政策對電價的影響，長期確定性極高。