赛道禀赋：水电集环保清洁、安全稳定等诸多优点于一身
火电是我国电力供应的最主要电源，近年清洁能源发展迅猛、占比逐渐提升。目前火电仍是我国电力供应的最主要电源，2023 年我国火电发电量占比70.0%。2023年我国水电、核电、风电、太阳能发电等清洁能源发电量为26771.6 亿千瓦时，同比增长 3.1%，发电量占比 30.0%。截至 2023 年底，我国清洁能源装机规模达15.3 亿千瓦，同比增长 24.6%；装机占比 52.4%，同比提升4.5pct。2023年我国新增并网太阳能发电装机容量 2.2 亿千瓦，占新增发电装机总容量比重达58.5%。
从全社会综合成本角度衡量看，水电是最优的电源类型，集环保清洁、可再生、成本低廉、安全稳定、高效等诸多优点于一身：
1）水电是清洁环保的可再生能源。水电是利用水流的位能差产生电能，不需要燃料，是清洁环保的可再生资源。
2）水电发电成本低廉。由于水电从能量获取成本角度看是最优的，水电的上网电价远低于其他电源类型。如长江电力 2022年水电的平均度电成本是0.09元/千瓦时，是核电的 1/2 左右、火电的 1/3 左右。
3）水电发电安全且稳定。水电具有发电出力稳、调峰能力强、启停速度快、调度灵活性高等特点。水电利用小时优于风电和光伏、次于核电和火电，在调峰选择上仅次于火电。
水电站虽建设门槛较高、工程投入大、投资回报期长，但运营后盈利能力强、现金流充沛。水电站需修建在水能蕴藏量较为丰富的河流或者湖泊之上，一般地处深山峡谷中，受自然资源、地形、地质、水文气象条件等因素的影响很大，存在较高的技术、资金、资质等壁垒，建设周期长、投资大，如三峡工程建设工期长达 17 年，总投资高达 2035 亿元。水电站初期的建设工程几乎不产生任何回报，但一旦投产，具有利润率高、盈利能力强、业绩持续稳定、现金流充沛等优势。
商业模式：水电企业可穿越周期，上市公司有“类债券”属性
水电的商业模式在各电源中最优，水电企业的盈利能力受宏观经济影响较小。水电企业的价格和成本基本稳定，共同构建了穿越周期的基础，具备较强的抗风险能力。其一，电价方面，除了部分跨省跨区域送电的水电站以外，单个水电站的上网电价很少发生变动。其二，成本方面，水电无燃料成本，经营成本较为平稳且可控。其三，现金流和利润率方面，水电项目运营后现金流充沛、且电站寿命大约在 100 年甚至更长，可带来稳定且丰厚的利润。水电企业的营收=发电量×上网电价，发电量(万千瓦时)=装机容量(万千瓦)×利用小时数(小时)。发电量主要取决于来水量和利用小时。利用小时主要取决于来水量和电量消纳情况。
水电站的运营期可分为三个阶段。阶段一：还本付息+折旧期，这期间公司大量偿还债务，财务费用逐渐下降，经营现金流和净利润逐渐抬升。阶段二：付息+折旧期，这期间公司保持稳定的低利息支出，经营现金流和净利润在较高水平保持稳定。阶段三：折旧结束期，这期间公司折旧到期，经营现金流稍有回落后保持稳定（折旧的税盾消失），净利润在更高水平保持稳定。
影响水电行业盈利的核心要素包括装机容量、利用小时、电价和成本费用。
1）装机容量：水电站的运营规模主要取决于装机容量，装机容量也是影响水电站发电量的核心要素之一。目前我国水电已探明可开发装机容量约6.87亿千瓦。2022 年末我国常规水电（不含抽水蓄能）装机容量3.68 亿千瓦，连续 17 年稳居世界首位，约占我国水电技术可开发量的53.57%。近10年来，我国水电装机增速呈逐渐放缓趋势，现今我国水电开发进程已过半，存量优质大水电资产愈发稀缺。
2）电量消纳：水电属于清洁可再生且价格低廉的资源，国家政策鼓励下上网优先级别较高，在电网调度排序中水电上网优先级仅次于新能源发电。我国水资源分布不均衡，西南地区水资源充沛但消纳能力有限。随着我国外送电网建设逐渐完善和具备梯度联合调度能力的电站逐渐增多，弃水损失逐渐减少。水电利用小时数短期受来水影响较为明显，但长期看整体平稳。2021年、2022 年、2023 年我国水电设备平均利用小时同比分别减少5.3%、5.8%、8.2%，主要系来水有所偏枯。
3）电价：近些年水电电价大体稳定，市场化交易占比提升是电价上涨的主要动力。2015 年以来电力体制改革不断深化，水电竞价上网是大势所趋。2016-2017 年西南地区水电供应丰裕枯余、弃水问题突出，且当时电力市场化发展处在初期，外送电广东地区竞争激烈使得广东市场电让利幅度较大，因而虽水电市场化交易比重提升，但水电上网电价有所下滑。2017 年之后随着电力需求提升，弃水情况好转，市场电折价幅度缩窄。双碳目标下，2021 年 10 月发改委出台《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，火电上浮阀门打开带动电价上涨，进而抬升整体电价中枢。综合影响下，2018 年以来水电龙头上网电价略有上涨。展望未来，考虑水电相较其他电源有明显成本优势，随市场化比重提升，水电电价仍有上涨空间。
4）成本费用：水电企业的成本费用总体稳定可控，成本以折旧为主，费用以财务费用为主。水电的营业成本中固定成本可占到60-70%，其中固定资产折旧通常可占到营业总成本的 40-50%，折旧主要与工程建设难度和单位装机建造成本有关；可变成本主要由库区资源费、水资源费、各项财政规费、及人工成本等构成。水电的边际成本极低，除十分有限的水资源费外几乎没有边际成本。此外，水电的财务费用占营业总成本20-30%左右，与有息债务有关。水电站运营后期，折旧和财务费用会显著下降，提升盈利水平。水电站大坝和机组的实际使用年限远超会计折旧年限，在水电站运营的后期，一方面，折旧计提完毕后能释放一部分利润；另一方面，随着企业逐渐还债和置换高息债务，负债规模逐渐降低且融资成本可逐渐下降，财务费用也随之逐渐下降，进而释放利润。
相较于其他电源类型，水电是稀有的真正的公用事业股。1）电量角度，水电作为清洁可再生且价格低廉的资源，消纳优先级别较高。虽发电量受来水波动影响，但随着流域调节水库增加，梯级水库联合优化调度可以平抑来水波动、提高水能利用率、增加发电量。2）电价角度，水电电价相较于其他电源相对较低，近些年整体较为稳定，未来随着市场化改革持续推进，水电电价有上涨可能。3）成本角度，火电的上游煤炭价格、风电和光伏等新能源的上游硅料、金属等原材料价格均会受到宏观经济走势影响，而水电无燃料成本。我国水电公司还普遍有较高的分红比例，因而兼具“类债券”属性。基于水电公司充沛稳定的现金流和高分红，水电股价波动相对较小且长期持有的超额收益丰厚，股息率常年高于十年期国债收益率，防御属性明显。市场将水电股视为债券市场表现欠佳时的替代性投资证券。以长江电力为例，2010 年初至2023年12月底公司相较于沪深 300 指数的超额收益为 344%，年均超额收益为14%。
行业发展：水电开发进程步入中后期，优质大水电有较强稀缺性
我国水电开发进程步入中后期。我国是全球水电资源最丰富的国家之一，2005年我国发布的全国水力资源复查结果中提到，我国水电理论蕴藏装机量达6.94亿千瓦，居世界第一，技术可开发装机 5.42 亿千瓦。根据国家能源局发布的最新数据，目前我国水电已探明可开发装机容量约 6.87 亿千瓦。根据中电联数据，2023年末我国常规水电（不含抽水蓄能）装机容量 3.71 亿千瓦（同比增长0.8%），连续 18 年稳居世界首位，约占我国水电技术可开发量的54%。
1）“十二五”期间水电大发展。“十二五”期间，国家大力推进西部大型水电基地建设，同时支持小水电大力发展，2015 年底我国常规水电新增装机超额完成目标，总装机规模达 2.97 亿千瓦，超过规划目标3700 万千瓦。但这一期间，随着国家经济发展进入新常态、用电需求增速放缓等因素影响，西南地区因电力消纳能力不足出现连年弃水和弃水率上升的问题。
2）“十三五”期间严控中小水电，水电装机增速放缓。为统筹水电开发与外送，出于开发与市场消纳相结合、基本解决云南与四川弃水等问题的考量，国家在十三五期间出台了多项政策。2016 年 11 月国家能源局发布的《水电发展“十三五”规划》中，明确提出严格控制中小流域、中小水电开发；合理布局能源富集地区外送，建设特高压输电和常规输电技术的“西电东送”输电通道。小水电是指单站装机容量在 5 万千瓦(含)以下的水力发电站，装机容量 5-25 万千瓦为中型水电站，装机容量大于25 万千瓦为大型水电站。
3）“十三五”开始水电开发逐渐向上游转移，优质水电资源日益稀缺。“十二五”期间水电大发展之后，我国主要河流中下游的优质水电资源基本开发完毕，水电“十三五”期间金沙江、雅砻江、大渡河、澜沧江等几大主要流域的规划项目大多集中在上游。目前我国优质水电资源基本开发完毕，剩余待开发的水利资源主要集中在西南地区且开发难度大、成本高。
预计 2025 年我国常规水电装机量达到 3.8 亿千瓦。2021 年国务院印发的《2030年前碳达峰行动方案》提出，“十四五”、“十五五”期间分别新增水电装机0.4亿千瓦左右。结合 2022 年国家能源局发布的“十四五现代能源体系规划”和中国水电发展远景规划，预计 2025 年和 2030 年我国常规水电装机分别达到3.8亿和4.2 亿千瓦，对应 2022-2030 年 CAGR 为 1%。2023 年末我国常规水电（不含抽水蓄能）装机容量为 3.7 亿千瓦，较上年同期增长 0.8%。
资源禀赋是决定水电资产质量的核心因素，存量优质大水电资产的稀缺性尤为凸显。由于水电的发电量主要取决于水的流量大小、水头大小、时间分布，而这些因素都受到降水、地形、水文等流域自然条件很大影响。目前我国水电剩余可开发资源有限，十三大水电基地在建和将开发的水电站中，装机500 万千瓦以上水电站增量近乎为零，存量优质大水电资产的稀缺性凸显。目前我国在建装机最大的水电站包括雅砻江孟底沟水电站和金沙江旭龙水电站，装机均为240 万千瓦。十四五期间我国在建水电站集中于行业龙头，龙头的装机容量有不小提升空间。2021-2022 年，水电龙头长江电力对应的乌东德和白鹤滩两座电站相继投产，装机容量合计 2620 万千瓦，助推长江电力境内水电装机容量增加57.6%至7169.5万千瓦；除了新建电站，长江电力的增容扩机工作也在进行。2021-2022年国投电力和川投能源共同持股的雅砻江水电对应的两杨电站也相继投产，装机容量合计 450 万千瓦，带动雅砻江水电装机增加 30.6%。其他预计在十四五期间投产的水电站还包括国家能源集团的玛尔挡电站（装机232 万千瓦，预计 2024 年投产）、华能水电的托巴电站（装机140 万千瓦，预计2024-2025 年投产）、国投电力的印尼巴塘水电站（装机50 万千瓦，预计2025年投产）、川投能源的银江水电站（装机 39 万千瓦，预计2025 年投产）等。
长期视角看，水电公司的盈利能力稳步提升，是典型的现金牛。水电是典型的重资产行业，虽然在建设期间资本开支很大，但投产后运维成本较低，且水电机组在延长寿命后运营期可以长达百年以上。因此水电公司在还本付息和折旧期结束后，现金流通常高于净利润，是典型的现金牛。此外，考虑我国电力行业市场化改革不断推进，以及目前我国电力供需紧平衡的状态有望持续，部分地区水电的上网电价存在一定的提升空间，利好水电企业的盈利能力提升。短期视角看，2023 年整体来水偏枯，影响水电发电量。2023 年上半年我国主要流域来水偏枯，如长江流域乌东德和三峡水库来水同比偏枯23%/30%。虽三季度长江乌东德和三峡水库来水同比偏丰 15%/36%，澜沧江来水偏丰40-70%。但全年看来水整体仍偏枯，2023 年，长江上游乌东德水库来水总量约1029.08 亿立方米，较上年同期偏枯 5.46%；三峡水库来水总量约 3428.46 亿立方米，较上年同期偏丰 0.71%。2023 年我国水电累计发电量为 11408.90 亿千瓦时，同比减少5.58%。厄尔尼诺预计持续到 2024 年春，来水或持续改善带动水电发电量回升。厄尔尼诺是全球气候异常的重要推手。2023 年三季度受厄尔尼诺和进入汛期影响，除红水河流域外主要流域来水由枯转丰。近日我国气象部门研判，当前已形成中等强度厄尔尼诺事件，预计将持续到 2024 年春；预计今年冬季我国大部地区气温接近常年同期或偏高，南方降水偏多。
公司简介：全球最大水电上市公司，坐拥长江流域核心水电资产
公司是全球最大的水电上市公司，是坐拥核心资产的水电龙头。公司创立于2002年 9 月，2003 年 11 月在上交所上市，主要从事水力发电、投融资、抽水蓄能、智慧综合能源、新能源和配售电等业务，经营区域覆盖中国、秘鲁、巴西、巴基斯坦等多个国家。公司通过多年持续的机组建设与注入，目前运营管理乌东德、白鹤滩、溪洛渡、向家坝、三峡、葛洲坝六座梯级电站，在长江干流水电装机容量达 7169.5 万千瓦，境内外水电控股总装机为 7179.5 万千瓦，是全球排名第一。
全球看，水电行业的头部公司主要分布在中国、巴西、加拿大等地。巴西水力资源尤为丰富，巴西电力是巴西最大的电力公司，在美股上市。Verbund是奥地利的电力公司。NHPC 是印度的电力公司，前身是印度国家水电。
我国水电行业市场集中度不算高。除公司外，我国水电行业的其他主要参与者还包括中国五大国有发电集团，即中国华能集团、国家能源投资集团、中国大唐集团、中国华电集团和国家电力投资集团。
公司拥有世界前 12 大水电站中的 5 座，构成了世界最大的清洁能源走廊。公司拥有世界 12 大水电站中的 5 座，运营 70 万千瓦及以上的水轮发电机组占世界总数的 2/3，截至 2023 年 9 月底占我国水电装机和发电量的比例均为24%。公司有效保障了长江流域防洪、航运、补水和生态安全，在促进节能减排、推动绿色发展方面发挥了重要作用。2013 年以来公司保持稳健增长的态势，2013-2022年营收和归母净利润从227/91亿元增长至521/213亿元，营收和净利润CAGR均为10%。
公司是国资背景，股权结构集中且稳定，控股股东为三峡集团。公司自成立以来控股股东为中国长江三峡集团，截至 2023 年 9 月底其直接持股50.41%，另通过全资子公司中国三峡建工集团间接持股 3.60%，合计持股54.01%。公司实际控制人为国务院国资委，对三峡集团 100%持股，另外国资委通过中国核工业集团持有公司 1.07%的股权。公司管理层稳定，核心高管均具有多年运营管理经验，其中公司董事长雷鸣山也是母公司三峡集团的董事长。
业务分析：主营水力发电业务，产业链向下游配售电延伸
水力发电是公司主营业务，2022 年营收占比在 84%左右。2013 年以来公司水电业务营收占比保持在 84%以上。在水力发电业务之外，公司还积极发展抽水蓄能业务、国际业务、智慧综合能源业务、新能源业务、配售电业务、投融资业务，将产业链条从以发电为主拓展到“发-配-售”并举，努力拓展新的业绩增长点。
1.水力发电业务—逐步构建世界最大的清洁能源走廊：公司现拥有乌东德、白鹤滩、溪洛渡、向家坝、三峡、葛洲坝六座水电站的全部发电资产，截至2022 年底公司国内总装机容量为 7179.5 万千瓦，2022 年发电总量达2622.49亿千瓦时，节水增发电量达 85.98 亿千瓦时。2023 年1 月公司完成乌东德、白鹤滩水电站资产收购，国内水电装机容量由 4,549.5 万千瓦增长至7,169.5万千瓦，增幅达 57.6%，全球最大水电上市公司的地位更加稳固。
1）乌东德水电站：位于云南、四川界河河段，是我国第四、世界第五大水电站，是公司在金沙江下游四个水电梯级的第一个梯级，总装机容量为1020万千瓦，共有 12 台单机容量为 85 万千瓦的机组，2022 年发电量为278亿千瓦时。乌东德电站以发电为主，兼具防洪、改善航运、促进地方经济社会发展等综合效益，主要供电广东和广西、并兼顾云南省用电需要。
2）白鹤滩水电站：位于云南和四川境内金沙江下游，是我国第二、世界第二大水电站，是公司在金沙江下游四个水电梯级的第二个梯级，总装机容量为1600 万千瓦，共有 16 台单机容量为 100 万千瓦的机组，2022 年发电量为294亿千瓦时。白鹤滩工程是世界级水电工程，电站以发电为主，兼顾防洪、拦沙、改善库区及下游河段通航条件等综合效益，装机规模仅次于三峡工程，主要供电浙江和江苏、并兼顾四川和云南两省用电需要。
3）溪洛渡水电站：位于云南和四川接壤的金沙江峡谷河段，是我国第三、世界第四大水电站，是世界首座千万千瓦级高拱坝电站，是年调节。总装机容量为 1386 万千瓦，共有 18 台单机容量为 77 万千瓦的机组，2013 年以来平均年发电量为 535 亿千瓦时（最高可达 636 亿千瓦时），主要供电浙江和广东、并兼顾四川和云南两省用电需要。溪洛渡水电站以发电为主，兼有拦沙、防洪和改善下游航运条件等综合利用效益，是我国“西电东送”骨干电源点。
4）向家坝水电站：位于云南和四川交界的金沙江峡谷出口处，是我国第七、世界第九大水电站，总装机容量为 640 万千瓦，有8 台单机容量为80万千瓦的机组，2013 年以来平均年发电量为 305 亿千瓦时（最高可达337 亿千瓦时），主要供电上海、并兼顾四川和云南两省用电需要。向家坝水电站以发电为主，兼有防洪、航运、灌溉、拦沙及反调节等综合功能，是季调节。目前向家坝电站扩机增容的前期工作正有序推进。
5）三峡水电站：位于湖北宜昌境内长江西陵峡中段，是世界上最大的综合性水利枢纽工程，是季调节，是我国“西电东送”和“南北互供”的骨干源点；总装机容量为 2250 万千瓦，有 32 台单机 70 万千瓦和2 台单机5 万千瓦的机组；2013 年以来平均年发电量为 953 亿千瓦时（最高可达1118 亿千瓦时）；主要供电华中、华东和南方等十省市。三峡工程是治理和开发利用长江水资源的关键骨干工程，具有防洪、发电、航运、水资源利用等巨大的综合效益。
6）葛洲坝水电站：位于湖北宜昌境内长江三峡末端河段上，是长江干流上最早建成的大型水利枢纽工程，也是三峡电站的反调节水库，是日调节。总装机容量 273.5 万千瓦，有 2 台单机容量 17 万千瓦、19 台单机12.5万千瓦、1 台单机 2 万千瓦的机组；2013 年以来平均年发电量为182 亿千瓦时，最高可达 193 亿千瓦时；主要供电华中和华东地区。2022 年葛洲坝电站19台12.5万千瓦机组改造增容完成，最大发电容量增加47.5 万千瓦，增长17.4%。
2.配售电业务—将产业链向下游延伸：配售电业务是公司发电业务的下游。公司抓住 2015 年电改机遇，通过参股地方能源公司，设立配售电公司。公司自 2017 年以来密集发力打造重庆区域配售电平台，2017 年配售电板块全年售电量约为 150 亿千瓦时。公司 2017-2018 年间进一步增持三峡水利，成为其单一大股东，通过协同开展配电、售电、智能充电与分布式能源业务布局等有力举措，实现了配售电业务的快速发展。目前三峡水利已成为公司实施国内配售电业务的唯一上市平台。 2020 年 4 月，公司完成对秘鲁第一大配电公司路德斯的收购，开启海外配网资产布局的新起点。2020 年 5 月，公司以三峡水利为平台，顺利实现重庆万州、涪陵和黔江区域的三张地方存量配网和两江新区配售电业务整体上市。公司同步重点覆盖大水电消纳省市开展售电业务。2022 年公司签约电力零售用户约 600 家，售电量约 45 亿 kWh，同步市场化开发4 万张国际绿证，进一步提升售电业务附加值，上海区域首次实现发售一体化，承接消纳大水电入沪电量共计 7.3 亿 kWh。
3.抽水蓄能+新能源业务—积极筹划“水风光储一体化”：抽水蓄能电站具有调峰、填谷、储能等多种功能，启停灵活、反应速度快、调峰能力强，是建设新型能源体系、实现“双碳”目标的重要支撑。截至2023 年10月底，公司已获取和重点跟踪的抽水蓄能项目有 30 个，装机总规模近4200万千瓦。2023 年 12 月，公司与控股股东三峡集团的全资子公司三峡建工（是公司长江梯级电站的主要建设管理方），共同出资设立四川江油抽水蓄能有限公司，助力公司实现金沙江下游能源基地“水风光储”一体化协同发展目标。
4.智慧综合能源业务—创新形成城市绿色综合能源管家模式：公司业务布局长江经济带、京津冀、粤港澳等战略区域 20 余个省市，截至2022 年，在建、运营的分布式光伏项目总装机容量超 300MW，在建、运营的用户侧储能项目总装机容量约 200MWh，已建和在建项目投资总额超30 亿元。
5.国际业务—布局海外清洁能源资产：公司通过中国长电国际（香港）公司和中国三峡国际电力运营公司，开展境外配售电与清洁能源项目的投资并购、绿地开发、投后管理、运维、技术咨询等业务，以水电产业为核心向全清洁能源产业延伸。目前公司参与管理的国际水电站主要包括三峡集团巴西水电站、巴基斯坦水电站、马来西亚沐若电站等。2019 年 6 月，公司下属国际运营公司正式接管巴基斯坦风电项目，标志着公司首个海外实体项目开始运营管理。2020 年 4 月，公司成功收购秘鲁路德斯公司 83.6%的股权。路德斯是秘鲁第一大电力公司，主要开展配售电业务，约占秘鲁全国 29%的配电市场份额。2022 年路德斯公司实现收入70.86亿元人民币，同比增长 5.67%，主要受益于秘鲁路德斯公司配售电业务量价双升；实现利润总额 17 亿人民币；实现净利润约 1.7 亿美元，同比增幅超20%。目前，路德斯公司售电量已经恢复到疫情前的水平，基本接近2019 年的售电量（历史最好值），预计 2023 年全年售电量将达到历史最高值。此外，秘鲁路德斯公司电价预计能够稳定上升，主要系秘鲁配电电价每四年由监管机构核定一次，在 2022-2026 年配电电价核定中，经过前期的充分沟通，路德斯公司最终的配电电价较 2018-2022 年周期上涨了10.8%，增加了其收益。
6.投融资业务—是实现业绩稳增长的重要调节手段：公司围绕清洁能源、智慧综合能源、海外市场等领域稳健开展对外投资；通过大比例参股湖北能源、国投电力、川投能源、金中公司、桂冠电力等优质电力企业，不断提升权益装机，优化电源结构，积极推进长江流域水电资源联合调度，实现效益与规模同步增长。 近年来，公司年度投资收益逐年稳步增长，从“十三五”初期的13亿元增长至 2022 年 46 亿元，年复合增长率 23%。2022 年投资收益占归母净利润的比例达 22%，成为公司应对长江来水波动，实现业绩稳增长、促发展的调节器和重要手段。公司常年维持境内 AAA 级和穆迪A1 级、惠誉A+级国际信用评级，并获得伦交所“绿色经济标志”认证，同时，公司不断创新融资方式、拓展直接融资渠道，持续降低融资成本。
发展优势：水资源优势得天独厚，具备较强水电营销和消纳能力
公司是我国最大的水电上市公司，依托第一大河流长江，资源优势得天独厚，在手电站是最优质的水电资产。公司拥有中国最优水资源，在金沙江下游和长江上游共建有六座大型水电站——乌东德、白鹤滩、溪洛渡、向家坝、三峡、葛洲坝，从装机规模和流域区位看，都是我国水电站中最优质的的资产。公司具备流域梯级联合调度能力。调节水库增加可以减少弃水、提高水能利用率、增加发电量。公司逐渐形成调度世界最大清洁能源走廊的核心能力，2023年公司从“四库联调”升级为“六库联调”，有利于形成水库群梯级效应，熨平来水波动进而增加发电量。公司建成了世界水电企业规模最大、功能最全的水情遥测系统，2022 年流域梯级电站汛期水情 24 小时预报精度达95.8%。公司具备跨大区水电营销能力和较强的电力消纳能力。公司梯级电站均为国家能源重点工程和“西电东送”骨干电源，电能均为跨区跨省远距离消纳，电力外送区域均为东南沿海发达地区，加之水电作为清洁能源本就有优先消纳的权利，因而公司基本不存在下游消纳限制发电量形成弃水的问题。公司电站自然条件和经济区位优势佳，配套输电网络直送发达区域。公司电站位置无论从自然条件还是经济区位看，都居于我国大型水电公司首位。其中，三峡电站地处我国中部，主要向华中、华东及广东地区送电，供电距离都在400-1000km的经济输电落围以内；葛洲坝电站在长江下游，也地处我国中部，临近负荷中心，送电至华东和华中；金沙江下游的四座电站虽外送线路长于三峡和葛洲坝电站，但在西南诸水电基地中最短。
盈利能力：多次水电资产注入带来营收和利润规模阶梯式提升
成长能力分析
新水电资产注入直接带来装机容量和业绩的阶梯式提升，装机规模增长是公司业绩提升的核心驱动力。公司自 2002 年成立以来逐步分批收购母公司三峡集团旗下的大型水电资产。公司采用的资产注入模式是在机组投产后先让母公司代运营，待发电机组成熟后再进行收购，有效规避了建设过程中的种种风险，在收购完成之后装机规模和业绩均快速增长。2009 年三峡电站注入，2016 年溪向两座电站注入，2023 年乌白两座电站注入，公司的营收和归母净利润规模均出现阶梯式上涨。
2023 年 1 月，公司发行股份及支付现金的方式，收购了乌东德和白鹤滩两座水电站的投资运营主体——三峡金沙江云川水电开发有限公司（简称云川公司）100%股权。在交易完成后，公司拥有的长江干流梯级水电站增加至6座，控股总装机容量从 4559.5 万千瓦增加至 7179.5 万千瓦，增长57.5%。
本次发行股份购买资产的发行对象为三峡集团、云能投、川能投。采用资产基础法评估结果，本次交易作价 804.8 亿元。此外，本次发行股份购买资产的发行价格为 18.27 元/股（除权除息后为 17.46 元/股），发行股份的数量为 9.22 亿股，最终以股份支付 160.97 亿元；以现金支付643.87 亿元。本次发行后公司总股本为 236.64 亿股。现金资金来源包括本次交易配套融资所筹集资金、公司自有资金及以其他债权融资等自筹资金。
本次交易中，标的公司云川公司的市盈率为 18.11 倍，略低于可比上市公司市盈率平均值；标的公司市净率为 1.42 倍，低于可比上市公司市净率水平。
2023 年 4 月，公司为募集配套资金，面向 19 名特定对象以20.01 元/股的价格发行股份 8.04 亿股（有限售条件的流通股），本次发行后公司的股份数量为 244.68 亿股。本次发行股份募集的配套资金净额全部用于支付本次购买资产的交易现金对价，但因相对于购买资产的交易总金额较小，未对股权结构产生较大影响，且未导致上市公司控股股东、实际控制人发生变化。
本次交易完成后，公司总资产、净资产、收入和利润规模将得到提升。此外，短期看，公司负债规模、资产负债率、财务费用率会明显提升，且各项偿债指标、利润率、每股收益会有所下降。但考虑公司梯级联合调度能力从“四库联调”扩充为“六库联调”，可通过进一步熨平枯水期及丰水期来水的差异实现电力增发，随着后续公司逐渐还本付息、置换高息债务、优化负债结构，预计公司未来会有稳定而充足的经营活动现金流入，盈利能力逐渐提升。
在新资产注入前，营收和利润规模保持相对稳定。由于公司电能消纳具备相对优势，发电量的波动主要取决于来水，因公司跨流域联合调度能力可平抑来水波动，加之电价变化每年影响有限，公司的营收和利润规模在新资产注入前也维持相对稳定。2022 年，公司营收和归母净利润为 521/213 亿元，同比-6%/-19%，主要受长江流域年度来水严重偏枯等因素影响；2023 年前三季度，公司营收和归母净利润为 579/215 亿元，同比+9%/+4%（因 2023 年公司发生同一控制下企业合并，这两个增速为追溯调整后数据），主要受益于长江流域第三季度来水同比偏丰。
公司水电装机增加和流域梯级联合调度带来发电量增加。2016 年公司完成溪向两座电站注入，新增装机 2026 万千瓦，装机容量达到4549.5 万千瓦；2023年公司完成乌白两座电站注入，新增装机 2620 万千瓦，总装机容量达到7179.5万千瓦。来水量有“看天吃饭”的属性，多级水电站的建设和联合调度是目前解决来水波动的最好方式之一，多级水电站有效蓄水可使得汛期弃水量大大减少，同时提升枯期发电水头。2023 年乌白电站注入带来装机容量提升，在来水偏枯的情况下，带动公司整体发电量同比提升 5.3%（调整后）至 2762.6 亿千瓦时。短期来看年度发电量会受来水波动影响。2022 年，受长江流域年度来水严重偏枯、上游新建电站蓄水等因素影响，公司发电量为 1856 亿千瓦时，同比下降11%；上网电量占发电量的 99.4%，售电量占发电量的 99.5%，这两个占比数据基本多年维持稳定。2023 年公司发电量为 2762.6 亿千瓦时，同比增加5.3%（调整后）。2023年上半年长江流域来水同比明显偏枯，第三季度开始来水情况同比改善，2023年乌东德水库和三峡水库来水总量较上年同期分别偏枯5.5%/偏丰0.7%。长期来看整体机组利用小时数基本稳定。利用小时数取决于来水，长江流域来水整体围绕多年均值呈现周期性震荡。虽来水短期难以预测但长期来看来水会均值回归，公司整体机组利用小时长期会基本稳定。我们测算2014-2022 年公司整体机组利用小时保持在4051-4953小时区间。2022年，公司整体机组利用小时为4051小时，同比-11%，主要受长江流域来水偏枯影响；其中三峡电站年平均利用小时为 3565 小时，同比-23%，葛洲坝电站年平均利用小时为6675 小时，同比-8%。
当前公司水电市场化交易占比较低。公司 2018-2021 年市场化交易电量占比保持在 11%以上。2022 年市场化交易电量仅为 140 亿千瓦时，占上网电量比为7.6%，无论总量还是占比均为 2017 年以来的最低值，占比远低于2020/2021年的14.2%/11.6%，主要系 2022 年电价抬升，受电省市削减市场化交易电量。未来市场化交易占比提升有助于推升公司电价。近年在双碳目标和电力供需偏紧形势下，市场化电价呈上涨趋势，如云南电力市场化交易年均价格从2018年的0.1785 提升至 2022 年的 0.2229 元/kWh，CAGR 为5.7%。近些年公司电价呈现小幅波动向上的趋势，2015-2022 年平均上网电价（含税）从0.2588 提升至0.2697元/千瓦时，2018 年最高时为 0.2768 元/千瓦时。2022 年公司平均上网电价为0.2697 元/千瓦时，同比增长 1.5%。水电电价较其他电源明显偏低，在双碳要求和电力紧供需形势下，随着市场化交易比重提升，未来水电电价仍有上涨空间。
盈利能力分析
公司的发电成本稳定，主要运营成本来自于折旧、财政规费和财务费用。公司营业总成本稳定可控，根据 2018-2022 年报，公司营业总成本主要由折旧（约38-46%）、各项财政规费（约 18-25%）、财务费用（约14-21%）、税金及附加（约4-5%）、管理费用（约 3-5%）、销售费用（约 0-1%）等组成，其中折旧、财政规费和财务费用占比较大，对净利润影响较大，但基本保持稳定。折旧随装机增长而增加，2018-2022 年折旧费占营业成本比重约50-64%。固定资产折旧是固定费用。公司折旧主要包括挡水建筑物，机械设备和房屋建筑物，折旧与装机容量高度相关，折旧随机组注入提升。2018-2022 年公司折旧占营业成本比重在 50-64%左右。2016 年来大坝每年计提折旧32 亿元，机器设备每年计提折旧 57-65 亿元，2022 年大坝和机器设备折旧金额占当年利润总额的12%和22%。财政规费随发电量增长而增加，近年财政规费金额基本稳定。公司财政规费主要由水资源费和库区维护支出组成。水资源费征收标准为每千瓦时0.8 分，库区维护支出征收标准为每千瓦时 0.8 分，这两项成本是变动费用，根据发电量计收。公司的可变成本较低，且波动很小，对业绩影响有限。
公司利润率保持长期稳定，ROA 和 ROE 维持在同业较高水平：公司毛利率2013年以来保持在 57-63%区间，净利率保持在 40-48%区间，ROE 常年维持在12-17%区间，在行业中处于领先地位。公司具备较强水电营销和消纳能力，销售费用率较低，近年保持在 0.02-0.3%区间；管理费用率也较低，近年处在1.7-2.8%区间。2023 年前三季度公司毛利率同比下降 2.5pct（调整后）至57.9%，净利率同比下降 3.0pct（调整后）至 37.9%；主要系收购乌白电站资产后计提的折旧费用增加，叠加 2023 年白鹤滩水电站全面投产开始全额计提折旧费用，以及境外配售电业务量增加，导致营业成本同比增加。
偿债能力：多年来信用评级良好，资产负债率维持在合理水平
资产负债率连续 6 年下行。水电的开发投资额巨大，往往需要进行大量的债务融资。公司凭借充沛的现金流，逐年偿还贷款，债务规模逐渐降低。2013-2022年，公司资产负债率基本维持在 36-57%之间，2016 年因溪、向两座电站注入，资产负债率从 36%跃升至 57%，2016 年之后逐年下降。2022 年公司资产负债率为40%，同比下降 2pct。
财务费用率逐渐下降，推动业绩进一步增长。财务费用是公司期间费用中占比最大的。公司常年维持国内 AAA 级和穆迪 A1 级、惠誉A+级国际信用评级，融资成本近年呈现显著下行趋势，2022 年公司新增债券成本为2.89%，较2020和2021年有所下降。在负债总额和融资成本双双下行的情况下，公司财务费用的金额和财务费用率也呈逐渐下降趋势。2013-2022 年公司财务费用率自17%逐渐降至8%。2023 年前三季度，公司负债总额较 2022 年底增长15%（调整后）至3707亿元；资产负债率较 2022 年底增加 8pct（调整后）至 64%；财务费用率同比增加3pct（调整后）至 16%，主要系并购云川公司后带息负债规模增加，利息费用相应增加，以及利息资本化金额同比减少。
现金流量：充沛现金流支撑高分红，利用投资收益平滑业绩
公司有典型的大水电现金牛的财务特征，享受成熟水电站带来的充沛现金流。境内水电业务是公司最主要的营收和利润来源，2022 年营收占比为84%。受益于水电进入运营期后折旧等非付现成本占比较高，公司体现出鲜明的“现金奶牛”属性，2018-2022 年公司折旧占营业成本的比重在 50-64%左右。公司2013-2022年经营净现金流维持在归母净利润 1.4-2 倍左右；2018-2022 年经营性净现金流均值为 368 亿元，自 2003 年上市以来连续 20 年为正值；2018-2022 年末在手现金余额平均达 82 亿元。 高度充沛的现金流支撑多年的高分红高股息，近三年股息率稳定在3.6%以上。公司是中国资本市场首次在公司章程中明确长达 10 年高比例现金分红政策的企业。公司在章程中明确每年现金分红原则上不低于母公司当年实现可供股东分配利润的 50%，并承诺 2016-2020 年公司每股现金分红不低于0.65 元，2021-2025年公司分红比例不低于 70%。2016 年以来公司现金分红占归母净利润的比重处在61%~94%区间。2022 年公司现金分红比例为 94%，创上市以来历史新高。近三年公司股息率稳定在 3.6%以上，2022 年股息率为 4.1%。 2023 年前三季度，公司投资活动净现金流量同比减少660.2 亿、同比下降857.9%（均为调整后），主要系支付并购云川公司交易对价；融资活动净现金流量同比增加625.4亿元、同比增长 222.2%（均为调整后），主要系因并购云川公司融资增加。
公司经营净现金流远大于净利润，经营净现金流有分红、还债、投资三大去向。公司每年均有大额的固定资产折旧，因而经营净现金流远大于净利润，公司2013-2022 年经营净现金流维持在归母净利润 1.4-2 倍左右，2018-2022 年经营性净现金流均值为 368 亿元。公司经营净现金流的去向主要包括：
1）分红：公司在《公司章程》中承诺了 2016-2025 年的分红比例，2025年后的比例暂未明确。2016 年以来公司现金分红占归母净利润的比例为61%~94%，2022 年达到历史最高点 94%。2022 年公司现金分红金额达到201亿元，占经营净现金流的比重为 65%。
2）还债：公司负债的绝大部分为有息负债，近3 年占负债比重在84-86%左右。2016 年以来公司总负债有逐年降低的趋势，其中2020 年有所增加主要系收购了秘鲁配电等资产。近 2 年公司有息负债同比均有所减少。2022年末公司有息负债为 1134 亿元，同比减少 31 亿元，偿债金额占经营净现金流的比重为 10%。多年来公司持续通过拓展直接融资渠道等举措尽量降低债务规模，努力以更低成本的资金置换高息债务，降低财务费用，释放公司利润。
3）投资：包括战略性投资和财务投资。截至2022 年底，公司共持有参股股权 63 家，投资 ETF 基金 2 家，累计原始投资额550 亿元，年内新增对外投资35 亿元，新增投资占经营净现金流的比重为 11%。2018-2022 年公司每年平均新增对外投资为 146 亿元，其中长期股权投资占有很大比重。
公司多年来围绕主业积极开展战略投资，得以在发电主营业务受来水波动影响较为明显的年份中，通过增厚投资收益平滑业绩。公司依托于稳定充沛的现金流，积极围绕清洁能源、区域能源平台、产业链上下游等领域参与股权投资：一级市场上，公司参股湖北能源、广州发展、三峡水利、上海电力等优质电力企业，涉及水电、风电、火电、核电等多领域电力资产及电力能源；二级市场上，公司投资了国投电力、川投能源、桂冠电力、湖北能源等优质水电公司股票。
2018 年来公司年投资收益占归母净利润的比例超过12%，2022 年达到22%。对比水电同业公司，公司的投资收益占净利润的比重处于最高水平。2016-2022年公司投资收益平均为 34 亿元（其中近 3 年超过 40 亿元），占归母净利润的比重在6%-22%之间，2022 年占比达到阶段性的高点 21.6%。未来投资收益或继续提升，有助于公司业绩保持稳健增长态势。
1）长期股权投资是公司投资收益的主要来源：公司2014-2022 年长期股权投资体量稳步提升，CAGR 为 27%，2022 年该项资产达到672 亿元，同比+11%。2018-2022 年公司权益法核算的长期股权投资收益呈波动上行趋势，占投资收益的比重最大，比重在 52-79%之间；2022 年该项收益为35 亿元，同比增长 26%，占投资收益比重为 77%。
2）处置长期股权投资产生的投资收益和处置其他非流动金融资产取得的投资收益是公司可调节性较强的项目：这两项收益合计后，一般会在来水偏枯的年份金额和占投资收益的比重较高，在来水偏丰的年份金额和占投资收益的比重较低。 其一，处置长期股权投资产生的投资收益，在长江来水偏丰的2014、2016、2018 年以及偏枯的 2019 年，该项收益几无（2019 年处置其他非流动金融资产取得的投资收益较多）；而在长江来水偏枯的2015、2017、2021、2022年 ， 公 司 主 动 处 置 了 部 分 长 期 股 权 投 资，这几年该项收益分别为5.8/6.5/5.5/7.2 亿元，占投资收益比重为 26%/28%/10%/16%。如在2022年，公司通过二级市场累计减持所持上海电力 6.1%股权，减持股数1.6 亿股，回收资金约 18.3 亿元，处置贡献投资收益约 7.1 亿元。其二，处置其他非流动金融资产取得的投资收益，在长江来水偏枯的2019和 2021 年，该项收益为 5/16 亿元，占投资收益的比重为16%/29%；而在来水偏丰的 2020 年以及来水偏枯的 2022 年该项收益占投资收益比重为3%/0.01%（2022 年处置长期股权投资产生的投资收益较多）。
3）公司其他权益工具持有期间的股利收入和持有其他非流动金融资产取得的投资收益波动相对较小：公司在二级市场持有的大量股票早年在资产负债表中记为可供出售金融资产，随着 2019 年金融工具准则变化，可供出售权益投资，根据是否是交易性的，分类到其他权益工具投资或其他非流动金融资产（1 年以内，就列示在交易性金融资产）。2019-2022 年，这两项收益加总的金额在 2.9-4.6 亿元之间小幅波动，占投资收益的比重在6-12%区间。其一，其他权益工具投资在持有期间取得的股利收入，2019-2022 年该项收益基本稳定在 2.3-2.8 亿元之间，2020-2022 年占投资收益的比重在4-6%区间。其二，持有其他非流动金融资产取得的投资收益，2019-2022 年该项收益在 0.3-2.3 亿元之间波动，占投资收益的比重在1-6%区间。
提升股价走势：公司股价与国债收益率多数时间呈反向走势
2010 年初至 2023 年末，公司股价累计上涨 340%，相对大盘累计超额收益为344%。公司股价走势表现可以大致划分为两个阶段：
1）2010-2014 年股价走势平平：公司于 2004 年上市，2011 年三峡机组资产开始注入，2015年溪向电站完成注入(2014年市场开始有预期)。在2004-2014年间，公司股价走势平平，在较长时间内走势持平甚至向下，与沪深300指数走势联动性较强。主要原因是：一方面，这一期间公司暂未形成四库联调的能力，所以业绩受来水影响非常大，业绩稳定性较差；另一方面，基本上是在公司披露或者市场预期要收购机组做资产注入时，才会因业绩迈上新台阶有非常明显的股价抬升和超额收益。
2）2014-2023 年股价明显持续上行：这一期间公司股价呈现明显的持续上行的趋势，与沪深 300 指数的相关性减弱，公司走出独立走势且在熊市中表现出较为明显的防御价值。公司估值体系的转折点是在2016 年左右。首先，公司在溪向电站注入后形成了四库联调的能力，具有平抑来水波动从而稳定业绩的能力；其次，公司在 2016 年 4 月承诺了未来10 年的高分红；最后，在2016-2017 年，外资明显的涌入，外资是主力增量资金同时偏好大盘蓝筹股。
长周期来看，公司股票收益主要来源于以下几点因素。
1）电站资产注入和装机规模提升驱动收入利润稳增长：从2011-2012年三峡机组收购、2014-2015 年溪向电站注入、2021-2022 年乌白电站注入这三次资产重组前后的股价表现看，资产收购及注入对公司股价超额收益有明显拉动作用，主要系电站资产注入带来的装机规模提升能对公司业绩增长起到积极作用。
2）业绩稳+分红高带来较强的防御属性：公司具备“类债券属性”，在经济疲软或大盘弱市中防御属性凸显，如 2015 年和2018 年大盘深度调整时，公司均有显著超额收益。
3）外资增量资金进入和持股比例提升带来估值体系重塑：主要体现在2016-2017 年。受 2016 年 12 月深港通开启、2017 年6 月A 股纳入MSCI新兴市场指数、2017 年人民币趋势性升值及美国国债收益率走低等因素影响，2016-2017 年外资这一增量资金大量流入 A 股。外资风格偏向大盘蓝筹股，市场蓝筹股的估值整体有所抬升。公司作为全球稀缺的纯水电标的获得了大量境外投资者的青睐，陆股通持股比例上升带来了公司估值体系重塑。
4）低利率带来估值中枢提升：股价 P=每股收益EPS/市盈率PE。对于水电这类企业，其盈利这一分子端的变化相对较小，如公司EPS 在2016 年和2022年均为 0.94 元/股，期间上下有所波动，因而分母端的变化对其估值的影响较为明显。近几年我国利率下行，带来水电股的估值中枢提升，公司的PE（TTM）从 2016 年底 15.2 倍提升至 2023 年 12 月底23.9 倍，增幅为58%。
水电公司股票具备鲜明的“类债券”属性，低利率有助于提升公司内在价值。由于水电企业的经营稳定性突出，因此 DCF 模型较为适用。对于永续稳定的行业，当市场利率降低，折现率降低，估值会显著提升。结合历史经验，水电股在利率下行时会迎来估值扩张。对比 2010 年以来公司股价和国债收益率的走势可以发现，公司在近几年的低利率阶段较市场有明显超额收益：
1）公司股价与国债收益率多数时间呈反向走势：除2016-2017 年间，其余大多数时间公司股价与国债收益率呈现相反的走势，这主要是因为公司多年持续稳定的业绩表现和高分红预期，市场将公司视为债券市场表现欠佳时的替代性投资证券。
2）公司股价与国收益率 2016-2017 年间呈同向走势：在2017 年公司股价之所以与国债收益率呈同向走势，主要系 2016-2017 年间美债收益率走低，外资对公司持股比例的提升打破了公司传统的估值体系，进而打破了公司股价与国债收益率走势的反向格局。
3）公司股价与国债收益率 2018 年开始回到反向格局：从2018 年开始，中债国债收益率跟随经济增速的走低逐渐下降，而公司股价在稳健的现金流和业绩以及高分红的驱动下整体呈上行趋势。这期间，公司股价与国债收益率的走势回到反向格局。此外，近两年在美联储多次加息的大背景下，美债收益率持续提升，水电的收益对外资的吸引力较之前有所减弱，使得资金短期大幅调动，2022 年沪深港通对公司的持股比例有所下降，2023年又有所回升。
公司股价虽也会受到来水丰枯和电价波动的影响，但影响偏短期。 1）来水丰枯：长江流域来水丰枯情况会直接影响公司当期（季度）业绩及股价表现，但长期看，长江来水多年平均视角下能保持稳定，加之公司跨流域联合调度能力可平抑来水波动，因而来水对股价的影响偏短期。 2）电价调整：电价变化对公司每年营收和利润的影响有限，公司营收和利润规模显著提升主要受装机规模增长驱动。电价调降的消息或者事实会对公司股价产生直接明显的负面影响，如 2018 年市场传出四川将对公司征收过网费的消息，市场因此对公司电价下滑有一定担忧；此外，电价调升对公司股价有正面影响。
超额收益：装机规模提升和高分红驱动累计超额收益趋势向上
复盘长期股价表现，公司相对于大盘的超额收益整体趋势向上。复盘2010年以来公司股价走势，可以发现公司股价收益率相对于沪深300 而言超额收益显著，超额收益虽阶段性的涨跌互现，但整体趋势稳健向上。2016 年以前公司累计超额收益主要由资产注入因素主导，2016 之后主要由高股息及高分红因素主导。若以 2010 年初为基点计算公司股价累计超额收益，按超额收益主要驱动因素的不同来划分，大体可分为两个阶段：
1）2010-2016 年：公司累计超额收益增长趋势较平，超额收益主要来源于机组投产和资产注入。公司这几年累计超额收益增幅不甚明显，有些时候涨跌互现。但累计超额收益在公司披露水电资产注入的时间节点前后，或者说市场预期公司装机显著增加时上涨较为明显。
2）2017-2022 年：公司累计超额收益呈现较为明朗的上升趋势，超额收益主要来源于高分红和估值提升。这一期间公司未有新的机组资产注入，除了2021 年公司披露了乌白电站的收购计划时超额收益涨幅明显之外，多数时间超额收益的来源主要是公司随着机组稳定运营和折旧逐渐到期，连年保持着充沛的现金流和高现金分红比例，在宏观经济承压或者大盘熊市时展现出强防御价值，助力公司股价走出独立走势。
电力供需偏紧下，公司有望充分享受水电市场化交易改革红利
相较于其他电源类型，水电电价预期稳健、波动风险低，未来电价或有提升空间。
水电较其他电源整体上网电价偏低，在电价市场化中有望率先受益。水电企业合同售电和保障性收购占比较高，市场化交易比例仍有较大提升空间。基于水电电价偏低的优势，水电在电价市场化进程中或率先受益。
在电力供需偏紧背景下，水电落地电价倒推和市场化定价的方式或存在较大的价格上涨弹性。其一，落地电价倒推方面，江苏、广东已经提供了定价新范式，2022、2023 年江苏省市场化交易均价均较基准价上浮近20%；2022、2023 年广东省年度交易均价较基准价上浮 7%和20%；其二，目前我国部分地区鼓励市场化定价，云南、四川等地已经顺利推行。
基于公司具有水电站核心资产地位较高、发电成本较低、下游市场支付能力较强等优势，公司在电力供需偏紧的形势下有较强的竞争力。
公司售电目标省市多为经济发达地区、电价承受能力较强。三峡电站主要送电至广东、华东、华中、重庆；葛洲坝电站主要送电至华中、华东，向家坝电站主要送电至上海、四川、云南，溪洛渡电站主要送电至浙江、广东、四川、云南。广东、上海、浙江是公司电力消纳的重点方向，也是我国经济发展的重点省市，无论是电量需求还是电价承受能力都较高。
公司较同业公司发电成本低，有望在竞价中获取更大的市场化电量。在电力市场化交易的竞价过程中，决定电力公司竞争力的核心是发电成本；公司的度电营业成本在主要水、火电公司中具备显著优势。如2022 年公司水电度电平均成本为 0.09 元，三峡能源度电平均成本为光伏0.23 元、风电0.20元，中国神华煤电度电成本为 0.38 元。考虑公司的成本结构高度稳定，这一竞争优势预计长期存在。
乌白注入带动市场化交易电量和电价提升，水电发展再迈新台阶
乌白电站注入带动装机容量提升，有望进一步带动公司经营收益提升。2023年1月公司完成乌东德、白鹤滩两座水电站合计 26.2GW 装机注入，占公司总装机的36.5%；境内水电装机总量增长至 7169.5 万千瓦，涨幅57.6%，达历史新高，为公司业绩增长提供新动能。 “六库联调”下公司预计每年额外增发电量约 60-70 亿千瓦时。2023 年乌白电站资产注入后，公司水电站从“四库联调”升级为“六库联调”，保守估计将在四库联调基础上每年进一步增发电量约 60-70 亿千瓦时。公司披露2023H1 联合调度节水增发电量近 35 亿千瓦时。但 2023 年受来水偏枯影响，乌白电站的联合调度效益未完全发挥。随着乌白水库完成蓄水，流域来水逐步回归正常，预计2024年乌白电站联合调度增发效益将更加明显。
乌白电站外输高电价已确定，公司市场化电量和高电价电量占比有望提升，进而带动综合电价上行。公司溪向两座水电站的部分电量采用市场化定价。新注入的乌东德水电站除优先发电计划外，部分电量会参与市场化竞价，白鹤滩水电站在2022 年过渡期后电价完全市场化。目前乌白电站外输高电价已确定，高于公司历史 0.27 元/千瓦时的上网电价含税均价。后续随着市场化电量占比提升，以及未来乌白电站向高电价地区输送的电量占比提升（公司在业绩说明会上表示，2023年乌白向高电价地区输送电量比例从 60%提至 80%），公司整体电价有望逐渐提升。 1）白鹤滩送苏电价：江苏发改委此前发布通知，对白鹤滩送苏落地电价按照“基准落地电价+浮动电价”确定，浮动电价参考江苏省年度交易成交均价，同时明确 2023 年白鹤滩电站送苏落地电价为0.4388 元/千瓦时。此外，2024年江苏交易电价维持高比例上浮。2022-2024 年江苏电力市场化交易均价分别为 0.4667、0.46664、0.45294 元/千瓦时（含税），与江苏燃煤基准电价0.391 元/千瓦时相比，分别上浮 19.36%、19.35%、15.84%。 按外送上网电价=（落地端电价-输电电价）*（1-线损率）计算，2023年白鹤滩送江苏特高压输电价格为 8.36 分/千瓦时（含税），倒推白鹤滩送苏上网电价约为 0.325 元/千瓦时。 2）白鹤滩送浙电价：2023 年白鹤滩电站送浙落地电价为0.4388 元/千瓦时，2023 年白鹤滩送浙特高压输电价格为 8.14 分/千瓦时（含税），倒推白鹤滩送苏上网电价约为 0.323 元/千瓦时。
公司积极推进扩机增容，目前计划增容规模合计 390 万千瓦，较当前已投产装机容量增长 5.4%。根据公司披露的 2022 年暨 2023 年1 季度业绩说明会材料，目前公司虽无新增水电站计划，但在积极推进扩机改造增容。机组扩容不涉及水工建设成本，仅需较小成本，投资效益较高。 1）容量调整方面计划增加 166 万千瓦装机：其中溪洛渡计划容量调整18台，单机 70 万调整至 77 万千瓦，合计增加 126 万千瓦；向家坝计划容量调整8台，单机 75 万调整至 80 万千瓦，合计增加 40 万千瓦。此外，葛洲坝已于2022 年将 19 台单机容量 12.5 万千瓦的机组改造成15 万千瓦的机组，最大发电容量增加 47.5 万千瓦，增长 17.37%。2）扩机方面计划增加 224 万千瓦装机：其中葛洲坝计划扩机4 台，合计增加80 万千瓦；向家坝计划扩机 3 台，合计增加 144 万千瓦。
电站折旧到期后毛利率有望提升，盈利能力有望持续稳健增长
各水电站大坝的实际使用年限远超会计折旧年限。公司采用平均年限法对所有固定资产计提折旧，大坝折旧年限在 40-60 年间，其中三峡大坝、向家坝大坝和溪洛渡大坝的折旧年限均为 45 年，葛洲坝大坝为 50 年。公司拥有旗下水电站的永久运营权，大坝的实际设计建筑寿命在 100 年以上，如美国胡佛大坝已经使用超过了 100 年。待大坝折旧到期后，可继续使用很长时间。水电站机组的实际使用年限也超过会计折旧年限。公司在价值手册中提到，水轮机、发电机的折旧年限均为 18 年。发电机组在折旧到期后不会立即更换，而是会在适当的运维投入下持续运转发电。如葛洲坝电站1981 年投产使用，其首台发电机组仍在运行发电，此外公司此前通过扩机增容计划对葛洲坝部分老旧发电机组进行更新改造，提升了机组使用时长。
水电站机组折旧完成后，单位成本将进一步下降，该部分折旧有望释放成业绩。为了测算水电站机组设备折旧计提减少对公司业绩的具体影响，我们统计了公司六座电站机组设备的投产时间、资产注入时间和折旧计提时间。通过比较，我们认为最近几年三峡电站的机组设备折旧计提完成对公司业绩提振的影响在六座电站中最为明显。 在假设六座电站的各台机组设备的折旧年限均为18 年的前提下，葛洲坝电站全部机组的折旧已于 2007 年左右计提完毕，对公司报表的影响也早已体现；乌东德和白鹤滩电站于2023年1月刚完成资产注入，对报表的影响暂未体现；溪洛渡和向家坝电站的全部机组折旧完成时间是在2030-2031 年左右；三峡电站全部机组的折旧于 2021 年左右计提完毕，对近几年报表相对影响最大。
为测算三峡水电站机组设备折旧计提完毕对公司业绩的影响，我们估算了三峡电站32台机组设备在2021-2030年折旧陆续到期的年间，每年折旧金额的减少情况。具体测算过程如下：
1）假设电站机组设备折旧年限为 18 年，预计2021-2030 年三峡电站32台机组设备的折旧会陆续计提完毕：三峡电站 2003 年第1 批6 台机组投产，2012 年 32 台机组全部投产。依据水轮机和发电机的折旧年限均为18年，假设机组设备的折旧年限均为 18 年，三峡电站第1 批投产的机组折旧于2021年计提完毕，预计最后一批投产的机组于 2030 年计提完毕。
2）估算 2021-2030 年三峡电站机组每年折旧额较上一年减少情况，2021年测算的折旧减少金额与年报数据较为匹配：我们测算得2021 年三峡电站机组折旧金额较上一年减少了 1.4 亿元，同时公司年报披露的机器设备的年计提折旧额较上年减少了 1.8 亿元，二者数据大体吻合，一定程度上验证了我们测算的合理性。此外，2022 年公司机器设备年计提折旧额较上年微增0.16亿元主要系乌白电站资产注入影响。
①假设机组单位装机设备年折旧额约为 147 万元/万千瓦，由此三峡电站单台机组年折旧额约为 1.03 亿元：假设所有电站机组设备折旧年限均为 18 年，经过梳理，三峡、溪洛渡、向家坝三座电站的全部机组全年12 个月都在计提折旧的年份是 2015-2020 年。考虑溪向电站于2016年完成资产注入，采用 2016-2020 年报披露的机器设备年计提折旧额测算单位装机的年折旧额。三峡电站 32 台机组的单机容量均为70 万千瓦，由此估算出三峡电站单台机组年折旧额约为70*147/10000~=1.03亿元。
②根据每台机组的投产日期估算折旧计提完毕的月份，进而估算当年较上一年的折旧减少额：假设单台机组月折旧额为1.03/12=0.086万元/万千瓦，考虑固定资产的折旧计提日期一般为固定资产入账或者安装完毕之后的下月。由此估算三峡每台机组在何年何月折旧计提完毕，以便较为精准的计算三峡机组设备在某一年的折旧较上一年的减少金额。
积极推进水风光储一体化全产业链布局，盈利空间进一步拓宽
政策支持下抽水蓄能快速发展，国家规划十四五末装机规模达6200 万千瓦以上
2021 年以来在政策推动下，我国抽水蓄能发展提速。抽水蓄能是未来相当时期内最佳的储能方式。自 2021 年国家发改委和国家能源局相继发布《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》、《抽水蓄能中长期发展规划(2021-2035年)》等一系列文件以来，抽蓄项目开发建设提速。根据国家能源局数据，我国计划到2025和2030年将抽水蓄能投产规模分别增至 0.62亿千瓦和1.2亿千瓦以上；2022年全国新增投产抽蓄电站装机 880 万千瓦，创历史新高；全国新核准抽蓄电站48座，核准总装机规模 6890 万千瓦，年度核准规模超过之前50 年的投产总规模。
目前我国抽水蓄能装机规模为 0.51 亿千瓦，预计 2023-2030CAGR 为10.6%。根据2023 年 6 月水电水利规划设计总院发布的《抽水蓄能产业发展报告2022》，截至2022 年底，我国抽水蓄能已建/在建装机规模为 0.46 亿千瓦/1.21 亿千瓦，另有1.77 亿千瓦正在开展预可行性研究。根据中电联，截至2023 年底我国抽水蓄能装机规模达 5094 万千瓦，同比+11.2%。根据国家能源局规划，预计2023-2025年抽水蓄能装机规模 CAGR 为 10.6%；2025-2030 年投产规模CAGR 为14.1%。我国抽蓄行业电站运营领头羊为国网和南网，五大四小发电集团抽蓄快速发展。截至 2022 年底，国家电网旗下的国网新源和南方电网旗下的南网储能在运抽蓄总装机分别为 2806 万千瓦和 1028 万千瓦，二者在运抽蓄装机占全国总量的84%。截至 2021 年底，国网在建抽蓄规模为 4578 万千瓦。2021 年南网提出，2021-2035年增加抽蓄装机 3600 万千瓦。未来我国抽蓄电站运营主体将往多元化发展，五大和四小发电集团以及旗下上市公司主体正积极参与抽水蓄能电站项目建设运营。
电价制度不断优化，抽水蓄能电站的盈利能力有望逐步提升。抽水蓄能电站通过高峰价格与低谷价格的差价赚取利润。在 2020 年 7 月《关于进一步完善分时电价机制的通知》发布后，我国多地更新峰谷电价政策，合理拉大峰谷电价差为抽水蓄能电站打开更多盈利空间。2021 年 5 月《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（633 号文）发布，完善了抽蓄电站两部制价格形成机制及回收渠道。
目前两部制电价已经成为我国抽水蓄能的基本电价机制。我国抽水蓄能电站电价发展经历过单一电价制、租赁制等，此后逐步建立和完善了两部制电价。两部制电价包括电量电价和容量电价，容量电价主要回收机组固定成本、电量电价主要回收变动成本。根据 633 号文规定，在两部制电价下，抽水蓄能通过电量电价获取的收益有限，容量电费是其最主要的收入来源；容量电价部分保证抽水蓄能项目 6.5%的资本金内部收益率。
2023 年 5 月国家发展改革委发布《关于抽水蓄能电站容量电价及有关事项的通知》，公布了在运及 2025 年底前拟投运的48 座抽水蓄能电站容量电价。对比在运电站此次核准电价与前期省内核准电价，部分项目容量电价有所下降。虽短期看，此次核准电价或降低部分抽蓄电站盈利能力。但长期看，国家层面明确抽水蓄能容量电价，能更明确抽蓄盈利预期，充分调动各方面积极性，推动抽水蓄能稳定发展。
目前公司已锁定抽水蓄能项目资源近 4200 万千瓦，未来有望增厚公司业绩
公司锁定抽蓄项目资源近 4200 万千瓦，长远看有望带来业绩增量。近几年公司依托长江流域资源、丰富的水电站运营经验和雄厚的资金实力布局抽水蓄能。根据公司 2023 年三季度投资者沟通情况通报，截至 2023 年10 月底公司已获取和重点跟踪的抽水蓄能项目有 30 个，装机总规模近 4200 万千瓦。2023 年公司首座抽水蓄能电站——甘肃张掖抽蓄电站顺利开工，标志着公司抽蓄电站投资建设取得实质性进展，电站总装机 140 万千瓦，计划 2028 年实现首台机组投产发电。2023年重庆菜籽坝抽水蓄能120万千瓦项目也已开工，计划2029年首台机组投产发电。
甘肃张掖抽水蓄能电站项目：2022 年 10 月甘肃发改委核准批复，同月开工建设，是公司首个完成核准的抽水蓄能电站。总装机容量140 万千瓦（4*35），计划年发电量 16.37 亿千瓦时，计划年抽水电量21.83 亿千瓦时，综合利用效率约为 75%。电站建成后主要承担甘肃电网调峰、填谷、储能、调频、调相、紧急事故备用等任务。计划 2028 年 4 月首台机组发电。本项目电量价格采用甘肃电网燃煤发电基准价 0.3078 元/千瓦时（含增值税），电站容量价格为 643 元/千瓦（含增值税）。
重庆奉节菜籽坝抽水蓄能电站项目：总装机容量120 万千瓦（4*30），计划年发电量约 11.4 亿千瓦时，计划年抽水电量约15.2 亿千瓦时，综合利用效率约为 75%。电站建成后主要承担重庆电网调峰、填谷、储能、调频、调相和紧急事故备用等任务。计划 2030 年 6 月首台机组发电，2031 年3月全部机组投产发电。根据《国家发展改革委关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》规定的抽水蓄能容量电价核定办法，按资本金内部收益率6.5%测算，电站容量价格 654.4 元/kW（含税），年容量电费78,528 万元。
为进一步分析抽水蓄能业务的发展对公司业绩的贡献，我们针对目前公司锁定的30 个合计装机规模近 4200 万千瓦的抽水蓄能项目，大体测算了未来项目投产后对公司净利润的影响。具体测算过程如下：
1）假设公司锁定的这 4200 万千瓦抽蓄项目，平均单位千瓦投资为7000元。截至 2023 年 10 月底，公司已获取和重点跟踪的抽水蓄能项目有30个，装机总规模近 4200 万千瓦，我们按 4200 万千瓦估算。根据《中国可再生能源发展报告 2022》，2022 年核准抽水蓄能电站工程平均单位千瓦总投资约为6665元。为简化测算，我们假设 4200 万千瓦项目的单位千瓦投资为7000元。
2）假设公司锁定的这 4200 万千瓦抽蓄项目，平均资本金比例为20%。国家发改委 2021 年 4 月发布的《抽水蓄能容量电价核定办法》，在临时容量电价的核价参数标准的规定中，明确资本金按照工程投资的20%计算。此外，根据公司公告，公司要求甘肃张掖抽水蓄能电站项目的资本金比例不低于20%，重庆奉节菜籽坝抽水蓄能电站项目的资本金比例为20%。基于此，我们假设4200 万千瓦抽蓄项目的平均资本金比例为 20%。
3）保守预计未来公司新增 4200 万千瓦抽蓄装机后，净利润增加38亿元。基于上述分析，我们测算未来 4200 万千瓦抽水蓄能项目投产后，公司净资产增加约 4200*7000*20%/10000~=588 亿元。此外，参考2021 年4 月国家发改委发布的《抽水蓄能容量电价核定办法》，抽水蓄能项目经营期内，资本金内部收益率按 6.5%核定。我们预计抽蓄项目全部投产后可为公司带来净利润增量约 38 亿元，约占 2022 年公司归母净利润的18%。
公司积极通过内挖外扩发展新能源产业，水风光储一体化是未来重要增长点
公司以大水电为基础，积极筹建“水风光储一体化”可再生能源综合基地。2021年公司成立长电新能有限责任公司，主营金沙江流域水风光储一体化可再生能源基地的清洁能源项目开发、投资和运营管理，目前公司全力推进金沙江下游超1500 万千瓦水风光储一体化基地开发建设工作，首批新能源场站顺利投产运行。公司也在积极发展智慧综合能源业务，创新形成了具有三峡特色的城市绿色综合能源管家模式。公司积极推进智慧综合能源市场拓展，业务布局长江经济带、京津冀、粤港澳等战略区域 20 余个省市，截至 2022 年，在建、运营的分布式光伏项目总装机容量超 300MW，在建、运营的用户侧储能项目总装机容量约200MWh，已建和在建项目投资总额超 30 亿元。 公司智慧能源业务规模、发展能力居于国内同类企业第一方阵。公司建成了全国医疗卫生领域颇为先进的分布式能源站、湖北和上海等地最大的分布式光伏、用户侧储能等标杆项目，业务规模和品牌效益在上海、湖北等多地保持区域领先优势，实现了规模化发展，形成了良好的品牌形象和较强的行业影响力。
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