2025年黔源电力研究报告：FCFE或迎拐点，分红能力有望增强的贵州小水电

华电集团贵州区域唯一水电上市公司，业绩随来水波动

黔源电力作为华电集团旗下在贵州区域的唯一水电上市公司，主要经营贵州境内“两江一 河”（北盘江、芙蓉江、三岔河）流域九座水电站及水光互补项目。截至 1H24，公司总控 股装机规模为 4.04GW，权益装机 2.28GW（同时考虑控股和参股），控股装机中水电装机 3.23GW，占比 80.0%，光伏装机 0.81GW，占比 20.0%。2019-2023 年，公司业绩随来水 波动，但由于水电成本主要由折旧构成且公司采用工作量折旧法，其毛利率相对稳定，维 持在 52.9%水平。公司资本结构良好，2019 年以来资产负债率呈下行趋势，截至 2024 年 9 月底公司资产负债率仅 56.09%。

自由流通盘占比相对较大，水光装机规模稳中有升

控股股东华电集团合计持有公司 22.21%股权，公司自由流通盘占比高。公司成立于 1993 年，2005 年 3 月深圳证券交易所中小板挂牌上市，上市之初第一大股东为贵州省电力投资 公司，2005 年 11 月，按照公司股权分置改革方案，贵州省电力投资公司将所持股份划转 给华电集团，目前公司是华电集团旗下在贵州省的唯一水电上市公司。截至 2024年 9月底， 华电集团直接持有公司股份 15.89%，通过乌江水电间接持股 12.40%，合计持股 22.21%； 三峡水利通过乌江电力持股 9.98%；乌江能源投资持股 3.27%，其他股东持股 58.45%。公 司股权较为分散，截至 2025 年 1 月 7 日公司自由流通盘占总股本比例高达 61.73%，较其 他水电公司显著更高。

2015 年以来水电装机保持稳定，“十四五”期间光伏装机显著增长。公司主要经营贵州境 内水电和光伏发电项目，以水电为主，截至 1H24 公司在运行水电装机容量达 323.35 万千 瓦，占公司在运总装机容量的 80%。公司自 2020 年开始推进水光互补项目建设，2021 年 开始陆续投产，截至 1H24，公司光伏装机容量为 80.64 万千瓦。

业绩随来水丰枯影响，但毛利率相对稳定

受来水偏枯影响，公司 2023 和 2024Q1-3 业绩同比下降。水电是公司主要业绩来源，受所 在流域来水丰枯影响显著。自 2021 年光伏电站陆续投运，公司光伏营收占比逐步提高至 1H24 的 14%。2019-2023 年公司平均水电发电量为 85.9 亿千瓦时，其中 2020/2022 年相 对偏丰，2019/2021/2023 年较枯，呈现枯荣交替特征。2022 年得益于来水同比偏丰叠加 光伏发电量同比高增 129%，公司营业收入/归母净利润同比+28.3%/+76.7%至 26.13/4.14 亿元。2023 年来水同比偏枯，公司总发电量 69.5 亿千瓦时，发电站平均利用小时数 1731.5 小时，同比下降 28%，营业收入/归母净利润同比下降 23.8%/36.1%至 19.90/2.65 亿元。 2024 年 Q1-3 来水同比仍小幅偏枯，公司营业收入/归母净利润同比下降 5.6%/3.9%至 14.66/2.65 亿元。我们预计 2024 年公司全年营收/归母净利润同比下降 4.5%/4%，2025 年 若来水修复，其营收和归母净利润有望同比大幅增长 16.9%/41.3%。

水电成本费用以折旧、财务费用为主，公司得益于工作量折旧法，毛利率稳定性较净利率 更强。公司毛利率稳定性较净利率更强主要系水电公司营业成本以折旧为主，而公司自 2011 年起发电类资产采用工作量折旧法，因此收入和折旧成本都与发电量强挂钩；而费用端的 财务费用为硬性支出，与来水波动造成的发电量变化无关。2019 年以来，公司净利润率虽 有所波动，但中枢整体向上，主要得益于财务费用持续下降。

资本开支主要用于光伏项目建设，资产负债率持续下降

2019-2023 年公司资产负债率持续下降，资本开支主要用于光伏项目投资。近年来，由于 资本开支相对较小，公司积极将自由现金流用于还债，资产负债率由 2019 年 67.66%下降 至 3Q24 的 56.09%。2019 年以来无新水电站投资，资本开支主要用于光伏项目开发。2020 年公司投资建设水光互补基地的岗坪/永新/镇良项目，资本支出同比大幅增加至 17.96 亿元； 2021-2023 年公司资本开支主要用于坝草一期光伏电站建设。

股价复盘：相较水电指数超额收益波动，但较上证/电力指数超额收益显著

2015 年以来，公司股价整体呈现上涨趋势，相较上证、电力指数超额收益显著。我们复盘 了 2015 年以来公司股价走势和以 2014/12/31 作为基准日下公司较上证、电力、水电指数 的超额收益。2015 年至今，公司较上证和电力指数超额收益率绝大多数时间为正，截至 2025 年 1 月 24 日收盘，上述超额收益分别高达 71%/47%，主要体现出水电资产较其他类型资 产盈利模式的优越性。2015 年 3-9 月公司相较电力指数超额收益为负，主要系该阶段公司 股价涨幅弱于火电板块，2015 年的火电板块得益于煤价处于低点，盈利处于高位；同时是 2015 年处于火电新一轮的产能增长周期。 公司三轮股价高涨主要是 beta 行情，较水电指数超额收益得益于阶段性的 alpha。2015 年初、2021 年 8 月和 2014 年 1 月公司出现三轮股价高涨，分别得益于牛市、向新能源转 型、红利等 beta 行情。水电指数中长江电力、国投电力、川投能源和华能水电的权重合计 高达 92.7%，因此公司较水电指数的阶段性超额收益主要体现为公司股价走势跑赢四大水 电 。 公 司 在 2015/11/13-2016/10/13 ， 2021/9/6-2021 年 底 ， 2022/6/10-2023/4/27 和 2024/2/22-2024/7/9 四段时期内较水电指数有显著的超额收益，我们认为分别得益于：1） 2015 年 1-5 月/2015 年 2-6 月善泥坡/马马崖电站陆续投产，合计增厚公司截至 2014 年底 控股装机容量 29.9%，体现出一定的成长属性；2）2021 年双碳目标提出，绿电公司领涨， 年中市场开始寻找既有新能源装机成长性，估值又相对较低的其他电力公司，公司截至 2021 年 4 月底合计与地方政府签订意向投资新能源电站装机规模 605 万千瓦，较截至 2020 年 底公司控股装机容量的潜在增长空间高达 87.3%；3）2022 年，四大水电来水偏枯，但公 司来水丰沛，当年发电量同比+24%；4）1-2Q24 公司来水改善，市场预期修复弹性较大水 电更强。

水电电价较为平稳，成本费用下行有望带动盈利能力增强

公司水电站上网电价以核准电价结算，暂无市场化交易水电电量，2023 年起不再承担“黔 电送粤”电量 0.0276 元/千瓦时电价扣减后，上网电价有望维持稳定；水电未来收入端增长 或主要依靠来水修复。成本费用端随着折旧到期和财务费用下行，有望支撑公司水电盈利 能力提升。公司光伏电站虽以补贴项目为主，但出谨慎性考虑，自 2022 年开始已扣减董箐 光伏电站全部可再生能源补贴电价，马马崖和光照光伏电站可再生能源补贴电价 0.02 元/ 千瓦时，补贴电价扣减比例为 32.6%，未来光伏板块业绩提升或主要依靠装机规模增长。 匹配新能源发展带来调峰需求增加，公司 80 万千瓦的光马混合式抽水蓄能电站正处于可研 阶段。

水电：暂无市场化交易，未来盈利能力或稳中有升

水电站盈利主要关注指标为上网电量、上网电价、折旧和财务费用。公司暂无常规水电新 增装机规划，电量增长或主要依靠于来水增长。上网电价层面，公司采用核准电价上网， 暂无市场化交易电量，东送电量 2023 年起也不再承担“黔电送粤”电量 0.0276 元/千瓦时 电价扣减后，未来水电上网电价有望维持稳定。随时间推移，公司存量机组折旧和财务费 用仍有较大下降空间。拉长时间维度看，若来水较为平稳，公司水电板块未来盈利能力或 稳中有升。

2015 年至今，公司控股水电装机稳定在 323.35 万千瓦，北盘江电力为水电核心子公司。 截至 2023 年底，黔源电力控股水电装机集中于贵州北盘江/芙蓉江/三岔河流域，装机容量 占比分别为 82%/4%/14%。公司水电板块核心子公司为北盘江电力，截至 2023 年底占公 司总控股装机容量的 77%，其 2023 年净利润占公司总体净利润的比例高达 90%。北盘江 为珠江流域西江上源红水河的大支流，全长 442 千米，天然落差 1932 米，流域面积 2.66 万平方公里，多年平均径流量 38.49 亿立方米，径流主要由降水补给。公司参股沙阡/官庄 水电站装机容量均为 50MW（持股比例 15%/10%）。截至 2023 年底公司合计权益水电装机 容量 183.98 万千瓦，其中普定/引子渡/清溪电站具有不完全年调节能力，光照电站具有不 完全多年调节能力，剩余均为日调节水电站。

水电利用小时数波动性较大，珠江片近年降水量低，若偏枯水情修复或将带动业绩回升。 黔源电力 2010-2023 年水电利用小时数平均值为 2530 小时，近五年（2019-2023 年）提 升至 2586 小时，仍然远低于长江电力/华能水电/桂冠电力的 4425/4263/3115 小时，与此 同时，公司利用小时数方差仅次于桂冠电力，较长江电力/华能水电利用小时数波动性显著 较大。根据水利部珠江水利委员会数据，2023年珠江片降水量1482mm较多年平均低4.80%， 属枯水年，我们认为公司水电业务处于平稳运营周期，短期来水波动属于正常气候现象， 对水电站价值影响有限，预期来水修复后公司发电量回升或将带动营收、利润增长。

公司水电执行核准电价，目前无市场化交易电量，电价较为平稳。贵州自 2000 年起“黔电 送粤”，2023 年共完成 401.3 亿千瓦，占全省售电量 16.7%。公司多数电量于贵州省内消 纳，少部分电量参与“黔电送粤”，我们按照公司公告测算 2022 年公司东送电量占公司总 水电上网电量/总上网电量的 28.64%/26.45%。公司水电站执行“一厂一价”的核准电价制 度，暂不参与市场化交易，贵州省发改委规定，公司参加“西电东送”的电量，结算电价 在政府价格主管部门核定的上网电价基础上扣减 0.0276 元/千瓦时执行。根据公司 2023 年 年报，2023 年开始公司无需承担“黔电送粤”分摊电量，并冲回 2022 年基于谨慎性原则 暂估的 25.14 亿千瓦时“黔电送粤”电量，影响 2023 年度营收/归母净利润 6140.71/2863.58 万元。为补贴火电亏损及高耗能企业，贵州省发改委规定公司水电平均年利用小时数超过 2710 小时部分所对应的超发电量需在核准电价基础上下降 0.08 元/千瓦时结算。 2023 年公司平均水电上网电价为 0.3166 元/千瓦时，同比大幅增长 1.9 分，主要系：1）东 送电量不再扣减电价，2）2023 年公司水电收入中冲回 2022 年“黔电送粤”电量电费扣减， 增厚 2023 年公司平均水电上网电价 1.1 分。在维持当前电价机制的情况下，我们预计公司 未来上网电价获将保持稳定，小幅波动主因不同电站电量权重变化。

预计 2026/2027 年牛都/马马崖/善泥坡机器设备折旧到期，推动利润释放。公司营业成本主 要由折旧构成，自 2011 年起公司调整折旧政策，与发电无直接关系的固定资产，包括非生 产用房屋及构筑物、运输设备、非生产用设备及器具，仍采用年限平均法计提折旧，对发 电类资产，主要包括水电站房屋及建筑物（包括大坝、发电厂房等）、发电设备等，使用工 作量法而非年限平均法计提折旧，因此公司年折旧额随发电量波动。此外，经综合考虑设 计发电量与实际发电情况，参照国内水电厂设计发电量与实际发电量的差异，经中国水电 顾问集团贵阳勘测设计研究院分析论证，公司所属各电站多年平均的年度生产能力约为年 设计发电量的 90%。 工作量法计算公式如下：①折旧额=实际发电量×度电折旧额②度电折旧额=（折旧政策变 更日固定资产净值-预计净残值-固定资产减值准备）/资产剩余年限工作量③资产剩余年限 工作量=资产剩余使用年限×年度发电资产总体工作量（设计电量 90%）④资产剩余使用 年限=资产预计使用年限-折旧政策变更日前已使用年限。 正常发电情况下，综合公司折旧策略，我们粗略推算公司机器设备/房屋建筑折旧年限约 12/40 年。简单推演得出：2026 年牛都发电站机器设备折旧到期，2027 年马马崖/善泥坡 机器设备折旧到期，预计公司 2026/2027 年折旧额分别下降 0.06/1.55 亿元。

财务费用率逐步收敛，降幅高于可比公司。水电期间费用主要为财务费用，其次是管理费 用。管理费用率受公司开辟光伏板块而增加管理人员投入等影响，2020-2023 年上涨至 6.51%，较可比公司显著偏高。公司财务费用率处于可比公司中偏高水平，但由于近年来公 司有息负债规模大幅下降，以及综合财务成本不断降低，公司财务费用率由 2019 年的 22.88% 下降至 3Q24 的 14.15%，降幅为 8.72pp，降幅高于可比公司长江电力/桂冠电力/雅砻江水 电的 2.30/6.67/6.80pp。

致力于水光互补新能源项目发展，抽蓄项目可研开展中

公司积极探索水光互补新能源发电领域，截至 1H24 在运光伏装机 80.64 万千瓦。根据公 司公告，公司合计与地方政府签订的意向投资电站装机规模 605 万千瓦，目前已于 2021 年 6 月建成投产光照（岗坪）/马马崖（永新）/董箐（镇良）水电站 30/30/15 万千瓦，另 有镇宁坝草一期光伏电站 20 万千瓦装机在建，截至 1H24已并网 5.64 万千瓦，完成度 28.2%。 水光互补可充分发挥北盘江流域梯级水库的调节性能，利用水电的快速响应能力，将水电 和光伏就近打捆上网，将原本不稳定的锯齿型光伏电源，调整为更加均衡的平滑稳定电能， 利用原有水电的送出通道送入电网，提高通道利用率。

自 2022 年开始，公司已对补贴光伏电站项目的补贴电价进行扣减调整。新能源结算电价为 本省燃煤基准价（含环保加价）加可再生能源补贴电价。公司所属光伏电站为分批并网发 电，是否扣减补贴电价尚存在不确定性，基于谨慎性考虑，公司 2022/2023 年在确认光伏 电站电费收入时，董箐光伏电站并网电价补贴全部扣减，按照 0.3515 元/千瓦时确认电费收 入，马马崖光伏电站和光照光伏电站均按并网电价补贴扣减 0.02 元/千瓦时处理，按照 0.3928 元/千瓦时确认电费收入，我们测算补贴扣减影响公司光伏收入/净利润影响约为 -0.19/-0.16 亿元（按照 2023 年上网电量测算）。因此我们认为公司光伏项目的应收国补无 法收回造成的减值风险较小。 光马混合式抽水蓄能电站进入可研阶段。公司于 2023 年 8 月 2 日审议通过了《关于投资开 展贵州省光马混合式抽水蓄能电站可行性研究工作的议案》，是国家能源局发布的《抽水蓄 能中长期发展规划（2021-2035 年）》“十四五”重点实施项目。电站位于安顺市关岭县与 黔西南州晴隆县交界处，上下水库分别利用已建的光照水库和马马崖水库，电站建成后主 要承担贵州电力系统调峰、填谷、储能、调频、调相和紧急事故备用等任务。光马混合式 抽水蓄能电站初选装机容量 80 万千瓦（4×20），预计总投资 53.82 亿元。

政策支持储能高质量发展，抽水储能具备明显优势。根据水电水利规划设计总院数据，截 至 2023 年底，全国抽水蓄能电站在运项目 50 座，规模 5094 万千瓦，核准在建项目 134 个，总规模 1.8 亿 KW，已建和在建装机规模均为世界第一。2024 年 1 月，国家发改委、 国家能源局印发《关于加强电网调峰储能和智能化调度能力建设的指导意见》，提出到 2027 年抽水蓄能电站投运规模达到 8000 万千瓦以上。2024 年 11 月出台的《中华人民共和国能 源法》第三十二条提到，“国家合理布局、积极有序开发建设抽水蓄能电站。”此外，抽水 蓄能与其他储能技术相比具有技术成熟、经济性最优、成本最低的优势，根据水利水电规 划设计总院 2024 年 8 月 30 日发布的《抽水蓄能产业发展报告 2023》，抽水蓄能电站平准 化度电成本仅 0.207 元/kWh，而电化学储能平准化度电成本为 0.563 元/kWh，是抽水蓄能 电站的 2.7 倍。 容量电价核定明确市场对抽水蓄能盈利预期。2023 年 5 月 15 日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》（发改价格〔2023〕533 号）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，贯彻落实两部制电价，以经营期内资 本金内部收益率 6.5%核定容量电价，并随输配电价监管周期同步调整，有利于市场明确对 抽水蓄能盈利预期。

现金流充裕具备分红提升潜力，估值偏低有提升潜力

通过 PB-ROE、调整后单位经营净现金流对应市值、权益装机容量单位千瓦市值三种估值 角度对比，黔源电力估值显著偏低，我们认为主要系公司业绩波动受来水影响波动较大， 分红相对可比公司偏低。我们认为未来公司度过还债高峰、资本开支放缓，分红比例有较 大提升空间，同时 DCF 估值角度，我们预计公司有望提升 47%至 91.57 亿元。

多角度对比，公司估值较可比公司偏低

PB-ROE 框架下公司估值与水电龙头相比显著偏低。2019-2023 年公司平均 PB 值仅为 1.63x，处于可比水电公司中最低水平，且 2023 年以来差距呈现扩大趋势。与此同时，公 司的 ROE 与可比公司相比差距相对有限，2019-2023 年，公司平均 ROE 为 10.31%，低 于可比公司长江电力/川投能源/桂冠电力 14.34%/11.23%/12.30%，高于华能水电/国投电力 10.07%/9.84%。国投电力 PB-ROE 也相对较低，主要系其中估值水平和盈利能力偏低火电 资产占比并不低。

公司调整后单位经营净现金流对应市值偏低。由于间接法视角经营净现金流自净利润开始 加回指标较多，市场对于水电公司多简化采用调整后单位经营净现金流对应市值，即市值/ （1-少数股东损益比例）/（净利润+折旧）作为评价其单位经营净现金流市值的指标。黔源 电力与国投电力的调整后单位经营净现金流对应市值分别为 10.65/9.68，相较其他可比公 司显著偏低。 公司水电权益装机容量单位千瓦市场价值低于可比公司。公司存量水电权益装机容量单位 千瓦市场价值为 7618 元/千瓦，仅高于川投能源的 6881 元/千瓦，低于其他可比公司；由 于公司未来暂无新增水电装机预期，公司含新增装机权益装机容量单位千瓦市场价值仍远 低于国投电力/长江电力，但将略高于川投能源/桂冠电力/华能水电。可比公司中国投电力两 项指标高达 19625/14615 元/千瓦，主要系丰富的装机种类使国投电力市值不仅体现水电价 值。

估值催化：2025 年 FCFE 或迎转正拐点，分红能力有望提升

公司经营性现金流充裕，净现比高于可比公司。公司 2019-2023 年经营性现金流净额平均 值为 18.6 亿元，现金流水平充裕，2021 下滑系补贴光伏电站带来应收账款增加。经营性现 金流净额/净利润在同行业可比公司中居于首位，2023 年净现比高达 4.02 倍，远高于龙头 水电公司长江电力/桂冠电力/华能水电/雅砻江水电的 2.31/2.91/2.07/1.78 倍。

公司历史分红比例较可比公司偏低。2019-2023 年，公司分红比例均值为 29.1%，低于可 比 公 司 桂 冠 电 力 / 长 江 电 力 / 川 投 能 源 / 华 能 水 电 / 国 投 电 力 的 80.8%/73.7%/51.2%/50.0%/45.1%；2019-2023 年，公司股息率均值为 1.93%，略高于国 投电力 1.88%，但低于桂冠电力/长江电力/川投能源/华能水电 2.97%/2.74%/2.48%/1.96%， 总体处于较低水平，特别是 2023 年公司股息率处于可比公司中最低水平。

我们对公司股权自由现金流（FCFE）测算的主要假设包括：1）由于公司未公开披露未来 具体光伏新增装机规划，2022/2023 年公司仅新并网光伏装机 1.2/3.2 万千瓦，考虑公司水 电可新开发规模有限，光马抽蓄项目正处于可研阶段，距离核准尚有较长时间，开工建设 更为远期且具有较大不确定性；光伏目前仅坝草一期 20 万千瓦仍有部分装机在建，假设公 司 2024-2025 年每年新增 1.2/14.4 万千瓦光伏装机，2026-2035 年无新增光伏或水电装 机，因此假设 2026-2035 年资本开支主要是维护性资本开支和抽蓄可研资本开支，为 1.5 亿元/年。2）结合 2023 年公司偿还有息负债情况倒算公司对截至前一年年底有息负债的平 均还款年限为 8.41 年，预期 2024-2035 年每年偿还有息负债金额为截至前一年年底有息负 债/8.41。3）2024 年考虑来水仍小幅偏枯，假设水电站利用小时数同比-1%，光伏电站利 用小时数同比-2.5%。同时考虑来水波动性较大，保守假设 2025 年水电利用小时为 2017-2022 年平均利用小时数的 85%，2026 年同比上升 5%，此后同比持平。 公司现金流充裕，未来随着资本开支和还债高峰期度过，分红比例提升空间较大。展望至 2035 年，公司资本开支逐渐放缓，我们预期在 2026 年以后保持在每年 1.5 亿元水平，同 时随着还款规模逐年下降，公司 FCFE 将在 2025 年实现由负转正，股权自由现金流/归母 净利润（理论可分红比例）有望达到 86%，“十五五”及后期或将超过 100%。

编辑：火腿肠