年收入500亿，不用担心收不回货款，没有坏账，一年分红150亿，还要什么自行车？

有这么一家公司：

年收入500多亿，全部现金回款，不用担心坏账，也没有存货，不用担心存货减值损失；

产品不需要费力推销，没有销售费用，主要的成本是非付现的折旧和利息费用；

年现金利润接近400亿，分红比例50%~75%，一年分红150亿，目前市值4000亿；

上市以来，复权后的回报超过十倍，年化收益率16%。

看完有没有流口水？竟然有这么完美的商业模式，这么好的投资标的。

但如果我告诉你这家公司是从事水力发电业务的，你会不会觉得很意外，又或者很失望？

我们今天要说的这家公司，就是A股最大的电力上市公司，长江电力。

定海神针：长江电力投资价值分析  公众号：桃成蹊投资

长江电力主要从事水力发电业务，是目前A股最大的电力上市公司，也是全球最大的水电上市公司，拥有总装机容量4549.5万千瓦，占全国水电装机容量的12.92%，2018年发电量2154.82亿千瓦时，占全国水电发电量的17.48%。

长电目前运营管理三峡、葛洲坝、溪洛渡和向家坝4座巨型电站，占据长江流域最优质的水力资源，控制流域面积大，水流充沛。2018年，公司实现营收512亿，经营现金流净额397亿，分红149.6亿。

长电的商业模式很简单，就是通过银行借款或者公开发债等方式低息筹资，然后进行巨额的固定资产投资，在建工程转固之后，就进入了运营期回报期，依靠稳定的营收和现金流偿还借款利息，回报股东。

水力发电，其实就是通过水轮机把重力势能和动能转化为机械能，再通过发电机把机械能转化为电能，然后通过电网把电输送出去。

在财务上，长电有几个比较明显的特征：稳定的收现收入、没有存货贬值风险、低营销费用、巨额的固定资产、大量非付现的折旧、大额的利息支出、稳定可增长的自由现金流、高比例的稳定分红。

一、稳定的收现收入

长电的营收取决于上网电价和上网电量：

营业收入=上网电价*上网电量

上网电量=发电量*（1-厂用电率-线损率）

发电量=装机量*利用小时数

（一）上网电价

水电的上网电价受到严格的管制，目前上网电价主要有成本加成法、落地省区电价倒推法、水电标杆电价法、市场化定价法四种定价方法，其中葛洲坝电站适用成本加成法，三峡电站、溪洛渡和向家坝电站适用落地省市电价倒推法。

三峡电站送电到各省市的落地电价按照受电省市电厂同期的平均上网电价水平确定，并随受电省市平均电价水平变化而浮动。

溪洛渡和向家坝作为外送电站，电价执行落地端燃煤标杆电价倒推机制，送电区域（广东、浙江、上海）的燃煤电价较高。

从目前各省市燃煤标杆电价看，广东省（0.4530 元/千瓦时）和广西省（0.4207元/千瓦时）优势最为明显，其次是上海市（0.4155 元/千瓦时）和浙江省（0.4153 元/千瓦时）。

根据国家发改委发布的《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》，核电、燃气发电、跨省跨区送电价格形成机制等形成的电价，参考燃煤发电标杆上网电价的均改为参考基准价。

因此，当前外送水电站的落地省市燃煤标杆电价回推机制将改为落地省市燃煤基准电价回推机制。由于基准价与现行标杆电价一致，因此落地端回推电价也将维持稳定，由此消除了前期国常会上并未明确后续水电落地端回推电价如何改革的隐忧。

此外，长电目前的市场化交易电量占比只有总售电量的11%，主要集中在溪洛渡、向家坝两个电站，公司度电价格对市场化折价幅度不敏感。

市场电折价幅度方面，水电市场化交易电价受供需影响、呈现季节性波动，公司运营的溪洛渡电站和向家坝电站属于大型水电站，多参与电力市场年度长协交易，可有效削弱单月、单季供应过剩对公司售电电价的冲击。

（二）上网电量

上网电量取决于发电量、厂用电率和线损率，在一定时期内，装机量、厂用电率相对稳定，因此上网电量主要取决于利用小时数的高低。

利用小时数的高低受什么因素的影响呢？一个是需求端，市场能不能消纳所产生的电；二是产能端，有没有足够的来水用于发电，缺水的时候如何调节。

具体来说，就是三个因素：一是来水情况，二是节水增发能力（流域梯级联调），三是电力消纳（弃水情况）。

先看消纳情况。长电运营管理的水电站均为国家重点能源工程和“西电东送”骨干电源，在国家能源战略中具有独特地位和重要作用，因此国家统筹安排并配备了专用输变电线路保障公司电站的电能消纳。由于外送区域（广东、浙江、上海）均为东南沿海发达地区、电力消纳能力较强且水电本身作为清洁能源就存在优先消纳的权利，因此公司基本不存在下游消纳限制发电量形成弃水的问题。

再看产能端，长电运营电站所处的金沙江（长江）流域起源于西藏地区，其来水由冰川融雪和降雨两方面决定，目前运营管理的三峡、葛洲坝、溪洛渡和向家坝4座巨型电站，占据长江最优质的水力资源，控制流域面积大，水流充沛。

自2016 年公司收购向家坝、溪洛渡电站后，公司四库联调开始发挥效用，下游的三峡和葛洲坝的来水量和发电量均存在不同程度提升，2018 年，公司梯级电站累计节水增发99.3 亿千瓦时，占总发电量的4.61%，有效地熨平了来水波动，提高了水资源利用率，增加了梯级电站的发电量，最大化的平滑了由来水波动造成的利用小时波动，从而保证了利用小时数的相对稳定。

可以看到，长电的销售端电力消纳没有问题，产能端来水又丰沛，还有四库联调节水增发的能力，这就保证了长电的上网电价和利用小时数的稳定，从而保证了营收端的相对稳定。

2018年，公司控制装机容量4549.5万千瓦，发电量2154.82亿千瓦时，实现收入512亿元且全部转化为现金，可以预见，长电未来的营收仍将在一个狭窄的波动区间保持相对稳定。

二、资产特性和成本结构

看完收入端，再来看成本费用。

水电的主要成本是非付现的固定资产折旧和财务费用，折旧占总成本的40%~50%,财务费用占总成本的20%~30%。折旧成本主要取决于投资成本和折旧政策，财务费用主要取决于融资规模和成本。

水电站建成之后，主要的资产是固定资产，包括挡水建筑物（大坝）、房屋及建筑物、机器设备、运输设备和电子及其他设备五类，2018年共计提折旧122亿元，上述五类固定资产折旧占比分别为26.25%、20.24%、53.14%、0.06%、0.31%。可以看到，挡水建筑物、房屋建筑以及机器设备折旧是主要的折旧对象。

机器设备、电子设备和运输设备的实际使用年限与折旧年限相近，现有折旧政策能够良好地反映这三类资产的耗用情况。而挡水建筑物与房屋建筑的使用年限可以超过100年，三峡大坝、溪洛渡大坝、向家坝大坝的财务折旧年限均为45年，葛洲坝大坝的折旧年限为60年，与实际使用年限存在很大差异。折旧期满之后，大坝不再计提折旧，却依旧可以使用，届时利润和现金流将进一步释放。

水电的商业模式，就是利用其稳定的现金流特性低息筹资，建设挡水大坝和发电设备，进入运营期之后通过非付现的折旧产生的巨额稳定的现金流来支付债权人的利息和给股东分红。

从本质上来说，水电是利用稳定的现金流加低息杠杆，通过杠杆来赚钱，因此融资成本和投资效率是很重要的考量因素。

长电处于长江最优质的流域，控制流域面积大，来水稳定，能够进行四库联调，又没有消纳问题，因此公司财务状况良好、现金流稳定充沛，再加上背靠三峡集团和国务院国资委，在国内和国际资本市场都拥有良好的信用评级，融资成本相比同期银行利率低很多，具有显著的融资成本优势，公司能够主动根据债券市场利率调整发债规模，具有较强的融资成本把控能力。

除了融资成本优势，长电的水电站投资成本优势也较显著。从中泰证券统计的各上市公司数据来看，水电站单位投资成本基本在0.7-1.3 万元/kw 区间内，中位数为0.9 万元/kw。大型水电公司里长江电力、华能水电、国投电力在运水电站单位平均投资成本分别为0.93、1.16 和1.30 万元/千瓦，长江电力单位投资成本优势较为显著，这与长电投资电站的地理位置优势、三峡集团多年丰富的水电站建设经验、巨型水电站建设形成的规模效应以及较低的融资成本密不可分。

三、集团资产注入带来业绩成长性

长江电力的控股股东是三峡集团，最终控制方是国务院国资委。

2002年11月，长电由葛洲坝电厂改制成立，2003年11月，长电于上交所上市。长电成立后，三峡集团逐步将自身投资承建的三峡、溪洛渡和向家坝等多个水电站注入长电。

三峡电站1994年开工建设，2003年7月首批机组并网发电，同年10月注入公司。2008年10月左右岸26台机组共计1830万千瓦全部投产，次年9月注入公司；2012年7月，三峡电站地下机组全部投产，同年9月注入公司。三峡电站装机规模2250万千瓦，分6次注入，总交易价格1546.64亿，其中承接债务、发行股份、现金支付三种方式占比分别为33%、13%、54%。

溪洛渡和向家坝电站由三峡集团子公司川云公司承建，2014年7月两座电站共计2026万千瓦全部投产注入公司，2016年3月注入公司，总交易价格797.35亿元，其中发行股份和现金支付方式占比分别为53%、47%。

可以看到，水电增长的核心驱动力是装机容量的增长，2016 年收购川云公司，注入溪洛渡和向家坝之后，公司装机容量同比增长80%、发电量同比增长96.3%，营业收入同比增长101.9%、净利润同比增长80.4%。

长电上市以来的增长主要来自集团的资产注入，水电站建设期由三峡集团负责开发，建设完成后注入长电并由长电负责后续运营。资产注入上市公司，就直接进入运营期，可以马上产生现金流用于偿还利息和支付股息。

长电目前运营管理三峡、葛洲坝、溪洛渡和向家坝4座巨型电站，预计未来两到三年还将有三峡集团投资的乌东德和白鹤滩两座巨型电站注入，带来新一轮装机容量的扩张和业绩跨越性的增长。

乌东德水电站装机容量为1020 万千瓦，年设计发电量为389.1 亿千瓦时，于 2011年开始筹建，计划2020 年首批机组发电、2021年12 月竣工，建成后通过昆柳龙直流送电广东、广西。

白鹤滩水电站装机容量为1600 万千瓦，年设计发电量为624.43 亿千瓦时，于2012 年开始筹建，计划2021 年首批机组发电，2022 年12 月全部竣工，计划送电区域为浙江和江苏。

根据三峡集团避免同业竞争的承诺，乌白两座巨型电站预期将在建成后择机注入上市公司，届时公司控股装机容量将大幅增长57.6%至7169.5 万千瓦，按照乌白年设计发电量、2018 年公司发电量进行测算，乌白注入后公司发电量有望增长47.04%至3168.35 亿千瓦时，实现新一轮的跨越式增长。

乌白电站与溪洛渡、向家坝电站同样地处金沙江下游，投产后公司将科学开展乌东德-白鹤滩-溪洛渡-向家坝-三峡-葛洲坝梯级联合调度，进一步平抑来水量波动，有望通过“节水增发”增加发电量约300 亿千瓦时。远期看，若长江上游电站均实施联合优化调度，将进一步增加流域发电量约420 亿千瓦时。节水增发电量属于内生性增长，基本不需要新增成本，能够有效降低公司度电成本，增厚公司利润。

四、稀缺水电龙头，兼具价值与成长，堪称定海神针

根据国家发改委2005 年发布的全国水利资源复查结果，我国水电资源理论蕴藏装机为6.94 亿千瓦、技术可开发装机为5.42 亿千瓦。截至2018 年末我国水电装机容量为3.5 亿千瓦，占技术可开发量的63%。其中，十三大水电基地目前规划总装机量达到2.86亿千瓦，占到可开发总装机量的53%。也就是说，国内水电资源开发已经超过60%，大型优质水电日益稀缺。

随着国内水电资源的不断开发，主要河流中下游优质水电资源基本上开发完毕，优质水电资源变得日益稀缺，后续水电开发的趋势预计将更多由中下游向上游转移，由此可能会带来单位投资成本的上升与利用小时数一定程度的下降。

因此，公司参股了多家水电上市公司，一方面可以通过股权纽带关系，建立利益分享机制，实现多电站的科学优化调度，打造战略协同效应，进一步促进流域水资源的联合调度、提高水资源利用率，另一方面也可以通过对外股权投资来熨平来水波动导致的业绩不稳定，同时获得新的业绩增长点。

具体来看，截至2019 年中期，公司分别持有国投电力和川投能源10.61%和11.12%股权，两家公司持有的雅砻江水电公司是金沙江最大支流雅砻江唯一的水电开发主体；持有湖北能源25.19%股权，湖北能源的水布垭电站位于清江流域，是长江的主要支流之一。

长江电力作为国内最大的水电上市公司，在电力消纳、来水稳定和节水增发、融资成本、投资管理和运营经验等各方面都拥有无可比拟的优势，是稀缺的水电龙头，年收入500多亿现金，分红比例高达50%~75%，一年分红150亿，股息率高达3.5%~4.5%，兼具价值和成长性，堪称沪深两市里的定海神针。

主要参考资料：

1、长江电力2018年报、2019H1报；

2、中泰证券研究所：《稀缺的水电龙头标的，兼具价值与成长》。