长江电力印象（1）

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长江电力成立于2022年，由三峡集团联合华能国际、中核集团、中石油、葛洲坝集团和长江委院等五家发起人共同设立的股份公司，是国内也是世界最大的水电企业之一。

公司于2003年11月上市，发行市值485亿元，截止至2024年6月底，公司市值7076亿，历时22年零5个月，公司市值上涨14.5倍，年化收益约13%。

2004年归母净利润30.4亿元，2023年归母净利润272.4亿元，20年的跨度里利润增长了约9倍，年化收益约12%，公司的增长主要由净利润的推动，市盈率的贡献仅在1%

接近历史ROE

公司近几年毛利率保持在61%；净利率保持在43%；ROE保持在15%，历史收益率与ROE相接近，但对于高分红企业不能用ROE评估，长电的分红率在70%以上。

比如一家公司净资产1000万，市值2000万，PB是2倍，净利润100万，ROE是10%，PB是20倍，如果公司利润100%分红，估值不变的情况下，投资者的收益率或者说股息率仅有5%。

商业模式

多数生意的本质都是由量、价来决定，量与价的背后是由市场供需格局决定，搞清楚一家公司的生意，只需搞清楚市场供需格局分布、市场空间几何和竞争优势强弱；再回到公司自身的产能、销量和价格，搞明白这几个点，大致就能明白公司的生意，判断一个公司的业绩。

得益于长江电力本身业务简单，投资者很容易搞清楚这几个点，进而理解公司的商业模式。

首先，长电的营收可以简化为发电量（装机量x发电小时数）×上网率×上网电价

先将公式一个个拆开讲

上网率：水电的上网率是100%。我国供电方式主要是火电，水电的占比仅在15%左右，因为水电的发电端生来有地域和来水量的限制，优点是无燃料成本，能源清洁，运行成本也低于火电和其他清洁能源，是政策积极发展的主要方向，因此是有多少收多少。

上网电价：电价关乎到民生和经济，不会出现大幅度涨价。参考其他工业国家电价，我国仍有上行空间，

在电价方面我国并不算高。但电价的多寡关乎的因素过多，有计划电，市场电、资源成本、地域区分和政策优惠等共同因素，先按下不表。

发电量：分为装机量和发电小时数

发电小时数是看天吃饭，与长江年径流量息息相关，来水就走，不来就蓄，但拉长时间看基本是趋于平稳，这点从并购乌东德和白鹤滩两大电站之前年度的发电量可以佐证；

装机量是决定营收增长的主要资产。资产的提升主要来自并购母公司的水电站。母公司三峡集团拥有长江一带的开发权，新水电站先由母公司建设及运营，待发电稳定后由长江电力进行并购，因此并购是带来质和量提升的主要因素。在去年，乌东德和白鹤滩两大水电站已被长江电力收入囊中，在目前可视的未来里，不太可能出现装机量有较大的提升。

关于上网电价

从图中可以看到，水电企业的上网电价是整个行业最低，本质原因是定价机制限制了。我国水电的上网电价主要是「成本加成」、「落地省市电价倒推」和「水电标杆电价」三种定价方式，个别地区采用「市场化交易的定价方式」

定价机制以及长江电力在各地上网电价从券商研报中都能得知，长江电力六座水电站平均上网电价在0.2-0.3元/kwh左右，落地电价在0.32-0.42元/kwh。定价机制并不代表没有上升空间，突破点在于市场化交易电量占比的提升。

光伏、风电需要大量储能设备从而保障系统正常运行，即新能源并网的逐步增加会改变电力系统结构，抬高电价的整体成本。

德国的风电、光伏发电量的占比从2002年的3%、1%上升到2022年的15%以上，导致居民电价上涨超过90%；英国风电、光伏发总发电量占比超过30%，导致近12年居民电价上涨近60%。

在电价结构成本上升的过程中，电价易涨难跌，目前国内水电成本一般在0.04-0.09元/kwh，而占比最大的火电成本在一倍以上，相比下来水电非常有优势，未来水电市场化水平的提高下，水电低廉的成本即是不可替代也将会是获益者。2023年长电市场化电量占总发电量38%，未来还有提高的空间。

总的来说，电价是一个动态数值，不可追求精细，但长期来看电价是上升的趋势，个人认为知道这点便足够了。上网电价并不是整个业务中最重要的点。从定价机制上看，送电落地电价需参考省份相关电价水平，与消纳省份协商确定，每个省份都不一样，叠加丰枯期起伏的波动，高峰期的调度，投资者很难计算每个发电站发电量和营收，极致的扣数据最后只能是精确的错误。最后，公共事业的销售总归有一定限制，并不能遵从最原始商业的竞争，好处是行业有进入壁垒，无视行业竞争。

长电的成本端非常简单，按顺序，占比最大的分别是折旧、财政规费、财务费用；之后是税金和销管费用，合计占比约10%，对成本端的关注只需落在前三项，其中只有财政规费是公司无法掌控的因素，长电没有原材料成本，这一项可以当做公司在长江上营业而交付的租金/资源成本。

综合以上，水电的商业模式可以简化为下图

用一段话概括：来水即发电，发电即并网，并网即营收。公司发电成本低廉，资源环保，满产满销，因此公司的下限非常明确，

从量的角度看，发电量取决于装机量的上限，而装机量目前看不到大幅度跃升的可行性；

从价的角度看，公司上限不定，具备公共属性的事业往往在售价方面有所阻力。

公司提高营收的手段我认为有大致以下几种

1.国际业务（目前对净利润的贡献只有5%）；

2.风电、光电和储能项目；

3.理论上装机量的增长或原有设备效率的提升（六库联调）；

4.在维持当前装机量的前提下，营收增长取决于电价上升，电价取决电力系统成本的上升和电力市场化幅度的增加。

营收构成中的其他行业里面主要是光伏、风电和国际业务板块

电力行业中的发电模式主要有火电、水电、风电、核电和光伏，其中光伏、风电和水电是电力产业政策未来的主要发展方向，公司已在发展光伏和风电，但目前占比太小，也不排除可能存在只是仅仅响应号召而做出的行动。

国际业务2023年全年实现净利润14.5亿，占净利润仅5%。国际业务的营收包含在营业收入构成中的其他行业里面，具体暂无法得知，按照秘鲁29.5%的税费倒推，营收大概约49亿元，占了其他行业营收的55%，占了总营收6%，其核心资产是输配电资产，发电板块占比不大。

上述说了营收的几个增长点以外，提高净利润可以由投资收益、折旧成本和财务费用实现。

财务费用可以是公司调节净利润的工具，公司账上现金富得流油，每年度还掉一部分负债，即可实现利润增长。

折旧方面，公司去年并入了两大新发电站，开启新的折旧之路，但葛洲坝和三峡机电组的折旧完毕将逐步释放利润。

葛洲坝在1981年开始发电，1988年全部建成投产，运行至今40多年，葛洲坝的折旧年限为50年，大坝的设计使用基准期为100年。公司最早建成的葛洲坝电站在未来几年内设备将陆续折旧完毕，利润将逐步释放。

同期还有三峡水电站的机电组，机电组由水轮机和发电机组成，折旧年限均为18年，三峡的机电组最早投产于2003年，每年陆续增加，最晚的机电组是2012年投产，按折旧年限来看，2021年-2030年这些机组会陆续折旧完毕。

竞争优势

三峡集团拥有长江流域独家开发权，水电的建站有天然的地域限制，并不是有资本就能复制，公司没有处于竞争环境中，而长江电力是旗下主要股权公司，也是唯一一个水电业务平台，新建水电资产由集团运营，成熟后注入长江电力。对公司的未来发展个人认为应该把目光放在公司自身。

资产、负债及投资收益方面留待下一篇幅讲。

估值方面的思考

长江电力现在的商业模式相对简单，主要业务只有水电模块，营收稳定可预测，在没有新车轮出现以前，可以当成类债股稳定吃息。

追溯历史收益来看，长电无论是收益还是波动幅度都远远优于沪深300，或许可以成为一个投资的中转站？在没有好的投资机会出现，投资长电也算有不错的收益。

公司多年股息保持在2%-3%左右，也印证了市场将长江电力当成类债股，市场将股息率和无风险收益放在同一天平上比较，长期将公司的股息压在无风险利率水平。

长电的逻辑比较简单，公司利润上升带动股息上升，股息上升带动股价上升，股价上升才能使股息率和无风险利率再平衡，同理，利率下行时期也会带动估值上升。

所以在长电上市场似乎很理智，几乎看不见有大幅度的波动，资本会将它填平。

年报中披露了当年境内总发电量多少，下一年度预计发电量多少，使用这一数据计算即可

对比近8年来，管理层对下一年度计划发电量基本准确，小偏差对营收影响有限，不到2%，对于电价无需关注过多，过多的细节并不能提高投资的准确率，直接取用年报数值为基数计算下一年度营收，加上上一年度其他行业收入，以当年净利率计算净利润，在来水正常的情况下最后的计算结果会偏保守。

由于公司有大额的折旧摊销存在，而实际现金没有支付出去，在估值上应当使用自有现金流公式，在净利润的基础上加回折旧摊销减去维持性资本支出

估值方面暂且还没想好，留待下一篇幅。个人认为在长电上投资的应该有两类人

一类是耐心资本，踏踏实实持有，吃公司的成长+股息，历史计算年化也有15%左右，未来长电利润上的增长点主要在市场化水平的提高、折旧下行和财务费用的降低，后两者是确定性十足的预期。

另一类是避险资本，熊市阶段的市场风格总是寻求稳定吃息，牛市的到来瞬间感觉吃息没有成长来得香，故而转头成长。

以上只是对长电的初步理解，不构成投资建议。个人观点：长电类债属性拉满，价值股略带一点成长，公司业务简单，确定性高，弹性一般，适合稳健的投资者也适合当避风港。

目前长电市盈率40倍以上，以长持为目的没有明显的便宜可占，可以先纳入观察股。  

暂且就写到这。

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本文属于日记，不构成投资建议

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