稀缺的现金牛资产，稳定增长兼具高股息

公司是全球最大的水电上市公司，逐渐构成世界最大的清洁能源走廊。公司还从事投融资、抽水蓄能、智慧综合能源、新能源和配售电等业务。公司水资源得天独厚，拥有世界前12大水电站中的5座，目前境内运营管理六座梯级电站，在长江干流水电装机容量达7169.5万千瓦，全球排名第一。2023年公司营收和归母净利为781/274亿元，2013-2023年CAGR为13%/12%。 多次水电资产注入带来营收利润规模阶梯式提升，利用投资收益平滑业绩。 公司多年来逐步收购三峡集团旗下的水电资产，装机规模增长是业绩提升的核心驱动力。2023年乌白两座电站注入，公司升级为“六库联调”，预计每年额外增发电量60~70亿千瓦时。公司在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；2022年投资收益占归母净利润比例达22%。 公司是典型的大水电现金牛，充沛现金流支撑高分红高股息。公司享受成熟水电站带来的充沛现金流及高利润，近10年经营净现金流维持在归母净利润的1.4-2倍左右。2016-2025年公司在章程中承诺高分红，2016年以来现金分红占归母净利润比重为61%~94%，近三年公司股息率稳定在3.6%以上。 电价提升、财务费用及折旧减少、风光储一体化发展是公司业绩核心增长点。 短期看，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。中期看，随着水电站持续运营，机组折旧陆续到期、财务费用逐渐减少，公司现金流和净利润有望逐渐抬升。长期看，公司积极筹划“水风光储一体化”项目开发，或将成为新的业绩增长点。 全球降息预期背景下公司的防御属性更加凸显，配置价值提升。我国处于低利率阶段，一方面，低利率有助于公司降低融资成本并节约财务费用；另一方面，低利率也可通过降低WACC提升公司内在价值。在全球弱宏观环境且有降息预期背景下，我们认为公司凭借稳健增长的业绩、高分红承诺和高兑现预期的优势，预计对投资者有持续较强吸引力。 盈利预测与估值：考虑2023年来水偏枯对业绩造成不利影响，我们下调盈利预测 ， 预计2023-2025年EPS为1.12/1.40/1.49元 （ 前值为1.24/1.35/1.42元 ， 下调幅度为9.7%/3.6%/2.3%） ， 对应PE为22/17/16x。通过多角度估值，预计公司合理估值为28-29元/股，较目前股价有15%-22%的溢价空间，维持“买入”评级。 风险提示：来水不及预期，电价有所下降，政策变化。 盈利预测和财务指标 水电行业：新型电力系统中的稀缺资产 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%。 图1：我国2023年电力行业发电量结构 图2：我国2023年电力行业装机容量结构（万千瓦） 图3：我国2018-2023年清洁能源发电量情况（万亿千瓦时） 图4：我国各电源2022年和2023年新增装机容量（亿千瓦） 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。 图5：各电源龙头2022年平均度电成本（元/千瓦时） 图6：各电源龙头2022年平均上网电价（含税，元/千瓦时） 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。 图7：全国各电源2023年利用小时数和同比变动数（小时） 图8：各电源类型龙头2022年厂用电率（%） 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。 图9：水电公司盈利模式图解 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。 图10：2018-2023年我国各电源利用小时数变化情况 图11：梯级电站联合调度可平抑来水波动并减少弃水 表1：国家政策鼓励可再生能源优先消纳 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。 图12：2007-2018年我国平均上网电价变化情况 图13：2018-2022年水电龙头企业水电上网电价（元/千瓦时） 图14：2013-2020年四川和云南地区弃水情况 图15：2016-2022年广东市场电价差和我国电力交易占比情况 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。 图16：近五年水电头部企业折旧占营业总成本比例情况 图17：近五年水电头部企业财务费用占营业总成本比例情况 图18：我国水电龙头公司2022年度电营业成本（元/千瓦时）图19：我国水电龙头公司2022年度电净利润情况 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%。 图20：2018-2022年底水电行业与沪深300指数股息率（%） 图21：近五年水电行业与沪深300年度现金分红/归母净利润 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%。 表2：我国水能资源分布表 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