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前言：從中觀三維度探討企業盈利變化與成長性

 從商業模式、行業空間、行業格局三維度探討企業盈利變化與成長性。

本篇報告旨在從商業模式、行業空間、行業格局三維度探討水電企業的 盈利變化與成長性。其中，商業模式是企業的盈利模式和增長模式。作 為典型的重資產行業，水電企業的盈利模式中收入取決於電價和發電量 （裝機量、利用小時），而成本則主要表現為固定資產折舊（單位投資 成本）和財務費用（融資成本）；增長模式主要通過水電站建設期的高 CAPEX 以獲得投產後的充沛 CFO，本質是裝機量上的增長。行業空間 可以判斷兩點，其一是水電行業未來的裝機量增速；其二則是增量項目 盈利的邊際變化（主要影響因素是單位投資成本和利用小時）。 行業格局 闡述了高投資壁壘如何導致行業高集中度、西電東送如何通過影響水電 企業電價和利用小時進而重塑行業格局。

 業績穩健+高股息率的類債屬性仍將是水電龍頭的主要特徵。從存量方 面看，一方面水電龍頭能夠在其控制流域內實行多個電站梯級聯調，從 而熨平來水波動，在保證消納的前提下維持利用小時數的相對穩定；另 一方面，隨著還本付息壓力逐漸減輕，財務費用的不斷下降可以衝抵市 場電交易比例擴大帶來的不利影響。因此，水電龍頭的業績預計將持續 保持穩健。從增量上看，隨著優質水電資源越來越稀缺，當前水電龍頭 的 CAPEX 正在不斷下滑，企業利潤預計將更多的以分紅的形式回饋投 資者。穩健的業績疊加高比例的分紅，高股息率的類債屬性預計仍將是 水電龍頭的主要特徵。

行業層面：高 CAPEX 構建壁壘，西電東送重塑格局

商業模式：典型重資產行業模式，高 CAPEX+充沛 CFO

 水電站生命週期分為建設期和運營期。水電行業的商業模式屬於典型的 重資產行業商業模式，水電站建設主要表現出建設期高資本開支 （CAPEX）和投產後運營期充沛現金流（CFO)的基本特徵。其中，運營 期又分為三個階段：（1）折舊期+貸款還本付息期，該階段隨著還本付 息壓力逐步減輕，現金流以及淨利潤逐漸上升；（ 2）折舊期（還本付息 結束），該階段現金流和淨利潤均在較高水平維持穩定；（3）折舊期結束， 該階段淨利潤進一步提升至更高水平後維持穩定、現金流則稍有回落後 維持穩定。

 建設期：建設成本主要為工程費用和水庫淹沒處理補償費。目前大中型 水電站的建設期大致在 5-10 年，部分小型水電站建設期略短，大致在 2-3 年（5MW 以下的水電站為小水電站，5～100MW 為中型水電站， 100M～1GW 為大型水電站，超過 1GW 的為巨型水電站）。從建設期的 成本構成看，靜態總投資主要包括工程費用（建築工程費、機電設備及 安裝工程費、金屬結構設備及安裝工程費、臨時工程費）、水庫淹沒處理 補償費（農村移民補償費、專項恢復改建費、學校&企事業搬遷補償費、 庫區防護費、庫區清理費等）、獨立費用以及基本預備費。其中，工程費 用和水庫淹沒處理補償費是佔比最大的兩項，合計可佔到總成本 90%， 獨立費用大致佔到 5%左右。水電站的總投資額又由靜態總投資額、價 差預備費以及建設期利息支出組成。

 建設期：單位投資成本波動範圍較大，中位數 9000 元/kw。由於水電站 所在的地理位置不同，導致其施工難度各不相同，因此水電站的單位投 資成本範圍波動也較大。從我們統計的各上市公司水電站的數據看，單 位投資成本基本在 0.7-1.3 萬元/kw 區間內，中位數為 0.9 萬元/kw。其中， 靜態投資額大致佔到總投資的 80%左右，建設期利息及價差預備費大致 佔到總投資額的 20%左右。從具體公司數據看，

大型水電公司里長江電 力、華能水電、國投電力在運水電站單位平均投資成本分別為 0.93、1.16 和 1.30 萬元/千瓦時，長江電力成本優勢較為顯著。

 運營期發電收入：由電價、利用小時兩因素決定。水電站投入運營後， 運營期的發電收入主要由上網電價和上網電量兩因素決定。目前，水電 站上網電價的主要定價方式主要分為四種：

 成本加成法：上網電價由政府價格主管部門根據發電項目經濟壽命 週期，按照合理補償成本、合理確定收益和依法計入稅金的原則核 定。其中，合理收益以資本金內部收益率為指標，按長期貸款利率 並考慮風險因素核定。2001 年 4 月前已投產水電站（曾執行還本付 息電價）、2004 年及之後所在省市未公佈標杆電價的中小型水電站 基本都遵循的是成本加成法定價機制。

 落地省區電價倒推法：根據 2014 年國家發改委發佈的《關於完善水 電上網電價形成機制的通知》， 對於跨區送電的水電站，以受電省市 電廠同期平均上網電價水平確定落地電價。上網電價為落地電價扣 減輸電電價和損耗後的倒推價格。

 水電標杆電價法：2004 年發改價格相繼發佈 1037 號、1038 號、1125 號文件，首次規定了部分省份新投產水電機組的上網標杆電價。2014 年國家發改委發佈的《關於完善水電上網電價形成機制的通知》中 提出，各省（區、市）水電標杆上網電價以本省省級電網企業平均 購電價格為基礎，統籌考慮電力市場供求變化趨勢和水電開發成本 制定。水電比重較大的省（區、市），可在水電標杆上網電價基礎上， 根據水電站在電力系統中的作用，實行豐枯分時電價或者分類標杆 電價。個別情況特殊的水電站上網電價個別處理。

 市場化定價法：由於電力市場化改革的不斷推進，部分水電站上網 電量陸續開始參與到各地市場化競爭中，由市場供需關係形成電 價。當前參與市場化交易的主要是部分跨省跨區外送的水電站。

上網電量的計算公式為發電量*（1-廠用電率）-線損，發電量的計算公 式為裝機量*利用小時數，在裝機量、廠用電率基本不變的情況下，

上 網電量主要取決於利用小時的高低，而利用小時的高低則取決於來水情況（自然資源波動）、電力消納（棄水率）以及節水增發能力（流域梯 級聯調）三個方面。

 運營期成本分析：折舊、財務費用是前兩大支出。我們詳細梳理了水電 站投產運營後各項費用及其佔比。其中，固定資產折舊費在成本中佔比 最大，大致在 40%-45%；利息支出導致的財務費用在運營期第一階段（折 舊+還本付息）是成本中佔比第二大項目，其佔比隨著本金的償還將逐 步下降；水電站修理費按固定資產的 1%提取，這部分約佔總成本的 10% 左右；剩餘佔比較大的是庫區基金費和水資源費，分別按照 0.008 元/千 瓦時和 0.005 元/千瓦時提取，兩者合計可佔到總成本的 10%左右；剩餘 的成本構成包括燃料及動力費、保險費（非強制險種）、職工薪酬、材料 費和其他費用。

行業空間：資源開發超六成，有望逐步由流域中下游向上遊轉移

 國內水電資源開發已超六成。根據國家發改委 2005 年發佈的全國水利資 源複查結果，我國水電資源理論蘊藏裝機為 6.94 億千瓦、技術可開發裝 機為 5.42 億千瓦。截至 2018 年末我國水電裝機容量為 3.5 億千瓦，佔技 術可開發量的 63%。其中，十三大水電基地目前規劃總裝機量達到 2.86 億千瓦，佔到可開發總裝機量的 53%。

 行業裝機增速放緩，發電量佔比下降。“十二五”期間國家對於水電開 發的政策為推進西部大型水電站開發、因地制宜開發小水電站。然而由 於開發速度過快疊加西南地區電力消納能力不足導致棄水率上升，水電 的利用小時數不斷下降，因此“十三五”期間國家政策轉為科學有序開 發大型水電、嚴格控制中小水電。

受此影響，水電新增裝機不斷下滑， 2018 年新增裝機僅為 832 萬千瓦；發電量佔全國總髮電量比重也逐年下 滑，由 2016 年的 19%下降至 2018 年的 17%。

 當前在建裝機主要集中在金沙江和雅礱江。詳細梳理十三大水電基地裝 機信息後可以發現，規劃裝機最大的前五大基地分別為金沙江（7209 萬 千瓦）、長江上游（3210.9 萬千瓦）、雅礱江（2971 萬千瓦）、瀾滄江（2581.5 萬千瓦）以及大渡河（2552 萬千瓦）。

當前在建項目主要集中在金沙江 和雅礱江水電基地，在建裝機分別為 3417 和 1006 萬千瓦。其中，金沙 江的在建裝機主要是三峽集團的烏東德（1020 萬千瓦）、白鶴灘水電站 （1600 萬千瓦）；雅礱江的在建裝機主要是雅礱江電力（國投電力持股 52%、川投能源持股 48%）的兩河口（300 萬千瓦）、楊房溝水電站（150 萬千瓦）。

 未來開發趨勢預計由中下游向上遊轉移，可能導致成本上升&利用小時 數下降。

隨著國內水電資源的不斷開發，主要河流中下游優質水電資源 基本上開發完畢，優質水電資源變得日益稀缺，後續水電開發的趨勢預 計將更多由中下游向上遊轉移，由此可能會帶來單位投資成本的上升與 利用小時數一定程度的下降。以雅礱江流域為例，可以看到中下游隨著 梯級電站高度的增加，單位投資成本存在明顯的上升趨勢，利用小時數 呈現一定下滑態勢。考慮到雅礱江上游靠近西藏，開發成本預計會進一 步升高，由此可能導致水電站開發的經濟性（IRR）難以保障。

行業格局：集中度高、西電東送重塑行業格局

 投資壁壘導致行業集中度較高。當前政策鼓勵發展大型水電而大型水電 站的前期資本開支很大且建設期無任何收益，因此行業具有很強的投資 壁壘，導致行業集中度較高。具體看，目前行業前七大企業均為大型央 企，截至 2018 年末三峽集團、華電集團、大唐集團、華能集團、國電投 集團、國電集團和國投集團已投產水電裝機量分別為 49.44GW、 27.22GW、27.04GW、26.07GW、23.85GW、18.54GW 和 16.72GW；全 國已投產的水電裝機容量 341.68GW，CR7 佔比高達 55.28%，且後續很 大可能進一步提升。

 十三大水電基地開發格局較為穩定。目前十三大水電基地的開發格局較 為穩定，其中金沙江水電基地：上游段由華電金沙江上游水電開發有限 公司負責開發，歸屬華電集團；中游段共佈置龍盤水電站、兩家人水電 站、梨園水電站、阿海水電站、金安橋水電站、龍開口水電站、魯地拉 水電站和觀音巖水電站共八座巨型梯級水電站，前四級由雲南金沙江中 游水電開發有限公司（華電集團）負責，金安橋則歸屬民企漢能控股為 主（目前正公開轉讓），龍開口電站歸屬華能集團，魯地拉歸屬華電集團， 觀音巖歸屬大唐集團。下游段溪洛渡、向家壩由長江電力負責，在建的 烏東德、白鶴灘電站建成後將由三峽集團注入長江電力；瀾滄江水電基 地主要由華能集團下屬華能水電開發；雅礱江水電基地主要由雅礱江水 電公司負責開發，國投電力和川投能源各持有雅礱江水電 52%和 48%股 權；長江上游水電基地主要由長江電力開發；南盤江、紅水河水電基地 主要由大唐集團下屬的桂冠電力開發；

大渡河水電基地由國電電力開發； 黃河上游水電基地主要由國電投集團開發；烏江水電基地主要由華電集 團旗下黔源電力和大唐集團開發。

 金沙江（長江）、雅礱江和瀾滄江來水情況和節水增發均更強。前文提 到影響利用小時數的重要因素包括了來水情況（自然資源波動）以及節 水增發能力（流域梯級聯調）。

來水情況方面，圖 13 可以看出金沙江（長 江）、雅礱江和瀾滄江均起源於西藏地區，其來水由冰川融雪和降雨兩方 面決定；而南盤江、紅水河則只取決於降雨多寡，因此在金沙江（長江）、 雅礱江和瀾滄江上的水電站來水波動會更小。節水增發方面，由於幹流 流域較長，且海拔落差較大，因此金沙江（長江）、雅礱江和瀾滄江可以 形成多個能夠進行梯級聯調的電站以熨平來水波動，實現節水增發以提 升水資源利用率。

 西電東送格局：北、中、南三通路格局基本形成。我國“西電東送”的 基本格局是建設“北、中、南”三大輸電通道。其中，北通道包括東北、 華北、山東、西北電網，主要是通過開發山西和蒙西、陝北、寧夏火電 基地和黃河上游水電主送北京、天津、河北南網，並東送山東電網形成。 中通道包括華東、華中、川渝、福建電網，主要是通過開發三峽水電站、 金沙江梯級水電站、四川省的水電站向東部經濟發達且能源緊缺地區送 電，供電主要對象包括華中、華東、福建地區。南通道包括廣東、廣西、 貴州、雲南、海南和香港、澳門電網，其西電東送的總格局是開發貴州 烏江、雲南瀾滄江和雲南、貴州、廣西三省區交界處的南盤江、北盤江、 紅水河上的水電資源及雲南、貴州兩省的坑口火電廠向廣東地區進行送 電。

 電價分析：外送兩廣電價>四川標杆電價>外送滬浙電價>雲南標杆電價。 在實行西電東送後，西南地區主流水電站電價便分為兩種模式，即外送 電電價和上網標杆電價（成本加成電價各廠各議，因此此處不在討論範 圍之內）。

外送電價方面，由於執行落地端燃煤電價倒推，因此送電落 地省份燃煤電價更高，相應的水電站結算電價也會越高。從目前各省市 燃煤電價看，廣東省（0.4530 元/千瓦時）和廣西省（0.4207 元/千瓦時） 優勢最為明顯，其次是上海市（0.4155 元/千瓦時）和浙江省（0.4153 元 /千瓦時），外送江蘇省（0.3910 元/千瓦時）相對不划算。上網標杆電價 方面，根據《關於四川電網統調水電站試行臨時分類標杆上網電價的通 知》(川發改價格[2015]116 號文件，四川省內徑流式水電站標杆上網電 價為 0.308 元/千瓦時(含 17%增值稅，下同)，季調節(含不完全年調節) 水電站標杆上網電價為 0.35 元/千瓦時，年調節和多年調節水電站標杆 上網電價為 0.39 元/千瓦時。根據《雲南省物價局關於調整完善我省豐 枯分時電價政策有關問題的通知》(雲價價格[2013]139 號，雲南省內除 魯地拉水電站電價為 0.313 元/度；金安橋、龍開口、阿海水電站電價為 0.2893 元/度，龍江等 11 座水電站電價為 0.27 元/度外其餘水電站電價為 0.235 元/度。因此，從上述數據可以看出，實行西電東送後水電電價的 高低次序分別為外送兩廣電價>四川標杆電價>外送滬浙電價>雲南標杆 電價。

 市場化折價分析：外送電廣東地區競爭激烈，就地消納雲南省壓力更大。 西南地區水電出力主要有兩種消納途徑，其一主要是外送華東地區（江 浙滬）和廣東地區，其二則是當地消納（主要省份為雲南省和四川省）。 從外送格局看，送廣東地區的電站包括了長江電力、華能水電、華電集 團以及國投電力等 19 座水電站，競爭較為激烈；華東地區方面送上海的 主要是長電的向家壩和葛洲壩水電站、送浙江的主要是長電的溪洛渡水 電站、送江蘇的則是國投電力下屬的錦屏一級、錦屏二級和官地水電站， 基本上不構成競爭關係。此外，從廣東省和江蘇省市場電折價數據看， 廣東省市場電讓利幅度較大，雖然自 18 年初開始不斷收窄，但目前讓利 幅度仍在 3 分錢/千瓦時左右；而江蘇省市場電讓利幅度則一直穩定在 2 分錢/千瓦時左右。從當地消納格局看，一方面近年來雲南、四川兩省發、 售電量差值呈現擴大態勢，其中雲南省差值更大，側面說明其外送需求 更為迫切、省內消納壓力更大；另一方面從國家能源局公佈的 2017 年前 三季度棄水報告看，四川省水能利用率為 88%而云南省水能利用率為 87.3%，相較四川省低 0.7pct，也從側面說明雲南省內消納的格局相比四 川省壓力更大。

投資策略：看好高股息率龍頭及不受平臺制約的高成長標的

利率趨勢預期向下，高股息權益資產價值性凸顯

 利率預期隨經濟增速下行。經濟增長是投資回報的重要來源，理論上說 利率水平應與經濟增速呈現線性正相關關係。過去十年，雖然經濟增速 持續下滑，但受到房地產價格持續上漲（房價上漲的資本利得可以覆蓋 融資成本上升）、基建投資佔比較大（地方政府對利率不敏感，承擔大 量高利率債務）等因素影響，國內利率走勢基本震盪走平。然而，未來 隨著房價的止漲甚至回落、地方融資監管趨嚴以及剛兌的逐步打破，國 內利率水平有望隨經濟增速一起緩慢下行。

 高股息資產價值性凸顯。經濟高速增長時期，貨幣政策放水帶來資產價 格的上漲，盈利主要來自於資產的資本利得；而在當前經濟增速緩慢下 行預計帶動利率趨勢向下的大背景下，想要獲得資產的資本利得將會變 得越來越困難，業績穩健且願意回報股東的權益資產的價值性在新的背 景下無疑顯得更為珍貴。

當前固定利率國債一年期、三年期、五年期、 十年期利率分別為 2.59%、2.82%、2.96%和 3.21%，相比之下水電龍頭 3.5%-4%左右的股息率更富吸引力，凸顯了水電龍頭的戰略配置價值。

 價值性凸顯的結果是抬升標的估值。從出發點上看，購買業績穩健、高 分紅權益資產的主要吸引力是穩定的業績+較高的分紅率所導致的高股 息率。但是從結果看，資金的不斷湧入還會對業績穩健、高分紅權益資 產的估值產生持續抬升作用。未來水電龍頭估值抬升的驅動力預期分為 兩種：（1）國內利率趨勢向下導致水電龍頭的價值性不斷凸顯，從而 帶動國內資金增配；（2）在利率水平較低的海外市場，類似長江電力、 華能水電等盈利穩定、高股息率資產（如香港中華煤氣、粵海投資、中 電控股等）均具有較高估值，當前水電龍頭的估值距離海外同類型公司 估值水平仍存在一定差距，有望持續吸引外資增配。

新能源行業空間廣闊，水電龍頭受制平臺約束無法涉足

 優質水電資源稀缺，新能源行業成長空間廣闊。前文提到截至 2018 年 末我國水電裝機容量為 3.5 億千瓦，佔技術可開發量的 63%，水電資源 開發已超過六成，且隨著國家政策轉變，優質水電資源已經較為稀缺， 行業增長空間預期不斷收窄且多數增量項目盈利性邊際向下。反觀新能 源行業，風電、光伏在逐步平價的過程中成長性不斷提升，19 年新增裝 機有望分別超過 25GW 和 40GW。當前新能源運營行業面臨的主要問題 仍然是前期高補貼項目補貼拖欠導致的企業現金流緊張，而水電充沛的 現金流剛好可以與新能源形成良好互補，形成雙贏局面。

 多數水電龍頭公司受制平臺約束。對於目前的水電龍頭企業而言，由於 背靠的集團較為龐大，因此集團內部對於業務的分工較為明確，導致多 數水電龍頭基本僅擁有集團的水電資產。例如三峽集團中，長江電力擁 有集團的水電業務，而風電、太陽能發電業務則屬於三峽新能源以及長 江新能源；華能集團中，華能水電擁有集團的水電業務，華能國際擁有 集團的火電業務，風電、太陽能發電業務則屬於華能新能源（港股上市）。 這種模式的優勢在於集團承諾公司為水電業務的唯一平臺，避免了同業 競爭問題，但與此同時隨著水電資源不斷開發、優質水電資源變得稀缺， 不能涉足新能源發電業務使得水電龍頭的成長性略顯不足。

投資策略：看好高股息率龍頭及不受平臺制約的高成長標的

 投資策略：看好高股息率龍頭及不受平臺制約的高成長標的。當前經濟 增速緩慢下行預計將帶動利率趨勢向下，業績穩健且願意回報股東的權 益資產價值性不斷凸顯。從出發點上看，購買業績穩健、高分紅權益資 產的主要吸引力是穩定的業績+較高的分紅率所導致的高股息率。但從 結果看，資金的不斷湧入還會對業績穩健、高分紅權益資產的估值產生 持續抬升作用。

目前擁有穩健業績+高分紅率的水電行業龍頭股息率大 致在 3.5%-4%區間內，極具吸引力的高股息率有望帶來公司估值的持續 抬升，具備戰略配置的價值，推薦長江電力、華能水電、桂冠電力。此 外，當前全國水電資源開發已超六成，且優質水電資源變得稀缺，行業 增長空間預期不斷收窄且多數增量項目盈利性邊際向下，而多數水電龍 頭受制集團平臺約束，成長性略顯不足。我們看好不受集團平臺約束的 國投電力，公司作為國投集團的唯一上市平臺，未來有望在水電和新能 源發電兩個領域提升裝機以獲得高成長性。

重點推薦標的

長江電力：烏、白電站預期注入，業績穩健+高分紅的行業龍頭

 存量項目現狀：外送廣東+華東+華中地區，電價&盈利能力優勢顯著。 目前，公司坐擁四座巨型水電站，總裝機規模達 4549.5 萬千瓦。其中， 三峽、葛洲壩、溪洛渡、向家壩裝機分別為 2250、273.5、1386 和 640 萬千瓦。從度電價格看，溪洛渡電站除枯水期部分電量留川、雲兩省消 納外，其餘電量送浙江、廣東兩省；向家壩電站除枯水期部分電量留川、 雲兩省消納外其餘電量均送上海；三峽電站豐水期送廣東 50%、華東 50%、超過區域設計輸電能力送華中消納，枯水期送廣東 16%、華東 32% 和華中 52%。以上地區基本均為高電價地區，導致長江電力倒推後形成 的上網電價要高於行業可比上市公司。

從度電成本看，由於水電站的單 位投資成本較低使得公司度電成本位於可比公司中倒數第二，僅高於國 投電力。較高的電價及較低的度電成本使得長電度電盈利能力在可比公 司中排名第二，僅次於國投電力，盈利能力優勢顯著。

 存量項目趨勢：市場電比例僅為 11%，盈利能力對市場化折價不敏感。 目前公司市場化交易電量主要集中在溪洛渡、向家壩兩個電站。具體來 看，長江電力 18 年市場化交易電量主要包括向家壩送上海 75 億千瓦時、 溪洛渡左岸送浙江 78.38 億千瓦時、溪洛渡右岸送廣東 68 億千瓦時，市 場化交易電量合計 236.1 億千瓦時，僅佔到公司總售電量的 11%，在所 有水電上市公司中佔比最小，遠低於其他上市公司，足以說明公司存量 項目盈利能力對市場化折價幅度不敏感。

 特殊的三峽集團建設+公司出資購買運營模式。公司裝機量增長的模式 主要是控股股東三峽集團建設+公司出資購買運營的模式。這種模式中 集團層面承擔了需要投入大量資本開支而現金流持續為 0 的水電站建設 期，在水電站投產後上市公司可以通過定增+現金收購的方式購買水電 資產，並承擔相應負債。這樣的模式保證了水電站注入後形成的充沛現 金流可以立即用來進行還本付息，使建設期較大的資本開支對公司自由 現金流的影響最小化，成就了公司兼具價值性和成長性的特徵。

 增量項目：烏東德、白鶴灘預期注入有望帶來發電量雙重提升&盈利能 力邊際提升。目前三峽集團在建的烏東德（1020 萬千瓦）、白鶴灘（1600 萬千瓦）電站預計將分別於 2020 年和 2021 年首批機組投產，後續有望 擇機注入上市公司體內。後續烏東德、白鶴灘電站的投產及注入預計將 會從兩方面大幅增厚公司業績：

 發電量的雙重增長：烏東德、白鶴灘投產預計將為公司帶來發電量 的雙重增長。

其一是兩座電站合計裝機量佔到目前公司總裝機量的 57.6%，投產後長江電力的裝機量將再次上升一個大臺階；其二是 兩座電站與溪洛渡、向家壩電站同樣地處金沙江下游，投產後公司 “六庫聯調”將開始發揮作用，有望通過“節水增發”增加發電量 約 300 億千瓦時。遠期，若長江上游電站也實施聯合優化調度，將 進一步增加流域發電量約 420 億千瓦時。

 盈利能力有望實現邊際提升：目前烏東德電站初步計劃未來送電區 域為兩廣地區、白鶴灘電站初步計劃未來送電區域為浙江和江蘇。 通過前文分析兩廣地區以及浙江省電價優勢較為明顯。假設未來白 鶴灘送江蘇電力佔比不大，公司度電均價有望實現邊際提升，從而 帶動盈利能力邊際提升。

 從 2021 年開始分紅率不低於 70%，股息率具吸引力。當前長江電力的 分紅承諾為 2016-2020 年按不低於 0.65/股進行現金分紅；2021-2025 年 按不低於當年實現淨利潤的 70%進行現金分紅。2017、2018 年公司每年 分紅 0.68 元/股，對應股息率在 3.8%左右，假設按照 21 年 70%以上分紅 率計算，70%/75%分紅率對應當前市價股息率分別為 3.88%和 4.15%。 考慮到長江電力穩健的業績，高股息率兌現基本不存在太大風險，公司 股息預計將長期穩定在 3.5%-4%區間內，股息率極具吸引力。

華能水電：新機組投產帶來量價雙升，股息率預期大幅提升

 存量項目：瀾滄江上游機組相繼投產，送電廣東帶來量價齊升。自 2018 年起公司瀾滄江上游雲南段機組進入集中投產期，其中 2018、2019 年分 別投產 325.5 和 134 萬千瓦。瀾上 5 座水電站（苗尾、大華橋、裡底、 烏弄龍、黃登）均參與西電東送，受電地區為廣東，上網電價具備顯著 優勢（合同內電價為 0.3 元/千瓦時），顯著高於雲南省 0.235 元/千瓦時的 標杆電價，因此自 2018 年公司度電均價邊際提升，2018、2019H 度電均 價分別同比上漲 8.19%和 4.14%。新機組投產帶來量價雙升，極大地提 振了公司業績，2018 年和 2019 年上半年公司營收分別同增 20.78%和 63.66%；歸母淨利潤分別同增 165.1%和 224.77%。

 在手項目投產完畢，CAPEX 下降預期帶來股息率的大幅提升。隨著 2018-2019 年瀾上機組投產完畢，目前公司在手在建項目建項目僅剩下 託巴水電站（140 萬千瓦，招標工作），瀾滄江上游的如美、古水水電站 以及瀾滄江中下游的橄欖壩水電站僅是在籌劃中，因此中短期公司 CAPEX 預計將大幅下降到較低水平（2018 年已經由 85.49 億元下降至 77.04 億元，2018 年年報中披露公司 2019 年資本開支計劃僅為 39.17 億 元，後續預計仍將持續下降） 。CAPEX 大幅下降後，公司水電站充沛的 淨利潤預計將更多的通過分紅的形式回饋投資者。2018 年公司 EPS 為 0.32 元/股，分紅率達到 55.63%（公司分紅政策為當年盈利、且無未彌 補虧損的條件下，如無重大投資計劃或重大現金支出事項發生、資產負 債率未超過 75%，每年以現金方式分配的利潤不少於當年實現的可供分 配利潤的 50%），對應股息率為 4.17%。假設未來公司分紅率達到 55%/60%/65%，經測算對應股息率將分別為 3.69%/4.03%/4.36%，即股 息率預計將長期穩定在 3.5%-4.5%區間內，極富吸引力。

桂冠電力：股息率位列行業首位，凸顯配置價值

 市場電佔比較低，18 年電價大幅下降後有望持穩。2018 年公司市場化 交易總電量為 58.04 億千瓦時，佔總上網電量的 14.22%，較 17 年上升 6.83pct。市場化交易電量佔比上升的主要原因是廣西省內的水火發電權 交易以及去學電廠的投產。目前公司市場化交易電量佔比處於行業較低 水平，電價&盈利能力對市場化折價幅度不敏感。2018 年公司電價出現 大幅下滑，主因有三：（1）廣西省內豐水期電價下調（按上網電價的 90% 執行，之前是按 96%執行） ；（ 2）2018 年 4 月 1 日起廣西省內大數據中 心、工業園區 10 千伏大工業、現代服務業集聚區開展用電市場化交易， 擴大了市場化交易比例；（ 3）廣西執行水火發電權交易，交易結算電價 需扣除補償價格，對電價造成消極影響。我們認為在經歷了 18 年電價大 幅下降後，公司電價未來有望維持相對穩定。

低 CAPEX 支持高分紅率，股息率位列行業首位凸顯配置價值。目前公 司 CAPEX 主要集中在在手的幾個風電場開發，水電方面西藏松塔電站 （360 萬千瓦）位於怒江流域，但由於目前國家還未開放怒江流域的開 發權，因此松塔水電站建設基本處於停滯狀態。雖然桂冠電力公司章程 中規定的分紅政策為在當年盈利、且無未彌補虧損的條件下，每年以現 金方式分配的利潤僅為不少於當年實現的可供分配利潤的 30%，

但是從 實際情況下，首先低 CAPEX 支持公司進行更高比例的分紅，其次公司 也是一家願意高比例分紅的公司，2017、2018 年公司分紅率分別達到 80%和 64%（2016 年僅為 30%的原因是當年公司預計將有大額 CAPEX），對應股息率分別為 5.3%和 4.1%，位列水電上市公司首位。我 們測算假設 2019 年公司分紅率達到 60%/65%/70%的情況下，相對應股 息率將分別為 4.91%/5.31%/5.72%，凸顯了公司的配置價值。

國投電力：雅礱江水電資產優質，成長性不受平臺約束

 存量項目現狀：控股 52%的雅礱江水電發電效率和盈利能力冠絕行業。 公司目前水電控股裝機為 1676 萬千瓦，為國內第三大水電裝機規模的 上市公司。其中，有 1470 萬千瓦屬於雅礱江水電、135 萬千瓦屬於大朝 山水電站、67 萬千瓦屬於黃河上游的水電站。其中，公司控股（持股比 為 52%）的雅礱江水電無論是發電效率還是電價方面均冠絕行業。具體 來看，隨著 2015、2016 年部分機組投產，雅礱江水電發電效率得到質的 提升，目前年利用小時數可達 5000h，領先第二名長江電力 250h 以上； 電價方面，公司售電結構為 640 萬千瓦外送江蘇，剩餘裝機四川省內消 納。前文提到四川省上網電價具備較大優勢，從而拉動公司整體度電售價。目前除黔源電力外，雅礱江水電度電售價排在可比公司第一位，略 高於長江電力。

 存量項目趨勢：市場電比例不足 30%，合同電量較為穩定。2018 年公 司市場化交易電量為 423.54 億千瓦時，佔總售電量比重為 28.77%，不 足 30%；17 年市場電佔比數據為 23.09%，從數據上看公司市場電佔比 呈現上升態勢。但值得注意的是，18 年公司水電售電量同比僅增加 13.78 億千瓦時，公司售電的主要增量主要來自火電（北疆二期 2×100 萬千瓦 機組下半年投產），新增市場化交易電量也主要來自火電。因此合同電量 有保障、市場化交易佔比較低的水電業務盈利能力對市場電價格波動並 不敏感。

 增量項目：雅中線終獲批，川電入贛有望提升邊際盈利能力。目前公司 在建的水電站是兩河口電站（300 萬千瓦、多年調節能力）和楊房溝電 站（150 萬千瓦）。兩座電站前期規劃送電江西省，但由於種種原因一直 未能獲批。2019 年 8 月，雅中-江西±800kV 特高壓直流輸電工程正式獲 得發改委批覆，標誌著公司川電入贛最後不確定性消除。雅中線的獲批 預期將對公司產生兩部分影響：（1）隨著水電裝機快速增加，四川省豐 水期供大於求矛盾愈發突出，川電入贛將進一步解決公司電力消納問題， 降低棄水率，提升發電量；（2）目前公司參與西電東送的主力電站（錦 屏一級、錦屏二級；官地）均是送江蘇省。江蘇省上網電價較低，經濟 性不夠理想。江西省燃煤上網電價在華東、華中各省市中處於較高水平 （0.4143 元/千瓦時，接近上海市的 0.4155 元/千瓦時）。因此，兩河口和 楊房溝電站投產後有望提升公司水電業務邊際盈利能力。

 未受制於平臺困擾，資本開支覆蓋新能源，未來公司兼具穩健性與成長 性。作為國投集團的唯一上市平臺，國投電力的發展並未受制於前文提 到的平臺困擾，公司水火併濟、風光互補的特點也側面反映了這一點。 2019年8月末公司發佈公告稱擬在上海聯交所預掛牌轉讓公司持有的國 投宣城 51%股權、國投北部灣 55%股權、國投伊犁 60%股權、靖遠二電 51.22%股權、淮北國安 35%股權和甘肅張掖 45%股權。上述六家公司 2018 年合計權益虧損約 3.6 億元，若能順利處理，將進一步增厚公司業 績。與此同時，可以看到北疆二期 2×100 萬千瓦機組投產後公司再無在手火電機組 CAPEX，當前 CAPEX 除用於建設兩河口、楊房溝水電站外， 大部分集中在新能源領域。具體主要是海外（英國）陸上和海上風電項 目，其中控股 100%的 Afton Wind Farm Limited 主要負責陸上風電開發 和運營，其 50MW 風電項目已於 2018 年 9 月投產運營；參股 25%的 Beatrice Wind Limited 588MW 項目已於 2019 年 7 月底投入商運；控股 100%的Inch Cape Offshore Limited 784MW海風項目正在進行前期工作。 未來公司有望在水電和新能源發電兩個領域提升裝機以獲得高成長性。

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