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公司是A股最大的電力上市公司，全球最大的水電上市公司，擁有總裝機容量4549.5萬千瓦，佔全國水電裝機的12.92%（截至2018年底），2019年上半年發電量853.89億千瓦時，佔全國水電發電量的16.62%。公司以大型水電運營為主要業務，運行管理三峽、葛洲壩、溪洛渡、向家壩4座巨型電站，為社會提供優質、穩定、可靠的清潔能源，在發揮梯級電站綜合效益、促進節能減排、推動我國經濟社會發展等方面發揮了重要作用。公司秉承精益生產管理理念，不斷提升流域水文氣象預報精度，增強梯級樞紐聯合調度能力，持續提高電站安全穩定運行水平，不斷鞏固公司在全球水電行業中的引領地位。

2018年，公司收入結構中，電力和其他分別佔99.67和0.18%；毛利結構中，電力和其他分別佔99.89%和0.11%。

公司上市以來，營收和歸母淨利潤的增長與裝機容量增長保持同步，並同時受長江流域來水影響圍繞業績中樞小幅波動。2016年收購川雲公司後，公司裝機容量同比增長80%、發電量同比增長96.3%；營業收入同比增長101.9%、淨利潤同比增長80.4%。2019H1，在來水情況較好以及增值稅返還政策消失的共同作用下，公司營收（203.63億元）同增6.00%，歸母淨利潤（85.72億元）同增0.59%。與此同時，近五年公司銷售毛利率穩定在60%左右，銷售淨利率維持在42%-47%，ROE（攤薄）在12.6%-16.5%之間，盈利能力穩定在較高水平。穩定的盈利能力疊加高比例的分紅，使得近年來公司股息率基本穩定在3.5-4.5%。

綜上所述，我們研究長江電力的投資價值主要就是研究其水電業務。

一、水電業務的商業模式

如圖，是水站發展的基本流程，實現了勢能——動能——機械能——電能的轉換。

1、 水電的優勢

在電力結構中，水電的優勢主要是可靠性、清潔性和經濟性的考量。首先說成本，2016 年全國平均上網電價為0.37 元/千瓦時，其中水電成本低於平均水平僅0.27 元/千瓦時，而煤電、燃氣成本分別為0.36 元/千瓦時和0.7 元/千瓦時。上網電價的高低也從側面體現了水電的低成本優勢。因為其他清潔能源技術仍處於發展階段，成本居高。此外，水電與火電雖成本相差不大，但火電受煤價波幅影響明顯，行情略不穩定且呈現出週期性。在歷史的週期博弈中，煤價變動幅度相對顯著，火電業績則呈現出煤價的"逆週期"趨勢。相較之下，水電低成本則基本處於穩定狀態。所以，應該說水電的成本低具有結構性優勢，具有持續性的特點。

可靠性方面，風能和太陽能發電不穩定，目前也看不到大規模儲電技術的發展，抽水蓄能裝機的增長，進一步凸顯水電在能源系統中的調節作用，尤其對於平衡風電和太陽能發電的波動有著顯著的作用。

最具競爭力的核電，我請教過行業專家，其前期一次性建造成本高，建成後主要成本是安全防護，綜合成本比火電低，一般性認為比水電也低一點，但是我持不同觀點，第一是水電的成本結構主要是固定資產折舊，折舊比真實使用壽命短得多，第二，不同的水電站成本差別很大，我在後面講。

2、 水電的財務特徵

水電是典型現金牛業務。水電資產的收入成本結構決定了其具有可變成本低、應收賬款週轉速度快、銷售費用少等特點，資產的盈利質量較好，且成本費用中有40%-50%的固定資產折舊是沒有現金流出效應的，因此水電資產的經營性現金流淨額通常佔營業收入的比重很大，是典型的現金牛業務。

水電站的生命週期來看，可分為四個階段。包括：投入建設期、償貸+折舊期、折舊期和淨回報期。其中投入建設期即為水電開工到投產的階段，此階段需要企業投入自有資金並大規模舉債，去進行水壩建設和購買機器設備，且不產生任何收入。債務規模持續降低提高利潤水平。第二階段為償貸+折舊期，即從水電投產到貸款償還完畢的階段，此階段企業一方面需要用現金去償還貸款和利息，另一方面還在計提固定資產折舊。我們假設此階段企業用充沛的現金流入去全力償貸，那麼每年企業的借款規模將減小，資產負債率持續降低，導致財務費用不斷地減少，從而帶來企業整體利潤水平的穩步提高。第三階段，債務付清後只剩下折舊，第四階段，持續收錢，只需要付出少量的檢修和人工費用。

3、 水電業務的核心

水電站的收入端取決於上網電價和利用小時數。水電站的營業收入=上網電價*上網電量。其中，（1）上網電價：目前上網電價主要有成本加成法、落地省區電價倒推法、水電標杆電價法、市場化定價法四種定價方法，其中葛洲壩電站適用成本加成法，三峽電站、溪洛渡和向家壩電站適用落地省市電價倒推法。（

2）上網電量：上網電量=發電量*（1-廠用電率-線損率），發電量=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數的高低，而利用小時數的高低則取決於來水情況（自然資源波動）、電力消納（棄水情況）以及節水增發能力（流域梯級聯調）三個方面。

簡單說水電就像一個工廠，發的電量越多，電賣出去的越貴，賺錢越多。

二、 長江電力的成長曆程

長電是由葛洲壩改制而來，其控股股東東為三峽集團，其股權結構如圖。

長江電力是三峽集團的上市平臺，三峽集團在體外建設水電站，開始運營後注入上市公司，通過不斷將資產注入上市公司，三峽集團獲取低成本資金，長電也取的持續性發展，這種模式和水電站的特點有關，水電行業屬於典型的重資產行業商業模式，主要表現為水電站建設期高資本開支（CAPEX）和投產後運營期充沛現金流（CFO)的基本特徵。"集團注入"模式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，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，公司在不斷階段性成長的同時仍擁有極強的回報股東的能力。

比如，我們可以在2019年中報看到其經營情況的討論與分析中講到：

"5、烏東德、白鶴灘電力生產籌備工作有序推進

深入踐行"建管結合、無縫交接"理念，選派300多名技術骨幹進駐烏東德、白鶴灘工地，全面參與工程建設相關工作。編制電力生產準備方案，全面策劃接機發電工作；通過信息化手段，構建標準化管理體系與生產技術體系。"

這裡我們可以看到其控股股東三峽集團的烏東德、白鶴灘兩座巨型水電站投產後將擇機注入公司的確定性，也可以看出其與控股股東之間資產由"集團注入"的發展模式。

長電上市以來的水電裝機的注入進程如下：

①三峽電站：1994年開工建設，2003年7月首批機組併網發電，同年10月注入公司，2008 年10月左右岸26臺機組共計1830 萬千瓦全部投產，次年9月注入公司；2012年7月，三峽電站地下機組全部投產，同年9月注入公司。三峽電站裝機規模為2250萬千瓦，分6次注入，總交易價格為1546.64億元，其中承接債務、發行股份、現金支付三種支付方式佔比分別為33%、13%和54%。

②溪洛渡、向家壩電站：由三峽集團子公司川雲公司承建，2006年開工建設，2009 年實現截流、進入主體工程澆築階段，2014年7月兩座電站共計2026萬千瓦全部投產，2016年3月注入公司，總交易價格為797.35億元，其中發行股份和現金支付方式佔比分別為53%和47%。

結合我們前面講的水電商業模式的特點，我們在分析其經營和財報的時候一定要注意這種大規模資產注入對其持續性的扭曲。

烏東德、白鶴灘兩座巨型水電站的預期注入，將驅動新一輪業績跨越性增長。烏東德水電站裝機容量為1020萬千瓦，年設計發電量為389.1億千瓦時，於2011 年開始籌建，2015年12月正式開工，計劃2020年首批機組發電、2021年12月竣工，建成後通過昆柳龍直流送電廣東、廣西；白鶴灘水電站裝機容量為1600萬千瓦，年設計發電量為624.43億千瓦時，於2012年開始籌建，計劃2021年首批機組發電，2022 年12月全部竣工，計劃送電區域為浙江和江蘇。根據三峽集團避免同業競爭的承諾，烏白兩座巨型電站預期將在建成後擇機注入上市公司，屆時公司控股裝機容量將大幅增長57.6%至7169.5萬千瓦，按照烏白年設計發電量、2018年公司發電量進行測算，烏白注入後公司發電量有望增長47.04%至3168.35億千瓦時，實現新一輪的跨越式增長。

最終的長江電力水電站分佈如圖所示

三、長江電力的經營分析

在現有的資產約束下，長電的經營就是發電和賣電，發更多的電，把電賣出去，賣個好價錢，維修好設備，做好財務管理。

1、 梯級調控

為了發電，就得有水，兩個要求，第一水多，第二，來水穩定。在2019年中報中關於來水的風險中，企業管理層表述為："公司目前擁有的4座巨型水電站，分佈在長江中上游，水電生產運營與水庫來水密切相關，長江流域來水的不確定性對公司電力生產及經營業績均會產生重要影響。

公司密切關注氣象變化對水情雨情的影響，加強與水文、氣象單位的合作，繼續完善長江上游流域水庫信息共享機制，持續提升水雨情預報分析能力；深入開展流域梯級水庫聯合調度，統籌防洪、發電、航運、補水等需求，充分發揮梯級樞紐綜合效益；加強與防汛主管部門和電網調度機構的溝通協調，建立良好的合作關係。"這裡的主要工作就是梯級調控。

梯級聯合調度可以實現水能的充分利用。流域梯級水電站聯合調度是一種先進高效的管理模式。它要求流域梯級水電站群設置唯一的流域調度機構，對外統一接受有關部門的調度指令，對內負責梯級的防洪、發電、排沙等綜合運用的統一調度等。

對梯級水電站聯合調動和統一管理，可以一定程度熨平來水的不確定性，來水偏豐時將多餘水量儲存起來供枯水期使用，一方面緩解來水偏豐所造成的棄水，提高水電的利用率。舉例來說，當預報三峽來水大於電站所有機組過流能力時，可以通過溪洛渡水庫提前攔蓄部分水量，待三峽來水減小後，上游水庫再逐步釋放攔蓄水量，儘量讓來水都通過機組過流，從而提高梯級電站的發電效益。

另一方面可以優化水資源配置，緩解來水偏枯時的壓力，使得電站發電量不斷攀升。在滿足防洪要求的前提下，通過聯合調度適當提前每年的汛後蓄水時間，延遲汛前水位消落時間，儘量在非汛期保持較高的平均運行水頭。另外，充分利用汛期洪水資源，在保證安全的前提下，把部分洪水留在水庫，待洪峰過後，再經水輪發電機組洩至下游，這樣不僅增加了發電流量，同時也提高了汛期水庫的平均運行水頭。

梯級聯合調度可有效提升發電能力。以公司的葛洲壩水電站為例，2003年前發電量最高也不超過170億度，隨著三峽電站的投產，通過葛洲壩和三峽之間的聯合調度，葛洲壩的發電量呈現趨勢性的提高，2017年發電量達190.52億度，比葛洲壩水電站的設計發電量150億多出約40億，這部分的增長主要來源於梯級調度效應。

烏白投產後，梯級調節能力進一步提升。目前公司已部署了"溪洛渡—向家壩—三峽—葛洲壩"的四座水電站，具備不完全年調節能力，隨著2020年後白鶴灘、烏東德水電站逐步投產，金沙江下游和長江上游流域將能夠實現六庫聯合調度，水能調節能力可達到年調節的水平。

公司在2017年和2018年分別舉牌了國投電力和川投能源，其目的主要為兩方面，一方面是從財務投資的角度，看好雅礱江水電站穩定的現金回報以及其未來的發展前景。國投電力和川投能源分別擁有雅礱江水電站52%和48%的股權，兩家上市公司每年具有穩定的現金分紅，其股利支付率穩定在35%以上，2016年的股息率保持在3%-3.3%之間，兩家公司的股息率分別是行業的第二和第四名。未來隨著雅礱江中游的投產，公司盈利能力將提升，在股利支付率不變的情況下股息率可進一步提高，該筆投資可獲得豐厚回報。

持有湖北能源25.19%股權，湖北能源的水布埡電站位於清江流域，是長江的主要支流之一。

另一方面由於雅礱江處於長江電力四座電站的上游位置，公司試圖通過相互持股的方式來推動更大範圍的聯合調度，進而掌握流域的聯合調度的主動權，進一步提升公司水電站的發電能力。

公司從四庫聯動到即將到來的六庫聯動，再通過大比例參股國投電力、川投能源，推動長江中上游水電聯合調度。公司圍繞長江中上游與公司發展具有戰略協同效應、對流域水資源聯合調度具有促進作用的水電資源，通過建立股權紐帶關係，建立利益分享機制，實現多電站科學優化調度，在長江經濟帶上打造優質、高效的清潔能源走廊。

2、 把電賣出去

和生產力發展呈逆向分佈，我國能源豐富地區遠離經濟發達地區。我國2/3 以上的經濟可開發水能資源分佈在四川、西藏、雲南，煤炭資源2/3 以上分佈在山西、陝西和內蒙古。東部地區經濟發達，能源消費量大，能源資源卻十分匱乏。西部能源基地與東部負荷中心距離在500～2000 公里左右。2009 年以來外送通道不斷增加，"十三五"規劃增加輸送電路，我國建立長距離、大容量的輸電系統成為必然。

隨著外送通道能力的提升，水電消納問題正逐步緩解。目前我國已建特高壓直流線路15 條，交流線路7 條，其中四川、雲南覆蓋線路8 條，截至2016 年底，西南水電外送總規模已達4625 萬千瓦。《關於促進西南地區水電消納的通知》明確"十三五"實施期間，四川省規劃四條外送通道，包括準東—成都，烏東德—溫州，雅中—華中，白鶴灘—湖北，線路完成後四川省電力外送能力將達到4340 萬千瓦。這在一定程度上緩解四川棄水壓力，提升川網安全穩定水平，外送保障了中東部的能源供應。

水電因為成本低，和當地的火電存在利益衝突，但是其屬於清潔能源，從整體考慮，國家必須要解決市場的有效消納問題，不會看著能源白白浪費，另一邊付出環境的代價去發電，這個趨勢性的問題我們不用擔心。

3、 賣個好價錢

當前水電站使用的上網定價機制主要包括四類：成本加成定價，標杆定價，倒推電價定

價，市場化定價。現有大型水電站主要以倒推電價定價為主，市場化定價在探索中，是未來的主流。

成本定價作為傳統定價機制，以"一廠一價"為特點，定價偏差不會過大。標杆定價以省級電網企業平均購電價格為基礎，結合市場和成本因素考慮，但標杆電價定價受水電行業投資差異的影響不完全適用。因此在2009 年曾被暫停執行部分省份標杆電價使用，2014 年國家發改委同意在水電比重大的省份使用分類標杆定價。2014 年1 月，國家發改委發佈《關

於完善水電上網電價形成機制的通知》，提出2014 年2 月1 日後所有新建的跨省、跨區域送電的水電站，外送電量的上網電價均採用倒推電價方式制定。此後電改不斷推進，2015 年3月，《關於進一步深化電力體制改革的若干意見》提出建立相對獨立的電力交易機構，形成公平規範的市場交易平臺。

向家壩電站、溪洛渡電站採用倒推電價，葛洲壩電站採用成本加成的定價方式；三峽電站原則上按照受電省市電廠同期的平均上網電價水平確定，並隨受電省市平均電價水平的變化而浮動。目前，我國水電上網電價主要採用成本加成、落地省區電價倒推和水電標杆電價三種定價方式，此外，個別地區已開始採用市場化交易的定價方式

。2014年1月，國家發展改革委發佈的《關於完善水電上網電價形成機制的通知》中明確提出，在2014年2月1日後所有新建的跨省、跨區域送電的水電站，其外送電量的上網電價均採用倒推電價方式制定。目前，公司所屬向家壩電站、溪洛渡電站採用倒推電價，葛洲壩電站採用成本加成的定價方式。三峽電站電價根據國家計委發佈《關於三峽水電站電能消納方案的請示的通知》（計基礎【2001】2668號），在實行競價上網之前，送電到各省市的落地電價，原則上按照受電省市電廠同期的平均上網電價水平確定，並隨受電省市平均電價水平的變化而浮動。

目前看，電價整體維持低位運行，三峽和葛洲壩電站同樣是採用倒推電價，同向溪不同的是，其上網電價不隨落地端的標杆電價變動而變動，定價的主動權在發改委。三峽和葛洲壩電站自2011年上調上網電價後已有7年未進行過電價調整，目前三峽和葛洲壩的落地電價均低於當地的火電標杆上網電價，因此這部分外送的電力具有明顯的價格優勢，且電價不具備下調的空間。

未來電價市場化是趨勢，有提價的空間， 2015年3月，國務院印發《進一步深化電力體制改革意見》（中發[2015]9號文），按照"管住中間、放開兩頭"的體制架構，有序放開輸配以外的競爭性環節電價，有序向社會資本開放配售電業務，鼓勵以混合所有制方式發展配電業務。長江電力積極響應電力體制改革政策，戰略佈局配售電業務，延伸傳統的發電產業鏈，先後參與投資設立重慶兩江長興電力公司、福建省配電售電公司、三峽電能、重慶長電聯合能源，目前看是公司的一個佈局，未來如何發展珠海要還是看政策。

4、 把財務搞清楚

水電的開發投資額巨大，往往需要進行大量的債務融資，水電的開發成本越高，公司的債務融資規模也越高。2012-2015年，公司用自有資金進行償還貸款，債務規模持續降低，每年的財務費用的金額和佔比也呈現出逐年下降趨勢。2016年公司財務費用主要是資產注入的原因，財務費用的佔比僅有小幅提升。

公司擁有國內AAA 級和國際主權級的信用優勢，因此融資成本相比同期銀行利率低很多，具有顯著的融資成本優勢。除此之外，公司能夠主動根據債券市場利率調整發債規模，具有較強的融資成本把控能力。具體來看，在市場利率較低的2009年和2016-2017年，集團把握低利率窗口注入電站資產、幫助上市公司降低資金成本，很好的把控融資成本。

如圖為2019年公司中報中看到的債券數據，其成本低的令人髮指，比一般公司的同期貸款利率低多了，這樣的負債我覺得沒必要還，還不如把賺到的錢拿出來分紅。

所以我個人講對長江的債務一點都不擔心，希望借的越多越好，然後持續高比例分紅。

四、 理解折舊和長電的競爭力

把折舊單獨拿出來講，這是我們理解長電投資價值的關鍵，我們知道資產的價值是其現金流的折現值，而不是利潤表中的利潤。

在長江電力的成本結構中財務費用佔總成本比重達七成。從成本結構來看，水電站的主要成本包括主營業務成本、稅金及附加、銷售費用、管理費用和財務費用，其中主營業務成本可分為資產折舊和可變成本，可變成本中又可分為水資源費和其他可變成本。上述成本中，固定資產折舊和財務費用是水電站的主要成本，二者佔比約總成本的七成。

財務費用這部分是由於水電前期較高的投資，很少的營收決定的，有息負債規模的降低導致財務費用的降低，歷史上公司的財務費用在不對外收購資產時呈現穩步降低的趨勢，且下降的幅度很快，2010年財務費用佔總成本的比重為32.00%，2015年財務費用佔比已降低至21.02%，說明公司在滿足正常的生產運營和投資需求的同時，也能夠快速的降低財務費用在總成本中的佔比，提高公司盈利能力。我在前面講過對於長電這種低成本的負債並不是壞事，不是我關心的問題。

我們主要考慮折舊，長江電力的成本端中固定資產折舊佔比達45%左右，是最重要的成本組成。對長江電力的固定資產折舊的政策進行分析，可以看到公司的建築物折舊年限在40-60年之間，殘值率0-5%，年折舊率為1.67%-2.5%；機械設備的折舊年限在5-32年，年折舊率為3.03%-20%。下圖為2019年中報內容。

具體分析，公司採用年限平均法對所有固定資產計提折舊，根據固定資產類別、預計使用壽命和預計淨殘值率確定折舊率。三峽大壩、向家壩大壩和溪洛渡大壩的折舊年限均為45年，葛洲壩大壩為60年，水輪機、發電機的折舊年限均為18年。計提的折舊主要用於擴大再生產、設備的更新改造及償還債務。

現實是固定資產的使用年限遠超折舊年限，遠期淨利潤有望因折舊下降而上升。按現行折舊政策，公司電站的平均折舊期限約為27年，但大壩、廠房等主要資產的實際使用年限有望超過100年，在折舊提取完後，主要資產仍處於良好狀態。財務折舊期和實際使用年限間的較大差異，導致公司在折舊期限內的成本中包含了"過多"的折舊，利潤創造能力在EPS中沒有被充分反映。

以葛洲壩為例，如1988年建成的葛洲壩水輪機組，2014年經過專業機構的勘測評估，認定其還可以使用50年之久。那就是說其壽命為2064年，但是折舊在2048年就折舊結束了，而另外三個大壩的折舊更快。

這種實際使用壽命和會計折舊年限的差異極大扭曲了損益表，當然，不影響股東的真實收益。

水電資產前期的盈利能力在表觀上被削弱，待固定資產折舊完畢後，公司的盈利能力將達到更高臺階，按照目前的收入成本結構，長電的淨利率有望達到70%，損益表數字會非常好看。

以2018年擋水建築物折舊32.05億元、房屋及建築物折舊24.71億元進行簡單測算，折舊計提完畢之後，公司每年淨利潤將增加24.04億元、18.53億元，分別佔到2018年歸母淨利潤（226.11億元）的10.63%和8.2%。按照收入成本匹配的原則將綜合折舊期限拉長至保守的80年（大壩的理論壽命為80~100年），並確定固定資產折舊年限為80年，年折舊率為1.25%，公司改變折舊期限後的淨利潤差額為81億元，業績彈性為39.15%。

2018年年底，固定資產原值3337億元、固定資產淨值（原值-累計折舊）2379億元，當年計提折舊122億元（佔利潤總額的80%）。所以平均折舊年限3337/122=27年，按照當前折舊速度，還有2379/122=20年折舊提完。具體來看，固定資產原值中，擋水建築物（大壩）佔43%，折舊年限44年；房屋及建築物佔27%，折舊年限36年；機器設備佔30%，折舊年限16年。除大壩外，房屋、機器設備折舊年限相對較短，財務政策非常保守。

理解了折舊我們就明白以損益表為核心的財務指標如市盈率、淨資產收益率、市淨率等用來評估長江電力都是非常失真的。

現在我們再講講長江電力的競爭力，前面我們講了水電在能源結構中的優勢，那麼為什麼水電要投資長江電力呢？因為電是一種同質化產品，我們只考慮成本端，只要包括建造、管理、運輸，其中大頭自然是建造了，這種建造的成本就沉澱在固定資產上面，反映在單位發電量的成本了。

水電的開發成本主要包括水壩建設費用、移民費用和設備購置費用，這三項成本構成了水電站固定資產的規模。電站的固定資產折舊期限差異不大，因此水電開發成本的大小直接決定了每年的固定資產折舊金額。2012-2015年固定資產折舊每年金額為62億元左右，2016年收購川雲後公司折舊大幅增長，預計未來將保持在123億元/年。近年來水電開發成本逐年上漲。水電開發成本包含工程造價成本以及社會成本兩方面，一方面隨著水電的開發，工程向河流上游、高海拔和藏區深入，開發條件愈加困難，未來工程造價成本逐年上漲。另一方面受國家政策和物價水平的影響，未來水電開發時的徵地以及移民等社會成本不斷提高。

根據水利規劃設計總院統計的數據，"十二五"期間水電工程單位造價水平呈震盪上升，常規水電"2011-2012年"概算為7315元/kW，至2015年已上升為9780元/kW，水電站的建設成本大幅提高，水電工程經濟性大幅下滑，電站運行的合理上網電價水平提高，加上輸電成本後，水電競爭力在負荷地區將大幅降低。

這其實很簡單，剛開始開發肯定是在容易建造的地方，成本較低，我們再看上文發過的圖，是不是最好的中下游位置都被長江電力一家獨佔了呢？而且對於大壩這種超長期的資產來說，一定要考慮通貨膨脹的影響，我們計算成本的時候是按歷史成本計量的，但是未來的收益是按通脹後的價格計算，在會計指標上面其收益會比當時建造時候計算出來高得多。

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，因此水電站的初始裝機成本有所差異。區別的還有規模，水電同水電競爭時，往往裝機規模大的水電站擁有更多優勢，包括天然的資源稟賦特性、上網電價的定價機制、稅收政策、電能消納、資金成本等。

所以我說水電在能源結構中佔據優勢地位，而長電在水電中又佔據優勢地位，這種資源的獨佔具有排他性，目前看是前無古人，後無來者，資產的高質量、稀缺性非常明顯。

五、 長江電力的投資價值

在講解了長江電力資產的優質性、稀缺性後，我們談一談它的投資價值。

第一，穩定的股息收入，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4.13%和4.45%。考慮到長江電力穩健的業績，公司股息率預計將長期穩定在3.5%-4.5%區間內，股息率極具吸引力

第二，被動的股價上漲，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。 長江電力超強的收益確定性使得其類似於國債，當投資的無風險利率下行的時候，那麼其估值中樞也會提高。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%，相比之下長江電力等水電龍頭3.5%-4.5%

的股息率更富吸引力，必將引來資金的追捧。

第三、烏東德、白鶴灘兩座巨型水電站的預期注入，將驅動新一輪業績跨越性增長。按照烏白年設計發電量、2018年公司發電量進行測算，烏白注入後公司發電量有望增長47.04%至3168.35億千瓦時，實現新一輪的跨越式增長，股價自然水漲船高。

第四，未來電價市場化的預期，電價不會一直維持低位運行，水電因為成本較低，有更高的利潤空間（不是利潤彈性）。

第五，折舊結束後財務數據大幅度改善，分紅穩定可持續，獲取穩定的現金流，可以再投資或者用於生活，享受投資的真正收益。

第六，運營成熟後，長電的發電能力因為梯級調控、內部管理等原因繼續提高。

第七，長電以水電為核心涉足大能源格局，在其他的能源結構和海外進行投資、技術和管理的輸出，最近對秘魯水電的投資就是一例。

大江東去浪淘盡，數風流人物，還看今朝，百年大壩矗立不倒，滾滾江水奔騰不息，長江電力將為股東帶來持續的收益，在複利的時間長河中創造傲人的價值。