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前言
有这么一家公司，他的产品需求确定性极强，在可预见的未来不会被替代。
这家公司，与同行业的主要竞争对手相比，生产过程具有成本低、稳定性强、环境友好的显著优势，也是中国“双碳战略”的组成部分。
这家公司，所拥有的生产资源极度稀缺，很难有其他公司复制这种资源优势。
这家公司，在未来几十年内，即使收入不增长，在成本减少的推动下，业绩也会持续攀升。
它就是我们今天的主角—水电龙头—上海证券交易所600900—长江电力
行业分析
我们先来简单说说长江电力所处的行业，也就是水电行业。
在这个部分中，我将系统阐述水电行业运作模式、水电企业上下游、电力终端需求以及水电行业的一些特点。
水电行业运作模式
水电指的是水力发电，它的发电原理并不复杂，有初中物理基础就能完全理解。简单来说，水电就是在一段河道中筑起大坝，人为拦截河道水流。这样，大坝之上的一片区域会形成一个大型蓄水池，并与大坝下游形成高度差，一般也被称做“水头”或“落差”，这部分落差就积攒起大量的重力势能。
在此基础上，水电站会修建连接上游蓄水区到下游河道的压力钢管，其实就是水管，上游积蓄的河水在重力的作用下会从这个水管中加速下流，经过水轮机组时，水流会带动水轮机转动，水轮机再带动发电机，产生源源不断的电力，再通过特高压等方式向外输送。从本质上看，水力发电的过程就是将重力势能转换为电能的过程。
注：水轮机（water turbine）是将水流的动能转化为机械能的设备
图片来源：维基百科词条
水电企业上下游
在这种商业模式中，水电不存在传统意义的“上游供应商”，因为生产所需的原材料基本只有水，仅靠“大自然的馈赠”，再加上少量日常维护检修的零部件就可以持续运行。
而水力发电的下游客户主要是电网公司，比如南方电网、国家电网，客户集中度非常高。以我们今天的主角长江电力为例，根据公司2023年的中报，89%的应收账款来自于国网和南网，可以说长江电力几乎就只有这两个客户。
终端电力需求
水电企业的产品是电能，而社会电能总使用量与经济发展形势密切相关。2011年，中国全社会用电量为46928亿度，到2022年则上升到了86372亿度，年复合增长率5.7%左右，与我国经济增速基本匹配。以制造业为代表的第二产业是我们国家的用电大户，用电占比接近三分之二。
除了经济发展之外，在碳中和的政策目标驱动之下，清洁能源必然会逐步取代传统能源，电能、氢能这些清洁能源会有更大的发展空间。当然，这里的电能、氢能指的是用可再生能源转化的绿电、绿氢。
同属于清洁能源的电能和氢能看似存在竞争，比如氢能源汽车就可能挑战纯电动车，但氢能如果真的普及，全社会用电量不仅不会减少，反而还会增加。理由很简单，目前最主流的绿氢制备方式就是初中学过的电解水，想要大规模生产绿氢的前提条件就是大规模生产绿电。
因此，在化石能源逐步退出历史舞台的过程之中，全社会用电量的增长趋势几乎不可能被扭转。
水电行业特点
1.资源稀缺
水电在我们国家属于稀缺资源，开发一处少一处，具备经济可行性的水电资源已经基本开发完毕。目前，中国常规水电装机已经达到3.68亿千瓦，占经济可开发量的91.6%。因此，未来水电已经很难有大规模增量了，几乎肯定不会成为主流供电模式。根据民生证券的预测，2024年，我国电力行业新增装机只有3.3%来自于水电。
数据来源：民生证券研究报告《电力行业2024年度投资策略：“沉”与“浮”》
注：装机一词指的是水电机组的发电功率，是来水量充沛时每一秒的发电量，单位一般是KW、MW、GW；1GW=1000MW、1MW=1000KW。1KW的装机满发一小时所产生的电量就是1KWh，也就是我们常说的1度电。
不过，企业也可以通过其他形式加码发电业务，最主要的途径就是建设光伏、风电项目。未来，新增的电力装机主要就集中在这两个领域，国央企跑马圈地的速度非常快。根据民生证券的统计，仅仅2024年一年，新增的风光装机就可以达到2.5亿千瓦，是新增水电装机的25倍，占到当年总新增装机的八成以上。
2.行业监管严格
按照一般的商业逻辑，如果公司只有一两个客户，那下游客户就会掌握非常强的议价权，公司就非常容易“受欺负”，陷入利润率低、收款困难的不利境地。
然而，虽然客户只有国网和南网，但长江电力并没有陷入这种不利境地，反而活的很滋润。近年来，长江电力的净利率一直维持在40%以上，有些年份甚至能达到45%。而另一家大型水电企业，华能水电的净利率也能维持在30%上下。这个水平是什么概念？今年上半年，全部A股的净利率中位数只有6.8%，电力行业的净利率也只有9.6%，因此水电企业是妥妥的尖子生。
这是因为，中国电力行业的监管比较严格，尤其是电力运输环节，也就是国网、南网这类电网公司，这些公司正好是长江电力的客户。
在中国进行电力市场化改革之前，电网公司属于电力系统中的“分销商”，从上游发电企业购入电能，将电力跨区域输送，再将电能卖给用电客户，这样电网公司通过买卖电能的电价差实现盈利。
而在几轮电改之后，情况发生了明显的变化。中国电力市场化改革的总体思路是“放开两头，管住中间”，这里的“管住中间”指的是管住电网公司输配电环节的盈利空间。电改之后，电网公司基本没有定价的能力，而只是是以电力服务商的角色收入电网输送电能的“过路费”。
注：输配电（power transmission and distribution）指输电、变电、配电。输电指电能的跨区域传输，变电指升压降压，配电指将电力分配至终端用户。
3.水电市场化程度有限
目前，中国水电站的定价模式大体分为“计划电”和“市场电”两种模式,
“计划电”指的是上网电价固定的定价模式，具体包括成本加成、标杆电价、保量保价跨省送电等定价模式。这里的“上网电价”指的就是发电企业对电网企业收取的电价，也就是发电企业取得的含税收入。目前，“计划电”依然是水电企业定价的主流模式，占比非常高。
注：含税收入包含增值税，而企业利润表的“营业收入”不包含增值税，从含税收入中去除增值税就得到了会计上的营业收入。
相比之下，“市场电”的上网电价可根据供需情况浮动，具体包括协商、挂牌、竞价等模式，目前以双边协商的形式居多。根据长江证券的研究成果，在电力市场化程度相对较高的云南省，双边协商占所有市场化电量的78%。此外，“市场电”的定价周期比较多元，可以是年度、月度这种长期定价合同，也可以是实时的电力现货交易。
数据来源：长江证券研究报告《一文看懂我国电价机制》
目前，不同省份的水电市场化比例有一些差异，云南的电力市场化程度较高，主要位于云南的华能水电的市场电比例就更高，而位于其他省份的长江电力、桂冠电力的市场电比例就较低。
4.水电消纳有保障
在一般的行业中，行业销售量存在很大不确定性，供给和需求的周期性波动会对行业内所有公司的销售量产生或多或少的影响。但是，水电行业的情况比较特殊。
我们知道，中国对新能源的支持力度一直很大，一直在推进能源转型。在2017年3月，国家发改委、能源局就明确提出，大型水电等清洁能源的消纳应当通过优先发电计划得到重点保障，优先发电计划覆盖的电量应当不低于多年平均水平。换句话说，在我们国家，只要电网有足够的负载，水电应当是“发多少用多少”，完全不用担心“卖不出去”的问题。
行业分析总结
1.水电的商业模式是将水的重力势能转化为电能，并将这些电能卖给下游的电网企业，不存在上游供应商。
2.下游的电网企业受到严格监管，他们仅作为服务商，并不具备产品的定价权。
3.当前水电的定价模式以“计划电”的固定电价为主。
4.并且凭借清洁能源的身份，水电会得到国家优先消纳的保障，水电企业不愁销路。
5.在碳中和趋势之下，全社会用电量增长的确定性非常高。
公司概况
我们今天聊到的上市公司长江电力发源于中国长江三峡集团，而三峡集团的前身是中国长江三峡工程开发总公司，于1993年成立。三峡总公司的业务包括工程建设、电力生产、金融业务和一些三峡工程的配套业务。
在工程建设方面，除了三峡大坝的建设工作外，国家还授权三峡总公司建设金沙江下游的水利工程项目，滚动开发长江上游的水力资源。在电力生产方面，三峡总公司旗下有葛洲坝电站。此外，三峡总公司旗下还有财务公司、设备租赁公司、招标服务公司等配套性公司。
2002年，长江电力由三峡总公司联合中核集团、中石油、华能国际等国有资本共同成立，三峡集团占股89.5%，是长江电力的第一大股东。成立之初的长江电力从三峡总公司获得了葛洲坝电站，也就是现在长江电力的6座电站中最小的那一个，葛洲坝离湖北宜昌市区很近，坐落在市中心的北方。
2003年11月，长江电力在上海证券交易所成功上市。上市时，长江电力从社会公众手中募集了98亿的资金，公司利用这笔资金，从三峡集团手中收购了三峡大坝首批投产的4台机组，总装机容量达到552万千瓦，一跃成为我国最大的水电企业。上市之初，大股东三峡集团就已经明确提出，三峡工程后续投产的发电机组将由长江电力受托管理，并最终由长江电力收购三峡机组。
三峡工程也位于湖北省宜昌市，与坐落于市区中心的葛洲坝相隔约38公里，位于秭归县附近。
2004至2007年，长江电力先后收购了三峡电站的4台机组，采用的收购方式都是现金收购，并且增强了葛洲坝的发电能力，2007年长江电力的装机容量达到了838万千瓦。
2009年，长江电力实施重大资产重组，、公司以承接债务、发行股份、支付现金的组合交易方式，一次性收购了集团公司18台三峡电站发电机组。此后几年间，三峡电站的剩余6个发电机组也相继注入长江电力，装机容量在2012年达到了2528万千瓦，至此长江电力完整地拥有了三峡、葛洲坝两大电站，完成了公司第一次“跨越式发展”。
2016年，长江电力迎来了第二次“跨越式发展”，通过“股权收购+现金收购”的组合方式收购了溪洛渡、向家坝水电站，总装机容量达到4550万千瓦。在本次收购中，股权收购的比例比较高。交易总价797亿中，有423亿属于股权收购。此外，长江电力还通过定向增发的方式筹集了242亿元。股权收购和定向增发都涉及增发新股，所以综合来看，本次收购的股权支付比例超过了80%。
注：股权收购指长江电力向三峡集团等水电站原股东发行股票，以获取两座水电站的产权。交易完成后，长江电力成为两座水电站的新股东，三峡集团等水电站原股东对长江电力的持股比例有所提升。
注：定向增发指的是长江电力以非公开方式向少量机构发行股票筹资。
在第二次“跨越式发展”之后，长江电力的水电站资产覆盖了从金沙江下游到长江上游的广泛区域，具备了“四库联调”的能力。所谓“四库联调”，就是将四座水电站视为一个整体，合理规划每个水电站的水位和运行功率，在做好防洪工作的基础上，尽最大可能减少“弃水”，尽最大可能提升发电量，创造更多经济效益。
注：弃水指没有参与发电，直接向下游排放的水量，泄洪就是弃水的一种。
时间来到2020年，长江电力在这一年实现了“国际化突破”。第一，公司的GDR在伦敦上市，大大提升了公司的全球知名度，以及吸引国际资本的能力。海外投资者持有GDR，可以看做持有长江电力的股票。
第二，公司收购了位于秘鲁的路德斯公司，将电力业务发展到国外。秘鲁位于南美洲西部，经济结构比较传统，以农业和矿产业为主，发展水平在南美洲属于中等水平，根据联合国公布的2021年HDI指数，秘鲁的发展水平位于全球第84位，略低于中国的第79位。
长江电力收购的路德斯公司主要在秘鲁首都利马附近开展配售电业务，约占秘鲁29%的配电市场份额，在当地排名第一。
不过由于秘鲁这个国家本身就不大，全国的人口总数也不过3000万出头，所以长江电力海外业务的占比体量并不高。而且从目前的规划来看，未来公司大举出海的可能性应该也不高，国内水电业务依然是长江电力的最核心业务。
2022年，在即将上市20周年之际，长江电力迎来了它第三次“跨越式发展”，按照与2016年类似的模式收购了乌东德、白鹤滩电站，总装机规模达到了7180万千瓦。不过与2016年不同的是，这一次的股权支付比例低很多。交易总对价644亿中，股权支付比例只有50%左右。
到此，长江电力在金沙江和长江下游的布局已经完全成型，凭借7180万千瓦的装机容量，长江电力掌握了全国超17%的水电资源，成为了全国乃至全球最大的水电上市公司。此外，公司将“四库联调”升级为“六库联调”，调度能力进一步增强。根据长江电力官方表述，升级“六库联调”之后，每年可以额外增发60亿至70亿度电。
核心竞争力
讲完了行业和公司的基本情况，长江电力的核心竞争力已经展现在我们眼前，这也是吸引我们进一步探秘公司的原动力，下面我用“波特五力模型+终端需求增速”的结构总结一下长江电力的“核心竞争力”。
上游供应商：长江电力几乎不需要采购原材料，不存在“上游供应商”的概念，无需和供应商进行博弈。
下游购买方：虽然公司客户集中度较高，电网公司的规模也很大，但他们在电力系统中仅起到输配电的服务作用，并且水电市场化程度低，电网公司实际的议价空间非常有限。
行业竞争格局：长江电力掌握着全中国流量最稳定的长江水利资源，这是长江电力相比于其他水电企业的巨大优势。而各个水电企业分散在不同的河流流域，再加上价格管制、产品同质化，互相之间不太可能产生激烈竞争。
新进入者的威胁：水电行业的进入壁垒较高，且优质资源已经基本开发完毕，未来不会有太多新的水电项目。在政策的引导下，新进入电力市场的主体主要围绕风电、光伏等领域快速布局。
替代品的威胁：在终端产品层面，电力还看不到被替代的可能。而在发电形式层面，在政策的鼓励下，未来有可能替代水电的发电方式只有光伏、风电这两个主流清洁能源。
终端需求增速：2011至2022年间，我国全社会用电量的复合年增长率为5.7%左右。虽然未来经济增长中枢有所下行，但清洁能源的占比也在提升，未来我国全社会用电量增速有望维持稳定的增长节奏。
接下来我们就走入长江电力的几张财务报表，从财报出发，去掉“独特竞争力”和“宏大叙事”的美颜滤镜，描绘出公司的本来的面貌。
资产负债表
对很多投资者来说，资产负债表显得非常复杂，不知如何下手。为了更好地理解公司的商业模式，我一般会将资产负债表的各个列报科目归类为以下几类，没有进去的科目一般金额都不大，并且提供的信息价值也有限。
如果没有特别说明，资产负债表的数据均来自于长江电力2023年半年报。
1.短期经营资产及负债：这些科目与公司日常经营活动密切相关，反映公司日常经营活动所需要投入的营运资金，也就是我们常说的“营运资本”，应收款、应付款、预收款、预付款、存货都在这个分类之中。
2.闲置资金与理财：这里面主要包括公司持有现金、存款、用闲置资金购买的理财以及可快速变现的证券投资。在报表上，现金、类现金、闲钱理财会分散到很多科目之中，一般来说需要一个一个地具体分析。
3.长期经营资产：这里面是公司经营所需的长期资产，比如厂房、设备、汽车、办公楼等等，具体包括固定资产、无形资产、使用权资产、长期待摊费用等科目。长期经营资产会在使用期间内一直产生折旧、摊销，而这也是“固定成本”的重要组成部分。
注：折旧、摊销是将构建长期经营资产总开支分期分摊纳入企业成本、费用。分摊的时间跨度被称为“折旧/摊销年限”，理论上说这个年限应当与实际使用年限相一致。
注：固定成本指不随生产量改变而改变的成本或费用，折旧摊销就是其中很重要的一种。
4.对外战略投资：不同于前面提到的证券投资，这里的投资指的是与公司战略挂钩的长期投资，并非简单的理财。一般来说，报表上体现战略投资的科目就两个：长期股权投资和商誉。其他的科目也可能有一些战略投资，但要具体情况具体分析。
5.有息负债：这里面都是公司对外借的钱，一般都是银行借款或者发行债券，而且会产生财务费用。一般来说，它包括短期借款、长期借款、一年内到期的非流动负债。此外，租赁负债虽然与传统意义的“有息负债”有些不同，但是也会产生财务费用，由于跟长江电力关系不大，就不展开解释“租赁负债”了。
6.股东权益：股东权益反映的是股东向公司投入的总资金，一般来说股东权益看个大数即可，细致拆解的意义不大。
下面，就用这一套分类方法，盘一盘长江电力的资产和负债。
短期经营资产及负债
长江电力短期经营资产及负债基本只有应收类款项，并且基本都是应收账款。应收类项目的本质是“先干活、后收钱”，在长江电力这个案例之中，就是先发电上网，再收钱。
经统计，长江电力的应收类科目一共有129亿，在总资产中的占比非常小，维持公司的经营几乎不需要营运资本投入。
长江电力收回应收账款的确定性很高，之前已经说过，长江电力的下游客户基本都是电网公司，这种客户都属于垄断性央企，他们比一般的央企还要稳定，赖账的可能性很低很低，几乎可以忽略不计。更何况，长江电力应收账款周转天数一直维持在30天以下，也就是说客户欠款时间基本不超过一个月。
闲置资金与理财
长江电力的这类资产主要是“货币资金”，金额达到131.4亿元，它的背后基本都是银行活期存款。
除了货币资金之外，还有一些闲钱被放在国债逆回购、二级市场股票投资之中，前者是“其他流动资产”的一部分，后者被归类为“其他非流动金融资产”、“其他权益工具投资”等等，合计金额大概在60-70亿元。
零零总总算起来，这类资产的总金额大概有190亿出头，占总资产的比例大约为3.3%。
在A股上市公司之中，长江电力账面的货币资金占总资产比例算很低的，只有2%出头。和公司几千亿的资产规模相比，账面现金并不算多。其实，这也给长江电力的扩张成长模式埋下了伏笔……这一点后面再说。
长期经营资产
长期经营资产是构成长江电力的最主要组成部分，占比可以达到80%。在长期经营资产之中，固定资产占据了绝对大头，金额达到了4423亿元。在固定资产之外，长江电力还有价值230亿的无形资产。
先来看固定资产，其实长江电力的固定资产基本就是公司那6座水电站，境外的固定资产占比很少，每年发布的财报已经披露了固定资产的具体组成：
这里面，挡水建筑物指的是大坝的坝体，房屋及建筑物指的是水电站里除了大坝本身的其他各种建筑物，机器设备主要就是用于发电的发电设备。在日常经营之中，固定资产影响公司利润的途径是折旧和减值，最终会体现为营业总成本的一部分。
注：固定资产减值指固定资产发生损坏、技术陈旧或者其他经济原因，导致其经济价值低于其账面价值，此时会发生减值，减值会一次性体现在利润表中，列报为资产减值损失。
无论从商业模式还是历史数据来看，长江电力的固定资产几乎不会减值，水电的技术已经非常成熟，长江电力水电站所运用的技术并不会落伍，只有地震之类的极端情况可能会带来减值。
那么，需要仔细研究的就只有折旧。从2022年全年的折旧金额来源分析，长江电力最主要的折旧来源是机器设备，也就是水轮机和发电机组，它几乎产生了公司一半的折旧；而另外一半来自于大坝本身以及水电站其他建筑物。
其实从投资额来看，大坝和建筑物的投资额高很多，大坝和建筑物的投资金额有4300亿，明显大于机器设备的1700亿。然而，机器设备与大坝建筑物的折旧金额相差不多，背后的原因就在于折旧年限。
从历史数据来看，长江电力大坝和建筑物的平均折旧年限大约是45-50年；根据东吴证券的研究报告，葛洲坝折旧年限为50年，三峡、溪洛渡、向家坝的折旧年限为45年。发电机组的折旧年限大概是18年。
前面已经提到，理论上折旧年限应当等于资产使用年限，然而水电站的使用年限可能远长于折旧年限。比如美国胡佛大坝，自上世纪三十年代投运后，直到现在也能正常使用，运行市场已接近90年。发电机组也类似，葛洲坝电站于1981年投入使用，但首台发电机组直到现在也能运行发电。有券商在分析中提到，只需要付出较低的额外成本就可以延长机组使用寿命。
在这种情况下，长江电力只会面对一个结果：当折旧计提完毕之后，原来产生折旧的资产仍能继续使用；而这就意味着，如果其他因素不变，水电站运营后期的折旧会减少很多，进而导致会计成本的下降。
说完了固定资产，接下来简单聊聊无形资产：
一般来说，无形资产与固定资产类似，每年都会产生一部分摊销成本。但长江电力的无形资产有些特殊，公司200多亿的无形资产一年也只产生几百万的摊销成本。
产生这一现象的原因就在于无形资产的组成结构。2023年半年报显示，公司账面230亿的无形资产之中，绝大部分来自于特许经营权，这部分金额有225亿。
这里的特许经营权主要由海外秘鲁业务所产生，长江电力旗下的秘鲁公司主要从事输配电业务，而根据秘鲁法律，输配电业务的特许经营权并没有到期期限，自然也就没有必要摊销。
不过，这种无形资产虽然不会摊销，但也可能存在减值风险，减值的上限就是账面的225亿。如果秘鲁当地发生极端事件，经济受到严重影响或者电网遭到严重破坏，这部分无形资产就可能减值。这是一种非常极端的场景，我们作为投资者知道就好，没必要担心，而且担心也没用。
对外战略投资
对外战略投资是仅次于长期经营资产的第二大板块，在总资产中的占比也在10%以上。
对于长江电力来说，对外战略投资主要体现为长期股权投资。长江电力账面上的长期股权投资一共有690亿，主要都集中在电力领域。
注：被纳入“长期股权投资”，则说明投资方可以对被投资方的日常经营产生重大影响，但还没有到完全控制的程度。一般来说，持股比例在20%至50%时，会被纳入长期股权投资。但有时只要派驻了董事并能影响董事会决策，即使持股比例不到20%也会被判定为“长期股权投资”。
2018年以来，长江电力的对外投资规模快速增长，从不到200亿一路上升到接近700亿的水平，现在对外投资产生的投资收益已经成为了长江电力的一个重要业绩来源。
上表列明的投资对象之中，除了鼎和财产保险，其他公司的主营业务都与电力行业密切相关，可以带来比较平稳的回报。
有息负债
长江电力的外部资金来源以有息负债为主，并且分散到五个项目：
短期借款和长期借款基本都是来自于银行的借款，应付债券是公司向市场发行的债券。以上这些都比较好理解，另外两项可能容易忽略，但其实也属于有息负债。
“一年内到期的非流动负债”中其实也是即将到期的长期借款和应付债券，只是随着到期日的临近，从那两个科目重新分类到这个科目之中。
而“其他流动负债”这项比较特殊，主要是因为长江电力的“其他流动负债”基本都是短期融资券，本质上还是有息融资。在其他企业中，由于具体组成成分的差异，其他流动负债可能归属于完全不同的分类。
前面已经提到，截至2023年6月底，长江电力总资产规模为5771亿元。为了取得这些资产，有3267亿的资金来自于外部的有息负债，有息负债率约为57%，这个水平在上市公司中算是比较高的，也给长江电力带来较高的财务费用比例。
股东权益
最后一块是股东给长江电力投入的资金，包括原始投入和每年没有被分掉的利润，这一块金额一共有1961亿，股东投入的金额比有息负债要少很多。
到这里，我们就拆解完了长江电力的资产负债表，下面简单做个总结：
1.长江电力的日常经营几乎不需要投入什么资金，几乎不存在营运资本，与庞大的资产规模相比，公司并没有太多闲置资金。
2.长期经营资产是长江电力最核心的组成部分，占比达80%，这里面主要是6座水电站，会给长江电力带来大量折旧成本。但由于折旧年限低于实际使用年限，折旧完毕后成本将会明显下降。
3.对外战略投资是长江电力的另一大业务，主要集中在电力行业，这些投资会带来相对稳健的投资收益。
4.长江电力的资金来源主要依靠有息负债，这也会带来较大规模的利息费用。
利润表
大多数投资者更容易理解利润表，通常也更关注利润表。具体来说，我们会围绕营业收入、营业成本、期间费用、其他经营收益、所得税、少数股东损益这些项目开展分析。
营业收入
首先是营业收入，长江电力的最主要的收入来源就是水力发电业务。历史上，水电收入的占比就一直比较高，历史上对业绩增长做出的贡献也最大：
每一次水电资产的注入，都会让境内水电收入上一个大台阶。前面已经提到，2009年公司收购了三峡电站，2016年收购了溪洛渡、向家坝，这两个节点也正是长江电力收入“跨越式增长”的节点。
在电站正常运营期间，长江电力的收入波动并不是很显著。2016年之后，长电经历了2020年那种大涝年份，也经历了2022年的大旱年份，但总收入基本维持在500亿附近波动。
接下来我们从量价关系的维度，仔细盘一盘长江电力的收入构成：
这里的“量”指的是售电量，而“价”指的是前面解释过的上网电价。
在量的维度上，除了2022年这个罕见的干旱年份，长江电力每年的售电量都在2000亿千瓦时以上。水电优先消纳的政策给售电量提供了保障。在表格中，乌东德、白鹤滩两大水电站并没有被涵盖在内，只统计了其他四个项目的售电量。2023年，随着乌东德、白鹤滩入表，售电量还会大幅增长。
在价的维度上，过去这些年的度电收入一直比较稳定，因为绝大多数的收入都来自于固定价格合同，也就是之前提到的“计划电”。长江电力有能力调节价格的市场电比例很低。近年来，市场化交易比例也就是10%左右。发电量高的年份市场化比例也高一些，比如2020年，但在2022年这种发电量不足的年份中，能用于市场化交易的多余电量就比较少。
说完了最主要的水电收入，下面简单谈一谈另外两项收入：
其他业务收入主要由受托管理水电站产生，长江电力的扩张模式属于“体外培育，成熟并表”：大股东三峡集团先投资建设水电站，基本建好之后将水电站委托给长江电力管理，等业务稳定运行之后长江电力再将这个水电站收购进来。因此，在即将并购新水电站的年份中，其他业务收入就比较高。
其他行业收入在2020年之前都很少，2020年突然增加，我个人推测这与收购秘鲁公司有直接关联，应该是在秘鲁开展的配售电业务收入，可能还包括了少量光伏、储能等新能源项目。
到这里，收入就盘的差不多了，简单总结一下：
1.绝大部分收入来自于境内6座水电站，完成乌东德、白鹤滩的收购后，其他业务收入会显著降低。而其他行业收入主要来自于秘鲁，未来的业务规模大概率稳中有升。
2.从长期来看，水电业务收入非常稳定，销量有优先消纳政策保底，售价以“计划电”的固定价格为主。理论上说，只要天气没有太异常，长江电力的收入就能保持在相对稳定的水平上窄幅波动。
营业成本
在长江电力的财报之中，并没有对营业成本进行太细致的拆解。不过，收购乌东德、白鹤滩水电站时，长江电力披露的交易报告书倒是非常详细，披露了两个水电站营业成本的详细构成：
委托管理成本其实就是前面长江电力报表中的“其他业务收入”，对于长江电力是收入，但对于乌东德、白鹤滩水电站就是成本了。等乌东德、白鹤滩被纳入长江电力之后，这个委托管理成本自然会归零。
因此，水电站的营业成本主要就两项，一项是折旧费，另一项是财政规费，其中折旧费是大头。长江电力采用的是直线折旧法，每年折旧费用基本一致，因此营业成本也是非常稳定的，这就意味着长江电力有着很稳定的毛利率。
注：采用直线折旧法时，折旧年限内每年计提的折旧金额会保持一致；与之对应的是加速折旧法，计提的折旧金额先多后少。
我们统计了长江电力2008年以来的毛利率水平，大部分年份的毛利率都在略高于60%的位置小幅波动。2022年的毛利率下滑属于意外，之前已经提过几次，2022年来水量少，发电少，自然收入就少。但是成本又是刚性的，所以毛利率自然就低了一些。
另一个值得注意的小细节是，随着水电站增多，长江电力的毛利率变得更加稳定。2016年收购溪向两电站后，毛利率明显变得更平稳了，我认为这里也体现出“四库联调”的效果，联合调度能够减少水资源的浪费，发电量的确定性得到提升。2023年，随着长江电力从“四库联调”升级到“六库联调”，这个优势还会进一步放大，毛利率也会更加稳定。
期间费用率
接下来我们看一看长江电力的各项费用率。其实除了财务费用率，长江电力其他费用的金额都不高，在营业收入中占到的比例很小。我们后面单独分析更重要的财务费用，其他几项费用先一起分析完。
首先是税金及附加，这一项主要包括城建税、水资源税、教育费等，水资源税是按照取水量和发电量计算的，城建税、教育费都是根据企业缴纳的增值税计算的。这些税金缴纳金额和业务规模挂钩，与售电量基本成正比。
管理费用率的波动比较大，之前公司在财报里提到是跟收购秘鲁公司有关。
销售费用和研发费用两项开支几乎可以忽略不计，这也是长江电力商业模的特点。水电站生产的电无需推销，客户会全部买走，就连价格也基本是定好的。同时，目前的水电技术已经很成熟了，没有什么研发新技术的需求。
不过，随着长江电力加大其他能源的开发力度，未来研发费用可能会比过去高一些。但从几项费用的整体占比来看，不太可能出现显著波动。
财务费用率
接下来我们就进入另一项关键数据的分析环节——财务费用
在资产负债表的分析中我们就已经讲到，长江电力的账面上有大量的有息负债，这些有息负债本质上就是建设水电站的开支。长江电力的水电站都是超大型电站，造价动辄就是上千亿，但账面资金却只在百亿级，单靠公司自己是没法支付水电站收购费用的，收购时必须要借钱，也就是加杠杆。
因此，每一次收购之后，长江电力的账面会产生大量有息负债，这些有息负债产生的利息开支就推高了长江电力的财务费用。
观察2008年以来的财务费用走势，我们可以发现，在纳入新项目时，财务费用会出现大幅跃升，2009年收购三峡大坝以及2016年收购溪向两项目时都出现了这个现象。2023年，又有两个水电站的纳入，财务费用又会跳升。但在正常的运营期间，随着公司逐步偿还有息债务，财务费用会逐步下行。
2010年至2015年，财务费用在5年时间内从43亿下降至29亿，平均每年减少7.6%；2016年至2022年，财务费用在6年的时间内从67亿下降至41亿，平均每年减少7.85%。
2023年前三季度，长江电力每个季度的财务费用基本都在31.5亿左右，分布相当均匀且稳定
按照2023年前三季度的财务费用推算，全年的财务费用应该在126亿附近，当然，随着长江电力逐步偿还这些借款，或者用低息债务替代高息债务，未来长江电力的财务费用仍然会下降。
其他经营收益
在长江电力这一案例中，其他经营收益主要是和投资活动挂钩的“投资收益”。其实投资收益的来源有很多，但在长江电力这一案例中，主要就是“对外战略投资”所带来的投资收益，用会计语言来说，就是联营企业及合营企业创造的投资收益，也被称为“权益法核算的长期股权投资收益”。
注：对于大多数上市公司，其他经营收益主要包括政府补助、投资收益、资产减值、汇兑损益，以及持有的金融资产市值波动带来的盈亏。
注：联营企业及合营企业就是资产负债表里面的长期股权投资，投资收益是按持股比例确认的联营企业及合营企业利润。比方说，公司A是长江电力的联营企业，长江电力持有A公司30%的股权，A公司2023年的归母净利润是100万，那长江电力就会确认30万的投资收益，上述计算过程被叫做“权益法”。
以2022年为例，长江电力的其他经营收益一共为38.88亿元，具体包括如下：
从2022年的数据中我们可以看到，大部分其他经营收益来自于长期股权投资产生的投资收益。至于“其他投资收益”，主要是处置长期股权投资以及一些短期持有的金融资产所带来的收益，这部分收益每年都有，相对稳定。
至于其他科目，“公允价值变动收益”也是短期金融资产市值变化所带来的，我们一般不把它当做可持续的收益。信用减值损失主要是应收账款减值，由于长江电力的客户基本都是大型电网公司，客户质量高，再加上历史上也没有什么减值，信用减值基本可以忽略不计。
资产减值主要由存货和各项长期经营资产带来。长江电力账面上4000多亿的长期经营资产，即使只减值1%，那也会减少40多亿的税前利润，排除资产减值风险，对于重资产公司格外重要。
好在长江电力基本没有减值风险，这一点在前面也提到过。水电在技术上已经稳定。在经营上，“产量”、“售价”和“销售量”都有很高的确定性，业绩波动的风险很小，这两点就基本消除了资产减值的可能。
在分析长江电力的其他经营收益时，我们只需要将重点聚焦在投资收益即可：
通过比较投资收益和长期股权投资账面金额，我们可以计算出长江电力的“战略投资收益率”，通过这个指标，我们可以大致看一看长江电力的投资质量。
不难看出，虽然长江电力投资收益率有所下滑，但投资回报已经相当稳定了。投资这些电力企业的好处就是经营稳健，毕竟电力是现代社会生产生活的刚需。所以，与其他很多企业不同的是，长江电力的投资收益确定性很高，并且能获得比银行理财、信托稍高一些的收益。
因此，长江电力未来的投资收益是可持续的。而且在未来，随着公司投资版图的扩大，以及现有项目的自然增长，与CPI保持同步增长应该没什么问题。
营业外收支
对于绝大多数上市公司来说，营业外收入、支出基本可以忽略不计，并且这些项目的波动也没有什么规律。
不过在长江电力这一案例中，虽然营业外支出的金额不大，但也有必要拉出来说一下，因为这里面藏着一些常态化的开支。
常态化的营业外支出主要是对外捐赠和库区维护支出，依据国家规定，水电站缴纳的库区维护基金按照供电量计提。因此，长江电力的营业外支出每年必然会有，在我们做价值分析的过程中最好考虑在内。
所得税费用
将以上各项利润表科目综合到一起，就可以得到长江电力的利润总额，也就是投资者常说的税前利润；按照中国税法缴纳企业所得税后，就得到了长江电力的净利润。在绝大部分情况下，所得税费用也是投资者需要去重点关注的项目。
由历年利润总额和所得税费用，可以计算出长江电力有效税率的变化趋势：
图中有一个非常有意思的现象，2016年之前，长江电力的有效税率非常接近法定企业所得税率25%；而在2016年之后，有效税率直接下降到18%左右。还记得2016年发生了什么吗？是的，那正是长江电力收购溪洛渡、向家坝两座水电站的年份。
根据长江电力的财报，位于湖北省宜昌市的三峡电站、葛洲坝电站缴纳的企业所得税率是25%，而位于四川、云南的溪洛渡、向家坝电站的企业所得税率是15%。而根据长江电力披露的最新信息，溪洛渡、向家坝电站15%的优惠税率至少会持续到2030年。
而刚刚注入的乌东德、白鹤滩还处于“三免三减半”的优惠期间，这也使得今年前三季度长江电力的有效税率下降到14%左右。需要注意的是，这个税率大概率难以持续；在“三免三减半”结束后，我估计会回到15%的税率。
注：三免三减半是一种针对特定基础设施的税收优惠，水电站属于这个范畴，“三免”指取得经营收入的第一年至第三年可免交企业所得税，“三减半”指第四年至第六年减半征收。
因此在未来一段时间内，我认为长江电力的有效税率会维持在17%左右；三峡、葛洲坝按照25%的税率缴税，而剩下四座电站按照15%的税率纳税。
少数股东损益
在2020年之前，长江电力的少数股东损益一直很少，2020年之后有所增加。从时间点来看，少数股东损益应该是由收购秘鲁公司所带来。
我接触的不少投资萌新都不是很了解“少数股东损益”这个概念，那么这里我就专门展开说一下：
一般投资者说的报表都是合并报表，合并报表的覆盖范围包括上市公司自己以及上市公司能控制的子公司。但是这些能控制的子公司有一部分股权在“外人”手中，站在上市公司股东的立场上，这部分股权所对应的利润应当属于子公司的其他股东，而不是上市公司股东，这就是“少数股东损益”。
比方说，A公司自己的利润是10亿，能控制的子公司B公司的利润是5亿，A公司持有B公司80%的股权并且能控制B公司，剩余20%的股权在其他股东的手中。那么，在A公司的合并报表中，A和B被视为一个整体，净利润就是15亿。但站在A公司股东的立场上，B公司有20%的利润应当归属于外部股东，不属于A公司，这部分的金额就是1亿元，也就是A公司的少数股东损益。
秘鲁的路德斯公司就是这种情况，路德斯公司能够被长江电力所控制，但是长江电力并没有持有路德斯100%的股权，持股比例其实是83.6%。因此，路德斯公司剩下16.4%的股权所应得的净利润就是长江电力的“少数股东损益”
扣除少数股东损益后的利润就叫做“归属于母公司股东的净利润”，一般简称为“归母净利润”或者“归属净利润”，这才是上市公司投资者应当关注的利润口径。口语交谈中，很多投资者口中的“利润”都指代的是“归母净利润”，而不是报表上的“净利润”。
利润表分析小结：
简单总结一下比较重要的利润表科目：
1.营业收入，影响营业收入的直接因素是发电量、电价。发电量又会牵扯出装机规模、来水量等影响因素。
2.营业成本，营业成本的最主要组成部分是水电站折旧，由于水电站实际使用年限大于折旧年限，以后随着资产折旧到期，营业成本会逐渐减少，毛利率逐渐增加。
3.财务费用，公司收购新项目时会带来大量有息负债，进而在报表上产生大量财务费用，未来随着有息负债被逐步偿还，公司财务费用也会下降。
4.投资收益，长江电力的投资收益主要来自于长期股权投资所带来的投资收益，这部分收益与主业密切相关，并且完全可持续。
对于其他科目，本身金额占比就不大，并且在未来也没有什么太大的变数，我们是可以按照历史资料进行线性外推的。
现金流量表
在我的分析框架之内，分析现金流量表是为了解决以下三方面的问题：
1.收入含金量：利润表口径的收入有多少能转化成企业获得的真金白银。
2.自由现金流：企业能获得的自由支配的资金，反映账面利润的质量。
3.流动性风险：企业资金链有没有风险？账面资金够不够用？
收入含金量
在现金流量表中，与收入有些相似的一个科目叫做：销售商品、提供劳务收到的现金。如果一个企业的账面收入能够完全转化为现金，那么现金流量表这一项列报科目应该会略高于利润表的收入，两者之间的差额是增值税。
注：利润表的“营业收入”是不含税口径，而现金流量表的“销售商品、提供劳务收到的现金”是含税口径，两者之间的差异就是增值税，大部分企业的增值税是13%，这种情况下，后者应该等于前者的113%。
接下来让我们看看过去这些年，长江电力的收入含金量如何？
从2016年开始，长江电力的收现比一直维持在1.13以上，这个收现比堪称稳定到完美。不仅收入能够完全以现金的形式收回，而且回收现金的节奏非常稳定。如果企业回收现金的节奏不稳定，那就会出现收现比上蹿下跳的情况。
自由现金流
从定义上来说，自由现金流指的是企业经营活动产生的现金流量扣除必要的资本性支出及净利息支出所得到的数值，反映的是企业能够自由支配的现金。“必要的资本性支出”指的是维持现有经营规模所需要的资本性支出，为了扩大规模而进行的资本性支出并不在这个范畴之内。
对于那些自由现金流长期比净利润低的上市公司，我们需要在心里给净利润“打个折”。
一般来说，如果一个企业的折旧摊销政策能够准确反映长期经营资产的使用年限，必要的资本性支出应当大致等于折旧摊销金额；而净利息支出可以用税后财务费用替代。
不过在长江电力这个案例中，水电站可使用年限其实明显长于财务报表中的折旧年限。而这就意味着，对长江电力来说，“必要的资本性支出”应当明显小于折旧摊销金额。本次分析中，我将长江电力的“必要资本性支出”设定为折旧摊销金额的三分之二，隐含的假设是资产使用寿命比会计折旧年限长50%。
根据前面提到的胡佛大坝、葛洲坝首台机组的实际使用情况，我认为将使用寿命延长50%的假设是足够谨慎的。
注：在计算税后财务费用时，假设借款分布于长江电力的各个子公司，采用合并利润表的预测有效税率17%进行计算。
注：计算自由现金流时需要对净利润进行调整，自由现金流是以经营活动为基准测算的，但净利润的一部分是投资活动带来的，这对应的并不是经营活动产生的自由现金流，需要把这部分利润排除，我这里剔除的是投资收益和公允价值变动收益这两项。
整体来看，长江电力每年的自由现金流均高于调整后的账面净利润。这说明长江电力会计利润的质量非常高，甚至可以说，当前的利润存在被低估的成分。造成低估的原因很简单，因为资产的会计折旧年限小于实际使用年限，这就会使得会计报表的成本虚高、利润偏低。
对于这种利润质量很高的企业，我们没有必要在估值时对账面利润金额进行调整，直接照搬报表利润数值即可。
流动性风险
企业的流动性风险一般有两个来源，一个是开展经营活动所必须支付的资金，另一个是必须偿付的有息债务和利息，这些钱都是“不得不付”的钱。2021年恒大帝国的垮塌就是这两个因素一起挤压带来的结果：银行催着还钱，供应商催着还钱，业主催着交房，员工催着发工资，直接将恒大压垮，连神秘的恒大歌舞团都无法幸免……
这些现金需求映射到财务报表上，就是现金流量表的“经营活动现金流出”，资产负债表的短期有息负债，以及长期有息负债产生的利息。
根据2023年三季报，今年前三季度，这三项数据的表现如下：
经营活动现金流出的现金为207.60亿
短期借款和一年内到期的非流动负债合计1155.5亿
长期借款和应付债券的合计金额为2120亿。根据重组报告书披露的信息，2022年1-8月长江电力境内新增债务综合融资成本约3.35%。若采用这个数据测算，长期有息负债每年产生的利息为71.02亿元。
以上三项支出相加，每年所需要的现金支出为1434亿元，平摊到每个月就是120亿左右。
而在资金流入端，今年前三季度公司经营活动现金流入共计571.44亿元，平摊到每个月是63.5亿左右。
因此，如果不考虑新增融资，长江电力每个月都有60亿左右的资金缺口，未来长江电力的持续运营需要以融资为前提，通俗来说就是“借新债还旧债”。
对于一般的企业，这种规模的融资缺口风险是非常大的，一旦银行收紧银根，那就直接完蛋了。但是，长江电力的情况比较特殊。我们之前已经说过，长江电力的收入几乎没有什么波动风险，经营现金的流入节奏非常稳定。这就意味着，长江电力的资金缺口虽然大，但可预测性高。而且这种稳定的商业模式本身就给银行吃了一颗定心丸，银行放贷意愿会很强，公司发债也比较容易。
综合来看，我认为长江电力的流动性风险不大，融资成本也不会太高，在我可接受的范围内。
现金流量表总结
通过现金流量表的分析，我们发现，长江电力无论是收入还是利润的含金量都非常高，利润甚至有被低估的可能，所以我们可以放心大胆地用长江电力的会计利润来估值。流动性风险是长江电力的一个短板，但只要长江电力能够维持现在超高的确定性性，这一风险就完全可控。
业绩预测
拆解完长江电力的报表，我们就可以开始从利润表的关键点出发，对公司未来发展前景进行预测了。
营业收入预测
首先我们先聚焦最主要的境内水电业务收入，无非由“售电量”和“售电价”两方面决定。前面我们已经说过，在乌东德、白鹤滩注入长江电力之前，四个电站在正常年份的售电量基本都在2000亿度之上。2016至2022年间，葛洲坝、三峡、溪洛渡、向家坝的平均年售电量为2083亿度，我们用这个数据来预测以上四电站在未来的年发电量。
对于2023年新并入的乌东德、白鹤滩，因为历史售电量数据并不是很充分，我这里就采用年设计发电量来进行预测了。乌东德电站的年设计发电量为389亿度电，白鹤滩为624亿度电。
其实，长江电力电站的实际发电量一般都会超出设计发电量，以往四个水电站的设计发电量合计为1917亿度电，但除了极度干旱的2022年，剩余年份的实际发电量都比设计值高10%左右。不过从保守谨慎的角度出发，这里就直接按照设计发电量来预测了。
此外，“六库联调”也可以提升发电量。根据公司披露的信息，仅仅在来水较少的2023年第一季度，六库联调的增发电量就有15亿度。我个人推测，在以往四库联调的基础上，六库联调可以实现65亿度电的增发电量。这也符合公司给出的“60-70亿度电”的增发指引。
另一个电量增长来源是扩机增容，也就是对已投产电站的“扩建工程”，根据目前长江电力的安排，2023年会在已投产的四个电站增加390万千瓦的装机容量。我们假设装机容量的增加会等比例增加售电量，隐含的假设是机组利用率不变。那么，根据已投运的4550万千瓦装机规模和年均2083亿度的售电量，扩机增容会带来178.5亿度的增量售电量。
盘完售电量之后，让我们来盘一下售电价格：
这两年，其实有很多投资者非常关注长江电力的电价市场化程度，理由是其他电力公司上网电价基本都比目前长江电力合同售电价格要高。招商证券在研究报告中写到：2021年火电、水电、核电的平均上网电价分别为额每度电0.40、0.31、0.40元，而长江电力的上网电价还不到每度电0.27元。
这种情况下，很多投资者觉得，只要市场化比例提高，让其他发电模式和水电同台竞争，水电肯定能实现涨价。这个逻辑在短期内或许成立，但从长期来看，即使终端用电量每年都在上升，我认为长江电力的售电价格也没有什么上涨空间。
可能会有投资者觉得，国家为了扶持制造业，推进制造业兴国的发展战略，需要刻意压低电价。虽然我同意上网电价不会大涨的结论，但我并不认可这个逻辑。我承认国家可能会有这方面考量，但宏观调控无法背离市场规律，如果电价低到企业发电即亏损，那企业必然没有发电的动力，最终导致大范围的缺电。
我之前有提到，社会主流发电模式的成本决定了电价下限，国家的调控也没法超越这个规律。现在，社会主流发电模式是火电，今年前三季度，火力发电占比近7成。火电需要烧煤，所以煤价决定了电价的下限。以后，随着风电、光伏的占比越来越高，电价与新能源发电成本的关系将变得越来越紧密。实际上，新能源发电成本不仅追上了煤电，而且依然在逐年下降……长远来看，电价并没有上升的基础。
数据来源：民生证券研究报告《电力行业2024年度投资策略：“沉”与“浮”》
综上所述，虽然长江电力等水电公司目前的上网价格比电力市场价格要低，但我在做未来的预测时，不会考虑电价上升的可能性，而是维持在当前水平。
对于葛洲坝、三峡、溪洛渡、向家坝四座电站，假设未来电价保持在过去7年的平均水平，也就是每度电收入0.2362元。按照2083亿度售电量计算，四座老电站的水电营业收入为492亿。
对于乌东德，白鹤滩电站来说，由于这两个电站前两年才刚刚投产，且前两年都采用了临时定价的模式，我们缺乏足够的历史数据进行预测，需要单独进行分析。
根据长江电力在2023年第三季度业绩说明会上提供的信息，乌东德、白鹤滩电站均为跨省跨区送电的大型水电站，在国家价格主管部门的统筹下，已于受电省市协商确定了与当地市场化交易电价挂钩的价格机制。据此，我们就可以根据相关省份的市场化交易电价，来倒推乌东德、白鹤滩的上网电价。
根据2020年《国家能源局综合司关于白鹤滩电站消纳有关意见的复函》，在每年的枯水期，乌东德电站需要在云南留存60亿度电，白鹤滩电站需要在云南、四川各留存40、100亿度电。其他的电能都会通过特高压输送到其他省份，也就是我们常说的“西电东送”。
根据长江电力在2022年度暨2023年第一季度业绩说明会上提供的信息，在外送电能中，送往高电价地区的电量比例已经达到80%，这里的高电价地区指的应该就是广东、浙江、江苏等经济发达省份。
招商证券在研究报告中测算了乌东德、白鹤滩的预期收入，测算思路跟我上面说的差不多，这里就直接引用招商证券的测算结果：预计乌东德的含税收入为114.8亿元，白鹤滩的含税收入为183.8亿元。
扣除增值税后，两电站所带来的增量营业收入为264亿，度电收入为0.2608元。乌东德、白鹤滩两个水电站的度电收入是高于其他四个电站的。
对于“六库联调”、“扩机增容”所带来的243.5亿度电，假设按照四座老电站的每度电0.2362元的价格上网，增量水电营业收入约为57.5亿。
因此，我们就得到了乌东德、白鹤滩投运、扩机增容完成之后的水电收入规模。往后看三年，也就是2026年，我认为水电收入达到这个规模的难度不大：
接下来我们看看水电之外的业务，在利润表中，由于“其他业务收入”主要由受托管理水电站产生，这块收入在乌东德、白鹤滩并表之后自然会消失，因此我们在业绩预测时将其他业务收入归零。
“其他行业收入”主要包含的是秘鲁地区的配售电业务，可能还有一些新能源业务；2022年，这部分收入一共有72.4亿元。
根据长江电力在2023年第三季度业绩说明会上提供的信息，秘鲁地区的配电电价每四年由监管机构核定一次，2022年至2026年的配电电价比前一周期提高了10.8%。按照这一模式，我认为在2026年之前，秘鲁配电电价应该不会再变化。
此外，长江电力也提到，目前秘鲁业务已经从疫情中恢复，售电量基本接近2019年的历史最高值。正常来说，随着经济的发展，用电量会呈现出相对稳定的增长趋势。对于秘鲁业务，我们姑且认为其年增长率可以维持在3%左右的水平。按照这个增速，2026年长江电力的其他行业收入可以达到81.5亿元。
到这里，收入的预测就完成了。在我的预测中，2026年，长江电力的营业收入为895亿元。
如果往远期来看，长江电力的收入增长来源主要有三个：
第一个是新项目的获取。目前，我们国家在金沙江中上游、雅鲁藏布江等地还有一些没有开发完的水电资源。如果金沙江中上游能有新的水电项目落地，长江电力或许能有新项目注入。
第二个是既有项目的改扩建。通过改良发电机组，提升发电功率的方式，长江电力的收入利润也会有所增长。
第三个是其他新能源项目的建设。比方说，目前公司已经储备了4000万千瓦的抽水蓄能项目资源，重庆菜籽坝、甘肃张掖的两个抽蓄项目已经开工，不过要等到2028或者2029年才能投入发电。除了抽水蓄能，风电、光伏项目也能带来业绩增长，这都会在报表中体现为“其他业务收入”。
综合来看，我认为长江电力的收入能够保持在2%左右的复合增长率。
营业成本及毛利预测
由于长江电力的业务非常稳定，毛利率应该也是比较平稳的，所以对于几年之内的业绩预测，我们可以沿用历史毛利率。在2016至2022年间，长江电力的平均毛利率为61.4%。
新收购的乌东德、白鹤滩没有反映在上面的毛利率中，但我们可以通过收购时的交易报告书来找到两座水电站的毛利率。2021年，乌东德、白鹤滩的毛利率可以达到65.2%，比长江电力其他几座水电站的毛利率要高。
注：2022年1-6月的数据没有参考意义，这6个月内白鹤滩投产了新机组，再加上是枯水期发电量较少，毛利率低一些很正常。
因此，注入乌东德、白鹤滩后，再加上“六库联调”会提升资产利用效率。我们可以合理推测，未来几年长江电力的平均毛利率可能比61.4%要高一点，我们就暂时按照62%来做业绩预测。
但如果我们把眼光放得更长远一些，我们会发现长江电力的毛利率可能远比这个数值要高……
在前面已经说了，营业成本的主要组成部分就是固定资产折旧。然而，由于水电站大部分资产的使用年限都会长于折旧年限，这就意味着在折旧计提完毕之后，水电站资产还可以继续使用，继续创造利润。因此，对于长江电力这种公司，折旧结束后的毛利率水平会出现大幅提升。
当折旧年限结束之后，考虑一定比例的维护开支，我们假设折旧费用下降75%。2023年上半年，在乌东德、白鹤滩注入长江电力体内之后，半年的折旧金额为94.5亿，据此推测全年的折旧金额在189亿附近。
如果按照75%的降幅，未来40-50年，长江电力的营业成本仍有至少140亿的减少空间。这部分成本的减少，会以“细水长流”的方式慢慢体现到报表之中，并使得长江电力的利润逐步上升。
财务费用
前面已经提到，按照2023年前三季度的财务费用推算，全年的财务费用应该在126亿附近。未来，随着长江电力逐步偿还账面上的有息负债，财务费用会逐步下降。从理论上说，最后财务费用是有可能归零的。
此外，前面也提到，2010至2015年，财务费用从43亿压缩到29亿，5年减少了32.5%；2016至2022年，财务费用从67亿下降至41亿，6年减少了39%。按照历史规律，即使本次负债偿还得慢一些，15至20年之后，长江电力的有息负债可以基本偿还完毕，财务费用归零。因此，从远期来看，长江电力的费用有126亿的压缩空间。
到这里，其实我们已经找到未来几十年长江电力业绩增长的重要来源：折旧费用的140亿，和财务费用的126亿。
投资收益
我们在前面已经说到，长江电力的投资收益是可持续的。
不过，由于长江电力所投资的行业都是涉及国计民生的重要行业，不能随便提价。所以，在我们的预测中，我们就假设未来投资收益的增长率与CPI增速基本一致，设定在2%左右。
虽然这个增速明显低于过去几年的均值。但我觉得谨慎一些也好，从长远来看，公司投资版图的扩张速度恐怕难以维持前几年的速度。
到这里，对业绩有影响的关键变量就已经分析完了。对于其他稳定且影响不大的变量，我们就沿用历史比例。现在，我们已经有足够的数据做出长江电力的业绩预测。
价值分析
从这里开始的内容，有非常强烈的个人色彩。这些分析仅供大家互相交流学习。由于投资目的和风险偏好的不同，不同投资者的投资思路、估值方法、决策体系的差异非常之大，每个人应该独立构建适合自己的投资体系。
我通常的思路是，往后预测三年的利润，按照业绩稳定性及现金流质量对利润进行调整，而后根据公司成长性和市场历史均值来决定公司市盈率，最终得出公司三年之后的估值。
我们首先来做一个三年之后的业绩预测：
根据这一份业绩预测，长江电力2026年的归母净利润为369.32亿元。此外，在现金流量表分析部分已经提到，由于长江电力的业绩稳定性非常好，利润的现金含量极高，因此我们在估值时完全没有必要给利润打折。
有了预测的业绩金额，我们接下来还需要找到估值，也就是投资者常说的市盈率。理论上，市盈率取决于两个因子，一个是要求回报率，另一个是长期可持续增长率。
价值投资体系开创者格雷厄姆曾说过：“把AAA级债券的资本化比例提高一倍，可以适当抵销优质股票和债券之间存在的风险差异。”；基于此，对于优质企业，我一般将折现率定为无风险收益率的两倍。这里的无风险收益率是站在投资者角度的无风险收益率。
对于个人投资者来说，我认为中长期的人寿保险回报率可以近似看为“无风险收益”，去年我购买的某头部保险企业的长期人寿保险的年化收益率大致为4%。将4%作为无风险收益率，那么我的折现率就是4%的两倍也就是8%。
最简单的市盈率的计算方法如下：
由于“要求回报率”被设定为无风险收益率的两倍，所以当长期可持续增长率与无风险收益率近似相等时，市盈率可以进一步简化为无风险收益率的倒数：
相应的，当长期可持续增长率略高于无风险收益率时，市盈率会比这个值高一些，我一般会粗略取值30倍；如果长期可持续增长率低于无风险收益率时，市盈率会比这个低一些，我一般会粗略取值20倍。
至于长江电力长期可持续增长率，我们在前面已经谈到，长江电力的长期增长有两方面驱动因素，一个是收入及投资收益的稳步增长，这部分带来的年化增长预计为2%左右，另一个是折旧及财务费用的减少，两者一共有266亿的减少空间，如果按照25%的所得税来保守计算，那对归母净利润的影响大约是200亿，这200亿的增量业绩会在未来50年逐步体现在利润表之中。
我们预测的2026年归母净利润是369.32亿，如果在50年内增加200亿，那成本优化驱动的年化增长率就是0.87%。所以，即使将两者叠加，长江电力的长期可持续增长率也不到3%，比无风险收益率低一些。因此，我将长江电力的预期市盈率设定为20倍。
需要注意的是，这只是我按照自己的要求回报和预估增长率所测算出的估值，只适合于我自己的风险偏好，实际市场估值水平往往会与这个数据有差异。理由很简单，其他投资者的要求回报率不一定跟我们一样，其他投资者的利润预测也不一定跟我们一样（而且往往都不一样）。
比方说，对于那些做短线的激进投资者，心中给大盘股的要求回报率就会高很多，通俗的讲就是“嫌大盘股涨的慢”。
不过，市场先生的出价在短期内是疯癫的，但从长期来看，其实具备一定的合理性，可能已经考虑了一些我没识别到的风险。所以，我一般也会参考长期市场估值对自己的预期市盈率进行一些修正。
根据东方财富Choice软件导出的结果，我们发现，从2016年年初到2023年11月底，长江电力股票的实际市盈率平均值在18.9倍，且大部分时间在15.4倍至22.5倍之间的区间波动。市场实际交投结果比我预估的结果略低一点，但偏离程度不到1个标准差，那么我就直接按照20倍来测算了。
代入20倍的估值，我们得到了长江电力2026年的预期市值，即7386.4亿元，相比于目前5574亿的市值还有大约32.5%的空间。单从股价来看，持有三年的年化预期收益率为10%左右，如果加上3.5%的股息，则年化回报在13.5%左右。
风险分析
说完了长江电力的估值和预期回报率，接下来我说说投资长江电力的几个风险。从长期来看，我认为投资长江电力主要存在着三项风险：
大型自然灾害
先说一个概率最低的，那就是大型自然灾害的风险。其实每一个公司都需要面对这类风险，只是极端自然灾害对大多数公司的影响没那么大，买个保险基本能覆盖掉这些风险，但对少数公司的影响就会很大。
很不幸的是，长江电力恰好就属于影响较大的那一类，因为长江电力的资产过于集中。长江电力的核心资产就是那6座水电站，分布在四川攀枝花到湖北宜昌的上千公里的江面上，抽象到地图上，完全就是6个数学意义的“点”。
水电站这种资产，使用年限可以长达几十年甚至上百年。即使不考虑已经投产很久的葛洲坝，剩下5个的点，在未来50-100年内，不能发生极端自然灾害，尤其是会对大坝产生根本性破坏的大地震。客观来说，即使在50-100年的时间维度中，发生这种极端灾害的可能性也很低。但只要遇上了，那就可能会产生百亿级的损失。
说这个不是为了让投资者嫌弃长江电力，这种极端情景几乎不可能发生，但概率毕竟不是零；所以，即使觉得长江电力再稳定再优秀，我认为都不能all in，必须用适当的分散来对抗极端风险。
主流发电成本降低
前面我们已经聊到，长期来看我们的电价下限由社会主流发电成本决定，低于这个成本必然会导致电力的供不应求、拉闸限电，即使调控也难以违背这个客观规律。
水电重要的核心竞争力就是成本比火电低。水电的边际发电成本几乎为零，但火电需要购入煤炭，能接受的电价是有下限的。
然而，未来光伏和风电在能源结构中的占比必然越来越高，光伏和风电与水电类似的一点是，发电边际成本几乎为零，那是不是意味着水电会在光伏和风电的竞争下陷入严重亏损？
首先，我们来看看全生命周期的成本，在电力行业中，衡量全生命周期度电成本的指标是LCOE，这个指标不仅考虑了运营期发电原料的成本，也充分考虑了初期建设的成本。根据中金公司的研究报告，目前水电、陆上风电、光伏的LCOE均为50美元左右。
但是，水电成本已经没有太多下降空间了，而光伏和风电的成本仍有下降空间。彭博新能源财经（BNEF）指出，到2050年，全球主要市场的风能、太阳能发电成本为每兆瓦20美元，届时新能源发电成本将比水电低很多。
既然有了更便宜更环保的，那水电站还有什么用？是不是感觉水电像是一个会被淘汰的技术？
其实并不是。
光伏、风电固然属于清洁能源，但这些发电方式完全靠天吃饭，稳定性比起水电要差的很远。天气好的时候突然一下发很多电，电网承载不起来，导致大量“弃电”；天气不好的时候根本一度电都没有，所有人都没有电用。
要解决这个问题，只有一个办法，那就是“调峰调频”。目前，调峰调频的主力是火电站，新能源发电跟不上的时候火电站增大功率，而新能源发电充足的时候火电站就停机。然而，火电毕竟不属于清洁能源，如果想完全用清洁能源解决调峰调频的问题，只能依靠储能：发电过多时把电能存起来，等发电不足的时候把储存好的能源拿来用。
其实，水电站的库区本身就是一个巨大储能池，并且水电机组的启停速度相对较快，可以对新能源发电实时情况作出快速反应。当区域内风电、光伏没有发电能力的时候，就可以加大水电的输出功率，从而克服风光发电随机、间歇、不稳定等弊端。
未来如果光伏、风电真的成为我国电力系统主流，那水电的“稀缺价值”反而更明显，那就是作为储能环节的一部分，承担起稳定清洁能源系统的使命。
这种稀缺价值，如何体现在公司业绩之上？这就需要期待电力市场改革的成果了。目前，我们国家的电力市场以电能量市场为主，也就是买卖电量本身，通俗的说就是“一度电多少钱”。
然而，这种市场并不能为电力来源是否稳定进行定价。从社会的角度看，水电这种能够“调峰调频”的资源理应基于稳定性而获取更高的回报。为了实现这样的目的，国家电力市场改革将引入“容量市场”、“辅助服务市场”，这两者都能够为水电、火电这样的“电力系统稳定器”创造回报。简单来说，这些补偿能够帮助发电企业回收固定成本，并将这部分成本间接转嫁到终端消费者身上。
目前，这两种市场还处于发展初期，容量补偿机制处于地方试验阶段，目前率先在云南、山东等地进行探索。辅助服务市场主要以补贴的形式落地，收到补贴的主体主要是火电企业。以后随着市场的完善，范围会逐步的扩大。
因此，光伏、风电虽然成本会比水电低，长期度电电价可能会下降。但是，届时水电也很有可能有能力通过“容量市场”、“辅助服务市场”变现其他层面的价值。在我看来，这项风险的确存在，但问题不大。
气候变化
气候变化是真正的“灰犀牛”，是一场概率高且影响巨大的潜在危机。
2022年7-8月，一场极端高温席卷整个长江流域，降雨稀少，气温极高，连夏季气候向来温和的成都也出现了40度高温。2022年的气候背景是，副热带高压规模庞大，且强度极强，控制了长江流域的大范围地区。在副热带高压的控制区域内，高温与干旱并存。
由于水电站业绩与来水情况密切相关，高温干旱就使得水电站“发电原料”少了很多。长江电力的业绩也因此受到了明显影响，从2022年第三季度起，长江来水明显转枯，当季度归母净利润就出现了30%的降幅。此后，由于水电站的水位较低，积攒的重力势能不足，间接导致2023年前两个季度的业绩也出现了下滑。一次极端高温干旱，对长江电力的影响时长可以超过1年。
在全球变暖的大背景下，极端气候现象的出现频次在增加，全球天气系统越来越不稳定，降水也越来越难以捉摸，“百年一遇”的气象灾害正逐渐变成“十年一遇”甚至“五年一遇”。这就意味着，以后长江流域水电站的来水波动性可能会越来越大，进而导致长江电力的业绩变得越来越不确定。
此外，从历史资料来看，我国气候冷暖交替呈现出周期变化的特征。比方说，我国河南地区曾经出现过大象，说明气候曾经变暖导致河南地区适宜大象生存；辽宁地区也出现过俄罗斯境内的猛犸象，说明气候曾变冷到辽宁成为与西伯利亚类似的寒带。
当前，大多数地区搜集的气象记录基本只涵盖数十年。随着气候周期变化，这数十年间总结的规律可能会失效。这种变化会不会影响长江来水情况，会不会影响长江电力的业绩，我们不得而知。但是，站在投资者的立场上，我们必须要承认这种可能的存在。对一般的企业我们没必要看这么远，但对于水电站这种使用周期可能长达百年的项目，想多一点也不是坏事。
以上，就是长江电力的全部分析了。这家公司是我非常欣赏、喜欢的一家公司，长电也是非常重视投资者关系的一家公司。我持有长电的时间也比较长了，应该也有6年了;之所以没有纳入“股票组合”，是因为一开始就把长电当保险”看待了。
