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长江电力主要从事水力发电业务，原有葛洲坝、三峡、溪洛渡和向家坝四家水电站，收购云川公司后，增加了乌东德和白鹤滩两家水电站。当前长江电力总装机容量达71.8GW，其中国内水电装机71.7GW，占全国水电装机容量的17.34%，是当之无愧的水电巨头。
电力是驱动当今社会运转的重要能源。我国的传统发电方式中，火电占据极高的比重。在碳达峰碳中和战略背景下，增加清洁能源发电，减少火力发电成为明确的长期趋势。水电作为清洁能源，具备可再生、技术成熟、调峰能力强等特点，在电力供给侧难以被替代。
我国电力需求侧稳定增长。关于电力需求侧的分析请详见《光伏产业初探3-用电量趋势研究》。
需求侧稳定，供给侧难以被替代，长江电力的水电业务确定性极高。本文将从水力发电的原理出发，尽可能简单的梳理长江电力的商业模式，并测算其投资价值。
一、水力发电的原理：
长江电力官网上的《长江电力价值手册》里对水力发电的原理阐述如下：
天然河流从高到低流淌过程中蕴含了丰富水能，但是在自然状态下水能分布比较分散，不利于集中利用，修建大坝提高水位是一种常见的聚集水能的方式。
以三峡工程为例，通过三峡大坝将上游水位提高，使上下游形成一定的落差，从而将长江从重庆到三峡坝址的水能资源集中利用。
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水力发电利用大坝集中天然水流，经水轮机与发电机的联合运转，将集中的水能（动能和势能）转换为电能，再经变压器、开关站和输电线路等将电能输入电网。
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二、投产模式：
水力发电的原理很清晰的展示了水电业务的投产模式。
水力发电需要大坝集中天然水流，因此需要建在河流旁，且须先修建大坝；水轮机和发电机将水能转换为电能，还需变压器、开关站等配套设施，因此需要水轮机发电机等机器设备。
用专业一点的术语表达，水电站的基本设施包括大坝、厂房、泄洪设施等；水电站的主要机电设备包括水轮机、发电机、主变压器、开关站等。
截至2022年末，长江电力2113亿固定资产中，挡水建筑物价值1020亿，房屋及建筑物价值656亿，机器设备价值416亿，占固定资产总量的99%。
大坝、厂房、机电设备等投建完毕后，水电站才能发电。因此水电站的投产模式是：先大量投入，建成后通过发电售电产生收入，逐步回收投资并获得投资回报。
这种投产模式下，初期投入大，回收期长，对资金实力要求较高；加上需要利用水资源，须得到政府许可，水电行业具备较高行业门槛。
大型水电站建设的初期投入中，除前述提及的大坝、机电设备等建设成本外，征地移民也是重要的成本。移民安置费主要是对水库淹没库区及影响区的土地、房屋及移民搬迁的补偿，包括移民补偿费、专业项目复建补偿费、库底清理费、建设征地和移民安置补偿费等。
初期投入巨大，意味着对企业的融资能力要求极高。融资产生的利息费用也会成为水电站建设成本之一。长江电力收购云川公司的公开资料显示：
1、在水电站的建设阶段，将工程投资支出和符合资本化条件的借款费用确认为在建工程；
2、在水电站机组的分批投产阶段，当机组达到预定可使用状态时，将在建工程转为固定资产，同时利息支出停止资本化，将尚未偿还的借款所产生的利息支出确认为财务费用，将固定资产计提的折旧确认为发电成本；
3、进入稳定运营阶段后，建设期尚未偿还的借款将逐步清偿完毕，逐步降低财务费用；建设期间的工程投资支出以及资本化的借款费用将影响水电站固定资产原值，进而在后续使用年限内通过折旧影响公司的利润。
截至2022年6月30日，白鹤滩工程累积的利息资本化金额为163.59亿，乌东德工程累积的利息资本化金额为96.09亿，当在建工程转化为固定资产时，这加起来近260亿的利息资本化金额会计入固定资产原值，增加使用年限内营业成本中的固定资产折旧金额，进而影响净利润。
工程建设支出、移民安置费、利息资本化金额是装机成本的最主要部分，直接影响固定资产原值。高昂的装机成本使固定资产原值金额极高，进而使水电站营业成本中固定资产折旧占比极高，通常可占到总营业成本的40%-50%。自2016年起，长江电力每年固定资产折旧金额均在110亿以上，占总营业成本的40%左右。长江电力是典型的高固定成本企业。
三、生产模式：
水电站的基础设施建好后，即可通过水能使水轮机、发电机组运转，进而生产电能。
发电量（生产量）上限是由装机容量决定的。装机容量的计量单位包括KW、MW、GW，1GW=1000MW，1MW=1000KW，1GW=100万KW。1GW装机容量意味着1小时能发100万度（KWH，千瓦时）电。长江电力装机容量71.8GW，意味着其1小时能发7180万度电。按照全年365天计算，全年发电时长最高为8760小时，即长江电力全年满负荷极限发电量为6290亿度。
但水电站无法实现满产，除必要的检修维护外，来水量和市场消纳能力也会对发电小时数产生影响。
来水量是供给侧对发电小时数影响最为巨大的因素。按照长江电力收购云川公司的公开资料显示，乌东德水电站6-10月为丰水期，月发电小时数可达600-700小时，而1-3月这样的枯水期，月发电小时数则仅为200-300小时。乌东德和白鹤滩丰水期、枯水期周期相近，每年11月至次年5月通常是枯水期，而6-10月则为丰水期。长江电力的其他四座水电站也存在丰水期与枯水期，通常来说，三季度发电量最高，一季度最低，二四季度介于一三季度之间，发电量存在明显季节性。
收购乌东德、白鹤滩后，长江电力原有的三峡、葛洲坝、溪洛渡、向家坝水电站“四库联调”扩充为“六库联调”，有助于熨平枯水期与丰水期的差异，提高水资源使用效率，但这样的人为调控对整体发电量的影响是极小的，长江电力表示保守估计每年可增发电量60-70亿度，即使按照100亿度计算，也仅占其3000亿度发电量的3%。
除丰水期、枯水期的周期变化外，来水量自身也受诸多因素影响，包括：上游降水量、上游融雪量等自然因素，以及上游引调水工程、上游水库初期蓄水等人为因素。其中自然因素是最重要和持续的影响因素。在长江电力发布的2023年二季度投资者沟通情况通报中，有投资者问及“长江流域降水后续会逐渐偏枯/降雨带北移”的问题即是基于此考虑，对此长江电力的回复是“影响长江流域降水的因素较多，副热带高压只是其中一项因素，从实况统计看，长江流域特别是长江上游从2010年后年降水量总体处于较为显著的增长趋势之中，2022年夏季的极端干旱是特殊形势组合下的孤例，极端旱涝都是有周期性发生概率的，总体来看长江流域降水仍处于增多趋势中，暂时无明显科学证据支持长江流域后续降水逐渐偏枯或降雨带北移的说法”。
市场消纳能力则是需求侧对发电量的制约。当市场需求不足时，发电企业可以减少发电时长；当市场需求旺盛时，在来水量支持的情况下，发电企业可以增加发电时长。2017年3月国家发改委、能源局发布的《关于有序放开用电计划的通知》中明确国家规划内的既有大型水电、风电、太阳能发电等清洁能源发电通过优先发电计划予以重点保障；优先发电计划电量不低于上年实际水平或多年平均水平。长江电力的六座大型水电站均纳入了优先发电计划，参与市场化交易的电量占比仅在10%左右，消纳无实质性障碍。
对一家水电站来说，装机容量建设立项时即已确定，水电站建成后，影响发电量的因素主要是来水量和市场消纳能力。长江电力市场消纳端几乎不受影响，来水量则会受上游降水、融雪等自然因素影响，每年发电量均会存在波动；发电量还会随着丰水期枯水期的变化而变化。
综上，长江电力在发电量上具有以下特点：
1、发电量主要由装机容量决定，当装机容量不变时，发电量会波动，但整体趋势会趋于平稳，发电量不具备显著成长性。
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2、来水量受自然因素影响最大，地理位置和资源禀赋是长江电力的核心护城河。
3、受枯水期丰水期影响，长江电力发电量存在季节性波动。
4、增加装机容量是增加发电量的几乎唯一方式。
四、电价：
电价定价方式有四种，分别是：成本加成、标杆电价、倒推电价和市场化定价。除葛洲坝水电站采用成本加成法定价外，其他五座水电站均采用倒推电价和市场化定价方式。
具体的定价方式详见下图：
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从总体趋势看，长江电力的售电价格较为稳定：
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2019年后平均上网电价有所下降，与当年发改委通知《国家发展改革委关于降低一般工商业电价的通知》有关，整体降幅约2.5%。这一点告诉我们，长江电力售电价格会受到政策影响，欠缺自主定价能力。
每座水电站建成后，在装机容量不变的情况下，发电量更多是随来水量波动，缺乏增长动力，售电价格偏稳定且可能受到政策影响，量价两端都难有成长，每座水电站自身难有成长性。我们不能将长江电力定义为成长股，估值时对其永续增长率应偏保守。三元曾见某券商投顾将其永续增长率设定为5%，属实夸张。
由此也可看出长江电力业绩的增长方式：新增水电资产或通过对外投资获得收益。这正是长江电力最近几年采用的发展方式。自2017年起，长江电力大量增加对外投资，累计对外投资金额从2016年的110亿增长至2022年的550亿。用其每年的投资收益除以当年累积投资金额简单粗暴的计算其投资回报，可以看出投资回报率多年维持在10%上下，联营合营企业可以为其提供超过5%的稳定回报，投资业绩还是很不错的。收购云川公司则是新的一次资产扩表，稍加时日可以显著增加其盈利能力。新增水电资产的路径通常是三峡集团负责项目立项和前期建设，项目能够独立运营后卖给上市公司。只要交易价格合理，这种方式可以使上市公司的财务报表看起来更加稳健。
五、营业成本分析：
水电站的营业成本主要是固定资产折旧、水资源费和库区维护基金。
水资源费征收标准为每千瓦时0.5-0.8分，库区维护基金征收标准为每千瓦时0.8分，这两项成本是变动费用，根据发电量计收。
固定资产折旧则是固定费用。在长江电力的营业成本中，固定资产折旧占比极高。2022年长江电力国内水电业务营业成本169亿，其中固定资产折旧110亿，占比高达65%。
高固定成本的企业有一个通行规律：生产量对毛利率影响巨大，生产量越大，件均固定成本越低，毛利率越高；反之，生产量越小，件均固定成本越高，毛利率越低。
对长江电力而言则是发电量越高，毛利率越高；发电量越低，毛利率越低。
前文提到，来水量每年有波动，丰水期枯水期还存在季节性波动，而来水量又将直接影响发电小时数，从而影响发电量。这意味着，长江电力每年毛利率会有波动，每个季度毛利率也会有波动。通常来说，三季度来水量最大，毛利率最高，一季度来水量最低，毛利率最低，二四季度则介于其间，相关数据见下图。
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六、销售、管理及研发：
水电行业的费用结构中，销售费用、管理费用和研发费用占比均较低。
销售费用主要是交易服务费，以广州电力交易中心收取的电力交易服务费为例，非市场化电量1亿千瓦时交易服务费是1万元，市场化电量1亿千瓦时2万元。
长江电力销售费用极低，2020年前不到3000万，2020年因并购秘鲁公司，销售费用增加至1个多亿，占营业收入的比率可忽略不计。
管理费用率同样较低。2019年及以前，长江电力管理费用率在1.6%左右，2020年因并购秘鲁公司，管理费用率略有上升，至2.5%左右。
研发投入金额极低，长江电力研发费用仅4000万左右，说明水电行业不依靠研发驱动，技术进步对其影响极小。
七、财务费用：
因水电站投产模式所致，财务费用是水电期间费用的大头。
长江电力财务费用相关数据如下：
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可以看出长江电力财务费用及费用率逐年降低。
财务费用逐年降低的主要原因是融资成本的降低。根据三元的测算，2018年-2022年，长江电力的融资成本从6.49%降至4.05%，在有息负债总额变化不大的情况下，有效支撑了财务费用的下降。
八、水电站全生命周期：
通过前文的分析，我们知道了水电站营业总成本中，固定资产折旧和财务费用是占比最高的两项。在水电站全生命周期中，这两项均会逐渐发生变化。
《长江电力价值手册》中介绍了水电站全生命周期：
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投入建设期，负债大幅增加，在建工程增加并逐步转为固定资产；
偿贷折旧期，借款规模逐渐减小，财务费用逐渐降低，整体利润稳步增长；
折旧期，这阶段贷款已基本偿还完毕，但主要资产折旧仍未结束；
净回报期，固定资产折旧结束，但固定资产仍可使用，如上图所述，资产折旧和使用年限错配隐藏真实利润，营业成本将以可变成本为主，盈利能力大幅上升。
2022年，长江电力的固定资产折旧金额为110亿元，财务费用为41亿元，其固定资产折旧标准如下：
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按照40年计算，这意味着长江电力40年后大概率可以增加150亿净利润，扣除所得税金额依然高达110亿。
九、波特五力分析：
1、行业内现有竞争者：
除长江电力外，水电行业的主要参与者是五大国有发电集团，装机容量与水电发电量信息如下：
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注：此表来自长江电力收购云川公司的公开资料，数据中未纳入乌东德和白鹤滩水电站。
超大型水电站建设投资规模巨大，通常建设初期即对消纳有所设计，因此大型水电站之间不易出现竞争关系。
在与火电的竞争中，水电具备清洁能源及成本优势；与光伏、风力发电的竞争中，水电具备成本优势。加之巨大的投资规模，主要通过优先发电计划予以消纳保障，行业内面临的竞争有限。
2、潜在进入者：
电力行业进入门槛较高，主要是经营许可和资金门槛（详见前文对建设成本的分析），潜在进入者少。
3、替代威胁：
除非驱动社会运转的动力从电能转换为其他能源，否则水电行业因其清洁能源、可再生、低成本等特性，在发电方式中难以被其他方式所替代。
4、上游议价能力：
上游主要为机电设备提供商、工程材料提供商及建设方，不具备明显议价能力。
5、下游议价能力：
下游主要为电网企业，如国家电网、南方电网。下游客户集中，具备一定议价能力，长江电力售电款项回收存在账期。电力市场化改革后，下游将更为分散，水电作为价格低廉的清洁能源，议价能力可能提升。
6、政策影响力：
水电作为清洁能源，符合未来发展趋势，不易受到政策限制。可能的政策影响在于水电价格，考虑较长的偿贷期，三元认为价格频繁调整的概率偏低。
综上，长江电力面临的竞争压力小，需求侧稳定，唯一稍显不确定的因素是政策对电价的影响如何加杠杆炒股，长期确定性极高。
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