世纪工程，百年复利，长江电力投资价值全景解析
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公司是A股最大的电力上市公司，全球最大的水电上市公司，拥有总装机容量4549.5万千瓦，占全国水电装机的12.92%（截至2018年底），2019年上半年发电量853.89亿千瓦时，占全国水电发电量的16.62%。公司以大型水电运营为主要业务，运行管理三峡、葛洲坝、溪洛渡、向家坝4座巨型电站，为社会提供优质、稳定、可靠的清洁能源，在发挥梯级电站综合效益、促进节能减排、推动我国经济社会发展等方面发挥了重要作用。公司秉承精益生产管理理念，不断提升流域水文气象预报精度，增强梯级枢纽联合调度能力，持续提高电站安全稳定运行水平，不断巩固公司在全球水电行业中的引领地位。
2018年，公司收入结构中，电力和其他分别占99.67和0.18%；毛利结构中，电力和其他分别占99.89%和0.11%。
公司上市以来，营收和归母净利润的增长与装机容量增长保持同步，并同时受长江流域来水影响围绕业绩中枢小幅波动。2016年收购川云公司后，公司装机容量同比增长80%、发电量同比增长96.3%；营业收入同比增长101.9%、净利润同比增长80.4%。2019H1，在来水情况较好以及增值税返还政策消失的共同作用下，公司营收（203.63亿元）同增6.00%，归母净利润（85.72亿元）同增0.59%。与此同时，近五年公司销售毛利率稳定在60%左右，销售净利率维持在42%-47%，ROE（摊薄）在12.6%-16.5%之间，盈利能力稳定在较高水平。稳定的盈利能力叠加高比例的分红，使得近年来公司股息率基本稳定在3.5-4.5%。
综上所述，我们研究长江电力的投资价值主要就是研究其水电业务。
一、 水电业务的商业模式
如图，是水站发展的基本流程，实现了势能——动能——机械能——电能的转换。
1、 水电的优势
在电力结构中，水电的优势主要是可靠性、清洁性和经济性的考量。首先说成本，2016 年全国平均上网电价为0.37 元/千瓦时，其中水电成本低于平均水平仅0.27 元/千瓦时，而煤电、燃气成本分别为0.36 元/千瓦时和0.7 元/千瓦时。上网电价的高低也从侧面体现了水电的低成本优势。因为其他清洁能源技术仍处于发展阶段，成本居高。此外，水电与火电虽成本相差不大，但火电受煤价波幅影响明显，行情略不稳定且呈现出周期性。在历史的周期博弈中，煤价变动幅度相对显著，火电业绩则呈现出煤价的“逆周期”趋势。相较之下，水电低成本则基本处于稳定状态。所以，应该说水电的成本低具有结构性优势，具有持续性的特点。
可靠性方面，风能和太阳能发电不稳定，目前也看不到大规模储电技术的发展，抽水蓄能装机的增长，进一步凸显水电在能源系统中的调节作用，尤其对于平衡风电和太阳能发电的波动有着显著的作用。
最具竞争力的核电，我请教过行业专家，其前期一次性建造成本高，建成后主要成本是安全防护，综合成本比火电低，一般性认为比水电也低一点，但是我持不同观点，第一是水电的成本结构主要是固定资产折旧，折旧比真实使用寿命短得多，第二，不同的水电站成本差别很大，我在后面讲。
2、 水电的财务特征
水电是典型现金牛业务。水电资产的收入成本结构决定了其具有可变成本低、应收账款周转速度快、销售费用少等特点，资产的盈利质量较好，且成本费用中有40%-50%的固定资产折旧是没有现金流出效应的，因此水电资产的经营性现金流净额通常占营业收入的比重很大，是典型的现金牛业务。
水电站的生命周期来看，可分为四个阶段。包括：投入建设期、偿贷+折旧期、折旧期和净回报期。其中投入建设期即为水电开工到投产的阶段，此阶段需要企业投入自有资金并大规模举债，去进行水坝建设和购买机器设备，且不产生任何收入。债务规模持续降低提高利润水平。第二阶段为偿贷+折旧期，即从水电投产到贷款偿还完毕的阶段，此阶段企业一方面需要用现金去偿还贷款和利息，另一方面还在计提固定资产折旧。我们假设此阶段企业用充沛的现金流入去全力偿贷，那么每年企业的借款规模将减小，资产负债率持续降低，导致财务费用不断地减少，从而带来企业整体利润水平的稳步提高。第三阶段，债务付清后只剩下折旧，第四阶段，持续收钱，只需要付出少量的检修和人工费用。
3、 水电业务的核心
水电站的收入端取决于上网电价和利用小时数。水电站的营业收入=上网电价*上网电量。其中，（1）上网电价：目前上网电价主要有成本加成法、落地省区电价倒推法、水电标杆电价法、市场化定价法四种定价方法，其中葛洲坝电站适用成本加成法，三峡电站、溪洛渡和向家坝电站适用落地省市电价倒推法。（2）上网电量：上网电量=发电量*（1-厂用电率-线损率），发电量=装机量*利用小时数，在装机量、厂用电率基本不变的情况下，上网电量主要取决于利用小时数的高低，而利用小时数的高低则取决于来水情况（自然资源波动）、电力消纳（弃水情况）以及节水增发能力（流域梯级联调）三个方面。
简单说水电就像一个工厂，发的电量越多，电卖出去的越贵，赚钱越多。
二、 长江电力的成长历程
长电是由葛洲坝改制而来，其控股股东东为三峡集团，其股权结构如图。
长江电力是三峡集团的上市平台，三峡集团在体外建设水电站，开始运营后注入上市公司，通过不断将资产注入上市公司，三峡集团获取低成本资金，长电也取的持续性发展，这种模式和水电站的特点有关，水电行业属于典型的重资产行业商业模式，主要表现为水电站建设期高资本开支（CAPEX）和投产后运营期充沛现金流（CFO)的基本特征。“集团注入”模式使建设期较大的资本开支对公司自由现金流的影响最小化，保证了水电站注入后形成的充沛现金流可以立即用来进行还本付息，公司在不断阶段性成长的同时仍拥有极强的回报股东的能力。
比如，我们可以在2019年中报看到其经营情况的讨论与分析中讲到：
“5、乌东德、白鹤滩电力生产筹备工作有序推进
深入践行“建管结合、无缝交接”理念，选派300多名技术骨干进驻乌东德、白鹤滩工地，全面参与工程建设相关工作。编制电力生产准备方案，全面策划接机发电工作；通过信息化手段，构建标准化管理体系与生产技术体系。”
这里我们可以看到其控股股东三峡集团的乌东德、白鹤滩两座巨型水电站投产后将择机注入公司的确定性，也可以看出其与控股股东之间资产由“集团注入”的发展模式。
长电上市以来的水电装机的注入进程如下：
①三峡电站：1994年开工建设，2003年7月首批机组并网发电，同年10月注入公司，2008 年10月左右岸26台机组共计1830 万千瓦全部投产，次年9月注入公司；2012年7月，三峡电站地下机组全部投产，同年9月注入公司。三峡电站装机规模为2250万千瓦，分6次注入，总交易价格为1546.64亿元，其中承接债务、发行股份、现金支付三种支付方式占比分别为33%、13%和54%。
②溪洛渡、向家坝电站：由三峡集团子公司川云公司承建，2006年开工建设，2009 年实现截流、进入主体工程浇筑阶段，2014年7月两座电站共计2026万千瓦全部投产，2016年3月注入公司，总交易价格为797.35亿元，其中发行股份和现金支付方式占比分别为53%和47%。
结合我们前面讲的水电商业模式的特点，我们在分析其经营和财报的时候一定要注意这种大规模资产注入对其持续性的扭曲。
乌东德、白鹤滩两座巨型水电站的预期注入，将驱动新一轮业绩跨越性增长。乌东德水电站装机容量为1020万千瓦，年设计发电量为389.1亿千瓦时，于2011 年开始筹建，2015年12月正式开工，计划2020年首批机组发电、2021年12月竣工，建成后通过昆柳龙直流送电广东、广西；白鹤滩水电站装机容量为1600万千瓦，年设计发电量为624.43亿千瓦时，于2012年开始筹建，计划2021年首批机组发电，2022 年12月全部竣工，计划送电区域为浙江和江苏。根据三峡集团避免同业竞争的承诺，乌白两座巨型电站预期将在建成后择机注入上市公司，届时公司控股装机容量将大幅增长57.6%至7169.5万千瓦，按照乌白年设计发电量、2018年公司发电量进行测算，乌白注入后公司发电量有望增长47.04%至3168.35亿千瓦时，实现新一轮的跨越式增长。
最终的长江电力水电站分布如图所示
三、 长江电力的经营分析
在现有的资产约束下，长电的经营就是发电和卖电，发更多的电，把电卖出去，卖个好价钱，维修好设备，做好财务管理。
1、 梯级调控
为了发电，就得有水，两个要求，第一水多，第二，来水稳定。在2019年中报中关于来水的风险中，企业管理层表述为：“公司目前拥有的4座巨型水电站，分布在长江中上游，水电生产运营与水库来水密切相关，长江流域来水的不确定性对公司电力生产及经营业绩均会产生重要影响。
公司密切关注气象变化对水情雨情的影响，加强与水文、气象单位的合作，继续完善长江上游流域水库信息共享机制，持续提升水雨情预报分析能力；深入开展流域梯级水库联合调度，统筹防洪、发电、航运、补水等需求，充分发挥梯级枢纽综合效益；加强与防汛主管部门和电网调度机构的沟通协调，建立良好的合作关系。”这里的主要工作就是梯级调控。
梯级联合调度可以实现水能的充分利用。流域梯级水电站联合调度是一种先进高效的管理模式。它要求流域梯级水电站群设置唯一的流域调度机构，对外统一接受有关部门的调度指令，对内负责梯级的防洪、发电、排沙等综合运用的统一调度等。
对梯级水电站联合调动和统一管理，可以一定程度熨平来水的不确定性，来水偏丰时将多余水量储存起来供枯水期使用，一方面缓解来水偏丰所造成的弃水，提高水电的利用率。举例来说，当预报三峡来水大于电站所有机组过流能力时，可以通过溪洛渡水库提前拦蓄部分水量，待三峡来水减小后，上游水库再逐步释放拦蓄水量，尽量让来水都通过机组过流，从而提高梯级电站的发电效益。
另一方面可以优化水资源配置，缓解来水偏枯时的压力，使得电站发电量不断攀升。在满足防洪要求的前提下，通过联合调度适当提前每年的汛后蓄水时间，延迟汛前水位消落时间，尽量在非汛期保持较高的平均运行水头。另外，充分利用汛期洪水资源，在保证安全的前提下，把部分洪水留在水库，待洪峰过后，再经水轮发电机组泄至下游，这样不仅增加了发电流量，同时也提高了汛期水库的平均运行水头。
梯级联合调度可有效提升发电能力。以公司的葛洲坝水电站为例，2003年前发电量最高也不超过170亿度，随着三峡电站的投产，通过葛洲坝和三峡之间的联合调度，葛洲坝的发电量呈现趋势性的提高，2017年发电量达190.52亿度，比葛洲坝水电站的设计发电量150亿多出约40亿，这部分的增长主要来源于梯级调度效应。
乌白投产后，梯级调节能力进一步提升。目前公司已部署了“溪洛渡—向家坝—三峡—葛洲坝”的四座水电站，具备不完全年调节能力，随着2020年后白鹤滩、乌东德水电站逐步投产，金沙江下游和长江上游流域将能够实现六库联合调度，水能调节能力可达到年调节的水平。
公司在2017年和2018年分别举牌了国投电力和川投能源，其目的主要为两方面，一方面是从财务投资的角度，看好雅砻江水电站稳定的现金回报以及其未来的发展前景。国投电力和川投能源分别拥有雅砻江水电站52%和48%的股权，两家上市公司每年具有稳定的现金分红，其股利支付率稳定在35%以上，2016年的股息率保持在3%-3.3%之间，两家公司的股息率分别是行业的第二和第四名。未来随着雅砻江中游的投产，公司盈利能力将提升，在股利支付率不变的情况下股息率可进一步提高，该笔投资可获得丰厚回报。持有湖北能源25.19%股权，湖北能源的水布垭电站位于清江流域，是长江的主要支流之一。
另一方面由于雅砻江处于长江电力四座电站的上游位置，公司试图通过相互持股的方式来推动更大范围的联合调度，进而掌握流域的联合调度的主动权，进一步提升公司水电站的发电能力。
公司从四库联动到即将到来的六库联动，再通过大比例参股国投电力、川投能源，推动长江中上游水电联合调度。公司围绕长江中上游与公司发展具有战略协同效应、对流域水资源联合调度具有促进作用的水电资源，通过建立股权纽带关系，建立利益分享机制，实现多电站科学优化调度，在长江经济带上打造优质、高效的清洁能源走廊。
2、 把电卖出去
和生产力发展呈逆向分布，我国能源丰富地区远离经济发达地区。我国2/3 以上的经济可开发水能资源分布在四川、西藏、云南，煤炭资源2/3 以上分布在山西、陕西和内蒙古。东部地区经济发达，能源消费量大，能源资源却十分匮乏。西部能源基地与东部负荷中心距离在500～2000 公里左右。2009 年以来外送通道不断增加，“十三五”规划增加输送电路，我国建立长距离、大容量的输电系统成为必然。
随着外送通道能力的提升，水电消纳问题正逐步缓解。目前我国已建特高压直流线路15 条，交流线路7 条，其中四川、云南覆盖线路8 条，截至2016 年底，西南水电外送总规模已达4625 万千瓦。《关于促进西南地区水电消纳的通知》明确“十三五”实施期间，四川省规划四条外送通道，包括准东—成都，乌东德—温州，雅中—华中，白鹤滩—湖北，线路完成后四川省电力外送能力将达到4340 万千瓦。这在一定程度上缓解四川弃水压力，提升川网安全稳定水平，外送保障了中东部的能源供应。
水电因为成本低，和当地的火电存在利益冲突，但是其属于清洁能源，从整体考虑，国家必须要解决市场的有效消纳问题，不会看着能源白白浪费，另一边付出环境的代价去发电，这个趋势性的问题我们不用担心。
3、 卖个好价钱
当前水电站使用的上网定价机制主要包括四类：成本加成定价，标杆定价，倒推电价定
价，市场化定价。现有大型水电站主要以倒推电价定价为主，市场化定价在探索中，是未来的主流。
成本定价作为传统定价机制，以“一厂一价”为特点，定价偏差不会过大。标杆定价以省级电网企业平均购电价格为基础，结合市场和成本因素考虑，但标杆电价定价受水电行业投资差异的影响不完全适用。因此在2009 年曾被暂停执行部分省份标杆电价使用，2014 年国家发改委同意在水电比重大的省份使用分类标杆定价。2014 年1 月，国家发改委发布《关
于完善水电上网电价形成机制的通知》，提出2014 年2 月1 日后所有新建的跨省、跨区域送电的水电站，外送电量的上网电价均采用倒推电价方式制定。此后电改不断推进，2015 年3月，《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》提出建立相对独立的电力交易机构，形成公平规范的市场交易平台。
向家坝电站、溪洛渡电站采用倒推电价，葛洲坝电站采用成本加成的定价方式；三峡电站原则上按照受电省市电厂同期的平均上网电价水平确定，并随受电省市平均电价水平的变化而浮动。目前，我国水电上网电价主要采用成本加成、落地省区电价倒推和水电标杆电价三种定价方式，此外，个别地区已开始采用市场化交易的定价方式。2014年1月，国家发展改革委发布的《关于完善水电上网电价形成机制的通知》中明确提出，在2014年2月1日后所有新建的跨省、跨区域送电的水电站，其外送电量的上网电价均采用倒推电价方式制定。目前，公司所属向家坝电站、溪洛渡电站采用倒推电价，葛洲坝电站采用成本加成的定价方式。三峡电站电价根据国家计委发布《关于三峡水电站电能消纳方案的请示的通知》（计基础20012668号），在实行竞价上网之前，送电到各省市的落地电价，原则上按照受电省市电厂同期的平均上网电价水平确定，并随受电省市平均电价水平的变化而浮动。
目前看，电价整体维持低位运行，三峡和葛洲坝电站同样是采用倒推电价，同向溪不同的是，其上网电价不随落地端的标杆电价变动而变动，定价的主动权在发改委。三峡和葛洲坝电站自2011年上调上网电价后已有7年未进行过电价调整，目前三峡和葛洲坝的落地电价均低于当地的火电标杆上网电价，因此这部分外送的电力具有明显的价格优势，且电价不具备下调的空间。
未来电价市场化是趋势，有提价的空间， 2015年3月，国务院印发《进一步深化电力体制改革意见》（中发[2015]9号文），按照“管住中间、放开两头”的体制架构，有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序向社会资本开放配售电业务，鼓励以混合所有制方式发展配电业务。长江电力积极响应电力体制改革政策，战略布局配售电业务，延伸传统的发电产业链，先后参与投资设立重庆两江长兴电力公司、福建省配电售电公司、三峡电能、重庆长电联合能源，目前看是公司的一个布局，未来如何发展珠海要还是看政策。
4、 把财务搞清楚
水电的开发投资额巨大，往往需要进行大量的债务融资，水电的开发成本越高，公司的债务融资规模也越高。2012-2015年，公司用自有资金进行偿还贷款，债务规模持续降低，每年的财务费用的金额和占比也呈现出逐年下降趋势。2016年公司财务费用主要是资产注入的原因，财务费用的占比仅有小幅提升。
公司拥有国内AAA 级和国际主权级的信用优势，因此融资成本相比同期银行利率低很多，具有显著的融资成本优势。除此之外，公司能够主动根据债券市场利率调整发债规模，具有较强的融资成本把控能力。具体来看，在市场利率较低的2009年和2016-2017年，集团把握低利率窗口注入电站资产、帮助上市公司降低资金成本，很好的把控融资成本。
如图为2019年公司中报中看到的债券数据，其成本低的令人发指，比一般公司的同期贷款利率低多了，这样的负债我觉得没必要还，还不如把赚到的钱拿出来分红。
所以我个人讲对长江的债务一点都不担心，希望借的越多越好，然后持续高比例分红。
四、 理解折旧和长电的竞争力
把折旧单独拿出来讲，这是我们理解长电投资价值的关键，我们知道资产的价值是其现金流的折现值，而不是利润表中的利润。
在长江电力的成本结构中财务费用占总成本比重达七成。从成本结构来看，水电站的主要成本包括主营业务成本、税金及附加、销售费用、管理费用和财务费用，其中主营业务成本可分为资产折旧和可变成本，可变成本中又可分为水资源费和其他可变成本。上述成本中，固定资产折旧和财务费用是水电站的主要成本，二者占比约总成本的七成。
财务费用这部分是由于水电前期较高的投资，很少的营收决定的，有息负债规模的降低导致财务费用的降低，历史上公司的财务费用在不对外收购资产时呈现稳步降低的趋势，且下降的幅度很快，2010年财务费用占总成本的比重为32.00%，2015年财务费用占比已降低至21.02%，说明公司在满足正常的生产运营和投资需求的同时，也能够快速的降低财务费用在总成本中的占比，提高公司盈利能力。我在前面讲过对于长电这种低成本的负债并不是坏事，不是我关心的问题。
我们主要考虑折旧，长江电力的成本端中固定资产折旧占比达45%左右，是最重要的成本组成。对长江电力的固定资产折旧的政策进行分析，可以看到公司的建筑物折旧年限在40-60年之间，残值率0-5%，年折旧率为1.67%-2.5%；机械设备的折旧年限在5-32年，年折旧率为3.03%-20%。下图为2019年中报内容。
具体分析，公司采用年限平均法对所有固定资产计提折旧，根据固定资产类别、预计使用寿命和预计净残值率确定折旧率。三峡大坝、向家坝大坝和溪洛渡大坝的折旧年限均为45年，葛洲坝大坝为60年，水轮机、发电机的折旧年限均为18年。计提的折旧主要用于扩大再生产、设备的更新改造及偿还债务。
现实是固定资产的使用年限远超折旧年限，远期净利润有望因折旧下降而上升。按现行折旧政策，公司电站的平均折旧期限约为27年，但大坝、厂房等主要资产的实际使用年限有望超过100年，在折旧提取完后，主要资产仍处于良好状态。财务折旧期和实际使用年限间的较大差异，导致公司在折旧期限内的成本中包含了“过多”的折旧，利润创造能力在EPS中没有被充分反映。
以葛洲坝为例，如1988年建成的葛洲坝水轮机组，2014年经过专业机构的勘测评估，认定其还可以使用50年之久。那就是说其寿命为2064年，但是折旧在2048年就折旧结束了，而另外三个大坝的折旧更快。
这种实际使用寿命和会计折旧年限的差异极大扭曲了损益表，当然，不影响股东的真实收益。水电资产前期的盈利能力在表观上被削弱，待固定资产折旧完毕后，公司的盈利能力将达到更高台阶，按照目前的收入成本结构，长电的净利率有望达到70%，损益表数字会非常好看。
以2018年挡水建筑物折旧32.05亿元、房屋及建筑物折旧24.71亿元进行简单测算，折旧计提完毕之后，公司每年净利润将增加24.04亿元、18.53亿元，分别占到2018年归母净利润（226.11亿元）的10.63%和8.2%。按照收入成本匹配的原则将综合折旧期限拉长至保守的80年（大坝的理论寿命为80~100年），并确定固定资产折旧年限为80年，年折旧率为1.25%，公司改变折旧期限后的净利润差额为81亿元，业绩弹性为39.15%。
2018年年底，固定资产原值3337亿元、固定资产净值（原值-累计折旧）2379亿元，当年计提折旧122亿元（占利润总额的80%）。所以平均折旧年限3337/122=27年，按照当前折旧速度，还有2379/122=20年折旧提完。具体来看，固定资产原值中，挡水建筑物（大坝）占43%，折旧年限44年；房屋及建筑物占27%，折旧年限36年；机器设备占30%，折旧年限16年。除大坝外，房屋、机器设备折旧年限相对较短，财务政策非常保守。
理解了折旧我们就明白以损益表为核心的财务指标如市盈率、净资产收益率、市净率等用来评估长江电力都是非常失真的。
现在我们再讲讲长江电力的竞争力，前面我们讲了水电在能源结构中的优势，那么为什么水电要投资长江电力呢？因为电是一种同质化产品，我们只考虑成本端，只要包括建造、管理、运输，其中大头自然是建造了，这种建造的成本就沉淀在固定资产上面，反映在单位发电量的成本了。
水电的开发成本主要包括水坝建设费用、移民费用和设备购置费用，这三项成本构成了水电站固定资产的规模。电站的固定资产折旧期限差异不大，因此水电开发成本的大小直接决定了每年的固定资产折旧金额。2012-2015年固定资产折旧每年金额为62亿元左右，2016年收购川云后公司折旧大幅增长，预计未来将保持在123亿元/年。近年来水电开发成本逐年上涨。水电开发成本包含工程造价成本以及社会成本两方面，一方面随着水电的开发，工程向河流上游、高海拔和藏区深入，开发条件愈加困难，未来工程造价成本逐年上涨。另一方面受国家政策和物价水平的影响，未来水电开发时的征地以及移民等社会成本不断提高。
根据水利规划设计总院统计的数据，“十二五”期间水电工程单位造价水平呈震荡上升，常规水电“2011-2012年”概算为7315元/kW，至2015年已上升为9780元/kW，水电站的建设成本大幅提高，水电工程经济性大幅下滑，电站运行的合理上网电价水平提高，加上输电成本后，水电竞争力在负荷地区将大幅降低。
这其实很简单，刚开始开发肯定是在容易建造的地方，成本较低，我们再看上文发过的图，是不是最好的中下游位置都被长江电力一家独占了呢？而且对于大坝这种超长期的资产来说，一定要考虑通货膨胀的影响，我们计算成本的时候是按历史成本计量的，但是未来的收益是按通胀后的价格计算，在会计指标上面其收益会比当时建造时候计算出来高得多。
由于水电站所在的地理位置不同，导致其施工难度各不相同，因此水电站的初始装机成本有所差异。区别的还有规模，水电同水电竞争时，往往装机规模大的水电站拥有更多优势，包括天然的资源禀赋特性、上网电价的定价机制、税收政策、电能消纳、资金成本等。
所以我说水电在能源结构中占据优势地位，而长电在水电中又占据优势地位，这种资源的独占具有排他性，目前看是前无古人，后无来者，资产的高质量、稀缺性非常明显。
五、 长江电力的投资价值
在讲解了长江电力资产的优质性、稀缺性后，我们谈一谈它的投资价值。
第一，稳定的股息收入，当前长江电力的分红承诺为2016-2020年按不低于0.65/股进行现金分红；2021-2025年按不低于当年实现净利润的70%进行现金分红。2017、2018年公司每年分红0.68元/股，对应股息率在3.8%左右，假设按照21年70%以上分红率计算，70%/75%分红率对应当前市价股息率分别为4.13%和4.45%。考虑到长江电力稳健的业绩，公司股息率预计将长期稳定在3.5%-4.5%区间内，股息率极具吸引力
第二，被动的股价上涨，经济增长是投资回报的重要来源，理论上说利率水平应与经济增速呈现线性正相关关系。过去十年，虽然经济增速持续下滑，但受到房地产价格持续上涨（房价上涨的资本利得可以覆盖融资成本上升）、基建投资占比较大（地方政府对利率不敏感，承担大量高利率债务）等因素影响，国内利率走势基本震荡走平。然而，未来随着房价的止涨甚至回落、地方融资监管趋严以及刚兑的逐步打破，国内利率水平有望随经济增速一起缓慢下行。 长江电力超强的收益确定性使得其类似于国债，当投资的无风险利率下行的时候，那么其估值中枢也会提高。当前固定利率国债一年期、三年期、五年期、十年期利率分别为2.59%、2.82%、2.96%和3.21%，相比之下长江电力等水电龙头3.5%-4.5%的股息率更富吸引力，必将引来资金的追捧。
第三、乌东德、白鹤滩两座巨型水电站的预期注入，将驱动新一轮业绩跨越性增长。按照乌白年设计发电量、2018年公司发电量进行测算，乌白注入后公司发电量有望增长47.04%至3168.35亿千瓦时，实现新一轮的跨越式增长，股价自然水涨船高。
第四，未来电价市场化的预期，电价不会一直维持低位运行，水电因为成本较低，有更高的利润空间（不是利润弹性）。
第五，折旧结束后财务数据大幅度改善，分红稳定可持续，获取稳定的现金流，可以再投资或者用于生活，享受投资的真正收益。
第六，运营成熟后，长电的发电能力因为梯级调控、内部管理等原因继续提高。
第七，长电以水电为核心涉足大能源格局，在其他的能源结构和海外进行投资、技术和管理的输出，最近对秘鲁水电的投资就是一例。
大江东去浪淘尽，数风流人物，还看今朝，百年大坝矗立不倒，滚滚江水奔腾不息，长江电力将为股东带来持续的收益，在复利的时间长河中创造傲人的价值。@今日话题 @淘股吧达人秀 $长江电力(sh600900)$ $国投电力(SH 600886 )$ $中国神华(SH 601088 )$
公司是A股最大的电力上市公司，全球最大的水电上市公司，拥有总装机容量4549.5万千瓦，占全国水电装机的12.92%（截至2018年底），2019年上半年发电量853.89亿千瓦时，占全国水电发电量的16.62%。公司以大型水电运营为主要业务，运行管理三峡、葛洲坝、溪洛渡、向家坝4座巨型电站，为社会提供优质、稳定、可靠的清洁能源，在发挥梯级电站综合效益、促进节能减排、推动我国经济社会发展等方面发挥了重要作用。公司秉承精益生产管理理念，不断提升流域水文气象预报精度，增强梯级枢纽联合调度能力，持续提高电站安全稳定运行水平，不断巩固公司在全球水电行业中的引领地位。
2018年，公司收入结构中，电力和其他分别占99.67和0.18%；毛利结构中，电力和其他分别占99.89%和0.11%。
公司上市以来，营收和归母净利润的增长与装机容量增长保持同步，并同时受长江流域来水影响围绕业绩中枢小幅波动。2016年收购川云公司后，公司装机容量同比增长80%、发电量同比增长96.3%；营业收入同比增长101.9%、净利润同比增长80.4%。2019H1，在来水情况较好以及增值税返还政策消失的共同作用下，公司营收（203.63亿元）同增6.00%，归母净利润（85.72亿元）同增0.59%。与此同时，近五年公司销售毛利率稳定在60%左右，销售净利率维持在42%-47%，ROE（摊薄）在12.6%-16.5%之间，盈利能力稳定在较高水平。稳定的盈利能力叠加高比例的分红，使得近年来公司股息率基本稳定在3.5-4.5%。
综上所述，我们研究长江电力的投资价值主要就是研究其水电业务。
一、 水电业务的商业模式
如图，是水站发展的基本流程，实现了势能——动能——机械能——电能的转换。
1、 水电的优势
在电力结构中，水电的优势主要是可靠性、清洁性和经济性的考量。首先说成本，2016 年全国平均上网电价为0.37 元/千瓦时，其中水电成本低于平均水平仅0.27 元/千瓦时，而煤电、燃气成本分别为0.36 元/千瓦时和0.7 元/千瓦时。上网电价的高低也从侧面体现了水电的低成本优势。因为其他清洁能源技术仍处于发展阶段，成本居高。此外，水电与火电虽成本相差不大，但火电受煤价波幅影响明显，行情略不稳定且呈现出周期性。在历史的周期博弈中，煤价变动幅度相对显著，火电业绩则呈现出煤价的“逆周期”趋势。相较之下，水电低成本则基本处于稳定状态。所以，应该说水电的成本低具有结构性优势，具有持续性的特点。
可靠性方面，风能和太阳能发电不稳定，目前也看不到大规模储电技术的发展，抽水蓄能装机的增长，进一步凸显水电在能源系统中的调节作用，尤其对于平衡风电和太阳能发电的波动有着显著的作用。
最具竞争力的核电，我请教过行业专家，其前期一次性建造成本高，建成后主要成本是安全防护，综合成本比火电低，一般性认为比水电也低一点，但是我持不同观点，第一是水电的成本结构主要是固定资产折旧，折旧比真实使用寿命短得多，第二，不同的水电站成本差别很大，我在后面讲。
2、 水电的财务特征
水电是典型现金牛业务。水电资产的收入成本结构决定了其具有可变成本低、应收账款周转速度快、销售费用少等特点，资产的盈利质量较好，且成本费用中有40%-50%的固定资产折旧是没有现金流出效应的，因此水电资产的经营性现金流净额通常占营业收入的比重很大，是典型的现金牛业务。
水电站的生命周期来看，可分为四个阶段。包括：投入建设期、偿贷+折旧期、折旧期和净回报期。其中投入建设期即为水电开工到投产的阶段，此阶段需要企业投入自有资金并大规模举债，去进行水坝建设和购买机器设备，且不产生任何收入。债务规模持续降低提高利润水平。第二阶段为偿贷+折旧期，即从水电投产到贷款偿还完毕的阶段，此阶段企业一方面需要用现金去偿还贷款和利息，另一方面还在计提固定资产折旧。我们假设此阶段企业用充沛的现金流入去全力偿贷，那么每年企业的借款规模将减小，资产负债率持续降低，导致财务费用不断地减少，从而带来企业整体利润水平的稳步提高。第三阶段，债务付清后只剩下折旧，第四阶段，持续收钱，只需要付出少量的检修和人工费用。
3、 水电业务的核心
水电站的收入端取决于上网电价和利用小时数。水电站的营业收入=上网电价*上网电量。其中，（1）上网电价：目前上网电价主要有成本加成法、落地省区电价倒推法、水电标杆电价法、市场化定价法四种定价方法，其中葛洲坝电站适用成本加成法，三峡电站、溪洛渡和向家坝电站适用落地省市电价倒推法。（2）上网电量：上网电量=发电量*（1-厂用电率-线损率），发电量=装机量*利用小时数，在装机量、厂用电率基本不变的情况下，上网电量主要取决于利用小时数的高低，而利用小时数的高低则取决于来水情况（自然资源波动）、电力消纳（弃水情况）以及节水增发能力（流域梯级联调）三个方面。
简单说水电就像一个工厂，发的电量越多，电卖出去的越贵，赚钱越多。
二、 长江电力的成长历程
长电是由葛洲坝改制而来，其控股股东东为三峡集团，其股权结构如图。
长江电力是三峡集团的上市平台，三峡集团在体外建设水电站，开始运营后注入上市公司，通过不断将资产注入上市公司，三峡集团获取低成本资金，长电也取的持续性发展，这种模式和水电站的特点有关，水电行业属于典型的重资产行业商业模式，主要表现为水电站建设期高资本开支（CAPEX）和投产后运营期充沛现金流（CFO)的基本特征。“集团注入”模式使建设期较大的资本开支对公司自由现金流的影响最小化，保证了水电站注入后形成的充沛现金流可以立即用来进行还本付息，公司在不断阶段性成长的同时仍拥有极强的回报股东的能力。
比如，我们可以在2019年中报看到其经营情况的讨论与分析中讲到：
“5、乌东德、白鹤滩电力生产筹备工作有序推进
深入践行“建管结合、无缝交接”理念，选派300多名技术骨干进驻乌东德、白鹤滩工地，全面参与工程建设相关工作。编制电力生产准备方案，全面策划接机发电工作；通过信息化手段，构建标准化管理体系与生产技术体系。”
这里我们可以看到其控股股东三峡集团的乌东德、白鹤滩两座巨型水电站投产后将择机注入公司的确定性，也可以看出其与控股股东之间资产由“集团注入”的发展模式。
长电上市以来的水电装机的注入进程如下：
①三峡电站：1994年开工建设，2003年7月首批机组并网发电，同年10月注入公司，2008 年10月左右岸26台机组共计1830 万千瓦全部投产，次年9月注入公司；2012年7月，三峡电站地下机组全部投产，同年9月注入公司。三峡电站装机规模为2250万千瓦，分6次注入，总交易价格为1546.64亿元，其中承接债务、发行股份、现金支付三种支付方式占比分别为33%、13%和54%。
②溪洛渡、向家坝电站：由三峡集团子公司川云公司承建，2006年开工建设，2009 年实现截流、进入主体工程浇筑阶段，2014年7月两座电站共计2026万千瓦全部投产，2016年3月注入公司，总交易价格为797.35亿元，其中发行股份和现金支付方式占比分别为53%和47%。
结合我们前面讲的水电商业模式的特点，我们在分析其经营和财报的时候一定要注意这种大规模资产注入对其持续性的扭曲。
乌东德、白鹤滩两座巨型水电站的预期注入，将驱动新一轮业绩跨越性增长。乌东德水电站装机容量为1020万千瓦，年设计发电量为389.1亿千瓦时，于2011 年开始筹建，2015年12月正式开工，计划2020年首批机组发电、2021年12月竣工，建成后通过昆柳龙直流送电广东、广西；白鹤滩水电站装机容量为1600万千瓦，年设计发电量为624.43亿千瓦时，于2012年开始筹建，计划2021年首批机组发电，2022 年12月全部竣工，计划送电区域为浙江和江苏。根据三峡集团避免同业竞争的承诺，乌白两座巨型电站预期将在建成后择机注入上市公司，届时公司控股装机容量将大幅增长57.6%至7169.5万千瓦，按照乌白年设计发电量、2018年公司发电量进行测算，乌白注入后公司发电量有望增长47.04%至3168.35亿千瓦时，实现新一轮的跨越式增长。
最终的长江电力水电站分布如图所示
三、 长江电力的经营分析
在现有的资产约束下，长电的经营就是发电和卖电，发更多的电，把电卖出去，卖个好价钱，维修好设备，做好财务管理。
1、 梯级调控
为了发电，就得有水，两个要求，第一水多，第二，来水稳定。在2019年中报中关于来水的风险中，企业管理层表述为：“公司目前拥有的4座巨型水电站，分布在长江中上游，水电生产运营与水库来水密切相关，长江流域来水的不确定性对公司电力生产及经营业绩均会产生重要影响。
公司密切关注气象变化对水情雨情的影响，加强与水文、气象单位的合作，继续完善长江上游流域水库信息共享机制，持续提升水雨情预报分析能力；深入开展流域梯级水库联合调度，统筹防洪、发电、航运、补水等需求，充分发挥梯级枢纽综合效益；加强与防汛主管部门和电网调度机构的沟通协调，建立良好的合作关系。”这里的主要工作就是梯级调控。
梯级联合调度可以实现水能的充分利用。流域梯级水电站联合调度是一种先进高效的管理模式。它要求流域梯级水电站群设置唯一的流域调度机构，对外统一接受有关部门的调度指令，对内负责梯级的防洪、发电、排沙等综合运用的统一调度等。
对梯级水电站联合调动和统一管理，可以一定程度熨平来水的不确定性，来水偏丰时将多余水量储存起来供枯水期使用，一方面缓解来水偏丰所造成的弃水，提高水电的利用率。举例来说，当预报三峡来水大于电站所有机组过流能力时，可以通过溪洛渡水库提前拦蓄部分水量，待三峡来水减小后，上游水库再逐步释放拦蓄水量，尽量让来水都通过机组过流，从而提高梯级电站的发电效益。
另一方面可以优化水资源配置，缓解来水偏枯时的压力，使得电站发电量不断攀升。在满足防洪要求的前提下，通过联合调度适当提前每年的汛后蓄水时间，延迟汛前水位消落时间，尽量在非汛期保持较高的平均运行水头。另外，充分利用汛期洪水资源，在保证安全的前提下，把部分洪水留在水库，待洪峰过后，再经水轮发电机组泄至下游，这样不仅增加了发电流量，同时也提高了汛期水库的平均运行水头。
梯级联合调度可有效提升发电能力。以公司的葛洲坝水电站为例，2003年前发电量最高也不超过170亿度，随着三峡电站的投产，通过葛洲坝和三峡之间的联合调度，葛洲坝的发电量呈现趋势性的提高，2017年发电量达190.52亿度，比葛洲坝水电站的设计发电量150亿多出约40亿，这部分的增长主要来源于梯级调度效应。
乌白投产后，梯级调节能力进一步提升。目前公司已部署了“溪洛渡—向家坝—三峡—葛洲坝”的四座水电站，具备不完全年调节能力，随着2020年后白鹤滩、乌东德水电站逐步投产，金沙江下游和长江上游流域将能够实现六库联合调度，水能调节能力可达到年调节的水平。
公司在2017年和2018年分别举牌了国投电力和川投能源，其目的主要为两方面，一方面是从财务投资的角度，看好雅砻江水电站稳定的现金回报以及其未来的发展前景。国投电力和川投能源分别拥有雅砻江水电站52%和48%的股权，两家上市公司每年具有稳定的现金分红，其股利支付率稳定在35%以上，2016年的股息率保持在3%-3.3%之间，两家公司的股息率分别是行业的第二和第四名。未来随着雅砻江中游的投产，公司盈利能力将提升，在股利支付率不变的情况下股息率可进一步提高，该笔投资可获得丰厚回报。持有湖北能源25.19%股权，湖北能源的水布垭电站位于清江流域，是长江的主要支流之一。
另一方面由于雅砻江处于长江电力四座电站的上游位置，公司试图通过相互持股的方式来推动更大范围的联合调度，进而掌握流域的联合调度的主动权，进一步提升公司水电站的发电能力。
公司从四库联动到即将到来的六库联动，再通过大比例参股国投电力、川投能源，推动长江中上游水电联合调度。公司围绕长江中上游与公司发展具有战略协同效应、对流域水资源联合调度具有促进作用的水电资源，通过建立股权纽带关系，建立利益分享机制，实现多电站科学优化调度，在长江经济带上打造优质、高效的清洁能源走廊。
2、 把电卖出去
和生产力发展呈逆向分布，我国能源丰富地区远离经济发达地区。我国2/3 以上的经济可开发水能资源分布在四川、西藏、云南，煤炭资源2/3 以上分布在山西、陕西和内蒙古。东部地区经济发达，能源消费量大，能源资源却十分匮乏。西部能源基地与东部负荷中心距离在500～2000 公里左右。2009 年以来外送通道不断增加，“十三五”规划增加输送电路，我国建立长距离、大容量的输电系统成为必然。
随着外送通道能力的提升，水电消纳问题正逐步缓解。目前我国已建特高压直流线路15 条，交流线路7 条，其中四川、云南覆盖线路8 条，截至2016 年底，西南水电外送总规模已达4625 万千瓦。《关于促进西南地区水电消纳的通知》明确“十三五”实施期间，四川省规划四条外送通道，包括准东—成都，乌东德—温州，雅中—华中，白鹤滩—湖北，线路完成后四川省电力外送能力将达到4340 万千瓦。这在一定程度上缓解四川弃水压力，提升川网安全稳定水平，外送保障了中东部的能源供应。
水电因为成本低，和当地的火电存在利益冲突，但是其属于清洁能源，从整体考虑，国家必须要解决市场的有效消纳问题，不会看着能源白白浪费，另一边付出环境的代价去发电，这个趋势性的问题我们不用担心。
3、 卖个好价钱
当前水电站使用的上网定价机制主要包括四类：成本加成定价，标杆定价，倒推电价定
价，市场化定价。现有大型水电站主要以倒推电价定价为主，市场化定价在探索中，是未来的主流。
成本定价作为传统定价机制，以“一厂一价”为特点，定价偏差不会过大。标杆定价以省级电网企业平均购电价格为基础，结合市场和成本因素考虑，但标杆电价定价受水电行业投资差异的影响不完全适用。因此在2009 年曾被暂停执行部分省份标杆电价使用，2014 年国家发改委同意在水电比重大的省份使用分类标杆定价。2014 年1 月，国家发改委发布《关
于完善水电上网电价形成机制的通知》，提出2014 年2 月1 日后所有新建的跨省、跨区域送电的水电站，外送电量的上网电价均采用倒推电价方式制定。此后电改不断推进，2015 年3月，《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》提出建立相对独立的电力交易机构，形成公平规范的市场交易平台。
向家坝电站、溪洛渡电站采用倒推电价，葛洲坝电站采用成本加成的定价方式；三峡电站原则上按照受电省市电厂同期的平均上网电价水平确定，并随受电省市平均电价水平的变化而浮动。目前，我国水电上网电价主要采用成本加成、落地省区电价倒推和水电标杆电价三种定价方式，此外，个别地区已开始采用市场化交易的定价方式。2014年1月，国家发展改革委发布的《关于完善水电上网电价形成机制的通知》中明确提出，在2014年2月1日后所有新建的跨省、跨区域送电的水电站，其外送电量的上网电价均采用倒推电价方式制定。目前，公司所属向家坝电站、溪洛渡电站采用倒推电价，葛洲坝电站采用成本加成的定价方式。三峡电站电价根据国家计委发布《关于三峡水电站电能消纳方案的请示的通知》（计基础20012668号），在实行竞价上网之前，送电到各省市的落地电价，原则上按照受电省市电厂同期的平均上网电价水平确定，并随受电省市平均电价水平的变化而浮动。
目前看，电价整体维持低位运行，三峡和葛洲坝电站同样是采用倒推电价，同向溪不同的是，其上网电价不随落地端的标杆电价变动而变动，定价的主动权在发改委。三峡和葛洲坝电站自2011年上调上网电价后已有7年未进行过电价调整，目前三峡和葛洲坝的落地电价均低于当地的火电标杆上网电价，因此这部分外送的电力具有明显的价格优势，且电价不具备下调的空间。
未来电价市场化是趋势，有提价的空间， 2015年3月，国务院印发《进一步深化电力体制改革意见》（中发[2015]9号文），按照“管住中间、放开两头”的体制架构，有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序向社会资本开放配售电业务，鼓励以混合所有制方式发展配电业务。长江电力积极响应电力体制改革政策，战略布局配售电业务，延伸传统的发电产业链，先后参与投资设立重庆两江长兴电力公司、福建省配电售电公司、三峡电能、重庆长电联合能源，目前看是公司的一个布局，未来如何发展珠海要还是看政策。
4、 把财务搞清楚
水电的开发投资额巨大，往往需要进行大量的债务融资，水电的开发成本越高，公司的债务融资规模也越高。2012-2015年，公司用自有资金进行偿还贷款，债务规模持续降低，每年的财务费用的金额和占比也呈现出逐年下降趋势。2016年公司财务费用主要是资产注入的原因，财务费用的占比仅有小幅提升。
公司拥有国内AAA 级和国际主权级的信用优势，因此融资成本相比同期银行利率低很多，具有显著的融资成本优势。除此之外，公司能够主动根据债券市场利率调整发债规模，具有较强的融资成本把控能力。具体来看，在市场利率较低的2009年和2016-2017年，集团把握低利率窗口注入电站资产、帮助上市公司降低资金成本，很好的把控融资成本。
如图为2019年公司中报中看到的债券数据，其成本低的令人发指，比一般公司的同期贷款利率低多了，这样的负债我觉得没必要还，还不如把赚到的钱拿出来分红。
所以我个人讲对长江的债务一点都不担心，希望借的越多越好，然后持续高比例分红。
四、 理解折旧和长电的竞争力
把折旧单独拿出来讲，这是我们理解长电投资价值的关键，我们知道资产的价值是其现金流的折现值，而不是利润表中的利润。
在长江电力的成本结构中财务费用占总成本比重达七成。从成本结构来看，水电站的主要成本包括主营业务成本、税金及附加、销售费用、管理费用和财务费用，其中主营业务成本可分为资产折旧和可变成本，可变成本中又可分为水资源费和其他可变成本。上述成本中，固定资产折旧和财务费用是水电站的主要成本，二者占比约总成本的七成。
财务费用这部分是由于水电前期较高的投资，很少的营收决定的，有息负债规模的降低导致财务费用的降低，历史上公司的财务费用在不对外收购资产时呈现稳步降低的趋势，且下降的幅度很快，2010年财务费用占总成本的比重为32.00%，2015年财务费用占比已降低至21.02%，说明公司在满足正常的生产运营和投资需求的同时，也能够快速的降低财务费用在总成本中的占比，提高公司盈利能力。我在前面讲过对于长电这种低成本的负债并不是坏事，不是我关心的问题。
我们主要考虑折旧，长江电力的成本端中固定资产折旧占比达45%左右，是最重要的成本组成。对长江电力的固定资产折旧的政策进行分析，可以看到公司的建筑物折旧年限在40-60年之间，残值率0-5%，年折旧率为1.67%-2.5%；机械设备的折旧年限在5-32年，年折旧率为3.03%-20%。下图为2019年中报内容。
具体分析，公司采用年限平均法对所有固定资产计提折旧，根据固定资产类别、预计使用寿命和预计净残值率确定折旧率。三峡大坝、向家坝大坝和溪洛渡大坝的折旧年限均为45年，葛洲坝大坝为60年，水轮机、发电机的折旧年限均为18年。计提的折旧主要用于扩大再生产、设备的更新改造及偿还债务。
现实是固定资产的使用年限远超折旧年限，远期净利润有望因折旧下降而上升。按现行折旧政策，公司电站的平均折旧期限约为27年，但大坝、厂房等主要资产的实际使用年限有望超过100年，在折旧提取完后，主要资产仍处于良好状态。财务折旧期和实际使用年限间的较大差异，导致公司在折旧期限内的成本中包含了“过多”的折旧，利润创造能力在EPS中没有被充分反映。
以葛洲坝为例，如1988年建成的葛洲坝水轮机组，2014年经过专业机构的勘测评估，认定其还可以使用50年之久。那就是说其寿命为2064年，但是折旧在2048年就折旧结束了，而另外三个大坝的折旧更快。
这种实际使用寿命和会计折旧年限的差异极大扭曲了损益表，当然，不影响股东的真实收益。水电资产前期的盈利能力在表观上被削弱，待固定资产折旧完毕后，公司的盈利能力将达到更高台阶，按照目前的收入成本结构，长电的净利率有望达到70%，损益表数字会非常好看。
以2018年挡水建筑物折旧32.05亿元、房屋及建筑物折旧24.71亿元进行简单测算，折旧计提完毕之后，公司每年净利润将增加24.04亿元、18.53亿元，分别占到2018年归母净利润（226.11亿元）的10.63%和8.2%。按照收入成本匹配的原则将综合折旧期限拉长至保守的80年（大坝的理论寿命为80~100年），并确定固定资产折旧年限为80年，年折旧率为1.25%，公司改变折旧期限后的净利润差额为81亿元，业绩弹性为39.15%。
2018年年底，固定资产原值3337亿元、固定资产净值（原值-累计折旧）2379亿元，当年计提折旧122亿元（占利润总额的80%）。所以平均折旧年限3337/122=27年，按照当前折旧速度，还有2379/122=20年折旧提完。具体来看，固定资产原值中，挡水建筑物（大坝）占43%，折旧年限44年；房屋及建筑物占27%，折旧年限36年；机器设备占30%，折旧年限16年。除大坝外，房屋、机器设备折旧年限相对较短，财务政策非常保守。
理解了折旧我们就明白以损益表为核心的财务指标如市盈率、净资产收益率、市净率等用来评估长江电力都是非常失真的。
现在我们再讲讲长江电力的竞争力，前面我们讲了水电在能源结构中的优势，那么为什么水电要投资长江电力呢？因为电是一种同质化产品，我们只考虑成本端，只要包括建造、管理、运输，其中大头自然是建造了，这种建造的成本就沉淀在固定资产上面，反映在单位发电量的成本了。
水电的开发成本主要包括水坝建设费用、移民费用和设备购置费用，这三项成本构成了水电站固定资产的规模。电站的固定资产折旧期限差异不大，因此水电开发成本的大小直接决定了每年的固定资产折旧金额。2012-2015年固定资产折旧每年金额为62亿元左右，2016年收购川云后公司折旧大幅增长，预计未来将保持在123亿元/年。近年来水电开发成本逐年上涨。水电开发成本包含工程造价成本以及社会成本两方面，一方面随着水电的开发，工程向河流上游、高海拔和藏区深入，开发条件愈加困难，未来工程造价成本逐年上涨。另一方面受国家政策和物价水平的影响，未来水电开发时的征地以及移民等社会成本不断提高。
根据水利规划设计总院统计的数据，“十二五”期间水电工程单位造价水平呈震荡上升，常规水电“2011-2012年”概算为7315元/kW，至2015年已上升为9780元/kW，水电站的建设成本大幅提高，水电工程经济性大幅下滑，电站运行的合理上网电价水平提高，加上输电成本后，水电竞争力在负荷地区将大幅降低。
这其实很简单，刚开始开发肯定是在容易建造的地方，成本较低，我们再看上文发过的图，是不是最好的中下游位置都被长江电力一家独占了呢？而且对于大坝这种超长期的资产来说，一定要考虑通货膨胀的影响，我们计算成本的时候是按历史成本计量的，但是未来的收益是按通胀后的价格计算，在会计指标上面其收益会比当时建造时候计算出来高得多。
由于水电站所在的地理位置不同，导致其施工难度各不相同，因此水电站的初始装机成本有所差异。区别的还有规模，水电同水电竞争时，往往装机规模大的水电站拥有更多优势，包括天然的资源禀赋特性、上网电价的定价机制、税收政策、电能消纳、资金成本等。
所以我说水电在能源结构中占据优势地位，而长电在水电中又占据优势地位，这种资源的独占具有排他性，目前看是前无古人，后无来者，资产的高质量、稀缺性非常明显。
五、 长江电力的投资价值
在讲解了长江电力资产的优质性、稀缺性后，我们谈一谈它的投资价值。
第一，稳定的股息收入，当前长江电力的分红承诺为2016-2020年按不低于0.65/股进行现金分红；2021-2025年按不低于当年实现净利润的70%进行现金分红。2017、2018年公司每年分红0.68元/股，对应股息率在3.8%左右，假设按照21年70%以上分红率计算，70%/75%分红率对应当前市价股息率分别为4.13%和4.45%。考虑到长江电力稳健的业绩，公司股息率预计将长期稳定在3.5%-4.5%区间内，股息率极具吸引力
第二，被动的股价上涨，经济增长是投资回报的重要来源，理论上说利率水平应与经济增速呈现线性正相关关系。过去十年，虽然经济增速持续下滑，但受到房地产价格持续上涨（房价上涨的资本利得可以覆盖融资成本上升）、基建投资占比较大（地方政府对利率不敏感，承担大量高利率债务）等因素影响，国内利率走势基本震荡走平。然而，未来随着房价的止涨甚至回落、地方融资监管趋严以及刚兑的逐步打破，国内利率水平有望随经济增速一起缓慢下行。 长江电力超强的收益确定性使得其类似于国债，当投资的无风险利率下行的时候，那么其估值中枢也会提高。当前固定利率国债一年期、三年期、五年期、十年期利率分别为2.59%、2.82%、2.96%和3.21%，相比之下长江电力等水电龙头3.5%-4.5%的股息率更富吸引力，必将引来资金的追捧。
第三、乌东德、白鹤滩两座巨型水电站的预期注入，将驱动新一轮业绩跨越性增长。按照乌白年设计发电量、2018年公司发电量进行测算，乌白注入后公司发电量有望增长47.04%至3168.35亿千瓦时，实现新一轮的跨越式增长，股价自然水涨船高。
第四，未来电价市场化的预期，电价不会一直维持低位运行，水电因为成本较低，有更高的利润空间（不是利润弹性）。
第五，折旧结束后财务数据大幅度改善，分红稳定可持续，获取稳定的现金流，可以再投资或者用于生活，享受投资的真正收益。
第六，运营成熟后，长电的发电能力因为梯级调控、内部管理等原因继续提高。
第七，长电以水电为核心涉足大能源格局，在其他的能源结构和海外进行投资、技术和管理的输出，最近对秘鲁水电的投资就是一例。
大江东去浪淘尽，数风流人物，还看今朝，百年大坝矗立不倒，滚滚江水奔腾不息，长江电力将为股东带来持续的收益，在复利的时间长河中创造傲人的价值。@今日话题 @淘股吧达人秀 $长江电力(sh600900)$ $国投电力(SH 600886 )$ $中国神华(SH 601088 )$
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