水电板块营收、发电量、现金流及分红分析

来水好转+电价上浮，水电板块业绩恢复。

1.来水好转电量修复，电价上浮稳定业绩

电价上浮、成本下降，水电板块盈利稳定增长。统计8家水电上市公司业绩，2023 年水电板块归母净利润为482.28亿元，同比提升13.0%（2022年为426.66亿元）， 业绩同比增速为正主要系大水电资产收购及电价上浮，而电量端普遍下滑。2024Q1 水电板块归母净利润88.13亿元（同比+17.0%），来水有所恢复电量降幅收窄，电 价持续上浮弥补电量下滑、财务费用下降，各公司盈利均有所提升。 分公司来看，四大水电盈利稳健，小水电对来水敏感。大水电中，业绩突出的为国 投电力（同比+64.3%），水电因电价上浮利润提升、火电贡献大量利润增量，同时 川投业绩表现也较为出色（2023年同比增长25.2%），长江电力收购乌白、华能水 电电价上浮，两者业绩均实现同比增长。小水电中，桂冠电力、黔源电力、闽东电 力因来水偏枯发电量下滑，业绩下滑幅度较大；甘肃能源风光投产贡献发电量（2023 年业绩同比+72.6%）。

来水偏枯水电发电量下滑，火风光弥补下板块发电量同比微增。统计9家水电公司发 电量，2023年水电板块发电量6753.84亿千瓦时（同比+0.5%），2024Q1水电板块 发电量1335.17亿千瓦时（7家公司，同比+1.4%）。2023年发电量同比提升的主要 原因在于电站投产及火电风光电量提升有所弥补，单从水电来看，来水偏枯普遍导 致水电发电量下滑，仅少数流域来水好转后水电发电量提升（湖北能源、川投能源）， 以及长江电力因白鹤滩投产发电量提升，水电利用小时数仍然是同比下滑的。2024 年来水岁恢复正常，但各流域放水趋缓，水电发电量仍同比下滑，但蓄能有所提升。 电价普遍上浮，长江电力收购乌白、乌白电价高于此前平均电价，带动整体电价提 升；华能水电通过丰枯调节及省内电价提升实现电价提升；雅砻江送苏电价提升、 省内电价上浮电价增幅达11%，带动国投电力电价提升10.3%；川投能源、黔源电 力因光伏电价较高，整体电价上浮；桂冠电力电价微增。整体来看，水电电价低于 其他各电源，安全垫较厚，在供需偏紧的情况下电价更容易提升。

电量端：一季度来水正常但放水减少，4月份全国来水明显好转。一季度各地进入枯 水期，蓄水对水电发电量影响较大，由于2023年一季度长江电力加大放水力度，发 电量增幅较大形成高基数，2024年一季度放水力度减小电量有所下滑，3月末蓄能 偏高，4月份已开始加快放水消落库容，同时中下游降水明显好转，4月三峡平均入 库流量同比提升41%。雅砻江面临类似的情况，一季度放水减缓蓄能偏高，4月份放 水仍偏谨慎，4月中下旬全国多地降水明显偏多，在连续两年枯水年后，2024年有 望迎来来水改善带来的水电发电量提升。

2.来水恢复、蓄能偏高，二季度迎来水电发电量拐点

测算4月长江电力发电量同比+26.7%，1-4月发电量同比+1.3%。长江电力溪向三葛 四座电站均有日度高频水情数据和历史发电量数据，可根据我们提出的水电电量测 算模型进行测算。4月来水已有明显改善，长江电力发电量同比增幅显著，最新测算 4月发电量177.69亿千瓦时（同比+26.7%），1-4月发电量705.15亿千瓦时（同比 +1.3%），减缓了2、3月发电量同比偏低的影响，累计发电量增速转正（1-3月同比 -5.5%），若后续来水同比改善，叠加去年同期低基数，二季度有望迎发电量拐点。

测算4月雅砻江水电发电量同比-18.3%，1-4月发电量同比-10.7%。雅砻江水电当前 运营管理七座电站，我们根据发电量测算模型分别对每座电站进行单独测算，国投 电力自2022年三季度起不再公布分电站发电量数据，模型测算结果可作为参考。测 算4月雅砻江水电实现发电量57.28亿千瓦时（同比-18.3%），1-4月发电量253.56 亿千瓦时（同比-10.7%），雅砻江流域2、3、4月来水均偏枯，累计发电量增速有 所下滑。

高水位下蓄能突出，水电后续的发电能力得到保障。最新测算24年4月末长江电力 六座电站蓄能共计107.42亿度，23年同期为83.66亿度（同比+23.76亿度/同比 +28.4%）。1-4月，长江电力累计释放蓄能164.41亿度，相比去年同期基本持平， 其中4月较去年同期多释放41.13亿度蓄能，主要由于3月末六座电站较去年同期蓄能 偏高64.89亿度，而5月枯水期即将结束，3月末的蓄能优势在二季度的发电量中充分 体现。

雅砻江调节性较强的主要是三大电站，两河口、锦屏一级和二滩，在计算蓄能时基 本我们暂时仅考虑这三大调节电站。截至24年4月末，测算雅砻江水电三大调节电站 可调蓄水量共计31.78亿m³（死水位以上的水量），23年同期为10.52亿m³（同比 +21.27亿m³）。雅砻江水电三大电站4月末蓄能共计60.69亿度，23年同期为13.80 亿度（同比+46.89亿度）。 1-4月，雅砻江水电累计释放蓄能131.84亿度，相比去年同期减少33.50亿度，叠加 24年年初同比偏高的13.39亿度蓄能，4月末雅砻江较去年同期蓄能偏高46.89亿度， 将对二季度的发电量形成保障。

3.成本进入下降周期，充裕现金流保障高分红

成本端来看，水电公司成本以折旧和财务费用为主，占总成本50%以上。伴随全国 水电开发进入后半程，主要水电站运营稳定，部分水电站迎来折旧到期时点；同时 水电公司偿还债务优化债务结构，财务费用逐渐降低。三峡、糯扎渡等水电站机组 逐渐到期，十四五长江电力、华能水电迎来折旧下行期。 长江电力使用年限平均法对固定资产进行折旧，其中三峡大坝、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50年，大坝折旧年限远低于实际使用年 限；此外，水轮机、发电机的折旧年限均为18年。三峡水电站机组自2003年起逐渐 投产，于2021年开始折旧年限逐渐到期，2023年乌白注入后，公司折旧提升75亿元， 此后将逐渐进入下行期。 华能水电水电站水轮发电机折旧年限在12年左右，在十四五期间，功果桥、小湾、 糯扎渡、龙开口水电站水轮机折旧将陆续计提完毕，暂不考虑在建托巴电站和光伏 项目，预测2024-2025年可降低5.6亿元。

23年资产重组致水电板块财务费用同比提升8.6%，24Q1水电公司财务费用降幅显 著。2023年水电板块财务费用同比增加16.74亿元（同比+8.6%），主要系长江电力 进行资产重组、白鹤滩投产后利息支出费用化，导致财务费用同比提升29.75亿元，川投能源收购国能大渡河10%股权增加负债也导致财务费用有所提升；而稳定运营 的水电公司如华能水电、国投电力、桂冠电力财务费用同比降幅均在14%以上，分 别达14.1%、14.6%、20.0%，主要通过偿还负债及用低利率贷款置换高利率贷款降 低融资成本。2024年一季度，各水电公司财务费用均下降，累计降幅达8.3%。

长电收购乌白致板块资产负债率提升，2023年板块资产负债率提升至61.3%。长江 电力收购乌白完成、乌白资产负债并表，截至2023年板块总资产提升至11716亿元， 总负债达7176亿元，导致板块资产负债率提升至61.3%（较22年末提升4.3pct）。 而收购完成及水电站稳定运营后，公司将逐渐降低负债规模，优化债务结构，利用 低利率负债置换存量债务降低融资成本，正如长电2016年收购溪向后资产负债率提 升至62.45%，而后持续降低至2022年底的40.2%，目前长江电力资产负债率提升至 62.9%，公司将再次通过偿还和置换负债降低资产负债率和财务费用，板块将进入 财务费用下降周期。

水电板块现金流稳定且充裕，2023年经营现金流净额达1114亿元。2023年水电板 块归母净利润同比增长13.4%，经营现金流净额提升至1096亿元（同比+18.5%）， 主要系长江电力收购乌白后现金流大增，长期稳定的经营活动现金流为分红提供了 保障，长江电力2023年分红率73.7%、国投电力分红率55%。2024Q1水电板块归母 净利润88.13亿元（同比+17.0%），经营现金流净额提升至233.87亿元（同比+33.4%），相比2023年利润和现金流增幅再度提升，主要系长江电力和国投电力增幅较大。

4.水电分红稳定，走向 DDM 之路

2023年是长江电力收购乌白之后的第一年，此后长江电力的水电进入成熟期，但 2023年仍然是特殊的一年，由于来水偏枯，长江电力的发电量较正常来水情况偏枯 300亿千瓦时以上，导致利润明显偏低，同时增发了股份，2023年公司拟每股分红 0.82元，相比2022年有所下降，但分红总额基本持平，分红率73.7%仍然超过70% 的分红率承诺，2023年分红对应年末收盘价股息率为3.5%，息差0.96%，对应2023 年7月20日至2024年4月30日平均股价的股息率为3.52%，息差0.99%。

水电分红稳定、现金流可预测的特点，适用于股利贴现模型（DDM）和现金流贴现 模型（DCF），DDM模型适用的关键，在于长周期可预期的分红，现金流是分红的 上限，也是未来提高分红的能力。这取决于公司的分红承诺及过去的分红政策对市 场预期的强化，长江电力2023年收购乌白之后水电业务已完全成熟，稳定下来的年 度分红将成为未来长周期分红预期的锚点，同时公司最新一期的分红承诺时间区间 是2021-2025年，下一个阶段的分红承诺同样重要，将进一步夯实未来的分红预期。

2023年长江电力经营现金流水平跃升至647亿元，分红上限空间提升。在收购乌白 之后，长江电力的现金流大幅提升，2023年经营现金流量净额达647亿元（同比提升48.9%），分红能力提升，叠加来水好转利润恢复后以及70%的分红承诺，2024 年分红水平有望大幅提升。