2024年桂冠电力研究报告：ROE分红对标长电，FCFE充裕水电

广西水电龙头，未来水风光一体化发展可期

作为大唐集团旗下专业水电上市平台，公司主要管理运营广西红水河流域六座大型梯级水 电站，截至 2023 年底，水电总装机规模达 10.24GW，占公司在运行总装机容量的 79%。 近年来，公司不断推进水风光一体化建设，截至 2023 年底新能源装机容量 1.46GW， 2019-2023 年新能源装机 CAGR39%。截至 2023 年底公司资产负债率仅 55.4%，债权可 融资空间较大，将为公司后续新能源发展资金需求提供良好支撑。水电业务为公司主要盈 利来源，常态化来水情况下公司水电毛利率高达 59%，随着折旧到期，后续仍有较大提升 空间。2023 年，来水严重偏枯导致公司归母净利润同比大幅下降 61.79%至 12.26 亿元。 若来水修复，公司业绩有望恢复，公司 2023 年年报指引 2024 年公司总发电量将同比 +38.5%至 394.71 亿千瓦时，营收/利润总额达 104.78/37.59 亿元。

大唐集团专业水电平台，整合红水河优质资产

公司系大唐集团在广西红水河流域的唯一水电运作平台，优质资产吸引长江电力增持。公 司成立于 1992 年，并于 2000 年在 A 股首发上市。2006 年，大唐集团受让广西电网公司 所持公司 53.68%股权，成为公司控股股东；公司在集团的定位为广西红水河流域的唯一 水电运作平台，整合集团在广西境内的水电资源。截至 2024 年 3 月底，大唐集团直接持 有 51.55%公司股份。广西投资集团系公司第二大股东，截至 24Q1，持有公司 22.31%股 权。公司第三大股东长江电力 24Q1 继续增持 649.02 万股公司股份，与子公司长电投资 合计持有公司 12.08%的股份。

水电装机保持稳定，风光建设进行时。公司发电装机涵盖水火风光四类，以水电为主。从 成立至 2018 年，公司不断通过自建、收购等方式扩张水电规模。截止 2023 年底，公司在 运行水电装机达 10.24GW，占公司在运行总装机容量的 79%。近年来，公司稳步推进风 光水一体化建设，大力开发配套风光项目，新能源装机由 2019 年底的 0.28GW 提升至 2023 年底的 1.46GW，2019-2023 年 CAGR 为 39%。

受红水河来水偏枯影响，2023 年公司业绩下滑

由于来水严重偏枯，公司 2023 年业绩同比大幅下降。公司业绩主要取决于水电发电量， 与水电厂所在流域来水密切相关。2019-2020 年，公司业绩较为平稳，2021 年来水同比 偏枯叠加煤价快速上涨，公司归母净利同比下降 38.5%。2022 年，得益于公司广西/贵州/ 云南水电站所在流域上半年来水较好且平均上网电价提升，公司营业收入/归母净利润同比 +26.3%/+137.4%至 106.25/32.09 亿元。2023 年，公司骨干电厂所在的红水河流域来水 较多年平均偏枯 5-6 成，水电发电量同比降低 41.50%，导致公司营业收入/归母净利润同 比降低 23.85%/61.79%至 80.91/12.26 亿元。24Q1 来水仍偏枯，但得益于公司火电增发 有边际效益的电量，风电电量同比增加，公司归母净利润同比增长 46.04%至 4.3 亿元。

高毛利率水电是公司业绩主要来源，风光盈利水平呈现上升趋势。2019-2023 年，水电收 入平均占公司总营收的 76%，是公司主要收入来源。凭借成本优势和优良的资源条件， 2019/2020/2022 年公司水电平均毛利率高达 59%，2021/2023 年（52%/40%）偏低主要 系来水偏枯导致收入下降，但水电成本端以较为刚性的折旧成本为主。风光装机规模持续 扩张，2023 年风光收入合计占总营业收入的比例达到 14%，较 2019 年提升了 11.6pp， 毛利率也呈现上升趋势，其中风电毛利率自 2019 年的 27.3%提升 21.3pp 至 2023 年的 48.5%，光伏毛利率自 2021 年的 33.9%提升 16.8pp 至 2023 年的 50.7%。2023 年，广西 用电形势偏紧加之主要流域来水偏枯，公司火电机组出力增加，发电量同比大幅增长 44.9%，促使火电营业收入同比增长 45.6%，营收占比同比提升 12.4pp 至 25.9%。

资本支出聚焦新能源，低负债率下债权融资空间较大

资本性支出聚焦新能源，风光水一体化建设有序推进。近年来公司加大资本性支出力度， 重点投资风光水一体化项目，2023 年风电/光伏资本性支出分别为 5.76/29.44 亿元，同比 +68.89%/+14.30%，其中风电以广西陆风项目为主，光伏则向林光互补、农光互补、光储 一体化多元发展。截至 2023 年底，公司年报所列风电/光伏项目累计投资完成额与项目概 算（总投资）的差额分别为 16.82/45.35 亿元。

资产负债率处于水电行业中等水平，财务费用持续降低，公司债权可融资空间相对更大。 公司资产负债率处于同行中等水平，2019-2023 年总体呈现下行趋势，由 2019 年的 61.0% 降至 2023 年的 55.4%，累计降低 5.7pp，2023 年同比上涨 4pp 主要系新增固定资产和在 建工程投资以及实施分红金额较大。同时，随着还本付息的推进和公司对融资成本的全力 压降，公司财务费用持续下降，2019-2023 年平均每年同比减少 1.23 亿元，2021-2023 年 每年同比降幅（1.39 亿元）增加。较低的资产负债率蕴含公司的债权可融资规模仍有较大 提升空间，有利于后续新项目建设推进中的资金支持。

两次重要资产注入助力股价大幅提升

2008/2015 年岩滩/龙滩水电站资产注入计划公告促使公司股价大幅提升。复盘公司自 2000 年 3 月 23 日上市以来的股价走势，2008/2015 年附近股价高位除大盘牛市行情推动 外，更重要的是大唐集团两次资产注入带来的催化。2017 年 11 月底公司发布重大事项停 牌公告，2008 年 1 月初公布拟向大唐集团非公开发股及现金支付方式收购岩滩 70%股权 公告，停牌解除后公司股价大幅上涨，公司在此阶段附近也走出了较水电指数的超额收益， 最高达 28%。但因 2008 年汶川地震严重影响公司四川区域水电站经营和业绩，2008 年 9 月公司公告该注入方案未获批准，公司股价下跌；2009 年 6 月公司再次发布向大唐集团 发行股份购买岩滩电站资产的公告，公司于该时点附近迎来股价回落后再上涨的一波小高 峰；2010 年 2 月公司完成对岩滩收购。 2015 年 1 月公司发布发行普通股购买龙滩并发行优先股募集配套资金公告，龙滩水电站 总装机规模 490 万千瓦，是当时仅次于长江三峡的巨型水电站，装机容量占红水河可开发 容量的 35%-40%，本次资产注入对公司 EPS 增厚意义重大。2015 年 1 月 30 日公司股票 复牌后，公司股价大幅上涨，最高涨至 6 月 12 日的 7.28 元，上涨幅度高达 155.1%。 2015 年公司对龙滩收购完成后归母净利润达 26 亿元，2014 年仅 6 亿元。

2020 年 3 月至今，公司股价整体呈现上行趋势，主要体现避险资产配置价值，长电增持 也有一定股价催化作用。从公司对上证指数的超额收益视角看，2020 年 3 月末超额收益 开始转正，并持续提升，截至 2024/5/13 收盘达 114.3%，可以理解成公司本轮股价上涨 主要体现水电资产盈利波动较大程度脱钩于宏观经济的避险投资属性。同时长江电力对公 司 6 次各 1%股权增持也催化了公司短期股价，按照每次增持完成公告排序，6 次增持对 桂冠电力的股价在 20 个交易内提升作用分别为 10%/3%/24%/19%/22%/11%，中位数/平 均数 15%/17.8%。

从 2022 年底开始，桂冠电力对上证指数超额收益率相较于大水电公司偏弱。我们以 2019/1/2 为基准日，统计了桂冠电力及可比公司对上证指数超额收益率的走势，除华能水 电走势显著更强，2022 年底以前的桂冠电力多数时候与其他公司较为相当。但从 2022 年 开始，桂冠电力对上证指数超额收益率相较于大水电公司偏弱，我们认为主要系：1）电 力供需格局相对偏紧情况下，市场对云南、四川省内市场化电价上涨预期较强，这也是云 南的华能水电股价强势的重要原因之一，桂冠电力水电资产主要在广西省，广西省水电电 力并未参与市场化交易，电价上涨方面市场认为桂冠电力缺乏看点；2）2022 年大水电所 在流域来水普遍偏枯，电量下滑，但是桂冠电力电量逆势同比大幅增长，业绩创历史新高， 因此在年末市场对 2023 年大水电公司来水修复，业绩同比大幅增长预期较强。 2023 年桂冠电力来水严重偏枯导致归母净利润同比大幅下降 61.8%，但股价并未显著下 跌，我们认为主要系水电股投资视角偏长期，季度或年度间来水波动较难避免，因此在来 水偏枯时市场无论是对大水电股还是桂冠电力的股价包容度较强。反观来水较好时，发电 量增长带来 EPS 的增加在水电公司承诺分红比例一定的情况下有望增厚 DPS，从而导致 股息率上升，对水电公司股价一般会有短期催化，例如桂冠电力 2022 年来水丰富，而大 水电 2022 年下半年偏枯，桂冠电力 2022 年下半年相对上证指数超额收益率走势优于除华 能水电外的其他大水电。因此，我们认为在 2024 年来水同比修复大背景下，来水修复程 度较高的公司有望获得阶段性股价催化。

2024 年业绩修复在即，水电盈利有望不断提升

除来水波动影响外，公司水电盈利有望不断提升。作为水电公司，公司业绩的不确定主要 由来水波动引起，2023 年来水严重偏枯导致公司发电量同比-31.4%，随着 2023 下半年厄 尔尼诺气候显现并于 2024 年年初逐步加强，今夏公司水电站所在流域来水有望同比增加， 公司预计 2024 年发电量同比+38.5%至 394.71 亿千瓦时。公司 89.8%的水电装机位于广 西省，广西省水电站不参与市场化交易，其余均于省内消纳，因此在 2021 年广西省水电 取消水电让利政策后，公司 2023 年水电综合电价已回升至略高于降价周期前的 2017 年水 平，若政策无大变化，公司水电上网电价有望企稳。水电站成本费用侧主要系折旧和财务 费用。我们测算十四五/十五五/十六五公司水电站折旧到期额为 4.31/3.65/3.04 亿元，期间 每年折旧到期额约 0.86/0.73/0.61 亿元。还本推进叠加贷款利率下行，公司财务费用于 2019-2023 年平均每年同比减少 1.22 亿元，未来公司财务费用仍有进一步下行空间。

省内消纳为主，广西电力供需偏紧

公司水电资产聚焦广西红水河流域，发电量主要留省内消纳。截至 2023 年底，公司控股 在役水电装机容量 1023.536 万千瓦，其中广西省内水电装机容量 918.816 万千瓦，占比 89.8%；我们测算公司权益水电装机容量为 907.676 万千瓦，平均持股比例 88.7%。公司 广西省内水电站主要分布在红水河流域。南盘江、红水河是我国十三大水电基地之一，建 设了天生桥一段至大藤峡等十大梯级水电站，公司控股其中六座，包括平班、龙滩、岩滩、 大化、百龙滩、乐滩，合计装机容量为 847.3 万千瓦，占十大梯级水电站总装机容量的 64.9%。其中，龙滩、岩滩电站具备年调节能力。除龙滩每年约 50%电量外送广东外，公 司广西境内发电量主要留本地消纳。

公司新增水电产能方面，龙滩二期/八渡电站 140/34 万千瓦装机远期有望投产。龙滩水电 站在进行一期工程枢纽布置和构建筑物勘察设计时，已考虑二期方案的配套要求并同步完 成建设，目前 8、9 号机组进水口坝段、流道输水系统、基坑等水工构建物已全部建成， 并与 1-7 号机组共用同一大坝、共用同一地下厂房。2023 年，公司发布龙滩 8、9 号机组 环境影响报告书并通过广西水利厅取水许可初审。公司在南盘江规划的八渡电站，总装机 34 万千瓦，已经完成规划-预可研-可研阶段大部分工作。总体而言，两座水电站推动进程 较广西发改委 2020 年 2 月披露的《广西“能源网”基础设施建设大会战实施方案（2020- 2022 年）》规划偏慢，原计划龙滩二期 2021 年获得核准开工，2025 年建成，八渡水电站 2020 年核准开工，2027 年建成投产。

广西用电需求快速增长，电力供需持续偏紧。需求端来看，广西全社会用电量除 2022 年 受外部环境影响同比-0.86%外，2019-2023 年间均保持快速增长，2023 年同比+10.49% 至 2449.4 亿千瓦时，同比增速位居全国前五。同时，作为西电东送的送端省份之一，广 西每年需向广东等省份外送 300 亿千瓦时以上的电量。供给端虽有所增长，但每年发电量 和外购电量之较用电及外送需求仍有一定缺口，供需格局偏紧。2023 年，广西新增海南、 越南外送电量，可能进一步拉大省内电力缺口。

厄尔尼诺已至，今夏来水预期较高

厄尔尼诺气候下，我国南方一般呈现夏季降水增加态势。厄尔尼诺（El Niño）是指赤道中 东太平洋海表温度出现大范围偏暖，并且强度和持续时间达到一定条件的气候现象。根据 中国气象科普网信息，对于我国而言，厄尔尼诺一般会导致夏季南方降水增加、北方降水 减少，容易出现南涝北旱的形势，拉尼娜气候则与之相反。 三拉尼娜消失、厄尔尼诺到来，24 年夏季南方区域来水有望增加。中国气象局 2017 年 6 月发布的《厄尔尼诺/拉尼娜事件判别方法》规定，NINO3.4 指数 3 个月滑动平均达到或超 过 0.5℃至少持续 5 个月，则定义为一次厄尔尼诺事件，小于或等于-0.5℃且持续至少 5 个 月，定义为一次拉尼娜事件。美国气象局定期统计的 ONI 指数即 NINO3.4 指数的 3 个月 滑动均值，可用来判断厄尔尼诺和拉尼娜现象。历史数据显示，2020-2022 年连续三年均 为拉尼娜年。进入 2023 年，由于 7-10 月 ONI 指数连续 5 个月超过 0.5℃，可以判定厄尔 尼诺已经到来；2023 年 11 月至 2024 年 2 月，ONI 指数分别达到 1.9/2.0/1.8/1.5℃，标志 厄尔尼诺现象进一步加强，预示着 2024 年夏季我国南方区域来水有望增加。

自 2024 年 3 月开始，公司主要水电站来水同比显著增加。红水河流域来水主要依赖降雨， 来水量可以通过入库流量粗略判断。龙滩是公司红水河流域装机规模最大的水电站，今年 年初来水虽不及去年同期，但自 2 月底已开始反转，2024 年 3 月/4 月龙滩水电站日均入 库流量达到 627m³/s 和 653.15 m³/s，同比提升 27.19%/0.06%。

进入 24Q2，龙滩水头开始超过去年同期。水头即上游蓄水的水平面至水轮机入口的垂直 高度，代表水力势能，同等大小流量下水头越高则发电效率越高。水头的变化与水电站的 蓄水策略相关，可根据出库流量和入库流量之差进行判断，若出库流量和入库流量之差为 负数/正数则表明正在蓄水/腾水，体现为水头的提升/降低。一般而言，水电站在丰水期蓄 水、在枯水期则腾水发电，以提高水资源利用效率。龙滩水电站的丰水期为 6-10 月、枯 水期为 12 月-次年 4 月，当年 1-3 月水头主要由前一年丰水期蓄水情况决定。由于 2023 年来水偏枯，龙滩水电站今年一季度的水头略低于去年同期，但差距正在逐步缩小，进入 二季度后，龙滩水头开始拉升并超过去年同期。

广西水电让利取消，水电电价逐渐回升

公司广西省水电电量尚未进入市场交易，公司整体市场化水平较低。目前公司广西火电全 部进入市场，光伏、风电部分进入市场，四川、云南水电也基本市场化，但是装机占比最 高的广西水电尚未进入市场，公司于湖北、贵州的水电电量也未参与市场化交易，因此公 司整体电力市场化比例较低，2023 年市场化比例仅为 27.32%，较 22 年提升 11.09pp 主 要系公司市场化比例较低的水电发电量下降而市场化火电发电量提升所致。受益于节能环 保、清洁能源优先上网的政策，水电整体平均电价比其他类型电力电价低，随着电力市场 化改革推进，清洁能源+低电价具备较大的潜在优势。

2021 年，广西取消多项水电让利政策，公司水电电价有所回升。广西水电执行一厂一价 政策，由政府批复电价。自 2018 年以来，广西自治区出台各项电改政策，电价不断下降， 发电企业也在不断让利。2021 年，广西水电取消了丰水期降价 10%、高能耗补贴、10 千 伏用户补贴等多项水电减利政策，电价开始回升，至 2022 年，公司水电综合电价已接近 降价前的 2017 年水平。2023 年公司水电综合电价（不含税）为 226.06 元/兆瓦时，较 2020 年的 199.17 元/兆瓦时大幅提升 26.89 元/兆瓦时。

折旧陆续到期，存量机组盈利中枢有望上行

水电营业成本以折旧为主。2023 年，剔除火电燃料费后，折旧占公司电力营业成本的比 例达 53.69%。水电站实际使用寿命远大于其折旧年限，因此随着水电站折旧到期，其盈 利水平有望提升。公司公告称参考同行折旧策略及考虑公司相关资产技术情况，自 2021 年 4 月 1 日起，水电机组发电设备折旧年限由 15 年调整为 18 年，水电大坝由 45 年调整 为 50 年。为更好推算公司水电站折旧到期情况，我们结合电站分批注入的时间和固定资 产原值的变化，以各电站折旧测算值加总后与公司历史折旧披露值匹配为目标，倒推 2021 年以前公司水电厂机器设备/房屋建筑的折旧年限约为 16/35 年，2021 年公司修改折 旧策略后分别为 20/40 年。

十四五-十六五期间公司水电厂机器设备陆续折旧到期，有望增厚利润。我们测算十四五 期间乐滩 2-4 号机组、平班 2-3 号机组的机器设备折旧到期；十五五期间龙滩、大化二期、 金龙潭、仙女堡、坪堑、大田河、广源水电站全部机组的机器设备折旧到期；十六五期间 岩滩二期、四方寨、石柱河、香电水电站全部机组的机器设备折旧到期；至 2037 年，公 司全部存量水电站的机器设备折旧完毕。房屋建筑折旧年限较长，十四五、十五五基本无 折旧到期情况，十六五期间岩滩一期电站的房屋建筑折旧到期，其他电站的房屋建筑则基 本在 2044 年之后才陆续折旧到期。因此我们测算十四五/十五五/十六五公司水电站折旧到 期额为 4.31/3.65/3.04 亿元，期间每年折旧到期额约 0.86/0.73/0.61 亿元。

还本推进叠加贷款利率下行，财务费用显著降低。公司自 2018 年之后就未再新建/收购新 的水电厂，由于存量机组每年都在还本，且近年来贷款利率下行，公司不断用低成本债置 换此前的高成本债，公司财务费用显著下降。2023 年，我们测算公司平均借贷利率仅 2.6%，较 2019 年大幅下降 1.71pp。2019-2023 年，公司财务费用同比降幅逐年扩大， 2023 年公司财务费用为 5.7 亿元，同比-20.2%。

历史 ROE/分红对标长电，现金流充裕分红仍有提升空间

2019-2023 年的非极端来水年份，公司 ROE 在 14%以上，位于可比公司前列。采用杜邦 分析法追根溯源，公司的高 ROE 水平来源于较高的总资产周转率，即更低的资产账面价 值，主要得益于公司水电站投建时间较早，单位千瓦造价优势显著。公司经营性净现金流 充沛，2019-2023 年净现比均值高达 2.4，因此哪怕在来水严重偏枯、利润大幅下滑的情 况下，公司也能够维持较高的分红水平，如 2023 年归母净利润同比-61.8%的情况下仍保 持与 2022 年相同的 DPS（0.2 元），分红比例高达 128.59%。以 2024/5/13 收盘价测算历 史股息率，2019-2023 年公司股息率均值 2.74%，在可比公司中仅低于长电的 3.02%，远 高于川投能源/华能水电/国投电力的 2.27%/1.81%/1.73%。展望 2024-2025 年，公司可供 分配的股权自由现金流（FCFE）充裕，2024-2025 年公司分红潜力 90%以上，十五五及 后期超过 100%，理论上分红提升空间较大，配置价值凸显。

单位装机营业成本优势显著，ROE 居同行前列

公司水电站造价较低使得单位装机营业成本较可比公司优势显著。一般而言，水电站开发 由易到难，因此早期开发的水电站单位造价较后期开发的偏低。水电站造价及折旧年限影 响投产后的年均折旧水平从而影响营业成本。公司旗下水电站大部分都在 2010 年之前投 产，使得公司水电单位装机营业成本在可比公司中处于最低水平，2023 年仅为 280.50 元/ 千瓦，较可比公司均值 425.29 元/千瓦低 34%。度电营业成本方面，由于营业成本以刚性 的固定成本—折旧为主，重要影响因素还包含水电站的资源禀赋即利用小时数水平。装机 一定时，利用小时数越高度电营业成本越低。2022 年，可比公司水电站流域来水偏枯， 但红水河流域来水较好，公司水电利用小时数同比+663 小时至 3526 小时，促使公司度电 营业成本同比-16.4%至 0.085 元/千瓦时，较可比公司均值低 0.008 元/千瓦时。

由于水电上网电价偏低，公司度电净利润低于长江电力和雅砻江水电。一般情况下，水电 大省的外送上网电价高于省内消纳价格。长江电力以跨省跨区外送为主，雅砻江水电锦官 电源组主要外送江苏、重庆，落地端电价倒推机制下形成的较高外送上网电价拉升整体上 网电价水平。华能水电虽也有大量西电东送电量，但网对网送广东部分上网电价水平并不 算高，且云南省内水电电价年均水平较四川和广西偏低。公司水电电量主要在广西省内消 纳，广西水资源丰富、水电电价较低，因此公司水电电价在可比公司中仅高于华能水电。 雅砻江水电上网电价自 2022 年开始明显上涨主要系两河口水电站于 2022 年投产，得益于 多年调节能力临时电价远高于其他水电站，且锦官电源组 2022 年 8 月 1 日开始外送江苏部 分电量上网电价上涨。华能水电 2020 年以后上网电价上涨主要系云南省内水电市场化交易 电价上涨。桂冠电力 2022 年开始上网电价上涨主要系 2021 年广西省取消水电让利政策。

公司 ROE 位居可比公司前列。2021 年因煤价大幅上涨、公司火电净亏损 4.71 亿元拉低 公司净利润水平，2023 年公司相较其他水电公司水电电量同比下降幅度更高，除此之外 的 2019/2020/2022 年 公 司 ROE 为 14.79%/14.07%/17.98% ，与长江电力的 14.77%/16.35%/11.63%比并不逊色。即便考虑极端值，2019-2023 年公司 ROE 均值达到 12.30%，仅次于长江电力的 14.34%，而雅砻江水电和华能水电的均值为 12.26%/10.07%。 追根溯源，公司较高的 ROE 水平主要得益于较低的电站投资成本。我们将 ROE 拆分为净 利润率*总资产周转率*权益乘数，分别反映公司的盈利能力、营运能力和杠杆水平，发现 公司的优势主要来自较高的总资产周转率，每年是其他公司的 1.5-2 倍有余。公司收入端 未有明显优势，则高周转率主要与资产账面价值有关。公司资产以固定资产为主，账面价 值较大程度取决于历史投资成本，因此我们认为公司较高的总资产周转率主要系公司水电 站投建较早且资源条件较好，造价相对偏低，最终体现为单位资产投资效益较高。

分红比率长期维持高位，红利资产配置价值凸显

公司经营性净现金流充沛，高净现比为分红提供保障。2019-2023 年公司平均经营性现金 流净额高达 51.45 亿元。2022 年经营性现金流净额增加主要系水电发电量同比高增及上网 电价同比上升，2021 年、2023 年、24Q1 经营性现金流净额同比下降则主要系来水偏枯 导致发电量减少，但 2023 年公司经营性现金流净额仍有 40.80 亿元，2023 年公司净现比 高达 2.9，为公司在归母净利润同比-61.8%的情况下仍保持与 2022 年相同的 DPS（0.2 元） 提供充足现金保障。可比水电上市公司中，公司净现比位于第一梯队。2021/2022 年国投 电力净现比偏高主要系火电资产亏损严重，华能水电净现比偏高主要系在同业中采取更低 的机组平均折旧年限导致利润偏低，但现金流充沛，后续随着折旧到期释放利润提升，华 能水电净现比有所回落。

分红比率位居可比公司前列，投资价值凸显。2022 年，发电量大幅增加导致公司归母净 利润同比+137.4%，即使公司 DPS 同比+0.05 元至 0.2 元，分红比例为 49.13%；除此之 外，2019-2023 年公司实际现金分红比例不低于 68%，位居可比公司前列；2019-2023 年 公司分红比例均远高于公司章程承诺的以现金方式分配的利润不少于公司当年实现的可用 于分配的净利润的 30%。2023 年公司首次进行中期分红，中期分红为 0.08 元/股，末期分 红为 0.12 元/股，合计 0.20 元/股，由于来水较差导致净利润大幅下降，分红比例高达 128.59%。从股息率来看，尽管 2021 年公司因业绩低迷导致每股股利下降，公司股息率 也与川投能源相近，仅次于长江电力。2019-2023 年公司股息率平均值 2.74%，与长江电 力的 3.02%相近，彰显较高资产配置价值。

展望至 2035 年，2024-2025 年公司分红潜力 90%以上，十五五及后期超过 100%。我们 测算 2024/2025 年公司可用于分配的股权自由现金流占归母净利润的 94%/98%，2026 年 开始，理论可分红比例超过 100%且逐年递增。我们 2023 年 12 月 20 日发布的《展望 2035 水电“钞”能力》报告中测算 2024-2035 年长江电力/华能水电/雅砻江水电的理论可 分红比例（FCFE/归母净利润）为 93%-98%/28%-104%（2024 年为 28%但华能水电 2024 年公告定增方案，仅 2026 年高于 100%）/48%-74%。考虑目前电力公司中，长江 电力等承诺分红比例不低于 70%的系承诺值的最高水平，假设公司未来分红水平维持 70%，公司每年剩余股权自由现金流可在 70%的杠杆率下撬动 23-76 亿元的全投资额度 （2024 年 23 亿，2035 年 76 亿，呈现逐年递增态势）。 我们对公司 FCFE 测算的主要假设包括：1）由于公司未公开披露新能源新增装机规划， 2021/2023 年新增新能源装机较多的两年也均不超过 50 万千瓦，考虑公司未来主要发展方 向未水风光一体化发展，但水电可新开发规模有限，假设公司 2024-2035 年每年新增 100 万千瓦新能源装机，其中风电/光伏 25/75 万千瓦。保守假设新增风电装机造价为 6500 元/ 千瓦，光伏造价 2024-2026 年逐年递减，分别为 3900/3800/3700 元/千瓦，2027 年开始维 持 3700 元/千瓦水平。2）每年还本金额为截至前一年年底有息负债总额/20 年。3）由于龙 滩二期及八渡水电站推进较广西发改委披露有所滞后且公司无公开投产预期，总体投资规 模不大且水电站建设年限较长，对最终测算结果影响不大，暂不予考虑。4）2024 年考虑 来水恢复带来发电量同比增长，2025-2035 年假设公司各水电站利用小时数同比持平。

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