会议要点

1. 发电量测算及价值探讨

长江电力2023年全年发电量与预测几乎相同，全年共发电量2,762亿度，与研究员预测2,761亿度的结果误差极小，证明测算模型准确性高。

重点关注蓄能指标，认为它对水电是核心指标，尤其在四季度水、电发电量表现良好，显示蓄水能力提供的电量保障和增厚效果。

强调水电站定量数据重要性，今年研究重点是测算数据的准确性与运用，用以支撑长期价值挖掘和投资决策。

2. 发电量测算方法解析

水电站发电原理：将重力势能转化为电能，依赖水流量、发电效率、发电小时数、重力系数等指标。长江电力的发电量计算依靠日度流量、库水位等数据，可以通过历史数据拟合得到发电效率来测算。

水电量的测算方法：使用下游电站的在库水位替代上游电站的出库水位，并结合其他数据计算出发电量。

长江电力在2023年二季度发电量下滑，原因与2022年底蓄水能力不佳有关。

3. 蓄水提升发电效率

长江电力电站蓄水量充足，目前各电站水位蓄满，静态蓄水与动态水头提升有望在2024年枯水期间增发电量74亿度，同比增幅预计达到8.5%。

长江电力拥有多座电站，通过积极调节流向，提高吨水发电效率。根据模拟测算，长电当前蓄水量较去年同期多30亿度，占比约增加10%。

联合调度能力提升为长江电力带来电量增发的潜力，2023年三峡电站水位提升10米，预示6-10月提供的电量将有所增长。

4. 增长展望

长江电力未来具有电量增长潜力，依托多电站联合调度，能够提升发电性能和效率，在好的水位条件下发电量有望增长；同时优化蓄水能力，有助于在低水期获取更高电价。

在预期电价长期上涨趋势下，电价上涨的确定性较强，尤其是在云南区域，由于圣水之类的水平逐步提升，预计电价将持续上涨。

财务成本的下降和分红能力的稳定，随着老电站逐步完全折旧以及公司逐渐降低负债率，财务费用下降，同时长江电力保持高分红能力，为未来利润增长提供支撑。

5. 蓄水增能与股息价值

利润与水情挂钩：水电站利润总额与来水量存在关联，目前蓄水能力佳，明年枯水期发电预期良好。

长期增长价值：联合调度增加发电量，以及在未来降息周期中分子分母端的共振，将逐步体现水电站的长期增长价值。

推荐资产配置：长江电力及国投川投因存水优势推荐为短期投资逻辑，华能水电预期云南电价持续上涨对利润有积极影响。

会议实录

1. 发电量测算及价值探讨

尊敬的各位投资者，大家晚上好。我是广发证券公用事业行业的研究员江涛。近期，长江电力发布了2023年全年的发电量。我们发现，这与我们预测的数据几乎相同。我们预测的2,700亿度电的误差值仅有1亿度电，这使得误差率在今年第四季度仅为0.1%左右。

今年，我们发布了多篇有关水电发电量的深度报告。从5月份开始，我们探讨了水电发电量的测算原理，到8月份评估了联合调度带来的增发效应。11月份，我们分析了水电站蓄水能力对电量保障和增厚的影响。可以看出，在蓄能充裕的情况下，长江电力和雅砻江在今年第四季度实现了较好的水电调节水平，这也反映了我们测度结果的准确性。

今晚，我们将重点探讨以下五个问题：首先是如何测算水电站的发电量，这也是我们向各位投资者说明的首要内容。其次，我们将详解10月20日长江电力的公告中提及的蓄能指标，强调蓄能作用的重要性。我们会称这部分内容为“蓄能才显尖角”。此外，我们还将探讨中期调节型水电站联合调度带来的增发效应价值。第四，我们会讨论一些长期问题，如折旧和财务费用下降以及部分地区电价上涨和市场化交易比例提升对水电长期价值的影响。最后，我们将推荐当前时点我们认为的最佳的投资标的，今晚的介绍将围绕这五部分进行。

让我们首先回顾一下长江电力今年第四季度的发电情况。发现实际值与我们预测的指标相差甚小。2023年四个季度，长江电力发电量达2,762亿度，而我们对573个电站的测算总和为2,761亿度，误差非常小。自今年5月发布的第一篇关于新模型的报告以来，我们的研究逻辑和特色始终围绕数据而展开。我们很少做定性判断，而是倾向于使用定量数据以便给出更直接的结果。发电量的测算是我们所有数据分析的基础。

2. 发电量测算方法解析

首先，我们来探讨如何对水电站的发电量进行计算。理论上，水电站的发电原理是水的重力势能转化成电能的过程。计算重力势能的公式，涉及到的主要指标包括水的总流量、发电效率、发电小时数以及重力系数。这些因素相乘，即得到发电量，而水的总流量则是水头与流量的乘积，考虑时间因素也很重要。

以长江电力旗下的三个四核电站为例，公司会定期披露各电站的日度流量和库水位情况。在计算中，唯一缺失的是出库水位，即水头差值，这是通过在库水位减去出库水位来计算。将这个值与流量、基于历史数据拟合的发电效率、发电时间以及重力系数相乘，便可计算出日度发电量，进而得到季度发电量。

我们巧妙使用了一个指标来代替水头，具体是用长电旗下的某个下游电站的在库水位来作为上游电站的出库水位。通过这种方法灵活代替水头的差值，我们便可以计算出季度的发电量。

在探讨效率时，我们所得到的结果相对稳定。然而，不同电站在水头和流量的数据上可能存在略微差异，这就需要我们采用月度平均或周度平均的方法来进行测算。对于数据不完整的水电站，我们可以将重力系数、发电效率和水头拟合成一个吨水发电量的指标。有了这个指标，只需掌握出库流量和发电时间，就可以得到发电量。

从以上角度来看，虽然听起来有些枯燥，我们仍倾向于向投资者透露水电站发电原理及其发电量的计算方法。好在数据来源丰富，我们也建议投资者直接关注我们的测算结果。

综上所述，通过我们的初步测算，可以得到长江下游及雅砻江电站目前的发电量情况。后续，其他流域的电量测算也将包含在我们当前的研究方向中。

实际上，一旦得到发电量数据，我们可以在此基础上展开更多分析。举例来说，针对单一电站的发电量分析，我们可以研究哪些电站在哪些时间段对电量做出了综合贡献，哪些电站由于何种原因导致当期发电能力不足。这些通常源于流量和水头的不同。

基于这样的分析，我们今年已经绘制了1至2幅印象深刻的图表。通过整理和分析数据，我们得出一个清晰的结论：长江电力在2023年4月至6月的日度发电量中出现了缺口，相比去年同期，出现了下滑的趋势，这主要是由于2022年底的蓄水能力不佳所致。

3. 蓄水提升发电效率

基于上述数据，我们可以探讨蓄水与流量对水电发电量的影响，这是核心问题。在2024年对应的水位或水头数据情况下，多个电站的水位已经蓄满，达到较高水平。我们需分析这一部分水如何转化为电量，这是我们的焦点所在。

通过历史数据复盘，我们可以找出电量缺口发生的时间点。我们需要判断，在一定蓄水和来水情况下，这部分电量是否能补回，甚至实现超额发电。这是基于发电量数据的第一个分析延展，也是接下来汇报的重点。目前我们将蓄能视为水电的“发电库存”。

蓄能在所有波动的水温数据中是唯一确定的数据。将水电站比作一个矿泉水瓶，蓄能就是在不考虑新增流入水的情况下，瓶中水能发多少电。例如，长江电力拥有6座电站，通过积极调节可以实现不同电站的水进行多次利用。

电量测算时，吨水发电量是一个关键指标。如果我们了解电站的蓄水容量，并能计算或跟踪吨水发电量，我们可以将这些数据转化为蓄能指标。我们自己测算的蓄能指标与长江电力10月末披露的数据相差不大，这样的方法有助于追踪不同时间点的静态蓄水情况。

跟踪静态蓄水还不够，从蓄能情况来看，当前长江电力的蓄水量比去年同期多约30亿度，占性能的大概10%。蓄水良好的情况下，电站的水头相对较高。

高水头下，发电量测算按照更高的吨水发电量结合来水情况进行，如假设2023年11月开始枯水期，预计没有新增降水。这是一个动态蓄水带来的吨发提升。以此预测，长江电力在2024年1至5月能增发电量74亿度，同比增幅达8.5%，由此带来的电量均为纯利。

在不用判断来水情况下，我们认为这是目前数据中最可预测的节点。所有发电量数据不是预测，而是发电量的实际情况表现。总结几个角度，由于我们获得了水电站的发电原理和可以高频次进行比较及度量，我们可以更好地理解和探讨蓄水能力对电量的贡献。

我们对水电站蓄能进行了测算，发现包括鸭绿江在内的长江电力当前蓄能高于去年同期，这量化了水位概念。通常情况下水位与流量数据易引起混淆，有时候水位增长，但流量下降；或流量增长而水位下降。

将电量作为输出指标后，我们对水电发电量和蓄能有了更好的理解。这是我们今天报告的第二部分，即短期蓄能带来的电量增发。对于长江电力和雅砻江未来发电量的品质增厚效能，第三部分是从更中期的视角考察三峡电站和其他电站投产后联合调度带来的增加电量。

有四个方面的可能影响。首先，联合调度能提升蓄水能力，允许电站在更高水位运行。其次，新增的来水对高水位运行和进入汛期影响较小。第三，更高水头对发电量的贡献，如2023年6至10月三峡电站水位比2022年同期高近10米。最后，联合调度能减少汽水问题，通过多级电站间更好的配合和调度。

例如2023年葛洲坝电站，在7至8月间未出现过去常见的缺水问题，显示出联合调度的减少汽水效果显著。综上，联合调度对提升发电量和安全运营有明显影响。

4. 增长展望

以长江电力为例，2020年该公司西向的三个水电站接近300亿度的蓄水量。我们认为，如果来水状况真的改善，理应维持这么高的蓄水量。在新的6座电站的联合调度下，也将取得显著的进步。因此，中期来看，通过提升水头、改进性能以及减少蓄水损耗，可以带动长电、雅砻江等水电站实现更好的发电量增长。同时，良好的蓄水状况，或者所谓的跨年度水资源保存，可以在电价不同的省份，在风枯水季实现更高的电价。因此，我们认为打造以中锋为核心的多电站联合调度网是非常重要的，它会带来水电站发电量的增长和综合电价的提升。

今天我们要讨论的第四部分，是一个更长远的视角，主要涉及市场上热议的折旧和财务费用下降，以及不同地区水电电价上涨的情况。今年，水电电价的上涨催化了华南水电市场的行情。尤其是云南政府出台政策，规定当年水电价不得超过前三年平均值的110%，这是一个明确的上涨趋势。由于云南电价较低、高耗能企业较多，整体电价有望持续攀升。因此，我们认为未来电价上涨的确定性非常强。

此外，随着更多电站逐步进入折旧期末尾，折旧和财务费用的下降已在各电力公司的报表中显现。例如，长江电力在每次资产注入前的负债率大约在35%至40%之间，注入后会上升至大约60%，但约5至6年后可以逐步降低。这意味着财务费用的递减和诸如葛洲坝一类固定资产折旧的到期。因此，水电站未来的一个确定性增长部分就是基于折旧和财务费用的下降，以及水电公司一贯的高分红能力。

有部分水电流域开始建设风光项目和抽水蓄能等相关资产，我们认为这些项目的盈利能力和市场潜力，可能不逊色于主要水电资产。即便存在一定的差异，从重投资以增厚利润的角度来看，这些投资方向是水电站的优选之一。

纵观长远来看，水电站的估值应建立在一个三要素模型上：利润增长、分红率提升和预期股息率。长期来看，水电站的预期利润取决于装机容量而不是来水量，分红是水电站持续增长的一个重要指标，并在未来没有新增资本开支下，是必然的一种分配方式。

5. 蓄水增能与股息价值

对于分母方面，预期的股息率与国内外利率状况相关联。如果海外市场逐步进入降息周期，我们认为从长期角度看，水电站在分子和分母端都具有明显的共振效应。短期来看，水电站的利润总额与来水量有一定关联。当前水电站的蓄水能力十分良好，预示着明年枯水期将有更好的发电情况。如果进入丰水期，随着厄尔尼诺现象变得明显，通常会带来较好的水文状况。因此，我们对枯水期和汛期的发电量都持有一定期待，认为蓄能高位可以确保枯水期发电量，并期待厄尔尼诺带来的来水实质改善。长远来看，联合调度带来的电量增发和提高水头的能力将逐步体现出增厚价值。

水电资产作为股息资产，市场对其股息率的容忍度已处于较低水平。但水电站擅长分红，年底股息率大概在3.7%左右，已经成为A股内在资产分红的一个基准。我们认为，考虑到来水和蓄水能力的改善预期，未来分红率可能进一步下降，是水电站的核心价值所在。长电和雅砻江的发电量测试已经完成，长江电力的发电量2761亿度电与实际发行量基本一致。我们对雅砻江2023年第四季度的发电量预测为219亿度，同比增长1.2%，而全年发电量估计约为837亿度，同比下降5.4%。

结合当前的蓄水蓄能状态以及库容联合调度和部分地区水电电价上涨，我们认为，水电站作为股息资产在当前时间点依然具有较高的吸引力，且通常年底时股价会触及新高。根据我们团队的研究，水电的增发能力和蓄能的核心价值正逐步得到认可，我们希望通过进一步的研究，为投资者提供更准确的数据和投资参考。