会议要点

1. 水电价值重塑与碳中和

水电行业特性：水电资源在中国具有独家性质，由各大集团掌握，且相较海外拥有更长乃至永久的经营权；现有的经济性好电站多已完成开发，未来开发难度增大。

投资价值复盘：2018年以来水电板块累计收益率跑赢大盘，具备复利特性，在震荡和熊市中表现良好，水电资产被视为稀缺，适合长期持有并稳定分红。

商业模式与财务特点：水电站建成后几乎无边际成本，后续主要是还本付息，多数水电资产'越久越香'，随着时间推移现金流释放提升，支持再投资和稳定分红。

2. 气候影响与增长探索

来水波动与电力产量关系:气候是复杂的，无长期数据支持气候规律改变，但厄尔尼诺现象典型年份中电力产量较多。

多年调节水库价值:上市水电公司多年调节水库稀缺，促使发电量稳定性提升，国投电力和华能水电较优。

储库水量与发电量:24年一季度和二季度电量增长确定性高，受益于蓄满的水量和联合调度系统的改善。

3. 水电投资转型与市场价值

水电公司未来投资重点：14-15五年计划期间水电装机规模将显著增长，尤其集中在2023-2025年。公司重点发展方向为抽蓄，享有技术和资源上的优势，可以通过改造现有电站来降低成本与周期。

水风光一体化潜力：水风光一体化的项目能够优化成本和提高消纳能力。水电已拥有的资源和调度优势，有助于水电公司充分利用现有资源，并在清洁能源消纳方面实现优化。

市场化改革受益：电力市场化改革的推进将让水电站投资的回报率得到更市场化的体现。云南省的市场化电价体现出水电凭清洁性等属性获得的竞争优势，预示电力市场改革对水电的正面影响。

4. 水电价值递升的市场预期

政策环境有利于水电价值：2024年起电价限制放松，水电价格有望维持5%-6%的上涨。水电价格本已低于市场平均水平，供需紧张和贸易口子开放将使水电价稳步上浮。

水电需求强劲：水电因为其优良的电源属性和清洁能源需求而受市场欢迎，需求刚性强。随着电市场化推进，水电利用灵活调节属性，通过辅助服务市场参与有望获得额外收入。

水电公司财务状况良好：行业龙头公司度电净利润约为一毛钱，助力稳定内生增长，加之几乎全部装机投产完成，后续可以优化财务结构和现金流使用，提供更多投资想象空间。

5. 水电投资价值的多维提升

水电公司具备低财务费用率和资产负债率，有助于持续释放利润。

水电公司分红派息虽然绝对值不高，但股息率稳定，借助稳定现金流确保股息稳定增长。

随着电力市场化改革，水电的估值水平有提升空间；长电等龙头公司估值高于行业平均。

6. 水电资产价值与市场化展望

长江电力的六座500万千瓦级电站23年一季度注入上市公司，受前期蓄水影响，其联合调度能力尚未充分体现，但若来水正常，2024年可显著受益于低基数效应。

国投电力和川投能源位于雅砻江，拥有持续性投产优势和抽蓄混合式改造潜力，将受益于国家8000万千瓦新能源水风光一体化清洁能源走廊的建设加快。

华能水电作为综合电力公司，将受惠于托巴电站投产、新能源建设规模扩大以及南网区域现货市场的快速发展，有望率先体现电力市场化改革下水电价值重估。

会议实录

1. 水电价值重塑与碳中和

大家好，欢迎参加本次会议。我是海通证券分析师吴杰，今天主要由我们的同事飞帆与各位投资者交流水电行业的整体情况，重点公司分析，以及可能涉及到核电和风光等其他能源行业的相关观点。下面请飞帆老师开始。

感谢吴老师，也非常感谢各位投资者今天下午的参与。本次电话会议的主题是“碳中和下的水电价值再发现”。这也是我们对水电行业研究框架的一个概述。报告的标题“涓滴不弃江流入海”，不仅概括了水电行业的运行特点，即水流汇聚成电流，最终转化为现金流，还体现了我们投资人对水电投资的精神。

如果回顾水电板块的投资表现，我们会发现自2018年以来，水电板块的累计收益率通常会跑赢大盘。虽然年度涨幅不大，但长期累计却能带来显著的超额回报。这也展现出其"积少成多"和复利投资的特点。特别是在市场不同风格下，水电板块在震荡或下行市场中能获得显著的相对收益；即使在上行市场中，其表现也能与大盘持平。由此可见，水电资产的珍贵性和独特性。

我们此次会议将分为以下几个部分：首先是行业基本情况介绍，其次是水情变化及对水电运营影响的分析。接下来，我们将讨论水电行业的财务特点和电力市场化改革影响。最后是对水电板块上市公司的汇报与分析。

在行业特性方面，水电业的核心竞争力可以归纳为资源优势及其独特商业模式。我国已经划分了十三大水电基地，这些基地的资源权在早期就被划归给各大水电集团，所以每个集团都拥有其独家资源。与国际上的BOT（建设-运营-移交）模式相比，我国水电站大多数是永久性经营权，使用寿命远长于海外的30年左右。

目前，主要流域的大水电资源在“十三五”到“十四五”期间基本开发完毕，剩余资源多位于上游地区，如西藏，且经济性相对较差。这凸显了在建或已投产的大水电站的稀缺性。

水电站的商业模式要求高杠杆和大量资本投入，但一旦投产后，由于发电的边际成本几乎为零，便进入还本付息的阶段。随着时间的推移，财务费用逐步降低，折旧周期结束，水电站的利润将得到额外释放。最古老的还在运营的电站起始于1912年，显示了水电站“越陈越香”的特性。

未来，随着在建装机减少，水电资源的稀缺性将成为几大发电集团的核心竞争壁垒。对于投资者而言，低利率和稳定增长的市场环境下，水电资产是长期持有和稳定分红的理想选择。

各大集团在“十四五”期间的水电开发情况各有不同，三峡集团多数电站已经投产。国投集团在雅砻江流域等地仍有多个在建或即将投产的电站。华能和国电也有托巴电站和双江口等在建项目。这反映出上市公司的水电资源将愈发珍贵，我们应高度关注。

2. 气候影响与增长探索

接下来，我将详细介绍我们的来水变动规律以及水电公司未来的增长点。鉴于装机规模的有限性，水电公司如何寻找新的增长点是一个重要议题。

关于来水波动，我们了解到投资者对此非常关心。2022年四川省的异常枯期引发了关于来水波动的关注，这一波动在"十三五"末期及"十四五"初期呈现出较大差异。投资者疑虑是否出现了气候变化，例如雨带北移等降水规律。我们一直与水电集团及气象行业专家沟通，汇总而来的观点是气候变化是一个长期且复杂的系统，目前并没有足够长期的数据支持雨带北移的结论。我们能做的是基于已有数据做判断和跟踪。例如，厄尔尼诺和拉尼娜现象在不同气候周期内展现出不同特点。历史上，大洪水常在厄尔尼诺年发生。

2024年将是一个有趣的气象周期。2023年我们观察到了一个强拉尼娜周期结束，并在下半年进入了厄尔尼诺周期。虽然无法精确预测，但从概率角度讲，厄尔尼诺周期的降水偏多概率较大。因此，2024年的降水情况需要进一步数据跟踪。

我们统计了各电站平均利用小时及发电量与来水的关系，移除了新电站投产对数据的影响。一般而言，厄尔尼诺年发电量偏多，拉尼娜年发电量偏少。此外，通过流域内梯级电站的联合调度，可以平滑来水波动的影响。

对于电站调节能力的分析显示，多年调节型大水库相对稀缺。上市水电公司中，华能水电拥有两座，国投电力拥有两河口一座。国投电力自2018年以来的利用小时波动较小，大约在5%左右。华能水电在其流域的大电站全部投入运行后，利用小时的稳定性有了显著提升。

尽管气候有周期性变化，但可以通过流域电站资源实现联合调度，平滑发电量波动。具体来说，三峡等电站在2022年至2023年遭受了异常来水周期。2022年二季度的降雨提前，防汛部门为了空出库容以应对后续降水，决定先释放库存水。结果导致了2022年三季度的来水显著偏枯，在年末水库未能蓄满。这种情况在2022年底至2023年中造成了发电量的严重冲击，是水电发电量下滑的主要原因之一。

能源主管部门意识到需要结束这一周期，因此2023年第三季度，龙头水电站的水库库存几乎蓄满。尽管无法预知全年降雨量，但当前库存充足，这对于2023年前两个季度的发电量具有较大影响。长江电力和华能水电，由于去年来水偏低，这两家公司今年前两季度的发电量对比会更加明显。

通过多年调节电站和水库蓄水，我们可以在气候周期中实现调节作用。不仅如此，长江电力和国寿电力经通过联合调度减少弃水、增加发电量。这种联调和增加的发电量在2024年正常降水周期内可能会更加明显表现。

总体而言，我们的存量水电资产在2024年的增长点包括：一是蓄满水库带来的第一和第二季度发电量增长具有较高确定性；二是蓄水和来水改善带来的联合调度效应。其次，来自水风光一体化规划和项目落地的增长点。尽管建设节奏并不快，但能源局早在2021年前后就提出过水风光一体化概念，大型水电公司也都宣布了"十四五"期间新能源装机目标，预示着未来有较高的装机增速。

3. 水电投资转型与市场价值

实际上，在"十四五"规划的前半期，各大水电公司主要关注的是资源获取。整个投产、包括建设周期，主要会集中在2023年到2025年。这主要是因为他们对整个项目的收益率有所考虑。首先，这些公司不受强硬的清洁能源转型考核要求约束，因为他们的大型水电项目本身就是清洁能源。其次，大型水电资产回报率相对较高，如果风光资源项目的回报低于水电公司内部的回报率要求，他们在投资决策时会更谨慎。这也解释了为何大家在前期更注重资源的获取，而不急于投产项目。

另一方面，水风光一体化项目必须基于现有水电的土地，包括输电通道等开发，以实现成本和消纳能力的最优化。水电公司并不急于行动，因为他们手中已有水电资源，其他竞争者无法享有相同的系统调度和上网优势。个人认为，水风光一体化是一种能够充分利用资源，在清洁能源前提下提高风沙资源消纳能力的方式。

事实上，水电与风电可以形成季度调节，与光伏则可以实现日度调节。即使最小的水电站，也能在一定程度上进行日内调节。例如，正午光伏发电量大时，水电发电量减少；傍晚光伏不发电时，水电增加发电量。这种做法可以实现输电通道的最充分使用，并优化电价。

我们预计从2024年到2025年，各大水电公司新能源装机的投产，将为装机规模带来相当客观的增长。特别要指出的是，抽水蓄能是水电公司未来发展的一个重点方向。如长江电力在投资者交流中多次提到，公司将重点投资抽水蓄能。相对于其他主体，水电公司在技术、运营经验和资源方面都具有优势。他们可以在现有电站的上游或下游增加水库，将现有电站改造为抽水蓄能电站，从而降低建设成本和缩短投资周期。华能国投电力的两河口混合式储蓄电站就是一个例子，通过系统改造，电站不仅可以作为普通水电站运行，在需要时还能作为抽水蓄能电站使用。这在未来碳中和持续推进的过程中，具有丰富的想象空间。

而且随着电力市场化改革的逐步推进，包括现货市场的建设，将能使风光能源峰谷价差更加明显。因此，水电站进行的抽蓄投资回报率有望实现更市场化的体现。

此外，水电也是电力市场化改革的受益者，虽然变化相对较慢，但对水电影响却容易被投资者低估。在整个"十四五"规划期间，水电的电价远低于其他类型电源。我们统计上市公司的上网电价发现，水电电价基本比燃煤标杆电价低大约30%。从2019年起，火电电价呈上升趋势，而水电电价却在下降。

云南省是全国较早将水电纳入市场化交易的省份，在"十三五"期间，大规模水电集中投产导致了弃水和消纳问题。云南省政府建立了市场化交易机制，并吸引清洁规律产业投资，反映市场供需变化的交易价格普遍上涨。在"十四五"期间，驱动因素多样化，导致省内电力需求明显增长，市场化交易电价每年上涨。

综上所述，水电公司在碳中和转型的过程中具有独特的优势，同时也能在电力市场化改革中获益。

4. 水电价值递升的市场预期

碳中和背景下，水电的价值得到重新发现。24年政策延续，电价限制解除，预计可以维持5%~6%的上涨。以云南为例，水电成本显著低于市场平均电价，当供需不平衡、交易渠道打开时，水电价格具备稳定上涨的空间。江苏和浙江也是典型案例，水电外送价格与火电价格挂钩，电价上涨时水电同步调整。整体而言，水电市场需求非常刚性。

政策开放时，水电“水涨船高”潜力显现，但需强调，过程渐进不突兀。电力市场化推进下，水电灵活调节特性和参与辅助服务市场为其带来额外收入。参照澳大利亚电力市场，发现水电等灵活电源在完全市场化中，负电价报告频次最低，收益回报最好。

水电财务状况分析：折旧约占成本的20%，财务费用因公司不同而异。其中，人力成本及其他可变成本比较低，度电净利润达到1毛钱左右，利润水平处于最高。特别地，华能水电年内生增长约1~2亿，这虽不显眼，却构成长期增长保障。预计大水电未来投产周期将在30年左右。

水电公司正在优化财务结构和现金流使用，如长江电力每年100亿的投资计划，18年希罗杜和向家坝电站投产后释放显著经营性现金流。未来龙头水电从投产到稳定运营将为公司带来更多现金流使用想象空间。

对。

5. 水电投资价值的多维提升

除此之外，水电公司的资产负债率下降和财务费用率的降低也将带来利润的持续释放。我们可以看到，龙头水电公司通过内生增长已经实现了新能源装机规划。在考虑上游大水电装机规划时，可能仍存在一定的融资需求，但总体上来讲，水电公司的再投资压力相对较小。拥有较大存量规模的水电公司能够灵活运用更多资金，未来投资空间更大，表现出内生且可持续的杠杆作用。观察分红派息情况，水电公司整体股息率虽不高，长电约为3.5~4%，而华能水电和国投川投因后续投资更多，股息率大约只有3%，但其股息的稳定性恰是他们的优势。

关于水电的估值，当前的区间大约在15倍至20倍PE之间，龙头公司如长电和华能水电的估值约为18倍，而国投和川投的估值大约为15倍。值得注意的是，估值水平并非静态，随着电力市场化改革的推进，水电公司可能会看到估值水平的进一步上升。2022年国家发布了加快建设全国统一电力市场的指导意见，提出到2025年和2030年电力市场化改革的中期至中长期目标，强调新型电力系统应向低边际成本、高系统成本方向发展。因此，电力的不同价值属性应通过设计不同交易品种体现出来，以充分表现电力的综合价值。在当前技术条件下，大水电是三者中最佳的电源，因其具有清洁性和廉价的属性。

我们认为随着市场化交易的增加，水电的估值有进一步向上的空间。总结今天的讨论，短期看，大水电投产后，随着水势恢复及周期波动趋于正常，我们期望看到电量的上涨。中期变化是清洁能源投资的增加以及内生增长和稳定现金流带来的长期投资价值。长期看，随着电力市场化改革的深化，水电在清洁性、稳定性和灵活性方面的特点将带来更综合的电价收益。因此，我们认为水电板块有一个长期持续的价值体现。

6. 水电资产价值与市场化展望

具体到上市公司，我们认为龙头公司各有特色和亮点。鉴于时间有限，我将简要介绍龙头公司当前的状况及其主要资产情况。

长江电力主要掌管的是包括长江和金沙江流域的六座核心电站，这六座500万千瓦级电站在2023年第一季度已经并入上市公司。然而，由于今年早些时候水库蓄水的影响，不论是现有电站的发电量水平，还是联合调度的能力均未能得到充分体现。如果来水状况恢复正常，鉴于去年第一季度和第二季度基数较低，我们期望在2024年能够看到显著的基数效应。电站资产的注入每完成一个周期，都释放了现金流使用的空间，我们看好在上述电站并入之后，长江电力在现金流使用上的灵活性将更强。国投电力和川投能源是基于雅砻江流域两洋投产且再次上台阶的两家公司值得关注。固投和川投在后续投产方面，雅砻江的持续性相对较好，并存在更多抽蓄混合和其他改造潜力。

近期，国家能源局发布了针对阳江流域8000万千瓦新能源水风光一体化清洁能源走廊的整体规划。随着国家整体规划的出炉，我们预期装机建设和投产进度将进一步加快。因此，从成长性角度看，国投电力和川投能源都非常值得关注。国投电力手中尚有一部分火电资产，我们预期其2024年火电资产的盈利回报将进一步改善。至于川投，它更多是纯水电公司，在雅砻江流域的水风光一体化投资领域拥有优势。

接下来讲华能水电，该公司综合电力企业的身份让它在多方面显示出潜力。它不仅在云南省的电力市场化变革过程中扮演了重要角色，而且由于位于南方电网快速发展的区域市场，部分电量能够参与到区域一体化的电力现货市场中。在这样一个市场开放的环境下，华能水电相对能够更快地向市场展示电力市场化改革的成果。如果来水恢复正常，我们期望该公司能快速见证来自市场化改革的水电价值重新评估。这就是我们今天交流的主要内容。

至于线上提问环节，我们请尾号9578的参会者进行提问。

关于第十五页PPT的问题，涉及到注入的和计划注入的电站装机容量，其中已包括乌东德和白鹤滩。在之前提供的数据上，我们考虑的是从2020年起至"十四五"期间的新增装机计划，所涉及的长电和国投电力的装机都已经计算在内，例如长电的500万千瓦和国投电力的两个电站以及洋房沟。而华能水电的预计在2024年中或下半年投产。

关于水电装机量的增长目标，如果单纯从增长比例计算，华能水电以约7%的复合增长率领先。这种统计包括了西藏段装机容量的增长，但实际投产时间将推迟至2030年之后。对于长电在年报中提到的抽蓄电站目标，询问的是其收益来源是来自新建设投资还是现有水电站的改造提升。长电由于各电站规模较大和相互距离较远，并不适合存量电站的改造，而更倾向于新建设项目。当前的回报机制提供6.5%的稳定回报，基于新增投资获得收益。