业绩预测
拆解完长江电力的报表，我们就可以开始从利润表的关键点出发，对公司未来发展前景进行预测了。
一、营业收入预测
首先我们先聚焦最主要的境内水电业务收入，无非由“售电量”和“售电价”两方面决定。前面我们已经说过，在乌东德、白鹤滩注入长江电力之前，四个电站在正常年份的售电量基本都在2000亿度之上。2016至2022年间，葛洲坝、三峡、溪洛渡、向家坝的平均年售电量为2083亿度，我们用这个数据来预测以上四电站在未来的年发电量。
对于2023年新并入的乌东德、白鹤滩，因为历史售电量数据并不是很充分，我这里就采用年设计发电量来进行预测了。乌东德电站的年设计发电量为389亿度电，白鹤滩为624亿度电。
其实，长江电力电站的实际发电量一般都会超出设计发电量，以往四个水电站的设计发电量合计为1917亿度电，但除了极度干旱的2022年，剩余年份的实际发电量都比设计值高10%左右。不过从保守谨慎的角度出发，这里就直接按照设计发电量来预测了。
此外，“六库联调”也可以提升发电量。根据公司披露的信息，仅仅在来水较少的2023年第一季度，六库联调的增发电量就有15亿度。我个人推测，在以往四库联调的基础上，六库联调可以实现65亿度电的增发电量。这也符合公司给出的“60-70亿度电”的增发指引。
另一个电量增长来源是扩机增容，也就是对已投产电站的“扩建工程”，根据目前长江电力的安排，2023年会在已投产的四个电站增加390万千瓦的装机容量。我们假设装机容量的增加会等比例增加售电量，隐含的假设是机组利用率不变。那么，根据已投运的4550万千瓦装机规模和年均2083亿度的售电量，扩机增容会带来178.5亿度的增量售电量。
盘完售电量之后，让我们来盘一下售电价格：
这两年，其实有很多投资者非常关注长江电力的电价市场化程度，理由是其他电力公司上网电价基本都比目前长江电力合同售电价格要高。招商证券在研究报告中写到：2021年火电、水电、核电的平均上网电价分别为额每度电0.40、0.31、0.40元，而长江电力的上网电价还不到每度电0.27元。
这种情况下，很多投资者觉得，只要市场化比例提高，让其他发电模式和水电同台竞争，水电肯定能实现涨价。这个逻辑在短期内或许成立，但从长期来看，即使终端用电量每年都在上升，我认为长江电力的售电价格也没有什么上涨空间。
可能会有投资者觉得，国家为了扶持制造业，推进制造业兴国的发展战略，需要刻意压低电价。虽然我同意上网电价不会大涨的结论，但我并不认可这个逻辑。我承认国家可能会有这方面考量，但宏观调控无法背离市场规律，如果电价低到企业发电即亏损，那企业必然没有发电的动力，最终导致大范围的缺电。
我之前有提到，社会主流发电模式的成本决定了电价下限，国家的调控也没法超越这个规律。现在，社会主流发电模式是火电，今年前三季度，火力发电占比近7成。火电需要烧煤，所以煤价决定了电价的下限。以后，随着风电、光伏的占比越来越高，电价与新能源发电成本的关系将变得越来越紧密。实际上，新能源发电成本不仅追上了煤电，而且依然在逐年下降……长远来看，电价并没有上升的基础。
（数据来源：民生证券研究报告《电力行业2024年度投资策略：“沉”与“浮”》）
综上所述，虽然长江电力等水电公司目前的上网价格比电力市场价格要低，但我在做未来的预测时，不会考虑电价上升的可能性，而是维持在当前水平。
对于葛洲坝、三峡、溪洛渡、向家坝四座电站，假设未来电价保持在过去7年的平均水平，也就是每度电收入0.2362元。按照2083亿度售电量计算，四座老电站的水电营业收入为492亿。
对于乌东德，白鹤滩电站来说，由于这两个电站前两年才刚刚投产，且前两年都采用了临时定价的模式，我们缺乏足够的历史数据进行预测，需要单独进行分析。
根据长江电力在2023年第三季度业绩说明会上提供的信息，乌东德、白鹤滩电站均为跨省跨区送电的大型水电站，在国家价格主管部门的统筹下，已于受电省市协商确定了与当地市场化交易电价挂钩的价格机制。据此，我们就可以根据相关省份的市场化交易电价，来倒推乌东德、白鹤滩的上网电价。
根据2020年《国家能源局综合司关于白鹤滩电站消纳有关意见的复函》，在每年的枯水期，乌东德电站需要在云南留存60亿度电，白鹤滩电站需要在云南、四川各留存40、100亿度电。其他的电能都会通过特高压输送到其他省份，也就是我们常说的“西电东送”。
根据长江电力在2022年度暨2023年第一季度业绩说明会上提供的信息，在外送电能中，送往高电价地区的电量比例已经达到80%，这里的高电价地区指的应该就是广东、浙江、江苏等经济发达省份。
招商证券在研究报告中测算了乌东德、白鹤滩的预期收入，测算思路跟我上面说的差不多，这里就直接引用招商证券的测算结果：预计乌东德的含税收入为114.8亿元，白鹤滩的含税收入为183.8亿元。
扣除增值税后，两电站所带来的增量营业收入为264亿，度电收入为0.2608元。乌东德、白鹤滩两个水电站的度电收入是高于其他四个电站的。
对于“六库联调”、“扩机增容”所带来的243.5亿度电，假设按照四座老电站的每度电0.2362元的价格上网，增量水电营业收入约为57.5亿。
因此，我们就得到了乌东德、白鹤滩投运、扩机增容完成之后的水电收入规模。往后看三年，也就是2026年，我认为水电收入达到这个规模的难度不大：
接下来我们看看水电之外的业务，在利润表中，由于“其他业务收入”主要由受托管理水电站产生，这块收入在乌东德、白鹤滩并表之后自然会消失，因此我们在业绩预测时将其他业务收入归零。
“其他行业收入”主要包含的是秘鲁地区的配售电业务，可能还有一些新能源业务；2022年，这部分收入一共有72.4亿元。
根据长江电力在2023年第三季度业绩说明会上提供的信息，秘鲁地区的配电电价每四年由监管机构核定一次，2022年至2026年的配电电价比前一周期提高了10.8%。按照这一模式，我认为在2026年之前，秘鲁配电电价应该不会再变化。
此外，长江电力也提到，目前秘鲁业务已经从疫情中恢复，售电量基本接近2019年的历史最高值。正常来说，随着经济的发展，用电量会呈现出相对稳定的增长趋势。对于秘鲁业务，我们姑且认为其年增长率可以维持在3%左右的水平。按照这个增速，2026年长江电力的其他行业收入可以达到81.5亿元。
到这里，收入的预测就完成了。在我的预测中，2026年，长江电力的营业收入为895亿元。
如果往远期来看，长江电力的收入增长来源主要有三个：
第一个是新项目的获取。目前，我们国家在金沙江中上游、雅鲁藏布江等地还有一些没有开发完的水电资源。如果金沙江中上游能有新的水电项目落地，长江电力或许能有新项目注入。
第二个是既有项目的改扩建。通过改良发电机组，提升发电功率的方式，长江电力的收入利润也会有所增长。
第三个是其他新能源项目的建设。比方说，目前公司已经储备了4000万千瓦的抽水蓄能项目资源，重庆菜籽坝、甘肃张掖的两个抽蓄项目已经开工，不过要等到2028或者2029年才能投入发电。除了抽水蓄能，风电、光伏项目也能带来业绩增长，这都会在报表中体现为“其他业务收入”。
综合来看，我认为长江电力的收入能够保持在2%左右的复合增长率。
二、营业成本及毛利预测
由于长江电力的业务非常稳定，毛利率应该也是比较平稳的，所以对于几年之内的业绩预测，我们可以沿用历史毛利率。在2016至2022年间，长江电力的平均毛利率为61.4%。
新收购的乌东德、白鹤滩没有反映在上面的毛利率中，但我们可以通过收购时的交易报告书来找到两座水电站的毛利率。2021年，乌东德、白鹤滩的毛利率可以达到65.2%，比长江电力其他几座水电站的毛利率要高。
注：2022年1-6月的数据没有参考意义，这6个月内白鹤滩投产了新机组，再加上是枯水期发电量较少，毛利率低一些很正常。
因此，注入乌东德、白鹤滩后，再加上“六库联调”会提升资产利用效率。我们可以合理推测，未来几年长江电力的平均毛利率可能比61.4%要高一点，我们就暂时按照62%来做业绩预测。
但如果我们把眼光放得更长远一些，我们会发现长江电力的毛利率可能远比这个数值要高……
在前面已经说了，营业成本的主要组成部分就是固定资产折旧。然而，由于水电站大部分资产的使用年限都会长于折旧年限，这就意味着在折旧计提完毕之后，水电站资产还可以继续使用，继续创造利润。因此，对于长江电力这种公司，折旧结束后的毛利率水平会出现大幅提升。
当折旧年限结束之后，考虑一定比例的维护开支，我们假设折旧费用下降75%。2023年上半年，在乌东德、白鹤滩注入长江电力体内之后，半年的折旧金额为94.5亿，据此推测全年的折旧金额在189亿附近。
如果按照75%的降幅，未来40-50年，长江电力的营业成本仍有至少140亿的减少空间。这部分成本的减少，会以“细水长流”的方式慢慢体现到报表之中，并使得长江电力的利润逐步上升。
三、财务费用
前面已经提到，按照2023年前三季度的财务费用推算，全年的财务费用应该在126亿附近。未来，随着长江电力逐步偿还账面上的有息负债，财务费用会逐步下降。从理论上说，最后财务费用是有可能归零的。
此外，前面也提到，2010至2015年，财务费用从43亿压缩到29亿，5年减少了32.5%；2016至2022年，财务费用从67亿下降至41亿，6年减少了39%。按照历史规律，即使本次负债偿还得慢一些，15至20年之后，长江电力的有息负债可以基本偿还完毕，财务费用归零。因此，从远期来看，长江电力的费用有126亿的压缩空间。
到这里，其实我们已经找到未来几十年长江电力业绩增长的重要来源：折旧费用的140亿，和财务费用的126亿。
四、投资收益
我们在前面已经说到，长江电力的投资收益是可持续的。
不过，由于长江电力所投资的行业都是涉及国计民生的重要行业，不能随便提价。所以，在我们的预测中，我们就假设未来投资收益的增长率与CPI增速基本一致，设定在2%左右。
虽然这个增速明显低于过去几年的均值。但我觉得谨慎一些也好，从长远来看，公司投资版图的扩张速度恐怕难以维持前几年的速度。
到这里，对业绩有影响的关键变量就已经分析完了。对于其他稳定且影响不大的变量，我们就沿用历史比例。现在，我们已经有足够的数据做出长江电力的业绩预测。
五、价值分析
从这里开始的内容，有非常强烈的个人色彩。这些分析仅供大家互相交流学习。由于投资目的和风险偏好的不同，不同投资者的投资思路、估值方法、决策体系的差异非常之大，每个人应该独立构建适合自己的投资体系。
我通常的思路是，往后预测三年的利润，按照业绩稳定性及现金流质量对利润进行调整，而后根据公司成长性和市场历史均值来决定公司市盈率，最终得出公司三年之后的估值。
我们首先来做一个三年之后的业绩预测：
根据这一份业绩预测，长江电力2026年的归母净利润为369.32亿元。此外，在现金流量表分析部分已经提到，由于长江电力的业绩稳定性非常好，利润的现金含量极高，因此我们在估值时完全没有必要给利润打折。
有了预测的业绩金额，我们接下来还需要找到估值，也就是投资者常说的市盈率。理论上，市盈率取决于两个因子，一个是要求回报率，另一个是长期可持续增长率。
价值投资体系开创者格雷厄姆曾说过：“把AAA级债券的资本化比例提高一倍，可以适当抵销优质股票和债券之间存在的风险差异。”；基于此，对于优质企业，我一般将折现率定为无风险收益率的两倍。这里的无风险收益率是站在投资者角度的无风险收益率。
对于个人投资者来说，我认为中长期的人寿保险回报率可以近似看为“无风险收益”，去年我购买的某头部保险企业的长期人寿保险的年化收益率大致为4%。将4%作为无风险收益率，那么我的折现率就是4%的两边也就是8%。
最简单的市盈率的计算方法如下：
由于“要求回报率”被设定为无风险收益率的两倍，所以当长期可持续增长率与无风险收益率近似相等时，市盈率可以进一步简化为无风险收益率的倒数：
相应的，当长期可持续增长率略高于无风险收益率时，市盈率会比这个值高一些，我一般会粗略取值30倍；如果长期可持续增长率低于无风险收益率时，市盈率会比这个低一些，我一般会粗略取值20倍。
至于长江电力长期可持续增长率，我们在前面已经谈到，长江电力的长期增长有两方面驱动因素，一个是收入及投资收益的稳步增长，这部分带来的年化增长预计为2%左右，另一个是折旧及财务费用的减少，两者一共有266亿的减少空间，如果按照25%的所得税来保守计算，那对归母净利润的影响大约是200亿，这200亿的增量业绩会在未来50年逐步体现在利润表之中。
我们预测的2026年归母净利润是369.32亿，如果在50年内增加200亿，那成本优化驱动的年化增长率就是0.87%。所以，即使将两者叠加，长江电力的长期可持续增长率也不到3%，比无风险收益率低一些。因此，我将长江电力的预期市盈率设定为20倍。
需要注意的是，这只是我按照自己的要求回报和预估增长率所测算出的估值，只适合于我自己的风险偏好，实际市场估值水平往往会与这个数据有差异。理由很简单，其他投资者的要求回报率不一定跟我们一样，其他投资者的利润预测也不一定跟我们一样（而且往往都不一样）。
比方说，对于那些做短线的激进投资者，心中给大盘股的要求回报率就会高很多，通俗的讲就是“嫌大盘股涨的慢”。
不过，市场先生的出价在短期内是疯癫的，但从长期来看，其实具备一定的合理性，可能已经考虑了一些我没识别到的风险。所以，我一般也会参考长期市场估值对自己的预期市盈率进行一些修正。
根据东方财富Choice软件导出的结果，我们发现，从2016年年初到2023年11月底，长江电力股票的实际市盈率平均值在18.9倍，且大部分时间在15.4倍至22.5倍之间的区间波动。市场实际交投结果比我预估的结果略低一点，但偏离程度不到1个标准差，那么我就直接按照20倍来测算了。
代入20倍的估值，我们得到了长江电力2026年的预期市值，即7386.4亿元，相比于目前5574亿的市值还有大约32.5%的空间。单从股价来看，持有三年的年化预期收益率为9.8%左右，如果加上3.5%的股息，则年化回报在13.3%左右。
风险分析
说完了长江电力的估值和预期回报率，接下来我说说投资长江电力的几个风险。从长期来看，我认为投资长江电力主要存在着三项风险：
一、大型自然灾害
先说一个概率最低的，那就是大型自然灾害的风险。其实每一个公司都需要面对这类风险，只是极端自然灾害对大多数公司的影响没那么大，买个保险基本能覆盖掉这些风险，但对少数公司的影响就会很大。
很不幸的是，长江电力恰好就属于影响较大的那一类，因为长江电力的资产过于集中。长江电力的核心资产就是那6座水电站，分布在四川攀枝花到湖北宜昌的上千公里的江面上，抽象到地图上，完全就是6个数学意义的“点”。
水电站这种资产，使用年限可以长达几十年甚至上百年。即使不考虑已经投产很久的葛洲坝，剩下5个的点，在未来50-100年内，不能发生极端自然灾害，尤其是会对大坝产生根本性破坏的大地震。客观来说，即使在50-100年的时间维度中，发生这种极端灾害的可能性也很低。但只要遇上了，那就可能会产生百亿级的损失。
说这个不是为了让投资者嫌弃长江电力，这种极端情景几乎不可能发生，但概率毕竟不是零；所以，即使觉得长江电力再稳定再优秀，我认为都不能all in，必须用适当的分散来对抗极端风险。
二、主流发电成本降低
前面我们已经聊到，长期来看我们的电价下限由社会主流发电成本决定，低于这个成本必然会导致电力的供不应求、拉闸限电，即使调控也难以违背这个客观规律。
水电重要的核心竞争力就是成本比火电低。水电的边际发电成本几乎为零，但火电需要购入煤炭，能接受的电价是有下限的。
然而，未来光伏和风电在能源结构中的占比必然越来越高，光伏和风电与水电类似的一点是，发电边际成本几乎为零，那是不是意味着水电会在光伏和风电的竞争下陷入严重亏损？
首先，我们来看看全生命周期的成本，在电力行业中，衡量全生命周期度电成本的指标是LCOE，这个指标不仅考虑了运营期发电原料的成本，也充分考虑了初期建设的成本。根据中金公司的研究报告，目前水电、陆上风电、光伏的LCOE均为50美元左右。
但是，水电成本已经没有太多下降空间了，而光伏和风电的成本仍有下降空间。彭博新能源财经（BNEF）指出，到2050年，全球主要市场的风能、太阳能发电成本为每兆瓦20美元，届时新能源发电成本将比水电低很多。
既然有了更便宜更环保的，那水电站还有什么用？是不是感觉水电像是一个会被淘汰的技术？
其实并不是。
光伏、风电固然属于清洁能源，但这些发电方式完全靠天吃饭，稳定性比起水电要差的很远。天气好的时候突然一下发很多电，电网承载不起来，导致大量“弃电”；天气不好的时候根本一度电都没有，所有人都没有电用。
要解决这个问题，只有一个办法，那就是“调峰调频”。目前，调峰调频的主力是火电站，新能源发电跟不上的时候火电站增大功率，而新能源发电充足的时候火电站就停机。然而，火电毕竟不属于清洁能源，如果想完全用清洁能源解决调峰调频的问题，只能依靠储能：发电过多时把电能存起来，等发电不足的时候把储存好的能源拿来用。
其实，水电站的库区本身就是一个巨大储能池，并且水电机组的启停速度相对较快，可以对新能源发电实时情况作出快速反应。当区域内风电、光伏没有发电能力的时候，就可以加大水电的输出功率，从而克服风光发电随机、间歇、不稳定等弊端。
未来如果光伏、风电真的成为我国电力系统主流，那水电的“稀缺价值”反而更明显，那就是作为储能环节的一部分，承担起稳定清洁能源系统的使命。
这种稀缺价值，如何体现在公司业绩之上？这就需要期待电力市场改革的成果了。目前，我们国家的电力市场以电能量市场为主，也就是买卖电量本身，通俗的说就是“一度电多少钱”。
然而，这种市场并不能为电力来源是否稳定进行定价。从社会的角度看，水电这种能够“调峰调频”的资源理应基于稳定性而获取更高的回报。为了实现这样的目的，国家电力市场改革将引入“容量市场”、“辅助服务市场”，这两者都能够为水电、火电这样的“电力系统稳定器”创造回报。简单来说，这些补偿能够帮助发电企业回收固定成本，并将这部分成本间接转嫁到终端消费者身上。
目前，这两种市场还处于发展初期，容量补偿机制处于地方试验阶段，目前率先在云南、山东等地进行探索。辅助服务市场主要以补贴的形式落地，收到补贴的主体主要是火电企业。以后随着市场的完善，范围会逐步的扩大。
因此，光伏、风电虽然成本会比水电低，长期度电电价可能会下降。但是，届时水电也很有可能有能力通过“容量市场”、“辅助服务市场”变现其他层面的价值。在我看来，这项风险的确存在，但问题不大。
三、气候变化
气候变化是真正的“灰犀牛”，是一场概率高且影响巨大的潜在危机。
2022年7-8月，一场极端高温席卷整个长江流域，降雨稀少，气温极高，连夏季气候向来温和的成都也出现了40度高温。2022年的气候背景是，副热带高压规模庞大，且强度极强，控制了长江流域的大范围地区。在副热带高压的控制区域内，高温与干旱并存。
由于水电站业绩与来水情况密切相关，高温干旱就使得水电站“发电原料”少了很多。长江电力的业绩也因此受到了明显影响，从2022年第三季度起，长江来水明显转枯，当季度归母净利润就出现了30%的降幅。此后，由于水电站的水位较低，积攒的重力势能不足，间接导致2023年前两个季度的业绩也出现了下滑。一次极端高温干旱，对长江电力的影响时长可以超过1年。
在全球变暖的大背景下，极端气候现象的出现频次在增加，全球天气系统越来越不稳定，降水也越来越难以捉摸，“百年一遇”的气象灾害正逐渐变成“十年一遇”甚至“五年一遇”。这就意味着，以后长江流域水电站的来水波动性可能会越来越大，进而导致长江电力的业绩变得越来越不确定。
此外，从历史资料来看，我国气候冷暖交替呈现出周期变化的特征。比方说，我国河南地区曾经出现过大象，说明气候曾经变暖导致河南地区适宜大象生存；辽宁地区也出现过俄罗斯境内的猛犸象，说明气候曾变冷到辽宁成为与西伯利亚类似的寒带。
当前，大多数地区搜集的气象记录基本只涵盖数十年。随着气候周期变化，这数十年间总结的规律可能会失效。这种变化会不会影响长江来水情况，会不会影响长江电力的业绩，我们不得而知。但是，站在投资者的立场上，我们必须要承认这种可能的存在。对一般的企业我们没必要看这么远，但对于水电站这种使用周期可能长达百年的项目，想多一点也不是坏事。
以上，就是长江电力的全部分析了。这家公司是我非常欣赏、喜欢的一家公司，长电也是非常重视投资者关系的一家公司。我持有长电的时间也比较长了，应该也有6年了；之所以没有纳入“股票组合”，是因为一开始就把长电当“保险”看待了![[狗头]](http://assets.imedao.com/ugc/images/face/emoji_80_doge.png?v=1 "[狗头]"){kind=small}