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前言：从中观三维度探讨企业盈利变化与成长性

本报告旨在从商业模式、行业空间和行业格局三个维度探讨水电企业的利润变化和增长。其中，商业模式是企业的盈利模式和增长模式。,作为典型的重资产行业，，水电企业的盈利模式中收入取决于电价和发电量 （装机量、利用小时），而成本则主要表现为固定资产折旧（单位投资 成本）和财务费用（融资成本）；增长模式主要通过水电站建设期的高资本支出(本质上是装机容量的增加)在投产后获得丰富的首席财务官。行业空间可以判断两点，一是水电行业未来装机容量增速；二是增量项目利润的边际变化(主要影响因素是单位投资成本和利用小时数)。产业格局描述了高投资壁垒如何导致产业高度集中，西电东送如何通过影响水电企业的电价和利用小时来重塑产业格局。

从存量来看，一方面水电龙头可以在其控制流域内实现多个电站的梯级调节，从而在保证消耗的前提下，平滑来水的波动，保持利用小时的相对稳定；另一方面，随着偿债压力的逐渐减轻，财务费用的持续下降可以抵消市场电力交易比例扩大带来的不利影响。因此，水电领军企业的业绩有望持续保持稳定。从增量来看，随着优质水电资源的稀缺，龙头水电公司CAPEX正在下降，企业利润有望以分红的形式返还给投资者。 业绩稳健+高股息率的类债属性仍将是水电龙头的主要特征。

行业层面：高 CAPEX 构建壁垒，西电东送重塑格局

商业模式：典型重资产行业模式，高 CAPEX+充沛 CFO 水电行业的商业模式是典型的重资产行业商业模式。水电站建设主要表现为建设期资本支出高、投产后运营期现金流充裕的基本特征。其中经营期分为三个阶段：(1)折旧期的贷款偿还期，随着还本付息压力的逐渐减轻，现金流和净利润逐渐增加；(2)折旧期(还本付息期末)，在此期间现金流和净利润稳定在较高水平；(3)折旧期末，本期净利润进一步上升到较高水平后保持稳定，而现金流量略有减少后保持稳定。

目前， 水电站生命周期分为建设期和运营期。大中型水电站的建设周期约为5-10年，而一些小水电站的建设周期略短，约为2-3年(5MW以下的水电站为小型水电站，5-100 MW为中型水电站，100 m-1GW为大型水电站，1GW以上为巨型水电站)。从建设期成本构成来看， 建设期：建设成本主要为工程费用和水库淹没处理补偿费。(建设成本、机电设备及安装成本、金属结构设备及安装成本、临时工程成本)、静态总投资主要包括工程费用(农村移民补偿费、专项恢复重建费、学校及企业搬迁补偿费、库区保护费、库区保洁费等。)和水库淹没处理 补偿费约占5%。独立费用以及基本预备费。其中，工程费 用和水库淹没处理补偿费是占比最大的两项，合计可占到总成本 90%， 独立费

运营期发电收入：由电价、利用小时两因素决定。水电站投入运营后， 运营期的发电收入主要由上网电价和上网电量两因素决定。目前，水电 站上网电价的主要定价方式主要分为四种：

成本加成法：上网电价由政府价格主管部门根据发电项目经济寿命 周期，按照合理补偿成本、合理确定收益和依法计入税金的原则核 定。其中，合理收益以资本金内部收益率为指标，按长期贷款利率 并考虑风险因素核定。2001 年 4 月前已投产水电站（曾执行还本付 息电价）、2004 年及之后所在省市未公布标杆电价的中小型水电站 基本都遵循的是成本加成法定价机制。

落地省区电价倒推法：根据 2014 年国家发改委发布的《关于完善水 电上网电价形成机制的通知》， 对于跨区送电的水电站，以受电省市 电厂同期平均上网电价水平确定落地电价。上网电价为落地电价扣 减输电电价和损耗后的倒推价格。

水电标杆电价法：2004 年发改价格相继发布 1037 号、1038 号、1125 号文件，首次规定了部分省份新投产水电机组的上网标杆电价。2014 年国家发改委发布的《关于完善水电上网电价形成机制的通知》中 提出，各省（区、市）水电标杆上网电价以本省省级电网企业平均 购电价格为基础，统筹考虑电力市场供求变化趋势和水电开发成本 制定。水电比重较大的省（区、市），可在水电标杆上网电价基础上， 根据水电站在电力系统中的作用，实行丰枯分时电价或者分类标杆 电价。个别情况特殊的水电站上网电价个别处理。

市场化定价法：由于电力市场化改革的不断推进，部分水电站上网 电量陆续开始参与到各地市场化竞争中，由市场供需关系形成电 价。当前参与市场化交易的主要是部分跨省跨区外送的水电站。

上网电量的计算公式为发电量*（1-厂用电率）-线损，发电量的计算公 式为装机量*利用小时数，在装机量、厂用电率基本不变的情况下，上 网电量主要取决于利用小时的高低，而利用小时的高低则取决于来水情况（自然资源波动）、电力消纳（弃水率）以及节水增发能力（流域梯 级联调）三个方面。

运营期成本分析：折旧、财务费用是前两大支出。我们详细梳理了水电 站投产运营后各项费用及其占比。其中，固定资产折旧费在成本中占比 最大，大致在 40%-45%；利息支出导致的财务费用在运营期第一阶段（折 旧+还本付息）是成本中占比第二大项目，其占比随着本金的偿还将逐 步下降；水电站修理费按固定资产的 1%提取，这部分约占总成本的 10% 左右；剩余占比较大的是库区基金费和水资源费，分别按照 0.008 元/千 瓦时和 0.005 元/千瓦时提取，两者合计可占到总成本的 10%左右；剩余 的成本构成包括燃料及动力费、保险费（非强制险种）、职工薪酬、材料 费和其他费用。

行业空间：资源开发超六成，有望逐步由流域中下游向上游转移

国内水电资源开发已超六成。根据国家发改委 2005 年发布的全国水利资 源复查结果，我国水电资源理论蕴藏装机为 6.94 亿千瓦、技术可开发装 机为 5.42 亿千瓦。截至 2018 年末我国水电装机容量为 3.5 亿千瓦，占技 术可开发量的 63%。其中，十三大水电基地目前规划总装机量达到 2.86 亿千瓦，占到可开发总装机量的 53%。

行业装机增速放缓，发电量占比下降。“十二五”期间国家对于水电开 发的政策为推进西部大型水电站开发、因地制宜开发小水电站。然而由 于开发速度过快叠加西南地区电力消纳能力不足导致弃水率上升，水电 的利用小时数不断下降，因此“十三五”期间国家政策转为科学有序开 发大型水电、严格控制中小水电。受此影响，水电新增装机不断下滑， 2018 年新增装机仅为 832 万千瓦；发电量占全国总发电量比重也逐年下 滑，由 2016 年的 19%下降至 2018 年的 17%。

当前在建装机主要集中在金沙江和雅砻江。详细梳理十三大水电基地装 机信息后可以发现，规划装机最大的前五大基地分别为金沙江（7209 万 千瓦）、长江上游（3210.9 万千瓦）、雅砻江（2971 万千瓦）、澜沧江（2581.5 万千瓦）以及大渡河（2552 万千瓦）。当前在建项目主要集中在金沙江 和雅砻江水电基地，在建装机分别为 3417 和 1006 万千瓦。其中，金沙 江的在建装机主要是三峡集团的乌东德（1020 万千瓦）、白鹤滩水电站 （1600 万千瓦）；雅砻江的在建装机主要是雅砻江电力（国投电力持股 52%、川投能源持股 48%）的两河口（300 万千瓦）、杨房沟水电站（150 万千瓦）。

未来开发趋势预计由中下游向上游转移，可能导致成本上升&利用小时 数下降。随着国内水电资源的不断开发，主要河流中下游优质水电资源 基本上开发完毕，优质水电资源变得日益稀缺，后续水电开发的趋势预 计将更多由中下游向上游转移，由此可能会带来单位投资成本的上升与 利用小时数一定程度的下降。以雅砻江流域为例，可以看到中下游随着 梯级电站高度的增加，单位投资成本存在明显的上升趋势，利用小时数 呈现一定下滑态势。考虑到雅砻江上游靠近西藏，开发成本预计会进一 步升高，由此可能导致水电站开发的经济性（IRR）难以保障。

行业格局：集中度高、西电东送重塑行业格局

投资壁垒导致行业集中度较高。当前政策鼓励发展大型水电而大型水电 站的前期资本开支很大且建设期无任何收益，因此行业具有很强的投资 壁垒，导致行业集中度较高。具体看，目前行业前七大企业均为大型央 企，截至 2018 年末三峡集团、华电集团、大唐集团、华能集团、国电投 集团、国电集团和国投集团已投产水电装机量分别为 49.44GW、 27.22GW、27.04GW、26.07GW、23.85GW、18.54GW 和 16.72GW；全 国已投产的水电装机容量 341.68GW，CR7 占比高达 55.28%，且后续很 大可能进一步提升。

十三大水电基地开发格局较为稳定。目前十三大水电基地的开发格局较 为稳定，其中金沙江水电基地：上游段由华电金沙江上游水电开发有限 公司负责开发，归属华电集团；中游段共布置龙盘水电站、两家人水电 站、梨园水电站、阿海水电站、金安桥水电站、龙开口水电站、鲁地拉 水电站和观音岩水电站共八座巨型梯级水电站，前四级由云南金沙江中 游水电开发有限公司（华电集团）负责，金安桥则归属民企汉能控股为 主（目前正公开转让），龙开口电站归属华能集团，鲁地拉归属华电集团， 观音岩归属大唐集团。下游段溪洛渡、向家坝由长江电力负责，在建的 乌东德、白鹤滩电站建成后将由三峡集团注入长江电力；澜沧江水电基 地主要由华能集团下属华能水电开发；雅砻江水电基地主要由雅砻江水 电公司负责开发，国投电力和川投能源各持有雅砻江水电 52%和 48%股 权；长江上游水电基地主要由长江电力开发；南盘江、红水河水电基地 主要由大唐集团下属的桂冠电力开发；大渡河水电基地由国电电力开发； 黄河上游水电基地主要由国电投集团开发；乌江水电基地主要由华电集 团旗下黔源电力和大唐集团开发。

金沙江（长江）、雅砻江和澜沧江来水情况和节水增发均更强。前文提 到影响利用小时数的重要因素包括了来水情况（自然资源波动）以及节 水增发能力（流域梯级联调）。来水情况方面，图 13 可以看出金沙江（长 江）、雅砻江和澜沧江均起源于西藏地区，其来水由冰川融雪和降雨两方 面决定；而南盘江、红水河则只取决于降雨多寡，因此在金沙江（长江）、 雅砻江和澜沧江上的水电站来水波动会更小。节水增发方面，由于干流 流域较长，且海拔落差较大，因此金沙江（长江）、雅砻江和澜沧江可以 形成多个能够进行梯级联调的电站以熨平来水波动，实现节水增发以提 升水资源利用率。

西电东送格局：北、中、南三通路格局基本形成。我国“西电东送”的 基本格局是建设“北、中、南”三大输电通道。其中，北通道包括东北、 华北、山东、西北电网，主要是通过开发山西和蒙西、陕北、宁夏火电 基地和黄河上游水电主送北京、天津、河北南网，并东送山东电网形成。 中通道包括华东、华中、川渝、福建电网，主要是通过开发三峡水电站、 金沙江梯级水电站、四川省的水电站向东部经济发达且能源紧缺地区送 电，供电主要对象包括华中、华东、福建地区。南通道包括广东、广西、 贵州、云南、海南和香港、澳门电网，其西电东送的总格局是开发贵州 乌江、云南澜沧江和云南、贵州、广西三省区交界处的南盘江、北盘江、 红水河上的水电资源及云南、贵州两省的坑口火电厂向广东地区进行送 电。

电价分析：外送两广电价>四川标杆电价>外送沪浙电价>云南标杆电价。 在实行西电东送后，西南地区主流水电站电价便分为两种模式，即外送 电电价和上网标杆电价（成本加成电价各厂各议，因此此处不在讨论范 围之内）。外送电价方面，由于执行落地端燃煤电价倒推，因此送电落 地省份燃煤电价更高，相应的水电站结算电价也会越高。从目前各省市 燃煤电价看，广东省（0.4530 元/千瓦时）和广西省（0.4207 元/千瓦时） 优势最为明显，其次是上海市（0.4155 元/千瓦时）和浙江省（0.4153 元 /千瓦时），外送江苏省（0.3910 元/千瓦时）相对不划算。上网标杆电价 方面，根据《关于四川电网统调水电站试行临时分类标杆上网电价的通 知》(川发改价格[2015]116 号文件，四川省内径流式水电站标杆上网电 价为 0.308 元/千瓦时(含 17%增值税，下同)，季调节(含不完全年调节) 水电站标杆上网电价为 0.35 元/千瓦时，年调节和多年调节水电站标杆 上网电价为 0.39 元/千瓦时。根据《云南省物价局关于调整完善我省丰 枯分时电价政策有关问题的通知》(云价价格[2013]139 号，云南省内除 鲁地拉水电站电价为 0.313 元/度；金安桥、龙开口、阿海水电站电价为 0.2893 元/度，龙江等 11 座水电站电价为 0.27 元/度外其余水电站电价为 0.235 元/度。因此，从上述数据可以看出，实行西电东送后水电电价的 高低次序分别为外送两广电价>四川标杆电价>外送沪浙电价>云南标杆 电价。

市场化折价分析：外送电广东地区竞争激烈，就地消纳云南省压力更大。 西南地区水电出力主要有两种消纳途径，其一主要是外送华东地区（江 浙沪）和广东地区，其二则是当地消纳（主要省份为云南省和四川省）。 从外送格局看，送广东地区的电站包括了长江电力、华能水电、华电集 团以及国投电力等 19 座水电站，竞争较为激烈；华东地区方面送上海的 主要是长电的向家坝和葛洲坝水电站、送浙江的主要是长电的溪洛渡水 电站、送江苏的则是国投电力下属的锦屏一级、锦屏二级和官地水电站， 基本上不构成竞争关系。此外，从广东省和江苏省市场电折价数据看， 广东省市场电让利幅度较大，虽然自 18 年初开始不断收窄，但目前让利 幅度仍在 3 分钱/千瓦时左右；而江苏省市场电让利幅度则一直稳定在 2 分钱/千瓦时左右。从当地消纳格局看，一方面近年来云南、四川两省发、 售电量差值呈现扩大态势，其中云南省差值更大，侧面说明其外送需求 更为迫切、省内消纳压力更大；另一方面从国家能源局公布的 2017 年前 三季度弃水报告看，四川省水能利用率为 88%而云南省水能利用率为 87.3%，相较四川省低 0.7pct，也从侧面说明云南省内消纳的格局相比四 川省压力更大。

投资策略：看好高股息率龙头及不受平台制约的高成长标的

利率趋势预期向下，高股息权益资产价值性凸显

利率预期随经济增速下行。经济增长是投资回报的重要来源，理论上说 利率水平应与经济增速呈现线性正相关关系。过去十年，虽然经济增速 持续下滑，但受到房地产价格持续上涨（房价上涨的资本利得可以覆盖 融资成本上升）、基建投资占比较大（地方政府对利率不敏感，承担大 量高利率债务）等因素影响，国内利率走势基本震荡走平。然而，未来 随着房价的止涨甚至回落、地方融资监管趋严以及刚兑的逐步打破，国 内利率水平有望随经济增速一起缓慢下行。

高股息资产价值性凸显。经济高速增长时期，货币政策放水带来资产价 格的上涨，盈利主要来自于资产的资本利得；而在当前经济增速缓慢下 行预计带动利率趋势向下的大背景下，想要获得资产的资本利得将会变 得越来越困难，业绩稳健且愿意回报股东的权益资产的价值性在新的背 景下无疑显得更为珍贵。当前固定利率国债一年期、三年期、五年期、 十年期利率分别为 2.59%、2.82%、2.96%和 3.21%，相比之下水电龙头 3.5%-4%左右的股息率更富吸引力，凸显了水电龙头的战略配置价值。

价值性凸显的结果是抬升标的估值。从出发点上看，购买业绩稳健、高 分红权益资产的主要吸引力是稳定的业绩+较高的分红率所导致的高股 息率。但是从结果看，资金的不断涌入还会对业绩稳健、高分红权益资 产的估值产生持续抬升作用。未来水电龙头估值抬升的驱动力预期分为 两种：（1）国内利率趋势向下导致水电龙头的价值性不断凸显，从而 带动国内资金增配；（2）在利率水平较低的海外市场，类似长江电力、 华能水电等盈利稳定、高股息率资产（如香港中华煤气、粤海投资、中 电控股等）均具有较高估值，当前水电龙头的估值距离海外同类型公司 估值水平仍存在一定差距，有望持续吸引外资增配。

新能源行业空间广阔，水电龙头受制平台约束无法涉足

优质水电资源稀缺，新能源行业成长空间广阔。前文提到截至 2018 年 末我国水电装机容量为 3.5 亿千瓦，占技术可开发量的 63%，水电资源 开发已超过六成，且随着国家政策转变，优质水电资源已经较为稀缺， 行业增长空间预期不断收窄且多数增量项目盈利性边际向下。反观新能 源行业，风电、光伏在逐步平价的过程中成长性不断提升，19 年新增装 机有望分别超过 25GW 和 40GW。当前新能源运营行业面临的主要问题 仍然是前期高补贴项目补贴拖欠导致的企业现金流紧张，而水电充沛的 现金流刚好可以与新能源形成良好互补，形成双赢局面。

多数水电龙头公司受制平台约束。对于目前的水电龙头企业而言，由于 背靠的集团较为庞大，因此集团内部对于业务的分工较为明确，导致多 数水电龙头基本仅拥有集团的水电资产。例如三峡集团中，长江电力拥 有集团的水电业务，而风电、太阳能发电业务则属于三峡新能源以及长 江新能源；华能集团中，华能水电拥有集团的水电业务，华能国际拥有 集团的火电业务，风电、太阳能发电业务则属于华能新能源（港股上市）。 这种模式的优势在于集团承诺公司为水电业务的唯一平台，避免了同业 竞争问题，但与此同时随着水电资源不断开发、优质水电资源变得稀缺， 不能涉足新能源发电业务使得水电龙头的成长性略显不足。

投资策略：看好高股息率龙头及不受平台制约的高成长标的

投资策略：看好高股息率龙头及不受平台制约的高成长标的。当前经济 增速缓慢下行预计将带动利率趋势向下，业绩稳健且愿意回报股东的权 益资产价值性不断凸显。从出发点上看，购买业绩稳健、高分红权益资 产的主要吸引力是稳定的业绩+较高的分红率所导致的高股息率。但从 结果看，资金的不断涌入还会对业绩稳健、高分红权益资产的估值产生 持续抬升作用。目前拥有稳健业绩+高分红率的水电行业龙头股息率大 致在 3.5%-4%区间内，极具吸引力的高股息率有望带来公司估值的持续 抬升，具备战略配置的价值，推荐长江电力、华能水电、桂冠电力。此 外，当前全国水电资源开发已超六成，且优质水电资源变得稀缺，行业 增长空间预期不断收窄且多数增量项目盈利性边际向下，而多数水电龙 头受制集团平台约束，成长性略显不足。我们看好不受集团平台约束的 国投电力，公司作为国投集团的唯一上市平台，未来有望在水电和新能 源发电两个领域提升装机以获得高成长性。

重点推荐标的

长江电力：乌、白电站预期注入，业绩稳健+高分红的行业龙头

存量项目现状：外送广东+华东+华中地区，电价&盈利能力优势显著。 目前，公司坐拥四座巨型水电站，总装机规模达 4549.5 万千瓦。其中， 三峡、葛洲坝、溪洛渡、向家坝装机分别为 2250、273.5、1386 和 640 万千瓦。从度电价格看，溪洛渡电站除枯水期部分电量留川、云两省消 纳外，其余电量送浙江、广东两省；向家坝电站除枯水期部分电量留川、 云两省消纳外其余电量均送上海；三峡电站丰水期送广东 50%、华东 50%、超过区域设计输电能力送华中消纳，枯水期送广东 16%、华东 32% 和华中 52%。以上地区基本均为高电价地区，导致长江电力倒推后形成 的上网电价要高于行业可比上市公司。从度电成本看，由于水电站的单 位投资成本较低使得公司度电成本位于可比公司中倒数第二，仅高于国 投电力。较高的电价及较低的度电成本使得长电度电盈利能力在可比公 司中排名第二，仅次于国投电力，盈利能力优势显著。

存量项目趋势：市场电比例仅为 11%，盈利能力对市场化折价不敏感。 目前公司市场化交易电量主要集中在溪洛渡、向家坝两个电站。具体来 看，长江电力 18 年市场化交易电量主要包括向家坝送上海 75 亿千瓦时、 溪洛渡左岸送浙江 78.38 亿千瓦时、溪洛渡右岸送广东 68 亿千瓦时，市 场化交易电量合计 236.1 亿千瓦时，仅占到公司总售电量的 11%，在所 有水电上市公司中占比最小，远低于其他上市公司，足以说明公司存量 项目盈利能力对市场化折价幅度不敏感。

特殊的三峡集团建设+公司出资购买运营模式。公司装机量增长的模式 主要是控股股东三峡集团建设+公司出资购买运营的模式。这种模式中 集团层面承担了需要投入大量资本开支而现金流持续为 0 的水电站建设 期，在水电站投产后上市公司可以通过定增+现金收购的方式购买水电 资产，并承担相应负债。这样的模式保证了水电站注入后形成的充沛现 金流可以立即用来进行还本付息，使建设期较大的资本开支对公司自由 现金流的影响最小化，成就了公司兼具价值性和成长性的特征。

增量项目：乌东德、白鹤滩预期注入有望带来发电量双重提升&盈利能 力边际提升。目前三峡集团在建的乌东德（1020 万千瓦）、白鹤滩（1600 万千瓦）电站预计将分别于 2020 年和 2021 年首批机组投产，后续有望 择机注入上市公司体内。后续乌东德、白鹤滩电站的投产及注入预计将 会从两方面大幅增厚公司业绩：

发电量的双重增长：乌东德、白鹤滩投产预计将为公司带来发电量 的双重增长。其一是两座电站合计装机量占到目前公司总装机量的 57.6%，投产后长江电力的装机量将再次上升一个大台阶；其二是 两座电站与溪洛渡、向家坝电站同样地处金沙江下游，投产后公司 “六库联调”将开始发挥作用，有望通过“节水增发”增加发电量 约 300 亿千瓦时。远期，若长江上游电站也实施联合优化调度，将 进一步增加流域发电量约 420 亿千瓦时。

盈利能力有望实现边际提升：目前乌东德电站初步计划未来送电区 域为两广地区、白鹤滩电站初步计划未来送电区域为浙江和江苏。 通过前文分析两广地区以及浙江省电价优势较为明显。假设未来白 鹤滩送江苏电力占比不大，公司度电均价有望实现边际提升，从而 带动盈利能力边际提升。

从 2021 年开始分红率不低于 70%，股息率具吸引力。当前长江电力的 分红承诺为 2016-2020 年按不低于 0.65/股进行现金分红；2021-2025 年 按不低于当年实现净利润的 70%进行现金分红。2017、2018 年公司每年 分红 0.68 元/股，对应股息率在 3.8%左右，假设按照 21 年 70%以上分红 率计算，70%/75%分红率对应当前市价股息率分别为 3.88%和 4.15%。 考虑到长江电力稳健的业绩，高股息率兑现基本不存在太大风险，公司 股息预计将长期稳定在 3.5%-4%区间内，股息率极具吸引力。

华能水电：新机组投产带来量价双升，股息率预期大幅提升

存量项目：澜沧江上游机组相继投产，送电广东带来量价齐升。自 2018 年起公司澜沧江上游云南段机组进入集中投产期，其中 2018、2019 年分 别投产 325.5 和 134 万千瓦。澜上 5 座水电站（苗尾、大华桥、里底、 乌弄龙、黄登）均参与西电东送，受电地区为广东，上网电价具备显著 优势（合同内电价为 0.3 元/千瓦时），显著高于云南省 0.235 元/千瓦时的 标杆电价，因此自 2018 年公司度电均价边际提升，2018、2019H 度电均 价分别同比上涨 8.19%和 4.14%。新机组投产带来量价双升，极大地提 振了公司业绩，2018 年和 2019 年上半年公司营收分别同增 20.78%和 63.66%；归母净利润分别同增 165.1%和 224.77%。

在手项目投产完毕，CAPEX 下降预期带来股息率的大幅提升。随着 2018-2019 年澜上机组投产完毕，目前公司在手在建项目建项目仅剩下 托巴水电站（140 万千瓦，招标工作），澜沧江上游的如美、古水水电站 以及澜沧江中下游的橄榄坝水电站仅是在筹划中，因此中短期公司 CAPEX 预计将大幅下降到较低水平（2018 年已经由 85.49 亿元下降至 77.04 亿元，2018 年年报中披露公司 2019 年资本开支计划仅为 39.17 亿 元，后续预计仍将持续下降） 。CAPEX 大幅下降后，公司水电站充沛的 净利润预计将更多的通过分红的形式回馈投资者。2018 年公司 EPS 为 0.32 元/股，分红率达到 55.63%（公司分红政策为当年盈利、且无未弥 补亏损的条件下，如无重大投资计划或重大现金支出事项发生、资产负 债率未超过 75%，每年以现金方式分配的利润不少于当年实现的可供分 配利润的 50%），对应股息率为 4.17%。假设未来公司分红率达到 55%/60%/65%，经测算对应股息率将分别为 3.69%/4.03%/4.36%，即股 息率预计将长期稳定在 3.5%-4.5%区间内，极富吸引力。

桂冠电力：股息率位列行业首位，凸显配置价值

市场电占比较低，18 年电价大幅下降后有望持稳。2018 年公司市场化 交易总电量为 58.04 亿千瓦时，占总上网电量的 14.22%，较 17 年上升 6.83pct。市场化交易电量占比上升的主要原因是广西省内的水火发电权 交易以及去学电厂的投产。目前公司市场化交易电量占比处于行业较低 水平，电价&盈利能力对市场化折价幅度不敏感。2018 年公司电价出现 大幅下滑，主因有三：（1）广西省内丰水期电价下调（按上网电价的 90% 执行，之前是按 96%执行） ；（ 2）2018 年 4 月 1 日起广西省内大数据中 心、工业园区 10 千伏大工业、现代服务业集聚区开展用电市场化交易， 扩大了市场化交易比例；（ 3）广西执行水火发电权交易，交易结算电价 需扣除补偿价格，对电价造成消极影响。我们认为在经历了 18 年电价大 幅下降后，公司电价未来有望维持相对稳定。

低 CAPEX 支持高分红率，股息率位列行业首位凸显配置价值。目前公 司 CAPEX 主要集中在在手的几个风电场开发，水电方面西藏松塔电站 （360 万千瓦）位于怒江流域，但由于目前国家还未开放怒江流域的开 发权，因此松塔水电站建设基本处于停滞状态。虽然桂冠电力公司章程 中规定的分红政策为在当年盈利、且无未弥补亏损的条件下，每年以现 金方式分配的利润仅为不少于当年实现的可供分配利润的 30%，但是从 实际情况下，首先低 CAPEX 支持公司进行更高比例的分红，其次公司 也是一家愿意高比例分红的公司，2017、2018 年公司分红率分别达到 80%和 64%（2016 年仅为 30%的原因是当年公司预计将有大额 CAPEX），对应股息率分别为 5.3%和 4.1%，位列水电上市公司首位。我 们测算假设 2019 年公司分红率达到 60%/65%/70%的情况下，相对应股 息率将分别为 4.91%/5.31%/5.72%，凸显了公司的配置价值。

国投电力：雅砻江水电资产优质，成长性不受平台约束

存量项目现状：控股 52%的雅砻江水电发电效率和盈利能力冠绝行业。 公司目前水电控股装机为 1676 万千瓦，为国内第三大水电装机规模的 上市公司。其中，有 1470 万千瓦属于雅砻江水电、135 万千瓦属于大朝 山水电站、67 万千瓦属于黄河上游的水电站。其中，公司控股（持股比 为 52%）的雅砻江水电无论是发电效率还是电价方面均冠绝行业。具体 来看，随着 2015、2016 年部分机组投产，雅砻江水电发电效率得到质的 提升，目前年利用小时数可达 5000h，领先第二名长江电力 250h 以上； 电价方面，公司售电结构为 640 万千瓦外送江苏，剩余装机四川省内消 纳。前文提到四川省上网电价具备较大优势，从而拉动公司整体度电售价。目前除黔源电力外，雅砻江水电度电售价排在可比公司第一位，略 高于长江电力。

存量项目趋势：市场电比例不足 30%，合同电量较为稳定。2018 年公 司市场化交易电量为 423.54 亿千瓦时，占总售电量比重为 28.77%，不 足 30%；17 年市场电占比数据为 23.09%，从数据上看公司市场电占比 呈现上升态势。但值得注意的是，18 年公司水电售电量同比仅增加 13.78 亿千瓦时，公司售电的主要增量主要来自火电（北疆二期 2×100 万千瓦 机组下半年投产），新增市场化交易电量也主要来自火电。因此合同电量 有保障、市场化交易占比较低的水电业务盈利能力对市场电价格波动并 不敏感。

增量项目：雅中线终获批，川电入赣有望提升边际盈利能力。目前公司 在建的水电站是两河口电站（300 万千瓦、多年调节能力）和杨房沟电 站（150 万千瓦）。两座电站前期规划送电江西省，但由于种种原因一直 未能获批。2019 年 8 月，雅中-江西±800kV 特高压直流输电工程正式获 得发改委批复，标志着公司川电入赣最后不确定性消除。雅中线的获批 预期将对公司产生两部分影响：（1）随着水电装机快速增加，四川省丰 水期供大于求矛盾愈发突出，川电入赣将进一步解决公司电力消纳问题， 降低弃水率，提升发电量；（2）目前公司参与西电东送的主力电站（锦 屏一级、锦屏二级；官地）均是送江苏省。江苏省上网电价较低，经济 性不够理想。江西省燃煤上网电价在华东、华中各省市中处于较高水平 （0.4143 元/千瓦时，接近上海市的 0.4155 元/千瓦时）。因此，两河口和 杨房沟电站投产后有望提升公司水电业务边际盈利能力。

未受制于平台困扰，资本开支覆盖新能源，未来公司兼具稳健性与成长 性。作为国投集团的唯一上市平台，国投电力的发展并未受制于前文提 到的平台困扰，公司水火并济、风光互补的特点也侧面反映了这一点。 2019年8月末公司发布公告称拟在上海联交所预挂牌转让公司持有的国 投宣城 51%股权、国投北部湾 55%股权、国投伊犁 60%股权、靖远二电 51.22%股权、淮北国安 35%股权和甘肃张掖 45%股权。上述六家公司 2018 年合计权益亏损约 3.6 亿元，若能顺利处理，将进一步增厚公司业 绩。与此同时，可以看到北疆二期 2×100 万千瓦机组投产后公司再无在手火电机组 CAPEX，当前 CAPEX 除用于建设两河口、杨房沟水电站外， 大部分集中在新能源领域。具体主要是海外（英国）陆上和海上风电项 目，其中控股 100%的 Afton Wind Farm Limited 主要负责陆上风电开发 和运营，其 50MW 风电项目已于 2018 年 9 月投产运营；参股 25%的 Beatrice Wind Limited 588MW 项目已于 2019 年 7 月底投入商运；控股 100%的Inch Cape Offshore Limited 784MW海风项目正在进行前期工作。 未来公司有望在水电和新能源发电两个领域提升装机以获得高成长性。

（报告来源：中泰证券）

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