2024年水電行業(yè)24Q1電量季報：放水謹慎電量下滑-蓄能增幅再度提升

2024年水電行業(yè)24Q1電量季報：放水謹慎電量下滑_蓄能增幅再度提升一、24Q1電量測算：長電同比-3.7%，雅礱江同比-7.0%（一）24Q1來水整體偏枯，三月末蓄能維持優(yōu)勢一季度自然來水整體偏枯，主要流域入庫流量同比持平或下滑1成。根據(jù)各省水文網(wǎng)站數(shù)據(jù)，自然來水來看，一季度各流域的來水整體偏枯1成左右，金下-長江流域烏東德電站平均入庫流量同比-8.8%，長江上游三峽電站平均入庫流量同比-4.5%；雅礱江流域錦屏一級電站平均入庫流量同比+13.6%，但官地、二灘的入庫流量均下滑1成；瀾滄江、紅水河來水持平略枯，小灣、龍灘電站平均入庫流量同比-2.9%、-0.5%；清江水布埡電站23年下半年以來來水轉(zhuǎn)豐，Q1優(yōu)勢持續(xù)，入庫流量同比+199.2%。一季度各流域放水力度偏小，蓄水優(yōu)勢自年初至今持續(xù)。根據(jù)各省水文網(wǎng)站數(shù)據(jù)，截至2024年3月末，長江電力六座電站水位均同比偏高，烏東德、白鶴灘、溪洛渡分別位于62%/25%/76%的蓄水分位，去年同期為36%/17%/32%，蓄水充足蓄能優(yōu)勢突出。雅礱江兩河口水位大幅高于上年同期，但錦屏一級和二灘水位偏低。瀾滄江小灣電站蓄水進展較好，當前水位位于63%分位，去年同期僅31%。龍灘電站三月入庫流量提升，水位同比偏低但差距較年初縮小。清江水布埡電站水位同比優(yōu)勢明顯，年初水位同比偏高26.4米，且入庫流量偏高200%，出庫流量大幅提升下，3月末水位仍同比偏高12.6米。（二）發(fā)電量測算——長江電力測算Q1長江電力發(fā)電量536億度，同比減少3.7%。2024Q1長江電力各電站來水同比偏枯1-2成，且謹慎防水（蓄能少放36億度），導致出庫流量同比偏低。但年初蓄水充足，一季度得以在高水位下發(fā)電，因此電量同比情況好于出庫流量，以烏東德、溪洛渡、三峽電站為例，Q1出庫流量分別同比-1.8%/-19.3%/+6.2%，發(fā)電量分別同比+15.6%/-10.8%+15.4%。最新測算長江電力3月發(fā)電量162.65億千瓦時，同比-7.1%；2024Q1發(fā)電量535.51億千瓦時，同比減少3.7%，蓄水充足和高水位發(fā)電的優(yōu)勢平滑來水偏枯的波動，在一季度的發(fā)電量結(jié)果中充分體現(xiàn)。（三）發(fā)電量測算——雅礱江水電測算Q1雅礱江水電發(fā)電量199億度，同比減少7.0%。根據(jù)四川水利廳監(jiān)測的數(shù)據(jù)，雅礱江流域錦屏一級、官地、二灘一季度的入庫流量分別同比+13.6%/-11.7%/-14.5%，水位方面謹慎防水（錦屏一級找補水位出庫流量同比為負），出庫流量整體偏低。最新測算雅礱江水電3月發(fā)電量68.68億千瓦時，同比-11.5%；2024Q1發(fā)電量198.86億千瓦時，同比減少7.0%，當前蓄能同比偏高約27億度，24年年初偏高約14億度，預(yù)計大部分蓄能將在24年4-5月釋放。二、蓄能：Q1蓄能釋放減少，3月末蓄能優(yōu)勢持續(xù)我們計算長江電力和雅礱江水電各電站的噸水發(fā)電量以計算蓄能。長江電力的六座電站中，溪洛渡、向家壩、三峽、葛洲壩運營時間較長，可以計算2019-2023年間每個月的平均噸水發(fā)電量，代表其季節(jié)性水頭變化導致的噸水發(fā)電量差異；由于烏白投產(chǎn)時間較晚，加上2022年來水異常偏枯情況，兩者噸水發(fā)電量的變化與正常年份略有不同，以白鶴灘為例倒算噸水發(fā)電量，白鶴灘上游水位765~825米，下游水位595~600米，其水頭變化在175~225米之間，噸水發(fā)電量約為0.542度/m3。同理我們可以計算雅礱江水電各電站的噸水發(fā)電量。（一）長江電力——3月末蓄能同比偏高約62億度10月18日長江電力發(fā)布公告稱“預(yù)計10月20日完成2023年度蓄水任務(wù)，總可用水量（指水庫死水位之上的水量）達410億立方米，蓄能338億度?！庇捎谛钅芄娌⒎嵌ㄆ诎l(fā)布，而我們?nèi)斩雀欓L江電力六座電站的水情數(shù)據(jù)，以水位數(shù)據(jù)為起點，可以計算噸水發(fā)電量和蓄水量，從而計算蓄能。我們計算長江電力10月20日可調(diào)蓄水量為411.42億m3，對應(yīng)蓄能339億度，與公司披露的可用蓄水量和蓄能基本一致。最新測算24年3月末六座電站蓄能共計144.40億度，23年同期為82.36億度（同比+62.04億度/同比+75.3%）。1-3月，長江電力累計釋放蓄能127.43億度，相比去年同期減少35.97億度，疊加24年年初同比偏高的26.07億度蓄能，3月末六座電站較去年同期蓄能偏高62.04億度，預(yù)計在二季度的電量中有所體現(xiàn)。（二）雅礱江水電——3月末蓄能同比偏高約27億度雅礱江調(diào)節(jié)性較強的主要是三大電站，兩河口、錦屏一級和二灘，在計算蓄能時基本我們暫時僅考慮這三大調(diào)節(jié)電站。截至24年3月末，測算雅礱江水電三大調(diào)節(jié)電站可調(diào)蓄水量共計40.03億m（死水位以上的水量），323年同期為34.82億m（同比3+5.21億m3/同比+15.0%）。雅礱江水電三大電站3月末蓄能共計81.22億度，23年同期為54.12億度（同比+27.10億度/同比+50.1%）。1-3月，雅礱江水電累計釋放蓄能111.31億度，相比去年同期減少13.71億度，疊加24年年初同比偏高的13.39億度蓄能，3月末雅礱江較去年同期蓄能偏高27.10億度，將對二季度的發(fā)電量形成保障。三、水電的股息率定價方法，未來走向DDM之路股息率定價模型是簡化的DDM模型，分紅金額、合理股息率是關(guān)注重點。對于股息類資產(chǎn)來說，DDM估值的分紅、風險溢價、久期是三大決定因素，也是對比不同資產(chǎn)估值高低的關(guān)鍵。股息率定價模型則主要關(guān)注短期分紅，久期和風險溢價的影響蘊含在合理股息率的高低中：1.股票的分紅相比債券的利息波動更大也更難預(yù)測，因此穩(wěn)定的分紅承諾和分紅政策在股息率定價中顯得尤為重要，也是穩(wěn)定的分紅越貼近于股息率定價的要求；2.合理股息率=無風險利率+風險溢價-成長折價，風險溢價-成長折價可以視為息差。這里風險溢價根據(jù)行業(yè)特性和商業(yè)模式的區(qū)別有所不同，水電的商業(yè)模式?jīng)Q定水電的盈利不受經(jīng)濟周期影響，因此風險溢價低，所以同樣屬于中高股息的水電、煤炭等行業(yè)風險溢價不同；同樣作為水電公司，在不同的成長階段也擁有不同的成長折價，四座電站的長江電力相比六座電站的長江電力成長折價更高，華能水電相比長江電力也有更高的成長折價。3.雖然股息率定價模型中不含久期，但久期越長，風險溢價也越低。我國水電站擁有永久經(jīng)營權(quán)，而一座水電站的運營年限可達百年以上，大致可視為永續(xù)經(jīng)營。市場此前對合理股息率的判斷中，無風險利率和息差是綜合的評估。市場通常用國債收益率代替無風險收益率。但是我們認為，市場存量負債代表的資金成本和替代資產(chǎn)代表的機會成本其實才是長江電力息差錨定的核心。2016年以來，十年期國債收益率最高值出現(xiàn)在2017年11月23日為3.99%，此后持續(xù)降低，2024年3月28日為2.30%，相應(yīng)的長江電力的股息率也持續(xù)降低。股息率的下降并不是一蹴而就的，是需要利率持續(xù)降低的反映。參考海外公用事業(yè)公司在利率下降周期中的股息率變化。南方電力是美國公用事業(yè)龍頭公司，連續(xù)30年以上穩(wěn)定分紅，絕大多數(shù)時間股息率高于美債收益率。利率變化的影響需要區(qū)分為長期趨勢和短期趨勢：從長期來看，1990年至今，美國國債收益率從8%以下降至如今4%以下，長期利率的中樞是下降的，兩家公司的股息率也隨之呈下降趨勢，因此利率的長期變化趨勢會影響到公用事業(yè)股的估值；從短期來看，2019-2020年美債收益率迅速降至1%以下，兩家公司的股息率中樞并未出現(xiàn)明顯變化，在2022年利率大幅提升后，股息率也并未明顯提高。長期利率變化趨勢影響估值、短期則無影響，究其原因，公用事業(yè)股作為一種穩(wěn)定性資產(chǎn)，其回報率要求一方面取決于社會存量負債成本（資金成本）、一方面取決于替代資產(chǎn)收益率（機會成本），兩者共同決定了公用事業(yè)股的股息率下限，而只有長期的利率變化趨勢才會修正下限，短期利率波動影響較小。2023年是長江電力溪向運營期到水電成熟期的節(jié)點，與2016年不同的是，此次轉(zhuǎn)換不如上次劇烈。2016年公司基本面進入相對成熟期，估值切換為股息率定價，因此息差出現(xiàn)較大增長，2023年后公司更加成熟，但業(yè)績增長幅度不如2016年，再加上2023年來水偏枯也使業(yè)績增長出現(xiàn)了一年的過渡，同時也未出現(xiàn)估值切換的情況。在對未來成長性的判斷方面，2016年有烏白注入預(yù)期，2023年后的成長性更低，則成長折價更少，理論上息差仍將有增長、只是應(yīng)低于2016年。2023年的特殊情況成為公司的過渡階段，因此2023年發(fā)放的分紅可以作為我們對未來息差的參考。2022年公司歸母凈利潤213.09億元，同比下降18.9%，以公司分紅承諾70%計算，分紅總額為149.16億元，4月28日公司公布分紅方案，分紅總額達200.92億元，超出市場預(yù)期，公司股價快速上漲，以公司實際每股股利計算，2023年4月-6月公司股息率在3.67%-4.06%之間，息差在0.96%-1.24%之間，息差相比上一階段有所提升，我們認為可以代表當前的息差水平。2024年十年期國債收益率繼續(xù)回落，假設(shè)全年平均為2.5%，給予長江電力1%~1.2%的息差水平，合理股息率3.5%~3.7%，我們預(yù)期長江電力2024年歸母凈利潤353.83億元，公司承諾70%分紅率，利用股息率定價，計算公司合理價值6694~7077億元。從股息率定價向DDM定價切換的關(guān)鍵，在于長周期可預(yù)期的分紅，這取決于公司的分紅承諾及過去的分紅政策對市場預(yù)期的強化，長江電力2023年收購烏白之后水電業(yè)務(wù)已完全成熟，穩(wěn)定下來的年度分紅將成為未來長周期分紅預(yù)期的錨點，同時公司最新一期的分紅承諾時間區(qū)間是2021-2025年，下一個階段的分紅承諾同樣重要，將進一步夯實未來的分紅預(yù)期。DDM模型估值：我們預(yù)期長江電力2024年歸母凈利潤353.83億元，公司承諾70%分紅率，預(yù)期分紅248億元，假設(shè)股利零增長的情況下，合理價值=248/3.88%=6389億元，可以發(fā)現(xiàn)計算方式與股息率定價方式相似，僅貼現(xiàn)率有所不同，合理股息率低于DDM貼現(xiàn)率，主要系股息率定價所用的分紅僅為當期，時間較短，確定性更高，因此風險溢價更低。然而，長江電力的股利并非零增長，一方面即使分紅率保持不變，未來成本下降、新能源、抽水蓄能、股權(quán)投資仍將帶來利潤增長，公司現(xiàn)金流中除了分紅、還債的部分資金仍會帶來利潤，分紅也將提升；另一方面公司現(xiàn)金流遠超凈利潤，分紅率仍有提升潛力，2022年長江電力分紅率高達94%，已經(jīng)證明公司完全有100%分紅的能力，而長江電力500億元量級的自由現(xiàn)金流是未來分紅提升的保障。四、重點公司分析（一）長江電力：來水好轉(zhuǎn)業(yè)績大增，蓄能恢復增發(fā)電量可期來水修復業(yè)績大增，高水位增發(fā)效益顯現(xiàn)。我們測算2月末公司蓄能同比偏高約68億千瓦時，一方面高蓄能將為枯水期發(fā)電量提供保障，另一方面高水頭將帶來發(fā)電增量，該部分蓄能將在3-5月份釋放。此外，六庫聯(lián)調(diào)增發(fā)效應(yīng)尚未完全釋放，期待來水正常情況下增發(fā)電量超預(yù)期。根據(jù)公司2022年年報，未來公司依靠水電機組擴容、流域聯(lián)合調(diào)度、水風光儲等，長期仍有成長空間，（1）擴容：溪向、葛洲壩正推進擴機增容工作；（2）調(diào)度：六庫聯(lián)調(diào)增發(fā)效應(yīng)釋放，上游兩河口、龍盤電站建成后將進一步增發(fā)電量；（3）風光：主導開發(fā)金沙江下游水風光儲一體化基地、大比例參股內(nèi)蒙古風光大基地項目；（4）抽蓄：已鎖定30~40GW項目資源。（5）成本：折舊到期、財務(wù)費用下降釋放利潤。水電龍頭仍有成長空間。（二）國電電力：高長協(xié)比例業(yè)績兌現(xiàn)，裝機高成長奠定未來受益于裝機投產(chǎn)、用煤成本改善等影響，2023全年業(yè)績大幅改善。根據(jù)國電電力業(yè)績預(yù)告，國電電力預(yù)計全年實現(xiàn)歸母凈利潤53~58億元（同比增長93%~111%），其中Q1-4單季分別為9.6、20.2、26.4、-0.74億元（中樞）。燃料價格下降、新能源裝機投產(chǎn)放量帶動業(yè)績提升。Q4業(yè)績中樞環(huán)比轉(zhuǎn)虧考慮主要為計提費用或減值等影響?；痣娪掷m(xù)穩(wěn)定修復，期待水電、綠電投產(chǎn)助力業(yè)績增長。公司長協(xié)煤高履約率（95%以上）有效平滑市場煤價波動影響，容量電價也已落地，看好24年火電盈利持續(xù)修復。水電方面，大渡河流域在建雙江口等四座電站（裝機共3.52GW）將于2025年前后投產(chǎn)，測算全投產(chǎn)后可增加凈利潤8億元（2022全年水電凈利潤為18.8億元）；綠電方面，十四五擬新增風光35GW，2021-2023年已投產(chǎn)11.4GW，期待后續(xù)綠電裝機加速建設(shè)投產(chǎn)。關(guān)注察哈素煤礦復工情況。（三）國投電力：水火風光盈利共振，兩河口調(diào)節(jié)效應(yīng)持續(xù)釋放水火風光盈利共振，全年業(yè)績大增可期。雅礱江兩河口調(diào)節(jié)效果盡顯，12月進入枯水期加大放水發(fā)電力度，對發(fā)電量有所補償，全年發(fā)電量仍然有所下滑，但年末蓄能仍同比偏高14億度，且三大水庫并未全部蓄滿，未來仍有提升空間。此外，雅礱江電價提升超預(yù)期，緩解電量下滑壓力，主要系雅礱江送蘇電價上浮、省內(nèi)電價上行。23Q1-3火電發(fā)電量同比+18.2%，電價有所下滑，中報已有三家火電子公司扭虧，預(yù)計全年火電盈利穩(wěn)定。23Q1-3風光發(fā)電量同比+34.08%，其中Q3發(fā)電量同比+42.09%，但平價項目增加電價有所下滑。公司水電待開發(fā)裝機超11GW，23-25年風光裝機規(guī)劃量超9GW。截至6月末雅礱江中游孟底溝等在建水電裝機合計3.72GW，在建兩河口抽蓄1.2GW；在建風光1.43GW，水風光將成為雅礱江主要業(yè)績增長點；根據(jù)公司財報，規(guī)劃十四五末控股裝機50GW，清潔能源裝機占比72%，預(yù)計仍需新增風光裝機9GW以上，前三季度新增風光裝機1.47GW。（四）川投能源：雅礱江蓄能恢復電量可期，大渡河裝機投產(chǎn)高峰將至雅礱江兩河口調(diào)節(jié)效果盡顯，12月進入枯水期加大放水發(fā)電力度，對發(fā)電量有所補償，全年發(fā)電量仍然有所下滑，但年末蓄能仍同比偏高1