长江电力：反方的理由分析

一、投资长电拼的不是预测来水的情况，而是看懂它的核心逻辑：垄断的长江水资源、近乎永续的资产寿命、持续优化的财务结构，再加上刚性的能源需求，这些因素叠加起来，构成了它穿越周期的确定性。
二、商业模式：水电是典型的重资产行业，虽然在建设期间资本开支很大，但投产后运营与维护成本较低，且水电机组在延长寿命后运营期可以长达百年以上，远超折旧，参考美国胡佛大坝，能够持续不断地赚钱。此外，考虑我国电力行业市场化改革不断推进，考虑到通胀和人工智能、电动汽车等需求，水电的上网电价存在一定的提升空间，利好水电企业的盈利能力提升。
短期视角看，来水丰枯会影响发电量，但拉长周期不过是朝三暮四的区别，不影响长期内在价值。水电公司目前在建的项目不多，现金流又非常强劲，足以对此支出并保证70%的分红。赚的钱用来还债后基本上都会以现金的方式回馈股东，若在低估时买入并持有，会有不错的回报。当下3.5%左右的股息率，比十年期国债收益率还高。

二是长江电力披露的折旧费、各项财政规费等占营业成本的55.54%，相差不大。关于折旧，需要知道的是水电大坝在设计的时候是按照百年使用标准来的，而会计上的折旧只有40-60年左右，也就是说水电资产在会计处理上已经折旧完了，但是这个资产还能继续发电，继续挣钱。
财务费用占营业总成本20-30%左右。而折旧可以理解为偿还银行贷款的本金，随着本金的减少，未来利息费用也会降低；折旧和还债的过程中都会增厚一点利润。

三、同业对比更直观。
（一）售价（度电收入）水平：从2022-2024年看，长江电力和国投电力的度电售价处于行业领先水平（0.23-0.27元/千瓦时），显著高于华能水电和川投能源（0.20-0.22元/千瓦时）。这主要与电站区位、外送电比例及电价机制有关。
（二）成本控制能力：长江电力的度电成本（约0.04-0.05元）具有绝对优势，远低于其他可比公司。这是其获得高额度电净利润的核心原因。国投电力的水电成本（约0.08元）也控制得较好。
（三）度电毛利：长江电力：0.2；华能0.11、川投0.18，国投电力：0.19。
（四）火电对此：2024年，长江电力测算度电毛利约0.205元。而同期，火电龙头华能国际在煤价大幅下跌的利好下，煤电度电毛利修复至0.075元，利润周期高点也仅为长江电力的三分之一左右。
如华能国际2022-2024年，
度电售价0.44、0.42、0.38，
度电成本：0.44、0.36、0.3，
度电毛利：0、0.06、0.075
四、财务分析
1、5-10年平均roe＞15%？
ROE趋势：ROE是否处于持续提升或长期维持在高位（例如>15%）？
2015-2025年：13.58%、16.88%、16.91%、16.31%、14.77%、16.71%、14.92%、11.73%、13.52%、15.71%、15.74%
答：保持稳定。
2、近五年毛利率＞30%，近五年净利率＞20%
2015-2025年：毛利率：59.6%、60.7%、61.2%、62.9%、62.5%、63.4%、62%、57.3%、57.8%、59.1%、62.5%。

2015-2025年：净利率：47.5%、42.8%、44.4%、44.2%、43.24%、45.87%、47.6%、41.6%、35.8%、38.97%、43.44%
答：强大的成本优势，净利率在电力公司中最高。

国投电力近几年周期复苏，净利率处于高点，也只有9.3%。火电的华电国际6.05%。

3、成本控制，三费占比多少？
2016—2025年：15.4%、13.5%、13.1%、12.2%、11.1%、11.3%、16.5%、19.1%、16.3%、15.1%
主要是财务费用：13.6%、11.8%、11.4%、10.4%、8.63%、8.54.、13.9%、16.1%、13.2%、11.7%。
管理费用：1.69%、1.62%、1.56%、1.63%、2.24%、2.44%、2.23%、1.75%、1.85%、2%
答：财务费用一直是最大负担，管理费用也较高。
4、负债率＜55%，有息负债率＜30%。公司的有息负债率是否在健康范围内，无流动性危机风险？
2015-2025年：35.66%、57%、54.7%、51.7%、49.4%、46.1%、42%、40.2%、62.9%、60.8%、59%
不符合
5、现金流优秀，连续5年净现比＞1、自由现金流＞0，赚的是真金白银吗？
2016-2025年净现比：188%1178%、176%、169%、156%、136%、183%、238%、184%、168%
2016-2025年经营现金流净额：390、397、397、364.6、410.4、357.3、434.8、647.5、596.5、600亿

7、保持当前盈利水平，资本开支少吗？
2016-2025年资本开支：22.54、25.6、31.2、27.2、36.3、34.7、124.7、124.2、144、150亿。
2016-2025年自由现金流：367.46、371.4、365.8、337.4、374.1、322.6、310.1、523.3、425.5、450亿。
2016-2025年扣非净利润：204.9、222.3、220.5、211.3、261.8、241.4、213.9、275、325、331亿。
6、应收账款与净利润的比值，应收账款增长率。
2016-2025年：32、32.9、26.3、29.5、36.7、37.7、152.3、85.2、93.3、152。
国外公司和新能源应收账款大幅增加。长江电力2022年应收账款大幅增加，直接原因是收购乌东德、白鹤滩电站导致的并表范围变化，行业结算周期是基础背景。其影响短期来看加大了资产流动性压力，并与高负债形成双重财务挑战
7、股息率＞5%
2015-2025年：3%、4.85%、3.85%、3.84%、3.7%、3.3%、3.81%、2.74%、3.3%、3.05%、3.46%
四【反方】
核心结论：长江电力并非一个“买入并永远持有”的无风险收益资产。它正面临内生增长枯竭、资本开支浪潮侵蚀自由现金流、股息可持续性承压、以及估值与实际回报率严重脱节的多重挑战。在能源结构转型加速、利率环境可能逆转的背景下，其“类债”属性正在褪色，当前价格隐含了过度乐观的线性外推，未来可能出现持续干旱数年的情况下，风险收益比显著恶化。

五、反方：“六库联调”平滑来水波动，但2025年的数据恰恰证伪了这种“确定性”。根据多份报告（如长江证券、东吴证券），2025年前三季度，乌东德水库来水偏枯6.04%，三峡水库偏枯4.54%，直接导致Q3发电量同比下滑5.84%，营收下滑7.86%。这证明即便拥有世界顶级的梯级调度能力，也无法对抗全流域性的气候异常。
调度能力的成本与极限：优化调度本身需要巨大的资本和运营支出（如水文监测、预测模型、智能系统）。更重要的是，调度只能在存量水资源中做文章，无法“无中生有”。在来水总量下降的年份，调度带来的“节水增发”边际效益急剧递减。

正方：涝季，多存水，正常发电；
旱季，水量少，多放点库存，增加发电量，降低库存量。

一是公司拥有跨越长江中上游超1600公里的六座巨型水库，其调节库容总量惊人。2025年三季度虽部分流域偏枯，但秋汛后主要水库蓄水创历史新高（“再次突破‘千亿’立方米”），为后续发电提供了强大保障（长江证券、兴业证券）。

二是这种“年内调剂、跨年蓄能”的能力，使得单一时段、单一电站的来水波动，无法撼动公司长期发电量的稳定性。历史上，公司发电量波动率远低于单一水电公司，这正是资产协同价值的体现。

三是再如，2025年业绩快报营业总收入：858.82亿元，同比增长1.65%（调整后）。
归属于上市公司股东的净利润：341.67亿元，同比增长5.14%（调整后）
公告指出，以上业绩增长主要系公司售电收入增加和财务费用减少共同所致。具体来看：
发电量增长：2025年，公司境内所属六座梯级电站（乌东德、白鹤滩、溪洛渡、向家坝、三峡、葛洲坝）总发电量约3071.94亿千瓦时，较上年同期增长3.82%。其中，第四季度发电量约720.68亿千瓦时，同比大幅增长19.93%。这主要得益于三峡水库来水总量同比偏丰5.93%，以及秋汛带来的丰沛蓄水。
成本费用优化：公司通过债务置换等措施持续压降财务费用。2025年前三季度财务费用为71.61亿元，同比下降15.33%。此外，市场分析指出，2026年三峡大坝相关机组折旧到期，也将为公司带来成本端的刚性缩减。

六、反方：电价下行的现实压力：尽管报告（如长江证券）声称“水电作为最廉价清洁能源，长期电价有支撑”，但现实是市场化交易正在侵蚀电价。
白鹤滩、乌东德电站执行“基准落地电价+浮动电价”机制，其最终电价与受电省份（如江苏、浙江）的火电市场交易电价挂钩。在电力供需趋于宽松、新能源大量并网拉低边际电价的大背景下，这些“高价水电”的电价面临持续下行压力。2025年江浙地区年度长协电价波动已经影响了公司电价（长江证券报告）。
“计划电”红利不可持续：公司部分电量仍享受政府定价或优先保障，这部分“计划电”的价差红利是国家对清洁能源的补贴。随着电力市场化改革“管住中间、放开两头”的深入，以及“同网同价”趋势，这部分红利存在被逐步熨平的风险。政策的风险远大于来水风险。

正方：反驳“电价下行压力论”：
一是结构性优化持续：尽管乌东德、白鹤滩电站执行与受电省份市场化电价挂钩的机制，但公司持续优化电量结构，提升外送高电价区域（如广东、江苏）电量占比（广发证券报告指出去年上半年已达37.76%）。高电价的乌东德、白鹤滩电站发电量增速（+8.25%， +16.66%）远高于下游电站，这种“电量结构优化”有效对冲了部分电价的潜在波动，甚至推动综合电价微升（上半年平均上网电价+1.51%）。
二是考虑到长江三峡还有通航、抗洪等巨大的公共价值，政策支持下“计划电”红利继续维持。

七、反方：（一）巨额资本开支
25年7月，公司公告拟出资266亿元建设葛洲坝航运扩能工程，工期长达91个月。
正方：资本开支可控，不影响分红：即便考虑葛洲坝工程和抽蓄投资，未来年均资本开支增加约40-50亿元。相较于近600亿的经营现金流，占比不足10%。中金公司报告明确指出：“我们认为上述投资不影响公司继续实现长期70%分红率目标，长期价值仍有保障”
（二）反方：葛洲坝商业回报模糊：公司声称工程可提升葛洲坝年均发电量约22亿千瓦时（从158亿至180亿），并推动未来葛洲坝扩机。
我们进行简单测算，投资回报率极低：假设增发电量22亿千瓦时，含税电价按0.35元/度计算，年新增收入约7.7亿元。对比266亿元的总投资，简单静态投资回收期超过34年。这远低于任何理性的资本市场回报要求。即使考虑通航改善带来的间接社会效益，但这些效益并不能直接转化为上市公司股东的利润。
对利润的实质影响：东北证券报告指出，项目投产前，每年约40亿资本开支可能侵蚀分红；投产后，新增折旧（假设按45年直线法，每年约5.9亿）和财务费用将直接压减利润。长江证券虽称对利润影响“有限”（约1.4%），但这恰恰说明，如此巨额的资本投入，带来的利润增长微乎其微，资本配置效率极其低下。
该项目由国家部署，旨在解决长江航运“堵点”。上市公司出资建设，股东资金承担部分社会公共职能。这深刻揭示了长江电力作为央企，其经营目标排序中，“国家战略任务”和“社会效益”可能优先于“股东价值最大化”。未来，类似的非经济性资本开支（如生态补偿、扶贫工程等）可能持续出现，不断侵蚀公司的自由现金流（FCF）。
正方：推动扩机项目：该项目是未来葛洲坝电站扩机（预计80万千瓦）的前提和催化剂。扩机带来的发电量增长将数十倍于项目本身的增量。长江证券明确指出，项目“有利于推动实施葛洲坝电站扩机项目，提升葛洲坝电站的发电能力”
扩机与流域整合：向家坝、葛洲坝扩机已纳入国家规划（东莞证券报告），这是明确的增量。作为三峡集团的唯一水电运营平台，未来不排除进一步整合集团内优质水电资源的可能性。

八、反方：增长天花板，长江中上游优质水电资源已基本开发完毕。
一是报告提及的向家坝、葛洲坝“扩机纳规”，即便实施，新增装机量与万亿存量相比也是杯水车薪，且面临更复杂的环保审批和移民安置问题，建设周期极长。
二是外延增长陷阱：抽水蓄能与新能源的“鸡肋”属性。
抽水蓄能：低回报的资本黑洞：公司积极推进抽水蓄能项目（如甘肃张掖、重庆菜籽坝等）。然而，一份AI生成报告明确指出：抽蓄项目收益率偏低（IRR 6.5%-7.5%），可能拖累ROE。在目前约3%的十年期国债收益率背景下，这个回报率看似尚可。但考虑到项目长达8-10年的建设期、复杂的审批、以及未来容量电价政策的不确定性，其实际回报充满变数。更重要的是，它将大量资本绑定在长期、低回报的项目上，严重违背了公司作为“高股息现金奶牛”的定位。
三是新能源：红海竞争中的迟到者：公司布局风电、光伏，但作为一个后来者，面临诸多劣势：
资源禀赋差：优质风光资源早已被五大发电集团、专营新能源公司（如三峡能源、龙源电力）瓜分殆尽。
成本无优势：相较于专业新能源运营商，长江电力在项目开发、设备采购、运营维护上并无规模或经验优势。
收益率下滑：如三峡能源（600905）2025年中报显示，其风电/光伏上网电价同比下跌约10%，行业性电价下行和收益率（ROE）普遍降至8%以下已成趋势。长江电力在此领域难以获得超额收益。
与主业协同有限：所谓“水风光一体化”更多是概念，在调度和输电层面存在巨大技术和管理障碍，短期难以实现实质性的协同增效。
正方：抽水蓄能：战略卡位，盈利可期：尽管当前项目内部收益率（IRR）6.5%-7.5%看似不高，但需认识到：
政策确定性最高：抽水蓄能是国家构建新型电力系统的核心支撑，享有容量电价机制，收益稳定，几乎无市场风险。
二是不争“红海”，主攻“一体化”：公司的目标并非在普通风光资源上血拼，而是依托其世界级的水电调节能力，优先获取“水风光一体化”基地项目（如金沙江下游）。这种模式能产出稳定性更高、消纳更有保障的绿色电力，价值远超普通新能源项目。
与主业协同极强：“水风光储一体化”是公司核心战略。抽蓄能与现有水电形成完美互补，平抑风光出力波动，提升整个清洁能源组合的电网友好性和收益稳定性。

九、反方：投资收益占比过高且不稳定：
一是2025年前三季度投资收益仍维持在42亿元以上，占同期利润总额（336.15亿元）的约12.6%，

公司的投资收益主要来自对国投电力、川投能源、湖北能源等电力上市公司的股权投资收益。这部分收益受被投资公司自身业绩（同样受来水、电价影响）和二级市场股价波动影响，不具备主业的稳定性和可预测性。将公司估值建立在包含大量股权投资收益的利润之上，是危险的。

二是所得税优惠的持续性：水电企业享受增值税退税等税收优惠。未来随着财政政策调整，这部分优惠存在退坡可能，直接冲击净利润。
正方：这些投资可以看作一个电力ETF，收益远高于存款，是公司提高股东收益的正确做法。
十、反方：自由现金流被高估。
经营现金流”的误区：公司2024年经营现金流高达596亿，但这是未扣除维持性资本开支（维持电站正常运行所必需的支出）的毛现金流。
资本开支（CAPEX）浪潮即将到来：
葛洲坝航运工程：未来7年平均年资本开支约35-40亿元。
抽水蓄能项目：单个项目投资动辄百亿，多个项目并行推进。
存量机组改造与更新：庞大的存量资产进入中年期，更新改造需求巨大。
正方：近五年净现比均值181%，近三年经营现金流净额600亿左右，足以覆盖近几年150亿左右的资本支出。
2016-2025年净现比：188%1178%、176%、169%、156%、136%、183%、238%、184%、168%
2016-2025年经营现金流净额：390、397、397、364.6、410.4、357.3、434.8、647.5、596.5、600
7、保持当前盈利水平，资本开支少吗？
2016-2025年资本开支：22.54、25.6、31.2、27.2、36.3、34.7、124.7、124.2、144、150
2016-2025年自由现金流：367.46、371.4、365.8、337.4、374.1、322.6、310.1、523.3、425.5、450
2016-2025年扣非净利润：204.9、222.3、220.5、211.3、261.8、241.4、213.9、275、325、331亿。

十一、反方：有息负债庞大：截至2025年9月末，公司带息债务高达2887亿元（兴业证券报告），资产负债率高达60%。尽管公司在通过低息债券置换高息债务（财务费用同比下降），但绝对负债规模巨大。
利率风险：当前享受的低利率环境（发债利率1.41%-2.16%）是周期性的。一旦宏观经济通胀回升，利率进入上行周期，公司的财务费用将迅速反弹，吞噬利润。其庞大的债务存量使其对利率变动极为敏感。
正方：财务费用压降提供持续动力：数据显示，公司带息债务持续下降，并通过低息债券置换高息债务（发行利率低至1.41%-2.16%），2025年前三季度财务费用同比大幅节约12.96亿元（兴业证券）。在利率下行通道中，这种“借新还旧”的降本增效将持续数年，成为除发电量外最重要的利润增长引擎。
未来利率上升，利息负担的确会上升。但是折旧到期，利润上升，会部分对冲财务增加的负担。保持净利润的稳定。

十二、反方：再优秀的公司，繁荣期、高估期要远离。
国际水电巨头教训：周期性并非永续。
巴西的教训：巴西电力巨头如CPFL Energia（曾以水电为主），在遭遇历史性干旱时，股价暴跌，被迫大规模转向火电和新能源，资本开支剧增，股息难以为继。
欧洲公用事业转型之痛：德国E.ON、RWE等传统电力巨头，在能源转型初期因坚守传统资产而估值崩塌，被迫进行痛苦的拆分和转型。长江电力当前布局新能源，颇有“补作业”的意味，且船大难掉头。
A股“现金奶牛”的陨落案例
历史上，诸如格力电器、贵州茅台（早期）等，都曾被奉为永续增长的现金奶牛。但格力在空调行业天花板到来后，多元化受阻，股价长期低迷；茅台也曾经历塑化剂、反腐带来的周期低谷。任何“永续”叙事都值得警惕。水电虽然需求刚性，但供给端（来水）的周期性波动，使其盈利的波动性。
它不再是穿越周期的堡垒，而是周期（气候周期、利率周期、政策周期）本身的人质。 投资者应抛弃对“水电皇冠”的光环迷恋，清醒认识其作为一只周期性减弱但非消除、成长性枯竭、资本开支增大、股息持续性存疑、且估值不菲的公共事业股的本质。在当前时点，可以考虑寻找风险收益比更优的资产，是更为理性的选择。