【公用】李俊松、王瀚（研究助理）：水电行业深度报告：看好高股息率龙头及不受平台制约的高成长标的-20190920

来源：中泰证券研究所

前言：从中观三维度探讨企业盈利变化与成长性。本篇报告旨在从商业模式、行业空间、行业格局三维度探讨水电企业的盈利变化与成长性。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）；增长模式本质是装机量上的增长。行业空间可以判断两点，其一是水电行业未来的装机量增速；其二则是增量项目盈利的边际变化（主要影响因素是单位投资成本和利用小时）。行业格局阐述了高投资壁垒如何导致行业高集中度、西电东送如何通过影响水电企业电价和利用小时进而重塑了行业格局。

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属于典型的重资产行业商业模式，水电站建设主要表现出建设期高CAPEX和投产后运营期充沛CFO的基本特征。其中，建设期由于水电站所在的地理位置不同，导致其施工难度各不相同，因此水电站的单位投资成本范围波动也较大。当前水电公司水电站单位投资成本中位数为0.9万元/kw，长江电力、华能水电、国投电力在运水电站单位平均投资成本分别为0.93、1.16和1.30万元/千瓦时，长江电力成本优势较为显著。运营期分为三个阶段：（1）折旧期+贷款还本付息期，该阶段随着还本付息压力逐步减轻，现金流以及净利润逐渐上升；（2）折旧期（还本付息结束），该阶段现金流和净利润均在较高水平维持稳定；（3）折旧期结束，该阶段净利润进一步提升至更高水平后维持稳定、现金流则稍有回落后维持稳定。

行业空间：资源开发超六成，优质水电资源日益稀缺，开发有望逐步由流域中下游向上游转移。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%。当前在建项目主要集中在金沙江（长江电力）和雅砻江水电（国投电力）基地，在建装机分别为3417和1006万千瓦。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并造成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。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。行业前七大企业均为大型央企，CR7占比高达55.28%，且后续很大可能进一步提升。当前西电东送”“北、中、南”三大输电通道的基本格局已经形成，西南地区主流水电站电价分为两种模式，即外送电电价和上网标杆电价，实行西电东送后合同电价的高低次序基本上为外送两广电价 >四川标杆电价 >外送沪浙电价 >云南标杆电价；市场电方面，送广东地区电站包括长江电力、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，市场电折价幅度高；华东地区基本无竞争关系，市场电折价幅度低；云南省内消纳的格局相比四川省压力更大。

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。从存量上看，一方面水电龙头能够在其控制流域内实行多个电站梯级联调，从而熨平来水波动，在保证消纳的前提下维持利用小时数的相对稳定；另一方面，随着还本付息压力逐渐减轻，财务费用的不断下降可以冲抵市场电交易比例扩大可能带来的不利影响。因此，水电龙头的业绩有望持续保持稳健。从增量上看，随着优质水电资源越来越稀缺，当前水电龙头的CAPEX正在不断下滑，企业利润预计将更多的以分红的形式回馈投资者。稳健的业绩叠加高比例的分红，高股息率的类债属性预计仍将是水电龙头的主要特征。

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。

风险提示：（1）来水波动风险；（2）水电消纳能力不足风险；（3）市场电占比扩大风险。 

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