（報告出品方/分析師：東吳證券 劉博 唐亞輝）

公司成立于1988年，前身為“四川峨鐵”，2005年更名為“川投能源”，通過一系列資産重組和穩健經營，确立了以水電清潔能源為主的發展方向，公司主要通過下屬控股或參股公司從事水電及火電業務：

1）子公司天彭電力、川投田灣河、川投仁宗海及參股公司雅砻江水電、國電大渡河從事水電業務；

2）子公司嘉陽電力從事火力發電業務；

3）子公司交大光芒從事鐵路電氣自動化控制系統的研發、生産及銷售。

截至2022年Q1末，川投集團持有公司股權比例為53.87%，是公司的控股股東，公司的實際控制人為四川省國資委。

1.1. 業績：淨利潤幾乎完全來自于參股雅砻江水電的投資收益，ROE 穩定

2017-2021年，公司收入分别為8.00、8.64、8.38、10.31、12.63億元，增速分别為-20.14%、8.15%、-2.92%、23.00%、22.52%；歸母淨利潤分别為32.65、35.70、29.47、31.62、30.87億元，增速分别為-7.16%、9.35%、-17.45%、7.28%、-2.35%；

其中投資淨收益分别為33.82、35.52、30.34、33.10、33.35億元，增速分别為-7.55%、5.02%、-14.58%、9.10%、0.75%，占比歸母淨利潤分别為103.58%、99.50%、102.95%、104.68%、108.03%，可見公司歸母淨利潤幾乎完全來自于持股48%的雅砻江水電貢獻的投資收益。

2017-2021年，公司毛利率分别為48.34%、49.87%、50.39%、46.52%、41.91%，銷售淨利率分别為412.65%、417.52%、356.39%、311.31%、248.22%，ROE（平均）分别為15.18%、15.09%、11.34%、11.31%、10.28%，盈利能力較為穩定。

1.2. 分紅：近三年分紅比例均為 50%以上且逐年提升，價值屬性日益彰顯

根據公司公告的三年股東回報規劃：2017-2019 年以現金方式分配的利潤累計應不少于三年的年均可分配利潤的 30%；2020年-2022 年每年以現金方式分配的利潤原則上不少于當年實現的合并報表歸屬于上市公司股東的淨利潤的 50%。

2018-2021年，公司實際分紅金額分别為13.21、14.97、16.73、17.62億元，占比歸母淨利潤分别為37.00%、50.80%、52.91%、57.08%，分紅比例逐年提升。

2018-2021年公司重大的股權投資金額分别為23.52、9.60、19.64、32.95億元，我們預計公司重大的股權投資項目投完了之後，分紅比例會持續進一步提升，價值屬性日益顯著。

1）特點：水電項目建設期長，工程投入大，穩定運營後現金流充沛、商業模式清晰、業績确定性較強，且成本中折舊占比高，因此現金流保障高分紅高股息率，具備顯著防禦價值。

2）資源：我國“十三大”水電基地已開發和将開發的水電站中，除了白鶴灘電站和烏東德電站之外，裝機 500 萬千瓦以上水電站增量近乎為零，優質大水電具有較強的稀缺性，其中金沙江、長江和雅砻江是水電規劃基地重點，對應的上市公司分别為長江電力、川投能源、國投電力。

3）防禦：曆史上來看，自 2000 年以來凡是上證綜指漲幅小于零的區間，SW 水力發電指數的超額收益均較為明顯。

4）跨行業比較：我們選取電力、交運、煤炭行業的高股息率、低估值标的做跨行業對比，可以發現：相比交運行業，水電行業仍有新機組投産，在 A 股，成長是永恒的主題；相比煤炭行業，水電行業的業績和 ROE 更加穩定，波動性更小。

2.1. 特點：商業模式清晰、業績确定性較強、現金流好、高分紅是行業特性

水力發電的原理：天然河流從高向低流淌過程中蘊含了豐富的水能，但是在自然狀态下水能分布比較分散，不利于集中利用，修建大壩提高水位是一種常用的聚集水能的方式。

以三峽工程為例，通過三峽大壩将上遊水位提高，使上下遊形成一定的落差（也稱“水頭”），從而将長江從重慶到三峽壩址的水能資源集中利用。水力發電就是利用大壩集中天然水流，經水輪機與發電機的聯合運轉，将集中的水能（動能和勢能）轉換為電能，再經變壓器、開關站和輸電線路等将電能輸入電網。

水電項目建設期長，工程投入大，穩定運營後現金流充沛。

水電站一般地處深山峽谷之中，修建一座電站往往需要從鋪路架橋開始，曆經截流、大規模土石方開挖，混凝土澆築，機電設備安裝調試等階段，建設規模大，建設周期長，移民人數多，投資回報率較低。

以三峽工程為例，建設工期長達 17 年，總投資約為 2000 億元，自 1993 年開工到 2003 年首批機組發電 11 年中，工程不産生任何回報。但随着機組投産，由于在原材料成本、運行維護費用、廢料處理成本、穩定運行時間等方面優于其他發電方式，導緻水電站具有利潤率高，現金流充沛穩定的優勢。

以水電行業龍頭長江電力為例，2017- 2021 年毛利率分别為 61.21%、62.89%、62.51%、63.40%、62.06%；銷售淨利率分别為 44.42%、44.21%、43.24%、45.87%、47.60%；ROE（平均）分别為 16.91%、16.31%、14.77%、16.35%、14.88%。

經營性淨現金流量淨額分别為 396.93、397.37、364.64、410.37、357.32 億元，占比歸母淨利潤分别為 178.31%、175.74%、169.26%、156.05%、136.00%，自身造血能力非常傑出。

電價穩定 優先保障消納=商業模式清晰，成本中折舊占比高，現金流保障高分紅高股息率。

1）電價：我國水電上網電價主要采用成本加成、落地省市電價倒推和水電标杆電價三種定價方式，此外，個别地區已開始采用市場化交易的定價方式。2014 年 1 月，國家發展改革委發布的《關于完善水電上網電價形成機制的通知》中明确提出，在 2014 年 2 月 1 日後所有新建的跨省、跨區域送電的水電站，其外送電量的上網電價均采用倒推電價的方式制定。

2）消納：《關于有序開發用電計劃的實施意見》要求堅持節能減排和清潔能源優先上網。在确保供電安全的前提下，優先保障水電等清潔能源發電上網，促進清潔能源多發滿發。建立優先發電制度，為落實國家能源戰略、确保清潔能源送出，跨省跨區送受電中的國家計劃送電量優先發電列為二類優先保障（光伏、風電、生物質發電為一類優先保障，水電、核電等為二類優先保障）。

3）成本：水電站一旦建成，成本主要是折舊，以長江電力為例，2017-2021 年，折舊及各項财政規費分别為 191.76、189.44、186.14、177.76、165.64 億元，占比營業成本分别為 98.57%、99.68%、99.56%、84.05%、78.45%。

4）股息率：2017-2021 年長江電力的股息率分别為 3.04%、3.04%、3.04%、3.13%、3.65%；川投能源的股息率分别為 2.48%、2.70%、3.06%、3.42%、3.60%。

因此，綜上所述，水電行業具備商業模式清晰、盈利能力較高、現金流穩健，且具有高股息率的行業特性，因此具備顯著的防禦價值，在上證綜指下行期間超額收益明顯。

圖12：2017-2021年長江電力的折舊金額及占比（億元）

圖13：2017-2021年水電行業公司的股息率情況（%）

2.2. 聚焦：資源禀賦最稀缺，金沙江、長江和雅砻江是水電規劃基地重點

根據國家發改委 2005 年發布的全國水利資源複查結果，我國水電資源理論蘊藏量年電量 6.08 萬億千瓦時，理論蘊藏量裝機 6.94 億千瓦；技術可開發年電量 2.47 萬億千瓦時，技術可開發裝機 5.42 億千瓦。

其中，我國規劃的“十三大”水電基地，總裝機規模達到 2.75 億千瓦。根據中電聯發布的報告，截至 2020 年底，我國水電裝機容量 3.7 億千瓦。

“十三大”水電基地已開發和将開發的水電站中，除了白鶴灘電站和烏東德電站之外，裝機 500 萬千瓦以上水電站增量近乎為零，優質大水電具有較強的稀缺性。

一、金沙江水電基地（長江電力）。

1）上遊：川藏河段規劃 8 個梯級電站總裝機容 量将達 898 萬千瓦，計劃投資上千億元。開發成功後将成為"西電東送"的重要能源基地。

2）中遊（雲南金沙江中遊水電開發有限公司）：中遊阿海水電站為電梯級開發一庫(龍盤) 八級開發方案的第四個階梯。電站以發電為主，裝機容量為 2096 萬千瓦。

3）下遊（三峽金沙江雲川水電開發有限公司）：四級水電站為以下規劃：

四個梯級水電站分兩期開發，一期工程溪洛渡和向家壩水電站已建設完工，二期工程烏東德和白鶴灘水電站還在緊張有序地開展前期工作。

四級水電站裝機總容量達到了 4215 萬千瓦。其中，向家壩水電站 640 萬千瓦；溪洛渡水電站 1400 萬千瓦；白鶴灘水電站裝機容量 1305 萬千瓦；烏東德水電站 870 萬千瓦。截至 2021 年底，金沙江水電基地總規劃裝機容量為 7209 萬千瓦，其中已建成裝機 3072 萬千瓦，在建裝機為 3417 萬千瓦，籌建裝機為 720 萬千瓦。

二、雅砻江水電基地（川投能源和國投電力）。

雅砻江流域水能理論蘊藏量為 3372 萬千瓦，其中四川境内有 3344 萬千瓦，占全流域的 99.2%，其中幹流水能理論蘊藏量 2200 萬千瓦，支流 1144 萬千瓦，全流域可能開發的水能資源為 3000 萬千瓦，規劃開發 2971 千瓦。

在全國規劃的十三大水電基地中，裝機規模排名第三。雅砻江幹流技術可開發裝機容量占全省的 24%，省内排名第一，約占全國 5%。截至 2021 年底，雅砻江水電基地已建成裝機總量為 1920 萬千瓦，在建裝機規模 552 萬千瓦。

三、長江上遊水電基地（長江電力）。

長江幹流宜賓至宜昌段拟分石硼、朱楊溪、小南海、三峽、葛洲壩 5 級開發，總裝機容量 3210.9 萬 kW，保證出力 743.8 萬 kW，年發電量 1275 億 kWh。其中三峽工程位于湖北省宜昌境内，是本河段的重點工程。本河段的葛洲壩水利樞紐，裝機容量 271.5 萬kW，保證出力 76.8 萬 kW，年發電量 157 億 kWh，還可起航運反調節樞紐作用。

該工程已經建成。除了三峽與葛洲壩水電站已建成之外，其他三座水電站均處于在建、籌建與停建狀态，建成總裝機為 2521.5 萬千瓦，在建 213 萬千瓦，籌建 300 萬千瓦，停建的小海南水電站裝機為 176.4 萬千瓦。

2.3. 防禦：曆史上來看，上證綜指下行期間水電行業超額收益均較為明顯

我們選取 SW 水力發電指數和上證綜指作為對比，以 2000 年 1 月 14 日收盤價（總股本加權平均）為基準，自 2000 年以來，凡是上證綜指漲幅小于零的區間，SW 水力發電指數的超額收益均較為明顯：

1）2001.8.10-2003.1.10，期間上證綜指最大下跌幅度為-35.50%，水電闆塊最大區間超額收益為34.19%。

2）2004.4.16-2006.3.17，期間上證綜指最大下跌幅度為-56.57%，水電闆塊最大區間超額收益為16.52%。

3）2008.6.13-2010.7.23，期間上證綜指最大下跌幅度為-44.03%，水電闆塊最大區間超額收益為34.76%。

4）2013.1.11-2015.1.23，期間上證綜指最大下跌幅度為-47.09%，水電闆塊最大區間超額 收益為13.93%。

5）2015.8.21-2017.12.8，期間上證綜指最大下跌幅度為-28.42%，水電闆塊最大區間超額收益為21.57%。

6）2021.7.30至今，期間上證綜指最大下跌幅度為-11.17%，水電闆塊最大區間超額收益為 26.93%。

2.4. 跨行業比較：水電相比交運更具成長性，相比煤炭業績更具穩定性

高股息率、低估值的穩健型品種一般集中于水電、交運、煤炭等行業，我們選取：

1）電力行業的長江電力、川投能源、國投電力；

2）交運行業的大秦鐵路、粵高速 A；

3）煤炭行業的中國神華、陝西煤業，做一個跨行業對比。

股息率從高到低排序：

中國神華（8.18%）、大秦鐵路（7.29%）、陝西煤業（6.97%）、粵高速 A（6.95%）、長江電力（3.52%）、川投能源（3.36%）、國投電力（1.55%）。

PE（TTM）從低到高排序：

陝西煤業（9）、大秦鐵路（9）、粵高速 A（10）、中國神華（11）、川投能源（17）、長江電力（20）、國投電力（35）。

PB 從低到高排序：

大秦鐵路（0.80）、中國神華（1.63）、國投電力（1.68）、川投能源（1.69）、粵高速 A（1.84）、陝西煤業（2.21）、長江電力（2.91）。

2019-2021年 ROE 平均值從高到低排序：

陝西煤業（23.90%）、長江電力（15.33%）、粵高速 A（14.28%）、中國神華（12.46%）、川投能源（10.98%）、大秦鐵路（10.54%）、國投電力（9.90%）。

2021-2024年預計收入複合增速從高到低排列：

國投電力（8.92%）、長江電力（7.07%）、中國神華（4.80%）、陝西煤業（3.81%）、川投能源（3.62%）、大秦鐵路（3.41%）、粵高速 A（1.61%）。

2021-2024年預計歸母淨利潤複合增速從高到低排列：

國投電力（39.57%）、中國神華（12.16%）、陝西煤業（7.73%）、長江電力（7.11%）、川投能源（6.95%）、粵高速 A （3.06%）、大秦鐵路（1.26%）。

總結：

我們将選取出的标的按照股息率、PE（TTM）、PB、ROE（2019）、ROE（2020）、ROE（2021）、18-21 年收入複合增速、18-21 年利潤複合增速、預計 21-24 年收入複合增速、預計 21-24 利潤複合增速等多項指标列進表 5 中，可以發現：

1）相比交運行業，水電行業仍有新機組投産，在 A 股，成長是永恒的主題；

2）相比煤炭行業，水電行業的業績和 ROE 更加穩定，波動性更小。

1）資源禀賦：雅砻江幹流規劃開發 22 級電站，規劃可開發裝機容量 3000 萬千瓦，在全國規劃的十三大水電基地中，裝機規模排名第三。根據公司長期的發展規劃和戰略目标，實施綠色能源開發兩個“四階段”戰略，即水能資源開發“四階段”戰略和新能源及抽水蓄能開發“四階段”戰略，預計未來數年，雅砻江水電仍具持續成長性。

2）盈利能力：2019-2021 年，公司機組平均利用小時數相比四川省平均利用小時數分别高出 1411、1092、855 小時，且 ROE 常年維持在 11%-15%之間，盈利能力較為穩定。

3）成長空間：兩河口和楊房溝電站已于 2022 年 3 月全部建成投産，相比雅砻江水電原有機 組容量提升 30.61%，根據我們的測算，極度保守預測下，兩、楊電站投産後将貢獻增量淨利潤 15.66 億元。假設 2022 年川投能源分紅比例從 2021 年的 57.08%提升至 60%，則對應股息率為 4.09%（假設按照 70%分紅比例計算，長江電力股息率為 3.78%），價值顯著低估。

3.1. 資源禀賦：十三大水電基地中排名第三，且未來數年仍具持續成長性

根據國家發改委授權，公司負責實施雅砻江水能資源開發，全面負責雅砻江梯級水電站的建設和管理。雅砻江幹流規劃開發 22 級電站，規劃可開發裝機容量 3000 萬千瓦，在全國規劃的十三大水電基地中，裝機規模排名第三。

由于雅砻江流域，水量豐沛、落差巨大，是一座天然的綠色能源寶庫，具有水能資源富集、調節性能好、淹沒損失少、經濟指标優越等突出特點，并且公司擁有授權開發雅砻江流域梯級電站群的優勢，得到了國家和四川省政府的高度重視和支持，使得公司在同行業中具備較強的綜合實力。

截至 2022 年 3 月末，公司擁有水電投産裝機規模 1920 萬千瓦，在建裝機規模 552 萬千瓦。其中投産裝機中桐子林水電站投産 4 台，每台發電機組裝機容量 15 萬千瓦；官地水電站投産 4 台，每台發電機組裝機容量 60 萬千瓦；錦屏二級水電站投産 8 台，每台發電機組裝機容量 60 萬千瓦；錦屏一級水電站投産 6 台，每台發電機組裝機容量 60 萬千瓦；楊房溝水電站投産 4 台，每台發電機組裝機容量 37.5 萬千瓦；兩河口水電站投産 6 台，每台發電機組裝機容量 50 萬千瓦。

除上述水電闆塊總裝機 1920 萬千瓦外，雅砻江公司還積極介入新能源闆塊，并收購了沙河光伏電站裝機 2 萬千瓦，大田光伏電站裝機 1 萬千瓦，德昌風電場 40.95 萬千瓦。從全國範圍來看，雅砻江流域公司運營水電裝機容量居于水電企業前位。

最為難能可貴的是，未來數年，雅砻江水電仍具持續成長性。

根據公司長期發展規劃，公司的戰略目标是：創建梯級開發最完整、經營管理最高效、綜合效益最顯著的綠色清潔可再生能源企業，打造享譽中外的雅砻江綠色清潔可再生能源品牌。為了實現公司戰略目标，公司實施綠色能源開發兩個“四階段”戰略，即水能資源開發“四階段” 戰略和新能源及抽水蓄能開發“四階段”戰略。

1）水能資源開發戰略。

第一階段：2000年以前，開發建設二灘水電站，實現投運裝機規模 330 萬千瓦。

第二階段：2015年以前，建設錦屏水電站、官地水電站、桐子林水電站，全面完成雅砻江下遊梯級水電開發。公司擁有的發電能力提升至 1470 萬千瓦，規模效益和梯級補償效益初步顯現，基本形成現代化流域梯級電站群管理的雛形。公司成為區域電力市場中舉足輕重的獨立發電企業。

第三階段：2030年以前，繼續深入推進雅砻江流域水電開發，建設包括兩河口水電站在内的 4-5 個雅砻江中遊主要梯級電站，實現新增裝機 800 萬千瓦左右，公司水電發電能力達到 2300 萬千瓦左右，公司邁入世界一流大型獨立發電企業行列。

第四階段：本世紀中葉以前，全流域水電項目開發填平補齊，雅砻江流域水電開發全面完成。公司水電發電能力達到 3000 萬千瓦左右。

2）新能源及抽水蓄能開發“四階段”戰略。

第一階段：2020年以前，立足雅砻江流域開展水風光互補綠色清潔可再生能源示範基地規劃和關鍵問題研究，落實項目建設技術條件。

第二階段：2030年以前，風光新能源開發取得實質性突破，力争新能源裝機達到 2000 萬千瓦左右；完成抽水蓄能規劃，力争規模達到 500 萬千瓦左右，雅砻江流域水風光互補綠色清潔可再生能源示範基地初具規模。

第三階段：2035年以前，全面推進雅砻江流域新能源開發建設，新能源裝機達到 3000 萬千瓦左右，抽水蓄能裝機達到 1000 萬千瓦左右，多能互補運行效益凸顯，雅砻江流域水風光互補綠色清潔可再生能源示範基地基本建成。

第四階段：本世紀中葉以前，新能源及抽水蓄能裝機達到 5000 萬千瓦以上，雅砻江流域水風光互補綠色清潔可再生能源示範基地全部建成，實現世界第一的目标。

3.2. 盈利能力：利用小時數高于當地平均水平，毛利率和 ROE 較為穩定

公司主營業務收入主要來源于雅砻江梯級電站的電力銷售收入，所發電力主要供應四川、重慶和華東電網使用。錦屏一級、錦屏二級和官地為一組電源，總裝機容量 1080 萬千瓦，其中送江蘇 640 萬千瓦、四川 240 萬千瓦、重慶 200 萬千瓦，由國網公司總部統一結算。

二灘電站裝機容量 330 萬千瓦，其中送四川 240 萬千瓦、重慶 90 萬千瓦，由四川省電力公司和重慶市電力公司分别結算。

桐子林電站裝機容量 60 萬千瓦，全部在四川消納，由四川省電力公司結算。

2019-2021 年，公司發電量分别為 747.32 億千瓦時、774.68 億千瓦時、779.05 億千瓦時，售電量分别為 743.21 億千瓦時、770.34 億千瓦時、774.77 億千瓦時，平均電價（含稅）分别為 0.2515 元/千瓦時、0.2548 元/千瓦時、0.2619 元/千瓦時，機組平均利用小時數分别為 5084、5269、5125，相比四川省平均利用小時數分别高出 1411、1092、855 小時。

2017-2021 年，雅砻江水電的收入分别為 162.79、176.06、164.95、174.91、183.40 億元，歸母淨利潤分别為 68.84、72.78、60.08、62.33、63.13，毛利率分别為 67.21%、69.85%、65.99%、65.37%、61.05%，ROE（平均）分别為 16.44%、15.58%、11.98%、11.80%、11.25%。

3.3. 成長空間：兩河口、楊房溝電站貢獻業績增量，股息率 4%以上可期

1）兩河口水電站：

位于四川省甘孜州雅江縣境内，總裝機容量 300 萬 kW，根據兩河口水電站核準評估報告，調節庫容 65.6 億 m3，具有多年調節能力，是雅砻江幹流中下遊的控制性水庫，其下遊電站的開發建設可使兩河口水電站的梯級補償效益得到充分體現，有利于促進雅砻江水電基地的整體開發。

兩河口水電站建成後多年平均年發電量 110 億 kWh，可增加雅砻江兩河口以下梯級電站年發電量 102 億 kWh，增加金沙江及長江三峽、葛洲壩電站年發電量 67 億 kWh，還可使電力系統水電群棄水電量減少 48 億 kWh，考慮梯級補償效益後年均發電效益達 327 億 kWh，折合标煤 1070 萬噸。

兩河口水電站建成後可增加雅砻江兩河口以下梯級電站平枯期電量 225 億 kWh，使四川水電枯水年平枯期平均出力占豐水期的比例提高約 14%左右，兩河口以及雙江口等調節性能較好的水電站建成後，整個四川水電枯水年平枯期平均出力将達到豐水期的 70%左右，對緩解四川電網汛期缺調峰容量、枯期缺電量的結構性缺電矛盾、優化四川電網電源結構具有重要作用。

2）楊房溝水電站：

位于四川省涼山州木裡縣境内，為已審批的四川省雅砻江中遊（兩河口至卡拉河段）水電開發方案“一庫七級”中的第六級水電站。電站總裝機容量 150 萬 kW，單獨運行時年均發電量約 59.62 億 kWh，與上遊兩河口水庫電站聯合運行時年均發電量約 68.56 億 kWh。

2017 年 10 月 24 日，國家發改委、能源局發布了《關于促進西南地區水電消納的通知》，提出開工四川水電外送江西特高壓直流輸電工程，即雅中-江西±800 千伏特高壓直流輸電工程（四川水電第四回外送輸電通道，另外 3 條特高壓直流線路分别是：宜賓-金華±800 千伏直流、錦屏-蘇南±800 千伏直流、向家壩-上海±800 千伏直流，送達江浙滬三地，外送能力 2160 萬千瓦），2021 年 6 月 21 日，雅中-江西±800 千伏特高壓直流工程正式投運，為楊房溝水電站産電送往江西的重要通道。

兩河口和楊房溝電站投産貢獻業績增量，分紅比例提升後股息率尤其誘人。

兩大水電站已于 2022 年 3 月全部建成投産，相比雅砻江水電原有機組容量提升 30.61%。

根據我們的測算，兩河口 楊房溝總投資合計 864.59 億元，假設全部轉化為固定資産（實際 不會全部轉化，測算極其保守），按照 30 年折舊期可推算出折舊約為 28.82 億元/年；

财務費用方面，2017-2021 年雅砻江水電的有息負債總額從 785.31 億元提升至 840.88 億元，增長幅度有限，說明雅砻江水電僅靠資本金和自身現金流就完成了兩河口和楊房溝水電站的建設，推算每年新增财務費用 9.72 億元，因此即使不考慮兩河口水庫帶來的下遊平枯期增發電量因素，極度保守預測下，兩河口和楊房溝水電站投産後将貢獻增量淨利潤 15.66 億元。

我們在前文中已經介紹，2017-2021 年，川投能源分紅金額分别為 12.11、13.21、14.97、16.73、17.62 億元，占比歸母淨利潤分别為 37.09%、37.00%、50.80%、52.91%、57.08%，分紅比例逐年提升。

按照我們的盈利預測，假設 2022 年公司分紅比 例從 2021 年的 57.08%提升至 60%，則對應股息率為 4.09%（假設按照 70%分紅比例計算，長江電力股息率為 3.78%），價值顯著低估。

核心假設：

1）雅砻江水電：

2022-2024 年發電量分别為 927.72、946.27、965.20 億千瓦時，上網電量分别為 923.88、942.36、961.20 億千瓦時，上網電價均為 0.281 元/千瓦時，收入分别為 233.88、238.56、243.33 億元，毛利率分别為 60.34%、61.12%、61.88%，歸母淨利潤分别為 78.79、81.91、85.09 億元，增速分别為 24.81%、3.96%、3.88%。

2）公司本部：

2022-2024 年發電量分别為 41.83、48.46、50.08 億千瓦時，上網電量分别為 40.94、47.44、49.02 億千瓦時，售電量分别為 41.06、47.58、49.16 千瓦時，上網電價均為 0.200 元/千瓦時，收入分别為 11.11、13.01、14.05 億元，增速分别為-12.05%、17.13%、8.00%，歸母淨利潤分别為 35.27、36.47、37.76 億元，增速分别為 14.26%、3.38%、3.55%。

盈利預測：

2022-2024 年公司營收分别為 11.11、13.01、14.05 億元，增速分别為-12.07%、17.13%、8.00%；歸母淨利潤分别為 35.27、36.47、37.76 億元，增速分别為 14.25%、3.38%、3.55%，EPS 分别為 0.80、0.83、0.86 元。

估值：

我們預計公司 2022-2024 年 EPS 分别為 0.80、0.83、0.86 元，對應 PE 分别為 15、14、14 倍，考慮到：

1）公司層面，業績主要來自于雅砻江水電，分紅比例 50%以上且逐年提升；

2）行業層面，水電商業模式清晰、現金流穩健、高股息率，具備顯著防禦價值；

3）雅砻江水電，具備優質資源禀賦的稀缺資産，兩、楊電站将貢獻業績增量。

1）宏觀經濟下行使得終端工業用電需求減弱，來水不達預期，發電小時數不達預期；

2）終端銷售電價受到政策影響持續下降，公司業績受到電價下行的影響，新電站投産和運營節奏不達預期；

3）電力改革推進進度不達預期，國家電網投資規模不達預期，特高壓建設進度不達預期等。

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