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关于华能水电的成长性及收益水平，近期即 2025 年关心的人一般都有个概念，利润 100 亿，自由现金流 140~160 亿左右，100 亿的利润目标华能水电的工作报告中也写的很清楚，合理估值按 20 倍的 PE，基本就是 2000 亿，目前市值 1260 亿左右，还有 3.5 年的时间，也就是年化增长在 14% 左右，考虑目前分红水平收益率在 2.5% 左右，基本合理的年化收益水平就是 16.5% 左右。
这几年利润增长到 100 亿的底层逻辑是什么，我考虑主要有这几点：1）电价的均值回归性上涨，这还不是电价的整体上涨，而是前几年云南电力市场，投产较多，供给过剩，需求不足，又缺乏外送通道的情况下，市场无序竞争出一个极低的电价，形成电价洼地。随着多条送粤超高压通道的建成，以及引入高耗能企业消化，现在电力实际处于紧平衡状态，最近两年实际上云南一直在控制外送量，对外送实行配额制，所以市场关系在逆转，水电企业有了博弈的资本，而且国家发改委现在严禁给高耗能企业电价补贴，也有利于云南的水电企业，但是不是引进的高耗能企业就留不住了？我理解不是，他们原来的产能地电价成本更高，因为主要是煤电，即便云南的水电涨到如 0.3 元的正常水平，离 0.4~0.5 元的内地正常火电价格也是有很大空间的，而且目前涨价后华能水电的综合电价离 0.3 元还很遥远，而且这些产品以后出口时，可能清洁能源生产的没有碳税，而火电生产的可能会被欧洲哪些国家收碳税，对厂家也是有价格空间。2）来水的均值回归，澜上投产后，2019 年上丰下枯，基本是个平水年，2020、2021 两年都是枯水年，业绩是偏低的，往后长期看，综合平均应该是平水年的水平，即目前装机容量水平下年发电在 1015~1050 亿千瓦时左右。3）小湾、糯扎渡等电站机组折旧陆续到期释放利润，当然不增加自由现金流而且还要多缴税，但按规则可以提高分红水平。4）财务费用的减少，一是因无大的资本开支，自由现金流降低负债率，减少利息支出；二是财务上通过操作，降低借款利率水平，两个事最近 3 年一直在做，但估计 2023 年以后减少的速度会降低，大概率古水会在 2023 年正式开工，2024、2025 年是光伏投资大年。5）2025 年前投产 1000 万千瓦的风光电场，这个一个是投产时间大部分都在 2024、2025 年，一个是单纯的风光电站，并不直接和已有水电站互补，收益水平较低，但也会提供一些利润。6）托巴水电站机组在 2024 到 2025 年陆续投产。
前面说的都是 2025 年前，2025 年后还有多大的成长空间，是否持续，还是要等到 2035 年一下子台阶式增长，我认为有台阶式增长，但也有持续增长的东西。下面分 2026 到 2030 年、2031 到 2035 年两个阶段分析。
2026 到 2030 年，业绩增长的空间在哪里，还是从前面的那 6 条考虑，但情况变化还是比较大的：1）电价大概率还会涨，但速度肯定大幅降低，按以前整体电价的长期涨价水平，大概率可能也就 5 年涨个 10% 左右。2）来水的均值回归不用考虑了，就当它在平均水平。3）折旧释放利润还有，但比前边 5 年要少，主要是糯扎渡电站最后投产的几台机组在 2026 年释放利润，后面主要是澜上机组陆续够折旧年限释放利润。4）财务费用基本没有太大降得空间了，因为如美、古学等西藏段水电站会在十五五期间开工建设，投资巨大。5）这 5 年投产的机组我预计主要就是澜沧江云南段 2000 万千瓦左右的水风光互补的风光机组，目前正在做前期规划。6）位于云南西藏交界的古水应该在 2030 年前后全部投产。2030 年总的发电能力应该在 1600 亿千瓦时左右。
2026 到 2030 年期间收益应该在个什么水平，我们可以估算一下。电价增长 10% 应该带来 20 多亿的毛利润，扣除所得税后按 20 亿考虑；估算 5 年大概会总体释放 6 亿左右的机组折旧到期利润；云南段 2000 万千瓦的风光机组，按 8% 的资本金 IRR，大概率会带来 24 亿的利润；古水按 2030 年能达到设计利用小时数的一半考虑，发 50 亿千瓦时电，净利润大概 4 亿左右。以上合计增加 54 亿收益。2030 年的利润在 154 亿左右，自由现金流在 210~230 亿左右，合理估值按 20 倍的 PE，基本就是 3080 亿。5 年增长 54%，也就是年化增长在 9% 左右，考虑目前分红水平收益率在 2.5% 左右，基本合理的 5 年平均年化收益水平就是 11.5% 左右。
2031 到 2035 年，是澜上西藏段的开发高峰期，按原来水电水利规划设计总院做的规划，澜上西藏段 1000 万水电装机、1000 万光伏装机，目前看，被修改的可能性很大，大概率会增加一定的水电装机、减少利用小时数，把光伏扩展到 2000 万千瓦左右，甚至增加抽水蓄能机组。业绩增长还是从前面的那 6 条考虑：1）电价还是按以前整体电价的长期涨价水平，还按 5 年涨个 10% 左右。2）来水还按均值。3）折旧释放利润基本很少了，就是澜上云南段最后投产的几台机组在 2031 年释放利润，就不考虑了。4）建设高峰期，财务费用没有降得空间。5）光伏投产 2000 万千瓦，当然主要会在 2034、2035 年，早了没输送通道。6）澜上西藏段剩余 800 万水电装机建成。2035 年总的发电能力应该在 2350 亿千瓦时左右，水电装机 3300 多万千瓦，光伏风电 5000 万千瓦，合计 8000 多万千瓦，这也是华能澜沧江公司 2035 年的目标。澜上西藏段基本是直送广东，广东电源构成以火电为主，能托住电价，电价水平应该空间更大一些，没有云南给当地产业供低价电的问题。
再估算 2031 到 2035 年收益水平的增加。电价增长 10% 应该带来 30 亿左右的税后利润；西藏段 2000 万千瓦的风光机组，光照小时数较高，条件较好，按 10% 的资本金 IRR，大概率会带来 30 亿的利润；古水算一半，加剩余电站，水电装机总共增加 900 万千瓦，发 400 亿千瓦时电，净利润大概 34 亿左右。以上合计增加 94 亿收益。2035 年的营收应该在 700 亿左右，利润在 248 亿左右，自由现金流在 350~370 亿左右。合理估值按 20 倍的 PE，基本就是 4960 亿。5 年增长 61%，也就是年化增长在 10% 左右，考虑目前分红水平收益率在 2.5% 左右，基本合理的 5 年平均年化收益水平就是 12.5% 左右。
完成这些投资，是否存在资本金不足，需股权融资，我们可以算一下。从现在 2022 年到 2035 年共 13 年，西藏段 1000 万千瓦水电装机加托巴后期 3 年费用大概总投资 1900 亿，30% 资本金为 570 亿，5000 万千瓦光伏，云南 5 元 / 瓦、西藏 4 元 / 瓦，大概总计 2400 亿，30% 资本金为 720 亿，合计需要资本金 1290 亿。目前华能水电每年自由现金流就在 140~160 亿左右，随着新产能不断投产，自由现金流是不断增加的，在 13 年里完全可以覆盖 1290 亿，还有不少富裕，没有股权融资的需求。
从上面分析可以看出，华能水电是一个确定性非常强的中长期成长公司，很关键的一点是，在双碳目标和绿电逻辑下，它未来十几年要投资的标的情况都很清楚，而且根据国家规划对项目的安排和批复造价效益水平，可以不断修正预期收益及时间节点，在确定性上有很强的前瞻性。近期增速高一些，远期平均年化收益也能超过 10% 多，按真正的自由现金流当利润来计算，它实际的 ROE 要超过 20%，盈利能力是非常强的。而且，2035 年以后，自由现金流非常充沛，按现在总股本，基本每股 2 元左右，同时，漫湾的大坝开始完成折旧、释放利润，没有大的资本开之后也会提高分红率，远期收益也是很不错的。
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