一、 长江电力的经营分析

在现有的资产约束下，长电的经营就是发电和卖电，发更多的电，把电卖出去，卖个好价钱，维修好设备，做好财务管理。

1、 梯级调控 

为了发电，就得有水，两个要求，第一水多，第二，来水稳定。在2019年中报中关于来水的风险中，企业管理层表述为：“公司目前拥有的4座巨型水电站，分布在长江中上游，水电生产运营与水库来水密切相关，长江流域来水的不确定性对公司电力生产及经营业绩均会产生重要影响。

公司密切关注气象变化对水情雨情的影响，加强与水文、气象单位的合作，继续完善长江上游流域水库信息共享机制，持续提升水雨情预报分析能力；深入开展流域梯级水库联合调度，统筹防洪、发电、航运、补水等需求，充分发挥梯级枢纽综合效益；加强与防汛主管部门和电网调度机构的沟通协调，建立良好的合作关系。”这里的主要工作就是梯级调控。

梯级联合调度可以实现水能的充分利用。流域梯级水电站联合调度是一种先进高效的管理模式。它要求流域梯级水电站群设置唯一的流域调度机构，对外统一接受有关部门的调度指令，对内负责梯级的防洪、发电、排沙等综合运用的统一调度等。

对梯级水电站联合调动和统一管理，可以一定程度熨平来水的不确定性，来水偏丰时将多余水量储存起来供枯水期使用，一方面缓解来水偏丰所造成的弃水，提高水电的利用率。举例来说，当预报三峡来水大于电站所有机组过流能力时，可以通过溪洛渡水库提前拦蓄部分水量，待三峡来水减小后，上游水库再逐步释放拦蓄水量，尽量让来水都通过机组过流，从而提高梯级电站的发电效益。

另一方面可以优化水资源配置，缓解来水偏枯时的压力，使得电站发电量不断攀升。在满足防洪要求的前提下，通过联合调度适当提前每年的汛后蓄水时间，延迟汛前水位消落时间，尽量在非汛期保持较高的平均运行水头。另外，充分利用汛期洪水资源，在保证安全的前提下，把部分洪水留在水库，待洪峰过后，再经水轮发电机组泄至下游，这样不仅增加了发电流量，同时也提高了汛期水库的平均运行水头。

梯级联合调度可有效提升发电能力。以公司的葛洲坝水电站为例，2003年前发电量最高也不超过170亿度，随着三峡电站的投产，通过葛洲坝和三峡之间的联合调度，葛洲坝的发电量呈现趋势性的提高，2017年发电量达190.52亿度，比葛洲坝水电站的设计发电量150亿多出约40亿，这部分的增长主要来源于梯级调度效应。

乌白投产后，梯级调节能力进一步提升。目前公司已部署了“溪洛渡—向家坝—三峡—葛洲坝”的四座水电站，具备不完全年调节能力，随着2020年后白鹤滩、乌东德水电站逐步投产，金沙江下游和长江上游流域将能够实现六库联合调度，水能调节能力可达到年调节的水平。

公司在2017年和2018年分别举牌了国投电力和川投能源，其目的主要为两方面，一方面是从财务投资的角度，看好雅砻江水电站稳定的现金回报以及其未来的发展前景。国投电力和川投能源分别拥有雅砻江水电站52%和48%的股权，两家上市公司每年具有稳定的现金分红，其股利支付率稳定在35%以上，2016年的股息率保持在3%-3.3%之间，两家公司的股息率分别是行业的第二和第四名。未来随着雅砻江中游的投产，公司盈利能力将提升，在股利支付率不变的情况下股息率可进一步提高，该笔投资可获得丰厚回报。持有湖北能源25.19%股权，湖北能源的水布垭电站位于清江流域，是长江的主要支流之一。

另一方面由于雅砻江处于长江电力四座电站的上游位置，公司试图通过相互持股的方式来推动更大范围的联合调度，进而掌握流域的联合调度的主动权，进一步提升公司水电站的发电能力。

公司从四库联动到即将到来的六库联动，再通过大比例参股国投电力、川投能源，推动长江中上游水电联合调度。公司围绕长江中上游与公司发展具有战略协同效应、对流域水资源联合调度具有促进作用的水电资源，通过建立股权纽带关系，建立利益分享机制，实现多电站科学优化调度，在长江经济带上打造优质、高效的清洁能源走廊。

2、 把电卖出去

和生产力发展呈逆向分布，我国能源丰富地区远离经济发达地区。我国2/3 以上的经济可开发水能资源分布在四川、西藏、云南，煤炭资源2/3 以上分布在山西、陕西和内蒙古。东部地区经济发达，能源消费量大，能源资源却十分匮乏。西部能源基地与东部负荷中心距离在500～2000 公里左右。2009 年以来外送通道不断增加，“十三五”规划增加输送电路，我国建立长距离、大容量的输电系统成为必然。

随着外送通道能力的提升，水电消纳问题正逐步缓解。目前我国已建特高压直流线路15 条，交流线路7 条，其中四川、云南覆盖线路8 条，截至2016 年底，西南水电外送总规模已达4625 万千瓦。《关于促进西南地区水电消纳的通知》明确“十三五”实施期间，四川省规划四条外送通道，包括准东—成都，乌东德—温州，雅中—华中，白鹤滩—湖北，线路完成后四川省电力外送能力将达到4340 万千瓦。这在一定程度上缓解四川弃水压力，提升川网安全稳定水平，外送保障了中东部的能源供应。

水电因为成本低，和当地的火电存在利益冲突，但是其属于清洁能源，从整体考虑，国家必须要解决市场的有效消纳问题，不会看着能源白白浪费，另一边付出环境的代价去发电，这个趋势性的问题我们不用担心。

3、 卖个好价钱

当前水电站使用的上网定价机制主要包括四类：成本加成定价，标杆定价，倒推电价定

价，市场化定价。现有大型水电站主要以倒推电价定价为主，市场化定价在探索中，是未来的主流。

成本定价作为传统定价机制，以“一厂一价”为特点，定价偏差不会过大。标杆定价以省级电网企业平均购电价格为基础，结合市场和成本因素考虑，但标杆电价定价受水电行业投资差异的影响不完全适用。因此在2009 年曾被暂停执行部分省份标杆电价使用，2014 年国家发改委同意在水电比重大的省份使用分类标杆定价。2014 年1 月，国家发改委发布《关于完善水电上网电价形成机制的通知》，提出2014 年2 月1 日后所有新建的跨省、跨区域送电的水电站，外送电量的上网电价均采用倒推电价方式制定。此后电改不断推进，2015 年3月，《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》提出建立相对独立的电力交易机构，形成公平规范的市场交易平台。向家坝电站、溪洛渡电站采用倒推电价，葛洲坝电站采用成本加成的定价方式；三峡电站原则上按照受电省市电厂同期的平均上网电价水平确定，并随受电省市平均电价水平的变化而浮动。目前，我国水电上网电价主要采用成本加成、落地省区电价倒推和水电标杆电价三种定价方式，此外，个别地区已开始采用市场化交易的定价方式。2014年1月，国家发展改革委发布的《关于完善水电上网电价形成机制的通知》中明确提出，在2014年2月1日后所有新建的跨省、跨区域送电的水电站，其外送电量的上网电价均采用倒推电价方式制定。目前，公司所属向家坝电站、溪洛渡电站采用倒推电价，葛洲坝电站采用成本加成的定价方式。三峡电站电价根据国家计委发布《关于三峡水电站电能消纳方案的请示的通知》（计基础【2001】2668号），在实行竞价上网之前，送电到各省市的落地电价，原则上按照受电省市电厂同期的平均上网电价水平确定，并随受电省市平均电价水平的变化而浮动。

目前看，电价整体维持低位运行，三峡和葛洲坝电站同样是采用倒推电价，同向溪不同的是，其上网电价不随落地端的标杆电价变动而变动，定价的主动权在发改委。三峡和葛洲坝电站自2011年上调上网电价后已有7年未进行过电价调整，目前三峡和葛洲坝的落地电价均低于当地的火电标杆上网电价，因此这部分外送的电力具有明显的价格优势，且电价不具备下调的空间。

未来电价市场化是趋势，有提价的空间， 2015年3月，国务院印发《进一步深化电力体制改革意见》（中发[2015]9号文），按照“管住中间、放开两头”的体制架构，有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序向社会资本开放配售电业务，鼓励以混合所有制方式发展配电业务。长江电力积极响应电力体制改革政策，战略布局配售电业务，延伸传统的发电产业链，先后参与投资设立重庆两江长兴电力公司、福建省配电售电公司、三峡电能、重庆长电联合能源，目前看是公司的一个布局，未来如何发展珠海要还是看政策。

4、 把财务搞清楚

水电的开发投资额巨大，往往需要进行大量的债务融资，水电的开发成本越高，公司的债务融资规模也越高。2012-2015年，公司用自有资金进行偿还贷款，债务规模持续降低，每年的财务费用的金额和占比也呈现出逐年下降趋势。2016年公司财务费用主要是资产注入的原因，财务费用的占比仅有小幅提升。

公司拥有国内AAA 级和国际主权级的信用优势，因此融资成本相比同期银行利率低很多，具有显著的融资成本优势。除此之外，公司能够主动根据债券市场利率调整发债规模，具有较强的融资成本把控能力。具体来看，在市场利率较低的2009年和2016-2017年，集团把握低利率窗口注入电站资产、帮助上市公司降低资金成本，很好的把控融资成本。

如图为2019年公司中报中看到的债券数据，其成本低的令人发指，比一般公司的同期贷款利率低多了，这样的负债我觉得没必要还，还不如把赚到的钱拿出来分红。

所以我个人讲对长江的债务一点都不担心，希望借的越多越好，然后持续高比例分红。