如果不算白鹤滩，其余5座电站2023年发电量其实是同比下降1.47%。本来2022年就来水偏少、发电量低，不想2023年更低。
2023年来水怎么样呢？长江上游乌东德水库来水总量约1029.08亿立方米，较上年同期偏枯5.46%；三峡水库来水总量约3428.46亿立方米，较上年同期偏丰0.71%。而三峡2003~2021年十多年的平均入库流量是3744亿立方米。
看下图，2022、2023年来水确实都很差，远比不上2020和2021年。好在目前来看，2024年来水有所改善，连续两年枯水后，2024年有望回归正常。
不过，微光其实倒是不太关心具体某一年的来水多少，只有多年的平均来水能维持基本稳定就行。今年收成少一点，明年多一点，只要地没盐碱化，又有什么要紧呢？反倒这时候可能会出现一些投资机会。
然而，即使在这样的业绩下，长电的股价依然很稳健。
公司对2024年的预期是：「2024年，在乌东德水库来水总量不低于1300亿立方米、三峡水库来水总量不低于4900亿立方米，且年内来水分布有利于发电的情况下，公司六座梯级电站力争实现年发电量3074亿千瓦时。」
如果再翻回去看公司2022年年报，当时对2023年的预期是：「2023年，在乌东德水库来水总量不低于1,360亿立方米、三峡水库来水总量不低于5,000亿立方米，且年内来水分布有利于发电的情况下，公司年度发电计划为3,064亿千瓦时。」
可见公司对来水的预期也是靠蒙，我们就更不用操心去预计了，实际情况只有天知道。
好消息是，对比两年的业绩预期，在所需来水降低的情况下，预期发电量还有所提升，表明公司根据2023年的实际发电情况，通过六库联调对发电量更有把握了。当然写的这个来水量条件其实不太合理，比如三峡来水4900亿立方米的条件，远高于近十多年平均值3744亿立方米。管理层给业绩预期留的退路也太宽了，只要发电量不及预期都可以归为来水不足。
近几年来，公司的主要发电量数据如下。参考历年的平均发电时长，微光对长电正常来水年份的发电量预期是3000~3300亿千瓦时，比2023年高10%~20%左右。
公司本年度每10股派息8.2元，分红总额200.64亿，占归母净利润272.39亿的73.66%，高于公司承诺最低70%，但低于去年分红比例94.29%。
2022年分红率高，是由于涉及乌白收购，公司对过渡期的利润进行了全部分红。且分红只给老股东和定增对象分，不给原云川公司的大股东分，避免牵扯不清。
2023年负债率增加后还债支出增加，分红比例回至最低承诺的正常水平，也是情理之中。不过相比当前股价，光看股息率没有什么吸引力。
公司对金沙江下游梯级电站“调控一体化”管理全面实施，全年实现零弃水损失电量，水资源综合利用率再创历史新高。三峡水库汛前消落目标水位首次提高至150米，梯级电站全年节水增发电量121.3亿千瓦时。乌东德水库首次蓄至正常蓄水位975米，梯级水库首次实现按期蓄满。
每年汛期之前，三峡水库需逐渐将水位从175米逐渐消退至防洪限制水位145米。三峡汛前消落水位150米，还是首次。这与六库联调起作用有关，当然也与2023年来水较少，能确保汛期防洪安全有关。根据三峡水库历史统计数据平均值，汛期（6月10号~9月10号）库水位抬高1米，三峡电站增发电量5亿千瓦时左右。
水库特征水位示意图如下（数据以三峡为例）：
三峡、溪洛渡水库特征水位如下：
水电站的发电功率，与水流量、水头、水轮机及发电机效率有关。水轮机效率约为0.89~0.93，发电机的效率为0.95~0.97，可以算出：100米高的水头，大约4.2立方米水可发一度电。三峡的平均发电耗水率大约就是4.2立方米每度。乌东德、白鹤滩的水头更高，发电耗水率更低。
于是，根据蓄水量，可以大致估算出蓄能量。由于六库联调，假设不考虑弃水，理论上乌东德水库的每一滴水，可以依次进过六座电站发六次点，其他水库往下依此类推。六座水库的蓄能量大致估算结果如下。
2023年1月收购乌白后，公司总资产增加至5719亿。其中负债3596亿，资产负债率约63%；有息负债3169亿，有息负债率55%。
利息费用127亿，平均利率大约为4%。在当前利率下行趋势下，未来有望通过债务置换降低财务费用。
折旧方面，由2022年的112亿，增加至2023年的193亿。当期折旧约占固定资产原值的3.16%，约占固定资产现值的4.33%。折旧占营业成本的比例约为58%。这193亿的折旧，当期实际现金支出很少，可以用来投资或还债。
需要注意的是，折旧虽然没有现金支出，但确是实实在在的成本。不能只是因为已经提前付过钱，就认为变成免费了。只不过由于水电的实际使用年限远大于折旧年限，可以给折旧打个折扣。
市场化交易电量大幅提升，占上网电量比例由2022年的7.6%增加至2023年的37.8%。主要与乌、白送电区域主要为两广、江浙地区，市场化电量占比较高有关。2022年按六库数据，市场化电量占比也有33.9%。
同时，上网电价也有所提升。
含税上网电价，由2022年的0.26972元/千瓦时，增加至2023年的0.28128元/千瓦时，增幅4.29%。
不含税营收电价，由2022年的0.23602元/千瓦时，增加至2023年的0.25109元/千瓦时，增幅6.38%。
平均增值税率，由2022年的14.28%降低至2023年的12%。
公司2022年和2023年年报公布的装机容量，都是7169.5万千瓦。
不过容量较小，计不计入影响都不大，不用管他。
投资方面，2023年新增对外投资33亿，与2022年的35亿相当，远低于2019~2021年的130~350亿规模。
2023年投资类资产合计782亿，绝大部分为长期股权投资，以主业电力产业链为主。投资收益47.5亿，与2022年相当。投资收益占利润总额比例为14.7%，比例不小。
未来水电装机容量没什么增长空间了，水电本身的业绩提升主要靠折旧较少、市场化电量可能的电价提升、现有装机容量的改造升级实现，增长不会太大。投资是未来业绩的重要增长引擎。
2024年公司计划投资313亿，其中固定资产投资246亿，股权投资67亿。重点聚焦流域联合调度、“水风光储”、大水电产业链等。其他电力的业务模式比不上水电，但也没办法。“水风光储”一体化，能降低风光电力的不稳定性，不知未来政策方面是否能对综合上网电价有倾斜，待观察。
其中已开始投资的甘肃张掖、重庆奉节菜籽坝抽水蓄能电站项目，每个项目均预算八九十亿，目前工程进度都在5%以内。微光之前在《抽水蓄能是不是门亏本生意？》中分析过，抽水蓄能虽然赶不上水电，但从目前政策看，至少应该不会亏本。
除主营业务境内水电以外，其他行业营收88亿，同比增长21%，占营收比例11%。虽然毛利率只有33%，远低于境内水电的61%，但增长总是好事。
其他业务中，长电国际业务贡献净利润14.5亿，比去年8.27亿有大幅增加，秘鲁公司2023年收购了两个公司，使得业绩增加。
当前长电25.48元/股的股价，6235亿市值，相比272.39亿的归母净利润，市盈率将近23倍。对一个低增长的共用事业来说，看上去似乎太高了。
但如果不受来水偏枯影响，实际上没有那么贵。
国内7169.5万千瓦的装机容量，按历史平均发电时长数据，正常来水年份发电量估计在3000~3300亿千瓦时左右，如果保守一点取3000亿千瓦时，确定性比较高。
含税上网电价按0.28元/千瓦时，增值税率12%，不含税上网电价0.25元/千瓦时，境内水电收入750亿。其他行业营收按90亿，合计营收840亿。
营业成本参考2023及2024Q1取325亿（其中折旧约190亿），税金及附加17亿，销售、管理、研发费用25亿，财务费用按2024Q1的4倍为114亿，投资收益取40亿，税前利润399亿。未来折旧和财务费用，其实还有逐渐下行趋势，当安全边际。
固定资产4400亿，按4.3%的折旧比例，每年折旧190亿，这部分成本现金流支出很小。114亿的财务费用，相比3100亿有息负债，平均年利率3.68%。
按平均所得税率14%，所得税费用56亿，净利润343亿，按2.6%的少数股东权益占比，归母净利润334亿。
当前6235亿的市值，对应PE为约19倍。
如果把折旧190亿打个五折，则自由现金流为334+95=429亿，当前6235亿的市值，对应PE约15倍。
长电的主要的缺点，是在正常来水年份基准下，未来增长的空间不大了。
当然，也有一些看点，比如：（1）债务置换降低财务费用；（2）投资收益的增长；（3）市场化电量的增加和电量的增长，电价上浮1分钱，营收增长4%；（4）折旧到期成本降低，水轮机、发电机的折旧年限均为18年，三峡水电站2003年起陆续投产发电，2021年起陆续有折旧到期；（5）现有电站的升级扩容；（6）水风光储一体化；（7）国际业务的增长；等等。可以带来缓慢的业绩增速。
3~5年来看，按《不同利润增速下买入市盈率与预期收益率关系表》中的估值方法，429亿的自由现金流，3%左右较低的年化业绩增速，在10%的预期收益率下，微光给估值市盈率约9.7倍，买入股价17元/股。
考虑到长电至少有稳定3%~4%的股息率，等效于预期收益率可降至6.5%（《分红算不算利润增长之外的额外收益呢？》），估值市盈率取10.7倍，买入股价18.7元/股。
在《一文搞懂投资收益率的影响因素》中，微光分析过投资者长期投资时收益率的影响因素。
长期来看，从投资者视角，投资收益率为：
完全不分红的公司，投资收益率将趋于利润增长率，也趋于净资产收益率ROE。100%分红的公司，投资收益率将趋于市盈率PE的倒数，也趋于平均股息率，当市净率PB等于1时还趋于净资产收益率。分红占一定比例的公司，介于二者之间，具体见上面的公式。以上的前提条件是：ROE稳定、盈利能力稳定。
长电的ROE，长期维持在较高的水平，平均约15%左右。逢电站收购，由于增加了负债率和财务杠杆，ROE会提升一个台阶，比如2016年收购溪、向后ROE增加至18.9%，随后逐渐回落至2021年的14.9%，2022年降至11.6%。
2023年收购乌、白后，净资产收益率增加至14%，看上去比以前低不少。其中与2022、2023年两年业绩都受来水影响也有一定关系。2023年末净资产2123亿，如果按正常年份归母净利润334亿，则净资产收益率为15.7%。当然比不上2016年，因为装机容量的增长没有2016年接近翻倍那么显著。
正常来水条件下预估归母净利润334亿，假设分红比例为70%，折旧打个五折，自由现金流比利润增加95/334=28%，实际分红相对自由现金流比例为70%/128%=55%。分红剩下的钱，用来投资和还债，但其ROE比公司常规水电可能要低一些，假设为10%。
那么，可得当PE为10倍时，预期投资收益率约为10%：(1-55%)×10%+55%/10=10%。
429亿自由现金流，10倍PE对应市值4290亿，买入股价4290/244.68=17.5元/股。与3~5年视角的估值相差不大。
至于10%的收益能否满足大家的要求，要看每个人的机会成本和收益预期。
股息率高的公司很多，比长电高的也不少，但比长电看得远的不多。不出意外的话，可以预期10年、20年、50年后长电大概率还在，并且业绩会持续向好。50年后，长电的固定资产基本都折旧完了，资产负债表上将主要变为投资资产，但目前水电产生的现金流、利润都还在，主业不需要什么表内资产就可产生大量利润，外加大量的投资收益。
由于长电的确定性高、自由现金流稳定、生意模式好，股价大幅回落的机会一般也不多。微光愿意再给些溢价，将买入价格适当上浮，大约取20元/股，但要看市场先生给不给机会。如果在现在业绩较差时都没机会，等后续业绩回归正常，可能就更难了。
最后，由于电力行业的数据值都比较大，单位也非常多，看的时候容易被绕晕，附上常用单位及其转换关系作为参考。
功率：
1万千瓦=10MW=10^4kW=10^7W
1百万千瓦=10亿瓦=100万千瓦=1GW=1000MW=10^6kW=10^9W
1亿千瓦=1万万千瓦=10000万千瓦=100GW=10^5MW=10^8kW=10^11W
1万亿千瓦=10^4亿千瓦=10^12千瓦=1000TW=10^6GW=10^9MW=10^12kW=10^15W
电量：
1千瓦时=1度电=1kWh=1000Wh
1万千瓦时=10MWh=10^4kWh=10^7Wh
1亿千瓦时=1万万千瓦时=10^4万千瓦时=10^8千瓦时=0.1TWh=100GWh=10^5MWh=10^8kWh=10^11Wh
1万亿千瓦时=10000亿千瓦时=10^12千瓦时=1000TWh=10^6GWh=10^9MWh=10^12kWh=10^15Wh
中国人习惯用万（10k，4）、亿（100M=0.1G，8）、万亿（1T，12），是逢4位进；外国人用k（千，3）、M（兆，6）、G（吉，9）、T（太，12），是逢3位进。
1万千瓦的装机容量，如果全年8760小时满发，对应0.876亿千瓦时。
我国发电装机容量的数量级，是数十亿千瓦，火电是十亿千瓦级，水电、风电、光伏是数亿千瓦，核电是数千万千瓦。
我国的发电量的数量级，是数万亿千瓦时，火电、水电是数万亿千瓦时，风电、核电是数千亿千瓦时至万亿千瓦时。