主题：转帖：长电估值

[B]下面的一篇分析转自东方财富网，虽然个人不想再提及该网的任何内容，但这篇报道值得岛友一读。[/B]
—AYNZ

长江电力的价值由三峡、后期开发、对外投资三项元素构成，后期开发超越行业的成长性，和水电的稀缺性构成了公司较之火电龙头20％以上的估值溢价；溢价部分的60％来自稀缺性产生的调价预期，40％来自超越行业的成长性。
投资要点
　　三峡主业。三峡水量是否会持续偏枯缺乏科学论证，多年平均流量对应的设计电量仍是预测的基础。金沙江下和长江重庆段的开发，和三峡上下连成一体，未来通过梯级调度，三峡847亿度的设计电量有望再提升15％以上。寻摇钱术　到顶点财经
　　后期开发。中国水电储量世界第一，其百年开发历程在2010年前后10年经历高峰，2020年前后走到尽头。长电是这一开发高峰的最大受益者，增速远超行业平均，届时装机将达到7400万千瓦以上，份额由目前的13％提升到25％，电量占比30％，成为中国乃至世界的绝对水电龙头。
　　对外投资。根据公司7：3的战略投资和财务投资比例原则，考虑既定的电力资源分配格局，我们认为公司未来对外投资规模年均50个亿比较可行，长期综合收益率预计在8％～10％之间。
　　业绩与估值。假设公司负债和股权融资各占50％完成整体上市，预测公司08、09、2010年EPS分别为0.57、0.81和0.84元，经营性的EPS分别为0.46、0.73和0.78元。以10％预期收益率对未来股价贴现测算，公司估值在17.3～20.9元之间，给予09年底19.0元的目标价。考虑到开盘后股价会很快接近这一价格，维持对公司“推荐”的评级。
风险提示
　　公司必然面对的是长江水情不佳、市场环境不好时期对外投资的风险，以及小概率的自然灾害、电量消纳和环保主义的反坝运动风险。
前言:
整体上市完成后，可预见的未来12年，长江电力的价值将由三个部分构成：一是三峡（包括葛洲坝）主业，二是后期电站开发，三是对外投资。
　　三峡主业稳中有升但业绩增幅不超过年3％；对外投资虽有空间，但估值占比低于15％，预期回报率也难比水电主业；伴随中国水电开发高峰，公司市场份额进一步扩大，11％的年规模扩张速度超越行业6％～8％的增速，后期电站开发才是公司估值溢价所在。
　　
[B]一、三峡主业，稳中有升摇钱树下教你摇钱术[/B]

电量，未来中枢小幅上移
水电机组运行几乎只有固定成本，电量多寡是决定三峡机组业绩的核心因素。在电力供需大体平衡的情况下，水电几乎无条件上网，电量的多少，仅取决于出力能力。
　　由于重力加速度和机组效率基本固定，水头在特定的枯水期和汛期，也是固定的。因此，流量是电量的决定因素。
　　流量，多年平均是预测基础
三峡电站属于小库容大电站，库容总量393亿立方米，不到年径流量4510亿立方米的十分之一，大坝建成后也远不具备年调节能力，天然水情决定了年度发电量。
　　长江丰水期是5～10月，枯水期是11～4月，50％的流量集中在三季度，一季度流量最少，不及年度的10％。但值得关注的是，近年来上大量修建水库，冬季蓄水，春季放水，导致一、二季度流量上升，4季度流量下降，06年以来这种情况都较为明显，往往在一季度给观测者造成年内流量偏丰的错觉。
　　长江流量近年来总体偏枯，06年更是创下了有水文记录以来的历史新低，处于丰水期的8、9月份，流量不及多年平均流量的二分之一，全年流量偏少近40％。
关于长江来水是否会持续偏枯的讨论至今没有定论。我们认为，导致长江流量减少的原因可能是但不限于：⑴长江处于枯水周期里；⑵三峡蓄水对水文的影响；以上可能性仍有待进一步研究证明。⑶相对确定的，全球气候变化的影响；根据“间气候变化专门委员会（IPCC）”发布的报告：20世纪60年代以来，中国六大江河流量都呈减少趋势，其中，长江宜昌每10年递减1.01％、汉口递减1.46％。
　　对长江流量进一步的分析超出了我们的能力范围，气候变化的影响每10年递减不过1％，因此在对公司的业绩预测中，我们仍以多年平均流量为假设前提，但多少怀有对流量持续偏枯的担忧。寻摇钱术　到顶点财经
　　水头，相对固定
三峡机组的运行水头，是由三峡大坝所担负的职责决定的。三峡大坝除了发电以外，还有防洪和通航的功能。在汛期，上水位的控制，主要根据防洪需要设定，不高于145米，在汛后，则基于通航要求，下水位要保持62米以上。
效率，几达最佳
通过近几年我们对长江流量、以及公司电量数据的追溯测算来看，没有因机组原因减少电量的现象发生。机组运行效率基本维持在93％以上，最优效率可达到96％，完全达到甚至超过了厂方设计效率，国产机组投产后也运行良好，效率也能达到93％以上。
随着新机组的不断投产，机组相对流量更为富余，可调配的机组多过以往，更容易让运行机组维持在较高的效率点上，因此，今后因机组效率原因导致电量下降的可能性很小，但也没有进一步提升的空间。
　　三峡电量，分水历史和中枢上移的未来发送101移动用户到1065756722775888,联通用户到106909995888免费订阅顶点短信:盘中第一时间发送机构最新研究报告重点推荐黑马
三峡机组的利用小时，总电量，伴随新机组投产进度，大坝蓄水高度，不同时期各不相同。我们将三峡机组的运行分为26台机组陆续投产的一阶段，和26台机组投产后到服役期满的二阶段。对应两个阶段，我们通过解释分水效应和电量中枢来揭示三峡机组电量分配和生产原理。
　　一阶段，分水效应不可避免。长江流量一年内呈“山”型分布，除了山峰段的几个月，其他时候流量不能满足所有机组需求。以06年14台机组运行和08年底后26台机组运行为例，在汛期，14台机组满发流量是14000立方米/秒，5个月满发；26台机组满发流量是26000立方米/秒，满发月度缩短到3个月。
而在枯水期，闲置机组随着新增机组而增加，07年下半年右岸机组陆续投产后，在08年一季度的枯水期，闲置机组由07年一季度的9～10台增加到17～18台，总电量没有增加，均分后，单机电量下降，从而导致公司08年一季度业绩大幅度下滑。摇钱术智能财经终端
　　二阶段，电量中枢有望上移。26台机组投产后，上蓄水达到175米，我们模拟测算后认为，847亿度的设计电量是在多年平均流量的情况下得到的，对应利用小时4654小时。
　　由于我们对未来长江流量的假设还是基于多年平均流量，因此我们的年电量预测中枢是设计电量847亿度。从近几年流量的波幅看，我们认为流量落在多年平均±10％区间内的概率较大，对应2009、2010年电量在770～900亿度之间。
2010～2012年，地下电站投产，每年新增电量35亿度，2012年后，金沙江下电站的建设有望形成梯级调度的优化，极端乐观的条件下，可能将三峡电量中枢提升到980亿度左右，需要指出的是，地下电站和梯级调度功用重叠，都是利用丰水期弃水，电量贡献不可叠加。
由于三峡向各省送电比例每年不完全固定，电价各年均不相同。总体看，即使剔除05年煤电一次联动电价调升的影响，公司电价也呈现逐年上升的趋势，主要是送高电价省份电量比重有所上升，但即便如此，公司电价仍远低于当地火电标杆电价。
水电电价低于火电电价一直是电力行业普遍现象，水、火电电价接轨的呼声也没有停息过，但电价并不是孰低就能调高这么简单的逻辑。在高煤价时代，火电经营压力增大，电价调整尚且不易，水电盈利能力大多远胜火电，其电价调整阻力较大。
　　我们认为，水电电价的调整，动力来自两个方面，一是随着电力体制改革推进，如果管理层所倡导的电价制度是以“同质同价”为方向的，水火电价差有望逐步缩小；二是水电新建机组造价或现有机组运行成本上升的推动。但无论哪方面的动力，短期进展有限，未来水电电价缓慢跟随火电调整的可能性较大。
　　成本，略微上升趋势
公司总成本主要是折旧和财务费用，合计占比65％。由于折旧政策刚做调整，预计一段时间内会维持相对稳定。财务费用方面，整体上市可能提高负债率，进而带来单位装机财务费用的增长。
　　除了上述两项主要成本外，我们注意到三峡工程在资源、环境、移方面的成本有大幅上升的趋势。主要体现在如下几个方面：
上述费用的征收和提高标准，大致降低了公司3个百分点的毛利率，随着中国对资源、环境、移安置的日益重视，上述费用的征收标准可能进一步提高，且不排除新增征收项目的可能。
由于环保、移费用的增长，加之财务费用增长预期，我们认为公司单位装机成本将维持逐年微幅上升的趋势。
　　葛洲坝影响趋弱
电量影响：由于流量富余大，葛洲坝电站在极端枯水年电量折扣也不过10％，波动范围在150亿～170亿度之间，波幅不超过20亿度，三峡总整体上市后，和1000亿度的总电量相比，对业绩影响弱化。
　　成本负担：葛洲坝机组已经运行近20年，近年来的改造，检修费用都较高，一定程度上提高了长江电力的运行成本。随着三峡机组的整体上市，葛洲坝成本比重将大幅下降，带来的负担也随之减小。
　　稳中有升是三峡业务的主基调
2009年三峡机组将进入稳定运行期，业绩增长来自地下电站、葛洲坝电站增容改造、上梯级调度，以及电价可能的调整等各个方面，但总体而言，想象空间不大。在未来的5年时间里，如果电价不调整，及其乐观的情况下，三峡电量能再提升15％，年增幅3％，年业绩贡献5％。
　　稳中有升将是三峡业务的主基调，作为公司发展的基石，三峡主要功能是为公司对外投资和新建电站提供稳定的资金来源。

[B]二、后期电站建设，成就水电巨人顶点财经[/B]

中国水电资源概览
中国水力资源理论储量6.944亿千瓦，技术可开发容量5.4164亿千瓦，经济可开发容量4.018亿千瓦，位居世界第一。
　　从资源的区域分布看，西南地区储量占到了全国的三分之二，四川、西、云南分列技术可开发储量的前三位。流域分布上看，长江占储量的一半以上，雅鲁布江、黄河、澜沧江分列其后。
　　截止2007年底，全国水电装机1.45亿千瓦，占经济可开发容量的36％，但各省开发程度不均衡，占全国资源的80％以上的西部省份，开发程度不到20％，水力资源次等丰富的东中部地区，开发已近饱和。
按照发达国家的历史经验，经济可开发容量并非100％得到开发利用，由于受到生态环境、移以及其他一些因素的影响，通常装机容量到达经济可开发容量的70％～80％就相对饱和了，如果按此比例看，中国水电装机合理上限在3亿千瓦左右。
水电资源在利益集团之间的分配格局
2002年电力体制改革，电力系统完成了原有资产的划拨，水电资源也在各个电力集团之间有所分配。之后，各电力集团进一步抢占资源，截至目前，仅在“5＋2”集团分配涉及到的水电装机容量就在2.2亿以上，占中国经济可开发储量的50％，未来合理开发装机的60％左右。摇钱术：曝光主力最新操作动向
　　由于水电资源在各个利益集团之间的划分，明确了利益主体，各集团都会加快开发，希望尽快抢占圈定的市场，以免再生变数，一定程度上可能加快开发进度，导致实际开发进度超规划。
水电开发巅峰已至
2010年规划：按照《可再生能源发展“十一五”规划》，2010年，全国水电装机容量将达到1.9亿千瓦，常规装机占技术可开发容量的31％，经济可开发容量的42％。
　　2020年规划：按照《可再生能源发展中长期规划》，2020年，全国水电装机容量将达到3亿千瓦，经济储量的开发比例将超过70％。
　　但是，按照水电业内的规划，装机增长的速度将超过发改委的规划，到2020年，常规水电装机将达到32800万千瓦，技术储量的开发程度达到60％，经济储量开发程度达到80％。由于上述各个利益集团可能通过加快开发获得市场份额，我们倾向认可水电业内的规划进度。
从1912年第一台装机投产，中国水电的百年开发历程，将在2010年前后达到顶峰，2020年前后走到尽头。在2000年到2020年的20年时间里，投产装机超过2.2亿千瓦，占开发量的近70％。
三峡总的绝对龙头地位
就目前三峡总初步掌控的水电资源来看，在2020年前后，三峡总将拥有7400万千瓦的水电装机，占全国25％左右的比例，将明显超越目前13％的份额。由于长江水力条件优越，利用小时高于全国平均水平，电量份额有望达到30％左右。
　　除了三峡总，优质水电资源还在五大电力集团，国开投等央企之间有所分配，加上各地方投资公司拥有的资源，三峡总以外的其他公司水电装机很难突破全国10％的份额。因此，三峡总在水电领域，将获取绝对的龙头地位，在整合地方水电资源方面，拥有其他集团难以相比的优势。
虽然现在金沙江项目，以及长江中上项目均是三峡总在开发，和长江电力还没有直接的联系，但毫无疑问，无论本次整体上市的方案如何，三峡总以长江电力为平台，主业的最终完全上市是必然的。
　　伴随空前绝后的水电大开发，长江电力将成长为超大规模发电集团，成为站在水电开发历史巅峰上的巨人。如果站在全球的角度看，长江电力也将成为全球最大的水电上市公司，其装机容量和发电量将和全美国的水电装机、电量相等。
由于中国水电资源开发基本结束，长电整体上市后，其水电龙头地位将得以永久保持。
　　梯级调度、增容改造带来正向叠加效应
随着中国水电开发高峰的结束，主要江河水库建设逐渐完备，各个水电站之间有望实现梯级调度。金沙江下和长江是连成一体的，三峡总对金沙江下和长江干流主要电站、水库的控制，必将实现梯级调度的优化。摇钱术：曝光主力最新操作动向
　　我们以三峡电站理想情况下，可能增发的电量作为案例，管窥梯级调度带来的电量贡献，梯级调度主要从两个方面提升电量。
　　丰水期水头增加带来的电量增加。三峡大坝丰水期为了防洪，上水位控制在145米的较低水平，但如果实现了梯级联合调度，上水库在丰水期控制住了洪峰，那么三峡大坝的上水位可适当提高，不用预留太大的库容。在假设上水位提高10米运行的情况下。我们测算，三峡机组能在丰水期提高发电量60～70亿度。
　　枯水期流量增加带来的电量增加。实现梯级调度后，上水库在丰水期多蓄水，利用丰水期的弃水，在枯水期释放出来，可增加发电量。以三峡目前的情况看，多年平均流量，在7、8、9月存在弃水的现象，如果弃水能得到充分的利用，也可在枯水期增加三峡机组电量60～70亿度。
如果能做到梯级优化调度，可在目前26台机组设计电量847亿度的基础上，再增加130亿度左右的电量，年发电量有望达到980亿度，增幅15％。
　　在未来的10～15年里，现有项目确定的公司电量复合增速为年11％，已经超越行业平均8％左右的水平。考虑绝对龙头在获取潜在项目上的优势，以及水电电价的逐步向上修正，公司收入有望保持年12％～15％的增速，明显快过行业平均水平，成为稀缺资源龙头溢价的现实体现。
除了梯级调度以外，目前规划建设的电站，通常到开工建设时，装机规模会有增加，加上后期增容改造，实际装机建设规模可能比目前规划的要大，这也可在一定程度上提高三峡总的整体实力。
　　水资源开发殆尽后的价值再审视
水电在今后的电力结构中，很长时间里，都将承担重要的角色。现有水资源价值的推动力，部分来自水火电的价格差调整，更多可能来自后水电时代开发成本的提升。水电资源的稀缺性和环保特质，只有在经济储量开发完毕后，才会得到凸显。顶点财经
　　我们测算，当水电建设成本上升到10000元/千瓦时，如果按次等便宜的火电价格上网，仍能获得合理回报，相比风电、太阳能价格仍十分便宜。因此，未来开发部分现在定义的非经济储量，有望大幅度的提升水电重置价值，按10000元/千瓦时计算，提升幅度在50％以上。同时可能推行的竞价上网，要求同类型电站电价接近，现有水电站较低的电价，也才可能得到一定幅度的提升。
　　
[B]三、对外投资，长期回报率预计在8％～10％之间[/B]

公司积极对外投资，反映出水电业务发展稳健，有充沛的现金，同时也透射出主业受限的现实状况。从公司对外投资的目的看，可分为战略投资和财务投资两类。目前财务投资收益较高，主要原因是战略投资多是上市电力公司，收购价格不低，加之业绩受煤价影响也不甚理想，而财务投资多是通过战略配售获得的上市前股份，价格便宜。
战略投资，空间有限
公司战略投资集中在火电行业，是为了增强抗风险能力，短期看点在北能源和皖能集团。目前北能源上市正在推进，上市时很有可能剥离非电资产。北能源可控装机容量537.86万千瓦，权益装机486万千瓦。按照我们对电力资产重置的估值方法，北能源上市后估值123亿元，公司持股价值51亿元，扣除成本，提升价值20亿元。
公司拟出资28.5亿收购皖能集团34％股份。截至2007年10月底，皖能集团控股装机386.5万千瓦，权益装机380万千瓦，总资产178亿元，净资产95亿元。我们保守按照此类收购50％的回报率下限计算，投资皖能集团能提升公司14个亿的价值。
　　长期来看，虽然对上海电力的参股，显示了公司从五大集团手中获取资源的能力，不过火电资源的分配大格局已定，公司能施展的空间有限，未来公司在整合地方水电方面，可能有一定的优势。
　　财务投资，谨慎乐观顶点财经
和战略投资目的不同，公司财务投资主要是为了获取良好的投资回报，投资标的多样，在合适的时候，会在二级市场变现。目前公司拥有的财务投资账面价值超过75个亿，在未来的几年里，这部分上市公司的股票将成为公司调节业绩，获取现金的有效砝码。战略配售暂停后，财务投资预期回报降低。公司为了更有效利用资金，08年2月成立了开展非主业直投的长电创新投。虽然目前市场氛围不及06、07年，但从公司对外投资的成功历史看，我们对长电创新投未来业绩持谨慎乐观的预期。
　　对外投资规模和回报率预测
三峡机组整体上市后，每年都产生150亿以上的经营性现金流，尤其在2010～2012年之间，金沙江下电站尚未投产，主业缺乏收购标的，闲置资金充沛。因此我们认为，公司对外投资规模未来3、4年内主要取决于是否有合适的项目。再往后，金沙江下电站陆续投产，在维持40％～50％负债率的情况下，公司只需略做股权融资，即可完成后期电站的收购，资金也不会是限制投资规模的瓶颈。
　　考虑到公司在战略投资和财务投资上的配比大致是7比3，根据国内电力资源既定分配格局，以及公司一贯稳健的经营作风，公司未来战略投资每年维持30～50个亿，财务投资10～20个亿的规模是比较切实的。由于战略投资比例较大，结合国内电力行业8％～10％的合理回报预期，我们认为公司对外投资综合收益率，长期中枢在8％～10％之间。如果保有上述投资规模和回报率，未来10年，公司对外投资收益在净利润中的占比将达到15％～20％之间，由于战略投资占比7成，对外投资将成为长期持续的收益。

[B]四、业绩预测[/B]

整体上市方案假设
公司整体上市方案主要有两点较为重要，一是注入资产的范围，二是融资模式。考虑到地下电站和金沙江下电站尚未投产，我们认为注入资产范围限于三峡18台机组的可能性较大。至于融资模式，主要是确定股权融资和债务融资的比例，我们从公司可能的债务融资额度分析公司的融资结构。
债务融资大致分二类：一是贷款，公司在获取贷款方面，由于通过三峡总获得委托贷款，利率优势明显，比额定利率下浮不止10％；二是通过发行可转债、公司债、短期融资债等各类债券，可以更低的融资成本解决部分资金需求。
　　从未来5年的现金流来看，整体上市后，公司可用于偿债的资金5年不少于550个亿，也就是说，在一定的负债结构下，为完成整体上市，公司能承担的负债募集资金不低于550个亿，但考虑到水电具有的来水不确定性，我们认为公司没有必要用足此额度。结合公司净资产规模，负债率，偿债能力，债务融资可能的手段和额度看，我们认为公司债务融资400～550个亿是较为合理的。
　　业绩预测
主要假设：
①假设整体上市方案为：三峡剩余18台机组注入上市公司，单台机组作价52.5亿，总资金需求945亿；债务融资475个亿，以停牌前20日均价13.19为增发价格，增发35.6亿股，股权融资470个亿，2009年1月1日为资产交割日；②2008年汛后三峡大坝上蓄水到172米，2009年汛后蓄水到175米；③2008、2009、2010年总流量按照长江多年平均流量预测；④08年电价调整后，09年后电价不调整，售电结构维持07年的状况；⑤增值超8％返还的政策得以延续；⑥2008、2009、2010年公司继续出售财务投资股权获取和2007年持平的投资收益；⑦2010年股本增加来自分离转债行权；经营性EPS包含战略投资。
需要说明的是，公司发行分离可转债，则两年后行权期股本还要面临摊薄，最终效果和增发差异不大，不过是短期摊低了融资的成本。
　　另一方面，如果负债增量依靠贷款的话，对EPS的贡献很小。如果利率上调，甚至可能不如股权融资，因此，由于公司债券融资规模有限，过多贷款只能增加公司付息和偿债的压力，这样看，公司债务融资额度必然不会很高。
　　由于完成整体上市的时间难以确定，我们这里简单假设09年作为一个完整的收入、费用、股本的年度，以方便观察公司在整体上市后完整会计年度的业绩。

[B] 五、估值及建议[/B]

预期回报率下的未来股价贴现估值
长电特别稳定明晰的前景，提供了未来股价贴现估值的可能。在不低于年10％回报的前提下，我们用公司2021年合理PE估值确定的股价贴现，考察投资人可接受的2009年股价。
　　选择2021年，以及PE估值的原因
我们选择2021年，并用PE来确定合理股价，是因为2021年提供了PE估值所需的逻辑支持。首先，2021年公司规划装机完全投产，业绩清晰可见，同时伴随水电开发的结束，公司将进入稳定的增长阶段。其次，普遍认为，中国重化工业阶段在2020年结束，2021年中国电力行业和目前的美国将具有完全的可比性，估值借鉴意义显著。
　　2021年EPS的确定
水电电价的政策取向是影响公司2021年业绩的最大变量，我们认为存在三种可能，分别对应了未来公司业绩的下限、中枢和上限。⑴水电电价保持现状，成本加合理盈利（ROE保守8％～10％）的定价原则不变。⑵水电电价跟随火电电价上调，保持现有差距。⑶2021年末，水电电价和火电完全接轨。
　　关键假设：
　　未来机组平均造价7500元/千瓦，保守预期负债70％的情况下ROE为10％；
环保和通胀的原因，火电电价年均上调2.0％；
水火价差，取北火电标杆电价和长电加回增值返还后的上网电价之差，为45％；
电价调整平滑处理，跟随调整年上升2.0％，接轨调整年上升5.21％，固定成本不变；
对外投资每年新增50～60个亿，回报率保守按8％估算。
三峡整体上市后，公司实力明显增强，在维持40％～50％负债率的状况下，除了在2013～2016年略微需要股权融资以外，其他时间，完全可以依靠自有资金滚动发展。我们预计，2021年前，公司股权融资400个亿即可完成所有机组的建设或收购，以15元的增发价格计算，股份增加26.7亿股，2021年末，预计公司总股本162.43亿股。
　　2021年PE和合理股价的确定
2021年，伴随中国重化工业的结束，电力弹性系数降低到0.8以下，电价政策有望完全理顺，电力行业将转入更为平稳的增长期，其成长和估值都完全可参照美国目前的情况。
　　近几年来，美国电力板块平均PE在15～20倍之间波动（6月30日最新为17倍），波幅不大，在平稳发展的时期，电力公司15～20倍的PE有其合理性。对此，我们在近期报告《等待估值中枢以下的投资机会》中有所论述，主要观点如下：
　　电力行业的存在和发展，行业8％～10％，上市公司10％～15％的ROE水平是必须的。行业进入平稳期后，上市公司10％的ROE下限，重置成本1.5倍的PB下限，对应15倍的PE下限，成长性略好的公司，PB溢价到2倍，对应20倍的PE。
　　我们认为2021年长电的估值，业绩的下限、中枢、上限，应反过来匹配未来PE的上限、中枢和下限，原因是电价调整到位后，增长预期减弱，应匹配估值下限，反之可对应估值上限。
　　2021年，我们预期的公司股价下限、中枢、上限分别是43.6、54.4和72.3元，对应市值7082、8836和11743亿元。
2009年合理股价下限、中枢、上限分别是17.4、20.9、26.7元长电上市之初，承诺未来每年分红不低于可分配利润的50％，多年来，公司一直坚守承诺，我们在上述业绩预测中，考虑了分红后对公司后期业绩的削弱。我们有理由相信，如果公司减少分红，富余资金能创造合理回报，增厚公司业绩。
　　因此，投资者在09年买入公司股票，除了股价收益外，还有每年确定的分红带来的收益，实际上年10％的回报由股息收益和股价收益构成。
我们认为，未来水火电价接轨成为现实的可能性不大。因其在合理性上面临一定的阻碍，如果按照水火接轨的电价，长电在2021年的ROE水平可以达到21％，ROA可以达到13％，太过突出，和行业本质不符。
　　我们更认同水电电价跟随调整，公司ROE维持在10％～13％之间的一种预期。投资者在09年以17.0～21.0元买入公司股票，未来10多年保持年均10％以上收益的确定性很高。
　　长电高估值是稀缺性和高增长的综合贡献
以上述估值中枢看，对应非经营性和经营性业绩，公司09年动态PE分别为24和26倍。火电龙头即使09年业绩恢复，PE估值回升到18～20倍，公司也高估20％以上。
市场普遍认为长电的高估值是水电资源稀缺带来的电价提升预期构成的，而我们测算的结果表明，长电的高估值，是水电稀缺溢价和公司高增速综合贡献的结果。
　　如果我们不考虑电价调整，也就是上述业绩的第一种情况，2021年20倍PE，在10％回报的情况下，2009年合理股价是17.4元，对应2009年的PE是22.3倍，2009年相对于2021年的高估值，是依靠公司模扩张逐年消化的。
　　公司未来12年初步规划的装机增速可达到每年11％，高于火电8％的平均水平。再考虑公司良好的财务状况，未来摊薄股权稀释较小，在同样要求10％回报的情况下，多数火电企业贴现后不会有估值的溢价。摇钱术智能财经终端
　　按照上述估值中枢19.0元，其估值较之火电龙头18～20倍的PE有20％的溢价，由于公司未来成长每年快过行业3个百分点，我们测算，溢价部分的60％是调价预期构成的，另40％是由公司高于行业平均的成长性贡献的。
　　“重置价值”估值
相比其他种类的电力资源，水电的重置价值将越来越高，这一方面是移、环保成本的增长，另一方面，开发技术储量的高成本将抬高已有水电站的重置价值。
　　三峡工程投资1800个亿，如果全部摊到发电机组上来，1820万千瓦的装机，单位千瓦成本达到一万元。不过三峡沉淀了大量非赢利性资产，因此，目前对于三峡机组的估值，我们还是取千瓦造价7000～7500元作为依据，公司重置后的价值在16.7～18.8元之间，鉴于目前收购的评估价格对应单位造价已经达到7500元，我们倾向以上限作为目标价。

2009年底目标价19.0元
综合两种估值方法，我们给予公司2009年底的估值区间是18.0～20.0元，目标价取中值19.0元，维持对公司“推荐”的投资评级。

[B]六、风险因素[/B]

水情风险
近年来长江流量的持续偏枯加重了水情不佳的风险。
　　不可抗力风险
雪灾、汶川地震让我们对不可抗力有了更为切肤的理解，我们认为在未来的几十年里，不可排除的，三峡可能面临比如地震、战争等小概率事件带来的不可抗力风险。
　　生态风险
反坝运动曾在海外喧嚣一时，三峡大坝可能带来的生态影响，还需要时间的检验，可能出现的风险客观存在。
　　电量消纳风险摇钱术：锤炼黑马品种
水电滞销的可能性很小，不过在特定环境下，仍可能存在少量的，短期的滞销现象。
　　对外投资风险
公司对外投资虽然以稳健为原则，历史业绩也不错，但市场环境不好的时候，难免存在一定的风险。

该贴内容于 [2008-09-29 02:46:51] 最后编辑

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从字里行间看，上述分析报告出自相对“机构”的人员之手。可喜的是，报告中隐约可见《2020年长江电力》及《最新2020年长江电力》的影子。这提示长电的潜在价值正在逐渐为机构投资者认识。

这是平安证券08年7月20日的报告。

谢谢两位提供的信息。近来读了刘建位的两本解读巴菲特的书，更加坚定了长期投资长电的信心，当然，长期投资不等于持股不动。

也谢谢价值朋友的鼓励。更期望能分享价值朋友的读书心得。

原来分析来自平安证券啊，难怪读起来频有“机构”味。虽然远不及JD一年多以前的报告，但这可能是到目前为止对长电最为深入的机构调研报告了。

报告中对在两个方面对JD预测做了较大“修正”：一是电价调整，二是发电总量。不知JD有没有兴趣来个反“修正”？

报告中也有少数几处新“发现”，比如未来长电的“龙头”地位有可能给长电带来更上游水电资源的整合优势。

这个报告对长电主业的分析还是很专业的，但对长电投资和估值的水平一般

人走了，文章留下了！