这个世界上，应该没有什么生意比水电更简单的了。把长江拦起来，上下游制造落差，高速水流冲击水轮机的叶片带动发电机发电。它的生意模式之所以好，就在于：它永久性地"垄断"了那段长江的巨大水头（天然落差）；水流源源不断，流量相对稳定；从水到电的转换效率极高（大型水轮机效率可达95%以上）；并且这个过程没有任何燃料成本，流的每一滴水都是免费的。

如何分析这种生意的价值，是件很有趣的事情。它可以从简单到复杂，最后又回归到简单。我们从现金流开始，因为现金流是所有生意的起点，也是所有生意的终点。

长江电力的现金流相对容易量化，它的自由现金流 = 售电量 × 综合上网电价 − 可变成本 − 财务费用 + 折旧与摊销 − 维持性资本开支 − 偿债本金 − 所得税

逐一完成这里每个科目的分析，我们就能透彻理解这家公司的本质。我们并不是做学术研究，我们的重点是找出影响公司现金流的因素，然后再提炼里面重要可以分析的部分。有些因素是不需要分析的，比如来水流量，比如所得税率，这些你知道再多都没用，因为不是人为可以控制或干扰的。你只能接受。对于你只能被动接受的事情，分析它价值不大，通常只需要取平均值就好。如果某些年份，来水量多，不要太高兴，因为这意味着接下来会少于平均值。这就是平均的定义。

一、售电量

售电量 = 天然来水量 × (1 − 弃水率) × 综合出力系数 × 梯级重复利用系数

首先是天然来水量。长江流域多年均值约4300亿立方米，长期呈随机游走，没什么特别的规律，也没有趋势性衰退的迹象。当然，如果有，那是一个值得关注的风险。这是一个重要但没有分析价值的事情。

然后是弃水率。这是个核心内生变量。比如，六库联调拦洪蓄枯，可以将汛期弃水转化为枯期高价电量。2025年仅节水增发一项即达约140亿千瓦时。这个值得跟踪。

然后是梯级重复利用系数。也就是，同一立方米水沿乌东德—白鹤滩—溪洛渡—向家坝—三峡—葛洲坝六级电站逐级发电，这是地理垄断赋予的天然乘数。

总之，我们研究聚焦于年度弃水量与梯级耗水率，而不是季度来水波动。因为前者是管理价值，后者是天气噪音。

2025年，公司境内所属六座流域梯级电站发电量3071.94亿千瓦时，同比增长3.82%，首次突破3000亿千瓦时；公司总发电量3097.35亿千瓦时，同比增加118.14亿千瓦时，增长3.97%。这一年妥善应对了长江流域来水"主汛偏枯、秋汛密集"的复杂形势，六库联调节水增发电量达140.1亿千瓦时，综合耗水率、水量利用率、短期预报精度等关键指标均创历史最优。2026年一季度，境内所属六座梯级电站总发电量约618.25亿千瓦时，较上年同期增加7.19%。

二、综合上网电价

综合上网电价 = 计划电比例 × (落地省燃煤基准价 − 输电价格 − 线损) + 市场电比例 × 受电端现货边际定价

这是所有投资者都关心的项目。

首先，什么是计划电和市场电？为什么要这样区分？最核心的原因是，无论是民用还是工业用电，电价必须稳定，所以要"计划"；其次，是电价又能反应真实的市场供求关系，所以要"市场"。中国的上网电价里面，60%-70%是计划电，剩下是市场电。

不同的"电"，价格形成机制不同。计划电等于受电省份火电标杆价减去输配费，价格粘滞且随通胀温和上行，是电价压舱石。为什么是火电？因为煤炭是中国能源的基础。市场电则体现了真实的供求关系，"当下多供一度电，社会愿意付多少钱"。这个很重要，因为它为决策者判断电源投资价值（该建火电、新能源还是储能？）提供了最真实的经济信号。

无论是计划电还是市场电，都是谁的成本低谁利润高。长电边际成本趋近于零（毕竟都是免费的水，相比之下，火电烧的都是煤哈）。所以，对于长江电力来说，市场电越多，越能以火电高价全额出清，超额利润越多。

所以，这一模块的研究聚焦是，要关注市场化交易电量占比的提升速度，以及受电省份燃煤基准价与现货价格的剪刀差。

实际上，据我所知很多顶级的机构投资者，他们对这方面数据的跟踪非常紧密。

2025年，公司市场化交易总电量1104.5亿千瓦时，占总上网电量的36.1%（同比下降2.5个百分点，主要受低电价电站电量占比提升的结构性影响）；平均上网电价280.28元/兆瓦时，同比下降5.24元/兆瓦时。2025年水电主营业务收入756.62亿元，同比增长1.59%。2026年一季度，公司营收181.12亿元，同比增长6.44%，利润增速显著高于收入增速，显示电价韧性正在修复。

三、财务费用：最确定的长期下降曲线

财务费用 = 带息负债总额 × 加权平均融资成本

其实对长江电力，最重要的成本是折旧和利息支出。因为前期建设欠了巨额的债务，要慢慢还。财务费用趋势是逐年下降的。2025年财务费用93.7亿元，同比下降15.8%；预计2026年再降约12亿元。这种下降完全独立于来水，是时间赋予的天然复利。这意味着，每一元利息的减少，都等额转化成了股东的税前自由现金流。

2025年，公司财务费用93.71亿元，同比减少17.60亿元（-15.81%），利息支出95.09亿元（-16.04%）。年末资产负债率58.27%，较年初下降2.53个百分点，有效实现"减负债、降杠杆"。2026年一季度，财务费用同比再降3.75亿元（从24.81亿降至21.06亿），利息费用从25.25亿降至21.33亿。公司持续进行债务置换，以低息新债置换高息旧债，财务费用下降成为业绩增长的核心驱动力之一。

四、折旧与摊销：必须区分"真钱"与"假钱"

折旧与摊销 = 大坝及厂房折旧 + 机电设备折旧 + 其他

这里的秘密是，要注意会计折旧和实际折旧的巨大差异。这导致长江电力真实的盈利能力是远超过利润表显示的数据的，这也构成了分红的雄厚基础。当然，下面列举的几项没有包括维持性资本开支，顾名思义，就是维持现有发电能力必须发生的技改、大坝加固、设备更换。通常远小于总折旧，所以分析着墨不多。

●大坝与厂房：会计折旧是40–60年，但是实际经济寿命超过百年。所以每年计提的数十亿元几乎全是"假钱"，不需再投入，可以看出真实现金利润。2025年公司折旧费用191亿元，其中大坝折旧占大头。

●机电设备：折旧期18年，实际可用40年以上。但需定期大修、技改乃至更换，这部分折旧隐含未来真实资本支出。

●精算原则：大坝折旧全额纳入可用现金，再扣除机组未来重置的资本化现值，剩下的就可以可供股东分配的"真金白银"。

2025年，公司营业成本中"折旧费、各项财政规费等"为258.82亿元，占总成本比例53.07%（同比下降7.30%），但仍是成本最大项。2025年全年固定资产折旧、油气资产折耗、生产性生物资产折旧约95.38亿元（半年度），使用权资产折旧0.58亿元，无形资产摊销1.41亿元，长期待摊费用摊销0.11亿元。2026年起三峡右岸机组折旧集中到期，每年释放约25–30亿元净利润，且无需对应现金支出。2026年一季度，公司综合毛利率已提升至55.65%，同比上升2.67个百分点，折旧到期效应开始显现。

做一个小结，对于长江电力来说，它的长期可分配自由现金流 = （水量 × 梯级增益 × 市场化电价 − 刚性成本）+（大坝折旧 − 机组重置准备）− 利息净支出

所以只要过了还债高峰，需支付的利息锐减，大坝折旧持续贡献现金。这个时候长江电力就更像一只"永续债券"了，对它的估值非常类似债券的估值方法。

2025年，公司经营活动产生的现金流量净额605.63亿元，同比增长1.53%；投资活动产生的现金流量净额-182.15亿元（同比增长66.03%，主要系抽水蓄能工程项目投资增加所致）；筹资活动产生的现金流量净额-443.44亿元（同比下降11.38%）。2025年营业成本330.58亿元，同比下降4.26%，在营收增长2.07%的同时实现成本负增长，极致经营杠杆验证。

然而，上面说的所有内容，本质是会计的语言，而不是商业分析的范畴。对于投资者，真正关心的是，哪些因素体现这家公司的价值在增加？我个人觉得这几个方面是重要的，也是我观察长江电力的几个角度：

五、调度创造的水量增量

自然来水量这个是没法控制的，但通过六库联调形成超1000公里的水库群，可以将年内分配极不均匀的天然径流，调整为"汛期少弃水、枯期多发电"的平稳出力。

这就是长江电力运营团队贡献的价值增量。

所谓六库联调，就是将长江干流上游的乌东德、白鹤滩、溪洛渡、向家坝、三峡、葛洲坝这六座巨型水电站，作为一个整体系统进行联合优化调度。他的核心作用有两个：一是通过减少弃水、抬升水头，六库联调可提升整个梯级的年发电量。即使来水总量不变，多发出来的电也是纯利润。二是联调让出力过程变得更平滑可控，能够根据现货市场的价格信号，把更多的水能精准安排在电价高的时段和季节来发电。

简单说，一个是增加发电量，一个是卖好价。

华泰证券之前做过一个测算，他们认为六库联调相较单独运行，每年增发大约140亿千瓦时。这个还没包括市场电价的因素。

2025年，六库联调节水增发电量达140.1亿千瓦时，与华泰证券测算一致。这一年沉着应对1961年以来最强华西秋雨，50天内平稳调度三峡水库9场超25000立方米每秒涨水过程，有力保障长江安澜。2025年乌东德电站发电设备利用小时数为3624.53小时，厂用电率仅0.0828%。2026年一季度，在乌东德水库来水同比偏枯7.36%的情况下，六库联调仍实现发电量同比增长7.19%，平抑来水波动能力显著。

六、市场化带来的业绩增厚

以前在计划电时代，水电定价偏低。市场化改革取消优先发电计划的比例限制，让水电按"边际出清价格"结算。之前说过，水电的边际价格是很低的，所以按照统一的计划电他们就会有很丰厚的超额利润。

另外一个利好是，全国统一电力市场建成后，跨省跨区输电的物理壁垒与价格壁垒如果得以优化，"金沙江之水"将更直接地匹配长三角、珠三角的高现货价，电价中枢存在上移潜力。

2025年，全国统一电力市场初步建成，多层次市场体系及多种类交易品种建设稳步推进。全国电力市场交易电量规模持续提升，市场化交易电量占比再创新高。公司市场化交易总电量1104.5亿千瓦时，占总上网电量36.1%。三峡电能（公司合资售电平台）全口径市场化售电量超60亿千瓦时，售电区域拓展至9个省份，参与全国首次多通道跨经营区绿电交易，成交电量占据全市场总成交量的6.18%。虚拟电厂可调节容量扩容至近30兆瓦，成功参与华中区域首次精准响应负荷调控。2025年，全国可再生能源发电量3.99万亿千瓦时，同比增长15%，约占全社会用电量的38.5%；全国水电发电量1.46万亿千瓦时，同比增长2.8%，水电的清洁能源优势日益凸显。

七、折旧与真实现金流的精算差额

这也是我们之前提到过的。实际上，这个差额大得不能忽视。2024年经营现金流约596亿，净利润329亿，差额267亿主要来自折旧与财务费用。因此，长电实际可分配现金流持续且显著高于账面净利润。2026年起三峡右岸机组折旧集中到期，每年释放约25–30亿元净利润，且无需对应现金支出。这意味着，长江电力股息增长将非常可观（如果派息政策没有大的变动）。

2025年，公司经营现金流605.63亿元，净利润345.03亿元，差额260.6亿元，持续验证"利润是假的，现金流才是真的"。2025年固定资产折旧约191亿元（全年估算），其中大坝折旧占大头。2026年一季度，折旧到期效应叠加财务费用下降，推动归母净利润同比大增30.50%（扣非同比+19.20%），利润增速显著高于收入增速（+6.44%）。公司2026-2030年利润分配承诺按不低于当年归母净利润的70%进行现金分红，为股息增长提供制度保障。

八、负债端管理也能创造息差收益

长江电力是AAA信用等级、稳定现金流的类主权主体，能以远低于一般企业的成本融入长期资金。资产负债率已从2015年的72%降至2025年的约58%。所以，在利率下行期，他们可以借新还旧，将原来5%–6%的贷款置换为3%–4%甚至更低的绿色债、中期票据，直接压降财务费用。同时，他们还可以发行10年、20年乃至30年期债券，一次性锁定极端低廉的长期资金成本，规避未来加息风险。这不是小钱，在10年尺度上累积的节约额可达数十亿元，直接增厚股东回报。

2025年，公司资产负债率58.27%，较2024年的60.79%下降2.52个百分点，较2015年的约72%累计下降约14个百分点。2025年利息支出95.09亿元，同比减少16.04%。公司积极实施降本增效，未来将进一步发挥信用优势，拓宽融资路径，提升资金使用效率，优化债务结构，降低财务成本。控股股东中国三峡集团基于对公司未来发展的信心，计划在未来12个月内通过二级市场增持公司股份，增持金额不低于40亿元、不高于80亿元；截至2025年12月31日，已通过集中竞价方式合计增持公司股份1.62亿股，合计增持金额449.85亿元。

总结

把长江电力看成一只债券。其增长源自四股合力的持续作用：

1.六库联调带来的水量复用与枯期增量；

2.市场化定价权释放的结构性电价红利；

3.会计折旧掩盖的真实现金池；

4.债权融资端持续不断的息差收获。

这四个维度共同作用，使得该资产在10年以上的时间框架内，能够以极高确定性实现自由现金流的持续、阶梯式增长。

2025年，公司实现营业收入862.42亿元，同比增长2.07%；归母净利润345.03亿元，同比增长6.17%；扣非归母净利润334.46亿元，同比增长2.89%。2025年度现金分红总额244.68亿元，占归母净利润70.92%，创历史新高，对应股息率约3.71%。2026年一季度，归母净利润67.61亿元，同比增长30.50%，延续高增势头。公司在来水达标条件下力争2026年实现发电量3060亿千瓦时。在当前的低利率环境下，公司持续高分红、强稳定的红利资产属性有望获得价值资金青睐。