2022年长江电力发展现状及业务布局分析 乌白的注入将为长江电力带来大幅度装机增长

1.长江电力：行稳致远真龙头，乘风破浪强业绩

1.1 水电龙头行稳致远，来水充沛业绩“开门红”

中国最大的水电上市公司，世界水电行业的领导者。公司前身为葛洲坝水电厂，2002 年经国务院批准由中国长江三峡集团有限公司作为主发起人设立，2003 年 11 月在上交所挂 牌上市。2003-2011 年，公司从三峡集团逐年收购 1-32#机组，2015 年收购三峡金沙江川云 水电开发有限公司，获得溪洛渡电站和向家坝电站 26 台机组。2021 年，公司总装机容量达 45.6GW，其中国内水电装机 45.5GW，占全国水电装机总量的 11.6%，装机容量全球领先。 预计“六库联调”完成后，水电装机将提高至 71.7GW，年均发电量有望由约 2000 亿 KWh 增至超 3000 亿 KWh。

控股股东实力雄厚，实控人为国资委。三峡集团为公司实控人，持有公司约 55%股份, 集 团可控装机规模突破 90GW，是全球最大水电集团和可再生能源集团，业务包括电力生产运 营、新能源开发与运营、生态环保投资与运营等多元业务。此外，在 2016 年向溪注入过程 中，云南能投及四川能投获得公司股权，目前持股 3.2%/3.6%。

公司营收和净利润稳健增长。2015 年，公司购买川云公司溪洛渡电站 18×77 万千瓦和 向家坝电站 8×80 万千瓦的水电机组，当年共新增 20.3GW 装机容量，水电装机规模跃居世 界首位，受此影响公司 2016 年业绩出现大幅上涨，此后保持逐年稳步增长态势。2020 年， 长江流域来水偏丰，公司所属三峡电站发电量激增，业绩出现大幅上涨。2021 年，公司业 绩维稳，公司营收 557 亿元，同比微降 3.7%；同期归母利润 263 亿元，同比基本持平。

长江来水状况良好，2022Q1 经营迎“开门红”。在长江来水偏枯叠加上游新建水库蓄水 等不利形势下，公司 2021 年发电任务全面完成，其中三峡电站年发电量超千亿千瓦时，葛 洲坝电站年发电量再创新高。2022Q1 长江水资源较为丰富，三峡水库实际来水量 538 亿立 方米，溪洛渡实际来水量 163 亿立方米，较去年同期相比均有所增加。公司所属 4 座梯级电 站（三峡、葛洲坝、溪洛渡、向家坝电站）累计发电量达 340 亿千瓦时，较去年同期增发 25 亿千瓦时。公司 2022Q1 营收和净利润分别为 97.4/31.4 亿元，同比增长 9.8%/9.3%,均 创历史新高。

1.2 水电装机规模大，区域布局位置佳

水电装机规模大，全球前 12大水电站独占其五。长江电力共运营管理五座巨型水电站， 分别为三峡、葛洲坝、溪洛渡、向家坝、乌东德（受托管理），正在建设全球第二大电站白 鹤滩。三峡、白鹤滩、溪洛渡、乌东德、向家坝装机规模分别为 22.5/16.0/13.9/10.2/6.4GW， 分别排名世界第 1/2/4/7/11 位，白鹤滩水电站注入后，公司总装机容量预计增长 58%至 71.7GW，成为全球水电装机容量第一的公司。

发电量连续四年突破 2100 亿千瓦时，利用小时数相对稳定。公司在长江干流上运营四 座主要电站，从上游至下游分别为溪洛渡、向家坝、三峡、葛洲坝。在长江流域水资源条件 不发生较大变化的情况下，发电设备平均利用小时数相对稳定。2017-2020 年利用小时的增 加主要由于梯级水电站联合调度的提升作用；发电总量由 2017 年的 2109 亿千瓦时上升到 了 2020 年的 2269 亿千瓦时，同比增长 10.1%，并连续四年突破 2100 亿千瓦时。2021 年 受长江来水同比偏枯、上游新建电站蓄水等影响发电量、利用小时数有所减少。

项目地理布局优势大，电力外送成本低。公司运营的 4 座电站及母公司所属乌白 2 座电 站作为“西电东送”的骨干电源，所发电量主要通过专用配套线路和输变电工程远距离外送， 销往华中地区（四川）、华东地区（上海、江苏、浙江）及南方地区（广东、云南）。目前主 要的在运线路包括向家坝至上海、溪洛渡至广东、溪洛渡至浙西、江陵至鹅城、三峡送华东 线路，主要的规划及在建线路包括乌东德至广东、白鹤滩至浙江、白鹤滩至江苏线路。外送 地区经济较为发达，电量需求较大，保障了量价的稳定。

1.3 盈利能力稳中有升，现金奶牛优势显著

ROE 稳定在较高水平，盈利能力持续向好。2016 年公司收购溪洛渡、向家坝电站后， 实现了长江流域的溪洛渡、向家坝、三峡、葛洲坝四座梯级电站联合调度，增强了调度能力， 年节水增发电量近 100 亿千瓦时。此后，在 2017 年至 2021 年 5 年间，公司总资产收益率 稳步上升，归母净资产复合增长率 7.6%。未来，随着乌东德、白鹤滩水电站资产即将注入， 公司将形成“六库联调”的新格局，全面提升大水电的引领能力。

新增债券综合成本保持下降态势，融资优势显著。公司不断提升融资成本把控能力， 2020 年底，公司境内存量债券综合成本 3.61%， 2021 年公司新增债券综合成本 3.21%， 融资成本下降 11.08%。公司主动根据债券市场利率调整发债规模，抓住发债窗口期， 2021 年公司募集 175 亿元低成本资金。

公司财务指标不断优化，资产负债率保持低位。公司精准研判、抢抓窗口、创新融资方 式，多渠道筹集低成本资金，降本增效效果明显。2016-2021 年，公司现金利息保障倍数逐 年提高。2021 年，公司现金利息保障倍数 9.67，偿付负债利息能力较好。公司负债结构持 续优化，资产负债率逐年下降，已从 2016 年 57.1%降低到 2021 年 42.1%。在公司财务指 标的持续优化下，公司抗风险能力和发展质量显著增强。

公司经营活动现金流充沛，“现金奶牛”特征明显。公司的水电业务作为“现金奶牛”， 每年可以提供稳定的经营性现金流入账。2016-2021 年，公司现金流入流出平衡，整体现金 流充沛。经营活动现金净流量稳定在 400 亿元左右，折旧与摊销稳定在 120 亿元左右。公司 货币资金大规模增加，2021 年公司货币资金 99.3 亿元，较 2016 年增加了 65.5 亿元，经济 效益显著提高。

2.白电站注入在即，“六库联调”增发提效

2.1 乌白电站注入在即，业绩增厚未来可期

乌白电站注入在即，装机规模与发电量有望快速增长。乌东德水电站于 2015 年底全面 开工建设，2021 年 6 月正式投产；白鹤滩电站预计 2022 年 7 月可实现全部机组投产。以向 溪为例，2014 年实现全面投产后，在 2016 年初完成注入，因此我们预计乌白将在 2023 年 完成注入。乌白的注入将为公司带来大幅度装机增长，同时加强流域调度能力，增加发电量。 乌白电站装机规模分别为 10.2/16.0GW，建成后预计年均发电量达 389/624 亿千瓦时。它们 的完工注入，将使公司装机规模由 45.6GW 提升至 71.8GW，公司发电量有望增至 3282 亿 千瓦时。

乌白两个电站注入后预计每年折旧费用将增加 26.7/38.3 亿元，财务费用 21.6/31.0 亿 元。根据三峡建工集团公告，乌东德、白鹤滩电站总投资分别约为 1000 和 1724 亿元，则 单位装机造价分别为 11.8 和 10.8 元/MW。三峡、向家坝和溪洛渡的折旧年限均为 45 年， 因此将乌白的折旧年限也设定为 45 年，每年折旧成本分别为 26.7/38.3 亿元。在 2021 年长 江电力年度业绩会上，公司提及乌白注入或参考向溪注入方式，根据川云公司股权项目资产评估报告书，向溪电站注入资本金的比例为 38%，其中股份支付比例为 53%，现金支付比 例为 47%。因此我们预计乌白电站注入将形成有息负债分别为 720/1034 亿元。2022 年公司 发行债券的融资成本在 2.9%-3.4%之间，假设债务融资成本为 3.0%，预计每年将形成财务 费用 52.6 亿元。根据关键假设测算，乌东德、白鹤滩电站归母利润将分别达到 36.7/51.4 亿元，增发电 量归母利润达 18.8亿元。

2.2 打造“六库联调”，强化全域调度能力

流域梯级水电站联合调度将有效减少弃水，从而增发补偿电量。向家坝、溪洛渡电站投 产后，三峡及葛洲坝整体利用小时得到明显改善，波动大幅减小。自 2014 年来，公司每年 节水增发电量在 90 亿千瓦时以上。目前，乌东德已实现全面投产，白鹤滩预计将于今年 7 月实现全面投产发电，两座电站的投产将使公司从“四库联调”升级为“六库联调”，6 座梯 级电站共同构建起世界最大清洁能源走廊，有望实现年发电量增加至 200 亿千瓦时。

长江上游水力资源丰富，全流域调度有望推进。长江流域内雨量丰沛，干支流水能理论 蕴藏量为 2.68 亿 kW，技术可开发量为 1.97 亿 kW，占全国水能可开发量的 53.4%；其中宜 昌以上的上游地区蕴藏量约占全流域 80%，可开发水能资源则占全流域 87%，是“西电东 送”的主要产电区，大批梯级水电站在此建立。而公司的水电站均位于上游关键节点，溪向 和即将注入的乌白位于雅砻江与金沙江交汇处下游，可与雅砻江流域水电站进行联合调度； 三峡、葛洲坝位于乌江与嘉陵江交汇处下游，可与岷江、嘉陵江、乌江流域水电站进行联合 调度。目前跨流域合作尚未完全展开，但公司近年来持续增持其他电力公司，长江全流域调 度有望推进。

水电调峰灵活性强且无污染，具有环保优势。现阶段我国主要依赖天然气进行调峰，在 “碳中和”背景下，新能源占比将大幅上升，风光发电不稳定带来储能调峰需求，水电是唯 一具备调峰能力的清洁能源。燃煤、天然气发电会产生大量污染环境的尘粒、氮氧化物。水 力发电则是利用水位差将重力势能转化为化学能，不涉及热力学循环，因此水电调峰在环保 上是更优的选择。以三峡调度为例，在不同月份监测坝前水位，从而根据容量和调度 规定进行日调节或通过弃水加大调节能力。I 区为汛期，需控制水位,超过下游设防流量时拦 洪,防洪期间无法发电;II 区按最大容量发电,若不弃水则不能调峰;III 区按保证出力发电,是主 要调节区;IV 区降低出力发电,在满足各种限制条件下最大限度维持坝前水位,可进行日调节。

对比火电，水电调峰无额外能量损失，具有明显的经济性。水电站的发电量取决于上游 总来水量，电力需求处于低谷时，只需将水流留在水库中，便能降低即时输出功率，无额外 能量损失，边际成本趋近于零。相比之下，火电机组调峰需要投资化学储能设备，充放过程 会造成能量损耗，偏离额定功率运行会降低锅炉效率、提高发电厂用电率，长此以往会缩减 机组使用寿命。以 300 MW 和 600 MW 亚临界火电机组为例，低负荷运行会降低锅炉效率， 厂用电率分别增加 122%、126%。因此，水电调峰在经济上是更优的选择。

流域梯级调度能力行业领先,助力金沙江下游流域调度。公司充分发挥流域梯级枢纽的防 洪、发电、航运、补水、生态等作用，为社会提供清洁能源保障。目前，长江电力已建立覆 盖金沙江下游四座梯级电站及三峡、葛洲坝电站在内的水电站联合调度体系，并积极推动与 雅砻江流域梯级水电站在水情预报、调度等方面的信息共享，推动水资源统一联合调度。2021 年，梯级水库累计拦蓄洪水 172 亿立方米，累计向下游补水 340 亿立方米，有力保障了长江 中下游地区防洪安全和下游生活生产用水需求；长江电力扩展水情信息共享平台，同时自建 遥测站 631 个，遥测流域面积约 58 万平方公里，覆盖长江上游流域超 50%的面积；2021 年流域梯级电站水情 24 小时预报精度达 97.87%，处于中国同行业领先水平。

收购金中公司股权，推进金沙江中游流域开发。公司 2019 年底以 48.98 亿元从大唐集 团手中收购金中公司 23%股权，成为其第二大股东。金沙江中游共规划了 10 个梯级电站， 目前已建成 7 个，总装机 1520.5 万 kW。其中，金中公司主导开发龙盘、两家人、梨园、阿 海电站，其他电站权益装机达 118.9 万千瓦。未来长江电力将进一步通过股权纽带关系，推 进金沙江中游流域开发，实现长江大流域联合调度，凸显区域协同优势。

“六库联调”增发电量净利润预计为 18.8 亿元，整体利润增量 106.8 亿元。白鹤滩机组全部注入长江电力后，“六库联调”得到进一步强化，预计年发电量可增 加 60-70 亿千瓦时，参考“四库联调”增加年发电量 100 亿千瓦时，我们假设“六库联调” 最终也增加年发电量 100 亿千瓦时。假设增发部分上网电价为公司当前平均电价 0.2649 元/ 千瓦时。溪向、三峡葛洲坝的增发电量所得税率分别为 15%和 25%，我们假设乌白增发电 量所得税率为其平均值 20%。增发电量边际成本极低，可忽略不计。

3.水电为核，积极拓展新能源

3.1“水风光储”多能互补，推动差异化发展

水风光互补可增强系统调峰能力，从而稳定电能。一方面，水电可弥补光电、风电的不 稳定性，风光发电易受气象因素影响随机波动，大规模接入会增加电网的功率波动，从而对 电网的安全稳定运行造成威胁。水光风互补可促进光伏风电并网消纳，通过水电站有效的调 节能力将锯齿型的新能源电源调整为平滑稳定的电能。另一方面，风光发电也可平滑水电季 节性波动，水电充足的雨季往往风、光发电量走低，而旱季往往风、光利用小时较高。光电、 风电改善了水电丰枯季节悬殊的特性，是水电参与调峰的有力补充。

国家重视水风光互补建设运营，出台了一系列相关政策。水风光能源互补指依托水电基 地，对周边风电、光伏等新能源发电进行一体化建设运营，将水电和光伏就近打捆上网，从 而提升可再生能源消纳能力。我国目前以水光互补为主，在碳中和目标下，“十四五规划” 提出建设西南地区三大基地；今年 3 月国家能源局印发了《关于开展全国主要流域可再生能 源一体化规划研究工作有关事项的通知》，对西南地区的水、风、光互补可再生能源基地进 行规划。由此可见，“水风光互补”的政策重视度被不断提高。

聚势蓄能，加快抽水蓄能电站建设和新型储能技术规模化应用。公司所属的三峡集团被 列入全国“十四五”抽水蓄能核准计划，领先其他央企，并初定长江电力、湖北能源作为集 团抽水蓄能项目的投资运营主体。2021 年，公司积极推进涪陵太和等现有抽蓄储能项目， 并发挥水电领域优势，多层次、全方面协调争取抽蓄站点资源，锁定多个抽水蓄能项目。此 外，公司具备丰富的产业链资源，通过建立子公司三峡电能来探索智慧综合能源与长江大保 护融合发展模式，持续获取优质智慧综合能源项目，探索布局储能、氢能、船舶电动化等新 业务。

3.2 金沙江下游资源异禀，充沛现金流支撑发展

布局优势明显，风光资源可观。公司的“水风光互补项目”位于金沙江下游地区，“焚 风效应”和“山谷风局地环流效应”在该地形成了干热河谷，水、风、光三种清洁能源禀赋 优越。风能资源方面，在攀枝花地区，80m 高度平均风速在 5.5-7m/s 之间，凉山州的会理、 会东等县 80m 高度平均风速可达 6m/s 以上。水力资源方面，金沙江全长 3479km，天然落 差 5100m，是全国最大的水电能源基地，水能资源蕴藏量达 1.1 亿 KW，约占全国的 16.7%， 公司在此建设了乌东德、白鹤滩、溪洛渡和向家坝四座世界级水电站。

设立长电云能，布局水风光一体化。2021 年 11 月，公司旗下长电新能与三峡集团全资 子公司云南能投按照 51%和 49%的比例共同出资 30 亿元，设立长电云南能源投资有限责任 公司（简称“长电云能”）。该公司位于云南省昆明市，主要从事金沙江下游水风光一体化基 地云南侧清洁能源业务。未来公司将在水风光基地建设的基础上，围绕风光水储一体化、智 慧综合能源解决方案两大方向，探索“大水电+大风光基地+大储能+智慧综合能源”发展道 路。

现金流优势行业领先，为公司发展水风光一体化项目带来充足的资本金保障。水电作为 “现金牛”业务为公司带来了充沛的现金流量，2021 年现金活动净流量和折旧与摊销合计 达 472.3 亿，经营活动净现金流量在收入中的占比近三年都稳定在 70%以上，在新能源运营 商中处于高位，无论是规模还是质量均远超同行。这为大范围的“水风光互补”项目的建设， 提供了稳固支撑。

电站调节能力强，项目具备规模优势。水风光一体化基地建设主要是将风电站、光伏电 站、储能设施建设在水电站周围，利用已有水电外送通道将水风光电量打捆外送，从而在丰 枯季节互补。水电是水风光一体化建设的基础，水电站流量控制能力取决于调节库容，大型 流域枢纽型电站可以以年为单位进行调节。长江电力多年深耕水电领域，全球前十大水电站 独占四席，其中三峡为全球第一大综合水利枢纽，正在建设中的白鹤滩水库库容全国第二。 因此，公司发展水风光一体化项目具有明显的规模优势。

4 投资收益再创新高，横纵拓展再造成长

4.1 横向投资巩固地位，投资收益再创新高

投资规模扩张迅速，长投账面价值已超 600亿。近年来，公司多次增持行业内其他上市公司股份，利用股权关系不断提高业内影响，巩固自身 龙头地位。2014 年以来，公司长期股权投资不断增长，截至 2021 年末账面价值已超过 600 亿，2019 年上涨幅度最大，该年新增对外投资 134 亿元，增持了国投、川投，收购了金中 公司 23%的股权；长投账面价值占总资产比重也在不断增长，2021 已达到 18.5%。

对外投资拉动内生增长，近四年税前利润占比已超 10%。2016 年为公司对外投资转折 之年，该年长江电力收购了川云公司，营收和归母净利润大幅增长。此后公司坚持“聚焦主 责主业，稳健开展对外投融资，获得稳定收益”的资本运营模式，投资收益节节攀升，2021 年已达 54.3 亿，近四年占税前利润比例超过 10%。

政策到期带来不利影响，内生增长依然强劲。2016 年以来优惠政策到期以及会计政策 修订给公司带来了不利影响，2016 年川云公司所得税“三免”到期，2017 年大型水电增值 税退税到期，2018 年增值税退税结清，2019 年川云公司所得税“三减半”到期，四年来合 计减利近 40 亿元；2019 年起新会计规则规定股票买卖价差收益不再计入利润表，影响了公 司账面上的投资收益。然而，自 2016 年起投资收益的稳定上涨和财务费用的不断下降保证 了公司强劲的内生增长。

折旧年限到期，成本预计下行。2004 年#7-11 机组正 式投产发电，2005 年三峡左岸电站共有 14 台机组投产发电，2007 年右岸电站首台机组投 产发电，2008 年 12 台机组全部完成投产，2011 年地下电站首台机组投产发电，2012 年三 峡电站 34 台机组全部投产完毕。长江电力的水轮机、发电机的折旧年限为 18 年，因此从今 年到 2030 年机组设备陆续折旧到期。同时，三峡水利枢纽属于 I 等大（1）型工程，按最新 的《水利水电工程合理使用年限及耐久性设计规范》(SL654-2014)，水库设计使用年限为 150 年，防洪、供水、发电为 100 年。因此当三峡电站折旧计提完成后，公司成本预计下行， 收益能力得到进一步提升。

4.2 产业链纵向扩张，打造综合能源平台

纵向产业链延伸，配售电业务迅速发展。公司抓住电改机遇，打造发配售电一体化产业 链，初步形成以重庆、湖北为核心，遍及全国 10 多个省市的配售电业务战略布局。“十三五” 期间，公司增量配网储备了 13 个优质项目，配网规划面积超 300 平方公里，投资建设运营 了 4 个增量配网；累计市场化售电超 500 亿千瓦时。2020 年，公司顺利实现重庆区域配售 电业务整体上市，完成了重庆区域“四网融合”和对秘鲁第一大配电公司路德斯的收购。通 过多区域市场化售电实践，公司形成了良好的发售协同机制，为大水电市场化电量消纳奠定 了基础。

增持地方能源平台，市场化交易电量增加。公司通过持有地方能源平台股份布局了华中、 华南、华东等主要售电市场，公司的售电区域分散，包括华中四省、华东三省一市以及华南 的广东省等地，部分电量参与当地市场化交易。持股售电地区的能源平台有助于把握当地电 力供求情况，从而制定更合理的电价水平。21 年《售电公司管理办法》、《省间电力现货交易 规则(试行)》等政策的发布，我国电力交易市场进一步发展，市场化交易电量逐渐提高。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）