2023年长江电力研究报告 发-配-售并举拓展全产业链

一、长江电力：装机、发电市占率行业第一，发-配-售并举拓展全产业链

1、水电龙头，源远流长

发展历史厚重，稳步成为全球龙头。长江电力是由中国长江三峡集团有限公司作为主发起人设立的股份有限公司。公 司创立于 2002 年 9 月 29 日，2003 年 11 月上交所上市。公司以大型水电运营为主要业务，目前拥有 6 大水电站。 其中 2003 年三峡电站首批机组投产，2009 年完成三峡电站主体发电资产收购，2014 年向家坝、溪洛渡电站全部机 组投产发电，2015 年完成两座电站全部资产收购，2021 年启动乌东德、白鹤滩电站注入工作，2023 年完成全部收 购。经历二十余年稳步发展，长江电力已成为全球第一大水电上市公司，全球第二大电力公司，市值占 A 股电力行业 总市值比重达 20%，接近五分之一。2022 年公司实现营业收入 520.60 亿元，归母净利润 213.09 亿元。

依托集团公司雄厚资源，“注入式”模式保证业绩稳定提升。公司背靠中国长江三峡集团，依托集团公司雄厚的资金 实力和建设能力，采用“注入式”发展模式，由三峡集团负责水电站的开发建设及运营，在水电站投产并稳定运营后， 再择机注入上市公司体内，从而有效避免前期建设过程中的不确定性带来的风险。公司在 2002 年成立之初仅管理运 营葛洲坝电站，之后中国长江三峡集团于 2009 年开启三峡电站注入流程，于 2015 年开启溪洛渡和向家坝电站注入 流程，于 2021 开启金沙江下游流域的乌东德、白鹤滩电站注入。公司最大电站三峡电站装机容量 2250 万千瓦，由 32 台 70 万千瓦和 2 台 5 万千瓦水电机组构成，第二为白鹤滩电站，装机容量 1600 万千瓦，由 16 台 100 万千瓦水 电机组构成，第三为溪洛渡电站，装机容量 1386 万千瓦，由 18 台 77 万千瓦水电机组构成。

国资背景实力雄厚，股权结构稳定。公司第一大控股股东为中国长江三峡集团，实际控制人为国务院国有资产监督管 理委员会，对三峡集团 100%控股。截至 2023 年 3 月 31 日，中国长江三峡集团直接持有长江电力 52%的股权，并 通过全资子公司中国三峡建工集团间接持有长江电力 3.72%的股权，合计控制长江电力 55.88%的股权，为长江电力 控股股东。中国长江三峡集团由国务院国资委 100%持股，此外国务院国资委另通过中国核工业集团持有长江电力 1.11%的股权，为长江电力实际控制人。公司成立以来即由中国长江三峡集团控股，并由国务院国资委实控，国资背 景浓厚，股权结构集中且稳定。

管理层稳定，运营管理经验丰富。公司管理层稳定，均为高学历人才，具有多年运营管理经验。董事长即中国长江三 峡集团有限公司董事长，利于公司依托集团公司资源。总经理成长于公司内部，熟悉公司业务全面状况。2022 年管 理层带领全体员工，克服了长江来水极度偏枯、新冠疫情跌宕反复等多重困难挑战，推动改革发展工作取得新业绩和 新突破。

雷鸣山（董事长）：硕士研究生，高级经济师。历任中国国际工程咨询公司总经理助理、副总经理（正司级）， 中国国际工程咨询公司党组成员、副总经理，国务院三峡办稽察司副司长（正司级）、资金计划司司长，国务院 三峡办副主任、党组成员，水利部副部长、党组成员。现任中国长江三峡集团有限公司董事长、党组书记。

张星燎（总经理）：管理学硕士，高级会计师。历任公司财务部副经理，公司财务部副经理兼湖北大冶有色金属 有限公司副总经理、财务总监，公司财务部副经理兼湖北大冶有色金属股份有限公司监事会副主席，公司副总经济师兼湖北清能地产集团有限公司董事、党委委员、副总经理、总会计师，中国长江三峡集团有限公司资产财务 部副主任，副主任（主持工作），主任，三峡财务有限责任公司总经理、党委副书记。现任公司董事、总经理、 党委副书记。

2、行业引领者地位不断巩固，多维度出击积极拓展全产业链

乌白并网装机提升，水电行业引领者地位进一步稳固。2021 年 11 月，公司正式启动乌东德、白鹤滩电站资产注入工 作。2023 年 1 月，乌东德、白鹤滩电站全部完成并网投产，公司目前拥有世界前 12 大水电站中的 5 座，运营 70 万 千瓦及以上的水轮发电机组占世界总数的 2/3，总装机容量占全国运营水电近 20%，下属水电站在国内前 10 大水电 站中占据前 5 。

积极拓展产业链，多元化业务前景看好。十四五期间，公司从产业链条、能源结构、业务形态、发展区域等维度全面 发力，从以发电为主拓展到“发－配－售”并举，形成完整产业链。能源结构上，从单一水电扩展到水风光储并举， 多能互补，构建水风光储一体化发展格局。业务形态上，由单一电源运行管理，拓展到智慧综合能源开发，从发电侧 拓展到用户侧综合服务。发展区域上，长江电力在做大做强中国业务的同时继续向国际拓展。公司积极拓展，多元化 业务前景看好。

二、大水电资产具备较强稀缺性，低成本灵活性优点奠定明朗前景

1、优质大水电资产具备稀缺属性，水电承担可再生能源发电的重要角色

水电政策重视程度高，行业市场空间仍有较大余量。水电是全球公认的清洁、优质、灵活的可再生能源电力，世界各 国无不把水电开发放在优先地位。中国作为全球水电资源最丰富的国家，发电量、用电量、累计装机容量和新增装机 容量，均高居全球第一。政府非常重视水电开发，持续将水电开发任务纳入国家和地方发展五年规划，全国规划的十 三大水电基地的规划总装机超过 28576 万千瓦，目前进度接近一半。

发电装机容量稳步增加，全社会用电总体供需偏紧。2015 年以来，我国发电装机容量逐年保持 6%以上增长，从 2015 年 15 亿千瓦增长至 2022 年 26 亿千瓦，其中水电装机从 2012 年 2.5 亿千瓦增长至 2022 年 4.1 亿千瓦。全社会用电 功率从 2015 年 6.3 亿千瓦增长至 2022 年 9.8 亿千瓦，占装机总容量稳定在 40%左右，但全国电力供需总体紧平衡 （供需大体平衡,但并非时刻都供应充足），部分地区用电高峰时段电力供应不足，一些省市纷纷出台限电、有序用 电政策，对国民经济生活造成一定影响，表明我国用电尖峰负荷供应不足，缺电力而非电量。

我国未来能源将以可再生能源为主，水电占据一席之地。双碳背景下未来能源系统将以可再生能源为主，国际上高比 例可再生能源电力系统已经得到验证，部分国家可再生能源发电量已达能源结构 60%以上。2020 年我国电源结构中 可再生能源占比约 30%，根据相关规划，2030 年可再生能源占比将达 50%。水电目前在可再生能源发电中占比接近 一半，未来将与风光“三分天下”。根据相关研究，2025/2030/2035/2050 年，预计水电年发电量分别可达 1.4/1.75/2/2.4 万亿千瓦时。

水电装机逐渐接近技术容量上限，大水电具有稀缺性。2022 年我国水电装机容量、发电量均位于世界第一，但与发 达国家相比，我国水电开发程度较低。具体来看，瑞士、法国、意大利水电开发程度均已超过 80%，德国、日本、美 国水电开发程度也接近 70%以上，而我国水电开发程度仅为 37%（按发电量算），稍高于全球平均水平，与发达国 家相比仍有较大差距。根据中国水电发展远景规划，到 2030 年水电装机容量约为 5.2 亿 kW，其中常规水电 4.2 亿 kW，抽水蓄能 1 亿 kW，水电开发程度约 60%。根据国家发改委 2005 年发布的水利资源复查结果，我国水资源技术 可开发装机容量约为 5.42 亿 kW，年均发电量约为 2.47 万亿千瓦时，截至 2022 年底，我国水电装机容量 4.1 亿千瓦， 逐渐接近技术可开发容量上限，除刚完成的白鹤滩水电站之外，正在开发和将开发水电站中，装机 500 万千瓦以上 水电站增量近乎为零，优质大水电具有较强的稀缺性。

双碳背景推动清洁能源消费提升，水电需求看涨。为推进我国清洁能源消费比例，在政策端地方政府考核机制转变， 引导清洁能源消费意愿，鼓励消纳清洁能源，同时将大用户纳入清洁能源消纳考核。在成本端，海外碳关税政策不断 推进，欧盟于 2023 年 4 月 18 日通过欧盟碳边境调节机制（CBAM）法案，并于 5 月 17 日生效。“碳关税”征收的 行业覆盖范围钢铁、水泥、铝、化肥、电力及氢，主要针对生产过程中直接排放和对水泥、电力和化肥这三个大类的 间接排放（即在生产过程中使用外购电力、蒸汽、热力或冷力产生的碳排放），以及少量的下游产品。目前我国碳交 易价格相比外国较低，因此企业端面临碳成本上行可能。政策引导和成本双重因素将推动清洁能源消费提升，对水电 的需求也将进一步提升。

2、清洁电源中水电优势突出，市场化电价放开有望最先受益

水电基荷作用明显，在可再生能源中优势突出。可再生能源中风光发电存在间歇性、随机性特点，对电力系统调峰、 调频带来压力。可再生能源中水电是重要的基荷能源，充分发挥水电调节速度快、能源可存储等优点，与风光协同作 用，能有效缓解间歇性能源出力波动问题，保障电力系统安全稳定。十四五规划九大清洁能源一体化基地，其中 6 座 基地水电是重要组成部分。

水电灵活性高，可参与调峰调频服务。相比煤电、气电等其他电源，水电具有运行灵活、安全可靠的绝对优势。水电 站机组开机灵便、迅速，从停机状态到满负荷运行仅需 1min～2min 时间，其增减负荷的迅速灵敏性有利于满足电网 调峰和紧急事故支援对上网容量的高标准要求。此外，大规模新能源并网影响系统原有功率供需平衡机制，负荷反调 节特性十分明显，导致电网负荷峰谷差进一步加大，而具有季及以上调蓄能力的水库电站由于具有较大的调节库容， 可调节出力范围大，可承担电网调峰、调频和事故备用等重任，保障系统安全稳定运行。

水电电价低于其他电源，市场化电价中有望最先收益。2018 年全国平均上网电价 0.37 元/度，其中燃煤 0.37 元/度， 水电 0.27 元/度，核电 0.40 元/度，风电 0.53 元/度，光伏 0.86 元/度，水电电价较全国平均电价低 0.1 元/度。根据对 行业重点上市公司的电价统计，2021 年火电/水电/核电/风光公司平均上网电价分别 0.40/0.31/0.40/0.53 元/度。2015 年 3 月 15 日，《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》下发，标志着新一轮电力体制改革的开 启，目标是形成主要由市场决定能源价格的机制，随后一系列政策出台，推动电力市场化交易机制建设，随着电力市 场化交易放开，水电电价有望上行。

3、行业竞争充分，能力出众造就龙头地位

公司占据行业龙头地位，市场竞争有力。水电行业市场竞争充分，公司一直位于龙头地位，装机规模、发电量市占率 均国内第一。截止 2023 年一季度，公司水电总装机容量 7,179.5 万千瓦（含 2023 年 1 月收购的乌东德、白鹤滩水 电站），其中国内水电装机 7,169.5 万千瓦，占全国水电装机的 17%，行业内遥遥领先。2022 年公司发电量达 1856 亿千瓦时，占全全国水电发电量 14%，接近第二名 2 倍。在水电行业长足发展情况下，公司龙头优势将受益明显。

库容量优势显著，经营能力优秀。水电公司经营情况与流域来水丰枯密切相关，来水波动对发电量影响显著。公司运 行 6 大发电站，通过“六库联调”平滑来水波动，近年来公司各机组年平均发电利用小时数均在 4000 小时以上，其 中葛洲坝年平均小时数接近 7000 小时（2022 年有所下滑因长江来水严重偏枯导致发电量减少），远高于全国平均水 平（约 3600 小时），表明公司利用库容量优势联合调度可有效提升发电量。厂用电率是检验水电站运营能力的重要 指标，厂用电率越低表明电站运营效率越高，根据公司历年公报，各电站厂用电率在 0.1%上下，远低于全国水平， 彰显公司优秀的管理运营能力。

盈利能力行业领先。公司作为国内最大、发展时间较长的水电公司，拥有专业配置全面、人员素质高的大型水电站运 营管理团队。同时公司充分发挥流域梯级联合调度能力，综合盈利能力卓越。 2017-2021，公司毛利率保持在 60% 以上，ROE 也基本稳定在 16%左右。2022 年受来水偏枯影响，毛利率有所下降为 57.29%，ROE 为 11.5%，但公 司主营水电业务毛利率仍达 61.24%。长期来看，公司毛利率和 ROE 均处于行业领先地位，盈利能力优异。

三、“天时地利人和”注写业绩反转伏笔，降本升价提升中长期盈利空间

1、来水有望好转，乌白注入六库联调大幅提升发电量

拉尼娜年将尽迎来“天时”，来水情况有望极大改善。2022 年，公司发电量、营业收入和净利润均有所下滑，主要 系长江年度来水严重偏枯影响。根本原因为 2022 年是气象上的拉尼娜年，历史气象数据表明此时我国南部易发生干 旱，降水量有所减少。根据中国自然资源部国家海洋环境预报中心和世界气象组织中心，连续三年的拉尼娜事件将于 2023 年春季结束，未来几个月可能会发生厄尔尼诺事件，在厄尔尼诺气候条件下，我国夏天长江及江南地区易出现 洪汛，公司所拥电站主要位于长江流域和金沙江流域，届时来水情况有望极大改善，公司将度过发电“低谷”，叠加 装机增加迎来发电量高速增长。

坐拥长江优质水资源占尽“地利”，乌白注入装机再迈新台阶。公司下属 6 座水电站均位于长江及金沙江干流区域， 常年来水丰富且来水情况稳定，公司拥有国内最优的水电资源禀赋。装机容量是水电公司的关键竞争力，随着乌白电 站注入，公司装机容量再迈新台阶，公司控股水电装机增加至 7169.5 万千瓦，相比注入前增长 57%。在全球 12 大 水电站中，公司拥有 5 座，在国内十大水电站中占据前五名。根据公司历史数据，随着每次新水电站注入，装机容量 上升一个台阶，公司营业收入、利润均会出现较大增长，呈“阶跃式”上升。

联合优化调度技术成熟，“人和”因素有力提高各级电站水能利用率。为实现流域水资源综合效益最大化，需要梯级 水库利用水库的调节库容，相互协调配合，通过改变径流的分配过程，提升水资源综合利用效能，从而改善枯水期来 水情况，增加梯级电站发电量。公司目前拥有国内规模最大、技术领先的水情遥测系统、气象预报系统、水文预报系 统、通信及自动化保障系统。通过上述技术手段，减少梯级各库弃水，提升平均运行水头，公司梯级电站水能利用率 提高超过 4%。

减少流域弃水：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。

提高平均运行水头：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。提高水库平均运行水头的方法，简单可以总结为“早蓄水、晚消落、动汛限”。

“六库联调”平滑来水波动，增发电量提升明显。对于水电公司，流域来水的不确定性以及季节性波动差异将显著影 响水电站全年实际发电能力和盈利能力，通过梯级联调可有效增加发电量。2014 年向家坝、溪洛渡电站投产后开启 “四库联调”，年节水增发电量接近 100 亿千瓦时，三峡、葛洲坝、溪洛渡及向家坝四座电站近年的实际发电量，均 已经超过各自设计电量。随着乌东德、白鹤滩水电站投产，“四库联调”升级为“六库联调”，增发电量进一步提升。 根据公司 2022 年度暨 2023 年第一季度业绩说明会，六库联调后将额外增发电量 60-70 亿千瓦时。

大库容、年调节能力电站注入，库容调节改善下游电站枯水期。水电站按调节能力可分为：无调节水电站、有调节水 电站。其中，有调节水电站按照库容大小与多年平均径流量的关系又可分为：日调节、月调节、季调节、年调节和多 年调节水电站等。公司拥有水电站中，葛洲坝电站为日调节；三峡电站、向家坝电站和乌东德电站为季调节；溪洛渡 电站、白鹤滩电站是年调节。其中白鹤滩电站调节库容超过 100 亿立方米。随着联合调度能力的进一步增强以及上 游具有大型调节能力的乌东德、白鹤滩电站投产，溪洛渡、向家坝、三峡、葛洲坝 4 座电站的枯水期发电能力将会得 到进一步提升，推升公司的水资源利用效率和盈利能力。

年度发电量有望大幅增长，业绩大幅增长可期。叠加天时地利人和因素，公司也制定了积极进取的年度经营计划。2023 年公司梯级电站力争完成发电量 3,064 亿千瓦时。同时公司开展老旧机组改造计划，进一步提升公司装机容量。2023 年争取溪洛渡电站容量调整 18 台，单机 70 万千瓦调整到 77 万千瓦，合计增加 126 万千瓦，向家坝电站扩机三台， 合计增加 144 万千瓦，容量调整 8 台，单机 75 万调整至 80 万千瓦，合计增加 40 万千瓦。按照年度经营计划，预计 2023 年发电量将有 65%的大幅增长。

2、高分红凸显价值投资优势，降本提价打开中长期盈利空间

优质运营型现金流资产，高分红率凸显类债资产价值。公司经营稳定、财务报表扎实稳健，利润及现金创造能力突出， 多年来持续通过高比例现金分红方式和股东分享经营成果，是优质的价值蓝筹股。2016 年以来公司分红率保持在 60% 以上。公司承诺十四五期间分红率不低于 70%，2022 年分红总额 200.92 亿元，对应过渡期（22M2-12）归母净利润 100%分红率，对应全年归母净利润分红率高达 94%，远超公司承诺 2021-2025 年每年不低于 70%的分红率。从股 息率来看，公司 2016 年以来股息率保持在 3.6%以上，常年高于十年期国债到期收益率 0.5pct 以上，2022 年度股息 率同比上升 0.2pct，达到 3.8%。

折旧期满助力盈利提升。对于水电公司，长期运行成本主要为折旧费用。水电项目前期投入大，成本主要为资产折旧 和贷款利息，随着资产折旧陆续完毕，成本将相应降低，盈利规模将逐步提升。以三峡电站为例，自 2003 年 8 月首 批水电机组投产发电以来，已运行多年，其中折旧年限为 18 年的水轮发电机组自 2021 年起陆续到期，将为公司带 来一定的利润贡献额外增量。此外，挡水建筑物（折旧年限 40-60 年）等固定资产折旧到期后，电站折旧费用将显 著下降，公司盈利能力将进一步提升。

费用进入下行区间，长期费用成本降低。2016 年以来，公司期间费用（主要是财务费用）逐步降低。2022 年财务费 用 40.92 亿元，同比减少 6.6 亿元，原因为归还贷款导致财务费用减少，财务费用占营业收入比例为 7.86%，相比 2016 年下降 5.8pct。折旧费用也进入下行区间，2022 年公司部分机组折旧年限到期，折旧费用 109.33 亿元，同比 减少 4.10 亿元，而年末水电站维修时间提前、以及海外路德斯公司成本提升导致公司总成本同比微增 1.5%。整体来 看，公司期间费用率从 2016 年 15.4%逐渐下降至 2022 年 11%，同比下降 4.4pct，表明公司长期费用成本不断降低， 盈利能力不断提升。

乌白注入装机提升，高电价地区输电比例上升增厚利润。根据公司2022 年度暨 2023 第一季度业绩说明会，白鹤滩 电站已正式定价。白鹤滩电站向江苏、浙江地区输电，两省落地电价为 0.4388 元/千瓦时，输电价格分别为 8.36/8.14 分/千瓦时，最终输送浙江上网电价为 0.323 元/千瓦时，输送江苏上网电价 0.325 元/千瓦时。根据 2022 年 5 月 15 日国家发改委《关于白鹤滩-江苏、白鹤滩-浙江特高压直流工程和白鹤滩水电站配套送出工程临时输电价格的通知》， 输电价格已含线损，线损率均为 6%。同时根据公司业绩会说明，预计今年乌白电价向高电价地区输送电量比例从 60% 提高至 80%。根据我们测算，乌白注入装机增加以及提升高电价地区输电比例预计将为公司增加 279.8 亿元营收， 占 2022 年总营业收入 53.7%。

年利用小时数及厂用电率：乌东德电站装机容量 1020 万千瓦，设计多年平均发电量 389.1 亿千瓦时，对应年利 用小时数 3815；白鹤滩电站装机容量 1600 万千瓦，设计年发电量 624 亿千瓦时，对应年利用小时数 3900。 厂用电率参考 2022 年公司年度报告，其中乌东德厂用电率 0.083%，白鹤滩厂用电率 0.162%。

上网电价：根据 2020 年 4 月《国家能源局综合司关于白鹤滩电站消纳有关意见的复函》，乌东德电站每年枯水 期在云南留存 60 亿千瓦时电量，白鹤滩电站在云南、四川各留存 40、100 亿千瓦时电量，其余电量送往东部消 纳。留存电价：根据昆明电力交易中心数据，云南枯水期电价取近年来平均价格为 0.261 元/千瓦时。根据 2022 年 1 月国家发改委价格司《关于明确白鹤滩水电站过渡期送电价格协调结果的函》，白鹤滩水电站留存四川上网 电价为 0.2452 元/千瓦时。

乌东德外送电价：根据 2020 年 12 月国家发改委价格司《关于乌东德水电站送电广东、广西价格有关事项的会 议纪要》，明确乌东德电站送广东、广西采用倒推机制，送广东优先发电计划电量分为保量报价和保量竞价部分， 保量保价电量落地电价为 0.421 元/千瓦时，倒推至上网侧为 0.3132 元/千瓦时，保量竞价电量通过落地端市场 化方式形成；送广西优先发电计划电量落地电价为 0.35 元/千瓦时，倒推至上网侧为 0.2543 元/千瓦时。 白鹤滩外送电量电价：根据公司2022 年度暨 2023 第一季度业绩说明会，白鹤滩电站向江苏、浙江地区落地电价 为 0.4388 元/千瓦时，输浙江上网电价为 0.323 元/千瓦时，输江苏上网电价为 0.325 元/千瓦时。 平均电价假设：乌东德留存电量平均上网电价为云南省枯水期平均电价 0.261 元/千瓦时，高价区平均上网电价 为输广东电价 0.3132 元/千瓦时，低价区平均电价为输广西电价 0.2543 元/千瓦时；白鹤滩留存平均上网电价为 云南省枯水期平均电价与四川电价按留存电量比例取权重计算，平均上网电价 0.25 元/千瓦时，高价区平均上网 电价为输江苏、浙江平均上网电价 0.324 元/千瓦时（假设两省输电量相同），低价区平均上网电价为四川电价 0.2452 元/千瓦时。

增发电量收入：根据业绩说明会，“六库联调”后预计增发电量 60-70 亿千瓦时，取 65 亿千瓦时，根据公司 2022 年报,厂用电率参考各电站厂用电率，取 0.1%，上网电价取 2022 平均电价 0.2697 元/千瓦时。

电力市场体系完善推动水电电价上涨，盈利空间有望提升。2004 年以前，我国水电站上网电价按照“还本付息电价” 或“经营期电价”两种方式制定，基本为“一厂一价”，此后水电电价政策经历了标杆化、到去标杆化、再到标杆化 的三次调整。目前水电西电东送电量普遍采用优先消纳的保量保价合同价格模式，定价机制尚未市场化。公司 5 座电 站均以跨省跨区、点对网形式送往东部沿海省份及部分中部省份消纳，溪洛渡及向家坝电站的外送水电落地电价普遍 低于落地省的火电标杆电价。随着全国统一电力市场体系初步建成，逐步将跨省跨区优先发电计划从量价固定的购售 电协议，转化为由市场机制决定量价的政府授权合同，市场化电价将进一步放开，结合当前明显偏低的外送水电价格 以及国内向清洁能源转型的时代大背景，外送水电电价有望上涨，在中长期提升公司盈利空间。

《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》：到 2025 年，全国统一电力市场体系初步建成，电力中长 期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营，跨省跨区资源市场化配置和绿色电力交易规模显著提高，有利 于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成；到 2030 年，全国统一电力市场体系基本建成，市场主 体平等竞争、自主选择，电力资源在全国范围内得到进一步优化配置。

市场化交易电量提升，水电面临新机遇。我国电力市场建设稳步有序推进，市场化交易电量比重大幅提升。 2022 年 全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量 5.25 万亿千瓦时，同比增长 39%，占全社会用电比重达到 60.8%， 相较于 2016 年提升 41.8pct。截至 2021 年 12 月 31 日，我国已建成 34 个电力交易中心，支持中长期市场交易。同 时已经选择 14 个地区作为现货市场试点。另一方面市场化电价也有所提升，根据广东电力交易中心，2022 年度交 易方面成交均价 0.497 元/千瓦时，较基准价上浮 0.034 元/千瓦时。公司下属电站市场化交易电量也逐步上升，2020 年达到历史最高，共计 315.5 亿千瓦时，20221 年有所下降系公司大水电属于国家西电东送战略工程，国家有明确消 纳方案作为支撑，以及公司送电情况受各省相关政策约束。价格机制不仅是电力市场高效运行的核心，也是提高电力 交易效益的关键，随着我国电力体制的逐步完善，电力价格将更好地反映供电成本、还原电力的商品属性和资源的稀 缺程度，为公司大水电业务发展及新业务拓展带来新的发展机遇。

3、风光水储一体协同，水电灵活性优势价值凸显

双碳目标推动风光水储一体化基地建设，公司具备先天地缘优势。双碳目标推动清洁能源建设，风光装机大力推进， 然而风光发电出力不稳将增加电网负荷，在此情况下火电、水电调节作用凸显。水电作为调峰调频优质电源，具有启 停便利、能量损失小、零碳排放等诸多优势，水电与风光项目相配合，既可以解决风光出力不稳的问题，也可以减少 碳排放。2020 年国家能源局、发改委发文针对风光水火储一体化发展征求意见，云南、四川均出台规划，计划在金 沙江下游开发风光水一体化发展基地。金沙江下游受益干热河谷效应，风光资源禀赋显著占优，是我国南方内陆地区 风力、光照资源最佳的区域，具有新能源开发的天然条件。公司乌东德、白鹤滩、溪洛渡、向家坝四座电站均位于金 沙江流域，参与一体化基地建设实现风光水协同具备先天地缘优势。

多能互补破解新能源消纳难题，公司库容量优势凸显。公司所属水库群系统是一个巨大的储能系统，利用风光水发电 的丰枯互补特性，能够有效地解决风电、光电大规模集中上网的消纳难题，破解风光资源的随机性、波动性和间歇性 的弊端。枯季是风电和光伏多发季节，可通过水能的快速启停功能保障风电和光伏的优先送出。雨季是风电和光伏的 少发季节，水电可充分利用汛期来水多发或满发。充分发挥公司大规模、可调节库容量优势，通过风光水多能互补运 行的优化调度方式，指导梯级电站群与风光电站群联合运行，实现混合能源的平稳输出，保障电网的安全稳定运行， 使得优质清洁能源发挥最大效用。

投资收益稳定，也将对业绩形成支撑。公司一直以来充分发挥自身资产质量优良、现金流稳定、信用评级高、品牌形 象好优势，通过积极对外投资收益来平滑主营业绩波动。近三年，公司投资收益维持在 40 亿元以上，占利润总额的 比重保持在 10%-20% 之间，有效平滑外界不利因素对年度经营业绩的影响。随着国家风光水一体化协同基地战略， 公司持续推进金沙江下游风光水储一体化可再生能源开发，深入开展水风光互补的运行调度研究，发挥自身大水电运 维核心能力，高质量布局和推进抽水蓄能业务发展，推进智慧综合能源业务，积极布局“源网荷储”一体化发展。公 司将围绕新兴产业链，积极稳健开展财务性投资，持续为股东创造价值。

四、盈利预测

2022 年，主要系长江流域来水偏枯影响，公司营业收入和净利润出现下滑。2023 年公司对乌东德、白鹤滩水电站收 购正式完成，公司装机容量从 4549.5 万千瓦提升至 7169.5 万千瓦，同比增长 57%。2023 年来水情况好转，根据公 司披露，一季度发电量达 525.8 亿千瓦时，比上年同期增加 18.4%，叠加乌白电站向高电价地区输电比例增加，“六 库联调”进一步改善枯水期情况，我们预计 2023 年业绩将有大幅增长。根据公司经营计划，2023 年计划完成溪洛渡 电站容量调整 18 台，单机 70 万千瓦调整到 77 万千瓦，合计增加 126 万千瓦，向家坝电站扩机三台，合计增加 144 万千瓦，容量调整 8 台，单机 75 万调整至 80 万千瓦，合计增加 40 万千瓦。假设 2024 年起上述增加容量投产。根 据历史数据，假设 2023-2025 年平均利用小时数分别为 4312/4323/4323 小时，预计 2023-2025 年发电量分别为 3091/3233/3233 亿千瓦时。考虑高电价电站注入影响，预计 2023-2025 平均税前上网电价 0.277/0.279/0.279 元/千 瓦时。综上，预计公司 2023-2025 年营业收入 837.1/883.7/893.9 亿元，同比增长 61%/6%/1%。

公司营业成本中最重要条目是资产折旧，水轮发电机组折旧年限一般为 18 年，2021 年起至 2026 年，长江电站的 26 台机组陆续折旧期满，带动公司存量电站折旧成本下降。我们预计 2023-2025 年公司折旧费用分别为 225.4/221.4/217.4 亿元，电力营业成本分别为 307/306.3/302.5 亿元，同比变化 81.7%/-0.2%/-1.3%，其中 2023 年 电力成本大幅上升主要系新电站资产注入引起新增折旧（公司固定资产从 2022 年 2113.5 亿元增加至 2023 年 4456.7 亿元，同比变化 111%），预计营业成本分别为 365.4/370.8/373.4 亿元，同比增加 64.5%/1.4%/0.7%。

2019 年以来，公司期间费用率稳定在 11%左右，其中主要是财务费用。2023 年因乌白电站并表，预计公司财务费用 将有一定增加。结合往期费用率，预计 2023 年财务费用 65.8 亿元，假设销售/管理/研发费用率与往年持平，预计分 别为 2.7/21.9/1.4 亿元，预计 2023 年期间费用 91.8 亿元，期间费用率 11%，预计 2024-2025 年期间费用率持平。

公司投资收益中最重要条目为权益法核酸的长期股权投资，预计 2023-2025 年有 20%/10%/10%以上增长，公司投资 收益预计为 49.2/53.5/58.1 亿元。综上，预计公司 2023-2025 年归母净利润分别为 334/367/376 亿元，同比增长 56.7%/9.9%/2.4%，预计每股收益 EPS 为 1.37/1.5/1.54 元。

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