2024年长江电力研究报告：长江干流驭水而行，六库联调彰显大水电价值

1 长江干流驭水而行，稳居行业龙头地位

1.1 坐拥六座梯级电站，位居水电行业龙头地位

长江电力创立于 2002 年 9 月 29 日，2003 年 11 月在上交所主板挂牌上市。公司 作为三峡集团旗下主要大型水电经营主体，现运营管理长江流域的乌东德、白鹤 滩、溪洛渡、向家坝、三峡及葛洲坝六座梯级电站，六座电站联合调度构成全球 最大清洁能源走廊。截至 2023 年底，公司境内水电装机 71.7GW，占全国水电装 机的 17.34%，2023 年全年发电量 2762.63 亿度电，占国内水电发电量的 21.48%， 是中国最大电力上市公司，稳居全球电力上市公司前列。

乌白装机顺利注入，巩固水电龙头地位。2023 年上半年，公司完成对云川公司的 收购，云川公司下属乌东德、白鹤滩电站自此并入公司装机容量，公司国内水电 装机容量由 45.6GW 增长至 71.8GW，涨幅 57.46%，国内总设计发电能力由 1919 亿千瓦时增长至 2932 亿千瓦时，增幅 52.8%。公司六座巨型梯级水电站构成世界 最大清洁能源走廊，进一步巩固公司作为国内最大电力上市公司、全球最大水电 上市公司的地位。

扩机增容稳步推进，未来增容空间 3.9GW。在六大电站现有装机容量基础上，公 司积极推进溪洛渡、向家坝及葛洲坝的扩机增容工作——（1）溪洛渡电站：容量 调整 18 台，单机 0.7GW 调整至 0.77GW，合计增加 1.26GW。（2）向家坝电站： ①容量调整 8 台，单机 0.75GW 调整至 0.8GW，合计增加 0.4GW；②扩机 3 台， 合计增加 1.44GW。（3）葛洲坝电站：扩机 4 台，合计增加容量 0.8GW。据 2023 年报披露，溪洛渡、向家坝水电站机组装机容量调整取得实质性突破，向家坝水 电站扩机项目取得国家相关部委支持意见，葛洲坝水电站扩机项目积极推进前期 研究工作。2024 年项目进度有望进一步加速，扩机增容项目持续助力公司大水电 业务发展。

1.2 三峡集团大水电运营主体，国务院国资委为实际控制人

公司为三峡集团旗下大型水电运营主体，水电权益装机稳步提升。公司隶属三峡 集团，由国务院国资委实际控制。公司全资控股的云川公司、川云公司分别为乌 白、溪向电站的运营主体，长电新能、三峡陆上新能源负责新能源业务，张掖公 司等子公司负责抽蓄业务。此外，公司充分发挥自身现金流稳定的优势，围绕水 电等清洁能源主业积极对外展开投资，大比例参股湖北能源、国投电力、川投能 源等优质电力企业，不断提升公司权益装机规模。

1.3 六级电站贡献稳健业绩，水电模式高筑分红壁垒

业绩挂钩电站装机，受来水影响呈显著周期性。公司运营电站多为装机容量千兆 瓦级别以上的大型水电站，故公司整体业绩伴随电站资产注入呈阶梯状。公司所 运营六座电站均位于长江流域，丰水期为每年 5-10 月，故公司通常三季度发电量 较多、营收及利润表现较好。

费用控制能力较强，大水电持续贡献稳健盈利。由于电力商品的垄断属性以及下 游客户多为电网企业，公司研发、销售及管理费用率始终保持较低水平，整体费 用控制能力较强。公司旗下水电资产均位于长江干流，超大装机规模带来较高盈 利水平和较强业绩稳定性，公司净资产收益率水平均处于行业上游，且波动性显 著小于以小水电为主的其他同业公司。

年折旧成本超百亿元，资产使用年限远超会计年限。公司业务成本主要为折旧费 用，占主营业务成本比例超 60%，2023 年固定资产折旧近 190 亿元。由于大坝和 机组的实际使用年限远超会计折旧年限，故在未来大坝或机组折旧陆续到期后公 司利润空间有望进一步增厚。我们对公司除葛洲坝外五座电站未来 10 年电站机组 折旧情况进行拆分预测，预计到 2033 年公司仅剩乌白两座电站仍处于折旧期，年 折旧费用约 32 亿元，相比 2023 年的 72 亿元下降约 55%。

现金流充沛，投资收益贡献显著。近年来公司经营现金流水平均保持在 300 亿元 以上，2023 年经营性现金流达 647 亿元，净现比高达 238%。充沛现金流彰显公 司盈利质量，同时支持公司积极对外展开投资。2021 年、2022 年、2023 年公司分 别实现投资收益 54.26、46.00、47.50 亿元，投资收益占利润比例提升至 2024 年 一季度的 22.7%，进一步增厚公司利润。

分红水平位居行业前列，现金红利充分回报股东。根据公司章程，公司在 2021 年 至 2025 年间，将对每年度的利润分配按不低于当年实现净利润的 70%进行现金 分红。从公司历史分红情况来看，公司近 10 年来分红比例始终保持在 60%以上水 平，处于水电板块公司上游水平；从分红绝对金额来看，公司现金分红远超同行 业其他公司，充分彰显强大的现金流与盈利能力。

2 来水改善提高联调增发预期，电价机制彰显优势

2.1 川滇本地留存+东部外送，电价机制彰显大水电价值

枯期部分留存川滇本地，丰期外送电至华东华南发达地区。葛洲坝电站主要供华 中、华东地区，因电站投产较早，仍采用成本加成电价机制，电价波动较小。三 峡电站丰枯水期按不同比例外送广东、广西地区，向家坝主要外送上海，溪洛渡 左右岸电站分别外送浙江、广东地区，乌东德电站主要外送广东、广西、贵州， 白鹤滩电站主要外送江苏、浙江。在枯水期，乌白溪向四座电站各有 15%电量留 存云南、四川本地消纳。从电价机制来看，乌白溪向均属于国家“西电东送”主 力电源，外送电量采取“落地倒推”机制，本地留存的电量均采取市场化电价。

枯期存留采用市场化电价，外送部分基准价加浮动部分构成落地电价。除三峡与 葛洲坝外，公司金下四站留存川电本地电量采取市场化交易电价，外送电量采取 落地倒推电价机制，即：上网电价 = (落地电价 - 输电电价) × (1 - 线损率)，而落 地电价由基准价+浮动部分构成，基准价由双方协议而成，以落地省份煤电基准价 为锚，浮动部分与落地省份年度长协电价联动。 外送基准挂钩煤电标杆，浮动部分联动长协价格。以 2023 年为例，江苏本地煤电 基准价 0.391 元/kwh，公司基准价为 0.411 元/kwh，略高于煤电标杆价。相对煤电 的溢价彰显公司议价能力与清洁能源的绿色价值。公司外送电量落地电价的浮动 部分联动长协价格，以双方协商为准。2024 年广东省长协电价 0.46564 元/kwh， 同比-15.93%，江苏省长协电价 0.45286 元/kwh，同比-2.96%，长协电价下降但整 体影响低于市场预期，下降部分将由公司与落地省份共同分担；此外，2024 年白 鹤滩外送电量基准价有所优化，我们预计公司全年外送江苏电价水平和去年相当。

川滇市场化电价丰枯水季差异大，公司枯期留存比例高享市场化高价。四川与云 南均为水电大省，依据丰枯水期不同省内市场化交易电价差异较大，呈现明显的 “鸭型曲线”。以四川省为例，每年 5、11 月为平水期，6~10 月为丰水期，12~来 年 4 月为枯水期，2023 年枯水期最高月度交易均价为 0.37904 元/kwh，丰水期最 低月交易均价为 0.13678 元/kwh。观察云南省市场化电价数据，枯水期电价略低 于四川省，但仍接近 0.3 元/kwh，且近年来整体电价呈现逐年上升趋势。公司金 下四站在枯水期留存川滇比例较大，故对公司整体电价水平仍有较大支撑。综合 来看，公司上网电价自2021年起稳步提升，2021-2023年涨幅分别为0.28%、1.54%、 4.29%。

2.2 六库联调减少弃水抬高水头，联合调度增益逐步释放

电站可根据是否具有调节能力分为调节式电站和径流式电站，在公司的六座梯级 电站中，除最下游的葛洲坝为径流式电站外，其余五座均为调节式电站。 梯级联调熨平来水波动，减少下游弃水。联合调度对于电站的第一大用途为减少 弃水。在丰水期，往往会因为来水大于电站设计引用流量造成弃水，而在联合调 度的设计下，可以对下游机组情况进行详细监测，灵活调节上游水库下泄流量， 丰水期上游降低下泄流量，枯水期上游提高下泄流量，从而实现减少弃水、熨平 来水波动的作用。

抬高水库运行水头，提高电站发电量。联合调度对于电站的第一大用途为抬高水 头。上游梯级水库凭借自身的调节库容，丰水期减少下泄流量的同时会提高水库 水位，从而抬升发电水头、增加蓄能，实现电量增发。据公司公开回复披露，除 乌白外四库联调年节水增发电量约 100 亿度电，六库联调将在四库联调基础上每 年进一步增发 60-70 亿度电；2023 年来水偏枯条件下，公司六库联调全年节水增 发电量 121.3 亿度电，2024 年来水偏丰有望增发效益有望进一步凸显。

3 积极开展抽蓄+新能源建设，海外布局稳步推进

抽蓄电站以调节服务辅助系统，电价机制与常规电源不同。2023 年国家能源局在 《关于进一步做好抽水蓄能规划建设工作有关事项的通知》中提出：“与其他常规 电源不同，抽水蓄能电站本身并不增加电力供应，其功能作用主要是为电力系统 提供调节服务”；此外抽水蓄能电站通常具有“4 度换 3 度”的特点，即抽水时消耗 4 度电发电时只能发出 3 度，转换效率 75%。为了更好地引导抽蓄电站建设、完 善价格疏导机制，我国现实行抽水蓄能两部制电价。 国家远期目标超亿千瓦，抽蓄电站仍有较大新增装机空间。据国家《抽水蓄能长 期发展规划》，我国抽蓄电站的发展目标为：到 2025 年抽水蓄能投产总规模 62GW 瓦以上，到 2030 年投产总规模达到 1200GW 左右。截至 2022 年底，我国已建抽 水蓄能装机容量 45.79GW，已纳入规划的抽水蓄能站点资源总量约 8230GW，其 中已建、核准在建装机规模 1670GW，未来数年发展潜力巨大。

背靠控股股东三峡集团，抽蓄资源储备丰富。早期我国只允许电网企业经营抽蓄 电站，故国家电网旗下的国网新源和南方电网旗下的南网双调曾是主要的抽蓄电 站投资主体。随着我国电力体制改革，抽蓄投资主体由单一投资主体向多元化转 变，三峡集团等众多发电集团逐渐成为新兴投资主体。2022 年我国抽水蓄能电站 年度核准规模达 68.9GW，其中三峡集团的核准项目装机容量登顶，达 16.8GW。 截至 24Q1，公司已获取和重点跟踪抽蓄项目 30 个，装机总规模近 42GW, 接近 两个三峡电站。2024 年初，作为华东地区已投产地最大抽蓄电站浙江长龙山抽蓄 电站正式移交公司运营。作为三峡集团旗下大水电运营主体，公司抽蓄项目储备 充足，未来有望立足于大水电业务优势加速推进抽蓄项目进展。

新能源业务聚焦金下基地，规模优势打造智慧综合能源基地。2021 年，公司成立 长电新能有限责任公司，主要负责金沙江下游水风光一体化可再生能源基地云南 和四川两侧的清洁能源项目开发，包括风能、太阳能、储能等。由公司负责运维 的金沙江周边的新能源装机约 2.35GW。未来公司仍将打造抽蓄+新能源的业务模 式，以提高项目收益率。此外，公司积极推进智慧综合能源市场拓展，截至 2022 年，在建、运营的分布式光伏项目总装机容量超 0.3GW，在建、运营的用户侧储 能项目总装机约 0.2GWh，已建和在建项目投资总额超 30 亿元，依靠业务规模和 品牌效益在国内多地保持领先优势。

海外投资贡献稳定收益，运维管理发挥技术协同性。公司主要通过全资子公司长 电国际推进国际化发展战略，开展境外配售电与清洁能源项目的投资并购、绿地 开发、投后管理、运维、技术咨询等业务。2020 年公司收购秘鲁第一大电力公司 路德斯公司，路德斯公司拥有秘鲁全国 29%的配电份额，还拥有 10 万千瓦已投产 的水电资产以及约 74 万千瓦的优质水电储备项目。此外，公司还承担马来西亚沐 若电站、巴西朱比亚和伊利亚水电站等电站的技术咨询、运维管理业务，充分发 挥公司大水电业务技术优势，提升升国际化运营管理能力。

（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。）