长江电力如何打开长期盈利空间？

水风光储一体化打开长期盈利空间。

1.电力供需偏紧下，公司有望充分享受水电市场化交易改革红利

相较于其他电源类型，水电电价预期稳健、波动风险低，未来电价或有提升空间。

水电较其他电源整体上网电价偏低，在电价市场化中有望率先受益。水电企业合同售电和保障性收购占比较高，市场化交易比例仍有较大提升空间。基于水电电价偏低的优势，水电在电价市场化进程中或率先受益。

在电力供需偏紧背景下，水电落地电价倒推和市场化定价的方式或存在较大的价格上涨弹性。其一，落地电价倒推方面，江苏、广东已经提供了定价新范式，2022、2023 年江苏省市场化交易均价均较基准价上浮近20%；2022、2023 年广东省年度交易均价较基准价上浮 7%和20%；其二，目前我国部分地区鼓励市场化定价，云南、四川等地已经顺利推行。

基于公司具有水电站核心资产地位较高、发电成本较低、下游市场支付能力较强等优势，公司在电力供需偏紧的形势下有较强的竞争力。

公司售电目标省市多为经济发达地区、电价承受能力较强。三峡电站主要送电至广东、华东、华中、重庆；葛洲坝电站主要送电至华中、华东，向家坝电站主要送电至上海、四川、云南，溪洛渡电站主要送电至浙江、广东、四川、云南。广东、上海、浙江是公司电力消纳的重点方向，也是我国经济发展的重点省市，无论是电量需求还是电价承受能力都较高。

公司较同业公司发电成本低，有望在竞价中获取更大的市场化电量。在电力市场化交易的竞价过程中，决定电力公司竞争力的核心是发电成本；公司的度电营业成本在主要水、火电公司中具备显著优势。如2022 年公司水电度电平均成本为 0.09 元，三峡能源度电平均成本为光伏0.23 元、风电0.20元，中国神华煤电度电成本为 0.38 元。考虑公司的成本结构高度稳定，这一竞争优势预计长期存在。

2.乌白注入带动市场化交易电量和电价提升，水电发展再迈新台阶

乌白电站注入带动装机容量提升，有望进一步带动公司经营收益提升。2023年1月公司完成乌东德、白鹤滩两座水电站合计 26.2GW 装机注入，占公司总装机的36.5%；境内水电装机总量增长至 7169.5 万千瓦，涨幅57.6%，达历史新高，为公司业绩增长提供新动能。 “六库联调”下公司预计每年额外增发电量约 60-70 亿千瓦时。2023 年乌白电站资产注入后，公司水电站从“四库联调”升级为“六库联调”，保守估计将在四库联调基础上每年进一步增发电量约 60-70 亿千瓦时。公司披露2023H1 联合调度节水增发电量近 35 亿千瓦时。但 2023 年受来水偏枯影响，乌白电站的联合调度效益未完全发挥。随着乌白水库完成蓄水，流域来水逐步回归正常，预计2024年乌白电站联合调度增发效益将更加明显。

乌白电站外输高电价已确定，公司市场化电量和高电价电量占比有望提升，进而带动综合电价上行。公司溪向两座水电站的部分电量采用市场化定价。新注入的乌东德水电站除优先发电计划外，部分电量会参与市场化竞价，白鹤滩水电站在2022 年过渡期后电价完全市场化。目前乌白电站外输高电价已确定，高于公司历史 0.27 元/千瓦时的上网电价含税均价。后续随着市场化电量占比提升，以及未来乌白电站向高电价地区输送的电量占比提升（公司在业绩说明会上表示，2023年乌白向高电价地区输送电量比例从 60%提至 80%），公司整体电价有望逐渐提升。 1）白鹤滩送苏电价：江苏发改委此前发布通知，对白鹤滩送苏落地电价按照“基准落地电价+浮动电价”确定，浮动电价参考江苏省年度交易成交均价，同时明确 2023 年白鹤滩电站送苏落地电价为0.4388 元/千瓦时。此外，2024年江苏交易电价维持高比例上浮。2022-2024 年江苏电力市场化交易均价分别为 0.4667、0.46664、0.45294 元/千瓦时（含税），与江苏燃煤基准电价0.391 元/千瓦时相比，分别上浮 19.36%、19.35%、15.84%。 按外送上网电价=（落地端电价-输电电价）*（1-线损率）计算，2023年白鹤滩送江苏特高压输电价格为 8.36 分/千瓦时（含税），倒推白鹤滩送苏上网电价约为 0.325 元/千瓦时。 2）白鹤滩送浙电价：2023 年白鹤滩电站送浙落地电价为0.4388 元/千瓦时，2023 年白鹤滩送浙特高压输电价格为 8.14 分/千瓦时（含税），倒推白鹤滩送苏上网电价约为 0.323 元/千瓦时。

公司积极推进扩机增容，目前计划增容规模合计 390 万千瓦，较当前已投产装机容量增长 5.4%。根据公司披露的 2022 年暨 2023 年1 季度业绩说明会材料，目前公司虽无新增水电站计划，但在积极推进扩机改造增容。机组扩容不涉及水工建设成本，仅需较小成本，投资效益较高。 1）容量调整方面计划增加 166 万千瓦装机：其中溪洛渡计划容量调整18台，单机 70 万调整至 77 万千瓦，合计增加 126 万千瓦；向家坝计划容量调整8台，单机 75 万调整至 80 万千瓦，合计增加 40 万千瓦。此外，葛洲坝已于2022 年将 19 台单机容量 12.5 万千瓦的机组改造成15 万千瓦的机组，最大发电容量增加 47.5 万千瓦，增长 17.37%。2）扩机方面计划增加 224 万千瓦装机：其中葛洲坝计划扩机4 台，合计增加80 万千瓦；向家坝计划扩机 3 台，合计增加 144 万千瓦。

3.电站折旧到期后毛利率有望提升，盈利能力有望持续稳健增长

各水电站大坝的实际使用年限远超会计折旧年限。公司采用平均年限法对所有固定资产计提折旧，大坝折旧年限在 40-60 年间，其中三峡大坝、向家坝大坝和溪洛渡大坝的折旧年限均为 45 年，葛洲坝大坝为 50 年。公司拥有旗下水电站的永久运营权，大坝的实际设计建筑寿命在 100 年以上，如美国胡佛大坝已经使用超过了 100 年。待大坝折旧到期后，可继续使用很长时间。水电站机组的实际使用年限也超过会计折旧年限。公司在价值手册中提到，水轮机、发电机的折旧年限均为 18 年。发电机组在折旧到期后不会立即更换，而是会在适当的运维投入下持续运转发电。如葛洲坝电站1981 年投产使用，其首台发电机组仍在运行发电，此外公司此前通过扩机增容计划对葛洲坝部分老旧发电机组进行更新改造，提升了机组使用时长。

水电站机组折旧完成后，单位成本将进一步下降，该部分折旧有望释放成业绩。为了测算水电站机组设备折旧计提减少对公司业绩的具体影响，我们统计了公司六座电站机组设备的投产时间、资产注入时间和折旧计提时间。通过比较，我们认为最近几年三峡电站的机组设备折旧计提完成对公司业绩提振的影响在六座电站中最为明显。 在假设六座电站的各台机组设备的折旧年限均为18 年的前提下，葛洲坝电站全部机组的折旧已于 2007 年左右计提完毕，对公司报表的影响也早已体现；乌东德和白鹤滩电站于2023年1月刚完成资产注入，对报表的影响暂未体现；溪洛渡和向家坝电站的全部机组折旧完成时间是在2030-2031 年左右；三峡电站全部机组的折旧于 2021 年左右计提完毕，对近几年报表相对影响最大。

为测算三峡水电站机组设备折旧计提完毕对公司业绩的影响，我们估算了三峡电站32台机组设备在2021-2030年折旧陆续到期的年间，每年折旧金额的减少情况。具体测算过程如下：

1）假设电站机组设备折旧年限为 18 年，预计2021-2030 年三峡电站32台机组设备的折旧会陆续计提完毕：三峡电站 2003 年第1 批6 台机组投产，2012 年 32 台机组全部投产。依据水轮机和发电机的折旧年限均为18年，假设机组设备的折旧年限均为 18 年，三峡电站第1 批投产的机组折旧于2021年计提完毕，预计最后一批投产的机组于 2030 年计提完毕。

2）估算 2021-2030 年三峡电站机组每年折旧额较上一年减少情况，2021年测算的折旧减少金额与年报数据较为匹配：我们测算得2021 年三峡电站机组折旧金额较上一年减少了 1.4 亿元，同时公司年报披露的机器设备的年计提折旧额较上年减少了 1.8 亿元，二者数据大体吻合，一定程度上验证了我们测算的合理性。此外，2022 年公司机器设备年计提折旧额较上年微增0.16亿元主要系乌白电站资产注入影响。

①假设机组单位装机设备年折旧额约为 147 万元/万千瓦，由此三峡电站单台机组年折旧额约为 1.03 亿元：假设所有电站机组设备折旧年限均为 18 年，经过梳理，三峡、溪洛渡、向家坝三座电站的全部机组全年12 个月都在计提折旧的年份是 2015-2020 年。考虑溪向电站于2016年完成资产注入，采用 2016-2020 年报披露的机器设备年计提折旧额测算单位装机的年折旧额。三峡电站 32 台机组的单机容量均为70 万千瓦，由此估算出三峡电站单台机组年折旧额约为70*147/10000~=1.03亿元。

②根据每台机组的投产日期估算折旧计提完毕的月份，进而估算当年较上一年的折旧减少额：假设单台机组月折旧额为1.03/12=0.086万元/万千瓦，考虑固定资产的折旧计提日期一般为固定资产入账或者安装完毕之后的下月。由此估算三峡每台机组在何年何月折旧计提完毕，以便较为精准的计算三峡机组设备在某一年的折旧较上一年的减少金额。

4.积极推进水风光储一体化全产业链布局，盈利空间进一步拓宽

政策支持下抽水蓄能快速发展，国家规划十四五末装机规模达6200 万千瓦以上。2021 年以来在政策推动下，我国抽水蓄能发展提速。抽水蓄能是未来相当时期内最佳的储能方式。自 2021 年国家发改委和国家能源局相继发布《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》、《抽水蓄能中长期发展规划(2021-2035年)》等一系列文件以来，抽蓄项目开发建设提速。根据国家能源局数据，我国计划到2025和2030年将抽水蓄能投产规模分别增至 0.62亿千瓦和1.2亿千瓦以上；2022年全国新增投产抽蓄电站装机 880 万千瓦，创历史新高；全国新核准抽蓄电站48座，核准总装机规模 6890 万千瓦，年度核准规模超过之前50 年的投产总规模。

目前我国抽水蓄能装机规模为 0.51 亿千瓦，预计 2023-2030CAGR 为10.6%。根据2023 年 6 月水电水利规划设计总院发布的《抽水蓄能产业发展报告2022》，截至2022 年底，我国抽水蓄能已建/在建装机规模为 0.46 亿千瓦/1.21 亿千瓦，另有1.77 亿千瓦正在开展预可行性研究。根据中电联，截至2023 年底我国抽水蓄能装机规模达 5094 万千瓦，同比+11.2%。根据国家能源局规划，预计2023-2025年抽水蓄能装机规模 CAGR 为 10.6%；2025-2030 年投产规模CAGR 为14.1%。我国抽蓄行业电站运营领头羊为国网和南网，五大四小发电集团抽蓄快速发展。截至 2022 年底，国家电网旗下的国网新源和南方电网旗下的南网储能在运抽蓄总装机分别为 2806 万千瓦和 1028 万千瓦，二者在运抽蓄装机占全国总量的84%。截至 2021 年底，国网在建抽蓄规模为 4578 万千瓦。2021 年南网提出，2021-2035年增加抽蓄装机 3600 万千瓦。未来我国抽蓄电站运营主体将往多元化发展，五大和四小发电集团以及旗下上市公司主体正积极参与抽水蓄能电站项目建设运营。

电价制度不断优化，抽水蓄能电站的盈利能力有望逐步提升。抽水蓄能电站通过高峰价格与低谷价格的差价赚取利润。在 2020 年 7 月《关于进一步完善分时电价机制的通知》发布后，我国多地更新峰谷电价政策，合理拉大峰谷电价差为抽水蓄能电站打开更多盈利空间。2021 年 5 月《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（633 号文）发布，完善了抽蓄电站两部制价格形成机制及回收渠道。

目前两部制电价已经成为我国抽水蓄能的基本电价机制。我国抽水蓄能电站电价发展经历过单一电价制、租赁制等，此后逐步建立和完善了两部制电价。两部制电价包括电量电价和容量电价，容量电价主要回收机组固定成本、电量电价主要回收变动成本。根据 633 号文规定，在两部制电价下，抽水蓄能通过电量电价获取的收益有限，容量电费是其最主要的收入来源；容量电价部分保证抽水蓄能项目 6.5%的资本金内部收益率。

2023 年 5 月国家发展改革委发布《关于抽水蓄能电站容量电价及有关事项的通知》，公布了在运及 2025 年底前拟投运的48 座抽水蓄能电站容量电价。对比在运电站此次核准电价与前期省内核准电价，部分项目容量电价有所下降。虽短期看，此次核准电价或降低部分抽蓄电站盈利能力。但长期看，国家层面明确抽水蓄能容量电价，能更明确抽蓄盈利预期，充分调动各方面积极性，推动抽水蓄能稳定发展。

目前公司已锁定抽水蓄能项目资源近 4200 万千瓦，未来有望增厚公司业绩。公司锁定抽蓄项目资源近 4200 万千瓦，长远看有望带来业绩增量。近几年公司依托长江流域资源、丰富的水电站运营经验和雄厚的资金实力布局抽水蓄能。根据公司 2023 年三季度投资者沟通情况通报，截至 2023 年10 月底公司已获取和重点跟踪的抽水蓄能项目有 30 个，装机总规模近 4200 万千瓦。2023 年公司首座抽水蓄能电站——甘肃张掖抽蓄电站顺利开工，标志着公司抽蓄电站投资建设取得实质性进展，电站总装机 140 万千瓦，计划 2028 年实现首台机组投产发电。2023年重庆菜籽坝抽水蓄能120万千瓦项目也已开工，计划2029年首台机组投产发电。

甘肃张掖抽水蓄能电站项目：2022 年 10 月甘肃发改委核准批复，同月开工建设，是公司首个完成核准的抽水蓄能电站。总装机容量140 万千瓦（4*35），计划年发电量 16.37 亿千瓦时，计划年抽水电量21.83 亿千瓦时，综合利用效率约为 75%。电站建成后主要承担甘肃电网调峰、填谷、储能、调频、调相、紧急事故备用等任务。计划 2028 年 4 月首台机组发电。本项目电量价格采用甘肃电网燃煤发电基准价 0.3078 元/千瓦时（含增值税），电站容量价格为 643 元/千瓦（含增值税）。

重庆奉节菜籽坝抽水蓄能电站项目：总装机容量120 万千瓦（4*30），计划年发电量约 11.4 亿千瓦时，计划年抽水电量约15.2 亿千瓦时，综合利用效率约为 75%。电站建成后主要承担重庆电网调峰、填谷、储能、调频、调相和紧急事故备用等任务。计划 2030 年 6 月首台机组发电，2031 年3月全部机组投产发电。根据《国家发展改革委关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》规定的抽水蓄能容量电价核定办法，按资本金内部收益率6.5%测算，电站容量价格 654.4 元/kW（含税），年容量电费78,528 万元。

为进一步分析抽水蓄能业务的发展对公司业绩的贡献，我们针对目前公司锁定的30 个合计装机规模近 4200 万千瓦的抽水蓄能项目，大体测算了未来项目投产后对公司净利润的影响。具体测算过程如下：

1）假设公司锁定的这 4200 万千瓦抽蓄项目，平均单位千瓦投资为7000元。截至 2023 年 10 月底，公司已获取和重点跟踪的抽水蓄能项目有30个，装机总规模近 4200 万千瓦，我们按 4200 万千瓦估算。根据《中国可再生能源发展报告 2022》，2022 年核准抽水蓄能电站工程平均单位千瓦总投资约为6665元。为简化测算，我们假设 4200 万千瓦项目的单位千瓦投资为7000元。

2）假设公司锁定的这 4200 万千瓦抽蓄项目，平均资本金比例为20%。国家发改委 2021 年 4 月发布的《抽水蓄能容量电价核定办法》，在临时容量电价的核价参数标准的规定中，明确资本金按照工程投资的20%计算。此外，根据公司公告，公司要求甘肃张掖抽水蓄能电站项目的资本金比例不低于20%，重庆奉节菜籽坝抽水蓄能电站项目的资本金比例为20%。基于此，我们假设4200 万千瓦抽蓄项目的平均资本金比例为 20%。

3）保守预计未来公司新增 4200 万千瓦抽蓄装机后，净利润增加38亿元。基于上述分析，我们测算未来 4200 万千瓦抽水蓄能项目投产后，公司净资产增加约 4200*7000*20%/10000~=588 亿元。此外，参考2021 年4 月国家发改委发布的《抽水蓄能容量电价核定办法》，抽水蓄能项目经营期内，资本金内部收益率按 6.5%核定。我们预计抽蓄项目全部投产后可为公司带来净利润增量约 38 亿元，约占 2022 年公司归母净利润的18%。

5.公司积极通过内挖外扩发展新能源产业，水风光储一体化是未来重要增长点

公司以大水电为基础，积极筹建“水风光储一体化”可再生能源综合基地。2021年公司成立长电新能有限责任公司，主营金沙江流域水风光储一体化可再生能源基地的清洁能源项目开发、投资和运营管理，目前公司全力推进金沙江下游超1500 万千瓦水风光储一体化基地开发建设工作，首批新能源场站顺利投产运行。公司也在积极发展智慧综合能源业务，创新形成了具有三峡特色的城市绿色综合能源管家模式。公司积极推进智慧综合能源市场拓展，业务布局长江经济带、京津冀、粤港澳等战略区域 20 余个省市，截至 2022 年，在建、运营的分布式光伏项目总装机容量超 300MW，在建、运营的用户侧储能项目总装机容量约200MWh，已建和在建项目投资总额超 30 亿元。 公司智慧能源业务规模、发展能力居于国内同类企业第一方阵。公司建成了全国医疗卫生领域颇为先进的分布式能源站、湖北和上海等地最大的分布式光伏、用户侧储能等标杆项目，业务规模和品牌效益在上海、湖北等多地保持区域领先优势，实现了规模化发展，形成了良好的品牌形象和较强的行业影响力。