1.1. 全球最大水电上市公司，依托水电主业多点布局
公司管理运行 6 座巨型水电站，成为全球最大的水电上市公司。公司于 2002 年正 式成立。2003 年 7 月三峡电站首批机组投产发电，同年 11 月公司在上海证券交易所上 市。2009 年，三峡电站全部机组投产发电且公司完成三峡电站主体发电资产收购。2014 年，向家坝和溪洛渡电站全部机组投产发电，2016 年公司完成溪洛渡和向家坝电站发电 资产及德国海上风电 30%股权收购。2020 年 4 月，公司完成秘鲁路德斯公司股权交割， 同年 9 月，公司成功在伦交所发行“沪伦通”存托凭证，首次境外上市。2023 年 1 月， 公司完成乌东德和白鹤滩水电站资产注入，实现“六库联调”。2023 年乌白电站注入后 公司可控装机容量提升至 7,179.5 万千瓦，其中国内水电装机 7169.5 万千瓦，约占 2022 年全国水电装机容量的 17.3%，龙头地位稳固。
公司实际控制人为国资委，控股股东三峡集团实力雄厚。截至 2023 年 6 月 30 日， 中国三峡集团有限公司直接持有公司 50.45%股份，并通过中国三峡建工有限公司和长 江三峡集团实业发展（北京）有限公司分别间接持有公司 3.6%和 1.86%股份，为公司的 控股股东，国务院国资委为公司实际控制人。三峡集团是全球最大的水电开发运营企业 和中国领先的清洁能源集团，而长江电力是集团旗下唯一水电运营公司，公司背靠集团 先后获得了向溪、乌白等水电资产注入，发展优势突显。
1.2. 公司业务稳健发展，高分红+优质现金流投资价值凸显
1.2.1. 公司业务稳健发展，盈利能力较强
公司业务稳健发展。由于水电作为清洁能源有优先上网权，公司售电量几乎不受用 电需求影响，比较稳定；且公司成本主要为折旧成本，相对固定，盈利能力相对稳健。 公司 2022 年营业收入为 520.60 亿元，同比-6.44%；归母净利润为 213 亿元，同比-18.89%。 2022 年业绩下降主要系长江年度来水严重偏枯所致。
电力业务为公司主要收入及毛利来源，2022 年占比分别为 83.7%/89.5%。分业务 来看，2019 年前电力业务为贡献 99.6%以上营业收入，2019 年后由于其他主营业务的 扩张，电力业务收入占比下滑至 2022 年的 83.7%，同年电力业务贡献了 89.5%的毛利， 为毛利的主要来源。国际业务、配售电业务和智慧综合能源业务呈现快速增长趋势，其 收入占比从 2020 年的 7.5%增长至 2022 年的 13.9%，毛利占比由 2020 年 3.8%提升至 2022 年的 8.5%。2023 年公司并表乌白电站，在稳固主业的同时继续寻求新业务的发展。
公司盈利能力较强，财务费用率逐年下降。2018-2022 年公司毛利率/销售净利率维 持在 60%/40%以上，拥有较高且稳定的利润率水平。公司营业总成本中的 40%是折旧费 用，大坝、厂房等主要资产实际使用年限高于折旧年限，预计随着资产折旧陆续到期， 单位成本将进一步下降。公司通过优先偿还高息债务及债务置换，优化资本结构，使公 司财务费用率从 2018 年的 11.43%降至 2022 年的 7.86%；期间费用率也随之下降，从 2018 年的 13.13%降至 2022 年的 10.96%。
2018-2022 年资产负债率下降，ROE（摊薄）平均值 14%。公司 2018 至 2022 年净 资产收益率自 15.9%下降至 11.5%，主要系公司财务杠杆逐年下降，公司资产负债率由 2018 年的 51.7%下降至 2022 年的 40.2%。公司的销售净利率、资产周转率相对稳定， 维持在 40%以上、0.17 次左右。
1.2.2. 公司净现比保持在 1.3 以上，维持高分红比例
公司经营&扩张稳健，净现比保持在 1.3 以上。2013-2022 年公司经营性现金流净额 稳健增长，2016 年公司并表向溪水电站导致资本开支略高经营性现金流净额，其余时间 资本开支均远小于经营性现金流量净额，公司扩张稳健。2013-2022 年公司净现比始终 维持在 1.3 以上，经营情况稳健。充裕现金流在保障公司稳定发展的同时，保证了公司 可以维持较高的分红比例。
公司坚持高比例分红政策，高股息展现防御价值。根据《长江电力股份有限公司章 程》，公司每年现金分红原则上不低于母公司当年实现可供股东分配利润的百分之五十。 对2021年至2025年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。 2022 年公司现金分红总额为 200.92 亿元，股利支付率高达 94.29%。股息率 ttm 高达 3.62%（2023/11/3）, 展现防御价值。
2.1. 乌白注入+扩机增容+六库联调，全年发电量计划增长 60%+
双碳目标下可再生能源装机持续增长，2022 年末水电累计装机容量 4.1 亿千瓦，占 比 16.1%。2022 年全国可再生能源新增装机 1.52 亿千瓦，占全国新增发电装机的 76. 2%，可再生能源已成为我国电力新增装机的主体。截至 2022 年末，我国发电装机容量 为 25.6 亿千瓦，其中可再生能源装机容量为 12.13 亿千瓦，占总装机容量的 47.3%。可 再生能源中常规水电 2022 年新增装机 0.15 亿千瓦，抽水蓄能新增装机 0.09 亿千瓦；截 至 2022 年末水电累计装机容量 4.1 亿千瓦，占全国装机容量 16.1%； 2022 年水电发电 量 13,522 亿千瓦时，占全国总发电量 15.3%。
2025 年需消纳水电 1.5 万亿千瓦时，2020-2025 年 5 年 CAGR 2.35%。随着全球能 源转型的持续推进，我国加快发展可再生能源、实施可再生能源替代行动。为实现 2035 年碳达峰、碳中和的远景目标，政策端对可再生能源持续给予高度重视，大力支持水电等清洁能源的发展，同时强调在“十四五”期间重点做好增加清洁能源供应能力。《“十 四五”可再生能源发展规划》明确 2025 年可再生能源年发电量达到 3.3 万亿千瓦时、电 力消纳责任权重达到 33%的目标，其中水电承担 15%的消纳责任权重，发电量达到 1.5 万亿千瓦时，2020-2025 年 5 年发电量 CAGR 2.35%。
2023 年乌白注入，公司装机容量阶梯式增长，可控装机同增 57.5%。2023 年上半 年，公司完成对乌东德、白鹤滩水电站的合并，分别为公司带来 1,020 万千瓦、1,600 万 千瓦新增装机容量，合计新增 2,620 万千瓦。收购完成后，公司持有长江干流中三峡、 葛洲坝、溪洛渡、向家坝、乌东德、白鹤滩等水电站资产，公司可控装机容量同比增加 57.5%由 4,559.5 万千瓦提升至 7,179.5 万千瓦，其中国内装机 7169.5 万千瓦，约占 2022 年全国水电装机容量的 17.3%；国内机组年设计发电能力由 1,917 亿千瓦时提升 52.8% 至 2,930 亿千瓦时。
扩机增容有序推进，2023 年计划增加 390 万千瓦装机容量。2023 年，葛洲坝、向 家坝、溪洛渡三个电站计划通过容量调整/扩机分别增加 166 万千瓦/224 万千瓦，合计增 加 390 万千瓦装机容量。1）机组铭牌容量变更计划增加 166 万千瓦装机容量。溪洛渡 计划调整 18 台，合计增加 126 万千瓦；向家坝计划调整 8 台，合计增加 40 万千瓦。此 外，葛洲坝已于 2022 年底完成对 19 台机组装机容量的调整，新增装机 47.5 万千瓦。容 量改造通过增强机组的过机流量利用率和优化机组的运行效能提升发电量，能够更大程 度地发挥公司水电站效益；且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。2）扩机计划增加 224 万千瓦装机容量。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。公司通过容量调整+扩机，2023 年合 计增加 390 万千瓦装机容量。
梯级电站迎来“六库联调”新格局，2023 年预期新增发电量 60-70 亿千瓦时。随着 新资产的注入，公司梯级联合调度能力由“四库联调”全面升级为“六库联调”的新格 局，进一步缓解降雨和来水变动给水电站发电量带来的波动。“六库联调”指的是采用 高精度的水情预测系统，通过策略性地制定梯级电站在汛前的水位下降、汛中的洪水调 度以及汛后的蓄水策略。以此进行即时的优化调度，降低梯级水库的弃水量，优化运行 水头的平均值，提高水资源的使用效率，并提高梯级电站的发电产量。据公司披露，2023 年一季度六库联合调度增发电量 15 亿千瓦时，保守估计全年将在四库联调基础上增发 电量 60-70 亿千瓦时。
2023 全年发电量有望突破 3000 亿千瓦时，增幅超 60%。公司 2022 年全年发电量 为 1,856 亿千瓦时，同比下滑 10.9%，主要系 2022 年下半年长江上游来水严重偏枯等因 素所致。2023H1 乌东德、白鹤滩电站分别贡献 213 亿千瓦时、117 亿千瓦时发电量，公 司六大电站上半年合计发电 1,032 亿千瓦时，较 2022 年上半年同比增长 8.5%。2023 年 乌白新电站的注入装机容量大幅提升、六库联调水能利用率提高、下半年长江来水量较 去年同期好转（2023 年 10 月 30 日，三峡水库水位 174.0 米，同比提高 8.9%），2023 年 公司发电量目标 3,064 亿千瓦时，同增 65.1%。
2.2. 市场化电量占比提升，电价预期上行
水电市场交易比例持续提升，2021 年市场化率达 31.9%。我国水电现行四种主要定 价模式，分别为成本加成、标杆电价、倒推电价及市场化定价。2014 年 1 月，发改委出 台《关于完善水电上网电价形成机制的通知》（发改价格〔2014〕61 号），明确鼓励通过 竞争方式确定水电价格，近年水电市场化电量持续增长，2021 年全国水电参与省内市场交易电量约 2944 亿千瓦时，同比增加约 18%，水电上网电量市场化率达到 31.9%。2021 年发改委在《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》等文件明确指出， 电力市场建设需全面加速并适应工商业用户的需求，电力市场交易的政策和规则在未来 将进一步完善，使得电价更真实地反映供需和资源的稀缺程度。作为低价、高质的清洁 能源，水电在电力市场中将展现出强大的竞争优势。
公司水电站定价方式有所差异，溪洛渡、向家坝的部分电量采用市场化定价。长江 电力所属大型水电站与国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司等购电输电方签 订购售电合同，电价按照国家相关政策文件确定。公司的葛洲坝电站投产较早，上网电 价采用成本加成方式定价；三峡、溪洛渡、向家坝电站均采用落地电价倒推形成上网电 价；同时，溪洛渡、向家坝电站作为一组电源进行核价，部分电量与受电省市燃煤标杆 电价联动调整，即采用市场化定价。2018 年至 2021 年公司市场化交易电量占比保持在 11%以上，2022 年电价抬升，受电省市削减市场化交易电量，公司市场交易电量占比有 所下滑。
公司新注入乌东德、白鹤滩水电站，提升整体市场化电量占比。乌东德、白鹤滩电 站除枯水期合计在四川、云南各留存 100 亿千瓦时外，乌东德其余电量外送广东、广 西；白鹤滩其余电量外送浙江、江苏。 乌东德水电站留存云南电量上网电价为当月云南省内市场化交易平均价格，送 电广东、广西的电价模式采用倒推定价。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》中明确，送广东的电量分为保量 保价电量和保量竞价电量，前者明确落地电价为 0.35 元/千瓦时，后者落地电 价则通过市场化方式决定。除优先发电计划外，乌东德部分电量参与市场化竞 价。 白鹤滩水电站在 2022 年过渡期后电价完全市场化，送电落地电价将在国家统 筹下，参考消纳省份相关电价水平与消纳省份协商确定；输电价格由国家价格 主管部门根据输电线路投资、成本等情况核定。
2.3. 折旧年限到期成本下降&投资收益稳健，盈利能力持续强劲
2.3.1. 折旧年限到期成本下降，毛利率可提升 20pct+
大坝、发电机组实际使用年限远大于会计折旧年限。2022 年末长江电力固定资产中 48%为挡水建筑物，该部分资产折旧年限为 40-60 年，其中葛洲坝大坝为 50 年，三峡大 坝、向家坝大坝和溪洛渡大坝的折旧年限为 45 年；然而长江流域实际泥沙含量低于寿 命测算模型所用数据，大坝的实际使用年限应远长于折旧年限；参考美国胡佛大坝，实 际使用年限可能超过 100 年。2022 年末公司固定资产中 20%为机器设备，即发电机组， 该部分资产的折旧年限较短为 18 年，远低于机组实际使用寿命。如葛洲坝电站于 1981 年已投产使用，其首台发电机组至今仍在运行发电。还可通过较低成本改造延长机组使 用年限，如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，进一 步提升了机组使用时长。
机组折旧陆续到期，折旧成本下降，全部机组折旧完成后毛利率可比机组均在折旧 期时提升 22.2pct。公司三峡电站第 1 批 6 台机组在 2003 年投产，2012 年 32 台机组全 部投产。2021-2030 年三峡水电站陆续有机组折旧年限到期，而发电资产仍可正常使用。 我们以三峡电站的 32 台机组为例进行测算；2030 年，三峡电站的机组折旧期限完全到 期，届时度电机组折旧可比机组均在折旧期时减少 0.055 元/千瓦时、按照三峡电站上网 电价 0.24795 元/千瓦时进行计算，折旧完成的三峡电站毛利率比折旧期间提升 22.2pct。测算依据如下： 假设机组折旧期限为 18 年，则第一批机组在 2021 年折旧到期，最后一批机组 在 2030 年折旧到期； 根据公司公告，三峡电站 11#发电机组的投产日期为 2004/7/22，三峡电站 14# 发电机组的投产日期为 2005/7/21，两者投产日期相差一年。在资产评估日 （2008 年 9 月 30 日），三峡电站 11#发电机组的账面价值比三峡电站 14#发电 机组少 16350 万元，因此我们判断单台机组每年折旧额约为 16350 万元； 计算度电折旧时，假设 2023-2030 年的三峡电站发电量为 2021 和 2022 年的平 均值； 所有机组均全年折旧时（2013-2020 年），年均度电机组折旧平均值为 0.055 元 /方； 假设三峡电站输送到各地的电量相同，则三峡电站上网电价平均值为 0.24795 元/方。
2.3.2. 投资收益稳增，所投标的与公司协同发展
投资收益占归母净利润比重逐年扩大，2022 年达到 21.59%。2018 年至 2022 年公 司投资收益占归母净利润比重逐年扩大，2022 年公司实现投资净收益 46 亿元，占归母 净利润比重达到 21.59%。 投资标的聚焦水电产业链，协同效应助力公司发展。据 2023 年中报披露，公司对外投资公司共计 64 家，包括国投电力、湖北能源、桂冠电力、川投 能源等公司。公司长期投资标的主要围绕水电产业链，公司通过高比例持股及长期持有， 获取一定的协同效应助力公司水电产业布局。其中，公司连同三峡集团合计持有湖北能 源 50%股权，间接拥有长江支流清江流域水电站；公司通过长期持有国投电力与川投能 源股份，涉猎雅砻江流域水电项目；公司通过持有桂冠电力股权，涉及珠江上游水电站。 未来公司将继续围绕主业，聚焦水电产业链进行战略投资。
国家规划 2030 年抽水蓄能投产规模达到 1.2 亿千瓦，2022-2030 年投产规模 CAGR 12.8%。根据国际水电协会的数据，至 2020 年底，全球抽水蓄能装机规模已达 1.59 亿 千瓦，占储能总规模的 94%。在美国、德国、法国等地的电力系统中，抽水蓄能和燃气 电站占比均超过了 10%。相比之下，我国的这一比例仅为 6%，其中抽水蓄能占比 1.4%。 在我国油气资源相对匮乏、燃气调峰电站发展不足的背景下，加大抽水蓄能的投建显得 尤为重要，这将有助于保障电力系统的安全稳定运行，并进一步优化我国的能源结构。 国家能源局于 2021 年 9 月 17 日发布《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035 年）》， 计划到 2025 年和 2030 年将抽水蓄能投产规模分别增至 6,200万千瓦及 1.2亿千瓦以 上，2022-2025 年投产规模 CAGR 10.6%；2025-2030 年投产规模 CAGR 14.1%。
公司已储备抽蓄资源超 4,000 万千瓦。截至 2023H1，公司已经储备 28 个抽水蓄能 项目，抽蓄资源储备约 4,030 万千瓦，目前重庆菜籽坝和甘肃张掖两个抽水蓄能项目已 开工。其中，重庆奉节菜籽坝抽水蓄能电站设计安装 4 台单机容量 30 万千瓦的立轴单 级混流式水泵水轮发电机，总装机 120 万千瓦，计划 2029 年首台机组投产发电；甘肃 张掖抽水蓄能电站计划安装 4 台 350MW 可逆式水泵水轮机发电电动机组，总装机 140 万千瓦，计划 2028 年实现首台机组投产发电。长江电力根据三峡集团的整体战略部署， 正在积极展开抽水蓄能项目的开发、投资和运营。
公司致力打造“抽水蓄能+新能源”一体化清洁能源基地。在能源转型背景下，公 司积极开发布局其他领域，助力国家构建新型电力系统，致力于为社会提供更安全、更 稳定的清洁能源。公司积极推进智慧综合能源市场的拓展，已经在多个省市建立了业务 布局，形成了具有三峡特色的绿色综合能源模式。同时，公司积极推动金沙江下游水风 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。金下基地与公司六座大 型水电站形成能源互补，并与正投产建设的抽水蓄能实现协同，进而达到源、网、荷、 储的整合，打造一体化清洁能源基地。
（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。）
