如何看待長江電力的盈利空間？

天時地利人和注寫業績反轉伏筆，降本升價提升中長期盈利空間。

1、來水有望好轉，烏白注入六庫聯調大幅提升發電量

拉尼娜年將盡迎來“天時”，來水情況有望極大改善。2022 年，公司發電量、營業收入和凈利潤均有所下滑，主要 系長江年度來水嚴重偏枯影響。根本原因為 2022 年是氣象上的拉尼娜年，歷史氣象數據表明此時我國南部易發生干 旱，降水量有所減少。根據中國自然資源部國家海洋環境預報中心和世界氣象組織中心，連續三年的拉尼娜事件將于 2023 年春季結束，未來幾個月可能會發生厄爾尼諾事件，在厄爾尼諾氣候條件下，我國夏天長江及江南地區易出現 洪汛，公司所擁電站主要位于長江流域和金沙江流域，屆時來水情況有望極大改善，公司將度過發電“低谷”，疊加 裝機增加迎來發電量高速增長。

坐擁長江優質水資源占盡“地利”，烏白注入裝機再邁新臺階。公司下屬 6 座水電站均位于長江及金沙江干流區域， 常年來水豐富且來水情況穩定，公司擁有國內最優的水電資源稟賦。裝機容量是水電公司的關鍵競爭力，隨著烏白電 站注入，公司裝機容量再邁新臺階，公司控股水電裝機增加至 7169.5 萬千瓦，相比注入前增長 57%。在全球 12 大 水電站中，公司擁有 5 座，在國內十大水電站中占據前五名。根據公司歷史數據，隨著每次新水電站注入，裝機容量 上升一個臺階，公司營業收入、利潤均會出現較大增長，呈“階躍式”上升。

聯合優化調度技術成熟，“人和”因素有力提高各級電站水能利用率。為實現流域水資源綜合效益最大化，需要梯級 水庫利用水庫的調節庫容，相互協調配合，通過改變徑流的分配過程，提升水資源綜合利用效能，從而改善枯水期來 水情況，增加梯級電站發電量。公司目前擁有國內規模最大、技術領先的水情遙測系統、氣象預報系統、水文預報系 統、通信及自動化保障系統。通過上述技術手段，減少梯級各庫棄水，提升平均運行水頭，公司梯級電站水能利用率 提高超過 4%。

減少流域棄水：當預報三峽來水大于電站所有機組過流能力時，可以通過溪洛渡水庫提前攔蓄部分水量，待三峽 來水減小后，上游水庫再逐步釋放攔蓄水量，盡量讓來水都通過機組過流，從而提高梯級電站的發電效益。

提高平均運行水頭：在滿足防洪要求的前提下，通過聯合調度適當提前每年的汛后蓄水時間，延遲汛前水位消落 時間，盡量在非汛期保持較高的平均運行水頭。另外，充分利用汛期洪水資源，在保證安全的前提下，把部分洪 水留在水庫，待洪峰過后，再經水輪發電機組泄至下游，這樣不僅增加了發電流量，同時也提高了汛期水庫的平 均運行水頭。提高水庫平均運行水頭的方法，簡單可以總結為“早蓄水、晚消落、動汛限”。

“六庫聯調”平滑來水波動，增發電量提升明顯。對于水電公司，流域來水的不確定性以及季節性波動差異將顯著影 響水電站全年實際發電能力和盈利能力，通過梯級聯調可有效增加發電量。2014 年向家壩、溪洛渡電站投產后開啟 “四庫聯調”，年節水增發電量接近 100 億千瓦時，三峽、葛洲壩、溪洛渡及向家壩四座電站近年的實際發電量，均 已經超過各自設計電量。隨著烏東德、白鶴灘水電站投產，“四庫聯調”升級為“六庫聯調”，增發電量進一步提升。 根據公司 2022 年度暨 2023 年第一季度業績說明會，六庫聯調后將額外增發電量 60-70 億千瓦時。

大庫容、年調節能力電站注入，庫容調節改善下游電站枯水期。水電站按調節能力可分為：無調節水電站、有調節水 電站。其中，有調節水電站按照庫容大小與多年平均徑流量的關系又可分為：日調節、月調節、季調節、年調節和多 年調節水電站等。公司擁有水電站中，葛洲壩電站為日調節；三峽電站、向家壩電站和烏東德電站為季調節；溪洛渡 電站、白鶴灘電站是年調節。其中白鶴灘電站調節庫容超過 100 億立方米。隨著聯合調度能力的進一步增強以及上 游具有大型調節能力的烏東德、白鶴灘電站投產，溪洛渡、向家壩、三峽、葛洲壩 4 座電站的枯水期發電能力將會得 到進一步提升，推升公司的水資源利用效率和盈利能力。

年度發電量有望大幅增長，業績大幅增長可期。疊加天時地利人和因素，公司也制定了積極進取的年度經營計劃。2023 年公司梯級電站力爭完成發電量 3,064 億千瓦時。同時公司開展老舊機組改造計劃，進一步提升公司裝機容量。2023 年爭取溪洛渡電站容量調整 18 臺，單機 70 萬千瓦調整到 77 萬千瓦，合計增加 126 萬千瓦，向家壩電站擴機三臺， 合計增加 144 萬千瓦，容量調整 8 臺，單機 75 萬調整至 80 萬千瓦，合計增加 40 萬千瓦。按照年度經營計劃，預計 2023 年發電量將有 65%的大幅增長。

2、高分紅凸顯價值投資優勢，降本提價打開中長期盈利空間

優質運營型現金流資產，高分紅率凸顯類債資產價值。公司經營穩定、財務報表扎實穩健，利潤及現金創造能力突出， 多年來持續通過高比例現金分紅方式和股東分享經營成果，是優質的價值藍籌股。2016 年以來公司分紅率保持在 60% 以上。公司承諾十四五期間分紅率不低于 70%，2022 年分紅總額 200.92 億元，對應過渡期（22M2-12）歸母凈利潤 100%分紅率，對應全年歸母凈利潤分紅率高達 94%，遠超公司承諾 2021-2025 年每年不低于 70%的分紅率。從股 息率來看，公司 2016 年以來股息率保持在 3.6%以上，常年高于十年期國債到期收益率 0.5pct 以上，2022 年度股息 率同比上升 0.2pct，達到 3.8%。

折舊期滿助力盈利提升。對于水電公司，長期運行成本主要為折舊費用。水電項目前期投入大，成本主要為資產折舊 和貸款利息，隨著資產折舊陸續完畢，成本將相應降低，盈利規模將逐步提升。以三峽電站為例，自 2003 年 8 月首 批水電機組投產發電以來，已運行多年，其中折舊年限為 18 年的水輪發電機組自 2021 年起陸續到期，將為公司帶 來一定的利潤貢獻額外增量。此外，擋水建筑物（折舊年限 40-60 年）等固定資產折舊到期后，電站折舊費用將顯 著下降，公司盈利能力將進一步提升。

費用進入下行區間，長期費用成本降低。2016 年以來，公司期間費用（主要是財務費用）逐步降低。2022 年財務費 用 40.92 億元，同比減少 6.6 億元，原因為歸還貸款導致財務費用減少，財務費用占營業收入比例為 7.86%，相比 2016 年下降 5.8pct。折舊費用也進入下行區間，2022 年公司部分機組折舊年限到期，折舊費用 109.33 億元，同比 減少 4.10 億元，而年末水電站維修時間提前、以及海外路德斯公司成本提升導致公司總成本同比微增 1.5%。整體來 看，公司期間費用率從 2016 年 15.4%逐漸下降至 2022 年 11%，同比下降 4.4pct，表明公司長期費用成本不斷降低， 盈利能力不斷提升。

烏白注入裝機提升，高電價地區輸電比例上升增厚利潤。根據公司2022 年度暨 2023 第一季度業績說明會，白鶴灘 電站已正式定價。白鶴灘電站向江蘇、浙江地區輸電，兩省落地電價為 0.4388 元/千瓦時，輸電價格分別為 8.36/8.14 分/千瓦時，最終輸送浙江上網電價為 0.323 元/千瓦時，輸送江蘇上網電價 0.325 元/千瓦時。根據 2022 年 5 月 15 日國家發改委《關于白鶴灘-江蘇、白鶴灘-浙江特高壓直流工程和白鶴灘水電站配套送出工程臨時輸電價格的通知》， 輸電價格已含線損，線損率均為 6%。同時根據公司業績會說明，預計今年烏白電價向高電價地區輸送電量比例從 60% 提高至 80%。根據我們測算，烏白注入裝機增加以及提升高電價地區輸電比例預計將為公司增加 279.8 億元營收， 占 2022 年總營業收入 53.7%。

年利用小時數及廠用電率：烏東德電站裝機容量 1020 萬千瓦，設計多年平均發電量 389.1 億千瓦時，對應年利 用小時數 3815；白鶴灘電站裝機容量 1600 萬千瓦，設計年發電量 624 億千瓦時，對應年利用小時數 3900。 廠用電率參考 2022 年公司年度報告，其中烏東德廠用電率 0.083%，白鶴灘廠用電率 0.162%。

上網電價：根據 2020 年 4 月《國家能源局綜合司關于白鶴灘電站消納有關意見的復函》，烏東德電站每年枯水 期在云南留存 60 億千瓦時電量，白鶴灘電站在云南、四川各留存 40、100 億千瓦時電量，其余電量送往東部消 納。留存電價：根據昆明電力交易中心數據，云南枯水期電價取近年來平均價格為 0.261 元/千瓦時。根據 2022 年 1 月國家發改委價格司《關于明確白鶴灘水電站過渡期送電價格協調結果的函》，白鶴灘水電站留存四川上網 電價為 0.2452 元/千瓦時。

烏東德外送電價：根據 2020 年 12 月國家發改委價格司《關于烏東德水電站送電廣東、廣西價格有關事項的會 議紀要》，明確烏東德電站送廣東、廣西采用倒推機制，送廣東優先發電計劃電量分為保量報價和保量競價部分， 保量保價電量落地電價為 0.421 元/千瓦時，倒推至上網側為 0.3132 元/千瓦時，保量競價電量通過落地端市場 化方式形成；送廣西優先發電計劃電量落地電價為 0.35 元/千瓦時，倒推至上網側為 0.2543 元/千瓦時。 白鶴灘外送電量電價：根據公司2022 年度暨 2023 第一季度業績說明會，白鶴灘電站向江蘇、浙江地區落地電價 為 0.4388 元/千瓦時，輸浙江上網電價為 0.323 元/千瓦時，輸江蘇上網電價為 0.325 元/千瓦時。 平均電價假設：烏東德留存電量平均上網電價為云南省枯水期平均電價 0.261 元/千瓦時，高價區平均上網電價 為輸廣東電價 0.3132 元/千瓦時，低價區平均電價為輸廣西電價 0.2543 元/千瓦時；白鶴灘留存平均上網電價為 云南省枯水期平均電價與四川電價按留存電量比例取權重計算，平均上網電價 0.25 元/千瓦時，高價區平均上網 電價為輸江蘇、浙江平均上網電價 0.324 元/千瓦時（假設兩省輸電量相同），低價區平均上網電價為四川電價 0.2452 元/千瓦時。

增發電量收入：根據業績說明會，“六庫聯調”后預計增發電量 60-70 億千瓦時，取 65 億千瓦時，根據公司 2022 年報,廠用電率參考各電站廠用電率，取 0.1%，上網電價取 2022 平均電價 0.2697 元/千瓦時。

電力市場體系完善推動水電電價上漲，盈利空間有望提升。2004 年以前，我國水電站上網電價按照“還本付息電價” 或“經營期電價”兩種方式制定，基本為“一廠一價”，此后水電電價政策經歷了標桿化、到去標桿化、再到標桿化 的三次調整。目前水電西電東送電量普遍采用優先消納的保量保價合同價格模式，定價機制尚未市場化。公司 5 座電 站均以跨省跨區、點對網形式送往東部沿海省份及部分中部省份消納，溪洛渡及向家壩電站的外送水電落地電價普遍 低于落地省的火電標桿電價。隨著全國統一電力市場體系初步建成，逐步將跨省跨區優先發電計劃從量價固定的購售 電協議，轉化為由市場機制決定量價的政府授權合同，市場化電價將進一步放開，結合當前明顯偏低的外送水電價格 以及國內向清潔能源轉型的時代大背景，外送水電電價有望上漲，在中長期提升公司盈利空間。

《關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》：到 2025 年，全國統一電力市場體系初步建成，電力中長 期、現貨、輔助服務市場一體化設計、聯合運營，跨省跨區資源市場化配置和綠色電力交易規模顯著提高，有利 于新能源、儲能等發展的市場交易和價格機制初步形成；到 2030 年，全國統一電力市場體系基本建成，市場主 體平等競爭、自主選擇，電力資源在全國范圍內得到進一步優化配置。

市場化交易電量提升，水電面臨新機遇。我國電力市場建設穩步有序推進，市場化交易電量比重大幅提升。 2022 年 全國各電力交易中心累計組織完成市場交易電量 5.25 萬億千瓦時，同比增長 39%，占全社會用電比重達到 60.8%， 相較于 2016 年提升 41.8pct。截至 2021 年 12 月 31 日，我國已建成 34 個電力交易中心，支持中長期市場交易。同 時已經選擇 14 個地區作為現貨市場試點。另一方面市場化電價也有所提升，根據廣東電力交易中心，2022 年度交 易方面成交均價 0.497 元/千瓦時，較基準價上浮 0.034 元/千瓦時。公司下屬電站市場化交易電量也逐步上升，2020 年達到歷史最高，共計 315.5 億千瓦時，20221 年有所下降系公司大水電屬于國家西電東送戰略工程，國家有明確消 納方案作為支撐，以及公司送電情況受各省相關政策約束。價格機制不僅是電力市場高效運行的核心，也是提高電力 交易效益的關鍵，隨著我國電力體制的逐步完善，電力價格將更好地反映供電成本、還原電力的商品屬性和資源的稀 缺程度，為公司大水電業務發展及新業務拓展帶來新的發展機遇。

3、風光水儲一體協同，水電靈活性優勢價值凸顯

雙碳目標推動風光水儲一體化基地建設，公司具備先天地緣優勢。雙碳目標推動清潔能源建設，風光裝機大力推進， 然而風光發電出力不穩將增加電網負荷，在此情況下火電、水電調節作用凸顯。水電作為調峰調頻優質電源，具有啟 停便利、能量損失小、零碳排放等諸多優勢，水電與風光項目相配合，既可以解決風光出力不穩的問題，也可以減少 碳排放。2020 年國家能源局、發改委發文針對風光水火儲一體化發展征求意見，云南、四川均出臺規劃，計劃在金 沙江下游開發風光水一體化發展基地。金沙江下游受益干熱河谷效應，風光資源稟賦顯著占優，是我國南方內陸地區 風力、光照資源最佳的區域，具有新能源開發的天然條件。公司烏東德、白鶴灘、溪洛渡、向家壩四座電站均位于金 沙江流域，參與一體化基地建設實現風光水協同具備先天地緣優勢。

多能互補破解新能源消納難題，公司庫容量優勢凸顯。公司所屬水庫群系統是一個巨大的儲能系統，利用風光水發電 的豐枯互補特性，能夠有效地解決風電、光電大規模集中上網的消納難題，破解風光資源的隨機性、波動性和間歇性 的弊端?？菁臼秋L電和光伏多發季節，可通過水能的快速啟停功能保障風電和光伏的優先送出。雨季是風電和光伏的 少發季節，水電可充分利用汛期來水多發或滿發。充分發揮公司大規模、可調節庫容量優勢，通過風光水多能互補運 行的優化調度方式，指導梯級電站群與風光電站群聯合運行，實現混合能源的平穩輸出，保障電網的安全穩定運行， 使得優質清潔能源發揮最大效用。

投資收益穩定，也將對業績形成支撐。公司一直以來充分發揮自身資產質量優良、現金流穩定、信用評級高、品牌形 象好優勢，通過積極對外投資收益來平滑主營業績波動。近三年，公司投資收益維持在 40 億元以上，占利潤總額的 比重保持在 10%-20% 之間，有效平滑外界不利因素對年度經營業績的影響。隨著國家風光水一體化協同基地戰略， 公司持續推進金沙江下游風光水儲一體化可再生能源開發，深入開展水風光互補的運行調度研究，發揮自身大水電運 維核心能力，高質量布局和推進抽水蓄能業務發展，推進智慧綜合能源業務，積極布局“源網荷儲”一體化發展。公 司將圍繞新興產業鏈，積極穩健開展財務性投資，持續為股東創造價值。