长江干流驭水而行，六库联调彰显大水电价值

运营长江干流六座水电站，位居水电行业龙头地位：公司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。截至2023年底，公司总装机71.8GW，2023年全年发电量2762.63亿度电，现为中国最大电力上市公司。 乌白资产顺利收购，扩机增容稳步进行：2023年公司完成对乌东德、白鹤滩两座电站资产的收购，公司总装机容量由45.6GW增长至71.8GW，涨幅57.46%，国内总设计发电能力由1918.5亿千瓦时增长至2932.03亿千瓦时，增幅52.83%。公司积极推进溪洛渡、向家坝及葛洲坝的扩机增容工作，铭牌变更及扩机预计增加装机容量共390万千瓦，2024年项目进度有望加速。 丰水年六库联调效益进一步释放，电价机制尽显水电价值：厄尔尼诺有望增加次年夏季来水，梯级电站联合调度有望减少弃水、抬高水头，预计公司六库联调在四库联调基础上年增发电量60-70亿度电。公司枯期留存川滇电量享受市场化高价，外送电量定价基准优化支撑公司综合上网电价水平。 大水电业绩质量远超同业，现金分红充分回报股东：公司大水电业务盈利能力与业绩稳定性良好，毛利率与ROE位居行业前列。公司乐于以现金分红回报股东，2023年分红比例、股息率为73.66%、3.9%，稳居行业前列。公司发挥现金流优势围绕水电清洁能源主业积极对外展开投资，2024Q1投资收益/归母净利比率提升至22.70%。 投资建议：公司稳居水电行业龙头，2024年来水修复、六库联调有望提高发电量。我们预计公司2024/2025/2026年实现营业收入873.08/892.62/907.94亿元，归母净利347.39/362.86/371.16亿元。对应PE分别为20.81/19.92/19.47倍，首次覆盖，给予“增持”评级。 风险提示：来水不及预期；电价水平变动；六库联调增发效益低于预期。 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。 图1.公司发展历程 图2.公司六座电站打造世界最大清洁能源走廊 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。 表1.公司六座电站详细参数 图3.公司装机容量（GW）随收购电站呈阶梯式变化 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。 表2.公司计划电站铭牌变更、扩机情况 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。 图4.公司股权结构（截至2024年7月30日） 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。 图5.收购电站资产驱动公司营收阶梯式增长 图6.公司单季度归母净利（亿元）随丰枯水季变化 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。 图7.公司费用控制能力较强 图8.水电板块主要公司净资产收益率对比 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%。 图9.公司年折旧费用（亿元）超百亿元 图10.公司五座电站机组折旧费用预测（亿元） 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。 图11.公司现金流充沛，净现比保持较高水平 图12.投资收益对公司归母净利贡献显著 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。 图13.公司分红比率较同业公司保持较高水平 图14.公司高股息率充分回报股东 图15.2015-2023年间公司现金分红总额（亿元）远超同业可比水电公司 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。 表3.公司六座电站送电消纳地区及电价机制概览 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。 图16.公司外送电量“基准+浮动”、“落地倒推”电价定价机制 图17.江苏省2024年度长协电价略有下降 图18.广东省2024年度长协电价下降幅度较大 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%。 图19.四川省枯水期电价水平（元/kwh）较高 图20.云南省枯水期电价（元/kwh）较高 图21.2015年-2023年公司上网电价（元/兆瓦时） 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。 图22.通过联合调度减少电站弃水示意图 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。 图23.通过联合调度增加电站运行水头示意图 图24.步入汛期三峡水库出库流量同比大幅提升 图25.公司二季度发电量同比大幅提升 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