长江电力研究报告：乌白电站注入在即六库联调增发提效

长江电力研究报告：乌白电站注入在即，六库联调增发提效1行稳致远真龙头，乘风破浪强业绩1.1水电龙头行稳致远，来水充沛业绩“开门红”中国最大的水电上市公司，世界水电行业的领导者。公司前身为葛洲坝水电厂，2002年经国务院批准由中国长江三峡集团有限公司作为主发起人设立，2003年11月在上交所挂牌上市。2003-2011年，公司从三峡集团逐年收购1-32#机组，2015年收购三峡金沙江川云水电开发有限公司，获得溪洛渡电站和向家坝电站26台机组。2021年，公司总装机容量达45.6GW，其中国内水电装机45.5GW，占全国水电装机总量的11.6%，装机容量全球领先。预计“六库联调”完成后，水电装机将提高至71.7GW，年均发电量有望由约2000亿KWh增至超3000亿KWh。控股股东实力雄厚，实控人为国资委。三峡集团为公司实控人，持有公司约55%股份,集团可控装机规模突破90GW，是全球最大水电集团和可再生能源集团，业务包括电力生产运营、新能源开发与运营、生态环保投资与运营等多元业务。此外，在2016年向溪注入过程中，云南能投及四川能投获得公司股权，目前持股3.2%/3.6%。公司营收和净利润稳健增长。2015年，公司购买川云公司溪洛渡电站18×77万千瓦和向家坝电站8×80万千瓦的水电机组，当年共新增20.3GW装机容量，水电装机规模跃居世界首位，受此影响公司2016年业绩出现大幅上涨，此后保持逐年稳步增长态势。2020年，长江流域来水偏丰，公司所属三峡电站发电量激增，业绩出现大幅上涨。2021年，公司业绩维稳，公司营收557亿元，同比微降3.7%；同期归母利润263亿元，同比基本持平。长江来水状况良好，2022Q1经营迎“开门红”。在长江来水偏枯叠加上游新建水库蓄水等不利形势下，公司2021年发电任务全面完成，其中三峡电站年发电量超千亿千瓦时，葛洲坝电站年发电量再创新高。2022Q1长江水资源较为丰富，三峡水库实际来水量538亿立方米，溪洛渡实际来水量163亿立方米，较去年同期相比均有所增加。公司所属4座梯级电站（三峡、葛洲坝、溪洛渡、向家坝电站）累计发电量达340亿千瓦时，较去年同期增发25亿千瓦时。公司2022Q1营收和净利润分别为97.4/31.4亿元，同比增长9.8%/9.3%,均创历史新高。1.2水电装机规模大，区域布局位置佳水电装机规模大，全球前12大水电站独占其五。长江电力共运营管理五座巨型水电站，分别为三峡、葛洲坝、溪洛渡、向家坝、乌东德（受托管理），正在建设全球第二大电站白鹤滩。三峡、白鹤滩、溪洛渡、乌东德、向家坝装机规模分别为22.5/16.0/13.9/10.2/6.4GW，分别排名世界第1/2/4/7/11位，白鹤滩水电站注入后，公司总装机容量预计增长58%至71.7GW，成为全球水电装机容量第一的公司。发电量连续四年突破2100亿千瓦时，利用小时数相对稳定。公司在长江干流上运营四座主要电站，从上游至下游分别为溪洛渡、向家坝、三峡、葛洲坝。在长江流域水资源条件不发生较大变化的情况下，发电设备平均利用小时数相对稳定。2017-2020年利用小时的增加主要由于梯级水电站联合调度的提升作用；发电总量由2017年的2109亿千瓦时上升到了2020年的2269亿千瓦时，同比增长10.1%，并连续四年突破2100亿千瓦时。2021年受长江来水同比偏枯、上游新建电站蓄水等影响发电量、利用小时数有所减少。项目地理布局优势大，电力外送成本低。公司运营的4座电站及母公司所属乌白2座电站作为“西电东送”的骨干电源，所发电量主要通过专用配套线路和输变电工程远距离外送，销往华中地区（四川）、华东地区（上海、江苏、浙江）及南方地区（广东、云南）。目前主要的在运线路包括向家坝至上海、溪洛渡至广东、溪洛渡至浙西、江陵至鹅城、三峡送华东线路，主要的规划及在建线路包括乌东德至广东、白鹤滩至浙江、白鹤滩至江苏线路。外送地区经济较为发达，电量需求较大，保障了量价的稳定。1.3盈利能力稳中有升，现金奶牛优势显著ROE稳定在较高水平，盈利能力持续向好。2016年公司收购溪洛渡、向家坝电站后，实现了长江流域的溪洛渡、向家坝、三峡、葛洲坝四座梯级电站联合调度，增强了调度能力，年节水增发电量近100亿千瓦时。此后，在2017年至2021年5年间，公司总资产收益率稳步上升，归母净资产复合增长率7.6%。未来，随着乌东德、白鹤滩水电站资产即将注入，公司将形成“六库联调”的新格局，全面提升大水电的引领能力。新增债券综合成本保持下降态势，融资优势显著。公司不断提升融资成本把控能力，2020年底，公司境内存量债券综合成本3.61%，2021年公司新增债券综合成本3.21%，融资成本下降11.08%。公司主动根据债券市场利率调整发债规模，抓住发债窗口期，2021年公司募集175亿元低成本资金。公司财务指标不断优化，资产负债率保持低位。公司精准研判、抢抓窗口、创新融资方式，多渠道筹集低成本资金，降本增效效果明显。2016-2021年，公司现金利息保障倍数逐年提高。2021年，公司现金利息保障倍数9.67，偿付负债利息能力较好。公司负债结构持续优化，资产负债率逐年下降，已从2016年57.1%降低到2021年42.1%。在公司财务指标的持续优化下，公司抗风险能力和发展质量显著增强。公司经营活动现金流充沛，“现金奶牛”特征明显。公司的水电业务作为“现金奶牛”，每年可以提供稳定的经营性现金流入账。2016-2021年，公司现金流入流出平衡，整体现金流充沛。经营活动现金净流量稳定在400亿元左右，折旧与摊销稳定在120亿元左右。公司货币资金大规模增加，2021年公司货币资金99.3亿元，较2016年增加了65.5亿元，经济效益显著提高。2乌白电站注入在即，“六库联调”增发提效2.1乌白电站注入在即，业绩增厚未来可期乌白电站注入在即，装机规模与发电量有望快速增长。乌东德水电站于2015年底全面开工建设，2021年6月正式投产；白鹤滩电站预计2022年7月可实现全部机组投产。以向溪为例，2014年实现全面投产后，在2016年初完成注入，因此我们预计乌白将在2023年完成注入。乌白的注入将为公司带来大幅度装机增长，同时加强流域调度能力，增加发电量。乌白电站装机规模分别为10.2/16.0GW，建成后预计年均发电量达389/624亿千瓦时。它们的完工注入，将使公司装机规模由45.6GW提升至71.8GW，公司发电量有望增至3282亿千瓦时。乌白两个电站注入后预计每年折旧费用将增加26.7/38.3亿元，财务费用21.6/31.0亿元。根据三峡建工集团公告，乌东德、白鹤滩电站总投资分别约为1000和1724亿元，则单位装机造价分别为11.8和10.8元/MW。三峡、向家坝和溪洛渡的折旧年限均为45年，因此将乌白的折旧年限也设定为45年，每年折旧成本分别为26.7/38.3亿元。在2021年长江电力年度业绩会上，公司提及乌白注入或参考向溪注入方式，根据川云公司股权项目资产评估报告书，向溪电站注入资本金的比例为38%，其中股份支付比例为53%，现金支付比例为47%。因此我们预计乌白电站注入将形成有息负债分别为720/1034亿元。2022年公司发行债券的融资成本在2.9%-3.4%之间，假设债务融资成本为3.0%，预计每年将形成财务费用52.6亿元。根据关键假设测算，乌东德、白鹤滩电站归母利润将分别达到36.7/51.4亿元，增发电量归母利润达18.8亿元。2.2打造“六库联调”，强化全域调度能力流域梯级水电站联合调度将有效减少弃水，从而增发补偿电量。向家坝、溪洛渡电站投产后，三峡及葛洲坝整体利用小时得到明显改善，波动大幅减小。自2014年来，公司每年节水增发电量在90亿千瓦时以上。目前，乌东德已实现全面投产，白鹤滩预计将于今年7月实现全面投产发电，两座电站的投产将使公司从“四库联调”升级为“六库联调”，6座梯级电站共同构建起世界最大清洁能源走廊，有望实现年发电量增加至200亿千瓦时。长江上游水力资源丰富，全流域调度有望推进。长江流域内雨量丰沛，干支流水能理论蕴藏量为2.68亿kW，技术可开发量为1.97亿kW，占全国水能可开发量的53.4%；其中宜昌以上的上游地区蕴藏量约占全流域80%，可开发水能资源则占全流域87%，是“西电东送”的主要产电区，大批梯级水电站在此建立。而公司的水电站均位于上游关键节点，溪向和即将注入的乌白位于雅砻江与金沙江交汇处下游，可与雅砻江流域水电站进行联合调度；

三峡、葛洲坝位于乌江与嘉陵江交汇处下游，可与岷江、嘉陵江、乌江流域水电站进行联合调度。目前跨流域合作尚未完全展开，但公司近年来持续增持其他电力公司，长江全流域调度有望推进。水电调峰灵活性强且无污染，具有环保优势。现阶段我国主要依赖天然气进行调峰，在

“碳中和”背景下，新能源占比将大幅上升，风光发电不稳定带来储能调峰需求，水电是唯一具备调峰能力的清洁能源。燃煤、天然气发电会产生大量污染环境的尘粒、氮氧化物。水力发电则是利用水位差将重力势能转化为化学能，不涉及热力学循环，因此水电调峰在环保上是更优的选择。以三峡调度为例，在不同月份监测坝前水位，从而根据容量和调度规定进行日调节或通过弃水加大调节能力。I区为汛期，需控制水位,超过下游设防流量时拦洪,防洪期间无法发电;II区按最大容量发电,若不弃水则不能调峰;III区按保证出力发电,是主要调节区;IV区降低出力发电,在满足各种限制条件下最大限度维持坝前水位,可进行日调节。对比火电，水电调峰无额外能量损失，具有明显的经济性。水电站的发电量取决于上游总来水量，电力需求处于低谷时，只需将水流留在水库中，便能降低即时输出功率，无额外能量损失，边际成本趋近于零。相比之下，火电机组调峰需要投资化学储能设备，充放过程会造成能量损耗，偏离额定功率运行会降低锅炉效率、提高发电厂用电率，长此以往会缩减机组使用寿命。以300MW和600MW亚临界火电机组为例，低负荷运行会降低锅炉效率，厂用电率分别增加122%、126%。因此，水电调峰在经济上是更优的选择。流域梯级调度能力行业领先,助力金沙江下游流域调度。公司充分发挥流域梯级枢纽的防洪、发电、航运、补水、生态等作用，为社会提供清洁能源保障。目前，长江电力已建立覆盖金沙江下游四座梯级电站及三峡、葛洲坝电站在内的水电站联合调度体系，并积极推动与雅砻江流域梯级水电站在水情预报、调度等方面的信息共享，推动水资源统一联合调度。2021年，梯级水库累计拦蓄洪水172亿立方米，累计向下游补水340亿立方米，有力保障了长江中下游地区防洪安全和下游生活生产用水需求；长江电力扩展水情信息共享平台，同时自建遥测站631个，遥测流域面积约58万平方公里，覆盖长江上游流域超50%的面积；2021年流域梯级电站水情24小时预报精度达97.87%，处于中国同行业领先水平。收购金中公司股权，推进金沙江中游流域开发。公司2019年底以48.98亿元从大唐集团手中收购金中公司23%股权，成为其第二大股东。金沙江中游共规划了10个梯级电站，目前已建成7个，总装机1520.5万kW。其中，金中公司主导开发龙盘、两家人、梨园、阿海电站，其他电站权益装机达118.9万千瓦。未来长江电力将进一步通过股权纽带关系，推进金沙江中游流域开发，实现长江大流域联合调度，凸显区域协同优势。“六库联调”增发电量净利润预计为18.8亿元，整体利润增量106.8亿元。白鹤滩机组全部注入长江电力后，“六库联调”得到进一步强化，预计年发电量可增加60-70亿千瓦时，参考“四库联调”增加年发电量100亿千瓦时，我们假设“六库联调”

最终也增加年发电量100亿千瓦时。假设增发部分上网电价为公司当前平均电价0.2649元/千瓦时。溪向、三峡葛洲坝的增发电量所得税率分别为15%和25%，我们假设乌白增发电量所得税率为其平均值20%。增发电量边际成本极低，可忽略不计。3水电为核，积极拓展新能源3.1“水风光储”多能互补，推动差异化发展水风光互补可增强系统调峰能力，从而稳定电能。一方面，水电可弥补光电、风电的不稳定性，风光发电易受气象因素影响随机波动，大规模接入会增加电网的功率波动，从而对电网的安全稳定运行造成威胁。水光风互补可促进光伏风电并网消纳，通过水电站有效的调节能力将锯齿型的新能源电源调整为平滑稳定的电能。另一方面，风光发电也可平滑水电季节性波动，水电充足的雨季往往风、光发电量走低，而旱季往往风、光利用小时较高。光电、风电改善了水电丰枯季节悬殊的特性，是水电参与调峰的有力补充。国家重视水风光互补建设运营，出台了一系列相关政策。水风光能源互补指依托水电基地，对周边风电、光伏等新能源发电进行一体化建设运营，将水电和光伏就近打捆上网，从而提升可再生能源消纳能力。我国目前以水光互补为主，在碳中和目标下，“十四五规划”

提出建设西南地区三大基地；今年3月国家能源局印发了《关于开展全国主要流域可再生能源一体化规划研究工作有关事项的通知》，对西南地区的水、风、光互补可再生能源基地进行规划。由此可见，“水风光互补”的政策重视度被不断提高。聚势蓄能，加快抽水蓄能电站建设和新型储能技术规模化应用。公司所属的三峡集团被列入全国“十四五”抽水蓄能核准计划，领先其他央企，并初定长江电力、湖北能源作为集团抽水蓄能项目的投资运营主体。2021年，公司积极推进涪陵太和等现有抽蓄储能项目，并发挥水电领域优势，多层次、全方面协调争取抽蓄站点资源，锁定多个抽水蓄能项目。此外，公司具备丰富的产业链资源，通过建立子公司三峡电能来探索智慧综合能源与长江大保护融合发展模式，持续获取优质智慧综合能源项目，探索布局储能、氢能、船舶电动化等新业务。3.2金沙江下游资源异禀，充沛现金流支撑发展布局优势明显，风光资源可观。公司的“水风光互补项目”位于金沙江下游地区，“焚风效应”和“山谷风局地环流效应”在该地形成了干热河谷，水、风、光三种清洁能源禀赋优越。风能资源方面，在攀枝花地区，80m高度平均风速在5.5-7m/s之间，凉山州的会理、会东等县80m高度平均风速可达6m/s以上。水力资源方面，金沙江全长3479km，天然落差5100m，是全国最大的水电能源基地，水能资源蕴藏量达1.1亿KW，约占全国的16.7%，公司在此建设了乌东德、白鹤滩、溪洛渡和向家坝四座世界级水电站。设立长电云能，布局水风光一体化。2021年11月，公司旗下长电新能与三峡集团全资子公司云南能投按照51%和49%的比例共同出资30亿元，设立长电云南能源投资有限责任公司（简称“长电云能”）。该公司位于云南省昆明市，主要从事金沙江下游水风光一体化基地云南侧清洁能源业务。未来公司将在水风光基地建设的基础上，围绕风光水储一体化、智慧综合能源解决方案两大方向，探索“大水电+大风光基地+大储能+智慧综合能源”发展道路。现金流优势行业领先，为公司发展水风光一体化项目带来充足的资本金保障。水电作为

“现金牛”业务为公司带来了充沛的现金流量，2021年现金活动净流量和折旧与摊销合计达472.3亿，经营活动净现金流量在收入中的占比近三年都稳定在70%以上，在新能源运营商中处于高位，无论是规模还是质量均远超同行。这为大范围的“水风光互补”项目的建设，提供了稳固支撑。电站调节能力强，项目具备规模优势。水风光一体化基地建设主要是将风电站、光伏电站、储能设施建设在水电站周围，利用已有水电外送通道将水风光电量打捆外送，从而在丰枯季节互补。水电是水风光一体化建设的基础，水电站流量控制能力取决于调节库容，大型流域枢纽型电站可以以年为单位进行调节。长江电力多年深耕水电领域，全球前十大水电站独占四席，其中三峡为全球第一大综合水利枢纽，正在建设中的白鹤滩水库库容全国第二。因此，公司发展水风光一体化项目具有明显的规模优势。4投资收益再创新高，横纵拓展再造成长4.1横向投资巩固地位，投资收益再创新高投资规模扩张迅速，长投账面价值已超600亿。近年来，公司多次增持行业内其他上市公司股份，利用股权关系不断提高业内影响，巩固自身龙头地位。2014年以来，公司长期股权投资不断增长，截至2021年末账面价值已超过600亿，2019年上涨幅度最大，该年新增对外投资134亿元，增持了国投、川投，收购了金中公司23%的股权；长投账面价值占总资产比重也在不断增长，2021已达到18.5%。对外投资拉动内生增长，近四年税前利润占比已超10%。2016年为公司对外投资转折之年，该年长江电力收购了川云公司，营收和归母净利润大幅增长。此后公司坚持“聚焦主责主业，稳健开展对外投融资，获得稳定收益”的资本运营模式，投资收益节节攀升，2021年已达54.3亿，近四年占税前利润比例超过10%。政策到期带来不利影响，内生增长依然强劲。2016年以来优惠政策到期以及会计政策修订给公司带来了不利影响，2016年川云公司所得税“三免”到期，2017年大型水电增值税退税到期，2018年增值税退税结清，2019年川云公司所得税“三减半”到期，四年来合计减利近40亿元；