【天风证券】核心资产，水电标杆.pdf

2021-07-03

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1. 核心资产，水电标杆

1.1. 简介

从葛洲坝到全球最大水电上市公司。长江电力改制于 1980 年成立的葛洲坝水电厂，2002 年 11 月 4 日正式成立，2003 年 11 月登陆上交所。公司的历史即为长江干流的水电开发史，装机成长主要由三峡集团的资产注入驱动：包括 2003 年至 2012 年三峡电站各机组的陆续注入，以及 2016 年向家坝、溪洛渡的注入。

目前，长江电力现拥有长江干流三峡、葛洲坝、溪洛渡和向家坝四座电站的全部发电资产，水电装机 82 台，其中单机容量 70 万千瓦及以上级巨型机组 58 台，占世界同容量级别水电机组半数以上。截至2020年末，公司总装机容量4559.5万千瓦，其中国内水电装机4549.5 万千瓦，占全国水电装机总量的 12.32%，权益装机超 1000 万千瓦，是中国最大的电力上市公司和全球最大的水电上市公司。

三峡集团控股，实控人为国资委。三峡集团为公司控股股东，持有公司约 56%股份，实控人为国资委。控股股东三峡集团实力雄厚，历经近 30 年持续快速高质量发展，截至 2020 年底，集团可控装机规模达 8760 万千瓦，其中国内水电 5670 万千瓦，三峡集团已经成为全球最大的水电开发运营企业和中国最大的清洁能源集团。

1.2. 经营：装机稳增，再上台阶

控股装机 4559.5 万千瓦，“十四五”规模有望超 7000 万千瓦。长江电力目前负责长江干流四座电站的运营，从上游至下游分别为溪洛渡、向家坝、三峡及葛洲坝，国内水电总装机容量达 4549.5 万千瓦，2020 年并表路德斯公司后，新增海外装机 10 万千瓦。乌东德已于 2021 年 6 月实现所有机组正式投运，白鹤滩预计 2022 年 7 月实现完全投产，两座电站建成后将择机注入上市公司，完成后上市公司装机容量将达到 7179.5 万千瓦。

2020 来水偏丰，带动发电量同比增幅约 8%。从最近一年的经营情况来看，2020 年公司总发电量 2269 亿千瓦时，在来水偏丰的带动下同比增幅约 8%，实现加权平均利用小时 5275 小时，同比增加 318 个小时。其中三峡、葛洲坝、溪洛渡和向家坝利用小时分别为 4999、 7064、5153 和 5749 小时，同比分别变化-305、+661、-109 和+80 个小时。

1.3. 财务：业绩稳健，ROE 抬升

业绩规模稳健增长，2020 年归母净利润 263 亿。公司业绩增长主要动力来自于新增装机， 21 世纪以来的几次业绩跃升均由装机注入带来。21 世纪以来，公司营业收入年复合增速 20.4%，归母净利润年复合增速 21.9%。

重点问题一：ROE 为何趋势向上？我们回溯公司 21 世纪以来的 ROE 表现，整体呈显著的向上走势，2000 至 2020 年累计抬升 9.3 个百分点，2010 至 2020 年累计抬升 2.9 个百分点。联合调度、对外投资及融资成本控制，是公司近二十年 ROE 趋势向上的三大核心原因。我们从利润率及杠杆率的角度，对公司近二十年 ROE 走势进行分析。

利润率方面，我们从毛利率及净利率两个层次进行分析：

毛利率：以 2009、2016 年为节点，可分为三阶段分析。根据数据的波动特征，21 世纪以来公司毛利率变动可分为三个阶段：2003~2009 年，毛利率先增后降，主要受三峡各机组的陆续注入影响；2009~2016 年，毛利率上下浮动，核心原因在于度电成本在来水影响下有所波动；2016 年以来，毛利率企稳，受益于“四库联调”，来水波动影响持续弱化，利润率波动得到有效平抑。

净利率：与毛利率的差值在收窄。趋势上看，净利率与毛利率方向基本一致，但二者差值逐渐收窄，尤其是 2010 年以来，“毛利、净利差值”从 24.3%收窄了 6.4 个百分点至 17.9%。财务费用率的驱降，以及投资收益的增长，是差值收窄的主要原因。

（1）财务费用：拐点明显，2011 年触顶。2011 年以前，在三峡电站的注入压力下，公司有息负债规模扩大，财务费用率不断抬升；2011 年往后，随着公司融资成本及负债规模的不断控制，财务费用率趋势下行。2011 至 2020 年，财务费用率自 20.4%降至 8.6%。

（2）投资收益：2016 年以来，权重稳增。从数据上看，2016 年为投资收益的关键节点， 2016 年前，公司投资收益规模及权重不存在明显趋势；2016 年以来，随着公司对外投资思路逐渐清晰、战略加强侧重，投资收益占比进入上升通道，占营收比例从 2016 年的 2.7% 持续抬升至 2020 年的 7%。

杠杆率：短期存在跃升，长期中枢稳定。2002 年以来，公司杠杆水平存在两次明显跃升，分别为 2009 年三峡主要机组的注入和 2016 年向家坝、溪洛渡的注入，带动公司权益乘数分别抬升至 2.62 和 2.33。公司依托于强大的水电现金流能力，实现杠杆水平的迅速回归，其中 2009 至 2015 年权益乘数下降 1.07，2016 至 2020 下降 0.47，中枢基本稳定。

重点问题二：稳定现金流如何实现？2016 年川云公司注入以来，除 2018 年偿债规模短期增加以外，公司净现金流量稳定在 20 亿左右。2020 年公司实现净现金流入19.9 亿，同比基本持平。我们基于公司现金流量的详细结构，对公司现金流的稳定性进行分析。

强大经营现金流能力为支撑，投资、筹资相匹配。经营活动方面，在强大的水电业务现金流支撑下，整体规模十分稳定，变化主要来自于电站的投产注入，近四年经营活动现金净稳定于 400 亿左右水平。投资与筹资活动方面，总规模与经营活动相匹配，经常性的投资支出较少，在资产注入带来大规模投资支出后，公司往往选择将筹资维持在净流出的状态，以缩减债务规模，这与其财务费用率的持续下降相对应。

2. 成长性之一——乌白：投产在即，增益几何？

2.1. 增益：装机增长，调度补偿

乌白投产在即，资产注入可期。乌东德、白鹤滩电站分别于 2015 年 12 月及 2017 年 7 月正式核准，自开工以来建设进展顺利。投产进度方面，乌东德 2020 年 6 月实现首批两台机组投产，截至目前已完成所有机组投产发电；白鹤滩电站首批四台机组已于2021 年 6 月 28 日实现投产发电，预计 2022 年 7 月可实现全部机组投产。资产注入方面，向溪 2014 年实现所有机组投产，2016 年初以川云公司为主体完成注入，参考这一经验我们预计乌白的注入时点或在 2023 年左右。

水电业务的成长性集中在两方面体现，一方面是通过投建或收购带来的装机规模增长，另一方面为流域调度能力增强带来的电量增发。乌白电站装机容量世界前十，且均具备较强的调节能力，二者的投产注入不仅将为公司带来大幅度的装机成长，同时也将进一步赋能公司在流域的调度调节能力。

意义一：装机增长。截至 2021 年一季度末，公司控股装机规模为 4559.5 万千瓦，乌东德、白鹤滩装机规模分别为 1020 和 1600 万千瓦，建成后分别为世界第二和第七大水电站，设计年均发电量分别达 389 及 624 亿千瓦时。两座电站的投产注入，将带动公司装机规模提升至 7179.5 万千瓦，从而带动公司年发电量达 3282 亿千瓦时。

意义二：调度补偿。水库的联合调度将有效减少弃水、提高平均水头，从而实现补偿电量的增发。乌、白相较向溪而言整体调节库容更大，联合调度能力更强，其中乌东德具有季调节性能，白鹤滩则具有年调节性能。两座电站的投产将帮助公司从“四库联调”跃升至“六库联调”，在以往的四库联合调度下，公司每年调度增发电量大约 100 亿度电，“六库联调”下有望实现年发电量增加约 300 亿千瓦时。

2.2. 测算：投产注入，增厚可观

这一部分，我们将基于行业合理假设，同时参考向家坝、溪洛渡的历史经验，对乌白注入的具体增量进行测算。

发电量：超一千亿度发电增量。乌白投产注入带来的发电增量分为两部分：第一部分为乌白电站自身提供的发电量增量，另一部分为“六库联调”相对“四库联调”带来的联合调度增量。乌东德、白鹤滩装机容量为 1600 及 1020 万千瓦，设计年平均发电量为 389 和 624 亿千瓦时，对应年均利用小时为 3814 及 3903 小时。增发方面，“六库联调”相对“四库联调”有望多带来 200 亿度增量。预计稳定运营期内乌东德、白鹤滩将带来约 1213 亿度发电增量。

电价：乌白平均上网电价均假设 0.3 元/度。电价预测方面，以送电区域相似的存量机组为参考。乌东德主要售电区域为两广，因此我们参考三峡送广东省电价及溪洛渡右岸送南方电网电价，即 0.302 元/千瓦时和 0.301 元/千瓦时，因此假设乌东德平均上网电价为 0.3 元/千瓦时。白鹤滩售电区域主要为江浙，一方面三峡电站送浙江、江苏省电价分别为 0.278 元/千瓦时和 0.236 元/千瓦时，此外主要送浙江的溪洛渡左岸执行电价为 0.289 元 /千瓦时，因此白鹤滩电价同样按照 0.3 元/千瓦时进行假设。

折旧：乌东德、白鹤滩电站由三峡集团负责建设，集团对投资的控制能力较强，以三峡工程为例，主体工程实现提前一年竣工，实际总投资不到 1800 亿元，比设计概算节约 239 亿元。我们认为在公司强大的投资控制能力下，实际造价有望实现概算规模的 90%，对应形成固定资产账面价值分别为 879 和 1607 亿元，在 30 年的折旧年限假设下，两座电站稳定运营期折旧成本约为 29.3 及 53.6 亿元。

财务费用：财务费用规模一方面与总投资有关，另一方面与资金结构有关。根据上文假设预计乌东德和白鹤滩实际总投资分别为 879 和 1607 亿元。根据三峡集团公司公告，乌东德预计 80%采用债权融资，白鹤滩预计 70%采用债权融资，因此分别将形成有息负债规模约为 703 及 1125 亿，在 3.5%的债权融资成本假设下，预计每年将形成财务费用 24.6 及 39.4 亿元。

结合以上核心假设，我们认为乌白电量将为公司带来 74.6 亿元利润增量，增发部分将带来 34.8 亿元利润增量，整体利润增量有望达到 109.3 亿。

注入：乌白由集团建设完成后注入上市公司，因此注入的对价以及支付方式对于最终 EPS 的增厚影响较大。对价方面，特别是向溪的注入对价情况，假定乌白 PB 对价为 2 倍。支付方式方面，向溪注入 53%对价通过发行股份，47%通过支付现金，现金募集中 64.5%采用增发方式募集资金。因为，假设乌白注入的对价 50%采用发行股份支付，另外 50%采用支付现金，现金支付中 60%采取增发募集。

在两倍 PB、50%发行股份支付对价，现金支付中 60%采用增发募集这三大假设下，预计收购对价为 1316 亿元，其中发行股份支付 658 亿元，在 2023 年 20 倍 PE 的假设下，对应预测 EPS，则股价为 24.21，以 90%折价发行后预计增发价格为 21.79 元/股，预计增发 48 亿股。整体来看，考虑乌白注入的净利润增厚以及股本增加，预计增发前后净利润分别为 275.26 亿和 384.58 亿，股本分别为 227.42 亿和 275.74 亿，EPS 增厚 0.18 元/ 股，增厚幅度为 15.2%。

2.3. 情景：关键假设，敏感测试

利用小时方面，整体趋势在六库联调以及全流域调节下，预计将呈向上趋势。但年际来水存在波动，具有一定不确定性。电价方面，以上假设根据存量机组情况进行判断，但实际电价的制定一定程度是一个博弈的结果，受到落地端电力供需、市场化比例等因素影响，需要文件批复，存在一定不确定性。因此，对于利用小时以及电价，进行敏感性测算。

乌东德水电站：在利用小时分别降低 5%、7.5%和 10%的情形下，贡献净利润规模预计降低 4.3、6.4 和 8.5 亿元，降幅分别为 14%、20%和 27%；在平均上网电价分别降低 5%、7.5%和 10%的情形下，贡献净利润规模预计降低 4.8、7.3 及 9.7 亿元，降幅分别为 16%、23%和 31%。

白鹤滩水电站：在利用小时分别降低 5%、7.5%和 10%的情形下，贡献净利润规模预计降低 6.8、10.1 和 13.4 亿元，降幅分别为 15%、23%和 31%；在平均上网电价分别降低 5%、7.5% 和 10%的情形下，贡献净利润规模预计降低 7.8、11.7 及 15.5 亿元，降幅分别为 18%、27% 和 36%。

在资产注入环节，我们认为最大的不确定性在于收购对价以及注入时间点公司的股价情况。越高的对价下，EPS 的增厚幅度越小，越高的股价下，增发股本越少，EPS 增厚幅度越大。因此，我们对收购对价及注入时点长电股价进行情景假设。在收购对价 PB 分别增加 5%、 7.5%和 10%的情形下，EPS 增厚幅度降低 1.00、1.49 和 1.98 个百分点至 14.2%、13.7%和 13.2%；在长江电力股价分别下跌 5%、7.5%和 10%的情形下，EPS 增厚幅度降低 1.05、1.61 和 2.20 个百分点至 14.2%、13.6%和 13.0%。

3. 成长性之二——投资：独树一帜，再塑成长

3.1. 概览：规模扩大，效益稳增

规模快速扩张，长投账面价值已超 500 亿。从形式上看，与水电主业相关的标的由公司直接投资，非主业标的则主要以子公司长电资本为主，境外标的由子公司长电国际投资。规模上看，2013 年以来，公司长期股权投资快速增长，截至 2020 年末账面价值已超过 500 亿，其中 2019 年对国投、川投的增持以及金中公司股权的收购，长投账面价值有一个跃升，2020 年长投占总资产的比例已达到 15%。对应到投资收益，2020 年已超过 40 亿，同比增速超 30%，占到税前利润的比例已连续三年超过 10%。

结构上看，贡献投资收益超过 10%的长期股权投资资产包括湖北能源、国投电力、川投能源。地方能源平台、上游同业标的及配售电标的，为公司长期股权投资的三大主要领域。

3.2. 梳理：两条主线，三大领域

我们对公司对外投资的脉络进行梳理，公司围绕水电主业已衍生出两条投资主线，包含三大领域：（1）横向的流域调度，主要为流域上游的水电公司；（2）纵向的产业链延伸，包括配售电板块及售电区域的地方能源平台两大领域。

主线一：横向的流域调度。公司近年持续增持国投、川投，以及金中公司，川投、国投共同持股的雅砻江水电以及金沙江中游水电均处公司电站流域上游。雅砻江目前总控股水电装机容量 1470 万千瓦，均为雅砻江下游电站，2021 年雅砻江中游两河口及杨房沟将实现首台机组投产，待完全投产后调度能力得到极大增强。金中公司全资拥有金沙江中游“一库八级”上四级电站，并参股金安桥、鲁地拉、龙开口、观音岩电站。

股权纽带强化联合调度，助力利用小时再上台阶。中期来看，乌东德已实现全面投产，白鹤滩首台机组已实现投产，且预计将于 2022 年 7 月实现全面投产发电，届时“六库联调” 有望增加年发电量约 300 亿千瓦时。长江上游电站若实施联合优化调度，将进一步增加流域年发电量约 420 亿千瓦时。2021 年，雅砻江中游龙头电站——两河口投产在即，两河口具备多年调节能力，对金沙江及长江流域的调度增发能力可达 67 亿度电。公司通过股权纽带建立起流域间联系，不断增强公司对于上游电站的影响力及控制力，以争取更多的流域联合调度，从而进一步抬升机组利用小时。

主线二：纵向的产业链延伸。在产业链主线下，长江电力衍生出两大主要投资领域：配售电及地方能源平台。

领域一——配售电：2020 年进展迅速，路德斯收购为重要事件。配售电业务为公司“一主两翼”的重要一翼，由于配售电为水电主业下游，因此将实现与水电主业的相互赋能。 “十三五”期间，公司增量配网储备了 13 个优质项目，配网规划面积超 300 平方公里，投资建设运营了 4 个增量配网；累计市场化售电超 500 亿千瓦时；智慧综合能源落地项目 30 余个，投资总额逾 30 亿元。2020 年，公司配售电板块进展迅速，顺利实现重庆区域配售电业务整体上市，且完成了对秘鲁第一大配电公司路德斯的收购。

领域二——地方能源平台：外送消纳重要支撑，自 2017 年起不断增持。地方能源平台是公司重要的股权资产，自 2017 年以来，公司对地方能源平台增持趋势明晰，截至 2020 年末，公司持有地方能源平台股权包括：湖北省能源平台湖北能源 25.53%股份，上海市能源平台申能股份 9.98%和上海电力 9.98%股份，广州市能源平台广州发展 17.98%股份等。

公司电量消纳地区分布较为分散，且部分电量参与当地市场化交易。地方能源平台的股权纽带，可以帮助公司更好把握消纳地电力供需情况，从而在外送合同谈判过程中，实现更好的消纳保障及更为合理的电价水平，一定程度增加外送电的主动权。在市场化交易比例走高的趋势下，更好地了解地方电力市场格局，对于高效参与地方市场化交易、稳定平均上网电价意义重大。

3.3. 意义：熨平波动，再塑成长

规模、效益并举，对外投资盈利水平企稳。公司对外投资规模不断扩大，无论是资产占比还是产生的利润占比，2016 年以来均稳步提升。在规模扩大的同时，公司对外投资不忘效益，回报率水平逐步企稳上扬，2020 年公司长期股权投资 ROA 同比抬升 1.1 个百分点至 6.3%。

意义一：助力平滑业绩，且不仅仅靠投资收益。随着公司对外投资规模的扩大以及回报率的稳中有增，近年公司业绩波动性明显减弱，且盈利水平逐步企稳。对外投资对业绩的平滑不仅仅在于贡献投资收益，长期看更在于对毛利率稳定性的贡献。在公司清晰的横纵向两大思路下，对外投资获得了强大的战略意义，从而使公司在电量增发、电价稳定等方面持续向好，为毛利率稳定提供增量。

意义二：打开新成长维度，权益装机持续增长。任何商业模式都有其局限性，水电强壁垒的代价便是极其有限的成长路径。长江电力独树一帜的对外投资板块，似乎打破了水电的固有成长模式。依托清晰的对外投资思路，通过增厚利润规模、强化战略意义，长江电力有望打造出一条新的增长曲线。从权益装机来看，截至 2020 年已超过 1000 万千瓦。

4. 成长性之三——水风光：水电为基，综合能源

4.1. 模式：打捆建设、一体运营

“水风光”互补：依托水电基地进行的风电、光伏等一体化建设运营。“水风光互补”是一种清洁能源基地的建设方案，指的是以水电基地为基础，对周边风电、光伏等新能源发电的一体化建设运营，将水电和风光就近打捆上网。我国水风光互补在实践层面尚处探索阶段，且以水光互补为主。

清洁能源基地建设解决方案，政策重视度提高。水风光的互补建设运营，理论上对于提升可再生能源消纳、充分挖掘存量水电基地价值等，具备明显的促进作用。虽实践层面尚在探索，但 2020 年以来，在碳中和大方向的日益明确下，“水风光”政策端重视度已明显提升。2020 年 8 月底，国家发改委及能源局联合印发《关于开展“风光水火储一体化”“源网荷储一体化”的指导意见（征求意见稿）》，明确就近打捆新能源电力的“一体化”实施方案。

4.2. 意义：丰枯互补，收益提振

我们认为“水风光互补”带来的不同电种协同主要体现在两方面：

1）水电改善风光消纳：风电及光伏在一天内的出力情况较不均匀，稳定性的缺乏造成的弃电一直是新能源电种的重要问题。水电响应能力较强，在风光就近打捆上网的模式下，可将锯齿型的新能源电源调整为平滑稳定电能，起到了很强的调峰作用，从而改善风光消纳。

2）枯期、丰期电源互补：风、光与水电年内的发力峰谷存在错位，水电发力的雨季往往风、光利用小时不济、发电量走低，而旱季往往风、光利用小时较高。因此在发力时间段上水电与风光存在较好的互补性，风光“枯期”水电发力，而水电枯期风光可提供一定支

造价成本、运营支出或有明显优化，“水风光”项目收益率有望提振。一方面，互补项目的风光电站利用水电站周边土地资源就近建设，建设成本或有节约。对比贵州省部分光伏电站项目，黔源电力风光互补项目单位装机造价区间为 3600~3800 元/千瓦，具备可观造价优势。另一方面，在项目运营过程中，风光互补项目利用已有水电通道打捆上网，在管理上与水电站可实现一体化，营运支出或可实现显著优化。在造价及营运成本端的或有优化下，“水风光互补”项目收益率相较常规新能源项目有望得到提振。

4.3. 未来：水电为基，综合能源

风光资源可观，金沙江下游“互补”基础牢固。资源条件是风光项目建设的基础，从利用小时看，2020 年云南、四川平均风电利用小时高于全国平均水平 22%及 37%，光伏平均利用小时高出 14%及 4%，整体来看公司“水风光”所聚焦的金沙江下游地区风光资源较为优质。云南省十四五规划提出建设金沙江下游、澜沧江中下游、红河流域“风光水储一体化”基地以及“风光火储一体化”示范项目新能源装机共 1500 万千瓦。

水电资产支撑力足，公司“水风光”优势明显。公司开展水风光的优势体现在两方面，一方面是流域电站资源：公司待乌东德、白鹤滩投产注入后，世界前十大水电中公司占五席，牢牢掌握稀缺大型水电资源。对于“水风光互补”而言，水电为基础，具有较强调节能力的电站，对于大规模的“水风光”互补项目而言至关重要。另一方面优势在于资金实力，水电资产为其带来了充沛的现金流量，2020 年自由现金流达 324 亿，销售商品提供劳务收到的现金与营业收入比例达 114%，无论是规模还是质量均远超传统新能源运营商。这为大范围的“水风光”一体化基地的建设，提供了稳固支撑。

两碳目标下，“水风光”一体化方向明确，通往综合清洁能源平台之路开启。加快推进金沙江下游水风光可再生能源一体化综合开发基地建设，是 2021 年公司重要工作规划。公司“水风光互补”方向明确。2021 年 4 月 16 日，公司注册成立了长电新能有限责任公司，主要围绕以大水电为基础的水风光一体化可再生能源综合开发等项目的投资。随着未来具体项目的持续落地，公司有望实现从“水电公司”向“水电为主、风光互补”的综合清洁能源平台转变。

5. 风险提示

宏观经济下滑风险：若宏观经济出现明显下滑，全社会用电量增速恐会放缓，雅砻江水电主要消纳地区在川渝、江苏、江西等地，若用电需求下滑，则有可能造成弃水；

来水低于预期的风险：若来水低于预期，则会导致发电量出现同比下滑；

乌东德、白鹤滩注入进度不达预期：乌白完全投产后将择机注入上市公司，单注入方案及进度尚存不确定性，可能对公司发电量成长及 EPS 增厚预期产生影响；

相关假设不成立导致结论偏差的风险：我们对乌东德、白鹤滩业绩增量的测算基于大量假设，若相关假设与后续事实演进差异较大，则存在结论不成立的风险。

报告链接：长江电力专题研究：核心资产，水电标杆

（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。）