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1、2022年长江电力研究报告一、长江电力：大国重器，价值标杆1.1 水电巨擘，国之重器长江电力为中国长江三峡集团旗下以水电为主的综合平台型企业，负责长江干流水电开发。长江电力在 2002 年成立之初仅管理运营葛洲坝电站，之后中国长江三峡集团于 2009 年开启三峡电站注入流程、于2015 年开启溪洛渡电站和向家坝电站注入流程。2021 年底，长江电力开启金沙江下游流域的乌东德、白鹤滩电站，乌、白注入完成且全面投产后，长江电力将在长江干流拥有葛洲坝、三峡、溪洛渡、向家坝、乌东德、白鹤滩 6 座巨型水电站，发电机组设计容量将达到 7169.5 万千瓦，是名副其实的“国之重器”。1.2 国务院国资委实
2、控，股权结构长期保持稳定长江电力控股股东为中国长江三峡集团，实控人为国务院国资委，股权结构集中且稳定。截至 2022 年 3 月 31 日，中国长江三峡集团直接持有长江电力54.91%的股权，并通过全资子公司中国三峡建工集团间接持有长江电力3.87%的股权，合计控制长江电力 58.78%的股权，为长江电力控股股东。中国长江三峡集团由国务院国资委 100%持股，此外国务院国资委另通过中国核工业集团持有长江电力1.15%的股权，为长江电力实际控制人。自长江电力成立以来即由中国长江三峡集团控股，并由国务院国资委实控，股权结构集中且稳定。1.3 主营长江流域水电开发，强现金流资产属性由于水电运营规模增
3、长主要来自于装机容量提升，而长江电力采用“电站注入”模式，故长江电力主要财务数据在注入前后呈现“梯级式”上升。2009 年三峡电站 18 台机组完成注入，2016 年溪、向电站完成注入，故长江电力的营收和归母净利润规模在 2009 年和 2016 年出现“梯级式”上涨。且由于流域来水在多年平均视角下保持稳定，故在新的水电机组注入前长江电力的营收和归母净利润规模也保持相对稳定。2021 年，受长江流域来水同比偏枯影响，长江电力全年发电量及收入、归母净利润水平均出现一定程度下滑。2021 年长江电力全年发电量2083.22 亿千瓦时，同比下降 8.20%；全年实现营业收入556.46 亿元，同比下
4、降3.7%；实现归母净利润 262.73 亿元，同比下降 0.09%。从业务结构来看，境内水电为长江电力最主要的营收和利润来源，境内水电的营收和毛利润占比在 90%左右。截至 2021 年12月 31日，公司电力总装机容量4559.5万千瓦，其中境内水电装机 4549.5 万千瓦，境内水电装机占比高达99.78%，境内水电为长江电力最主要的业务。反映到财务贡献上，2021 年全年长江电力境内水电业务实现营业收入 487.52 亿元，占比 87.61%；实现毛利润321.89 亿元，占比93.21%。盈利能力突出且稳定，水电行业价值标杆。受益于卓越的运营管理能力及长江流域库区联合调度能力，长江电
5、力多年盈利能力突出，位居行业前列。2021年，长江电力毛利率高达 62.06%，自 2016 年以来从未跌至60%以下，且在行业中处于领先地位。此外，长江电力加权平均净资产收益率常年维持在15%左右，凸显核心资产、价值标杆属性。优质运营型现金流资产，高分红率凸显类债资产价值。受益于水电进入运营期后的成本构成中非付现成本（主要是折旧）占比较高，长江电力体现出“现金奶牛”属性，公司各期经营性净现金流规模较大，2021 年经营性净现金流/净利润达1.35。2017-2021 年，长江电力 5 年经营性净现金流均值达385.33 亿元，各年度期末在手现金余额平均达 74 亿元，在手现金充沛。此外，长江
6、电力承诺2016 年至2020年每年度的利润分配按每股不低于 0.65 元进行现金分红，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。长江电力在2016-2020 年期间各年度实际分红分别为 0.72/0.68/0.68/0.68/0.70 元/股，均高于0.65 元/股的分红承诺。2022 年 7 月 12 日，长江电力公告实施2021 年度权益分派，共计派发现金红利 185.41 亿元，股利支付率达 70.57%，超高分红率彰显类债资产价值。1.4 战略投资优质综能平台，投资收益平滑主业业绩截至 2021 年 12 月 31 日，长江电力共持有参股
7、股权59 家，累计原始投资余额约526 亿元。从主要持股公司来看，长江电力对外投资仍以电力行业为主，境内主要参股公司包括长江流域、及附近雅砻江流域、金沙江流域的优质水电资产如国投电力、川投能源、金中公司，重点电能消纳区域的综合能源平台广州发展、上海电力等投资净收益屡创历史新高，成为平滑水电业绩波动重要补充。自2017 年起，长江电力投资净收益连续 5 年创历史新高，2021 年度实现投资净收益54.26亿元，同比增长 33.88%，2017-2021 年复合 CAGR 达 23.77%。投资净收益不仅成为公司归母净利润的重要组成部分，且能在主业水电表现较差的年份作为归母净利润的有效补充，平抑业
8、绩波动。如 2021 年，长江电力受流域来水同比偏枯、上游新建电站蓄水等影响发电量同比下滑 8.20%，造成水电业绩波动；而2021 年度确认投资净收益 54.26 亿元，同比增长 33.88%，成为 2021 年度归母净利润的有效补充。2021 年度归母净利润同比下降 0.09%，成功平抑业绩波动。二、长江电力：“长电模式”奠定高质量发展基石2.1 “长电模式”：高质量发展的基石长江电力境内水电业务主要采用“集团投建、建成注入”模式。2022 年，长江电力成立之初时仅拥有并管理运营葛洲坝水电站，后续管理运营的其余水电资产均由母公司中国长江三峡集团投资建设，并择机将基本成熟的水电站注入至长江电
9、力中。在乌东德、白鹤滩电站注入完成且全面投产后，公司境内水电装机容量将达 7169.5 万千瓦，在全国运营的水电装机容量占比超过20%。同时长江电力将坐拥世界前 12 大水电站中的 5 座，运营 70 万千瓦以上的水轮发电机组将占世界总数的 2/3，持续巩固自身“全球最大水电上市公司”和核心资产地位。“集团投建、建成注入”模式使长江电力长期拥有充沛现金流并维持较低负债成本：“集团投建”模式使长江电力仅在“建成注入”时有大量资本支出。而由于注入的水电站多已是进入成熟运营阶段的优质现金流资产，故注入当期即可产生大量经营性现金流，因此长江电力现金流不会被压低。自2016 年溪洛渡、向家坝电站资产注入
10、后，2017-2021 年度公司经营性净现金流均值 385.33 亿元，期末现金及等价物由52.00 亿元提升至99.25亿元，现金流长期充沛稳定。长江电力仅在“建成注入”时有大量资金需求。彼时长江电力资产负债率将瞬时提升至 50%-60%，而一旦完成注入，成熟的水电资产产生的丰沛现金流将支撑长江电力快速进行还本付息，使公司层面资产负债率进入下行周期。“集团投建、建成注入”模式维持的基底：高分红率。一方面，“集团投建、建成注入”模式将三峡集团与长江电力在融资层面切断，大部分高额有息负债成本由集团承担，而长江电力仅享受成熟水电站带来的充沛现金流及高利润；另一方面，长江电力每年的高分红率可反哺三峡
11、集团，使其覆盖利息费用，从而维持模式运转。“集团投建、建成注入”的“长电模式”是长江电力得以高质量发展的基底所在。“长电模式”的运行使长江电力告别传统水电站“融资-投建-运营”一体的商业模式，使长江电力在实际接手电站之初便可享受卓越的现金流流入，后续的水电建设融资计划与大额资本开支大部分由三峡集团承担。反映到财务数据层面上，长江电力连续多年实现较高水平且稳定的加权平均ROE，上市以来均值为14.22%，近 5 年均值为 15.92%。2.2 乌、白注入再添喜，测算多年平均增厚EPS 幅度或达25%2022 年 6 月 30 日晚间，长江电力公告发行股份及支付现金购买资产并募集配套资金暨关联交易
12、报告书（草案），拟以 804.84 亿元的交易对价购买三峡集团、三峡投资、云能投、川能投合计持有的 100%云川公司股权。云川公司运营管理金沙江下游流域乌东德、白鹤滩两座水电站，合计设计装机容量2620 万千瓦。我们测算本次资产注入且乌东德、白鹤滩电站全面投产后，叠加“六库联调”后的增发电量，将使公司 EPS 增厚 24.86%，进一步提升长江电力长期发展能力。云川公司下属的乌东德、白鹤滩电站处于我国十三大水电基地之一的金沙江流域下游河段，水力资源丰沛，确保电站发电量稳定。我们测算云川公司在乌、白电站全部投产后实现多年平均营业收入水平：装机容量及发电量：乌东德电站装机容量 1020 万千瓦，设
13、计多年平均发电量389.1 亿千瓦时；白鹤滩电站装机容量 1600 万千瓦，设计发电量624亿千瓦时；自用电率及上网电量：参照长江电力 2021 年自用电率水平0.58%，我们假设乌东德、白鹤滩电站自用电率为 0.58%，即乌东德、白鹤滩电站多年平均上网电量分别为 386.84 亿千瓦时、620.38 亿千瓦时。电力消纳：根据 2020 年 4 月下发的国家能源局综合司关于白鹤滩电站消纳有关意见的复函，乌东德、白鹤滩电站将在每年枯水期在云南、四川各留存100 亿千瓦时电量，其中云南留存电量包括乌东德电站60 亿千瓦时及通过置换方式留存的白鹤滩电站 40 亿千瓦时，其余电量按原规划方案外送东部地
14、区消纳。其余电量方面，乌东德电站将通过禄高肇和昆柳龙两条特高压线路外送广东、广西，白鹤滩电站将通过白鹤滩-浙江浙北和白鹤滩-江苏直流输电工程分别外送浙江和江苏。我国南方两广地区及东部江浙地区均为经济较发达区，用电负荷较大，可保障乌东德电站、白鹤滩电站电量实现消纳。外送电量内部划分：（1）乌东德电站外送两广部分电量：根据2021年南方区域电力市场年报，2021 年乌东德送广东、广西电量分别为198亿和109亿千瓦时，我们据此假设乌东德送广东、广西电力比例为65%、35%。（2）白鹤滩电站外送江浙部分电量：由于国家主管部门正会同有关部门及电网公司、发电企业就白鹤滩电站相关事项进行协调协商，我们假设
15、白鹤滩电站送江苏、浙江比例为 50%、50%。上网电价：我们针对乌东德、白鹤滩电站不同的消纳地区做出相应的上网电价测算。枯水期留存云南电量部分上网电价：根据云川公司与云南电网签订的购售电合同，乌东德电站留存云南电量的上网电价为当月云南省内市场化交易平均价格。受气候条件决定，云南省每年12 月至次年四月为枯水期。我们根据昆明电力交易中心日前电量交易价格，计算2021-2022年云南省枯水期平均交易电价为 0.26316 元/千瓦时（含税）。枯水期留存四川电量部分上网电价：根据2022 年1 月国家发改委价格司关于明确白鹤滩水电站过渡期送电价格协调结果的函，白鹤滩水电站留存四川上网电价为 0.24
16、52 元/千瓦时。乌东德外送电量电价：根据 2020 年 12 月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，明确乌东德电站送广东、广西采用倒推机制，送广东优先发电计划电量分为保量报价和保量竞价部分，保量保价电量落地电价为 0.421 元/千瓦时，倒推至上网侧为 0.3132 元/千瓦时，保量竞价电量通过落地端市场化方式形成；送广西优先发电计划电量落地电价为 0.35 元/千瓦时，倒推至上网侧为0.2543元/千瓦时。白鹤滩外送电量电价：根据 2022 年 1 月国家发改委价格司关于明确白鹤滩水电站过渡期送电价格协调结果的函，明确了白鹤滩水电站过渡期（2021 年）送
17、电浙江、江西电量上网电价采用倒推机制，送电江西落地电价为 0.325 元/千瓦时，倒推至上网侧 0.2111 元/千瓦时；送电浙江落地电价为 0.4203 元千瓦时，倒推至上网侧 0.314 元/千瓦时。我们假设送电江苏落地电价水平及倒推至上网侧与送电浙江水平相同。根据以上假设，我们可测算得出乌东德、白鹤滩电站多年平均营业收入分别为113.05 亿元、163.29 亿元。按照 30%净利率测算乌东德、白鹤滩电站多年平均净利润为 33.92亿元，48.99 亿元。此外，乌东德、白鹤滩电站全面投产后长江电力有望实现“六库联调”，将再增发约 50 亿千瓦时电量。此部分增发电量按照长江电力2021 年
18、平均上网电价0.26563元/千瓦时计算，考虑 25%所得税率，将实现增量营业收入11.75 亿元，净利润8.82亿元。综上，乌东德、白鹤滩电站全面投产后将为长江电力带来多年平均营业收入增量 288.09 亿元，净利润增量 91.73 亿元。 我们在前文测算本次资产注入将至多增发 17.79 亿股股份，增发完成后对应长江电力总股本为 245.21 亿股。我们以 2021 年长江电力净利润水平为基数，测算当云川公司注入且乌东德、白鹤滩水电站全面投产进入平稳运行后，及长江电力在实现“六库联调”后为公司带来的净利润增量可使长江电力EPS 水平由1.16元/ 股提升至 1.45 元/股，EPS 增厚幅
19、度达 24.86%。2.3 六库联调优势显著，平抑来水波动且增发电量联合调度赋予水电内生性增长，长江电力“六库联调”优势显著。对于水电公司来说，由于同一股水流可在流经每个电站时重复利用，因此水电公司能够掌控的流域面积、水库库容越大，叠加自身多年运营经验所积攒的水情预报能力和科学调度方案，即可通过调节上游水库下泄流量的方式提高水能利用率和发电量。因此联合调度赋予了水电公司内生性增长的能力。“六库联调”优势显著，长江上游联合调度潜力较大。在乌东德、白鹤滩电站全面投产后，长江电力将在原先“四库联调”的基础上升级为“六库联调”，即通过六座巨型梯级水电站逐级拦蓄洪水、优化调度，一方面平抑因来水变化而产生
20、的发电量波动，另一方面可通过优化梯级调度使各电站机组利用小时数稳中有升，实现增发电量。据长江电力价值手册（2021 版）披露，长江电力拥有国内规模最大、技术领先的水情遥测系统、气象预报系统、水文预报系统、通信及自动化保障系统，通过上述技术手段实施梯级水库联合调度优化，梯级电站水能利用率超过 4%。转化为增发电量层面上，长江电力在 2016-2020 年期间每年节水增发电量接近 100 亿千瓦时，预计白鹤滩电站全面投产后“六库联调”每年再增发电量 50 亿千瓦时左右。除长江电力所运营电站之外，长江上游梯级水库联合优化调度潜力巨大。除自身管理运营的六座巨型水电站之外，长江电力同时也在探索长江中上游
21、流域水情及调度信息共享机制。由于流域联合调度可产生巨大效益，长江电力通过参股中上游水电平台等手段，在利益分享机制的作用下实现多电站科学优化调度。如长江电力参股公司国投电力、川投能源各持有雅砻江水电52%、48%股权，参股公司金中公司负责金沙江中游水能资源开发。若未来长江流域上游梯级水库联合优化调度机制建立，将提升各公司运行效率，使长江流域成为高效的清洁能源走廊。三、长江电力后续重点围绕金下基地进行水风光一体化开发3.1 水风光一体化天然实现调峰，兼具可行性与经济性水风光一体化开发天然具备调峰能力，兼具可行性与经济性。水风光一体化即水电、风电和光伏多能互补建设。由于风电和光伏均具有间歇性、随机性
22、和波动性等不稳定的特点，与电网两侧需实时平衡的基础要求相悖，因此需要配备一定规模的调节电源来平抑间歇及波动。而水电一方面具有启动灵活、调峰能力强的特点，配套发展可减缓因风、光的不稳定而对电网造成的冲击；另一方面，水电站建设期间即配套了相应的电力外送通道，新建风、光项目可直接使用，降低整体建设成本，提高经济性。尤其是对于本身具有多年调节能力的水电站来说，水风光一体化建设可大幅提高电力系统的灵活性，同时达到调峰和促进消纳的作用。3.2 金沙江流域自然资源禀赋条件优渥，长江电力逐步布局金沙江流域水风光自然资源禀赋条件优渥，且具备互补出力特征：水能资源：据全国水力资源复查成果，长江上游的金沙江是全国最
23、大的水电能源基地。金沙江全长 3479km，天然落差 5100m，水能资源丰富，理论蕴藏量达 1.124 亿千瓦，约占全国的 16.7%。金沙江干流下游河段（自攀枝花到四川宜宾岷江河口）水能资源的富集程度最高，河段全长782km，分四级开发，依次部署乌东德、白鹤滩、溪洛渡、向家坝四大梯级水电站，合计装机容量 4646 万千瓦。风、光资源：金沙江中游及下游主要流经四川、云南两省，依据中国风能太阳能资源年景公报，川、滇两省区域内具有丰富的风光资源。（1）风能：受西南季风、四川省地形及环流特点影响，金沙江下游覆盖的凉山州、攀枝花为四川省风能资源主要集中分布区域。根据风资源模拟计算结果，金沙江下游（四
24、川侧）风能资源储量较为丰富，风能技术可开发量超过700万千瓦。从年内分布来看，金沙江下游风能资源主要集中在冬春季节（每年11月到次年 5 月），基本是河流的枯水期；从日内分布来看，风能资源从12 时、13时风速开始加大，至 16 时风速最大，然后逐渐减小，至凌晨最小，与四川省电力系统日负荷高峰相匹配。（2）光能：金沙江上游流经的川西高原、中游及下游流经的云南楚雄、大理、昆明、曲靖以及四川攀枝花、凉山彝族自治州均为光资源丰富的地区。送出通道：为配合水电消纳，国家已建成向上直流6400MW、溪浙直流7200MW，溪右至广东直流 6400MW、乌东德直流8000MW等特高压外送通道。新设子公司长电云
25、能，逐步布局金下基地水风光一体化开发。2021 年11 月16日，长江电力公告全资子公司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”）。长电云能设立后，将作为金沙江下游水风光一体化可再生能源基地（以下简称“金下基地”）云南侧业务实施平台，主要从事金沙江下游水风光一体化可再生能源基地云南侧清洁能源业务。我们认为长江电力在乌、白电站注入完成后，水电方面扩张将暂告一段落。后续长江电力将凭借在金沙江流域拥有的四座具备多年调节能力的巨型水电站、已配套建设的电力外送通道、主权级信用评级带来的较低融资成本围绕金沙江下游进
26、行水风光一体化可再生能源基地开发。借助金沙江流域优渥的资源禀赋及长江电力多年的经营管理优势，金下基地开发建设有望成为公司全新业绩增长点。四、投资分析4.1 借鉴美国公用事业龙头经验，思考长江电力估值体系长江电力本质上是一种类债资产，即其资产端的现金流回报类似于债券。我们曾在 2021 年 7 月 26 日发布的证券研究报告类债资产复盘：行业迈入新阶段，DPS提升迎长牛中对“类债资产”作了重新定义：类债资产的本质在于资产端的现金流回报类似于债券，即在建设期一次性高投入（类似于购买债券的本金投入），在运营期具有较稳定的现金流回报（类似于债券的利息收入或本息收入），而该资产在全生命周期的内部收益率（
27、IRR）则类似于债券的到期收益率（YTM）。我们认为长江电力符合上述“类债资产”的定义，其核心的“在运营期具有较稳定的现金流回报”来自于（1）梯级水库联合调度，平抑来水波动；（2）采用购售电合同法，电价常年稳定；（3）消纳区域明确且消纳程度较高。梯级水库联合调度，平抑来水波动：梯级水库联合调度是大水电资产的核心优势，能够在多年平均的视角下平抑掉年与年之间、或在年内视角下部分平抑枯水期和丰水期的来水波动，使整体多年平均发电量保持稳定状态；采用购售电合同法，电价常年稳定：长江电力主要采用购售电合同法，通常会在每年的购售电合同中约定电量及电价，确定性程度较高。从单个电站视角来看，如葛洲坝电站，送湖北
28、基数电量合同电价长达10 年维持在0.195元/千瓦时，极为稳定；从公司整体来看，长江电力2014-2021 年平均综合结算电价偏离均值幅度仅 0.13%，保持长期稳态。此外，长江电力市场化电量比重较低，因此市场化电价波动对公司整体综合结算电价的影响有限。消纳区域明确且消纳程度较高。长江电力管理运营的6 座巨型水电站均为我国“西电东送”工程的骨干电源，所发电量主要送往华中（湖北、湖南、河南、江西、重庆、四川）、华东（上海、江苏、浙江、安徽）及南方（广东、云南）地区，并各自配套了相应的输变电工程，保障电力消纳。给予类债资产高估值，已有先行者，亦不乏后来者。以长江电力所在的电力板块为例，我们首先对
29、比 2020 年度中美两国电力龙头公司的PB-ROE 发现：1）中国龙头样本公司的 ROE 显著低于美国样本；2）中国公司样本的趋势线低于美国样本；3）长江电力的 PB-ROE 已高于美国样本公司的趋势线。4.2 三峡集团迈入发展新阶段，长江电力类债资产价值愈发凸显长江电力在境内水电分部的扩张暂告一段落同时意味着母公司中国长江三峡集团发展进入新阶段。中国长江三峡集团定位为“主动服务长江经济带发展等国家重大战略，在深度融入长江经济带、共抓长江大保护中发挥骨干主力作用，在促进区域可持续发展中承担基础保障功能，在推动清洁能源产业升级和带动中国水电“走出去”中承担引领责任，推进企业深化改革和创新发展，加快建成具有较强创新能力和全球竞争力的世界一流跨国清洁能源集团。”在乌、白完成注入长江电力后，中国长江三峡集团将继续以新能源基地建设和长江大保护为工作重心，进入发展新阶段。长江电力类债资产价值进一步凸显，高额现金分红持续支援三峡集团项目开发。由于生态环保与新能源基地建设等任务仍需较高资本投入，三峡集团每年仍有较高的资金需求。长江电力已承诺 2021-2025 年每年现金分红额不低于当年实现净利润的 70%，将有力支持集团层面长江大保护、促进区域可持续发展、推动清洁能源产业升级等整体战略推进。