长江电力研究报告：乌白电站将注入水电龙头再攀高峰

　　背靠三峡集团，控股股东实力雄厚。公司成立于2002年，由三峡集团发起设立，2003 年实现上交所上市，截至2022年3月31日，公司控股股东三峡集团（国资委独资设 立，为全球最大的水电开发运营企业和我国最大的清洁能源集团）及其控制的三峡 建工（集团）合计持有公司58.78%股份。经国家授权，三峡集团负责长江干流六座 巨型水电站的开发建设及运营，按照此前经验，在水电站投产并稳定运营后，再择 机注入上市公司体内，可避免前期建设过程中的不确定性带来的风险。

　　公司为全球水电龙头，装机规模阶梯式成长，2021年末装机为4560万千瓦。公司成 立之初拥有葛洲坝水电厂271.5万千瓦水电装机，后续装机成长主要由三峡集团水电 资产陆续注入，截至2021年底公司装机增长至4559.5万千瓦，若考虑正在推进的乌 白电站注入，公司装机规模将达7179.5万千瓦（增长57.5%）：

　　装机增长带动业绩阶梯式提升，2000-2021年业绩CAGR达20.7%。公司业绩增长核 心驱动之一为装机增长，在历次集团资产注入推动下，2000-2021年公司营业收入 和业绩CAGR分别达19.1%、20.7%。除装机增长之外，来水情况将影响水电企业的 经营业绩，进而导致公司收入业绩的波动。

　　水电龙头地位稳固，2021年水电发电量市占率达15.5%。公司是国内水电龙头企业， 装机规模行业第一，2021年公司境内水电装机4550万千瓦，市占率达11.6%。同时 公司经营效率卓越，以发电量口径计算，2021年公司发电量2083亿千瓦时，市占率 达15.5%。

　　产能：公司境内现有葛洲坝、三峡、向家坝、溪洛渡四座水电站，总装机4549.5万 千瓦，年设计发电量1917亿千瓦时，2021年实现发电量2083亿千瓦时。上述水电 站中三峡水电站是全球装机规模最大的水电站，溪洛渡、向家坝分列全球第4、第11 位（2020年）。假设乌东德、白鹤滩两大水电站收购完成后，公司境内水电总装机 将达到7169.5万千瓦（不含路德斯公司），年设计发电量达2930亿千瓦时。

　　发电量：各电站运营趋稳，2016-2021年发电量超2000亿千瓦时/年。水电公司经营 情况与流域来水丰枯密切相关。2016年公司收购溪洛渡、向家坝电站后，公司发电 总量提升至2000亿千瓦时以上，各电站运营稳定，在“四库联调”下，来水波动对 发电量影响减弱，历年发电量波动在10%以内。2021年受长江来水偏枯及上游水库 蓄水影响发电量降低，2022年一季度长江上游来水偏丰，公司总发电量约340.44亿 千瓦时，同比增长7.95%。考虑到后续乌白电站注入后，公司将由“四库联调”升 级为“六库联调”，增发电量有望进一步提升，持续平滑来水波动的影响。

　　利用小时数：公司利用小时显著高于全国平均水平，经营效率逐年提升。公司各电 站利用小时数均远高于全国平均水平，在向溪电站投产开启四库联调后，下游葛洲 坝和三峡电站经营效率明显提升，葛洲坝水电站利用小时数超过7000小时，三峡水 电站2021年利用小时数较2016年提升401小时。各电站厂用电率远低于全国平均水 平，彰显公司优秀的管理运营能力。

　　售电：公司电力消纳分布区域广泛，以合同售电为主。公司售电地区分布于华中、 四川、长三角、珠三角等经济发达地区，用电量大，区域分布广泛有利于公司电量 消纳。公司积极参与电力市场化改革，2016年6月和三峡资本合资设立三峡电能， 并以三峡电能为平台开展售电业务。2021年售电业务范围主要覆盖南方电网区域（广 东、云南）、华东电网区域（上海、浙江、安徽）、华中电网区域（湖北、四川）。 此外，公司是三峡水利第一大股东，通过三峡水利整合重庆区域配售电业务，推动 配售电业务进一步发展。

　　公司售电以合同售电为主，同时三峡、溪洛渡、向家坝电站已签署十四五期间购售 电合同。根据公司价值手册（2021版）披露2020年购售电合同签订情况，2020年 公司与国家电网、南方电网签订售电合同，除三峡电站外合同电量占当年发电量的 90%以上。根据公司2021年12月10日、30日公告披露各电站的购售电合同，2021 年底公司三峡、溪洛渡、向家坝与国家电网和南方电网签订了2021-2025年的购售 电合同（合同电量将在年度补充协议中明确），保障了十四五期间电量消纳，葛洲 坝电站也签署了2021年的购售电合同。

　　输电：配套输变电工程，电力输送有保障。乌东德电站通过“西电东送”大通道昆 柳龙柔性直流工程送往广东和广西，该工程已于2020年底全面投产； 白鹤滩电站通过白鹤滩-江苏和白鹤滩-浙江800千伏特高压直流输配电工程送往江 浙，根据中国电力网白鹤滩江苏特高压工程已于2022年5月全线贯通。此外，公司 所属其他4座电站作为“西电东送”的骨干电源，均有配套的输变电工程。

　　定价机制：水电上网电价存在四种定价机制，部分地区鼓励市场化定价。2014年2 月以前投产的水电站按照成本加成法实行“一厂一价”定价机制，2014年2月以后 投产的水电站按照是否跨省区，跨省区水电站按照落地省份平均上网电价倒推水电 上网电价，省内调度水电站执行省内标杆电价。此外，部分地区鼓励以竞价方式确 定水电上网价格，价格略低于合同售电价格。

　　电价：市场化交易比例逐年提升，2021年公司平均上网电价为0.2656元/KWH。公 司以合同售电为主，为保障消纳，超过合同售电量的部分参与市场化交易。近几年 市场化交易电量逐年增加，占上网电量的比例逐年提升，由2017年7.9%提升至2020 年14.2%，2021年降低至11.6%系总发电量降低带动市场化交易电量降低，虽然市 场化交易电量价格对平均上网电价稍有拖累，但保障电量消纳对公司的增厚更为显 著。

　　从收入和业绩层面来看：2016年公司收购川云公司后，公司年发电量提升至2000亿 千瓦时以上，四库联调后发电量波动趋稳，平均上网电价在0.26-0.28元/千瓦时之间， 水电收入提升至500亿元以上。2020年公司收购路德斯公司，2021年实现全面并表。 公司营业总收入达到556亿元，其中主营业务-境内水电收入487.5亿元、主营业务其他行业收入提升至58.9亿元，归母净利润为263亿元，与去年基本持平。2022年 受益于来水偏丰公司一季度发电量同比增长7.95%，带动收入增长，一季度公司实 现营业收入97亿元（同比+9.8%），归母净利润31亿元（同比+9.3%）。

　　毛利率净利率稳中有升，两者差值不断缩小。公司毛利率长期保持在60%以上，盈 利能力强，2003-2012年，受三峡水电站各机组陆续注入影响，毛利率波动较大； 2016年收购川云公司后，公司毛利率趋于稳定在60%~65%之间，且净利率稳中有 升，由2016年42%提升至2021年的47%，毛利率和净利率差值不断缩小，主要系负 债减少带动财务费用率降低，以及投资收益增长平滑业绩波动。

　　大水电增值税优惠取消，叠加增值税率变动影响有限。根据财政部、国家税务总局 发布的《关于大型水电企业增值税政策的通知》，装机容量超过100万千瓦的水力发 电站（含抽水蓄能电站）销售自产电力产品，自2013年1月1日至2015年12月31日， 对其增值税实际税负超8%的部分实行即征即退政策；自2016年1月1日至2017年12 月31日，对其增值税实际税负超过12%的部分实行即征即退政策。2017年之前，公 司将增值税返还计入营业外收入科目政府补助项目，2017年起计入其他收益，2018 年增值税返还为2017年暂未收到的退税款。此外，2018年、2019年国家税务总局两 次调整增值税税率，将增值税率由17%先后降低至16%、13%。虽然增值税优惠取 消，但增值税率降低足以抵消其影响，仅对2018年影响较大。

　　ROE波动性减弱，整体趋势向上提升至14.9%。公司ROE变动与资产重组关系较大， 2008之前公司资产以葛洲坝电站和少量三峡电站机组为主，运营稳定，ROE保持平 稳，2009年三峡电站大量资产注入，导致净利率下降带动ROE降低，之后伴随三峡 电站运营逐渐稳定，ROE呈上升趋势。向家坝、溪洛渡电站2014年投产，2016年注 入时运营稳定，同时资产优质，带动公司ROE提升。2016年以来ROE波动性减弱， 主要系联合调度和投资收益双重作用下，公司收入业绩稳定性增强。2021年来水偏 枯业绩下滑导致ROE略有降低至14.9%。

　　成本端：折旧、财务费用占成本的50%+，为水电公司成本中最核心的部分。在运营 期，水电公司仅需缴纳水资源费、库区基金等财政规费，无需燃料费用，因此运营 期的可变成本较低，而建设期大量的固定资产和债务在运营期形成折旧和财务费用， 构成了成本的主要部分。折旧和债务到期之前，公司的水电成本基本保持稳定，我 们以2016-2021数据来看，在成本构成中，折旧占比约为40%，以挡水建筑物和机 器设备折旧为主，2020年起其他成本提高主要系收购路德斯公司所致。

　　公司存量水电站固定资产折旧自2021年起陆续进入下行通道。公司使用年限平均法 对固定资产进行折旧，其中三峡大坝、向家坝大坝和溪洛渡大坝的折旧年限均为45 年，葛洲坝大坝为50年，大坝折旧年限远低于实际使用年限；此外，水轮机、发电 机的折旧年限均为18年。

　　根据以下假设，预期公司存量水电站固定资产折旧自2021年起逐渐降低：（1）根 据公司收购水电站机组时间节点的固定资产原值的变动，估算各水电站各部分固定 资产原值；（2）根据固定资产原值及公司披露大坝和水轮机、发电机的折旧年限， 计算各部分固定资产年均折旧；（3）根据水电站和机组投产时间及折旧年限，预估 各部分固定资产折旧到期时间。基于假设预测公司未来折旧变动：2021-2030年间 公司折旧降低预期三峡电站各机组陆续计提完毕，2030-2032年向溪电站机组预期 计提完毕，后续十余年时间里折旧稳定。2040年、2048年、2049年预期折旧的大幅 降低系三峡电站房屋及建筑物、挡水建筑物、向溪电站房屋及建筑物分别计提完毕。

　　经营稳定后逐渐偿还借款，财务费用率持续降低。2016年公司收购川云公司，财务 费用达到最高点，此后新增资本开支逐年降低，财务费用逐年下降，财务费用率由 2016年13.6%下降5.1pct至2021年8.5%，带动期间费用率由2016年15.4%下降 4.1pct至2021年11.3%，进一步驱动公司净利率提升。

　　公司负债稳中有降，资产负债率逐年降低，融资空间较大。2016年以来公司逐渐偿 还，长期借款和长期应付款（主要为三峡集团垫付工程款）规模逐年降低，整 体负债规模稳中有降，资产负债率逐年降低，由2016年57%降低至2021年42%，其 中有息负债率仅在30%左右的低水平。公司杠杆率低，仍具备较大融资空间。

　　2020 年，公司在伦敦证券交易所成功发行GDR并上市交易，成为国内首家“A+G”两地上 市的公司，发行规模19.63亿美元，拓展了海外的融资空间。

　　经营现金流维持高位，现金牛特征显著。公司成本主要为折旧和财务费用，经营现 金流显著高于净利润，2016年以来公司经营现金流维持在400亿元左右的水平，2021 年经营性现金流量净额357亿元，净现比1.36，现金牛特征明显。2016年公司收购 川云公司、2020年收购路德斯投资现金流大幅流出，其余年份投资规模减小；公司 偿还对应筹资流出。充裕的现金流和良好的信用为公司收购乌白电站提供支撑。

　　持续保持高分红比例，承诺十四五期间分红率不低于70%。由于现金流稳定且充裕， 公司常年保持高比例分红，近几年分红率保持在60%以上，同时公司承诺2021-2025年每年以不低于净利润的70%进行分红，2021年分红率提高至70.6%。从股息率来 看，公司股息率水平常年高于十年期国债到期收益率，2021年股息率3.6%。高比例 的分红使公司有相对确定的回报，具有一定的债券属性，有效保障了股东的投资收 益，是我国A股价值投资典范。（报告来源：未来智库）

　　我国水能蕴藏量丰富，根据国家发改委2005年发布的全国水利资源复查结果，我国 水电资源理论蕴藏量装机6.94亿千瓦；技术可开发装机5.42亿千瓦；根据中电联数 据截至2021年底，我国水电装机3.9万千瓦（包括抽水蓄能电站），占理论可开发量 56.33%，技术可开发量73.13%，行业增长空间明确。

　　乌白电站属于长江流域片的金沙江水电基地，水能资源丰富。在原电力工业部主持 下，于1989年形成十二大水电基地，2003年发改委通过《怒江中下游水电规划报告》， 统一“两库十”开发方案，逐渐形成了如今的十三大水电基地，主要分配给大 型发电集团开发建设。根据长江水利委员会《水利水电快报》，年径流量反映出水 电基地的一段时间内的来水情况，长江流域平均年径流量最高。长电拟注入的乌白 电站属于金沙江水电基地，水能资源优渥，该基地和长江上游水电基地规划装机位 列前两位，主要由三峡集团开发。在已开发和将开发的水电站中，除乌白电站外， 几乎没有超过500万千瓦的大型水电站，优质大水电具备稀缺性和排他性。

　　公告拟收购云川公司，乌白电站注入在即。公司于2021年12月发布公告，拟以发行 股份、发行可转债及支付现金的方式购买云川公司100%股权，同时拟向不超过35 名特定投资者以非公开发行股票及/或可转债募集配套资金，本次发行股份购买资产 的发行价格为18.27元/股（定价基准日为上市公司审议本次交易相关事项的首次董 事会决议公告日，即第五届董事会第三十次会议决议公告日）。根据2022年5月7日 最新公告，目前重组议案已通过董事会审议，并完成尽职调查工作，尚需取得相关 部门的授权和批准。云川公司是乌东德、白鹤滩电站所有者，收购完成后云川公司 将成为长江电力全资子公司。

　　乌白电站合计装机容量2620万千瓦，预期注入后公司总装机将提升57.5%。乌东德、 白鹤滩电站装机规模分别为1020、1600万千瓦，位列世界第七、第二位。乌东德电 站已于2021年6月全面投产，截至2022年4月末，白鹤滩电站已有 14台机组1400万千瓦投入发电，剩余两台机组200万千瓦即将投运。两者注入预期 将带动公司装机提升至7179.5万千瓦，增幅57.5%。

　　乌白电站多年平均发电总量为1013亿千瓦时，相比2021年发电量增幅48.6%。根据 公司《价值手册（2021版）》，乌东德、白鹤滩电站年设计发电量分别为389、624 亿千瓦时，对应利用小时数3814、3900小时，两者注入将为公司带来1013亿千瓦时 发电增量，相对于2021年公司发电量2083亿千瓦时，增幅达48.6%。而电站运营稳 定后，经营效益仍会增加，正常来水的情况下，公司原四座电站实际发电量均超过 年设计电量，后续运营稳定后实际发电量有望继续提升。

　　乌白电站盈利能力出色，截至2021年9月末净资产532亿约为公司同期的30%。乌东 德电站已于2021年6月全部投产，白鹤滩电站预计将于2022年全部投产，目前乌白 电站已具备盈利能力，2021年前三季度乌东德、白鹤滩电站毛利率分别为69%、73%， 高于公司；净利率分别为45%、45%，低于公司的49%，盈利能力较为出色，考虑 到乌白电站尚未进入最佳运营状态，未来盈利能力存在进一步提升空间。

　　“四库联调”升级为“六库联调”，梯级联调效应下增发电量。公司六座电站坐落 于金沙江下游和长江上游，位于不同的海拔高度形成梯级电站，通过联合调度将减 少汛期弃水，提高水资源利用率，已投产的溪洛渡、向家坝、三峡、葛洲坝已形成 “四库联调”，乌东德电站也已纳入联合调度，后续白鹤滩电站投产，将实现“六 库联调”，有望进一步提高年发电量。2014年向家坝、溪洛渡电站投产后开启“四 库联调”，年节水增发电量接近100亿千瓦时，根据公司2021年度暨2022年第一季 度业绩说明会，六库联调后将额外增发电量60-70亿千瓦时。

　　乌东德电站除枯期留云南60亿千瓦时电量外，其余电量送往两广地区消纳。根据《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、白鹤滩电站枯水 期在云南、四川各留存100亿千瓦时电量，其中乌东德电站在云南留存60亿千瓦时， 其余电量按规划方案送往广东、广西地区。

　　乌东德电价：根据《预案》披露，经国家价格主管部门协调，乌东德水电站优先发 电计划电量的上网电价机制已协商明确，并与相关电网公司签订购售电合同予以执 行。2020年度及2021年1-11月，乌东德水电站优先发电计划电量的均价分别为 0.3069元/千瓦时（含税）及0.2853元/千瓦时（含税）。

　　根据昆明电力交易中心披露，2021年乌东德送广东和广西电量分别为198.03、 108.55亿千瓦时，占比分别约为65%、35%。根据广东、广西落地电价倒推送广东、 广西上网电价，落地电价以两省市场化交易电价衡量，上网电价=落地电价-特高压 输配电价-省内输配电价-线损，我们以云南省三年枯期平均电价作为留云南电量上网 电价，并以消纳电量为权重计算加权平均电价，测算得出乌东德电站平均上网电价 约为0.2783元/千瓦时（含税，下同）。

　　白鹤滩电站除枯期通过置换方式留云南40亿千瓦时，以及留四川100亿千瓦时电量 外，其余电量送往江浙地区消纳。鉴于白鹤滩电站送往江苏、浙江的特高压工程输 电价格和线损尚未确定，我们首先对其进行预测，参考锦屏-苏南±800kV特高压工 程的输电价格及线损，以线路长度之比测算线损，以总投资之比测算输电价格。随 后以江苏和浙江落地电价倒推上网电价，落地电价以两省年度市场化交易价格衡量， 送云南电量上网电价参考云南省三年枯期上网电价，留四川上网电价参考2021年国 投电力在四川省的水电上网电价0.2620元/千瓦时，以各区域电量为权重计算加权平 均上网电价为0.2646元/千瓦时。

　　鉴于乌白电站注入后公司梯级调度将升级为“六库联调”，预期额外增发电量60-70 亿千瓦时，调度增发电量上网电价使用公司2021年平均上网电价。下述预测区分是 否考虑联合调度的情况（下同）：测算乌白电站收入242/257亿元。

　　2021 年前三季度，云川公司资产负债率约为 76%，假设此为比例，以此测算财 务费用，其余成本费用参考公司整体水平，同时乌白电站均在免征所得税期间，在 稳定运营情况下，测算得出乌白电站净利润 36.4/46.6 亿元。

　　区分是否考虑联合调度，在发行股份比例50%、收购PB为2倍的情况下，发行后EPS 增幅分别为1.0%/4.5%。根据公司披露此次资产注入方式，公司将以发行股份、发 行可转债及支付现金的方式购买云川公司100%股权，与收购川云公司时相比，此次 收购增加了发行可转债的融资方式，2016年公司斥资797.35亿元收购川云公司，川 云2015年6月30日净资产账面价值368.67亿元，对应收购PB为2.16倍。

　　此次收购云川公司，假设（1）收购PB为1.5~2.5倍，截至2021年9月末，云川公司 净资产为531.59亿元，对应收购对价为797~1329亿元；（2）考虑不同发股比例的 情况。在发股比例50%、收购PB为2倍的情况下，乌白电站稳定运营后，不考虑联 系调度增发时，发行后EPS较2021年增幅1.0%，考虑联合调度增发后，发行后EPS 较2021年增幅4.5%。

　　从超额收益率角度看，收购向溪电站后，超额收益率一路向上最高超8倍。公司收益 率走势以收购向溪电站为界线月之前，公司收益率走 势与沪深300走势十分相似，超额收益并不显著。公司经营稳定，承诺2016-2020年每股股利不低于0.65 元，2021-2025年分红率不低于70%，在稳定高分红下公司成为类债券的防御性资 产，更受到境内外投资者青睐，类债券属性成为公司股价的护城河。（报告来源：未来智库）

　　伴随光伏、风电在电力系统中渗透率不断提高，调峰、调频等辅助服务不可忽视。 2021年起我国大部分省份均对新建风光项目提出配储要求，并给予一定政策倾斜支 持。水电作为调峰调频优质电源，具有启停便利、能量损失小、零碳排放等诸多优 势，水电与风光项目相配合，既可以解决风光出力不稳的问题，也可以减少碳排放， 水风光一体化将成为水电公司又一发展方向。

　　水电调节风光出力，风光水储一体化获政策支持。我国已提出2030年碳达峰、2060 年碳中和的发展目标，风光建设成为实现目标必由之路，然而风光发电出力不稳将 增加电网负荷，在此情况下，火电、水电调节作用凸显。国家能源局、发改委发文 针对风光水火储一体化发展征求意见，云南、四川均出台规划，计划在金沙江下游 开发风光水一体化发展基地。公司乌东德、白鹤滩、溪洛渡、向家坝四座电站位于 金沙江下游，将在政策支持下优先受益。

　　水电公司积极响应，公司十四五期间拟新建超1500万千瓦风光项目。在政策支持下， 黔源电力、华能水电、国投电力陆续规划建设水风光一体化基地，根据公司2020年 业绩发布会，张星燎先生表示公司将在十四五期间新建超1500万千瓦风光项目，风 电、光伏比例大致相当。目前公司除乌白电站外，没有其他在建的水电站，风光项 目将成为公司未来主要的业绩增量部分。2022年3月30日，金沙江下游禄劝钢家岭、 凤庆大兴2座光伏电站运行信息顺利接入长江电力三峡梯调昆明调控中心，金沙江下 游水风光一体化项目取得关键进展。

　　与其他公司合作，共同开发新能源项目。公司与三峡集团全资子公司云南能投共同 出资设立长电云能，由长江电力控股51%，作为金沙江下游水风光一体化可再生能 源基地云南侧业务实施平台。此外，根据永泰能源公告，公司将与三峡集团、永泰 能源合作成立合资公司，在河南全省投资建设储能项目及其他新能源项目，预计到 2030年投资建设和运营管理的储能项目和其他风电、光伏项目总装机规模达到1000 万千瓦，并与永泰能源火电项目联动，实现“风光火储”一体化布局。

　　此外，公司水电业务现金流充沛，存量水电站可提供年均400亿元左右的现金流净 额。公司2017-2021年年均实现经营现金流386亿元，根据《中国光伏产业发展路线）》，假设公司新建光伏项目单位造价为3695~3370元/千瓦，项目所需资 本金为30%，则水电业务带来的现金流可支持每年3483~3819万千瓦光伏建设； 2021年7月中国电建安北风电项目中标结果显示，风电单位造价已下降至5230元/千 瓦，假设新建陆风项目单位造价为5500~4500元/千瓦，项目所需资本金为30%，则 可支持每年2340~2860万千瓦陆风建设。

　　公司围绕水电主业，向四个方向延伸产业投资。第一，以推进长江流域水资源综合 利用效益最大化为目标，对流域优质水电企业进行股权投资，如国投电力、川投能 源、金中公司；第二，以公司电能消纳区域为重点，对优质地方综合能源平台进行 战略投资，如湖北能源、申能股份、上海电力、广州发展；第三，积极培育和发展 国内外配售电业务，延长产业链，如路德斯公司；第四，探索推进清洁能源、 综合能源服务长江大保护相关项目。

　　2021年长期股权投资占总资产比提升至18.5%，五年CAGR达35.9%。2016年以来 公司扩张战略投资，将投资目标聚焦于与水电主业相关产业，长期股权投资规模逐 年增长，减少可供出售金融资产和交易性金融资产的投资，2016-2021年长期股权 投资CAGR高达35.9%。

　　投资收益占利润总额比逐年提升至16.7%，2016-2021年投资收益CAGR达32.4%。 长期股权投资的增长带动投资收益增长，2021年投资收益达54.3亿元，其中将桂冠 电力股权从其他非流动金融资产转入长期股权投资，产生投资收益15.8亿元， 2016-2021年投资收益CAGR达32%，投资收益占利润总额的比重逐年提升，由2016 年5.3%提升至2021年16.7%。投资收益的增长将有效平滑来水波动导致的业绩波动。

　　投资思路一：投资流域水电企业，增强流域梯级调度。公司六大电站（包括乌白电 站）分布在金沙江下游和长江上游，可实现六库联调。六座电站继续向上，即为雅 砻江和金沙江中游。川投能源、国投电力共同持股雅砻江水电；金中公司全资拥有 金沙江中游“一库八级”上四级电站。通过参股川投能源、国投电力、金中公司， 长江电力已成为三家公司第二大股东，将雅砻江和金沙江中游纳入联合调度，可进 一步提供公司流域梯级调度能力，控制来水提高发电量。

　　投资思路二：以电能消纳区域为重点，对优质综合能源平台进行战略投资。公司电 能消纳区域主要位于中东部经济发达地区，如湖北、江苏、广东、上海等地，公司 在以上重点区域进行战略投资，分别参股湖北能源、上海电力、申能股份、广州发 展，且近几年持股比例逐渐提高，在促进公司电力消纳的同时，也为公司贡献投资 收益。

　　投资思路三：纵向产业链延伸，打造国内外配售电平台。公司打造“发电、配电、 售电”一体化产业链，2020年，公司顺利实现重庆区域配售电业务整体上市，三峡 水利成为三峡集团所属第三家A股上市公司和配售电业务上市平台，长江电力是其第 一大股东，形成以重庆、湖北为核心，遍及全国10多个省市区的配售电业务战略布 局。同时收购秘鲁路德斯公司，布局国外配售电业务。

　　收购秘鲁路德斯公司，作为在秘鲁和南美拓展国际业务的发展平台。2019年9月， 长江电力以35.9亿美元成功中标秘鲁路德斯配电公司83.64%股权，并于2020年4月 底以其境外子公司为主体完成对路德斯公司的股权收购。2021年2月完成要约收购， 支付对价8.53亿美元，合计持股97.14%。路德斯公司是秘鲁第一大配电公司，拥有 秘鲁首都利马南部永久配电特许经营权，2019年路德斯公司全年配电收入约31.94 亿索尔，占秘鲁全国总配电收入的28%，排名第一。

　　除配售电业务外，路德斯公司拥有投产+筹建水电装机83.7万千瓦。路德斯公司发电 业务包括一座运营中水电站及三座待开发水电站，均位于秘鲁安第斯山脉，地质条件适合水电站建设，开发成本属于市场较低水平。SantaTeresa一期（10万千瓦） 已于2015年开始商业运营，年均发电量约6.68亿千瓦时。SantaTeresa二期、Majes 一期与二期水电站（总装机73.7万千瓦）正在按计划有序推进。

　　经营假设：公司存量四座电站运营稳定，业绩波动主要受来水波动影响，2021年来 水情况不理想，同时受上游电站蓄水影响，发电量同比下降8.2%，预计2022年起将 逐步向均值回复，同时乌白电站投产后下游电站来水波动减弱，利用小时数稳定增 加。厂用电量预计将保持稳定。公司电能消纳以合同售电为主，上网电价相对刚性， 超出合同电量部分进行市场化交易，预计上网电价将保持稳定。

　　收入拆分：公司主营业务中其他行业部分主要包括路德斯公司、受托管理乌东德电 站。路德斯公司2021年全年并表，但受疫情影响，2020、2021年业绩有所下滑，预 计2022年伴随疫情好转盈利有望恢复至前期水平。

　　暂不考虑乌白电站注入，预计公司2022~2024年归母净利润分别为288.12、315.29、 339.32亿元，2022-2024年EPS分别为1.27、1.39和1.49元/股，按最新收盘价对应 PE分别为17.61、16.09、14.95倍。公司坐拥全球稀缺的水电资产，且乌白电站注 入正加快推进，且70%分红率可持续。