【国金研究】长江电力深度：核心水电龙头，近看价值远看成长

来源：国金证券研究所

国金证券研究所

资源与环境研究中心

国金环保与公共事业李蓉团队

投资建议

我们预测公司 2019~2021 年营业收入分别为527/518/529亿元，归母净利润分别为229/223/233亿元，对应 EPS 分别为1.04/1.02/1.06元，我们给予2020年目标价21.0元，首次覆盖给予“增持”评级。

投资逻辑

国内水电龙头，资产稀缺性提升：公司主营主要从事水力发电，运营四座长江流域电站，总装机容量4549.5万千瓦，占全国13%；2018年发电量2152.6亿千瓦时，占全国20%。我国水电装机容量已近上限，2020-2022年将有3446万千瓦装机容量投产，之后行业将进入开发停滞期，水电资产稀缺性进一步提升。

未来乌白电站投产，若注入将带来业绩大增预期：乌东德电站装机容量1020万千瓦，计划2021年12月全部投产；白鹤滩电站装机容量1600万千瓦， 2022年12月全部投产。如果两电站注入，公司装机容量将达到7169.5万千瓦，增幅达58%；发电量在2018年的基础上增加48%左右。此外，乌白两电站投产后，与溪向三葛电站形成六库联调，公司现有四座电站有望增发电量70亿千瓦时。

五地需求持续增长，电价和利用小时数稳定：公司主力送电区域粤苏浙沪鲁五省（市）发电量受能源“双控”影响增速大幅下降，用电侧韧性十足增速回升，整体供需格局良好。预计2019年各地外送电需求均出现不同幅度的扩大，五地外送电需求增量合计824亿千瓦时，公司电价继续维持现有水平，利用小时数受来水变化稳中略有波动。

成本优势显著现金流稳定，公司类债券属性凸显：公司单位装机容量成本在可比上市公司中处于中等偏低位置，具有装机成本优势。公司信用评级良好，发挥融资成本优势有效降低财务费用。在收入成本两方面保障下，公司通过“打包”方式注入资产，稳定现金流，承诺高分红，使得股票具备类债券属性，别具竞争优势。

风险提示

长江来水不及预期；电价下降超出预期；资产注入不及预期；宏观经济增长不及预期。

目录内容

一、国内水电龙头，稀缺性不断显现

1.1国内水电龙头，成长价值兼具

公司主要从事水力发电业务，是国内最大的电力企业之一。自2002年公司由葛洲坝电厂改制成立以来，第一大股东三峡集团逐步注入其投资的多个水电站资产，目前公司运营管理或受托管理三峡电站、葛洲坝电站、溪洛渡电站、向家坝电站四座长江流域梯级电站，截止2019年底，公司总装机容量4549.5万千瓦，已成为我国水力发电龙头企业。2018年公司发电量2152.6亿千瓦时，营业收入512亿元，同比增速2.1%，归母净利润226亿元，同比增速1.6%，绝大部分来自水力发电收入。

装机容量提升是公司业绩核心驱动因素，乌白注入提升增长空间：公司上市以来，营业收入与归母净利润随装机容量的提升实现阶梯式增长。公司最近一次的资产注入发生在2016年，溪洛渡、向家坝电站的收购帮助公司营业收入和归母净利润分别实现了102%和80%的增长。未来三峡集团承诺将乌东德、白鹤滩水电站择机注入上市公司，将进一步提升公司业绩增长空间。

四库联调业绩稳定，具备稳健投资价值：除装机容量的提升外，公司业绩还受长江来水丰枯影响。在2016年溪洛渡、向家坝电站投产后，公司建成梯级四库联调体系，平滑长江来水波动，近年来业绩变化更加平稳。受益与此，公司现金流稳定，同时公司做出高分红承诺，分红率从2014年开始逐年走高，股息率近年来稳定在3.5-4.0%之间，投资回报稳健。

1.2全国水电稀缺性加剧，公司大龙头地位凸显

水电装机容量接近上限，远期经济可开发空间3454万千瓦：我国经济可开发水力资源约40180万千瓦，截至2018年年底已开发35226万千瓦，接近经济可开发水力资源上限。考虑到2019新投产的400万千瓦和2020年将投产的1100万千瓦水电装机容量，未来远期开发空间约3454万千瓦，增长空间非常有限。

2020-2022年将是近十年最后一轮装机容量密集投放期：未来2020-2022年将有3446万千瓦装机容量投产，预计将是水电行业在2030年之前迎来的最后一轮大水电密集释放期。之后行业将进入开发停滞期，届时已建设的水电资产稀缺性将进一步提升。

公司装机容量、发电量居全国水电企业首位：2018年公司水电装机容量4549.5 万千瓦，占全国水电装机容量的12.9%；水电发电量2154.8亿千瓦时，占全国当年水电发电量19.5%。无论装机容量和发电量角度，公司都居于全国水电企业首位，稀缺性进一步提升。公司水电发电量全国占比显著高于其装机容量全国占比，资产质量显著高于行业平均水平。

公司及第一大股东包揽我国十大水电站前五位：按照装机容量排序，我国十大水电站前十位中，长江电力所有的三峡、溪洛渡、向家坝水电站分别位居第一、三、五位；母公司三峡集团所有的白鹤滩和乌东德电站正在建设中，建成后将分别位居第二、四位。目前我国十大水电站前五位由长江电力及其第一股东三峡集团所有，若未来白鹤滩和乌东德电站资产注入上市公司，将进一步巩固公司全国水电龙头地位。

二、未来乌白电站投产，带来业绩大增预期

公司业绩增长的核心驱动因素是装机容量的增长：公司上市以来，共实现两次业绩的阶梯式增长，都是由于水电站资产注入驱动。

2009年，公司收购三峡电站9号-26号共计18台机组共计1270万千瓦，2011、2012年，三峡电站扩建的27号-32号共计6台机组420万千瓦陆续投产，公司装机容量达到2527.7万千瓦，相比三峡电站注入之前提升202%，同期公司营业收入增长193%，归母净利润增长163%。

2016年，公司以发行股份和现金支付结合的方式收购三峡金沙江川云水电开发有限公司，实现溪洛渡和向家坝电站资产注入，公司装机容量达到4549.5万千瓦，相比注入之前提升80%，同期公司营业收入增长102%，归母净利润增长80%。

在资产注入、装机容量提升预期下，公司在2006-2007年、2014-2015年实现两次市值的跨越式提升。

若乌白电站注入，预计带来装机容量58%、发电量48%幅度的提升：乌东德水电站装机容量1020万千瓦，设计发电量389亿千瓦时，计划2020年7月首台机组投产，2021年12月全部投产；白鹤滩水电站装机容量1600万千瓦，设计发电量641亿千瓦时，计划2021年7月首台机组投产，2022年12月全部投产。根据公司所属三峡集团避免同业竞争承诺，我们预计乌东德、白鹤滩电站将在建成后注入上市公司。若两电站如预期顺利注入，公司装机容量将达到7169.5万千瓦，增幅达58%；发电量在2018年的基础上增加48%左右。

乌白投产后形成六库联调，溪向三葛四电站有望增发电量70亿千瓦时：公司现在已有的三峡电站具备季度调节能力，溪洛渡、向家坝电站具备不完全年调节能力，目前公司已经建成以三峡电站为核心、包括葛洲坝、溪洛渡、向家坝的四库联调体系。白鹤滩电站建成后将具备年调节能力，乌东德电站调节库容26亿立方米，未来如果乌东德、白鹤滩电站投产，公司在长江干流有望形成六库联调体系，在统一调度下，溪-向-三-葛梯级电站可在多年平均发电量水平上，增发约70亿千瓦时电量。

三、五地需求持续增长，电价和利用小时数稳定

3.1主力消纳粤苏浙沪鲁五省（市）外送电需求持续增长

公司上网电量主要在华东、广东消纳：公司上网电量主要送往广东、华东（三峡、葛洲坝电站送电）、上海（向家坝电站送电）、浙江（溪洛渡电站送电）等区域。若将向家坝送电上海、溪洛渡送电浙江部分计入，公司在华东区域总计消纳50%左右上网电量。在丰水期，公司大部分电量送往广东和华东地区；在枯水期，公司电量送往广东、上海、浙江、华东、华中等区域，华中区域送电最多。

粤苏浙沪鲁五省（市）火电均占绝对主力，能源双控拖累发电增长：2018年下半年广东、华东区域各省开始实施能源“双控”政策（控制煤炭消费总量，控制煤炭质量），大力推动清洁能源发电。粤、苏、浙、沪、鲁五省火电发电量都占较大比例，受此影响，各省本地发电量从2018年下半年出现了不同程度下滑，并在2019年一度出现负增长。除广东由于有核电新机组投产，2019年下半年发电量增速转正，但依然低于用电量增速。

2019年下半年粤苏鲁浙用电增速回升，经济增长韧性足：上述五省中，广东、江苏、山东、浙江是我国用电量前四大省，由于贸易摩擦引起的经济下滑和高基数、以及凉夏暖冬等天气原因，各省2019年用电量累计增速均低于2018年水平。但是在2019年下半年，广东、江苏、山东、浙江四省用电量累计增速分别为6.0%、2.2%、1.9%、3.3%，均出现回升，经济表现出一定增长韧性。即使是用电量在2019年负增长的上海，在四季度也出现了负增速收窄的趋势，2019.1-11月用电量累计同比-0.05%，预计2019年用电量与2018年持平。

预计粤苏浙沪鲁五省（市）2019-2020年外送电需求持续扩大：粤苏浙沪鲁五省（市）发电侧受能源“双控”影响增速大幅下降，用电侧韧性十足增速回升，预计2019年各省（市）外送电需求均出现不同幅度的扩大。我们对各省（市）2019年用电量、发电量按照1-11月累计增速趋势进行预测，并在此基础上估算2020年用电量、发电量增速，预计广东、浙江、江苏、上海、山东五省（市）2019年外送电需求增量合计824亿千瓦时，2020年外送电需求增量将在2019年基础上略有扩大到846亿千瓦时。

3.2电价与利用小时稳定，公司收入有保障

执行合同电价部分上网电量占比89%，合同电价稳定保障收入：公司主要送电的华东和广东区域整体供需格局良好，外送电需求持续扩大，公司送电上网电价近年稳中微升。葛洲坝和三峡电站合同上网电价常年维持不变，向家坝和溪洛渡电站合同上网电价2018年相比2016年均有1-8厘/千瓦时的小幅上升。根据2018年公司上网电量情况，我们估算公司上网电量执行合同电价部分约占总上网电量比例89.5%，稳中微升的合同上网电价保障了公司未来收入，预计未来电价将继续维持现有水平。除此之外市场化交易电价虽有升有降，但执行市场化电价部分上网电量占比仅10.5%，对公司收入影响甚微。

利用小时数整体稳定略有波动，四库联调作用显著：公司四座电站中，三峡、葛洲坝电站位于湖北省，向家坝、溪洛渡电站位于云南省与四川省交界。公司平均利用小时数常年保持在全国平均水平以上，近年超出比例更是显著上升，从2015年的15%提高到2018年的31%。2016年溪向电站注入后，公司平均利用小时数相比2015年大幅提高376小时，超过水力资源优质的云南、四川两省的水电平均利用小时数，进一步说明两电站资产优质。在此基础上，2018年公司平均利用小时数相比2016年再次提高207小时，超出全国比例从25%提高到31%，也从侧面说明四库联调体系对公司利用小时数提升有显著作用。目前公司利用小时数提升放缓，而且考虑到2019年下半年来水不佳将持续影响到2020年，预计2020年利用小时数相比2019年微降2%，2021年该影响因素消失，利用小时数回升。

四、成本优势显著现金流稳定，公司类债券属性凸显

4.1装机成本和融资成本优势显著

单位装机容量成本中等偏低，成本优势显著：水电站初始投资金额与各水电站所处自然条件、地理环境密切相关，建设难度过大、开发成本过高的水力资源，即使满足技术可开发条件，依然有可能不具备经济可开发性。主要上市水电公司单位投资成本多在0.5-2.0万元/千瓦范围内，加权平均值0.95万元/千瓦，中位数1.02万元/千瓦。公司主要电站单位装机容量成本0.90万元/千瓦，可比公司国投电力、华能水电、桂冠电力单位装机容量成本分别为1.16、0.95、0.68万元/千瓦。公司装机容量显著超过可比上市公司，单位装机容量成本在可比上市公司中处于中等偏低位置，成本优势较为显著。

发挥融资成本优势，有效降低财务费用：公司拥有国内 AAA 级和国际主权级的信用评级，在国内外资本市场信誉良好，融资成本明显低于同期银行利率。2016-2019年之间公司发行不同期限债券共计670亿元规模，期间公司有息负债占总资产比例基本持平，应付债券占总资产比例持续上升。通过低成本的融资方式，公司负债利率不断下降，有效降低公司财务费用。

4.2稳定现金流助力高分红，类债券属性别具竞争优势

“打包”注入方式稳定现金流，公司经营能力优秀：公司有力的收入保障和有效的成本控制，为经营现金流的稳定打下基础。2003-2012年之间，公司三峡电站机组次第投产，其中2009年1270万千瓦装机容量投产帮助经营性现金流大幅提高，但2003-2007年560万千瓦、2011-2012年420万千瓦分批投产，使得公司经营性现金流在这些年份内不可避免出现波动。2016年，公司对溪洛渡、向家坝电站采取了在电站投产运行稳定后，再“打包”装入上市公司体内的扩张方式，在现金流大幅提高的同时，实现波动幅度大幅降低，体现出公司优秀的经营运作能力。

高分红承诺下公司市值再次爬升：在有力的收入保障、有效的成本控制、稳定的经营性现金流三者助力下，公司做出承诺，对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。2016-2018年公司分红分别为0.725、0.680、0.680元，高出承诺金额。公司高额分红显著高于可比上市公司，股息率也位居可比上市公司前列。

2016年溪向电站注入，公司市值登上新台阶。而公司的高分红特点，则帮助公司市值在新的基础上继续升高。截止2019年底，公司市值相比溪向电站注入后，提升了87%。

公司类债券属性在美债收益率下滑期间尤具竞争优势：公司稳定且高额的分红加上优秀的信用评级，让公司股票具备了一定债券性质，成为“类债券”资产。2018 年下半年以来，降息预期导致美债收益率下滑，美国十年期国债利率大幅走低，公司远超同行的股息率非常具有竞争力，公司市值再次走高。

五、盈利预测与投资建议

基于以上对公司的分析，我们做出以下核心假设：

公司送电省份需求稳定增长，公司议价能力强，上网电价多年基本不变，预计未来继续保持现行电价；

公司发电量受金沙江-长江来水影响，预计2020年受2019年下半年来水不佳影响，全年利用小时数相比2019年降低2%，2021年影响因素消失，利用小时数相比2020年提高2%；

葛洲坝、向家坝、溪洛渡右岸往年执行合同电价部分电量基本稳定，预计未来继续维持历史合同电量；溪洛渡左岸往年执行合同电价部分电量在198-215亿千瓦时之间波动，取中间值预计2020-2021年执行合同电价部分电量为210亿千瓦时。

我们预测公司 2019~2021 年营业收入分别为527/518/529亿元，归母净利润分别为229/223/233亿元，对应 EPS 分别为1.04/1.02/1.06元，我们给予2020年目标价21.0元，首次覆盖给予“增持”评级。

六、风险提示

长江来水不及预期：水电利用小时数受水系的汛期枯期来水影响，如果金沙江-长江未来来水长期不及预期，虽然公司多个电站具备有一定调节能力，仍然会对水电站利用小时数产生负面影响。

电价下降超出预期：公司合同电价近三年稳中微升，如果未来市场化电价大幅下降，或出于降低企业成本因素国家出台水电价格下降政策，公司业绩将有可能受到负面影响。

资产注入不及预期：公司所属三峡集团承诺避免同业竞争，我们预计乌东德、白鹤滩电站将在建成后注入上市公司。若两电站建设工期延迟或资产注入进度延后严重不及市场预期，将影响公司估值提升。

宏观经济增长不及预期：公司大量电力输送给我国经济大省（市）和用电大省（市）广东、江苏、浙江、上海、山东。如果宏观经济情况持续下行，我国各省市电力需求下降，将不利于公司电力消纳。

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