證券研究報告東吳證券公用事業(yè)行業(yè)2024年年度策略負荷盈昃

辰宿列張——電源各尋其位，可預(yù)期性提升二零二四年一月三日核心觀點市場化改革，電源各尋其位，可預(yù)期性提升?

2023年用電需求回暖，火電、核電穩(wěn)定性電源出力穩(wěn)定，風光發(fā)電提升，水電受來水影響同比下降。裝機容量持續(xù)提升，火電容量占比已降至50%內(nèi)。綠電新增裝機維持高增，火電新增裝機由下滑到增長。我們也看到2023年用電負荷持續(xù)沖高，綠電消納仍需關(guān)注。?

實現(xiàn)新型電力系統(tǒng)變革是一個漫長的過程，新一輪電改需要不斷用價格的方式進行引導(dǎo)。隨著全國火電容量電價政策落地，電力交易已經(jīng)逐步形成電能量市場、輔助服務(wù)市場、綠色市場、容量市場，上網(wǎng)電價從僅僅包含電能量價值，逐步轉(zhuǎn)變?yōu)殡娔芰績r值+容量價值+靈活性價值+綠色價值。?

電力資產(chǎn)迎來定位與模式的轉(zhuǎn)變，帶動資產(chǎn)價值長期回升。1）火電盈利穩(wěn)定性提升：從基礎(chǔ)電源轉(zhuǎn)變?yōu)榛A(chǔ)電源+調(diào)節(jié)電源，商業(yè)模式不再僅僅依托電量價值，體現(xiàn)容量價值、靈活性價值；2）水電低成本受益市場化：最稀缺的低碳能源開發(fā)加速，成本低市場化趨勢下電價有彈性；3）核電成長確定，遠期盈利提升：基荷電源裝機有序推進，鎖定確定成長，資本開支見頂分紅與ROE雙升；4）綠電成長突出，市場化驅(qū)動尋找盈利錨：綠電成為主力供電電源，成長性突出，關(guān)注占比提升中系統(tǒng)成本的提升與疏導(dǎo)。水電：來水恢復(fù)電量反轉(zhuǎn)，受益市場化電價有彈性?

來水恢復(fù)，蓄能充沛。截至2023年上半年，水電發(fā)電量仍受到來水偏枯影響。2023年第三季度，主要流域水電公司單季度發(fā)電量均迎來同環(huán)比提升。2024年受厄爾尼諾周期影響，來水偏豐，水庫蓄能充沛，水電電量迎來反轉(zhuǎn)。?

受益市場化，電價有彈性。水電度電上網(wǎng)成本約0.10元/KWh，所有電源中成本最低，2023年四川、云南省內(nèi)水電市場化電價持續(xù)提升，外輸省外可享受受電省更高的市場化電價。市場化比例提升，水電電價有上漲彈性。?

價值標桿，折舊期滿盈利持續(xù)釋放。水電度電成本折舊超50%，運營年限遠大于折舊年限。折舊期滿盈利持續(xù)釋放。重點推薦【長江電力】。核電：基荷電源確定性成長，長期ROE翻倍分紅提升?

核電核準進入常態(tài)化，在手項目已鎖定2030年確定成長。預(yù)計至2030年，核電運營商雙寡頭裝機容量彈性74%/43%。?

市場化比例提升，核電電價有支撐。核電核準電價普遍低于燃煤基準，市場電價上行核電電價有彈性，市場電價下降對核電影響也相對較小。2024年江蘇省核電市場化交易結(jié)果落地，市場化比例從45%提升至55%，市場化電價略降，核電綜合上網(wǎng)電價預(yù)計持平。?

資本開支即將見頂，ROE翻倍分紅提升。核電新建景氣度高，資本開支向上。預(yù)計2030年內(nèi)核電公司建設(shè)高峰期在建工程約500億元，即將見頂。隨著在建機組投運轉(zhuǎn)固+資本開支見頂回落，核電ROE進入上升通道看齊成熟項目（中國核電ROE11%，成熟項目ROE20%+），分紅能力同樣有望提升。重點推薦【中國核電】，建議關(guān)注【中國廣核】。核心觀點火電：政策端容量電價落地，24年更關(guān)注煤價和用電需求?

2024年火電投資三大主線：1）全國性容量電價落地關(guān)注布局全國的火電龍頭：重點推薦【華能國際】【華電國際】；2）用電供需緊平衡的地方性電廠電價端有支撐，重點推薦【皖能電力】，建議關(guān)注【江蘇國信】【浙能電力】【申能股份】；3）成本端煤價可控，重視資源可控，我們預(yù)計2024年動力煤5500大卡價格中樞在800-900元/噸。重點推薦煤電一體化火電龍頭【國電電力】【內(nèi)蒙華電】；建議關(guān)注進口煤供給進一步打開可能性下的【華能國際】【粵電力】的盈利彈性。消納：關(guān)注特高壓和電網(wǎng)智能化產(chǎn)業(yè)鏈?

復(fù)盤2009-2022年電源、電網(wǎng)投資完成額，我們預(yù)計2024-2025年間電網(wǎng)大投資勢在必行。電網(wǎng)三大趨勢：1）趨勢一配電網(wǎng)智能化：重點推薦【威勝信息】【東軟載波】【安科瑞】；2）趨勢二電網(wǎng)數(shù)字化：重點推薦【虛擬電廠】產(chǎn)業(yè)鏈投資機會；3）趨勢三電網(wǎng)設(shè)備國際化：重點推薦【特高壓】和【電網(wǎng)設(shè)備】。天然氣：降費順價促終端需求釋放，現(xiàn)金流價值凸顯具備分紅提升潛力?

降費順價促終端需求釋放。價差：順價落地&氣源成本壓力緩解，價差修復(fù)。2023年氣源端、城燃端盈利能力均有修復(fù)跡象，天然氣產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)盈利理順；截至2023年12月底，全國共有27%的地級及以上城市進行了居民順價，提價幅度為0.20元/方，高于中石油2023H1漲價幅度0.13元/方。預(yù)計氣源成本壓力緩解，毛差順利恢復(fù)。氣量：降費使得終端價格可控、量增復(fù)蘇可持續(xù)。海外氣價回落成本壓力緩解+經(jīng)濟復(fù)蘇，2023H1五大龍頭城燃公司工業(yè)/商業(yè)/居民銷氣量合計修復(fù)幅度分別達到1.0%/7.2%/5.1%。政策強調(diào)持續(xù)增加天然氣生產(chǎn)供應(yīng)，積極穩(wěn)妥推進以氣代煤、合理制定并嚴格監(jiān)管輸配氣價格、建立健全終端銷售價格與采購價格聯(lián)動機制，運價下調(diào)天然氣資源流動性增強&需求釋放。2022-2030年天然氣消費量復(fù)合增速為5.8%，行業(yè)持續(xù)增長。接駁：關(guān)注有區(qū)域增量或者下沉增量、可以對沖地產(chǎn)周期的公司。受地產(chǎn)周期影響，新房接駁（與竣工面積高度相關(guān)）下滑，2023H1龍頭公司接駁量平均下滑14%，城燃公司轉(zhuǎn)向發(fā)力舊房改造。?

現(xiàn)金流價值凸顯分紅存在提升空間，對標長電估值待提升。2016-2023H1燃氣板塊自由現(xiàn)金流持續(xù)為正。2021-2022年自由現(xiàn)金流占歸母凈利潤比例均值40.8%；板塊分紅率平均值32.5%，尚有8.3pct的提升空間。對標長電燃氣龍頭PB-ROE比值偏低，估值存在提升空間。?

政策推動燃氣行業(yè)降費順價，促終端需求釋放；板塊現(xiàn)金流價值凸顯，具備分紅提升潛力。重點推薦：①穩(wěn)健增長下的高股息資產(chǎn)【藍天燃氣】【新奧股份】；②具備核心資產(chǎn)，受益需求釋放【九豐能源】【天壕能源】。風險提示：電力需求增長不及預(yù)期、電價波動風險、煤價波動風險、流域來水不及預(yù)期、天然氣需求不及預(yù)期目錄1.市場化改革，電源各尋其位，可預(yù)期性提升1.1

水電：來水恢復(fù)電量反轉(zhuǎn)，受益市場化電價有彈性1.2

核電：基荷電源確定性成長，長期ROE翻倍分紅提升1.3

火電：政策端容量電價落地，24年更關(guān)注煤價和用電需求1.4

消納：關(guān)注特高壓和電網(wǎng)智能化產(chǎn)業(yè)鏈2.天然氣：降費順價促終端需求釋放，現(xiàn)金流價值凸顯分紅提升3.投資建議與風險提示4市場化改革，電源各尋其位，可預(yù)期性提升新一輪電改，迎接新型電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)型?

2021年3月，習(xí)對能源電力發(fā)展作出了系統(tǒng)闡述，要具備安全高效、清潔低碳、柔性靈活、智慧融合四大重要特征。?

實現(xiàn)新型電力系統(tǒng)的綠色低碳是一個漫長的過程，需要不斷用價格的方式進行引導(dǎo)，核心原則是安全+經(jīng)濟。2020年以來，從地方到全國開始電力體制改革的試點和推廣，本質(zhì)上是迎接新型電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)型中，源、網(wǎng)、荷、儲四大要素持續(xù)變革與發(fā)展帶來的挑戰(zhàn)。圖：新型電力系統(tǒng)建設(shè)發(fā)展路徑5數(shù)據(jù)：《新型電力系統(tǒng)發(fā)展藍皮書》，東吳證券研究所市場化改革，電源各尋其位，可預(yù)期性提升2023年用電量恢復(fù)，電力需求長期有成長?

電力需求恢復(fù)。2023M1-11全社會用電量同比增長6.3%，其中，第一產(chǎn)業(yè)、第二產(chǎn)業(yè)、第三產(chǎn)業(yè)、城鄉(xiāng)居民生活用電量分別同比增長12%、6%、11%、1%。全社會用電量已經(jīng)迎來較好恢復(fù)，第二產(chǎn)業(yè)仍為用電最為重要的構(gòu)成，2023M1-11第二產(chǎn)業(yè)用電占比為66%，較2022A占比接近。第三產(chǎn)業(yè)用電量恢復(fù)增速快，占比逐步提升。同時，城鄉(xiāng)居民生活用電較為剛性，穩(wěn)定提升。根據(jù)“十四五”現(xiàn)代能源體系規(guī)劃，“十四五”期間電能占終端用能比重達到30%左右，根據(jù)中電聯(lián)預(yù)計2025年中國全社會用電量將達到9.5萬億千瓦時。圖：2012-2023M1-11全社會用電量圖：2012-2023M1-11全社會用電量結(jié)構(gòu)圖：2012-2023M1-11全社會用電量同比增速10987654321012%

100%20%10.3%8.6413%

13%

13%

13%

14%

14%

14%

14%11%15%

14%15%

15%17%

18%8.318.3790%10%8.5%6.847.517.2980%70%60%50%40%30%20%10%12%

12%

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13%

14%16%

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16%

17%15%10%5%7.5%5.326.316.6%5.928%6%4%2%0%5.52

5.553.8%6.3%4.975.0%4.5%5.6%3.6%74%

74%

74%

72%71%

70%3.1%69%

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66%0.5%0%0%

2%

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1%

1%

1%-5%用電量YOY第一產(chǎn)業(yè)第二產(chǎn)業(yè)全社會用電量（萬億千瓦時）YOY第一產(chǎn)業(yè)第二產(chǎn)業(yè)第三產(chǎn)業(yè)城鄉(xiāng)居民生活第三產(chǎn)業(yè)城鄉(xiāng)居民生活6數(shù)據(jù)：Wind，東吳證券研究所市場化改革，電源各尋其位，可預(yù)期性提升穩(wěn)定電源穩(wěn)定出力，風光發(fā)電量提升，期待水電恢復(fù)?

2023M1-11全電源發(fā)電量同增4.8%。拆分來看，2023M1-11火電發(fā)電量、水電發(fā)電量、風電發(fā)電量、光伏發(fā)電量、核電發(fā)電量同比變動6%、-6%、13%、17%、5%。火電、核電穩(wěn)定性電源穩(wěn)定出力，風光發(fā)電量提升，水電受來水影響同比下降。2023年三季度水電來水已顯著改善，水電恢復(fù)可期。?

火電主力貢獻，綠電占比快速提升。2023M1-11火電發(fā)電量占比仍接近70%，水電占比約13%，風光合計占比約12%，核電占比約5%。綠電占比持續(xù)提升，水電與風光合計占比已達25%。圖：2012-2023M1-11全電源發(fā)電量圖：2012-2023M1-11發(fā)電量結(jié)構(gòu)圖：2012-2023M1-11發(fā)電量同比增速98765432108.1%

8.399%8%7%6%5%4%3%2%1%0%-1%100%90%80%70%60%50%40%30%20%10%0%50%40%30%20%10%0%6.8%6.798.118.077.6%7.427.1416%

15%5.7%6.2819%

18%18%

17%16%

16%16%15%

14%13%5.914.5%5.65

5.623.2%4.7%

5.254.8%4.823.5%2.7%2.2%79%

80%75%

75%

74%73%

73%

72%71%

71%

70%

70%-0.2%10%發(fā)電量風電火電光伏水電核電全電源發(fā)電量（億千瓦時）YOY火電

水電

風電

光伏

核電7數(shù)據(jù)：Wind，東吳證券研究所市場化改革，電源各尋其位，可預(yù)期性提升火電容量占比下降，綠電逐步成為主力?

2023M1-11中國累計裝機容量同增13.6%。2023年M1-11累計總裝機容量已達28.53億千瓦，風光容量維持高增，2023M1-11風電、光伏裝機容量同增18%、50%。在重啟的新的煤電裝機規(guī)劃下，2023M1-11火電裝機容量同增4%，增速有所提升。水電、核電受電站建設(shè)投產(chǎn)周期的影響，2023M1-11裝機容量同增4%、2%，略有提升。?

綠電逐步成為主力。2023M1-11，火電裝機容量占比降至48%，風電和光伏裝機容量占比分別達到14%與20%，逐步成為主力。水電和核電占比較為穩(wěn)定，分別為15%、2%，隨著水電、核電電站加速投運，占比同樣有望提升。圖：2012-2023M1-11累計裝機容量圖：2012-2023M1-11裝機容量結(jié)構(gòu)圖：2012-2023M1-11裝機容量同比增速28.5313.6%100%90%80%70%60%50%40%30%20%10%0%3025201510516%14%12%10%8%60%25.6423.7722%

22%50%40%30%20%10%0%22%22.019.5%21%

20%

19%19%

18%60%

59%17%57%10.4%15.0720.105.8%19.006.9%9.6%12.529.6%16.5217.777.6%9.0%13.6516%55%16%52%7.9%

7.8%15%48%11.426%71%

69%67%

66%

64%

62%4%2%00%裝機容量風電火電光伏水電核電火電

水電

風電

光伏

核電裝機容量（億千瓦）YOY8數(shù)據(jù)：Wind，東吳證券研究所市場化改革，電源各尋其位，可預(yù)期性提升火電新增裝機由下滑到增長，新增風光維持高增速?

2023M1-11新增裝機容量283GW，同增94.2%。其中水電、核電因為投產(chǎn)周期，2023M1-11水電與核電的新增裝機容量同比有所下滑。在重啟煤電裝機的規(guī)劃下，2023M1-11火電新增裝機容量同比增長40%，火電新增在經(jīng)歷2021、2022年兩年同比下滑后，迎來增長。2023M1-11風電、光伏新增裝機容量同比增長84%、149%，綠電裝機依然旺盛。圖：2012-2023M1-11新增裝機容量圖：2012-2023M1-11新增裝機容量結(jié)構(gòu)圖：2012-2023M1-11新增裝機容量同比增速28330025020015010050120%

100%

1%1%

2%2%1%1%

0%350%4%2%5%

6%

6%7%81.8%19190%

16%

12%

8%10%300%250%200%150%100%50%100%25%25%31%80%70%60%50%40%29%15%32%40%20%44%58%94.2%

80%60%36%20023%20%17616%10%24%4%21%

12%38%27%13415%10%13040%12417%7%12119%1041059420%837%

13%30%24.2%30%

63%20%12%

15%0%49%13.0%11.5%11.1%10.9%46%40%42%3%39%34%

33%0%-20%-40%26%22%-7.0%-7.0%-20.4%-7.9%10%-11.9%16%-50%-100%-150%00%新增裝機容量風電火電光伏水電核電新增裝機容量（GW）YOY火電

水電

風電

光伏

核電9數(shù)據(jù)：Wind，東吳證券研究所市場化改革，電源各尋其位，可預(yù)期性提升用電負荷繼續(xù)沖高，電力供應(yīng)仍面臨調(diào)整?

用電負荷持續(xù)提升。2021年下半年以來，部分省份開始出現(xiàn)有序用電、限電等措施，反映出電力供需平衡偏緊。用電側(cè)隨著電動車、智能家居、屋頂光伏、家用儲能等設(shè)備的廣泛運用，終端負荷多元化趨勢顯著，最高用電負荷持續(xù)攀升。2023年中國主要電網(wǎng)最高用電負荷，在3至5月，9至10月，同比均有10%以上的提升。?

新型電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)型中，電源側(cè)和用電側(cè)的重大變化均對電網(wǎng)造成了超額沖擊和負荷，矛盾從大幅增加風電光伏電源裝機，轉(zhuǎn)向提高電網(wǎng)消納能力+降低尖端負荷。電力供應(yīng)仍面臨挑戰(zhàn)，孕育機會。圖：2020-2023年主要電網(wǎng)最高用電負荷（億千瓦）16141210816%14%12%10%8%14%12.013%13.3913.3812.015%10%10.612%10%10.0810.6010.756%66%4%44%22%00%2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月202020212022202323年同比10數(shù)據(jù)：Wind，東吳證券研究所市場化改革，電源各尋其位，可預(yù)期性提升火電核電利用小時數(shù)提升，風光消納仍需關(guān)注?

2023M1-11全電源利用小時數(shù)同比下降93h。其中，火電核電出力提升，2023M1-11利用小時數(shù)同比提升62h、101h。水電受來水影響，2023M1-11利用小時數(shù)同比下降290h。?

風光消納仍需關(guān)注。2023M1-10中國風電、光伏利用率分別為97.1%、98.2%，風電同比提升0.4pct，光伏持平。圖：2022M1-11與2023M1-11利用小時數(shù)對比圖：2021-2023年風電利用率8,0007,0006,0005,0004,0003,0002,0001,0000100.0%98.0%96.0%94.0%92.0%98.5%98.4%98.0%97.7%97.8%700197.3%690096.8%96.5%96.1%95.5%3978

4040M1

M2

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M122021

2022

20233375328232172927圖：2021-2023年光伏利用率2008

2029100.0%99.0%98.0%97.0%96.0%95.0%94.0%1260

121898.9%98.7%

98.7%

98.8%98.2%98.3%98.2%

97.5%97.9%-9362-29021-4210196.8%(1,000)整體火電水電風電光伏核電M1

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202311數(shù)據(jù)：Wind，全國新能源消納監(jiān)測預(yù)警中心，東吳證券研究所市場化改革，電源各尋其位，可預(yù)期性提升新一輪電改核心解決源、網(wǎng)、荷、儲各主體的價格機制疏導(dǎo)?

我國上一輪和本輪電改最重要的兩個最高綱領(lǐng)分別為2015年3月的《關(guān)于進一步深化電力體制改革的若干意見》（電改9號文）和2023年7月的《關(guān)于深化電力體制改革加快構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的指導(dǎo)意見》。新一輪電改核心要解決價格機制疏導(dǎo)，重點包括現(xiàn)貨市場、煤電上網(wǎng)電價（兩部制電價）、輸配電價、電力需求側(cè)管理等。圖：我國重要電改時間和政策情況梳理2015年3月2021年5月2021年10月2023年5月2023年5月2023年7月2023年11月發(fā)改辦體改〔2021〕339號發(fā)改價格（2023）526號發(fā)改價格〔2023〕1501號中發(fā)（2015）9號發(fā)改價格〔2021〕1439號《電力需求側(cè)管理辦法（征求意見稿）》《電力負荷管理辦法（征求意見稿）》《關(guān)于深化電力體制改革加快構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的指導(dǎo)意見》《關(guān)于進一步做好電力現(xiàn)貨市場建設(shè)試點工作的通知》，《關(guān)于第三監(jiān)管周期省級電網(wǎng)輸配電價及有關(guān)事項的通知》《建立煤電容量電價機制的通知》《關(guān)于進一步深化電力體制改革的若干意見》《關(guān)于進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知》①煤電正式由“單一制電價”調(diào)整為“兩部制”，充分肯定煤電容量價值。②煤電容量電價按照回收煤電機組一定比例固定成本的方式確定。容量電價確定為每年每千瓦330元，通過容量電價回收固定成本比例，考慮各地電力系統(tǒng)的需要而確定，2024-2025年多數(shù)地方為30%左右，即為100元/KW·年，部分煤電功能轉(zhuǎn)型快的為50%左右

，

即

為

165/KW·

年

。2026年起，將各地通過容量電價回收固定成本的比例提升至不低于50%。①有序放開全部燃點上網(wǎng)電

價

，

通

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市

場

交

易

在“基準價+上下浮動”范圍內(nèi)形成上網(wǎng)電價。②將市場交易電價浮動范圍擴大為上下浮動原則上均不超過20%，高耗能企業(yè)交易電價不受上浮20%限制。③各地要有序推動工商業(yè)用戶全部進入電力市場，按照市場價格購電。④對電力用戶和企業(yè)進入電力市場不得設(shè)置不合理門檻，對市場交易電價在規(guī)定范圍內(nèi)的合理浮動不得干預(yù)。①推動新能源參與電力市場，引導(dǎo)新能源項目10%的預(yù)計當期電量通過市場化交易競爭上網(wǎng)，市場化交易部分可不計。②推薦用戶側(cè)參與現(xiàn)貨市場結(jié)算。雙邊模式下，用戶側(cè)直接以報量報價方式參與現(xiàn)貨市場出清、結(jié)算；單邊模式下，用戶側(cè)可通過中長期合約約定結(jié)算曲線、曲線外偏差參與現(xiàn)貨市場結(jié)算。①用戶用電價格逐步歸并為居民生活、農(nóng)業(yè)生產(chǎn)及工商業(yè)用電避免同電壓等級間因用戶種類不同而出現(xiàn)的同級價差。②首次明確工商業(yè)用戶用電價格由上網(wǎng)電價、上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損費用、輸配電價、系統(tǒng)運行費用、政府性基金及附加組成。①要求提高需求響應(yīng)能力，到2025年，各省需求響應(yīng)能力達到最大用電負荷的3%—5%，年度最大用電負荷峰谷差率超過40%的省份達到

5%或以上。②建立并完善與電力市場銜接的需求響應(yīng)價格機制。鼓勵需求響應(yīng)主體參與相應(yīng)電

能量市場、輔助服務(wù)市場、容量市場。①9號文件提出將電價劃分為上網(wǎng)電價、輸電電價、配電電價和終端銷售電價。②加大推進跨省跨區(qū)電力市場化交易，推進交易機構(gòu)相對獨立，規(guī)范運行。③改變盈利模式，從以上網(wǎng)電價和銷售電價價差作①深化電力體制改革，加快構(gòu)建新型電力系統(tǒng)，以推動能源生產(chǎn)和消費革命。②推動有效市場與有為政府更好結(jié)合。③提升新能源主動支撐能力，推動系統(tǒng)友好型電站建設(shè)。為收入變?yōu)榘凑照硕ǖ妮斉潆妰r收取過網(wǎng)費。③根據(jù)不同電壓等級成本、電量等情況，分電壓等級分別核定容量和需量電價。③逐步提高綠電消費比例，促進

綠電就近消納。12數(shù)據(jù)：政府網(wǎng)站，東吳證券研究所市場化改革，電源各尋其位，可預(yù)期性提升價格機制疏導(dǎo)中，電力交易市場走向成熟?

全國性容量電價出臺，電力四大市場逐步成熟。隨著2023年11月國家、能源局發(fā)布《關(guān)于建立煤電容量電價機制的通知》，全國性火電容量電價機制形成，并已經(jīng)逐步形成電能量市場、輔助服務(wù)市場、綠色市場、容量市場等。?

電力真實價值逐步得到反映。我國終端銷售電價=上網(wǎng)電價+輸配電價（含輔助服務(wù)費用）+其他（主要是政府性基金及附加）。上網(wǎng)電價為發(fā)電企業(yè)的直接收入。新一輪電改，通過電力市場交易，逐步將上網(wǎng)電價從僅僅包含電能量價值，逐步轉(zhuǎn)變?yōu)殡娔芰績r值+容量價值+靈活性價值+綠色價值。圖：我國電力交易市場走向成熟電力真實價值電力市場體現(xiàn)商品屬性，反映供需。分為中長期交易市場（占比不低于80%-90%）和現(xiàn)貨電能量市場（約10%）。電能量價值電能量市場反映裝機容量固定成本價值。針對煤電、氣電、抽水蓄能。煤容量價值靈活性價值綠色價值容量市場輔助服務(wù)市場綠色市場電容量電價按照回收煤電機組一定比例固定成本的方式確定。反映電源靈活性價值。包括有功平衡服務(wù)、無功平衡服務(wù)和事故應(yīng)急及恢復(fù)服務(wù)，我國以有功服務(wù)中調(diào)峰、調(diào)頻為主。反映環(huán)境綠色價值。包括綠電交易、綠證交易、CCER。13數(shù)據(jù)：Wind，東吳證券研究所市場化改革，電源各尋其位，可預(yù)期性提升新電改背景下，電力資產(chǎn)長期價值重估?

新型電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)型，電源重新定位。新型電力系統(tǒng)四大重要特征中，安全高效是基本前提，清潔低碳是核心目標，柔性靈活是重要支撐，智慧融合是基礎(chǔ)保障，需要源、網(wǎng)、荷、儲共同推動。作為供給側(cè)最核心的電源，在政策與電力市場驅(qū)動推進下，電源將依托自身特點，迎來定位與模式的轉(zhuǎn)變?；痣娪€(wěn)定性提升：從基礎(chǔ)電源轉(zhuǎn)變?yōu)榛A(chǔ)電源+調(diào)節(jié)電源，商業(yè)模式不再僅僅依托電量價值，體現(xiàn)容量價值、靈活性價值；水電低成本受益市場化：最稀缺的低碳能源開發(fā)加速，成本低市場化趨勢下電價有彈性；核電成長確定，遠期盈利提升：基荷電源裝機有序推進，鎖定確定成長，資本開支見頂分紅與ROE雙升。綠電成長突出，市場化驅(qū)動尋找盈利錨：綠電成為主力供電電源，成長性突出，關(guān)注占比提升中系統(tǒng)成本的提升與疏導(dǎo)。電源整體迎來模式變革，價值重估。圖：新型電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)型，電源重新定位安全穩(wěn)定安全穩(wěn)定：煤炭供應(yīng)充足柔性靈活：可參與調(diào)峰調(diào)頻裝機容量占比48%，3年內(nèi)下降8%發(fā)電量占比70%，3年內(nèi)下降2%火電從基礎(chǔ)電源轉(zhuǎn)變?yōu)榛A(chǔ)電源+調(diào)節(jié)電源成本經(jīng)濟清潔低碳柔性靈活資源壁壘成本經(jīng)濟：發(fā)電成本最低清潔低碳：碳排略高于風光資源壁壘：水能資源稀缺稀缺低成本+低碳電源，優(yōu)質(zhì)水電加速裝機容量占比15%，3年內(nèi)下降2%發(fā)電量占比13%，3年內(nèi)下降3%水電核電開發(fā)，存在資源天花板安全穩(wěn)定：發(fā)電高效成本經(jīng)濟：發(fā)電成本僅高于水電清潔低碳：碳排與風光接近裝機容量占比34%，3年內(nèi)上升22%發(fā)電量占比12%，3年內(nèi)上升4%供能主力電源，占比快速提升基荷電源，占比有序穩(wěn)定提升成本經(jīng)濟：低邊際成本高系統(tǒng)成本清潔低碳：碳排最低資源壁壘：優(yōu)質(zhì)風光資源稀缺風電光伏裝機容量占比2%，3年內(nèi)持平發(fā)電量占比5%，3年內(nèi)持平注：“當前定位”中，裝機容量與發(fā)電量占比指2023M1-11各電源裝機容量與發(fā)電量占比；“3年內(nèi)”指2023M1-11相較2020年變動。：Wind，東吳證券研究所14數(shù)據(jù)目錄1.市場化改革，電源各尋其位，可預(yù)期性提升1.1

水電：來水恢復(fù)電量反轉(zhuǎn)，受益市場化電價有彈性1.2

核電：基荷電源確定性成長，長期ROE翻倍分紅提升1.3

火電：政策端容量電價落地，24年更關(guān)注煤價和用電需求1.4

消納：關(guān)注特高壓和電網(wǎng)智能化產(chǎn)業(yè)鏈2.天然氣：降費順價促終端需求釋放，現(xiàn)金流價值凸顯分紅提升3.投資建議與風險提示15水電：來水恢復(fù)電量反轉(zhuǎn)，受益市場化電價有彈性水電：來水恢復(fù)電量反轉(zhuǎn)，受益市場化電價有彈性?

來水恢復(fù)蓄能充沛，水電電量迎來反轉(zhuǎn)。受來水偏枯影響，2021、2022年水電利用小時數(shù)略有下降。2023年上半年瀾滄江、大渡河、金沙江水電站發(fā)電量受枯水期影響，發(fā)電量仍然較低。2023年下半年來水恢復(fù)，發(fā)電量回升，2023單三季度，瀾滄江發(fā)電量環(huán)比/同比+75%/+25%；大渡河環(huán)比/同比+137%/+30%，雅礱江環(huán)比/同比+100%/-9%，長江金沙江環(huán)比/同比+88%/+20%。2023年10月17日，長江電力公告六座梯級水庫完成2023年度蓄水任務(wù)，總可用水量達410億立方米，蓄能338億千瓦時。三峽水庫10日水位達到173米（2022年同期160米）。預(yù)計2024年受厄爾尼諾周期影響，來水偏豐，蓄能充沛，水電電量迎來反轉(zhuǎn)。?

在建待建項目充足長期成長值得期待。優(yōu)質(zhì)水電是稀缺的核心資產(chǎn)，梳理核心流域籌建項目情況，瀾滄江、雅礱江、大渡河、金沙江籌建規(guī)模相較于在建規(guī)模仍有50%/38%/31%/22%成長彈性，長期仍有成長。?

發(fā)電成本最低，受益市場化電價有彈性。水電度電上網(wǎng)成本約0.10元/KWh，所有電源中成本最低。政策鼓勵通過競爭方式確定水電價格，近年水電市場化電量持續(xù)增長（2022年長江電力、華能水電、雅礱江水電市場交易電量比例達到8%/68%/13%）。2023年隨著四川、云南供需改善，省內(nèi)水電市場化電價持續(xù)抬升。部分電站除省內(nèi)留存外，可外送至省外，享受受電省更高的市場化電價。?

折舊年限到期成本下降，盈利能力持續(xù)強勁。水電度電成本中折舊占比超過50%，使用年限遠大于折舊年限，盈利持續(xù)釋放。測算長江電力合計6座電站：我們預(yù)計2031年三峽折舊完畢，與2023年利潤相比空間9.1%；2033年向溪折舊完畢，與2023年利潤相比空間23.5%；2041年烏白折舊完畢，與2023年利潤相比空間37.3%。?

投資建議：重點推薦長江電力。?

風險提示：來水量不及預(yù)期，電價波動風險，政策風險17水電：來水恢復(fù)電量反轉(zhuǎn)，受益市場化電價有彈性2024年電量展望：來水改善，蓄能充沛?

水電發(fā)電量回升在2023年第三季度已經(jīng)體現(xiàn)。受來水偏枯影響，2021、2022年水電利用小時數(shù)略有下降。2023年上半年瀾滄江、大渡河、金沙江水電站發(fā)電量受枯水期影響，發(fā)電量仍然較低，2023年下半年來水逐步恢復(fù)，發(fā)電量逐步回升。預(yù)計2024年受厄爾尼諾周期影響，來水偏豐，發(fā)電量有望進一步回升。圖：瀾滄江：華能水電發(fā)電量（億千瓦時）圖：雅礱江：雅礱江水電發(fā)電量（億千瓦時）4003002001000350300250200150100500Q1Q22021Q3Q42020Q12019Q22021Q3Q4202220232020201920222023圖：大渡河：國能大渡河發(fā)電量（億千瓦時）圖：金沙江：長江電力發(fā)電量（億千瓦時）250200150100502,5002,0001,5001,00050000Q1Q22021Q3Q42020Q1Q2Q32023Q4201920222023201920212022202018數(shù)據(jù)：公司公告，ifind，東吳證券研究所水電：來水恢復(fù)電量反轉(zhuǎn)，受益市場化電價有彈性2024年電量展望：來水改善，蓄能充沛?

長江金沙江：金沙江上半年來水偏枯，水位處于歷史低位，下半年來水逐漸修復(fù)。溪洛渡10月入庫流量和出庫流量分別為4080立方米/秒和3980立方米/秒，同期同比分別為28.30%和58.57%，從6月開始入庫流量高于出庫流量。三峽入庫流量和出庫流量今年整體較低，7-8月開始入庫流量和出庫流量高于去年同期，10月同期同比分別為55.45%和66.28%。圖：三峽月度出庫流量（立方米/秒）圖：三峽月末水位（米）圖：三峽月度入庫流量（立方米/秒）45,00040,00035,00030,00025,00020,00015,00010,0005,00040,00035,00030,00025,00020,00015,00010,0005,00001801701601501401301200M1

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M12201920212022202320202019202120222023202020192021202220232020圖：溪洛渡月度出庫流量（立方米/秒）圖：溪洛渡月末水位（米）圖：溪洛渡月度入庫流量（立方米/秒）12,00010,0008,0006,0004,0002,000062012,00010,0008,0006,0004,0002,0000600580560540520500M1

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M12192019202120222023202020192021202220232020數(shù)據(jù)：長江水利委員會，東吳證券研究所水電：來水恢復(fù)電量反轉(zhuǎn)，受益市場化電價有彈性2024年電量展望：來水改善，蓄能充沛?

雅礱江：雅礱江流域今年整體來水偏枯，下半年開始來水逐漸修復(fù)，10月錦屏一級入庫流量和出庫流量同期同比分別下降35.43%和6.67%，二灘同期同比分別下降11.98%和17.07%，從6月開始錦屏一級和二灘入庫流量高于出庫流量。圖：錦屏一級月末水位（米）圖：錦屏一級月度入庫流量（立方米/秒）圖：錦屏一級月度出庫流量（立方米/秒）5,0004,0003,0002,0001,00001,9001,8501,8001,7501,7003,5003,0002,5002,0001,5001,0005000M1

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M12201920212022202320202019202120222023202020192021202220232020圖：二灘月度出庫流量（立方米/秒）圖：二灘月末水位（米）圖：二灘月度入庫流量（立方米/秒）5,0004,0003,0002,0001,00001,2101,2001,1901,1801,1701,1601,1501,1401,1305,0004,0003,0002,0001,0000M1

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M12201920212022202320202019202120222023202020數(shù)據(jù)：長江水利委員會，東吳證券研究所水電：來水恢復(fù)電量反轉(zhuǎn)，受益市場化電價有彈性裝機仍有成長空間表：主要流域水電項目籌建情況（截至2022/12/31）?

在建待建項目充足長期成長值得期待。優(yōu)質(zhì)水電是稀缺的核心資產(chǎn)，梳理核心流域籌建項目情況，瀾滄江、雅礱江、大渡河、金沙江籌建規(guī)模相較于在建規(guī)模仍有50%/38%/31%/22%成長彈性，長期成長值得期待。雅礱江流域及瀾滄江流域

裝機容量

大渡河流域裝機容量

（雅礱江水電：

裝機容量裝機容量金沙江開發(fā)主體（華能水電）

（萬千瓦）

（國電電力）

（萬千瓦）

國投電力52%+

（萬千瓦）川投能源48%）（萬千瓦）托巴如美邦多14026072枕頭壩二級金川22.7759.34138牙根一級牙根二級卡拉水楞27108崗?fù)?/p>

華電集團波羅

華電集團葉巴灘

華電集團拉哇

華電集團巴塘

華電集團昌波

華電集團巖比

華電集團旭龍

國電集團奔子欄

國電集團銀江

川投能源12010222420075雙江口安寧1022202101507.227.648.382.644.1636257.5240表：主要流域水電開發(fā)情況（截至2021年底）古學(xué)班達林場向達約龍巴底孟底溝水丹巴82.630籌建項目詳情技術(shù)可開發(fā)量

已建規(guī)模

可開發(fā)空序號流域名稱（萬千瓦）

（萬千瓦）間老鷹巖沙坪一級6.6240220391234567金沙江長江上游雅礱江8167312828812665249615081158431225221620150817371208111047%19%44%43%30%20%4%12.9卡貢側(cè)格24黃河上游大渡河12.940.5曲孜卡南盤江一紅水河烏江籌建合計11562295460735133361982022年裝機容量14961920裝機成長彈性50.38%30.67%38.26%21.50%21數(shù)據(jù)：《我國流域梯級水電開發(fā)的回顧與展望》，公司公告，北極星環(huán)保網(wǎng)，東吳證券研究所水電：來水恢復(fù)電量反轉(zhuǎn)，受益市場化電價有彈性2024年電價展望：電價穩(wěn)健上行，市場化比例提升?

低成本電源，受益市場化，電價穩(wěn)健。我國水電現(xiàn)行成本加成、標桿電價、倒推電價及市場化定價四種主要定價模式。2014年1月，出臺政策鼓勵通過競爭方式確定水電價格，近年水電市場化電量持續(xù)增長，2021年全國水電參與省內(nèi)市場交易電量約2944億千瓦時，同比增加約18%，水電上網(wǎng)電量市場化率達到

31.9%。2023年隨著四川、云南供需改善，省內(nèi)水電市場化電價持續(xù)抬升。部分電站除省內(nèi)留存外，可外送至省外，享受當?shù)馗叩氖袌龌妰r。表：我國現(xiàn)行四種水電定價方式圖：2018-2022年水電公司市場電占比圖：四川與云南水電市場化電價0.50.40.30.20.100.44

0.440.440.4180%70%60%50%40%30%20%10%0%70%70%定價類型成本加成價格公式適用標準69%0.3367%68%0.280.252001

年

4

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前

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建

水

電

站（曾實行還本付息價格）；0.240.220.210.22價格=成本+利潤

2001年4月后投產(chǎn)中小型水+稅費電站，且所在省份未公布標桿價格；2001年4月后投產(chǎn)部分大型水電站1月

2月

3月

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10月11月12月2001年4月后投產(chǎn)中小型、2022年2023年標桿電價價格

=標桿電價

非跨省統(tǒng)調(diào)水電站，且所在0.3

0.280.280.280.280.270.28省份公布標桿價格15%0.2513%14%14%14%13%0.2110%11%20180.20.150.1價格

=落地價

-（輸電價

+線損）0.160.14倒推電價大部分跨省跨區(qū)送電水電站部分跨省跨區(qū)送電水電站0.150.1412%20218%價格

=市場化交201920202022市場化定價0.050易電量價格長江金沙江：長江電力雅礱江：雅礱江水電瀾滄江：華能水電1月

2月

3月

4月

5月

6月

7月

8月

9月

10月11月12月2020年2021年2022年2023年22數(shù)據(jù)：省電力交易中心，公司公告，東吳證券研究所水電：來水恢復(fù)電量反轉(zhuǎn)，受益市場化電價有彈性2024年電價展望：電價穩(wěn)健，市場化比例提升?

長江電力新注入烏東德、白鶴灘水電站，提升整體市場化電量占比。烏東德、白鶴灘電站除枯水期合計在四川、云南各留存

100億千瓦時外，烏東德其余電量外送廣東、廣西；白鶴灘其余電量外送浙江、江蘇。其中，烏東德水電站：留存云南電量上網(wǎng)電價為當月云南省內(nèi)市場化交易平均價格，送電廣東、廣西的電價模式采用倒推定價。白鶴灘水電站：2022年過渡期后電價完全市場化，送電落地電價將在國家統(tǒng)籌下，參考消納省份相關(guān)電價水平與消納省份協(xié)商確定。?

我

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23-25

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電

價

分

別

為0.2739/0.2745/0.2746元/千萬時，電價有望穩(wěn)步提升。表：公司水電站售電區(qū)域及定價方法表：烏東德、白鶴灘不同地區(qū)上網(wǎng)電價定價類型電站名稱豐水期售電區(qū)域枯水期售電區(qū)域定價方法除優(yōu)先發(fā)電計劃外，部分電量參與市場化定價廣東

50%、華東

50%，超過區(qū)域設(shè)計輸電能力送華中消納廣東

16%、華東

32%

和華中52%

按電量比例消納保量保價電量（倒推電價）三峽電站倒推電價廣東廣西云南保量競價電量（市場化定價）保量保價電量（倒推電價）烏東德電站重慶，40

億千瓦時/年葛洲壩電站溪洛渡電站華中、華東區(qū)域成本加成四川

15%、云南

15%、浙江35%、廣東35%倒推電價、市場化定價留存60億千瓦時留存40億千瓦時浙江

50%、廣東

50%上海市場化定價倒推電價、市場化定價向家壩電站烏東德電站四川15%、云南15%、上海

70%四川浙江江蘇倒推電價、市場化定價留存100億千瓦時2022年過渡期后均為市場化定價送廣東、廣西和云南枯水期留存云南60億千瓦時白鶴灘電站留存四川100億千瓦時；通過置換方式留存云南40億千瓦時；其余電量外送浙江、

市場化定價江蘇進行消納送浙江、江蘇、四川和云南白鶴灘電站其余電量兩省各50%23數(shù)據(jù)：《長江電力2022年價值手冊》，東吳證券研究所水電：來水恢復(fù)電量反轉(zhuǎn)，受益市場化電價有彈性市場化電量占比提升，電價預(yù)期上行烏白注入后，2023-2025年長江電力市場化電量占比將達到25%/28%/30%；公司綜合上網(wǎng)電價分別為0.2739/0.2745/0.2746元/千萬時。圖：2018-2025E長江電力市場化電量占比3,213.328.0%3,263.535.0%30.0%25.0%20.0%15.0%10.0%5.0%35003,062.325.0%29.6%30002,256.714.2%2500

2,142.220002,092.413.9%2,071.111.6%圖：長江電力市場化電量預(yù)測1,844.57.6%15001000500011.0%201820192020202120222023E2024E2025E備注966.0898.7766.4上網(wǎng)電量（億千瓦時）市場化占比（%）2,142.211.0%236.12,092.413.9%290.02,256.714.2%320.72,071.111.6%239.51,844.57.6%3,062.325.0%766.43,213.328.0%898.73,263.529.6%966.0320.72020236.12018290.02019239.52021139.72022市場化交易的總電量（億千瓦時）139.70.0%2023E2024E2025E80.283.668.580.7108.496.165.7136.3113.565.065.076.056.841.541.560.848.748.766.563.063.067.8

歷史上市場化比例20%左右上網(wǎng)電量（億千瓦時）市場化交易的總電量（億千瓦時）上海（向家壩）消納市場化占比（%）79.6

歷史上市場化比例25%左右圖：2018-2025E公司綜合上網(wǎng)電價浙江（溪洛渡左岸）消納廣東、云南（溪洛渡右岸）消納歷史上市場化比例25%左右?？菟?5%0.2979.6留存云南，其他送往廣東。0.2811廣西2021-2025年優(yōu)先發(fā)電計劃119億千瓦時；廣東2021-2025年優(yōu)先發(fā)電計劃0.280.270.260.27410.27390.27450.27462025E98.2148.5557.8173.3

198億千瓦時，2022年起逐年增加10%比例放開部分電量；其余到云南均為市場化。0.27080.26820.26752021廣東、云南（烏東德）消納留存云南40億千瓦時，四川100億千瓦510.0565.8四川、云南、江蘇、浙江（白鶴灘）消納其他地區(qū)消納時，其他浙江和江蘇均分20182019202020222023E2024E3.84.85.233.5電價預(yù)測（含稅）：1）三峽電站：參考歷史數(shù)據(jù)，23-25電價不變，均為0.2480元/千瓦時2）葛洲壩電站：參考歷史數(shù)據(jù)，23-25電價不變，均為0.2462元/千瓦時綜合電價(元/千瓦時,含稅)注：藍色數(shù)字為估算值3）溪洛渡電站：左岸參考歷史數(shù)據(jù)，23-25電價不變，均為0.2892元/千瓦時；右岸參考歷史數(shù)據(jù)，23-25電價不變，均為0.3007元/千瓦時4）向家壩電站：參考歷史數(shù)據(jù)，23-25電價不變，均為0.2892元/千瓦時5）烏東德電站：23-25約80%的電將送到廣東和廣西、20%送電云南電價市場化；取送廣東和廣西（保量保價）的平均值0.2838元/千瓦時作為上網(wǎng)電價。6）白鶴灘電站：送四川和云南140千瓦時/年，電價參考歷史數(shù)據(jù)取0.2262元/千瓦時；23-25其余電量送江蘇和浙江，電價取2023送電江蘇的0.32元/千瓦時。24數(shù)據(jù)：公司公告，東吳證券研究所水電：來水恢復(fù)電量反轉(zhuǎn)，受益市場化電價有彈性2024年電價展望：容量電價影響有限?

容量電價政策落地后對長江電力2023的營收/利潤影響-1.5%/-3.9%，市場化電量電價每提升0.01元/千瓦時，收入/利潤增加7.7/6.3億元。按照各省容量補償標準進行測算，倒推2023年容量電價對長江電力收入的影響為-1.5%，對毛利的影響為-2.5%，對歸母凈利潤的影響為-3.2%。表：收入/利潤對市場化電量電價敏感性測算表：倒推2023年容量電價對長江電力收入/利潤影響2020320.765.765.7136.3136.32021239.565.065.065.065.02022E139.756.856.841.52023E766.460.860.8233.748.7185.065.525.939.6121.422.858.640.0100.0100.0185.0185.00.02024E898.766.566.5271.963.0208.998.839.459.4152.723.689.040.0100.0100.0208.9208.90.02025E966.067.867.8292.579.6212.9134.955.779.2158.023.994.140.0100.0100.0212.9212.90.0度電容量電價

2023年預(yù)計市場化電量

倒推對2023年收入影響分落地省市場化電量（億千瓦時）上海（元/千瓦時）0.02757（億千瓦時）60.8（億元）上海浙江廣東1.7上海（向家壩）浙江0.021190.02402233.765.55.01.6浙江（溪洛渡左岸）浙江（白鶴灘）廣東41.5水電市場相對獨立，假設(shè)不受容量電價影響水電市場相對獨立，假設(shè)不受容量電價影響4.289.889.855.355.341.541.5云南0.05498121.4廣東（溪洛渡右岸）廣東（烏東德）云南四川江蘇0.038150.02253100.0185.023.723.720.720.7云南（溪洛渡右岸）云南（烏東德）云南（白鶴灘）四川合計766.412.4四川（白鶴灘）江蘇收入彈性-1.5%-2.5%-3.2%江蘇（白鶴灘）其他毛利彈性5.233.50.0市場化電量單價上漲0.01元/千瓦時收入彈性（億元）毛利彈性（億元）歸母凈利潤彈性（億元）202020212022E2023E7.72024E9.02025E9.7歸母凈利潤彈性注：四川和云南水電市場相對獨立，假設(shè)不受容量電價影響。7.76.39.07.49.77.925數(shù)據(jù)：公司公告，東吳證券研究所水電：來水恢復(fù)電量反轉(zhuǎn)，受益市場化電價有彈性折舊年限到期成本下降，盈利能力持續(xù)強勁?

度電成本中折舊占比超過50%，使用年限遠大于折舊年限，盈利持續(xù)釋放。2022年末長江電力固定資產(chǎn)中48%為擋水建筑物，該部分資產(chǎn)折舊年限為40-60年，其中葛洲壩大壩為50年，三峽大壩、向家壩大壩和溪洛渡大壩的折舊年限為45年；然而長江流域?qū)嶋H泥沙含量低于壽命測算模型所用數(shù)據(jù)，大壩的實際使用年限應(yīng)遠長于折舊年限；參考美國胡佛大壩，實際使用年限可能超過100年。2022年末公司固定資產(chǎn)中20%為機器設(shè)備，即發(fā)電機組，該部分資產(chǎn)的折舊年限較短為18年，遠低于機組實際使用壽命。如葛洲壩電站于1981年已投產(chǎn)使用，其首臺發(fā)電機組至今仍在運行發(fā)電。還可通過較低成本改造延長機組使用年限，如公司此前通過擴機增容計劃對葛洲壩部分老舊發(fā)電機組進行更新改造，進一步提升了機組使用時長。圖：長江電力固定資產(chǎn)分類及占比表：長江電力固定資產(chǎn)折舊方法圖：2022年主要水電公司收入成本拆分（億元，截至2022年末）0.350.28折舊方法折舊年限0.270.300.25類別殘值率(%)

年折舊率(%)8,0%1,0%(年)12

,1%0.230.210.180.180.20擋水建筑物直線法40-608-501.67-2.50%0.150.120.100.07416

,20%656

,31%房屋及建筑物

直線法0-3%1.94-12.50%0.051,020

,48%0.00機器設(shè)備運輸設(shè)備直線法直線法5-323-100-3%0-3%3.03-20.00%9.70-33.33%長江電力雅礱江水電華能水電國電電力(0.05)(0.10)(0.15)(0.20)-0.05-0.09-0.06-0.09-0.07-0.10-0.16電子及其他設(shè)備直線法3-120-3%8.08-33.33%綜合上網(wǎng)電價（元/度）

度電成本（元/度）度電成本-折舊（元/度）

度電毛利（元/度）擋水建筑物運輸設(shè)備房屋及建筑物電子及其他設(shè)備機器設(shè)備土地26數(shù)據(jù)：公司公告，東吳證券研究所水電：來水恢復(fù)電量反轉(zhuǎn)，受益市場化電價有彈性長江電力三峽電站折舊測算?

機組折舊完成后毛利率可比機組均在折舊期時提升22.2pct。公司三峽電站第1批6臺機組在2003年投產(chǎn)，2012年32臺機組全部投產(chǎn)。2021-2030年三峽水電站陸續(xù)有機組折舊年限到期，而發(fā)電資產(chǎn)仍可正常使用。我們以三峽電站的32臺機組為例進行測算；2030年，三峽電站的機組折舊期限完全到期，屆時度電機組折舊可比機組均在折舊期時減少0.055元/千瓦時、按照三峽電站上網(wǎng)電價0.24795元/千瓦時進行計算，折舊完成的三峽電站毛利率比折舊期間提升22.2pct。圖：三峽電站發(fā)電量（億千瓦時）圖：2019年后三峽電站上網(wǎng)電價（元/千瓦時）圖：2004-2030E三峽電站度電機組折舊變化12000.350.070.060.050.040.030.020.01040%0.0630.30230.0600.0580.300.250.200.150.100.050.00100080060040020000.278320%0.0560.0540.0510.26130.0530.0500.0470.0540.0530.0520.24810.2420.23590.23330.23260%0.22270.2230.0460.0420.047

0.0470.0410.0410.034-20%-40%-60%-80%-100%0.0320.0320.0290.0110.0110.0110.0080.001上海

浙江

江蘇

安徽

湖北

湖南

江西

河南

重慶

廣東2004

2006

2008

2010

2012

2014

2016

2018

2020

2022

2024E

2026E

2028E

2030E三峽電站度電機組折舊（元/千瓦時）

yoy三峽電站發(fā)電量（億千瓦時）三峽電站上網(wǎng)電價（元/千瓦時）27數(shù)據(jù)：公司公告，東吳證券研究所水電：來水恢復(fù)電量反轉(zhuǎn)，受益市場化電價有彈性長江電力折舊測算針對長江電力合計6座電站：?

2031年：三峽折舊完畢，與2023年利潤相比空間9.1%。?

2033年：向溪折舊完畢，與2023年利潤相比空間23.5%。?

2041年：烏白折舊完畢，與2023年利潤相比空間37.3%。假設(shè)條件：1）按照來水恢復(fù)的2024年收入、利潤進行計算，2024年收入872億（其中電力業(yè)務(wù)收入762億，葛洲壩電站收入40億已基本折完，三峽32個機組中有14個機組已出折舊期對應(yīng)收入106億）；2）機組出折舊期后，毛利率可提高22.2pct；3）所得稅率取18%。圖：長江電力出折舊期后利潤空間測算三峽機組陸續(xù)出折舊期

向溪出折舊期烏白出折舊期40%35%30%25%20%15%10%5%9.00%8.00%7.00%6.00%5.00%4.00%3.00%2.00%1.00%0.00%37.3%30.3%35.2%23.5%

23.5%

23.5%

23.5%

23.5%

23.5%16.9%9.1%8.2%6.5%6.5%6.5%4.3%1.3%1.3%0%2024E

2025E

2026E

2027E

2028E

2029E

2030E

2031E

2032E

2033E

2034E

2035E

2036E

2037E

2038E

2039E

2040E

2041E當年出折舊機組相比2023年利潤彈性（%，右軸）

累計出折舊機組相比2023年利潤彈性（%）28數(shù)據(jù)：公司公告，東吳證券研究所水電：來水恢復(fù)電量反轉(zhuǎn)，受益市場化電價有彈性優(yōu)質(zhì)現(xiàn)金流資產(chǎn)，分紅能力強?

業(yè)績穩(wěn)健，現(xiàn)金流良好。水電板塊業(yè)績穩(wěn)健，凈現(xiàn)比2.0左右，貢獻穩(wěn)定經(jīng)營性凈現(xiàn)金流。資本開支規(guī)模可控，展現(xiàn)良好內(nèi)生成長，現(xiàn)價造血能力強。?

分紅金額&分紅比例持續(xù)提升。2018年以來，水電板塊分紅總金額持續(xù)提升，分紅比例穩(wěn)定增長。頭部公司承諾分紅鎖定穩(wěn)健絕對收益。長江電力承諾分紅比例不低于

70%；華能水電承諾分紅比例不低于可供分配利潤的50%；川投能源承諾絕對分紅金額0.4元/股。圖：水電板塊歸母凈利潤與經(jīng)營性現(xiàn)金流情況圖：水電板塊經(jīng)營性現(xiàn)金流與資本開支情況圖：水電板塊現(xiàn)金分紅情況1,00090080070060050040030020010002.52.01.51.00.50.01,0008003503002502001501005080%70%60%50%40%30%20%10%0%86973%2898348698098098342.27507388092.08092.065%7501.96346257381.840559%22657126056%6005212432.044951%20137840043139639739820038302018-2372019-2002020-2442021-22920222023Q1-3-360(200)(400)(600)-360201820192020202120222023Q1-3020182019202020212022歸母凈利潤（億元）經(jīng)營活動凈現(xiàn)金流（億元）經(jīng)營活動凈現(xiàn)金流（億元）

資本開支（億元）右軸—凈現(xiàn)比經(jīng)營活動凈現(xiàn)金流-資本開支現(xiàn)價分紅（億元）分紅率29數(shù)據(jù)：公司公告，東吳證券研究所長江電力：烏白注入裝機高增，長望盈利川流不息?

水電行業(yè)龍頭，業(yè)績穩(wěn)定+高分紅凸顯防御價值。公司自2003年三峽電站首批機組投產(chǎn)發(fā)電以來，歷經(jīng)多次資產(chǎn)并購與業(yè)務(wù)拓展，2023年公司可控裝機容量提升至7,179.5萬千瓦，其中國內(nèi)水電裝機7169.5萬千瓦，約占2022年全國水電裝機容量的17.3%，龍頭地位穩(wěn)固。公司盈利能力優(yōu)秀，2018-2022年毛利率/銷售凈利率/ROE（攤薄）平均值62%/45%/14%，凈現(xiàn)比平均值1.55。公司堅持高比例分紅政策，2022年股利支付率94.29%，并承諾2025年前維持70%+分紅比例，股息率TTM

3.46%（2023/12/29）,

展現(xiàn)防御價值。?

烏白注入+擴機增容+六庫聯(lián)調(diào)+蓄能充沛，2023年發(fā)電量增幅超60%。1）烏白注入：2023年初烏東德1,020、白鶴灘1,600萬千瓦裝機注入，公司裝機容量增長57.5%至7,179.5萬千瓦。2）擴機增容：葛洲壩、向家壩、溪洛渡三個電站計劃通過容量調(diào)整/擴機分別增加166萬千瓦/224萬千瓦，合計增加390萬千瓦裝機容量。3）六庫聯(lián)調(diào)：公司梯級電站由四庫聯(lián)調(diào)升級為六庫聯(lián)調(diào)，進一步提高水資源的使用效率，2023年預(yù)期新增60-70億千瓦時發(fā)電量。下半年長江來水量較去年同期明顯好轉(zhuǎn)，公司2023年發(fā)電量目標3,064億千瓦時，同比增幅65.1%。公司所屬長江干流六座梯級水庫2023年10月20日完成2023年度蓄水任務(wù)，總可用水量達410億立方米，蓄能338億千瓦時；梯級水庫可用水量同比增加超160億立方米，蓄能增加超90億千瓦時，同比增加36%。?

國家鼓勵水電市場化交易，市場化占比提升綜合電價上行。公司各水電站電價根據(jù)合同和政策確定。葛洲壩采用成本加成定價；三峽、溪洛渡、向家壩采用落地電價倒推，其中溪洛渡、向家壩的部分電量采用市場化定價；2023年新并入的烏、白水電站以市場化定價為主；白鶴灘在過渡期（2022年）后電價已完全市場化，外輸高電價已確定。2018-2021年公司市場化交易電量占比保持在11%以上，政策鼓勵下預(yù)期公司市場化電量占比提升、上網(wǎng)電價上行。測算2023年市場化電量電價每提升0.01元/千瓦時，收入/利潤增加7.7/6.3億元；容量電價政策對業(yè)績影響幅度在4%以內(nèi)。?

折舊年限到期毛利率有望提升20pct+&投資收益穩(wěn)健，盈利能力持續(xù)強勁。1）各水電站大壩和機組的實際使用年限超出會計折舊年限，隨著機組陸續(xù)折舊完畢，折舊成本下降，毛利率可比機組在折舊期內(nèi)時提升22.2pct。2）2018-2022年公司投資收益占歸母凈利潤比重逐年增長，2022年達21.59%，實現(xiàn)46億元投資凈收益。截至2023年中報，公司對外投資64家，協(xié)同效應(yīng)助力公司水電產(chǎn)業(yè)發(fā)展。?

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