长江电力研究报告：乌白电站将注入水电龙头再攀高峰.docx

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一、全球性水电龙头，经营业绩行稳致远（-）持续整合集团资产，2000-2021年业绩复合增速20.7%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，可防止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，假设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%）：2003-2012年：三峡电站陆续投产并分批注入，装机增加2250万千瓦；2016年：收购川云公司，注入溪洛渡和向家坝水电站，装机增加2026万千瓦；2020年：公司收购秘鲁路德斯公司，装机新增10万千瓦；2021年：公司发布乌东德和白鹤滩两大水电站的收购预案，拟增加2620万千瓦。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。图2:公司总装机规模呈阶梯式增长水电龙头地位稳固，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%。（二）各电站运营稳中向好，售电区域广泛消纳无忧产能：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到达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319:公司收入主要来源于境内水电业务水电公司积极响应，公司十四五期间拟新建超1500万千瓦风光工程。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1500万千瓦风光工程，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，风光工程将成为公司未来主要的业绩增量局部。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工程取得关键进展。与其他公司合作，共同开发新能源工程。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工程及其他新能源工程，预计到2030年投资建设和运营管理的储能工程和其他风电、光伏工程总装机规模到达1000万千瓦，并与永泰能源火电工程联动，实现“风光火储”一体化布局。此外，公司水电业务现金流充分，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《中国光伏产业开展路线图(2020)》，假设公司新建光伏工程单位造价为3695~3370元/千瓦，工程所需资本金为30%,那么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工程中标结果显示，风电单位造价已下降至5230元/千瓦,假设新建陆风工程单位造价为5500~4500元/千瓦，工程所需资本金为30%,那么可支持每年2340~2860万千瓦陆风建设。(-)多线并进延伸产业投资，投资收益熨平业绩波动公司围绕水电主业，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、广州开展；第三，积极培育和开展国内外配售电业务，延长产业链，如路德斯公司；第四，探索推进其它清洁能源、综合能源服务长江大保护相关工程。324:折旧和财务费用构成营业本钱主要局部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，即为雅碧江和金沙江中游。川投能源、国投电力共同持股雅碧江水电；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，将雅碧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兴旺地区，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，普及全国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。）27:2016年之后财务费用逐年降低收购秘鲁路德斯公司，作为在秘鲁和南美拓展国际业务的开展平台。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，开发本钱属于市场较低水平。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。四、盈利预测与投资分析经营假设：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，利用小时数稳定增力口。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，超出合同电量局部进行市场化交易，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局部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年归母净禾I」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。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、珠三角等经济兴旺地区，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开展。图3：公司收入业绩阶梯式跃升，2000・2021年业绩CAGR达20.7%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，局部地区鼓励市场化定价。2014年2月以前投产的水电站按照本钱加成法实行“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，局部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，超过合同售电量的局部参与市场化交易。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。图4:公司水电装机居行业首位（2021）主要水电公司水电装机/万千瓦（栽至2021年）国电电力桂冠电力国才殳电力中国电力长江电力华能水电大唐发电1000 2000 3000 4000 5000（三）折旧逐年到期效率提升仍有空间，充裕现金流下持续高分红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。公司营业总收入到达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%的局部实行即征即退政策；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%的局部实行即征即退政策。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工程，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。图6:公司水电装机全国市占率达11.6%(2021)■长江电力自华能水电■国投:电力■国电电力桂冠•电力■大唐发电■中国电力其他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%o本钱端：折旧、财务费用占本钱的50%+,为水电公司本钱中最核心的局部。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，因此运营期的可变本钱较低，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，构成了本钱的主要局部。折旧和债务到期之前，公司的水电本钱基本保持稳定，我们以2016-2021数据来看，在本钱构成中，折旧占比约为40%,以挡水建筑物和机器设备折旧为主，2020年起其他本钱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，估算各水电站各局部固定资产原值；(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，计算各局部固定资产年均折旧；(3)根据水电站和机组投产时间及折旧年限，预估各局部固定资产折旧到期时间。基于假设预测公司未来折旧变动：20212030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。图8:公司水电利用小时数与降水量相关性较强――长江流域降水量增速/%利用小时数增速/%经营稳定后逐渐归还借款，财务费用率持续降低。2016年公司收购川云公司，财务费用到达最高点，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4.1 pct 5 2021^11.3%,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年以来公司逐渐归还贷款，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。公司本钱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；公司归还贷款对应筹资流出。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）9:2016年以来发电量稳定在2000亿千瓦时以上二、乌白电站注入装机提升，EPS增厚可期（-）预期乌白电站注入调度升级，总装机提升57.5%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“两库十三级”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%。12:利用小时数高于全国平均且逐年提升利用小时数（小时）――三峡—溪洛渡T-向家坝葛洲坝-全国平均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正确运营状态，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，己投产的溪洛渡、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元什瓦时（含税）。图15:公司市场化交易电量比例整体呈上升趋势市场化交易电量/亿千瓦时占比/%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。（-）乌白注入发行后EPS有望增厚4.5%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%,假设此为贷款比例，以此测算财务费用，其余本钱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%o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，）\\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。17:公司近五年营业收入CAGR为2.6%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%。（三）市场表现优异，估值变动与资产收购关系紧密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可以分为两个阶段，2015年6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）三、水风光一体化，多线投资打造外延增长（-）以水为基，风光共振，打造综合能源平台伴随光伏、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年起我国大局部省份均对新建风光工程提出配储要求，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，水电与风光工程相配合，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开展方向。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年碳中和的开展目标,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开展征求意见，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开展基地。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。