长江电力新形势下中期业绩预测

眼下电力市场可以说是风声鹤唳，悲观氛围比较浓重。现以2024年为基点，对2030年前的长电业绩做未来展望。2024年三葛发电量1003亿度，金下四级电站发电量1956亿度，合计公司发电量2959亿度，净利润325.0亿，每股收益1.3281元/股。

一、滇西引水工程影响发电量

长江电力六级电站设计发电量3038亿度，六级电站全部建成后联合调度增发电量200亿度，估算正常年份六级电站合计发电量3200亿度

考虑滇西引水工程影响，34亿方引水，按1.92度/立方米的统计数据，减少发电量65亿度。减少发电量65亿度，考虑未来电价下调因素，度电净利润0.15元，减少净利润65*0.15=9.75亿元。

二、电价下调

2024年送江苏上网电价0.325元/千瓦时，浙江0.323元/千瓦时.

2026年，按江苏落地电价（0.345+0.035+0.391）/2=0.385元/千瓦时，输电价格0.0921元/千瓦时，上网电价=0.385-0.0921=0.293元/千瓦时；浙江2026 年年度长协核心成交均价 344.85 元 / 兆瓦时，与江苏差异不大，也取上网电价0.293元/千瓦时，总体江浙上网电价有3分/千瓦时的下降。

假定未来三葛电价保持不变，后续电价仍有向下压力，假设金下四级电站上网电价比2024年下调4分/千瓦时（再降价1分），税后电价下调3.5分/千瓦时，2000亿度发电量，减少收入70亿元，减少净利润56亿元。

三、西部开发所得税可能的变化

假定西部开发所得税2030年到期或不再享受，以目前金下四级电站200亿元的净利润，所得税从15%增加到25%，减少净利润20亿元。

合计影响净利润合计9.75+56+20=85.75亿元。

四、折旧到期

三峡机组折旧到期。三峡到2030年还有12台机组折旧到期，按每台机组折旧0.5亿元(因收购批次不同造价也不同取均值)，合计减少折旧6亿元。

向溪机组折旧到期。向溪机组折旧到期2030年-2032年，虽然与我们讨论的2030年的盈利情况稍有时间差，但也算是可以依托的盈利增长点。合计26台机组，按每台年折旧0.55亿元计算，可以减少折旧14.3亿元。

葛洲坝大坝折旧到期。葛洲坝1981年建成，折旧年限50年，2031年折旧到期，2002年上市，原始资产总值48.48 亿元，评估原值60.1亿元，成新率68.28%，收购价格48亿元，剩余折旧年限29年，年折旧48/29=1.655亿元。葛洲坝因建造较早，这样的一个大型电站折旧并不高，其对盈利影响有点鸡肋。

折旧合计减少6+14.3+1.65=21亿元，增加净利润17亿元。

五、财务费用

云川公司建设期间借款置换。收购乌白电站，川云公司以外有息负债1,519.56 亿元，云川公司拆借资金利率4.17%，2025年至2030年借款到期额999亿元。

目前市场利率逐步走低，信任等级较高的项目拆借融资利率在2.5-2.7%之间，998.7亿元的资金置换为低利率借款融资，可以减少利息支出（4.17-2.7）%*998.7=14.68亿元。

长江电力每年分红投资后，可用现金200亿元左右用于偿还借款，2025-2030年合计有1000亿元用于偿还借款，即便按新融资成本普遍2.7%的利率计算，可以减少利息支出27亿元，实际长电原有有息负债利率3.2%，以3%计算的话可以降低利息支出30亿元。

合计可以减少利息支出44.68亿元，增加净利润35.7亿元。

六、正常来水六级电站联合运行增发电量

由于2023-2024年流域来水不及常年，加上雅砻江主要电站蓄水，金下四级电站也是初步的联合调度运行，发电量不及预期的3200亿度（设计发电量1038+联合调度增发200亿度）。按正常发电量3200亿度计算（滇西引水影响已经做了单项扣除），梯级电站联合调度增发电量240亿度，按度电0.15元计算增加净利润36亿元。

合计增加净利润=折旧减少增加17+财务费用减少增加35.7亿元+增发电量增加36亿元=88.7亿元。

上面的分析，充分考虑了可能发生的不利影响，对2030年增减利因素全面评估，显示长期长江电力的盈利可以保持稳定。如果利空没有发生或不及预期，则可以算是长电的盈利增长因子。

其他不确定有利因素简单说明，一是2026年开始进入新的输配电监管期，考虑利率和通道利用率等因素，特高压的输电价格有降价可能，会间接提升上网电价。二是公司投资的抽蓄电站将有部分投产，虽然收益率不高，但单体投资额比较大，收益还是值得期待的。三是金沙江流域电站库容系数超过20%，在新能源大规模上网的新型电力中，调节能力、灵活出力价值可以增加其市场竞争和议价能力。

总体未来公司在确保稳定的情况下，谋求适当的增长。