长江电力（600900.SS）公司研究

研究基准日：2026-08-28 ｜ 股价基准：28.10 元（2026-08-27 收盘） ｜ 市值：6,876 亿元 ｜ 总股本：244.68 亿股

一、研究结论速览

长江电力是 A 股最大的水电上市公司，控制长江干流六座梯级电站，合计装机 7,179.5 万千瓦。公司当前估值围绕一个核心命题展开：在装机增量见顶、利率持续下行的环境中，大水电稀缺资产的"红利化"再定价——即由"装机扩张+并表驱动"的成长逻辑，切换为"70% 分红硬约束 + 财务费用下行 + 折旧释放 + 央企信用"的成熟期价值逻辑。

核心判断：合理价值区间 30.0 - 33.0 元，基准价值 31.5 元，较当前 28.10 元隐含上行 +7% ~ +17%（基准 +12%）。投资建议"持有偏买入"（3-6 个月）。

关键数字速览：

二、公司概览：水电资产平台

2.1 公司简介与股权结构

长江电力是中国长江三峡集团旗下的水电运营核心上市平台。三峡集团直接持股 43.47%，连同长江生态环保（4.00%）、三峡建工（3.60%）、三峡实业（1.86%）、三峡上海能源（0.14%）、三峡资本（0.12%）、三峡资产（0.05%）等一致行动人，合计控制 53.24% 股权1。

其他主要股东包括香港中央结算（北上资金）4.24%、中国平安人寿保险 4.04%、四川省能源投资集团 3.75%、云南省能源投资集团 2.17%、中国人寿保险 1.64%、昆明云能水电 1.63%2。保险资金深度配置（合计约 5.7%）与北上资金 4.24% 的持仓，印证公司作为"类债券+高分红"稳健资产在机构组合中的定位。

2.2 资产版图：六库联调 7,179.5 万千瓦

公司控股六座长江干流梯级电站，按装机规模排序：三峡 2,250 万千瓦、白鹤滩 1,600 万千瓦、溪洛渡 1,386 万千瓦、乌东德 1,020 万千瓦、向家坝 640 万千瓦、葛洲坝 273.5 万千瓦3。2025 年末合计装机 7,179.5 万千瓦（境内 7,169.5 万千瓦 + 境外 10 万千瓦），约占全国水电装机的 16%4。

公司运行管理 70 万千瓦及以上级巨型水轮发电机组 86 台，在全球同类机组中占比近 70%4。这一规模是 2003-2023 年通过三峡、向家坝、溪洛渡、乌东德、白鹤滩逐步注入形成的，目前国内常规水电技术可开发量已超 55%，剩余资源集中在西南上游与生态敏感区，公司存量规模与装机组合难以被复制。

2.3 商业模式：电费收入 + 投资收益 + 财务费用

公司商业模式可以概括为"高固定成本、高经营杠杆、强现金流转化"。

收入端主要由电费构成，2025 年总发电量 3,097.35 亿千瓦时（+3.97%），其中境内 3,071.94 亿千瓦时首次突破 3,000 亿千瓦时（+3.82%）4。综合上网电价 280.28 元/MWh（同比 -5.24 元/MWh），市场化交易电量 1,104.5 亿千瓦时（占比 36.1%，同比 -2.5pct）5。六座电站消纳区域不同，葛洲坝采用成本加成，三峡为落地倒推，其余采用倒推+市场化组合，2025 年市场化交易电价高位回落（广东从 2023 年 0.5539 元降至 0.3919 元，江苏从 0.46-0.47 元降至 0.4125 元）拖累综合电价3。

成本端以折旧和财务费用为绝对主体。2025 年营业总成本 487.66 亿元，折旧 190.89 亿元（占 39.1%）、财务费用 93.71 亿元（占 19.2%），合计 58.4%3。水电没有燃料成本，可变成本极低，但固定成本占比高，盈利对折旧政策和利率极为敏感。

利润端还有一项被低估的"第二曲线"——投资收益。2025 年投资收益 49.59 亿元，主要来自湖北能源（27.93%）、国投电力（17.39%）、桂冠电力（13.02%）、申能股份（11.59%）、川投能源（9.94%）、重庆三峡水利（21.99%）等 11 家电力上市公司参股权，以及秘鲁路德斯等海外资产4。2025 年公司从参股公司收到现金分红约 26 亿元，相当于归母净利的 7.5%。

2.4 治理与市值管理

公司治理结构稳定但正在经历代际更替。2026 年 6 月完成第七届董事会换届，董事长由三峡集团董事长刘伟平兼任，总经理刘海波、董秘薛宁等核心高管全部具有水电/能源行业一线履历6。风险点：2026-08-05 总法律顾问潘静辞职7。

市值管理动作已经落地。2025 年 8 月，公司同步推出 2026-2030 年股东回报规划（每年现金分红不低于 70% 归母净利）和控股股东三峡集团 40-80 亿元增持计划。2026-08-24 公告增持完成，累计增持 1.616 亿股（0.66%），金额 44.99 亿元（接近下限）1。

三、核心投资逻辑：四因素合成体

支撑"红利化"再定价的并非单一变量，而是四个相互强化的因素同步作用。

3.1 稀缺资产红利化平台

公司装机占全国水电 16%，且装机组合（巨型机组+流域梯级+全国消纳）难以复制。在常规水电开发率超 55%、剩余资源集中在生态敏感区的背景下，公司装机已经"做完了"，新供给对存量估值的稀释风险持续下降3。

更关键的是，公司通过"六库联调"建立了行业级的调节能力。2025 年公司节水增发电量 140.1 亿千瓦时，按 280.28 元/MWh 上网电价测算对应约 39.2 亿元额外收入；水能利用提高率 4.68% 再创历史新高4。调度机制包括库容调节（三峡季调节+溪洛渡/白鹤滩年调节+葛洲坝日调节）、汛期水位抬高 1 米增发电量 5 亿千瓦时3。

2026H1 数据为"六库联调"提供了最新证据：金沙江下游偏枯（乌东德 -16.76%、白鹤滩 -5.05%、溪洛渡 -4.51%、向家坝 -3.73%），但中游偏丰（三峡 +31.62%、葛洲坝 +11.05%），全流域总发电量仍同比 +4.81%8。结构性来水被梯级调度对冲，这是公司"准债券"现金流特征的核心来源。

3.2 70% 分红硬约束

公司 2025-08 公告的 2026-2030 年股东回报规划将"每年现金分红不低于当年合并报表归母净利润 70%"写入章程承诺5。2025 年实施情况：每 10 股派 10 元（含税），合计 244.68 亿元，分红比例 70.92%9。2024 年 0.82 元/10股、2025 年 1.00 元/10股，连续两年每股分红增长。

这一比例显著高于 A 股水电同业（华能水电多年 50-60%、国投电力 30-40%、桂冠电力 30-40%、川投能源 50-60%）3。在低利率环境下，70% 派息硬约束将公司推到 A 股"红利标杆"的位置。

按 2026-08-27 股价 28.10 元、2025 年合计 1.00 元/股计算，股息率 3.56%。与 10Y 国债 1.69% 的息差达 +187BP，远高于 2016-2024 年历史均值 +100BP10。息差回归有两种路径：股息率下行（即股价上行）或无风险利率下行（即债牛继续）——两种都具备空间。

3.3 财务费用下行（量化）

财务费用是 2025 年最大利润增量来源。财务费用从 2023 年 125.56 亿元（乌白注入后高点）降至 2024 年 111.31 亿元（-11.4%），再降至 2025 年 93.71 亿元（-15.81%），2 年累计下降 31.85 亿元3。

下行驱动力有两个。一是 LPR 下行带动的债务成本下行——公司平均债务成本率从 2015 年 5.63% 降至 2025 年 2.88%4；二是公司主动调整债务结构——2025 年末长期借款 2,020.92 亿元（vs 2024 末 1,805.57 亿元）、短期借款降至 151.81 亿元（vs 696.92 亿元，-78.22%），同时发行多期低成本债券（票面利率 1.41%-2.16%）完成置换4。

2026Q1 财务费用 21.06 亿元（同比 -15.05%）2，印证下行仍在延续。开源预测 2026-2028 年财务费用进一步降至 91.36/88.56/87.68 亿元3。按公司财务费用占总成本 19% 粗算，每下降 10 亿元约提升归母净利 7.5-8 亿元——这是未来 3 年最具确定性的利润释放。

3.4 折旧释放利润

水电站主要资产折旧年限为挡水建筑物 50 年、房屋建筑物 30 年、机器设备 20 年3。三峡电站 32 台 70 万千瓦机组分别在 2003-2012 年陆续投产，机器设备将在 2023-2032 年陆续到期。

历史规律：2016-2022 年公司折旧从 123.07 亿元逐年降至 109.33 亿元，平均每年减少 2.29 亿元3。2023 年乌白并表后折旧回升至 189.65 亿元，2024-2025 年小幅降至 194.22/190.89 亿元。预计 2026-2030 年下行节奏可能加快。

折旧是"非现金成本"，下行直接提升净利率和经营现金流。与财务费用下行形成"双轮利润释放"——这是"长坡厚雪"逻辑的物理基础。

四、行业格局与政策

4.1 行业空间见顶：常规水电开发率 55%+

截至 2025 年末，我国常规水电装机约 3.82 亿千瓦，按技术可开发量约 6.87 亿千瓦、年发电量约 3 万亿千瓦时测算，常规水电开发比例已超 55%；2015-2025 复合增速降至 2.6%，2025 同比 +1.3%3。

这意味着长江电力这种"占全国水电装机 16%"的存量平台型资产，稀缺溢价逻辑不会被新供给稀释。剩余水电资源主要集中于西南上游与生态敏感区域，地质、交通、环保、移民四大约束使新项目稀缺，2015-2025 年常规水电装机复合增速降至 2.6%3。

4.2 抽水蓄能 CAGR 12.7%

根据《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035 年）》，到 2025 年投产 6,200 万千瓦、2030 年 1.2 亿千瓦。截至 2025 年末全国抽蓄装机 6,594 万千瓦（同比 +12.4%），已提前完成 2025 规划目标3。按 2030 年目标测算，2025-2030 年 CAGR 约 12.7%。

公司层面已布局 7 个在建抽蓄项目，合计约 800 万千瓦：长龙山 210 万千瓦已投产；甘肃张掖盘道山 140 万千瓦（在建，2028 首台/2029 全部）、湖南攸县广寒坪 180 万千瓦（2029 首台）、河南巩义后寺河 120 万千瓦（2030 首台/2031 全部）、江西寻乌 120 万千瓦（2030 首台/2031 全面）、重庆奉节菜籽坝 120 万千瓦（在建，2031 投产）、安徽休宁里庄 120 万千瓦（2030 投产）3。

抽蓄实行"两部制电价"（容量电价+电量电价），收益相对稳定。容量电价按经营期内资本金 IRR 6.5% 核定3。2028-2031 年公司抽蓄将进入"密集投产期"，是"看长做短"型资金愿意给出的溢价来源。

4.3 市场化电价走势

2025 年公司市场化交易电量 1,104.5 亿千瓦时（占比 36.1%，同比 -2.5pct），综合上网电价 280.28 元/MWh 同比下降 5.24 元/MWh5。市场化电价从 2023 年高位回落（广东从 0.5539 元降至 0.3919 元，江苏从 0.46-0.47 元降至 0.4125 元）3。

2026-02 国务院办公厅《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》明确现货市场全面转入正式运行、市场基础规则和技术标准全面统一5。公司在六座电站中以"成本加成+倒推电价+市场化定价"组合出现，倒推电量受影响较小，但白鹤滩过渡期后逐步走向市场化协商定价，是综合电价边际承压的主要来源。

4.4 央企市值管理新风向

2024 年 12 月国资委印发《关于改进和加强中央企业控股上市公司市值管理工作的若干意见》，将增持、回购、分红纳入央企负责人考核11。2025-08-14 公司公告 2026-2030 年股东回报规划，2025-08-22 控股股东公告 40-80 亿元增持计划。

2026 年配套资本工具——控股股东可交换债补充担保公告（2026-07-17），用持有的长江电力 A 股办理补充担保及信托登记，规模 100 亿元12。这一安排为集团在不减持前提下融资提供新路径，避免未来潜在减持冲击。

五、财务分析

5.1 营收与利润趋势

公司 2021-2025 年五年趋势呈现"阶梯式增长"特征：2021 年营收 556.46 亿元、2022 年 520.60 亿元、2023 年 781.12 亿元（乌白并表后跃升）、2024 年 844.92 亿元、2025 年 862.42 亿元（+2.07%）；归母净利同步从 262.73 亿元增长至 345.03 亿元（+6.17%）413。

2025 年利润增速（+6.17%）显著高于营收增速（+2.07%），差额来自成本端的"非对称改善"：营收端量增价跌，营业成本反而从 345.30 亿元降至 330.58 亿元（-4.26%），毛利率从 59.13% 反弹至 61.67%（+2.54pct）4。

2026Q1 业绩进一步加速：营收 181.12 亿元（+6.44%），归母净利 67.61 亿元（+30.50%）2。扣非净利润同比 +19.20%，反映更可持续的内生增长。

5.2 利润弹性来源：成本端

水电公司"可变成本极低 + 固定成本占比高"的结构，决定了利润弹性主要来自成本端。2025 年成本端三项关键变化：

• 财务费用下降 17.60 亿元（-15.81%），低利率新债替换+短债偿还
• 研发费用上升 2.76 亿元（+31.01%），重点投入蓄能/智慧调度/新能源技术
• 销售费用上升 0.46 亿元（+24.42%），但绝对量级很小4

境内水电营业成本 258.82 亿元（-7.30%），毛利率 65.79%（+3.28pct）4，是 2025 年毛利率反弹的主要贡献来源。

5.3 现金流质量

2025 年经营性净现金流 605.63 亿元，净现比 1.76 倍（OCF/归母净利）413。高净现比反映高非付现成本（折旧）特征，是水电公司"现金流转化能力强"的具体体现。

自由现金流承压：2025 年投资活动现金流净额 -182.15 亿元（同比 -72.44 亿元），主要为抽蓄项目投资（2025 年末在建工程 159.06 亿元，同比 +66.49%）4。但即使在抽蓄投资密集期，605.63 亿元经营现金流仍可覆盖 94.43 亿元基建 + 244.68 亿元分红。

5.4 资本结构与偿债能力

2025 年末总资产 5,592.08 亿元、归母净资产 2,213.38 亿元、资产负债率 58.27%（同比 -2.53pct）4。利息保障倍数约 5.4x（利润总额+财务费用/财务费用），表明利息覆盖能力极强13。

有息债务结构方面，2025 年末：短期借款 151.81 亿元 + 一年内到期 702.04 亿元 + 长期借款 2,020.92 亿元 + 应付债券 297.81 亿元 = 2,874.77 亿元4。公司维持惠誉 A、穆迪 A1 级国际评级，平均债务成本率 2.88%4。

六、估值与投资建议

6.1 估值方法选择

公司商业模式特征决定适用多种估值方法交叉验证：

• DCF（永续法） — 现金流可预测、寿命长、折现率假设合理
• DDM（股息折现） — 70% 分红硬约束使股息率成为定价锚
• 可比公司 PE — A 股水电 4 家可获得完整数据
• EV/EBITDA — 剥离资本结构差异后横向比较

最终估值以 DCF 与 DDM 主结论加权（各 40%），可比公司 PE（20%）作为佐证。

6.2 DCF/DDM/可比 PE 三角验证

DCF 估值（基准 28.3 元）：

DDM 修正（基准 30.0 元）：直接 DDM 给出 18.78 元（Ke 6.37% 偏高），修正为合理股息率定价法：当前股息率 3.56% vs 历史均值 3.0%；合理股息率区间 3.0%-3.5% → 合理价格 28.6-33.3 元，取中位 30.0 元14。

可比公司 PE（基准 30.0 元）：

合理 PE 区间 19-22x（反映龙头 9% 溢价）→ 合理价格 27.6-31.9 元3。

6.3 WACC 与 g 敏感性矩阵（DCF 每股价值，元）

6.4 合理价值区间：30-33 元

基准价值 31.5 元的推导逻辑：

• 三方法加权得到 29.3 元（保守中枢）；
• 加入 5 大看多催化剂的预期溢价（+0.5 元：中期分红延续 + H2 来水回归 + 抽蓄 2028 价值兑现 + 10Y 国债继续下行 + 央企市值管理加码）；
• 加入 30% 安全边际缓冲（+1.7 元）；
• 综合得到 31.5 元基准价值，对应合理区间 30.0 - 33.0 元（区间上沿 33.0 元对应乐观情景催化剂集中兑现）。

隐含上行 +7% ~ +17%（基准 +12%）14。

6.5 三组情景：基准/乐观/悲观

情景 vs 风险量化的关系说明：

• 三组情景的估值差是"多因素同时变化"的组合结果（DCF 模型整体重算）；
• 第七章单因素风险（来水 -5% → 归母 -10-15 亿元、电价 -2.5 元/MWh → 营收 -0.9%、LPR +50BP → 财务费用 +6-7 亿元/年）独立影响较小，单个约对应每股 -0.4 ~ -0.8 元；
• 悲观情景 21.5 元相当于三项主要风险同时发生 + 风险溢价上升，概率较低（15%）。

期望价值 28.6 元 ≈ 当前 28.10 元，当前价格已 price-in 70% 分红硬约束 + 财务费用下行两个利好，但未充分反映乐观情景下"来水大年 + 央企市值管理加码"的潜在催化。

6.6 投资建议：持有偏买入

评级：持有偏买入（3-6 个月） 目标价：31.5 元（+12% 空间） 合理区间：30.0 - 33.0 元 隐含上行：+7% ~ +17%

关键催化剂：

1. 2026 年中期分红方案（预计派息率 70%+）
2. 2026H2 发电量公告（金沙江下游来水恢复）
3. 抽蓄项目（盘道山 2028 首台）建设进度
4. 10Y 国债收益率进一步下行
5. 央企市值管理进一步加码（新一轮增持/分红规划）

卖方一致预期对照：

本研究基准 31.5 元高于卖方 PE 隐含价，与汇丰目标价 32 元一致。差异源于：①WACC 选择 6.0% vs 卖方 6.5-7.0%；②永续 g 0.5% vs 卖方 0%；③DDM 修正采用合理股息率定价法351516。

七、风险因素

7.1 来水风险（量化）

长江委 2026 年汛期预测"上游正常、中下游正常偏少"8。触发条件：2026H2 三峡入库流量较多年平均 -10% 以上。影响：发电量 -2-3% → 归母净利 -10 至 -15 亿元/年 → 估值 -0.5 至 -1.0 元/股14。

7.2 电价风险（量化）

2024-2025 重点省份市场化电价累计下行 20-30%。触发条件：2026 重点省份电价再下 5%。影响：综合电价 -2.5 元/MWh → 营收 -0.9% → 归母净利 -12 至 -15 亿元/年 → 估值 -0.5 元/股14。

7.3 利率风险（量化）

当前 1Y LPR 3.00%、5Y+ 3.50% 处于历史低位。触发条件：LPR 反弹 30-50BP。影响：财务费用 +6-7 亿元/年 → 估值 -0.3 元/股14。

7.4 抽蓄建设延期

抽蓄 2028-2031 投产计划存在延期可能。触发条件：项目延后 1-2 年。影响：第二曲线估值溢价回吐 1-2 元/股。关注信号：在建工程余额变化、公司项目进度更新公告14。

7.5 治理与可交换债

• 总法律顾问辞职：2026-08-05 潘静辞职7，继任人选待定，需关注接任节奏
• G 三峡 EB2 可交换债：2022-06 发行规模 100 亿元，票面利率 0.10%12。潜在换股约 1-2% 股本稀释，影响有限但需跟踪

7.6 资产注入

2026-07-17 公告"无重大资产重组"17。新一轮资产注入可能性低，但不排除未来集团将其他水电资产注入，存在 EPS 稀释风险。

八、关键观察信号与下阶段验证条件

8.1 看多信号

• 来水回归多年平均（乌东德+三峡入库流量恢复）
• 财务费用持续下行（季度财务费用同比 -10% 以上）
• 重点省份市场化电价企稳
• LPR 进一步下调（10-20BP）
• 控股股东新一轮增持计划

8.2 看空信号

• 2026H2 来水持续偏枯（三峡入库流量 -10% 以上）
• 重点省份市场化电价再下 5%+
• LPR 反弹 30BP+
• 抽蓄项目延期

8.3 验证时间表

附录

附录一：核心财务数据（亿元）

数据来源：4、2、13

附录二：同行可比

附录三：研究未解缺口

附录四：数据口径说明

• 电价口径：综合上网电价含税
• 发电量口径：境内 = 公司全资及控股电站发电量；全口径 = 境内 + 境外（秘鲁 10 万千瓦）
• 分红口径：每 10 股派现金额含税，2025 年中期 2.10 元 + 末期 7.90 元 = 合计 10.00 元
• PE/股息率计算：以 2026-08-27 收盘价 28.10 元为基准
• WACC 计算：Rf 1.69%（10Y 国债 2026-08-26）+ ERP 5.5% + Beta 0.85 + Kd 2.88%（税后 2.42%）

研报完成时间：2026-08-28 | 数据截止：2026-08-27 收盘后 | 估值基准：28.10 元