会议要点

1. 业务及发展汇报

2023年发电量达到2763亿千瓦时，与市场预期大致相符，但未达到年初设定的3064亿千瓦时目标，受前年来水偏枯及上半年降雨偏少影响。

长江电力正在推进的储能业务中，拥有30座以上储能电站资源储备，目前手中已经有合资公司及项目落地。

新能源业务中，主要侧重于风电和光伏发电基地，特别是在云南和四川有超过200万千瓦的投产项目。

2. 发电量及电价趋势分析

长江电力2024年发电量预期将高于2023年，公司在平水年也有能力提升发电量

电价方面，市场化交易价格保持上升态势，其中江苏省年度长协价格从0.466下降至0.452，短期波动正常

近期电力板块股价上涨，对公司财务性收益产生正面影响。2023年投资收益预计至少维持在45亿以上，相对平稳有升

3. 资本开支与分红展望

长江电力保持高资本开支，其中股权投资计划约为每年100亿，固定资产投资超过200亿；尽管存在外部环境影响和项目推进的差异，公司预计将保持这种投资节奏。

分红政策稳健，长江电力自2003年上市以来分红率不低于50%，近年提升至70%，即便在业绩下滑时仍维持高分红比例，对投资者持续慷慨。

市场化电价方面，长江电力拥有不同类型发电站采取多种定价策略，但受地方政府电价诉求和市场变动影响，市场化交易价存在压力；公司将结合市场和自身情况综合考虑电价。

4. 地域电价机制解析

电价制定主要以市场化定价为基准，落地省市政府在审批过程中也会参照本地市场化电价，与云南、四川等电价存在差异。

电力销售协议通常达成3-5年的长期合约，每年更新价格及能源交易量，并与当地市场化交易价格挂钩。

长江电力积极探索新能源项目以及水电站的投资机会，特别注重于流域内电站的联合调度及整体效益。

5. 水电发展与金融规划

长江电力过去两年水量较多，近期发电量迎来同比环比上升。10月完成蓄水，对未来发电量增长有信心。

2024年及上半年发电量规划符合预期，如果降雨增多，预计发电量将进一步提升。

公司金融规划进展顺利，盛家坝和葛洲坝的扩期预可研已完成，希望纳入国家规划。

6. 盈利与绿色转型

电价问题：水电价格应更多反映电能价值，需要与火电端价格挂钩；公司努力方向是提高水电的价值，期望稳中有升。

新业务拓展：在已有高毛利率的大水电站基础上，有意向收购更多水电资源；新能源和抽蓄与国家战略匹配度高，未来有较大潜力。

市场化交易对电价的影响：参与市场化交易后有提升电价的效果；容量电价的提升预期会影响未来电价稳定性，国家在2026年容量电价目标为50%，对固定资产投入有重要影响。

Q&A

Q：公司在2023年的生产经营情况如何？

A：在2023年，长江电力的发电量基本达到了市场预期，为2763亿千瓦时，稍低于年初设定的3064亿千瓦时的年度目标。这主要是因为前年来水偏枯，以及去年上半年的降雨偏少所导致。虽然去年的发电量没有达到预期目标，但相比于2020年还是有显著提高。2021年汛期来水偏丰，但我们去年四季度的发电量基本保持持平。公司力求最大限度利用来水资源，去年水的利用率达到了99%。

Q：公司未来在电力储备和储蓄电站方面有哪些规划？

A：长江电力作为三峡集团的投资和运维主体，目前已获得30座以上的储蓄电站资源储备，整体装机量超过4200万千瓦。到2022年9月底，三峡集团所拿到的抽蓄项目达75座，其中纳入规划的40多座，大部分已经交由我们运维。我们会根据电网需求端，坚持需求导向开发这些项目，目前已有12座抽蓄电站的项目在建设中，装机量超过1000万千瓦。抽蓄电站的工期通常为7到8年，预计最早的项目将于明年投产。从2027年到2030年，这些项目预计会进入建设和投产期，这符合国家2030年新能源装机量的目标，我们尽量提前完成工期。

Q：在新能源业务方面，长江电力有哪些进展？

A：我们新能源业务主要聚焦在风电和光伏项目上。目前，我们在云南和四川的风电基地的投产装机量已经超过200万千瓦。公司积极与三亚能源合作，在内蒙古和新疆成立了合资公司，并有一些项目正在落地。我们也在电网市场需求方面积极获取新能源资源，并且已经获得一定的资源储备，后续我们将稳步推进这一板块的发展。

Q：公司在综合能源业务方面的情况？

A：长江电力的综合能源业务涵盖了储能、绿色交通、分布式光伏和智慧能源管理等领域，尽管业务规模相对较小，但是已经开始为公司带来显著的营收增长。当前，综合能源业务的年营收给公司带来了超过1.5亿的增量。在绿色交通方面，我们成功推出了全球首座氢动力船，并在城市中建设充电桩设施。此外，我们也在推进分布式光伏项目和智慧城市能源管理服务。

Q：公司在国际业务上有哪些投资及运维情况？

A：公司的国际业务重点集中在电力投资和电站运维。在电力投资方面，主要集中在路德斯公司，在过去几年中，我们的配电量提升和电价上调推动了业绩增长，净利润每年保持两位数增长。在运维方面，我们负责了巴基斯坦的风电和水电项目，以及运维三峡集团在巴西的电力业务。长期以来，我们的投资业务一直被市场所认可，聚焦主业并持续投资，目前投资业务对公司的净利润贡献率约为15%，我们信任通过加大主业方面的投资，这份收益会在未来逐步提升。

Q：公司2024年的发电量预估以及发电量利用小时数的计划如何？

A：2024年，即使在遇到偏枯水情的情况下，我们的发电量预计将有一定的提升。去年10月，我们已经完成了年度蓄水目标，且多蓄的水能提供接近100亿千瓦时的发电量。结合这些因素，2024年的发电量，即使是平水年，也肯定要高于2023年。

Q：随着部分电站市场化交易的增加，对长江电力的电价影响如何？

A：目前4座电站已经实现了市场化，预计发电量接近1000亿千瓦时。市场化交易受售电市场变化影响，价格可能有调整，但整体看市场化价格呈上升趋势。近期江苏省电力交易中心年度交易价格有小幅度下调，调整后的价格比市场预期要好。我们的电站之一，白鹤滩，单座电站的电价不会低于2毛8，而我们存量4座电站的平均上网电价已经接近2毛7。总体来看，我们预期市场化交易比例的上升将对电价有支撑作用，有利于提高加权平均上网电价。

Q：公司未来投资收益的趋势和目标如何？

A：我们的投资收益近几年有波动，主要是市场情况和市场价格波动所致。2023年和2024年，我们预期投资收益将保持相对平稳的状态，并可能略有上升。2023年，投资收益预计至少在45亿以上。考虑到权益法投资收益的稳定性以及电力板块在A股市场的良好表现，投资收益有望实现稳步增长。

Q：公司在未来几年的资本开支规划是怎样的？分红情况又如何考虑？

A：在资本开支方面，长江电力主要分为股权投资和固定资产投资两部分。股权投资每年计划维持在100亿左右，而固定资产投资则从去年开始预计将超过200亿。需要注意的是，固定资产投资的计划与实际落地存在一定差异，这受外部环境和项目进展的影响。关于分红，长江电力向来较为慷慨。从2003年上市以来，长江电力的分红率制度规定不低于50%，并一直按此执行。2016年后，分红率提高到70%。即使在业绩下滑的情况下，公司仍然实现了94%的高分红率。预计到2025年，长江电力将继续保持良好的分红态度。去年总体分红为每股0.85元，如果按照70%以上的分红率计算，预计今年的绝对分红额将会超过0.85元。

Q：公司和集团公司未来是否还会优化财务结构，例如发行可转债？

A：集团公司资金需求较大，但具体的融资行为以及是否会发行新的可交债则不在上市公司的预估范围内。集团公司的资金需求主要来源于高额的稳定回报，产出相对较弱。由于国资委的要求，集团公司作为大股东的持股比例不能低于50%。根据他们自身的资金需求和持股情况，将会做出相应的融资决策。

Q：市场化定价对长江电力有何影响？特别是对于市场化定价比例不同的电站情况如何？

A：长江电力手里有6座电站，其中500电站全部参与市场化定价，西向的两座电站市场化定价的比例约为10%到20%，而另外的两座老电站则100%为长协价格。至于云南和四川两省，虽然新能源并网会对市场化定价带来压力，但由于电力需求依旧旺盛，这两省过去几年市场化交易电价实际上有所上涨。在定价方面，上市公司需要结合自身实际情况与市场情况，与地方政府进行协商。对于政府给予企业的某些优惠政策，长江电力不受其影响，因为公司与电网公司而非政府签约。

Q：西向电站有保底电量吗？市场化交易的电量怎么样？

A：西向电站并没有固定的保底电量，而是依据落地省政府的确定。这一政策不固定，随着电改政策的变化每年都有所不同。前年西向电站市场化交易的电量至少达到139亿千瓦时，而其他年份通常在300亿千瓦时左右。具体数值还需结合省政府的政策和市场情况来定。

Q：公司在四川和云南的市场化电价是怎样的？是否与当地水电电价保持一致？

A：长江电力在四川和云南的电价并不完全与当地水电电价一致。例如在四川，大约80%的电价是按照年度长协价格确定，20%按照月度产品价格来确定，这是和落地省级政府协商后的结果。云南的市场交易情况类似，也是按月度市场化交易的定价确定。这意味着每个企业可能会由监管层面获得不同的价格和价格机制，但是基本上都是按照市场化原则来定价。

Q：白鹤滩和乌东德发电站的送电价格是如何确定的？送往不同省份，如浙江、江苏、广西、广东的价格是否一致？

A：白鹤滩和乌东德的所有电价均为市场化价格，不同省市的市场化定价机制不同。对于落地点交易火电电价，我们可能会根据当地电价进行一定的溢价，但溢价率不会很高。与火电的溢价比例相比，我们的电价溢价肯定少于20%，而且长江电力的价格溢价不会达到15%。而对于不同的省份，我们每年签订一次合同，并可能签署3至5年的长期合约，主要锁定消纳区域，并在年度补充协议中确定价格和实际的交易量。

Q：新能源项目的回报率要求是多少？在建项目是否有预期的电价？

A：可以按照市场平均回报率来测算我们的新能源项目的收益，而电价则是按照云南、四川等地的市场化交易新能源价格来测算。目前具体的数字要以市场化交易价为参考。

Q：抽水蓄能是否有可能获取容量电价？

A：抽水蓄能资本金的回报率由国家给出的标准为资本金回报率6.5%。抽水蓄能项目本身就是按照两部制电价来执行的，包括电量电价和容量电价。

Q：公司是否会继续投资其他水电项目？

A：如果有合适的机会，长江电力肯定不会错过。海外项目方面，我们已经有在建的水电站，我们正在积极推进工作。对于国内投资，如果流域内有其他电站出售，我们也不会放弃机会，尤其是那些有助于整个流域联合调度的资产。

Q：未来与各省协商电价时，是否会考虑将煤电容量电价作为基准？

A：在与各地省级政府协商电价时，煤电基准价格肯定会作为参考标准。我们送往的各个省份的电价基本都是高于煤电价格，但煤电的基准价会作为双方谈判的依据。

Q：公司近期的发电量表现如何？今年上半年的发电量规划和发展目标是什么趋势？

A：据观察，过去两年的来水状况比较好，长江电力也在去年10月完成了蓄水，迎来了同比和环比的增长。如果基于当前的来水情况和蓄水量进行判断，可以预见到2024年，包括2023年一季度和上半年的发电量将呈现同比增加的趋势。这种增长的确定性很高，但实际增加的幅度则取决于未来的降雨情况。如果西南地区的降雨增加，发电量的增加效应将更为明显。考虑到华西地区去年上半年较多的降水有利于发电，可以期待积极的发展。在去年8月后，来水水平已基本回到多年均值水平。考虑到去年视为湿年，今年作为发展年可能会带来较多的降水，我们对2024年的发电量持有信心。

Q：公司目前有关于货币资金的规划吗？在电站变更和规划方面有什么进展？

A：长江电力确实有货币资金规划，目前已有一些项目在考虑中。例如我们的西向工程，经过多年的努力，已得到四川、云南地方政府的同意，未来推进将更加迅速。此外，盛家坝和葛洲坝的扩建工程已完成预可研，我们希望领导能尽早将其纳入国家规划，以奠定开工建设的基础。两个项目预计能提供大约390万千瓦的容量。变更前期的准备需要较长时间，因为这不仅涉及技术准备，还需获得资源环境和各种审批手续。此外，销量提升又涉及到电网和省际之间的配合以及环境保护等因素。

Q：公司在对外省输电的定价上有没有变动？保量保价和市场化如何平衡？

A：我们对外省输电采取保量保价策略，主要是针对合约内的非市场化电量，以确保价格稳定，减少业绩波动，这有助于为公司提供一个良好的业绩基数。对于市场化销售的部分，我们遵循市场原则，期望获得一定的溢价，这需要双方协商。当前看来，保量保价相对稳定，而保量竞价呈现稳中有升的态势。

Q：公司未来发展中有哪些值得关注的重点？

A：对于长江电力来说，电价、水电量（即利用小时数），以及分红都是我们目前关注的核心内容。水电的价格更多地反映了其在电影上的价值，并与火电端的电量价格挂钩。我们希望进一步挖掘水电的绿色价值和调峰调频价值辅助服务，以实现水电价格的稳步上涨。除了经营现有资产，公司也在积极拓展新能源和抽蓄业务以增加增量。这些新业务与国家战略高度契合，如能源结构转型和“双碳”目标，预计将来会有极大的发展潜力。我们正在积极推进新能源2030年达到12亿的目标，并通过电化学、压缩空气储能等技术提升储能效率，以强化公司在清洁能源和调峰调频领域的地位。

Q：市场化交易如何影响电价，以及容量电价变化对长江电力的影响？

A：参与市场化交易对提升平均电价有正面效应。随着容量电价的提升，例如未来可能从覆盖成本的30%增加到50%以上，可能会引起市场电价的进一步调整。根据国家在2026年的目标，我们可以预见对固定资产投入，尤其是煤电投入领域，容量电价上涨可能导致电价下降。然而，我们不仅仅专注于短期的电价变化，更注重长期的绿色价值和辅助服务价值。未来价格机制可能会发生调整，水电电价有可能获得提升。我们的策略是踏踏实实地做好每一步，而不是过度关注短期的市场波动。