点击上方“公众号”可以订阅哦 投资要点
公司简介：稀缺的水电龙头标的，兼具价值与成长。公司主要从事水力发电业务，截至2018年底公司运行管理三峡、葛洲坝、溪洛渡、向家坝 4 座巨型水电站，总装机容量4549.5万千瓦，规模远超同行业其他上市公司。上市以来公司，营收和归母净利润的增长与装机容量增长保持同步，并同时受长江流域来水影响围绕业绩中枢小幅波动。与此同时，公司盈利能力也稳定在较高水平。稳定的盈利能力叠加高比例的分红，使得近年来公司股息率基本稳定在3.5-4.5%，兼具价值性与成长性。
价值性：四因素为业绩稳健&高股息创造条件。（1）收入端：电力外送区域（广东、浙江、上海）均为东南沿海发达地区、电力消纳能力较强且水电本身作为清洁能源就存在优先消纳的权利，因此公司基本不存在下游消纳限制发电量形成弃水的问题。此外，公司四库联调可以有效熨平来水波动，提高水资源利用率；发改委最新文件指明当前外送水电站的落地省市燃煤标杆电价回推机制将改为落地省市燃煤基准电价回推机制。由于基准价与现行标杆电价一致，因此落地端回推电价也将维持稳定，由此消除了前期国常会上并未明确后续水电落地端回推电价如何改革的隐忧。此外，当前公司市场化交易电量仅占到公司总售电量的11%，公司度电均价对市场化折价幅度不敏感；（2）成本端：公司电站平均单位投资成本为0.93万元/千瓦、具备明显优势，相应形成的单位折旧费用也较低。此外，良好的信用等级使得公司具备显著的融资成本优势，还本付息压力较小；（3）投资收益：公司可通过处置长期股权投资等手段平滑主营业绩波动。此外，公司参股多家水电上市公司，旨在通过股权纽带关系，建立利益分享机制，打造战略协同效应；（4）“集团注入”模式：使建设期较大的资本开支对公司自由现金流的影响最小化，保证了水电站注入后形成的充沛现金流可以立即用来进行还本付息，公司在不断阶段性成长的同时仍拥有极强的回报股东的能力。稳健的业绩叠加高比例的分红，公司股息率预计将长期稳定在3.5%-4.5%区间内，极具吸引力。
成长性：乌、白注入装机量再上台阶，海外配电业务进一步打开成长。自成立以来，长江电力的业绩实现了两次跨越式增长，核心驱动力是装机量的增长。当前三峡集团在建的乌东德水电站（1020万千瓦）和白鹤滩水电站（1600万千瓦）首台机组将分别于2020年和2021年分别投产。根据三峡集团避免同业竞争的承诺，两座巨型电站将在建成后择机注入上市公司，届时公司控股装机容量将大幅增长57.6%至7169.5万千瓦，发电量有望增长47.04%至3168.35亿千瓦时，由此实现新一轮的跨越式增长。此外，在当前水电行业增长空间逐渐收窄的背景下，公司积极向下延伸产业链，进军配售电业务。2019年9月30日公司发布公告称拟竞标购买秘鲁配电资产，此次投资为公司实现向水、电两端延伸和国际化发展战略，逐步形成发、配、售电产业链协同一体化优势奠定了坚实基础，同时也进一步打开公司未来的成长空间。
投资策略：公司是A股市场中为数不多的兼具价值性和成长性的标的。存量方面，稳健的业绩叠加高比例的分红，未来公司股息率预计将长期维持在3.5%-4.5%区间内，在国内利率趋势向下的背景下价值性愈发凸显。增量方面，乌东德、白鹤滩电站建设工作正有序进行，未来公司装机量和业绩有望再次得到大幅提升，收购海外资产也将进一步强化公司成长属性。我们预计2019/20/21年实现归属于母公司股东净利润分别为229.44/231.18/231.24亿元，折合EPS分别是1.04/1.05/1.05元/股，当前17.76元股价，对应PE分别为17.0X/16.9X/16.9X，维持公司“增持”评级。
风险提示：流域来水波动风险；相关工程建设进程不及预期；电价形成机制变动风险。

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1 公司简介：稀缺的水电龙头标的，兼具价值与成长
稀缺的水电龙头标的，手握优质水电资产。长江电力（600900.SH）于2002年11月由葛洲坝电厂改制成立，2003年11月于上交所上市。公司主要从事水力发电业务，自2002年成立以来，其控股股东三峡集团（持股57.92%）投资承建的多个水电站逐步注入。截至2018年底，公司运行管理三峡、葛洲坝、溪洛渡、向家坝 4 座巨型水电站，均属于国内稀缺的巨型水电资源，总装机容量4549.5万千瓦，占全国水电装机的12.92%，2018 年发电量2154.82亿千瓦时，占全国水电发电量的17.48%。作为当之无愧的水电龙头企业，公司水电装机规模远远领先同行业其他上市公司，未来三峡集团的乌东德、白鹤滩两座巨型水电站投产后将择机注入公司，进一步巩固公司行业龙头地位。



兼具价值性与成长性。公司上市以来，营收和归母净利润的增长与装机容量增长保持同步，并同时受长江流域来水影响围绕业绩中枢小幅波动。2016年收购川云公司后，公司装机容量同比增长80%、发电量同比增长96.3%；营业收入同比增长101.9%、净利润同比增长80.4%。2019H1，在来水情况较好以及增值税返还政策消失的共同作用下，公司营收（203.63亿元）同增6.00%，归母净利润（85.72亿元）同增0.59%。与此同时，近五年公司销售毛利率稳定在60%左右，销售净利率维持在42%-47%， ROE（摊薄）在12.6%-16.5%之间，盈利能力稳定在较高水平。稳定的盈利能力叠加高比例的分红，使得近年来公司股息率基本稳定在3.5-4.5%。



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价值性：四因素为业绩稳健&高股息创造条件
收入端：消纳优势&梯级联调保证利用小时
水电站的收入端取决于上网电价和利用小时数。水电站的营业收入=上网电价*上网电量。其中，（1）上网电价：目前上网电价主要有成本加成法、落地省区电价倒推法、水电标杆电价法、市场化定价法四种定价方法，其中葛洲坝电站适用成本加成法，三峡电站、溪洛渡和向家坝电站适用落地省市电价倒推法。（2）上网电量：上网电量=发电量*（1-厂用电率-线损率），发电量=装机量*利用小时数，在装机量、厂用电率基本不变的情况下，上网电量主要取决于利用小时数的高低，而利用小时数的高低则取决于来水情况（自然资源波动）、电力消纳（弃水情况）以及节水增发能力（流域梯级联调）三个方面。

配备专用线路外送负荷集中地区+清洁能源优先上网保障消纳。公司运营管理的水电站均为国家重点能源工程和“西电东送”骨干电源，在国家能源战略中具有独特地位和重要作用，因此国家统筹安排并配备了专用输变电线路保障公司电站的电能消纳。由于外送区域（广东、浙江、上海）均为东南沿海发达地区、电力消纳能力较强且水电本身作为清洁能源就存在优先消纳的权利，因此公司基本不存在下游消纳限制发电量形成弃水的问题。

流域优势保障来水，梯级调度熨平来水波动。公司运营电站所处的金沙江（长江）流域起源于西藏地区，其来水由冰川融雪和降雨两方面决定，相较于仅依赖降水的南盘江、红水河流域，金沙江（长江）流域来水途径更为丰富，相比之下波动更小。此外，从图表9可以看出自2016年公司收购向家坝、溪洛渡电站后，公司四库联调开始发挥效用，有效地熨平了来水波动，提高了水资源利用率，增加了梯级电站的发电量，下游的三峡和葛洲坝的来水量和发电量均存在不同程度提升。2018年，公司梯级电站累计节水增发99.3亿千瓦时，占总发电量的4.61%，最大化的平滑了由来水波动造成的利用小时波动，从而保证了利用小时数的相对稳定。



新政策出台后电价隐忧不再。目前公司的葛洲坝电站电价执行成本加成法；三峡电站执行2011年文件，送电到各省市的落地电价原则上按照受电省市电厂同期的平均上网电价水平确定，并随受电省市平均电价水平变化而浮动；2016年收购溪洛渡和向家坝水电站后，公司整体电价显著提升，主因溪洛渡和向家坝作为外送电站，电价执行落地端燃煤标杆电价倒推机制且送电区域（广东、浙江、上海）的燃煤电价较高。从目前各省市燃煤标杆电价看，广东省（0.4530元/千瓦时）和广西省（0.4207元/千瓦时）优势最为明显，其次是上海市（0.4155元/千瓦时）和浙江省（0.4153元/千瓦时）。根据国家发改委发布的《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》，核电、燃气发电、跨省跨区送电价格形成机制等形成的电价，参考燃煤发电标杆上网电价的均改为参考基准价。因此，当前外送水电站的落地省市燃煤标杆电价回推机制将改为落地省市燃煤基准电价回推机制。由于基准价与现行标杆电价一致，因此落地端回推电价也将维持稳定，由此消除了前期国常会上并未明确后续水电落地端回推电价如何改革的隐忧。


市场电占比仅为11%，度电价格对市场化折价幅度不敏感。目前公司市场化交易电量主要集中在溪洛渡、向家坝两个电站。具体来看，长江电力18年市场化交易电量主要包括向家坝送上海75亿千瓦时、溪洛渡左岸送浙江78.38亿千瓦时、溪洛渡右岸送广东68亿千瓦时，市场化交易电量合计236.1亿千瓦时，仅占到公司总售电量的11%，在所有水电上市公司中占比最小，远低于其他上市公司，公司度电价格对市场化折价幅度不敏感。市场电折价幅度方面，水电市场化交易电价受供需影响、呈现季节性波动，但公司运营的溪洛渡电站和向家坝电站属于大型水电站，多参与电力市场年度长协交易，可有效削弱单月、单季供应过剩对公司售电电价的冲击，近三年公司市场电电价在0.2755-0.3085元/千瓦时范围内；同时，2018年以来随着交易行为逐渐趋于理性，市场电折价幅度在不断收窄后逐渐企稳，具有代表性的广东省月度集中竞价出清价差目前稳定在3分/千瓦时左右，市场电折价幅度基本可控。




成本端：水电站单位投资成本&融资成本低
折旧费用和财务费用构成公司主要成本。在公司营业总成本中折旧成本占比排名第一，约占到40%-50%，其高低主要受到水电站单位投资成本、折旧年限等因素影响，公司近几年折旧在营业总成本的占比基本稳定在44%左右；财务费用占比排名次位，约占到20%-30%，主要由单位投资成本、信用等级、市场利率等因素决定，公司近几年财务费用在营业总成本中占比稳定在21%-24%区间范围内。


长电单位投资成本优势显著。由于水电站所在的地理位置不同，导致其施工难度各不相同，因此水电站的初始装机成本有所差异。从我们统计的各上市公司水电站的数据看，单位投资成本基本在0.7-1.3万元/kw区间内，中位数为0.9万元/kw。具体公司看，大型水电公司里长江电力、华能水电、国投电力在运水电站单位平均投资成本分别为0.93、1.16和1.30万元/千瓦，长江电力单位投资成本优势较为显著，这与三峡集团多年丰富的水电站建设经验、巨型水电站建设形成的规模效应以及较低的融资成本密不可分。

挡水建筑物（大坝）、厂房的实际使用年限长于财务折旧期，折旧期结束利润将进一步释放。公司的固定资产包括挡水建筑物（大坝）、房屋及建筑物、机器设备、运输设备和电子及其他设备五类，2018年共计提折旧122.09亿元，上述五类固定资产折旧占比分别为26.25%、20.24%、53.14%、0.06%、0.31%。其中，机器设备、电子设备和运输设备的实际使用年限与折旧年限相近，现有折旧水平能够较好地反映这三类资产的耗损情况。挡水建筑物和房屋的使用年限一般可超过100年，而三峡大坝、溪洛渡大坝、向家坝大坝财务折旧年限为45年，葛洲坝大坝为60年，财务折旧期与实际使用年限存在较大差异，因此在折旧期满后公司利润将实现进一步释放。据测算，公司所运营的电站主要于2002-2014年投产，将从 2047年开始陆续完成折旧计提，以2018年挡水建筑物折旧32.05亿元、房屋及建筑物折旧24.71亿元进行简单测算，折旧计提完毕之后，公司每年净利润将增加24.04亿元、18.53亿元，分别占到2018年归母净利润（226.11亿元）的10.63%和8.2%。


信用优势使得公司具备较强的融资成本把控能力。公司2016至今的债券发行成本（票面利率）趋势虽然基本与市场利率同步，但由于公司财务状况优良、现金流稳定充沛，加之公司在国内国际资本市场信誉良好，拥有国内AAA 级和国际主权级的信用优势，因此融资成本相比同期银行利率低很多，具有显著的融资成本优势。除此之外，公司能够主动根据债券市场利率调整发债规模，具有较强的融资成本把控能力。具体来看，在市场利率较低的2009年和2016-2017年，集团把握低利率窗口注入电站资产、帮助上市公司降低资金成本，很好的把控融资成本。

投资收益：有效平抑主营业务业绩波动
公司可通过处置长期股权投资等方式平滑业绩。长电充沛的现金流除用于偿还债务外，还积极开展资本运作、围绕水电主业对外投资，2018年公司新增对外投资79亿元，实现投资收益 27 亿元，占归母净利润的12%，是公司盈利的重要来源。复盘公司营业收入与投资收益，发现二者存在明显负向相关关系，进一步研究发现是公司通过处置长期股权投资平滑业绩所致。具体看，近年来长电权益法核算的长期股权投资收益总体稳中有升，可供出售金融资产取得的投资收益稳定在3-4亿元，只有处置长期股权投资收益波动较大。在长江上游来水偏枯的2013年和2015年（同比分别偏枯17.91%和13.78%），公司主动处置部分长期股权投资，分别获得1.14亿元和5.82亿元投资收益弥补营业收入的下滑；在来水偏丰的2014年（同比偏丰 19.09％）、2016年（溪洛渡水库偏丰12.2%、三峡水库偏丰8.2%）和2018年（溪洛渡水库偏丰13.21%、三峡水库偏丰8.44%），公司基本没有产生该项投资收益。
参股其他水电上市公司，建立长江中上游水资源联合调度。在股权投资方面，为了通过股权纽带关系，建立利益分享机制，实现多电站的科学优化调度，公司参股了多家水电上市公司，旨在打造战略协同效应，进一步促进流域水资源的联合调度、提高水资源利用率。具体来看，截至2019年中期，公司分别持有国投电力和川投能源10.61%和11.12%股权，两家公司持有的雅砻江水电公司是金沙江最大支流雅砻江唯一的水电开发主体；持有湖北能源25.19%股权，湖北能源的水布垭电站位于清江流域，是长江的主要支流之一。



“集团注入”模式：为高分红和高股息创造条件
公司装机增长来自“集团注入”模式。长电装机增长来自于特殊的“集团注入”模式，即水电站建设期由三峡集团负责开发，建设完成后注入上市公司并由上市公司负责后续运营。长电上市以来的水电装机的注入进程如下：
三峡电站：1994年开工建设，2003年7月首批机组并网发电，同年10月注入公司，2008 年10月左右岸26台机组共计 1830 万千瓦全部投产，次年9月注入公司；2012年7月，三峡电站地下机组全部投产，同年9月注入公司。三峡电站装机规模为2250万千瓦，分6次注入，总交易价格为1546.64亿元，其中承接债务、发行股份、现金支付三种支付方式占比分别为33%、13%和54%。
溪洛渡、向家坝电站：由三峡集团子公司川云公司承建，2006年开工建设，2009 年实现截流、进入主体工程浇筑阶段，2014年7月两座电站共计2026万千瓦全部投产，2016年3月注入公司，总交易价格为797.35亿元，其中发行股份和现金支付方式占比分别为53%和47%。

“集团注入”模式成就了成长与价值兼备的长电。水电行业属于典型的重资产行业商业模式，主要表现为水电站建设期高资本开支（CAPEX）和投产后运营期充沛现金流（CFO)的基本特征。“集团注入”模式使建设期较大的资本开支对公司自由现金流的影响最小化，保证了水电站注入后形成的充沛现金流可以立即用来进行还本付息，公司在不断阶段性成长的同时仍拥有极强的回报股东的能力。当前长江电力的分红承诺为2016-2020年按不低于0.65/股进行现金分红；2021-2025年按不低于当年实现净利润的70%进行现金分红。2017、2018年公司每年分红0.68元/股，对应股息率在3.8%左右，假设按照21年70%以上分红率计算，70%/75%分红率对应当前市价股息率分别为4.13%和4.45%。考虑到长江电力稳健的业绩，公司股息率预计将长期稳定在3.5%-4.5%区间内，股息率极具吸引力。
利率趋势预期向下，高股息权益资产价值性凸显
利率预期随经济增速下行。经济增长是投资回报的重要来源，理论上说利率水平应与经济增速呈现线性正相关关系。过去十年，虽然经济增速持续下滑，但受到房地产价格持续上涨（房价上涨的资本利得可以覆盖融资成本上升）、基建投资占比较大（地方政府对利率不敏感，承担大量高利率债务）等因素影响，国内利率走势基本震荡走平。然而，未来随着房价的止涨甚至回落、地方融资监管趋严以及刚兑的逐步打破，国内利率水平有望随经济增速一起缓慢下行。

高股息资产价值性凸显。经济高速增长时期，货币政策放水带来资产价格的上涨，盈利主要来自于资产的资本利得；而在当前经济增速缓慢下行预计带动利率趋势向下的大背景下，想要获得资产的资本利得将会变得越来越困难，业绩稳健且愿意回报股东的权益资产的价值性在新的背景下无疑显得更为珍贵。当前固定利率国债一年期、三年期、五年期、十年期利率分别为2.59%、2.82%、2.96%和3.21%，相比之下长江电力等水电龙头3.5%-4.5%的股息率更富吸引力，凸显了公司的战略配置价值。


价值性凸显的结果是抬升标的估值。从出发点上看，购买业绩稳健、高分红权益资产的主要吸引力是稳定的业绩+较高的分红率所导致的高股息率。但是从结果看，资金的不断涌入还会对业绩稳健、高分红权益资产的估值产生持续抬升作用。未来水电龙头估值抬升的驱动力预期分为两种：（1）国内利率趋势向下导致水电龙头的价值性不断凸显，从而带动国内资金增配；（2）在利率水平较低的海外市场，类似长江电力、华能水电等盈利稳定、高股息率资产（如香港中华煤气、粤海投资、中电控股等）均具有较高估值，当前水电龙头的估值距离海外同类型公司估值水平仍存在一定差距，有望持续吸引外资增配。




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成长性：乌、白注入装机量再上台阶，海外配电业务进一步打开成长
行业空间：资源开发超六成，大型优质水电资产日益稀缺
国内水电资源开发已超六成。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装机为6.94亿千瓦、技术可开发装机为5.42亿千瓦。截至2018年末我国水电装机容量为3.5亿千瓦，占技术可开发量的63%。其中，十三大水电基地目前规划总装机量达到2.86亿千瓦，占到可开发总装机量的53%。

行业装机增速放缓，发电量占比下降。“十二五”期间国家对于水电开发的政策为推进西部大型水电站开发、因地制宜开发小水电站。然而由于开发速度过快叠加西南地区电力消纳能力不足导致弃水率上升，水电的利用小时数不断下降，因此“十三五”期间国家政策转为科学有序开发大型水电、严格控制中小水电。受此影响，水电新增装机不断下滑，2018年新增装机仅为832万千瓦；发电量占全国总发电量比重也逐年下滑，由2016年的19%下降至2018年的17%。


未来开发趋势预计由中下游向上游转移，可能导致成本上升&利用小时数下降。随着国内水电资源的不断开发，主要河流中下游优质水电资源基本上开发完毕，优质水电资源变得日益稀缺，后续水电开发的趋势预计将更多由中下游向上游转移，由此可能会带来单位投资成本的上升与利用小时数一定程度的下降。以雅砻江流域为例，可以看到中下游随着梯级电站高度的增加，单位投资成本存在明显的上升趋势，利用小时数呈现一定下滑态势。考虑到雅砻江上游靠近西藏，开发成本预计会进一步升高，由此可能导致水电站开发的经济性（IRR）难以保障。

乌东德、白鹤滩电站注入在即，驱动新一轮业绩增长
业绩增长的本质是装机量的增长。自成立以来，长江电力的业绩实现了两次跨越式增长，核心驱动力是装机量的增长。具体来看：
2009-2010年：2009年9月，公司收购三峡电站9#—26#18台机组共计1270万千瓦，装机容量由837.7万千瓦提升至2107.7万千瓦，增长151.61%，2009-2010年，发电量增长109.68%、营业收入增长118.68%、归母净利润增长93.01%；EPS由2008年的0.4176增加至2010年的0.4985，增幅19.37%，显著增厚了公司业绩。
 2016年：公司通过发行股份和现金支付相结合的方式收购川云公司，装机容量增加2026万千瓦，同比增长80%，发电量同比增长96.3%、营业收入同比增长101.9%（重述后为3.17%）、净利润同比增长80.4%（重述后为13.97%），EPS由0.6982增至0.9446，增长35.29%，又一次大幅增厚公司业绩。
乌白两座巨型电站预期注入，将驱动新一轮业绩跨越性增长。乌东德水电站装机容量为1020万千瓦，年设计发电量为389.1亿千瓦时，于 2011 年开始筹建，2015年12月正式开工，计划2020年首批机组发电、2021年12月竣工，建成后通过昆柳龙直流送电广东、广西；白鹤滩水电站装机容量为1600万千瓦，年设计发电量为624.43亿千瓦时，于2012年开始筹建，计划2021年首批机组发电，2022 年12月全部竣工，计划送电区域为浙江和江苏。根据三峡集团避免同业竞争的承诺，乌白两座巨型电站预期将在建成后择机注入上市公司，届时公司控股装机容量将大幅增长57.6%至7169.5万千瓦，按照乌白年设计发电量、2018年公司发电量进行测算，乌白注入后公司发电量有望增长47.04%至3168.35亿千瓦时，实现新一轮的跨越式增长。

梯级联调更进一步，助力内生增长。节水增发电量属于内生性增长，基本不需要新增成本，能够有效降低公司度电成本，增厚公司利润。目前三峡集团在建的乌白电站与溪洛渡、向家坝电站同样地处金沙江下游，投产后公司将科学开展乌东德-白鹤滩-溪洛渡-向家坝-三峡-葛洲坝梯级联合调度，进一步平抑来水量波动，有望通过“节水增发”增加发电量约300亿千瓦时。远期看，若长江上游电站均实施联合优化调度，将进一步增加流域发电量约420亿千瓦时。

打造发配售电协同优势，海外扩张强化成长
收购秘鲁配电资产，打造发配售电协同优势。2019年9月30日公司发布公告称将通过全资子公司长电国际竞标购买美国纽约证券交易所上市公司Sempra Energy在秘鲁配电等资产。截至目前，公司已与Sempra Energy在荷兰设立的持股主体签署股权收购协议。本次投资的标的资产为Sempra Energy设在荷兰的特殊目的公司（Sempra Energy International Holdings N.V., 以下简称“Sempra荷兰”）所持有的Sempra Americas Bermuda Ltd.（以下简称“SAB公司”）100%股权以及Peruvian Opportunity Company S.A.C.（以下简称“POC公司”）约50.00000069%股权，其中POC公司剩余约49.99999931%的股权由SAB公司持有。SAB公司和POC公司拥有的核心资产为利马证券交易所上市公司Luz del Sur S.A.A.（以下简称“LDS公司”）83.64%的股权。交易基础收购价格为35.9亿美元，最终收购价格将在基础收购价格的基础上根据价格调整机制进行调整。上述收购完成后，预计将触发对LDS公司剩余不超过13.7%股份的强制要约收购。本次交易对价拟采用现金支付（预计为融资+自有资金形式）。本次投资有利于公司在配售电领域形成核心能力，完成后LDS公司可与中国三峡集团在当地已有水电项目形成发电、配电协同效应，配售电业务将有效平滑发电业务盈利的波动性。此次投资也为公司实现向水、电两端延伸和国际化发展战略，逐步形成发、配、售电产业链协同一体化优势奠定了坚实基础。


海外扩张强化成长。公司自2002年上市以来，主要依靠集团注入模式实现装机容量的提升和水电业务的增长，而在乌东德、白鹤滩水电站投产后，控股股东三峡集团在国内已无明确的水电开发计划，未来公司的水电主业不容易再实现大幅增长，亟需打造新的利润增长点。2015年3月，国务院印发《进一步深化电力体制改革意见》（中发[2015]9号文），按照“管住中间、放开两头”的体制架构，有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序向社会资本开放配售电业务，鼓励以混合所有制方式发展配电业务。长江电力积极响应电力体制改革政策，战略布局配售电业务，延伸传统的发电产业链，先后参与投资设立重庆两江长兴电力公司、福建省配电售电公司、三峡电能、重庆长电联合能源，成为三峡水利单一最大股东。此次海外扩张，再次验证长电未来将主营业务逐步向下游延伸，打造新的业绩增长点，强化自身成长属性。
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投资策略：给予“增持”评级
公司是A股市场中为数不多的兼具价值性和成长性的标的。存量方面，稳健的业绩叠加高比例的分红，未来公司股息率预计将长期维持在3.5%-4.5%区间内，在国内利率趋势向下的背景下价值性愈发凸显。增量方面，乌东德、白鹤滩电站建设工作正有序进行，未来公司装机量和业绩有望再次得到大幅提升，收购海外资产也将进一步强化公司成长属性。我们预计2019/20/21年实现归属于母公司股东净利润分别为229.44/231.18/231.24亿元，折合EPS分别是1.04/1.05/1.05元/股，当前17.76元股价，对应PE分别为17.0X/16.9X/16.9X，维持公司“增持”评级。

风险提示
（1）来水波动风险；水力发电存在波动性，最主要的原因是流域来水的波动，虽然长江电力这种大型水电公司可以通过多个水电站梯级联调较大程度熨平来水波动，但仍然存在相关不确定性风险。
（2）相关工程建设进程不及预期；若乌东德、白鹤滩电站建设进程不及预期，将推迟资产注入上市公司的时间；若乌东德、白鹤滩电站外送通道建设进程不及预期，有可能产生消纳问题。
（3）电价形成机制变动风险；2019年10月国家发改委发布了《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》，虽指明核电、燃气发电、跨省跨区送电价格形成机制等形成的电价，参考燃煤发电标杆上网电价的均改为参考基准价，但政策后续仍存在变动风险。
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