公用事业/电力
长江电力（600900.SH）日期2026/7/6当前股价(元)27.19一年最高最低(元)30.79/25.386,652.916,652.91总股本(亿股)244.68流通股本(亿股)244.68近3 个月换手率(%)27.04股价走势图数据来源：聚源水电龙头资产稀缺，低利率环境配置价值凸显——公司首次覆盖报告王高展（分析师）黄懿轩（联系人）证书编号：S0790525070003证书编号：S0790125070014 全球水电龙头资产稀缺，六库联调平台价值突出长江电力隶属于三峡集团，拥有葛洲坝、三峡、向家坝、溪洛渡、乌东德、白鹤滩六座梯级电站，国内水电装机规模7169.5 万千瓦。乌东德、白鹤滩资产注入后，公司收入和利润上升，盈利稳定性和现金流质量较高，低利率环境下具备配置价值。我们预计公司2026-2028 年归母净利润分别为345.3/348.7/362.6 亿元，当前股价对应 PE 分别为19.2/19.0/18.3 倍。首次覆盖，给予“买入”评级。 水电商业模式稳定，来水修复与联合调度驱动电量增长水电利用天然水位落差进行发电，不需要消耗燃料，机组寿命较长，度电成本低于其他主流电源。水电成本结构以折旧和财务费用为主，盈利主要受上网电量、上网电价、折旧及财务费用影响。公司六座梯级电站覆盖长江干流关键水电资源，通过联合调度可减少弃水、提升水库平均运行水头，提高水能利用效率。2025年公司六库联调实现节水增发电量140.1 亿千瓦时，后续随着来水及利用小时数逐步向历史平均水平回归，公司发电量和水电收入有望保持稳健增长。 折旧及财务费用有望下行，高分红凸显低利率环境配置价值水电站实际使用年限或远高于折旧年限，随着存量机组折旧陆续到期，公司折旧成本有望逐步下降; 三峡电站左岸和右岸机组机器设备预计分别在十四五、十五五期间陆续折旧到期。同时，乌东德、白鹤滩资产注入后财务费用阶段性上升，2024-2025 年已呈回落趋势，后续债务结构优化有望推动盈利能力修复。公司经营性现金流长期高于净利润，盈利能力和分红比率稳定且高于行业可比公司。 风险提示：来水不及预期；电价波动风险。指标2024A2025A2026E2027E2028E营业收入(百万元)84,49286,24287,00986,82587,680YOY(%)8.12.10.9-0.21.0归母净利润(百万元)32,49634,50334,53034,86636,260YOY(%)19.36.20.11.04.0毛利率(%)59.161.759.960.161.1净利率(%)38.540.039.740.241.4ROE(%)14.815.013.111.710.8EPS(摊薄/元)1.331.411.411.421.48P/E(倍)20.419.219.219.018.3P/B(倍)3.13.02.62.32.0数据来源：聚源、开源证券研究所-20%-10%0%10%20%30%2025-072025-112026-03长江电力沪深300公司首次覆盖报告目 录1.1、 三峡集团水电核心上市平台，六座梯级电站资产完整 .............................................................................................. 41.2、 股权结构稳定，核心资产权属清晰.............................................................................................................................. 51.3、 乌白资产注入抬升收入利润，盈利能力逐步上升 ...................................................................................................... 51.4、 装机规模领先，六座巨型电站构筑稀缺壁垒 .............................................................................................................. 62.1、 低成本与高灵活性奠定水电商业模式优势 .................................................................................................................. 72.2、 常规水电开发进程步入中后期，抽蓄、新能源成为新增量 ...................................................................................... 83.1、 六库联调提升水能利用率，调度优势持续兑现 ........................................................................................................ 103.2、 主营水电业务量价稳定，来水支撑发电增长 ............................................................................................................ 133.2.1、 电量：装机规模趋于稳定，发电量主要受来水与联调效率影响 ................................................................. 133.2.2、 电价：定价机制成熟，上网电价整体保持稳定 ............................................................................................. 143.3、 抽水蓄能项目储备充足，贡献长期增量 .................................................................................................................... 164.1、 存量机组折旧到期释放利润 ....................................................................................................................................... 174.2、 债务成本下行带动财务费用改善 ............................................................................................................................... 184.3、 公司盈利和现金流质量高，分红稳定 ........................................................................................................................ 205.1、 核心假设与盈利预测 ................................................................................................................................................... 215.2、 估值与评级 ................................................................................................................................................................... 22附：财务预测摘要 .......................................................................................................................................................................... 24图表目录图1： 三峡集团业务覆盖水电、新能源等板块，长江电力为水电核心上市平台 .................................................................... 4图2： 长江电力持续承接集团优质水电资产，逐步形成六库联调格局 .................................................................................... 4图3： 三峡集团为公司控股股东，核心资产平台权属清晰 ........................................................................................................ 5图4： 公司营业收入在乌白资产注入迈上新台阶 ........................................................................................................................ 5图5： 公司归母净利润随资产扩容稳步增长................................................................................................................................ 5图6： 公司盈利能力整体维持在较高水平 ................................................................................................................................... 6图7： 财务费用为公司主要费用 ................................................................................................................................................... 6图8： 长江电力装机规模显著领先主要水电上市公司 ................................................................................................................ 6图9： 公司六座核心电站单站装机规模领先................................................................................................................................ 7图10： 水电度电成本显著低于其他主流电源.............................................................................................................................. 7图11： 水光互补，提高新能源发电利用率 .................................................................................................................................. 8图12： 常规水电装机增速放缓，抽水蓄能保持较快增长 .......................................................................................................... 9图13： 风光新增装机快速扩张，显著高于水电新增规模 .......................................................................................................... 9图14： 2021 年我国水电装机占比14.91% ................................................................................................................................. 10图15： 2025 年我国水电装机占比9.82% ................................................................................................................................... 10图16： 正常蓄水位和防洪限制水位是电站水库的两个重要运行水位 .................................................................................... 10图17： 三峡-葛洲坝梯级水利枢纽协同配合 .............................................................................................................................. 11公司首次覆盖报告图18： 梯级联合调度减少弃水，提高水能利用率 .................................................................................................................... 11图19： 梯级联合调度提升水库平均运行水头............................................................................................................................ 12图20： 长江电力通过梯级及区域联合调度实现全流域协同效应 ............................................................................................ 12图21： 2003 年三峡水库投运后，葛洲坝电站来水波动减小，发电量平稳提升................................................................... 13图22： 2025 年长江电力六库联调实现节水增发电量140.1 亿千瓦时 .................................................................................... 13图23： 公司装机容量与发电量随电站投产和并表实现多次阶跃提升 .................................................................................... 13图24： 公司六座梯级电站发电量整体稳定，年度波动主要受来水影响 ................................................................................ 14图25： 广东、广西、江苏市场化交易电价阶段上行后回落 .................................................................................................... 16图26： 2015 年-2025 年公司上网电价（元/兆瓦时） ............................................................................................................... 16图27： 乌白并表后公司营业总成本明显上升............................................................................................................................ 17图28： 折旧及财务费用为营业总成本主要构成 ........................................................................................................................ 17图29： 2016-2022 年长江电力折旧稳步下降，平均每年减少2.29 亿元 ................................................................................ 18图30： 公司历次资产注入后资产负债率脉冲上升，之后逐步回落 ........................................................................................ 19图31： 公司历次资产注入后财务费用脉冲上升，之后逐步回落 ............................................................................................ 19图32： LPR 下行推动市场利率中枢下移 ................................................................................................................................... 19图33： 公司平均债务成本率持续下降 ....................................................................................................................................... 19图34： 公司净利率整体高于主要可比公司................................................................................................................................ 20图35： 公司净现比高，现金流充裕 ........................................................................................................................................... 20图36： 公司分红比例长期处于较高水平 ................................................................................................................................... 21表1： 水电是优秀的灵活性电源 ................................................................................................................................................... 8表2： 按水库调节能力不同可大致分为日或周调节、季调节、年调节、多年调节四类 ...................................................... 11表3： 公司存量水电站扩机及容量调整空间合计约437.5 万千瓦 ........................................................................................... 14表4： 水电上网电价主要包括成本加成、标杆电价、倒推电价和市场化定价四类 .............................................................. 15表5： 长江电力六座水电站消纳区域及电价定价方式 .............................................................................................................. 15表6： 公司抽水蓄能项目储备充足，预计2028 年后陆续投产 ................................................................................................ 17表7： 挡水建筑物折旧年限约50 年，机器设备折旧年限约20 年 .......................................................................................... 18表8： 盈利预测 ............................................................................................................................................................................. 22表9： 公司估值高于可比公司均值 ............................................................................................................................................. 23公司首次覆盖报告
1、 三峡集团水电核心平台，优质资产持续注入夯实龙头地位
1.1、 三峡集团水电核心上市平台，六座梯级电站资产完整长江电力聚焦水电主业，是三峡集团水电运营核心上市平台。三峡集团是全球领先的清洁能源集团，业务覆盖水电、新能源、生态环保等；其中，长江电力作为集团控股上市公司，主要从事大型水电站运营管理。乌东德、白鹤滩资产注入完成后，公司拥有葛洲坝、三峡、向家坝、溪洛渡、乌东德、白鹤滩六座梯级电站全部发电资产，国内水电装机规模达到7179.5 万千瓦。图1：三峡集团业务覆盖水电、新能源等板块，长江电力为水电核心上市平台长江电力成立于2002 年；2003 年在上海证券交易所上市；上市初期，公司主要运营葛洲坝电站和三峡电站相关发电资产。此后，公司持续承接集团优质水电资产，先后完成向家坝、溪洛渡以及乌东德、白鹤滩四大水电站资产整合，逐步形成覆盖长江干流及金沙江下游的六座梯级电站运营格局。2023 年乌东德、白鹤滩电站资产收购完成后，公司水电装机规模进一步提升。近年来，公司在巩固大型水电主业的同时，逐步拓展抽水蓄能、新能源、国际业务等方向，2025 年首个“抽蓄+”清洁能源基地初步建成，葛洲坝航运扩能工程拟投入建设。图2：长江电力持续承接集团优质水电资产，逐步形成六库联调格局2002年公司正式设立2003年三峡电站首批机组投产发电；上交所IPO上市2007年发行国内首例公司债2016年参股德国Meerwind海风项目2014年向家坝、溪洛渡电站全部投产发电2020年2021年乌东德电站全部投产发收购秘鲁路德斯公司2022年白鹤滩电站全部投产发电2023年收购乌东德、白鹤滩电站全部发电资产2025年首个“抽蓄+”清洁能源基地初步建成；拟出资建设葛洲坝航运扩能工程公司首次覆盖报告1.2、 股权结构稳定，核心资产权属清晰公司控股股东为三峡集团，实际控制人为国务院国资委，股权结构整体稳定。三峡集团直接持有公司43.47%股份，为公司第一大股东；长江环保、三峡建工、三峡实业分别持股4.00%、3.60%、1.86%，均为三峡集团体系内股东。公司下属核心资产平台清晰，川云公司和云川公司均由公司100%控股，分别持有溪洛渡、向家坝以及乌东德、白鹤滩电站资产；同时，公司通过三峡电能有限公司、奉节县菜籽坝抽水蓄能有限公司等主体布局配售电、抽水蓄能等业务延展方向。图3：三峡集团为公司控股股东，核心资产平台权属清晰1.3、 乌白资产注入抬升收入利润，盈利能力逐步上升乌白资产注入后，公司收入与利润规模显著抬升。2016-2022 年，公司营业收入整体维持在500 亿元左右；2023 年，乌东德、白鹤滩电站资产注入后，公司营业收入提升至781.12 亿元，同比增长50.04%。2024/2025 年，得益于来水持续改善、六库联调提质增效，公司营业收入提升至844.92/862.42 亿元，同比增长8.17%/2.07%；归母净利润提升至324.96/345.03 亿元，同比增长19.30%/6.17%。图4：公司营业收入在乌白资产注入迈上新台阶图5：公司归母净利润随资产扩容稳步增长数据来源：Wind、开源证券研究所数据来源：Wind、开源证券研究所-10%-5%0%5%10%15%20%1,0002016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025营业收入（亿元）YoY-30%-20%-10%0%10%20%30%2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025归母净利润（亿元）YoY公司首次覆盖报告公司盈利能力保持较高水平，费用端以财务费用为主。2016-2025 年，公司盈利能力整体维持在较高区间，2022-2023 年受来水偏枯影响短期承压，2024-2025 年逐步修复，2025 公司毛利率/净利率/ROE 分别为61.67%/40.52%/15.90%。财务费用率为公司主要费用项，2016-2022 年整体呈下降趋势，由13.65%降至7.86%；2023 年受乌东德、白鹤滩资产注入后有息负债及利息费用增加影响，财务费用率升至16.07%，随后2024/2025 年回落至13.17%/10.87%。图6：公司盈利能力整体维持在较高水平图7：财务费用为公司主要费用数据来源：Wind、开源证券研究所数据来源：Wind、开源证券研究所1.4、 装机规模领先，六座巨型电站构筑稀缺壁垒公司装机规模领先。国内优质大型水电资源稀缺，公司运营乌东德、白鹤滩、溪洛渡、向家坝、三峡五座大型水电站，装机规模高于可比公司。截至2025 年末，公司水电总装机容量7179.5 万千瓦，其中境内六座电站装机容量7169.5 万千瓦。图8：长江电力装机规模显著领先主要水电上市公司数据来源：各公司公告、开源证券研究所公司坐拥全球领先的大水电资产，单站装机规模优势突出。公司运营三峡、白鹤滩、溪洛渡、乌东德、向家坝、葛洲坝六座巨型水电站，装机容量分别为2250.0/1600.0/1386.0/1020.0/640.0/273.5 万千瓦，其中三峡、白鹤滩、溪洛渡均为千万千瓦级巨型水电站。
华能水电糯扎渡、小湾装机容量分别为585.0/420.0 万千瓦，
桂冠电力龙滩规划装机容量630.0 万千瓦，雅砻江水电锦屏一二级合计840.0 万千瓦，二滩、两河口分别为330.0/300.0 万千瓦。0.0%20.0%40.0%60.0%80.0%2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025毛利率净利率ROE（摊薄）0.0%5.0%10.0%15.0%20.0%2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025销售费用率管理费用率研发费用率财务费用率7179.502811.582130.451495.061024.04586.00465.73323.35长江电力华能水电
国投电力国电电力桂冠电力
电投水电湖北能源黔源电力水电装机容量（万千瓦）公司首次覆盖报告图9：公司六座核心电站单站装机规模领先数据来源：各公司公告、开源证券研究所
2、 大水电资产稀缺性强，调节价值有望强化
2.1、 低成本与高灵活性奠定水电商业模式优势水电发电成本低，具备成本优势。水电利用天然水位落差进行发电，不需要消耗燃料，机组寿命较长，度电成本低于其他主流电源。根据各公司年报数据测算，2025 年代表水电公司的度电成本区间约为0.07-0.09 元/千瓦时，低于火电的0.32-0.38元/千瓦时，也低于风电、光伏及核电约0.18-0.23 元/千瓦时的成本区间。图10：水电度电成本显著低于其他主流电源数据来源：各公司报告、开源证券研究所（注：样本公司含长江电力、国电电力、
节能风电、
三峡能源、
中国核电等）水电是优秀的灵活性电源。目前，我国电力电量总体呈现“电量平衡有余，季节性用电高峰期间电力平衡能力偏紧”的特点。水电站机组开机灵便、迅速，从停机状态到满负荷运行仅需1min~2min 时间，能够满足调峰和备用需求。大规模新能源并网影响系统原有功率供需平衡机制，负荷反调节特性十分明显，水电站可调节出力范围大，可承担电网调峰调频、事故备用、调节新能源出力波动的重任。273.5640.01386.02250.01020.01600.0585.0420.0630.0840.0330.0300.00.0500.01000.01500.02000.02500.0长江电力华能水电桂冠电力雅砻江水电0.32-0.380.07-0.090.19-0.210.18-0.230.19-0.210.0000.1000.2000.3000.4000.500火电水电风电光伏核电度电成本最小值（元/千瓦时）度电成本区间（元/千瓦时）公司首次覆盖报告表1：水电是优秀的灵活性电源电源类型 调峰时效性功率调整幅度机组爬坡速率备注煤电一般装机容量30%-100%常规1-2%/min未经灵活性改造最小功率为70%，改造后可达30%气电较好装机容量0%-100%常规20%/min高温气体直接驱动气轮机做功，灵活性高于蒸汽轮机水电最好装机容量0%-100%常规50-100%/min调峰能力受库容影响水光互补，提高新能源发电利用率。风、光资源在时空上的随机性、间歇性所导致的风、光出力的频繁波动，极大地加剧了电网调峰、调频的压力，对电力系统的安全稳定运行影响较大。充分发挥水电调节速度快、能源可存储等优点，能有效缓解间歇性能源出力波动给电力系统带来的影响，更好地发挥促消纳、保安全作用。以西南区域可再生能源开发基地为例，拓展水风光储一体化基地建设，可以充分利用有效库容调节风光出力波动，成为了风、光等多能互补开发的重要互补能源，这也是目前解决大规模间歇性能源电力外送的有效途径之一。图11：水光互补，提高新能源发电利用率2.2、 常规水电开发进程步入中后期，抽蓄、新能源成为新增量常规水电开发进程步入中后期，优质水电资源日益稀缺。根据水电水利规划
设计总院发布的《中国可再生能源发展报告2023 年度》，我国水力资源技术可开发量约6.87 亿千瓦，年发电量约3 万亿千瓦时；截至2025 年末，我国水电累计装机容量约4.48 亿千瓦，其中常规水电装机约3.82 亿千瓦，按技术可开发量测算，常规水电开发比例已超过55%。2005-2025 年我国水电装机由1.17 亿千瓦提升至3.82 亿千瓦，复合增速约6.1%；但随着水电开发程度提升，2015-2025 年常规水电装机复合增速降至约2.6%，2025 年同比增长约1.3%。从资源分布看，剩余待开发水电资源主要集中在西南上游及生态敏感区域，项目开发面临地质条件复杂、交通配套不足、环境保护及移民安置要求较高等约束，开发难度和建设周期明显抬升。抽水蓄能在建项目丰富，装机增长确定性较强。根据国家能源局发布的《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035 年）》，到2025 年我国抽水蓄能投产总规模达到6200万千瓦以上，到2030 年投产总规模达到1.2 亿千瓦左右。截至2025 年末，我国抽水蓄能装机容量约6594 万千瓦，已提前完成2025 年规划目标；较2024 年末新增约725公司首次覆盖报告万千瓦，同比增长约12.4%。从中长期看，抽水蓄能作为电力系统重要调节电源，兼具调峰、填谷、储能、调频、调相和紧急事故备用等功能，在新能源装机快速提升背景下需求持续增加。按照2030 年1.2 亿千瓦投产目标测算，2025-2030 年我国抽水蓄能装机复合增速约12.7%，仍有望保持较快增长。图12：常规水电装机增速放缓，抽水蓄能保持较快增长数据来源：iFind、开源证券研究所相较于水电，风电、光伏新增装机增长更快。2021-2025 年，我国新增水电装机8256 万千瓦，新增风电装机3.63 亿千瓦，新增
太阳能发电装机9.56 亿千瓦。装机结构方面，2021-2025 年，太阳能发电装机占比由12.89%提升至30.88%，风电装机占比由13.82%提升至16.45%，常规水电装机占比由14.91%下降至9.82%。水风光一体化发展有望打开水电企业成长空间。随着风电、光伏装机快速提升，电力系统对灵活调节资源的需求持续增加，具备流域调节能力和送出通道优势的水电基地，有望成为风光新能源消纳和联合调度的重要平台。长江电力依托长江干流六座梯级电站，具备较强的流域联合调度能力，后续可通过水风光互补、抽水蓄能及新能源项目拓展，进一步提升综合能源运营能力。图13：风光新增装机快速扩张，显著高于水电新增规模-10.00%0.00%10.00%20.00%30.00%10,00020,00030,00040,00050,000常规水电装机容量（万千瓦）抽水蓄能装机容量（万千瓦）常规水电装机容量YOY抽水蓄能装机容量YOY100001500020000250003000035000新增发电装机容量:水电（万千瓦）新增发电装机容量:风电（万千瓦）新增发电装机容量:太阳能（万千瓦）公司首次覆盖报告图14：2021 年我国水电装机占比14.91%图15：2025 年我国水电装机占比9.82%
3、 长江电力资源禀赋优异，大水电优势凸显
3.1、 六库联调提升水能利用率，调度优势持续兑现正常蓄水位和防洪限制水位是水电站水库的两个重要运行水位。正常蓄水位指水库在正常运用情况下，为充分发挥防洪、发电、航运、生态补水等综合功能蓄到的最高水位；防洪限制水位指水库为满足拦蓄洪水的需要，在汛期需要保持的水位。水电站水库正常蓄水位与死水位之间的容积为兴利库容，又称调节库容。在入库天然径流一定的情况下，调节库容愈大，水能资源利用愈充分，水电站各时段的出力和发电量愈均匀，对满足各综合利用部门要求的能力也愈强。图16：正常蓄水位和防洪限制水位是电站水库的两个重要运行水位调节库容与多年平均年径流量之比称为库容系数，通常用来衡量水库调节能力。由于河川径流在年内、年际分布不同，不同调节性能的水库对库容系数的要求有较大的差别。当调节库容能容纳设计枯水日来水量的 30%～50%时，可进行日调节； 库容系数为2.5%～20%时，可进行季调节；当库容系数达到 20%～30%时，可进行年调节；当库容系数大于 30%时，便可进行多年调节。高层次调节水库有条件同时进行较低层次的调节，如多年调节水电站，可同时进行年、季、周、日调节。火电54.56%核电2.24%风电13.82%太阳能12.89%常规水14.91%抽水蓄能1.53%其他0.04%火电核电风电太阳能常规水电抽水蓄能其他火电39.55%核电1.61%风电16.45%太阳能30.88%常规水电9.82%抽水蓄能1.69%其他0.00%火电核电风电太阳能常规水电抽水蓄能其他公司首次覆盖报告表2：按水库调节能力不同可大致分为日或周调节、季调节、年调节、多年调节四类调节能力库容系数代表电站主要作用日或周调节30%～50%葛洲坝日内、周内调峰。季调节2.5%～20%三峡、向家坝、乌东德、二滩年内出力变化幅度较大，大多需要和火电或调节能力强的水电站与之配合，枯水期担任峰荷，丰水期担任基荷。年调节20%～30%溪洛渡、白鹤滩、锦屏一级年内出力变化幅度较小，但不具备多年径流量调节能力，平水年和丰水年平均出力大于枯水年出力。多年调节大于30%小湾、糯扎渡、两河不论在丰水期还是在枯水期，常年出力稳定，绝大部分电量属于保证电能，担负调峰、调频、事故备用等任务。充分运用水库调节库容，通过梯级联合调度减少弃水。随着水库电站的投产，按主汛期蓄水、枯水期腾库发电的方式运行，可将主汛期下游电站无法利用的洪水拦蓄到枯水期发电，提高下游电站的水资源利用率，在不影响主汛期下游梯级电站发电能力的情况下，增加了枯水期的发电量，提高机组利用小时数，改善电站的经济性。以长江流域为例，三峡电站机组过流能力大于葛洲坝电站，当预报三峡来水大于葛洲坝机组过流能力时，可以暂时拦蓄超额来水，降低三峡电站的发电流量，来匹配葛洲坝电站机组，尽量让来水依次通过三峡、葛洲坝电站机组过流，从而增葛洲坝电站的发电量，提高发电效益。同时，葛洲坝水库是
三峡水利枢纽的航运反调节水库，配合三峡水库进行下泄非恒定流的日调节，协同配合提高水能利用率。图17：三峡-葛洲坝梯级水利枢纽协同配合图18：梯级联合调度减少弃水，提高水能利用率公司首次覆盖报告梯级联合调度提升水库平均运行水头。在满足防洪要求的前提下，通过联合调度适当提前每年的汛后蓄水时间，延迟汛前水位消落时间，尽量在非汛期保持较高的平均运行水头。另外，充分利用汛期洪水资源，在保证安全的前提下，把部分洪水留在水库，待洪峰过后，再经水轮发电机组泄至下游，这样不仅增加了发电流量，同时也提高了汛期水库的平均运行水头。提高水库平均运行水头的方法，简单可以总结为“早蓄水、晚消落、动汛限”。以三峡水库为例，若来水按九十年代以来的平均值考虑，汛期（6 月10 号-9 月10 号）库水位抬高1 米，三峡电站将增发电量5亿千瓦时左右。图19：梯级联合调度提升水库平均运行水头大型水电企业调度具备天然的平台优势，2025 年长江电力梯级电站节水增发电量达140.1 亿千瓦时。2003 年，三峡水库蓄水发电，三峡-葛洲坝梯级水库正式形成；2013 年，金沙江流域的溪洛渡电站、向家坝电站投产，形成了由4 座水库组成的金沙江下游-三峡梯级水库，联合调度节水增发电量实现稳步提升。2021 年，随着乌东德电站全部投产发电，2022 年白鹤滩电站全部投产发电，六座巨型电站联合调度格局进一步完善。2025 年，公司梯级电站节水增发电量达140.1 亿千瓦时，水能利用提高率为4.68%，节水增发能力再创历史新高。图20：长江电力通过梯级及区域联合调度实现全流域协同效应公司首次覆盖报告图21：2003 年三峡水库投运后，葛洲坝电站来水波动减小，发电量平稳提升图22：2025 年长江电力六库联调实现节水增发电量140.1 亿千瓦时数据来源：长江电力价值手册、长江电力定期报告、开源证券研究所3.2、 主营水电业务量价稳定，来水支撑发电增长3.2.1、 电量：装机规模趋于稳定，发电量主要受来水与联调效率影响2003-2015 年，公司装机容量由551.5 万千瓦提升至2527.7 万千瓦，主要来自三峡电站机组陆续投产；2016 年，公司完成溪洛渡、向家坝电站收购，装机容量跃升至4549.5 万千瓦；2023 年，公司完成乌东德、白鹤滩电站收购，装机容量进一步增至7179.5 万千瓦。发电量方面，受装机扩张与流域来水共同影响，公司发电量持续上升，2025 年境内流域梯级电站发电量达3071.94 亿千瓦时，创历史新高。图23：公司装机容量与发电量随电站投产和并表实现多次阶跃提升数据来源：公司公告、开源证券研究所85.98121.3 128.7140.12010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025节水增发电量（亿千瓦时）1,0001,5002,0002,5003,0003,5001,0002,0003,0004,0005,0006,0007,0008,000装机容量（万千瓦，左轴）发电量（亿千瓦时，右轴）公司首次覆盖报告公司多个存量水电站仍具备扩机增容潜力。公司存量机组增容主要来自葛洲坝、向家坝、溪洛渡三座水电站，其中，葛洲坝扩机增容空间合计约127.5 万千瓦，主要包括扩机80 万千瓦及已于2022 年底完成的机组容量调整47.5 万千瓦；向家坝扩机增容空间合计184 万千瓦，其中扩机144 万千瓦、容量调整40 万千瓦；溪洛渡暂无扩机计划，容量调整空间为126 万千瓦。公司存量水电机组通过容量调整与扩机改造预计可带来约437.5 万千瓦装机增量。表3：公司存量水电站扩机及容量调整空间合计约437.5 万千瓦电站扩机（万千瓦）容量调整（万千瓦）总计（万千瓦）葛洲坝47.5127.5向家坝溪洛渡各水电站发电量整体波动不大。2019-2022 年，公司发电量主要由三峡、溪洛渡、向家坝、葛洲坝四座电站贡献，合计发电量基本围绕2000 亿千瓦时上下波动；2023年乌东德、白鹤滩注入后，公司发电量上升，2023-2025 年总发电量维持在约2760-3070 亿千瓦时区间。分电站看，三峡电站仍为核心发电主体，溪洛渡、向家坝贡献相对稳定，乌东德、白鹤滩并表后成为重要增量来源。图24：公司六座梯级电站发电量整体稳定，年度波动主要受来水影响3.2.2、 电价：定价机制成熟，上网电价整体保持稳定水电上网电价主要包括成本加成、标杆电价、倒推电价和市场化定价四类。早期或部分特殊水电项目多采用成本加成方式，依据项目成本、合理利润和税费核定电价；省内中小水电通常适用标杆电价。跨省跨区送电的大型水电站多采用倒推电价，即从受电端落地电价扣除输电价和线损后反推上网电价。随着电力市场化推进，部分跨省跨区送电电量也逐步通过市场化交易协商定价。葛洲坝三峡溪洛渡向家坝乌东德白鹤滩公司首次覆盖报告表4：水电上网电价主要包括成本加成、标杆电价、倒推电价和市场化定价四类定价类型价格公式定价机制适用成本加成价格=成本+利润+税费按发电项目经营期（水电30 年）或剩余经营期核定平均上网电价2001 年4 月前已建水电站（曾实行还本付息价格）；2001 年4 月后投产中小型水电站，且所在省份未公布标杆价格；2001 年
4 月后投产部分大型水电站
标杆电价价格=标杆电价以本省省级电网企业平均购电价格为基础，考虑电力市场供求变化趋势和水电开发成本制定，在同一地区实行统一的标杆电价2001 年4 月后投产中小型、非跨省统调水电站，且所在省份公布标杆价格倒推电价价格=落地价-（输电价+线损）受电省市电厂同期平均上网电价水平确定落地电价，扣除现行输电价格和线损倒推确定上网电价；落地价与燃煤发电标杆电价联动大部分跨省跨区送电水电站市场化定价价格=市场化交易电量价格落地省根据市场化交易电量协商确定部分跨省跨区送电水电站长江电力六座水电站消纳区域和电价定价方式各不相同。葛洲坝电站投产较早，电价采用成本加成方式；三峡电站电量在华中、华东及广东等区域消纳，电价主要采用落地倒推机制；溪洛渡、向家坝电站承担西南水电外送任务，电价兼具倒推电价和市场化定价特征；乌东德电站主要送广东、广西和云南，广东、广西电量以倒推机制和市场化交易为主，云南留存电量参考省内市场化交易价格；白鹤滩电站主要送江苏、浙江并留存四川、云南，过渡期后电价逐步转向市场化协商定价。表5：长江电力六座水电站消纳区域及电价定价方式电站名称丰水期枯水期电价定价方式葛洲坝华中、华东区域华中、华东区域成本加成三峡广东50%、华东50%，超过区域设计输电能力送华中消纳广东16%、华东32%和华中52%按电量比例消纳落地倒推向家坝上海四川15%、云南15%和上海70%倒推电价+市场化电价溪洛渡浙江50%、广东50%四川15%、云南15%、浙江35%、广东35%倒推电价+市场化电价乌东德送广东、广西和云南送广东、广西和云南；留存云南电量按云南省内市场化交易平均价格倒推电价+市场化电价白鹤滩外送浙江、江苏；留存四川、云南留存四川100 亿千瓦时；置换留存云南40 亿千瓦时；其余外送浙江、江苏消纳市场化电价2022-2023 年，受燃煤发电上网电价市场化改革推进、年度交易价格上浮等因素影响，广东、广西、江苏省市场化交易电价有所上行，其中广东由 2021 年约 0.4067元/千瓦时升至 2023 年约 0.5539 元/千瓦时；广西 2022-2023 年维持在约 0.4916元/千瓦时；江苏 2022-2023 年价格约 0.46-0.47 元/千瓦时。公司首次覆盖报告2024 年以后，市场交易电价逐步回落。广东 2024 年降至约 0.4656 元/千瓦时，2025 年进一步降至约 0.3919 元/千瓦时；广西 2024 年降至约 0.4482 元/千瓦时；江苏 2024 年降至约 0.4529 元/千瓦时，2025 年降至约 0.4125 元/千瓦时。图25：广东、广西、江苏市场化交易电价阶段上行后回落数据来源：各省电力市场公告、开源证券研究所2015-2025 年，公司上网电价整体较为稳定。2016-2018 年维持在约277 元/兆瓦时，2019-2021 年有所下降，2022 年起回升，2024 年达到285.52 元/兆瓦时，2025年小幅回落至280.28 元/兆瓦时。图26：2015 年-2025 年公司上网电价（元/兆瓦时）数据来源：公司公告、开源证券研究所3.3、 抽水蓄能项目储备充足，贡献长期增量公司积极布局抽水蓄能业务，在建项目储备充足。目前公司已投产运营长龙山抽水蓄能电站，装机容量210 万千瓦；同时推进甘肃张掖盘道山、安徽休宁里庄、重庆奉节菜籽坝、湖南攸县广寒坪、河南巩义后寺河、江西寻乌等抽水蓄能项目建设，合计在建及推进中装机容量约800 万千瓦。抽水蓄能电站实行两部制电价机制，收益确定性相对较强。根据《国家发展改革委关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，抽水蓄能电站电价由容量电价0.000000.100000.200000.300000.400000.500000.60000广东广西江苏240.00250.00260.00270.00280.00290.00上网电价（元/兆瓦时）公司首次覆盖报告和电量电价组成，其中容量电价主要用于回收固定成本并取得合理收益，电量电价通过市场化方式形成，用于反映抽水和发电运行成本。该机制为抽水蓄能项目长期运营收益提供一定保障。表6：公司抽水蓄能项目储备充足，预计2028 年后陆续投产抽水蓄能水电站装机量（万千瓦）状态预计投产时间长龙山已投产，目前由公司运维管理已投产甘肃张掖盘道山在建2028 年首台机组投产，2029 年全部投产安徽休宁里庄已核准，建设推进中
2030 年
重庆奉节菜籽坝在建
2031 年
湖南攸县广寒坪在建
2029 年首台机组投产
河南巩义后寺河在建2030 年首台机组投产，2031 年全部投产江西寻乌在建2030 年首台机组发电，2031 年全面投产
4、 折旧与财务费用具备下降空间，高分红提升配置价值
公司成本结构清晰，折旧和财务费用占比较高。2023 年起，公司完成云川公司收购，乌东德和白鹤滩电站纳入合并范围，营业总成本明显上升。2023 年营业总成本为494.90 亿元，其中折旧费用为189.65 亿元，财务费用为125.56 亿元，二者合计占比为63.69%；2024 年营业总成本为503.16 亿元，其中折旧费用为194.22 亿元，财务费用为111.31 亿元，二者合计占比为60.72%；2025 年营业总成本为487.66 亿元，其中折旧费用为190.89 亿元，财务费用为93.71 亿元，二者合计占比为58.36%。图27：乌白并表后公司营业总成本明显上升图28：折旧及财务费用为营业总成本主要构成数据来源：Wind、公司公告、开源证券研究所数据来源：Wind、公司公告、开源证券研究所4.1、 存量机组折旧到期释放利润电站使用年限或远高于其折旧年限，折旧到期陆续释放利润。根据公司公告，水电站主要资产挡水建筑物、房屋建筑物、机器设备折旧年限在50 年、30 年、20年左右；而1935 年建成的胡佛水坝至今已使用近90 年，1981 年投产的葛洲坝电站首台机组至今仍在运行，水电站大坝和机器设备实际使用年限或远高于其折旧年限，未来固定资产折旧陆续到期将逐步释放利润。2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025折旧财务费用其他成本0%20%40%60%80%100%2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025折旧财务费用其他成本公司首次覆盖报告表7：挡水建筑物折旧年限约50 年，机器设备折旧年限约20 年类别折旧方法平均折旧年限（年）残值率年折旧率挡水建筑物直线法-2%房屋建筑物直线法0-3%3.3%机器设备直线法0-3%5%三峡电站左岸和右岸机组机器设备预计分别在十四五、十五五期间陆续折旧到期。三峡电站左岸14 台70 万千瓦机组于2003-2005 年投产；右岸12 台70 万千瓦机组于2007-2008 年投产；地下电站5 台70 万千瓦机组于2011-2012 年投产。长江电力2003-2012 年陆续收购三峡电站32 台70 万千瓦发电机组及对应的大坝、发电厂房等电站资产，单台机组成交价格约50 亿元。2016-2022 年，长江电力折旧连续6 年下降，由123.07 亿元下降至109.33 亿元，平均每年减少2.29 亿元。2009 年长江电力收购三峡电站9-26#共18 台机组对应的发电资产，机器设备账面原值增加292.94亿元；2010 年机器设备计提折旧金额较2008 年增加21.23 亿元，据此推算三峡电站9#-26#机组机器设备平均折旧年限约13.8 年，到期时间约为2023 年前后，折旧金额共计将减少约21.23 亿元。图29：2016-2022 年长江电力折旧稳步下降，平均每年减少2.29 亿元数据来源：Wind、开源证券研究所4.2、 债务成本下行带动财务费用改善2016 年公司完成川云公司100%股权收购后，资产负债率有所上升，随后逐年下降，2022 年降至 40%。2023 年公司完成乌东德、白鹤滩电站收购后，资产负债率再次上升，2024-2025 年小幅回落。财务费用与资产负债率变化基本一致。2016-2022 年，公司财务费用整体下降，由 2016 年的 66.79 亿元降至 2022 年的 40.92 亿元。2023 年乌东德、白鹤滩电站纳入合并范围后，公司财务费用上升至 125.56 亿元；2024、2025 年分别降至111.31 亿元、93.71 亿元，呈下降趋势。-2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025长江电力折旧（亿元）公司首次覆盖报告图30：公司历次资产注入后资产负债率脉冲上升，之后逐步回落数据来源：Wind、开源证券研究所图31：公司历次资产注入后财务费用脉冲上升，之后逐步回落数据来源：Wind、开源证券研究所LPR 下调带动长江电力平均债务成本下降。2014-2015 年，1 年期 LPR 多次下调，由 5.76%降至4.30%；2019 年以后，1 年期和5 年期LPR 继续下降；带动企业平均财务成本（计算方式为财务费用/负债合计）由2015 年的5.63%降至2025 年的2.88%。图32：LPR 下行推动市场利率中枢下移图33：公司平均债务成本率持续下降数据来源：Wind、开源证券研究所数据来源：Wind、开源证券研究所（注：平均债务成本率计算方 式为财务费用/负债合计）资产负债率(%)财务费用（亿元）0.00%1.00%2.00%3.00%4.00%5.00%6.00%7.00%1年期LPR5年期LPR0.00%1.00%2.00%3.00%4.00%5.00%6.00%7.00%长江电力平均债务成本公司首次覆盖报告4.3、 公司盈利和现金流质量高，分红稳定公司净利率整体高于可比公司，盈利能力稳定。2016-2022 年，公司净利率基本维持在40%以上，2023 年降至35.79%，2024-2025 年回升至38.97%和 40.52%。与国投电力、华能水电、桂冠电力相比，长江电力净利率水平整体处于较高区间，体现公司大水电资产盈利能力较强。图34：公司净利率整体高于主要可比公司数据来源：iFind、开源证券研究所公司经营性净现金流长期高于净利润，现金回收能力较强。2011-2022 年，公司经营性净现金流基本保持在150-410 亿元区间，净利润整体稳步增长，净现比多数年份维持在1.3 倍以上。2023 年乌东德、白鹤滩电站纳入合并范围后，经营性净现金流上升至647.19 亿元，净利润上升至279.56 亿元，净现比升至2.32 倍。2024-2025年，公司经营性净现金流维持在600 亿元左右，净利润继续增长，净现比保持在1.7倍以上，整体现金流质量较好。图35：公司净现比高，现金流充裕数据来源：Wind、开源证券研究所公司现金分红比例维持较高水平。2016-2020 年，公司现金分红比例基本维持在60%-70%区间；2021 年升至70%以上，2022 年进一步上升至84.68%；2023-2025 年，公司现金分红比例稳定在71%左右。与华能水电、国投电力、
川投能源等可比公司相比，长江电力分红比例整体处于较高水平。0.00%10.00%20.00%30.00%40.00%50.00%长江电力国投电力华能水电桂冠电力0.000.501.001.502.002.502011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025经营性净现金流（亿元）净利润（亿元）净现比公司首次覆盖报告图36：公司分红比例长期处于较高水平数据来源：iFind、开源证券研究所
5、 盈利预测与估值
5.1、 核心假设与盈利预测（1）国内水电业务：假设公司各梯级电站装机规模保持稳定，六库联调持续发挥作用，来水及利用小时数逐步向历史平均水平回归，上网电价整体保持相对稳定。假设水资源费、库区基金等可变成本随发电量小幅增长，折旧成本随存量资产折旧节奏逐步下降，固定成本摊薄效应逐步体现。我们预计2026-2028 年公司国内水电业务收入754.74、742.08、738.51 亿元，毛利率64.2%、64.8%、66.6%。（2）其他主营业务：假设公司境外水电业务经营稳健，境内抽水蓄能和新能源业务（水风光一体化）规模持续增长，配售电业务经营稳健。我们预计2026-2028年公司其他主营业务收入113.56、124.91、137.40 亿元，毛利率32.0%、32.0%、32.0%。综上，我们预计2026-2028 年公司营业收入886.07、904.77、921.82 亿元，同比增长3%、2%、2%，毛利率60.7%、61.5%、62.8%。0.00%20.00%40.00%60.00%80.00%100.00%120.00%140.00%长江电力华能水电川投能源国投电力桂冠电力公司首次覆盖报告表8：盈利预测业务项目2026E2027E2028E国内水电业务营业收入（亿元）496.59528.82487.52435.99690.46744.79756.62754.74742.08738.51YoY6%-8%-11%58%8%2%0%-2%0%营业成本（亿元）186.14177.76165.64169.01269.48279.21258.82270.16261.02246.72YoY-5%-7%2%59%4%-7%4%-3%-5%毛利（亿元）310.45351.06321.89266.98420.98465.58497.80484.57481.06491.80毛利率62.5%66.4%66.0%61.2%61.0%62.5%65.8%64.2%64.8%66.6%其他主营业务营业收入（亿元）1.3443.4358.8872.4287.9598.06103.23113.56124.91137.40YoY3140%36%23%21%12%5%10%10%10%营业成本（亿元）0.7829.3939.9746.9359.1364.6670.6777.2284.9493.43YoY3690%36%17%26%9%9%9%10%10%毛利（亿元）0.5714.0418.9125.4928.8233.4032.5636.3439.9743.97毛利率42.1%32.3%32.1%35.2%32.8%34.1%31.5%32.0%32.0%32.0%其他业务营业收入（亿元）0.815.5810.0612.202.712.072.571.801.260.88YoY591%80%21%-78%-24%24%-30%-30%-30%营业成本（亿元）0.054.345.536.390.821.411.090.880.62YoY7881%27%16%-87%72%-23%15%-30%-30%毛利（亿元）0.751.244.535.811.890.661.480.540.380.26毛利率93.3%22.2%45.1%47.6%69.7%31.6%57.5%30.0%30.0%30.0%合计营业收入（亿元）498.74577.83556.46520.60781.12844.92862.42886.07904.77921.82YoY-50%16%-4%-6%50%8%2%3%2%2%营业成本（亿元）186.97211.49211.13222.33329.43345.28330.58348.65348.09342.55YoY0%13%0%5%48%5%-4%5%0%-2%毛利（亿元）311.77366.34345.33298.28451.69499.64531.84537.42556.68579.27毛利率62.5%63.4%62.1%57.3%57.8%59.1%61.7%60.7%61.5%62.8%数据来源：Wind、开源证券研究所5.2、 估值与评级公司作为全球大型水电运营商，拥有长江干流六座梯级水电站，装机规模领先，盈利稳定性和现金流质量较高，随着存量资产折旧成本逐步下降，公司盈利能力具备一定提升空间。我们预计公司2026-2028 年归母净利润分别为345.3/348.7/362.6 亿元，当前股价对应 PE 分别为19.2/19.0/18.3 倍。选取华能水电、国投电力、桂冠电力、川投能源作为可比公司，2026-2028 年可比公司估值略低于公司。公司资产稀缺，分红稳健，配置价值凸显。首次覆盖，给予“买入”评级。公司首次覆盖报告表9：公司估值高于可比公司均值公司代码公司名称评级(亿元)归母净利润（亿元）PEPB(MRQ)2025A2026E2027E2028E2025A2026E2027E 2028E600025.SH 华能水电未评级1719.685.089.993.898.120.219.118.317.52.4600886.SH 国投电力未评级1079.866.475.379.582.816.314.313.613.01.6600236.SH 桂冠电力未评级741.722.834.336.238.232.521.620.519.43.9600674.SH 川投能源未评级706.845.150.052.655.215.714.113.412.81.5平均值21.217.316.515.72.3600900.SH 长江电力6652.9325.0345.3348.7362.620.519.319.118.32.9数据来源：Wind、开源证券研究所（选取2026 年7 月6 日收盘价，已评级的盈利预测来自开源证券研究所，未评级的盈利预测来自Wind 一致预期）
6、 风险提示
来水不及预期。公司水电业务发电量受长江流域来水情况影响较大，若流域来水持续偏枯，可能导致公司机组利用小时数和发电量不及预期，进而影响公司收入和盈利表现。电价波动风险。公司水电收入受上网电价、市场化交易比例及电力消纳情况影响。若电力市场化改革推进过程中交易电价下行，或外送电量、电价政策发生不利变化，可能对公司售电收入和盈利能力造成影响。公司首次覆盖报告附：财务预测摘要资产负债表(百万元)2024A2025A2026E2027E2028E利润表(百万元)2024A2025A2026E2027E2028E流动资产1720713788营业收入8449286242870098682587680现金营业成本3452833058348643468434077应收票据及应收账款营业税金及附加其他应收款营业费用预付账款管理费用存货研发费用其他流动资产财务费用11131非流动资产549378545420540066529946525393资产减值损失-14-1505-764-886-949长期投资7331974936817608884396201其他收益固定资产430442416574406767391126380338公允价值变动收益无形资产2567825166259422697927823投资净收益其他非流动资产1993928743255982299721031资产处置收益-7-0-2-2-2资产总计566585559208546410536503531755营业利润3964542599428094322144919流动负债159713118940116472119011122900营业外收入-825-830-833短期借款6969215181309244684338482营业外支出应付票据及应付账款利润总额3886241740419844239144086其他流动负债88401102290855487216984418所得税非流动负债18478820690816152211367968230净利润3293034949350563539736812长期借款18055720209215670510886263413少数股东损益其他非流动负债归属母公司净利润3249634503345303486636260负债合计344501325848277993232690191130EBITDA5853861155591615975461586少数股东权益1173512023125481307913632EPS(元)1.331.411.411.421.48股本2446824468244682446824468资本公积6377863549635496354963549主要财务比率2024A2025A2026E2027E2028E留存收益118780129806140323150942161985成长能力归属母公司股东权益210349221338255868290734326994营业收入(%)8.12.10.9-0.21.0负债和股东权益566585559208546410536503531755营业利润(%)19.37.50.51.03.9归属于母公司净利润(%)19.36.20.11.04.0获利能力毛利率(%)59.161.759.960.161.1净利率(%)38.540.039.740.241.4现金流量表(百万元)2024A2025A2026E2027E2028EROE(%)14.815.013.111.710.8经营活动现金流5964860563743434151368741ROIC(%)6.56.97.27.37.8净利润3293034949350563539736812偿债能力折旧摊销1967519415171771736317501资产负债率(%)60.858.350.943.435.9财务费用11131净负债比率(%)130.8121.283.263.040.4投资损失-5258-4959-5206-5467-5740流动比率0.10.10.10.10.1营运资金变动19036-1362912465速动比率0.10.10.00.00.0其他经营现金流-856-1007-1064营运能力投资活动现金流-10971-18215-5736-743-6118总资产周转率0.10.20.20.20.2资本支出1463418488应收账款周转率9.510.40.00.00.0长期投资-747-6823-7084-7357应付账款周转率22.321.447.50.00.0其他投资现金流每股指标（元）筹资活动现金流-50039-44344-84308-56699-54217每股收益(最新摊薄)1.331.411.411.421.48短期借款15707-545111574315919-8361每股经营现金流(最新摊薄)2.442.483.041.702.81长期借款-3228721535-45386-47843-45449每股净资产(最新摊薄)8.609.0510.4611.8813.36普通股增加估值比率资本公积增加-229P/E20.419.219.219.018.3其他筹资现金流-33629-11139-54665-24775-407P/B3.13.02.62.32.0现金净增加额-1344-1991-15702-15929EV/EBITDA16.515.615.214.513.2数据来源：聚源、开源证券研究所公司首次覆盖报告《证券期货投资者适当性管理办法》、《证券经营机构投资者适当性管理实施指引（试行）》已正式实施。根据上述规定，开源证券评定此研报的风险等级为R3（中风险），因此通过公共平台推送的研报其适用的投资者类别仅限定为专业投资者及风险承受能力为C3、C4、C5的普通投资者。若您并非专业投资者及风险承受能力为C3、C4、C5的普通投资者，请取消阅读，请勿收藏、接收或使用本研报中的任何信息。因此受限于访问权限的设置，若给您造成不便，烦请见谅！感谢您给予的理解与配合。