主题：长江电力专题研究：乌白水电齐发，风光有望同享

一、水电龙头盈利突出
公司运营管理中国五大水电站，其中三座 1000 万千瓦及以上水电站——三峡、溪洛渡、 乌东德为全国前三大在运营水电站，装机容量 1600 万千瓦的世界第二大水电站——白鹤滩电站在建；公司装机规模及发电量均位于全国水电之首：截至 2020 年底，公司国内装机容量高达 4549.5 万千瓦，占全国水电装机容量的 12%；2020 年发电量 2269.3 亿千瓦 时，占全国水电发电量 17%。发电量保障性外送，经营业绩稳健增长，公司 2017-2020 年营业收入/归母净利润 CAGR 分别为 4.2%/6.1%；盈利能力优异，2016-2020 年，公司毛利率/净利率平均在 61%/43%左右水平，ROE 稳定在 16%左右；公司资产负债率由 2016 年的 57.0%下降至 2020 年的 46.1%，偿债能力不断提升。

资源优势突出，领跑全国水电赛道

背靠三峡集团，清洁能源资源丰富。三峡集团作为公司控股股东，持有公司 59.6%股权，通过开发长江流域优质水利资源建设水电产业链，积极开发风电、光伏等新能源业务，资源丰富、 实力强大，对公司发展助益颇多。三峡集团曾先后将三峡、溪洛渡、向家坝水电站注入上市公司，促使公司水电资产规模及经营效益实现飞跃。由三峡集团投资建设的乌东德、白鹤滩电站全部投产后也将适时注入上市公司。

运营管理全国前四大水电站，装机规模及发电量均领跑全国。截至 2020 年底，公司国内水电总装机容量 4549.5 万千瓦，占全国水电装机容量的 12%。2021 年 6 月 16 日，乌东德电站 1020 万千瓦机组全部投产，为三峡集团所有，由公司运营管理。 2016-2020 年，公司水电发电量占全国水电发电量比例稳定在 17%左右，领跑全国水电发 电量。

盈利能力突出，经营业绩稳健增长

聚焦大水电，水电发电量外送消纳有保障。水电发电业务为公司营业收入主要来源， 2016-2020 年收入占比保持在 90%以上。公司所属 4 座水电站装机容量和发电量大，系 “西电东送”骨干电源。公司按年度与国家电网及南方电网等签订各电站购售电合同，按各电站丰水期/枯水期发电量的一定比例确定外送电量，利用专用特高压外送通道将电量送至电力负荷密集区，有效保障电力消纳。

积极开展对外投资，投资收益屡创新高。截至 2020 年底，公司累计原始投资余额约 472 亿元，2020 年新增对外投资约 352 亿元，主业领域投资占比高达 91%。2020 年投资收益达 40.5 亿元，占利润总额的 12.5%，1Q21 公司实现投资收益 8.0 亿元，同比增长 2.7 亿元，占利润总额的 22.0%。公司对外投资还具有战略意义，有望进一步加强流域联合调度能力。


业绩增长具备一定韧性。2020 年来水偏丰，公司三峡水电站发电量达 1118.0 亿度，更新单座水电站年发电量世界纪录，总发电量同比增长 7.8%，同时，公司投资收益突破 40 亿元及 2020 年 4 月秘鲁路德斯公司财务并表，推动公司 2020 年营业收入/归母净利润同比增长 15.9%/ 22.1%至 577.8/263.0 亿元。公司 1Q21 在来水偏枯、发电量同比下降的情况下， 实现营业收入/归母净利润 88.7/28.7 亿元，同比增长 5.8%/ 25.3%。公司业绩表现具有一定韧性，预计乌东德、白鹤滩电站资产注入后，发电量增加将大幅推升公司业绩。

经营净现金流量充沛，为高分红提供支撑。公司充沛的经营净现金流为高分红提供有力保障，从绝对数额看，公司 2016-2020 年每股股利超出公 司承诺的 0.65 元/股 4.6%-9.2%。十四五期间，公司承诺分红比例不低于 70%。

毛利率、净利率、ROE 保持较高水平，盈利能力优异。公司 2016-2020 年净利率平均在 43%左右水平，2020 年得益于发电量增长，净利率突破 45%； 2016-2020 年公司 ROE 基本稳定在 16%左右水平。


二、乌白价值时间见证
乌白电站进入投产周期，“六库联调”将促节水增发

乌白两大电站接管运行进行时，“六库联调”将促进水资源高效利用。乌东德、白鹤滩电 站由三峡集团投资开发，公司暂负责运营管理，未来将择时注入上市公司。2021 年 6 月 16 日，乌东德总装机 1020 万千瓦的 12 台机组全部 投产发电；白鹤滩电站总装机 1600 万千瓦的 16 台机组，2021 年首批投产发电，2022 年 7 月前将全部投入运营。溪向电站投产后，公司联合调度增发电量实现跨越式提升。


乌白电站如若资产注入，公司业绩有望跨越式提升

乌东德、白鹤滩电站注入可大幅增厚公司装机容量/发电量。乌东德电站装机容量 1020 万千瓦，预计年发电量 389 亿千瓦时，对应设计利用小时数 3814 小时。白鹤滩电站装机容量 1600 万千瓦，预计年发电量 624 亿千瓦时，对应设计利用小时数 3900 小时。

消纳方案：乌白两大电站发电量除枯期留云南、四川合计 200 亿千瓦时，其余全部外送。1）外送部分：乌东德电站左、右岸各 6 台 85 万千瓦时机组，其中左岸电站 3 回送出线路 接至云南电网禄劝换流站，通过禄高肇直流外送广东消纳；右岸电站 3 回送出线路接至云 南电网昆北换流站，通过昆流龙直流外送广东、广西消纳。白鹤滩电站发电量预计通过白鹤滩-浙江浙北及白鹤滩-江苏直流输电工程分别外送浙江及江苏。2）留云南、四川本地消 纳部分：乌东德和白鹤滩电站枯水期在云南、四川各留存 100 亿千瓦时电量，其中留云南电量包括乌东德电站 60 亿千瓦时及白鹤滩通过与溪洛 渡置换留存的 40 亿千瓦时，留四川电量 100 亿千瓦时由白鹤滩电站承担，剩余乌白电量 按原规划方案外送东部地区消纳。

电量分配：假设乌东德电站留云南/送广东/送广西电量比例分别为 15%/53%/32%；白鹤 滩电站留四川/送江苏/送浙江的电量比例分别为 22%/39%/39%或 16%/48%/36%。1）乌东德电站：结算时统一按照昆柳龙直流的输配电价和线损率，昆柳龙直流送广东、广西线路的额定容量之比为 5：3，假设乌东德电站除枯期留云南电量 60 亿千瓦时以外的电量可以大致按照 5：3 分配给广东和广西。 2）白鹤滩电站：白鹤滩电站枯期留四川电量 100 亿千瓦时，留云南的 40 亿千瓦时电量通过与溪洛渡置换完成。

上网电价定价方式：落地端电价倒推确定外送上网电价，枯期留省内电价向同流域梯级水电站看齐：1）跨省、跨区域送电的水电站，其外送电量上网电价按照受电地区落 地价扣减输电价格确定。其中，跨省输电价格由国家发展改革委核定，跨区域电网输电价 格由国家能源局审核，报国家发展改革委核准；受电地区落地价参照受电地区省级电网企 业平均购电价格协商确定。2）省内上网电价实行标杆电价制度。各省水电标杆上网电价 以本省省级电网企业平均购电价格为基础，统筹考虑电力市场供求变化趋势和水电开发成 本制定。3）逐步统一流域梯级水电站省内上网电价。因此，测算乌东德、白鹤滩电站的 上网电价需要考虑广东、广西、江苏、浙江的落地端电价，云南和四川上网电价；乌东德 跨省外送特高压昆柳龙直流输电电价及线损率，白鹤滩外送江苏、浙江特高压输电电价及 线损率、连接各特高压与乌白电站的省内输电网过网费。


输配电价及线损率：特高压直流建设投资额系输配电价重要决定因素，线损率主要看特高压线路长度。白鹤滩—江苏/浙 江特高压工程全长 2088/2140 公里，静态总投资 307/270 亿元。按照静态总投资比例与特高压输电电价比例近似相等/线路长度比例与特高压线损率比例近似相同的方式，假设白鹤滩-江苏/浙江特 高压输电电价为 6.75/6.37 分/千瓦时，线损率为 7.3%/8.1%。溪洛渡-浙江没有省内输电电价，直接考虑特高压输电电价及线损率，但由于乌东德外送电量有省内输电电价，白鹤滩电站外送电量有省内输电电价的可能性较大。

上网电价计算：受电地区落地价参照受电地区省级电网企业平均购电价格协商确定，即计算的各省综合电价。采用各省综合电价的 2018-2020 年均值分别作为乌东德、白 鹤滩外送落地端电价，即对应广东/广西/江苏/浙江分别为 0.429/0.369/0.378/0.400 元/千瓦时（含税）。根据外送上网电价=落地端电价*（1-线损率）-特高压直流输配电价-省内输配电价，得到乌东德外送广东/广西的上网电价为 0.318/ 0.271 元/千瓦时（含税）；白鹤滩电站外送江苏/浙江的上网电价为 0.273/0.294 元/千瓦时（含税）。最终根据乌东德、白鹤滩电站消纳比例，计算得到乌东德电站综合上网电价为 0.290 元/千瓦时（含税），白鹤滩电站综合上网电价在情景 1/2 假设下分别为 0.280/0.282 元/千瓦时（含税）。

上网电价敏感性分析：采用受电地区省级电网企业平均购电价格作为乌白电站外送落 地端电价，但落地端电价在此基础上可能根据实际情况进行上浮或下调，因此将各省 市场化电价作为乌白外送电量落地端电价的下限，各省燃煤标杆电价作为乌白外送电量落 地端电价的上限，对乌白电站上网电价进行敏感性分析。广西/广东落地端电价变动 1 分/ 千瓦时，乌东德电站上网电价变动 0306/0.503 分/千瓦时。

乌白资产注入对归母净利润增厚分析：中性电价假设下，乌东德、白鹤滩资产注入预计将增厚公司 20 年收入/归母净利润的 44%/19%；考虑乌白带来下游增发电量为 200 亿千瓦 时情境下，乌白整体预计将增厚公司 20 年收入/归母净利润的 51%/34%；乌白带来增发电量为 300 亿千瓦时情境下，乌白整体预计将增厚公司 20 年收入/归母净利润的 55%/42%。

敏感性分析结果显示:1)乌白资产注入预计增厚公司 20 年归母净利的 17.3%-21.3%;考虑乌 白为公司下游电站带来的 200 亿千瓦时增发电量收益情境下，乌白整体预计将增厚公司 20 年归母净利的 32.5%-36.0%；考虑乌白带来 300 亿千瓦时增发电量收益情境下，乌白整体预计将增厚公司 20 年归母净利的 40.0%-43.6%。2)由于白鹤滩电站装机容量及设计利用小时数均高于乌东德电站，归母净利润增厚对白鹤滩电站电价变动更为敏感，白鹤滩电站上网电价变动 1 分钱，归母净利润增厚值变动 5.3 亿元，系乌东德电站上网电价同样变动 1 分钱情况下，归母净利增厚值变动的 1.6 倍。3）由于白鹤滩用送浙江还是留四川电量与溪洛渡进行置换，对白鹤滩综合电价的影响较小，其对归母净利润增厚 影响也较小。

资产注入方式多样，参考溪向电站注入方式对乌白水电站注入影响进行测算。乌白资 产注入除了采用溪向电站的发股及现金支付方式外，还可以通过发行可转债、 非公开发行现金收购、吸收合并等方式。参照溪向电站的注入方案，仅考虑发股及现金支付方案，同时， 在注入方案的发股、募集配套资金比例选择上，EPS 不摊薄为重要前提，其他条件注入时在允许情况下可适当放松。

溪向电站注入方案：溪洛渡、向家坝电站资产注入重组方案如下：一是向三峡集团、四川省能源投资集团有限责任公司及云南省能源投资集团有限公司以 12.08 元/股的价格发行股份 35 亿股及支付现金 374 亿元，购买其合计持有的川云公司 100%股权。二是向包括保险机构、产业投资人及境外合格投资者等 7 家机构非公开发行 20 亿股股票，发行价格 12.08 元/股，募集配套资金用于支付本次交易的部分现金对价。

综合考虑 PE/PB 法下乌白对价的测算，假设乌白对价为 640-1095 亿元。测算乌东 德、白鹤滩电站归母净利润为 46-55 亿元，在 PE 10-20x 的假设下，乌白的对价为 455- 1095 亿元；乌白电站的总资产为 2667 亿元，在 20%的资本金投入下，对应净资产为 533 亿元，参考溪向注入 PB 为 2.16x，在 PB 1.2-2.5x 的假设下，乌白的对价为 640-1334 亿元。 综合考虑 PE 和 PB 法测算得到的乌白对价，取 640-1095 亿元作为乌白对价假设。

假设发行股份及募集配套资金股价分别为 21.46/24.15 元/股。假设乌东德、白鹤滩电 站注入公司的时点为 2023 年，参考 2023 年股价 26.83 元/股，假设发行股份股价为 21.46 元/股， 募集配套资金股价为 24.15 元/股。

结论：控制边际条件，在发股比例 30%-70%，募集配套资金占现金支付比例 10%-70% 的不同组合情景假设下，乌白资产注入将增厚公司 20 年 EPS 的 0.1%-11.1%。情景假设各种情况下，乌白注入后：三峡集团持股比例在 55.2%以上、资产负债率低于 2020 年末水平 50.78%，公司资产负债率在 49%-61%。

乌东德、白鹤滩电站 ROE 预计在 8.5%-10.3%范围内，与长江电力/川云公司 2020 年 ROE15.3%/12.0%有一定差距。乌东德、白鹤滩电站的总投资额 2667 亿元，假设资本金 投入 20%，乌白电站净资产预计为 533 亿元，在全景假设下，乌东德、白鹤滩电站 ROE 预计在 8.5%-10.3%范围内，与长江电力/川云公司 2020 年 ROE15.3%/12.0% 有一定差距。公司存量电站已系稀缺优质资产，水电资源开发由易到难，乌白电站开发难度，资金投入皆显著超过公司存量水电站，初建成的乌白电站 ROE 测算较为保守，并未考虑其利用小时、联合调度增发等方面的潜能释放，乌白水电站的价值需要时间见证。

乌东德、白鹤滩电站未来潜力较大。三峡电站的设计年发电量 882 亿千瓦时，但 2020 年其发电量高达 1118 亿千瓦时，超出设计值 26.8%；葛洲坝电站设计年利用小时 5000 小时左右，但 2018-2020 年其实际利用小时数稳定在 7000 小时以上，超出设计值约 40%。假设乌白的资产注入时点在 2023 年，乌东德/白鹤滩全部机组投产运营时间较 短，运行潜能仍有较大上升空间，稳态运营后，在来水情况较好，上游两河口、杨房沟水电站建成一同参与联合调度的基础上，乌白电站远期有可能在设计利用小时、现有预测联合调度增发电量上有较大突破。


三、水风光互补长可期
碳中和助推水电行业发展，水风光互补成未来趋势

双碳目标下，风光或为公司除乌白外最大增量部分。中国定下双碳目标，为我国电力能源转型升级提出新要求。按照 2025 年非化石能源占 一次能源消费比重达到 20%测算，“十四五”期间年均新增风电+太阳能装机容量将达到 100-140GW，风光电源比例将快速提高。目前公司所管理流域内的优质大水电资源开发已几乎接近尾声，公司拥有五座优质大型水电站。顺应双碳目标下的风光大趋势，风电、光伏装机可能系公司未来装机增量的主要来源。

“水风光”一体化发展带来新空间，“1+1+1”远大于 3。目前， 包含公司在内的多家大型水电上市公司提出“水风光”发展规划：2021 年 4 月华能水电公告计划在澜沧江上游西藏段打造水光互补清洁能源基地；国投电力着手开展雅砻江水风光绿色清洁可再生能源基地项目研究。

金沙下游水风光禀赋优异，出力互补增强发电效益

金沙江下游水风光资源禀赋优异，位于凉山州的乌东德、白鹤滩电站周围风光资源更优。 水能：公司在金沙江下游管理运营四座水电站—乌东德、白鹤滩、溪洛渡、向家坝，总装机容量 4646 万千瓦，相当于两个三峡水电站。风能：金沙江下游覆盖的凉山州、攀枝花为四川省风能资源主要集中分布区域，主要集中在高海拔山地和高台地， 平均海拔超过 3000 m，平均风速多在 6m/s 以上，风能资源等级多为 2 级及以上，风能技术可开发量超过 700 万 kW，具备较大开发价值。太阳能：金沙江下游年太阳总辐射量在 5500MJ /m2 左右，属于全国太阳能资源二类和三类地区。

金沙江水风光出力互补，调节能力凸显。水电站出力受径流和水库调蓄的影响，水电站具有多年调节、季调节、日调节能力。水电站承担电网系统基荷时，其出力较为稳定，当需要增加负荷时，水电站能够迅速开启，出力迅速增加。而风光发电具有一 定的波动性，日内、月内出力不均，水风光一体，水电优异的调节能力可使风光发电间歇时，保障电力供应，在风光发电高峰期时，用水库将水能储存起来优先让风光发电。在年际间，风光和水能也互补性较强且长期稳定，当金沙江下游风速较往年属于大 风年时，太阳能辐射也往往较强，降水较少，年径流量属于枯水年；而当年径流量属于丰水年时，由于降水较多，风速及太阳能辐射较弱。


清洁能源一体化降本增效，风电光伏利好多元选择

单位建设成本：公司金沙江下游水风光一体化建设主要是将风电、光伏电站建设在公司已 有土地优先使用权的流域或通道附近，道路已在建设水电站时打通，可节省部分其他建设成本；水电作为优质的调峰电源，水库可替代化石储能设备，能够节省风光配套储能设备 投资；水风光一体化，电量可利用现有水电特高压外送通道打捆外送，消纳保障减少弃风 弃光率，且可在一定程度上节省电网建设投资。储能及配套电网建设投资节约为隐性优势， 不直接体现在风光项目单位建设成本上。

利用小时数：金沙江下游两岸分别地处云南省和四川省。2018-2020 年云南省的平均风电/ 光伏利用小时数为 2766/1301 小时，四川省的平均风电/光伏利用小时数为 2474/1494 小 时，由于金沙江下游为两省风光资源较为优质的地区，风光利用小时超过两省平均水平的可能性非常大，且两省风光利用小时数近 3 年总体呈上升趋势，分别取 2766/1494 小 时作为公司金沙江下游风电/光伏利用小时数。

上网电价：公司金沙江下游风光发电量主要系通过与水电发电量打捆外送或部分留本地消 纳，且风电、光伏电站主要建在资源更为丰富的乌东德、白鹤滩附近，即风光发电量可通 过乌白已有特高压通道送往广东、广西、浙江、江苏或留四川、云南消纳。依旧按照落地端电价倒推算法，与乌白水电上网电价基准一致，使用假设的落地端中性综合电价倒推，得到公司金沙江下游风光外送 广西/江苏/浙江/广东的含税上网电价分别为 0.271/0.273/0.294/0.318 元/千瓦时，四川 /云南上网电价也按照综合上网电价水平 0.266/0.241 元/千瓦时。

资本金比例及借贷成本：假设公司金沙江下游风光投资的资本金比例与乌东德、白鹤滩资本金比例假设一致，为 20%。公司凭借大水电的稳定现金流优势，信用评级 AAA，借贷成本在同类型公司甚至 A 股上市公司中处于低分位，2020 年公司发行债券募集资金合计 250 亿 元，新增债券的综合成本仅为 2.7%。2021 年 6 月公司新发的 5 年期公司债票票面利率 3.73%， 高于当年新发其他债券的票面利率，综合考虑，假设公司风光投资资金成本为 3.5%。

税收优惠：公司旗下风光电站皆可享受西部大开发所得税三免三减半政策，我们考虑稳态 经营期，所得税率取 15%。根据财政部发文，自 2015 年 7 月 1 日起，风电自产自销产品， 可享受增值税即征即退 50%政策。

在我们较为保守的假设下，外送广西/江苏/浙江/广东消纳的风电项目 ROE 可达 5.2%/5.6%/8.5%/11.9%，光伏项目 ROE 可达 4.2%/4.6%/7.4%/10.7%；留云南/四川消纳的 风电项目 ROE 约 1.0%/4.5%，光伏项目 ROE 约 0.1/3.5%。从所选取的综合电价倒推角度，公司金沙江下游风光电量通过乌东德电站特高压线送广东或通过白鹤滩电站特高压线 送浙江的经济性更强，而四川和云南由于当地综合电价较低，风光项目 ROE 明显低于外送消纳项目。若考虑各省燃煤标杆电价倒推，外送广西/广东/江苏/浙江的上网电价分别为 0.34/0.32/0.303/0.285 元/千瓦时，而四川/云南本地的燃煤标杆上网电价由于没有特高压输电电价和线损扣除，分别为 0.336/0.401 元/千瓦时，留本地消纳盈利更佳。较保守假设下，风光外送消纳，15GW 风光每年预计可增厚 20 年归 母净利的 3.2%-7.5%，需要的资本开支约 855 亿元，公司 2017-2020 年年均自由现金流 355.3 亿元，所以公司融资压力并不显著。

结论分析：1）虽然进行了较大范围内的造价成本敏感性分析，但近年来风电、光伏 单位造价成本逐年下降，假设值已较为保守，单 位造价假设值偏左区域 ROE 参考性更强。2）所得税假设为 15%，但公司项目所得税享 受“三免三减半”优惠，项目前 6 年的 ROE 水平高于测算的所得税稳定期。 3）由于风电仍享受增值税 50%即征即退政策，风电项目 ROE 水平比光伏略高。4）风光电量如果借用乌白已有外送通道，属于增量电量，会加强特高压线路的效益，从而输电电价 有下行可能，盈利还有上升空间。

四、盈利预测
由于乌东德、白鹤滩电站资产注入时间、具体注入方式仍有一定不确定性，且公司 15GW 风电、光伏新增装机开发进程未明确，盈利预测仅考虑公司存量资产。

收入预测：预计 2021-2023 年同比增长 0.9%/1.3%/1.2%

公司的主营业务为水电发电，2020 年之前，水电发电业务收入占公司营业收入的比例接 近 100%。2020 年，以配售电业务为主业的秘鲁路德斯公司并表以及乌白电站运维管理收 入使水电发电业务占公司营收比例下滑至 91.5%，但水电发电业务收入贡献主力地位不改。 2016-2020 年公司营业收入同比增速分别为+101.9%/+2.5%/+2.1%/-2.6%/+15.9%，根据 对公司各项业务收入的拆分，预测公司 2021-2023 年营业收入同比增长 0.9%/1.3%/1.2%。

水电发电：预计 2021-2023 年收入同比-2.2%/+0.8%/+0.8%。截至 2020 年底，公司国内 四座水电站总装机容量 4549.5 万千瓦，未来三年预计除乌东德、白鹤滩水电站注入， 公司水电装机容量将维持稳定。发电量方面，由于 2020 年来水好，公司 2020 年度发电量创历史新高，根据 1H21 来水偏枯以及溪洛渡、向家坝电站受上游白鹤滩电站蓄水影响发电量同比下降 22.3%/21.0%，考虑到白鹤滩投产后对溪洛渡、向家坝的来水负面影响较小且汛期来临公司四座水电站发电量有望整体改善，预测公司 2021 年发电量同比下降 2.1%。

由于 2021 年发电量受上游电站蓄水负面影响较大，预测 2022 和 2023 年影响减弱，发电量均同比增长 0.7%。公司不含税售电电价在 2019 及 2020 年下滑主要系受增值税调整影响，预计 2021-2023 年公司不含税售电电价将基本维持 2020 年的水平，但由于 2021 年发电量结构有所改变，相对高电价的溪洛渡、向家坝电站发电量同比减少， 2021-2023 年公司售电电价同比-0.6%/+0.1%/+0.1%。

其他主营业务：预计 2021-2023 年收入同比增长 38.2%/5%/5%。秘鲁路德斯收入并表使得公司 2020 年主营业务收入中其他主营业务同比大幅增加 3139.7%至 43.4 亿元。2020 年秘鲁路德斯公司受疫情影响，营业收入 57.2 亿元，同比下降 11.2%。根据 2017-2019 年路德斯公司营收水平在 60.8-68.9 亿元水平，预测 2021-2023 年秘鲁路德斯公司营业收入将逐步恢复疫情前水平，三年连续保持同比 5%增速，即 2021-2023 年营收为 60.0/63.0/66.2 亿元人民币。2021 年公司其他主营业务收入同比增长 38.2%主要系由于公 司 2020 年仅并表路德斯公司 8 个月的收入，而 2021 年并表全年收入。

其他业务：预计 2021-2023 年收入同比增长 10%/5%/0%。2020 年公司其他业务收入实现 5.6 亿元，同比增长 591.3%，2016 年溪向电站注入公司后其他业务收入恢复往年平常水平，推测 2020 年公司其他业务收入来源系公司代管乌白电站的运维管理收入，由于 2021- 2022 年仍有乌东德部分机组及白鹤滩机组新投产，预计该部分收入 2021/2022 年同比增速为 10%/5%，2023 年由于无新机组投产，该部分收入预计维持 2022 年稳定水平。

营业成本预测：预计 2021-2023 年同比增长 4.9%/1.6%/1.4%

公司水电成本主要来自折旧，其中还包含水库资源费/库区维护基金及其他，2021-2023 年， 由于公司于 2020 年并表秘鲁路德斯公司导致固定资产原值增加，测算公司折旧将小幅 上行，水资源费/库区维护基金及其他成本将维持稳定水平，对应 2021-2023 年水电发电毛利率在 65.7%左右。秘鲁路德斯主要系配售电业务，成本较为稳定，营收上升将带动毛利率上升，预测其他主营业务成本 2021-2023 同比增速为 36%/4%/4%，以使得秘鲁路德斯公司毛利稳中有小幅上升。2021-2023 年公司其他业务成本根据收入同比增长给予 8%/4%/0%的同比增速。合计公司 2021-2023 年营业成本同比+4.9%/+1.6%/+1.4%。

期间费用率预测：预计 2021-2023 年同比-0.3/-1.0/-0.5pct

由于公司主营业务为水电发电，其期间费用主要由财务费用组成，管理费用率、研发费用率、销售费用率较小，2020 年后三项费用率同比提升主要系由于秘鲁路德斯公司财务并表，预计公司 2021-2023 年后三项费用率维持 2020 年水平。公司 2020 年资本支出占营收比例同比提升 0.9pct 至 6.3%，主要系收购秘鲁路德斯公司导致资本支出提升，根据公司管理层在 2020 年业绩会指引，公司 2021 年资本开支在约 200 亿元水平，预计公司 2021-2023 年公司资本支出占营收比例为 4.3%，资本开支减少有利于债务进一步偿还，财务费用减少，对应公司 2021-2023 年财务费用率为 8.3%/7.3%/6.8%。


归母净利润预测：预计 2021-2023 年同比增长 1.2%/5.0%/4.0%

近年来，公司投资收益持续上升，2020 年更是同比增长 31.8%至 40.5 亿元，主要来源于由增持国投电力、川投能源等上市公司股权及公司持股 28.62%的湖北能源 2020 年归母净利同比增长 64.0%带来的权益法核算长期股权投资收益增长。根据管理层在 2020 年业绩会提到 2021 年将利用水电充沛现金流继续加大投资力度，争取在投资收益上做更大贡献， 预测公司 2021-2023 年投资收益将保持增长态势， 同比增速分别为 15.3%/13.2/11.7%。公司 2021-2023 年归母净利润预计为 266.2/279.5/290.5 亿元，同比 +1.2%/+5.0%/+4.0%；对应 2021-2023 年 EPS 为 1.17/1.23/1.28 元。

五、风险提示
政策不确定性带来的电价压力。公司所属 4 座水电站发电量主要通过 “西电东送”消纳。 公司按年度与国家电网及南方电网等签订各电站购售电合同，上网 电价存在调整可能，若上网电量中核定的市场化电量比例上升，由于市场化电价一般较标 杆电价有折价，电价可能有下行压力。

来水或防洪等因素制约电量。水电发电量与来水情况密切相关，若来水较差，公司发电量 存在不及预期可能。出于防洪要求，若过多来水需存储至水库不下泄，发电量可能受到一 定负面影响。

参股公司盈利下滑带来的投资收益不及预期。截至 2020 年底，公司参与投资收益核算的 主要持股公司有湖北能源、金中公司、三峡水利、国投电力、川投能源、申能股份等。上 述公司水电发电业务盈利受来水及电价波动影响，火电发电业务盈利受煤价影响较大，其他业务也具有一定的盈利不确定性。若上述公司未来盈利下滑，或造成公司投资收益下降。

乌东德、白鹤滩水电站带来的梯级联合调度能力增强不及预期。为保障白鹤滩水电站首批 机组投产发电，白鹤滩水电站水库蓄水导致下游溪洛渡、三峡水电站来水偏枯较多。乌东德水电站全部机组已由 2021 年 6 月投产发电，白鹤滩水电站首批机组也于 2021 年 6 月底投产，随着今年汛期来临，乌东德、白鹤滩已投产机组参与公司梯级水电站联合调度，会带来一定梯级联合调度增发电量增长，但增发电量的具体涨幅存在一定的不确定性。

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