主題：長江電力專題研究：烏白水電齊發，風光有望同享

一、水電龍頭盈利突出
公司運營管理中國五大水電站，其中三座 1000 萬千瓦及以上水電站——三峽、溪洛渡、 烏東德為全國前三大在運營水電站，裝機容量 1600 萬千瓦的世界第二大水電站——白鶴灘電站在建；公司裝機規模及發電量均位于全國水電之首：截至 2020 年底，公司國內裝機容量高達 4549.5 萬千瓦，占全國水電裝機容量的 12%；2020 年發電量 2269.3 億千瓦 時，占全國水電發電量 17%。發電量保障性外送，經營業績穩健增長，公司 2017-2020 年營業收入/歸母凈利潤 CAGR 分別為 4.2%/6.1%；盈利能力優異，2016-2020 年，公司毛利率/凈利率平均在 61%/43%左右水平，ROE 穩定在 16%左右；公司資產負債率由 2016 年的 57.0%下降至 2020 年的 46.1%，償債能力不斷提升。

資源優勢突出，領跑全國水電賽道

背靠三峽集團，清潔能源資源豐富。三峽集團作為公司控股股東，持有公司 59.6%股權，通過開發長江流域優質水利資源建設水電產業鏈，積極開發風電、光伏等新能源業務，資源豐富、 實力強大，對公司發展助益頗多。三峽集團曾先后將三峽、溪洛渡、向家壩水電站注入上市公司，促使公司水電資產規模及經營效益實現飛躍。由三峽集團投資建設的烏東德、白鶴灘電站全部投產后也將適時注入上市公司。

運營管理全國前四大水電站，裝機規模及發電量均領跑全國。截至 2020 年底，公司國內水電總裝機容量 4549.5 萬千瓦，占全國水電裝機容量的 12%。2021 年 6 月 16 日，烏東德電站 1020 萬千瓦機組全部投產，為三峽集團所有，由公司運營管理。 2016-2020 年，公司水電發電量占全國水電發電量比例穩定在 17%左右，領跑全國水電發 電量。

盈利能力突出，經營業績穩健增長

聚焦大水電，水電發電量外送消納有保障。水電發電業務為公司營業收入主要來源， 2016-2020 年收入占比保持在 90%以上。公司所屬 4 座水電站裝機容量和發電量大，系 “西電東送”骨干電源。公司按年度與國家電網及南方電網等簽訂各電站購售電合同，按各電站豐水期/枯水期發電量的一定比例確定外送電量，利用專用特高壓外送通道將電量送至電力負荷密集區，有效保障電力消納。

積極開展對外投資，投資收益屢創新高。截至 2020 年底，公司累計原始投資余額約 472 億元，2020 年新增對外投資約 352 億元，主業領域投資占比高達 91%。2020 年投資收益達 40.5 億元，占利潤總額的 12.5%，1Q21 公司實現投資收益 8.0 億元，同比增長 2.7 億元，占利潤總額的 22.0%。公司對外投資還具有戰略意義，有望進一步加強流域聯合調度能力。


業績增長具備一定韌性。2020 年來水偏豐，公司三峽水電站發電量達 1118.0 億度，更新單座水電站年發電量世界紀錄，總發電量同比增長 7.8%，同時，公司投資收益突破 40 億元及 2020 年 4 月秘魯路德斯公司財務并表，推動公司 2020 年營業收入/歸母凈利潤同比增長 15.9%/ 22.1%至 577.8/263.0 億元。公司 1Q21 在來水偏枯、發電量同比下降的情況下， 實現營業收入/歸母凈利潤 88.7/28.7 億元，同比增長 5.8%/ 25.3%。公司業績表現具有一定韌性，預計烏東德、白鶴灘電站資產注入后，發電量增加將大幅推升公司業績。

經營凈現金流量充沛，為高分紅提供支撐。公司充沛的經營凈現金流為高分紅提供有力保障，從絕對數額看，公司 2016-2020 年每股股利超出公 司承諾的 0.65 元/股 4.6%-9.2%。十四五期間，公司承諾分紅比例不低于 70%。

毛利率、凈利率、ROE 保持較高水平，盈利能力優異。公司 2016-2020 年凈利率平均在 43%左右水平，2020 年得益于發電量增長，凈利率突破 45%； 2016-2020 年公司 ROE 基本穩定在 16%左右水平。


二、烏白價值時間見證
烏白電站進入投產周期，“六庫聯調”將促節水增發

烏白兩大電站接管運行進行時，“六庫聯調”將促進水資源高效利用。烏東德、白鶴灘電 站由三峽集團投資開發，公司暫負責運營管理，未來將擇時注入上市公司。2021 年 6 月 16 日，烏東德總裝機 1020 萬千瓦的 12 臺機組全部 投產發電；白鶴灘電站總裝機 1600 萬千瓦的 16 臺機組，2021 年首批投產發電，2022 年 7 月前將全部投入運營。溪向電站投產后，公司聯合調度增發電量實現跨越式提升。


烏白電站如若資產注入，公司業績有望跨越式提升

烏東德、白鶴灘電站注入可大幅增厚公司裝機容量/發電量。烏東德電站裝機容量 1020 萬千瓦，預計年發電量 389 億千瓦時，對應設計利用小時數 3814 小時。白鶴灘電站裝機容量 1600 萬千瓦，預計年發電量 624 億千瓦時，對應設計利用小時數 3900 小時。

消納方案：烏白兩大電站發電量除枯期留云南、四川合計 200 億千瓦時，其余全部外送。1）外送部分：烏東德電站左、右岸各 6 臺 85 萬千瓦時機組，其中左岸電站 3 回送出線路 接至云南電網祿勸換流站，通過祿高肇直流外送廣東消納；右岸電站 3 回送出線路接至云 南電網昆北換流站，通過昆流龍直流外送廣東、廣西消納。白鶴灘電站發電量預計通過白鶴灘-浙江浙北及白鶴灘-江蘇直流輸電工程分別外送浙江及江蘇。2）留云南、四川本地消 納部分：烏東德和白鶴灘電站枯水期在云南、四川各留存 100 億千瓦時電量，其中留云南電量包括烏東德電站 60 億千瓦時及白鶴灘通過與溪洛 渡置換留存的 40 億千瓦時，留四川電量 100 億千瓦時由白鶴灘電站承擔，剩余烏白電量 按原規劃方案外送東部地區消納。

電量分配：假設烏東德電站留云南/送廣東/送廣西電量比例分別為 15%/53%/32%；白鶴 灘電站留四川/送江蘇/送浙江的電量比例分別為 22%/39%/39%或 16%/48%/36%。1）烏東德電站：結算時統一按照昆柳龍直流的輸配電價和線損率，昆柳龍直流送廣東、廣西線路的額定容量之比為 5：3，假設烏東德電站除枯期留云南電量 60 億千瓦時以外的電量可以大致按照 5：3 分配給廣東和廣西。 2）白鶴灘電站：白鶴灘電站枯期留四川電量 100 億千瓦時，留云南的 40 億千瓦時電量通過與溪洛渡置換完成。

上網電價定價方式：落地端電價倒推確定外送上網電價，枯期留省內電價向同流域梯級水電站看齊：1）跨省、跨區域送電的水電站，其外送電量上網電價按照受電地區落 地價扣減輸電價格確定。其中，跨省輸電價格由國家發展改革委核定，跨區域電網輸電價 格由國家能源局審核，報國家發展改革委核準；受電地區落地價參照受電地區省級電網企 業平均購電價格協商確定。2）省內上網電價實行標桿電價制度。各省水電標桿上網電價 以本省省級電網企業平均購電價格為基礎，統籌考慮電力市場供求變化趨勢和水電開發成 本制定。3）逐步統一流域梯級水電站省內上網電價。因此，測算烏東德、白鶴灘電站的 上網電價需要考慮廣東、廣西、江蘇、浙江的落地端電價，云南和四川上網電價；烏東德 跨省外送特高壓昆柳龍直流輸電電價及線損率，白鶴灘外送江蘇、浙江特高壓輸電電價及 線損率、連接各特高壓與烏白電站的省內輸電網過網費。


輸配電價及線損率：特高壓直流建設投資額系輸配電價重要決定因素，線損率主要看特高壓線路長度。白鶴灘—江蘇/浙 江特高壓工程全長 2088/2140 公里，靜態總投資 307/270 億元。按照靜態總投資比例與特高壓輸電電價比例近似相等/線路長度比例與特高壓線損率比例近似相同的方式，假設白鶴灘-江蘇/浙江特 高壓輸電電價為 6.75/6.37 分/千瓦時，線損率為 7.3%/8.1%。溪洛渡-浙江沒有省內輸電電價，直接考慮特高壓輸電電價及線損率，但由于烏東德外送電量有省內輸電電價，白鶴灘電站外送電量有省內輸電電價的可能性較大。

上網電價計算：受電地區落地價參照受電地區省級電網企業平均購電價格協商確定，即計算的各省綜合電價。采用各省綜合電價的 2018-2020 年均值分別作為烏東德、白 鶴灘外送落地端電價，即對應廣東/廣西/江蘇/浙江分別為 0.429/0.369/0.378/0.400 元/千瓦時（含稅）。根據外送上網電價=落地端電價*（1-線損率）-特高壓直流輸配電價-省內輸配電價，得到烏東德外送廣東/廣西的上網電價為 0.318/ 0.271 元/千瓦時（含稅）；白鶴灘電站外送江蘇/浙江的上網電價為 0.273/0.294 元/千瓦時（含稅）。最終根據烏東德、白鶴灘電站消納比例，計算得到烏東德電站綜合上網電價為 0.290 元/千瓦時（含稅），白鶴灘電站綜合上網電價在情景 1/2 假設下分別為 0.280/0.282 元/千瓦時（含稅）。

上網電價敏感性分析：采用受電地區省級電網企業平均購電價格作為烏白電站外送落 地端電價，但落地端電價在此基礎上可能根據實際情況進行上浮或下調，因此將各省 市場化電價作為烏白外送電量落地端電價的下限，各省燃煤標桿電價作為烏白外送電量落 地端電價的上限，對烏白電站上網電價進行敏感性分析。廣西/廣東落地端電價變動 1 分/ 千瓦時，烏東德電站上網電價變動 0306/0.503 分/千瓦時。

烏白資產注入對歸母凈利潤增厚分析：中性電價假設下，烏東德、白鶴灘資產注入預計將增厚公司 20 年收入/歸母凈利潤的 44%/19%；考慮烏白帶來下游增發電量為 200 億千瓦 時情境下，烏白整體預計將增厚公司 20 年收入/歸母凈利潤的 51%/34%；烏白帶來增發電量為 300 億千瓦時情境下，烏白整體預計將增厚公司 20 年收入/歸母凈利潤的 55%/42%。

敏感性分析結果顯示:1)烏白資產注入預計增厚公司 20 年歸母凈利的 17.3%-21.3%;考慮烏 白為公司下游電站帶來的 200 億千瓦時增發電量收益情境下，烏白整體預計將增厚公司 20 年歸母凈利的 32.5%-36.0%；考慮烏白帶來 300 億千瓦時增發電量收益情境下，烏白整體預計將增厚公司 20 年歸母凈利的 40.0%-43.6%。2)由于白鶴灘電站裝機容量及設計利用小時數均高于烏東德電站，歸母凈利潤增厚對白鶴灘電站電價變動更為敏感，白鶴灘電站上網電價變動 1 分錢，歸母凈利潤增厚值變動 5.3 億元，系烏東德電站上網電價同樣變動 1 分錢情況下，歸母凈利增厚值變動的 1.6 倍。3）由于白鶴灘用送浙江還是留四川電量與溪洛渡進行置換，對白鶴灘綜合電價的影響較小，其對歸母凈利潤增厚 影響也較小。

資產注入方式多樣，參考溪向電站注入方式對烏白水電站注入影響進行測算。烏白資 產注入除了采用溪向電站的發股及現金支付方式外，還可以通過發行可轉債、 非公開發行現金收購、吸收合并等方式。參照溪向電站的注入方案，僅考慮發股及現金支付方案，同時， 在注入方案的發股、募集配套資金比例選擇上，EPS 不攤薄為重要前提，其他條件注入時在允許情況下可適當放松。

溪向電站注入方案：溪洛渡、向家壩電站資產注入重組方案如下：一是向三峽集團、四川省能源投資集團有限責任公司及云南省能源投資集團有限公司以 12.08 元/股的價格發行股份 35 億股及支付現金 374 億元，購買其合計持有的川云公司 100%股權。二是向包括保險機構、產業投資人及境外合格投資者等 7 家機構非公開發行 20 億股股票，發行價格 12.08 元/股，募集配套資金用于支付本次交易的部分現金對價。

綜合考慮 PE/PB 法下烏白對價的測算，假設烏白對價為 640-1095 億元。測算烏東 德、白鶴灘電站歸母凈利潤為 46-55 億元，在 PE 10-20x 的假設下，烏白的對價為 455- 1095 億元；烏白電站的總資產為 2667 億元，在 20%的資本金投入下，對應凈資產為 533 億元，參考溪向注入 PB 為 2.16x，在 PB 1.2-2.5x 的假設下，烏白的對價為 640-1334 億元。 綜合考慮 PE 和 PB 法測算得到的烏白對價，取 640-1095 億元作為烏白對價假設。

假設發行股份及募集配套資金股價分別為 21.46/24.15 元/股。假設烏東德、白鶴灘電 站注入公司的時點為 2023 年，參考 2023 年股價 26.83 元/股，假設發行股份股價為 21.46 元/股， 募集配套資金股價為 24.15 元/股。

結論：控制邊際條件，在發股比例 30%-70%，募集配套資金占現金支付比例 10%-70% 的不同組合情景假設下，烏白資產注入將增厚公司 20 年 EPS 的 0.1%-11.1%。情景假設各種情況下，烏白注入后：三峽集團持股比例在 55.2%以上、資產負債率低于 2020 年末水平 50.78%，公司資產負債率在 49%-61%。

烏東德、白鶴灘電站 ROE 預計在 8.5%-10.3%范圍內，與長江電力/川云公司 2020 年 ROE15.3%/12.0%有一定差距。烏東德、白鶴灘電站的總投資額 2667 億元，假設資本金 投入 20%，烏白電站凈資產預計為 533 億元，在全景假設下，烏東德、白鶴灘電站 ROE 預計在 8.5%-10.3%范圍內，與長江電力/川云公司 2020 年 ROE15.3%/12.0% 有一定差距。公司存量電站已系稀缺優質資產，水電資源開發由易到難，烏白電站開發難度，資金投入皆顯著超過公司存量水電站，初建成的烏白電站 ROE 測算較為保守，并未考慮其利用小時、聯合調度增發等方面的潛能釋放，烏白水電站的價值需要時間見證。

烏東德、白鶴灘電站未來潛力較大。三峽電站的設計年發電量 882 億千瓦時，但 2020 年其發電量高達 1118 億千瓦時，超出設計值 26.8%；葛洲壩電站設計年利用小時 5000 小時左右，但 2018-2020 年其實際利用小時數穩定在 7000 小時以上，超出設計值約 40%。假設烏白的資產注入時點在 2023 年，烏東德/白鶴灘全部機組投產運營時間較 短，運行潛能仍有較大上升空間，穩態運營后，在來水情況較好，上游兩河口、楊房溝水電站建成一同參與聯合調度的基礎上，烏白電站遠期有可能在設計利用小時、現有預測聯合調度增發電量上有較大突破。


三、水風光互補長可期
碳中和助推水電行業發展，水風光互補成未來趨勢

雙碳目標下，風光或為公司除烏白外最大增量部分。中國定下雙碳目標，為我國電力能源轉型升級提出新要求。按照 2025 年非化石能源占 一次能源消費比重達到 20%測算，“十四五”期間年均新增風電+太陽能裝機容量將達到 100-140GW，風光電源比例將快速提高。目前公司所管理流域內的優質大水電資源開發已幾乎接近尾聲，公司擁有五座優質大型水電站。順應雙碳目標下的風光大趨勢，風電、光伏裝機可能系公司未來裝機增量的主要來源。

“水風光”一體化發展帶來新空間，“1+1+1”遠大于 3。目前， 包含公司在內的多家大型水電上市公司提出“水風光”發展規劃：2021 年 4 月華能水電公告計劃在瀾滄江上游西藏段打造水光互補清潔能源基地；國投電力著手開展雅礱江水風光綠色清潔可再生能源基地項目研究。

金沙下游水風光稟賦優異，出力互補增強發電效益

金沙江下游水風光資源稟賦優異，位于涼山州的烏東德、白鶴灘電站周圍風光資源更優。 水能：公司在金沙江下游管理運營四座水電站—烏東德、白鶴灘、溪洛渡、向家壩，總裝機容量 4646 萬千瓦，相當于兩個三峽水電站。風能：金沙江下游覆蓋的涼山州、攀枝花為四川省風能資源主要集中分布區域，主要集中在高海拔山地和高臺地， 平均海拔超過 3000 m，平均風速多在 6m/s 以上，風能資源等級多為 2 級及以上，風能技術可開發量超過 700 萬 kW，具備較大開發價值。太陽能：金沙江下游年太陽總輻射量在 5500MJ /m2 左右，屬于全國太陽能資源二類和三類地區。

金沙江水風光出力互補，調節能力凸顯。水電站出力受徑流和水庫調蓄的影響，水電站具有多年調節、季調節、日調節能力。水電站承擔電網系統基荷時，其出力較為穩定，當需要增加負荷時，水電站能夠迅速開啟，出力迅速增加。而風光發電具有一 定的波動性，日內、月內出力不均，水風光一體，水電優異的調節能力可使風光發電間歇時，保障電力供應，在風光發電高峰期時，用水庫將水能儲存起來優先讓風光發電。在年際間，風光和水能也互補性較強且長期穩定，當金沙江下游風速較往年屬于大 風年時，太陽能輻射也往往較強，降水較少，年徑流量屬于枯水年；而當年徑流量屬于豐水年時，由于降水較多，風速及太陽能輻射較弱。


清潔能源一體化降本增效，風電光伏利好多元選擇

單位建設成本：公司金沙江下游水風光一體化建設主要是將風電、光伏電站建設在公司已 有土地優先使用權的流域或通道附近，道路已在建設水電站時打通，可節省部分其他建設成本；水電作為優質的調峰電源，水庫可替代化石儲能設備，能夠節省風光配套儲能設備 投資；水風光一體化，電量可利用現有水電特高壓外送通道打捆外送，消納保障減少棄風 棄光率，且可在一定程度上節省電網建設投資。儲能及配套電網建設投資節約為隱性優勢， 不直接體現在風光項目單位建設成本上。

利用小時數：金沙江下游兩岸分別地處云南省和四川省。2018-2020 年云南省的平均風電/ 光伏利用小時數為 2766/1301 小時，四川省的平均風電/光伏利用小時數為 2474/1494 小 時，由于金沙江下游為兩省風光資源較為優質的地區，風光利用小時超過兩省平均水平的可能性非常大，且兩省風光利用小時數近 3 年總體呈上升趨勢，分別取 2766/1494 小 時作為公司金沙江下游風電/光伏利用小時數。

上網電價：公司金沙江下游風光發電量主要系通過與水電發電量打捆外送或部分留本地消 納，且風電、光伏電站主要建在資源更為豐富的烏東德、白鶴灘附近，即風光發電量可通 過烏白已有特高壓通道送往廣東、廣西、浙江、江蘇或留四川、云南消納。依舊按照落地端電價倒推算法，與烏白水電上網電價基準一致，使用假設的落地端中性綜合電價倒推，得到公司金沙江下游風光外送 廣西/江蘇/浙江/廣東的含稅上網電價分別為 0.271/0.273/0.294/0.318 元/千瓦時，四川 /云南上網電價也按照綜合上網電價水平 0.266/0.241 元/千瓦時。

資本金比例及借貸成本：假設公司金沙江下游風光投資的資本金比例與烏東德、白鶴灘資本金比例假設一致，為 20%。公司憑借大水電的穩定現金流優勢，信用評級 AAA，借貸成本在同類型公司甚至 A 股上市公司中處于低分位，2020 年公司發行債券募集資金合計 250 億 元，新增債券的綜合成本僅為 2.7%。2021 年 6 月公司新發的 5 年期公司債票票面利率 3.73%， 高于當年新發其他債券的票面利率，綜合考慮，假設公司風光投資資金成本為 3.5%。

稅收優惠：公司旗下風光電站皆可享受西部大開發所得稅三免三減半政策，我們考慮穩態 經營期，所得稅率取 15%。根據財政部發文，自 2015 年 7 月 1 日起，風電自產自銷產品， 可享受增值稅即征即退 50%政策。

在我們較為保守的假設下，外送廣西/江蘇/浙江/廣東消納的風電項目 ROE 可達 5.2%/5.6%/8.5%/11.9%，光伏項目 ROE 可達 4.2%/4.6%/7.4%/10.7%；留云南/四川消納的 風電項目 ROE 約 1.0%/4.5%，光伏項目 ROE 約 0.1/3.5%。從所選取的綜合電價倒推角度，公司金沙江下游風光電量通過烏東德電站特高壓線送廣東或通過白鶴灘電站特高壓線 送浙江的經濟性更強，而四川和云南由于當地綜合電價較低，風光項目 ROE 明顯低于外送消納項目。若考慮各省燃煤標桿電價倒推，外送廣西/廣東/江蘇/浙江的上網電價分別為 0.34/0.32/0.303/0.285 元/千瓦時，而四川/云南本地的燃煤標桿上網電價由于沒有特高壓輸電電價和線損扣除，分別為 0.336/0.401 元/千瓦時，留本地消納盈利更佳。較保守假設下，風光外送消納，15GW 風光每年預計可增厚 20 年歸 母凈利的 3.2%-7.5%，需要的資本開支約 855 億元，公司 2017-2020 年年均自由現金流 355.3 億元，所以公司融資壓力并不顯著。

結論分析：1）雖然進行了較大范圍內的造價成本敏感性分析，但近年來風電、光伏 單位造價成本逐年下降，假設值已較為保守，單 位造價假設值偏左區域 ROE 參考性更強。2）所得稅假設為 15%，但公司項目所得稅享 受“三免三減半”優惠，項目前 6 年的 ROE 水平高于測算的所得稅穩定期。 3）由于風電仍享受增值稅 50%即征即退政策，風電項目 ROE 水平比光伏略高。4）風光電量如果借用烏白已有外送通道，屬于增量電量，會加強特高壓線路的效益，從而輸電電價 有下行可能，盈利還有上升空間。

四、盈利預測
由于烏東德、白鶴灘電站資產注入時間、具體注入方式仍有一定不確定性，且公司 15GW 風電、光伏新增裝機開發進程未明確，盈利預測僅考慮公司存量資產。

收入預測：預計 2021-2023 年同比增長 0.9%/1.3%/1.2%

公司的主營業務為水電發電，2020 年之前，水電發電業務收入占公司營業收入的比例接 近 100%。2020 年，以配售電業務為主業的秘魯路德斯公司并表以及烏白電站運維管理收 入使水電發電業務占公司營收比例下滑至 91.5%，但水電發電業務收入貢獻主力地位不改。 2016-2020 年公司營業收入同比增速分別為+101.9%/+2.5%/+2.1%/-2.6%/+15.9%，根據 對公司各項業務收入的拆分，預測公司 2021-2023 年營業收入同比增長 0.9%/1.3%/1.2%。

水電發電：預計 2021-2023 年收入同比-2.2%/+0.8%/+0.8%。截至 2020 年底，公司國內 四座水電站總裝機容量 4549.5 萬千瓦，未來三年預計除烏東德、白鶴灘水電站注入， 公司水電裝機容量將維持穩定。發電量方面，由于 2020 年來水好，公司 2020 年度發電量創歷史新高，根據 1H21 來水偏枯以及溪洛渡、向家壩電站受上游白鶴灘電站蓄水影響發電量同比下降 22.3%/21.0%，考慮到白鶴灘投產后對溪洛渡、向家壩的來水負面影響較小且汛期來臨公司四座水電站發電量有望整體改善，預測公司 2021 年發電量同比下降 2.1%。

由于 2021 年發電量受上游電站蓄水負面影響較大，預測 2022 和 2023 年影響減弱，發電量均同比增長 0.7%。公司不含稅售電電價在 2019 及 2020 年下滑主要系受增值稅調整影響，預計 2021-2023 年公司不含稅售電電價將基本維持 2020 年的水平，但由于 2021 年發電量結構有所改變，相對高電價的溪洛渡、向家壩電站發電量同比減少， 2021-2023 年公司售電電價同比-0.6%/+0.1%/+0.1%。

其他主營業務：預計 2021-2023 年收入同比增長 38.2%/5%/5%。秘魯路德斯收入并表使得公司 2020 年主營業務收入中其他主營業務同比大幅增加 3139.7%至 43.4 億元。2020 年秘魯路德斯公司受疫情影響，營業收入 57.2 億元，同比下降 11.2%。根據 2017-2019 年路德斯公司營收水平在 60.8-68.9 億元水平，預測 2021-2023 年秘魯路德斯公司營業收入將逐步恢復疫情前水平，三年連續保持同比 5%增速，即 2021-2023 年營收為 60.0/63.0/66.2 億元人民幣。2021 年公司其他主營業務收入同比增長 38.2%主要系由于公 司 2020 年僅并表路德斯公司 8 個月的收入，而 2021 年并表全年收入。

其他業務：預計 2021-2023 年收入同比增長 10%/5%/0%。2020 年公司其他業務收入實現 5.6 億元，同比增長 591.3%，2016 年溪向電站注入公司后其他業務收入恢復往年平常水平，推測 2020 年公司其他業務收入來源系公司代管烏白電站的運維管理收入，由于 2021- 2022 年仍有烏東德部分機組及白鶴灘機組新投產，預計該部分收入 2021/2022 年同比增速為 10%/5%，2023 年由于無新機組投產，該部分收入預計維持 2022 年穩定水平。

營業成本預測：預計 2021-2023 年同比增長 4.9%/1.6%/1.4%

公司水電成本主要來自折舊，其中還包含水庫資源費/庫區維護基金及其他，2021-2023 年， 由于公司于 2020 年并表秘魯路德斯公司導致固定資產原值增加，測算公司折舊將小幅 上行，水資源費/庫區維護基金及其他成本將維持穩定水平，對應 2021-2023 年水電發電毛利率在 65.7%左右。秘魯路德斯主要系配售電業務，成本較為穩定，營收上升將帶動毛利率上升，預測其他主營業務成本 2021-2023 同比增速為 36%/4%/4%，以使得秘魯路德斯公司毛利穩中有小幅上升。2021-2023 年公司其他業務成本根據收入同比增長給予 8%/4%/0%的同比增速。合計公司 2021-2023 年營業成本同比+4.9%/+1.6%/+1.4%。

期間費用率預測：預計 2021-2023 年同比-0.3/-1.0/-0.5pct

由于公司主營業務為水電發電，其期間費用主要由財務費用組成，管理費用率、研發費用率、銷售費用率較小，2020 年后三項費用率同比提升主要系由于秘魯路德斯公司財務并表，預計公司 2021-2023 年后三項費用率維持 2020 年水平。公司 2020 年資本支出占營收比例同比提升 0.9pct 至 6.3%，主要系收購秘魯路德斯公司導致資本支出提升，根據公司管理層在 2020 年業績會指引，公司 2021 年資本開支在約 200 億元水平，預計公司 2021-2023 年公司資本支出占營收比例為 4.3%，資本開支減少有利于債務進一步償還，財務費用減少，對應公司 2021-2023 年財務費用率為 8.3%/7.3%/6.8%。


歸母凈利潤預測：預計 2021-2023 年同比增長 1.2%/5.0%/4.0%

近年來，公司投資收益持續上升，2020 年更是同比增長 31.8%至 40.5 億元，主要來源于由增持國投電力、川投能源等上市公司股權及公司持股 28.62%的湖北能源 2020 年歸母凈利同比增長 64.0%帶來的權益法核算長期股權投資收益增長。根據管理層在 2020 年業績會提到 2021 年將利用水電充沛現金流繼續加大投資力度，爭取在投資收益上做更大貢獻， 預測公司 2021-2023 年投資收益將保持增長態勢， 同比增速分別為 15.3%/13.2/11.7%。公司 2021-2023 年歸母凈利潤預計為 266.2/279.5/290.5 億元，同比 +1.2%/+5.0%/+4.0%；對應 2021-2023 年 EPS 為 1.17/1.23/1.28 元。

五、風險提示
政策不確定性帶來的電價壓力。公司所屬 4 座水電站發電量主要通過 “西電東送”消納。 公司按年度與國家電網及南方電網等簽訂各電站購售電合同，上網 電價存在調整可能，若上網電量中核定的市場化電量比例上升，由于市場化電價一般較標 桿電價有折價，電價可能有下行壓力。

來水或防洪等因素制約電量。水電發電量與來水情況密切相關，若來水較差，公司發電量 存在不及預期可能。出于防洪要求，若過多來水需存儲至水庫不下泄，發電量可能受到一 定負面影響。

參股公司盈利下滑帶來的投資收益不及預期。截至 2020 年底，公司參與投資收益核算的 主要持股公司有湖北能源、金中公司、三峽水利、國投電力、川投能源、申能股份等。上 述公司水電發電業務盈利受來水及電價波動影響，火電發電業務盈利受煤價影響較大，其他業務也具有一定的盈利不確定性。若上述公司未來盈利下滑，或造成公司投資收益下降。

烏東德、白鶴灘水電站帶來的梯級聯合調度能力增強不及預期。為保障白鶴灘水電站首批 機組投產發電，白鶴灘水電站水庫蓄水導致下游溪洛渡、三峽水電站來水偏枯較多。烏東德水電站全部機組已由 2021 年 6 月投產發電，白鶴灘水電站首批機組也于 2021 年 6 月底投產，隨著今年汛期來臨，烏東德、白鶴灘已投產機組參與公司梯級水電站聯合調度，會帶來一定梯級聯合調度增發電量增長，但增發電量的具體漲幅存在一定的不確定性。

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