1 “4”：三峡核心，两次阶跃坐拥四座电站

1.1 三峡核心，占据集团半壁以上江山

中国长江电力股份有限公司是集团电力生产运行主体，主要负责三峡-葛 洲坝、溪洛渡-向家坝四座流域梯级电站的电力生产和运行管理；

湖北能源集团股份有限公司主要负责湖北区域综合能源开发和湖北省能 源供应保障；

中国三峡建设管理有限公司是集团水电工程建设管理主体，定位为可以 为客户提供项目规划、工程建设、工程咨询、专业技术服务等系统解决方 案的工程建设管理和咨询公司；  上海勘测设计研究院是以水利、水电、新能源、环境工程为主业的综合设 计院，主要从事工程勘测、设计、咨询业务；

中国三峡新能源（集团）股份有限公司是风电、太阳能和“海上风电引领 者”战略的实施平台，主要从事国内风电和太阳能等新能源开发；

长江生态环保集团有限公司主要负责履行在共抓长江大保护中发挥骨干 主力作用的职责使命；

三峡国际能源投资集团有限公司是集团开展国际清洁能源投资业务的开 发主体；

中国水利电力对外有限公司主要从事国际工程承包和中小型能源电力投 资业务；

三峡资本控股有限责任公司是集团从事资本运营和投资并购的实施主体， 定位为集团财务性投资归口管理平台和新业务的孵化器；

三峡财务有限责任公司是为集团及其所属单位提供服务的非银行金融机 构；

三峡基地发展有限公司是为集团各项目基地（营地）提供服务保障和高效 管理的统一平台，主要为集团及下属企业提供综合后勤保障服务，为工程建设、电力生产提供专业性辅助生产服务；

三峡资产公司是集团辅业资产处置、经营和盘活的专业平台。

作为从葛洲坝、三峡起家的央企，水电站的建设和运营始终是集团的立身之本， 长江电力作为集团的水电运营平台，始终是推动集团经营发展的核心发动机。2011 至 2020 年，长江电力在三峡集团总装机容量和总发电量中的占比均值分别达到了 63.9%、74.1%，在总营收和净利中的占比均值分别达到 55.0%、63.3%。随着长 江大保护战略的持续推进，集团对于资金的需求也将不断强化公司的核心作用。

1.2 收购集团成熟资产，两次阶跃坐拥四座电站

与其他同类上市公司通常采用的自主投资、建设、运营发电项目的方式不同， 公司采用的是先代管运营已建成的发电资产、待成熟后再进行收购的方式。考虑到 大型水电设施 5 年以上的建设周期、以及更长时间的前期工作，采用这种成熟资 产注入的方式可以有效地隔离项目开发建设过程中可能遇到的政策、资金、自然、 社会等风险因素，避免出现意外事件对公司自身和股东利益造成损害。

公司在 2003 年上市前仅拥有一座葛洲坝电站，上市后持续不断地收购三峡集 团成熟的在运水电资产，目前已 100%控股三峡、葛洲坝、溪洛渡、向家坝四座大 型水电站。通过历次收购，公司的装机规模经历了两次阶跃式的增长：

2009 年收购三峡 18 台发电机组：公司在 2005 年和 2007 年陆续收购 了三峡水电站 1#、4#和 7#、8#机组，之后在 2009 年 9 月 28 日正式 完成了三峡电站 1-26#发电机组的收购，控股装机容量由 2008 年的 837.7 万千瓦跃升至 2107.7 万千瓦。按上市公司的水电装机规模排名， 公司由世界第 8 名上升至第 3 名。

2016 年收购溪洛渡、向家坝全部发电机组：公司在 2011 年和 2012 年 分批收购了三峡地下电站的 30#、31#、32#和 27#、28#、29#机组， 之后在 2016 年 4 月 13 日正式完成了溪洛渡、向家坝两家电站全部发电 机组的收购，控股装机容量由 2015 年的 2527.7 万千瓦再次跃升至 4549.7 万千瓦。按上市公司的水电装机规模排名，公司由世界第 2 上跃 居第 1，正式成为全球水电霸主。

伴随着资产注入带来的装机容量两次阶跃，公司的发电量也实现了两次飞跃， 营收和利润也同步实现了跃升：

2010 年营收增长 98.6%、净利润增长 78.1%：公司在 2009 年 9 月 28 日正式完成了三峡电站 1-26#发电机组的收购后，发电量由 2009 年的 513.67 亿千瓦时增长 95.9%至 2010 年的 1006.11 亿千瓦时，营业收入 同比增长 98.6%，净利润同比增速为 78.1%。

2016 年营收增长 101.9%、净利润增长 81.7%：公司在 2016 年 4 月 13 日正式完成了溪洛渡、向家坝两家电站全部发电机组的收购，发电量由 2015 年的 1049.79 亿千瓦时增长 96.3%至 2016 年的 2060.60 亿千瓦 时，营业收入同比增长 101.9%，净利润同比增速为 81.7%。（报告来源：未来智库）

2 “2”：乌、白两大电站注入启动，第三次阶跃在即

2.1 乌、白 28 台机组全部投产在即，资产注入提前启动

公司控股股东三峡集团在完成金沙江下游四个梯级电站中溪洛渡、向家坝两 座电站的建设及资产注入的同时，即已开始剩余两座电站乌东德、白鹤滩的开发工 作。根据避免同业竞争承诺，这两座电站将注入公司体内，助力其完成第三次阶跃。

乌东德电站

电站位于云南、四川界河河段，右岸隶属云南省昆明市禄劝县，左岸隶属四川 省会东县，是金沙江下游河段四个水电梯级——乌东德、白鹤滩、溪洛渡和向家坝 中的第一个梯级。枢纽工程主要由混凝土双曲拱坝、泄洪消能建筑物及左右岸引水 发电系统等组成。电站大坝坝顶高程 988 米，最大坝高 270 米，坝顶中心弧长 325.67 米，正常蓄水位 975 米，水库总库容 74.08 亿立方米，调节库容 30.2 亿 立方米，防洪库容 24.4 亿立方米。电站左、右岸地下厂房内各安装 6 台 85 万千 瓦的水轮发电机组，总装机容量 1020 万千瓦，电站多年平均年发电量约 389.1 亿 千瓦时。泄洪建筑物由"坝身 5 个表孔 6 个中孔"和左岸靠山侧 3 条有压接无压泄 洪洞组成，校核工况下总泄洪流量约 39444 立方米/秒。工程于 2011 年开始筹建， 2015 年 12 月 17 日核准后于月底正式开工；2020 年 6 月首批机组发电、2021 年 6 月全部投产。

白鹤滩电站

电站位于云南、四川界河河段，右岸隶属云南省巧家县，左岸隶属四川省宁南 县，是金沙江下游四个水电梯级第二个梯级。枢纽工程主要由混凝土双曲拱坝、泄 洪消能建筑物及左右岸引水发电系统等组成。电站大坝坝顶高程 834 米，最大坝 高 289 米，坝顶中心弧长 709 米，正常蓄水位 825 米，水库总库容 206.27 亿立 方米，调节库容 104.36 亿立方米，防洪库容 75 亿立方米。电站左、右岸地下厂 房内各安装 8 台 100 万千瓦的水轮发电机组，总装机容量 1600 万千瓦，电站多 年平均年发电量约 625.21 亿千瓦时。泄洪建筑物由“坝身 6 个表孔 7 个深孔” 和左岸靠江侧 3 条无压直泄洪洞组成，校核工况下总泄洪流量约 42346 立方米/ 秒。工程于 2017 年 7 月底获得核准，8 月主体工程全面开建；2021 年 6 月首批 机组发电，截至 2021 年底已投产 6 台机组，剩余 10 台机组计划在 2022 年 7 月 前全部投产。

2021 年 11 月 29 日开盘前，公司发布《关于筹划重大资产重组的停牌公告》， 宣布控股股东三峡集团正在筹划将乌东德、白鹤滩电站资产注入公司；12 月 10 日，公司发布《发行股份、发行可转换公司债券及支付现金购买资产并募集配套资 金暨关联交易预案》。考虑到预案公布时白鹤滩水电站尚有 10 台机组在建、计划 2022 年 7 月前投产，此次资产注入工作的启动时间比预期提前了近一年。在完成 乌、白注入后，公司国内水电装机将由 4550 万千瓦提高 57.6%至 7170 万千瓦、 年均发电量有望由目前约 2000 亿千瓦时增至超 3000 亿千瓦时。

2.2 乌、白盈利能力测算

2013 年 3 月 21 日、22 日，三峡金沙江川云水电开发有限公司和三峡金沙江 云川水电开发有限公司分别在四川成都和云南昆明挂牌成立。其中，川云公司负责 向家坝、溪洛渡电站的开发建设和运营管理工作，云川公司则负责乌东德、白鹤滩 电站的开发和运营。截至预案签署日，云川公司注册资本 560 亿元，三峡集团、 三峡投资分别占 40%、30%股权比例，云南能投和四川能投各占 15%股权。乌、 白的资产注入或许会参考溪、向的资产注入方式，通过股权、债券等融资方式由公 司来收购云川水电的部分或全部资产。

对于云川公司的盈利预测，需要根据乌东德和白鹤滩两大电站的电量和电价 计算其收入、并根据折旧等计算成本。

2.2.1 营收

水电主业的营业收入=上网电价×上网电量/（1 增值税税率）。

根据国家发改委在 2014 年 1 月 11 日发布的《关于完善水电上网电价形成机 制的通知》（发改价格[2014]61 号），对于 2014 年 2 月 1 日以后新投产水电站， 跨省、跨区域外送电量的上网电价按照受电地区落地价扣减输电价格（含线损）确 定。其中，跨省（区、市）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；受电地区落地价由送、受电双方按照 平等互利原则，参照受电地区省级电网企业平均购电价格协商确定。即参考落地省 燃煤发电标杆上网电价，根据输配电价和线损倒推确定上网电价。

输配电价及线损

目前，乌东德水电站外送消纳分配已基本确定，主要通过 2018 年底开工的乌 东德电站送电广东广西输电工程（昆柳龙直流）按照广西 300 万千瓦、广东 500 万千瓦切分，其余 220 万千瓦通过 2019 年 7 月开建的云贵互联通道和改造后的 高肇直流（即改造后的贵广一回直流输电工程）送至贵州和广东。其中，昆柳龙直 流的输配电价按照《关于核定昆柳龙直流工程及配套交流工程临时输电价格的通 知》（发改价格〔2020〕1930 号）确定；±500kV 的云贵互联 高肇直流的输电价 格和线损率参照溪洛渡电站送南方电网的溪广线，假设输电价格为 4.95 分/千瓦 时、线损率为 6.5%。

此前因川渝等地对白鹤滩优质清洁电能的需求，导致分送苏、浙的两条送出线 路经历了一番波折。但在 2020 年底，生态环境部、国家发改委先后对白鹤滩-江 苏±800 千伏特高压直流输电工程做出了核准批复，一年后，生态环境部又核准了 白鹤滩～浙江±800 千伏特高压直流输电工程。至此，白鹤滩的两条送出线路终于 得以明确并开工建设，预期将分别在 2022、2023 年贯通投产。考虑到两条特高 压线路均属于国网，因此输配电价的测算参照 2021 年 6 月投产的雅中-江西±800 千伏特高压直流输电工程。

此外，参考《关于核定滇西北送广东专项工程输电价格的通知》（发改价格 [2019]575 号），除跨省区的特高压输电工程输电价格外，云南省内配套交流工程 输电价格为 1.50 分/千瓦时，不计线损。

发电量及上网电量

采用三峡集团官网公布的数据作为此次测算的稳产期发电量。参考现有四座 电站的厂用电率，假设乌东德、白鹤滩的厂用电率均为 0.10%，据此得到稳产期 年均上网电量。假设达到稳产期后，电厂与各个受电省份签订购售电合同，优先保 障收购的协议电量按照每年 3000 小时设定；其余上网电量按照对应装机容量切 分，然后按照市场化交易方式消纳。

上网电价

根据公式“上网电价=（销售电价/购电价/标杆电价/基准价-输配电价）×（1- 线损率）”，计算得到协议电量的上网电价。参考近几年受电省份电力市场化交易的 上网电价和价差，并考虑到外送电的市场竞争力，假设外送至广西、广东、贵州、 江苏、浙江省的市场化交易电量的价差分别为 4、4、4、2、2 分/千瓦时，得到市 场化消纳电量的上网电价。

营业收入

根据上述测算的电量和电价，加总后按照 13%的增值税税率计算得到乌东德、 白鹤滩稳产期每年的营业收入分别为 107.53、152.46 亿元。

2.2.2 成本

水电的营业成本主要就是固定资产折旧、运维及人力、水资源费（2017 年 12 月 1 日起改为水资源税，计入税金及附加）及库区基金等。做以下几点假设：

固定资产结构：工程总投资中，枢纽、机电、环保工程以及征地移民补偿 的占比分别为 60%、15%、5%、20%。

固定资产折旧期：枢纽、机电、环保工程分别为 45、18、15 年，征地移 民补偿根据分摊原则按前述三项的平均折旧年限计提。

库区基金等财政规费：参照长江电力现有 4 座电站的均值设为 0.03 元/ 千瓦时。

2.2.3 利润

根据前述营收、成本的测算结果，以及剩余机组的投产进度预估，测算 2020- 2030 年云川水电公司的经营利润。

三费、税金及附加：参照长江电力近几年的营业费用、管理费用、研发费 用的费用率以及附加税税率，假设四者合计为每年营业收入的 4.0%。

财务费用：根据有息负债和综合资金成本计算。其中，有息负债参考《中 国长江电力股份有限公司发行股份、发行可转换公司债券及支付现金购 买资产并募集配套资金暨关联交易预案（修订稿）》中公布的数据，以及 乌、白投资额，假设每年计提折旧金额全部用于归还带息债务；2020、 2021 年综合资金成本参照预案设为 4.25%，2022 年起逐年下降。

所得税率：2020 年 4 月 23 日，财政部、税务总局、国家发改委三部门 联合发布《关于延续西部大开发企业所得税政策的公告》（财政部公告 2020 年第 23 号），将西部地区鼓励类产业企业减按 15%税率征收企业 所得税的优惠政策延续至 2030 年底。此外，假设乌东德 2020 年首机投 产后即开始获得营业收入，则 2020-2022 年云川公司免征所得税、2023- 2025 年减半按照 7.5%征收企业所得税、2026 年起按照 15%的税率征 收企业所得税。

测算结果显示，在乌东德、白鹤滩 2022 年全部投产并于 2025 年前后起进入 稳产期后，云川水电公司每年营收约 260 亿元、毛利润约 143 亿元、毛利率约 55%。与公司现有 4 座电站相比，仅略为逊色。此外，乌、白建成投产后，“四库 联调”升级为“六库联调”，有望为下游 4 座电站带来约 100 亿度的节水增发电 量，按现有 4 座电站的平均上网电价和税率测算，或将增加近 20 亿元的净利润。（报告来源：未来智库）

3 “N”：三因素助推，新能源发展有望超越预期

3.1 政策推力：“3060”双碳目标

2020 年 12 月 12 日，在气候雄心峰会上发表题为《继往开 来，开启全球应对气候变化新征程》的重要讲话，宣布中国国家自主贡献一系列新 举措：“到 2030 年，中国单位国内生产总值二氧化碳排放将比 2005 年下降 65% 以上，非化石能源占一次能源消费比重将达到 25%左右，森林蓄积量将比 2005 年 增加 60 亿立方米，风电、太阳能发电总装机容量将达到 12 亿千瓦以上。”再一次 强化了中国政府积极践行应对气候变化《巴黎协定》的决心。

截至 2020 年底，国内风电、光伏装机容量分别为 2.82、2.53 亿千瓦，两者 合计约 5.35 亿千瓦，根据气候雄心峰会上提出的 2030 年风电、光伏总装机 12 亿 千瓦以上的目标，未来十年我国风电、光伏年均新增装机将超过 6650 万千瓦。而 根据全球能源互联网发展合作组织（GEIDCO）的预测，到 2030 年风、光装机将 分别达到 8、10 亿千瓦，年均复合增速分别达到 11.0%、14.7%；两者合计 18 亿 千瓦，比 12 亿千瓦的底线目标高出 50%，对应的年均新增装机将达到 1.27 亿千 瓦。GEIDCO 预测到 2060 年，风、光装机将分别达到 25.0、35.5 亿千瓦，对应 2030-2060 年的 30 年 CAGR 分别为 3.9%、4.3%，2020-2060 年的 40 年 CAGR 分别为 5.6%、6.8%。

在“2030 碳达峰、2060 碳中和”的目标得以明确并强化后，从各地政府到 各家企业，纷纷加码新能源，提出了各自的发展目标。华能明确提出到 2025 年新 增新能源装机 8000 万千瓦以上；国电投宣布“2023 年国内碳达峰”；中广核 “十 四五”规划年均新增投运 400-600 万千瓦，到 2025 年在运装机超过 5000 万千 瓦；国家能源集团先期提出确保实现新增新能源装机 7000-8000 万千瓦，之后更 进一步加码；华电集团表示力争新增新能源装机 7500 万千瓦。

此前，公司控股股东三峡集团董事长在接受媒体采访时表示，未来 5 年新能 源装机实现 7000-8000 万千瓦的水平。集团旗下的各个上市平台均在风、光项目 资源开发上开始发力。

新能源核心平台三峡能源：截至 2021 年 6 月，已并网风电、光伏以及 中小水电装机规模超 1600 万千瓦。2021 年 6 月完成 A 股电力行业规模 最大 IPO，募资超 227 亿元投向 7 个海上风电项目。

湖北区域平台湖北能源：除现有风、光项目外，2021 年 4 月与恩施州政 府签约，计划“十四五”至”十五五”期间实现投资规模约 300 亿元、 新增装机规模 300 万千瓦以上，包括 120 亿元新能源投资。

配售电及综合能源平台三峡水利：“十四五”发展规划提出打造新能源开 发运营平台，2021 年 7 月与重庆市巫溪县政府签约，2021-2022 年投 资 18 亿元开发 45 千瓦光伏。

公司在水电领域的同行们在政策推动下，也开始纷纷发力新能源。

华能集团云南地区水电平台华能水电：宣布将开发澜沧江上游西藏段将 开发水光互补能源外送基地，水电、光伏的开发规模均达到 1000 万千 瓦。

华电集团西南水电平台黔源电力：初步建成国内首个流域梯级水光互补 基地——北盘江梯级水光互补项目，“十四五”已签约规划项目中光伏装 机合计达 530 万千瓦。

大唐集团西南水电平台桂冠电力：开始建设岩滩水光互补项目一期。

在 2021 年 4 月 30 日举行的“2020 年业绩发布会”上，公司公开表示将开 展金沙江下游干热河谷的风、光资源开发，打造水风光一体化清洁能源基地。

3.2 业绩推力：同业投资可转向新能源投资

3.2.1 对外投资获取收益，调节业绩波动

公司对于投资的重视可追溯至 2006 年。当年，长江流域遭遇百年不遇的特枯 来水，公司发电量（切分后）同比下降 7.7%，营业收入下降 2.9%，但因 2005 年 收购三峡 1#、4#机组后全年计提折旧导致营业成本同比增长 15.0%。在未收购三 峡机组无法通过内生途径实现利润增长的情况下，公司转让了 2004 年作为发起人 参与建设银行股份制改造获得股权中的一部分，实现了 8.14 亿元的投资收益，确 保全年净利润实现了正增长（8.3%）。

2011-2020 年，公司每年的投资收益均保持在 10 亿元以上，2020 年达到 40.53 亿元；十年之中，投资收益占利润总额的比重保持在 5%-15%之间，有效平 滑了来水波动对公司业绩的影响。而在投资收益中，对联营、合营企业的投资收益 占比基本在半数以上。

公司的对外投资遵循两条主线：

第一条主线：围绕电力主业，从内生和外延两个方向上实现主营业务的持 续发展。

第二条主线：围绕金融资产，寻找具有投资价值的优质金融资产，并通过 资产运作实现的投资收益帮助调整业绩表现。

但从 2011 年开始，虽然对外投资持续增长，但新参与的项目主要是与公司电 力主业经营相关的，金融类资产则明显收缩。这符合公司消除资产价格波动对自身业绩影响的策略。

3.2.2 风光运营近于水电，利润丰厚

对比水、火、核、风、光五大电源类型的生产流程，火、核两种电源类型在生 产流程中需要消耗燃料（煤炭、天然气、核燃料等），而水、风、光是对水能、风 能、太阳能的直接利用，目前除部分地区的水电需要支付水资源费（2017 年 12 月 1 日起改为水资源税，计入税金及附加）外，并不需要对上游“原材料”进行付 费。因此，水、风、光三种电源类型的盈利模式较为相似，成本端主要是固定资产 折旧以及人员、运维等费用。

对比 6 家头部新能源运营商和 3 家头部水电运营商的关键财务指标：

毛利率：2020 年，6 家新能源运营商毛利率均值为 47.9%，3 家水电运 营商均值为 60.6%；2016-2020 年 6 家新能源和 3 家水电企业的均值分 别为 46.9%、60.0%。剔除有一定规模火电资产的龙源电力和华电福新 后，其余 4 家新能源运营商 2020 年毛利率均值为 54.0%，2016-2020 年均值为 52.6%。

净利率：2020 年，6 家新能源运营商净利率均值为 24.0%，3 家水电运 营商均值为 36.3%；2016-2020 年 6 家新能源和 3 家水电企业的均值分 别为 22.7%、36.1%。剔除龙源电力和华电福新后，4 家新能源运营商 2020 年净利率均值为 27.5%，2016-2020 年均值为 25.5%。

ROE：2020 年，6 家新能源运营商 ROE 均值为 8.8%，3 家水电运营商 均值为 11.5%；2016-2020 年 6 家新能源和 3 家水电企业的均值分别为 8.9%、12.6%。  ROA：2020 年，6 家新能源运营商 ROA 均值为 3.1%，3 家水电运营商 均值为 5.2%；2016-2020 年 6 家新能源和 3 家水电企业的均值分别为 2.9%、5.1%。

由此可见，风电、光伏运营商的利润率水平接近于水电，大幅高于火电，甚至 略高于同样有“印钞机”美誉的核电。

对于投资而言，核心关注指标在收益率水平。采用全年联营、合营企业的投资 收益与期末长期股权投资估算公司的同业投资回报率，可以发现 2016-2020 年均 值为 6.5%；虽然对同业的投资收益总额总体保持上涨趋势，但收益率水平走势却 与之相反。而 6 家头部新能源运营商中，除了大唐新能源外，其余 5 家在 2016- 2020 年的 ROE 均值全部高于 6.5%；2020 年，6 家新能源运营商的 ROE 均值为 8.8%。

3.3 资金推力：平价时代风光资产重估，强劲现金流支持新 能源转型

3.3.1 平价消解补贴“堰塞湖”，风光资产迎来重估

在风电、光伏的上网电价结构中，煤电标杆电价占据着重要地位，超出煤电标 杆电价的部分因为可再生能源补贴发放的延迟问题，导致运营企业产生了巨量的 应收账款堰塞湖。以 6 家头部央企新能源运营商为例：

期末应收账款/当年净利润：6 家公司在 2020 年度的比值均在 300%以 上，最高的是大唐新能源，达到了 8 倍；2016-2020 年均值也基本在 3 倍上下，其中大唐新能源超过 7 倍。

期末应收账款/当年营业收入：除龙源电力和华电福新外，其他 4 家公司 在 2020 年度的比值均在 100%以上，即期末应收账款大于全年营业收 入；而 2016-2020 年均值也都接近于 100%。龙源电力和华电福新的比 值较低，主要是因为其有相当体量的装机是火电，营收中没有补贴。

期末应收账款/当年经营净现金流：6 家公司在 2020 年度的比值在 200% 上下，大唐新能源和华电福新超过 2 倍；2016-2020 年均值基本在 1 倍 以上，仅龙源电力略低于 100%。

期末应收账款/期末净资产：6 家公司在 2020 年度的比值在 40%上下， 大唐新能源、华电福新、华能新能源超过 40%；2016-2020 年均值在 30% 上下。

随着上网电价下调带来的新增补贴金额增长趋缓、存量补贴金额的稳步提升、 平价项目的陆续投产，补贴造成的应收账款“堰塞湖”有望逐步回落。对比 6 家头 部公司在 2020 年末和 2019 年末的应收账款情况，可以发现，有 4 家的期末应收 账款增加值同比下降；仅华电福新和大唐新能源同比上升，其中华电福新的部分原 因在于 2020 年退市后整合集团内部资源、大量风光项目并表。平价上网减少了对 补贴的依赖，风电、光伏将不再是报表好看、运营吃力的低质资产。

3.3.2 强劲现金流支持，新能源转型更具潜力

众所周知，大型水电站在建成投产后堪称印钞机，可以为运营企业带来强劲的 现金流。根据净利润、折旧与摊销、分红与利息，匡算主要水电企业每年的可供支 配现金流，假设这部分资金不参与偿还债务，全部用于投资风电、光伏项目；风、 光项目平均造价 5000 元/千瓦，资本金比例 20%。匡算结果如下：

长江电力：2018-2020 年年均匡算可用资金 166 亿元，对应风光装机规 模 1660 万千瓦。

华能水电：2018-2020 年年均匡算可用资金 43 亿元，对应风光装机规 模 430 万千瓦。

国投电力：2018-2020 年年均匡算可用资金 54 亿元，对应风光装机规 模 540 万千瓦。

川投能源：2018-2020 年年均匡算可用资金 18 亿元，对应风光装机规 模 180 万千瓦。

桂冠电力：2018-2020 年年均匡算可用资金 17 亿元，对应风光装机规 模 170 万千瓦。

黔源电力：2018-2020 年年均匡算可用资金 6 亿元，对应风光装机规模 60 万千瓦。

如果考虑到企业的资产负债结构，假设资本金比例参照当前资产负债率水平， 其它条件不变，则：

长江电力：2018-2020 年年均匡算可用资金 166 亿元，2020 年资产负 债率 46.1%，对应风光装机规模 616 万千瓦。

华能水电：2018-2020 年年均匡算可用资金 43 亿元，2020 年资产负债 率 59.4%，对应风光装机规模 212 万千瓦。

国投电力：2018-2020 年年均匡算可用资金 54 亿元，2020 年资产负债 率 63.9%，对应风光装机规模 299 万千瓦。

川投能源：2018-2020 年年均匡算可用资金 18 亿元，2020 年资产负债 率 28.0%，对应风光装机规模 50 万千瓦。

桂冠电力：2018-2020 年年均匡算可用资金 17 亿元，2020 年资产负债 率 56.8%，对应风光装机规模 79 万千瓦。

黔源电力：2018-2020 年年均匡算可用资金 6 亿元，2020 年资产负债 率 66.2%，对应风光装机规模 36 万千瓦。

由此可见，公司有足够的实力参与这一轮水风光一体化、乃至全国性新能源大 开发的建设热潮。2021 年 4 月，公司依托现有的智慧综合能源业务核心发展平台 ——三峡电能，成立了长电新能作为水风光一体化等综合能源的开发平台；2021 年 11 月，长电新能与控股股东三峡集团旗下的云南能投公司共同出资 30 亿元设 立长电云能，作为金沙江下游水风光一体化可再生能源基地云南侧业务实施平台， 金下基地的推进有望获得实质性进展；2021 年 12 月，三峡电能在内蒙古包头、 广东揭阳分别获得大型光伏电站项目的开发权限，全国性布局初露峥嵘。

假设 2022 年内公司开始发力新能源业务，2023 年进入投产期，按照前述两 种测算，则到 2025 年底新能源装机容量有望达到 18.48GW-49.80GW。结合三 峡集团及其他兄弟公司的2025年新能源规划目标，公司在2025年达到20-30GW 的新能源装机是具有可行性的。

4 盈利预测与投资分析

4.1 盈利预测

对于公司现有主营业务的盈利预测，可分为葛洲坝、三峡、溪洛渡、向家坝四 座水电站的水电主业，以及包括智利 LDS 项目公司在内的其他业务。

对于四座水电站 2021-2025 年的盈利预测，首先做以下几点假设：

发电量：考虑到“四库联调”升级至“六库联调”后对下游的节水增发效 应。

上网电价：维持目前的电价水平，暂不考虑外送电市场交易部分的变化。