独占澜沧江水电开发，持续稳健增长。 公司是华能集团水电业务最终整合的唯一平台， 拥有澜沧江全流域干流水电资源开发权。截至 2022 年末， 公司发电装机容量 2356.38 万千瓦，同比增长 1.6%，其中水电装机容量 2294.38 万千瓦，占比高达 97.4%，新能源装机 61.5 万千瓦。近年来公司业绩增长平稳， 2018 年至 2022年，公司营收从 155.2 亿元增长至 211.4 亿元，年复合增长率达为 8.0%；归母净利润由 58.0 亿元增长至 68.0 亿元，年复合增长率达为 4.1%。 发电能力提升，成本拐点已至。 公司立足澜沧江水电开发，全资控股澜沧江中下游、澜沧江上游多座水电站， 2023 年 10 月，公司收购华能四川公司 100%的股权。当前公司澜沧江流域在建及规划水电站合计装机 1121.3 万千瓦， 且公司澜沧江流域水电站呈梯级分布，各段流域均有较强的梯级调度能力，我们认为随着新建水电站的投产，公司发电量与发电效率均有望提升。 绿电方面， 澜沧江上游流域太阳能资源丰富并且稳定，公司规划 2035 年投产 10GW 光伏装机。成本端，我们预测 2024、 2025 年公司存量水电机组折旧将分别减少 3.49 亿元和 6.08 亿元，合计释放 9.56 亿利润； 同时随着公司负债规模下降和结构优化，公司财务费用也步入下行区间。 云南用电偏紧，送粤电力量价有保障。 水电是云南省发电主力军，占比近 75%， 2023 年全国 33 地（除西藏）电网企业代理平均购电价格为 428.77 元/兆瓦时，云南省的平均代理购电价格全国最低，仅为 251.17 元/兆瓦时。 近年来，云南大力引进硅、铝等高耗能产业，用电需求大幅提升，电价不断上行， 预计云南电价仍有向上空间， 2024 年 1 月云南电网代理购电价格达 313.6 元/Mwh，环比+5.9%，同比+12.7%。此外，公司澜沧江上游电站消纳以外送广东为主，其中保量保价电量200 亿千瓦时/年，电价固定为 0.3 元/度。 投资建议与估值： 公司作为水电龙头企业，随着 2024、 2025 年托巴、硬梁包水电站陆续投产和风电光伏的建设加速，发电能力有望得到显著提升；同时云南省电力供应紧张，公司售电电价有望继续上行。我们预计公司 2023 年-2025 年营业收入分别为 233.96 亿元、 249.58 亿元、 279.95 亿元，增速分别达到 10.7%、 6.7%、12.2%；归母净利润分别为 79.8 亿元、 85.9 亿元、 99.4 亿元，增速分别达到 17.3%、7.7%、 15.7%。首次覆盖，给予“买入”投资评级。 风险提示： 来水不及预期；政策风险；电价波动风险

华能集团旗下唯一水电上市平台，拥有澜沧江全流域开发权。公司为华能集团唯一水电上市平台，拥有澜沧江干流全流域开发权，总可开发装机容量3200万千瓦。截止2023年6月底，公司已经投产的装机容量为2433.28亿千瓦，装机规模稳居全国第二。托巴水电站（140万千瓦）及华能四川硬梁包水电站（111.6万千瓦），将于“十五五”期间陆续投产，两个电站投产后公司水电装机容量将进一步增厚9.3%。公司约2/3电量外送广东，1/3电量本地消纳。 现金流的意义大于账面净利润，（经营性现金流量净额+取得投资收益收到的现金-财务费用）约为净利润的2倍。由于折旧占比较高，公司每年可自由支配的现金流约为归母净利润的200%。公司经营性净现金流非常充裕，2022年公司经营性净现金流达到166.1亿元，创历史新高，充裕的现金流为后续提高分红比例以及新能源建设提供资金支持。 资产负债率快速下行，财务费用下降明显。相比长江电力、雅砻江水电等公司，公司机组投产时间相对较晚，导致资产负债率高企。公司过去几年持续高强度偿还债务，从2015年至2023年三季度，公司资产负债率从77.94%下降至64.21%，呈现快速下降趋势。公司财务费用从2019年高点的44.22亿元下降至2022年的29.39亿元，2023年前三季度财务费用同比节省4.4亿元，财务费用下降成为公司业绩增长的重要动力。 云南省电力供给出现瓶颈，导致供需格局持续偏紧，成为公司电价的最重要支撑。云南省在“十二五”之前曾经极度缺电，电价保持较高水平，“十三五”前期电力过剩主要系小湾、糯扎渡、金沙江中游电站等一系列世界级水电集中投产，叠加2015年推动电力市场化改革，电价出现大幅下降。弃水现象吸引大量高耗能产业迁入，但是随着2020-2022年最后一轮水电投产高峰结束，未来新增水电规模极为有限，供需持续偏紧。根据云南电网有限责任公司电网规划建设研究中心测算，在负荷基础方案下，平水/枯水年“十四五”云南最大电力缺口分别达570/1200万千瓦。云南省电价持续上行，成为华能水电超额收益的重要驱动力。 我们认为在当前背景下，市场对水电资产的绝对低协方差属性并没有充分认知。首先，水电公司营业收入的驱动力非常特殊，降雨与宏观经济绝对脱钩；其次，从产品特性来看，水电是终端同质化商品中的少数低成本供给，决定了价格端的低风险；加之商业模式简单，财务报表质量极高，联合调度提高水资源利用效率，水电资产的特性就是“全方位的低协方差”。按照投资组合理论，低协方差资产有望持续重估，公司乃至整个水电板块具备长期配置价值。 盈利预测与估值：结合公司2023年经营数据公告，我们预测公司2023-2026年归母净利润分别为75.81、84.70、92.32和95.63亿元，当前股价对应PE分别为22、20、18、17倍。 公司现金流极佳，我们认为在当前背景下，市场对水电资产的绝对低协方差属性并没有充分认知。此外，云南省电力供给出现瓶颈，供需格局趋紧成为公司电价的最重要支撑。由此，我们给公司乃至整个水电板块具备长期配置价值，首次覆盖，给予“买入”评级。 风险提示：来水波动，电价政策调整。

上调公司2024-2025年盈利预测，维持“买入”评级考虑公司新能源建设进程加速和小湾竣工结算调整固定资产原值带来折旧下降，调整公司23-25年归母净利预测至76.8/87.5/90.5亿元（前值：78.6/84.0/88.2亿元），对应EPS为0.43/0.49/0.50元。参考可比公司Wind一致预期24年平均PE13x，看好公司水风光一体化发展带来长期价值提升，给予公司24年21x目标PE，对应目标价10.21元（前值：9.16元），维持“买入”。 2023年云南省清洁能源双边交易平均电价同比提升1.87厘/千瓦时昆明电力交易中心披露，2023年1-12月省内清洁能源直接交易平均电价为0.21646元/千瓦时，同比-6.4厘/千瓦时，其中双边交易平均电价为0.21666元/千瓦时，同比+1.87厘/千瓦时，主要系2023年整个汛期双边交易电价（含税）均同比下降，降幅在0.72-1.17分/千瓦时，其他品种交易电价2023年也同比下降较多。2022年底云南省发文规定试行期内（2023年1月1日开始）水电全年分月电量加权平均电价同比涨/跌幅不超过过去三年平均市场化交易电价的10%。我们认为云南省电力供需格局偏紧或为水电市场化交易电价上涨提供潜力。 十四五-十六五均有折旧到期，或为利润增长添砖加瓦按照公司发电、变电、辅助设备及水工机械12年平均年限法的折旧策略，我们测算公司水电站中漫湾二期、景洪、瑞丽江、小湾机组于2019年-2022年折旧到期，功果桥、糯扎渡、龙开口机组将于2023-2026年折旧到期，澜上机组将于2029-2031年折旧到期，上述机组设备到期预计于十四五/十五五/十六五期间分别为公司带来12.45/7.63/4.35亿元折旧额减少。 目标价10.21元，维持“买入”评级我们预计公司2023-2025年归母净利76.8/87.5/90.5亿元，对应EPS0.43/0.49/0.50元，根据可比公司Wind一致预期24EPE均值13x，给予公司21x24EPE，目标价10.21元，维持“买入”评级。 风险提示：来水/市场化电价上涨不及预期，水风光电站投产不及预期。

云南电解铝限产背景下，华能水电价值被低估：公司为华能集团水电业务最终整合的唯一平台，拥有澜沧江全流域干流开发权。截至2023年6月底，华能水电装机容量达到2433.28万千瓦，在云南省内装机规模第一。2017年以来云南省利用丰富的水电资源以低电价优势大规模引入电解铝等高耗能产业，随着高耗能用电需求大幅提升，省内电力供需偏紧趋势显现，2021-2023年上半年受能耗双控及丰水期水电来水不及预期影响，电解铝产业面临较大限产压力，今年11月起即使在丰水期来水有所恢复的背景下电解铝产业仍面临限产，根据证券时报，此次初步涉及年产能115万吨，占云南省运行产能的20.3%。由于省内“十四五”期间可靠电源装机增量有限，我们认为云南未来几年仍存在较大电力缺口。据测算，在负荷基础方案下，平水/枯水年“十四五”云南最大电力缺口分别达570/1200万千瓦。省内电力缺口带来水电市场化电价持续提升空间，根据云南省发布的《云南省燃煤发电市场化改革实施方案（试行）》，要求水电和新能源全年分月电量电价加权平均价在前三年年度市场均价上下浮动10%的区间内形成，若后续云南省延续上述电价机制，在省内电力供需紧张背景下我们判断水电市场化电价有望保持顶格上浮，2023-2025年分别达到0.2237、0.2381、0.2511元/kWh，有望持续增厚公司业绩。 装机规模显著增厚，“增收降本”双管齐下：公司为稀缺的短期内仍有大规模装机增量的水电企业：1）2023年10月公司现金收购华能四川，带来新增在运装机规模265.1万千瓦，注入后公司水电装机容量增长10.9%。2022年华能四川实现净利润6.86亿元，本次收购为公司电量及业绩增长带来更强助力；2）历经2018-2019年澜沧江上游云南段电站投产高峰后，公司即将迎来新增水电机组投产，包括托巴水电站（140万千瓦）及华能四川硬梁包水电站（111.6万千瓦），将于2024-2025年陆续投产，两个电站投产后公司水电装机容量将进一步增厚9.3%，短期量增逻辑明确。同时公司处于折旧费用下行通道，2023-2026年功果桥、糯扎渡、龙开口三大电站机组设备折旧费用有望陆续计提完成，据我们测算，2023-2026年公司存量电站机器设备折旧费用有望下降8.9亿元左右，带来存量电站盈利能力显著提升。 投资建议：我们预计公司2023-2025年公司收入分别为232.77亿元、267.67亿元、297.02亿元，增速分别为10.1%、15.0%、11.0%；净利润分别为78.53亿元、90.52亿元、103.27亿元，增速分别为15.5%、15.3%、14.1%，成长性突出。我们首次给予买入-A投资评级，给予公司2024年18倍PE，对应12个月目标价为9.0元。 风险提示：上网电价波动风险、项目投产不及预期、来水不及预期、假设不及预期风险。

华能水电近期发布2023年三季报，前三季度实现营业收入181.38亿元，同比减少2.85%（调整后，下同）；归母净利润67.04亿元，同比增长5.21%。其中第三季度实现营业收入76.34亿元，同比增长21.71%；归母净利润33.00亿元，同比增长47.36%。 三季度来水偏丰提升发电量根据公司公布的2023年前三季度发电量完成情况，2023年7-9月，澜沧江流域来水同比偏丰4-7成，而上半年由于来水同比偏枯及梯级蓄能同比减少，导致公司上半年发电量同比减少25.44%，单三季度来水情况的明显改善，使得前三季度公司整体发电量828.59亿千瓦时（含华能四川公司），同比减少5.81%，上网电量821.22亿千瓦时，同比减少5.84%。鉴于进入汛期后，公司小湾水库和糯扎渡水库转入蓄水运行，水电发电能力部分转为蓄能，以致前三季度小湾电站和糯扎渡电站发电量分别同比减少14.77%、16.09%，为公司四季度以后的发电量提升做好准备。 三季度我国水电发电量整体持续回暖我国水电站来水呈现季节性丰枯交替，总体呈均值回归态势。根据国家能源局数据，2023年上半年由于来水偏枯，我国水电发电量同比减少22.9%。从7月份起，水电发电量增速跌幅收窄，8月份同比增长18.5%，9月份增速提升至39.2%，2023年三季度来水持续改善也符合我们的预期。 公司水电发电价呈平稳增长态势2023年1-9月，公司上网电量同比下降5.84%，营业收入同比减少2.85%，少于上网电量的降幅，我们推测是公司平均上网电价上涨所致。 根据公司2023年第三季度业绩说明会，云南水电分月电量电价加权平均电价在前3年年度市场均价上下浮10%区间形成。2023年1-10月公司云南省内交易电量占整体发电量比重约40%，电价按价格上限交易。云南西电东送广东网对网协议价约0.24元/千瓦时。根据云南省政府新闻办数据，截至2023年6月末，云南“西电东送”30年累计送电量突破1.5万亿千瓦时，广东省每6千瓦时电量中就有1千瓦时电量从云南输送而来。基于云南省内及广东电力需求保持刚性增长，预计“十四五”期间公司电价将保持平稳增长。 公司盈利能力持续提升，成本端持续降本增效公司盈利能力强且持续提升，毛利率和净利率保持稳步增长的趋势2023年前三季度，公司毛利率和净利率分别为60.56%、39.95%。 2023年前三季度，公司通过降低营业总成本，使得在营业收入同比下降2.85%的情况下，取得归母净利润5.21%的增长。公司营业成本、财务费用分别同比下降4.04%、17.80%，营业总成本同比下降6.87%。 根据水电企业特有的商业模式，营业成本同比下降主要源自部分电站机组设备折旧年限到期，折旧费用的同比减少。财务费用同比下降主要源自公司带息负债融资成本的降低。 收购华能集团优质资产，增厚公司业绩华能四川公司是华能集团子公司，主要从事四川地区的水电开发建设和生产运营，截至2023年3月31日，华能四川公司投产水电装机规模265.1万千瓦，在建水电项目111.6万千瓦。2023年10月，公司收购控股股东华能集团、及华能国际合计持有的华能四川公司100%的股权，华能四川公司成为公司的全资子公司。2023年1-9月，华能四川公司发电量83.51亿千瓦时，占公司整体发电量比重为10.08%，为公司带来了新的业绩增长空间。 盈利预测和估值公司水电业务盈利能力强且可持续，受益于三季度来水情况好转及收购华能四川公司，公司发电量及经营业绩得到提升。从中长期看，公司水电电价具有较强的市场竞争力，存在持续上涨的潜力，同时公司布局的新能源发电业务将会带来新的业绩增长空间。 由于公司三季度业绩表现强于预期，我们相应调整公司盈利预测，预计公司2023-2025年归属于上市公司股东的净利润分别为77.23亿元、86.69亿元和96.25亿元，对应每股收益为0.43、0.48和0.53元/股，按照11月9日7.88元/股收盘价计算，对应PE分别为18.37X、16.36X、14.74X，维持公司“增持”投资评级。 风险提示：来水不及预期；供电区域和客户单一风险；电力需求不及预期；电价下滑风险；项目进展不及预期；政策推进不及预期；系统风险。

事件：公司公布 2023 年三季报。 2023 年 1-9 月营业收入 181.38 亿元，同比减少2.85%，归母净利润 67.04 亿元，同比增长 5.21%；单 Q3 营业收入 76.3 亿元，同比增长 21.71%；归母净利润 33 亿元，同比增长 47.36%。点评：三季度来水改善提升发电量：①电量方面： 2023 年 7-9 月，澜沧江流域来水同比偏丰 4-7 成， Q3 澜沧江流域水电完成发电量 369.58 亿千瓦时，同比增加 25.5%；此外， Q3 新增并表华能四川。华能四川 Q1-Q3 发电量 83.51 亿千瓦时。 进入主汛期之后，小湾和糯扎渡“两库”转入蓄水运行，水电发电能力部分转为蓄能，未完全释放，蓄能的增长有望为今年四季度和明年上半年的发电量打下基础。②电价方面： 2023 年 Q1-Q3 公司平均上网电价为 0.221 元/千瓦时，相较于去年同期提升 0.007 元/千瓦时。 我们认为，三季度澜沧江上游电站发电量的提升带来外送电量的增长将带来电价的结构性支撑。 2023 年前三季度， 澜沧江上游乌弄龙/里底/黄登/大华桥和苗尾电站发电量分别同比增长13.58%/12.84%/9.48%/8.75%/9.43%。 澜沧江上游水电站主要送电广东， 保量保价电量电价为 0.3 元/千瓦时（含税）。 而根据昆明电力交易中心数据， 2023 年 7-9 月云南省内月度平均电价为 0.157 元/千瓦时，远低于澜上电站外送广东价格。澜上水电站发电量的提升有利于提升高价值外送广东电量的占比，从而对电价形成结构性支撑。内生增长+外延扩张带来业绩双保障：①折旧带来内生增长： 2023 年小湾、功果桥部分发电机组设备 12 年折旧年限陆续到期将带来成本节约。②外延装机增长： 2023 年 10 月，公司发布华能四川能源开发有限公司收购完成公告。华能四川公司在并表之后为公司带来装机增量 265.1 万千瓦； 2024-2025 年， 澜沧江上游托巴水电站（ 140 万千瓦）和硬梁包水电站（ 111.6万千瓦）将陆续投产发电，到 2025 年末将给公司带来 251.6 万千瓦装机增量，对比 2022 年末的装机规模（ 2356.4 万千瓦），装机弹性将达到 21.9%。 投资建议： 考虑到三季度来水改善以及华能四川公司注入的影响，调整公司盈利预期， 预计 2023-2025 年公司归母净利润分别为 81.67/93.27/99.41亿（前值 74.17/84.88/91.27），对应 PE 为 16.6/14.5/13.6 倍，维持“买入”评级。 风险提示： 来水不及预期；用电需求不及预期；电价涨幅不及预期；组件价格上涨等

事件概述： 10月 27日，公司发布 2023年三季度报告，前三季度实现营业收入 181.38亿元，同比下降 2.9%（经重述）；归母净利润 67.04亿元，同比增长 5.2%（经重述）；扣非归母净利润 67.43亿元，同比增长 4.3%（经重述）。 第三季度公司实现营业收入 76.34亿元（经重述），同比增长 21.7%；归母净利润 33.00亿元，同比增长 47.4%（经重述）；扣非归母净利润 33.25亿元，同比增长 47.4%（经重述）。 来水如期改善，新并资产抬高电量： 年初澜沧江流域梯级蓄能同比减少61.37亿千瓦时，叠加上半年来水同比偏枯， 2023前三季度公司累计水电发电量（不含四川水电） 733.25亿千瓦时，同比下降 7.1%，乌弄龙、小湾和糯扎渡电量同比分别+13.6%、 -14.8%、 -16.1%； 若考虑新并入四川水电， 2023年前三季度公司完成水电电量 816.76亿千瓦时，同比下降 6.8%。 3Q23澜沧江流域来水同比偏丰 4-7成，公司单季度完成电量（不含四川水电） 369.54亿千瓦时，同比增长 25.4%，其中乌弄龙、小湾和糯扎渡电量同比分别增长 48.1%、 22.7%、14.1%。考虑到进入主汛期后，小湾和糯扎渡“两库”转入蓄水运行，发电能力部分转为蓄能未完全释放，公司今冬与明春电量仍有望大幅改善。 省内电价基本持平，外送高价电量上行推高度电营收： Q3省内市场化交易平均电价同比提高 0.48分/千瓦时至 0.1568元/千瓦时， 增幅 3.2%；同时高电价的澜上送深圳（乌弄龙/里底/黄登/大华桥/苗尾） 发电量同比增长 48.8%至121.00亿千瓦时，占单季度水电电量（不含四川水电） 的比重同比提高 5.1个百分点至 32.7%，电量结构的调整推高公司度电营收。 投资建议： 公司电价的上行抵消电量下滑带来的业绩压力； 收购集团水电资产包实现快速扩张。 根据电量、电价的变化以及新并入资产，调整对公司的盈利预测，预计 23/24/25年 EPS 分别为 0.44/0.50/0.53元（前值 0.37/0.46/0.48元），对应 10月 27日收盘价 PE 分别为 16.9/14.7/13.7倍。 考虑新购资产实现快速扩张，给予公司 23年 20.0倍 PE 估值，目标价 8.80元/股，维持“谨慎推荐”评级。 风险提示： 1）流域来水偏枯； 2）需求下滑压制电量消纳； 3）市场交易电价波动； 4）财税等政策调整。

事件：公司公布 2023 年半年报。2023 年上半年，公司实现营业总收入93.27 亿元，同比减少 16.20%；实现归母净利润 31.54 亿元，同比减少 17.93%；扣非后的归母净利润 31.73 亿元，同比减少 19.13%；经营活动产生的现金流量净额 61.89 亿元，同比减少 24.05%；基本每股收益 0.18 元，同比减少 14.29%。 9 月 7 日公司公告，拟以非公开协议转让方式收购控股股东华能集团、及华能国际合计持有的华能四川公司 100%的股权，交易价款总金额为 85.79 亿元。 投资要点： 2023 年上半年业绩下滑源于来水偏枯。公司是华能集团旗下的大型水电企业，主要从事澜沧江流域及周边地区水电资源的开发与运营，并积极开展太阳能光伏、风电等可再生能源建设运营。截至 2023年上半年末，公司累计装机 2433.28 万千瓦，在云南省装机规模第一，其中水电 2294.88 万千瓦，新能源 138.4 万千瓦。由于 2022年汛期来水不足，2023 年初公司水电梯级蓄能同比减少 61.37 亿千瓦时，及 2023 年上半年澜沧江流域来水同比偏枯约 2.5 成（其中乌弄龙、小湾、糯扎渡断面来水分别同比偏枯 22.5%、25.4%和28.4%），公司 2023 年上半年完成发电量 370.95 亿千瓦时，同比减少 25.44%，上网电量 368.09 亿千瓦时，同比减少 25.48%。发电量及上网电量的减少导致公司营业总收入及利润的同比下滑。 大型水电站具有区域垄断及资源稀缺性，8 月份我国水电发电量同比增速由降转增。通常在特定的地理区域内建设，并且拥有大量的电力生产能力，大型水电站的经营模式决定了其具有区域垄断的优势。在我国金沙江、长江上游、澜沧江干流等十三大水电基地正在开发和将开发的水电站中，装机 500 万千瓦以上水电站增量近乎为零，优质大型水电站具有较强稀缺性。水电是在我国电力供应中占据重要地位的清洁能源，我国水电已连续 18 年位居全球装机首位。 截至 2023 年 8 月底，我国水电装机容量 4.19 亿千瓦，同比增长3.9%。从我国水电发电量同比增速看，2023 年上半年由于来水偏枯下降 22.9%，7 月份下降 17.5%，而 8 月份增长 18.5%。 公司盈利能力稳健向好，管理水平持续提升。公司水电业务盈利能力强，毛利率和净利率维持上升趋势，2023 年上半年分别达到58.14%、36.06%。公司加强成本管理，2023 年上半年营业成本同比减少 12.85%，一是受发电量减少影响，本期水费、检修费用等 发电成本同比减少；二是部分电站机组设备折旧年限到期影响，折旧费用同比减少；三是本期其他管理性成本同比减少。2023 年上半年，公司期间费用率为 15.77%，同比下降 3.72%。其中财务费用率为 13.25%，同比下降 4.85%，是因为本期带息负债融资成本率较 2022 年同期降低，2023 年 6 月底，综合融资利率降至 3.24%，本期财务费用同比下降 20.27%；销售费用率为 0.18%，同比增加31.91%，是以为于本期电力交易服务费同比有所增加；管理费用率为 0.18%，同比略有增加。 注入华能集团优质资产，装机水平得到提升。华能四川公司是华能集团子公司，主要从事四川地区的水电开发建设和生产运营，截至2023 年 3 月 31 日，华能四川公司投产水电装机规模 265.1 万千瓦，在建水电项目 111.6 万千瓦。华能四川公司资产注入后，公司累计投产装机达 2698.38 万千瓦。2022 年度，华能四川公司净资产收益率为 10.89%，高于公司净资产收益率 10.59%。 以“双碳”目标为指引，全面铺开新能源开发。公司全速推进澜沧江流域“双千万千瓦”清洁能源基地规划建设，积极开展“风光水储一体化”可持续发展；创新深化“光伏+农业、牧业”等开发模式，漫湾水光互补示范项目初步建成，苗尾、小湾等水光互补项目加快建设。公司债务融资成本低、空间大，且经营性净现金流充沛，有利于保障项目建设顺利推进。公司“469”中长期发展战略目标：到 2025/2030/2035 年，清洁能源装机分别达到 4000/6000/9000万千瓦。 投资建议：考虑到对华能四川公司的股权收购，预计公司 2023、2024 年、2025 年归属于上市公司股东的净利润分别为 73.25 亿元、82.68 亿元和 96.25 亿元，对应每股收益为 0.41、0.46 和 0.53 元/股，按照 9 月 19 日 7.49 元/股收盘价计算，对应 PE 分别为 18.41、16.31 和 14.01 倍，公司目前估值水平处于合理区间。公司水电业务稳健经营，考虑到公司的区域龙头地位及行业增长潜力，首次覆盖，给予公司“增持”投资评级。 风险提示：来水不及预期；供电区域和客户单一风险；电力需求不及预期；电价下滑风险；项目进展不及预期；政策推进不及预期；系统风险

事件：9月6日公司公告，拟以非公开协议转让方式收购控股股东华能集团及关联人华能国际分别持有的华能四川公司51%、49%股权。交易价款总金额为85.79亿元。本次交易的资金来源为公司自有资金。 收购华能四川100%股权，优质水电资产权益增厚10%以上华能四川公司主要从事四川地区的清洁能源开发建设和生产运营，包括在岷江、嘉陵江、涪江、宝兴河、瓦斯河、巴楚河、大渡河等流域进行水电梯级开发，截至2023年3月31日，已投产装机容量265.1万千瓦，在建水电项目111.6万千瓦。本次交易将增厚公司控股装机11%；增厚归母净利润10%（按照2022年全年华能水电和华能四川净利润测算）。华能四川2022年/2023年一季度净利润分别为6.86亿元/1.90亿元，本次收购对价85.79亿元。按照2022年全年净利润测算，本次收购估值为12.5倍，较公司估值水平19.5倍具有明显优势。本次收购完成后，公司通过整合华能四川相关业务，拓展西南地区发展战略，将进一步增强行业地位和盈利水平。 云南省交易电价逐年上涨，看好电价长期上行空间2017年以来云南省大力引进铝、硅等高耗能行业，供需格局趋紧，近五年来云南省市场化交易电价逐年上涨。上半年云南省平均市场化交易电价为0.26450元/千瓦时（同比+2.46%）；我们预计十四五期间电价上行趋势将持续，每年有望上涨0.01元左右。 规划建设“双千万千瓦”清洁能源基地，新能源打开新成长空间公司依托水电区位优势发展新能源，拟在澜沧江云南段和西藏段规划建设“双千万千瓦”清洁能源基地。目前云南段托巴水电站在建（140万千瓦），古水水电站处于前期工作阶段；西藏段如美水电站（260万千瓦）已获得国家发改委核准，古学、班达等水电站处于前期工作阶段。2023年上半年，公司新投产小湾光伏、景东江边光伏、思茅大地光伏等新能源项目，新增装机76.9万千瓦；截至2023年上半年末，公司累计装机2433.28万千瓦，其中水电2294.88万千瓦，新能源138.4万千瓦。公司债务融资空间大、成本低，且经营性净现金流充沛，保障项目建设顺利推进。 估值分析与评级说明预计公司2023-2025年归母净利润分别为72.58亿元、78.87亿元、89.32亿元，对应PE分别为18.3倍、16.8倍、14.9倍，维持“推荐”评级。 风险提示：来水不及预期；新能源开发进度不及预期；上网电价下调。

事件： 公司发布 2023年半年报，上半年实现营收 93.27亿元，同比下降 16.20%；实现归母净利润 31.54亿元（扣非 31.73亿元），同比下降 17.93%（扣非下降 19.13%）；其中第二季度实现归母净利润 23.50亿元（同比下降 24.19%）。 来水偏枯影响盈利能力，融资利率下降明显上半年公司毛利率 58.14%（同比-1.61pct），净利率 36.06%（同比-0.33pct），ROE（摊薄）4.28%（同比-1.53pct），来水偏弱对盈利能力造成一定影响;期间费用率 15.77%（同比-0.61pct），其中财务费用率 13.25%（同比-0.68pct），公司积极拓展低利率融资渠道，上半年末综合融资利率 3.24%，较 2022年年末下降 0.46pct；经营性净现金流 61.89亿元（同比-24.05%）；截至上半年末，公司资产负债率58.57%（同比-0.13pct）。 电价上涨弥补来水不足影响，下半年来水有望好转公司上半年完成发电量 370.95亿千瓦时（同比-25.44%），主要原因： （1）2022年汛期来水不足，导致 2023年初水电梯级蓄能同比减少 61.37亿千瓦时； （2）2023年上半年澜沧江流域来水同比偏枯约 2.5成，其中乌弄龙、小湾和糯扎渡断面来水同比分别偏枯 22.5%、25.4%和 28.4%。来水不足推动云南省电力供需偏紧，Q1/Q2度电营收同比分别增加 0.0157元/0.0370元，弥补部分来水不足影响。进入下半年，受厄尔尼诺气候影响，水电出力边际改善明显，7月全国水电发电量同比下降 17.5%，降幅比 6月份收窄 16.4pct。 云南省交易电价逐年上涨，看好电价长期上行空间2017年以来云南省大力引进铝、硅等高耗能行业，供需格局趋紧，近五年来云南省市场化交易电价逐年上涨。上半年云南省平均市场化交易电价为 0.26450元/千瓦时（同比+2.46%）；我们预计十四五期间电价上行趋势将持续，每年有望上涨 0.01元左右。 规划建设“双千万千瓦”清洁能源基地，新能源打开新成长空间公司依托水电区位优势发展新能源，拟在澜沧江云南段和西藏段规划建设“双千万千瓦”清洁能源基地。目前云南段托巴水电站在建（140万千瓦），古水水电站处于前期工作阶段；西藏段如美水电站（260万千瓦）已获得国家发改委核准，古学、班达等水电站处于前期工作阶段。2023年上半年，公司新投产小湾光伏、景东江边光伏、思茅大地光伏等新能源项目，新增装机 76.9万千瓦；截至 2023年上半年末，公司累计装机 2433.28万千瓦，其中水电 2294.88万千瓦，新能源 138.4万千瓦。公司债务融资空间大、成本低，且经营性净现金流充沛，保障项目建设顺利推进。 估值分析与评级说明 】预计公司 2023-2025年归母净利润分别为 71.19亿元、80.09亿元、87.46亿元，对应 PE 分别为 18.3倍、16.3倍、14.9倍，维持“推荐”评级。 风险提示： 来水不及预期；新能源开发进度不及预期；上网电价下调。

事件概述：8月25日，公司发布2023年半年度报告，报告期内实现营业收入93.27亿元，同比下降16.20%；归属于上市公司股东的净利润31.54亿元，同比下降17.93%；归属于上市公司股东的扣非净利润31.73亿元，同比下降19.13%。 电价上行弥补电量下滑：1H23澜沧江流域来水同比偏枯约2.5成，其中，乌弄龙、小湾和糯扎渡断面来水同比分别下降22.5%、25.4%、28.4%。来水不足公司电量表现承压，1H23公司完成水电电量363.71亿千瓦时，同比下降26.5%，其中，乌弄龙、小湾和糯扎渡电站电量同比分别下降15.3%、31.6%、30.1%。分季度看，Q2公司完成水电电量210.73亿千瓦时，同比下降34.1%，其中，乌弄龙、小湾和糯扎渡电量同比分别下降17.2%、41.8%、37.5%，较Q1同比增速降幅扩大。水电出力不足云南省内电力供应偏紧，省内市场交易电价上行，公司水电电价获得强支撑，Q1、Q2公司单季度度电营收分别上涨1.57、3.70分，电价上行部分抵消电量下行。 成本优化缓解业绩压力：公司部分电站发电机组、配电设备及水工机械折旧年限到期，1H23公司折旧费用同比减少2.20亿元，降幅8.2%。此外，公司通过低利率资金提前置换存量债务等方式持续优化债务融资结构，Q1、Q2公司单季度利息费用同比分别下降1.26、2.00亿元，降幅15.8%、25.2%，持续的降本缓解当前业绩压力。 收购集团资产拓展成长空间，澜上水风光一体化大基地稳步推进：5月10日，公司公告拟收购华能集团旗下四川能源开发公司100%股权，截至2023年7月，标的公司已投产装机270万千瓦（其中水电265.1万千瓦，光伏4.4万千瓦），在建装机260万千瓦（其中水电111.6万千瓦，光伏50万千瓦，燃机97.5万千瓦），截至2023年6月底，公司已投运装机2433.28万千瓦，标的资产全部投运后，公司总装机将同比增长21.7%。5月30日，公司公告拟投资开工建设澜上如美（260万千瓦）水电站项目，目前公司在建澜上托巴（140万千瓦）水电站项目，另外古水（190万千瓦）、班达（100万千瓦）、古学（170万千瓦）3座电站前期工作亦各自开展中，澜上水风光一体化大基地稳步推进。 投资建议：公司电价的上行部分抵消电量下滑带来的业绩压力，收购集团水电资产包实现快速扩张，澜上水风光一体化大基地稳步推进。根据电量、电价的变化，调整对公司的盈利预测，预计23/24/25年EPS分别为0.37/0.46/0.48元（前值0.42/0.45/0.47元），对应8月25日收盘价PE分别为19.6/15.8/15.0倍。考虑水光一体化带来的发展潜力，给予公司23年22倍PE估值，目标价8.14元/股，维持“谨慎推荐”评级。 风险提示：1）流域来水偏枯；2）需求下滑压制电量消纳；3）市场交易电价波动；4）财税等政策调整。

公司发布年报&一季报，业绩稳步增长。公司近期发布年报及一季报，在流域来水偏枯情况下，公司 2022年实现收入 211.42亿元，同比+4.65%，实现归母净利润 68.01亿元，同比+16.51%；2023年 Q1实现收入 37.32亿元，同比-5.31%，实现归母净利润为 8.03亿元，同比+8.25%。 区域联调优势显现，发电量逆势增长。依托于小湾、糯扎渡为核心的澜沧江梯级水电站群，公司拥有整个南方区域最强中长期调节能力。其中小湾水库及糯扎渡水库具有多年调节能力；如美电站具有年调节能力，古水水电站具有季调节能力。2022年我国主要水域遭遇了汛期极端偏枯来水的冲击和挑战，公司充分发挥其在梯级联合调度方面的优势。虽然 2022年澜沧江流域来水总体同比偏枯近 1成，其中乌弄龙、小湾断面年累计来水同比分别偏枯 12.3%、5.9%，但通过梯级水库群优化调度释放梯级蓄能，使得 2022年水电发电量同比增加近 7%。 成本、费用下降，电价提升，盈利能力增强。公司持续优化债务融资结构，通过低利率资金提前置换存量债务等方式进行成本管控，公司 2022年财务费用同比减少 12.91%。成本方面，功果桥、小湾、糯扎渡部分电站机组、发电设备折旧年限陆续到期，折旧费用同比减少。同时，受广东、云南等地电力供需偏紧等影响，市场化交易电价延续上涨趋势。公司盈利能力提升，23Q1在发电量、营业收入下降背景下，净利润仍实现逆势增长。 风光建设加速，继续推进“水风光”一体化发展。公司积极推动澜沧江风光水储多能互补一体化基地纳入国家及所在省区“十四五”规划，在2022年疫情及行业竞争激烈等不利影响下，新能源开发奋力攻坚，2022年内新能源全年并网投产规模保持区域领先，新能源运营装机规模达61.5万千瓦。后续公司将全面加快澜沧江风光水储多能互补一体化基地（云南段、西藏段）开发建设，收入利润规模有望持续提升。 盈利预测与投资评级：预测 2023-2025年，公司归母净利润分别为73.6/83.0/96.0亿元，同比增速分别为 8.2%/12.8%/15.7%%；对应 PE 分别为 17.4/15.4/13.3倍，维持公司“买入”评级。 风险提示：电价上涨不及预期；水电项目投产不及预期；主要流域来水不及预期；风光新能源建设不及预期等。

事件: 华能水电发布 2022年报及 2023年一季报： 2022年报：实现营业收入 211.42亿元，同比增长 4.65%；实现归母净利润 68.01亿元，同比增长 16.51%。 2023年一季报：2023Q1公司实现营业收入 37.3亿元，同比-5.31%；归母净利润 8.03亿元，同比+8.25%。 投资要点: 2023年 Q1营业收入同比-5.31%，主要受发电量下降影响。2023年 Q1水电发电量为 152.98亿千瓦时，同比减少 21.57亿千瓦时，同比降幅 12.35%。一是由于 2022年汛期来水不足，导致 2023年初水电梯级蓄能同比减少 61.37亿千瓦时；二是 2023年 Q1澜沧江流域来水同比偏枯 1成，其中乌弄龙、小湾和糯扎渡断面来水同比分别偏枯 6.7%、12.3%和 13.6%。 折旧到期+融资置换，净利润实现逆势增长。2023年 Q1实现归母净利润 8.03亿，同比+8.25%，主要是营业成本同比减少 8.5%、财务费用同比减少 17.7%。小湾、功果桥、糯扎渡等发电机组折旧陆续到期，使得 2023年 Q1折旧费用减少，带动营业成本同比减少 1.75亿。另外，公司利用低利率资金提前置换存量债务， 2023年 Q1发行票面利率 2.15%-2.28%的绿色创新债，提前偿还贷款利率 3.6%的部分借款，财务费用同比减少 1.43亿。 来水偏枯发电量承压，云南工业用电需求较好，供需偏紧电价上浮。 根据昆明电力交易中心数据，2023年 Q1省内直接交易电量 360.24亿千瓦时，同比增加 13.48%。工业用电需求较好，但由于来水偏枯，2月中旬云南开始“限电减产”，多数电解铝厂家减产 40%，供需偏紧背景下电价上浮。一季度云南电厂加权平均成交价为 0.2773元/KWh，同比增加 4%。华能水电在云南省内装机规模第一，持续受益于电价上行。 光伏电站陆续并网，盈利能力持续增强。2022年末公司新能源装机615MW，2023年初光伏新增并网 350MW，发电量大幅提升。2023年 Q1风光发电量分别为 1.43亿千瓦时/1.68亿千瓦时，光伏发电量较 2022全年增加 1.34亿千瓦时。公司“十四五”期间计划打造“双千万千瓦”清洁能源基地，水电与新能源并重，后续新能源项目持续并网将进一步增强公司盈利能力。 盈利预测和投资评级 2023年一季度澜沧江流域来水偏枯，我们调 整 盈 利 预 测 ， 预 计 2023-2025年 归 母 净 利 润 分 别 为75.18/84.14/88.64亿元，同比增速分别为 11%/12%/5%，对应 PE分别为 17/15/14倍。维持“买入”评级。 风险提示 宏观经济下滑；政策变动风险；来水低于预期；电力需求不及预期；电价下滑风险；新能源装机不及预期。

事件概述：4月21日，公司发布2022年度报告，报告期内实现营业收入211.42亿元，同比增长4.65%；归属于上市公司股东的净利润68.01亿元，同比增长16.51%；归属于上市公司股东的扣非净利润68.22亿元，同比增长21.17%。公司拟向全体股东每股派发现金股利0.175元（含税）。公司发布2023年一季度报告，报告期内实现营业收入37.32亿元，同比下降5.31%；归属于上市公司股东的净利润8.03亿元，同比增长8.25%；归属于上市公司股东的扣非净利润8.02亿元，同比增长8.29%。 电价上行弥补电量下滑：1Q23澜沧江流域来水同比偏枯约1成，其中乌弄龙、小湾和糯扎渡断面来水同比分别偏枯6.7%、12.3%、13.6%。来水不足公司电量表现承压，单季度水电完成发电量152.98亿千瓦时，同比下降12.4%。当前云南省内电力供应仍呈现偏紧趋势，省内市场交易电价上行，Q1省内市场化交易平均电价同比上涨3.48分/千瓦时至0.3016元/千瓦时，增幅13.1%。市场化电价的上行，公司水电电价获得强支撑，公司单季度度电营收上涨1.57分，电价上行部分抵消电量下行为公司带来的业绩压力。 折旧到期、债务优化，降本显著：公司部分电站发电机组、配电设备及水工机械折旧年限到期，2022年公司折旧费用同比减少2.60亿元，降幅4.7%。此外，公司通过低利率资金提前置换存量债务等方式持续优化债务融资结构，4Q22、1Q23公司单季度利息费用同比分别下降1.14、1.26亿元，降幅14.2%、15.8%，公司充沛的现金流将持续减少有息负债规模，利息费用有望逐渐回落，提高利润水平。 水光互补，捷报频传：据公司公众号消息，自2022年12月至今，公司白子寨、大栗坪幸福桥、平远小石岩、云龙新松坡、江边帕岭光伏电站相继投产，合计装机42.56万千瓦，水光互补捷报频传，受益于光伏产业链成本迅速下行，公司澜上水光一体化发展有望加速发展。 投资建议：公司电价的上行抵消电量下滑带来的业绩压力；成本端持续的债务优化提高利润水平；澜上水光互补基地建设有望加速。根据电量、电价的变化，调整对公司的盈利预测，预计23/24年EPS分别为0.42/0.45元（前值为0.40/0.42元），新增25年EPS预测值0.47元，对应4月21日收盘价PE分别为16.6/15.6/14.8倍。参考公司历史估值水平以及水光一体化带来的发展潜力，给予公司23年20倍PE估值，目标价8.40元/股，维持“谨慎推荐”评级。 风险提示：1）流域来水偏枯；2）需求下滑压制电量消纳；3）市场交易电价波动；4）财税等政策调整。

事件:2023年1月18日，华能水电发布2022年度业绩预告。2022年公司归母净利润预计为64.63亿元-74.83亿元，较2021年同期预计增加6.25亿元-16.45亿元，同比增长10.71%-28.18%，其中四季度归母净利润4.99亿元-15.19亿元，同比下滑48.87%-增长55.64%。 投资要点:量价齐升、降本增效，2022年度净利润预计增加10.71%-28.18%。 2022年公司归母净利润预计为64.63亿元-74.83亿元，较2021年同期预计增加6.25亿元-16.45亿元，同比增长10.71%-28.18%。主要由于2022年云南省内电价持续提升，用电需求大幅增长，公司通过梯级水库群优化调度释放梯级蓄能，充分发挥流域调节优势保供应，发电量同比增加6.59%。同时公司财务费用明显下降，对业绩形成良好支撑。 2022年上半年来水偏丰叠加调度优化抵消汛期偏枯影响，市场化电价持续上行。 电量方面，澜沧江流域来水总体偏枯近1成，公司优化梯级调度以满足云南省增长的用电需求，全年水电发电量总计1000.93亿千瓦时，同比增加6.65%。2022年公司完成发电量1006.19亿千瓦时，同比增加6.59%。 电价方面，根据昆明电力交易中心数据，2022年云南电厂加权平均成交价为0.2231元/MWh，每月电厂平均成交价同比增加0.015—0.03元/千瓦时，华能水电在云南省内装机规模第一，持续受益于电价上行。 风光项目陆续并网，盈利能力持续增强。公司2022年风电发电量3.66亿千瓦时，光伏发电量1.57亿千瓦时。2022年新增光伏装机38万千瓦，新增并网的新松坡、大栗坪、小湾、平远光伏发电0.33亿千瓦时，此外还有235兆瓦光伏项目在建。公司“十四五”期间计划打造“双千万千瓦”清洁能源基地，水电与新能源并重，后续新能源项目持续并网将进一步增强公司盈利能力。 盈利预测和投资评级我们预计2022-2024年归母净利润分别为69.63/76.48/85.40亿元，同比增速分别为19%/10%/12%，对应PE分别为17/16/14倍。维持“买入”评级。 风险提示宏观经济下滑；政策变动风险；来水低于预期；电力需求不及预期；电价下滑风险；新能源装机不及预期。