事件概述： 3月 29日， 公司发布 2023年度报告，报告期内实现营业收入19.909亿元，同比下降 23.83%（经重述）； 归母净利润 2.65亿元，同比下降36.09%（经重述）；扣非归母净利润 2.67亿元，同比下降 36.02%（经重述） ； 公司拟向全体股东每股派发现金股利 0.19元，合计派发现金红利 0.81亿元，现金分红比例约 30.68%。 4Q23电量持续改善，度电营收偏差消除： 4Q23公司 9座水电站合计发电量 11.98亿千瓦时，同比增发 3.79亿千瓦时， 增幅 46.3%，延续 Q3改善态势； 此外，上网电价相对较高的北盘江流域 4座电站完成发电量 9.22亿千瓦时，同比增发 2.00亿千瓦时， 增幅 27.6%。从营收端看， 公司实现营业收入 4.38亿元，同比增长 131.7%，归母净利润亏损 0.11亿元，同比减亏 1.29亿元。 4Q23公司光伏发电量 1.64亿千瓦时，如果按照 2023年光伏上网电价均值测算，实现营收约 0.56亿元，扣除该板块收入后，单季剩余收入约 3.82亿元，考虑到公司营收除光伏外基本全部由水电板块贡献，测算可知 Q4水电度电营收约 0.3188元/千瓦时（不含税），同比提高约 0.141元/千瓦时。 我们认为营收增速大幅高于电量增速， 主要是上年同期因“西电东送”电价结算调整导致的单季度水电营收大幅偏离全年水电综合平均电价，本季度影响或已消除。 资本开支收窄，财务费用下降带来内生增长：2023年公司新增光伏装机 3.21万千瓦，目前在建光伏装机 15.58万千瓦， 除此之外暂无新项目开发，全年购建固定资产开支同比下降约 4.51亿元至 2.22亿元，降幅 67.0%。 资本开支放缓的同时， 2023年公司财务费用支出 3.36亿元，同比下降 0.81亿元，降幅 19.4%，资产负债率亦同比下降 3.16个百分点至 2023年年末的 58.56%，随着公司持续的债务结构优化与偿还， 财务费用的下降有望带来公司业绩持续的内生增长。 投资建议： 公司旗下电站均为径流式电站，若 2024年来水持续性改善，公司水电业绩弹性有望充分释放；同时持续的财务优化亦带来业绩的内生增长。 根据电价、 电量情况调整对公司的盈利预测， 预计 24/25年 EPS 分别为 1.37/1.57元（前值 1.51/1.66元） ， 新增 26年 EPS 为 1.72元， 对应 3月 29日收盘价 PE分别为 11.7/10.2/9.3倍，参考可比公司估值，给予公司 24年 14.0倍 PE，目标价 19.18元/股，维持“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。

事件概述：1月29日，公司发布2023年业绩预告，全年预计实现归母净利润2.28-2.90亿元，同比减少1.24-1.86亿元，同比下降30.0%-45.0%；扣非归母净利润2.29-2.92亿元，同比减少1.25-1.88亿元，同比下降30.0%-45.0%。 根据业绩预告数据我们测算，Q4公司归母净利润亏损0.48亿元到盈利0.14亿元，同比增加0.92-1.54亿元，同比减亏到扭亏为盈；扣非归母净利润亏损0.46亿元到盈利0.17亿元，同比增加0.91-1.54亿元，同比减亏到扭亏为盈。 电量持续改善：4Q23公司9座水电站发电量合计11.98亿千瓦时，同比增发3.79亿千瓦时，增幅46.3%，延续Q3改善态势；此外，上网电价相对较高的北盘江流域4座电站完成发电量9.22亿千瓦时，同比增发2.00亿千瓦时，增幅27.6%。同时公司水电资产主要采用工作量法计提折旧，发电量修复或摊薄度电成本，公司业绩单季度减亏至盈利。据贵州气象局数据，1月上旬/中旬，全省平均降水量为25.6/23.7毫米，较常年同期偏多1.3/1.3倍，为1961年以来第4多/最多值，降水改善，公司1Q24电量有望持续改善。 光伏增发，经营向好：4Q23公司光伏电站发电量合计1.64亿千瓦时，同比增发0.29亿千瓦时，增幅21.5%；2024年1月16日，公司公告与控股股东旗下公司开展2800万元2024年度绿电交易业务，公司光伏板块经营稳中向好。 资产整合或具良机：近期，国务院国资委召开新闻发布会，再次强调央企改革。公司第二大股东贵州乌江水电（公司第一大股东华电集团、第四大股东贵州乌江能投分别持有51%、49%股权）是我国第一家流域水电开发公司，拥有乌江干流贵州境内合计装机869.5万千瓦的７个梯级水电站，约为公司现有水电装机的3倍。“1+3”或有望在顶层推动下获得实质性进展。 投资建议：贵州省内来水正边际向好。根据电量情况调整对公司的盈利预测，预计23/24/25年EPS分别为0.61/1.51/1.66元（前值0.71/1.51/1.66元），对应01月29日收盘价PE分别为23.1/9.3/8.5倍，参考可比公司估值，给予公司24年12.0倍PE，目标价18.12元/股，维持“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。

事件概述： 10 月 30 日，公司发布 2023 年三季度报告，前三季度实现营业收入 15.52 亿元，同比下降 36.0%（经重述）；归母净利润 2.76 亿元，同比下降 50.2%（经重述）；扣非归母净利润 2.75 亿元，同比下降 50.3%（经重述）。第三季度公司实现营业收入 9.25 亿元，同比下降 1.3%（经重述）；归母净利润2.44 亿元，同比增长 2.3%（经重述）；扣非归母净利润 2.45 亿元，同比增长2.7%（经重述） 。 来水边际改善： Q3 公司 9 座水电站发电量合计 31.27 亿千瓦时，同比增发1.37 亿千瓦时， 增幅 4.6%；但上网电价相对较高的北盘江流域 4 座电站完成发电量 24.09 亿千瓦时，同比减发 1.88 亿千瓦时，降幅 7.2%； 电价下滑抵消电量修复由此单季度营收同比微降。 同时公司水电资产主要采用工作量法计提折旧，发电量修复带动营业成本上行， Q3 公司毛利率同比下降 1.6 个百分点至 63.8%。2023 年 7、 8、 9 三月贵州全省水电发电量同比分别-42.9%、 -5.0%、 +20.9%；同时据贵州气象局数据， 10 月上旬，全省平均降水量为 35.6 毫米，接近常年，来水情况正在边际改善。 光伏增发， 经营向好： Q3 公司光伏电站发电量合计 4.54 亿千瓦时， 同比增发 1.89 亿千瓦时，增幅 71.3%； 10 月 19 日，公司公告与控股股东开展 1500万元绿电交易业务， 公司光伏板块经营稳中向好。 资产整合或具良机： 9 月底以来，国务院国资委接连召开“国有企业改革深化提升行动”、“中央企业提高上市公司质量暨公司治理工作”、“国有企业对标世界一流企业价值创造行动”一系列专题会议。 公司第二大股东贵州乌江水电（公司第一大股东华电集团、第四大股东贵州乌江能投分别持有 51%、 49%股权）是我国第一家流域水电开发公司，拥有乌江干流贵州境内合计装机 869.5 万千瓦的７个梯级水电站，约为公司现有水电装机的 3 倍。“1+3”或有望在顶层推动下获得实质性进展。 投资建议： 贵州省内来水正边际向好，公司经营改善曙光初现。 根据电量情况调整对公司的盈利预测， 预计 23/24/25 年 EPS 分别为 0.71/1.51/1.66 元（前值 0.89/1.51/1.66 元） ，对应 10 月 30 日收盘价 PE 分别为 19.1/9.0/8.2 倍，参考公司历史估值水平，给予公司 24 年 12.0 倍 PE，目标价 18.12 元/股，维持“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

事件概述：8 月 23 日，公司发布 2023 年半年度报告，报告期内实现营业收入 6.27 亿元，同比下降 57.81%（经重述）；归属于上市公司股东的净利润0.32 亿元，同比下降 89.87%（经重述）；归属于上市公司股东的扣非净利润-0.30 亿元，同比下降 90.41%（经重述）。 Q2 业绩扭亏，来水边际改善：1H23 公司电站所在流域来水较上年同期偏枯 69.8%，较多年平均来水偏枯 61.7%，9 座水电站完成发电量 18.00 亿度，同比减发 32.37 亿度，降幅 64.3%。2Q23 公司水电发电量 11.91 亿度，同比减发19.99 亿度，降幅 62.7%。电量下滑导致 Q2 营收同比下降 56.1%，但公司水电资产主要采用工作量法计提折旧，发电量下滑带动营业成本下降，Q2 实现归母净利润 0.47 亿元，较 Q1 成功扭亏。据贵州省气象局数据，7 月份全省降水量为173.4 毫米，较常年平均正常略少 13.1%；贵州省水文局数据，截至 7 月 28 日，全省水库（水电站）共蓄水 265.15 亿立方米，较 6 月底增蓄 21.18 亿立方米，8 月来水有望修复。在“厄尔尼诺”下，明年来水预计偏丰，公司业绩有望高弹性修复。 光伏增发，经营向好：截至 2023 年 6 月底，公司光伏总装机 78.55 万千瓦，半年内新增装机 2.34 万千瓦。1H23 公司光伏电站发电量合计 4.02 亿千瓦时，同比增发 0.68 亿千瓦时，增幅 20.4%，其中 Q2 完成发电量 2.45 亿千瓦时，同比增发 0.58 亿千瓦时，增幅 30.9%。据公司 2022 年报披露，公司所属光伏电站实际为分批并网发电，基于谨慎性考虑，公司在确认光伏电站电费收入时下调并网电价，1H23 公司光伏平均上网电价 0.3425 元/千瓦时（不含税），同比下降 7.3%；实现营收 1.37 亿元，同比增加 11.5%。 投资建议：上半年来水波动，公司电量大幅下滑。根据电量情况调整对公司的 盈 利 预 测 ， 预 计 23/24/25 年 EPS 分 别 为 0.89/1.51/1.66 元 （ 前 值1.45/1.60/1.75 元），对应 8 月 23 日收盘价 PE 分别为 15.6/9.2/8.3 倍，参考可比公司估值水平，给予公司 23 年 18 倍 PE，目标价 16.02 元/股，维持“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

事件概述：1月 19日，公司公布 2022年业绩预告，预计 2022年实现归属于上市公司股东的净利润 3.89亿元到 4.64亿元，同比增长 55%到 85%；归属于上市公司股东的扣非净利润 4.00亿元到 4.78亿元，同比增长 55%到 85%。 Q4水电表现好于预期：2022年，公司 9座水电站发电量合计 88.47亿千瓦时，同比增长 19.1%。其中，北盘江流域 3座电站表现优异，累计发电量 68.56亿千瓦时，同比增长 28.1%。考虑到四季度贵州省内电力供应紧张状况，公司水电出力提振，水电发电量合计 8.19亿千瓦时，同比增长 11.8%，北盘江流域 3座电站合计发电量 5.79亿千瓦时，同比增长 49.6%。 光伏运行稳定，有望贡献正收益：2022年，公司光伏电站发电量合计 7.34亿千瓦时，其中，Q4完成发电量 1.35亿千瓦时。截至 2022年 6月底，公司光伏装机 75万千瓦，在建装机 20万千瓦，已核准项目计划装机 20万千瓦，新能源转型顺利，随着在建、待建项目投产并网，增量电量有望进一步提振新能源业务业绩。 投资建议：公司 Q4水电出力好于预期，全年业绩释放。在央企改革三年行动收官之年，政策推动上市平台资源优化整合，或带来潜在的发展新机遇。根据电量、电价变化，调整对公司的盈利预测，预计 22/23/24年 EPS 分别为1.02/1.37/1.50元（前值 1.21/1.37/1.50元），对应 1月 19日收盘价 PE 分别14.6/10.9/9.9倍。参考公司历史估值水平，给予公司 2023年 14倍 PE，目标价 19.18元，维持“推荐”评级。 风险提示：1）自然条件变化；2）电量消纳不足；3）补贴发放延迟；4）设备价格上涨。

事件概述：10 月25 日，公司公布2022 年第三季度报告，第三季度实现营业收入9.37 亿元，同比增长2.41%（经重述）；归属于上市公司股东的净利润2.39 亿元，同比增长18.67%（经重述）；归属于上市公司股东的扣非净利润2.38亿元，同比增长18.42%（经重述）。前三季度实现营业收入24.24 亿元，同比增长32.67%（经重述）；归属于上市公司股东的净利润5.54 亿元，同比增长67.60%（经重述）；归属于上市公司股东的扣非净利润5.54 亿元，同比增长67.68%（经重述）。 Q3 水电出力降幅好于预期：3Q22，公司9 座水电站发电量合计29.90 亿千瓦时，同比下降10.6%。其中，北盘江流域4 座电站表现优异，累计发电量25.97 亿千瓦时，与上年同期基本持平。考虑到三季度西南地区极端的高温、少雨天气，公司水电出力好于预期，降幅甚至低于部分拥有龙头水库的大型水电同业；且公司水电资产主要采用工作量法计提折旧，因此发电量下降推动营业成本同比下降12.8%。1Q22-3Q22，公司水电发电量累计达到80.27 亿千瓦时，已超过2021 年全年74.29 亿千瓦时的发电量。 电价或提升近1 分/千瓦时：3Q22，公司光伏发电量2.65 亿千瓦时，如果按照2021 年上网电价均值测算，实现营收约0.95 亿元。扣除该板块收入后，单季剩余收入约8.42 亿元，同比下降8.0%。考虑到公司营收除光伏外基本全部由水电板块贡献，测算可知Q3 水电平均上网电价约0.282 元/千瓦时（不含税），同比提高约8 厘/千瓦时。因3Q21 未公布光伏板块发电量，因此实际电价涨幅或高于测算值。量缩价增，营收稳定，而与电量基本成正比的营业成本同步减少，带来了毛利的提升，3Q22 实现毛利6.13 亿元，同比增长0.70 亿元，增幅12.8%。 投资建议：公司Q3 水电出力降幅好于预期，电价或有提升。特殊的折旧政策，使其在营收基本持平的情况下利润得以显著增长。在央企改革三年行动收官之年，政策推动上市平台资源优化整合，或带来潜在的发展新机遇。维持对公司的盈利预测，预计22/23/24 年EPS 分别为1.21/1.37/1.50 元，对应10 月24日收盘价PE 分别11.1/9.7/8.9 倍。维持22 年15.0 倍PE 估值，目标价18.15元，维持“推荐”评级。 风险提示：1）自然条件变化；2）电量消纳不足；3）补贴发放延迟；4）设备价格上涨。

事件概述：7月6日，公司公布2022年半年度业绩预告。1H22公司实现归母净利润2.99-3.32亿元，同比增长164%-194%；扣非归母净利润2.97-3.31亿元，同比增长164%-194%。 Q2发电量创新高，实现历史最佳开局：1Q21公司水电发电量同比增长23.2%，达近6年峰值，但仍次于1Q15、1Q16。2Q22水电发电量35.25亿千瓦时，同比增长90.2%，创造了Q2单季度出力纪录，且一举超过上年主汛期3Q21的33.45亿千瓦时。1H22水电发电量合计53.72亿千瓦时，同比增长60.3%，创造了历史最佳开局。 光伏运行稳定，有望贡献正收益：1H22，岗坪、镇良、永新三个光伏电站发电量合计3.34亿千瓦时，已经超过2021年全年发电量（不含1H21试运行期发电量），平均利用小时446小时，已经接近贵州省2021年光伏年平均利用小时的50%。预计全年光伏发电量将达到6亿千瓦时以上，实现营收2亿元以上，有望为公司利润贡献正收益。 投资建议：公司Q2创纪录的水电出力带来了历史最佳开局，充分体现了来水改善下业绩的弹性；随之产生的丰厚现金流也可为新能源转型提供充足的资金支持，赋予其成长属性。另一方面，在运3个光伏电站运行稳定，全年有望贡献正收益。在央企改革三年行动收官之年，政策推动上市平台资源优化整合，给公司带来潜在的发展新机遇。维持对公司的盈利预测，预计22/23/24年EPS分别为1.21/1.37/1.50元（资本公积转增股本后），对应2022年7月6日收盘价PE分别12.4/10.9/10.0倍。维持22年15.0倍PE估值，目标价18.15元，维持“推荐”评级。 风险提示：1）自然条件变化；2）电量消纳不足；3）补贴发放延迟；4）设备价格上涨。

水为主，持续提供现金流：公司主营业务集中于水电，即贵州境内“两江一河”流域水电资源梯级开发，其中北盘江是核心。各个流域电站的出力波动性较大，超过20%的变化幅度并不罕见。在2015年马马崖、善泥坡投产后，公司即步入了“印钞机”阶段。 光为辅，创造第二成长曲线：公司紧跟“双碳”政策，2020年进入光伏开发，并初步建成国内第一个流域梯级水光互补可再生能源基地。充沛的现金流支持公司每年0.88-1.50GW的光伏项目开发能力，目前已签约光伏资源装机合计5.30GW，有望打造出第二个增长点。 资产整合提速，下一个会否是水电：2022年是国企改革三年行动的收官之年，国资委要求央企推动上市平台布局优化和功能发挥。控股股东华电集团已经完成了体内新能源资产的整合，并开始整合煤炭资产。如果下一步轮到水电，除单独IPO之外，资产注入的可选平台就是公司。乌江、金中、金上等大型水电资产对于证券化、融资渠道的需求，或将为公司带来新的机遇。 投资建议：公司水电出力的波动性带来了业绩的弹性，丰厚的现金流为新能源转型提供充足的资金支持，赋予其成长属性；政策推动央企上市平台资源优化整合，带来发展新机遇。预计公司22/23/24年EPS分别为1.69/1.92/2.10元（未考虑资本公积转增股本），对应2022年6月15日收盘价PE分别12.2/10.8/9.9倍。给予公司2022年15.0倍PE，目标价25.35元，首次覆盖，给予“推荐”评级。 风险提示：1）自然条件变化；2）电量消纳不足；3）补贴发放延迟；4）设备价格上涨。

事件：黔源电力于3月25日披露2020年年报。2020年公司实现营业收入26.51亿元，同比增长21.90%，归母净利润4.44亿元，同比增长52.87%。2020年第4季度实现营业收入4.81亿元，同比增长8.48%。利润分配预案：每10股现金分红3.6元（含税），共计现金分红1.1亿元。 点评：所在流域来水偏丰，带动公司业绩快速增长。公司所属9座水电站均位于贵州“两江一河”（北盘江、芙蓉江、三岔河）流域，河流来水情况较好是公司全年营收实现较快增长的主要因素。贵州2020年降水偏丰，年降水量达1449.7毫米，较常年平均水平多22.8%，创造1961年以来历史记录。受益于来水偏丰及年初蓄能值同比上升，公司2020年度发电量104.13亿kWh，同比增长26.13%，带动公司营收和利润较快增长。 成功竞配光伏发电项目，水光互补助力电源结构优化。为充分发挥北盘江流域梯级水库的调节性能、增强公司发电能力，公司于2020年成功投资建设了3座水光互补农业光伏电站。3座电站总装机75万千瓦，通过水电光伏打捆上网的方式接入电网，且均已于2020年底实现并网发电，并被纳入国补。公司借此形成总装机容量为341.35万千瓦的流域梯级水光互补基地，总装机量提升23.2%，其中水电装机占比81.2%，光伏装机占比18.8%，成功优化公司电源结构。由于3座新增电站去年底始才并网发电，上网电量未予结算，预计2021年全年发电量相比2020年有较大增长。 主要股东增持，坚定公司发展信心。2020年公司大股东中国华电对公司增持2.31%，第三大股东重庆乌江电力（原第三大股东长电资本一致行动人）由5%增持至9.2%，公司前三大股东总计增持6.51%，彰显公司股东对公司发展的信心。 盈利预测与投资评级：我们预计公司2021-2023年营业收入分别为27.65/29.03/30.48亿元，归母净利润分别为4.44/5.92/7.14亿元，EPS为1.45/1.94/2.34，首次覆盖，给予“买入”评级。 风险提示：

事件：黔源电力发布2020年半年报。1H20公司营业收入10.1亿元，同比增长19.3%；归母净利润1.6亿元，同比增长70.5%。2Q20公司营业收入5.9亿元，同比增长12.1%；归母净利润1.1亿元，同比增长24.7%。 区域来水向好，业绩增速可观：2020年以来公司电站所在流域来水同比偏多，且公司普定水电站装机小幅增加（装机容量由3。 2.8万千瓦增容为3。 2.9万千瓦），1H20各月发电量总体实现同比增长（仅5月同比减少4.9%），合计发电量38.0亿千瓦时，同比增长21.3%。1Q20、2Q20公司发电量分别同比增长35.7%、13.2%。在上年同期基数总体恢复正常的情况下，公司2Q20实现上述发电量增速难能可贵。受益于发电量增长，公司2Q20归母净利润1.1亿元，同比增长24.7%，增速回归至合理水平。 进入汛期以来，受益于来水偏丰，公司7月发电量19.2亿千瓦时，同比增长28.7%，3Q20电量有望持续高速增长。 有息负债与财务费用下降：公司水电站处于稳定运营期，财务状况持续改善。截至2020年6月底，公司有息负债规模98.1亿元，同比减少7.0亿元，同比降幅6.6%；资产负债率67.3%，同比降低2.9个百分点，降负债效果显著。1H20公司财务费用2.3亿元，同比降低9.3%；其中2Q20公司财务费用1.1亿元，同比降低7.8%。 主要股东相继增持：2Q20公司主要股东华电集团、重庆乌江电力及一致行动人长电资本相继增持公司股份。截至2020年6月底，大股东华电集团持股比例15.89%，较3月底增加2.31个百分点；重庆乌江电力持股比例2.38%，成为新晋十大股东。公司主要股东的增持行为亦体现了股东方对于公司发展前景的认可。 盈利预测与投资评级：：根据公司1H20业绩及来水同比偏丰预期等因素，上调公司2020-2022年的EPS至1.20、1.29、1.40元（调整前分别为1.18、1.28、1.39元），当前股价对应PE分别为14、13、12倍，对应PB分别为1.6、1.5、1.4倍。看好汛期来水改善对公司的业绩弹性，维持“增持”评级。 风险提示：来水低于预期，上网电价超预期下调，综合融资成本大幅上行等风险。

事件：大股东增持公司股份达到1%；上半年预计归属于上市公司股东净利润比上年同期增长50%-90%。 投资要点：业绩预增，有望持续增长公司预告上半年归属于上市公司股东的净利润将达1.41-1.78亿元，比上年同期增长50%-90%，主要增长源于上半年来水充裕。另国家气象部门预测2020年属于偏丰年份，有利于公司水电发电总量和经营绩效。预计全年有望实现发电量90.87亿千瓦时（同比+10%），水电作为清洁和稳定电源，假设售价水平保持不变，预计给当年公司业绩带来30%同比增长。 公司股东增持，彰显对未来发展信心今年以来公司大股东乌江电力及长电资本增持比例达1%，连续增持比例达5%，彰显对公司未来发展信心。 公司2019年度分红每10股派3.3元（含税），比2018年多派发0.3元，共派发现金股利超1亿元，分红率2.2%，印证反映公司业绩良好，现金流量充足，测算2020年经营现金流量可达13.8亿元，维持公司后续高分红的预判。 新利润增长点：水光电互补，光伏开启未来发展动力控股子公司计划于镇宁、关岭县建设3个光伏项目，投资27.6亿元，装机总量75万千瓦，业已竞配成功并全部纳入2020年国家补贴竞价项目名单，有望带来新的利润增长点，一旦全部达成，投产后测算增加30%的营收、近4千万元的毛利。光电产能将有效被消纳，与公司水电互补上网供电。 盈利分析和估值测算2020-2022年EPS分别为1.21元，1.23元，1.26元，按照同类公司市盈率15倍，给予目标价18.15元，给予“推荐”评级。 风险提示政策对电价的管制；气候地理灾害；企业治理风险。

2020年半年度业绩预告:预计同比增长50%-90%据公司公告:经初步测算,预计2020年上半年实现归属于上市公司股东的净利润1.41-1.78亿元,同比去年同期(0.94亿元)增长50%-90%。业绩大幅增长的主要原因是,报告期内,公司“两江一河”流域来水较上年同期偏多,发电量增加,使发电收入及发电利润增加。 上半年发电量同比增长21%,预计全年发电量同比增长11%得益于“两江一河”流域来水较好,2020年1-6月公司完成发电量38亿千瓦时,同比增加21%。在中性假设下,我们预计全年有望实现发电量91.7亿千瓦时(同比增长11%)。在电价水平保持基本稳定的判断下,我们对2020年公司业绩的同比大幅改善持乐观预期。今年以来,华电集团、长电资本等股东分别增持公司股份达到或超过1%,体现了对公司发展前景和投资价值的认可。 有息负债规模下行,财务费用、负债率有望继续降低2019年财务费用4.98亿元,同比减少0.47亿元;报告期末资产负债率67.66%,同比下降3.81个百分点。据我们测算,19年末,公司有息负债规模为94.8亿元(18年末为111.5亿元、17年末为118.2亿元),近年来呈持续下降的趋势。我们预计2020年底公司资产负债率有望继续下降至65%左右。随着前期贷款的逐渐偿还,公司财务费用有望继续降低,业绩有望逐步释放,充沛的现金流也为未来提高分红水平创造了可能。 (注:我们测算有息负债的口径为“短期借款+1年内到期的非流动负债+长期借款+应付债券+长期应付款”)盈利预测:我们预计公司20-22年归母净利润为3.82、4.03、4.23亿元,对应EPS为1.25、1.32、1.38元/股。维持“推荐”评级。 风险提示:宏观经济波动,来水不及预期,电价降低,用电需求不足

2019年归母净利2.90亿元,同比减少21.09%;每股分红0.33元,分红比例34.73%n公司披露2019年年报,全年实现营业总收入21.74亿元,同比减少8.97%; 营业成本10.59亿元,同比减少10.21%;归母净利2.90亿元,同比减少21.09%。经营活动产生的现金流量净额19.75亿元,同比增长8.61%。基本每股收益0.95元;加权平均净资产收益率10.67%,同比降低4.16个百分点。分红预案为每股派发现金红利0.33元,对应当前股价的股息率为2.41%;分红金额占净利润比例为34.73%。 整体来水偏枯致报告期电量同比下滑9.46%,平均电价据测算略有上升 2019年,由于整体来水偏枯,公司完成发电量82.56亿千瓦时,与上年同期相比减少9.46%。公司电站上半年来水情况不佳,Q1、Q2单季发电量分别同比下滑20.73%、24.41%;Q3明显反弹,单季同比增长19.19%;但Q4依旧来水不佳,单季电量同比减少21.92%。公司全年发电量低于我们预期,但发电量受来水情况影响较大是水电企业的固有特征,我们认为短期的电量波动并不降低公司的内在价值。公司全年营业收入降幅低于发电量降幅,我们判断平均不含税电价水平可能同比略有上升。以营业收入/发电量估算,全年平均电价为263.4元/兆瓦时,同比增长0.54%。 2020年1-2月公司发电量同比增加20.3%,有望对一季度业绩表现形成有力支撑。在电价水平保持基本稳定的判断下,我们对2020年公司发电量及业绩的同比显著改善持乐观预期。 有息负债规模下行,财务费用、负债率有望继续降低 2019年财务费用4.98亿元,同比减少0.47亿元;报告期末资产负债率67.66%,同比下降3.81个百分点。据我们测算,19年末,公司有息负债规模为94.8亿元(18年末为111.5亿元、17年末为118.2亿元),近年来呈持续下降的趋势。我们预计2020年底公司资产负债率有望继续下降至65%左右。随着前期贷款的逐渐偿还,公司财务费用有望继续降低,业绩有望逐步释放,充沛的现金流也为未来提高分红水平创造了可能。(注:我们测算有息负债的统计口径为“短期借款+1年内到期的非流动负债+长期借款+应付债券+长期应付款”)n盈利预测:我们预计公司20-22年归母净利润为3.82、4.03、4.23亿元,对应EPS为1.25、1.32、1.38元/股,PE为10.6、10.1、9.6倍,PB为1.3、1.2、1.1倍。首次覆盖,给予“推荐”评级。 风险提示:宏观经济波动,来水不及预期,电价降低,用电需求不足。

事件:黔源电力发布2019年年报。2019年公司实现营业收入21.7亿元,同比下滑9.0%;归母净利润2.9亿元,同比下滑21.1%;EPS0.95元。公司预计2020Q1归母净利润0.4-0.6亿元,同比增长5-8倍。 发电量同比减少,2019Q4仅微利:与大型水电公司相比,公司旗下水电站调节能力相对较小,发电量受来水影响较大。由于丰水期来水偏枯,2019年全年发电量82.6亿千瓦时,同比减少9.4%;其中2019Q4发电量16.8亿千瓦时,同比减少21.9%。受发电量波动等因素限制,2019Q4归母净利润仅0.04亿元,同比减少94%。 2020Q1业绩指引亮眼:值得注意的是,2020年至今公司发电量回升趋势显著。2020年1-2月公司累计发电量约10.1亿千瓦时,同比增长20.3%,显著高于同期水电行业水平;其中2月单月发电量5.5亿千瓦时,同比增长42.8%。公司指引2020Q1发电量预计同比增加4.12亿千瓦时,我们据此测算发电量同比增速约36%。受益于发电量好转,预计公司2020Q1归母净利润0.4-0.6亿元,同比大幅提升5-8倍(2019Q1归母净利润仅0.07亿元)。 有息负债持续下降,财务费用同比降低:公司近年来装机规模无变化,水电站处于稳定运营期,财务状况持续改善。我们测算截至2019年末公司有息负债94.8亿元,同比减少13.2亿元;综合融资成本4.9%,同比减少0.07个百分点;资产负债率67.7%,同比降低3.8个百分点。2019年公司财务费用约5亿元,同比减少0.5亿元(降幅8.7%),控本增效成果显著。 盈利预测与投资评级:根据公司2019年业绩情况,基于丰水期发电量的保守预测,下调2020、2021年的预测归母净利润至3.6、3.9亿元(调整前分别为4.0、4.3亿元),新增2022年的预测归母净利润4.2亿元。预计公司2020-2022年的EPS分别为1.18、1.28、1.39元,当前股价对应PE分别为11、10、10倍。维持“增持”评级。 风险提示:来水低于预期,上网电价超预期下调,综合融资成本大幅上行等风险。

前三季度归母净利同比-2.4%, Q3单季+25.6% 前三季度, 公司营业收入 17.31亿元,同比减少 4.53%;营业成本 7.67亿元,同比减少 5.71%;归母净利润 2.86亿元,同比减少 2.4%(上半年同比减少 33%); EPS 为 0.9357元/股,同比减少 2.4%。 Q3单季, 公司营收 8.87亿元,同比增加 19.81%; 营业成本 3.73亿元,同比增加 15.25%; 归母净利润 1.92亿元,同比增加 25.61%; EPS 为 0.6283元/股,同比增加 25.61%。 Q3电量大增致报告期电量降幅收窄至-5.57%,平均电价据测算略有上升 前三季度公司累计发电量 65.73亿千瓦时,同比下降 5.57%; Q3单季发电量 34.41亿千瓦时,同比增长 19.19%。 公司电站 19年上半年来水情况不佳, Q1、 Q2公司单季发电量分别同比下滑 20.73%、 24.41%, Q3大幅反弹。 我们预计全年发电量略低于去年: 中性假设下,预计四季度发电量与去年同期持平,则全年发电量为 87.31亿千瓦时,同比下降 4.25%。 发电量受来水情况影响较大是水电企业的固有特征,我们认为短期的电量波动并不降低公司的内在价值。 前三季度公司营业收入降幅低于发电量降幅,我们判断平均电价水平可能同比上升。以营业收入/发电量估算,前三季度平均电价为 263.3元/兆瓦时,同比增长 1.11%。 有息负债规模下行,财务费用、负债率有望继续降低 前三季度财务费用 3.76亿元,同比减少 0.26亿元; 报告期末资产负债率68.51%, 同比下降 3.19个百分点。 据我们测算,报告期末,公司有息负债规模为 103.2亿元(18年末为 111.5亿元、 19年 6月底为 105.1亿元),近年来呈持续下降的趋势。 我们预计 2019年底公司资产负债率有望降至68%以下。 随着前期贷款的逐渐偿还,公司财务费用有望继续降低,业绩有望逐步释放。除了用于还贷,公司充沛的现金流也为未来提高分红水平创造了可能。 (注:我们测算有息负债的统计口径为“短期借款+1年内到期的非流动负债+长期借款+应付债券+长期应付款”)盈利预测: 我们预计公司 19-21年归母净利润为 3.74、 3.91、 4.04亿元,对应 EPS 为 1.22、 1.28、 1.32元/股, PE 为 11.9、 11.3、 11.0倍。维持“增持”评级。 风险提示: 宏观经济波动,来水不及预期,电价降低,用电需求不足