事件描述公司披露 2024年年度业绩预告：公司预计 2024年实现归母净利润约 78.48亿元到 90.87亿元，与上年同期（法定披露数据）相比，将增加 2.10亿元到 14.49亿元，同比增加 2.75%到18.97%。 事件评论 装机规模扩张， 电量稳健增长。 2024年全年来看，来水同比略有改善，澜沧江流域来水较同期偏丰 0.5成，其中乌弄龙、小湾断面来水同比基本持平，糯扎渡断面来水同比偏丰4.6%。叠加托巴电站、硬梁包电站部分机组投产的带动，公司水电完成发电量 1079.29亿千瓦时，同比增长 2.53%，若将新投产托巴电站、硬梁包电站发电量剔除， 2024年原有水电完成发电量 1050.36亿千瓦时，同比减少 0.22%， 其中单四季度原有水电完成发电量 236.09亿千瓦时，同比增长 0.10%。 同时需要注意的是， 在四季度来水转枯的背景下，存量电站四季度发电量未出现显著下滑，或系公司主动释放前期蓄能，缓解部分电量压力， 其中小湾和糯扎渡四季度发电量同比分别增加 17.39%和 11.31%。 新能源方面，2024年公司风电发电量达到 4.17亿千瓦时，同比增长 6.92%；在新增装机的带动下，2024年公司光伏完成发电量 36.66亿千瓦时，同比增长 160.37%。 因此整体来看， 在新能源装机规模大幅提升、 水电站部分机组新增投产的共同影响下， 公司 2024年完成发电量 1120.12亿千瓦时， 同比增加 4.62%。 量价齐升， 全年业绩稳健增长。 云南省 2022年颁布《云南省燃煤发电市场化改革实时方案》（试行），提出云南省水电电价全年分月电量电价加权平均电价在前三年度市场均价上下浮动 10%区间内形成。随着较低电价的 2020年不再纳入滚动测算， 2024年云南省内电价涨幅约束将会有所释放，叠加云南省内电力供需形势持续处于紧张局势，因此预计云南省市场化交易电价将实现同比上涨。整体来看，在量价均有望获得支撑的拉动下，公司全年预计实现归母净利润约 78.48亿元到 90.87亿元， 同比增加 2.75%到 18.97%。 多元扩张， 保障公司远期成长。 根据公司 1月 2日公告，公司所属托巴电站 4号机组已正式进入商业运行，总装机容量 140万千瓦全部投产；硬梁包水电站首台 5号机组（ 3.6万千瓦）、第二台 4号机组（ 27万千瓦）正式进入商业运行，公司水电机组规模进一步扩张。此外，根据公司公告，公司拟与华能国际成立合资公司开发雨汪二期煤电与新能源一体化项目，项目包含 200万千瓦煤电，并为项目配套一定新能源资源，公司将现金出资14.5亿元，持股 49%，一体化项目的建设有望保障公司在“十五五”期间的业绩成长。 投资建议：根据最新经营数据，我们调整公司盈利预测，预计公司 2024-2026年对应 EPS分别为 0.46元、 0.48元和 0.52元，对应 PE 分别为 19.14倍、 18.40倍和 16.91倍。维持“买入”评级。

扎根澜沧江流域的水电龙头。公司扎根于澜沧江流域，是华能集团旗下整合的唯一水电平台，也是云南实施“西电东送”的核心与龙头企业。近年来，公司财务费用持续降低，装机规模不断扩增，电价连续上涨，业绩延续增长势头强劲。公司在积极打造云南澜沧江流域水风光多能互补基地，推动水风光协同发力。截至2024年6月底，公司总装机容量2,920.32万千瓦，云南省内稳居第一。 财务费用有效压降，折旧到期有望增厚利润1）财务费用持续下降。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，促使财务费用率从2019年21.26%逐年递减至2024年前三季度的10.19%，已成为实现增长和提升盈利的关键手段之一。2）折旧到期带来利润释放，未来分红值得期待。糯扎渡、龙开口等水电站在2023年开始结束资产折旧计提，推动利润释放，盈利能力得到巩固与强化。2023年公司分红比例为42.42%，在2024-2026年的未来三年股东回报规划中承诺每年以现金方式分配的利润将不低于当年实现的可供分配利润的50%，分红比例有望持续提升。以2024年我们预测的归母净利润和2025/1/14收盘价为基准计算，若分红比例为50%，则股息率为2.53%。 水风光一体化发展，澜上开发可圈可点1）水电：装机容量稳中有增，关注澜沧江上游开发进展。2024年底托巴水电站（140万千瓦）4台机组已经全部投产发电之后，公司目前在澜沧江流域控股的投产运营水电站12个（合计装机容量2140万千瓦），在建5个，筹建6个。澜沧江上游西藏段尚处于开发初期阶段，投资与建设稳步推进中，装机容量合计为782.3万千瓦；上游云南段和中下游段进入建设收尾阶段，多数水电站已稳定成熟运营。2023年10月，公司完成对华能四川水电开发有限公司100%股权的全面收购，投运的水电装机容量实现了11.55%的显著增长，而一同并入的在建项目泸定硬梁包水电站（装机容量111.6万千瓦）预计在2025年完成全部机组的投产，都为公司的发电规模和业绩增长带来积极的正面影响。2）风光：持续投产新能源风光一体化基地，水风光互补效益显著。2021-2023年，公司风光装机容量从23.5万千瓦迅速增加到192.81万千瓦，CAGR达到186.44%。2024年拟续建、新开工新能源项目共84个，计划投产309万千瓦。预计到2025年新能源投产1000万千瓦，风光装机规模进一步增加。 云南电力供需偏紧，电价上行有空间云南引入多家电解铝、电解硅等高能耗企业，2020年后省内用电量超过外送电量并持续增长。西南地区电力形势从“弃水”转为“丰紧枯缺”，云南等送端地区省内电力趋紧，广东等受端地区感受明显，两端展开博弈。电力供需偏紧的长周期趋势，对电价长期保持稳健乃至稳中有升态势的有力支撑。云南电价水平长期居于末位，2023年代理购电价格仅251.17元/兆瓦时，远低于多地平均电价425.43元/兆瓦时。电力市场化改革持续推进，电价尚有充足的提升空间。 盈利预测预测2024-2026年公司营业收入分别为252.31/279.70/302.40亿元，归母净利润分别为82.25/94.30/103.18亿元，对应EPS为0.46/0.52/0.57元，对应PE为19.76/17.24/15.75。首次覆盖，给予“买入”评级。 风险提示电力需求风险：宏观环境和天气等不确定性因素，省内用电需求、西电东送电量不及预期；电力供给风险：新能源发电业务及装机建设进度均不及预期，澜沧江来水波动、水库流域来水偏枯；政策风险：水电相关公共政策发生变化。

事件描述公司披露2024年发电量完成情况公告：截至2024年12月31日，公司2024年完成发电量1120.12亿千瓦时，同比增加4.62%，上网电量1110.24亿千瓦时，同比增加4.51%。 事件评论装机规模扩张，电量稳健增长。2024年全年来看，来水同比略有改善，澜沧江流域来水较同期偏丰0.5成，其中乌弄龙、小湾断面来水同比基本持平，糯扎渡断面来水同比偏丰4.6%。叠加托巴电站、硬梁包电站部分机组投产的带动，公司水电完成发电量1079.29亿千瓦时，同比增长2.53%，若将新投产托巴电站、硬梁包电站发电量剔除，2024年原有水电完成发电量1050.36亿千瓦时，同比减少0.22%，其中单四季度原有水电完成发电量236.09亿千瓦时，同比增长0.10%。同时需要注意的是，在四季度来水转枯的背景下，存量电站四季度发电量未出现显著下滑，或系公司主动释放前期蓄能，缓解部分电量压力，其中小湾和糯扎渡四季度发电量同比分别增加17.39%和11.31%。新能源方面，2024年公司风电发电量达到4.17亿千瓦时，同比增长6.92%；在新增装机的带动下，2024年公司光伏完成发电量36.66亿千瓦时，同比增长160.37%。因此整体来看，在新能源装机规模大幅提升、水电站部分机组新增投产的共同影响下，公司2024年完成发电量1120.12亿千瓦时，同比增加4.62%。 量价齐升，全年业绩展望积极。云南省2022年颁布《云南省燃煤发电市场化改革实时方案》（试行），提出云南省水电电价全年分月电量电价加权平均电价在前三年度市场均价上下浮动10%区间内形成。随着较低电价的2020年不再纳入滚动测算，2024年云南省内电价涨幅约束将会有所释放，叠加云南省内电力供需形势持续处于紧张局势，因此预计云南省市场化交易电价将实现同比上涨。整体来看，在量价均有望获得支撑的拉动下，公司全年业绩展望积极。 多元扩张，保障公司远期成长。根据公司1月2日公告，公司所属托巴电站4号机组已正式进入商业运行，总装机容量140万千瓦全部投产；硬梁包水电站首台5号机组（3.6万千瓦）、第二台4号机组（27万千瓦）正式进入商业运行，公司水电机组规模进一步扩张。此外，根据公司公告，公司拟与华能国际成立合资公司开发雨汪二期煤电与新能源一体化项目，项目包含200万千瓦煤电，并为项目配套一定新能源资源，公司将现金出资14.5亿元，持股49%，一体化项目的建设有望保障公司在“十五五”期间的业绩成长。 投资建议：根据最新经营数据，我们调整公司盈利预测，预计公司2024-2026年对应对应EPS分别为0.45元、0.46元和0.55元，对应PE分别为19.92倍、19.53倍和16.52倍。维持“买入”评级。风险提示1、市场电价波动风险；2、来水不及预期风险。

投资要点： 华能水电发布 2024年三季度报告，前三季度实现营业收入 194.18亿元，同比增加 7.05%；归母净利润 72.26亿元，同比增加 7.78%；经营活动产生的现金流量净额 143.46亿元，同比增加 11.94%；基本每股收益每股 0.38元，同比增加 9.09%；加权平均净资产收益率 9.86%，比上年同期增加 1.26个百分点。 其中第三季度实现营业收入 75.37亿元，同比减少 1.27%；归母净利润 30.56亿元，同比减少 7.37%；基本每股收益每股 0.16元，同比减少 5.88%；加权平均净资产收益率 3.89%，比上年同期减少 0.33个百分点。 公司前三季度业绩同比增长源自发电量同比增加公司单三季度归母净利润同比下降，但前三季度整体业绩实现正增长。 2024年前三季度，公司发电量 860.26亿千瓦时，同比增加 3.82%，主要源自三个方面。一是新能源装机大规模提升带来的新能源发电量同比大幅增加，2024年前三季度，公司新能源发电量 29.71亿千瓦时，同比增长 151.57%；二是公司澜沧江流域乌弄龙、小湾和糯扎渡断面来水同比分别偏丰 5%、3.6%和 8.5%，2024年前三季度，公司水力发电量 830.56亿千瓦时，同比增长 1.69%；三是云南省内用电需求同比增加，西电东送电量持续增加，根据云南省能源局数据，2024年前三季度，云南全省全社会用电量 2050.00亿千瓦时，同比增长 11.8%。 费用管控方面，2024年前三季度，公司财务费用率为 10.19%，相较2023年同期下降 0.97个百分点。 公司第三季度水电发电量同比下滑在经历之前来水偏枯的两年后，水电在 2024年迎来了来水由枯转丰的业绩机遇期。根据国家统计局数据，2024年前三季度，我国规上工业水电发电量 10040亿千瓦时，同比增长 16%；云南省规上工业水电发电量 2381.83亿千瓦时，同比增长 8.6%，全国占比 23.72%。水电发电量短期受气候等因素影响波动较大，长期来水存在均值回归的规律。 进入 9月份，水电未能延续来水偏丰的局面，9月、10月我国规上工业水电单月发电量分别同比下降 14.6%、14.9%；云南省规上工业水电单月发电量分别同比下降 17.6%、5%，其中 9月份云南水力发电量单月跌幅大于全国平均跌幅，10月份跌幅收窄。在来水转枯的背景下，公司第三季度水电发电量同比下滑 5.63%。 公司水电装机容量 A 股排名第二，电力装机容量云南排名第一截至 2024年 6月底，公司装机容量 2920.32万千瓦，在云南省装机规模第一，在建、筹建、前期装机规模 1500万千瓦。公司托巴水电站 1号机组已于 6月份投产，全部机组预计 2024年年底或 2025年初投产完毕，硬梁包水电站预计 2025年投产，2024年新能源新增装机目标309万千瓦，为公司水电、新能源发电带来增量空间。 从能源保供大局出发，参股雨汪二期煤电与新能源一体化项目公司 10月 30日发布公告称，为解决云南省“十五五”期间电力保供紧张局面，公司拟作为参股股东与关联人华能国际共同出资成立合资公司，开发运营雨汪二期煤电与新能源一体化项目，装机容量 2×100万千瓦，将通过火风光一体化开发，实现综合效益最大化。合资公司注册资本 29.6亿元，华能水电现金出资 145,040万元、持股 49%。 公司水电电价存在长期上涨空间近年来公司水电平均上网电价水平呈现上升的态势。公司水电平均上网电价由 2019年的 199.60元/兆瓦时上升到 2023年的 218.85元/兆瓦时。虽然保持上涨，但由于发电成本低，公司水电上网电价水平仍相对较低。水电电价长期具备上涨的空间，随着可再生能源发电比例的逐步提高、电力市场化改革的深入推进，水电作为重要的清洁能源之一，其电价上涨有助于反映其环保价值和市场供需关系。从供需端看，云南省整体面临着“电力电量双缺”的局面，这对公司整体上网电价水平有较强的支撑水平。另外第三季度公司在水电发电量同比下降 5.63%的背景下，单三季度营收同比仅下降 1.27%，推算公司单三季度电价同比实现增长。 盈利预测和估值公司水电业务盈利能力强且可持续，坚持水电和新能源并重发展，全面推进澜沧江水风光一体化清洁能源基地建设。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。 预计公司 2024-2026年归属于上市公司股东的净利润分别为 83.79亿元、95.00亿元和 105.94亿元，对应每股收益为 0.47、0.53和 0.59元/股，按照 12月 5日 9.41元/股收盘价计算，对应 PE 分别为 20.21X、17.83X、15.99X，考虑到公司估值水平和行业发展前景，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；其他不可预测风险。

事件描述公司发布 2024年三季报： 2024年三季度公司实现营业收入 75.37亿元，同比减少 1.27%；实现归母净利润 30.56亿元，同比减少 7.37%。 事件评论 装机扩张叠加来水修复，前三季度业绩稳健增长。2024年前三季度，在偏丰来水影响下，澜沧江流域乌弄龙、小湾和糯扎渡断面来水同比分别偏丰 5%、 3.6%和 8.5%，叠加公司托巴电站完成投产，公司前三季度水电完成发电量 830.56亿千瓦时，同比增长 1.69%，若将新投产托巴电站发电量剔除，则原有水电完成发电量 814.27亿千瓦时，同比减少0.31%。 在来水偏丰的背景下， 存量水电站电量下滑或系公司主动蓄能影响， 如糯扎渡断面前三季度来水同比偏丰 8.5%， 但糯扎渡电站前三季度发电量同比下降 10.17%， 其下游景洪电站发电量也同比下降了 11.56%， 而糯扎渡及景洪电站前三季度发电量占公司水电发电量的 21.96%， 因此蓄能对电量短期影响不可忽视。 新能源方面， 前三季度公司风电发电量达到 3.19亿千瓦时，同比增长 6.33%；在新增装机的影响下，公司光伏完成发电量 26.52亿千瓦时，同比增长 201.02%。因此整体来看，公司前三季度完成发电量860.26亿千瓦时，同比增长 3.82%。由于新投产水电及新能源机组电价预计相对较高，且预计云南省随着电力供需持续趋紧，电价预计也将有一定支撑，因此公司前三季度实现营收 194.18亿元，同比增长 7.05%；实现归母净利润 72.26亿元，同比增长 7.78%。 三季度来水有所转弱，单季业绩短期承压。三季度云南省来水由上半年的偏丰转至有所偏枯，因此受来水转弱影响，三季度公司水电完成发电量 384.68亿千瓦时，同比下降 5.63%。 但风光电量维持高速增长。因此公司三季度完成发电量 393.31亿千瓦时，同比减少4.59%。公司三季度营收为 75.37亿元，同比降低 1.27%，公司营收降幅较窄主因系新投产电站电价较高以及市场化电价回升影响。由于新投产电站使得成本增长，因此三季度公司毛利率为 61.08%，同比下降 3.43个百分点。公司三季度实现归母净利润 30.56亿元，同比下降 7.37%。 短期压力不可线性外推，全年业绩展望积极。正如我们一直所强调的，公司电站的蓄水并不会浪费，丰沛的蓄能将会对四季度及后续水电电量产生积极影响，且四季度枯水期电价较高，将对公司水电收入带来双重催化。此外 6月 15日，公司所属托巴电站首台 1号机组（ 35万千瓦）正式进入商业运营，预计 140万千瓦总装机年内全部投产。因此在丰沛蓄水叠加装机投产影响下，公司全年业绩依然展望积极。此外，根据公司公告，公司拟与华能国际成立合资公司开发雨汪二期煤电与新能源一体化项目，项目包含 200万千瓦煤电，并为项目配套一定新能源资源，公司将现金出资 14.5亿元，持股 49%，一体化项目的建设有望保障公司在“十五五”期间的业绩成长。 投资建议： 根据最新财务数据，我们预计公司 2024-2026年对应 EPS 分别为 0.49元、0.55元和 0.61元，对应 PE 分别为 20.34倍、 18.23倍和 16.39倍。维持“买入”评级。 风险提示 1、市场电价波动风险； 2、来水不及预期风险。

事件公司发布2024年半年报。2024H1公司主营收入118.8亿元，同比上升13.1%；归母净利润41.69亿元，同比上升22.47%。其中Q2归母净利润31.04亿元，同比上升24.37%。 电量、电价双增是公司业绩增长的主要助推因素电量端：水电方面，上半年澜沧江流域来水同比偏丰约3成，其中乌弄龙、小湾和糯扎渡断面来水同比分别偏丰30%、31%和29%；此外，公司积极协调电网加快汛前水位消落，水电发电量同比增加。上半年包括华能四川在内的水电发电量445.88亿千瓦时，同比增长9%。其中Q2水电发电量294.63亿千瓦时，同比提升24.1%。新能源方面，上半年随着公司新能源装机规模提升，包括光伏和风电在内的新能源发电量同比大幅增加190%至21.1亿千瓦时。 电价端：粗略估算，公司24H1不含税综合电价约为0.257元/千瓦时，在新能源发电量同比增加的情况下，综合不含税电价仍有约2厘钱的提升，我们推测水电电价上半年仍实现一定涨幅。 综合融资成本持续下降，明确分红规划上半年公司综合融资成本降至2.96%、同比降低40个bp，带动财务费用同比降低0.55%至13.4亿元。分红方面，公司承诺2024-2026年每年以现金方式分配的利润不少于当年实现的可供分配利润的50%。 水电+新能源装机规模持续增长，为中长期业绩增量奠定基础水电方面，托巴水电站1号机组于2024年6月15日投产，年内预计全部机组投产。托巴水电站装机容量140万千瓦，设计多年平均发电量62.3亿千瓦时。此外，华能硬梁包水电站总装机容量111.6万千瓦，计划2024年10月首批机组发电，2025年4月全部机组投产。长期看，澜沧江西藏段水电站项目已具备项目投资及开工建设条件，将会在远期为公司持续提供给装机增量。新能源方面，2024年公司拟续建、新开工新能源项目共84个，拟投资139.91亿元，计划年内投产309万千瓦。上半年光伏发电量18.4亿千瓦时，同比大幅提升290.6%。 盈利预测与估值预计公司2024-2026年将实现归母净利润86.3/94.7/100.4亿元，对应PE分别为22.9/20.9/19.7x，维持“买入”评级。 风险提示：来水不及预期、云南省用电需求不及预期、新能源建设进度不及预期、电价波动等风险

事件： 公司发布 2024年半年报， 2024H1公司实现营收 118.8亿元，同比+13.1%，归母净利润 41.7亿元，同比+22.5%； 2024Q2公司实现营收 74.6亿元，同比+19.6%，归母净利润 31.0亿元，同比+24.4%。 24H1上网电量同比+12.4%，电价小幅提升。 2024年上半年澜沧江流域来水同比偏丰约 3成，其中乌弄龙、小湾和糯扎渡断面来水同比分别偏丰 30%、 31%和29%；同时公司积极协调电网加快汛前水位消落，水电发电量同比增加；此外，受益于上半年公司新能源装机规模提升，新能源发电量同比大幅增加。 公司 24H1完成发电量 466.95亿千瓦时，同比+12.15%，上网电量 462.72亿千瓦时，同比+12.36%。电价方面， 2024年上半年公司综合上网电价（不含税）达 0.257元/千瓦时，较去年同期增长 1.3%。 托巴水电站 1号机组正式投运，加速澜沧江上游水电建设。 公司所属托巴水电站首台 1号机组（35万千瓦）于 2024年 6月 15日正式进入商业运行。托巴水电站装机容量 140万千瓦，设计多年平均发电量 62.3亿千瓦时， 投产后将进一步扩大公司水电装机规模。此外， 公司还拟建设 RM 水电站，电站设计装机容量 260万千瓦，投资总额达 583.8亿元。 承诺未来三年分红比例不低于 50%，融资成本降低 40BP。 公司承诺在满足一定条件的基础上， 2024-2026年每年以现金方式分配的利润不少于当年实现的可供分配利润的 50%，彰显公司对股东回报的重视。融资成本方面， 2024上半年公司融资成本较去年同期降低 40BP，财务费用 13.4亿元，同比下降 0.55%。 投资建议与估值： 预计公司 2024年-2026年的收入分别为 251.06亿元、 286.24亿元、 302.33亿元，营收增速分别达到 7.0%、 14.0%、 5.6%，归母净利润分别为83.28亿元、 96.58亿元、 100.21亿元，净利润增速分别达到 9.0%、 16.0%、 3.8%，维持“买入”投资评级。 风险提示： 来水不及预期； 风光投产不及预期；电价波动风险

8月27日公司发布24年半年报，1H24实现营收118.8亿元，同比+13.1%（调整后）；实现归母净利41.7亿元，同比+22.5%（调整后）。2Q24实现营收74.6亿元，同比+10.2%（调整后）；实现归母净利31.0亿元，同比+19.3%（调整后）。 装机增长++来水改善驱动42Q24发电量++26.1%。1）水电：1H24澜沧江流域来水同比偏丰约3成，叠加托巴水电站首台机组于6月投产，2Q24公司完成水电发电量295亿千瓦时，同比+24.1%。 2）新能源：1H24新增光伏装机约133万千瓦、同比+149.7%，2024年新能源新增装机目标完成君度约43%。2Q24风、光分别完成发电量1.1、9.0亿千瓦时，同比分别-5.3%、+197.4%；其中，风电受Q2风资源不佳影响，而光伏由装机增长驱动。 可再生能源电量高增缓解云南电力供需矛盾，224Q24平均上网电价同比下降。2Q24云南省发电量同比+30.4%，其中水电/风电/光伏增量贡献率分别为78.5%/35.8%/35.2%。可再生能源电量高增缓解了云南省内的电力供需紧张局势，5M24云南电解铝开工率已达90%以上，较去年同期高出约32pcts。受供需转松影响，暂不考虑在公司营业收入中占比不足1%的其他业务，以营业收入/上网电量估算公司2Q24综合平均上网电价约0.247元/kWh（不含税），较上年同期下降约0.037元/kWh、降幅约13.0%。 综合融资成本跌破3%创新低，三项费用较日历进度节约23.2亿。 由于部分新能源电站全容量投产后转固，2Q24度电折旧费用同比增加约6厘/kWh；叠加综合平均上网电价同比下降，2Q24公司销售毛利率为63.4%，同比-0.4pct。但公司在降息背景下紧抓全过程精益管理，综合融资成本下降至2.96%、同比降低40bp；三项费用较日历进度节约3.2亿元，帮助公司2Q24实现销售净利率44.7%，同比+0.9pct。 预计公司2024~2026年分别实现归母净利润87.7/101.4/112.6亿元，EPS分别为0.49/0.56/0.63元，公司股票现价对应PE估值分别为24倍、20倍和18倍，维持“买入”评级。 下游用电需求不及预期，来水不及预期，风光装机不及预期，新能源入市带来量价风险等

事件： 2024年 8月 27日，公司发布 2024半年度报告， 24H1实现营业收入 118.80亿元，同比增长 13.10%，实现归母净利润 41.69亿元，同比增长22.47%。基本每股收益 0.22元，同比增长 22.59%，销售毛利率 59.03%，同比略增 0.89pct，净利率 38.77%，同比增长 2.71pct。 24Q2单季度公司实现营业收入 74.61亿元，同比增长 33.34%，实现归母净利润 31.04亿元，同比增长32.06%。 水电光伏齐发力，发电量大幅提升， 平均上网电价保持稳定。 24H1受益于新能源装机规模提升、澜沧江流域来水同比偏丰以及公司协调电网加快汛前水位消落， 公司水电发电量与新能源发电量同步提升， 发电量分别为 445.88亿千瓦时、 21.07亿千瓦时，分别同比增加 8.99%、 189.82%， 合计发电量 466.95亿千瓦时，同比增加 12.15%， 其中公司新投产光伏项目发电量达 17.65亿千瓦时，同比增加 342.36%。 上网电价方面， 24H1公司不含税平均上网电价为 0.2536元/千瓦时，同比略降 0.28%，保持稳定，营收和归母净利双增主要系发电量的大幅提升所致。 托巴水电站 1号机组投运，新能源装机容量增长迅猛。 2024年 6月 15日，公司旗下托巴水电站 1号机组（35万千瓦）正式投运， 水电装机规模达 2594.98万千瓦， 托巴水电站总装机容量 140万千瓦，计划年均发电量 62.3亿千瓦时，预计 24年 12月将全部投产。新能源装机方面， 2024年公司拟续建、新开工新能源项目 84个，投资 139.91亿元，年内预计投产 309万千瓦， 装机容量同比增加 160.26%，新能源装机容量增长迅猛， 将进一步增强公司的盈利能力。 发布股东回报计划，长期分红空间广阔。2024年 2月 26日，公司发布 2024-2026年股东回报计划， 每年以现金方式分配的利润不少于当年实现的可供分配利润的 50%。 2024年 6月 19日，公司完成 2023年分红发放， 分红金额达 32.4亿元， 股利支付率达 42.42%，占当年可分配利润 58.42%，近三年现金分红总额在电力上市公司钟排名第四，分红金额稳定增长。 此外，公司发电机组、变电设备以及水工机械设备折旧 12年，而设计使用年限达 40-50年，其折旧年限远低于使用寿命。公司功果桥、龙开口、 糯扎渡水电站分别于 20 12、 20 14、 2014年全面投产， 预计将于 2024-2026年完成折旧，将从成本端进一步提高公司盈利能力。 投资建议：未来随着各水电机组陆续折旧完毕，公司盈利空间将进一步扩大。 预计 24/25/26年归母净利润为 90.47/97.00/102.52亿元， 24/25/26年 EPS分别为 0.50/0.54/0.57元， 对应 8月 27日收盘价 PE 分别为 23/21/20倍。 考虑公司业绩稳定上行，维持“谨慎推荐”评级。 风险提示： 流域来水偏枯；市场交易电价波动； 在建项目进度不及预期。

维持“增持”评级：考虑到公司收购华能四川公司等因素，上调2024~2025 年 EPS 至 0.48/0.55 元（原值 0.45/0.48 元），给予 2026 年EPS 0.61 元。参考行业可比公司并考虑公司水电在建装机有望投产，给予 2025 年 20 倍 PE，上调目标价至 11.00 元，维持“增持”评级。 1Q24 业绩超预期。公司 2023 年营收 235 亿元，同比-0.5%（可比口径，下同）；同期归母净利润 76.4 亿元，同比+5.6%。公司 1Q24 营收44.2 亿元，同比+3.6%；同期归母净利润 10.7 亿元，同比+17.3%，超出我们此前预期。公司 2023 年拟每股派息 0.18 元，分红比例 42.4%。 水电电价提升，期待来水好转。公司 2023 年水电不含税上网电价0.219 元/千瓦时，同比+4.2%。1Q24 公司上网电量 161 亿千瓦时，同比-7.3%，主要由于：1）其他电源同比增发 133 亿千瓦时，挤压水电发电空间；2）1Q24 公司小湾、糯扎渡两大水库承梯级蓄能未完全释放，蓄能同比+44.0 亿千瓦时；3）托巴水电站蓄水影响部分发电量。 我们预计公司水库蓄能同比增加叠加 2Q23 电量低基数影响，2Q24E电量同比增速或有望好转。 资本开支加速，打开装机成长空间。截至 2023 年末公司总装机 27.5GW，同比+16.8%。公司 1Q24 购建固定资产、无形资产和其他长期资产支付的现金 32.1 亿元，同比+53.2%。我们预计公司“十四五”水电及新能源装机建设双管齐下，清洁能源装机有望持续增长。 风险提示：来水不及预期，市场化电价涨幅低于预期等

事件： 公司公布 2023年年报与 2024年一季报快报。 2023年实现营业收入 234.61亿元，同比减少 0.51%，归母净利润 76.38亿元，同比增长 5.58%； 2024年 Q1实现营业收入 44.2亿元，同比增长 3.58%，归母净利润 10.65亿元，同比增长 17.25%。 全年电价提升+财务费用压降，公司 23年利润保持稳健增长①电价提升对冲电量下滑： 电量端， 2023年受到年初梯级蓄能同比减少、上半年来水偏枯以及电网调度等一系列因素影响， 全年发电量为 1070.6亿千瓦时， 同比减少 4.04%；电价端， 2023年云南省内市场化交易电价持续上行，全年月度市场化交易电价均值约 0.252元/千瓦时，同比 2022年提升约 11.4%，带动公司平均结算电价同比提高 2.96%。电价的提升对冲电量的下滑， 使得 2023年全年公司的营业收入与 2022年相比基本保持持平； ②财务费用的压降已经成为公司实现内生增长的有效手段： 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，全年财务费用同比减少 14.14%； ③完成对华能四川的收购： 2023年 9月公司完成对华能四川公司 100%股权收购， 实现装机增长 265.1万千瓦。 2023年全年华能四川公司完成发电量 109.9亿千瓦时， 实现净利润 6.4亿元，同比降低约 7%。 电价结构性提升+财务费用压降是 24Q1业绩增长的主要驱动因素2024年 Q1，受到云南省内其他电源发电量挤压以及梯级蓄能由于电网调节未完全释放等原因，公司总发电量 162.3亿千瓦时，同比减少 7.2%。电量下滑的背景下，公司在 24年一季度实现了收入和利润的双增，我们分析主要原因包括： ①综合结算电价的同比提升带动营业收入同比增加： 我们根据 2024年 Q1公司营业收入和上网电量粗略估算，公司 2024年 Q1不含税综合电价约为 0.275元/千瓦时，同比提升约 0.029元/千瓦时； ②财务费用压降： 由于带息负债融资成本率降低， 2024年 Q1公司财务费用同比减少 5.8%。 持续的装机增量为未来业绩增长打下基础①水电装机方面： 2023-2025年，华能水电有持续的装机增长： 2023年 9月华能四川水电公司并表之后新增装机 265.1万千瓦（截至 2023年末公司已投产总装机容量达到 2752.8万千瓦）； 2024-2025年， 托巴电站（140万千瓦）和硬梁包电站（111.6万千瓦）将陆续投产发电，到 2025年末有望给公司带来 251.6万千瓦装机增量。 ②新能源装机方面： 截至 2023年末，公司新能源装机 192.8万千瓦，当年新增 131.3万千瓦。 盈利预测与估值： 考虑到来水等不稳定因素的影响， 调整盈利预测， 预计公司 2024-2026年有望分别实现归母净利润 85.8/93/98.4亿元（24/25年前值为 93.3/99.4亿），对应 PE 分别为 19.9/18.4/17.4x，维持“买入”评级。 风险提示： 降雨来水不及预期、 云南省用电需求疲软、 省内电价受供需影响出现较大波动、 在建电站投产进度不及预期等风险

电价提升、成本优化， Q1归母净利润同比提升 17%。 2023年四川水电公司并表，公司实现营业收入 234.61亿元（同比-0.51%）、归母净利润 76.38亿元（同比+5.58%）， 24Q1营业收入 44.20亿元（同比+3.58%）、归母净利润 10.65亿元（同比+17.3%）。 2023年电量下降电价提升，营业收入基本持平；通过贷款置换降低财务费用 4.5亿元（23年综合融资成本 3.07%，下降 0.6%），带动归母净利润提升。 2024Q1在电量下滑的情况下实现收入增长，预计电价增幅较大。 来水偏枯电量下滑， 省内电价上浮动能持续。 2023年年初水库蓄能偏低、调节水库蓄水运行，导致 2023年发电量同比下降 4%， 2023年云南省内电价因政策限制有所下降，但 2022年公司因电量结构变化导致电价较低， 2023年水电电价同比提升 4.2%，平价光伏项目并网后电价降低，平均上网电价同比提升 3.0%。 2024年因新能源挤压及水库调峰，公司发电量同比下降 7.2%，但蓄能同比偏高 44亿千瓦时，云南省内电价上浮空间打开，供需偏紧下预计电价保持提升。 水电电站投产在即，光伏项目持续并网。 公司现有水电装机 25.6GW，托巴电站（1.40GW）预计 24年投产、硬梁包水电站（1.11GW）预计25年投产，完全投产公司水电装机将达 28.11GW，同时公司在澜沧江上游仍有储备水电。根据公司投资公告，公司在流域周边规划光伏装机10GW， 2023年新增投产 1.31GW， 光伏发电量 13.91亿千瓦时， 伴随组件价格回落，公司光伏建设有望加速推进。 盈利预测与投资建议。 预计 2024~2026年公司归母净利润分别为87.8/101.7/116.0亿元，按最新收盘价对应 PE 分别为 19.4/16.8/14.7倍。电站投产在即，电价上浮持续，光伏投产加速。参考同业估值，给予公司 24年 20倍 PE，对应 9.76元/股合理价值，维持“买入”评级。 风险提示。 来水波动；上网电价调整风险；光伏建设不及预期等。

事件： 公司发布 2023年年报和 2024年一季报， 2023年公司实现营收 234.6亿元，同比-0.5%（调整后），归母净利润 76.4亿元，同比+5.6%（调整后）； 2024Q1公司实现营收 44.2亿元，同比+3.6%，归母净利润 10.7亿元，同比+17.3%。 23年营收基本持平， 电价上涨抹平电量下降影响。 2023年初澜沧江流域梯级蓄能同比减少 61.37亿千瓦时， 且 1-6月来水同比大幅偏枯， 23上半年公司发电量同比减少 25.44%； 下半年来水虽转好但由于电网调度安排，汛末小湾和糯扎渡转入蓄水运行， 来水未完全释放，致使公司 23年上网电量较 22年（包含华能四川）下降 4.1%，同比减少 43.0亿千瓦时。 电价方面， 2023年公司水电上网电价达218.85元/MWh，较 2022年提升 4.2%，我们认为原因或有两点： （1）省内市场化交易电价提升， （2）外送广东的澜上五座水电站（苗尾、大华桥、黄登、里底、乌弄龙）上网电量同比+4.3%，拉高整体电价水平。在来水较为一般，电量下滑的背景下，电价端的强劲助力公司营收保持稳定。 23年财务费用同比-4.5亿元， 水轮机折旧陆续到期释放利润。 2023年公司财务费用同比减少 4.5亿元至 27.3亿元，同比-14.1%，主要由于公司对高利率存量贷款进行置换，融资成本较去年同期下降 60个基点。折旧方面，由于公司部分电站设备折旧年限到期，公司折旧费用同比减少 2.5亿元， 公司建设投资时间较为集中，且折旧年限仅 12年，低于大多可比公司，我们测算 2024和 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。 24Q1电价超预期， 营收同比正增长。 2024Q1云南省内新能源、 火电同比增发电量 132.9亿千瓦时，导致公司水电发电空间被挤占，且澜沧江流域来水同比持平，小湾、糯扎渡两大水库承担电网系统调节任务，梯级蓄能未完全释放，叠加托巴水电站蓄水影响部分发电量，公司 2024Q1上网电量同比减少 7.25%至 160.6亿千瓦时。 但电价上涨帮助公司在 Q1实现营收正增长， 我们测算公司 24Q1上网电价约为 275.2元/MWh，较 23Q1同比+11.7%，原因或为云南省内水电市场化交易价格提高，参考昆明电力交易中心发布云南电力交易月报， 2024年 1-2月云南省内清洁能源直接交易价格达 0.291元/KWh，较 2023年同期提高 0.013元/KWh。 投资建议与估值： 预计公司 2024年-2026年的收入分别为 251.06亿元、 286.24亿元、 302.33亿元，营收增速分别达到 7.0%、 14.0%、 5.6%，归母净利润分别为83.28亿元、 96.68亿元、 100.31亿元，净利润增速分别达到 9.0%、 16.1%、 3.8%，维持“买入”投资评级。 风险提示： 来水不及预期； 风光投产不及预期；电价波动风险

事件：4月26日，公司发布2023年度报告，报告期内实现营业收入234.61亿元，同比下降0.51%（经重述）；归母净利润76.38亿元，同比增长5.58%（经重述）；扣非归母净利润71.20亿元，同比增长8.35%（经重述）；公司拟向全体股东每股派发现金股利0.18元，合计派发现金红利32.40亿元，现金分红比例约42.42%。公司发布2024年一季报，报告期内实现营业收入44.20亿元，同比增长3.58%（经重述）；归母净利润10.65亿元，同比增长17.25%（经重述）；扣非归母净利润10.68亿元，同比增长43.24%（经重述）。 云南省内短期承压，四川水电贡献明显：电量端，1Q24澜沧江流域来水同比持平，小湾、糯扎渡两大水库因承担电网系统调节任务，梯级蓄能未完全释放（同比多44亿千瓦时）叠加托巴水电站蓄水影响，单季度公司澜沧江流域10座电站完成电量114.11亿千瓦时，同比下降15.7%；其中澜上5座电站合计完成电量21.78亿千瓦时，同比下降13.8%；单季度四川水电旗下太平驿电站完成电量2.76亿千瓦时，同比增长15.5%；公司25万千瓦以下中小水电合计完成电量17.27亿千瓦时，同比增长2.6%（四川区域装机237.10万千瓦，云南区域装机14.88万千瓦）。电价端，当前云南冬春连旱延续，云南省内电力供需仍偏紧，2024年1-2月省内市场化交易平均电价同比上涨1.43分/千瓦时至0.3152元/千瓦时，增幅4.8%，但考虑电价相对较高的澜上电站电量下滑，公司在省内原有电站综合平均电价上涨有限。财务端，1Q24公司综合毛利率同比提升1.7pct至51.7%，我们测算1Q23四川水电综合毛利率为52.2%，综合毛利率提升或主要由四川水电贡献。 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，折旧费用增幅放缓；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，2023年融资成本同比下降60个BP，全年公司利息费用同比下降4.86亿元，降幅14.9%；1Q24利息费用延续降势，单季度同比下降0.45亿元，降幅6.1%，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。 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，Q1四川水电边际贡献明显，云南省内两大水库未来释放蓄能将逐步兑现增发电量；财务优化带来持续的内生增长。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，扣除永续债利息后，预计24/25年EPS分别为0.50/0.53元（扣除永续债利息后，追溯前值0.48/0.51元），新增26年EPS为0.56元，对应4月26日收盘价PE分别为19.3/18.2/17.2倍。考虑公司业绩稳定上行，给予公司24年20.0倍PE估值，目标价10.00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。