一、水电装机仍有增长，价格端迎来边际利好

1.枯水期水量减少导致发电量下降，三级联调机制助力业绩趋稳。

华能水电于2001年成立，2017年上市。公司主营业务为水力发电项目的开发、建设、运营与管理。作为大型流域水电企业，公司以澜沧江流域为主体，以集控中心为依托，对所属电站实行全流域统一调度，极大提高了澜沧江流域水资源利用率。公司生产维护成本低、运行效率高，具有较强的可持续发展能力。

公司收入主要来自水力发电业务。2021年，公司水力发电业务收入为198.90亿元，占营业收入的比例为98.46%；风力发电、太阳能光伏发电收入分别为1.78、1.05亿元，占营业收入的比例分别为0.88%、0.52%。

公司发电装机结构以水电为主。据公司公告，截至2021年，公司投产装机容量达2318.38万千瓦。其中，水电、风电、光伏装机容量分别为2294.88、13.5、10.0万千瓦，水电装机容量占比为98.98%，风光新能源装机占比合计为1.02%。

澜沧江来水减少与公司严控“两库”水位是公司2021年发电量减少的主要原因。根据公司公告，公司2021年发电量为943.96亿千瓦时，同比减少3.25%。发电量减少的主要原因在于，一是2021年澜沧江流域来水总体大幅偏枯，其中乌弄龙、小湾、糯扎渡断面年累计来水同比分别偏枯15.9%、13.9%和14.4%，导致澜沧江流域漫湾及以上电站年发电量同比减少。二是为确保2021年冬季和2022年春季电力可靠供应，公司严格控制年末小湾和糯扎渡电站“两库”水位。

澜沧江来水量增加，西电东送量同比增加助推公司2022年第一季度发电量增长。据公司公告，公司2022年一季度完成发电量 176.27亿千瓦时，同比增长1.62%，上网电量174.88亿千瓦时，同比增长1.61%。发电量同比增长的主要原因：一是2022年初公司水电梯级蓄能同比增加，2022年一季度澜沧江流域乌弄龙和小湾断面来水同比偏丰6%和9%；二是西电东送电量同比增加，带动用电需求整体增加。

电价上浮驱动收入和业绩增长。尽管公司2021年发电量及上网电量有所下降，但公司收入和业绩却呈现增长态势。2021年，公司实现营业收入202.02亿元，同比增长4.93%；实现归母净利润58.38亿元，同比增长20.75%。

公司2021年收入和业绩增长的原因在于，一是由于2021年云南省市场化交易电价同比上升，公司本期综合结算电价同比增长，使得营业收入同比增长4.93%；二是由于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，财务费用同比下降12.70%。

2022年以来，澜沧江流域来水情况较好，预计2022年公司收入和业绩有望进一步增长。

盈利能力呈改善趋势，现金流稳步向好。2021年，公司ROE为9.29%，较2020年的8.47%增加0.82pct，反映出公司盈利能力有所改善。预计未来随着公司平均上网电价上浮，公司盈利水平有望进一步提升。

现金流方面，随着公司水电项目逐步投运，公司现金流呈向好态势。2021年，公司经营性净现金流为164.94亿元，为公司近5年来的最好水平，预计未来随着水电项目及风光新能源项目逐步投运，公司经营性净现金流水平有望持续提升。（报告来源：远瞻智库）

2.资产注入及自建项目投运，未来水电装机仍有增长。

公司控股股东为华能集团。公司前三大股东中国华能集团有限公司、云南省能源投资集团有限公司和云南合和（集团）股份有限公司，持股比例分别为50.40%、28.26%和11.34%。

公司背靠华能集团，为集团水电业务上市平台。根据公司公告，华能集团将会优先让公司开发运营在中国境内新开发、收购水电的项目；此外，集团将在公司A股上市后，注入相关非上市水电资产。未来水电资产注入，公司水电装机规模将进一步增加，发电量及水电销售收入均有望实现增长。

目前，华能集团在西南地区的非上市水电资产主要为华能四川水电公司，由华能集团和华能国际分别持股51%和49%。

根据华能集团公告，四川水电公司规划总装机约500万千瓦左右，目前已建成电站约20座，合计装机容量263.1万千瓦；在建水电站1座（大渡河硬梁包水电站），装机111.6万千瓦；拟建电站10座，合计容量114.6万千瓦；根据华能国际公告，2019年四川水电公司实现净利润3.27亿元，51%股权对应利润1.67亿元。该资产约占华能水电原有装机容量的11%。

澜沧江水能资源丰富，总可开发装机容量约3200万千瓦，未来还可以开发的装机容量约905.12万千瓦。未来公司将持续推动澜沧江流域水电项目开发建设，水电装机规模仍有增长空间。

截至2021年，公司水电在建项目主要为托巴水电站、如美水电站及古水水电站前期等项目，其中托巴、如美、古水水电站规划装机规模分别为140、210、190万千瓦，托巴水电站预计将于2024年投运。

3.云南高能耗优惠电价机制取消，电价或将有所上行。

公司平均上网电价呈增长趋势，市场化交易电量占比较大。2021年，由于电力供需格局偏紧，叠加市场化交易电价机制改革，云南省市场化交易电价同比上升。公司市场化交易电量占比较大，据公司公告，2021年市场化交易电量为623.85亿千瓦时，占比为66.57%。随着市场化交易电价上浮，叠加公司市场化交易电量占比较大，公司综合结算电价上涨。

据公司公告，2021年，公司综合结算电价（含税）0.241元/kwh，同比2020年综合结算电价（含税）0.223元/kwh，提高0.018元/kwh。同时，2021年，公司水电、风电、光伏上网电价分别为0.212、0.434、0.845元/kwh，同比分别增加0.015、0.012、0.029元/kwh。

云南省优惠电价机制取消，公司上网电价或将进一步上涨。2022年4月6日，隆基绿能发布公告称，公司于2022年4月1日收到《云南省发展和改革委员会关于明确隆基绿能科技股份有限公司有关用电价格的函》，函告称，根据国家有关部门清理优惠电价政策的要求，取消公司在云南省享有的优惠电价政策和措施。

优惠电价机制取消，高耗能企业市场化交易电价上浮，叠加电力供需格局偏紧，预计云南省市场化交易电价仍将保持上浮态势，利好上游发电企业。据昆明电力交易中心数据，2022年5月，电厂平均成交价为0.2656元/kwh，同比2021年5月的0.24831元/kwh增加0.01729元/kwh。

华能水电作为云南省第一、全国第二的水电企业，在电价上涨的背景下，公司盈利能力有望进一步提升。

二、风光水一体化发展，新能源发电带来业绩新增量

当前，公司风光新能源发电装机规模较小。据公司公告，截至2021年，公司风光新能源发电装机容量23.5万千瓦，其中，风电、光伏装机容量分别为13.5、10.0万千瓦。2021年，公司风电、光伏发电量分别为4.18、1.30亿kwh，上网电量分别为4.10、1.24亿kwh。

2021年，公司营业收入中，风力发电和光伏发电业务收入分别为1.78和1.05亿元，占营业收入的比例分别为0.88%和0.52%。

“双碳”目标政策推进，“风光水火储一体化”和“源网荷储一体化”成为风光新能源开发的主要模式。“风光水火储一体化”通过优先利用风电、光伏等清洁能源，发挥水电、煤电调节性能，适度配置储能设施，统筹多种资源协调开发、科学配置，有利于发挥新能源富集地区优势，实现清洁电力大规模消纳，在优化能源结构的同时，破解资源环境约束，对实现“双碳”目标和绿色发展意义重大。

《云南省国民经济和社会发展第十四个五年规划和二〇三五年远景目标纲要》提出，统筹协调风能、太阳能等新能源开发利用，以金沙江下游、澜沧江中下游大型水电站基地以及送出线路为依托，建设“风光水储一体化”国家示范基地。

风光水一体化发展提高经营效率，优化业务结构。

据公司2021年年报，公司调整发展方向，获得风电、光电项目开发资格。风光水三能互补能带来多方面的优势，因地制宜采取风能、光能、水能等多能源品种发电互相补充，并适度增加一定比例储能，统筹各类电源的规划、设计、建设、运营，有效减轻季节性的发电量波动，同时能够降低营运成本，提高经营效率并优化生产环境，扩大公司新能源发电的市场占有率。

公司全力推进水电与新能源并重发展，未来风光新能源发电装机规模增长空间大。

根据公司2021年工作会议提出的发展目标，到2025年，“十四五”新增投产新能源超1000万千瓦；到2035年，以建成投产世界第一高坝的如美电站为标志，全面建成澜沧江（西藏段、云南段）水风光一体化清洁能源基地，总装机容量突破8000万千瓦，新能源装机达到4000万千瓦，超过水电装机。

公司加快推进风光新能源的发展。

“十四五”期间，公司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。自2021年起，公司积极开展“风光水储一体化”发展。根据公司公告，2021年公司完成新能源核准（备案）386.8万千瓦，开工建设99万千瓦。2022年，公司拟计划投资50亿元发展新能源项目，计划新开工项目15个，拟投产装机容量130万千瓦。

三、盈利预测和估值

根据公司未来发电装机规划以及公司现有储备项目的投运节奏，我们对公司发电业务的装机规模、利用小时数及电价情况假设如下：

装机规模：

水电业务方面，公司在建水电站托巴水电站，装机容量为1.40GW，预计在2024年建成投产。因而，在暂不考虑资产注入的影响的前提下，预计2022-2024年公司水电装机规模分别为22.95、22.95、24.35GW。

风光新能源方面，“十四五”规划后公司将加快风光新能源发展，预计十四五规划期间风光新能源装机规模增加10GW。

结合公司规划，假设2022-2024年公司风电新增装机分别为0.20、0.25、0.25GW，则对应的累计装机规模分别为0.34、0.59、0.84GW；假设2022-2024年公司光伏新增装机分别为1.10、2.70、2.70GW，则对应的累计装机规模分别为1.20、3.90、6.60GW。

利用小时数：

水电方面，参考公司披露的数据和过往水电利用小时数情况，同时考虑到公司水流量调控能力不断提升，利用小时数趋稳，假设2022-2024年公司水电利用小时数均为4300小时。

风光新能源方面，参考公司过往风光新能源发电项目的利用小时数情况以及云南省风光新能源自然资源禀赋情况，假设2022-2024年公司风电利用小时数分别为3100、3050、3050小时，光伏发电的利用小时数分别为1300、1280、1280小时。

电价：水电电价方面，电力供需格局偏紧的情形下，预计水电市场化交易电价有望上浮，因而我们假设2022-2024年公司水电平均上网电价均为0.22元/kwh；

风光新能源方面，公司风光新能源项目以陆上风电、光伏为主，考虑到2021年开始，新核准的陆上风电、光伏项目均实现平价上网，因而预计未来公司风光新能源发电项目平均上网电价将会有所下降。

假设2022-2024年公司风电项目平均上网电价分别为0.38、0.36、0.36元/kwh，光伏项目平均上网电价分别为0.38、0.35、0.35元/kwh。

营业成本方面：公司营业成本主要为固定资产折旧、人员及运维费用等。随着公司装机规模持续增长，预计公司各项成本均有望保持增长态势。

根据公司水电、风光新能源发电项目投产节奏，假设2022-2024年公司水电业务成本分别为89.70、89.25、93.89亿元，风电业务成本分别为1.61、2.15、2.79亿元，光伏发电业务成本分别为2.66、7.85、13.71亿元。

毛利率方面：假设2022-2024年公司其他业务收入保持稳定，均为0.30亿元，则2022-2024年公司总营业收入分别为215.82、226.92、251.68亿元。同时，假设2022-2024年其他业务成本均为0.10亿元，则2022-2024年公司总营业成本分别为93.98、99.35、110.49亿元。

综合公司营业收入和营业成本数据，则预计公司2022-2024公司毛利率分别为56.52%、56.27%、56.15%。

选取以水电业务为主的长江电力、国投电力、川投能源作为可比公司。可比公司2022-2024年平均PE估值分别为15.32、13.95、13.24倍，平均PB估值分别为1.89、1.76、1.64倍。

公司水电业务发展稳健，未来将持续开发澜沧江流域水电项目，以及控股股东将会注入水电资产；同时，水电市场化交易电价有望上浮，增厚公司水电业务收入和利润。此外，公司开始大力发展风光新能源，未来风光新能源装机有望快速增长，为公司带来业绩增量。

随着公司水电和风光新能源业务共同发展，公司业绩有望持续增长，且市场化交易电价上浮的边际利好催化，可给予公司一定的估值溢价。

公司水电业务稳步发展，同时积极向风光新能源发电业务拓展。未来随着水电业务趋稳，新能源逐渐投产，公司业绩有望持续增长。

预计2022-2024年公司营业收入分别为216.12、227.22、251.98亿元，分别同比增长6.98%、5.14%、10.90%，归母净利润分别为67.15、74.08、82.12亿元，分别同比增长15.04%、10.31%、10.85%，EPS分别为0.37、0.41、0.46，PE分别为19.41、17.59、15.87倍。

风险提示

来水量不及预期：公司在近几年内水力发电营收仍是主要营业收入。水电收入在很大程度上受来水量情况影响，若未来几年内，澜沧江来水量偏枯，将会导致公司发电量减少，从而影响公司营收。

风光新能源装机增长不及预期：根据公司规划，“十四五”期间风光新能源项目预计新增装机10GW。若未来风光新能源发电项目落地进度不及预期，将会在一定程度上影响公司业绩增长。

市场化电价上涨不及预期：在2021年和2022年第一季度云南电价持续上涨，推动公司业绩上升。若未来市场化电价上涨不及预期，甚至有所下降，将可能会导致公司收入增长不及预期。

研究报告中使用的公开资料可能存在信息滞后或更新不及时的风险：报告中公开资料均是基于过往历史情况梳理，可能存在信息滞后或更新不及时的状况，难以有效反映当前行业或公司的基本面状况。

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