水电量价稳中有升，风光水一体化成长

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。 公司近年来财务费用持续降低，装机规模不断扩增，电价连续上涨，业绩进步空间与发展潜力较大。 来水量21年减少，22年颇丰，三级联调机制优势明显。公司2021年发电量为9 43.96亿千瓦时，同比减少3.25%。发电量减少的主要原因在于，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%，同时为确保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。公司2022年Q1完成发电量17 6.27亿千瓦时，同比增长1.62%，发电量同比增长的主要原因为2022年初公司水电梯级蓄能同比增加，2022年Q1澜沧江流域乌弄龙和小湾断面来水同比偏丰6%和9%。公司拥有澜沧江全流域干流水电资源开发权，不断深化流域梯级联合优化调度、集中智能控制管理模式，充分发挥优势，能够有效保证水库在枯水期的供水，平衡各季度发电量，维持季度间发电收入的相对稳定，减小现金流波动。 资产注入及自建项目投运，水电装机仍有增长。公司背靠华能集团，为集团水电业务上市平台。华能集团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，集团承诺将注入相关非上市水电资产。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，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；该资产约占华能水电原有装机容量的11%。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。 云南高能耗优惠电价机制取消，电价或有望上行。2021年，公司市场化交易电量为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。2021年，公司综合结算电价（含税）0.241元/kwh，同比提高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。2022年云南省优惠电价机制取消，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。2022年5月，云南电厂平均成交价为0.2656元/kwh，同比增加0.01729元/kwh。在电价上涨的背景下，公司盈利有望进一步提升。 风光水一体化发展，新能源发电带来业绩新增量。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。 “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，预计新增投产新能源超1000万千瓦。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。 投资建议：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。首次覆盖，给予公司“买入”评级。 风险提示：来水量不及预期；风光新能源装机增速不及预期；市场化电价上涨不及预期；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。 1.水电装机仍有增长，价格端迎来边际利好 1.1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%。 图表1：2017-2021年公司营收结构 图表2：公司装机规模结构 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。 图表3：2017-2021年公司发电量情况 图表4：2017-2021年公司上网电量情况 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臵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。 图表5：2017-2022Q1公司营业收入及增长率 图表6：2017-2022Q1公司归母净利润及增长率 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。 图表7：2017-2021年公司ROE走势 图表8：2017-2021年公司经营性净现金流（亿元） 1.2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%。 图表9：公司股权结构图 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。 图表10：澜沧江水电项目情况 图表11：公司水电相关项目在建工程情况 1.3.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，公司盈利有望进一步提升。 图表12：公司平均上网电价（元/kwh，含税） 图表13：不同电源上网电价（元/kwh，含税） 图表14：2017-2021年公司市场化交易电量及占比 图表15：云南市场化交易电厂平均电价（元/kwh） 2.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