量价协同双升，成本持续优化，半年度业绩迎新高

事件： 公司公布2022年半年报。2022年H1公司实现营业总收入111.3亿元，同比增长12.91%；实现归属于上市公司股东的净利润38.4亿元,同比增长42.64%。 点评 发电量：来水偏丰+用电需求增加，带动公司上半年发电量同比+8.97%。 来水方面，上半年澜沧江流域来水同比偏丰，其中乌弄龙断面来水同比偏丰两成、小湾及糯扎渡断面来水同比偏丰超三成。用电需求方面，上半年云南省内用电需求和西电东送电量均同比增加，其中上半年云南省内工业用电量达到796.74亿千瓦时，较去年同期增长7.7%。此外，上半年云南省西电东送电量达758亿千瓦时（含向家坝、白鹤滩外送电量），同比增长52%。公司上半年完成发电量497.51亿千瓦时，同比增加8.97%，上网电量493.92亿千瓦时，同比增加8.97%；其中Q2实现发电量321.24亿千瓦时，同比增长13.5%，其中漫湾和龙开口电站的发电量均创下历史新高。 电价：综合结算电价同比增长1分/千瓦时左右。 公司层面，根据公司公告数据可估计2022年H1公司综合结算电价约为0.225元/千瓦时（不含税），较去年同期综合电价0.216元/千瓦时（不含税）上涨约1分/千瓦时；此外，上半年公司创造性突破电价政策制约，推动省内合约电量价格同比提高2.4分。云南省层面，根据昆明电力交易中心数据，2022年1-6月云南省内电力直接交易平均价格为0.258元/千瓦时，较去年同期增长1.7分/千瓦时。 成本费用：成本费用结构逐步优化，利润率稳步抬升。 折旧方面，景洪、小湾、瑞丽江电站部分机组折旧于2021年中后期陆续到期，规模约为350万千瓦，折旧费用同比减少。有息负债方面，2019年澜沧江上游电站陆续投产后，资本开支高峰已过，公司目前在建水电站仅剩下托巴电站，主要有息负债余额从2017年的955亿元降至2021年的725.49亿元。财务费用方面，有息负债规模的下降叠加公司精细化的成本管控，公司财务费用率逐年下降，由2019年的21.3%降至2021年的16.7%，2022年H1财务费用同比下降约10.94%。此外，公司融资成本持续降低，上半年综合融资成本为3.98%，再创历史新低。我们认为公司债务结构的持续优化或将带动利润率的进一步抬升。 水电建设跑出新速度，水风光协同推进。 托巴电站完成坝基验收，按期启动大坝浇筑；如美电站全力推进移民安置规划大纲、用地预审等核准前置重点专题；古水电站完成实物指标调查； 班达取得“封库令”。 盈利预测与估值：量价齐升叠加成本费用优化，维持盈利预测，预计2022-2024年归母净利74.7/78.8/85.5亿元，对应PE为17.6/16.7/15.4倍，维持“买入”评级。 风险提示：电力需求降低；来水少导致发电量下降、电价下行等 财务数据和估值