新增装机投产在即，澜上基地大有可为

国内第二大水电运营商，坐拥澜沧江全流域开发权：作为华能集团水电业务最终整合的唯一平台，公司拥有澜沧江干流全部水能资源开发权，是国内第二大水电装机规模的上市公司。截至1H2024，公司已投产装机容量达2920.32万千瓦，其中水电装机2594.98万千瓦，新能源装机325.34万千瓦，分别占比89%、11%。 2024-2025年水电装机有待释放，澜上基地未来可期：TB水电站总装机容量140万千瓦，预计将于2025年投产完毕；硬梁包水电站总装机容量111.6万千瓦，预计将于2024-2025年间陆续投产；两座电站合计新增投产容量约占公司已投产控股水电装机容量的10%。此外，公司积极推进西藏澜沧江清洁能源基地建设，水光互补助力系统调峰，电价具备较强市场竞争力，预计基地2030年开始投产送电粤港澳大湾区，2035年全部建成投产。 供需偏紧推升省内电价，澜上外送支撑综合上网电价。云南省为水电大省与外送电省份，2023年水电发电量占比超7成，外送电占全部发电量比例为35%。外送部分需求较为刚性，高耗能产业进一步推升本地用电需求后，省内市场化交易电价存在上行空间。公司澜沧江上游电站保量保价送广东电量电价为0.3元/kwh，澜上外送电量占比提升有望进一步推升公司平均电价。 存量资产折旧陆续到期，财务费用下降释放利润。功果桥、糯扎渡、龙开口水电站机组自2024年起陆续折旧到期，存量资产折旧减少有望增厚利润。 此外，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，综合融资成本由2019年的4.33%下降至1H2024的2.96%。 投资建议：我们预计公司2024/2025/2026年实现营收255.47/286.96/296.44亿元，实现归母净利82.91/93.37/99.22亿元。对应PE分别为22.64/20.11/18.92倍，首次覆盖，给予“增持”评级。 风险提示：来水不及预期；电价政策变动；电量需求不及预期。 1坐拥澜沧江水电开发权，国内第二大水电运营商 1.1华能集团水电业务唯一平台，坐拥澜沧江全流域开发权 国内第二大水电运营商，坐拥澜沧江全流域开发权。公司初建于1999年，2017年登陆上交所主板。作为华能集团水电业务最终整合的唯一平台，公司拥有澜沧江干流全部水能资源开发权。截至1H2024，公司已投产装机容量达2920.32万千瓦，其中水电装机2594.98万千瓦，新能源装机325.34万千瓦，分别占比89%、11%，是国内第二大水电上市公司。 图1.公司发展历程 图2.公司装机结构以水电为主体 图3.公司为国内第二大水电运营商 华能集团水电整合唯一平台，国务院国资委为实控人。公司前三大股东为中国华能集团有限公司、云南省能源投资集团有限公司、云南合和（集团）股份有限公司。其中，中国华能集团为公司控股股东，持有50.4%的股份，公司实控人为国务院国资委。 图4.公司股权结构图 TB、硬梁包电站机组陆续投产，来水偏丰带动电量增长。2023年公司收购华能四川公司，新增控股已投产水电资产265.1万千瓦、在建水电项目111.6万千瓦。 2024年6月，公司所属TB水电站首台1号35万千瓦机组顺利投入商业运营电站总装机容量140万千瓦，预计2025年全部投产发电；华能四川公司旗下硬梁包电站预计2024年底首批机组投产，预计2025年全部机组投产发电；两座电站合计新增投产容量约占公司已投产控股水电装机容量的10%。2024年前三季度，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%，带动公司前三季度发电量同比增加3.82%。 图5.2023年收购华能四川公司带动装机增长 图6.2024Q1-3来水偏丰带动公司发电量同比+3.82% 为避免同业竞争，集团曾承诺将境内所有非上市水电业务资产注入上市公司。截至2023年9月，除四川华能外，集团仍有非上市水电资产合计装机规模161.69万千瓦，但由于盈利能力不佳不满足注入上市公司条件。作为集团水电业务最终整合的唯一平台，集团在境内新开发、收购水电项目业务机会仍将优先提供给公司。 拟定增募集60亿元，投建电站送电华南地区。2024年2月公司发布定增预案，3月定增预案获控股股东批复。公司拟定增不超过18亿股，募集资金总额不超过60亿元，用于投资RM水电站、TB水电站项目，两个项目各投入募集资金45亿元、15亿元，内部收益率分别为8%、8.54%。RM水电站预计送电粤港澳大湾区，TB水电站作为“西电东送”战略实施南通道的重要电源之一，预计将送电广东，两座电站的投建将进一步完善公司西南水电领域的业务布局，增强核心竞争力。 表1.公司定增预案拟投资项目情况 1.2盈利能力持续提升，稳定分红回报股东 电力市场改革放开电量，市场化低价拉低业绩。2015-2016年间云南省电力体制改革实施市场化竞价上网，市场交易电价大幅下滑的同时公司参与市场化交易电量比例提升，叠加省内用电需求不足，公司业绩受到较大负面影响。2017-2019年间，省内用电需求复苏，公司机组投产同时电价水平优化，业绩持续改善。 图7.发电量增长带动公司1H2024营收同比+13.10% 图8.公司1H2024归母净利润实现同比增速22.47% 上网电价主导盈利变化，澜上外送电量支撑综合电价。2018-2019年间，澜沧江上游云南段电站陆续投产，外送通道滇西北工程于2018年投运，澜上外送保价部分电价较高，外送电部分有效支撑公司综合上网电价。2021年以来，云南省内供需格局持续改善，省内清洁能源交易均价逐年提升，公司积极调整市场化交易策略，电价水平改善推动盈利能力不断提升，公司毛利率水平位于行业前列。由于水电业务固定成本占比较高，丰水期发电量高摊薄单位成本，叠加澜上电量比例变化，公司盈利水平呈现季度性变化。 图9.公司近年来平均上网电价波动上升 图10.公司毛利率水平位于水电行业前列 图11.澜上电站上网电量占比逐渐提升 图12.公司分季度盈利水平在Q2-Q3丰水期相对较高 资产结构不断改善，融资成本显著下降。公司自2017年上市至2022年，资产负债率由75.59%降至57.15%，2023年由于收购四川公司、水电及新能源项目建设外部融资增加，资产负债率有较大回升。公司充分运用降息周期的政策窗口开展债务置换，进一步压降贷款利率，综合融资成本由2019年的4.33%下降至1H2024的2.96%。 图13.公司资产负债结构显著改善 图14.2019-1H2024期间公司综合融资成本显著下降 股东回报规划明确分红比例，保障股东稳定回报。据公司2024-2026年股东回报规划，公司在当年盈利、且无未弥补亏损的条件下，如无重大投资计划或重大现金支出事项发生、资产负债率未超过75%，应当采取现金方式分配股利。公司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%。公司始终高度重视股东回报，累计分红金额位居行业前列。2020年公司归母净利短暂下滑，但分红比例的提高使得每股股利不降反增，充分保障股东收益。 图15.公司累计分红金额位居水电行业前列 图16.近年来公司每股股利稳步提升 2澜上基地大有可为，电价仍有上行空间 2.1水电装机稳步扩容，剩余装机空间充沛 澜沧江自下而上阶梯式开发，2024-2025年装机有待释放。澜沧江干流分为澜上西藏段、澜上云南段、澜沧江中下游段，公司水电站采取自下而上阶梯式开发策略。 在澜沧江中下游段，除大朝山水电站为参股10%外，其他投产水电站均由公司控股管理；澜沧江上游云南段水电站均由公司全资控股，其中TB水电站（140万千瓦）全部机组预计将于2025年投产完毕；澜上西藏段水电站目前多处于前期规划中。此外，华能四川控股的硬梁包水电站为大渡河干流28级梯级规划的第14级电站，全部机组（111.6万千瓦）预计将于2024-2025年间陆续投产。 表2.公司参控股已投产水电站情况 表3.公司参控股在建大型水电站情况 澜上西藏段规划水电近千万千瓦，水光互补送电粤港澳大湾区。澜沧江上游西藏段干流规划水电装机容量合计961.8万千瓦，公司依托流域周边较好的太阳能资源，积极打造西藏澜沧江清洁能源基地。预计基地2030年开始送电粤港澳大湾区，2035年全部建成。据公司2021年公告，基地综合上网电价0.367元/千瓦时，相应落地电价0.442元/千瓦时，相比广东省煤电市场价格具有较大市场竞争力，有望进一步推升公司综合上网电价。 图17.澜上基地送大湾区电量落地电价低于广东省代理购电价格与燃煤基准价 水光互补提高综合效益，清洁能源基地建设积极推进。2021年，公司将发展战略从“专注水电发展”调整为“水电与新能源并重，风光水储一体化发展”，积极推进澜沧江（西藏段、云南段）水风光一体化清洁能源基地。梯级电站的联合调度和水库蓄能能够平抑风光发电出力的波动性和间歇性，光伏则可以对水电枯水期电量进行补充；此外，新能源项目可接入水电基地现有的输电通道，提高通道利用效率的同时增强系统整体调峰能力。 图18.水电补偿光伏发电示意图 2.2省内市场化电价仍有上行空间，省外电价消纳有保障 近六成电量省内市场化消纳，澜上保量保价直送大湾区。从电价消纳地区来看，公司约5-6成电量留存云南，其余电量外送广东广西。从电价机制来看：（1）留存云南电量：参与保障性收购或市场化交易；（2）外送电量：①点对网外送：由澜上电站基于点对网方式通过滇西北直流工程送至广东，电价采取保量保价、保量竞价、市场化交易三种机制；②网对网外送：由澜沧江中下游电站基于网对网方式送至广东、广西，电价采取落地倒推机制。 表4.公司澜沧江流域电站送电消纳地区及电价机制 图19.2022年公司电量消纳情况 云南省以水力发电为主体，西电东送需求较为刚性。从云南省电力供应结构来看，电力供应以水电为主，2023年水力发电量占比74.2%。从消纳情况来看，云南为外送电大省，2023年外送电量占全省发电量比例约为35%，且多外送需求较好的华南地区，2023年外送广东电量占全部外送电量比例86%，占广东总受电量比例78%。外送电对应电站西电东送重点工程，需求较为刚性，在来水偏枯的年份存在电力自保能力不足导致省内供需偏紧的风险。 图20.云南省2023年发电量结构中水电占比超7成 图21.2023年云南送广东电量占广东总受电量78% 高耗能产业推升用电需求，供需偏紧省内电价仍有上行空间。早期为解决电力过剩出现的“弃水”问题，云南省凭借绿电优势大举引入电解铝、电解硅等高耗能企业，2019-2022年云南电解铝耗电量从占工业用电比重20%增至33%。据云南省能源主管部门测算，在高耗能产业的推动下，未来三年云南每年用电量增长均在200亿千瓦时以上。据昆明电力交易中心，预计云南省2024年全年电量缺口约270亿千瓦时，最大电力缺口达750万千瓦。供需偏紧情况下虽有清洁能源电力前3年市场均价±10%的限价区间，但公司积极调整市场化交易策略顶格保价，公司综合上网电价仍有上行空间。 图22.云南省有色金属行业用电量占比较高且逐年提升 图23.云南省清洁能源交易均价逐年提高 澜上电量点对网送广东，保量保价部分电价较高。依据公司购售电合同，澜上五座电站外送广东电量通过点对网方式进行，主要分为年度优先发电计划与市场化交易两部分，其中优先发电计划分为保量保价、保量竞价两部分。以2022年为例，澜上外送部分占公司全部上网电量比例25%，其中保量保价部分占比较高，含税上网电价0.3元/kwh高于其他部分电量。在华南地区电力市场需求较好的情况下，市场电价有望进一步提升，澜上外送电量占比的提升有望进一步推升公司综合电价水平。 表5.2021-2023年公司澜上电站外送电量电价机制 2.3存量资产折旧陆续到期，财务费用下降释放利润 水电机组集中折旧到期，进一步打开利润空间。公司营业成本中大坝与发电机组折旧占比较大，固定资产以年限平均法计提折旧，大坝折旧年