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943.96亿千瓦时，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176.27亿千瓦时，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。

标签： 华能水电2021年发电量 华能水电装机规模 华能水电财务费用 三级联调机制