华能水电(600025):短期弹性可观,长期动能充足

公司是华能集团水电整合唯一平台,水电新能源并重发展1999年公司前身云南省小湾水电工程前期工作筹备处成立,公司成立以后一直专注水电业务,自澜沧江下游向上游进行水电站开发,2021年公司战略调整为水电与新能源并重。公司实控人为国务院国资委,控股股东为国有重要骨干企业——中国华能集团有限公司。2017年7月华能集团将公司定位为"华能集团水电业务最终整合的唯一平台",负责澜沧江干流水能和新能源资源开发,截至2023年末,公司已投产装机容量达2753万千瓦,其中水电装机总规模为2560万千瓦。

   水电投产带来短期弹性,新能源提供长期动能截至2023年末,公司已开发并投产的水电站装机容量达2560万千瓦,其中澜沧江流域已开发并投产的水电站装机容量达2000万千瓦,澜沧江流域公司待开发水电装机容量为1200多万千瓦,公司水电装机仍有约50％的成长空间。目前公司持续对澜沧江上游云南段、西藏段持续开展水电站开发工作。托巴水电站2024年6月已开始投产;如美水电站2023年4月获得核准,班达、邦多、古学、古水也在开展前期工作,有望持续为公司装机增长增添动力。截至2023年末,大渡河流域的硬梁包水电站项目资金已接近64％,预计2024年底至2025年初有望开始投产。

   2021年随着新能源发展形势变化和国家能源战略调整,公司发展战略转变为水电与新能源并重,截至2023年末,公司新能源装机规模达193万千瓦。澜沧江上游西藏段流域周边太阳能资源较好,与水电形成一定互补性,公司计划打造水光互补的双千万千瓦清洁能源基地。"十四五"期间逐步开工建设,预计2030年开始送电,2035年全部建成。截至2024年3月末,公司主要在建光伏项目合计159万千瓦;拟建风光发电项目700万千瓦。公司计划2024年新能源项目新增投产309万千瓦。从长期角度来看,公司提出的"469"清洁能源发展目标——到2025年装机达4000万、到2030年装机达6000万、到2035年达9000万,为公司清洁能源业务发展指出了长远方向。

   电力供需偏紧支撑电价上行,成本优化有望增厚利润澜沧江干流水电基地是云南电网"西电东送"的主力军,公司澜上云南段水电站所发电量全部参与"西电东送"送往广东,大部分电量实行保量保价,盈利水平相对稳定。2023年公司市场化交易电量为639.4亿千瓦时,占比60.2％。2022年云南省发改委发布《云南省燃煤发电市场化改革实施方案(试行)》,试行期内水电和新能源全年分月电量电价加权平均电价在前3年年度市场均价上下浮动10％区间内形成。进入"十四五"时期后,随着电改深化和电力供需形势转变,云南电力市场交易电价持续上行,2023年公司平均结算电价同比提高2.96％,云南省电力供需季节性偏紧有望持续推动公司综合电价上行。

   公司所属电站中糯扎渡、龙开口水电站机组将在2024-2025年陆续折旧到期,有望减少新电站投产带来的折旧费用压力。近两年随着利率和公司负债率下行,公司财务费用率持续走低,2021-2023年分别为16.71％、13.90％、11.64％。2024年宏观利率下行,随着公司负债端结构及融资成本持续优化,公司财务费用率有望进一步下行,增厚公司利润。

   盈利预测及投资建议重要假设:预计2024至2025年托巴、硬梁包陆续完成投产,假设2024至2026年光伏电站投产310、500、200万千瓦;假设澜上水电机组发电量市场化部分折价4分,其他水电机组综合电价年均上涨2％,新投产光伏电站所发电量2024年执行煤电标杆电价部分与市场化部分比例为6:4,25、26年比例为5:5;考虑新增投产电站将产生折旧费用以及糯扎渡、龙开口水电站机组折旧到期,假设2024-2026年新增折旧费用3.6、11.9、7.4亿元;假设销售、管理、研发费用率稳定,财务费用率稳中有降。

   投资建议:公司为水电龙头企业,拥有澜沧江干流水能和新能源资源开发权。短期来看,托巴、硬梁包水电站以及光伏项目陆续投产放量有望给公司带来短期业绩弹性;长期来看,澜上水电站持续开发叠加风光水储一体化发展战略有望打开长期成长空间。水电业务带来优质现金流有望持续支持公司大额资本开支。预计公司2024/2025/2026年归母净利润为92.1/99.0/107.8亿元,同比增速为20.6％/7.5％/8.9％;截止9月6日收盘,公司当前股价对应PE分别为21.3/19.8/18.2倍。维持公司"增持"评级。

   风险提示来水不及预期的风险;项目进度不及预期的风险;市场电价下跌的风险;行业政策变化的风险。