华能水电-市场前景及投资研究报告-短期弹性可观长期动能充足

证券研究报告增持（维持）华能水电（600025.SH）短期弹性可观，长期动能充足2024年9月6日核心观点◼

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、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。2核心观点◼

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

“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。3一、华能集团水电整合唯一平台，水电新能源并重发展二、水电投产带来短期弹性，新能源提供长期动能三、电力供需偏紧支撑电价上行，成本优化有望增厚利润目录四、盈利预测及投资建议五、风险提示4一、华能集团水电整合唯一平台，水电新能源并重发展51.1专注水电开发，新能源协同发展打开长期空间◼

公司自成立以来一直专注水电，自澜沧江下游向上游进行水电站开发；2021年战略调整为水电与新能源并重。图1公司发展历程资料：公司公告、Wind、湘财证券研究所61.2股东背景强大，华能集团水电业务最终整合唯一平台◼

截至2024年上半年，华能集团直接持有公司50.4%图2公司股权架构（截至2024H1）的股权，云能投集团直接持有公司22.7%的股权，云南合和直接持有公司11.34%的股权。➢

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，华能集团就避免同业竞争做出承诺，将公司定位为“华能集团水电业务最终整合的唯一平台”。➢

公司另外两家大股东均为云南省实力雄厚的大型国企。云能投集团实控人为云南省国资委，是云南省为做大做强能源产业组建的省属国有重要骨干企业，主要从事电力、煤炭等能源产业投资管理。云能投集团与云南省政府保持良好沟通，有利于为公司争取政策支持。资料：公司公告、Wind、湘财证券研究所71.32024H1来水好转促进收入增长，利润端表现亮眼◼

2023年，公司实现营业收入234.61亿元，同比（调整后）减少0.51%；归母净利润76.38亿元，同比（调整后）增长5.58%。2024H1，公司实现营业收入118.8亿元，同比（调整后）增长13.1%；归母净利润41.69亿元，同比（调整后）增长22.47%。2024Q1，部分水库蓄能未完全释放、托巴水电站蓄水，叠加云南省新能源大规模投产影响，公司发电量同比减少7.17%，Q2逐渐进入汛期后来水好转，上半年发电量同比增加12.15%；2024上半年公司融资成本较去年同期下降40个基点，财务费用下降促进利润端实现较快增长。图3公司营业收入（亿元）及增速图4公司归母净利润（亿元）及增速资料：公司公告、Wind、湘财证券研究所资料：公司公告、Wind、湘财证券研究所81.4毛利率稳定，费用率下行驱动盈利水平持续提升◼

公司毛利率表现相对稳健，受来水波动影响，在50%至55%区间波动。◼

近几年公司期间费用率下降趋势明显，促进归母净利率持续走高。2023年公司归母净利率为32.6%，较2019年提升约5.9个百分点；期间费用率为15%，较2019年下降约8.1个百分点；财务费用率为11.6%，较2019年下降9.6个百分点。2024H1公司财务费用率为11.3%，同比下降2个百分点，公司融资成本进一步优化；归母净利率为35.1%，同比提升1.3个百分点。图5公司盈利表现图6公司各项费用率表现资料：公司公告、Wind、湘财证券研究所资料：公司公告、Wind、湘财证券研究所91.5水电为装机主力，新能源开发稳步推进◼

公司是华能集团水电业务最终整合唯一平台，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。◼

2021年5月公司召开股东大会审议通过《关于变更风电、光伏电站项目的承诺》，公司发展战略从“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”，利用大中型水电站库区及周边土地、水面、电站送出通道附近、可实现调节补偿等区域的风电、光伏资源，因地制宜开展风电、光伏项目建设。截至2023年末，公司新能源装机达193万千瓦。图8公司装机结构图7公司装机规模及利用小时资料：公司公告、Wind、湘财证券研究所资料：公司公告、Wind、湘财证券研究所101.6资产负债结构持续优化，现金流表现优异◼

2019至2022年公司资产负债结持续优化，资产负债率下降近9个百分点，2023Q3公司收购华能四川能源开发有限公司100%股权，资产负债率有所上升，截至2024H1，公司资产负债率为63.8%。◼

公司现金流表现优异，收入与利润含现金比均较高，其中经营活动产生的净现金流为归母净利润的2-3倍。优异的现金流将为公司水电和新能源业务开发以及高比例现金分红提供良好支撑。图9公司负债率情况图10

公司现金流情况资料：公司公告、Wind、湘财证券研究所资料：公司公告、Wind、湘财证券研究所11二、水电投产带来短期弹性，新能源提供长期动能122.1拥有澜沧江干流开发权，水电仍有成长空间◼

水电原理：水位落差形成水流推动水轮机，水的势能转换为水轮机的机械能，水轮机带动发电机，机械能转换为电能。◼

水力发电步骤：1.具有较高势能的水体经压力管道或隧洞进入水轮机转轮流道（或直接进入水轮机）；2.水轮机转轮在水流冲击下旋转（水能转换为机械能）；3.水轮机转轮带动同轴发电机旋转；4.发电机定子切割转子绕组产生的磁场磁力线（根据电磁感应原理发电，完成机械能到电能的转换）；5.产生的电经升压变压器后与电力系统联网，送至电网。图11

坝式水电站示例——糯扎渡水电站图12

水力发电流程示意图资料：公司公告、Wind、湘财证券研究所资料：公司公告、Wind、湘财证券研究所132.1拥有澜沧江干流开发权，水电仍有成长空间图13

澜沧江流域水电站规划（截至2017年11月）◼

2012年国家能源局发文，对澜沧江干流水能资源开发权进行明确，除大朝山水电站的合作模式为公司参股外，澜沧江干流流域其余水电站的投资建设均为公司全资开发的形式。◼

公司具备澜沧江流域的梯级调度能力，拥有多年调节能力，即使在枯水期，也能通过龙头水库保证一定发电量。因此公司在澜沧江流域的水电站可以以高水位运行，充分利用水能，提高发电效率。资料：公司公告、Wind、湘财证券研究所142.1拥有澜沧江干流开发权，水电仍有成长空间表1公司澜沧江流域水电站开发情况◼

水电开发周期较长，从开工到投产根据建设规模、地理位置等因素，建设周期在5至10年。公司自成立起一直专注水电开发，除少量规划电站外，澜沧江下游水电站及上游云南段水电站分别在“十二五”和“十三五”时期前后，陆续建成投产。所在流域装机容量(万千瓦)开发状态投产时间侧格约龙卡贡班达如美邦多古学曲孜卡澜沧江上游西藏段澜沧江上游西藏段澜沧江上游西藏段澜沧江上游西藏段澜沧江上游西藏段澜沧江上游西藏段澜沧江上游西藏段澜沧江上游西藏段澜沧江上游云南段澜沧江上游云南段澜沧江上游云南段澜沧江上游云南段澜沧江上游云南段澜沧江上游云南段澜沧江上游云南段澜沧江下游12.912.924///15026082前期核准前期前期/21040.522099前期已投产已投产已投产已投产已投产已投产已投产已投产已投产已投产已投产/乌弄龙2019422018-20192024.6托巴黄登140190922018-20192018-20192018-20192011-20122009-20101993；20072012-20142009大华桥苗尾14090功果桥小湾澜沧江下游42016758517519.560漫湾澜沧江下游糯扎渡景洪澜沧江下游澜沧江下游橄榄坝勐松澜沧江下游澜沧江下游/资料：公司公告、Wind、湘财证券研究所152.1拥有澜沧江干流开发权，水电仍有成长空间◼

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。◼

澜沧江流域公司可开发水电站装机容量合计为3200多万千瓦，截至2023年末，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50%的成长空间。图14

2019至2023年公司水电装机规模（万千瓦）表2公司澜沧江流域水电开发情况（截至2023/12/31）规划装机已装机未装机(万千瓦)(万千瓦)(万千瓦)澜上西藏段澜上云南段澜下792.39230792.336056314371516.579.5合计3231.820001231.8资料：公司公告、Wind、湘财证券研究所资料：公司公告、Wind、湘财证券研究所162.2部分水电站陆续投产，有望带来短期业绩弹性◼

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，预计2025年初将完成投产；如美水电站2023年4月已获得核准，是澜沧江上游河段调节性能最好的“龙头水库”，具有年调节能力，对

BD-功果桥等11个梯级电站具有良好的补偿作用；班达、邦多、古学、也在开展前期工作，有望持续为公司装机增长增添动力。◼

其他流域：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，预计2025年完成投产。表3公司在建水电站开发情况（截至2023年12月31日）装机容量

在建工程账面价值

计划/估算投资资金投入进度开发进度(万千瓦)（亿元）规模班达如美邦多古学1502608212.1041.210.68266.7583.81158.53174.5%7.1%0.4%4.0%5.5%92.8%开展前期工作，预可研报告2020年7月通过审查2023年4月获得核准开展前期工作，配合GX电站工作开展坝址方案相关研究开展前期工作，预可研报告2014年9月通过审查开展前期工作，预可研2011年12月通过审查2024年6月首台机组投产21022012512.6817.88152.78327.2164.67托巴硬梁包合计111.681.13126.9263.9%预计2024年底至2025年初1158.6资料：公司公告、Wind、湘财证券研究所172.3新能源协同发展，公司长期成长空间充足◼

公司2021年前专注水电开发，2017-2021年新能源装机规模均为23.5万千瓦。图15

2019至2023年公司新能源装机规模（万千瓦）2021年4月发布《关于变更风电、光伏电站项目的承诺》、《关于开展澜沧江上游西藏段项目前期工作的公告》，将利用自身中大型水电站库区及周边土地、水面、电站送出通道附近、可实现调节补偿等区域的风光资源，开展风光项目建设◼

随着新能源发展形势变化和国家能源战略调整，2021年公司发展战略转变为水电与新能源并重，

2021年完成新能源核准/备案386.8万千瓦，2022年新能源装机新增38万千瓦，2023年新增131.31万千瓦。2017年5月公司发布《关于风电、光伏电站项目的承诺》，公司将专注水电发展，不再涉及风光项目开发◼

截至2023年末，公司新能源装机规模为193万千瓦。资料：公司公告、Wind、湘财证券研究所182.3新能源协同发展，公司长期成长空间充足◼

澜沧江上游西藏段梯级具有一定调节能力，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“469”的清洁能源发展目标——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长远方向。截至2024年6月末，公司清洁能源装机容量为2920万千瓦，其中水电预计为2595万千瓦，新能源为325万千瓦。表4西藏澜沧江清洁能源基地规划建设情况装机（万千瓦）上网电量（亿千瓦时）利用小时（小时）规划详情澜沧江上游西藏段干流规划8个梯级，从上至下依次为侧格、约龙、卡贡、班达、如美、邦多、古学、曲孜卡；云南段水电光伏发电合计100010002000澜沧江上游流域年辐射量在6500兆焦/平方米左右，年日照时数在2200小时左右，太阳能资源丰富、稳定采用±800千伏特高压直流输电线路，送电容量1000万千瓦至粤港澳大湾区5715710资料：公司公告、Wind、湘财证券研究所19三、电力供需偏紧支撑电价上行，成本优化有望增厚利润203.1水电为“西电东送”主力军，新能源市场化节奏加快◼

澜沧江干流水电基地是中部分满足省内用电需求，部分通过➢

公司所属主要大型水电站中，澜上云南段水电站所发电量全部参与“西电东送”送往广东；“西电东送”的主力军，公司境内各电厂所发电力全部进入，其再进入南方电网外送广东、广西及境外。➢

澜下水电站中漫湾水电站所发电量为保障居民、农业用电的优先发电计划电量；澜下流域及其他流域水电站仅部分电量参与“西电东送”送往广东；◼

2023年公司市场化交易电量为639.4亿千瓦时，占比60.2%；非市场化交易电量约423亿千瓦时。表5公司所属水电站优先发电计划安排2023年参与优先发电计划电量水电站电量属性送往地区（亿千瓦时）“西电东送”优先发电计划

通过“点对网”电量（电量按电厂设计多年

（南方电网）送往苗尾、大华桥、黄登、乌弄龙、236澜上云南段（超出部分认定为市场化交易电量）平均电量安排）广东保障居民、农业用电的优先发电计划电量漫湾云南68澜下功果桥、小湾、糯扎渡、景洪部分电量参与500千伏水电厂

通过“网对网”送西电东送

往广东预计约110（超出部分认定为市场化交易电量）金沙江流域龙开口资料：公司公告、Wind、湘财证券研究所213.1水电为“西电东送”主力军，新能源市场化节奏加快◼

根据2021年12月28日公司与广东电网、输电方一、输电方二南方电网超高压输电公司签订的《2021-2023年澜沧江上游水电站送电广东》，公司所属的澜沧江上游水电站，2021-2023年送往广东的优先发电计划部分的电量合计为236.0亿千瓦时，包含保量保价电量和保量竞价电量，送电电量超过的部分认定为市场化交易电量。表6《2021-2023年澜沧江上游水电站送电广东》上网电量电价(亿千瓦时)(含税，元/兆瓦时)保量保价保量竞价20036300优先发电计划部分300元/兆瓦时－当月广东省内市场化交易电量（包括年度长协和月度竞价）的加权平均降幅超过年度优先发电计划电量的上网

市场化交易电量上网电价+输电方一输电价+输电方二输电价+输电量

电方二线损电价市场化交易部分资料：公司公告、Wind、湘财证券研究所223.1水电为“西电东送”主力军，新能源市场化节奏加快◼

根据云南省相关部门发布的政策，2021年至2024年全容量并网的新能源项目全电量参与清洁能源市场。其中：➢

2021至2023年7月并网：上网电量执行燃煤发电基准价；➢

2023年8月至12月并网：月度上网电量80%执行燃煤发电基准价，20%可选择参与市场化交易或执行市场月度交易均价；➢

2024年上半年并网：光伏项目月度上网电量65%、风电项目月度上网电量50%在市场交易均价基础上补偿至省煤电基准价；➢

2024年下半年并网：光伏项目月度上网电量55%、风电项目月度上网电量45%在市场交易均价基础上补偿至省煤电基准价。表7新能源上网电价相关政策日期政策政策内容2021年起，对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准的陆上风电项目，中央财政不再补贴，实行平价上网，上网电价按当地燃煤发电基准价执行；新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价，以更好体现光伏发电、风电的绿色电力价值。国家印发《关于2021年新能源2021年6月上网电价政策有关事项的通知》国家、能源局印发《加快建设提出要完善适应高比例新能源的市场机制，有序推动新能源参与电力市场交易。随着新型电力市场建设加快推进，新全国统一电力市场体系的指导意见》能源发电将更多参与电力市场化交易。新增合规光伏发电项目全电量纳入市场统筹。2021至2023年7月全容量并网的上网电量执行燃煤发电基准价；2023年8、能源局印发《关于云月至12月全容量并网的月度上网电量的80%执行燃煤发电基准价，月度上网电量的20%可选择自主参与清洁能源市场化2023年4月

南省光伏发电上网电价政策有关事项交易或执行清洁能源市场月度交易均价。2023年5月至12月，清洁能源市场月度交易均价与执行燃煤发电基准价之间的2022年1月云南省的通知》差额，85%暂由电力成本分担机制承担，15%由工商业用户月度用电量超过年度交易当月签约电量的部分按电量等比例承担（用户分担超过0.02元/千瓦时的部分由电力成本分担机制承担）。2021-2023年全容量并网的继续执行2023年上网电价机制；2024年上半年全容量并网的光伏项目月度上网电量的65%、云南省、能源局印发《关于进下半年全容量并网的光伏项目月度上网电量的55%在清洁能源市场交易均价基础上补偿至我省燃煤发电基准价；2024年2023年12月

一步完善新能源上网电价政策有关事上半年全容量并网的风电项目月度上网电量的50%、下半年全容量并网的风电项目月度上网电量的45%在清洁能源市场项的通知》交易均价基础上补偿至我省燃煤发电基准价。2021-2024年全容量并网的新能源项目全电量参与清洁能源市场，按照清洁能源市场规则交易和结算。上网电价超过清洁能源市场均价的部分由全体工商业用户按用电量等比例分摊。资料：各政府部门官网、湘财证券研究所233.2云南省内电力供需偏紧，电价上行节奏有望持续◼

进入“十四五”时期以来，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。➢

根据2022年12月云南省发布的《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。➢

近几年云南省依托能源资源优势，引进电解铝等高耗能产业，省内电力消费持续增长，2022年用电增速达11.7%，2023年来水偏枯，电力供给紧张，云南对高耗能产业限电减产，用电增速降至5.1%。2024年3月，用电供需结构改善，云南电解铝企业开始复产。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。图16

云南省全社会用电量及增速图17

云南电力市场月度交易电价（元/千瓦时）资料：云南省能源局、Wind、湘财证券研究所资料：昆明电力交易中心、北极星电力网、湘财证券研究所243.3部分电站机组折旧到期，缓解新增折旧压力表8公司澜沧江下游水电机组折旧情况◼

折旧费用占公司营业成本过半比重，部分水电站机组折旧到期推动度电折旧费用下降。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。机组规格（万千瓦）机组规格（万千瓦）电站

机组编号购置日期

电站

机组编号购置日期1号机组22.5022.5022.5022.5070.0070.0070.0070.0070.0070.0030.0025.0025.0025.0025.0025.0012.002012/6/212012/5/232011/11/262011/10/312009/9/252009/11/252009/12/152010/4/252010/6/222010/8/222007/7/311号机组65.0065.0065.0065.0065.0065.0065.0065.0065.0035.0035.0035.0035.0035.0036.0036.0036.0036.0036.002014/6/12014/3/12013/12/12013/9/12013/6/12013/3/12012/12/12012/9/12012/8/12009/3/302009/5/272008/11/252008/4/182008/6/192013/6/22013/5/12014/1/312013/8/12013/12/1功果桥水电站（90万千瓦）2号机组3号机组4号机组1号机组2号机组3号机组4号机组5号机组6号机组1号机组2号机组3号机组2号机组3号机组4号机组5号机组6号机组7号机组8号机组9号机组1号机组2号机组糯扎渡水电站（585万千瓦）图18

公司折旧费用小湾水电站（420万千瓦）景洪水电站1996/6/29

（175万千

3号机组瓦）1995/12/271995/6/271994/6/301994/12/284号机组5号机组1号机组2号机组漫湾水电站（167万千

4号机组瓦）5号机组6号机组8号机组龙开口水电2007/10/21

站（180万

3号机组千瓦）4号机组5号机组资料：公司公告、Wind、湘财证券研究所资料：公司公告、Wind、湘财证券研究所253.3负债端持续优化，财务费用率下行有望增厚利润◼

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，公司计划力争年末融资成本不高于

2.95%，同比下降

0.2个百分点。随着公司负债端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。图19

公司负债率情况图20

公司财务费用资料：公司公告、Wind、湘财证券研究所资料：公司公告、Wind、湘财证券研究所26四、盈利预测及投资建议274.1盈利预测表9公司盈利预测模型（亿元）◼

重要假设：2021A

2022A

2023A

2024E

2025E

2026E总装机（万千瓦）水电2318229510235622954827532560179316026574893814281298940142812118914➢

1、收入端：预计2024至2025年托巴水电站（140万千瓦）、硬梁包水电站（111.6万千瓦）机组陆续完成投产，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。光伏风电1414141414利用小时（小时）发电量（亿千瓦时）厂用电率407294442701006388910713833121134751326349714040.73%

0.73%

0.77%

0.78%

0.78%

0.79%上网电量（亿千瓦时）上网电价（元/千瓦时，不含税）9379990.211211.010620.220234.112020.224268.713150.228299.913930.2150.232➢

2、成本端：考虑2024至2026年期间投产电站将产生折旧费用，以及糯扎渡、龙开口水电站机组在2024-2025年陆续折旧到期，我们假设2024-2026年新增折旧费用为3.6、11.9、7.4亿元。电力业务收入201.75.0%91.6322.97.7%143.18.6%yoy电力业务成本yoy4.6%

10.9%

14.8%

11.6%92.1

102.1

112.7

131.70.5%

10.9%

10.4%

16.9%1.7%毛利率54.6%

56.4%

56.4%

58.0%

56.1%

55.7%➢

3、费用端：假设公司销售、管理、研发费用率保持稳定；假其他业务收入其他业务成本营业收入合计yoy0.300.070.410.070.560.300.560.300.560.300.560.30设公司继续优化融资结构及成本，财务费用率稳中有降。202.04.9%91.7211.4234.6269.3300.5323.57.6%143.48.6%◼

盈利预测：预计2024至2025年公司营业收入为269.3、300.5、323.5亿元，同比增速为14.8%、11.6%、7.6%；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%。4.7%

11.0%

14.8%

11.6%92.1

102.4

113.0

132.00.5%

11.1%

10.4%

16.8%营业成本合计yoy1.7%毛利率54.6%

56.4%

56.4%

58.0%

56.1%

55.7%资料：公司公告、Wind、湘财证券研究所284.2投资建议表11

公司财务报表以及相应指标（百万元，截至2024/9/6）◼

投资建议资产负债表会计年度流动资产现金单位:百万元2026E5,2722,4272,717-125利润表单位:百万元2026E32,34614,34060220234,3401,7601,9674192024E4,3222,0202,260-176902025E5,8572,2552,523844会计年度202323,46110,2384362024E26,92611,3035012025E30,05013,204559营业收入营业成本➢

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。应收账款营业税金及附加销售费用其他应收款预付账款6069778382105114管理费用543623680716存货44596170财务费用2,730-633,15503,38103,3550其他流动资产非流动资产长期投资67686869资产减值损失公允价值变动收益投资净收益营业利润190,899

207,747

225,728

230,6333,187

4,187

5,187

6,187135,971

153,859

172,881

172,827-50000283283283283固定资产9,4264811,359012,210013,2950无形资产6,3356,2956,2566,216营业外收入营业外支出利润总额其他非流动资产资产总计流动负债短期借款45,40643,40541,40445,40253000195,239

212,069

231,584

235,9059,4201,1778,24311,3591,4199,94012,2101,52510,68413,2951,66111,63429,0398,13733,65712,10635,45812,30829,5505,395所得税净利润应其付他账流款动负债20,35460221,31775622,47318223,467769少归

属数母股东司损净益利润7,66035818,0000.429,72310121,0030.519

,9

0708.4223,1460.5510,87584024,9300.60公非流动负债长期借款95,477

100,988

108,018

106,613EBITDA91,7643,71398,775

105,555

104,0252,213

2,463

2,588EPS（元）其他非流动负债负债合计124,516

134,645

143,476

136,163主要财务比率少数股东权益股本3,39418,00012,82722,76667,3294,12418,00012,82728,73673,3004,90818,00012,82738,63683,2005,