事件：1）公司发布2025年年报，2025年全年实现营业收入265.95亿元，同比增长6.89%；实现归母净利润85.04亿元，同比增长2.50%；2）公司发布2026年一季报，2026Q1实现营业收入57.63亿元，同比增长7.02%；实现归母净利润15.43亿元，同比增长2.32%；3）公司发布2025年度利润分配预案，每股派发现金股利0.205元（含税），分红比例44.91%。
　　电站投产发电量提升，2025年及2026Q1业绩稳增。公司2025年完成发电量1269.32亿千瓦时，同比增加13.32%，其中水电发电量1208.15亿千瓦时，同比增加11.94%；风电发电量3.40亿千瓦时，同比减少18.29%；光伏发电量57.77亿千瓦时，同比增加57.58%。发电量同比增加的主要原因：1）用电需求同比增加，云南省内和西电东送电量同比增加；2）TB水电站和硬梁包水电站全容量投产，新能源装机规模大幅提升，使得发电量同比增加；3）澜沧江流域糯扎渡断面来水同比偏丰1.5成，公司在主汛期全力抢发电量，水电蓄能得到有效释放。电价方面，2025年公司水电、风电、光伏上网电价分别为0.208、0.483、0.253元/千瓦时，分别同比-0.012、+0.057、-0.023元/千瓦时，或部分受市场化交易比例同比提升11.51pct至73.46%影响。公司2026Q1完成发电量239.58亿千瓦时，同比增加12.52%，发电量同比增加的主要原因：1）新能源装机规模同比大幅提升；2）公司优化小湾和糯扎渡“两库”互济运行，错峰安排水位消落，加快释放水电梯级蓄能；3）云南省内及西电东送电量同比增加，2026Q1营收及归母净利润增速低于电量增速，或受市场化电价下行及低电价电站电量占比提升等因素影响。
　　2025年TB水电站和硬梁包水电站全容量投产，重视澜沧江上游水电装机成长性。2025年公司TB水电站和硬梁包水电站全容量投产，新能源装机规模大幅提升，截至2025年底，公司已投产装机3420.81万千瓦，其中水电2811.58万千瓦（同比+81万千瓦），新能源609.23万千瓦（同比+238.96万千瓦）。澜沧江流域在云南境内干流初步规划15个梯级，总装机容量约2600万千瓦，其中上游河段装机容量合计943万千瓦，公司澜沧江云南段水电开发已由中下游向上游推进，重视公司澜沧江上游水电装机成长性。
　　盈利预测与估值：我们预计公司2026-2028年归母净利润分别为89.30、93.49、99.35亿元，当前股价对应的PE分别为20/19/18倍，维持“买入”评级。按照2026年5月28日股价计算，股息率2.1%。
　　风险提示：来水波动，电价政策调整，利率环境变化。

Huaneng Hydropower has reported 2025 revenue of RMB26.60bn(+6.89%YoY)and attributable net profit of RMB8.50bn(+2.50%YoY),slightly below our estimate of RMB8.71bn mainly due to lower-than-we-expected average on-grid tariff.For 4Q25,revenue reached RMB5.96bn(+8.98%YoY)with attributable net profit of RMB965mn(-9.95%YoY).For 1Q26,revenue grew 7.02%YoY to RMB5.76bn,while attributable net profit rose 2.32%YoY to RMB1.54bn,at the lower end of our estimated range(RMB1.52-1.70bn).The company’s 2025 DPS stood at RMB0.205/share(tax inclusive),with the payout ratio improving 1.52pp YoY to 44.91%.We remain positive on the long-term value creation from the company’s hydro-solar-wind integrated development and maintain our BUY rating on the shares.
2025:on-grid volume picked up but power tariff declined
In 2025,the company’s on-grid electricity volume rose 13.36%YoY to 125.86bn kWh,driven by:1)full-capacity commissioning of TB and Yingliangbao hydropower stations plus significant renewable capacity expansion;2)15%YoY higher water inflow at Nuozhadu section of Lancang River;3)growing power demand supporting increased provincial consumption and West-East Power Transmission volumes.Based on disclosed 2025 power revenue,we calculate the average on-grid power tariff(ex-VAT)at RMB0.210/kWh,down RMB0.012/kWh YoY.We attribute this to YoY lower market-based tariffs for Yunnan’s clean energy and reduced settlement rates for excess West-East Transmission volumes.Notably,financial expenses declined 1.85%YoY despite new unit commissioning throughout the year.
1Q26:sustained volume growth and YoY tariff decline
Benefiting from higher YoY water reserves at the Xiaowan and Nuozhadu reservoirs in 2025,the company accelerated hydropower generation release amid growing electricity demand in 1Q26.For 1Q26,on-grid electricity volume rose 12.51%YoY to 23.75bn kWh.Based on 1Q26 revenue divided by total on-grid volume,we estimate the average comprehensive on-grid tariff(ex-VAT)declined RMB0.012/kWh YoY to RMB0.243/kWh due to:1)potentially lower 2026 market-based clean energy tariffs YoY in Yunnan province due to shifting power supply-demand dynamics;2)structural changes in the generation mix–the lower-tariff Lancang River market-based cluster(Gongguoqiao,Xiaowan,Nuozhadu,Jinghong,and Longkaikou)saw on-grid volume rise 13.50%YoY to 12.25bn kWh(+0.5pp to 58.6%of total),while higher-tariff Lancang upstream point-to-grid Shenzhen supply(existing 5plants+TB station)fell 15.73%YoY(-3.5pp share).
Earnings forecasts and valuation
Considering the YoY downward trend in market-based tariffs,we lower our 2026/2027 average grid tariff assumption by 4.5/4.1%,resulting in a6.8/6.1%cut to our 2026/2027 attributable net profit forecast to RMB8.81/9.24bn.We project 2028 attributable net profit of RMB9.64bn.Our 2026/2027/2028 EPS forecast stands at RMB0.47/0.50/0.52.Referencing average 2026E PE of 17.6x for peers on Wind consensus,we remain positive on the company’s long-term value creation from its integrated hydro-solar-wind operation.Applying a24.0x 2026E PE(previous:23.0x),our target price stands at RMB11.35(previous:RMB11.67).Maintain BUY.
Risks:Water inflow/market-based tariffs below our expectations,delays in hydro-solar-wind project commissioning.

　　事件
　　近期，公司公布2025年年报和2026年一季报。2025年公司营业收入265.95亿元，同比增长6.9%；归母净利润85亿元，同比增长2.5%；2026年一季度公司营业收入57.63亿元，同比增长7%；归母净利润15.4亿元，同比增长2.3%。
　　发电量稳健增长
　　公司2025年完成发电量1269.32亿千瓦时，同比增加13.32%。2025年发电量同比增加的主要原因包括：
　　①公司水电、新能源项目投产，装机规模增加。截至2025年末，公司已投产装机容量达3420.81万千瓦，其中水电2811.58万千瓦，同比增长81万千瓦；新能源装机609.23万千瓦，同比增长238.96万千瓦；
　　②云南省内、西电东送电力需求同比增加；
　　③公司在主汛期全力抢发电量，水电蓄能得到有效释放。
　　2026年一季度完成发电量239.58亿千瓦时，同比增长12.5%。
　　电价拆分：25年水电和光伏电价略有下降
　　①水电：全年水电上网电量1198.1亿千瓦时，同比增长12%；不含税电价0.207元/千瓦时，同比降低0.012元/千瓦时；②风电：全年风电上网电量3.3亿千瓦时，同比下降18.4%；不含税电价0.483元/千瓦时，同比提升约0.057元/千瓦时；③光伏：全年光伏上网电量57.2亿千瓦时，同比增长57.6%；不含税电价0.253元/千瓦时，同比降低0.023元/千瓦时。
　　我们认为，2025年公司利润增速和收入增速低于电量增速的原因包括：
　　①发电量占比较高的水电和光伏电价同比出现下滑。②托巴和硬梁包水电站的投产导致折旧额的提升。2025年全年公司计提折旧66.2亿元，相较于24年提升8亿元。此外，硬梁包电站完全投产时间为2025年8月，2026年上半年或将继续新增折旧计提。
　　盈利预测与投资建议：由于电价波动存在不确定性，调整盈利预期，预计2026-2028年公司可实现归母净利润89.3/93.7/97.2（26-27年前值为93.6/99.4）亿元，对应PE19.9/18.9/18.2x，维持“买入”评级。
　　风险提示：来水不及预期、用电需求下降、电价下降、广东电价波动超预期、澜沧江上游电站建设进度不及预期等风险

　　事件：公司发布2025年年报和2026年一季报。2025年实现营收265.95亿元，同比6.89%；实现归母净利润85.04亿元（扣非85.24亿元），同比2.50%（扣非同比2.65%）。25Q4实现营收59.55亿元，同比8.98%；实现归母净利润9.65亿元（扣非9.70亿元），同比-9.95%（扣非同比-10.47%）。26Q1实现营收57.63亿元，同比7.02%；实现归母净利润15.43亿元（扣非15.41亿元），同比2.32%（扣非同比1.33%）。公司2025年年度拟派发现金红利0.205元/股，2026年4月29日收盘价对应股息率2.14%；2025年度现金分红总额为38.19亿元，占25年归母净利润的比例为44.91%，较2024年的43.39%有所提升。
　　25年水电量增价跌，风光盈利表现分化。2025年，公司水电实现发电量1208.15亿kwh，同比11.94%；一方面系年内新增装机81万千瓦；另一方面系来水偏丰，若不考虑托巴、硬梁包电站增量贡献，存量电站发电量同比5.96%。2025年，受市场化电价下行影响，公司水电上网电价同比-5.54%或-0.012元/kwh。综合来看，25年公司水电实现营收248.14亿元，同比5.74%；毛利率58.61%，同比1.71pct，其中部分受到水资源费改税的影响，25年公司税金及附加同比158%至12.47亿元。2025年，公司光伏、风电分别实现发电量57.77、3.40亿kwh，同比57.58%、-18.29%，其中光伏电量高增主要受装机增长驱动，2025年末公司新能源装机为609.23万kw，对应年内新增239万kw。2025年，公司光伏、风电上网电价同比分别-8.37%（或-0.023元/kwh）、13.24%（或0.057元/kwh）；营收分别为14.48、1.61亿元，同比44.50%、-7.47%；毛利率29.23%、53.11%，同比-18.83、15.49pct。
　　26Q1，蓄能释放、新增装机助力收入增长，毛利率有所回落。26Q1，公司水电实现发电量217.90亿kwh，同比10.42%，主要得益于前期蓄能的释放；光伏、风电发电量分别为20.52、1.16亿kwh，同比45.22%、-20.55%，光伏维持高增态势，风电继续承压。我们以营业收入/上网电量近似模拟公司上网电价，26Q1同比-4.89%或-0.012元/kwh，澜上六座电站发电量同比-15.62%或在一定程度上结构性拉低公司综合上网电价。量增价跌促使公司26Q1营收同比7.02%；但成本端受折旧等刚性增加，度电营业成本同比1.20%或0.001元/kwh；最终使得毛利率同比-2.89pct至51.99%，压制利润端增速表现。
　　融资成本降幅可观，财务费用减少增厚业绩。2025年，公司积极争取“两金”贷款及创新债券发行等方式，多元拓宽融资渠道，推动综合融资成本降至2.43%，同比减少41bp；在有新机组投产的情况下，全年发生财务费用26.25亿元，同比-1.85%；26Q1，财务费用同比继续下降2.83%至6.29亿元。
　　投资建议：我们预计公司26-28年分别实现归母净利润86.26、87.68、89.76亿元，对应PE分别为20.74x、20.40x、19.93x。维持“推荐”评级。

　　华能水电发布2025年年报和2026年一季报：2025年实现营收265.95亿元（yoy+6.89%），归母净利85.04亿元（yoy+2.50%），归母净利润低于我们预期的87.12亿元，主要是平均上网电价水平低于预期；其中4Q25实现营收59.55亿元（yoy+8.98%），归母净利9.65亿元（yoy-9.95%）；1Q26公司收入同比+7.02%至57.63亿元，归母净利润同比+2.32%至15.43亿元，位于我们前瞻报告预期15.23-17.01亿元的偏下区间。2025年公司DPS为0.205元/股（含税），分红比例为44.91%，同比提升1.52pp。看好公司水风光一体化发展带来长期价值提升，维持“买入”评级。
　　2025年：量升电价降，新机组投产情况下财务费用仍同比下降
　　2025年，公司上网电量同比+13.36%至1258.58亿千瓦时，主要是：1）TB水电站和硬梁包水电站全容量投产，新能源装机规模大幅提升；2）澜沧江流域糯扎渡断面来水同比偏丰1.5成；3）用电需求同比增长，云南省内和西电东送电量持续增加。我们根据公司披露2025年电力收入除以总上网电量测算其上网电价（不含税）为0.210元/千瓦时，同比下降1.2分/千瓦时，我们认为主要是云南省内清洁能源市场化电价同比下降以及西电东送超发电量部分结算电价同比下降。即便2025年陆续有新机组投产，公司财务费用仍同比-1.85%。
　　1Q26：电量持续增长态势，综合电价同比有所下降
　　得益于2025年小湾和糯扎渡水库蓄水量同比提升，1Q26公司在用电需求提升的背景下加快释放水电梯级蓄能，1Q26公司上网电量同比+12.51%至237.46亿千瓦时。采用公司1Q26营业收入除以总上网电量，我们粗略推算公司综合上网电价（不含税）同比-1.2分/千瓦时至0.243元/千瓦时，我们认为原因包括：1）受电力供需变化影响，2026年云南省清洁能源年度市场化电价或同比下降；2）1Q26分电量结构看，相对低电价的澜沧江市场化五厂（功果桥/小湾/糯扎渡/景洪/龙开口水电站）上网电量同比+13.50%至122.51亿千瓦时，占公司总上网电量比例同比+0.5pp至58.6%；相对高电价的澜上点对网送深圳机组（存量5厂+TB电站）上网电量同比-15.73%，电量占比同比-3.5pp。
　　盈利预测与估值
　　考虑市场化电价同比下行趋势，我们下调公司2026-27年综合上网电价4.5%/4.1%，从而下调公司2026-27年归母净利润6.8%/6.1%至88.11/92.43亿元，预计2028年归母净利润为96.36亿元，对应EPS为0.47/0.50/0.52元，参考可比公司Wind一致预期2026年平均PE17.6x，看好公司水风光一体化发展带来长期价值提升，给予公司26年24.0x目标PE，对应目标价11.35元（前值：11.67元基于26年23.0x目标PE），维持“买入”评级。
　　风险提示：来水/市场化电价不及预期，水风光电站投产不及预期。