事件：
　　公司公布2023年年报与2024年一季报快报。2023年实现营业收入234.61亿元，同比减少0.51%，归母净利润76.38亿元，同比增长5.58%；2024年Q1实现营业收入44.2亿元，同比增长3.58%，归母净利润10.65亿元，同比增长17.25%。
　　全年电价提升+财务费用压降，公司23年利润保持稳健增长
　　①电价提升对冲电量下滑：电量端，2023年受到年初梯级蓄能同比减少、上半年来水偏枯以及电网调度等一系列因素影响，全年发电量为1070.6亿千瓦时，同比减少4.04%；电价端，2023年云南省内市场化交易电价持续上行，全年月度市场化交易电价均值约0.252元/千瓦时，同比2022年提升约11.4%，带动公司平均结算电价同比提高2.96%。电价的提升对冲电量的下滑，使得2023年全年公司的营业收入与2022年相比基本保持持平；②财务费用的压降已经成为公司实现内生增长的有效手段：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，全年财务费用同比减少14.14%；③完成对华能四川的收购：2023年9月公司完成对华能四川公司100%股权收购，实现装机增长265.1万千瓦。2023年全年华能四川公司完成发电量109.9亿千瓦时，实现净利润6.4亿元，同比降低约7%。
　　电价结构性提升+财务费用压降是24Q1业绩增长的主要驱动因素
　　2024年Q1，受到云南省内其他电源发电量挤压以及梯级蓄能由于电网调节未完全释放等原因，公司总发电量162.3亿千瓦时，同比减少7.2%。电量下滑的背景下，公司在24年一季度实现了收入和利润的双增，我们分析主要原因包括：①综合结算电价的同比提升带动营业收入同比增加：我们根据2024年Q1公司营业收入和上网电量粗略估算，公司2024年Q1不含税综合电价约为0.275元/千瓦时，同比提升约0.029元/千瓦时；②财务费用压降：由于带息负债融资成本率降低，2024年Q1公司财务费用同比减少5.8%。
　　持续的装机增量为未来业绩增长打下基础
　　①水电装机方面：2023-2025年，华能水电有持续的装机增长：2023年9月华能四川水电公司并表之后新增装机265.1万千瓦（截至2023年末公司已投产总装机容量达到2752.8万千瓦）；2024-2025年，托巴电站（140万千瓦）和硬梁包电站（111.6万千瓦）将陆续投产发电，到2025年末有望给公司带来251.6万千瓦装机增量。②新能源装机方面：截至2023年末，公司新能源装机192.8万千瓦，当年新增131.3万千瓦。
　　盈利预测与估值：考虑到来水等不稳定因素的影响，调整盈利预测，预计公司2024-2026年有望分别实现归母净利润85.8/93/98.4亿元（24/25年前值为93.3/99.4亿），对应PE分别为19.9/18.4/17.4x，维持“买入”评级。
　　风险提示：降雨来水不及预期、云南省用电需求疲软、省内电价受供需影响出现较大波动、在建电站投产进度不及预期等风险

　　事件：公司发布2023年年报和2024年一季报，2023年公司实现营收234.6亿元，同比-0.5%（调整后），归母净利润76.4亿元，同比+5.6%（调整后）；2024Q1公司实现营收44.2亿元，同比+3.6%，归母净利润10.7亿元，同比+17.3%。
　　23年营收基本持平，电价上涨抹平电量下降影响。2023年初澜沧江流域梯级蓄能同比减少61.37亿千瓦时，且1-6月来水同比大幅偏枯，23上半年公司发电量同比减少25.44%；下半年来水虽转好但由于电网调度安排，汛末小湾和糯扎渡转入蓄水运行，来水未完全释放，致使公司23年上网电量较22年（包含华能四川）下降4.1%，同比减少43.0亿千瓦时。电价方面，2023年公司水电上网电价达218.85元/MWh，较2022年提升4.2%，我们认为原因或有两点：（1）省内市场化交易电价提升，（2）外送广东的澜上五座水电站（苗尾、大华桥、黄登、里底、乌弄龙）上网电量同比+4.3%，拉高整体电价水平。在来水较为一般，电量下滑的背景下，电价端的强劲助力公司营收保持稳定。
　　23年财务费用同比-4.5亿元，水轮机折旧陆续到期释放利润。2023年公司财务费用同比减少4.5亿元至27.3亿元，同比-14.1%，主要由于公司对高利率存量贷款进行置换，融资成本较去年同期下降60个基点。折旧方面，由于公司部分电站设备折旧年限到期，公司折旧费用同比减少2.5亿元，公司建设投资时间较为集中，且折旧年限仅12年，低于大多可比公司，我们测算2024和2025年公司存量水电机组折旧将分别减少3.49亿元和6.08亿元，合计释放9.56亿利润。
　　24Q1电价超预期，营收同比正增长。2024Q1云南省内新能源、火电同比增发电量132.9亿千瓦时，导致公司水电发电空间被挤占，且澜沧江流域来水同比持平，小湾、糯扎渡两大水库承担电网系统调节任务，梯级蓄能未完全释放，叠加托巴水电站蓄水影响部分发电量，公司2024Q1上网电量同比减少7.25%至160.6亿千瓦时。但电价上涨帮助公司在Q1实现营收正增长，我们测算公司24Q1上网电价约为275.2元/MWh，较23Q1同比+11.7%，原因或为云南省内水电市场化交易价格提高，参考昆明电力交易中心发布云南电力交易月报，2024年1-2月云南省内清洁能源直接交易价格达0.291元/KWh，较2023年同期提高0.013元/KWh。
　　投资建议与估值：预计公司2024年-2026年的收入分别为251.06亿元、286.24亿元、302.33亿元，营收增速分别达到7.0%、14.0%、5.6%，归母净利润分别为83.28亿元、96.68亿元、100.31亿元，净利润增速分别达到9.0%、16.1%、3.8%，维持“买入”投资评级。
　　风险提示：来水不及预期；风光投产不及预期；电价波动风险

　　4月26日公司发布23年年报及24年一季报，23全年实现营收234.6亿元，同比-0.5%（调整后）；实现归母净利76.4亿元，同比+5.6%（调整后）。1Q24实现营收44.2亿元，同比+3.6%（调整后）；实现归母净利10.7亿元，同比+17.3%（调整后）。23年度计划现金分红0.18元/股、同比+5厘/股，分红比例约42.4%。
　　经营分析
　　受来水偏枯+新能源装机高增，2023、1Q24公司发电量同比分别-4.0%、-7.2%。1）水电：受来水偏枯影响，23年水电机组平均利用小时数同比-136小时，全年发电量同比-5.2%。24年以来云南降雨量较常年同期偏少，预计雨季前主要江河来水以偏少为主。受来水偏枯、省内新能源电量增加及上游段托巴水电站蓄水等影响，1Q24发电量同比-11.9%。2）新能源：23年新增装机131.3万千瓦、同比+213.5%，“十四五”新能源装机目标完成约17%；完成发电量19亿千瓦时，同比+243.8%；装机高增转化为电量高增，1Q24完成发电量11亿千瓦时、同比+254.0%。
　　枯水期云南省内清洁能源市场化电价上涨持续兑现。云南省高耗能行业用电需求景气而电力供应高度依赖水电，省内电力供需“汛枯”结构性矛盾突出，支撑枯水期市场化电价上涨。23年公司水电平均上网电价0.219元/kWh，同比+4.2%；1~2M24云南省清洁能源市场化交易电价均超0.29元/kWh，实现顶格上浮。受益于综合结算电价提升，1Q24公司发电量同比-7.2%但营收同比+3.6%。23年光伏电价同比大幅下降61.0%，主因新能源进入平价+市场化上网时代，并网平价项目增加致使电价结构性下降。
　　23年资本开支较大，长期看分红提升空间充足。23年公司资本开支总额284.9亿；超出计划额146.8亿，主因报告期内收购四川公司支出85.8亿，叠加四川公司下辖硬梁包水电站建设支出29.0亿。托巴及硬梁包水电站计划于24~25年间陆续投产，在带来业绩增长的同时缓解现金流压力。公司承诺在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%时进行现金分红，且分红比例不低于50%，未来分红提升空间充足。
　　盈利预测、估值与评级
　　预计公司2024~2026年分别实现归母净利润84.9/103.9/120.2亿元，EPS分别为0.47/0.58/0.67元，公司股票现价对应PE估值分别为21倍、17倍和14倍，维持“买入”评级。
　　风险提示
　　下游用电需求不及预期，来水不及预期，风光装机不及预期，新能源入市带来量价风险等

　　电价维持上涨态势，1Q24归母净利润同比+17%
　　公司2023年营业收入/归母净利润234.6/76.4亿元，同比-0.5%/+5.6%（调整后口径）；1Q24营业收入/归母净利润为44.2/10.7亿元，同比+3.6%/+17.3%，2023年和1Q24归母净利润较我们的预期值76.8/10.2亿元较为接近。公司2023年DPS为0.18元，对应分红比例42.4%。1Q24公司业绩在发电量同比下降7.2%的情况下逆势增长主要系平均上网电价同比增长。我们预计公司2024-2026年归母净利预测为87.7/90.8/97.4亿元（前值：87.5/90.5/-亿元）。参考可比公司Wind一致预期2024年平均PE15x，看好公司水风光一体化发展带来长期价值提升，给予公司24年24x目标PE，对应目标价11.69元，维持“买入”。
　　2023年不含税上网电价同比+0.9分，财务费用同比-2.1亿元
　　2023年，公司上网电量为1062.35亿千瓦时，同比-4.05%，主要系公司澜沧江市场化五厂（功果桥/小湾/糯扎渡/景洪/龙开口水电站）上网电量同比-8.6%。同时，由于高电价的澜上五厂2023年上网电量同比+4.3%，在公司整体上网电量中占比提升2个百分点至24.6%，我们测算公司不含税上网电价同比+0.9分/千瓦时至0.22元/千瓦时（测算方式为公司披露发电收入/公司上网电量）。2023年，公司财务费用同比下降2.1亿元至27.3亿元。截至2023年底，公司已投产新能源装机192.81万千瓦。2024年，公司托巴/硬梁包水电站有望开始陆续投产。
　　1Q24公司上网电量同比-7.25%，省内市场化交易电价同比增长
　　1Q24，由于云南省内新能源大规模投产电量增发较多及火电同比增发，公司水电发电空间被挤占；澜沧江流域来水同比持平，小湾、糯扎渡梯级蓄能未完全释放（同比+44亿千瓦时），叠加托巴水电站蓄水影响，公司上网电量同比-7.25%。根据昆明电力交易中心数据，云南省清洁能源2024年1/2月双边协商交易电价分别同比+1.4/+1.3分至0.292/0.290元/千瓦时（含税），我们预计对公司1Q24业绩产生了积极影响。1Q24公司财务费用同比增长0.13亿元至6.82亿元，我们认为主要系2023年新能源装机投产带来费用化利息同比增加。
　　风险提示：来水/市场化电价上涨不及预期，水风光电站投产不及预期。

　　独占澜沧江水电开发，持续稳健增长。公司是华能集团水电业务最终整合的唯一平台，拥有澜沧江全流域干流水电资源开发权。截至2022年末，公司发电装机容量2356.38万千瓦，同比增长1.6%，其中水电装机容量2294.38万千瓦，占比高达97.4%，新能源装机61.5万千瓦。近年来公司业绩增长平稳，2018年至2022年，公司营收从155.2亿元增长至211.4亿元，年复合增长率达为8.0%；归母净利润由58.0亿元增长至68.0亿元，年复合增长率达为4.1%。
　　发电能力提升，成本拐点已至。公司立足澜沧江水电开发，全资控股澜沧江中下游、澜沧江上游多座水电站，2023年10月，公司收购华能四川公司100%的股权。当前公司澜沧江流域在建及规划水电站合计装机1121.3万千瓦，且公司澜沧江流域水电站呈梯级分布，各段流域均有较强的梯级调度能力，我们认为随着新建水电站的投产，公司发电量与发电效率均有望提升。绿电方面，澜沧江上游流域太阳能资源丰富并且稳定，公司规划2035年投产10GW光伏装机。成本端，我们预测2024、2025年公司存量水电机组折旧将分别减少3.49亿元和6.08亿元，合计释放9.56亿利润；同时随着公司负债规模下降和结构优化，公司财务费用也步入下行区间。
　　云南用电偏紧，送粤电力量价有保障。水电是云南省发电主力军，占比近75%，2023年全国33地（除西藏）电网企业代理平均购电价格为428.77元/兆瓦时，云南省的平均代理购电价格全国最低，仅为251.17元/兆瓦时。近年来，云南大力引进硅、铝等高耗能产业，用电需求大幅提升，电价不断上行，预计云南电价仍有向上空间，2024年1月云南电网代理购电价格达313.6元/Mwh，环比+5.9%，同比+12.7%。此外，公司澜沧江上游电站消纳以外送广东为主，其中保量保价电量200亿千瓦时/年，电价固定为0.3元/度。
　　投资建议与估值：公司作为水电龙头企业，随着2024、2025年托巴、硬梁包水电站陆续投产和风电光伏的建设加速，发电能力有望得到显著提升；同时云南省电力供应紧张，公司售电电价有望继续上行。我们预计公司2023年-2025年营业收入分别为233.96亿元、249.58亿元、279.95亿元，增速分别达到10.7%、6.7%、12.2%；归母净利润分别为79.8亿元、85.9亿元、99.4亿元，增速分别达到17.3%、7.7%、15.7%。首次覆盖，给予“买入”投资评级。
　　风险提示：来水不及预期；政策风险；电价波动风险。

　　事件：4月26日，公司发布2023年度报告，报告期内实现营业收入234.61亿元，同比下降0.51%（经重述）；归母净利润76.38亿元，同比增长5.58%（经重述）；扣非归母净利润71.20亿元，同比增长8.35%（经重述）；公司拟向全体股东每股派发现金股利0.18元，合计派发现金红利32.40亿元，现金分红比例约42.42%。公司发布2024年一季报，报告期内实现营业收入44.20亿元，同比增长3.58%（经重述）；归母净利润10.65亿元，同比增长17.25%（经重述）；扣非归母净利润10.68亿元，同比增长43.24%（经重述）。
　　云南省内短期承压，四川水电贡献明显：电量端，1Q24澜沧江流域来水同比持平，小湾、糯扎渡两大水库因承担电网系统调节任务，梯级蓄能未完全释放（同比多44亿千瓦时）叠加托巴水电站蓄水影响，单季度公司澜沧江流域10座电站完成电量114.11亿千瓦时，同比下降15.7%；其中澜上5座电站合计完成电量21.78亿千瓦时，同比下降13.8%；单季度四川水电旗下太平驿电站完成电量2.76亿千瓦时，同比增长15.5%；公司25万千瓦以下中小水电合计完成电量17.27亿千瓦时，同比增长2.6%（四川区域装机237.10万千瓦，云南区域装机14.88万千瓦）。电价端，当前云南冬春连旱延续，云南省内电力供需仍偏紧，2024年1-2月省内市场化交易平均电价同比上涨1.43分/千瓦时至0.3152元/千瓦时，增幅4.8%，但考虑电价相对较高的澜上电站电量下滑，公司在省内原有电站综合平均电价上涨有限。财务端，1Q24公司综合毛利率同比提升1.7pct至51.7%，我们测算1Q23四川水电综合毛利率为52.2%，综合毛利率提升或主要由四川水电贡献。
　　债务优化，降本显著：公司部分电站发电机组、配电设备及水工机械折旧年限到期，折旧费用增幅放缓；此外，公司通过低利率资金提前置换存量债务等方式持续优化债务融资结构，2023年融资成本同比下降60个BP，全年公司利息费用同比下降4.86亿元，降幅14.9%；1Q24利息费用延续降势，单季度同比下降0.45亿元，降幅6.1%，公司充沛的现金流将持续减少有息负债规模，利息费用有望逐渐回落，提高利润水平。
　　投资建议：公司电价的上行部分抵消电量下滑带来的业绩压力，Q1四川水电边际贡献明显，云南省内两大水库未来释放蓄能将逐步兑现增发电量；财务优化带来持续的内生增长。根据电量、电价的变化以及新并入资产，调整对公司的盈利预测，扣除永续债利息后，预计24/25年EPS分别为0.50/0.53元（扣除永续债利息后，追溯前值0.48/0.51元），新增26年EPS为0.56元，对应4月26日收盘价PE分别为19.3/18.2/17.2倍。考虑公司业绩稳定上行，给予公司24年20.0倍PE估值，目标价10.00元/股，维持“谨慎推荐”评级。
　　风险提示：1）流域来水偏枯；2）需求下滑压制电量消纳；3）市场交易电价波动；4）财税等政策调整。

　　华能水电近期发布2023年三季报，前三季度实现营业收入181.38亿元，同比减少2.85%（调整后，下同）；归母净利润67.04亿元，同比增长5.21%。其中第三季度实现营业收入76.34亿元，同比增长21.71%；归母净利润33.00亿元，同比增长47.36%。
　　三季度来水偏丰提升发电量
　　根据公司公布的2023年前三季度发电量完成情况，2023年7-9月，澜沧江流域来水同比偏丰4-7成，而上半年由于来水同比偏枯及梯级蓄能同比减少，导致公司上半年发电量同比减少25.44%，单三季度来水情况的明显改善，使得前三季度公司整体发电量828.59亿千瓦时（含华能四川公司），同比减少5.81%，上网电量821.22亿千瓦时，同比减少5.84%。鉴于进入汛期后，公司小湾水库和糯扎渡水库转入蓄水运行，水电发电能力部分转为蓄能，以致前三季度小湾电站和糯扎渡电站发电量分别同比减少14.77%、16.09%，为公司四季度以后的发电量提升做好准备。
　　三季度我国水电发电量整体持续回暖
　　我国水电站来水呈现季节性丰枯交替，总体呈均值回归态势。根据国家能源局数据，2023年上半年由于来水偏枯，我国水电发电量同比减少22.9%。从7月份起，水电发电量增速跌幅收窄，8月份同比增长18.5%，9月份增速提升至39.2%，2023年三季度来水持续改善也符合我们的预期。
　　公司水电发电价呈平稳增长态势
　　2023年1-9月，公司上网电量同比下降5.84%，营业收入同比减少2.85%，少于上网电量的降幅，我们推测是公司平均上网电价上涨所致。根据公司2023年第三季度业绩说明会，云南水电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10%区间形成。2023年1-10月公司云南省内交易电量占整体发电量比重约40%，电价按价格上限交易。云南西电东送广东网对网协议价约0.24元/千瓦时。根据云南省政府新闻办数据，截至2023年6月末，云南“西电东送”30年累计送电量突破1.5万亿千瓦时，广东省每6千瓦时电量中就有1千瓦时电量从云南输送而来。基于云南省内及广东电力需求保持刚性增长，预计“十四五”期间公司电价将保持平稳增长。
　　盈利预测和估值
　　公司水电业务盈利能力强且可持续，受益于三季度来水情况好转及收购华能四川公司，公司发电量及经营业绩得到提升。从中长期看，公司水电电价具有较强的市场竞争力，存在持续上涨的潜力，同时公司布局的新能源发电业务将会带来新的业绩增长空间。
　　由于公司三季度业绩表现强于预期，我们相应调整公司盈利预测，预计公司2023-2025年归属于上市公司股东的净利润分别为77.23亿元、86.69亿元和96.25亿元，对应每股收益为0.43、0.48和0.53元/股，按照11月9日7.88元/股收盘价计算，对应PE分别为18.37X、16.36X、14.74X，维持公司“增持”投资评级。
　　风险提示：来水不及预期；供电区域和客户单一风险；电力需求不及预期；电价下滑风险；项目进展不及预期；政策推进不及预期；系统风险。