华能水电2022年拟计划投资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。
近日，华能水电披露的2022年半年报数据显示，得益于报告期内来水偏丰及综合结算电价提高，其营业收入和扣非后归母净利润分别同比增长近13%、43%。
坐拥澜沧江干流水电
华能水电是华能集团控股和管理的大型水电企业，主要从事澜沧江干流水电资源的开发、建设、运营与管理，是全国第二大、我省装机规模最大的水电上市公司，是“西电东送”和“云电外送”的中坚力量。
其主营业务包括水力发电、风力发电以及光伏发电，其中水电占据绝对主导地位，水电站分布在云南、缅甸和柬埔寨。
澜沧江水能资源丰富，云南段干流共规划“三库十五级”开发方案，规划总装机容量为2534.5万千瓦。目前，澜沧江干流云南段投产水电站总装机容量2135万千瓦，达到总规划的84%。
目前，该公司拥有已投产的水电站18座，集中分布在澜沧江干流云南段（10座）、金沙江中游（1座）、瑞丽江中上游（1座）以及湄公河支流-桑河（1座），此外还有小水电站5座。
在该公司已投产的两个龙头水库电站中，小湾电站装机420万千瓦（6*70万千瓦）、水库库容149亿立方米，糯扎渡电站装机585万千瓦（9*65万千瓦）、水库库容237亿立方米，两个电站单机规模大、发电效率高。
截至2021年末，该公司已投产控股装机容量达2318.4万千瓦，其中水电2295万千瓦、风电13.4万千瓦、光伏10万千瓦，水电装机占比达到99%。
水电企业发电量受流域来水量影响较大，被视为“靠天吃饭”的行业，华能水电也不例外。2019年来水偏丰，其水电发电量达到1038.17亿千瓦时；2020-2021年来水偏枯，其水电发电量有所下滑，分别为969.89亿千瓦时、938.48亿千瓦时；2022年上半年来水偏丰，其水电发电量为494.55亿千瓦时、同比增长9.1%；但到今年年中，澜沧江流域来水形势急转直下，今年7月来水较多年平均偏枯4成，8月来水较多年平均偏枯5成。
目前，华能水电共有5座在建水电站，2022年拟投入15.2亿元资本性支出用于建设澜沧江上游云南段和西藏段电站。其中，云南段托巴电站（装机容量140万千瓦）、工程进度接近一半，预计于2025年投产发电；云南段古水电站（装机容量220万千瓦）目前正在开展前期工作，预计“十四五”期间逐步开工建设。
该公司在澜沧江上游西藏段干流规划有7个梯级，从上至下依次为侧格（12.9万千瓦）、约龙（12.9万千瓦）、卡贡（24万千瓦）、班达（150万千瓦）、如美（260万千瓦）、邦多（72万千瓦）、古学（210万千瓦），装机容量合计741.8万千瓦，“十四五”期间逐步开工建设，计划 2030 年开始送电，2035 年全部建成。
电价上行、财务费用下降推动盈利提升
受益于装机规模扩大以及上网电价回升，华能水电近年来的营收及净利润稳步增长，且整体利润增速高于营收增速，盈利能力不断增强。
2017-2021年，该公司营业收入由128.5亿元增长至202亿元、年均增长率为12%，扣非后归母净利润由22.9亿元增至56.3亿元、年均增速为25%；2022年上半年，该公司实现营业收入111.3亿元、同比增长12.9%，扣非归母净利润39.2亿元，同比增长42.6%。
中共中央、国务院2015年印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，提出有序放开输配以外的竞争性环节电价，在发电侧和售电侧开展有效竞争。云南省2014年开展了电力市场化交易试点，走在全国电改前列。开展电力市场化交易后市场竞争激烈，加之大量水电站建成造成弃水，出现电力供过于求的现象，致使华能水电上网电价出现一定幅度的下降，最终对业绩造成影响。
2015-2017年，华能水电综合结算电价（含税）由约0.248元/千瓦时降到0.208元/千瓦时、降幅为16.1%。该公司2015-2016年营收由129.6亿元下滑至115.5亿元，扣非后净利润由22.9亿元下滑至10.1亿元；因雨水偏丰，发电量大增，该公司2017年营收及净利润上涨较多。
2018年以来，随着西电东送协议内优先电量增加，以及电力供需格局改善，华能水电上网电价触底回升。2017-2021年，该公司综合结算电价（含税）由0.208元/千瓦时涨到0.241元/千瓦时、涨幅为15.9%，营收由128.5亿元增加至202亿元、扣非后净利润由26.2亿元增加至56.3亿元。
随着部分水电机组在2018-2019年投产，该公司以大幅增长的净利润偿还到期借款，最终使得存量负债不断降低。2017-2021年，公司负债规模由1270亿元降至944亿元，资产负债率从75.59%下降至58.8%，呈现平稳下降趋势。该公司今年上半年新增短期借款及发行短期债券，截至2022年中负债规模为951亿元、资产负债率为58.7%，资产负债率与同业公司相比依然处于较低位置。
华能水电新建项目一般资本金占比30%，其余资金通过贷款或发行债券等方式解决。该公司2017年开始通过以低利率债务置换存量债务等方式进行成本管控，综合融资成本为3.9%；2021年综合融资成本为4.03%，显著低于云南省内其他主体平均融资成本。该公司2022年发行债券15期，综合融资成本仅为3.98%。
随着负债规模减少、融资成本下降，华能水电财务费用也随之下降，进一步增大了利润空间。华能水电2018-2021年财务费用由40.65亿元降至33.8亿元，财务费用率从26%下降至16.7%。2022年上半年财务费用为15.5亿元、同比减少2亿元，财务费用率为14%、同比下降3.7个百分点。
随着新建水电站相继投产、资产负债率平稳下降，叠加2017年以来水电上网电价触底回升，该公司经营性净现金流较为充裕，为后续水电及新能源建设提供了资金保障。华能水电2021年经营性净现金流为164.9亿元、同比增长12.8%，创历史新高；2022年上半年经营性净现金流为81.49亿元，与去年同期持平。
重磅押注新能源
近年，云南省用电量增长较快。
据国家统计局数据显示，2013-2017年，云南省全社会用电量从1462亿千瓦时增长至1538亿千瓦时，年均增速仅为1.3%；全社会发电量从2148.42亿千瓦时增至2955.06亿千瓦时，年均增速为8.3%，增速大幅超过用电量增速。
受绿色铝、硅等高载能项目投产等影响，云南省2017-2021年全社会用电量从1538亿千瓦时增长至2138亿千瓦时，年均增速达到8.6%；全社会发电量增至3770.23亿千瓦时，年均增速为6.3%，增速小于用电量增速。
云南省内发电量除了在省内消纳外，其余部分通过西电东送向广东和广西送电。云南“西电东送”电量增加，带动省内用电需求增加。2019-2021年，云南每年西电东送电量维持在1400-1500亿千瓦时左右。根据2021年12月《“十四五”云电送粤框架协议》、《“十四五”云电送桂框架协议》，“十四五”期间云南计划每年向广东、广西送电1452亿千瓦时。
华能水电电价有保量保价、保量竞价、全额保障性收购价和市场化交易价四种定价方式，形成不同电价。该公司西电东送以保量保价、保量竞价和市场化交易价定价；除漫湾电站电量实行全额保障性收购价格外，送入云南电网的其余电站参加云南省内市场化交易。
由于云南电力市场化交易量占比较高，西电东送也有很多电量参与市场化交易，该公司电力市场化交易电量占总上网量的比重较高，占比维持在66%-82%之间。
为实现“碳达峰、碳中和”目标，国家要求推动电源发展动力由传统煤电向清洁能源转型。2021年3月，云南省政府印发的《云南省“十四五”规划纲要》提出，到2025年全省电力装机达到1.3亿千瓦左右，“十四五”时期规划建成水电项目1110万千瓦、建设新能源项目1090万千瓦。今年三月，省政府印发的《关于加快光伏发电发展若干政策措施》提出，确保每年开发规模1500万千瓦以上，实现未来3年新增新能源装机5000万千瓦的目标。
华能水电2022年拟计划投资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。该公司“十四五”期间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，积极推动“风光水储一体化”发展。若该目标顺利实现，华能水电新能源装机容量将占到总装机容量的四成左右，该公司业绩将进一步增加。
