投资要点

    　　扎根澜沧江流域的水电龙头。公司扎根于澜沧江流域，是华能集团旗下整合的唯一水电平台，也是云南实施“西电东送”的核心与龙头企业。近年来，公司财务费用持续降低，装机规模不断扩增，电价连续上涨，业绩延续增长势头强劲。

    　　公司在积极打造云南澜沧江流域水风光多能互补基地，推动水风光协同发力。截至2024 年6 月底，公司总装机容量2,920.32 万千瓦，云南省内稳居第一。

    　　财务费用有效压降，折旧到期有望增厚利润

    　　1）财务费用持续下降。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，促使财务费用率从2019 年 21.26%逐年递减至2024 年前三季度的10.19%，已成为实现增长和提升盈利的关键手段之一。

    　　2）折旧到期带来利润释放，未来分红值得期待。糯扎渡、龙开口等水电站在2023 年开始结束资产折旧计提，推动利润释放，盈利能力得到巩固与强化。

    　　2023 年公司分红比例为42.42%，在2024-2026 年的未来三年股东回报规划中承诺每年以现金方式分配的利润将不低于当年实现的可供分配利润的50%，分红比例有望持续提升。以2024 年我们预测的归母净利润和2025/1/14 收盘价为基准计算，若分红比例为50%，则股息率为2.53%。

    　　水风光一体化发展，澜上开发可圈可点

    　　1）水电：装机容量稳中有增，关注澜沧江上游开发进展。2024 年底托巴水电站（140 万千瓦）4 台机组已经全部投产发电之后，公司目前在澜沧江流域控股的投产运营水电站12 个（合计装机容量2140 万千瓦），在建5 个，筹建6 个。澜沧江上游西藏段尚处于开发初期阶段，投资与建设稳步推进中，装机容量合计为782.3 万千瓦；上游云南段和中下游段进入建设收尾阶段，多数水电站已稳定成熟运营。2023 年10 月，公司完成对华能四川水电开发有限公司100%股权的全面收购，投运的水电装机容量实现了11.55%的显著增长，而一同并入的在建项目泸定硬梁包水电站（装机容量111.6 万千瓦）预计在2025 年完成全部机组的投产，都为公司的发电规模和业绩增长带来积极的正面影响。

    　　2）风光：持续投产新能源风光一体化基地，水风光互补效益显著。2021-2023年，公司风光装机容量从23.5 万千瓦迅速增加到192.81 万千瓦，CAGR 达到186.44%。2024 年拟续建、新开工新能源项目共84 个，计划投产309 万千瓦。预计到2025 年新能源投产1000 万千瓦，风光装机规模进一步增加。

    　　云南电力供需偏紧，电价上行有空间

    　　云南引入多家电解铝、电解硅等高能耗企业，2020 年后省内用电量超过外送电量并持续增长。西南地区电力形势从“弃水”转为“丰紧枯缺”，云南等送端地区省内电力趋紧，广东等受端地区感受明显，两端展开博弈。电力供需偏紧的长周期趋势，对电价长期保持稳健乃至稳中有升态势的有力支撑。云南电价水平长期居于末位，2023 年代理购电价格仅251.17 元/兆瓦时，远低于多地平均电价425.43 元/兆瓦时。电力市场化改革持续推进，电价尚有充足的提升空间。

    　　盈利预测

    　　预测2024-2026 年公司营业收入分别为252.31/279.70/302.40 亿元，归母净利润分别为82.25/94.30/103.18 亿元， 对应EPS 为0.46/0.52/0.57 元，对应PE 为19.76/17.24/15.75。首次覆盖，给予“买入”评级。

    　　风险提示

    　　电力需求风险：宏观环境和天气等不确定性因素，省内用电需求、西电东送电量不及预期；电力供给风险：新能源发电业务及装机建设进度均不及预期，澜沧江来水波动、水库流域来水偏枯；政策风险：水电相关公共政策发生变化。