事件：公司发布2022 年三季报，前三季度公司实现营收381.71 亿元，同比增长18.02%；实现归母净利润41.26 亿元，同比增长18.74%；实现扣非归母净利润40.25 亿元，同比增长23.97%；毛利率为36.86%，同比下降0.03 个pct（调整后）；净利率为19.91%，同比下降0.28 个pct（调整后）；EPS（稀释）0.5342 元/股，同比增长11.86%；ROE（加权）8.41%，同比增加0.71 个pct。

    公司三季度实现营收154.77 亿元，同比增长18.68%；实现归母净利润17.78 亿元，同比增长56.77%；实现扣非归母净利润17.48 亿元，同比增长68.71%；毛利率为36.43%，同比增长3.48 个pct（调整后）；净利率为21.27%，同比增长17.91 个pct（调整后）；EPS（稀释）0.232 元/股，同比增长46.77%；ROE（加权）3.61%，同比增加1.13 个pct。

    受水电规模及保供需求增加，三季度累计水电发电量同比增长16.89% 2022 年1-9 月，公司发电量/上网电量1183.65/ 1153.74 亿千瓦时，同比增长3.08%/ 3.34%， 其中水电、火电、风电、光伏发电量同比+16.89%、-16.17%、-0.53%、16.27%，水电同比增加的原因系装机规模及保供需求增加，叠加流域梯级电站优化调度因素；火电同比下降的原因系水火互补效应，叠加部分地区用电量下降影响；风电同比下降原因系风况资源状况以及当地消纳和外送通道受限，弃风率增加；光伏发电同比增加的原因系装机量增加。Q3 单季度发电量为501.99/489.67 亿千瓦时，同比增长2.18%/2.22%，其中水电、火电、风电、光伏发电量同比+7.17%、-7.57%、12.52%、11.67%。

    火电电价持续上涨，叠加长协煤执行率提升，带动火电板块业绩修复 2022 年1-9 月公司境内控股企业平均上网电价为0.35 元/千瓦时（含税，下同），同比增长10.1%，其中水电价格为0.27 元/千瓦时，同比增长3.51%；火电价格为0.484 元/千瓦时，同比增长29.28%；风电价格为0.515 元/千瓦时，同比增长5.51%；光伏发电价格为0.869 元/千瓦时，同比下降5.49%。

    Q3 单季度平均上网电价为0.337 元/千瓦时（含税，下同），同比增长12.76%，其中，火电价格为0.501 元/千瓦时，同比增长32.42%；风电价 格为0.486 元/千瓦时，同比增长6.52%；光伏发电价格为0.848 元/千瓦时，同比下降4.16%。随着电煤中长协执行率的逐步提升，燃料成本有望被持续控制在合理区间，叠加四季度冬季保供需求高峰带来的电价上涨预期，四季度火电业绩有望实现一定程度的修复。

    目前，杨房沟尚未明确电价机制，两河口暂按过渡期电价结算。2022 年7 月28 日江苏发改委发文，将锦官电源组送苏落地电价形成机制完善为“基准落地电价+浮动电价”机制，锦官电源组送苏上网电价，由落地电价扣除输电环节价格倒推确定。依据上述电价形成机制，2022 年锦官电源组送苏落地电价为0.4289 元/千瓦时，上网电价为0.3195 元/千瓦时，自2022 年8 月1 日起执行。

    电力供需偏紧带来水电电价上涨预期，各电源建设持续推进 受极端天气影响，今年二季度和三季度分别来水超预期/低于预期，累计前三季度发电量同比增降幅不大，全年业绩有望保持稳定。2021 年四川省水电常规市场电价同比上浮4%，西南水电大省电力供需紧张将对电价形成支撑，我们认为其市场电价将会进入温和上涨周期，带动水电板块量价齐升。

    截至2022 年9 月30 日，公司控股总装机约3699 万千瓦，其中火电、水电、风光装机容量分别为1188、2128、383 万千瓦，三季度新增风光装机容量5.788 万千瓦。目前公司在建拟建项目有雅砻江卡拉水电站、两河口水光互补柯拉一期、广西钦州三期超超临界机组、印尼巴塘水电站、英国北海海风项目等。公司在“十四五”期间规划装机容量将达5000 万千瓦，清洁能源装机占比约为72%，在发展水火及新能源的同时，公司也将持续拓展以抽水蓄能、储能、氢能为主的新产业。

    盈利预测：预计公司22 至24 年实现归母净利润55.11 亿元、66.02 亿元、71.06 亿元，对应PE 13.7x、11.4x、10.6x，维持增持评级。

    风险提示：来水不及预期，电价下降超预期风险，自然灾害，用电需求不及预期。