华能水电(600025):参股煤电项目,水电电价长期具备上涨空间-季报点评

华能水电发布2024年三季度报告,前三季度实现营业收入194.18亿元,同比增加7.05％;归母净利润72.26亿元,同比增加7.78％;经营活动产生的现金流量净额143.46亿元,同比增加11.94％;基本每股收益每股0.38元,同比增加9.09％;加权平均净资产收益率9.86％,比上年同期增加1.26个百分点。

   其中第三季度实现营业收入75.37亿元,同比减少1.27％;归母净利润30.56亿元,同比减少7.37％;基本每股收益每股0.16元,同比减少5.88％;加权平均净资产收益率3.89％,比上年同期减少0.33个百分点。

   公司前三季度业绩同比增长源自发电量同比增加

   公司单三季度归母净利润同比下降,但前三季度整体业绩实现正增长。2024年前三季度,公司发电量860.26亿千瓦时,同比增加3.82％,主要源自三个方面。一是新能源装机大规模提升带来的新能源发电量同比大幅增加,2024年前三季度,公司新能源发电量29.71亿千瓦时,同比增长151.57％;二是公司澜沧江流域乌弄龙、小湾和糯扎渡断面来水同比分别偏丰5％、3.6％和8.5％,2024年前三季度,公司水力发电量830.56亿千瓦时,同比增长1.69％;三是云南省内用电需求同比增加,西电东送电量持续增加,根据云南省能源局数据,2024年前三季度,云南全省全社会用电量2050.00亿千瓦时,同比增长11.8％。费用管控方面,2024年前三季度,公司财务费用率为10.19％,相较2023年同期下降0.97个百分点。

   公司第三季度水电发电量同比下滑

   在经历之前来水偏枯的两年后,水电在2024年迎来了来水由枯转丰的业绩机遇期。根据国家统计局数据,2024年前三季度,我国规上工业水电发电量10040亿千瓦时,同比增长16％;云南省规上工业水电发电量2381.83亿千瓦时,同比增长8.6％,全国占比23.72％。水电发电量短期受气候等因素影响波动较大,长期来水存在均值回归的规律。进入9月份,水电未能延续来水偏丰的局面,9月、10月我国规上工业水电单月发电量分别同比下降14.6％、14.9％;云南省规上工业水电单月发电量分别同比下降17.6％、5％,其中9月份云南水力发电量单月跌幅大于全国平均跌幅,10月份跌幅收窄。在来水转枯的背景下,公司第三季度水电发电量同比下滑5.63％。

   公司水电装机容量A股排名第二,电力装机容量云南排名第一

   截至2024年6月底,公司装机容量2920.32万千瓦,在云南省装机规模第一,在建、筹建、前期装机规模1500万千瓦。公司托巴水电站1号机组已于6月份投产,全部机组预计2024年年底或2025年初投产完毕,硬梁包水电站预计2025年投产,2024年新能源新增装机目标309万千瓦,为公司水电、新能源发电带来增量空间。

   从能源保供大局出发,参股雨汪二期煤电与新能源一体化项目

   公司10月30日发布公告称,为解决云南省"十五五"期间电力保供紧张局面,公司拟作为参股股东与关联人华能国际共同出资成立合资公司,开发运营雨汪二期煤电与新能源一体化项目,装机容量2×100万千瓦,将通过火风光一体化开发,实现综合效益最大化。合资公司注册资本29.6亿元,华能水电现金出资145,040万元、持股49％。

   公司水电电价存在长期上涨空间

   近年来公司水电平均上网电价水平呈现上升的态势。公司水电平均上网电价由2019年的199.60元/兆瓦时上升到2023年的218.85元/兆瓦时。虽然保持上涨,但由于发电成本低,公司水电上网电价水平仍相对较低。水电电价长期具备上涨的空间,随着可再生能源发电比例的逐步提高、电力市场化改革的深入推进,水电作为重要的清洁能源之一,其电价上涨有助于反映其环保价值和市场供需关系。从供需端看,云南省整体面临着"电力电量双缺"的局面,这对公司整体上网电价水平有较强的支撑水平。另外第三季度公司在水电发电量同比下降5.63％的背景下,单三季度营收同比仅下降1.27％,推算公司单三季度电价同比实现增长。

   盈利预测和估值

   公司水电业务盈利能力强且可持续,坚持水电和新能源并重发展,全面推进澜沧江水风光一体化清洁能源基地建设。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。

   预计公司2024-2026年归属于上市公司股东的净利润分别为83.79亿元、95.00亿元和105.94亿元,对应每股收益为0.47、0.53和0.59元/股,按照12月5日9.41元/股收盘价计算,对应PE分别为20.21X、17.83X、15.99X,考虑到公司估值水平和行业发展前景,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;其他不可预测风险。