投资要点：
能源清洁化背景下，重申大型水电公司全球稀缺性。全球能源清洁化趋势不改，相较其他清洁能源，水电具备低成本、可再生、波动相对平滑等优势，为理想基荷电源。从全球视野看，大型水电实际可开发量极为有限，受益于得天独厚的资源禀赋和全流域梯级开发模式，我国大型水电公司运营效率远高于国外，具备全球稀缺性。水电站成本主要为折旧且实际可使用的年限远长于会计折旧年限，水电公司现金流远大于净利润，现金奶牛特征突出、抗通胀能力强。目前我国优质低成本河段逐渐开发完毕，待建电站逐渐深入河流上游，未来投产水电机组经济性降低，存量机组优势逐渐凸显，属于稀缺核心资产。
公司为全国第二大水电公司，独占澜沧江全流域开发权。公司定位华能集团旗下唯一水电上市平台，拥有澜沧江全流域开发权，已投产装机2321万千瓦，规模仅次于长江电力。澜沧江为世界第七长河，全流域可开发规模达3200万千瓦，其中中下游电站大部分已于2014年及以前开发完毕，2018-2019年上游云南段5座电站迎来密集投产期（合计563万千瓦），剩余可开发电站约1000万千瓦主要位于上游西藏段，目前尚处于前期阶段。我们判断2019年即为公司资本支出拐点，后续公司自由现金流有望大幅提升。
澜沧江上游新投产机组盈利能力高于存量机组，来水向好加速业绩释放。公司新投产的上游五座电站电量通过滇西北-深圳特高压外送深圳，输配电价已于年初完成核定，根据2019年购售电合同，澜上机组协议内上网电价为0.3元/千瓦时，显著高于存量机组，我们测算新机组年均业绩贡献可达6.98亿元，大幅提升公司业绩中枢。2019年前三季度澜沧江流域来水大幅向好，加速业绩释放。
省内供需向好+外送通道打开，存量机组有望量价齐升。公司存量机组当前扣非ROE不足A股其他水电龙头一半，主要系“十二五”后期云南省电力供需格局急剧恶化叠加市场化改革先行，公司平均不含税上网电价从2014年的0.3元/千瓦时以上降低至2017年的0.18元/千瓦时。当前云南省大力引进高耗能产业，用电需求回暖，2019年前三季度用电增速达9.26%。同时特高压投产打开外送通道，上半年云南省外送电量同比增长33.34%。预计随着省内装机投产高峰结束，云南电力供需大幅向好，公司存量机组有望实现量价齐升。
电改逐步深化，中下游外送电量省网输配电价有望重新核定。公司澜沧江中下游电站外送线路并非专门配套特高压，外送电量需先连接云南省网，输配电价由省网和跨省特高压两部分构成。目前存量机组省网部分输配电价（超过5分/千瓦时）显著高于新核定的上游电站（1.5分/千瓦时），制约存量机组盈利能力。随着电改逐步深化，政策大力推动跨省区输配电价格优化，未来省网部分输配电价有望重新核定，提升公司综合电价水平。
盈利预测与评级：我们维持公司2019-2021年归母净利润预测分别为54.34、50.63、53.44亿元，当前股价对应市盈率分别为15、16和15倍。考虑到公司未来电价预期好于行业平均，以及中长期成长性好于行业平均水平，应给予一定估值溢价，维持“买入”评级。
风险提示：云南、广东用电需求大幅下滑，上网电价下调，来水严重不及预期。
投资案件：
投资评级与估值
预计公司2019-2021年归母净利润预测分别为54.34、50.63、53.44亿元，公司当前股价对应2019-2021年市盈率分别为15、16和15倍，同期行业可比的市盈率水平分别为15、14和13倍。
考虑到水电公司折旧占主营成本高，真实现金流显著高于归母净利润，且作为重资产行业我们主要参考企业价值倍数法，来对华能水电进行相对估值。我们预计，公司2019-2021年企业价值倍数分别为11、11和10倍，行业平均水平为10、10和9倍，公司2020及2021年企业价值倍数与行业平均水平基本接近，略低于长江电力的企业价值倍数水平。
公司未来电价预期好于行业平均，盈利能力有望持续提升，中长期成长性好于行业平均水平，应在企业价值倍数的角度给予一定估值溢价。从绝对估值角度，我们认为6.05%的WACC较为合理，公司市值较目前有约50%的增长空间。目前全球降息预期提升，随着无风险利率的下降，公司绝对估值水平有望继续提升，维持“买入”评级。
关键假设点
假设省内消纳部分上网电价2019-2020年分别增长0.015、0.01元/千瓦时
假设澜沧江上游外送上网电价保持在0.3元/千瓦时
有别于大众的认识
强调大型水电为全球性稀缺核心资产，公司为处于盈利底部的现金奶牛。市场普遍认为水电公司缺乏成长，亦忽视其现金创造能力。我们认为在能源清洁化背景下，水电为最理想的基荷电源，大型水电具备全球稀缺性。我们着重强调水电公司现金流远大于净利润，水电站成本主要为折旧且实际可使用的年限远长于会计折旧年限，现金奶牛特征突出、抗通胀能力强，我国大型水电公司价值普遍低估。公司为全国第二大水电公司，拥有澜沧江全流域开发权，当前业绩处于相对低点，未来随着电力供需趋紧带来的电价回升及弃水率下降，公司盈利能力有望大幅改善。随着资本开支高峰结束，公司后续自由现金流及分红率有望大幅改善，股息率有望大幅提升，从配置角度属于稀缺核心资产。
股价表现的催化剂
云南省弃水率持续改善 存量机组外送部分输配电价重新核定
核心假设风险
云南、广东用电需求大幅下滑，上网电价下调，来水严重不及预期
1.国内第二大水电公司 核心资产具备高度稀缺性
1.1能源清洁化背景下 大型水电为全球性稀缺核心资产
能源清洁化背景下，水电相对优势日益凸显。全球能源清洁化趋势不改，风电、光伏发电功率曲线波动较大，难以作为基荷电源；核电发电稳定，但建设审批极为严格，装机占比短期内难以快速提升。水电发电量虽存在季节性，但是相对平滑，随着全流域梯级开发深入及联合调度能力的加强，大型水电站发电波动性大幅降低，为理想的电源类型。
大型水电为全球性稀缺资源，我国禀赋得天独厚。从全球视野看，建设大型水电不仅需要资源禀赋（世界级大河）、综合国力（基建能力及用电需求），还涉及地缘政治（干流主体尽量位于同一个国家），因此水电实际可开发量远小于理论可开发量，大型水电站目前主要分布于中国、巴西、美国等国境内。在水电大国中，我国资源禀赋得天独厚，受益青藏高原“世界水塔”效应，2018年底我国水电装机容量占全球比例超过1/4，全球前十大水电站中5个位于中国。同时得益于全流域梯级开发模式，我国大型水电运营管理效率远高于国外。
随着开发逐步深入上游，水电造价不断提高，存量优质电站更显稀缺性。目前我国易开发的河段基本开发完毕，近年投产及在建电站逐步深入河流上游。上游电站建造难度加大，建造期间移民等成本增加，外送距离拉长，均导致上游电站经济性相对下降。“十三五”之前，我国大型水电站单位造价平均8179元/千瓦，近期投产/在建/拟建电站平均单位造价在12000元/千瓦以上，上涨幅度约50%，已投产低成本水电站稀缺性更加凸显。
优质大水电现金奶牛特征突出，为全球性稀缺核心资产。水电站投产后维运成本较低，折旧占主营业务成本比例多在60%以上，而且我国水电大坝会计折旧年限通常远低于实际可使用的年限，导致会计利润偏低。但是从现金流量角度看，折旧源于历史沉没成本而非付现成本，水电公司真实现金流量远好于归母净利润，且抗通胀能力极强。当前大型水电公司经营性净现金流量金额占营业收入比例多在60%以上，现金奶牛特征突出，优质大水电为全球性稀缺核心资产。
1.2 华能集团唯一水电上市平台 独占澜沧江全流域开发权
公司独占澜沧江全流域开发权，定位华能集团旗下唯一水电上市平台。公司全名华能澜沧江水电股份有限公司，前身为云南澜沧江水电开发有限公司，由国家电力公司、云电集团等于2000年发起设立，独占澜沧江全流域开发权。2002年电力体制改革中，国家电力公司所持有的公司股权划转到华能集团旗下。截至2019年9月底，华能集团持股比例50.40%，云南能投、合和集团位列公司第二、三大股东，分别持股28.26%、11.34%。
华能集团目前旗下电力上市公司包括华能国际、华能水电、华能新能源及内蒙华电，其中公司定位为集团旗下唯一水电上市平台。目前除华能水电外，华能集团还拥有华能四川水电公司，投产水电装机容量约300万千瓦。
资源禀赋决定水电公司规模，澜沧江全流域可开发规模仅次于金沙江，公司装机规模稳居全国第二。为便于全流域梯级开发，我国将水力资源划分为“十三大水电基地”，其中可开发规模较大的包括金沙江及长江上游、澜沧江和雅砻江，开发权分别归属三峡集团（上市平台为长江电力）、华能水电和国投电力，可开发容量奠定了水电公司装机规模排序。澜沧江发源于青藏高原唐古拉山，出境后称湄公河，为世界第七长河、亚洲仅次于长江黄河的第三长河，境内干流总落差5000m，可开发量装机量达3200万千瓦。截至2019年9月底华能水电已投产水电装机2321万千瓦，规划电站近1000万千瓦，稳居我国第二大水电公司位置。
公司对澜沧江流域开发分为三段：澜沧江中下游段、澜沧江上游云南段以及澜沧江上游西藏段。其中，澜沧江下游河段梯级水电规划形式为“两库八级”，核心为小湾和糯扎渡两座具有多年调节能力的大型水电。上游云南段规划形式为“一库七级”，其中“一库”为具有年调节能力的古水电站。上游西藏段规划形式为“一库八级”，其中“一库”为具备年调节能力的如美水电站。
截至目前公司装机经历两轮投产高峰，目前控股装机规模达2321万千瓦。
第一轮投产高峰出现在2009-2014年，集中于澜沧江中下游段。此轮投产集中于澜沧江中下游，其中最主要的小湾（420万千瓦）、糯扎渡（585万千瓦）分别于2010年和2014年投产。加上2003年投产的大朝山电站和2007年投产的漫湾电站，澜沧江中下游规划的“两库八级”电站已完成六级，总规模达1572万千瓦，占公司目前总装机的64%。剩余两级为橄榄坝、勐松水电站，目前仍处于筹建状态。
第二轮投产高峰出现在2018-2019年，集中于澜沧江上游云南段。“十三五”期间澜沧江流域水电项目快速推进，公司电站开发从中下游延伸至上游云南段。2018-2019年公司装机迎来第二轮投产高峰，上游云南段苗尾、大华桥、黄登、里底、乌弄龙五座电站陆续投产完毕，新增水电装机563万千瓦。至此上游云南段“一库七级”电站中已完成五级，但是具备年调节能力的古水电站尚处于筹建状态，对上游云南段电站调节能力造成制约。
公司托巴电站已开工，筹建电站主要为澜沧江上游云南段古水电站，以及上游西藏段“一库八级”。目前公司澜沧江下游基本开发完成，上游云南段尚有古水和托巴未开发，预计古水电站建成后澜沧江流域调度能力将大幅增强。西藏段仍处前期阶段，因环保、移民、宗教等问题建设进度滞后，预期投产时间为2035年前后。目前第二轮密集投产已完成，我们判断未来几年公司资本开支有望大幅下行，未来自由现金流显著改善。
2.机组投产提升盈利中枢 来水向好加速业绩释放
2.1 新机组投产叠加来水向好 公司盈利能力快速修复
澜沧江上游电站投产带动发电量再上台阶，来水改善带来发电量大幅增长。受益云南省内电力供需改善及广东省扩大外购电规模，公司弃水情况有所缓解，利用小时数整体呈回升态势。2018年以来澜沧江上游云南段机组集中投产带动公司发电量再上台阶，全年实现发电量817亿千瓦时，同比增长11.67%。
今年上半年澜沧江流域来水偏丰，叠加新机组投产，公司上半年实现发电量同比增长57.13%。澜沧江流域三季度汛期来水转差，公司前三季度累计发电量同比增长35.5%，增速较上半年回落。但是相比下游，澜沧江上游来水相对较好，电价较高的上游5座电站三季度发电量整体实现正增长。
量价齐升助力业绩释放，2019年业绩再上台阶。受益云南省电力供需改善，公司2018年售电呈现量价齐升态势，全年实现营业收入155亿元，同比增长21%；实现归母净利润58.03亿元，同比增加165.10%。其中，公司2018年11月挂牌转让持有的金沙江中游公司23%股权，实现处置收益36.76亿元，扣除非经常性损益后，公司归母净利润同比增长11.82%，扣非归母净利润增速低于营收增速主要系增值税退税取消影响。受益于2019年初以来发电量大增，2019年前三季度公司实现营业收入163.15亿元，同比增长44.21%，归母净利润48.65亿元，同比增长116.71%
2.2 澜沧江上游电站电价完成核定 盈利能力好于存量机组
澜沧江上游新投产机组电价采用落地端倒推机制，输配电价完成核定。近期投产澜沧江上游云南段5座电站合计装机容量563万千瓦，设计年发电量236亿千瓦时，所发电量通过滇西北直流工程外送广东深圳，电价主要通过落地端倒推确定。2019年3月底，发改委发布《关于核定滇西北送广东专项工程输电价格的通知》，核定滇西北直流工程输电价格为每千瓦时9.2分，云南省内配套交流工程输电价格为每千瓦时1.5分，线损率为4.5%。由于省内配套交流部分电价显著低于澜沧江下游存量机组，公司新投产机组上网电价较高。
根据最新购售电合同，澜上机组电量分为计划电量与市场化电量，其中计划部分电价与测算结果一致。根据公司2019年7月公布的2019年度澜沧江上游水电站送电广东购售电合同，2019年澜沧江上游水电站送广东协议内计划电量上网侧为200亿千瓦时，电价为0.3元/千瓦时，与倒推结果一致。超过协议内计划电量的部分全部认定为市场化交易电量，根据合同，该部分电价降幅参照广东省内2019年各月市场化交易电量的加权平均降幅。当前广东省电力市场化交易价差呈收窄趋势，目前价差约为3分/千瓦时，因此我们测算时假设澜沧江上游机组市场化部分电量上网电价为0.27元/千瓦时。
30年折旧年限假设下，澜沧江上游电站每年贡献业绩6.98亿。我们参考澜沧江上游五座电站合计设计年发电量236亿千瓦时，厂用电率按1%计算，则每年计划内电量200亿千瓦时，电价为0.3元/千瓦时；计划外电量33.64亿千瓦时，电价为0.27元/千瓦时。折旧年限假设为30年，则澜沧江上游五座电站每年可实现归母净利润6.98亿元，ROE 4.7%。
我们测算澜沧江上游电站每年自由现金流贡献约50亿元。由于造价高企，澜沧上游电站折旧成本较高，然而从本质上而言，折旧成本源自沉没成本而非付现成本，巨额资本支出已经完成，大坝设计使用寿命超过100年，因此折旧成本高企实质在于会计政策的审慎性原则。将折旧及利息成本加回后，预计未来澜沧江上游机组每年可提供自由现金流（近似等于EBITDA）约50亿元。
3．供需改善+电改推进 存量机组盈利有望持续修复
3.1 电价水平过低拖累存量机组业绩表现
公司存量机组业绩较A股其他水电龙头存在差距。公司十二五后期及十三五初期盈利能力大幅下滑，从扣非ROE角度，公司2016年扣非ROE仅为2.89%，远低于其他龙头公司约15%的水平，2018年扣非ROE有所回升，但仍仅有6.75%。从扣非净利率角度，公司2018年达到18.87%，远低于长江电力与雅砻江水电40%以上的水平。
公司业绩不佳的主要原因为市场化交易电价快速下滑。公司十二五初期上网电价与长江电力基本相似，2015年以来由于省内供需错配、外送线路滞后以及市场化改革快速推进，公司平均电价出现大幅下滑，2017年公司平均上网电价（不含税）仅0.18元/千瓦时，较2014年降低约5分/千瓦时，较2017年同期长江电力低6分/千瓦时。2018年受益云南省电力供需改善，公司上网电价有所回升。成本方面，公司发电成本与长江电力基本持平，因而导致公司盈利能力显著低于国内其他大水电公司。
由于历史问题，公司电价机制较为复杂，从电价角度公司电量分为三类。
第一类电量：澜沧江下游电站云南省内消纳部分——市场化竞价机制。截至目前云南省内消纳电量基本全部纳入云南省电力市场化交易范畴，过去几年由于云南电力供需严重过剩、弃水严重，引入市场化交易后上述电量对应的电价一路下行，严重拖累公司业绩。2018年随着云南省电力供需持续改善，弃水率大幅降低，交易电价有所回升。
第二类电量：澜沧江下游电站通过“西电东送”协议外送广东、广西部分。
第三类电量：澜沧江上游云南段电站通过“滇西北-深圳”直流工程送深圳部分。
第二、三类电量属于外送部分，基本定价原理与落地端倒推类似，公司上网电价=落地端电价-输配电价。但是由于外送线路并非专门配套特高压，公司外送电量需先连接云南省网，输配电价实际包括两部分，第一部分为云南省网部分的输配电价，第二部分才为云南外送特高压输配电价，导致公司最终上网电价低于雅砻江锦官电源组、溪洛渡等电站。分类来看，由于历史问题，第二类电量中云南省网部分输配电价较高，上网电价偏低。第三类电量来自新投产电源，改革推进难度低于存量部分，综合输配电价相对较低。
我们认为随着云南省电力供需的改善，省内消纳部分有望实现量价齐升；同时受益于电改推进，澜沧江下游送广东电量输配电价存在较大下降空间，提升倒推后的上网电价。我们将在二、三节将分别讨论省内消纳部分及存量外送部分业绩改善逻辑。
3.2 云南省电力供需逐渐改善 省内消纳部分有望量价齐升
“十二五”期间云南省装机集中投产错配用电需求下行，省内电力供需格局急剧恶化。“十二五”期间云南省水电装机集中投产，装机容量增速一度超过20%。尽管云南省规划大量高耗能项目以消纳电力，但是受“十二五”后期经济新常态影响，高耗能项目建设相对滞后，省内用电需求并未相应增长。水电装机密集投产叠加下游用电需求不振，云南省内消纳电力供需格局急剧恶化，自2013年开始云南电力供应由季节性丰盈转变为全年过剩。
同时期广东用电需求增速疲软，接纳意愿低，云电外送受阻。除省内消纳外，云南省近半电量外送广东、广西，其中广东占外送电量近90%。2013~2016年云南省年均外送电量超过900亿千瓦时，2017年云南电网西电东送电量首次突破1200亿千瓦时。但是与云南省类似，14、15年广东省内装机快速增长，用电需求疲软，云电外送量增速下滑，加剧省内供需恶化程度。
供给过剩、外送通道不足以及来水集中导致云南过去几年弃水严重。水文方面，澜沧江上游水量主要来自于青藏高原融雪及地下水补充，受气温影响较大；中下游主要来自降雨，同时受太平洋季风和印度洋季风双重影响，降雨较为集中。另一方面外送电逐年增加使得电力外送通道在丰水期已基本满负荷运行，新增水电无法有效消纳，导致云南省丰水期弃水严重。其中弃水率最高的2016年全年弃水315亿千瓦时，占云南省当年发电量12.76%。2018年随着滇西北-特高压投产，云南弃水情况大幅改善，2018年全年弃水量176亿千瓦时，占云南全省发电量的比例降至5.41%，弃水率较2016年减少超过40%。
云南省火电利用小时数大幅下滑，直观反映省内供电能力溢出。水电利用小时数受来水影响，火电利用小时数可直观反映云南省电力供需格局。随着水电装机的快速投产，云南省火电利用小时自2006年6275小时下降至2017年1236小时，下降幅度远大于全国水平，印证水电投产导致省内供电能力逐渐溢出。2018年滇西北特高压项目投产后，水电消纳压力有所缓解，火电利用小时数回升614小时。
供给过剩背景下云南省力推电力市场化改革，市场化电价大幅降低。2015年11月国家发改委、国家能源局批复《云南省进一步深化电力体制改革的试点方案》，云南省成为首批电力体制改革综合试点。昆明电力交易中心推出多种市场化交易品种，包括年度、月度、日度交易，2018年占比分别为46.78%、52.06%和1.16%。由于水电边际成本接近于零，“十三五”初期电力过剩背景下推行市场化交易导致电价显著下滑，公司盈利空间备受挤压。
当前云南省电力需求回暖、装机投产高峰结束，叠加广东省扩大外购电规模，云南省电力供需大幅向好，公司存量机组有望实现量价齐升。
2017年以来云南省高耗能产业快速发展，提高云南本地消纳能力。“十三五”中期以来东部地区因能源双控及环保压力，高耗能产业持续向西部地区转移，云南省凭借较低的电价优势，成为主要目的地之一。为承接产业转移及打造战略产业集群，云南省2016年提出2025年前打造铝、铜、铅锌3个千亿元产业链条和500亿元的锡产业链，推动云南千万吨级炼油基地配套石化项目和云南石化产业园等重大项目建设；2017年进一步提出重点布局水电硅材加工一体化产业集群，年用电量有望达300亿千瓦时。受益高耗能产业发展，云南省用电需求增速2017年来已大幅回暖；今年前三季度云南省累计实现用电量1307亿千瓦时，同比增长9.26%。
云南装机增速缓慢，供需格局持续改善。按照云南省十三五规划，2020年云南省装机容量达到9300万千瓦，而2018年云南省装机量已达9381万千瓦，规划任务已完成。“十三五”期间重点干流水电项目中未投产的仅剩金沙江中下游的乌东德、白鹤滩电站，预计投产时间为2021-2022年，乌白电站所发电量将分别送至广东及江浙地区，不在云南省消纳。云南省内装机增速远低于预期用电增速，电力供需矛盾有望得到缓解，公司有望充分受益于云南电力供需环境的改善。
外送通道陆续投产，云南省窝电现象大幅缓解。自2015年糯扎渡特高压工程投产以来，云南省新增多条外送线路，新增外送能力1420万千瓦，大幅缓解窝电现象。截至目前，云南省共有8条电力外送线路，其中包括3条特高压线路。2018年5月滇西北-深圳直流特高压线路全面投运，额定输电能力500万千瓦，新增澜沧江上游外送能力200亿千瓦时。云南省2019年上半年实现外送电量727亿千瓦时，同比增长33.34%。此外，乌东德至两广配套特高压工程已经开工，额定输送容量送广东500万千瓦、送广西300万千瓦，预计广东端2020年投产、广西端2021年投产。该线路实际输送能力高于乌东德外送需要，公司旗下龙开口等相关电站有望受益。
煤电供给侧改革背景下，广东省力推清洁能源转型，外购西南水电规模持续扩大。2017年1月国家能源局发文要求广东“十三五”煤电投产规模控制在390万千瓦以内，共计1222万千瓦煤电项目推迟到“十四五”及以后，煤电供给侧改革背景下广东总体装机增长空间有限。2019年前三季度广东省全社会用电量同比增长5.2%；受滇西北-深圳特高压投产影响，前三季度广东省内累计发电量仅同比增长0.4%，约有30%的用电量依赖外省输送，预计未来云南省电力外送条件有望持续改善。
受益上述多方利好，云南市场化交易电价已开始回升。2016-2018年云南省丰水期（8、9、10三月）市场化交易电价已开始回升，尤其在2018年下半年在来水大幅向好、水电发电量大增的背景下，受益市场需求方交易意愿强烈，交易价格仍表现出小幅上涨。2019年丰水期由于来水显著好于上年同期，交易电价略有下滑，11月电价已大幅上升。
目前云南省市场化交易比例位居全国首位，后续提升空间有限。云南省电力市场化推行力度领跑全国，2018年完成市场化交易电量851亿千瓦时，占全社会用电量的62.74%，其中大工业用户已全部参与市场化交易。云南省当前整体市场化交易比例位居全国首位，远高于全国平均的30%市场化率，未来进一步上升空间有限。
根据我们对云南省未来三年电力供需平衡的测算，云南省水电消纳情况有望持续改善。由于水电消纳优先度在火电之前，因此火电利用小时数是水电供需格局和消纳情况的直观体现，在供需错配期间内云南省火电利用小时数从2006年的6275小时下降至2017年的1236小时。受益于未来省内外需求增速远超装机增速，我们测算云南2019-2021年火电利用小时数分别为1337、3422、4742小时，火电利用小时数回升预示着水电消纳情况明显改善，公司存量机组有望实现量价齐升。
3.3 新一轮电改有望降低输配电价 存量外送部分受益显著
公司澜沧江下游外送部分云南省网部分输配电价显著偏高。公司外送部分上网电价=落地端电价-输配电价，但是由于外送线路并非专门配套特高压，公司外送电量需先连接云南省网，输配电价由云南省网部分和外送特高压部分构成。由于历史问题，公司澜沧江下游外送电量（即3.1节所述第二类电量）云南省网部分输配电价较高，当前约为5分/千瓦时，导致倒推后的上网电价偏低。相比之下，最新核定的滇西北-深圳特高压云南省网部分仅为1.5分/千瓦时。
新一轮电改开启，核心之一为输配环节电价核定。2015年3月中共中央、国务院《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》宣告新一轮电力体制改革正式启动。由于电网具有自然垄断特点，本轮改革核心为“管住中间、放开两头”，即放开输配以外的竞争性环节电价，建立市场化机制。国网和南网的输配电垄断被打破，电网企业不再以上网电价和销售电价的价差作为收入来源，而是按照政府核定的输配电价收取过网费，输配电价格根据“成本+合理收益“原则制定，输配电价实行事前监管，监管周期为三年。
随着后续跨省输电价格核定落地，云南省内输电电价（500kv）和特高压输电电价均有进一步降低的空间。输电电价下降所带来的让利空间， 有望提升云南水电盈利水平。
公司澜沧江下游电站每年发电量约为750亿千瓦时，按55%外送、45%省内消纳计算，则外送412.5亿千瓦时，省内消纳337.5亿千瓦时。公司享受15%所得税优惠政策，因此省内消纳部分市场化竞价每提升1分/千瓦时，则增厚归母净利润2.87亿元；存量机组外送部分上网电价主要取决于输送电价核定，输配电价每下降1分/千瓦时，则可增厚利润3.51亿元。
4．盈利预测与估值
4.1 盈利预测
由于云南省电力供需格局持续改善及特高压外送能力不断增强，预计公司弃水量将会不断下降。公司所属澜沧江上游电站于2018-2019年集中投产，截至2019年9月底公司装机量较2017年末将增长28%，达到2321万kw。弃水改善、装机增长，公司发电量预计将实现逐步提升。
考虑到云南省内电力交易的格局正逐步发生转变，公司市场化交易电量的上网价格有望持续上行。澜沧江上游电站的外送电价核定落地，0.3元/kwh的水平远高于公司存量电站。澜沧江下游电站外送广东部分，过去受制于较高的输电价格，上网端价格受到压制。后续随着电改持续深化，输电价格有望逐步下调，上网电价亦存在提升空间。
目前公司澜沧江下游及上游云南段电站资源基本开发完毕，尚待开发的主要电站均位于澜沧江上游西藏段区域。考虑到西藏区域电站造价成本过高，以及外送消纳等问题尚不确定，我们判断公司在近期开启西藏段电站建设的可能性较低。因而我们判断2019年即为公司资本支出拐点，后续公司自由现金流有望提升。
我们预计公司2019-2021年分别实现营业收入213.95、214.14、210.67亿元，实现归母净利润分别为54.34、50.63、53.44亿元（利润表、资产负债表及现金流量表预测见文章结尾）。
4.2 相对估值法
我们选取A股主要的水电上市公司，包括长江电力、国投电力、桂冠电力、黔源电力，从市盈率角度，华能水电市盈率略高于其他可比公司平均值，其市盈率估值与长江电力接近。公司当前股价对应2019-2021年市盈率分别为15、16和15倍，同期行业可比的市盈率水平分别为15、14和13倍。
考虑到水电公司折旧占主营成本高，真实现金流显著高于归母净利润，且作为重资产行业，不同公司之间资产负债结构差异巨大，也会影响对公司价值的判断。因此我们主要参考企业价值倍数法，来对华能水电进行相对估值。我们预计公司2019-2021年企业价值倍数分别为11、11和10倍，行业平均水平为10、10和9倍，公司企业价值倍数与行业平均水平基本接近。
华能水电与其他可比公司相比具备几个方面的优势，一方面电价水平较低，未来仍有逐步修复的空间，而其他可比上市公司当前市场化交易比例较低，未来有降电价风险；公司目前在建有托巴电站（140万kw），享有澜沧江上游西藏段开发权，未来还将有50%以上的装机成长空间。优质大型水电属于稀缺核心资产，有开发权，有成长性；无开发权，未来则无成长性。考虑到公司的电价修复预期（其他公司则有电价下行风险），以及中长期成长性，应该给予公司一定的估值溢价。
4.3 绝对估值法
由于水电公司净营运资产（应收账款、应付账款等）变化较小，我们忽略净营运资产变化，通过净利润间接法得到自由现金流，其中所得税按15%计算，假设托巴电站2024年投产（工期7年），暂不考虑澜沧江上游西藏段建设情况。
我们假设公司目标有息负债率为50%，无风险收益率取3.5%，股票市场平均回报率取10%，beta取0.8，则公司WACC为6.05%。
在6.05%的WACC假设下，我们测算公司自由现金流折现价值为2337亿元，公司截至2019年9月底有息负债价值约为1100亿元，由此我们可得公司当前股权价值为1237亿元。我们同时在5%、5.5%、6%、6.5%和7%的WACC假设下进行了敏感性分析，结果显示华能水电当前市值呈低估状态。从绝对估值角度，我们认为6.05%的WACC较为合理，公司市值较目前有约50%的增长空间。目前全球降息预期提升，随着无风险利率的下降，公司绝对估值水平有望继续提升，维持“买入”评级。
长江电力为全球第一大水电公司，因此我们选取长江电力作为对比标的。
长江电力资产注入临近，华能水电远期成长性相当。长江电力目前装机容量4550万千瓦，旗下拥有三峡、葛洲坝、溪洛渡、向家坝四座世界级电站，目前三峡集团在建乌东德、白鹤滩电站合计2620万千瓦，预计2021-2022年首台机组投产，届时择机注入长江电力，长江电力装机容量有50%增长空间。华能水电目前装机容量2321万千瓦，远期澜沧江上游西藏段拟建项目装机容量合计约1000万千瓦，华能水电远期装机容量也有近50%增长空间，但是相比长江电力，公司拟建装机投产时间预计在2035年，时间较长。
长江来水稳定性及流域调节能力优于澜沧江，长江电力发电量更为平稳。相比长江，澜沧江干流为横断山“三江并流”中间的一条，支流较少。而且澜沧江流域受印度洋季风和太平洋季风双重影响，降雨月份集中，导致澜沧江来水稳定性不如长江。从电站层面看，长江电力旗下溪洛渡、向家坝，以及待注入的乌东德、白鹤滩均位于金沙江与雅砻江交汇处下游，金沙江上游“一库八级”以及雅砻江锦官电源组等均具备多年调节能力；三峡、葛洲坝则位于我国中部地区，长江中上游支流大多已完成汇聚，叠加三峡巨量库容，长江电力发电平稳性优于华能水电。
华能水电当前电价显著低于长江电力，上行空间更大。从电价角度看，长江电力旗下三峡电站上网电价由发改委单独发文制定，葛洲坝实行标杆电价，溪洛渡、向家坝采用落地端倒推机制，2018年4座电站平均上网电价为0.261元/千瓦时（含税，下同），远高于华能水电2018年的平均上网电价0.214元/千瓦时。从供需格局来看，华能水电后续受益于云南省电力供需格局向好，电价有望大幅回升，长江电力未来电价则相对稳定甚至存在下行风险。华能水电当前低电价导致扣非ROE、扣非净利率等盈利指标均大幅低于长江电力，未来亦存在修复空间。
长江电力分红比例较高，华能水电资本开支迎来拐点，后续分红比例有望大幅上行。长江电力旗下电站主要通过母公司三峡集团建设，建设完毕后择机注入上市平台。在2016年重大资产重组时承诺2016-2020年每股分红比例不低于0.65元，分红比例约为66%，2021年后分红比例不低于70%。华能水电近年分红率在45%上下，我们预计2019年将成为公司资本支出拐点，后续现金流量显著改善，公司分红率有望大幅上行。
综合装机成长性、发电量平稳性、盈利能力提升空间及分红情况，华能水电与长江电力互有优劣，当前长江电力盈利能力优于华能水电。从绝对估值角度，公司作为全球性稀缺核心资产，有望持续受益利率下行。
4.5 风险提示
澜沧江流域来水波动风险。澜沧江支流较少且同时受印度洋水汽和太平洋水汽影响，来水波动性较大。随着全球变暖，反常气候出现频率升高，不排除连续多年来水持续偏枯。
广东省、云南省用电需求下滑。其中广东省经济外向型特征明显，云南省近年来大力引进高耗能产业，产业结构以中上游原材料供应为主。用电需求与宏观经济高度相关，中长期用电需求增速假设取决于对中国未来经济发展的信心。
