来源：国金证券研究所
国金证券研究所
资源与环境研究中心
环保与公共事业李蓉团队
投资建议
2018年公司获得投资收益39亿元，我们预测公司 2019~2021 年营业收入分别为208/211/216亿元，归母净利润分别为50.94/51.36/52.37亿元，对应 EPS 分别为0.28/0.29/0.29元，当前股价对应 P/E 为15.4/15.3/15.0X，预计2019年归母扣非净利润增速67%，给予2019年18倍PE，对应目标价5.0元，首次覆盖给予“增持”评级。
投资逻辑
公司1H2019新投产563万千瓦装机容量，规模全国第二：公司拥有澜沧江干流全部水能资源开发权，1H2019澜上563万千瓦装机容量投产，公司装机容量达 2294 万千瓦，占云南省统调水电装机容量的 42%。在全国范围内仅次于长江电力4550 万千瓦装机容量，是我国装机规模第二的水电公司。
云南高耗能拉动用电增长，电力交易价格趋于稳定：云南售电收入约占公司水电板块收入四分之一。云南省未来将有水电铝和水电硅新建产能的持续释放，电力产能需求将有高的持续增长。2019 年新增大工业负荷 250 万千瓦，预计新增用电量需求约 43 亿千瓦时。2020-2021年，预计仅云铝股份就将新增142亿千瓦时用电量。云南省电力市场化程度高，电力市场趋于成熟，汛枯期价差缩窄，近三年全年加权平均电价基本稳定。
广东外送电需求难以下降，预计未来市场化交易电价上升：广东售电收入约占公司水电板块收入七成。根据现有广东省控煤趋势和能源结构，通过核电填补火电减少的缺口仍需时间，预计2019年广东外送电需求将扩大到2000亿千瓦时以上，未来广东省外送电需求或将难以缩小。2019年全部市场化电价折价4.0分/千瓦时，相比2017、2018年仍有所缩窄，月结竞价交易折价仅3.0分/千瓦时。我们预计未来广东电力供给偏紧状态仍将继续，市场化交易电价上升。
唯一拥有多年调节能力水库上市公司，预计2019年股息率有望3.9%：华能水电是目前唯一拥有多年调节功能水库的上市水电公司。小湾和糯扎渡水电站是具有多年调节能力龙头水库，承担了稳定云南省枯期发电的功能，也起到平滑来水的效果。公司承诺每年以现金方式分配的利润不少于当年实现的可供分配利润的50%。按照当前股价折算，2019年股息率有望超过3.9%。
风险提示
澜沧江来水严重不及预期；应收款项周转不及预期；云南省电力交易不及预期；宏观经济不及预期。
目录内容
一、独享澜沧江开发权，多年调节龙头平衡丰枯
拥有澜沧江全部水能资源开发权，装机量全国第二：公司全称华能澜沧江水电股份有限公司，主营业务为水力电项目的开发、投资、建设、运营与管理，主要收入来自于水力发电的销售收入，2018年水力发电占公司营业收入比例98%。公司拥有澜沧江干流全部水能资源开发权，以澜沧江大型水电开发为主，兼顾新能源电力开发。
澜上563万千瓦装机容量投产，公司巩固全国第二位置：2018年公司水电装机容量占全国水电装机容量的6.02%，水电发电量811.8亿千瓦时，占全国当年水电发电量7.36%。2019年上半年，公司澜上五座电站陆续投产，已投产装机容量达 2293.6 万千瓦，占云南省统调水电装机容量的 42%，在全国范围内，仅次于长江电力4549.5 万千瓦装机容量，是我国装机规模第二的水电公司。
独有多年调节龙头水库，平衡丰枯平滑来水：华能水电是目前唯一拥有多年调节功能水库的上市水电公司。小湾和糯扎渡水电站是具有多年调节能力的龙头水库，承担了稳定云南省枯期发电的功能。二者联合调节的情况下，糯扎渡水电站枯期的电量可以比汛期更大。在龙头水库的帮助下，公司在2018年下半年来水较丰时期保留了较大水头，保证了2019年上半年枯期的发电量，加上2019年上半年投产的澜上五座水电站逐渐释放装机容量，实现了营业收入和净利润的大幅增长。
二、云南高耗能拉动用电增长，电力交易电价稳定向上
云南省外送电量快速增长，省内用电和外送广东是云南省电力消纳的主要途径：云南省是我国“西电东送”主力省份。自2013年开始，云南省外送电量快速增加，根据国家统计局数据，到2018年，云南省全年发电量3007亿千瓦时，其中省内用电1679亿千瓦时，外送电1328亿千瓦时，占发电量比例达44%。省网外送广东、省网外送广西、溪洛渡外送广东以及送境外（越南、老挝、缅甸）等部分。其中省网外送广东和溪洛渡外送广东部分合并占云南省电力消纳的40.5%，省网外送广西部分占比4.4%，送境外部分占比0.6%。因此，云南省电力消纳的主要途径是省内用电（54%）、外送广东（41%）、外送广西（4%），送境外（1%）。
华能水电电力主要送往广东和本地消纳：公司上网电量在云南本地消纳大约30%，其他部分外送，大部分送往广东，占上网电量比例达60%，送往广西占比较小为7%，送往境外占比为4%。
2.1二产是云南用电增长主要动力，未来两年预计水电铝至少新增142亿千瓦时用电需求
2017年、2018年和2019上半年，云南省全社会用电量分别为1538、1679、822亿千瓦时，用电量累计同比增速9.1%、9.2%、6.7%，增速超过同期全国全社会用电量增速2.5、0.7、1.7个百分点。云南省用电情况表现出较好的需求增长潜力。
第二产业是云南省电力需求主要力量：2016-2018年，第二产业占云南省全社会用电量比例分别为73.2%、72.8%、72.4%，高于全国比例2-3个百分点。分行业看，近年来云南省第一产业用电量增速最高，第三产业增速在第二位且有扩大趋势，第二产业增速有下降趋势。但云南省第二产业用电基数尤其大，虽然第二产业增速收缩，但是依然是新增用电量贡献最大的行业。
2017年、2018年、2019年上半年，云南省第二产业新增用电分别为87.0、97.6、27.1亿千瓦时，对应新增用电贡献率分别为68.2%、69.0%、25.8%。云南省第二产业用电量具有一定周期，如电解铝等耗电大户生产高峰期都在下半年。总体上看，第二产业仍然是云南省新增用电的主要来源。
2019-2021年水电铝和水电硅项目投产带来新增需求：根据昆明电力中心公告数据，2019 上半年云铝昭通海鑫一期、 鹤庆溢鑫一期项目投产，预计下半年将有云南神火90万吨电解铝等水电铝项目投产，全年新增大工业负荷 250 万千瓦，预计新增用电量需求约 43 亿千瓦时，是云南省电力本省消纳的主要增长动力。2020-2021年，将有云铝海鑫二期35万吨、鹤庆海鑫二期24万吨、文山铝业50万吨新建水电铝产能投产，根据云铝股份年报披露数据测算，生产每吨电解铝大约需要13000千瓦时电量，则预计仅云铝股份就将在未来两年新增142亿千瓦时用电量。
此外，云铝股份与华能澜沧江水电有限公司、云南华电金沙江中游水电开发有限公司按照每千瓦时不高于0.185元的上网电价签订双边协议，确保云铝股份用电价格不高于每千瓦时0.2785元。从这一价格看，只有水电的价格才有足够低。
2.2电力交易市场化程度高，交易电量电价稳定向上
云南省是我国首批电力体制改革综合试点省份，2016年市场化交易电量占全省用电量比例达41.8%。短期内过快提高的市场化交易电量比例和当时相对滞后的输电设施建设、不充分的消纳渠道造成云南省内电力供给过剩，“窝电”情况严重，交易电价被压制。
2016年后，国家能源局、国家发改委、云南省政府出台多项政策落实水电消纳问题，一方面在云南省内积极引进水电铝和水电硅等高耗能项目，提高本地电力需求；另一方面建设西电东送电力输配通道，将云南过剩的电力供给对接广东省和广西自治区的外送电需求。到2018年，云南省弃水情况已经大大缓解。
云南省内消纳部分主要实行市场化定价：根据每年电力市场化交易实施方案，在昆明电力交易中心通过参与市场化交易形成上网电价，交易主要采用双边协商、连续挂牌、自主挂牌方式组织。集中竞争方式的电力直接交易最低限价为 0.15 元/kWh，最高限价为 0.42 元/kWh。
云南电力交易市场增速收窄，交易量逐渐稳定：自从2016年以来，云南省市场化交易电量环比、同比快速增长，2016-2018年，三年间电力市场化交易量分别为560、703、851亿千瓦时，CAGR达到20.1%，市场化比例分别为41.8%、45.7%、50.7%。进入2019年下半年，云南市场化交易电量增速逐渐下滑，月度交易量逐渐趋于稳定，预计未来将步入平稳增长。
云南电力交易市场逐渐成熟，汛枯价差缩窄平均价提高：云南省电力资源呈现“丰余枯缺”特性，6-10月的汛期电价与11月至次年5月枯期电价具有明显差距。在市场化电力交易初期2016年，汛枯期电价价差最大达到0.1609元/千瓦时（汛期电价最低0.0958元/千瓦时，枯期电价最高0.2567元/千瓦时），全年交易平均价仅0.1682元/千瓦时。随着云南省电力市场逐渐成熟，充分发挥市场化交易机制的价格发现和市场调节功能，汛枯期交易电价逐渐靠拢，2019年汛枯期价差缩窄到0.1280元/千瓦时，全年加权平均电价基本稳定至0.1782元/千瓦时。
2019年下半年来水偏枯电力市场供需改善，交易电价可能上浮：对比云南省过去三年的市场化交易电量价格，2019年上半年交易电价多处于过去三年交易电价区间的底部位置，2019年下半年尤其四季度澜沧江来水偏枯，云南省交易电价上浮超过过去三年最高价，云南省电力交易市场供需格局改善，已经从之前的供给宽松转为供给偏紧。预计2019年下半年云南来水偏枯的影响将延续至2020年，2020年云南省加权平均电价甚至有可能出现上浮。
从长期看，一方面，云南省用电增量主要靠第二产业拉动，未来将有水电铝和水电硅新建产能的持续释放，电力产能需求将有高的持续增长。2019 年新增大工业负荷 250 万千瓦，预计新增用电量需求约 43 亿千瓦时。2020-2021年，预计仅云铝股份就将新增142亿千瓦时用电量。另一方面，云南省电力市场化程度高，月度市场交易电量增速下降，电力市场趋于成熟，汛枯期价差缩窄，近三年全年加权平均电价基本稳定。
三、广东需求韧性足，电力局部短缺电价企稳
3.1广东能源“双控”导致火电供给降低，预计未来外送电需求再次扩大
广东省是我国用电大省，2017年、2018年和2019上半年，广东省全社会用电量分别为5959、6323、3028亿千瓦时，用电量累计同比增速6.2%、6.1%、3.3%，全社会用电量占全国比例9%，居全国首位。
广东省用电增量呈现二产到三产的转换趋势： 2015-2018年，广东省第三产业占全社会用电量比例分别为16.5%、16.9%、17.3%、19.1%，显著高于全国第三产业占比。第二产业用电量虽然仍然占比最大，但是低于全国水平。在广东省，第二产业用电量增速下滑，第三产业用电量增速逐年扩大，城乡居民用电量增速基本保持平稳。从新增电量方面看，第二产业仍贡献了新增用电量的主要部分，但是第三产业贡献的新增用电量正在逐年提高，用电增量呈现二产到三产的转换趋势。
2019年广东省外送电需求或将超过2000亿千瓦时：火电是广东省发电的绝对主力，2018年火电发电量占比达75%。广东省环境保卫厅发布的《广东省打赢蓝天保卫战2018年工作方案》提出，到2020年广东省煤炭消费总量控制在1.65亿吨左右。2018年下半年广东省开始实施能源“双控”政策（控制煤炭消费总量，控制煤炭质量），大力推动清洁能源发电，火电发电量增速收缩，并拖累了全省发电量的提高。2018年广东省发电量4370亿千瓦时，与去年同比增速仅4.1%。广东外送电需求扩大为1953亿千瓦时，相比2017年扩大35.4%。
《广东省2019年能耗“双控”工作方案》要求，2019年全省单位GDP能耗比2018年下降3.0%，能源消费总量新增量控制在1200万吨标准煤以内。受此政策影响，2019年广东省火电发电累计增速继续降低到负数，发电量持续下降；同时水电发电量一改前两年低于零的增速，发电增速快速回升为正并持续提高。2019年1-10月，广东省用电量累计增速维持在6.1%与去年增长水平相近，发电量累计增速降低为2.7%，外送电需求达到1764亿千瓦时，比去年同期进一步扩大2.8%，若按照发电量与用电量的累计增速估算，2019年外送电需求将超过2000亿千瓦时。
核电填补火电控煤缺口仍需时间，预计广东外送电需求难以缩小：在广东省大力推动清洁能源转型趋势下，虽然2019年广东有台山核电站一期350万千瓦和阳江核电站6号机组109万千瓦投产，广东省抽水蓄能发电量累计增速创新高，但预计根据现有广东省控煤趋势和能源结构，通过核电填补火电减少的缺口仍需时间，未来广东省外送电的需求或将难以缩小。我们假设2020年火电发电量由于采用高热值煤等因素增速4.0%，核电新增产能完全释放增加161亿千瓦时发电量，水电、风电、光伏等发电量增速维持2019年累计增速，2019-2020年用电量增速维持2019年1-10月累计增速6.1%，则预计2020年广东外送电需求将达到2230亿千瓦时，在2019年基础上有继续扩大可能。
广西外送电需求或与去年持平在110亿千瓦时左右：2018年，广西壮族自治区全社会用电量1703亿千瓦时，与去年同比增速17.8%；发电量1591亿千瓦时，与去年同比增速20.5%，广西自治区外送电需求112亿千瓦时，相比2017年缩小9.5%。2019年1-10月，广西壮族自治区用电量累计增速降低为12.8%，发电量累计增速同步降低为13.1%，外送电需求111亿千瓦时，与去年同期外送电需求112亿千瓦时基本持平，预计2019年全年外送电需求也将与2018年持平，预计在110亿千瓦时左右。
3.2广东市场化格局较优，预计未来市场化交易电价折价继续缩窄
跨省跨区清洁电源，电量电价双保障：发改价格[2015]962号文《国家发展改革委关于完善跨省跨区电能交易价格形成机制有关问题的通知》指出跨省跨区送电由送电、受电市场主体双方在自愿平等基础上，在贯彻落实国家能源战略的前提下，按照“风险共担、利益共享”原则协商或通过市场化交易方式确定送受电量、价格，并建立相应的价格调整机制。国家鼓励通过招标等竞争方式确定新建跨省跨区送电项目业主和电价；鼓励送受电双方建立长期、稳定的电量交易和价格调整机制，并以中长期合同形式予以明确。目前，根据《“十三五”云电送粤框架协议》，送广东电量落地电价不高于广东省燃煤机组标杆上网电价，并扣除超高压输配电价、线损、省内输配电价后，预计云南送广东上网电价为 0.2528 元/千瓦时；广西同理倒推，云南送广西上网电价预计为 0.1423 元/千瓦时。
广东市场化格局较优，预计交易电量折价继续收窄：框架外多发电量则进入市场化交易，受价格驱动，目前云南西电东送框架外电量主要送广东，参与广东市场化月度结算交易。广东市场化交易电量在煤电标杆价基础上进行折价，随着2018年下半年广东省开始执行能源“双控”政策，2019年广东火电发电量降低，外送电需求扩大，市场化交易电量折价较往年收窄。2017-2018年的全年加权折价6.6分/千瓦时，2019年在月度市场化交易电量超过20%增速增长的情况下，广东电力市场综合交易加权平均折价缩窄为4.0分/千瓦时，全年波动幅度非常小在0.3分/千瓦时范围内，月结竞价交易折价仅3.0分/千瓦时，电价十分稳定，广东省电力市场供给偏紧。我们预计尽管短期广东供应量随着本省风电、核电以及乌东德供应的增加略宽松，但广东用电需求基本维持在4-5%的水平，未来电力市场供给偏紧状态，剔除煤价影响市场化交易电量折价将继续收窄。
输送能力提升，解决电力供需对接问题：2018 年，随着±800 千伏滇西北直流（新东直流）双极投运，云南外送能力提升至 3115 万千瓦。目前云南省已建成8条直流通道，两条交流通道，形成了“八直两交”的外送电通道布局，西电东送最大送电能力达3060万千瓦。未来两年南方电网公司还将加快建设±800千伏乌东德电站、送电广东广西特高压多端直流输电工程、云贵互联通道工程等一批国家重点工程，预计2021年云南西电东送能力将达4215万千瓦，实现外送电能力较大提升。
从长期看，一方面，虽然2019年广东省有460万千瓦核电装机容量投产，抽水蓄能发电量累计增速创新高，但根据现有广东省控煤趋势和能源结构，通过核电填补火电减少的缺口仍需时间，预计2019年广东外送电需求将扩大到2000亿千瓦时，广西外送电需求维持在110亿千瓦时水平，未来广东省外送电的需求或将难以缩小。另一方面，广东电力交易市场化改革进度稳健，2019年月度市场化交易电量增速超过20%，市场化电价折价4.0分/千瓦时，相比2017、2018年仍有所缩窄，月结竞价交易折价仅3.0分/千瓦时。我们预计尽管短期广东供应量随着本省风电、核电以及乌东德供应的增加略宽松，但广东用电需求基本维持在4-5%的水平，未来广东电力供给偏紧状态仍将继续，市场化交易电量折价将缩窄，加权平均电价上升。
四、多年调节水库枯期多发，占据高价电优势
4.1第二大水力发电商，具备长期发展潜力
华能水电下属电站主要位于云南省境内。云南省水能资源储量大，开发条件优越，水能资源蕴藏量达1.04亿千瓦，居全国第三位，水能资源主要集中于滇西北的金沙江、澜沧江、怒江三大水系；可开发装机容量约0.9亿千瓦，仅次于四川，居全国第二位。云南省已将澜沧江、金沙江和怒江三大水系作为了优先、重点开发的对象，在政策、资金、技术等各方面给予了大力支持。截至2018年云南省发电装机容量（含向家坝）9366.84万千瓦，其中水电装机容量6666.37万千瓦，占比71%。
在丰沛的水资源条件下，云南是我国水力发电大省之一：2018年全省发电量3007亿千瓦时，其中水电发电量2477亿千瓦时，占比82%。2018年我国全国水力发电总量12342亿千瓦时，云南省水力发电量2698亿千瓦时，全国占比22%，仅次于四川省。得益于公司糯扎渡、小湾电站的多年调节功能，公司水电站主要在高电价的枯期放水，在汛期发电并蓄水，从而获得更高收益。
在建560万千瓦装机容量，长期具备增长潜力：我国境内的澜沧江干流可大致分为上游西藏段、上游云南段、中下游段。目前公司澜沧江中下游段的多个水电站运营稳定，澜沧江上游云南段建设的五个电站共计563万千瓦在最近一年内投产，为公司新增装机量和新增发电量的主要来源。截至2019年10月31日，公司运营水电站20座，共计2294万千瓦装机容量；在建及筹建水电站4座，共计560万千瓦装机容量。其中，在建的托巴水电站在上游云南段，具备140万千瓦装机容量，筹建中的古水水电站、如美水电站、橄榄坝水电站具备420万千瓦装机容量。此外，公司还拥有处于前期筹备工作的水电站6座，共计404万千瓦装机容量。
4.2水电站梯级调度能力对平滑汛枯期来水，增发电量有重要作用
公司拥有具备多年调节能力的小湾和糯扎渡水电站：具有调节水量的水电站称为有调节水库水电站。通常用调节库容/年径流量的比值来衡量水库的调节性能，分多年调节、年调节（季调节）、周调节、日调节、无调节。水库调度是指运用水库的调蓄能力，有计划地对入库径流进行蓄泄，以调节来水的时空分配，并充分利用水资源。在一条河流的水利水电开发规划中，为了充分利用水利水力资源，从河流或河段的上游到下游，修建的一系列呈阶梯式的水库。云南省澜沧江流域的小湾、糯扎渡水电站具有多年调节能力，正在筹建的如美水电站具有年调节能力，可作为规划河段及其下游河段的控制性调节水库；古水水电站具有季调节能力，是澜沧江上游云南段的“龙头水库”。如美、古水水电站投产后，将与已有水电站配合，提高公司在澜沧江流域的梯级调度能力，进一步挖掘澜沧江发电潜力。
多年调节水库调节能力国内少有：在全国范围内，多年调节水库都是少有的优质资产。小湾和糯扎渡水电站承担了稳定云南省枯期发电的功能，小湾水电站的调节能力可达到汛枯期比55:45，二者联合调节的情况下，糯扎渡水电站枯期的电量可以比汛期更大，一方面对电网的安全稳定运行提供较大的支持，另一方面可以在电价更高的枯期实现更多售电量。除此之外，长江电力的溪洛渡、向家坝水电站目前具备不完全年调节能力，建成乌东德、白鹤滩水电站以后的六库联调体系也仅仅具有年调节功能。雅砻江水电在两河口水电站建成之后，加上锦屏一级、二滩三库联调后，才具有多年调节性能。龙羊峡水电站是黄河流域上唯一的多年调节水库。
水电站梯级调度能力对平滑来水影响、增发电量具有显著作用：按照季度对比2017年至今澜沧江来水情况和公司澜沧江中下游水电站（剔除2017年后投产水电站发电量），水库梯级调度能力平滑了来水的丰枯影响，这一效果在2018年二季度尤其显著。2019年上半年公司发电量大幅提高57%，其中新投产的乌弄龙、里底、黄登、大华桥、苗尾水电站产能释放新增贡献率42%，已投产水库梯级调度的新增贡献率57%。这是因为公司在2018下半年来水较丰时期，使具备调节能力的水库保持较高水位，在2019年枯期释放水头，转化为公司发电量的增长。同样受益于强大的梯级调度能力，公司水电站的平均利用小时数显著超过云南省水电平均利用小时数。
公司承诺分红不低于可供分配利润50%，预计2019年股息率有望超过3.9%：公司2018年资产负债率已经降至72.8%，2019年澜上电站投产转固，预计2019-2021年资产负债率将下降至70%以下。公司承诺在当年盈利、且无未弥补亏损的条件下，如无重大投资计划或重大现金支出事项发生、资产负债率未超过75%，应当采取现金方式分配股利。公司每年以现金方式分配的利润不少于当年实现的可供分配利润的50%。按照当前股价折算，2019年公司股息率有望超过3.9%。
五、盈利预测与投资建议
公司1H2019新投产563万千瓦装机容量，规模全国第二：公司拥有澜沧江干流全部水能资源开发权，2019年上半年澜上563万千瓦装机容量投产，公司装机容量达 2294 万千瓦，占云南省统调水电装机容量的 42%。在全国范围内仅次于长江电力4550 万千瓦装机容量，是我国装机规模第二的水电公司。
云南高耗能拉动用电增长，电力交易价格趋于稳定：云南售电收入约占公司水电板块收入四分之一。一方面，云南省用电增量主要靠第二产业拉动，未来将有水电铝和水电硅新建产能的持续释放，电力产能需求将有高的持续增长。2019 年新增大工业负荷 250 万千瓦，预计新增用电量需求约 43 亿千瓦时。2020-2021年，预计仅云铝股份就将新增142亿千瓦时用电量。另一方面，云南省电力市场化程度高，月度市场交易电量增速下降，电力市场趋于成熟，汛枯期价差缩窄，近三年全年加权平均电价基本稳定。
广东外送电需求难以下降，预计未来市场化交易电价上升：广东售电收入约占公司水电板块收入七成。从长期看，一方面，虽然2019年广东省有460万千瓦核电装机容量投产，抽水蓄能发电量累计增速创新高，但根据现有广东省控煤趋势和能源结构，通过核电填补火电减少的缺口仍需时间，预计2019年广东外送电需求将扩大到2000亿千瓦时，广西外送电需求维持在110亿千瓦时水平，未来广东省外送电的需求或将难以缩小。另一方面，广东电力交易市场化改革进度稳健，2019年月度市场化交易电量增速超过20%，市场化电价折价4.0分/千瓦时，相比2017、2018年仍有所缩窄，月结竞价交易折价仅3.0分/千瓦时。我们预计尽管短期广东供应量随着本省风电、核电以及乌东德供应的增加略宽松，但广东用电需求基本维持在4-5%的水平，未来广东电力供给偏紧状态仍将继续，市场化交易电量折价将缩窄，加权平均电价微幅上升。
唯一拥有多年调节能力水库上市公司，预计2019年股息率有望3.9%：华能水电是目前唯一拥有多年调节功能水库的上市水电公司。小湾和糯扎渡水电站是具有多年调节能力的龙头水库，承担了稳定云南省枯期发电的功能，也起到平滑来水的效果。公司承诺每年以现金方式分配的利润不少于当年实现的可供分配利润的50%。按照当前股价折算，2019年公司股息率有望超过3.9%。
基于以上对公司供需情况分析，我们做出如下核心假设：
2019年下半年澜沧江来水情况不佳，将影响澜沧江枯期蓄水，考虑到小湾、糯扎渡等水库平滑来水的调节能力，预计2020年利用小时数将与2019年基本持平。到2021年，新建成的水电站产能逐渐释放，同时受益于两库八级调度系统的完善、梯级调度技术的改进，预计澜上五座公司水力发电利用小时数将提高5%；
2019年云南交易市场逐渐成熟，供需情况改善，云南市场化交易加权平均电价0.1782元/千瓦时，相比2018年平均电价微幅提高，预计2020、2021年云南省加权平均交易电价维持0.1782元/千瓦时；
近年广东市场化交易电量折价逐年缩窄，华能水电送广东电量除框架内部分外，其余框架外部分通过月度竞价交易结算，2019年广东月结市场电价折价3.0分/千瓦时。预计未来广东供需格局偏紧，外送电需求难以缩小，预计2020-2021年公司送广东市场化交易电量折价将缩窄为2.0、1.0分/千瓦时；
新能源发电中风电、光伏发电量增速分别为10%、5%，电价维持目前水平不变；
基于以上假设，我们对公司业绩作出如下预测：
2018年由于完成金中公司23%股权转让等因素，公司获得投资收益39亿元。我们预测公司2019~2021 年营业收入分别为208/211/216亿元，归母净利润分别为50.94/51.36/52.37亿元，对应 EPS 分别为0.28/0.29/0.29元，当前股价对应 P/E 为15.4/15.3/15.0X，预计2019年归母扣非净利润增速67%，给予2019年18倍PE，对应目标价5.0元，首次覆盖给予“增持”评级。
六、风险提示
澜沧江来水不及预期：水电利用小时数受水系的汛期枯期来水影响，如果澜沧江未来来水长期不及预期，虽然公司多个水电站具备多年调节能力，但如果澜沧江长期来水不及预期的情况，仍然会对水电站利用小时数产生负面影响。
应收款项周转不及预期：由于公司主要客户云南电网公司用银行承兑汇票支付电费的比例增加，同时2019年上半年新投产563万千瓦装机容量，发电量增加，应收电费增加，公司应收账款增加。公司大部分应收款项为银行承兑票据和1年以内应收账款，且第三季度已经出现好转。若云南电网公司持续拖欠电费，公司应收款项占比可能扩大。
云南省电力交易市场情况不及预期：云南省电力市场化程度高，如果未来云南省电力供需情况恶化，公司本地交易电价下降，将影响业绩。
宏观经济不及预期：公司大量电力输送给我国经济大省和用电大省广东。如果宏观经济情况持续下行，我国各省市尤其广东省电力需求下降，将不利于公司电力消纳。
附录：三张报表摘要
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