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%；风电价仿宋 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。
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