投资要点：
　　22Q3归母净利同比小幅下行。公司22Q3实现营业收入56.6亿元，YOY-0.09%；归母净利21.22亿元，YOY-2.12%；扣非后归母净利21.33亿元，YOY+5.15%。归母净利下降主要因为Q3投资收益同比下降2.89亿元（YOY-96%）。22Q1-Q3营业收入167.90亿元，YOY+8.16%；归母净利59.64亿元，YOY+22.68%，主要因为上半年来水较好，以及财务费用YOY-11.61%。
　　主汛期流域来水偏枯，发电量增速放缓。主汛期（7-9月）澜沧江流域来水同比偏枯3-4成，但公司Q3完成水电发电量294.59亿千瓦时，YOY+0.03%，我们认为主要受益于（1）Q2来水较多年平均偏丰2-3成，二季度末蓄水情况较好；（2）上游水库对下游梯级电站的调节作用。根据国家气候中心，秋季以来，重庆北部、四川西部和东部、云南东南部等地降水较常年同期偏多2成以上。国家气候中心预计，当前持续的拉尼娜事件将延续到2022/2023年冬季，我国大范围降水可能偏少，考虑主汛期旱情对汛末水位的影响及气候因素，我们认为若秋汛未显著超预期，22Q4与23Q1的发电量同比或承压。
　　Q3电价基本持平，电价上行整体趋势有望延续。我们测算公司22Q3度电收入0.193元/千瓦时，同比基本持平（22H1电价涨幅3.6%）；我们认为公司Q3度电收入可能受汛期缺水，省内外消纳电量结构改变的影响。根据昆明电力交易中心（图1），云南7-9月加权平均市场电价0.152元/千瓦时，同比+0.027元/千瓦时（+21.6%），7-9月省内市场化交易电量YOY+23.2%，市场电量价齐升趋势不改。
　　降本增效，折旧、财务费用贡献利润增量。Q1-3公司财务费用同比减少2.99亿元，YOY-11.61%，其中Q3减少1.09亿元，YOY-13.1%，测算全年有望增利4.03亿元。我们测算公司2022/23折旧费用分别有望下行1.7/0.4亿元。
　　新能源逐步投产，业绩增量可期。22Q3公司新松坡、大栗坪和小湾光伏电站投产发电，合计装机容量达26万千瓦。公司2022年拟投产装机容量130万千瓦，计划“十四五”期间开工1000万千瓦，我们认为后续水风光一体化项目的稳步推进有望成为公司业绩新的增长点。
　　盈利预测和估值。我们预计公司2022-24年归母净利分别为69.03、77.36、87.02亿元，对应EPS分别为0.38、0.43、0.48元。参照可比公司估值，PE估值法给予公司2023年18-20倍PE，对应合理价值区间7.74-8.60元；PB估值法给予公司2023年1.5-1.7倍PB，对应合理价值区间7.85-8.89元。考虑区域电价提升及新能源加速投产带来的稳健成长性，综合上述估值方法，给予公司合理价值区间7.74-8.60元，维持“优于大市”评级。
　　盈利预测和估值
　　（1）我们认为公司除在建托巴电站计划于“十四五”投产外，按现有建设进度，“十四五”期间或无其他自建水电机组投产。
　　（2）考虑到规划及建设周期，我们预计公司新能源项目将于2022年起陆续投产；随着上游光伏组件扩产，公司新能源装机增速在2023年后有望显著提升。
　　（3）我们预计公司22Q4水电发电量或同比下行；结合公司2019-2021年3年的发电量情况（公司在运澜沧江上游电站于2019年全部投产），我们假设公司2022-2023年的年均发电量约为970亿度左右。
　　（4）我们认为“碳中和”下产业转移以及云南省经济社会发展有望推动云南省市场化交易电价上行。公司的外送电主要送往广东省，我们认为“双控”背景下广东省对清洁电力的需求上升有望提升公司的电价议价能力。
　　风险提示。来水不及预期，用电量增速不及预期，环保风险，电价风险，新能源竞争加剧带来的投资成本上升和上网电价下行。