事件描述公司发布 2024年一季度发电量及上网电价公告： 2024年一季度公司累计完成发电量 561.64亿千瓦时，较上年同期下降约 0.19%；平均上网电价约为人民币 509.31元/兆瓦时。 事件评论 电量平稳电价承压， 电力主业收入或存在压力。 一季度公司累计完成发电量 561.64亿千瓦时，同比下降约 0.19%，电量下滑主要系湖南及湖北电厂电量下降影响，其中湖北公司一季度发电量 65.77亿千瓦时，同比降幅为 24.11%，主因系湖北省水电大发挤压火电出力空间影响；公司所属湖南煤电电厂一季度总发电量 38.92亿千瓦时，同比下降 9.02%。 除煤电电量有所承压以外，公司气电一季度完成发电量 42.89亿千瓦时，同比增长 5.38%； 水电完成发电量 10.11亿千瓦时，同比增长 24.81%。电价方面，公司一季度平均上网电价约为 509.31元/兆瓦时，同比减少 4.06%，电价同比回落主因或系公司机组主力所在的山东一季度中长期及现货电价均有所回落，一季度山东省月度中长期电价均值为 0.3654元/千瓦时（不含容量补偿电价），同比下降 0.01元/千瓦时，山东省现货月度均值 0.24131元/兆瓦时（不含容量补偿电价），同比减少 0.1104元/千瓦时。 整体来看， 虽然电量维持平稳， 但电价同比回落或使得公司一季度电力主业营收存在一定的压力。 煤炭价格显著回落，将主导公司业绩表现。 2024年以来，煤炭供需环境边际上趋于宽松，一季度秦皇岛港 Q5500动力末煤平仓价为 901.74元/吨，同比降幅达 20.12%。因此虽然公司电力主业收入端存在一定压力，但煤炭价格的同比大幅回落预计将主导公司一季度火电业绩表现。 此外，公司参股华电新能在去年新增装机维持高位的拉动下，整体业绩预计将维持快速增长，因此贡献投资收益预计也将实现稳步增长；虽然一季度煤炭价格有所回落，但由于去年参股煤炭业务全年大部分时间产能并未得到有效释放，因此随着其复工复产进度稳步推进，煤炭业务贡献的投资收益预计也将实现稳健的表现。因此整体来看，成本修复将主导公司一季度经营业绩，叠加投资收益稳步增长的拉动下，公司一季度业绩展望积极。 在建项目稳步推进， 资产结构加速优化。 截至 2023年底，公司在建项目仍有 653.68万千瓦，其中火电项目 623.8万千瓦，项目后续建成投产后，公司装机规模将实现 11.18%的增长，充沛项目保障公司远期的稳步成长。此外，公司 2023年末资产负债率为 62.62%，同比回落 5.83个百分点，资产结构加速优化。 投资建议与估值：根据公司最新财务数据，我们调整公司盈利预测，预计 2024-2026年EPS 分别为 0.62元、 0.70元和 0.79元，对应 PE 分别为 11.18倍、 9.93倍和 8.82倍，维持“买入”评级。 风险提示 1、电力供需存在恶化风险； 2、煤炭价格出现非季节性风险。

事件描述公司发布 2023年年报和一季度经营数据：公司 2023年实现营业收入 146.95亿元，同比增长2.63%；实现归母净利润 26.23亿元，同比增长 1.11%。 2024年一季度完成发电量 53.26亿千瓦时，同比增长 2.37%。 事件评论 火电经营持续修复， 全年业绩显著改善。 2023年，在需求的持续修复拉动下，全年完成煤电发电量 147.29亿千瓦时，同比增长 6.23%，燃机发电量 39.16亿千瓦时，同比增长45.38%。公司热电联产机组利用小时数高达 6014小时，超全省煤电平均利用小时数 1228小时，彰显公司机组的优异性。除电量维持高位外，得益于煤价的回落，公司电力行业原材料成本在电量增长的背景下，同比下降 3.08%。 公司火电业务主体盈利均实现显著改善：鸿山热电全年实现净利润达 3.84亿元（ 不含国能石狮投资收益），同比增长 188.31%； 晋江气电净利润 1.49亿元， 同比增长 18.57%； 龙安热电净利润 0.82亿元， 同比增长85.28%； 福能贵电净利润 0.79亿元， 同比增长 2812.16%。 偏弱来风限制新能源业绩， 投资收益同步受限。 2023年受来风偏弱影响，公司全年风电利用小时数为 3038小时，同比下滑 4.07%，但依然超全省风电平均利用小时 158小时，受此影响，公司陆上风电发电量 23.37亿千瓦时，同比减少 13.55%，但海上风电完成发电量 31.59亿千瓦时，同比增长 4.41%。 因此公司新能源业务主体福能新能源全年净利润为 9.70亿元，同比减少 23.3%； 海上风电子公司福能海峡全年净利润为 4.68亿元，同比减少 31.14%，利润下滑系 2022年机组试运行期间不计折旧费用影响。投资收益方面，2023年公司实现投资收益 12.40亿元，同比下降 4.70%，投资收益减少主因系来风偏弱导致参股海上风电公司海峡发电贡献投资收益 4.19亿元，同比下降 22.34%。 整体来看，火电业绩的修复使得全年归母净利润达到 26.23亿元， 同比增长 1.11%。 公司拟每 10股分红 3.1元（ 含税），分红率为 30.26%，但公司在《 2024— 2026年度股东分红回报规划》 中表示，规划期内公司董事会可提议公司进行中期分红，因此公司分红仍有提升空间。 来风及需求短期承压， 成本回落主导业绩表现。偏弱的来风持续影响， 2024年一季度公司风电完成发电量 14.95亿千瓦时，同比减少 10.43%；火电方面，一季度火电完成发电量 38.14亿千瓦时，同比增长 8.32%，其中气电完成发电量 6.46亿千瓦时，同比增长57.18%；热电联产完成发电量 11.44亿千瓦时，同比下降 19.83%；燃煤纯凝发电量 20.24亿千瓦时，同比增长 20.26%。值得关注的是福建省 2023年 8月调涨气电上网电价 0.0399元/千瓦时，因此气电业务将实现量价齐升，且今年一季度煤价大幅回落，秦皇岛港 Q5500动力煤市场价均值 901.74元/吨，同比降低 20.1%。 在煤价回落、 气电业务量价齐升以及纯凝机组发电量显著提升的平滑下， 公司一季度业绩或依然实现稳健的表现。 投资建议与估值：根据公司最新经营数据，我们预计公司 2024-2026年 EPS 分别为 1.17元、 1.26元和 1.42元，对应 PE 分别为 8.71倍、 8.11倍和 7.16倍，维持“买入”评级。 风险提示 1、煤炭价格非季节性上涨风险； 2、新项目建设进度不及预期风险。

事件描述公司发布 2023年年度报告： 2023年公司实现营业收入 1809.99亿元，同比减少 7.02%；实现归母净利润 56.09亿元，同比增长 104.41%。 事件评论 火电主业延续修复，担当经营业绩基石。2023年公司煤电完成发电量 3710.05亿千瓦时，同比减少 3.88%，电量同比回落主因系 2022年 9月宁夏资产转让影响，实际上公司煤电利用小时数同比增长 13小时至 5210小时，处于行业绝对领先水平。电价方面，公司 2023年煤电电价较基准价上浮 20.66%，因此公司煤电平均上网电价达到 461.28元/兆瓦时，与 2022年基本持平。成本方面，公司全年共采购原煤 1.84亿吨，其中长协煤占比 94%，入炉标煤单价 934.96元/吨，同比下降 43.82元/吨。在收入维持高位而成本回落的影响下，公司火电主业经营业绩延续修复，但由于公司对部分电厂进行减值测试，共计提资产减值 9.47亿元，限制了火电的业绩表现。 整体来看， 在成本端煤价显著回落影响下， 公司火电净利润达到 85.25亿元，同比增长 127.11%，公司火电业务度电净利已经达到 0.023元/千瓦时， 公司火电业务归母净利润达到 30.70亿元， 同比增长 317.50%。 电价提升缓解来水压力， 水电业绩表现优异。 2023年虽然受偏枯来水影响，公司水电发电量为 550.97亿千瓦时，同比减少 1.79%，但在四川省电力供需偏紧的影响下，公司水电上网电价达到 245.7元/兆瓦时，同比增长 4.15%。水电电价的增长缓解了来水的压力，因此公司 2023年水电毛利同比提升 1.04亿元，但公司水电净利润为 24.89亿元，同比提升 6.13亿元，增幅达 32.68%，水电净利润更高增速主因系公司管控财务费用的影响。 由于公司 2022年 10月完成国家能源集团持有的大渡河 11%股权交割， 公司水电权益比例有所提升，因此公司 2023年水电业务归母净利润达到 18.54亿元，同比增长 51.47%。 减值限制新能源业绩表现， 摆脱察哈素拖累增强确定性。 2023年，公司新能源控股装机增长 724.57万千瓦，新能源装机达到 1783.51万千瓦。新能源装机的快速扩张拉动电量维持稳健增长，新能源全年发电量同比增长 30.08%。但公司对应收账款中国网宁夏电力等部分省份新能源补贴全额计提减值，分部信用减值达到 7.24亿元，但也降低了后续的减值压力，此外，公司对部分资产进行评估计提 5.29亿元资产减值，因此公司 2023年新能源实现归母净利润 17.49亿元，同比减少 23.49%。此外，由于察哈素煤矿 2023年长期停产，公司控股 50%的国电建设 2023年亏损 4.9亿元，同比大幅减少 156.01%。 在火电及水电业绩修复的拉动下， 公司全年实现归母净利润 56.09亿元， 同比增长104.41%。为应对察哈素煤矿的停产问题，公司拟将国电建设股权出售给集团，交易价格拟定为 67.39亿元， 增值率 186.52%， 察哈素的出表将提升公司未来业绩增长的确定性。 投资建议：公司 2023年拟合计分红 21.40亿元，分红率为 38.16%。根据最新财务数据，我们预计公司 2024-2026年 EPS 分别为 0.67元、 0.55元和 0.60元，对应 PE 分别为7.40倍、 9.05倍和 8.27倍。维持公司“买入”评级。 风险提示 1、电力供需存在恶化风险； 2、煤炭价格出现非季节性风险。

事件描述公司发布 2024年一季度发电量完成情况公告：截至 2024年 3月 31日，公司累计商运发电量510.90亿千瓦时，同比增长 2.80%，上网电量累计为 481.77亿千瓦时，同比增长 3.02%。 事件评论 核电小修扰动电量表现， 短期表现不改全年预期。 2024年一季度公司核电机组发电量436.74亿千瓦时，同比下降 3.13%；上网电量累计为 408.88亿千瓦时，同比下降 3.17%，虽然电量有所回落，但发电经营符合年度生产计划安排。具体而言，公司核电发电量同比降低主要是秦山核电及福清核电电量回落影响，其中公司秦山核电发电量同比下降6.25%，主因为：机组大修多于去年同期，发电量较同期有所减少；福清核电发电量同比下降 10.78%，主因系福清 4号机组开展小修，机组停运导致发电量同比有所下降。福清核电 4号机组已于近期完成小修，重新并网。除两省核电以外，公司其他省份核电电量均维持稳定增长，其中江苏核电发电量同比增长 3.90%，主因系日常调峰需求较去年同期减少，发电量有所增加；三门核电发电量同比增长 1.66%，主要原因为：去年同期开展一次小修，今年无小修影响发电量同比有所增长；海南核电发电量同比增长 5.34%，主因系机组大修少于去年同期，发电量同比有所增长。 整体来看， 受机组检修影响， 公司一季度核电发电量同比有所下降，我们继续强调，机组检修是全年正常经营安排，检修导致的基数问题会导致短期业绩扰动， 但检修已经完全纳入全年经营规划。 新能源增长继续高歌猛进， 或缓解核电电量压力。 截至 2024年一季度末，公司新能源控股在运装机容量 2134.06万千瓦，其中风电 733.26万千瓦、光伏 1400.80万千瓦，另控股独立储能电站 67.9万千瓦。新能源较 2023年年底新增装机 282.47万千瓦，仅一季度新增装机达 2023年全年新增装机的 47%，新能源装机加速扩张。得益于此，公司一季度新能源发电量为 74.16亿千瓦时，较去年同期增长 60.66%；上网电量 72.89亿千瓦时，较去年同期增长 60.68%。其中：光伏发电量 37.02亿千瓦时，较去年同期增长 58.10%，风力发电量 37.14亿千瓦时，较去年同期增长 63.30%。 公司新能源电量的高速增长缓解了核电因检修影响的电量下滑压力， 公司发电量同比增长 2.80%。 在新能源优异表现的拉动下， 公司一季度业绩预计仍将实现稳健表现。 绿核项目储备雄厚， 保障远期增长空间。 截至 2024年 3月 31日，公司控股在建及核准待建核电机组 15台，装机容量 1756.5万千瓦；即使一季度已有大量新能源机组投产，公司新能源控股在建项目仍有 1426.26万千瓦，雄厚资源储备保障远期增长空间。 考虑到 2024年漳州核电有望建成投产， 以及公司新能源业务的高速扩张，预计公司景气度仍将持续向上。 投资建议： 根据最新经营数据，我们预计公司 2023-2025年 EPS 分别为 0.55元、 0.60元和 0.67元，对应 PE 分别为 17.46倍、 15.82倍和 14.35倍，维持“买入”评级。 风险提示 1、新建项目投产进度与效益不及预期风险； 2、风况、日照资源不及预期风险。

事件描述公司发布 2023年全年发电量公告： 2023年，公司境内所属六座梯级电站总发电量约 2762.63亿千瓦时，较上年同期增加 5.34%。 事件评论 电量表现延续修复， 全年业绩展望稳健。 2023年，长江上游乌东德水库来水总量约1029.08亿立方米，较上年同期偏枯 5.46%；三峡水库来水总量约 3428.46亿立方米，较上年同期偏丰 0.71%。虽然来水并不算好，但由于去年同期白鹤滩电站未完全建成投产，因此公司 2023年总发电量约 2762.63亿千瓦时，较上年同期增加 5.34%。其中，乌东德电站完成发电量349.14亿千瓦时，较上年同期减少4.64%；白鹤滩电站完成发电量573.24亿千瓦时，较上年同期增加 43.11%；溪洛渡电站完成发电量 549.34亿千瓦时，较上年同期减少 4.97%；向家坝电站完成发电量 311.32亿千瓦时，较上年同期减少 1.33%；三峡电站完成发电量 802.71亿千瓦时，较上年同期增加 1.88%；葛洲坝电站完成发电量176.88亿千瓦时，较上年同期增加 1.46%。公司原有四座电站发电量合计达到 1840.25亿千瓦时，同比降低 0.84%。 在偏枯的来水背景下， 公司存量电站实现了稳健的电量表现，新增乌白电站则进一步缓解了偏枯来水导致的电量压力。考虑到公司今年以来持续优化财务结构， 预计今年公司仍将能实现稳健的业绩表现。 张掖抽蓄上马，水风光项目一体化开发，公司开启成长新篇。公司公告称拟建设甘肃张掖抽水蓄能电站，项目总装机 140万千瓦，拟安装 4台单机容量 35万千瓦的可逆式水泵水轮机组。乌东德、白鹤滩电站的注入已经在 1月完成过户，公司未来的增长来源成为市场关注的一个重要问题。2021年公司年度报告中提出，公司将绿色低碳发展作为长期战略，运营好长江干流 6座巨型梯级水电站的同时， 依托大型水电基地和电力外送通道， 积极推进金沙江下游水风光一体化规模开发， 积极布局抽水蓄能和智慧能源业务。 市场化改革推进，江苏电价波动影响有限。当前，除了水电市场化比例较高的云南省在电力供需紧张的带动下逐步展现出更好的价格中枢以外，跨省区送电的水电价格机制在2022年也展现了新的变化，自 2022年 8月 1日起，锦官电源组送苏落地电价形成机制由挂钩原煤电标杆价、现煤电基准价，完善为“基准落地电价+浮动电价”的机制。此外，公司白鹤滩电站送苏电价也从 2023年 1月开始执行“基准落地电价+浮动电价”的机制。 而由于 2024年江苏省年度长协市场交易结果（即 0.45294元/千瓦时），同比降低 0.0137元/千瓦时进行估算，预计长江电力盈利影响金额为 1.32亿，对公司整体业绩影响不足0.5%。考虑到 2024年随着厄尔尼诺气候的影响下，水电来水持续修复，将会有效对冲电价波动的影响。 投资建议：根据最新财务数据，我们调整公司盈利预测，预计公司 2023-2025年对应 EPS分别为 1.21元、 1.38元和 1.42元，对应 PE 分别为 19.44倍、 17.10倍和 16.60倍，维持“买入”评级。 风险提示 1、电价波动风险； 2、来水不及预期风险。