事件概述： 1月 12日，公司发布 2023年业绩预告，全年预计实现归母净利润 57.20亿元到 68.60亿元，同比增加 16.44亿元到 27.81亿元，增幅 40.29%到 68.16%（未追溯调整） ；扣非归母净利润 57.05亿元到 68.42亿元，同比增加 17.54亿元到 28.91亿元，增幅 44.42%到 73.20%（未追溯调整） 。 根据业绩预告数据我们测算， 四季度公司归母净利润亏损 3.29亿元到盈利 8.08亿元，同比减少 2.82亿元到增加 8.55亿元（未追溯调整） ； 扣非归母净利润亏损 3.19亿元到盈利 8.18亿元，同比减少 2.45亿元到增加 8.92亿元（未追溯调整） 。 雅砻江来水边际改善： 4Q23公司水电板块完成发电量 246.52亿千瓦时，同比增长 4.2%，其中，雅砻江水电单季度完成发电量 222.89亿千瓦时，同比增发 6.76亿千瓦时，增幅 3.1%；从流域来水看， 2023年 10月/11/12月，雅砻江来水 43.02/25.56/39.04亿立方米，同比-15.9%/-28.4%/+17.7%，较多年均值-33.1%/-25.8%/+67.4%， 由此推测雅砻江来水正修复， 1Q24电量或无需担忧。 4Q23雅砻江水电平均上网电价达到 0.313元/千瓦时，同比增长 2.5分/千瓦时，增幅 8.7%，电价上涨部分缓解电量下滑带来的业绩压力。 火电电量反弹， 电量增幅高于电价降幅： 4Q23公司火电板块完成发电量135.66亿千瓦时，同比增长 5.1%； 因福建华夏电力、湄洲湾两家电厂单季电价同比分别下降 6.1%、 9.5%，公司单季火电平均上网电价 0.471元/千瓦时，同比下降 1.5%； 但营收端电量增速高于电价降幅。成本端， 我们测算 3Q23/4Q23秦皇岛港 Q5500动力末煤平仓价均值为 866/958元/吨，同比下降 31.5%/33.0%，公司燃料成本压力持续缓解。 此外 2024年 1月 1号，公司公告钦州电厂三期 1号机组（66万千瓦）已正式投产发电，煤电装机进一步扩张。 风光持续推进，抽蓄正式开工： 2023年，公司新增装机 243.24万千瓦，其中 Q4新增风、光装机 96.49万千瓦；完成风电、光伏发电量 15.56、 9.99亿千瓦时，同比分别增长 32.9%、 146.8%； 装机持续扩张，新能源业务贡献度有望扩大。 2024年 1月 11日， 公司道孚抽蓄（210万千瓦） 正式开工建设， 雅砻江流域水风光一体化进程再进一步。 投资建议： 全年业绩基本符合预期， 23年 12月水量表明雅砻江来水正改善， 1Q24电量无忧; 装机扩张、电量反弹、 煤价回落，火电有望贡献正收益； 风光装机持续扩张，业绩贡献有望增大。 维持对公司盈利预测，预计 23/24/25年EPS 分别为 0.88/0.95/0.98元，对应 1月 12日收盘价 PE 分别为 15.2/14.1/13.6倍， 参考公司历史估值及同业可比公司估值水平，给予公司 24年 18.0倍 PE 估值，目标价 17.10元/股，维持“谨慎推荐”评级。 风险提示： 1）利用小时下降； 2）上网电价降低； 3）煤炭价格上升； 4）流域来水减少。

持续看好雅砻江水风光一体化发展，上调2024-2025年利润预期考虑明年来水或有所恢复、两河口今年蓄水量增加带来下游电站联合调度增发电量提升以及国投钦州电厂4。 66万机组陆续投产，上调公司23-25年归母净利预测至71.2/85.7/94.5亿元（前值：71.0/75.6/80.1亿元）。基于24E火电归母净资产/清洁能源归母净利53.57/73.27亿元，参考火电/清洁能源可比公司24EPB/PEWind一致预期1.0/15.9x，考虑火电可比公司拥有新能源资产估值预期及看好雅砻江水电未来水风光一体成长性，给予公司火电/清洁能源0.9/17x23EPB/PE，目标市值1294亿，目标价17.36元（前值15.40元），维持“买入”评级。 国投钦州电厂加速推进，其中两台已进入安装高峰国投钦州电厂三期项目1号机组已于11月25日锅炉点火吹管，2号机组已进入安装高峰期，有望于2024年3月左右投产。国投钦州电厂是广西目前最大的火力发电厂，三期规划建设4台66万千瓦超超临界机组，并配套建设供热管网，其中3号/4号机组也已于2022年12月26日启动建设。三期项目总投资110亿元，年设计发电量约132亿千瓦时，新增蒸汽量约2400吨/小时，年产值60亿元。我们于2023年8月29日发布的研报《水电电量下滑，但火电盈利改善显著》曾测算1H23国投钦州在运机组度电净利高达6.1分，盈利能力优异，三期项目投产有望增厚公司火电利润。 两河口蓄水量同比增加，雅砻江联合调度增发电量增长可期长江水文网披露，截至2023年11月1日，雅砻江具有多年调节能力的龙头水库两河口距离蓄满仅差3.9米，蓄水位同比增加19.13米，蓄水量96.26亿方，同比增加28.1亿方。根据雅砻江水电文化公众号披露的两河口通过联合调度促使雅砻江下游水电站2022年12月-2023年4月发电量同比增长90亿千瓦时，粗略按比例推算2023年12月-2024年4月增发电量或在127亿千瓦时，同比增加37亿千瓦时左右。我们持续看好两河口于枯水期发挥龙头水库作用给雅砻江下游电站带来较强增发效应。 目标价17.36元，维持“买入”评级我们预计公司23-25年归母净利71.2/85.7/94.5亿元，给予公司目标价17.36元，维持“买入”评级。 风险提示：来水/市场化电价上涨不及预期；煤价增长超预期。

事件： 公司公布 2023年三季报， 2023年 1-9月营业收入 425.49亿元，同比增长11.47%，归母净利润 60.52亿元，同比增长 46.7%。其中 Q3营业收入 161.82亿元，同比增长 4.56%；归母净利润 27.15亿元，同比增长 52.74%。 点评： 雅砻江三季度来水持续改善，电价延续高涨幅。 电量方面： 2023年 7-8月雅砻江发电量 165.5亿千瓦时，同比降低 27%，降幅环比 23年 Q2已有收窄。 9月来水进一步改善，单 9月发电量 105.1亿千瓦时，同比增长 50.6%。 9月电量的快速提升带动 1-9月雅砻江发电量达到 619.51亿千瓦时。 电价方面： 三季度雅砻江水电电价延续上涨态势，7-9月雅砻江水电平均上网电价为 0.289元/千瓦时，同比上涨 14.68%； 1-9月电价同比提升 12%至 0.309元/千瓦时。 短期内，雅砻江来水改善叠加电价的提升，为公司三季度业绩的增长提供基础。 长期看，雅砻江未来增量可期。水电方面，在建有卡拉和孟底沟电站；风电光伏方面，今年以来已经陆续投产柯拉光伏电站和腊巴山风电场，目前在建的扎拉山光伏电站装机规模达到 117万千瓦，是四川省目前装机规模最大的新能源项目，雅砻江流域水风光互补绿色清洁可再生能源示范基地的建设将持续给雅砻江带来业绩增量。 三季度市场煤价下降，火电盈利修复。 2023年三季度，公司火电完成发电量 170.94亿千瓦时，同比+7.6%；上网电价 0.474元/千瓦时，同比降低 5.39%，主要受到福建区域去年同期市场化电价基数较高影响（福建华夏电厂和湄洲湾电厂三季度平均上网电价同比分别降低 11.2%和 12.2%）。由于三季度市场煤价较上年同期下降，火电成本有较大改善，带动公司火电板块业绩修复，拉动 Q3公司归母净利润同比+52.7%。 新能源装机规模稳步增长。 公司 7-9月新能装机增量 63.32万千瓦， 前三季度新能源装机增量 146.75万千瓦，带动前三季度公司风电、光伏发电量分别同比增长 33.35%和 36%。 新能源装机的增长将给公司带来稳定的业绩增量。 投资建议： 雅砻江水电业绩稳健增长以及火电板块二季度和三季度的盈利改善， 调整盈利预期， 预计 2023-2025年公司归母净利润 75.4/85.2/90.7亿元（前值 67.04/76.4/81.8），对应 PE12.1/10.7/10x，维持“买入”评级。 风险提示： 电力需求降低；来水少导致发电量下降；两杨电站利用小时数不及预期、电价下调等

事件： 公司发布 2023年三季报， 23Q3实现营收 162亿元，同比增长 4.6%； 实现归母净利润 27.2亿元，同比增长 52.7%， 环比增长 58%。前三季度公司分别实现营收 /归母净利润 /投资净收益 426/61/5.8亿元， 同比分别增长11.5%/47%/51%。 量减价增，电价上涨带动盈利提升。 23Q3公司水电上网电量达 300亿千瓦时，同比 /环比分别 -7.43%/+89%， 其中，雅砻江水电上网电量同比/环比分别-8.7%/+101%， 来水改善明显，但较去年同期依然有所下滑。 23Q3公司水电平均上网电价为 0.281元/千瓦时，同比提升 12.6%，前三季度平均上网电价达0.299元/千瓦时，同比提升 10.7%，弥补了来水偏枯带来的发电量下滑影响。 火电电量稳增长，煤价下行成本改善。23Q3公司火电上网电量达 161亿千瓦时，同比提升 8.0%， 主要系同期水电出力不足； 平均上网电价为 0.474元/千瓦时，同比下降 5.4%， 主要由于福建区域上年同期市场化电价基数较高，华夏电力/湄洲湾电力平均电价同比分别下滑 11.2%/12.1%。 此外， 今年以来煤价处于相对低位，火电机组有望缓解成本压力。 风光装机持续扩张，打开成长空间。 23Q3公司新增风光装机 63.3万千瓦，前三季度总共新增 146.8万千瓦。 受益于风光多个项目陆续投产叠加区域风光资源好于同期影响， 23Q3公司风电、光伏完成上网电量 15.4/8.4亿千瓦时，同比分别增长 29.7%/72.2%。 由于公司新投产机组为平价上网项目，风、光平均上网电价同比分别下滑 6.0%/27.7%。 盈利预测与投资建议。 预计公司 23-25年归母净利润分别为 63.9亿元/72.5亿元/76.8亿元，对应 EPS 分别为 0.86/0.97/1.03元，维持“买入”评级。 风险提示： 煤价电价波动风险，新能源发展不及预期的风险。

事件概述：10月27日，公司发布2023年三季度报告，前三季度实现营业收入425.49亿元，同比增长11.5%（经重述）；归母净利润60.52亿元，同比增长46.7%（经重述）；扣非归母净利润60.24亿元，同比增长49.7%（经重述）。第三季度公司实现营业收入161.82亿元，同比增长4.6%（经重述）；归母净利润27.15亿元，同比增长52.7%（经重述）；扣非归母净利润27.06亿元，同比增长54.9%（经重述）。 量缩价增，部分缓解水电压力：3Q23公司水电板块完成发电量301.89亿千瓦时，同比下降7.4%，其中，雅砻江水电单季度完成发电量270.62亿千瓦时，同比下降8.7%，但单9月雅砻江水电完成发电量105.10亿千瓦时，同比增长50.6%，由此推测雅砻江来水正修复，Q4电量或无需担忧。Q3雅砻江水电平均上网电价达到0.289元/千瓦时，同比增长14.7%，电价上涨部分缓解电量下滑带来的业绩压力。 火电电量反弹，煤价回落成本压力缓解：3Q23公司火电板块完成发电量170.94亿千瓦时，同比增长7.6%；或因省间现货交易情况变化，福建华夏电力、湄洲湾两家电厂单季电价同比分别下降11.2%、12.2%，公司单季火电平均上网电价0.474元/千瓦时，同比下降5.4%。成本端，我们测算Q3秦皇岛港Q5500动力末煤平仓价均值为866元/吨，同比下降31.5%，环比下降5.3%，煤价回落火电成本压力缓解。 风光持续推进，业绩贡献增大：9月21日，装机容量25.8万千瓦的腊巴山风电项目正式投产；Q3公司新增控股风光装机63.32万千瓦；完成风电、光伏发电量15.80、8.54亿千瓦时，同比分别增长29.9%、72.3%；装机持续扩张，新能源业务贡献度有望扩大。 财务费用变动或因汇兑损益：Q3公司实现投资收益2.06亿元，同比增加0.33亿元。同期公司财务费用支出9.91亿元，同比减少2.26亿元，降幅18.5%；但同期利息费用同比增加1.27亿元，总体财务费用下降或与上年同期的汇兑损益有关。 投资建议：单9月电量表明雅砻江来水正改善，Q4电量或无需多忧虑;煤价回落，火电成本压力持续缓解；风光持续推进，业绩贡献增大。根据电量、电价以及燃料成本调整对公司盈利预测，预计23/24/25年EPS分别为0.88/0.95/0.98元（前值0.85/0.90/0.93元），对应10月27日收盘价PE分别为13.6/12.6/12.2倍，参考公司历史估值及同业可比公司估值水平，给予公司23年18.0倍PE估值，目标价15.84元/股，维持“谨慎推荐”评级。 风险提示：1）利用小时下降；2）上网电价降低；3）煤炭价格上升；4）流域来水减少。

事件： 10 月 27日公司发布 2023年三季报， 2023年前三季度公司实现营业收入 425.49亿元，同比增长 11.5%；实现归母净利润 60.52亿元，同比增长46.7%；扣非后归母净利润 60.24亿元，同比增长 49.7%；经营活动产生的现金流量 175.57亿元，同比增长 7.0%，基本每股收益 0.79元。 2023Q3公司实现营业收入 161.82亿元，同比增长 4.6%，环比增长 23.4%； 实现归母净利润 27.15亿元，同比增长 52.7%，环比增长 57.6%。 2023Q3归母净利润同环比大幅增长主要由于： 1）雅砻江水电上网电价同比上涨，上网电量环比大幅改善； 2）火电燃煤成本同比显著下降； 3）新能源装机量增长带动发电量增长。 点评： 水电： Q3雅砻江来水逐渐恢复， 电价上涨带动盈利提升。 2023Q3公司水电机组所在流域来水逐渐恢复， 公司水电上网电量 300.15亿千瓦时，环比上升 89.05%， 同比下降 7.43%； 其中 9月水电上网电量显著恢复，达到 116.06亿千瓦时， 同比上升 49.60%； 2023年前三季度公司水电上网电量 691.38亿千瓦时，同比下降 7.95%；水电平均上网电价 0.299元/千瓦时，同比增长 10.74%。 1）雅砻江水电： 2023Q3雅砻江水电上网电量 269.15亿千瓦时，同比下降 8.69%， 其中 9月上网电量 104.54亿千瓦时，同比上升 50.68%；前三季度雅砻江水电上网电量 616.02亿千瓦时，同比下降 7.44%；受益于锦官电源组送苏电价的抬升以及来水偏枯下四川省内水电电价上浮， Q3雅砻江水电平均上网电价达到 0.289元/千瓦时，同比增长 14.68%；前三季度雅砻江水电平均上网电价 0.309元/千瓦时，同比增长 11.96%。 2）国投大朝山： 2023Q3澜沧江流域的国投大朝山实现上网电量 20.06亿千瓦时，同比增加 8.16%；平均上网电价 0.189元/千瓦时，同比下降 2.16%。 3）国投小三峡： 2023Q3黄河流域的国投小三峡上网电量 10.95亿千瓦时，同比增加 0.18%；平均上网电价 0.25元/千瓦时，同比下降 9.42%。 火电： 火电电量稳步增长，成本压力缓解带动利润持续修复。 收入端： 公司火电机组所在区域全社会用电量增长叠加水电出力不足， 2023Q3公司火电上网电量 160.54亿千瓦时，同比增长 7.99%； 火电平均上网电价 0.474元/千瓦时，同比下降 5.39%， 主要由于福建区域上年同期市场化电价基数较高； 前三季度公司火电平均上网电价 0.473元/千瓦时，同比下降 2.27%。 成本端： 2023Q3煤价中枢环比小幅下降， 秦皇岛动力煤（Q5500）平仓价环比下降 5.7%， 同比下降 31.6%； 广州港印尼煤（Q5500）库提价环比下降 9.1%， 同比下降 25.8%， 公司燃料成本压力持续缓解。 新能源： 装机增长带动电量大幅上升，新能源业务维持较快增速。 2023Q3公司新增风电、光伏装机容量 63.32万千瓦。受新能源项目投产以及部分区域风光资源好于同期的影响， 2023前三季度公司新能源实现上网电量 43.65亿千瓦时，同比增长 30.03%，其中风电上网电量32.79亿千瓦时，同比增长 35.04%，光伏上网电量 10.86亿千瓦时，同比增长 16.88%。 受新投产机组平价上网的影响， 2023Q3新能源上网电价下降，风电平均上网电价 0.457元/千瓦时，同比下降 5.97%, 光伏发电平均上网电价 0.613元/千瓦时，同比下降 27.71%。 雅砻江优质大水电资产稀缺性凸显，水电业务兼具稳健及高成长性。 公司水电业务的核心资产雅砻江水电为雅砻江流域水电资源开发的唯一主体。雅砻江为我国第三大水电开发基地，流域自然资源禀赋优越， 在目前我国剩余可开发水电资源不足的背景下，雅砻江水电作为优质大水电资产的稀缺性凸显。此外，流域已建成二滩、锦屏一级、两河口三大调节水库，梯级调度能力强，雅砻江流域水电的发电利用小时数高且年际波动较小，公司水电的经营稳健性凸显。雅砻江全流域规划装机量3000多万千瓦，目前已开发 1920万千瓦，待开发资源储备丰富。 2021-2022年两河口、杨房沟电站陆续投产，装机量合计 450万千瓦，随着两河口今年基本完成蓄水、 电站自身发电能力及对下游的梯级补偿效益将不断释放，我们预计明年雅砻江流域水电仍将贡献明显的发电增量。此外， 卡拉、孟底沟水电站在建，装机量合计 342万千瓦，公司预计将于2029-2030投产；中游牙根一级（已获核准）、牙根二级、愣古以及上游10座水电站处于前期规划阶段，装机量合计 738万千瓦。截至 2023年一季度，公司在建及规划水电装机量共 1131万千瓦，未来增长空间约五成。 雅砻江水风光互补优势显著，新能源装机增长提速下成长空间可期。 截至 2023Q3，公司新能源装机量合计 607.05万千瓦，公司新能源装机增速快，近五年光伏装机量 CAGR 达 60%，风电 CAGR 达 24.5%，远超全国风光装机量增速。根据公司规划， “十四五”期间公司新能源装机规模将达 1472万千瓦，到 2025年装机增长空间达 1000万千瓦。 公司在雅砻江打造水风光一体化基地有显著的项目获取及消纳优势，雅砻江流域水风光互补示范基地远期规划新能源装机量超 4000万千瓦，开发潜力较大； 2023年 6月 26日，公司的雅砻江柯拉光伏电站一期 100万千瓦项目投产（目前全球最大水光互补电站），公司雅砻江水风光一体化建设取得重大进展，光伏装机量上新台阶。 盈利预测及评级： 国投电力坐拥雅砻江优质、稀缺大水电资产，受益于2023Q3以来的来水改善， 水电业绩有望显著增长；新能源业务高速发展，火电业绩有望大幅改善。 我们维持公司 2023-2025年归母净利润预测分别为 73.4亿元、 87.0亿元、 95.6亿元，对应增速 79.9%/18.6%/9.8%，EPS 分别为 0.98元、 1.17元、 1.28元， 对应 10月 27日收盘价的 PE 分别为 12.15X/10.25X/9.33X，维持“买入”评级。 风险因素： 国内外煤炭价格大幅上涨；公司水电项目所在流域来水较差； 两杨电价不确定性；公司新能源项目建设进展不及预期。

10 月 27 日晚间公司发布 23 年三季报， 1~3Q23 实现营收 425.5 亿元，同比+11.5%；实现归母净利 60.5 亿元，同比+46.7%。 3Q23 实现营收 161.8 亿元，同比+4.6%；实现归母净利 27.2 亿元，同比+52.7%。经营分析水电： 3Q23 电量改善但仍承压， 以价补量营收同比+4.4%。 1） 量： 3Q23 西南降水同、 环比均改善， 但受去年下半年起来水持续偏枯影响， 电量修复将滞后于来水修复。 1~3Q23 上网电量 691 亿千瓦时，同比-8.0%； 3Q23 上网电量 300 亿千瓦时，同比-7.4%。 2）价： 电力供需偏紧+市场电价上浮+锦官送苏电价上涨， 1~3Q23 上网电价0.299 元/千瓦时， 同比+10.7%； 3Q23 上网电价 0.281 元/千瓦时，同比+12.9%； 其中雅砻江水电电价涨幅最大。 但由于 3Q23 来水改善，并且西南和长三角平均气温低于去年同期， 电力供需紧张程度有所缓解， 因此电价上涨幅度环比收窄。 而当前涨幅仍足以弥补电量下降， 预计公司 3Q23 水电业务实现营收 84.3 亿元， 同比+4.4%。火电： 补水电缺位电量高增， 降本主力驱动盈利改善。 1）量： 水电缺位+公司火电机组所在地区电力供需偏紧， 1~3Q23 上网电量 418亿千瓦时， 同比+18.7%； 3Q23 上网电量 160.5 亿千瓦时，同比+8.0%。2）价： 受省间电力现货价格上限由 10 元/千瓦时下降至 3 元/千瓦时影响， 公司参与跨省跨区电力交易的机组平均上网电价同比下降。1~3Q23 上网电价 0.473 元/千瓦时，同比-2.3%； 3Q23 上网电价环比+0.4%而同比-5.4%。 预计三季度公司火电业务实现营收 76.1 亿元，以量补价同比+2.2%； 然而成本下降仍是利润增长的主要驱动力。绿电： 装机有序放量+资源同比改善共助发电利润增长。 公司积极发展绿电点亮第二增长极。 3Q23 公司新能源上网电量 24 亿千瓦时，同比+42.1%。 另外， 新能源装机是发电量的先行指标， 3Q23 公司新增风光装机 63.3 万千瓦、 较去年同期大增 993.6%， 将反映在明年的电量上。 虽然平价上网项目占比扩大致使 3Q23 风、 光上网电价结构性下滑， 但以量补价叠加风机及组件持续降本下， 新能源业务的盈利前景仍可期， 并且为公司的成长注入可持续性。盈利预测、估值与评级来水改善、 煤价下行、 风光装机放量，公司业绩有望迎来高增。我们预计公司 2023~2025 年分别实现归母净利润 61.4/70.7/75.8 亿元， EPS 分别为 0.82/0.95/1.02 元，公司股票现价对应 PE 估值分别为 15 倍、 13 倍和 12 倍，维持“买入”评级。 风险提示来水情况、 煤价下行、 用电需求、新能源装机不及预期风险； 电价波动风险等。

事件：2023 年 8 月 30 日，公司发布 2023 年半年度报告。2023H1 公司实现营业收入 263.67 亿元，同比增长 16.18%；实现归母净利润 33.37 亿元，同比增长 42.12%；实现扣非归母净利润 33.18 亿元，同比增长 45.77%；加权 ROE 为 6.44%，较上年同期增加 1.64 个 pct；基础 EPS 为 0.4356，较上年同期增加 44.15%（以上数据均为调整后）。 电源优势互补体现强抗风险能力，整体实现量价齐升。2023H1 公司控股企业合计发电量 712.85 亿千瓦时，同比增长 4.58%；上网电量 692.64 亿千瓦时，同比增长 4.3%；平均上网电价 0.388 元/千瓦时（含税，下同），同比增长 7.94%。分电源看，水电、火电、风电、光伏发电量分别为 393.64、274.62、33.59、11.00 亿千瓦时，同比-8.32%、+25.97%、+35.06%、+16.89%；水电、火电、风电、光伏上网电价为 0.312、0.472、0.494、0.795 元/千瓦时，同比+9.42%、+0.18%、-5.76%、-9.73%。 水电电价上涨弥补发电量下降，火电收益于多因素利润扭亏转盈。水电方面，Q2 单季度发电量同比下降 35.3%，叠加 Q1 发电量同比增长 28.25%，上半年发电情况受来水不及预期影响有限，同时 Q2 水电上网电价延续 Q1 同比上浮情况，同比增长 14.68%，环比增长 5.57%。平均电价上涨叠加水电机组规模增加，控股雅砻江水电公司 2023 年上半年净利润 42.95 亿元，同比增长24.72%。火电方面，因 2023 年上半年入炉标煤单价同比下降、水火互补导致发电量增加，同时上网电价保持较基准电价上浮接近 20%的水平，国投湄洲湾发电量同比增加 19.3%，净利润较去年同期亏损 1.66 亿元收窄至 0.34亿元；国能钦州发电量同比增长 46.8%，实现净利润 4.74 亿元，同比增长1481.94%；华夏电力发电量同比增长 13.3%，净利润扭亏为盈，实现 0.65亿元。新能源方面，公司 2023 年 1-6 月新增光伏、风电装机容量 83.43 万千瓦，较去年同期规模增长 44%，直接带动发电量的提升，国投新能源投资净利润 4.76 亿元，同比增长 35.01%。 积极推进雅砻江水风光蓄一体化，落地节奏良好带来成长持续性。公司控股雅砻江水电已投产 1920 万千瓦水电装机，在建 342 万千瓦，分别为位于雅砻江中游的孟底沟水电站（240 万千瓦）和卡拉水电站（102 万千瓦，7 月 22 日开工），牙根一级水电站（30 万千瓦）也于 5 月 5 日获得核准。依托雅砻江流域水电资源，公司全力推进水风光蓄一体化，2022 年 12 月 29 日开工建设两河口混合式抽水蓄能电站项目（120 万千瓦），与两河口 300 万千瓦常规水电机组配套发挥抽水、发电的“双向调节”作用，能够和周边风电、光伏电站的发电特性互补，配套消纳相当于自身装机规模 3 倍的新能源。6 月25 日，两河口水电站水风光互补一期—柯拉光伏 100 万千瓦电站也已投产，接入两河口水电站，水光打捆后能输出稳定的电力、集中送出消纳。该项目所在地区光照资源良好，年利用小时数 1735 小时，平价上网采用四川燃煤标杆 0.412 元/千瓦时（含税），我们预估 2023 年可为公司带来 2.54 亿元售电收入。目前雅砻江腊巴山风电项目全部风机安装完成，预计 2023 年 9 月底投产发电，我们预估 2023 年可为公司带来约 0.43 亿元售电收入。 投资建议：各电源优势互补，延续量价齐升态势；雅砻江水电水风光蓄一体化持续推进，项目规划及落地节奏带来成长持续性。预计 2023 至 2025 年实现营业收入为 577.16、604.03、626.88 亿元，实现归净利润为 63.04、72.15、83.25 亿元，同比增长 54.5%、14.4%、15.4%。对应 EPS 为 0.85、0.97、1.12，对应的 PE倍数为 14.8、12.9、11.2X，维持“增持”评级。 风险提示：来水不及预期，煤价波动风险，电价下降超预期风险，自然灾害，用电需求不及预期，执行相关政策带来的不确定风险，新项目进程不及预期。

事件概述：8月29日，公司公布2023年半年度报告，报告期内实现营业收入263.67亿元，同比增长16.18%（经重述）；归属于上市公司股东的净利润33.37亿元，同比增长42.12%（经重述）；归属于上市公司股东的扣非净利润33.18亿元，同比增长45.77%（经重述）。 量缩价增，部分缓解水电压力：2Q23受来水偏枯以及上年同期高基数影响，公司单季度水电减发87.22亿千瓦时至159.88亿千瓦时，同比下降35.3%，其中，雅砻江水电完成发电量135.04亿千瓦时，同比减发77.04亿千瓦时，降幅36.3%。受益于外送电价调整等因素，Q2雅砻江水电平均上网电价上涨4.9分/千瓦时至0.342元/千瓦时，增幅16.7%；实现营收、净利润分别为49.59、18.35亿元，同比减少6.09、2.93亿元，降幅10.9%、13.8%，电价上行部分缓解电量下行压力。 电量提升、煤价下行，火电强劲反弹：水电出力不足火电需求提升叠加上年同期低基数效应，1H23公司完成火电发电量274.62亿千瓦时，同比增发56.61亿千瓦时，增幅26.0%，其中，Q2火电发电量145.81亿千瓦时，同比增发48.76亿千瓦时，增幅50.2%；在当前偏紧的电力供应下，1H23公司火电上网电价0.472元/千瓦时，较上年同期基本持平。受益于年初以来的煤价下行，公司火电板块业绩大幅改善，1H23公司控股5家煤电企业合计盈利3.30亿元，同比增加7.52亿元；此外，参股火电实现投资收益0.94亿元，同比增加1.26亿元，火电资产成功扭亏。 水风光一体化加速推进：1H23公司分别新增控股风电、光伏装机3.11、80.32万千瓦；完成风电、光伏发电量33.59、11.00亿千瓦时，同比分别增长35.1%、16.9%。6月6日，装机容量19.2万千瓦的腊巴山风电完成全部机组吊装；6月25日，装机容量100万千瓦的柯拉光伏一期投产，雅砻江流域水风光一体化示范基地已投产风、光装机规模约162万千瓦（含腊巴山风电），正在推动中游牙根一级、孟底沟、卡拉水电站和两河口混合式抽水蓄能电站开发，同步推进装机容量117万千瓦的扎拉山光伏项目开发建设，在建水电372万千瓦、抽水蓄能120万千瓦，风光新能源124万千瓦，雅砻江水风光一体化加速推进。 投资建议：公司水电板块电价上行部分缓解电量压力；火电板块电量提升，煤价下行，业绩强劲反弹；腊巴山风电、柯拉光伏成功投运，扎拉山光伏开工建设，雅砻江水风光一体化开发加速推进。根据电量、电价调整对公司盈利预测，预计23/24/25年EPS分别为0.85/0.90/0.93元（前值0.84/0.97/1.07元），对应8月29日收盘价PE分别为14.9/14.0/13.5倍，参考公司历史估值及同业可比公司估值水平，给予公司23年18倍PE估值，目标价15.30元/股，维持“谨慎推荐”评级。 风险提示：1）利用小时下降；2）上网电价降低；3）煤炭价格上升；4）流域来水减少。

事件：公司发布2023年半年报，实现营收264亿元，同比增长16.2%；实现归母净利润33.4亿元，同比增长42.1%。 量价齐升双驱动，归母净利润同比增长42%。23Q2公司实现营收131亿元，同比增加12.5%；实现归母净利润17.2亿元，同比增加31.5%；23H1公司完成发电量714亿千瓦时，同比增加4.5%；上网电量693亿千瓦时，同比增加4.3%；上网电价0.388元/kWh，同比增长7.9%。 来水偏枯影响水电业绩，火电修复&风光高增放量。截至23H1公司控股装机容量约为3860万千瓦，其中水电/火电/清洁能源装机分别为2128/1188/544万千瓦。公司持股雅砻江水电52%股权，水电装机占比达55.1%。23H1水电发电394亿千瓦时，同比减少8.3%，主要系Q2来水偏枯，Q2水力发电160亿千瓦时，同比减少35.3%。受益于火电所在省份用电需求增加，叠加煤炭价格下行，23H1火电实现发电量275亿千瓦时，同比增加26.0%。风光高增保障盈利水平，23H1风电/光伏分别实现发电量33.6/11亿千瓦时，同比分别增加35.1%/16.9%。 拥有优质水电资产，推进水风光一体化发展。公司拥有雅砻江水电绝对控股权。 雅砻江流域是我国第三大水电基地，可开发水电装机容量约3000万千瓦，截至23H1已投产/在建及核准装机分别为1920/342万千瓦，未来仍有广阔增长空间。 公司不断推进水风光一体化开发，新能源装机快速增长，截至6月底，公司清洁能源占比分别达69.2%。公司规划“十四五”控股装机规模达5000万千瓦，清洁能源装机占比约72%，依托水电资源，未来风光装机有望持续增长。 盈利预测与投资建议。预计公司23-25年EPS分别为0.86/0.97/1.03元，归母净利润分别为63.9/72.5/76.8亿元。考虑到公司资产优质，且风光发展力度加快，清洁能源占比不断提升，维持“买入”评级。 风险提示：来水不及预期风险、煤价上涨风险、新能源投产不及预期风险。

雅砻江优质大水电资产稀缺性凸显，水电业务兼具稳健及高成长性。优质及稀缺性：截至2022年底，公司已投产水电装机量2128万千瓦，主要布局在雅砻江（1920万千瓦）、澜沧江（135万千瓦）及黄河干流（73万千瓦）；公司水电业务的核心资产为其控股的雅砻江水电（雅砻江流域水电资源开发的唯一主体）。雅砻江为我国第三大水电开发基地，流域天然落差大，降水丰富，补给一半来自地下水及高山冰雪融水，水量丰沛且径流年际变化不大，自然资源禀赋优越。在目前我国水电剩余可开发资源空间不足、优质水电资源基本开发完毕的背景下，雅砻江水电作为优质大水电资产的稀缺性凸显。此外，雅砻江流域已建成二滩、锦屏一级、两河口三大调节水库，梯级调度能力强，2022年投产的两河口水库具备多年调节能力，可平稳下游来水，增厚下游电站发电量，且公司在建两河口抽蓄电站（目前全球最大的混合式抽水蓄能项目），建成后可以更好地发挥调节作用，增加收益。受益于以上几点优势，雅砻江流域水电的发电利用小时数高且年际波动小，公司水电的经营稳健性凸显。高成长性：雅砻江全流域规划装机量3000多万千瓦，目前已开发1920万千瓦，待开发资源储备丰富。2021-2022年雅砻江中游的两河口、杨房沟电站陆续投产，装机量合计450万千瓦，随着电站自身发电能力及对下游的梯级补偿效益的不断释放，我们预计未来1-2年内雅砻江流域水电还有约166亿千瓦时的发电增量，为公司贡献归母净利润约7.1亿元。公司中游卡拉、孟底沟水电站在建，装机量合计342万千瓦，公司预计将于2029-2030投产；中游牙根一级（已获核准）、牙根二级、愣古以及上游10座水电站处于前期规划阶段，装机量合计738万千瓦。截至2023年一季度，公司在建及规划水电装机量共1131万千瓦，未来增长空间约五成。 雅砻江水风光互补优势显著，新能源装机增长提速下未来成长空间可期。 截至2022年底，公司新能源装机量合计460.3万千瓦，公司新能源装机增速快，近五年光伏装机量CAGR达60%，风电CAGR达24.5%，远超全国风光装机量增速。公司新能源项目储备丰富，在建风电及光伏装机量合计347.9万千瓦；根据公司规划，“十四五”期间公司新能源装机规模将达1472万千瓦，到2025年装机增长空间达1000万千瓦。2023年6月26日，公司的雅砻江柯拉光伏电站一期100万千瓦项目投产（目前全球最大水光互补电站），公司雅砻江水风光一体化建设取得重大进展，光伏装机量上新台阶。项目获取优势：雅砻江流域水风光互补绿色清洁可再生能源示范基地规划新能源装机量超4000万千瓦，开发潜力较大，公司依托雅砻江优质水电资源开展水风光互补，在周边新能源项目获取方面具有先天优势；消纳优势：水电具有启停迅速、运行灵活的特点，可对新能源电力提供良好的调节，且雅砻江流域具备多条省内、跨省（锦苏直流、雅中直流）线路通道，且正在规划建设川渝特高压交流工程，风光电接入流域已建电站开关站，可与水电打捆送出，有效提高新能源消纳保障性。 火电资产结构优质，在成本端压力缓解&电力市场化改革下火电盈利有望显著改善。资产质量：2019-2020年公司转让了一批盈利能力较差的中小型火电机组，存量火电资产质量得到优化。截至2022年底，公司火电装机量1188.08万千瓦，以高参数、大容量的机组为主，百万千瓦级机组占控股火电装机容量的67.5%，在电力上市公司中领先；在建的钦州三期（2×66）以及华夏一期（1×60）等容量替代项目，公司预计将在2024年投产，届时火电装机量将进一步增长，资产质量有望进一步优化。成本：公司火电机组集中于沿海地区，用煤结构中海外进口煤占比大，2021-2022年受煤炭产能周期，俄乌冲突、海外煤进口受限等影响，公司入炉标煤单价大幅上涨，今年以来受全球能源供需紧张局势有所缓和、中国进口煤炭大幅增长、国内非电煤需求相对疲软等因素影响，国内外煤价都有明显下降，公司成本端压力有望大幅缓解。电价：受益于燃煤发电上网电价市场化改革的推进，公司火电上网电价大幅提升，2022年涨幅达23%，未来随着电力市场化改革的不断推进，电价还有望从电能量、辅助服务和容量三部分实现多维度上涨。综上，随着今年煤价中枢下移以及电力市场化改革的持续推进，我们预计今年公司火电板块的盈利有望迎来大幅改善。 盈利预测与投资评级：国投电力坐拥雅砻江优质、稀缺大水电资产，两杨投产后公司“十四五”期间仍有超160亿千瓦时水电电量有待释放，“十五五”新增水电装机有望达393万千瓦，水电业务兼具稳健及高成长性；公司新能源业务高速发展，2023-2025年风电、光伏装机增量有望达1000万千瓦；公司火电资产优质，2023年随着煤价中枢回落，公司火电业务业绩有望大幅改善。我们预测国投电力2023-2025年的归母净利润分别为73.4亿元、87.0亿元、95.6亿元，EPS分别为0.98元、1.17元、1.28元；对应7月13日收盘价的PE分别为12.74X、10.74X、9.78X，首次覆盖给予“买入”评级。 风险因素：国内外煤炭价格大幅上涨；公司新能源项目建设进展不及预期；公司水电项目所在流域来水较差；两杨电价不确定性。

事件： 2023年 4月 29日，公司发布 2022年年报及 2023年一季报。2022年公司实现营业收入 504.89亿元，同比增长 15.36%（调整后，下同）；实现归母净利润 40.79亿元，同比增长 66.11%；实现扣非归母净利润 39.50亿元，同比增长 80.40%；加权 ROE 为 8.25%，同比增加 2.86个 pct；基本 EPS 为0.5213元，同比增加 01984元。2023Q1，公司实现营业收入 132.56亿元，同比增长 20.05%；实现归母净利润 16.14亿元，同比增长 55.53%；实现扣非归母净利润 16.06亿元，同比增长 61.39%。2023年 1~4月，公司境内控股企业发电量 513.4亿千瓦时，同比增长 21.21%，其中，雅砻江水电发电量 283.28亿千瓦时，同比增长 30.92%。 雅砻江两杨产能释放，水电有望延续量价齐升。2022年公司水电上网电量为986.21亿千瓦时，同比增长 12.37%；平均上网电价为 0.272元/千瓦时（含税，下同），同比增长 6.75%；截至 23Q1水电总装机 2128万千瓦，2022年新增装机 51.5万千瓦（两河口 50万千瓦+小三峡机组扩容 1.5万千瓦），雅砻江流域梯级优化调度、两杨电站投产以及大朝山上游水库库容消落，一定程度上弥补流域来水偏枯情况。其中，两杨水电站投产带动雅砻江水电全年上网电量同比增加 13.71%，平均上网电价 0.279元/千瓦时，同比增长 6.61%；贡献净利润 73.61亿元，同比增长 15.73%。此外，锦官电源组（占雅砻江 1920万千瓦装机的 56.25%）送江苏上网电价自 2023年 1月 1日起由 0.277元/千瓦时上调至 0.3195元/千瓦时，水电有望保持量价齐升态势。2023年 1-4月，公司水电上网电量为 307.33亿千瓦时,同比增长 24.66%，根据中电联 4月电力数据，全国水电发电量前三位的省份为四川、云南和湖北，其合计水电发电量占全国水电发电量的 64.2%，增速分别为 6.5%、-11.4%和-33.0%，公司主要水电机组所在雅砻江流域来水情况较好，业绩有望持续稳中有升。 电力供需紧平衡叠加供给侧成本改善，火电盈利能力回弹。2022年公司火电受水火互补影响，上网电量为 473.23亿千瓦时，同比减少 14.61%；平均上网电价为 0.481元/千瓦时（含税），同比增长 23.75%，燃煤价格下降叠加电价上涨，同比亏损明显收敛，盈利能力改善。截至 23Q1火电总装机 1188万千瓦，在建项目有华夏一期 60万千瓦等容量替代、钦州 3期 2×66万千瓦燃煤机组（预计分别于 23年 11月、24年 2月投产）；已核准项目有钦州三期（3、4号机组）、湄洲湾三期共计 4×66万千瓦火电、浙江舟山 2×74.5万千瓦燃 气发电。2023年 1-4月公司火电上网电量为 164.28亿千瓦时,同比增长 14.11%，平均上网电价同比增加 1.21%，在电力供需紧平衡的现状下，我们认为今年火电电价仍将较燃煤标杆电价保持上浮约 20%的水平，随着供给侧煤炭库存量增加、燃料成本价格松动，火电盈利能力有望显著提升。 新能源建设加速，风光项目增量明确。 2022年公司风电/光伏上网电量为47.57/18.18亿千瓦时，同比+1.85%/+13.80%；平均上网电价 0.508/0.845元/千瓦时，同比+5.02%/-7.92%。截至 23Q1，风电/光伏发电总装机 298/165万千瓦，22年新增风电/光伏发电 75/31.2万千瓦。2023年 1-4月公司风电/光伏发电上网电量为 21.91/6.78亿千瓦时，同比+45.5%/+13.57%；平均上网电价0.483/0.815元/千瓦时，同比-9.73%/-8.2%。雅砻江腊巴山 19.2万千瓦风电与柯拉 100万千瓦水光互补一期项目，计划于 2023年全容量并网，有望在四季度贡献利润，其中柯拉光伏发电将利用两河口水电站现有电网通道进行送出消纳，降低发电成本、平滑发电曲线。 投资建议：雅砻江流域来水情况较好，规模提升及梯级调度带动水电业绩稳中有升；电力供需紧平衡下，受益于供需侧煤价成本下行，火电盈利能力恢复；新能源增量明确，水光互补模式保障项目消纳与收益水平。预计公司 2023至 2025年实现营业收入 546.7亿元、575.42亿元、607.81亿元，实现归母净利润 54.83亿元、66.15亿元、78亿元，同比增长 34.4%、20.6%、17.9%。对应 EPS 为 0.74、0.89、1.05元，对应 PE 为 17.4X、14.4X、12.2X，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，执行相关政策带来的不确定风险，新项目进程不及预期。

国投电力发布 2022年年报及 2023年一季报： 1）2022年报：实现营业收入 504.89亿元，同比+15.36%；实现归母净利润 40.79亿元，同比+66.11%。 2）2023年 Q1：2023Q1公司实现营业收入 132.56亿元，同比+20.05%；归母净利润 16.14亿元，同比+55.53%。 投资要点: 两河口投产带动 2022年业绩大幅提升。2022年全年发电量为1567亿千瓦时，同比 +1.86%，其中火电 /水电发电量分别为505/992亿千瓦时，同比-14.29%/12.39%；火电/水电收入分别为202.27/237.67亿元，同比+6.1%/+19.9%。2022年 3月两河口电站全部投产发电，带动发电量增加。 2023年 Q1水电量价齐升，净利润增速显著。2023年 Q1公司实现归母净利润 16.14亿元，同比+55.53%。2023年 Q1发电量为382.89亿千瓦时，同比+19.96%，其中火电/水电发电量分别为129/233.8亿千瓦时，同比+6.49%/+28.25%；火电/水电平均上网电价分别为 0.472/0.305元每千瓦时，同比+0.42%/+4.74%。另外，财务费用减少 2.3亿，投资收益增加 0.9亿。 2023Q1雅砻江盈利高增，步入收获期。1）两河口投产：2022年3月两河口电站全部投产发电，可与锦屏一级和二滩联合调度，后续多年调节能力有望持续显现。2）电价上调：根据江苏省发改委，锦官电源组送苏上网电价由 0.277元/千瓦时上调至 0.3195元/千瓦时，并于 2023年 1月 1日起执行，电价上涨有望支撑全年业绩。 盈利预测和投资评级我们预计 2023-2025年公司实现净利润 65亿元/73亿元/78亿元，对应 PE 分别为 14倍/12倍/11倍。雅砻江水电量价齐升，公司火电业绩也有望持续修复，维持“买入”评级。 风险提示 宏观经济波动风险；行业竞争程度加剧；电站装机不及预期；成本波动风险；电价波动风险；投资收益不确定性。

事件：公司发布 2022年年报，全年实现营收 505亿元，同比增加 15.4%；实现归母净利润40.8 亿元，同比增加66.1%。 发电业务量价齐升，归母净利润同比高增66.1%。2022 年公司营收505 亿元，同比增加15.4%；实现归母净利润40.8 亿元，同比增加66.1%。2022Q4实现营收123 亿元，同比增加7.8%，环比减少20.4%；实现归母净利润-0.5 亿元，同比减亏95.4%，环比减少103%。2022 年公司实现发电量1567 亿千瓦时，同比增加1.9%，上网电价0.351 元/千瓦时，同比增加10.0%，发电主业量价齐升带动业绩增长。 雅砻江新增装机助力水电业绩增厚，火电有望迎修复。 2022 年公司控股装机容量3776 万千瓦，其中，水电新增装机51.5 万千瓦，水电控股装机容量达2128万千瓦，占总装机容量的比例为56.4%，受益于杨房沟、两河口电站全面建成投产，水电发电量达992 亿千瓦时，同比增加12.4%，收入238 亿元，同比增加19.9%。2022 年公司火电装机容量1180 万千瓦，占比31.5%，火电发电量为505 亿千瓦时，同比减少14.3%，在全年煤价高企的背景下，由于公司火电平均上网电价同比高增23.8%，带动火电收入同比增加6.1%。随着煤炭供需关系的改善、电价改革的持续发力以及煤电价格传导机制的持续完善，煤炭价格将逐渐向合理区间回归，火电盈利能力有望持续修复。 加码开发风光资源，未来业绩增长可期。2022 年公司风电/光伏新增装机71.9/31.2 万千瓦，合计占新增装机的比重为66.7%，发电量为48.7/18.4 亿千瓦时，分别同比增加1.9%/14.0%，根据公司十四五规划，2025 年公司控股装机达50GW，清洁能源装机占比约72%，由于公司水电在建项目大多于“十五五”和“十六五”期间投产，2023-2025 年间暂无新增投产水电，为实现公司十四五规划的清洁能源装机占比，预计公司将加大风光装机投入。 盈利预测与投资建议。预计公司23-25 年EPS 分别为0.85/0.97/1.06 元，归母净利润分别为63.1/72.0/79.0 亿元，CAGR 为24.6%。考虑到公司资产优质，且风光发展力度加快，清洁能源占比不断提升，我们给予公司2023年17 倍PE，对应目标价14.45 元，维持“买入”评级。 风险提示：来水不及预期风险、煤价上涨风险、新能源投产不及预期风险。