公司发布2024年三季报。前三季度实现营业收入66.99亿元，同比增长25.22%，实现归母净利润9.32亿元，同比增长13.41%，扣非归母净利润7.93亿元，同比下滑0.96%。第三季度实现营业收入26.31亿元，同比增长58.34%，实现归母净利润2.88亿元，同比增长40.28%，实现扣非归母净利润2.45亿元，同比增长25.53%。 陆缆表现亮眼，在手订单充沛。1—9月公司实现陆缆收入36.88亿元，同比大幅增长35%，毛利率也显著回升，上半年陆缆系统毛利率达到9.94%，同比去年增加1.18pct。今年1—9月海缆及海洋工程实现收入30.01亿元，同比增长14.9%，海风业务有所回暖。截止10月18日，公司在手订单达92.36亿元，其中海缆29.49亿元，海洋工程13.97亿元，陆缆48.90亿元，充沛的在手订单有效支撑后续业绩。 截止24Q3公司合同负债规模达到8.59亿元，继续维持高位。 陆缆增速提高小幅影响毛利率表现，费用率水平略有下降。前三季度整体毛利率22.17%（同比-4.06pct），下滑与陆缆增速较快有关，费用率水平稳中有降，前三季度管理、研发、财务费用率均有小幅下滑，整体费用率同比下滑0.43pct。公司今年归母净利润增速较高也与作为先进制造业企业享受增值税加计抵减政策有关。 海上风电项目推进加速，公司在多个项目上有所斩获。经过2021年抢装潮后海风迎来低谷期，公司过去两年业绩均不及2021年。但今年以来海上风电进展加速，广东帆石、青洲五七、湛江徐闻等多个项目近期都启动了招标。公司近期先后中标青洲五七±500kV直流海缆（15.14亿元）、帆石一500kV海缆（17.08亿元）、嵊泗220kV海缆（5.48亿元）、连江66kV海缆（2.16亿元）等项目，其中青洲五七也是我国首个±500kV海上柔直项目，显示出公司头部企业的技术实力。我们预计随着海风压制性因素逐渐解除、远海风电陆续开发，行业空间有望进一步打开、有望充分获益。 盈利预测与评级：我们预计公司2024-2026年归母净利润分别为12.7/17.6/21.9亿元，同比增速分别为26.6%/39.2%/24.2%，当前股价对应的PE分别为31/22/18倍。 鉴于当前海风市场触底反弹且向远海开发，海缆受离岸距离增加价值量有望进一步提升，公司作为海缆龙头公司之一有望充分获益，首次覆盖给予“买入”评级。 风险提示：海上风电项目进展不及预期，上游成本增加，行业竞争加剧

背靠国电投集团，资产重组后或为集团核电资产整合平台。公司于1998年由石家庄东方热电燃气集团联合其他企业成立，成立之初主营热电联产业务，实控人为石家庄国资委；2013年石家庄国资委将东方集团100%股权无偿划转给中电投河北电力有限公司，公司实际控制人变更为中电投集团；2019年公司收购国电投集团及其他股东所持有的国家电投集团资本控股有限公司100%股权，收购完成后，公司形成了“能源+金融”双主业发展。2024年9月底，公司公告计划再次进行资产重组，本次计划置出100%金融业务，置入集团核电资产。多次资产重组尝试后，当前公司定位基本清晰，预计未来将定位为国家电投集团核电运营资产整合平台，成为我国除中国核电、中国广核以外的第三大核电上市公司。 现有资产：能源+金融双主业，2024H1利润贡献大约各占50%。1）能源业务：截至2024年6月底拥有装机容量228.51万千瓦，其中热电联产66万千瓦，新能源162.51万千瓦；2）金融业务：主要包括百瑞信托、电投经纪等，金融资产管理规模较大。从盈利占比来看，2024H1能源板块收入占比约70%，毛利占比约50%，利润占比约50%。当前储备热电联产项目35万千瓦，新能源18.5万千瓦，预计未来几年陆续投产。 置入资产：电投核能在运/在建/储备核电权益装机超20GW。根据公司公告，公司计划置入国家核电及中国人寿合计持有的电投核能100%股权，置出资本控股100%股权，其中资本控股100%股权与国家核电所持有的电投核能股权的等值部分进行置换，差额部分由上市公司发行股份向国家核电及中国人寿购买，同时向特定投资者发行股权募集配套资金。电投核能是国电投集团实施核电投资、建设、运营及股权管理的子公司，截至2024年9月底，电投核能拥有在运/在建/储备核电权益装机超20GW，其中在运权益装机7.4GW，在建权益装机2GW，储备权益装机11GW。 在运机组盈利表现：电投核能盈利略低于其余两大核电商，主因被红沿河机组拖累。 2023年电投核能实现归母利润34.2亿元，测算单GW盈利4.6亿元/GW（归母净利润/权益装机），低于其余两大核电运营商（中国广核、中国核电约为6.5亿元/GW），2023年实现ROE9.2%，与中国广核基本相当，低于中国核电。拆分主要核电机组的盈利表现可以发现：海阳核电单GW盈利5-5.2亿元，与其他核电机组盈利能力基本相当；红沿河核电站年均单GW盈利低于3亿元，是拖累公司盈利的主要机组，其余参股核电机组为田湾核电、三门核电、秦山核电，盈利水平较高。 在建及储备机组：控股在建装机2.5GW，储备装机11.5GW。公司在建海阳核电3、4号机组，预计2028-2029年陆续投产，另有储备海阳核电5、6号机组、山东莱阳厂址6台机组，这些机组已获得前期开发许可，预计后续审批速度较快。 国家核电体内还拥有在建+储备装机超25GW，未来有望注入。除电投核能体内在运、在建核电以外，国家核电技术有限公司还拥有控股在建装机557万千瓦，储备装机约20GW，预计未来有望注入电投核能。 盈利预测与评级：暂不考虑资产注入，我们预计公司2024-2026年公司营业收入分别为60.2、62.8、66.7亿元，同比增长率分别为-1%、4.37%、6.18%，实现归母净利润分别为13.6、14.2、14.7亿元，同比增长率7.2%、3.99%、4.11%，当前股价对应的PE分别为28、27、26倍，考虑到潜在资产注入事项，首次覆盖，给予“买入”评级。 风险提示。资产重组事项存在不确定性，电价下降风险，新增项目投产进度存在不确定性

事件：公司披露2024年三季度报告，2024Q3公司实现营业收入2.77亿元，同比增长1.19%，实现归母净利润0.67亿元，同比增长14.95%，符合我们的预期。 福建风电电量略有增长，毛利增长或因生物质燃料成本下降。2024Q3公司实现上网电量4.65亿千瓦时，同比几乎持平，其中福建风电实现上网电量4.23亿千瓦时，同比小幅增长3.4%，从福建省风资源来看，7、8月份风况比较一般，9月份显著好转，从而使得三季度风电电量增速转正。受福建风电增长影响，公司营业收入小幅增长，同时Q3公司营业成本同比下滑3.94%，推测或为生物质项目燃料下降，受此影响Q3公司毛利率提升3.3个百分点，Q3公司毛利提升约0.1亿元，成为公司利润增长的主要原因。 新增核准10万千瓦海风项目，期待未来海风持续审批带来的成长性。2023年在福建省海上风电市场化竞争配置（第一批）中，福建投资集团获得40万千瓦海风项目，其中10万千瓦的长乐B区（调整）海上风电场项目交由上市公司进行开发，我们认为过去海风项目由集团建设，后注入上市公司的模式虽然减少了资本开支，但是注入节奏和时间存在不确定性，本次将项目交由上市公司开发，其确定性更强，预计剩下30万千瓦有可能采取同样方式，这些项目有望在2025-2026年陆续投产，给公司带来较高利润增厚。 集团承诺注入1.2GW海风指标和1.2GW抽蓄指标，期待海风项目率先注入。2019集团承诺，“在闽投海电、闽投电力、闽投抽水蓄能、宁德闽投、霞浦闽东中的任意一家实体稳定投产、于一个完整会计年度内实现盈利、不存在合规性问题并符合上市条件后一年内启动资产注入流程”，这些电力公司拥有121万千瓦的海风指标（其中莆田平海湾三期项目31万千瓦已投产，霞浦B区海风项目30万千瓦已核准未投产，剩余未核准），抽水蓄能指标120万千瓦（已投产），其中莆田平海湾三期项目因为补贴问题迟迟没有启动注入，若后续项目补贴合规性得到解决，预计该项目有望最先注入公司，该项目电价较高，参考二期项目，预计年均利润预估4-5亿元，若实现注入将给公司带来较高的利润弹性。 福建省海风竞配有望加速，公司获取海风具有优势。根据福建省“十四五”能源发展专项规划，十四五期间福建省计划新增开发省管海域海上风电规模约1030万千瓦，力争推动深远海风电开工480万千瓦。十四五前期福建省仅新增审批约6GW的海上风电项目，预计未来两年福建省海风审批有望加速，公司作为地区能源企业在获取项目中具有显著优势，预计将迎来新一轮增长。从收益率的角度来说，过去福建省海风项目竞价为主，中标电价一度降至0.2元/千瓦时附近，导致海风项目盈利能力较低，预计未来福建省审批方式将更加合理，在造价下降、风资源全国第一的背景下，福建省未来新增项目收益率有望大幅提高。 盈利预测与评级：我们维持公司2024-2026年归母净利润预测分别为6.93、7.04、7.7亿元，同比增长率分别为2.14%、1.61%、8.85%，当前股价对应的PE分别为16、16、15倍，考虑到公司较高的成长性，继续维持“买入”评级。风险提示。海风项目核准进度不及预期，莆田平海湾三期项目补贴核查进度不及预期

事件：公司披露2024年三季度报告，2024Q3公司实现营业收入195.45亿元，同比下滑1.25%，实现归母净利润30.52亿元，同比下滑7.1%，符合我们的预期。 福清核电检修时间超预期导致电量下滑，三费略有增长。2024年前三季度公司实现核电发电量1356.4亿千瓦时，同比下降2.74%，其中Q3实现464.9亿千瓦时，同比下滑5.5%，2024年前三季度新能源机组实现发电量247.5亿千瓦时，同比增长48.2%。Q3核电发电量下滑机组主要为福清核电和海南核电，其中福清核电Q3发电量110.9亿千瓦时，同比下滑17.3%，主因4号机组上半年出现0级事故进行两次小修，目前该机组已经恢复运行，预计四季度电量恢复正常，海南核电Q3发电量同比下滑18.5%，主因受“摩羯”台风影响，公司配合电网线路检修降功率。在费用端，Q3公司管理费用同比增加1.2亿元，财务费用同比增加3.1亿元，研发费用小幅减少2.2亿元，费用端整体小幅上行；另外公司其他收益同比小幅增加2.1亿元，预计主要为增值税退税影响。 新能源规划已经完成80.5%，后续装机增速预计放缓。截至2024年9月底，公司新能源装机达到2415万千瓦，较2023年底增加563万千瓦，其中Q1/Q2/Q3分别新增装机283、103、178万千瓦。此前公司曾规划十四五末公司新能源装机将达到3000万千瓦，截至目前完成进度达到80.5%，预计后续公司新能源装机速度将放缓。 在建、拟建核电装机达到18台，保障公司长周期装机稳定成长。目前公司在手在建拟建核电装机达到18台，预计充分保障至2032年之前的装机成长。其中漳州1号在2024年10月正式获批装载首炉核燃料，标志机组进入核调试阶段，预计年内并网发电，漳州2号预计将在2025年投产，剩余在建机组有望在十五五期间投产，其中2026年有望投产2台（田湾7号、海南小堆），2027年有望投产5台（徐大堡3、4号、田湾8号、三门3、4号），2028年有望投产1台（徐大堡1号），剩余机组有望在2029-2032年陆续投产。可以看出，十五五期间是公司核电机组投产的高峰期，尤其是2026-2027年，预计投产高峰期后，公司的现金流有望提升，为公司提高分红奠定基础。 重视股东回报，接连提出三年分红规划和特殊分红方案。今年7月公司公告未来三年（2024-2026年）股东分红回报规划，提出每年现金分红比例不少于当年度实现的可分配利润的30%；近期公司又公布特殊利润分红方案，计划每股派发现金红利0.02元（含税），占2024年上半年归属于上市公司普通股股东净利润的6.46%，虽然比例较低，但在当前高资本开支背景下，充分展现了公司对于股东回报的重视。 盈利预测与评级：我们维持公司2024-2026年归母净利润预测分别为109.7、115.3、119.7亿元，同比增长率3.2%、5.2%、3.8%，当前股价对应的PE分别为17、17、16倍，参照过去几年分红比例35%，公司2024-2026年股息率分别为2.0%、2.1%、2.1%，继续维持“买入”评级。 风险提示。电价下滑风险，核电项目投产进度存在不确定性

10月30日许继电气发布2024年三季报。前三季度实现营业收入95.86亿元，同比下滑11.49%，实现归母净利润8.95亿元，同比增长10.41%。24Q3实现营业收入27.50亿元，同比下滑24.17%，实现归母净利润2.67亿元，同比增长10.56%。业绩符合我们预期。 收入下滑预计主要与低毛利的新能源集成收缩有关。公司24H1新能源及系统集成业务收入仅9.99亿元，业务明显收缩，预计Q3延续收缩态势影响公司整体收入表现，但该板块23年全年毛利率仅5.42%，因此业务收缩使得公司24Q3整体毛利率达到24.52%（同比+5.81pct、环比+1.78pct），为近年来单季度最高值。 费用率同比有较大幅度增加。公司Q3销售/管理/研发/财务费用率分别为5.37%/4.34%/6.61%/-0.54%，同比变动分别为+2.59/+1.41/+1.00/0.00pct，合计增长5.00pct，费用率大幅提升与收入下滑有一定关系，但公司24Q3销售费用同比增加也较为明显，一定程度上对冲了毛利率的优秀表现。同时总费用率环比Q2也提升5.75pct，后续如果回落到正常水平，对公司业绩可能有更强帮助。 直流输电板块交付处于低谷期，预计未来1年集中交付。公司23年直流特高压迎来高景气，全年开工金上—湖北、陇东—山东、宁夏—湖南、哈密—重庆等4条特高压直流项目，公司23年特高压累计中标达15.5亿元，保障未来几年业绩增长。此外继23年甘肃—浙江、蒙西—京津冀两个特高压项目拟采用柔性直流后，今年招标的疆南—川渝、巴丹吉林—四川等特高压预计也将采用全柔直技术。10月31日公司中标甘肃—浙江特高压柔直换流阀项目，金额达10.9亿元。24年特高压整体交付处于空档期，24H1直流输电系统收入仅1.48亿元，预计Q3交付率仍然较少，但随着去年中标项目陆续进入设备安装期，相关收入有望在接下来一段时间内持续增加。 盈利预测与评级：我们预计公司2024-2026年归母净利润分别为11.9/16.1/18.1亿元，同比增速分别为18.2%/35.8%/12.3%，当前股价对应的PE分别为27/20/17倍。 我们认为特高压集中交付对未来2~3年业绩形成较强支撑，在柔直化背景下公司长期业绩有望进一步提升，维持“买入”评级。 风险提示：用电增速不及预期，特高压建设不及预期，特高压竞争加剧风险

事件： 公司披露 2024年三季度报告， 2024Q3公司实现营业收入 38.2亿元， 同比下滑 4.13%， 实现归母净利润 5.85亿元， 同比下滑 16.6%， 略低于我们的预期。 电量下滑抵消了燃煤成本下降带来的利好， 投资收益下滑是利润下降的主要来源。 2024年前三季度公司实现发电量 176.2亿千瓦时， 同比增长 0.37%， 其中风电发电量同比增长 0.09%， 火电发电量同比增长 0.4%； Q3公司实现发电量 64.64亿千瓦时， 同比下降 3.51%， 其中风电发电量同比下滑 1.34%， 热电联产机组发电量同比增长 0.08%， 气电发电量同比增长 9.66%， 燃煤机组发电量同比下滑 20.2%， 预估主因机组检修导致。 与此同时， Q3公司营业成本同比下降 1.8亿元， 预计主因煤炭长协比例提升， 燃煤成本下降， 受此影响， 公司 Q3毛利率略有提升。 除此之外，Q3公司投资净收益同比减少 1亿元， 预计主因参股火电公司盈利下降。 新增核准海风 66万千瓦， 参股海风陆续投产， 预计逐步贡献利润。 公司旗下参股公司海峡发电（ 持股 35%） 在手 90万千瓦的海风指标， 其中 50万千瓦已投产， 预计有望在今年贡献部分利润， 另有 40万千瓦风电项目已经核准， 这些项目均为平价项目， 当前海风造价水平较低， 投产后收益率水平预计较高。 另外， 公司今年新增核准 66万千瓦海风项目（ 长乐外海 J 区） 项目， 该项目等效满负荷小时数 4564小时，容量系数 0.521， 风资源水平较好， 按照 2年施工期预期在 2026年底投产， 预计投产后项目收益率水平较为可观。 泉惠热电二期项目得到核准， 在建火电装机达 262万千瓦。 今年 5月公司泉惠热电项目 2*66万千瓦已经得到核准， 近期泉惠热电二期 2*65万千瓦得到核准， 加总后公司在手核准火电装机超 2.6GW。 泉惠项目均为热电联产项目， 配套石化工业区热负荷需求， 参考当前鸿山热电的盈利表现， 预计泉惠项目盈利水平较高。 福建省海风审批有望加速， 预估电价机制更为合理保障项目回报率。 “十四五” 期间福建省规划新增开发省管海域海上风电规模约 1030万千瓦， 力争推动深远海风电开工 480万千瓦。 “十四五” 前期福建省仅新增审批约 6GW 的海上风电项目， 预计今明两年福建省海风审批有望加速， 公司作为省属电力龙头在获取项目中具有显著优势， 预计将迎来新一轮增长。 从收益率的角度来说， 过去福建省海风项目竞价为主， 中标电价一度降至 0.2元/千瓦时附近， 导致海风项目盈利能力较低， 预计未来福建省审批方式将更加合理， 在造价下降、 风资源全国第一的背景下， 福建省未来新增项目收益率有望大幅提高。当前海上风机（ 含塔筒）中标价格降至 3680元/kW，较 2021年最高价几乎腰斩， 若能平价上网， 海风项目运营利润较高。 盈利预测与评级： 我们维持公司 2024-2026年归母净利润预测分别为 29.88、 31.45、34.7亿元， 同比增长率分别为 13.9%、 5.3%、 10.3%， 当前股价对应的 PE 分别为 8、 8、 7倍， 当前估值水平仍然较低， 继续维持“买入” 评级。 风险提示。 海风项目核准不及预期， 煤电电价下降风险

事件： 公司披露 2024年三季度报告， 2024Q3公司实现营业收入 58.1亿元， 同比下滑 1.22%， 实现归母净利润 7.02亿元， 同比增长 0.19%， 低于我们的预期。 投资收益下滑导致利润增速较低， 剔除这一影响净利润增速 7.5%。 2024年 Q3公司实现投资收益 0.56亿元， 较去年同比减少 0.63亿元， 预估主要为参股公司支付的股利收入减少（ 今年体现在 Q2中） ， 剔除这一影响， Q3公司净利润同比增长 7.5%。 煤炭产量小幅提升， 存量新能源电量下滑明显。 1） 火电： 2024Q3公司火电发电量160.1亿千瓦时， 同比下滑 5%， 其中蒙西火电实现发电量 92.8亿千瓦时， 同比下滑 9.2%， 预计主因内蒙地区新能源装机增速较快压低火电出力， 外送华北火电实现发电量 67.3亿千瓦时， 同比增长 2.7%， 在电价端， 前三季度公司上网电价 0.3348元/千瓦时， 同比下降 1.2分/千瓦时， 电价下降幅度较上半年有所收窄（ 上半年电价下降 1.9分/千瓦时） ； 2） 煤炭端： Q3实现煤炭产量 372.7万吨， 同比增长 17.8万吨， 其中外销量 170.9万吨， 同比增长 10.9万吨， 自供量 201.8万吨， 同比增长6.9万吨， 前三季度煤炭销售单价 413.3元/吨， 同比增长 12.38元/吨， 增幅高于上半年（ 上半年煤炭销售单价同比增长 1.5元/吨） ； 一方面煤炭自供量的增长能够降低外购煤炭成本， 一定程度上抵消了电量下滑给火电带来的影响， 另一方面煤炭外销量的增长使得公司煤炭利润有所提升； 3） 新能源： Q3公司实现新能源发电量 6.1亿千瓦时， 同比增长 4.9%， 主因聚达项目、 丰川项目陆续投产， 实际上 Q3风况资源偏差， 测算存量项目 Q3风电发电量下滑 22%， 预估影响利润大约 0.34亿元。 公司承诺分红率 70%， 24年股息率 5.6%。当前公司魏家峁露天煤矿生产能力由 1200万吨／ 年核增至 1500万吨／ 年， 煤炭自供率达到 60%， 煤炭一体的盈利稳定性进一步增强， 为分红稳定奠定基础。 2021年 4月， 公司发布公告明确 2022-2024年现金分红率不低于 70%。 2022-2023年均维持 70%的分红率， 假设 2024-2026年分红率维持 70%， 测算公司 2024-2026年股息率分别为 5.6%、 6.4%、 6.9%， 股息率价值凸显。 盈利预测与评级： 我们维持公司 2024-2026年归母净利润预测分别为 24.76、 28. 12、30.1亿元， 同比增长率分别为 23.5%、 13.5%、 7.0%， 当前股价对应的 PE 分别为 12、 10、 10倍， 股息率水平较高， 继续维持“买入” 评级。 风险提示。 蒙西地区电价下降， 外送华北电量下降， 新能源回报率不及预期

事件： 公司发布三季报， 前三季度实现营收 1844亿元， 同比下降 3.62%； 归母净利润 104.13亿元， 同比下降 17.12%； 扣非后归母净利润 100.41亿元， 同比增长 6.87%。 单三季度实现营收 656亿元， 同比增长 0.46%； 归母净利润 29.59亿元， 同比减少 52.69%； 扣非后归母净利润 28.61亿元， 同比下降 25.18%。 公司单三季度归母净利润低于市场预期， 主要系资产减值与营业外支出影响。 资产减值与营业外支出拖累表观业绩， 主业经营稳健实质略超预期。 财报表观数据看， 公司前三季度归母净利润下滑主要系去年三季度出售四川公司股权等一次性损益； 前三季度扣非后归母净利润增长主要系煤价下滑。 单三季度业绩不及预期主要系资产减值约 11亿、 营业外支出约 6亿， 其中资产减值主要为煤电机组以及生物质电厂减值， 营业外支出或主要为碳配额以及海南台风影响。 若剔除以上两类非经常事件， 公司主业经营稳健， 实质经营业绩略超市场预期。 经营数据方面， 公司单三季度上网电量 1306亿千瓦时， 同比增长 3.43%， 其中煤机、 燃机、 风电、 光伏分别为 1077、 88、 80、 57亿千瓦时， 分别同比变动-0.29%、 8.69%、 25.65%、 71.06%。 前三季度境内平均上网电价 496.27元/兆瓦时， 同比下降 2.63%； 倒算单三季度电价为 492.35元/兆瓦时， 环比一季度、 二季度略有下滑， 或主要系煤电电量提升容量电价下滑影响。 三季度煤电度电利润达到 3.1分， 绿电多渠道融资， 资产负债表持续修复。 公司披露前三季度境内分电源利润总额， 其中煤机、 燃机、 风电、 光伏、 水电、 生物质利润总额分别为 66、 9、 52、 24、 1、 -5亿元，结合上半年数据以及上网电量可知， 剔除燃煤机组的减值影响， 我们测算公司单三季度煤机度电利润（ 利润总额口径） 达到 3.1分， 与一季度相当， 为近几年最优水平， 我们认为也是煤电机组的合理盈利水平。 另外， 公司拟在云南投资 2*100万千瓦煤电机组（ 持股 51%） ， 或在煤电盈利趋稳下拥有一定的成长性。 值得注意的是， 公司归母比例略有下滑， 或系发行类 reits 多渠道融资影响。 在业绩修复与稳健发展下，公司资产负债表持续修复， 2024年 9月底负债率为 64.34%， 较 2023年底下降 3.99个百分点。 火绿龙头， 电改风向标。 我们统计， 截至 2024年 9月底， 公司总装机 14071万千瓦， 其中燃煤、 燃机、风电、 光伏装机分别为 93 14、 1329、 1693、 1685万千瓦（ 统计存在一定误差） 。 公司十四五目标清洁能源装机占比达到 45%， 目前为 34%， 在火电规模不变的假设下， 2024Q4-2025年公司新能源装机需超 20GW 新增投产才能达到目标。 我们分析， 在双碳战略推进下， 容量电价机制保障煤电机组部分利润，减小利润波动率； 而新能源作为双碳战略主角， 在现货市场化推行叠加消纳弃电影响下， 新项目盈利承压， 期待环境价值提升收益。 公司作为煤电、 绿电龙头， 其经营业绩一方面是行业风向标， 另一方面也将深度受益于电力体制变革。 盈利预测与评级： 结合公司经营情况， 我们预计公司 2024-2026年归母净利润分别为 110/126/137亿元，同比增速分别为 30%/15%/8%， 当前股价对应的 PE 分别为 14/11/10倍(扣除永续债利息约 27亿） 。 按照 2024年归母净利润（ 扣除永续债利息） 50%分红考虑， 对应股息率 3.7%； 对应华能国际电力股份（ 0902.HK） 股息率 7.0%（ 人民币兑港元汇率取 1.1） ， 建议关注 0902.HK， 维持华能国际“增持”评级。 风险提示： 煤价涨幅超预期、 新能源配套政策不确定性、 减值超预期。

东方电气发布2024年三季报。前三季度实现营业收入470.25亿元， 同比增长7.07%，实现归母净利润 26.25亿元， 同比下滑 9.86%。 24Q3实现营业收入 140.97亿元，同比下滑 3.28%， 实现归母净利润 9.33亿元， 同比增长 2.6%。 业绩符合我们预期。 毛利率触底反弹。 公司毛利率在 24Q2出现较大幅度下滑（ 仅 12.65%， 环比下滑6.04pct）， 上半年五大业务板块均同比下滑（ 可再生能源装备同比-3.65pct、 清洁高效能源装备同比-1.43pct、 工程与贸易同比-8.61pct、 现代制造服务业同比-5.69pct、新兴成长产业同比-1.32pct）。24Q3公司整体毛利率达到16.63%， 同比下滑0.72pct，但环比大幅提高 3.99pct， 整体毛利率接近近年来正常水平， 预计与低价煤电订单等逐渐消化有关。 预计随着高价煤电订单陆续进入交付期， 公司收入和盈利能力有望触底反弹， 后续业绩有望恢复增长。 费用率保持稳定， 公允价值变动损益影响减弱。 公司第三季度销售/管理/研发/财务费 用 率 分 别 为 2.36%/4.72%/4.50%/0.08% ， 同 比 变 动 分 别 为-0.14/-0.67/+0.23/-0.16pct， 合计下滑 0.74pct。 Q1-Q3总期间费用率为 10.69%，同比小幅下滑 0.18pct， 费用率基本维持在稳定水平。 此外 24H1公司非货币性资产换入川能动力股权下跌导致非货币性资产交换损失 1.81亿元， 而 24Q3此部分股权价值随着市场回暖有所增长， 对公司整体业绩负面影响有所减弱。 在手订单充沛， 有效支撑未来成长。 公司前三季度共实现生效订单 812.5亿元（ 同比增长 26.5%）， 其中清洁高效能源装备 327.7亿元（ 同比下滑 1.0%）、 可再生能源装备 219.8亿元（ 同比增长 18.2%）、 工程与贸易 89.3亿元（ 同比下滑 7.7%）、 现代制造服务业 69.4亿元（ 同比下滑 26%）、新兴成长产业 106.4亿元， 同比增长 1.1%。 公司在手订单充沛， 未来成长可期。 盈利预测与评级： 我们预计公司 2024-2026年归母净利润分别为 36.1/46.8/54.7亿元， 同比增速分别为 1.8%/29.5%/16.9%， 当前股价对应的 PE 分别为 13/10/9倍。 我们认为在煤电、 核电、 水电等方向均在增加资本开支的情况下， 公司未来业绩成长可期， 维持“买入” 评级。 风险提示： 全社会用电增速不及预期， 核电建设不及预期， 灵活性改造开展不及预期

煤炭行业投资新框架， 个股 alpha 重于行业 beta。 煤炭行业的中长期定位是煤炭板块估值的决定性因素，但是我们认为把过多精力放在该问题争论上是没有意义的， 因为任何人都说不清楚， 而且对于估值而言，节奏比结果重要得多。 影响因素包括碳中和政策的力度、 储能技术革命性突破的时点等， 这些都不是投资者能掌控的， 技术进步不是线性的， 颠覆式创新很难提前预知。 因此， 现在无论是预言新能源一统江湖还是传统能源固若金汤， 都是不负责任的。 不妨做一个贝叶斯主义者， 分散布局， 根据概率迭代调整仓位， 所以从大类资产配置的角度， 煤炭板块值得配置。 于是乎， 煤炭板块的投资思路就变得简单了，不是寻找每个公司分别有什么预期差， 而是寻找哪个公司值得长期持有， 我们认为中国神华是其中之一。 一些基础概念的澄清： 分红率比股息率更重要， 久期比业绩更重要。 煤炭板块一个常见的投资误区是过度关注股息率， 并与长江电力对标。 而事实上， 一方面长江电力的估值逻辑非常特殊， 并不具备普遍性； 另一方面， 包括长江电力、 中国神华在内的泛稳定价值类资产， 股价上涨的共同驱动力是折现率下降，而非股息率。 长江电力是近乎永续资产， 分红就是纯粹的收益， 但是煤炭剩余寿命有限， 收到的钱不完全是收益， 还有一部分本金， 因为这些资产不存在终值。 用股息率选股， 不仅容易错过长江电力， 也容易错过中国神华。 单纯按照股息率筛选出的标的， 股价走势往往并不理想。 相比股息率， 我们认为对非成长性行业而言， 分红率更加重要， 分红率的背后是分红意愿， 分红意愿反映了大小股东利益的一致性。 对于使用寿命有限的资产， 对 IRR 影响最大的是久期， 也就是业绩锐减甚至归零前能够延续的时间， 而非短期业绩。 模型可以量化测算， 业绩小幅波动对 IRR 的影响有限， 而预期使用寿命的伸缩将导致 IRR巨幅震荡。 因为 IRR 是时间序列数据， ROE 只是截面数据， 真正影响企业价值的是 IRR， 而非 ROE。 底线思维下的中国神华： 干涸池塘的最后幸存者。 这是一种底线思维， 并不意味着煤炭行业一定会“干涸” 。 我们试图论证的是， 即便煤炭行业萎缩， 公司预计也是最后的幸存者， 久期远长于行业平均。 一体化布局是公司竞争力的结果， 而非竞争力的初始来源， 公司最核心的竞争力是吨煤开采成本低， 矿区位置集中， 是“终端同质化商品中的少数低成本供给” ， 一体化布局与地域分布扩大了该优势。 即便行业大幅萎缩， 公司也有着更强的对需求波动的抵御能力， 市场并没有给予公司的长久期属性充分定价。 看似透明的报表中也能读出较多增量信息。 最后， 很多人认为中国神华的财务报表过于透明， 反而没有了预期差。 恰恰相反， 本文详细拆解了公司的财务报表， 我们认为一份经得起拷问的财务报表， 在长期来看， 本身就是一种 Alpha。 同时， 公司较低的资产负债率， 意味着更强的抗风险能力。 储能技术革命性突破， 以及双碳政策加速的可能性不能排除， 如果资产剩余使用寿命大幅下修， 未来自由现金流总额减少， 相比权益所有者， 债权人是优先保障的， 还债是第一位的， 权益价值可能直接归零， 在经历房地产市场巨震后， 市场对此并不陌生。 但是中国神华近乎零有息负债， 仅存的负债多为应付账款、 预计负债等。 对于“以久期为最大弹性” 的资产， 低负债率是最大的安全垫， 也是超额收益的重要来源。 盈利预测与估值： 暂不考虑大雁煤矿和杭锦能源的收购， 我们预计公司 2024-2026年归母净利润为596.6、 610.6和 621.1亿元， 对应 PE 14、 13和 13倍。 以陕西煤业、 兖矿能源、 中煤能源作为可比公司， 2024-2026年 PE 分别为 10、 9、 9倍。 公司 PE 估值高于可比公司， 但是我们认为非永续资产的估值对久期长度的敏感性极高， 而无论是从实体基本面还是从财务报表来看， 中国神华对煤炭行业整体需求波动的抵抗能力都远高于行业平均水平。 首次覆盖， 给予“买入” 评级。 风险提示： 煤价波动超出预期， 新能源转型速度加快， 储能技术重大突破。

投资要点：事件：公司披露2024年三季度报告，2024Q3公司实现营业收入5.78亿元，同比增长7.61%，实现归母净利润1.39亿元，同比增长6.4%，超出于我们的预期。 Q3发电量增长超预期，毛利率提升3.3个百分点。2024Q3公司实现发电量12.04亿千瓦时，同比增长4.2%，实现上网电量11.1亿千瓦时，同比增长3.6%，超出市场预期，分区域看，公司宁夏风电、河南风电、河北风电、山东风电、内蒙风电的发电量增速分别为-3.4%/54.2%/38.2%/11.5%/17.3%，参考龙源电力的月度发电量数据，宁夏7月份风况较差，8-9月份风况转好明显。在电价端，由于公司收入增速略高于上网电量增速，倒算电价可能略有上涨，双重影响下，Q3公司毛利率为59.5%，同比提高了3.3个百分点。 黑龙江、河北风电项目投产在即，其他在建项目有望在未来几年陆续投产。截至2024年6月底公司拥有在建及拟建风电项目1.82GW，主要位于黑龙江、广西、山东等地，其中黑龙江20万千瓦首台风机已于近期吊装成功，预计年内陆续并网投产，剩余项目有望在未来2-3年陆续开工投产。黑龙江标杆电价0.374元/千瓦时、广西标杆电价0.4207元/千瓦时，电价水平较高，市场化程度水平较低，风资源情况较好，预计投产后单GW年化约2亿元，给公司带来较高的盈利增量。 近期绿电利好政策频发，期待绿电价值回归。近期宁夏发改委发布《下达我区2024年可再生能源电力消纳责任权重及重点行业绿电使用比例的通知（征求意见稿）》，明确提出将可再生能源电力消纳目标比例向下游市场化交易用户进行分解，有望从企业层面入手提升对于新能源消费量和绿证的需求，释放绿电环境价值；另一方面，今年广西率先提出政府授权合约机制，明确新能源市场化交易电价与合约电价（0.38元/千瓦时）的差额予以补贴或回收，引导新能源项目电价维持在某一电价附近，保障新能源项目的回报率，这一政策如果能在全国范围内推广，将有效提升新能源项目回报率的稳定性，提升新能源项目价值。我们认为，行政手段稳定电价和提升绿证价值双管齐下有望稳定未来新能源项目回报率预期，推动绿电价值回归。 盈利预测与评级：我们下调公司2024-2026年归母净利润预测分别为7.3、9、10.6亿元（下调前分别为8.6、10.2、11.6亿元），同比增长率分别为-9.2%、22.9%、17.9%。当前股价对应的PE分别为11、9、7倍，维持“买入”评级。 风险提示。新增项目并网不及预期，市场化电价波动较大

事件： 1） 公司发布 2024年三季报，前三季度实现归母净利润 44.22亿元，同比+15.1%；单三季度实现归母净利润 21.2亿元，同比+21.55%， 符合市场预期。 2）公司拟向雅砻江水电增资 72亿元。 业绩增长或主要受益于参股水电， 转债转股与利率下行背景下财务费用持续下降。 公司单三季度利润总额同比增加 3.88亿元， 其中投资收益同比增加 3.34亿元，即公司单三季度利润增长主要来自于参股的雅砻江与大渡河投资收益。 另一方面， 根据公司公告， 受益于公司可转债转股以及利率下行， 公司 2024年前三季度财务费用 3.44亿元，较 2023年同期的 4.69亿元减少约 1.25亿元，创公司近年来财务费用最大降幅，成为公司归母净利润的另一个增长点。 川内水电电价上涨反应四川电力供需持续偏紧，拟向雅砻江水电等股比增资享受未来成长。 值得注意的是，公司控股水电站单三季度电量同比几乎持平，略微增长 0.7%，与国电电力披露的国能大渡河单三季度发电量趋势相当（同比增长 1.8%），较上半年增速大幅回落，推测四川境内三季度来水较二季度转枯。在来水转枯情况下，公司水电站单三季度电价同比提升 4.6%，或反应四川电力供需格局持续偏紧。 公司披露拟与国投电力共同向雅砻江水电货币增资 150亿元，其中公司按照 48%股比出资 72亿元， 或继续享受雅砻江水电的成长性。 根据雅砻江水电公告，其计划到 2030年，水电装机规模达到 2300万千瓦， 新能源装机力争达到 2000万千瓦，抽水蓄能装机力争达到 500万千瓦。截至 2023年底，雅砻江水电公司装机 2082万千瓦，其中水电装机 1920万千瓦。 即 2024-2030年，雅砻江水电公司的水电、新能源、抽水蓄能装机或将分别新增 4、 19、 5GW 左右。 盈利预测与评级： 结合四川来水趋势及电价判断，我们维持公司 2024-2026年归母净利润预测分别 51. 11、 53.90、 56.15亿元，当前股价对应 PE 分别为 17、 16、 15倍。 水电资产的特性就是“全方位的低协方差”，按照投资组合理论，低协方差资产理应享有更高的估值，当前背景下有望持续重估，公司乃至整个水电板块具备长期配置价值， 维持“买入”评级。 风险提示： 来水波动，电价不及预期。

投资要点：事件：公司发布2024年中报，上半年实现营业收入271.02亿元，同比增长2.79%，实现归母净利润37.44亿元，同比增长12.19%，符合预期。 雅砻江水电二季度来水大幅改善，但是电价有所下滑，业绩整体平稳。受益于来水改善，雅砻江水电2024年上半年发电量同比增长9.38%，其中二季度同比增长37.24%。但是受电力供需紧张缓解影响，雅砻江水电2024H1平均上网电价为0.319元/千瓦时，同比下降1.85%，其中Q2平均上网电价为0.309元/千瓦时，同比下降9.65%，削弱了部分业绩弹性。雅砻江水电上半年实现净利润44.05亿元，同比增长2.56%。需要指出的是，2023年同期由于来水严重偏枯，雅砻江水电电价大幅上涨，产生了一定基数影响。即便今年上网电价下滑，雅砻江水电平均电价仍高于2022年同期（2022H1为0.296元/千瓦时，Q2为0.293元/千瓦时）。 大朝山电站量价齐升。大朝山电站2024年上半年发电量同比增长13.58%，其中二季度同比增长44.23%。但是与雅砻江水电相比，大朝山电站上半年电价同比增长2.16%，其中二季度同比增长2.72%，呈现量价齐升格局。大朝山电站上半年实现净利润3.6亿元，同比增长21%。火电板块业绩改善明显，国投津能、湄洲湾、钦州、华夏电力全部扭亏。受益于煤价下行，公司火电板块业绩改善明显，今年上半年国投津能、湄洲湾、钦州、华夏电力分别实现净利润0.03、2.38、5.26和2.31亿元，2023年同期分别为-2.72、-0.34、4.74和0.65亿元，合计提供净利润边际增量7.67亿元，为公司业绩改善最主要的来源。 在总负债规模同比上升116亿的基础上，上半年财务费用下降1.81亿。截至2024年6月底，公司负债总额为1821亿元，2023年6月底为1705.5亿元，同比增长116亿。但是受益于贷款利率下降，公司上半年财务费用下降1.81亿，提供额外增长动能。继续看好水电资产，我们分析当前驱动水电公司股价上涨的更底层因素来自分母端，市场对水电资产的绝对低协方差属性重新定价。 水电的核心预期差是商业模式的抗风险能力，即与宏观经济弱相关的低协方差属性。首先，水电公司营业收入的驱动力非常特殊，降雨与宏观经济绝对脱钩；其次，从产品特性来看，水电是终端同质化商品中的少数低成本供给，决定了价格端的低风险；加之商业模式简单，财务报表质量极高，联合调度提高水资源利用效率，水电资产的特性就是“全方位的低协方差”。按照投资组合理论，低协方差资产理应享有更高的估值，当前背景下有望持续重估，公司乃至整个水电板块具备长期配置价值。 盈利预测与评级：结合公司一季度数据，我们维持公司2024-2026年归母净利润预测分别为75.42、85.03、90.88亿元，当前股价对应PE分别为16、14、13倍，我们认为水电板块具备长期配置价值，维持“买入”评级。 风险提示：来水波动，电价不及预期。

事件：公司发布2024年中报，上半年实现营业收入348.08亿元，同比增长12.38%，实现归母净利润113.62亿元，同比增长27.92%，符合预期。 来水改善，电价小幅下行，预计与发电量结构有关。公司上半年实现发电量1206.18亿千瓦时，较上年同期增加16.86%；但是营业收入同比增长12.38%，由此计算上网电价小幅下滑。从发电量结构来看，公司上半年三峡、葛洲坝、溪洛渡、向家坝、乌东德、白鹤滩发电量分别同比增长25.36%、16.98%、21.58%、10.91%、18.35%和3.43%，其中权重最大但是电价相对较低的三峡电站发电量增速显著高于公司整体水平，对整体电价产生一定拖累。 财务费用降幅超预期，投资收益平稳增长。资产注入完成后，财务费用下降与投资收益增长为公司业绩增长的主要来源，公司上半年利息费用57.04亿元，较2023年同期减少7.76亿元，大幅超出预期（市场普遍预期全年下降6-8亿元），我们分析一方面来自债务总额下降，另一方面是公司债务置换。公司2024年6月底债务总额较2023年6月底减少约115亿元，但是从现金流量表来看，公司2023年以来筹资性现金流长期“大进大出”，债务置换显著降低利息支出。公司上半年权益法核算投资收益25.6亿元，同比增长20.55%，与公司参股公司业绩表现基本一致。公司上半年营业外支出3.84亿元（上年同期为0.08亿元），是业绩的主要拖累项，公告解释为捐赠支出与库区维修开支。 继续看好水电资产，我们分析当前驱动水电公司股价上涨的更底层因素来自分母端，市场对水电资产的绝对低协方差属性重新定价。从DCF模型出发，权益资产的价格从根本上取决于盈利能力、无风险利率与风险溢价三个要素的组合，其中后两者合称折现率（必要收益率），是影响宽基指数涨跌最重要的因素。 我们可以将权益资产视为分红金额不固定的超长久期信用债，权益资产的折现率可以分解为无风险收益率，信用债收益率较无风险收益率的利差（简称信用利差）以及权益折现率较信用债收益率的利差三部分。 此轮市场大级别回调始于2020年底，截至2024年6月底，10年期国债收益率从3.3%降至2.3%，收窄1pct，10年期AA级企业债收益率从5.2%降至3.0%，信用利差从1.9%降至0.7%，收窄1.2pct。 无风险收益率与信用利差合计收窄2.2pct，对权益资产构成显著利好，但是宽基指数仍大幅回调，说明对于市场整体而言，权益收益率较信用债收益率的利差大幅走扩，走扩幅度超过了2.2pct。 然而，在权益资产内部，不同资产基本面与宏观经济波动的相关程度不同，导致不同资产第三项利差的走扩幅度分化，只要走扩幅度低于2.2个百分点，这类权益资产就可以受益于无风险利率及信用利差收窄带来的利好，从而享受“结构性的长牛”。对于水电而言，由于“宏观经济波动不会影响降雨波动”，因此在宽基指数风险溢价扩张的背景下，水电风险溢价不存在扩张的基础。更进一步的，根据市值和权益现金流倒算隐含折现率，长江电力隐含折现率从2020年的大约10%降到2024年6月的7.1%（500亿量级权益现金流/7000亿市值），下降2.9个百分点。由此计算长江电力隐含折现率较信用债的利差不仅没有扩张，反而收窄0.7个百分点。综上，水电上涨是由无风险收益率、信用利差以及权益较信用债利差三部分同时压缩带来的，在当前市场风险偏好下，我们分析水电板块仍然具备配置价值。 盈利预测与评级：结合公司中报数据，我们维持公司2024-2026年归母净利润分别为339.94、357.42和374.23亿元，当前股价对应PE21、20、19倍，维持“买入”评级。 风险提示：来水波动，电价不及预期。

事件： 2024年上半年公司实现营业收入 374.4亿元，同比增长 3.15%，实现归母净利润 58.8亿元，同比下滑 2.65%，对应 2024年二季度实现归母净利润 28.23亿元， 同比下滑 6.5%，扣非归母净利润下滑 3.2%， 略低于我们的预期。 核电利润略有下滑，新能源利润基本持平。 2024年上半年公司实现核电发电量 891.5亿千瓦时，同比下滑 1.24%，其中 Q1/Q2实现 436.7/454.8亿千瓦时，同比分别变化-3.1%/0.7%，主因秦山核电、三门核电、福清核电检修时间均高于去年，与此同时，上半年核电市场化交易电量、电价均有所下滑，双重影响下，公司核电业务收入略有下滑。 在新能源方面， 截至 2024年 6月底，公司新能源在运装机达 2237万千瓦，其中风电装机同比增长 50%，光伏装机同比增长 57%，受益于装机增长， 2024年上半年公司实现新能源发电量 161.4亿千瓦时，同比增长 52.8%，但新能源发电收入仅增长约 30%，倒算电价下降明显，受此影响，中核汇能 2024年上半年实现净利润 16.7亿元，同比仅增长 3%。 在费用端， 公司 Q2研发费用和管理费用的提升抵消了财务费用下降带来的利好，同时 Q2营业外收入同比减少约 3亿元，受此多重因素影响，公司二季度归母净利润下滑 6.5%。 新增核准江苏徐圩核电一期项目， 公司持续推进四代核电技术发展。 2024年 8月，国务院审批五个核电项目，共计 11台，其中中国核电江苏徐圩一期工程项目获得核准， 包括 2台华龙一号+1组高温气冷堆，并配套建设蒸汽换热站，设计工况下将同时具备高品质蒸汽供应能力和发电能力，是全球首个将高温气冷堆与压水堆耦合的核动力厂，建成后将为连云港万亿级石化产业基地大规模供应高品质低碳工业蒸汽。除此之外，中核集团还在快堆领域持续推进，2017年中核霞浦核电开工，该项目采用钠冷快堆技术， 是我国核能“热堆-快堆-聚变堆”发展战略的第二步， 其中霞浦 1号预计将有 2024年投产，霞浦 2号有望在 2026年投产。我们认为，公司作为中国核工业集团旗下唯一的核电运营平台， 充分发挥在四代核电技术方面的引领示范作用，有望在发展中积累工程经验，为其未来获得更多的项目奠定基础。 在建、拟建核电装机达到 18台，保障公司长周期装机稳定成长。 考虑今年新增核准的 3台核电机组，公司在手在建拟建核电装机达到 18台，预计有望充分保障至 2032年之前的装机成长。其中预计漳州 1号有望在今年投产，若年内投产将保障公司全年业绩稳定增长，漳州 2号预计将在 2025年投产，剩余在建机组有望在十五五期间投产，将充分保障十五五期间的装机成长性，另外今年新增核准的 3台机组有望在明年开工， 2031-2032年陆续投产。 盈利预测与评级： 考虑到部分核电机组检修时间较长和新能源利润情况，我们下调公司2024-2026年的归母净利润预测为 109.7、 115.3、 119.7亿元（下调前分别为 114.15亿元、124.8、 132亿元） ，同比增长率分别为 3.3%、 5.1%、 3.8%，当前股价对应的 PE 分别为 19、18、 17倍（扣除永续债） ， 继续维持“买入”评级。 风险提示：新能源项目参与市场化交易带来的电价下滑风险，核电项目投产进度存在不确定性。