事件描述公司披露 2024年年度业绩预告：公司预计 2024年实现归母净利润约 78.48亿元到 90.87亿元，与上年同期（法定披露数据）相比，将增加 2.10亿元到 14.49亿元，同比增加 2.75%到18.97%。 事件评论 装机规模扩张， 电量稳健增长。 2024年全年来看，来水同比略有改善，澜沧江流域来水较同期偏丰 0.5成，其中乌弄龙、小湾断面来水同比基本持平，糯扎渡断面来水同比偏丰4.6%。叠加托巴电站、硬梁包电站部分机组投产的带动，公司水电完成发电量 1079.29亿千瓦时，同比增长 2.53%，若将新投产托巴电站、硬梁包电站发电量剔除， 2024年原有水电完成发电量 1050.36亿千瓦时，同比减少 0.22%， 其中单四季度原有水电完成发电量 236.09亿千瓦时，同比增长 0.10%。 同时需要注意的是， 在四季度来水转枯的背景下，存量电站四季度发电量未出现显著下滑，或系公司主动释放前期蓄能，缓解部分电量压力， 其中小湾和糯扎渡四季度发电量同比分别增加 17.39%和 11.31%。 新能源方面，2024年公司风电发电量达到 4.17亿千瓦时，同比增长 6.92%；在新增装机的带动下，2024年公司光伏完成发电量 36.66亿千瓦时，同比增长 160.37%。 因此整体来看， 在新能源装机规模大幅提升、 水电站部分机组新增投产的共同影响下， 公司 2024年完成发电量 1120.12亿千瓦时， 同比增加 4.62%。 量价齐升， 全年业绩稳健增长。 云南省 2022年颁布《云南省燃煤发电市场化改革实时方案》（试行），提出云南省水电电价全年分月电量电价加权平均电价在前三年度市场均价上下浮动 10%区间内形成。随着较低电价的 2020年不再纳入滚动测算， 2024年云南省内电价涨幅约束将会有所释放，叠加云南省内电力供需形势持续处于紧张局势，因此预计云南省市场化交易电价将实现同比上涨。整体来看，在量价均有望获得支撑的拉动下，公司全年预计实现归母净利润约 78.48亿元到 90.87亿元， 同比增加 2.75%到 18.97%。 多元扩张， 保障公司远期成长。 根据公司 1月 2日公告，公司所属托巴电站 4号机组已正式进入商业运行，总装机容量 140万千瓦全部投产；硬梁包水电站首台 5号机组（ 3.6万千瓦）、第二台 4号机组（ 27万千瓦）正式进入商业运行，公司水电机组规模进一步扩张。此外，根据公司公告，公司拟与华能国际成立合资公司开发雨汪二期煤电与新能源一体化项目，项目包含 200万千瓦煤电，并为项目配套一定新能源资源，公司将现金出资14.5亿元，持股 49%，一体化项目的建设有望保障公司在“十五五”期间的业绩成长。 投资建议：根据最新经营数据，我们调整公司盈利预测，预计公司 2024-2026年对应 EPS分别为 0.46元、 0.48元和 0.52元，对应 PE 分别为 19.14倍、 18.40倍和 16.91倍。维持“买入”评级。

事件描述公司发布2024年四季度主要经营数据公告：2024年10-12月，公司境内控股企业累计完成发电量385.76亿千瓦时，上网电量376.09亿千瓦时，与去年同期相比分别减少5.39%和5.36%。 公司境内控股企业平均上网电价0.360元/千瓦时,与去年同期相比减少2.96%。 事件评论水电量价承压，业绩展望偏弱。2024年四季度，雅砻江流域来水转枯，四季度公司水电完成发电量237.40亿千瓦时，同比减少3.70%。其中，雅砻江水电完成发电量210.74亿千瓦时，同比减少5.45%。电价方面，公司四季度水电平均上网电价为0.285元/千瓦时，同比降低5.94%，主要原因或系市场化电价同比回落影响，其中雅砻江水电平均上网电价0.296元/千瓦时，同比降低5.43%；国投小三峡平均上网电价0.211元/千瓦时，同比降低10.59%；国投大朝山平均上网电价基本持平。整体来看，公司水电电量、电价均有所承压，预计公司四季度水电板块业绩或存在一定压力。新能源方面，受四季度来风偏弱影响，公司风电完成发电量15.23亿千瓦时，同比降低2.07%；在新机组投产的拉动下，光伏完成发电量12.01亿千瓦时，同比增长20.21%。电价方面，公司风电平均上网电价0.472元/千瓦时，同比降低5.41%；光伏平均上网电价0.517元/千瓦时，同比降低9.14%，光伏电价较同期下降主要为公司新投产机组为平价上网项目以及峰谷分时电价影响。在电价显著承压、电量表现稳健的共同影响下，四季度公司新能源业务或同样表现偏弱。整体来看，预计四季度公司清洁能源业务业绩有所承压。 火电出力受限电量偏弱，成本优化缓解业绩压力。四季度公司火电完成发电量121.11亿千瓦时，同比减少10.72%。细分来看，1）国投北疆电厂四季度完成发电量34.07亿千瓦时，同比减少20.40%，主要原因系天津区域新能源、火电新机组投产，挤压公司机组出力空间；2）广西和贵州区域来水偏丰，挤压火电出力空间，国投钦州发电和国投盘江分别完成发电量26.16亿千瓦时和7.30亿千瓦时，同比分别减少27.11%和9.47%；3）福建省用电需求及外送电量增加，带动华夏电力和湄洲湾电力分别完成发电量15.70亿千瓦时和34.07亿千瓦时，同比分别增长1.80%和2.68%。电价方面，四季度火电平均上网电价为0.474元/千瓦时，同比增长0.64%。成本方面，四季度秦皇岛港Q5500动力末煤平仓价均值为822.60元/吨，较去年同期下降约135.10元/吨，同比降幅14.11%。 整体来看，四季度火电电量显著承压，电价同比微增叠加四季度煤价的快速回落或将缓解公司火电业绩压力。综合来看，公司清洁能源业务以及火电业务均表现偏弱，公司四季度业绩或有所承压，但考虑到前三季度公司业绩同比增长，公司全年仍有望维持同比改善。 投资建议：根据最新经营数据，我们预计公司2024-2026年对应EPS分别为0.95元、0.91元和1.01元，对应PE分别为15.56倍、16.25倍和14.71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、光照资源不及预期风险。

事件描述公司发布 2024年全年发电量完成情况公告：2024年，公司境内所属六座梯级电站总发电量约2959.04亿千瓦时，较上年同期增长 7.11%。 事件评论 来水转枯限制单季表现， 全年业绩展望积极。 2024年，乌东德水库来水总量约 1123.69亿立方米，较上年同期偏丰 9.19%；三峡水库来水总量约 3740.95亿立方米，较上年同期偏丰 9.11%。得益于此，公司 2024年总发电量约 2959.04亿千瓦时，较上年同期增长7.11%。虽然全年来看公司梯级电站整体有所改善，但进入四季度来水丰枯急转，受此影响单四季度公司完成发电量 600.90亿千瓦时，较上年同期减少 17.60%，其中乌东德电站发电量 84.71亿千瓦时，同比增长 3.79%；白鹤滩电站发电量 139.69亿千瓦时，同比减少 6.02%；溪洛渡电站发电量 130.97亿千瓦时，同比减少 12.26%；向家坝电站发电量 67.68亿千瓦时，同比减少 13.57%；三峡电站发电量 143.72亿千瓦时，同比减少36.47%；葛洲坝电站发电量 34.14亿千瓦时，同比减少 24.51%。 整体来看， 受电量同比回落影响， 公司四季度业绩或有所承压。 值得关注的是， 公司于 2024年 12月完成湖北清能股权及相关债权的转让，转让收益一定程度能够缓解四季度业绩压力。全年来看，来水改善的背景下，公司发电量实现稳健增长，同时考虑参股投资收益、清能集团股权及相关债权转让收益以及利息费用下滑贡献业绩增量， 预计公司全年能够实现稳健业绩增长。 股息利差达到高点，红利典范值得关注。除全年稳健的经营业绩以外，作为红利价值的典范，公司长期承诺底线分红为 70%，稳健业绩也意味着丰厚的股息回报。而且截至 1月7日，按照最新一期分红比例以及 2024年盈利预期，长江电力的预期股息率与十年期国债到期收益率之差已经达到 2023年以来的 94%分位数，从息差维度公司投资性价比已经达到极为突出的水平，我们坚定看好公司作为稳健红利典范的投资价值。 短期电价波动影响有限，市场化长期仍有利好。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煤电基准价，完善为“基准落地电价+浮动电价”的机制，而公司白鹤滩电站送苏电价执行相同机制。虽然短期内受火电电能量年度长协电价有所下调影响，公司外送电价预计也会有所调整，但来水修复一定程度能够对冲电价波动的影响。水电作为最为廉价的清洁能源，在市场化改革加速推进的趋势下，长期电价存在较强支撑。此外，截至 1月 7日，三峡水库水位为 168.34米，同比提升 1.88米，而 2024年 9月 30日三峡水库水位为 162.6米，同比下降 6.46米，即公司四季度电量相对偏弱也有积极累库的影响， 而且年初更高的水位也为全年更高的出力奠定了良好的基础。 投资建议： 我们预计公司 2024-2026年对应 EPS 分别为 1.32元、 1.33元和 1.46元，对应 PE 分别为 21.82倍、 21.67倍和 19.72倍，维持公司“买入”评级。 风险提示 1、电价波动风险； 2、来水不及预期风险。

事件描述公司发布 2024年全年发电量完成情况及 2025年发电计划公告：截至 2024年 12月 31日，公司 2024年全年度累计商运发电量为 2163.49亿千瓦时，同比增长 3.09%。 2025年，公司全年发电量目标为 2370亿千瓦时。 事件评论 机组复产电量增长， 核电单季业绩展望积极。 随着三季度末福清核电 4号机组小修结束恢复正常发电，公司电量持续改善，单四季度公司核电机组完成发电量 474.84亿千瓦时，同比增加 1.00%。但受前三季度大修天数多于去年影响， 2024年公司核电机组发电量1831.22亿千瓦时，同比下降 1.80%。具体而言，公司核电发电量下降主要原因系秦山、海南和福清核电电量下降影响，其中秦山和海南核电机组检修天数较去年均有所增加，同时海南核电受台风影响配合电网线路检修降低功率，发电量分别同比下降 1.52%、7.85%； 福清核电发电量同比下降 6.74%。此外，三门和江苏核电发电量分别同比增加 0.78%和2.96%，主要原因为本年度机组检修天数同比减少。因此整体来看， 在四季度核电电量恢复增长的拉动下，核电单季业绩预计将实现稳健增长，但受前三季度电量回落影响，全年核电业绩或存在一定压力， 但降幅将较前三季度显著收窄。 绿电高增缓解核电压力，全年业绩展望稳健。四季度新能源发电量 84.77亿千瓦时，同比增长 26.88%，增速环比回落 13.27个百分点，主因系四季度风光资源偏弱。截至 2024年 12月 31日，公司控股新能源在运装机容量 2959.62万千瓦，其中风电 957.89万千瓦、光伏 2001.73万千瓦，另控股独立储能电站 140.10万千瓦， 2024年全年合计新增新能源装机 1108.03万千瓦，远超年初规划目标。得益于新能源新增装机维持高位，公司2024年新能源发电量为 332.27亿千瓦时，同比增长 42.21%。 整体来看， 公司新能源电量的高速增长缓解了核电电量下滑的压力， 公司完成发电量 2163.49亿千瓦时， 同比增长 3.09%。因此整体来看，虽然前三季度核电由于大修导致业绩短期承压，但在新能源维持高速增长以及四季度核电电量转正的影响下， 预计全年业绩仍将实现稳健表现。 发电指引稳步提升， 雄厚资源保障远期成长。 2025年公司全年发电量目标为 2370亿千瓦时，其中核电计划发电量为 1954亿千瓦时，新能源计划发电量为 416亿千瓦时。 考虑到 2025年 1月 1日漳州 1号机组投入商运， 且 2号机组有望年内投产， 预计 2025年核电发电量目标能够圆满完成。 同时，截至 2024年底，公司新能源控股在建项目装机容量达 1435.82万千瓦，机组的陆续投产保障公司完成 2025年新能源发电计划。此外，截至2024年底，公司控股在建及核准待建核电机组装机容量达到 1942.90万千瓦（不含漳州1号）。 雄厚核电及绿电项目资源储备保障远期增长空间， 同时社保基金等资金的持续注入保障了公司在核电景气度向上周期背景下的长期稳健增长。 投资建议： 根据最新经营数据，我们预计公司 2024-2026年 EPS 分别为 0.57元、 0.57元和 0.65元，对应 PE 分别为 17.43倍、 17.46倍和 15.12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。

事件描述公司披露2024年发电量完成情况公告：截至2024年12月31日，公司2024年完成发电量1120.12亿千瓦时，同比增加4.62%，上网电量1110.24亿千瓦时，同比增加4.51%。 事件评论装机规模扩张，电量稳健增长。2024年全年来看，来水同比略有改善，澜沧江流域来水较同期偏丰0.5成，其中乌弄龙、小湾断面来水同比基本持平，糯扎渡断面来水同比偏丰4.6%。叠加托巴电站、硬梁包电站部分机组投产的带动，公司水电完成发电量1079.29亿千瓦时，同比增长2.53%，若将新投产托巴电站、硬梁包电站发电量剔除，2024年原有水电完成发电量1050.36亿千瓦时，同比减少0.22%，其中单四季度原有水电完成发电量236.09亿千瓦时，同比增长0.10%。同时需要注意的是，在四季度来水转枯的背景下，存量电站四季度发电量未出现显著下滑，或系公司主动释放前期蓄能，缓解部分电量压力，其中小湾和糯扎渡四季度发电量同比分别增加17.39%和11.31%。新能源方面，2024年公司风电发电量达到4.17亿千瓦时，同比增长6.92%；在新增装机的带动下，2024年公司光伏完成发电量36.66亿千瓦时，同比增长160.37%。因此整体来看，在新能源装机规模大幅提升、水电站部分机组新增投产的共同影响下，公司2024年完成发电量1120.12亿千瓦时，同比增加4.62%。 量价齐升，全年业绩展望积极。云南省2022年颁布《云南省燃煤发电市场化改革实时方案》（试行），提出云南省水电电价全年分月电量电价加权平均电价在前三年度市场均价上下浮动10%区间内形成。随着较低电价的2020年不再纳入滚动测算，2024年云南省内电价涨幅约束将会有所释放，叠加云南省内电力供需形势持续处于紧张局势，因此预计云南省市场化交易电价将实现同比上涨。整体来看，在量价均有望获得支撑的拉动下，公司全年业绩展望积极。 多元扩张，保障公司远期成长。根据公司1月2日公告，公司所属托巴电站4号机组已正式进入商业运行，总装机容量140万千瓦全部投产；硬梁包水电站首台5号机组（3.6万千瓦）、第二台4号机组（27万千瓦）正式进入商业运行，公司水电机组规模进一步扩张。此外，根据公司公告，公司拟与华能国际成立合资公司开发雨汪二期煤电与新能源一体化项目，项目包含200万千瓦煤电，并为项目配套一定新能源资源，公司将现金出资14.5亿元，持股49%，一体化项目的建设有望保障公司在“十五五”期间的业绩成长。 投资建议：根据最新经营数据，我们调整公司盈利预测，预计公司2024-2026年对应对应EPS分别为0.45元、0.46元和0.55元，对应PE分别为19.92倍、19.53倍和16.52倍。维持“买入”评级。风险提示1、市场电价波动风险；2、来水不及预期风险。

公司发布2024年三季报。2024年前三季度公司实现营业收入29.64亿元，同比上升16.70%；实现归母净利润8.82亿元，同比增长30.28%。其中，2024单三季度公司实现营业收入10.13亿元，同比增长42.67%；实现归母净利润2.77亿元，同比增长43.76%。 事件评论Q3煤层气销售量价同环比均实现提升，主业发展持续稳健。随着新钻井的陆续投产和低老病废井的改造增产，公司煤层气总产量同比再创新高。2024年前三季度，公司煤层气总产量14.82亿立方米，同比增长20.48%。单三季度，公司煤层气总产量5.11亿立方米，同比增长29.47%，环比增长3.06%。其中，得益于大规模压裂技术的突破和压裂新工艺的持续创新，马必区块产能建设迅速、产量快速攀升，单三季度产量同比增加72.06%，环比增加7.83%。价格方面，公司主要以管道气销售为主，受市场价格波动影响较小，尤其是马必区块基本上全部通过国家西一线销往了更好的区域市场，实现了较好的销售价格。2024年前三季度国内LNG均价下跌4.90%，但公司平均销售价格2.16元/方，同比增长4.81%。第三季度，公司平均销售价格为2.15元/方，同比增长10.27%，环比增长2.86%。除了接入西一线外，未来随着通豫管道恢复及连接线投建，价格仍有改善空间，即使全球气价下滑，公司煤层气生产业务盈利或将有较强支撑。 受城燃和安装业务拖累，Q3单季度毛利率同环比下滑。主业量增价涨，但2024年第三季度公司销售毛利率为41.41%，同比下降4.39pct，环比下降11.24pct，主要受到城燃和安装业务的拖累。城燃方面，上游资源端价格上涨造成采购成本增加的同时，新疆民用气因库存气的影响造成确认的收入未有完全体现顺价后的价格，进而从成本、收入两个角度影响利润。工程方面，由于本年度新疆煤改气项目进入收尾阶段，主要为路面恢复等毛利率较低的项目，导致收入较少、利润较低。展望未来，随着民用卡内库存气的影响逐渐降低乃至消失，顺价带来的盈利效果将会逐步体现，城燃业务毛利率或将改善。 通过“强链、延链和补链”战略，有望构筑和夯实“天然气全产业链化”。2023年除了完成亚美能源私有化，跨境并购亚太石油有限公司获取控股权，并获得了合作开发的紫金山区块。2024年，通过挂牌出让竞拍方式取得了合计面积约300平方公里的贵州丹寨1区块、2区块页岩气勘查探矿权；公司境外全资下属公司佳鹰公司通过协议收购中能控股、共创投控控制权取得了集勘探期、开发期、生产期三阶段同时存在的面积约3,146平方公里的喀什北项目常规油气投资及勘探开发生产资源。公司通过“强链、延链和补链”战略，基本实现了“上有资源、中有管网、下有客户”的全产业链一体化的经营格局。 不考虑未来股本变动的情况下，预计公司2024年-2026年EPS为3.12元、3.99元和4.88元，对应2024年10月31日收盘价的PE分别为10.42X、8.13X和6.65X，维持“买入”评级。 风险提示1、能源价格大幅下跌；2、项目产品分成合同到期无法续期风险。

事件描述公司发布2024年三季报：2024年第三季度，公司实现营业收入38.20亿元，同比减少4.13%；实现归母净利润5.85亿元，同比减少16.60%。 事件评论热电稳健气电高增，火电业绩实现同比增长。得益于需求高增叠加水电出力边际弱化，三季度公司热电联产完成发电量22.79亿千瓦时，同比增长0.08%，完成供热量253.44万吨，同比增长3.09%。成本方面，三季度秦皇岛港Q5500动力末煤平仓价均值相较去年同期下降约18.10元/吨，但若考虑电厂20天左右的煤炭库存，按照6月中旬-9月中旬的参考时间段进行估算，2024年均值相较2023年上涨约13.58元/吨，考虑到公司长协煤的平滑，预计公司成本端变化相对有限，公司热电业务三季度延续稳健的业绩。虽然公司控股煤电三季度完成发电量14.73亿千瓦时，同比下降20.19%，煤电电量大幅下降主因或系检修影响，但由于煤电一方面公司控股比例仅为51%，另一方面煤电占公司净利润比重也相对较低，上半年煤电占公司净利润比重仅为3.82%，因此煤电电量下滑对公司整体经营业绩影响有限。气电方面，三季度气电完成发电量16.82亿千瓦时，同比增长9.66%，气电电量高增使得三季度气电经营性业绩延续改善。此外，去年气电替代电量政策于9月才开始执行，而今年于4月份便已经开始，因此预计三季度气电替代电量执行规模将大于去年同期水平，气电整体业绩较去年同期将有显著改善。因此考虑到气电经营影响，煤电的压力有望得到对冲，公司三季度火电贡献业绩实现同比增长。 来风偏弱风电短期承压，投资收益限制业绩表现。三季度受偏弱的来风影响，公司风电完成发电量10.17亿千瓦时，同比下降1.34%，其中海上风电完成发电量5.98亿千瓦时，同比下降1.41%，陆上风电完成发电量4.19亿千瓦时，同比下降1.24%。因此在偏弱来风导致电量短期下滑影响下，公司新能源业绩有所承压，但得益于火电业务的经营改善，三季度公司实现毛利润7.45亿元，同比增长2.37%。投资收益方面，公司参股公司主要为火电及福建省风电运营商，由于经营环境接近，因此公司权益法核算的投资收益同比减少13.75%。此外，由于去年非交易性权益投资标的分红款于三季度确认收益，而今年在二季度，因此叠加分红款确认收益会计确认错期影响，公司三季度实现投资收益2.85亿元，同比下降26.05%。整体来看，受投资收益同比回落影响，公司三季度实现归母净利润5.85亿元，同比减少16.60%。 投资建议与估值：虽然公司业绩短期承压，但更多是会计核算错期及短期因素影响，在福建海风或将重启核准的背景下，公司海风成长性也有望迎来新一轮催化，公司长期成长性可期。根据公司最新财务数据，我们预计公司2024-2026年EPS分别为1.09、1.18元和1.33元，对应PE分别为8.82倍、8.12倍和7.23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 2024年三季报： 2024年三季度公司实现营业收入 75.37亿元，同比减少 1.27%；实现归母净利润 30.56亿元，同比减少 7.37%。 事件评论 装机扩张叠加来水修复，前三季度业绩稳健增长。2024年前三季度，在偏丰来水影响下，澜沧江流域乌弄龙、小湾和糯扎渡断面来水同比分别偏丰 5%、 3.6%和 8.5%，叠加公司托巴电站完成投产，公司前三季度水电完成发电量 830.56亿千瓦时，同比增长 1.69%，若将新投产托巴电站发电量剔除，则原有水电完成发电量 814.27亿千瓦时，同比减少0.31%。 在来水偏丰的背景下， 存量水电站电量下滑或系公司主动蓄能影响， 如糯扎渡断面前三季度来水同比偏丰 8.5%， 但糯扎渡电站前三季度发电量同比下降 10.17%， 其下游景洪电站发电量也同比下降了 11.56%， 而糯扎渡及景洪电站前三季度发电量占公司水电发电量的 21.96%， 因此蓄能对电量短期影响不可忽视。 新能源方面， 前三季度公司风电发电量达到 3.19亿千瓦时，同比增长 6.33%；在新增装机的影响下，公司光伏完成发电量 26.52亿千瓦时，同比增长 201.02%。因此整体来看，公司前三季度完成发电量860.26亿千瓦时，同比增长 3.82%。由于新投产水电及新能源机组电价预计相对较高，且预计云南省随着电力供需持续趋紧，电价预计也将有一定支撑，因此公司前三季度实现营收 194.18亿元，同比增长 7.05%；实现归母净利润 72.26亿元，同比增长 7.78%。 三季度来水有所转弱，单季业绩短期承压。三季度云南省来水由上半年的偏丰转至有所偏枯，因此受来水转弱影响，三季度公司水电完成发电量 384.68亿千瓦时，同比下降 5.63%。 但风光电量维持高速增长。因此公司三季度完成发电量 393.31亿千瓦时，同比减少4.59%。公司三季度营收为 75.37亿元，同比降低 1.27%，公司营收降幅较窄主因系新投产电站电价较高以及市场化电价回升影响。由于新投产电站使得成本增长，因此三季度公司毛利率为 61.08%，同比下降 3.43个百分点。公司三季度实现归母净利润 30.56亿元，同比下降 7.37%。 短期压力不可线性外推，全年业绩展望积极。正如我们一直所强调的，公司电站的蓄水并不会浪费，丰沛的蓄能将会对四季度及后续水电电量产生积极影响，且四季度枯水期电价较高，将对公司水电收入带来双重催化。此外 6月 15日，公司所属托巴电站首台 1号机组（ 35万千瓦）正式进入商业运营，预计 140万千瓦总装机年内全部投产。因此在丰沛蓄水叠加装机投产影响下，公司全年业绩依然展望积极。此外，根据公司公告，公司拟与华能国际成立合资公司开发雨汪二期煤电与新能源一体化项目，项目包含 200万千瓦煤电，并为项目配套一定新能源资源，公司将现金出资 14.5亿元，持股 49%，一体化项目的建设有望保障公司在“十五五”期间的业绩成长。 投资建议： 根据最新财务数据，我们预计公司 2024-2026年对应 EPS 分别为 0.49元、0.55元和 0.61元，对应 PE 分别为 20.34倍、 18.23倍和 16.39倍。维持“买入”评级。 风险提示 1、市场电价波动风险； 2、来水不及预期风险。

事件描述公司披露 2024年三季报： 2024年三季度，公司实现营业收入 23.92亿元，同比下降 11.48%，实现归母净利润 2.26亿元，同比减少 31.70%。 事件评论 电量压力有所缓解， 营收降幅环比收窄。 下半年以来，随着广东省供需关系的修复，省内火电发电量也有所改善，三季度广东省火电完成发电量 1444亿千瓦时，同比增长 1.92%，但由于装机同样维持快速增长，因此从利用小时维度，三季度广东省全省火电利用小时数为 1148小时，同比下降 50小时。电价方面，由于 2024年广东电量电价及现货电价均延续回落趋势，因此公司电量电价均延续承压，三季度公司完成营业收入 23.92亿元，同比下降 11.48%，但与二季度营收 43.93%的同比降幅已经实现显著收窄。 煤价上涨成本延续高位运行， 单季业绩同比有所承压。 三季度秦皇岛港 Q5500动力末煤平仓价均值相较去年同期下降约 18.10元/吨，但若考虑电厂 20天左右的煤炭库存，按照6月中旬-9月中旬的参考时间段进行估算， 2024年均值相较 2023年上涨约 13.58元/吨， 受煤价依然同比有所上涨影响， 公司三季度营业成本为 20.51亿元， 同比仅降低7.73%， 公司三季度毛利率为 14.28%， 同比降低 3.48个百分点。此外，公司三季度投资收益为 0.14亿元，同比减少 68.50%，主要或系公司今年陆续处置部分对外投资资产，而投资收益的降低也在一定程度上限制了三季度业绩表现。 在主业经营压力依然延续的影响下， 公司三季度实现归母净利润 2.26亿元， 同比减少 31.70%， 但降幅较二季度业绩降幅改善 13.83个百分点。 丰厚分红彰显价值， 陆丰扩产加速成长。 公司 2023年分红率高达 73.47%， 按分红披露日收盘价测算公司股息率达到 5.29%。 公司陆丰甲湖湾电厂#3和#4号机组已经于 2022年 11月 26日动工，预计将陆续在 2025年初建成投产，投产后公司装机将扩容 56.85%，考虑到百万机组的超高盈利能力，届时公司利润中枢将再上一个台阶。同时，当前公司负债率仅 43.95%， 2023年经营性现金流净额超过 20亿元， 在陆丰甲湖湾电厂后续暂无重大资本开支的背景下， 公司每年优异的现金流创造能力使得远期稳定分红可期。 投资建议： 虽然短期业绩短期承压，但随着进入公司新机组即将建成投产，我们认为中期来看公司依然具备优异投资价值，我们预计公司 2024-2026年 EPS 为 0.41元、 0.54元和 0.73元，对应 PE 分别为 11.79倍、 8.98倍和 6.63倍，维持公司“买入”评级。

事件描述公司发布2024年第三季度经营信息公告：2024年第三季度，公司各运行电厂按合并报表口径完成发电量64.64亿千瓦时，同比降低3.51%；完成上网电量61.50亿千瓦时，同比降低3.35%；完成供热量253.44万吨，同比增长3.09%。 事件评论热电稳健气电高增，火电业绩展望稳健。得益于需求高增叠加水电出力边际弱化，三季度公司热电联产完成发电量22.79亿千瓦时，同比增长0.08%，完成供热量253.44万吨，同比增长3.09%。成本方面，三季度秦皇岛港Q5500动力末煤平仓价均值相较去年同期下降约18.10元/吨，但若考虑电厂20天左右的煤炭库存，按照6月中旬-9月中旬的参考时间段进行估算，2024年均值相较2023年上涨约13.58元/吨，考虑到公司长协煤的平滑，预计公司成本端变化相对有限，公司热电业务三季度预计将延续稳健的业绩。虽然公司控股煤电三季度完成发电量14.73亿千瓦时，同比下降20.19%，煤电电量大幅下降主因或系检修影响，但煤电一方面公司控股比例仅为51%，另一方面煤电占公司净利润比重也相对较低，上半年煤电占公司净利润比重仅为3.82%，因此煤电电量下滑对公司整体经营业绩影响有限。气电方面，三季度气电完成发电量16.82亿千瓦时，同比增长9.66%，气电电量高增有望使得三季度气电经营性业绩延续改善。因此考虑到气电经营影响，煤电的压力有望得到对冲，公司三季度火电业务经营业绩展望稳健。 来风偏弱风电短期承压，三季度业绩整体展望平稳。三季度受偏弱的来风影响，公司风电完成发电量10.17亿千瓦时，同比下降1.34%，其中海上风电完成发电量5.98亿千瓦时，同比下降1.41%，陆上风电完成发电量4.19亿千瓦时，同比下降1.24%。因此在偏弱来风导致电量短期下滑影响下，公司三季度新能源业绩或有所承压。投资收益方面，由于公司参股公司主要为火电及福建省风电运营商，考虑到三季度福建省来风与公司表现接近，而火电经营也与公司热电资产表现接近，虽然考虑到参股公司或有规模扩张，但预计投资收益或表现平稳。因此整体来看，由于风电电量短期承压带来的新能源业绩同比或有压力，火电的稳健经营及替代电量的影响或在一定程度上平滑影响，因此公司三季度整体业绩展望平稳。 投资建议与估值：虽然公司短期经营性业绩在来风偏弱影响下或存在一定压力，但在福建海风或将重启核准的背景下，公司海风成长性也有望迎来新一轮催化，公司长期成长性可期。根据公司最新经营数据，我们调整公司盈利预测，预计公司2024-2026年EPS分别为1.10元、1.18元和1.32元，对应PE分别为8.63倍、8.02倍和7.17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：公司发布发电量数据公告：截至2024年9月30日，公司2024年累计完成发电量56,846,592兆瓦时，较2023年同期同比增长2.42%。其中，风电发电量下降1.82%，火电发电量下降6.32%，其他可再生能源发电量增长82.76%。 事件评论：风电电量压力缓解，光伏保持优异表现。三季度公司风电完成发电量122.77亿千瓦时，同比增长6.16%，发电量增速实现由负转正，增速环比二季度回升更是高达16.92个百分点，风电电量压力显著改善，主要原因系：1）二季度高基数压力得到缓解，而公司去年三季度风电发电量同比降低2.51%；2）今年9月受台风影响，公司江浙沪地区风电发电量实现同比高增，其中江苏省陆上及海上风电发电量同比分别增长133.24%及93.28%，除江浙沪以外，其他多数省份风电也实现了快速增长，因此公司9月风电发电量同比增速达到28.64%，与7月及8月风电发电量分别同比降低6.97%及增长0.20%相比，9月份风电优异的电量表现系三季度电量实现正增长的关键原因。此外，公司三季度其他可再生能源完成发电量22.33亿千瓦时，同比增长41.75%，增速环比回落33.67个百分点。此外，或受水电挤压，公司三季度火电发电量为22.55亿千瓦时，同比降低13.86%。整体来看，公司主业风电电量同比由负转正或将主导三季度经营情况，三季度业绩预计将迎来压力边际释放。 积极主动作为，彰显龙头担当。去年11月，公司公告了H股回购的计划；而且公司还于2024年2月发布《关于“质量回报双提升”行动方案的公告》，公司公告中再次提到高度重视投资者关系管理工作，建立多层次良性互动机制，高质量传递公司价值信息，落实“长期、稳定、可持续”的股东价值回报机制。国资委年初表示将进一步研究把市值管理纳入中央企业负责人业绩考核，公司公告的行动方案也是对于国资委相关要求的及时响应，在行业整体承压的背景下公司积极主动作为，体现出作为新能源发电运营行业龙头公司的担当。 绿电行业长夜将明，龙头有望深度受益。我们在2月份《长夜将明，再论新能源产业链机遇》中就一直强调，特高压的建设投产将缓解绿电消纳压力，而绿电交易的扩容将成为绿电行业破局的关键要求。而今年以来，我们已经能够清晰的看到政策层面的积极变化，无论是5月发布的2024-2025年新增高耗能企业的能源消费20%强制使用非化石能源，还是7月内蒙古要求未来两年逐步推进存量高耗能强制使用绿电，政策的落地均验证了我们年初的观点。行业长夜将明，我们依然长期看好绿电板块政策支持下的投资机遇，而公司作为绿电龙头有望深度受益于行业底部反转。 投资建议与估值：根据最新财务数据，我们调整公司盈利预测，预计2024-2026年EPS分别为0.86、1.01和1.12元，对应PE分别为18.62倍、15.95倍和14.33倍，维持公司“买入”评级。 风险提示：1、新建项目投产进度和收益不及预期风险；2、风况、光照资源不及预期风险。

事件描述公司发布 2024年前三季度发电量完成情况公告：截至 2024年 9月 30日，公司前三季度累计商运发电量为 1603.88亿千瓦时，同比增长 2.70%；上网电量为 1511.21亿千瓦时，同比增长2.92%。 事件评论 核电检修扰动电量表现， 短期表现不改全年预期。 2024年前三季度公司核电机组发电量1356.38亿千瓦时，同比下降 2.74%，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，公司核电发电量下降主要原因系秦山、三门、海南以及福清核电电量回落影响，其中秦山核电和三门核电受机组检修天数同比增加影响，发电量分别同比下降1.75%、 4.12%；海南核电发电量同比下降 6.54%，主要原因系机组检修天数同比增加，且受台风影响配合电网线路检修降低功率；福清核电发电量同比下降 11.10%，主因系福清 4号机组前三季度开展两次小修，机组停运导致发电量同比有所下降。福清核电 4号机组小修已于近期结束，重新并网。此外，江苏核电发电量同比增长 5.83%，主要原因为本年度机组检修天数同比减少。整体来看，受机组检修影响，公司前三季度核电发电量同比下降 2.74%； 三季度核电发电量同比下降 5.51%， 主要系福清核电因 4号机组小修导致发电量下降 17.27%影响， 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。 绿电高增缓解核电压力， 资源限制增速有所放缓。 截至 2024年三季度末，公司新能源控股在运装机容量 2414.70万千瓦，其中风电 783.12万千瓦、光伏 1631.58万千瓦，另控股独立储能电站 132.90万千瓦，前三季度合计新能源新增装机 563.11万千瓦。得益于新能源新增装机维持高位，公司前三季度新能源发电量为 247.50亿千瓦时，同比增长48.19%。单季度来看，三季度新能源发电量 86.08亿千瓦时，同比增长 40.15%，增速环比回落 6.68个百分点，主因系三季度风光资源偏弱。 整体来看， 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 2.70%。 考虑到新能源虽然同比高增，但增速环比有所回落，叠加核电电量短期有所下降，公司三季度及前三季度业绩表现或有所承压。 绿核项目储备雄厚， 保障远期增长空间。 2024年 8月公司江苏徐圩一期工程获得核准，拟建设两台华龙一号机组以及一台高温气冷堆，截至 2024年 9月 30日，公司控股在建及核准待建核电机组 18台，装机容量 2064.10万千瓦；此外，前三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 1504.52万千瓦。 雄厚核电及绿电项目资源储备保障远期增长空间， 同时社保基金等资金的持续注入保障了公司在核电景气度向上周期背景下的长期稳健增长。 投资建议： 根据最新经营数据，我们预计公司 2024-2026年 EPS 分别为 0.53元、 0.60元和 0.66元，对应 PE 分别为 20.57倍、 18.29倍和 16.48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2024年半年报：2024年上半年公司实现营业收入260.79亿元，同比下降7.98%；实现归母净利润9.03亿元，同比上升5.42%。 事件评论：成本修复主导煤电业绩，电价回落限制气电表现。上半年受西南水电大发以及机组退役影响，公司煤电上半年完成发电量413.71亿千瓦时，同比减少7.88%；而气电则在装机同比增长59.43%的拉动下，上半年发电量达到112.65亿千瓦时，同比增加31.45%，但低于装机增速。由于广东省年度长协电价同比回落，从而使得火电业务在量价均有压力的背景下，煤电业务上半年实现营收172.94亿元，同比下降17.01%；气电虽然电量高速增长，但在电价承压背景下，气电业务收入为64.04亿元，同比增长18.50%。得益于今年以来煤炭价格稳步回落，上半年Q5500动力煤市场价均值874.88元/吨，同比下降14.40%，煤炭价格的下降主导公司煤电业务表现，上半年煤电业务实现归母净利润3.06亿元，同比增长47.72%。而气电业务则在电价承压，成本快速增长的影响下，上半年实现归母净利润1.44亿元，同比下降43.45%。 来水修复水电减亏，来风偏弱限制新能源表现。上半年得益于来水的修复，水电完成发电量1.12亿千瓦时，同比增加14.29%，在电量增长的拉动下，公司上半年水电业务实现归母净利润-1015万元，较去年同期亏损2396万元大幅减亏。新能源业务方面，截至上半年末，公司控股风电装机达到339.5万千瓦，同比增长44.78%；光伏装机达到238.55万千瓦，同比大幅增长877.26%。得益于装机的快速增长，公司上半年风电完成发电量27.02亿千瓦时，同比增加5.59%，风电增速偏弱主因系上半年来风较差限制了风电电量的增长，光伏完成发电量10.65亿千瓦时，去年同期为0.51亿千瓦时。但整体来看，得益于光伏电量的高速增长，公司上半年包含风电、光伏、水电、生物质等电源的可再生能源业务实现营收20.37亿元，同比增长14.83%，毛利率也同比提升了1.47个百分点。 但预计可在生能源毛利率的提升主要得益于水电的影响，新能源整体盈利能力在电价及利用小时数同比下降的影响下，依然在一定程度上承压，因此上半年公司新能源业务实现归母净利润1.98亿元，同比下降34.18%。此外，公司参股山西粤电公司因煤价下降以及参股国华粤电台山发电受电价下降影响，贡献业绩均有下滑，使得公司上半年投资收益5.46亿元，同比下降14.15%。因此整体来看，得益于煤电业务经营业绩的修复，公司上半年实现归母净利润9.03亿元，同比增长5.42%。 投资建议：根据最新财务数据，我们预计公司2024-2026年EPS为0.40元、0.51元和0.62元，对应PE分别为10.43倍、8.12倍和6.75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、光照资源不及预期风险。

事件描述公司发布2024年半年报：2024年上半年公司实现营收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%。 事件评论来水好转电量加速增长，上半年业绩快速增长。今年以来，公司梯级电站来水加速好转，2024年上半年乌东德水库来水总量约366.60亿立方米，较上年同期偏丰11.40%；三峡水库来水总量约1479.41亿立方米，较上年同期偏丰19.67%，与一季度乌东德及三峡水库来水分别偏枯7.71%及4.41%相比显著修复。得益于此，公司上半年完成发电量1206.18亿千瓦时，同比增长16.86%。在电量的高速增长拉动下，上半年公司实现营收348.08亿元，同比增长12.38%。在水电高发摊薄成本的影响下，公司上半年毛利率达到52.38%，同比增长2.45个百分点。且公司今年以来延续资产结构的优化，上半年财务费用为56.49亿元，同比下降10.19%。公司投资收益也在参股公司经营业绩持续修复的背景下，达到28.92亿元，同比增长8.79%。整体来看，在电量高发的影响下，公司上半年实现归母净利润113.62亿元，同比增长27.92%。 单季营收增速受限基数，经营业绩延续高增。公司二季度境内水电完成发电量678.71亿千瓦时，同比增加42.54%，而公司二季度营收则同比增长23.05%，显著低于电量的增速。主要原因或系去年二季度收入中存在部分追溯白鹤滩电站电价的产生的收入额外增量，因此去年同期单二季度水电收入存在高基数效应，但在上半年表现并不显著。但电量的高增依然使得公司二季度毛利率达到55.83%，同比增长5.47个百分点。二季度财务费用同样延续下行趋势，同比下降10.97%。此外，二季度公司投资收益为19.91亿元，同比下降4.27%，主要原因系去年二季度投资收益中存在处置金融资产产生的一次性收益影响，实际上公司对联营公司的投资收益依然实现了7.30%的同比增长。整体来看，在来水显著修复的影响下，公司二季度实现归母净利润73.95亿元，同比增长40.35%。 来水长期展望优异，丰厚股息保障投资价值。受持续偏丰的来水影响，截至8月30日，7-8月份三峡水库平均出库流量达到24777立方米/秒，同比增长46.57%，丰沛的来水有望使得公司三季度电量延续高增，公司电量有望超过年初设定的3088亿千瓦时的目标。 电量的高速增长将使得全年业绩展望积极，公司承诺底线分红为70%，优异业绩也意味着更加丰厚的股息回报。虽然年初以来公司股价已经实现显著超额收益，但随着宏观利率中枢的回落带来资金成本的降低，作为市场公认的优质长久期资产将深度受益，远端现金流折现金额的增加也将意味着估值存在更强支撑，我们依然看好当前市场环境下的公司投资价值。 投资建议：根据最新财务数据，我们调整公司盈利预测，我们预计公司2024-2026年对应EPS分别为1.39元、1.42元和1.50元，对应PE分别为21.21倍、20.72倍和19.58倍，维持公司“买入”评级。 风险提示1、电价波动风险；2、来水不及预期风险。

事件描述公司发布2024年半年报：2024年上半年公司实现营业收入374.41亿元，同比增长3.15%；实现归母净利润58.82亿元，同比减少2.65%。 事件评论机组检修扰动电量表现，控本增效缓解业绩压力。2024年上半年公司核电机组完成发电量891.53亿千瓦时，同比下降1.24%，主因系受机组大修安排较去年同期增多的影响。 整体来看，受电量偏弱影响，公司上半年核电主业收入有所承压。成本方面，公司上半年延续资产结构的优化，上半年财务费用为34.68亿元，同比下降10.80%。但由于公司持股比例较高的如秦山核电、三门核电等电量降幅高于公司整体电量降幅，因此虽然公司上半年核电及其他业务（剔除中核汇能）净利润达到91.74亿元，同比仅微降0.45%，但归属于上市公司股东口径则为48.06亿元，同比降低3.70%。 汇能延续高速扩张，成本和电价限制弹性。新能源方面，截至2024年上半年末，新能源控股在运装机容量2,237.04万千瓦，同比增长54.79%，今年以来新增装机385.45万千瓦。得益于此，上半年风电发电量76.29亿千瓦时，同比增长50.50%，机组平均利用小时数约为1064小时，同比增长5.87%；光伏发电量85.13亿千瓦时，同比增长55.07%，机组平均利用小时数约为613小时，同比增长5.06%。得益于发电量维持高速增长，中核汇能上半年实现营业收入61.18亿元，同比增长32.67%，低于电量增速主因系新增项目均为平价项目以及市场化交易电价折让幅度扩大影响。但受规模扩张影响，其营业成本同比增长56.89%，中核汇能毛利率上半年为57.54%，同比下降6.56个百分点，但上半年毛利润为35.20亿元，同比增长19.10%。随着规模的扩张，中核汇能上半年管理费用及销售费用同比增长41.58%和42.14%。因此上半年中核汇能归母净利润为15.37亿元，同比增长2.36%，按70%股比测算归属中国核电业绩则为10.76亿元。因此虽然受核电业绩承压，但新能源业务仍有少量积极贡献，中国核电上半年归母净利润为58.82亿元，同比减少2.65%。 核电成长着眼长期，全年业绩展望稳健。公司作为社保基金会首次以战略投资者参与上市公司定向增发对象，一方面缓解了公司资本开支的压力，另一方面也彰显了社保基金会对公司长期价值的认可。与此同时公司推动中核汇能今年以来连续两轮类REITs发行，融资超100亿元，同时推进中核汇能市场化债转股，融资不超过68亿元，持续的资金注入保障了公司在核电景气度向上周期背景下的长期稳健增长。此外，上半年核电电量承压更多系短期大修集中影响，随着下半年核电大修次数从上半年的10次降低至8次，全年核电经营业绩仍有望实现稳健表现，我们依然坚定看好公司长期稳健经营下的投资价值。 投资建议：根据最新财务数据，我们预计公司2024-2026年EPS分别为0.55元、0.62元和0.67元，对应PE分别为19.84倍、17.76倍和16.63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。