维持“增持”评级：综合考虑公司3Q24业绩及来风情况，下调2024~2026年EPS至0.92/1.19/1.48元（原值1.09/1.26/1.58元）。参考行业可比公司估值并出于谨慎性考虑，维持目标价16.32元，维持“增持”评级。 3Q24业绩符合预期。公司1~3Q24营收25.8亿元，同比+31.7%；归母净利5.7亿元，同比+71.7%。公司3Q24营收7.3亿元，同比+8.6%；归母净利0.0亿元，同比-0.3亿元，符合此前业绩预告指引。 新能源发电保持增长，盐业及燃气业务拖累业绩。公司3Q24业绩下滑主要受盐业高基数及天然气业务下滑拖累：1）3Q24公司盐板块营收2.8亿元，同比-19.7%；同期盐板块归母净利润为-0.04亿元，同比-0.37亿元（三季度为食盐销售淡季，3Q23受日本核污染水排海事件影响小袋食盐销售量增加，3Q24市场回归常态后销售量同比回落）；2）3Q24公司天然气板块营收3.2亿元，同比+52.0%；同期影响公司归母净利润-0.17亿元，同比-0.05亿元。公司3Q24新能源板块营收1.5亿元，同比+27.9%；同期归母净利润0.02亿元，同比+0.06亿元，主要受益于电量随装机投产持续增长及市场电价保持稳定。3Q24公司新能源售电量5.37亿千瓦时，同比+67.8%。2024年9月公司新能源市场化交易均价同比上升约0.01元/千瓦时。 风电资产价值有待重估，集团体外清洁能源资产规模庞大。我们认为未来云南省“绿电+先进制造业”发展模式下“枯平水期”电力供需有望持续偏紧，公司风电未来消纳及电价均有保障，稀缺资源属性凸显下公司风电资产价值有待重估（详见我们2024年9月发布的深度报告《资源供给瓶颈将至，彩云之南风电飞扬》）。公司为云南能投集团唯一控股发电上市平台，截至1Q24末云南能投集团控股水电/控股新能源/参股水电装机0.5/2.8/12.6GW，截至2Q24末公司与云南能投集团签订代为培育协议项目装机规模达1.2GW，我们预计公司具备集团清洁能源资产注入潜力。 风险提示：用电需求不及预期，盐硝业务经营不及预期，资产收购进度及方案不及预期等。

维持“增持”评级：综合考虑公司3Q24业绩及市场煤价情况，下调2024EPS至0.53元（原值0.56元），维持2025~2026年EPS0.56/0.64元。参考行业可比公司估值并考虑公司煤电资产盈利稳定性较强，维持目标价7.20元，维持“增持”评级。 3Q24业绩略低于此前预期。公司1~3Q24营收1339亿元，同比-2.8%；归母净利润91.9亿元，同比+63.4%。公司3Q24营收480亿元，同比-2.7%；归母净利润24.7亿元，同比-6.1%，略低于我们此前预期。 毛利率有所下滑，现金流持续好转。公司3Q24毛利72.4亿元，同比-13.7%；同期毛利率15.1%，同比-1.9ppts。我们推测公司毛利率同比下滑或受市场煤价上涨影响：我们测算2024年6~8月（考虑一个月煤炭库存时滞）山西产秦皇岛Q5500市场煤均价851元/吨，同比+25.7元/吨。3Q24公司经营性净现金流152亿元，同比+13.6%，环比+4.3%，经营性现金流持续好转。公司3Q24上网电量1267亿千瓦时，同比+1.2%（其中火电/水电/风电/光伏上网电量964/228/41.6/33.7亿千瓦时，同比-0.6%/+1.8%/+5.4%/+78.7%）；同期平均上网电价0.410元/千瓦时，同比-0.1%。3Q24公司财务费用15.1亿元，同比-1.7亿元（-10.0%），环比-0.7亿元（-4.5%）。 控股股东增持完成彰显发展信心，新能源装机有望持续增长。2023年10月20日~2024年10月18日，控股股东已累计增持公司A股股份0.97亿股（增持金额4.0亿元），占公司总股本的0.54%，达2023年10月《国电电力发展股份有限公司关于控股股东增持计划的公告》计划增持金额区间（3.0~4.0亿元）上限。截至3Q24末公司风电/光伏装机9.5/11.6GW，同比+15.3%/+112%。1~3Q24公司购建固定资产、无形资产和其他长期资产支付的现金362亿元，同比+16.8%。2024年公司计划投产新能源装机8.6GW，1~3Q24新增新能源装机3.3GW，我们预计4Q24E新能源装机有望加速。 风险提示：装机进度低于预期、电价低于预期、来水弱于预期，减值计提超预期等。

维持“增持”评级：维持2024/2025/2026年EPS至1.09/1.26/1.58元。 维持目标价16.32元，维持“增持”评级。 风电资产盈利有望超预期，稀缺资源属性凸显下资产价值有待重估。市场认为云南风电项目消纳及电价均存在较大下行压力，公司风电资产盈利能力欠佳；我们认为云南省“绿电+先进制造业”发展模式下枯平水期（对应大风季）电力供需将持续偏紧，且在后续增量新能源装机主要为光伏的情况下风电未来消纳及电价均有保障，公司风电资产盈利能力及盈利久期均有望超出市场预期。 与众不同的信息与逻辑：1）云南风资源禀赋优异：2019-2023年云南省风电平均利用小时数在全国各省市排名第2位，“十四五”增量风电项目资源禀赋优异，后续风电开发在生态环保限制下速度或将大幅放缓（习近平总书记考察云南时要求“云南努力在建设我国生态文明建设排头兵上不断取得新进展”），存量资源稀缺属性凸显；2）未来增量光伏对风电盈利扰动有限：云南省未来新增装机主力军为光伏，我们测算风电度电成本显著低于光伏，具备成本端竞争优势；由于风电在各电源成本曲线中位于光伏的左侧、且日度曲线层面风光发电错位竞争，我们认为未来新增光伏装机对存量风电资产盈利能力产生的实质性影响相对有限；3）风电商业模式类似水电：我们认为风电商业模式与水电高度相似，水电/风电电站均具备经营杠杆较高的特征，且理论利用小时数受自然条件制约相对确定，投产后的盈利情况变化主要由消纳（弃水/弃风）及电价驱动，而两者实为区域电力供需形势的表观反映；4）云南风电资产有望成为“下一个水电”：云南省大力发展“绿电+先进制造业”，我们预计电量需求有望延续高速增长，当前枯平水期电力供需紧平衡态势短期难以大幅缓解，云南省风电资产后续消纳及市场化电价均无下行压力，有望成为盈利良好且稳定性较高的“下一个水电”。 催化剂：核准及在建新能源项目加速落地，投产项目财务表现较佳。 风险提示：用电需求不及预期，云南省上网电价不及预期，盐硝业务经营不及预期等。

维持“增持”评级：维持 2024~2026年 EPS 1.43/1.51/1.60元。考虑公司作为水电龙头且分红比例较高的估值溢价，给予 2024年 24倍PE，上调目标价至 34.32元（我们预计公司 2024E 每股分红约 1.0元，34.32元目标价对应 2024E 股息率约为 2.9%），维持“增持”评级。 2Q24业绩基本符合预期。公司 1H24营收 348亿元，同比+12.4%； 归母净利 114亿元，同比+27.9%。公司 2Q24营收 192亿元，同比+23.0%；归母净利 74.0亿元，同比+40.4%，基本符合我们此前预期。 Q2电量高增拉动业绩增长，联合营投资收益保持增长。公司 2Q24业绩高增主要受益于发电量同比大幅增长：公告 2Q24境内水电发电量 679亿千瓦时，同比+42.5%。我们推测公司 2Q24发电量大幅增长主要受益于长江流域来水同比偏丰：2Q24乌东德/三峡水库来水总量约 218/982亿立方米，同比偏丰 11.4%/36.9%。2Q24公司财务费用 28.0亿元，同比-3.5亿元。2Q24公司投资净收益 19.9亿元，同比-4.3%；其中联合营企业投资收益 16.7亿元，同比+7.3%。我们推测公司 2Q24投资收益减少主要受资产处置收益减少所致（1H24公司处置长期股权投资者及其他非流动金融资产取得的投资收益合计 0.3亿元，同比-1.7亿元）。我们预计公司 3Q24E 电量或仍有望维持增长：我们测算 2024年 7~8月三峡水库日度出库流量平均值为23866立方米/秒，同比+59.6%。 投资者要求回报率下行，公司估值体系重塑正当时。我们认为公司现金分红总额稳中有升的特质难能可贵，在投资者要求回报率下降背景下，公司的稳定股息相对价值有望提升（详见 2024年 3月公司深度报告《国之重器大巧不工，稳定分红溢价可期》）。当前无风险利率仍处于下行通道（截至 2024年 8月 30日中债 30年期国债到期收益率 2.37%，较 2024年初-47.7bp），我们认为投资者对公司的“要求股息率”仍有下行空间。 风险提示：来水不及预期、电价低于预期、投资收益低于预期等。

维持“增持”评级：维持 2024~2026年 EPS 0.63/0.64/0.69元，维持目标价 7.99元，维持“增持”评级。 2Q24扣非利润符合预期。公司 1H24营收 532亿元，同比-10.5%； 归母净利润 32.2亿元，同比+24.8%。公司 2Q24营收 222亿元，同比-19.1%；归母净利润 13.6亿元，同比/环比-6.0%/-26.9%。2Q24公司扣非归母净利润 16.9亿元，同比/环比+26.2%/+4.2%，经营主业业绩符合我们此前预期。公司 1H24拟每股派息 0.08元，分红比例25.4%。 煤电电量有所下滑，电价保持相对稳定。公司 2Q24业绩下滑主要受非经常性损益影响：公司参股公司福城矿业被法院列为被执行人，导致公司投资收益科目减少 7.0亿元。公司 2Q24毛利率 8.9%，同比/环比+2.1/+0.5ppts。公司 2Q24上网电量 422亿千瓦时，同比-12.2%，其中煤电上网电量 367亿千瓦时，同比-12.7%。我们推测公司 2Q24煤电电量下滑主要受部分水电装机占比较高省份来水好转挤压煤电发电空间所致：2Q24公司湖南/四川/湖北区域煤电上网电量 12.3/23.9/52.4亿千瓦时，同比-67.6/-34.5%/-11.8%。我们测算公司 2Q24平均含税上网电价 0.511元/千瓦时，同比/环比-2.3%/+0.3%，我们推测公司上网电价保持相对稳定主要受益于煤电容量电费收入在电量下行阶段正向拉动综合度电收入。 注入集团优质火电资产，首次中期分红重视股东回报。公司 2024年8月公告拟注入集团江苏等区域合计约 16.0GW 常规能源资产（占公司现有控股装机规模比例为 27.3%），我们预计本次资产注入有望提升公司常规能源资产规模及盈利水平。1H24公司拟开展上市以来首次中期分红，我们认为本次中期分红彰显公司持续重视股东回报特征。2Q24公司资本开支 18.1亿元，同比-29.9%。我们预计公司在火电资产盈利趋稳且资本开支边际放缓的背景下，潜在分红空间仍有望抬升。 风险提示：上网电价不及预期，煤价超预期，资产收购进度及方案不及预期，大额资产减值等

维持“增持”评级：维持2024~2026年EPS0.56/0.56/0.64元。维持目标价7.20元，维持“增持”评级。 2Q24业绩符合预期。公司1H24营收858亿元，同比-2.9%；归母净利润67.2亿元，同比+125%。公司2Q24营收403亿元，同比-6.4%；归母净利润49.3亿元，同比+144%，符合此前业绩预告指引。 公司1H24拟每股派息0.09元（同比+80%），分红比例23.9%（同比-6.0ppts）。 火电盈利持续修复，优质资产α属性凸显。公司1H24火电分部归母净利润20.0亿元，同比+51.5%；主要受益于火电业务合并净利润及利润口径权益比例双双提升：1）公司1H24火电分部净利润51.4亿元，同比+39.4%；2）我们测算1H24公司火电业务利润口径权益比例为38.8%，同比+3.1ppts，我们推测主要由于公司权益占比较高的部分煤电子公司业绩持续修复所致（详见我们2023年10月发布的深度报告《优质煤电尚未识，直待凌云始道高》）。我们测算公司1H24火电度电净利润0.031元/千瓦时，同比+0.009元/千瓦时，我们推测公司煤电业务盈利能力显著优于同业主要受益于：1）1H24公司煤电上网电价0.461元/千瓦时，同比-1.2%，煤电上网电价保持相对稳定；2）1H24公司入炉煤价919元/吨，同比-29元/吨，煤价成本端具备相对比较优势。 出售煤矿资产增厚业绩，减值拖累清洁能源分部业绩。公司2Q24投资收益52.8亿元，同比+713%，主要受益于出售控股子公司国电建投内蒙古50%股权获得投资收益46.2亿元。公司1H24水电/风电/光伏分部归母净利润为-0.3/7.7/4.3亿元，同比-5.2/-3.8/+1.4亿元，清洁能源分部业绩下滑主要受公司计提大兴川水电站资产减值8.4亿元及信用减值4.9亿元扰动。公司1H24水电/火电/新能源前期及基建资本开支金额为42.8/106/152亿元，同比-0.8%/+272%/+32.8%，我们预计高额资本开支支撑下公司装机有望维持长期可持续增长。 风险提示：装机进度低于预期、电价低于预期、来水弱于预期，减值计提超预期等。

维持“增持”评级：维持2024~2026年EPS0.72/0.78/0.79元，维持目标价9.63元，维持“增持”评级。 事件：公司公告1H24控股发电企业上网电量254亿千瓦时，同比+2.2%；同期含税上网电价均价0.511元/千瓦时，同比-3.0%。我们测算公司2Q24控股发电企业上网电量104亿千瓦时，同比-12.8%；同期含税上网电价均价0.505元/千瓦时，同比-4.9%。 气电电量季度波动较大，煤电电量同比小幅下滑。公司2Q24气电上网电量8.9亿千瓦时，同比-42.6%，环比-57.3%。公司参控股气电资产均位于上海地区，季度电量波动幅度较大，我们推测2Q24气电电量大幅下滑主要受上海地区同期调峰需求有所减弱影响。上海地区气电执行两部制电价（容量电价+电量电价）政策，气电资产历史年度盈利保持相对稳定，我们认为季度电量波动对全年盈利扰动较低。公司2Q24并表煤电（剔除外高桥第二发电）上网电量58.7亿千瓦时，同比-6.3%，环比-28.5%（1Q24并表煤电上网电量82.2亿千瓦时，电量基数较高）。我们认为2Q24公司煤电电量同比仅小幅下滑，受益于市场煤价格下行（2024年3~5月山西产Q5500秦皇岛港动力末煤平仓价851元/吨，同比-17.9%），预计公司2Q24E煤电盈利仍有望同比持续修复。我们认为受益于公司多元化“稳定收益”资产组合布局，短期季度电量扰动对公司全年业绩扰动有限。 持续分红注重股东回报，长期股息价值凸显。公司存量“稳定收益”护盾型资产组合回报率确定、经营风险低：1）公司通过参控股方式布局具有较强抵御经济周期波动的行业，其燃气发电、燃气管输、抽水蓄能、核能发电等多领域业务具备周期免疫属性；2）公司自1993年上市以来各年度均实现盈利，在火电行业难能可贵，ROE稳定性显著强于同业（详见我们2022年6月发布的深度报告《多元扩张为表，确定回报为里》）。公司重视股东回报，自1993年上市以来连续31年现金分红，累计分红金额225亿元。我们认为公司护盾型资产回报率确定性较高，叠加煤电业务盈利稳定性在容量电价政策落地后有望提升，充裕现金流支撑下长期股息价值凸显。 风险提示：来水不及预期、电价低于预期、投资收益低于预期等。

维持“增持”评级： 维持 2024/2025/2026年 EPS 至 1.09/1.26/1.58元。 维持目标价 16.32元，维持“增持”评级。 Q2新能源电量翻倍增长， 拉动公司业绩持续高增。 公司业绩预告披露 1H24E 归母净利润 5.5~5.8亿元，同比+84.5%~94.6%；我们测算2Q24E 归母净利润 1.9~2.2亿元，同比+68.1~94.2%，业绩维持高速增长。我们推测公司业绩高增主要受益于新能源电量增长： 2Q24公司新能源上网电量 10.0亿千瓦时，同比+109%（2Q24上网电量同比增速较 1Q24-23.4ppts，主要由于 2Q24平均风速同比约-0.35米/秒）。 控股股东增持彰显发展信心，新能源装机有望持续增长。 公司控股股东能投集团于 2024年 2月 1日至 2024年 7月 9日期间已累计增持金额为 0.85亿元（对应增持公司股份 946万股，占公司总股本的 1.03%），此前能投集团公告计划自 2024年 2月 1日起 6个月内通过深圳证券交易所允许的方式累计增持公司股票总金额不低于人民币 1.0亿元。 我们认为能投集团持续增持彰显了控股股东对公司未来发展的信心及长期投资价值的认可。 截至 1H24末公司已投产新能源装机 188万千瓦，同比+133%。 据公司披露： 1）金钟风电场项目二期及葫芦地光伏项目计划 2024年年内全容量投产； 2）公司力争实现 67万千瓦风电扩建项目开工建设并于 2024年年内首批机组并网； 3）截至 2024年5月 22日公司已与控股股东及其子公司签署额定容量总计 105万千瓦的多项《代为培育协议》，待项目满足良好的盈利和规范运作条件后优先注入公司。 我们预计公司充足项目储备支撑下新能源装机有望保持稳定增长。 业绩高增验证项目盈利能力， 全年业绩可期。 云南省风能资源丰富，2019~2023年云南省风电利用小时数均值为 2602小时，较同期全国均值高 435小时。据公司披露： 公司永宁等风电场均位于云南省风能资源较好的开发区域内，且在云南省枯期用电缺口较大的情形下基本不存在弃电情形。 我们认为公司 1H24业绩高增验证公司新投产项目盈利能力维持较高水平， 预计公司 2024E 全年业绩高增可期。 风险提示： 用电需求不及预期，盐硝业务经营不及预期，资产收购进度及方案不及预期等。

我们推测公司 2Q24业绩增长主要受益于气量增长及深圳地区毛差修复； 公司 2H24下游用气需求有望提升，毛差仍有修复空间。 投资要点： 维持“增持”评级： 公司售气量有望提升，毛差仍有修复空间。维持2024~2026年 EPS 0.58/0.65/0.74元，维持目标价 9.63元，维持“增持”评级。 事件： 公司披露半年度业绩快报，预计 1H24营收 137.8亿元，同比-9.5%；归母净利润 7.4亿元，同比+13.6%；单季度看，预计 2Q24营收 69.2亿元，同比-9.5%；归母净利润 4.6亿元，同比+18.2%， 业绩基本符合我们预期。 气量增长叠加毛差修复，公司 2Q24业绩增速可观。 公司 2Q24管道天然气销售量 13.2亿立方米，同比+2.8%；天然气批发量 1.12亿立方米，同比+103.6%。 按用户类型划分， 2Q24深圳地区城市燃气销售量3.7亿方米，同比+21.6%； 深圳以外地区城市燃气销售量 5.3亿方米，同比+4.5%； 电厂销售量 4.2亿立方米，同比-11.3%，我们推测电厂销气量下降与来水好转、水电发电量挤压气电发电空间有关。 2Q24归母净利率 6.7%，同比+1.6ppts。 我们推测公司 2Q24业绩增长主要受益于气量增长及深圳地区毛差修复（详见 2024年 3月 17日报告《顺价改革再进一步，毛差修复趋势延续》）。 用气需求有望提升，毛差仍有修复空间。 公司气源储备丰富， 2024年3月与中石油新签订 10年长协、合同气量 96.9亿立方米。 2024年 6月，深燃热电高埗电厂首台 9F 级燃气—蒸汽联合循环热电联产机组、深圳能源东部电厂二期 4号机组投运。伴随新机组投运， 公司下游用气需求有望提升。当前海外天然气气价仍处于下行通道（1H24中国LNG 现货到岸价均价 10.3美元/百万英热，同比-24.8%），我们认为成本端改善叠加顺价进程推进，公司毛差仍有向上修复空间，盈利提升可期。 风险提示： 气价超预期上涨压缩盈利，下游气量需求不及预期，光伏胶膜盈利低于预期等。

公司 Q2电量高增，单季度业绩有望加速增长； 投资者“要求回报率” 下行背景下分子分母端双重受益，估值体系重塑正当时。 投资要点： 维持“增持”评级： 维持 2024~2026年 EPS 1.43/1.51/1.60元。 考虑公司作为水电龙头且分红比例较高的估值溢价，给予 2024年 24倍 PE，上调目标价至 34.32元（我们预计公司 2024E 归母净利润 350亿元，分红比例 70%， 34.32元目标价对应 2024E 股息率为 2.9%），维持“增持”评级。 事件： 公司公告 2Q24境内水电发电量 679亿千瓦时，同比+42.5%； 其中乌东德电站 78.6亿千瓦时，同比+32.8%；白鹤滩电站 113亿千瓦时，同比+45.9%；溪洛渡电站 134亿千瓦时，同比+69.2%；向家坝电站 79.3亿千瓦时，同比+57.3%；三峡电站 222亿千瓦时，同比+32.3%； 葛洲坝电站 51.5亿千瓦时，同比+23.0%。 Q2电量高增，单季度业绩有望加速增长。 我们推测公司 2Q24发电量大幅增长主要受益于： 1）长江流域来水同比偏丰： 2Q24乌东德/三峡水库来水总量约 218/982亿立方米，同比偏丰 11.4%/36.9%； 2）2Q23电量基数较低， 2Q23我国水电利用小时数 695小时，为自 2005年以来的最低值（较历史平均值-25.1%）。 我们预计公司 2Q24E 业绩受益于电量高增或有望实现同比高双位数增长。我们预计蓄能情况较好叠加低基数影响， 公司 3Q24E 电量或仍有望维持正增长： 1）截至 2024年 7月 4日三峡水库水位为 158米，同比+6.7米； 2） 3Q23我国水电利用小时数 1128小时， 仍较 2005年以来历史平均值低 55小时。 投资者要求回报率下行，公司估值体系重塑正当时。 我们认为公司现金分红总额稳中有升的特质难能可贵，在投资者要求回报率下降背景下，公司的稳定股息相对价值有望提升（详见 2024年 3月公司深度报告《国之重器大巧不工，稳定分红溢价可期》）。投资者对公司的“要求股息率”可由无风险利率及要求风险补偿两部分构成，当前无风险利率仍处于下行通道（截至 2024年 7月 4日中债 10年期国债到期收益率 2.25%，同比-39.8bp），而未来投资者“要求风险补偿”亦有望下降（市场对公司分红金额稳定性预期提升、市场风格偏向与经济周期相关性较弱的稳定类资产），我们认为投资者对公司的“要求股息率”仍有下行空间。 风险提示： 来水不及预期、电价低于预期、投资收益低于预期等。

维持“增持”评级：]]考虑到资产处置等因素，上调2024年EPS至0.56元（原值0.50元），维持2025~2026年EPS0.56/0.63元。参考火电行业可比公司，给予2024年13倍PE，上调目标价至7.28元，维持“增持”评级。 事件：公司发布《关于向国家能源集团非公开协议转让国电建投50%股权交割完成的公告》，公司向集团全资子公司国家能源集团西部能源投资有限公司非公开协议转让国电建投50%股权已于2024年6月30日完成交割。 股权处置落地的意义更在于提升公司盈利的确定性。据2024年4月公司《关于向国家能源集团非公开协议转让国电建投50%股权暨关联交易的公告》，公司所持国电建投50%股权拟交易价格为67.39亿元，对应PB估值为2.79倍，较股权账面价值增值约43.9亿元。截至2024年4月，本次交易标的资产国电建投下属察哈素煤矿因正在办理采矿许可证，按照属地政府有关要求临时停产。受下属煤矿停产影响，国电建投2023年净利润-4.9亿元。我们认为本次股权处置交易的意义不仅在于短期的一次性收益，更在于消除市场对于察哈素煤矿盈利扰动的担忧。 大股东增持彰显发展信心，长期成长动能充沛。据公司公告，2023年10月~2024年6月国家能源集团以集中竞价交易方式累计增持公司A股股票0.97亿股（占公司总股本的0.54%），累计增持金额4.0亿元（不含佣金及交易税费）。我们认为本次增持计划彰显了控股股东对公司未来发展的信心及长期投资价值的认可。公司在建及储备项目资源丰富，我们预计高额资本开支支撑下公司装机有望维持长期可持续增长：1）截至2023年末，公司大渡河流域在建水电装机352万千瓦；2）2024年计划获取新能源资源超过1400万千瓦,核准1200万千瓦，开工830万千瓦，投产860万千瓦；3）截至1Q24末公司在建工程998亿元，同比+51.7%；公司2024E预计资本性支出780亿元，较2023年实际支出+56.0亿元（+7.7%）。 风险提示：装机进度低于预期、电价低于预期、来水弱于预期，减值计提超预期等。

维持“增持”评级：维持2024/2025/2026年EPS至1.09/1.26/1.58元。 维持目标价16.32元，维持“增持”评级。 事件：公司发布《关于全资子公司会泽云能投新能源开发有限公司金钟风电场一期工程项目30万千瓦风机全部并网发电的公告》，金钟风电场一期工程项目在建30万千瓦风机已于1H24末全部实现并网发电。 金钟一期风电全部投产，电量维持高速增长。截至1H24末，公司已投产新能源装机188万千瓦，同比+133%，其中已投产风电装机177万千瓦（同比+139%）、已投产光伏装机11万千瓦（同比+60.6%）。 2024年4~5月公司发电量8.1亿千瓦时，同比+102%，发电量维持高速增长。据公司披露：1）金钟风电场项目二期及葫芦地光伏项目计划2024年年内全容量投产；2）公司力争实现67万千瓦风电扩建项目开工建设并于2024年年内首批机组并网；3）截至2024年5月22日公司已与控股股东及其子公司签署额定容量总计105万千瓦的多项《代为培育协议》，待项目满足良好的盈利和规范运作条件后优先注入公司。我们预计公司充足项目储备支撑下，新能源装机有望保持稳定增长。 新增项目盈利能力较佳，业绩高增持续演绎。云南省风能资源丰富，2019~2023年云南省风电利用小时数均值为2602小时，较同期全国均值高435小时。据公司披露：公司永宁等风电场均位于云南省风能资源较好的开发区域内，且在云南省枯期用电缺口较大的情形下基本不存在弃电情形。公司1Q24归母净利润3.6亿元，同比+94.8%，主要由新能源业务拉动（1Q24公司新能源板块归母净利润3.2亿元）。我们认为公司1Q24业绩高增验证公司新投产项目盈利能力维持较高水平（我们认为公司新投产风电项目概算收益率偏保守，项目实际上网电价、利用小时、建造成本等关键参数均有望优于项目概算假设值，详见我们2024年1月发布的深度报告《见微知著，从永宁项目看公司盈利潜力》），预计公司2024E全年业绩高增可期。 风险提示：用电需求不及预期，盐硝业务经营不及预期，资产收购进度及方案不及预期等。

维持“增持”评级：维持2024~2026年EPS1.43/1.51/1.60元。考虑公司作为水电龙头且分红比例较高的估值溢价，给予2024年23倍PE，上调目标价至32.89元（我们预计公司2024E归母净利润350亿元，分红比例70%，32.89元目标价对应2024E股息率为3.0%），维持“增持”评级。 Q2来水好转有望带动业绩增长。我们预计公司2Q24E水电站发电量同比有望好转：1）2024年4~5月三峡水库出库流量同比+41.6%；2）2Q23我国水电利用小时数695小时，为自2005年以来的最低值（较历史平均值-25.1%）。公司1Q24并表主业营业利润（营业利润-投资净收益-资产处置收益）39.6亿元，同比+3.0%（1Q24公司境内水电发电量527亿千瓦时，同比-5.1%，电量小幅下滑背景下大水电主业经营仍保持相对稳定），我们预计2Q24E公司大水电主业在来水好转背景下业绩同比增速有望提升。 投资者要求回报率下行，公司估值体系重塑正当时。我们认为公司现金分红总额稳中有升的特质难能可贵，在投资者要求回报率下降背景下，公司的稳定股息价值有望提升（详见2024年3月公司深度报告《国之重器大巧不工，稳定分红溢价可期》）。1）公司水电主业经营稳健（长江流域来水多年均值回归），水电机组调度顺序优于火电（利用小时数基本不受经济周期影响），同时充裕现金流支持下公司有能力在来水欠佳年份通过提升分红比例的方式进一步熨平短期来水波动影响，具备较强的稳定分红属性；2）由于“三重稳定性”使长江电力分红金额稳定性较高，市场对公司来水正常状态下的DPS预期相对稳定，参考Gordon模型，我们认为公司股价主要由分母端要求回报率r（亦即“要求股息率”）的变动驱动；3）投资者对公司的“要求股息率”可由无风险利率及要求风险补偿两部分构成，当前无风险利率仍处于下行通道，而未来投资者“要求风险补偿”亦有望下降（市场对公司分红金额稳定性预期提升、市场风格偏向与经济周期相关性较弱的稳定类资产），我们认为投资者对公司的“要求股息率”仍有下行空间。 风险提示：来水不及预期、电价低于预期、投资收益低于预期等。

维持“增持”评级：考虑到公司收购华能四川公司等因素，上调2024~2025 年 EPS 至 0.48/0.55 元（原值 0.45/0.48 元），给予 2026 年EPS 0.61 元。参考行业可比公司并考虑公司水电在建装机有望投产，给予 2025 年 20 倍 PE，上调目标价至 11.00 元，维持“增持”评级。 1Q24 业绩超预期。公司 2023 年营收 235 亿元，同比-0.5%（可比口径，下同）；同期归母净利润 76.4 亿元，同比+5.6%。公司 1Q24 营收44.2 亿元，同比+3.6%；同期归母净利润 10.7 亿元，同比+17.3%，超出我们此前预期。公司 2023 年拟每股派息 0.18 元，分红比例 42.4%。 水电电价提升，期待来水好转。公司 2023 年水电不含税上网电价0.219 元/千瓦时，同比+4.2%。1Q24 公司上网电量 161 亿千瓦时，同比-7.3%，主要由于：1）其他电源同比增发 133 亿千瓦时，挤压水电发电空间；2）1Q24 公司小湾、糯扎渡两大水库承梯级蓄能未完全释放，蓄能同比+44.0 亿千瓦时；3）托巴水电站蓄水影响部分发电量。 我们预计公司水库蓄能同比增加叠加 2Q23 电量低基数影响，2Q24E电量同比增速或有望好转。 资本开支加速，打开装机成长空间。截至 2023 年末公司总装机 27.5GW，同比+16.8%。公司 1Q24 购建固定资产、无形资产和其他长期资产支付的现金 32.1 亿元，同比+53.2%。我们预计公司“十四五”水电及新能源装机建设双管齐下，清洁能源装机有望持续增长。 风险提示：来水不及预期，市场化电价涨幅低于预期等

下调至“谨慎增持”评级：考虑公司新能源项目电价及消纳等因素，下调 2024~2025年 EPS 至 0.28/0.30元（原值 0.32/ 0.36元），给予 2026年 EPS 0.31元。参考行业可比公司并考虑公司电价或存压力，给予2024年 18倍 PE，下调目标价至 5.04元，下调至“谨慎增持”评级。 1Q24业绩低于预期。公司 2023年营收 265亿元，同比+11.2%；同期归母净利润 71.8亿元，同比+0.9%。公司 1Q24营收 79.0亿元，同比+15.3%；同期归母净利润 24.2亿元，同比+0.1%，低于我们此前预期。公司 2023年拟每股派息 0.078元，分红比例 31.1%。 市场化交易电量比例提升，电价略有下滑。公司 1Q24业绩略有下滑主要受投资收益减少及少数股东损益增加拖累：1）公司 1Q24投资净收益 1.6亿元，同比-50.2%；2）公司 1Q24少数股东损益 4.7亿元，同比-33.5%。公司 2023年平均不含税上网电价 0.488元/千瓦时，同比-2.8%，我们推测或主要由于平价新能源项目增加及市场化交易电量占比提升（2023年公司市场化交易总电量 261亿千瓦时，占总上网电量比例为 48.6%，同比+8.1ppts）。 装机拉动电量增长，项目储备充裕。截至 2023年末公司累计装机达40GW，同比+51.0%。1Q24公司上网电量 177亿千瓦时，同比+28.7%。 截至 2023年末在建项目计划装机 18.8GW，我们认为项目储备资源充裕支撑下公司并网装机量有望维持快速增长。 风险提示：装机低于预期，电价不及预期，补贴发放不及预期等。