公司发布24年年报：实现营业收入370.7亿元，YOY-2.6%；净利润82.8亿元，YOY+21.2%；归母净利润63.5亿元，YOY+0.7%。 业绩拆分：净利润83亿元≈风电72亿元+光伏4亿元+其他收益9亿元+投资收益9亿元-减值11亿元。其中投资收益含火电处置6.5亿元，减值主要为应收账款减值1亿元、以大代小1.5亿元、经营性减值7.7亿元。 风电板块收入286亿元，同比+12亿元；净利72亿元，同比持平。测算度电净利0.118元，同比-0.002元； （1）度电收入0.466元，同比+0.009元，主因高电价项目结构性影响。 （2）度电成本0.264元，同比+0.007元，主因风况不佳，风电利用小时2190小时，同比-156小时。 光伏板块收入24亿元，同比+10亿元；净利4亿元，同比持平。测算度电净利0.052元，同比-0.047元； （1）度电收入0.290元，同比-0.017元； （2）新并网机组未完全出力致度电折旧同比+0.04至0.15元。 25年业绩简算： （1）假设风电利用小时修复130h，存量风机组发电有望增加39亿度，有望贡献利润12亿元。 （2）公司25年计划新并网5GW项目，简算利润有望增加7亿元。 （3）存量项目受市场化交易影响，电价降2分，利润降下滑8亿元。 （4）扣掉24年火电处置收益6.5亿元。减值维持不变，综上25年归母净利68亿元，对应3月28日收盘价价A股19xPE，H股7xPE。 盈利预测与估值。我们预计公司25-27年EPS为0.82/0.87/0.94元。可比公司25年平均PE13倍，公司作为绿电龙头，同时存在资产注入预期，可以给予估值溢价，给予公司25年20-22倍PE，对应合理价值区间16.4-18.04元，维持优于大市评级。 风险提示。装机增速低于预期、资产注入推进慢、因“以大代小”计提减值等、新能源电价压力。

深耕风电 19年，运维经验丰富。 公司自 2006年起开发运营风电，是中国节能环保集团唯一的风电开发运营平台（ 截至 24Q3中节能持股 48%），运维经验丰富、上下游资源深厚。截至 24年三季度，公司运营装机容量为 594万千瓦， YOY+12.5%；截至 24上半年，公司在建项目 104万千瓦、筹建 194万千瓦。公司 24年前三季度营收/归母净利分别为 38.1/11.8亿元，YOY-0.39%/-1.2%。 24Q4公司发电量 30.5亿度，其中陆风/海风分别为27.9/2.7亿度，同比-1.4/+0.5亿度，以发电量推算我们预计公司 24Q4归母净利 3.5亿元，预计 24年全年 15.3亿元， YOY+1.1%。 运营稳健，度电盈利相对稳定。 我们测算公司 24Q1-3度电净利为 0.126元，同比-0.01元/度（盈利拆分见表 1） ，主因： （ 1）公司 24Q1-3度电收入为0.432元/度，同比-0.007元/度。自 22年来公司度电收入各季度基本维持在0.43元/度以上，电价稳定性强。（ 2）公司 24Q1-3度电成本为 0.208元/度，同比+0.009元/度。风电运营总成本中以折旧为主，度电成本变动主要受当期风资源影响，我们测算 24Q1-3公司陆风/海风利用小时分别为 1530/1880小时，同比-193/+228小时，综合度电成本略升。（ 3）运营趋于稳健，度电费用逐年下滑， 24Q1-3公司度电费用为 0.077元/度，同比-0.010元/度。 存量机组为主、电力交易经验丰富，公司上网电价相对稳定。 2020-2023年公司上网电价分别为 455/464/502/479元/MWh，电价相对稳定，我们认为主要由于：（ 1）公司目前机组以存量为主，以 23年底装机测算，公司补贴机组（ 2020前投产）占比为 59%，平价机组（ 2020年后投产）占比 41%。（ 2）分区域来看，公司机组占比最多的甘肃电价基本稳定在 400元/MWh 以上，24H1公司甘肃区域上网电价 465元/MWh，显著高于同期甘肃风电交易均价为 312元/MWh， 体现公司电力交易能力。 我们认为，未来随新能源市场化交易比例逐年提升，行业电价或呈下滑趋势，但公司机组结构以存量风电为主，且电力交易经验优势有望平滑这一影响，预计电价趋势将较同行更平稳。 盈利预测与估值。 我们预计公司 2024-26年实现归母净利 15.3/17.9/18.9亿元，对应 24-26年 EPS 为 0.24/0.28/0.29元。可比公司 25年平均 PE 16倍，给予公司 25年 13-15倍 PE，对应合理价值区间 3.64-4.2元，首次覆盖给予优于大市评级。 风险提示。 新能源市场化交易扩大项目盈利下滑，风资源波动影响公司利润。

湖北省区域性综合能源发电企业，“水火风光”多能互补。 公司为三峡集团旗下湖北省综合能源发电平台， 截至 24年中报， 公司控股装机容量达 1633万千瓦，其中水/火/风/光装机分别达到 466/663/122/383万千瓦。 24Q1-3公司实现营业收入 154亿元， YOY+6.7%，实现归母净利 24.6亿元， YOY+43%。 公司发布全年电量公告， 24年全年发电量 440亿度，其中水/火/风/光分别为110/265/22/44亿度， YOY-0.4%/+33%/+11%/+54%。 煤价下行有望带来业绩增量，火电在建项目将陆续投产。 公司已投运火电项目主要由鄂州发电（ 396万千瓦）、东湖燃机（ 37万千瓦）、新疆楚星公司（ 30万千瓦）、宜城公司（ 200万千瓦） 经营。 （ 1） 测算 24H1公司火电度电净利0.043元，同比+0.03元，主因市场煤价下行，长协比例从 84%下降至 55%。 我们测算 24年火电净利有望修复至 9.8亿元，同比+8亿元； 假设 25年火电电价降 0.015元，入炉标煤降 70元/吨，火电点火价差预计稳中有升。 （ 2）在建的江陵电厂二期项目（ 2*66万千瓦）， 假设首台机组/第二台机组分别于25年底/26年年中投产，预计有望分别贡献 26年归母净利 1/0.5亿元。 清江流域来水情况改善， 水电业务盈利有望修复。 公司已投运水电包括清江流域水布垭、隔河岩、高坝洲等电站， 合计装机 342万千瓦； 溇水干流 66万千瓦；汉江能源 12万千瓦；海外瓦亚加发电 46万千瓦。（ 1） 24年水电发电量较 23年基本持平，成本端 23年海外项目因来水不足而采购高价现货电的不利因素消除， 我们测算 24年水电净利润 9亿元，同比+1.6亿元； （ 2）假设 25年水电利用小时持平， 综合考虑费用偿还， 我们测算 25年水电净利润 9.8亿元， 同比+0.8亿元。 （ 3）此外公司拟建淋溪河电站， 具有反调节能力，合计装机 17.5万千瓦，目前处于项目推进前期工作。 新能源项目建设持续推进，抽蓄项目即将放量。 23年公司新能源在运装机、在建装机、储备装机分别达到 438、 257、 86万千瓦。（ 1） 我们测算 24年新能源净利润 6.8亿元，同比+1亿元； 预计 25年新能源净利润 7.9亿元，同比+1.1亿元。 （ 2） 公司积极布局抽水蓄能，储备抽蓄项目合计 440万千瓦； 罗田平坦原项目在建， 长阳清江项目、南漳张家坪项目已通过投资决策。 盈利预测与估值。 我们预计公司 2024-26年实现归母净利 24.9/26.3/31.5亿元，对应 24-26年 EPS 为 0.38/0.41/0.48元。可比公司 25年平均 PE 15倍，给予公司 25年 14-16倍 PE，对应合理价值区间 5.74-6.56元，首次覆盖给予优于大市评级。 风险提示。 来水不及预期，在建项目进度不及预期，新能源盈利性下滑。

社保入股加速清洁能源发展，提高资本市场稳定性。国投电力是国家开发投资集团下属的综合发电商，与川投能源共享雅砻江流域水电开发权（持股52%）。截至24Q3，公司在运装机4254万千瓦，其中水/火/风光分别为2130/1320/803万千瓦。公司2023/24Q1-3实现归母净利67/66亿元，YOY64%/9%。公司于24年9月与社保基金签署战略合作协议，拟以12.72元/股向社保募资70亿元，对应发行5.5亿股，约占发行前总股本的7.4%。 雅砻江水风光一体化布局加速。截至24Q3，公司水电板块/雅砻江上网电量799/715亿度，YOY15.6%/16.1%；上网电价0.292/0.303元/度，YOY-2.2%/-1.9%，电价下行主要由于汛期电量结构变化以及甘肃现货影响。 我们认为随着市场化交易的推进，枯水年份由于供需紧张形成的价格上行有望缓和水电营收下滑，从而增强业绩稳定性。根据新华社，10月25日，两河口水库首次蓄水至正常蓄水位，对增强今冬明春四川电力保供能力，提升雅砻江梯级电站发电、防洪等综合效益具有重要意义。根据国家能源局，雅砻江水风光大基地规划装机7800万千瓦，其中水电+抽蓄3900万千瓦，风光3900万千瓦。当前牙根一级、卡拉、孟底沟水电站、两河口混蓄项目建设稳步推进。我们测算24-26年水电板块归母净利52/55/58亿元。 火电聚焦清洁、高效大型机组建设。公司在运火电中百万千瓦机组占比64%，区位优势明显；自钦州三期1、2号机组于23.12及24.4投产后，舟山燃机发电、钦州3、4号机组开工，湄洲湾三期火电项目取得核准。容量电价支撑火电板块盈利稳定性，测算24H1/2023火电板块度电净利0.03/0.04元。 新能源目标强劲，资源得天独厚。根据公司“十四五”规划，2025年新能源装机将达到1700万千瓦，仍有近1000万千瓦的装机目标待实现。我们认为公司发展清洁能源可有效借助雅砻江水风光一体化调节优势及存量火电资产的调节能力，项目盈利能力及稳定性有保障。我们测算24-26年新能源板块业绩贡献11/14/17亿元。 盈利预测与估值。根据公司股东回报规划，2024-26年每年以现金方式分配的利润原则上不少于当年实现的合并报表可分配利润的55%。预计公司24-26年实现归母净利75/85/95亿元，对应EPS为1.00/1.14/1.28元（若考虑社保定增落地，对应EPS为0.93/1.06/1.19元，24年股息率3.2%）。参考可比公司25年18倍PE估值，考虑后续定增摊薄，给予公司25年15-17倍PE，对应合理价值区间17.10-19.38元，首次覆盖给予优于大市评级。 风险提示。来水偏枯风险；上网电价波动风险；煤价风险；新能源消纳风险。

核电双寡头之一，业绩稳健增长。 公司成立于 2008年 1月，前身为秦山核电厂，于 2015年上市，经营范围涵盖核能、风能、太阳能等清洁能源项目及配套设施的开发、建设与运营管理。 2023年公司实现营收、归母净利润为749.6、 106.2亿元， YOY+5.2%、 +17.9%； 24H1公司实现营收、归母净利润为 374.4、 58.8亿元， YOY+3.2%、 -2.7%。 核电资源储备充足， 24年新获核准 3台机组。 截至 2024年半年报，公司在运核电机组 2375万千瓦，在建、核准待建机组分别为 1392.3、 671.8万千瓦。 2024年 8月 19日，公司新获批江苏徐圩核能供热发电厂一期工程，工程拟建 2台“华龙一号”压水堆核能发电机组和 1组高温气冷堆核能发电机组，总计 307.6万千瓦。 根据机组投产规划，预计 2024-26年投产核电装机将达 2496、 2617、 2756万千瓦， 若目前已核准机组在 2030年前全部投产，公司核电装机将达 4439万千瓦，较 2023年 CAGR+9.3%。 新能源装机高增， 电价略承压。 截至 2024年半年报，公司在运新能源装机达 2237万千瓦，在建装机 1472万千瓦； 根据 2022年 4月 2日投资者关系记录表，公司规划十四五末新能源装机将达 3000万千瓦，新能源装机将保持高增。按照中核汇能经营数据测算，公司 24H1新能源电价约 0.375元/度，同比下降 0.065元/度，测算度电净利约 0.105元/度，同比下降 0.051元/度，主要系新增平价机组及市场化交易影响。 定增助力核电建设， REITs 发行盘活资产。 （1） 7月 11日，公司发布公告，拟以 8.52元/股的价格向社保基金会与中核集团定向增发 16.43亿股，募集资金不超过 140亿元，扣除发行费用后将全部用于辽宁徐大堡核电站 1-4号机组、福建漳州核电站 3、 4号机组以及江苏田湾核电站 7、 8号机组建设，我们认为，社保等长期资金的参与，有望支撑公司长期价值的形成。 （2）公司今年已发布权益型并表类 REITs 一期、二期规模达 75、 50亿元。 所募集资金将用于偿还底层资产的外部负债、并购其他新能源项目，可有效降低资产负债率，盘活存量资产，增强资产流动性，全面改善财务指标。 盈利预测与估值。 我们预计公司 2024-26年实现归母净利 110.8、 117.7、128.0亿元。参考可比公司估值， 中国广核 24年 PE 估值为 19倍，随着核电发展逐渐走向成熟期，核电现金流和估值均有望向大水电靠拢，可以给予一定的估值溢价，给予公司 2024年 20-22倍 PE，对应合理价值区间11.8-12.98元，首次覆盖给予优于大市评级。 风险提示。 核电装机建设进度不及预期，新能源收益波动影响公司业绩。

投资要点：公司发布24年半年报：24H1实现营收/归母净利189/38.3亿元，YOY-4.9%/-22.9%。Q2实现营收/归母净利90/14.3亿元，YOY-10%/-45.4%。 资源扰动，风电量价承压。测算公司24H1度电净利0.098元，同比-0.031元。（1）电价：24H1风电平均电价0.441元/度，同比-0.028元/度；光伏平均电价0.283元/度，同比-0.031元/度，主要仍系市场电比例、平价项目增加所致；火电电价（位于江苏）0.415元/度，同比持平。（2）利用小时：测算公司24H1度电折旧0.133元，同比+0.006元，主要系风资源影响，24H1风电利用小时1170小时，同比-101小时，风速同比-0.25m/s。 公司持续获取优质资源开发指标。24H1公司新签订开发协议7.59GW，其中风电3.955GW、光伏3.635GW，均位于资源较好地区。公司取得开发指标6.09GW，YOY+51.87%，包括风电2.81GW、光伏3.28GW。母公司400万千瓦新能源装机资产将注入。公司2022年初回A上市时，承诺在三年内（22-24年）通过资产重组等形式，推进集团内存续风电资产注入与火电业务整合。根据公司7月公告，控股股东国家能源集团拟启动向本公司注入部分新能源资产的工作，预计新能源装机规模约400万千瓦，初步计划分批注入。 公司推进火电的资产剥离。公司及全资子公司雄亚公司将出售江阴苏龙27%股权，中标单位为江阴电力，成交价格13.19亿元，交易完成后，公司装机容量减少124万千瓦，其中火电、光伏装机将分别减少121.5/2.58万千瓦。以评估基准日计，本公司预期本次出售事项取得税前收益约为5.1亿元（计入24年投资收益）。江阴苏龙2023净利润4.85亿元，净资产33.8亿元，交易估值PE为10.1x，PB为1.5x。 盈利预测与估值。我们预计公司24-26年EPS为0.78/0.85/0.92元。可比公司24年平均PE13倍，公司作为绿电龙头，同时存在资产注入预期，可以给予估值溢价，给予公司24年20-22倍PE，对应合理价值区间15.6-17.16元，维持优于大市评级。 风险提示。装机增速低于预期、资产注入推进慢、因“以大代小”计提减值等、新能源电价压力。

24Q2/24H1发电增速 28%/29%，其中 Q2光伏增速 80%。 根据公司发电量公告， (1)公司 24Q2完成发电量 184亿度， YOY+28.5%；其中陆风/海风/光伏分别 YOY+3.5%/+18.8%/+80.4%。 (2)24H1完成发电量 361亿度，YOY+28.6%；其中陆风/海风/光伏分别 YOY+7.3%/+22.6%/+73.3%。以 23年末装机为基数测算 24H1陆风/海风/光伏利用小时分别为 1092/1429/636小时，同比-191/+116/ -72小时。 资源储备更新：装机进展迅速，项目储备丰富。 公司“十四五”目标装机 5000万千瓦，截至 23年底公司装机容量达 4004万千瓦。 23年公司新增并网装机1354万千瓦， YOY+273%， 23年新增核准、备案项目总计 1650万千瓦（见表 1），近三年累计新增核准、备案项目总计 4826万千瓦。我们认为，公司装机目标明确、资源储备丰富， 23年公司可再生能源补贴净增 106.4亿元，截至 23年底余额达 360.2亿元，未来补贴回流公司装机建设有望进一步提速。 海风项目进展更新：海风并网、建设、获取均有突破。 1、福建平潭外海海上风电场项目（11.1万千瓦）、山东牟平一期海上风电项目（30万千瓦）已于 23年全容量并网，福建漳浦六鳌海上风电场二期项目（40.02万千瓦）于24年 6月全容量并网。 2、江苏大丰海上风电项目（80万千瓦）目前已完成海缆采购，青洲六（100万千瓦）开始塔筒运输服务招标。 3、 23年公司与福能股份联合体获取长乐外海 J 区海上风电项目（65万千瓦），未来有望进一步深化开拓福建海风市场。 三峡能源投资建设新能源大基地项目。 2024年 6月 27日，公司发布投资决策公告，拟建设内蒙古库布齐沙漠鄂尔多斯中北部新能源基地项目，该项目共建设光伏 800万千瓦、风电 400万千瓦、光热 20万千瓦，配套煤电项目 400万千瓦及新型储能 500万千瓦时。项目动态投资金额 798亿元。 公司实际控股 19%，对应资本开支约 30亿元。其中煤电项目计划于 2024年9月开工建设，预计将于 2027年 6月全容量并网发电，风电、光伏、光热项目与储能项目建设进度将根据煤电、外送通道进度适时调整。 盈利预测与估值。 我们预计公司 24-26年实现 EPS 为 0.29/0.33/0.37元。参考可比公司 24年 15倍 PE 估值，考虑公司海风项目循序渐进、稳步发展，政策助力下绿电龙头优势稳固，可以给予公司一定的估值溢价，给予公司 24年 18-20倍 PE，对应合理价值区间 5.22-5.8元，维持优于大市评级。 风险提示。 装机增速低于预期、绿电扩容不及预期、光伏降本低于预期、风光电价下行风险。

四川省属水电龙头，享大水电投资天时地利。川投能源主营四川省内田湾河等多座水电站，参股雅砻江（48%）和大渡河（20%）流域水能资源，并参与光纤光缆等投资业务。公司实际控制人为四川省国资委（持股45.1%），长江电力持股9.9%。截至2023年底，公司参控股总装机/权益装机达到3653/1614万千瓦。公司2023年实现净利润44亿元，YOY+25%；其中投资收益48.1亿元，YOY+23%。控股水电光伏效能提升，清洁能源版图持续拓展。公司依托田湾河、青衣江、天全河等流域发展优质水电。在建银江水电站（6*65MW）预计25年末全机组投产，可研电量/配合龙盘发电量15.7/18.3亿度，我们测算贡献净利润约0.7/1.2亿元。公司积极拓展新能源发电及调节能力建设，2023光伏发电量YOY+173%，并取得120万千瓦屏山抽水蓄能项目开发权。雅砻江水风光一体化布局加速。公司持有雅砻江流域水电开发有限公司48%股权，雅砻江公司23年净利润86.6亿，贡献投资收益42亿元。2023/24Q1，雅砻江上网电价0.310/0.328元，YOY+11%/4.5%。受来水影响，雅砻江23年发电量下降41亿度至842亿度；含两杨的在运水电可研电量合计897亿度（不含联合调度），若来水修复至可研水平，有望增加净利润13.6亿元。水电可研测算通常较为保守，16-21年在运电站（不含两杨）平均电量较可研多发4%（31亿度）；我们认为两河口联调增发电量（多年平均102亿度）有望在来水修复后逐步体现。 根据公司官网，雅砻江水风光大基地基本阶段规划装机7800万千瓦，其中水电+抽蓄3900万千瓦，风光3900万千瓦，关注风光增量（由于四川水风光消纳压力小，盈利普遍较好），预计24-26年雅砻江贡献47/49/53亿投资收益（假设雅砻江来水逐步恢复）。大渡河稀缺装机增量，消纳有望逐步改善。23Q1，川投能源增持国能大渡河10%股权（交易对价40.13亿元），股比增至20%。截至2023年底，大渡河在运水电1174万千瓦，在建电站352万千瓦，上游双江口（200万千瓦）将于25年投产，贡献联调能力66亿度；金川、沙坪一级和枕头坝二级（共152万千瓦）也将陆续于25-26年投产。大渡河2023年发电量/净利润分别为452亿度/19.2亿元；预计24-26年大渡河贡献4.5/4.8/5.8亿投资收益。盈利预测与估值。 预计公司24-26年实现归母净利52/55/60亿元，对应EPS为1.06/1.12/1.22元。参考可比公司24年20倍PE估值，给予公司24年19-21倍PE，对应合理价值区间20.14-22.26元，首次覆盖给予优于大市评级。风险提示。来水偏枯风险；上网电价波动风险；新能源消纳风险。

业绩发布：23年公司实现营收147.0亿元，YOY+2.6%；归母净利润26.2亿元，YOY+1.1%。24Q1公司实现营收30.9亿元，YOY+0.5%；归母净利5.3亿元，YOY-1.1%。 23年低基数，24Q1风资源扰动电量下滑，全年来风有望修复。2023年公司发电量241.9亿千瓦时，YOY+8.3%，其中火电、陆风、海风发电量186.5/23.4/31.6亿千瓦时；测算陆风、海风利用小时分别为2565、3518小时，同比-402、+149小时。2024Q1公司发电量53.3亿度，YOY+2.4%，其中火电、陆风、海风发电量38.1/6.3/8.6亿千瓦时；测算陆风、海风利用小时分别为696、959小时，同比-137、-55小时。假设24年陆风利用小时2700h（22年/23年分别为2967/2565h）、海风利用小时为3550h（22年/23年分别为3369/3518h），测算风电板块有望较23年增利约0.7亿元。 24年看好煤价下行释放业绩弹性。24Q1秦皇岛港Q5500动力煤平仓价均价约903元/吨，同比下降227元/吨。我们预计随公司长协比例提升及市场煤价格下行，公司业绩弹性有望进一步释放，假设24年公司全年煤价（标煤含税）下行100元/吨，公司电价小幅下降0.01元，测算公司火电度电净利有望进一步修复至0.036元，同比增加0.016元，火电板块归母净利有望增加约1.5亿元。 推进火电项目建设，综合能源转型持续深化。（1）公司控股51%的东桥热电2台66万千瓦的火电项目已正式动工，投运后预计年发电量57.6亿千瓦时，按照度电净利0.03元测算，该项目投运后有望增加公司归母净利润0.88亿元，假设相应业绩从26年起释放。同时公司将积极争取东桥热电二期2×66万千瓦热电项目和晋江气电二期燃气发电项目，随火电盈利性趋于平稳，新增火电机组有望贡献相对稳定的盈利与电力系统的灵活性。（2）公司自2023年7月以来，与三峡组建的联合体中标福建95万千瓦海风项目、参股10%宁德核电项目5、6号机组获国务院核准、木兰抽蓄和华安抽蓄相继获得核准，公司综合能源转型持续深化。 盈利预测与估值。除风电和火电板块利润增量外，我们预计公司财务费用下行及参股的火电盈利修复，分别有望增加公司24年净利润约0.7/1.0亿元。 我们预计公司2024-26年EPS为1.17/1.22/1.39元。参考可比公司2024年16倍PE估值，我们暂时给予公司2024年13-15倍PE，对应合理价值区间15.21-17.55元，维持“优于大市”评级。 风险提示。煤价降幅不及预期；风资源波动；项目投产不及预期。

全球清洁能源运营龙头，自 2015年来持续保持世界第一大风电运营商地位。 公司控股股东为国家能源投资集团，截至 23年年报，直接持股比例达 54.9%。 截至 23年末公司控股装机达 3559万千瓦，其中风电/火电/光伏等其他可再生能源分别达 2775/188/596万千瓦。 公司 23年全年完成发电量 762亿千瓦时，YOY+7.92%。公司 23年实现营收 376.4亿元， YOY-5.6%；归母净利润 62.5亿元， YOY+22.3%。公司 23年计提减值约 21亿元（22年计提 20亿元），其中包括 12亿元固定资产减值（8.6亿元为以大代小项目减值）、 6.4亿元无形资产减值（为以大代小特许经营权减值）、在建工程减值 2.5亿元。 项目储备丰富+补贴回款，自建装机有望提速。 国家能源集团“十四五”新能源新增装机目标 70-80GW，公司作为集团新能源主力平台，装机增量可期。 （1）公司 21-23年新获取可开发指标合计达 59.5GW，项目储备充足； （2）2023年公司国补回款 64.2亿元（22年收回 207.7亿元），随补贴回流公司新能源装机建设目标有望逐步兑现。 （3）公司提出 24年计划新开工新能源项目 10GW，力争投产 7.5GW（23年新增投产 4.5GW），新能源项目建设步伐加快。 业务整合推进，绿电龙头价值有望明确。 公司 2022年初回 A 上市时，承诺在三年内（22-24年）通过资产重组等形式，推进集团内存续风电资产注入与火电业务整合。 1、 根据重组交易报告书，截至 21H1集团待注入风电资产超过20GW，包括集团新能源公司风机约 11GW（原神华集团下属风电资产，神华集团 05年开始建设运营风光项目，主要分布于三北地区，项目禀赋优质）。 2、公司火电资产共 188万千瓦，测算 23年火电归母净利润约为 1.8亿元（21/22年分别为 1.3/1.2亿元），运营稳健且体量较小，后续整合推进对公司影响小。 我们认为，公司作为国家能源集团的新能源平台，随绿电等市场配套机制逐渐健全，公司绿色价值有望逐步凸显。 老旧机组改造推进，老项目收益率有望提升。 老旧机组改造一方面有望增加对存量项目优质风资源地利用，提升项目收益率水平，同时也有望通过“增容改造”扩大装机规模。公司 2010年及以前的存续机组容量达 656万千瓦， 假设按照 70%技改率、 2倍扩容测算，公司装机潜在增量超过 900万千瓦；政策顺利推进背景下，存量机组焕新，风电龙头有望步入长期良性循环发展通道。 盈利预测与估值。 我们预计公司 24-26年 EPS 为 0.90/1.03/1.19元。 可比公司 24年平均 PE 14倍，公司作为绿电龙头，同时存在资产注入预期，可以给予估值溢价，给予公司 24年 22-24倍 PE，对应合理价值区间 19.8-21.6元，首次覆盖给予优于大市评级。 风险提示。 装机增速低于预期、资产注入推进慢、 因“以大代小”计提减值等

事件：公司发布2023年度及2024年一季度业绩。2023年公司实现营业收入95.1亿元，YOY+16.8%；实现归母净利润4.3亿元，22年同期为-2.0亿元。2024Q1公司实现营业收入22.8亿元，YOY+4.3%；实现净利润1.47亿元，YOY-3.1%；实现归母净利润1.47亿元，YOY+15.3%，归母净利润增加主要系回购少数股东股权所致。 输配电价上涨，煤价下行，23年业绩扭亏为盈。（1）电价端：受22年7月发布的输配电价调整文件影响，23年公司售电价继续上涨0.027元至0.326元。（2）煤价端：受益于煤价下行，公司23年火电成本同比下行2.19亿元至41.2亿元，测算23年火电度电成本为0.244元，YOY-5.93%。（3）信用减值损失：23年公司计提信用减值损失1.9亿元（22年同期提计0.47亿元），主要为计提应收账款坏账损失导致。 未来将继续受益于兵团内能源转型深化。公司兵团北疆石河子40万千瓦的光伏发电项目已于23年底全容量并网发电，我们测算有望贡献公司24年利润约0.8亿元。（1）根据关于投资设立新公司的公告，公司拟与中新建电力集团共同投资设立五个公司，开发光伏项目容量合计达557万千瓦。（2）根据兵团零距离公众号，八师石河子市正大力推进新能源项目建设，未来其电力总装机将超过2000万千瓦，新能源装机比例将超过55%，较23年底仍有923万千瓦的新能源装机增量，区域内能源转型空间广阔。 24年输配电价再调整。2024年1月5日，公司收到兵团第八师发改委《关于转发第八师电网输配电价及有关事宜的通知》，文件重新核定了工商业用电输配电价，明确了工商业用户用电价格的构成。以2023年供电量为基数测算，公司预计2024年减少电费收入约2.76亿元，对应度电降幅约0.014元。 公司提出差异化分红规划。公司发布《未来三年（2024-2026年）股东分红回报规划》，提出差异化的现金分红政策。公司发展阶段属成熟期且无重大资金支出安排的/属成熟期且有重大资金支出安排的/属成长期且有重大资金支出安排的，现金分红在当次利润分配中最低应达到80%/40%/20%。23年公司分红率达50.6%，对应4月12日收盘价股息率2.5%。我们认为，随着公司盈利修复稳健运营，在市值考核等背景下，公司分红值得期待。 盈利预测与估值。我们预计公司2024-26年实现归母净利6.68、8.52、11.36亿元（盈利预测暂未考虑兵团内资产整合），对应EPS为0.48、0.62、0.82元。参考可比公司2024年14倍PE，兼顾公司厂网一体化优势，给予公司2024年14-16倍PE，对应合理价值区间6.72-7.68元，维持优于大市评级。 风险提示。石河子地区用电需求、煤价下行、新能源装机等假设不及预期

全年业绩大幅扭亏为盈。 公司发布 2023年年报，全年实现营收 2543.97亿元，YOY+3.11%；归母净利润 84.46亿元，同比扭亏， YOY+214.33%。公司业绩大幅扭亏为盈主因境内业务单位燃料成本同比下降和电量同比增长，以及新加坡业务利润同比大幅增长。公司 2023年利润分配预案为按照每普通股人民币0.2元（含税）向股东派发 2023年度的股息，对应股利支付率 57%，对应 3月 19日 A 股收盘价股息率 2.2%。 光伏装机以及上网电量增速明显。 截至 23年末，公司可控发电装机容量为13566万千瓦，其中煤机/燃机/风电/光伏分别为 9328/1323/1551/1310万千瓦，YOY-1%/+4%/+14%/+109%。 23年公司境内各电厂累计完成上网电量 4479亿千瓦时， YOY+5.33%；市场化交易电量 3959亿千瓦时， YOY+5.33%。全年平均利用小时 3776小时，同比减少 9小时；其中燃煤机组利用小时 4388小时，同比增加 160小时。平均上网结算电价为 508.74元/兆瓦时，同比下降 0.23%； 平均交易电价 484.14元/兆瓦时，较基准电价上浮 19.76%，其中燃煤交易电价481.01元/兆瓦时，较基准电价上浮 21.19%。 风电板块盈利下滑，辅助服务收入增长。 分板块来看，燃煤/燃机/风电/光伏/水电 / 生 物 质 分 别 实 现 利 润 总 额 4.33/7.77/59.13/20.44/0.17/-0.41亿 元 ，YOY+102.5%/+35.08%/-5.16%/+78.08%/-25.37%/+61.41%。燃煤板块扭亏为盈，主因 23年煤价下跌，公司煤炭采购均价同比降低 115.78元/吨；风电板块盈利下滑主因风电的平价项目增加、承担的电力系统调峰调频等市场运营成本增加等因素导致风电电价同比下降。公司积极参与全国电力辅助服务市场， 23年实现调峰/调频辅助服务电费净收入 22.23亿元/4.95亿元，同比增长 8/4.45亿元。 盈利预测与投资建议。 我们预计公司 24-26年净利润分别为 136、 152、 171亿元。我们认为公司作为电力龙头公司，煤电板块业绩修复，新能源又提供持续的成长性， 叠加电改背景下容量电价出台、 市值管理纳入考核可能带来的公司管理优化等因素， 参考可比公司 24年 PE，我们给予公司 2024年 13~15倍 PE，对应合理价值区间为 11.31-13.05元/股，维持“优于大市”评级。 风险提示：煤价大幅反弹，电力供需形式恶化，电价政策风险。

H股股息率高达5.2%,集团增持彰显信心。华能国际5月13日发布公告,控股股东华能集团的下属子公司财资公司增持公司H股1500万股(占总股本0.10%),增持后华能集团及其子公司合计持有公司71.7亿股(占比45.67%)。财资公司计划在6个月内继续增持H股,累计增持股份不超过2%(含本次),约合港股股本的6.7%。华能集团曾在2019年2月增持内蒙华电股票,至同年8月增持完成,累计增持股份占内蒙华电总股本的1.85%,期间内蒙华电涨幅超过20%。公司H股当前相对A股折价约40%,PB(MRQ)仅0.4x,为过去10年底部区间;对应2019年股息率达到5.2%。我们认为集团增持彰显对未来业绩的信心,公司当前股价或被低估。 煤价同比跌幅超过20%,Q2净利润高增可期。受疫情影响,公司一季度售电量、归母净利同比跌幅分别为-18%、-22%;受市场电比例下滑6.3pct以及增值税调整影响,Q1电价同比微升0.1%至0.42元/千瓦时。根据北极星售电网,国网能源研究院预计二季度国家电网经营区用电量增速将提升至2%-3%;5月以来,华能集团日耗增长显著,截至5月12日,公司日耗较去年同期增长20%至21万吨。受供给宽松影响,秦港煤价同比跌幅约24%。 假设公司Q2发电量与去年同比持平,市场化交易恢复带来平均电价下跌0.003元/千瓦时,我们测算公司Q2净利润增幅约12亿元。 2020年继续转型新能源,公司多元化战略可能提升估值。公司一直在向风电方向转型,2020年风电投资计划316亿元,YOY79%,意图争取最后一批补贴机组。目前国内A股风电资产度电盈利普遍好于火电,且风电的PE也整体高于火电,我们认为,公司的新能源转型或有助于提升公司ROE和估值,且战略上风电火电联合上网会有协同效应,公司应当享有转型带来的估值溢价。 盈利预测和估值。我们预计公司2020-2022年实现归属母公司所有的净利润80、95、105亿元,对应EPS分别为0.51、0.61、0.67元/股。结合公司2018-2020年不低于可分配利润70%的分红承诺,2020年对应股息率为A股8.1%,H股13.4%。参考可比公司2020年估值(PE12x,PB0.8x),我们认为,作为火电第一龙头,将显著受益未来煤价下行,且承诺分红(2018-2020)70%,领先多数公司,公司龙头地位以及2019年以来战略及管理上的转变值得给予估值溢价,给予公司20年12-15倍PE估值,对应合理价值区间6.12-7.65元,维持“优于大市”评级。 风险提示。电力体制改革下市场电让利进一步扩大;煤价下行的时点存在不确定性。

我国第三方检测龙头,多领域布局,受益行业发展。2013-2018年全球检测市场规模年均增长9.3%至1.6万亿元(中国产业信息网),我国检测市场属于起步阶段,2018年规模仅2811亿元,2013-2018年CAGR达15%。我们预计随着我国从制造大国向制造强国升级,国内市场有望继续快速成长。 华测检测是我国民营第三方检测龙头,生命科学、工业品、贸易、消费品等四大领域全覆盖,2013-2018营收CAGR达39.3%,2019年营收规模31.8亿元,约为第二名广电计量的2倍。我们认为,公司龙头地位稳固,未来有望更多受益行业市场空间的增长。 精细化管理,盈利质量提升。公司发展经历粗放到集约的过程:1、2013-2017年粗放增长,资本开支加大,成本费用增速快于收入扩张,净利率及ROE均下滑。2、18年6月,公司雇佣新总裁申屠献忠(前SGS全球副总裁),推行以利润为考核指标的精细化管理,通过强化投资管理、加强实验室协同、提升效率指标、加强现金流管控等方面提升整体运营效率,2019资本支出占比营收从2017的31%降至14%,2019年人均产值升至34万元/人(外资2018年平均55万元/人),仍有上升空间。公司2019年实现营收31.8亿元,同比+18.7%,归母净利润4.8亿元,同比+76.5%,ROE达16.3%,同比提升6pct,精细化管理初显成效。 竞争优势助力龙头地位。1、市场公信力是行业地位的基石:公司具有中国合格评定国家认可委员会CNAS认可及计量认证CMA资质,取得CQC中国质量认证中心授权,并获得英国皇家认可委员会UKAS、美国消费品安全委员会CPSC、新加坡SPRING等诸多国际认证机构认可。2、广泛的业务及网络布局,品牌变现能力强:目前公司在全国已设立六十多个分支机构,拥有化学、生物、物理、机械、电磁等领域的140多个实验室,并在海外多地设立办事机构,服务客户10万多家,世界五百强客户逾百家。3、领先的研发能力:重视创新,坚持高比例研发投入,2019年底已取得专利179项,参与制定、修订标准达506项。4、灵活的激励和管理机制。公司新业务启用合伙人制,推行员工持股和股权激励,激发员工和合伙人热情,创造更好业绩。 盈利预测与投资建议。我们预计公司2020-2022年归母净利润分别为5.4/7.2/9.1亿元,对应PE54/40/32倍。受益行业高增长,目前行业可比公司2020年PE均值44倍,我们认为,华测具备有效激励机制和国内龙头的先发优势,连续高于行业的增速已经证明了公司管理的有效性,应当给予一定的估值溢价,我们按照2020年57-60倍PE,对应合理价值区间18.81-19.8元,另可比公司2020年8.4倍PB,公司2020BPS为2.19元,给予2020年9-10倍PB,对应合理价值区间19.71-21.9元,综合考虑,给予公司合理价值区间18.81-19.8元,首次覆盖,给予“优于大势”评级。 风险提示:收入增速不及预期,成本控制不及预期,并购不达预期。