事件： 公司发布 2024年半年报，2024年上半年公司实现营业收入 531.81亿元，同比-10.5%；实现归母净利润 32.23亿元，同比+24.8%；业绩符合市场预期。 2024H1上网电量同比-5.97%、上网电价同比-3.25%，入炉标煤同比-11.16%： 2024H1公司累计上网电量 947.13亿千瓦时，同比-5.97%；上网电价 509.94元/兆瓦时，同比-3.25%；入炉标煤单价 970.88元/吨，同比-11.16%。截至 2024H1，公司已投入运行的控股发电企业共计 45家，控股装机容量为 58815.32兆瓦， 主要包括燃煤发电控股装机 46750兆瓦，燃气发电控股装机 9600.13兆瓦，水力发电控股装机 2459兆瓦。 燃煤发电装机约占控股装机容量的 79.53%，燃气发电、水力发电等清洁能源发电装机约占 20.47%。 2024年下半年全社会用电需求+水电出力对火电的影响。 2024年 Q2受拉尼娜气候影响下呈现“北旱南涝”，南方地区降雨显著压制火电出力。 2024年 4月-6月全国水电发电量同比分别增长 21.0%、 38.6%、 44.5%，在此影响下全国火电发电量分别实现 1.3%、 -4.3%、 -7.4%。 2024H1公司发电机组平均利用小时 1741小时，同比下降 192小时；其中燃煤发电 1926小时，同比下降 225小时。 展望 2024年下半年，重点关注降雨和冬季气候问题对火电发电量的影响。 拟进行火电资产注入，增厚资产、利润规模： 华电集团规划大规模的气电、煤电资产注入上市公司，注入资产集中在华南、江苏、上海地区。 本次资产注入是华电集团对上市公司支持的重要举措，我们预计此次沿海城市的火电资产注入将进一步丰厚公司资产、利润和 EPS，未来集团资产的整合有望进一步加速。 盈利预测与投资评级： 考虑到资产重组尚未落地， 我们暂时不调整盈利预测， 维持预计 2024-2026年公司归母净利润 64.40亿元、 73.17亿元、82.53亿元，同比增长 42.40%、 13.62%、 12.79%，对应 PE 为 9、 8、 7倍，维持“买入”评级。 风险提示： 并购进度不及预期的风险， 电力需求超预期下降的风险，减值风险等

事件：公司公布2024年半年报，公司实现营业收入5.57亿元，同比增长35.76%；归母净利润0.57亿元，同比增长22.89%；业绩超市场预期。 主营业务一：低压电力载波通信产品2024H1同比增长31.53%，贡献业绩增量：低压电力载波通信是电网低压通信的主要方式，能源互联网下配电网和用电侧场景扩容，应用场景有望从6亿只电表扩充至30亿只智能配电网时代，所有工作在配电网的设备都需要进行数据采集并汇报给智能终端，由终端进行综合处理之后汇报到云端进行处理。这意味着配网侧所有设备都需要具备通信能力，除已联网的智能电能表之外，还包括各级开关、智能物联锁具、随器计量、分布式电源、有序充电桩、水气热表等台区及客户侧设备，保守预计新增联网节点数量可能达到30亿个，较6亿左右的智能电表有了大幅提升。2024H1公司低压电力载波通信产品模块实现营业收入40.55亿元，同比增长31.53%，占比营业收入72.81%；实现毛利率46.93%，同比上升0.46pct。 主营业务二：受益于低基数+全球消费电子回暖，集成电路产品2024H1同比增长90.34%。2023年是消费电子承压的一年，全球范围内，消费电子都是高库存，今年上半年主流消费电子产业链均经历“至暗时刻”，公司全资子公司东软载波主要提供面向物联网需求的芯片产品组合，2024H1受益于消费电子行业的回暖以及结构性景气度回升，板块业绩喜人。2024H1公司集成电路产品实现营业收入12.63亿元，同比增长90.34%，占比营业收入22.68%；实现毛利率15.45%，同比下降18.78pct。 盈利预测与投资评级：由于2023年以来全球消费电子的高库存拖累业绩，我们调整公司2024-2025年归母净利润从2.1亿元、2.8亿元至0.8亿元、1.1亿元，预计2026年归母净利润为1.54亿元，同比增长30.8%、37.4%、40.0%，对应PE为74倍、54倍、38倍，考虑到2024年开始消费电子行业的复苏弹性、叠加电网智能化和AI赋能手机的应用场景打开，维持“买入”评级。 风险提示：消费电子复苏不及预期的风险、微电网应用场景扩张不及预期的风险等

事件： 公司发布2024年半年报，2024年上半年公司实现营业收入 1188.06亿元，同比-5.73%；实现归母净利润 74.54亿元，同比增长 18.16%；单Q2看， 2024Q2实现营业收入 534.39亿元，同比增长-12.05%；实现归母净利润 28.58亿元，同比-29.58%。 24Q2公司受新加坡大士能源及风电板块拖累，归母净利润-29.58%： 受新加坡政策性影响 23年 7月起实施新的电力批发市场最高限价政策，新加坡发电批发和零售市场呈现同比下降的趋势， 23H1大士能源实现税前利润 17.24亿元，同比减少 11.66亿元。 23Q2风电板块实现利润总额 16.16亿元，同比-23.0%。 分部利润看： 2024Q2燃煤板块业绩同比继续修复。 2024Q2燃煤板块实现利润总额 11.55亿元，同比增长 74.2%；燃机板块实现利润总额 0.34亿元，同比增长 36.0%；风电板块实现利润总额 16.16亿元，同比-23.0%； 光伏板块实现利润总额 8.75亿元，同比增长 33.2%。 2024Q2受南方地区水电大发挤压，公司煤机实现上网电量同比-9.65%： 2024H1公司完成上网电量 2106.78亿千瓦时，同比-0.22%（其中单 Q2实现上网电量 976.43亿千瓦时，同比-6.24%）；实现上网电价 498.70元/兆瓦时，同比-3.21%；实现市场化交易电量比例 86.91%，同比降低0.77pct。 单 Q2分电源品种来看，公司煤机实现上网电量 781.33亿度，同比-9.65%；燃机实现上网电量 51.80亿度，同比-7.28%；风电实现上网电量 88.51亿度，同比增长 1.80%；光伏实现上网电量 49.77亿度，同比增长 74.57%。 2024Q2，全社会用电量增长同比增长 6.5%。 分月份看， 1-2月、 3月、 4月、 5月、 6月用电量同比分别增长 11.0%、 7.4%、7.0%、 7.2%、 5.8%。 1-2月受低温、闰年、上年同期低基数叠加影响，电力消费为两位数增长； 3、 4、 5月电力消费保持平稳较快增长势头； 6月受部分地区气温低于上年同期等因素影响，电力消费增速有所回落。 2024年下半年全社会用电需求+水电出力对火电的影响。 2024年 Q2受拉尼娜气候影响下呈现“北旱南涝”，南方地区降雨显著压制火电出力。 2024年 4月-6月全国水电发电量同比分别增长 21.0%、 38.6%、 44.5%，在此影响下全国火电发电量分别实现 1.3%、 -4.3%、 -7.4%。展望 2024年下半年，重点关注降雨和冬季气候问题对火电发电量的影响。 盈利预测与投资评级： 考虑下半年煤价同比下行预期， 我们维持预计公司 2024-2026年归母净利润 130.83亿元、 156.78亿元、 175.25亿元，同比增长 54.9%、 19.8%、 11.8%，对应 PE 为 10、 8、 7倍，维持“买入”评级。 风险提示： 电力需求超预期下降的风险，减值风险等

事件：公司发布《关于筹划发行股份及支付现金购买资产并募集配套资金暨关联交易事项的停牌公告》，公司拟通过发行股票和支付现金方式购买华电集团持有的华电江苏能源有限公司80%股权，福建华电福瑞能源发展有限公司持有上海华电福新能源有限公司51%股权、上海华电闵行能源有限公司100%股权、广州大学城华电新能源有限公司55%股权、华电福新广州能源有限公司55%股权、华电福新江门能源有限公司70%股权、华电福新清远能源有限公司100%股权，以及中国华电集团发电运营有限公司持有的中国华电集团贵港发电有限公司100%股权等（以下简称“标的资产股权”），并募集配套资金。 拟进行火电资产注入，增厚资产、利润规模：华电集团规划大规模的气电、煤电资产注入上市公司，注入资产集中在华南、江苏、上海地区。 本次资产注入是华电集团对上市公司支持的重要举措，我们预计此次沿海城市的火电资产注入将进一步丰厚公司资产、利润和EPS，未来集团资产的整合有望进一步加速。 5月以来我国来水丰裕水电大发挤压火电发电量情况：5月水电发电量+38.6%，火电、核电同比4.3%、-2.4%。5月规上工业火电同比下降4.3%，4月为增长1.3%；5月规上工业水电增长38.6%，增速比4月份加快17.6个百分点；规上工业核电下降2.4%，4月为增长5.9%；5月规上工业风电下降3.3%，降幅比4月收窄5.1个百分点；5月规上工业太阳能发电增长29.1%，5月增速比4月加快7.7个百分点。 2024下半年关注拉尼娜气候+全球维度AI算力、电动车对用电量需求的拉动。4月以来受到拉尼娜气候影响下我国气候呈现南涝北旱的特征，同时水电大发挤压了夏季火电的发力能力，我们预计今年夏天电力供需不会出现大缺口，继续关注冬天拉尼娜气候影响下对冬季火电发电量的增量拉动。关注全球维度AI算力、电动车对用电需求的增量拉动情况，我们预计2024年算力贡献全社会用电量的1-2%，电动车贡献全社会用电量1%。2024年6月全社会实现用电量8205亿千瓦时，同比增长5.8%，1～6月，全社会用电量累计46575亿千瓦时，同比增长8.1%。 盈利预测与投资评级：考虑到资产重组尚未落地，我们暂时不调整盈利预测，维持预计2024-2026年公司归母净利润64.40亿元、73.17亿元、82.53亿元，同比增长42.40%、13.62%、12.79%，对应PE为10、9、8倍，维持“买入”评级。 风险提示：并购进度不及预期的风险，电力需求超预期下降的风险，减值风险等

事件：公司发布2024年一季报，公司实现营业收入69.85亿元，同比增长12.45%；实现归属母公司净利润4.53亿元，同比增长188.24%。 受益于成本端动力煤价格的回落+发电量增长，2024Q1公司归母净利润显著增长188.24%：2024Q1受益于成本端煤价的同比大幅下行+发电量增长，公司2024Q1实现归母净利润4.53亿元，同比增长188.24%。截至2024年3月31日，秦皇岛港5500动力煤平仓价实现827元/吨，同比-23.07%，成本端大幅下降。 2023年受益于安徽省用电量的良好态势+新投产215万千瓦，公司上网电量同比+19.1%、上网电价同比-2.3%：2023年，我国GDP同比增长5.2%，安徽省地区GDP同比增长5.8%，高于全国平均值。公司2023年实现上网电量482.2亿千瓦时，同比增长19.1%；实现上网电价455.6元/兆瓦时，同比-2.3%。 2024年关注受益于AI和电动车的带动下全社会用电量的超预期，推荐火电板块。关注全球维度AI算力、电动车对用电需求的增量拉动情况，我们预计2024年算力贡献全社会用电量的1-2%，电动车贡献全社会用电量1%。2024Q1全社会实现用电量23373亿千瓦时，同比增长9.8%，发电量同比实现快速增长，在全社会用电量拉动下，我们预计火电由于其顶峰出力能力将带动板块业绩超预期增长。 2024年关注火电板块预期分红率的改善。火电行业因其业绩的强波动性不是传统意义上的高分红率行业，但是我们关注到受益于煤电行业资本开支退坡趋势，叠加2024-2025年动力煤价格下行通道，我们预计2024年价格中枢下降100-200元/吨至800-900元/吨，火电板块有望出现行业公司分红率提升的现象。国家发改委确定了煤电三步走规划：十四五时期“增容控量”，十五五“控容减量”，十五五后“减容减量”，我们判断随着煤电行业控容减量时代的到来，煤电行业资本开支下行趋势基本确定，行业分红比例有望显著提升。2023年公司实现现金分红比例43.65%，继续关注预期2024/2025年火电板块业绩和分红持续双改善。 盈利预测与投资评级：考虑煤价下行影响，我们调整2024-2025年公司归母净利润预测从14.51亿元、25.22亿元至21.98亿元、23.74亿元，预计公司2026年盈利预测为25.63亿元，同比增长53.8%、8.0%、8.0%，对应PE为9、8、7倍，维持“买入”评级。 风险提示：电力需求超预期下降的风险，减值风险等

事件： 2023年公司实现营收 781.12亿元，同增 50.04%（调整后 13.43%）； 归母净利润 272.39亿元，同增 27.83%（调整后 14.81%）；扣非归母净利润 275.08亿元，同增 28.59%（调整后 28.59%）；拟向全体股东每 10股派息 8.20元（含税），分红比例 73.66%。 2024年一季度公司实现营收 156.41亿元，同增 1.58%；归母净利润 39.67亿元，同增 9.8%。 2023年乌白并表利润高增， 2024年一季度来水偏枯财务费用改善。 2023年公司实现归母净利润 272.39亿元，同比增长 27.83%（调整后为14.81%），符合预期。 2024年一季度公司实现营业收入 156.41亿元，同比增长 1.58%；归母净利润 39.67亿元，同比增长 9.8%。 2024年第一季度，公司境内所属六座梯级电站总发电量约 527.47亿千瓦时，较上年同减 5.13%，来水偏枯。 2024年一季度归母净利润增速大幅超过收入增速，主要系财务费用下降 2.96亿元，同时投资收益增加 3.22亿元所致。 鼓励市场化交易&蓄水增加，期待公司量价齐升。 1）蓄水、六库联调带来发电量释放。 ①蓄水完成： 公司所属长江干流六座梯级水库完成 2023年度蓄水任务，总可用水量达 410亿立方米，蓄能 338亿千瓦时；梯级水库可用水量同比增加超 160亿立方米，蓄能增加超 90亿千瓦时，同比增加 36%，保证了 2024年春季枯水期的发电能力。 ②六库联调： 公司梯级电站由四库联调升级为六库联调，进一步提高水资源的使用效率， 2023年新增 121.3亿千瓦时发电量，六库联调持续发挥作用，为公司带来发电增量。 国家政策鼓励下市场化占比将进一步提升、上网电价上行。 公司各水电站电价根据合同和国家政策确定；葛洲坝采用成本加成定价；三峡、溪洛渡、向家坝采用落地电价倒推，其中溪洛渡、向家坝的部分电量采用市场化定价。 2023年新并入的乌、白水电站以市场化定价为主。 2023年公司市场化交易电量占比提升至 37.76%（2022年7.6%，考虑乌白并表调整后 33.91%）。 2023年公司上网电价为 281.28元/兆瓦时（2022年 269.72元/兆瓦时），同比增加 11.56元/兆瓦时。 盈利预测与投资评级： 鼓励市场化交易&蓄水增加，期待公司量价齐升。 我们维持对公司 2024-2025年归母净利润的预测 343.50/361.35亿元，新增 2026年归母净利润预测 376.56亿元； 2024-2026年同比增长26.1%/5.2%/4.2%；对应当前 PE 18.4/17.5/16.8倍（估值日 2024/4/30），维持“买入”评级。 风险提示： 来水量不及预期，电价波动风险，政策风险，新能源电力市场竞争加剧风险

事件：公司发布2024年一季报，2024Q1公司实现营业收入653.67亿元，同比增长0.15%；实现归母净利润45.96亿元，同比增长104.25%。 公司受益于动力煤价格成本的同比下降+发电量同比增长，2024Q1归母净利润同比增长104.25%：2024Q1受益于发电量同比增长，公司实现营业收入微增0.15%；受益于煤价大幅同比下行+发电量同比增长，归母净利润同比增长104.25%。截至2024年3月31日，秦皇岛港5500动力煤平仓价实现827元/吨，同比-23.07%，成本端大幅下降。 分部利润看：2024Q1燃煤板块贡献最大利润弹性。2024Q1燃煤板块实现利润总额28.25亿元，同比增长4151.44%；燃机板块实现利润总额5.36亿元，同比增长64.34%；风电板块实现利润总额24.14亿元，同比增长25.41%；光伏板块实现利润总额3.7亿元，同比增长6.99%。 2024Q1公司实现上网电量同比+5.63%、上网电价-3.99%：2024Q1公司完成上网电量1130.36亿千瓦时，同比增长5.63%；实现上网电价497.97元/兆瓦时，同比-3.99%；实现市场化交易电量比例86.6%，同比降低0.16pct。分电源品种来看，公司煤机实现上网电量922.67亿度，同比增长3.05%；燃机实现上网电量71.54亿度，同比-1.73%；风电实现上网电量100.28亿度，同比增长24.08%；光伏实现上网电量32.22亿度，同比增长73.73%。2024Q1，全社会用电量增长带动公司发电量同比上升。公司火电继续发挥顶峰出力和支撑调节作用，发电量同比继续增长，新能源装机容量同比增加较多，发电量同比快速增长。 2024年关注受益于AI和电动车的带动下全社会用电量的超预期，推荐火电板块。关注全球维度AI算力、电动车对用电需求的增量拉动情况，我们预计2024年算力贡献全社会用电量的1-2%，电动车贡献全社会用电量1%。2024Q1全社会实现用电量23373亿千瓦时，同比增长9.8%，发电量同比实现快速增长，在全社会用电量拉动下，我们预计火电由于其顶峰出力能力将带动板块业绩超预期增长。 盈利预测与投资评级：考虑煤价下行影响，我们维持预计公司2024-2026年归母净利润130.83亿元、156.78亿元、175.25亿元，同比增长54.9%、19.8%、11.8%，对应PE为11、9、8倍，维持“买入”评级。 风险提示：电力需求超预期下降的风险，减值风险等

事件： 公司发布 2023年年报， 2023年公司实现营业收入 29.88亿元，同比增长 3.46%；实现归母净利润 3.11亿元，同比-43.90%。单 Q4实现营业收入 7.92亿元，同比增长 4.89%；实现归母净利润-0.36亿元，同比-121.08%。 受生物质发电业务拖累明显，公司考虑战略调整退出生物质发电： 生物质综合利用业务受机组停机检查、补贴不到位、燃料价格持续高位等综合影响，收入和毛利率均同比大幅下降。在生物质综合利用业务拖累下，公司综合资源业务实现营业收入 3.91亿元，同比-39.63%， 实现毛利率-19.44%， 同比下降 44.72pct，大幅拖累公司 2023年经营业绩。 主业工业节能和建筑节能业务继续保持稳定增长，毛利率同比稳定： 2023年公司工业节能和建筑节能继续保持稳定增长，分别实现营业收入 14.70亿元、 9.05亿元，同比增长 23.01%、 18.25%；分别实现毛利率54.49%、 21.35%，同比-2.02pct 和+2.62pct。 公司紧抓分布式发展机遇， 2024大力进军分散式风电： 2023年我国分布式光伏新增装机 9629万千瓦，同比增长 88%，分布式光伏累计装机2.5亿千瓦，占光伏装机总规模 42%，我国光伏领域已经实现集中式和分布式并举发展局面。与分布式光伏相比，分散式风电在风电装机的占比较低，根据《中国县域绿色低碳能源转型发展报告》，农村地区能源资源丰富，分散式风电技术可开发潜力达 250GW。 2024年中央一号文件提出推进农村电网巩固提升工程，推动农村分布式新能源发展，为分散式风电的发展进一步提供了政策支持，公司 2024年将大力进军分散式风电行业。 盈利预测与投资评级： 受到生物质大幅亏损对业绩拖累的影响以及考虑潜在项目退出的可能，我们调整公司 2024-2025年盈利预测从 7.08亿元、 8.86亿元至 4.52亿元、 6.02亿元，预计公司 2026年归母净利润为7.18亿元，同比增长 45.31%、 33.23%、 19.37%，对应 PE 为 42倍、 32倍、 26倍，由于主业工业节能和建筑节能发展稳扎稳打，我们继续看好公司长期发展，维持“买入” 评级。 风险提示： 行业需求下降、竞争加剧造成产品价格和毛利率持续下降等

事件：公司发布2023年年报，2023年公司实现营业收入56.30亿元，同比-31.85%；实现归母净利润10.14亿元，同比-39.05%。单Q4实现营业收入15.63亿元，同比-16.39%；实现归母净利润1.95亿元，同比-43.37%。 受抽蓄新政执行+调峰水电站偏枯影响，公司业绩下滑。1）调峰水电：2023年西部调峰水电站同比偏枯，调峰水电站实现收入10.51亿元，同比增长-44.78%，实现毛利率40.74%，同比-26.23pct，严重拖累公司业绩。2）抽水蓄能：2023年实现收入44.28亿元，同比-3.83%；实现毛利率47.66%，同比-6.22pct；由于2023年6月1日正式施行新版容量电价，公司此前披露预计新容量电价下影响公司收入4.96亿元，已在下半年业绩中体现。3）新型储能：2023年实现收入0.93亿元，同比增长196.87%；实现毛利率27.07%，同比-7.57pct。 2023年公司在运抽水蓄能1028万千瓦，在建480万千瓦，新增核准600万千瓦。截至2022年底，公司在运总装机达1242.1万千瓦，其中抽水蓄能1028万千瓦、新型储能42.38万千瓦、调峰水电203万千瓦。抽水蓄能：根据公司年报，2023年公司在运抽水蓄能1028万千瓦，在建480万千瓦，2023年新增核准5座，总装机容量600万千瓦。新型储能：2023年公司新型储能电站累计建成装机规模423.8MW/832MWh，同比增长281.8%，。公司三个项目纳入国家能源局新型储能试点示范项目清单。积极开展钠离子电池、液流电池、压缩空气和重力等储能技术研究，承接10MWh级钠离子电池储能系统集成技术研发服务，启动南方区域压缩空气储能电站规划选点研究。调峰水电：截至2023年底，公司在运调峰水电机组装机总规模203万千瓦。 盈利预测与投资评级：受调峰水电站来水偏枯+容量电价新政影响抽蓄盈利，我们调整公司2024-2025年归母净利润从14.24亿、18.78亿元至12.56亿元、16.28亿元，预计2026年归母净利润为18.38亿元，对应2024-2026年PE为24倍、19倍、17倍，维持“买入”评级。 风险提示：公司调峰电站来水不确定的风险、新型储能电站商业模式不确定的风险等

事件： 公司发布 2023 年年报， 2023 年公司实现营业收入 2543.97 亿元，同比增长 3.11%； 实现归母净利润 84.46 亿元，同比增长 214.33%。 单Q4 看， Q4 实现营业收入 630.75 亿元， 同比增长 0.48%；实现归母净利润-41.18 亿元，同比增长-19.5%。 值得注意的是，在当前利润水平下，公司实现 2023 年现金分红比例 57.14%。 2024 年关注火电板块预期分红率的改善。 火电行业因其业绩的强波动性不是传统意义上的高分红率行业，但是我们关注到受益于煤电行业资本开支退坡趋势，叠加2024-2025年动力煤价格下行通道， 我们预计2024年价格中枢下降 100-200 元/吨至 800-900 元/吨，火电板块有望出现行业公司分红率提升的现象。 国家发改委确定了煤电三步走规划：十四五时期“增容控量”，十五五“控容减量”，十五五后“减容减量”，我们判断随着煤电行业控容减量时代的到来，煤电行业资本开支下行趋势基本确定，行业分红比例有望显著提升。 2023 年公司实现现金分红比例57.14%，继续关注预期 2024/2025 年火电板块业绩和分红持续双改善。 公司受益于成本端煤炭均价下降 115.78 元/吨，公司 2023 年归母净利润大增 214%： 2023 年我国动力煤供需由紧平衡向宽松转变，动力煤价格下行，但依然处于历史相对高位， 2023 年全年公司共采购煤炭 2.12 亿吨，煤炭采购均价同比降 115.78 元/吨。 23 年 11 月-24 年 2 月维持 910- 950 元/吨，近 2 周淡季跌破 900 元/吨。 截至 2024/3/20， 秦皇岛港动力煤 5500 大卡价格为 847 元/吨，同比-23.5%，同比降 260.5 元/吨。 2023 年公司实现上网电量同比+5.33%、上网电价-0.23%： 2023 年公司累计完成上网电量 4478.56 亿千瓦时，同比增长 5.33%；实现上网电价508.74 元/兆瓦时，同比-0.23%。分电源品种来看，公司煤机实现上网电量 3758.04 亿度，同比增长 3.27%；燃机实现上网电量 277.06 亿度，同比增长 5.15%；风电实现上网电量 318.35 亿度，同比增长 16.14%；光伏实现上网电量 109.11 亿度，同比增长 81.67%。 2023 年，全社会用电量增长带动公司发电量同比上升。 公司火电继续发挥顶峰出力和支撑调节作用，发电量同比继续增长。 分部利润看： 2023 年燃煤板块和光伏板块利润增长显著。 2023 年燃煤板块实现利润总额 4.33 亿元，同比增长 102.5%； 燃机板块实现利润总额 7.77 亿元，同比增长 35.08%；风电板块实现利润总额 59.13 亿元，同比增长-5.16%；光伏板块实现利润总额 20.44 亿元，同比增长 78.08%。 盈利预测与投资评级： 考虑煤价下行影响， 我们调整公司 2024-2025 年公司归母净利润从 119.33 亿元、 137.63 亿元至 130.83 亿元、 156.78 亿元，预计公司 2026 年归母净利润为 175.25 亿元，同比增长 54.9%、19.8%、 11.8%，对应 PE 为 11、 9、 8 倍，维持“买入”评级。 风险提示： 电力需求超预期下降的风险，减值风险等

事件：公司发布2023年业绩预告，2023年公司实现归母净利润80-90亿元，同比2022年实现扭亏为盈；单Q4看，Q4实现归母净利润-45.6~-35.6亿元，22Q4实现归母净利润-34.5亿元。受减值拖累+Q4煤价环比上升，Q4业绩不及预期：截至2023年12月29日，动力煤秦皇岛港5500价格为921元/吨，同比-21.85%，受益于动力煤价格的回落，公司2023年全年实现归母净利润80-90亿，同比实现扭亏，单Q4来看，实现归母净利润-45.6~-35.6亿元，同比22Q4-34.5亿元无改善，我们估计主要因减值拖累影响。回顾火电板块Q4业绩，我们判断公司受到减值影响大于行业平均水平，2023年或为公司计提折旧大年，2024年的减值风险或小幅下降。边际变化一动力煤旺季不旺，23年11月-24年1月维持900-950元/吨：截至2024/1/31，动力煤秦皇岛港5500大卡价格901元，同比-24%，相比11月、12月环比下行。在当前电价水平下，我们预计动力煤市场价在800-850元/吨为电厂盈亏平衡点。 考虑到11月-次年1月通常为供暖季的动力煤需求旺季，当前煤价同比-24%，远大于2024年电价长协的下跌幅度（我们估计电价长协多同比下降1-5%）；因此火电板块24年业绩同比进一步改善基本确定。边际变化二我们估计2024年电价长协基本确定除广东外多同比下降1-5%。23年7月以来市场对电价的悲观预期基本出尽，随着23年12月-24年1月以来安徽、江苏、广东、上海、浙江等地24年年度交易电价的落地，考虑容量电价后综合电价除广东外多微降几厘/度，更有江苏、河北等地同比微升几厘/度，2024年长协电价落地。边际变化三市场担忧Q4火电板块大幅计提资产减值损失，随着火电行业陆续披露业绩预告，减值风险担忧落地。我们梳理主流火电公司2023年业绩预告，受减值风险由低到高排序（按照Q4业绩偏离电煤差预测）：申能股份<浙能股份、皖能电力、华电国际、国电电力、粤电力<华能国际，华能国际受减值风险影响较大。盈利预测与投资评级：我们预计2023-2025年公司归母净利润为86.01亿元、119.33亿元、137.63亿元，同比增长216%、39%、15%，对应PE为16、11、10倍，维持“买入”评级。风险提示：电力需求超预期下降的风险，减值风险等

事件：2024年1月19日，公司发布2023年业绩快报，2023年归母净利润273.89亿元，同比增长28.53%（调整前）/15.44%（调整后）；基本每股收益1.1194元/股，同比增加0.1497元/股，增长15.44%（调整后）。 2023年来水偏枯，乌白并表贡献业绩增量。2023年归属于上市公司股东的净利润273.89亿元，同比增加36.63亿元，增长15.44%；业绩增长主要系2023年度公司六座梯级电站发电量同比增加140.15亿千瓦时所致。公司2024年1月4日发布公告，根据公司初步统计，2023年，长江上游乌东德水库来水总量约1029.08亿立方米，较上年同期偏枯5.46%；三峡水库来水总量约3428.46亿立方米，较上年同期偏丰0.71%；2023年整体来水偏枯。2023年，公司境内所属六座梯级电站总发电量约约2762.63亿千瓦时，较上年同期增加5.34%。其中，乌东德电站完成发电量349.14亿千瓦时，同比减少4.64%；白鹤滩电站完成发电量573.24亿千瓦时，同比增加43.11%（上年同期白鹤滩电站机组尚未全部投产）；溪洛渡电站完成发电量549.34亿千瓦时，同比减少4.97%；向家坝电站完成发电量311.32亿千瓦时，同比减少1.33%；三峡电站完成发电量802.71亿千瓦时，同比增加1.88%；葛洲坝电站完成发电量176.88亿千瓦时，同比增加1.46%。在来水偏枯的情况下，公司原有的三峡、葛洲坝、向家坝、溪洛渡四座水电站基本保持发电量的稳定，2023年新并表的乌东德和白鹤滩电站贡献发电增量，带来业绩增长。 来水改善、蓄水、六库联调带来发电量释放。1）来水改善：截至2024年1月20日，三峡水位166.8米，同比提高5.5%，来水改善。2）蓄水完成：公司所属长江干流六座梯级水库完成2023年度蓄水任务，总可用水量达410亿立方米，蓄能338亿千瓦时；梯级水库可用水量同比增加超160亿立方米，蓄能增加超90亿千瓦时，同比增加36%，保证了2024年春季枯水期的发电能力。3）六库联调：公司梯级电站由四库联调升级为六库联调，进一步提高水资源的使用效率，2023年预期新增60-70亿千瓦时发电量，六库联调持续发挥作用，为公司带来发电增量。 盈利预测与投资评级：2023年公司归母净利润273.89亿元；来水修复、蓄水、六库联调之下发电量释放，我们维持对公司2024-2025年归母净利润的预测343.50/361.35亿元，同比增长25.4%/5.2%；2023-2025年EPS1.12/1.40/1.48元，对应当前PE21.0/16.7/15.9倍（估值日2024/1/19），维持“买入”评级。 风险提示：来水量不及预期，电价波动风险，政策风险，新能源电力市场竞争加剧风险

水电行业龙头，业绩稳定+高分红凸显防御价值。公司自2003年三峡电站首批机组投产发电以来，历经多次资产并购与业务拓展，2023年公司可控装机容量提升至7,179.5万千瓦，其中国内水电装机7169.5万千瓦，占约占2022年全国水电装机容量的17.3%，龙头地位稳固。公司盈利能力优秀，2018-2022年毛利率/销售净利率/ROE（摊薄）平均值62%/45%/14%，净现比平均值1.55。公司坚持高比例分红政策，2022年股利支付率94.29%，并承诺2025年前维持70%+分红比例，股息率ttm3.62%（2023/11/3）,展现防御价值。 乌白注入+扩扩机增容容+六库联调，2023年发电量增幅超超60%。1）乌白注入：2023年初乌东德1,020、白鹤滩1,600万千瓦装机正式注入，公司装机容量增长长57.5%至至7,179.5万千瓦。2））扩机增容：：葛洲坝、向家坝、溪洛渡三个电站计划通过容量调整/扩机分别增加166万千瓦/224万千瓦，合计加增加390万千瓦装机容量。3））六库联调：公司梯级电站由四库联调升级为六库联调，进一步提高水资源的使用效率，2023年预期新增增60-70亿千瓦时发电量。下半年长江来水量较去年同期明显好转，公司司2023年发电量标目标3,064亿千瓦时，同比幅增幅65.1%。 国家鼓励水电市场化交易，市场化占比提升综合电价上行。公司各水电站电价根据合同和国家政策确定。葛洲坝采用成本加成定价；三峡、溪洛渡、向家坝采用落地电价倒推，其中溪洛渡、向家坝的部分电量采用市场化定价。2023年年新并入的乌、白水电站以市场化定价为主；白鹤滩在过渡期（（2022年）后电价已完全市场化，外输高电价已确定。2018-2021年公司市场化交易电量占比保持在11%以上，国家政策鼓励下市场化占比将进一步提升。预期公司市场化电量占比提升、上网电价上行。 折旧年限到期升毛利率有望提升20pct+&投资收益稳健，盈利能力持续强劲。1）各水电站大坝和机组的实际使用年限超出会计折旧年限，随着机组陆续折旧完毕，折旧成本下降，毛利率可比机组在折旧期内时提升22.2pct。2）2018-2022年公司投资收益占归母净利润比重逐年增长，2022年达21.59%，实现46亿元投资净收益。截至2023年中报，公司对外投资64家，主要聚焦水电产业链，协同效应助力公司水电产业发展。 盈利预测与投资评级：公司为水电行业龙头，2023年随乌白注入，装机容量实现梯级跃升，六库联调提高各电站综合水能利用率，发电量稳定提升；同时，乌白市场化定价逐步推进，综合上网电价上行，公司行业地位进一步稳固。司我们预计公司2023-2025年归母净利润为316.77/343.50/361.35亿元，同比+49%/+8%/+5%，EPS1.29/1.40/1.48元，前对应当前PE17.5/16.2/15.4倍（估值日期：2023/11/3）。首次覆盖，给予“买入”评级。 风险提示：来水量不及预期，电价波动风险，政策风险，新能源电力市场竞争加剧风险。

引子：约为何我国约26亿千瓦的发电装机却无法解决约13亿亿千瓦的尖峰负荷缺电问题？原因在于：当前电网的核心矛盾是尖峰负荷而非发电装机。新型电力系统转型的矛盾从大幅增加风电光伏电源装机，转向提高电网消纳能力+降低尖端负荷。在本轮电改前，上网电价主要按照“发电量”计算，而新电改下，上网电价将陆续反映其“备用调峰调频”价值，也就是引入“容量电价”概念。火电是现阶段得以重用的最经济的灵活性电源，2022年4月开始山东、贵州等地推出火电的容量电价补偿机制以来，火电调峰调频价值得到挖掘，全国性火电容量电价呼之欲出。 伴随着国内动力煤产能的逐步释放+电煤长协覆盖比例的提升，火电企业入炉煤价格下行趋势基本确定。9月以来受到安监等因素影响，动力煤港口价格淡季不淡，价格上涨至976元/吨，我们预计今明年动力煤价格都维持稳中偏强态势。极端天气的波动对煤炭需求产生较大的影响，我国富煤贫油少气，煤电发展趋势三步走基本确定：十四五期间增容控量、十五五控容减量、十五五后减容减量，也意味着在短期2-3年的维度里，煤电作为重要的备用和调峰电源，动力煤需求支撑强劲；供给端看，国内动力煤产能受到2017-2019年三年低资本开支影响，供给存在缺口，随着2020年供给陆续补上，我们估计动力煤中枢处于下行趋势，价格中枢下降200-300元/年，我们预计今年煤价中枢在1000元左右。 受益于安徽新能源汽车产业集群的优势，安徽省用电量增速快于全社会。平均水平。根据安徽省统计局数据，2022年安徽省全社会用电量2993.2亿千瓦时，2019-2022三年复合增速9.2%，高于全国平均增速水平。截至2022年底，公司安徽省内火电装机容量3976万千瓦，占比安徽省内总装机的22.3%。基于电力需求充裕的安徽，公司锁定较高的年度交易电价和较低的动力煤长协价，是公司的核心优势。长协煤：2022年公司长协煤占比达60%，公司预计今年长协覆盖率到80%；长协电：2022/2023年公司90%的电量属于年度交易，月度和现货作为补充。 盈利预测与投资评级：我们预计2023-2025年公司实现归母净利润9.57亿元、14.51亿元、25.22亿元，同比增长125.0%、51.7%、73.8%，对应PE14、9、5倍。由于公司背靠新势力基地安徽，电力需求确定性强、电价有价格支撑；同时煤炭长协比例较高，在煤炭价格较高的周期里锁定较低的煤炭成本，叠加容量电价+现货市场推广的政策利好，首次覆盖给予“买入”评级。 风险提示：政策性风险；煤炭价格剧烈波动的风险；宏观经济风险；安徽省用电量低于预期的风险等

事件： 公司公布 2023年三季报， 2023年前三季度公司实现营业收入907.25亿元，同比增长 13.9%；实现归母净利润 44.99亿元，同比增长92.5%。单 Q3看， 2023Q3实现营业收入 312.75亿元，同比增长 3.9%； 实现归母净利润 19.17亿元，同比增长 181.4%，业绩略超预期。 2023年前三季度： 受益于煤价降低、新投产机组产生增量效益，业绩亮眼。 2023H1火电行业经营改善，截至 2023H1，公司控股装机 57.3GW，其中燃煤 46.2GW（占比 81%），燃气（占比 15%），水电（占比 4%）。 新增装机： 上半年新增煤电装机 2.5GW，已获核准及在建机组 6.5GW。 公司上半年实现上网电价 527.05元/兆瓦时，同比微增 1.74%； 上网电量 1007.31亿千瓦时，同比增长 7.72%； 入炉标煤单价 1092.78元/吨，同比降低 7.38%。公司电力业务收入占比主营业务收入的 89%。 展望 Q4： 关注冬天供暖季对动力煤价格的影响。 电价： 火电作为不受天气影响的稳定电源，市场化趋势下有价格支撑， 我们预计四季度火电电价端有价格支撑。 煤价： 煤价端 2022Q4由于动力煤价格的飙升，火电行业巨亏， 随着冬季供暖等需求增加，动力煤价格通常呈现 Q4涨价的趋势，季节效应显著， 展望 Q4市场动力煤价格或存在波动， 预计 Q4我国动力煤维持稳中偏强态势。 政策：我国电力体制改革进入深水区，市场化趋势下火电价格有竞争优势。 火电调峰调频价值得到挖掘，全国性火电容量电价呼之欲出。 7月11日中央深改委会议审议通过《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》，在风电光伏、储能、虚拟电厂等新型主体加入电力市场，火电作为不受天气影响的电源将阶段性承担电源侧调峰调频的功能，而给予火电容量电价变革也充分肯定了火电调峰调频的功能。 盈利预测与投资评级： 我们维持预计公司 2023-2025年归母净利润为35.77亿元、 39.82亿元、 40.42亿元， 对应 PE 为 14倍、 13倍、 12倍，维持“买入”评级。 风险提示： 政策风险，煤炭价格波动风险；宏观经济风险等