依托集团煤电联营优势，高效火电盈利能力突出。公司在运火电装机72.79GW，规模在上市公司中排名第二；60、100万千瓦及以上煤电机组占比70.46%、28%，均为高效火电机组；在建火电项目开发建设节奏良好。 从发电效率看，公司燃煤发电利用数高于行业及全国水平；从成本端看，依托集团煤电联营优势以及煤炭行业供需改善，入炉标煤单价持续下行，燃料供需平稳；从电价端看，公司火电机组聚焦电力负荷中心，2023年上网电价仍基本保持较标杆上浮20%左右；从度电毛利润来看，在2021年煤价飙升导致火企盈利洼地的情况下，公司的度电毛利控制在接近0元/千瓦时左右，随着煤价回落，2022-2023年度电毛利润攀升至0.033、0.04元/千瓦时，公司成本管控能力突出，抗风险及盈利能力具有强竞争力。 存量水电具备消纳改善条件，增量水风光储互补潜力巨大。公司水电资产主要分布在四川大渡河流域、新疆开都河流域，总装机规模14.95GW。公司负责大渡河干流17个梯级水电站的开发，在四川省大渡河流域已投产9座电站，约占四川统调水电总装机容量的27%，在建及规划水电装机为293.2/290万千瓦。随着近年川渝地区网架结构的建设加速，大渡河流域弃水问题有望改善，新增输配电线路工程也将满足增量电源的并网送出需求，叠加电力供需形势，公司在大渡河流域的水电项目具有量价齐升趋势。 新能源高增长持续贡献利润，持续具备资源获取能力。公司新能源项目布局更加合理，主要分布在风光资源富集的北方地区、以及经济发电、电价承受能力较强的东部地区。2023年公司风电、光伏装机分别同比增长24.6%、174.73%，并核准备案1528.8、开工853.64万千瓦新能源项目。从行业整体看，2024年新能源装机高增速将延续、上游产业链价格持续下降、存在电价下降预期但幅度可控，受益于新能源行业发展初期，保障性收购和电价补贴等支持政策，存量风光项目度电毛利率大幅高于水电、火电水平。长期看，新能源度电毛利润存在下行空间，行业收益率趋向合理平稳，叠加装机的快速增长，将持续贡献利润增量。 投资建议：公司是国家能源集团常规能源发电业务整合平台，依托煤炭联营优势，煤电机组利用效率及盈利能力领跑行业，且盈利能力将随煤价供需结构变化而持续改善；大渡河流域弃水问题将随西南网架结构建设而改善，叠加省内电力供需紧平衡、双江口等电站投产，有望实现量价齐升。公司新能源资源获取能力较强，存量叠加新增项目后的平均收益率情况良好，装机高增长持续为公司贡献利润。我们预计公司2024-2026年实现营业收入1921、1983、2089亿元，同比增长6.2%、3.2%、5.3%；实现归母净利润77.91、90.15、104.47亿元，同比增长38.9%、15.7%、15.9%；对应EPS为0.44、0.51、0.59元，对应当前股价（2024年6月12日收盘价），PE为13.6X、11.8X、10.2X。 风险提示：用电需求不及预期、煤价波动风险、来水不及预期风险、电价下降预期风险、政策推进不及预期风险、项目建设进度不及预期风险。

事件：2023年公司实现营业收入101.44亿元，同比下降7.37%（调整后，下同）；实现归母净利润9.09亿元，同比增长32.87%。2024Q1，公司实现营业收入24.14亿元，同比下降11.09%（调整后，下同）；实现归母净利润1.88亿元，同比下降39.58%。 主营业务基本盘较稳定，一季度业绩短期承压2023年公司利润增长因素主要有：一是取得有关股权处置收益和债权清偿收益；二是天然气和煤炭等燃料价格同比下降，电力销售、蒸汽销售的毛利率分别为23.98%、12.82%，同比分别增加8.89、4.17个pct，毛利率提升抵消部分发电量同比下滑影响；三是风电收入、利润同比大幅提升；四是融资成本下降。 2024年一季度，公司继续围绕“源网荷储”联动，打造以算为基，以储为核，“光储充算”一体化的数字能源业务，在新业务布局上持续加大团队及渠道建设，研发费用支出同比增长121.6%，叠加本期股权处置收益和债权清偿收益下降导致投资收益同比减少67.5%，导致公司业绩短期承压。 提高新能源装机比例，多面开展“光储充算”一体化业务源侧资产结构进一步优化，不断提升可再生能源装机占比。2023年公司转让800MW燃机发电项目股权，加大光伏、风电新能源项目的开发力度、收购光伏资产、推动户用及工商业分布式光伏业务，2023A、2024Q1分别新增光伏668.02、546.26万千瓦，2024Q1新增风电73.95万千瓦。储能业务上，2023A完成独立储能备案项目4.5GW/9GWh、2024Q1新增独立储能备案项目1.8GW/3.6GWh，新增独立储能开工0.95GW/1.9GWh；建德抽水蓄能电站（240万千瓦）在建。 用户侧能源应用、综合能源服务多线并行发展，能源+算力协同发展。充电业务方面，截至2024Q1，公司共投建932枪直流桩（折算60kW/枪）、建立光储超充示范站总装机2152kW，超充充电桩采用全液冷超充技术；换电业务方面，在运营换电场站71个，其中包括54个乘用车站及17个商用车站。 公司在持续推动传统综合能源服务的同时，大力推进智算与能源的深度融合，2024Q1成功投运超千P的算力资源，上半年预计完成3000-5000P的规模，后续优先考虑在北京、深圳等地建设投运。 投资建议：公司传统能源业务稳健增长，可再生能源占比快速提升，仍为公司经营收入的主要构成；新业务发展仍处于规模放量前期，基于公司在新业务领域技术积累和大量项目储备，有望在未来几年成为公司发展第二曲线。 我们预计公司2024-2026年实现营业收入分别为125.64、142.65、162.31亿元，同比增长23.9%、13.5%、13.8%；实现归母净利润分别为12.47、14.98、17.31亿元，同比增长37.2%、20.1%、15.6%。对应EPS为0.77、0.92、1.07元，PE为11.5、9.6、8.3倍，维持“增持”评级。 风险提示：宏观经济下行风险；移动能源业务拓展不达预期风险；燃料价格持续走高导致毛利率下滑风险；清洁能源项目建设进度不及预期风险；政府审批风险。

事件：2023 年，公司实现营业收入 264.85 亿元，yoy+11.23%（调整后）；实现归母净利润 71.81亿元，yoy+0.94%（调整后）；加权平均 ROE 为 8.99%，同比减少 0.65 个 pct；基本 EPS 为 0.251 元，yoy+0.88%。2024Q1，公司实现营业收入 78.99 亿元，yoy+15.26%（调整后）；实现归母净利润 24.22亿元，yoy+0.10%（调整后）。 装机规模快速增长，储备项目充足2023 年公司新增装机规模 1353.56 万千瓦，其中风电新增装机 349.4 万千瓦（海风 61.6 万千瓦），光伏 954.0 万千瓦，其它装机 50.1 万千瓦，总装机规模达 4004.4 万千瓦，风电、海风、光伏新增装机占全国新增装机分别为4.6%，9.02%，4.41%，装机占比稳步提升。储备项目方面，2023 年公司在建项目装机容量 1876.8 万千瓦，新增核准/备案项目装机容量 2649.92 万千瓦，未来 2-3 年内公司有望保持较高装机增速。 营收稳步增长，风电盈利能力小幅下降2023 年公司营收同比增长 11.2%，主要受益于公司新项目投产发电，发电量较上年同期增加，销售毛利率和净利率分别为 55.1%和 31.2%，同比下降3.3pct 和 4.0pct，主要原因为：1）新增并网项目投产折旧及项目运营成本增加；2）2022 年 12 月起开始计提安全生产费用；3）受参股公司经营波动影响，投资净收益同比减少 6.32 亿元，yoy-47.5%。分电源看，2023 年公司风电和光伏毛利率分别为 56.9%和 53.2%，同比减少 4.6pct 和持平。 2024Q1，公司营收同比增长 15.3%，主要原因为 1）公司新增装机增加，上网电量、收入增加；2）公司风、光项目资源情况优于去年同期。归母净利润持平，主要原因为新增装机增加致折旧及运营成本同比增加较多，归属于少数股东损益有所增加。 电价略有下滑，24Q1 经营现金流明显增长2023 年公司风光平均电价（不含税）分别为 0.4923 元/千瓦时和 0.4927 元/千瓦时，同比分别下降 4.2%和 0.5%，我们认为电价下降主要为平价项目装机占比提升所致。2023 年公司经营现金流净额为 144.2 亿元，yoy-14.23%， 主要系新能源项目可再生能源电价附加回收金额同比减少。2024Q1 公司经营现金流量净额为 44.2 亿元，yoy+18.7%，主要原因为项目装机增长带来的电费收入增长。 投资建议：绿电行业项目真实收益率有望企稳，公司储备项目充足，长期成长空间广阔。预计公司 2024-2026 年实现营业收入 338.08、401.29、456.76亿元，实现归母净利润 87.35、101.7、114.7 亿元，同比增长 21.6%、16.4%、12.8%。对应 EPS 为 0.31、0.36、0.4 元，对应的 PE 倍数为 15.4、13.2、11.7X，维持“增持”评级。 风险提示：来风不及预期风险、用电量下滑影响消纳风险、电力市场化导致电价下降风险、补贴发放不及时风险、装机增速不及预期风险、自然灾害。

事件：2023A：公司实现营业收入567.12亿元，同比增长12.32%；实现归母净利润67.05亿元，同比增长64.31%；实现扣非归母净利润65.89亿元，同比增长66.76%；加权ROE为12.78%，较上年同期增加4.53个pct；基本EPS为0.8754亿元，同比增长67.86%；现金分红36.88亿元，同比增长79.9%。 2024Q1：公司实现营业收入141.08亿元，同比增长6.43%；实现归母净利润20.35亿元，同比增长26.14%；实现扣非归母净利润20.25亿元，同比增长26.1%；加权ROE为3.66%，较上年同期增加0.5个pct；基本EPS为0.2671元，同比增长26.88%。 量价齐升趋势延续至24Q1，多能互补发展持续向好。2023年，公司控股企业累计发电量/上网电量1619.73/1576.39亿千瓦时，分别同比增加3.35%、3.22%；平均上网电价0.374元/千瓦时，同比增加6.55%。2024年1-3月，公司境内控股企业累计完成发电量395.42亿千瓦时，上网电量384.47亿千瓦时，分别同比增加3.27%和3.01%；平均上网电价0.387元/千瓦时，同比增加3.75%。 火电盈利能力持续修复，外送水电价格上涨抬升业绩。2023年，公司火电板块净利润同比大幅增长，控股国投津能、国投湄洲湾、国投钦州、华夏电力净利润同比增长100.82%、215.3%、645.01%、288.76%，在燃煤价格趋于平稳、电价上浮空间收缩、电力供需紧平衡以及水火互补效应的背景下，火电盈利能力有望持续回升至合理收益区间。水电方面，2023年，公司控股雅砻江水电净利润同比增长17.63%，主要由于流域新投产风光机组、水电外送电价增长，抵消部分流域来水较差的负面影响。 新能源综合电价承压，规模增长带动利润增量。新能源方面，2023年，公司控股国投新能源投资净利润同比增长21.63%，占公司总净利润约6%，净利润率为33.81%。随着平价项目比例增加，新能源项目综合电价承压，但受益于上游降本增效持续，毛利率下降幅度有望逐步收窄。截至2023年底，公司控股火电、水电、风电、光伏装机量分别为1254、2128、318、385万千瓦，在建工程分别为192、153、114、315万千瓦，其中132万千瓦的钦州三期已于4月29日全部投产。 投资建议：各电源优势互补，项目规划及落地节奏带来成长持续性。预计2024-2026年实现营业收入为622.14、659.36、685.64亿元，实现归母净利润为75.45、84.74、91.95亿元，同比增长12.5%、12.3%、8.5%。对应EPS为1.01、1.14、1.23，对应PE倍数为15.8、14.1、13X，维持“增持”评级。 风险提示：来水不及预期，煤价波动风险，电价下降超预期风险，自然灾害，用电需求不及预期，执行相关政策带来的不确定风险，新项目进程不及预期。

事件：2024年4月17日，公司发布2024年第一季度发电量完成情况的公告。 福建地区风况不及预期，下降幅度高于全国水平。2024年1-2月，福建省风电利用小时数为541小时，同比下降124小时，下降幅度为18.65%，但仍远远高于全国平均风电利用小时数373小时（同比下降6.98%）。部分沿海省份风电利用情况如下：江苏509小时，同比增长23.54%；上海486小时，同比增长22.42%；浙江436小时，同比增长5.06%；广东389小时，同比减少17.76%；山东425小时，同比增长16.44%。从全国范围看，2024年1-2月，西藏地区风电利用小时数同比下降53.33%，其在去年同期的风电利用小时高于福建省排名全国第一；2024年1-2月，云南、四川风电利用小时数分别为629、594小时，风机利用率明显高于福建地区。 受地区风况较差影响，2024Q1发电量下滑。公司风电机组分布在福建及黑龙江地区，这两个地区在2024年1-2月的风电利用小时数分别同比下降18.65%、2.95%。根据公司发电量公告，2024年一季度，公司完成发电量7.997亿千瓦时，同比下降17.45%；完成上网电量7.762亿千瓦时，同比下降17.51%。其中，福建省风电发电量同比减少17.12%；黑龙江风电同比减少13.98%、生物质发电同比减少38.39%；新疆哈密光伏发电量同比减少6.48%。 投资建议：考虑福建省通常一、四季度为大风季，叠加1-2月省内风况不及预期，我们对2024年盈利预测进行微调，在不考虑三期海风注入的情况下，预计公司2023-2025年实现营业收入17.49、18.55、18.89亿元；实现归母净利润7.38、8.01、8.52亿元，同比增长1.2%、8.6%、6.3%。对应EPS为0.39、0.42、0.45，对应的PE倍数为11.2、10.3、9.7X，维持“增持”评级。 风险提示：来风不及预期，自然灾害，项目注入时间不确定风险，新项目进程不及预期。

事件：2024年 1月 20日，公司发布 2023年度业绩快报公告。2023年 1-12月，公司实现营业总收入 264.51亿元，同比（调整后，下同）增长 11.08%； 实现归母净利润 73.46亿元，同比增长 4.50%；基本每股收益 0.2566元，同比增长 4.44%；加权平均 ROE 为 9.22%，较上年同期减少 0.34个 pct。 2023年四季度，公司实现营业总收入 71.62亿元，同比增长 11.8%；实现归母净利润 19.10亿元，同比增长 93.8%。 发电量及营业收入提升，盈利能力下滑。2023年公司发电量 551.79亿千瓦时，同比增长 14.12%，2023Q4单季度发电量同比增长 16.19%，四季度投产项目较多，带动发电量提升。2023年公司营业总收入同比增长 11.08%，营业利润增长 0.34%，盈利能力下滑原因系新投产项目试运行期间，收入同比下降较多；投产装机陆续转固，折旧摊销、运营成本及安全生产费用增加； 投资收益同比下降。 新能源项目储备丰富，海上风电开发遥遥领先。2023年 1-9月，公司新增并网装机容量 2.97GW，因新能源项目建设窗口期较为集中，投产规模整体呈前低后高、第四季度集中增长的特点，预计全年新增装机规模突破 13GW，总装机规模突破 40GW。同时，公司在建项目超千万千瓦，可为“十四五”装机增长提供有力支撑。公司积极推进大基地陆上风电和光伏发电开发，项目具备规模优势、集中外送消纳优势。 海上风电方面，截至 2023H1，公司海上风电累计装机 494.62万千瓦，占全国市场份额的 15.72%，下半年已投产福建平潭外海 111MW 海上风电项目。 因存量海上风电项目集中在 2021年投产，上网电价执行带补贴电价标准； 增量项目集中在福建、广东风资源优质且电力消纳水平较高的地区，同时受益于上游风电制造处于降本周期，增量项目仍将具备良好收益率水平。（图 1、图 2为公司在运、在建海上风电项目）投资建议：绿电行业基本面有望触底后反弹，公司作为新能源发电企业龙头，低估值叠加装机高增长带来长期成长空间。预计公司 2023-2025年实现营业收入 265.45、349.60、417.96亿元；归母净利润 73.49、91.78、106.02亿元，同比增长 2.7%、24.9%、15.5%。对应 EPS 为 0.26、0.32、0.37元， 对应的 PE 倍数为 18.9、15.2、13.1X，维持“增持”评级。 风险提示：来风不及预期风险、用电量下滑影响消纳风险、电力市场化导致电价下降风险、补贴发放不及时风险、装机增速不及预期风险、自然灾害。

事件：2023 年 8 月 30 日，公司发布 2023 年半年度报告。2023H1 公司实现营业收入 263.67 亿元，同比增长 16.18%；实现归母净利润 33.37 亿元，同比增长 42.12%；实现扣非归母净利润 33.18 亿元，同比增长 45.77%；加权 ROE 为 6.44%，较上年同期增加 1.64 个 pct；基础 EPS 为 0.4356，较上年同期增加 44.15%（以上数据均为调整后）。 电源优势互补体现强抗风险能力，整体实现量价齐升。2023H1 公司控股企业合计发电量 712.85 亿千瓦时，同比增长 4.58%；上网电量 692.64 亿千瓦时，同比增长 4.3%；平均上网电价 0.388 元/千瓦时（含税，下同），同比增长 7.94%。分电源看，水电、火电、风电、光伏发电量分别为 393.64、274.62、33.59、11.00 亿千瓦时，同比-8.32%、+25.97%、+35.06%、+16.89%；水电、火电、风电、光伏上网电价为 0.312、0.472、0.494、0.795 元/千瓦时，同比+9.42%、+0.18%、-5.76%、-9.73%。 水电电价上涨弥补发电量下降，火电收益于多因素利润扭亏转盈。水电方面，Q2 单季度发电量同比下降 35.3%，叠加 Q1 发电量同比增长 28.25%，上半年发电情况受来水不及预期影响有限，同时 Q2 水电上网电价延续 Q1 同比上浮情况，同比增长 14.68%，环比增长 5.57%。平均电价上涨叠加水电机组规模增加，控股雅砻江水电公司 2023 年上半年净利润 42.95 亿元，同比增长24.72%。火电方面，因 2023 年上半年入炉标煤单价同比下降、水火互补导致发电量增加，同时上网电价保持较基准电价上浮接近 20%的水平，国投湄洲湾发电量同比增加 19.3%，净利润较去年同期亏损 1.66 亿元收窄至 0.34亿元；国能钦州发电量同比增长 46.8%，实现净利润 4.74 亿元，同比增长1481.94%；华夏电力发电量同比增长 13.3%，净利润扭亏为盈，实现 0.65亿元。新能源方面，公司 2023 年 1-6 月新增光伏、风电装机容量 83.43 万千瓦，较去年同期规模增长 44%，直接带动发电量的提升，国投新能源投资净利润 4.76 亿元，同比增长 35.01%。 积极推进雅砻江水风光蓄一体化，落地节奏良好带来成长持续性。公司控股雅砻江水电已投产 1920 万千瓦水电装机，在建 342 万千瓦，分别为位于雅砻江中游的孟底沟水电站（240 万千瓦）和卡拉水电站（102 万千瓦，7 月 22 日开工），牙根一级水电站（30 万千瓦）也于 5 月 5 日获得核准。依托雅砻江流域水电资源，公司全力推进水风光蓄一体化，2022 年 12 月 29 日开工建设两河口混合式抽水蓄能电站项目（120 万千瓦），与两河口 300 万千瓦常规水电机组配套发挥抽水、发电的“双向调节”作用，能够和周边风电、光伏电站的发电特性互补，配套消纳相当于自身装机规模 3 倍的新能源。6 月25 日，两河口水电站水风光互补一期—柯拉光伏 100 万千瓦电站也已投产，接入两河口水电站，水光打捆后能输出稳定的电力、集中送出消纳。该项目所在地区光照资源良好，年利用小时数 1735 小时，平价上网采用四川燃煤标杆 0.412 元/千瓦时（含税），我们预估 2023 年可为公司带来 2.54 亿元售电收入。目前雅砻江腊巴山风电项目全部风机安装完成，预计 2023 年 9 月底投产发电，我们预估 2023 年可为公司带来约 0.43 亿元售电收入。 投资建议：各电源优势互补，延续量价齐升态势；雅砻江水电水风光蓄一体化持续推进，项目规划及落地节奏带来成长持续性。预计 2023 至 2025 年实现营业收入为 577.16、604.03、626.88 亿元，实现归净利润为 63.04、72.15、83.25 亿元，同比增长 54.5%、14.4%、15.4%。对应 EPS 为 0.85、0.97、1.12，对应的 PE倍数为 14.8、12.9、11.2X，维持“增持”评级。 风险提示：来水不及预期，煤价波动风险，电价下降超预期风险，自然灾害，用电需求不及预期，执行相关政策带来的不确定风险，新项目进程不及预期。

事件：2023年 8月 29日，公司发布 2023年半年度报告。因为公司在 2022年 9月完成资产重组，剔除合并范围和口径变化的影响，2023H1公司实现28.6亿元，同比下降 4.26%；实现归母净利润 6.93亿元，同比下降 17.31%。 西部来水偏枯，抽蓄电站政策性减收，短期盈利能力受限。2023H1，公司发电行业（主营业务）实现营业收入 28.43亿元，同比下降 4.23%，抽水蓄能/调峰水电/新型储能业务分别实现营业收入 21.61/6.4/0.42亿元，同比+12.24%%/-37.98%/281.79%，其中抽水蓄能业务营业收入增加的原因系抽蓄在运机组规模同比增加 30.46%，弥补部分政策性减收的不利影响；调峰水电业务因西部调峰水电站所在红水河流域来水偏枯，三座调峰水电站发电量同比减少 41.48%，造成售电收入下降；新型储能规模增加带来营业收入增长。 根据发改价格〔2023〕533号文件，公司投运的 7座抽水蓄能电站容量电价，核价结果比公司原执行的容量电价水平降低，政策将于 2023年 6月 1日起执行，对公司短期的盈利能力产生影响（除了广蓄一期电站保持原有定价模式，其余在运七座抽蓄电站自 2023年起均采用两部制电价）。 积极有序推进新项目建设，长期看好优质抽蓄资源。截至报告期末，公司在运抽水蓄能装机总规模 1028万千瓦，调峰水电 203万千瓦，新型储能 11.1万千瓦。2023年上半年投运梅州宝湖储能电站（70MW/140MWh）；在建抽水蓄能项目 480万千瓦、佛山南海新型储能电站（300MW/600MWh）；抽水蓄能项目开展前期工作及储备超 3200万千瓦，新取得广东揭西大洋、肇庆长滩、清远佛冈和贵州遵义大梁岗 4个新站点开发权；参股内蒙古乌海项目已开工建设，参股美岱抽蓄项目（装机容量 120万千瓦，公司持股比例 20%），进一步拓展公司南方区域外抽水蓄能业务。 容量电价政策于 5月正式落地，根据抽水蓄能电站的建设成本、容量和运行时间等因素核准“一站一价”的电价标准实施，并纳入第三监管周期省级电网输配电价中的系统运行费用。短期看，抽水蓄能电站的容量电费空间明确，且电量电费部分未市场化，只能获得参与辅助服务 20%的收益，一定程度上筛选了抽水蓄能行业的参与主体，有利于行业的良性发展。长期看，我国在运抽水蓄能电站集中在广东省、浙江省、河北省三个用电量和经济高速发展 地区，用电侧对电价上涨承受能力较高，且三个地区分别位于长江水系、珠江水系和黄河水系，水资源丰富且建设难度较小，截至 2022年底，公司在运抽蓄电站规模市占率为 22.45%（中电联数据：2022年全国抽蓄在运规模达 4579万千瓦），随着“新能源+可调节性电源”组合消纳的市场空间增长，优质抽蓄项目价值将进一步体现。 投资建议：南网旗下唯一的抽水蓄能+电网侧独立储能运营商，具备优质抽水蓄能项目资源，独立储能业务有望带来第二增长点。预计公司 2023至 2025年实现营业收入 62.53、69.60、83.08亿元，实现归母净利润 16.71、18.46、21.41亿元，同比增长 0.5%、10.5%、16%。对应 EPS 为 0.52、0.58、0.67，对应 PE 为 18.9X、17.1X、14.8X，维持“增持”评级。 风险提示：来水不及预期，电价下降超预期风险，自然灾害，用电需求不及预期，执行相关政策带来的不确定风险。

事件：2023年 8月 30日，公司发布 2023年半年度报告。2023H1公司实现营业收入 8.31亿元，同比下降 9.89%；实现归母净利润 3.26亿元，同比下降 22.33%；实现扣非归母净利润 3.14亿元，同比下降 24.89%。 Q2来风情况较差，发电量同比下降 25.13%。 2023H1公司下属各项目累计完成发电量/上网电量 14.68/14.23亿千瓦时，同比减少 8.85%/9.18%，Q2单季度发电量同比下降 25.13%。其中福建省项目风资源状况不及上年同期，发电量同比下降 12.55%，新疆哈密光伏项目发电量同比减少 8.16%，直接导致上半年售电收入下降。黑龙江富锦生物质发电项目发电量 0.2亿千瓦时，虽然同比增长 179.46%，但项目自投产后净利率持续为负，2023年上半年净利率为-48.18%，虽较去年同期收窄但因售电量增加带来的亏损绝对值也大幅增加，依旧处于存在“发电即亏损”的状态。 “自建+并购“双轮驱动，积极开拓省外新能源市场。2023年 7月，福建省投集团在省内第一批海上风电市场化竞配中，中选长乐外海 J 区项目（装机容量 65万千瓦），与国投电力作为联合体中选长乐外海 I 区（南）项目（装机容量 30万千瓦），公司作为省投唯一新能源上市平台，将受益于集团在 2019年公司资产重组时做出的承诺，具备大量的优质海风资源储备。做好福建省内新能源工作的同时，公司积极开拓省外新能源市场，出资 16000万元（占注册资本的 16%）设立合资公司康援新能源。目前，公司通过参加竞配，已中标金沙江上游 70万千瓦光伏项目，所在地区光照资源良好，投产后将通过金上至湖北特高压直流外送。 投资建议：公司具备优质海风资源，平海湾三期海风项目已具备注入条件。 预计 2023至 2025年实现营业收入为 19.26、20.02、20.18亿元，实现归净利润为 8.88、9.34、9.63亿元，同比增长 21.7%、5.2%、3.1%。对应 EPS 为 0.47、0.49、0.51，对应的 PE倍数为 10.7、10.1、9.8X，维持“增持”评级。 风险提示：来风不及预期，自然灾害，项目注入时间不确定风险，新项目进程不及预期。

事件： 2023年 8月 17日，公司发布 2023年半年度报告。公司 2023H1实现营业收入 5.47亿元，同比增加 15.02%；实现归母净利润 20.97亿元，同比增长 34.47%；实现扣非归母净利润 20.77亿元，同比增长 35.41%。公司利润总额快速增长的主要原因是核心参股企业雅砻江公司的投资收益增长。 电价上涨弥补来水偏枯，业绩增长符合预期。2023H1公司控股企业发电量为17.01亿千瓦时，同比增加 5.39%，水电/光伏发电量分别为 16.01/1亿千瓦时，水电同比下降 0.81%。Q1田湾河公司完成大坝渗漏治理工程，水电发电量 6.68亿千瓦时，同比增长 24.63%；Q2公司控股电站所在流域来水偏枯，水电发电量 9.33亿千瓦时，同比下降 13.45%。得益于水电平均上网电价的阶段性上升，2023H1水电上网电价 0.246元/千瓦时（不含税，下同），同比增长 6.96%，推动公司营业收入增长。公司控股攀枝花新能源带动光伏发电量增长，由于光伏电价大幅高于水电（23H1上网电价为 0.629元/千瓦时），公司平均电价被拉高，为 0.269元/千瓦时，同比增加 16.96%。 雅砻江电价涨幅明显，柯拉一期投产，投资收益将持续提升。2023H1雅砻江水电发电量 384.89亿千瓦时，同比减少 6.42%；上网电量 346.87亿千瓦时，同比减少 6.45%；1-4月受雅砻江流域梯级调度及两河口水库库容消落影响，发电量同比增长较大； 4-6月因各水电站流域来水偏枯，发电量同比下降36.32%。2023H1水电上网电价 0.325元/千瓦时，同比增长 9.84%，主要原因为锦官电源组送江苏部分的电价有所上涨。公司 2023H1投资收益为 23亿元，同比增加 5.31亿元，其中雅砻江水电投资收益同比增加 4.01亿元。柯拉一期光伏项目于 6月 25日投产，平价上网电价为四川省燃煤标杆电价 0.412元/千瓦时，预估为雅砻江水电增收 2.58亿元，公司投资收益也将持续提升。 投资建议：预计公司 2023-2025年实现营业收入 16.19、16.86、18.57亿元，实现归母净利润 42.52、45.73、49.01亿元，同比增长 21%、7.5%、7.2%。对应 EPS 为 0.95、1.03、1.1元，对应 PE为 15.8X、14.7X、13.7X，维持“增持”评级。 风险提示：来水不及预期，电价下降超预期风险，自然灾害，用电需求不及预期，执行相关政策带来的不确定风险，新项目进程不及预期。

事件：2023年 7月 17日，福建省发改委公示 2023年海上风电市场化竞争配置（第一批共 2GW）结果，公司所属福建省投资开发集团中选 2个项目，共计 950MW，分别为： （1）与国投电力作为联合体，中选长乐外海 I 区（南）30万 kw 项目； （2）中选长乐外海 J 区 65万 kw 项目。 不断获取优质海风资源，拥有集团承诺保障。公司是福建省投资开发集团唯一新能源发电上市平台（截至 2022年底），投资集团在公司 2019年重大资产重组时承诺：控股优质资产投产运行一个完整会计年度实现盈利、无合规性问题且符合上市条件后一年内，将启动注入公司流程。按照该承诺，平海湾3期已具备注入条件，若注入完成时间在三季度中后期，有望为 2023年贡献约 3.5亿元电费收入，届时公司控股装机容量增加 32.6%，风电容量增加 34%，海风容量增加 105%。此外，投资集团控股的宁德霞浦 B 区 30万 kw 海风项目于 2021年 11月 26日获得省发改委核准，目前正在推进。 竞配电价规则保证合理收益，同步配储 200MW/400MWh。此次福建省海风竞配评分细则中，申报电价占 40分（共 100分），以通过资格审查的投资主体申报的平均上网费单价作为基准电价（若主体数量>=6家，则去掉最高分和最低分），基准电价得 35分，以此基准，竞配电价每增加/减少 0.001元/千瓦时，扣/加 0.15分、0.1分。新的竞配规则既保留市场竞争机制，又避免因竞配条件单一引起项目低收益的问题，为后续省内海风资源竞配提供持续动力和良性发展环境。 省内电力供需较平衡，增配储能提供电网灵活性。此次竞配要求投资主体须按项目规模 10%、时长 2小时配建电化学储能，与海上风电项目同步建成并网，否则视为不满足竞争配置条件。2022年福建省发电量 3074亿千瓦时，同比增长 4.87%，其中风电发电量 230亿千瓦时，占总发电量的 7.5%；全社会用电量 2899.6亿千瓦时，同比增长 2.22%。省内发电增速高于用电增速，电力供需形势良好，新能源装机占本省总发电装机比例 16.02%（2022年底数据），低于全国 29.56%，因此现阶段福建省风光利用率保持 100%且基本全额由电网收购消纳，提前布置储能设施将有效提高电网灵活性，有利于后续新能源建设并网以及市场交易比例提升。 投资建议：公司背靠福建省投资开发集团，拥有丰富海上风电运营经验及 优质项目储备；平海湾三期注入条件完备，有望为今年贡献业绩。预计公司 2023至 2025年实现营业收入（不含即将注入项目）分别为 19.45、亿元、19.83亿元、20.11亿元，实现归母净利润分别为 8.79亿元、9.19亿元、9.65亿元，同比增长 20.6%、4.5%、5.1%。对应 EPS 为 0.46、0.48、0.51元，对应 PE倍数为 12.7X、11.6X、11X，维持“增持”评级。 风险提示：来风不及预期，电价下降超预期风险，自然灾害，用电需求不及预期，执行相关政策带来的不确定风险，新项目进程不及预期。

事件： 2023年 4月 29日，公司发布 2022年年报及 2023年一季报。2022年公司实现营业收入 504.89亿元，同比增长 15.36%（调整后，下同）；实现归母净利润 40.79亿元，同比增长 66.11%；实现扣非归母净利润 39.50亿元，同比增长 80.40%；加权 ROE 为 8.25%，同比增加 2.86个 pct；基本 EPS 为0.5213元，同比增加 01984元。2023Q1，公司实现营业收入 132.56亿元，同比增长 20.05%；实现归母净利润 16.14亿元，同比增长 55.53%；实现扣非归母净利润 16.06亿元，同比增长 61.39%。2023年 1~4月，公司境内控股企业发电量 513.4亿千瓦时，同比增长 21.21%，其中，雅砻江水电发电量 283.28亿千瓦时，同比增长 30.92%。 雅砻江两杨产能释放，水电有望延续量价齐升。2022年公司水电上网电量为986.21亿千瓦时，同比增长 12.37%；平均上网电价为 0.272元/千瓦时（含税，下同），同比增长 6.75%；截至 23Q1水电总装机 2128万千瓦，2022年新增装机 51.5万千瓦（两河口 50万千瓦+小三峡机组扩容 1.5万千瓦），雅砻江流域梯级优化调度、两杨电站投产以及大朝山上游水库库容消落，一定程度上弥补流域来水偏枯情况。其中，两杨水电站投产带动雅砻江水电全年上网电量同比增加 13.71%，平均上网电价 0.279元/千瓦时，同比增长 6.61%；贡献净利润 73.61亿元，同比增长 15.73%。此外，锦官电源组（占雅砻江 1920万千瓦装机的 56.25%）送江苏上网电价自 2023年 1月 1日起由 0.277元/千瓦时上调至 0.3195元/千瓦时，水电有望保持量价齐升态势。2023年 1-4月，公司水电上网电量为 307.33亿千瓦时,同比增长 24.66%，根据中电联 4月电力数据，全国水电发电量前三位的省份为四川、云南和湖北，其合计水电发电量占全国水电发电量的 64.2%，增速分别为 6.5%、-11.4%和-33.0%，公司主要水电机组所在雅砻江流域来水情况较好，业绩有望持续稳中有升。 电力供需紧平衡叠加供给侧成本改善，火电盈利能力回弹。2022年公司火电受水火互补影响，上网电量为 473.23亿千瓦时，同比减少 14.61%；平均上网电价为 0.481元/千瓦时（含税），同比增长 23.75%，燃煤价格下降叠加电价上涨，同比亏损明显收敛，盈利能力改善。截至 23Q1火电总装机 1188万千瓦，在建项目有华夏一期 60万千瓦等容量替代、钦州 3期 2×66万千瓦燃煤机组（预计分别于 23年 11月、24年 2月投产）；已核准项目有钦州三期（3、4号机组）、湄洲湾三期共计 4×66万千瓦火电、浙江舟山 2×74.5万千瓦燃 气发电。2023年 1-4月公司火电上网电量为 164.28亿千瓦时,同比增长 14.11%，平均上网电价同比增加 1.21%，在电力供需紧平衡的现状下，我们认为今年火电电价仍将较燃煤标杆电价保持上浮约 20%的水平，随着供给侧煤炭库存量增加、燃料成本价格松动，火电盈利能力有望显著提升。 新能源建设加速，风光项目增量明确。 2022年公司风电/光伏上网电量为47.57/18.18亿千瓦时，同比+1.85%/+13.80%；平均上网电价 0.508/0.845元/千瓦时，同比+5.02%/-7.92%。截至 23Q1，风电/光伏发电总装机 298/165万千瓦，22年新增风电/光伏发电 75/31.2万千瓦。2023年 1-4月公司风电/光伏发电上网电量为 21.91/6.78亿千瓦时，同比+45.5%/+13.57%；平均上网电价0.483/0.815元/千瓦时，同比-9.73%/-8.2%。雅砻江腊巴山 19.2万千瓦风电与柯拉 100万千瓦水光互补一期项目，计划于 2023年全容量并网，有望在四季度贡献利润，其中柯拉光伏发电将利用两河口水电站现有电网通道进行送出消纳，降低发电成本、平滑发电曲线。 投资建议：雅砻江流域来水情况较好，规模提升及梯级调度带动水电业绩稳中有升；电力供需紧平衡下，受益于供需侧煤价成本下行，火电盈利能力恢复；新能源增量明确，水光互补模式保障项目消纳与收益水平。预计公司 2023至 2025年实现营业收入 546.7亿元、575.42亿元、607.81亿元，实现归母净利润 54.83亿元、66.15亿元、78亿元，同比增长 34.4%、20.6%、17.9%。对应 EPS 为 0.74、0.89、1.05元，对应 PE 为 17.4X、14.4X、12.2X，维持“增持”评级。 风险提示：来水不及预期，电价下降超预期风险，自然灾害，用电需求不及预期，执行相关政策带来的不确定风险，新项目进程不及预期。

事件：2023年4月28日，公司发布2023年一季报。2023Q1，公司实现营业收入5.54亿元，同比增长0.73%（调整后，下同）；实现归母净利润2.73亿元，同比下降5.28%；实现扣非归母净利润2.68亿元，同比下降6.98%；加权ROE为4.64%，同比减少0.95个pct；基本EPS为0.1436元，与上期基本持平。 一季度风况良好，发电量同比提升。2023Q1，公司下属各项目累计完成发电量9.69亿千瓦时，同比增长2.65%；完成上网电量9.41亿千瓦时，同比增长2.3%，其中福建风电/黑龙江风电/黑龙江生物质发电/新疆哈密光伏发电完成上网电量8.28/0.80/0.26/0.069亿千瓦时，同比-1.12%/+10.82%/907.46%/-8.36%。 优质海风项目待注入，业绩增长可期。平海湾三期30.8万千瓦海上风电项目有望于今年开始注入公司，届时公司控股装机风电容量将增加34%，将为公司业绩带来明显增量。集团控股的永泰抽水蓄能电站（4×300MW）已于3月28日全面投产，运行满一个完整会计年度内实现盈利并无其他合规问题，集团会将其注入公司。公司作为福建省三家主要海风运营企业，有望陆续分配到省内海风资源，第二批项目招标情况值得关注。 投资建议：公司具备福建省优质海风资源，平海湾三期项目注入条件完备，有望自今年起为公司贡献业绩。预计公司2023至2025年实现营业收入分别为23.05亿元、27.47亿元、28.57亿元，实现归母净利润分别为10.31亿元、11.24亿元、11.79亿元，同比增长41.4%、9%、4.9%。对应EPS分别为0.54、0.59、0.62元，当前股价对应的PE倍数分别为9.7X、8.9X、8.5X，维持“增持”评级。 风险提示：来风不及预期，电价下降超预期风险，自然灾害，用电需求不及预期，执行相关政策带来的不确定风险，新项目进程不及预期。

事件：4月25日，公司发布2023年一季报。2023Q1，公司实现营业收入14.09亿元（剔除文山电力置出业务，下同），同比增长7.83%；实现归母净利润3.8亿元，同比增长19.35%；实现经营活动现金流量净额12.01亿元，同比增长35.0%，主要是因为2023年是梅州一期、阳江一期抽蓄电站全面投产后的首个会计年度，第一季度收入同比增加且按期回款。 新增产能持续释放，业绩显著增长。公司发电行业（主营业务）实现营业收入14.03亿元，同比增长7.65%，抽水蓄能/调峰水电/电池储能业务分别实现营业收入11.11/2.76/0.16亿元，同比+24.39%/-31.86%/197.07%，其中调峰水电业务一季度营业收入同比减少的原因，主要是来水同比下降，发电量同比减少34.36%。 截至2023Q1，公司抽水蓄能/调峰水电/电池储能装机容量分别为1028/203/11.1万千瓦，共计1242.1万千瓦，较2022Q1新增108.1万千瓦，为2022年6月全面投产的梅州、阳江抽蓄电站以及电池储能项目，其中，梅州五华70MW电网侧独立储能项目已于2023年3月6日投入商业运行，运行后将取得容量电费收入，持续为公司贡献利润。 在运抽蓄规模市占率达22.45%，掌握系统调节性稀缺资源。根据公司2022年年报及中电联公开数据，截至2022年底，公司抽水蓄能装机容量占全国22.45%，项目储备达2800万千瓦；新型储能“十四五”规划新增200万千瓦，项目储备超700万千瓦。随着新能源装机规模提升，新型电力系统对储能调节的需求将持续旺盛，公司抽蓄业务将受益于两部制电价的执行和电力市场改革的持续推进，盈利能力有望显著提升。 投资建议：南网旗下唯一的抽水蓄能+电网侧独立储能运营商，具备优质抽水蓄能项目资源，独立储能业务有望带来第二增长点。预计公司2023至2025年实现营业收入73.57、80.20、99.04亿元，实现归母净利润18.15、20.42、25.30亿元，同比增长9.2%、12.6%、23.9%。对应EPS为0.57、0.64、0.79，对应PE为24.8X、22X、17.8X，维持“增持”评级。 风险提示：来水不及预期，电价下降超预期风险，自然灾害，用电需求不及预期，执行相关政策带来的不确定风险。

事件： 2023年 4月 21日，公司发布 2022年年报及 2023年一季报。2022年公司实现营业收入 14.20亿元，同比增长 12.43%；实现归母净利润 35.15亿元， 同比增长 13.86% ； 实 现扣非 归母净利润 34.46亿 元， 同比增长13.95%；加权 ROE 为 10.80%，同比增加 0.47个 pct；基本 EPS 为 0.7957元，同比增加 0.0948元。 2022Q4，公司实现营业收入 5.37亿元，同比增长 45.03%；实现归母净利润5.96亿元，同比增长 93.7%。2023Q1，公司实现营业收入 2.51亿元，同比增长 44.06%；实现归母净利润 11.35亿元，同比增长 103.65%。 仁宗海发电恢复叠加新并购项目，水电及新能源主业增长。 2022年公司控股企业发电量共计 47.83亿千瓦时，同比下降 1.45%；上网电量 47.02亿千瓦时，同比下降 1.02%。其中控股田湾河公司（水电）/川投电力（水电）/攀 枝 花 新 能 源 （ 光 伏） 发 电 量 为 27.66/19.32/0.85亿 千 瓦 时 ， 同 比 -14.18%/30.15%/-。利用小时数方面，田湾河公司受仁宗海大坝治理的影响，发电利用小时数 3682，较 2021年度降低 740小时；川投电力发电利用小时数 4155，较 2021年度减少 186小时，因控股收购四川玉田 9.3万千瓦水电站，发电量保持正增长；攀枝花新能源公司新增 18.36万千瓦光伏发电（广西玉柴农光公司）和首个自主建设屋顶分布式光伏，8-12月发电利用小时数456.74小时。电价方面，2022年公司水电平均上网电价 203.55元/兆瓦时，同比增长 1.78%；光伏发电平均上网电价 420.70元/兆瓦时。 2023Q1公司控股企业上网电量 6.96亿千瓦时，同比增加 32.57%。电量增长原因系公司 2022年新并购和投产光伏电站，以及控股的田湾河公司完成大坝渗漏治理工程后恢复发电。1-3月平均上网电价为 0.303元/千瓦时（不含税，下同），同比增加 12.64%，水电/光伏平均上网电价分别为 0.282/0.64元/千瓦时。电价上涨原因系水电市场化售电电价上涨，新并购的光伏电站平均上网电价大幅高于水电，从而拉高平均电价。 雅砻江梯级调度增发电量，增持国能大渡河拓宽投资版图。 2022年公司实现净利润 36.14亿元，参股雅砻江水电获得 35.52亿元投资收益，占总利润的 98.26%。公司在水电资源开发饱和、风光资源获取竞争激烈的局面下，选择以控股优质清洁能源企业作为发展路线，2022年完成国能大渡河公司另 10%股权收购，并向中核汇能增资 16亿元。 2023Q1公司对联营/合营企业投资收益为 12.38亿元，同比增加 5.68亿元。 受益于雅砻江流域梯级调度及两河口水库库容消落影响，2023Q1雅砻江水电上网电量 212.72亿千瓦时，同比增加 33.09%。锦官电源组送江苏上网电价自 1月 1日起，由 0.277元/千瓦时上调至 0.3195元/千瓦时，公司平均上 网电价 0.314元/千瓦时，同比增加 4.64%，实现量价齐升。此外，雅砻江腊巴山 25.8万千瓦风电、柯拉 100万千瓦光伏发电，计划分别于 2023年全容量并网，有望在四季度贡献利润。 投资建议：发电量增加叠加水电市场化电价上浮，主营业务利润增加。参股优质水电企业，投资收益将持续增长。预计公司 2023至 2025年实现营业收入 15.72亿元、16.37亿元、18.06亿元，实现归净利润 44.42亿元、47.57亿元、50.38亿元，同比增长 26.4%、7.1%、5.9%。对应 EPS 为 1、1.07、1.13元，对应 PE为 14X、13.1X、12.4X，维持“增持”评级。 风险提示：来水不及预期，电价下降超预期风险，自然灾害，用电需求不及预期，执行相关政策带来的不确定风险，新项目进程不及预期。