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。

事件： 2023年 4月 20日，公司发布 2022年年报。公司 2022年实现营业收入 17.91亿元，同比增长 14.84%；实现归母净利润 7.29亿元，同比增长6.98%；实现扣非归母净利润 7.25亿元，同比增长 6.72%；加权 ROE 为13.53%，同比减少 2.79个 pct；基本每股收益 0.38元，与上期基本持平。 2022Q4，公司实现营业收入 6.13亿元，同比增长 15.4%；实现归母净利润2.78亿元，同比增长 4.5%；实现扣非归母净利润 2.76亿元，同比增长3.7%。 四季度风况较好叠加规模增长，发电量环比/同比显著提升。 2022年公司完成发电量 32.05亿千瓦时，同比增长 17.72%，完成上网电量 31.16亿千瓦时，同比增长 17.41%，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 27.91/2.68/0.267/0.307亿 千 瓦 时 ， 同 比+17.61%/+7.88%/-/-6.37%。利用小时数方面，公司在福建地区陆风/海风的平均利用小时数为 3328/4038小时，同比+298/-186小时，黑龙江地区陆风平均利用小时数 2518小时，同比+233小时，新疆地区光伏平均利用小时数1583，同比-112小时。 2022年公司各项目参与市场化交易电量 8.08亿千瓦时，占总上网电量的25.94%，较上年同期增加 0.08个 pct，电量同比增加 17.8%，2022年公司平均年售电单价为 640.62元/兆瓦时，同比下降 2.73%，随着市场化交易电量的进一步加大，将带来平均售电单价下降风险。 2022Q4公司完成上网电量 11.28亿千瓦时，同比+20.25%/环比+167.35%，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10.30/0.87/0.053/0.056亿千瓦时，同比 +20.18%/+17.68%/-/-19.43%，福建及黑龙江地区风电上网电量环比 +184.34%/+85.90%。四季度来风基本达到预期，环比显著提升，弥补三季度来风不及预期带来的业绩下降，拉动全年业绩同比增长。 海上风电贡献业绩增量，期待后续优质项目注入。2022年公司电力行业营业收入 17.67亿元，占总收入 98.64%，毛利率 62.53%，同比下降 2.96个pct，其中风力发电/光伏发电毛利率 65.05%/52.35%，同比下降 0.62/1.62个pct，期间费用率 11.74%，同比下降 3.73个 pct。 2022年公司平海湾海上风电场二期项目产能逐步释放，一四季度较好风况中和二三季度来风较差，陆海风利用小时数增减相抵作用，全年发电量实现正增长，在毛利率轻微波动的情况下业绩稳中有升。全资子公司福建中闽海上风电实现 4.20亿元净利润，同比增长 11.44%，中闽福清风电/连江风电/平潭风电 /平潭新能源四家陆上风电共实现 4.43亿 元净利润，同比增长 2.26%，净利润主要来自海上风电规模增加带来的售电业务增长。 截至 2022年底，公司控股并网装机容量 95.73万千瓦，陆风/海风/光伏发电/生物质发电并网装机容量分别为 61.13/29.6/2/3万千瓦。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%；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。同时，公司作为福建省三家主要海风运营企业，有望陆续得到省内海风的资源分配。 投资建议：公司具备优质海风资源，平海湾三期海风项目注入在即，福建省第二批海风项目招标值得关注。预计公司 2023至 2025年实现营业收入分别为 23.86亿元、28.68亿元、29.81亿元，实现归净利润分别为 10.87亿元、11.93亿元、12.55亿元，同比增长 49.0%、9.8%、5.2%。对应 EPS 分别为0.57、0.63、0.66，当前股价对应的 PE倍数分别为 9.4X、8.6X、8.1X，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 10日，公司发布 2023年一季度业绩快报及主要经营数据。公司 2023年一季度实现营业收入 2.51亿元，同比增加 44.06%；实现归母净利润 11.36亿元，同比增长 103.65%；实现扣非归母净利润 11.34亿元，同比增长 105.12%。 仁宗海大坝治理结束，发电业务迎来量价齐升。2023Q1公司控股企业发电量为 7.09亿千瓦时，同比增加 32.33%；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 4.83%，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。 梯级联合调度叠加两杨产能释放，投资收益持续提升。 2023Q1公司投资收益为 12.43亿元，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雅砻江水电发电量 213.84亿千瓦时，同比增加33.03%；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。腊巴山风电站和柯拉光伏电站计划分别于 2023年 9月和夏季全容量并网，有望在下半年为雅砻江水电贡献利润。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，截至 2023年一季度，公司已购买国能大渡河 10%股权，将持股比例提升至 20%，投资收益将进一步提高。 投资建议：仁宗海大坝渗漏治理结束，发电量增加叠加水电市场化电价上浮，主营业务利润增加。参股雅砻江水电投资收益持续增长，对国能大渡河持股比例增至 20%，进一步掌握优质稀缺水电资产。预计公司 2022至 2024年实现营业收入分别为 14.09亿元、14.39亿元、14.97亿元，实现归净利润分别为 38.83亿元、 45.99亿元、 49.57亿元，同比增长 25.8%、 18.4%、7.8%。对应 EPS 分别为 0.87、1.03、1.11元，当前股价对应的 PE 倍数分别为 16.0X、13.5X、12.5X，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。

三峡集团旗下主要新能源平台，风光营收占比超97%：公司于2021 年6月正式在主板上市，三峡集团实际持股比例达到51.36%。公司作为三峡集团最主要的新能源开发运营平台，有望完成大部分集团的新能源建设目标。公司营收主要来自风光发电项目的售电收入，2021 年风光营收占比合计超97%。2021 年公司风电、光伏发电项目收入分别为100.68 亿元、49.63 亿元，占比65.02%、32.05%；风电、光伏项目实现毛利润分别为60.81、27.561 亿元，分别占比67.24%/30.47%。 “风光三峡”战略下装机快速增长，带动业绩高增： 2022 年上半年，公司新增装机容量210 万千瓦，累计装机容量达到2,510 万千瓦，其中风电1507 万千瓦（海风457.52 万千瓦），光伏 971.59 万千瓦。公司过去四年风光装机快速增长，复合增速达到32.4%，高于全国同期增速（21.2%）根据公司“十四五”规划，公司每年新增装机规模预计不低于500 万千瓦，并保持稳定的增长趋势。装机增长带动发电量增长，海风发电量占比快速提升。2022 年前三季度公司陆风、海风及光伏发电量占比分别为47.7%、21.9%和30.4%，海风占比较2021 年底增长11.6%。 随着海风平价时代到来，未来公司综合电价将持续下降，其收益率将长期保持在一个合理且稳定的水平。因此平价时代公司增量项目的利润水平主要由装机规模和投资规模决定。装机规模增长带动业绩增长，2022年前三季度公司营收和归母净利润分别为174.1 亿元和61.7 亿元，同比增长48.27%和36.53%。受益于装机规模的持续增长，公司业绩保持了较快增速，营收与归母净利润4 年CAGR 分别达到22.9%和23.4%。 2021 年受益于海风装机大幅增长，归母净利润同比高增56.3%，为2018年以来最快增速。 公司过去几年毛利率稳步增长，2021 年毛利率为58.4%，同比增长0.7pct。受益于海风占比提升、项目地处优质资源区及优质管理能力等因素，公司风光项目发电效率进一步提升。2021 年公司风光利用小时数稳步提升，叠加风光造价下降的利好，公司去年得以在电价开始承压的情况下实现了毛利率的增长。受益于毛利率增长，期间费用率稳定及投资收益增长，公司净利润率在过去三年保持了稳步增长。 行业政策不断发布，“十四五”期间新能源装机规模将迅速扩大：通过《“十四五”可再生能源发展规划》中可再生能源消纳占比目标我们可以大致测算出对应的风光装机增长量。假设2025 年我国非水可再生能源消纳权重达到20%，风光电源合计新增装机较2021 年底将增加4.3 亿千瓦。各省份“十四五”新能源规划合计装机容量已经达到了7.94 亿千瓦，远超行业预期水平。新能源大基地有序推进中，预计未来三年项目将陆续投产。各省“十四五”海风规划陆续出台，4 年海风新增装机4306.5 万千瓦。 绿电市场电价承压，多举措并行有望维持价格稳定。风光电源特性使其市场电价承压。目前有四个发展方向有望维持绿电价格合理稳定：1）完善绿证、绿电交易机制，为绿电环境价值定价，形成市场电价+环境价值的价格模式；2）短期内给绿电市场交易电价设置下限或托底机制；3）通过大基地、分布式等建设方式使电力供需两侧匹配，提高绿电电价；4）快速发展储能技术降低成本，未来通过绿电+储能方式提升绿电的电能质量和竞争力。 风光发电成本在过去十年快速下降，新能源成本下降将加速行业投资建设进度并维持新项目盈利水平。随着成本下降，部分此前经济性不达标的项目会启动建设，行业发展将会提速。由于风光发电行业属于公用事业，行业发展已经相对成熟，新建项目收益率不会因为建设成本下降而大幅提升。 补贴发放有望提速，行业投资能力增强。我国可再生能源补贴发放不及时的问题存在已久，根据风能专委会综合各项因素测算，截至2021 年底可再生能源发电补贴拖欠累计约4000 亿元。2022 年中央政府性基金预算中的其他政府性基金支出增加3600 亿元，有望解决2022 年前的欠补问题。可再生能源发展结算公司成立，可再生能源补贴发放有望提速为行业注入“活水”。 公司资源获取能力强，装机增速行业领先。公司储备项目充足，装机规模与增速行业领先。2021 年全年，三峡能源风光装机容量增加了730 万千瓦，增长率高达47.5%。2022 年上半年新增获取核准/备案项目容量730.3 万千瓦，在建项目计划装机容量合计1527.3 万千瓦。 公司海风占比不断提升，助力公司筑起护城河。海风由于其较陆风的高利用小时数、更稳定的出力曲线、更靠近负荷端以及丰富的待开发资源等优势，是未来沿海各省新能源开发的主要方向之一。2021 年，公司新增海风装机323.7 万千瓦，占新增风电装机的60.1%，公司海风装机装机占风电装机比例来到32.1%。 三峡集团背景雄厚，助力标的公司高质量发展。集团公司在抽蓄资源、现金流、产业链布局、对上市公司重视程度等方面的优势都将助力标的公司在未来保持稳定快速发展。 盈利预测：我们预计2022 年至2024 年，公司主营业务营收达到232.4、287.9、343.3 元。其中，公司风电业务营收分别达到171.0、217.9、258.1 亿元；光伏发电业务营收分别达到57.6、65.5、79.3 亿元。 风险提示：项目投产情况不及预期，来风、光照情况不及预期，政策执行不及预期，电力需求不及预期。

公司近况：2022 年10 月26 日，公司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经证监会并购重组委审核通过；10 月31 日公司发布三季报。 Q3 来水偏枯导致发电量下滑，中和二季度全年业绩有望维稳 前三季度公司实现营收412.69 亿元，同比增长2.03%；实现归母净利润189.44 亿元，同比下降3.18%；实现扣非归母净利润190.15 亿元，同比增长5.05%； 毛利率为61.02%， 同比增加1.2 个pct ； 净利率为46.57%，同比下降2.2 个pct；EPS（稀释）0.833 元/股，同比下降3.18%；ROE（加权）10.24%，同比减少0.65 个pct。 公司三季度实现营收158.81 亿元，同比下降22.71%；实现归母净利润76.53 亿元，同比下降30.34%；实现扣非归母净利润77.36 亿元，同比下降29.52%； 毛利率为64.81%， 同比下降5.94 个pct ； 净利率为48.84%，同比下降4.92 个pct；EPS（稀释）0.3365 元/股，同比下降30.34%；ROE（加权）4.28%，同比减少2.43 个pct。 2022 年1-9 月公司控股水电发电量为1485.32 亿千瓦时，同比下降2.61%，其中葛洲坝、三峡、向家坝和溪洛渡电站分别发电量同比-4.55%、-17.59%、16.85%、18.28%；Q3 单季度发电量为534.18 亿千瓦时，同比下降34.20%，其中葛洲坝、三峡、向家坝和溪洛渡电站分别发电量同比-21.18%、-51.75%、-9.69%、-17.6%。根据公告，三季度溪洛渡及三峡水库来水较上年同期分别偏枯20.49%、54.40%（此前二季度单季的发电量同比增加53.46%），但整体累计发电量下滑幅度较小，全年业绩有望保持稳定。 预计23 年上半年进行资产交割，控股总装机增长57.46% 公司拟以发行股份及支付现金的方式购买三峡集团、三峡投资、云能投及川能投合计持有的云川公司100%股权，同时以非公开发行股份的方式募集配套资金。经国务院国资委备案评估报告及交易各方协商确定，云川公司100%股权的交易对价为8,048,382.79 万元，其中1,609,676.56 万元以发行股份形式支付，6,438,706.23 万元以现金支付。10 月26 日，乌白电站重大资产重组已获得证监会审核通过，若进展顺利，预计2022 年底前取得证监会批文、2023 年上半年进行资产交割。 目前公司拥有三峡、葛洲坝、溪洛渡、向家坝四座梯级水电站，总装机量4549.5 万千瓦；拟收购乌东德、白鹤滩电站总装机2620 万千瓦，其中乌东德于21 年6 月全部投产发电，截至11 月7 日，白鹤滩电站已投产15 台机组（共16 台）。本次交易完成后，长江电力作为三峡集团大水电业务平台，将实现大水电资产集中管理运营，控股总装机增长57.46%。 六大梯级水库位于金沙江下游至长江中上游，分别为乌东德、白鹤滩、溪洛渡、向家坝、三峡和葛洲坝水电站，2021 年“四库联调”增发电量为92 亿千瓦时，“六库联调”预计年发电量可增加60-70 万千瓦时，若来水偏丰将带来更高预期。目前白鹤滩和溪洛渡水库已蓄满，向家坝蓄满在即，当前来水形势较前期有明显好转，预计四季度来水总体平稳。 今年的长江流域出现历史罕见的“汛期返枯”及“夏秋连旱”，降水量极端偏少，气温突破极值，公司在不利因素影响下有稳定的业绩表现，体现其高抗风险能力，发电量及业绩有望待降水量和来水情况回归均值时得到高增长。 风光水储、多能互补以及抽水蓄能，将成为“十四五”新增长点 “十四五”期间，公司总的新能源装机规划力争突破千万千瓦级规模，其中风光装机占比为3:7。目前金沙江下游基地项目进展较顺利，预期2022 年底，基地部分投产项目可达百万千瓦级。“依水而建、互补平滑出力曲线、打捆外送消纳”是新能源依靠大水电获得增量的主要模式，公司作为装机量最大、流域覆盖最广、配套外送通道完备的水电企业具有领先优势。 目前公司正在积极推进奉节菜籽坝、涪陵太和、巫山大溪等抽蓄项目的前期工作，甘肃张掖抽蓄电站已于10 月27 日开工建设，预计2028 年首台机组投产，2029 年全部投产发电，收益率满足资本金IRR6.5%的标准。电站建成后，将有效保障电力系统调峰储能需求，支撑清洁能源外送基地安全稳定运行。控股股东三峡集团抽蓄项目储备丰富，列入“十四五”抽蓄计划项目数量领先其他央企，同时对项目盈利能力把控严格，成为公司持续开拓抽蓄板块的良好基础。 参股实现全流域战略布局，投资收益提升业绩稳定性 根据2022H1 中报，公司持股三峡水利、广州发展、金中公司、申能股份及桂冠电力、国投电力及川投能源分别为18.62%、15.35%、23%、12.2%、11.36%、18.59%、11%，Q3 累计投资收益占净利润的21.75%，单季占比15.87%。投资收益逐渐成为利润增长点之一，同时公司通过参股形式，提升金沙江及长江流域联合调度能力、加强新能源业务协同。 投资建议及盈利预测：随着乌白电站资产注入，公司将进一步巩固大水电地位，对长江流域的水风光储资源最大化利用，届时公司盈利能力将大幅提升，长期业绩增长可期。预计公司22 至24 年实现归母净利润280.75 亿元、309.29 亿元、321.41 亿元，对应PE17.95x、16.29x、15.68x，维持买入评级。 风险提示：来水不及预期，新能源项目进程不及预期，电价下降超预期风险，自然灾害，用电需求不及预期，资产注入时间推迟