事件描述公司发布 2025年一季度发电量及上网电价公告： 2025年一季度公司累计完成发电量 513.84亿千瓦时，同比下降约 8.51%；平均上网电价约为人民币 505.71元/兆瓦时，同比下降约 0.71%。 事件评论 量价均同比下降， 主业收入有所承压。 2025年一季度公司累计完成发电量 513.84亿千瓦时，同比下降约 8.51%，电量同比下降的主要原因系公司机组所在区域电力供需形势宽松，且新能源装机容量持续增加挤压火电出力空间，特别是山东区域受外电入鲁及新增装机挤占存量机组发电空间，公司所属山东煤电厂一季度发电量 181.27亿千瓦时，同比降低 16.81%。此外，公司所属安徽和湖北煤电厂一季度发电量同比分别下降 18.13%、1.9%。整体来看，公司煤电发电量同比下降 10.40%，除煤电电量显著承压外，公司一季度气电发电量 47.13亿千瓦时，同比增长 9.89%，水电发电量 10.96亿千瓦时，同比增长 8.41%。电价方面，公司一季度平均上网电价约为 0.506元/千瓦时，同比仅降低 0.004元/千瓦时，在多个省份年度长协电价有较大幅度调整的背景下，公司电价相对稳定的主要原因或系高电价的气电电量占比提升，以及受到分母端电量下滑的影响，固定的容量电费折算度电电价后略有提升的共同影响。 煤炭价格显著回落， 成本优化主导经营。 2025年以来，煤炭供需形势较为宽松，一季度煤价延续快速回落趋势，一季度秦皇岛 Q5500动力末煤平仓价均价为 721.22元/吨，同比降低 180.52元/吨。虽然在长协煤价平滑的作用下，公司成本降幅或相对会有所收窄，但成本端显著回落将是确定性方向。虽然一季度公司收入端有所承压，但成本的持续优化将主导公司火电业绩表现。 投资收益方面，在新能源新增装机增速维持高位的带动下，公司参股新能源公司业绩有望维持稳健；同时，虽然一季度煤价显著回落，但随着复工复产的持续推进，参股煤炭公司业绩仍有望表现平稳。整体来看，在煤价回落带来的成本端显著优化下， 公司一季度业绩展望积极。 集团优质资产注入， 公司规模扩张再迎新征程。 公司前期披露定增公告注入气电资产1,597.28万千瓦，占现有装机规模的 27.16%。而此次注入的常规能源发电资产仅占华电集团控制的非上市常规能源发电资产合计装机规模约 6235.04万千瓦的 25.62%，而根据集团避免同业竞争协议承诺，随着市场经营环境的好转，后续集团体内的优质水电及火电资产均有望陆续注入上市公司体内， 公司远期成长空间依然广阔。 3月 27日，公司增发预案已经取得上海证券交易所并购重组审核委员会的通过，当前因相关财务资料已过有效期处于中止审核状态，但并不构成实质性影响，公司对相关资料进行更新后持续推进本次交易。 投资建议与估值： 根据最新经营数据，我们调整公司盈利预测，预计 2025-2027年 EPS分别为 0.58元、 0.60元和 0.69元，对应 PE 分别为 9.84倍、 9.49倍和 8.17倍。维持“买入”评级。 风险提示 1、电力供需存在恶化风险； 2、煤炭价格出现非季节性风险。

事件描述公司发布2025年第一季度发电量完成情况：截至2025年3月31日，公司下属各项目累计完成发电量8.99亿千瓦时，同比增加12.40%；完成上网电量8.76亿千瓦时，同比增加12.89%。 事件评论福建风电强势引领增长，一季度业绩展望积极。2025年一季度公司下属各项目累计完成发电量8.99亿千瓦时，同比增加12.40%；完成上网电量8.76亿千瓦时，同比增加12.89%。其中，福建区域风电一季度完成发电量8.38亿千瓦时，同比增加19.25%；黑龙江区域风电一季度完成发电量4569.93万千瓦时，同比减少35.79%，生物质发电完成发电量888.3万千瓦时，同比减少52.67%；新疆区域光伏一季度完成发电量582.87万千瓦时，同比减少12.42%。整体来看，虽然福建省外机组受风光资源偏弱影响，一定程度拖累一季度电量表现，但得益于福建风况持续改善，公司一季度发电量仍实现同比增加12.40%，在电量稳健增长的拉动下，公司一季度业绩展望积极。 集团体内优质资源充沛，抽蓄注入增厚每股收益。2024年12月31日公司收到控股股东福建投资集团《关于启动永泰抽蓄资产注入中闽能源股份有限公司的通知》，福建投资集团启动并筹划闽投抽水蓄能51%股权注入公司。此次注入资产为永泰抽蓄51%股权，永泰抽蓄2023年净利润2.18亿元，当期ROE高达16.49%，盈利能力优异。此次资产注入进一步体现出集团对上市公司的支持，而且本次资产注入完成后也有望增厚公司每股收益。此外，根据集团于2019年重大资产重组时的承诺，当前集团体内仍存在大量的优质电力资产有望在满足注入条件后陆续注入，集团丰沛的资源储备将进一步强化公司远期成长空间。 汇流站、长乐B区项目获批，未来贡献业绩增量。公司负责开发建设的长乐B区项目以及汇流站项目也已经于2024年12月份陆续获得福建省发改委批准，其中长乐B区项目总装机容量11.4万千瓦，鉴于福建省整体风况较好，且拟安装风机单机规模也处于国际领先，该项目后续有望平稳运行并保持较高利用小时。基于4250的利用小时、电价0.27元/千瓦时测算项目的盈利情况，预计长乐B区项目资本金内部收益率约为8.21%，本次核准暂无相关电价批复，后续电价不排除有调升可能，同时若后续绿电绿证等环境溢价进一步体现，项目收益水平有望得到相应增厚。对于汇流站项目而言，其项目主体为公司控股51%，建设输出容量为210万千瓦，建设±525千伏的海上柔性直流换流站和陆上集控站，项目总投资73.35亿元，资本金为总投资的20%。由于其商业模式为征收输配电价，商业模式及盈利或将高度稳定，因此随着长乐B区海上风电项目以及汇流站项目建成、投产，将为公司业绩带来增量贡献，进一步增厚公司盈利。 投资建议：根据最新经营数据，预计公司2024年-2026年EPS分别为0.36元、0.47元和0.51元，对应PE分别为13.95倍、10.70倍和9.86倍，维持公司“买入”评级。 风险提示1、海风电价不及预期风险；2、资产注入不及预期风险。

事件描述公司发布 2025年第一季度经营信息公告：2025年一季度，公司各运行电厂按合并报表口径完成发电量 53.40亿千瓦时，同比增长 0.26%；完成上网电量 50.73亿千瓦时，同比增长 0.18%； 累计完成供热量 208.95万吨，同比增长 3.54%。 事件评论 火电电量显著承压，成本主导业绩表现。一季度用电需求边际转弱叠加风电大发挤压火电出力空间，公司完成火电发电量 34.06亿千瓦时，同比降低 10.71%，其中气电完成发电量 3.56亿千瓦时，同比降低 44.88%；热电联产完成发电量 11.01亿千瓦时，同比降低3.78%；煤电完成发电量 19.49亿千瓦时，同比降低 3.72%。而需要注意的是，气电以及煤电机组对公司业绩贡献有限，火电业绩主力热电联产机组的电量压力较小。此外，一季度秦皇岛港 Q5500动力末煤平仓价均值为 721.22元/吨，同比降低 180.52元/吨。 煤价的快速下降将有效对冲火电电量压力，即使考虑电价波动的影响，预计在成本显著改善的拉动下， 公司火电经营性业绩有望实现稳健表现。 来风好转风电高增， 新能源业绩展望优异。 来风延续 2024年四季度的改善趋势，风电发电量保持高速增长，一季度公司完成风电发电量 19.13亿千瓦时，同比增长 27.96%，其中海上风电完成发电量 11.27亿千瓦时，同比增长 30.95%；陆上风电完成发电量 7.86亿千瓦时，同比增长 23.90%。在电量高速增长的带动下，一季度公司新能源业绩展望优异。 此外，对外投资方面，公司参股新能源资产与公司同属福建省，经营业绩有望与公司控股新能源业绩同步改善；而参股的火电则在成本快速下降的背景下，有望同样迎来边际改善，因此公司投资收益也有望实现积极的业绩表现。 在火电业务稳健、新能源与投资收益有望持续改善的拉动下， 公司一季度整体业绩仍有望实现优异的表现。 股东增持彰显信心， 丰厚储备保障成长。 3月 14日，公司控股股东福建省能源集团及其一致行动人启动增持计划，彰显出对公司远期发展的坚定信心。此外，据公司 2024年 12月投资者关系活动记录表披露，截至 2024年 12月，公司已经获得发改委核准的装机规模达到 607万千瓦，其中，火电项目包括泉惠石化工业区一期 2× 66万千瓦、二期 2×65万千瓦项目；储备的风电项目中，长乐外海 J 区 65万千瓦项目于 2024年 8月获得核准。此外，公司积极布局抽水蓄能业务，木兰抽蓄 4× 35万千瓦、花山抽蓄 4× 35万千瓦、南安 4× 30万千瓦项目已经获得核准。 随着已核准项目的逐步投产， 将进一步打开公司成长空间。此外，在福建海风重启核准的背景下，公司海风成长性也有望迎来新一轮催化， 公司长期成长性可期， 我们持续看好公司长期投资价值。 投资建议与估值：根据公司最新经营数据，我们预计公司 2024-2026年 EPS 分别为1.01、1.05元和 1.16元，对应 PE 分别为 9.00倍、8.65倍和 7.85倍。维持“买入”评级。 风险提示 1、煤价非季节性上涨风险； 2、新项目建设进度不及预期风险。

事件描述公司发布2025年第一季度电量完成情况公告：2025年第一季度，公司境内所属六座梯级电站总发电量约576.79亿千瓦时，较上年同期增加9.35%。 事件评论来水改善电量稳健增长，一季度业绩展望优异。2025年一季度，乌东德水库来水总量约167.05亿立方米，较上年同期偏丰12.50%；三峡水库来水总量约555.19亿立方米，较上年同期偏丰11.56%。得益于来水同比改善，一季度公司完成发电量576.79亿千瓦时，同比增长9.35%。分电站来看，乌东德电站完成发电量65.46亿千瓦时，同比增长9.90%；白鹤滩电站完成发电量125.74亿千瓦时，同比增长17.10%；溪洛渡电站完成发电量132.02亿千瓦时，同比增长8.47%；向家坝电站完成发电量70.40亿千瓦时，同比增长9.39%；三峡电站完成发电量147.93亿千瓦时，同比增长5.55%，葛洲坝电站完成发电量35.24亿千瓦时，同比增长2.74%。同时需要注意，一季度三峡水库来水总量同比偏丰11.56%，而三峡电站及其下游葛洲坝电站电量增幅有限，主因或系一季度三峡电站蓄能增加影响。同时，公司参股水电公司在来水改善或蓄能释放的带动下，一季度业绩也有望实现同比高增，整体来看，虽然外送电价有所调整，但在水电电量稳健增长、投资收益延续改善的带动下，公司一季度有望实现优异的业绩表现。 短期电价波动影响有限，市场化长期仍有利好。由于公司乌白电站外送电价定价机制为参考落地省份市场化交易电价倒推的机制，虽然2025年由于江浙火电年度长协电价波动影响，其上网电价或也存在一定调整，但水电上网电价与火电市场电价波动幅度并非等额传导，且在全年来水修复预期下将会有效对冲电价波动的影响。水电作为最为廉价的清洁能源，在市场化改革加速推进的趋势下，长期电价存在较强支撑。此外从当前现有来水表现而言，截至4月7日，三峡水库水位为161.15米，同比提升2.24米，截至4月3日，溪洛渡上游水位为590米，同比提升5米，丰沛的蓄水将保障后续的水电出力，同时据水利部官网表示，今年我国入汛日期为3月15日，较多年平均偏早17天，更早的汛期来水或预示着偏丰来水将持续，因此我们认为公司全年发电量展望同样积极。 股息利差达到高点，红利典范值得关注。除全年稳健的经营业绩以外，作为红利价值的典范，公司长期承诺底线分红为70%，稳健业绩也意味着丰厚的股息回报。而且截至4月7日，按2024年业绩以及上年实际分红率测算，长江电力的预期股息率与十年期国债到期收益率之差已经达到2023年以来的93%分位数，从息差维度公司投资性价比已经达到极为突出的水平，我们坚定看好公司作为稳健红利典范的投资价值。 投资建议：根据最新经营数据，我们调整公司盈利预测，我们预计公司2024-2026年对应EPS分别为1.33元、1.34元和1.45元，对应PE分别为21.81倍、21.69倍和20.03倍，维持公司“买入”评级。 风险提示1、电价波动风险；2、来水不及预期风险。

事件描述公司发布2025年一季度发电量完成情况公告：公司2025年一季度发电量累计597.42亿千瓦时，同比增长16.93%，上网电量累计564.49亿千瓦时，同比增长17.17%。 事件评论大修减少叠加新机投产，核电电量表现优异。2025年一季度公司核电机组完成发电量494.82亿千瓦时，同比增长13.30%；上网电量累计为463.70亿千瓦时，同比增长13.41%。具体来看，核电电量的优异表现主要得益于福清核电检修天数同比减少以及2025年漳州1号机组商运的共同影响。其中，福清核电与江苏核电发电量分别同比增长32.49%、5.11%，主因系机组检修天数同比降低；漳州1号一季度完成发电量25.3亿千瓦时，新增产能贡献增量。除福建与江苏两省核电电量同比增长外，其他省份核电电量有所回落，其中秦山核电受春节调峰以及机组大修同比增加影响，发电量同比下降4.02%；三门核电同样受春节调峰较去年同期有所增加影响，发电量同比下降1.97%；海南核电发电量同比下降1.18%，主因系2024年“摩羯”台风后，电网线路检修，机组保持降功率运行状态。整体来看，机组检修天数同比减少叠加新机组漳州1号年初商运，共同拉动公司一季度核电发电量高速增长，电量的优异表现同时也将有效缓解年度长协电价调整的压力。而成本端，漳州1号机组投产也将带来折旧等其他成本同比提升，综合来看，在电量优异表现的带动下，一季度公司核电板块预计实现稳健的业绩表现。 装机扩张拉动绿电高增，一季度业绩展望积极。截至2025年一季度末，公司新能源控股在运装机容量3069.16万千瓦，同比增长43.82%，其中风电1001.32万千瓦，光伏2067.84万千瓦。在新能源装机增长维持高位的拉动下，2025年一季度公司新能源完成发电量102.60亿千瓦时，同比增长38.35%，其中风电发电量51.81亿千瓦时，同比增长39.50%，光伏发电量50.79亿千瓦时，同比增长37.2%。一季度新能源发电量维持高速增长，且增速环比2024年四季度有所回升。整体来看，公司核电与新能源板块均实现优异的电量表现，因此公司一季度完成发电量597.42亿千瓦时，同比增长16.93%，即使考虑市场化交易对公司核电及新能源电价的影响，在电量维持高速增长下，公司一季度业绩展望依然积极。 绿核项目储备雄厚，保障远期增长空间。截至2025年3月31日，公司控股在建以及核准待建核电机组17台，装机容量1942.90万千瓦。此外，新能源控股在运装机保持高速增长的同时，新能源控股在建装机容量1353.68万千瓦，其中风电183.70万千瓦，光伏1169.98万千瓦，雄厚核电及绿电项目资源储备保障远期增长空间，同时社保基金等资金的持续注入保障了公司在核电景气度向上周期背景下的资金需求。 投资建议：根据最新经营数据，我们预计公司2024-2026年EPS分别为0.47元、0.52元和0.57元，对应PE分别为19.95倍、17.79倍和16.35倍，维持“买入”评级。 风险提示1、新建项目投产进度与效益不及预期风险；2、风况、日照资源不及预期风险。

事件描述公司发布公告：公司收到控股子公司晋江气电报告，其已申报确认 2025年基数合同转让交易。 转让替代电量为 22.8402亿千瓦时，转让价格为 0.3911元/千瓦时，交易履约时间为 2025年4月 1日至 2025年 11月 30日。 事件评论 替代电量维持平稳， 业绩预期依然稳健。 根据公司公告，晋江气电 2025年替代电量为22.8402亿千瓦时，同比增长 5.86%；转让价格为 0.3911元/千瓦时，同比增长 0.13%，转让交易启动时间与 2024年相同均为 4月份。 替代电量作为晋江气电盈利的核心来源，稳健的量价水平将进一步保障项目的盈利， 彰显出政策的长期支持。 控股股东增持，彰显发展信心。此前公司曾公布公告，基于对公司内在价值的认可以及未来持续稳定发展的坚定信心，公司控股股东福建省能源集团及其一致行动人计划于公告披露之日起 6个月内以集中竞价方式增持公司 A 股股份，增持总金额不低于人民币 1亿元，不超过人民币 2亿元。公布增持计划后，集团一致行动人首日便通过上交所以集中竞价的形式增持 2755万元公司股份， 彰显出集团对上市公司价值的认可， 以及护航公司股价长期稳定的决心。 实际上， 2024年下半年以来，由于火电板块整体偏弱以及福建省海上风电项目进展较为缓慢共同影响，公司估值持续承压。截至 3月 21日，公司 PE（ TTM）估值已经回落至 9.2倍，处于过去十年 10.22%分位点； PB 估值也回落至 1.05倍， 公司股价濒临破净。福建省能源集团作为公司的控股股东，当前时点的大额增持彰显出对公司远期发展和长期投资价值的坚定信心， 也表明了能源集团对公司资本市场表现的高度重视， 同时本次增持计划不设定价格区间， 凸显控股股东增持维护市值的强烈信心和决心。 储备项目丰厚， 成长空间可期。 2024年公司长乐外海 J 区海上风电项目、东桥热电二期先后获得福建省发改委核准，据公司 2024年 12月投资者关系活动记录表披露，截至2024年 12月，公司已经获得发改委核准的装机规模达到 607万千瓦。公司储备的火电项目包括泉惠石化工业区一期 2× 66万千瓦、二期 2× 65万千瓦项目，两个项目建成投产后有望给公司火电业务带来较大业绩弹性。公司储备的风电项目中，长乐外海 J 区 65万千瓦项目于 2024年 8月获得核准。此外，公司积极布局抽水蓄能业务，木兰抽蓄 4×35万千瓦、花山抽蓄 4× 35万千瓦项目已经获得核准。 截至 2024年上半年， 公司装机规模为 604.53万千瓦， 随着已核准项目的逐步投产， 公司装机规模将增长 100.41%， 进一步打开公司成长空间。此外，在福建海风重启核准的背景下，公司海风成长性也有望迎来新一轮催化， 公司长期成长性可期， 我们持续看好公司长期投资价值。 投资建议与估值：根据公司最新经营数据，我们预计公司 2024-2026年 EPS 分别为1.04元、 1.05元和 1.16元，对应 PE 分别为 8.93倍、 8.80倍和 7.94倍。维持“买入”评级。 风险提示 1、煤价非季节性上涨风险； 2、新项目建设进度不及预期风险。

事件描述公司发布公告：公司收到控股股东福建省能源集团告知函，能源集团及其一致行动人永安煤业、漳平煤业和福建省福能兴业股权投资管理有限公司拟自公告披露之日起6个月内以集中竞价交易方式增持公司A股股份，增持总金额不低于1亿元，不超过2亿元。本次增持计划不设定价格区间，增持主体将根据对公司股票价值判断及二级市场波动情况实施增持计划。 事件评论控股股东增持，彰显发展信心。基于对公司内在价值的认可以及未来持续稳定发展的坚定信心，公司控股股东福建省能源集团及其一致行动人计划于公告披露之日起6个月内以集中竞价方式增持公司A股股份，增持总金额不低于人民币1亿元，不超过人民币2亿元。截至本公告日，能源集团持有公司股份1,531,925,937股，占公司总股本的55.10%；永安煤业、漳平煤业和股权公司均未持有公司股份。2024年下半年以来，由于火电板块整体偏弱以及福建省海上风电项目进展较为缓慢的共同影响，公司估值持续承压。截至3月13日，公司PE（TTM）估值已经回落至9.08倍，处于过去十年7.94%分位点；PB估值也回落至1.03倍，处于过去十年8.29%分位点，公司股价濒临破净。福建省能源集团作为公司的控股股东，当前时点的大额增持彰显出对公司远期发展和长期投资价值的坚定信心，也表明了能源集团对公司资本市场表现的高度重视，同时本次增持计划不设定价格区间，凸显控股股东增持维护市值的强烈信心和决心。 储备项目丰厚，成长空间可期。2024年公司长乐外海J区海上风电项目、东桥热电二期先后获得福建省发改委核准，据公司2024年12月投资者关系活动记录表披露，截至2024年12月，公司已经获得发改委核准的装机规模达到607万千瓦。公司储备的火电项目包括泉惠石化工业区一期2×66万千瓦、二期2×65万千瓦项目，两个项目建成投产后有望给公司火电业务带来较大业绩弹性。公司储备的风电项目中，长乐外海J区65万千瓦项目于2024年8月获得核准。此外，公司积极布局抽水蓄能业务，木兰抽蓄4×35万千瓦、花山抽蓄4×35万千瓦项目已经获得核准。截至2024年上半年，公司装机规模为604.53万千瓦，随着已核准项目的逐步投产，公司装机规模将增长100.41%，进一步打开公司成长空间。此外，在福建海风重启核准的背景下，公司海风成长性也有望迎来新一轮催化，公司长期成长性可期，我们持续看好公司长期投资价值。 投资建议与估值：根据公司最新经营数据，我们预计公司2024-2026年EPS分别为1.04元、1.04元和1.16元，对应PE分别为8.71倍、8.66倍和7.81倍。维持“买入”评级。 风险提示1、煤炭价格非季节性上涨风险；2、新项目建设进度不及预期风险。

事件描述公司发布2024年发电量、上网电价及机组投产公告：2024年全年公司累计完成发电量2,226.26亿千瓦时，较上年同期下降约0.52%；完成上网电量2,084.53亿千瓦时，较上年同期下降约0.52%。2024年全年，公司的平均上网电价约为人民币511.89元/兆瓦时。 事件评论单季电量快速增长，全年营收维持稳健。2024年全年公司累计完成上网电量2,084.53亿千瓦时，较上年同期下降约0.52%，降幅较三季度电量降幅收窄2.00个百分点，2024年全年电量同比略有下降的主要原因系新能源装机容量持续扩张叠加上半年水电大发的共同影响，挤压公司煤电上网电量空间。单季度来看，公司四季度完成上网电量507.32亿千瓦时，同比增长6.25%。分电源来看，2024年四季度公司煤电完成上网电量447.29亿千瓦时，同比增长6.26%；得益于章丘热电两台机组2024年下半年投入商运，公司气电完成上网电量43.49亿千瓦时，同比增长28.06%；水电则受来水转枯影响，完成上网电量16.53亿千瓦时，同比减少26.92%。电价方面，公司2024年全年平均上网电价为511.89元/兆瓦时，较上年同期下降约0.95%。按前三季度上网电量及电价测算，则公司四季度平均上网电价为516.34元/兆瓦时，同比增长0.73%，公司四季度电价实现同比增长主因或系四季度高价的气电电量占比显著增加，同时低价的水电电量占比减少带来的结构变化影响。整体来看，在量价齐升的拉动下，公司四季度电力主业营收有望实现同比增长，从而缓解前三季度水电大发对火电电量压力，全年电力主业营收也有望维持平稳。 成本优化主导业绩，全年业绩展望积极。2024年四季度秦皇岛港Q5500动力末煤平仓价均值为822.60元/吨，较去年同期下降约135.10元/吨，同比降幅达14.11%，延续前三季度回落趋势。即使考虑到公司长协煤的平滑作用，公司成本端仍将持续优化，四季度公司主业经营业绩展望积极。投资收益方面，在新能源新增装机增速维持高位的带动下，公司参股新能源公司业绩有望维持稳健，同时参股煤炭公司逐步复工复产，即使煤价同比存在一定压力，单季度业绩也有望表现平稳。整体来看，在煤价回落带来的成本端持续优化下，预计公司四季度经营业绩有望实现持续修复，2024年全年公司业绩展望依然积极。 集团优质资产注入，公司规模扩张再迎新征程。公司前期披露定增公告注入气电资产1,597.28万千瓦，占现有装机规模的27.16%。而此次注入的常规能源发电资产仅占华电集团控制的非上市常规能源发电资产合计装机规模约6235.04万千瓦的25.62%，而根据集团避免同业竞争协议承诺，随着市场经营环境的好转，后续集团体内的优质水电及火电资产均有望陆续注入上市公司体内，公司远期成长空间依然广阔。 投资建议与估值：根据最新经营数据，我们调整公司盈利预测，我们预计2024-2026年EPS分别为0.56元、0.56元和0.64元，对应PE分别为9.19倍、9.14倍和8.08倍。 维持“买入”评级。风险提示1、电力供需存在恶化风险；2、煤炭价格出现非季节性风险。

事件描述公司披露 2024年年度业绩预告：公司预计 2024年实现归母净利润约 78.48亿元到 90.87亿元，与上年同期（法定披露数据）相比，将增加 2.10亿元到 14.49亿元，同比增加 2.75%到18.97%。 事件评论 装机规模扩张， 电量稳健增长。 2024年全年来看，来水同比略有改善，澜沧江流域来水较同期偏丰 0.5成，其中乌弄龙、小湾断面来水同比基本持平，糯扎渡断面来水同比偏丰4.6%。叠加托巴电站、硬梁包电站部分机组投产的带动，公司水电完成发电量 1079.29亿千瓦时，同比增长 2.53%，若将新投产托巴电站、硬梁包电站发电量剔除， 2024年原有水电完成发电量 1050.36亿千瓦时，同比减少 0.22%， 其中单四季度原有水电完成发电量 236.09亿千瓦时，同比增长 0.10%。 同时需要注意的是， 在四季度来水转枯的背景下，存量电站四季度发电量未出现显著下滑，或系公司主动释放前期蓄能，缓解部分电量压力， 其中小湾和糯扎渡四季度发电量同比分别增加 17.39%和 11.31%。 新能源方面，2024年公司风电发电量达到 4.17亿千瓦时，同比增长 6.92%；在新增装机的带动下，2024年公司光伏完成发电量 36.66亿千瓦时，同比增长 160.37%。 因此整体来看， 在新能源装机规模大幅提升、 水电站部分机组新增投产的共同影响下， 公司 2024年完成发电量 1120.12亿千瓦时， 同比增加 4.62%。 量价齐升， 全年业绩稳健增长。 云南省 2022年颁布《云南省燃煤发电市场化改革实时方案》（试行），提出云南省水电电价全年分月电量电价加权平均电价在前三年度市场均价上下浮动 10%区间内形成。随着较低电价的 2020年不再纳入滚动测算， 2024年云南省内电价涨幅约束将会有所释放，叠加云南省内电力供需形势持续处于紧张局势，因此预计云南省市场化交易电价将实现同比上涨。整体来看，在量价均有望获得支撑的拉动下，公司全年预计实现归母净利润约 78.48亿元到 90.87亿元， 同比增加 2.75%到 18.97%。 多元扩张， 保障公司远期成长。 根据公司 1月 2日公告，公司所属托巴电站 4号机组已正式进入商业运行，总装机容量 140万千瓦全部投产；硬梁包水电站首台 5号机组（ 3.6万千瓦）、第二台 4号机组（ 27万千瓦）正式进入商业运行，公司水电机组规模进一步扩张。此外，根据公司公告，公司拟与华能国际成立合资公司开发雨汪二期煤电与新能源一体化项目，项目包含 200万千瓦煤电，并为项目配套一定新能源资源，公司将现金出资14.5亿元，持股 49%，一体化项目的建设有望保障公司在“十五五”期间的业绩成长。 投资建议：根据最新经营数据，我们调整公司盈利预测，预计公司 2024-2026年对应 EPS分别为 0.46元、 0.48元和 0.52元，对应 PE 分别为 19.14倍、 18.40倍和 16.91倍。维持“买入”评级。

事件描述公司发布2024年四季度主要经营数据公告：2024年10-12月，公司境内控股企业累计完成发电量385.76亿千瓦时，上网电量376.09亿千瓦时，与去年同期相比分别减少5.39%和5.36%。 公司境内控股企业平均上网电价0.360元/千瓦时,与去年同期相比减少2.96%。 事件评论水电量价承压，业绩展望偏弱。2024年四季度，雅砻江流域来水转枯，四季度公司水电完成发电量237.40亿千瓦时，同比减少3.70%。其中，雅砻江水电完成发电量210.74亿千瓦时，同比减少5.45%。电价方面，公司四季度水电平均上网电价为0.285元/千瓦时，同比降低5.94%，主要原因或系市场化电价同比回落影响，其中雅砻江水电平均上网电价0.296元/千瓦时，同比降低5.43%；国投小三峡平均上网电价0.211元/千瓦时，同比降低10.59%；国投大朝山平均上网电价基本持平。整体来看，公司水电电量、电价均有所承压，预计公司四季度水电板块业绩或存在一定压力。新能源方面，受四季度来风偏弱影响，公司风电完成发电量15.23亿千瓦时，同比降低2.07%；在新机组投产的拉动下，光伏完成发电量12.01亿千瓦时，同比增长20.21%。电价方面，公司风电平均上网电价0.472元/千瓦时，同比降低5.41%；光伏平均上网电价0.517元/千瓦时，同比降低9.14%，光伏电价较同期下降主要为公司新投产机组为平价上网项目以及峰谷分时电价影响。在电价显著承压、电量表现稳健的共同影响下，四季度公司新能源业务或同样表现偏弱。整体来看，预计四季度公司清洁能源业务业绩有所承压。 火电出力受限电量偏弱，成本优化缓解业绩压力。四季度公司火电完成发电量121.11亿千瓦时，同比减少10.72%。细分来看，1）国投北疆电厂四季度完成发电量34.07亿千瓦时，同比减少20.40%，主要原因系天津区域新能源、火电新机组投产，挤压公司机组出力空间；2）广西和贵州区域来水偏丰，挤压火电出力空间，国投钦州发电和国投盘江分别完成发电量26.16亿千瓦时和7.30亿千瓦时，同比分别减少27.11%和9.47%；3）福建省用电需求及外送电量增加，带动华夏电力和湄洲湾电力分别完成发电量15.70亿千瓦时和34.07亿千瓦时，同比分别增长1.80%和2.68%。电价方面，四季度火电平均上网电价为0.474元/千瓦时，同比增长0.64%。成本方面，四季度秦皇岛港Q5500动力末煤平仓价均值为822.60元/吨，较去年同期下降约135.10元/吨，同比降幅14.11%。 整体来看，四季度火电电量显著承压，电价同比微增叠加四季度煤价的快速回落或将缓解公司火电业绩压力。综合来看，公司清洁能源业务以及火电业务均表现偏弱，公司四季度业绩或有所承压，但考虑到前三季度公司业绩同比增长，公司全年仍有望维持同比改善。 投资建议：根据最新经营数据，我们预计公司2024-2026年对应EPS分别为0.95元、0.91元和1.01元，对应PE分别为15.56倍、16.25倍和14.71倍，维持“买入”评级。 风险提示1、新建项目投产进度与效益不及预期风险；2、风况、光照资源不及预期风险。

事件描述公司发布 2024年全年发电量完成情况公告：2024年，公司境内所属六座梯级电站总发电量约2959.04亿千瓦时，较上年同期增长 7.11%。 事件评论 来水转枯限制单季表现， 全年业绩展望积极。 2024年，乌东德水库来水总量约 1123.69亿立方米，较上年同期偏丰 9.19%；三峡水库来水总量约 3740.95亿立方米，较上年同期偏丰 9.11%。得益于此，公司 2024年总发电量约 2959.04亿千瓦时，较上年同期增长7.11%。虽然全年来看公司梯级电站整体有所改善，但进入四季度来水丰枯急转，受此影响单四季度公司完成发电量 600.90亿千瓦时，较上年同期减少 17.60%，其中乌东德电站发电量 84.71亿千瓦时，同比增长 3.79%；白鹤滩电站发电量 139.69亿千瓦时，同比减少 6.02%；溪洛渡电站发电量 130.97亿千瓦时，同比减少 12.26%；向家坝电站发电量 67.68亿千瓦时，同比减少 13.57%；三峡电站发电量 143.72亿千瓦时，同比减少36.47%；葛洲坝电站发电量 34.14亿千瓦时，同比减少 24.51%。 整体来看， 受电量同比回落影响， 公司四季度业绩或有所承压。 值得关注的是， 公司于 2024年 12月完成湖北清能股权及相关债权的转让，转让收益一定程度能够缓解四季度业绩压力。全年来看，来水改善的背景下，公司发电量实现稳健增长，同时考虑参股投资收益、清能集团股权及相关债权转让收益以及利息费用下滑贡献业绩增量， 预计公司全年能够实现稳健业绩增长。 股息利差达到高点，红利典范值得关注。除全年稳健的经营业绩以外，作为红利价值的典范，公司长期承诺底线分红为 70%，稳健业绩也意味着丰厚的股息回报。而且截至 1月7日，按照最新一期分红比例以及 2024年盈利预期，长江电力的预期股息率与十年期国债到期收益率之差已经达到 2023年以来的 94%分位数，从息差维度公司投资性价比已经达到极为突出的水平，我们坚定看好公司作为稳健红利典范的投资价值。 短期电价波动影响有限，市场化长期仍有利好。当前，除了水电市场化比例较高的云南省在电力供需紧张的动下逐步展现出更好的价格中枢以外，跨省区送电的水电价格机制在2022年也展现了新的变化，自 2022年 8月 1日起，锦官电源组送苏落地电价形成机制由挂钩煤电基准价，完善为“基准落地电价+浮动电价”的机制，而公司白鹤滩电站送苏电价执行相同机制。虽然短期内受火电电能量年度长协电价有所下调影响，公司外送电价预计也会有所调整，但来水修复一定程度能够对冲电价波动的影响。水电作为最为廉价的清洁能源，在市场化改革加速推进的趋势下，长期电价存在较强支撑。此外，截至 1月 7日，三峡水库水位为 168.34米，同比提升 1.88米，而 2024年 9月 30日三峡水库水位为 162.6米，同比下降 6.46米，即公司四季度电量相对偏弱也有积极累库的影响， 而且年初更高的水位也为全年更高的出力奠定了良好的基础。 投资建议： 我们预计公司 2024-2026年对应 EPS 分别为 1.32元、 1.33元和 1.46元，对应 PE 分别为 21.82倍、 21.67倍和 19.72倍，维持公司“买入”评级。 风险提示 1、电价波动风险； 2、来水不及预期风险。

事件描述公司发布 2024年全年发电量完成情况及 2025年发电计划公告：截至 2024年 12月 31日，公司 2024年全年度累计商运发电量为 2163.49亿千瓦时，同比增长 3.09%。 2025年，公司全年发电量目标为 2370亿千瓦时。 事件评论 机组复产电量增长， 核电单季业绩展望积极。 随着三季度末福清核电 4号机组小修结束恢复正常发电，公司电量持续改善，单四季度公司核电机组完成发电量 474.84亿千瓦时，同比增加 1.00%。但受前三季度大修天数多于去年影响， 2024年公司核电机组发电量1831.22亿千瓦时，同比下降 1.80%。具体而言，公司核电发电量下降主要原因系秦山、海南和福清核电电量下降影响，其中秦山和海南核电机组检修天数较去年均有所增加，同时海南核电受台风影响配合电网线路检修降低功率，发电量分别同比下降 1.52%、7.85%； 福清核电发电量同比下降 6.74%。此外，三门和江苏核电发电量分别同比增加 0.78%和2.96%，主要原因为本年度机组检修天数同比减少。因此整体来看， 在四季度核电电量恢复增长的拉动下，核电单季业绩预计将实现稳健增长，但受前三季度电量回落影响，全年核电业绩或存在一定压力， 但降幅将较前三季度显著收窄。 绿电高增缓解核电压力，全年业绩展望稳健。四季度新能源发电量 84.77亿千瓦时，同比增长 26.88%，增速环比回落 13.27个百分点，主因系四季度风光资源偏弱。截至 2024年 12月 31日，公司控股新能源在运装机容量 2959.62万千瓦，其中风电 957.89万千瓦、光伏 2001.73万千瓦，另控股独立储能电站 140.10万千瓦， 2024年全年合计新增新能源装机 1108.03万千瓦，远超年初规划目标。得益于新能源新增装机维持高位，公司2024年新能源发电量为 332.27亿千瓦时，同比增长 42.21%。 整体来看， 公司新能源电量的高速增长缓解了核电电量下滑的压力， 公司完成发电量 2163.49亿千瓦时， 同比增长 3.09%。因此整体来看，虽然前三季度核电由于大修导致业绩短期承压，但在新能源维持高速增长以及四季度核电电量转正的影响下， 预计全年业绩仍将实现稳健表现。 发电指引稳步提升， 雄厚资源保障远期成长。 2025年公司全年发电量目标为 2370亿千瓦时，其中核电计划发电量为 1954亿千瓦时，新能源计划发电量为 416亿千瓦时。 考虑到 2025年 1月 1日漳州 1号机组投入商运， 且 2号机组有望年内投产， 预计 2025年核电发电量目标能够圆满完成。 同时，截至 2024年底，公司新能源控股在建项目装机容量达 1435.82万千瓦，机组的陆续投产保障公司完成 2025年新能源发电计划。此外，截至2024年底，公司控股在建及核准待建核电机组装机容量达到 1942.90万千瓦（不含漳州1号）。 雄厚核电及绿电项目资源储备保障远期增长空间， 同时社保基金等资金的持续注入保障了公司在核电景气度向上周期背景下的长期稳健增长。 投资建议： 根据最新经营数据，我们预计公司 2024-2026年 EPS 分别为 0.57元、 0.57元和 0.65元，对应 PE 分别为 17.43倍、 17.46倍和 15.12倍，维持“买入”评级。 风险提示 1、新建项目投产进度与效益不及预期风险； 2、风况、日照资源不及预期风险。

事件描述公司披露2024年发电量完成情况公告：截至2024年12月31日，公司2024年完成发电量1120.12亿千瓦时，同比增加4.62%，上网电量1110.24亿千瓦时，同比增加4.51%。 事件评论装机规模扩张，电量稳健增长。2024年全年来看，来水同比略有改善，澜沧江流域来水较同期偏丰0.5成，其中乌弄龙、小湾断面来水同比基本持平，糯扎渡断面来水同比偏丰4.6%。叠加托巴电站、硬梁包电站部分机组投产的带动，公司水电完成发电量1079.29亿千瓦时，同比增长2.53%，若将新投产托巴电站、硬梁包电站发电量剔除，2024年原有水电完成发电量1050.36亿千瓦时，同比减少0.22%，其中单四季度原有水电完成发电量236.09亿千瓦时，同比增长0.10%。同时需要注意的是，在四季度来水转枯的背景下，存量电站四季度发电量未出现显著下滑，或系公司主动释放前期蓄能，缓解部分电量压力，其中小湾和糯扎渡四季度发电量同比分别增加17.39%和11.31%。新能源方面，2024年公司风电发电量达到4.17亿千瓦时，同比增长6.92%；在新增装机的带动下，2024年公司光伏完成发电量36.66亿千瓦时，同比增长160.37%。因此整体来看，在新能源装机规模大幅提升、水电站部分机组新增投产的共同影响下，公司2024年完成发电量1120.12亿千瓦时，同比增加4.62%。 量价齐升，全年业绩展望积极。云南省2022年颁布《云南省燃煤发电市场化改革实时方案》（试行），提出云南省水电电价全年分月电量电价加权平均电价在前三年度市场均价上下浮动10%区间内形成。随着较低电价的2020年不再纳入滚动测算，2024年云南省内电价涨幅约束将会有所释放，叠加云南省内电力供需形势持续处于紧张局势，因此预计云南省市场化交易电价将实现同比上涨。整体来看，在量价均有望获得支撑的拉动下，公司全年业绩展望积极。 多元扩张，保障公司远期成长。根据公司1月2日公告，公司所属托巴电站4号机组已正式进入商业运行，总装机容量140万千瓦全部投产；硬梁包水电站首台5号机组（3.6万千瓦）、第二台4号机组（27万千瓦）正式进入商业运行，公司水电机组规模进一步扩张。此外，根据公司公告，公司拟与华能国际成立合资公司开发雨汪二期煤电与新能源一体化项目，项目包含200万千瓦煤电，并为项目配套一定新能源资源，公司将现金出资14.5亿元，持股49%，一体化项目的建设有望保障公司在“十五五”期间的业绩成长。 投资建议：根据最新经营数据，我们调整公司盈利预测，预计公司2024-2026年对应对应EPS分别为0.45元、0.46元和0.55元，对应PE分别为19.92倍、19.53倍和16.52倍。维持“买入”评级。风险提示1、市场电价波动风险；2、来水不及预期风险。

事件描述公司发布2024年三季报：2024年第三季度，公司实现营业收入38.20亿元，同比减少4.13%；实现归母净利润5.85亿元，同比减少16.60%。 事件评论热电稳健气电高增，火电业绩实现同比增长。得益于需求高增叠加水电出力边际弱化，三季度公司热电联产完成发电量22.79亿千瓦时，同比增长0.08%，完成供热量253.44万吨，同比增长3.09%。成本方面，三季度秦皇岛港Q5500动力末煤平仓价均值相较去年同期下降约18.10元/吨，但若考虑电厂20天左右的煤炭库存，按照6月中旬-9月中旬的参考时间段进行估算，2024年均值相较2023年上涨约13.58元/吨，考虑到公司长协煤的平滑，预计公司成本端变化相对有限，公司热电业务三季度延续稳健的业绩。虽然公司控股煤电三季度完成发电量14.73亿千瓦时，同比下降20.19%，煤电电量大幅下降主因或系检修影响，但由于煤电一方面公司控股比例仅为51%，另一方面煤电占公司净利润比重也相对较低，上半年煤电占公司净利润比重仅为3.82%，因此煤电电量下滑对公司整体经营业绩影响有限。气电方面，三季度气电完成发电量16.82亿千瓦时，同比增长9.66%，气电电量高增使得三季度气电经营性业绩延续改善。此外，去年气电替代电量政策于9月才开始执行，而今年于4月份便已经开始，因此预计三季度气电替代电量执行规模将大于去年同期水平，气电整体业绩较去年同期将有显著改善。因此考虑到气电经营影响，煤电的压力有望得到对冲，公司三季度火电贡献业绩实现同比增长。 来风偏弱风电短期承压，投资收益限制业绩表现。三季度受偏弱的来风影响，公司风电完成发电量10.17亿千瓦时，同比下降1.34%，其中海上风电完成发电量5.98亿千瓦时，同比下降1.41%，陆上风电完成发电量4.19亿千瓦时，同比下降1.24%。因此在偏弱来风导致电量短期下滑影响下，公司新能源业绩有所承压，但得益于火电业务的经营改善，三季度公司实现毛利润7.45亿元，同比增长2.37%。投资收益方面，公司参股公司主要为火电及福建省风电运营商，由于经营环境接近，因此公司权益法核算的投资收益同比减少13.75%。此外，由于去年非交易性权益投资标的分红款于三季度确认收益，而今年在二季度，因此叠加分红款确认收益会计确认错期影响，公司三季度实现投资收益2.85亿元，同比下降26.05%。整体来看，受投资收益同比回落影响，公司三季度实现归母净利润5.85亿元，同比减少16.60%。 投资建议与估值：虽然公司业绩短期承压，但更多是会计核算错期及短期因素影响，在福建海风或将重启核准的背景下，公司海风成长性也有望迎来新一轮催化，公司长期成长性可期。根据公司最新财务数据，我们预计公司2024-2026年EPS分别为1.09、1.18元和1.33元，对应PE分别为8.82倍、8.12倍和7.23倍。维持“买入”评级。 风险提示1、煤炭价格非季节性上涨风险；2、新项目建设进度不及预期风险。

事件描述公司发布 2024年三季报： 2024年三季度公司实现营业收入 75.37亿元，同比减少 1.27%；实现归母净利润 30.56亿元，同比减少 7.37%。 事件评论 装机扩张叠加来水修复，前三季度业绩稳健增长。2024年前三季度，在偏丰来水影响下，澜沧江流域乌弄龙、小湾和糯扎渡断面来水同比分别偏丰 5%、 3.6%和 8.5%，叠加公司托巴电站完成投产，公司前三季度水电完成发电量 830.56亿千瓦时，同比增长 1.69%，若将新投产托巴电站发电量剔除，则原有水电完成发电量 814.27亿千瓦时，同比减少0.31%。 在来水偏丰的背景下， 存量水电站电量下滑或系公司主动蓄能影响， 如糯扎渡断面前三季度来水同比偏丰 8.5%， 但糯扎渡电站前三季度发电量同比下降 10.17%， 其下游景洪电站发电量也同比下降了 11.56%， 而糯扎渡及景洪电站前三季度发电量占公司水电发电量的 21.96%， 因此蓄能对电量短期影响不可忽视。 新能源方面， 前三季度公司风电发电量达到 3.19亿千瓦时，同比增长 6.33%；在新增装机的影响下，公司光伏完成发电量 26.52亿千瓦时，同比增长 201.02%。因此整体来看，公司前三季度完成发电量860.26亿千瓦时，同比增长 3.82%。由于新投产水电及新能源机组电价预计相对较高，且预计云南省随着电力供需持续趋紧，电价预计也将有一定支撑，因此公司前三季度实现营收 194.18亿元，同比增长 7.05%；实现归母净利润 72.26亿元，同比增长 7.78%。 三季度来水有所转弱，单季业绩短期承压。三季度云南省来水由上半年的偏丰转至有所偏枯，因此受来水转弱影响，三季度公司水电完成发电量 384.68亿千瓦时，同比下降 5.63%。 但风光电量维持高速增长。因此公司三季度完成发电量 393.31亿千瓦时，同比减少4.59%。公司三季度营收为 75.37亿元，同比降低 1.27%，公司营收降幅较窄主因系新投产电站电价较高以及市场化电价回升影响。由于新投产电站使得成本增长，因此三季度公司毛利率为 61.08%，同比下降 3.43个百分点。公司三季度实现归母净利润 30.56亿元，同比下降 7.37%。 短期压力不可线性外推，全年业绩展望积极。正如我们一直所强调的，公司电站的蓄水并不会浪费，丰沛的蓄能将会对四季度及后续水电电量产生积极影响，且四季度枯水期电价较高，将对公司水电收入带来双重催化。此外 6月 15日，公司所属托巴电站首台 1号机组（ 35万千瓦）正式进入商业运营，预计 140万千瓦总装机年内全部投产。因此在丰沛蓄水叠加装机投产影响下，公司全年业绩依然展望积极。此外，根据公司公告，公司拟与华能国际成立合资公司开发雨汪二期煤电与新能源一体化项目，项目包含 200万千瓦煤电，并为项目配套一定新能源资源，公司将现金出资 14.5亿元，持股 49%，一体化项目的建设有望保障公司在“十五五”期间的业绩成长。 投资建议： 根据最新财务数据，我们预计公司 2024-2026年对应 EPS 分别为 0.49元、0.55元和 0.61元，对应 PE 分别为 20.34倍、 18.23倍和 16.39倍。维持“买入”评级。 风险提示 1、市场电价波动风险； 2、来水不及预期风险。