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。