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。

核心观点公司发布2024年业绩预增公告，预计2024年度实现归母净利润约42亿元至48亿元，同比增长约208%至252%；预计实现扣非归母净利润42.7亿元至48.7亿元，同比增长约657%至763%。 公司2024年业绩同比显著增长主要得益于年内燃煤成本改善带来的火电利润回升、来水提升带来的水电利润增厚以及清洁能源效益的稳步增长。2024年，公司实现上网电量约2693.22亿千瓦时，同比上升约3.81%，其中煤机、燃机、水电、风电和光伏分别实现上网电量1944.63、195.91、321.37、173.23和58.09亿千瓦时，同比增长1.01%、1.77%、8.73%、23.05%以及44.12%。受全社会用电量需求增长的影响，公司火电上网电量同比增长。上网电价方面，公司前三季度平均上网结算电价451.40元/兆瓦时（含税），同比下降约3.22%；市场化交易电量约2337.55亿千瓦时，所占比例约为86.79%。 事件布大唐发电发布2024年度业绩预增公告公司预计2024年度实现归母净利润约为42亿元至48亿元，同比增长约208%至252%（去年为13.65亿元）；预计实现扣非归母净利润42.7亿元至48.7亿元，同比增长约657%至763%（去年为5.64亿元）。 简评水电增发火电盈利改善，24业绩预计同比高增公司发布2024年业绩预增公告，预计2024年度实现归母净利润约42亿元至48亿元，同比增长约208%至252%；预计实现扣非归母净利润42.7亿元至48.7亿元，同比增长约657%至763%。 公司2024年业绩同比显著增长主要得益于年内燃煤成本改善带来的火电利润回升、来水提升带来的水电利润增厚以及清洁能源效益的稳步增长。根据前三季度业绩测算，公司2024Q4预计实现归母净利润-2.3~3.7亿元，同比增加12.4~18.4亿元，环比下降9.5~15.5亿元。我们认为2024Q4公司业绩同比改善主要系动力煤价格维持低位，火电盈利能力同比回升；业绩环比下降主要系计提资产减值损失叠加24Q4来水偏枯。全年上网电量同比增长，四季度水电来水偏枯2024年，公司实现上网电量约2693.22亿千瓦时，同比上升约3.81%，其中煤机、燃机、水电、风电和光伏分别实现上网电量1944.63、195.91、321.37、173.23和58.09亿千瓦时，同比增长1.01%、1.77%、8.73%、23.05%以及44.12%。受全社会用电量需求增长的影响，公司火电上网电量同比增长。同时，受惠于整体来水偏丰和新能源装机容量增加，公司水电和绿电上网电量同比增长。单四季度来看，公司实现上网电量672.04亿千瓦时，同比增长2.98%；其中煤机、燃机、水电、风电和光伏分别实现上网电量498.34、41.00、64.71、53.53和14.45亿千瓦时，同比变化+3.85%、-3.95%、-16.52%、+28.37%以及+33.45%。受来水丰枯急转的影响，公司2024Q4水电发电量同比下降。上网电价方面，公司前三季度平均上网结算电价451.40元/兆瓦时（含税），同比下降约3.22%；市场化交易电量约2337.55亿千瓦时，所占比例约为86.79%。 煤电盈利有望维持，绿电装机快速增长，维持“买入”评级目前，动力煤供需情况整体宽松，叠加可再生能源上网电量的增长对火电需求的挤压，我们预计燃煤价格大幅上行可能较小，有望低位运行，2025全年燃煤成本中枢有望下降。在此情况下，尽管上网电价或将有所下降，我们认为公司煤电盈利能力仍有望维持。同时，公司积极推进绿色能源转型，新能源装机规模及上网电量快速提升，持续增厚经营业绩。在火电盈利持续改善，可再生能源利润持续增厚的趋势下，我们预计公司经营业绩有望稳步增长。我们预期公司2024~2026年归母净利润分别为45.82亿元、51.58亿元、54.95亿元，扣除永续债利息后公司归属普通股股东净利润为30.82、36.58和39.95亿元，对应EPS为0.17元/股、0.20元/股、0.22元/股，维持“买入”评级。风险分析煤价上涨的风险：由于目前火电长协煤履约率不达100%的政策目标，因此火电燃料成本仍然受到市场煤价波动的影响。如果现阶段煤价大幅上涨，则将造成火电燃料成本提升。 新能源装机进展不及预期的风险：新能源发电装机受到政策指引、下游需求、上游材料价格等多因素影响，装机增速具备不确定性，存在装机增速不及预期的风险。 区域利用小时数下滑的风险：受经济转型等因素影响，我国用电需求存在一定波动。如果后续我国用电需求转弱，那么火电存在利用小时数下滑的风险。此外风电、光伏受每年来风、来光条件波动的影响，出力情况随之波动。如果当年来风、来光较差，或者受电网消纳能力的限制，则风电、光伏存在利用小时数下滑的风险。 电价下降的风险：在深改委全面推进火电进入市场化交易并放宽电价浮动范围后，受市场供需关系和高煤价影响市场电价长期维持较高水平。如果后续电力供给过剩或煤炭价格回落、火电长协煤机制实质性落地，引导火电企业燃料成本降低，则火电的市场电价有下降的风险。

事件： 公司发布了 2024年度业绩预告。 预计 2024年度净利润为正值且同向上升， 预计归母净利润 30.5-33.0亿元， 同比增加约 63.07%至 76.44%； 扣非归母净利润 29.0-31.5亿元， 同比增长 61.50%-75.43%， 符合此前预期。 预计扣非归母净利润 29.0-31.5亿元， 符合此前预期： 预计公司 2024年度净利润为正值且同向上升， 预计实现归母净利润 30.50-33.00亿元（ 上年同期为 18.70亿元） ， 同比增加约 63.07%至 76.44%； 实现扣非归母净利润 29.0-31.5亿元（ 上年同期为 17.96亿元） ， 同比增长 61.50%-75.43%，扣非归母净利符合我们此前预期。 业绩预增主要系公司新机组投产、 燃料成本下降、 增持江苏银行、 持续提质增效等。 火电新机组投产&燃料成本回落， 火电板块 24年经营向好： 一方面，2024年江苏用电量达到 8487亿千瓦时， 同比增长 8.4%， 高用电需求保障公司机组出力水平； 另一方面， 2024年 12月 11日， 国信滨电 1台 1GW二次再热超超临界燃煤发电机组正式投产运营， 新增机组投产贡献新增量。 此外， 2024年 5500大卡秦皇岛港煤价均价为 854.92元/吨， 同比下降 11.4%，预计公司火电板块燃料成本有所下降。 24年火电板块新机组投产， 电量增加； 同时燃料成本回落， 利润有所增长。 金融经营稳健， 增持江苏银行收益持续增长： 2024年上半年， 公司的子公司江苏信托增持江苏银行， 截至 3Q2024， 江苏信托持有江苏银行的比比例为 6.98%。 24年江苏银行业绩快报数据显示其归母净利润为 318.43亿元， 同比增长 10.76%， 考虑到公司持有江苏信托 81.49%的股份， 我们预计增持江苏银行后， 为公司贡献投资净收益增量约 1.4亿元左右。 公司增持江苏银行后， 收益有望增长。 稳定的金融股权投资收益为公司奠定了坚强的展业基础。 盈利预测与投资建议： 考虑到 25年江苏年度长协电价下降， 结合已披露的项目投产信息、 江苏信托财务数据和当前的煤价数据， 我们调整原有假设， 预计 2024-2026年公司营收分别为 349.89、 386.51、 432.48亿元（ 原351.85、 413.28和 469.82亿元） ， 归母净利润分别为 31.09、 31.48和 33.26亿元（ 原 29.90、 35.23和 40.58亿元） ， 对应 PE 分别为 9.1/8.9/8.5倍。 维持“买入” 评级。 风险提示： 项目投产不及预期风险； 政策风险； 燃料价格高位运行导致成本高企的风险； 电力市场竞争降低上网电价的风险； 金融板块盈利风险； 研究报告中使用的公开资料可能存在信息滞后或更新不及时的风险

受催化剂单价走低及新项目费用增加等影响，公司2024年利润预计有所下滑。公司发布2024年度业绩预告，公司预计2024年全年实现归母净利润4000-5500万，同比下降60.29%-71.12%；实现扣非后净利润3000-4500万，同比下降67.75%-78.50%。利润同比降幅较大主要系1）催化剂行业竞争激烈，催化剂销售单价及废催化剂处理处置单价同比降低；2）新项目逐步运行，折旧、人工成本等增加，毛利率降低；3）“20万吨/年混合废塑料资源化综合利用示范性项目”等项目投产前储备人员成本、管理费用等增加。 废塑料项目合作进展顺利，业绩高成长性值得期待。公司自主研发的混合废塑料深度裂解制化工原料技术取得了突破性进展，已在广东石揭阳市建设20万吨/年混合废塑料资源化综合利用示范性项目。该项目目前稳步推进，已先后与福建联合石化、岳阳兴长、中国化学、Amcor中国达成战略合作，项目投产后，对于推动全球废塑料化学回收循环利用具有里程碑意义，有望为公司带来新的利润增长点。 主业切入重大危废项目，带来稳定收入。公司于2021年中标广东石化炼化一体化项目中石油焦制氢灰渣委托处置项目，由全资子公司广东东粤处理处置石油焦制氢灰渣16.7万吨/年，催化裂化废催化剂2200吨/年。该项目2023年全面投入生产，子公司2023年实现营收7.4亿元，实现净利1.9亿元，有望持续为公司增厚收入与利润。 研发筑基，期待多项技术产业化推进。公司深耕技术，截至2024年H1拥有64例授权专利。核心技术包括固体废催化剂资源化技术、高硫石油焦制氢POX灰渣综合利用技术、混合废塑料深度裂解制化工原料技术、工业废硫酸化学链循环利用技术、工业烟气非氨基还原除酸脱硝技术、含盐污水再利用技术等。我们期待POX灰渣项目、废塑料裂解项目厚积薄发，释放业绩弹性。 投资建议：受公司成本与费用上升、项目效益尚未释放等影响，24年业绩预测有所下调，我们预计公司2024-2026年实现营收11.8/21.7/28.2亿元，归母净利润0.5/2.5/5.0亿元，对应PE为340.2/66.5/33.6x。公司深耕危废循环技术，废塑料业务未来催化可期，维持“买入”评级。 风险提示：行业需求下滑风险、市场竞争加剧风险、投产进度低于预期风险、应收账款风险。

事件： 公司发布了 2024年度上网电量完成情况公告和 2024年度业绩预增公告， 截至 2024年 12月 31日， 本公司及子公司累计完成上网电量约2693.22亿千瓦时， 同比上升约 3.81%。 预计 2024年度实现合并报表归母净利润 42-48亿元， 同比增加约 208%至 252%， 基本符合此前预期。 全年量增价减， 归母净利润预增 208%至 252%： 2024年公司上网电量约 2693.22亿千瓦时， 同比上升约 3.81%， 分电源看， 火水风光均有不同程度增长， 其中， 风光上网电量增幅较大。 公司平均上网电价为 451.40元/兆瓦时（ 含税） ， 同比下降约 3.22%。 24年控降燃料成本， 抢发效益电量，预计 2024年度实现合并报表归母净利润 42-48亿元， 同比增加约 208%至252%； 扣非归母净利润 42.7亿元至 48.7亿元， 同比增加约 657%至 763%。 单四季度看， 公司上网电量约 672.04亿千瓦时， 同比增长 2.98%。 受全社会用电需求及局部天气影响， 火电上网电量同比增加： 2024年公司煤机上网电量1944.63亿千瓦时， 同比增长1.01%； 燃机上网电量195.91亿千瓦时， 同比增长 1.77%。 单四季度看， 公司煤机上网电量 498.34亿千瓦时， 同比增长 3.85%； 燃机上网电量 41.00亿千瓦时， 同比下降 3.95%。 受全社会用电需求同比增加以及夏、 冬两季局部天气影响， 全年火电上网电量同比上升。 单四季度， 煤机上网电量保持同比增长， 燃机有所下降。 此外， 2024年公司新增火电煤机 2400兆瓦。 截至 2024年 12月 31日， 公司火电煤机 47174兆瓦、 火电燃机 6632.8兆瓦。 来水偏丰叠加新能源装机增长， 水风光出力增幅明显： 2024年公司风电上网电量 173.23亿千瓦时， 同比增长 23.05%； 光伏上网电量 58.09亿千瓦时， 同比增长 44.12%； 水电上网电量 321.37亿千瓦时， 同比增长 8.73%。 单四季度看， 公司风电上网电量 53.53亿千瓦时， 同比增长 28.37%； 光伏上网电量 14.45亿千瓦时， 同比增长 33.45%； 水电上网电量 64.71亿千瓦时， 同比下降 16.52%。 水风光全年电量同比增长， 新能源主要系受装机持续增长； 水电主要系 24年公司水电区域来水较同期偏多。 单四季度水电出力下降或系 23年下半年来水偏丰， 高基数效应且 24年四季度来水偏枯。 此外， 2024年全年新增风电 2594.2兆瓦、 光伏 1659.82兆瓦。 盈利预测与投资建议： 考虑到 25年江苏、 广东等地年度长协电价同比有所下降， 结合 24年的电量、 煤价。 我们调整原有假设， 预计 24-26年归母净利润分别为 42.23、 43.23、 43.59亿元（ 原 40.18、 50.33、 58.62亿元） ，对应 PE 分别为 11.7/11.4/11.3倍。 维持“买入” 评级。 风险提示： 煤价上升风险； 电价下行风险； 新能源项目建设不及预期风险； 政策不及预期风险； 研究报告中使用的公开资料可能存在信息滞后或更新不及时的风险。

事件： 公司公告 2024年业绩预告。 电量提升成本下行， 2024年归母净利润同增 40%-57%。 公司公告 2024年业绩预告， 2024年公司实现归母净利润约 20亿元-22.5亿元，同比增长 40%-57%，实现扣非归母净利润约为 19.8亿元-22.3亿元，同比增长54%-74%。 2024年第四季度，实现归母净利润 4.2亿元-6.7亿元，环比24年第三季度变动-18.5%至 30.3%，中值 5.4亿元，环比增长 5.9%，实现扣非归母净利润 4.1亿元-6.6亿元， 环比 24年第三季度变动-18.8%至30.5%，中值 5.4亿元，环比增长 5.8%。 2024年业绩高增，主要系 2024年发电量上涨，煤炭价格下跌，控股发电企业盈利能力增强所致。 安徽优质火电机组加速投产， “疆电入皖” 战略布局新疆。 截至2023/12/31，公司控股在运装机 1138万千瓦，随着 2024/4/19安徽省内2× 45万千瓦天然气调峰项目投运，截至 2024/6/30，公司控股在运装机提升至 1228万千瓦，在建项目来看，安徽省内钱营孜二期（控股） 1×100万千瓦煤电项目与中煤新集板集二期（参股） 2× 66万千瓦项目，新疆英格玛电厂（控股） 2× 66万千瓦煤电项目，均有望在 2025年贡献显著增量。利用“疆电入皖”通道优势，公司在吉泉线上布局新疆江布电厂、英格玛电厂， 均为坑口电厂，利用当地优质低廉的煤炭资源， 盈利能力强。此外，配套新疆 80万千瓦光伏项目正在建设，新疆成为公司重要业绩增长点。 安徽电力需求旺盛，优质区域电量电价有支撑。 2024年前 11个月，安徽省全社会累计用电量 3278.5亿千瓦时，同比增长 12.8%，同期全国全社会累计用电量同比增长 7.1%，安徽用电量增速显著高于全国水平， 安徽省经济体量的稳步提升，高技术制造业、大数据、新能源汽车、机器人等新兴产业高速发展，为安徽省未来用电量增长提供强劲动力。电力需求充裕， 优质区域电力运营商电量、电价有支撑。 盈利预测与投资评级： 公司公告 2024年业绩预告，考虑机组投运节奏与 2025年电价形势， 我们下调 2024-2026年归母净利润从 22.0/23.7/25.6亿元至 20.8/21.6/22.0亿元， 2024-2026年 PE7.7/7.4/7.3倍（估值日2025/1/23）， 维持“买入”评级。 风险提示： 用电量增速放缓、煤价波动、 项目投产进度不及预期等。

事件： 公司发布 2024年度业绩预告， 预计全年实现归母净利润 20-22.5亿元， 同比增长 39.91%-57.40%； 扣非后归母净利润实现 19.77-22.27亿元， 同比增长54.09%-73.57%。 预计单四季度实现归母净利润 4.17-6.67亿元， 2023年同期为1.25亿元； 单四季度扣非后归母净利润实现 4.11-6.61亿元， 2023年同期为 0.31亿元。 公司 2024年四季度业绩超出市场预期。 四季度轻装上阵， 业绩超预期或与非经常性项目有关。 公司单四季度归母净利润同比增加 2.92-5.42亿元， 或受益于 2023年低基数， 1） 公司 2023年四季度计提资产减值 1.22亿元， 2024年在三季度已经计提约 1亿减值， 预计为四季度减少不小压力； 2） 公司在 2023年单四季度一次性支付给职工现金 7.96亿元， 2022年同期为 5.16亿元， 同比增加 2.8亿元。 而公司应付职工薪酬并无较大变动， 预计 2023年单四季度员工费用上有一次性提升， 影响利润， 造成 2023年低基数。 2024年四季度业绩或未受到过多一次性冲击， 再次为公司资产质量正名。 2025年年度长协电价落地， 省内电力供需格局仍然紧张， 现货市场或提供超额收益。 国网安徽电力预计 2025年全省电力缺口超过 2000万千瓦， 而安徽省已于 2024年12月 31日开启电力现货长周期结算试运行。 尽管 2025年年度长协电价不及预期，但我们认为已然反映到股价上， 展望未来， 安徽省现货市场带来的超额收益或成为公司 2025年业绩及股价催化。 更重要的是， 即便不考虑现货市场超额收益， 公司 2025年业绩仍然有望增长。 公司新疆英格玛电厂（ 2*66万千瓦） 已于 2024年下半年实现双投， 英格玛电厂与江布电厂同为特高压外送机组， 更加靠近煤矿， 其度电盈利值得期待。 公司在安徽省内参与的板集电厂二期（ 2*66万千瓦） 已于 2024年实现双投； 钱营孜二期、 神皖池州二期、 国安二期、 中煤六安电厂、 安庆三期， 预计 2025-2027年陆续投产， 持续贡献装机增量， 预计公司 2025年 EPS 仍有增长。 盈利预测与评级： 我们预计公司 2024-2026年归母净利润分别为 21.35/23.04/24.31亿元， 同比增速分别为 49%/8%/6%， 当前股价对应的 PE 分别为 7/7/6倍， 公司股价自 2024年 12月 18日以来回调约 18%， 主要系安徽省内长协电价签约低于预期，迎来业绩与估值双重打击。 尽管公司短期资产回报率受到冲击， 但中期维度以量补价， 预计业绩层面仍有增长， 当前估值已处于历史较低水平， 维持“买入”评级。

公司概况：煤电一体化优势显著的区域能源龙头企业。陕西能源公司是以电力和煤炭生产为主业的大型能源类企业，公司主营业务为火力发电、煤炭生产和销售，截至2024年，公司累计投运火电装机容量为1123万千瓦，权益装机容量794万千瓦，煤炭投运产能为2400万吨/年。公司业务模式为煤电一体化发展，截至2024年6月，公司已核准的总装机容量中，煤电一体化和坑口电站装机容量占到61.57%；同时，公司主要机组处于西电东送通道，电力消纳有保障，截至2024年6月，公司已核准的总装机容量中，参与西电东送的煤电机组占比42.43%。 煤电盈利模式重塑，业绩稳定性提升。新型电力系统中，煤电定位由传统的电力、电量主体电源转向基础保障性、系统调节性电源。长期来看，随着新能源持续发展以及煤电政策定位发生转变，同时电改持续深入推进，未来煤电收益来源电量电价+辅助服务+容量电价，收入来源更为多元，盈利稳定性将有所提升。 煤炭、电力产能均有增长，煤电一体化持续深化。目前，公司火电在建项目合计控股装机容量为602万千瓦，权益装机容量为398万千瓦，预计公司多数火电在建项目将在2026-2027年间投产；煤炭项目方面，截至2024年9月，公司下属煤矿拥有煤炭保有资源量合计约51.84亿吨，煤炭远期产能有望达4600万吨/年，其中在建产能为600万吨/年，筹建1000万吨/年，远期600万吨/年，2025年赵石畔煤矿项目投产后公司将新增煤炭产能600万吨/年。公司新增火电项目中，清水川能源三期、赵石畔煤电二期均为煤电一体化项目，而赵石畔煤矿全面投产后，将可为公司陕西省内的煤电项目更好地提供煤炭资源供应，煤电项目的煤炭资源保障程度将有望进一步提升，增强公司煤炭、电力业务的整体竞争力。 投资建议：我们预计2024-2026年公司归母净利润分别为29.7/30.8/34.5亿元，分别同比增长16.2%/3.8%/11.8%；EPS分别为0.79/0.82/0.92元，当前股价对应PE分别为11.4/11.0/9.9x。综合绝对估值和相对估值结果，我们认为公司股票价值在9.86-10.06元之间，较当前股价有9%-11%的溢价。 首次覆盖，给予“优于大市”评级。 风险提示：电价下降；煤价下降；火电、煤炭项目投运不及预期；宏观经济下行；利用小时数下降。

事件： 2025年 1月 21日，公司发布 2024年业绩快报。 2024年公司实现营业总收入 841.98亿元，同比增长 7.75%；营业利润 396.48亿元，同比增长19.31%； 利润总额 388.66亿元，同比增加 64.42亿元，增长 19.87%； 归母净利润 325.20亿元，同比增加 52.75亿元，增长 19.36%；基本每股收益 1.3291元/股，同比增加 0.2156元/股，增长 19.36%。 加权平均净资产收益率 15.72%，同比增加 2.20pcts。总资产 5666.37亿元，同比下降 1.10%； 归母所有者权益2111.52亿元，同比增长 4.81%，归母每股净资产 8.63元，同比增长 4.81%。 业绩增长主要系 2024年公司六座梯级电站发电量同比增加所致。 盈利能力增强， 高息贷款置换降低财务费用，贡献利润增量。 盈利能力方面，24年前三季度毛利率为 61.19%，同比增加 3.3pcts，净利率为 42.78%，同比增加 4.93pcts；单季度来看， 24Q3毛利率为 70.93%，同比增加 3.86pcts，环比增加 15.09pcts，净利率为 53.28%，同比增加 5.82pcts，环比增加 14.11pcts，同环比增幅均有亮眼的表现。 24年前三季度期间费用率为 14.8%，同比下降3.53pcts；财务费用率为 12.75%，同比下降 3.56pct。 24年前三季度公司利息费用 85.97亿元，同比减少 9.87亿元，下降 10.30%。 24年发电量增幅显著，蓄水保障 25Q1枯期电量。 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%。 2024年，公司境内总发电量约2959.04亿千瓦时，较上年同期增长 7.11%，其中乌东德同比+13.56%，白鹤滩+5.42%，溪洛渡+13.05%，向家坝+7.32%，三峡+3.29%，葛洲坝-1.61%。 24Q4公司境内总发电量约 600.90亿千瓦时，较上年同期减少 17.60%，其中乌东德同比+3.79%，白鹤滩-6.02%，溪洛渡-12.26%，向家坝-13.57%， 葛洲坝-24.51%， 三峡-36.47%。 截至 2025年 01月 18日，长江三峡库水位为 168.62米， 相比去年 9月底水位 162.48米增长 4%，三峡水库在积极蓄能， 24Q4发电量相对较弱，但也为 25Q1枯期电量提供保障。 今年 1月公司实施中期分红，充分重视股东回报。 公司 2024年中期利润分配为：以公司总股本 244.68亿股为基数，每 10股派发现金股利 2.1元，共分派现金股利 51.38亿元。 近期 10年期国债收益率已跌破 1.7%， 公司股息率与国债收益率息差处于高位区间， 在低利率背景下具备长期配置价值。 投资建议： 公司是水电行业龙头， 2025年枯期受益去年底蓄水增发电量。 我们预计 24/25/26年归母净利润分别为 324.55/347.70/359.96亿元， EPS 分别为 1.33/1.42/1.47元，对应 2025年 1月 20日收盘价 PE 分别为 22/20/20倍，维持“推荐”评级。 风险提示： 流域来水偏枯；需求下滑压制电量消纳；市场交易电价波动。

事件。公司1月22日发布业绩预告，2024年归母净利润20亿元~22.5亿元，同比增长39.91%~57.4%；基本每股收益约0.8823元~0.9926元。扣除非经常性损益后的净利润盈利约19.77亿元~22.27亿元，较上年同期增长54.09%~73.57%；基本每股收益盈利约0.8823元~0.9926元。主要原因是：公司发电量上涨，煤炭价格下跌，控股发电企业盈利能力增强。 安徽省24年用电量高达12%增速，电力需求充裕。2024年，安徽全省全社会用电量达到3598亿千瓦时，同比增长12%，增速位居长三角和中部地区第一，安徽用电需求在不断上涨。2024年全省发电总装机约1.23亿千瓦，同比增长约14%。华东区域首家实现电力中长期交易按工作日连续开市，全年成交电量2047亿千瓦时，同比增长8.1%。新能源发展动能充沛，安徽省内2024年可再生能源发电装机全年新增1200万千瓦，同比增长24%。 新投运贡献增量，明后年装机规模增长确定。截至2024年6月，公司总权益装机容量超过1900万千瓦，控股在役在建装机容量达到1495万千瓦，参股在运机组权益装机约730万千瓦。1）控股方面，新疆英格玛2台66万千瓦机组已分别于2024年11月17日和2024年12月31日投运，钱营孜二期100万千瓦项目拟于2025年3月投产；皖能合肥天然气调峰电厂项目2台45万千瓦机组已分别于2024年2月8日和4月19日投运。参股方面，中煤新集板集二期项目已于2024年实现“双机双投”，在运装机容量达到332万千瓦，国能神皖池州二期预计今年中投产，淮北聚能国安电厂拟于2025年底投产，中煤新集六安电厂、国能安徽安庆三期拟在2026年投产。公司充分利用“疆电入皖”机遇，在吉泉线上布局新疆江布电厂、英格玛电厂两座坑口电厂，英格玛电厂投运后，每年可向安徽、江苏、浙江三省输送70亿千瓦时电量，发挥当地煤炭资源优质、低价优势，持续提升公司盈利能力。2）在建新能源机组中，新疆英格玛电厂配套80万千瓦光伏项目、安徽宿州30万千瓦风电项目均已开工，分别计划于今年三季度和今年内投运。 电价预期落地，成本端持续维持低位增厚利润。安徽2025年度双边协商交易成交电量达到1067.04亿千瓦时，成交加权均价为412.97元/兆瓦时，估算2025年电价同比下降5.3%。2025年1月22日，CCTD环渤海动力煤5500K现货价在762元/吨，短期内煤价将维持弱稳运行，为公司煤电盈利带来弹性。 投资建议：新增机组逐步投运进一步贡献装机增量，叠加煤价位于低位，公司盈利能力持续强劲。我们对公司盈利预测，预计24/25/26年归母净利润分别为20.34/21.51/21.76亿元，EPS分别为0.90/0.95/0.96元，对应2025年01月22日收盘价PE分别8/7/7倍，维持“谨慎推荐”评级。 风险提示：用电需求下降；煤价波动影响火电盈利；上网电价竞争激烈。

公司发布业绩预告，预计24年实现归母净利润20.0~22.5亿元，同比增长39.9%~57.4%，主要系机组发电量增长叠加燃煤成本改善带动公司火电盈利能力提升。根据前三季度业绩测算，公司24Q4归母净利润4.17~6.67亿元，同比增长233.9%~433.9%。具体来看，公司发电量增加主要受益于安徽省用电需求的高速增长，2024年安徽全省全社会用电量达3598亿千瓦时，同比增长约12%，较全国平均增速高出5.2个百分点，处于领先水平。此外，2024年动力煤供需整体宽松，市场价格呈下行趋势，公司火电燃煤成本同比改善，盈利能力回升。考虑公司装机容量和安徽省用电需求的增长，我们预计公司2025年上网电量还将维持增长趋势，上网电价有望维持较高水平，预计公司2024年~2026年归母净利润分别为21.62亿元、24.33亿元、26.74亿元。 事件公司发布42024年度业绩预告公司预计2024年实现归母净利润20.0~22.5亿元，同比增长39.91%~57.40%；实现扣非归母净利润19.8~22.3亿元，同比增长54.09%~73.57%；实现基本每股收益0.88元/股~0.99元/股，较去年同期增长0.25~0.36元/股。 简评煤价下行叠加电量增长，归母净利润实现较高增长公司发布业绩预告，预计2024年实现归母净利润20.0~22.5亿元，同比增长39.9%~57.4%，主要系机组发电量增长叠加燃煤成本改善带动公司火电盈利能力提升。根据前三季度业绩测算，公司2024Q4归母净利润4.17~6.67亿元，同比增长233.9%~433.9%。 具体来看，公司发电量增长主要受益于安徽省用电需求的高速增长，2024年安徽全省全社会用电量达3598亿千瓦时，同比增长约12%，较全国平均增速高出5.2个百分点，处于领先水平。此外，2024年动力煤供需整体宽松，动力煤市场价格呈下行趋势，公司火电燃煤成本同比改善，盈利能力进一步回升。2025上网电量有望维持增长，维持“买入”评级在电量方面，考虑到安徽省社会经济高速增长的背景，我们预计安徽25年用电量还将保持较高增速；同时，公司新疆英格玛电厂2。 66万千瓦机组（送安徽）于24年末投产，控股火电钱营孜二期100万千瓦机组预计25年3月份投产，2025发电量规模有望维持增长。在电价方面，受省内电力供需情况整体偏紧的影响，尽管动力煤价格有所下降，但安徽省25年煤电上网电价降幅有限，仍有望维持较高水平。在新能源方面，公司宿州30万千瓦风电和新疆80万千瓦大基地光伏项目年内有望投产，新能源业务维持稳健增长趋势。我们预计公司2024年~2026年归母净利润分别为21.62亿元、24.33亿元、26.74亿元，对应EPS分别为0.95元/股、1.07元/股、1.18元/股，维持“买入”评级。风险分析电价下降的风险：在深改委全面推进火电进入市场化交易并放宽电价浮动范围后，受市场供需关系和高煤价影响市场电价长期维持较高水平。如果后续电力供给过剩或煤炭价格回落、火电长协煤机制实质性落地，引导火电企业燃料成本降低，则火电的市场电价有下降的风险。 煤价大幅上涨的风险：由于目前火电长协煤履约率不达100%（排除进口煤）的政策目标，因此火电燃料成本仍然受到市场煤价波动的影响。如果现阶段煤价大幅上涨，则将造成火电燃料成本提升。 区域利用小时下滑的风险：受经济转型、气温波动等因素影响，我国用电需求存在一定波动。如果后续我国用电需求转弱，那么火电存在利用小时数下滑的风险。此外风电、光伏受每年来风、来光条件波动的影响，出力情况随之波动。如果当年来风、来光较差，或者受电网消纳能力的限制，则风电、光伏存在利用小时数下滑的风险。

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： 公司发布 2024年业绩快报。 公司 2024年实现营业收入 841.98亿元， 同比增长 7.75%； 实现归母净利润 325.2亿元， 同比增长 19.36%， 符合预期。 2024年全年来水整体好转， 但是四季度显著转弱。 根据公司发电量公告， 公司 2024年境内六座电站总发电量约 2959.04亿千瓦时， 较上年同期增长 7.11%。 其中， 第四季度总发电量约 600.90亿千瓦时， 较上年同期减少 17.60%。 但是从结构来看， 第四季度乌东德、 白鹤滩、溪洛渡、 向家坝、 三峡、 葛洲坝发电量分别同比变化 3.79%、 -6.02%、 -12.26%、 -13.57%、-36.47%和-24.51%， 电价较高的上游四座电站发电量降幅显著小于电价较低的三峡和葛洲坝， 预计与自然的来水结构以及公司在不同电站间的水量调度分配有关。 预计财务费用、 投资收益继续贡献增长动能。 资产注入完成后， 财务费用下降与投资收益增长为公司业绩增长的主要来源， 根据此前还债节奏， 市场普遍预计公司每年财务费用下降 6-8亿元。 但是在利率下降周期中， 公司筹资性现金流持续保持“大进大出” 状态， 债务置换成为财务费用下降的重要来源。 公司 2024年上半年利息费用 57.04亿元， 较 2023年同期减少6.76亿元， 超出市场预期； 三季度财务费用 28.08亿元， 较 2023年同期再次减少 3.36亿元，前三季度累计同比降幅已经超过 10亿元， 预计四季度继续贡献盈利增长。 分母端仍然是公司股价表现的决定性因素， 在信用利差企稳背景下， 预计权益利差有望进一步压缩。 我们将公司的 DCF 模型隐含权益折现率分为三部分， 分别为无风险收益率、 信用债收益率较无风险收益率的差值（ 即 10年期 AA 级企业债收益率减 10年期国债收益率） 以及权益折现率较信用债收益率的差值。 三分法相比两分法更具优势， 相比国债， 水电可以视为分红金额不固定的超长久期信用债， 其属性更贴近信用债而非国债。 三个利差代表了不同维度的机会成本， 第一项利差是纯粹机会成本、 第二项利差是信用债风险的机会成本、 第三项利差是类债资产的机会成本。 从实际股价表现来看， 尤其 2023年以来， 信用利差对长江电力股价波动的解释力度更强， 国债收益率更多提供股价整体的向上动能。 第三项利差影响因素较为综合， 从倒算结果来看， 2020-2022年整体稳定， 近两年持续收窄但是仍未突破前低， 从利差绝对值看水电并未高估。 而目前市场环境今非昔比， 前两项利差持续创新低， 从比例关系看， 第三项利差相对值处于历史高位， 收窄空间极大。 本质是稳定收益型资产荒的扩散， 从国债到信用债， 再到类债权益资产， 最终导致类债权益资产与真正债券之间的利差得以压缩。 因此， 当前环境下， 我们认为长江电力未来的股价上涨动能， 并不完全依赖国债收益率进一步下降， 而是只要维持低位， 后两项利差预计将被逐级压缩。 盈利预测与评级： 我们预计公司 2024-2026年归母净利润分别为 328.2、 346.6和 362.7亿元， 当前股价对应 PE 22、 21、 20倍。 复盘长江电力的历史超额收益， 我们认为根本上是在市场环境的催化下， 市场对其业绩稳定性、 现金流价值以及背后的商业模式多次重估。 我们认为目前重估尚未结束， 继续看好公司长期价值， 维持“买入” 评级。 风险提示： 收益率受到利率环境的影响； 短期来水存在不确定性； 电价政策出现不利调整。

事件： 1月 20日， 公司发布 2024年度业绩快报， 2024年公司实现营收841.98亿元， 同比增长 7.75%； 归母净利润 325.20亿元， 同比增长19.36%。 根据估算， 2024年单四季度， 公司实现营收 178.67亿元， 同比下降 11.79%； 归母净利润 44.95亿元， 同比下降 21.35%。 24年六库联调发电同比增长， 单四季度来水同比偏弱2024年， 公司实现利润总额 388.66亿元， 同比增加 64.42亿元，增长 19.87%； 基本每股收益 1.3291元/股， 同比增加 0.2156元/股， 增长 19.36%。 公司业绩增长主要系 2024年公司六座梯级电站发电量同比增加所致。 根据公司 2024年发电量完成情况公告显示， 去年公司境内所属六座梯级电站完成发电量 2959.04亿千瓦时， 同比增长 7.11%。 公司所属梯级水电站均分布在长江中上游， 发电量与长江来水密切相关。 2024年全年来水同比偏丰， Q4来水同比转弱， 发电量同比减少。 今年公司业绩达到自 2003年上市以来的最高水平， 并且保持着每年业绩创新高的强劲发展势头。 首次中期分红实施， 增强股东回报1月 15日， 公司发布 2024年中期权益分派公告， 本次利润分配以方案实施前的公司总股本为基数， 每股派发现金红利 0.21元(含税)，股权登记日为 2025/1/23， 除权(息)日为 2025/1/24。 此次分红以总股244.68亿股为基数， 共分派现金股利约 51.38亿元（ 含税） ， 股息率为0.71%。 盈利预测与投资建议根据公司 24年业绩快报， 我们调整 24-26年盈利预测， 预计公司2025-2026年营业收入分别为 872.49/895.79亿元（ 24-26年预测前值826.62/868.74/890.58亿元） ， 归母净利润分别为 351.37/379.20亿元（ 24-26年预测前值 315.40/350.54/377.82亿元） ， 24-26年 EPS 分别为1.33、 1.44、 1.55元/股， 对应 PE 分别为 21.8、 20.2、 18.7倍， 维持公司“买入” 评级。 风险提示水库流域来水偏枯； 需求下降导致电力销售受阻； 电价市场波动性增加。

事件：公司发布 2024年业绩快报。2024年公司实现营收 841.98亿元，同比增长 7.75%，归母净利325.20亿元，同比增长 19.36%（去年同期数据均为调整后数据）。其中 4Q24公司实现营业收入178.67亿元，同比下降 11.79%；归母净利润 44.95亿元，同比下降 21.35%，略低于我们的预期，主要系三季度以来水偏枯导致 4Q24发电量低于去年同期。 全年发电量同比稳定增长，来水转枯导致 4Q24发电量同比减少。2024年全年，公司境内所属六座梯级电站总发电量 2959.04亿千瓦时，同比增长 7.11%。其中三峡、葛洲坝、溪洛渡、向家坝、乌东德、白鹤滩全年发电量为 829. 11、174.03、621.01、334. 11、396.47、604.32亿千瓦时，分别同比变化 3.29%、-1.61%、13.05%、7.32%、13.56%、5.24%。8月以来，长江流域来水偏枯。4Q24公司境内 6座梯级电站总发电量为 600.90亿千瓦时，同比减少 17.60%，其中三峡、葛洲坝、溪洛渡、向家坝、乌东德、白鹤滩发电量分别同比变化为-36.47%、-24.51%、-12.26%、-13.57%、3.79%和-6.02%。4Q24发电量减少导致当季营收、利润同比下降。 降息周期财务费用下降，可持续增厚公司业绩。近年来我国 LPR 持续下降，2024年五年 LPR 已累计下调 60BP。根据我们测算，截至 9M24公司有息负债总规模约 3035亿元，如果债务成本降 10BP，可减少公司总财务费用约 3亿元。降息周期中，公司可通过提前还贷、优化债务结构、新旧债务置换等方式降低利息费用。截至 2024年 9月 30日公司负债总额同比减少 231.38亿元，9M24公司财务费用减少 9.77亿元。看好 4Q24及 2025年财务降费趋势延续，进一步增厚公司整体业绩。 全流域蓄能提升稳定，长期发电能力成长可期。虽然下半年长江流域来水整体偏枯，但 10月中旬白鹤滩水库就已完成 2024年蓄水任务。根据长江电力公众号，截至 2024年 12月中旬，长江电力梯级水库整体蓄能同比偏多约32亿千瓦时。六库联调有助于提升综合发电能力，全流域冬季枯水期及2025年全年发电能力有保障。我们强调短期来水波动不影响长期公司业绩稳定性，看好长期公司发电能力稳定增长。 盈利预测与估值：结合公司 2024年业绩快报，叠加考虑江苏年度长协电价下调的影响，我们下调2024-2026年归母净利润为 325.20、345.19、360.76（原值为 332.53、351.17、375.57亿元）。 公司承诺现金分红比例不低于 70%，以 1月 20日收盘价计算，公司当前股息率达 3.21%。1月 24日，公司将首次发放中期股息 0.21元/股。当前股价对应 PE 分别为 22、21和 20倍，我们看好公司长期经营稳定性，在建抽蓄项目投产后可为公司提供成长性，维持“买入”评级。 风险提示：来水受气候影响有波动，市场交易电价下行风险。