业绩盈利46亿元，同比翻倍超出市场预期。公司发布2024一季报，实现营收654亿元（同比+0.1%），归母净利45.96亿元（同比+104%）。 境内分板块利润总额：煤电28.3亿元（上年同期亏损0.7亿元）、气电5.4亿元（同比+64.3%）、风电24.1亿元（同比+25.4%）、光伏3.7亿元（同比+7.0%）。2024Q1经营现金流净额达121亿元（同比+97.8%）；扣除永续债后的归母净资产为568亿元，较2023年末增长8.2%。 用煤成本改善扭转电价下降影响，Q1煤电度电盈利超3分。2024Q1完成上网电量1130亿千瓦时（同比+5.6%），其中煤电、气电、风电、光伏分别为923、72、100、32亿千瓦时；平均上网电价为0.498元/度（同比-4.0%）。计算Q1煤电度电利润达3.1分（23Q3为度电2.6分），预计用煤成本持续改善；气电度电利润达7.5分（较23Q3高3.2分）；风光度电利润为0.241、0.115元/度（同比+1.1%、-38.3%）。 容量+辅助服务或已成利润主体，风光装机保持高增速。根据公司官网，2024Q1容量收入21亿元、辅助服务收入8亿元，合计与火电利润（煤+气34亿元）相近，火电由容量+辅助服务贡献主要盈利的模型已经得到验证、ROE有望保持。2024Q1新增风电0.9GW、光伏0.7GW；全年计划风光资本开支649亿元（同比+32.4%），期待装机落地。 盈利预测与投资建议。预计24~26年EPS分别为0.84、0.99、1.10元/股（若考虑永续债影响则为0.66、0.81、0.92元/股），最新收盘价对应PE为11.15、9.46、8.53倍。火电盈利修复在途，电改推进重塑价值。参考可比公司估值，给予2024年13倍PE，对应10.92元/股合理价值，对应H股5.82港币/股合理价值（参考AH股溢价比），维持A/H股“买入”评级。 风险提示。煤价持续上行风险；项目建设、利用小时数不及预期风险。

事件：2024年 4月 23日， 公司发布 2024年一季报， 2024Q1公司实现营业收入 653.67亿元， 同比增长 0.15%； 实现归母净利润 45.96亿元， 同比增长 104.25%。 观点： 火电业绩大幅改善， 受益于成本改善与电量增长。 分业务看，2024年 Q1燃煤/燃机/风电/光伏/水电板块分别实现利润总额28.25亿元/5.36亿元/24.14亿元/3.70亿元/0.05亿元， 同比分别+4151.44%/+64.34%/+25.41%/+6.99%/+127.22%。 燃煤板块盈利同比转正， 主要受益于煤价大幅下降， 2024年 Q1秦皇岛港动力煤市场均价为 914.24元/吨， 2023年 Q1均价为 1153.61元/吨，同比-21%， 成本端改善明显。 同时， 2024年 Q1公司煤机上网电量 922.67亿千瓦时， 同比+3.05%， 主要原因是全社会用电量增长、 供暖季煤机负荷较高。 新能源装机增长 1.6GW， 带动上网电量提升。 2024年 Q1公司实现上网电量 1130.36亿千瓦时， 同比增长 5.63%； 其中风电上网电量 100.28亿千瓦时， 同比+24.08%； 光伏上网电量 32.22亿千瓦时， 同比+73.73%。 主要原因是 2024年 Q1公司新增并网光伏 869MW ， 风 电 737MW ， 合 计 新 增 可 控 发 电 装 机 容 量1606MW。 投资收益同比+64%。 2024年 Q1， 公司实现投资收益 3.81亿元， 2023年同期为 2.32亿元， 同比+64.22%。 盈利预测及投资评级： 展望 2024， 火电压舱石作用凸显， 火电业绩有望继续改善， 新能源装机也有望快速提升。 预计公司2024-2026年归母净利润分别为 129.99/143.90/163.24亿元， 当前股价对应 2024-2026年 PE 分别为 11.4/10.3/9.1倍。 维持“买入” 评级。 风险提示： 政策推进不及预期； 新增装机不及预期； 煤炭价格大幅上涨； 电价下调； 行业竞争加剧； 海外子公司业绩不及预期； 不可抗力因素风险。

营业收入微升， 归母净利润同比大幅增长。 2024年第一季度， 公司实现营业收入 653.67亿元（+0.15%） ， 归母净利润 45.96亿元（+104.25%） ，扣非归母净利润 43.77亿元（+117.98%） 。 公司营业收入同比小幅增长主要由于境内业务发电量同比增长， 2024年第一季度公司境内各运行电厂按合并报表口径完成上网电量 1130.36亿千瓦时（+5.63%） ， 公司中国境内各运行电厂平均上网结算电价为 497.97元/兆瓦时（-3.99%） ； 归母净利润同比大幅增加主要是由于境内业务单位燃料成本同比下降和电量同比增长。 煤价下行驱动火电盈利改善， 电改推进促进火电盈利稳定。 2024年以来，煤价受供需关系变化影响呈现下降趋势， 截至 2024年 4月 23日， 秦皇岛港 5500大卡煤价为 816元/吨， 同比下降 17.91%， 煤价下降利好火电盈利修复。 容量电价政策执行， 燃煤发电企业固定成本可通过容量电价进行疏导； 新型电力系统建设推进， 火电由主体电源逐步转化为灵活支撑电源， 辅助服务、 容量电价等收入增加， 火电盈利有望趋于稳定。 新能源装机占比持续增加， 未来项目投运将驱动公司业绩增长。 2024年第一季度，公司新增基建并网可控发电装机容量 1.61GW，其中风电 0.87GW、光伏 0.74GW。 截至 2024年第一季度， 公司可控发电装机容量为137.12GW， 其中风电 16.38GW， 占比 11.95%， 太阳能发电机组装机容量为 13.84GW， 占比 10.09%， 风光新能源装机容量合计达 30.22GW， 占比达 22.04%。 2024年公司持续大规模投入新能源项目建设， 风电资本开支为 295.44亿元（+25.85%） ， 光伏资本开支为 353.81亿元（+38.50%），未来公司新能源装机将不断增加， 驱动业绩稳健增长。 风险提示： 行业政策不及预期； 用电量下滑； 煤价上涨； 电价下滑。 投资建议： 维持盈利预测。 预计 2024-2026年公司归母净利润分别为129.8、 143.1、 155.5亿元， EPS 为 0.83、 0.91、 0.99元， 对应 PE 分别为 11.3、 10.2、 9.4倍。 我们预计 2024年新能源贡献 80.3亿元， 火电及其他贡献业绩为 49.5亿元。 给予新能源 12-13倍 PE 估值， 火电及其他 11-12倍 PE 估值， 公司合理市值为 1504-1634亿元， 对应每股合理价值为 9.61-10.44元， 较目前股价有 3%~12%的溢价空间， 维持“买入” 评级。

华能集团旗舰上市平台，中国最大的上市发电公司。 公司为华能集团旗舰上市平台，同时也是我国最大的上市发电公司，截至 2023 年 12 月底，公司在运控股装机合计 1.36 亿千瓦，其中煤电 9328 万千瓦，气电 1323 万千瓦，风电 1551 万千瓦、光伏 1310 万千瓦，传统火电及新能源规模均处于业内第一梯队。公司 2021 年提出“十四五”期间新增新能源装机 4000 万千瓦，根据公司经营数据公告，截至 2023 年12 月底，公司新能源装机达到 2861 万千瓦， 2023 年下半年新投产新能源装机接近 600 万千瓦，全年投产接近 900 万千瓦。 从地域分布来看，公司境内电厂分布在全国二十六个省级区域，煤机主要反映东部沿海省份供需格局和盈利能力。 参照 2023 年发电量数据，公司煤电第一大分布地为山东， 2023 年煤电发电量占比达到 20.25%，江苏、浙江、江西、广东分别达到 8.46%、 8.13%、 7.29%和 6.8%，前 5 大省份占比超过 50%；风电、光伏业务基本实现全国性布局，但是相对而言，华北地区占比更高，尤其是风电发电量占比最大的省为江苏，其次是吉林、河南，光伏发电量占比最大的省为山东，其次为河北、山西、江西等。 从投资的角度看，煤电板块始终拥有煤价和电价两条博弈主线，公司作为全国性布局的最大煤电公司，受行业整体情况影响较大。 公司的天然体量决定了公司的投资机会以火电行业的 beta 性机会为主， 2023年二季度以来煤价自高位回落，主要火电公司业绩均出现修复，公司的业绩弹性在可比公司中处于领先水平， 2023 年前三季度实现归母净利润 125.64 亿元（上年同期归母亏损 39.42 亿元）。公司 2023 年全年实现归母净利润 84.46 亿元，四季度亏损主要计提资产减值损失有关。 站在当前时点，由于大量省份 2024 年度长协电价已定，市场博弈的焦点再次转移到煤价。 按照公司 2023年 3758 亿千瓦时煤电发电量计算，我们测算 5500 大卡入炉煤价每下降 100 元/吨，对应归母净利润增厚 85 亿元。中期来看，区域供需格局依然是决定煤电板块投资价值最核心的因素，公司机组所在省份电力供需整体紧张，机组参数较高，静待供需格局进一步演化。 但是长期来看，我们分析公司更大的机会在于火电定位转变，容量电价改变煤电商业模式。 在传统商业模式下，煤电受到经济周期、煤价周期乃至政策周期的三重影响，导致煤电板块周期属性过强、投资体验感不佳。然而，随着全国电源结构低碳转型，煤电利用小时数将处于长期下行通道，传统以赚取点火价差为主的商业模式或难以持续。我们分析未来煤电的定位将以满足全社会用电高峰负荷为主，而非电量支撑，由此带来煤电商业模式的深刻变化，定位转变仍需相关政策支撑。 2023 年 11 月国家能源局发文落实容量电价政策，未来力度需要进一步加强。 2023 年 11 月国家能源局发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》，宣告市场期盼已久的煤电容量电价机制正式落地。对于公司而言，按照 100 元/千瓦·年补偿标准计算，约 1 亿千瓦的火电装机对应每年 100 亿元容量电价。虽然在当前补偿力度下，电量电价仍然是决定煤电公司盈利的根本性因素，但是政策指引 2026 年后补偿比例持续提升，有助于煤电定位转变。周期属性的弱化有望降低公司未来现金流的折现率，提升估值水平。 盈利预测与估值： 我们预计公司 2024-2026 年归母净利润分别为 127.35、 145.69 和 157.21 亿元，扣除公司约 30 亿元永续债利息（估算值），当前股价对应 PE 16、 13 和 12 倍，公司作为全球最大火电上市公司，有望深度受益于煤电机制理顺，首次覆盖，给予“增持”评级。 风险提示： 煤价波动；电价政策调整。

事件：公司发布2024年一季报，2024Q1公司实现营业收入653.67亿元，同比增长0.15%；实现归母净利润45.96亿元，同比增长104.25%。 公司受益于动力煤价格成本的同比下降+发电量同比增长，2024Q1归母净利润同比增长104.25%：2024Q1受益于发电量同比增长，公司实现营业收入微增0.15%；受益于煤价大幅同比下行+发电量同比增长，归母净利润同比增长104.25%。截至2024年3月31日，秦皇岛港5500动力煤平仓价实现827元/吨，同比-23.07%，成本端大幅下降。 分部利润看：2024Q1燃煤板块贡献最大利润弹性。2024Q1燃煤板块实现利润总额28.25亿元，同比增长4151.44%；燃机板块实现利润总额5.36亿元，同比增长64.34%；风电板块实现利润总额24.14亿元，同比增长25.41%；光伏板块实现利润总额3.7亿元，同比增长6.99%。 2024Q1公司实现上网电量同比+5.63%、上网电价-3.99%：2024Q1公司完成上网电量1130.36亿千瓦时，同比增长5.63%；实现上网电价497.97元/兆瓦时，同比-3.99%；实现市场化交易电量比例86.6%，同比降低0.16pct。分电源品种来看，公司煤机实现上网电量922.67亿度，同比增长3.05%；燃机实现上网电量71.54亿度，同比-1.73%；风电实现上网电量100.28亿度，同比增长24.08%；光伏实现上网电量32.22亿度，同比增长73.73%。2024Q1，全社会用电量增长带动公司发电量同比上升。公司火电继续发挥顶峰出力和支撑调节作用，发电量同比继续增长，新能源装机容量同比增加较多，发电量同比快速增长。 2024年关注受益于AI和电动车的带动下全社会用电量的超预期，推荐火电板块。关注全球维度AI算力、电动车对用电需求的增量拉动情况，我们预计2024年算力贡献全社会用电量的1-2%，电动车贡献全社会用电量1%。2024Q1全社会实现用电量23373亿千瓦时，同比增长9.8%，发电量同比实现快速增长，在全社会用电量拉动下，我们预计火电由于其顶峰出力能力将带动板块业绩超预期增长。 盈利预测与投资评级：考虑煤价下行影响，我们维持预计公司2024-2026年归母净利润130.83亿元、156.78亿元、175.25亿元，同比增长54.9%、19.8%、11.8%，对应PE为11、9、8倍，维持“买入”评级。 风险提示：电力需求超预期下降的风险，减值风险等

燃料成本下降及新加坡业务利润大幅增长， 盈利显著改善。 2023年， 公司实现营业收入 2543.97亿元（+3.11%） ， 归母净利润 84.46亿元（+214.33%） 。 2023年公司业绩实现扭亏为盈的原因在于境内业务单位燃料成本同比下降和电量同比增长， 以及公司新加坡业务利润同比大幅增长。 2023年， 公司煤炭采购均价同比降低 115.78元/吨， 单位燃料成本为 326.43元/兆瓦时（-12.38%） ； 2023年， 公司新加坡业务实现税前利润 43.55亿元（+131.90%） 。 电价趋稳以及煤价下行驱动火电盈利进一步改善， 电改推进促进火电盈利稳定。 2024年， 非化石能源占比将继续提高， 预计煤炭消费增速放缓， 政策保障下电煤中长期合同签约履约质量有望提升， 煤价中枢将有所下移， 同时电价趋稳， 公司火电盈利进一步改善可期。 电改政策方面， 国家发改委出台《关于建立煤电容量电价机制的通知》 政策， 将现行煤电单一制电价调整为两部制电价， 燃煤发电企业固定成本可通过容量电价进行疏导； 新型电力系统建设推进， 火电由主体电源逐步转化为灵活支撑电源， 辅助服务、 容量电价等收入增加， 火电盈利有望趋于稳定。 新能源装机占比持续增加， 未来项目投运将驱动公司业绩增长。 2023年，公司新增基建并网可控发电装机容量 10.00GW， 其中风电 2.03GW， 光伏6.83GW， 合计新增 8.86GW。 公司“十四五” 新能源发展规划逐步落地，2024年公司持续大规模投入新能源项目建设， 新能源装机将不断增加，驱动公司业绩稳健增长； 电价方面， 受电量交易比例增加、 分时政策调整等影响， 预计未来电价有所下降， 绿电交易和碳交易推进有助于对冲电价下降带来的影响。 风险提示： 行业政策不及预期； 用电量下滑； 煤价上涨； 电价下滑。 投资建议： 由于电量电价有所下降， 下调盈利预测。 预计 2024-2026年公司归母净利润分别为 129.8、 143.1、 155.5亿元（原 2024、 2025预测值为 141.3、 162.9亿元） ， EPS 为 0.83、 0.91、 0.99元， 对应 PE 分别为 11.0、 10.0、 9.2倍。 预计 2024年新能源贡献 80.3亿元， 火电及其他贡献业绩为 49.5亿元。 给予新能源 12-13倍 PE 估值， 火电及其他11-12倍 PE 估值， 公司合理市值为 1504-1634亿元， 对应每股合理价值为 9.61-10.44元， 较目前股价有 6%~15%的溢价空间， 维持“买入” 评级。

事件： 公司发布 2023 年年报， 2023 年公司实现营业收入 2543.97 亿元，同比增长 3.11%； 实现归母净利润 84.46 亿元，同比增长 214.33%。 单Q4 看， Q4 实现营业收入 630.75 亿元， 同比增长 0.48%；实现归母净利润-41.18 亿元，同比增长-19.5%。 值得注意的是，在当前利润水平下，公司实现 2023 年现金分红比例 57.14%。 2024 年关注火电板块预期分红率的改善。 火电行业因其业绩的强波动性不是传统意义上的高分红率行业，但是我们关注到受益于煤电行业资本开支退坡趋势，叠加2024-2025年动力煤价格下行通道， 我们预计2024年价格中枢下降 100-200 元/吨至 800-900 元/吨，火电板块有望出现行业公司分红率提升的现象。 国家发改委确定了煤电三步走规划：十四五时期“增容控量”，十五五“控容减量”，十五五后“减容减量”，我们判断随着煤电行业控容减量时代的到来，煤电行业资本开支下行趋势基本确定，行业分红比例有望显著提升。 2023 年公司实现现金分红比例57.14%，继续关注预期 2024/2025 年火电板块业绩和分红持续双改善。 公司受益于成本端煤炭均价下降 115.78 元/吨，公司 2023 年归母净利润大增 214%： 2023 年我国动力煤供需由紧平衡向宽松转变，动力煤价格下行，但依然处于历史相对高位， 2023 年全年公司共采购煤炭 2.12 亿吨，煤炭采购均价同比降 115.78 元/吨。 23 年 11 月-24 年 2 月维持 910- 950 元/吨，近 2 周淡季跌破 900 元/吨。 截至 2024/3/20， 秦皇岛港动力煤 5500 大卡价格为 847 元/吨，同比-23.5%，同比降 260.5 元/吨。 2023 年公司实现上网电量同比+5.33%、上网电价-0.23%： 2023 年公司累计完成上网电量 4478.56 亿千瓦时，同比增长 5.33%；实现上网电价508.74 元/兆瓦时，同比-0.23%。分电源品种来看，公司煤机实现上网电量 3758.04 亿度，同比增长 3.27%；燃机实现上网电量 277.06 亿度，同比增长 5.15%；风电实现上网电量 318.35 亿度，同比增长 16.14%；光伏实现上网电量 109.11 亿度，同比增长 81.67%。 2023 年，全社会用电量增长带动公司发电量同比上升。 公司火电继续发挥顶峰出力和支撑调节作用，发电量同比继续增长。 分部利润看： 2023 年燃煤板块和光伏板块利润增长显著。 2023 年燃煤板块实现利润总额 4.33 亿元，同比增长 102.5%； 燃机板块实现利润总额 7.77 亿元，同比增长 35.08%；风电板块实现利润总额 59.13 亿元，同比增长-5.16%；光伏板块实现利润总额 20.44 亿元，同比增长 78.08%。 盈利预测与投资评级： 考虑煤价下行影响， 我们调整公司 2024-2025 年公司归母净利润从 119.33 亿元、 137.63 亿元至 130.83 亿元、 156.78 亿元，预计公司 2026 年归母净利润为 175.25 亿元，同比增长 54.9%、19.8%、 11.8%，对应 PE 为 11、 9、 8 倍，维持“买入”评级。 风险提示： 电力需求超预期下降的风险，减值风险等

全年业绩大幅扭亏为盈。 公司发布 2023年年报，全年实现营收 2543.97亿元，YOY+3.11%；归母净利润 84.46亿元，同比扭亏， YOY+214.33%。公司业绩大幅扭亏为盈主因境内业务单位燃料成本同比下降和电量同比增长，以及新加坡业务利润同比大幅增长。公司 2023年利润分配预案为按照每普通股人民币0.2元（含税）向股东派发 2023年度的股息，对应股利支付率 57%，对应 3月 19日 A 股收盘价股息率 2.2%。 光伏装机以及上网电量增速明显。 截至 23年末，公司可控发电装机容量为13566万千瓦，其中煤机/燃机/风电/光伏分别为 9328/1323/1551/1310万千瓦，YOY-1%/+4%/+14%/+109%。 23年公司境内各电厂累计完成上网电量 4479亿千瓦时， YOY+5.33%；市场化交易电量 3959亿千瓦时， YOY+5.33%。全年平均利用小时 3776小时，同比减少 9小时；其中燃煤机组利用小时 4388小时，同比增加 160小时。平均上网结算电价为 508.74元/兆瓦时，同比下降 0.23%； 平均交易电价 484.14元/兆瓦时，较基准电价上浮 19.76%，其中燃煤交易电价481.01元/兆瓦时，较基准电价上浮 21.19%。 风电板块盈利下滑，辅助服务收入增长。 分板块来看，燃煤/燃机/风电/光伏/水电 / 生 物 质 分 别 实 现 利 润 总 额 4.33/7.77/59.13/20.44/0.17/-0.41亿 元 ，YOY+102.5%/+35.08%/-5.16%/+78.08%/-25.37%/+61.41%。燃煤板块扭亏为盈，主因 23年煤价下跌，公司煤炭采购均价同比降低 115.78元/吨；风电板块盈利下滑主因风电的平价项目增加、承担的电力系统调峰调频等市场运营成本增加等因素导致风电电价同比下降。公司积极参与全国电力辅助服务市场， 23年实现调峰/调频辅助服务电费净收入 22.23亿元/4.95亿元，同比增长 8/4.45亿元。 盈利预测与投资建议。 我们预计公司 24-26年净利润分别为 136、 152、 171亿元。我们认为公司作为电力龙头公司，煤电板块业绩修复，新能源又提供持续的成长性， 叠加电改背景下容量电价出台、 市值管理纳入考核可能带来的公司管理优化等因素， 参考可比公司 24年 PE，我们给予公司 2024年 13~15倍 PE，对应合理价值区间为 11.31-13.05元/股，维持“优于大市”评级。 风险提示：煤价大幅反弹，电力供需形式恶化，电价政策风险。

2024年 3月 19日， 华能国际发布 2023年年报： 1） 2023年实现收入 2544亿元， 同比+3.1%； 实现归母净利润 84.5亿元， 上年同期亏损 73.9亿元； 实现扣非后归母净利润 56.1亿元， 上年同期亏损 94.2亿元。 2）2023Q4实现收入 630.7亿元， 同比+0.5%； 实现归母净利润-41.2亿元， 上年同期为-34.4亿元； 实现扣非后归母净利润-37.8亿元， 上年同期为-43.6亿元。 3） 分红： 2023年度， 公司每股派发现金红利 0.20元人民币（含税），现金分红比例为 57.14%。 投资要点: 减值+风电利润同比略降影响 2023Q4业绩。 2023Q4公司扣非后归母净利润-37.8亿元， 亏损同比缩窄， 主要是因为火电业绩改善； 环比 2023Q3的 38.2亿元转亏， 主要是因为 2023Q4计提资产减值损失 28.9亿元（2022Q4为 27.3亿 元 ）， 二 是 2023Q4投 资 收 益 -7.3亿 元（2023Q3/2022Q4为 28/0.4亿元）。 分板块来看， 2023年煤电业绩大幅 改 善 ， 风 电 略 有 下 滑 ， 煤 电 / 燃 机 / 风 电 / 光 伏 利 润 总 额 为4.3/7.8/59.1/20.4亿元， 其中， 煤电 2022年为-173亿元， 燃机/风电/光伏同比变化+35%/-5%/+78%； 2023Q4公司煤电/燃机/风电/光伏利润总额为-30.3/0.8/12.2/2.2亿元， 其中， 煤电 2022Q4为-54.1亿元， 燃机/风电/光伏同比变化-63%/-33%/+86%。 剔除减值影响后， 2023Q4煤电板块或略盈。 2023Q4公司煤电利润总额亏幅同比缩窄 24亿元， 我们认为主要是煤价下跌所致。 若假设 2023Q4减值均为火电板块， 且不考虑该减值， 则 2023Q4火电板块利润总额为1.0亿元， 度电净利为 0.1分/度（利润总额口径， 下同）， 环比下降 2.5分/KWh， 2022Q4为-1.3分/度（不考虑减值）。 电价下降+辅助服务成本增加， 影响风电利润。 2023Q4公司风电利润总额为 12.2亿元， 同比-33%， 主要是因为风电平价项目增加、 调峰调频等市场运营成本增加等。 2023年公司风电收入同比+9.9%， 上网电价同比-5.5%； 2023年毛利率 54.1%， 同比-5.5pct。 2023Q4光伏利润总额 2.2亿元， 同比+86%， 主要是因为光伏上网电量同比+97%； 上网电价同比-9.2%， 或是因为平价项目增加； 2023年毛利率同比持平， 均为 60.1%。 2023年经营性现金净额同比+40%， 财务费用净减少 10亿元。 2023年公司财务费用同比-7%， 利息费用净减少约 10亿元（利息支出减少 102亿元）， 主要是因为带息负债的资金成本下降。 2023年公司资产负债率68.3%， 同比下降 6.5pct。 2023年公司经营性现金净额 455亿元， 同比+130亿元，主要是因为购买商品接受劳务支付的现金同比减少 220亿元。 煤价下跌背景下， 公司煤炭采购支出下降， 经营改善， 拉动现金流好转，或在一定程度上修复了资产负债表。 盈利预测和投资评级： 根据公司最新业绩情况， 我们调整盈利预测， 预计公司 2024-2026年归母净利润分别为 122/135/142亿元， 对应 PE 分别为 12/10/10倍。 展望 2024年， 公司火电业绩有望继续修复， 维持“买入” 评级。 风险提示： 政策推进不及预期； 新增装机不及预期； 煤炭价格大幅上涨； 电价下调； 行业竞争加剧等。

事件：公司发布2023年年报，2023年实现营收2543.97亿元，同比+3.11%；归母净利润84.46亿，同比+214.33%。分季度看，2023Q4单季营收630.75亿元，同比+0.48%；归母净利润-41.18亿元，同比-19.54%增全年归母净利润同比高增214%，Q4减值拖累全年业绩。23年公司上网电量4478.56亿千瓦时（同比+5.33%），同时平均上网结算电价为508.74元/兆瓦时（同比-0.23%），量增价减，23年收入同比+3.11%。23年境内火电厂售电单位燃料成本326.43元/兆瓦时（同比-12.38%），叠加境外新加坡业务利润同比增长，公司业绩同比高增214%。分季度看，23Q4归母净利润-41.18亿元，同比-19.54%，环比-165.84%。主要系23Q4计提合并层减值30.99亿元，拖累全年业绩。公司发布23年度利润分配方案公告，现金分红比例57.14%，每股派发现金红利0.2元（含税）。我们认为24年煤价中枢有望进一步下降，支撑公司业绩稳中向好，奠定未来稳定分红预期。 23年火电盈利改善，24年有望进一步改善。23年煤电机组上网电量同比+3.27%，上网电价同比+0.11%；同时受益于煤价下降，单位燃料成本降幅明显，23年公司火电利润总额4.33亿元，同比高增102.5%。23年火电度电利润0.0012元，考虑到火电机组的长期资产减值情况，煤电全年利润总额超30亿元，对应度电利润0.0084元。此外23年公司调峰辅助服务电费净收入22.23亿元（同比+56.2%），调频辅助服务电费净收入4.95亿元（同比+890%）。23年容量电价出台，增强火电企业盈利稳定性。我们预计24年煤价中枢有望进一步下降，火电业绩有望持续改善。 风电利润同比降低光伏同比增长，业绩有所分化。23年公司新增风电基建并网可控发电装机2.03GW，23年底公司风电装机为15.5GW。但受风电平价项目增加，以及承担的电力系统调峰调频等市场运营成本增加等因素风电利润总额同比减少3.22亿元。23年光伏新增6.83GW，23年底光伏装机13.1GW，利润总额同比增加8.96亿元。公司规划24年风电、光伏的资本性支出分别为295.44（同比+60.68亿元）和353.81亿元（同比+98.36亿元）。 盈利预测与投资建议：我们上调对公司燃料成本的预期，预计公司2024-2026年归母净利润分别为125.77、138.51、156.07亿元（原2024-2025年为158.03和191.25亿元），对应PE分别为11.4、10.3和9.2倍，结合可比公司情况，采用分部估值法，给予公司24年目标价10.95元。维持“买入”评级。 风险提示：煤价上升风险；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：公司发布2023年年报，2023年公司实现营业收入2543.97亿元，同比增长3.11%；实现归母净利润84.46亿元，同比增长214.33%；上网电量稳定增长，成本下降增强盈利能力。2023年公司实现营业收入2543.97亿元，同比增长3.11%；实现归母净利润84.46亿元，同比增长214.33%，扣非归母净利润56.11亿元，同比增长159.56%。营业收入的增长主要由于公司2023年完成境内上网电量4478.6亿千瓦时，同比+5.3%；同时得益于燃料成本的下降，公司23年燃料采购费用为1565.7亿元，较22年下降8.2%，公司毛利率达12.1%，较2022年上升9.1pct。单季度来看，23Q4实现营收630.75亿元，实现归母净利润-41.18亿元，扣非归母净利润-37.84亿元。 公司2023年拟每股派息0.2元（含税），合计派发现金红利31.37亿元。 境内燃电扭亏为盈，境外业务表现亮眼。2023年公司境内煤电业务实现利润总额4.33亿元，去年同期亏损173.25亿元，度电利润0.001元/kwh，较去年同期增加0.049元/kwh。主要得益于燃煤价格大幅回落，2023年，公司煤炭采购均价（包括运输成本、其他税费）同比降低115.78元/吨，境内火电厂售电单位燃料成本为326.43元/兆瓦时，同比下降12.38%。辅助服务收入方面，2023年公司调峰/调频辅助服务电费分别净收入22.23/4.95亿元，预计随着容量电价和辅助服务市场机制的推进，公司煤电板块盈利稳定性将进一步提高。境外业务方面，23年新加坡业务实现税前利润43.55亿元，同比增加24.77亿元，巴基斯坦业务实现利润总额6.05亿元，同比增加0.09亿元。 风光装机规模快速增长，有望继续维持高增。截至2023年底，公司可控发电装机容量为135.66GW，其中低碳清洁能源占比31.24%。2023年，公司新增并网可控发电装机容量10GW，其中风电新增装机容量2.03GW，太阳能新增装机容量6.83GW，合计占比达88.55%。受风电的平价项目增加、承担的电力系统调峰调频等因素影响，风电税前利润59.13亿元，同比减少3.22亿元；太阳能发电税前利润为20.44亿元，同比增加8.96亿元。随着光伏、风电上游价格下降，我们预计公司新能源项目的建设成本有望下降、建设速度有望加快。 投资建议与估值：我们预计公司2024-2026年营业收入分别为2570.8亿元、2635.4亿元、2686.6亿元，增速分别为1.1%、2.5%、1.9%，归母净利润分别为135.4亿元、147.4亿元、164.2亿元，增速分别为60.4%、8.8%、11.4%，维持“增持”评级。 风险提示：煤炭价格波动风险、电价下调风险、风电、光伏新增装机不及预期等。

事件： 公司发布2023 年年报，全年实现营收 2544 亿元，同比增长 3.1%；实现归母净利润 85 亿元，同比增长 214%；此外，公司公告 2024 年利润分配派发现金红利 0.2 元/股（含税），现金分红比例达 57%。 燃料成本下行和电量增长助力火电扭亏， 4Q23减值较多拖累业绩。（ 1）电量：2023 年公司完成上网电量 4478.56 亿千瓦时，同比增长 5.3%， 受全国水电减发、大范围持续高温和寒潮影响， 火电发挥顶峰保供作用，煤机/燃机发电量同比分别+3.3%/+5.2%；（ 2）单位燃料成本： 2023年国内煤炭价格中枢下移， 公司单位燃料成本为 326.43 元/兆瓦时，同比下降 12.4%；（ 3）电价： 公司上网结算电价为 508.74元/兆瓦时，同比下降 0.23%， 市场化交易电量比例为 88.4%； 2023 年公司燃煤板块实现利润总额 4.3 亿元（去年同期 173 亿元），实现扭亏为盈，公司共计提 29.7 亿元资产减值（4Q23 计提 28.9 亿元）， 主要系热电联产机组固定资产减值较多。 辅助服务收入不断提升， 大士能源收入实现稳定增长。 2023年公司加快机组灵活性改造， 完成白杨河 7 号和应城热电 2 号等机组灵活性改造项目， 全年实现调峰/调频辅助服务电费净收入 22.2/4.95亿元； 2023年新加坡大士能源/巴基斯坦实现利润总额 43.6/6.1 亿元，同比分别增利 24.8/0.09 亿元。 新能源装机持续扩大， 风电利润受平价项目和调峰成本增加影响下滑。 公司加快推进绿色低碳发展， 2023 年公司新增并网新能源装机容量 8.86GW，风电/光伏分别新增 2.03/6.83GW， 全年发电量同比分别+16.1%/+81.7%。风电/光伏板块分别实现税前利润 59.1/20.4亿元，同比分别-3.2/+8.9亿元， 风电板块利润下滑主要系公司平价项目增加， 调峰调频成本增加。 盈利预测与投资建议。 预计公司 24-26年归母净利润分别为 121亿元/138亿元/154 亿元，对应 EPS 分别为 0.77/0.88/0.98元。 根据分部估值法，加总可得公司目标市值为 1720 亿元， 对应目标价 10.96 元，维持“买入”评级。 风险提示： 煤价电价波动风险，新能源发展不及预期风险。

2024年 3月 19日晚间公司披露 23年年报， 23全年实现营收2543.97亿元，同比+3.1%； 归母净利润 84.5亿元，同比+214.3%。其中， 23全年共计提 29.7亿元资产减值损失，或为业绩主要拖累因素。 经营分析 量：公司 23全年实现上网电量 4478.6亿千瓦时（同比+5.3%），其中煤电/气电上网分别为 3758/277.1亿千瓦时（分别同比+3.3%/+5.2%）；新能源（风电+光伏）合计上网 427.5亿千瓦时（同比+27.9%），占比升至 9.5%（同比+1.6pct）。 电量结构持续绿色化，往后看火电定位进一步转向顶峰保供及支撑调节（23年辅助服务已有合计净收入 27.2亿元）。 价： 市场煤价下行， 23年煤机燃料成本下降至 0.326元/KWh（同比-12.4%）。 随着煤价下行、 新能源电量占比提升等因素综合影响， 23年平均结算电价为 0.509元/KWh，同比-0.2%。 往后看， 煤电容量电价有望形成平均电价支撑。 风光装机扩大，热电联产机组持续减值。 23全年公司新增风电/光伏装机分别为 203.3万千瓦、 682.6万千瓦，符合预期。 23年公司共计提 29.7亿元资产减值，其中 25.5亿元固定资产减值主要涉及山东、安徽省内的热电联产机组，主因转型政策要求、成本端承压；其余 4.2亿元中包括 2.95亿元商誉减值等。往后看，逐步淘汰老旧机组后在运资产总体质量将得到提升。 分红方案发布，增强股东回报。 公司公告派发现金红利 0.2元/股，现金分红比例达 57.1%。往后看，随着火电公用事业属性提升，盈利确定性有望增强，带来稳定分红预期，利好股东回报。 盈利预测、估值与评级 随着火电盈利修复、绿电装机兑现，驱动公司业绩增长，预计 公 司 2024~2026年 分 别 实 现 归 母 净 利 润134.8/160.98/182.7亿元， EPS 分别为 0.86/1.03/1.16元，对应 PE 分别为 11倍、 9倍和 8倍，维持“买入”评级。 风险提示 各类电源装机及电量不及规划预期、煤价下跌不及预期、电价下跌超预期风险等。

事件： 公司发布 2023年年报， 全年实现营收 2543.97亿元，同比增长 3.11%； 实现归母净利 84.46亿元（扣非 56.11亿元），同比增长 214.33%（扣非同比增长 159.56%）。 23Q4单季度实现营收 630.75亿元，同比增加 0.48%；实现归母净利润-41.18亿元（扣非-37.84亿元）。 利润分配方案为每股派发现金红利 0.2元（含税）。 煤电扭亏为盈，财报质量大幅提升。 分板块来看，全年煤电盈利 4.33亿元，相较 2022年亏损 173.25亿元实现扭亏为盈，主要受益于全年煤价波动下行；燃机盈利 7.77亿元 ，同比增长 35.08%； 风电盈利 59.13亿元，同比减少 5.16%；光伏盈利 20.44亿元，同比增长 78.08%，主要受益于装机、电量增长 ；大士能源盈利 43.55亿元，同比增长 131.9%。 报告期公司毛利率、净利率分别为 12.12%、 3.57%，同比+9.08pct、 +7.66pct； 期间费用率 6.72%， 同比-0.13pct； ROE(加权)11.25%，同比+29.75pct。 报告期，公司有 28.34亿的非经常性收益，主要是转让四川公司（水电） 49%股权实现19.96亿元投资收益。 公司全年计提减值 30.99亿元，同比增加 3.19亿元，拖累全年盈利水平 。 在业绩扭亏为盈背景下，公司负债率有所改善、经营现金流也得到大幅提升 ： 报告期公司资产负债率 68.33%，同比-6.49pct。 报告期公司经现净额 454.97亿元，同比增加 39.91%。 24年以来煤价持续下行， 煤电盈利仍有提升空间。 报告期公司境内合并报表口径累计完成上网电量 4478.56亿千瓦时，同比增长5.33%；其中煤机/燃机/风电/光伏上网电量分别为 3758/277/318/109亿千瓦时 ，同比分别+3.27%/+5.15%/+16.14%/+81.67%。风电 、光伏装机增长带动发电量提升。 平均上网结算电价为 0.51元/千瓦时，同比下降 0.23%，基本保持稳定 。 公司全年煤电业务实现扭亏 ，但相对 93GW 的装机， 整体盈利水平仍处于较低水平，利润总额 4.33亿元 ， 对应度电盈利仅为 0.001元。 2024年以来煤价持续下行， 年初至 3月 19日，秦港 5500大卡动力煤均价 912元/吨， 同比下跌224元/吨； 3月 19日，秦港 5500大卡动力煤 855元/吨，同比下跌 253元/吨。 目前供暖季结束进入需求淡季，在电厂库存处于高位 、以及水电和新能源挤压煤电出力的背景下 ，我们预计市场煤价仍有下行空间，有望带动长协煤占比增加以及煤电盈利持续提升。 全年风光新增装机 9GW， 24-25年装机有望加速。 公司全年新增新能源装机 8.86GW（同比增长 46%），其中风电 2.03GW、太阳能 6.83GW。截至 2023年末 ，公司新能源累计装机 28.61GW（同比+44%），占总装机容量的 21%。考虑燃机 、水电等其他清洁能源，低碳清洁能源装机占比达到 31%，装机结构不断优化 。公司目前煤电装机占比仍然较高，响应集团及国资委能源转型要求的积极性强 。随着风电 、光伏上游价格下降 ，我们预计2024-2025年新增装机加速至年均 10GW 左右。 估值分析与评级说明： 预计公司 2024-2026年归母净利润分别为 142.50亿元、 157.64亿元、 173.16亿元，对应 PE 分别为 10.1倍、 9.1倍、 8.3倍，维持“推荐”评级。 风险提示： 煤价超预期上涨的风险；新能源开发进度不及预期的风险；上网电价下调的风险。

事件：公司发布2023年业绩预告，2023年公司实现归母净利润80-90亿元，同比2022年实现扭亏为盈；单Q4看，Q4实现归母净利润-45.6~-35.6亿元，22Q4实现归母净利润-34.5亿元。受减值拖累+Q4煤价环比上升，Q4业绩不及预期：截至2023年12月29日，动力煤秦皇岛港5500价格为921元/吨，同比-21.85%，受益于动力煤价格的回落，公司2023年全年实现归母净利润80-90亿，同比实现扭亏，单Q4来看，实现归母净利润-45.6~-35.6亿元，同比22Q4-34.5亿元无改善，我们估计主要因减值拖累影响。回顾火电板块Q4业绩，我们判断公司受到减值影响大于行业平均水平，2023年或为公司计提折旧大年，2024年的减值风险或小幅下降。边际变化一动力煤旺季不旺，23年11月-24年1月维持900-950元/吨：截至2024/1/31，动力煤秦皇岛港5500大卡价格901元，同比-24%，相比11月、12月环比下行。在当前电价水平下，我们预计动力煤市场价在800-850元/吨为电厂盈亏平衡点。 考虑到11月-次年1月通常为供暖季的动力煤需求旺季，当前煤价同比-24%，远大于2024年电价长协的下跌幅度（我们估计电价长协多同比下降1-5%）；因此火电板块24年业绩同比进一步改善基本确定。边际变化二我们估计2024年电价长协基本确定除广东外多同比下降1-5%。23年7月以来市场对电价的悲观预期基本出尽，随着23年12月-24年1月以来安徽、江苏、广东、上海、浙江等地24年年度交易电价的落地，考虑容量电价后综合电价除广东外多微降几厘/度，更有江苏、河北等地同比微升几厘/度，2024年长协电价落地。边际变化三市场担忧Q4火电板块大幅计提资产减值损失，随着火电行业陆续披露业绩预告，减值风险担忧落地。我们梳理主流火电公司2023年业绩预告，受减值风险由低到高排序（按照Q4业绩偏离电煤差预测）：申能股份<浙能股份、皖能电力、华电国际、国电电力、粤电力<华能国际，华能国际受减值风险影响较大。盈利预测与投资评级：我们预计2023-2025年公司归母净利润为86.01亿元、119.33亿元、137.63亿元，同比增长216%、39%、15%，对应PE为16、11、10倍，维持“买入”评级。风险提示：电力需求超预期下降的风险，减值风险等