事件描述公司发布 2023年年度报告： 2023年公司实现营业收入 1809.99亿元，同比减少 7.02%；实现归母净利润 56.09亿元，同比增长 104.41%。 事件评论 火电主业延续修复，担当经营业绩基石。2023年公司煤电完成发电量 3710.05亿千瓦时，同比减少 3.88%，电量同比回落主因系 2022年 9月宁夏资产转让影响，实际上公司煤电利用小时数同比增长 13小时至 5210小时，处于行业绝对领先水平。电价方面，公司 2023年煤电电价较基准价上浮 20.66%，因此公司煤电平均上网电价达到 461.28元/兆瓦时，与 2022年基本持平。成本方面，公司全年共采购原煤 1.84亿吨，其中长协煤占比 94%，入炉标煤单价 934.96元/吨，同比下降 43.82元/吨。在收入维持高位而成本回落的影响下，公司火电主业经营业绩延续修复，但由于公司对部分电厂进行减值测试，共计提资产减值 9.47亿元，限制了火电的业绩表现。 整体来看， 在成本端煤价显著回落影响下， 公司火电净利润达到 85.25亿元，同比增长 127.11%，公司火电业务度电净利已经达到 0.023元/千瓦时， 公司火电业务归母净利润达到 30.70亿元， 同比增长 317.50%。 电价提升缓解来水压力， 水电业绩表现优异。 2023年虽然受偏枯来水影响，公司水电发电量为 550.97亿千瓦时，同比减少 1.79%，但在四川省电力供需偏紧的影响下，公司水电上网电价达到 245.7元/兆瓦时，同比增长 4.15%。水电电价的增长缓解了来水的压力，因此公司 2023年水电毛利同比提升 1.04亿元，但公司水电净利润为 24.89亿元，同比提升 6.13亿元，增幅达 32.68%，水电净利润更高增速主因系公司管控财务费用的影响。 由于公司 2022年 10月完成国家能源集团持有的大渡河 11%股权交割， 公司水电权益比例有所提升，因此公司 2023年水电业务归母净利润达到 18.54亿元，同比增长 51.47%。 减值限制新能源业绩表现， 摆脱察哈素拖累增强确定性。 2023年，公司新能源控股装机增长 724.57万千瓦，新能源装机达到 1783.51万千瓦。新能源装机的快速扩张拉动电量维持稳健增长，新能源全年发电量同比增长 30.08%。但公司对应收账款中国网宁夏电力等部分省份新能源补贴全额计提减值，分部信用减值达到 7.24亿元，但也降低了后续的减值压力，此外，公司对部分资产进行评估计提 5.29亿元资产减值，因此公司 2023年新能源实现归母净利润 17.49亿元，同比减少 23.49%。此外，由于察哈素煤矿 2023年长期停产，公司控股 50%的国电建设 2023年亏损 4.9亿元，同比大幅减少 156.01%。 在火电及水电业绩修复的拉动下， 公司全年实现归母净利润 56.09亿元， 同比增长104.41%。为应对察哈素煤矿的停产问题，公司拟将国电建设股权出售给集团，交易价格拟定为 67.39亿元， 增值率 186.52%， 察哈素的出表将提升公司未来业绩增长的确定性。 投资建议：公司 2023年拟合计分红 21.40亿元，分红率为 38.16%。根据最新财务数据，我们预计公司 2024-2026年 EPS 分别为 0.67元、 0.55元和 0.60元，对应 PE 分别为7.40倍、 9.05倍和 8.27倍。维持公司“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: 2024年 4月 15日， 国电电力发布 2023年年报： 2023年公司实现收入1810.0亿元， 同比-7.0%， 实现归母净利润 56.1亿元， 同比+104%（调整后）； 2023Q4实现收入 432.9亿元， 同比-9.9%， 实现归母净利润-0.2亿元， 上年同期为-22.5亿元。 分红： 2023年公司拟派发现金红利 0.07元/股（含税）， 合计 12.5亿元，加上 2023年年中分红， 全年合计分红 21.4亿元， 占归母净利润比重38.16%。 投资要点: 水电+火电业绩改善拉动公司 2023年业绩大增。 2023年公司收入同比-7.0%， 一是 2022年转让宁夏区域公司， 2023年不再纳入合并范围； 二是煤炭板块收入同比-69%（或系国电建投公司停产）。 2023年公司归母净利润同比+104%， 其中煤电/水电/风电/光伏分别为30.7/18.5/10.1/7.4亿元， 分别同比变化+318%/+51%/-50%/+166%，煤电业绩大幅改善拉动公司业绩大增。煤电业绩改善，一是因为 2023年煤电板块减值损失绝对额合计为 9.4亿元， 2022年为 35亿元； 二是煤电业绩修复。 若不考虑减值， 2023年公司煤电净利润（100%权益口径）94.7亿元， 同比+31%， 度电净利 2.6分/KWh， 同比+0.7分/KWh。 此外， 2023年公司水电归母净利润同比+51.5%， 或系上网电价同比+1分/KWh（上网电量同比-1.8%）。 参控股火电业绩修复+减值减少+营业外支出减少等， 助力 2023Q4业绩修复。 2023Q4公司归母净利润大幅减亏， 主要原因或有四： 一是投资净收益为 4.8亿元， 同比增加 11.3亿元， 或是参股的火电公司等业绩改善； 二是减值损失绝对额合计为 19.5亿元， 同比减少 17亿元； 三是营业外支出为 2.6亿元， 同比减少 21.5亿元； 四是公司主业业绩改善， 如 2023Q4煤电业务受益煤价下降， 业绩或有修复。 减值或影响风电业绩， 2024年规划新增风光装机 8.6GW。 2023年公司风电/光伏归母净利润 10.1/7.4亿元， 同比-50%/+166%。 我们认为 2023年风电业绩同比下降主要是因为减值， 2023年新能源业务减值损失绝对额合计为 12.5亿元， 同比增加 12.9亿元。 电价上，2023年风电/光伏分别为 0.502/0.481元/KWh， 同比-7%/-8%， 我们认为或是平价项目增加所致。 2023年底公司风电/光伏新增装机1.8/5.4GW， 合计 7.2GW， 达到全年目标额的 91%。 2023年公司获取新能源资源量 16.7GW， 核准备案 15.3GW， 开工 8.5GW。 2024年公司规划获取新能源资源超过 14GW， 核准 12GW， 开工 8.3GW，投产 8.6GW。 拟转让国电建投公司， 2024年公司业绩确定性有望进一步提升。 为降低察哈素煤矿复产时间不确定性对公司带来的持续影响， 提高公司资产质量及盈利能力， 公司拟向控股股东国家能源集团全资子公司西部能源公司， 非公开协议转让公司持有的国电建投 50%股权。 2023年国电建投公司净利润-4.9亿元， 转让后有望增厚公司业绩。 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 78.1/86.9/95.6亿元， 对应 PE 分别为 11/10/9倍。 展望 2024年， 公司煤电业绩有望继续修复； 水电来水有望修复， 拉动业绩改善； 国电建投公司若完成转让，公司煤炭业绩有望减亏， 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； 电价下降； 行业竞争加剧； 减值风险； 国电建投公司转让进度不及预期。

全年业绩同比高增，加权 ROE 升至 12%。公司发布 2023年报，全年实现营收 1810亿元（同比-7.0%）；归母净利润 56.1亿元（同比+98.8%），其中火电 30.7亿元（度电盈利 2.4分、上年同期盈利 1分，标煤 935元/吨、长协煤占 94%）、水电 18.5亿元（同比+51.5%，上年同期计提 2.9亿元减值）、绿电 17.5亿元（同比-23.5%，计提 12.5亿元减值）。受益于火电、水电盈利改善，2023年末公司加权 ROE 同比提升 5.7个百分点至 11.8%，其中火电 ROE 为 8.5%。 全年新增装机 8.2GW，实际完成资本开支 724亿元。2023年新增控股装机 8.2GW，其中火电 0.96GW、风电 1.83GW、光伏 5.41GW，累计控股装机增至 106GW，对应权益装机 58.77GW。2023年实际完成资本开支 724亿元（年初预期 618亿元），预计 2024年资本开支780亿元。全年派发现金红利 21.4亿元，约为归母净利润的 38.2%。 火电盈利持续稳定修复，期待水电、绿电投产助力业绩增长。公司长协煤高履约率有效平滑市场煤价波动，容量电价也已落地，看好火电盈利持续增长。水电方面，大渡河流域在建双江口等四座电站将于 2025年前后投产，测算全投产后可增加净利润 8亿元（2023年水电净利润为25亿元）；绿电方面，十四五拟新增风光 35GW，2021-2023年已投产 11.4GW，期待后续绿电装机加速建设投产。拟以 67.39亿元转让国电建投 50%股权、消除察哈素煤矿不确定影响（2.9倍 PB）。 盈利预测与投资建议。预计公司 2024~2026年归母净利润分别为77.36、86.16、100.71亿元，按最新收盘价对应 PE 分别为 11.90、10.68、9.14倍。公司水电绿电高成长，根据股份增持公告大股东拟增持 3~4亿元彰显发展信心。参考同业估值水平，给予公司 2024年 14倍 PE 估值，对应 6.07元/股合理价值，维持“买入”评级。 风险提示。煤价持续上行；新能源项目建设、利用小时不及预期风险。

事件：国电电力发布2023年报。报告期内公司实现营业收入1809.99亿元，同比-7.02%，归母净利润56.09亿元，同比+104.41%，扣非归母净利润48.70亿元，同比+97.78%，净利率6.61%，同比+3.05pct，每股现金分红0.12元（含中期分红），分红比例共计38.16%。截至2023年末公司控股装机规模105.58GW（火电/水电/风电/光伏各72.79/14.95/9.29/8.54GW），完成上网电量4298.38亿度（火电/水电/风电/光伏各同比-4.2%/-1.8%/+12.5/+163.4%）。结合公司经营数据，我们点评如下：点评：火电利润大幅提升，绿电业绩受减值影响。2023年公司火电/水电/风电/光伏板块分别实现归母净利润30.70/18.54/10.06/7.43亿元，同比+23.35/+6.30/-10.01/+4.64亿元。1）火电板块，入炉标煤单价934.96元/吨，同比-43.82元/吨，按照煤耗294.19克/度测算度电燃料成本同比-0.013元/度，火电板块毛利率同比提升2.25pct至9.52%，度电毛利约0.042元/度，同时减值金额明显下降，主要子公司北京国电电力2023年实现归母净利润43.88亿元，同比+34.85亿元。2）水电板块，综合上网电价同比+4.15%冲抵来水偏枯影响，主要子公司大渡河水电2023年实现归母净利润17.94亿元，同比+2.42亿元。3）绿电板块，2023年新增装机7.25GW（风电1.83GW、光伏5.41GW），但由于计提信用/资产减值7.24/5.29亿元，压制业绩释放；其中信用减值主要系应收账款回收影响。 此外，由于资金成本下降及宁夏区域公司出表，公司2023年财务费用同比-8.40亿元。 展望：绿电持续高速扩张，拟转让国电建投规避察哈素煤矿盈利不确定性。2023年公司全年获取新能源指标16.74GW、核准备案15.29GW、开工8.54GW；且2024年计划资本开支779.87亿元中312.27亿元将用于绿电项目开发，全年计划开工8.3GW、投产8.6GW，扩张进一步加速。此外，由于察哈素煤矿临时停产，约减少公司2023年归母净利润10亿元，考虑到复产时间不确定性，公司拟将国电建投（煤矿在其旗下）50%股权转让，煤炭业务盈利风险得以出清。 盈利预测：维持“增持”评级。我们调整公司2024-2026年归母净利润分别为77.82、89.94、96.84亿元，分别同比+38.7%、+15.6%、+7.7%，对应4月16日收盘价PE估值分别为11.8x、10.2x、9.5x。 风险提示：动力煤价格大幅上行、原材料价格上行增加风机与光伏组件成本、市场化交易导致电价波动风险、宏观经济风险

事件： 公司发布2023 年年报，实现营收 1810 亿元，同比减少 7.0%；实现归母净利润 56.1亿元，同比增加 104.4%。 Q4单季度实现营收 433亿元，环比减少 12.3%，归母净利润亏损 0.2 亿元，环比减少 26.6 亿元，主要系 Q4 公司计提资产减值损失 15.4 亿元所致。 燃料成本稳中有降，火电业绩显著提升。 报告期内，公司火电板块实现净利润85.3 亿元，实现归母净利润 30.7 亿元。报告期内公司火电控股装机新增 95.9万千瓦，煤机利用小时数较去年同期上升 13 小时，共完成发电量 3729 亿千瓦时，同比下降 4%；电价方面，煤机平均上网电价达 461.3 元/兆瓦时，较去年基本持平。 燃料成本方面，受益于煤炭供需持续宽松，公司长协煤总量 1.74亿吨，约占 94%， 入炉标煤单价 934.96元/吨，同比下降 43.82元/吨，降幅达 4.5%。 新能源装机高增， 带动新能源板块发展。 报告期内，公司风光实现净利润 22.3亿元，实现归母净利润 17.5亿元。报告期内新能源控股装机增加 724.6万千瓦，其中风电增加 183 万千瓦，太阳能光伏增加 541 万千瓦， 受新能源装机增加影响， 报告期内公司风电发电量/上网电量同比分别+13.1%/+12.5%， 光伏发电量同比分别+156%/163%； 电价方面，公司风电板块平均上网电价 501.93元/兆瓦时，同比下降 7.4%；光伏板块平均上网电价 480.88元/兆瓦时，同比下降 8.2%。 财务费用率下降，销售净利率同比+3.1pp。 报告期内公司财务费用降至 67.1亿元，其中利息支出 67.9亿元，同比减少 8.5亿元，公司财务费用率降至 3.7%，同比下降 0.2pp，财务费用下降主要系（1）公司资金成本下降；（2） 宁夏区域公司本期不再纳入合并范围所致。 盈利预测与投资建议。 预计 2024-2026 年公司归母净利润分别为 72.3/82.2/92.3亿元。 考虑到公司具有火电成本优势，各业务协同效应显著，给予公司 24年火电/水电/风光/煤炭 1.2PB/13.0PE/17.0PE/1.2PB，预计总市值为 1115.4 亿元，目标价为 6.25 元，维持“买入”评级。 风险提示： 煤价上行风险，新能源发展或不及预期，水电投产或不及预期

事件：公司发布2023年年度报告。报告期内，公司实现营业收入1809.99亿元，较上年同期减少7.02%；归属于上市公司股东的净利润为56.09亿元，同比增长104.41%；基本每股收益为0.314元/股。单季来看，公司2023Q4实现归母净利润-0.16亿。2023年公司归母净利润同比提升104.41%，主要系燃料价格、财务费用、资产减值损失均较上年同期下降，且宁夏区域公司本期不再纳入合并范围。 装机规模持续扩张，发电量价齐升。截至2023年公司控股装机容量10557.97万千瓦，其中火电/水电/风电/光伏装机分别为7279.4/1495.06/929.33/854.18万千瓦。 公司2023年全年完成发电量4526.38亿千瓦时，其中上网电量4298.38亿千瓦时，较2022年同比分别下降2.31%和2.43%；剔除2022年9月转让宁夏区域火电资产影响，分别同比提升3.67%和3.37%。2023年平均上网电价437.78元/兆瓦时，参与市场化交易电量3967.08亿千瓦时，占上网电量的92.29%。市场化电量电价溢价62.63元/兆瓦时，较上年改善0.84元/兆瓦时，煤机电价较基准价上浮20.66%。 火电降本增效，盈利能力显著提升。2023年火电板块实现净利润85.25亿元，同比提升127%。火电燃料成本进一步下行，2023年全年共采购原煤1.84亿吨，其中长协煤总量1.74亿吨，占比94%，入炉标煤量1.13亿吨，入炉标煤单价934.96元/吨，同比下降43.82元/吨，降幅4.48%。火力发电机组平均供电煤耗为294.19克/千瓦时，较上年下降0.89克/千瓦时。伴随容量电价实施，整体盈利能力趋于稳健。 水电有望修复，新能源加速发展。2023年公司水电板块净利润24.89亿元，同比提升33%。水电全年上网电量546.6亿千瓦时，同比-1.82%，预期2024年基本面好转。2023年风电及光伏板块净利润22.30亿元。新能源成长提速，2023年公司新能源控股装机容量增加724.57万千瓦，风电/光伏上网电量为182.14/57.48亿千瓦时，分别同比+12.54%/163.38%。 投资建议。公司作为全国电力龙头，具备成本优势，火/绿/水业务有望多点开花，且公司公告拟向股东国家能源集团全资子公司非公开协议转让持有的国电建投50%股权，减少察哈素煤矿的不确定性影响，增长可持续。预计公司2024-2026年营业收入分别为1907.17亿元、1983.01亿元和2072.58亿元，同比增长5.37%/3.98%/4.52%；归母净利分别为82.11/92.44/108.45亿元，对应2024-2026年EPS分别为0.46/0.52/0.61元，PE分别为11.6/10.3/8.8。 风险提示：装机速度不及预期；电力市场改革、绿电交易等行业政策推进不及预期；上游原材料涨价。

国家能源集团旗下发电龙头，水火风光协同发展。公司是国家能源集团旗下的常规能源整合平台，采用自主投产和集团注资相结合的方式进行扩张。2023年，公司控股装机容量共计10563.73万千瓦，其中火电7279.4万千瓦，水电1495.06万千瓦，风电929.33万千瓦，光伏859.94千瓦。 公司火电售电收入占营业收入比例较高，新能源售电业务占营业收入和净利润的比例逐年上升，合营联营企业盈利水平总体回升。近年大量减值在对公司的净利润造成一定影响的同时也夯实了资产质量。公司负债水平相对稳定，且经营性净现金流表现良好，有望维持稳定高分红。公司注重股东回报。2022年现金分红比例63.14%，创2018年以来新高，2023H1实施半年度权益分派。 煤电一体化优势显著，电力市场化改革有望增厚利润。资产质量：公司在2010年被确立为集团常规能源发电业务整合平台以及2019年与中国神华成立合资子公司后，装机容量大幅上升。2020-2022年公司与国家能源集团进行了四次资产置换，资产质量得到显著优化。当前公司控股火电装机容量位居全国第二，公司火电机组性能优良，供电煤耗较低，大容量机组占比高，经过数次减值后火电资产质量扎实。成本：公司背靠国家能源集团煤炭供应，煤电一体化优势显著，2022年公司长协煤比例提升到97%；2022年公司每兆瓦时燃煤成本仅为296.5元，相较于可比公司的燃煤成本低约100元/兆瓦时，高长协覆盖率、低且稳定的燃料成本优势有助于公司火电板块的稳健经营。电价：“十四五”期间我国电力供应预计维持紧平衡，公司火电机组在东部沿海省份重点布局，充分享受电力市场化改革带来的电价上涨红利，同时公司的火电板块有望通过辅助服务和容量电价获益。 弃水改善、电量增长，水电板块盈利仍有提升空间。截至2023Q1-3，公司已投产水电装机容量1495.06万千瓦，主要布局在大渡河（1173.5万千瓦）、开都河（51万千瓦）及伊犁河（46万千瓦）；同时公司尚有394.65万千瓦在建水电机组，其中双江口（200万千瓦），金川（86万千瓦）预计在2024年底装机投产。公司的核心水电资产集中于大渡河流域，“十四五”川内用电需求高速增长以及外送特高压电网的打通，预计将提升公司的水电利用小时数，同时对水电电价形成较强支撑，在量、价两方面提升公司水电的盈利能力。 “十四五”风光装机快速提升，新能源贡献新的利润增长点。公司积极向新能源转型，规划“十四五”期间新增风光机组3500万千瓦。截至2023年，公司控股新能源装机容量为1789.27万千瓦，其中风电929.33万千瓦，光伏859.94千瓦，按照公司规划，2025年清洁能源控股装机量占比将达到40%。公司常规能源分布广泛，并积极通过火电灵活性改造和水电的抽蓄调峰能力获取新能源项目。 盈利预测与投资评级：相比于同行业内火电公司，公司在行业地位、股东背景、资产质量、业务发展等多方面处于相对领先优势位置。1）行业地位：公司作为五大发电集团之一的核心常规能源上市公司，火电装机位居市场第二位，体量庞大；2）股东背景：公司背靠国家能源集团，作为全球规模最大的煤炭生产公司，其煤炭供给保障较强，火电板块成本端管控能力突出；3）资产质量：公司火电机组以60万千瓦以上的大机组为主，质地较优，且技改投入多调节能力强；4）业务发展：公司已经实现以煤电发电为主，水风光多业务板块协同发展格局，稳健经营的同时又具装机增长潜力。 我们预测公司2023-2025年归母净利润分别为57.62/75.15/88.06亿元；EPS分别为0.32/0.42/0.49元/股；对应PE分别为14.80/11.34/9.68倍。首次覆盖给予“买入”评级。风险因素：煤炭长协价格大幅上调或长协履约情况不及预期；电力市场化改革推进不及预期，年度交易电价超预期下行；新能源项目建设不及预期。

国电电力发布2023年业绩预告，预计2023年实现归母净利润53-58亿元，比增长92.92%-111.12%润；扣非归母净利润45-53亿元，同比增长82.54%-114.99%。 受益于燃料价格下行，公司公司23年年业绩快速修复。公司全年业绩增长主要受益于燃料价格同比下降，煤电盈利修复，绿电装机快速增长，上网电量稳步提升。其中，2023Q4预计实现归母净利润-3.24至1.76亿元，同比增长85.6%-107.8%；扣非归母净利润-8.2至-0.2亿元，同比增长44.1%-98.7%。 Q4业绩环比下行的原因，可能与费用提升、电价下行和减值等因素有关。 火电电量稳健增长，Q4电价电价略有下行。2023年公司累计完成发电量4526.40亿千瓦时，同比-2.31%；上网电量4298.40亿千瓦时，同比-2.43%。剔除转让宁夏火电资产的影响，发电量和上网电量分别同比增长3.67%和3.37%。 2023年全年，公司净增火电装机95.9万千瓦，火电上网电量3512.2亿千瓦时，同比+2.76%。其中，Q4火电上网电量877.09亿千瓦时，同比+5.35%，环比-9.55%。2023Q4，公司上网电价环比略有下降，为436.34元/兆瓦时，全年平均上网电价为437.82元/兆瓦时（2023Q1-3为438.31元/兆瓦时）。 新能源上网电量持续高增，贡献业绩增量。2023年全年，公司风电上网电量182.13亿千瓦时，同比+12.53%；光伏上网电量57.47亿千瓦时，同比+163.39%。其中，Q4风电上网电量48.51亿千瓦时，同比+6.83%；光伏上网电量17.76亿千瓦时，同比+177.63%。2023年公司新增风光装机730.33万千瓦，略低于800万千瓦的目标，预计2024年风光装机将提速。 盈利预测与估值。公司与神华集团为兄弟公司，长协煤供应有保障，成本优势显著。在2024年煤价走势不确定的情况下，公司业绩稳定性更强；厄尔尼诺周期延续预计带来来水改善，2025年川渝特高压投产有望缓解水电消纳问题；新能源装机快速增长，公司业绩有望持续放量。考虑四季度减值较多，调减公司2023-2025年归母净利润预期至54.54、63.44、70.25亿元，分别同比增长93.1%、16.3%、10.7%，当前股价对应PE分别为14.3x、12.3x、11.1x，维持“强烈推荐”评级。 风险提示：燃料成本波动风险、上网电价波动、新能源扩容进度不及预期等。

事件： 公司发布 2023 年三季报。 第三季度公司实现营收 491 亿元，同比下降 11%； 实现归母净利润 26.5 亿元，同比下降 1.8%；实现扣非归母净利润 26 亿元，同比增长 41%。点评：电价、煤矿等综合影响下， 三季度公司营收同比有所下降电量方面，在可比口径下，三季度火电上网电量同比下降 4.6%； 三季度来水明显改善，水电上网电量同比增长 25%（其中国能大渡河同比增长30%）； 装机增长带动电量提升，三季度风光上网电量分别同比增长16%、 120%。电价方面， 综合电价同比下降 2.9%至 411 元/兆瓦时。此外，公司此前公告， 控股子公司国电建投公司所属察哈素煤矿，因正在办理采矿许可证，按照属地政府有关要求临时停产。 综合来看， 三季度公司实现营收 491 亿元，同比下降 11%。燃料成本同比下行，三季度扣非归母净利同比增长 41%成本端，秦皇岛港动力末煤（ 5500K）平仓价今年 6 月至 8 月均值约 824元/吨，较 3 月至 5 月均值下降 20%， 我们预计公司燃料成本或进一步下行。 期间费用方面，三季度公司期间费用约 24.34 亿元，同比基本持平，其中财务费用有所下降、管理费用和研发费用有所提升。此外，投资收益方面，公司三季度对联营企业和合营企业的投资收益约 5.57 亿元。综合来看，公司实现归母净利润 26.5 亿元，同比下降 1.8%； 实现扣非归母净利润 26 亿元，同比增长 41%，主要系燃料价格同比下降等。项目建设持续推进，前三季度新增新能源控股装机 3.2GW上半年公司获取新能源资源量 1500.95 万千瓦，完成核准或备案新能源容量 1175.16 万千瓦，其中风电 200.63 万千瓦，光伏 974.54 万千瓦。前三季度公司新能源控股装机容量增加 316.65 万千瓦。截至 9 月 30 日，公司合并报表口径控股装机容量 10150.05 万千瓦，其中：火电 7279.40 万千瓦，水电 1495.06 万千瓦，风电 827.07 万千瓦，光伏 548.52 万千瓦。 投资建议：考虑到公司三季报业绩情况及煤价、 电价等变动情况，预计公司 2023- 2025 年归母净利润为 74、 92、 106 亿元，对应 PE 9、 7、 6 倍，维持“买入”评级。 风险提示： 新增装机不及预期、补贴兑付节奏大幅放缓、行业竞争过于激烈的风险、行业技术进步放缓、煤炭价格大幅上升、电价下调的风险、下游需求低于预期等

事件： 公司发布 2023年三季度业绩报告。 2023年前三季度， 公司实现营业收入 1377.10亿元，同比下降 6.08%；实现归母净利润 56.24亿元， 同比增长 12.88%；扣非归母净利润 53.20亿元， 同比增长 35.48%，基本每股收益 0.315元。 单季来看，公司 2023Q3实现营收 490.56亿，同比下降11.27%；实现归母净利润 26.46亿元，同比下滑 1.76%，扣非归母净利润26.03亿，同比增长 40.59%。 业绩符合预期， 盈利能力持续提升。 公司业绩受到去年同期转让的宁夏区域公司本期不再纳入合并范围，但扣非归母净利润保持较高增速， 实际整体业绩符合预期。 一方面，燃料价格同比大幅下降，火电成本持续改善。 另一方面， 公司发电量持续提升，前三季度和 Q3单季公司发电量分别为3387.82/1316.39亿千瓦时，可比口径同比分别提升 3.19%/1.26%。前三季度平均上网电价 438.31元/兆瓦时，同比提升 2.92元/兆瓦时。此外， 公司财务费用 16.74亿，同比下降 13.8%， 公司盈利能力持续提升。 新能源装机提速，水电 Q3发电量明显提升。 前三季度公司风电/光伏上网电量分别为 133.61/39.71亿千瓦时，同比分别提升 14.75%/157.48%。 截至 Q3，公司控股装机风电/光伏分别为 827.07/548.52万千瓦，前三季度共新增新能源装机 316.65万千瓦， Q3单季新增 143.33万千瓦，新能源装机开发提速。 公司前三季度和 Q3单季水电上网电量分别为 407.32/233.78亿千瓦时，分别同比-0.36%和+25.15%， Q3水电发电量提升明显。 控股股东增持彰显信心， 看好公司长远发展。 控股股东国家能源集团拟在未来 12个月内通过其全资子公司以 3-4亿元增持金额增持公司股份，这一动作彰显股东信心， 体现对公司盈利潜力和长远发展的认可，公司后续也更有动力加强市值管理。 投资建议。 我们预计公司 2023-2025年营业收入分别为 1936亿元、 1998亿元和 2084亿元，同比增长 0.48%/3.21%/4.28%；归母净利分别为71.14/83.87/93.35亿元， 对应 2023-2025年 EPS 分别为 0.40/0.47/0.52元， PE 分别为 9.2/7.8/7.0倍，公司具有资源优势和盈利修复弹性， 维持“买入” 评级。 风险提示： 装机速度不及预期；电力市场改革、绿电交易等行业政策推进不及预期；上游原材料涨价。

事件： 2023年 8月 30日，公司发布《2023年半年度报告》，23H1公司实现营收883.52亿元，同比-3.08%，实现归母净利润 29.88亿元，同比+28.21%，实现扣非归母净利润 26.91亿元，同比+29.7%，业绩符合预期。 Q2业绩高增，费率改善单季度来看，公司 2023Q2实现营收 430.19亿元，同比-3.05%，实现归母净利润 20.23亿元，同比+58.85%。主要系煤价下行&发电效率提升所致23H1公司实现毛利率 14.02%（同比+1.36pct），实现净利率 6.67%（同比+1.12pct），管理费率/财务费率分别为 1.1%/3.78%（同比+0.18pct/-0.45pct），主要系新增电站增加员工开支，多种方式降低融资成本。 煤价下行释放业绩，电量电价同增23H1煤价逐季下行，公司 23H1入炉综合标煤单价 944.4元/吨，同比-23.82元/吨，同时公司节能降耗深入开展，平均供电煤耗 293.19克/kWh，同比-1.04克/kWh，煤价降低&发电效率提升促进业绩释放。 23H1公司总体上网电量-4.08%主要系转让宁夏区域火电资产和水电发电偏低，新能源机组投产增加，23H1公司新增风电 21.36万千瓦，光伏 151.96万千瓦带动发电量提升，风电/光伏发电量同比分别+14.34%/+195.84%。水电发电量受西南 5、6月份来水偏枯影响，发电量同比降低 20.12%。 23H1公司平均上网电价 455.82元/MWh，同比+12.61元/MWh，市场化电量电价溢价 69.86元/MWh，同比+9.02元/MWh，分电源类型来看，燃煤/燃机/水电 /风电 /光伏平均上网电价分别变动为 +4.03/+89.69/+58.71/-18.76/+24.36元/MWh，主要系 2023年中长期交易电价提升所致。 新能源资源超计划完成，23H1派发现金红利 0.05元/股公司 23H1获取新能源资源 15GW 已超全年目标（计划 23年全年 14GW），当前在建风电 1.03GW、光伏 9.75GW，提振成长性。公司拟派发 23H1现金红利 0.05元，派息比例 29.85%，优质资产业绩稳健。 盈利预测、估值与评级我们预计公司 2023-25年营收分别为 1949.8/2039.8/2147.0亿元，增速分别为 1.2%/4.6%/5.3%，归母净利润分别为 71.9/86.3/100.9亿元，增速分别为 154.5%/20.1%/16.9%，EPS 分别为 0.40/0.48/0.57元/股。鉴于煤价下行促进公司利润改善，新能源项目资源获取超预期，我们给予 2024年10xPE，目标价 4.8元/股，维持“买入”评级。 风险提示：煤价波动风险，新能源项目建设不及预期，电价波动

2023第一季度利润下行，扣非净利润同比略增：公司公告2023Q1实现营收453.33亿元，同比-3.1%（调整后，下同）；实现归母净利润9.64亿元，同比-7.02%；实现扣非净利润9.15亿元，同比+4.18%；扣非ROE2.01%，同比+0.11ppts。 第一季度发电量明降暗升。2023Q1公司营收同比-3.1%，主要是剥离宁夏区域火电资产，导致发电量同比-5.4%，若按照可比口径，则公司第一季度发电量同比+2.5%，收入同比约+5.0%（经测算）。公司第一季度平均上网电价0.463元/千瓦时，同比+2.1%，环比+2.8%。电量、电价按可比口径均增长，公司基本面良好。 投资收益减少导致归母净利润同比减少，扣非后归母净利润同比略增：2023Q1公司归母净利润同比-7%，主要是因为对合营企业的投资收益较上年同期减少，2023Q1公司投资收益-1.2亿，较上年同期减少3.5亿元，预计主要是参股煤矿收益降低导致的。2023Q1公司扣非归母净利同比+4.18%，稳中向好。 新能源投资增速：公司2023Q1新能源上网电量53.7亿千瓦时，同比+31.8%；截至2023Q1，公司新能源装机11.1GW，同比44.7%。公司计划2023年全年新增新能源装机量8GW，2023Q1公司新增投产仅0.5GW，公司第一季度购建固定资产、无形资产和其他长期资产支付的现金70.6亿元，同比+29.1%，预计上游降价趋势下公司2023年新能源装机进入加速阶段盈利预测与投资建议：公司的控股股东国家能源集团是全球最大的煤炭企业，2022年煤炭产量达6亿吨。国能集团对公司支持力度较大，公司的长协煤覆盖率和履约率位于行业首位，煤炭成本最低，2022年公司入炉标煤单价980元/吨，行业内对标的华能国际2022年入炉标煤单价为1188元/吨。2023年长协煤履约率的提升无法给公司业绩带来边际改善，业绩弹性不及同行，迎峰度夏期间如果煤炭供需紧张，煤炭价格反弹，则公司抗风险能力最优。 预计2023-2025年公司归母净利润为73.6亿元、99.1亿元、126.7亿元，对应PE估值9.74/7.24/5.66倍，给予“买入”评级。 风险提示：用电需求增长不及预期，电价增长不及预期。

事件：公司发布 2022年报，2022年实现收入 1927亿元，同比增加 14.4%，实现归母净利润27.5 亿元，同比增加248%。 营收增长符合预期，业绩实现扭亏为盈。2022 年公司营收1927 亿元（+14.4%），归母净利润27.5 亿元（+248%）。Q4 营收464 亿元（-15.8%），环比-4.7%，Q4 归母净利润-22 亿元。2022 年公司累计完成发电量4634 亿千瓦时，上网电量4405 亿千瓦时，在火电机组减少556 万千瓦的情况下，发电量/上网电量较上年下降0.3%/0.1%。其中归母净利润变动主要系售电均价上升，Q4归母净利润变动主要系公司部分控股子公司计提减值准备与煤炭专项减值费用所致。 发电量持续增长，风电光伏增速较快。2022 年公司平均上网电价438.9 元/兆瓦时（+21.5%），上网电量4405 亿千瓦时，其中火电/水电/风电/光伏上网电量为3665/557/162/21.8 亿千瓦时，同比-0.1%/-4.7%/+9.7%/+423%；火电/水电/风电/光伏发电量分别为3883/561/167/22.5 亿千瓦时，与去年相比分别同比-0.08%/-4.7%/+9.7%/+423%。2022 年公司风电/光伏新增装机0.4/2.8GW，截至报告期末公司风电/光伏控股装机量为7.5/3.1GW。预计未来公司发电量价提升带动营收增长。此外，公司参与市场化交易电量4104亿千瓦时，占上网电量的比重达93.2%，同比增加30.1%。 新能源转型加快推进，合理建设项目布局。截至2022 年底，公司非化石能源权益装机规模达到2099 万千瓦，占权益装机总容量的比重为39.5%。公司新能源项目储备深度进一步增强，2022 年获取资源1947 万千瓦，其中风电331 万千瓦，光伏1616 万千瓦；核准备案1620 万千瓦，其中风电136 万千瓦，光伏1484万千瓦；开工793 万千瓦，其中风电137 万千瓦，光伏657 万千瓦；新增装机315 万千瓦，其中风电38.9 万千瓦，光伏276 万千瓦，为后续项目开发及高质量开工投产提供坚实保障。 盈利预测与投资建议。预计2023-2025 年公司归母净利润分别为75.9/92.6/108.6亿元，23-25 年CAGR达19.6%。考虑到公司具有火电成本优势， 各业务协同效应显著， 给予公司23 年火电/ 水电/ 风光/ 煤炭1.0PB/13.0PE/17.0PE/1.0PB，预计总市值为844 亿元，目标价为4.73 元，维持“买入”评级。 风险提示：煤价上行风险，新能源发展或不及预期，水电投产或不及预期。

事件： 公司发布 2022年年报，全年实现营收 1926.81亿元，同比增长14.40%，实现归母净利润 28.25亿元（扣除永续债利息后 27.47亿元），同比增长 262.96%（扣除永续债利息后同比增长 248.03%）；其中第四季度实现归母净利润-22.48亿元，同比减亏 39.02%。利润分配方案为每股派发现金红利 0.1元（含税）。 火电实现扭亏为盈，后续盈利能力有望持续提升2022年煤电净利润 37.53亿元（同比增加 96.75亿元），归母净利润 7.35亿元；燃机净利润 60万元（同比减少 2140万元），归母净利润 30万元。2022年全年燃料价格同比仍有所上涨，但受益于电价上浮落实到位，火电整体实现扭亏为盈。 公司全年采购原煤 1.95亿吨，其中长协煤占比 97%，入炉标煤单价 978.78元/吨（同比+8.7%）。全年上网电量 4405.44亿千瓦时（同比基本持平），火电上网电量 3665.08亿千瓦时（同比-0.08%）。 各电源平均上网电价 438.88元/兆瓦时（同比+21.46%），其中煤电平均上网电价较基准价上浮 20.69%，电价上浮大幅缓解了燃料成本上涨的压力。我们预计 2023年煤炭供需将转向宽松，市场煤价有望进入下行通道，有望推动长协履约提升以及火电盈利能力持续提升。根据国家发改委消息，目前 2023年电煤中长期合同签订总量超过 25亿吨，已基本实现签约全覆盖。 新能源新增装机 3GW，净利润实现高增长2022年风电净利润 24.57亿元（同比+97%），归母净利润 20.07亿元；光伏净利润 3.89亿元（同比+582%），归母净利润 2.79亿元。 受益于装机高速增长，新能源板块净利润大幅提升。 截至 2022年末，公司控股风电装机 7.46GW（新增 0.39GW），光伏装机 3.13GW（新增 2.76GW）。全年风电上网电量 161.85亿千瓦时（同比+9.7%），占比 3.7%；光伏上网电量 22.52亿千瓦时（同比+423.3%）,占比 0.5%。随着新能源装机规模增长，新能源上网电量以及利润水平仍有较大提升空间。 盈利能力明显提升，经营性现金流量净额同比大幅增加2022年公司毛利率 13.48%（同比+6.23pct），净利率 3.56%（同比增长+5.59pct），ROE（摊薄）6.19%（同比+9.09pct），整体盈利能力同比明显提升。期间费用率 5.16%（同比-0.92pct），其中财务费用率 3.92%（同比-0.8pct），成本控制能力良好。经营性现金流量净额394.48亿元，同比大幅增长 63.1%。截至 2022年末，整体资产负债率 73.29%，同比增加 1.23pct。 十四五目标新增新能源 】 35GW，目前仍有较大装机新增空间公司目前火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。根据公司规划，“十四五”期间，新增新能源装机 35GW，“十四五”末清洁能源装机占比达到 40%以上。公司依托常规能源支撑调节能力，利用调峰、通道等资源，在获取和开发新能源项目方面具有明显优势。2022年获取资源 19.47GW，其中风电 3.31GW，光伏16.16GW；核准备案 16.2GW，其中风电 1.36GW，光伏 14.84GW；开工7.93GW，其中风电 1.37GW，光伏 6.57GW。十四五以来公司新增新能源装机 4.04GW，距离 35GW 的目标仍有较大空间，预计后续新能源建设有望加速。 估值分析与评级说明预计公司 2023-2025年归母净利润分别为 73.24亿元、85.71亿元、92.11亿元，对应 PE 分别为 9.5倍、8.1倍、7.5倍，维持“推荐”评级。 风险提示： 煤价维持高位；新能源开发进度不及预期；电价上涨幅度受限等。

国电电力发布 2022年年报：2022年公司实现收入 1926.81亿元，同比增长 14.4%，实现归母净利润 28.25亿元（调整后），上年同期为-17.33亿元；2022Q4实现收入 464.0亿元，同比减少 4.9%，实现归母净利润-22.48亿元，上年同期为-10.53亿元。 投资要点: 火电业绩转盈拉动公司 2022年业绩扭亏为盈。2022年公司归母净利润 28.3亿元（2021年为-17.3亿元），同比扭亏为盈，其中煤电/水电/风电/光伏归母净利润分别为 7.4/12.2/20.1/2.8亿元，火电业绩转盈助力公司扭亏为盈。2022年公司煤电净利润（100%权益口径）37.5亿元（2021年为-59.2亿元），度电净利 0.010元/KWh，上年同期为-0.015元/KWh。此外，2022年公司水电净利润同比减少25%，或系来水偏枯。 减值等或致 2022Q4业绩环比转亏。2022Q4公司归母净利润-22.5亿元，环比转亏，我们认为原因主要有四：一是煤价处于高位，影响火电业绩；二是 2022Q4计提资产减值损失 35.2亿元，较 2022Q3和 2021Q4的 1.2/14.0亿元大幅增加；三是 2022Q4投资收益-6.5亿元，环比 2022Q3的 15.1亿元减少 21.6亿元（2021Q4为-8.3亿元）；四是 2022Q4营业外支出 24.1亿元，同比增加 21.7亿元，环比增加 23.2亿元。 新能源项目储备充足，2023年规划投产 8GW。2022年公司风电/光伏净利润（100%权益口径）24.6/3.9亿元，同比+97%/582%。截至 2022年底，公司风电/光伏控股装机量为 7.5/3.1GW，2022年风电/光伏新增装机 0.39/2.76GW。2022年公司获取新能源资源量19.47GW，风电/光伏 3.3/16.2GW；完成核准备案 16.2GW（规划值 9.31GW），风电/光伏 1.4/14.8GW；开工 7.9GW，风电/光伏1.4/6.6GW。2023年，公司规划获取新能源资源超过 14GW，核准12GW，开工 9.6GW，投产 8GW。 经营性净现金流同比大增。2022年公司经营性净现金流为 394.5亿元，同比+63.5%，一是公司营业收入及利润同比增加；二是 2022年收到增值税退税较上期增加。2022年公司筹资活动现金净流入额约为 41.5亿元，上年同期的现金净流出额为 29.0亿元，主要是因为 融资规模增加；投资活动现金净流量-393亿元，较 2021年的-205亿元投资额大幅增加，主要是因为基建投资增加。 盈利预测和投资评级：我们预计公司 2023-2025年归母净利润分别为 70.0/80.4/92.3亿元，对应 PE 分别为 9.9/8.6/7.5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；大额资产减值损失。