营业收入小幅下降， 归母净利润大幅增长。 2024年， 公司实现营业收入1791.82亿元（-1.00%） ， 归母净利润 98.31亿元（+75.28%） ， 扣非归母净利润 46.66亿元（-4.20%） 。 营业收入同比下降原因： 一是电价同比下降， 2024年公司平均上网电价 429.82元/MWh（-1.8%） ； 二是公司转让国电建投股权， 不再纳入合并范围， 煤炭板块收入同比下降。 归母净利润同比增长原因： 一是公司转让控股子公司国电建投内蒙古能源有限公司投资收益增加； 二是联营企业投资收益增加。 火电、 水电项目建设推进， 推动业绩规模进一步增加。 2024年公司稳步推进常规能源开发， 全年火电新增装机 183.50万千瓦， 主要包括新投 385万千瓦， 转让国电建投减少 132万千瓦， 邯郸热电厂退城进郊项目减少22万千瓦； 截至 2024年公司在建火电项目 835万千瓦， 2025年计划火电核准备案 200万千瓦， 开工 147万千瓦， 投产 764万千瓦； 在建水电项目 492.35万千瓦， 2024年大渡河老鹰岩二级水电站、 新疆和静抽水蓄能电站和滚哈布奇勒水电站、 察汗乌苏生态电站等一批项目获批开工， 大渡河流域水电站 2025、 2026年分别计划投产 136.50、 215.50万千瓦。 新能源稳步发展， 装机规模持续增长。2024年， 公司新增新能源装机 428.53万千瓦， 其中其中风电增加 54.65万千瓦， 光伏增加 373.88万千瓦。2024年， 公司境内获取新能源资源 1678.84万千瓦， 核准备案 1803.67万千瓦， 为后续项目建设投产提供坚实保障。 2025年， 公司计划新能源核准备案 1141.81万千瓦， 开工 519.62万千瓦， 投产 641.59万千瓦。“136号文” 发布后， 推动新能源上网电量全面进入电力市场， 有助于新能源发电项目维持合理收益率水平， 新能源发电项目盈利有望逐步趋于稳健。 风险提示： 用电量下滑； 电价下滑； 项目投运不及预期； 煤价上涨； 来水情况较差； 行业政策变化。 投资建议： 由于电价下降影响， 下调盈利预测。 预计 2025-2027年公司归母净利润分别为 74.97/83.22/90.73亿元（2025-2026年原预测值为93.08/99.76亿元） ， 分别同比增长-23.7%/11.0%/9.0%； EPS 分别为0.42/0.47/0.51元， 当前股价对应 PE 为 11.1/10.0/9.1x。 维持“优于大市” 评级。

公司发布2024年年度报告。公司2024年度实现营业收入1791.82亿元，同比下降1.00%；实现归属于上市公司股东的净利润98.31亿元，同比增长75.28%；归属于上市公司股东的扣除非经常性损益的净利润46.66亿元，同比下降4.20%。 公司年末叠加中期全年累计分红35.67亿元，分红比例36.28%。公司当年业绩受转让国电建投内蒙古能源有限公司50%股权影响，整体业绩符合预期。 受益燃煤成本下行，火电盈利能力持续提升。（（1）煤电板块，公司2024年实现归母净利润41.15亿，同比增长34%。全年利用小时数5178小时，完成发电量3662亿千瓦时，同比-1%；全年煤电上网电价0.45752元/度，同比下降0.376分/度。 全年实现长协煤兑现率94%，整体入炉标煤单价922.17元/吨，同比下降12.79元/吨，降幅1.37%，受益于燃料成本下降，煤电全年度电达净利润2.74分，同比提升0.45分。 （2）燃机板块：2024年燃机板块实现归母净利润0.01亿，同比下滑33%，全年利用小时数2307小时，完成发电量24亿千瓦时，同比提升22%；全年上网电价0.86083元/度，同比下降-3.755分/度，全年平均度电净利润0.05分。 水电电量修复提升但利润受减值影响，看好大渡河增量装机投产后带动成长。公司水电板块2024年实现归母净利润12.42亿，同比下降33%，全年实现利用小时数3978小时，发电量595亿度，同比增长8%。全年水电板块上网电价0.24059元/度，同比下滑0.511分/度，度电净利润3.35分，同比下滑1.16分。水电板块受益于来水修复电量提升，利润主要受大兴川电站计提在建工程减值准备8.31亿元影响。公司锁定大渡河、开都河等流域资源。2024年大渡河老鹰岩二级水电站、新疆和静抽水蓄能电站和滚哈布奇勒水电站、察汗乌苏生态电站等一批项目获批开工，大渡河流域水电站2025年计划投产136.50万千瓦、2026年计划投产215.50万千瓦，水电即将迎来新一轮装机成长期，有望带动公司业绩成长。 减值及电价下滑影响新能源利润，装机依然具备成长空间。（（1）风电板块：2024年公司风电板块实现归母净利润7.77亿，同比下降-23%；全年实现利用小时数2122小时，发电量202亿千瓦时，同比提升7%；全年上网电价0.47420元/度，同比下降2.773分/度，实现度电利润5.23分，同比下滑1.84分。（（2）光伏板块：2024年实现归母净利润6.03亿，同比下降19%；全年实现利用小时数1061小时，发电量113亿度，同比提升96%；全年上网电价0.40822元/度，同比下滑7.266分/度，度电利润7.68分，同比下滑7.87分。公司针对应收电费等款项计提坏账准备以及计提光伏资产固定资产减值准备3.45亿元影响新能源板块利润。 2024年公司境内获取新能源资源1679万千瓦，核准备案1804万千瓦，新能源装机仍具备成长空间。 投资建议：公司作为全国电力龙头，具备成本优势，火/绿/水业务多点开花，且大渡河2025和2026年有望迎来装机增量投产，增厚水电资产，带动公司成长。预计公司2025-2027年营业收入分别为1839.01亿元、1916.71亿元和1985.93亿元，同比增长2.6%/4.2%/3.6%；归母净利分别为77.76/92.64/97.83亿元，对应2025-2027年EPS分别为0.44/0.52/0.55元/股，PE分别为10.7/9.0/8.5倍。 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。

公司4Q24业绩符合预期，新能源投产节奏有所放缓，经营性现金流充沛支撑下分红存在提升空间。 投资要点：维持“增持”评级：综合考虑公司4Q24业绩预告及2025年长协电价签约情况，上调2024年EPS至0.54元（原值0.53元），下调2025~2026年EPS至0.51/0.57元（原值0.56/0.64元）。参考行业可比公司估值并考虑公司煤电资产盈利稳定性较强，维持目标价7.07元，维持“增持”评级。 事件：公司发布业绩预告，预计2024年归母净利润95.0~98.5亿元，同比+69.4~75.6%；我们测算4Q24公司归母净利润约3.1~6.6亿元，同比扭亏，符合我们此前预期。 Q4业绩同比扭亏，电量电价维持平稳。我们推测公司4Q24业绩同比好转主要受益于煤价同比下行：1）我们测算2024年9~11月（考虑一个月煤炭库存时滞）秦皇岛港Q5500动力煤年度长协均价698元/吨，同比-1.2%；2）我们测算2024年9~11月山西产秦皇岛港Q5500市场煤均价848元/吨，同比-11.1%。公司4Q24上网电量1070亿千瓦时，同比-1.2%；同期平均上网电价0.436元/千瓦时，同比-0.2%。4Q24公司火电/水电上网电量864/120亿千瓦时，同比-1.5%/-13.8%。截至2024年末公司火电装机74.6GW，同比+2.5%。 新能源投产节奏放缓，分红存在提升空间。4Q24公司风电/光伏上网电量54.1/31.5亿千瓦时，同比+11.4%/+77.5%；截至2024年末公司风电/光伏装机9.8/12.3GW，同比+5.9%/+44.2%。2024年新增风电/光伏装机0.6/3.8GW，其中4Q24新增风电/光伏装机0.3/0.7GW，同比-69.9%/-77.0%。我们推测受新能源项目收益率承压影响，公司新能源投产节奏有所放缓。1~3Q24公司经营性净现金流371亿元（较同期净利润+226亿元），同比+30.7%，经营现金流持续好转。 以归母净利润口径测算，公司2023年分红比例38.2%。我们预计在经营性现金流充沛且资本开支边际放缓背景下，公司分红存在提升空间。 风险提示：装机进度低于预期、电价低于预期、来水弱于预期，减值计提超预期等。

事件： 公司发布 2024年三季报， 前三季度实现营收 1339亿元， 同比减少 2.79%； 归母净利润 91.91亿元， 同比增长 63.41%； 扣非后归母净利润 46.55亿元， 同比减少 12.49%。 单三季度实现营收 480亿元， 同比减少 2.02%； 归母净利润 24.75亿元， 同比减少 7.32%； 扣非后归母净利润 24.71亿元， 同比减少 5.99%。 公司单三季度归母净利润基本符合我们之前预期的 24亿元， 低于市场预期。 单三季度电量电价平稳， 业绩略微下滑或与新能源上网电价有关。 公司前三季度归母净利润同比大幅度正增长， 主要系二季度完成国电建投转让带来一次性投资收益； 公司单三季度归母净利润小幅波动， 考虑到公司资产体量庞大， 并且仅从三季度公开经营数据难以直接得到公司业绩同比下滑的直接原因。 从行业趋势分析， 我们推测公司三季度业绩同比下滑或受新能源进入市场化交易带来的电价下滑影响。 装机方面， 截至 2024年 9月底， 公司控股装机 10806万千瓦， 其中火电、 水电、风电、 光伏分别为 7197、 1495、 953、 1161万千瓦， 前三季度分别变动-83、 0、+24、 +307万千瓦。 电量方面， 公司单三季度完成上网电量 1267亿千瓦时， 同比增长 1.2%， 其中火电、 水电、 风电、 光伏分别为 964、 228、 42、 34亿千瓦时， 公司电量增长主要系光伏装机增长， 火电、 水电、 风电电量较去年同期相近。 电价方面， 公司单三季度上网电价为 0.4105元/千瓦时， 同比略微下滑约 0.3厘钱/千瓦时。 需要注意的是， 公司三季度火电电量在全国水电转弱的情况下有所好转， 环比增长23%， 四季度火电电量仍需关注来水与气候。 更重要的， 我们认为四季度火电面临2025年长协电价谈判的不确定性。 国能集团常规能源整合平台， 新能源发展主力军。 公司为国家能源集团常规能源整合平台， 享受集团内火电、 水电项目的优先发展权以及收并购权； 同时公司被确立为集团新能源发展的主力军， 十四五计划新增新能源装机 35GW。 截至 2023年底，集团已投产未上市火电约 80GW、 水电 3GW， 另有 5GW 在建未上市水电。 根据我们统计， 公司将在今年投产超 4GW 火电， 在 2025-2026年投产约 4GW 水电。 盈利预测与评级： 结合公司前三季度经营情况， 我们预计公司 2024-2026年归母净利润分别为 91/67/69亿元， 同比增速分别为 63%/-27%/4%， 当前股价对应的 PE分别为 10/13/13倍， 维持“增持”评级。 风险提示： 煤价波动、 来水不及预期、 新能源电价政策波动。

事件： 公司发布 2024年三季报。前三季度公司实现营收 1338.62亿元，同比下降 2.79%；实现归母净利润 91.91亿元，同比增长 63.41%。单三季度公司实现营收 480.34亿元，同比下降 2.08%；实现归母净利润 24.75亿元，同比下降 6.47%。 点评： 前三季度新增新能源装机 3.3GW， 9月末已达 21.1GW截至 2024年 9月 30日，公司控股装机容量 10806.33万千瓦，其中：火电7196.90万千瓦，水电 1495.06万千瓦，风电 953.23万千瓦，光伏 1161.14万千瓦。 2024年前三季度，公司新能源控股装机容量增加 330.86万千瓦。 2024年公司计划获取新能源资源超过 1400万千瓦,核准 1200万千瓦，开工 830万千瓦，投产 860万千瓦。 电价微降叠加国电建投转让，前三季度营收小幅下滑电量方面， 前三季度公司完成发电量 3468.82亿千瓦时， 同比增长 2.39%； 上网电量 3296.95亿千瓦时， 同比增长 2.52%。具体来看， 受全社会用电需求增加、水电来水同比增加、新能源装机增长，以及转让国电建投内蒙古能源有限公司 50%股权等因素影响，公司火电发电量同比下降，水电、新能源发电量同比增长。 电价方面， 平均上网电价 428.17元/千千瓦时，同比下降 10.14元/千千瓦时。叠加煤炭收入减少，前三季度公司实现营收1338.62亿元，同比下降 2.79%。 转让国电建投叠加联营企业投资收益增加，前三季度归母净利同比+63%前三季度公司毛利率为 14.78%，同比微降 0.31个百分点；期间费用率为5.09%，同比微增 0.07个百分点。投资收益方面，公司前三季度投资收益约 66.86亿元，主要系公司转让控股子公司国电建投内蒙古能源有限公司贡献，其中对联营企业和合营企业的投资收益为 16.36亿元，同比增长58.55%。叠加计提减值，公司前三季度净利率为 10.82%，同比提高 2.97个百分点； 实现归母净利润 91.91亿元，同比增长 63.41%。 投资建议： 考虑到公司前三季度业绩及电量情况， 预计公司 2024-2026年归母净利润为 98、 89、 108亿元（前值为 1 11、 90、 110亿元），对应 PE 9、 10、 8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

2024年 10月 24日， 国电电力发布 2024年三季报： 2024年前三季度，公司实现收入 1338.6亿元， 同比-2.8%， 实现归母净利润 91.9亿元， 同比+63.4%； 2024Q3公司实现收入 480.3亿元， 同比-2.1%， 实现归母净利润 24.7亿元， 同比-6.5%。 投资要点: Q3电价同比企稳。 2024Q3公司归母净利润同比-6.5%， 主要是主业利润同比下降。 2024Q3公司毛利率 15.1%， 同比-1.9pct。 值得注意的是， 2024Q3公司整体上网电价为 410.5元/MWh， 同比-0.1%，基本持平， 而 2024Q2的同比降幅为 5.7%。 Q3电价同比企稳， 我们认为或是火电电价结构好转（ 浙江等高电价省份 2024Q3发电量同比增长） 等所致。 公司现金流继续改善， 持续压降财务费用。 2024Q3公司经营性净现金 152亿元， 同比+13.6%， 环比+4.3%， 同比改善主要是因为经营性现金流入同比+15.4%。 此外， 公司持续压降财务费用， 2024Q3财务费用 15.1亿元， 同比-10%， 环比-4.5%； 财务费用率同比-0.25pct， 环比-0.78pct。 2024Q3公司新能源新增装机 1.54GW， 其中光伏新增装机 1.53GW。 2024年前三季度， 公司新能源累计新增装机 3.3GW。 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年营业收入分别为 1863/1992/2110亿元， 归母净利润分别为 100.5/91.3/100.0亿元， 对应 PE 分别为 9/10/9倍。 截至 2023年底， 公司在建 3.52GW 水电机组， 上述项目投产有望拉动公司成长， 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； 电量不及预期； 减值风险等。

营业收入小幅下降， 投资收益增加使得归母净利润增长。 2024年前三季度，公司实现营业收入 1338.62亿元（-2.79%） ， 归母净利润 91.91亿元（+63.41%） ， 扣非归母净利润 46.55亿元（-12.49%） ； 2024年第三季度， 公司实现营业收入 480.34亿元（-2.08%） ， 归母净利润 24.75亿元（-6.47%） ， 扣非归母净利润 24.71亿元（-5.09%） 。 营业收入同比下降原因： 一是电价同比下降， 2024年前三季度， 公司平均上网电价428.17元/MWh（-2.3%） ； 二是 2023年 1-9月包含国电建投收入， 2024年 6月该公司已转让， 煤炭板块收入较上年同期减少。 归母净利润同比增长原因： 一是公司转让控股子公司国电建投内蒙古能源有限公司投资收益增加； 二是公司联营企业投资收益增加。 扣非归母净利润同比下降原因： 主要是对大兴川电站计提资产减值准备， 大兴川电站计提在建工程减值准备 8.42亿元。 新能源建设持续推进， 未来项目投运有望驱动业绩增长。 2024年第三季度，公司新增新能源装机容量 153.8万千瓦， 其中风电 0.9万千瓦， 光伏152.9万千瓦； 2024年前三季度新增新能源装机 325.1万千瓦。 目前，公司在建项目规模较大， 且新能源项目资源储备较为充足， 未来在建项目及储备项目逐步投运将驱动公司业绩稳步增长。 水电装机有望增加， 水电板块业绩将进一步提升。 目前， 公司在大渡河流域的在建水电项目主要为双江口水电站、 金川水电站、 沙坪一级水电站、枕头坝二级水电站、 老鹰岩二级水电站等项目， 上述电站装机容量合计394万千瓦， 未来水电项目投运将使得公司水电板块利润规模进一步增长。 此外， 公司投资建设安徽霍山抽水蓄能电站项目， 项目装机容量 120万千瓦， 未来项目投运后有望增厚公司水电板块业绩。 风险提示： 用电量下滑； 电价下滑； 新能源项目投运不及预期； 煤价上涨； 来水情况较差； 行业政策变化。 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95.59/93.08/99.76亿元， 分别同比增长 70.4%/-2.6%/7.2%； EPS 分别为 0.54/0.52/0.56元， 当前股价对应 PE 为 9.4/9.6/9.0x。 给予 2024年公司 10-11倍 PE， 对应合理市值为 956-1052亿元， 对应 5.36-5.90元/股合理价值， 较当前股价有 7%-17%的溢价。 维持“优于大市” 评级。

国电电力发布2024年三季报，前三季度公司实现营业收入1338.62亿元，同比-2.79%；归母净利润91.91亿元，同比+63.41%；实现扣非后归母净利润46.55亿元，同比-12.49%。Q3公司实现营业收入480.34亿元，同比-2.08%；归母净利润24.75亿元，同比-6.47%；实现扣非后归母净利润24.71亿元，同比-5.09%。 投资要点电量：除火力发电外，水/风/光伏发电量和上网电量呈上升趋势。发电量方面，2024公司前三季度发电量达3468.82亿千瓦时，同比增长2.39%；Q3发电量为1331.32亿千瓦时，同比增长1.13%。从可比口径来看，增长率略有提升，较上年同期分别增长2.71%和1.94%。由于全社会用电需求增加、水电来水同比增加、新能源装机增长，以及转让国电建投内蒙古能源有限公司50%股权等因素影响，公司火电发电量同比下降，水电、新能源发电量同比增长。上网电量方面，公司前三季度上网电量为3296.95亿千瓦时，同比增长2.52%；Q3上网电量1267.26亿千瓦时，同比增长1.24%，其中火电/水电/风电/光伏上网电量964/228/42/34亿度，同比-0.6%/+1.8%/+5.4%/+78.6%。可比口径下，上网电量较上年同期分别增长2.83%和2.03%，显示出持续的市场需求。 电价：前三季度平均上网电价同比有所下降，但三季度同比基本持平公司前三季度平均上网电价为428.17元/千千瓦时，Q3上网电价410.48元/千千瓦时，同比下降0.09%，环比下降2.98%，基本和去年电价持平。同时，参与市场化交易电量占上网电量的比例高，前三季度为91.49%，第三季度为90.12%，公司在市场化运营中具有较强的竞争力。 在建项目：公司在水电和新能源领域的在建项目有望持续提高公司业绩。水电方面，子公司国能霍山计划投资75.56亿元建设安徽霍山抽水蓄能电站，装机容量达到120万千瓦，预计年发电量为12亿千瓦时。新能源发电方面，国电电力内蒙古新能源500兆瓦项目光伏组件安装完成三分之一。10月16日，国电电力内蒙古新能源润阳500兆瓦绿色供电项目中200兆瓦光伏部分已安装光伏组件68.16兆瓦，超过组件安装总进度的三分之一。 盈利预测与估值公司作为国家能源集团控股的核心电力上市公司和常规能源发电业务的整合平台，依托集团煤电联营的优势，且运火电装机容量在上市公司中位列前茅，在业内处于领先地位。结合公司前三季度经营情况，我们预计公司2024-2026年归母净利润分别为92.55/89.67/102.28亿元，对应PE分别为9.67/9.98/8.75倍。维持“买入”评级。 风险提示：煤价上涨超预期、大渡河弃水改善不及预期、水光项目建设不及预期

维持“增持”评级：综合考虑公司3Q24业绩及市场煤价情况，下调2024EPS至0.53元（原值0.56元），维持2025~2026年EPS0.56/0.64元。参考行业可比公司估值并考虑公司煤电资产盈利稳定性较强，维持目标价7.20元，维持“增持”评级。 3Q24业绩略低于此前预期。公司1~3Q24营收1339亿元，同比-2.8%；归母净利润91.9亿元，同比+63.4%。公司3Q24营收480亿元，同比-2.7%；归母净利润24.7亿元，同比-6.1%，略低于我们此前预期。 毛利率有所下滑，现金流持续好转。公司3Q24毛利72.4亿元，同比-13.7%；同期毛利率15.1%，同比-1.9ppts。我们推测公司毛利率同比下滑或受市场煤价上涨影响：我们测算2024年6~8月（考虑一个月煤炭库存时滞）山西产秦皇岛Q5500市场煤均价851元/吨，同比+25.7元/吨。3Q24公司经营性净现金流152亿元，同比+13.6%，环比+4.3%，经营性现金流持续好转。公司3Q24上网电量1267亿千瓦时，同比+1.2%（其中火电/水电/风电/光伏上网电量964/228/41.6/33.7亿千瓦时，同比-0.6%/+1.8%/+5.4%/+78.7%）；同期平均上网电价0.410元/千瓦时，同比-0.1%。3Q24公司财务费用15.1亿元，同比-1.7亿元（-10.0%），环比-0.7亿元（-4.5%）。 控股股东增持完成彰显发展信心，新能源装机有望持续增长。2023年10月20日~2024年10月18日，控股股东已累计增持公司A股股份0.97亿股（增持金额4.0亿元），占公司总股本的0.54%，达2023年10月《国电电力发展股份有限公司关于控股股东增持计划的公告》计划增持金额区间（3.0~4.0亿元）上限。截至3Q24末公司风电/光伏装机9.5/11.6GW，同比+15.3%/+112%。1~3Q24公司购建固定资产、无形资产和其他长期资产支付的现金362亿元，同比+16.8%。2024年公司计划投产新能源装机8.6GW，1~3Q24新增新能源装机3.3GW，我们预计4Q24E新能源装机有望加速。 风险提示：装机进度低于预期、电价低于预期、来水弱于预期，减值计提超预期等。

国电电力发布2024年三季报，前三季度实现营业收入1338.62亿元，同比-2.79%；归母净利润91.91亿元，同比+63.41%。 电量稳健增长，业绩符合预期。公司前三季度实现营业收入1338.62亿元，同比-2.79%，营收下降主要受到电价同比下降，以及出售国电建投导致煤炭板块收入下降影响；归母净利润91.91亿元，同比+63.41%，主要受益于转让国电建投带来投资收益增加，以及联营企业投资收益增加；扣非归母净利润46.55亿元，同比-12.49%，主要受到大兴川电站减值影响。其中，3Q24实现营业收入480.34亿元，同比-2.02%；归母净利润24.75亿元，同比-7.32%；扣非归母净利润24.71亿元，同比-5.99%。 火电电量有所修复，新能源装机提速带来电量高增。前三季度，公司实现发电量3468.82亿千瓦时，上网电量3296.95亿千瓦时，分别同比增长2.39%和2.52%。其中，3Q24火电上网电量964.13亿千瓦时，同比-0.57%，增速较Q2有明显修复；水电上网电量227.81亿千瓦时，同比+1.80%；风电上网电量41.63亿千瓦时，同比+5.44%；光伏上网电量33.68亿千瓦时，同比+78.62%。3Q24公司平均上网电价为410.48元/兆瓦时，同比-0.1%。前三季度公司新增新能源装机330.86万千瓦，同比+4.49%，其中Q3新增153.83万千瓦（风电0.9万千瓦，光伏152.93万千瓦），环比+35.5%。 资产结构持续优化，投资收益大幅增长增厚业绩。截至9月底，公司资产负债率为72.73%，较2023年底下降1.2pct，资产结构持续优化。前三季度公司毛利率为14.78%，同比-0.31pct；净利率为10.82%，同比+2.97pct。销售/管理/研发/财务费率分别为0.01%/1.3%/0.25%/3.53%，同比-0.01pct/+0.18pct/+0.01pct/-0.11pct。前三季度公司实现对联合营企业的投资收益16.36亿元，同比+58.5%，国电建投出售+联合营企业投资收益大幅增长增厚业绩。 拟投资建设抽蓄电站，贡献业绩新增量。公司拟投资建设安徽霍山抽水蓄能电站项目，装机容量120万千瓦，项目动态总投资75.56亿元，资本金比例20%。该项目为国家《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》“十四五”重点实施项目，投产后将有效缓解安徽电网调峰状况，提高系统安全运行可靠性，并有望为公司带来业绩新增量。 盈利预测与估值。兄弟公司神华集团保障长协煤供应，容量电价进一步稳定火电业绩；2025年川渝特高压投产有望缓解水电消纳问题，25-26年双江口水电站投产预计大幅提升水电装机，同时增发效应也有望增厚水电盈利；新能源装机快速增长，建设抽蓄带来新增量，转让国电建投消除察哈素煤矿不确定性，公司资产持续优化，业绩进一步增长可期。考虑公司出售国电建投获得投资收益46.16亿元，预计公司2024-2026年归母净利润为110.51、96.52、106.20亿元，同比增长97%、-13%、10%；当前股价对应PE分别为8.5x、9.7x、8.8x。若不考虑出售资产带来的投资收益，则预计公司2024年扣非归母净利润为64.35亿元，同比增长14.7%，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。

国电电力发布 2024年三季度报告。 2024年前三季度实现营业收入1338.62亿元，同比-2.79%；实现归母净利润 91.91亿元，同比+63.41%； 扣非归母净利润 46.55亿元，同比-12.49%； 基本每股收益 0.515元/股。 Q3单季度实现营业收入 480.34亿元，同比-2.08%；归母净利润 24.75亿元，同比-6.47%； 扣非归母净利润 24.71亿元，同比-5.09%。 我们认为，单季业绩下滑主要系国电建投转让，煤炭板块利润减少；成本上浮，电价微跌等因素影响，整体符合预期。 电量整体保持增长，火电电量微跌，光伏电量高增。 2024年前三季度公司分别完成发电量/上网电量 3468.82/3296.95亿千瓦时， 分别同比+2.39%/+2.52%；按照可比口径（剔除国电建投电量影响） 同比+2.71%/+2.83% 。 其 中 ， 火 / 水 / 风 / 光 上 网 电 量 分 别 为2605.9/470.28/141.3/79.47亿 度 ， 分 别 同 比 -1.11%/15.46%/5.75%/99.82%。 Q3单季公司分别完成发电量/上网电量1331.32/1267.26亿千瓦时，分别同比+1.13%/1.24%，按照可比分别+1.94%/2.03% ； 其 中 ， 火 / 水 / 风 / 光 上 网 电 量 分 别 为964.13/227.81/41.63/33.68亿 度 ， 分 别 同 比 -0.57%/+1.8%/+5.44%/78.62%。 前三季度平均电价小幅下滑，单季平均电价基本持平。 2024年前三季度参与市场化交易电量占上网电量的 91.49%；平均上网电价 0.42817元/千瓦时，同比下滑 1.014分/千瓦时。 Q3单季参与市场化交易电量占上网电量的 90.12%， 平均上网电价 0.41048元/度， 单季平均电价同比基本持平。 新能源装机持续扩张，长期具备成长空间。 截至 Q3，公司控股装机10806.33万 千 瓦 ， 其 中 ： 火 / 水 / 风 / 光 分 别 为7196.90/1495.06/953.23/1161.14万千瓦。 前三季度公司新增新能源装机330.86万千瓦。 投资建议。 公司作为全国电力龙头， 背靠国家能源集团具备成本优势，大渡河水电价值长期看好，火/绿/水业务有望多点开花。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 97.76/93.18/109.23亿元， 对应 2024-2026年 EPS 分别为 0.55/0.52/0.61元/股， PE 分别为 9.6/10.0/8.6倍。 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：2024年10月24日晚，国电电力发布2024年三季报。2024年Q1-3公司实现营业收入1338.62亿元，同比减少2.79%；实现归母净利润91.91亿元，同比增加63.41%；扣非后归母净利润46.55亿元，同比减少12.49%。 经营活动现金流量净额370.53亿元，同比增加30.75%。其中，单Q3公司实现营业收入480.34亿元，同比减少2.08%，环比增加19.27%；实现归母净利润24.75亿元，同比减少6.47%，环比减少49.82%；单Q3扣非后归母净利润24.71亿元，同比减少5.09%，环比增加451.71%。 点评：公司经营情况：火电电量环比恢复，水电同比涨幅回落，单季度电价同环比略有下行。电量方面，Q3用电量持续高增，叠加8月以来水电出力同比涨幅回落，火电出力环比出现明显恢复。2024年Q1-3，公司上网电量实现3296.95亿千瓦时，同比+2.52%。其中，火电上网电量2605.90亿千瓦时，同比-1.11%；水电上网电量470.28亿千瓦时，同比+15.46%；风电上网电量141.30亿千瓦时，同比+5.76%；光伏上网电量79.47亿千瓦时，同比+99.82%。其中，单Q3公司上网电量实现1267.26亿千瓦时，同比+1.24%，环比+23.90%。其中，火电上网电量964.13亿千瓦时，同比-0.57%，环比+23.36%；水电上网电量227.81亿千瓦时，同比+1.80%，环比+37.90%；风电上网电量41.63亿千瓦时，同比+5.45%，环比-13.79%；光伏上网电量33.69亿千瓦时，同比+78.67%，环比+21.28%。Q3火电电量环比改善明显，水电电量同比降幅收窄。电价方面，受全国多地电价下行影响，公司Q3电价略有下行。2024年Q1-3公司实现平均上网电价428.17元/兆瓦时，同比2.31%。单Q3公司实现平均上网电价410.48元/兆瓦时，同比-0.09%，环比-2.98%。装机方面，截至2024年9月30日，公司合并报表口径控股装机容量为10806.33万千瓦，其中：火电7196.90万千瓦；水电1495.06万千瓦；风电953.23万千瓦，单Q3新增0.9万千瓦；光伏1161.14万千瓦，单Q3新增152.93万千瓦。 装机长期成长空间广阔：火电开工投产稳健成长，风光有望持续高增，霍山抽蓄项目接续水电装机增长。火电方面：2022-2023年，公司火电项目分别开工485万千瓦和664万千瓦，2023年投产100万千瓦。 公司近两年的火电机组开工保持稳健，我们预计开工火电项目将于2024-2025年逐步投产。风光方面，2024年Q1-3公司新增新能源装机330.86万千瓦。公司计划在2024年实现新能源项目开工830万千瓦，投产860万千瓦且“十四五”规划新能源发展体量3500万千瓦，我们预计2024-2025年公司新能源板块装机将持续高增，持续带来收益增厚。水电方面：截至2023年末，公司在建水电装机有大渡河流域总装机352万千瓦，我们预计2026年公司有望迎来水电装机投产高峰。此外，公司公告将另外开工安徽霍山抽水蓄能项目120万千瓦，预计项目实现上网电价0.3844元/千瓦时（含税），抽水电价预计按照燃煤发电基准价的75%执行，项目容量电价预计为565.9元/千瓦（含税），最终资本金内部有望实现收益率6.5%。霍山抽蓄项目是继8月老鹰岩二级水电站项目后年内公司水电板块又一新增开工装机。公司水电板块业绩有望实现进一步提升。 盈利预测及评级：国电电力行业地位、股东背景、资产质量、发展格局等多方面在业内处于领先地位。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，体量较大；2）股东背景：公司背靠国家能源集团，长协煤供给保障较强，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）发展格局：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。我们维持公司2024-2026年归母净利润的预测92.04/90.96/99.97亿元不变（注：盈利预测已含出售察哈素煤矿的一次性收益）；对应增速分别为64.1%/-1.2%/9.9%，对应2024年10月24日收盘价的PE分别为10.15/10.28/9.35倍，维持公司“买入”评级。 风险因素：项目建设进展不及预期；电价超预期下行；电力市场化改革推进不及预期。

事件：公司发布2024年半年度报告，24年H1公司营收858.28亿元，同比减少3.22%；归属于上市公司股东的净利润67.16亿元，同比增长127.35%；加权平均净资产收益率为12.852%，增加6.542pct；基本每股收益0.377元/股，同比增长127.11%。董事会审议通过2024半年度利润分配预案，拟每10股派发现金红利0.90元（含税），预计分红金额16.05亿元，占公司上半年归母净利润的23.90%。 火电：受水电挤压产量价格双降，降本增效推动火电利润上升。成本方面，入炉综合标煤单价918.94元/吨，同比下降25.46元/吨；供电煤耗292克/千瓦时，同比降低1.2克/千瓦时。电量方面，火电发电量1743.75亿千瓦时，同比降低1.37%，其中煤机1732.55亿千瓦时，燃机11.2亿千瓦时。火电利用小时为2403小时，同比下降67小时。价格方面，平均上网电价煤机为460.89元/兆瓦时，燃机为876.63元/兆瓦时，同比分别下降5.52和147.36元/兆瓦时。利润方面，归母净利润为19.95亿元，同比提升6.8亿元。 水电：高产推动业绩上涨，减值影响利润表现。电量方面，累计发电量244.44亿千瓦时，同比增长31.9%。水电利用小时为1635小时，同比增加395小时。 价格方面，平均上网电价260.61元/兆瓦时，同比降低44.77元/兆瓦时。利润方面，归母净利润为-0.26亿元，同比降低5.17亿元。主要由于大兴川电站项目停止推进，计提在建工程减值准备8.42亿元，若扣除该减值影响后归母净利润为8.16亿元，同比增加3.25亿元。 新能源：价格下滑导致利润下行，不断落实新产能推动新能源稳定发展。电量方面，风电光伏企业累计完成发电量分别为102.88和46.44亿千瓦时，同比分别增长6.07%和118.61%。风电光伏利用小时分别为1105小时和525小时，同比分别下降173小时和28小时。价格方面，风电光伏平均上网电价分别为478.95和421.75元/兆瓦时，同比下降35.73和82.31元/兆瓦时。利润方面，新能源板块归母净利润为11.99亿元，同比下降2.41亿元。2024年H1公司新增新能源装机177.03万千瓦，其中风电23万千瓦，光伏154.03万千瓦；完成核准或备案新能源容量669.71万千瓦，其中风电97.4万千瓦，光伏572.31万千瓦；截至2024年6月末公司在建风电项目225.00万千瓦，光伏项目683.17万千瓦。 高转让股权投资收益上升，大幅提高H1归母净利。公司于6月30日出售国电建投内蒙古能源有限公司50%的股权，交易价格为673,905.42万元，此次出售对公司的影响为461,584.30万元，为上市公司贡献的净利润占净利润总额的比例为45.18%。在H1营收同比降低3.22%背景下，本次股权交易推动H1归母净利润同比提高127.35%。 盈利预测与估值我们预计公司2024-2026年实现归母净利润92.55/89.21/101.80亿元，同比65.01%/-3.61%/14.11%；EPS为0.52/0.50/0.57元，对应PE为10.43/10.82/9.48倍，维持“买入”评级。 风险提示宏观经济失速下滑；煤价上涨超预期；电价上涨不及预期；在建项目进度不及预期

事件： 公司披露 2024年中报。上半年公司实现营收 858.28亿元，同比下降 3.22%；实现归母净利润 67.16亿元，同比增长 127%；实现扣非归母净利润 21.84亿元，同比下降 18.83%。 点评煤电： H1盈利能力同比提升，度电净利约 0.03元/千瓦时收入端，上半年煤机完成发电量 1732.55亿千瓦时，同比降低 1.65%；完成平均上网电价 460.89元/兆瓦时，同比微降 1.18%。成本端， 公司共采购煤炭 8975万吨，其中长协煤总量 8356万吨，占比 93%；入炉标煤量约 5319.38万吨，入炉综合标煤单价 918.94元/吨，同比下降 25.46元/吨。综合来看，公司煤电板块上半年实现净利润 51.42亿元，同比增长 39.39%；实现归母净利润 19.95亿元，同比增长 51.48%。从度电盈利来看，上半年度电净利约 0.03元/千瓦时，上年同期为 0.021元/千瓦时。 水电： 来水改善叠加大兴川电站减值影响， H1业绩为-0.26亿元上半年公司来水较好，完成水电发电量 244.44亿千瓦时，同比增长 31.91%。 公司水电上网电价上半年同比下滑至 260.61元/兆瓦时。电量增、电价下行的综合影响下，上半年水电板块实现营收 56.48亿元，同比增长 10.87%。 公司对大兴川电站计提资产减值准备 8.42亿元。综合来看，公司水电板块归母净利为-0.26亿元； 扣除大兴川电站减值影响后为 8.16亿元，同比增长 66.19%。 新能源：上半年新增装机 1.8GW，实现归母净利 12亿元2024年上半年公司新增新能源装机 177.03万千瓦，其中风电 23万千瓦，光伏 154.03万千瓦；获取新能源资源量 842.47万千瓦，完成核准或备案新能源容量 669.71万千瓦，其中风电 97.4万千瓦，光伏 572.31万千瓦； 截至 2024年 6月末， 公司在建风电项目 225.00万千瓦，主要分布在内蒙、陕西、江西等区域，在建光伏发电项目 683.17万千瓦，主要分布在内蒙、天津、四川等区域。 装机增长叠加计提信用减值，上半年风光共贡献业绩11.99亿元，同比下降 16.74%。 盈利预测与估值： 考虑到公司电量、电价、煤价水平及转让国电建投 50%股权的贡献， 上调 24年业绩、下调 25-26年业绩， 预计公司 2024-2026年归母净利润为 1 11、 90、 110亿元（前值为 85、 99、 117亿元），对应 PE为 9、 11、 9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