事件：2023 年 8 月 30 日，公司发布 2023 年半年度报告。2023H1 公司实现营业收入 263.67 亿元，同比增长 16.18%；实现归母净利润 33.37 亿元，同比增长 42.12%；实现扣非归母净利润 33.18 亿元，同比增长 45.77%；加权 ROE 为 6.44%，较上年同期增加 1.64 个 pct；基础 EPS 为 0.4356，较上年同期增加 44.15%（以上数据均为调整后）。 电源优势互补体现强抗风险能力，整体实现量价齐升。2023H1 公司控股企业合计发电量 712.85 亿千瓦时，同比增长 4.58%；上网电量 692.64 亿千瓦时，同比增长 4.3%；平均上网电价 0.388 元/千瓦时（含税，下同），同比增长 7.94%。分电源看，水电、火电、风电、光伏发电量分别为 393.64、274.62、33.59、11.00 亿千瓦时，同比-8.32%、+25.97%、+35.06%、+16.89%；水电、火电、风电、光伏上网电价为 0.312、0.472、0.494、0.795 元/千瓦时，同比+9.42%、+0.18%、-5.76%、-9.73%。 水电电价上涨弥补发电量下降，火电收益于多因素利润扭亏转盈。水电方面，Q2 单季度发电量同比下降 35.3%，叠加 Q1 发电量同比增长 28.25%，上半年发电情况受来水不及预期影响有限，同时 Q2 水电上网电价延续 Q1 同比上浮情况，同比增长 14.68%，环比增长 5.57%。平均电价上涨叠加水电机组规模增加，控股雅砻江水电公司 2023 年上半年净利润 42.95 亿元，同比增长24.72%。火电方面，因 2023 年上半年入炉标煤单价同比下降、水火互补导致发电量增加，同时上网电价保持较基准电价上浮接近 20%的水平，国投湄洲湾发电量同比增加 19.3%，净利润较去年同期亏损 1.66 亿元收窄至 0.34亿元；国能钦州发电量同比增长 46.8%，实现净利润 4.74 亿元，同比增长1481.94%；华夏电力发电量同比增长 13.3%，净利润扭亏为盈，实现 0.65亿元。新能源方面，公司 2023 年 1-6 月新增光伏、风电装机容量 83.43 万千瓦，较去年同期规模增长 44%，直接带动发电量的提升，国投新能源投资净利润 4.76 亿元，同比增长 35.01%。 积极推进雅砻江水风光蓄一体化，落地节奏良好带来成长持续性。公司控股雅砻江水电已投产 1920 万千瓦水电装机，在建 342 万千瓦，分别为位于雅砻江中游的孟底沟水电站（240 万千瓦）和卡拉水电站（102 万千瓦，7 月 22 日开工），牙根一级水电站（30 万千瓦）也于 5 月 5 日获得核准。依托雅砻江流域水电资源，公司全力推进水风光蓄一体化，2022 年 12 月 29 日开工建设两河口混合式抽水蓄能电站项目（120 万千瓦），与两河口 300 万千瓦常规水电机组配套发挥抽水、发电的“双向调节”作用，能够和周边风电、光伏电站的发电特性互补，配套消纳相当于自身装机规模 3 倍的新能源。6 月25 日，两河口水电站水风光互补一期—柯拉光伏 100 万千瓦电站也已投产，接入两河口水电站，水光打捆后能输出稳定的电力、集中送出消纳。该项目所在地区光照资源良好，年利用小时数 1735 小时，平价上网采用四川燃煤标杆 0.412 元/千瓦时（含税），我们预估 2023 年可为公司带来 2.54 亿元售电收入。目前雅砻江腊巴山风电项目全部风机安装完成，预计 2023 年 9 月底投产发电，我们预估 2023 年可为公司带来约 0.43 亿元售电收入。 投资建议：各电源优势互补，延续量价齐升态势；雅砻江水电水风光蓄一体化持续推进，项目规划及落地节奏带来成长持续性。预计 2023 至 2025 年实现营业收入为 577.16、604.03、626.88 亿元，实现归净利润为 63.04、72.15、83.25 亿元，同比增长 54.5%、14.4%、15.4%。对应 EPS 为 0.85、0.97、1.12，对应的 PE倍数为 14.8、12.9、11.2X，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：公司发布2023年半年报，实现营收264亿元，同比增长16.2%；实现归母净利润33.4亿元，同比增长42.1%。 量价齐升双驱动，归母净利润同比增长42%。23Q2公司实现营收131亿元，同比增加12.5%；实现归母净利润17.2亿元，同比增加31.5%；23H1公司完成发电量714亿千瓦时，同比增加4.5%；上网电量693亿千瓦时，同比增加4.3%；上网电价0.388元/kWh，同比增长7.9%。 来水偏枯影响水电业绩，火电修复&风光高增放量。截至23H1公司控股装机容量约为3860万千瓦，其中水电/火电/清洁能源装机分别为2128/1188/544万千瓦。公司持股雅砻江水电52%股权，水电装机占比达55.1%。23H1水电发电394亿千瓦时，同比减少8.3%，主要系Q2来水偏枯，Q2水力发电160亿千瓦时，同比减少35.3%。受益于火电所在省份用电需求增加，叠加煤炭价格下行，23H1火电实现发电量275亿千瓦时，同比增加26.0%。风光高增保障盈利水平，23H1风电/光伏分别实现发电量33.6/11亿千瓦时，同比分别增加35.1%/16.9%。 拥有优质水电资产，推进水风光一体化发展。公司拥有雅砻江水电绝对控股权。 雅砻江流域是我国第三大水电基地，可开发水电装机容量约3000万千瓦，截至23H1已投产/在建及核准装机分别为1920/342万千瓦，未来仍有广阔增长空间。 公司不断推进水风光一体化开发，新能源装机快速增长，截至6月底，公司清洁能源占比分别达69.2%。公司规划“十四五”控股装机规模达5000万千瓦，清洁能源装机占比约72%，依托水电资源，未来风光装机有望持续增长。 盈利预测与投资建议。预计公司23-25年EPS分别为0.86/0.97/1.03元，归母净利润分别为63.9/72.5/76.8亿元。考虑到公司资产优质，且风光发展力度加快，清洁能源占比不断提升，维持“买入”评级。 风险提示：来水不及预期风险、煤价上涨风险、新能源投产不及预期风险。

雅砻江优质大水电资产稀缺性凸显，水电业务兼具稳健及高成长性。优质及稀缺性：截至2022年底，公司已投产水电装机量2128万千瓦，主要布局在雅砻江（1920万千瓦）、澜沧江（135万千瓦）及黄河干流（73万千瓦）；公司水电业务的核心资产为其控股的雅砻江水电（雅砻江流域水电资源开发的唯一主体）。雅砻江为我国第三大水电开发基地，流域天然落差大，降水丰富，补给一半来自地下水及高山冰雪融水，水量丰沛且径流年际变化不大，自然资源禀赋优越。在目前我国水电剩余可开发资源空间不足、优质水电资源基本开发完毕的背景下，雅砻江水电作为优质大水电资产的稀缺性凸显。此外，雅砻江流域已建成二滩、锦屏一级、两河口三大调节水库，梯级调度能力强，2022年投产的两河口水库具备多年调节能力，可平稳下游来水，增厚下游电站发电量，且公司在建两河口抽蓄电站（目前全球最大的混合式抽水蓄能项目），建成后可以更好地发挥调节作用，增加收益。受益于以上几点优势，雅砻江流域水电的发电利用小时数高且年际波动小，公司水电的经营稳健性凸显。高成长性：雅砻江全流域规划装机量3000多万千瓦，目前已开发1920万千瓦，待开发资源储备丰富。2021-2022年雅砻江中游的两河口、杨房沟电站陆续投产，装机量合计450万千瓦，随着电站自身发电能力及对下游的梯级补偿效益的不断释放，我们预计未来1-2年内雅砻江流域水电还有约166亿千瓦时的发电增量，为公司贡献归母净利润约7.1亿元。公司中游卡拉、孟底沟水电站在建，装机量合计342万千瓦，公司预计将于2029-2030投产；中游牙根一级（已获核准）、牙根二级、愣古以及上游10座水电站处于前期规划阶段，装机量合计738万千瓦。截至2023年一季度，公司在建及规划水电装机量共1131万千瓦，未来增长空间约五成。 雅砻江水风光互补优势显著，新能源装机增长提速下未来成长空间可期。 截至2022年底，公司新能源装机量合计460.3万千瓦，公司新能源装机增速快，近五年光伏装机量CAGR达60%，风电CAGR达24.5%，远超全国风光装机量增速。公司新能源项目储备丰富，在建风电及光伏装机量合计347.9万千瓦；根据公司规划，“十四五”期间公司新能源装机规模将达1472万千瓦，到2025年装机增长空间达1000万千瓦。2023年6月26日，公司的雅砻江柯拉光伏电站一期100万千瓦项目投产（目前全球最大水光互补电站），公司雅砻江水风光一体化建设取得重大进展，光伏装机量上新台阶。项目获取优势：雅砻江流域水风光互补绿色清洁可再生能源示范基地规划新能源装机量超4000万千瓦，开发潜力较大，公司依托雅砻江优质水电资源开展水风光互补，在周边新能源项目获取方面具有先天优势；消纳优势：水电具有启停迅速、运行灵活的特点，可对新能源电力提供良好的调节，且雅砻江流域具备多条省内、跨省（锦苏直流、雅中直流）线路通道，且正在规划建设川渝特高压交流工程，风光电接入流域已建电站开关站，可与水电打捆送出，有效提高新能源消纳保障性。 火电资产结构优质，在成本端压力缓解&电力市场化改革下火电盈利有望显著改善。资产质量：2019-2020年公司转让了一批盈利能力较差的中小型火电机组，存量火电资产质量得到优化。截至2022年底，公司火电装机量1188.08万千瓦，以高参数、大容量的机组为主，百万千瓦级机组占控股火电装机容量的67.5%，在电力上市公司中领先；在建的钦州三期（2×66）以及华夏一期（1×60）等容量替代项目，公司预计将在2024年投产，届时火电装机量将进一步增长，资产质量有望进一步优化。成本：公司火电机组集中于沿海地区，用煤结构中海外进口煤占比大，2021-2022年受煤炭产能周期，俄乌冲突、海外煤进口受限等影响，公司入炉标煤单价大幅上涨，今年以来受全球能源供需紧张局势有所缓和、中国进口煤炭大幅增长、国内非电煤需求相对疲软等因素影响，国内外煤价都有明显下降，公司成本端压力有望大幅缓解。电价：受益于燃煤发电上网电价市场化改革的推进，公司火电上网电价大幅提升，2022年涨幅达23%，未来随着电力市场化改革的不断推进，电价还有望从电能量、辅助服务和容量三部分实现多维度上涨。综上，随着今年煤价中枢下移以及电力市场化改革的持续推进，我们预计今年公司火电板块的盈利有望迎来大幅改善。 盈利预测与投资评级：国投电力坐拥雅砻江优质、稀缺大水电资产，两杨投产后公司“十四五”期间仍有超160亿千瓦时水电电量有待释放，“十五五”新增水电装机有望达393万千瓦，水电业务兼具稳健及高成长性；公司新能源业务高速发展，2023-2025年风电、光伏装机增量有望达1000万千瓦；公司火电资产优质，2023年随着煤价中枢回落，公司火电业务业绩有望大幅改善。我们预测国投电力2023-2025年的归母净利润分别为73.4亿元、87.0亿元、95.6亿元，EPS分别为0.98元、1.17元、1.28元；对应7月13日收盘价的PE分别为12.74X、10.74X、9.78X，首次覆盖给予“买入”评级。 风险因素：国内外煤炭价格大幅上涨；公司新能源项目建设进展不及预期；公司水电项目所在流域来水较差；两杨电价不确定性。

事件： 2023年 4月 29日，公司发布 2022年年报及 2023年一季报。2022年公司实现营业收入 504.89亿元，同比增长 15.36%（调整后，下同）；实现归母净利润 40.79亿元，同比增长 66.11%；实现扣非归母净利润 39.50亿元，同比增长 80.40%；加权 ROE 为 8.25%，同比增加 2.86个 pct；基本 EPS 为0.5213元，同比增加 01984元。2023Q1，公司实现营业收入 132.56亿元，同比增长 20.05%；实现归母净利润 16.14亿元，同比增长 55.53%；实现扣非归母净利润 16.06亿元，同比增长 61.39%。2023年 1~4月，公司境内控股企业发电量 513.4亿千瓦时，同比增长 21.21%，其中，雅砻江水电发电量 283.28亿千瓦时，同比增长 30.92%。 雅砻江两杨产能释放，水电有望延续量价齐升。2022年公司水电上网电量为986.21亿千瓦时，同比增长 12.37%；平均上网电价为 0.272元/千瓦时（含税，下同），同比增长 6.75%；截至 23Q1水电总装机 2128万千瓦，2022年新增装机 51.5万千瓦（两河口 50万千瓦+小三峡机组扩容 1.5万千瓦），雅砻江流域梯级优化调度、两杨电站投产以及大朝山上游水库库容消落，一定程度上弥补流域来水偏枯情况。其中，两杨水电站投产带动雅砻江水电全年上网电量同比增加 13.71%，平均上网电价 0.279元/千瓦时，同比增长 6.61%；贡献净利润 73.61亿元，同比增长 15.73%。此外，锦官电源组（占雅砻江 1920万千瓦装机的 56.25%）送江苏上网电价自 2023年 1月 1日起由 0.277元/千瓦时上调至 0.3195元/千瓦时，水电有望保持量价齐升态势。2023年 1-4月，公司水电上网电量为 307.33亿千瓦时,同比增长 24.66%，根据中电联 4月电力数据，全国水电发电量前三位的省份为四川、云南和湖北，其合计水电发电量占全国水电发电量的 64.2%，增速分别为 6.5%、-11.4%和-33.0%，公司主要水电机组所在雅砻江流域来水情况较好，业绩有望持续稳中有升。 电力供需紧平衡叠加供给侧成本改善，火电盈利能力回弹。2022年公司火电受水火互补影响，上网电量为 473.23亿千瓦时，同比减少 14.61%；平均上网电价为 0.481元/千瓦时（含税），同比增长 23.75%，燃煤价格下降叠加电价上涨，同比亏损明显收敛，盈利能力改善。截至 23Q1火电总装机 1188万千瓦，在建项目有华夏一期 60万千瓦等容量替代、钦州 3期 2×66万千瓦燃煤机组（预计分别于 23年 11月、24年 2月投产）；已核准项目有钦州三期（3、4号机组）、湄洲湾三期共计 4×66万千瓦火电、浙江舟山 2×74.5万千瓦燃 气发电。2023年 1-4月公司火电上网电量为 164.28亿千瓦时,同比增长 14.11%，平均上网电价同比增加 1.21%，在电力供需紧平衡的现状下，我们认为今年火电电价仍将较燃煤标杆电价保持上浮约 20%的水平，随着供给侧煤炭库存量增加、燃料成本价格松动，火电盈利能力有望显著提升。 新能源建设加速，风光项目增量明确。 2022年公司风电/光伏上网电量为47.57/18.18亿千瓦时，同比+1.85%/+13.80%；平均上网电价 0.508/0.845元/千瓦时，同比+5.02%/-7.92%。截至 23Q1，风电/光伏发电总装机 298/165万千瓦，22年新增风电/光伏发电 75/31.2万千瓦。2023年 1-4月公司风电/光伏发电上网电量为 21.91/6.78亿千瓦时，同比+45.5%/+13.57%；平均上网电价0.483/0.815元/千瓦时，同比-9.73%/-8.2%。雅砻江腊巴山 19.2万千瓦风电与柯拉 100万千瓦水光互补一期项目，计划于 2023年全容量并网，有望在四季度贡献利润，其中柯拉光伏发电将利用两河口水电站现有电网通道进行送出消纳，降低发电成本、平滑发电曲线。 投资建议：雅砻江流域来水情况较好，规模提升及梯级调度带动水电业绩稳中有升；电力供需紧平衡下，受益于供需侧煤价成本下行，火电盈利能力恢复；新能源增量明确，水光互补模式保障项目消纳与收益水平。预计公司 2023至 2025年实现营业收入 546.7亿元、575.42亿元、607.81亿元，实现归母净利润 54.83亿元、66.15亿元、78亿元，同比增长 34.4%、20.6%、17.9%。对应 EPS 为 0.74、0.89、1.05元，对应 PE 为 17.4X、14.4X、12.2X，维持“增持”评级。 风险提示：来水不及预期，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。

国投电力发布 2022年年报及 2023年一季报： 1）2022年报：实现营业收入 504.89亿元，同比+15.36%；实现归母净利润 40.79亿元，同比+66.11%。 2）2023年 Q1：2023Q1公司实现营业收入 132.56亿元，同比+20.05%；归母净利润 16.14亿元，同比+55.53%。 投资要点: 两河口投产带动 2022年业绩大幅提升。2022年全年发电量为1567亿千瓦时，同比 +1.86%，其中火电 /水电发电量分别为505/992亿千瓦时，同比-14.29%/12.39%；火电/水电收入分别为202.27/237.67亿元，同比+6.1%/+19.9%。2022年 3月两河口电站全部投产发电，带动发电量增加。 2023年 Q1水电量价齐升，净利润增速显著。2023年 Q1公司实现归母净利润 16.14亿元，同比+55.53%。2023年 Q1发电量为382.89亿千瓦时，同比+19.96%，其中火电/水电发电量分别为129/233.8亿千瓦时，同比+6.49%/+28.25%；火电/水电平均上网电价分别为 0.472/0.305元每千瓦时，同比+0.42%/+4.74%。另外，财务费用减少 2.3亿，投资收益增加 0.9亿。 2023Q1雅砻江盈利高增，步入收获期。1）两河口投产：2022年3月两河口电站全部投产发电，可与锦屏一级和二滩联合调度，后续多年调节能力有望持续显现。2）电价上调：根据江苏省发改委，锦官电源组送苏上网电价由 0.277元/千瓦时上调至 0.3195元/千瓦时，并于 2023年 1月 1日起执行，电价上涨有望支撑全年业绩。 盈利预测和投资评级我们预计 2023-2025年公司实现净利润 65亿元/73亿元/78亿元，对应 PE 分别为 14倍/12倍/11倍。雅砻江水电量价齐升，公司火电业绩也有望持续修复，维持“买入”评级。 风险提示 宏观经济波动风险；行业竞争程度加剧；电站装机不及预期；成本波动风险；电价波动风险；投资收益不确定性。

事件：公司发布 2022年年报，全年实现营收 505亿元，同比增加 15.4%；实现归母净利润40.8 亿元，同比增加66.1%。 发电业务量价齐升，归母净利润同比高增66.1%。2022 年公司营收505 亿元，同比增加15.4%；实现归母净利润40.8 亿元，同比增加66.1%。2022Q4实现营收123 亿元，同比增加7.8%，环比减少20.4%；实现归母净利润-0.5 亿元，同比减亏95.4%，环比减少103%。2022 年公司实现发电量1567 亿千瓦时，同比增加1.9%，上网电价0.351 元/千瓦时，同比增加10.0%，发电主业量价齐升带动业绩增长。 雅砻江新增装机助力水电业绩增厚，火电有望迎修复。 2022 年公司控股装机容量3776 万千瓦，其中，水电新增装机51.5 万千瓦，水电控股装机容量达2128万千瓦，占总装机容量的比例为56.4%，受益于杨房沟、两河口电站全面建成投产，水电发电量达992 亿千瓦时，同比增加12.4%，收入238 亿元，同比增加19.9%。2022 年公司火电装机容量1180 万千瓦，占比31.5%，火电发电量为505 亿千瓦时，同比减少14.3%，在全年煤价高企的背景下，由于公司火电平均上网电价同比高增23.8%，带动火电收入同比增加6.1%。随着煤炭供需关系的改善、电价改革的持续发力以及煤电价格传导机制的持续完善，煤炭价格将逐渐向合理区间回归，火电盈利能力有望持续修复。 加码开发风光资源，未来业绩增长可期。2022 年公司风电/光伏新增装机71.9/31.2 万千瓦，合计占新增装机的比重为66.7%，发电量为48.7/18.4 亿千瓦时，分别同比增加1.9%/14.0%，根据公司十四五规划，2025 年公司控股装机达50GW，清洁能源装机占比约72%，由于公司水电在建项目大多于“十五五”和“十六五”期间投产，2023-2025 年间暂无新增投产水电，为实现公司十四五规划的清洁能源装机占比，预计公司将加大风光装机投入。 盈利预测与投资建议。预计公司23-25 年EPS 分别为0.85/0.97/1.06 元，归母净利润分别为63.1/72.0/79.0 亿元，CAGR 为24.6%。考虑到公司资产优质，且风光发展力度加快，清洁能源占比不断提升，我们给予公司2023年17 倍PE，对应目标价14.45 元，维持“买入”评级。 风险提示：来水不及预期风险、煤价上涨风险、新能源投产不及预期风险。

业绩简评4 月28 日晚间公司发布22 年年报及23 年一季报，22 全年实现营收504.9 亿元，同比+15.4%；实现归母净利润40.8 亿元，同比+66.1%。1Q23 实现营收132.6 亿元，同比+20.1%；实现归母净利润16.1 亿元，同比+55.5%。 经营分析水电：22 年来水偏枯阻碍业绩释放，1Q23 来水修复量价齐升。1）量：两河口300 万千瓦机组于9M21~3M22 间投产，装机规模增加16.4%；7M22 后来水显著偏枯，但上游水库库容消落及流域梯级调度冲减天气不利影响，22 年上网电量986 亿千瓦时，同比+12.4%；23 年以来雅砻江来水偏丰，1Q23 上网电量233 亿千瓦时，同比+28.3%。2）价：本地用电需求高增+市场电价上浮，22 年上网电价0.272 元/千瓦时，同比+6.8%；1Q23 平均上网电价0.305 元/千瓦时，同比+4.7%；其中仅雅砻江水电电价延续正增长。 火电：需求疲软、成本倒挂使22 年业绩承压，23 年业绩修复可期。1）量：宏观经济承压导致用电需求疲软，22 年上网电量473亿千瓦时，同比-14.6%；23 年经济复苏且公司部分火电机组所在地区电力供需偏紧，1Q23 上网电量121 亿千瓦时，同比+6.9%。2）价：因燃料成本高企且电力供需总体偏紧，“1439 号文”后，22年上网电价0.481 元/千瓦时，同比+23.8%；1Q23 上网电价0.472元/千瓦时，同比+0.4%，说明煤价及供需对电价形成支撑。 新能源：风光装机有望放量。疫情和组件价格高企影响装机进度，22 年风光合计上网电量66 亿千瓦时，同比+4.9%（增速同比-31.4pcts）。2023 年风光上网电量有望高增：行业层面看，全面放开叠加风机及组件降价、风光装机有望放量，并且风资源有所改善；公司层面看，百万千瓦级坷拉光伏电站计划于年内投产。 1Q23 公司风光上网电量20 亿千瓦时，同比+27.3%。虽然全面平价上网和市场化交易占比扩大致使风光上网电价持续下行，但以量换价有望维持新能源板块业绩增长。 盈利预测、估值与评级23 年来水修复、煤价下行、风光装机放量，公司业绩有望迎来高增。我们预计公司2023~2025 年分别实现归母净利润54.4/63.1/69.0 亿元，EPS 分别为0.73/0.85/0.93 元，公司股票现价对应PE估值分别为16 倍、14 倍和13 倍，维持“买入”评级。 风险提示来水情况、煤价下行、用电需求、新能源装机不及预期风险；电价波动风险等。

事件: 2023年 1月 13日，国投电力发布 2022年度业绩预增公告。2022年公司预计实现归母净利润 36.5亿元-43.50亿元，与上年同期追溯调整前相比增加 12.13亿元-19.13亿元，同比增加 49.78%-78.51%。 投资要点: 量价齐升，2022年预计归母净利润增长 49.78%-78.51%。2022年公司预计实现归母净利润 36.5亿元-43.50亿元，与上年同期追溯调整前相比增加 12.13亿元-19.13亿元，同比增加 49.78%-78.51%，与上年同期追溯调整后数据相比，将增加 11.94亿元-18.94亿元，同比增加 48.63%-77.13%。经营业绩较去年同期有较大增长，主要由于上网电量及上网电价均同比上涨。2022年公司累计完成发电量1565.00亿千瓦时，较去年同期增长 1.84%，平均上网电价 0.351元/千瓦时，同比增长 10.13%。 水电受益于雅砻江新增装机叠加电价优化，火电亏损大概率同比收窄。 水电：受益于雅砻江两杨投产带来发电增量以及梯级电站优化调度，2022年水电发电量 991.93亿千瓦时，同比增加 12.39%。同时 2022年 8月雅砻江锦官机组送苏电价调整为“基准落地电价+浮动电价”机制，调整后上网电价提升至 0.3195元/KWh，全年公司水电上网价格同比上涨 6.75%，预计 2023年将受益于锦官机组电价结算和市场化交易电价上行。 火电：2022年公司火电发电量同比降低 14.27%，主要由于部分火电所在区域雨水偏丰替代出力。由于供需持续紧张，市场交易下火电上网价格同比攀升 23.75%，但同时煤炭价格仍然高企导致火电业务仍然亏损。根据公司预告推算 2022Q4归母净利润-4.76亿元至2.24亿元，同比 2021Q4归母净利润-10.24亿提升 5.48亿元至 12.48亿。考虑四季度水电同比增发 0.08%、上网电价同比提升 16.24%后，我们测算火电亏损同比大概率有所收窄。 风光持续扩张，新能源未来增长可期。公司 2022年风电/光伏发电 量同比+1.85%/+14.00%，平均上网电价同比+5.02%/-7.92%。雅砻江水电柯拉光伏电站、腊八山风电项目、两河口混合式抽蓄项目有序推进，根据国投电力公众号显示，2022Q4以来，浦北龙门风电场三期全部机组、酒泉风电基地的二期项目 A 区 200MW 风电机组、内蒙古杭锦旗风电场（150MW）和阜新晶步 100MW 农光互补发电项目等相继完成并网发电，四季度累计新增风光装机 77.302万千瓦。 此外，2022年 7月新疆 187.5万千瓦光热、储能、光伏配套项目获批，公司在风电光伏新能源项目规模上持续扩张。随着组件价格回落，光伏项目储备有望加速释放。根据上证 e 互动显示，十四五期间公司规划控股装机容量达 5000万千瓦，其中清洁能源装机占比约72%，新能源持续发力，未来业绩增长可期。 盈 利 预 测和 投资 评 级 考 虑到 燃煤成 本较高 ，我们下 调2022-2023年净利润，后续随煤价企稳、风光装机释放，公司业绩有望得到支撑。我们预计 2022-2024年归母净利润分别为 41/58/74亿元，同比增速分别为 68%/42%/27%，对应 PE 分别 19/14/11倍。 维持“买入”评级。 风险提示 宏观经济下滑风险；政策变动风险；来水不及预期； 电力需求不及预期；电价下滑风险等。

事件概述：1月14日，公司公布2022年业绩预增公告，预计2022年实现归母净利润36.50亿元到43.50亿元，经重述将增加11.94亿元到18.94亿元，同比增长48.6%到77.1%；预计2022年实现扣非归母净利润35.00亿元到42.00亿元，经重述将增加13.10亿元到20.10亿元，同比增长59.8%到91.8%。 两杨增发、电价上行，雅砻江量价齐升：获益于两河口、杨房沟带来的增量，雅砻江水电全年完成发电量885.23亿千瓦时，同比增长106.96亿千瓦时，增幅13.7%；其中Q4完成发电量216.13亿千瓦时，同比增长1.11亿千瓦时，增幅0.5%。经历2022年夏极端高温、缺水造成的电力紧张情况，四川省内水电电价上行；同时，自2022年8月起，江苏将锦-官电源组送苏上网电价调增至0.3195元/千瓦时。受益于电价上涨，雅砻江平均上网电价上行1.7分/千瓦时至0.279元/千瓦时，增幅6.6%；其中Q4上网电价上行4.4分/千瓦时至0.288元/千瓦时，增幅18.1%。1月9日，江苏发改委公布2023年锦-官电源组送苏上网电价维持0.3195元/千瓦时。 火电电量降幅持续收窄：Q4火电板块发电量129.05亿千瓦时，同比下降6.2%，环比Q3降幅收窄，其中广西钦州电站单季度完成发电量44.26千瓦时，同比增长14.5%，增速转正。受益于市场交易电价上行，全年公司火电平均上网电价同比增长23.8%至0.481元/千瓦时，增幅9.2分/千瓦时，其中Q4上网电价上行4.1分/千瓦时至0.478元/千瓦时，增长9.4%。 水风光一体化初具雏形，新能源发展有望加速：2022年，公司新增装机154.59万千瓦，其中，Q4新增风、光装机77.30万千瓦。据公司公众号消息，2022年12月29日，公司两河口混合抽蓄项目正式开工建设，伴随着风、光产业链的持续降本，雅砻江水风光一体化开发有望提速。 投资建议：Q4来水持续偏枯对公司业绩造成影响，但23年雅砻江外送江苏电价延续了22年8月起执行的上浮机制；火电电量降幅持续收窄，电价上行有望部分抵消高煤价影响；依托大水电、大库容的调节性能优势，水风光一体化开发有望提速。根据煤价变化情况调整对公司盈利预测，预计22/23/24年EPS分别为0.51/0.80/0.93元（前值0.61/0.81/0.91元），对应01月13日收盘价PE分别为21.5/13.6/11.7倍，参考公司历史估值及同业可比公司估值水平，给予公司23年15.0倍PE估值，目标价12.00元/股，维持“谨慎推荐”评级。 风险提示：1）利用小时下降；2）上网电价降低；3）煤炭价格上升；4）流域来水减少。

事件：公司发布 2022年三季报，前三季度公司实现营收 381.71亿元，同比增长 18.02%；实现归母净利润 41.26亿元，同比增长 18.74%；实现扣非归母净利润 40.25亿元，同比增长 23.97%；毛利率为 36.86%，同比下降 0.03个 pct（调整后）；净利率为 19.91%，同比下降 0.28个 pct（调整后）；EPS（稀释）0.5342元/股，同比增长 11.86%；ROE（加权）8.41%，同比增加 0.71个 pct。 公司三季度实现营收 154.77亿元，同比增长 18.68%；实现归母净利润17.78亿元，同比增长 56.77%；实现扣非归母净利润 17.48亿元，同比增长 68.71%；毛利率为 36.43%，同比增长 3.48个 pct（调整后）；净利率为 21.27%，同比增长 17.91个 pct（调整后）；EPS（稀释）0.232元/股，同比增长 46.77%；ROE（加权）3.61%，同比增加 1.13个 pct。 受水电规模及保供需求增加，三季度累计水电发电量同比增长 16.89%2022年 1-9月，公司发电量/上网电量 1183.65/ 1153.74亿千瓦时，同比增 长 3.08%/ 3.34% ， 其 中 水 电 、 火 电 、 风 电 、 光 伏 发 电 量 同 比+16.89%、-16.17%、-0.53%、16.27%，水电同比增加的原因系装机规模及保供需求增加，叠加流域梯级电站优化调度因素；火电同比下降的原因系水火互补效应，叠加部分地区用电量下降影响；风电同比下降原因系风况资源状况以及当地消纳和外送通道受限，弃风率增加；光伏发电同比增加的原因系装机量增加。Q3单季度发电量为 501.99/489.67亿千瓦时，同比增长 2.18%/2.22%，其中水电、火电、风电、光伏发电量同比+7.17%、-7.57%、12.52%、11.67%。 火电电价持续上涨，叠加长协煤执行率提升，带动火电板块业绩修复2022年 1-9月公司境内控股企业平均上网电价为 0.35元/千瓦时（含税，下同），同比增长 10.1%，其中水电价格为 0.27元/千瓦时，同比增长3.51%；火电价格为 0.484元/千瓦时，同比增长 29.28%；风电价格为0.515元/千瓦时，同比增长 5.51%；光伏发电价格为 0.869元/千瓦时，同比下降 5.49%。 Q3单季度平均上网电价为 0.337元/千瓦时（含税，下同），同比增长12.76%，其中，火电价格为 0.501元/千瓦时，同比增长 32.42%；风电价仿宋 格为 0.486元/千瓦时，同比增长 6.52%；光伏发电价格为 0.848元/千瓦时，同比下降 4.16%。随着电煤中长协执行率的逐步提升，燃料成本有望被持续控制在合理区间，叠加四季度冬季保供需求高峰带来的电价上涨预期，四季度火电业绩有望实现一定程度的修复。 目前，杨房沟尚未明确电价机制，两河口暂按过渡期电价结算。2022年7月 28日江苏发改委发文，将锦官电源组送苏落地电价形成机制完善为“基准落地电价+浮动电价”机制，锦官电源组送苏上网电价，由落地电价扣除输电环节价格倒推确定。依据上述电价形成机制，2022年锦官电源组送苏落地电价为 0.4289元/千瓦时，上网电价为 0.3195元/千瓦时，自 2022年 8月 1日起执行。 电力供需偏紧带来水电电价上涨预期，各电源建设持续推进受极端天气影响，今年二季度和三季度分别来水超预期/低于预期，累计前三季度发电量同比增降幅不大，全年业绩有望保持稳定。2021年四川省水电常规市场电价同比上浮 4%，西南水电大省电力供需紧张将对电价形成支撑，我们认为其市场电价将会进入温和上涨周期，带动水电板块量价齐升。 截至 2022年 9月 30日，公司控股总装机约 3699万千瓦，其中火电、水电、风光装机容量分别为 1188、2128、383万千瓦，三季度新增风光装机容量 5.788万千瓦。目前公司在建拟建项目有雅砻江卡拉水电站、两河口水光互补柯拉一期、广西钦州三期超超临界机组、印尼巴塘水电站、英国北海海风项目等。公司在“十四五”期间规划装机容量将达5000万千瓦，清洁能源装机占比约为 72%，在发展水火及新能源的同时，公司也将持续拓展以抽水蓄能、储能、氢能为主的新产业。 盈利预测：预计公司 22至 24年实现归母净利润 55.11亿元、66.02亿元、71.06亿元，对应 PE 13.7x、11.4x、10.6x，维持增持评级。 风险提示：来水不及预期，电价下降超预期风险，自然灾害，用电需求不及预期。

公司公布2022年三季报，前三季度实现营收381.71亿元，同比+18.02%，实现归母净利润41.26亿元，同比+18.74%；其中第三季度实现营收154.77亿元，同比+18.68%，实现归母净利润17.78亿元，同比+56.77%。 点评： 水电：雅砻江水电克服汛期来水偏枯影响，Q3电量电价实现双升。今年雅砻江流域在主汛期遭遇历史特枯来水，7月较多年均值偏少45%，8月上中旬偏少60%。雅砻江水电充分发挥目前四川省前三大水库（两河口、锦屏一级和锦屏二级）的优势进行流域梯级电站的优化调度，提高雅砻江梯级电站保供能力，Q3实现发电量296.3亿千瓦时，同比增长7.55%；电价方面，雅砻江Q3平均上网电价同比小幅上涨1.89%。水电板块量价双升对公司三季度业绩起到了稳定的支撑，根据川投能源业绩披露情况估计雅砻江水电Q3或实现归母净利26.1亿，对公司业绩贡献占比在76%左右。 火电：Q3供需偏紧抬升电价，推动板块盈利修复。发电量方面，今年夏天多地长时间极端性高温带动用电需求大增。7-9月全社会总用电量同比增长7.3%。用电需求攀升叠加水电出力不足拉动火电发电量高增，7-8月全国火电发电量的同比增速分别达到5.3%和14.8%。公司Q3火电发电量158.85亿千瓦时，降幅环比收窄26.6pct；电价方面，受供需紧张的影响，Q3公司火电平均上网电价同比大幅增加32.42%达到0.501元/千瓦时。成本方面，Q3营业成本同比增速12.5%，低于营收增速6.3pct，而上半年成本增速高于收入增速4.7pct，Q3成本端增速明显放缓。随着长协履约率的进一步提升，我们推测三季度公司火电板块成本相对较为稳定。发电量回升叠加电价大幅增长或推动公司火电板块盈利在Q3实现环比修复。 两杨投产调节效应逐步显现，锦官电源组送苏电价抬升增厚业绩空间。装机规模方面，雅砻江的杨房沟电站（150万千瓦）与两河口电站（300万千瓦）分别于21年10月和22年3月全部投产完毕，装机规模的增长一方面将拉动发电量增长，另一方面两河口电站作为四川省目前最大的水库电站也将对下游电站起到重要的调节增发作用。电价方面，今年7月江苏省将雅砻江下游锦官电源组送江苏的电价形成机制完善为“基准落地电价+浮动电价”机制，锦官电源组送苏落地电价将从今年8月1日起由此前的0.281元/千瓦时提升至0.3195元千瓦时。锦官电源组装机规模1080万千瓦，其中外送江苏640万千瓦，外送电价的抬升将进一步增厚雅砻江的业绩空间，提升公司资产的盈利能力。 投资建议：汛期来水偏枯或使得全年业绩承压，调整盈利预测，预计公司2022-2024年归母净利53.6/64.3/71.4亿（前值60/68.7/75.1），对应PE为14/11.7/10.5倍，维持公司“买入”评级。 风险提示：电力需求降低；来水少导致发电量下降、电价下行、煤价超预期上涨、公司自身运营相关风险等

事件: 国投电力发布 2022年三季度报告： 2022年前 三季 度 ， 公司 实现 营业 收入 381.71亿元 ，同 比增 加18.02%；实现归母净利润 41.26亿元，同比增长 18.74%。 投资要点： 量价齐升推动增长， 2022Q3归母净利润大幅上涨 56.77%。 2022年 前 三 季 度 ， 公 司 实 现 归 母 净 利 润 41.26亿 元 ， 同 比 增 加18.74%；其中，三季度归母净利润 17.78亿元，同比大幅增长56.77%。 2022Q3公司实现量价齐升， 雅砻江优化调度叠加两杨投产、 发电量完成 501.99亿千瓦时，同比增长 2.18%；平均上网电价 0.337元/千瓦时，同比增长 12.76%。 优化调度抵消枯水影响， 市场化交易提振电价。 电量方面 ， 2022年前三季度，公司控股企业累计完成发电量1183.65亿千瓦时，同比增长 3.1%。其中第三季度发电量 501.99亿千瓦时，同比增加 2.18%，水电、火电、风电、光伏发电量同比分别+7.17%/-7.57%/+12.52%/+11.67%， 水电发电量增长主要受益于雅砻江梯级电站优化调度对冲汛期偏枯叠加两杨投产带来发电增量 ，此外大朝山水电站上游水库库容消落 ，发电量同比增加12.03%，风光发电量增长则主要受益于装机增长。 电价方面， 2022年前三季度上网电价 0.350元/千瓦时，同比增长10.10%。第三季度平均上网电价 0.337元/千瓦时，同比增长12.76% ， 水 电 、 火 电 、 风 电 、 光 伏 平 均 上 网 电 价 同 比 分 别+2.46%/+32.42%/+6.52%/-4.16%，由于电力供需持续紧张，市场化交易下火电上网电价大幅攀升。 风光项目陆续并购投产，新能源资产持续扩张。 “十四五”末，公司规划控股装机容量将达 5000万千瓦，其中清洁能源装机占比约为 72%，装机容量将达 3600万千瓦。 2022Q3公司新增风电和光伏发电装机容量合计 5.8万千瓦，风电和光伏发电量分别为 12.17亿千瓦时和 4.96亿千瓦时。 截至 2022年 9月底，风电光伏装机规模已达 383.05万千瓦，占总装机的 10.19%， 风光资产规模有望持续增长。 盈利预测和投资评级 预计 2022-2024年归母净利润分别为63.43/67.90/70.46亿元， PE 分别为 12/11/11倍，维持“买入”评级。 风险提示 宏观经济下滑；政策变动风险； 来水不及预期； 电力需求不及预期；电价下滑风险。

事件：公司发布2022年中报，上半年公司实现营收226.94亿元，同比增长17.65%；实现归母净利润23.48亿元，同比增长0.48%；实现扣非归母净利润22.76亿元，同比增长3.18%。EPS（稀释）0.3022元/股，同比下降5.27个pct；ROE（加权）4.8%，同比下降0.41个pct。毛利率为37.14%，同比下降2.39个pct；净利率为18.99%，同比下降2.72个pct。截至2022年6月底，公司总资产2462.51亿元，较上年末增长48.32亿元；资产负债率63.69%，较上年末增长0.17个pct。 雅中两杨电站产能逐步释放，水电发电量同比增长25.54%2022年二季度发电量362.47亿千瓦时，同比增长6.59%，环比增长13.56%；1-6月公司境内控股企业发电量681.66亿千瓦时，同比增长3.75%。其中，水电发电量分别为429.37%，同比增长25.54%，原因系雅中两杨电站投产及雅砻江流域、大朝山水电站来水偏丰影响；火电发电量为218.01亿千瓦时，同比下降22.31%，原因系部分火电所在区域雨水偏丰和社会用电量降低影响。同时由于入炉煤价同比增高导致成本大幅增加，火电板块依旧承压；风电发电量24.87亿千瓦时，同比下降5.87%，原因系受风资源状况影响；光伏发电电量9.41亿千瓦时，同比增长3.75%，原因系光伏装机量增加。 发用电端增速不匹配，供需偏紧有望推动四川省电价持续上涨2022年1-6月公司境内控股企业平均上网电价为0.359元/千瓦时（含税，下同），同比增长7.92%。其中水电电价为0.285元/千瓦时，同比增长3.21%；火电电价0.471元/千瓦时，同比增长26.85%；风电电价0.524元/千瓦时，同比增长5.38%；光伏发电电价0.881元/千瓦时，同比下降6.17%。 截至2021年底，四川省水电装机容量达8947.0万千瓦，占全省装机量的78%，占全省发电量的81.6%，装机结构导致水电是四川省主力发电电源；去年四川省发电量为4530亿千瓦时，用电量为3275亿千瓦时，全口径水电外送电量为1368亿千瓦时，外送比例高。目前四川具备经济性的水电资源基本开发完毕，随着省内和外送省电力需求不断增长，四川电力供需将逐渐偏紧，市场交易电价有望持续上涨。 加速全球清洁能源布局，已核准及在建项目储备丰富截至 2022年 6月底，公司已投产控股装机容量约为2693万千瓦，清洁能源装机约2505.25万千瓦，占总装机的 67.83%。其中火电装机1188万千瓦， 占总装机的32.17%；水电装机2128万千瓦，占总装机的57.62%；新能源装机规模稳中有升，已达377.25万千瓦，占总装机的10.21%，风电、光伏发电分别装机243、134万千瓦。2022年3月，雅砻江两河口最后一台机组投产；4月，酒泉新能源北七风电B 区机组投产，分别为水电和新能源装机带来50、20万千瓦的增量。 目前公司国内拟在建项目有： （1）雅砻江卡拉水电站102万千瓦（于7月29日开工）； （2）雅砻江两河口水光互补柯拉一期100万千瓦光伏项目（于7月8日开工）； （3）广西钦州三期132万千瓦超超临界机组（规划共4台66万千瓦，预计2023年11月实现1号机组投产，2024年2月实现2号机组投产）。公司国外在建项目有： （1）印尼巴塘水电站51万千瓦（于1月开工）； （2）英国北海108万千瓦海上风电项目取得英政府15年差价合约，预计于下半年开工建设。 2022年以来，公司新取得472.5万千瓦新能源项目开发指标和6座抽水蓄能电站开发权，新完成新能源核准（备案）装机规模达629.5万千瓦。其中包括： （1）新疆4个新能源项目共187.5万千瓦备案； （2）甘肃酒泉，阿克塞75万千瓦光热光伏大基地项目获得开发权并完成核准； （3）在云南、广西、贵州、天津、浙江、湖北等地新取得110万千瓦新能源开发指标和6座抽水蓄能电站的开发权，并完成新能源项目核准（备案）装机规模267万千瓦。此外，公司舟山2×745MW 级燃气发电项目于2022年7月25日获得浙江省发改委核准，拟于浙江省舟山市高新技术产业园区内建设2台目前世界最先进的H 级燃气——蒸汽联合循环发电机组，也是浙江省“十四五”期间第一个获得核准的燃气发电项目。公司在“十四五”期间规划装机容量将达5000万千瓦，清洁能源装机占比约为72%，在发展水火及新能源的同时，公司也将持续拓展以抽水蓄能、储能、氢能为主的新产业。 两杨核准电价待落地，两河口水库按期蓄水，业绩弹性有望增加根据公司投资者问答，两河口投产至今执行临时电价机制，即平水期（5月、11月）上网电价暂按0.3766元/千瓦时执行，枯水期（1-4月、12月）电价上浮24.5%，丰水期（6-10月）电价下浮24%，因其是具备多年调节能力的大型水电站、龙头水库，需要一定的电价核准周期。目前两河口的蓄水工作按计划进行，预计于2023年汛期后达到正常蓄水位2865m（蓄满），届时可完全发挥水库多年调节作用，可在丰水期增加蓄水，在枯水期通过水库调节增加发电量，同时享受枯水期上浮电价，其补偿效益可增加下游雅砻江梯级电站多年平均年发电量102亿千瓦时、平枯期电量224.87亿千瓦时。此外，杨房沟水电站投产后，四川省经信厅纳入节能发电排序，下达年度优先电量计划，并未明确电价机制，目前该电站尚未进行电价结算。 盈利预测：预计公司22-24年归母净利润为53.74亿元、64.09亿元、69.46亿元，对应PE15.46x、12.97x、11.97x，给予“增持”评级。 风险提示：来水不及预期，电价下降风险，自然灾害，用电需求不及预期。

事件:国投电力发布2022 年中报：2022 年H1 实现营业收入226.94 亿元，同比增加17.58%；实现归母净利润23.48 亿元，同比增长0.30%。 投资要点： 上半年实现量价齐升，2022H1 营收同比增长近20%。电量方面，2022 年上半年，公司控股企业累计完成发电量683 亿千瓦时，上网电量665 亿千瓦时，同比分别增长 3.8%/4.2%，主要受益于两杨投产及雅砻江等流域来水偏丰；电价方面，2022 年上半年上网电价0.359 元/千瓦时，同比增长8%。 两河口、杨房沟水电站投产，雅砻江装机陆续释放。公司持股52%的雅砻江水电是雅砻江流域唯一水电开发主体，该流域可开发装机容量约3000 万千瓦，在我国13 大水电基地排名第3。截至2022年6 月底，两河口电站最后一台50 万千瓦机组已投产，雅砻江水电投产装机1920 万千瓦，核准装机342 万千瓦，有望进一步提升公司发电量及水库调节能力，增加公司盈利。 风光项目陆续并购投产，新能源资产持续扩张。风电方面，2021年以来公司收购高排风电4.8 万千瓦项目，酒泉20 万千瓦项目投产；光伏方面，2021 年以来公司完成横峰、颍上、濉溪等22 万千瓦项目收购，景峡、阜新光伏共计9 万千瓦项目投产。截至2022年6 月底，风电光伏装机规模已达 377.25 万千瓦，占总装机的10.21%，清洁能源装机占比67.83%。“十四五”末，公司规划控股装机容量将达5000 万千瓦，其中清洁能源装机占比约为72%，装机容量将达3600 万千瓦，风光资产规模有望持续增长。 盈利预测和投资评级 预计2022-2024 年归母净利润分别为63.43/67.90/70.46 亿元，PE 分别为13.10/12.24/11.80 倍，维持“买入”评级。 风险提示 宏观经济下滑；政策变动风险；来水不及预期；电力需求不及预期；电价下滑风险。

事件：公司发布] 2022年半年度业绩公告，2022H1实现营业收入约 227亿元，同比增长 17.6%；实现归母净利润 23.5亿元，同比增长 0.3%。 上半年公司营收增长稳健，归母净利润有望持续修复。2022H1公司营收约 227亿元（+17.6%），主要系公司发电量和上网电价较同期均有所提高，2022H1公司发电量 683亿千瓦时（+3.8%），其中水电/火电/风电/光伏发电/其他发电量分别为 429/218/25.7/9.4/0.4亿千瓦时，其中火电同比下降 22.3%，主要是部分火电所在区域水电发电量大幅攀升后挤压火电以及部分火电所在区域社会用电量下降所致，此外公司境内平均上网电价 0.359元/千瓦时（+7.9%）；2022H1公司归母净利润达 23.5亿元（+0.3%），上半年火电板块煤价高企拖累业绩表现，预计随着煤价管控政策的持续发力，未来归母净利润有望进一步修复。 坐拥稀缺水电资产，火电资产优质。公司是雅砻江流域唯一水电开发主体，该流域在我国 13大水电基地排名第 3，可开发装机容量约 30GW，公司现投产装机 19.2GW，核准装机约 3.4GW，公司坐拥稀缺水电资产，水电资产潜力未完全释放。此外公司火电以高参数大机组为主，百万千瓦级机组占控股火电装机容量的 67.5%，预计钦州三期燃煤发电项目分别于 2023年和 2024年投产发电，该项目为 4*0.66GW 超超临界燃煤发电机组，公司火电资产整体较为优质。 加码开发风光资源，十四五目标风光装机达 15GW。根据公司十四五规划，2025年公司控股装机达 50GW，清洁能源装机占比约 72%。预计公司风光未来将新增 11.2GW，2025年底装机可达 15GW，则 2022-2025年风光平均装机规模分别为 6.4/9.3/12.1/15.0GW， 2021-2025年风光 CAGR 可达 43.2%。由于2022-2025年公司暂无水电新增投产，为实现公司十四五规划的清洁能源装机占比目标，预计公司将加码风光资源的开发。此外公司 2022H1现金流净额为86.5亿元（+31.1%），现金流充裕，能够支撑公司风光加速扩张。 盈利预测与投资建议。预计公司 22-24年 EPS 分别为 0.76元/0.88元/0.98元，未来三年归母净利润增速分别为 131%/17%/11%。考虑到公司资产优质，风光加速发展，我们给予公司 23年 16倍 PE，对应目标价 14.08元，首次覆盖给予“买入”评级。 风险提示：煤价上涨风险、新能源投产不及预期风险。