国电电力(600795) 事件：2024年4月26日晚，国电电力发布2024年一季报。2024年一季度公司实现营业收入455.55亿元，同比-0.13%；实现归母净利润17.85亿元，同比+88.62%；扣非后净利润17.36亿元，同比+89.80%。经营活动现金流量净额72.75亿元，同比-5.25%；基本每股收益0.100元/股，同比增加88.68%。其中，归母净利润发生变动的主要原因包括：1.对合联营企业的投资收益较上年同期增加；2.保德神东发电有限责任公司于2024年一季度破产移交管理人，不再纳入公司合并报表范围，影响归属于上市公司股东的净利润增加1.99亿元。 点评： 整体经营情况：上网电量稳中有增，平均电价略有降低，新能源装机电量持续增长。电量方面，受益于全国用电量增速水平维持高位，2023年一季度公司上网电量实现1006.90亿千瓦时，同比+5.02%，环比-7.00%。其中，火电上网电量860.23亿千瓦时，同比+4.24%，环比-1.92%；水电上网电量77.28亿千瓦时，同比-3.22%，环比-44.51%；风电上网电量51.38亿千瓦时，同比+11.66%，环比+5.92%；光伏上网电量18.01亿千瓦时，同比+136.26%，环比+1.41%。火电和绿电电量同比实现稳中有增。电价方面，受全国多地电价下行影响，公司Q1电价略有降低。2024年一季度公司实现平均上网电价455.58元/千千瓦时，同比-1.62%，环比+4.41%。装机方面，截至2024年3月31日，公司合并报表口径控股装机容量为10599.48万千瓦，其中：火电7257.40万千瓦，相比2023年末减少22万千瓦；水电1495.06万千瓦；风电929.33万千瓦；光伏917.69万千瓦，相比2023年末增加63.51万千瓦。 装机成长预期：我们预计公司火电开工投产稳健成长，水电未来两年进入投产高潮，风光有望持续高增。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，预计开工火电项目将于2024-2025年逐步投产。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，预计近两年公司有望迎来水电装机投产高峰。风光方面，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。 察哈素煤矿处置进展：为降低察哈素煤矿复产时间不确定性对公司的影响，公司拟向控股股东全资子公司西部能源公司非公开转让国电建投50%股权，对应权益评估价值为67.39亿元，且拟定为本次交易价格。如相关交易达成，我们预计交易价款将会对公司归母净利润层面增厚约40亿元左右的一次性收益。 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，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）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。由于察哈素煤矿自2023年停产后未能复产，公司拟转让国电建投50%股权，我们调整了公司2024-2026年归母净利润的预测分别为70.90/80.77/94.20亿元（注：盈利预测不含出售察哈素煤矿的一次性收益）；对应增速分别为26.4%/13.9%/16.6%，对应2024年4月26日收盘价的PE分别为12.53/11.00/9.43倍，维持公司“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；非公开转让事项推进不及预期。

国电电力(600795) 投资要点 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。

国电电力(600795) 事件：公司发布2023年年报。2023年公司实现营收1810亿元，同比下降7.02%；实现归母净利润56.09亿元，同比增长104%。 点评： 火电：入炉标煤下行带动盈利能力改善，度电净利约0.023元 2023年公司完成火电发电量3729.26亿千瓦时，同比下降3.97%，主要系转让宁夏区域火电资产影响；公司煤机电价同比基本持平，叠加电量下降，公司火电分部营收同比下降7%至1558.5亿元。成本端，2023年煤炭供需形势持续向宽松方向转变，同时公司加大燃料成本管控，公司入炉标煤单价934.96元/吨，同比下降43.82元/吨。综合来看，公司火电盈利能力进一步改善，贡献净利润85亿元，煤机度电净利约0.023元。此外，为降低察哈素煤矿复产时间的不确定性，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。 水电：大渡河在建3.5GW，电价提高带动23年净利提升 公司在运水电控股装机较为稳定，23年末约15GW。2023年来水较弱，水电发电量同比下降1.79%至550.97亿千瓦时。叠加水电电价同比提高9.8元/兆瓦时，2023年公司水电分部完成营收121.2亿元，同比提高3%；实现净利润24.9亿元，同比提高33%。公司保持在常规能源领域开发力度，核准水电项目280.70万千瓦，大渡河流域约352万千瓦水电机组在建。未来随着在建水电机组陆续投产，水电的利润贡献有望进一步提升。 新能源：减值拖累23年业绩，24年计划投产8.6GW 2023年公司全年获取新能源建设指标1674万千瓦，核准备案1528.80万千瓦，新增装机724.57万千瓦。装机增长叠加风电利用小时同比提高51小时而光伏利用小时同比下降55小时，2023年公司完成风光发电量246亿千瓦时，同比提高30%；新能源分部实现营收108亿元，同比提高21%。成本端，新能源营业成本随装机增长而有所提升；并分别计提了信用减值7.2亿元、资产减值5.3亿元，对业绩有一定拖累。综合来看，公司新能源分部净利润下滑至22.3亿元。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。 投资建议：考虑到公司风光新增装机容量、燃料成本下行幅度，下调2024-2025年盈利预测，预计公司2024-2026年归母净利润为79、95、113亿元（前值为92、106亿元），对应PE11、9、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、转让国电建投股权尚需提交股东大会审议等

国电电力(600795) 核心观点 营业收入有所下降，归母净利润实现大幅增长。2023年，公司实现营收1809.99亿元（-7.02%），归母净利润56.09亿元（+101.41%），扣非归母净利润48.70亿元（+97.78%）。公司归母净利润实现增长的主要原因在于燃料价格同比下降，2023年公司入炉标煤单价934.96元/吨，同比下降43.82元/吨，降幅4.48%。 火电盈利仍有改善空间，持续推进火电机组建设促进火电业绩进一步增长。煤炭消费增速有望放缓，政策保障下电煤中长期合同签约履约有望提升，煤价中枢将有所下移，同时电价趋稳以及容量电价政策执行，公司火电盈利将进一步改善。同时，公司持续推进火电机组建设，2023年火电控股装机容量增加95.90万千瓦，2024年资本性支出计划中用于火电机组建设的资本开支为165.75亿元（+20.80%）。 水电装机有望增加，电价上浮增强水电板块盈利弹性。2024年，公司资本性开支计划中用于水电机组建设的资本开支为110.50亿元（+15.16%），公司在大渡河流域的在建水电项目装机容量352万千瓦，同时2023年公司核准水电项目280.70万千瓦，未来项目投运将使得公司水电板块业绩进一步增长。水电电价及盈利方面，随着四川省用电需求增长和特高压外送通道建成，预计公司水电上网电价将有所上浮，同时弃水量下降使得利用小时数提升，公司水电盈利能力有所改善，2023年公司水电板块平均上网电价为245.7元/MWh，较2022年同期的235.9元/MWh增加9.8元/MWh，2023年国能大渡河流域水电开发有限公司净利率19.85%，同比增加2.01pct。 新能源建设持续推进，项目资源储备充足。2024年，公司新能源资本开支计划为312.27亿元（+2.70%），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。 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：由于水电电价上浮，上调盈利预测。预计2024-2026年公司归母净利润分别为89.56/102.31/113.11亿元（2024-2025年原预测值为88.24/102.11亿元），分别同比增长59.7%/14.2%/10.6%；EPS分别为0.50/0.57/0.63元，当前股价对应PE为10.6/9.3/8.4x。给予2024年公司11-12倍PE，对应合理市值为985-1075亿元，对应5.52-6.03元/股合理价值，较当前股价有3%-13%的溢价。维持“买入”评级。

国电电力(600795) 核心观点： 事件：公司发布2023年年报，全年实现营收1809.99亿元，同比下降7.02%；实现归母净利56.09亿元（扣非48.70亿元），调整后口径同比增长104.41%（扣非增长97.78%）。23Q4单季度实现营收432.89亿元，同比下降9.91%；实现归母净利润-0.16亿元（扣非-4.49亿元），同比减亏99.29%（扣非减亏69.33%）。利润分配方案为每股派发现金红利0.07元（含税），预计分红金额12.48亿元，与2023年中期每股派发现金红利0.05元（含税）合并计算，全年派发现金红利21.40亿元，占归母净利润比例为38.16%。 盈利能力提升明显，减值损失大幅减少 分板块来看，报告期煤电/水电/风电/光伏净利润分别为85.23亿元/24.89亿元/13.14亿元/8.96亿元，同比分别增长127.1%/32.7%/-45.7%/130.3%。其中煤电盈利增长主要受益于入炉煤价下降；水电盈利增长主要受益于上网电价上涨，对冲来水偏枯的影响；风电盈利下降主要受累于上网电价下降以及减值的影响；光伏盈利增长主要受益于装机、发电量高增长。 报告期公司毛利率、净利率分别为14.62%、6.61%，同比+3.14pct、+3.05pct；期间费用率5.25%，同比+0.09pct；ROE(加权)11.83%，同比+5.76pct；整体盈利能力提升明显。资产减值损失、信用减值损失合计20.34亿元，同比减少17.08亿元。报告期公司资产负债率73.92%，同比+0.63pct，经现净额425.84亿元，同比增加12.84%。 煤电盈利大幅提升，2024年有望持续提升 煤价下行、电价保持稳定，煤电盈利能力大幅提升。公司长协煤价跟随市场煤价下行，全年入炉标煤单价934.96元/吨，同比下降43.82元/吨，降幅4.48%；煤电平均上网电价461.28元/MWh，同比下降0.1%；煤电发电量3710.05亿千瓦时，同比下降3.9%，主要由于2022年9月转让宁夏区域火电资产；煤电度电净利润0.023元/千瓦时，同比增加0.013元/千瓦时。 2024年以来市场煤价持续下行，年初至4月15日，秦港5500大卡动力煤均价888元/吨，同比下跌228元/吨；4月15日，秦港5500大卡动力煤801元/吨，同比下跌202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，有望带动长协煤价下行以及煤电盈利持续提升。 风光新增装机超过7GW，2024-2025年装机有望持续加速 公司全年新增新能源装机7.25GW（同比增长130%），其中风电1.83GW、光伏5.41GW。全年风电发电量188.54亿千瓦时，同比增长13.1%；光伏发电量57.6亿千瓦时，同比增长155.7%。受到平价项目增加以及市场化交易影响，风电、光伏上网电价分别下降7.4%、8.2%。 公司规划十四五新增新能源装机35GW，2021-2023年累计新增11.3GW，2024-2025年仍有24GW左右增量。公司全年获取新能源建设指标16.74GW，核准备案15.29GW，均创历史新高，项目资源储备充足。随着风电、光伏上游价格下降，2024-2025年新增装机有望持续加速。 估值分析与评级说明： 预计公司2024-2026年归母净利润分别为75.13亿元、85.12亿元、94.21亿元，对应PE分别为12.7倍、11.2倍、10.1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。

国电电力(600795) 事件：2024年4月15日晚，国电电力发布2023年度报告。2023年公司实现营业收入1809.99亿元，同比下降7.02%；实现归母净利润56.09亿元，同比增加104.41%；扣非后净利润48.70亿元，同比增加97.78%。经营活动现金流量净额425.84元，同比增加12.84%；基本每股收益0.314元/股，同比增加103.90%。2023年单四季度，公司实现营业收入432.89亿元，同比减少9.91%，环比减少12.30%；实现归母净利润-0.16亿元，同比增加99.30%，主要由于Q4计提资产减值15.43亿元，信用减值4.10亿元，环比转为亏损。 点评： 火电：煤电联营优势显著，火电板块筑牢公司业绩基本盘。2023年，受益于全国电价持续顶格上浮和集团内部煤炭供应优势，公司火电板块业绩实现稳中有增。其中，公司火电板块实现归母净利30.69亿元，同比增长317.55%。电量方面，公司火电机组继续高利用小时数发电，其中煤机发电利用小时数5210小时，燃机发电利用小时数1883小时。2023年全年火电发电量达3729.26亿千瓦时，同比下降3.97%。电价方面，受益于全国电价顶格上浮，煤机实现平均上网电价461.28元/兆瓦时，同比降低0.097%；燃机实现平均上网电价898.38元/兆瓦时，同比下降3.00%。成本方面，受益于国家能源集团内部煤炭供应优势，公司入炉标煤单价实现934.96元/吨，较上年下降43.82元/吨。电力板块燃料成本实现稳中有降。装机方面，公司加快火电装机扩能升级。2023年火电项目开工664万千瓦，投产100万千瓦。公司火电板块增量开发持续推进，业绩基本盘有望稳健增长。 水电：水电板块业绩基本稳定，装机成长将逐步落地。2023年公司水电板块业绩贡献基本稳定，水电实现归母净利18.54亿元，同比下降1.17%。电量方面，公司水电板块实现发电量550.97亿千瓦时，同比下降1.79%。电价方面，公司水电板块平均上网电价245.70元/兆瓦时，同比上升4.15%。装机方面，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，预计近两年公司有望迎来水电装机投产高峰。 新能源：风光装机快速提升，规划落地未来可期。2023年，公司新能源装机实现高速增长。其中，公司风电板块实现归母净利10.06亿元，同比下降49.88%；光伏板块实现归母净利7.43亿元，同比上升166.31%。电量方面，风电板块2023年全年发电量实现188.54亿千瓦时，同比上升13.10%，机组利用小时数2296小时；光伏板块2023年全年发电量实现57.60亿千瓦时，同比上升155.74%，机组利用小时数1161小时。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7.41%；光伏板块平均上网电价480.88元/兆瓦时，同比下降8.16%。装机方面，2023年公司新能源板块实现快速发展，开发并购同步推进，实现新增装机724.57万千瓦。公司“十四五”规划新能源发展体量3500万千瓦，我们预计2024-2025年公司新能源板块将持续高增。 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，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）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。由于察哈素煤矿自2023年停产后未能复产，公司拟转让国电建投50%股权，我们调整了公司2024-2026年归母净利润的预测分别为70.90/80.77/94.20亿元；对应增速分别为26.4%/13.9%/16.6%，对应2024年4月15日收盘价的PE分别为13.43/11.79/10.11倍，维持公司“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(600795) 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(600795) 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PE9、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

国电电力(600795) 核心观点 Q3 营业收入有所下降， 扣非归母净利润实现显著增长。 2023 年前三季度，公司实现营收 1377.10 亿元（-6.08%） ， 归母净利润 56.24 亿元（+12.88%），扣非归母净利润 53.20 亿元（+35.48%） 。 其中， 第三季度单季营收 490.56亿元（-11.27%） ， 归母净利润 26.46 亿元（-1.76%） ， 扣非归母净利润为26.03 亿元（+40.59%） 。 公司营业收入同比下降的原因主要在于去年 9 月转让的宁夏区域公司不再纳入合并范围。 公司归母净利润实现增长的主要原因在于燃料价格同比下降。 电力市场化改革推进， 有助于火电盈利保持稳定。 2023 年 7 月， 中央深改委第二次会议召开， 审议通过《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》 等文件， 这意味着新一轮电改启动， 主要方向为新型电力系统建设。 随着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。 新能源项目资源储备较为充足， 保障公司未来业绩增长。 截至 2023 年 6 月，公司新能源在建项目容量为 620.01 万千瓦， 其中风电 102.63 万千瓦， 光伏517.38 万千瓦。 公司持续拓展新能源项目资源， 截至 2023 年 6 月， 公司累计获取新能源资源量 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。 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。 控股股东计划增持公司股份， 彰显未来发展信心。 2023 年 10 月 19 日， 公司发布公告， 公司控股股东国家能源集团计划在未来 12 个月内， 通过其全资子公司国家能源集团资本控股有限公司增持公司 A 股股份， 增持金额 3-4 亿元， 增持价格不超过 4.87 元/股， 资金来源为国家能源集团资本控股有限公司自有资金。 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 2023-2025 年公司归母净利润分别为72.33/88.24/102.11 亿元， 分别同比增长 156.1%/22.0%/15.7%； EPS 分别为0.41/0.49/0.57 元， 当前股价对应 PE 为 9.0/7.4/6.4x。 给予 2023 年公司10-11 倍 PE， 对应合理市值为 723-796 亿元， 对应 4.06-4.46 元/股合理价值， 较当前股价有 11%-22%的溢价。 维持“买入” 评级。

国电电力(600795) 事件：2023年上半年公司实现营业收入883.52亿元，同比减少3.08%；实现归母净利润29.88亿元，同比增长30.37%。 点评 入炉标煤同比降低24元/吨，上半年煤电贡献归母净利13亿元 收入端，煤机电价较基准价上浮21.21%，同比有所抬升；煤电板块实现上网电量1665.44亿千瓦时，同比提高6.16%。成本端，上半年入炉综合标煤单价944.40元/吨，同比下降23.82元/吨。综合来看，公司上半年煤电贡献归母净利13亿元。展望未来，三季度电量水平一般较高，我们认为煤电盈利仍有望进一步改善。 上半年水电板块业绩受来水偏弱承压，三季度有望改善 四川多条河流来水较多年平均水平偏枯，大渡河5、6月降水及天然来水同比大幅减少。受此影响，公司上半年水电发电量同比下降，水电企业累计完成发电量185.31亿千瓦时，上网电量183.54亿千瓦时，较上年分别下降20.12%和20.20%。公司水电板块上半年共实现净利润6.7亿元，实现归母净利润4.91亿元。从近期来水数据来看，大渡河来水同比有所提高，我们认为三季度水电盈利能力有望改善。 新能源上半年实现归母净利14亿元，项目建设持续推进 截至2023年6月末，公司在建风电项目102.63万千瓦，主要分布在浙江、云南、江西等区域，在建光伏发电项目517.38万千瓦，主要分布在新疆、天津、浙江等区域。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。上半年来看，公司风电贡献归母净利润约11.48亿元，同比基本持平；光伏贡献归母净利润约2.92亿元，同比大幅增长170%。 盈利预测与估值： 考虑到公司23H1业绩及煤价、新能源项目获取及建设情况，上调盈利预测，预计公司2023-2025年归母净利润为70.8、88.6、102.4亿元（前值为69、82、96亿元），对应PE为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