国投电力(600886) 事件概述：1月12日，公司发布2023年业绩预告，全年预计实现归母净利润57.20亿元到68.60亿元，同比增加16.44亿元到27.81亿元，增幅40.29%到68.16%（未追溯调整）；扣非归母净利润57.05亿元到68.42亿元，同比增加17.54亿元到28.91亿元，增幅44.42%到73.20%（未追溯调整）。根据业绩预告数据我们测算，四季度公司归母净利润亏损3.29亿元到盈利8.08亿元，同比减少2.82亿元到增加8.55亿元（未追溯调整）；扣非归母净利润亏损3.19亿元到盈利8.18亿元，同比减少2.45亿元到增加8.92亿元（未追溯调整）。 雅砻江来水边际改善：4Q23公司水电板块完成发电量246.52亿千瓦时，同比增长4.2%，其中，雅砻江水电单季度完成发电量222.89亿千瓦时，同比增发6.76亿千瓦时，增幅3.1%；从流域来水看，2023年10月/11/12月，雅砻江来水43.02/25.56/39.04亿立方米，同比-15.9%/-28.4%/+17.7%，较多年均值-33.1%/-25.8%/+67.4%，由此推测雅砻江来水正修复，1Q24电量或无需担忧。4Q23雅砻江水电平均上网电价达到0.313元/千瓦时，同比增长2.5分/千瓦时，增幅8.7%，电价上涨部分缓解电量下滑带来的业绩压力。 火电电量反弹，电量增幅高于电价降幅：4Q23公司火电板块完成发电量135.66亿千瓦时，同比增长5.1%；因福建华夏电力、湄洲湾两家电厂单季电价同比分别下降6.1%、9.5%，公司单季火电平均上网电价0.471元/千瓦时，同比下降1.5%；但营收端电量增速高于电价降幅。成本端，我们测算3Q23/4Q23秦皇岛港Q5500动力末煤平仓价均值为866/958元/吨，同比下降31.5%/33.0%，公司燃料成本压力持续缓解。此外2024年1月1号，公司公告钦州电厂三期1号机组（66万千瓦）已正式投产发电，煤电装机进一步扩张。 风光持续推进，抽蓄正式开工：2023年，公司新增装机243.24万千瓦，其中Q4新增风、光装机96.49万千瓦；完成风电、光伏发电量15.56、9.99亿千瓦时，同比分别增长32.9%、146.8%；装机持续扩张，新能源业务贡献度有望扩大。2024年1月11日，公司道孚抽蓄（210万千瓦）正式开工建设，雅砻江流域水风光一体化进程再进一步。 投资建议：全年业绩基本符合预期，23年12月水量表明雅砻江来水正改善，1Q24电量无忧;装机扩张、电量反弹、煤价回落，火电有望贡献正收益；风光装机持续扩张，业绩贡献有望增大。维持对公司盈利预测，预计23/24/25年EPS分别为0.88/0.95/0.98元，对应1月12日收盘价PE分别为15.2/14.1/13.6倍，参考公司历史估值及同业可比公司估值水平，给予公司24年18.0倍PE估值，目标价17.10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。

国投电力(600886) 事件： 公司公布2023年三季报，2023年1-9月营业收入425.49亿元，同比增长11.47%，归母净利润60.52亿元，同比增长46.7%。其中Q3营业收入161.82亿元，同比增长4.56%；归母净利润27.15亿元，同比增长52.74%。 点评： 雅砻江三季度来水持续改善，电价延续高涨幅。 电量方面：2023年7-8月雅砻江发电量165.5亿千瓦时，同比降低27%，降幅环比23年Q2已有收窄。9月来水进一步改善，单9月发电量105.1亿千瓦时，同比增长50.6%。9月电量的快速提升带动1-9月雅砻江发电量达到619.51亿千瓦时。电价方面：三季度雅砻江水电电价延续上涨态势，7-9月雅砻江水电平均上网电价为0.289元/千瓦时，同比上涨14.68%；1-9月电价同比提升12%至0.309元/千瓦时。短期内，雅砻江来水改善叠加电价的提升，为公司三季度业绩的增长提供基础。长期看，雅砻江未来增量可期。水电方面，在建有卡拉和孟底沟电站；风电光伏方面，今年以来已经陆续投产柯拉光伏电站和腊巴山风电场，目前在建的扎拉山光伏电站装机规模达到117万千瓦，是四川省目前装机规模最大的新能源项目，雅砻江流域水风光互补绿色清洁可再生能源示范基地的建设将持续给雅砻江带来业绩增量。 三季度市场煤价下降，火电盈利修复。 2023年三季度，公司火电完成发电量170.94亿千瓦时，同比+7.6%；上网电价0.474元/千瓦时，同比降低5.39%，主要受到福建区域去年同期市场化电价基数较高影响（福建华夏电厂和湄洲湾电厂三季度平均上网电价同比分别降低11.2%和12.2%）。由于三季度市场煤价较上年同期下降，火电成本有较大改善，带动公司火电板块业绩修复，拉动Q3公司归母净利润同比+52.7%。 新能源装机规模稳步增长。 公司7-9月新能装机增量63.32万千瓦，前三季度新能源装机增量146.75万千瓦，带动前三季度公司风电、光伏发电量分别同比增长33.35%和36%。新能源装机的增长将给公司带来稳定的业绩增量。 投资建议：雅砻江水电业绩稳健增长以及火电板块二季度和三季度的盈利改善，调整盈利预期，预计2023-2025年公司归母净利润75.4/85.2/90.7亿元（前值67.04/76.4/81.8），对应PE12.1/10.7/10x，维持“买入”评级。 风险提示：电力需求降低；来水少导致发电量下降；两杨电站利用小时数不及预期、电价下调等

国投电力(600886) 投资要点 事件：公司发布2023年三季报，23Q3实现营收162亿元，同比增长4.6%；实现归母净利润27.2亿元，同比增长52.7%，环比增长58%。前三季度公司分别实现营收/归母净利润/投资净收益426/61/5.8亿元，同比分别增长11.5%/47%/51%。 量减价增，电价上涨带动盈利提升。23Q3公司水电上网电量达300亿千瓦时，同比/环比分别-7.43%/+89%，其中，雅砻江水电上网电量同比/环比分别-8.7%/+101%，来水改善明显，但较去年同期依然有所下滑。23Q3公司水电平均上网电价为0.281元/千瓦时，同比提升12.6%，前三季度平均上网电价达0.299元/千瓦时，同比提升10.7%，弥补了来水偏枯带来的发电量下滑影响。 火电电量稳增长，煤价下行成本改善。23Q3公司火电上网电量达161亿千瓦时，同比提升8.0%，主要系同期水电出力不足；平均上网电价为0.474元/千瓦时，同比下降5.4%，主要由于福建区域上年同期市场化电价基数较高，华夏电力/湄洲湾电力平均电价同比分别下滑11.2%/12.1%。此外，今年以来煤价处于相对低位，火电机组有望缓解成本压力。 风光装机持续扩张，打开成长空间。23Q3公司新增风光装机63.3万千瓦，前三季度总共新增146.8万千瓦。受益于风光多个项目陆续投产叠加区域风光资源好于同期影响，23Q3公司风电、光伏完成上网电量15.4/8.4亿千瓦时，同比分别增长29.7%/72.2%。由于公司新投产机组为平价上网项目，风、光平均上网电价同比分别下滑6.0%/27.7%。 盈利预测与投资建议。预计公司23-25年归母净利润分别为63.9亿元/72.5亿元/76.8亿元，对应EPS分别为0.86/0.97/1.03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的风险。

国投电力(600886)业绩简评 10 月 27 日晚间公司发布 23 年三季报， 1~3Q23 实现营收 425.5 亿元，同比+11.5%；实现归母净利 60.5 亿元，同比+46.7%。 3Q23 实现营收 161.8 亿元，同比+4.6%；实现归母净利 27.2 亿元，同比+52.7%。 经营分析 水电： 3Q23 电量改善但仍承压， 以价补量营收同比+4.4%。 1） 量：3Q23 西南降水同、 环比均改善， 但受去年下半年起来水持续偏枯影响， 电量修复将滞后于来水修复。 1~3Q23 上网电量 691 亿千瓦时，同比-8.0%； 3Q23 上网电量 300 亿千瓦时，同比-7.4%。 2）价： 电力供需偏紧+市场电价上浮+锦官送苏电价上涨， 1~3Q23 上网电价0.299 元/千瓦时， 同比+10.7%； 3Q23 上网电价 0.281 元/千瓦时，同比+12.9%； 其中雅砻江水电电价涨幅最大。 但由于 3Q23 来水改善，并且西南和长三角平均气温低于去年同期， 电力供需紧张程度有所缓解， 因此电价上涨幅度环比收窄。 而当前涨幅仍足以弥补电量下降， 预计公司 3Q23 水电业务实现营收 84.3 亿元， 同比+4.4%。 火电： 补水电缺位电量高增， 降本主力驱动盈利改善。 1）量： 水电缺位+公司火电机组所在地区电力供需偏紧， 1~3Q23 上网电量 418亿千瓦时， 同比+18.7%； 3Q23 上网电量 160.5 亿千瓦时，同比+8.0%。2）价： 受省间电力现货价格上限由 10 元/千瓦时下降至 3 元/千瓦时影响， 公司参与跨省跨区电力交易的机组平均上网电价同比下降。1~3Q23 上网电价 0.473 元/千瓦时，同比-2.3%； 3Q23 上网电价环比+0.4%而同比-5.4%。 预计三季度公司火电业务实现营收 76.1 亿元，以量补价同比+2.2%； 然而成本下降仍是利润增长的主要驱动力。 绿电： 装机有序放量+资源同比改善共助发电利润增长。 公司积极发展绿电点亮第二增长极。 3Q23 公司新能源上网电量 24 亿千瓦时，同比+42.1%。 另外， 新能源装机是发电量的先行指标， 3Q23 公司新增风光装机 63.3 万千瓦、 较去年同期大增 993.6%， 将反映在明年的电量上。 虽然平价上网项目占比扩大致使 3Q23 风、 光上网电价结构性下滑， 但以量补价叠加风机及组件持续降本下， 新能源业务的盈利前景仍可期， 并且为公司的成长注入可持续性。 盈利预测、估值与评级 来水改善、 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 61.4/70.7/75.8 亿元， EPS 分别为 0.82/0.95/1.02 元，公司股票现价对应 PE 估值分别为 15 倍、 13 倍和 12 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。

国投电力(600886) 事件概述：10月27日，公司发布2023年三季度报告，前三季度实现营业收入425.49亿元，同比增长11.5%（经重述）；归母净利润60.52亿元，同比增长46.7%（经重述）；扣非归母净利润60.24亿元，同比增长49.7%（经重述）。第三季度公司实现营业收入161.82亿元，同比增长4.6%（经重述）；归母净利润27.15亿元，同比增长52.7%（经重述）；扣非归母净利润27.06亿元，同比增长54.9%（经重述）。 量缩价增，部分缓解水电压力：3Q23公司水电板块完成发电量301.89亿千瓦时，同比下降7.4%，其中，雅砻江水电单季度完成发电量270.62亿千瓦时，同比下降8.7%，但单9月雅砻江水电完成发电量105.10亿千瓦时，同比增长50.6%，由此推测雅砻江来水正修复，Q4电量或无需担忧。Q3雅砻江水电平均上网电价达到0.289元/千瓦时，同比增长14.7%，电价上涨部分缓解电量下滑带来的业绩压力。 火电电量反弹，煤价回落成本压力缓解：3Q23公司火电板块完成发电量170.94亿千瓦时，同比增长7.6%；或因省间现货交易情况变化，福建华夏电力、湄洲湾两家电厂单季电价同比分别下降11.2%、12.2%，公司单季火电平均上网电价0.474元/千瓦时，同比下降5.4%。成本端，我们测算Q3秦皇岛港Q5500动力末煤平仓价均值为866元/吨，同比下降31.5%，环比下降5.3%，煤价回落火电成本压力缓解。 风光持续推进，业绩贡献增大：9月21日，装机容量25.8万千瓦的腊巴山风电项目正式投产；Q3公司新增控股风光装机63.32万千瓦；完成风电、光伏发电量15.80、8.54亿千瓦时，同比分别增长29.9%、72.3%；装机持续扩张，新能源业务贡献度有望扩大。 财务费用变动或因汇兑损益：Q3公司实现投资收益2.06亿元，同比增加0.33亿元。同期公司财务费用支出9.91亿元，同比减少2.26亿元，降幅18.5%；但同期利息费用同比增加1.27亿元，总体财务费用下降或与上年同期的汇兑损益有关。 投资建议：单9月电量表明雅砻江来水正改善，Q4电量或无需多忧虑;煤价回落，火电成本压力持续缓解；风光持续推进，业绩贡献增大。根据电量、电价以及燃料成本调整对公司盈利预测，预计23/24/25年EPS分别为0.88/0.95/0.98元（前值0.85/0.90/0.93元），对应10月27日收盘价PE分别为13.6/12.6/12.2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18.0倍PE估值，目标价15.84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。

国投电力(600886) 事件：10月27日公司发布2023年三季报，2023年前三季度公司实现营业收入425.49亿元，同比增长11.5%；实现归母净利润60.52亿元，同比增长46.7%；扣非后归母净利润60.24亿元，同比增长49.7%；经营活动产生的现金流量175.57亿元，同比增长7.0%，基本每股收益0.79元。2023Q3公司实现营业收入161.82亿元，同比增长4.6%，环比增长23.4%；实现归母净利润27.15亿元，同比增长52.7%，环比增长57.6%。 2023Q3归母净利润同环比大幅增长主要由于：1）雅砻江水电上网电价同比上涨，上网电量环比大幅改善；2）火电燃煤成本同比显著下降；3）新能源装机量增长带动发电量增长。 点评： 水电：Q3雅砻江来水逐渐恢复，电价上涨带动盈利提升。2023Q3公司水电机组所在流域来水逐渐恢复，公司水电上网电量300.15亿千瓦时，环比上升89.05%，同比下降7.43%；其中9月水电上网电量显著恢复，达到116.06亿千瓦时，同比上升49.60%；2023年前三季度公司水电上网电量691.38亿千瓦时，同比下降7.95%；水电平均上网电价0.299元/千瓦时，同比增长10.74%。1）雅砻江水电：2023Q3雅砻江水电上网电量269.15亿千瓦时，同比下降8.69%，其中9月上网电量104.54亿千瓦时，同比上升50.68%；前三季度雅砻江水电上网电量616.02亿千瓦时，同比下降7.44%；受益于锦官电源组送苏电价的抬升以及来水偏枯下四川省内水电电价上浮，Q3雅砻江水电平均上网电价达到0.289元/千瓦时，同比增长14.68%；前三季度雅砻江水电平均上网电价0.309元/千瓦时，同比增长11.96%。2）国投大朝山：2023Q3澜沧江流域的国投大朝山实现上网电量20.06亿千瓦时，同比增加8.16%；平均上网电价0.189元/千瓦时，同比下降2.16%。3）国投小三峡：2023Q3黄河流域的国投小三峡上网电量10.95亿千瓦时，同比增加0.18%；平均上网电价0.25元/千瓦时，同比下降9.42%。 火电：火电电量稳步增长，成本压力缓解带动利润持续修复。收入端： 公司火电机组所在区域全社会用电量增长叠加水电出力不足，2023Q3 公司火电上网电量160.54亿千瓦时，同比增长7.99%；火电平均上网电价0.474元/千瓦时，同比下降5.39%，主要由于福建区域上年同期市场化电价基数较高；前三季度公司火电平均上网电价0.473元/千瓦时，同比下降2.27%。成本端：2023Q3煤价中枢环比小幅下降，秦皇岛动力煤（Q5500）平仓价环比下降5.7%，同比下降31.6%；广州港印尼煤（Q5500）库提价环比下降9.1%，同比下降25.8%，公司燃料成本压力持续缓解。 新能源：装机增长带动电量大幅上升，新能源业务维持较快增速。 2023Q3公司新增风电、光伏装机容量63.32万千瓦。受新能源项目投产以及部分区域风光资源好于同期的影响，2023前三季度公司新能源实现上网电量43.65亿千瓦时，同比增长30.03%，其中风电上网电量32.79亿千瓦时，同比增长35.04%，光伏上网电量10.86亿千瓦时，同比增长16.88%。受新投产机组平价上网的影响，2023Q3新能源上网电价下降，风电平均上网电价0.457元/千瓦时，同比下降5.97%,光伏发电平均上网电价0.613元/千瓦时，同比下降27.71%。 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。公司水电业务的核心资产雅砻江水电为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，流域自然资源禀赋优越，在目前我国剩余可开发水电资源不足的背景下，雅砻江水电作为优质大水电资产的稀缺性凸显。此外，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，雅砻江流域水电的发电利用小时数高且年际波动较小，公司水电的经营稳健性凸显。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年两河口、杨房沟电站陆续投产，装机量合计450万千瓦，随着两河口今年基本完成蓄水、电站自身发电能力及对下游的梯级补偿效益将不断释放，我们预计明年雅砻江流域水电仍将贡献明显的发电增量。此外，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成长空间可期。截至2023Q3，公司新能源装机量合计607.05万千瓦，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。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。公司在雅砻江打造水风光一体化基地有显著的项目获取及消纳优势，雅砻江流域水风光互补示范基地远期规划新能源装机量超4000万千瓦，开发潜力较大；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。 盈利预测及评级：国投电力坐拥雅砻江优质、稀缺大水电资产，受益于2023Q3以来的来水改善，水电业绩有望显著增长；新能源业务高速发展，火电业绩有望大幅改善。我们维持公司2023-2025年归母净利润预测分别为73.4亿元、87.0亿元、95.6亿元，对应增速79.9%/18.6%/9.8%，EPS分别为0.98元、1.17元、1.28元，对应10月27日收盘价的PE分别为12.15X/10.25X/9.33X，维持“买入”评级。 风险因素：国内外煤炭价格大幅上涨；公司水电项目所在流域来水较差；两杨电价不确定性；公司新能源项目建设进展不及预期。

国投电力(600886) 投资要点 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。

国投电力(600886) 事件： 公司公布 2023 年半年报。 2023 年上半年公司实现营业收入 263.7 亿元，同比增长 16.2%；实现归母净利润 33.37 亿元，同比增长 42.12%；其中二季度实现归母净利润 17.23 亿元，同比增长 31.5%。 水电： Q2 雅砻江电价上浮对冲来水偏弱，全年有望贡献可期增量 量价端： 2023 年上半年，雅砻江水电发电量同比降低 6.42%，电价同比提升 9.84%至 0.325 元/千瓦时。 利润端： 雅砻江水电 2023 年上半年净利润达到 42.95 亿元，同比增长 24.78%；其中二季度虽然受到来水偏枯的影响，发电量同比下滑 36.3%，但由于 Q2 平均上网电价同比上浮 16.7%至 0.342元/千瓦时，电价上浮对冲电量下滑影响， Q2 雅砻江净利润 18.36 亿元，相较于去年同期下滑 13.7%，利润下滑幅度低于电量下滑幅度。 今年 8 月以来雅砻江来水逐渐好转，其中二滩和锦屏一水库 8 月平均入库流量分别同比提升 3%和 65.1%。 一季度发电量的增长以及上半年电价的提升带来利润增长叠加汛期来水逐步改善， 我们认为雅砻江水电将为公司全年利润增长贡献较大增量。 火电：成本下行+电量提升， H1 同比扭亏为盈 2023 年上半年， 公司火电上网电量 257.8 亿千瓦时，同比+26.6%，其中单Q2 由于公司火电机组所在区域社会用电量的增加以及来水偏枯的影响，火电发电量同比增速高达 50.25%。在入炉标煤单价同比下降以及火电发电量的同比增长的驱动下， 上半年公司火电板块主要子公司净利润共 2.33 亿（未包含国投盘江及贵州新源）， 度电盈利约 0.96 分/千瓦时。我们认为，随着燃煤成本的进一步下行，下半年公司火电板块盈利有望持续改善。 新能源：装机规模稳步提升 截至 2023 年 6 月底，公司新能源规模约 543.9 万千瓦，占总装机比例约14.09%，相较于去年年末增加约 83.5 万千瓦。 2023 年上半年，装机规模100 万千瓦的柯拉光伏电站正式投产，腊巴山风电项目也有望于今年投产。此外，装机规模为 117 万千瓦的扎拉山光伏电站已于 8 月 25 日正式开工建设，公司新能源装机规模正在稳步提升。 盈利预测与估值： 我们预计， 雅砻江全年业绩增长叠加火电扭亏为盈，上调公司业绩预期，预计 2023-2025 年公司归母净利润分别为 67.04/76.4/81.8亿元（前值 61.2/74.5/79.9 亿），对应 PE 为 14.02/12.3/11.5 倍，维持“买入”评级。 风险提示： 电力需求降低；来水少导致发电量下降；两杨电站利用小时数不及预期、电价下调等

国投电力(600886) 业绩简评 8月29日晚间公司发布23年半年报，1H23实现营收263.7亿元，同比+16.2%；实现归母净利33.4亿元，同比+42.1%。2Q23实现营收131.1亿元，同比+12.5%；实现归母净利17.2亿元，同比+31.5%。 经营分析 水电：2Q23来水转枯致使电量下滑，2H23有望改善。1）量：两河口电站所有机组于3M22投产完毕，装机容量扩张对发电增量的贡献在进入2Q23后消退，来水情况成为影响公司水电发电量的关键因素。2Q23来水转枯及去年同期来水偏丰的基数效应影响下，1H23上网电量391亿千瓦时，同比-8.3%；2Q23上网电量159亿千瓦时，同比-35.4%。2）价：电力供需偏紧+市场电价上浮+锦官送苏电价上涨，1H23上网电价0.312元/千瓦时，同比+9.4%；2Q23上网电价0.322元/千瓦时，同比+14.7%；其中雅砻江水电电价涨幅最大。电价上涨弥补电量下降，1H23雅砻江水电净利润同比+24.7%。 火电：煤价下行周期量价齐升，23年业绩弹性持续向上。1）量：宏观经济复苏，1H23上网电量258亿千瓦时，同比+26.6%；水电缺位+公司火电机组所在地区电力供需偏紧，2Q23上网电量137亿千瓦时，同比+51.1%。2）价：煤价有所回落但仍处历史高位+电力供需总体偏紧，1H23上网电价0.472元/千瓦时，同比+0.%；1Q23上网电价环比持平，同比+0.3%。电价下行滞后于市场煤价下行，点火价差扩大带来火电业绩修复，为公司业绩贡献向上弹性。 绿电：水风光一体化布局稳步推进，23年风光装机放量可期。公司践行水风光一体化布局，拓展绿电打造第二成长曲线。水光互补的百万千瓦级坷拉光伏电站计划于年内投产，1H23公司已新增风光装机83万千瓦。装机放量推动下，2Q23公司风光上网电量24亿千瓦时，同比+32.5%。虽然平价上网项目增加和市场化交易占比扩大致使2Q23风、光上网电价分别同比-10.3%、-17.8%，但以量换价有望维持新能源板块业绩增长，为公司的成长性持续注入动力。 盈利预测、估值与评级 2H23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61.2/73.3/78.4亿元，EPS分别为0.82/0.98/1.05元，公司股票现价对应PE估值分别为15倍、13倍和12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。

国投电力(600886) 事件概述：8月29日，公司公布2023年半年度报告，报告期内实现营业收入263.67亿元，同比增长16.18%（经重述）；归属于上市公司股东的净利润33.37亿元，同比增长42.12%（经重述）；归属于上市公司股东的扣非净利润33.18亿元，同比增长45.77%（经重述）。 量缩价增，部分缓解水电压力：2Q23受来水偏枯以及上年同期高基数影响，公司单季度水电减发87.22亿千瓦时至159.88亿千瓦时，同比下降35.3%，其中，雅砻江水电完成发电量135.04亿千瓦时，同比减发77.04亿千瓦时，降幅36.3%。受益于外送电价调整等因素，Q2雅砻江水电平均上网电价上涨4.9分/千瓦时至0.342元/千瓦时，增幅16.7%；实现营收、净利润分别为49.59、18.35亿元，同比减少6.09、2.93亿元，降幅10.9%、13.8%，电价上行部分缓解电量下行压力。 电量提升、煤价下行，火电强劲反弹：水电出力不足火电需求提升叠加上年同期低基数效应，1H23公司完成火电发电量274.62亿千瓦时，同比增发56.61亿千瓦时，增幅26.0%，其中，Q2火电发电量145.81亿千瓦时，同比增发48.76亿千瓦时，增幅50.2%；在当前偏紧的电力供应下，1H23公司火电上网电价0.472元/千瓦时，较上年同期基本持平。受益于年初以来的煤价下行，公司火电板块业绩大幅改善，1H23公司控股5家煤电企业合计盈利3.30亿元，同比增加7.52亿元；此外，参股火电实现投资收益0.94亿元，同比增加1.26亿元，火电资产成功扭亏。 水风光一体化加速推进：1H23公司分别新增控股风电、光伏装机3.11、80.32万千瓦；完成风电、光伏发电量33.59、11.00亿千瓦时，同比分别增长35.1%、16.9%。6月6日，装机容量19.2万千瓦的腊巴山风电完成全部机组吊装；6月25日，装机容量100万千瓦的柯拉光伏一期投产，雅砻江流域水风光一体化示范基地已投产风、光装机规模约162万千瓦（含腊巴山风电），正在推动中游牙根一级、孟底沟、卡拉水电站和两河口混合式抽水蓄能电站开发，同步推进装机容量117万千瓦的扎拉山光伏项目开发建设，在建水电372万千瓦、抽水蓄能120万千瓦，风光新能源124万千瓦，雅砻江水风光一体化加速推进。 投资建议：公司水电板块电价上行部分缓解电量压力；火电板块电量提升，煤价下行，业绩强劲反弹；腊巴山风电、柯拉光伏成功投运，扎拉山光伏开工建设，雅砻江水风光一体化开发加速推进。根据电量、电价调整对公司盈利预测，预计23/24/25年EPS分别为0.85/0.90/0.93元（前值0.84/0.97/1.07元），对应8月29日收盘价PE分别为14.9/14.0/13.5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18倍PE估值，目标价15.30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。