国投电力(600886) 业绩简评 4月29日晚间公司发布2023年年报及2024年一季报，2023全年实现营收567.1亿元，同比+12.3%；实现归母净利润67.1亿元，同比+64.3%。1Q24实现营收141.1亿元，同比+6.4%；实现归母净利润20.4亿元，同比+26.1%。 经营分析 水电：23年以价补量实现营收同比+7.6%，1Q24来水偏枯拖累持续。1）量：新机组投产对电量增发的拉动效应自4M23起消退，来水情况对发电量的影响力增加。23年雅砻江来水量同比偏枯约14.1%；期间完成上网电量936亿千瓦时，同比-5.1%。1Q24西南来水持续偏枯，期间完成上网电量213亿千瓦时，同比-8.4%。2）价：23年锦官送苏电源组上网电价受益于江苏省市场化交易电价上浮而上涨，全年平均上网电价0.300元/kWh，同比+10.3%；1Q24上网电价0.318元/kWh，同比+4.3%，主受电量结构变化影响。 火电：宏观经济复苏+市场煤价下行，业绩弹性持续释放。1）量：23年宏观经济复苏叠加水电缺位，全年完成上网电量546亿千瓦时，同比+15.3%；国投钦州三期1号机组投产、福建核电机组检修及去年同期低基数的影响下，1Q24上网电量143亿千瓦时，同比+17.9%。2）价：市场煤价带动燃料成本下行，23年上网电价0.472元/kWh，同比-1.9%；1Q24上网电价0.463元/kWh，同比-1.9%。1Q24秦港市场煤价已同比下降20.1%，火电业绩弹性持续兑现。 新能源：光伏装机放量，电价结构性承压。1）量：23年风机和组件价格大幅下行激励新能源项目开发加速，全年风、光装机量分别同比+7.9%、+133.0%。23年风、光分别完成上网电量63、29亿千瓦时，同比分别+33.2%、+60.4%；1Q24风、光分别完成上网电量17、11亿千瓦时，同比分别+16.2%、+134.7%。2）价：新能源进入平价上网时代，23年公司光伏装机增量较大致使上网电价结构性下降。1Q24风、光上网电价同比分别+1.0%、-33.2%。长期看新能源入市路径清晰，而市场化将带来量价风险敞口扩大。 盈利预测、估值与评级 24年煤价中枢将继续下行、来水有望改善，公司业绩持续增长可期。我们预计公司2024~2026年分别实现归母净利润70.3/74.9/79.0亿元，EPS分别为0.94/1.00/1.06元，公司股票现价对应PE估值分别为16倍、15倍和14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；市场化交易带来量价波动风险等。

     国投电力(600886) 事件：4月29日晚，公司发布2023年年报，2023年公司实现营业收入567.12亿元，同比增长12.32%；实现归母净利润67.05亿元，同比增长64.31%；扣非后归母净利润65.89亿元，同比增长66.76%；经营活动产生的现金流量212.68亿元，同比下降3.17%，基本每股收益0.875元。其中，2023Q4公司实现营业收入141.6亿元，同比增长15%；实现归母净利润6.5亿元，同比扭亏为盈。 同日，公司发布2024年一季报，2024Q1公司实现营业收入141.08亿元，同比增长6.43%；实现归母净利润20.35亿元，同比增长26.14%。 2023年及2024Q1归母净利润大幅增长主要由于：1）雅砻江水电上网电价同比提升；2）全社会用电量持续增长、水电来水不足以及2023年底钦州三期电厂投产带来火电电量大幅提升，同时燃煤成本同比显著下降。3）新能源装机量增长带来电量提升。 点评： 2023年公司水电业务实现营收255.75亿元，同比增长7.61%，毛利153.84亿元，同比增长5.13%，占比75.2%。火电业务实现营收228.74亿元，同比增长13.09%，毛利24.67亿元，扭亏为盈，占比12.1%。新能源业务实现营收45.55亿元，同比增长25.86%，毛利36.19亿元，同比增长25.1%，占比12.56%。 水电：2023年各流域来水同比偏枯，上网电量小幅下滑，雅砻江电价上涨带动盈利提升。2023年，受各流域来水偏枯的影响，公司水电上网电量936.43亿千瓦时，同比下降5.05%，其中Q4公司水电上网电量245.05亿千瓦时，同比增长4.21%；2023年水电平均上网电价0.300元/千瓦时，同比上升10.29%。分流域来看：1）雅砻江水电：2023年雅砻江水电上网电量837.66亿千瓦时，同比下降4.86%，其中Q4水电上网电量221.64亿千瓦时，同比增加3.12%；受益于锦官电源组送苏电价的抬升以及来水偏枯带来的电价上浮，全年雅砻江水电平均上网电价0.310元/千瓦时，同比上升11.11%。2）国投大朝山：2023年国投大朝山实现上网电量61.48亿千瓦时，同比减少9.53%，其中Q4实现上网电量13.14亿千瓦时，同比增加19.15%；全年平均上网电价0.186元/千瓦时，同比上升0.54%。3）国投小三峡：2023年国投小三峡上网电量37.29亿千瓦时，同比减少1.30%，其中Q4上网电量10.26亿千瓦时，同比增加11.86%；全年平均上网电价0.251元/千瓦时，同比下降4.56%。 2024Q1雅砻江来水同比偏枯，小三峡有所改善，水电上网电价持续抬升。2024Q1公司水电上网电量213.04亿千瓦时，同比下降8.35%；水电平均上网电价0.318元/千瓦时，同比上升4.26%。1）雅砻江水电：2024Q1雅砻江水电上网电量195.16亿千瓦时，同比减少8.25%；平均上网电价达到0.328元/千瓦时，同比上升4.46%。2）国投大朝山：2024Q1国投大朝山实现上网电量11.51亿千瓦时，同比减少17.74%；平均上网电价0.187元/千瓦时，同比上升1.08%。3）国投小三峡：2024Q1国投小三峡来水有所恢复，实现量价齐升，上网电量6.37亿千瓦时，同比增加10.88%；平均上网电价0.271元/千瓦时，同比上升4.23%。 火电：2023年火电电量大幅增长，燃煤成本下降带动盈利修复。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，2023年公司火电上网电量545.59亿千瓦时，同比增长15.29%，其中Q4火电上网电量127.30亿千瓦时，同比增长5.30%。2023年公司火电平均上网电价0.472元/千瓦时，同比下降1.87%。成本端：2023年煤价中枢同比显著下降，秦皇岛动力煤（Q5500）平仓价同比下降23.85%，广州港印尼煤（Q5500）库提价同比下降20.59%。 2024Q1受益于新机组投产，火电电量持续增长，电价同比微降。收入端：受益于部分地区社会用电量增长以及国投钦州二电首台机组（66万千瓦）投产的影响，2024Q1公司火电上网电量142.54亿千瓦时，同比增长17.91%；此外，国投钦州电厂三期2号机组（66万千瓦）已于2024年4月29日正式投产发电，公司火电发电量有望持续提升。火电平均上网电价0.463元/千瓦时，同比下降1.91%。成本端，2024Q1煤价中枢同比下降，秦皇岛动力煤（Q5500）平仓价同比下降20.09%；广州港印尼煤（Q5500）库提价同比下降9.74%，公司燃料成本压力持续缓解。 新能源：2023年及2024Q1新能源装机增长带动电量大幅上升。电量方面，2023年公司新增新能源装机量243.24万千瓦，其中风电23.31万千瓦，光伏219.93万千瓦；2024Q1新增装机容量8.01万千瓦，主要为光伏。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年公司新能源实现上网电量92.54亿千瓦时，同比增长40.75%，其中风电上网电量63.38亿千瓦时，同比增长33.24%，光伏上网电量29.16亿千瓦时，同比增长60.42%。2024Q1公司新能源实现上网电量28.89亿千瓦时，同比增长45.32%，其中风电上网电量17.42亿千瓦时，同比增长16.17%，光伏上网电量11.47亿千瓦时，同比增长134.71%。电价方面，受电力市场化程度不断提高及新投产机组平价上网的影响，2023年新能源上网电价下降，风电平均上网电价0.486元/千瓦时，同比下降4.33%，光伏发电平均上网电价0.665元/千瓦时，同比下降21.30%。2024Q1公司风电平均上网电价0.492元/千瓦时，同比上升1.03%，光伏发电平均上网电价0.551元/千瓦时，同比下降33.21%。 展望未来，公司雅砻江水电业务兼具稳健及高成长性，两杨电站有望为雅砻江水电贡献明显的发电增量，长期具备1000万千瓦以上的装机增量空间。火电有望继续受益于电量增长及成本下降带来的业绩改善，新能源装机增长提速下成长空间大。 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，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2024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。 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2023年底，公司新能源装机量合计703.58万千瓦，其中风电318.25万千瓦，光伏385.33万千瓦。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，2024-2025年装机增长空间超过700万千瓦。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，开发潜力大。 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，随着来水改善以及两杨电站发电量的释放，水电业绩有望显著增长；火电有望继续受益于电量增长及成本下降带来的业绩改善。新能源装机量快速增长，未来增长空间大。我们预测公司2023-2026年归母净利润预测分别为83.9亿元、92.7亿元、98.4亿元，对应增速25.1%/10.6%/6.1%，EPS分别为1.12元、1.24元、1.32元，对应4月29日收盘价的PE分别为13.56X/12.26X/11.56X，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) 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。

     国投电力(600886) 事件：8月29日公司发布2023年半年报，2023年上半年公司实现营业收入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%；扣非后归母净利润为33.18亿元，同比增长45.77%；经营活动产生的现金流量为91.17亿元，同比增长5.42%，基本每股收益0.4356元。2023Q2公司实现营业收入131.11亿元，同比增长12.52%，环比减少1.09%；实现归母净利润17.23亿元，同比增长31.5%，环比增长6.79%。 点评： 水电盈利稳健增长、火电业绩大幅改善、新能源业务保持高增速，共同助力上半年公司归母净利润大幅增长。 水电：雅砻江水电电价上涨弥补电量下滑影响，水电盈利稳健增长。2023年上半年，受各流域来水偏枯影响，公司水电上网电量391.22亿千瓦时，同比下降8.34%，其中，Q2公司水电上网电量实现158.77亿千瓦时，同比下降35.38%；上半年公司水电平均上网电价0.312元/千瓦时，同比增长9.42%；水电板块实现归母净利润24.84亿元，同比增长16.13%。1）雅砻江水电：2023H1雅砻江水电上网电量346.87亿千瓦时，同比下降6.45%，其中Q2上网电量134.15亿千瓦时，同比下降36.4%；同时，受益于锦官电源组送苏电价的抬升，2023H1雅砻江水电平均上网电价0.325元/千瓦时，同比增长9.84%，其中Q2水电平均上网电价0.342元/千瓦时，同比增长16.72%。电价上涨一定程度上弥补了水电电量下滑的影响，上半年雅砻江水电实现净利润42.9亿元，贡献归母净利润22.31亿元，同比增长24.6%。2）国投大朝山：2023H1澜沧江流域的国投大朝山实现上网电量28.28亿千瓦时，同比下降26.31%；平均上网电价0.185元/千瓦时，同比下降0.75%；上半年大朝山水电实现净利润2.97亿元，贡献归母净利润1.485亿元，同比下降30.93%。3）国投小三峡：2023H1黄河流域的国投小三峡上网电量16.08亿千瓦时，同比下降9.05%；平均上网电价0.261元/千瓦时，同比下降6.57%；实现净利润1.74亿元，贡献归母净利润1.05亿元，同比下降21.51%。 火电：电量大增叠加成本下降，火电板块盈利大幅改善。收入端：全社会用电量增长叠加区域水电出力不足，2023年上半年公司火电上网电量257.76亿千瓦时，同比增长26.56%；其中，Q2公司火电上网电量136.87亿千瓦时，同比增长51.11%。上半年公司火电平均上网电价0.472元/千瓦时，同比增长18%。成本端：2023H1煤价中枢下移，秦皇岛动力煤（Q5500）平仓价同比下降13.9%，广州港印尼煤（Q5500）库提价同比下降17.3%，公司燃料成本改善明显。电量上升、成本下降增长带动火电板块净利润显著增长，2023H1公司火电板块扭亏为盈，实现归母净利润1.87亿元，同比增长174.7%，度电净利润0.0128元，同比改善0.0335元。控股子公司中，国投津能/湄洲湾/钦州/华夏/盘江分别贡献归母净利润-1.74/-0.17/2.89/0.36/0.53亿元。 新能源：装机投产带动电量大幅增长，利润贡献加速提升。2023H1公司新增风电、光伏装机容量83.43万千瓦。受多个新能源项目投产以及部分区域风光资源好于同期的影响，上半年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35.09%，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，上半年新能源上网电价小幅下降，平均上网电价0.6445元/千瓦时，同比下降8.26%。2023H1控股子公司国投新能源贡献归母净利润3.09亿元，同比增长34.9%。 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；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2023H1，公司新能源装机量合计543.73万千瓦，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。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，下半年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8月29日收盘价的PE分别为12.81X/10.80X/9.84X，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) 本期内容提要: 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。

     国投电力(600886) 公司发布2022年年报及2023年一季报：公司公告2022年实现营业收入504.89亿元，同比+15.36%；实现归母净利润40.79亿元，同比+66.11%。2023Q1实现营业收入132.56亿元，同比+20.05%；实现归母净利润16.14亿元，同比+55.53%。 2022年雅砻江新增投产量价齐升，23年一季度持续发力。2022年雅砻江流域来水偏枯，但受两河口和杨房沟电站投产以及流域梯级调度能力优化的影响，雅江水电实现发电量885.23亿千瓦时，同比增长13.74%；平均上网电价0.279元/千瓦时，同比增长6.61%，主要是因为2022年7月江苏省决定自2022年8月1日起将雅砻江下游锦官电源组送苏落地电价完善为“基准落地电价+浮动电价”机制，锦官电源组送江苏电价由0.281元/千瓦时提升至0.3195元/千瓦时。雅江水电2022年实现归母净利润73.55亿元，同比增长19.89%。2023Q1雅江水电持续发力，受流域梯级调度及两河口库容消解影响，Q1实现发电量213.84亿千瓦时，同比增长33.03%；平均上网电价0.314元/千瓦时，同比增长4.64%，量价齐增下有望持续带动年内利润高增长。 2022年火电板块亏损收窄，2023年预期火电边际改善：2022年火电端发电量505.91亿千瓦时，同比减少14.27%，平均上网电价0.481元/千瓦时，同比增长23.75%，全年火电毛利亏损4亿元，同比2021年减亏9.73亿元。2023Q1火电发电量同比增长6.49%，上网电价同比增长0.42%，量价齐增对收入端形成强支撑；成本端来看，秦皇岛Q5500平仓价由年初1175元/吨下滑至5月5日的998元/吨，公司火电资产大多位于沿海地区，长协煤履约率提升以及进口煤放量有望降低公司用煤成本，我们预期2023年火电板块持续改善。 盈利预测与投资建议：雅砻江水电盈利稳步增长，火电盈利持续改善，我们预计公司2023-2025年归母净利润分别为为61.7亿元、69.5亿元、77.3亿元，对应PE估值15.19/13.48/12.12倍，给予“买入”评级。 风险提示：来水不及预期，煤价超预期上行，用电需求不及预期等风险。

     国投电力(600886) 投资要点 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。

     国投电力(600886) 事件： 公司公布2022年年报与2023年一季报。2022年公司实现营业收入504.89亿元，同比+15.36%；实现归母净利润40.79亿元，同比+66.11%；2023年Q1公司实现营业收入132.56亿元，同比+20.05%；实现归母净利润16.14亿元，同比+55.53%。 点评： 2022年雅砻江业同比高增，23年一季度延续亮眼表现。 2022年虽然雅砻江流域来水明显偏枯，但受保供需要以及流域梯级电站优化调度影响，同时叠加两河口和杨房沟电站的投产，雅砻江水电全年实现发电量885.23亿千瓦时，同比增加13.74%；平均上网电价0.279元/千瓦时，同比增长6.61%。主要原因为2022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。量价齐升带动雅砻江水电2022年全年实现归母净利润73.55亿元，同比增长16.5%。全年水电板块为公司贡献营业收入237.67亿元，同比增长19.89%。 2023年一季度雅砻江水电持续亮眼表现。受流域梯级调度及两河口水库库容消落影响，一季度发电量同比增加53.1亿度，增幅33.03%。发电量的增长带动雅砻江水电一季度业绩达到24.59亿元，同比高增87%。我们认为2023年随着两河口投产带来的梯级调度能力的增强，雅砻江水电盈利能力将稳步提升，为公司提供持续的业绩增量。 2022年火电板块毛利端亏损收窄，看好2023年火电边际盈利改善。2022年全年火电发电量505.91亿千瓦时，同比减少14.27%。但全年平均上网电价同比抬升23.75%达到0.481元/千瓦时，全年火电毛利端微亏4亿元，毛利端相较21年减亏9.73亿元。2023年Q1，火电板块发电量同比增长6.49%，上网电价同比增长0.42%，对收入端形成支撑。成本端看，秦皇岛Q5500混煤平仓价已由年初的1175元/吨降至4月28日的998元/吨。随着煤价的下行成本端有望持续改善，看好火电板块盈利的边际改善。 风光装机稳步增长，清洁能源装机占比逐步扩大。截至2022年末，公司风电装机294.94万千瓦、占比7.81%；光伏装机165.40万千瓦、占比4.38%。清洁能源装机总2588.34万千瓦，占比68.54%，同比增加1.34个百分点。 盈利预测与估值：雅砻江盈利能力稳步提升，火电盈利有望边际改善，我们预计公司2023-2025年归母净利润61.2/74.5/79.9亿（23/24年前值64.3/71.4亿），对应PE分别为15.2/12.5/11.6倍，维持“买入”评级。 风险提示：来水不及预期；梯级调度增发不及预期、杨房沟电价不及预期等风险、煤价超预期上行等风险

     国投电力(600886) 事件: 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。

     国投电力(600886) 事件概述：4月28日，公司公布2022年度报告，2022年度实现营业收入504.89亿元，同比增长15.36%（经重述）；归属于上市公司股东的净利润40.79亿元，同比增长66.11%（经重述）；归属于上市公司股东的扣非净利润39.50亿元，同比增长80.40%（经重述）。公司拟向全体股东每股派发现金股利0.275元（含税）。公司发布2023年一季度报告，报告期内实现营业收入132.56亿元，同比增长20.05%；归属于上市公司股东的净利润16.14亿元，同比增长55.53%；归属于上市公司股东的扣非净利润16.06亿元，同比增长61.39%。 水“深”，雅砻江步入收获季。随着两、杨全部机组投产，雅砻江水电装机容量达到1920万千瓦，2022年实现营收、净利润分别为222.21、73.61亿元，同比增加38.82、10.44亿元，增幅21.2%、16.5%。据四川水文中心数据，2023年1~3月雅砻江来水39.9、28.7、39.98亿立方米，同比分别增长65.2%、50.3%、90.7%，来水超预期叠加两杨投产后的流域联合调度，Q1雅砻江水电完成电量213.84亿千瓦时，同比增长33.0%。2023年锦-官电源组送苏上网电价维持0.3195元/千瓦时，外送电价上行，雅砻江水电平均上网电价上涨1.4分/千瓦时至0.314元/千瓦时，增幅4.7%，水电量价齐升持续增厚公司业绩。 火“热”：Q1电量修复，业绩压力有望缓解。2022年公司火电发电量同比下降14.3%，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，火电毛利减亏9.73亿元。Q1公司火电板块中核心的天津国投北疆、广西国投钦州Q1分别完成电量41.23、41.77亿千瓦时，同比分别增长9.9%、23.5%，整体火电板块完成电量128.81亿千瓦时，同比增长6.5%。收入端火电电量修复，电价仍维持高位；成本端港口电煤价格下降明显叠加长协覆盖率的提升，公司火电业绩有望进一步改善。 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，装机高达100万千瓦的柯拉光伏电站正稳步建设，雅砻江水风光一体化开发有望提速。 投资建议：Q1来水持续超预期，雅砻江水电业绩持续释放；火电电量修复，业绩改善可期；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。根据电量、电价调整对公司盈利预测，预计23/24年EPS分别为0.84/0.97元（前值0.80/0.93元），新增25年EPS为1.07元，对应4月28日收盘价PE分别为14.1/12.2/11.1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12.60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。