国电电力(600795) 事件: 2024年4月15日，国电电力发布2023年年报：2023年公司实现收入1810.0亿元，同比-7.0%，实现归母净利润56.1亿元，同比+104%（调整后）；2023Q4实现收入432.9亿元，同比-9.9%，实现归母净利润-0.2亿元，上年同期为-22.5亿元。 分红：2023年公司拟派发现金红利0.07元/股（含税），合计12.5亿元，加上2023年年中分红，全年合计分红21.4亿元，占归母净利润比重38.16%。 投资要点: 水电+火电业绩改善拉动公司2023年业绩大增。2023年公司收入同比-7.0%，一是2022年转让宁夏区域公司，2023年不再纳入合并范围；二是煤炭板块收入同比-69%（或系国电建投公司停产）。2023年公司归母净利润同比+104%，其中煤电/水电/风电/光伏分别为30.7/18.5/10.1/7.4亿元，分别同比变化+318%/+51%/-50%/+166%，煤电业绩大幅改善拉动公司业绩大增。煤电业绩改善，一是因为2023年煤电板块减值损失绝对额合计为9.4亿元，2022年为35亿元；二是煤电业绩修复。若不考虑减值，2023年公司煤电净利润（100%权益口径）94.7亿元，同比+31%，度电净利2.6分/KWh，同比+0.7分/KWh。此外，2023年公司水电归母净利润同比+51.5%，或系上网电价同比+1分/KWh（上网电量同比-1.8%）。 参控股火电业绩修复+减值减少+营业外支出减少等，助力2023Q4业绩修复。2023Q4公司归母净利润大幅减亏，主要原因或有四：一是投资净收益为4.8亿元，同比增加11.3亿元，或是参股的火电公司等业绩改善；二是减值损失绝对额合计为19.5亿元，同比减少17亿元；三是营业外支出为2.6亿元，同比减少21.5亿元；四是公司主业业绩改善，如2023Q4煤电业务受益煤价下降，业绩或有修复。 减值或影响风电业绩，2024年规划新增风光装机8.6GW。2023年公司风电/光伏归母净利润10.1/7.4亿元，同比-50%/+166%。我们认为2023年风电业绩同比下降主要是因为减值，2023年新能源业务减值损失绝对额合计为12.5亿元，同比增加12.9亿元。电价上，2023年风电/光伏分别为0.502/0.481元/KWh，同比-7%/-8%，我们认为或是平价项目增加所致。2023年底公司风电/光伏新增装机1.8/5.4GW，合计7.2GW，达到全年目标额的91%。2023年公司获取新能源资源量16.7GW，核准备案15.3GW，开工8.5GW。2024年公司规划获取新能源资源超过14GW，核准12GW，开工8.3GW，投产8.6GW。 拟转让国电建投公司，2024年公司业绩确定性有望进一步提升。为降低察哈素煤矿复产时间不确定性对公司带来的持续影响，提高公司资产质量及盈利能力，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。2023年国电建投公司净利润-4.9亿元，转让后有望增厚公司业绩。 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年归母净利润分别为78.1/86.9/95.6亿元，对应PE分别为11/10/9倍。展望2024年，公司煤电业绩有望继续修复；水电来水有望修复，拉动业绩改善；国电建投公司若完成转让，公司煤炭业绩有望减亏，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；减值风险；国电建投公司转让进度不及预期。

     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，同比增长98.8%；实现扣非归母净利润48.7亿元，同比增长97.8%。分板块看，2023年火电、水电、新能源发电板块分别实现归母净利润30.7亿元、18.5亿元、17.5亿元。公司归母净利润实现大幅增长主要受益于：1）燃料价格同比下降叠加成本管控，煤电板块利润提升；2）受益于资金成本下降及2022年9月转让宁夏区域公司，财务费用同比下降11.1%；3）大幅减值预计接近尾声，2023年公司计提减值20.3亿元，较去年同期下降17亿元。 火电业绩显著修复，高比例长协保障业绩稳定性： 截至2023年底公司控股装机容量1.06亿千瓦，其中火电装机容量7279.4万千瓦，实现上网电量3512.2亿千瓦时，同比下降4.17%，主要由于公司于2022年9月转让宁夏区域火电资产。2023年受煤炭中枢下降影响，公司燃料成本下降，2023年入炉标煤单价934.96元/吨，同比下降43.82元/吨，降幅达到4.48%。同时公司火电机组持续实现增值提效，公司火电平均供电煤耗降至294.2克/kWh，较上年下降0.89克/kWh。公司作为中国神华的兄弟公司，背靠国家能源集团煤炭供应具备煤电一体优势，2023年长协煤占比达到94%，高长协煤覆盖率所带来的稳定且较低的燃料成本优势下公司火电板块盈利能力稳定性较高，同时，公司火电机组多布局于东部沿海经济发达省份，电价保障性较高，叠加容量电价机制出台，公司火电业绩有望保持稳定。 水电电价提升，双江口投产有望带来成长性： 截至2023年底公司水电控股装机1495万千瓦，核心资产集中在大渡河流域，2023年公司水电实现上网电量546.6亿千瓦时，同比略降1.82%，主要由于上半年来水同比大幅偏枯。2023年水电板块上网电价达到0.246元/kWh，同比增长4.15%，净利润同比增长32.7%。公司有望迎来水电投产高峰，截至2023年底公司大渡河流域在建装机352万千瓦，根据公司投资者问答，公司双江口水电站（200万千瓦）预计于2025年实现首台投产、金川水电站（86万千瓦）预计于2025年中实现首台投产，带来发电量进一步提升。同时，由于双江口水电站为大渡河上游控制性龙头水库电站，投产后大渡河流域联合调度能力有望增强，水电盈利能力将进一步提升。 新能源装机投产提速成长性可期： 截至2023年底公司新能源装机容量达到1789.27万千瓦，其中风电929.33万千瓦、光伏859.94万千瓦，2023年新增新能源装机容量730.33万千瓦。2024年公司新能源装机高速增长有望延续，2023公司获取新能源项目指标1674万千瓦，丰富的项目储备为公司后续新能源板块的持续增长打下基础。 投资建议： 我们预计公司2024年-2026年的收入分别为2008.23亿元、2150.8亿元、2250.8亿元，增速分别为11.0%、7.1%、4.1%，净利润分别为74.53亿元、90.30亿元、105.49亿元，增速分别为32.9%、21.2%、16.9%，维持买入-A的投资评级，给予2024年15倍PE，6个月目标价为6.3元。 风险提示：煤价上涨风险、政策推动不及预期风险、项目建设进度不及预期风险。

     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。