事件：公司发布2024年三季报。前三季度公司实现营收1338.62亿元，同比下降2.79%；实现归母净利润91.91亿元，同比增长63.41%。单三季度公司实现营收480.34亿元，同比下降2.08%；实现归母净利润24.75亿元，同比下降6.47%。
　　点评：
　　前三季度新增新能源装机3.3GW，9月末已达21.1GW
　　截至2024年9月30日，公司控股装机容量10806.33万千瓦，其中：火电7196.90万千瓦，水电1495.06万千瓦，风电953.23万千瓦，光伏1161.14万千瓦。2024年前三季度，公司新能源控股装机容量增加330.86万千瓦。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。
　　电价微降叠加国电建投转让，前三季度营收小幅下滑
　　电量方面，前三季度公司完成发电量3468.82亿千瓦时，同比增长2.39%；上网电量3296.95亿千瓦时，同比增长2.52%。具体来看，受全社会用电需求增加、水电来水同比增加、新能源装机增长，以及转让国电建投内蒙古能源有限公司50%股权等因素影响，公司火电发电量同比下降，水电、新能源发电量同比增长。电价方面，平均上网电价428.17元/千千瓦时，同比下降10.14元/千千瓦时。叠加煤炭收入减少，前三季度公司实现营收1338.62亿元，同比下降2.79%。
　　转让国电建投叠加联营企业投资收益增加，前三季度归母净利同比+63%
　　前三季度公司毛利率为14.78%，同比微降0.31个百分点；期间费用率为5.09%，同比微增0.07个百分点。投资收益方面，公司前三季度投资收益约66.86亿元，主要系公司转让控股子公司国电建投内蒙古能源有限公司贡献，其中对联营企业和合营企业的投资收益为16.36亿元，同比增长58.55%。叠加计提减值，公司前三季度净利率为10.82%，同比提高2.97个百分点；实现归母净利润91.91亿元，同比增长63.41%。
　　投资建议：
　　考虑到公司前三季度业绩及电量情况，预计公司2024-2026年归母净利润为98、89、108亿元（前值为111、90、110亿元），对应PE9、10、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、下游需求低于预期等

　　事件:
　　2024年10月24日，国电电力发布2024年三季报：2024年前三季度，公司实现收入1338.6亿元，同比-2.8%，实现归母净利润91.9亿元，同比+63.4%；2024Q3公司实现收入480.3亿元，同比-2.1%，实现归母净利润24.7亿元，同比-6.5%。
　　投资要点:
　　Q3电价同比企稳。2024Q3公司归母净利润同比-6.5%，主要是主业利润同比下降。2024Q3公司毛利率15.1%，同比-1.9pct。值得注意的是，2024Q3公司整体上网电价为410.5元/MWh，同比-0.1%，基本持平，而2024Q2的同比降幅为5.7%。Q3电价同比企稳，我们认为或是火电电价结构好转（浙江等高电价省份2024Q3发电量同比增长）等所致。
　　公司现金流继续改善，持续压降财务费用。2024Q3公司经营性净现金152亿元，同比+13.6%，环比+4.3%，同比改善主要是因为经营性现金流入同比+15.4%。此外，公司持续压降财务费用，2024Q3财务费用15.1亿元，同比-10%，环比-4.5%；财务费用率同比-0.25pct，环比-0.78pct。
　　2024Q3公司新能源新增装机1.54GW，其中光伏新增装机1.53GW。2024年前三季度，公司新能源累计新增装机3.3GW。
　　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年营业收入分别为1863/1992/2110亿元，归母净利润分别为100.5/91.3/100.0亿元，对应PE分别为9/10/9倍。截至2023年底，公司在建3.52GW水电机组，上述项目投产有望拉动公司成长，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；电量不及预期；减值风险等。

GD Power Development (GDPD) reported revenue/attributable net profit (NP) of RMB133,862/9,191mn (-2.79/+63.41% yoy) for 9M24 and RMB48,034/2,475mn (-2.08/-6.47% yoy) for 3Q24. GDPD’s attributable NP for 3Q24 missed our expected range of RMB2,688-3,010mn, which we primarily attribute to: 1) less on-grid hydropower output than we expect; and 2) higher standard coal prices than we expect. GDPD typically experiences losses or meagre profits in 4Q due to high cost and expense provisions, while RMB842mn in asset impairment provisions accrued in 2Q24 may alleviate some of the earnings pressure in 4Q24, in our view. We maintain 2024/2025/2026 attributable NP forecasts at RMB9.6/9.1/10.6bn.
Hydropower continues to constrain thermal power output in 3Q24
In 3Q24, GDPD's on-grid thermal power output decreased by 0.57% yoy to 96.41bn kWh, close to our expectation (flat yoy). On-grid thermal power output diverged among provinces, which declined by 8.74/22.71/61.83% yoy to 1,047/1,097/246mn kWh in Guangdong/Hunan/Yunnan. In contrast, Zhejiang, which also imports significant hydropower, saw a sharp 13.06% yoy increase in thermal power output to 16.11bn kWh due to hot weather. On data from www.schwr.com, due to weak water inflows, most large reservoirs saw reduced water storage compared with 2023. We expect the negative impact of hydropower on thermal power output to mitigate in 4Q24.
On-grid hydropower power output grew by 1.8% yoy in 3Q24
In 3Q24, GDPD's on-grid hydropower power output increased by 1.8% yoy to 22,781mn kWh, which we largely attribute to severely weak water inflows in the Dadu River basin in September. According to www.schwr.com, while water inflows in the Dadu River basin had weakened in August compared with the July peak, Gongzui/Tongjiezi/Shawan/Pubugou hydropower plants had decreased by 56/41/48/34% yoy in September. For 9M24, GDPD's controlled new energy capacity installation increased by 3.31GW, achieving 38.47% of its annual target.
Target price of RMB6.99, maintain BUY
We maintain 2024/2025/2026 attributable NP forecasts at RMB9.6/9.1/10.6bn. We value the stock at 13.0/1.85/0.75x 2025E PE/PB/PB, discounts to its peers' Wind consensus-based average of 14.9/2.45/0.84x, in view of our projected RMB4,483mn attributable NP for the new-energy segment, RMB22.3/33.6bn attributable equity net assets for the hydropower/thermal power business, earnings/capacity installations lag of the new-energy/hydropower assets relative to its peers, and as the market’s expectations of new-energy assets are factored into the consensus of thermal peers. Our target price is RMB6.99 (previous: RMB6.63).
Risks: coal price, tariff, new energy development, and hydropower utilization hours missing our expectations; greater asset impairment than we expect.

　　国电电力发布2024年三季度报告。2024年前三季度实现营业收入1338.62亿元，同比-2.79%；实现归母净利润91.91亿元，同比+63.41%；扣非归母净利润46.55亿元，同比-12.49%；基本每股收益0.515元/股。Q3单季度实现营业收入480.34亿元，同比-2.08%；归母净利润24.75亿元，同比-6.47%；扣非归母净利润24.71亿元，同比-5.09%。我们认为，单季业绩下滑主要系国电建投转让，煤炭板块利润减少；成本上浮，电价微跌等因素影响，整体符合预期。
　　电量整体保持增长，火电电量微跌，光伏电量高增。2024年前三季度公司分别完成发电量/上网电量3468.82/3296.95亿千瓦时，分别同比+2.39%/+2.52%；按照可比口径（剔除国电建投电量影响）同比+2.71%/+2.83%。其中，火/水/风/光上网电量分别为2605.9/470.28/141.3/79.47亿度，分别同比-1.11%/15.46%/5.75%/99.82%。Q3单季公司分别完成发电量/上网电量1331.32/1267.26亿千瓦时，分别同比+1.13%/1.24%，按照可比分别+1.94%/2.03%；其中，火/水/风/光上网电量分别为0.57%/+1.8%/+5.44%/78.62%。
　　前三季度平均电价小幅下滑，单季平均电价基本持平。2024年前三季度参与市场化交易电量占上网电量的91.49%；平均上网电价0.42817元/千瓦时，同比下滑1.014分/千瓦时。Q3单季参与市场化交易电量占上网电量的90.12%，平均上网电价0.41048元/度，单季平均电价同比基本持平。
　　新能源装机持续扩张，长期具备成长空间。截至Q3，公司控股装机10806.33万千瓦，其中：火/水/风/光分别为7196.90/1495.06/953.23/1161.14万千瓦。前三季度公司新增新能源装机330.86万千瓦。
　　投资建议。公司作为全国电力龙头，背靠国家能源集团具备成本优势，大渡河水电价值长期看好，火/绿/水业务有望多点开花。预计公司2024-2026年营业收入分别为1907.17亿元、1983.01亿元和2072.58亿元，同比增长5.37%/3.98%/4.52%；归母净利分别为97.76/93.18/109.23亿元，对应2024-2026年EPS分别为0.55/0.52/0.61元/股，PE分别为9.6/10.0/8.6倍。
　　风险提示：装机速度不及预期；电力市场改革、绿电交易等行业政策推进不及预期；上游原材料涨价。

　　事件：公司发布2024年三季报。1-9月公司实现营业收入1338.62亿元，同比减少2.79%。归属于上市公司股东的净利润91.91亿元，同比增长63.41%，扣非归母净利润46.55亿元，同比减少12.49%，下降原因主要系计提大兴川水电站等资产减值8.81亿元及信用减值4.35亿元。公司三季度归母净利润24.75亿元，同比下降6.47%，业绩略低于我们的预期。
　　火电发电量增速降幅收窄，煤价回落带来盈利能力提升。3Q24平均上网电价410.48元/兆瓦时，同比去年410.84元/兆瓦时基本持平。电量方面，3Q24公司上网电量达1267.26亿千瓦时，同比增长1.24%，发电增速环比上半年出现回落。其中火电上网电量964.13亿千瓦时，同比微降0.57%，迎峰度夏期间火电肩负保供重任，Q3公司火电发电增速降幅较上半年有所收窄。成本端，3Q24秦皇岛5500大卡动力煤现货均价为848元/吨，同比3Q23下降18元/吨。在燃煤成本端持续下降，火电电量发电增速环比回升的背景下，三季度火电边际持续改善。
　　三季度水电增速放缓，双江口投产在即有望增厚收益。3Q24公司水电上网电量为227.81亿千瓦时，同比增长1.80%，增速环比上半年迅速收窄，主要系三季度四川省来水量较常年同期均有所减少，导致Q3公司在四川的水电上网电量仅同比增长0.29%至186.79亿千瓦时。展望未来，双江口水电站计划于2024年11月开闸蓄水，首批机组有望于明年投产发电，有望带动明年水电电量实现阶梯式提升。公司年内宣布投资建设大渡河老鹰岩二级水电站、霍山抽水蓄能电站项目。看好公司优质项目建设投产后驱动公司盈利规模稳定成长。
　　Q3新能源装机加速，能源结构持续优化。3Q24公司风电上网电量为41.63亿千瓦时，同比增长5.44%，增速环比较慢的原因主要系7-8月来风情况延续上半年整体不佳趋势。9月起来风情况好转，全国风电发电增速同比增长31.6%。如4Q24风电旺季的来风情况好转，有望带动公司风电上网电量快速回升。光伏上网电量为33.68亿千瓦时，同比高增78.62%，装机量高增带动上网电量快速增长。2024-2025年公司新能源发展迎来提质加速阶段，3Q24公司新能源控股装机容量增加153.83万千瓦，总装机量达到2114.37万千瓦，风光装机占公司总装机量比例达到19.6%。公司新能源项目储备丰富，有望长期支撑公司业绩增长。
　　利率下降财务费用降低，增厚公司业绩。国内利率水平持续下降，五年期LPR于2月、7月及10月分别下调25、10、25个BP，年内共下调60BP。公司在建工程规模持续提升，资产负债率较高，利率水平下降有利于公司减轻财务压力。1-9月公司财务费用47.28亿元，同比减少2.87亿元，利息支出下降对公司业绩形成显著增厚。
　　盈利预测与评级：我们维持公司2024-2026年归母净利润预测为109.91、93.00、98.31亿元，当前股价对应PE分别为9、10、10倍。公司火电成本优势显著，充沛的现金流保障公司2024-2025年新能源装机放量及长期水电项目的投资建设，维持“买入”评级。
　　风险提示：煤价高波动、来水不及预期、新能源装机不及预期

　　投资要点：
　　事件：公司发布2024年三季报，前三季度实现营收1339亿元，同比减少2.79%；
　　归母净利润91.91亿元，同比增长63.41%；扣非后归母净利润46.55亿元，同比减少12.49%。单三季度实现营收480亿元，同比减少2.02%；归母净利润24.75亿元，同比减少7.32%；扣非后归母净利润24.71亿元，同比减少5.99%。公司单三季度归母净利润基本符合我们之前预期的24亿元，低于市场预期。
　　单三季度电量电价平稳，业绩略微下滑或与新能源上网电价有关。公司前三季度归母净利润同比大幅度正增长，主要系二季度完成国电建投转让带来一次性投资收益；
　　公司单三季度归母净利润小幅波动，考虑到公司资产体量庞大，并且仅从三季度公开经营数据难以直接得到公司业绩同比下滑的直接原因。从行业趋势分析，我们推测公司三季度业绩同比下滑或受新能源进入市场化交易带来的电价下滑影响。
　　装机方面，截至2024年9月底，公司控股装机10806万千瓦，其中火电、水电、风电、光伏分别为7197、1495、953、1161万千瓦，前三季度分别变动-83、0、+24、+307万千瓦。电量方面，公司单三季度完成上网电量1267亿千瓦时，同比增长1.2%，其中火电、水电、风电、光伏分别为964、228、42、34亿千瓦时，公司电量增长主要系光伏装机增长，火电、水电、风电电量较去年同期相近。电价方面，公司单三季度上网电价为0.4105元/千瓦时，同比略微下滑约0.3厘钱/千瓦时。
　　需要注意的是，公司三季度火电电量在全国水电转弱的情况下有所好转，环比增长23%，四季度火电电量仍需关注来水与气候。更重要的，我们认为四季度火电面临2025年长协电价谈判的不确定性。
　　国能集团常规能源整合平台，新能源发展主力军。公司为国家能源集团常规能源整合平台，享受集团内火电、水电项目的优先发展权以及收并购权；同时公司被确立为集团新能源发展的主力军，十四五计划新增新能源装机35GW。截至2023年底，集团已投产未上市火电约80GW、水电3GW，另有5GW在建未上市水电。根据我们统计，公司将在今年投产超4GW火电，在2025-2026年投产约4GW水电。
　　盈利预测与评级：结合公司前三季度经营情况，我们预计公司2024-2026年归母净利润分别为91/67/69亿元，同比增速分别为63%/-27%/4%，当前股价对应的PE分别为10/13/13倍，维持“增持”评级。
　　风险提示：煤价波动、来水不及预期、新能源电价政策波动。

　　事件描述
　　公司发布2024年三季报。2024年前三季度实现营业收入1338.62亿元，同比-2.79%；实现归母净利润91.91亿元，同比+63.41%；扣非归母净利润46.55亿元，同比-12.49%；基本每股收益0.515元/股，同比+63.5%；加权平均ROE实现17.26%，同比增加5.46个百分点。24Q3实现营业收入480.34亿元，同比-2.08%；归母净利润24.75亿元，同比-6.47%；扣非归母净利润24.71亿元，同比-5.09%。
　　事件点评
　　公司三季度业绩整体符合预期，8、9月来水回落影响水电电量；虽火电仍一定程度受水电挤压，但三季度已显回暖趋势。
　　电量方面，24Q3受8、9月相关流域来水减弱影响，水电电量略低于预期；火电电量回暖较快。24年1-9月公司合并报表口径上网电量实现3296.95亿千瓦时，同比+2.52%。其中火电上网电量2605.9亿千瓦时，同比-1.11%；
　　水电上网电量470.28亿千瓦时，同比+15.46%；风电上网电量141.3亿千瓦时，同比+5.75%；光伏上网电量79.47亿千瓦时，同比+99.82%。24年Q3公司上网电量实现1267.26亿千瓦时，同比+1.24%；其中火电上网电量964.13亿千瓦时，同比-0.57%，环比+23.36%；水电上网电量227.81亿千瓦时，同比+1.80%，环比+37.90%；风电上网电量41.63亿千瓦时，同比+5.44，环比-13.79%；光伏上网电量33.68亿千瓦时，同比+78.62%，环比+21.28%。
　　电价方面，24Q3上网电价整体稳定。24年Q3公司平均上网电价410.48元/兆瓦时，同比-0.09%。
　　24Q3光伏装机表现亮眼。截至24年三季度末，公司总装机容量达10806.33万千瓦，环比增加93.33万千瓦；其中水电装机保持不变，火电7196.90万千瓦，环比-60.5万千瓦；风电953.23万千瓦，环比+0.90万千瓦；光伏1161.14万千瓦，环比+152.93万千瓦。
　　水电和新能源未来潜力大。公司新能源新增装机量高，水电及新能源发电相关在建工程规模较大。24年二季度末水电新公告大渡河流域42万千瓦在建；新能源方面，24年上半年获取新能源资源量842.47万千瓦，完成核准或备案新能源容量669.71万千瓦，其中风电97.4万千瓦，光伏572.31万千瓦。公司发电龙头地位稳固，具备持续投产能力。预期随着在建项目落地，公司业绩有望持续放量。
　　投资建议
　　考虑到公司为我国装机规模最大的电力上市公司之一，背靠国家能源集团，煤电一体化协同性强，具备较强盈利能力及资源整合能力；且公司多点开花，后续有望实现火电盈利能力提升、水电发电量修复、新能源供电快速增长；预计公司2024-2026年EPS分别为0.52\0.53\0.56元，对应公司10月30日收盘价4.93元，2024-2026年PE分别为9.6\9.2\8.7，维持“增持-A”评级。
　　风险提示
　　上网电价超预期波动；装机建设不及预期；上游燃料价格波动风险；宏观经济增速不及预期风险。

　　投资要点
　　事件：国电电力发布2024年三季报，前三季度公司实现营业收入1338.62亿元，同比-2.79%，归母净利润91.91亿元，同比+63.41%，扣非归母净利润46.55亿元，同比-12.49%。单Q3实现营业收入480.34亿元，同比-2.08%，归母净利润24.75亿元，同比-6.47%，经营性净现金流151.99亿元，同比+13.59%；Q3毛利率15.07%，同比-1.92pct、环比-1.00pct。结合经营数据我们点评如下：
　　点评：三季度量价同比基本稳健，毛利率受成本影响小幅下滑。Q3火电上网电量基本同比持平、水绿同比提升，三季度上网电价均值410.48元/兆瓦时（去年同期为410.84元/兆瓦时）。1）火电：受国电建投出表影响，公司三季度火电上网电量完成964.13亿度，同比-0.57%，按可比口径同比+0.43%；其中负荷增长带动沿海省份电量提升，浙江/江苏/安徽区域电量同比+13.06%/+1.96%/+1.51%。2）水电：由于去年来水自三季度好转，今年三季度水电上网电量同比增速较二季度收窄，完成227.81亿度，同比+1.80%，其中四川区域同比+0.29%。3）绿电：截至三季度末，公司风光装机规模为953.23、1161.14万千瓦，Q3上网电量分别+5.44%、+78.62%，前三季度新增装机23.9、306.96万千瓦，较公司十四五规划仍有20.4GW待增。业绩方面，三季度盈利下滑主要系成本提升，Q3购买商品、接受劳务支付的现金同比-3.4%，支付其他与经营活动有关的现金同比+204%（同比+76.31亿元）。
　　展望：看好资产负债表修复，静待火水绿在建机组投产。近年公司持续计提资产减值优化机组质量、转让察哈素煤矿规避盈利不确定性，后续存量优质资产有望加快释放业绩。此外，大渡河在建水电站（352万千瓦）有望于25年开始投产，水电业绩将进一步上台阶，带动公司估值提升。
　　盈利预测：维持“增持”评级。我们调整公司2024-2026年归母净利润分别为99.74、92.76、103.47亿元，分别同比+77.8%、-7.0%、+11.5%，对应10月24日收盘价PE估值分别为9.4x、10.1x、9.0x。
　　风险提示：动力煤价格大幅上行、原材料价格上行增加风机与光伏组件成本、市场化交易导致电价波动风险、宏观经济风险

　　事件描述
　　公司发布2024年半年报：24H1公司实现营业收入858.28亿元，同比-3.22%；实现归母净利润67.16亿元，同比+127.35%；扣非后归母净利润21.84亿元，同比-18.83%；基本每股收益0.38元/股，同比+127.11%；加权平均净资产收益率12.85%，同比增加6.45个百分点；经营性现金流量净额218.54亿元，同比+55.35%。24Q2公司实现营业收入402.73亿元，同比-6.50%，环比-11.59%；实现归母净利润49.32亿元，同比+145.60%，环比+176.33%，扣非后归母净利润4.48亿元，同比-74.78%，环比-74.21%；经营活动产生的现金流量净额145.78亿元，同比+128.18%，环比+100.38%。
　　事件点评
　　公司整体经营稳健，收入端稳中微降系上网电价略承压，业绩高增系成本端改善以及察哈素煤矿交割完成，扣非业绩下降主因大兴川电站计提减值。
　　转让察哈素煤矿及大兴川水电站减值波动业绩。24H1分板块归母净利润：火电板块19.95亿元，同比+6.78亿，主因成本端改善；水电板块-0.26亿元，同比-5.17亿，主因大兴川电站在建工程减值；扣除大兴川电站减值影响后水电板块业绩为8.16亿元，同比+3.25亿元，主因大渡河流域来水改善；风电及光伏板块11.99亿元，同比-2.41%，主要受到风况及新能源电价承压影响。此外察哈素煤矿转让完成使得公司24H1非经常性收益增加46.16亿元。
　　电量方面，24Q2水电及光伏上网电量大幅高增，火电受来水改善影响微降。24年H1公司合并报表口径上网电量实现2029.69亿千瓦时，同比+3.34%。其中火电上网电量1641.77亿千瓦时，同比-1.42%；水电上网电量242.47亿千瓦时，同比+32.11%；风电上网电量99.67亿千瓦时，同比+5.88%；光伏上网电量45.78亿千瓦时，同比+119.46%。24年Q2公司上网电量实现1022.79亿千瓦时，同比+1.74%；其中火电上网电量781.54亿千瓦时，同比-6.98%；水电上网电量165.20亿千瓦时，同比+59.32%；风电上网电量48.29亿千瓦时，同比+0.36%；光伏上网电量27.77亿千瓦时，同比+109.01%。
　　电价方面，24H1上网电价整体微降。24年H1公司平均上网电价439.21元/兆瓦时，同比-3.64%；其中煤电460.89元/兆瓦时，同比-5.52元/兆瓦时；水电260.61元/兆瓦时，同比-44.77元/兆瓦时；风电电价478.95元/兆瓦时，同比-35.73元/兆瓦时；光伏电价421.75元/兆瓦时，同比-82.31元/兆瓦时。
　　24Q2新能源装机表现亮眼。截至24年二季度末，公司总装机容量达10713万千瓦，同比+8.81%；其中火电&水电装机量与Q1持平，风电952.33万千瓦，环比+23万千瓦；光伏1008.21万千瓦，环比+90.52万千瓦。
　　水电和新能源未来潜力大。公司新能源新增装机量高，水电及新能源发电相关在建工程规模较大。24年二季度末水电新公告大渡河流域42万千瓦在建；新能源方面，24年上半年获取新能源资源量842.47万千瓦，完成核准或备案新能源容量669.71万千瓦，其中风电97.4万千瓦，光伏572.31万千瓦；截至2024年二季度末公司在建风电项目225.00万千瓦，在建光伏发电项目683.17万千瓦。公司发电龙头地位稳固，具备持续投产能力。预期随着在建项目落地，公司业绩有望持续放量。
　　投资建议
　　考虑到公司为我国装机规模最大的电力上市公司之一，背靠国家能源集团，煤电一体化协同性强，具备较强盈利能力及资源整合能力；且公司多点开花，后续有望实现火电盈利能力提升、水电发电量修复、新能源供电快速增长；预计公司2024-2026年EPS分别为0.50\0.53\0.57元，对应公司8月23日收盘价5.41元，2024-2026年PE分别为10.9\10.1\9.4，维持“增持-A”评级。
　　风险提示
　　上网电价超预期波动；装机建设不及预期；上游燃料价格波动风险；宏观经济增速不及预期风险。

　　投资要点
　　事件：国电电力发布2024年半年报，报告期内公司实现营业收入858.28亿元，同比-3.22%，归母净利润67.16亿元，同比+127.35%，扣非归母净利润21.84亿元，同比-18.83%，毛利率14.62%，同比+0.6pct，单Q2毛利率16.07%，同比+1.32pct、环比+2.73pct。同时拟实施中期分红，每股派发现金红利0.09元（含税），预计分红金额16.05亿元，分红比例23.90%。
　　点评：资产转让及水绿电减值影响表观利润，主业盈利能力持续提升。二季度转让国电建投50%股权完成交割，上半年公司投资收益实现60.59亿元，同比+55.29亿元（其中联营企业投资收益同比+6.44亿元），带动利润高增；受水电资产减值（8.42亿元）及信用减值（4.90亿元）影响，扣非归母净利润下滑。若扣除非经损益、加回减值金额，公司上半年利润总额约88.98亿元，同比+20.2%。2024H1公司火电、水电（剔除减值影响）、风电、光伏板块实现归母净利润19.95、8.16、7.68、4.31亿元，同比+6.78、+3.25、-3.80、+1.39亿元；度电归母净利润0.012、0.034、0.077、0.094元/度，度电净利润0.031、0.046、0.094、0.127元/度，同比+0.009、+0.009、-0.047、-0.040元/度。火电主要受益于煤价成本下行，上半年入炉标煤单价为918.94元/吨，同比-25.46元/吨，根据供电煤耗292克/度测算度电燃料成本下降0.7分/度，其中北京国电电力归母净利润同比+9.61亿元。水电因来水转丰，发电量同比+31.9%带动业绩提升，其中大渡河水电归母净利润同比+3.32亿元；风电光伏电价承压，分别同比-0.036、-0.082元/度，风电利用小时同比-173h。
　　展望：看好资产优化后业绩释放，静待大渡河在建水电投产打开估值与盈利空间。近年公司持续计提资产减值优化机组质量、转让察哈素煤矿规避盈利不确定性，后续存量优质资产有望加快释放业绩。此外，大渡河在建水电站（352万千瓦）有望于25年开始投产，水电业绩将进一步上台阶，带动公司估值提升。
　　盈利预测：维持“增持”评级。我们调整公司2024-2026年归母净利润分别为102.52、95.71、106.53亿元，分别同比+82.8%、-6.6%、+11.3%，对应8月23日收盘价PE估值分别为9.4x、10.1x、9.1x。
　　风险提示：动力煤价格大幅上行、原材料价格上行增加风机与光伏组件成本、市场化交易导致电价波动风险、宏观经济风险