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。

　　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。

　　2023年新能源利润受减值影响，未来增长弹性可期
　　公司2023年营收/归母净利为1810/56亿元，同比-7%/+104%（调整后口径）。2023年，公司实现新能源净利润22.3亿元，同比-6.2亿元，主要系新能源板块计提信用减值损失/资产减值损失7.2/5.3亿元。根据公司年报，2024年将投产860万千瓦新能源，下调公司新增新能源装机预期，预计公司2024-2026年归母净利为72/87/101（82/98/-亿元）。根据公司24年新能源归母净利预期36.59亿元，水电/火电归母净资产194/321亿元，参考可比公司Wind一致预期24EPE/PB/PB均值15.5/2.39/1.12x，考虑火电可比公司含新能源估值，公司新能源和水电的盈利能力较可比公司有一定差距，给予公司24EPE/PB/PB13.5/1.80/1.00x，目标价6.53元（前值：4.93元），维持“买入”。
　　2023年火电度电净利润2.4分，2024年公司预计投产8.6GW新能源
　　2023年，公司完成发电量/上网电量4526.4/4298.4亿千瓦时，较去年同期可比口径+3.67%/+3.37%。2023年，公司火电板块实现净利润85.25亿元，火电上网电量为3512.2亿千瓦时，对应火电度电净利润为0.024元/千瓦时，同比大幅增长。公司2023年水电上网电量仍同比-1.82%，但水电净利润同比+33%至24.9亿元，主要系资产减值损失同比减少2.6亿元，且水电上网电价同比+4%至245.7元/MWh。2023年，公司新增控股新能源装机730.33万千瓦。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。
　　对非煤炭联营合营企业投资收益增长显著，公告处置察哈素煤矿50%股权
　　2023年，公司财务费用同比-8.4亿元至67.1亿元。2023年，公司对联营合营企业投资收益为15.5亿元，其中同忻和黄陵煤矿的投资收益贡献为4.5/2.13亿元，同比-17%/-42%。除上述两家参股煤矿以外的联营合营企业2023年对公司投资收益贡献为8.9亿元，去年同期该值为-8.3亿元，同比改善显著；其中浙能北仑发电/浙能乐清发电/外高桥第三发电等参股火电的投资收益贡献达1.9/1.2/0.9亿元。公司拟以67.39亿元向国家能源集团转让国电建投50%股权，主要原因为为降低察哈素煤矿复产时间不确定对公司带来的持续影响。
　　目标价6.53元，维持“买入”评级
　　预计24-26年归母净利72/87/101亿元。给予公司目标市值1165亿元，目标价6.53元，维持“买入”评级。
　　风险提示：煤价超预期及长协煤保障不及预期；煤电电价上涨/新能源发展/大渡河水能利用/大渡河电价不及预期；资产减值额度高于预期。

　　事件：公司发布2023年年度报告。报告期内，公司实现营业收入1809.99亿元，较上年同期减少7.02%；归属于上市公司股东的净利润为56.09亿元，同比增长104.41%；基本每股收益为0.314元/股。单季来看，公司2023Q4实现归母净利润-0.16亿。2023年公司归母净利润同比提升104.41%，主要系燃料价格、财务费用、资产减值损失均较上年同期下降，且宁夏区域公司本期不再纳入合并范围。
　　装机规模持续扩张，发电量价齐升。截至2023年公司控股装机容量10557.97万千瓦，其中火电/水电/风电/光伏装机分别为7279.4/1495.06/929.33/854.18万千瓦。公司2023年全年完成发电量4526.38亿千瓦时，其中上网电量4298.38亿千瓦时，较2022年同比分别下降2.31%和2.43%；剔除2022年9月转让宁夏区域火电资产影响，分别同比提升3.67%和3.37%。2023年平均上网电价437.78元/兆瓦时，参与市场化交易电量3967.08亿千瓦时，占上网电量的92.29%。市场化电量电价溢价62.63元/兆瓦时，较上年改善0.84元/兆瓦时，煤机电价较基准价上浮20.66%。
　　火电降本增效，盈利能力显著提升。2023年火电板块实现净利润85.25亿元，同比提升127%。火电燃料成本进一步下行，2023年全年共采购原煤1.84亿吨，其中长协煤总量1.74亿吨，占比94%，入炉标煤量1.13亿吨，入炉标煤单价934.96元/吨，同比下降43.82元/吨，降幅4.48%。火力发电机组平均供电煤耗为294.19克/千瓦时，较上年下降0.89克/千瓦时。伴随容量电价实施，整体盈利能力趋于稳健。
　　水电有望修复，新能源加速发展。2023年公司水电板块净利润24.89亿元，同比提升33%。水电全年上网电量546.6亿千瓦时，同比-1.82%，预期2024年基本面好转。2023年风电及光伏板块净利润22.30亿元。新能源成长提速，2023年公司新能源控股装机容量增加724.57万千瓦，风电/光伏上网电量为182.14/57.48亿千瓦时，分别同比+12.54%/163.38%。
　　投资建议。公司作为全国电力龙头，具备成本优势，火/绿/水业务有望多点开花，且公司公告拟向股东国家能源集团全资子公司非公开协议转让持有的国电建投50%股权，减少察哈素煤矿的不确定性影响，增长可持续。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82.11/92.44/108.45亿元，对应2024-2026年EPS分别为0.46/0.52/0.61元，PE分别为11.6/10.3/8.8。
　　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。

　　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。