国投集团旗舰上市平台，“立足国内并积极拓展海外市场的电力上市公司”。公司为国投集团旗舰上市平台，立足国内并积极拓展海外市场。公司装机结构水火共济，2023年底控股水电装机量达2128万千瓦，占比56.3%，为国内第三大水电装机规模的上市公司；公司持股52%的雅砻江水电是雅砻江流域唯一水电开发主体，该流域可开发装机容量约3000万千瓦，在我国13大水电基地排名第3，目前已投产装机1,920万千瓦，在建及核准装机342万千瓦。
　　公司持续优化火电装机结构，存量资产以百万千瓦机组为主。公司2019-2020年陆续转让一批盈利性较差的火电机组，火电装机量由2018年的1575.6万千瓦降至2022年的1188.1万千瓦，包括8台百万千瓦机组。2022年公司水电实现营收237.7亿元，占比49.7%，火电实现营收202.3亿元，占比42.3%，二者合计占比92%，其余为风光等其他业务贡献。
　　随着四川电力供需持续趋紧，雅砻江水电量价有望进一步攀升。近年来西南地区电力供需持续趋紧，本质上是资源禀赋限制。西南地区电源结构高度依赖水电，“十三五”前期电力过剩主要系一系列世界级水电集中投产，叠加2015年推动电力市场化改革，电价出现大幅下降。弃水现象吸引大量高耗能产业迁入，但是随着2020-2022年最后一轮水电投产高峰结束，未来新增水电规模极为有限，供需趋紧带动电价回升。雅砻江水电2023年平均电价同比上涨11.11%，显著超过市场预期（2020-2022年分别同比增长1.33%、2.75%、6.61%）。
　　现金流充裕，分红存在提升空间。近年来公司每年经营活动产生的净现金流基本维持在180亿元以上，2022年公司经营性净现金流高达219.6亿元。充足的现金流可以很好地支撑公司降低负债率和财务费用，并支持未来几年水电及新能源项目的投资建设。2015年以来分红率保持在35%以上，近两年股利支付率提升至50%，未来存在进一步上升空间。
　　我们认为在当前背景下，市场对水电资产的绝对低协方差属性并没有充分认知。首先，水电公司营业收入的驱动力非常特殊，降雨与宏观经济绝对脱钩；其次，从产品特性来看，水电是终端同质化商品中的少数低成本供给，决定了价格端的低风险；加之商业模式简单，财务报表质量极高，联合调度提高水资源利用效率，水电资产的特性就是“全方位的低协方差”。按照投资组合理论，低协方差资产有望持续重估，公司乃至整个水电板块具备长期配置价值。
　　盈利预测与估值：结合公司经营数据公告以及2023年业绩预告，我们预计雅砻江水电2023-2025年归母净利润分别达到85.2、97.7和102亿元；火电电价保持平稳，预计公司2023-2025年归母净利润分别为63.42、75.42、85.03亿元，当前股价对应PE分别为17、14、13倍，低于水电平均水平，我们认为水电板块具备长期配置价值，以“四水两核”为代表的低协方差板块重估尚未结束，首次覆盖，给予“买入”评级。
　　风险提示：来水波动，煤价上涨，电价政策调整。

　　事件：公司发布2023年度业绩预增公告。公司公告经财务部门初步测算，预计2023年归母净利润57.23~68.6亿元，扣非后归母净利润57.05~68.42亿元。基本符合我们的预期。
　　投资要点：
　　四季度雅砻江量价齐升，继续看好两河口多年调节能力。公司发布的经营数据显示，Q4单季度雅砻江上网电量同比增长3.12%，较前三季度的同比下降，发电量开始正增长。Q4平均上网电价0.313元/度，同比增长8.68%，环比Q3增加2.4分/度。我们认为，两河口为多年可调节库容，随着2022年该电站机组全部投产、2023年开始第三阶段蓄水，对雅砻江中下游存量机组的增发调节能力在持续增强。四川省枯水期水电电价高于丰水期电价，其中枯水期电价较基准上浮24.5%，丰水期下浮24%。两河口的调节性能在提升雅砻江中下游电站枯水期发电能力的同时，也有利于雅砻江留川电站的平均上网电价提升。长江水文网数据显示，截至2023年11月1日，两河口库水位2861.09m，已接近2865m的蓄满水位。
　　2023年火电整体扭亏，2024年钦州三期1号机组投产带来增量。Q4单季度钦州发电、国投盘江两个电站发电量有所下滑，福建华夏和湄洲湾电厂电价同比有所下降。整体看Q4火电发电量同比正增长5.3%，平均上网电价同比下降约7厘/度。Q4通常都需要确认年度的维修成本，叠加供暖季煤价较Q3有所上涨，Q4火电盈利能力预计较Q3有所下滑。
　　2023年全年，公司火电上网电量同比增长约15%，平均上网电价0.472元/度，同比下降约9厘。因煤价同比下降，2023年公司火电预计整体扭亏为盈。今年1月2日公司公告钦州三期1号机66万kW煤电已正式转商运投产，年设计发电量33亿度，同时供热能力约800t/h，2024年全年将贡献增量业绩。
　　雅砻江水风光储蓄一体化加速发展。2023年6月投产1GW柯拉一期光伏电站，9月投产25.6万kW腊巴山风电场。2023年8月启动1.17GW扎拉山光伏电站，加快推进雅砻江流域水风光互补绿色清洁可再生能源示范基地建设。今年1月11日，四川省装机最大的抽水蓄能项目，雅砻江道孚抽水蓄能电站正式开工建设。总装机210万kW，可与周边光伏发电进行互补，将随机波动的光伏发电调整为平滑、稳定的优质电源。新能源装机占比、调节性能将实现双提升。
　　盈利预测与估值：参考公司的业绩预增公告，我们维持预测公司2023-2025年归母净利润为65.26、73.71和81.18亿元，对应股价PE分别为15、13和12倍。我们继续看好雅砻江水风光储蓄一体化发展，看好公司火电、新能源盈利能力增长，维持“买入”评级。
　　风险提示：来水波动的不确定性；煤价波动对火电盈利能力的影响；新能源电价的波动

　　持续看好雅砻江水风光一体化发展，上调2024-2025年利润预期
　　考虑明年来水或有所恢复、两河口今年蓄水量增加带来下游电站联合调度增发电量提升以及国投钦州电厂4*66万机组陆续投产，上调公司23-25年归母净利预测至71.2/85.7/94.5亿元（前值：71.0/75.6/80.1亿元）。基于24E火电归母净资产/清洁能源归母净利53.57/73.27亿元，参考火电/清洁能源可比公司24EPB/PEWind一致预期1.0/15.9x，考虑火电可比公司拥有新能源资产估值预期及看好雅砻江水电未来水风光一体成长性，给予公司火电/清洁能源0.9/17x23EPB/PE，目标市值1294亿，目标价17.36元（前值15.40元），维持“买入”评级。
　　国投钦州电厂加速推进，其中两台已进入安装高峰
　　国投钦州电厂三期项目1号机组已于11月25日锅炉点火吹管，2号机组已进入安装高峰期，有望于2024年3月左右投产。国投钦州电厂是广西目前最大的火力发电厂，三期规划建设4台66万千瓦超超临界机组，并配套建设供热管网，其中3号/4号机组也已于2022年12月26日启动建设。三期项目总投资110亿元，年设计发电量约132亿千瓦时，新增蒸汽量约2400吨/小时，年产值60亿元。我们于2023年8月29日发布的研报《水电电量下滑，但火电盈利改善显著》曾测算1H23国投钦州在运机组度电净利高达6.1分，盈利能力优异，三期项目投产有望增厚公司火电利润。
　　两河口蓄水量同比增加，雅砻江联合调度增发电量增长可期
　　长江水文网披露，截至2023年11月1日，雅砻江具有多年调节能力的龙头水库两河口距离蓄满仅差3.9米，蓄水位同比增加19.13米，蓄水量96.26亿方，同比增加28.1亿方。根据雅砻江水电文化公众号披露的两河口通过联合调度促使雅砻江下游水电站2022年12月-2023年4月发电量同比增长90亿千瓦时，粗略按比例推算2023年12月-2024年4月增发电量或在127亿千瓦时，同比增加37亿千瓦时左右。我们持续看好两河口于枯水期发挥龙头水库作用给雅砻江下游电站带来较强增发效应。
　　目标价17.36元，维持“买入”评级
　　我们预计公司23-25年归母净利71.2/85.7/94.5亿元，给予公司目标价17.36元，维持“买入”评级。
　　风险提示：来水/市场化电价上涨不及预期；煤价增长超预期。

　　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

　　事件：公司发布2023年三季报。前三季度实现归母净利润60.52亿元，同比增长46.70%，其中第三季度实现归母净利润27.15亿元，同比增长52.74%，符合我们预期。
　　三季度来水回暖，但是仍同比下滑，电价维持强劲增长。根据公司公告，公司旗下水电站今年一季度来水较为正常，二季度来水严重偏枯，三季度降幅收窄，但是仍同比下滑。具体来看，一季度雅砻江水电、国投大朝山、国投小三峡电站发电量分别同比变化+33.03%、-6.42%、-9.72%，二季度分别同比变化-36.32%、-39.00%和-8.65%，三季度分别同比变化-8.65%、+8.02%和+0.17%。电价方面，受江苏和四川供需持续趋紧影响，雅砻江水电电价实现连续多个季度增长，三季度综合电价0.289元/千瓦时，同比增长14.68%。综合影响下，以价补量，预计雅砻江水电三季度收入同比增长4.8%。
　　火电电价出现松动，但是根据少数股东损益推算，三季度火电盈利能力环比改善。2023三季度公司火电实现上网电量160.54亿千瓦时，同比增长7.99%；但是火电平均上网电价为0.474元/千瓦时，同比下降5.39%，与华能国际等全国性龙头相比，公司电价出现松动。但是从少数股东损益来看，公司三季度单季少数股东损益为21.75亿元，二季度为12.68亿元。川投能源（持股雅砻江水电48%股权）三季度来自联营及合营企业的投资收益为16.9亿元，二季度为10.33亿元。考虑到川投能源投资收益中还包括来自大渡河水电的部分，公司三季度少数股东损益与川投能源投资收益的差值显著扩大，由此推断公司三季度火电盈利能力环比改善。公司近年来持续优化火电机组，目前拥有火电装机1188万千瓦，其中有8台百万千瓦机组，百万千瓦机组占比位居我国龙头上市公司第一位。我们分析随着电价机制的逐步理顺，公司8台百万火电机组价值将成为稀缺资产，逐步贡献业绩弹性。
　　打造新能源第二成长曲线，雅砻江水风光一体化基地建设提速。根据公司公告，公司1-9月份新增新能源装机容量146.7万千瓦，加上2022年底的460.3万千瓦，截至2023年9月底，公司新能源装机容量合计达到607万千瓦。公司在雅砻江流域具有水风光一体化建设优势，根据规划，雅砻江流域水风光互补绿色清洁可再生能源示范基地总规模超1亿千瓦，其中水电约3000万千瓦、风电、光伏发电超6000万千瓦、抽水蓄能发电超1000万千瓦，新能源项目有望打造公司第二成长曲线。
　　盈利预测与估值：综合2023年三季报情况，我们维持公司2023-2025年归母净利润预测分别为65.26、73.71、81.18亿元，当前股价对应PE分别为14、12和11倍，我们看好双碳战略背景下水电资产价值重估，维持公司“买入”评级。
　　风险提示：水电来水存在天然波动煤电电价机制改革不及预期。

　　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。

　　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。