水火并济风光互补，公司业绩持续修复。国投电力是国投集团旗下综合电力运营商，雅砻江流域唯一水电开发主体。公司聚焦水电领域，推进火电与新能源整体协同发展。装机量方面，两河口水电站与杨房沟水电站投产后公司水电装机规模达到2128万千瓦，2023年水电装机量占公司总装机量比52.08%，新能源2023年装机量则同比高增52.84%至704万千瓦。受益于2023年燃料成本下降修复火电分部业绩，公司整体业绩有所回升。2023年营收为567.12亿元，同比增长12.32%，归母净利润为67.05亿元，同比增长64.31%。
　　雅砻江优质大水电价值凸显，全流域开发蓝图已绘。雅砻江规划总开发装机容量约为3000万千瓦，已投运1920万千瓦，中游卡拉与孟底沟水电站在建。雅砻江流域已可进行“三库七级”联调，梯级调度能力强。尤其是已投产电站中，处于最上游的两河口水库具有多年调节性能，可增加下游电站发电量。我国大水电项目开发进入尾声，叠加西南用电需求快速上升，公司大水电稀缺性凸显。省内兑现水电时间价值的丰枯价差政策与水电外送机制的完善又支撑了水电电价的稳步上升，公司水电业绩具有量价提升潜力。
　　火电机组质量提升，煤价走低盈利修复。公司在转让一批盈利性较差、环保效益较低的中小型火电机组后，100万千瓦及以上大容量机组容量比例上升至64%，而这些机组主要位于沿海省市，区位优势明显。2023年煤价不断回调，公司火电成本快速下降带来业绩扭亏，国投钦州2023年净利润转正为9.49亿元。随着容量电价等定价制度的完善，2024年公司火电板块利润有望继续增厚。
　　新能源装机量增长势头强劲，水风光大基地平稳推进。2018-2023年，公司新能源装机从157.9万千瓦增长至703.58万千瓦，CAGR达34.83%。新能源总装机量占比从4.64%增长至17.22%。雅砻江周边的风光资源在将来还可与正在建设的两河口混蓄电站产生共振，将较为波动的风光发电调整为平滑电源。公司在四川省以外，也积极投建风光项目。根据公司十四五末新能源总装机量达到1700万千瓦的规划，2024与2025年公司新能源板块有望保持高增。
　　维持“买入”评级。综合考虑煤价、电力需求增长、新能源市场快速增长等多重因素，我们预计2024-2026年公司水电量价齐升，火电资产价值回归，新能源业务保持快速增长。我们维持预测公司2024-2026年归母净利润分别为80.38、87.59、93.23亿元，EPS分别为1.08、1.18、1.25元/股。当前股价对应2024-2026年PE分别为15、14、13倍。参考水电公司平均估值水平，我们基于公司2024年EPS给予18倍PE，对应目标价19.44元/股，对应上涨空间21.0%，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

　　事件：
　　公司公布2023年年报和2024年一季报。2023年实现营业收入567.12亿元，同比增长12.32%；归母净利润67.05亿元，同比增长64.31%；2024年Q1实现营业收入141.08亿元，同比增长6.43%；归母净利润为20.35亿元，同比增长26.14%。
　　电价上升对冲电量下滑，雅砻江水电业绩持续稳健增长。
　　2023年和2024年Q1，雅砻江水电公司发电量分别为842.4/196.3亿千瓦时，同比下降4.8%/8.2%；平均上网电价分别为0.31/0.33元/千瓦时，同比增长11.1%/4.5%（2023年电价上涨主要原因为锦官电源组送江苏部分的电价较同期有所上调）。电价上涨对冲发电量下滑，叠加23年投产的柯拉光伏与腊八山风电增量，雅砻江水电23年全年实现净利润86.5亿元，同比增长17.7%。
　　展望未来，雅砻江水电公司仍具备长期业绩增长的基础。雅砻江流域水风光一体化基地已纳入国家“十四五”规划，基地总规模超1亿千瓦，本阶段规划装机7800万千瓦，计划到2035年全面建成。主要参股水电公司新增机组投产之后，将为川投能源持续贡献投资收益增量，带动公司业绩增长。
　　火电：发电量提升叠加燃煤价格下行，公司火电盈利改善。
　　2023年和2024年Q1，公司火电发电量分别为581.2/151.6亿千瓦时，同比提升14.9%/17.7%。燃煤价格下行叠加发电量同比上升，带动火电板块盈利能力持续改善。根据公司2023年年报，主要火电控股子公司2023年净利润达到13.5亿元，2022年同期为-17.5亿元（注：纳入统计的部分火电子公司包括国投津能、国投湄洲湾、国投钦州、华夏电力）。其中钦州火电厂2023年度电净利润高达0.063元/千瓦时。钦州三期1号和2号机组（装机规模均为66万千瓦）分别于2023年12月和2024年4月投产，高盈利性机组的投产有望持续增厚公司盈利。
　　新能源装机稳健增长，将持续贡献业绩增量
　　2023年公司新增新能源装机243.24万千瓦，带动风电、光伏发电量分别同比增长33.25%和60.36%；营业收入分别同比增长22.3%/32.5%。另外，分红方面，根据公司2023年度利润分配预案，每股派发现金红利（含税）0.4948元，预计合计派发现金股利约36.9亿元，约占公司2023年归母净利润的55%，相较于2022年度利润分配比例提升约5pct。
　　盈利预测与估值：考虑到来水等不稳定因素的影响，调整盈利预测，预计公司2024-2026年有望分别实现归母净利润83.1/89.8/97.6亿元（24/25年前值为85.2/90.7亿），对应PE分别为14.2/13.1/12.1x，维持“买入”评级。
　　风险提示：降雨来水不及预期、电价超预期波动、燃煤价格超预期波动、公司新能源项目开发进度不及预期等经营风险

　　事件：公司发布2023年报及2024年一季报，2023年实现归母净利润67.05亿元，同比增长64.31%；2024Q1实现归母净利润20.35亿元，同比增长26.14%，超过我们此前预期的18.5亿元。2023年每股分红0.4948元，分红比例（以归母净利润为分母）55%，符合预期。
　　雅砻江水电2023年及2024年一季度来水持续偏枯，以价补量实现逆势增长。雅砻江水电2023年发电量同比减少4.84%，但是受益于四川省内电力供需趋紧、外送江苏电价上调以及两河口电价超预期等因素，全年平均上网电价同比增长11.1%，超过市场预期。综合影响下，雅砻江水电2023年实现净利润86.6亿元，同比增长17.7%。2024年一季度来水继续偏枯，雅砻江的水电发电量同比减少8.21%，但是电价在高基数基数上再次上涨4.46%，带动业绩逆势增长。考虑到公司一季报未对火电、水电业绩进行单独拆分，水电部分可参考川投能源业绩（绝大部分来自雅砻江水电投资收益），川投能源权益法核算投资收益同比增长7.04%。
　　我们分析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瀑布沟、锦官电源组等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。
　　火电业务全面扭亏，推算2024年一季度业绩超预期亦来自火电业务。受益于煤价下行，公司2023年火电板块实现全面扭亏，国投津能、湄洲湾、钦州和华夏电力分别实现净利润0.1、2.5、9.5和1.4亿元（2022年同期为-12.8、-2.2、-1.7和-0.7亿元）。2024年一季度公司归母净利润与川投能源差值约为7.6亿元，远高于2022年同期的4.8亿元。川投能源2024Q1归母净利润仅同比增长12.06%，由此推算公司2024年一季度超预期业绩主要由火电贡献。
　　继续看好以水电为代表的低协方差资产。随着国内外宏观环境的变化，我们分析市场对风险的重新定价将成为未来一段时间板块轮动的核心驱动力。从DCF模型的角度看，分母端的权重或边际上升，由此带来估值体系的重构。结合CAPM模型，在市场对分母端重新定价的过程中，低协方差资产（与宏观经济弱相关）的折现率有望持续下降。低协方差资产重估是市场均衡的必然结果，与市场对宏观经济的预期无关。进一步的，当折现率下降时，久期越长的资产越受益，因此，我们认为低协方差且长久期资产将在未来一段时间内持续占优，而水电恰恰是两条路径的交汇点，公司作为龙头公司有望充分受益。
　　盈利预测与评级：结合公司一季度数据，我们维持公司2024-2025年归母净利润预测分别为75.42、85.03亿元，新增2026年预测为90.88亿元，当前股价对应PE分别为15、13、13倍，我们认为水电板块具备长期配置价值，维持“买入”评级。
　　风险提示：来水波动，电价不及预期。

　　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。

　　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。

　　事件概述：4月29日，公司发布2023年度报告，报告期内实现营业收入567.12亿元，同比增长12.32%（经重述）；归母净利润67.05亿元，同比增长64.31%（经重述）；扣非归母净利润65.89亿元，同比增长66.76%（经重述）；公司拟向全体股东每股派发现金股利0.4948元，合计派发现金红利36.88亿元，现金分红比例约55.01%。公司发布2024年一季报，报告期内实现营业收入141.08亿元，同比增长6.43%；归母净利润20.35亿元，同比增长26.14%；扣非归母净利润20.25亿元，同比增长26.10%。
　　水电表现平稳，季度波动不改全年预期：2023年公司实现水电收入255.75亿元，全年雅砻江水电实现营收、净利润分别为244.85、86.58亿元，同比增加22.64、12.97亿元，增幅10.2%、17.6%。1Q24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19.42亿千瓦时至214.34亿千瓦时，同比下降8.3%，其中，雅砻江水电完成发电量196.29亿千瓦时，同比减发17.55亿千瓦时，降幅8.2%。或因西南区域水电市场化电价上行，Q1雅砻江水电平均上网电价上涨1.4分/千瓦时至0.328元/千瓦时，增幅4.5%，电价上行部分缓解电量下行压力。
　　控、参火电业绩修复，1Q24电量高增：2023年公司控股4家煤电企业（不含国投盘江）合计实现净利润13.48亿元，同比增加30.96亿元；此外，参股火电实现投资收益3.15亿元，同比增加4.14亿元，火电资产成功扭亏。1Q24，公司完成火电发电量151.61亿千瓦时，同比增发22.8亿千瓦时，增幅17.7%；上网电价0.463元/千瓦时，较上年同期下降1.9%；营收端电量增幅高于电价降幅叠加钦州三期（2*66万千瓦）投产贡献增量，成本端考虑当前的煤价趋势，度电燃料成本持续下行，公司火电板块业绩有望延续改善。
　　风光持续推进，业绩贡献提升：2023年，公司新增新能源装机243.24万千瓦（其中，风电新增23万千瓦，光伏新增220万千瓦），累计装机达到704万千瓦；1Q24公司完成风电、光伏发电量17.82、11.64亿千瓦时，同比分别增长16.0%、135.2%。2023年，公司新能源子公司国投新能源实现营收、净利润分别为21.83、7.38亿元，同比增加3.43、1.27亿元，增幅18.7%、20.8%；装机持续扩张，新能源业务贡献度有望扩大。
　　投资建议：水电季度波动不影响全年预期，装机扩张、电量反弹、煤价回落，火电延续修复；风光装机持续扩张，业绩贡献有望增大。调整对公司盈利预测，扣除永续债利息后，预计24/25年EPS分别为1.01/1.02元（前值0.95/0.98元），新增26年EPS为1.06元，对应4月29日收盘价PE分别为15.1/14.9/14.3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18.18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：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。