火电盈利大幅提升，业绩有望进一步增长

营业收入小幅下降，归母净利润实现增长。2023H1，公司实现营收883.52亿元（-3.08%），归母净利润29.88亿元（+30.37%），扣非归母净利润26.91亿元（+29.70%）。其中，第二季度单季营收430.19亿元（-3.05%），归母净利润20.23亿元（+20.23%）。公司营业收入同比下降的原因主要在于：一是去年9月转让的宁夏区域公司不再纳入合并范围，二是煤炭板块收入同比下降。公司归母净利润实现增长的主要原因在于：一是燃料价格同比下降，2023H1公司入炉综合标煤单价944.40元/吨，同比下降23.82元/吨；二是去年9月转让的宁夏区域公司不再纳入合并范围。 煤价维持低位，煤电盈利仍有进一步改善空间。2023年以来，国内煤炭供应保持高位水平，进口煤供应量同比大幅增长，非电用煤需求不及预期，库存处于历史高位水平，煤炭供需关系从紧平衡向宽松转变，煤炭价格波动下行。 当前，国内港口及电厂电煤库维持在较高水平，现货煤和进口煤价格均处于低位，有助于公司煤电盈利进一步提升。 新能源建设持续推进，项目资源储备较为充足。2023H1，公司新增新能源装机173.32万千瓦，其中风电21.36万千瓦，光伏151.96万千瓦，截至2023H1，公司风电、光伏新能源累计投运装机容量为1232.26万千瓦，其中风电、光伏分别为767.29、464.97万千瓦。在建项目方面，截至2023年6月，公司新能源在建项目容量为620.01万千瓦，其中风电在建项目102.63万千瓦，主要分布在浙江、云南、江西等区域，光伏在建项目517.38万千瓦，主要分布在新疆、天津、浙江等区域。此外，公司持续拓展新能源项目资源，截至2023年6月，公司累计获取新能源资源量1500.95万千瓦，完成核准或备案新能源容量1175.16万千瓦，其中风电200.63万千瓦，光伏974.54万千瓦。公司在建项目规模较大，且新能源项目资源储备较为充足，未来在建项目及储备项目逐步投运将驱动公司业绩稳步增长。 风险提示：用电量下滑；电价下滑；新能源项目投运不及预期；煤价上涨； 来水情况较差；行业政策变化。 投资建议：维持盈利预测，预计2023-2025年公司归母净利润分别为72.33/88.24/102.11亿元，分别同比增长156.1%/22.0%/15.7%；EPS分别为0.41/0.49/0.57元，当前股价对应PE为8.7/7.1/6.1x。给予2023年公司10-11倍PE，对应合理市值为723-796亿元，对应4.06-4.46元/股合理价值，较当前股价有16%-27%的溢价。维持“买入”评级。 盈利预测和财务指标 营业收入小幅下降，归母净利润实现增长。2023H1，公司实现营收883.52亿元（-3.08%），归母净利润29.88亿元（+30.37%），扣非归母净利润26.91亿元（+29.70%）。其中，第二季度单季营收430.19亿元（-3.05%），归母净利润20.23亿元（+20.23%）。公司营业收入同比下降的原因主要在于一是去年9月转让的宁夏区域公司不再纳入合并范围，二是煤炭板块收入同比下降。公司归母净利润实现增长的主要原因在于一是燃料价格同比下降，2023H1公司入炉综合标煤单价944.40元/吨，同比下降23.82元/吨；二是去年9月转让的宁夏区域公司不再纳入合并范围。 煤电、光伏归母净利润大幅增长，风电归母净利润微降。分板块来看，2023H1，公司煤机板块实现归母净利润13.17亿元（+414.45%），燃机板块实现归母净利润0.002亿元（-66.67%），水电板块实现归母净利润4.91亿元（+10.59%），风电板块实现归母净利润11.48亿元（-0.43%），光伏板块实现归母净利润2.92亿元（+170.37%）。 图1：国电电力营业收入及增速（单位：亿元） 图2：国电电力单季营业收入（单位：亿元） 图3：国电电力归母净利润及增速（单位：亿元） 图4：国电电力单季归母净利润（单位：亿元） 毛利率提升及费用率水平下降，净利率水平上行。2023H1，公司毛利率为14.02%，同比增加1.37pct，主要系煤价下降使得度电燃料成本下降影响和电价上浮影响。 费用率方面，2023H1，公司财务费用率、管理费用率分别为3.78%、1.10%，财务费用率同比减少0.44pct，管理费用率同比增加0.18pct，整体费用率水平略有下降。同期内，受毛利率提升及费用率水平微降影响，公司净利率较2022同期增加1.13pct至6.67%。 图5：国电电力毛利率、净利率变化情况 图6：国电电力三项费用率变化情况 ROE提升，经营性净现金流有所下降。2023H1，受益于净利率上行，公司ROE提升，较2022年同期增加1.29pct至6.40%。现金流方面，2023H1，公司经营性净现金流为149.59亿元，同比下降29.88%，主要系收入同比减少，以及收到的税费返还同比减少影响；投资性净现金流流出187.31亿元，同比下降3.97%，整体维持在较高投入水平；融资性净现金流113.976亿元，同比增加172.90%，主要系偿还债务支付的现金同比减少所致。 图7：国电电力现金流情况（亿元） 图8：国电电力ROE及杜邦分析 煤价维持低位，煤电盈利仍有进一步改善空间。2023年以来，国内煤炭供应保持高位水平，进口煤供应量同比大幅增长，非电用煤需求不及预期，库存处于历史高位水平，煤炭供需关系从紧平衡向宽松转变，煤炭价格波动下行。当前，国内港口及电厂电煤库维持在较高水平，现货煤和进口煤价格均处于低位，有助于公司煤电盈利进一步提升。 新能源建设持续推进，项目资源储备较为充足。2023H1，公司新增新能源装机173.32万千瓦，其中风电21.36万千瓦，光伏151.96万千瓦，截至2023H1，公司风电、光伏新能源累计投运装机容量为1232.26万千瓦，其中风电、光伏分别为767.29、464.97万千瓦。在建项目方面，截至2023年6月，公司新能源在建项目容量为620.01万千瓦，其中风电在建项目102.63万千瓦，主要分布在浙江、云南、江西等区域，光伏在建项目517.38万千瓦，主要分布在新疆、天津、浙江等区域。此外，公司持续拓展新能源项目资源，截至2023年6月，公司累计获取新能源资源量1500.95万千瓦，完成核准或备案新能源容量1175.16万千瓦，其中风电200.63万千瓦，光伏974.54万千瓦。公司在建项目规模较大，且新能源项目资源储备较为充足，未来在建项目及储备项目逐步投运将驱动公司业绩稳步增长。 大渡河流域来水改善，水电盈利有望提升。2023年以来，西南地区降水量偏少，大渡5、6月降水及天然来水同比大幅减少，其中5月同比减少四成，6月同比减少超过六成，受此影响，公司上半年水电发电量同比下降，水电发电量185.31亿千瓦时（-20.12），上网电量183.5亿千瓦时（-20.20%）。三季度以来，西南地区降水显著增加，大渡河流域来水情况大幅改善，预计下半年公司水电发电量有望大幅增长，盈利有望迎来增长。 投资建议 ：维持盈利预测 ， 预计2023-2025年公司归母净利润分别为72.33/88.24/102.11亿元 ， 分别同比增长156.1%/22.0%/15.7%；EPS分别为0.41/0.49/0.57元，当前股价对应PE为8.7/7.1/6.1x。给予2023年公司10-11倍PE，对应合理市值为723-796亿元，对应4.06-4.46元/股合理价值，较当前股价有16%-27%的溢价。维持“买入”评级。 表1：可比公司估值表 财务预测与估值 资产负债表（百万元） 利润表（百万元） 现金流量表（百万元）