火电、新能源稳健增长，电价上行促进水电板块盈利提升

营业收入有所下降，归母净利润实现大幅增长。2023年，公司实现营收1809.99亿元（-7.02%），归母净利润56.09亿元（+101.41%），扣非归母净利润48.70亿元（+97.78%）。公司归母净利润实现增长的主要原因在于燃料价格同比下降，2023年公司入炉标煤单价934.96元/吨，同比下降43.82元/吨，降幅4.48%。 火电盈利仍有改善空间，持续推进火电机组建设促进火电业绩进一步增长。 煤炭消费增速有望放缓，政策保障下电煤中长期合同签约履约有望提升，煤价中枢将有所下移，同时电价趋稳以及容量电价政策执行，公司火电盈利将进一步改善。同时，公司持续推进火电机组建设，2023年火电控股装机容量增加95.90万千瓦，2024年资本性支出计划中用于火电机组建设的资本开支为165.75亿元（+20.80%）。 水电装机有望增加，电价上浮增强水电板块盈利弹性。2024年，公司资本性开支计划中用于水电机组建设的资本开支为110.50亿元（+15.16%），公司在大渡河流域的在建水电项目装机容量352万千瓦，同时2023年公司核准水电项目280.70万千瓦，未来项目投运将使得公司水电板块业绩进一步增长。水电电价及盈利方面，随着四川省用电需求增长和特高压外送通道建成，预计公司水电上网电价将有所上浮，同时弃水量下降使得利用小时数提升，公司水电盈利能力有所改善，2023年公司水电板块平均上网电价为245.7元/MWh，较2022年同期的235.9元/MWh增加9.8元/MWh，2023年国能大渡河流域水电开发有限公司净利率19.85%，同比增加2.01pct。 新能源建设持续推进，项目资源储备充足。2024年，公司新能源资本开支计划为312.27亿元（+2.70%），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。 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：由于水电电价上浮，上调盈利预测。预计2024-2026年公司归母净利润分别为89.56/102.31/113.11亿元 （2024-2025年原预测值为88.24/102.11亿元），分别同比增长59.7%/14.2%/10.6%；EPS分别为0.50/0.57/0.63元，当前股价对应PE为10.6/9.3/8.4x。给予2024年公司11-12倍PE，对应合理市值为985-1075亿元，对应5.52-6.03元/股合理价值，较当前股价有3%-13%的溢价。维持“买入”评级。 盈利预测和财务指标 营业收入有所下降，归母净利润实现大幅增长。2023年，公司实现营收1809.99亿元（-7.02%），归母净利润56.09亿元（+101.41%），扣非归母净利润48.70亿元（+97.78%）。公司营业收入同比下降的原因在于：一是2022年9月转让宁夏区域公司，本期不再纳入合并范围所致；二是煤炭板块收入同比下降，2023年煤炭业务收入14.44亿元（-69.46%）。公司归母净利润实现增长的主要原因在于燃料价格同比下降，2023年公司入炉标煤单价934.96元/吨，同比下降43.82元/吨，降幅4.48%。 火电、水电、光伏板块归母净利润均大幅增长，风电板块归母净利润有所下降。 分不同板块业绩来看，2023年公司火电板块归母净利润30.70亿元（+317.50%），其中煤电30.69亿元（+317.55%），气电0.01亿元（+200.00%），水电板块归母净利润18.54亿元（+51.47%），风电板块归母净利润10.06亿元（-49.88%），光伏板块归母净利润7.43亿元（+166.31%）。 火电发电量小幅下降，光伏发电量大幅增加。2023年，公司累计完成发电量4526.36亿千瓦时（-2.31%），上网电量4298.38亿千瓦时（-2.43%），剔除2022年9月转让宁夏区域火电资产影响，同比分别增长3.67%、3.37%。分不同板块来看，火电发电量3729.26亿千瓦时（-3.97%），上网电量3512.16亿千瓦时（-4.17%）； 水电发电量550.97亿千瓦时（-1.79%），上网电量546.60亿千瓦时（-1.82%）； 风电发电量188.54亿千瓦时（+13.10%），上网电量182.14亿千瓦时（+12.54%）； 光伏发电量57.60亿千瓦时（+155.74%），上网电量57.48亿千瓦时（+163.38%）。 图1：国电电力营业收入及增速（单位：亿元） 图2：国电电力单季度营业收入（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，费用率保持稳定，净利率水平上行。2023年，公司毛利率为14.62%，同比增加1.13pct，主要系煤价下降使得度电燃料成本下降影响。费用率方面，2023年公司财务费用率、管理费用率分别为3.71%、1.12%，财务费用率同比减少0.21pct，管理费用率同比增加0.21pct，整体费用率水平保持文哥。同期内，受毛利率提升影响，公司净利率较2022同期增加3.05pct至6.61%。 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增长。2023年，受益于净利率上行，公司ROE提升，较2022年同期增加5.74pct至11.83%。现金流方面，2023年，公司经营性净现金流为425.84亿元，同比增加12.84%，主要系燃料购买成本下降所致；投资性净现金流流出468.60亿元，同比进一步增加，主要原因是2023年基建投资同比增加。 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 火电盈利仍有改善空间，持续推进火电机组建设促进火电业绩进一步增长。煤炭消费增速有望放缓，政策保障下电煤中长期合同签约履约有望提升，煤价中枢将有所下移，同时电价趋稳以及容量电价政策执行，公司火电盈利将进一步改善。 同时，公司持续推进火电机组建设，2023年火电控股装机容量增加95.90万千瓦，2024年资本性支出计划中用于火电机组建设的资本开支为165.75亿元（+20.80%），未来新建火电项目投运将驱动公司火电板块业绩进一步增长。 水电装机有望增加，电价上浮增强水电板块盈利弹性。2024年，公司资本性开支计划中用于水电机组建设的资本开支为110.50亿元（+15.16%），公司在大渡河流域的在建水电项目主要为双江口水电站、金川水电站、沙坪一级水电站、枕头坝二级水电站等项目，上述电站装机容量合计352万千瓦，同时2023年公司核准水电项目280.70万千瓦，未来项目投运将使得公司水电板块业绩进一步增长。水电电价及盈利方面，随着四川省用电需求增长和特高压外送通道建成，预计公司水电上网电价将有所上浮，同时弃水量下降使得利用小时数提升，公司水电盈利能力有所改善，2023年公司水电板块平均上网电价为245.7元/MWh，较2022年同期的235.9元/MWh增加9.8元/MWh，2023年国能大渡河流域水电开发有限公司净利率19.85%，同比增加2.01pct。 新能源建设持续推进，项目资源储备充足。2023年，公司新增新能源控股装机容量724.57万千瓦，其中风电增加183.40万千瓦，光伏增加541.17万千瓦；截至2023年，公司风光新能源合计控股装机容量为1783.51万千瓦，其中风电929.33万千瓦，光伏854.18万千瓦。2024年，公司新能源资本开支计划为312.27亿元（+2.70%），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，未来新能源项目逐步投运将成为公司业绩增长的重要驱动力之一。 公司拟向向国家能源集团非公开协议转让国电建投50%股权，促进公司资产质量和盈利能力提升。公司控股子公司国电建投所属察哈素煤矿，因正在办理采矿许可证，按照属地政府有关要求临时停产。为降低察哈素煤矿复产时间不确定性对公司带来的持续影响，公司拟向控股股东国家能源集团全资子公司西部能源公司非公开协议转让公司持有的国电建投50%股权。以2024年1月31日为基准日,采用资产基础法评估，国电建投净资产账面值47.04亿元，净资产评估值134.78亿元，公司所持国电建投50%股权对应的权益评估值为67.39亿元，拟为本次交易价格。 投资建议：由于水电电价上浮，上调盈利预测。预计2024-2026年公司归母净利润分别为89.56/102.31/113.11亿元（2024-2025年原预测值为88.24/102.11亿元），分别同比增长59.7%/14.2%/10.6%；EPS分别为0.50/0.57/0.63元，当前股价对应PE为10.6/9.3/8.4x。给予2024年公司11-12倍PE，对应合理市值为985-1075亿元，对应5.52-6.03元/股合理价值，较当前股价有3%-13%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） 免责声明