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。