公司发布 2025年半年报： 2025年上半年公司实现营业收入 1120.32亿元，同比减少 5.7%； 实现归母净利润 92.62亿元，同比增长 24.26%。 事件评论 火电量价延续承压， 成本优化护航业绩。二季度，受整体电力供需形势宽松、全国新能源装机保持较快增长等因素影响，公司煤机上网电量 754.26亿千瓦时，同比降低 3.46%，煤电电量降幅较一季度有所收窄；燃气机组上网电量 56.54亿千瓦时，同比增长 9.16%。 电价方面， 2025年上半年公司电厂平均上网电价为 485.27元/兆瓦时，同比降低 0.013元/千瓦时，根据上网电量及一季度进行测算，二季度公司上网电价为 0.482元/千瓦时，同比降低 0.017元/千瓦时。在电量、电价均同比下降的影响下，二季度火电营收延续承压。成本方面， 2025年以来，煤炭供需形势较为宽松，上半年公司境内除税发电耗用标煤单价人民币 917.05元/吨，同比下降 9.23%，降幅较一季度进一步扩大。 得益于此， 公司二季度煤机实现利润总额 33.28亿元， 同比增长 188.14%， 煤机度电利润达到 0.044元/千瓦时， 同比增长 0.029元/千瓦时， 增幅较一季度扩大 0.012元/千瓦时， 煤机盈利改善幅度进一步扩大；燃机二季度实现盈亏平衡，盈利同比减少 0.34亿元，维持小幅波动。 规模扩张主导绿电经营， 二季度业绩释放充分弹性。 2025年二季度，公司新增风电装机102.48万千瓦，新增光伏装机 280.28万千瓦，截至 2025年 6月末公司风电和光伏装机将分别达到 2004万千瓦、 2405万千瓦，同比增长 21.31%、 59.38%。在装机持续扩张的拉动下，公司二季度风电完成上网电量 101.19亿千瓦时，同比增长 14.32%，增速环比回升 5.51个百分点， 得益于此二季度风电利润总额达到 16.58亿元， 同比增长 2.6%，与一季度同比下降 6.71%相比实现由负转正。 但由于利用小时及电价依然偏弱， 风电度电利润 0.164元/千瓦时， 同比减少 0.019元/千瓦时；光伏完成上网电量 73.71亿千瓦时，同比增长 48.06%。 二季度光伏利润总额为 12.59亿元， 同比增长 43.89%， 度电利润为 0.171元/千瓦时， 同比减少 0.005元/千瓦时。 境外业务方面，公司大士能源业务上半年税前利润 13.63亿元，同比减少 20.94%；巴基斯坦业务上半年税前利润 4.36亿元，同比增长 1.63%，二季度海外业务整体预计也有所承压。此外，由于上安电厂及曲阜电厂出现减值迹象，公司二季度计提资产及信用减值 2.82亿元，而去年二季度为减值冲回 0.27亿元，在一定程度上限值了公司盈利的改善。 但整体而言， 得益于煤电盈利的显著改善，公司二季度实现归母净利润 42.89亿元，同比增长 50.09%；上半年实现归母净利润 92.62亿元， 同比增长 24.26%。 投资建议：三季度以来，煤价虽有上行，但截至 7月 29日，现货煤价较去年三季度同比降幅依然超 200元/吨，与二季度平均降幅接近，煤电盈利改善或将在三季度延续。根据最新财务数据，我们调整盈利预测，预计公司 2025-2027年 EPS 分别为 0.81元、 0.88元和 0.95元，对应 PE 分别为 8.71倍、 7.99倍和 7.40倍。维持公司“买入”评级。 风险提示 1、电力供需存在恶化风险； 2、煤炭价格出现非季节性风险。

事件描述公司发布 2025年二季度主要经营数据公告： 2025年 4-6月，公司控股企业累计完成发电量380.67亿千瓦时，上网电量 370.74亿千瓦时，与去年同期相比分别增加 0.52%和 0.59%。 事件评论 来水转弱限制水电表现， 电量增幅显著收窄。 2025年上半年，得益于雅砻江两河口水电站蓄能释放的补偿效益，公司水电完成发电量 477.82亿千瓦时，同比增长 10.30%。单二季度来看，公司完成水电发电量 225.11亿千瓦时，同比增加 2.85%，其中雅砻江水电完成发电量 197.63亿千瓦时，同比增长 6.63%。但二季度大朝山、小三峡水电站流域来水同比减少，国投大朝山和国投小三峡二季度水电发电量分别同比降低 23.69%、8.87%，一定程度拖累整体水电电量表现。电价方面，二季度公司控股企业平均上网电价 0.350元/千瓦时，同比降低约 0.017元/千瓦时，主因系： 1）火电上网电量下降，电价较高部分对应电量比例降低； 2）部分区域火电中长期交易价格下降； 3）平价新能源项目占比提高也有一定影响。考虑公司电量结构变化与各省年度长协电价的实际情况，公司水电电价降幅预计显著低于公司平均电价降幅。 此外，截至 2025年二季度末，公司风电和光伏装机分别为 398.83万千瓦、 584.94万千瓦，同比分别增长 22.49%、 39.60%。受公司所在区域风况偏弱影响，二季度公司风电完成发电量 17.99亿千瓦时，仅同比增长 0.67%；在装机持续扩张的带动下，二季度光伏完成发电量 17.86亿千瓦时，同比增长 52.39%。 整体来看，来水及风况偏弱限制电量增速，叠加电价同比回落，将共同压制二季度公司清洁能源板块业绩表现。 火电电量延续承压，成本优化主导业绩。受所在区域清洁能源发电量增加以及外送电量增加的共同影响，二季度公司火电完成发电量 119.71亿千瓦时，同比减少 8.10%，降幅较一季度显著收窄。电价方面，部分区域火电中长期交易价格有所调整，公司火电电价也存在一定下降。成本方面， 2025年以来，煤炭供需形势较为宽松，二季度煤价整体延续回落趋势，二季度秦皇岛 Q5500动力末煤平仓价均价为 631.61元/吨，同比降低 216.84元/吨。虽然在长协煤价平滑的作用下，公司成本降幅或相对会有所收窄，但成本端显著回落将是确定性方向。整体来看，煤价回落将一定程度对冲电量压力， 成本的显著优化将主导公司火电业绩表现， 预计公司二季度业绩表现平稳。 坐拥雅砻江水风光基地，全电源推进内生发展。雅砻江流域水风光一体化基地在建项目有序推进，流域可开发水电装机容量约 3000万千瓦，截止 2024年已投产水电装机 1920万千瓦，核准及在建水电装机 372万千瓦。此外，在国投钦州二电 2号机组按期投产后，钦州 3号、 4号机组已全面开工，公司同时还有印尼巴塘水电站、华夏电力 5号机组等项目建设积极推进，公司在始终坚持“效益第一”的投资管理原则上后续发展空间依旧广阔。 投资建议： 根据最新经营数据，我们预计公司 2025-2027年 EPS 分别为 0.90元、 0.99元和 1.05元，对应 PE 分别为 16.57倍、 15.04倍和 14.15倍，维持“买入”评级。 风险提示 1、新建项目投产进度与效益不及预期风险； 2、风况、日照资源不及预期风险。

事件描述公司发布 2025年上半年发电量完成情况公告：截至 2025年 6月 30日，公司 2025年上半年累计商运发电量为 1217.76亿千瓦时，同比增长 15.65%；上网电量为 1151.04亿千瓦时，同比增长 15.92%。 事件评论 新增产能叠加大修减少， 核电电量保持优异表现。 2025年上半年公司核电机组完成发电量 998.61亿千瓦时，同比增长 12.01%，在机组大修天数减少以及年初漳州 1号机组商运的共同拉动下，核电电量延续优异表现。具体来看，除三门核电电量同比下降外，其余核电主体均实现增长，其中，秦山核电、江苏核电以及福清核电得益于机组检修天数减少，发电量分别实现同比增长 0.37%、0.08%、26.51%；海南核电虽然 4月 21日前仍受 2024年台风影响保持降功率运行，但由于上半年并未开展换料大修，带动海南核电发电量同比增长 0.52%。而三门核电发电量同比下降 3.62%，主因系机组大修损失同比增加。此外，漳州 1号机组年初投入商运，上半年完成发电量 51.01亿千瓦时。 整体来看， 机组大修损失同比减少以及漳州 1号年初商运共同拉动上半年核电发电量同比增长 12.01%，单二季度核电机组完成发电量 503.79亿千瓦时， 同比增长 10.77%。 在电量优异表现的带动下， 二季度及上半年公司核电板块业绩展望积极。 新能源电量延续高增， 业绩或仍受限股比稀释。截至 2025年 6月 30日，公司新能源控股在运装机容量 3322.49万千瓦，同比增长 48.52%，其中风电 1034.18万千瓦、光伏2288.31万千瓦，另控股独立储能电站 165.10万千瓦；上半年公司新增新能源控股装机362.87万千瓦。在新能源装机持续扩张的拉动下， 2025年上半年公司新能源机组完成发电量 219.15亿千瓦时，同比增长 35.76%，其中风电发电量 102.23亿千瓦时，同比增长33.99%，光伏发电量 116.92亿千瓦时，同比增长 37.34%。单季度来看，公司二季度新能源发电量 116.55亿千瓦时，同比增长 33.57%。电量的优异表现为新能源板块利润增长提供有力保障，但考虑增资引战后公司对中核汇能的持股比例降低，二季度及上半年新能源的归母业绩贡献或仍面临一定压力。整体来看，上半年核电和新能源均实现优异的电量表现， 公司完成发电量 1217.76亿千瓦时， 同比增长 15.65%， 即使考虑市场化交易、新能源股比稀释等影响， 预计公司二季度业绩仍将实现稳健增长。 绿核项目储备雄厚， 保障远期增长空间。 截至 2025年 6月 30日，公司控股在建以及核准待建核电机组 19台，装机容量 2185.90万千瓦；新能源控股在建装机容量 1044.75万千瓦，其中风电 184.97万千瓦，光伏 859.78万千瓦， 雄厚核电及绿电项目资源储备保障远期增长空间， 同时社保基金等资金的持续注入保障了公司在核电景气度向上周期背景下的资金需求。 投资建议： 根据最新经营数据，我们预计公司 2025-2027年 EPS 分别为 0.53元、 0.56元和 0.63元，对应 PE 分别为 17.84倍、 16.68倍和 14.78倍，维持“买入”评级。 风险提示1、新建项目投产进度与效益不及预期风险；2、风况、日照资源不及预期风险。

事件描述公司公布2024年年报和2025年一季报：2024年，公司实现营业收入578.19亿元，同比增长1.95%，实现归母净利润66.43亿元，同比减少0.92%。2025年一季度，公司实现营业收入131.22亿元，同比减少6.99%，实现归母净利润20.78亿元，同比增长2.1%。 事件评论经营业绩维持增长，税费影响归母表现。2024年，公司已投产装机达到4463.47万千瓦，同比增加368.71万千瓦，清洁能源装机占比超过70%，同比增加1.11个百分点，水电占比47.73%，新能源含储能占比22.69%。受益于产能规模扩张，全年公司实现发电量1720.72亿千瓦时，同比增长6.24%。除火电受浮动机制电价影响外，水电小三峡因现货交易价格波动、光伏和风电因平价项目增多等影响，公司2024年综合平均电价0.359元/千瓦时，同比下降4.01%。“量增价减”之下，公司全年实现营收增长1.95%。同期公司积极降本，全年营业总成本同比下降0.75%，其中财务费用减少5.63亿元，降幅14.17%。 得益于经营环境改善，公司投资收益增加3.89亿元，其中来自于联合营企业投资收益达到8.75亿元。在营业利润同比增长的情况下公司业绩同比基本持平，主要原因在于2024年所得税缴纳金额高达36.81亿元，同比大幅增加16.26亿元，这与雅砻江公司同期净利润同比下滑4.52%的主要原因一致。分红方面，公司严格执行此前承诺，年度现金分红比例55%，充分保护股东权益。 量价偏弱限制营收，降本确保业绩增长。一季度，公司完成发电量389.92亿千瓦时，同比减少1.55%。其中：水电发电量252.71亿千瓦时，同比增长17.90%，主要受益于水库蓄能释放和大朝山等电站来水偏丰，核心电站雅砻江水电同期电量增长18.38%；火电发电量同比减少32.35%，系一季度清洁能源以及外送电量挤压、需求偏弱的共同影响，同时部分西南地区或有机组检修安排；风电、光伏发电量分别同比增长5.13%和30.56%，在装机增长和资源修复助力下贡献边际增量。公司控股企业一季度平均上网电价0.355元/千瓦时，同比减少8.25%，主要原因包括：1）电量结构变化，相对高价的火电电量占比下降；2）火电中长期交易价格下降；3）无补贴新能源项目占比提升。成本方面，受益于煤价下行、利率下行等原因，公司营业总成本同比减少11.76亿元，降幅11.79%。其中，财务费用同比减少2.57亿元，降幅27.17%。一季度公司缴纳所得税6.15亿元，税务成本与利润变动基本一致，综合影响之下公司一季度归母业绩同比增长2.1%。 坐拥雅砻江水风光基地，全电源推进内生发展。雅砻江流域水风光一体化基地在建项目有序推进，流域可开发水电装机容量约3000万千瓦，截止2024年已投产水电装机1920万千瓦，核准及在建水电装机372万千瓦。此外，在国投钦州二电2号机组按期投产后，钦州3号、4号机组已全面开工，公司同时还有印尼巴塘水电站、华夏电力5号机组等项目建设积极推进，公司在始终坚持“效益第一”的投资管理原则上后续发展空间依旧广阔。 投资建议：我们预计公司2024-2026年EPS分别为0.92元、1.04元和1.11元，对应PE分别为16.45倍、14.64倍和13.67倍，维持“买入”评级。 风险提示1、新建项目投产进度与效益不及预期风险；2、风况、光照资源不及预期风险。

事件描述公司发布 2024年年报和 2025年一季报： 2024年公司实现营业总收入 844.92亿元，同比增长 8.12%；实现归母净利润 324.96亿元，同比增长 19.28%。 2025年一季度公司实现营业收入 170.15亿元，同比增长 8.68%；实现归母净利润 51.81亿元，同比增长 30.56%。 事件评论 来水好转拉动电量增长， 全年业绩稳步修复。 2024年，乌东德水库来水总量约 1123.69亿立方米，较上年同期偏丰 9.19%；三峡水库来水总量约 3740.95亿立方米，较上年同期偏丰 9.11%。 得益于此， 公司 2024年总发电量约 2959.04亿千瓦时， 较上年同期增长7.11%。 电价方面， 公司全年平均上网电价为 285.52元/兆瓦时， 同比增加 4.24元/兆瓦时，电价提升主因系上游高电价的电站电量表现更优所致。量价齐升拉动下，公司 2024年实现营业收入 844.92亿元，同比增长 8.12%。由于水电站商业模式决定了短期成本变化有限，因此公司 2024年毛利率达到 59.13%，同比提升 1.31个百分点。此外，公司持续优化资产结构， 2024年财务费用为 111.31亿元，同比减少 11.38%。与此同时，公司处置湖北清能股权实现投资收益 4.21亿元，而且参股公司全年经营业绩同样稳步增长，二者共同作用下 2024年公司实现投资收益 52.58亿元，同比增长 10.68%。 在水电主业与财务费用等多重利好因素共振拉动下， 公司 2024年实现归母净利润 324.96亿元， 同比增长 19.28%。 公司 2024年拟每股派发现金红利人民币 0.943元（ 含税， 包含中期分红）， 分红金额占归母净利润的 71%， 按 4月 29日收盘价测算股息率为 3.20%。 来水持续偏丰， 单季业绩释放弹性。 2025年一季度，乌东德水库来水总量约 167.05亿立方米，较上年同期偏丰 12.50%；三峡水库来水总量约 555.19亿立方米，较上年同期偏丰 11.56%。得益于来水同比改善，一季度公司完成发电量 576.79亿千瓦时，同比增长 9.35%。分电站来看，乌东德电站完成发电量 65.46亿千瓦时，同比增长 9.90%；白鹤滩电站完成发电量 125.74亿千瓦时，同比增长 17.10%；溪洛渡电站完成发电量 132.02亿千瓦时，同比增长 8.47%；向家坝电站完成发电量 70.40亿千瓦时，同比增长 9.39%； 三峡电站完成发电量 147.93亿千瓦时，同比增长 5.55%，葛洲坝电站完成发电量 35.24亿千瓦时，同比增长 2.74%。 得益于电量同比增长， 公司一季度实现营收 170.15亿元，同比增长 8.68%。 或受云南水资源费改税影响，公司一季度营业成本同比下降 1.50%，从而使得一季度毛利率达到 52.98%，同比增长 4.86个百分点，但税金及附加达到 6.18亿元，同比增长 123.63%，营业成本与税金合计同比增长 2.62%。此外，公司财务费用延续下行，一季度财务费用为 24.81亿元，同比下降 13.05%。 整体而言， 在电量端强势增长以及成本持续优化的拉动下， 公司一季度实现归母净利润 51.81亿元， 同比增长30.56%。 投资建议： 根据最新财务数据，我们预计公司 2025-2027年对应 EPS 分别为 1.36元、1.46元和 1.47元，对应 PE 分别为 21.59倍、 20.20倍和 20.01倍，维持公司“买入”评级。 风险提示 1、电价波动风险； 2、来水不及预期风险。

事件描述公司发布2024年年报及2025年一季报：2024年公司实现营业收入772.72亿元，同比增长3.09%，实现归母净利润87.77亿元，同比减少17.38%。2025年一季度公司实现营业收入202.73亿元，同比增长12.70%，实现归母净利润31.37亿元，同比增长2.55%。 事件评论核电承压绿电增速放缓，多重因素限制业绩表现。2024年，受机组检修天数同比增加以及海南核电受台风影响降低功率运行等影响，公司核电机组完成发电量1831.22亿千瓦时，同比下降1.80%。新能源方面，截至2024年末，公司控股新能源在运装机容量2959.62万千瓦，2024年新增新能源装机1108.03万千瓦。在新能源装机规模持续扩张的拉动下，2024年公司新能源发电量同比增长42.21%。电价方面，2024年核电综合电价为0.4151元/千瓦时，同比提升0.004元/千瓦时；新能源综合电价为0.4203元/千瓦时，同比减少0.062元/千瓦时。在新能源电量高速增长带动下，公司2024年实现营业收入772.72亿元，同比增长3.09%。成本方面，新能源装机规模增加以及核电机组大修天数增多，导致折旧费用与运维费用随之增加，反映为2024年公司营业成本同比提升6.28%，毛利率同比减少1.71个百分点，同时管理费用也随装机规模的扩张同比提升1.99亿元。此外，2024年公司计提增值税返还对应所得税费用，所得税费用为60.11亿元，同比增加68.34%；公司计提资产减值损失4.99亿元，同比增加2.90亿元。整体来看，2024年公司实现归母净利润87.77亿元，同比减少17.38%，其中税费以及减值等非经营性因素是公司业绩承压的核心原因，若剔除非经营性因素影响，还原减值后的利润总额同比减少0.62%，核电机组检修以及新能源电价降低等经营性因素对公司业绩影响程度较小。 核绿电量表现优异，业绩增速受限绿电股比稀释。2025年一季度公司核电机组发电量同比增长13.30%，核电电量的优异表现主要得益于福清核电检修天数同比减少以及2025年漳州1号机组商运的共同影响。电量的优异表现一定程度缓解年度长协电价调整的压力，一季度公司核电业务收入同比增长10.46%。新能源方面，截至2025年一季度末，公司新能源控股在运装机容量3069.16万千瓦，同比增长43.82%，在新能源装机增长维持高位的拉动下，2025年一季度公司新能源发电量同比增长38.35%，带动公司新能源收入同比增长24.64%。在公司核电和新能源板块均实现优异的电量表现的带动下，一季度营业收入同比增长12.7%。成本方面，漳州1号机组投产以及新能源装机的增加也带动折旧等成本同比提升，一季度公司营业成本同比增长15.60%。此外，受新能源增收不增利、增资引战导致归母比例下降等影响，新能源业绩贡献显著下降，公司一季度实现归母净利润31.37亿元，同比增加2.55%。其中，一季度核电归母净利润同比增长11.52%，新能源归母净利润同比下降51.32%。 投资建议：根据最新财务数据，我们预计公司2025-2027年EPS分别为0.53元、0.56元和0.63元，对应PE分别为17.87倍、16.72倍和14.81倍，维持“买入”评级。 风险提示1、新建项目投产进度与效益不及预期风险；2、风况、日照资源不及预期风险。

事件描述公司披露 2025年一季度报告： 2025年一季度公司实现营业收入 105.73亿元，同比减少17.33%，归母净利润亏损 3.83亿元，同比减少 403.21%。 事件评论 检修与偏弱来风限制电量， 量价双降营收显著承压。 2025年一季度，公司累计完成发电量 252.92亿千瓦时，同比减少 10.32%，电量的偏弱表现的主要原因为公司下属电厂一季度检修较多，以及沿海地区海风强度同比减弱的共同影响。其中，煤电完成 180.53亿千瓦时，同比减少 15.71%；气电完成 47.83亿千瓦时，同比增加 2.49%；风电完成 13.36亿千瓦时，同比减少 9.79%；光伏完成 8.82亿千瓦时，同比增加 111.00%；水电完成 0.64亿千瓦时，同比增加 4.92%；生物质完成 1.75亿千瓦时，同比增加 11.46%。电价方面，2025年以来广东电力市场竞争加剧，年度双边协商交易成交均价大幅下降，全省来看2025年年度长协电价为 0.392元/千瓦时，同比下降 0.07元/千瓦时。 整体来看， 公司一季度电量、电价均大幅下降，导致公司营收持续承压，一季度实现营业收入 105.73亿元，同比下降 17.33%。 煤价回落难以对冲营收压力， 一季度业绩大幅亏损。 2025年一季度煤价延续快速回落趋势，一季度秦皇岛 Q5500动力末煤平仓价均价为 721.22元/吨，同比降低 180.52元/吨。 煤价的显著下降反映为公司营业成本同比下降 11.14%，但燃料成本的回落幅度难以弥补营业收入下降带来的不利影响，一季度公司毛利润仅实现 4.77亿元，同比减少 66.60%，对应毛利率同比下滑 6.65个百分点。而公司持续推进“三费”优化，一季度“三费”合计 8.85亿元，同比减少 0.82亿元；公司参股资产稳定贡献业绩效益，一季度实现投资收益 1.27亿元，同比增加 1.38%。 整体来看， 虽然公司成本费用持续优化， 投资收益的稳健表现为公司业绩表现提供支撑，但仍然难以对冲量价同步显著下降的压力，公司一季度归母净利润亏损 3.83亿元， 同比减少 403.21%。 绿色低碳转型加速， 充沛储备保障成长。 2024年公司新增风电、光伏装机容量分别为 60万千瓦、 173.19万千瓦， 2024年末公司控股新能源装机容量达到 727.59万千瓦，同比增长 47.17%。截至 2024年末，公司在建新能源装机容量 207.9万千瓦，完成决策拟建及签订收购协议的项目 278.5万千瓦；公司已核准备案的新能源项目规模约 557万千瓦。 此外，公司在建煤电和气电机组装机容量分别为 800万千瓦、 194.2万千瓦，且据公司披露， 2025年公司初步预计投产煤电装机 400-500万千瓦以及新能源装机约 200万千瓦，随着在建及储备项目的逐步建成投产，将护航公司远期业绩成长。 投资建议与估值： 根据最新财务数据，我们调整公司盈利预测，预计 2025-2027年 EPS分别为 0.04元、 0.18元和 0.31元，对应 PE 分别为 107.96倍、 25.54倍和 14.67倍,给予公司“增持”评级。 风险提示 1、电力供需形势恶化风险； 2、煤炭价格非季节性上涨风险。

事件描述公司发布2025年一季度报告：2025年一季度公司实现营业收入81.40亿元，同比减少19.00%； 实现归母净利润 19.02亿元，同比减少 22.07%。 事件评论 火电剥离聚焦绿电主业， 偏弱来风限制电量增速。 2025年一季度公司新增投产控股装机容量 3.63万千瓦，公司控股装机容量达到 4114.95万千瓦，同比增长 13.81%，其中风电控股装机容量达到 3044.35万千瓦，同比增长 9.59%；光伏控股装机容量达到 1069.98万千瓦，同比增长 65.53%。虽然新能源装机容量保持较高增速，但由于公司部分大容量机组所在区域风资源水平下降，一季度公司风电平均利用小时同比下降 55小时，同时公司 2024年完成对火电资产的剥离，公司一季度完成发电量 202.86亿千瓦时，同比下降4.42%，若剔除火电剥离影响，则一季度发电量同比增长 8.81%，其中：风电完成发电量177.76亿千瓦时，同比增长 4.37%，光伏完成发电量 25.09亿千瓦时，同比增长 55.65%。 分区域来看，公司江苏省的风电机组占比最高，一季度江苏陆上风电和海上风电发电量分别同比减少 17.36%、22.83%，且海上风电补贴电价水平较高，海上风电电量的显著下降也可能结构性限制公司风电业务营业收入。整体来看，受火电业务剥离的影响，公司一季度实现营业收入 81.40亿元， 同比减少 19.00%。 绿电毛利率下滑， 一季度业绩承压。 一季度公司毛利率同比增长 2.32个百分点，主要是受益于较低盈利能力的火电资产的剥离。但需要注意的是，绿电业务毛利率预计同比有所下滑，原因在于：随着新能源项目的持续投产，折旧摊销等成本同比增加，且考虑一季度部分地区资源偏弱导致公司新能源电量增速显著低于装机增速，导致新能源成本增加幅度大于售电收入的增加，新能源板块的经营也存在一定压力。 因此， 在火电业务剥离、 新能源经营承压的共同影响下， 公司 2025年一季度实现归母净利润 19.02亿元， 同比减少22.07%。 集团资产注入增厚盈利， 内生外延保障稳健成长。 2024年 10月，公司发布公告，拟以16.86亿元收购集团新能源资产，标的资产在运 144.69万千瓦，在建 58.60万千瓦；风电 131.60万千瓦，光伏 71.69万千瓦，收购 PB 仅 1.07倍，收购性价比凸显，集团再次履行公司上市承诺，此次资产注入后有望进一步增厚公司盈利。此外，公司资源获取规模仍处于较高水平，2024年公司取得开发指标 14.72GW，其中风电 6.37GW，光伏 8.35GW，同时公司规划 2025年新开工新能源项目 550万千瓦，投产 500万千瓦，装机规模的稳步扩张为公司持续稳健成长打下坚实基础。 投资建议与估值： 根据最新财务数据，我们调整公司盈利预测，预计 2025-2027年 EPS分别为 0.82元、 0.89元和 0.99元，对应 PE 分别为 21.05倍、 19.54倍和 17.60倍，维持公司“买入”评级。 风险提示 1、新建项目投产进度和收益不及预期风险； 2、风况、光照资源不及预期风险。

事件描述公司发布 2024年年报： 2024公司实现营业收入 17.41亿元，同比增长 0.54%；实现归母净利润 6.51亿元，同比减少 4.03%。 事件评论 海风维持快速增长， 营收稳健增长。 2024年公司所属福建陆风利用小时数达到 2848小时，同比增加 104小时；海上风电利用小时数更是达到 4344小时，同比增加 439小时，均远高于全国风电平均利用小时数 2127小时。但受黑龙江来风转弱及弃电率提升影响，黑龙江省 3个风电项目平均利用小时数为 2086小时，同比减少 357小时。由于福建省装机为公司主力，因此 2024年度公司下属各项目累计完成发电量 30.08亿千瓦时，比去年同期 29.35亿千瓦时增加 2.47%；累计完成上网电量 29.24亿千瓦时，比去年同期 28.43亿千瓦时增加 2.83%。电价方面，公司 2024年平均上网电价为 662.15元/兆瓦时，同比下降 1.64%，电价下降主要原因或系黑龙江风电项目补贴到期影响，黑龙江省项目 2024年平均上网电价为 377.62元/兆瓦时，同比下降 202.65元/兆瓦时。 整体来看， 在福建省风电项目强势表现的拉动下， 公司 2024年营业收入达到 17.41亿元， 同比增长 0.54%。 毛利延续回升， 业绩表现瑕不掩瑜。 作为新能源运营商，成本端短期变化较小，在收入提升的背景下，公司 2024年毛利率达到 57.64%，同比提升 0.96个百分点，毛利润达到10.04亿元，同比增长 2.24%。但受富锦热电计提固定资产减值以及公司计提应收补贴电费收入减值影响，2024年合计资产及信用减值达到 0.69亿元，从而对公司经营业绩形成拖累， 因此公司 2024年实现归母净利润 6.51亿元， 同比减少 4.03%， 其中公司海风主体中闽海电贡献业绩达到 4.95亿元， 同比增长 13.24%， 占公司归母净利润的 76.07%，彰显出海风的核心地位。 潮起东南， 起风闽海。 站在新周期新起点， 内生外延远期成长可期： 1）公司及同省其他省属企业未参与 2024年福建海风资源竞配，作为对本土企业的扶持和帮助，后续海风资源直配方面或将给与相应倾斜，考虑到项目审批至开工尚需准备时间，因此 2025年二季度或进入审批落地窗口期； 2）集团控股 51%、装机规模 120万千瓦的永泰抽蓄电站于2024年年底满足注入条件，2025年 1月 1日当即公告启动资产注入，永泰抽蓄电站 2023年净利润 2.18亿元，注入完成后有望增厚公司每股收益，显示出大股东履行重组承诺的决心和对上市公司的支持；3）按照此前承诺，大股东体内持股 90%的平海湾三期 30.8万千瓦海上风电，在可再生能源补贴合规性核查结果公示后 3个月内将启动注入，若能获得补贴、确认 0.85元/千瓦时电价，经测算平海湾三期项目有望 ROE 超过 30%； 4）此外，集团和公司体内还有霞浦 B 区 29.6万千瓦海风、长乐 B 区 11.4万千瓦海风、渔光互补光伏 48万千瓦、闽投海风汇流站等多个项目在建或拟建，未来外延、内生增长空间显著，助力公司十五五持续增长。 投资建议： 根据最新财务数据，预计公司 2025年-2027年 EPS 分别为 0.46元、 0.49元和 0.73元，对应 PE 分别为 12.61倍、 11.81倍和 7.89倍，给予公司“买入”评级。 风险提示 1、海风电价不及预期风险； 2、资产注入不及预期风险。

事件描述公司发布 2024年年报以及 2025年一季报： 2024年公司实现营业收入 248.82亿元，同比增长 6.05%；实现归母净利润 82.97亿元，同比增长 8.63%。 2025年一季度公司实现营业收入53.85亿元，同比增长 21.84%；实现归母净利润 15.08亿元，同比增长 41.56%。 事件评论 装机扩张电量提升， 全年业绩稳健增长。 2024年全年来看，来水同比略有改善，叠加 TB电站投产以及新能源装机规模持续扩张的带动，公司全年完成发电量 1120.12亿千瓦时，同比增加 4.62%。电价方面，由于云南省电力供需持续趋紧，公司 2024年综合结算电价达到 0.22257元/千瓦时，同比增长 0.66%。在量价齐升的带动下，公司 2024年实现营业收入 248.82亿元，同比增长 6.05%。但由于新机组投产带动 2024年折旧费用同比提升，全年毛利率实现 56.13%，同比减少 0.23个百分点。同时，公司持续推进对高利率存量贷款的置换，综合融资成本较上年同比下降，财务费用进一步降低至 26.75亿元，同比减少 2.04%；此外，2024年公司研发费用同比减少 19.49%，投资收益同比增加 14.84%，共同护航业绩的稳健增长。整体来看，在水电与新能源装机规模持续扩张的带动下，叠加公司持续降本增效， 2024年公司实现归母净利润 82.97亿元， 同比增长 8.63%。 蓄能释放电量高增， 一季度业绩表现优异。 2025年年初澜沧江水电梯级蓄能同比增加，公司通过梯级优化调度释放蓄能，同时云南省内用电需求旺盛，叠加 TB 电站、硬梁包电站部分机组投产的拉动，一季度公司完成水电发电量 197.33亿千瓦时，同比增长 30.47%。 若将新投产 TB 电站、硬梁包电站发电量剔除， 2025年一季度原有水电机组完成发电量187.19亿千瓦时，同比增长 23.76%，即使不考虑新投产机组的增益， 水电发电量同样实现高速增长， 公司梯级蓄能调度作用显著。 新能源方面， 2025年一季度公司完成风电发电量 1.46亿千瓦时，同比降低 10.43%；在新增装机的拉动下，一季度光伏发电量完成14.13亿千瓦时，同比增长 50.64%。在装机产能持续扩张、梯级蓄能显著释放以及用电需求旺盛等因素的共同影响下，公司 2025年一季度完成发电量 212.92亿千瓦时，同比增加 31.22%。电价方面，在新能源装机快速扩张的影响下省内电力供需形势趋向平衡，公司综合电价有所波动，一季度实现营业收入 53.85亿元，同比增长 21.84%，增速低于电量增幅。此外，公司持续推动债务结构的优化，带息负债融资成本率持续降低，一季度财务费用为 6.47亿元，同比减少 5.00%。 因此， 在公司电量高增叠加成本费用持续优化的带动下， 公司一季度实现归母净利润 15.08亿元， 同比增长 41.56%。 投资建议： 根据最新财务数据，我们预计公司 2025-2027年对应 EPS 分别为 0.50元、0.52元和 0.54元，对应 PE 分别为 19.04倍、 18.27倍和 17.62倍。维持“买入”评级。 风险提示 1、市场电价波动风险； 2、来水不及预期风险。

事件描述公司发布 2025年一季度主要经营数据公告： 2025年 1-3月公司控股企业累计完成发电量389.92亿千瓦时，与去年同期相比减少 1.55%。公司控股企业平均上网电价 0.355元/千瓦时，与去年同期相比减少 8.25%。 事件评论 蓄能释放叠加来水改善， 水电高增主导业绩表现。 2025年一季度，公司水电完成发电量252.71亿千瓦时，同比增长 17.90%，水电电量的优异表现主要得益于雅砻江两河口电站前期蓄能释放，对流域补偿效益显著，一季度雅砻江水电完成发电量 232.37亿千瓦时，同比增长 18.38%。此外，大朝山、小三峡水电站来水偏丰，同样护航公司水电电量表现，一季度国投大朝山和国投小三峡发电量分别同比增长 18.09%和 2.95%。电价方面，一季度公司平均上网电价为 0.355元/千瓦时，同比降低 0.032元/千瓦时，主因系： 1）火电上网电量下降，电价较高部分对应电量比例降低； 2）部分区域火电的中长期交易价格下降； 3）平价新能源项目占比提高也有一定影响。 考虑公司电量结构变化与各省年度长协电价的实际情况，公司水电电价降幅预计显著低于公司平均电价降幅，在电量高速增长的带动下， 一季度公司水电板块业绩展望稳健。 此外，得益于装机规模的持续增长，一季度公司风电完成发电量 19.14亿千瓦时，同比增长 5.13%；光伏完成发电量 15.20亿千瓦时，同比增长 30.56%。即使考虑平价项目占比提升拉低平均上网电价，新能源电量的稳健增长仍将创造增量效益。整体来看，在水电电量高速增长的带动下，一季度公司清洁能源业务业绩有望实现稳健增长。 火电电量偏弱，成本优化护航业绩。受清洁能源以及外送电量挤压、年初以来电力需求偏弱的共同影响，一季度公司火电完成发电量 102.87亿千瓦时，同比降低 32.35%，此外，我们预计部分区域的节能减碳行动以及机组检修安排或也一定程度限制了火电的出力表现。电价方面，部分区域火电中长期交易价格有所调整，公司火电电价也存在一定下降。 成本方面， 2025年以来，煤炭供需形势较为宽松，一季度煤价延续快速回落趋势，一季度秦皇岛 Q5500动力末煤平仓价均价为 721.22元/吨，同比降低 180.52元/吨。虽然在长协煤价平滑的作用下，公司成本降幅或相对会有所收窄，但成本端显著回落将是确定性方向。整体来看，虽然一季度公司火电业务收入端有所承压，但煤价显著回落带来的成本显著优化将主导公司火电业绩表现。在清洁能源业务稳健增长、火电业务表现平稳的拉动下， 公司一季度业绩有望持续同比改善。 投资建议：根据最新经营数据，我们预计公司 2024-2026年对应 EPS 分别为 0.86元、0.94元和 1.05元，对应 PE 分别为 17.03倍、 15.63倍和 13.94倍，维持“买入”评级。 风险提示 1、新建项目投产进度与效益不及预期风险； 2、风况、光照资源不及预期风险。

事件描述公司发布 2025年一季度发电量及上网电价公告： 2025年一季度公司累计完成发电量 513.84亿千瓦时，同比下降约 8.51%；平均上网电价约为人民币 505.71元/兆瓦时，同比下降约 0.71%。 事件评论 量价均同比下降， 主业收入有所承压。 2025年一季度公司累计完成发电量 513.84亿千瓦时，同比下降约 8.51%，电量同比下降的主要原因系公司机组所在区域电力供需形势宽松，且新能源装机容量持续增加挤压火电出力空间，特别是山东区域受外电入鲁及新增装机挤占存量机组发电空间，公司所属山东煤电厂一季度发电量 181.27亿千瓦时，同比降低 16.81%。此外，公司所属安徽和湖北煤电厂一季度发电量同比分别下降 18.13%、1.9%。整体来看，公司煤电发电量同比下降 10.40%，除煤电电量显著承压外，公司一季度气电发电量 47.13亿千瓦时，同比增长 9.89%，水电发电量 10.96亿千瓦时，同比增长 8.41%。电价方面，公司一季度平均上网电价约为 0.506元/千瓦时，同比仅降低 0.004元/千瓦时，在多个省份年度长协电价有较大幅度调整的背景下，公司电价相对稳定的主要原因或系高电价的气电电量占比提升，以及受到分母端电量下滑的影响，固定的容量电费折算度电电价后略有提升的共同影响。 煤炭价格显著回落， 成本优化主导经营。 2025年以来，煤炭供需形势较为宽松，一季度煤价延续快速回落趋势，一季度秦皇岛 Q5500动力末煤平仓价均价为 721.22元/吨，同比降低 180.52元/吨。虽然在长协煤价平滑的作用下，公司成本降幅或相对会有所收窄，但成本端显著回落将是确定性方向。虽然一季度公司收入端有所承压，但成本的持续优化将主导公司火电业绩表现。 投资收益方面，在新能源新增装机增速维持高位的带动下，公司参股新能源公司业绩有望维持稳健；同时，虽然一季度煤价显著回落，但随着复工复产的持续推进，参股煤炭公司业绩仍有望表现平稳。整体来看，在煤价回落带来的成本端显著优化下， 公司一季度业绩展望积极。 集团优质资产注入， 公司规模扩张再迎新征程。 公司前期披露定增公告注入气电资产1,597.28万千瓦，占现有装机规模的 27.16%。而此次注入的常规能源发电资产仅占华电集团控制的非上市常规能源发电资产合计装机规模约 6235.04万千瓦的 25.62%，而根据集团避免同业竞争协议承诺，随着市场经营环境的好转，后续集团体内的优质水电及火电资产均有望陆续注入上市公司体内， 公司远期成长空间依然广阔。 3月 27日，公司增发预案已经取得上海证券交易所并购重组审核委员会的通过，当前因相关财务资料已过有效期处于中止审核状态，但并不构成实质性影响，公司对相关资料进行更新后持续推进本次交易。 投资建议与估值： 根据最新经营数据，我们调整公司盈利预测，预计 2025-2027年 EPS分别为 0.58元、 0.60元和 0.69元，对应 PE 分别为 9.84倍、 9.49倍和 8.17倍。维持“买入”评级。 风险提示 1、电力供需存在恶化风险； 2、煤炭价格出现非季节性风险。

事件描述公司发布2025年第一季度发电量完成情况：截至2025-08-03，公司下属各项目累计完成发电量8.99亿千瓦时，同比增加12.40%；完成上网电量8.76亿千瓦时，同比增加12.89%。 事件评论福建风电强势引领增长，一季度业绩展望积极。2025年一季度公司下属各项目累计完成发电量8.99亿千瓦时，同比增加12.40%；完成上网电量8.76亿千瓦时，同比增加12.89%。其中，福建区域风电一季度完成发电量8.38亿千瓦时，同比增加19.25%；黑龙江区域风电一季度完成发电量4569.93万千瓦时，同比减少35.79%，生物质发电完成发电量888.3万千瓦时，同比减少52.67%；新疆区域光伏一季度完成发电量582.87万千瓦时，同比减少12.42%。整体来看，虽然福建省外机组受风光资源偏弱影响，一定程度拖累一季度电量表现，但得益于福建风况持续改善，公司一季度发电量仍实现同比增加12.40%，在电量稳健增长的拉动下，公司一季度业绩展望积极。 集团体内优质资源充沛，抽蓄注入增厚每股收益。2025-08-03公司收到控股股东福建投资集团《关于启动永泰抽蓄资产注入中闽能源股份有限公司的通知》，福建投资集团启动并筹划闽投抽水蓄能51%股权注入公司。此次注入资产为永泰抽蓄51%股权，永泰抽蓄2023年净利润2.18亿元，当期ROE高达16.49%，盈利能力优异。此次资产注入进一步体现出集团对上市公司的支持，而且本次资产注入完成后也有望增厚公司每股收益。此外，根据集团于2019年重大资产重组时的承诺，当前集团体内仍存在大量的优质电力资产有望在满足注入条件后陆续注入，集团丰沛的资源储备将进一步强化公司远期成长空间。 汇流站、长乐B区项目获批，未来贡献业绩增量。公司负责开发建设的长乐B区项目以及汇流站项目也已经于2024年12月份陆续获得福建省发改委批准，其中长乐B区项目总装机容量11.4万千瓦，鉴于福建省整体风况较好，且拟安装风机单机规模也处于国际领先，该项目后续有望平稳运行并保持较高利用小时。基于4250的利用小时、电价0.27元/千瓦时测算项目的盈利情况，预计长乐B区项目资本金内部收益率约为8.21%，本次核准暂无相关电价批复，后续电价不排除有调升可能，同时若后续绿电绿证等环境溢价进一步体现，项目收益水平有望得到相应增厚。对于汇流站项目而言，其项目主体为公司控股51%，建设输出容量为210万千瓦，建设±525千伏的海上柔性直流换流站和陆上集控站，项目总投资73.35亿元，资本金为总投资的20%。由于其商业模式为征收输配电价，商业模式及盈利或将高度稳定，因此随着长乐B区海上风电项目以及汇流站项目建成、投产，将为公司业绩带来增量贡献，进一步增厚公司盈利。 投资建议：根据最新经营数据，预计公司2024年-2026年EPS分别为0.36元、0.47元和0.51元，对应PE分别为13.95倍、10.70倍和9.86倍，维持公司“买入”评级。 风险提示1、海风电价不及预期风险；2、资产注入不及预期风险。

事件描述公司发布 2025年第一季度经营信息公告：2025年一季度，公司各运行电厂按合并报表口径完成发电量 53.40亿千瓦时，同比增长 0.26%；完成上网电量 50.73亿千瓦时，同比增长 0.18%； 累计完成供热量 208.95万吨，同比增长 3.54%。 事件评论 火电电量显著承压，成本主导业绩表现。一季度用电需求边际转弱叠加风电大发挤压火电出力空间，公司完成火电发电量 34.06亿千瓦时，同比降低 10.71%，其中气电完成发电量 3.56亿千瓦时，同比降低 44.88%；热电联产完成发电量 11.01亿千瓦时，同比降低3.78%；煤电完成发电量 19.49亿千瓦时，同比降低 3.72%。而需要注意的是，气电以及煤电机组对公司业绩贡献有限，火电业绩主力热电联产机组的电量压力较小。此外，一季度秦皇岛港 Q5500动力末煤平仓价均值为 721.22元/吨，同比降低 180.52元/吨。 煤价的快速下降将有效对冲火电电量压力，即使考虑电价波动的影响，预计在成本显著改善的拉动下， 公司火电经营性业绩有望实现稳健表现。 来风好转风电高增， 新能源业绩展望优异。 来风延续 2024年四季度的改善趋势，风电发电量保持高速增长，一季度公司完成风电发电量 19.13亿千瓦时，同比增长 27.96%，其中海上风电完成发电量 11.27亿千瓦时，同比增长 30.95%；陆上风电完成发电量 7.86亿千瓦时，同比增长 23.90%。在电量高速增长的带动下，一季度公司新能源业绩展望优异。 此外，对外投资方面，公司参股新能源资产与公司同属福建省，经营业绩有望与公司控股新能源业绩同步改善；而参股的火电则在成本快速下降的背景下，有望同样迎来边际改善，因此公司投资收益也有望实现积极的业绩表现。 在火电业务稳健、新能源与投资收益有望持续改善的拉动下， 公司一季度整体业绩仍有望实现优异的表现。 股东增持彰显信心， 丰厚储备保障成长。 3月 14日，公司控股股东福建省能源集团及其一致行动人启动增持计划，彰显出对公司远期发展的坚定信心。此外，据公司 2024年 12月投资者关系活动记录表披露，截至 2024年 12月，公司已经获得发改委核准的装机规模达到 607万千瓦，其中，火电项目包括泉惠石化工业区一期 2× 66万千瓦、二期 2×65万千瓦项目；储备的风电项目中，长乐外海 J 区 65万千瓦项目于 2024年 8月获得核准。此外，公司积极布局抽水蓄能业务，木兰抽蓄 4× 35万千瓦、花山抽蓄 4× 35万千瓦、南安 4× 30万千瓦项目已经获得核准。 随着已核准项目的逐步投产， 将进一步打开公司成长空间。此外，在福建海风重启核准的背景下，公司海风成长性也有望迎来新一轮催化， 公司长期成长性可期， 我们持续看好公司长期投资价值。 投资建议与估值：根据公司最新经营数据，我们预计公司 2024-2026年 EPS 分别为1.01、1.05元和 1.16元，对应 PE 分别为 9.00倍、8.65倍和 7.85倍。维持“买入”评级。 风险提示 1、煤价非季节性上涨风险； 2、新项目建设进度不及预期风险。

事件描述公司发布2025年第一季度电量完成情况公告：2025年第一季度，公司境内所属六座梯级电站总发电量约576.79亿千瓦时，较上年同期增加9.35%。 事件评论来水改善电量稳健增长，一季度业绩展望优异。2025年一季度，乌东德水库来水总量约167.05亿立方米，较上年同期偏丰12.50%；三峡水库来水总量约555.19亿立方米，较上年同期偏丰11.56%。得益于来水同比改善，一季度公司完成发电量576.79亿千瓦时，同比增长9.35%。分电站来看，乌东德电站完成发电量65.46亿千瓦时，同比增长9.90%；白鹤滩电站完成发电量125.74亿千瓦时，同比增长17.10%；溪洛渡电站完成发电量132.02亿千瓦时，同比增长8.47%；向家坝电站完成发电量70.40亿千瓦时，同比增长9.39%；三峡电站完成发电量147.93亿千瓦时，同比增长5.55%，葛洲坝电站完成发电量35.24亿千瓦时，同比增长2.74%。同时需要注意，一季度三峡水库来水总量同比偏丰11.56%，而三峡电站及其下游葛洲坝电站电量增幅有限，主因或系一季度三峡电站蓄能增加影响。同时，公司参股水电公司在来水改善或蓄能释放的带动下，一季度业绩也有望实现同比高增，整体来看，虽然外送电价有所调整，但在水电电量稳健增长、投资收益延续改善的带动下，公司一季度有望实现优异的业绩表现。 短期电价波动影响有限，市场化长期仍有利好。由于公司乌白电站外送电价定价机制为参考落地省份市场化交易电价倒推的机制，虽然2025年由于江浙火电年度长协电价波动影响，其上网电价或也存在一定调整，但水电上网电价与火电市场电价波动幅度并非等额传导，且在全年来水修复预期下将会有效对冲电价波动的影响。水电作为最为廉价的清洁能源，在市场化改革加速推进的趋势下，长期电价存在较强支撑。此外从当前现有来水表现而言，截至4月7日，三峡水库水位为161.15米，同比提升2.24米，截至4月3日，溪洛渡上游水位为590米，同比提升5米，丰沛的蓄水将保障后续的水电出力，同时据水利部官网表示，今年我国入汛日期为3月15日，较多年平均偏早17天，更早的汛期来水或预示着偏丰来水将持续，因此我们认为公司全年发电量展望同样积极。 股息利差达到高点，红利典范值得关注。除全年稳健的经营业绩以外，作为红利价值的典范，公司长期承诺底线分红为70%，稳健业绩也意味着丰厚的股息回报。而且截至4月7日，按2024年业绩以及上年实际分红率测算，长江电力的预期股息率与十年期国债到期收益率之差已经达到2023年以来的93%分位数，从息差维度公司投资性价比已经达到极为突出的水平，我们坚定看好公司作为稳健红利典范的投资价值。 投资建议：根据最新经营数据，我们调整公司盈利预测，我们预计公司2024-2026年对应EPS分别为1.33元、1.34元和1.45元，对应PE分别为21.81倍、21.69倍和20.03倍，维持公司“买入”评级。 风险提示1、电价波动风险；2、来水不及预期风险。