火力全开，三季度盈利飙升，火电电量强劲反弹创佳绩！
国电电力(600795)
要闻：2024年10月24日夜间，国电电力公布2024年三季报。在2024年第一季度至第三季度，该公司的营业收入达到了1338.62亿元，较去年同期下降了2.79%；归属于母公司的净利润为91.91亿元，同比增长了63.41%；扣除非经常性损益后的归属于母公司净利润为46.55亿元，同比下降了12.49%。经营活动产生的现金流量净额为370.53亿元，同比增长了30.75%。在第三季度，公司的营业收入为480.34亿元，同比减少了2.08%，但环比增长了19.27%；归属于母公司的净利润为24.75亿元，同比减少了6.47%，但环比下降了49.82%；扣除非经常性损益后的归属于母公司净利润为24.71亿元，同比减少了5.09%，但环比增长了451.71%。
分析：
公司经营状况：火电发电量环比回升，水电同比增长率有所回落，单季电价同环比略有下降。在电量方面，第三季度用电量持续增长，加上自8月份以来水电发电能力同比增幅回落，火电发电量环比明显回升。在2024年第一季度至第三季度，公司上网电量达到3296.95亿千瓦时，同比增长了2.52%。其中，火电上网电量为2605.90亿千瓦时，同比下降了1.11%；水电上网电量为470.28亿千瓦时，同比增长了15.46%；风电上网电量为141.30亿千瓦时，同比增长了5.76%；光伏上网电量为79.47亿千瓦时，同比增长了99.82%。在第三季度，公司的上网电量为1267.26亿千瓦时，同比增长了1.24%，环比增长了23.90%。其中，火电上网电量为964.13亿千瓦时，同比下降了0.57%，环比增长了23.36%；水电上网电量为227.81亿千瓦时，同比增长了1.80%，环比增长了37.90%；风电上网电量为41.63亿千瓦时，同比增长了5.45%，环比下降了13.79%；光伏上网电量为33.69亿千瓦时，同比增长了78.67%，环比增长了21.28%。第三季度火电发电量环比改善明显，水电发电量同比降幅收窄。在电价方面，由于全国多地电价下降，公司第三季度电价有所下降。在2024年第一季度至第三季度，公司平均上网电价为428.17元/兆瓦时，同比下降了2.31%。在第三季度，公司的平均上网电价为410.48元/兆瓦时，同比下降了0.09%，环比下降了2.98%。在装机方面，截至2024年9月30日，公司的合并报表口径控股装机容量为10806.33万千瓦，其中：火电7196.90万千瓦；水电1495.06万千瓦；风电953.23万千瓦，第三季度新增装机0.9万千瓦；光伏1161.14万千瓦，第三季度新增装机152.93万千瓦。
装机长期成长空间广阔：火电项目开工投产稳健增长，风光发电有望持续高增长，霍山抽水蓄能项目接续水电装机增长。在火电方面：2022-2023年，公司的火电项目分别开工了485万千瓦和664万千瓦，2023年投产了100万千瓦。公司近两年的火电机组开工保持稳定，预计开工的火电项目将在2024-2025年逐步投产。在风光发电方面，2024年第一季度至第三季度，公司新增新能源装机330.86万千瓦。公司计划在2024年实现新能源项目开工830万千瓦，投产860万千瓦，并规划“十四五”期间新能源发展规模达到3500万千瓦，预计2024-2025年公司新能源板块装机将持续高增长，持续增加收益。在水电方面：截至2023年末，公司在建水电装机有大渡河流域总装机352万千瓦，预计2026年公司有望迎来水电装机投产高峰。此外，公司宣布将另外开工安徽霍山抽水蓄能项目120万千瓦，预计项目上网电价为0.3844元/千瓦时（含税），抽水电价预计按燃煤发电基准价的75%执行，项目容量电价预计为565.9元/千瓦（含税），预计内部收益率可达6.5%。霍山抽水蓄能项目是继8月老鹰岩二级水电站项目后，公司年内水电板块又一新增开工装机项目。公司水电板块业绩有望实现进一步提升。
盈利预测及评级：国电电力在行业地位、股东背景、资产质量、发展格局等多方面在业内处于领先地位。1）行业地位：公司作为五大发电集团之一的核心常规能源上市公司，火电装机容量位居市场第二位，规模较大；2）股东背景：公司依托国家能源集团，长协煤供应保障有力，火电板块成本端控制能力突出；3）资产质量：公司火电机组以60万千瓦以上的大机组为主，质量优良，且技术改造投入多，调节能力强；4）发展格局：公司已实现以煤电发电为主，水风光多业务板块协同发展的格局，在稳健经营的同时，又具有装机增长潜力。我们维持公司2024-2026年归属于母公司净利润的预测为92.04/90.96/99.97亿元不变（注：盈利预测已包含出售察哈素煤矿的一次性收益）；对应增速分别为64.1%/-1.2%/9.9%，对应2024年10月24日收盘价的市盈率为10.15/10.28/9.35倍，维持公司“买入”评级。
风险因素：项目施工进度不及预期；电价超预期下降；电力市场化改革推进不及预期。
