Q1-3利润同比+30%，水电龙头业绩再创新高

前三季度利润同比+30%：2024年前三季度，公司实现营业收入663.31亿元，同比+14.65%；实现归母净利润280.25亿元，同比+30.20%；实现扣非归母净利润279.84亿元，同比+30.42%。2024年三季度，公司实现营业收入315.22亿元，同/环比+17.27%/+64.46%；实现归母净利润166.63亿元，同/环比+31.81%/+125.31%； 实现扣非归母净利润166.14亿元 ， 同/环比+28.19%/+124.79%。 高电量摊薄成本+财务费用压降，盈利能力再创新高：金下四站三季度发电量占比67.24%，同比+1.79pct，高电价地区电量占比提升，支撑公司平均上网电价。3Q2024、1-3Q2024发电量同比+15.05%/+15.97%，电量高增摊薄发电成本，三季度毛利率70.93%，同比+3.86pct，创近五年单季度新高。此外，公司充分利用现金流优势，积极置换高息债务，持续压降财务成本，2024年前三年季度财务费用84.57亿元，同比减少9.77亿元，财务费用率12.75%，同比-3.56pct。 金下基地新能源项目持续接管，抽蓄电站工作稳步推进：新能源方面，公司运维管理金下基地新能源场站共计21个，总装机容量264.8万kw，年底有望全部接管运维金沙江下游水风光储国家级示范基地云南侧首批270万千瓦风光项目。抽蓄电站方面，公司积极推进甘肃张掖、重庆奉节等7个抽蓄项目进展。湖南攸县广寒坪抽蓄项目投决于近期顺利通过，标志着电站正式进入工程建设阶段，电站设计装机容量180万千瓦，预计2029年实现首台机组投产发电，2030年全部机组投产发电。 投资建议：四季度来水偏枯降低发电量预期，我们预计公司2024/2025/2026年实现营业收入870.97/877.33/911.10亿元，实现归母净利332.79/346.39/373.13亿元，以2024年11月1日收盘价为基准，对应PE分别为20.57/19.76/18.35倍，维持“增持”评级。 风险提示：来水不及预期；电价水平变动；汇率波动风险 1前三季度利润同比+30%，水电龙头业绩再创新高 前三季度利润同比+30%，盈利能力再创新高。2024年前三季度，公司实现营业收入663.31亿元，同比+14.65%；实现归母净利280.25亿元，同比+30.20%；实现扣非归母净利279.84亿元，同比+30.42%。2024年三季度，公司实现营业收入315.22亿元，同/环比+17.27%/+64.46%；实现归母净利166.63亿元，同/环比+31.81%/+125.31%；实现扣非归母净利166.14亿元，同/环比+28.19%/+124.79%。 图1.公司1-3Q2024营业收入同比+14.65% 图2.公司1-3Q2024归母净利同比+30.20% 前三季度来水偏丰，发电量同比+15%。2024年前三季度，乌东德水库来水总量约888.52亿立方米，较上年同期偏丰12.56%；三峡水库来水总量约3131.10亿立方米，较上年同期偏丰20.26%。来水偏丰带动公司发电量增长，前三季度，公司境内所属六座梯级电站总发电量约2358.14亿千瓦时，同比增加15.97%；三季度发电量约1151.96亿千瓦时，同比增加15.05%。 图3.前三季度来水偏丰带动公司发电量增长 金下四站电量占比提升，支撑公司平均上网电价。分电站情况来看，三季度乌/白/溪/向/三峡/葛洲坝发电量分别同比+15.13%/+15.46%/+23.49%/+18.63%/+12.39%/-7.25%，由于三季度下旬长江中下游来水丰枯急转，三峡电站减少下泄流量，葛洲坝电站电量同比略减。从电量分布来看，金下四站（乌东德、白鹤滩、溪洛渡、向家坝）三季度发电量占比67.24%，同比+1.79pct，由于公司六座电站当中三峡葛洲坝上网电价相对较低，高电价地区电量占比提升，支撑公司平均上网电价。 图4.3Q2024金下四站发电量占比同比+1.79pct 电量高发摊薄成本，财务费用压降进一步增厚利润。公司3Q2024、1-3Q2024发电量同比+15.05%、+15.97%，水电业务成本折旧占比较高，电量高增摊薄度电发电成本，公司3Q2024单季度毛利率70.93%，同比+3.86pct，创近五年单季度新高。公司充分发挥现金流优势，积极偿还置换高息债务，持续压降财务成本，2024年前三季度公司财务费用84.57亿元，同比减少9.77亿元，财务费用率12.75%，同比-3.56pct。高电量摊薄折旧叠加财务费用压降，公司盈利能力再创新高。 图5.公司3Q2024毛利率70.93%，创近五年单季度新高图6.公司积极置换高息债务压降财务成本 金下基地新能源项目持续接管，抽蓄电站工作稳步推进。新能源方面，公司运维管理金下基地新能源场站共计21个，总装机容量264.8万kw，年底有望全部接管运维金沙江下游水风光储国家级示范基地云南侧首批270万千瓦风光项目。抽蓄电站方面，公司积极推进甘肃张掖、重庆奉节等7个抽蓄项目进展。湖南攸县广寒坪抽蓄项目投决于近期顺利通过，标志着电站正式进入工程建设阶段，电站设计装机容量180万千瓦，预计2029年实现首台机组投产发电，2030年全部机组投产发电。 图7.广寒坪抽水蓄能电站效果图 四季度预计来水偏枯，上游蓄水保障电站出力。10月16日，白鹤滩水库水位蓄至824.08米，蓄水总量31.39亿立方米，圆满完成2024年蓄水任务；溪洛渡、向家坝电站有望于11月上中旬完成蓄水任务。长江流域中下游于三季度中旬涝旱急转，预计四季度来水同比偏枯，但三峡上游水库群蓄水情况良好，有望在枯期保障公司梯级电站整体发电出力。 图8.三峡水库上游水位 图9.三峡水库出库流量 2盈利预测与投资建议 四季度预计来水偏枯降低发电量预期，上游水库群蓄水良好有望保障枯水期梯级电站出力；川云地区电力供需形势趋紧，省内市场化电价有望对公司上网电价形成较强支撑。我们预计公司2024/2025/2026年实现营业收入870.97/877.33/911.10亿元，实现归母净利332.79/346.39/373.13亿元，以2024年11月1日收盘价为基准，对应PE分别为20.57/19.76/18.35倍，维持“增持”评级。 3风险提示 来水不及预期：公司电站发电量与相关流域来水量强相关，若未来降雨量、来水低于预期，则会对公司发电业务产生影响。 电价水平变动：公司外送电量采取落地倒推机制，留存本地电量采取市场化电价，若外送省份电价或本地市场化电价波动，则可能对公司发电业务收入产生影响。 汇率波动风险：截至1H2024，公司境外资产占总资产的比例为8.72%,公司外币资产和负债及外币交易的计价货币主要为港币、美元、索尔和欧元等，存在人民币兑外币汇率波动对公司利润产生不利影响的风险。