火电盈利显著改善，持续推进新能源发展

电价下降致营业收入同比下降，归母净利润同比增长。2024年，公司实现营业收入2455.51亿元（-3.48%），归母净利润101.35亿元（+20.01%），扣非归母净利润105.22亿元（+87.50%）。2024年公司营业收入下降主要系电价下降影响，2024年公司中国境内各运行电厂平均上网结算电价为494.26元/兆瓦时（-2.85%），同时新加坡、巴基斯坦业务收入受电价下降影响而有所下降，新加坡业务营业收入同比下降19.85%，巴基斯坦业务营业收入同比下降13.12%。公司归母净利润增长主要由于燃料成本同比下降促进煤电盈利增长，且公司新能源规模有序扩增带来增量利润，2024年公司煤炭采购均价同比下降8.27%，境内发电燃料成本同比下降9.69%，单位燃料成本300.31元/兆瓦时（-8.00%）。 新能源项目建设持续推进，驱动未来业绩增长。2024年，公司新增并网可控发电装机容量9.69GW，其中火电0.28GW，风电2.65GW，光伏6.77GW，新能源合计9.42GW。截至2024年底，公司可控发电装机容量145.13GW，其中煤机93.14GW，燃机13.51GW，风电18.11GW（含海上风电5.49GW），太阳能19.84GW，水电0.37GW，生物质0.16GW，低碳清洁能源装机容量占比35.82%。未来公司将大力发展新能源，力争在“十四五”末期公司低碳清洁能源装机占比达到45%左右。新能源发电上网电价市场化改革政策落地，有助于新能源发电项目维持合理收益率水平，新能源发电项目盈利有望逐步趋于稳健。 持续优化火电发展，择优布局调峰气电，火电盈利趋稳。公司加快煤电结构优化升级，按照控增量、优存量、促减量的思路优化煤电发展，实现向基础保障性和系统调节性电源并重转型，同时择优发展气电及其它清洁能源发电。2025年以来，煤价显著下降，有助于对冲电价下降对煤电机组盈利的影响，预计公司煤电机组仍有望实现合理收益。 风险提示：行业政策不及预期；用电量下滑；煤价上涨；电价下滑。 投资建议：由于电价下降影响，下调盈利预测，预计2025-2027年公司归母净利润分别为119.3/126.6/133.4亿元 （2025-2026年原预测值为120.3/128.5亿元），EPS为0.76/0.81/0.85元，对应PE分别为9.3/8.7/8.3倍。给予公司2025年10-11xPE，公司合理市值为1193-1312亿元，对应每股合理价值为7.60-8.36元，较目前股价有8%~19%的溢价空间，维持“优于大市”评级。 盈利预测和财务指标 电价下降致营业收入同比下降，归母净利润同比增长。2024年，公司实现营业收入2455.51亿元（-3.48%），归母净利润101.35亿元（+20.01%），扣非归母净利润105.22亿元（+87.50%）。2024年公司营业收入下降主要系电价下降影响，2024年公司中国境内各运行电厂平均上网结算电价为494.26元/兆瓦时（-2.85%），同时新加坡、巴基斯坦业务收入受电价下降影响而有所下降，新加坡业务营业收入同比下降19.85%，巴基斯坦业务营业收入同比下降13.12%。公司归母净利润增长主要由于燃料成本同比下降促进煤电盈利增长，且公司新能源规模有序扩增带来增量利润，2024年公司煤炭采购均价（包括运输成本、其他税费）同比下降8.27%，境内发电燃料成本同比下降9.69%，单位燃料成本300.31元/兆瓦时（-8.00%）。 境内电力分板块利润总额：2024年，公司煤机板块利润总额71.38亿元（+1548%），燃机板块利润总额10.84亿元（+40%），风电板块利润总额67.72亿元（+15%），光伏利润总额27.25亿元（+33%），水电板块利润总额-1.20亿元，生物质板块-8.65亿元。 图1：公司营业收入及增速（单位：亿元） 图2：公司归母净利及增速（单位：亿元） 图3：公司单季度营业收入情况（单位：亿元） 图4：公司单季度归母净利润情况（单位：亿元） 公司新加坡业务利润总额26.83亿元（-38.39%），利润下降的主要原因是自2023年三季度起新加坡电力市场供应更加宽裕，以及新加坡能源管理局自2023年7月起实施了新的电力批发市场最高限价政策。公司巴基斯坦业务全年利润总额9.74亿元（+60.92%），经营业绩创历史最优。 火电发电量同比下降，风光新能源发电量实现增长。2024年公司煤机发电量3942.06亿千瓦时（-1.70%），上网电量3692.78亿千瓦时（-1.74%）；燃机发电量276.82亿千瓦时（-2.85%），上网电量269.59亿千瓦时（-2.70%）；风电发电量379.67亿千瓦时（+17.05%），上网电量369.52亿千瓦时（+16.07%）； 光伏发电量182.53亿千瓦时（+65.98%），上网电量181.27亿千瓦时（66.13%）； 水电发电量9.86亿千瓦时（+24.95%），上网电量9.34亿千瓦时（+24.79%）； 生物质发电量7.70亿千瓦时（-19.53%），上网电量6.88亿千瓦时（-19.15%）。 毛利率提高，费用率水平下降，净利率同比增长，盈利能力增强。得益于煤价同比下降，2024年公司毛利率为15.14%，同比增加3.03pct。费用率方面，2024年，公司财务费用率同比减少0.46pct至3.03%，管理费用率则同比增加0.24pct至2.77%，整体费用率水平有所下降。由于毛利率提升及费用率水平下降影响，2024年公司净利率为5.75%，同比增加2.18pct。 图5：公司毛利率、净利率情况 图6：公司三项费用率情况 ROE增加，经营性净现金流同比改善。2024年，公司ROE为13.14%，同比增加1.89pct，主要由于燃料成本下降及新能源利润增长使得盈利增加。现金流方面，2024年，经营性净现金流505.30亿元（+11.06%），主要由于燃料采购支出下降，以及增值税留抵退税同比减少的共同影响；投资性现金净流出635.97亿元（+15.16%），主要由于新能源等项目基建支出同比增加；融资性现金净流入154.83亿元（+64.42%），主要由于为支持公司新能源发展等资本开支，本期净融资金额同比增加。 2025年资本开支主要用于新能源项目建设，风电项目资本开支同比大幅增长，光伏项目资本开支则有所下降。2025年计划资本支出693.50亿元（+11.95%），其中火电项目88亿元（+3.37%），水电5亿元，风电362亿元（+44.48%），煤炭11亿元，光伏150亿元（-24.02%），技术改造76亿元，港口1.5亿元。 图7：公司ROE及杜邦分析 图8：公司现金流情况（单位：亿元） 图9：公司资本开支情况（亿元） 新能源项目建设持续推进，驱动未来业绩增长。2024年，公司新增并网可控发电装机容量9.69GW，其中火电0.28GW，风电2.65GW，光伏6.77GW，新能源合计9.42GW；同时关停装机容量为0.19GW，部分机组容量调整。截至2024年底，公司可控发电装机容量145.13GW，其中煤机93.14GW，燃机13.51GW，风电18.11GW（含海上风电5.49GW），太阳能19.84GW，水电0.37GW，生物质0.16GW，低碳清洁能源装机容量占比35.82%。未来公司将大力发展新能源，在“三北”地区和辽宁、山东、江苏、浙江、广东等沿海区域及中部新能源资源良好地区打造基地型清洁型互补型、集约化数字化标准化的“三型三化”大型清洁能源基地，力争在“十四五”末期公司低碳清洁能源装机占比达到45%左右。新能源发电上网电价市场化改革政策落地，有助于新能源发电项目维持合理收益率水平，新能源发电项目盈利有望逐步趋于稳健。 持续优化火电发展，择优布局调峰气电，火电盈利趋稳。公司加快煤电结构优化升级，按照控增量、优存量、促减量的思路优化煤电发展，实现向基础保障性和系统调节性电源并重转型，同时择优发展气电及其它清洁能源发电。2024年，公司积极参与全国电力辅助服务市场，加快机组灵活性改造，提升辅助服务能力，公司调峰辅助服务电费净收入21.65亿元，调频辅助服务电费净收入2.93亿元。 2025年以来，煤价显著下降，有助于对冲电价下降对煤电机组盈利的影响，预计公司煤电机组仍有望实现合理收益。 投资建议：由于电价下降影响，下调盈利预测，预计2025-2027年公司归母净利润分别为119.3/126.6/133.4亿元（2025-2026年原预测值为120.3/128.5亿元），EPS为0.76/0.81/0.85元，对应PE分别为9.3/8.7/8.3倍。给予公司2025年10-11xPE，公司合理市值为1193-1312亿元，对应每股合理价值为7.60-8.36元，较目前股价有8%~19%的溢价空间，维持“优于大市”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）