核心观点公司2025H1实现营业收入1120.32亿元，同比下降5.70%，主要系电量和电价同比下降；实现归母净利润92.62亿元，同比增长24.26%，主要系煤价下行带动火电利润大幅增长叠加新能源利润稳步提升所致。2025H1，公司燃煤、燃机、风电、光伏、水电分别实现利润总额73.1亿元、7.5亿元、39.1亿元、18.2亿元、0.2亿元，同比变化+84%、+32%、-3%、+46%、-63%，火电利润大幅增长主要系燃料成本下降，绿电业绩稳步提升主要系装机规模增长带动。2025H1，公司完成上网电量2059亿千瓦时，同比下降2.37%，其中煤机、燃机、风电、光伏分别完成上网电量1584亿千瓦时、133亿千瓦时、210亿千瓦时、122亿千瓦时，发电增速分别为-7%、+7%、+11%、+49%。我们预计2025~2027年公司归母净利润分别为152.49亿元、164.95亿元、176.27亿元，维持“买入”评级。 事件公司发布2025年半年报2025H1实现营业收入1120.32亿元，同比下降5.70%；归母净利润92.62亿元，同比增加24.26%；扣非归母净利润88.06亿元，同比增加22.64%；基本每股收益0.50元，基本每股收益同比增加31.58%。2025Q2营业收入516.97亿元，同比下降3.26%，环比下降14.32%；归母净利润42.89亿元，同比增加50.09%，环比下降13.75%；扣非归母净利润40.07亿元，同比增加43.00%，环比下降16.49%。 简评火电持续修复盈利，期间费用保持平稳公司2025H1实现营业收入1120.32亿元，同比下降5.70%，主要系电量和电价同比下降；实现归母净利润92.62亿元，同比增长24.26%，主要系煤价下行带动火电利润大幅增长叠加新能源利润稳步提升所致。2025H1，公司燃煤、燃机、风电、光伏、水电分别实现利润总额73.1亿元、7.5亿元、39.1亿元、18.2亿元、0.2亿元，同比变化+84%、+32%、-3%、+46%、-63%，火电利润大幅增长主要系燃料成本下降，绿电业绩稳步提升主要系装机规模增长带动。单25Q2来看，燃煤、燃机、风电、光伏、水电分别实现利润总额33.3亿元、0元、16.6亿元、12.6亿元、0.4亿元，同比变化+188%、-100%、+3%、+44%、-19%。 公司25Q2煤电度电利润为0.044元/千瓦时，同比提升198%，环比下降8%。期间费用方面，2025H1销售费用率0.11%，同比增加0.01pct；研发费用率0.52%，同比增加0.01pct；管理费用率2.76%，同比增加0.22pct；财务费用率3.02%，同比下降0.33pct；合计期间费用率为6.41%，同比下降0.09pct。现金流方面，2025年经营活动产生的现金流净额为307.48亿元，同比增加30.27%。 上网电量同比下降，上网电价延续跌势2025H1，公司完成上网电量2059亿千瓦时，同比下降2.37%，其中煤机、燃机、风电、光伏分别完成上网电量1584亿千瓦时、133亿千瓦时、210亿千瓦时、122亿千瓦时，发电增速分别为-7%、+7%、+11%、+49%；单25Q2来看，公司完成上网电量990.5亿千瓦时，同比增长1.44%，其中煤机、燃机、风电、光伏分别完成上网电量754亿千瓦时、57亿千瓦时、101亿千瓦时、74亿千瓦时，发电增速分别为-3%、+9%、+14%、+48%。电价方面，2025H1公司综合结算电价为488.19元/兆瓦时，同比下滑1.96%，主要系煤电上网电价下滑以及新并网风光项目电价偏低；25Q2单季度综合结算电价为482.13元/兆瓦时，同比下滑3.49%，环比下滑1.24%。 火电龙头弹性突出，维持“买入”评级公司持续受益于动力煤价格下跌，煤电业务年内弹性突出，长期来看火电价值趋向多元化，盈利稳定性有望逐步提升。公司风光发电装机规模持续增长，为公司带来确定性业绩增长点。我们预计2025~2027年公司营业收入分别为2490.13亿元、2557.54亿元、2623.07亿元，对应归母净利润分别为152.49亿元、164.95亿元、176.27亿元，对应归属普通股股东净利润分别为121.87亿元、132.79亿元、142.51亿元，维持“买入”评级。

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。

公司发布2025年半年报。2025年半年度公司实现营业收入1120.32亿元，同比下降5.7%；归母净利润92.62亿元，同比增长24.26%；扣非净利润88.06亿元，同比增长22.64%。2025Q2单季公司实现营业收入516.97亿元，同比下滑3.26%；归母净利润42.89亿元，同比增长50%。业绩增长主要系燃料成本降低与新能源规模扩张带动。此外，曲阜热电及上安电厂资产减值2.54亿。 煤电量价压力缓解，燃煤成本下降支撑盈利提升。电量方面，2025Q2单季煤机/燃机上网电量分别实现754/57亿千瓦时，分别同比-3.46%/+9.16%，相比与25Q1煤电上网电量同比24Q1下滑10%，Q2电量压力已有所缓解。成本方面，上半年入炉标煤单价917.05元/吨，同比下降9.23%。受益于成本煤价大幅下降，对冲电价下降压力，Q2单季度利润总额口径煤电实现度电利润0.044元，同比提升0.029元/度，盈利能力稳健提升。 新能源装机扩张带动电量高增长，拉动利润规模提升。装机与电量方面，2025Q2单季，风电/光伏分别同比新增装机102.475/280.28万千瓦；风电/光伏分别完成上网电量101/74亿度，分别同比+14.32%/+48.06%。2025H1整体，风电/光伏分别同比新增装机192.845/433.446万千瓦，分别完成上网电量210/122亿度，分别同比+11.39%/+49.33%。利润方面，Q2单季，风电/光伏分别完成利润总额16.58/12.59亿元，实现度电利润0.164/0.171元，分别同比下滑1.9/0.5分/度。 投资建议。公司作为全国电力龙头优势突出，煤电利润持续改善，新能源转型成长空间广阔，预计公司2025-2027年归母净利分别为127.28/129.76/135.61亿元，对应2025-2027年EPS分别为0.81/0.83/0.86元/股，对应2025-2027年PE分别为8.7/8.5/8.1倍，维持“买入”评级。 风险提示：装机速度不及预期；火电灵活性改造、绿电交易等行业政策推进不及预期；上游原材料涨价

事件：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-5.7%；实现归母净利润92.62亿元，同比+24.3%，超市场预期。 2025上半年受益于燃煤成本-9.2%燃煤板块利润总额+84%，超市场预期：2025年上半年，公司累计采购煤炭8,713.67万吨，同比下降10.70%；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%。分板块利润总额看：燃煤板块实现73.10亿元，同比+84%；燃机板块实现7.53亿元，同比+32%；风电实现39.10亿元，同比-3%；光伏实现18.23亿元，同比+46%；水电实现0.19亿元，同比-63%；生物质实现0.03亿元，同比+107%。 2025上半年全社会用电量同比+3.7%，主要系工业用电量拖累。2025年上半年全社会用电量完成4.84万亿千瓦时，同比+3.7%，增速比上年同期-4.4pct；其中第一产业同比+8.7%，第二产业同比+2.4%，第三产业同比+7.1%，居民用电同比+4.9%。2025年上半年全国规模以上电厂发电量4.54万亿千瓦时，同比+0.8%。其中，火电同比-2.4%；水电同比-2.9%；核电同比+11.3%。 2025上半年上网电价-2.7%，上网电量-2.4%，平均利用小时-178小时：公司中国境内各运行电厂平均上网结算电价为485.27元/兆瓦时，同比2.7%；完成上网电量2,056.83亿千瓦时，同比-2.4%。公司境内电厂年累计平均利用小时1,502小时，同比-178小时。其中，燃煤机组利用小时1,839小时，同比-141小时；风电机组利用小时1,133小时，同比-67小时；太阳能发电机组利用小时583小时，同比-11小时。 关注火电行业资本开支下行期间现金流、ROE、分红率改善的可能：火电行业进入“控容减量”周期，资本开支下行，分红率长维度提高确定性高，煤价下行周期背景下，行业资产质量、现金流、ROE均有望显著改善。 盈利预测与投资评级：基于动力煤的价格判断和电价调整预期，我们调整预计2025-2027年归母净利润预测为137.8/160.2/175.3亿元，对应PE为9/7/7倍，我们看好火电行业资本开支下行期间现金流、ROE、分红率改善的可能，维持“买入”评级。 风险提示：并购进度不及预期的风险，电力需求超预期下降的风险，减值风险等

事件：公司发布了2025年上半年报告，1H2025公司实现营收1120.32亿元，同比减少5.7%；归母净利润92.62亿元，同比增加24.26%。分季度看，2Q2025单季度营收516.97亿元,同比下降3.26%；归母净利润42.89亿元，同比增长50.09%。 1H25营收下滑利润反增，盈利能力同比向好：1H2025，公司境内合并口径上网电量同比下降2.37%；平均上网结算电价同比下降1分34，对应降幅2.69%。1H2025公司电量、电价均有下降，公司营收同比下降5.7%。 受益于燃料成本的下降，1H2025公司归母净利润同比增长24.26%，煤价下探盈利向好。1H2025，公司销售毛利率和净利率分别同比增加4.03pct和3.28pct，达到19.6%和10.99%，公司盈利能力得到提升。2Q2025，公司同样是营收下滑利润反增。此外，上半年，公司计提了2.56亿元的资产减值损失和0.04亿元的信用减值损失，影响合并层利润总额2.60亿元。 煤价下跌缓释电价下降冲击，1H25煤电度电盈利0.046元（同比+0.023元）：1H2025，公司煤机上网电量1583.63亿千瓦时（同比下降7.06%）；利润总额为73.10亿元（同比增加84%），对应度电盈利0.046元（同比增加0.023元）。考虑20天库存可用天数下，1H2025秦皇岛港5500大卡煤价均价696.11元/吨，同比下降187.86元。基于300g/kwh的供电煤耗和50%长协占比的假设下，度电成本预计下降0.0317元。1H2025，公司的单位燃料成本降幅缓释电价下降冲击（电价同比下降0.0134元），煤电度电盈利强势上涨。2Q2025，公司煤电度电盈利0.044元（同比增加0.029元），盈利同比向好。 1H25新增投产新能源6.3GW，大力推进绿色低碳发展：1H2025，公司新增风电装机1928.45兆瓦，新增光伏装机4334.46兆瓦，合计风光新增投产装机6262.91兆瓦，公司大力推进绿色低碳发展。1H2025，风电和光伏上网电量分别为210.31亿千瓦时（同比增长11.4%）和122.4亿千瓦时（同比增长49.3%），利润总额分别为39.10亿元（同比下降3%）和18.23亿元（同比增长46%），对应度电盈利0.186元（同比下降0.028元）和0.149元（同比下降0.003元）。2Q2025，公司风电和光伏利润总额分别为16.58亿元（同比增长3%）和12.59亿元（同比增长44%），度电盈利分别为0.164元（同比下降0.019元）、0.171元（同比下降0.005元）。 盈利预测与投资建议：我们根据当下市场煤价数据调整公司入炉煤价预期，预计2025-2027年归母净利润分别为121.01、130.52和135.59亿元（2025-2027年前值为101.64、105.56和108.77亿元），对应PE分别为9.1/8.5/8.1倍。维持“买入”评级。 风险提示：煤价上升风险；新能源项目建设不及预期风险；政策不及预期风险；研究报告中使用的公开资料可能存在信息滞后或更新不及时的风险。

2025-08-04晚间公司披露25年中报，1H25实现营收1120.3亿元，同比-5.7%；归母净利润92.6亿元，同比+24.3%。 业绩符合市场预期。其中，单Q2实现营收516.97亿元，同比-3.3%；归母净利润42.9亿元，同比+50.1%。 燃料成本下行，对冲电价/利用小时数下滑。公司1H25煤机板块实现利润总额73.1亿元，同比+84%，加回上安电厂与曲阜热电2Q25合计计提的2.54亿资产减值后，对应度电利润总额0.048元/KWh，盈利水平同比翻倍。根据公司公告，1H25煤机利用小时数为1839小时，同比下降141小时，但境内除税发电耗用标煤单价917.05元/吨，同比-9.2%，成本端下降的影响更为显著。 抓住新能源开发窗口期。1H25公司新增风电/光伏装机分别为1.9/4.3GW，去年同期为1.0/2.0GW，新增装机规模翻倍。25年为“十四五”规划收官年、同时面临着新能源入市新政出台，2Q25以前并网机组仍有相对确定的收益预期。从度电利润总额来看：公司1H25风电/光伏分别为0.19/0.15元/KWh，基本与去年同期持平，装机驱动下1H25光伏板块利润总额达18.2亿元，同比+46%。 预计公司2025~2027年分别实现归母净利润125.3/132.8/140.9亿元，EPS分别为0.80/0.85/0.90元，对应PE分别为9倍、8倍和8倍，维持“买入”评级。 各类电源装机及电量不及规划预期、煤价下跌不及预期、电价下跌超预期风险等。

事件：公司发布2025年中报，上半年实现营收1120.3亿元，同比下降5.7%；实现归母净利润92.6亿元，同比增长24.3%；实现扣非归母净利润88.1亿元，同比增长22.6%；2Q25单季度实现营收517.0亿元，同比下降3.3%；实现归母净利润42.9亿元，同比增长50.1%。 煤价低位对冲电价下降风险，煤电盈利稳步攀升。1H25公司煤电机组实现上网电量1583.6亿千瓦时，同比下滑7.1%，受益于煤价下行，上半年公司境内除税发电耗用标煤单价人民币917.1元/吨，同比下降9.2%，对应上半年公司煤电度电利润为4.6分/千瓦时，同比增长2.3分/千瓦时，其中1Q25/2Q25煤电度电利润分别为4.8分/千瓦时、4.4分/千瓦时。 风光建设加速，上网电量高增。1H25公司新增并网风光装机容量6.1GW，其中风电/光伏分别新增1.9/4.2GW；1H25风电/光伏板块上网电量210.3/122.4亿千瓦时，同比分别+11.4%/+49.3%，实现税前利润39.1/18.2亿元，经测算，风电/光伏度电利润同比分别达0.186/0.149元/千瓦时，同比分别下滑0.028元/千瓦时、0.003元/千瓦时；2Q25风电/光伏度电利润分别为0.164/0.170元/千瓦时，同比分别下滑0.019元/千瓦时、0.005元/千瓦时。 新加坡/巴基斯坦业绩同比分别-20.9%/+1.6%。1H25新加坡/巴基斯坦业务分别实现利润总额13.6/4.4亿元，同比分别-20.9%/+1.6%，新加坡大士能源利润下降主要系电价回落至正常水平。 盈利预测与投资建议。预计公司25-27年归母净利润分别为122.9亿元/130.4亿元/137.9亿元，对应EPS分别为0.78/0.83/0.88元，维持“买入”评级。 风险提示：煤价电价波动风险，新能源发展不及预期风险。

事件：公司发布了2025年一季报。2025年一季度公司实现营业收入603.35亿元，同比下降7.70%；实现归属于母公司股东的净利润49.73亿元，同比增加8.19%。 2025年一季度煤电机组量价齐跌，煤价下跌提供逆周期属性，煤电贡献主要利润增量。受新能源冲击、水电回暖以及东部沿海省份用电需求等多方面因素影响，2025年一季度公司实现境内煤电上网电量829.37亿千瓦时，同比减少10.11%；实现境内全口径上网电量1066.33亿千瓦时，同比减少5.66%。境内电厂平均上网结算电价为488.19元/兆瓦时，同比下降1.96%。但是受益于一季度煤价加速下跌，公司一季度煤电板块实现利润总额39.82亿元，较2024年同期的28.25亿元增长11.57亿元（或40.96%），系公司主要利润增量。 新能源上网电量持续增长，回款状况稳定。公司2025年一季度风电和光伏分别实现上网电量109.12亿千瓦时（同比增长8.81%）和48.71亿千瓦时（同比增长51.2%），实现利润总额分别为22.52亿元（同比减少1.62亿元或6.70%）和5.64亿元（同比增长1.94亿元，或52.59%）。回款方面，公司2025年一季度应收账款及票据484.02亿元，与2024年底基本持平，延续了公司2024年以来的新能源回款能力改善趋势。2023年底应收账款及应收票据合计471.41亿元，2024年底为480.73亿元，增加不足10亿元。相比之下，2019年以来，除2022年可再生能源补贴回收较多外，公司每年应收款项增量均在几十亿元量级。 从投资的角度看，短期内煤价快速下跌或带来阶段性机会，但是长期来看，煤电存量机组电价稳定性、光伏盈利能力快速下降背景下的资本开支效率更值得关注。2024年11月以来，我国煤价出现超预期下跌，今年5月以来秦皇岛5500大卡动力煤价格跌破650元/吨。在电力市场化不断加深背景下，煤电投资价值更多取决于煤炭和电力两个市场供需格局在时间和空间上差异，集中表现在电价长协一年一签，而煤价在更大程度上随行就市；以及电价受区域格局影响更大，而煤价受全国供需影响。落实到华能国际，考虑到公司在东部沿海的机组占比较高（同时电价市场化程度较高），我们认为与很多“煤电逆周期属性”的固有认知不同，从长时间维度来看（短期内仍有逆周期属性），公司反而可能表现出较强的顺周期属性。 另一方面，由于当前受供需格局、电价机制以及光伏自身的出力特性影响，光伏新增机组盈利能力快速下降，在持续高强度资本开支的背景下，投资效率是影响小股东利益最核心的因素，当且仅当再投资IRR大于折现率时，再投资才能为小股东带来权益价值增厚。 盈利预测与评级：我们预计公司2025-2027年归母净利润分别为110、117、126亿元，当前股价对应PE分别为14/13/12倍(需扣除永续债利息约29亿），维持“增持”评级。 风险提示：煤价大幅上行；电价政策出现不利调整，长三角用电需求波动。

公司发布2025年一季度报告。2025年一季度公司实现营业收入603.35亿元，同比下降7.7%；归母净利润49.73亿元，同比上升8.19%；扣非净利润47.98亿元，同比上升9.61%。单季业绩向上主要系境内燃料成本下降影响，整体符合预期。 成本向下需求承压，煤电量减利增。Q1公司燃煤/燃机上网电量分别为829.37/76.01亿千瓦时，同比分别-10.11%/+6.24%；利润总额分别为39.82亿元/7.53亿元，同比大幅提升，分别为+40.96%/40.58%。测算Q1利润总额口径燃煤/燃机度电利润分别为0.048/0.099元，较2023年分别提升1.739/2.414分/度，度电利润改善明显，对冲下游需求疲软导致煤电电量下滑的影响，火电整体盈利能力持续提升。 新能源装机持续扩张，电量向上。一季度，公司持续推进绿色低碳转型，风电和光伏装机容量持续增长，新能源电量同比增长。2025Q1新增风/光装机分别为903.7/1531.66兆瓦，实现利润总额22.52/5.64亿元，较去年同期分别-6.7%/+52.59%，上网电量分别为109.12/48.71亿千瓦时，分别同比+8.81%/51.21%，度电利润分别同比-3.435/+0.095分。在新能源市场化比例不断扩大、电价承压下行的背景下，一季度风电增量减利，预计主要系一季度来风较好下风电低价电占比提升影响。 投资建议。公司作为全国电力龙头优势突出，煤电利润持续改善，新能源转型成长空间广阔，考虑到电价风险，我们下调盈利预期，预计公司20252027年归母净利分别为120.82/122.26/130.83亿元，对应2025-2027年EPS分别为0.77/0.78/0.83元/股，对应2025-2027年PE分别为9.4/9.3/8.7倍，维持“买入”评级。 风险提示：装机速度不及预期；火电灵活性改造、绿电交易等行业政策推进不及预期；上游原材料涨价。

事件：公司发布2024年年报，2024全年实现归母净利润101.35亿元(未扣除全年计提永续债利息29.24亿元)，扣除永续债利息后归属于普通股股东净利润72.11亿元，同比提升30.4%，略低于我们的预期。公司拟分红0.27元/股，扣除永续债利息后分红比例58.78%。按4月1日收盘价计算，公司股息率为3.8%。 2024公司煤电盈利能力大幅改善，成本下降或将进一步提升盈利能力。根据公司年报披露的分部业绩，公司2024年境内煤电、气电实现税前利润总额71.38、10.84亿元、上年同期数据分别为4.33、7.77亿元，煤电盈利能力大幅提升的原因主要得益于煤价降幅大于电价降幅。2024年，公司燃煤交易电价446.45元/兆瓦时（-7.2%YoY，2023年为481.01元/兆瓦时），较基准电价上浮13.25%，境内火电厂单位燃料成本为300.31元/兆瓦时，同比下降8.00%，带动煤电业绩快速修复。4Q24煤电板块净利润为5.7亿元，同比增利35.73亿元，主要系煤价同比下降及资产减值损失少于去年同期。随着我国清洁能源装机占比逐步提升，火电发电空间受到一定挤压，2024年公司煤电/气电利用小时数分别为4285、2430小时，同比下降103、73小时。2024年公司煤电上网电量为3692.78亿度，同比-1.74%；气电上网电量269.59亿度，同比下降2.70%。辅助服务市场及容量电价机制长期有助于稳定煤电盈利能力，2024年，公司实现调峰/调频辅助服务净收入21.65/2.93亿元。2025年一季度煤价延续下跌趋势，可有效弥补年度长协电价下降及火电发电量减弱压力，叠加辅助服务市场及容量电价的机制保障，公司煤电板块盈利仍有望小幅提升。 风光业绩同比均有提升，装机保障长期利润中枢提升。2024年，公司新增新能源装机量达941.77万千瓦，其中风电、光伏装机量分别为264.58万千瓦（+30.13%YoY）、677.20万千瓦(-0.79%YoY)。全年风电、光伏税前利润达67.72、27.25亿元，分别同比增长14.53%和33.32%。虽然风电、光伏上网电价受平价项目提升影响同比有所下降，但在装机规模快速扩张的情况下，风光业绩稳定成长。截止2024年末，公司风电与太阳能装机总容量为3794.5万千瓦。136号文出台后，风电出力曲线较光伏更优，长周期收益能力更为稳定。2025年公司规划风电、光伏资本开支362、150亿元，风电资本开支预计提升，光伏支出规划下降。我们认为公司存量新能源项目可通过争取保障性收购小时数及绿证交易等方式保障收益，同时看好公司以新增风电项目为主的新能源开发策略，新能源全面入市后公司优质资产仍有强竞争力。 公司财务费用大幅下降，财务压力持续减轻。我国近期利率水平连续下降，中国5年期以上LPR分别于2024年2月、7月、10月下降25、10、25个BP、作为高杠杆高垫资的企业，公司充分受益于利率下降后利息支出规模的减少，财务费用同比降低16.1%至74.41亿元。降息周期下，公司可通过置换高息贷款持续降低财务成本，同时在资本开支预期下降的背景下，公司有望优先还债降低有息负债规模，优化公司资产结构。看好公司财务费用持续下降，持续增厚公司业绩。 发布市值管理规定，资本运作或更为积极。公司发布市值管理规定，具体提出了包括并购重组、股权激励、员工持股计划、现金分红、股份回购等方式开展市值管理工作。目前公司尚无股权回购、中期分红历史，看好公司未来通过调节分红频次、提升股票回购力度、加强员工激励等方式，提升对股东的投资回报。 盈利预测与估值：考虑到2025年各地年度长协电价走低，火电利用小时数下降，光伏扩张节奏放缓，以及新能源全面入市后风电、光伏上网电价或将走低，我们下调公司2025-2026年归母净利润预测为117.58、124.62亿元（原值为137.58、166.41亿元），新增2027年预测为132.19亿元（以上预测均包含永续债利息）。当前股价对应2025-2027年PE分别为9、9倍和8倍。基于公司现金流显著改善、24年起煤价下行及新能源装机高增趋势延续，维持“增持”评级。 风险提示：火电、新能源上网电价不及预期，煤价波动风险、新能源投产不及预期