三峡能源(600905)：营收规模维持增长趋势 项目投产拉低归母净利

　　核心观点

2024 年上半年，公司实现营业收入150.59 亿元，同比增长9. 89%；归母净利润40.39 亿元，同比减少10.58%。公司营收规模同比提升，主要系上网电量同比增长的影响。公司归母净利润同比下降，主要系新能源项目陆续投产后公司固定资产折旧及项目运营成本增加。2024H1，公司营业成本为66.74 亿元，同比增长18. 27%。

上网电价方面，根据公司披露电量和营收情况，我们测算出公司2024H1 风电、光伏和水电的上网电价（不含税）同比变化-0.041、-0.134 和+0.013 元/千瓦时，我们认为主要系平价项目增多叠加市场化交易因素影响的影响。整体来看，平价上网项目增加或将拉低公司上网电价水平，但伴随绿电绿证碳市场的建设推进，绿电环境价值逐渐兑现，公司盈利能力有望边际改善。

    　　事件

    　　公司发布2024 年半年度报告

2024H1 公司实现营业收入150.59 亿元，同比增长9.89%；归母净利润40.39 亿元，同比减少10.58%；扣非归母净利润40. 38 亿元，同比减少8.59%；实现加权净资产收益率4.77%，同比减少0.93 个百分点；实现基本每股收益0.14 元/股，同比减少10. 58%。

    　　简评

营收规模维持增长趋势，项目投产拉低归母净利2024 年上半年，公司实现营业收入150.59 亿元，同比增长9. 89%；归母净利润40.39 亿元，同比减少10.58%。公司营收规模同比提升，主要系上网电量同比增长的影响。公司归母净利润同比下降，主要系新能源项目陆续投产后公司固定资产折旧及项目运营成本增加。2024H1，公司营业成本为66.74 亿元，同比增长18. 27%。

期间费用率方面，2024H1 公司管理费用率、研发费用率和财务费用率分别5.36%、0.06%和14.02%，同比变化+0.02、+0.06 和- 0. 43个百分点。受新投产项目的影响，公司费用化利息支出增加，财务费用同比增长。2024H1，公司财务费用为21.11 亿元， 同比增长6.64%。现金流方面，2024H1 公司经营活动产生的现金流量净额为81.18 亿元，同比增长15.55%，运营项目规模提升，上网电量同比增长；投资活动产生的现金流量净额为-145.47 亿元，同比增加24.45%，主要系公司并网装机规模同比增加，资金支出较大。

    　　装机规模持续提升，上网电量维持增长

2024 年上半年，公司并网装机容量达4137.08 万千瓦，风电、光伏和独立储能项目分别为1962.46、2058. 26 和96.10 万千瓦，其中海上风电装机容量为568.64 万千瓦。2024 年上半年，公司新增装机规模132.64 万千瓦，风电、光伏和独立储能项目分别为20.80、75.84 和36 万千瓦，其中海上风电装机容量为19.48 万千瓦。同时，公司在建项目计划装机容量为2347.70 万千瓦，风电、光伏、抽水蓄能和独立储能项目分别为551.14、1334. 56、360 和102 万千瓦。得益于装机容量的持续提升，公司上网电量呈增长趋势。上网电量方面，2024 年上半年，公司完成发电量361.18 亿千瓦时，同比增长28.58%；完成上网电量351.09 亿千瓦时，同比增长28.58%。分类型来看，2024H1 公司风电、太阳能发电、水电和独立储能上网电量分别为223.34、123.41、2.55、1.79 亿千瓦时，同比增长11.99%、72.87%、27.50%、616.00%。在利用小时数方面，公司风电、光伏和水电利用小时数分别为1243、693 和1271 小时，同比变化-10、-12 和+273 小时，较全国平均水平+109、+67 和-206 小时。

    　　装机规模有望持续增长，维持“买入”评级

上网电价方面，根据公司披露电量和营收情况，我们测算出公司2024H1 风电、光伏和水电的上网电价（ 不含税）分别为0.456、0.372 和0.263 元/千瓦时，同比变化-0.041、-0.134 和+0.013 元/千瓦时，我们认为主要系平价项目增多叠加市场化交易因素影响的影响。整体来看，公司风光资源储备丰富，且资源获取能力较强，我们预期公司新能源发电装机规模有望持续增长。同时，平价上网项目增加或将拉低公司上网电价水平，但伴随绿电绿证碳市场的建设推进，绿电环境价值逐渐兑现，公司盈利能力有望边际改善。我们预计公司2024 年~2026 年归母净利润分别为75.43 亿元、82.61 亿元、89.95 亿元，对应EPS 分别为0.26 元/股、0.29 元/股、0.31 元/ 股，维持“买入”评级。

    　　风险分析

    　　政策风险：新能源项目受政策影响较大，相关政策可能加剧行业竞争，从而降低装机规模增长的可控性， 不利于公司进一步提高核心竞争力。

电费回收风险：目前新能源发电项目存在可再生能源电价附加回收滞后的情况，这会降低公司资金流动性并增加资产负债率，束缚公司规模扩张。

电力市场风险：市场环境复杂多变，交易电量、交易价格与市场的契合度不断加强，对公司新能源发电预测和交易管理能力水平提出更高要求。

    　　资源获取风险：新能源行业竞争激烈，能否及时、有效调整资源获取策略和方式、能否准确判断资源获取重点区域和投入，是提升公司市场竞争力的关键。

新业务、新业态发展风险：制氢、光热、抽蓄、源网荷储等新业务、新业态快速发展，市场占比增加，但各地出台的政策和指导性文件仍在持续完善中，并且这些项目多数处于探索阶段，为项目投资开发带来一定不确定性。