经营及财务情况良好，连续三年持续量价齐升。公司水电及新能源装机规模提升至68.5%，拥有高效火电机组，其中单机百万千瓦机组占比67.5%。

    　　2023H1，公司控股企业合计发电量 712.85 亿千瓦时，同比增长 4.58%，平均上网电价 0.388 元/千瓦时（含税），同比增长7.94%。各类电源优势互补，连续三年实现量价齐升，2023H1 公司实现营业收入263.67 亿元，同比增长16.18%。费用管控能力良好，资本结构持续优化，2022 年财务费用率为9.22%， 较2018 年下降3.15 个百分点， 2022 年资产负债率为63.75%，较2018 年下降4.45 个百分点，负债平均利息多年维持3.5%左右，为后续水电及新能源持续开发提供源源不断的动力。

    　　火电板块盈利能力修复，兼具基荷和调节作用。公司高效火电具备高参数大容量、环保清洁程度高、区域优势明显、综合能源服务转型四个特点，在煤价持续走低，市场化电价保持上浮的情况下，火电行业盈利能力从成本及收入端均有改善，以及控股沿海火电机组也受益于进口动力煤价格下降，2023H1 国投湄洲湾净利润较去年同期亏损 1.66 亿元收窄至 0.34 亿元；国能钦州实现净利润 4.74 亿元，同比增长1481.94%；华夏电力净利润扭亏为盈，实现 0.65 亿元。同时，公司于2022 年7 月获得浙江舟山燃机项目。

    　　长期看，火电将兼具基荷和调节作用，公司高效火电机组具备的深度调峰能力，获得容量电价的同时在辅助服务市场发挥关键性作用。

    　　雅砻江水风光储一体化，多能互补发展潜力巨大。基地总规模超1 亿千瓦，其中水电约3000 万千瓦，风电、光伏发电超6000 万千瓦，抽水蓄能发电超1000 万千瓦。基地多能互补具备多重互补优势：多能互补保障电能质量、送受互补提升外送效率、网源互补简化调度运行、存量互补调动市场活力。目前，雅中水电资源有序开发，依托流域水资源及龙头水库，坷垃一期光伏电站已投产，实现光伏发电和水电的“打捆”送出；两河口混合抽蓄已开工建设，配套两河口常规电站，可以消纳相当于自身装机规模3 倍的新能源。

    　　新能源业务辐射全国，海外业务持续高毛利率。公司新能源装机5 年复合增速23.86%，2022 年达到460.34 万千瓦，占比提升至12.19%。控股国投新能源稳步提升，2022 年净利率33.22%，较2019 年提升18.58 个pct；2023 上半年实现营业收入11.11 亿元， 净利润4.76 亿元， 同比增长35.01%， 净利率上升至42.88%。公司的海外业务主要包括英国海上风电、印尼巴塘水电和泰国垃圾发电项目，其中英国风电项目业绩增长最快，2018-2022 年营业收入从0.34 亿元增长至2.64 亿元，CAGR 为50.47%，2022 年毛利率达到77.81%。泰国垃圾发电项目5 年营收复合增速为3.81%，印尼巴塘水电项目正在稳步开发建设中。

    　　投资建议：依托雅砻江水资源开发建设新能源及储能，成立全国首个基于流域水风光一体化基地建设的联合创新研究中心。风光及抽水蓄能项目推进和落地节奏良好，项目储备丰富叠加各类电源的优势互补、灵活调度等优势，水电结合新能源及储能的业务板块具备长期成长性。短期看，公司高效火电机组受益于燃煤成本下降、以及今年来水不及预期的电力紧平衡带来发电量的提升，盈利能力明显改善；长期看，随着利用小时数的下降，容量电价将保证火电机组的长期合理收益。同时，公司积极获取全国范围内的风光资源，开拓海外市场。预计2023 至2025 年实现营业收入为563.02 亿元、594.17 亿元、620.04 亿元，实现归母净利润60.39 亿元、71.61 亿元、81.21 亿元，同比增长48%、18.6%、13.4%。对应EPS 为0.81、0.96、1.09，对应PE 倍数为14.8、12.5、11X，维持“增持”评级。

    　　风险提示：用电需求不及预期、煤价波动风险、来水不及预期风险、电价下降超预期风险、政策推进不及预期风险、项目建设进度不及预期风险。