事件：公司发布2024年&2025年一季度报告。2024年公司实现营业收入844.92亿元，同比增长8.12%；归母净利润324.96亿元，同比增长19.28%；扣非归母净利润325.08亿元，同比增长18.17%；加权平均ROE同比提高2.19pct，至15.71%。公司以2024年末总股本244.68亿股为基数，每10股派发现金股利9.43元（中期已发2.10元），共分派现金股利230.74亿元，分红比例71%。2025年一季度公司实现营业收入170.15亿元，同比增长8.68%；归母净利润51.81亿元，同比增长30.56%；扣非归母净利润52.33亿元，同比增长31.49%。
2024&2025Q1发电量稳增，财务费用持续改善。2024年公司归母净利润324.96亿元，同比增长19.28%，符合预期。2025年一季度公司归母净利润51.81亿元，同比增长30.56%。2024年归母净利润增速大幅超过收入增速，主要系财务费用下降14.25亿元，同时投资收益增加5.08亿元。2025年一季度归母净利润增速大幅超过收入增速，主要系随发电量增加成本维持稳定，同时财务费用下降3.70亿元。公司水电总装机容量 7179.5万千瓦，其中，国内水电装机 7169.5 万千瓦，占全国水电装机的 16.45%。2024 年，公司境内所属六座流域梯级电站发电量 2959.04 亿千瓦时，同比增长 7.11%。2025年第一季度，公司境内所属六座梯级电站总发电量约576.79亿千瓦时，较上年同期增加9.35%。2025年，在乌东德水库来水总量不低于1250亿立方米、三峡水库来水总量不低于4300亿立方米，且年内来水分布有利于发电的情况下，公司六座梯级电站力争实现年发电量3000亿千瓦时。
鼓励市场化交易&六库联调持续发挥作用，期待公司量价齐升。1）六库联调带来发电增量。公司科学开展六库联调，进一步提高水资源的使用效率，2024年节水增发128.7亿千瓦时。2）市场化占比进一步提升、上网电价上行。公司各水电站电价根据合同和国家政策确定；葛洲坝采用成本加成定价；三峡、溪洛渡、向家坝采用落地电价倒推，其中溪洛渡、向家坝的部分电量采用市场化定价。2023年新并入的乌、白水电站以市场化定价为主。2024年公司市场化交易电量占比提升至38.6%（2023年37.8%）；上网电价为285.52元/兆瓦时（2023年281.28元/兆瓦时），同比增加4.24元/兆瓦时。
盈利预测与投资评级：考虑到公司2025年力争实现3000亿千瓦时发电量，我们上调2025-2026 年、引入2027年对公司归母净利润的预测至350.28（原值341.82）/367.15（原值354.25）/370.87亿元，同比增长7.8%/4.8%/1.0%；对应当前 PE 20.6/19.7/19.5 倍（估值日 2025/4/30），按照2025年分红比例70%计算，对应股息率3.4%（估值日 2025/4/30），维持“买入”评级。
风险提示：来水量不及预期，电价波动风险，政策风险，新能源电力市场竞争加剧风险
事件：2024年公司实现营业收入844.92亿元，同比增长8.12%；归母净利润324.96亿元，同比增长19.28%；扣非归母净利润325.08亿元，同比增长18.17%；加权平均ROE同比提高2.19pct，至15.71%。公司以2024年末总股本244.68亿股为基数，每10股派发现金股利9.43元（中期已发2.10元），共分派现金股利230.74亿元，分红比例71%。2025年一季度公司实现营业收入170.15亿元，同比增长8.68%；归母净利润51.81亿元，同比增长30.56%；扣非归母净利润52.33亿元，同比增长31.49%。
1. 2024&2025Q1发电量稳增，财务费用持续改善
2024&2025Q1发电量稳增，财务费用持续改善。2024年公司实现营业收入844.92亿元，同比增长8.12%；归母净利润324.96亿元，同比增长19.28%，符合预期。2025年一季度公司实现营业收入170.15亿元，同比增长8.68%；归母净利润51.81亿元，同比增长30.56%；2024年归母净利润增速大幅超过收入增速，主要系财务费用下降14.25亿元，同时投资收益增加5.08亿元。2025年一季度归母净利润增速大幅超过收入增速，主要系随发电量增加成本维持稳定，同时财务费用下降3.70亿元。2024年分业务来看：
1）电力行业实现营收744.79亿元，同比增加7.87%；毛利率为62.51%，增加1.54pct，毛利贡献93.18%。公司水电总装机容量 7179.5万千瓦，其中，国内水电装机 7169.5 万千瓦，占全国水电装机的 16.45%。公司运行乌东德、白鹤滩、溪洛渡、向家坝、三峡、葛洲坝等六座水电站，为社会持续提供优质、稳定、可靠的清洁能源。2024 年，公司境内所属六座流域梯级电站发电量2959.04 亿千瓦时，同比增长 7.11%；上网电量为2942.87亿千瓦时，同比增加7.10%；售电量为2945.60亿千瓦时，同比增加7.12%；上网电价为285.52元/兆瓦时（2023年281.28元/兆瓦时），同比增加4.24元/兆瓦时。2025年第一季度，乌东德水库来水总量约167.05亿立方米，较上年同期偏丰12.50%；三峡水库来水总量约555.19亿立方米，较上年同期偏丰11.56%公司境内所属六座梯级电站总发电量约576.79亿千瓦时，较上年同期增加9.35%。2025年，在乌东德水库来水总量不低于1250亿立方米、三峡水库来水总量不低于4300亿立方米，且年内来水分布有利于发电的情况下，公司六座梯级电站力争实现年发电量3000亿千瓦时。
2）其他行业实现营收98.06亿元，同比增加11.10%；毛利率为34.06%，增加1.22pct，毛利贡献6.69%。1）抽蓄项目多头并进。公司抽蓄管理中心、浙江天台电力生产筹建处成立，湖南攸县项目完成股改并开工建设。甘肃张掖项目取水获得行政许可，甘肃甘州 10 万千瓦光伏项目成功并网，公司首个“抽蓄 新能源”基地建设提速。全面受托运维长龙山抽蓄电站，管理运营抽蓄装机容量达210 万千瓦。2）金下基地建设有序推进。累计接管运维金下新能源基地 25 个场站、总装机容量超300 万千瓦，云南侧首批 23 个光伏项目全部投产。高质量开展金下新能源接入及输电方案研究，溪洛渡右岸电站开关站改造工作取得实质性突破。
期间费用优化。2024年公司期间费用同比减少7.57%至137.72亿元，期间费用率下降2.78pct至16.3%。其中，销售、管理、研发、财务费用同比分别减少2.21%、增加14.59%、增加12.9%、减少11.35%至1.88亿元、15.62亿元、8.91亿元、111.31亿元；销售、管理、研发、财务费用率分别下降0.02pct、上升0.1pct、上升0.04pct、下降2.9pct至0.22%、1.85%、1.05%、13.17%。公司持续推动降债，财务费用下降。
经营性现金流基本持平。1）2024年公司经营活动现金流净额596.48亿元，同比减少7.83%；2）投资活动现金流净额-107.75亿元，同比增加15.86%；3）筹资活动现金流净额-501.94亿元，同比增加8.41%。
资产负债率下降&净利率提升，加权平均ROE提升。2024年公司资产负债率为60.79%，同比下降2.09pct。2024年公司应收账款同比增长9.59%至93.27亿元，应收账款周转天数同比增加8.26天至38天；存货同比增长9.45%至6.42亿元，存货周转天数同比增加0.72天至6.46天；应付账款同比增长24.38%至16.11亿元，应付账款周转天数同比增加2.94天至15.15天，使净营业周期同比增加6.04天至29.31天。2024年公司加权平均净资产收益率同比上升2.19pct至15.71%。对ROE采用杜邦分析可得，2024年公司销售净利率为38.97%，同比上升3.18pct，总资产周转率为0.15（次）,同比下降0.03（次），权益乘数从23年的2.32上升至24年的2.76。
2.鼓励市场化交易&六库联调持续发挥作用，期待公司量价齐升
水电市场交易比例持续提升，公司2024年市场化交易电量占比提升至38.6%。我国水电现行四种主要定价模式，分别为成本加成、标杆电价、倒推电价及市场化定价。2014年1月，发改委出台《关于完善水电上网电价形成机制的通知》（发改价格〔2014〕61号），明确鼓励通过竞争方式确定水电价格，近年水电市场化电量持续增长。2021年发改委在《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》等文件明确指出，电力市场建设需全面加速并适应工商业用户的需求，电力市场交易的政策和规则在未来将进一步完善，使得电价更真实地反映供需和资源的稀缺程度。作为低价、高质的清洁能源，水电在电力市场中将展现出强大的竞争优势。公司各水电站电价根据合同和国家政策确定；葛洲坝采用成本加成定价；三峡、溪洛渡、向家坝采用落地电价倒推，其中溪洛渡、向家坝的部分电量采用市场化定价。2023年新并入的乌、白水电站以市场化定价为主；白鹤滩在过渡期（2022年）后电价已完全市场化，外输高电价已确定。2024年公司市场化交易电量占比提升至38.6%（2023年37.8%），国家政策鼓励下市场化占比将进一步提升，预期公司上网电价继续上行。
六库联调带来发电量释放。公司科学开展六库联调，进一步提高水资源的使用效率，2024年节水增发128.7亿千瓦时，六库联调持续发挥作用，为公司带来发电增量。
3.盈利预测与投资评级
考虑到公司2025年力争实现3000亿千瓦时发电量，我们上调2025-2026 年、引入2027年对公司归母净利润的预测至350.28（原值341.82）/367.15（原值354.25）/370.87亿元，同比增长 7.8%/4.8%/1.0%；对应当前 PE 20.6/19.7/19.5 倍（估值日 2025/4/30），按照2025年分红比例70%计算，对应股息率3.4%（估值日 2025/4/30），维持“买入”评级。
4.风险提示
来水量不及预期：水电发电高度依赖于水资源情况，气候变化、降雨变化或其他原因导致的来水减少可能会严重影响水电站的发电量，进而影响公司经营情况。
电价波动风险：公司盈利水平与电价相关，政策调控、供需关系和市场竞争等因素将对电价产生影响，进而影响公司经营情况。
政策风险：国家对清洁能源和新能源的政策调整，可能会影响公司的回报预期和投资决策。
市场风险：
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