为何看好工商业分布式光伏？消纳风险有限：分布式光伏新增贡献率靠前省份多为沿海负荷中心，追求用能稳定、价格稳定的客户诉求驱动行业装机。 电价风险有限：（1）据可比公司芯能科技年报，自发自用电量占比约75%；而从美国PJM市场经验来看电能量以外费用占终端电价比例可升至20%以上，因此商业模式决定利润空间天然存在。谷时低电价影响利润分配，有望通过组件降本予以对冲。此外，锂电降本+峰谷价差拉大带来配套工商业储能的经济性。（2）余电上网电量占比约25%，有望受益于绿证政策。（3）补贴退坡已经完成。 行业核心竞争要素？各环节壁垒有别，核心关注优质屋顶资源。屋顶资源既包括装机所在区位的光照/电价条件，也包括客户消纳/长期存续能力。拆分至IRR影响因子，组件降本0.1元/W、利用小时数上升100小时、自发自用比例提升10%、综合电价提升0.02元/KWh，分别对应IRR+0.4pct/+1.5pct/+0.4pct/+0.1pct。 公司核心看点？背靠南网，客户资源得天独厚。截至22年末公司在运光伏装机1.7GW（工业1.4GW+农光互补0.3GW）；1H23新增工业光伏装机25.5万千瓦（同比+116.9%），截至1H23光伏拟建2.9GW。 南网代理购电客户可协同，驱动光伏装机加速。我们预计23~25年新增光伏装机分别为83.4/88.8/94.2万千瓦（合计2.7GW）。 需求侧业务强协同。20~22年公司建筑节能业务新增覆盖面积分别为75/97/120万平米，业务协同性突出；工商业储能项目进入落地阶段。 生物质发电拖累短期业绩。1H23公司实现营业收入13.0亿元，同比-0.4%；实现归母净利润1.9亿元，同比-7.6%，受生物质发电成本端因素拖累。盈利预测、估值和评级n客户资源+需求侧业务协同为公司在高景气行业带来成长动力和竞争优势，我们预计23~25年公司实现归母净利润分别为6.1/9.0/11.3亿元。给予公司24年PE30倍，目标价7.2元。 风险提示n分布式光伏新增装机不及预期风险；分布式光伏售电价格下降风险；生物质燃料成本波动、补贴拖欠，继续拖累业绩风险；城市节能业务需求下降风险；大股东解禁风险；应收账款增加风险等。

8 月 30 日晚间公司发布 23 年半年报，1H23 实现营收 309.8 亿元，同比-1.5%；实现归母净利 88.8 亿元，同比-22.9%。2Q23 实现营收 155.8 亿元，同比-0.5%；实现归母净利 52.7 亿元，同比-35.4%。 经营分析 2Q23 来水显著转枯+去年同期高基数，公司发电量同比大幅下降。长江游流域自 3Q23 起来水持续偏枯，1H23 乌东德和三峡水库来水总量分别同比偏枯 22.9%、30.3%；此外，上游新投运水库蓄水和梯级水库向下游补水造成运行水位显著偏低，致使公司 1H23 发电量同比-16.9%，其中 2Q22 来水显著偏丰的基数效应影响下，2Q23 公司水电发电量同比-38.3%。 入汛以来长江流域来水情况明显好转，虽然考虑到补库或使发电量滞后于来水修复，但去年同期来水极端偏枯的低基数下，3Q23 公司发电量有望实现同环比双增。 主营业务收入降幅小于发电量降幅，说明上网电价同比上涨。 一方面，白鹤滩送苏、送浙特高压直流工程临时输电价格落地，分别为 0.084、0.081 元/千瓦时，低于我们前期预估的0.153、0.147 元/千瓦时。此外，公司市场化电量受益于云南、四川本地电力供应紧张以及受电省市电力供需偏紧，交易电价有所上浮，在收入端有效缓解了电量下降的压力。 白鹤滩全额计提折旧挤压利润空间，降息有望缓解财务压力。 水电作为重资产行业，成本构成以折旧和财务费用为主。报告期内白鹤滩水电站全额计提折旧费用使营业成本大幅增加；而并购云川公司致使 1H23 公司实际生息负债规模同比增加 2157 亿元、财务费用同比+37.4%，进一步导致公司业绩承压。今年以来，央行于 6 月、8 月二次宣布降息，其中 1 年期、5 年期 LPR 年内累计降幅分别为 20bp、10bp。根据公司的借款结构，我们测算得出降息可带来公司利息费用减少约 2.8亿元，对应将厚增 EPS 约 0.01 元；伴随来水改善带来的营收修复，公司 2H23 业绩有望加速回升。 盈利预测、估值与评乌白注入以及 2H23 来水改善，公司业绩有望改善。我们预计公司2023~2025 年分别实现归母净利 293.2/355.9/403.1 亿元，EPS 分别为 1.20/1.57/1.77 元，公司股票现价对应 PE 估值分别为 18 倍、14 倍和 12 倍，维持“买入”评级。 风险提示来水不及预期；电价不及预期；新业务拓展不及预期风险等

公司于2023年8月30日发布公司2023年半年度报告，1H23实现营业收入14798.71亿元，同比减少8.3%；1H23实现归母净利润852.72亿元，同比增加4.5%。其中，2023Q2实现营业收入7474亿元，同比减少10.52%，环比增加2.04%；2023Q2实现归母净利润416.42亿元，同比减少3.89%,环比减少4.56%。在油价H1同比下跌26.2%的情况下，公司业绩超预期。 经营分析上游油气产量稳健增长，勘探开发板块业绩确定性较强：当前OPEC+持续减产叠加美国原油供应边际增量有限，伴随全球原油消费需求逐步恢复，国际油价有望持续维持中高位震荡，公司勘探生产板块维持稳健，1H23公司勘探生产资本开支为796.26亿元，同比增加9.35%，油气产量达893.8百万桶油当量，同比增加5.78%，油价维持中高位震荡叠加公司油气产量稳健，公司勘探开发板块业绩确定性较强。 国内成品油市场高景气，强势支撑公司未来业绩：1H23汽柴油裂解价差分别达到1273元/1020元/吨，分别同比增加86.94%/72.02%。与此同时，1H23公司原油加工量达9108万吨，同比增加12.6%，汽油/柴油/煤油产量分别为2393.8万吨/2863万吨/628.8万吨，分别同比增加8.7%/11.3%/67.1%。强势支撑公司业绩。 持续维持高股利政策，股东投资回报丰厚：公司1H23现金分红共计384.84亿元，股利支付率达45.07%。公司股息率同样维持较高水平，2023年半年度现金股利达0.21元/股，以2023年6月30日收盘价计算，公司1H23动态股息率为5.76%（1H23动态股息率=（2022年期末股息+2023年中期股息）/6月30日收盘价），股东投资回报丰厚。 盈利预测、估值与评级我们认为公司在央企改革的大背景下，经营指标的提升可以部分对冲原油价格的负面波动，公司的核心竞争力将持续体现，我们上调了2023-2025年盈利预测，上调幅度分别为18%、13%和9%，预计2023-2025年公司归母净利润1650亿元/1701亿元/1751亿元，对应EPS为0.90元/0.93元/0.96元，对应PE为8.61X/8.35X/8.11X，维持“买入”评级。 风险提示（1）油气田投产进度不及预期；（2）成品油价格放开风险；（3）终端需求不景气风险；（4）三方数据误差影响；（5）海外经营风险（6）汇率风险。

8 月 30 日晚间公司披露 23 年中报，1H23 实现营收 362.97 亿元，同比+4.99%；实 现归母 净利 润 60.42 亿 元，同比+11.09%。其中，2Q23 实现营收 184.04 亿元，同比+5.33%；实现归母净利润 30.19 亿元，同比+18.25%。 经营分析核电运营稳健，电价体现韧性。1H23 公司总发电量 1008 亿千瓦时，同比+5.8%。其中核电电量 902 亿千瓦时，同比+2.8%。23 年为装机空窗期，公司通过优化换料大修工期（目前达历史最优），提升运营效率。从披露的核电子公司上半年营收 313.98 亿元推算，1H23 核电平均上网电价约为0.42 元/KWh，与 22 年基本持平，价格稳定。 新能源贡献业绩增量，在建风/光近 8GW。1H23 新能源发电106 亿 千 瓦 时 ， 同 比 +62% （ 光 伏 / 风 电 分 别 同 比+51.8%/+74.7%），主因 1H23 风/光资源改善，且 22 年底投运项目陆续通过调试生产、进入正式运营。当前风/光合计装机 14.5GW（其中 1H23 新投运 1.9GW），在建 7.96GW（1H22 为2.6GW）。作为大型电力央企中少有的，依托单一平台——中核汇能发展新能源，预计有望充分发挥资金、土地等集团资源优势，看好绿电装机维持高增。 长期来看，核电资产特性与水电资产类似，都具有高业绩稳定性与稳定的 ROE，因此有望看齐水电予以估值提升空间（公司 22 年派现 32.1 亿元，对应 22 年末股价的股息率为2.9%）。此外，8M23 公司徐大堡 1 号、2 号机组获批，体现核电业务亦具备一定的成长性。 盈利预测、估值与评级预 计 公 司 2023~2025 年 分 别 实 现 归 母 净 利 润106.2/113.8/128.8 亿元，EPS 分别为 0.56/0.60/0.68 元，对应 PE 分别为 13 倍、12 倍和 10 倍，维持“买入”评级。 风险提示绿电装机及电量不及规划预期、核电建设进度不及预期、电价不及预期风险等

8 月 30 日晚间公司披露 23 年中报，1H23 实现营收 3.5 亿元，同比+64.8%；实现归母净利润 1289.5 万元，同比+102.2%。 其中Q2实现营收2.8亿元，同比+48%；实现归母净利润1184.5万元，同比-3.2%。 经营分析“十四五”火电行业景气度提升，公司渐入业绩收获期。（1）火电保供角度看：“十四五”新增火电需求约为 2.8 亿千瓦，对应 23~25 年均新增 0.63 亿千瓦，相比 22 年约有 40%提升空间。辅机招标通常在中后期，此轮始于 22 年初的火电装机提速，将带来公司 23 年除渣设备业务的业绩释放；（2）火电调节角度看：灵活性改造是唯一可释放现存机组容量空间的方案，“十四五”规划 2 亿千瓦改造目标。由于改造进度需与新能源并网进度匹配，改造需求或存在年份间差异、但总量确定性高。公司为全负荷脱硝水旁路技术路线的业内龙头，掌握核心技术。 钢渣项目取得进展，开辟新业务赛道。6M23 公司与北京首钢建设集团签订钢渣产业化综合利用设备合同，金额为 1.04 亿元。目前钢铁行业超低排放改造已获政策关注，而非电行业对烟气治理技术要求高于电力行业，市场潜力较大。公司积极开拓新业务领域，有助于降低火电投资周期性对公司长期发展的波动影响。 盈利预测、估值与评级借新增火电/火电灵活性改造行业东风，公司业绩增长有望提速。我们预计公司 2023~2025 年分别 实现归母净利润1.3/1.7/2.4 亿元，EPS 分别为 1.03/1.39/1.91 元，对应 PE分别为 19 倍、14 倍和 10 倍，维持“买入”评级。 风险提示火电新建装机规模不及预期、火电灵活性改造进度不及预期风险等

桐昆股份于2023年8月29日发布公司2023年半年度报告，1H23公司实现营业收入368.97亿元，同比增加23.60%；实现归母净利润1.05亿元，同比减少95.44%。其中，2023Q2公司实现营业收入209.84亿元，同比增加14.48%，环比增加31.87%；实现归母净利润5.95亿元，同比减少25.53%，环比增加221.43%。公司业绩环比显著修复，上半年业绩实现扭亏为盈。 经营分析浙石化环比扭亏，聚酯板块带动公司业绩复苏：公司2023Q2来自浙石化投资收益1.61亿元，环比扭亏。与此同时，公司涤纶长丝板块持续修复。1H23公司涤纶长丝加权平均价差为2183元/吨，同比增加4.81%。公司现有1162万吨/年涤纶长丝权益产能，市场占有率达到23.3%，同时2023年下半年以及2024年公司还将有约150万吨/年涤纶长丝产能陆续投产，公司边际议价能力进一步提升，涤纶长丝价差有望走阔为公司带来业绩边际增量。 Q3涤纶长丝行业旺季到来，公司产品有望实现量价齐升：POY在4-8月产品价差均值分别为929元/1169元/1268元/1024元/1116元/吨，FDY在4-8月价差均值分别为1429元/1687元/1824元/1615元/1663元/吨，DTY在4-8月份价差均值分别为2141元/2332元/2500元/2399元/2474元/吨，4-6月长丝价差环比持续改善，7月由于原油价格上涨导致长丝价差承压但8月以来长丝价差环比有所修复，整体价差水平仍处于中高区间。与此同时，涤纶长丝持续去库，开工负荷率维持较高水平，2023年8月POY/FDY/DTY权益库存水平均值分别为12.5天/18.75天/23.75天，8月涤纶长丝平均开工负荷达到87.85%，行业旺季到来后公司涤纶长丝产品有望实现量价齐升。 印尼炼化项目&长丝产能投放，公司业绩成长性显著：公司印尼北加炼化一体化项目持续推进，项目建成后公司原油加工量将达到1600万吨/年。此外，公司年产500万吨PTA、240万吨聚酯纺丝桐昆（洋口港）聚酯一体化项目及配套项目、桐昆（沭阳）年产240万吨新型绿色功能性纤维项目均有序进行，伴随公司聚酯产能投放，市占率提升，公司将进一步强化成本优势与议价能力，公司业绩成长确定性较强。 盈利预测、估值与评级我们看好需求回暖时长丝产业存在的业绩弹性，但当前长丝恢复仍在初期，因此我们下调了2023年盈利预测，下调比例为13%，预计公司2023-2025年归母净利润为13亿元/30亿元/60亿元，对应EPS为0.54元/1.25元/2.50元，对应PE为27.00X/11.69X/5.87X，维持“买入”评级。 风险提示（1）印尼炼化项目审批不通过或审批时间过长风险（2）油价单向大幅波动风险；（3）终端需求恢复不及预期风险；（4）地缘政治风险；（5）聚酯项目建设进度不及预期；（6）美元汇率大幅波动风险；（7）其他不可抗力影响。

8月28日晚间公司发布23年半年报，1H23实现营收152.2亿元，同比+2.9%；实现归母净利润6.5亿元，同比+20.6%。2Q23实现营收76.5亿元，同比-4.6%；实现归母净利润3.9亿元，同比+25.3%。 经营分析广东电厂用气需求改善，113H23公司售气量同比++9.8%。1H23公司管道气用户净增60万户，较去年同期+38万户；管道气销量23.3亿方（同比+19.1%），批发气销量2.0亿方（同比-9.1%）；受“瓶改管”和LPG库区大修等因素影响，1H23公司LPG批发销售量17.7万吨（同比-35.6%）。分用户看，电厂销量6.8（同比+56.1%、2年CAGR为-3.1%），主因2Q23广东气温回归常年平均、来水偏枯使火电需求旺盛且采购成本回落；城燃销量18.5亿方（同比+6.4%）。分地区看，深圳管道气销量13.2亿方（同比+26.7%），主因发电用气需求修复；异地管道气销量10.1亿方（同比+10.4%），为城燃售气贡献主要增量。 产业链一体化保障气源供应，公司售气毛差修复。公司布局产业链一体化，子公司与碧辟中国签订的购气长约从23年开始执行（22.5万吨/年）；另与广东大鹏公司、中石油签有长期合同，拥有LNG储罐和码头及迭福LNG接收站准入资格，且首艘LNG运输船“大鹏公主”号已交付使用。23年截至目前LNG平均到岸价约3.24元/方，略低于广东中石油淡季非管制气合同价。受益于气源多元化布局，公司管道气毛利率环比22年底+0.6pct。 113H23光伏胶膜业绩承压，下半年有望边际改善。3Q22以来，光伏胶膜随EVA粒子市场价格同向下行，斯威克出货量同比+17.4%而营收和净利分别-15.5%、-72.2%。2H23伴随高价存货出清、光伏行业景气度维持，斯威克盈利能力有望回升。此外，公司计划分拆斯威克上市、募投项目为年产3亿平的光伏封装胶膜产线。 22年斯威克光伏封装胶膜产品市占率全球第二，分拆上市有望增强品牌效应、巩固竞争优势，带动光伏胶膜业务营收持续增长。 盈利预测、估值与评级23年国际气价下行、疫情管控影响消退，公司净增管道气用户数、售气量回升；光伏胶膜业绩承压，下半年有望边际改善。我们预计公司2023~2025年分别实现归母净利润15.8/19.2/21.2亿元，EPS分别为0.55/0.67/0.74元，公司股票现价对应PE估值分别为13倍、11倍和10倍，维持“增持”评级。 风险提示上游价格波动超预期；光伏胶膜、燃气下游需求不及预期风险等

2023年8月24日公司披露半年报，上半年实现营收152.9亿元，同比增长2.5%；实现归母净利润11.2亿元，同比增长37.7%。其中，Q2实现营收81.0亿元，同比增长12.0%；实现归母净利润8.6亿元，同比增长90.8%。 江苏Q2用电需求高增长，驱动主业煤电量价齐升。江苏22年受上海疫情辐射影响较大，2Q23用电增长开始体现较高弹性，同比增长9.1%、高于全国平均增速2.7pct。受此影响公司1H23总发电量315.2亿千瓦时，其中煤电机组发电量296.4亿千瓦时、同比增长7.7%；煤机中江苏省内机组发电量188.7亿千瓦时、同比增长9.3%，山西省煤机发电量107.7亿千瓦时、同比增长5.1%，山西煤电送江苏电量92.2亿千瓦时、同比持平。截至1H23，公司控股在运火电装机1443.7万千瓦，上半年无新增装机投产，发电增量主要靠用电需求增长驱动，控股射阳港100万千瓦煤电项目Q3投产后预计将贡献重要业绩增量。此外，江苏电力供需偏紧格局为电价提供有力支撑，公司1H23平均上网电价0.466元/千瓦时、同比增长1.9%。 煤价中枢下行，煤电业务成本压力显著改善。23年国内煤炭产能增长、进口煤供应增加，供给侧放量背景下1H23市场煤价中枢高位回落30%至800元/吨，预计全年煤价保持下行趋势，且保供政策助力公司23年长协煤占比提升约30pct至80%，用煤成本边际改善下公司1H23电力主业毛利率为6.13%、同比提升0.66pct。此外，公司已发展出独立的煤炭供应体系，火电业务与煤炭采购、港口物流深度融合，综合能源服务商转型持续利好成本控制。 金融业务稳健增长，利润“安全垫”作用维稳。1H23公司金融板块实现营收17.5亿元(金融企业报表列报口径)、同比增长22.5%，实现利润总额17.0亿元、同比增长23.8%，主要受子公司江苏信托股权投资收益同比增长的驱动；江苏信托1H23聚焦资产管理、资产服务及公益慈善信托等转型方向，辅助发行全国首单银行间市场产业园区类REITs，标品投资、ABS、家族信托等业务加速发展。 考虑23年煤价下行及新机组“十四五”陆续投产，公司煤电业务业绩反弹有望持续兑现。我们预计公司23-25年分别实现归母净利润24.6/34.7/40.4亿元，EPS分别为0.65/0.92/1.07元，公司股票现价对应PE估值分别为10.5/7.5/6.4倍，维持“增持”评级。 新项目进展不及预期；省内火电需求不及预期；煤炭长协签约、履约不及预期以及煤价下行不及预期；金融业务盈利稳定性不足。

新凤鸣于2023年8月24日发布公司2023年半年度报告，1H23实现营业收入281.83亿元，同比增加18.84%；实现归母净利润4.79亿元，同比增加21.77%。其中，2023Q2公司实现营业收入156.74亿元，同比增加19.53%，环比增加25.3%；实现归母净利润2.9亿元，同比增加166.06%，环比增加50.44%。公司1H23业绩扭亏为盈。 经营分析长丝价差持续修复，公司业绩有望进一步修复：：1H23公司产品单吨加权平均价差为2416.51元/吨，相较于1H22的2249.74元/吨同比增加7.41%。2023Q2长丝行业POY/FDY/DTY-PTA/MEG环节平均价差约为1122.28元/吨、1646.88元/吨、2324.12元/吨，较2023Q1分别-4.26%/-5.17%/+2.54%；7月至今长丝行业POY/FDY/DTY-PTA/MEG环节平均价差约为1070.80元/吨、1653.77元/吨、2340.27元/吨，较2023Q2分别-4.59%/+0.42%/+5%；伴随涤纶长丝行业旺季临近，长丝价差有望伴随需求恢复逐步修复，公司业绩有望进一步环比修复。 下游市场织机负荷、长丝开工率双增，行业景气有望向上：：2023年Q2下游织机开工率约为59.49%，环比Q1增长18.44%，长丝开工率平均83.74%，环比Q1增长10.29%，POY/FDY/DTY持续去库，2023Q2库存天数为16.32/26.76/20.58，环比Q1分别-4.3天/-2.6天/-2.6天。截至8月18日，下游织机开工率为63.02%，长丝开工率为85.95%，POY/FDY/DTY库存天数分别为13天/24天/18天。下游织机负荷与长丝开工率持续恢复，行业库存进一步去库，伴随行业旺季临近，景气度有望进一步向上。 印尼炼化项目启动，完善公司全产业链一体化布局：：公司2023年6月26日发布公告拟启动印尼北加炼化一体化项目，该项目积极布局炼油及芳烃工艺装置、乙烯及下游装置和相关配套设施，有助于公司产业链价值链供应链一体化建设，项目规模为1600万吨/年炼油，520万吨/年PX以及80万吨/年乙烯。其中，PX产品将运回国内供桐昆股份、新凤鸣聚酯生产基地使用。此外，江苏新拓年产60万吨差别化功能性纤维项目一期已于2023年8月19日正式投产，该项目有助于公司扩大产能优势，丰富产品种类。 伴随长丝下游需求的持续恢复，公司未来业绩成长性有望进一步增强。 盈利预测、估值与评级公司有望在终端需求回暖后获得较为显著的业绩弹性，但是当前炼化项目还未正式批准，以及当前长丝行业仍处于恢复初期，因此我们维持当前盈利预测。我们预计公司2023-2025年归母净利润为10亿/20亿/30亿元，对应EPS分别为0.66/1.33/1.98元，对应PE为18.88X/9.37X/6.32X，维持“买入”评级。 风险提示 （1）地缘政治扰乱全球原油市场； （2）美联储加息或抑制终端需求； （3）其他第三方数据来源出现误差对结果产生影响； （4）模型拟合误差对结果产生影响； （5）项目建设进度不及预期，在建项目审批不通过或审批时间较长 （6）其他不可抗力风险。

中国海油于2023年8月17日发布公司2023年半年度报告，公司23H1实现归母净利润637.60亿元，同比减少11.31%。其中，2023Q2公司实现归母净利润316.47亿元，同比减少15.80%，环比减少1.45%。而布伦特油价2023年Q2同比下滑20.4%，环比下滑5.3%，公司业绩受益于产量大幅增长，单季度业绩下滑幅度小于油价下滑幅度，2023年Q2公司业绩超预期。 经营分析原油价格有望维持中高位震荡，公司业绩确定性强：公司1H23平均实现油价为73.57美元/桶，同比减少29.16%。2023年全球原油供应边际偏紧，OPEC+自愿减产延续至2024年底，沙特7月额外原油减产100万桶/日延长至9月底，叠加美国原油产量增量有限，俄罗斯原油出口削减，伴随原油终端需求持续恢复，布伦特原油有望维持中高位震荡，2023年7月至今布伦特原油期货价格均值达到82.11美元/桶，相较于2023Q2均值77.73美元/桶增加了5.64%。原油价格有望维持中高位震荡，公司业绩确定性较强。 上游油气开发稳中有增，高成长性值得期待：为保障国家能源安全，公司增大资本开支积极响应政府“增储上产”号召。1H23公司勘探资本支出达98.15亿元，同比增加13.21%；开发资本支出达355.00亿元，同比增加62.32%。公司巴西Buzios5项目按期投产，渤中19-6凝析气田Ⅰ期等7个项目正在安装，其他新项目建设稳步推进，1H23公司油气总产量达3.32亿桶油当量，同比增加8.86%。其中，原油产量达2.60亿桶,同比增加8.27%；天然气产量达4155亿立方英尺，同比增加10.89%，公司高成长性值得期待。 公司维持高股息政策，股东投资回报丰厚：1H23公司现金分红共计261亿元，股利支付率达40.95%，同时公司股息率也维持在较高水平，2023年半年度现金股利0.59港元/股。以2023年6月30日收盘价为基准计算，公司1H23A股动态股息率（1H23动态股息率=（2022年期末股息+2023年中期股息）/6月30日收盘价）为7.12%，H股动态股息率为12.07%，股东投资回报丰厚。 盈利预测与评级我们看好油价中枢稳健下的未来公司业绩稳定性，持续维持2023-2025年的盈利预测，2023-2025盈利预测为1248.24亿元/1346.48亿元/1401.76亿元，对应2023-2025年EPS为2.62元/2.83元/2.95元，对应PE为7.03X/6.51X/6.26X，维持“买入”评级。 风险提示（1）油气田投产进度不及预期；（2）原油供需受到异常扰动；（3）能源政策及制裁对企业经营的影响；（4）汇率风险。

8月 16日晚间公司披露 23年半年报，1H23实现营收 50.0亿元，同比增长 32.6%；实现归母净利润 3.1亿元，同比增长3359.4%。其中，Q2实现营收 28.3亿元，同比增长 82.4%； 实现归母净利润 2.9亿元，同比增长 5314.2%。 经营分析? 高温+云南水电缺位，需求驱动公司发电量同比高增。23年疫情影响消退，尤其三产修复为广东省用电量增长提供支撑。 另外，2Q22广东省气温反常偏低，今年同期气温恢复至常年平均水平，1H23全省用电量约 3823亿千瓦时，同比+7.5%。 又因 1H22来水偏丰、外来电挤占本地火电机组出力空间；而今年同期来水偏枯、本地火电补位保供，1H23广东火电发电量同比+16.8%，高于用电量增速；公司主力火电机组或为煤矸石综合利用机组或位于革命老区享有电量保障，火电发电量同比高增 40.0%，远超全省平均水平，并拉动公司电力主业营收同比增长 32.6%。 ? 市场煤价下行，公司业绩弹性释放。公司作为地处广东的民营火电企业，煤炭来源以进口煤为主、长协煤占比低。1H23“欧洲溢价”消失+澳煤进口重启，进口煤大增冲击内贸煤市场，23年煤炭供需转松、市场煤价整体下行，公司电力板块毛利率同比+7.3pct。考虑到 2Q23沿海电厂平均库存可用天数近 20天，而 3月上旬到 6月上旬秦皇岛港 5500大卡动力煤平仓价均价仍高达 989.5元/吨；7月以来市场煤价持续低于 900元/吨，预计 3Q23公司电力主业毛利率仍有提升空间。 ? 投资收益对公司业绩的贡献率下降。一方面，公司电力主业盈利能力修复、释放业绩弹性；此外，公司参股投资的梅州客商银行、汕尾后湖海上风电项目、东方富海投资管理公司1H23分别实现净利润 0.8、1.7、1.0亿元，同比分别+1.6%、-31.1%、-19.8%。1H23公司实现投资收益 0.7亿元，占净利润的 22.3%（去年同期为 988.9%）。 盈利预测、估值与评级23年煤价下行及未来 2年新机组陆续投产，公司业绩有望持续增长。我们预计公司 23~25年分别实现归母净利润 13.8/17.4/24.8亿元，EPS 分别为 0.64/0.80/1.14元，公司股票现价对应 PE 估值分别为 11、8和 6倍，维持“买入”评级。 风险提示煤价下行不及预期、新项目进展不及预期、用电需求不及预期、电价上浮不及预期风险等。

获集团重点支持的省内核心火电企业，装机规模稳步扩张。公司控股在运火电装机953万千瓦，省内市占率23%、位列第二，在建454万千瓦机组23-24年投产后装机规模将增长48%;作为皖能集团旗下唯一电力上市主体参股集团优质火电资产神皖能源，为公司贡献近500万千瓦权益装机，22年贡献投资收益6.6亿元、占总投资收益的76%。 控股在运机组布局安徽，看好发电需求高增潜力和机组利用高水平。 ①近年安徽在工业新动能和电能替代驱动下用电需求增长动力较足、增速领先长三角，且人均用电量提升空间充足；同时，安徽肩负长三角电力保供重任、电力净送出省地位难改，发电需求将受江浙等地高用电需求的辐射拉动。②基于省内“一煤独大”的单一能源结构，安徽对火电的强依赖性赋予公司机组利用率优势，公司22年火电利用小时数4845小时、较可比公司均值高出340小时以上，且预计23-24年安徽火电机组平均利用小时数有望保持4700小时以上的较高水平。 α与β共振，火电盈利能力具备修复弹性、可持续性与提升空间。（1）火电主力角色改变趋势下盈利能力得到保障：①市场化改革推进、火电议价能力逐步提升，公司售电价21-22年分别+8%/+18%，且安徽现货市场建设推进、助力火电实现高溢价。②火电收益来源不断丰富：通过推进灵活性改造、参与辅助服务市场获取深度调峰收益，经测算23-25年公司安徽煤机参与深调净收益年均增速47%、共计约3亿元；容量电价机制有望出台，火电容量投资成本回收可期。（2）成本改善具备高弹性与可持续性：保供政策下公司23年长协煤占比提升20pct至80%，且供给端放量促使1H23煤价高位回落30%至800元/吨，预计23-25年煤价中枢将继续下行至780/745/710元/吨；公司煤机占比较高（94%）、将充分享受降本利好，业绩预告显示1H23归母净利润同比+49%-109%。此外，公司在实现煤电联营、煤炭贸易融合的同时，省内机组背靠两淮煤矿资源区、持续享有产地低价煤优势。 待投煤机盈利性强，扩展绿电打开新增长级。待投新疆机组产地煤价优势凸显，且送电通道顺畅、华东用电高需求、电价支撑政策出台保障消纳和电价提升，增大机组点火价差；此外，公司“风光火储”一体化稳步推进，25年末新能源规划达400万千瓦，综合能源转型可期。 我们预测23-25年公司营收271.1/288.6/293.7亿元，归母净利润12.9/16.1/16.7亿元。参考可比公司估值水平，给予公司24年11XPE，对应24年目标价7.81元，首次覆盖给予“买入”评级。 火电扩张进展不及预期；火电需求不及预期；煤炭长协签约、履约不及预期以及煤价下行不及预期；清洁能源装机扩展不及预期。

江苏省核心火电企业，火电机组具备“量”、“质”双维度优势。截至22年底公司火电装机容量省内市占率位列第二，控股在运火电装机1443.7万千瓦，待在建及已核准的700万千瓦火电机组投产后在运火电机组容量将增长48.5%。此外公司在运60万千瓦及以上、超超临界及以上煤电机组比例分别超过94%、50%，可比公司该占比指标分别分布在60%-80%、35%-48%，公司核心火电机组结构优势凸显。 江苏电力供需呈现偏紧格局，利好电价高位维稳。（1）供给端：省内供电方面，供电主体火电的待投产装机23-24年难以贡献实质性增量，现存机组保供压力较大；省外受电方面，23-25年江苏外受电增量主要来自现有特高压增供，而预计23年主要送电省份互济能力受限。（2）需求端：长期看江苏省内用电需求维持高位受二产高占比及人口高基数持续驱动，公司火电利用小时数21-22年分别为4688/4515小时、较可比公司均值高出90小时以上；短期看23年用电需求高增长主要源自疫后修复高弹性及迎峰度夏期间用电负荷同比提升。结合供需情况，23-24年江苏火电平均利用小时数有望保持4400小时以上，供需偏紧也将对电价提升及维持高位运行提供有力支撑。 公司煤炭成本兼具经济性优势与边际改善利好。公司机组布局于晋北坑口和江苏临近江海地区，地理优势可有效降低煤炭运输成本；且公司已发展出独立的煤炭供应体系，火电与煤炭采购、港口物流深度融合以利好成本控制。此外，煤炭保供政策助力公司23年长协煤占比提升30pct至80%，且煤炭供给持续放量已驱动1H23市场煤价中枢回落30%至约800元/吨，预计23-25年市场煤价中枢将进一步下行至780/745/710元/吨，对应长协煤价分别为720/700/680元/吨。 金融板块资产优质、收益稳健，定位业绩“压舱石”。金融板块业务主要由子公司江苏信托开展，近5年来持续为公司贡献年均约20亿元净利润，业绩奠基作用凸显，且可对能源板块业务提供资金调配、碳资产管理等协同作用。此外，金融板块固有业务因受益于优质资产而业绩稳健，信托业务通过产品转型已逐步走出资管新规的影响并步入业绩修复轨道。预计降息背景下金融板块业绩增长受到的冲击整体较为有限，23-25年金融业务净利润增速仍可达15%/10%/10%。 我们预测23-25年公司营收338.9/357.1/390.5亿元，归母净利24.6/34.7/40.4亿元。采用分部估值法，给予能源/银行/非银板块24年14/5/15XPE，对应24年目标价7.7元，首次覆盖给予“增持”评级。 新项目进展不及预期；省内火电需求不及预期；煤炭长协签约、履约不及预期以及煤价下行不及预期；金融业务盈利稳定性不足。

业绩简评7月 28日晚间公司披露 23年半年报，1H23实现营收 1.3亿元，同比-16.9%；实现归母净利润 1163.1万元，同比-36.7%。 业绩下滑主要受河湖淤泥处理业务收入贡献减少影响。 经营分析淤泥处理业务拖累 1H23业绩，期待碱渣治理带来主业改善。 公司河湖淤泥处置业务为项目制，1H23部分项目完工而新项目尚处于前期阶段，故业务营收同比-72.3%。5M23公司新增连云港碱渣治理运营服务项目，金额超 6亿元（服务期 5年），或为主业带来业绩改善。 酒糟资源化业绩贡献继续扩大，量利均有提升。 （1）量：古蔺基地满产满销、金沙基地开始出货，1H23共销售饲料 3.5万吨，同比+25.9%；贡献营收 7438.6万元，同比+26.7%（营收占比升至 59.5%）。 （2）利：1H23饲料平均单价 2149.9元/吨，在上半年养殖周期下行背景下，相比 22年仅下调 0.8%，反映一定的价格韧性；同时，规模效应已现，古蔺基地业务毛利率扩至 32.7%，同比+3.0%。 拟向不特定对象发行可转债 4.39亿元，支持三地酒糟资源化产能扩张。截至 1H23末公司已投产 17万吨（饲料产量口径，下同），规划总产能 52万吨，本次募资计划用于其中遵义/亳州/永乐路德三地共 30万吨新产能的扩建，将是未来业绩的主要驱动力。 盈利预测、估值与评级伴随新产能投放和二代产品市场逐步打开，公司酒糟资源化业务有望快速扩张；但综合考虑传统主业对业绩的拖累，我们 预 计 公 司 2023~2025年 分 别 实 现 归 母 净 利 润0.75/1.47/1.96亿元，EPS 分别为 0.74/1.46/1.94元，对应PE 分别为 37倍、19倍和 14倍。 风险提示产能落地不及规划预期、饲料原料大宗商品价格下滑超预期、行业竞争加剧、传统业务需求及回款不及预期、限售股解禁风险、董事/高管减持风险等。

业绩简评7月 25日晚间公司披露 23年半年报，1H23实现营收 1260.3亿元（同比+7.8%），实现归母净利润 63.1亿元（同比+309.7%）； 其中 2Q23实现营收 607.6亿元，实现归母净利润 40.6亿元，同比大幅扭亏。 经营分析2Q23煤电电量强复苏。公司 2Q23/1H23煤电分别实现上网电量 864.8/1760.2亿千瓦时（同比+16.9%/+5.2%），在去年低基数、今年同期来水偏枯、气温偏高等因素共同作用下实现强势复苏。公司电厂于沿海负荷中心广泛布局，预计 3Q23进一步受益于迎峰度夏期间保供需求。 煤价下行带来火电盈利实质性改善。 （1）成本端：年初以来进口煤供给宽松，内贸/进口煤价格均有下调，1H23公司累计入炉除税标煤单价 1137.76元/吨，同比下降 10.5%。考虑到当前重点电厂普遍维持 20天以上的库存水平，随着高价库存消化完毕，我们预计 3Q23平均入炉煤价有望进一步下行。 （2）电价端：平均上网电价 0.515元/KWh，同比+1.9%，各地 23年中长协电价顶格 20%上浮的利好继续体现。 风光电量扩大，贡献利润增量。1H23公司新增风电/光伏装机分别为 40.9万千瓦、249.7万千瓦，1H23风电/光伏上网电量分别为 167.8亿千瓦时（同比+21.9%）、47.1亿千瓦时（同比+72%）。根据公司规划，全年预计新增风光装机共 8GW，则预计相比 22年同比+32.1%。 盈利预测、估值与评级随着火电板块业绩改善、绿电装机加速，公司业绩回归增长，因此我们继续上调盈利预测，预计公司 2023~2025年分别实现 归 母 净 利 润 126.2/177.4/218.2亿 元 ， EPS 分 别 为0.80/1.13/1.39元，对应 PE 分别为 11倍、8倍和 6倍，维持“买入”评级。 风险提示各类电源装机及电量不及规划预期、煤价下跌不及预期、电价上浮空间不及预期风险等。