事件概述： 4 月 29 日，公司发布 2023 年度报告，报告期内实现营业收入264.85 亿元，同比增长 11.23%（经重述）；归母净利润 71.81 亿元，同比增长0.94%（经重述）；扣非归母净利润 70.09 亿元，同比下降 2.39%（经重述）；公司拟向全体股东每股派发现金股利 0.078 元，合计派发现金红利 22.32 亿元，现金分红比例约 31.09%。公司发布 2024 年一季报，报告期内实现营业收入78.99 亿元，同比增长 15.26%（经重述） ；归母净利润 24.22 亿元，同比增长0.10%（经重述） ；扣非归母净利润 24.20 亿元，同比增长 1.28%（经重述） 。 装机突破 40GW， 1Q24 逐步兑现电量： 2023 年公司新增装机合计 1354万千瓦，累计装机突破 4000 万千瓦，其中陆风、海风、光伏分别新增 288、 62、954 万千瓦，同比分别增长 26.1%、 12.6%、 92.8%；但考虑到新增装机主要集中在 2H23 尤其是四季度， 对 2023 年公司整体电量及电价影响有限。 2023 年公司累计完成发电量 551.79 亿千瓦时，同比增长 14.1%，其中，陆风、海风、光伏分别完成发电量 263.51、 126.06、 153.54 亿千瓦时，同比分别增长 16.5%、11.2%、 14.1%； 2023 年风电平均电价（不含税） 下降 2.13 分至 0.4923 元/千瓦时， 降幅 4.1%；光伏平均电价（不含税）下降 0.24 分至 0.4927 元/千瓦时，降幅 0.5%。 1Q24 公司单季度完成发电量 177.35 亿千瓦时，同比增长 28.7%，其中，陆风、海风、光伏同比分别增长 11.4%、 25.5%、 64.9%， 考虑当前西部地区的消纳、送出能力承压，新增装机虽正逐步兑现电量，但仍未“火力全开” ；但从盈利性看， Q1 公司综合毛利率为 59.0%，同比微增 0.2pct。 费增利缩、税率提升、少数股东权益膨胀拖累业绩释放： 1Q24 公司管理费用同比增加 0.76 亿元，财务费用同比增加 1.03 亿元， 总体期间费用同比增加1.83 亿元；单季度公司投资净收益 1.64 亿元，同比减少 1.66 亿元，主要是参股的风电装备制造、运营企业利润下滑所致。费增利缩，公司营业利润率进一步下降 2.8pct 至 41.5%。 Q1 公司综合所得税率提高 3.4pct 至 10.7%，单季度所得税费用同比增加 1.26 亿元；此外， 截至 1Q24 公司少数股东权益同比增长 23.8%至 144.81 亿元， 单季度确认少数股东损益 4.69 亿元，同比增加 1.18 亿元，进一步扰动业绩释放。 投资建议： 截至 2023 年底，公司在建风电、光伏分别为 586、 1241 万千瓦， Q1 电量表明 23 年新增装机正逐步兑现业绩，而大体量在建项目保证 24 年仍能维持装机高增。根据装机、电量调整对公司的盈利预测，预计 24/25 年 EPS分别为 0.32/0.37 元（前值 0.32/0.37 元） ，新增 26 年 EPS 为 0.41 元， 对应 4月 30 日收盘价 PE 分别为 14.9/12.6/11.5 倍。 考虑行业可比公司估值与公司的动态估值水平及业绩成长潜力，给予公司 24 年 20.0 倍 PE 估值， 目标价 6.40 元/股， 维持“推荐”评级。 风险提示： 1）自然条件变化； 2）电量消纳不及预期； 3）补贴账期延长

事件： 4 月 29 日，公司发布 2024 年一季报， 实现营业收入 27.16 亿元，同比下降 3.08%； 归母净利润 3.81 亿元，同比增长 22.84%； 扣非归母净利润3.70 亿元，同比增长 23.19%。 能源业务同比改善，现金流有望向好： 1Q24， 由于天然气业务进销差改善，公司能源业务实现净利润 0.41 亿元，同比增长 0.52 亿元。 1Q24，公司实现经营活动现金流量净额 3.42 亿元，同比增长约 5.34 亿元，主要受益于固废业务及排水业务经营回款增长。随着费用拨付机制逐步落实，预计公司现金流有望进一步改善。 1Q24，公司资本性支出约为 4.75 亿元， 预计 2024 年全年新增项目资本性支出约 13.8 亿元。 固废运营贡献增量，热电联产协同增效： 1Q24， 公司固废处理业务实现主营业务收入 14.32 亿元， 同比下降 5.91%，主要受固废工程相关业务规模下降影响；垃圾焚烧处理量 322.85 万吨，同比增长 8.93%；吨发电量、吨上网电量分别为 377.91 度/吨、 328.87 度/吨，与 2023 年一季度基本一致； 产能利用率约122%， 同比上升约 5pct。另外， 公司积极开拓管道供热及移动供热， 1Q24 实现对外供热 30.35 万吨，同比增长 34.77%。 截至 2024 年 3 月底，公司在手垃圾焚烧发电产能 35750 吨/日，已投运产能 29800 吨/日，尚有 5950 吨/日产能处于在建/筹建/未建阶段，新增产能逐渐投运有望增厚公司业绩。 能源、水务业务稳步开展，巩固现金流： 1Q24，公司能源业务实现主营业务收入 8.54 亿元，同比增长 0.50%；天然气销售量 2.15 亿 m3，同比增长 0.76%；液化气销售量 0.58 万吨， 同比增长 9.43%；氢气供应量 181.91 吨，同比增长319.63%，主要由于餐厨垃圾制氢项目竣工运行。 1Q24，公司供水业务实现收入 2.21 亿元， 同比增长 4.82%， 主要由于售水量同比有所增长； 排水业务实现主营业务收入 1.59 亿元， 同比增长 0.12%。 投资建议： 公司固废板块资产结构持续优化， 储备项目较为丰富； 天然气进销价差改善， 有望保持盈利； 水务运营整体稳健，提供稳定的现金流。 根据业务经营状况， 维持对公司的盈利预测，预计公司 24/25/26 年 EPS 分别为1.87/2.11/2.29 元/股， 对应 2024 年 4 月 29 日收盘价 PE 分别为 10/9/8 倍，给予 2024 年 12.0 倍 PE，目标价 22.44 元/股， 维持“谨慎推荐”评级。 风险提示： 行业政策风险；原材料价格波动；行业竞争加剧

事件： 4 月 29 日，公司发布 2024 年一季报， 实现营业收入 9.28 亿元，同比增长 5.49%； 归母净利润 2.04 亿元，同比下降 9.27%； 扣非归母净利润 1.92亿元，同比下降 10.39%。 在建转固或致成本增加，资本开支显著降低： 1Q24， 公司归母净利润下降9.27%， 或受福山二期项目部分工程 2023 年转固， 相关折旧摊销及借款利息费用同比增加所致；实现经营活动产生的现金流量净额 5.18 亿元，同比增长50.75%，主要由于收到销售商品、提供劳务现金增加所致；购置固定资产、无形资产和其他长期资产支付的现金为 3.20 元，同比下降 33.88%；投资活动产生的现金流量净额-3.15 亿元，相较于 2023 年同期，净流出减少 8.92 亿元。 资本开支显著降低，公司的高分红能力进一步增强。 广州市原生垃圾保持增长， 产能利用率提升确定性强： 在高参数机组和设备自动化等加持下，公司机组整体发电效率较高， 2023 年吨发电量达到 538.45 度/吨。 2024 年 1-3 月，广州市原生垃圾终端处理量合计 188.49 万吨， 相较于2023 年同期（178.95 万吨） 增长 5.33%，原生垃圾处理量保持增长。 2023 年，公司累计掺烧陈腐垃圾 64.60 万吨，未来将积极推进兴丰应急垃圾填埋场（折合约 350 万吨） 等陈腐垃圾开挖处置项目。 原生垃圾内生增长叠加填埋场陈腐垃圾贡献增量，公司产能利用率有望持续稳步提升，盈利能力进一步增强。 投资建议： 资本开支显著降低， 高分红能力进一步增强； 在原生垃圾内生增长和填埋场陈腐垃圾贡献增量的双重加持下，公司产能利用率有望稳步提升，成长确定性强。 根据业务经营状况， 维持对公司的盈利预测，预计公司 24/25/26年 EPS 分别为 1.02/1.26/1.58 元/股， 对应 2024 年 4 月 29 日收盘价 PE 分别为 15/12/10 倍， 维持公司 2024 年 18 倍 PE，目标价 18.36 元/股， 维持“谨慎推荐”评级。 风险提示： 政策推进不及预期；地方财政压力；原生垃圾内生增长存在不确定性

事件： 4 月 29 日，公司发布 2024 年一季度报告，报告期内实现营业收入69.85 亿元，同比增长 12.45%（经重述）；归母净利润 4.53 亿元，同比增长188.24%（经重述）；扣非归母净利润 4.50 亿元，同比增长 271.10%（经重述） 。 新机组兑现增量，成本持续下行， 业绩延续修复： 2024 年安徽年度交易加权均价 0.4363 元/千瓦时（不含容量补偿电价），同比下降 2.40 分/千瓦时，降幅 5.2%；一季度省内煤电容量电费折合度电价均值 2.00 分/千瓦时，综合考虑，电价端同比总体微降，因此营收高增或主要因电量高增。 2023 年公司投运华润二期、 新疆江布 4 台机组，新增装机达到 264（4*66） 万千瓦； 2024Q1 安徽全省火电发电量 789.10 亿千瓦时，同比增长 13.9%，考虑到新机组的增量贡献，公司火电电量增速有望高于安徽省均值。成本端， 2024Q1 秦皇岛港 Q5500 动力末煤平仓价均值约 902 元/吨，同比下降 20.1%；受益于燃料成本改善， Q1 公司整体毛利率同比提高 4.8pct 至 10.9%。 费用增速放缓，投资收益增厚业绩： 1Q24，公司财务费用同比增加 0.24 亿元， 同期研发费用支出同比下降 0.14 亿元，增减之间，期间费用虽同比增加 0.19亿元，但期间费用率下降 0.19 个百分点至 4.0%。 此外， 公司参股火电资产业绩同比修复，单季度投资收益同比增加 1.76 亿元至 3.10 亿元，增幅 130.8%，控、参火电机组有望延续修复趋势。 投资建议： 23 年投产机组与 24 年新增机组进一步贡献 24 年增量， 当前煤价仍处于下行通道， 公司业绩有望持续改善。 维持对公司盈利预测， 预计24/25/26 年 EPS 分别为 0.73/0.76/0.79 元，对应 2024 年 04 月 29 日收盘价PE 分别 11.7/11.1/10.7 倍。 参考公司历史估值水平，给予公司 2024 年 13.0 倍PE，目标价 9.49 元， 维持“谨慎推荐”评级。 风险提示： 1）用电需求下降； 2）燃料价格上涨提高运营成本； 3）电力市场竞争降低上网电价； 4）供应结构调整压制机组出力。

事件概述： 4月 29日，公司发布 2023年度报告，报告期内实现营业收入781.12亿元，同比增长 13.43%（经重述）； 归母净利润 272.39亿元，同比增长 14.81%（经重述）；扣非归母净利润 275.08亿元，同比增长 28.59%（经重述） ；公司拟向全体股东每股派发现金股利 0.82元，合计派发现金红利 200.64亿元，现金分红比例约 73.66%。公司发布 2024年一季报，报告期内实现营业收入 156.41亿元，同比增长 1.58%（经重述）；归母净利润 39.67亿元，同比增长 9.80%（经重述）；扣非归母净利润 39.79亿元，同比增长 11.45%（经重述） 。 1Q24电量总体承压： 1Q24三峡水库来水总量约 497.67亿立方米，较上年同期偏枯 4.14%， 但三、葛 2座电站单季度完成电量 174.45亿千瓦时，同比增发 21.92亿千瓦时，增幅 14.4%； 同期上游乌东德水库来水总量约 148.49亿立方米，较上年同期偏枯 7.7%， 金下区域乌、白、溪、向 4座电站单季完成电量 353.01亿千瓦时，同比减发 50.44亿千瓦时，降幅 12.5%； Q1公司 6座电站合计完成电量 527.47亿千瓦时，同比下降 5.1%，与单季度营收增速背离，或因电价结算等因素影响。 因云南、四川电力供需紧张， 区域市场化水电电价上行叠加高电价的乌、白注入，2023年公司境内水电综合平均上网电价同比增长 1.16分/千瓦时至 0.2813元/千瓦时（含税） ，考虑当前西南电力供应形势，公司留存当地电价有望维持高位。 4月三峡来水呈现修复态势， 截至 2024年 4月 29日，三峡水位 158.43米， 单月日均入库流量 8848立方米/秒，同比增长 31.2%； 日均出库流量 9779立方米/秒，同比增长 41.5%。 债务优化降费，投资收益增厚业绩： 因收购乌、白电站， 截至 2023年底，公司有息负债（短期借款+长期借款+一年内到期的非流动负债）合计约 2887亿元，资产负债率同升至 62.9%； 2023年公司经营性现金流量净额 647.19亿元，投资性现金净流出 128.06亿元， 除去年度分红后大部分用于偿还贷款以及置换存量高息债务。公司债务结构优化，财务费用支出有望改善， 1Q24公司财务费用同比下降 2.96亿元； 此外多数参股公司业绩提升，公司单季度投资收益同比增加 3.22亿元至 9.00亿元，增幅 55.7%。 投资建议： 4月三峡来水呈现修复态势， 短期季度波动不改全年改善预期。 公司年报提出 2024年 3074亿度(6座电站设计发电量之和)的目标电量指引，根据电量、电价、股本变化调整对公司盈利预测，预计 24/25年 EPS 分别为1.44/1.47元（前值 1.44/1.46元） ， 新增 26年 EPS 为 1.51元， 对应 4月 29日收盘价 PE 分别为 17.7/17.3/16.9倍。参考公司历史估值，给予公司 24年 20.0倍 PE 估值，目标价 28.80元/股，维持“推荐”评级。 风险提示： 1）流域来水偏枯； 2）需求下滑压制电量消纳； 3）市场交易电价波动； 4）财税等政策调整。

事件概述： 4 月 29 日，公司发布 2023 年度报告，报告期内实现营业收入959.75 亿元，同比增长 19.68%（经重述）；归母净利润 65.20 亿元，同比扭亏为盈；扣非归母净利润 61.60 亿元，同比扭亏为盈；公司拟向全体股东每股派发现金股利 0.25 元，合计派发现金红利 33.52 亿元，现金分红比例约 51.42%。公司发布 2024 年一季报，报告期内实现营业收入 200.24 亿元，同比增长 13.45%；归母净利润 18.15 亿元，同比增长 79.62%；扣非归母净利润 17.58 亿元，同比增长 110.76%。 电量高增， Q1 业绩延续修复： 因 1Q23 公共卫生事件造成的低基数效应，1Q24 浙江省内用电量同比增长 12.2%，火电发电量同比增长 11.1%，公司单季度火电完成发电量 382.90 亿千瓦时，同比增长 17.8%，增速略高于全省火电增速， 主要因 2023 年乐清三期两台机组（2*100 万千瓦）贡献增量。 Q1 中来股份实现营收 12.88 亿元，同比下降 52.4%，毛利率下降 20.4pct 至-3.3%，拖累公司整体营收表现； 剔除并表中来股份营收、成本， Q1 公司实现营收 187.35 亿元，同比增长 12.3%，受益年初以来的煤价下降，实现毛利 19.11 亿元，同比增加 12.72 亿元，毛利率提高 6.4 个百分点至 10.2%。 考虑到乐清三期是在 2023年年中投产， Q2 仍能够同比贡献增量； 同时考虑 3 月以来煤价走势，量增与降本同时发力， Q2 单季利润有望延续环比/同比高增趋势。 参股核、 火表现亮眼，减值波动业绩： 2023 年公司实现投资净收益 46.09亿元，同比增加 13.10 亿元，增幅 39.7%，其中，参股核电贡献投资收益 17.01亿元，同比增加 3.40 亿元，增幅 25.0%，分别占当期投资净收益、利润总额的36.9%、 18.7%；此外，参股火电业绩大幅上修，全年实现投资收益 21.50 亿元，同比增加 11.15 亿元，增幅 107.6%， 分别占当期投资净收益、利润总额的 46.7%、23.6%； 1Q24 公司实现投资净收益 12.32 亿元，同比增加 2.26 亿元，延续增势。 2023 年公司计提减值 5.97 亿元（资产减值 4.33 亿元，信用减值 1.63 亿元） 拖累全年的业绩释放。 现金分红超 50%，股息率超 4%： 考虑中来增益下， 2023 年度公司经营活动现金流净额大幅上修至 114.77 亿元， 在正常经营年度，公司基本维持较高分红比例。 除 2021、 2022 两年， 2014-2020 年公司现金分红比例均在 50%以上，2023 年度现金分红比例达到 51.4%， 以 2023 年 12 月 29 日及年报公布日两个口径计算的股息率分别为 5.4%、 4.0%。 投资建议： 1Q24 公司电量高增，同时受益燃料成本改善， 业绩延续修复；参股火、核有望持续增厚业绩。 根据电量、电价以及投资收益变化，调整对公司盈利预测，预计 24/25 年 EPS 分别为 0.58/0.59 元（前值 0.53/0.56 元） ，新增 26 年 EPS 为 0.61 元， 对应 4 月 29 日收盘价 PE 分别为 10.7/10.5/10.2 倍。参考公司历史估值水平， 给予公司 2024 年 12.0 倍 PE，目标价 6.96 元/股，维持“谨慎推荐”评级。 风险提示： 1） 用电需求波动； 2）燃料价格上涨提高运营成本； 3）电力市场竞争降低上网电价； 4）供应结构调整压制机组出力。

事件概述：4月26日，公司发布2023年度报告，报告期内实现营业收入749.57亿元，同比增长5.15%（经重述）；归母净利润106.24亿元，同比增长17.91%（经重述）；扣非归母净利润103.96亿元，同比增长15.06%（经重述）；公司拟向全体股东每股派发现金股利0.195元，合计派发现金红利36.82亿元，现金分红比例约35.20%。公司发布2024年一季报，报告期内实现营业收入179.88亿元，同比增长0.53%（经重述）；归母净利润30.59亿元，同比增长1.18%（经重述）；扣非归母净利润30.44亿元，同比增长0.85%（经重述）。 季度检修电量波动，全年预期无忧：2023年公司核电计划发电量1835亿千瓦时，实际完成发电量1864.77亿千瓦时，同比增长0.67%，发电量较年度计划值高出1.6%；2024年公司核电计划发电量1851亿千瓦时，若按照23年实际-计划偏差值测算，则24年公司核电发电量有望达1881亿千瓦时，同比增长0.87%。因机组大修同比增加（秦山、福清核电单季度发电量同比分别下降6.3%、10.8%），1Q24公司核电完成电量436.74亿千瓦时，同比下降3.1%，但从过往经验来看，机组检修仅短期扰动电量叠加漳州1号预计下半年投产，无需担忧全年电量计划兑现。 财务费用延续降势，管理费用与其他收益波动：2023年公司通过低利率资金提前置换存量债务等方式持续优化债务融资结构，1Q24财务费用同比减少1.89亿；同时因研发进度变动，单季度研发费用同比减少1.75亿元，但因项目开工等因素，同期管理费用同比增加1.16亿元。Q1公司期间费用同比减少2.65亿元，但同期其他收益同比减少1.37亿元亿元，费用、收益增减之间，公司营业利润率提升0.5个百分点至37.6%，整体保持稳定。 汇能已然“举重若轻”，REITs方案盘活存量资产：2023年新能源运营平台中核汇能实现营收99.35亿元，同比增长51.6%，占公司总营收的比例同比提升4.1pct至13.3%；实现净利润29.41亿元，同比增长51.6%，占公司净利润的比例同比提升4.3pct至15.2%。截至1Q24末，公司风电、光伏装机分别为733.26、1400.80万千瓦，同比分别增长72.3%、59.1%；其中，Q1单季度分别完成新增装机138.11、144.36万千瓦。在装机规模快速扩张的拉动下，Q1公司风电、光伏分别完成发电量37.14、37.02亿千瓦时，同比分别增长63.3%、58.1%。4月26日，公司公告拟以1.12GW新能源作为底层资产发行并表类REITs，募集不超过75亿元开发资金。募集资金拟用于偿还底层资产的外部负债、并购其他新能源项目，将有效降低公司的资产负债率，盘活存量资产，增强资产流动性。 投资建议：季度核电电量波动不影响全年电量计划，同时通过新增机组与降费提效，核电业绩稳步增长；充足在建工程以及REITs方案募资，风光投产节奏有望加快。根据电量、电价以及成本结构变化调整对公司盈利预测，预计24/25年EPS分别为0.59/0.64元（前值0.57/0.61元），新增26年EPS为0.70元。 对应4月26日收盘价PE分别为15.8/14.6/13.3倍。参考公司历史估值水平，给予公司2024年18.0倍PE，目标价10.62元/股，维持“推荐”评级。 风险提示：1）核安全事故；2）政策变化；3）电价调整；4）汇兑损失。

事件：4月26日，公司发布2023年年报，2023年实现营业收入31.78亿元，同比下降5.14%；归母净利润6.03亿元，同比下降17.13%；扣非归母净利润6.02亿元，同比下降11.74%；每10股派发现金红利3元（含税）。公司发布2024年一季报，实现营业收入7.86亿元，同比下降9.08%；归母净利润1.81亿元，同比增长10.69%；扣非归母净利润1.81亿元，同比增长11.41%。 多项目提价，固废业务展现“压舱石”作用：2023年，公司实现生活垃圾项目运营收入22.18亿元，同比增长5.31%；在手垃圾焚烧发电产能合计22920吨/日，已投运产能21220吨/日，另有700吨/日、1000吨/日产能分别处于试运营、在建阶段。2023年，公司实现累计发电量29.22亿度，累计垃圾入库量923.69万吨，分别同比增长3.68%、3.83%；供热104.00万吨，同比增长4.15%。 2023年，公司已建成投运餐厨处理产能2650吨/日，另有160吨/日、510吨/日产能分别处于试运营、在建阶段；完成餐厨垃圾处理73.83万吨，同比增长19.16%。2023年，公司在手六家项目公司垃圾处理费成功调价，上调幅度在4~55元/吨不等。公司固废处理业务稳步推进，持续贡献现金流，发挥“压舱石”作用。2024年一季度，公司实现累计发电量7.24亿度，累计垃圾入库量231.29万吨，分别同比增长4.31%、3.02%；供热35.06万吨，同比增长7.38%。 锂电回收有所承压，再生橡胶值得关注：2023年，立鑫新材料公司钴镍锂自产及代加工产量共计1779.38金吨。受金属价格下行影响，德清立鑫计提存货跌价准备0.80亿元，计提商誉减值准备0.15亿元，对公司整体盈利能力产生影响。再生橡胶项目南通回力一期3万吨丁基再生橡胶生产线已正式运营，二期含丁基再生橡胶0.5万吨、轮胎再生橡胶4万吨、硫化橡胶粉1.5万吨生产线已进入试运营。公司拓展再生橡胶业务范围，开展各国废旧轮胎量、胶粉和再生胶企业情况的排摸和寻源。南通回力正恢复与多家品牌客户的往来，主厂房搬迁后的影响仍在消除中，随着客户逐步回流，预计再生橡胶业务有望好转。 投资建议：公司固废主业运营能力增强，多项目处理费上调，持续发挥“压舱石”作用；资源再生业务短期承压，再生橡胶值得关注。结合公司经营情况，维持对公司的盈利预测，预计24/25年EPS分别为1.67/1.91元/股，新增26年EPS为2.12元/股，对应4月26日收盘价PE分别为8/7/7倍。维持24年10倍PE，目标价16.70元/股，维持“谨慎推荐”评级。 风险提示：行业政策风险；大宗商品价格波动；行业竞争加剧；项目投产不及预期。

事件：4月26日，公司发布2024年一季度报告，报告期内实现营业收入309.52亿元，同比下降3.21%；归母净利润18.62亿元，同比增长64.21%；扣非归母净利润16.21亿元，同比增长66.90%。 量平价降，营收承压：1Q24公司完成发电量561.64亿千瓦时，同比下降0.2%，其中火电发电量551.52亿千瓦时，同比下降0.5%；公司电量下滑料因重要的湖北区域因水电挤压，火电出力下降，单季度同比减发20.9亿千瓦时，电量降幅24.1%。此外，对公司利润贡献较大的山东莱州电厂单季度同比减发12.70亿千瓦时，降幅27.0%，因此尽管有新机组投产，但核心的山东区域单季度完成发电量202.00亿千瓦时，同比基本持平；年初以来山东区域现货电价疲弱以及湖南区域燃煤电价政策性波动，多重因素影响公司平均上网电价，Q1公司综合平均上网电价同比下降2.16分/千瓦时至0.5093元/千瓦时，降幅4.1%。 Q1公司水电发电量10.11亿千瓦时，同比增长24.8%；整体而言，单季度公司电量基本平稳，但电价的同比下降影响营收表现。 煤价下行，业绩修复趋势不改：2024Q1秦皇岛港Q5500动力末煤平仓价均值约902元/吨，同比下降20.1%；受益于燃料成本改善，Q1公司整体毛利率同比提高4.16个百分点至8.40%，销售净利率上修至7.31%。3月中旬以来港口煤价迎来快速下行，4月均价（4月1日-4月25日）约814元/吨，若假设5月份单价环比持平4月均值，若以3、4、5三个月煤价口径衡量Q2燃料成本，我们测算秦皇岛港Q5500动力末煤平仓价均值约833元/吨，同比下降191元/吨，降幅18.6%，港口电煤价格下降明显叠加长协覆盖率的提升，我们判断公司煤电业绩修复趋势不改。 参股煤矿复产，投资收益有望企稳：公司投资收益主要来自参股煤矿企业与华电新能，2023年业绩交流会上，公司表示上海庙区域4座煤矿已经复工，按照年内生产安排，对其投资收益预计逐步改善；考虑Q1全国风光利用小时同比均降以及新能源电价的波动或在一定程度上抵消新能源新增装机带来的增量，Q1公司实现投资净收益11.48亿元，同比减少0.35亿元，但降幅收窄。 投资建议：考虑近期煤价走势，展望24年公司火电板块业绩有望持续改善，参股煤矿风险已经充分释放，投资收益有望趋稳。维持对公司盈利预测，扣除永续债利息后，预计24/25/26年EPS分别为0.49/0.61/0.68元，对应04月26日A股收盘价PE分别为14.0/11.1/10.1倍，H股收盘价PE分别为7.9/6.4/5.7倍。参考公司历史估值水平，给予公司2024年A/H股15.0/10倍PE，目标价7.35元（人民币）/5.33元（港币），维持“谨慎推荐”评级。 风险提示：1）燃料价格上涨提高运营成本；2）电力市场竞争降低上网电价；3）供应结构调整压制机组出力。

事件：4月26日，公司发布2023年度报告，报告期内实现营业收入234.61亿元，同比下降0.51%（经重述）；归母净利润76.38亿元，同比增长5.58%（经重述）；扣非归母净利润71.20亿元，同比增长8.35%（经重述）；公司拟向全体股东每股派发现金股利0.18元，合计派发现金红利32.40亿元，现金分红比例约42.42%。公司发布2024年一季报，报告期内实现营业收入44.20亿元，同比增长3.58%（经重述）；归母净利润10.65亿元，同比增长17.25%（经重述）；扣非归母净利润10.68亿元，同比增长43.24%（经重述）。 云南省内短期承压，四川水电贡献明显：电量端，1Q24澜沧江流域来水同比持平，小湾、糯扎渡两大水库因承担电网系统调节任务，梯级蓄能未完全释放（同比多44亿千瓦时）叠加托巴水电站蓄水影响，单季度公司澜沧江流域10座电站完成电量114.11亿千瓦时，同比下降15.7%；其中澜上5座电站合计完成电量21.78亿千瓦时，同比下降13.8%；单季度四川水电旗下太平驿电站完成电量2.76亿千瓦时，同比增长15.5%；公司25万千瓦以下中小水电合计完成电量17.27亿千瓦时，同比增长2.6%（四川区域装机237.10万千瓦，云南区域装机14.88万千瓦）。电价端，当前云南冬春连旱延续，云南省内电力供需仍偏紧，2024年1-2月省内市场化交易平均电价同比上涨1.43分/千瓦时至0.3152元/千瓦时，增幅4.8%，但考虑电价相对较高的澜上电站电量下滑，公司在省内原有电站综合平均电价上涨有限。财务端，1Q24公司综合毛利率同比提升1.7pct至51.7%，我们测算1Q23四川水电综合毛利率为52.2%，综合毛利率提升或主要由四川水电贡献。 债务优化，降本显著：公司部分电站发电机组、配电设备及水工机械折旧年限到期，折旧费用增幅放缓；此外，公司通过低利率资金提前置换存量债务等方式持续优化债务融资结构，2023年融资成本同比下降60个BP，全年公司利息费用同比下降4.86亿元，降幅14.9%；1Q24利息费用延续降势，单季度同比下降0.45亿元，降幅6.1%，公司充沛的现金流将持续减少有息负债规模，利息费用有望逐渐回落，提高利润水平。 投资建议：公司电价的上行部分抵消电量下滑带来的业绩压力，Q1四川水电边际贡献明显，云南省内两大水库未来释放蓄能将逐步兑现增发电量；财务优化带来持续的内生增长。根据电量、电价的变化以及新并入资产，调整对公司的盈利预测，扣除永续债利息后，预计24/25年EPS分别为0.50/0.53元（扣除永续债利息后，追溯前值0.48/0.51元），新增26年EPS为0.56元，对应4月26日收盘价PE分别为19.3/18.2/17.2倍。考虑公司业绩稳定上行，给予公司24年20.0倍PE估值，目标价10.00元/股，维持“谨慎推荐”评级。 风险提示：1）流域来水偏枯；2）需求下滑压制电量消纳；3）市场交易电价波动；4）财税等政策调整。

事件概述：4月25日，公司发布2024年一季度报告，报告期内实现营业收入98.77亿元，同比增长0.10%（经重述）；归母净利润23.93亿元，同比增长2.47%（经重述）；扣非归母净利润23.97亿元，同比增长4.43%（经重述）。 风电营收下降，装机增长下成本扩张，短期业绩承压：截至1Q24末，公司风电装机2778.06万千瓦，同比增长6.1%，单季度新增2.63万千瓦；但因风速同比下降，Q1公司风电平均利用小时640小时，比上年同期减少14小时，降幅2.1%；单季度风电完成发电量170.31亿千瓦时，同比增长1.4%，电量增速低于装机增速4.7个百分点。料因市场化比例提高，公司风电综合电价或同比下降，Q1公司风电板块营收（不含特许权服务）同比下降4.7%至73.76亿元，同时考虑装机增长下的折旧增长，风电板块业绩短暂承压。 火电增收降本，业绩延续修复：江苏地区用电需求增加，火电负荷提高，Q1公司火电完成发电量达到25.81亿千瓦时，同比增长11.3%；火电板块实现营收19.76亿元，同比增长3.3%。成本端，2024Q1秦皇岛港Q5500动力末煤平仓价均值约902元/吨，同比下降20.1%，港口电煤价格下降明显，公司火电业绩有望大幅修复。 光伏延续增势：截至1Q24末，公司其他可再生能源（主要为光伏）发电装机达到650.02万千瓦，同比增长113.8%，单季度新增53.59万千瓦；同期公司其他可再生能源业务（主要为光伏）完成发电量16.13亿千瓦时，同比增长233.3%；单季度其他可再生能源业务（主要为光伏）实现营收5.24亿元，同比增长146.5%，光伏装机与营收延续增势。 投资建议：Q1公司风电短期压力抵消火电业绩修复，单季度投资收益同比增加1.38亿元进而增厚业绩，增减之间单季度业绩基本符合预期。维持对公司的盈利预测，预计24/25/26年EPS分别为0.95/0.99/1.02元，对应4月25日收盘价PE分别为18.9/18.2/17.7倍，参考行业可比公司估值水平，给予公司24年20.0倍PE估值，目标价20.95元/股，维持“谨慎推荐”评级。 风险提示：1）自然条件变化；2）电量消纳不足；3）补贴发放延迟。

事件： 4 月 15 日，公司发布 2023 年度报告，报告期内实现营业收入 278.67亿元，同比增长 8.26%（经重述）；归母净利润 14.30 亿元，同比增长 186.37% （经重述）；扣非归母净利润 12.83 亿元，同比增长 220.43%（经重述）；公司拟向全体股东每股派发现金股利 0.221 元，合计派发现金红利 5.01 亿元，现金分红比例约 35.08%。 新机组贡献增量， 控、参煤电业绩双增： 收入端， 公司华润二期（2*66 万千瓦）在 23 年年初投产， 新疆江布电厂（2*66 万千瓦） 2023 年 9 月上旬双机投运， 新增项目贡献增量下， 2023 年公司整体发电量同比增发 81.60 亿千瓦时至512.6 亿千瓦时（含环保发电） ，增幅 18.9%。成本端， 煤价中枢下移，公司参、控股发电企业煤炭成本压力缓解， 业绩大幅上修； 2023 年，公司安徽省内控股煤电厂合计实现净利润 3.50 亿元，同比增加 9.32 亿元；参股（中煤新集与国能神皖）两座煤电厂合计实现净利润 24.01 亿元，同比增加 4.39 亿元，对应公司对两座参股标的投资收益同比增加 1.25 亿元至 10.61 亿元。 减值与费用增加影响业绩释放： 2023 年，公司管理费用同比增加 0.75 亿元至 1.70 亿元，增幅 79.3%；财务费用支出同比增加 2.45 亿元至 8.12 亿元，增幅 43.3%，两项费用增加导致公司期间费用率提升 0.7 个百分点至 4.3%。 此外，2023 年公司计提资产&信用减值 1.30 亿元，同比增加 0.89 亿元，费用增加以及减值影响公司全年业绩释放。 24 年迎机组投产大年，新增权益装机有望达 2.92GW： 煤电方面， 公司参股的中煤板集电厂 2*66 万千瓦机组计划 24 年 6-7 月份投产， 控股的新疆西黑山 2*66 万千瓦机组以及钱营孜二期 1*100 万千瓦机组计划 24 年年底实现双投； 气电方面， 公司两台 9F 级天然气调峰电站正在建设中，预计 24 年双机投运； 新能源方面， 公司宿州褚兰 30 万千瓦风电年初已经开工建设， 新疆奇台 80万光伏项目取得建设指标； 暂不考虑宿州风电投产进度， 我们测算 2024 年公司有望新增火电权益装机 291.8 万千瓦。 投资建议： 23 年投产机组与 24 年新增机组进一步贡献 24 年增量， 当前煤价仍处于下行通道， 公司业绩有望持续改善。 根据电量、电价调整 对公司盈利预测， 预计 24/25 年 EPS 分别为 0.73/0.76 元（前值 0.66/0.67 元），新增 26 年EPS 为 0.79 元，对应 2024 年 04 月 15 日收盘价 PE 分别 12.3/11.7/11.3 倍。参考公司历史估值水平，给予公司 2024 年 13.0 倍 PE，目标价 9.49 元， 维持“谨慎推荐”评级。 风险提示： 1）用电需求下降； 2）燃料价格上涨提高运营成本； 3）电力市场竞争降低上网电价； 4）供应结构调整压制机组出力

事件：4月11日，公司发布2023年年报，2023年实现营业收入125.41亿元，同比下降2.59%；归母净利润14.30亿元，同比增加25.23%；扣非归母净利润14.07亿元，同比增长27.07%；四季度，实现营业收入35.79亿元，同比增长9.60%；归母净利润2.64亿元，同比下降4.07%；扣非归母净利润2.70亿元，同比增长3.54%。每10股派发现金红利4.8元（含税）。 夯实固废主业，探索国际化之路：2023年，固废板块实现营收64.33亿元，同比下降6.49%；实现净利润9.86亿元，同比增长9.34%。主要由于工程与装备业务收入规模下降，同时毛利率较高的垃圾焚烧运营收入同比增长15.57%。 2023年，公司实现垃圾焚烧量1256.28万吨，同比增长20.85%；发电量46.14亿度，同比增长15.89%；上网电量39.52亿度，同比增长17.19%；吨垃圾发电量为367.27度，产能利用率119%，同比增长约9个pct；厂自用电率为14.35%，同比下降0.95个pct。整体上，公司运营管理效率提升，降本增效明显。2023年8月，公司以2亿元受让新源能源40%的股权，新源能源拥有海外项目规模3300吨/日（泰国曼谷），公司开启国际化探索之路。截至2023年底，公司在手垃圾焚烧发电产能35750吨/日（不含参股），已投运产能29800吨/日，储备产能5950吨/日，为公司业绩增长提供动力。 天然气盈利改善明显，餐厨制氢项目投产：2023年，公司天然气销售量10.25亿m3，同比增长1.22%；能源业务实现营收40.61亿元，同比下降0.20%，毛利率为9.76%，同比上升8.31个pct，主要受益于天然气业务进销价差有所改善，盈利能力增强。同时，2200吨/年餐厨垃圾制氢项目已顺利投产，标志着公司氢能业务“制、加、输、用”一体化实现全面贯通。 水务运营稳健，巩固现金流基础：2023年，公司累计新增投产规模8.5万方/日，供水量4.94亿吨，同比下降0.96%；实现营收9.63亿元，同比增长0.19%，水损率由2022年的8.26%收窄至2023年的7.72%，运营管理能力提升，处于行业领先水平。2023年公司污水处理量2.55亿吨，同比增长7.79%；实现营收7.20亿元，同比增长20.03%。2024年，随着大沥城西项目逐步投运，水务板块有望实现稳步增长，为其他业务发展奠定现金流基础。 投资建议：公司固废板块运营比重提升，资产结构优化，储备项目较为丰富；天然气进销价差改善，盈利能力提升明显；水务运营整体稳健，提供稳定的现金流。根据业务经营状况，调整对公司的盈利预测，预计公司24/25年EPS分别为1.87/2.11元/股（前值2.02/2.26元/股），新增26年EPS为2.29元/股，对应2024年4月11日收盘价PE分别为9/8/8倍，给予2024年12.0倍PE，目标价22.44元/股，维持“谨慎推荐”评级。 风险提示：行业政策风险；原材料价格波动；行业竞争加剧。

事件：4月11日，公司发布2023年度报告，报告期内实现营业收入345.72亿元，同比增长6.38%（经重述）；归母净利润18.70亿元，同比增长3014.44%（经重述）；扣非归母净利润17.96亿元，同比扭亏为盈（经重述）；公司拟向全体股东每股派发现金股利0.1元，合计派发现金红利3.78亿元，现金分红比例约20.00%。 减值拖累江苏省内机组，山西机组火力全开：2023年，公司完成发电量706.54亿千瓦时，同比增长6.3%，其中，江苏煤电、山西煤电、江苏气电分别完成电量421.77、224.42、60.35亿千瓦时，同比分别增长5.3%、4.4%、22.7%。 2023年江苏省内新海发电、射阳港、国信靖电、国信扬电4座电厂合计实现净利润3.92亿元，同比增加17.92亿元，成功扭亏；但淮阴发电、淮安燃气、仪征热电3座电厂年内计提资产减值5.89亿元，导致江苏省内火电整体尚未扭亏。 公司在山西机组均为晋北煤炭基地坑口电厂，煤价优势显著，燃料成本压力较小，同时国家发改委核定雁淮直流输电价格为3.59分/kWh（含税，含输电环节线损，线损率2.77%）后，2023年山西机组送苏上网电价上涨2.09分/千瓦时至0.4149元/千瓦时，增幅5.4%；全年山西机组实现净利润6.92亿元，同比增加3.44亿元，增幅98.6%；全年综合来看，公司火电业绩基本实现盈亏平衡。 金融板块奠定业绩安全垫：2023年，公司金融板块实现营业收入(金融企业报表列报口径)30.04亿元，同比增长21.3%；利润总额27.11亿元，同比增长22.5%。对江苏银行投资收益为公司金融板块核心利润来源，2023年，江苏银行贡献投资收益20.23亿元，同比增长4.5%，利安人寿同比大幅减亏6.25亿元，双重影响下公司实现投资净收益21.07亿元，同比增加6.76亿元，增幅47.2%。 煤价处于下行通道，1Q24业绩高增：4月8日，公司公告预计1Q24实现归母净利润7.79亿元，同比增加5.22亿元，增幅202.9%。1Q24秦皇岛港Q5500动力末煤平仓价均值为901.74元/吨，同比下降20.1%，环比下降5.8%，当前动力煤价格仍处于下行通道，2Q24改善业绩有望同比/环比持续改善。 投资建议：电煤采购结构的优化叠加动力煤价格快速下行，公司火电业绩仍存在持续改善空间；金融板块奠定业绩稳定性。根据电量、电价以及投资收益变化，调整对公司盈利预测，预计公司24/25年EPS分别为0.73/0.89元（前值0.74/0.91元），新增26年EPS为1.01元，对应2024年04月11日收盘价PE分别11.8/9.7/8.6倍，参考公司历史估值水平，给予公司2024年12.0倍PE，目标价8.76元，维持“谨慎推荐”评级。 风险提示：1）燃料成本上行；2）电量消纳不足；3）补贴发放延迟。

事件概述： 3月 29日， 公司发布 2023年度报告，报告期内实现营业收入19.909亿元，同比下降 23.83%（经重述）； 归母净利润 2.65亿元，同比下降36.09%（经重述）；扣非归母净利润 2.67亿元，同比下降 36.02%（经重述） ； 公司拟向全体股东每股派发现金股利 0.19元，合计派发现金红利 0.81亿元，现金分红比例约 30.68%。 4Q23电量持续改善，度电营收偏差消除： 4Q23公司 9座水电站合计发电量 11.98亿千瓦时，同比增发 3.79亿千瓦时， 增幅 46.3%，延续 Q3改善态势； 此外，上网电价相对较高的北盘江流域 4座电站完成发电量 9.22亿千瓦时，同比增发 2.00亿千瓦时， 增幅 27.6%。从营收端看， 公司实现营业收入 4.38亿元，同比增长 131.7%，归母净利润亏损 0.11亿元，同比减亏 1.29亿元。 4Q23公司光伏发电量 1.64亿千瓦时，如果按照 2023年光伏上网电价均值测算，实现营收约 0.56亿元，扣除该板块收入后，单季剩余收入约 3.82亿元，考虑到公司营收除光伏外基本全部由水电板块贡献，测算可知 Q4水电度电营收约 0.3188元/千瓦时（不含税），同比提高约 0.141元/千瓦时。 我们认为营收增速大幅高于电量增速， 主要是上年同期因“西电东送”电价结算调整导致的单季度水电营收大幅偏离全年水电综合平均电价，本季度影响或已消除。 资本开支收窄，财务费用下降带来内生增长：2023年公司新增光伏装机 3.21万千瓦，目前在建光伏装机 15.58万千瓦， 除此之外暂无新项目开发，全年购建固定资产开支同比下降约 4.51亿元至 2.22亿元，降幅 67.0%。 资本开支放缓的同时， 2023年公司财务费用支出 3.36亿元，同比下降 0.81亿元，降幅 19.4%，资产负债率亦同比下降 3.16个百分点至 2023年年末的 58.56%，随着公司持续的债务结构优化与偿还， 财务费用的下降有望带来公司业绩持续的内生增长。 投资建议： 公司旗下电站均为径流式电站，若 2024年来水持续性改善，公司水电业绩弹性有望充分释放；同时持续的财务优化亦带来业绩的内生增长。 根据电价、 电量情况调整对公司的盈利预测， 预计 24/25年 EPS 分别为 1.37/1.57元（前值 1.51/1.66元） ， 新增 26年 EPS 为 1.72元， 对应 3月 29日收盘价 PE分别为 11.7/10.2/9.3倍，参考可比公司估值，给予公司 24年 14.0倍 PE，目标价 19.18元/股，维持“推荐”评级。 风险提示： 1）流域来水偏枯； 2）需求下滑压制电量消纳； 3）市场交易电价波动； 4）财税等政策调整。