事件：公司发布 2024年半年报，实现营业收入 401.65亿元，同比下降 3.75%；归属于母公司股东的净利润 39.27亿元，同比增长 41.33%。基本每股收益 0.29元，同比增长 38.1%，基本符合我们的预期。 上半年煤价同比走低，成本端改善火电业绩实现高增。电量方面，上半年公司完成上网电量 714.35亿千瓦时，同比微增 0.7%，其中火电完成上网电量 713.02亿千瓦时，同比增长 0.67%。火电电量增长较慢的原因主要系汛期来水充沛，导致火电发电空间受到挤压，上半年浙江省火电利用小时数下降81小时。成本端，上半年煤价保持下行态势，根据 Wind 数据，1H24秦皇岛港山西产 Q5500动力末煤价格均价为 876.9元/吨，同比下降 14.1%。火电机组成本得到有效改善，叠加浙江省用电需求增加，1H24公司火电板块盈利得到修复。公司下属北仑电厂、乐清电厂、嘉华电厂、镇海电厂、舟山电厂分别实现 6.01、5.66、3.66、0.81、0.71亿元净利润，分别同比增长 635.78%、1965.71%、198.29%、47.04%、154.68%。 股权投资稳定创收，参股核电投资收益长期向好。1H24公司实现权益法核算的长期股权投资收益 22.5亿元，同比增长 3.43%。其中参股核电企业贡献 8.33亿元投资收益，同比下降 23.09%，主要系 1H24秦山核电与三门核电机组大修较同期增多带来的发电量和收入下降；参股火电等其他企业贡献 14.17亿元投资收益，同比增长 26.52%。公司向中广核苍南第二核电有限公司注入新资金，持股比例达 31%，且参股的 3号及 4号核电机组已于 2024年 8月获核准。随着已有核电机组检修结束和新机组建设投产，公司参股核电企业投资收益稳健增长，长期贡献业绩增量。 盈利能力改善推动现金流增长。受益于火电板块业绩增长，1H24公司实现经营活动现金流 53.31亿元，同比增长 304.6%；投资活动现金流支出为 21.9亿元，同比下降 26.31%。公司在建工程主要包括台二电厂二期 200万千瓦，嘉兴电厂四期扩建项目 200万千瓦，镇海天然气 4号机组搬迁改造 43万千瓦，强劲现金流减轻公司资本开支压力。公司资金充足，经营能力强劲，1H24负债率为 45.94%，同比微增 0.25pct，在火电企业中处于较低水平。费用方面，1H24公司财务费用 5.95亿元，同比增加 0.11亿元，主要系汇兑损益同比大幅增加影响。利息收入同比增加 0.48亿元，利息支出同比减少0.33亿元，公司推动存量和增量贷款利率压降，利息费用节约效果显著。 盈利预测与评级：参考公司半年度业绩，我们上调公司 2024-2025年归母净利润预测为 82.65、90.12亿元（前值为 64.92亿元、72.07亿元），新增 2026年盈利预测为 95.34亿元，当前股价对应2024-2026年 PE 分别为 10、9、9倍。公司 2023年股利支付率 51.42%，假设 2024年分红比例为50%，根据我们的 24年 EPS 测算，当前股价对应 2024年股息率为 4.9%。维持“买入”评级。 风险提示：煤炭价格波动，投资收益不及预期。

投资要点：事件：公司发布2024年半年报，实现营业总收入670.14亿元，同比下降0.3%；归母净利润25.30亿元，同比增长14.8%。核心利润26.99亿元，同比减少14.8%，主要系子公司新奥能源批发气海外贸易业务规模收缩及国际LNG价格同比下降，公司业绩基本符合我们的预期。 平台交易气国内增量显著，实纸结合稳定盈利状况。公司积极开拓平台交易气市场，上半年平台交易气销售量达27.05亿m3，同比增长21.0%，毛利率23.49%。其中国内气量增长51.9%至17.41亿m3，新增客户129个，国内平台交易气客户开拓成效明显。国际气价持续回落，1H24荷兰TTF平均现货价格同比下降33.27%至29.55欧元/兆瓦时，东北亚LNG平均现货价格下降27.32%至10.25美元/百万英热。国际资源套利空间逐渐减弱，1H24公司国际平台交易气量下降11.6%至9.64亿m3亿。公司采取实纸结合的商业模式，强化风险管控，随着2025-2026年公司长协气源逐渐落地，公司平台交易气量有望快速增长。 零售气量利齐升有望持续。截至2024年6月底，公司共有260个城市燃气项目，覆盖全国20个省市及自治区，且多数项目位于东部经济发达地区。1H24公司零售气量127.10亿m3，同比增长4.5%。居民气量为30.01亿m3，同比增长3.1%；工商户气量95.61亿m3，同比增长5.4%。天然气分销收入同比下降3.95%至444.70亿元，但仍为公司营收主体部分，贡献公司总收入的66.91%。随着全国范围内居民气顺价机制加速推进，公司零售气毛差有望继续提升，我们看好公司零售气量维持量利齐升趋势。 舟山接收站接卸量同比稳步增长。1H24公司旗下舟山接收站接卸量102万吨，同比增长14.06%。舟山及周边地区下游需求旺盛，燃气机组、新三样等行业有望拉动LNG消费量增长，助力接收站产能持续爬坡。 负债持续优化，财务费用节约效果显著。截至2024年6月底，公司总负债规模308.55亿元，同比下降75亿元。公司通过国内低息人民币借款置换高息美元债和中长期项目借款，优化财务结构，根据公司中期业绩发布会，1H24公司借款利率下降22bp到3.31%。 债务规模减少，财务成本下降，叠加美元存款规模提升，公司利息支出同比减少而利息收入增加，1H24公司财务费用5.02亿元，同比下降6.93亿元。 盈利预测与估值：根据公司分红计划，2024-2025年派息额度不低于1.03、1.14元/股，高股息增加公司长期投资价值。我们维持公司2024-2026年归母净利润预测为60.90、67.09、78.94亿元。当前股价对应PE分别为9、8、7倍。维持“买入”评级。 风险提示：天然气价格高波动风险、零售气销售不及预期

事件：公司发布2024年中报。2024年上半年公司营业收入达1188.06亿元，同比减少5.73%。归母净利润达74.54亿元，同比增加18.16%。2Q24公司营业收入534.39亿元，同比减少12.05%，归母净利润28.58亿元，同比减少29.58%，公司业绩基本符合我们的预期。 成本下降持续释放火电利润弹性，2Q24燃煤及燃气机组电量受清洁能源挤压。根据公司披露的分部业绩，上半年公司境内煤电、气电实现税前利润总额39.80、5.70亿元，上年同期数据分别为5.93、3.51亿元。1H24公司火电成本端大幅改善，累计入炉除税标煤单价为1010.32元/吨，同比下降11.20%。而电价端降幅较小，上半年公司运行电厂结算电价498.70元/兆瓦时，同比下降3.21%，火电盈利能力显著回升。由于2024年上半年全国来水偏丰，叠加新能源装机量高增，我们测算水电与新能源上半年发电增量分别占全国用电增量的27.9%与36.6%，挤压火电发电空间，二季度起多地火电利用小时数承压。1H24公司燃煤机组利用小时数1980小时，同比减少66小时。尤其是2Q24公司煤机、燃机上网电量分别为781.33、51.80亿度，同比下降9.65%、7.28%。上网电量下降，导致二季度境内煤电、气电实现税前利润总额11.55、0.34亿元，环比一季度降幅显著。 新能源装机量延续高增趋势，利用小时数略有下滑拖累业绩。2024年上半年，公司新增新能源装机量达284.51万千瓦，其中风电、光伏装机量分别为100.7万千瓦（+290.31%YoY）、198.8万千瓦(-20.04%YoY)。上半年风电、光伏利润总额达40.30、12.45亿元，上年同期数据分别为40.24、10.02亿元。尽管公司整体风电装机规模持续提升，但上半年利用小时数同比减少53小时至1200小时，导致二季度风电上网电量仅微增1.8%，制约风电利润增速。光伏板块则显著受益装机规模爆发式增长，利用小时数虽然也同比减少14小时至594小时，但2Q24光伏上网电量仍高增74.6%至49.77亿度，单季度税前利润达8.75亿元，环比一季度提升5.05亿元。截至2024年6月30日，公司风电光伏装机规模为3160.8万千瓦（其中风电、光伏分别为1651.8、1509.0万千瓦）。考虑到当前风机设备及光伏组件价格不断走低，公司有望加速新能源装机节奏，保障清洁能源装机占比45%，风电光伏总装机超过4000万千瓦的“十四五”新能源规划目标的实现。 资产负债率持续居于70%红线以下，LPR回落减轻公司财务费用。2023年公司通过偿还贷款及应付债券等方式，资产负债率降至68.33%，1H24公司长期贷款规模同比再度下降，资产负债率进一步下降至68.05%，保持在70%红线以下。永续债方面，截至2024年6月30日，公司永续债规模为795.70亿元，较2023年末减少0.56亿元。公司资产结构持续优化，财务状况稳中向好。我国近期利率水平连续下降，中国5年期以上LPR分别于2023年6月、2024年2月、2024年7月下降10、25、10个BP，作为高杠杆高垫资的企业，公司充分受益于资金成本下降。1H24公司财务费用为39.78亿元，同比减少4.20亿元。我们看好公司财务费用持续下降，增厚公司业绩。 盈利预测与估值：我们维持公司2024-2026年归母净利润预测至115.33、137.58、166.41亿元（以上预测均含永续债利息），当前股价对应2024-2026年PE分别为11、9和7倍。基于公司现金流显著改善、24年起煤价下行及新能源装机高增趋势延续，维持“增持”评级。 风险提示：电价下降风险，煤价波动风险，新能源消纳率下降

事件：公司发布2024年半年度发电量完成情况公告，公司境内所属六座梯级电站总发电量约1206.18亿千瓦时，较上年同期增加16.86%。其中2Q24公司境内所属六座梯级电站总发电量约678.71亿千瓦时，较上年同期增加42.54%。 来水情况大幅改善，支撑电量高发。在经历2H22-1H23的枯水期后，2H23下半年起我国来水逐渐转丰。今年1-5月，三峡所在的湖北省水电利用小时数达1333小时，同比高增395小时。受益于来水情况大幅改善，2024年上半年，长江上游的乌东德水库与三峡水库来水总量分别为366.60、1479.41亿立方米，同比偏丰11.40%与19.67%。1H24三峡、葛洲坝、溪洛渡、向家坝、乌东德、白鹤滩发电量分别同比增加25.36%、16.98%、21.58%、10.91%、18.35%和3.43%。公司2023年底蓄水任务顺利完成，金沙江梯级水库蓄能达338亿千瓦时，六库联调潜力可进一步释放。 发电量同比增加有望支撑公司业绩快速提升。对比1H23公司发电量1032.14亿千瓦时（1Q23及2Q23分别为555.98、476.16亿千瓦时），今年上半年公司发电增量达174.04亿千瓦时。根据2023年公司境内水电上网电价为0.28128元/千瓦时计算，剔除增值税因素影响，增发电量为公司带来的税前利润增量可达43.3亿元。由于向家坝、溪洛渡、乌东德和白鹤滩电站按15%税率缴纳企业所得税，以15%、25%所得税率对以上四座电站及三峡、葛洲坝分别计算，四座有税收优惠减免的电站及三峡、葛洲坝两座电站增发电量分别为88.32及85.72亿千瓦时，对应税后增量业绩分别为18.7及16.0亿元，合计有望增加公司税后利润34.7亿元。 受益降息及投资收益提升，公司业绩可进一步增厚。公司有息负债规模超过3000亿元，得益于公司积极优化债务，一季度财务费用同比减少2.96亿元，同比下降约10%。降息周期中，长江电力可凭借充沛的现金流，可通过提前还贷、优化债务结构、新旧债务置换等方式，减少利息支出。投资收益方面，水电来水情况继续在二季度继续改善，因公司参股诸多水电企业，预计Q2的投资收益可保持正增长。财务费用节约及投资收益提升有望继续增厚公司净利润。 盈利预测与估值：电量增发、财务费用减少、投资收益提升等多因素共同作用下，公司上半年业绩有望实现快速增长。我们维持2024-2026年归母净利润预测为332.53、351.17、375.57亿元，当前股价对应PE分别为22、20和19倍，维持“买入”评级。 风险提示：来水受天气影响难以准确预测。

深耕深冷技术设备，注重科技研发，已成为行业内标杆企业。公司成立于2006年，主营化工能源领域的深冷技术装置，产品主要应用于能源化工、天然气以及氢能源、电子气、稀有气体等行业，客户已从国内拓展至全球范围。2023年，公司营业收入30.47亿元，净利润3.50亿元，同比增长19.36%。公司净利润增长主要来自于在手订单逐年增加，由2015年的9.29亿元增长至2023年的21.33亿元，复合增长率23.10%。目前，公司已掌握深冷技术核心设备的设计及制造工艺，并且，公司及子公司至今已取得70项专利，其中发明专利27项，正在申请的专利31项，涉及多个技术领域以及前瞻性研发，拥有可应对市场变化的充足技术储备。 深冷技术设备+城燃运营业务基本盘持续夯实，设备出海将加持传统业务并带来增量。目前，公司的基本盘业务为深冷设备和城市燃气运营，占比达98.36%。2023年，在深冷设备业务端，公司具备符合全球标准的制造能力，凭借产品质量和技术均处于市场领先地位的优势，不仅在国内成为项目业主的主要供应商，并且公司产品出口至美国、欧盟、非洲、中亚、东南亚等46个国家和地区。正是因为公司的深冷设备出海，导致设备板块的毛利率在2023年得到明显提升，毛利率从2022年的29.65%提升至36.30%。在城燃运营业务端，公司在2019年100%收购山东中邑燃气股份，该板块每年为公司稳定贡献利润和现金流，该业务收入占比为64.99%，预计未来城燃业务将稳定盈利，同时，随着设备板块出海而带来的量与价的提升，收入结构将向设备板块倾斜，从而使得整体基本盘业务变动更加牢固。 新增气体运营业务+氢能业务值得期待。公司凭借多年深冷设备制造经验切入气体运营和氢能上游产业链等全新产业。在气体运营方面，在2023年，公司第一套自主投资的大宗气体项目在四季度进入稳定供气阶段，未来有望为公司持续带来正向利润。同时，公司完善稀有气体产品矩阵，公司已具备氪氖氙等稀有气体的制取及提纯技术，目前，首套自主研发设计制造的BOG提氦装置成功交付并顺利运行，由于稀有气体提取难度大，容易在需求提升时出现供给缺口而导致价格大幅上涨，因此未来有望成为公司第二成长曲线。在氢能业务方面，公司已完成小型氢液化样机的试制，并已在其他能源化工领域氢能技术的拓展应用环节开始前瞻性技术研发，进一步拓展氢能源的技术布局，以弥补我国在氢能源行业上游“制-储-运-加”环节中的中距离运氢技术的缺失。 盈利预测与估值：我们预计公司2024-2026年归母净利润为4.47、6.08、7.08亿元，对应EPS分别为1.17、1.59、1.85元/股，目前股价对应PE估值分别为11、8、7倍。 公司所处的装备制造行业叠加碳中和新机遇仍有广阔成长空间，公司作为深耕深冷技术设备行业的标杆企业，传统制造与新兴业务双轮驱动，给予行业平均水平2024年14倍PE，对应目标价16.31元，首次覆盖给予“买入”评级。 风险提示：宏观经济波动导致企业新增订单低于预期、原材料成本波动风险、稀有气体业务进展低于预期。

公司发布2023年年报及2024年一季报。2023全年公司实现营业收入34.12亿元，同比下降1.12%；实现归母净利润8.59亿元，同比下降9.14%，基本符合我们的预期。1Q24实现营业收入17.17亿元，同比增加3.69%，归母净利润5.64亿元，同比减少18.1%，基本每股收益为0.2495元/股，同比下降18.05%，业绩表现低于我们的预期，主要系今年一季度气温同比偏低导致燃料成本大幅提升。 供热面积稳步增长，清洁供暖业务盈利能力整体保持稳定。2023年公司供暖及蒸汽业务营业收入21.87亿元，同比增长1.30%，毛利额5.01亿元，同比减少5.9%。发电业务营业收入1.33亿元，且毛利同比实现扭亏。供热领域，公司采用中水源热泵、光伏+等可再生能源技术，并且引入智能化运营管控平台，进一步加速智慧供热的发展。2023年公司平均供暖面积约7440万平方米，联网面积约10463万平方米，同比分别增长214万、584万平方米。公司在2023年通过降本增效、精细化管理等措施，保持了稳定的现金流和盈利能力。在上游煤炭价格高位运行，下游供热市场增速放缓的市场环境下，公司通过长协锁价、淡季储煤等策略有效控制了成本，实现了区域内用户连续增长。1Q24由于公司煤耗受气温偏低影响同比提升，导致公司业绩出现下滑，但考虑到目前煤价处于下行通道，公司年内业绩有望逐季度加速改善。目前公司积极投入到氢能的产业发展中，通过直接投资、项目合作、示范项目推广、联合研发等模式增强氢能业务布局力度，推动国内氢能产业链的逐步完善。 在手现金储量充足，高分红低负债财务稳健性极佳。截至2024年3月底，公司在手现金高达80亿元，占公司总资产45%，资产负债率仅有29.9%，其中长短期借款合计仅有约20亿元。2023年及1Q24公司财务费用分别为-1.76和-0.45亿元。充足的现金以及极低的资产负债率可以为公司寻找新的增长点提供充分保障，并为公司保障稳定的分红派息打下坚实基础。公司连续四年分红比例超50%，2023年公司计划分红4.52亿元，占归母净利润的52.6%。 积极开拓媒体市场，传媒业务高速发展。在高铁数字传媒业务方面，公司子公司兆讯传媒2023年实现营业收入5.97亿元，同比增长3.56%。兆讯传媒作为高铁数字行业内的领先企业，在全国31个省级行政区均完善布局。伴随着中国铁路网“八横八纵”的加密成型，兆讯传媒已建成年触达客流量超过20亿人次的自有高铁数字媒体网络。截至2023年12月，公司签约的铁路客运站561个，开通运营铁路客运站482个，运营5346块数字媒体屏幕。此外，公司积极开拓商圈数字户外媒体业务，先后在广州天河路商圈、成都春熙路商圈、北京王府井商圈等地区打造户外裸眼3D大屏，吸引众多知名品牌投放广告，随着更多大屏逐渐建成投产，广告发布业务有望持续增厚公司利润。 盈利预测与估值：结合2023年年报和2024年一季报业绩，我们下调预测公司2024年盈利预测为9.56亿元（前值为21.72亿元），新增2025-2026年归母净利润为10.80、11.76亿元。当前股价对应PE分别为15、13和12倍。考虑到公司双主业所在行业具有较大差异，我们对公司清洁能源业务及广告业务进行分部测算。清洁能源业务企稳回升，2024年业绩预计达8.5亿元，给予16倍PE，合理估值为136亿元。 广告业务保持稳定增长，2024年预计业绩达1.5亿元，参考子公司兆讯传媒估值水平给予40倍PE，合理估值为60亿元。公司合理市值为136+60。 0.75（公司对兆讯传媒持股比例为75%）=181亿元，对应当前市值上涨空间为26.2%。维持“买入”评级。 风险提示：煤价回落不及预期，广告收入增长不及预期

水火并济风光互补，公司业绩持续修复。国投电力是国投集团旗下综合电力运营商，雅砻江流域唯一水电开发主体。公司聚焦水电领域，推进火电与新能源整体协同发展。装机量方面，两河口水电站与杨房沟水电站投产后公司水电装机规模达到 2128 万千瓦，2023 年水电装机量占公司总装机量比 52.08%，新能源 2023 年装机量则同比高增 52.84%至 704万千瓦。受益于 2023 年燃料成本下降修复火电分部业绩，公司整体业绩有所回升。2023年营收为 567.12 亿元，同比增长 12.32%，归母净利润为 67.05 亿元，同比增长 64.31%。 雅砻江优质大水电价值凸显，全流域开发蓝图已绘。雅砻江规划总开发装机容量约为 3000万千瓦，已投运 1920 万千瓦，中游卡拉与孟底沟水电站在建。雅砻江流域已可进行“三库七级”联调，梯级调度能力强。尤其是已投产电站中，处于最上游的两河口水库具有多年调节性能，可增加下游电站发电量。我国大水电项目开发进入尾声，叠加西南用电需求快速上升，公司大水电稀缺性凸显。省内兑现水电时间价值的丰枯价差政策与水电外送机制的完善又支撑了水电电价的稳步上升，公司水电业绩具有量价提升潜力。 火电机组质量提升，煤价走低盈利修复。公司在转让一批盈利性较差、环保效益较低的中小型火电机组后，100 万千瓦及以上大容量机组容量比例上升至 64%，而这些机组主要位于沿海省市，区位优势明显。2023 年煤价不断回调，公司火电成本快速下降带来业绩扭亏，国投钦州 2023 年净利润转正为 9.49 亿元。随着容量电价等定价制度的完善，2024年公司火电板块利润有望继续增厚。 新能源装机量增长势头强劲，水风光大基地平稳推进。2018-2023 年，公司新能源装机从157.9 万千瓦增长至 703.58 万千瓦，CAGR 达 34.83%。新能源总装机量占比从 4.64%增长至 17.22%。雅砻江周边的风光资源在将来还可与正在建设的两河口混蓄电站产生共振，将较为波动的风光发电调整为平滑电源。公司在四川省以外，也积极投建风光项目。根据公司十四五末新能源总装机量达到 1700 万千瓦的规划，2024 与 2025 年公司新能源板块有望保持高增。 维持“买入”评级。综合考虑煤价、电力需求增长、新能源市场快速增长等多重因素，我们预计 2024-2026 年公司水电量价齐升，火电资产价值回归，新能源业务保持快速增长。 我们维持预测公司 2024-2026 年归母净利润分别为 80.38、87.59、93.23 亿元，EPS 分别为 1.08、1.18、1.25 元/股。当前股价对应 2024-2026 年 PE 分别为 15、14、13 倍。 参考水电公司平均估值水平，我们基于公司 2024 年 EPS 给予 18 倍 PE，对应目标价 19.44元/股，对应上涨空间 21.0%，维持“买入”评级。 风险提示：来水波动的不确定性；煤价波动对火电盈利能力的影响；新能源电价的波动

事件：公司发布2024年一季报。1Q24公司实现营业收入309.5亿元，同比减少3.2%；归母净利润18.6亿元，同比增加64.2%，符合我们预期。 火电发电量略不及预期，一季度公司上网电量小幅回落。1Q24公司完成发电量561.64亿千瓦时，较上年同期减少0.19%，完成上网电量524.77亿千瓦时，同比下降约0.30%。 其中火电上网电量514.80亿千瓦时，同比下降0.7%，水电上网电量9.97亿千瓦时，同比增长24.5%。我们认为1Q24公司上网电量下降的主要原因在于火电重点经营区域（主要位于山东及湖北地区）内的新能源装机规模快速增长，叠加湖北地区来水快速修复，新能源与水电发电量增长，导致公司火电电厂的利用小时数同比下降。 电价小幅回落，成本改善显著打开盈利空间。1Q24公司平均电价0.509元/千瓦时，同比回落4.1%。而在成本端，1Q24秦皇岛5500大卡动力末煤均价达901.74元/吨，同比1Q23的1128.91元/吨下降20%。电价降幅大幅低于成本端降幅，我们判断主要原因包括年初签订的年度长协电价为上网电价提供一定价格刚性，同时容量电价正式执行强化火电业绩的稳定性。考虑到目前国内动力煤供需格局持续区域宽松，看好成本端持续改善的背景下，公司煤电业绩持续修复。气电方面，由于1Q24国际气价在暖冬抑制需求背景下持续下跌，带动国内天然气综合采购成本回落，我们判断气电发电成本压力同样减弱，并加速火电整体业绩回升。 资产负债结构持续优化，财务费用下降有助利润进一步释放。截至1Q24，公司资产负债率为60.4%，同比下降6.1个百分点，环比2023年末62.6%减少2.2个百分点。1Q24公司资本开支16.0亿元，同比减少10.1%。在去年6月及今年2月LPR连续两次下调的情况下，1Q24公司财务费用也同比下降8.5%至8.48亿元。展望2024年，公司资本开支边际放缓，资产负债表修复趋势有望延续，叠加融资成本持续下降，看好公司盈利能力进一步改善。 盈利预测与评级：结合公司一季度经营情况，我们维持公司2024-2026年归母净利润预测分别为70.08、75.15、88.43亿元（以上预测均未扣除永续债利息约10亿元），当前股价对应PE分别为10、9、8倍。我们看好公司火电业绩持续修复，叠加容量电价落地后公司业绩稳定性增强，维持“买入”评级。 风险提示：煤价持续处于高位，参股新能源发展不及预期。

事件：公司发布2023年报和2024年第一季度报告。2023年公司实现营业收入264.85亿元，同比增长11.23%，实现归母净利润71.81亿元，同比增长0.94%，略高于我们此前的预期。2024年第一季度公司实现营业收入78.99亿元，同比增长15.26%，实现归母净利润24.22亿元，同比增长0.10%，低于我们的预期。 风电、光伏发电持续高增，利用小时数下降叠加装机规模减少缩减水电业绩。根据公司经营数据公告，2023年度，公司完成发电量551.79亿度，同比增长14.12%。其中，风电发电量389.56亿度，同比增长14.75%；光伏发电量153.54亿度，同比增长14.23%。风电、光伏发电量增长源于公司控股装机容量增长，截至2023年末公司风电、太阳能累计装机容量达到1941.66、1982.42万千瓦，分别占全国风电、光伏发电行业市场份额的4.40、3.25%。水电业务方面，公司因转让等原因减少水电装机容量1.26万千瓦，且年内未有新增装机容量，叠加水电利用小时数同比下降473h至3803h，导致水电发电量同比下降16.27%。风电、光伏发电量高增抵消水电发电同比下滑影响，仍然拉动公司营业收入高增。 折旧等因素拖累盈利增速，电量增长潜力有望支撑长期利润增速提升。2023年公司营业收入增速达11.23%，归母净利润同比增长0.94%，低于营业收入增速，主要原因是：（1）2022年新并网项目在2023年陆续投产，折旧及运营成本增加。（2）2022年12月开始发电企业计提安全生产费，营业成本同比净增加。（3）参股企业盈利水平波动，投资收益同比下降47.48%至7.15亿元。2023年公司风电、光伏成本增速均与营业收入增速持平或反超，其中风电营收及成本增速分别为9.97%、23.12%；光伏营收及成本增速分别为13.42%、13.41%。1Q24受新投产机组折旧及少数股东损益影响增加影响，公司整体再呈“增收不增利”。公司处于资产规模高速扩张期，短期内折旧与营业成本压力较大影响利润释放节奏，但公司新增装机保持稳中有升，看好短期因素影响减弱后，公司长期的盈利增速可加速回升。 补贴回款不畅，经营性活动现金流量净额下滑。2023年，在公司营收规模及利润保持正增长的情况下，公司经营性活动现金流量净额同比下降14.23%至144.17亿元，主要系新能源项目补贴回款同比减少，截至2023年末公司可再生能源电价附加组合账面余额达360.20亿元，公司应收账款同比大幅增长37.21%。2024年第一季度应收账款维持增长趋势，达400.77亿元，环比2023年底再度提升34.03亿元。补贴回款不及预期影响企业整体盈利质量，期待长期补贴回款改善企业经营现金流。 盈利预测与估值：结合公司2023年报及2024年一季报业绩情况，考虑到公司2023年装机容量略超我们的此前的估计，我们上调公司2024-2025年归母净利润预测分别为77.52、87.17亿元（调整前分别为76.01、85.14亿元），并新增2026年归母净利润为95.38亿元。当前股价对应PE分别为17、16倍和14倍，维持“买入”评级。 风险提示：风电、光伏利用小时数不及预期，电价政策出现不利变化。

事件：公司发布 2023 年年报及 2024 年一季报。其中 2023 年全年实现归母净利润272.39 亿元，同比增长 14.81%，符合我们预期。2023 年公司计划分红的 DPS 为 0.82元，分红比例为 73.66%。根据 4 月 30 日收盘价计算，股息率为 3.18%。2024 年一季度实现归母净利润 39.67 亿元，同比增长 9.80%，超出我们预期。 乌白注入支撑 2023 年量价齐升，1Q24 来水量偏枯发电量承压。2023 年长江上游的乌东德水库与三峡水库来水总量分别为 1029.08、3428.46 亿立方米，同比变化-5.56%与0.71%。在来水总量偏枯背景下，公司境内 6 座梯级电站总发电量为 2762.63 亿千瓦时，同比增加 5.34%，发电量增长主要由于白鹤滩电站机组上年尚未完全投产。西南电力供需紧张叠加高电价的乌白注入，2023 年公司境内水电上网电价为 0.2813 元/千瓦时，同比增长 0.016 元/千瓦时。1Q24 公司乌东德与三峡水库来水偏枯，同比变化-7.71%与-4.14%。公司境内电站总发电量为 527.47 亿千瓦时，同比变化-5.13%，三峡、葛洲坝、溪洛渡、向家坝、乌东德、白鹤滩发电量分别同比变化 15.79%、8.94%、-7.24%、-18.65%、3.49%和-20.79%。考虑公司 2023 年底蓄水任务完成后，金沙江梯级水库可用水量达 410 亿立方米，蓄能 338 亿千瓦时，六库联调潜力可进一步释放。 受益降息，财务费用同比下降。投资收益高增，公司业绩显著增厚。1Q24 公司在来水偏枯、发电量同比下降的背景下，实现归母净利润 9.80%的同比增长。其中，一是得益于公司积极优化债务，财务费用同比减少 2.96 亿元，同比下降约 10%。二是目前我国 5年期 LPR 连续两次下调，公司目前有息负债规模超过 3000 亿元，降息周期中我们认为公司财务费用率仍有下降空间。1Q24 利润正增长中，投资收益也贡献较大。公司大部分参股的水电、火电等电力公司业绩提升明显，贡献投资净收益达到 9.00 亿元，同比增长 55.73%。 盈利预测与估值：结合 2023 年年报与 2024 年一季报业绩，我们维持 2024-2025 年归母净利润预测为 332.53、351.17 亿元，新增 2026 年归母净利润预测为 375.57 亿元，当前股价对应 PE 分别为 19、18 和 17 倍，我们认为短时间的来水丰枯不对长期价值构成影响，维持“买入”评级。 风险提示：来水受天气影响难以准确预测

事件：公司发布2024年一季报。公司2024年一季度实现营业总收入342.09亿元，同比减少0.41%；归母净利润10.81亿元，同比减少25.80%；核心利润10.82亿元，同比减少12.8%，公司业绩略低于我们的预期。 剔除新奥能源海气贸易后基础业务核心利润保持增长，负债结构有所改善。公司剥离煤炭业务后利润核心更加聚焦到燃气主业，1Q24公司的核心利润主要受益于平台交易气业务的持续增长。细分来看，1Q24平台贸易气贡献6.6亿元，舟山LNG接收站贡献近1.49亿元。剔除港股新奥能源包括LNG转口销售的非基础业务因素后，1Q24公司基础业务核心利润为10.74亿元，同比增加17.8%。截至2024年一季度末，公司资产负债率下降至55.74%，同比下降5.3个百分点，财务结构持续优化。 需求复苏，平台交易气规模稳步提升。在国际气价回落及下游需求恢复背景下，1Q24全国LNG进口量1978万吨，同比增长20.4%。公司积极开拓国内外市场，1Q24平台交易气销售量12.13亿m3，同比增长33.6%。在国际气价逐渐回落，在转口贸易价差缩小的背景下，公司积极开拓国内市场。一季度公司在国内销气量为8.33亿m3，同比高增95.5%，国际气量则下降21.2%至3.8亿m3。 2024年全球气价持续回落，进口天然气现货价格维持在$9-10/mmBtu区间，海气高经济性凸显，有望持续拉动平台交易气规模。 零售气量小幅上涨，看好销气增速持续修复。1Q24公司零售销气量72.37亿m3，同比增加2.7%，其中工商业用气同比增加2.9%至52.24亿m3，居民气量同比增长2.5%至19.47亿m3。1Q23零售气量为高基数，主要系去年同期合并了电厂气量而去年二季度起电厂销气量大幅减少，因此我们判断公司自2Q24起零售气销气增速将逐季度持续修复。随着全国各地顺价政策持续推进，广东、福建等地区出台天然气价格联动机制文件或价格调整通知，有利于提升公司盈利能力。截至3月底，公司在居民端顺价率达到54%，叠加高毛差工商用气持续回暖，销气结构有望持续改善，我们认为公司零售气毛差有望进一步提升。 分红规划明确，高股息凸显配置价值。根据公司2023年-2025年分红规划及出售新能矿业出售特别派息规划，2024年-2025年每股现金分红不低于1.03、1.14元/股，对应4月26日收盘价，公司股息率分别最低可达5.8%、6.4%，高股息提升公司长期投资价值。 盈利预测与估值：我们维持公司2024-2026年归母净利润为60.90、67.09、78.94亿元，当前股价对应PE分别为9、8、7倍。看好2025年后LNG长协大规模落地后，公司业绩稳定增长。维持“买入”评级。 风险提示：天然气价格高波动风险、零售气销售不及预期

事件：公司发布2024年第一季度报告，1Q24公司实现营业收入191.82亿元，同比上升4.88%，归属于上市公司股东的净利润36.04亿元，同比增长3.38%；基本每股收益达0.071元，同比增长2.90%，业绩表现符合我们的预期。 在运机组大修时间略超同期，防城港3号及台山1号机组带动一季度上网电量稳步增长。 公司旗下多数核电站在2024年一季度的换料大修总时间多于2023年同期，1Q24公司大部分电站发电量同比略有下降。其中大亚湾核电站在2024年一季度新开展了1个换料大修，发电量同比下降21.28%，上网电量同比下降21.72%。一季度公司发电增量主要来自于防城港3号机组及台山核电站1号机组。防城港3号机组2023年3月25日投入商业运营，在去年同期低基数的情况下，1Q24公司防城港核电站发电量同比上升7.90%，上网电量同比上升29.37%。台山1号机组于2023年11月完成换料大修工作恢复并网，今年一季度恢复正常运行，发电量同比上升51.24%，上网电量同比上升51.38%2024年第一季度，公司核电机组总发电量约为550.80亿千瓦时，同比上升0.39%；上网电量约为518.14亿千瓦时，同比上升1.83%。 新增机组投产在即，有望释放业绩弹性。2024年4月9日，广西防城港核电站4号机组成功实现首次并网发电，标志着该机组具备发电能力，有望于上半年实现投产。防城港核电站3号机2023年度能力因子达98.2%，看好4号机组投产后也将保持高运营效率，带动公司业绩持续成长。 公司进入密集建设装机期，降息背景下减轻高资本开支期企业财务成本压力。截至本报告期末，公司共管理11台已核准待FCD及在建核电机组（包括公司控股股东委托公司管理的6台机组），2台处于调试阶段，3台处于设备安装阶段，2台处于土建施工阶段，4台处于FCD准备阶段。考虑到三代核电已进入批量化建设阶段，长期来看随着工程管理和建设经验的积累，华龙一号单位造价及建设周期有望持续优化，提升后续项目总体回报率。 随着公司在建项目的逐步增加，我们预计公司资本开支将逐年上升。但考虑到国内五年期LPR持续下降，降息周期下公司可通过债务置换、短期融资等方式减轻财务费用压力。1Q24公司财务费用为12.70亿元，同比下降0.22亿元。 盈利预测与评级：结合一季度公司经营情况，我们维持公司2024-2026年的归母净利润分别为119.55、124.78、135.44亿元。当前股价对应PE分别为18、17和16倍，核电消纳稳定、公司业绩兼具稳定性与成长性，维持“买入”评级。 风险提示：新增装机进度不及预期，机组大修时长超过预期

事件：公司发布 2024年一季度报告，2024年一季度实现归母净利润 45.96亿元，同比高增 104.25%，略超出我们的预期，去年同期归母净利润为 22.5亿元。 根据公司一季度报告披露的分板块业绩，公司 2024年一季度境内燃煤、燃机、风电、光伏分别实现税前利润总额 28.25、5.36、24. 14、3.70亿元、上年同期数据分别为-0.70、3.26、19.25、3.45亿元。公司业绩超预期增长主要系火电业绩大幅改善及新能源快速发展贡献增量业绩。 火电：煤机保持高负荷发电量保持增长，燃料成本显著下降盈利能力持续改善。2024年第一季度，全国用电量达 23373亿度，同比增长 9.8%。需求端高增拉动供给侧上涨，一季度全国火电发电利用小时数达 1128小时，同比增长 31小时。1Q24公司煤机上网电量达 922.67亿度，同比上涨 3.05%。 除电量上涨外，煤电板块业绩大幅改善的原因在于煤价大幅下行，境内业务单位燃料成本同比下降。 根据 Wind 数据，秦皇岛 5500大卡动力末煤 1Q24均价达 901.74元/吨，同比 1Q23的 1128.91元/吨下降 20%。结合公司 2024年一季度上网电量公告，公司境内各电厂平均上网电价下降 3.99%至 497.97元/兆瓦时，该电价数据相对超预期，成本端降幅远大于销售端降幅，我们认为这主要系一方面年度长协电价同比仅小幅下降为上网电价提供一定价格刚性，一方面容量电价正式执行强化火电业绩的稳定性。考虑 4月煤价中枢进一步回落，且部分火电机组可通过技改延寿提升综合运行效率，我们认为公司煤电板块盈利能力仍具备修复空间。燃机方面，虽然上网电量同比回落 1.73%至71.54亿度，但分部利润仍高增 64%至 5.36亿元，我们判断燃气业绩修复的主要原因同样系成本回落。1Q24国际气价在暖冬抑制需求背景下持续下跌，带动国内天然气综合采购成本回落。 新能源：装机高增支撑业绩成长，光伏业绩低于预期。公司持续推进绿色低碳转型，新能源装机容量同比高增，带动新能源发电量快速增长。1Q24风电、光伏的上网电量分别为 100.28、32.22亿千瓦时，同比大幅提高 24.08%、73.73%。风电、光伏板块税前利润分别为 24. 14、3.70亿元，同比增速分别为 25.41%、6.99%。风电利润基本与发电量同步增长，但光伏利润远低于电量增速，我们判断主要系光伏利用小时数下降及光伏上网电价下降。1Q24公司新增风电、光伏装机规模分别达到869.05、736.8MW，合计 1605.85MW，同比增长 99.7%，新能源装机持续提速。 投资收益同比高增，预计合联营公司业绩回升。1Q24公司投资收益 3.81亿元，同比增长 64.6%。 公司在新加坡全资拥有的大士能源公司在当地全年发电量占有率达到了 20.8%，市场地位稳固。但考虑到新加坡电力供需趋于宽松且去年年中起实施最高限价政策，预计大士能源投资收益下降，因此其他合联营公司投资收益超预期上升。 盈利预测与估值：我们维持公司 2024-2026年归母净利润预测至 115.33、137.58、166.41亿元（以上预测均含永续债利息），当前股价对应 2024-2026年 PE 分别为 13、11和 9倍。基于公司现金流显著改善、24年起煤价下行及新能源装机高增趋势延续，维持“增持”评级。 风险提示：电价下调风险，煤价波动风险

事件：公司近期发布 2023年年度报告及 2024年一季报。 2023全年公司实现营业收入 265.66亿元，同比增长 10.91%；归母净利润 13.06亿元，同比增长 19.82%。 1Q24公司实现归母净利润 4.8亿元，同比增长 6.32%，基本符合我们的预期。 需求回暖销气量快速增长，“海气+陆气”双资源构建长期成本优势。 2023年，公司 LNG 业务收入为146.9亿元，同比增长 18.64%，毛利率为 7.28%，同比增长 0.63个百分点。 2023年公司 LNG 销量同比增长超过 30%，达到 227.6万吨。 得益于公司发挥一体化业务模式的优势，公司加大现货资源采购，积极匹配工业、燃气电厂、大客户等下游用户，强化公司业务顺价能力，同时上游成本下降刺激价格敏感型工商用气及电力用气需求回升，量升利稳保障 LNG 业绩稳定增长。 在 LPG 市场，2023年公司 LPG 销售量为 191万吨，实现 LPG 业务收入 88.09亿元，毛利率为 5.56%，同比基本持平。公司在 LPG 市场发展多年，具备“运储销”一体化成本优势，提升资源配置效率，有效克服油价及船运成本高波动影响。资源方面，除国际 LNG 长协外，公司近年来也积极开拓内陆气源版图，“海气+陆气”双资源池建设已基本完成，自主可控的国内天然气回收处理配套服务项目和液厂 LNG 产量超 60万吨，公司抵御上游气价波动风险能力及盈利稳定性逐渐增强，长期利好清洁能源业务的高质量发展。 能源服务业务资产规模持续提升，保障业绩长期增长。 公司 2023年能源作业服务实现收入 15.58亿元，毛利率为 19.28%，能源物流服务实现营业收入 2.82亿元，毛利率为 32.05%。 截至 1Q24，公司运营超过 130口低产低效井项目（截至 2023年底为超过 110口），涉及内蒙古鄂尔多斯、陕西榆林、四川达州、山西吕梁等区域，中长期增长趋势良好。 能源物流方面，公司依托自身资产提供能源基础设施服务，1Q24公司 IPO 募投项目 LPG 船舶顺利交付，公司对外提供运力服务进一步提升。 公司能源物流服务业务收入及盈利能力均有进一步提升的空间。 特种气体多点开花，产销能力齐成长。 公司特种气体业务主要包含氢气业务和氦气业务，公司积极通过收并购的方式积极推动特气产业链一体化发展。氦气方面，公司收购湖南艾尔希 70%股权，获得首个氦气零售领域项目，助力“资源+终端”模式的落地。 2023年及 2024年一季度公司氦气产销量高增至 30万 m3及 6万 m3，同比增长分别超 60%及 20%。 随着产销能力不断提升，氦气有望持续增厚公司业绩。 氢气方面，公司完成对正拓气体的收购，进一步完善氢能产业布局，并积极推进广州市南沙区首座制氢加氢一体综合能源站项目建设。 目前公司氢气项目在运行产能规模达 2万方/小时，长期有望持续提升。 此外公司成功签约海南商业航天发射场特燃特气配套项目，拟投资 4.93亿元，特种气体应用场景进一步丰富。 盈利预测与估值：公司 2023年拟每股分红 0.70元/股（中期 0.30元/股、末期 0.40元/股），分红比例达 33.27%。同时公司宣布将以集中竞价交易方式回购价值 1-1.5亿元的公司股份，彰显公司长期发展信心。 考虑到国际气价回落对公司 LNG 贸易造成一定影响，我们下调预测公司 2024-2025年归母净利润为 15.44、 18.55（原值为 16.09、 19.25）亿元，新增 2026年预测为 20.17亿元。 当前股价对应 PE 分别为 11、 9和 8倍。维持“买入”评级。 风险提示：海外天然气价格大幅波动，新兴业务拓展速度不及预期

事件：公司发布2023年年度报告。公司2023年实现营业总收入1438.42亿元，同比减少6.68%；归母净利润70.91亿元，同比增长21.34%；核心利润63.78亿元，同比增长5.12%。公司归母净利润低于我们此前预期87.92亿元的原因主要系公司四季度基于审慎性考虑计提甲醇等资产减值合计约13.63亿元。剔除该影响，公司业绩基本符合我们的预期。 平台交易气规模稳步提升，LNG长协稳定远期供给能力。在国际气价回落及下游需求恢复背景下，2023年全国LNG进口量7132万吨，同比增长12.6%。公司积极开拓国内外市场，2023年平台交易气销售量50.50亿m3，同比增长44.0%。受益于切尼尔资源供给量同比提升，平台交易气核心利润34.14亿元，同比大幅增长56.2%。气源方面，公司持续推进国际LNG长协配合国内自有和托管LNG液厂等资源的多元化资源结构，2023年新签切尼尔长协180万吨/年和ADNOC长协100万吨/年，并与中石油签署长期购销合同及舟山设施利用合作协议。目前天然气海外长协量累计超1000万吨/年，为业务规模增长提供有力的资源支撑。公司依靠管网、运力及舟山LNG接收站资源，同时积极开展实纸结合业务，控制价格波动风险，在推动直销业务快速拓展的同时前瞻布局，推进国内外双资源高效联动创造价值。 零售气业务受工商用气拖累，量利具备提升空间。截至2023年底，公司共有259个城市燃气项目，覆盖全国20个省份，且东部经济发达地区居多。2023年公司零售气量251.44亿立方米，同比减少3.1%，主要系工商业用气同比减少4.36%至194.86亿m3。居民气量为53.48亿m3，同比增长3.82%。 天然气分销仍作为营收主体部分，贡献公司总收入的68.6%。美国能源信息署（EIA）数据显示，HenryHub现货均价由2022年$6.42/mmBtu迅速下跌至2023年的$2.54/mmBtu，并预测2024年均价有望进一步下探至$2.27/mmBtu。成本回落有望带动价格敏感型且高毛差的工商业用气需求重回增长轨道，为公司业绩持续贡献增量。随着全国范围内居民气顺价机制加速推进，叠加销气结构有望持续修复改善，我们认为公司零售气毛差有望进一步提升。 分红规划明确，高股息凸显配置价值。公司2023年拟派发0.91元/股（含年度分红及特别派息），对应3月22日收盘价股息率可达4.8%。公司先后于2023年8月及12月发布《未来三年（2023-2025年）股东分红回报规划》及《未来三年（2023-2025年）股东特别派息规划》，预计2024-2025年派息额度不低于1.03、1.14元/股，对应最新收盘价为股息率分别最低可达5.4%、6.0%。公司分红确定性高，具有高股息投资价值。 盈利预测与估值：考虑到全球气价回落，气源出口地及进口气价差缩小带动平台交易气价差缩小，我们下调公司2024-2025年归母净利润为60.90、67.09亿元（原值为72.24、82.12亿元），并增加2026年预测为78.94亿元。长期来看公司主营业务平台交易气量增价稳，零售气量具备量利提升机遇，看好2025年后LNG长协大规模落地后，公司业绩稳定增长。当前股价对应PE分别为10、9、8倍。 维持“买入”评级。 风险提示：天然气价格高波动风险、零售气销售不及预期