事件2024年前三季度，公司实现营业收入 29.6亿元，同比+16.7%；实现归母净利润 8.8亿元，同比+30.3%；其中第三季度实现营业收入 10.1亿元，同比+42.7%；实现归母净利润 2.8亿元，同比+43.8%。 前三季度，公司煤层气业务实现量价齐升 产量方面： 前三季度，公司煤层气总产量 14.82亿立方米，同比增长20.48%，占山西省煤层气总产量 102.7亿立方米的 14.44%，占全国规上煤层气总产量 126.1亿立方米的 11.76%。 其中，潘庄区块前三季度煤层气总产量约 8.38亿立方米，同比增长约 0.12%；马必区块前三季度煤层气总产量约 6.44亿立方米，同比大幅增长 63.87%。 公司预计马必区块全年产气量有望接近或达到 9亿方，明年有望接近或达到 11亿方。 第三季度，公司煤层气总产量 5.11亿立方米，同比增长 29.47%、 环比增长 3.06%。 销价方面： 前三季度，公司煤层气平均销售价格 2.16元/立方米，较上年同期 2.06元，同比增长 4.81%。 其中，潘庄区块前三季度平均销售价格 2.05元/立方米，较上年同期的 2.05元基本持平；马必区块前三季度的平均销售价格为 2.31元/立方米，相较于去年同期的 2.1元/立方米上涨 10.29%。 第三季度，公司每立方米煤层气平均销售价格为 2.15元，同比增长10.27%，环比增长 2.86%。 城燃：顺价效果将逐步释放2024年前三季度， 公司城市燃气板块因顺价暂未有效体现(第三季度则是受新疆民用卡内库存气的影响而未有有效体现)，再加上采购端气价上涨的原因，城燃板块盈利同比有 30%以上的降幅。随着民用卡内库存气的影响逐渐降低乃至消失，顺价带来的盈利效果将会逐步体现。 储备项目充足，煤层气产量有望保持稳定增长除了潘庄和马必区块，公司阿克莫木气田也处于商业生产期， 2023年产量为 5.62亿立方米，目前正在有序推进和落实阿克莫木气田年产 8亿方天然气的开发调整方案。此外，公司紫金山项目和喀什北项目有望在明年和后年有一定的产量表现，将为公司后续产气量和收入利润的持续增长的打下基础。 盈利预测与投资建议： 由于通豫管道暂未完全复工复产以及城燃顺价效果未完全释放等原因，调整盈利预期，预计公司 2024-2026年将实现归母净利润 13/15.3/17.6亿元（前值： 15.04/17.4/19.2亿元），对应 PE 分别为10.5/8.9/7.7x，维持“买入”评级。 风险提示： 国际气价超预期波动、国内顺价政策进度不及预期、下游天然气需求恢复不及预期、 新项目开发不及预期等风险

事件2024前三季度公司实现营业收入444亿元，同比+4.3%；实现归母净利润65.8亿元，同比+8.7%。其中第三季度实现营业收入172.9亿元，同比+6.9%；实现归母净利润28.3亿元，同比+4.4%。 水电：Q3雅砻江电价好于市场预期电量：由于来水较同期偏丰，Q3雅砻江水电发电量337.1亿千瓦时，同比+24.6%；上网电量335.4亿千瓦时，同比+24.6%。 电价：Q2由于电量的结构性压力，雅砻江水电平均上网电价同比下滑9.65%。市场由此担心Q3电价压力，实际结果雅砻江水电的Q3电价在电量同比较大幅度增长的情况下仅同比下滑1.4%，好于市场预期。雅砻江水电单Q3实现营业收入86.13亿元，同比提升22%；实现归母净利润约35.61亿左右，同比增长约16.7%。小水电方面，国投大朝山/国投小三峡Q3发电量分别为19.1/14.1亿千瓦时，分别同比-5.4%/+27%；平均上网电价分别为0.188/0.227元/千瓦时，分别同比-0.53%/-9.20%。 公司Q3利润增速低于水电利润增速，或受火电和资产减值影响2024年Q3，公司火电发电量161.4亿千瓦时，同比下降5.6%（水电挤压火电发电空间），其中国投钦州发电厂发电量同比下滑32.9%；平均上网电价0.459元/千瓦时，同比下降3.2%。火电端的发电量和电价均同比下滑，使得公司三季度火电板块的收入和利润面临一定的压力。此外，单三季度公司计提资产减值约1.6亿，同比增加约1.5亿元，对利润也有一定影响。 新能源装机稳步提升，上网电价承压公司1-9月新增装机容量165.57万千瓦。2024年Q3光伏发电量同比增长50.4%至12.8亿千瓦时。但由于新投产项目为平价上网项目以及分时电价的影响，Q3风电和光伏上网电价分别同比下滑0.9%和25.1%。 盈利预测与投资建议：考虑到三季度火电板块量价承压以及后期新能源上网电价的压力，调整盈利预期，预计公司2024-2026年将实现归母净利润74.5/83.2/88.5亿元（前值77.5/83.9/90.8亿元），对应PE分别为15.5/13.9/13x，维持“买入”评级。 风险提示：来水超预期波动、电价下滑风险、雅砻江水风光一体化建设进度不及预期、用电需求不及预期等

事件2024前三季度公司实现营业收入 663.3亿元，同比+14.7%；实现归母净利润 280.2亿元，同比+30.2%。其中第三季度实现营业收入 315.2亿元，同比+17.3%；实现归母净利润 166.6亿元，同比+31.8%。 Q3发电量同比+15%，电价稳定性较高 发电量： 2024年前三季度，乌东德水库来水总量同比+12.56%；三峡水库来水总量同比+20.26%。 来水偏丰带动发电量稳步增长。 2024年前三季度，公司境内所属六座梯级电站总发电量约 2358.14亿千瓦时，同比+15.97%。其中， 2024年 Q3总发电量约 1151.96亿千瓦时， 同比+15.05%。 在电量增长的带动下， 2024Q3，公司营业收入达到 315.2亿元，同比+17.3%。 电价： 我们粗略估计公司 Q3的不含税电价约 0.274元/千瓦时，相较于去年同期提升约 5厘/千瓦时。电价的持续稳定为公司营收增长提供保障。 成本管控和财务费用压降使得公司 Q3业绩同比增速超过 30% 成本端： 2024年 Q3公司营业收入同比+17.3%， 但是同期营业成本同比仅提升 3.5%。 我们认为这是水电公司营业成本以折旧为主的特点以及公司本身出色的成本管控能力的结果。营业收入的高速增长和营业成本的相对稳定使得 2024年三季度公司毛利率同比提升近 4pct 至70.9%。 财务费用端： 前三季度公司财务费用总规模约 84.6亿元，同比减少10.4%。 财务费用压降效果显著，为公司贡献利润增量。 收入增长+成本稳定+财务费用出色的压降使得公司 Q3归母净利润同比大幅提升 31.8%至 166.6亿元，我们粗略估算公司单三季度的度电净利润同比提升 1.8分至约 0.136元/千瓦时。 蓄水稳步进行，为今冬明春保供打下基础截止 2024年 10月 16日，白鹤滩电站水库水位蓄至 824.1米， 蓄水总量达31.39亿立方米；截至 2024年 10月 31日，三峡水库水位已抬升至 167.95米， 10月单月水位提升 5.18米。 良好的蓄水状况将为今冬明春电力保供打下基础。 盈利预测与投资建议： 公司在前三季度展现了出色的成本费用管控能力，调 整 盈 利 预 期 ， 预 计 公 司 2024-2026年 将 实 现 归 母 净 利 润340.2/358.6/372.7亿元（前值 334.1/357.2/371.2亿元），对应 PE 分别为19.8/18.8/18.1x，维持“买入”评级。 风险提示： 来水超预期波动、抽蓄电站建设进度不及预期、用电需求不及预期等

事件公司 2024年前三季度实现营业总收入 10.87亿元，同比增长 6.48%；归属于上市公司股东的净利润 44.22亿元，同比增长 15.1%；其中 Q3实现归母净利润 21.2亿元，同比增长 21.6%。 控股方面： 2024年 1-9月，公司控股水电企业累计完成发电量 41.19亿千瓦时，同比上年增长 8.00%；上网电量 40.53亿千瓦时，同比上年增长 8.46%；平均上网电价 0.201元／千瓦时，同比上年增长 2.55%。 前三季度控股水电实现量价同升。 公司控股光伏发电企业累计完成发电量 2.26亿千瓦时，同比上年增长27.68%；上网电量 2.24亿千瓦时，同比上年增长 28.00%；平均上网电价0.502元／千瓦时（含国补），同比上年降低 19.42%。 由于子公司川投电力来水好于同期，带动公司前三季度营业收入同比增长6.5%。此外，在费用端，由于受可转债转股及利率下行影响， 前三季度公司财务费用同比下降 26.7%。 参股方面： ①雅砻江水电： 根据国投电力经营数据， 2024年三季度，雅砻江水电发电量 337.07亿千瓦时，同比增长 24.6%；平均上网电价 0.285元/千瓦时，同比微降 1.4%。 ②大渡河公司： 根据国电电力经营数据， 2024年三季度，国能大渡河公司发电量约 186.8亿千瓦时，同比提升约 0.3%。 在主要参股水电公司发电量提升的带动下， 2024年三季度公司共实现投资收益 20.93亿元，同比增长 3.3亿元。 参股水电公司在建电站储备充足，将在未来贡献利润增量? 国能大渡河公司：截至 2023年末，大渡河流域有包括双江口水电站、金川水电站、枕头坝二级和沙坪一级水电站在内的约 352万千瓦水电机组在建； ? 雅砻江水电公司： 雅砻江流域水风光一体化基地已纳入国家“十四五”规划，基地总规模超 1亿千瓦，本阶段规划装机 7800万千瓦，计划到 2035年全面建成。 2024年 10月，公司分别发布公告，拟对国能大渡河公司和雅砻江水电公司进行增资。 其中拟向国能大渡河公司增资 2.48亿元； 与国投电力协议约定共计向雅砻江水电公司增资 150亿人民币，其中川投能源按照持股比例出资 72亿人民币。 主要参股水电公司新增机组投产之后， 或将为川投能源持续贡献投资收益增量，带动公司业绩增长。 盈利预测与投资建议： 预计公司 2024-2026年有望实现归母净利润50.8/53.6/55.6亿元，对应 PE 分别为 16.2/15.4/14.8x，维持“买入”评级。 风险提示： 来水不及预期、 电价下行、 宏观经济表现及用电需求不及预期等风险

事件：2024年前三季度，公司实现营业收入987.2亿元，同比+2.9%；归母净利润34.9亿元，同比+12.5%，归母核心利润38.2亿元，同比-18.4%；其中单三季度归母核心利润11.2亿元，同比-25.7%。 资源端+客户端发力，持续看好公司平台交易气业务潜力资源端：今年二季度以来，虽然国际LNG价格延续震荡走势，价格优势没有一季度明显，公司仍然抓住机会加大了天然气现货的进口，前三季度累计进口13船国际现货和2船长协资源，在实纸结合对冲价格风险的背景下，有效支撑了公司在国内平台交易气市场的开发。2024年前三季度，公司平台交易气气量40.62亿方，同比增长10.7%；其中国内气量约26亿方，同比增长14.2%；国际气量14.7亿方，同比增长约4.9%。客户端：在平台交易气下游客户的拓展方面，公司根据城燃、工业以及能源集团等不同下游客户的需求，创新商业模式，多措并举满足不同用户的多样需求，促成与客户的长期合作。我们持续看好公司在资源端和客户端的努力，有望为平台交易气业务的增长打下良好的基础。接收站接卸量稳步增长2024年前三季度，国内LNG进口量5709万吨，同比增长11.9%。进口量的增长带动接收站接卸量的提升。2024年单三季度公司接收站实现接卸量71万吨，同比增长73.2%；前三季度接卸量173万吨，同比增长33.1%。 城燃零售气量持续稳定增长前三季度国内天然气表观消费量3148亿方，同比增长8.9%。公司零售气量同比增长4.8%至188.2亿方，其中工商业气量同比增长5.7%至148.4亿立方米；民生气量同比增长3.4%至37.5亿立方米。同时，泛能业务前三季度的销售量同比增长21.4%至296.7亿千瓦时，或将保障港股子公司新奥能源的持续发展动能。 财务结构稳健，分红规划清晰截至2024年三季度末，公司净负债比率相较去年同期下降7pct至38%。公司承诺2024-2025年分红不低于1.03/1.14元/股（含税），对应股息率分别为5.4%/5.9%。 盈利预测与投资建议：考虑到2024年国际天然气市场仍然面临频繁的扰动，给公司经营带来一定的不确定性，调整盈利预期，预计公司2024-2026年将实现归母净利润60.3/69/74亿元（前值：63.8/73.3/81.1亿元），对应PE分别为9.8/8.6/8x，维持“买入”评级。 风险提示：国际气价超预期波动、国内顺价政策进度不及预期、下游需求恢复不及预期、平台交易气业务下游客户拓展不及预期等风险。

事件：2024年前三季度公司实现营业收入45.19亿元，同比+11.1%；实现归母净利润10.45亿元，同比+27.6%。其中第三季度实现营业收入16.08亿元，同比+33.3%；实现归母净利润4.19亿元，同比+231.5%。 调峰水电来水显著增加，带动三季度收入和利润大幅增长。来水同比增加带动调峰水电发电量同比增加。2024年前三季度，公司天生桥二级电站和鲁布革电厂分别实现发电量41.9和16.4亿千瓦时，分别同比+44.1%和+58.6%。发电量的增长带动前三季度调峰水电的收入同比增加37.56%至约12亿元。调峰水电业务发电量的增长带动公司三季度的收入和利润大幅增长。此外，得益于年初佛山宝塘储能电站的投产，前三季度公司新型储能业务实现营业收入2.1亿元，同比大幅增加209.5%。 抽水蓄能装机规模持续增长，形成梯队格局。截至2024年上半年末，公司抽水蓄能投产装机总规模1028万千瓦。在建及已核准抽水蓄能电站9座，总装机容量1080万千瓦，包括广东的肇庆浪江抽水蓄能电站（120万千瓦）、惠州中洞抽水蓄能电站（120万千瓦）、梅州抽水蓄能电站二期工程（120万千瓦）、茂名电白抽水蓄能电站（120万千瓦），广西的南宁抽水蓄能电站（120万千瓦）、桂林灌阳抽水蓄能电站（120万千瓦）、钦州灵山抽水蓄能电站（120万千瓦）、贵港港北抽水蓄能电站（120万千瓦）、玉林福绵抽水蓄能电站（120万千瓦）。此外，开展前期项目7个共860万千瓦，储备项目20个共2750万千瓦。 抽水蓄能参与电力现货市场交易节奏逐步推进，未来盈利可期。2024年7月，广东省能源局、国家能源局南方监管局印发《关于印发广东省抽水蓄能参与电力市场交易实施方案的通知》（粤能电力〔2024〕27号），提出建立健全抽水蓄能参与电力市场交易机制，以市场方式形成电量电价。方案提出，抽水蓄能“报量报价”全电量参与现货市场，以单机或全厂为最小单位参与优化出清。2024年9月30日，公司发布公告，旗下梅蓄一期电站已于2024年10月起进入电力现货市场交易。我们认为，随着电力现货市场的逐步完善，公司有望通过参与现货市场增厚抽蓄电站的电量电费利润。 盈利预测与投资建议：由于容量电价的重新核定对公司收入的影响，调整盈利预测，预计公司2024-2026年将实现归母净利润12.9/16.5/19.5亿元（24/25年前值16.15/19.71亿元），对应PE分别为25.7/20/17x，维持“买入”评级。 风险提示：政策推进实施不及预期、来水不及预期、用电需求下降、辅助服务市场发展不及预期等风险

事件公司发布2024年半年报。2024H1公司主营收入118.8亿元，同比上升13.1%；归母净利润41.69亿元，同比上升22.47%。其中Q2归母净利润31.04亿元，同比上升24.37%。 电量、电价双增是公司业绩增长的主要助推因素电量端：水电方面，上半年澜沧江流域来水同比偏丰约3成，其中乌弄龙、小湾和糯扎渡断面来水同比分别偏丰30%、31%和29%；此外，公司积极协调电网加快汛前水位消落，水电发电量同比增加。上半年包括华能四川在内的水电发电量445.88亿千瓦时，同比增长9%。其中Q2水电发电量294.63亿千瓦时，同比提升24.1%。新能源方面，上半年随着公司新能源装机规模提升，包括光伏和风电在内的新能源发电量同比大幅增加190%至21.1亿千瓦时。 电价端：粗略估算，公司24H1不含税综合电价约为0.257元/千瓦时，在新能源发电量同比增加的情况下，综合不含税电价仍有约2厘钱的提升，我们推测水电电价上半年仍实现一定涨幅。 综合融资成本持续下降，明确分红规划上半年公司综合融资成本降至2.96%、同比降低40个bp，带动财务费用同比降低0.55%至13.4亿元。分红方面，公司承诺2024-2026年每年以现金方式分配的利润不少于当年实现的可供分配利润的50%。 水电+新能源装机规模持续增长，为中长期业绩增量奠定基础水电方面，托巴水电站1号机组于2024年6月15日投产，年内预计全部机组投产。托巴水电站装机容量140万千瓦，设计多年平均发电量62.3亿千瓦时。此外，华能硬梁包水电站总装机容量111.6万千瓦，计划2024年10月首批机组发电，2025年4月全部机组投产。长期看，澜沧江西藏段水电站项目已具备项目投资及开工建设条件，将会在远期为公司持续提供给装机增量。新能源方面，2024年公司拟续建、新开工新能源项目共84个，拟投资139.91亿元，计划年内投产309万千瓦。上半年光伏发电量18.4亿千瓦时，同比大幅提升290.6%。 盈利预测与估值预计公司2024-2026年将实现归母净利润86.3/94.7/100.4亿元，对应PE分别为22.9/20.9/19.7x，维持“买入”评级。 风险提示：来水不及预期、云南省用电需求不及预期、新能源建设进度不及预期、电价波动等风险

事件公司公布上半年年报。 上半年营业收入 271.02亿元，同比增长 2.79%；归母净利润 37.44亿元，同比增长 12.19%；其中 Q2归母净利润 17.08亿元，同比下降 0.87%。 水电：雅砻江业绩增量主要集中在 Q12024Q2/H1， 受来水偏丰的影响， 雅砻江水电发电量分别为 185.34/381.6亿千瓦时，同比增长 37.2%/9.4%；上网电价分别为 0.309/0.319元/千瓦时，同比降低 9.65%/1.85%， Q2电价结构性承压（6月发电量大增，但汛期电价相对较低）。 在发电量提升的带动下， 上半年雅砻江水电净利润 44亿，同比增长 2.6%； 其中 Q1/Q2分别实现净利润 25.72/18.33亿，分别同比+4.5%/-0.1%。 小水电方面， 国投大朝山/国投小三峡上半年发电量分别为 32.33/19.26亿千瓦时，分别同比增加 13.6%/18.2%；平均上网电价分别为 0.189/0.234元/千瓦时，分别同比+2.2%/-10.3%。 火电： 发电成本下降对冲 Q2火电发电量下滑2024年 Q2，公司火电发电量 130.03亿千瓦时，同比下降 10.8%（水电挤压火电发电空间）；平均上网电价 0.467元/千瓦时，同比下降 1.1%。 Q2电量的下滑使得 2024年上半年火电发电量同比增速仅有 2.6%。 根据 24年半年报， 我们估算上半年火电板块营收同比减少约 5.1亿元，主要原因或为 Q2电量下滑。成本端，主要火电控股公司上半年入炉标煤单价均同比下降。 发电成本的下降一定程度上对冲了二季度火电发电量的下滑， 主要火电控股子公司上半年归母净利润约 5.7亿元，同比提升 4.4亿元。 新能源装机稳步提升公司上半年新增非火电装机容量 43.49万千瓦，主要为光伏。 Q2光伏发电量同比增长 93.8%至 11.7亿千瓦时。但由于新投产项目为平价上网项目，Q2光伏上网电价同比下滑 28.5%。 盈利预测与估值由于上半年火电电量端承压，略调整全年业绩预期， 预计公司 2024-2026年将实现归母净利润 77.5/83.9/90.8亿元（前值： 83.1/89.8/97.6亿元），对应 PE 分别为 14.8/13.7/12.7x，维持“买入”评级。 风险提示： 来水不及预期、四川用电需求下滑、新

事件公司2024年上半年实现营业收入348.1亿元，同比增长12.4%；实现归母净利润113.6亿元，同比增长27.9%。其中Q2实现营业收入191.7亿元，同比增长23%；实现归母净利润74亿元，同比增长40.3%。 2024H1来水转好，发电量提升带动主营业绩增长①电量：2024年上半年，乌东德和三峡水库来水分别较上年同期偏丰11.4%/19.67%。公司总发电量约1206.18亿千瓦时，同比+16.86%。其中，Q2总发电量约678.71亿千瓦时，同比+42.54%。此外，上半年节水增发电量达到44.66亿千瓦时。 ②电价：粗略估算2024H1不含税综合电价约0.289元/千瓦时，较2023年同期（0.3元/千瓦时）有略微下降。 ③度电净利润：粗略估算公司上半年度电净利润约为0.076元/千瓦时，相较于去年同期提升约0.009元/千瓦时（剔除投资收益影响）；细化来看，乌白电站和溪向电站上半年度电净利润分别为9.85和48.99亿元，分别同比+199.6%和22.5%；对应度电净利润为0.028/0.123元/千瓦时，分别相较于去年提升0.018/0.005元/千瓦时。 财务费用压降+投资收益增长，大水电之外利润持续提升①财务费用：上半年公司有息负债规模约3061亿元，相较于去年同期（3210亿元）同比下降4.7%，有息负债率降至53.3%左右。负债规模的下降带动财务费用的降低，2024年H1公司财务费用同比压降约6.4亿元；②投资收益：上半年公司减持剩余全部上海电力股份叠加参股公司利润的增长，实现投资收益约28.92亿元，同比增长8.8%。 抽水蓄能业务持续推进上半年公司全面接管浙江长龙山抽水蓄能电站运维。浙江天台抽水蓄能电站正式启动电力生产准备工作，重庆奉节菜籽坝抽水蓄能电站完成投资决策，湖南攸县广寒坪抽水蓄能电站完成股权改造和投资决策。 盈利预测与估值预计公司2024-2026年将实现归母净利润334.1/357.2/371.2亿元，对应PE分别为21.5/20.1/19.4x，维持“买入”评级。 风险提示：来水超预期波动、抽蓄电站建设进度不及预期、用电需求不及预期等

公司公布 2024年半年报。 2024年上半年公司实现营业收入 112.7亿元，同比增长 1.99%；实现归母净利润 11.1亿元，同比增长 55.2%；实现扣非归母净利润 7.9亿元，同比增长 1.8%。 清洁能源业务稳定，能服与特气业务持续增长清洁能源业务：顺价能力保持基本稳定： 2024年上半年， 国际天然气价格呈现走低后震荡回升趋势。 在资源端， 鉴于 Q1海气价格较 2023年有所回落、成本优势显现，公司依托自身 L NG 船舶、国家管网窗口期等优势，提升海气现货资源采购，优化资源综合成本。陆气资源方面，上半年公司天然气回收处理配套服务项目及传统 LNG 液化工厂项目 L NG 产量超 33万吨，发挥压舱石作用。客户端，存增量并进，工业终端用户销量同比增长达 20%，燃气电厂用户销量同比大幅增长。 顺价方面， 面对复杂的外部环境，公司清洁能源业务顺价能力继续保持稳定，产品销量实现稳步增长。 能源服务及特种气体业务盈利保持增长： 能源服务业务： 上半年各回收处理项目上游天然气资源充足，配套服务作业量达 18万吨，价格联动下单吨服务性收益保持基本稳定。 特种气体业务： 上半年公司高纯度氦气产销量约 15万方，并推进液氦槽罐交付工作； 氢气产销量达 5434万方，可比口径下销售量同比稳步增长。 船舶资产优化产生收益： 2024年上半年， 公司将一艘自有 LNG 船舶对外出售，出售日该船舶资产账面价值约 8.1亿元，实现了资产的保值增值，带动上半年归母净利润同比提升 55.2%。 中期分红与三年分红规划显诚意， 股权激励彰显公司发展信心分红方面： 2024年 6月，公司制定《未来三年（2024-2026年）现金分红规划》，明确 2024-2026年全年固定现金分红金额分别为 7.5亿元、 8.5亿元、10亿元，每年度固定现金分红频次为 2次，并叠加特别现金分红。2024年 H1向全体股东每股派发现金红利 0.40元（含税），合计拟派发现金红利2.5亿元（含税）， 2024年度固定现金分红金额占比 33.14%。 股权激励方面： 公司公告《2024年限制性股票与股票期权激励计划（草案）》，计划对 137人授予股权激励，拟授予权益 565.7万股/份，占公司总股本 0.8938%。 从公司层面业绩考核条件上看，规定 2024-2026年归母净利润分别不低于15/17.25/19.84亿元（2024-2026三年年化复合增速 15%）。 盈利预测与估值： 我们预计公司 2024-2026年有望实现归母净利润15.1/17.8/20.2亿元，对应 PE 分别为 11.2/9.4/8.3x，维持“增持”评级。 风险提示： 国际气价超预期波动、下游需求恢复不及预期、特种气体项目推进进度不及预期、能服业务推进不及预期等风险

事件：公司公布 2023 年三季报。 2023 年 1-9 月公司实现归属于上市公司股东的核心利润 46.7 亿元，同比增长 17.44%，单 Q3 实现归属于上市公司股东的核心利润 15 亿元，同比减少 3.5%。点评：直销气业务持续稳健增长， 零售气业务逐步改善。 直销气方面： 2023 年直销气销量 36.7 亿方，同比增长 33.3%，其中单三季度完成销量 14.35 亿方，同比增长 90.6%。 从销售结构上看， 2023 年前三季度国内直销气的销气规模达到 22.75 亿方，占比 62%，相较于去年同期大幅增长 117.3%。前三季度国外销气规模 13.96 亿方，占比 38%，相较于去年同期降低 18.2%。从销气结构上看，公司直销气业务在国内市场的开发成效初步显现。截至 2023年 9 月末，公司累计在国内开发直销气客户 218 个，其中大型工业客户占比 45%，城市燃气客户占比 37%。前三季度直销气销气价差达到 0.79 元/方（不含税），相较于去年同期提升 0.38 元/方。直销气业务延续量价齐升的稳定发展态势，前三季度贡献核心利润 28.43 亿元，同比大幅增长137.1%。 零售气方面： 2023 年前三季度工商业气量同比下降 6.2%至 140.48亿方，降幅环比上半年（ -11.7%）有所收窄。三季度工商业销气量开始逐步改善，其中 8 月和 9 月工商业销气量分别同比增长 2.9%和 1.6%。前三季度居民用气量同比提升 4.8%至 36.25 亿方。综合能源和工程建造业务维持高增速。 综合能源业务： 2023 年前三季度公司综合能源销售量达到 244.3 亿千瓦时，同比提升 34.2%，其中投运项目270 个，在建项目 61 个，用能规模还有较大的提升空间； 工程建造业务： 2023 年前三季度公司工程建造业务实现收入 19.94 亿元，同比增长 61.5%，其中新能源及数智化业务占比达到 38%，同比提升 27pct。 公司在手订单74.77 亿元，其中氢能订单 21.34 亿元，新能源及数智化业务将成为公司工程建造业务新的驱动力。剥离煤炭业务，天然气全产业链版图愈发清晰。 2023 年 9 月，公司公告拟以 66.7 亿作价转让旗下新能矿业 100%股权， 新能矿业在鄂尔多斯地区拥有王家塔煤矿采矿权，主要从事煤炭生产与销售。 此次煤炭资产的剥离，契合公司天然气产业智能生态运营商的发展战略，公司天然气全产业链发展的主线愈发清晰。投资建议： 暂不考虑煤炭资产转让的影响， 公司零售气业务略承压，调整盈利预期， 预计 2023-2025 年公司归母净利润分别为 63.1/74.4/89.7 亿元（前值： 66.4/78.2/93.1），对应 PE 为 8.3/7/5.8 倍，维持“买入”评级。 风险提示： 国内和国际气价天然气价格大幅波动；经济恢复不及预期；城燃销气量以及毛差修复不及预期等