2023年收入业绩稳健增长，乌白电站注入带来发电量和上网电价提升。 2023年公司实现营收781.1亿元（+13.4%）；归母净利润272.4元（+14.8%）；其中2023Q4实现营收202.6亿元（+28.2%）；归母净利润57.2亿元（+87.0%）。受益于2023年初乌白电站注入，虽2023年长江流域来水总体偏枯，2023年公司境内六座梯级电站总发电量约2763亿千瓦时，同比+5.3%；公司平均上网电价为0.281元/千瓦时，同比提升5.0%。截至2023年底，公司可控水电装机容量为7179.5万千瓦。 2023年公司投资收益同比增长3%，现金分红率74%。2023年，公司在坚持做强做优水电主业的同时，积极开展产业链上下游和相关新兴领域战略投资，全年实现投资收益47.5亿元（同比+3.3%），新增对外参股投资约33亿元，截至年底累计原始投资余额约574亿元。2023年，公司现金分红（含税）200.64亿元，占归母净利润73.66%，每股分红0.82元，按最新收盘价计算，股息率为3.2%。 2024Q1业绩保持平稳增长，来水偏枯影响发电量。2024Q1公司实现营收156.4亿元（+1.6%）；归母净利润39.7亿元（+9.8%）；扣非归母净利润39.8亿元（+11.5%）。2024Q1境内六座梯级电站总发电量约527.5亿千瓦时，较上年同期减少5.1%；主要系长江上游乌东德水库来水总量较上年同期偏枯7.7%；三峡水库来水总量较上年同期偏枯4.1%。 2024Q1净利率同比提升，主要得益于财务费用率下降和投资收益提升。 2024Q1，公司毛利率为48.14%，同比-1.36pct；净利率为26.06%，同比+1.79pct，主要受益于财务费用率同比下降2.21pct。另外2024Q1公司投资收益为9.0亿元，同比增长55.7%，一定程度上弥补了来水偏枯带来的业绩缺口。 投资建议：考虑公司六库联调有助于平滑来水波动进而增发电量，同时公司积极推进水风光储一体化发展，未来业绩有望稳健增长。我们基本维持2024-2025年盈利预测并新增2026年盈利预测，预计2024-2026年EPS为1.40/1.48/1.56元，对应PE为18.5/17.4/16.6x；给予公司2024年20.5-21.5倍PE，对应28.6-30.0元/股合理价值，较目前股价有11%-16%溢价空间，维持“买入”评级。 风险提示：来水不及预期，电价大幅下降，政策变化，抽水蓄能等项目进展不及预期。

营业收入微升， 归母净利润同比大幅增长。 2024年第一季度， 公司实现营业收入 653.67亿元（+0.15%） ， 归母净利润 45.96亿元（+104.25%） ，扣非归母净利润 43.77亿元（+117.98%） 。 公司营业收入同比小幅增长主要由于境内业务发电量同比增长， 2024年第一季度公司境内各运行电厂按合并报表口径完成上网电量 1130.36亿千瓦时（+5.63%） ， 公司中国境内各运行电厂平均上网结算电价为 497.97元/兆瓦时（-3.99%） ； 归母净利润同比大幅增加主要是由于境内业务单位燃料成本同比下降和电量同比增长。 煤价下行驱动火电盈利改善， 电改推进促进火电盈利稳定。 2024年以来，煤价受供需关系变化影响呈现下降趋势， 截至 2024年 4月 23日， 秦皇岛港 5500大卡煤价为 816元/吨， 同比下降 17.91%， 煤价下降利好火电盈利修复。 容量电价政策执行， 燃煤发电企业固定成本可通过容量电价进行疏导； 新型电力系统建设推进， 火电由主体电源逐步转化为灵活支撑电源， 辅助服务、 容量电价等收入增加， 火电盈利有望趋于稳定。 新能源装机占比持续增加， 未来项目投运将驱动公司业绩增长。 2024年第一季度，公司新增基建并网可控发电装机容量 1.61GW，其中风电 0.87GW、光伏 0.74GW。 截至 2024年第一季度， 公司可控发电装机容量为137.12GW， 其中风电 16.38GW， 占比 11.95%， 太阳能发电机组装机容量为 13.84GW， 占比 10.09%， 风光新能源装机容量合计达 30.22GW， 占比达 22.04%。 2024年公司持续大规模投入新能源项目建设， 风电资本开支为 295.44亿元（+25.85%） ， 光伏资本开支为 353.81亿元（+38.50%），未来公司新能源装机将不断增加， 驱动业绩稳健增长。 风险提示： 行业政策不及预期； 用电量下滑； 煤价上涨； 电价下滑。 投资建议： 维持盈利预测。 预计 2024-2026年公司归母净利润分别为129.8、 143.1、 155.5亿元， EPS 为 0.83、 0.91、 0.99元， 对应 PE 分别为 11.3、 10.2、 9.4倍。 我们预计 2024年新能源贡献 80.3亿元， 火电及其他贡献业绩为 49.5亿元。 给予新能源 12-13倍 PE 估值， 火电及其他 11-12倍 PE 估值， 公司合理市值为 1504-1634亿元， 对应每股合理价值为 9.61-10.44元， 较目前股价有 3%~12%的溢价空间， 维持“买入” 评级。

三大业务稳健增长， 归母净利润完成员工持股考核。 2023年公司实现营业收入 265.66亿元（+10.91%） ， 实现归母净利润 13.06亿元（+19.82%） 。 公司清洁能源业务销量同比增长， 单吨毛利保持基本稳定， 能源服务和特种气体业务产生增量收入和利润。 公司完成员工持股计划 2023年业绩考核指标（归母净利润不低于 12亿元） ； 2024年度考核指标为 12.5亿元。 顺价能力抵御气价下降影响， 清洁能源业务盈利能力稳定。 2023年国际天然气价格震荡回落， 国内天然气市场量增价跌。 公司 LNG、 PNG 销售收入 146.9亿元（+16.86%） ， 销量 227.6万吨（+55.5%） ， 毛差 470元/吨， 同比有所收窄。 LPG 业务发展稳健， 销售收入 88.1亿元， 销量 191.0万吨， 毛差 256元/吨， 同比基本持平， 推动惠州液化烃码头项目（5万吨级） 及配套 LPG 仓储基地项目， 2023年 5月 30日正式动工建设。 能源作业和能源物流业务快速发展。 公司能源作业服务营收 15.58亿元，天然气回收处理配套服务作业量 38万吨， 单吨服务性收益基本稳定； 在运天然气井超 110口， 并布局低产低效辅助排采服务业务。 2023年公司能源物流服务销售收入 2.82亿元， 公司自主控制在运及在建船舶年周转能力合计 400-500万吨， 2023年累计对外航运 47次； 拥有东莞天然气接收站， LNG 和 LPG 年周转能力各 150万吨； 在运 LNG 槽车超百台。 氦气产量高增， 锚定航空航天特气。 2023年公司氦气营收 0.5亿元， 高纯氦气销量 31.0万方， 可比口径下同比增长超过 60%； 现场制氢在运产能 2万方/小时， 销量 0.5亿方， 营收 1.1亿元。 2024年， 公司特气业务终端锚定航空航天特气， 加快海南商业航天发射场特燃特气配套项目和艾尔希二期项目建设， 推动华东（镇江） 零售气站签约和建设。 资本运作频繁， 完善一主两翼业务格局。 公司收购正拓气体 70%股权、 河南中能 70%股权、 江苏艾湘 100%股权、 华油中蓝 12%股权， 增资惠州港湾， 重大股权投资合计 4.2亿元（+67%） 。 风险提示： 气价波动、 下游需求减弱、 项目进度不及预期投资建议： 调整盈利预测， 维持“买入” 评级。 考虑到国内外气价有所回落，商业航天发展进度等因素， 预计 2024-2026年归母净利润 15.4/18.2/20.0亿元（2024/2025年原预测 16.2/17.9亿元， 新增 2026年预测） ， 同比增速18.1%/17.9/10.1%， 对应当前股价 PE 为 11.0/9.4/8.5X， 维持“买入” 评级。

2023年收入利润稳步增长，2023Q4归母净利润有所下滑。2023年，公司实现营收33.28亿元（+7.96%），归母净利润8.02亿元（+9.54%）。单四季度营收7.40亿元（+9.16%），归母净利润0.65亿元（-26.51%）。2023年公司营收和归母净利润增加主要系公司风光新能源装机容量增长致发电量增加以及公司费用率水平有所下降。 2023年风电和光伏装机、发电量、上网电量持续提升，上网电价有所下滑。 2023年，公司光伏发电并网容量3097MW，同比+22%；风电并网容量1257MW，同比+3%。2023年，公司风电发电量31.84亿千瓦时（+8%），上网电量30.92亿千瓦时（+9%）；光伏发电量39.16亿千瓦时（+17%），上网电量38.70亿千瓦时（+17%）。2023年，公司光伏平均上网电价为0.477元/千瓦时，同比下降10%；风电平均上网电价为0.443元/千瓦时，同比下降2%。整体看，目前电价波动变化对公司存量项目的影响较为有限，且部分区域未来电力交易及政策层面有望出现边际改善。 2023年毛利率下行，费用率水平下降，净利率有所上升。2023年，公司毛利率为56.99%，同比-5.72pct，毛利率下降主要系营业成本增幅较大（为24.53%）。费用率方面，2023年，公司财务费用率、管理费用率分别为23.68%、7.41%，财务费用率同比减少3.56pct，管理费用率同比增加0.64pct，整体期间费用率有所下降，主要系公司综合融资利率降低使财务费用减少。受益于公司费用率水平下降，2023年公司净利率同比增加0.24pct至25.86%。 新能源项目投运推动业绩稳步增长，光伏产业链上游降价带动收益率提升。 公司持续布局风光新能源业务，2023年公司核准装机容量6448MW（+16%），并规划2025年核准装机突破13GW。此外，随着光伏产业链上游供需格局变化，组件价格出现显著下降。组件价格下降有助于降低公司光伏项目投资成本，推动光伏项目收益率维持在合理水平，使得盈利水平保持稳定。 投资建议：考虑公司2023年上网电价有所下行，及2023年3-4季度归母净利润同比下滑，我们下调盈利预测；同时考虑电价波动对公司项目盈利的影响逐步弱化，且新能源项目装机容量持续增长，预计未来业绩有望稳步提升。 我们预计公司2024-2026年EPS分别为0.50/0.71/0.87元（2023-2024年前值为0.68/0.82元，下调幅度27%/13%），当前股价对应PE为11.8/8.3/6.7X。 给予公司2024年12-14倍PE，对应权益市值为120-140亿元，对应6.01-7.01元/股合理价值，较当前股价有2%-19%的溢价，维持“买入”评级。 风险提示：装机增长不及预期；用电量下滑；电价下调；行业政策变化。

来水偏枯、 容量电价下调及调整统计口径共致营收及净利润同比下降。 2023年公司实现营业收入 56.30 亿元(-31.85%)； 实现归母净利润 10.14 亿元(-39.03%)。 2023 年公司调峰水电厂来水同比偏枯， 发电量 54.0 亿kWh(-46.93%)； 2023 年发改委核定的公司投运的 7 座抽水蓄能电站容量电价有所下调， 导致公司梅蓄、 阳蓄今年运行时间同比增长的情况下，抽水蓄能业务营收仍降低了 3.83%； 此外 2022 年 9 月公司完成重大资产置换， 置出原文山电力部分业务， 2023 年业务范围和性质有所改变， 统计口径较上年同期调整后有所收窄。 公司抽水蓄能、 调峰水电和新型储能 三 大 业 务 营 收 分 别 为 44.28/10.50/0.93 亿 元 ， 同 比 变 动-3.83%/-44.78%/+196.87%。 调整装机规划， 在手项目相对充足。 截至 2023 年， 公司在运抽水蓄能装机容量 1028 万 kW， 在建装机规模 480 万 kW。 公司对原“十四五” 规划进行了适应性调整， 计划到 2025 年末再投产抽蓄 240 万 kW， 抽蓄总装机达到 1268 万 kW， 新型储能 200 万 kW； 到 2030 年投产抽蓄规模达到2900 万 kW 左右， 新型储能 500 万 kW 以上； 到 2035 年， 投产抽蓄 4400万 kW， 新型储能 1000 万 kW。 截至 2023 年底， 公司在建及开展前期工作的抽水蓄能电站项目达到 16 个， 预计总装机约为 1920 万 kW。 调峰流域来水偏枯， 新型储能将贡献主要业绩增量。 公司调峰水电站主要位于红水河流域， 2024 年一季度流域来水较多年平均偏枯， 预计公司调峰水电发电量将继续承压。 新型储能方面， 根据公司“十四五” 规划此推测， 2024 年和 2025 年平均每年建成并投产新型储能约 788MW， 叠加公司 23 年部分新建储能站达产情况， 在 2024 年容量电价全年生效和调峰水电来水偏枯的情况下， 新型储能将贡献公司主要的业绩增量。 风险提示： 来水不及预期， 项目进度不及预期， 政策变化。 投资建议： 下调盈利预测， 维持 “买入” 评级。 考虑来水偏枯、 核定的容量电价降低、 2025 年抽蓄装机规划有所减少等因素的综合影响， 下调盈利预测， 预计 2024-2026 年公司归母净利润分别为 12.6/15.5/18.0 亿元（ 2024-2025 年原为 16.4/20.0 亿元， 新增 2026 年预测） ， 同比增速24.4%/23.3%/15.5%； 每股收益 0.39/0.49/0.56 元， 对应当前当前股价为24/19/17 倍 PE， 维持“买入” 评级

分布式光伏装机规模增加，营收和归母净利润稳步增长。2023年，公司实现营收6.86亿元（+5.59%），归母净利润2.20亿元（+14.99%），扣非归母净利润2.13亿元（+13.79%）。其中，第四季度单季营收1.43亿元（+8.61%），归母净利润0.34亿元（+12.09%）。2023年公司收入和归母净利润增长的原因在于随着自持电站规模持续扩大，光伏发电量增加，光伏发电收入、毛利随发电量增加而同步提升，截至2023年，公司累计自持分布式光伏电站并网容量828MW，同比增加14.05%，2023年公司自持电站发电量8.09亿千瓦时（+19.85%），实现光伏发电收入5.96亿元（+12.88%），光伏发电毛利3.91亿元（+13.01%）。 持续推动分布式光伏项目开发，保障公司业绩稳健增长。2024年，公司将按照“聚焦分布式电站业务，紧跟产品技术发展，围绕主业拓展分布式新应用领域”的业务发展战略，加快在手分布式光伏电站项目建设、并网节奏，同时推动向全国高耗电、高购电等经济发达地区稳步扩张，积极开发、储备优质屋顶资源，实现装机规模持续增加。截至2023年，公司有在建、待建和拟签订合同的自持分布式光伏电站约163MW，未来公司分布式光伏项目将陆续投运，驱动公司业绩增长。 工商业储能运营业务稳步推进，加快户用储能产品的研发与制造，深度挖掘分布式资源价值。公司将围绕不断扩大的分布式客户资源，布局充电桩业务，加快推进公司储能业务，构建“工商业储能运营+户用储能产品研发与制造”双轮驱动的储能业务发展格局；公司拥有的超千家工商业客户大多为高耗能的大工业用电客户，年总用电量近100亿千瓦时，涉及的工商业厂房面积超1300万平方米，客户巨大的用电需求和资源空间为公司工商业储能、充电桩、户储产品等多元化业务提供了广阔的应用空间。未来，公司将围绕工商业客户，提供“发电+充电+储电”的一体化服务，实现工商业资源价值的深度挖掘。 风险提示：用电量下滑；电价下滑；分布式光伏项目投运不及预期。 投资建议：由于分布式光伏装机规模增长不及预期，下调盈利预测。预计2024-2026年净利润分别为2.73/3.37/3.90亿元（2024/2025年原预测值分别为3.21/3.87亿元），同比增长率分别为23.9%/23.6%/15.7%，EPS分别为0.55/0.67/0.78，当前股价对应PE分别为17.5/114.1/12.2。给予公司2024年20-21倍PE，对应55-57亿元目标市值，对应10.91-11.46元/股合理价值，较目前股价有15%-20%的溢价空间，维持“买入”评级。

营业收入有所下降，归母净利润实现增长，资产减值影响盈利增长。2023年，公司实现营收376.42亿元（-5.57%），归母净利润62.49亿元（+22.27%），扣非归母净利润62.43亿元（+8.68%）。公司营业收入同比下降的原因在于煤炭销售收入下降，2023年公司煤炭销售收入32.42亿元（-48.69%）；公司归母净利润同比增长的原因在于公司风光新能源装机规模提升使得发电量增加，电力业务收入增长，2023年公司电力业务收入327.33亿元（+2.69%）。2023年，公司资产减值损失20.86亿元，其中根据国家有关电场改造升级文件指导及公司对电厂“以大代小”改造升级计划计提的固定资产减值、无形资产减值8.59、6.39亿元，资产减值损失在一定程度上拖累了公司业绩增长。 发电量持续增长，上网电价有所下降。2023年，公司累计完成发电量762.26亿千瓦时（+7.92%），公司发电业务平均上网电价443元/MWh（不含增值税，下同），同比下降5.34%。风电平均上网电价457元/MWh，同比下降4.99%，主要是由于风电市场交易规模扩大、平价项目增加以及结构性因素综合所致；光伏平均上网电价308元/MWh，同比下降23.57%，主要是由于新投产的光伏项目均为平价项目；火电平均上网电价417元/MWh，同比增加4.25%，主要是因为市场交易电价上升。 新能源项目资源储备较为充足，未来项目投运驱动公司业绩增长。公司持续拓展新能源项目资源，2023年公司新增资源储备54GW，其中风电24.65GW、光伏23.95GW，抽蓄及储能5.4GW，均位于资源较好地区；2023年，公司取得开发指标突破22.75GW，其中新能源开发指标19.84GW（风电5.07GW，光伏14.77GW）,抽水蓄能2.38GW，独立储能0.53GW。公司新能源项目资源储备较为充足，未来储备的项目资源逐步投运将驱动公司业绩持续稳健增长。 2024年，公司新能源开发建设规模将大幅增加，2024年公司计划新开工新能源项目10GW，投产7.5GW。 风险提示：用电量下滑；电价下滑；新能源项目投运不及预期。 投资建议：由于电价下降，下调盈利预测。预计2024-2026年公司归母净利润分别为85.1/95.5/106.1亿元（2024/2025年原预测值分别为90.0/103.0亿元），同比增长36.1%/12.3%/11.1%；EPS分别为1.01/1.09/1.22元，当前股价对应PE为18.9/17.1/15.4X。给予公司2024年19-20倍PE，对应公司合理市值为1616-1701亿元，对应19.28-20.29元/股合理价值，较目前股价有3%-8%的溢价空间，维持“增持”评级。

营业收入稳步提升，归母净利润同比大幅增长。2023年，公司实现营业收入1171.76亿元（+9.45%），归母净利润45.22亿元（+3789.00%），扣非归母净利润38.03亿元。营业收入增加主要原因是煤炭贸易量增加的影响，公司归母净利润大幅增长主要是燃料成本下降影响，2023年公司燃料成本约为754.62亿元（-8.93%）。投资收益方面，2023年公司投资收益约为37.76亿元（-21.41%），投资收益同比下降的原因是参股煤炭企业收益减少影响。 投资收益中，持有华电新能源股权确认的投资收益为29.50亿元（+13.7%）。 火电装机容量进一步增加，驱动公司业绩增长。截至2023年，公司控股装机容量为58.45GW，主要包括煤电46.89GW，气电9.09GW，水电2.46GW。2023年，公司投产电源项目3.70GW，其中煤电机组3.02GW、气电机组0.68GW。 目前，公司已获核准及在建机组装机容量为6.54GW，其中煤电3.32GW，气电2.92GW，抽水蓄能0.30GW，未来公司火电项目投运将驱动公司业绩增长。 电价趋稳以及煤价下行有望驱动火电盈利进一步改善。煤炭消费增速有望放缓，政策保障下电煤中长期合同签约履约有望提升，煤价中枢将有所下移，同时电价趋稳，公司火电盈利将进一步改善。同时，煤电容量电价执行使得燃煤发电企业固定成本可通过容量电价进行疏导，新型电力系统建设推进背景下火电辅助服务、容量电价等收入增加，未来火电盈利、现金流趋于稳定，分红水平有望提升。 多措并举提升经营效益，盈利能力有望持续提升。电价方面，加强能源产业政策研究和市场形势研判，量价统筹开展市场交易，夯实盈利基础；煤炭方面，加强煤炭市场研判与政策分析，拓展进煤渠道、优化进煤结构，增加有价格优势的年度长协合同量，燃料成本有望进一步下降。资金成本方面，通过存量置换、提前还贷等方式，完成高利率贷款置换及降低财务费用，有效压降资金成本。 风险提示：电量下降；电价下滑；煤价上涨；火电项目投运不及预期；行业政策变化。 投资建议：由于公司煤电装机增长及煤价下降，上调盈利预测。预计2024-2026年公司归母净利润分别为68/75/81亿元（2024/2025年原预测值为63/68亿元），分别同比增长50%/10%/8%；EPS分别为0.66、0.73、0.79元，当前股价对应PE为9.4/8.9/8.8X。给予公司2024年11-12xPE，公司合理市值为748-816亿元，对应7.31-7.98元/股合理价值，较目前股价有9%-18%的溢价空间，维持“买入”评级。

燃料成本下降及新加坡业务利润大幅增长， 盈利显著改善。 2023年， 公司实现营业收入 2543.97亿元（+3.11%） ， 归母净利润 84.46亿元（+214.33%） 。 2023年公司业绩实现扭亏为盈的原因在于境内业务单位燃料成本同比下降和电量同比增长， 以及公司新加坡业务利润同比大幅增长。 2023年， 公司煤炭采购均价同比降低 115.78元/吨， 单位燃料成本为 326.43元/兆瓦时（-12.38%） ； 2023年， 公司新加坡业务实现税前利润 43.55亿元（+131.90%） 。 电价趋稳以及煤价下行驱动火电盈利进一步改善， 电改推进促进火电盈利稳定。 2024年， 非化石能源占比将继续提高， 预计煤炭消费增速放缓， 政策保障下电煤中长期合同签约履约质量有望提升， 煤价中枢将有所下移， 同时电价趋稳， 公司火电盈利进一步改善可期。 电改政策方面， 国家发改委出台《关于建立煤电容量电价机制的通知》 政策， 将现行煤电单一制电价调整为两部制电价， 燃煤发电企业固定成本可通过容量电价进行疏导； 新型电力系统建设推进， 火电由主体电源逐步转化为灵活支撑电源， 辅助服务、 容量电价等收入增加， 火电盈利有望趋于稳定。 新能源装机占比持续增加， 未来项目投运将驱动公司业绩增长。 2023年，公司新增基建并网可控发电装机容量 10.00GW， 其中风电 2.03GW， 光伏6.83GW， 合计新增 8.86GW。 公司“十四五” 新能源发展规划逐步落地，2024年公司持续大规模投入新能源项目建设， 新能源装机将不断增加，驱动公司业绩稳健增长； 电价方面， 受电量交易比例增加、 分时政策调整等影响， 预计未来电价有所下降， 绿电交易和碳交易推进有助于对冲电价下降带来的影响。 风险提示： 行业政策不及预期； 用电量下滑； 煤价上涨； 电价下滑。 投资建议： 由于电量电价有所下降， 下调盈利预测。 预计 2024-2026年公司归母净利润分别为 129.8、 143.1、 155.5亿元（原 2024、 2025预测值为 141.3、 162.9亿元） ， EPS 为 0.83、 0.91、 0.99元， 对应 PE 分别为 11.0、 10.0、 9.2倍。 预计 2024年新能源贡献 80.3亿元， 火电及其他贡献业绩为 49.5亿元。 给予新能源 12-13倍 PE 估值， 火电及其他11-12倍 PE 估值， 公司合理市值为 1504-1634亿元， 对应每股合理价值为 9.61-10.44元， 较目前股价有 6%~15%的溢价空间， 维持“买入” 评级。

核电龙头公司， 核电装机容量全国第一。 公司主营业务为建设、 运营及管理核电站， 销售该等核电站所发电力。 截至 2023年 12月， 公司管理运营的在运机组达 27台， 装机容量 30.57GW， 占中国大陆在运机组装机容量 53.59%； 核准及在建机组 11台， 装机容量 13.25GW。 能源低碳转型趋势下， 核电成长空间巨大。 核电链是全生命周期碳排放最小的发电技术之一， 且可作为电力系统基荷能源， 具有大规模替代火电的潜力。 在我国水电开发临近上限、 气电受限于天然气资源劣势的情况下， 核电在电力系统中的占比有望进一步提高， 预计到 2035年， 核能发电量在总发电量的占比有望达到 10%， 相比 2022年翻倍。 有望量价上升， 具备降本空间。 2023年我国核电利用小时数 7661小时，多年来保持稳定且有上升趋势， 随着核电核准常态化， 发电量有望持续稳定增长。 从长期来看， 市场化电价有望继续上升， 核电市场化交易比例有望提高， 电价有上浮弹性。 从成本构成来看， 核电项目进入平稳运营期后占比最高的固定成本主要受项目造价及融资成本影响， 当前“华龙一号” 机组造价 1.6万元/kW， 测算度电净利润约 0.088元， 随着借款还请和折旧完成， 远期核电度电净利润可达 0.204元。 随着技术不断成熟和迭代， 若造价降至 1.5万元/kW， 度电净利润将提升至 0.095元。 业绩增长压制因素消除， 静待投产稳定期。 台山机组检修期间严重拖累了公司业绩增长， 2023年 11月 27日台山 1#机组恢复并网发电， 公司核电业务回归稳健。 2026年公司有望进入每年新增投产两台核电机组的投产稳定期。 在我国每年核准 6-8台核电机组的前提下， 公司每年新增在建及核准待建机组有望维持在 2-4台水平。 按照每年核准 2台机组， 每台机组装机容量 1200MWe， 利用小时数 7500小时， 厂用电率 6.5%和含税电价 0.42元/千瓦时测算， 投产首年满负荷运行情况下， 将为公司带来约 63亿元的营收， 受益于机组投产前五年不征收乏燃料处置金和所得税“三免三减半” 优惠政策， 带来净利润约 24亿元。 盈利预测与估值： 我们预计 2023-2025年公司归母净利润分别为108.5/124.9/132.2亿元， 同比增长 8.9%/15.1%/5.9%； EPS 分别为0.21/0.25/0.26元。 通过多角度估值， 预计公司合理估值 4.78-4.94元之间， 较当前股价有 24%-30%的溢价， 首次覆盖， 给予“买入” 评级。 风险提示： 电价下调， 用电量增速不及预期， 政策不及预期， 核安全风险。

事项： 2023年 11月 21日， 公司发布以集中竞价交易方式回购股份方案的公告， 拟回购股份用于实施员工持股计划或股权激励， 若公司未能在股份回购实施结果暨股份变动公告日后 3年内使用完毕已回购股份， 尚未使用的已回购股份将予以注销； 本次回购方案中， 公司回购股份资金总额不超过 2.4亿元， 回购股份价格不超过 8元/股。 根据公司公告， 截至 2024年 1月， 公司以集中竞价交易方式已累计回购公司股份 2622.51万股， 占公司总股本股的比例为 1.31%， 回购成交的最高价为 6.12元/股、 最低价为 5.23元/股， 已支付的资金总额为 1.49亿元。 国信公用环保观点： 1） 公司股份回购工作稳步推进， 从回购金额来看， 目前进度已完成公司股份回购方案的 62%， 公司股权回购完成后将主要用于员工持股计划或股权激励， 有助于进一步建立健全长期激励机制， 有效调动管理层和核心骨干员工的积极性， 为股东创造长远持续的价值； 2） 电价对公司新能源发展的影响或已触底， 存量项目所在区域的影响逐步弱化， 增量项目则在项目投资决策时充分考虑未来开展现货交易后可能对电价的影响再进行项目开发， 此外公司积极参与绿电、 绿证交易增厚收益， 预计未来公司盈利有望趋稳； 3） 常态化现金分红机制形成， 公司重视投资者利益， 未来仍将努力提升业绩并实施持续、稳定的现金分红， 逐步提升分红比例。 公司新能源项目装机容量持续增长， 电价波动对项目盈利的影响逐步弱化， 公司业绩有望稳步提升， 维持盈利预测。 预计 2023-2025年归母净利润分别为 9.58/13.63/16.40亿元， 同比增长 30.8%/42.3%/20.3%；EPS 分别为 0.48、0.68、0.82元， 当前股价对应 PE 为 11.8/8.3/6.9X。 给予公司 2024年 9-10倍 PE， 对应公司权益市值为 123-136亿元， 对应 6.14-6.82元/股合理价值， 较当前股价有 8%-20%的溢价， 维持“买入” 评级。 评论： 公司股权回购推进， 用于实施员工持股计划或股权激励， 进一步建立健全长期激励机制2023年 11月 21日， 公司发布以集中竞价交易方式回购股份方案的公告， 拟回购股份用于实施员工持股计划或股权激励， 若公司未能在股份回购实施结果暨股份变动公告日后 3年内使用完毕已回购股份， 尚未使用的已回购股份将予以注销； 本次回购方案中， 公司回购股份资金总额不超过 2.4亿元， 回购股份价格不超过 8元/股。 根据公司公告， 截至 2024年 1月， 公司以集中竞价交易方式已累计回购公司股份 2622.51万股， 占公司总股本股的比例为 1.31%， 回购成交的最高价为 6.12元/股、 最低价为 5.23元/股， 已支付的资金总额为 1.49亿元（不含印花税及交易佣金等费用）。 公司股份回购工作稳步推进， 从回购金额来看， 目前进度已完成公司股份回购方案的 62%， 公司股权回购完成后将主要用于员工持股计划或股权激励， 有助于进一步建立健全长期激励机制， 有效调动管理层和核心骨干员工的积极性， 为股东创造长远持续的价值。 电价对公司新能源发展的影响或已触底， 公司盈利有望趋稳市场对新能源电价较为担忧， 从公司发展情况来看， 电价对新能源发展的影响已经处于底部。 从公司经营 层面来看， 公司新能源项目分为存量项目和增量项目。 存量项目中， 新疆区域占公司总发电量超 1/3， 且几乎全部为国家规划西电东送大通道准皖直流项目， 受端为华东电网， 电价极具竞争力， 属于优质资产； 宁夏区域， 公司主要为光伏资产， 2023年中长期交易政策对该区域内电价影响较大， 但目前电价或已处于底部； 山西区域现货市场已试运行 3年， 从过去 3年的交易情况来看， 电价每年都在逐步提升， 且公司在山西区域均为光伏领跑者项目， 未来可能会发布差异化电价政策； 山东区域现货市场运行 2年， 且公司在该区域的风电资产比例较高， 电价影响较小。 整体来看，目前电价波动变化对公司存量项目的影响较为有限， 且部分区域未来电力交易及政策层面有望出现边际改善。 对于增量项目， 公司在项目投资决策时， 已结合项目所在区域的电源结构、 网架结构、 电力供需发展趋势等， 在电价测算边界方面已充分考虑了未来开展现货交易后可能对电价的影响， 增量项目收益测算边界条件较为严格， 未来项目投运后， 预计电价对项目收益率影响有限。 此外， 公司不断创新项目开发模式， 在部分项目中参考国际惯例，通过引入长期 PPA 或照付不议协议等机制来对冲未来电力市场的电价波动风险，保证项目的收益率水平。 公司积极参与绿电、 绿证交易， 充分发挥绿色电力的环境价值， 为新能源项目带来增量收益。 2023年以来，公司跨省及区域内绿电交易合计 45302.9万千瓦时， 绿证交易合计 64288张， 有效提升了相应项目的收益水平， 也在一定程度上对冲了电价波动对项目收益率的影响。 新能源项目建设持续推进， 未来业绩有望稳步增长。 截至 2023年 9月， 公司并网装机容量为 4369MW（+22.31%）， 其中光伏 3019MW， 风电 1226MW， 生物质及储能 124MW。 公司围绕战略规划， 在风光资源丰富、消纳情况良好以及具备电价优势的地区开展布局， 对具有电力需求强劲、 具备消纳优势、 电价风险较低的京津冀地区、 长三角、 珠三角等中东南部地区加大开发投资力度， 保障未来项目投资回报和经济效益。 根据公司“三步走” 战略安排， 到 2025年， 公司新能源发电核准装机规模预计突破 13GW， 未来新能源项目投运将驱动公司业绩持续增长。

公司是全球最大的水电上市公司， 逐渐构成世界最大的清洁能源走廊。 公司还从事投融资、 抽水蓄能、 智慧综合能源、 新能源和配售电等业务。 公司水资源得天独厚， 拥有世界前 12 大水电站中的 5 座， 目前境内运营管理六座梯级电站， 在长江干流水电装机容量达 7169.5 万千瓦， 全球排名第一。 2023年公司营收和归母净利为 781/274 亿元， 2013-2023 年 CAGR 为 13%/12%。 多次水电资产注入带来营收利润规模阶梯式提升， 利用投资收益平滑业绩。 公司多年来逐步收购三峡集团旗下的水电资产， 装机规模增长是业绩提升的核心驱动力。 2023 年乌白两座电站注入， 公司升级为“六库联调” ， 预计每年额外增发电量60~70亿千瓦时。公司在受来水波动影响较为明显的年份中，通过增厚投资收益平滑业绩； 2022 年投资收益占归母净利润比例达 22%。 公司是典型的大水电现金牛， 充沛现金流支撑高分红高股息。 公司享受成熟水电站带来的充沛现金流及高利润， 近 10 年经营净现金流维持在归母净利润的 1.4-2 倍左右。 2016-2025 年公司在章程中承诺高分红， 2016 年以来现金分红占归母净利润比重为 61%~94%， 近三年公司股息率稳定在 3.6%以上。 电价提升、 财务费用及折旧减少、 风光储一体化发展是公司业绩核心增长点。 短期看， 乌白电站外输高电价已确定， 公司市场化电量和高电价电量占比有望提升， 进而带动综合电价上行。 中期看， 随着水电站持续运营， 机组折旧陆续到期、 财务费用逐渐减少， 公司现金流和净利润有望逐渐抬升。 长期看，公司积极筹划“水风光储一体化” 项目开发， 或将成为新的业绩增长点。 全球降息预期背景下公司的防御属性更加凸显， 配置价值提升。 我国处于低利率阶段， 一方面， 低利率有助于公司降低融资成本并节约财务费用； 另一方面， 低利率也可通过降低 WACC 提升公司内在价值。 在全球弱宏观环境且有降息预期背景下， 我们认为公司凭借稳健增长的业绩、 高分红承诺和高兑现预期的优势， 预计对投资者有持续较强吸引力。 盈利预测与估值： 考虑 2023 年来水偏枯对业绩造成不利影响， 我们下调盈利预测 ， 预计 2023-2025 年 EPS 为 1.12/1.40/1.49 元（ 前值 为1.24/1.35/1.42 元 ， 下 调 幅 度 为 9.7%/3.6%/2.3% ） ， 对 应 PE 为22/17/16x。 通过多角度估值， 预计公司合理估值为 28-29 元/股， 较目前股价有 15%-22%的溢价空间， 维持“买入” 评级。 风险提示： 来水不及预期， 电价有所下降， 政策变化

发配售一体化， 打造有区域影响力的能源上市公司。 公司主营业务为电力生产、 桂东电网供电及油品业务。 2023年， 公司更名为“广西能源” ， 打造有区域影响力的能源上市公司。 公司通过资产重组出售永盛石化， 并公开挂牌出售持有的恒润石化 51%股权剥离油品业务， 聚焦电力主业并积极布局风光新能源。 目前公司运营的桂东电网覆盖广西贺州及梧州部分地区， 与广西、湖南电网互为网间电力交换， 在运装机 157.76万千瓦， 其中水电 85.76万千瓦， 火电 70万千瓦， 光伏 2万千瓦， 2023年前三季度发电量 44.95亿度， 占广西总发电量的 2.6%。 电力市场化改革推进， 配售电业务有望量价齐升。 电力市场化改革政策持续出台， 10kV 以上工商业用户全部进入电力市场， 预计市场化代理售电规模将快速增加， 售电行业市场空间有望持续扩张； 鼓励新兴主体参与电力交易市场， 增强电网调节能力和交易活跃度。 聚焦电力主业， 打造新能源第二成长极。 剥离油品业务后， 公司将聚焦电力主业， 打开风光发电业务成长空间。 目前公司 55万千瓦陆上风电、21万千瓦陆上光伏项目在建， 并通过广西广投海风公司开工建设 70万千瓦海上风电项目。 集团大力支持电力业务， 获海风资产注入。 公司作为广西投资集团旗下能源上市公司， 在获取新能源项目方面有一定优势， 且可通过集团资产注入扩大业务规模。 2023年 11月 2日， 公司临时股东大会通过了收购广西广投海上风电 60%股权的议案， 交易标的牵头的联合体竞得防城港海上风电示范项目 180万千瓦开发权， 其中 A 场址 70万千瓦项目已核准开工， 交易标的还参股了钦州 90万千瓦海上风电示范项目。 截至 12月18日， 交易标的工商变更登记手续已完成。 盈利预测与估值： 公司剥离油品业务后营收将大幅下降， 营收和净利润主要随电力业务装机规模增长。 考虑公司上半年来水情况较差及供电价格提高， 结合公司新能源业务发展前景， 我们预计 2023-2025年公司归母净利润分别为 0.68/3.71/5.04亿元， 同比增长-131%/446%/36%； EPS 分别为 0.05/0.25/0.34元。 通过多角度估值， 预计公司合理估值 4.56-4.81元之间， 较当前股价有 19%-26%的溢价， 首次覆盖， 给予“买入” 评级。 风险提示： 电价下调， 来水不及预期， 项目进展不及预期， 政策变化， 成品油价格波动， 诉讼风险， 行政处罚风险。

来水偏枯及核定容量电价致营收及净利润同比下降。 2023年前三季度， 公司实现营业收入 40.67亿元（-13.83%） ； 实现归母净利润 8.19亿元（-4.00%） ， 公司营收及归母净利润降幅较上半年有所收窄。 公司营收及净利润同比明显下降的原因是公司下属调峰水电厂来水和发电量同比减少，及 5月发改委核定了公司下属 7座抽水蓄能电站容量电价政策。 公司抽水蓄能、调峰水电和新型储能营收分别为 30.96/8.71/0.67亿元，同比变动 1%/-46%/219%。 公司下属水电站来水偏枯， 前三季度累计发电量 43.19亿千瓦时， 同比大幅减少 50.27%， 平均售电价格 0.228元/千瓦时， 较去年末提高了 0.006元/千瓦时。 项目获取加速， 抽水蓄能业务规模有望进一步扩大。 截至 2023年 9月， 公司在运抽水蓄能装机容量 1028万千瓦， 在建装机规模 480万千瓦， 包括肇庆浪江抽蓄、 广西南宁抽蓄、 梅州五华抽蓄二期项目、 惠州中洞抽蓄项目， 预计 2025年建成； 开展前期及项目储备超 3200万千瓦， 新取得广东揭西大洋、 肇庆长滩、 清远佛冈和贵州遵义大梁岗开发权； 参股内蒙古乌海项目已开工， 参股 120万千瓦美岱抽蓄项目， 持股比例 20%。 8-10月， 公司分别与云南省宜良县、 丽江市、 大姚县、 普洱市、 洱源县签订项目协议， 推进宜良抽蓄（120万千瓦） 、 丽江永胜抽蓄、 大姚抽蓄（120万千瓦） 、 景东抽蓄（140万千瓦） 和洱源抽蓄（240万千瓦）项目的调规、 建设工作。 控股股东及董监高增持公司股份， 彰显发展信心。 10月 30日， 公司控股股东南方电网公司通知将通过全资子公司南网资本增持公司股份 2-4亿元。 8月 29日， 公司发布公告， 部分董监高拟在 2024年 2月 28日前增持公司股票， 增持金额 340-680万元， 增持前增持主体未持有公司股份。 风险提示： 来水不及预期， 项目进度不及预期， 政策变化。 投资建议： 下调盈利预测， 维持 “买入” 评级。 考虑来水偏枯、 核定的容量电价不及预期等因素的综合影响， 下调盈利预测， 预计 2023-2025年公司归母净利润分别为 11.0/13.2/17.5亿元（原为 15.1/16.4/20.0亿元） ， 同比增速-34/20/32%；每股收益 0.35/0.41/0.55元，对应当前股价为 26/22/17倍 PE， 维持“买入” 评级。

营收小幅下降， 煤炭业务利润贡献减少。 2023年前三季度， 公司实现营业收入 959.72亿元（-10.04%） ； 实现归母净利润 31.03亿元（-1.78%） ， 主要系三季度煤炭业务利润贡献及公允价值变动收益较上年同期减少所致。 前三季度， 公司公允价值变动收益-16.30亿元， 同比减少 20.03亿元， 投资收益30.25亿元， 同比增加 16.69亿元， 主要系衍生品收益结算， 公允价值转入投资收益所致。 直销气量持续增长， 零售气量回升。 2023年前三季度， 公司直销气量达36.71亿方（+33.3%） ， 国内直销气量 22.75万方， 占比 62%， 直销气价差保持相对稳定，为 0.79元/方，实现核心利润 28.43亿元（+137.1%）； 三季度零售气量 57.93亿方， 同比降幅较上半年的 6.9%收窄到 4.7%，前三季度累计零售气量 179.55亿方。 公司天然气长协资源累计已超过1000万吨/年， 同时在下游通过天然气产业智能运营平台好气网聚合产业生态， 实现天然气供应侧和需求侧的匹配， 扩大售气规模。 完成煤炭业务剥离， 聚焦天然气核心主业。 2023年 9月 12日， 公司与凯鸿科技签订新能矿业股权转让协议， 拟将公司持有的新能矿业 100%股权转让给凯鸿科技， 转让价款为 66.70亿元， 同时拟收回公司及子公司对新能矿业的债权净额 38.35亿元。 公司已收到全部价款并于 10月 19日完成新能矿业 100%股权工商变更登记和换发营业执照， 公司不再持有新能矿业股权， 从而剥离了煤炭业务， 有利于进一步聚焦天然气主业。 增持控股子公司新奥能源， 彰显发展信心。 8月 26日， 公司发布公告， 拟通过新能香港增持控股子公司新奥能源（02688.HK） 股份。 截至 9月 30日，新能香港已增持新奥能源股份 850万股， 合并此前已持有的股份， 共持有3.78亿股， 占新奥能源已发行股份总数的 33.39%。 风险提示： 气价波动、 需求不及预期、 综合能源进度不及预期、 政策变化。 投资建议： 下调盈利预测， 维持“买入” 评级。 考虑公司剥离煤炭业及直销气量大幅增长、 国际天然气价格波动等因素的综合影响， 预计 2023-2025年公司归母净利润分别为 61.2/76.0/81.8亿元（原为 68.4/77.0/83.0亿元） ， 同比增速 5/24/8%； 每股收益 1.98/2.45/2.64元， 当前股价对应 PE 分别为 8.7/7.0/6.5x。 参照可比公司， 给予 10-11倍PE， 对应公司权益价值为 612-673亿元， 对应 19.76-21.73元/股合理价格，较当前股价有 14%-26%的溢价空间， 维持买入评级。