公司披露年报：2020年年收完成营收52.56亿元，同比增长302%；实现归母润净利润6.20亿元，同比增长223%。扣非归母净利润4.37亿元，同比增加443%。报告期末，公司总资产194.83亿元，同比增长279%；净资产102.09亿元，同比增加234%。基本每股收益为0.41元，同比增长116%；加权平均净资产收益率为8.68%，同比增加2.29个百分点。 公司2020年完成重大资产重组，资产交割审计基准日为2020年5月31日，年报表现反映重组前公司全年以及重组所收购公司在资产交割审计基准日后6-12月的合并数据。重组完成后，公司合并报表范围扩大，同时全年发电量、上网电量和售电量水平均有较大幅度提升，推升业绩表现。 润公司实现营业利润7.17亿元，电力业务占比48%。从具体利润结构来看：电力业务完成3.45亿元，占比48.14%；电力勘察设计安装业务完成0.55亿元，占比7.71%；实现其他收益1.19亿元（同比增加46%），占比16.63%，主要为政府财政补助及税收奖励；资产处置收益0.35亿元（同比增加134%），占比4.84%，主要为电网资产拆迁补偿。 实现投资收益0.80亿元（同比增加291%），占比11.12%。其中，确认重庆长恒新达物资公司股权投资收益3178万元，黔源电力1191万元，朝阳寺电业1121万元，重庆公用站台设施投资开发公司990万元；三峡银行分红收益840万元。 公允价值变动收益0.37亿元（同比增加23%），占比5.22%。主要为三峡银行股权投资按公允价值计量，确认公允价值变动收益1919万元；黔源电力股权在按权益法核算前以公允价值计量，确认公允价值变动收益1823万元。 电力业务毛利率显著提升。从各项主营业务毛利率来看，电力业务提升至20.96%，上年为17.74%，主要受益于自发电量大幅增长；设计安装业务为17.29%，上年为20.41%（设计安装业务营收由2.71亿元增长为6.81亿元）；锰业贸易为7.93%。因新增毛利率相对较低的锰业贸易业务，公司整体毛利率17.91%，较上年18.34%略有下滑。 主要生产数据情况：2020年年长自发电量大幅增长52%。2020年1-12月，受益于所处流域来水增加，公司自有水电站发电量为29.47亿千瓦时，比上年同期19.39亿千瓦时上升51.98%。其中，因资产重组新纳入的电站全年发电量为19.93亿千瓦时，比上年同期12.92亿千瓦时上升54%。 全年售电量长增长13.69%，电价受疫情影响有所下滑。公司2020年1-12月共完成售电量113.26亿千瓦时，比上年同期99.62亿千瓦时上升13.69%。2020年售电均价（不含税）为0.4150元/千瓦时，较去年同期0.4406元/千瓦时降低5.81%。售电均价同比下降，主要原因是受疫情影响高电价售电比例下降，以及执行疫情期间阶段性电费优惠政策。 重组完成后，公司拥有锰矿开采及电解锰生产加工、销售的完整产业链。 电解锰产能10.6万吨，处于国内行业前列。公司2020年电解锰产量为8.96万吨（同比增加11.3%），通过“自产自销+外购销售”的模式，全年实现销量12.97万吨（同比增加32.5%）。电解锰产品价格随市场供需而波动，2020年主要运行于含税价1.05-1.35万元/吨区间。 公司露披露2021及年经营目标及“十四五”战略规划。2021年，公司计划完成售电量120.92亿千瓦时，实现营业收入107亿元。公司“十四五”规划预计，到2025年，公司销售电量将超过1000亿千瓦时，其中市场化售电量超过800亿千瓦时；总资产超过320亿元；营业收入超过150亿元。 按照上述规划测算，公司“十四五”期间的营收年化增速为23.3%。 规划明确提出三大业务、四大平台。三大业务：一是深耕广拓，规模化发展配售电业务；二是突出优势，特色化拓展综合能源业务；三是精准布局，差异化开拓新能源业务。四大产业发展平台：一是以长兴电力为基础，升级再造为市场化配售电平台；二是以综合能源公司为主体，集中打造综合能源发展平台；三是打造新能源开发运营平台。四是以“重庆市能源创新研究中心”为基础，打造公司能源创新研究平台。 公司作为三峡集团配售电业务的唯一上市平台，有望发挥突出的战略协同作用。1）三峡电入渝将进一步发挥“发-配-售电”业务的战略协同。 根据重庆市政府和三峡集团达成的战略协定，重组后的三峡水利作为三峡集团实施配售电业务的唯一上市平台，随着电力体制改革的推进，三峡集团的大水电消纳与地方电网形成协同效用，引入低价电将大大促进企业和区域经济发展。2）依托三峡集团，加快优质资产整合。重组完成后，三峡水利资产并购能力及经验进一步提升，将对网内及周边优质低价电源实施并购，同时筛选全国范围内优质的增量配网试点实施并购，并逐步整合三峡集团的优质配售电资产。3）长江大保护战略实施，促进产业链业务延伸。三峡水利与三峡集团正在大力实施主导的“长江大保护”发展战略形成良好的业务合作，业务范围将随着长江大保护项目的推进持续延伸，实现配售电业务沿江布局的战略协同；两江新区的继续开发，工业客户逐步落地，长兴电力开创的“电力设施金融服务、工程建设、运维及参与电力市场化交易业务模式”的系统性业绩增长方式，将为上市公司的发展提供广阔的空间。 “电改”标杆和“混改”样板。在国家全面深化混合所有制改革和新一轮电力体制改革背景下，公司完成重大资产重组工作，成为三峡集团、长江电力所属以配售电为主业的唯一上市平台。目前，公司已形成稳固的配售电产业基础和积极的综合能源业务布局；拥有工程、大水电检修运维、供应链等配套业务阵列，产业发展基础坚实；具备上市公司平台优势、股东资源优势、电力要素价格优势、“发-配-售”技术积累和运营管理经验优势、“混改”体制机制优势等，极具高质量发展潜力。 盈利预测：我们预计公司2021-2023年归母净利润为10.87、12.34、14.03亿元，对应PE分别为16、14、12倍。 风险提示：宏观经济波动，行业政策变化，三峡集团支持力度不及预期。

公司近日发布电动汽车换电业务发展规划。公司将在稳健发展清洁能源及热电联产业务的同时，继续从能源生产向综合能源服务转型，重点聚焦绿色出行生态，打造领先的移动能源服务商。按照规划，公司的换电业务目标领域包括以出租车、网约车为代表的乘用车，将重点布局长三角、大湾区、京津冀、成渝等较发达区域。主要包括： （1）换电站一体化解决方案。提供换电站及换电站核心部件的研发、设计等一体化解决方案，通过开展广泛的合作推动“换电站共享化”及换电站无人值守。 （2）换电站运营及能源服务。提供快速换电服务的同时提供换充储一体化电力交易、电池运营及健康管理等服务。 （3）电池梯次利用。不断精进残值评估技术、一致性梯次分选技术、电池再成组技术、BMS和储能系统级均衡技术、梯次储能应用技术，推动电池梯次利用。 充换电是移动新能源革命中的极大商机。碳中和目标将为能源生产及消费领域带来巨大变化，其中之一便是电动汽车对传统燃油车的逐步替代成为确定性极高的趋势。公司预测，到2050年，全世界范围内电能在交通领域的消费比重有望从目前的1%上升到34%，电动汽车用电量占电力消费的比重有望从目前的0.5%上升到11.5%，而中国这一比例可能更高、达到12.9%。到2040年，全球电动汽车保有量将超过5.5亿，中国作为全球最大的电动车市场，保有量有望超过2.3亿，对应年耗电量超过7500亿千瓦时。 从目前的应用现状来看，电动汽车相较燃油车的劣势之一是充电耗时较长、容易造成里程焦虑。虽然快充技术已有长足进步，但是难免面临物理上限。另外不容忽视的是，当前我国城乡配电网电压和功率的冗余配置可能并不十分充足，如果电动车的大功率快充需求快速大幅增长，可能会超出局部配网的负荷，而电网的规划和投资难以快速响应，而且成本较高。 因此我们认为，充换电将是未来伴随电动汽车共同快速成长的优质赛道。 公司拟与中金资本合作设立“碳中和”主题基金，哺育产业链生态。基金总规模不超过100亿元，预计协鑫能科出资约占基金总规模的51%；首期规模约40亿元。基金宗旨是对移动能源产业链上下游优质项目和充换电平台企业进行股权投资，并借助新能源汽车出行平台实现向充换电平台的导流，完成充换电数据平台的建设，构建全新的移动能源产业生态。 中金资本作为行业内领先的基金管理公司，在基金运营管理方面拥有丰富的经验，能够深度参与公司转型并为公司提供全方面的金融服务。产业基金的成立，有望发挥各自在行业领域的先导优势，在移动能源产业链上下游优质项目和充换电平台等项目进行全面合作和资源共享，助力公司打造高效、经济、绿色出行生态，成为领先的移动能源服务商。 绿色能源运营与综合能源服务为公司长期以来的两条经营主线。截至2020年9月30日，公司已并网装机容量为3383.14MW（中报为3170.64MW），其中：燃机热电联产2572.14MW，风电327.5MW，生物质发电60.5MW，垃圾发电91MW，燃煤热电联产332MW。公司电厂聚焦长三角、珠三角、京津冀等经济发达地区，为包括苏州工业园区、广州经济技术开发区等在内的数十个国家级、省级工业园区提供热电冷多联供服务。同时，热电联产项目具有区域排他性优势，公司在清洁能源发电及热电联产业务的丰厚经验使得有利于公司在开发区规划阶段介入能源网的布局，从而为未来的项目运营创造区域垄断优势。据公司规划，未来三年公司燃机热电联产、风电、垃圾发电的装机规模，分别有望达到350万、100万、17万千瓦。 综合能源服务领域开拓成效显著。公司顺应电改浪潮，借助园区热电联产的先发优势，率先进军综合能源服务领域。据公司最新披露信息，目前已在售电、需求侧、供热等领域服务4000余家工商业客户。公司积极探索数据中心业务模式，已在广东广州、茂名以及江苏无锡取得11000个机柜的备案；公司积极参与国家增量配电业务改革试点项目，累计参与5个项目的开发，其中金寨、徐州项目已投产；公司积极开展售电业务，今年上半年市场化交易电量约68.8亿千瓦时，在国内售电公司中位居前列，老用户续签率达到80%，粘性不断增强；公司打造多场景储能应用，打造“嫦娥”系列储能电站，目前已管理26MWh用户侧储能项目；公司进军能效管理领域，拥有国家“需求侧管理服务机构”一级资质，用户侧管理容量超过1200万kVA，能够为工业企业提供负荷预测及节能服务。随着上述业务的不断拓展，公司有望为更多工业企业提供量身定制的能源解决方案，同时理顺和优化商业模式、提高盈利能力，创造新的业绩增长点。 盈利预测：我们预计公司2020-2022年归母净利润分别为7.73、8.64、10.02亿元，对应PE为16.2、14.5、12.5倍。 风险提示：天然气、煤炭采购价格可能高于预期；下游用电、用汽需求可能下降；电动车行业增速可能低于预期；综合能源服务拓展可能不及预期。

事件：公司披露 2020年业绩快报，1-12月实现营收 578.51亿元，同比增长 15.99%；归母净利润 263.15亿元，同比增长 22.15%；扣非归母净利润261.28亿元，同比增长 23.65%。加权平均净资产收益率 16.73%，同比增加 1.96个百分点。公司业绩大幅增长的主要原因是发电量增长带来售电收入增加，以及投资收益同比增加。 全年发电量 2269.30亿千瓦时，同比增加 7.82%。其中，三峡电站完成发电量 1118.02亿千瓦时，同比增加 15.41%；葛洲坝电站完成发电量 185.67亿千瓦时，同比减少 2.71%；溪洛渡电站完成发电量 634.13亿千瓦时，同比增加 4.33%；向家坝电站完成发电量 331.48亿千瓦时，同比减少 1.70%。 公司投资收益再创新高，融资成本持续优化。2020年，公司抢抓资本市场低位震荡机遇，围绕大水电、配售电、海外市场、区域能源平台等领域持续加强战略投资，全年完成对外投资超 350亿元，投资收益超过 40亿元，同比增长约 30%，投资规模和投资贡献均再创历史新高，成为公司“保增长、促发展”的重要一极。另外，公司精准研判市场形势，抢抓窗口发行债券 11期，筹集低成本资金共 250亿元，新增债券综合成本仅 2.70%，同比大幅降低 69bp，创公司历史新低。 公司“一主两翼”战略持续推进。推动三峡水利重大资产重组最终落地，历时四年实现重庆配售电业务“投资-整合-上市”三步走，打造三峡集团第三家上市公司，为做强做优做大配售电业务提供了坚实平台。完成秘鲁路德斯项目交割，实现公司国际业务进一步开拓，同时顺利完成联合投资人引入，进一步优化了投资结构、完善了公司治理。 盈利预测：我们预计公司 2020-2022年的归母净利润为 263.2、268.2、271.7亿元，对应 PE 分别为 17.3、17、16.7倍。 风险提示：宏观经济波动，流域来水不足，投资收益不及预期，电价下滑

据公司公告，2020年业绩预计为 6亿元-7亿元，同比增长 213%-265%。 归属于上市公司股东的扣除非经常性损益的净利润 4.2亿元到 5亿元，与上年同期（法定披露数据）相比，将增加 3.4亿元到 4.2亿元，同比增加425%到 525%。 公司 2020年完成重大资产重组，收购了重庆长电联合能源有限责任公司和重庆两江长兴电力有限公司，资产交割审计基准日为 2020年 5月 31日，因此，公司 2020年度法定披露数据反映重组前公司全年以及重组所收购公司在资产交割审计基准日后 6-12月的合并数据。重组完成后，公司合并报表范围扩大，收入规模和盈利水平均得到大幅提升；同时全年发电量、上网电量和售电量水平均有较大幅度提升，推升业绩表现。 2020年自发电量大幅增长 52%。2020年 1-12月，受益于所处流域来水增加，公司自有水电站发电量为 29.47亿千瓦时，比上年同期 19.39亿千瓦时上升 51.98%。其中，因资产重组新纳入的电站全年发电量为 19.93亿千瓦时，比上年同期 12.92亿千瓦时上升 54%。Q4单季度，公司自有水电站发电量为 6.17亿千瓦时，比上年同期 2.65亿千瓦时上升 133%。 全年售电量增长 13.69%，电价受疫情影响有所下滑。公司 2020年 1-12月共完成售电量 113.26亿千瓦时，比上年同期 99.62亿千瓦时上升13.69%。其中，Q4单季度，公司售电量为 31.75亿千瓦时，比上年同期28.27亿千瓦时上升 12.29%。2020年售电均价（不含税）为 0.4150元/千瓦时，较去年同期 0.4406元/千瓦时降低 5.81%。售电均价同比下降，主要原因是受疫情影响高电价售电比例下降，以及执行疫情期间阶段性电费优惠政策。 三峡水利作为三峡集团配售电业务的唯一上市平台，有望在大股东的支持下发挥突出的战略协同作用。1）三峡电入渝将进一步发挥“发-配-售仿宋 电”业务的战略协同。根据重庆市政府和三峡集团达成的战略协定，重组后的三峡水利作为三峡集团实施配售电业务的唯一上市平台，随着电力体制改革的推进，三峡集团的大水电消纳与地方电网形成协同效用，引入低价电将大大促进企业和区域经济发展。2）依托三峡集团，加快优质资产整合。重组完成后，三峡水利资产并购能力及经验进一步提升，将对网内及周边优质低价电源实施并购，同时筛选全国范围内优质的增量配网试点实施并购，并逐步整合三峡集团的优质配售电资产。3）长江大保护战略实施，促进产业链业务延伸。三峡水利与三峡集团正在大力实施主导的“长江大保护”发展战略形成良好的业务合作，业务范围将随着长江大保护项目的推进持续延伸，实现配售电业务沿江布局的战略协同；两江新区的继续开发，工业客户逐步落地，长兴电力开创的“电力设施金融服务、工程建设、运维及参与电力市场化交易业务模式”的系统性业绩增长方式，将为上市公司的发展提供广阔的空间。 契合大股东战略，坚定看好三峡/长电旗下唯一配售电平台的广阔空间与稀缺价值。作为三峡集团的龙头企业，长江电力近年来努力抓住电改机遇，已经在国内、国外着力打造“发电、配电、售电”产业链，实现了配售电业务的快速发展，目前范围已遍及重庆、湖北、陕西、安徽、广东、云南等区域。长江电力近期收购秘鲁 LDS 公司的配电资产，也体现了其延伸产业链、发力配售电的战略。为形成规模效应、增强竞争力，我们认为重组后的三峡水利作为惟一的配售电业务平台，其未来的体量和前景均有较大空间。 盈利预测：我们预计公司 2020-2022年归母净利润为 6.85、9.03、10.43亿元，对应 PE 分别为 23、18、15倍。

前三季度长归母净利同比增长20.27%，扣非归母净利润同比增长7.74%公司2020年1-9月实现营业收入296.76亿元，同比减少7.97%，主要原因是部分火电项目转让；营业成本148.18亿元，同比降低19.02%，主要原因是部分火电项目转让、燃料成本同比下降。公司实现归母净利润52.11亿元，同比增长20.27%；扣非归母净利润45.77亿元，同比增长7.74%。 EPS为0.7444元/股，同比增长23.37%。实现净资产收益率12.98%，同比提高2.23个百分点。三季报期末资产负债率64.25%，较2020年中报降低2.17个百分点，负债率持续下降；Q3单季度利息费用9.56亿元，较上年同期（11.74亿元）减少2.18亿元。 前三季度实现投资净收益11.43亿元，同比增加5.12亿元；其中，对联营/合营企业的投资收益为5.7亿元，较上年同期减少0.6亿元；投资收益增加的主要原因是向中煤集团转让国投伊犁、靖远二电、国投宣城、淮北国安及甘肃张掖的股权，于2020年完成交割，确认投资收益5.43亿元。 Q3上网电量同比下降2.8%（剔除转让项目影响后同比上涨4.7%），上涨网电价同比上涨1.5%2020年7-9月，公司境内控股企业累计完成发电量476.29亿千瓦时，上网电量465.02亿千瓦时，同比分别减少了3.12%和2.75%，若剔除已转让项目对电量的影响，则同比增长了4.73%、4.72%。2020年1-9月，公司境内控股企业累计完成发电量1122.64亿千瓦时，上网电量1094.06亿千瓦时，同比分别减少了7.73%和7.33%，若剔除已转让项目对电量的影响，则同比分别增加了2.59%、2.55%。 2020年7-9月,公司境内控股企业平均上网电价0.293元/千瓦时,与去年同期相比增价了1.47%；2020年1-9月,公司境内控股企业平均上网电价0.30元/千瓦时,与去年同期相比减少了0.77%。 分电源看，光火水风光Q3上网电量分别同比上涨-15.7%、3.8%、32.1%、、30.9%2020年7-9月，公司境内火电完成上网电量147.77亿千瓦时，同比下降15.43%，若剔除转让项目影响，则同比上涨5.06%；水电完成上网电量305.62亿千瓦时，同比上涨3.74%；风电完成上网电量8.36亿千瓦时，同比上涨32.06%；光伏完成上网电量3.28亿千瓦时，同比上涨30.90%。火电发电量同比下降的主要原因为公司对四个火电企业股权的转让退出；水电发电量同比上升的原因为雅砻江水电来水较去年同期偏丰；风电得益于国投广西龙门风电二期项目20年5月起逐步投运以及烟墩及景峡风场新机组在19年6至8月陆续投运的利好发电量实现同比上涨；光伏发电量同比上涨则得益于公司对托克逊光伏、湖州光伏、定边光伏、恒能光伏、永能光伏的收购。 电价方面：2020年7-9月，公司境内火电平均上网电价为0.371元/千瓦时，同比上涨了4.49%；水电平均上网电价为0.242元/千瓦时，同比上涨0.81%；风电平均上网电价为0.471元/千瓦时，同比下降0.69%；光伏平均上网电价为0.866元/千瓦时，同比上涨4.64%。受疫情影响，本年各省区市场化交易开展程度不一，电价结算方式较同期差异较大，此外受结算价格调整及结算周期影响各电厂上网电价有所波动。 卡拉电站获得核准，两河口、杨房沟即将投产，中游成长空间可期据公司公告，雅砻江卡拉水电站建设获得核准。卡拉水电站为雅砻江中游水电规划中的最后一级。电站总装机容量102万千瓦，单独运行时多年平均年发电量39.97亿千瓦时，与上游两河口水库电站联合运行时多年平均年发电量45.24亿千瓦时。预计工程静态投资133.88亿元，总投资171.21亿元。项目资本金约为34.24亿元，占工程总投资的20%。 雅砻江已完成下游梯级水电开发，发电能力提升至1470万千瓦，形成现代化流域梯级电站群雏形。中游列入规划的电站共7座，总装机容量1186.5万千瓦，相当于已投产装机的81%；其中已在建的两河口、杨房沟电站（合计450万千瓦）将于2021年起投产。两河口水库库容超百亿立方，具有多年调节能力，是四川规模最大的调节电站，其调节价值主要体现在：（1）充分利用超大库容，通过流域综合调度大幅减少弃水甚至实现不弃水；（2）灵活调节枯水期和丰水期的电量比例，枯水期电量比例有望大幅提高，由于枯水期电价高于丰水期电价，有望使全年平均电价有所提升。 四川目前电力供给虽相对宽松，但新增发电产能审批仍未放松，随着用电量逐年较快增长，未来存量机组有望提升产能利用率。今年电价较为平稳，未出现大幅折价，体现了供需关系的边际改善。在未来愈发复杂的电力市场交易中，雅砻江具有强调节能力的高质量水电将具有很强的竞争力。 煤价同比走弱提振火电表现，有望持续释放业绩弹性沿海电煤采购价格指数（CECI沿海指数）显示，今年前三季度各期5500大卡现货成交价波动范围为468-590元/吨，反映电煤采购综合成本的综合价波动范围为489-566元/吨。我们预计2020年全年动力煤价在需求相对偏弱、供给逐步释放的背景下仍将维持同比低位、窄幅震荡。随着低效火电的置出，公司火电资产质量显著提升，度电煤耗有望改善，我们预计公司全年标煤单价在600-610元/吨区间，火电板块业绩有望持续向好。 盈利预测：我们预计公司2020-2022年归母净利润为60.4、63.2、71.3亿元，对应EPS为0.89、0.93、1.05元/股。维持“强烈推荐”评级。 风险提示：用电需求不足，来水不及预期，煤价下降不及预期，电价下滑

2020三季报披露，归母净利润同比增长46.92%。2020年前三季度，公司实现营业收入81.63亿元，较上年同期增长4.47%；归属于上市公司股东的净利润6.33亿元，较上年同期增长46.92%。经营活动产生的现金流量净额为20.69亿元，同比增加100.45%。EPS为0.4678元/股，较上年同期增加46.92%。加权平均净资产收益率12.22%，同比提高1.69个百分点。Q3单季度，公司实现营业收入28.37亿元，较上年同期增长3%；归属于上市公司股东的净利润2.79亿元，较上年同期增长72%。 虽在一定程度上受疫情影响，但由于公司新建电厂陆续投运、存续电厂发电量增加且燃料价格同比下降，公司业绩仍然取得显著增长。公司三季报营业外收入1.73亿元，主要系南京热电收到关停补偿款1.99亿元，其中约1.54亿元作为政府补助计入营业外收入。 前三季度经营活动产生的现金流量净额为20.69亿元，同比增加100.45%。主要得益于：1、平均运营装机同比增加；2、燃料价格同比下降；3、一次性收到部分燃机电厂2019年的天然气价格补贴。 Q3售电量、售气量明显增长，售气量增速较上半年显著改善。前三季度，公司完成结算电量115.2亿千瓦时，同比增加14.6%；完成结算汽量1071.3万吨，同比减少1.15%。据测算，公司Q3单季度完成结算电量38.2亿千瓦时，同比增加5.4%；完成结算汽量408.3万吨，同比增加3.67%。 绿色能源运营与综合能源服务为公司两条经营主线。截至2020年9月30日，公司已并网装机容量为3383.14MW（中报为3170.64MW），其中：燃机热电联产2572.14MW，风电327.5MW，生物质发电60.5MW，垃圾发电91MW，燃煤热电联产332MW。公司电厂聚焦长三角、珠三角、京津冀等经济发达地区，为包括苏州工业园区、广州经济技术开发区等在内的数十个国家级、省级工业园区提供热电冷多联供服务。同时，热电联产项目具有区域排他性优势，公司在清洁能源发电及热电联产业务的丰厚经验使得有利于公司在开发区规划阶段介入能源网的布局，从而为未来的项目运营创造区域垄断优势。据公司规划，未来三年公司燃机热电联产、风电、垃圾发电的装机规模，分别有望达到350万、100万、17万千瓦。 综合能源服务领域开拓成效显著。公司顺应电改浪潮，借助园区热电联产的先发优势，率先进军综合能源服务领域。据公司最新披露信息，目前已在售电、需求侧、供热等领域服务4000余家工商业客户。公司积极探索数据中心业务模式，已在广东广州、茂名以及江苏无锡取得11000个机柜的备案；公司积极参与国家增量配电业务改革试点项目，累计参与5个项目的开发，其中金寨、徐州项目已投产；公司积极开展售电业务，今年上半年市场化交易电量约68.8亿千瓦时，在国内售电公司中位居前列，老用户续签率达到80%，粘性不断增强；公司打造多场景储能应用，打造“嫦娥”系列储能电站，目前已管理26MWh用户侧储能项目；公司进军能效管理领域，拥有国家“需求侧管理服务机构”一级资质，用户侧管理容量超过1200万kVA，能够为工业企业提供负荷预测及节能服务。随着上述业务的不断拓展，公司有望为更多工业企业提供量身定制的能源解决方案，同时理顺和优化商业模式、提高盈利能力，创造新的业绩增长点。 盈利预测：我们预计公司2020-2022年归母净利润分别为7.73、8.64、10.02亿元，对应PE为10.5、9.4、8.1倍。 风险提示：天然气、煤炭采购价格可能高于预期；下游用电、用汽需求可能下降；上网电价可能低于预期；综合能源服务拓展可能不及预期。

收购资产并表，营收、归母净利大幅增长。2020年前三季度实现营业收入28.44亿元，同比增加239%；实现归母净利润3.84亿元，同比增长126%；扣非归母净利润2.93亿元，同比增长176%。EPS为0.28元/股，同比增长65%；实现净资产收益率6.5%，同比提高0.6个百分点。 公司于5月完成了重大资产重组，收购了联合能源控股权及长兴电力100%股权，合并报表范围增加，是半年报及三季报营收、净利润等大幅增长的主要原因。合并口径包含上述标的公司自6月起的经营成果。 前三季度实现其他收益6088万元，主要是将递延收益的政府补助转入当期收益。实现投资收益2671万元，预计主要包括确认三峡银行分红收益，以及重庆站台公司、朝阳寺电业投资收益。公允价值变动收益1735万元，预计主要为控股子公司乌江电力于二级市场股票投资取得的收益。资产处置收益2200万元，主要为电网资产拆迁补偿收益。 三季度毛利率有所下滑。分季度看，Q1-Q3单季度毛利率分别为17.2%、27.2%、21.5%。从各主营业务上半年毛利率表现来看，电力销售实现30.42%；工程设计安装实现20.91%；煤炭贸易实现16.54%；锰业板块实现3.35%。我们判断，三季度电力销售的毛利率受益于自发电量增长仍可维持较高水平，整体毛利率下滑的主要原因是煤炭贸易和锰业板块的比例有所增加。 前三季度长自发电量大幅增长39.19%。2020年1-9月，受益于所处流域来水增加，公司自有水电站发电量为23.30亿千瓦时，比上年同期16.74亿千瓦时上升39.19%。其中，因资产重组新纳入的电站前三季度发电量为15.86亿千瓦时，比上年同期11.14亿千瓦时上升42.37%。唯一电量下滑的电站为长滩电厂，原因为2020年1-4月升压站技改，未运行发电。Q3单季度，公司自有水电站发电量为10.91亿千瓦时，比上年同期7.23亿千瓦时上升51%。前三季度售电量显著增长，电价受疫情影响阶段性下滑。公司1-9月共完成售电量81.51亿千瓦时，比上年同期71.35亿千瓦时上升14.24%。其中，Q3单季度，公司售电量为29.18亿千瓦时，比上年同期25.78亿千瓦时上升13.2%。前三季度售电均价（不含税）为0.4167元/千瓦时，较去年同期0.4389元/千瓦时降低5.06%。售电均价同比下降，主要原因是受疫情影响高电价售电比例下降，以及执行疫情期间阶段性电费优惠政策。疫情期间电费减免为仅适用于2020年的阶段性政策，2021年若恢复常规电价水平，有望带来较大的业绩弹性。 三峡水利作为三峡集团配售电业务的唯一上市平台，有望在大股东的支持下发挥突出的战略协同作用。1）三峡电入渝将进一步发挥“发-配-售售电”业务的战略协同。根据重庆市政府和三峡集团达成的战略协定，重组后的三峡水利作为三峡集团实施配售电业务的唯一上市平台，随着电力体制改革的推进，三峡集团的大水电消纳与地方电网形成协同效用，引入低价电将大大促进企业和区域经济发展。2）依托三峡集团，加快优质资产整合。重组完成后，三峡水利资产并购能力及经验进一步提升，将对网内及周边优质低价电源实施并购，同时筛选全国范围内优质的增量配网试点实施并购，并逐步整合三峡集团的优质配售电资产。3）长江大保护战略。实施，促进产业链业务延伸。三峡水利与三峡集团正在大力实施主导的“长江大保护”发展战略形成良好的业务合作，业务范围将随着长江大保护项目的推进持续延伸，实现配售电业务沿江布局的战略协同；两江新区的继续开发，工业客户逐步落地，长兴电力开创的“电力设施金融服务、工程建设、运维及参与电力市场化交易业务模式”的系统性业绩增长方式，将为上市公司的发展提供广阔的空间。 契合大股东战略，坚定看好三峡/长电旗下唯一配售电平台的广阔空间与。稀缺价值。作为三峡集团的龙头企业，长江电力近年来努力抓住电改机遇，已经在国内、国外着力打造“发电、配电、售电”产业链，实现了配售电业务的快速发展，目前范围已遍及重庆、湖北、陕西、安徽、广东、云南等区域。长江电力近期收购秘鲁LDS公司的配电资产，也体现了其延伸产业链、发力配售电的战略。为形成规模效应、增强竞争力，我们认为重组后的三峡水利作为惟一的配售电业务平台，其未来的体量和前景均有较大想象空间。 我们对资产重组业绩承诺兑现持乐观态度。除了前述提及的三峡集团的多项支持措施，还有以下正面因素：1）三峡电入渝进一步降低综合购电成本。根据2019年《重庆市人民政府工作报告》，三峡集团和重庆市正在积极推进三峡电入渝，预计有望于2020年内落地。2）网内新增用户用电需求量大。未纳入本次评估预测电量范围内的乌江电力网内用户京宏源公司年产10万吨电解铝正在履行复产审批程序，聚龙电力新增已开工用户大朗二期60万吨冶金项目预计2021年建成投运，上述用户均为用电大户，将有力保障售电量增长。3）发挥四网融合协同效应，通过规模效应和协同优势降低购电成本和财务费用。重组完成后，售电规模增加，电价谈判议价能力及融资能力增强，有利于争取部分外购电降价，降低外购电成本及综合融资成本。4）围绕主业向产业链上下游延伸，提升上市公司经营业绩。以电网为中心，延伸产业链，上游开展努力优化和丰富自有电源，下游开展用户运维、检修、综合能源等电力增值服务，提升整体盈利能力。 盈利预测：我们预计公司2020-2022年归母净利润为6.85、9.03、10.43亿元，对应PE分别为27、20、17倍。 风险提示：宏观经济波动，行业政策变化，三峡电入渝不及预期，三峡集团支持力度不及预期。

前三季度自发电量大幅增长39.19%。2020年1-9月，受益于所处流域来水增加，公司自有水电站发电量为23.30亿千瓦时，比上年同期16.74亿千瓦时上升39.19%。其中，因资产重组新纳入的电站前三季度发电量为15.86亿千瓦时，比上年同期11.14亿千瓦时上升42.37%。唯一电量下滑的电站为长滩电厂，原因为2020年1-4月升压站技改，未运行发电。Q3单季度，公司自有水电站发电量为10.91亿千瓦时，比上年同期7.23亿千瓦时上升51%。 前三季度售电量显著增长，电价受疫情影响阶段性下滑。公司1-9月共完成售电量81.51亿千瓦时，比上年同期71.35亿千瓦时上升14.24%。其中，Q3单季度，公司售电量为29.18亿千瓦时，比上年同期25.78亿千瓦时上升13.2%。前三季度售电均价（不含税）为0.4167元/千瓦时，较去年同期0.4389元/千瓦时降低5.06%。售电均价同比下降，主要原因是受疫情影响高电价售电比例下降，以及执行疫情期间阶段性电费优惠政策。 三峡水利作为三峡集团配售电业务的唯一上市平台，有望在大股东的支持下发挥突出的战略协同作用。1）三峡电入渝将进一步发挥“发-配-售电”业务的战略协同。根据重庆市政府和三峡集团达成的战略协定，重组后的三峡水利作为三峡集团实施配售电业务的唯一上市平台，随着电力体制改革的推进，三峡集团的大水电消纳与地方电网形成协同效用，引入低价电将大大促进企业和区域经济发展。2）依托三峡集团，加快优质资产整合。重组完成后，三峡水利资产并购能力及经验进一步提升，将对网内及周边优质低价电源实施并购，同时筛选全国范围内优质的增量配网试点实施并购，并逐步整合三峡集团的优质配售电资产。3）长江大保护战略实施，促进产业链业务延伸。三峡水利与三峡集团正在大力实施主导的“长江大保护”发展战略形成良好的业务合作，业务范围将随着长江大保护项目的推进持续延伸，实现配售电业务沿江布局的战略协同；两江新区的继续开发，工业客户逐步落地，长兴电力开创的“电力设施金融服务、工程建设、运维及参与电力市场化交易业务模式”的系统性业绩增长方式，将为上市公司的发展提供广阔的空间。 契合大股东战略，坚定看好三峡/长电旗下唯一配售电平台的广阔空间与稀缺价值。作为三峡集团的龙头企业，长江电力近年来努力抓住电改机遇，已经在国内、国外着力打造“发电、配电、售电”产业链，实现了配售电业务的快速发展，目前范围已遍及重庆、湖北、陕西、安徽、广东、云南等区域。长江电力近期收购秘鲁LDS公司的配电资产，也体现了其延伸产业链、发力配售电的战略。为形成规模效应、增强竞争力，我们认为重组后的三峡水利作为惟一的配售电业务平台，其未来的体量和前景均有较大想象空间。 我们对资产重组业绩承诺兑现持乐观态度，且认为有较大概率超预期。除了前述提及的三峡集团的多项支持措施，还有以下正面因素：1）三峡电入渝进一步降低综合购电成本。根据2019年《重庆市人民政府工作报告》，三峡集团和重庆市正在积极推进三峡电入渝，预计有望于2020年下半年落地。2）网内新增用户用电需求量大。未纳入本次评估预测电量范围内的乌江电力网内用户京宏源公司年产10万吨电解铝正在履行复产审批程序，聚龙电力新增已开工用户大朗二期60万吨冶金项目预计2021年建成投运，上述用户均为用电大户，将有力保障售电量增长。3）发挥四网融合协同效应，通过规模效应和协同优势降低购电成本和财务费用。 重组完成后，售电规模增加，电价谈判议价能力及融资能力增强，有利于争取部分外购电降价，降低外购电成本及综合融资成本。4）围绕主业向产业链上下游延伸，提升上市公司经营业绩。以电网为中心，延伸产业链，上游开展努力优化和丰富自有电源，下游开展用户运维、检修、综合能源等电力增值服务，提升整体盈利能力。 盈利预测：我们预计公司2020-2022年归母净利润为7.79、9.47、11.62亿元，对应PE分别为23、19、16倍。 风险提示：宏观经济波动，行业政策变化，三峡电入渝不及预期，三峡集团支持力度不及预期。

盈利预测：我们预计公司2020-2022年归母净利润为60.4、63.2、71.3亿元，对应EPS为0.89、0.93、1.05元/股。维持“强烈推荐”评级。 风险提示：用电需求不足，来水不及预期，煤价下降不及预期，电价下滑。

稳健成长：高增长、高盈利、高现金流。公司已形成清洁供热和高铁数字传媒双主业驱动的发展格局。近年来，公司呈现以“高增长、高盈利、高现金流”为特征的稳健成长态势。2019年，公司实现营收33.96亿元，同比增长11.83%；归母净利润15.92亿元，同比增长20.86%； 净资产收益率23.67%，同比提高6.19个百分点，近三年平均ROE 水平超过20%。公司现金充裕、回报稳健，2019年经营活动净现金流14.38亿元，同比增长26.98%；近三年平均现金分红比例达30%。 清洁供热：重点精耕、全国布局。发展清洁集中供暖、拆小上大、提高供热效率将是行业未来发展的主要趋势，公司作为清洁供热行业龙头，在国家大力推进清洁供暖以替代散烧煤的导向下，将获得持续的发展动力。得益于良好的成本管控、原料的高效利用和供暖的地区优势，公司的毛利率显著高于行业可比公司。公司未来将采取内生增长与外延投资相结合的发展方式，利用公司在环保供热、清洁能源、能源管理方面的成功经验，通过“自建+收购+能源管理”三重模式加速全国范围内的业务拓展步伐。 兆讯传媒：分拆上市有望带来价值重估。公司拟将兆讯传媒分拆至深交所创业板上市，公司仍将维持对兆讯传媒的控制权。分拆完成后，公司将聚焦清洁能源的规模化利用，做大做强清洁供热业务。分拆上市有望助力兆讯传媒深化产业布局、拓宽融资渠道、优化治理结构； 同时有利于资本市场对公司清洁供热和高铁数字传媒双主业分别进行合理估值。 盈利预测：我们预计公司2020-2022年归母净利润为18.8、21.7、25.4亿元，对应PE 为15、 13、11倍。首次覆盖给予“推荐”评级。 风险提示：兆讯传媒分拆上市进度不及预期；供暖业务开拓和业绩增长不及预期；广告发布业务增长不及预期；成本及费用管控不及预期。

上半年公司业绩同比增53%，毛利率提升至32.7%。上半年公司营业收入12.14亿元，同比增加22.39%；营业成本同比增加15.62%，毛利率提升至32.7%；归母净利润1.46亿元，同比增加53%；EPS约为0.2元/股，同比增加53.06%。公司业绩高增长的主要原因为：（1）新项目投产带动业绩增长；（2）去年新增投产的垃圾发电项目增加了本期业绩（2019年上半年属于建设期）；（3）园区集中供热项目增加规模，增加了公司业绩。 热电联产项目投产带动营收增长，期待公司业绩持续提升。上半年公司环保产业营收合计约9.21亿元，同比增加53.7%；制造业受疫情影响较为严重，营收合计约2.93亿元，同比减少25.34%。其中，环保产业毛利率约34.42%，同比增加3.31个百分点；制造业毛利率约27.34%，同比增加约2.14个百分点。环保产业营收高增长，主要原因是新的生物质项目投产及园区集中供热项目增加规模所致，公司第二轮扩张过程中，满城项目投产以来稳定运行、负荷持续提升，中山三期项目持续满负荷运行，铁岭、永城项目上半年投产，茂名项目已在试运行，曲江项目8月投产；已披露的单个项目盈利稳定提升，上半年中山长青净利润3337万元，满城项目净利润6158万元，铁岭项目净利润1561万元。未来随着新项目的持续投产，公司业绩有望持续增长。 国家接连出台政策促进农林生物质综合利用，行业景气度提升。今年上半年国家接连出台政策促进农林生物质综合利用行业，一方面明确新项目“以收定支”延续补贴，给予行业发展信心；此外发布政策促进地方秸秆储运体系的建立、减少生物质电厂运营成本。我国作为农林业大国，每年农作物秸秆产量数十亿吨，合理的处理方式对于新农村建设有重要意义，相关支持政策的出台有利于行业景气度提升，促进行业良性发展。 盈利预测：预计公司2020-2022年归母净利润为4.46、7.05、8.26亿元。 风险提示：项目投产不及预期，燃料价格上涨，行业政策变化，宏观经济下行。

整体业绩同比下滑18.84%；节能业务增长18.5%，毛利率持续提 升2020年半年报显示：公司实现营业收入12.39亿元，同比微降0.06%；归母净利润1.59亿元，同比减少18.84%。EPS为0.36元/股，同比减少20%。加权平均净资产收益率8.31%，同比降低4.38个百分点。 分业务来看，上半年配电网节能业务实现营收6.84亿元，同比增长18.5%，实现毛利率36.56%，同比提高1.07个百分点。节能业务的亮点是毛利率持续提升，16-18年的毛利率分别为28.09%、31.37%、32.76%，19年毛利率提高至36.13%，20年中报毛利率仍有所提升，反映了公司开展的节能项目在项目质量、运营水平、成本控制方面持续向好。 受疫情防控及电价政策调整的影响，售电业务表现明显下滑，上半年实现营收5.56亿元，同比减少15.5%；毛利率由去年同期的6.84%下滑至0.97%。 投资收益下滑及计提信用减值损失合计减少税前利润0.42亿元 上半年虽售电业务业绩下滑，但得益于配电网节能业务的持续增长，公司营业总收入、营业总成本同比都基本持平。在此基础上，整体业绩仍下滑较大的主要原因是：（1）投资收益同比减少0.13亿元，主要原因是新嘉南公司的水泥业务受疫情影响销量下滑；（2）计提信用减值损失0.29亿元，去年同期未计提。公司的应收账款本期期末金额较上年同期期末增长104.53%，应收账款账龄绝大部分为一年以内，我们认为公司的应收账款信用风险较小，计提的减值损失后续有望冲回。 已披露定增预案，同业竞争问题有望最终解决公司已披露非公开发行股票预案，拟向不超过35名特定投资者非公开发行股票，募资不超过18.8亿元，其中约13.2亿元用于收购国家电网下辖省属9家综合能源服务公司配电网节能资产及相关EMC合同权利、义务。增发预案明确指出：通过本次交易，上市公司实现对国家电网配电网节能资产的整合，本次发行完成后，上市公司与控股股东及其关联人之间不存在同业竞争情形。若此次资本运作顺利完成，公司将成为国家电网旗下唯一的配电网节能业务上市平台。配电网节能业务市场空间广阔，且其商业模式具有持续经营的特征；同时具有较高的资质、资金、技术壁垒，电网之外的其他社会资本参与难度较大。我们坚定看好公司的稀缺性和未来的成长价值。在做大做强配电网节能主业的同时，公司作为国网综合能源服务集团旗下惟一的上市平台，也有望在未来国网综合能源服务板块的布局和资本运作中承担重要角色。 盈利预测：不考虑募资收购资产的影响，我们预计公司20-22年归母净利润为4、4.6、5亿元，当前股价对应20-22年PE为22、19、18倍。 风险提示：宏观经济及行业政策波动；募资收购、解决同业竞争的进度不及预期；行业竞争加剧；客户集中度和依赖性过高。

2020上半年实现营业收入174.7亿元，同比减少21.4亿元或10.91%（若剔除项目转让的影响，则同比增加1.63%）；营业成本92亿元，同比降低26.4亿元或22.3%（若剔除项目转让的影响，则同比减少3.84%）。实现归母净利润30.76亿元，同比增长35.14%；扣非归母净利润24.55亿元，同比增长9.09%。EPS 为0.438元/股，同比增长36.7%。实现净资产收益率7.85%，同比提高2.11个百分点。报告期末资产负债率 66.42%，较上年期末降低0.47个百分点。半年报利息费用21.9亿元，较上年同期（24.3亿元）减少2.4亿元，主要源于部分火电项目转让使得负债规模下降。 上半年实现投资净收益9.71亿元，同比增加5.45亿元；其中，对联营/合营企业的投资收益为3.98亿元，较上年同期减少0.28亿元；投资收益增加的主要原因是向中煤集团转让国投伊犁、靖远二电、国投宣城、淮北国安及甘肃张掖的股权，于2020年完成交割，确认投资收益5.43亿元。 在子公司及参股公司经营层面：雅砻江水电净利润同比增加7.62%，主要源于电量同比增加6.42%，弥补了电价小幅下滑的影响；国投钦州、国投北疆、国投湄洲湾净利润分别同比增加68.15%、40.15%、31.42%，主要源于煤价同比下降及区域电力市场好转；国投大朝山净利润同比降低25.62%，主要源于来水偏枯致发电量下滑33%；璞石公司净利润741万元，上年同期为1.1亿元，主要原因为投资收益大幅减少，若剔除上述因素，万丹项目经营预计基本平稳。 上半年发电量实现同口径正增长，水电、火电电价降幅显著收窄2020年上半年，公司境内控股企业累计完成发电量645.35亿千瓦时，同比下降10.86%（若剔除项目转让的影响，则发电量同比增长1.06%）。水电发电量同比增加1.66%，其中雅砻江水电同比增加6.42%；火电发电量同比下降1.71%（同口径）。 电价方面，上半年公司境内控股企业平均上网电价 0.306元/千瓦时,与去年同期相比下降 2.04%。水电电价同比降低2.9%，其中雅砻江水电同比下降3.07%；火电电价同比下降2.05%。水电、火电的电价降幅较19年都有明显收窄。随着电力体制改革的逐步推进，各省区市场化交易开展程度不一，同时受结算价格及结算周期影响，各电厂上网电价有所波动。公司2019年市场化电量占比为37%，同比增加8个百分点，预计2020年全年市场化电量占比仍将有所上升，但形成的电价降幅有望显著收窄。 卡拉电站获得核准，两河口、杨房沟即将投产，中游成长空间可期据公司公告，雅砻江卡拉水电站建设获得核准。卡拉水电站为雅砻江中游水电规划中的最后一级。电站总装机容量 102万千瓦，单独运行时多年平均年发电量 39.97亿千瓦时，与上游两河口水库电站联合运行时多年平均年发电量 45.24亿千瓦时。预计工程静态投资 133.88亿元，总投资171.21亿元。项目资本金约为 34.24亿元，占工程总投资的 20%。 雅砻江已完成下游梯级水电开发，发电能力提升至1470万千瓦，形成现代化流域梯级电站群雏形。中游列入规划的电站共7座，总装机容量1186.5万千瓦，相当于已投产装机的81%；其中已在建的两河口、杨房沟电站（合计450万千瓦）将于2021年起投产。两河口水库库容超百亿立方，具有多年调节能力，是四川规模最大的调节电站，其调节价值主要体现在： （1）充分利用超大库容，通过流域综合调度大幅减少弃水甚至实现不弃水； （2）灵活调节枯水期和丰水期的电量比例，枯水期电量比例有望大幅提高，由于枯水期电价高于丰水期电价，有望使全年平均电价有所提升。 四川目前电力供给虽相对宽松，但新增发电产能审批仍未放松，随着用电量逐年较快增长，未来存量机组有望提升产能利用率。今年电价较为平稳，未出现大幅折价，体现了供需关系的边际改善。在未来愈发复杂的电力市场交易中，雅砻江具有强调节能力的高质量水电将具有很强的竞争力。 煤价走弱提振火电表现，有效平滑水电业绩波动2020年上半年，煤炭供需形势经历“总体偏紧-平衡-偏紧”的变化过程。中国沿海电煤采购价格指数（CECI 沿海指数）显示，今年上半年各期5500大卡现货成交价波动范围为468-569元/吨，反映电煤采购综合成本的综合价波动范围为489-564元/吨。二季度煤炭消费快速上升，国内煤炭产量以及煤炭进口量下降，当季电煤供需形势从平衡转为偏紧。我们预计2020年全年动力煤价在需求相对偏弱、供给逐步释放的背景下仍将维持同比低位、窄幅震荡。随着低效火电的置出，公司火电资产质量显著提升，度电煤耗有望改善，我们预计公司全年标煤单价在600-610元/吨区间，火电板块业绩有望持续向好。 盈利预测：我们预计公司2020-2022年归母净利润为60.4、63.2、71.3亿元，对应EPS 为0.89、0.93、1.05元/股。维持“强烈推荐”评级。 风险提示：用电需求不足，来水不及预期，煤价下降不及预期，电价下滑