事件：公司发布 2022年三季报，前三季度公司实现营收 381.71亿元，同比增长 18.02%；实现归母净利润 41.26亿元，同比增长 18.74%；实现扣非归母净利润 40.25亿元，同比增长 23.97%；毛利率为 36.86%，同比下降 0.03个 pct（调整后）；净利率为 19.91%，同比下降 0.28个 pct（调整后）；EPS（稀释）0.5342元/股，同比增长 11.86%；ROE（加权）8.41%，同比增加 0.71个 pct。 公司三季度实现营收 154.77亿元，同比增长 18.68%；实现归母净利润17.78亿元，同比增长 56.77%；实现扣非归母净利润 17.48亿元，同比增长 68.71%；毛利率为 36.43%，同比增长 3.48个 pct（调整后）；净利率为 21.27%，同比增长 17.91个 pct（调整后）；EPS（稀释）0.232元/股，同比增长 46.77%；ROE（加权）3.61%，同比增加 1.13个 pct。 受水电规模及保供需求增加，三季度累计水电发电量同比增长 16.89%2022年 1-9月，公司发电量/上网电量 1183.65/ 1153.74亿千瓦时，同比增 长 3.08%/ 3.34% ， 其 中 水 电 、 火 电 、 风 电 、 光 伏 发 电 量 同 比+16.89%、-16.17%、-0.53%、16.27%，水电同比增加的原因系装机规模及保供需求增加，叠加流域梯级电站优化调度因素；火电同比下降的原因系水火互补效应，叠加部分地区用电量下降影响；风电同比下降原因系风况资源状况以及当地消纳和外送通道受限，弃风率增加；光伏发电同比增加的原因系装机量增加。Q3单季度发电量为 501.99/489.67亿千瓦时，同比增长 2.18%/2.22%，其中水电、火电、风电、光伏发电量同比+7.17%、-7.57%、12.52%、11.67%。 火电电价持续上涨，叠加长协煤执行率提升，带动火电板块业绩修复2022年 1-9月公司境内控股企业平均上网电价为 0.35元/千瓦时（含税，下同），同比增长 10.1%，其中水电价格为 0.27元/千瓦时，同比增长3.51%；火电价格为 0.484元/千瓦时，同比增长 29.28%；风电价格为0.515元/千瓦时，同比增长 5.51%；光伏发电价格为 0.869元/千瓦时，同比下降 5.49%。 Q3单季度平均上网电价为 0.337元/千瓦时（含税，下同），同比增长12.76%，其中，火电价格为 0.501元/千瓦时，同比增长 32.42%；风电价仿宋 格为 0.486元/千瓦时，同比增长 6.52%；光伏发电价格为 0.848元/千瓦时，同比下降 4.16%。随着电煤中长协执行率的逐步提升，燃料成本有望被持续控制在合理区间，叠加四季度冬季保供需求高峰带来的电价上涨预期，四季度火电业绩有望实现一定程度的修复。 目前，杨房沟尚未明确电价机制，两河口暂按过渡期电价结算。2022年7月 28日江苏发改委发文，将锦官电源组送苏落地电价形成机制完善为“基准落地电价+浮动电价”机制，锦官电源组送苏上网电价，由落地电价扣除输电环节价格倒推确定。依据上述电价形成机制，2022年锦官电源组送苏落地电价为 0.4289元/千瓦时，上网电价为 0.3195元/千瓦时，自 2022年 8月 1日起执行。 电力供需偏紧带来水电电价上涨预期，各电源建设持续推进受极端天气影响，今年二季度和三季度分别来水超预期/低于预期，累计前三季度发电量同比增降幅不大，全年业绩有望保持稳定。2021年四川省水电常规市场电价同比上浮 4%，西南水电大省电力供需紧张将对电价形成支撑，我们认为其市场电价将会进入温和上涨周期，带动水电板块量价齐升。 截至 2022年 9月 30日，公司控股总装机约 3699万千瓦，其中火电、水电、风光装机容量分别为 1188、2128、383万千瓦，三季度新增风光装机容量 5.788万千瓦。目前公司在建拟建项目有雅砻江卡拉水电站、两河口水光互补柯拉一期、广西钦州三期超超临界机组、印尼巴塘水电站、英国北海海风项目等。公司在“十四五”期间规划装机容量将达5000万千瓦，清洁能源装机占比约为 72%，在发展水火及新能源的同时，公司也将持续拓展以抽水蓄能、储能、氢能为主的新产业。 盈利预测：预计公司 22至 24年实现归母净利润 55.11亿元、66.02亿元、71.06亿元，对应 PE 13.7x、11.4x、10.6x，维持增持评级。 风险提示：来水不及预期，电价下降超预期风险，自然灾害，用电需求不及预期。

国内领先的分布式光伏运营服务商：公司深耕太阳能分布式发电领域多年，在工商业分布式电站自持规模持续攀升的同时，深度开发光伏电站客户资源，稳步推进充电桩和工商业分布式储能业务，积极布局户用储能产品的研发销售，不断探索分布式能源新应用领域，业务发展兼备成长性与经济性。 分布式光伏电站盈利可观，公司经验丰富、优势明显：（1）工商业电价持续攀升，政策力度不减，“自发自用，余电上网“模式盈利可观。根据我们的测算，在没有补贴的情况下，当前工商业分布式电站项目税前、税后IRR 分别为13.04%、11.45%，显著高于内部收益率仅为个位数的集中式项目；（2）与集中式项目相比，分布式项目投资压力较轻，央企与民企差距缩小，客户资源、品牌口碑、经验积累成为分布式建设运营商的核心竞争力；（3）公司累计自持分布式光伏电站并网容量约662MW，叠加EPC 工程项目总体分布式装机规模已超1GW，年发电量达10 亿度，在资源开发、方案设计、现场施工、电站并网、运营维护各方面积累丰富经验；（4）公司已累计获取屋顶资源超1000 万㎡，涉及工业企业861 家，与客户深度绑定，成为老客户扩建新厂房、改造旧厂房的首选屋顶资源开发商，乘上敏实集团、中国巨石、娃哈哈等优质客户的发展巨轮顺势向外地拓展，目前公司省外与省内新增装机比已上升至3：7，成功打破地域限制，收获省外发达地区的屋顶资源，后续成长性可期；（5）公司自备300MW 的光伏组件产线，足以满足每年150-200MW 的自持电站装机需求，通过外购或外协加工电池片后自行生产光伏组件，以主流的182mm型号组件测算，公司自产组件成本每瓦可降低4-5 分钱。 优势资源复用，打造多极增长模式：公司背靠工商业分布式光伏的客户资源与丰富的电站运营经验优势，开拓工商业储能、充电桩等新业务。（1）工商业储能目前受限于电芯成本高企，但在电价上涨以及政策支撑下，分时电价价差逐步扩大、电网调度溢价明显，盈利空间逐渐宽松，行业前景广阔；（2）得益于用户高质、场景优势，公司已稳定运营的充电桩平均每日有效充电小时数可达2 小时，投资回收期约为3.5 年，盈利远超行业平均水平，光、储、充”三大板块让公司得以深入地开发优秀客户资源，公司以经济性为业务发展的第一导向，核心业务盈利能力有望持续向好；（3）面对高速增长的全球储能市场，公司户用储能产品以及便携式储能产品有望在今年下半年到明年上半年陆续实现批量化生产与销售，并根据地区特点布局针对性的离网及并离网储能逆变器产品，多极发力，积极开拓新的利润增长点。 盈利预测：预计公司2022-2024 年实现营业收入分别为6.54 亿元、7.91亿元和9.45 亿元，实现归母净利润分别为1.92 亿元、2.51 亿元、3.05 亿元，同比增长74.4%、30.6%、21.9%。对应EPS 分别为0.38、0.50、0.61，当前股价对应的PE 倍数分别为38X、29X、24X。公司主业电站运营业务盈利能力强，现金流稳定且优质，深度绑定工商业客户，未来充电桩、工商业储能、户用储能业务前景开阔，给予公司2023 年34-38xPE，对应目标价17.04-19.05 元，首次覆盖，予以“买入”评级。 风险提示：政策不及预期风险；行业竞争加剧；客户信用风险；用电量下滑风险；电价下调风险等。

事件：公司发布2022年三季报，前三季度公司实现营收8.83亿元，同比下降1.08%；实现归母净利润29.19亿元，同比增长5.02%（实现投资收益31.88亿元，同比增长9.94%）；实现扣非归母净利润28.76亿元，同比上升6.31%；毛利率为37.40%，同比下降9.45个pct；EPS（稀释）0.63元/股，同比增加4.18%；ROE（加权）9.07%，同比减少0.13个pct。 公司三季度实现营收4.07亿元，同比下降4.25%；实现归母净利润13.59亿元，同比下降7.48%（实现投资收益14.20亿元，同比下降4.41%）；实现扣非归母净利润13.42亿元，同比下降5.2%；EPS（稀释）0.29元/股，同比下降11.74%；ROE（加权）4.09%，同比减少13.91个pct。 受仁宗海水库未蓄水及泸定地震影响，三季度发电量同比下降12.63%截至三季度，公司控股电力企业累计发电量34.32亿千瓦时，其中水电发电量34.05亿千瓦时，同比减少11.83%，平均上网电价0.196元/千瓦时，较去年同期0.19元/千瓦时增长3.16%；光伏发电量0.27亿千瓦时，平均上网电价0.652元/千瓦时，。 三季度单季发电量为17.91亿千瓦时，同比下降12.63%；上网电量17.52亿千瓦时，同比下降12.97%。发电量、上网电量同比减少的原因系田湾河公司因仁宗海大坝渗漏治理工程，2021年底仁宗海水库未蓄水，以及受“9.5”泸定地震影响，9月发电量减少。 雅砻江水电发电情况明显好于去年同期，沿岸风光项目持续推进受益于上半年雅中两杨电站投产，发电机组规模扩大，参股公司雅砻江水电前三季度发电量为669.10亿千瓦时，同比增长18.79%；Q3单季度发电量为296.26亿千瓦时，同比增长7.55%。七至九月川渝地区受极端天气影响，来水显著不急预期。雅砻江来水相对省内其他流域较好，中上游龙头水库两河口电站与下游锦屏一级、二滩电站形成的三库联调作用，一定程度上抵御了来水偏枯的负面影响，但由于7、8月保供任务紧迫，蓄水位可能低于同期水平，两河口的蓄水计划可能有所延后。 雅砻江流域延岸风光项目持续推进中，腊巴山风电项目和柯拉光伏电站分别于6月7日、7月8日开工建设，装机量分别为20、100万千瓦。根据公开资料显示，柯拉光伏电站是四川省首个百万千瓦光伏电站，也是全球最大的水光互补电站，计划于2023年6月全容量并网发电，接入两河口水电站发挥水光互补作用，利用水电稳定光伏电力输出、集中消纳。此外，雅砻江中游牙根一级、牙根二级和楞古水电站（三个电站总装机约400万千瓦）计划“十四五”期间全部开工建设，并争取两河口抽水蓄能项目成为四川省核准的第一个抽水蓄能项目。 盈利预测：参股公司雅砻江水电盈利能力稳中有升，利润逐步释放；公司仁宗海大坝蓄水带来的发电量下降影响有望于2023年消除，届时公司业绩将进一步提升。预计公司22至24年实现归母净利润36.04亿元、39.90亿元、41.87亿元，对应PE15.2x、13.7x、13.1x，维持增持评级。 风险提示：来水不及预期，电价下降超预期风险，自然灾害，用电需求不及预期。

事件：公司发布2022年中报，上半年公司实现营收226.94亿元，同比增长17.65%；实现归母净利润23.48亿元，同比增长0.48%；实现扣非归母净利润22.76亿元，同比增长3.18%。EPS（稀释）0.3022元/股，同比下降5.27个pct；ROE（加权）4.8%，同比下降0.41个pct。毛利率为37.14%，同比下降2.39个pct；净利率为18.99%，同比下降2.72个pct。截至2022年6月底，公司总资产2462.51亿元，较上年末增长48.32亿元；资产负债率63.69%，较上年末增长0.17个pct。 雅中两杨电站产能逐步释放，水电发电量同比增长25.54%2022年二季度发电量362.47亿千瓦时，同比增长6.59%，环比增长13.56%；1-6月公司境内控股企业发电量681.66亿千瓦时，同比增长3.75%。其中，水电发电量分别为429.37%，同比增长25.54%，原因系雅中两杨电站投产及雅砻江流域、大朝山水电站来水偏丰影响；火电发电量为218.01亿千瓦时，同比下降22.31%，原因系部分火电所在区域雨水偏丰和社会用电量降低影响。同时由于入炉煤价同比增高导致成本大幅增加，火电板块依旧承压；风电发电量24.87亿千瓦时，同比下降5.87%，原因系受风资源状况影响；光伏发电电量9.41亿千瓦时，同比增长3.75%，原因系光伏装机量增加。 发用电端增速不匹配，供需偏紧有望推动四川省电价持续上涨2022年1-6月公司境内控股企业平均上网电价为0.359元/千瓦时（含税，下同），同比增长7.92%。其中水电电价为0.285元/千瓦时，同比增长3.21%；火电电价0.471元/千瓦时，同比增长26.85%；风电电价0.524元/千瓦时，同比增长5.38%；光伏发电电价0.881元/千瓦时，同比下降6.17%。 截至2021年底，四川省水电装机容量达8947.0万千瓦，占全省装机量的78%，占全省发电量的81.6%，装机结构导致水电是四川省主力发电电源；去年四川省发电量为4530亿千瓦时，用电量为3275亿千瓦时，全口径水电外送电量为1368亿千瓦时，外送比例高。目前四川具备经济性的水电资源基本开发完毕，随着省内和外送省电力需求不断增长，四川电力供需将逐渐偏紧，市场交易电价有望持续上涨。 加速全球清洁能源布局，已核准及在建项目储备丰富截至 2022年 6月底，公司已投产控股装机容量约为2693万千瓦，清洁能源装机约2505.25万千瓦，占总装机的 67.83%。其中火电装机1188万千瓦， 占总装机的32.17%；水电装机2128万千瓦，占总装机的57.62%；新能源装机规模稳中有升，已达377.25万千瓦，占总装机的10.21%，风电、光伏发电分别装机243、134万千瓦。2022年3月，雅砻江两河口最后一台机组投产；4月，酒泉新能源北七风电B 区机组投产，分别为水电和新能源装机带来50、20万千瓦的增量。 目前公司国内拟在建项目有： （1）雅砻江卡拉水电站102万千瓦（于7月29日开工）； （2）雅砻江两河口水光互补柯拉一期100万千瓦光伏项目（于7月8日开工）； （3）广西钦州三期132万千瓦超超临界机组（规划共4台66万千瓦，预计2023年11月实现1号机组投产，2024年2月实现2号机组投产）。公司国外在建项目有： （1）印尼巴塘水电站51万千瓦（于1月开工）； （2）英国北海108万千瓦海上风电项目取得英政府15年差价合约，预计于下半年开工建设。 2022年以来，公司新取得472.5万千瓦新能源项目开发指标和6座抽水蓄能电站开发权，新完成新能源核准（备案）装机规模达629.5万千瓦。其中包括： （1）新疆4个新能源项目共187.5万千瓦备案； （2）甘肃酒泉，阿克塞75万千瓦光热光伏大基地项目获得开发权并完成核准； （3）在云南、广西、贵州、天津、浙江、湖北等地新取得110万千瓦新能源开发指标和6座抽水蓄能电站的开发权，并完成新能源项目核准（备案）装机规模267万千瓦。此外，公司舟山2×745MW 级燃气发电项目于2022年7月25日获得浙江省发改委核准，拟于浙江省舟山市高新技术产业园区内建设2台目前世界最先进的H 级燃气——蒸汽联合循环发电机组，也是浙江省“十四五”期间第一个获得核准的燃气发电项目。公司在“十四五”期间规划装机容量将达5000万千瓦，清洁能源装机占比约为72%，在发展水火及新能源的同时，公司也将持续拓展以抽水蓄能、储能、氢能为主的新产业。 两杨核准电价待落地，两河口水库按期蓄水，业绩弹性有望增加根据公司投资者问答，两河口投产至今执行临时电价机制，即平水期（5月、11月）上网电价暂按0.3766元/千瓦时执行，枯水期（1-4月、12月）电价上浮24.5%，丰水期（6-10月）电价下浮24%，因其是具备多年调节能力的大型水电站、龙头水库，需要一定的电价核准周期。目前两河口的蓄水工作按计划进行，预计于2023年汛期后达到正常蓄水位2865m（蓄满），届时可完全发挥水库多年调节作用，可在丰水期增加蓄水，在枯水期通过水库调节增加发电量，同时享受枯水期上浮电价，其补偿效益可增加下游雅砻江梯级电站多年平均年发电量102亿千瓦时、平枯期电量224.87亿千瓦时。此外，杨房沟水电站投产后，四川省经信厅纳入节能发电排序，下达年度优先电量计划，并未明确电价机制，目前该电站尚未进行电价结算。 盈利预测：预计公司22-24年归母净利润为53.74亿元、64.09亿元、69.46亿元，对应PE15.46x、12.97x、11.97x，给予“增持”评级。 风险提示：来水不及预期，电价下降风险，自然灾害，用电需求不及预期。

事件：公司发布2022年中报，上半年公司实现营收50.30亿元，同比下降17.19%，其中电力和热力销售收入分别为27.46、18.92亿元，同比-28.78%，+16.63%；实现归母净利润3.87亿元，同比下降22.3%；实现扣非归母净利润1.17亿元，同比下降73.37%；毛利率为17.67%,同比下降6.93个pct；净利率7,73%，同比下降3.76个pct；EPS（稀释）0.26元/股，同比减少29.36%；ROE（加权）4.71%，同比-3.99pct。 燃料价格保持高位，毛利继一季度轻微下浮，清洁能源业务仍承压受天然气和煤炭价格持续高位影响，公司上半年完成结算汽量710.82万吨，结算电量48.91亿千瓦时，垃圾处置量101.83万吨，分别同比减少13.04%、35.28%、3.79%。累计并网总装机容量为3807.24MW，其中：燃机热电联产2437.14MW，风电862.1MW，生物质发电60MW，垃圾发电116MW，燃煤热电联产332MW，清洁能源装机比例达到91.28%。 根据公开投资者调研纪要，公司2022年清洁能源新增的装机规模约在200MW，包括江苏高淳燃机项目、辽宁朝阳风电项目、安徽凤台风电项目等，2022年至2024年预计形成装机规模约在1000－1500MW，其中风电项目占比约50%，燃机项目占比约40%，垃圾发电及其他项目占比约10%。计划五年内公司新增装机约在2.5GW左右，目标一是规模要扩大，装机容量要提高；二是结构要优化，逐步提高可再生能源的比例，特别是风电项目的比例，来提升公司盈利能力，降低燃料价格波动的影响。 此外，公司控股持有浙江建德协鑫抽水蓄能有限公司，拥有建德抽水蓄能电站项目，装机规模2400MW，为日调节纯抽水蓄能电站，主要任务为承担华东电网调峰、填谷、储能、调频、调相、紧急事故备用等任务，目前是华东地区最大的抽水蓄能电站。该项同时被列入国家持续中长期规划和浙江省“十四五”规划中，根据7月29日浙江省人民政府发布的相关工地占地、淹没区和迁入人口通告，项目有望于年内开工建设，届时将进一步扩大公司清洁能源业务范围和规模。换电项目储备充足，拟发45亿元可转债助力电港二期建设公司加大对移动能源技术的研发投入，上半年研发投入为3723万元，同比增长485.04%，报告期内，完成授权专利53件，完成交付4款换电港产品，完成包括6款自研重卡换电车型、1款自研轻卡换电车型、4款自研乘用车换电车型的公告发布；以及完成各类运营和调度平台的开发测试。 根据公司公告，2021年的定增募集37.2亿元中的31.17亿元用于电港一期项目建设，主要为248个乘用车换电站及47个重卡车换电站的建设，布局区域主要在浙江、江苏、广州等地，受2022年全国超预期的疫情影响，项目预计在2023年完成。8月15日，公司发布募资预案，拟通过向不特定对象发行可转换公司债券募集45亿元，其中，18.58亿元在用于投资协鑫电港二期项目，15.42亿元用于电池级碳酸锂工厂建设项目。对于二期项目，公司计划在内蒙古、宁夏、山西、陕西等省份进行，拟通过租赁场地的方式新建约86个重卡车换电站和30个轻商车换电站，合计116个换电站。单个换电站建设周期为3个月，项目整体建设周期2年。 根据公开投资者调研纪要，公司2022年目标是建成300座换电站，服务大概3万辆车，目前内部通过投资决策委员会的项目储备已经达到150座，项目建设周期一般为2-3个月，另有2-3个月时间用于车辆爬坡，换电站有望在下半年呈现放量趋势。公司在年初确定的“十四五”目标是建成6000座以上换电站，服务50万至60万辆以上新能源车。 受市场需求及政策推动，综合能源服务业务稳定发展随着电改的推进及绿电比例的提升，多元化电力交易形式和主体，以及分时电价等政策，赋予市场各方调节与盈利空间，同时国家及地方大力推动储能及分布式绿电发展，促使包含虚拟电厂、配售电、电动车换电、需求侧管理、碳资产管理等业务的综合能源服务业务得到快速发展，前景向好。 公司在同类售电企业中属于头部，2022年上半年市场化交易服务电量93亿千瓦时，较去年同期73.22亿千瓦时增长27.01%；配电项目累计投产容量1091MVA，浙江和四川售电市场业务增长迅速；同时，全面开展各类碳中和交易，其中绿电、绿证交易电量超1亿千瓦时；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1400万KVA；已投运储能分布式能源、微网等能源服务项目超30项。 盈利预测：预计公司22至24年实现归母净利润10.37亿元、14.98亿元、21.99亿元，对应PE22.8x、15.8x、10.8x，维持增持评级。 风险提示：天然气、煤炭采购价格可能高于预期；下游用电用气需求可能下降；综合能源拓展业务不及预期；电动车发展不及预期。

拟资产重组，打造南网旗下唯一储能运营上市平台公司发布公告，拟置出上市公司原有资产（作价21.04亿元），置换南网旗下调峰调频公司100%股权（作价156.90亿元），差额部分由公司拟向交易对方以发行股份的方式补齐，发行股价为6.52元/股。同时公司拟以非公开发行股份的方式募集配套资金，拟募集资金不超过93亿元，主要用于多个项目的开发建设以及补充流动资金和偿还债务。本次交易完成后，公司将成为南网旗下唯一抽蓄及电网侧独立储能运营商。 标的公司业务以抽蓄为主，在运装机规模1103万千瓦，其中抽蓄电站918万千瓦（含已投产的梅州抽蓄电站一、二、三号机组和阳江抽蓄电站一号机组）、调峰水电站192万千瓦、电化学储能电站3万千瓦。在建机组110万千瓦，全部为抽蓄电站。2021年标的公司实现营收47.8亿元，同比增长2.6%；实现归母净利润9.9亿元，同比增长8.4%；毛利率和净利率分别为54.6%和28.3%，同比分别+1.1pct和+1.4pct。 抽蓄迎来快速发展期，标的公司抽蓄资产盈利能力有望显著提升抽蓄迎来快速发展期，未来9年装机CAGR达到14%。双碳目标下新能源装机规模将迅速扩大成为主力电源，但由于风光电源自身出力不稳定的特性，需要配套大量辅助电源保障电网稳定性并促进新能源消纳。近年来国家已出台多项政策，鼓励各类辅助电源的发展，其中就包含了各类储能技术发展。抽水蓄能具有技术成熟、反应速度快、单机容量大、经济性较好等特点，是目前大规模调节能源的首选。2025年和2030年我国抽蓄装机规模有望分别达到6200万千瓦和1.2亿千瓦，对应装机规模的CAGR分别达到14.3%和14.2%。 抽蓄价格形成机制进一步完善，参与电力市场化有望提升盈利能力。2021年4月，国家发改委印发《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（633号文），633号文的出台完善了抽水蓄能的价格机制，形成了稳定的成本回收机制+额外的经济效益的商业模式，并厘清了成本疏导路径。根据633号文，抽蓄电站的容量电价部分通过资本金IRR6.5%核定，形成保底收益确保成本回收；电量电价部分通过参与现货市场，高抛低吸，形成额外经济收益，提升项目收益能力。目前在部分用电紧张的省份，现货市场的单日最高电价和最低电价价差巨大。根据广东电力市场2021年年报，2021年5月广东省现货日前市场小时价格最高0.942元/度，最低0.171元/度；现货实时市场小时价格最高1.499元/度，最低0.095元/度。巨大的价差可以让参与现货市场交易的抽蓄电站获得显著的经济收益。 标的公司抽蓄装机规模将持续增长，项目收益率有望通过参与电力市场显著提升。标的公司在运抽蓄装机918万千瓦，在建装机110万千瓦，“十四五”期间拟建装机360万千瓦。根据南方电网规划，在“十五五”和“十六五”期间，南网还将分别投产1500万千瓦抽蓄电站，有望全部放进公司体内。我们进行了简单估算，当大部分机组采用新电价机制并参与电力市场交易后，抽蓄机组盈利能力将大幅提升。 新型储能进入黄金发展期，电网侧储能业务规模有望激增根据《新型储能发展的指导意见》，到2025年我国实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，装机规模达3000万千瓦以上。2021年中国新型储能新增规模达到240万千瓦，同比增长54%，若实现目标，未来4年新型储能装机CAGR需达到88.0%，新型储能规模有望迎来爆发式增长。 标的公司研究电网侧储能多年，2010年就建成投产国内首座兆瓦级调峰调频锂离子电池储能站，目前在运的电网侧独立储能装机为3万千瓦。根据南网规划，标的公司电网侧独立储能装机规模有望在“十四五”期间达到200万千瓦，5年装机CAGR达到188.5%，有望为公司带来第二增长曲线。 盈利预测与估值：不考虑资产重组，我们预计公司22年至24年净利润为1.26亿元、1.32亿元和1.37亿元，对应48.2x、46.0x、44.2x，给予公司持有评级。假设完成资产重组交易全部内容且2023年切换到市场化模式，预计调峰调频公司2022年至2025年净利润分别为12.54亿元、25.74亿元、28.34亿元、34.23亿元。假设本次交易完成全部内容，按照5月6日公司收盘价12.68元计算总市值，上市公司对应PE分别为33.7x、16.4x、14.9x、12.3x。 投资建议：南网调峰调频公司业务兼具稀缺性和成长性，未来发展前景广阔。行业层面：随着双碳目标推进，新能源装机规模将持续提升，电力系统对储能的需求也将迅速增长，伴随着各项政策出台，储能行业有望迎来十年以上的高速发展期。公司层面：标的公司在重组完成后将成为南网旗下唯一的抽水蓄能+电网侧独立储能运营商，有望伴随着行业春风实现高速发展。随着新的两部制电价机制的执行和电力市场改革持续推进，公司抽蓄业务盈利能力有望显著提升，电网侧独立储能业务规模有望实现爆发式增长成为第二增长点。首次覆盖，给予增持评级。 风险提示：资产重组的不确定性、电力市场化改革进程不及预期、项目投产情况不及预期、电力需求不及预期、执行相关政策带来的不确定性风险。

事件：公司发布2021 年度年报，报告期内，公司实现营收15.33 亿元，同比增长22.41 %；实现归母净利润6.56 亿元，同比增长35.11%；实现扣非归母净利润6.54 亿元，同比增长40.33%。EPS（稀释）0.3598 元，同比增长34.81%。ROE（加权）15.76%，同比+1.29pct。毛利率64.96%,同比-2.74pct（系来风较同期下降导致利用小时数下降）。净利率46.41%，同比+3.67pct（系新项目占比提升所得税率下降，管理费用率、其他减值损失下降，其他收益增加）。 海电二期顺利投运，带动电量电价齐升 根据公司公告，公司体内所有在建项目按计划实现了投运，截至2021 年底，公司控股并网装机容量95.73 万千瓦，其中，风电项目装机容量90.73万千瓦（陆上风电装机容量61.13 万千瓦、海上风电装机容量29.6 万千瓦），光伏发电项目装机容量2 万千瓦，生物质发电项目装机容量3 万千瓦。 电量和利用小时数方面，2021 年度公司下属各项目累计完成发电量27.22亿千瓦时，同比增长18.15%；累计完成上网电量26.54 亿千瓦时，同比增长18.48%，电量增长主因为多个项目的投产。在运营方面，公司延续了福建省项目无弃风限电的情况，2021 年度，公司在福建省所属陆风平均利用小时为3030 小时（福建省风电平均利用小时2836 小时），所属海风平均发利用小时为4224 小时，同比均小幅下降，系去年四季度来风较差所致。在黑龙江省所属三个风电场平均发电设备利用小时为2285 小时（黑龙江省风电平均利用小时2209 小时），整体保持了良好的运营效率。 电价方面，2021 年公司在福建省平均上网电价为0.688 元/度，同比增长6.8%，主要原因为海风二期机组陆续投产，海风占比提升。黑龙江省平均电价0.361 元/千瓦时，同比下降28.0%，我们认为可能是部分项目利用小时数超过合理利用小数，不再领取补贴所致。新疆省平均电价基本持平。 装机增长外加来风较好，22 年一季度电量和业绩实现高增 根据公司公告，截至2022 年3 月31 日，公司下属各项目累计完成发电量9.43 亿千瓦时，同比增长35.41%；累计完成上网电量9.20 亿千瓦时，同比增长34.94%。电量增长的主因为海电二期的投产以及一季度福建省来风较好。电量增长带动了业绩快速增长，公司预计2022 年第一季度实现归属于上市公司股东的净利润2.62 亿元到3.14 亿元，同比增加51%到81%。 股东旗下有多个项目有望在实现盈利后陆续注入公司 在2019 年公司启动重组时，公司控股股东福建投资集团承诺集团旗下闽投海电（莆田平海湾海上风电场三期项目（30.8 万千瓦），项目目前已投产）、闽投电力、闽投抽水蓄能（120 万抽水蓄能，有望于2023 年实现全机组投产）、宁德闽投（宁德霞浦海上风电场（A、C）区项目（60 万））、霞浦闽东（宁德霞浦海上风电场（B 区）项目（30 万））等中的任意一家实体在稳定投产、于一个完整会计年度内实现盈利后，将与上市公司协商，启动将相关符合上市条件的资产注入上市公司的程序。我们认为公司作为福建省投集团旗下唯一的能源方面控股上市平台，大概率将承接股东旗下的优质清洁能源资产，届时公司装机规模将迅速扩大。 福建省海风资源丰富，公司有望持续获得优质项目 福建海风资源丰富，目前已开发资源占可开发资源比较小，仍有较大可开发空间。在“双碳”背景以及去年福建省电力偏紧的情况下，可再生能源将得到快速发展，而海风因利用小时数高、可靠性强的特点有望成为重点发展的方向。我们认为公司作为福建省主要的新能源开发企业之一，有望持续获得优质项目，维持乃至提升其在省内的新能源装机占比，长期发展可期。并且由于公司的体量快速扩大，未来有望直接以上市公司为主体，开发后续的新能源项目。 投资建议：优质新能源运营商，维持增持评级。“双碳”背景下，新能源运营行业景气度持续上升，未来碳交易市场和绿证绿电交易制度都有望增厚企业利润。预计公司2022-2024 年归母净利润为9.5、11.9、14.7 亿元，对应PE 14.7x、11.6x、11.2x。 风险提示：来风不及预期，电价下降超预期风险，自然灾害，用电需求不及预期，控股股东承诺注入资产未能注入风险。

事件：公司于4月15日披露年度报告，2021年公司实现营收113.14亿元，同比下降0.7%（调整后）；实现归母净利润10.04亿元，同比增长21.8%（调整后）；实现扣非归母净利润5.7亿元（处置股权投资收益3.3亿元），同比下降19.02%。公司销售毛利率22.85%，同比-2.15pct（燃料成本上升）；EPS（稀释）0.7425元/股，同比增长21.80%；ROE（加权）16.27%，同比+1.51pct，现金分红3.25亿元。 调整经营策略外加风电占比提升平抑燃料成本上升，绿色能源业务稳健发展报告期内，公司完成结算汽量1616.91万吨，同比增长4.87%；完成结算电量125.32亿千瓦时，同比减少20.71%；完成垃圾处置量212.34万吨，同比增长56.36%。由于报告期内，天然气和煤炭价格波动较大，公司灵活调整经营策略，主动优化蒸汽、发电产能，有效平抑燃料成本上升，保障经营业绩稳定。 截至2021年底，公司并网总装机容量为3777.44MW，其中：燃机热电联产2437.14MW，风电832.3MW，生物质发电60MW，垃圾发电116MW，燃煤热电联产332MW，风电装机占比进一步提升，因为出售无锡蓝天燃机项目，燃机热电联产装机容量下降，以天然气热电联产、风电为主的清洁能源装机占比达91.21%。根据公司年报，2022年清洁能源发展目标为热电项目获取指标和核准规模超400MW，新能源开发容量2GW；开工规模超540MW；投产规模超280MW。作为公司的基本盘的绿色能源业务有望实现稳健发展。 换电业务实现突破，有望为公司带来第二成长曲线公司聚焦出租车、网约车、重卡、轻卡换电场景，重点布局华北、华南、华东、西南、鲁豫、两湖、山西、内蒙、西北九大区域。报告期内完成乘用车换电站建设5座，完成商用车换电站建设1座。截至目前建成的乘用车换电站9座，商用车换电站4座。公司与深向科技、徐工集团就重卡换电技术和开发达成长期战略合作，与汽车物流龙头-长久物流共同布局换电市场。根据公司机构调研公告，公司计划2022年建成服务3-5万辆电动车的换电站，到2025年将服务超过50万辆电动车，建设5000-6000座换电站。双碳背景下，随着电动车销量的增加，移动电源业务有望成为公司业绩增长的第二引擎。 多元化金融渠道及产融结合模式为助力公司快速发展换电业务。3月，公司完成非公开发行募资37.65亿元，主要用于换电站建设。四川交投、贵阳产控、财通基金、诺德基金、摩根大通、中信证券、广发证券等14家企业和机构参与认购。公司与中金资本共同设立的100亿元碳中和主题产业基金于4月初完成45亿元首期募资，其中公司拟以自有资金认缴出资不超过人民币22.5亿元，其余已由中金私募完成募资意向。 盈利预测：公司清洁能源项目储备充足，装机规模持续增加将带动业绩增长，保障公司的基本盘。此外公司大力开拓换电业务，未来发展空间广阔，有望成为公司第二业绩增长点。预计公司22至24年实现归母净利润11.6亿元、13.7亿元、16.2亿元，对应PE20.2x、17.1x、14.4x，维持增持评级。 风险提示：天然气、煤炭采购价格可能高于预期；下游用电用气需求可能下降；综合能源拓展业务不及预期；电动车发展不及预期。

事件：公司披露2021年三季报，前三季度实现营业收入89.30亿元，同比增长63.27%；归母净利润13.36亿元，同比增长53.37%；毛利率为22.91%，同比下降1.66pct；存货为17.85亿元，较年2020年底增长105.47％。 Q3业绩稳定增长，盈利短期承压。2021Q3，公司实现营业收入32.14亿元，同比增长53.33%，环比增长10.78%；实现归母净利润4.33亿元，同比增长4.23%，环比增长5.89%；2021Q3，销售毛利率18.80%，同比下降10.91pct，环比下降2.78pct；销售净利率13.47%，同比下降6.40pct，环比下降0.65pct。今年以来硅料价格快速上涨，组件企业普遍开工率下调，光伏级EVA 树脂供应紧张、价格上涨的背景下，公司光伏胶膜产能利用率持续维持在高位，业绩实现稳定增长，盈利水平短暂承压。展望Q4，随着光伏行业旺季的到来，组件企业开工率有望回升，公司EVA 树脂存货充沛，业绩有望持续增长，胶膜价格已于9月有所上调，毛利率环比有望改善。 感光干膜业务快速增长，新材料持续进步。公司感光干膜实现销售快速增长，目前已顺利导入深南电路、深联科技、景旺电子、奥士康等内资大型PCB 企业。公司正积极筹建广东江门年产 4.2亿平方米感光干膜项目和年产 2.4万吨碱溶性树脂项目，加速推进感光干膜的进一步国产化替代。 此外，其他铝塑复合膜、FCCL、水处理膜支撑材料等新产品，公司正加快推进量产进度、不断改进产品性能，有望为公司创造新的盈利增长点。 盈利预测及投资建议：公司前三季度业绩基本复合预期，维持盈利预测，预计公司2021-2023年营业收入分别为122.47/152.19/194.40亿元，同比增长45.9%/24.3%/27.7%，归母净利润分别为19.70/22.81/28.57亿元，同比增长25.9%/15.8%/25.3%，对应EPS 为2.07/2.40/3.00元，对应PE 为69X、60X、48X。公司光伏胶膜绝对龙头定位稳固叠加感光干膜业务成长性较强，新材料平台化战略持续推进，维持“买入”评级。 风险提示：原材料价格波动，行业竞争加剧，行业政策变化，公司产能释放不及预期等。

事件：2021年10月11日公司发布定增预案，本次特定对象发行拟募集资金不超过31亿元，其中拟投资18亿元用于建设年产1500吨高纯大尺寸先进碳基复合材料产能扩建项目，建设周期为2年；拟投资约8亿元用于金博研究院建设项目，主要包括研究院大楼建设、先进研发设备购置和人才引进等，建设周期为3年；5亿元用于补充流动资金。公司作为大尺寸碳基复合材料龙头企业，技术优势和成本优势突出，持续加速扩产，规模优势不断扩大，此前公司已规划名义产能达1580吨/年，叠加此次公告的1500吨/年，预计在2022Q1、2023年底公司名义产能将分别达1580吨/年、3080吨/年，公司产能扩张速度显著领先于行业，碳/碳热场50%市占率目标有望提前达成。 定增加码研发投入，新材料技术平台有望加速形成。公司拟投资8亿元，用于建设金博研究院项目，继续加大对碳基材料通用底层技术研发、基础装备开发，持续保持在光伏热场领域的技术优势及成本优势。公司在碳纤维编织技术、化学气相沉积、碳化、石墨化等多个环节具备丰厚的底层技术积累，制备技术和装备能力出色。公司利用现有核心能力及研发创新能力对多个下游领域拓展，主要包括：1）碳纤维储氢瓶和氢燃料电池相关材料的技术研发和应用；2）加大半导体领域的拓展投入，已实现了技术上的突破且具备了规模化生产的能力，积累了一定本土客户；3）其它多个领域均取得了一定进展，制备合适密封机用的碳/碳复合材料密封环已成功装备在橡胶加工行业的密炼机上；开发的耐磨、耐腐蚀板材、异性件等正在积极拓展下游客户；开发密度超过1.6g/cm^3的碳陶刹车材料研发工作正在持续进行中。 长协订单充沛，支撑公司业绩持续高增。2020年以来，新进硅片企业、老牌龙头企业纷纷宣布了大规模扩产计划，硅片环节竞争加剧，促使新进企业在产能扩张进度上发力，大尺寸碳/碳热场由于其经济性优势突出，需求量持续放大。行业龙头企业和硅片新进入者与公司签长协验证了大尺寸碳/碳热场供不应求的现状及预期，产品价格有望保持平稳。目前公司已与隆基、晶科、上机、高景、美科签订了长期协议，合计金额约39亿元，其中大部分订单将在2022-2023年释放，为公司业绩高增提供了强有力支撑。 成功研发新型碳/碳加热器，有望加速对石墨加热器的取代进程。目前光伏碳基热场四大件中大尺寸坩埚、导流筒、保温筒渗透率已较高，但碳/碳加热器的渗透率仍较低。上半年，公司成功开发了一种新型大尺寸碳/碳复合材料加热器制备技术，延长了加热器的使用寿命，解决了加热器转弯位置易被腐蚀而失效的问题，综合性能较石墨加热器具有竞争优势。新型碳/碳加热器在下游客户的验证周期为6个月左右，若进展顺利明年有望实现量的突破，从而加速对石墨加热器的取代进程。 盈利预测及投资建议：公司充分受益于大尺寸碳/碳热场高景气，产能扩张速度显著领先行业，市场认可度进一步提升，规模效应下盈利能力持续优化， 维持公司盈利预测， 预计2021-2023年营业收入分别为12.25/17.75/22.25亿元，同比增长187.2%/44.9%/25.4%，归母净利润分别为4.69/6.93/8.68亿元，同比增长178.4%/47.7%/25.3%，对应EPS 为5.87/8.66/10.86元，对应PE 为57X、39X、31X。低成本的碳基复合材料产品制造技术壁垒较高，大尺寸碳/碳热场需求旺盛，公司为国内先进碳基复合材料龙头，盈利能力突出，规模优势进一步扩大，将充分受益于硅片大尺寸化下制造企业持续需求，维持“买入”评级。 风险提示：2021年光伏新增装机量不及预期，碳/陶复合产品产业化速度超预期，行业政策变化，碳纤维价格波动等。

事件：2021 年9 月9 日公司发布公告披露共签订碳/碳制品框架协议，合计金额约14 亿元，具体如下：1）自协议签字日至2023 年12 月31 日，青海高景向公司采购埚帮、埚托、导流筒、保温筒、下盖、衬环等拉晶热场碳/碳产品，预估协议金额约10 亿元；2）自协议签字日起至2023 年12月31 日，包头美科及其关联公司向公司采购埚邦、埚托、导流筒、保温筒等拉晶热场碳/碳产品，预估协议金额约4 亿元。 新长协绑定新客户，支撑公司业绩持续高增。今年以来，新进硅片企业、老牌龙头企业纷纷宣布了大规模扩产计划，硅片环节竞争加剧，促使新进企业在产能扩张进度上发力，大尺寸碳/碳热场由于其经济性优势突出，需求量持续放大。行业龙头企业和硅片新进入者与公司签长协验证了大尺寸碳/碳热场供不应求的现状及预期，产品价格有望保持平稳。目前公司已与隆基、晶科、上机、高景、美科签订了长期协议，合计金额约39 亿元，其中大部分订单将在2022-2023 年释放，为公司业绩高增提供了强有力支撑。 大尺寸化助公司扩大规模优势，产能扩张加速落地。年内光伏产业链博弈激烈，硅片厂商对降低非硅成本诉求更为强烈，大尺寸碳/碳热场经济性优势凸显，渗透率快速提升。公司作为大尺寸碳/碳热场龙头企业，上半年出货量约达600 吨，进一步拉大了与行业内主要竞争对手在规模上的差距。随着产能扩建项目二期在2021 年二季度末达产，公司已经形成了超980 吨/年名义产能，同时公司正在加快推进可转债项目600 吨/年的产能建设进度，预计在2022 年一季度达产，彼时公司名义产能将达1580 吨/年。公司产能扩张速度领先于行业，碳/碳热场50%市占率目标有望提前达成。 成功研发新型碳/碳加热器，有望加速对石墨加热器的取代进程。目前光伏碳基热场四大件中大尺寸坩埚、导流筒、保温筒渗透率已较高，但碳/碳加热器的渗透率仍较低。上半年，公司成功开发了一种新型大尺寸碳/碳复合材料加热器制备技术，延长了加热器的使用寿命，解决了加热器转弯位置易被腐蚀而失效的问题，综合性能较石墨加热器具有竞争优势。新型碳/碳加热器在下游客户的验证周期为6 个月左右，若进展顺利明年有望实现量的突破，从而加速对石墨加热器的取代进程。 利用现有核心能力拓展多领域，新材料技术平台化效应初显。公司在碳纤维编织技术、化学气相沉积、碳化、石墨化等多个环节具备丰厚的底层技术积累，制备技术和装备能力出色。公司利用现有核心能力对多个下游领域进行拓展，主要包括：1）设立全资子公司进行碳纤维储氢瓶和氢燃料电池相关材料的技术研发和应用；2）加大半导体领域的拓展投入，已实现了技术上的突破且具备了规模化生产的能力，积累了一定本土客户；3）其它多个领域均取得了一定进展，制备合适密封机用的碳/碳复合材料密封环已成功装备在橡胶加工行业的密炼机上；开发的耐磨、耐腐蚀板材、异性件等正在积极拓展下游客户；开发密度超过1.6g/cm^3 的碳陶刹车材料研发工作正在持续进行中。 盈利预测及投资建议：公司充分受益于大尺寸碳/碳热场高景气，市场认可度进一步提升，产能扩张速度领先行业，规模效应下盈利能力持续优化，维持公司盈利预测，预计2021-2023 年营业收入分别为12.25/17.75/22.25亿元，同比增长187.2%/44.9%/25.4%，归母净利润分别为4.69/6.93/8.68亿元，同比增长178.4%/47.7%/25.3%，对应EPS 为5.87 /8.66 /10.86 元，对应PE 为65X、44X、35X。低成本的碳基复合材料产品制造技术壁垒较高，大尺寸碳/碳热场需求旺盛，公司为国内先进碳基复合材料龙头，盈利能力突出，将充分受益于硅片大尺寸化下制造企业持续需求，维持“买入”评级。 风险提示：2021 年光伏新增装机量不及预期，碳/陶复合产品产业化速度超预期，行业政策变化，碳纤维价格波动等。

事件：公司发布2021年半年报，报告期内，公司实现营业收入48.76亿元，同比增长35.39%；实现归母净利润4.04亿元，同比增长99.22%；实现经营活动产生的现金流量净额1.41亿元，同比增长465.67%。 三大业务板块齐发力叠加疫情影响消退，助力公司业绩高增目前公司主营业务由工业环保和城市环保两部分组成，并形成了“高端装备制造、EPC工程服务、环保设施运营”相辅相成的业务模式。上半年，公司环保高端装备制造实现收入32.37亿元，同比增长14.89%，毛利率22.73%。环保设备工程服务实现收入11.55亿元，同比增长108.10%，毛利率20.31%。运营项目实现收入2.99亿元，同比增长98.15%，毛利率37.39%。在钢材等原材料价格高企的情况下，公司高端装备制造板块保持稳健增长，而疫情消退和运营资产规模增长促使工程板块和运营板块实现翻倍增长。 公司全方位开拓业务，各细分领域均有斩获公司上半年新增合同66.31亿元，同比增长32.67%，期末在手工程合同215.43亿元，充足的在手合同为公司持续的规模性盈利和业务规模的快速提升奠定了坚实的基础。 细分板块看，公司智能管带输送业务上半年新增合同8.4亿元、中标合同超过10亿元。VOCs业务新增天津海洋工程、上海振华长兴等项目，污泥干化新增中标富港水处理污泥、瀚蓝环境污泥处置等项目。水务事业部继福欣项目、包钢项目后，取得万华综合废水大单项目，加上新大陆环保的中标合同，水务板块新增及中标合同达3.98亿元。业务全方位发展强化了公司全产业优势，并为业绩增长提供更多驱动器。 固废危废在建项目进展顺利，年内多个项目有望陆续投产垃圾发电板块：上半年公司乐清垃圾发电项目超额完成利润目标；临港能源项目建设完成，进入生产运营，项目运行良好；广南项目已达成EPC总包方案，建设中心精心策划，正加快推进项目建设。 危废板块：公司并购的台州德长危废项目经营利润持续增长，2021年底将新建完成刚性填埋资质量2.5万吨，焚烧新增资质量0.8万吨。公司持续加快推进危废业务布局，山东中滨及津源项目正加快建设，成功并购江苏徐州泓德建好待投产项目，投资山东中新收贮、转运项目，进一步提高公司危废处置业务体量。公司危废业务在浙江、山东、江苏布局已初具规模，未来危废业务利润将逐步增加。 公司提出七大“减污降碳”专项行动，业务完美契合“双碳”目标公司提出的七大专项行动包括：1）工业行业CCUS示范，将投资建设国内首个垃圾焚烧烟气碳捕集与利用示范工程；2）重点行业工业烟气“减污降碳”；3）物料智能环保输送；4）生态环保修复；5）农废有机物资源化；6）固废处理“降碳”；7）碳建排“技高一筹”。七大专项行动实质上也是公司依据已有技术和业务提出的未来发展方向，完美契合“双碳”目标的实现路径，对应业务发展前景广阔。 投资建议：大气治理龙头稳步转型全环保产业运营商，业务契合“双碳”目标，发展前景广阔。预计公司2021-2023年归母净利润分别为9.88、11.17、12.43亿元，对应PE为9.7x、8.6x、7.7x。 风险提示：在建项目投产进度不及预期；政策风险；市场竞争加剧风险；毛利率下滑；应收账款出现坏账。

上半年公司归母同比增长36%，经营现金流大幅增长，费用管控良好公司发布2021年半年报，报告期内，公司实现营收45.51亿元，同比增长45.11%；实现归母净利润6.27亿元，同比增长36.02%；实现扣非归母净利润6.09亿元，同比增长34.90%。业绩增长的主因为：1）大量固废项目陆续投产，产能提升；2）去年年底，佛山建筑陶瓷企业清洁能源改造工程完成，今年销气量大幅提升；3）去年受疫情影响基数较低。上半年公司盈利能力略有下滑，毛利率和净利率分别为28.8%和13.8%，较去年同期分别下降0.7pct 和0.8pct，主要原因为公司固废和燃气业务毛利率同比小幅下降（分别下降0.16pct 和1.14pct）。公司实现经营性现金流净额10.74亿元，同比增长94.55%，为后续业务发展提供有力支持。公司费用管控良好，销售费用率、管理费用率、研发费用率和财务费用率分别较去年同期下降0.1pct、0.5pct、0.3pct、0.2pct。报告期内，公司ROE（加权）为7.66%，较去年同期增长0.87pct；EPS（基本）为0.80元/股，同比增长33.33%。 公司固废和能源板块实现高增，污水及供水板块保持稳定增长固废业务：上半年实现营收24.04亿元，同比增长44.25%，实现净利润为3.68亿元，同比增长34.39%，是公司主要核心业务。固废业务业绩主因为报告期内新增生活垃圾焚烧发电项目处理规模共5700吨/日、部分有机废弃物处理项目及南海工业危废处理项目投产，环卫业务、工程收入增加等，同时因加大业务拓展力度及信息化、智能化应用不断加强，协同效应和产能利用率进一步提升，且去年上半年因疫情影响基数较低。 能源业务：上半年实现营收13.97亿元，同比增长71.21%，营收增长的主因是去年底顺利完成佛山市南海区建筑陶瓷企业清洁能源改造工程，上半年新增陶瓷企业用气量约1亿方，同时疫情影响降低。 供水业务：上半年实现营收4.58亿元，同比增长14.15%，营收增长的主要原因是疫情影响降低，工商业售水、供水工程安装业务恢复到疫情前水平。 污水业务：上半年实现营收2.08亿元，同比增长7.06%，营收增长的主因为污水处理费收入增值税税率自2020年5月份起从13%下调至6%。报告期内公司积极推进金沙厂二期等5个扩建项目（总规模9万方/日）建设工作，项目完成后将产生新的业绩贡献点。 公司持续推进大固废战略，今明两年多个项目陆续投产公司坚定执行“大固废”战略，积极进行业务拓展，持续完善固废产业链业务。报告期内，公司新增和拓展的生活垃圾焚烧发电项目规模共2100吨/日；新增环卫合同年化金额约9100万元（合同金额合计约3.7亿元），进一步提升前端环卫、中端转运、终端处理的纵向协同优势。截至2021年6月底，公司生活垃圾焚烧发电在手订单34,150吨/日（不含顺德项目），其中已投产项目规模为22,950吨/日，试运营项目规模1,600吨/日，在建项目规模4,050吨/日，筹建项目规模2,250吨/日，未建项目规模3,300吨/日。在建项目预计都将在未来四个季度内陆续投产，为今明两年业绩增长提供动力。 投资建议：新项目陆续投产叠加项目产能利用率提升，公司业绩有望维持稳定增长，维持增持评级。随着新投产项目运营逐渐成熟，在运项目产能利用率将持续提升。公司在建项目预计将在未来四个季度陆续投产，固废板块业绩有望持续增长。预计公司2021至2023年实现归母净利润13.14亿元、15.33亿元、17.47亿元，对应PE 13.5x、11.6x、10.2x，维持增持评级。 风险提示：在建项目投产进度不及预期；应收账款快速增长导致坏账增加；商誉减值风险；政策风险。

在建项目陆续投产，上半年公司上网电量同比增长51.3% 近日，公司发布了2021年上半年发电量数据。截至2021年6月30日，公司下属各项目累计完成发电量13.01亿千瓦时，同比增长50.89%；累计完成上网电量12.69亿千瓦时，同比增长51.33%。公司本期电量较去年同期增长的主要原因为：1）福建省内各风电项目上半年平均风速较去年同期偏大。2）大帽山风电场4万千瓦项目16台机组、青峰风电场二期6.48万千瓦项目18台机组去年同期尚在建设，未全部投产。3）2019年重大资产重组注入的平海湾海上风电场二期24.6万千瓦项目较去年同期新增部分风机投产，截至2021年6月30日，已完成28台机组并网，并网容量16.8万千瓦。 股东旗下多个项目建设进度顺利，有望在实现盈利后注入公司 在2019年公司启动重组时，公司控股股东福建投资集团承诺集团旗下闽投海电、闽投抽水蓄能、宁德闽投等实体在符合相应条件后，会注入公司。 根据公司最新公告，闽投海电投资的平海湾海风三期预计将在年内建成投产，120万千瓦的永泰抽水蓄能的首台机组也计划在明年并网发电，这些项目在实现盈利后都有望注入公司。此外，福建海风资源丰富，目前已开发资源占可开发资源比较小，仍有较大可开发空间，公司作为福建省主要几家新能源企业之一，未来成长可期。 公司与富锦市签署框架协议，拟开发建设100万千瓦可再生能源项目 2021年4月6日，公司与富锦市政府签署了《黑龙江省富锦市可再生能源基地项目投资开发框架协议书》，拟推动在黑龙江省佳木斯市管辖的富锦市行政区域内建设100万千瓦可再生能源基地项目，共同争取该项目列入黑龙江省可再生能源建设计划。富锦可再生能源基地项目规划建设容量约为1000MW（具体装机规模以纳入黑龙江省可再生能源建设计划的规模为准），预计总投资约为78亿元人民币。 投资建议：优质新能源运营商，维持增持评级。“双碳”背景下，新能源运营行业景气度持续上升，未来碳交易市场和绿证都有望增厚企业利润。 此外公司控股股东有多个在建、拟建风电项目，项目成熟后有望注入公司。 预计公司2021-2023年归母净利润为7.61、9.97、12.08亿元，对应PE 10.7x、8.1x、6.7x。 风险提示：来风不及预期，项目投产进度不及预期，风电电价下调，自然灾害，用电需求不及预期，控股股东承诺注入资产未能注入风险。

2021H1公司发电量同比增长1.7%，上网电价同比增长8.9% 近日公司发布了上半年经营数据。2021年上半年，公司境内控股企业累计完成发电量656.99亿千瓦时，上网电量637.41亿千瓦时，与去年同期相比分别增加1.65%和1.33%。2021年二季度，公司完成发电量340.06亿千瓦时，上网电量329.71亿千瓦时，与去年同期相比分别减少6.74%和7.10%。 分电源看，2021年上半年，公司水电完成发电量342.02亿千瓦时，同比下降9.49%，其中雅砻江水电完成发电量287.78亿千瓦时，同比下降12.93%；火电完成发电量280.63亿千瓦时，同比增长13.90%；风电完成发电量26.42亿千瓦时，同比增长68.02%；光伏完成发电量7.92亿千瓦时，同比增长24.42%。火电发电量同比增长的原因为全社会用电量高速增长以及部分火电所在区域雨水偏枯。水电发电量同比下降的主要原因为雅砻江来水偏枯。 电价方面，2021年上半年,公司境内控股企业平均上网电价0.333元/千瓦时,与去年同期相比增加了8.92%。分电源看，水电平均上网电价为0.276元/千瓦时（含税，下同），同比增长11.46%，其中雅砻江水电平均上网电价为0.290元/千瓦时，同比增长15.17%（电价明显上升的原因可能是公司此前政策性让利冲回造成的）；火电平均上网电价0.371元/千瓦时，同比下降0.15%；风电平均上网电价为0.497元/千瓦时，同比上涨5.16%；光伏平均上网电价为0.938元/千瓦时，同比上涨3.58%。整体看，随着部分省区市场化交易电量规模不断加大，以及结算价格和结算周期影响，公司各电厂上网电价有所波动。 卡拉电站获得核准，杨房沟、两河口陆续投产，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。 雅砻江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）于今年起陆续投产。目前杨家沟水电站1、2号机组已经投产，对应装机容量75万千瓦。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。 盈利预测：预计公司2021至2023年实现归母净利润53.84亿元、65.85亿元、76.98亿元，对应PE 12.8x、10.4x、8.9x，维持买入评级。 风险提示：用电需求不足、来水不及预期、煤价上涨超预期、电价下滑、在建项目投产进度不及预期、发电审批政策变动。