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。

事件：公司发布非公开发行A 股股票预案。公司本次非公开发行股票数量不超过本次发行前公司总股本的30%，即不超过4.05亿股。本次募集资金不超过50亿元，其中拟投入33亿元于新能源汽车换电站建设项目，2亿元于信息系统平台及研发中心建设项目，剩余15亿元用于补充流动资金。 碳中和背景下换电业务发展前景广阔，公司本次拟建设488个换电站扩大业务规模在“3060”目标下，我国新能源汽车行业将迎来高速发展期。目前新能源汽车续航问题是限制行业发展的重要原因，而换电模式有望解决这一痛点。近年来国家也在政策层面鼓励换电行业的发展：2020年5月，国务院《政府工作报告》中首次将换电站纳入新型基础设施建设；2020年新能源汽车补贴政策也提出，新能源乘用车补贴前售价须在30万元以下（含），但换电模式车辆除外。 公司重点布局换电业务，本次的换电站项目公司计划在江苏、浙江、广东、广西、新疆等地区进行，拟通过租赁场地的方式新建约313个乘用车换电站和175个重卡车换电站，合计488个换电站，同时引进相关辅助配套设施。本次项目单个换电站的建设周期约为8个月，全部换电站总体计划建设期为2年，分批次进行建设。根据项目可行性研究报告，单个乘用车换电站的全投资内部收益率（税后）为10.74%，投资回收期（税后）为5.14年；单个重卡车换电站的全投资内部收益率（税后）为13.90%，投资回收期（税后）为4.92年，总体经济效益良好。 此外，公司拟使用2亿元建设信息系统平台及研发中心项目，通过引进国内外先进研发实验设备，招聘优秀行业技术人才等方式，增强公司整体信息化水平及换电站技术研发能力，从而提升公司在行业中的竞争地位。 投资建议：短期看，公司清洁能源在建、拟建项目充足，装机规模增加带动业绩增长。长期看，公司积极拓展换电、储能等新型能源业务，发展空间广阔，未来有望提供新的业绩增长点，维持增持评级。我们预计公司2021-2023年归母净利润分别为10.23、11.86、13.32亿元，对应PE为11.9、10.2、9.1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；在建项目进度不及预期；上网电价可能低于预期；综合能源服务拓展可能不及预期。