事件概述：4月29日，公司发布2023年度报告，报告期内实现营业收入36.91亿元，同比增长7.60%（经重述）；归母净利润9.20亿元，同比增长45.14%（经重述）；扣非归母净利润9.18亿元，同比增长45.42%（经重述）；公司拟向全体股东每股派发现金股利0.18元，合计派发现金红利3.72亿元，现金分红比例约36.73%。公司发布2024年一季报，报告期内实现营业收入8.56亿元，同比下降2.00%；归母净利润1.67亿元，同比下降28.79%；扣非归母净利润1.67亿元，同比下降28.81%。 资源扰动，1Q24电量承压，毛利率稳定：2023年公司新增装机132万千瓦，累计装机达到561.65万千瓦，但新增装机主要集中在2H23尤其是四季度；2023年公司累计完成发电量90.66亿千瓦时，同比增长11.0%；平均综合电价（含税）同比提高0.28分至0.4666元/千瓦时，增幅0.6%。1Q24公司部分项目所在区域风光资源条件同比转差，风电、光伏平均利用小时同比分别下降37、17小时；单季度公司完成发电量20.47亿千瓦时，同比下降5.3%。我们测算Q1公司度电营收0.4316元/千瓦时，同比提高2.02分/千瓦时；度电成本0.1964元/千瓦时，同比提高0.93分/千瓦时；盈利性上，Q1公司综合毛利率为54.5%，较上年同期基本持平。 费增利缩拖累业绩释放：因融资增加，1Q24公司财务费用同比增加0.10亿，同时单季度公司投资净收益同比减少0.14亿元并计提资产&信用减值0.18亿元；费增利缩，公司营业利润率进一步下降3.6pct至30.4%。因部分项目税收优惠到期，Q1公司综合所得税率提高7.4pct至18.0%，单季度所得税费用同比增加0.15亿元；此外，截至1Q24公司少数股东权益同比增长176.4%至36.01亿元，单季度确认少数股东损益0.46亿元，同比增加0.15亿元，进一步扰动业绩释放。 定增完成，补充“弹药”：截至2023年底，公司控股在建项目1532万千瓦；目前公司定增基本落地，合计募资约18亿元，按照20%-30%资本金比例，可撬动可用投资60-90亿元，为公司大体量在建项目补充“弹药”。 投资建议：因资源扰动，Q1电量下滑短期业绩承压，考虑公司大体量在建工程，公司远期成长空间广阔。根据装机、电量调整对公司的盈利预测，预计24/25年EPS分别为0.59/0.79元（前值0.79/1.21元），新增26年EPS为1.01元，对应4月30日收盘价PE分别为15.9/11.8/9.2倍。考虑到公司装机规划以及储备项目带来的增长空间，给予公司24年20.0倍PE估值，目标价11.80元/股，维持“谨慎推荐”评级。 风险提示：1）自然条件变化；2）电量消纳不及预期；3）补贴账期延长。

事件概述： 4 月 29 日，公司发布 2023 年度报告，报告期内实现营业收入264.85 亿元，同比增长 11.23%（经重述）；归母净利润 71.81 亿元，同比增长0.94%（经重述）；扣非归母净利润 70.09 亿元，同比下降 2.39%（经重述）；公司拟向全体股东每股派发现金股利 0.078 元，合计派发现金红利 22.32 亿元，现金分红比例约 31.09%。公司发布 2024 年一季报，报告期内实现营业收入78.99 亿元，同比增长 15.26%（经重述） ；归母净利润 24.22 亿元，同比增长0.10%（经重述） ；扣非归母净利润 24.20 亿元，同比增长 1.28%（经重述） 。 装机突破 40GW， 1Q24 逐步兑现电量： 2023 年公司新增装机合计 1354万千瓦，累计装机突破 4000 万千瓦，其中陆风、海风、光伏分别新增 288、 62、954 万千瓦，同比分别增长 26.1%、 12.6%、 92.8%；但考虑到新增装机主要集中在 2H23 尤其是四季度， 对 2023 年公司整体电量及电价影响有限。 2023 年公司累计完成发电量 551.79 亿千瓦时，同比增长 14.1%，其中，陆风、海风、光伏分别完成发电量 263.51、 126.06、 153.54 亿千瓦时，同比分别增长 16.5%、11.2%、 14.1%； 2023 年风电平均电价（不含税） 下降 2.13 分至 0.4923 元/千瓦时， 降幅 4.1%；光伏平均电价（不含税）下降 0.24 分至 0.4927 元/千瓦时，降幅 0.5%。 1Q24 公司单季度完成发电量 177.35 亿千瓦时，同比增长 28.7%，其中，陆风、海风、光伏同比分别增长 11.4%、 25.5%、 64.9%， 考虑当前西部地区的消纳、送出能力承压，新增装机虽正逐步兑现电量，但仍未“火力全开” ；但从盈利性看， Q1 公司综合毛利率为 59.0%，同比微增 0.2pct。 费增利缩、税率提升、少数股东权益膨胀拖累业绩释放： 1Q24 公司管理费用同比增加 0.76 亿元，财务费用同比增加 1.03 亿元， 总体期间费用同比增加1.83 亿元；单季度公司投资净收益 1.64 亿元，同比减少 1.66 亿元，主要是参股的风电装备制造、运营企业利润下滑所致。费增利缩，公司营业利润率进一步下降 2.8pct 至 41.5%。 Q1 公司综合所得税率提高 3.4pct 至 10.7%，单季度所得税费用同比增加 1.26 亿元；此外， 截至 1Q24 公司少数股东权益同比增长 23.8%至 144.81 亿元， 单季度确认少数股东损益 4.69 亿元，同比增加 1.18 亿元，进一步扰动业绩释放。 投资建议： 截至 2023 年底，公司在建风电、光伏分别为 586、 1241 万千瓦， Q1 电量表明 23 年新增装机正逐步兑现业绩，而大体量在建项目保证 24 年仍能维持装机高增。根据装机、电量调整对公司的盈利预测，预计 24/25 年 EPS分别为 0.32/0.37 元（前值 0.32/0.37 元） ，新增 26 年 EPS 为 0.41 元， 对应 4月 30 日收盘价 PE 分别为 14.9/12.6/11.5 倍。 考虑行业可比公司估值与公司的动态估值水平及业绩成长潜力，给予公司 24 年 20.0 倍 PE 估值， 目标价 6.40 元/股， 维持“推荐”评级。 风险提示： 1）自然条件变化； 2）电量消纳不及预期； 3）补贴账期延长

事件概述：4月29日，公司发布2023年度报告，报告期内实现营业收入291.42亿元，同比增长3.36%；归母净利润34.59亿元，同比增长219.52%；扣非归母净利润30.84亿元，同比增长271.42；公司拟向全体股东每股派发现金股利0.40元，合计派发现金红利19.58亿元，现金分红比例约56.34%。公司发布2024年一季报，报告期内实现营业收入80.71亿元，同比增长10.87%；归母净利润11.59亿元，同比增长57.96%；扣非归母净利润8.91亿元，同比增长86.63%。 2023年火电持续修复，1Q24“火力全开”：2023年公司控股煤电机组发电量为310.70亿千瓦时，同比下降1.5%；但受益于煤价中枢下移，全年煤电板块实现毛利13.98亿元，同比增加13.92亿元；气电机组发电量为71.80亿千瓦时，同比增长28.9%；气电板块实现毛利7.59亿元，增加1.45亿元；火电板块毛利合计21.57亿元，同比增加15.38亿元，火电毛利率同比提高7.85pct至11.35%。1Q24公司在上海本地的控股煤电机组（不含外二，下同）发电量为44.06亿千瓦时，同比增长10.1%；在沪气电机组发电量为21.21亿千瓦时，同比增长71.1%；单季度公司火电合计发电量为107.22亿千瓦时，同比增发16.9亿千瓦时，增幅18.4%。Q1公司平均上网电价为0.515元/千瓦时，同比下降0.8分/千瓦时，降幅1.5%，高增电量弥补电价微降，单季度营收实现高增。 投资收益助力业绩表现：2023年公司实现投资净收益15.67亿元，同比增长12.95亿元。一方面，2023公司参股的上电漕泾、上电外高桥、外高桥第二、华能石洞口、漕泾热电、华能燃机六个电厂确认投资收益1.38亿元，而上年同期确认投资损失6.49亿元，公司对联营/合营企业投资收益同比增长7.71亿元。 另一方面是因为2023年其他非流动金融资产（主要为参股核电与中天合创）确认投资收益9.15亿元，同比增长5.25亿元。1Q24或因参股火电业绩持续上修，公司单季度实现投资收益3.45亿元，同比增加1.84亿元，增幅113.9%；同时Q1公司持有金融资产的公允价值同比增长0.41亿元，确认公允价值变动损益3.19亿元。 风光稳步推进：2023年风电、光伏合计实现营收36.39亿元，同比增长5.9%；实现毛利18.50亿元，同比下降3.7%，但三家新能源子公司净利润合计12.19亿元，同比增长6.5%。1Q24公司风电、光伏分别完成发电量15.15、5.90亿千瓦时，同比分别增长8.2%、21.9%，风光新能源业绩有望稳步增长。 投资建议：煤价仍处于下行通道，控、参煤电业绩有望持续改善。根据电量、电价以及燃料成本变化，调整对公司盈利预测，预计24/25年EPS分别为0.79/0.89元（前值为0.78/0.88元），新增26年EPS为0.95元，对应4月30日收盘价PE分别为10.7/9.5/9.0倍。参考省级火电企业估值水平，给予公司2024年12.0倍PE，目标价9.48元/股，维持“推荐”评级。 风险提示：1）宏观经济承压降低用电需求；2）燃料价格上涨提高运营成本；3）电力市场竞争降低上网电价；4）供应结构调整压制机组出力。

事件： 4 月 29 日，公司发布 2024 年一季报， 实现营业收入 9.28 亿元，同比增长 5.49%； 归母净利润 2.04 亿元，同比下降 9.27%； 扣非归母净利润 1.92亿元，同比下降 10.39%。 在建转固或致成本增加，资本开支显著降低： 1Q24， 公司归母净利润下降9.27%， 或受福山二期项目部分工程 2023 年转固， 相关折旧摊销及借款利息费用同比增加所致；实现经营活动产生的现金流量净额 5.18 亿元，同比增长50.75%，主要由于收到销售商品、提供劳务现金增加所致；购置固定资产、无形资产和其他长期资产支付的现金为 3.20 元，同比下降 33.88%；投资活动产生的现金流量净额-3.15 亿元，相较于 2023 年同期，净流出减少 8.92 亿元。 资本开支显著降低，公司的高分红能力进一步增强。 广州市原生垃圾保持增长， 产能利用率提升确定性强： 在高参数机组和设备自动化等加持下，公司机组整体发电效率较高， 2023 年吨发电量达到 538.45 度/吨。 2024 年 1-3 月，广州市原生垃圾终端处理量合计 188.49 万吨， 相较于2023 年同期（178.95 万吨） 增长 5.33%，原生垃圾处理量保持增长。 2023 年，公司累计掺烧陈腐垃圾 64.60 万吨，未来将积极推进兴丰应急垃圾填埋场（折合约 350 万吨） 等陈腐垃圾开挖处置项目。 原生垃圾内生增长叠加填埋场陈腐垃圾贡献增量，公司产能利用率有望持续稳步提升，盈利能力进一步增强。 投资建议： 资本开支显著降低， 高分红能力进一步增强； 在原生垃圾内生增长和填埋场陈腐垃圾贡献增量的双重加持下，公司产能利用率有望稳步提升，成长确定性强。 根据业务经营状况， 维持对公司的盈利预测，预计公司 24/25/26年 EPS 分别为 1.02/1.26/1.58 元/股， 对应 2024 年 4 月 29 日收盘价 PE 分别为 15/12/10 倍， 维持公司 2024 年 18 倍 PE，目标价 18.36 元/股， 维持“谨慎推荐”评级。 风险提示： 政策推进不及预期；地方财政压力；原生垃圾内生增长存在不确定性

事件： 4 月 29 日，公司发布 2024 年一季度报告，报告期内实现营业收入69.85 亿元，同比增长 12.45%（经重述）；归母净利润 4.53 亿元，同比增长188.24%（经重述）；扣非归母净利润 4.50 亿元，同比增长 271.10%（经重述） 。 新机组兑现增量，成本持续下行， 业绩延续修复： 2024 年安徽年度交易加权均价 0.4363 元/千瓦时（不含容量补偿电价），同比下降 2.40 分/千瓦时，降幅 5.2%；一季度省内煤电容量电费折合度电价均值 2.00 分/千瓦时，综合考虑，电价端同比总体微降，因此营收高增或主要因电量高增。 2023 年公司投运华润二期、 新疆江布 4 台机组，新增装机达到 264（4*66） 万千瓦； 2024Q1 安徽全省火电发电量 789.10 亿千瓦时，同比增长 13.9%，考虑到新机组的增量贡献，公司火电电量增速有望高于安徽省均值。成本端， 2024Q1 秦皇岛港 Q5500 动力末煤平仓价均值约 902 元/吨，同比下降 20.1%；受益于燃料成本改善， Q1 公司整体毛利率同比提高 4.8pct 至 10.9%。 费用增速放缓，投资收益增厚业绩： 1Q24，公司财务费用同比增加 0.24 亿元， 同期研发费用支出同比下降 0.14 亿元，增减之间，期间费用虽同比增加 0.19亿元，但期间费用率下降 0.19 个百分点至 4.0%。 此外， 公司参股火电资产业绩同比修复，单季度投资收益同比增加 1.76 亿元至 3.10 亿元，增幅 130.8%，控、参火电机组有望延续修复趋势。 投资建议： 23 年投产机组与 24 年新增机组进一步贡献 24 年增量， 当前煤价仍处于下行通道， 公司业绩有望持续改善。 维持对公司盈利预测， 预计24/25/26 年 EPS 分别为 0.73/0.76/0.79 元，对应 2024 年 04 月 29 日收盘价PE 分别 11.7/11.1/10.7 倍。 参考公司历史估值水平，给予公司 2024 年 13.0 倍PE，目标价 9.49 元， 维持“谨慎推荐”评级。 风险提示： 1）用电需求下降； 2）燃料价格上涨提高运营成本； 3）电力市场竞争降低上网电价； 4）供应结构调整压制机组出力。

事件： 4 月 29 日，公司发布 2024 年一季报， 实现营业收入 27.16 亿元，同比下降 3.08%； 归母净利润 3.81 亿元，同比增长 22.84%； 扣非归母净利润3.70 亿元，同比增长 23.19%。 能源业务同比改善，现金流有望向好： 1Q24， 由于天然气业务进销差改善，公司能源业务实现净利润 0.41 亿元，同比增长 0.52 亿元。 1Q24，公司实现经营活动现金流量净额 3.42 亿元，同比增长约 5.34 亿元，主要受益于固废业务及排水业务经营回款增长。随着费用拨付机制逐步落实，预计公司现金流有望进一步改善。 1Q24，公司资本性支出约为 4.75 亿元， 预计 2024 年全年新增项目资本性支出约 13.8 亿元。 固废运营贡献增量，热电联产协同增效： 1Q24， 公司固废处理业务实现主营业务收入 14.32 亿元， 同比下降 5.91%，主要受固废工程相关业务规模下降影响；垃圾焚烧处理量 322.85 万吨，同比增长 8.93%；吨发电量、吨上网电量分别为 377.91 度/吨、 328.87 度/吨，与 2023 年一季度基本一致； 产能利用率约122%， 同比上升约 5pct。另外， 公司积极开拓管道供热及移动供热， 1Q24 实现对外供热 30.35 万吨，同比增长 34.77%。 截至 2024 年 3 月底，公司在手垃圾焚烧发电产能 35750 吨/日，已投运产能 29800 吨/日，尚有 5950 吨/日产能处于在建/筹建/未建阶段，新增产能逐渐投运有望增厚公司业绩。 能源、水务业务稳步开展，巩固现金流： 1Q24，公司能源业务实现主营业务收入 8.54 亿元，同比增长 0.50%；天然气销售量 2.15 亿 m3，同比增长 0.76%；液化气销售量 0.58 万吨， 同比增长 9.43%；氢气供应量 181.91 吨，同比增长319.63%，主要由于餐厨垃圾制氢项目竣工运行。 1Q24，公司供水业务实现收入 2.21 亿元， 同比增长 4.82%， 主要由于售水量同比有所增长； 排水业务实现主营业务收入 1.59 亿元， 同比增长 0.12%。 投资建议： 公司固废板块资产结构持续优化， 储备项目较为丰富； 天然气进销价差改善， 有望保持盈利； 水务运营整体稳健，提供稳定的现金流。 根据业务经营状况， 维持对公司的盈利预测，预计公司 24/25/26 年 EPS 分别为1.87/2.11/2.29 元/股， 对应 2024 年 4 月 29 日收盘价 PE 分别为 10/9/8 倍，给予 2024 年 12.0 倍 PE，目标价 22.44 元/股， 维持“谨慎推荐”评级。 风险提示： 行业政策风险；原材料价格波动；行业竞争加剧

事件概述：4月29日，公司发布2023年度报告，报告期内实现营业收入567.12亿元，同比增长12.32%（经重述）；归母净利润67.05亿元，同比增长64.31%（经重述）；扣非归母净利润65.89亿元，同比增长66.76%（经重述）；公司拟向全体股东每股派发现金股利0.4948元，合计派发现金红利36.88亿元，现金分红比例约55.01%。公司发布2024年一季报，报告期内实现营业收入141.08亿元，同比增长6.43%；归母净利润20.35亿元，同比增长26.14%；扣非归母净利润20.25亿元，同比增长26.10%。 水电表现平稳，季度波动不改全年预期：2023年公司实现水电收入255.75亿元，全年雅砻江水电实现营收、净利润分别为244.85、86.58亿元，同比增加22.64、12.97亿元，增幅10.2%、17.6%。1Q24受来水偏枯以及上年同期高基数影响，公司单季度水电减发19.42亿千瓦时至214.34亿千瓦时，同比下降8.3%，其中，雅砻江水电完成发电量196.29亿千瓦时，同比减发17.55亿千瓦时，降幅8.2%。或因西南区域水电市场化电价上行，Q1雅砻江水电平均上网电价上涨1.4分/千瓦时至0.328元/千瓦时，增幅4.5%，电价上行部分缓解电量下行压力。 控、参火电业绩修复，1Q24电量高增：2023年公司控股4家煤电企业（不含国投盘江）合计实现净利润13.48亿元，同比增加30.96亿元；此外，参股火电实现投资收益3.15亿元，同比增加4.14亿元，火电资产成功扭亏。1Q24，公司完成火电发电量151.61亿千瓦时，同比增发22.8亿千瓦时，增幅17.7%；上网电价0.463元/千瓦时，较上年同期下降1.9%；营收端电量增幅高于电价降幅叠加钦州三期（2。 66万千瓦）投产贡献增量，成本端考虑当前的煤价趋势，度电燃料成本持续下行，公司火电板块业绩有望延续改善。 风光持续推进，业绩贡献提升：2023年，公司新增新能源装机243.24万千瓦（其中，风电新增23万千瓦，光伏新增220万千瓦），累计装机达到704万千瓦；1Q24公司完成风电、光伏发电量17.82、11.64亿千瓦时，同比分别增长16.0%、135.2%。2023年，公司新能源子公司国投新能源实现营收、净利润分别为21.83、7.38亿元，同比增加3.43、1.27亿元，增幅18.7%、20.8%；装机持续扩张，新能源业务贡献度有望扩大。 投资建议：水电季度波动不影响全年预期，装机扩张、电量反弹、煤价回落，火电延续修复；风光装机持续扩张，业绩贡献有望增大。调整对公司盈利预测，扣除永续债利息后，预计24/25年EPS分别为1.01/1.02元（前值0.95/0.98元），新增26年EPS为1.06元，对应4月29日收盘价PE分别为15.1/14.9/14.3倍，参考公司历史估值及同业可比公司估值水平，给予公司24年18.0倍PE估值，目标价18.18元/股，维持“谨慎推荐”评级。 风险提示：1）利用小时下降；2）上网电价降低；3）煤炭价格上升；4）流域来水减少。

事件概述： 4 月 29 日，公司发布 2023 年度报告，报告期内实现营业收入959.75 亿元，同比增长 19.68%（经重述）；归母净利润 65.20 亿元，同比扭亏为盈；扣非归母净利润 61.60 亿元，同比扭亏为盈；公司拟向全体股东每股派发现金股利 0.25 元，合计派发现金红利 33.52 亿元，现金分红比例约 51.42%。公司发布 2024 年一季报，报告期内实现营业收入 200.24 亿元，同比增长 13.45%；归母净利润 18.15 亿元，同比增长 79.62%；扣非归母净利润 17.58 亿元，同比增长 110.76%。 电量高增， Q1 业绩延续修复： 因 1Q23 公共卫生事件造成的低基数效应，1Q24 浙江省内用电量同比增长 12.2%，火电发电量同比增长 11.1%，公司单季度火电完成发电量 382.90 亿千瓦时，同比增长 17.8%，增速略高于全省火电增速， 主要因 2023 年乐清三期两台机组（2*100 万千瓦）贡献增量。 Q1 中来股份实现营收 12.88 亿元，同比下降 52.4%，毛利率下降 20.4pct 至-3.3%，拖累公司整体营收表现； 剔除并表中来股份营收、成本， Q1 公司实现营收 187.35 亿元，同比增长 12.3%，受益年初以来的煤价下降，实现毛利 19.11 亿元，同比增加 12.72 亿元，毛利率提高 6.4 个百分点至 10.2%。 考虑到乐清三期是在 2023年年中投产， Q2 仍能够同比贡献增量； 同时考虑 3 月以来煤价走势，量增与降本同时发力， Q2 单季利润有望延续环比/同比高增趋势。 参股核、 火表现亮眼，减值波动业绩： 2023 年公司实现投资净收益 46.09亿元，同比增加 13.10 亿元，增幅 39.7%，其中，参股核电贡献投资收益 17.01亿元，同比增加 3.40 亿元，增幅 25.0%，分别占当期投资净收益、利润总额的36.9%、 18.7%；此外，参股火电业绩大幅上修，全年实现投资收益 21.50 亿元，同比增加 11.15 亿元，增幅 107.6%， 分别占当期投资净收益、利润总额的 46.7%、23.6%； 1Q24 公司实现投资净收益 12.32 亿元，同比增加 2.26 亿元，延续增势。 2023 年公司计提减值 5.97 亿元（资产减值 4.33 亿元，信用减值 1.63 亿元） 拖累全年的业绩释放。 现金分红超 50%，股息率超 4%： 考虑中来增益下， 2023 年度公司经营活动现金流净额大幅上修至 114.77 亿元， 在正常经营年度，公司基本维持较高分红比例。 除 2021、 2022 两年， 2014-2020 年公司现金分红比例均在 50%以上，2023 年度现金分红比例达到 51.4%， 以 2023 年 12 月 29 日及年报公布日两个口径计算的股息率分别为 5.4%、 4.0%。 投资建议： 1Q24 公司电量高增，同时受益燃料成本改善， 业绩延续修复；参股火、核有望持续增厚业绩。 根据电量、电价以及投资收益变化，调整对公司盈利预测，预计 24/25 年 EPS 分别为 0.58/0.59 元（前值 0.53/0.56 元） ，新增 26 年 EPS 为 0.61 元， 对应 4 月 29 日收盘价 PE 分别为 10.7/10.5/10.2 倍。参考公司历史估值水平， 给予公司 2024 年 12.0 倍 PE，目标价 6.96 元/股，维持“谨慎推荐”评级。 风险提示： 1） 用电需求波动； 2）燃料价格上涨提高运营成本； 3）电力市场竞争降低上网电价； 4）供应结构调整压制机组出力。

事件概述： 4月 29日，公司发布 2023年度报告，报告期内实现营业收入781.12亿元，同比增长 13.43%（经重述）； 归母净利润 272.39亿元，同比增长 14.81%（经重述）；扣非归母净利润 275.08亿元，同比增长 28.59%（经重述） ；公司拟向全体股东每股派发现金股利 0.82元，合计派发现金红利 200.64亿元，现金分红比例约 73.66%。公司发布 2024年一季报，报告期内实现营业收入 156.41亿元，同比增长 1.58%（经重述）；归母净利润 39.67亿元，同比增长 9.80%（经重述）；扣非归母净利润 39.79亿元，同比增长 11.45%（经重述） 。 1Q24电量总体承压： 1Q24三峡水库来水总量约 497.67亿立方米，较上年同期偏枯 4.14%， 但三、葛 2座电站单季度完成电量 174.45亿千瓦时，同比增发 21.92亿千瓦时，增幅 14.4%； 同期上游乌东德水库来水总量约 148.49亿立方米，较上年同期偏枯 7.7%， 金下区域乌、白、溪、向 4座电站单季完成电量 353.01亿千瓦时，同比减发 50.44亿千瓦时，降幅 12.5%； Q1公司 6座电站合计完成电量 527.47亿千瓦时，同比下降 5.1%，与单季度营收增速背离，或因电价结算等因素影响。 因云南、四川电力供需紧张， 区域市场化水电电价上行叠加高电价的乌、白注入，2023年公司境内水电综合平均上网电价同比增长 1.16分/千瓦时至 0.2813元/千瓦时（含税） ，考虑当前西南电力供应形势，公司留存当地电价有望维持高位。 4月三峡来水呈现修复态势， 截至 2024年 4月 29日，三峡水位 158.43米， 单月日均入库流量 8848立方米/秒，同比增长 31.2%； 日均出库流量 9779立方米/秒，同比增长 41.5%。 债务优化降费，投资收益增厚业绩： 因收购乌、白电站， 截至 2023年底，公司有息负债（短期借款+长期借款+一年内到期的非流动负债）合计约 2887亿元，资产负债率同升至 62.9%； 2023年公司经营性现金流量净额 647.19亿元，投资性现金净流出 128.06亿元， 除去年度分红后大部分用于偿还贷款以及置换存量高息债务。公司债务结构优化，财务费用支出有望改善， 1Q24公司财务费用同比下降 2.96亿元； 此外多数参股公司业绩提升，公司单季度投资收益同比增加 3.22亿元至 9.00亿元，增幅 55.7%。 投资建议： 4月三峡来水呈现修复态势， 短期季度波动不改全年改善预期。 公司年报提出 2024年 3074亿度(6座电站设计发电量之和)的目标电量指引，根据电量、电价、股本变化调整对公司盈利预测，预计 24/25年 EPS 分别为1.44/1.47元（前值 1.44/1.46元） ， 新增 26年 EPS 为 1.51元， 对应 4月 29日收盘价 PE 分别为 17.7/17.3/16.9倍。参考公司历史估值，给予公司 24年 20.0倍 PE 估值，目标价 28.80元/股，维持“推荐”评级。 风险提示： 1）流域来水偏枯； 2）需求下滑压制电量消纳； 3）市场交易电价波动； 4）财税等政策调整。

事件：4月26日，公司发布2023年年报，2023年实现营业收入31.78亿元，同比下降5.14%；归母净利润6.03亿元，同比下降17.13%；扣非归母净利润6.02亿元，同比下降11.74%；每10股派发现金红利3元（含税）。公司发布2024年一季报，实现营业收入7.86亿元，同比下降9.08%；归母净利润1.81亿元，同比增长10.69%；扣非归母净利润1.81亿元，同比增长11.41%。 多项目提价，固废业务展现“压舱石”作用：2023年，公司实现生活垃圾项目运营收入22.18亿元，同比增长5.31%；在手垃圾焚烧发电产能合计22920吨/日，已投运产能21220吨/日，另有700吨/日、1000吨/日产能分别处于试运营、在建阶段。2023年，公司实现累计发电量29.22亿度，累计垃圾入库量923.69万吨，分别同比增长3.68%、3.83%；供热104.00万吨，同比增长4.15%。 2023年，公司已建成投运餐厨处理产能2650吨/日，另有160吨/日、510吨/日产能分别处于试运营、在建阶段；完成餐厨垃圾处理73.83万吨，同比增长19.16%。2023年，公司在手六家项目公司垃圾处理费成功调价，上调幅度在4~55元/吨不等。公司固废处理业务稳步推进，持续贡献现金流，发挥“压舱石”作用。2024年一季度，公司实现累计发电量7.24亿度，累计垃圾入库量231.29万吨，分别同比增长4.31%、3.02%；供热35.06万吨，同比增长7.38%。 锂电回收有所承压，再生橡胶值得关注：2023年，立鑫新材料公司钴镍锂自产及代加工产量共计1779.38金吨。受金属价格下行影响，德清立鑫计提存货跌价准备0.80亿元，计提商誉减值准备0.15亿元，对公司整体盈利能力产生影响。再生橡胶项目南通回力一期3万吨丁基再生橡胶生产线已正式运营，二期含丁基再生橡胶0.5万吨、轮胎再生橡胶4万吨、硫化橡胶粉1.5万吨生产线已进入试运营。公司拓展再生橡胶业务范围，开展各国废旧轮胎量、胶粉和再生胶企业情况的排摸和寻源。南通回力正恢复与多家品牌客户的往来，主厂房搬迁后的影响仍在消除中，随着客户逐步回流，预计再生橡胶业务有望好转。 投资建议：公司固废主业运营能力增强，多项目处理费上调，持续发挥“压舱石”作用；资源再生业务短期承压，再生橡胶值得关注。结合公司经营情况，维持对公司的盈利预测，预计24/25年EPS分别为1.67/1.91元/股，新增26年EPS为2.12元/股，对应4月26日收盘价PE分别为8/7/7倍。维持24年10倍PE，目标价16.70元/股，维持“谨慎推荐”评级。 风险提示：行业政策风险；大宗商品价格波动；行业竞争加剧；项目投产不及预期。

事件：4月26日，公司发布2024年一季度报告，报告期内实现营业收入309.52亿元，同比下降3.21%；归母净利润18.62亿元，同比增长64.21%；扣非归母净利润16.21亿元，同比增长66.90%。 量平价降，营收承压：1Q24公司完成发电量561.64亿千瓦时，同比下降0.2%，其中火电发电量551.52亿千瓦时，同比下降0.5%；公司电量下滑料因重要的湖北区域因水电挤压，火电出力下降，单季度同比减发20.9亿千瓦时，电量降幅24.1%。此外，对公司利润贡献较大的山东莱州电厂单季度同比减发12.70亿千瓦时，降幅27.0%，因此尽管有新机组投产，但核心的山东区域单季度完成发电量202.00亿千瓦时，同比基本持平；年初以来山东区域现货电价疲弱以及湖南区域燃煤电价政策性波动，多重因素影响公司平均上网电价，Q1公司综合平均上网电价同比下降2.16分/千瓦时至0.5093元/千瓦时，降幅4.1%。 Q1公司水电发电量10.11亿千瓦时，同比增长24.8%；整体而言，单季度公司电量基本平稳，但电价的同比下降影响营收表现。 煤价下行，业绩修复趋势不改：2024Q1秦皇岛港Q5500动力末煤平仓价均值约902元/吨，同比下降20.1%；受益于燃料成本改善，Q1公司整体毛利率同比提高4.16个百分点至8.40%，销售净利率上修至7.31%。3月中旬以来港口煤价迎来快速下行，4月均价（4月1日-4月25日）约814元/吨，若假设5月份单价环比持平4月均值，若以3、4、5三个月煤价口径衡量Q2燃料成本，我们测算秦皇岛港Q5500动力末煤平仓价均值约833元/吨，同比下降191元/吨，降幅18.6%，港口电煤价格下降明显叠加长协覆盖率的提升，我们判断公司煤电业绩修复趋势不改。 参股煤矿复产，投资收益有望企稳：公司投资收益主要来自参股煤矿企业与华电新能，2023年业绩交流会上，公司表示上海庙区域4座煤矿已经复工，按照年内生产安排，对其投资收益预计逐步改善；考虑Q1全国风光利用小时同比均降以及新能源电价的波动或在一定程度上抵消新能源新增装机带来的增量，Q1公司实现投资净收益11.48亿元，同比减少0.35亿元，但降幅收窄。 投资建议：考虑近期煤价走势，展望24年公司火电板块业绩有望持续改善，参股煤矿风险已经充分释放，投资收益有望趋稳。维持对公司盈利预测，扣除永续债利息后，预计24/25/26年EPS分别为0.49/0.61/0.68元，对应04月26日A股收盘价PE分别为14.0/11.1/10.1倍，H股收盘价PE分别为7.9/6.4/5.7倍。参考公司历史估值水平，给予公司2024年A/H股15.0/10倍PE，目标价7.35元（人民币）/5.33元（港币），维持“谨慎推荐”评级。 风险提示：1）燃料价格上涨提高运营成本；2）电力市场竞争降低上网电价；3）供应结构调整压制机组出力。

事件：4月26日，公司发布2023年度报告，报告期内实现营业收入234.61亿元，同比下降0.51%（经重述）；归母净利润76.38亿元，同比增长5.58%（经重述）；扣非归母净利润71.20亿元，同比增长8.35%（经重述）；公司拟向全体股东每股派发现金股利0.18元，合计派发现金红利32.40亿元，现金分红比例约42.42%。公司发布2024年一季报，报告期内实现营业收入44.20亿元，同比增长3.58%（经重述）；归母净利润10.65亿元，同比增长17.25%（经重述）；扣非归母净利润10.68亿元，同比增长43.24%（经重述）。 云南省内短期承压，四川水电贡献明显：电量端，1Q24澜沧江流域来水同比持平，小湾、糯扎渡两大水库因承担电网系统调节任务，梯级蓄能未完全释放（同比多44亿千瓦时）叠加托巴水电站蓄水影响，单季度公司澜沧江流域10座电站完成电量114.11亿千瓦时，同比下降15.7%；其中澜上5座电站合计完成电量21.78亿千瓦时，同比下降13.8%；单季度四川水电旗下太平驿电站完成电量2.76亿千瓦时，同比增长15.5%；公司25万千瓦以下中小水电合计完成电量17.27亿千瓦时，同比增长2.6%（四川区域装机237.10万千瓦，云南区域装机14.88万千瓦）。电价端，当前云南冬春连旱延续，云南省内电力供需仍偏紧，2024年1-2月省内市场化交易平均电价同比上涨1.43分/千瓦时至0.3152元/千瓦时，增幅4.8%，但考虑电价相对较高的澜上电站电量下滑，公司在省内原有电站综合平均电价上涨有限。财务端，1Q24公司综合毛利率同比提升1.7pct至51.7%，我们测算1Q23四川水电综合毛利率为52.2%，综合毛利率提升或主要由四川水电贡献。 债务优化，降本显著：公司部分电站发电机组、配电设备及水工机械折旧年限到期，折旧费用增幅放缓；此外，公司通过低利率资金提前置换存量债务等方式持续优化债务融资结构，2023年融资成本同比下降60个BP，全年公司利息费用同比下降4.86亿元，降幅14.9%；1Q24利息费用延续降势，单季度同比下降0.45亿元，降幅6.1%，公司充沛的现金流将持续减少有息负债规模，利息费用有望逐渐回落，提高利润水平。 投资建议：公司电价的上行部分抵消电量下滑带来的业绩压力，Q1四川水电边际贡献明显，云南省内两大水库未来释放蓄能将逐步兑现增发电量；财务优化带来持续的内生增长。根据电量、电价的变化以及新并入资产，调整对公司的盈利预测，扣除永续债利息后，预计24/25年EPS分别为0.50/0.53元（扣除永续债利息后，追溯前值0.48/0.51元），新增26年EPS为0.56元，对应4月26日收盘价PE分别为19.3/18.2/17.2倍。考虑公司业绩稳定上行，给予公司24年20.0倍PE估值，目标价10.00元/股，维持“谨慎推荐”评级。 风险提示：1）流域来水偏枯；2）需求下滑压制电量消纳；3）市场交易电价波动；4）财税等政策调整。

事件概述：4月26日，公司发布2023年度报告，报告期内实现营业收入749.57亿元，同比增长5.15%（经重述）；归母净利润106.24亿元，同比增长17.91%（经重述）；扣非归母净利润103.96亿元，同比增长15.06%（经重述）；公司拟向全体股东每股派发现金股利0.195元，合计派发现金红利36.82亿元，现金分红比例约35.20%。公司发布2024年一季报，报告期内实现营业收入179.88亿元，同比增长0.53%（经重述）；归母净利润30.59亿元，同比增长1.18%（经重述）；扣非归母净利润30.44亿元，同比增长0.85%（经重述）。 季度检修电量波动，全年预期无忧：2023年公司核电计划发电量1835亿千瓦时，实际完成发电量1864.77亿千瓦时，同比增长0.67%，发电量较年度计划值高出1.6%；2024年公司核电计划发电量1851亿千瓦时，若按照23年实际-计划偏差值测算，则24年公司核电发电量有望达1881亿千瓦时，同比增长0.87%。因机组大修同比增加（秦山、福清核电单季度发电量同比分别下降6.3%、10.8%），1Q24公司核电完成电量436.74亿千瓦时，同比下降3.1%，但从过往经验来看，机组检修仅短期扰动电量叠加漳州1号预计下半年投产，无需担忧全年电量计划兑现。 财务费用延续降势，管理费用与其他收益波动：2023年公司通过低利率资金提前置换存量债务等方式持续优化债务融资结构，1Q24财务费用同比减少1.89亿；同时因研发进度变动，单季度研发费用同比减少1.75亿元，但因项目开工等因素，同期管理费用同比增加1.16亿元。Q1公司期间费用同比减少2.65亿元，但同期其他收益同比减少1.37亿元亿元，费用、收益增减之间，公司营业利润率提升0.5个百分点至37.6%，整体保持稳定。 汇能已然“举重若轻”，REITs方案盘活存量资产：2023年新能源运营平台中核汇能实现营收99.35亿元，同比增长51.6%，占公司总营收的比例同比提升4.1pct至13.3%；实现净利润29.41亿元，同比增长51.6%，占公司净利润的比例同比提升4.3pct至15.2%。截至1Q24末，公司风电、光伏装机分别为733.26、1400.80万千瓦，同比分别增长72.3%、59.1%；其中，Q1单季度分别完成新增装机138.11、144.36万千瓦。在装机规模快速扩张的拉动下，Q1公司风电、光伏分别完成发电量37.14、37.02亿千瓦时，同比分别增长63.3%、58.1%。4月26日，公司公告拟以1.12GW新能源作为底层资产发行并表类REITs，募集不超过75亿元开发资金。募集资金拟用于偿还底层资产的外部负债、并购其他新能源项目，将有效降低公司的资产负债率，盘活存量资产，增强资产流动性。 投资建议：季度核电电量波动不影响全年电量计划，同时通过新增机组与降费提效，核电业绩稳步增长；充足在建工程以及REITs方案募资，风光投产节奏有望加快。根据电量、电价以及成本结构变化调整对公司盈利预测，预计24/25年EPS分别为0.59/0.64元（前值0.57/0.61元），新增26年EPS为0.70元。 对应4月26日收盘价PE分别为15.8/14.6/13.3倍。参考公司历史估值水平，给予公司2024年18.0倍PE，目标价10.62元/股，维持“推荐”评级。 风险提示：1）核安全事故；2）政策变化；3）电价调整；4）汇兑损失。

事件概述： 4月 25日，公司发布 2023年年报， 实现营业收入 105.80亿元，同比增长 20.58%；归母净利润 5.05亿元，同比下降 27.13%；扣非归母净利润 4.42亿元，同比下降 32.64%。 每 10股派发现金红利人民币 1.00元（含税）。 公司发布 2024年一季度报告，实现营业收入 31.25亿元，同比增长80.10%，归母净利润 1.94亿元，同比下降 5.95%；扣非归母净利润 1.66亿元，同比下降 9.53%。 项目备料增长叠加产能待释放，业绩有所承压： 公司固废危废金属资源化的市场布局和一体化全产业链布局已基本完成， 项目核准危废处理牌照合计 78.54万吨/年。 2023年，危废资源化板块实现营收 64.68亿元，同比增长 59.50%； 毛利率 8.29%，同比减少 5.73pct。主要由于江西鑫科陆续投产， 2023年贡献收入 27.45亿元，但各产线尚处于产能爬坡阶段， 且进行多次工艺升级改造，导致产能负荷较低；另外重庆耀辉、 金昌高能等受收料区域、物料结构、投产节奏等影响，产能利用率不足，盈利能力不及预期。 2024年 4月，江西鑫科已实现全面投产，金昌高能二期正式点火投产， 进一步深化公司在固废、 危废资源化利用领域前后端一体化全产业链布局。随着重点项目产能逐步释放，公司业绩或将迎来拐点，现金流有望改善。 环保运营稳步推进， 有望持续贡献现金流： 2023年， 公司在手运营 13个垃圾焚烧发电项目，合计产能 11000吨/日； 7个危废无害化项目，合计危废处置牌照量 16.18万吨/年； 医废处置牌照量 22吨/日。 2023年，公司完成生活垃圾处理量 454.54万吨，发电量 15.03亿度。 2023年，环保运营服务实现营业收入16.28亿元，同比增长 11.71%，毛利率 46.57%，同比增长 4.95pct。 主要由于公司新增投运伊宁项目，并拓展外供蒸汽项目，在技术改造和内部优化的加持下，运营能力有所提升，有望为公司整体业绩改善持续贡献现金流。 投资建议： 受项目备料增长叠加产能利用较低影响， 公司业绩及现金流有所承压，待项目进入全面稳态化运营，将有望缓解； 环保运营稳步推进，盈利能力持续提升，有望为公司整体业务发展提供安全垫。 结合公司经营情况， 调整对公司的盈利预测，预计 24/25年 EPS 分别为 0.57/0.73元/股（前值 0.76/0.94元/股） ， 新增 26年 EPS 为 0.83元， 对应 4月 25日收盘价 PE 分别为 11/9/8倍，考虑公司新增产能释放， 维持公司 24年 14倍 PE，目标价 7.98元/股，维持“谨慎推荐”评级。 风险提示： 行业政策风险；行业竞争加剧；原材料及产品价格波动。

事件概述：4月25日，公司发布2024年一季度报告，报告期内实现营业收入98.77亿元，同比增长0.10%（经重述）；归母净利润23.93亿元，同比增长2.47%（经重述）；扣非归母净利润23.97亿元，同比增长4.43%（经重述）。 风电营收下降，装机增长下成本扩张，短期业绩承压：截至1Q24末，公司风电装机2778.06万千瓦，同比增长6.1%，单季度新增2.63万千瓦；但因风速同比下降，Q1公司风电平均利用小时640小时，比上年同期减少14小时，降幅2.1%；单季度风电完成发电量170.31亿千瓦时，同比增长1.4%，电量增速低于装机增速4.7个百分点。料因市场化比例提高，公司风电综合电价或同比下降，Q1公司风电板块营收（不含特许权服务）同比下降4.7%至73.76亿元，同时考虑装机增长下的折旧增长，风电板块业绩短暂承压。 火电增收降本，业绩延续修复：江苏地区用电需求增加，火电负荷提高，Q1公司火电完成发电量达到25.81亿千瓦时，同比增长11.3%；火电板块实现营收19.76亿元，同比增长3.3%。成本端，2024Q1秦皇岛港Q5500动力末煤平仓价均值约902元/吨，同比下降20.1%，港口电煤价格下降明显，公司火电业绩有望大幅修复。 光伏延续增势：截至1Q24末，公司其他可再生能源（主要为光伏）发电装机达到650.02万千瓦，同比增长113.8%，单季度新增53.59万千瓦；同期公司其他可再生能源业务（主要为光伏）完成发电量16.13亿千瓦时，同比增长233.3%；单季度其他可再生能源业务（主要为光伏）实现营收5.24亿元，同比增长146.5%，光伏装机与营收延续增势。 投资建议：Q1公司风电短期压力抵消火电业绩修复，单季度投资收益同比增加1.38亿元进而增厚业绩，增减之间单季度业绩基本符合预期。维持对公司的盈利预测，预计24/25/26年EPS分别为0.95/0.99/1.02元，对应4月25日收盘价PE分别为18.9/18.2/17.7倍，参考行业可比公司估值水平，给予公司24年20.0倍PE估值，目标价20.95元/股，维持“谨慎推荐”评级。 风险提示：1）自然条件变化；2）电量消纳不足；3）补贴发放延迟。