事件：2023年 6月 2日，新天然气和亚美能源发布联合公告，宣布法院会议续会及股东特别大会续会投票表决新天然气要约收购亚美能源分别以 93.12%和 97.68%的赞成票高票通过。亚美能源的预计最后交易日期为 2023年 6月 5日，且亚美能源预计将于 7月 12日撤销上市地位。 56.95%的亚美能源持股是新天然气主要的利润来源。2022年，公司实现归母净利润 9.23亿元，归母净利率达 27.03%，其中，来源于亚美能源的利润为8.65亿元，占公司归母净利润的比重为 93.64%。亚美能源作为公司利润构成的主要主体，2018年以来其销售净利率持续保持在 40%以上，具有较高的盈利能力。 收购亚美能源后，公司利润有望实现大幅增厚。据公司 2022年报显示，亚美能源归属于少数股东的损益为 6.53亿元，要约收购亚美能源完成后，新天然气的归母净利润有望增厚 70.75%，据 6月 2日市值计算，公司 PE 仅为 7倍，相比之下，煤层气生产企业蓝焰控股 PE 为 14倍，城燃公司深圳燃气 PE 为 16倍，从而新天然气的 PE 估值水平远低于同类企业。 低溢价、高回报，新增亚美能源的部分股权 ROE 达 26.66%。公司要约收购亚美能源的价格为 1.85港元/股，相比于 6月 2日亚美能源的股价溢价率为3.35%；交易总价约 27.04亿港元，折合人民币 24.49亿元（折算汇率为 1港元=0.90584人民币），以此计算收购部分的资产 ROE 为 26.66%，高于公司 2022年末的 ROE 17.75%。 亚美能源煤层气产量处于成长期，有望助力公司业绩持续释放。2022年，潘庄区块总产量为 11.83亿立方米，超过该区块设计产能 10亿立方米/年，进入达产阶段；马必区块总产量 2.84亿立方米，同比 2021年增长 130.76%，该区块设计产能同为 10亿立方米/年，目前正处于快速上产阶段，未来产量成长空间较大。从成本上来看，2022年，潘庄的单位经营成本（不包括管道运输费用）为 0.22元/立方米，经营成本较为稳定且处于较低水平；马必单位经营成本为0.34元/立方米，同比下降 55.84%，随着马必产量的快速提升，马必区块低成本效应也逐渐显现。 投资建议：亚美能源有望助力公司 2023年业绩实现大幅增长，且马必区块产量处于快速上升阶段，成长性较高。我们预计，2023-2025年归母净利润分别为 16.45/17.73/19.55亿元，EPS 分别为 3.88/4.18/4.61元/股，对应 2023年6月 2日的 PE 分别为 7倍、6倍、6倍，维持“推荐”评级。 风险提示：天然气价格下降风险；气井开采不达预期的风险；后备资源接续不足的风险。

公司业绩阶段性承压，逆转态势初显。22年公司实现营收 31.96亿元，同比-15.16%，实现归母净利润 2.09亿元，同比-36.06%，实现扣非归母净利润1.81亿元，同比-42.94%。分季度看，22年 Q4公司实现营收 6.88亿元，同比-24.46%，环比-30.67%，实现归母净利-0.89亿元，同比-1418.75%，环比-145.16%。23年 Q1公司实现营收 8.18亿元，同比+42.72%，环比+18.88%； 归母净利润 0.24亿元，同比+140.52%，环比+127.19%，初步显露逆转态势。 聚焦光伏发电业务，并网量稳步提升。22年公司光伏电站开发运营转让业务实现收入 27.33亿元，同比-4.73%，占比为 85.49%；光伏电站 EPC 业务实现收入 1.95亿元，同比-52.64%，占比为 13.18%。盈利能力方面，公司 22年毛利率/净利率为 48.28%/7.06%，同比+6.65/-3.18Pcts，净利率的下滑主要是由于于新增装机量均为平价项目，整体电价呈下降趋势；23年 Q1毛利率40.10%，同比下降 0.17Pcts，净利率为 3.26%，同比提升 12.99Pcts。22年全年公司运营集中式与分布式电站装机容量分别为 2508.73/1087.78MW，同比+23.90%/+31.22% ， 发 电 量 分 别 为 29.86/8.76亿 千 瓦 时 ， 同 比+11.10%/12.71%。 光伏发电三足并行，辐射相关优势领域。公司专注于光伏电站开发运营转让和光伏电站 EPC 业务。光伏发电业务：公司持续发力集中式光伏，巩固工商业分布式光伏领域的龙头优势，并正式启动户用分布式光伏孵化快速抢占市场，三足并行。2022年在三个领域分别实现新增装机 391/184/75MW；项目开发方面，合计获取集中式光伏项目开发指标 3390MW，完成工商业分布式签约量452MW、户用分布式签约量 435MW。综合能源服务：逐步剥离低盈利代维项目；在全国多点布局开展储能业务，获取网侧储能备案项目 7个，容量合计3860MWh；获取用户侧储能备案项目 2个，容量合计 23MWh；实现售电业务独立经营，全年售电签约电量 129.8亿千瓦时，签约客户 3877户。其他业务： 公司设有专门的光伏+氢解决方案事业部，目前已与全球在制氢方面技术领先的客户达成全方位合作，提供可再生能源制氢的定制化解决方案；公司运用大数据挖掘分析技术，实现工业企业能耗数据的监测采集，帮助企业精确掌握碳排放量。 投资建议：我们预计公司 2023-2025年营业收入为 46.30/56.17/69.64亿元，归母净利为 4.78/6.24/9.92亿元，对应现价 PE 为 35X/27X/17X。公司为光伏发电环节领军企业，集中式与分布式齐头并进，有望受益于光伏行业的高增速，首次覆盖，给予“推荐”评级。 风险提示：上游原材料波动的风险、项目建设进度不及预期、行业竞争加剧风险等。

事件概述：5月15日，国家发改委印发《关于白鹤滩～江苏、白鹤滩～浙江特高压直流工程和白鹤滩水电站配套送出工程临时输电价格的通知》（发改价格〔2023〕404号）。 白鹤滩外送输配电价正式确认：根据文件公示，白鹤滩～江苏、白鹤滩～浙江±800千伏特高压直流工程临时输电价格分别为8.36、8.14分/千瓦时（含税，含输电环节线损，线损率6%），已投产白鹤滩水电站配套送出工程临时输电价格为0.85分/千瓦时（含税，不计线损）。5月8日公司业绩发布会已经明确白鹤滩外送江苏、浙江的特高压输配电价及发电侧上网电价，但当时并未明确省内过网费（即配套送出工程输电价）以及是否追溯调整。《通知》明确四川省内过网费为0.85分/千瓦时，与我们之前在公司深度报告《4+2+N=？》中假设的1.5分/千瓦时相比，下降0.65分/千瓦时。考虑到每年白鹤滩外送江、浙计划电量均超240亿度，合计近500亿度电可增加营收约2.9亿营收、考虑到所得税三免三减半政策，可增加净利约2.5-2.9亿元。 发改委明确特高压输电价格自并网起结算：目前白鹤滩上网电价仍按临时电价结算，与外送江、浙上网电价之间有约8分/千瓦时的价差。404号文明确“白鹤滩水电站工程并网发电至本通知执行之日期间输送电量，白鹤滩～江苏、白鹤滩～浙江±800千伏特高压直流工程输电价格按上述核定价格执行，四川省内输电价格按我委协调明确的过渡期（2021年）水平执行”。预计四川省内电量及市场化结算给云南电量部分或不追溯调整；送浙特高压是在2022年底投运，输送电量较少；关键在于2022年5月投运的送苏特高压。根据《江苏广电》新闻报道，截至2023年1月17日，白鹤滩累计送江苏电量103.4亿千瓦时；考虑到白鹤滩1Q23发电量136亿千瓦时，假设截至404号文正式开始执行的5月1日,白鹤滩累计送苏电量为150亿千瓦时，则测算追溯电费理论上可增加约10.6亿元营收、约9.3-10.6亿元净利润。 投资建议：白鹤滩外送输配电价正式核准，中间环节降价带来上网电价提升，有望进一步增厚业绩。根据电价变化调整对公司盈利预测，预计23/24/25年EPS分别为1.46/1.47/1.48元（前值1.45/1.46/1.48元），对应5月15日收盘价PE分别为15.8/15.7/15.5倍。参考公司历史估值及新业务发展潜力，给予公司23年20.0倍PE估值，目标价29.20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。

豪门旗舰，常规能源整合平台：公司是我国“五大”发电华电集团旗下核心上市公司与常规电源整合平台。截至2022 年末，公司控股装机容量约5475 万千瓦，其中煤电、气电、水电分别为4370、859、246 万千瓦，煤电占比达八成。 自建与集团资产注入是公司扩张的重要路径，自2014 年起，华电集团将湖北、湖南区域合计1001 万千瓦的火电资产逐步注入公司，目前仍有超60GW 已投运常规电源资产尚未证券化。 新型电力系统下火电价值重估，破除煤电“跷跷板”魔咒：在2021 年新能源资产剥离前，煤电及气电在公司总装机中的占比约88%，发电量、上网电量占比约93%，因此煤价主导的燃料成本变化，造成公司业绩大幅波动。但公司始终坚持高额分红，自2012 年起分红率始终保持在30%以上，2019 -2021 年，公司连续三年股息率超过4.0%。2022 年公司以分红公告日3 月29 日收盘价测算，股息率达3.5%。“电荒”下，煤电仍是我国电力生产的“压舱石”，电力的紧缺在市场化交易制度下的电价变化中也得到体现，公司电价如期上浮，我们测算公司平均上网电价自4Q21 起，单季度逐季增长，1Q23 达到0.5309 元/千瓦时。长时间维度下，新能源尤其是光伏装机的快速增长，调峰服务需求快速提升，结合部分地区火电容量电价的试点探索，火电的角色定位将由基核电源加速向调峰电源转变，但当前调峰收益率仍较低，需要政策调整以理顺调峰价格机制，煤电参与辅助服务市场的长期收益率应参考抽蓄合理收益率。 坐享华电新能高速发展成果：截至1Q22，华电新能风光装机合计2724 万千瓦，一举超越龙源电力成为国内最大的风光运营商，公司现直接持有华电新能31.03%的股权。华电集团提出“十四五”期间力争新增新能源装机7500 万千瓦，2022-2025 年华电新能或将新增近70GW 装机。若华电集团拿下核电牌照，按照目前华电新能在集团内部的定位，有望成为集团的核电运营平台，打造核风光并举发展模式，公司将分享华电新能高速发展成果。 投资建议：公司作为华电集团旗下常规电源整合平台，集团仍有超60GW 资产待装入上市平台。作为煤电装机占比八成的“大火电”，煤价波动对于公司业绩的影响短期内难以避免，但即使业绩承压依然坚持高比例分红，铸就了公司投资价值的安全边际下限。而在新型电力系统下，煤电作为国内快速提升的新能源装机最佳的调峰选择，有望通过辅助服务、现货交易、容量电价等方式实现价值重估，将提高公司投资价值的上限。此外，通过参股华电新能分享其发展成果，高额投资收益将形成公司利润的安全垫。预计公司23/24/25 年EPS 分别为0.52/0.57/0.60 元，对应2023 年5 月05 日收盘价PE 分别12.2/11.3/10.7 倍。 给予公司A/H 股14.0/7.0 倍PE，目标价7.28 元/4.17 港元，首次覆盖，给予“谨慎推荐”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）风光消纳压制机组出力；5）华电集团核电牌照获取不及预期。

坚守有道，铸就污泥处理设备龙头：公司拥有核心低温真空脱水干化一体化技术，该技术不仅应用于市政污泥领域，而且能够实现石油化工、煤炭、食品、制药、有色、轻工等行业固废或特种物料的固液分离。相较于传统脱水+干化“两段式”，低温真空脱水干化一体化技术可将污泥含水率从源头一步降至40%以下，搭配公司自研的高温水源热泵能够有效降低能耗及单位运行成本30%左右，药剂投加量由35~50%下降至2~5%，大幅降低运营成本，实现高效、节能、低碳的目标。2021-2022 年，公司承接老港暂存污泥处理服务项目，解决多项行业难题，实现污泥处理总量约124 万吨。作为标志性示范项目，老港暂存污泥处理项目的顺利完工有望助力公司运营业务实现异地复制。 不止于“污泥处理”，切入煤化工、锂电等工业场景：依托核心装备耐高温、耐腐蚀、耐高压的性能特点，公司积极推进工业领域固液分离应用的突破。2022年，公司已完成和辉光电二期污泥干化项目，承接“煤化工”领域渭化集团彬州、重化工、洁能公司及浙石化等多个气化细渣脱水干化项目，大幅度降低电耗，实现煤化工绿色环保生产。在“锂电”领域，公司承接的三元正极材料脱水干化示范项目顺利实施，经脱水干化后的物料含水率小于1%，相比传统工艺，具有流程短、温度低、封闭负压等综合技术优势，已签订多个量产订单，奠定“锂电”领域业务根基。 “氢装上阵”，注资优质固态储氢平台：根据3 月31 日公告，公司及高管团队向铂陆氢能投资1700 万元，持股24%。铂陆氢能具备金属储氢和有机溶液储氢专利20 项，2018 年即已研制出国内最大TiFe 系储氢装置，2022 年参与冬奥会储备电源项目。钛系储氢技术相对成熟，具备体积膨胀率低、快速吸附和解吸氢、放氢温度低、成本适中等优点，整体上安全性、可靠性和经济性兼备。储氢可与公司现有污泥处理、废气净化、高温水源热泵等技术深度耦合。 投资建议：作为污泥处理设备龙头，公司解决老港暂存污泥难题，项目经验有望复制；自主研发的脱水干化一体化设备具备广阔的应用前景，已实现煤化工、锂电等示范项目，工业领域应用值得期待；注资固态储氢平台铂陆氢能，技术储备丰富，有望与公司现有业务深度耦合并实现商业化推广。预计公司23/24/25年EPS 分别为1.31/1.65/1.99 元/股，对应2023 年5 月5 日收盘价PE 分别为19.3/15.3/12.8 倍。考虑公司核心产品在工业领域实现量产应用，并积极布局储氢领域，给予公司2023 年22.0 倍PE，目标价28.82 元/股，首次覆盖，给予“谨慎推荐”评级。 风险提示：行业政策风险；地方财政压力；原材料价格波动；项目拓展不及预期。

事件概述：4月 25日，公司发布 2023年一季报，报告期内实现营业收入98.60亿元，同比下降 5.40%（经重述）；归属于上市公司股东的净利润 23.35亿元，同比增长 3.59%（经重述）；归属于上市公司股东的扣非净利润 22.94亿元，同比增长 1.97%（经重述）。 来风改善，风电电量上行：1Q23公司风电完成发电量 168.00亿千瓦时，同比增长 11.0%。考虑到公司风电装机仅同比增长 2.1%，电量提升应主要得益于风况资源改善，Q1全国风电设备累计平均利用小时 615小时，比上年同期增加 61小时，增幅 10.9%。电量上行助力公司风电板块营收（不含特许权服务）同比增长 9.5%至 77.40亿元。 火电电量回落，火电压力缓解：Q1公司火电完成发电量达到 23.19亿千瓦时，同比下降 15.8%，火电电量回落叠加煤炭销量下降，Q1公司火电板块实现营收 19.14亿元，同比下降 39.4%，但考虑到燃料成本亦随电量的回落而下降，公司火电板块压力有望缓解。 光伏业绩仍待释放：截至 1Q23末，公司其他可再生能源（主要为光伏）发电装机达到 304.1万千瓦，同比增长 161.3%，而同期公司其他可再生能源业务（主要为光伏）完成发电量 4.84亿千瓦时，同比增长 51.3%。Q1全国光伏设备累计平均利用小时 303小时，比上年同期增加 3小时，增幅 1.1% ，公司电量增速不及装机增速或因机组投产节奏原因。Q1其他可再生能源业务（主要为光伏）实现营收 2.06亿元，同比增长 14.4%，板块业绩仍待释放。 投资建议：来风改善，公司风电板块业绩向好；火电板块压力或因电量回落而缓解；光伏潜力仍待释放。长期来看公司作为行业内龙头企业，项目资源储备丰富，足够支撑公司高速成长。考虑电量、电价情况，维持对公司的盈利预测，预计 23/24/25年 EPS 分别为 1.12/1.17/1.20元，对应 4月 25日收盘价 PE 分别为 15.4/14.8/14.4倍，参考行业可比公司估值水平，给予公司 23年 18倍 PE估值，目标价 20.16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。

事件概述：4月24日，公司发布2022年年报及2023年一季报，2022年实现营业收入87.74亿元，同比增长12.11%；归母净利润6.92亿元，同比下降4.65%；扣非归母净利润6.57亿元，同比下降4.63%；每股派息0.05元。2023年一季度，公司实现营业收入17.35亿元，同比增长10.80%；归母净利润2.06亿元，同比增长21.12%；扣非归母净利润1.83亿元，同比增长7.93%。 夯实技术根基，全面复苏在即：2022年，公司实现运营收入55.12亿元，占总收入比重为62.8%，业务结构保持稳定；固废危废资源化板块实现收入40.55亿元，同比增长16.05%，毛利率14.02%，同比增长0.37个pct；经营活动产生的现金流量净额为-4.46亿元，同比下降173.47%，主要系公司为保障江西鑫科投产后顺利运营，第四季度支付10.97亿的原材料采购款。2022年，公司推动项目提标改造，富氧侧吹熔炼系统已在多个存量和新建项目中实现应用。其中，高能鹏富、靖远高能一期在经过富氧熔炼系统改造后，产线处理能力得到大幅提升，同时燃料使用比例有所下降，实现降本增效。2023年，随着上游企业恢复投产，原材料供应量将持续提升，在技术优势的加持下，公司业绩有望得到明显改善。 新增产能持续释放，加大非金属领域布局：公司在加大前端危废处置产能布局的同时，产业链已延伸至后端深加工领域，有望实现内部协同，提升盈利能力。 2022年，重庆耀辉（10万吨/年）和金昌高能（10万吨/年）已取得危废经营许可证。目前江西鑫科电解铜生产线已投入运营，新增10万吨/年阴极铜生产能力，随着后续江西鑫科产能全线投运，公司在运危废资源化产能将达到100万吨/日以上，相较于2021年底的51.64万吨/日，将实现翻倍。同时，公司持续布局非金属资源化领域，2020年10月控股孙公司高能循环投资5355万元持有高能利嘉51%股权，进一步向医疗可回收物资源综合利用产业延伸；在废轮胎资源化领域，杭州新材料投资新建唐山和重庆两个基地，新增废轮胎处理能力13.50万吨/年。 投资建议：2022年公司业绩短期有所承压，随着上游企业恢复投产，经营情况有望实现好转；加大后端深加工领域投入，内部协同提升盈利能力；产能持续释放，非金属领域布局值得期待。结合公司经营情况，调整对公司的盈利预测，预计23/24年EPS分别为0.74/0.94元（前值0.77/0.97元），新增25年EPS为1.12元，对应4月24日收盘价PE分别为13.0/10.2/8.6倍，考虑公司新增产能释放，内部协同增强，业绩成长性良好，给予23年16.0倍PE，目标价11.84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21日，公司发布2022年度报告，报告期内实现营业收入211.42亿元，同比增长4.65%；归属于上市公司股东的净利润68.01亿元，同比增长16.51%；归属于上市公司股东的扣非净利润68.22亿元，同比增长21.17%。公司拟向全体股东每股派发现金股利0.175元（含税）。公司发布2023年一季度报告，报告期内实现营业收入37.32亿元，同比下降5.31%；归属于上市公司股东的净利润8.03亿元，同比增长8.25%；归属于上市公司股东的扣非净利润8.02亿元，同比增长8.29%。 电价上行弥补电量下滑：1Q23澜沧江流域来水同比偏枯约1成，其中乌弄龙、小湾和糯扎渡断面来水同比分别偏枯6.7%、12.3%、13.6%。来水不足公司电量表现承压，单季度水电完成发电量152.98亿千瓦时，同比下降12.4%。当前云南省内电力供应仍呈现偏紧趋势，省内市场交易电价上行，Q1省内市场化交易平均电价同比上涨3.48分/千瓦时至0.3016元/千瓦时，增幅13.1%。市场化电价的上行，公司水电电价获得强支撑，公司单季度度电营收上涨1.57分，电价上行部分抵消电量下行为公司带来的业绩压力。 折旧到期、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，2022年公司折旧费用同比减少2.60亿元，降幅4.7%。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，4Q22、1Q23公司单季度利息费用同比分别下降1.14、1.26亿元，降幅14.2%、15.8%，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。 水光互补，捷报频传：据公司公众号消息，自2022年12月至今，公司白子寨、大栗坪幸福桥、平远小石岩、云龙新松坡、江边帕岭光伏电站相继投产，合计装机42.56万千瓦，水光互补捷报频传，受益于光伏产业链成本迅速下行，公司澜上水光一体化发展有望加速发展。 投资建议：公司电价的上行抵消电量下滑带来的业绩压力；成本端持续的债务优化提高利润水平；澜上水光互补基地建设有望加速。根据电量、电价的变化，调整对公司的盈利预测，预计23/24年EPS分别为0.42/0.45元（前值为0.40/0.42元），新增25年EPS预测值0.47元，对应4月21日收盘价PE分别为16.6/15.6/14.8倍。参考公司历史估值水平以及水光一体化带来的发展潜力，给予公司23年20倍PE估值，目标价8.40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 14日，公司发布 2022年度报告，2022年公司实现营业收入 143.18亿元，同比增长 17.79%（经重述）；归属于上市公司股东的净利润25.93亿元，同比增长 90.79%（经重述）；归属于上市公司股东的扣非净利润25.79亿元，同比增长 91.53%。公司拟向全体股东每 10股送 3股并派发现金红利 4.00元（含税）。 火旺，煤电业绩修复：4Q22公司火电板块的热电联产、气电、燃煤发电分别发电量 19.91、9.61、21.62亿千瓦时，同比分别增长 5.4%、419.5%、34.9%，4Q22公司完成供热量 239.5万吨，同比增长 0.9%，较 Q3增速回正。2022年公司在闽、黔燃煤机组上网电价同比分别增长 19.7%、20.5%，电价上浮疏导燃煤成本上行，公司核心鸿山热电业绩实现扭亏为盈，参股煤电同业公司业绩修复进一步增厚投资收益，我们测算 2022年公司参、控股煤电板块归母净利润合计约 6.54亿元。 风疾，福建海风竞配箭已在弦：公司携手三峡迎风而上，自建海风持续放量，Q4海风发电量 12.51亿千瓦时，同比增长 143.9%；陆风发电量 10.05亿千瓦时，同比增长 15.4%，我们测算 2022年公司风电板块归母净利润约 16.11亿元，较上年同期增加 5.19亿元，同比增长 47.6%。参股的海峡发电本年度确认投资收益 5.40亿元，同比增加 3.66亿元，年初海峡发电 40万千瓦漳浦六鳌海风二期项目开工，该项目有望进一步增厚公司投资收益。福建“十四五”海上风电第二轮竞配目前已是箭在弦上，在经历 2022年低价竞标事件后，本轮竞配有望扭转市场海风电价的负面预期，作为省内海风标杆企业，有望充分受益区位优势。 投资建议：电价上浮，公司参控股煤电资产业绩大幅修复；参控股海风项目持续释放业绩；福建风电第二轮竞配目前已是箭在弦上，本轮竞配有望扭转市场海风电价的负面预期，公司作为行业标杆企业，有望充分受益于海风发展。考虑到煤价走势以及海风项目进度，调整对公司的盈利预测，暂不考虑送股产生的股本变化，预计 23/24年 EPS 分别为 1.47/1.53元（前值 1.36/1.40元），新增25年 EPS 预测值 1.64元，对应 4月 14日收盘价 PE 分别为 8.9/8.5/7.9倍，参考公司历史估值水平以及业绩释放潜力，给予公司 23年 10.0倍 PE 估值，目标价 14.70元/股，维持“推荐”评级。 风险提示：1）燃料成本上行；2）电量消纳不足；3）补贴发放延迟。

专注于气体能源领域，形成“一主两翼”格局。公司立足于天然气、石油气等清洁能源产业，进一步延伸了能源服务和特种气体两个业务板块，其中，能源服务业务主要依托于接收站、储罐及槽车等核心资产收取服务费，特种气体业务主要聚焦于氢气和氦气的产能建设。公司的收入和盈利来源主要是LPG 和LNG贸易，2022 年LPG 和LNG 业务毛利占比分别为33.82%和55.98%。由于公司强化资源配置及顺价能力，LNG 单吨毛差同比提升，LPG 销量明显上涨，2022年，公司实现归母净利润10.90 亿元，同比增长75.9%。 自有稀缺资产铸就壁垒，全球LNG 进口增加的背景下，资产价值凸显。公司拥有一座大型综合能源基地，位于东莞立沙岛，最大可停靠5 万吨级船舶，可实现LNG 和LPG 年周转能力各150 万吨，能够提供采购运输、接收仓储、物流配送等中游全产业服务。1）采购运输：公司可自主控制4 艘LNG 船舶（2 艘自有，1 艘待交付，1 艘在建）和4 艘LPG 船舶（2 艘租赁，2 艘在建），待全部投运后，年周转能力将达到400-500 万吨；且在全球LNG 运力紧张、运费高涨的背景下，公司自有船舶有利于降本增效。2）接收仓储：截至2022 年底，我国建成投运的LNG 接收站有24 座，其中，包括九丰LNG 项目在内的民营企业控股的仅有3 个项目，公司接收站资产具备稀缺性。3）物流配送：公司在运营LNG槽车超百台，可实现对直接终端用户的销售，有利于增强用户粘性。 “长约+现货”、气源稳定，加大“陆气”池建设、扩充上游资源。长约方面，公司与马石油和ENI 签订了照付不议的LNG 长约合同，约定将在2026 年3 月31 日之前累计向签约的供应商采购不少于约495 万吨的LNG，截至2022 年末，剩余未提货量为320 万吨。此外，公司收购了森泰能源100%的股权，拥有新增LNG 在产液化产能近60 万吨/年以及待投产产能约61 万吨/年，液化厂气源主要来自周边地区中石油、中石化的油气田，从而公司的资源池有望得到进一步扩充，盈利能力有望进一步增强。 “内生+外延”，双轮驱动氢气、氦气业务发展。我国氢能产业空间广阔，中国氢能联盟预计，2030 年国内氢气需求量有望达到3500 万吨；氦气方面，国内目前处于初步发展阶段，对外依存度高达94.35%。目前，公司已和巨正源联手投资制氢项目，二期规划项目为2.5 万吨/年；此外，森泰能源作为国内少有的具有高纯度氦气产能的企业之一，2022 年末产能为36 万方/年，且已规划投资建设“天然气液氦生产项目”，进一步扩大氦气产业优势。 投资建议：公司拥有LNG 贸易相关的稀缺资产和稳定的海外资源，同时扩充国内陆气资源，盈利能力有望增强。我们预计，2023-2025 年公司归母净利润分别为12.79/15.05/17.83 亿元，对应EPS 分别为2.05/2.41/2.85 元/股，对应2023 年4 月10 日股价的PE 分别为11/9/8 倍，考虑到短期国际天然气价格波动风险较大，公司主业采购成本易受影响，首次覆盖，给予“谨慎推荐”评级。 风险提示：LNG 价格大幅波动的风险，项目投产进度不及预期，汇率变动对成本和费用产生影响的风险，商誉减值风险。

事件概述：3月 30日，公司发布 2022年年报，2022年实现营业收入 60.23亿元，同比增长 2.54%；归母净利润 11.39亿元，同比下降 8.00%；扣非归母净利润 11.16亿元，同比下降 8.74%。剔除一次性确认的归属于以前年度补贴因素影响后，2022年归母净利润同比增长 18.89%，扣非归母净利润同比增长18.28%。 产能有序投运，运营效率持续提升：截至 2022年底，公司在手垃圾焚烧发电项目 54个，产能合计 59550吨/日，其中，已投运项目 43个，产能合计 50700吨/日（含参股），其中 2022年新增投运产能 6450吨/日。截至 2022年底，公司在建及筹建产能 8850吨/日（含参股）。2022年，全资、控股项目处理生活垃圾 1241.91万吨，同比增长 15.59%，综合产能利用率达 90%以上，实现总发电量约 50.24亿度，吨入厂垃圾发电量 404.54KWh/t（如不考虑供热项目，约422KWh/t），吨入厂垃圾上网电量 354.70KWh/t，分别同比增长 3.62%、3.56%，平均厂用电率为 12.4%，保持业内领先水平。公司整体项目运营稳定，降本增效成果显著。 海外市场取得突破，小型焚烧技术值得期待：2022年，在 EPC 工程建设领域，三峰卡万塔签署越南塞拉芬项目（3×615吨/日）；在设备销售领域，签署多个印度项目，提供焚烧线产品 14条，处理能力合计 9750吨/日；三峰科技签署污水处理系统及餐厨（厨余）设备供货合同 25项，污水总处理能力约 43000吨/日。整体上，公司进一步实现市场突破，海外业务持续放量值得期待。在县域农村等较偏远地区，小型焚烧设备具有广阔的市场应用空间。作为垃圾焚烧发电设备龙头，公司积极推进县域小型垃圾焚烧资源化技术和装备的研发，探索小型化项目持续稳定的商业模式，后续有望贡献新的利润增长点。 投资建议：剔除补贴影响，全年盈利同比增长，回款保持良好态势；焚烧产能有序投运，运营效率提升明显；海外市场有所突破，小型焚烧装备在研，有望贡献业绩增量。结合公司经营情况，调整对公司的盈利预测，预计公司 23/24年EPS 分别为 0.78/0.85元/股（前值 0.71/0.74元/股），新增 25年 EPS 预测值0.93元/股，对应 2023年 03月 30日收盘价 PE 分别为 8.7/8.0/7.3倍，考虑公司项目整体运营稳定，给予公司 2023年 11.0倍 PE，目标价 8.58元/股，维持“谨慎推荐”评级。 风险提示：项目建设与投运进度不及预期；行业增速放缓风险；纳入国补目录速度放缓风险；大固废业务发展不及预期风险。

事件概述：3 月21 日，公司公布2023 年1-2 月发电量完成情况，公司境内所属六座梯级电站累计发电量380.87 亿千瓦时，较上年同期增加22.3%。 电量表现超预期：1-2 月，长江上游降雨量逐渐回归正常水平，上游乌东德水库平均入库流量2070 立方米/秒，较多年均值偏丰72.1%，与去年同期相比偏丰5.5%。上游乌东德、白鹤滩、向家坝、溪洛渡电站分别完成发电量38.81、95.76、54.21、92.20 亿千瓦时，同比分别增长4.7%、72.5%、58.4%、34.5%，其中向家坝前两月电量已超越上年一季度电量，溪洛渡前两月电量已完成上年一季度电量约90%。长江上游水库群持续消落补水，三峡水库平均入库流量6570立方米/秒，较多年均值偏丰58.1%，与去年同期相比偏枯4.2%，电站来水情况改善。1-2 月，三峡、葛洲坝分别完成发电量79.32、20.57 亿千瓦时，较上年同期分别下降16.4%、3.1%，入库水量增加，对于后续电量表现担忧或可缓解。 受益于上游电站良好表现，剔除乌、白电站的增益后，公司原四座电站前两月完成发电量246.3 亿千瓦时，占上年一季度电量约72%。1Q22 流域来水整体偏好，溪洛渡、三峡分别较1Q21 偏丰1.05%、6.96%，向家坝、溪洛渡、三峡、葛洲坝电量分别实现同比增长15.0%、17.86%、1.44%、1.33%，高基数下公司前两月电量仍交出优异答卷，电量表现喜提开门红。 乌白注入“临门一脚”，白鹤滩电价落地：2023 年1 月10 日，公司公告云川公司过户完成，乌白合计装机2620 万千瓦，在完成注入后，公司国内水电装机将提高57.6%至7169.5 万千瓦，同时“四库联调”升级至“六库联调”后，节水增发电量显著。据我们测算乌白并表之后，2023 年公司归母净利润有望达到350 亿元左右，业绩迈向新台阶。1 月9 日，江苏省发改委公告按照“基准落地电价+浮动电价”形成机制，2023 年白鹤滩电站送苏落地电价为0.4388 元/千瓦时，据我们测算白鹤滩送苏机组上网电价约为0.3159 元/千瓦时，在缺电大周期下，公司电价水平有望持续上行。 投资建议：长江流域来水改善，乌、白注入 “四库联调”升级至“六库联调”后，节水增发效果渐显，对于公司电量担忧或可消除。暂不考虑乌白资产注入对公司资产结构的调整，预计22/23/24 年EPS 分别为0.94/1.24/1.27 元，对应3 月21 日收盘价PE 分别为22.3/17.0/16.4 倍。参考公司历史估值及新业务发展潜力，给予公司23 年20.0 倍PE 估值，目标价25.80 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。

事件概述：03月 15日，公司发布 2022年业绩快报，2022年实现营业收入 33.71亿元，同比增长 13.59%；归母净利润 7.13亿元，同比增长 10.06%； 扣非归母净利润 6.83亿元，同比增长 7.74%。 固废业务稳步推进，发挥“压舱石”作用：2022年，公司新增监利旺能二期和铜仁旺能两座垃圾焚烧发电项目投运，合计产能 1200吨/日，已建成投运产能达到 23470吨/日，荆州二期 750吨/日进入试运营。公司新增餐厨处理投运产能 140吨/日，已建成投运规模 1860吨/日，另有三个项目进入试运营阶段，合计产能 800吨/日。餐厨垃圾处理项目加速投运，有望贡献业绩增量。截至 2022年底，公司已有 23个垃圾焚烧发电项目和 2个餐厨项目纳入可再生能源补贴清单。随着固废处置业务稳步推进，有望为公司未来发展提供充沛的现金流支撑。 加码锂电回收、再生橡胶业务，助力资源循环：2022年，立鑫新材料一期（镍钴提纯量 3000金吨/年，碳酸锂提纯量 1000吨/年）正式运营；南通回力橡胶有限公司一期 3万吨丁基再生橡胶生产线正式运营。2022年 12月，控股子公司立鑫新材料进入工信部动力电池回收白名单，公司与宁波能源全资子公司朗辰能源签署了《废旧储能蓄电池回收利用框架协议》，共同研究废旧储能蓄电池的回收利用技术、建立废旧储能蓄电池回收网络。2023年 1月，公司以 5590万元收购南通回力 13%的股权，交易完成后，旺能投资合计持有南通回力 90%的股权。公司加速资源循环领域布局，锂电回收、再生橡胶有望成长为新的利润增长点。 投资建议：公司固废业务稳步推进，产能逐步释放；加码锂电回收、再生橡胶业务，推进业务多元化布局。考虑公司经营情况，调整对公司的盈利预测，预计 22/23/24年 EPS 分别为 1.66/1.98/2.18元（前值 1.71/2.15/2.51元），对应 03月 17日收盘价 PE 分别为 10.8/9.1/8.2倍。考虑公司资源化业务布局加快，给予 23年 11倍 PE，目标价 21.78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。

事件概述：3月15日，公司发布2022年度报告，报告期内实现营业收入828.22亿元，同比增长2.66%（经重述）；归属于上市公司股东的净利润99.65亿元，同比增长2.06%（经重述）；归属于上市公司股东的扣非净利润97.70亿元，同比增长0.08%。公司拟向全体股东每股派发现金股利0.087元。 台山影响渐消，单季度电量增速回正：自2022年8月15起，台山1号机组重新并网发电，随着机组运行功率逐渐恢复，Q4台山核电完成发电量49.06亿千瓦时，同比增加10.30亿千瓦时，同比增长26.6%，台山核电对公司发电量的影响渐消。4Q22，公司仅有四次换料大修，单季度完成发电量589.66亿千瓦时，同比增长6.8%，环比增长10.9%，逆转前三季度电量增速颓势，实现单季度同比正增长。 电价上行抵消电量下滑，售电收入同比持平。公司2022年综合上网电价上浮1.8分/千瓦时，一方面是电价相对较高的台山机组检修影响逐渐减轻；另一方面是公司市场化交易电量增加，报告期内公司市场化交易电量占总上网电量的55.3%，较2021年提高16.2个百分点。公司核电市场电量可以分为广东省内优价满发电量、广东省内市场交易电量以及省外市场交易电量三部分，当前电力供应偏紧背景下，市场化交易电价上涨，量价齐升增益公司市场化交易电量部分。 2023年，广东省内火电年度交易价格较基准价上浮约20%，公司省内机组市场化交易电价有望维持高位。 核蓄储一体化+核能供暖，拓展业务边界：公司积极配套建设抽水蓄能及电化学储能项目，截至2022年12月底，公司已获得广东省内两个抽水蓄能项目控股开发权，并参与一个抽水蓄能项目的建设；同时，公司也与其他企业合作拟在广东联合打造大型核储互补电化学储能示范项目。核蓄储一体化可以有效提升核电机组运行稳定性，降低核安全风险，并能对冲电力市场现货价格波动，稳定核电交易价格。核能供暖将探索核能多元化产品，打造以核能为中心的多能互补综合利用方式，拓展公司核电业务边界。 投资建议：台山1号机组检修影响逐渐消退，4Q22公司电量表现超预期，市场化交易电量部分受益于量价齐升抵消整体电量下滑影响。考虑到防城港3号机将于2023年上半年商运，调整对公司的盈利预测，预计23/24年EPS分别为0.23/0.24元（前值0.23/0.23元），新增25年EPS预测值0.25元，对应3月15日收盘价PE分别为12.9/12.4/11.9倍，参考公司动态估值及新业务发展潜力，给予公司23年15倍PE估值，目标价3.45元/股，维持“谨慎推荐”评级。 风险提示：1）核安全事故；2）政策变化；3）新技术遇阻；4）电价调整；5、汇兑损失。

事件：2023年 2月 17日，公司公告，将通过全资孙公司香港利明向计划股东提出私有化亚美能源的建议，目前，香港利明持有亚美能源 56.95%的股权。 计划股东为除香港利明以外的全部股东，交易标的为该部分股东所持亚美能源43.05%的股份，交易价格为 1.85港元/股，即以现金方式支付总价约 27.04亿港元，资金来源于新天然气的自有资金和自筹资金，其中，自有资金为经营积累资金 10亿元，自筹资金为全资子公司四川利明向民生银行乌鲁木齐分行申请的15亿元人民币并购贷款。 收购溢价率 10.12%，新天然气业绩有望增厚。亚美能源停牌前收盘价为1.68港元/股，公司以 10.12%的溢价率、即 1.85港元/股的价格收购亚美能源股份，从而加强对亚美能源的控制力，巩固其原有业务及市场竞争地位，实现两公司的协同发展，加速在全产业链上的战略布局。2022年前三季度，亚美能源实现归母净利润 11.49亿元，其中有 6.54亿元的利润归属于新天然气，收购完成后，预计新天然气 2022年利润将增厚至少 4.95亿元。 亚美能源拥有 2个煤层气开采项目，产量具有成长性。亚美能源主要经营煤层气的勘探、开发及生产，产出煤层气通过管输、压缩、液化三种方式销往山西、河南及周边地区用户，主要用于工业和民用领域，公司拥有 2个煤层气开采项目：1）潘庄项目：由下属公司美中能源和中联煤层气合作开发，位于沁水盆地南部，产品分成合同项下总面积为 62.56平方公里，可分成权益为 80%，合同到期时间为 2028年。2016年，潘庄项目正式进入生产期，设计产能为 10亿立方米/年。截至 2021年底，潘庄区块共有在产生产井 504口，平均日产气量 322万立方米；2022年前三季度，潘庄煤层气总产量为 8.75亿立方米，总销量达8.48亿立方米，受益于国内外天然气价格上升，平均售价实现 2.28元/立方米。 2）马必项目：由子公司亚美大陆煤层气与中石油合作，位于沁水盆地，产品分成合同项下总面积为 829.14平方公里，可分成权益为 70%，合同到期时间为2034年。截至 2021年底，马必区块共有在产生产井 327口，平均日产气量 34万立方米。该区块设计产能为 10亿立方米/年，目前仍处于成长期，2022年前三季度，马必区块总产量达到 1.89亿立方米，总销量为 1.77亿立方米，平均售价实现 1.93元/立方米。 投资建议：参考亚美能源的可比上市公司，2022-2023年，我们预估煤层气开采企业蓝焰控股 PE 为 16/12倍，燃气公司 wind 一致预期的平均 PE 为 17/15倍，均高于新天然气当前 PE，因此收购完成后新天然气估值有望得到提升。叠加马必区块处于产量成长阶段，有望进一步提升公司市值。我们预计公司 2022-2024年归母净利润分别为 9.47/16.53/17.51亿元，EPS 分别为 2.23/3.90/4.13元/股，对应 2023年 2月 17日的 PE 分别为 11倍、6倍、6倍，维持“推荐”评级。 风险提示：天然气价格下降风险；气井开采不达预期的风险；售气量不及预期的风险。