桂冠电力10月28日发布2023年三季报，前三季度实现营业收入60.97亿元，同比减少29.25%；归母净利润11.37亿元，同比减少64.66%。 其中第三季度实现营业收入19.42亿元，同比减少35.23%；归母净利润2.24亿元，同比减少82.96%。 红水河流域来水持续偏枯，发电量下降致业绩下滑公司是以水电为主的发电企业，截至2023年9月末，公司在役装机1271.46万千瓦，其中水电装机1023.54万千瓦，火电装机133万千瓦，风电装机76.6万千瓦，光伏发电装机38.32万千瓦。根据公司公布的2023年前三季度发电量完成情况，1-9月由于红水河流域来水较平均偏枯4-5成，造成公司骨干电厂发电量减少，另外公司位于四川、云南、贵州等地的水电站也因所在区域来水偏枯影响，发电量出现不同程度的下降。来水偏枯导致公司2023年前三季度水电发电量166.84亿千瓦时，同比下降45.83%。火电、光伏发电、风电发电量分别同比增长75.23%、192.86%、5.39%，在一定程度上弥补了水电出力下滑的影响。公司整体发电量218.62亿千瓦时，同比下降36.03%。水电发电量下降导致公司三季度营收和归母净利润出现下滑，业绩低于我们预期。 三季度我国水电发电量整体持续回暖我国水电来水呈现季节性丰枯交替，根据国家能源局数据，2023年上半年由于来水偏枯，我国水电发电量同比减少22.9%。进入三季度，我国水电来水逐渐由枯转丰，水电发电量持续改善，从7月份起，水电发电量增速跌幅收窄，8月份同比增长18.5%，9月份增速提升至39.2%。水电行业整体基本面在逐渐修复，根据公司三季度业绩说明会，预计四季度红水河流域总体偏枯2-3成，降幅将有所收敛。 坚持绿色低碳发展，公司新能源发电装机陆续投产水电作为公司主要的业绩来源，2023年前三季度出力下滑较严重，公司积极储备，开发和建设新能源项目，风电装机从零开始逐渐形成规模，光伏项目陆续投产，截至2023年三季度末，风电、光伏发电装机容量合计占比超过9%，发电量分别同比增长5.39%、192.86%，风光发电量的增长缓解了水电出力波动带来的影响。2023年下半年以来，公司计划投资建设德保桂易光伏项目一、二期工程、陆川古城五星光伏项目、大化红旗光伏项目及广西来宾都满农光互补光伏发电项目等五个光伏项目共43.6万千瓦，田东印茶新发风电场项目、陆川横山风电场项目等两个风电项目共20万千瓦。公司新能源发电项目的陆续投产将带来新的业绩增量。 公司加强成本管控，拟实施中期分红公司持续加强资金成本管控，2023年上半年综合融资成本率降至2.98%，2023年三季度公司财务费用同比降低24.11%。自上市以来，公司每年保持现金分红，已实施现金分红23次，累计现金分红金额143亿元。2020-2022年，公司分别实施现金分红14.98/11.82/15.76亿元。公司拟于2023年年度中期实施现金分红，分红总额6.31亿元（含税），分红议案已经11月14日2023年第二次临时股东大会审议通过。 盈利预测和估值公司作为央企大唐发电集团旗下的水电上市公司，主力水电站位于我国十三大水电基地之一的南盘江红水河水电基地，短期业绩下滑源自水电站所在流域来水偏枯。从中长期看，红水河来水具备持续改善的空间，公司水电电价也具有较强的市场竞争力，公司业绩具备复苏的潜力，同时公司陆续投产的新能源发电装机将会带来新的业绩增长空间。 鉴于2023年三季度公司水电站所在流域来水低于预期，我们相应下调公司2023年归母净利润预测为15.09亿元，维持公司2024-2025年归母净利润预测分别为29.47亿元、32.83亿元，对应2023-2025年每股收益分别为0.19元、0.37元、0.42元，按照11月15日5.60元/股收盘价计算，对应PE分别为29.24X、14.98X、13.44X，维持公司“买入”投资评级。 风险提示：电力需求不及预期；电价下滑风险；来水不及预期；项目进展不及预期；政策推进不及预期；系统风险。

平煤股份发布2023年三季报，前三季度实现营业收入230.96亿元，同比减少18.10%；归母净利润31.38亿元，同比减少33.63%。其中第三季度实现营业收入71.27亿元，同比减少18.98%；归母净利润9.04亿元，同比减少33.68%。 继先前陆续公告公司部分董事、高管、控股股东、控股股东高管、监事会主席等主体增持公司股份计划后，公司9月8日公告了回购股份方案，本次回购股份资金总额在2-3亿元之间。截至10月31日，公司已累计回购股份1122.5万股，占公司总股本的比例为0.4851%，已支付的总金额为1.14亿元。 第三季度业绩同比降幅收窄公司煤炭业务以精煤为主，2022年公司冶炼精煤营业收入占比超过七成。 根据公司公布的2023年三季度经营数据，前三季度，公司原煤产量2305.35万吨，同比增长1.66%；商品煤销量2310.63万吨，同比降低2.00%。公司煤炭产销量并未出现较大变动，因此业绩同比下降主要源于公司焦煤长协价格随着市场价的下调。 从同比增速看，公司第三季度营业收入和归母净利润分别同比下降19.0%、33.7%，较第二季度降幅24.5%和40.3%已有所收窄。炼焦煤市场价格于2023年二季度出现较大幅度下跌，进入三季度后已经有所回升，11月13日，平顶山产主焦煤车板价2120元/吨，较三季度末价格上调200元/吨。 我们预计公司四季度业绩将有所改善。 2023年以来煤炭供需宽松使得煤价下行明显我国原煤生产保持稳定，进口快速增长。根据国家统计局数据，1-9月份，我国生产原煤34.4亿吨，同比增长3.0%；进口煤炭3.5亿吨，同比增长73.1%。据海关总署数据，2023年1-9月份我国累计进口炼焦煤7273万吨，同比增长60.08%，进口总量由多到少分别依次是蒙古国、俄罗斯、加拿大、美国、印尼和澳大利亚。9月份，我国进口炼焦煤1082.5万吨，这也是我国首次单月进口炼焦煤总量突破千万吨。受我国煤炭供需端整体宽松的影响，煤价下行明显。 公司持续推进精煤战略公司优质低硫主焦煤作为一种稀缺资源，具有低硫、低灰、低磷、低碱金属、热态指标好、有害元素少等先天优势，是大型钢焦企业炼焦配煤不可或缺的基础和骨架原料，公司与国内多家大型钢铁企业建立了长期稳定的战略合作伙伴关系，公司主焦煤长协比例为100%。公司精煤战略的核心在于稳步提升精煤的产量，2023上半年公司精煤产量完成618万吨，同比增加21万吨。2018年以来公司冶炼精煤营业收入占比分别为52.6%、54.6%、61.5%、64.5%、72.1%，呈现逐步提升的态势。 公司持续借力资本市场运作，拟发行低碳转型挂钩公司债券2023年3月，公司完成29亿元可转债发行。2023年6月，公司完成“23平煤04”债券发行，票面利率为4.13%，为2023年以来债券融资成本新低。2023年10月，公司拟公开发行低碳转型挂钩公司债券不超过20亿元，募集资金拟用于投向符合国家低碳转型相关发展规划或政策文件及国家产业政策要求的用途。根据公司公告，公司存在集团下属夏店矿、梁北二井及瑞平公司煤矿资产注入的预期，并计划推进煤焦产业整体上市。 公司持续加强成本管控公司加强人力成本管理，持续推进人力资源改革，截至2022年末，公司在职员工的数量为5.36万人，同比减少1.16万人。公司强化成本管控，2023年三季报公司应付职工薪酬同比降低39.3%。公司计划2023年底完成组织架构优化调整，持续推动人力资源优化配置。 盈利预测和估值公司专注焦煤主业，公司通过股份回购，及控股股东等在二级市场增持公司股份，均彰显对于公司未来发展的信心。中长期看，公司存在产能增长的预期，公司持续推进的精煤战略有利于业绩的增长。 预计公司2023-2025年归属于上市公司股东的净利润分别为40.95亿元、43.86亿元和45.91亿元，对应每股收益为1.77、1.90和1.98元/股，按照11月13日10.62元/股收盘价计算，对应PE分别为6.00X、5.60X和5.35X，维持公司“增持”投资评级。 风险提示：煤价下跌风险；下游需求不及预期；政策推进不及预期；成本管控不及预期；安全生产风险；系统风险。

蓝天燃气近期发布2023年三季报，前三季度实现营业收入35.50亿元，同比减少2.23%；归母净利润5.00亿元，同比增长2.41%。其中第三季度实现营业收入10.03亿元，同比减少2.24%；归母净利润1.63亿元，同比减少0.20%。公司前三季度整体业绩保持稳定增长公司前三季度营业收入同比减少2.23%，但归母净利润同比实现平稳增长，同比增长2.41%。 2022年同期数据基数较高，公司第三季度业绩略有下滑，其中营业收入和归母净利润分别同比减少2.24%、0.20%。公司处于天然气产业链的中下游，包括中游的管道天然气业务，和下游的城市燃气业务。2022年度和2023年上半年，管道天然气业务收入分别占比59.22%、50.92%，城燃业务收入分别占比30.08%、39.27%。2023年1-9月，我国天然气消费量持续恢复根据国家发改委数据，2022年我国天然气表观消费量同比下降1.2%，首次出现负增长。2023年1-9月，全国天然气表观消费量2887.5亿立方米，同比增长7%。根据国家统计局数据，1-9月我国天然气产量1704亿立方米，同比增长6.4%；天然气进口量8777万吨，同比增长8.2%。国家能源局发布的《中国天然气发展报告（2023）》，预计2023年中国天然气消费量3850-3900亿立方米，增长率5.57%-7%，增长主要受城市燃气和发电用气驱动。公司盈利能力指标持续向好，期间费用率同比有所增长公司毛利率和净利率维持增长态势，2023年1-9月，毛利率和净利率分别为23.42%、14.15%，较2022年同期分别提升1.22个百分点与0.04个百分点。2023年前三季度，公司期间费用率4.64%，较2022年同比增长8.41%，主要源于公司合并范围增加，导致销售费用同比增长16.63%，管理费用同比增长9.35%；公司财务费用同比增长11.74%。公司维持高分红比例。2020-2022年，公司股利支付率分别为69.51%、54.97%、83.55%，现金分红金额为别2.31亿元、2.31亿元和4.95亿元。公司上市以来累计分红金额达到9.58亿元。 多元化采购机制保障供气需求，数智化提升公司管理效率公司与中石油、中石化等企业签署了天然气采购协议，拓宽气源保障渠道，实现了气源采购的多元化布局，2023年上半年，公司积极与资源方沟通协调，多渠道争取气源指标，扎实做好气源统筹、平衡峰谷差值，通过合理调度，有效控制购气成本，保障公司总体供气需求。公司将大数据网络科技新技术深度融入实体服务，智慧燃气系统愈加完善，平台建设持续推进，完成多个三级调度室、站控系统和压力监测终端的安装调试及营收系统与物联网采集平台数据库服务器的扩容，从而持续提升公司管理效率。盈利预测和估值天然气行业市场规模与国民经济发展、工业生产情况高度关联。国内经济增长持续恢复，将会带动工商业、发电、交通对天然气需求的提升。随着2023年以来我国天然气行业的稳步复苏，公司“长输管网+城燃”双主业布局将有助于业绩的增长。预计公司2023-2025年归属于上市公司股东的净利润分别为6.66亿元、7.18亿元和8.02亿元，对应每股收益为0.96元、1.04元、1.16元，按照11月9日9.60元/股收盘价计算，对应PE分别为10.13X、9.40X、8.41X，维持公司“增持”投资评级。风险提示：上游气源价格波动；下游需求不及预期；行业政策变化；安全生产风险；系统风险。

华能水电近期发布2023年三季报，前三季度实现营业收入181.38亿元，同比减少2.85%（调整后，下同）；归母净利润67.04亿元，同比增长5.21%。其中第三季度实现营业收入76.34亿元，同比增长21.71%；归母净利润33.00亿元，同比增长47.36%。 三季度来水偏丰提升发电量根据公司公布的2023年前三季度发电量完成情况，2023年7-9月，澜沧江流域来水同比偏丰4-7成，而上半年由于来水同比偏枯及梯级蓄能同比减少，导致公司上半年发电量同比减少25.44%，单三季度来水情况的明显改善，使得前三季度公司整体发电量828.59亿千瓦时（含华能四川公司），同比减少5.81%，上网电量821.22亿千瓦时，同比减少5.84%。鉴于进入汛期后，公司小湾水库和糯扎渡水库转入蓄水运行，水电发电能力部分转为蓄能，以致前三季度小湾电站和糯扎渡电站发电量分别同比减少14.77%、16.09%，为公司四季度以后的发电量提升做好准备。 三季度我国水电发电量整体持续回暖我国水电站来水呈现季节性丰枯交替，总体呈均值回归态势。根据国家能源局数据，2023年上半年由于来水偏枯，我国水电发电量同比减少22.9%。从7月份起，水电发电量增速跌幅收窄，8月份同比增长18.5%，9月份增速提升至39.2%，2023年三季度来水持续改善也符合我们的预期。 公司水电发电价呈平稳增长态势2023年1-9月，公司上网电量同比下降5.84%，营业收入同比减少2.85%，少于上网电量的降幅，我们推测是公司平均上网电价上涨所致。 根据公司2023年第三季度业绩说明会，云南水电分月电量电价加权平均电价在前3年年度市场均价上下浮10%区间形成。2023年1-10月公司云南省内交易电量占整体发电量比重约40%，电价按价格上限交易。云南西电东送广东网对网协议价约0.24元/千瓦时。根据云南省政府新闻办数据，截至2023年6月末，云南“西电东送”30年累计送电量突破1.5万亿千瓦时，广东省每6千瓦时电量中就有1千瓦时电量从云南输送而来。基于云南省内及广东电力需求保持刚性增长，预计“十四五”期间公司电价将保持平稳增长。 公司盈利能力持续提升，成本端持续降本增效公司盈利能力强且持续提升，毛利率和净利率保持稳步增长的趋势2023年前三季度，公司毛利率和净利率分别为60.56%、39.95%。 2023年前三季度，公司通过降低营业总成本，使得在营业收入同比下降2.85%的情况下，取得归母净利润5.21%的增长。公司营业成本、财务费用分别同比下降4.04%、17.80%，营业总成本同比下降6.87%。 根据水电企业特有的商业模式，营业成本同比下降主要源自部分电站机组设备折旧年限到期，折旧费用的同比减少。财务费用同比下降主要源自公司带息负债融资成本的降低。 收购华能集团优质资产，增厚公司业绩华能四川公司是华能集团子公司，主要从事四川地区的水电开发建设和生产运营，截至2023年3月31日，华能四川公司投产水电装机规模265.1万千瓦，在建水电项目111.6万千瓦。2023年10月，公司收购控股股东华能集团、及华能国际合计持有的华能四川公司100%的股权，华能四川公司成为公司的全资子公司。2023年1-9月，华能四川公司发电量83.51亿千瓦时，占公司整体发电量比重为10.08%，为公司带来了新的业绩增长空间。 盈利预测和估值公司水电业务盈利能力强且可持续，受益于三季度来水情况好转及收购华能四川公司，公司发电量及经营业绩得到提升。从中长期看，公司水电电价具有较强的市场竞争力，存在持续上涨的潜力，同时公司布局的新能源发电业务将会带来新的业绩增长空间。 由于公司三季度业绩表现强于预期，我们相应调整公司盈利预测，预计公司2023-2025年归属于上市公司股东的净利润分别为77.23亿元、86.69亿元和96.25亿元，对应每股收益为0.43、0.48和0.53元/股，按照11月9日7.88元/股收盘价计算，对应PE分别为18.37X、16.36X、14.74X，维持公司“增持”投资评级。 风险提示：来水不及预期；供电区域和客户单一风险；电力需求不及预期；电价下滑风险；项目进展不及预期；政策推进不及预期；系统风险。

长江电力10月31日发布2023年三季报，前三季度实现营业收入578.55亿元，同比增长9.02%；归母净利润215.24亿元，同比增长4.13%。其中第三季度实现营业收入268.80亿元，同比增长24.40%；归母净利润126.42亿元，同比增长38.07%。 三季度来水枯转丰如期而至，公司单季度盈利创造新高2023年第三季度，长江流域来水改善符合预期，公司单季度营业收入及归母净利润分别同比增长24.40%、38.07%。得益于第三季度业绩的增长，公司前三季度营业收入及归母净利润分别同比增长9.02%、4.13%，实现稳定的经营收益。 2023年第三季度，长江上游乌东德水库来水总量约460.28亿立方米，较上年同期偏丰15.37%；三峡水库来水总量约1367.38亿立方米，较上年同期偏丰35.81%。公司境内所属六座梯级电站总发电量约1001.23亿千瓦时，较2022年同比增长22.77%。公司三峡/葛洲坝/溪洛渡/向家坝/乌东德/白鹤滩电站分别完成发电量287.64/58.27/189.35/103.52/150.76/211.69亿千瓦时。 三季度我国水电发电量整体持续回暖作为主要的清洁电力来源，水电是一种成熟的可再生能源技术，是全世界电力系统中非常重要的组成部分，也是在我国电力供应中占据重要地位的清洁能源。根据国家能源局数据，截至2023年9月底，我国水电装机容量4.19亿千瓦，公司国内装机容量7169.5万千瓦，全国占比17.09%。 我国水电站来水呈现季节性丰枯交替，总体呈均值回归态势。2023年上半年由于来水偏枯，我国水电发电量同比减少22.9%。从7月份起，水电发电量增速跌幅收窄，8月份同比增长18.5%，9月份增速提升至39.2%，2023年三季度来水持续改善也符合我们的预期。 公司盈利能力强且质量高，持续降本增效大型水电站具有优质稀缺性。由于独特的商业运营模式，公司具备天然的区域垄断性，整体具有较高且稳定的毛利率和净利率，公司毛利率维持在60%左右，净利率维持在40%以上。2022年，公司毛利率57.29%，净利率41.58%；2023年前三季度，公司毛利率、净利率分别为57.89%、37.85%。其中公司电力业务毛利率更长期维持在60%以上。 公司持续加强成本管控，销售费用率和管理费用率处于下降趋势。2022年之前，公司财务费用率也处于下降态势，2023年第一季度，由于并购云川公司后，公司带息负债规模增加，以及利息资本化金额减少，使得同期公司财务费用出现了大幅度增长，2023年第二季度、第三季度财务费用率开始逐布下降。 坚持绿色低碳发展，从单一水电扩展至“水风光储”并举公司坚守大水电主业，高质量布局和推进抽水蓄能业务发展。抽水蓄能电站本质为大水电，是公司核心能力所在，公司已获取和重点跟踪抽水蓄能项目30个，装机规模近4200万千瓦；公司充分发挥水电与新能源的互补特性，打造“抽蓄+新能源”业务发展模式，积极推进金沙江下游超1500万千瓦“水风光储”一体化大基地可再生能源开发。 公司坚持高分红回报投资者2003年上市以来公司累计现金分红1628亿元。公司《章程》明确，2021-2025年每年按不低于当年实现净利润的70%进行现金分红，即2025年前分红率不低于70%。2022年公司现金分红金额为200.92亿元，分红率达94.29%，大幅高于70%，此次分红金额与分红率均为历年来最高水平。 盈利预测和估值公司作为我国规模最大的水电上市公司，在资本市场具有重要的标杆作用，2023年乌东德、白鹤滩电站顺利完成资产注入后，公司受益于“六库联调”带来的发电量及业绩稳定性的提升。公司大型水电站盈利能力强且可持续，得益于三季度来水情况明显好转，公司也取得较好的经营业绩。从中长期看，公司水电电价具有较强的市场竞争力，存在上涨的潜力，同时公司布局的抽水蓄能和新能源装机将会带来新的业绩增长空间。 预计公司2023-2025年归属于上市公司股东的净利润分别为313.27亿元、338.53亿元、356.12亿元，对应每股收益分别为1.28元、1.38元、1.46元，按照11月2日22.76元/股收盘价计算，对应PE分别为17.78X、16.45X、15.64X，维持公司“增持”投资评级。 风险提示：电力需求不及预期；电价下滑风险；来水不及预期；项目进展不及预期；政策推进不及预期；系统风险。

投资要点：中国核电 10 月 27 日发布 2023 年三季报，前三季度实现营业收入560.89 亿元，同比增长 6.43%；归母净利润 93.27 亿元，同比增长16.10%。其中第三季度实现营业收入 197.91 亿元，同比增长 9.16%；归母净利润 32.85 亿元，同比增长 26.62%。 2023 年以来受益于发电量的增长，公司单季度业绩增速持续上升公司 2023 年以来业绩稳步上升，Q1-Q3 单季度的营业收入同比增速分别为 4.64%、5.33%、9.16%；归母净利润增速分别为 4.79%、18.20%、26.62%，增速均呈现上升趋势，其中归母净利润的增速要高于营业收入。单季度业绩的累计增长，也使得公司 2023 年前三季度整体实现了16.10%的归母净利润增长率。这得益于公司核电+新能源发电的双擎增长模式。截止 2023 年三季度末，公司总体上网电量 1468.40 亿千瓦时，同比增长 7.24%。分类别看，核电上网电量累计为 1304.19 亿千瓦时，同比增长 2.68%，符合年度计划安排；新能源上网电量 164.21 亿千瓦时，同比增长 65.67%，其中光伏发电量 90.88 亿千瓦时，同比增长59.39%，风力发电量 76.13 亿千瓦时，同比增长 71.80%。 核电进入常态化核准阶段，新能源发电加速成长自 2019 年以来，我国核电机组的审核进入了常态化阶段， 2019-2023年国常会分别核准 4/4/5/10/6 台核电机组。截至 2023 年 9 月末，公司核电控股在运机组 25 台，装机容量 2375 万千瓦，包含秦山一核 252.8万千瓦、秦山二核 268 万千瓦、秦山三核 145.6 万千瓦、三门核电 250万千瓦、江苏核电 660.8 万千瓦、海南核电 130 万千瓦、福清核电 667.8万千瓦；控股在建及核准待建机组 13 台，装机容量 1513.5 万千瓦。在“双碳”背景下，我国新能源装机规模实现高速增长。根据国家能源局数据，2023 年前三季度，我国太阳能发电及风电新增装机容量增速分别达 145%和 74%。截至 2023 年 9 月底，公司新能源控股在运装机容量 1,556.28 万千瓦，包含风电 512.19 万千瓦、光伏 1044.09 万千瓦，另控股独立储能电站 45.10 万千瓦；控股在建装机容量 955.08 万千瓦，包含风电 157.50 万千瓦，光伏 797.58 万千瓦。 公司盈利能力强，业绩的稳步增长也得益于加强成本管控2022 年、2023 年前三季度公司毛利率分别为 45.63%、48.23%，净利率分别为 22.90%、29.86%，均处于较好水平。2023 年第三季度，公司期间费用率为 15.58%，同比下降 17.68%。其中财务费用率 9.63%， 同比下降 14.73%；管理费用率 5.83%，同比下降 22.58%；销售费用率 0.12%，同比上升 16.49%。公司在收入端盈利能力逐步增强，在成本端加强费用管控，两个因素形成合力使得公司取得稳步增长的业绩。 控股股东增持股份彰显对公司未来发展的信心根据公司公告，基于对公司未来发展的信心，公司控股股东中核集团及其一致行动人计划自 2023 年 10 月 20 日起至未来 12 个月内，通过集中竞价交易、大宗交易等方式增持公司股份，增持金额不超过人民币 5亿元。2023 年 10 月 30 日，中核集团已采用集中竞价方式完成首次增持共计 187.82 万股，占公司已发行总股份数的 0.0099%，增持金额为1382.19 万元；本次增持后中核集团及一致行动人共持股比例达到59.68%。 盈利预测和估值作为核电行业上市公司的双寡头之一，公司核电业务维持稳健增长，秦山核电 30 万千瓦核电机组更是我国第一座依靠自己力量研究、设计、建造和管理的核电站。同时新能源发电业务具备较高成长空间，公司规划十四五末新能源的投运装机达到 3000 万千瓦，较目前装机水平有93%的增长空间。因此，核电业务是公司业绩增长的基本盘，新能源发电业务是公司 2023-2025 年业绩增速的“第二曲线”。预计公司 2023、2024 年、2025 年归属于上市公司股东的净利润分别为 101.55 亿元、113.07 亿元和 124.48 亿元，对应每股收益为 0.54、0.60 和 0.66 元/股，按照 11 月 1 日 7.47 元/股收盘价计算，对应 PE分别为 13.89X、12.47X 和 11.33X，维持公司“增持”投资评级。风险提示：电价下滑风险；下游需求不及预期；项目进展不及预期；政策推进不及预期；成本管控不及预期；安全生产风险；系统风险。

投资要点： 中国广核 10月 26日发布 2023年三季报，前三季度实现营业收入598.42亿元，同比增长 2.44%；归母净利润 97.00亿元，同比增长10.36%。其中第三季度实现营业收入 205.67亿元，同比减少 5.63%； 归母净利润 27.41亿元，同比减少 5.08%。 单季度业绩增速略有放缓，但前三季度整体表现稳定公司 2023年第三季度同比增速较前两季度出现一定程度下滑,营业收入、归母净利润同比增速分别下滑至-5.63%、-5.08%，主要是由于第三季度公司其他收益及投资净收益分别同比下滑 57.49%、23.59%，且少数股东损益同比增长 22.15%。 公司 2023年前三季度整体经营稳定。2023年 1月至 9月份，公司营业收入同比略增 2.44%，是由于公司控股子公司上网电量较上年同期增加约 103.1亿千瓦时，较 2022年同期增长 9.07%，但全资子公司中广核工程公司对控股股东中广核风电业务的施工量有所减少，上网电量增长与工程业务收入减少，两个因素对冲使得整体营收增速实现小幅度上涨。根据公司披露的 2023年三季度经营业绩电话会内容，公司通过开展部分银团贷款置换和利率压降，使得存量的贷款利率有所下降，2023年前三季度公司平均融资成本 3.30%，比 2022年全年下降 59BP。 偿还到期债务以及贷款利率下降等使得公司 2023年前三季度财务费用同比减少 15.76%，公司营业总成本同比降低 2.78%。营业总收入的增长及营业总成本的下降使得公司 2023前三季度取得 10.36%的归母净利润增长。 市场化交易电价上涨带动公司毛利率稳步增长公司核电市场化交易占比已超五成。根据公司披露的 2023年三季度经营业绩电话会内容，前三季度公司市场化交易电量约 888.9亿千瓦时，占比 56.0%，与 2022年同期基本持平。 2023年前三季度，公司市场化交易电量的平均电价为 0.4025元/千瓦时（含税），比 2022年同期 0.3995元/千瓦时有所上涨，电价上涨带动公司毛利率的提升。2023年前三季度，公司毛利率提升至 39.98%，较 2022年同期 37.31%增长 7.16%；净利率提升至 25.58%，较 2022年同期 22.42%增长 14.09%。2024年，预计公司将积极争取更多上网电量和更优电价。 核电核准常态化，公司储备项目稳步推进2023年 7月 31日，公司宁德 5号及 6号机组获得国常会核准，截至2023年 9月 30日处于核岛首罐混凝土浇筑（FCD）准备阶段。截至2023年 9月末，公司共管理 9台已核准及在建核电机组，1台处于调试阶段，4台处于设备安装阶段，2台处于土建施工阶段，2台处于 FCD准备阶段。 截至 2023年三季度末，公司运营管理的核电装机容量合计 3056.8万千瓦，占同期我国核电总装机容量 5676万千瓦的 53.85%。公司子公司核电站装机容量为 2385.4万千瓦，其中阳江/宁德/台山/防城港/岭东/ 岭 澳 / 大 亚 湾 核 电 站 装 机 容 量 分 别 为651.6/435.6/350/336/217.4/198/196.8万千瓦；公司联营企业红沿河核电站装机容量 671.4万千瓦。 公司建安业务有望回暖，研究收购控股股东核电资产方案2023年前三季度，由于工程公司对母公司中广核集团海上风电业务量下降，公司建安业务收入同比下降。随着后续核准项目的逐渐增加，工程公司也将逐步以核电项目建设为主。同时，2023年 7月底核准的华能山东石岛湾一期扩建工程将采用公司的华龙一号技术，公司将为其提供部分工程服务。预计公司营业收入占比接近三成的建筑安装和设计服务业务收入将会在未来有所回暖。 另外，根据公司披露的 2023年三季度经营业绩电话会内容，控股股东中广核集团承诺，相关核电资产最晚不迟于核电项目开工后五年内，在项目符合注入条件后将核电资产注入公司。目前公司正在研究惠州、苍南核电资产收购方案，在考虑公司全体股东利益和公司总体经营稳定的前提下，与控股股东协商确定收购时机。 盈利预测和估值公司作为国内核电上市企业的双寡头之一，运营管理的核电机组装机规模全国排名第一；公司市场化交易的电量占比超过一半，上网电价有所提升；建安业务也将有所回暖，公司整体经营稳健。公司实施长期稳定的分红政策，2021、2022年现金分红总额分别为 42.42亿元、43.93亿元。从中长期视角看，公司新核准项目将陆续开工建设，并存在控股股东的核电资产注入预期，具有较好的成长空间。 预计公司 2023、2024年、2025年归属于上市公司股东的净利润分别为 115.25亿元、121.58亿元和 130.85亿元，对应每股收益为 0.23、0.24和 0.26元/股，按照 10月 30日 2.97元/股收盘价计算，对应 PE分别为 13.01X、12.34X、11.46X，维持公司“增持”投资评级。 风险提示：政策推进不及预期；项目进展不及预期；电力需求不及预期；电价下滑风险；系统风险。

事件：公司公布 2023 年半年报。2023 年上半年，公司实现营业总收入41.55 亿元，同比减少 26.07%；实现归母净利润 9.13 亿元，同比减少52.03%；扣非后的归母净利润 9.10 亿元，同比减少 52.98%；经营活动产生的现金流量净额 24.81 亿元，基本每股收益 0.11 元。 投资要点：公司为大唐集团旗下发电企业，上半年业绩下滑源于西南地区来水偏枯。公司是隶属于大唐发电集团的央企子公司，截至 2023 年上半年，中国大唐集团持股占比 51.55%，长江电力持股 10.16%，通过长电投资管理公司持股 1.36%。公司电源结构以水电为主，公司装机最大的龙滩水电站（490 万千瓦）位于红水河流域，南盘江红水河水电基地为我国十三大水电基地之一。截至 2023 年 6 月 30日，公司装机容量 1268.79 万千瓦，其中水电装机占比 80.67%，在广西水电装机 918.82 万千瓦，占广西统调水电装机的三分之二。 2023 年上半年，由于西南地区来水严重偏枯，公司骨干电厂所在地红水河流域相比来水较多年平均偏枯 4 成，公司水电整体发电量同比减少 45.75%。 2023 年下半年以来，我国水电发电量正在逐渐回暖。2023 年上半年，由于整体来水持续偏枯，我国水电发电量同比增速持续下滑，6 月份，水电发电量同比下滑达到 33.9%；2023 年下半年以来，水电出力正在经历一个逐步回暖的过程，7 月我国水电发电量同比降幅收窄，8 月由降转增。7 月水电发电量同比减少 17.5%，8 月份水电发电量同比增加 18.5%。 公司以清洁能源为主，水电+新能源发电装机占比近 9 成。公司电源结构以绿色低碳的清洁能源为主，水电是公司主要的业绩来源，随着风电、光伏发电项目陆续投产，截至 2023 年上半年，风光装机容量分别为 76.60/35.66 万千瓦，水风光合计占比 89.52%。另有火电装机 133.00 万千瓦。受益于清洁能源优先上网的政策，水电利用小时数相对稳定，整体平均电价较低，在电力市场竞争中有较强的竞优势；风电、光伏发电也在政策支持下应发尽发。 公司资金管理效率持续提升，积极参与售电侧改革。公司发行 2023年广西首单能源保供特别债 5 亿元，为 2023 年央企子公司同品种同期限债券最低利率。 公司 2023 年上半年综合融资成本率降至2.98%。公司积极参与售电侧改革，成立全资子公司广西大唐桂冠电力营销有限公司，与广西电网公司联合组建了厂网合资的售电公 司，参股了广西区政府主导的电力交易中心并获董事席位，延伸产业链，并培育新的效益增长点。 公司拟于 2023 年中期实施分红 6.31 亿元。自 2000 年上市以来，公司每年保持现金分红，已实施现金分红 23 次，累计现金分红金额 142.86 亿元，分红率 58.78%。2020-2022 年，公司分别实施现金分红 14.98/11.82/15.76 亿元。另外，公司拟于 2023 年年度中期实施现金分红每 10 股派发现金 0.8 元（含税），分红总额 6.31 亿元（含税）。 投资建议：预计公司 2023、2024 年、2025 年归属于上市公司股东的净利润分别为 24.70 亿元、29.47 亿元和 32.83 亿元，对应每股收益为 0.31、0.37 和 0.42 元/股，按照 9 月 27 日 5.57 元/股收盘价计算，对应 PE 分别为 17.77、14.90 和 13.37 倍。考虑到公司自身盈利能力、估值水平及水电行业景气度，首次覆盖，给予公司“买入”投资评级。 风险提示：来水不及预期；煤价波动风险；电力需求不及预期；电价下滑风险；项目进展不及预期；政策推进不及预期；系统风险。

事件：公司公布 2023 年半年报。2023 年上半年，公司实现营业总收入93.27 亿元，同比减少 16.20%；实现归母净利润 31.54 亿元，同比减少 17.93%；扣非后的归母净利润 31.73 亿元，同比减少 19.13%；经营活动产生的现金流量净额 61.89 亿元，同比减少 24.05%；基本每股收益 0.18 元，同比减少 14.29%。 9 月 7 日公司公告，拟以非公开协议转让方式收购控股股东华能集团、及华能国际合计持有的华能四川公司 100%的股权，交易价款总金额为 85.79 亿元。 投资要点： 2023 年上半年业绩下滑源于来水偏枯。公司是华能集团旗下的大型水电企业，主要从事澜沧江流域及周边地区水电资源的开发与运营，并积极开展太阳能光伏、风电等可再生能源建设运营。截至 2023年上半年末，公司累计装机 2433.28 万千瓦，在云南省装机规模第一，其中水电 2294.88 万千瓦，新能源 138.4 万千瓦。由于 2022年汛期来水不足，2023 年初公司水电梯级蓄能同比减少 61.37 亿千瓦时，及 2023 年上半年澜沧江流域来水同比偏枯约 2.5 成（其中乌弄龙、小湾、糯扎渡断面来水分别同比偏枯 22.5%、25.4%和28.4%），公司 2023 年上半年完成发电量 370.95 亿千瓦时，同比减少 25.44%，上网电量 368.09 亿千瓦时，同比减少 25.48%。发电量及上网电量的减少导致公司营业总收入及利润的同比下滑。 大型水电站具有区域垄断及资源稀缺性，8 月份我国水电发电量同比增速由降转增。通常在特定的地理区域内建设，并且拥有大量的电力生产能力，大型水电站的经营模式决定了其具有区域垄断的优势。在我国金沙江、长江上游、澜沧江干流等十三大水电基地正在开发和将开发的水电站中，装机 500 万千瓦以上水电站增量近乎为零，优质大型水电站具有较强稀缺性。水电是在我国电力供应中占据重要地位的清洁能源，我国水电已连续 18 年位居全球装机首位。 截至 2023 年 8 月底，我国水电装机容量 4.19 亿千瓦，同比增长3.9%。从我国水电发电量同比增速看，2023 年上半年由于来水偏枯下降 22.9%，7 月份下降 17.5%，而 8 月份增长 18.5%。 公司盈利能力稳健向好，管理水平持续提升。公司水电业务盈利能力强，毛利率和净利率维持上升趋势，2023 年上半年分别达到58.14%、36.06%。公司加强成本管理，2023 年上半年营业成本同比减少 12.85%，一是受发电量减少影响，本期水费、检修费用等 发电成本同比减少；二是部分电站机组设备折旧年限到期影响，折旧费用同比减少；三是本期其他管理性成本同比减少。2023 年上半年，公司期间费用率为 15.77%，同比下降 3.72%。其中财务费用率为 13.25%，同比下降 4.85%，是因为本期带息负债融资成本率较 2022 年同期降低，2023 年 6 月底，综合融资利率降至 3.24%，本期财务费用同比下降 20.27%；销售费用率为 0.18%，同比增加31.91%，是以为于本期电力交易服务费同比有所增加；管理费用率为 0.18%，同比略有增加。 注入华能集团优质资产，装机水平得到提升。华能四川公司是华能集团子公司，主要从事四川地区的水电开发建设和生产运营，截至2023 年 3 月 31 日，华能四川公司投产水电装机规模 265.1 万千瓦，在建水电项目 111.6 万千瓦。华能四川公司资产注入后，公司累计投产装机达 2698.38 万千瓦。2022 年度，华能四川公司净资产收益率为 10.89%，高于公司净资产收益率 10.59%。 以“双碳”目标为指引，全面铺开新能源开发。公司全速推进澜沧江流域“双千万千瓦”清洁能源基地规划建设，积极开展“风光水储一体化”可持续发展；创新深化“光伏+农业、牧业”等开发模式，漫湾水光互补示范项目初步建成，苗尾、小湾等水光互补项目加快建设。公司债务融资成本低、空间大，且经营性净现金流充沛，有利于保障项目建设顺利推进。公司“469”中长期发展战略目标：到 2025/2030/2035 年，清洁能源装机分别达到 4000/6000/9000万千瓦。 投资建议：考虑到对华能四川公司的股权收购，预计公司 2023、2024 年、2025 年归属于上市公司股东的净利润分别为 73.25 亿元、82.68 亿元和 96.25 亿元，对应每股收益为 0.41、0.46 和 0.53 元/股，按照 9 月 19 日 7.49 元/股收盘价计算，对应 PE 分别为 18.41、16.31 和 14.01 倍，公司目前估值水平处于合理区间。公司水电业务稳健经营，考虑到公司的区域龙头地位及行业增长潜力，首次覆盖，给予公司“增持”投资评级。 风险提示：来水不及预期；供电区域和客户单一风险；电力需求不及预期；电价下滑风险；项目进展不及预期；政策推进不及预期；系统风险

大国重器，世界最大清洁能源走廊。公司隶属于长江三峡集团，主营水力发电业务，拥有长江水资源永久使用权，是我国最大的水电上市公司和全球最大的水电企业。2023年1月，公司完成乌东德、白鹤滩水电站资产注入，全资拥有长江干流6座梯级电站的全部发电资产，总装机容量增加至7179.5万千瓦，增长约58%。公司水电站全球排名居前，形成了世界最大的清洁能源走廊。 天然垄断，水电资产优质稀缺。我国水能资源位居世界首位，为全球最大的水电生产国，水电是在我国电力供应系统中占比最高的可再生能源。我国十三大水电基地总装机规模达到2.75亿千瓦，正在开发和将开发的水电站中，装机500万千瓦以上水电站增量近乎为零。大型水电站调峰能力强，能有效缓解电力负荷中心用电紧张局面。 经营稳健，有望维持高分红。公司自成立以来业绩持续稳定增长，经营周期长，盈利能力强且质量高，“六库联调”每年可增发电量60-70亿千瓦时。公司坚持高比例分红，2022年分红金额与分红率均为历年来最高水平。公司信用等级高，融资成本低，围绕主业上下游开展股权投资，持续获得稳定投资收益。 绿色低碳，积极布局抽蓄和新能源。公司发挥大水电运维核心能力，高质量布局和推进抽水蓄能业务发展，锁定抽蓄项目资源约4000万千瓦；积极推进金沙江下游超1500万千瓦“水风光储”一体化大基地可再生能源开发，深入开展“水风光储”互补的运行调度研究；推进智慧综合能源业务，积极布局“源网荷储”一体化发展。 电价提升，来水枯转丰可期。白鹤滩电站外送电价确定，送浙江上网电价为0.323元/千瓦时，送江苏上网电价为0.325元/千瓦时，预计乌东德、白鹤滩电站向高电价地区输送的电量占比将有所提升。 水电上市公司整体上网电价处于偏低水平，在电力供需偏紧的形势下，公司水电参与市场化交易具备竞争力，电价有提升空间。随着雨季汛期及厄尔尼诺现象重现，预计长江流域来水将逐步增加。 投资建议：预计公司2023-2025年归属于上市公司股东的净利润分别为313.27亿元、338.53亿元、356.12亿元，对应每股收益分别为1.28元、1.38元、1.46元，按照9月12日22.07元/股收盘价计算，对应PE分别为17.24倍、15.95倍、15.16倍。根据可比上市公司PE情况，公司PE处于合理估值区间。综合考虑公司盈利能力和高分红比例，以及在电力及公用事业行业的龙头地位和所处行业前景，首次覆盖，我们给予公司“增持”投资评级。 风险提示：电力需求不及预期；电价下滑风险；来水不及预期；项目进展不及预期；政策推进不及预期；系统风险。

事件：公司公布2023年半年报。2023年上半年，公司实现营业总收入25.48亿元，同比增长4.10%；实现归母净利润3.37亿元，同比增长3.73%；扣非后的归母净利润3.25亿元，同比增长2.35%；经营活动产生的现金流量净额2.23亿元，同比下降0.22%；基本每股收益0.49元，同比下降2.00%。 投资要点：河南唯一燃气行业上市公司，业务的自然垄断性形成了公司较宽广的护城河。公司营业收入主要来自于河南省内的天然气业务，包括天然气产业链中游的管道天然气业务，和下游的城市燃气业务。公司拓展豫南燃气，收购新长燃气、长葛蓝天、尉氏万发等优质燃气项目，参股设立兴港燃气、驻马店储运公司，提升了河南省内市场占有率，构建了“长输管网+城燃”双主业布局，具备中下游一体化的运营模式。公司豫南支线和南驻支线建立并巩固了在豫南的区域优势，博薛支线、许禹支线的建成使公司长输管网覆盖区域延伸至豫中、豫北地区。管道天然气业务的自然垄断特性和目前的市场分割特点，及城燃业务的区域特许经营权，形成了公司较宽广的护城河。2023年上半年，公司整体稳健经营，营业收入同比增长4.10%，主要来自于城燃业务的自然增长。 2023年上半年我国天然气消费稳步复苏。根据《中国天然气发展报告（2023）》，2022年我国天然气消费量首次出现负增长，全年天然气表观消费量3646亿立方米，同比下降1.2%。2023年上半年，全国天然气消费量1941亿立方米，同比增长5.6%；天然气产量1155亿立方米，同比增长5.4%；天然气进口量794亿立方米，同比增长5.8%，其中管道气332亿立方米，LNG462亿立方米。受天然气进口长协计价滞后期影响，目前国内天然气进口成本在相对高位运行，与国际LNG现货价格显著下行的趋势产生偏差。 预计2023年中国天然气消费量3850-3900亿立方米，增长率5.57%-7%，增长主要受城市燃气和发电用气驱动。 公司盈利质量、分红率高，财务费用率同比下降。公司维持高加权净资产收益率，2022年达到18.24%，同比增长17.91%；2023年上半年为9.20%。公司持续加大分红力度，2020-2022年，公司股利支付率分别为69.51%、54.97%、83.55%，近三年公司累计分红金额达到9.58亿元。2023年上半年，公司期间费用率4.11%，较2022年同比增长5.93%，主要源于公司合并范围增加，导致销售费用同比增长20.88%，管理费用同比增长11.25%；公司财务费用率同比下降11.54%，主要源于公司加强资金管理，控制有息负债规模，降低了利息支出，并与多家银行签订了存款协定利率，保证资金效率。 多元化采购机制保障供气需求，数智化提升公司管理效率。公司与中石油、中石化、安彩能源、中联煤层气、中裕能源、五洲能源、新奥能源等企业签署了天然气采购协议，拓宽气源保障渠道，实现了气源采购的多元化布局，2023年上半年，公司积极与资源方沟通协调，多渠道争取气源指标，扎实做好气源统筹、平衡峰谷差值，通过合理调度，有效控制购气成本，保障公司总体供气需求。公司将大数据网络科技新技术深度融入实体服务，智慧燃气系统愈加完善，平台建设持续推进，完成多个三级调度室、站控系统和压力监测终端的安装调试及营收系统与物联网采集平台数据库服务器的扩容，从而持续提升公司管理效率。 投资建议：预计公司2023、2024年、2025年归属于上市公司股东的净利润分别为6.66亿元、7.18亿元和8.02亿元，对应每股收益为0.96、1.04和1.16元/股，按照9月7日9.74元/股收盘价计算，对应PE分别为10.13、9.40和8.41倍，公司目前估值水平处于合理区间。公司天然气业务稳健增长，净资产收益率维持高水平，且股息率高，基于天然气行业的发展前景和公司的区域龙头地位，首次覆盖，给予公司“增持”投资评级。 风险提示：上游气源价格波动；下游需求不及预期；行业政策变化；安全生产风险；系统风险。

事件：公司公布 2023 年半年报。2023 年上半年，公司实现营业总收入362.98 亿元，同比增长 4.99%；实现归母净利润 60.42 亿元，同比增长 11.09%；扣非后的归母净利润 58.88 亿元，同比增长 8.62%；经营活动产生的现金流量净额 219.44 亿元，同比增长 1.25%；基本每股收益 0.314 元，同比增长 8.65%。 投资要点： 中核集团旗下“核电+新能源发电”双擎电力运营平台，上半年取得较好业绩得益于新能源发电量的增加。截至 2023 年上半年末，公司控股股东为中核集团，中核集团持股 59.27%；公司控股在运核电机组 25 台，装机容量 2375 万千瓦；公司核电机组累计发电量902.68 亿千瓦时，同比增长 2.77%，占全国运行核电机组发电量的42.60%；新能源在运装机容量 1445.21 万千瓦，在建装机容量796.61 万千瓦，合计 2241.82 万千瓦（其中风电 651.89 万千瓦，光伏 1589.93 万千瓦）。2023 年上半年，公司新能源发电量 105.59亿千瓦时，同比增长 62.01%，上网电量 103.81 亿千瓦时，同比增长 61.92%。公司新能源发电量实现较大幅度增长，使得公司发电量同比增长 6.86%，带动公司业绩增长。 我国核电机组核准提速。2011 年福岛核事故发生后，我国核电审批放缓。自 2019 年以来，每年核准数量呈上升趋势，2022 年核准10 台机组。2023 年 7 月 31 日国常会审核通过 6 家机组，其中包含公司的辽宁核电徐大堡 1 号、2 号机组。截至 2023 年上半年末，我国核电装机容量 5676 万千瓦，同比增长 2.2%。2023 年上半年，核电发电量 2119 亿千瓦时，同比增长 6.5%；核电设备平均利用小时为 3770 小时，比 2022 年同期增加 97 小时。中国核能行业协会预计 2030 年前，我国在运核电装机规模有望成为世界第一。作为零碳排放的能源供给形式，除了电力供应，核能可以在清洁供暖、工业供汽、海水淡化、制氢、核动力船舶、同位素生产等方面发挥重要作用。 公司是以核电为主的清洁能源供应商，积极探索新业务增长点。公司在运及在建电源项目均为核电、风电、光伏等清洁低碳能源。截至 2023 年上半年末，公司控股在建及核准核电机组 13 台，装机容量 1,513.50 万千瓦；在建新能源发电装机容量 796.61 万千瓦，到2025 年末新能源装机有望达到 3000 万千瓦，较目前装机规模有107.6%的增长空间。2023 年上半年，公司累计发电量 1008.27 亿千瓦时，与燃煤发电相比，相当于减少燃烧标准煤 3037.49 万吨， 减少排放二氧化碳 7958.23 万吨，减少排放二氧化硫 25.82 万吨，减少排放氮氧化物 22.48 万吨。公司拥有国内最丰富的核电在建和运行机型与堆型，其中压水堆包括 CP300、CP600、CP1000、VVER-1000、VVER-1200、AP1000、CAP1000、华龙一号等，重水堆包括 CANDU-6 等。公司在开拓风电、光伏、地热等新能源市场的同时，积极发展核能供热、供汽等核能多用途利用以及钙钛矿等敏捷清洁技术产业。 公司盈利能力和成本管控能力持续提升。2023 年上半年，公司毛利率、净利率分别为 48.54%、29.84%，其中净利率同比增长4.89%；期间费用率为 15.95%，同比下降 11.54%。销售费用率为0.11%，同比上升 22.22%，主要是电厂两个细则考核费用增加；财务费用率为 10.71%，同比下降 4.29%，主要系公司加强资金管理，利息财务费用同比减少，且利息收入同比增加；管理费用率为5.13%，同比下降 24%，主要系计入管理费用的前期开发费用同比减少。 投资建议：预计公司 2023、2024 年、2025 年归属于上市公司股东的净利润分别为 101.55 亿元、113.07 亿元和 124.48 亿元，对应每股收益为 0.54、0.60 和 0.66 元/股，按照 9 月 5 日 7.28 元/股收盘价计算，对应 PE 分别为 13.54、12.16 和 11.04 倍，公司目前估值水平处于合理区间。公司核电业务稳健增长，新能源发电装机规模具备较高成长空间，考虑到公司核电运营商的龙头地位及新能源发电业务的增长潜力，首次覆盖，给予公司“增持”投资评级。 风险提示：电价下滑风险；下游需求不及预期；项目进展不及预期；政策推进不及预期；成本管控不及预期；安全生产风险；系统风险。

事件：公司公布 2023 年半年报。2023 年上半年，公司实现营业总收入159.69 亿元，同比-17.70%；实现归属母公司的净利润 22.34 亿元，同比-33.61%；扣非后的归母净利润 21.21 亿元，同比-37.90%；基本每股收益 0.96 元，同比-33.61%。 继近期公告部分董事、高管增持公司股份计划之后，8 月 31 日，公司发布关于公司控股股东增持股份计划的公告，中国平煤神马集团计划自 8 月 31 日起 6 个月内，通过集中竞价的方式,以不高于 12 元/股的价格增持公司股票，金额人民币 1-2 亿元。9 月 5 日，公司发布关于控股股东高级管理人员增持公司股份计划的公告，中国平煤神马集团董事长等高管人员计划自 9 月 4 日起 6 个月内，以自有资金增持公司股份，合计增持股份数量不低于 10 万股，不超过 20 万股。 投资要点： 深耕煤炭行业的河南主焦煤龙头，业绩下滑源于煤价下跌。公司主要产品为精煤和混煤。精煤主要供钢铁、化工行业使用；混煤主要供电力、建材等行业使用。自上市以来，公司的主要收入均来源于煤炭产品销售。2022 年公司煤炭采选业收入占比 97.25%，其中精煤收入占比 72.06%，混煤收入占比 20.06%。2023 上半年公司原煤产量 1537 万吨，同比增加 36 万吨；精煤产量完成 618 万吨，同比增加 21 万吨。2023 上半年，国内生产原煤 23 亿吨,同比增长4.4%；进口煤炭 2.2 亿吨,同比增长 93%，其中进口炼焦煤 4561.4万吨，同比增长 75%。受供给宽松等影响，商品煤价格下降。2023年以来，动力煤市场处于弱平衡态势，炼焦煤市场价格于二季度出现较大幅度下跌，8 月 31 日，平顶山产主焦煤车板价 1920 元/吨，较一季度末下跌 25%。煤价下跌，使得公司 2023 年上半年营业收入同比下降 17.70%。 受钢铁和地产行业利好政策刺激，焦煤行业有望回暖。8 月 25 日，工业和信息化部、国家发改委等七部门联合发布《钢铁行业稳增长工作方案》，提出钢材消费升级和供给能力提升两大行动，在一定程度上提振钢铁行业信心。8 月 31 日，中国人民银行、国家金融监督管理总局联合发布《关于调整优化差别化住房信贷政策的通知》和《关于降低存量首套住房贷款利率有关事项的通知》，地产行业释放利好，统一房贷首付比例下限,下调二套住房贷款利率下限,存量房贷利率可置换调降，为居民减负、扩大消费和投资。我们预期配套宽松政策支持钢铁及房地产行业企稳，有利于上游焦煤行业的 基本面改善。 公司大力实施精煤战略和智能矿山建设。公司焦精煤具有低硫、低灰、低磷、低碱金属、热态指标好、有害元素少等先天优势，是全球稀缺的战略资源，主焦煤品质、产能全国第一，公司与国内多家大型钢铁企业建立起长期稳定的战略合作伙伴关系。公司数智建设加速，2023 年全年计划建设 12 个智能化采煤工作面、40 个智能化掘进工作面，新建 2 个“5G+智能矿山”，建设 1 个国家级智能化示范煤矿，3 个河南省智能化煤矿，全面完成 4 家选煤厂智能化建设。 公司借力资本市场运作，助力公司高质量转型发展。2023 年 3 月，公司完成 29 亿元可转债发行并挂牌上市，募投资金用于公司煤矿智能化建设改造项目建设；2023 年 6 月，公司完成“23 平煤 04”债券发行，票面利率为 4.13%，为 2023 年以来债券融资成本最低，低于“23 平煤 01”、“232 平煤 02”的 4.98%和 4.48%；另外，根据公司公告，公司计划推进煤焦产业整体上市，借力资本市场助力公司高质量转型发展。 公司持续加强成本管控，管理能力稳健提升。公司加强人力成本管理，持续推进人力资源改革，截至 2022 年末，公司在职员工的数量为 5.36 万人，同比减少 1.16 万人。2023 年上半年公司应付职工薪酬同比-38.75%。公司计划 2023 年底完成组织架构优化调整，持续推动人力资源优化配置。公司期间费用率整体呈下降趋势，2023 年上半年公司期间费用率为 8.86%，其中销售费用率为0.70%，管理费用率为 3.74%，财务费用率为 4.42%。 投资建议：预计公司 2023、2024 年、2025 年归属于上市公司股东的净利润分别为 42.26 亿元、43.86 亿元和 45.77 亿元，对应每股收益为 1.83、1.90 和 1.98 元/股，按照 9 月 4 日 9.58 元/股收盘价计算，对应 PE 分别为 5.25、5.05 和 4.84 倍。公司目前估值水平处于合理区间，公司精煤业务随着产业链下游利好政策的托底，已经具备投资价值，同时控股股东及其高管人员计划在二级市场增持公司股份，彰显对于公司未来发展的信心。考虑到公司优质低硫主焦煤的市场龙头地位和发展前景，首次覆盖，给予公司“增持”投资评级。 风险提示：煤价下跌风险；下游需求不及预期；政策推进不及预期；成本管控不及预期；安全生产风险；系统风险。

事件： 公司公布 2023年半年报。2023年上半年公司实现营业总收入 1260.32亿元，同比增长 7.84%；实现归属母公司的净利润 63.08亿元，同比增长 309.67%；扣非后的归母净利润 55.71亿元，同比增长 245.32%； 基本每股收益 0.31元，同比增长 219.23%。 投资要点： 背靠华能集团，火电装机容量最大的 A 股发电企业，清洁能源占比持续提升。公司控股发电装机容量不断增长，截至 2022年末，公司火电装机 10695.6万千瓦，在 A 股火力发电企业中排名第一。 2023年上半年，公司新增装机 405.1万千瓦，其中清洁能源 340.1万千瓦，低碳清洁能源装机占比提升至 28.02%。截至 2023年 6月末，公司可控发电装机 12999.5万千瓦，其中风电 1388.6万千瓦，太阳能发电 877.4万千瓦。 2023年上半年火电出力稳步提升，发挥重要能源保供作用。电力工业是国民经济发展中最重要的基础能源产业,作为我国经济复苏的晴雨表指标之一。1-7月，全社会用电量 5.20万亿千瓦时，同比增长 5.2%，我国经济持续稳步复苏。1-7月，火电平均利用小时2573小时，同比增加 96小时。7月份，火电发电量同比增长 7.2%。 电价电量齐涨，煤价下跌，公司基本面持续改善。2023年上半年，公司境内平均上网电价 515.23元/兆瓦时，同比增长 1.89%；公司境内上网电量 2111.48亿千瓦时，同比增长 7.43%。供给维持高位，叠加进口及库存的增长，使得国内煤炭供需由紧平衡向宽松转变，煤价波动下行。发电收入端增长，成本端下降，公司业绩持续增长。 2023年上半年，公司毛利率增至 12.04%，净利率增至 4.23%，净资产收益率（加权）增至 9.90%。 公司电厂具有区域布局优势，经营管理效率持续提升。公司电厂分布在境内 26个省份，位于沿江海经济发达区域的用电量和电价水平高，位于内陆的分布在环首都及燃料陆运直达区域，新能源项目大多分布在消纳能力较强、电价较高的区域。境外方面，公司在新加坡全资拥有一家营运电力公司，在巴基斯坦投资一家营运电力公司，境内外布局形成优势互补、增强抵抗经营风险的能力。2023年上半年，公司期间费用率由 2022年的 6.85%降至 6.12%，其中财务费用率由 3.85%降至3.49%，管理费用率由 2.94%降至 2.54%。 投资建议：预计公司 2023、2024年、2025年归属于上市公司股东的净利润分别为 127.16亿元、154.44亿元和 176.92亿元，对应每 股收益为 0.81、0.98和 1.13元/股，按照 8月 21日 8.80元/股收盘价计算，对应 PE 分别为 10.86、8.94和 7.81倍。公司目前估值水平处于合理区间，公司火电业务随着产业链上游燃料价格的下跌进入景气度上行周期，同时新能源发电业务加快发展，预计公司基本面有望持续改善。考虑到公司在火电上市公司的龙头地位，首次覆盖，给予公司“增持”投资评级。 风险提示：电力需求不及预期；电价下滑风险；项目进展不及预期； 政策推进不及预期；产业链价格波动风险；系统风险。

公司为主板注册制首批上市企业。公司主营火力发电和煤炭生产。 公司控股股东为陕西投资集团，为陕西省属大型能源企业。2023年4月10，公司在深交所主板上市，公开发行7.5亿股，总股本增至37.5亿股，募集资金72亿元，主要投向清水川能源电厂三期项目及补充流动资金。上市后，陕西投资集团持股比例64%。 公司煤电一体化经营，整体业绩稳定性较强、持续向好。2019至2022年，公司营业总收入保持增长，增速维持在30%以上。公司2022年实现营业收入202.85亿元，同比增长31.07%；实现归母净利润24.72亿元，同比增长511.95%。2023Q1，公司实现营业收入51.09亿元，同比增长0.2%；实现归母净利润8.56亿元，同比增长13.33%。 2023Q1陕西省原煤产量1.79亿吨，全国占比15.51%。陕西与山西、内蒙和新疆是我国产煤大省，2022年晋陕蒙新4省原煤产量占全国比重为80.9%。公司凉水井、冯家塔和赵石畔煤矿位于陕西省榆林市，园子沟和丈八煤矿位于陕西省宝鸡市。在建的园子沟煤矿东翼项目、赵石畔煤矿投产后，公司年煤炭产能将达到3000万吨。 煤电一体化有利于促进公司增强抵御市场风险的能力。公司火电装机持续投产，发电量逐步提升。清水川三期投产后，公司坑口电站装机容量将达到862万千瓦。2019-2022年，公司自产煤外销量占商品煤产量的比例持续下降，由73%下降至39%。赵石畔煤矿建成投产后，公司煤电一体化程度将更加深入。公司在建机组和多数在运机组处于西电东送主要通道。 煤炭进口恢复，煤价趋于平稳。2023年以来我国煤炭进口量增幅较大。2023年1-4月份，合计进口煤炭1.42亿吨，同比增长88.8%。 2023年以来动力煤价格趋于稳定。公司下属电厂的供电煤耗优于国家标准和行业平均水平。 公司2022年平均上网电价上浮18.80%。2021年10月，国家发改委《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》指出，“有序放开全部燃煤发电电量上网电价，扩大市场交易电价上下浮动范围”。《陕西电力市场电力交易临时补充规定》指出，“燃煤发电企业与高耗能企业市场交易价格上浮范围不受20%限制。”市场化电价政策的落地实施，促进了国内煤电上网电价的上涨。 预计2023年全国电力供需总体紧平衡，火电将发挥调节电源的角色。国网能源研究院《2023年中国电力供需形势分析报告》、中电联《2023年一季度全国电力供需形势分析预测报告》均预计2023年全国电力供需总体紧平衡。随着新能源发电装机比例提高，需要大容量的调峰电源。因此，我们认为火电在2023年将发挥更加重要的调节电源作用。 火电在我国电力供给中仍占据主导地位。整体来看，随着新能源发电装机容量的快速增长，2012年以来我国火电装机全国占比呈现下降趋势，从2012年的71.43%降至2023年1季度末的51.09%。但是由于我国的资源禀赋，火电在发电量上仍占据主导地位，2012以来，我国火电发电量全国占比由81.23%下降至69.77%，2023Q1，该比例又回升至72.19%。 投资建议：预计公司2023、2024年归属于上市公司股东的净利润分别为28.05亿元、32.82亿元，对应每股收益为0.75、0.88元/股，按照5月12日10.77元/股收盘价计算，公司市值404亿元，对应PE分别为14.40、12.30倍。根据可比上市公司PE情况，综合考虑公司高分红比例和成长性，以及在西北地区的煤电一体化龙头地位，公司PE处于合理估值区间。首次覆盖，我们给予公司“增持”投资评级。风险提示：电力需求不及预期；电价下滑风险；项目进展不及预期；政策推进不及预期；产业链价格波动风险；系统风险。