川投能源发布公司2024年年报及2025年第一季度报告。2024年，公司实现营业收入16.09亿元，同比增长8.54%；归母净利润45.08亿元，同比增长2.45%。2025年第一季度，公司实现营业收入3.64亿元，同比增长41.17%；归母净利润14.79亿元，同比增长16.16%。 公司投资收益稳定，受益于水电站发电量增长及水电电价稳中有升公司主要利润来自对雅砻江水电的投资收益。2024年，公司投资收益为46.43亿元，其中参股公司投资收益45.04亿元，参股公司中雅砻江公司产生投资收益39.66亿元，占公司利润总额的84.36%。2025年一季度，公司投资收益为14.76亿元，同比增长11.12%。 发电量方面，公司水电发电量稳定增长，光伏发电量增速较高。2024年，公司完成发电量58.21亿千瓦时，同比增长11.27%。其中完成水电发电量55.08亿千瓦时，同比增长10.18%；完成光伏发电量3.13亿千瓦时，同比增长34.78%。田湾河公司全年发电32.96亿千瓦时，同比增长10.38%；川投电力公司全年发电22.11亿千瓦时，同比增长12.39%。2025年一季度，公司完成发电量9.6亿千瓦时，同比增长21.98%。其中完成水电发电量9.06亿千瓦时，同比增长20.32%；完成光伏发电量0.54亿千瓦时，同比增长74.19%。银江水电站投产发电以及控股子公司收入同比增加，使得公司一季度收入同比增长41.17%。 上网电价方面，公司水电电价同比增长，光伏电价同比下降。2024年，公司水电平均上网电价204.73元/兆瓦时，同比增长4.00%；光伏发电平均上网电价495.80元/兆瓦时，同比减少20.38%。2025年一季度，公司平均上网电价0.354元／千瓦时，同比增长20.00%。其中水电平均上网电价0.349元/千瓦时，同比增长23.32%；光伏发电平均上网电价0.444元/兆瓦时，同比减少22.11%。 2025年一季度我国水电发电量延续增长态势根据国家统计局数据统计，2024年，我国规上工业水电发电量1.27万亿千瓦时，同比增长10.70%。2025年1—3月份，我国规上工业水电发电量2233亿千瓦时，同比增长5.90%，其中3月份发电量781亿千瓦时，同比增长9.5%，增速较1—2月份加快5个百分点。 公司依托金沙江、雅砻江等流域进行水电站的开发、投资、建设和运营截至2024年末，公司参控股总装机达3696万千瓦（不含三峡新能源、中广核风电和中核汇能），权益装机1715万千瓦，清洁能源装机规模占比100%。2025年1月1日，金沙江银江水电站首台机组投产，装机容量39万千瓦，平均年发电量15.69/18.34亿千瓦时（龙盘建成前/后），上游衔接梯级为金沙水电站，下游梯级为乌东德水电站。 公司持股48%的雅砻江公司独享全国第三大水电基地开发权，装机突破2083万千瓦，其中已建成投产水电1920万千瓦，风光新能源超163万千瓦。公司持股20%的国能大渡河公司拥有大渡河干流、支流水电资源，已投产电站装机规模超过1194万千瓦。公司控股的田湾河流域梯级水电站作为四川电网的优质电源点，总装机76万千瓦。 公司雅砻江、大渡河流域建设项持续推进，腊巴山风电二期投产发电，道孚抽蓄、两河口混合抽蓄先后开工，并购湖北远安抽水蓄能电站87%股权。 清洁能源装机规模持续扩张，为公司未来3-5年业绩增长提供支撑。 公司加强费用管控，费率降幅明显2024年，公司财务费用率、管理费用率、销售费用率分别为28.34%、12.56%、1.19%，分别较2023年同期下降13.13个百分点、1.98个百分点、0.21个百分点。2025年一季度，公司财务费用率、管理费用率、销售费用率分别较2024年同期下降11.59个百分点、2.62个百分点、0.59个百分点。 公司每股现金分红相对稳定，控股股东拟增持公司股份2021—2023年度，公司每股现金分红均为0.4元，现金分红金额分别为17.63亿元、17.84亿元、19.50亿元。公司2024年度每股维持派发现金红利0.4元，合计拟派发现金红利19.50亿元，现金分红比例为43.26%。 公司于2025年4月9日发布关于控股股东增持计划的公告，控股股东四川能源发展集团基于对公司未来持续稳定发展的坚定信心，拟增持5—10亿元公司股份。 盈利预测和估值预计公司2025-2027年归属于上市公司股东的净利润分别为52.01亿元、55.03亿元和57.80亿元，对应每股收益为1.07、1.13和1.19元/股，按照2025年4月16日16.91元/股收盘价计算，对应PE分别为15.85X、14.98X和14.26X，考虑到公司估值水平和行业发展前景，首次覆盖，给予公司“买入”投资评级。 风险提示：投资收益波动风险；来水不及预期风险；电价下降风险；系统风险。

蓝天燃气发布2024年年报，全年实现营业收入47.55亿元，同比减少3.87%；归母净利润5.03亿元，同比减少16.98%。其中，第四季度实现营业收入11.74亿元，同比减少15.93%，环比增长22.13%；归母净利润5182.2万元，同比减少51.27%，环比减少52.93%。 公司主营业务毛利率下降，全年业绩低于预期作为河南省唯一一家燃气板块上市公司，公司主营河南省内天然气中下游业务，包含管道天然气业务、城市燃气销售业务。2024年，公司全年销售毛利率为19.41%，同比下降1.97个百分点。分业务看，公司管道城市燃气业务受居民燃气价格未及时顺价影响，城燃业务毛利率同比减少2.28个百分点；管道天然气受下游需求影响，采取了“一厂一策”销售策略，管道天然气业务毛利率同比减少3.01个百分点；公司代输天然气、燃气安装工程业务毛利率分别同比增加0.19个百分点、2.17个百分点。 现金流方面，公司全年经营活动产生的现金流量净额为5.97亿元，同比减少12.25%，主要系公司销售毛利降低所致；筹资活动产生的现金流量净额为-8.65亿元，同比减少762.89%，主要系借款减少以及因分派2023年度及2024年半年度分红支付现金较多所致；投资活动产生的现金流量净额为-1.92亿元，同比减少36.46%，主要系公司乡镇利用工程完工固定资产投资减少所致。 2024年，我国表观天然气消费量保持增长，天然气价格下降在需求端，根据国家发改委数据，2024年，全国天然气消费量4260.5亿立方米，同比增长8%。在供给端，根据国家统计局数据，2024年我国天然气产量2463.70亿立方米，同比增长6.2%。根据海关总署数据，2024年我国天然气进口量累计1.32亿吨，同比增长9.9%。 价格方面，根据国家统计局数据，2024年12月31日，我国LNG价格为4413.8元/吨，较年初价格减少1397.5元/吨。 2024年公司三项期间费用率较2023年提升0.34个百分点2024年，公司财务费用3677.78万元，同比增长18.2%，主要系公司发行可转债并按照金融工具准则计提利息所致；管理费用1.90亿元，同比增长0.57%；销售费用4400.46万元，同比减少2.09%，主要系公司开展燃气增值业务计提的绩效减少所致。2024年，公司财务费用率、管理费用率、销售费用率等三项期间费用率合计为5.69%，较2023年提升0.34个百分点。 2024年度分红比例达126.93%公司分红比例整体呈现上升态势，2020—2023年度，公司现金分红比例分别为69.51%、54.97%、83.52%、97.13%。2024年度，公司拟派发现金红利3.22亿元，加上中期分红3.17亿元，2024年公司现金分红总额为6.39亿元，分红比例126.93%。2024年度每股现金分红合计0.90元（含税），对应2025年4月9日收盘10.72元/股，股息率为8.40%。 盈利预测和估值根据郑州市发改委发布的《关于疏导郑州市区居民管道天然气销售价格的通知》，郑州市已于2024年10月调整了居民管道天然气价格，第一阶梯的价格从2.58元/立方米上调至2.94元/立方米。公司城燃业务的盈利主要取决于公司所在经营区域居民天然气顺价政策的落地情况，而管道天然气业务的盈利则受下游需求等因素影响。 预计公司2025—2027年归属于上市公司股东的净利润分别为5.25亿元、5.52亿元和5.83亿元，对应每股收益为0.73、0.77和0.82元/股，按照2025年4月9日10.72元/股收盘价计算，对应PE分别为14.59X、13.87X和13.13X。基于行业发展前景和公司估值水平，维持公司“增持”投资评级。 风险提示：天然气顺价政策落地时间不确定；下游需求不及预期；系统风险。

投资要点：中国广核发布2024年年报，全年实现营业收入868.04亿元，同比增加5.16%；归母净利润108.14亿元，同比增加0.83%。其中第四季度实现营业收入245.34亿元，同比增长8.05%；归母净利润8.30亿元，同比减少18.98%。 公司2024全年业绩基本符合预期，实现平稳增长电价方面，市场化电价的波动对公司业绩产生了相应影响。2024年公司市场化交易电量占比50%左右，与2023年基本持平。公司核电机组的上网电价分为计划电价和市场电价，2024年，电力市场整体交易价格有所下降，市场化交易平均含税电价约为0.3869元/千瓦时，同比下降3.85%。2024年，公司平均上网电价0.416元/千瓦时，同比下降1.57%。 发电量方面，2024年公司发电量提升抵消了平均上网电价下降的影响，全年业绩实现平稳增长。公司及其子公司运营管理的28台核电机组总发电量约为2421.81亿千瓦时，较2023年增长6.08%；总上网电量约为2272.84亿千瓦时，较2023年增长6.13%。2024年公司子公司实现销售电量1790.12亿千瓦时，同比增长7.15%，公司台山、防城港核电站全年发电量分别同比增长52.28%、19.99%。 机组大修方面，2024年，公司开展20个换料大修，全年大修总天数约为713天，较2023年减少约207天。大亚湾、岭东、阳江电站大修时间多于2023年，岭澳、宁德、台山、红沿河大修时间同比减少。 2025年公司计划开展19个换料大修。 近年来我国加快核电机组核准根据中国核能行业协会预计，到2035年我国核电发电量占比将达10%左右。2025年2月27日，国家能源局关于印发《2025年能源工作指导意见》，提出核准一批条件成熟的沿海核电项目，因地制宜推动核能综合利用。2019年以来，我国加快核电机组核准节奏。2024年我国共核准5个核电项目共11台核电机组，核电机组核准数量已连续三年超过10台。根据中国核能行业协会发布的数据，截至2024年12月末，我国投入商业运行的核电机组共56台。2024年，全国商运核电机组上网电量为4179.49亿千瓦时，公司管理的核电站的总上网电量全国占比为54.38%。 公司核电机组陆续投产，在建核电项目稳步推进2024年，公司大亚湾2号机组装机容量由98.4万千瓦增至102.6万千瓦，大亚湾核电站装机容量增至201万千瓦，防城港4号机组于2024年5月25日投入商业运，公司“华龙一号”示范项目全面建成，全年公司新投产核电机组装机容量118.8万千瓦，核准项目的计划装机容量491.8万千瓦，在建项目计划装机容量731.8万千瓦。截至2024年12月末，公司管理28台在运核电机组、16台在建核电机组，装机容量分别为3179.8万千瓦和1940.6万千瓦，合计4381.4万千瓦，占全国在运及在建核电总装机容量的45.02%。 截至2024年末，公司在建核电机组中，2台处于调试阶段，3台处于设备安装阶段，2台处于土建施工阶段，9台处于FCD准备阶段。陆丰5号机组于2024年4月29日实现穹顶吊装，进入设备安装阶段。宁德5号机组于2024年7月28日实现FCD，开始全面建设，进入土建施工阶段。苍南1号机组于2024年11月6日启动冷态功能试验，进入调试阶段。2025年2月24日，陆丰1号机组实现FCD，开始全面建设，进入土建施工阶段。 公司融资成本下降，并提升分红比例公司核电站处于大规模建设期，需要统筹资本开支和股东回报。2025年我国将实施适度宽松的货币政策，利于公司融资成本的降低。公司通过低利率银行贷款置换、资本市场发债等途径，使得债务融资成本下降，叠加到期债务本金偿还后减少，2024年公司财务费用51.33亿元，同比下降9.40%。公司49亿可转债已得到批复，资金用于陆丰5、6号机组建设，将进一步优化公司资产负债结构。 公司近年现金分红比例和分红金额持续提升。2021-2023年度，公司现金分红金额分别为42.42亿元、43.93亿元、47.69亿元，分红比例分别为43.58%、44.09%、44.26%。公司2024年度拟分红47.97亿元，分红比例提升至44.36%。 盈利预测和估值一方面，2025年公司所在广东、广西地区市场化电价下降，公司2025年市场化交易电量占比提升，将影响公司2025年平均电价水平。另一方面，2025—2027年，公司陆续有新核电机组投产，公司发电量规模将维持增长态势。 预计公司2025—2027年归属于上市公司股东的净利润分别为109.68亿元、116.88亿元和132.15亿元，对应每股收益为0.22、0.23和0.26元/股，按照3月28日3.64元/股收盘价计算，对应PE分别为16.76X、15.73X和13.91X，考虑到公司估值水平和行业发展前景，维持公司“增持”投资评级。 风险提示：核电机组投产进度不及预期；市场电价波动风险；电力需求不及预期；系统风险。

长江电力发布关于国有股份无偿划转的提示性公告，控股股东三峡集团与其全资子公司长江环保集团签署无偿划转协议，三峡集团拟将其持有的公司9.79亿股股份无偿划转至长江环保集团。本次无偿划转后，三峡集团持有公司股份104.74亿股，占公司总股本42.81%；长江环保集团持有公司股份9.79股，占公司总股本4%；中国三峡集团及其一致行动人合计持股数量及持股比例未发生变化，仍为128.65亿股，占公司总股本52.58%。 长江电力发布2024年度业绩快报公告，2024年，公司实现营业总收入841.98亿元，同比增长7.75%；归属于上市公司股东的净利润325.20亿元，同比增长19.36%；基本每股收益1.3291元/股，同比增长19.36%；加权平均净资产收益率15.72%，较2023年同期增加2.2个百分点。 公司股权为高分红资产，股权划转为三峡集团生态环保业务可持续经营资金支持公司于2025年1月24日完成2024年中期权益分配，每股派发现金红利0.21元，派发现金合计51.38亿元，根据Wind数据统计，自2003年上市以来，公司累计现金分红1880亿元，公司近年来保持70%以上的分红比例。截至2025年2月17日收盘，公司近12个月股息率达3.66%，属于稳健的红利资产。长江环保集团通过持股长江电力，可获得稳定的分红收益，为其环保项目提供现金流支持；对于公司而言，股东架构的多样性有助于提升长江电力在国家经济大环境中的竞争力。 公司2024年全年业绩基本符合预期2024年第四季度，公司六座梯级电站发电量600.9亿千瓦时，同比减少17.6%，但四季度相对属于枯水期，发电量全年占比小，对公司全年发电量影响较小。2024年是世界最大清洁能源走廊全面建成的第二个完整年度，也是公司梯级水库全面蓄满后正常调度运行的第一年，由于乌东德水库、三峡水库整体来水较2023年偏丰，公司六座梯级水电站全年发电量2959.04亿千瓦时，同比增发196.41亿千瓦时，同比增长7.11%，使得公司2024年取得业绩稳步增长。2024年，公司六座梯级电站乌东德、白鹤滩、溪洛渡、向家坝、三峡、葛洲坝分别完成发电量396.47/604.32/621.01/334.11/829.11/174.03亿千瓦时，分别同比增长13.56/增长%5.42%/增长13.05%/增长7.32%/增长3.29%/减少1.61%。水电行业在2024年来水迎来修复水电是我国传统优势能源，是我国仅次于火电的第二大电力来源。三峡水库来水呈现丰、平、枯特性，年来水整体围绕多年均值波动，2024年，我国水电行业来水整体偏丰，根据国家统计局发布的数据，2024年我国规上工业水电发电量12742.5亿千瓦时，同比增长10.7%，发电量整体占比13.53%。 2025年1月6日，国家发改委、国家能源局印发《电力系统调节能力优化专项行动实施方案（2025—2027年）》，明确指出国家对于提升电力系统调节能力的重视，特别提到了通过积极推进流域水电扩机增容等灵活性提升改造，来着力提高流域整体调节能力。这一政策导向为公司通过技术更新扩容增机、实现内生增长提供了重要的机遇。 公司2024年前三季度投资收益同比提升，且财务费用持续下降公司长期围绕水电产业链上下游展开股权投资，并探索“股权合作+资源获取+业务持续协同”新的投资模式布局，同时审慎投资新能源技术创新领域的重大项目。2024年前三季度，公司实现投资收益42.66亿元，同比增长11.41%。公司加大科研投入，2024年前三季度，公司研发费用同比增长46.94%。 公司积极压降融资成本以降低财务费用，2024年上半年，公司综合融资成本率较2023年同期降低13BP，财务费用同比下降10.19%；随着综合融资成本率持续降低，2024年前三季度，公司财务费用同比下降10.35%。 盈利预测和估值公司是A股市值最大的发电上市公司，更是世界最大的水电上市公司，水电总装机7179.5万千瓦，水电主业经营稳健，盈利能力强且稳定，作为价值蓝筹标杆和高股息标的，为长期持有的投资者带来了较为丰厚的回报。当前长期国债利率下行，红利资产拥有较好的投资价值，截至2025年2月17日收盘，公司近12个月股息率3.66%，高于10年期国债利率1.67%近200BP。 2023年长江来水整体偏枯，乌、白电站所带来的盈利能力提升还未完全体现，2024年公司年度发电量大幅改善也符合我们的预期，乌、白水电站注入后公司盈利能力再上新台阶，预计公司2024-2026年归母净利润分别为325.20亿元、334.63亿元、351.87亿元，对应2024-2026年每股收益分别为1.33元、1.37元、1.44元，按照2月17日28.17元/股收盘价计算，对应PE分别为21.20X、20.60X、19.59X，维持公司“增持”投资评级。 风险提示：来水不及预期；电价下滑风险；宏观经济波动风险；其他不可预测风险。

投资要点： 华能水电发布 2024年三季度报告，前三季度实现营业收入 194.18亿元，同比增加 7.05%；归母净利润 72.26亿元，同比增加 7.78%；经营活动产生的现金流量净额 143.46亿元，同比增加 11.94%；基本每股收益每股 0.38元，同比增加 9.09%；加权平均净资产收益率 9.86%，比上年同期增加 1.26个百分点。 其中第三季度实现营业收入 75.37亿元，同比减少 1.27%；归母净利润 30.56亿元，同比减少 7.37%；基本每股收益每股 0.16元，同比减少 5.88%；加权平均净资产收益率 3.89%，比上年同期减少 0.33个百分点。 公司前三季度业绩同比增长源自发电量同比增加公司单三季度归母净利润同比下降，但前三季度整体业绩实现正增长。 2024年前三季度，公司发电量 860.26亿千瓦时，同比增加 3.82%，主要源自三个方面。一是新能源装机大规模提升带来的新能源发电量同比大幅增加，2024年前三季度，公司新能源发电量 29.71亿千瓦时，同比增长 151.57%；二是公司澜沧江流域乌弄龙、小湾和糯扎渡断面来水同比分别偏丰 5%、3.6%和 8.5%，2024年前三季度，公司水力发电量 830.56亿千瓦时，同比增长 1.69%；三是云南省内用电需求同比增加，西电东送电量持续增加，根据云南省能源局数据，2024年前三季度，云南全省全社会用电量 2050.00亿千瓦时，同比增长 11.8%。 费用管控方面，2024年前三季度，公司财务费用率为 10.19%，相较2023年同期下降 0.97个百分点。 公司第三季度水电发电量同比下滑在经历之前来水偏枯的两年后，水电在 2024年迎来了来水由枯转丰的业绩机遇期。根据国家统计局数据，2024年前三季度，我国规上工业水电发电量 10040亿千瓦时，同比增长 16%；云南省规上工业水电发电量 2381.83亿千瓦时，同比增长 8.6%，全国占比 23.72%。水电发电量短期受气候等因素影响波动较大，长期来水存在均值回归的规律。 进入 9月份，水电未能延续来水偏丰的局面，9月、10月我国规上工业水电单月发电量分别同比下降 14.6%、14.9%；云南省规上工业水电单月发电量分别同比下降 17.6%、5%，其中 9月份云南水力发电量单月跌幅大于全国平均跌幅，10月份跌幅收窄。在来水转枯的背景下，公司第三季度水电发电量同比下滑 5.63%。 公司水电装机容量 A 股排名第二，电力装机容量云南排名第一截至 2024年 6月底，公司装机容量 2920.32万千瓦，在云南省装机规模第一，在建、筹建、前期装机规模 1500万千瓦。公司托巴水电站 1号机组已于 6月份投产，全部机组预计 2024年年底或 2025年初投产完毕，硬梁包水电站预计 2025年投产，2024年新能源新增装机目标309万千瓦，为公司水电、新能源发电带来增量空间。 从能源保供大局出发，参股雨汪二期煤电与新能源一体化项目公司 10月 30日发布公告称，为解决云南省“十五五”期间电力保供紧张局面，公司拟作为参股股东与关联人华能国际共同出资成立合资公司，开发运营雨汪二期煤电与新能源一体化项目，装机容量 2×100万千瓦，将通过火风光一体化开发，实现综合效益最大化。合资公司注册资本 29.6亿元，华能水电现金出资 145,040万元、持股 49%。 公司水电电价存在长期上涨空间近年来公司水电平均上网电价水平呈现上升的态势。公司水电平均上网电价由 2019年的 199.60元/兆瓦时上升到 2023年的 218.85元/兆瓦时。虽然保持上涨，但由于发电成本低，公司水电上网电价水平仍相对较低。水电电价长期具备上涨的空间，随着可再生能源发电比例的逐步提高、电力市场化改革的深入推进，水电作为重要的清洁能源之一，其电价上涨有助于反映其环保价值和市场供需关系。从供需端看，云南省整体面临着“电力电量双缺”的局面，这对公司整体上网电价水平有较强的支撑水平。另外第三季度公司在水电发电量同比下降 5.63%的背景下，单三季度营收同比仅下降 1.27%，推算公司单三季度电价同比实现增长。 盈利预测和估值公司水电业务盈利能力强且可持续，坚持水电和新能源并重发展，全面推进澜沧江水风光一体化清洁能源基地建设。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。 预计公司 2024-2026年归属于上市公司股东的净利润分别为 83.79亿元、95.00亿元和 105.94亿元，对应每股收益为 0.47、0.53和 0.59元/股，按照 12月 5日 9.41元/股收盘价计算，对应 PE 分别为 20.21X、17.83X、15.99X，考虑到公司估值水平和行业发展前景，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；其他不可预测风险。

投资要点：城发环境发布2024年三季度报告，前三季度实现营业收入47.19亿元，同比减少1.87%；归母净利润8.64亿元，同比减少1.54%；经营活动产生的现金流量净额11.20亿元，同比增加12.32%；基本每股收益每股1.346元，同比减少1.54%；加权平均净资产收益率11%，同比减少1.68%。其中第三季度实现营业收入18.28亿元，同比增加16.24%；归母净利润3.74亿元，同比增加31.68%；基本每股收益每股0.5826元，同比增加31.68%；加权平均净资产收益率4.66%，同比增加0.69%。 公司第三季度业绩增速超预期，盈利能力逐步提升公司第三季度归母净利润增速超过我们预期，一方面公司单三季度营收增长至16.24%，另一方面公司盈利能力提升并加强成本管控，压降了财务费用和管理费用。随着公司固废项目产能逐步释放，高毛利率的环保运营业务收入持续提升，2024年以来公司盈利能力逐步增强。2024年，公司第一至第三季度净利率呈增长态势，分别为18.41%、20.21%、22.13%，第三季度净利率同比提升2.98个百分点，环比提升1.92个百分点。期间费用管控方面，第三季度，公司管理费用、财务费用分别为9782万元、1.44亿元，分别同比下降8.13%、4.12%。由于加大市场开拓力度，公司销售费用为883万元，同比增加47.87%。第三季度公司经营性现金流大幅改善第三季度，公司经营活动产生的现金流量净额为4.86亿元，同比增长59.87%，较二季度经营活动现金流情况大幅改善。前三季度公司经营活动产生的现金流量净额11.20亿元，同比增加12.32%，主要系公司销售商品、提供劳务收到的现金增加。在现金流改善的同时，三季度末公司应收账款达35.67亿元，较年初增加36.44%。 围绕“战略同心圆”发展思路，公司持续中标新项目环保行业整体已进入高质量发展期。固废处理业务方面，上半年公司在重点垃圾焚烧发电项目所在地拓展前端环卫业务，相继中标安阳市、临颍县、原阳县、郑州市二七区等清扫保洁及绿化管养项目，收购河南城发桑德新增洛阳、桐柏、汤阴环卫项目。公司热电联产业务进展顺利，已有10个垃圾发电供热改造项目投产，供热量同比增加29.38%。水处理业务方面，连续中标固始、潢川、巩义污水项目，鄢陵三污进入设备安装阶段，注册成立信阳水务集团。继生活垃圾焚烧发电项目相继投入运营后，公司持续加大市场开拓力度。根据10月16日公告，公司中标辉县市农村全域垃圾清运一体化项目，中标金额4560万元。10月31日，公司作为联合体成员中标“巩义市静脉产业园生活垃圾焚烧发电等五个子项目运营服务”，其中生活垃圾焚烧发电中标单价87.57元/吨，市政污泥干化处理中标单价158.90元/吨。园区污水处理中标单价39.25元/吨，项目预算总金额1.41亿元。盈利预测和估值公司聚焦环保行业，环保运营收入占比持续提升，盈利能力进一步增强。 公司固废处理项目产能提升，现金流状况持续改善，也有利于提升公司未来的现金分红比例。预计公司2024-2026年归属于上市公司股东的净利润分别为10.37亿元、11.01亿元和11.67亿元，对应每股收益为1.61、1.71和1.82元/股，按照11月11日14.05元/股收盘价计算，对应PE分别为8.70X、8.20X和7.73X，考虑到公司估值水平和行业发展前景，维持公司“买入”投资评级。 风险提示：行业政策变动风险；市场竞争加剧；运营效率提升不及预期；补贴回款不及预期；系统风险。

投资要点： 平煤股份发布 2024年三季度报告，前三季度公司实现营业收入 233.19亿元，同比增长 0.78%；归母净利润 20.45亿元，同比减少 34.91%； 经营活动产生的现金流量净额 59.98亿元，同比减少 13.12%；基本每股收益 0.8406元，同比减少 38.06%；加权平均净资产收益率 7.09%，同比减少 5.86个百分点。 第三季度公司实现营业收入 70.08亿元，同比减少 1.90%；归母净利润 6.52亿元，同比减少 27.89%；基本每股收益 0.2682元，同比减少-31.37%；加权平均净资产收益率 2.32%，同比减少 1.59个百分点。 公司加强成本管控，单三季度业绩降幅收窄由于年初煤矿事故及安监加强等影响，公司前三季度原煤产量同比下降。截至 2024年 9月末，公司前三季度原煤产量 2106万吨，同比减少 199万吨，降幅 8.65%；商品煤销量 2008万吨，同比减少 303万吨，降幅13.09%。第三季度，公司原煤产量685万吨，同比下降10.83%，环比下降 9.60%；商品煤销量 659万吨，同比下降 12.86%，环比增长0.29%。在煤炭量、价齐跌的不利因素下，公司第二、第三季度归母净利润分别同比下降 40.04%、27.89%，公司通过压降成本，使得第三季度毛利率环比提升 3.74个百分点，单季度业绩下降幅度环比有所收窄。 由于前三季度原煤产量下降，公司四季度需完成原煤产量 894万吨，以完成全年 3000万吨的目标。 焦煤价格存在修复的预期据海关总署统计，截止 9月底，2024年我国进口量炼焦煤总计 8929.04万吨，同比上涨 22.82%。从单月数据看，9月份，我国进口炼焦煤 1036.3万吨，同比降 4.3%，环比降 3.1%，连续第二月环比下降。 受进口快速增长及下游需求不足等因素影响，2024年焦煤价格整体下行，10月 30日，平顶山产焦煤车板价 1920元/吨，延续了三季度末的价格，较上半年末价格下调 200元/吨，较年初价格下降 400元/吨。考虑到宏观政策刺激，需求端在 11—12月存在回暖预期，下游钢厂补库需求支撑焦煤价格，焦煤作为重要的战略资源，价格或将回升反弹。 增资新疆控股子公司，拓展省外资源优质区域项目公司加大力度拓展省外资源优质区域项目 ，进一步增加煤炭资源储量。 公司与中电投合作向控股子公司新疆平煤天安电投能源有限公司进行同比例增资 1.5亿元，参与竞拍新疆托里县塔城白杨河矿区铁厂沟一号井煤矿勘查探矿权，该项目将利于公司产能提升，盈利规模增长。 回购、增持“组合拳”，彰显对公司长期价值的认可自 2024年 9月份完成总额 3亿元的股份回购后，2024年 10月 31日，公司发布关于以集中竞价交易方式回购股份方案的公告，开启新一轮股份回购。根据公告内容，公司此次股份回购的资金总额为 5—10亿元，回购的股份拟用于股权激励或员工持股计划。 在上轮股份回购期间，公司控股股东、部分董监高相继增持公司股份。 9月 23日，公司发布公告，公司控股股东中国平煤神马集团董事长和总经理分别以自有资金增持公司股份 4万股，彰显对公司持续稳定发展的信心，和长期价值的认可。 盈利预测和估值自 2024年以来煤价有所回落，但从中长期看，煤炭行业仍处于景气度上行周期，公司主焦煤品种优质稀缺，存在煤炭产能扩张的预期，公司持续推进的精煤战略有利于盈利能力稳步提升。 预计公司 2024-2026年归属于上市公司股东的净利润分别为 28.47亿元、33.15亿元和 35.57亿元，对应每股收益分别为 1.15、1.34和 1.44元/股，按照 10月 30日 9.91元/股收盘价计算，对应 PE 分别为 8.62X、7.40X 和 6.90X，基于行业发展前景和公司估值水平，维持公司“买入”投资评级。 风险提示：煤价下跌风险；下游需求不及预期；成本管控不及预期； 安全生产风险；系统风险。

中国核电发布 2024年半年报，上半年实现营业收入 374.41亿元，同比增加 3.15%；归母净利润 58.82亿元，同比减少 2.65%。其中第二季度实现营业收入 194.53亿元，同比增加 5.70%；归母净利润 28.23亿元，同比减少 6.50%。 中国核电发布前三季度发电量运营数据，截至 2024年 9月末，公司前三季度累计发电量 1603.88亿千瓦时，同比增长 2.70%；上网电量1511.21亿千瓦时，同比增长 2.92%。 公司半年度业绩低于预期，受机组检修影响核电发电量下降作为中国核工业集团旗下的电力运营平台，公司收入来源主要为核电及新能源发电业务。2024年上半年，公司核电发电量 891.53亿千瓦时，同比下降 1.24%，受机组检修天数较上年增加影响，公司秦山核电、三门核电、福清核电发电量分别同比下降 3.86%/6.04%/7.62%，影响了公司核电上半年发电量规模。另外，上半年公司核电市场化交易电量、电价均有所下降，核电市场电交易电量 374.26亿度，占上网电量的45.32%；市场电价 0.4177元/千瓦时，同比下降 1.60%。截至 2024年 6月末，公司新能源装机容量 2237.04万千瓦，同比增长 54.81%。 公司新能源发电量 161.42亿千瓦时，同比增长 52.87%，其中光伏发电量同比增长 55.07%，风力发电量同比增长 50.50%。 截至 2024年 9月末，公司前三季度分类型发电量增速延续上半年趋势，公司秦山、三门、海南、福清核电机组检修天数增加，核电发电量1356.38亿千瓦时，同比下降 2.74%；新能源机组装机容量达 2414.70万千瓦，发电量 247.50亿千瓦时，同比增长 48.19%。 我国加快核电机组核准节奏2019年以来，我国加快核电机组核准。2024年 8月 19日，国常会核准 5个核电项目共 11台核电机组，其中公司江苏徐圩核能供热发电厂一期工程 3台核电机组获得核准。截至目前，我国 2024年核电机组核准数量，已超过 2023年全年核准数量。公司 2019-2024年获核准的核电机组数量合计为 18台。根据中国核能行业协会发布的数据，截至2024年上半年末，我国投入商业运行的核电机组共 56台，全国商运核电机组上网电量为 1998.95亿千瓦时。2024年上半年，公司管理核电站总上网电量 834.25亿千瓦时，全国占比 41.73%。 公司在建核电项目将陆续投入商运截至 2024年 6月末，公司管理 25台在运核电机组，装机容量 2375万千瓦，装机容量全国占比 40.89%。在建机组装机容量 1392.3万千瓦，其中漳州能源 1、2号机组分别计划计划于 2024年、2025年投产，江苏核电田湾 7号机组、海南核电小堆机组计划于 2026年投产，公司2024-2026年核电装机装量预期分别为 2496.2/2617.4/2756.4万千瓦。 公司资金利用效率及费用管控持续加强2024年上半年，电厂两个细则考核费用减少，使得公司销售费用同比下降 19.56%；由于汇兑收益同比增加、利息支出同比减少，公司财务费用同比下降 10.80%。公司销售费用率、财务费用率整体维持下降态势，上半年分别下降至 0.09%、1.17%。公司上半年管理费用同比增长12.62%，源于新能源装机规模增加导致管理费用增加。 公司分红金额持续提升，计划发放特殊分红自 2015年上市以来，公司现金分红金额持续提升。公司每股现金分红金额从 2015年度的 0.09元上涨至 2023年度的 0.2元，年度现金分红总金额也相应的从 14.01亿元上涨至 36.82亿元。2024年 9月 28日，公司发布特殊利润分配方案，计划每股派发现金红利 0.02元。公司核电站处于大规模建设期，需统筹资本开支和股东回报，随着未来公司核电机组的陆续投产，建设机组所占比例越来越少，公司盈利规模将稳步增长，公司分红比例将具备持续提升的条件。 盈利预测和估值预计公司 2024-2026年归属于上市公司股东的净利润分别为 111.88亿元、122.50亿元和 130.52亿元，暂不考虑增发影响，对应每股收益为0.59、0.65和 0.69元/股，按照 10月 16日 10.41元/股收盘价计算，对应 PE 分别为 17.57X、16.05X 和 15.06X，考虑到公司估值水平和行业发展前景，维持公司“增持”投资评级。 风险提示：电价下滑风险；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；系统风险。

中国广核发布2024年半年报，上半年实现营业收入393.77亿元，同比增加0.26%；归母净利润71.09亿元，同比增加2.16%。其中第二季度实现营业收入201.95亿元，同比减少3.77%；归母净利润35.05亿元，同比增长0.93%。 公司上半年实现稳定盈利公司上半年盈利稳定，第一、二季度公司归母净利润分别同比上涨3.38%、0.93%。公司核电发电量平稳增长，上半年公司28台核电机组累计发电量1133.78亿千瓦时，上网电量1060.10亿千瓦时，分别较2023年提升0.08%、0.09%，基本持平。2024年上半年，公司岭澳核电站、台山核电站换料大修时间少于2023年同期，发电量分别同比增长15.31%、36.12%，防城港核电站3、4号机组分别于2023年上半年、2024年上半年投运，发电量同比增长9.09%；大亚湾核电站、岭东核电站换料大修总时间多于2023年同期，发电量分别下滑31.9%、13.66%。公司压降期间费用，上半年公司财务费用、销售费用、管理费用分别同比下降15.25%、14.30%、0.2%。公司通过低利率银行贷款置换、资本市场发债，降低财务费用，上半年融资成本3.12%，较上年同期下降25个BP。 我国核电机组核准数量持续增长2024年7月31日，国务院《关于加快经济社会发展全面绿色转型的意见》指出，加快西北风电光伏、西南水电、海上风电、沿海核电等清洁能源基地建设。2019年以来，我国加快核电机组核准节奏。2024年8月19日，国常会核准5个核电项目共11台核电机组,其中公司招远1、2号机组，陆丰1、2号机组，及控股股东委托公司管理的苍南3、4号机组等共计6台核电机组获得核准。我国2024年核电机组核准数量，已超过2022年、2023年的核准数量。根据中国核能行业协会发布的数据，截至2024年上半年末，我国投入商业运行的核电机组共56台，全国商运核电机组上网电量为1998.95亿千瓦时。2024年上半年，公司管理核电站总上网电量全国占比53.03%。 公司核电机组陆续投产，在建核电项目稳步推进截至2024年6月末，公司管理28台在运核电机组、10台在建核电机组，装机容量分别为3175.6万千瓦和1205.8万千瓦，合计4381.4万千瓦，占全国在运及在建核电总装机容量的43.48%。2024年5月，防城港4号机组具备商业运营条件。截至2024年上半年末，公司在建核电机组中1台处于调试阶段，4台处于设备安装阶段，1台处于土建施工阶段，4台处于FCD准备阶段。陆丰5号机组于2024年4月29日实现穹顶吊装，进入设备安装阶段。2024年7月28日，宁德5号机组FCD，开始全面建设，进入土建施工阶段。 公司分红比例持续提升公司核电站处于大规模建设期，需要统筹资本开支和股东回报，公司连续三年现金分红比例和分红金额持续提升。2021-2023年度，公司现金分红金额分别为42.42亿元、43.93亿元、47.69亿元，分红比例分别为43.58%、44.09%、44.26%，公司2023年每股税前股利0.094元，按照9月27日收盘4.20元/股，动态股息率为2.24%。随着未来公司核电机组的陆续投产，公司盈利规模将稳步增长，分红规模也将持续提升。 盈利预测和估值作为国内核电上市运营商的双寡头之一，公司管理的机组管理的处于WANO业绩指标先进水平。公司拥有较强的核电项目成本控制能力，核电工程设计、建造、管理一体化运营。公司实施长期稳定的分红政策，且分红比例呈稳步提升的态势。总体来看，核电在我国能源结构中的占比依旧较低，随着我国新型电力系统建设的加快推进，核电机组核准数量持续提升，核能具有可持续的发展空间及增长前景。从中长期视角看，公司新核准项目将陆续开工建设，具有较好的成长空间。 预计公司2024-2026年归属于上市公司股东的净利润分别为113.54亿元、122.08亿元和129.44亿元，对应每股收益为0.22、0.24和0.26元/股，按照9月27日4.20元/股收盘价计算，对应PE分别为18.68X、17.37X和16.39X，考虑到公司估值水平和行业发展前景，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。

投资要点：国投电力8月29日发布2024年半年报，上半年实现营业收入271.02亿元，同比增加2.79%；归母净利润37.44亿元，同比增加12.19%。其中第二季度实现营业收入129.94亿元，同比减少0.89%；归母净利润17.08亿元，同比减少0.87%。 公司为水电装机容量第三大的上市公司公司为国家开发投资集团旗下唯一电力资产上市平台，截至2024年6月末，国家开发投资集团持股占比51.32%。长江电力作为第二大股东，和长电投资共持股占比17.47%。公司持股52%的雅砻江公司是雅砻江干流唯一水电开发主体，截至2024年上半年末，公司水电控股装机容量2130.45万千瓦，在上市公司中排名第三。公司发电装机结构以清洁能源为主，清洁能源装机占比68.53%，其中水电占比50.78%，新能源占比17.75%。公司火电装机以高参数大机组为主，百万千瓦级机组占控股火电装机容量的60.76%。上半年公司盈利提升主要受益于水电来水偏丰及火电燃料成本下降等因素。从上半年运营数据看，公司上网电量同比增加8.66%，上网电价同比降低2.84%。分类型看，由于水电站流域来水偏丰，公司水电发电量同比增加10.05%，消除了水电上网电价下降2.24%的影响。区域来水偏丰，挤压了广西、贵州火电企业发电空间，但国投钦州二电2台66万机组投产、福建省社会用电量以及外送电量增加，使得公司火电发电量同比增长2.56%，也抵消了火电上网电价同比下降1.48%的影响。新能源项目陆续投产，使得风电、光伏发电量分别同比增加5.49%、112.39%，由于新投产光伏机组为平价上网机组，光伏上网电价下降较多，降幅达30.82%。 上半年水电来水偏丰发电量增长超21%，加快构建新型电力系统建设利于电力行业实现高质量发展上半年，水电来水偏丰。根据国家统计局数据，全国规上水电发电量同比增长21.4%，二季度，受降水同比增加以及上年同期低基数因素影响，4、5、6月水电发电量同比分别增长21.0%、38.6%、44.5%。2024年8月，国家发改委、国家能源局、国家数据局发布《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》，提出开展电力系统调节能力优化、推动新一代煤电标准建设等9项专项行动，加快推进新型电力系统建设取得实效，有利于电力行业高质量发展。 公司加大研发费用支出，压降财务费用公司加大研发支出，2023年研发费用同比提升152%。公司推动绿色氢氨醇、光伏治沙、海上风电、海洋牧场等能源新课题的研究和试点应用，2024年以来，新增专利授权70项。公司通过推进贷款置换、利率调降以降低财务费用，2023年财务费用同比下降14.59%，2024年上半年财务费用同比下降9.08%。 拟定增引进社保基金，利于公司长期发展公司9月18日发布公告，拟向社保基金会以12.72元/股的价格发行5.5亿股A股股票，拟定增募集资金人民币不超过70亿元，募集资金净额将全部用于孟底沟水电站、卡拉水电站项目建设。孟、卡两座水电站项目建成后，与两河口电站联合运行，发挥调峰作用，将利于华中地区电力供应。社保基金属于长期资金和耐心资本，不仅能提高资本市场内在稳定性与提振投资者信心，也将有利于公司降低资产负债率，改善现金流，并一步降低财务费用。提升分红比例至55%2021-2023年度，公司分红金额分别为12.19亿元、20.50亿元、36.88亿元，现金分红比例由2021年度的50%提升至2023年度的55%。按照9月25日收盘价15.96元/股，动态股息率为3.10%。9月18日，公司发布《未来三年股东回报规划》，2024年-2026年每年现金分红比例不低于55%。同时公司规划了在有条件的情况下，可进行中期分红。 盈利预测和估值公司为国开投旗下以清洁能源为主、水火风光并济的综合型能源电力上市公司，水电装机排名上市公司第三。上半年受益于来水偏丰和燃料成本下降，公司实现业绩稳健增长。公司拟引入战投社保基金推进雅砻江流域水电站项目建设，加快开发清洁能源业务，持续优化火电业务，另外公司也将在海外业务、储能（含抽水蓄能）、氢能、综合能源等业务领域持续发力。 预计公司2024-2026年归属于上市公司股东的净利润分别为77.12亿元、83.68亿元和91.53亿元，暂不考虑增发影响，对应每股收益为1.03、1.12和1.23元/股，按照9月25日15.96元/股收盘价计算，对应PE分别为15.43X、14.22X和13.00X，考虑到公司估值水平和行业发展前景，首次覆盖，给予公司“增持”投资评级。 风险提示：来水波动风险；燃料成本上涨；新能源业务竞争加剧；电价下滑风险；海外业务风险；其他不可预测风险。

蓝天燃气发布2024年半年报，上半年实现营业收入26.20亿元，同比增长2.84%；归母净利润3.41亿元，同比增长1.35%。其中第二季度实现营业收入10.38亿元，同比减少4.68%；归母净利润1.39亿元，同比增加0.51%。 公司上半年业绩保持稳定增长公司是河南省燃气板块上市公司，主营河南省内天然气中下游业务，包含管道天然气业务、城市燃气销售业务。公司聚焦燃气主业，经营业绩稳定，2024年前两个季度归母净利分别同比增长1.94%、0.51%。分业务看，上半年公司管道天然气业务、城市燃气业务分别实现收入11.82亿元、10.01亿元，分别同比下降0.54%、2.01%。燃气安装工程方面，公司实现收入3.68亿元，同比增长29.75%。 我国天然气行业供需端均保持快速增长在需求端，根据国家发改委数据，2024年上半年，全国天然气消费量2108亿立方米，同比增长8.7%。在供应端，根据国家统计局数据，上半年我国天然气产量1235亿立方米，同比增长4.4%;天然气进口量902亿立方米，同比增长14.8%，其中管道气进口377亿立方米，LNG进口525亿立方米。我国天然气消费依赖进口，上半年天然气进口量占消费的比重达到42.79%。国家能源局《中国天然气发展报告(2024)》指出，预计2024年我国天然气消费量达到4200亿-4250亿立方米，同比增长6.5%-7.7%；天然气产量2460亿立方米，增产持续超过100亿立方米。 公司为河南省规模较大的综合性燃气企业公司拥有豫南支线、南驻支线、博薛支线、许禹支线四条高压天然气长输管道，和驻东支线、新长输气管道两条地方输配支线。公司不断扩大管网覆盖范围，加快拓展城乡燃气业务，不断向下游产业链条延伸。公司在豫南具有先发优势，并逐步扩展长输管网覆盖区域，延伸至豫中、豫北地区。 公司“长输管网+城燃”双主业布局，具备业务链优势公司从事天然气中游长输管道和下游城市燃气业务，天然气中下游一体化运营，中游业务为下游业务提供稳定气源保障，有利于下游市场的培育和拓展；下游业务促进和扩大了天然气市场，进一步提升了公司天然气销售总量，为中游长业务提供市场需求。2024年上半年，公司中游业务营收占比45.11%,下游业务营业收入占比38.21%。 公司增加中期现金分红，维持高分红比例公司分红比例高，且2024年增加了中期分红。2021-2023年，公司现金分红金额分别为2.31亿元、4.95亿元、5.89亿元，分别占对应年度归母净利润的54.97%、83.55%、97.13%。2024年半年度公司派发现金红利3.17亿元，分红比例91.52%。 河南国资入股，看好公司发展8月2日，公司发布公告称控股股东蓝天集团与河南管网签订协议，将5%股份协议转让给河南管网，河南管网为河南投资集团旗下河南燃气集团全资子公司。天然气公司属于公用事业行业，收益稳定并且可持续，现金流充沛且股息率高，对国资吸引力强，本次转让利于公司规模优势与河南管网资源优势整合。 盈利预测和估值公司天然气中下游一体化运营，具有天然的区域垄断性，维持业绩稳健增长，公司天然气售价存在顺价上涨预期，净资产收益率、分红比例维持较高水平。 预计公司2024、2025年、2026年归属于上市公司股东的净利润分别为6.39亿元、6.82亿元和7.30亿元，对应每股收益为0.91、0.97和1.04元/股，按照9月18日13.24元/股收盘价计算，对应PE分别为14.62X、13.70X和12.79X。基于天然气行业发展前景和公司估值水平，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。

投资要点：中原环保发布2024年半年报，上半年实现营业收入29.16亿元，同比减少15.67%；归母净利润7.04亿元，同比增加17.77%。其中第二季度实现营业收入13.73亿元，同比减少25.79%；归母净利润2.86亿元，同比减少10.54%。 上半年作为基本盘的污水处理业务收入同比增长29%公司为郑州公用事业投资发展集团控股的水务行业上市企业，主营污水处理、污泥处理、再生水利用业务，2023年3月公司收购净化公司，公司主营业务得到进一步增强。2024年上半年，公司污水处理量4.6亿立方米，再生水利用2895.16万立方米，供应自来水775万立方米，污泥处理量38.9万吨。截至2024年上半年末，公司累计供热面积681万平方米，累计入网面积1275万平方米。2024年上半年，公司营业收入同比下降主要由于PPP项目在建收入同比减少8.33亿元（-40.41%）。上半年公司污水处理业务收入同比增加2.82亿元（+28.99%），污水处理、PPP项目收入占比分别为43%、42%，而2023年同期两项业务收入占比分别为28%、60%。上半年污水处理、PPP项目收入毛利率分别为56.41%、38.32%，毛利率较高的污水处理业务收入占比提升，使得公司上半年毛利率达到46.64%，同比提升13.93个百分点。 环保行业正向高质量发展转型，公用事业市场化改革利于水务行业发展我国经济社会发展已进入加快绿色化、低碳化的高质量发展阶段。8月11日，中共中央、国务院《关于加快经济社会发展全面绿色转型的意见》对我国经济发展全面绿色转型进行了顶层设计，提出到2030年，节能环保产业规模达到15万亿元左右。《关于进一步全面深化改革推进中国式现代化的决定》中提及“推进公用事业等行业自然垄断环节独立运营和竞争性环节市场化改革。”公用事业行业市场化改革或将推进水价上涨，利于水务行业上市公司提升盈利能力、改善现金流状况。 公司持续推进在建污水处理项目，以尽快实现项目投运郑州新区污水处理厂（二期）污水处理项目（35万立方米/日）、郑州新区污水处理厂（100万立方米/日）提标改造项目于2024年1月1日正式投入商运；郑州新区污水处理厂二期工程污泥处理设施完成土建及设备安装工作；南曹污水处理厂一期工程为全地下污水处理厂，已完成土建和主要工艺路线主要设备安装工作。公司坚持创新驱动、技术引领双轮驱动2024年上半年，公司推动与中科院生态中心、中国人民大学等国内知名高校及科研院校联合开展项目研发；成功申报“河南省固体废物(市政污泥及多源有机固废)高值化综合利用工业性试验验证平台”、河南省重点研发专项《城镇污水中新污染物强化去除关键技术开发》。 公司回款方面存在一定压力，经营现金流有所改善截至上半年末，公司应收账款达55.14亿元（+64%），面临一定回款压力，基于谨慎性原则，公司上半年各类资产减值计提8007.56万元。公司出台《应收款项管理办法》，加大应收款项催收考核力度和回款力度。一季度公司经营活动净现金流入由负转正，净流入0.17元，上半年公司经营活动净现金流入为-3.94亿元，较2023年同期-13.99亿元有所改善。 盈利预测和估值作为地方国资控股的环保上市平台，公司以污水处理、污泥处理、再生水利用为重点业务，立足郑州、深耕中原，并布局全国，在河南、山西、海南、深圳等地设立分子公司。环保行业正向高质量发展转型，公司污水处理收入占比提升，盈利能力有望进一步增强。预计公司2024-2026年归属于上市公司股东的净利润分别为11.10亿元、12.38亿元和13.29亿元，对应每股收益为1.14、1.27和1.36元/股，按照9月10日7.05元/股收盘价计算，对应PE分别为6.19X、5.55X和5.17X，考虑到公司估值水平和行业发展前景，首次覆盖，给予公司“增持”投资评级。 风险提示：宏观经济波动风险；行业政策变动风险；市场竞争加剧；应收账款回款不及预期；系统风险。

投资要点： 城发环境发布 2024年半年报，上半年实现营业收入 28.91亿元，同比减少 10.66%；归母净利润 4.90亿元，同比减少 17.44%。其中第二季度实现营业收入 15.34亿元，同比减少 10.59%；归母净利润 2.67亿元，同比减少 6.86%。 环保运营收入占比提升，二季度业绩降幅收窄公司是河南投资集团旗下的环保上市企业，收入以环保行业为主，高速公路行业为辅，上半年环保、高速公路营业收入占比分别为 71%、23%。 分业务看，上半年公司环保运营业务收入金额及占比均大幅增加，其中体量最大的固废处理及环卫业务收入同比增加 3.18亿元（+24.65%），水处理业务同比增加 0.47亿元（33.18%），两项合计收入占比提升 17.9个百分点。二季度公司毛利率为 44.22%，同比提升 4.97个百分点，环比提升 2.25个百分点，二季度公司业绩降幅收窄，归母净利润同比下降 6.86%。 上半年公司营业收入同比减少 3.45亿元，主要源自两项业务的下滑。 一是随着固体废弃物处理项目大规模投资结束，公司环保方案集成服务业务收入同比减少 5.87亿元（-63%）；公司运营的许昌至平顶山至南阳高速公路、安阳至林州高速公路、林州至长治高速公路，受通行量减少、极端天气、限免时间等因素影响，高速公路业务收入同比减少 0.74亿元（-10.28%）。上半年，固废处理及环保业务毛利率为 43.4%，环保方案集成服务业务毛利率为 17.89%，高毛利率业务的占比提升，低毛利率业务的占比下降，使得公司盈利能力增强。 公用事业市场化改革利于固废处理、水务行业发展环保行业整体由高速发展向高质量发展转型。7月 21日，《中共中央关于进一步全面深化改革推进中国式现代化的决定》中提及“推进能源、铁路、电信、水利、公用事业等行业自然垄断环节独立运营和竞争性环节市场化改革。”公用事业行业市场化改革或将推进垃圾处理费和水价上涨，利于水务行业和固废处理行业盈利能力的提升和现金流改善。 固废处理业务进入成熟运营期随着我国主要城市区域垃圾焚烧项目建设基本完成，我国垃圾焚烧发电行业已进入成熟期。截至 2024年上半年末，固废处理业务方面，公司32个生活垃圾焚烧发电项目均已投入运营，合计处理能力 28550吨/日；危废处置项目 4个，合计年处理规模 27.85万吨；医废处置项目 5个，合计年处理规模 1.937万吨。公司由于新项目产能释放，上半年入场垃圾量 573.2万吨，同比增长 17.9%；发电量 16.6亿千瓦时，同比增长 17.3%；推进热电联产，10个垃圾发电供热改造项目投产，供热量同比增加 29.4%。 水处理业务迎来发展机遇在连续中标固始、潢川、巩义污水项目，鄢陵三污进入设备安装阶段的同时，公司紧跟《河南省关于全面推行城镇供排水一体化的指导意见》落地实施情况，打造“一城一企”的供排水一体化样板，已于 8月 20日注册成立信阳水务集团。截至上半年末，公司供水项目处理规模 30.5万吨/日，污水项目处理规模 67.91万吨/日。由于潢川项目投运，污水处理量 5777万吨，同比增长 34.2%；区域人口数量增长和郑州航空港区比亚迪项目等大用户用水量增加，使得供水量达 2749万吨，同比增长 13%。 截至上半年末，公司在建项目为：1个年处理规模 10万吨的危废处置项目、8个污水处理项目。 盈利预测和估值公司聚焦环保行业，环保运营收入占比持续提升，盈利能力进一步增强。 公司固废处理项目已全部投产进入运营期，将持续改善公司的现金流状况，也有利于提升公司未来的现金分红比例。公司积极推进“供排水一体化”创新业务，探索垃圾发电轻资产运营模式，同时与央企合作开拓“一带一路”国际业务。 预计公司 2024-2026年归属于上市公司股东的净利润分别为 10.37亿元、11.01亿元和 11.67亿元，对应每股收益为 1.61、1.71和 1.82元/股，按照 9月 5日 10.58元/股收盘价计算，对应 PE 分别为 6.55X、6.17X 和 5.82X，考虑到公司估值水平和行业发展前景，首次覆盖，给予公司“买入”投资评级。 风险提示：行业政策变动风险；市场竞争加剧；运营效率提升不及预期；补贴回款不及预期；系统风险。

蓝天燃气发布 2023 年年报及 2024 年一季报， 2023 年公司实现营业收入 49.47 亿元，同比增长 4.06%；实现归母净利润 6.06 亿元，同比增长 2.33%； 加权平均净资产收益率 16.58%。 2023 年第四季度公司实现营业收入 13.97 亿元，同比增长 9.03%；实现归母净利润 1.06 亿元，同比增长 1.92%。 2024 年第一季度公司实现营业收入 15.82 亿元，同比增长 8.46%；实现归母净利润 2.03 亿元，同比增长 1.94%。 公司经营业绩稳健增长，燃气安装工程收入增长 71.48%作为河南省唯一上市的天然气业务运营商， 2023 年， 公司主营的天然气下游业务收入延续增长，城燃业务销售收入 18.96 亿元，同比增长1.62%； 公司燃气安装业务收入 6.00 亿元， 同比增长 71.48%， 主要由于公司乡镇市场安装业务开发较大幅度增加， 较多符合条件的安装客户集中安装； 公司持续推进燃气增值业务，使得其他收入同比增长37.56%。 公司主营的天然气中游业务收入同比略有下降， 2023 年公司管道天然气销售收入 23.22 亿元，同比下降 4.08%。 2024 年一季度， 公司经营业绩延续了增长， 但归母净利润增速低于营业收入增速，主要由于公司营业收入同比增加 11.38%，高于营业收入8.46%的增速。 公司天然气中下游一体化运营， “长输管网+城燃”双主业布局公司主营天然气中游长输管道和下游城燃业务，中游业务为下游业务提供稳定的气源保障， 下游业务为中游业务提供了市场需求。公司在豫南地区拥有先发优势，于 2004 年 8 月建成的豫南支线属于该区域最早建成的天然气支干线，公司于 2011 年 6 月建成南驻支线，并通过博薛支线、许禹支线将中游业务延伸至豫中、 豫北地区。 我国天然气消费拥有较大增长空间根据中国石化发布的《中国能源展望 2060（2024 年版）》，我国天然气需求将于 2040 年前后达峰，峰值约 6100 亿立方米，占一次能源的比例将近 13%，天然气行业仍有十多年稳定增长期。 我国天然气进口和消费增速较高。 根据国家统计局数据， 2024 年 1-3月,我国规上工业天然气产量 632 亿立方米，同比增长 5.2%。进口天然气 3279 万吨，同比增长 22.8%。根据国家发改委数据， 2024 年一季度，全国天然气表观消费量 1082.6 亿立方米，同比增长 11.9%。 我国天然气上下游价格联动机制持续推进2023 年，国家发改委发布《关于建立健全天然气上下游价格联动机制的指导意见》， 指导各地区完善天然气上下游价格联动政策。 此后多地区陆续推行天然气顺价机制。 2024 年 3 月， 深圳市发改委发布《关于联动调整我市管道天然气销售价格的通知》， 居民和工商业基准价均比上一核定期上涨 0.31 元/立方米；成都市发改委发布《关于居民用气销售价格联动调整有关事项的通知》，将居民用户及执行居民气价的非居民用户气价统一上调 0.16 元/立方米。 许昌市于 2023 年 9 月，将居民用气一档和二档标准分别上调 0.19 元/立方米和 0.24 元/立方米。 作为河南省天然气支干线管网覆盖范围较广、输气规模较大的综合性燃气企业， 公司城燃业务经营区域也存在顺价调整的预期。 公司拥有特许经营优势和气源稳定优势公司五家子公司豫南燃气、新郑蓝天、新长燃气、长葛蓝天、万发能源分别在各自特许经营区域拥有城燃业务独家经营权。公司与中石油、中石化、中海油等签署上游气源采购协议，拥有气源稳定优势。 公司积极分红， 2023 年度分红占归母净利润比例超 97%公司上市以来，积极分红回报投资者。 2021-2023 年，公司派发的现金分红占对应年度归母净利润的比例分别为 69.51%、 54.97%、 83.55%。 公司 2024 年每 10 股派发现金股利 8.5 元（含税），共分派现金红利 5.89亿元， 占 2023 年归母净利润的比例为 97.13%。 盈利预测和估值预计公司 2024、 2025 年、 2026 年归属于上市公司股东的净利润分别为 6.39 亿元、 6.82 亿元和 7.30 亿元， 对应每股收益为 0.92、 0.98 和1.05 元/股，按照 5 月 16 日 13.32 元/股收盘价计算，对应 PE 分别为14.45、 13.54 和 12.64 倍，公司目前估值水平处于合理区间。公司天然气中下游一体化运营，业绩稳健增长， 天然气售价存在上涨预期， 净资产收益率、分红比例维持较高水平， 基于天然气行业整体的发展前景，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。

投资要点：长江电力发布2023年年报及2024年一季报，2023年公司实现营业收入781.12亿元，同比增长13.43%；实现归母净利润272.39亿元，同比增长14.81%。2023年第四季度公司实现营业收入202.56亿元，同比增长28.23%；实现归母净利润57.15亿元，同比增长86.98%。2024年第一季度公司实现营业收入156.41亿元，同比增长1.58%；实现归母净利润39.67亿元，同比增长9.80%。 公司经营稳健，2023年长江来水偏枯，公司逆势实现归母净利润同比增长14.81%2023年收购云川公司后，公司水电装机容量达7179.5万千瓦。其中国内六座水电站总装机7169.5万千瓦，占全国运营水电装机容量约17%。2023年，三峡水库来水总量约3428亿立方米，较2022年同期偏丰0.71%，近乎持平；三峡、葛洲坝发电量分别同比增长1.88%、1.46%。2023年来水延续了2022年极端偏枯的局面，三峡2023年发电量仅为802.71亿千瓦时，远低于2020年全年1118.02千瓦时的发电量。2023年长江上游乌东德水库来水总量约1029亿立方米，较2022年同期偏枯5.46%；乌东德、溪洛渡、向家坝发电量分别同比减少4.64%、4.97%、1.33%。由于2022年白鹤滩机组未全部投产，2023年完全投产后发电量同比增长43.11%。虽然公司水电业务在2023年持续面对来水偏枯的不利因素，但是在2023年公司并购云川水电后，由“四库联调”升级为“六库联调”新格局，梯级电站全年节水增发电量121.3亿千瓦时。2023年六座电站发电量合计2762.63亿千瓦时，同比增长5.34%。此外，境外业务提质增效，全年贡献净利润14.5亿元；投资净收益全年实现47.5亿元，占全年利润总额的比例近15%。 2024年一季度乌东德、三峡水库来水偏枯，在发电量下滑态势下仍实现业绩正增长2024年一季度，长江上游乌东德水库、三峡水库来水总量分别较2023年同期偏枯7.71%、4.14%。一季度公司六座电站总电量527.47亿千瓦时，同比减少5.13%。其中，三峡、葛洲坝、乌东德较2023年同期增加15.79%、8.94%、3.49%；白鹤滩、溪洛渡、向家坝分别较2023年同期减少20.79%、7.24%、18.65%。2023年初收购云川公司后，公司2023年财务费用增至125.56亿元，同比增加29.75亿元，通过降低债务规模和融资成本，2024年一季度公司财务费用降至28.51亿元，同比减少9.4%。在乌、白水电站注入完成后，公司平均上网电价如期提升，2023年公司平均上网电价281.28元/兆瓦时，相较2022年提升11.56元/兆瓦时。此外，公司一季度实现投资净收益超9亿元，同比增长55.73%。根据公司2023年年报，2024年，在乌东德水库来水总量不低于1300亿立方米、三峡水库来水总量不低于4900亿立方米，且年内来水分布有利于发电的情况下，公司六座梯级电站计划实现年发电量3074亿千瓦时。 我国可再生能源高速发展，水电2023年发电量同比下滑，2024年一季度同比回暖我国可再生能源保持高速度发展。据国家能源局统计，2023年全国可再生能源新增装机3.05亿千瓦，占全国新增发电装机82.7%，占全球新增装机的一半。截至2023年12月底，全国可再生能源发电总装机达15.16亿千瓦，占全国发电总装机的51.9%，在全球可再生能源发电总装机中的比重接近40%。2024年一季度，我国可再生能源新增装机6367万千瓦，同比增长34%，占新增装机的92%。截至2024年一季度末，我国可再生能源装机达到15.85亿千瓦，同比增长26%，约占我国总装机的52.9%，其中，风、光合计突破11亿千瓦。水电具有可再生、无污染、技术成熟、调峰能力强等特点，是我国传统优势能源之一，我国水电装机规模全球领先，全球装机排名前11的水电站，我国拥有5座，均属于长江电力。根据国家统计局数据，2023年我国水电站来水整体偏枯，规上水电全年发电量1.14万亿千瓦时，同比减少5.6%。其中下半年降水形势好转，发电量从7月份降幅收窄，8月份开启同比正增长。2024年一季度，全国规上水电发电量2102亿千瓦时，同比增长2.2%。 公司做好水电主业同时，持续推进抽水蓄能、智慧综合能源、新能源业务和国际业务抽水蓄能：公司推动甘肃张掖抽蓄电站主体工程开工，2023年内获取安徽休宁、湖南宁乡抽蓄项目资源240万千瓦。管理华东地区最大抽蓄项目长龙山抽蓄电站，2023年度新增抽蓄装机210万千瓦。智慧综合能源：2023年江苏首个共享储能项目（江苏丰储200兆瓦/400兆瓦时共享储能项目）等一批重点示范项目建成投产。业务布局长江经济带、京津冀、粤港澳等战略区域20余个省市。截至2023年末，在建已建光伏、储能规模均突破1GW。新能源业务：坚持新能源与大水电、抽水蓄能、智慧综合能源协同发展路径，金沙江下游“水风光储”一体化基地已投产新能源项目。截至2023年末，管理的新能源总装机超250万千瓦。国际业务：2023年跟踪新能源装机规模约97.4万千瓦，秘鲁Arrow光伏项目成功交割，巴基斯坦卡洛特水电站、巴基斯坦三峡风电和三峡巴西大水电技改等海外运维项目平稳有序开展。2023年国际业务全年实现净利润约14.5亿元。 公司保持归母净利润70%以上的分红比例公司2023年度利润分配预案为：以公司总股本244.68亿股为基数，每10股派发现金股利8.20元（含税），共分派现金股利200.64亿元（含税），现金分红比例为73.66%，超过70%。 盈利预测和估值公司是A股市值最大的发电上市公司，水电主业经营稳健，盈利能力强且稳定，作为价值蓝筹标杆和高股息标的，为长期持有的投资者带来了较为丰厚的回报。鉴于2022年、2023年长江来水整体偏枯，乌、白电站所带来的盈利能力提升还未完全体现。我们对于2024-2026年长江来水情况较为乐观，预计公司年度发电量将逐步改善，乌、白水电站注入后公司盈利能力将再上新台阶，预计公司2024-2026年归母净利润分别为329.53亿元、355.19亿元、373.34亿元，对应2024-2026年每股收益分别为1.35元、1.45元、1.53元，按照5月8日25.31元/股收盘价计算，对应PE分别为18.79X、17.44X、16.59X，维持公司“增持”投资评级。 风险提示：来水不及预期；电价下滑风险；项目进展不及预期；其他不可预测风险。