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。

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。

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。