事件： 公司公布 2023年报和 2024年一季报， 2023年、 2024Q1分别实现营业收入 291.42、 80.71亿元，同比分别增长 3.36%、 10.87%；分别实现归母净利润 34.59、 11.59亿元，同比分别增长 219.52%、 57.96%。 煤电经营有所改善，煤价下跌促进业绩显著修复从成本端来看，在市场煤价整体下跌的背景下，公司燃料成本压力有所缓解， 2023年公司燃煤成本为 92.23亿元，同比下降 17.52%，煤电业务毛利率为 10.68%，同比提高 10.64pct， 2024Q1煤价保持同比下滑趋势，我们判断煤电板块业绩仍有明显改善；从收入端来看，公司 2023年完成煤电发电量 402.01亿千瓦时，同比减少 1.7%，但 2024Q1受益于市内用电量增长，公司发电量水平显著提高，完成煤电发电量 113.16亿千瓦时，同比提高10.0%。在量价双重作用下，公司煤电板块盈利有望持续修复。 新能源发电业务规模持续扩张，贡献成长新动能截至 2024Q1，公司新能源控股装机规模达到 512.2万千瓦（含分布式项目），同比增长 19.4%，占比达到 30.22%，其中风电装机规模为 238.7万千瓦，同比增长 3.4%，光伏发电装机（含分布式）规模为 273.5万千瓦，同比增长 38.0%。装机规模扩张带动其发电量显著提高， 2024Q1公司完成风电发电量 15.15亿千瓦时，同比增长 8.2%，光伏（含分布式）发电量 5.90亿千瓦时，同比增长 21.9%。公司计划至“十四五”末，总控股装机容量达到 2200万至 2600万千瓦，其中非水可再生能源装机新增 800至 1000万千瓦，占比达到 50%，高装机目标下新能源业务有望继续保持快速增长。 气电、油气管输及参股投资等多业务板块筑底，稳定性与成长性并存气电方面， 2023年公司气电业务营收同比增长 31.74%，盈利能力表现相对平稳， 2024Q1气电业务维持高增长，一季度完成发电量 21.21亿千瓦时，同比增长 71.2%。油气管输方面， 2023年公司该业务板块整体业绩体量相对平稳，全年实现毛利润 7.80亿元，同比增长 4.06%。另外，公司参股投资包括火电、新能源、核电、水电等多类型企业，其收益弹性与稳定性并存，业绩贡献规模可观， 2023年、 2024Q1分别实现投资收益 15.67、 3.45亿元，同比分别增长 476.16%、 113.95%。 盈利预测与估值： 考虑公司煤电板块盈利快速修复，我们上调盈利预期，预计公司 2024-2026年归母净利润为 43. 10、 46.35、 51.21亿元（原预测为 24-25年 38.85、 42.80亿元），同比增加 24.61%、 7.53%、 10.49%，对应PE 为 9.62、 8.94、 8.10倍。 公司 2023年 23年拟每股派发现金红利 0.40元（含税），合计共派发现金红利 19.58亿元（含税），分红比率 56.60%。 考虑公司高业绩、高分红态势，维持“买入”评级。 风险提示： 宏观经济下行风险，煤炭价格波动风险，电力价格波动风险，新项目建设进度不及预期风险，投资业务盈利不及预期风险等

公司 1Q24 参控股业务齐发力拉动业绩增长，长期持续分红注重股东回报，充裕现金流支撑下长期股息价值凸显。 投资要点：维持“增持”评级：我们认为公司煤电业务有望持续修复，维持2024~2025 年 EPS 0.72/0.78 元，给予 2026 年 EPS 0.79 元。参考火电行业可比公司，并综合考虑公司“稳定收益”类资产经营风险较低，给予 2024 年 14 倍 PE，上调目标价至 10.08 元，维持“增持”评级。 1Q24 业绩超预期。公司 2023 年营收 291 亿元，同比+3.4%；同期归母净利润 34.6 亿元，同比+220%。公司 1Q24 营收 80.7 亿元，同比+10.9%；同期归母净利润 11.6 亿元，同比+58.0%，超出我们此前预期。公司 2023 年拟每股派息 0.40 元，分红比例 56.6%，截至 2024 年4 月 30 日股价对应静态股息率为 4.7%。 发电量维持增长，参控股业务齐发力。公司 1Q24 业绩增长主要受益于参控股业务同步发力：1）我们测算 1Q24 并表主业营业利润（营业利润-投资净收益-资产处置收益）12.3 亿元，同比 74.8%；2）公司1Q24 投资净收益 3.5 亿元，同比+114%。1Q24 公司上网电量 149 亿千瓦时，同比+16.0%；同期平均上网电价 0.515 元/千瓦时，同比-1.5%。 持续分红注重股东回报，长期股息价值凸显。公司重视股东回报，自1993 年上市以来连续 31 年现金分红，累计分红金额 225 亿元。我们认为公司护盾型资产（包括燃气发电、燃气管输、抽水蓄能、核能发电等，具有较强抵御经济周期波动的能力）回报率确定性较高，叠加煤电业务经营好转，充裕现金流支撑下长期股息价值凸显。 风险提示：煤价超预期、电价低于预期等。

业绩持续兑现，加权 ROE 已超 10%。 公司发布 2023年报，全年实现营收 291亿元（同比+3.4%），归母净利润 34.59亿元（同比+219.5%），Q1-4分别为 7.34、 11. 13、 6.57、 9.55亿元。 业绩大幅改善主要为： （1） 煤价下行煤电毛利率提升 10.6pct 至 10.7%； （2）投资收益贡献15.67亿元（同比增加 12.95亿元）。 2023年经营现金流达 73.45亿元（同比+53.3%），加权 ROE 超 10%，归母净资产较 2022年末+8.7%。 2024Q1实现营收 81亿元（同比+10.9%），归母净利润 11.6亿元（同比+58.0%），高增长为主业盈利改善及股票公允价值变动超预期影响。 全年新增绿电 0.83GW， 新能源装机占比超 30%。 2023年末控股装机达 16.95GW，新能源为 5.12GW；全年完成上网电量 529亿千瓦时（同比+2.6%，含外二），其中煤电、气电、风电、光伏及分布式分别为 402、72、 53、 25亿千瓦时； 2024Q1为 149亿千瓦时（同比+16.1%）。 公司绿电稳步开发中， 海南 1.2GW 海风项目已于 24年 1月开工。 存量业务盈利稳定，高分红公用事业化加速。 公司参股企业众多， 2023年统计火电部分投资收益同比增长 7.87亿元，气电、 抽蓄等相对稳定。 历年自身现金流充沛， 24Q1资产负债率已降至 54%； 伴随煤电容量电价落地， 公司整体盈利稳定性在持续提升，且持续保持高分红， 2023年分红比例达 56.6%，股息率达 6.2%（年末收盘价），股息价值突出。 盈利预测与投资建议。 预计公司 2024~2026年归母净利润分别为39.80、 44.50、 51.14亿元，按最新收盘价对应 PE 分别为 10.47、 9.36、8.15倍。公司盈利逐步稳定，股权激励激发潜能，高分红股息价值凸显，清洁能源转型稳步推进。参考同业估值水平，考虑公司盈利稳定性及分红持续性均位于同业前列，给予公司 2024年 12倍 PE 估值，对应 9.76元/股合理价值，维持“买入”评级。 风险提示。 煤价持续上行； 新能源项目建设、 利用小时不及预期等。

事件： 公司发布 2023年年报和 2024年一季报， 2023年公司实现营收 291亿元，同比增加 3.4%；实现归母净利润 34.6亿元，同比增加 220%； 2024Q1公司实现营收 80.7亿元，同比增长 10.9%，实现归母净利润 11.6亿元，同比增长58.0%。 2023年公司拟每 10股派发现金红利 4元，分红比例达 56.6%，股息率达 4.7%（按 4月 30日股价计算）。 燃料成本下行，火电业绩修复显著。 2023年公司煤电业务实现收入 131亿元，同比下滑 0.93%，煤电完成发电量 402亿千瓦时，同比下滑 1.7%，主要系市内发电结构影响。 公司作为沿海火电公司，受益于煤价下行， 燃煤成本同比下滑17.5%，煤电业务毛利率 10.68%，同比上升 10.61pp，盈利能力大幅提升。 投资收益方面， 2023年公司实现投资净收益 15.7亿元，同比增长 476%，其中对联营/合营企业的投资收益达 6.5亿元。 风光稳步增长。 2023年公司风电/光伏业务分别实现营收 27/9.4亿元，同比分别增长 2.7%/16.2%，发电量同比分别增长 1.9%/17.6%。截至 24Q1公司控股风电/光伏装机 2.4GW/2.1GW，合计占比达 26.7%。随着新能源装机逐渐投产，新能源有望贡献稳定业绩增量。 24Q1市内电力需求高增。 24Q1公司完成发电量 155亿千瓦时， 同比增长15.9%，主要系市内用电量增长， 煤电/气电分别完成发电量 113/21亿千瓦时，同比分别增长 10.0%/71.2%。公司上网电价均价 0.515元/千瓦时（含税）， 同比下滑 0.008元/千瓦时，降幅 1.6%。 考虑到今年煤价供需结构宽松， 沿海用电需求高增有望持续提升公司火电盈利。 盈利预测与投资建议。 预计公司 24-26年归母净利润分别为 39.0/43.2/46.6亿元，对应 EPS 分别为 0.80/0.88/0.95元， 维持“买入”评级。 风险提示： 用电量不及预期风险、 煤价上涨风险、新能源投产不及预期风险。

事件概述：1月12日，公司发布2023年业绩预告，全年预计实现归母净利润33-35亿元，同比增加22-24亿元，增幅200%-230%；扣非归母净利润32-34.5亿元，同比增加24-26亿元，增幅290%-320%。 Q4非经常性损益大幅减少：根据业绩预告数据我们测算，Q4公司实现归母净利润7.97-9.97亿元，同比增加8.61-10.61亿元，同比扭亏为盈；扣非归母净利润7.23-9.73亿元，同比增加10.22-12.72亿元，同比扭亏为盈；相较上年同期，非经常性损益大幅减少，归母与扣非归母业绩基本持平。 燃料成本持续改善：成本端，我们测算3Q23/4Q23秦皇岛港Q5500动力末煤平仓价均值为866/958元/吨，同比下降31.5%/33.0%；进一步考虑结算口径煤炭价格一般前置1-2个月，煤电板块燃料成本压力进一步缓解。 内建外购，风光稳步推进：2023年12月19日，公司公告申能新能源收购山西京能持有的岢岚京能64%股权，标的公司拥有岢岚县京能100MW林光互补项目（2023年10月全容量并网）；2024年1月12日，公司公告申能新能源收购安徽林洋持有的宣城永耀100%股权，标的公司拥有朱桥60MW光伏发电项目（2023年11月全容量并网）。公司现有股权激励计划提出年度新增新能源装机不低于80万千瓦，内建外购模式有望加快公司装机规划目标实现。 投资建议：公司业绩符合预期，燃料成本仍具备下行空间，煤电板块业绩有望持续改善。维持对公司盈利预测，预计23/24/25年EPS分别为0.69/0.78/0.88元，对应1月12日收盘价PE分别为9.9/8.7/7.7倍。参考省级火电企业估值水平，给予公司2024年11.0倍PE，目标价8.58元/股，维持“推荐”评级。 风险提示：1）宏观经济承压降低用电需求；2）燃料价格上涨提高运营成本；3）电力市场竞争降低上网电价；4）供应结构调整压制机组出力。

创业：三十载火电风云。 公司应运而生于上世纪八、九十年代上海地区电力开发和能源建设投资的大环境下，成立之后先后控股、参股建设了石洞口、外高桥等多个本地火电项目。截至 2022年底，公司控股火电装机 1183万千瓦，其中，煤电 840万千瓦（含外二）、气电 343万千瓦；在沪控股火电装机 846万千瓦，占比 33.4%；在沪火电发电量 308亿千瓦时，占比 35.1%。 转型： 资深新能源“玩家”。 公司是全国最早一批进入风电和光伏项目开发的发电企业之一，恰逢上海世博会契机，投资建设了当时我国乃至亚洲最大的光伏建筑一体化发电项目——世博中国馆和主题馆项目。经过十几年的发展，截至2022年底，公司控股风电、光伏装机容量分别达到 230.8、 187.10万千瓦，在省级发电上市公司中排名第五；风、光在全部控股装机容量（不含外二电厂）中的占比达到了 38.8%、在总发电量（不含外二电厂）中的占比达到 16.3%。海南儋州 120万千瓦海风、上海 35万千瓦海风相继核准，将推动公司新能源发展再上新台阶。 新征程：提前布局，低碳未来。 与“十一五”末启动光伏、风电项目的试点开发类似，“十三五”末为应对新能源大规模并网对电力系统安全稳定性带来的挑战，公司前瞻性布局分布式供电、新型储能等业务，青浦微电网与储能项目、外三电厂的火储联合运行项目已分别于 2018、 2020年成功投运。截至 2022年底，公司分布式供电项目累计投产 10.98万千瓦；根据规划，到 2025年公司电化学储能新增装机将达到 200万千瓦时（2GWh）。此外，控股股东申能集团旗下的申能能创通过“三纵三横”氢能规划，已经打造出颇具特色的氢能全产业链。 投资建议： 三十余载发展，公司承担起上海地方发展电力的需求；借助上海世博会的契机开启新能源试点开发，“十四五”规划宏图已展开，转型进程持续推进；前瞻性布局分布式发电、新型储能等业务未来以来。 维持对公司盈利预测，考虑公司股本回购变动， 预计 23/24/25年 EPS 分别为 0.69/0.78/0.88元（前值 0.68/0.78/0.87元）， 对应 12月 08日收盘价 PE 分别为 8.8/7.7/6.9倍。参考公司历史估值水平，给予公司 2024年 10.0倍 PE，目标价 7.80元/股，维持“推荐”评级。 风险提示： 1） 用电需求随宏观环境波动； 2）燃料价格上涨提高运营成本； 3）电力市场竞争降低上网电价； 4）供应结构调整压制机组出力。

事件概述： 10月 30日， 公司发布 2023年三季度报告，前三季度实现营业收入 218.89亿元，同比增长 4.2%；归母净利润 25.03亿元，同比增长 118.3%； 扣非归母净利润 24.77亿元，同比增长 119.3%。第三季度公司实现营业收入79.87亿元，同比下降 3.1%；归母净利润 6.57亿元，同比增长 96.9%；扣非归母净利润 8.12亿元，同比增长 345.8%。 基数扰动电量，煤电业绩持续改善： 上年夏季保供压力下公司在沪机组火力全开， 今夏来水改善叠加高温天同比减少， 3Q23公司煤电机组发电量 111.56亿千瓦时，同比下降 11.5%， 其中在沪煤电机组发电量 69.90亿千瓦时，同比下降15.2%； 或因延续年初煤气电量结构调整， Q3公司气电发电量 28.29亿千瓦时，同比增长 11.9%，连续三个季度同比正增长； 单季度公司总发电量 156.90亿千瓦时，同比下降 7.1%， 我们测算公司 Q3平均上网电价约 0.5217元/千瓦时，同比增长 2.6%，电价上浮助力单季营收降幅低于电量降幅 3.9个百分点。 成本端， 我们测算 Q3秦皇岛港 Q5500动力末煤平仓价均值为 866元/吨，同比下降31.5%，环比下降 5.3%；若以 6、 7、 8三个月口径考虑煤价，秦皇岛港 Q5500动力末煤平仓价均值为 825元/吨，同比下降 31.3%， 煤电电量下滑叠加燃料价格下行，煤电板块燃料成本压力进一步缓解， Q3公司整体毛利率同比提高个 9.5百分点至 19.5%，环比基本持平。 公允价值变动抵消投资收益，扣非业绩大幅增长： Q3公司实现投资净收益3.72亿元，同比增加 3.49亿元，其中来自联营/合营企业投资收益同比增长 3.00亿元。 但另一方面因为华电、京能股价波动， 金融资产的公允价值同比下降 4.39亿元， 单季度账面浮亏 2.73亿元。 风光稳步推进： 10月 23日，公司公告宁东东湾 5万千瓦光伏基地投产；与全国风电电量趋势相同， 单三季度公司风电发电量 10.26亿千瓦时，同比下降7.8%；光伏单季度发电量 6.60亿千瓦时，同比增长 5.8%。 投资建议： 电价上行叠加燃料成本下行，公司煤电业绩持续改善；公允价值波动抵消投资收益上行， 扣非业绩实现大幅增长。 维持对公司盈利预测，预计23/24/25年 EPS 分别为 0.68/0.78/0.87元， 对应 10月 30日收盘价 PE 分别为 8.8/7.7/6.9倍。参考公司历史估值水平， 给予公司 2023年 12.0倍 PE，目标价 8.16元/股，维持“推荐”评级。 风险提示： 1）宏观经济承压降低用电需求； 2）燃料价格上涨提高运营成本； 3）电力市场竞争降低上网电价； 4）供应结构调整压制机组出力。

事件:8月29日，申能股份发布2023年半年报：2023H1公司实现收入139亿元，同比+8.9%，实现归母净利润18.5亿元，同比+127%；2023Q2实现收入66.2亿元，同比+29.1%，实现归母净利润11.1亿元，同比+82%。 投资要点:电价结构性提升+电量增长，2023Q2同比收入+29%。2023Q2公司收入同比+29.1%，一是2023H1公司平均上网电价较2023Q1+0.8%，或系相对高电价的燃机和新能源发电量增加所致；二是因为公司2023H1发电量同比+11.9%，主要系2022Q2上海疫情导致电量需求低基数，以及风光装机增加拉动发电量增长。 2023Q2公司煤电/燃机/风电/光伏发电量为88.2/15.8/14.3/6.4亿千瓦时，同比+30%/+224%/+1%/+14.2%。 金融资产带来的收益增加+煤电业绩改善+新能源利润增加，拉动2023H1业绩改善。2023H1公司归母净利润18.5亿元，同比+127%，主要是因为煤电业绩改善、新能源利润增加、金融资产带来的收益增加。根据我们测算，2023H1公司煤电归母净利润为0.3亿元，上年同期为-0.65亿元，度电净利0.3分/KWh，上年同期为-0.8分/KWh。 新能源归母净利润为7亿元，同比+18.3%，度电净利0.18元/KWh，同比+4.6%。投资收益8.7亿元，同比+4.4亿元，其中，参股公司贡献3.3亿元，其他非流动金融资产贡献5.4亿元；公允价值变动净收益1.7亿元，同比+3.8亿元，主要由其他非流动金融资产贡献。 其他非流动金融资产贡献2023H1主要业绩增量。 煤电业绩改善+新能源或贡献2023Q2业绩主要增量。2023Q2公司实现归母净利润11.1亿元，环比增幅3.8亿元，我们认为主要是煤电业绩改善、新能源业绩增加。根据我们测算，其他收益、投资收益、公允价值变动净收益合计对归母净利润贡献为0.22亿元。其中，2023Q2投资净收益7.1亿元，环比增加4.1亿元，主要由其他非流动金融资产贡献；公允价值变动净收益-1.1亿元，环比减少3.9亿元。 假设2023Q2燃机度电净利与2023H1相等，则燃机2023Q2环比增发电量对应的归母净利增量约0.4亿元。而剩余的管网业务等盈利相对稳定，因此2023Q2盈利增量或主要来源于煤电的业绩改善以及新能源。 2023Q2公司经营性净现金流9.0亿元，同比减少64%，降幅为16亿元，主要是因为公司购买商品接受劳务支付的现金同比+22%，增幅为9.2亿元，我们认为或是2023Q2公司购买较多高价煤所致。 购建固定资产、无形资产等支付的现金10.55亿元，同比+81%，或是公司增加新能源建设力度。 盈利预测和投资评级：基于2023年半年报业绩表现，我们调整盈利预测，预计公司2023-2025年归母净利润分别为29.9/31.9/38.2亿元，对应2023-2025年PE分别为10.7/10.0/8.4倍，展望2023H2，煤价有望下行，公司火电业绩有望环比改善；叠加绿电成长修复，维持“买入”评级。 风险提示：政策推进不及预期；新增装机不及预期；煤炭价格大幅上涨；电价下调；行业竞争加剧等。

事件：公司发布 2023年半年报，实现营收 139亿元，同比增长 8.9%；实现归母净利润 18.5亿元，同比增长 127%。 量价齐升双驱动，归母净利润同比增长 127%。报告期内公司实现营收 139亿元，同比增长 8.9%。分业务看，其中煤电/气电/煤炭/风电/油气管输/光伏分别实现 营 业 收 入 61.7/25.5/17.3/14.7/12.6/4.4亿 元 ， 同 比 分 别+5.4%/+69.0%/-30.9%/+5.8%/+21.4%；公司实现归母净利润 18.5亿元，同比增长 127%。截至报告期末，公司控股装机容量达 1617万千瓦，同比增长 3.8%，其中煤电/气电/风电/光伏装机容量分别为 840/343/231/192万千瓦。报告期内公司实现发电量 259亿千瓦时，同比增长 11.9%，其中煤电/气电/风电/光伏及分布 式 分 别 完 成 191/28.2/28.3/11.2亿 千 瓦 时 ， 同 比 分 别+5.4%/+89.2%/+8.8%/23.5%，完成上网电量 248亿千瓦时，同比增长 12.2%，平均上网电价 0.527元/千瓦时，同比增长 4.6%。 煤炭价格中枢下行，煤电盈利有望持续改善。报告期内公司煤电业务实现营收61.7亿元，同比增长 5.4%，占营业总收入的 44.4%；煤电实现发电量 191亿千瓦时，同比增长 5.4%，主要系上海用电需求增长，此外公司通过 2023年长协合同较好锁定上浮电价；煤电业务实现毛利润 3.64亿元，较 2022年 0.05亿元上升 3.59亿元，盈利水平提升明显。受益于成本改善叠加量价齐升双驱动，下半年煤电盈利或将持续改善。 加快新能源转型，油气储量有望持续增加。公司加快新能源发展，截至报告期末清洁能源装机容量达 434万千瓦，占总装机容量比重为 26.9%。23Q2公司新增湖北天门光伏项目以及 5个分布式项目，共计装机容量 5.41万千瓦，另外，公司牵头联合体成功获得奉贤四期（20万千瓦）、东海大桥三期项目指标（15万千瓦）。油气方面，东海平湖完成 PH19井完钻井深 5206m，实现西湖气入沪试生产，南海恩平完成协议签署，新疆柯坪南完成一阶段勘探，公司天然气及原有储量有望进一步增长。 盈利预测与投资建议。预计 2023-2025年公司归母净利润分别 33.8亿元/38.9亿元/41.9亿元，对应 2023-2025年 EPS 分别为 0.69/0.79/0.85元。基于火电基本面转好，我们给予公司 2024年 11倍 PE，对应目标价 8.69元，首次覆盖给予“买入”评级。 风险提示：煤炭价格上行风险，新能源项目投产或不及预期，电价下行风险等。

事件概述：8月29日，公司发布2023年半年度报告，报告期内实现营业收入139.02亿元，同比增长8.91%；归属于上市公司股东的净利润18.47亿元，同比增长127.09%；归属于上市公司股东的扣非净利润16.65亿元，同比增长75.73%。 Q2火力全开，火电业绩持续修复：平山二期投产叠加上海地区用电量同比修复，2Q23公司煤电、气电分别完成发电量88.22、15.82亿千瓦时，同比分别增长29.9%、223.4%，其中在沪煤电机组完成发电量55.54亿千瓦时，同比增长50.3%，我们测算公司Q2平均上网电价约0.5313元/千瓦时，同比增长6.1%，1H23公司系统采购标煤价同比下降50元/吨，收入端量价齐升，成本端煤价下降，火电业绩充分改善。1H23煤电板块实现毛利3.64亿元，同比增长1.35亿元，毛利率提升1.99pct至5.90%；气电板块实现毛利3.55亿元，同比增长0.95亿元；火电板块毛利合计7.19亿元，同比增长2.30亿元。考虑6月以来煤价走势，Q3煤电板块盈利有望进一步提升。 投资收益助力业绩表现：1H23公司实现投资净收益8.73亿元，同比增长4.44亿元，其中Q2实现投资净收益7.12亿元，同比增长3.86亿元。一方面，1H23公司参股的上电漕泾、上电外高桥、外高桥第二、华能石洞口四个电厂确认投资损失0.33亿元，而上年同期确认投资损失3.11亿元，公司对联营/合营企业投资收益同比增长2.91亿元。另一方面是因为持有金融资产的公允价值同比增长3.82亿元，主要是华电、京能、浦发股价波动。 风光稳步推进：1H23公司新增控股光伏装机5万千瓦，主要是对新项目回报率的考量确保长期盈利能力；风电、光伏合计实现营收19.13亿元，同比增长13.7%；实现毛利10.69亿元，同比增长7.0%，三家新能源子公司净利润合计7.00亿元，同比增长18.3%。 投资建议：公司火电、新能源、油气三大主业板块全面向好，参股火电、核电等资产投资收益锦上添花，新项目开发考虑长期盈利能力稳步推进。维持对公司盈利预测，预计23/24/25年EPS分别为0.68/0.78/0.87元，对应8月29日收盘价PE分别为9.7/8.5/7.6倍。参考公司历史估值水平，给予公司2023年12倍PE，目标价8.16元/股，维持“推荐”评级。 风险提示：1）宏观经济承压降低用电需求；2）燃料价格上涨提高运营成本；3）电力市场竞争降低上网电价；4）供应结构调整压制机组出力。

事件：公司发布 2022年半年报，实现营收 127.65亿元，同比增长 10.08%；实现归母净利润 8.13亿元，同比下降 46.94%；扣非归母净利润 9.48亿元，同比下降 34.89%；每股收益 0.1650元。 点评： 火电发电量被疫情拖累，电价涨幅可观：2022年上半年，公司煤电、气电、风电、光伏营收分别增加 24.90%/-22.94%/39.94%/87.72%。从发电量上看，上半年上海地区受到疫情蔓延的影响，公司发电量同比下降 2.2%，其中煤电同比增加 1.8%，燃气发电同比减少 52.2%；而在公司大力推进新能源发电装机的背景之下，公司的新能源发电量明显提升，其中风力发电同比增加 19.7%，光伏发电同比增加 66.6%。上网电价来看，公司 2022上半年上网电价均价达到 0.504元/千瓦时，同比上涨 17.48%。受益于上网电价提升，各发电类型营收增速均明显高于发电量增速。 投资收益及公允价值变动收益下滑，拖累整体盈利能力：2022年上半年公司投资收益 4.29亿元，同比减少 56.53%，主要系煤价高企，火电整体业绩表现不佳，公司所投资的外高桥第二、华能石洞口、上电漕泾及外高桥公司总计投资亏损达到 3.11亿元所致。此外公司公允价值变动损失达到 2.13亿元，主要系公司非流动金融资产减值导致的损失。 公司大举推进新能源转型，装机量发电量均继续提升：2022年上半年公司风电、光伏装机容量分别为 218.78/152.06万千瓦，占总装机容量比例分别为14%/10%，相较一季度均增加 10万千瓦，新能源总装机容量 375.08万千瓦（含分布式供电 4.25万千瓦），同比上升 47.25%。新能源发电量达到 27.15亿千瓦时，同比上升 29.11%。根据公司“十四五规划”，到“十四五”末非水可再生能源装机新增 800-1000万千瓦，年均新增 160-200万千瓦，对应 2022年新能源装机增速 46-58%，2022年上半年新增装机同比增速符合预期。 盈利预测、估值与评级：2022上半年煤价高企，整体火电运营商均受较大影响。 我 们 下 调 2022/2023/2024年 归 母 净 利 润 预 测 （ 下 调 幅 度 分 别 为21%/13%/7%），对应 EPS 分别为 0.47/0.55/0.67元。预计公司 2022E-2024E归母净利润为 22.9/26.9/32.8亿元，对应 PE 为 13/11/9倍。基于公司基本面将逐步好转，维持“增持”评级。 风险提示：动力煤价格超预期上涨，电力需求超预期下滑，电价改革进展低预期。

事件概述：8月 26日，公司公布 2022年半年度报告，报告期内实现营业收入 127.65亿元，同比增长 10.08%（经重述）；归属于上市公司股东的净利润8.13亿元，同比下降 46.94%（经重述）；归属于上市公司股东的扣非净利润 9.48亿元，同比下降 34.89%（经重述）。 疫情冲击本地火电，高温助推 Q3修复：上海自 3月底直至 6月初的全域封控导致全社会用电需求失速，公司沪上火电机组出力大幅下滑。2Q22公司在上海本地的控股煤电机组发电量为 36.96亿千瓦时，同比减少 9.58亿千瓦时，降幅 20.6%；1H22煤电板块实现毛利 2.29亿元，降幅 2.41亿元，毛利率下滑5.29pct 至 3.91%。2Q22公司在沪气电机组发电量为 4.89亿千瓦时，同比减少8.00亿千瓦时，降幅 62.1%；1H22公司气电板块实现毛利 2.59亿元，降幅 0.36亿元；火电板块毛利合计 4.88亿元，同比减少 2.77亿元。随着 6月初以来的疫后复苏，叠加上海持续高温天气，预计整体用电需求将迎来快速修复，下半年在沪火电有望得以改善。 投资收益下降，拖累业绩表现：1H22，公司实现投资收益 4.29亿元，同比减少 5.58亿元。一方面是因为持有金融资产的公允价值同比下降 2.18亿元，主要是华电、京能、浦发股价波动所致；另一方面参股的上电漕泾、上电外高桥、华能石洞口三个电厂确认投资损失 2.92亿元，而上年同期确认投资收益 1.62亿元，导致对联营/合营企业投资收益同比减少 4.91亿元。 风光填补火电缺口：1H22，公司风电、光伏分别新增装机 10、16万千瓦； 实现营业收入 13.20、3.63亿元，同比增长 39.94%、87.72%；实现毛利 7.92、2.08亿元，同比增加 2. 10、1.00亿元，完全弥补了火电板块的毛利缺口；三家控股新能源子公司净利润合计 5.92亿元，同比增加 1.05亿元。海南儋州 1.2GW海风项目（非竞配）有序推进，新能源板块发展势头良好。 投资建议：二季度上海全域疫情管控，全社会用电量失速，导致公司在沪机组发电量暴跌。但随着疫后复苏，叠加上海的高温天气，预计整体用电需求将迎来快速修复，平山二期如期投产带来增量电量贡献，公司新能源转型趋势不改，维持对公司的盈利预测，预计 22/23/24年 EPS 为 0.70/0.73/0.80元，对应 8月 26日收盘价 PE 分别为 8.7/8.4/7.6倍，维持公司 2022年 10.0倍 PE、目标价 7.00元，维持“推荐”评级。 风险提示：1）宏观经济承压降低用电需求；2）燃料价格上涨提高运营成本； 3）电力市场竞争降低上网电价；4）供应结构调整压制机组出力。

公司公布2022年上半年发电量情况，同比减少2.2%。2022年上半年，公司完成发电量231.18亿kwh，同比-2.2%。其中煤电181.21亿kwh，同比+1.8%；气电14.91亿kwh，同比-52.2%；风电25.98亿kwh，同比+19.7%；光伏及分布式发电9.08亿kwh，同比+66.6%。 疫情导致公司在上海的煤电和气电发电量均有大幅下滑。受二季度疫情影响，上海经济社会活动受到严重冲击，全社会用电需求大幅萎缩，外三、外二和吴二等煤电发电量同比下滑14.72%、7.85%和2.05%，临港、崇明和奉贤等气电发电量分别下滑47.02%、63.87%和52.81%。 新增装机贡献增量，风光装机占比接近25%。2022年第二季度，公司新增控股装机容量155.065万kw，主要是平山二期135万kw机组、乌兰润晟10万kw风电项目、含山林阳10万kw光伏项目等建成投运。 截至2022年6月底，公司控股装机容量为1557.65万kw，同比增加19.6%。其中：煤电840万kw，占53.93%；气电342.56万kw，占21.99%；风电218.78万kw，占14.05%；光伏发电152.06万kw，占9.76%；分布式供电4.25万kw，占0.27%。平山二期上半年贡献29.53亿kwh电量，有效冲抵了上海疫情带来的影响。 上网电价和市场化交易电量大幅提升。2022年上半年，公司上网电价均价0.504元/kwh（含税），参与市场交易电量181.88亿kwh，较去年同期分别提升17.5%和188%。公司上半年的市场化交易电量占比接近80%，且交易电量几乎等于煤电电量，我们认为可能是此前国家发改委“燃煤发电电量全部进入电力市场”的政策得到了有效的执行。 盈利预测。预计公司2022-2024年实现营收268.99/310.54/319.28亿元，归母净利润29.73/39.72/44.87亿元，eps为0.605/0.809/0.913元，对应PE为9.56/7.16/6.34倍。上半年疫情仅为短期扰动，不改变公司长期基本面，公司煤电业务具有成本优势、气电和油气管输业务稳定、新能源增速较快。考虑到上海疫情已经缓解，全社会复工复产助推用电需求稳定恢复，公司基本面正在边际改善，维持公司“买入”评级。 风险提示：煤价上涨风险，风光增速不及预期，市场化交易电价风险。

事件概述： 7月 22日，公司公布 2022年上半年发电量完成情况， 1H22完成发电量 231.18亿千瓦时，同比减少 2.2%%，其中，煤电完成 181.21亿千瓦时，同比增加 1.8%，天然气发电完成 14.91亿千瓦时，同比减少 52.2%， 风力发电完成 25.98亿千瓦时，同比增加 19.7%；光伏及分布式发电完成 9.08亿千瓦时，同比增加 66.6%；完成上网电量 221.41亿千瓦时，同比减少 2.5%；实现上网电价均价 0.504元/千瓦时（含税） ， 参与市场交易电量 181.88亿千瓦时。 疫情冲击， 在沪机组出力下滑： 上海自 3月底直至 6月初的全域封控导致全社会用电需求失速， 4-6月份同比增速分别-28.3%、 -19。 6%、 +2.4%；疫后复苏下 6月单月同比增速虽由负转正，仍较全国平均增速低 2.29pct。工商业活动受限，用电需求大幅萎靡，公司沪上火电机组出力大幅下滑， 2Q22公司在上海本地的控股煤电机组发电量为 36.96亿千瓦时，同比减少 9.58亿千瓦时，降幅20.6%；在沪气电机组发电量为 4.89亿千瓦时，同比减少 8.00亿千瓦时， 降幅62.1%；在沪火电合计发电量为 41.85亿千瓦时，同比下降 29.6%。 平山二期投运贡献增量： 1H22淮北申能发电 135万千瓦机组（平山二期）的投运带来增量电量 29.53亿千瓦时，带动公司煤电板块发电量逆境下同比增长1.8%； 若剔除平山二期增量电量， 1H22公司煤电完成发电量 151.68亿千瓦时，同比下降 10.3%。 随着平山二期投运步入正常化， 预计下半年将贡献更多增量。 风光高增趋势不改： 2Q22公司乌兰润晟 10万千瓦风电项目、含山林阳 10万千瓦光伏项目等建成投运，截至 2022年 6月底，公司控股装机容量为 1557.65万千瓦， 风电、光伏装机量分别为 218.78万千瓦（占比为 14.05%）、 152.06万千瓦（占比为 9.76%），对应新能源总装机量 371.06万千瓦。 按照公司股权激励计划考核， 2022年风光新增装机不低于 80万千瓦，上半年已完成 30万千瓦新增， 若要完成考核指标， 预计下半年公司风光新增装机 50万千瓦。 投资建议： 二季度上海全域疫情管控， 全社会用电量失速，导致公司在沪机组发电量暴跌。但随着疫后复苏， 叠加上海的高温天气， 预计整体用电需求将迎来快速修复， 平山二期如期投产带来增量电量贡献， 公司新能源转型趋势不改，维持对公司的盈利预测，预计 22/23/24年 EPS 为 0.70/0.73/0.80元，对应 7月 22日收盘价 PE 分别为 8.3/8.0/7.2倍，维持公司 2022年 10倍 PE、目标价7.00元，维持“推荐”评级。 风险提示： 1）宏观经济承压降低用电需求； 2）燃料价格上涨提高运营成本； 3）电力市场竞争降低上网电价； 4）供应结构调整压制机组出力。

事件：公司发布2022年第一季度报告，实现营业收入76.34亿元，同比增长26.03%；归母净利润2.02亿元，同比下降76.87%；扣非归母净利润3.45亿元，同比下降50.06%；每股收益0.041元。 点评：发电量继续上行，电价涨幅明显：22Q1发电量及电价上行支撑营收快速上涨。 发电量：公司控股发电企业完成发电量138.71亿千瓦时，同比增加10.57%。 其中：煤电113.32亿千瓦时，同比增加7.79%；天然气10.02亿千瓦时，同比增加46.06%；风力11.87亿千瓦时，同比增加4.95%；光伏及分散式3.50亿千瓦时，同比增加62.79%。上网电价均价0.507元/千瓦时（含税），同比增长16.8%。 投资收益及公允价值变动收益下降显著，拉低公司盈利能力：从投资收益维度来看，公司22Q1控股装机量及权益装机量分别为1402.44、940.17万千瓦，对应少数股东权益占比33%；其中煤电分别为705及350万千瓦，对应少数股东权益占比50.3%。参考21Q4、22Q1煤价水平及21Q4高价动力煤库存结算周期影响，22Q1煤电企业承担较大成本压力，导致公司参股电厂收益同比下降73.25%，达1.03亿。目前动力煤价较21Q4已有明显下调，我们认为随着5月1日秦港5500大卡动力煤中长协价按570-770元/吨执行，煤炭成本压力将进一步缓解。公允价值变动收益维度看，22Q1公允价值变动收益为-2.01亿，同比下降4.32亿。 装机量、发电量占比继续提升，新能源转型趋势坚定：22Q1风电、光伏装机量分别为208.77（占比为15%）、142.06万千瓦（占比为10%），对应新能源总装机量355.01万千瓦（包括分散式供电4.18万千瓦），同比增长45%，对比下公司火电装机量近3年未有增长。22Q1新能源发电量为15.37亿千瓦时，同比增长14.2%。根据公司“十四五”规划，到“十四五”末非水可再生能源装机新增800-1000万千瓦，年均新增160-200万千瓦的风电和光伏装机；对应22年新能源装机增速46%-58%，22Q1新增装机同比增长45%，增速基本踏准全年计划装机节奏。 盈利预测、估值与评级：2021下半年煤价高企，整体火电运营商均呈现亏损状态。在“电煤指导价”以及“电价市场化”政策指引下，我们认为22年公司火电盈利将有所改善。新能源业务扩张趋势确定，将同步拉升公司总体盈利能力。 维持公司22/23/24年EPS预测值分别为0.59/0.64/0.72元，当前股价对应2022-24年动态PE分别为9.3/8.6/7.6倍。基于公司基本面将逐步好转，维持“增持”评级。 风险提示：动力煤价格超预期上涨，电力需求超预期下滑，电价改革进展低预期