事件：2024年3月18日，海油工程发布2023年度报告。2023年，公司实现营业收入307.52亿元，同比上涨5%，实现归母净利润16.21亿元，同比上涨11%；扣非后净利润12.37亿元，同比上涨45%。经营活动现金流量净额51.25亿元，同比上涨55%；基本每股收益0.37元/股，同比上涨12%。资产负债率为38.09%，较2022年下降1.68pct。扣除非经常性损益后的加权平均净资产收益率为5.09%，较2022年增加1.42pct。 2023年第四季度，公司单季度营业收入97.89亿元，同比下降0.95%，环比上涨50%；单季度归母净利润2.48亿元，同比下降60.26%，环比下降36.28%；单季度扣非后净利润1.57亿元，同比下降33.05%。 点评：2023年公司盈利同比改善年公司盈利同比改善。2023年，公司销售毛利率为10.75%，较上年提升1.76pct，销售净利率为5.30%，较上年提升0.36pct。其中2023Q4，公司销售毛利率为8.45%，环比-2.38pct，同比+0.95pct，我们认为主要受公司在建项目海内外结构、所处阶段等因素影响，2023Q4公司钢材加工量环比提升，但安装工作量环比下降。2023Q4公司销售净利率为2.39%，环比-3.45pct，同比-3.9pct，主要受公司计提减值准备影响，2023年公司计提信用减值损失1.98亿元，主要为尼日利亚丹格特项目和浙江马目鱼山项目等逾期应收账款计提的减值损失，此外计提资产减值损失0.46亿元。 分业务来看：2023年公司海洋工程总承包、海洋工程非总承包、非海洋工程项目收入占比分别为62.63%、10.55%、26.44%，与2022年相比，公司总承包项目收入占比提升，非海洋工程项目收入占比下降。海洋工程、非海洋工程项目毛利率分别为8.90%、15.90%，分别较上年-2.51pct、+12.43pct，海洋工程毛利率较上年同期小幅下降，主要为四季度新开工项目较多。 分地区来看：2023年公司境内、境外收入占比分别为80.51%、19.49%，与2022年相比，公司境外收入占比有所下降，主要系中国香港LNG、北美壳牌LNG等项目在2022年处于在建高峰期，2023年进入收尾吨，环比+2.58万结构吨；海上安装导管架3座、组块8座，环比分别-7、-1座，海管铺设81公里，环比-69公里，海上作业投入0.51万船天，环比-0.17万天。 2023年年海外市场承揽额同比明显增加，在手订单充足。2023年，公司新签订单总额339.86亿元，同比+32.55%，其中，国内、海外新签订单分别为198.1、141.76亿元，同比分别-7.36%、+233%，海外订单取得显著增长，海外新签订单占比提升或有助于公司未来海洋工程业务毛利率的改善。2023下半年，公司与卡塔尔NOC签署了ISND5-2期油田开发项目、RUYAEPCI09总包项目合同，合同金额合计108亿元，实现从国际工程分包商到总承包商的有效突破。截止2023年末，公司在手未完成订单约396亿元，为未来工作量提供有力支撑。 中海油资本开支维持高位，海工国内订单有保障。2023年中海油预计资本开支约1280亿元，较2023年初计划开支1000-1100亿元上调。 2024年中海油计划资本开支1250-1350亿元，较2023年约1280亿元的预计资本开支增幅范围在-2.34%到5.47%，仍维持在高位水平。 具体来看，对比2023年初中海油计划的勘探/开发/生产开支结构为18%：59%：21%，2024年中海油勘探/开发/生产开支占比分别为16%：63%：19%，公司开发阶段开支占比明显提升。我们认为，中海油资本开支的上调以及开发阶段资本开支的大幅增长有望提升公司工作量，业绩改善或将更为明显。 公司分红比例提升，积极回馈股东。公司拟向全体股东派发每10股派发现金红利1.47元（含税），本次分红比例为40.11%，较上年度30.34%的分红比例提升明显。按2024年3月18日收盘价计算股息率为2.11%。 盈利预测与投资评级：我们预测公司2024-2026年归母净利润分别为19.13、23.45和28.00亿元，同比增速分别为18.0%、22.6%、19.4%，EPS（摊薄）分别为0.43、0.53和0.63元/股，按照2024年3月18日收盘价对应的PE分别为16.11、13.14和11.01倍。我们认为，公司未来有望受益于中海油高水平资本开支和行业景气度持续回升，2024-2026年公司业绩或将持续增长，维持“买入”评级。 风险因素：宏观经济波动和油价下行风险；需求恢复不及预期风险；上游资本开支不及预期风险；地缘政治风险；汇率波动风险。阶段。公司与中海油有限关联交易收入占比64.83%，较去年有所提升，主要受中海油有限的资本开支上调影响。公司境内、境外毛利率分别为9.44%、16.15%，较上年分别-0.65pct、+10.57pct，境外毛利率提升主要系境外项目完成交付影响。 2023年年公司陆地建造工作量同比提升。2023年，公司运行项目72个，较2022年63个有所增长，钢材加工量47.2万结构吨，同比+9.45万结构吨，海管铺设同比+145公里至544公里，投入船天、导管架及组块海上安装工作量同比有所下降。其中，2023Q4，公司陆地建造导管架5座、组块5座，环比分别-1、-6座；钢材加工量为13.2万结构

事件：2024年3月18日，平煤股份发布年度报告，2023年公司实现营业收入315.61亿元，同比下降12.44%，实现归母净利润40.03亿元，同比下降30.25%；扣非后净利润39.77亿元，同比下降30.94%。经营活动现金流量净额61.10亿元，同比下降44.04%；基本每股收益1.73元/股，同比下降30.24%。资产负债率为62.53%，同比下降4.06pct。 2023年第四季度，公司单季度营业收入84.65亿元，同比上涨7.90%，环比上涨18.78%；单季度归母净利润8.65亿元，同比下降13.26%，环比下降4.27%；单季度扣非后净利润9.50亿元，同比下降3.02%。 点评：成本管控较大程度对冲了煤价下跌对业绩的影响，毛利率仍维持较高水平。根据2023年度经营数据，2023年公司原煤产量3071万吨，同比增加40万吨（+1.34%）；精煤产量1269万吨，同比增长81万吨（+6.83%）；商品煤销量3103万吨，同比增加11万吨（+0.34%）；受2023年煤价同比下降影响，公司商品煤单位售价964元/吨，同比下降154元/吨（-13.75%）；受公司成本管控影响，公司商品煤单位销售成本653元/吨，同比下降71元/吨（-9.81%）。其中，第四季度原煤产量766万吨，同比增加3万吨（+0.42%）；商品煤销量792万吨，同比增加58万吨（+7.87%）；公司全年煤炭采选业务实现营业收入308.15亿元，同比下降12.09%，毛利率31.81%，同比下降3.09pct。同比上年，公司业绩受到了煤价下跌的影响，但公司2023年三季度以来坚定以质量效益为中心，加强成本管控，应付职工薪酬同比降幅达32.13%，全年吨煤成本降幅达9.81%。 公司可转债触发赎回条款，公司承诺公司可转债触发赎回条款，公司承诺6月月6日前不行使提前赎回权利日前不行使提前赎回权利。 2024年3月，公司发布《关于不提前赎回“平煤转债”的公告》，未来三个月内（即2024年3月7日至2024年6月6日），若“平煤转债”触发赎回条款，公司均不行使提前赎回权利。以2024年6月6日之后的首个交易日重新计算，若“平煤转债”再次触发赎回条款，公司董事会将再次召开会议决定是否行使“平煤转债”的提前赎回权利。截至3月15日，“平煤转债”未转股比例仍有49.32%，短期内，未转股部分或不会面临压力而集中转股，但仍需关注后续可能的强赎给公司带来估值压制。 承诺未来三年分红比例不低于承诺未来三年分红比例不低于60%，股东回报彰显投资价值。2023年11月，公司发布《平顶山天安煤业股份有限公司2023年至2025年股东分红回报规划》，《规划》指出在满足现金分红条件下，公司每年以现金方式分配的利润原则上不少于当年实现的合并报表可供分配利润的60%。截至3月18日收盘价，以60.59%现金分红比例计算，按照预计公司2023年分红后股息率为8.27%，高股息带来了出色的股东回报，彰显了公司的长期投资价值。 辅业剥离改革提效，降本增效保障行稳致远。公司持续深化主辅分离与“减员提效”战略，2023年，公司分三个批次对煤矿辅业实施实质性分离，共计分离8605人；公司人均功效由2022年的571吨/人提升至2023年689吨/人，同比大幅提升。公司进一步剥离生产辅助与生活辅助业务，推动公司市场化体制改革，提高生产经营效率，为公司更加长期的战略发展与转型升级筑牢基础。 盈利预测与投资评级：我们看好焦煤行业基本面和公司开展“智能化”新基建、“减员提效”和精煤战略产品结构优化带来的效益提升，控股股东资产注入带来的煤、焦产业的延伸与增长，以及在钢铁行业转型升级进程中的业绩弹性。我们预计公司2024-2026年归母净利润为45.91亿、50.40亿、54.11亿，EPS分别1.96/2.15/2.31元/股；截至3月18日收盘价对应2023-2025年PE分别为6.09/5.55/5.17倍；我们看好公司的收益空间，维持公司“买入”评级。 风险因素：国内宏观经济增长失速；安全生产风险；产量出现波动的风险。

新疆城燃起家，收购亚美能源获取国内优质、稀缺煤层气资源。公司最初在新疆经营城燃业务，截至2023H1在新疆8个市(区、县)拥有城市燃气特许经营权。2018年8月公司收购港股亚美能源50.5%的股权，获得潘庄、马必两处优质煤层气资产，主营业务由中游的城市燃气拓展到上游煤层气开采领域，成为国内稀缺的拥有上游煤层气资源的民营企业。2023年7月公司成功完成亚美能源港股私有化，目前100%控股亚美能源，煤层气开采销售成为公司盈利的主要来源。目前有公司共拥有3个煤层气区块，均通过产品分成合同参与生产经营：1）潘庄区块：国内资源禀赋最好的煤层气区块之一；；亚美能源产品分成80%，合同2028年到期；设计产能10亿方/年，2022年产量11.82亿方；截至2022年剩余2P储量45.9亿方，剩余可采年限4-5年。2）马必区块：可开发总面积829.1平方千米，截至2022年南区剩余2P储量178亿方。亚美能源产品分成70%，合同2034年到期；马必南区设计产能10亿方/年，北区5亿方/年项目ODP正在审批中；2020-2021年大面积压裂技术在中深部煤层气开采中的应用取得突破，马必区块得以放量，2020-2022年产量分别为0.67、1.23、2.84亿方。3）紫金山项目：2023年公司新获取吕梁紫金山项目，与中石油合作开发，产品分成比例60%，项目总面积700多平方千米，煤层气及致密砂岩资源储量合计2000亿方以上，目前处于勘探试采阶段，公司预计紫金山区块有望于2024年底或2025年起释放产量。此外，公司也在全国其他地区积极参与矿权竞拍，获取新资源。2024年1月公司全资子公司新合投资竞得贵州丹寨1区块、2区块页岩气勘查探矿权，公司保守估计两区块页岩气资源量合计500-1000亿方，助力公司进一步增加上游资源储量。 技术进步、政策支持推动我国煤层气产业快速发展，中深部煤层气开发突破助力产量再上台阶。中长期来看，我国天然气消费有较大增长空间。 国家强调保障能源安全，政策要求天然气增储上产，在常规气增产乏力的背景下，非常规天然气日益成为产量的重要增长点。我国煤层气地质储量丰富，约30万亿方，世界排名第三。然而受技术限制、经济性较差导致投资积极性不足等问题的制约“十一五”至“十三五”我国煤层气产量完成情况均不及预期。2021年中深部煤层气技术取得突破叠加国内外气价上行、天然气市场化改革推进，煤层气产量迎来新一轮增长，2023年我国煤层气总产量达到139.4亿方，同比增长20.7%。政策方面，2020年以后我国对煤层气开采的补贴由每立方米固定补贴变为“多增多补”、“冬增冬补”，以激励煤层气企业增产。技术方面，随着中深部煤层气开采、多气合采等技术的进步，未来煤层气产量有望持续突破。 潘庄为国内资源禀赋最好的煤层气区块之一，具备高产量、低成本双优势，2024年通豫管线有望恢复通气，带来盈利修复。潘庄区块是中国最早一批开发的、资源条件最优、经济效益最好的煤层气区块之一。区块单井产量高，采收率高，成本优势强。2022年潘庄区块开采成本为0.61元/方（公司披露口径，含折旧），对比我国煤层气普遍开采成本具有较强的成本优势。2022年潘庄区块约有30%的煤层气产量经通豫管线销往河南，2023年通豫管线受阻导致潘庄区块产量及售价均受到一定的影响，通豫管道目前已维修完毕，正在等待政府复产审批，公司预计2024年可以恢复使用，届时潘庄区块产量、售价有望迎来修复，盈利有望改善。 马必产量快速爬坡，紫金山未来增产潜力大，公司煤层气区块产量释放有望带来业绩高成长。24-28年潘庄产量有望维持10亿方/年，马必、紫金山快速放量提供资源接续。马必：区块面积大，中深部煤层气储量丰富。产能方面，马必南区10亿方/年项目建成在产，二期076井区产能5亿方/年，公司预计24年开始生产，三期北区产能8-10亿方/年待建，四期规划中，未来整个马必项目总产能预期在25亿方以上。产量方面，自20-21年中深部煤层气开采技术取得进展，公司加大开发力度，马必区块产量增长显著，2023年1-9月马必产量3.93亿方，同比增长107%。公司未来将继续加大马必区块资本开支，公司预计每年投资16亿左右（公司单方面投资11亿），我们预计2023-2025年马必区块产量分别为5.5-6/8/10亿方，中长期气量预期在20亿方以上。成本方面，随着产量的爬坡，单方开采成本有望平稳下降。销售方面，马必自2023年接通西气东输一线，产销比及售价均有所上升，2023年1-10月销售均价上升至2.1元/方，较22年上升2.4%。未来随着马必区块产量的不断释放，以及公司争取更有利的销售策略，马必区块的经济效益有望提升。紫金山：项目总面积700多平方千米，煤层气及致密砂岩资源储量合计2000亿方以上。致密气具有开采难度小、出气放量快、衰减快的特点，公司预计紫金山区块有望于2024年底或2025年起贡献产量。马必以及紫金山区块开发的加速推进，为公司资源接续和业务的持续增长提供坚实保障，我们预计24-27年公司的煤层气产量有望保持10%以上的增速。 盈利预测与投资评级：新天然气为国内稀缺的拥有上游丰富、优质煤层气资源的标的。全资子公司亚美能源旗下潘庄区块为全国最优质的煤层气区块之一，有望在未来4-5年内维持稳产；近年来中深部煤层气技术得到发展，公司加大马必区块投资推动区块快速上产，为公司注入业绩增长动力；新获取的紫金山区块资源储量丰富，未来开采潜力大。在我国能源转型、天然气行业增储上产以及天然气市场化改革政策的驱动下，伴随煤层气开采技术的持续进步，公司煤层气板块业绩有望迎来高增长。同时，公司城燃业务也有望迎来毛差和气量的修复，从而实现业绩改善。我们预测新天然气2023-2025年的归母净利润分别为12.4亿元、17.4亿元、19.1亿元，EPS分别为2.92元、4.12元、4.50元；对应3月13日收盘价的PE分别为9.92X、7.04X、6.44X，首次覆盖给予“买入”评级。其中，公司2023年归母净利润中亚美能源净利润为分段合并，资产购买日（2023年7月12日）之前按56.95%合并报表，购买日后100%并表。 风险因素：国内外气价大幅下降；新区块增产情况不及预期；煤层气行业补贴政策变化。

事件：根据将淖铁路公司将淖铁路公司3月月14日微信公众号资讯，日微信公众号资讯，将淖铁路自将淖铁路自2024年年1月月15日正式开通运营以来，备受沿线厂矿企业关注，公司抢抓市场机遇、日正式开通运营以来，备受沿线厂矿企业关注，公司抢抓市场机遇、提升基础设施水平、挖掘运输潜力，货运量稳定攀升，截止当前，货运量超120余万吨。 点评：点评：行业运输结构调整方面，大宗“公转铁”有望推动铁路疆煤外运量增长运输结构调整方面，大宗“公转铁”有望推动铁路疆煤外运量增长中央财经委会议指出，物流降成本的主要途径是调结构、促改革，有效降低运输成本、仓储成本、管理成本，要优化运输结构，强化“公转铁”、“公转水”。我们认为，强化“公转铁”、“公转水”，本质上或是推动以铁路运输为枢纽环节的多式联运模式的建设和发展。多式联运主要是通过规模效应及整合运输环节中的冗余工序来提升物流效率，因而更适合于运输距离长、对成本敏感、运输体量大的商品，例如大宗商品。铁路货运具备大运量、低单位成本、环保节能的特点，是大宗商品多式联运的枢纽环节，而铁路货运品类以煤炭等大宗商品为主，未来货运分担率仍有进一步提升空间。具体到疆煤外运，2023年外运总量突破1亿吨，其中铁路疆煤外运量6022.7万吨，同比增长9.5%，渗透率仍有进一步提升空间；截至24年2月28日，铁路疆煤外运1464.11万吨，同比增长57.3%。 行业煤源结构变化方面，疆煤产量对全国贡献有望进一步提升产量对全国贡献有望进一步提升2024年2月，山西省应急管理厅、国家矿山安监局山西局、山西省能源局印发《关于开展煤矿“三超”和隐蔽工作面专项整治的通知》，决定立即在全省范围内开展煤矿“三超”和隐蔽工作面专项整治，此次专项整治范围包括所有正常生产建设煤矿、具备生产条件的停工停产煤矿。整治重点内容包括超能力下达生产经营指标、煤矿超能力生产、采掘接续紧张、超定员组织生产、布置隐蔽工作面等八方面情况，可能导致山西煤炭特别是炼焦煤供给面临一定收缩。我们认为，一方面供给边际上的收紧或将一定程度支撑终端煤价中枢，夯实疆煤外运成立的价格条件；另一方面传统存量产区的产量压减可能带来疆煤生产对全国贡献的进一步提升。根据广汇能源股份有限公司月度报告数据，24年前2月广汇能源实现煤炭对疆外销量517.59万吨，同比增长30.4%。 动态跟踪看，公司过货及始发业务量的增长或有望渐进式兑现将淖铁路的正式通车有望为公司带来稳步渐增的过货业务量，从最新情况看测算年化运量或达到测算年化运量或达到700万吨以上万吨以上。将淖铁路全长432公里，是以煤炭集运为主的货运铁路，西端自准东地区将军庙站引出，沿天山北麓向东，经奇台县、木垒县、三塘湖矿区、巴里坤县、伊吾淖毛湖矿区等北部主要煤炭资源地区，东端在白石湖南站与红淖铁路相接，与红淖铁路连通组成进出疆铁路“一主两翼”战略北通道的关键线路。1月15日将淖铁路全线贯通投入运营，在将军庙站的首趟列车顺利发行；2月7日在三塘湖货场首趟列车顺利发行；截止3月13日，累计运量超过120万吨。按年初至今最新情况年化推算，24年将淖铁路贡献过货量或高达700万吨以上。一方面，将淖铁路的通车有望逐渐地为下游红淖铁路带来过货增量，另一方面广汇物流对将淖铁路的参股长投项目也有望从线路通车的运量逐步提升过程当中受益。 此外，淖毛湖矿区始发量也有望节点式提升。根据广汇物流官方微信公众号资讯，1月15日红淖铁路单日煤炭铁路始发运量15列，较2023年实现大幅度增长；2月11日红淖铁路单日发运量完成16列，创开通运营以来最高纪录。后续关注淖毛湖矿区广汇能源马朗煤矿投产进度。相应全年维度看，公司向集团提供能源物流服务的关联交易金额有望显著提升，公司根据日常经营需要预计本部及下属全资子公司和控股子公司2024年度向广汇能源股份有限公司及其下属公司提供劳务所收取的公路运输、铁路运输、综合能源物流服务费等日常关联交易金额为48亿元，同比大幅增长201.0%（2023年度实际发生金额为15.95亿元）。 看好公司能源物流业务规模的高成长性1）宏观层面看，疆煤保供增产外运是大势所趋。）宏观层面看，疆煤保供增产外运是大势所趋。我国煤炭供给依然偏紧，中长期供需差仍存，未来从区域结构上增量产能有望逐步西移至新疆地区。 而从配套的物流端，重要铁路线扩容改造的推进叠加国铁集团车皮供给的边际改善，有望切实保障疆煤外运通道及运输能力。展望未来，疆煤的重点终端消费地甘肃、宁夏、四川、重庆等地供需缺口或将延续扩大趋势，疆煤需求也有望维持坚挺。 2）微观层面看，公司铁路业务量及能源）微观层面看，公司铁路业务量及能源基地业务量各有增长驱动。红淖铁路货量增长来自于始发量及过货量增长共同驱动，兄弟公司广汇能源在淖毛湖矿区的马朗等新矿投产及产能爬坡有望带来始发增量，此外西延线将淖铁路周边货源充足，线路通车有望为红淖铁路带来渐增的过货量。能源基地周转量增长来自于周边区域疆煤消费需求增长驱动，公司当前已确定选址的四大能源物流基地位于疆煤终端重点消费区域（甘肃、宁夏、四川），未来经营货量的增长有望充分受益于区域煤炭供需缺口背景下投运后产能利用率的提升。 盈利预测与投资评级我们预计公司2023-2025年归母净利润分别6.65亿元、13.09亿元、20.05亿元，对应PE分别13倍、7倍、4倍。考虑到公司未来价值的重估主要由能源物流业务发展驱动，但与此同时体内的传统商贸物流、商品房资产也具有存量价值，我们测算分部估值下公司2024年目标市值193亿元。我们认为公司作为疆煤外运铁路龙头，值得重点关注疆煤外运大趋势下“铁路+基地”战略驱动的价值空间兑现，维持“买入”评级。 风险因素：煤价超预期下跌；疆煤增产不及预期；红淖线经营情况不及预期；能源物流基地经营情况不及预期。

煤炭产能规模不断提升，西南焦煤龙头快速成长。公司现有产能2220万吨/年，拟建、在建矿井规模超700万吨/年，发耳二矿西井一期（90万吨/年）2022年底已进入联合试运转，2023年12月取得安全许可证，杨山矿（120万吨/年）兼并重组技改项目进展顺利，马依西一井二采区（120万吨/年）建设有序推进，杨山煤矿露天开采项目（100万吨/年）于2023年12月开始建设，马依东一井项目（240万吨/年）前期工作正在加快推进，争取早日具备开工条件。此外，盘江股份将作为现贵州能源集团煤炭、电力业务整合的唯一平台，资产注入空间较大，2021年6月，控股股东发布《关于实际控制人避免同业竞争承诺的公告》，集团承诺在承诺出具之日起五年内将满足资产注入条件的煤炭业务资产通过股权转让、资产出售或其他合法方式注入盘江股份。到到“十四五”末，公司煤炭产能力争达到2520万吨/年，在炼焦煤板块整体新增资源、矿井较少的大背景下格外珍贵。 风光火储一体发展，2024公司业绩有望迎来新增长点。煤电方面：公司加快推进盘江新光2×66万千瓦燃煤发电项目和盘江普定2×66万千瓦燃煤发电项目建设。盘江新光燃煤发电项目1号机组顺利实现首次并网发电，2号机组力争2024年3月末实现首次并网发电。同时，公司争取普定燃煤发电项目在2024年底实现首台机组并网发电。新能源方面：截至2022年底，公司累计获得新能源建设指标375万千瓦。其中，截至2023年3月底，盘州新能源项目已建成并网发电达2.82万千瓦。关岭新能源项目一期1050MWp于2023年12月29日顺利实现首组并网发电，截至2023年12月31日已建成装机容量870MWp，实现并网容量420MWp，力争2024年4月实现全容量并网发电。以上项目均有望在2024年贡献业绩。 当前安全事故影响或基本消除，2024年业绩有望企稳回升。2023年9月24日上午，贵州盘江精煤股份有限公司所属山脚树煤矿（产能310万吨/年，主产1/3焦煤、肥煤、气肥煤）发生一起事故，造成16人遇难。事故后，事故矿井及公司其他矿井均停止作业。2023年10月7日，除事故煤矿继续停产外，其余煤矿已经有序复产。2024年1月25日，公司事故矿井山脚树矿开始恢复生产。受安全事故等影响，2023年公司产销量有所下降，当年公司实现商品煤产量、销量分别同比下降3.6%、9.6%。叠加煤价中枢下跌等因素，公司2023年煤炭业务毛利同比大幅下滑，降幅达45.5%，全年实现归属于母公司所有者的净利润为6.5亿元到7.7亿元，与上年同期相比，将同比减少64.91%到70.37%。 自2024年1月山脚树矿复产以来，公司安全事故影响或基本消除，2024年业绩有望企稳回升。盈利预测及评级：公司作为西南地区焦煤龙头，煤炭主业成长性优异，拟建、在建煤炭产能超700万吨/年，资产注入空间较大，有望快速成长。此外，公司电力业务快速推进，风光火储一体发展，盘江新光燃煤发电项目和盘江普定燃煤发电项目均有望在2024年贡献业绩。盘州、关岭新能源发电项目已实现部分容量并网发电，2024年有望增加并网发电容量，煤电及新能源发电业务均有望在2024年集中释放业绩。叠加当前公司安全事故影响或基本消除，2024年业绩有望企稳回升。综合以上，我们看好焦煤行业基本面和公司煤炭+风光火储一体化发展能源下公司未来持续发展潜力，公司业绩改善可期。 我们预测公司2023-2025年归母净利润分别为7.09亿元、13.80亿元、18.82亿元，对应3月6日收盘价的PE分别为19.70/10.13/7.43倍，维持“买入”评级。 风险因素：国内宏观经济增长放缓；安全生产风险；在建项目进展不及预期；产量出现波动的风险。

唐山港主营唐山 港京唐港区矿石、煤炭、钢材等散杂货的装卸堆存等业 务，并表业务持续贡献约80%业绩。公司的铁矿石、焦煤、钢材吞吐量主要由腹地钢铁工业带动，以动力煤为主的煤炭吞吐量主要由北煤南运带动，贡献稳健现金流。同时，公司现金支出压力小，具备持续分红能力，托底绝对收益价值。 唐山港：河北核心干散港口，业务条线清晰奠基业绩稳增。唐山港集团股份有限公司（唐山港601000.SH）主营唐山港京唐港区矿石、煤炭、钢材等散杂货的装卸堆存等业务，直接腹地为唐山市，延伸腹地包括山西、内蒙古、陕西等中西部地区。唐山港京唐港区于1992 年7 月对国内通航，距今30 余年，已成为我国重要的进口铁矿石及焦煤接卸港、钢材输出港，以及北煤南运主要下水港口之一。 货物吞吐量整体稳中有升：2022 年起公司装卸的货物均为散杂货， 矿石、煤炭、钢材占比分别稳定在45%～50%、30%～35%、6%～ 8%区间。 利润结构：并表业务持续贡献约80%，联营企业唐港铁路、曹妃甸实业贡献主要投资收益。2016 年12 月，公司向控股股东唐港实业购买津航疏浚30%股权、唐港铁路18.58%股权、曹妃甸实业10%股权，唐港铁路、曹妃甸实业服务的腹地及其产业链与公司高度重叠。2022 年，公司利润总额实现22.58 亿元，同比下滑12.90%，2019～2022 年CAGR 为0.93%。其中，并表业务利润、唐港铁路投资收益、曹妃甸实业投资收益贡献比重分别为77.85%、17.17%、3.12%。 河北省港口整合：方兴未艾，经营效率有望持续改善。港口行业过去存在重复建设、结构性产能过剩等问题，激烈的同业竞争导致整体效益的受损，倒逼行业形成整合的趋势。河北省港口呈唐山港京唐港区、唐山港曹妃甸港区、秦皇岛港、黄骅港的“三港四区”格局，由于区位、主营货种接近，各港区在整合前资源优势的发挥受限。2022 年10 月，河北省港口集团重组成立，统一管理河北省“三港四区”，带动整体经营效率改善。根据河北港口集团官网，整合重组后，2023 年，河北港口集团完成货物吞吐量7.95 亿吨，同比增长8.5%，货物吞吐量在全国沿海主要港口集团中排名第3 位；实现利润总额42.1 亿元，同比增长20.36%。 装卸堆存：服务钢铁工业+北煤南运，贡献稳健现金流。公司以装卸堆存为核心业务，经营货种主要为铁矿石、煤炭、钢材，三者合计贡献吞吐量比重稳定在90%附近。其中，煤炭按用途可大致分为动力煤、焦煤两类，公司的铁矿石、焦煤、钢材吞吐量主要由腹地钢铁工业带动，以动力煤为主的煤炭吞吐量主要由北煤南运带动。 钢铁工业：发挥唐山“钢铁大市”优势，带动铁矿石、焦煤、钢材吞吐量。我国铁矿石资源薄弱但钢铁工业成熟，具备庞大且持续的铁矿石海运进口需求。中国粗钢产量占全球比重稳定在50%以上， 唐山粗钢产量占全国比重稳定在13%附近，支撑相关吞吐量规模。 北煤南运：接入战略通道大秦铁路，带动煤炭吞吐量。我国煤炭运输整体呈“西煤东运”、“北煤南运”格局，部分货量经战略通道大秦铁路分流进入唐山港，相关吞吐量规模稳定。 钢铁工业、北煤南运相关需求支撑公司吞吐量规模，贡献稳健现金流入。考虑到折旧在业务成本中的占比稳定在25%附近，我们认为公司装卸堆存业务现金支出压力有限。从公司经营净现金流上看，2022 年，公司实现经营净现金流24.07 亿元，同比增长25.34%，2019～2022 年CAGR 高达14.83%，且得益于流动负债的持续缩减，现金流量负债比率为从2018 年的39.23%提升至2022 年的112.34%。 现金支出压力小，具备持续分红能力。公司资本开支持续压缩且资产负债率持续下调，截至2023 年三季度末，资产负债率落至10.55%。随着主要在建工程25 万吨级内航道建成，我们预计后续现金支出有限。得益于装卸堆存主业贡献稳健现金流、资本开支压力小，公司具备持续分红能力。2020 年起，公司年度利润分配稳定在0.2 元/股，我们基于对公司2023 年的盈利预测以及2024 年3 月5 日收盘价，测算若年度利润分配维持0.2 元/股，对应股息率为4.6%。参考行业历史股息率， 我们预计公司股息率持续领先行业，托底绝对收益价值。 盈利预测与投资评级：唐山港业绩增长稳健，我们预计公司2023～2025 年实现营业收入60.20、61.97、63.17 亿元，同比增长7.1%、2.9%、1.9%，实现归母净利润20.86、22.33、23.03 亿元，同比增长23.5%、7.1%和3.2%，对应EPS 为0.35、0.38、0.39 元，2024 年3 月5 日收盘价对应PE 为12.6 倍、11.8 倍、11.4 倍。我们认为公司当前价值低估，叠加ROE、股息率持续领先，首次覆盖给予“增持”评级。 股价催化剂：河北省港口整合推进超预期；唐山市粗钢产量超预期；大秦铁路煤炭运量超预期。 风险提示：钢铁工业相关货物吞吐量不及预期；北煤南运相关货物吞吐量不及预期；现金支出压力超预期。

国家能源集团旗下发电龙头，水火风光协同发展。公司是国家能源集团旗下的常规能源整合平台，采用自主投产和集团注资相结合的方式进行扩张。2023年，公司控股装机容量共计10563.73万千瓦，其中火电7279.4万千瓦，水电1495.06万千瓦，风电929.33万千瓦，光伏859.94千瓦。 公司火电售电收入占营业收入比例较高，新能源售电业务占营业收入和净利润的比例逐年上升，合营联营企业盈利水平总体回升。近年大量减值在对公司的净利润造成一定影响的同时也夯实了资产质量。公司负债水平相对稳定，且经营性净现金流表现良好，有望维持稳定高分红。公司注重股东回报。2022年现金分红比例63.14%，创2018年以来新高，2023H1实施半年度权益分派。 煤电一体化优势显著，电力市场化改革有望增厚利润。资产质量：公司在2010年被确立为集团常规能源发电业务整合平台以及2019年与中国神华成立合资子公司后，装机容量大幅上升。2020-2022年公司与国家能源集团进行了四次资产置换，资产质量得到显著优化。当前公司控股火电装机容量位居全国第二，公司火电机组性能优良，供电煤耗较低，大容量机组占比高，经过数次减值后火电资产质量扎实。成本：公司背靠国家能源集团煤炭供应，煤电一体化优势显著，2022年公司长协煤比例提升到97%；2022年公司每兆瓦时燃煤成本仅为296.5元，相较于可比公司的燃煤成本低约100元/兆瓦时，高长协覆盖率、低且稳定的燃料成本优势有助于公司火电板块的稳健经营。电价：“十四五”期间我国电力供应预计维持紧平衡，公司火电机组在东部沿海省份重点布局，充分享受电力市场化改革带来的电价上涨红利，同时公司的火电板块有望通过辅助服务和容量电价获益。 弃水改善、电量增长，水电板块盈利仍有提升空间。截至2023Q1-3，公司已投产水电装机容量1495.06万千瓦，主要布局在大渡河（1173.5万千瓦）、开都河（51万千瓦）及伊犁河（46万千瓦）；同时公司尚有394.65万千瓦在建水电机组，其中双江口（200万千瓦），金川（86万千瓦）预计在2024年底装机投产。公司的核心水电资产集中于大渡河流域，“十四五”川内用电需求高速增长以及外送特高压电网的打通，预计将提升公司的水电利用小时数，同时对水电电价形成较强支撑，在量、价两方面提升公司水电的盈利能力。 “十四五”风光装机快速提升，新能源贡献新的利润增长点。公司积极向新能源转型，规划“十四五”期间新增风光机组3500万千瓦。截至2023年，公司控股新能源装机容量为1789.27万千瓦，其中风电929.33万千瓦，光伏859.94千瓦，按照公司规划，2025年清洁能源控股装机量占比将达到40%。公司常规能源分布广泛，并积极通过火电灵活性改造和水电的抽蓄调峰能力获取新能源项目。 盈利预测与投资评级：相比于同行业内火电公司，公司在行业地位、股东背景、资产质量、业务发展等多方面处于相对领先优势位置。1）行业地位：公司作为五大发电集团之一的核心常规能源上市公司，火电装机位居市场第二位，体量庞大；2）股东背景：公司背靠国家能源集团，作为全球规模最大的煤炭生产公司，其煤炭供给保障较强，火电板块成本端管控能力突出；3）资产质量：公司火电机组以60万千瓦以上的大机组为主，质地较优，且技改投入多调节能力强；4）业务发展：公司已经实现以煤电发电为主，水风光多业务板块协同发展格局，稳健经营的同时又具装机增长潜力。 我们预测公司2023-2025年归母净利润分别为57.62/75.15/88.06亿元；EPS分别为0.32/0.42/0.49元/股；对应PE分别为14.80/11.34/9.68倍。首次覆盖给予“买入”评级。风险因素：煤炭长协价格大幅上调或长协履约情况不及预期；电力市场化改革推进不及预期，年度交易电价超预期下行；新能源项目建设不及预期。

事件： 2024 年2 月 23 日，兖矿能源的海外核心子公司兖煤澳大利亚（ 3668.HK）发布 2023 年报数据，对此我们点评如下：点评： 2023 年产销量逐季度提升， 预计 2024 年产量将在 3500-3900 万吨之间。 2023 年实现商品煤产量 3340 万吨，同比+14%；商品煤销量 3310万吨，同比+13%，其中动力煤销量 2840 万吨，同比+15%，冶金煤销量 470 万吨，同比持平。分季度来看， 兖煤澳洲商品煤产量实现逐季度快速恢复， Q1-4 分别实现 590/850/930/970 万吨。 过去两年为了应对澳洲暴雨天气对煤炭产量的消极影响，以及抓住煤炭价格创历史新高的机会，兖煤澳洲优先考虑煤炭开采而非预剥采及岩土剥离活动，导致兖煤澳洲剥采活动滞后于煤炭开采活动。 2023 年初， 兖煤澳洲持续推进复产计划，加强露天矿表土剥离工作，实现商品煤产量逐季度快速增加。兖煤澳洲预计 2024 年权益商品煤产量将在 3500-3900 万吨之间。值得注意的是，由于矿区计划产量每个季度不同，预计下半年产量将高于上半年。 受俄乌冲突后国际煤价回落影响， 2023 年兖煤澳洲商品煤价销售均价同比回落。 兖煤澳洲的主要产品为动力煤（约占 85%左右），其定价机制为低卡煤参考 API5 指数、高卡煤参考 GCNewc 6000K 指数、且较指数有约一个季度的滞后性；炼焦煤产品则主要参考低挥发分喷吹和半软焦煤指数定价。 2023 年商品煤销售均价 232 澳元/吨，同比-39%；动力煤销售均价 211 澳元/吨，同比-43%；冶金煤销售均价 356 澳元/吨，同比-12%。 截至 2 月 23 日，澳洲最新市场价格为 API5 指数约 96 美元/吨（约 146 澳元/吨）、 GCNewc 指数 121 美元/吨（约 184 澳元/吨）。我们认为， 俄乌冲突后煤炭价格回落主要是由情绪回归理性， 不可把俄乌冲突后价格回落当做趋势。本轮煤炭产能周期、供给约束带来的高景气周期仍在早中期，煤炭中枢价格有望维持中高位运行。 2023 年商品煤现金经营成本 96 澳元/吨， 2024 年现金经营成本预计在89-97 澳元/吨之间。 2023 年兖煤澳洲现金经营成本为 96 澳元/吨，同比+2.1%。受 2023 年初加强表土剥离工作持续推进复产计划的影响，兖煤澳洲现金经营成本呈现前高后低态势。随着 2023 商品煤产量逐季度提升，兖煤澳洲现金经营成本显著改善，由 2023 上半年 H1 的 109澳元/吨下降至下半年的 86 澳元/吨。 随着矿区复产计划持续至 2024 年，包括临时使用额外设备及劳动力、计划设备生命周期维护支出及成本上涨的综合影响，进一步降低单位成本所需时间可能比产量恢复的时间更长。 兖煤澳洲预计 2024 年的现金经营成本在 89-97 澳元/吨之间， 且预计下半年的现金经营成本将低于上半年。 兖煤澳洲创造正现金流的能力优越，分红政策稳定，股息率高。 兖煤澳 洲2023 年内支付超过 14 亿澳元的全额免税股息（ 2022 年宣派 9.24亿澳元和 2023 年中期宣派 4.89 亿澳元），现金回报水平优异。 2023 年兖煤澳洲偿还最后一笔外债 3.33 亿美元后，即处于净现金状态，且年末现金余额达 14 亿澳元，在手货币资金充裕。 兖煤澳洲宣派 2023 末期股息 4.29 亿澳元，则 2023 年全年股息为 9.18 亿澳元，分红率为50.6%。对应 2 月 23 日收盘价，股息率为 11.3%，股息回报水平优异。 2024 年兖煤澳洲净利润有望实现 14.37 亿澳元， 预计为兖矿能源带来盈利贡献约 42.23 亿元。 我们预期兖煤澳洲 2024 年将继续增产降本，商品煤销量实现 3900 万吨，现金经营成本实现 89 澳元/吨，折旧摊销费用实现 25 澳元/吨，特许权使用费实现 18 澳元/吨，生产成本总额为132 澳元/吨。结合我们对煤炭产能周期的研判， 煤炭中枢价格有望维持中高位运行，预计兖煤澳洲 2024 年动力煤销售均价实现 170 澳元/吨，冶金煤销售均价实现 280 澳元/吨，商品煤综合售价实现 186 澳元/吨。综上，我们预期兖煤澳洲 2024 年净利润有望实现 14.37 亿澳元，对应兖矿能源 62.26%的持股比例， 预计为兖矿能源带来盈利贡献约 42.23亿元。 盈利预测及评级： 我们持续看好拥有海外优质煤炭资产，且具备持续成长能力和高成长空间的能源化工龙头兖矿能源，我们维持兖矿能源2023-2025 年归母净利润的预测分别为 214.85、 244.75、 268.83 亿元，对应 2024 年 2 月 23 日收盘价的 PE 分别为 9.43、 8.28、 7.54 倍，维持“买入”评级。 风险因素： 国内外能源政策变化带来短期影响；国内外宏观经济失速或复苏严重不及预期；发生重大煤炭安全事故风险；公司资产注入进程受到不可抗力影响。

背靠成都国资委，盈利能力突出的龙头水务公司。公司大股东为成都环境投资集团（持股42.19%），主业聚焦供水及污水处理服务，同时拓展固废运营业务。截至2022年，公司自来水产能334.3万吨/日、污水处理产能386万吨/日，在成都主城区市占率在100%。公司盈利能力突出，2015-2022年净利润复合增速10%，运营类业务毛利占比达到近90%，保障了较为稳定的业绩及现金流。2023Q3公司净利率达到26.81%，位居行业第一；ROE达到9.69%，仅次于洪城环境位列行业第二，体现出公司较强的管理水平与盈利能力。 自来水业务：成本控制优良，毛利率行业领先。公司供水区域水质优良，受益于成都西高东低的地势，使得公司可以在重力流的作用下进行引水，同时岷江水源水质优良，大大降低电费及药剂费成本。2022年板块毛利率44.28%，高于行业可比公司。成都市人口的快速增长与经济发展水平不断提高支撑公司售水量稳定增长。公司在建七厂（三期）项目80万吨/日，我们预计未来两年陆续释放产能。同时，母公司成都环境集团积极落实成都“供排净治”的水务一体化改革，整合二三圈层的供水资源，作为集团核心上市公司，兴蓉环境有望在改革中整合水务资产，扩大经营规模与竞争力。 污水业务：污水业务：2024年污水年污水有望迎来提价新周期。量：兴蓉环境2023年底污水处理产能420万吨/日。同时在建产能40万吨/日，预计2024-2025年陆续投产，同时公司选择优质异地污水处理项目，有望打开产能空间。价：成都污水三年一核价，2024年将进入新的调价周期。我们测算假设2024年污水处理产能在440万吨/日，成都市污水处理价格增长15%，同时成本上涨10%，2024年污水业务毛利1335亿元，同比上涨31%。污水价格调价有望带来毛利增厚。 资本开支减缓，自由现金流有望转正，分红能力及分红意愿有望提高。2018-2022年公司分红率保持在20%左右，处于行业可比公司的较低水平。主要由于公司新建产能及对外拓展节奏较快，资金需求量大。而2023年以来，水务产能陆续投产，资本开支已经出现下降趋势，且净现比持续提升，公司分红能力有望增强。同时公司正在执行第一期的股权激励计划，管理层分红意愿较强，分红提高的潜力较大。 投资建议：公司深耕水务行业，资产质量较好，盈利能力突出。同时公司供水业务拓展成都二三圈层市场，资产规模有望进一步扩大，且2024年污水有望迎来新一轮调价周期。考虑到公司在建供水及污水产能陆续投产，及污水调价带来的盈利增厚，我们预测公司2023-2025年营业收入分别为82.26/91.71/98.02亿元，归母净利润16.33/18.34/19.04亿元，按2月20日收盘价计算，对应PE为11.3x/10.06x/9.69x，我们看好公司稳健成长能力及分红潜力，首次覆盖给予公司“买入”评级。 风险提示：市场拓展风险；水价调整风险；分红政策调整不及预期。

事件： 公司发布 2024年 1月快递物流业务经营简报。 2024年 1月，公司速运物流业务量 11.47亿票，同比增长 28.3%（不含丰网）；单票收入 17.00元，同比微降 5.9%（不含丰网）。供应链及国际业务方面，实现营业收入48.56亿元，同比增长 2.0%。 点评： 速运物流业务增长“开门红”，供应链及国际业务收入同比增速转正至2%。 公司 2024年 1月速运物流业务、供应链及国际业务合计收入为243.57亿元， 同比增长 15.5%， 其中： （1）公司坚持可持续健康发展的经营基调，追求高质量的业务和收入增长， 在去年同期收入增速明显高于行业带来相对高基数的情况下， 24年 1月速运物流不含丰网的收入及业务量分别同比增长 20.7%和 28.3%； （2）供应链及国际业务收入同比增速转正至 2%， 主要受益于国际空海运需求及价格逐步回稳的影响。 公司新业务经营拐点有望延续。 1） 经济业务回归聚焦直营。产品结构多次调优， 21H2起陆续清理特惠专配及 23年 6月剥离亏损丰网后，主打“电商标快”直营体系产品； 2） 快运或加速利润释放。 22年起受益网络融通实现净利润 0.28亿元，格局好转及履约修复双轮驱动，我们预计未来进入业务稳健增长与盈利加速释放的新阶段； 3） 同城首次实现扭亏。公司层面，多元化订单提升韧性，科技赋能降本增效，顺丰同城 23H1同比扭亏， 未来经营有望持续优化。 公司自由现金流拐点有望延续。 剔除与经营无关的税费返还因素之后，公司自由现金流自 2021年-40亿元转正至 2022年 128.70亿元， 23H1自由现金流同比增长 49.8%至 78.75亿元， 23Q3自由现金流同比增长14.8%至 38.06亿元。展望未来，我们分析一方面公司业务规模增长有望带来经营性现金流持续增长，另一方面鄂州项目投产后公司资本开支或已达高峰、未来或逐步收窄，整体自由现金流有望延续增长。 鄂州项目有望带来超额催化。 公司鄂州机场转运中心于 2023年三季度投产，短期带来一定的折旧摊销及航线切换成本等压力，但我们预计影响有限且或已较为充分得到反映，未来航空产能利用率提升仍有望驱动单位成本下行；此外收入端，轴辐式网络搭建完毕且运营稳定后，航空特快件渗透率有望进一步提升、同时也有望为时效业务进一步产品分层夯实基础。 盈利预测与投资评级： 我们预计公司 2023-2025年归母净利润分别85.22亿元、 110.80亿元、 146.03亿元，对应 PE 分别 22倍、 17倍、13倍。公司作为综合快递物流龙头，经营拐点及现金流拐点双重凸显，我们认为当前估值安全边际较为充足， 中长期价值空间广阔， 维持“买入”评级。 风险因素： 时效件需求不及预期；新业务改善不及预期；产能投放超预期。

事件：公司发布公告，2024年第二次临时股东大会年第二次临时股东大会审议通过《关于预计公司司2024年度日常关联交易的议案年度日常关联交易的议案》》，预计预计2024年年向广汇能源股份有限公司及其下属公司提供劳务产生的关联交易预计金额有望较上年实际发生金额实现大幅增长。 点评：公司公司2024年年向集团提供能源物流服务的关联交易金额有望显著提升。 根据日常经营需要，公司预计本部及下属全资子公司和控股子公司2024年度向广汇能源股份有限公司及其下属公司提供劳务所收取的公路运输、铁路运输、综合能源物流服务费等日常关联交易金额为48亿元，同比大幅增长201.0%（2023年度实际发生金额为15.95亿元）。公司2024年向集团提供能源物流服务的关联交易金额有望显著提升，或带来能源物流业务的业绩增长。 看好公司能源物流业务规模的高成长性。 1）宏观层面看，疆煤保供增产外运是大势所趋。）宏观层面看，疆煤保供增产外运是大势所趋。我国煤炭供给依然偏紧，中长期供需差仍存，未来从区域结构上增量产能有望逐步西移至新疆地区。 而从配套的物流端，重要铁路线扩容改造的推进叠加国铁集团车皮供给的边际改善，有望切实保障疆煤外运通道及运输能力。展望未来，疆煤的重点终端消费地甘肃、宁夏、四川、重庆等地供需缺口或将延续扩大趋势，疆煤需求也有望维持坚挺。 2）微观层面看，公司铁路业务量及能源基地业务量各有增长驱动。）微观层面看，公司铁路业务量及能源基地业务量各有增长驱动。红淖铁路货量增长来自于始发量及过货量增长共同驱动，兄弟公司广汇能源在淖毛湖矿区的马朗等新矿投产及产能爬坡有望带来始发增量，此外西延线将淖铁路周边货源充足，线路通车有望为红淖铁路带来渐增的过货量。能源基地周转量增长来自于周边区域疆煤消费需求增长驱动，公司当前已确定选址的四大能源物流基地位于疆煤终端重点消费区域（甘肃、宁夏、四川），未来经营货量的增长有望充分受益于区域煤炭供需缺口背景下投运后产能利用率的提升。 动态跟踪看，过货及始发业务量的增长或有望渐进式兑现。 。将淖铁路的正式通车有望为公司带来稳步渐增的过货业务量。将淖铁路全长432公里，是以煤炭集运为主的货运铁路，西端自准东地区将军庙站引出，沿天山北麓向东，经奇台县、木垒县、三塘湖矿区、巴里坤县、伊吾淖毛湖矿区等北部主要煤炭资源地区，东端在白石湖南站与红淖铁路相接，与红淖铁路连通组成进出疆铁路“一主两翼”战略北通道的关键线路。1月15日将淖铁路全线贯通投入运营，一方面，将淖铁路的通车有望逐渐地为下游红淖铁路带来过货增量，另一方面广汇物流对将淖铁路的参股长投项目也有望从线路通车的运量逐步提升过程当中受益。 此外，淖毛湖矿区始发量也有望节点式提升。根据广汇物流官方微信公众号资讯，1月15日公司铁路发运量迎来新年“开门红”，单日煤炭铁路始发运量达27列，其中红淖铁路发运15列，柳沟综合物流基地发运12列，均较2023年实现大幅度增长，创下广汇物流铁路发运以来单日发运量历史新高。后续关注淖毛湖矿区广汇能源马朗煤矿投产进度。 盈利预测与投资评级。 我们预计公司2023-2025年归母净利润分别6.65亿元、13.09亿元、20.05亿元，对应PE分别11倍、6倍、4倍。考虑到公司未来价值的重估主要由能源物流业务发展驱动，但与此同时体内的传统商贸物流、商品房资产也具有存量价值，我们测算分部估值下公司2024年目标市值193亿元。我们认为公司作为疆煤外运铁路龙头，值得重点关注疆煤外运大趋势下“铁路+基地”战略驱动的价值空间兑现，维持“买入”评级。 风险因素：煤价超预期下跌；疆煤增产不及预期；红淖线经营情况不及预期；能源物流基地经营情况不及预期。

事件：2024年1月25日，中国海油发布2024年战略展望资料。 点评：资本开支保持高水平，开发支出占比突出。2023年公司预计资本开支约1280亿元，较2023年初计划开支1000-1100亿元上调，主要考虑项目开发进度和产量投放超预期。2024年公司计划资本开支1250-1350亿元，较2023年约1280亿元的预计资本开支增幅范围在-2.34%到5.47%，仍维持在高位水平。具体来看，对比2023年初公司计划的勘探/开发/生产开支结构为18%：59%：21%，2024年公司勘探/开发/生产开支占比分别为16%：63%：19%，公司开发阶段开支占比明显提升。 三年滚动产量目标上调，天然气产量占比或逐步提升。2023年公司实现油气产量约675百万桶，超出650-660百万桶的年初目标。2024年公司目标油气产量为700-720百万桶，目标产量中枢较2023年增长5.19%，考虑公司产量基数不断扩大叠加油田自然衰减，2024年相比2023年8%以上的产量增速有所放缓。2024年公司新项目13个，合计新增权益油气产量20万桶/天，国内项目增量占比87%。 2025年为中海油集团七年行动计划收官之年，公司目标产量780-800百万桶，目标产量中枢同比增速达11.27%，海外产量占比计划同比提升2个点至33%，目前公司国内储备项目如渤中26-6、垦利10-2均为近年探明地质储量超亿吨的大油田，海外圭亚那Yellowtail、巴西Mero4、巴西Buzios6-8等大型油田均计划在2025年投产，或为公司贡献显著增量。 2026年公司目标产量为810-830百万桶，目标产量中枢同比增速3.8%，进入稳定增长阶段。 从油气结构来看，公司执行稳油增气、向气倾斜的勘探策略，持续推进南海万亿大气区、渤海万亿大气区以及陆上万亿大气区勘探部署，2023前三季度公司天然气产量占比为22%，2024年公司新增天然气项目占新项目总产量的27%，主要贡献来自深海一号2期项目及陆上深层煤层气项目投产，公司未来计划将天然气产量占比提升至30%。 2024年，在油气产量保持增长的同时，公司目标储量替代率仍不低于130%，力求实现油气资源储产双增。 重视股东回报，积极分享发展成果。公司2022-2024年的股息支付率不低于40%，绝对值不低于0.7港元/股（含税）。按照2024年1月26日收盘价，公司近12个月A股股息率为5.32%、H股股息率为9.19%。 盈利预测与投资评级：我们预测公司2023-2025年净利润分别为1299.04、1324.63和1390.54亿元，同比增速分别为-8.3%、+2.0%、+5.0%，EPS分别为2.73、2.78和2.92元/股，按照2024年1月26日A股收盘价对应的PE分别为8.38、8.22和7.83倍，H股收盘价对应的PE分别为4.85、4.76、4.53倍。公司受益于原油价格相对高位和产量增长，2023-2025年有望继续保持良好业绩，我们维持对公司A股和H股的“买入”评级。 风险因素：经济波动和油价下行风险；公司增储上产速度不及预期风险；经济制裁和地缘政治风险。

事件：2024年1月18日晚，兖矿能源的海外核心子公司兖煤澳大利亚（3668.HK）发布2023Q4季度生产经营数据，对此我们点评如下：点评：点评：23Q4兖澳实现综合平均售价196澳元/吨，环比微降0.5%。兖煤澳洲的主要产品为动力煤（约占85%左右），其定价机制为低卡煤参考API5指数、高卡煤参考GCNewc6000K指数、且较指数有约一个季度的滞后性；炼焦煤产品则主要参考低挥发分喷吹和半软焦煤指数定价。2023年实现动力煤平均售价211澳元/吨，同比-43%；实现冶金煤平均售价356澳元/吨，同比-12%；实现综合平均售价232澳元/吨，同比-39%。 其中，23Q1/23Q2/23Q3/23Q4的综合平均售价分别为347/226/197/196澳元/吨，动力煤平均售价分别为338/197/178/180澳元/吨，冶金煤平均售价分别为383/403/360/292澳元/吨。澳洲市场煤价方面，API5指数22Q4/23Q1/23Q2/23Q3/23Q4均价分别为141/125/102/88/96美元，环比分别为-27.7%/-11.3%/-18.4%/-13.7%/+9.1%；GCNewc指数22Q4/23Q1/23Q2/23Q3/23Q4均价分别为381/242/158/149/136美元，环比-9.5%/-36.5%/-34.7%/-5.7%/-8.7%。公司售价趋势与市场价格一致。截至1月18日，澳洲最新市场价格为API5指数93美元（约140澳元）、GCNewc指数133美元（约200澳元）。 23Q4产销量继续明显恢复，公司将致力于2024年维持23Q4的产量的产量水平。随着澳洲天气有所好转和公司积极实施复产措施，公司煤炭产量连续第四个季度实现正增长，23Q1/23Q2/23Q3/23Q4的权益商品煤产量分别为590/850/930/970万吨，合计全年实现权益产量3340万吨，同比增加14%。受益于产量的增长，公司权益销量同样逐季提升，2023的权益销量为3310万吨，同比+13%，23Q1/23Q2/23Q3/23Q4的权益销量分别为590/850/860/1010万吨；其中动力煤销量2840万吨，同比+15%，冶金煤销量470万吨，同比持平。公司表示2024年将致力于维持23年Q4的产量水平，若单季度维持970万吨产量则预计2024年公司有望实现3880万吨权益产量（同比有望进一步增加16.2%）。 随着产量恢复，随着产量恢复，23年下半年吨煤现金成本下降明显，24年有望进一步年有望进一步降本。2023年公司对于现金成本的指引区间为92-102澳元/吨，公司公告表示预计全年现金成本将处于指引的中间位置，即97澳元/吨左右，其中23年上半年的吨煤现金成本高达109澳元/吨。我们估算，伴随着2023年下半年煤炭产量的提升以及公司有效的降本措施，预计公司有望将现金成本降至88澳元/吨左右的水平。展望2024年，若公司煤炭产量稳定在23Q4的水平，其吨煤现金成本预计有望呈现进一步下降的趋势。 公司创造正现金流的能力优越，分红政策稳定，股息率高。受益于公司稳健的经营，2023Q4公司现金持有量进一步增加4.77亿澳元（已扣除相应的经营成本、资本开支、月度税项），兖煤澳洲在继续保持无负债的状态下，截至2023年末的现金余额高达14亿澳元，充分说明了公司资产的优质特性和创造正现金流的能力。公司承诺分红率为自由现金流和税后净利润（取孰高）的50%以上，优质现金流和稳定的分红政策保障了其高股息的投资价值。 盈利预测及评级：我们持续看好拥有海外优质煤炭资产，且具备持续成长能力和高成长空间的能源化工龙头兖矿能源，我们维持兖矿能源2023-2025年归母净利润的预测分别为214.85、244.75、268.83亿元，对应2024年1月22日收盘价的PE分别为7.12、6.25、5.69倍，维持“买入”评级。 风险因素：国内外能源政策变化带来短期影响；国内外宏观经济失速或复苏严重不及预期；发生重大煤炭安全事故风险；公司资产注入进程受到不可抗力影响。

三年分红递增承诺叠加特别派息规划， 公司高股息确定性价值显著提升。 2023 年 8 月 25 日，公司发布分红承诺， 未来三年分配现金红利每年增加额不低于 0.15 元/股（含税），即 23-25 年每股分红不低于0.66/0.81/0.96 元（含税）。 2023 年 9 月，公司拟出售煤矿资产； 12 月 8日，公司公告拟将出售新能矿业所得投资收益进行三年特别派息， 23-25年每股特别派息分别为 0.25/0.22/0.18 元（含税）。 综合分红承诺及特别派息规划， 2023-2025 年公司每股分红将不低于 0.91/1.03/1.14 元（含税），按 2024/1/15 收盘价计算，股息率至少分别为 5.0%/5.7%/6.3%。同时，公司于 12 月 9 日发布公告拟以自有资金回购金额 3.6 亿元（含） -6 亿元（含），约占公司总股份比例 0.53%-0.88%， 回购拟用于股权激励/员工持股计划，彰显公司未来发展信心。 管理层调整已落地，城燃板块业绩有望重回增长。 近期公司部分高管任职发生调整， 均属集团内部人员调动，管理层调整已经落地，公司将延续天然气智能生态运营商的战略定位。新任 CEO 在城市燃气领域深耕多年，拥有丰富业务经验，有望助力公司城燃业务的进一步发展。 气量修复+顺价持续， 24 年公司城燃板块有望迎来盈利改善。 气量方面，2023 年 1-11 月全国天然气表观消费量同比增长 7.3%， 2023H1 受工业、电厂用户气量拖累，公司零售气量同比下滑 6.91%，随后公司积极调整销售策略、加大下游用户开拓力度， 2023Q3 公司零售气销量已实现修复，同比增长 0.45%，环比增长 13.32%，我们预计 2024 年公司零售气量增速有望进一步修复至行业平均水平。毛差方面，截至目前半数以上省市仍未启动顺价机制， 我们预计 24 年国内顺价工作将持续推进，推动公司零售气毛差持续修复。 受益于市场规模扩张和 710 万吨/年的低价大长协开始供应， 直销气业务有望实现高成长。 截至 2023 年三季度，公司直销气量达到 36.7 亿方，同比增长 33.3%，公司预计 2023 年直销气量将达 50 亿方， 2024 年直销气有望达到 60-80 亿方， 2025 年直销气量有望达到 80-100 亿方。 目前新奥股份在执行长协约 234 万吨/年， 2025/2026 年分别有 60/650 万吨/年的增量长协将开始执行，支撑直销气业务的高速扩张。 盈利预测及评级： 新奥股份具备天然气全产业链优势，有助于抵御气价波动，支撑盈利的持续稳健增长。直销气业务受益于市场规模扩张和710万吨/年的低价大长协开始供应，有望实现高成长；零售气业务上游资源池多元稳定，下游顺价持续推进，公司城燃毛差有望进一步修复，零售气量有望恢复增长，推动公司城燃业务盈利改善；综合能源业务增长亮眼，随着我国碳治理思路的不断落地， 综合能源市场空间有望持续打开。我们预测公司 2023-2025 年归母净利润分别为 104.31 亿元、 72.37 亿元、82.48 亿元， EPS 分别为 3.37 元、 2.34 元、 2.66 元，对应 1 月 15 日收盘价的 PE 分别为 5.38/7.75/6.80 倍，维持“买入”评级。 风险因素： 国内经济严重下行，天然气消费量增速不及预期；接收站项目建设进展低于预期；国内天然气顺价程度不及预期；综合能源销售量低于预期。

事件： 根据 将淖铁路 公司官方微信公众号资讯， 1月 15日将淖铁路全线贯通投入运营， 与红淖铁路共同构成“疆煤外运”北翼黄金通道。 点评： 将淖铁路为广汇物流旗下红淖铁路的西延线，覆盖疆煤重要产区。 将淖铁路全长 432公里，是以煤炭集运为主的货运铁路，西端自准东地区将军庙站引出，沿天山北麓向东，经奇台县、木垒县、三塘湖矿区、巴里坤县、 伊吾淖毛湖矿区等北部主要煤炭资源地区， 东端在白石湖南站与红淖铁路相接， 与红淖铁路连通组成进出疆铁路“一主两翼”战略北通道的关键线路。一方面，将淖铁路的通车有望为下游红淖铁路带来较为显著的过货增量，另一方面广汇物流对将淖铁路的参股长投项目也有望从线路通车的运量提升过程当中受益。 疆煤外运发展大背景下，龙头标的广汇物流有望率先受益。 广汇物流的前身新疆亚中物流成立于 2000年，我们梳理公司上市以来主要经历了借壳上市之初发展传统商贸物流期、阶段性植入房地产期、战略转型期的三大发展阶段。 2020年以来，公司借力大股东广汇集团旗下能源平台的产业协同优势，逐步转型能源物流服务商，进入疆煤外运领域，利用将淖红铁路的区位优势对外运输疆煤的同时， 注重在对疆煤需求较大的区域布局终端物流基地， 有望通过“线+点”结合实现对“面”的覆盖， 提升能源物流业务的持续性与稳健性。 看好公司能源物流业务规模的高成长性。 1）宏观层面看，疆煤保供增产外运是大势所趋。 我国煤炭供给依然偏紧，中长期供需差仍存，未来从区域结构上增量产能将逐步西移至新疆地区。而从配套的物流端，重要铁路线扩容改造推进叠加国铁集团车皮供给或有边际改善，有望切实保障疆煤外运通道及运输能力。展望未来，疆煤的重点终端消费地甘肃、宁夏、四川、重庆等地供需缺口或将延续扩大趋势，疆煤需求也有望维持坚挺。 2）微观层面看，公司铁路业务量及能源基地业务量各有增长驱动。 红淖铁路货量增长来自于始发量及过货量增长共同驱动，兄弟公司广汇能源在淖毛湖矿区的马朗等新矿投产及产能爬坡有望带来始发增量，此外西延线将淖铁路周边货源充足，线路通车有望为红淖铁路带来过货增量。能源基地周转量增长来自于周边区域疆煤消费需求增长驱动，公司当前已确定选址的四大能源物流基地位于疆煤终端重点消费区域（甘肃、宁夏、四川），未来经营货量的增长有望充分受益于区域煤炭供需缺口背景下投运后产能利用率的提升。 盈利预测与投资评级。 我们预计公司 2023-2025年归母净利润分别 6.65亿元、 13.09亿元、 20.05亿元，对应 PE 分别 15倍、 8倍、 5倍。考虑到公司未来价值的重估主要由能源物流业务发展驱动，但与此同时体内的传统商贸物流、商品房资产也具有存量价值，我们测算分部估值下公司 2024年目标市值 193亿元。我们认为公司作为疆煤外运铁路龙头， 值得重点关注疆煤外运大趋势下“铁路+基地”战略驱动的价值空间兑现， 维持“买入”评级。 风险因素： 煤价超预期下跌；疆煤增产不及预期；红淖线经营情况不及预期；能源物流基地经营情况不及预期。