中国海油 2024Q3业绩符合预期2024Q3归母净利润 369亿元，同比+9%， 基本符合市场预期。 业绩简单拆分： 1）产量同比+7%； 2）桶油成本几乎持平； 3）平均实现价格同比-6.5%，原油实现价格同比-8.2%，天然气实现价格同比+2.6%； 4）汇率同比升值。 产量同比+7%，主要来自南美 payara 项目投产贡献2024Q3净产量 179.6MMBOE，同比+7%， 公司推广运用台风模式远程遥控，减少台风期间产量损失， 符合年初给的产量增长指引，其中国内同比+6.9%，海外同比+12.2%。 海外增长更高主要得益于南美洲原油产量同比+30%，来自圭亚那 Payara 投产贡献。 此外公司签订了巴西 4个海上勘探区块石油合同（矿税制），其中 S-M-1813区块公司拥有 100%的作业者权益， P-M-1737/39/97区块公司拥有 20%的非作业者权益，我们认为这将为未来增产奠定坚实的储量基础。 桶油成本同比几乎持平成本方面， 2024Q3桶油主要成本 28.93美金/桶， 环比提升 1.02美金/桶，同比基本持平。 实现油价较 Brent 折价有所收窄2024Q3原油实现价格 76.41美元/桶，比布油折价约 2.3美金/桶， 折价有所改善。天然气实现价格同比+2.6%。 盈 利 预 测 与 投 资 评 级 : 维 持 2024-2026年 归 母 净 利 润 预 测 为1504/1664/1715亿元。 A 股对应 PE 8.7/7.8/7.6倍， H 股对应 PE5.4/4.9/4.8倍。按照分红比例44%我们测算2024年分红收益率预期 A股5.1%/H股8.1%。 维持“买入”评级。 风险提示： 经济衰退带来原油需求下降，从而导致油价大幅跌落的风险； 未来新项目投产不及预期的风险。

Q3单季度归母净利润环比增长，各项费用环比有所下滑公司2024年Q3营业收入474.28亿元，同比+1.2%%，归母净利润达48.26亿元，同比-0.6%，环比+0.17%，扣非归母净利润47.69亿元，同比-1%。 归母净利润环比增长，我们认为或得益于公司精细的成本管控能力，2024Q3税金及附加、管理、研发、财务四项费用均实现环比负增长。 煤炭产量小幅上升，开采成本小幅下滑2024年前三季度，公司煤炭业务实现营业收入1178.54亿元，同比-11%，其中自产商品煤销售收入573.09亿元，同比-4.7%，主要是受到煤价下跌影响。煤炭业务营业成本886.01亿元，同比-12.2%。 公司商品煤产量达1.02亿吨，同比+1.1%。其中，动力煤产量达9375万吨，同比+1.3%，炼焦煤产量856万吨，同比-0.2%。商品煤销量2.06亿吨，同比-4.3%，其中自产商品煤销量1.0038亿吨，同比+0.7%。 2024年前三季度的自产商品煤单位销售成本为286.6元/吨，同比-2.8%，其中成本下滑的项目主要是折旧及摊销、维修支出、运输费用及港杂费用、其他成本。折旧及摊销成本减少的原因是2023年Q4生产接续资源相应增加了产量储量法摊销基数等使吨煤折旧及摊销成本同比减少，运输和港杂费用下滑是因为公司承担铁路运输及港杂费用的自产商品煤销量占公司自产商品煤总销量的比重下降。 煤化工板块部分产品产销量有所下滑，聚烯烃单吨毛利有所扩张2024年前三季度，公司聚烯烃产量为114.4万吨，同比+2.9%，销量113.5万吨，同比+2.7%；尿素产量131.2万吨，同比-14.4%，销量151万吨，同比-11.4%；甲醇产量121.3万吨，同比-16.7%，销量120.6万吨，同比-17.7%；硝铵产量42.3万吨，同比+2.7%，销量42.2万吨，同比+1.7%。 期间，聚烯烃单吨毛利956元/吨，同比+13.4%，尿素单吨毛利607元/吨，同比-25.7%，甲醇-14元，硝铵813元/吨，同比+6%。 盈利预测与估值：我们维持2024-2026年归母净利润预测193.88/198.65/205.23亿元，对应EPS分别为1.46/1.50/1.55元，维持“增持”评级。 风险提示：煤价大幅波动风险；经济下行风险；煤炭供给超预期增长风险；煤化工产能过剩风险。

1.公司第三季度归母净利润16.4亿根据公司2024年三季报，2024年前三季度公司归母净利润为36.9亿元，同比提高7.6%。其中公司第三季度归母净利润为16.4亿，同比提高2.1%。 我们认为其主要原因为乙烷价格持续处于低位。 2.乙烷裂解利润环比提高2024年Q3，公司原材料乙烷的均价为16美分/加仑，跟2023年Q3的29美分/加仑相比有明显的下降。根据我们计算，2024年Q3，乙烷-乙烯的利润为2687元/吨，同比提高605元/吨。 除此之外，MEG的利润也有回升，根据我们计算，2024年Q3，乙烯-MEG的利润为485元/吨，跟2023年Q3的-230元/吨相比，实现了扭亏为盈。 3.公司丁辛醇项目一阶段顺利投产2024年7月15日，公司年产80万吨多碳醇项目一阶段装置经投料试生产之后已经产出合格产品，有效解决了卫星化学C3一体化产业链上下游原料配套的问题，实现C3产业链耦合闭环。 4.新船订单签订，预计2027年下水2024年8月27日与10月8日，公司分别发布两则公告，与EASTERNPACIFICSHIPPINGPTE.LTD.关联公司旗下单船公司洽谈原料运输船舶租赁协议，分别签订6艘ULEC与2艘ULEC船，预计2027年交付，保证公司原材料的供应。 5.盈利预测维持公司2024/2025/2026年归母净利润57.2/67.7/87.10亿元，对应EPS为1.70/2.01/2.59元/股，维持“买入”评级风险提示：1）美国天然气价格提高，导致乙烷价格上涨风险；2）原油价格提高，带来的丙烷价格上涨风险；3）C3新项目投产不及预期风险。

陕西省“煤电一体化”龙头，业绩持续向好公司为陕投集团旗下“煤电一体化”上市公司， 23年电力、煤炭、热力及其他业务营业占比分别为 75.93%、 21.00%、 3.07%。 截至 24年 7月，公司已核准煤电装机 1725万千瓦，在役装机 1123万千瓦； 截至 24年 5月，核定煤炭产能 3000万吨/年，已投产 2400万吨/年，在建 600万吨/年。 旗下电厂以“坑口”为主，“煤电一体化”有效熨平煤、电周期性波动公司旗下清水川能源、赵石畔煤电、麟北发电、吉木萨尔电厂均为坑口电厂，整体煤电一体化/坑口电站容量占比为 69.64%，旗下电厂长协煤比例达到 100%， 23年旗下煤炭自用比例 74.74%，处于较高水平，并表现出明显的提升趋势。 23年度电燃料成本为 0.126元/KWh，具备显著优势。 展望后续： （1）赵石畔煤电旗下存量 200万千瓦装机年耗煤约 396万吨，约占在建煤炭产能的 66%； （2）清水川能源旗下存量 460万千瓦火电装机年耗煤量约 1234万吨，超出冯家塔煤矿整体煤炭产能； （3）麟北煤业旗下存量 70万千瓦火电装机年耗煤量约 169万吨，约占存量煤炭产能的 21%。 紧跟电改步伐，收入水平与稳定性仍存上升空间一方面，容量电价政策出台，2024H1陕西省煤电容量电费月度均价为 0.023元/KWh，且未来固定成本补偿比例有望进一步提升；另一方面，公司下属火电机组深度调峰技术优势突出，具备参与深度调峰的能力，未来伴随电力政策持续推进和辅助服务市场完善，公司旗下火电机组有望优先受益。 “高资产匹配度煤电一体化公司”如何定价？ ——DCF 估值受益于“煤电一体化”布局，公司资产投入后经营性现金流获得显著提升，且近几年相对稳定，按毛利占比测算，公司火电度电盈利接近 6分。未来三年来看，公司在建资产陆续投产， 预计 2024-2026年分别实现营业收入221.31、 238.71、 261.58亿元，同比分别增长 13.77%、 7.86%、 9.58%；实现净利润 48.58、 52.64、 58.02亿元， 实现归母净利润 30.07、 32.87和 36.07亿元，同比分别增加 17.68%、 9.28%和 9.75%。 我们采取【DCF 模型】对公司进行估值，核心假设为：①远期火电度电净利润 0.058元/KWh；②远期资本支出主要为储备火电、煤炭资产；③2030年后长期增速 g=0，折现率 r=11%。基于上述假设， 我们测算公司目标市值为 526.31亿元， 对应目标价 14.04元/股， 对应 2024年 PE 17.50倍，对应空间 40.91%（截至 2024年 10月 15日）。 风险提示： 宏观经济下行、煤炭价格波动、电力价格波动、装机规模扩张不及预期、公司未来发展战略调整、 产能等数据或有统计误差、 测算假设存在误差等

受煤价下跌影响，公司业绩有所调整2024H1营业收入为723.12亿元，同比-24.07%；归母净利润为75.68亿元，同比-31.64%；扣非归母净利润为72.98亿元，同比-27.37%；经营性现金流净额为126.2亿元，同比+85.42%。 限产因素解除，产量有所恢复，吨煤成本有所下滑2024H1商品煤产量为6907.8万吨，同比+8.2%，其中天池能源和内蒙古矿业的产量大幅增长主要是由于2024H1地质条件限产因素部分消除所致。 商品煤销量6787.5万吨，同比+2.93%。 2024H1公司吨煤平均售价为697.62元/吨，同比-23.6%。2024Q2吨煤成本为372.1元/吨，同比-17.4%，环比-5.6%。 煤化工单吨毛利有所扩张2024H1化工产品产量为418.1万吨，同比+0.87%，化工产品销量为374.7万吨，同比-1.02%，其中甲醇产量为199.3万吨，同比+3.48%，甲醇销量为190.8万吨，同比+0.001%。 甲醇单吨销售价格为1836.48元/吨，同比+40.41%，单吨成本为1551.89元/吨，同比-16.16%，单吨毛利为284.59元/吨，相比去年扭亏为盈，我们认为主要是得益于甲醇价格上涨以及煤价调整所致。 盈利预测与估值：我们原本预测公司2024-2025年归母净利润为205/224亿元，现因煤炭景气度不及预期，我们将公司2024-2025年归母净利润调整至165.2/169.5亿元，并新增2026年归母净利润预测176.5亿元，对应EPS分别为1.65/1.69/1.76元，维持“买入”评级。 风险提示：煤炭供给超预期释放；煤炭进口量超预期增长；煤矿安监力度不及预期；电力、化工需求不及预期；宏观需求不及预期。

中国海油 2024H1业绩及分红符合预期2024上半年公司实现归母净利润 797亿元，Q1/Q2归母净利润分别 397/400亿元， Q2净利润环比几乎持平， 基本符合我们预期。上半年每股分红 0.676元，中期分红比例约 40%与往年同期基本一致。 油气产量保持高速增长2024年 Q2净产量 182.5MMBOE，同环比分别为+8.7%/+1.3%， 其中原油产量达到 143MMBOE，同环比分别为+8.1%/+1.4%， 主要得益于渤中 19-6和圭亚那 payara油田投产；天然气产量 231.5bcf，同环比分别为+11.3%/+0.9%。 主要系番禺 34-1及陆上天然气产量贡献增量。 Q2成本环比略有增长成本方面， 2024Q2桶油主要成本 27.91美金/桶，比去年同期略降 0.21美金/桶， 环比+0.32美金/桶， 其中折旧摊销/作业费/除所得税之外其他税费/弃置费/销售管理费环比分别为+0.34/-0.2/+0.1/-0.02/+0.1美金/桶。单位折旧摊销成本上涨可能系新油田投产。 实现油价折价回归正常折价水平2024Q2原油实现价格 81.9美元/桶（同比+12.2%/环比+4.0%），比布油折价约 3.2美金/桶，相比去年同期折价 4.7美金/桶显著改善，基本回到历史正常折价水平。天然气 2024Q2实现价格同比-0.3%/环比+2.6%。 盈 利 预 测 与 投 资 评 级 : 维 持 2024-2026年 归 母 净 利 润 预 测 为1504/1664/1715亿元。A 股对应 PE 9.4/8.5/8.2倍， H 股对应 PE 6.2/5.6/5.4倍。按照分红比例 44%我们测算 2024年分红收益率预期 A股 4.7%/H股 7.2%。 维持“买入”评级。 风险提示： 经济衰退带来原油需求下降，从而导致油价大幅跌落的风险； 未来新项目投产不及预期的风险； 国际政治经济因素变动风险； 气候变化及环保政策风险。

公司公布 2024年半年报。 2024年上半年公司实现营业收入 112.7亿元，同比增长 1.99%；实现归母净利润 11.1亿元，同比增长 55.2%；实现扣非归母净利润 7.9亿元，同比增长 1.8%。 清洁能源业务稳定，能服与特气业务持续增长清洁能源业务：顺价能力保持基本稳定： 2024年上半年， 国际天然气价格呈现走低后震荡回升趋势。 在资源端， 鉴于 Q1海气价格较 2023年有所回落、成本优势显现，公司依托自身 L NG 船舶、国家管网窗口期等优势，提升海气现货资源采购，优化资源综合成本。陆气资源方面，上半年公司天然气回收处理配套服务项目及传统 LNG 液化工厂项目 L NG 产量超 33万吨，发挥压舱石作用。客户端，存增量并进，工业终端用户销量同比增长达 20%，燃气电厂用户销量同比大幅增长。 顺价方面， 面对复杂的外部环境，公司清洁能源业务顺价能力继续保持稳定，产品销量实现稳步增长。 能源服务及特种气体业务盈利保持增长： 能源服务业务： 上半年各回收处理项目上游天然气资源充足，配套服务作业量达 18万吨，价格联动下单吨服务性收益保持基本稳定。 特种气体业务： 上半年公司高纯度氦气产销量约 15万方，并推进液氦槽罐交付工作； 氢气产销量达 5434万方，可比口径下销售量同比稳步增长。 船舶资产优化产生收益： 2024年上半年， 公司将一艘自有 LNG 船舶对外出售，出售日该船舶资产账面价值约 8.1亿元，实现了资产的保值增值，带动上半年归母净利润同比提升 55.2%。 中期分红与三年分红规划显诚意， 股权激励彰显公司发展信心分红方面： 2024年 6月，公司制定《未来三年（2024-2026年）现金分红规划》，明确 2024-2026年全年固定现金分红金额分别为 7.5亿元、 8.5亿元、10亿元，每年度固定现金分红频次为 2次，并叠加特别现金分红。2024年 H1向全体股东每股派发现金红利 0.40元（含税），合计拟派发现金红利2.5亿元（含税）， 2024年度固定现金分红金额占比 33.14%。 股权激励方面： 公司公告《2024年限制性股票与股票期权激励计划（草案）》，计划对 137人授予股权激励，拟授予权益 565.7万股/份，占公司总股本 0.8938%。 从公司层面业绩考核条件上看，规定 2024-2026年归母净利润分别不低于15/17.25/19.84亿元（2024-2026三年年化复合增速 15%）。 盈利预测与估值： 我们预计公司 2024-2026年有望实现归母净利润15.1/17.8/20.2亿元，对应 PE 分别为 11.2/9.4/8.3x，维持“增持”评级。 风险提示： 国际气价超预期波动、下游需求恢复不及预期、特种气体项目推进进度不及预期、能服业务推进不及预期等风险

公司近年来业绩稳定提升公司业绩的稳定和持续性源于其独特的业务优势、与油价关联度较低的业绩特点以及强大的成本管控能力。人均创收从2019年的219万提升至2023年的 343万，增幅达到 56.5%；人均创利的增长更为明显，从 2019年的8.08万元增长到 2023年的 21.44万元，五年的时间接近翻了 2.65倍。 海油增储上产趋势有望确定，公司处于油气开发生产阶段我国油气对外依存度居高不下， 2023年我国石油和天然气对外依存度分别为 74.6%、 41.98%， 增储上产有望成为必然趋势。中海油作为国内油气增产的主力军，近年来在勘探开发方面取得显著成果，储量持续创新高，产量稳定增长。 油气生产阶段业务的生命周期可达 20-50年，是公司业务发展的核心环节。公司聚焦油气生产阶段提供专业技术服务，业务定位明确，涵盖提高油气田采收率、装备制造与运维等多个领域。 公司业绩有效抵御油价扰动，稳产任务提振远期需求公司凭借稳定的盈利能力与全产业链的业务体系，有效抵御了油价波动等外部风险，近年来毛利率与净利率均实现显著提升。 公司的 ROE 同样表现优异，中枢得到系统性抬升， 2019-2021年平均为 7.34%， 2023为 13.13%其独特的业务经营模式，特别是与中海油的深度绑定（ 2016-2023前五名客户销售额中关联方销售额比例平均为 65.2%），确保了业务量的稳定与盈利水平的持续增长。国内油田开发成本上升，稳产任务艰巨，公司领先布局多项提升采收率技术，并成功应用于实际生产。新老油气田为公司的制造与运维服务带来需求持续增长，为业绩的长期发展提供了坚实支撑。 公司控费能力出色，技术创新推动降本增效公司凭借出色的控费能力，通过聚焦提质增效与“三费”压降，实现了成本管理的显著优化。 销售、管理、财务费用率三费率之和由 2019年的 5.62%下降到2023年的3.97%。2023年公司ROIC达到11.8%，相比2019年（ 7.21%）提升明显。 同时技术创新成为降本增效的关键驱动力，不仅自主研发技术提升油田生产效率，还创新服务模式降低成本，数字技术的应用更推动了生产效率和交付速度的飞跃，整体提升了公司的运营效能。 盈利预测与估值我们维持归母净利润预测为 2024/2025/2026年 35.3/38.75/43.84亿元。对应 EPS 分别 0.35/0.38/0.43元， PE 10.94/9.97/8.81倍，维持“买入”评级。 风险提示： 上游油气价格波动风险；市场竞争加剧风险；油气副产品需求不及预期风险；安全事故及保险不足的风险；国内油气增储上产进度不及预期的风险；极端天气影响公司正常作业的风险

海油工程降本提质增效明显，净利率持续提升2024H1公司营业收入达 134亿元，同比-7%，主要原因是新承揽海外项目处于启动阶段；归母净利润为 12亿元，同比+21.7%。其中 Q2营业收入 77.6亿元，同比-3.6%，归母净利润为 7.2亿元，同比+34.9%，扣非归母净利润为 4.39亿元，同比-3.9%。 净利率持续改善， 2024Q2公司净利率为 9.59%，而 2023年同期仅 7%，净利率同比+2.58pct，环比+1.09pct，主要可能系公司工作量增长规模效应明显以及降本提质增效显著，以及消费税退税的影响。 工作量持续增加， 建造钢材加工量持续增加建造完成钢材加工量 27.13万结构吨，同比+16%。 公司 2024H1陆地建造导管架 35座(同比+23座)、组块 11座(同比+6座)，海上安装导管架 22座(同比+15座)、组块 9座(同比+5座)；但 Q2单季度陆地建造导管架环比-3座、组块环比-3座，海上安装导管架环比+4座、组块环比-3座。 安装等海上作业投入 1.14万船天，同比-12%， 其中 2024H1铺设海底管线168公里(同比-145公里)、海底电缆 42公里(同比-36.6公里)。 公司聚焦海外高毛利市场，海外油气订单结构占比稳健提升公司 2024年上半年新签合同 125亿元， 同比-30%， 其中国内新签订单 75亿（同比-31%），海外新签订单 50亿（同比-28%），海外占比达到 40%，同比去年提升 1.2pct。在手订单总额约为 388亿元，为公司业务持续发展提供有力支撑。 公司预计 2024/2025年海外市场有不少于 100亿的新签订单，此外为加快推进海外公司实体化本地化发展，增强海外资金池功能， 提升海外项目投标、运营保障能力，公司拟向国际有限公司增资 6,800万美元，均彰显了对海外市场订单的信心。 盈 利 预 测 与 投 资 评 级 ： 维 持 2024/2025/2026年 归 母 净 利 润 为19.7/24.5/28.5亿元，当前股价对应 PE 分别 12.2/9.8/8.5倍。 维持“买入”评级。 风险提示： 中海油资本开支不及预期的风险；国际油价大跌影响油公司资本开支意愿的风险；海外订单拓展或作业进展不及预期。

2024年上半年公司实现归母净利润33.05亿，同比+46.44%2024年上半年公司实现营业收入168.97亿元，同比+29.09%；实现归母净利润33.05亿，同比+46.44%；扣非归母净利润35.16亿元，同比+44.37%。 其中Q2实现归母净利润18.84亿元，同比+75.8%，环比+32.6%。 量价齐升，烯烃盈利有望持续高位销量方面：2024年上半年，公司聚烯烃销量大幅提升，其中聚乙烯销量57.50万吨，同比增长68.4%，聚丙烯销量57.22万吨，同比增长79.2%。 新增EVA销量7.16万吨；焦炭销量354.3万吨，同比增长3.7%。 煤价下跌，烯烃价差走阔：2024年上半年，内蒙古东胜坑口煤价663元/吨，同比-16%；PE受二季度乙烯检修偏多的影响，叠加国内烯烃需求复苏，均价+3%，PP均价-2%；烯烃价差走阔，根据我们的测算，上半年烯烃模拟价差2770元/吨，同比+33%。三季度受美国乙烯大范围检修的影响，库存或处于低位，对国内烯烃形成较强的价格支撑，煤制烯烃盈利有望保持在较好水平。 差异化路线，安全边际高：由于能源间的替代效应，煤油气的价格波动具有一定的联动性，长周期的价格走势基本一致。当前油煤比价处于历史20%分位值，长周期来看具有比较高的安全边际，对煤制烯烃行业盈利具有一定的托底作用。 内蒙项目稳定推进，新疆基地打开成长空间内蒙项目顺利推进：资金配套方面，2024年5月内蒙子公司完成银团贷款业务办理；项目建设方面，7月1日动力装置1#锅炉顺利点火，完成了内蒙项目试车工作首个重大节点，首套装置将按计划于10月投入试生产。 新疆基地再造成长曲线：7月30日，新疆宝丰煤基新材料项目进行环评公示，项目包含4×100万吨/年甲醇制烯烃，3×65万吨/年PP、3×65万吨/年PE、25万吨/年1-丁烯、3万吨/年超高分子量聚乙烯，25万吨/年EVA、5万吨/年MMA/PMMA等。新疆地区由于运力限制，煤价低廉，我们采用新疆市场煤价（哈密）、坑口直输工厂的形式进行初步估算，不考虑DMTO代际优势下，新疆基地较宁夏仍有1500元/吨左右的净利润优势；若采用自有煤矿，成本优势更加显著。 盈利预测与估值：随着内蒙古项目的逐步投产，公司盈利有望再上台阶，维持公司2024/2025/2026年归母净利润预测84/140/150亿元，2024年8月13日市值对应PE分别为13/8/8倍，维持“买入”评级。 风险提示：安全生产风险，产品和原料价格波动风险，行业竞争加剧风险，项目进展不及预期的风险，测算主观性风险

受煤价调整影响，业绩同比有所下滑根据公司 2024年半年报披露，2024H1营业收入为 59.85亿元，同比-4.40%； 归母净利润为 11.76亿元，同比-10.11%；扣非归母净利润为 11.38亿元，同比-11.57%；经营现金流净额为 17.55亿元，同比-10.24%。我们认为业绩下滑主要是受到煤价淡季下跌的影响所致。 煤炭业务较为稳定，吨煤售价环比略有调整2024H1公司煤炭业务销售收入为 51.4亿元，同比-6.17%，其中对外销售收入为 40.2亿元，同比-9.75%。2024H1原煤产量为 1037.9万吨，同比-7.65%，商品煤产量为 936.02万吨，同比-4.82%，商品煤销量为 910.36万吨，同比-10.24%，其中对外销量 711.98万吨，同比-13.98%。 从单季度数据来看， 2024Q2吨煤售价为 553.6元/吨，同比+1.9%，环比-3.7%；单吨成本为 331.6元/吨，同比-1.2%，环比-4.3%；吨煤毛利 222.1元/吨，同比+6.9%，环比-2.8%。 电力业务未来增量可期中煤新集利辛发电子公司 2024H1营业收入为 17.88亿元，同比+13.8%，净利润为 2.54亿元，同比+29.9%。上半年发电量为 46.1亿千瓦时，同比+12.41%，上网电量为 43.53亿千瓦时，同比+12.66%，平均上网电价（不含税）为 0.4115元/千瓦时，同比+1.28%。 公司目前在建电厂包括利辛电厂二期（132万千瓦）、上饶电厂（200万千瓦）、滁州电厂（132万千瓦）、六安电厂（132万千瓦），合计新增装机容量为 596万千瓦，增量可期。 盈利预测与估值： 我们预计 2024-2026年归母净利润分别为 22.2/26.4/34.2亿元，对应 EPS 分别为 0.86/1.02/1.32元，维持“买入”评级。 风险提示： 煤炭价格大幅波动的风险；安徽经济发展放缓或其他因素造成未来电厂投资回报率低于预期的风险；安徽省新能源发展过快造成火电被挤出的风险；在建项目投产不及预期风险。

1.2024年半年报，公司上半年归母净利润20.56亿根据公司2024半年报，2024年上半年公司归母净利润为20.6亿元，同比提高12.5%。2024年Q2公司归母净利润为10.3亿，跟2024年Q1的10.2亿相比，环比略有提高。 2.乙烷价格有望维持低位，乙烷裂解利润提升今年乙烷价格持续处于20美元/加仑附近。我们在2024年6月6日外发报告《美国削减天然气，后续如何展望？》认为，2024~2025年美国天然气供需依旧处于一个较为宽松的状态，乙烷价格有望继续维持在低位。 截至2024年7月12日，石脑油裂解/乙烷裂解/煤制烯烃的平均利润分别为-266/2774/1070元/吨，乙烷裂解在三种乙烯路线中的利润优势最明显。 3．新项目投产，今年下半年开始贡献业绩根据公司于2024年7月15日发布的《关于卫星能源三期项目一阶段顺利投产的公告》，公司年产80万吨多碳醇项目一阶段装置经投料试生产后已成功产出合格产品，标志着卫星能源三期项目一阶段一次开车成功。我们预计新产能或将于下半年开始贡献业绩。 4.一期乙烯检修完毕&新项目二次环评落地一期项目：根据公司于2024年5月21日发布《关于连云港石化部分装置复产公告》，公司的生产装置已经恢复正常生产。 新项目：根据徐圩新区于2024年5月22日的公告，公司α-烯烃综合利用高端新材料产业园项目（一阶段）已经公示二次环评。我们预计等两期项目投产之后，公司乙烷路线所带来的乙烯产能将从250万吨增长至500万吨，进一步提高C2产业链利润。 5.盈利预测维持公司2024/2025/2026年归母净利润57.2/67.7/87.10亿元，对应EPS为1.70/2.01/2.59元/股，维持“买入”评级。 风险提示：1）美国天然气价格提高，导致乙烷价格上涨风险；2）原油价格提高，带来的丙烷价格上涨风险；3）C2新项目投产不及预期风险。

公司发布半年度业绩预告，业绩表现稳步复苏：公司预计24H1归母净利润为7~9.5亿元，同比分别+76%~138%，中枢为8.3亿元，同比+107%；预计扣非归母净利润为5.7~8.5亿元，同比分别下滑42%~13%，中枢为7.1亿元，同比-27%。按照业绩中枢，预计24Q2归母净利润为7.4亿元，同比+211%，预计扣非归母净利润为4.8亿元，同比-49%。 受益集装箱反弹&盈利稳健：公司核心主业集装箱制造业务克服周期低谷，实现稳健经营和有质增长，核心制造产品海运标准干箱及冷箱销量长期保持全球龙头地位；24H1受益于因行业周期性恢复所导致的集装箱运输需求较好以及红海事件拉长运距等多因素影响，公司集装箱制造业务标准干货箱销量同比大幅上涨，带动业绩表现上升。与此同时，公司盈利能力克服周期低迷影响，2023年净利率接近6%，我们认为今年以来公司集装箱量和价有望持续改善。此外，“集装箱+”增量业务如储能、模块化建筑等布局迎来收获期。 受益海工行业回暖：1）公司海洋工程战略转型成效显著，海洋油气及船舶产能持续投放；受益于海洋油气需求复苏及海上新能源的需求增长，2023年其毛利率从6.87%提升至9.30%，净亏损大幅缩减至0.31亿元；其中，中集来福士已于2023年实现盈利，且在手订单充裕。2）中集海工资产管理业务有明显提升，剩余3艘半潜钻井平台正积极参与多个国内外市场招标，后续有望释放较大业绩弹性。 受益美联储降息预期：美联储2024年降息预期有望改善公司美元债利息压力，增厚业绩表现；公司23年底浮动利率美元债18.9亿美元，同比减少7.3亿美元；公司预计于23年底若以SOFR计算的借款利率下降50个基点，其他因素保持不变，则集团净利润预计增加729万美元。 盈利预测：我们预计公司2024-2026年营收分别为1532、1696、1823亿元，yoy分别为+19.9%、+10.7%、+7.5%；归母净利润分别为25.1、37.5、44.6亿元（24-25年前值为20.9、27.8亿元），yoy分别为+496.7%、+49.4%、+18.8%；维持“买入”评级。 风险提示：经济周期波动的风险，贸易保护主义和逆全球化的风险，市场竞争风险等；业绩预告仅为初步测算，具体以公司半年报为准。

1.公司简介中煤新集能源股份有限公司是中煤集团控股、煤电新能源并举的大型能源企业，也是安徽省内四大煤炭企业之一。 截止 2023年末，公司矿权内资源储量 62.14亿吨，生产矿井合计产能 2350万吨/年。公司在建和筹建多个电厂，公司参控股总装机将从目前的 3290MW，增加到远期的9250MW。 2. 安徽能源市场分析安徽省电力消费呈现出较快增长的态势。 2024年 1~4月，全省全社会用电量为 1096亿千瓦时，同比增长 13.6%（显著高于同期全国整体用电量增长 9%）。 火电仍占据安徽省能源主导地位，也是未来安徽经济发展用能增长的重要依托。同时随着风电光伏的发展，火电的调峰属性增强。 安徽省的火电利用小时数明显高于全国电厂发电设备累计平均利用小时数， 如 2023年安徽省发电设备平均利用小时数为 5090小时，全国平均仅为 4466小时）。 3. 新集能源优势1）安徽区位优势： 安徽省相比其他主要经济大省，煤价中等偏低，电价中等偏高，利用小时基本各省最高。 我们估算，安徽投资煤电的 IRR 约为 7.9%，考虑 70%的负债率的 ROE 水平可达 26.5%， 相比山东、内蒙、上海等，安徽是煤电投资回报率较高的省份。 2）公司煤电一体化优势： 一体化可以熨平煤价周期，使得公司业绩稳定性和远期的分红预期稳定性增强。我们测算，拟在建项目完全达产后，新集能源 “电/煤比”从目前的 15%左右，远期将达到 57%。 4.盈利预测与估值预计 24/25/26年公司归母净利润分别 22.2/26.4/34.2亿元，对应 EPS 分别 0.86/1.02/1.32元，当前股价对应 PE 为 11.6/9.7/7.5倍，参考同行煤电一体化的公司，按照 2024年的归母净利润给 15倍 PE 给予目标价 13元/股，首次给予“买入”评级。 风险提示： 煤炭价格大幅波动的风险；安徽经济发展放缓或其他因素造成未来电厂投资回报率低于预期的风险；安徽省新能源发展过快造成火电被挤出的风险； 测算具有主观性的风险。

对比中国石油历史 ROE 变化和油价关系，我们发现了系统性的改善。2022-2024Q1 均值 88 美金/桶，相比 2011-2014 年油价 108 美金/桶，仍远未回到上一轮高点。而中国石油 2022-2024Q1 的 ROE 平均 11.7%，与2011-2014 年平均 ROE11.5%已经持平略超。中国石油 ROE 系统性改善，主要来自三个方面：1） 政策红利：天然气市场化改革，推动实现价格持续提升， 从 2018 年的 1.37 元/方，提升到 2023 年的 2.08 元/方。 以及公司持续开拓天然气下游价值链。2） 乙烷裂解重塑炼化价值：公司目前轻质路线乙烯占比 16%。 预计“十五五”完全达产后，公司轻质路线乙烯产能占中国石油乙烯产能比例 29%。3） 降本减费：公司 2014-2023 年十年来三费累积下降 293 亿元，主要来自管理费用的持续下降。盈利预测： 维持 24/25/26 年盈利预测（归母净利润） 1703/1793/1901 亿元， A 股对应 PE10.75/10.21/9.63 倍， H 股对应 PE 8.3/7.8/7.4 倍。 假设分红比例 50%， A 股对应 24 年分红收益率 4.7%， H 股对应 24 年分红收益率 6.0%。 维持“买入”评级。 风险提示： 全球经济衰退带来原油需求下降，从而导致油价大幅跌落的风险；天然气市场化政策推进不力的风险；公司乙烷裂解等新项目投产不及预期的风险