事件： 10 月 27日公司发布 2023年三季报， 2023年前三季度公司实现营业收入 425.49亿元，同比增长 11.5%；实现归母净利润 60.52亿元，同比增长46.7%；扣非后归母净利润 60.24亿元，同比增长 49.7%；经营活动产生的现金流量 175.57亿元，同比增长 7.0%，基本每股收益 0.79元。 2023Q3公司实现营业收入 161.82亿元，同比增长 4.6%，环比增长 23.4%； 实现归母净利润 27.15亿元，同比增长 52.7%，环比增长 57.6%。 2023Q3归母净利润同环比大幅增长主要由于： 1）雅砻江水电上网电价同比上涨，上网电量环比大幅改善； 2）火电燃煤成本同比显著下降； 3）新能源装机量增长带动发电量增长。 点评： 水电： Q3雅砻江来水逐渐恢复， 电价上涨带动盈利提升。 2023Q3公司水电机组所在流域来水逐渐恢复， 公司水电上网电量 300.15亿千瓦时，环比上升 89.05%， 同比下降 7.43%； 其中 9月水电上网电量显著恢复，达到 116.06亿千瓦时， 同比上升 49.60%； 2023年前三季度公司水电上网电量 691.38亿千瓦时，同比下降 7.95%；水电平均上网电价 0.299元/千瓦时，同比增长 10.74%。 1）雅砻江水电： 2023Q3雅砻江水电上网电量 269.15亿千瓦时，同比下降 8.69%， 其中 9月上网电量 104.54亿千瓦时，同比上升 50.68%；前三季度雅砻江水电上网电量 616.02亿千瓦时，同比下降 7.44%；受益于锦官电源组送苏电价的抬升以及来水偏枯下四川省内水电电价上浮， Q3雅砻江水电平均上网电价达到 0.289元/千瓦时，同比增长 14.68%；前三季度雅砻江水电平均上网电价 0.309元/千瓦时，同比增长 11.96%。 2）国投大朝山： 2023Q3澜沧江流域的国投大朝山实现上网电量 20.06亿千瓦时，同比增加 8.16%；平均上网电价 0.189元/千瓦时，同比下降 2.16%。 3）国投小三峡： 2023Q3黄河流域的国投小三峡上网电量 10.95亿千瓦时，同比增加 0.18%；平均上网电价 0.25元/千瓦时，同比下降 9.42%。 火电： 火电电量稳步增长，成本压力缓解带动利润持续修复。 收入端： 公司火电机组所在区域全社会用电量增长叠加水电出力不足， 2023Q3公司火电上网电量 160.54亿千瓦时，同比增长 7.99%； 火电平均上网电价 0.474元/千瓦时，同比下降 5.39%， 主要由于福建区域上年同期市场化电价基数较高； 前三季度公司火电平均上网电价 0.473元/千瓦时，同比下降 2.27%。 成本端： 2023Q3煤价中枢环比小幅下降， 秦皇岛动力煤（Q5500）平仓价环比下降 5.7%， 同比下降 31.6%； 广州港印尼煤（Q5500）库提价环比下降 9.1%， 同比下降 25.8%， 公司燃料成本压力持续缓解。 新能源： 装机增长带动电量大幅上升，新能源业务维持较快增速。 2023Q3公司新增风电、光伏装机容量 63.32万千瓦。受新能源项目投产以及部分区域风光资源好于同期的影响， 2023前三季度公司新能源实现上网电量 43.65亿千瓦时，同比增长 30.03%，其中风电上网电量32.79亿千瓦时，同比增长 35.04%，光伏上网电量 10.86亿千瓦时，同比增长 16.88%。 受新投产机组平价上网的影响， 2023Q3新能源上网电价下降，风电平均上网电价 0.457元/千瓦时，同比下降 5.97%, 光伏发电平均上网电价 0.613元/千瓦时，同比下降 27.71%。 雅砻江优质大水电资产稀缺性凸显，水电业务兼具稳健及高成长性。 公司水电业务的核心资产雅砻江水电为雅砻江流域水电资源开发的唯一主体。雅砻江为我国第三大水电开发基地，流域自然资源禀赋优越， 在目前我国剩余可开发水电资源不足的背景下，雅砻江水电作为优质大水电资产的稀缺性凸显。此外，流域已建成二滩、锦屏一级、两河口三大调节水库，梯级调度能力强，雅砻江流域水电的发电利用小时数高且年际波动较小，公司水电的经营稳健性凸显。雅砻江全流域规划装机量3000多万千瓦，目前已开发 1920万千瓦，待开发资源储备丰富。 2021-2022年两河口、杨房沟电站陆续投产，装机量合计 450万千瓦，随着两河口今年基本完成蓄水、 电站自身发电能力及对下游的梯级补偿效益将不断释放，我们预计明年雅砻江流域水电仍将贡献明显的发电增量。此外， 卡拉、孟底沟水电站在建，装机量合计 342万千瓦，公司预计将于2029-2030投产；中游牙根一级（已获核准）、牙根二级、愣古以及上游10座水电站处于前期规划阶段，装机量合计 738万千瓦。截至 2023年一季度，公司在建及规划水电装机量共 1131万千瓦，未来增长空间约五成。 雅砻江水风光互补优势显著，新能源装机增长提速下成长空间可期。 截至 2023Q3，公司新能源装机量合计 607.05万千瓦，公司新能源装机增速快，近五年光伏装机量 CAGR 达 60%，风电 CAGR 达 24.5%，远超全国风光装机量增速。根据公司规划， “十四五”期间公司新能源装机规模将达 1472万千瓦，到 2025年装机增长空间达 1000万千瓦。 公司在雅砻江打造水风光一体化基地有显著的项目获取及消纳优势，雅砻江流域水风光互补示范基地远期规划新能源装机量超 4000万千瓦，开发潜力较大； 2023年 6月 26日，公司的雅砻江柯拉光伏电站一期 100万千瓦项目投产（目前全球最大水光互补电站），公司雅砻江水风光一体化建设取得重大进展，光伏装机量上新台阶。 盈利预测及评级： 国投电力坐拥雅砻江优质、稀缺大水电资产，受益于2023Q3以来的来水改善， 水电业绩有望显著增长；新能源业务高速发展，火电业绩有望大幅改善。 我们维持公司 2023-2025年归母净利润预测分别为 73.4亿元、 87.0亿元、 95.6亿元，对应增速 79.9%/18.6%/9.8%，EPS 分别为 0.98元、 1.17元、 1.28元， 对应 10月 27日收盘价的 PE 分别为 12.15X/10.25X/9.33X，维持“买入”评级。 风险因素： 国内外煤炭价格大幅上涨；公司水电项目所在流域来水较差； 两杨电价不确定性；公司新能源项目建设进展不及预期。

事件：2023年10月27日，淮北矿业发布三季度报告，2023年前三季度，公司实现营业收入555.38亿元，同比下降3.10%，实现归母净利润50.58亿元，同比下降2.66%；扣非后净利润48.87亿元，同比下降8.31%。经营活动现金流量净额74.37亿元，同比下降28.45%；基本每股收益2.04元/股，同比下降2.66%。资产负债率为52.64%，同比下降1.59pct，较2022年全年下降2.14pct。 2023年第三季度，公司单季度营业收入182.38亿元，同比下降3.45%，环比下降0.37%；单季度归母净利润14.70亿元，同比下降10.74%，环比下降0.43%；单季度扣非后净利润14.48亿元，同比下降7.13%。 点评：点评：前三季度吨煤售价仍同比上涨前三季度吨煤售价仍同比上涨&有力成本管控，公司煤炭业务毛利水平有力成本管控，公司煤炭业务毛利水平持续提升。产销方面，年初以来，受个别矿井断层等地质条件变化的影响，产量阶段性下降，2023年前三季度公司商品煤产量1675万吨，同比下降122万吨（-6.76%）；其中，三季度商品煤产量542万吨，环比下降23万吨（-4.07%），同比下降10万吨（-1.88%）。前三季度公司商品煤销量1380万吨，同比下降145万吨（-9.48%）；其中，或是由于煤化工内部耗煤量的增加，三季度商品煤销量398万吨，环比下降74万吨（-15.61%），同比下降79万吨（-16.50%）。价格方面，受去年同期长协价格基数较低等因素影响，公司前三季度商品煤售价为1199元/吨，同比仍增加9元/吨（+0.8%）；其中，三季度商品煤售价1026元/吨，环比下降116元/吨（-10.18%），同比下降177元/吨（-14.75%）。，成本方面，公司大力加强成本费用管控，公司前三季度吨煤成本降至625元/吨，同比下降65元/吨（-9.45%）；其中，三季度成本管控力度较大，三季度吨煤成本降至511元/吨，环比下降112元/吨（-17.92%），同比下降186元/吨（-26.72%）。展望四季度，公司成本有望延续下降趋势。总体来看，受吨煤售价降幅有限及成本强力管控的影响，公司煤炭业务毛利率不断上升，前三季度煤炭业务毛利率达47.91%，同比+5.89pct；其中，三季度煤炭业务毛利率为50.13%，环比+4.70pct，同比+8.15pct。 三季度焦炭产销回升，吨煤售价持续下滑。产销方面，受焦炭业务亏损影响，公司上半年焦炭有所减产，但三季度焦炭产销有所回升。2023年前三季度公司焦炭产量273万吨，同比下降5万吨（-1.86%）；其中，三季度焦炭产量达100万吨，环比增加14万吨（+16.73%），同比增加12万吨（+13.91%）。前三季度公司焦炭销量272万吨，同比下降5万吨（-1.66%）；其中，三季度焦炭销量101万吨，环比增加17万吨（+20.51%），同比增加20万吨（+24.74%）。价格方面，受市场价格大幅下降影响，公司前三季度焦炭售价（不含税）下降至2334元/吨，同比下降679元/吨（-22.53%）；其中，三季度焦炭售价（不含税）2012元/吨，环比下降352元/吨（-14.89%），同比下降682元/吨（-25.30%）。 总体来看，焦炭板块营收仍处于萎缩状态，前三季度公司焦炭销售收入63亿元，同比下降20亿元（-23.83%）；其中，三季度焦炭销售收入20亿元，环比增加0.5亿（+2.57%），同比下降1.5亿元（-6.83%）。 受三季度煤化工行业利润好转影响，甲醇产销大幅提升。产销方面，2022年9月，50万吨/年甲醇项目投产，甲醇总产能增至90万吨/年。 2023年上半年，受部分甲醇产能亏损影响，公司50万吨/年甲醇项目（煤气化）阶段性停产，40万吨/年甲醇项目（焦炉尾气）因全部使用焦炉尾气整体成本较低进而保持正常生产。2023年前三季度公司甲醇产量35.7万吨，同比增长11.4万吨（+46.95%）；其中，三季度受煤化工行业利润好转影响，产销情况有所好转，三季度甲醇产量达10.9万吨，环比增长1.9万吨（+21.02%），同比增长3.4万吨（+45.84%）。 前三季度公司甲醇销量35.6万吨，同比增长12万吨（+50.63%）；其中，三季度甲醇销量10.5万吨，环比增加0.5万吨（+5.41%），同比增长3.1万吨（+42.35%）。需要注意的是，虽然甲醇产销增量受到阶段性停产的影响，但公司50万吨/年甲醇项目主要是为未来的60万吨/年乙醇项目做配套服务，因此停产对战略影响有限。价格方面，受市场价格大幅下跌影响，公司前三季度甲醇售价（不含税）大幅下降至2132元/吨，同比下降210元/吨（-8.98%）；其中，三季度甲醇售价（不含税）2025元/吨，环比下降19元/吨（-1%），同比下降154元/吨（-7.06%）。总体来看，前三季度公司甲醇销售收入7.59亿元，同比增长2.1亿元（+37%）；其中，三季度甲醇销售收入2.1亿元，环比增加0.1亿元（+4.41%），同比增加0.5亿元（+32.3%）。 受益于经济复苏、国债增发和地产链修复带来的需求弹性，叠加刚性供给，炼焦煤或更具有中长期投资价值。10月24日，中央财政将在今年四季度增发2023年国债10000亿元，今年拟安排使用5000亿元，结转明年使用5000亿元，集中力量支持灾后恢复重建和弥补防灾减灾救灾短板，我们预计会对四季度及明年的基建投资增速带来一定提升，或将拉动钢铁及焦煤需求水平抬升。我们认为，在经济复苏好转及地产链修复预期下，焦煤板块在地产链中或拥有较高弹性。一方面我国炼焦煤供给几乎无弹性甚至还有进一步收缩的风险，而需求有弹性且蕴含着较大的预期差，长期看供需或仍是偏紧的供需格局，尤其是伴随钢铁高质量转型发展和高炉大型化背景下优质主焦煤或更加稀缺；另一方面，产地端安全监管趋强以及房地产等经济刺激政策等有望带来的供需短期边际好转，有望继续支撑炼焦煤市场走强，叠加焦煤板块整体处于低估水平，焦煤板块或仍具备中长期投资价值。 四季度长协价格抬升四季度长协价格抬升&煤化工利润有望改善，中短期业绩稳中向好。煤化工利润有望改善，中短期业绩稳中向好。公司四季度焦煤长协价格有所抬升，公司四季度业绩有望稳中向好，需要注意的是，去年前三季度公司煤炭长协价格基数较低，2023年前三季度商品煤售价仍同比增加9元/吨（+0.8%），叠加原油价格维持高位背景下，煤化工利润有望改善，公司2023年业绩值得期待。公司持续推进。强链延链补链战略，长期业绩成长空间较大。公司已经形成从煤炭开采、洗选、加工到焦炭冶炼、甲醇生产及煤化工产品加工、煤泥矸石发电为一体的煤炭综合利用产业链条。公司煤炭主业强链后劲增强。陶忽图煤矿开工建设，公司预计2025年底建成投产，煤种为优质动力煤，产能800万吨/年。公司化工产业延链项目加快实施。碳鑫科技年产60万吨无水乙醇预计将于2023年10月完成中交，年底前建成；临涣焦化驰放气制备高纯氢项目已试生产、10万吨DMC项目正在加快建设。雷鸣科化加快非煤矿山资源项目收储及建设，上半年收储资源1.74亿吨，积极推进靖州八姑岩、海南乐东等矿山的建设。 盈利预测：与投资评级：我们看好焦煤行业基本面和公司持续推进煤炭产业强链、化工产业延链、新兴产业补链战略带来的业绩韧性，在钢铁行业转型升级进程中的业绩弹性，以及精益经营带来的强劲动能。我们预计公司2023-2025年归母净利润为70.03亿、97.09亿、106.84亿，EPS分别2.82/3.91/4.31元/股；截至10月27日收盘价对应2023-2025年PE分别为4.90/3.53/3.21倍；我们重点推荐公司，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。

事件： 2023 年 10 月 27 日， 中国神华发布三季度报告， 2023 年前三季度， 公司实现营业收入 2524.67 亿元， 同比增长 0.79%， 实现归母净利润 482.69 亿元， 同比下降 18.37%； 扣非后净利润 478.11 亿元， 同比下降 18.14%。 经营活动现金流量净额 747.20 亿元， 同比下降 17.97%； 基本每股收益 2.43 元/股，同比下降 18.38%。 资产负债率为 24.72%， 同比下降 0.80pct， 较 2022 年全年下降 1.41pct。 2023 年第三季度， 公司单季度营业收入 830.25 亿元， 同比下降 2.22%， 环比增长 0.76%； 单季度归母净利润 149.90 亿元， 同比下降 16.68%， 环比增长0.96%； 单季度扣非后净利润 148.41 亿元， 同比下降 17.10%。 点评： 煤炭板块： 销量微增价格下降， 成本端有所增长， 导致盈利回落2023 前三季度公司实现煤炭产量 2.42 亿吨， 同比增长 2.8%， 煤炭销量3.325 亿吨， 同比提升 7.5%， 主要由于外购煤量同比提高 24.7%。 从销售结构来看， 前三季度年度长协、 月度长协、 现货销售占比为 60.2%、 23.9%、10.8%， 公司积极落实稳产保供政策， 年度长协占比同比提高 6.7 个 pct。从销售价格来看， 前三季度公司年度长协价格 505 元/吨， 同比下降 2.1%；月度长协价格 818 元/吨， 同比降低 0.2%， 煤炭平均售价 583 元/吨， 同比下降 7.3%。 成本端看， 前三季度自产煤单吨成本为 191 元/吨， 同比增长11.9%， 主要由于露天矿剥采比提高带来材料费等增长（ +7.7%）、 社保缴费、 员工薪酬增加带来人工成本增长（ +29.0%）。 煤炭板块价格下降叠加成本增长， 利润空间收窄。 前三季度， 煤炭板块整体营业收入为 2001.35 亿元， 同比增长 0.2%； 实现利润总额 444.22 亿元， 同比下降 20.3%。 电力板块： 煤电电量及销售电价一同增长， 带动利润增长2023 前三季度公司实现总发电量 1562.3 亿千瓦时， 同比增加 9.7%， 总售电量 1468.3 亿千瓦时， 同比增加 9.8%， 发电量及售电量齐增。 前三季度，燃煤发电的平均利用小时数 3865 小时， 同比提高 4.5%， 燃煤电价为 416元/兆瓦时， 同比降低 0.2%。 截止前三季度发电装机容量为 40518 兆瓦，增量来自新增光伏发电装机容量 217 兆瓦。 燃煤电量及电价齐增带动电力板块营业收入达到 680.49 亿元， 同比增长 9.2%； 实现利润总额 96.65 亿元， 同比提高 28.9%； 毛利率提高 2.3 个 pct。 运输与煤化工板块： 成本涨幅较大导致各业务板块利润不同程度下降2023 前三季度公司铁路分部营业收入实现同比 4%增长， 但由于营业成本同比增长 13.98%， 导致利润总额同比下降 8.9%； 港口分部营业收入同比小幅增长 4.4%， 由于成本增长， 利润总额同比下降 1.7%； 航运分部由于平均海运价格下降， 营业收入下降 21.6%， 利润总额水平下降 79%； 煤化工分部由于聚烯烃产品平均销售价格下降， 营业收入同比下降 7%， 利润总额同比下降 91.7% 集团资产注入工作持续推进， 有望助力公司外延式增长。 2023 年 6 月公司发布公告， 计划收购国家能源集团全资控股的大雁矿业与杭锦能源， 其中大雁矿业下属雁南矿和扎尼河露天矿， 产能 1070 万吨/年， 截至 2022 年，两处煤矿可采储量 4.1 亿吨， 当年完成商品煤产量约 870 万吨； 杭锦能源下属塔然高勒煤矿， 在建产能 1000 万吨， 截至 2022 年， 该煤矿可采储量9.2 亿吨。 伴随资产注入及在建矿井逐步投产， 公司煤炭业务有望迎来产量外延增长， 贡献稳定业绩。 此外大雁矿业还有三处探矿权（ 伊敏河东区后备井、 伊敏河东区二井、 伊敏河东区外围）， 有望作为公司中长期煤炭板块可持续发展的后备资源。 盈利预测与投资评级： 我们认为伴随经济刺激政策带来需求边际好转， 煤炭价格中枢有望保持中高位； 同时全社会用电量持续高增， 公司电量电价齐涨趋势有望延续， 支撑盈利能力稳定提高。 公司高长协比例及一体化运营使得经营业绩具有较高确定性， 叠加高现金、 高分红属性， 未来投资价值有望更加凸显。 我们预计公司 2023-2025 年实现归母净利润为605.99/632.16/649.20 亿元， EPS 为 3.05/3.18/3.27 元/股， 截上 10 月 27日股价对应 2023-2025 年 PE 分别为 9.95/9.54/9.29 倍， 维持“买入”评级。 风险因素： 宏观经济形势存在不确定性； 地缘政治因素影响全球经济； 煤炭、 电力相关行业政策的不确定性； 煤矿出现安全生产事故等

事件： 2023 年 10月 25日，山西焦煤发布三季度报告， 2023年前三季度，公司实现营业收入 406.97亿元，同比下降 16.02%，实现归母净利润 56.38亿元，同比下降 39.66%；扣非后净利润 56.72亿元，同比下降 31.49%。 经营活动现金流量净额 89.15亿元，同比下降 25.71%；基本每股收益 1.03元/股，同比下降 43.34%。资产负债率为 49.66%，同比下降 4.73pct，较2022年全年下降 5.33pct。 2023年第三季度，公司单季度营业收入 131.37亿元，同比下降-16.68%，环比上涨 2.6%；单季度归母净利润 11.21亿元，同比下降-61.91%，环比下降-45.2%；单季度扣非后净利润 11.25亿元，同比下降-56.82%， 环比下降-45.2%。 点评： 受煤炭价格下滑与销量减少影响，公司业绩大幅下滑。 根据中价新华山西焦煤综合价格指数， 2023年前三季度均值 1655.55元/吨，较去年同期 1883.53元/吨下降 12.1%。 2023年三季度均值 1480.48元/吨，较二季度均值 1618.75元/吨下降 8.54%。 需要注意的是，业绩下降的同时， 公司管控成本支出，同时抓好生产组织， 降低了煤炭价格对公司业绩和盈利能力的影响。 2023年前三季度公司营业成本 247.66亿元，同比下降 7.92%。 优质资源禀赋带来突出成本优势，随着公司四季度长协价格抬升，业绩有望环比改善。 公司所属矿区煤层赋存稳定，属近水平煤层，地质构造简单，开采成本较低，成本优势突出。根据 6月披露的跟踪评级报告，2023年一季度，受公司其他成本（包括安全费用、维简井巷费用、资源费、环境恢复治理费用等）下降影响，吨煤生产成本 218.20元/吨，相较 2022全年的 228.72元/吨下降 16.12%。 值得注意的是，公司焦煤资源更加契合未来高炉大型化和钢铁工业转型发展新趋势，在经济复苏带来焦煤行业景气趋好时，公司焦煤产品或将具有更强的价格弹性与韧性。 随着四季度公司长协价格的进一步抬升，公司四季度业绩有望稳健向好。 受益于经济复苏、国债增发和地产链修复带来的需求弹性，叠加刚性供给，炼焦煤或更具有中长期投资价值。 10月 24日， 中央财政将在今年四季度增发 2023年国债 10000亿元， 今年拟安排使用 5000亿元，结转明年使用 5000亿元， 集中力量支持灾后恢复重建和弥补防灾减灾救灾短板，我们预计会对四季度及明年的基建投资增速带来一定提升，或将拉动钢铁及焦煤需求水平抬升。 我们认为，在经济复苏好转及地产链修复预期下，焦煤板块在地产链中或拥有较高弹性。一方面我国炼焦煤供给几乎无弹性甚至还有进一步收缩的风险，而需求有弹性且蕴含着较大的预期差，长期看供需或仍是偏紧的供需格局，尤其是伴随钢铁高质量转型发展和高炉大型化背景下优质主焦煤或更加稀缺；另一方面，产地端安全监管趋强以及房地产等经济刺激政策等有望带来的供需短期边际好转，有望继续支撑炼焦煤市场走强，叠加焦煤板块整体处于低估水平（3-5倍 pe)，焦煤板块或仍具备中长期投资价值。 盈利预测与投资评级： 公司拥有的丰富炼焦煤煤种及优质主焦煤，具有规模优势，处于市场龙头地位，叠加后续有望持续实施优质煤炭资产注入带来的外延增长，高效经营有望带来的内生强劲动能，未来成长性值得期待。我们预计公司 2023-2025年归母净利润为 74.15亿、81.59亿、90.23亿， EPS 分别 1.31/1.44/1.59元/股； 截至 10月 25日收盘价对应 2023-2025年 PE 分别为 7.23/6.58/5.95倍；我们看好公司的收益空间，维持公司“买入”评级。 风险因素： 宏观经济严重下滑导致煤价大幅下跌、行业政策存在不确定性、安全生产事故风险。

事件： 10 月 26 日， 公司发布 2023 年三季报， 2023 年前三季度公司实现营业收入 495.7 亿元，同比上升 33%；实现归母净利润 48.5 亿元，同比减少42.3%；扣非后归母净利润为 48.3 亿元，同比减少 42.2%；经营活动产生的现金流量为 40.0 亿元，同比减少 43.4%，基本每股收益 0.74 元。 2023Q3 公司实现营业收入 144.8 亿元，同比减少 9.3%，环比减少 4.9%；实现归母净利润 7.3 亿元，同比减少 77.7%，环比减少 34.6%。 点评： 煤炭： Q3 产销量环比下降，煤价触及年内低点； Q4 煤价有望维持高位， 叠加马朗矿产量预计释放， 煤炭板块有望迎来量价齐升。 产销量：2023 年前三季度公司原煤产量 1630.5 万吨， 同比增长 12.9%； 煤炭销量 2289 万吨， 同比增长 19.3%； 其中， 2023Q3 公司原煤产量 442.4 万吨， 同比下降 20.9%，环比下降 13.5%； 煤炭销量 675 万吨， 同比下降10.1%，环比下降 7.5%。 价格： Q3 国内煤价触及年内低点， 秦皇岛港5500K 动力煤均价 869.8 元/吨，同比下降 31.6%，环比下降 4.4%； 9 月煤价底部反弹， 秦皇岛港 5500K 动力煤均价 920.5 元/吨，环比上涨11.6%。 公司疆外煤炭主要销售地有自身供需淡旺季特征， 随着销售地逐渐进入旺季， 加之马朗煤矿有望于近期正式获批， Q4 产量有望释放，我们预计在供暖季需求支撑下 Q4 公司煤炭业务环比有望迎来量价齐升。 天然气： Q3 自产气量有所恢复， 气价低迷拖累盈利； 10 月欧亚气价已现边际抬升趋势， Q4 高弹性的转售业务盈利有望释放。 产销量： 2023年前三季度公司实现 LNG 产量 4.45 亿方（约合 31.8 万吨），同比下降20.7%； 实现 LNG 销量 64.9 亿方（约合 450.99 万吨），同比上升 55.9%。2023Q3 公司实现 LNG 产量 1.36 亿方，同比下降 21.2%，环比上升21.3%；实现 LNG 销量 14.2 亿方，同比下降 17.3 %，环比下降 51.8%。价格： Q3 中国 LNG 现货到岸均价 13.28 美元/百万英热，同比下降62.2%，环比上涨 21.8%； Q4 供暖季渐近，欧亚气价边际抬升， 截至 2023年 10 月 25 日，中国 LNG 现货到岸价 17.76 美元/百万英热，环比涨幅12.5%， 我们预计 Q4 公司 LNG 国际转售业务毛差有望增厚。 煤化工： Q3 主要煤化工产品产销量环比修复， 油价走强支撑煤基油品及甲醇售价。 2023 年前三季度公司甲醇产量 69.6万吨，同比下降15.8%，销量 150.1 万吨， 同比上涨 85%； 煤基油品产量 49.7 万吨，同比上升11.6%， 销量 50.3 万吨， 同比上升 7.3%； 乙二醇产量 12.3 万吨，同比上升 54.5%， 销量 22.8 万吨，同比上升 190.1%。 其中， 2023Q3 公司甲醇产量 22.3 万吨，同比下降 3.3%， 环比上升 27.6%； 销量 55.0 万吨，同比上升 145.5%，环比上升 28.2%； 煤基油品产量 16.4 万吨，同比上升 56.2%， 环比上升 1.3%， 销量 14.2 万吨， 同比上升 30.6%，环比下降22.6%。 马朗煤矿有望于近期正式获批， 公司主要煤矿有望持续放量。 产量： 1）白石湖煤矿已被列为国家保供煤矿， 2022 年核准产能由 1300 万吨/年提升至 1800 万吨/年， 实际年产量可达 3500 万吨以上。 2） 马朗煤矿有望于近期正式获批， 产量释放在即。 2023 年 8 月 1 日马朗煤矿取得项目赋码； 9 月 15 日项目核准报告已上会评审， 且已完成专家意见修改并上报； 9 月 21 日安全核准报告已上会评审，根据专家意见修改后的安全核准资料已上报至国家矿山安全监察局审批；环评报告受理单已报送至生态环境部，正在审批中。 我们预计马朗煤矿有望于近期正式获得核准， 并于 Q4 贡献产量 500 万吨； 马朗煤质较好， 热值可达 5800-6000千卡，未来有望获得较高售价。 3） 东部煤矿有望于 2025 年左右建成。随着马朗和东部煤矿产量的释放， 公司的煤炭产量有望迎来快速增长，我们预计 2023/2024/2025 年公司煤炭产量分别可达到 4500/6000/6500万吨以上（含自用煤）。 疆煤外运： 公司煤炭基地位于新疆“东大门”哈密地区，疆煤外运具有显著区位优势， 随着红淖铁路、兰新铁路的运力扩张以及临哈联通线的贯通， 公司疆煤外运有望提速，销售半径也有望扩张；公司正在持续推进四川广元综合物流基地（一期计划 2024 年底投运）以及宁东能源化工基地项目（一期计划 2023 年初开工建设），宁夏、川渝等地煤炭价格显著高于新疆（考虑铁路外运成本），项目投产后公司可以“点对点”方式进一步争取铁路运力， 打开两地市场， 有望增厚煤炭外销量及单吨盈利。 国内天然气消费量持续复苏， 启东接收站扩建助力售气量长期增长。 天然气消费量： 2023 年在气价回落、经济复苏等因素的拉动下， 我国天然气消费量恢复式增长， 2023 年 1-8 月我国天然气表观消费量 2598.1 亿方，同比增加 7.4%，其中 8 月天然气表观消费量同比增加 11.1%， 我们预计四季度天然气消费仍将保持较强复苏态势。 启东接收站： 2022 年启东 LNG 接收站周转能力已达 500 万吨/年； 6#20 万方储罐项目、 2#泊位项目正在建设中， 2025 年接收站周转能力有望超过 1000 万吨/年，为公司长期售气量的增长打下坚实基础。 斋桑油气项目正式进入试开采阶段，未来有望建成 300 万吨/年的规模级油田。 2023 年 10 月 24 日，公司发布《关于哈萨克斯坦斋桑油气项目开发进展公告》， 控股子公司 TBM 所投建的斋桑油气项目区块新油井 S-1002 近日已顺利开钻，标志着油田正式进入到试开采阶段。 斋桑油气项目区块已发现了 5 个圈闭构造，落实了 2 个油气区带。主区块二叠系油藏 C1+C2 储量 2.58 亿吨、 C3 储量近 4 亿吨，主+东区块侏罗系C1+C2 储量 4336 万吨，原油储量丰富，未来有望建成生产能力 300 万吨/年以上的规模级油田。 盈利预测及评级： 广汇能源在新疆拥有丰富的煤炭资源、同时配套出疆铁路通道， 有望充分受益于疆煤开发和疆煤外运的提速。旗下马朗煤矿有望于近期正式获批并贡献产量、东部煤矿有望于“十四五” 末投产，公司煤炭产量有望持续增长。天然气方面， 公司拥有海外优势长协资源，启东 LNG 接收站 2022 年周转能力已达 500 万吨/年， 2025 年有望继续提升至 1000 万吨/年，助力公司售气量的长期增长。 我们维持公司 2023-2025 年归母净利润预测 73.86 亿、 92.85 亿、 118.04 亿， EPS 分别为1.12/1.41/1.80 元 ， 对 应 10 月 26 日 收 盘 价 的 PE 分 别 为7.11X/5.66X/4.45X，维持“买入”评级。 风险因素： 能源价格大幅下跌； 新疆铁路运力不足；煤矿项目建设投产进度低于预期等。

事件： 2023 年 10 月 25 日 ， 中煤能源发布三季度报告， 2023 年前三季度， 公司实现营业收入 1562.09 亿元， 同比下降 10.91%， 实现归母净利润166.88 亿元， 同比下降 13.66%； 扣非后净利润 165.69 亿元， 同比下降13.8%。 经营活动现金流量净额 283.55 亿元， 同比下降 25.02%； 基本每股收益 1.26 元/股， 同比下降 13.70%。 资产负债率为 47.78%， 同比下降3.25pct， 较 2022 年全年下降 3.69pct。 2023 年第三季度， 公司单季度营业收入 468.52 亿元， 同比下降 18.24%，环比下降 6.67%； 单季度归母净利润 48.53 亿元， 同比下降 18.45%， 环比下降 2.00%； 单季度扣非后净利润 48.18 亿元， 同比下降 18.6%。 点评： 煤炭主业产销量大幅增长， 成本控制良好。 2023 年前三季度公司自产商品煤销量 9967 万吨， 同比增长 8.5%。 其中动力煤销量 9114 万吨，同比增长 9.1%， 炼焦煤销量 853 万吨， 同比增长 2.4%。 买断贸易煤销量 10940 万吨， 同比增加 5.7%。 动力煤价格受到了市场价格下行的一定影响， 前三季度动力煤售价 532 元/吨， 同比下降 15.2%； 炼焦煤售价 1364 元/吨， 同比下降 22.9%。 公司前三季度成本控制较好， 一定程度上缓解煤价下跌对业绩影响。 公司自产煤单位成本 294.79 元/吨， 同比减少 11.39 元/吨， 下降 3.7%， 主要由于公司露天矿剥离量同比减少，材料成本在自产商品煤产销量增加的同时同比减少 8.9%。 同时， 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， 运输费用及港杂费用同比减少 9%。 总体看， 公司煤炭板块以量补价， 煤炭业务实现营业收入 1,323.70 亿元， 同比下降 12.4%， 实现毛利 314.56 亿元， 毛利率为 16.24%， 相较去年同期 17.34%下降较少。 产量增长及良好的成本控制使得公司在市场下行阶段业绩仍然有较强确定性与稳定性。 煤化工产量保持增长， 成本下降带来利润增长。 2023 年前三季度公司聚烯烃实现销量 110.5 万吨， 同比增长 3%； 尿素实现销量 170.4 万吨，同比增长 20.8%； 甲醇实现销量 146.5 万吨， 同比增长 12.7%； 硝铵实现销量 41.5 万吨， 同比增长 17.9%。 聚烯烃、 尿素、 甲醇单位销售成本分别下降 13.1%、 17.3%、 5.3%， 公司煤化工产品的成本下降较销售价格下降更明显， 公司煤化工板块实现毛利 25 亿元， 同比增长 15.81%，利润增长较明显。 集团增持彰显对公司未来发展信心。 公司控股股东中煤集团拟计划自2023 年 10 月 16 日起 12 个月内通过上海证券交易所采用集中竞价、大宗交易等方式增持公司 A 股股份， 累计增持数量不超过 5,000 万股。当前， 中煤集团持股公司（ A+H） 合计 58.36%。 本次增持计划体现集团对公司未来发展的信心和对公司长期投资价值的认可。 盈利预测与投资评级： 当前， 在安全强监管导致产地煤炭供给收缩背景 下， 叠加煤炭非电需求改善以及即将迎来的冬季电煤需求高峰， 煤炭市场整体仍有望偏强运行。 我们认为长期看未来 3-5 年煤炭供需偏紧的格局或仍未改变， 优质煤炭企业依然具有高壁垒、 高现金、 高分红、 高股息的属性。 我们依旧看好中煤能源高比例长协和内生增长带来的较为稳定的业绩支撑和成长性。 我们预计公司 2023-2025 年实现归母净利润分别为 217.73 /257.80/275.59 亿元， 每股收益分别为 1.64/1.94/2.08元。 维持“买入” 评级。 风险因素： 宏观经济形势存在不确定性； 地缘政治因素影响全球经济；煤炭、 电力相关行业政策的不确定性； 煤矿出现安全生产事故等。

事件： 202 3 年10 月 24 日晚，中国海油发布 2023 年第三季度报告。 2023 前三季度，公司实现营业收入 3068.17 亿元，同比下降 1.39%；实现归母净利润 976.45 亿元，同比下降 10.23%；实现基本每股收益 2 元。其中， 2023Q3，公司实现营收 1147.53 亿元，同比增加 5.48%，环比增加21.62%；实现归母净利润 338.84 亿元，同比下降 8.13%，环比上涨 7.07%；实现基本每股收益 0.71 元。点评： 2023Q3，受油气产量结构变化、实现气价下调、桶油成本小幅抬升，公司归母净利润增幅小于油价增幅。1） 产量方面， 2023Q3， 公司油气合计产量为 167.8 百万桶油当量，同比+7%，环比-0.06%， 其中天然气同比+11.34%， 环比+7.60%， 主要得益于南海东部、东海以及陆上煤层气开发取得成效， 石油液体同比+5.90%，环比-2.05%。2） 价格方面， 2023Q3， 布伦特油价平均 85.92 美元/桶， 公司平均实现油价 83.2 美元/桶， 同比-13.2%，环比+13.99%， 较布伦特原油折价 2.72美元/桶， 相较二季度的 4.74 美元/桶环比收窄；天然气平均实现价格为 7.55 美元/千立方英尺，同比-7.40%，环比-4.56%。3） 成本方面， 2023 年前三季度，公司桶油成本为 28.37 美元/桶， 较2023H1 小幅提升，主要为油价抬升带动的除所得税外其他税金增加和油服景气提升带来的作业费用增加所致。 公司上调年度资本开支计划至 1200-1300 亿元，助力储产双增。 2023Q3，公司实现资本支出 329.47 亿元， 2023 年前三季度，公司实现资本开支894.60 亿元，同比+30.2%，其中开发阶段开支同比+53.3%。 2023 年，公司计划资本开支由 1000-1100 亿元上调至 1200-1300 亿元， 2023Q4预计资本开支为 305.4-405.4 亿元。 我们认为， 资本开支的上调有助于产能建设及产量的持续释放，同时开发阶段资本开支的大幅增长有望使得海油工程等油服类公司受益。 公司计划 2024 年就油砂生产和油品贸易开展套期保值业务。 由于公司油砂产品与油品贸易相对市场价格波动高度敏感，公司仅限负责油砂生产与油品贸易的子公司通过期货与衍生品交易进行套期保值，进而规避市场价格波动风险。 公司从事油砂生产子公司的套期保值业务计划规模最高不超过全年生产规模的 90%，从事油品贸易子公司的套期保值业务计划规模最高不超过全年贸易规模的 80%。 根据公司生产经营情况、行业历史数据以及极端市场状况， 公司测算套期保值业务保证金最高占用额不超过 5.4 亿美元，全部为生产与贸易类套期保值业务保证金，有效期内循环使用。 油价中枢有望继续维持坚挺。 2023 年 7 月以来， 沙特和俄罗斯的额外减产开始执行，国际油价迅速反弹， 并且 9 月初，沙特、俄罗斯继续延长减产至年底， 又给市场带来上行刺激。随着供给端手段的短期出清，四方面因素主导了 10 月以来油价的快速下行：一是供需博弈处于短期转折阶段；二是原油需求进入短暂季节性淡季；三是宏观经济风险加大，市场悲观情绪再起；四是前期期货市场维持多日超买，调整来临时放大波动。随着巴以冲突的爆发以及宏观经济、短期需求等多空因素的交织，当前市场进入分歧较大的阶段， 宽幅震荡成为近期常态。展望后市，近期油价已经就短期需求风险进行了相对充分的释放和回调，中长期来看，原油需求仍保持增长态势，原油供给偏紧的格局并未改变。叠加巴以冲突升级可能施压原油供给端，进入 11 月后冬季取暖用油旺季来临，美国计划以不超过 79 美元/桶补充战略储备原油等，或将刺激油价产生上行动力。因此，我们仍然看好本轮油价景气周期的持续性，我们预计2023Q4 和 2024 年油价或将保持坚挺。 盈利预测与投资评级： 我们预测公司 2023-2025 年净利润分别为1317.66、 1383.97 和 1432.48 亿元，同比增速分别为-7.0%、 +5.0%、+3.5%， EPS 分别为 2.77、 2.91 和 3.01 元/股，按照 2023 年 10 月 24 日A 股收盘价对应的 PE 分别为 7.29、 6.94 和 6.71 倍， H 股收盘价对应的PE 分别为 4.44、 4.23、 4.09 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，估值相对 2010-2020 油价大周期时期处于底部，并明显低于行业水平，且享受高股息， 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： 2023 年10月 25日， 天玛智控发布 2023年三季度财务报告。 前三季度公司实现营业收入 15.42亿元，同比增长 10.18%；实现归母净利 3.13亿元，同比增长 14.52%；扣非后归母净利为 3.1亿元，同比增加 12.72%； 经营活动产生的现金净流量-1.4亿元，主要系公司购买商品、接收劳务支付的现金增加所致。 从单季度看， 公司第三季度实现营业收入 4.38亿元，同比下降 7.88%，环比下降 31.24%；实现归母净利 0.95亿元，同比增长 11.01%，环比下降24%。公司业绩环比下降幅度较大，主要是公司业绩存在季节性波动特征。 点评： 煤矿安全生产事故频发，煤炭安全生产面临严峻形势。 过去两年煤炭保供背景下，我国部分煤矿高强度组织生产导致采掘失衡、安全事故频发，煤炭行业安全事故打破连续多年下降趋势出现反弹，安全生产形势严峻。今年以来煤矿安全事故更为频发， 晋陕蒙等主产地持续加强安全生产监督检查，国家相关部门也出台系列安全生产管控措施，全国各煤矿主产地安全监管力度持续升级。 据不完全统计，截至 9月 24日， 2023年以来至少发生煤矿安全事故 57起，共致 160人死亡。 特别是今年连续发生多起影响较为恶劣、情节较严重的重大安全事故。 2月 22日，内蒙古阿拉善新井煤业有限公司露天煤矿（民营矿井，产能 90万吨/年，以 1/3焦煤为主）发生特别重大坍塌事故，造成 53人死亡、 6人受伤，直接经济损失超 2亿元。 8月 21日，陕西省延安市延川县新泰煤矿（民营矿井，产能 30万吨/年，以气煤为主）发生一起重大瓦斯爆炸事故，造成 11人遇难、 11人受伤。 9月 24日，盘江股份旗下山脚树煤矿（国有矿井，产能 310万吨/年，以 1/3焦煤为主）发生一起安全事故致 16人遇难。 两办印发《关于进一步加强矿山安全生产工作的意见》，强调推进煤矿智能化发展。 9月 6日，中共中央办公厅、国务院办公厅发布《关于进一步加强矿山安全生产工作的意见》， 从三方面着手加强矿山安全生产。 《意见》旨在从源头对煤矿安全生产进行管控：一是限制灾害严重煤矿安全准入，停止新建产能低于 90万吨/年的灾害严重煤矿；二是规范煤矿生产能力管理和核定工作，严禁下达超能力生产计划或者经营指标； 三是矿山升级改造，加快灾害严重、高海拔等矿山智能化建设。 公司有望深度受益于煤矿智能化行业发展浪潮。公司作为我国煤炭智能开采控制领域的引领者，长期聚焦于煤矿智能化领域，向客户提供应用于煤矿工作面的智能化控制系统，产品性能处于行业领先地位。当前我国煤矿智能化行业仍然处于发展初期，截至 2022年底，我国智能化采煤工作面渗透率仅为 11%（工作面数量口径）， 我们预计到 2025年渗透率有望达到 22%，未来三年仍有翻倍增长空间。同时，公司主流产品竞争力强，市场占有率高。在综采控制和液压支架控制系统方面， 公司与恒达智控呈双寡头竞争态势。随着煤矿智能化渗透率提升，我们认为市场份额将有望进一步集中，公司也将有望深度受益于煤矿智能化行业的发展。 盈利预测与投资评级： 伴随煤炭行业高质量转型发展和新一轮煤炭产能周期开启，在国家政策和煤矿需求的共同推动下，到 2035年全国各类煤矿要基本实现智能化，以及现阶段的初中级智能化煤矿向高级水平更新迭代，我国煤矿智能化建设发展空间广阔。考虑到公司主营的综采工作面智能化系统是煤矿智能化建设的核心子系统，以及主营产品的领先技术优势与市场竞争力， 公司经营业绩有望持续保持增长。 我们预计公司 2023-2025年归属于母公司的净利润分别为 4.43、 5.07、 5.87亿元，同比增长 11.8%、 14.4%、 15.7%； EPS 为 1.02、 1.17、 1.36元/股。 风险因素： 宏观经济失速下行；煤矿智能化政策变化带来短期影响；国内煤炭价格大幅下跌，煤企缩减智能化支出；非煤领域业务拓展不及预期。

事件： 202 3 年10 月 25 日晚， 荣盛石化发布 2023 年三季度报告。 2023 年前三季度， 公司实现营业收入 2390.47 亿元，同比增长 6.19%；实现归母净利润 1.08 亿元，同比下降 98.03%；实现基本每股收益 0.01 元。 其中， 2023年第三季度， 公司实现营业收入 845.22 亿元，同比增长 9.07%；实现归母净利润 12.34 亿元，同比增长 1367.00%；实现扣非后归母净利润 12.58 亿元，同比增长 693.76%； 实现基本每股收益 0.13 元，同比增长 1200.00%。点评：? 成本端高位震荡、需求端持续复苏，公司业绩环比明显改善。 成本端，2023 年上半年， 受油品市场需求复苏、欧美加息放缓、美国银行业危机事件、 OPEC+减产等多重因素博弈，国际油价走势震荡下行；进入第三季度，受季节性需求抬升、 OPEC+部分成员国减产计划延长等因素影响，国际油价震荡上行。总体来看， 2023 年前三季度油价处于高位震荡运行， 布伦特油价平均为 82 美元/桶，同比下降 20%，公司成本端压力有所缓解。 需求端， 进入第三季度后， 伴随国内暑期出行旺季到来，基建开工回暖， 纺服等日常消费修复，成品油及化工品需求持续复苏。出行方面， 2023Q3 客运航班量较 2019 年同期增长 9.7%， 客运航班总量已超过疫情前水平； 基建方面， 2023Q3 石油沥青装置开工率环比提升 7.36pct；纺服消费方面， 2023Q3 国内纺服零售金额达到 3082 亿元，较 2019 年同期增长 5%。 在成本端企稳与需求端复苏背景下，公司业绩环比明显改善。? 差异化景气度逐步显现， 结构性机遇仍存。 成本端， 10 月巴以冲突爆发， 美国财政部长耶伦表示不排除收紧对伊朗的制裁、沙特表态暂停与以色列的关系正常化谈判等事件使冲突影响逐步放大，国际油价持续推升，展望未来，我们认为巴以冲突不确定性仍存，国际油价或将仍处于高位运行状态。 成品油方面， 三季度以来国际油价持续上行， 相较于国内成品油， 海外成品油在市场化定价机制下，价差保持坚挺，其中新加坡地区柴油、航煤 10 月以来平均价差分别为 30、 26 美元/桶。从出口配额来看， 2023 年前三批成品油出口配额达到 3999 万吨，超越去年全年水平，其中浙石化获批 354 万吨， 同比增长 62%。我们认为， 2023年度成品油出口空间有望拓宽， 叠加海外成品油价差高位及四季度冬季用油旺季来临， 成品油差异化景气度有望上行。 化工品方面， 受需求端恢复偏缓影响，当前烯烃下游整体价格传导仍偏弱，价差静待修复；但PX、纯苯等芳烃产品库存已到达阶段性低位， 同时毛利水平较去年同期均有明显改善， 我们认为，未来在成本端及库存低位支撑下芳烃产品价格有望上行， 盈利空间或将持续打开。 新增产能陆续落地，公司业绩增长可期。 2023 年第三季度，公司旗下浙石化年产 1000 吨 α-烯烃产能投产，为高端新材料产品 POE 提供了良好的原料保障。进入十月份后，浙石化 30 万吨/年醋酸乙烯装置顺利产出合格产品，奠定了 EVA 等产品扩能的原料基础；子公司永盛科技25 万吨功能性聚酯薄膜扩建项目第二条拉膜线及配套聚合装置实现投产，项目全部投产后，公司的聚酯薄膜产能将到达 43 万吨。我们认为，公司高端新材料项目、高性能树脂项目等一系列精细化工及高端材料产能正陆续兑现， 进一步升级了公司产业链发展水平，盈利增长潜力或将持续释放。 盈利预测与投资评级： 我们预计公司 2023-2025 年归母净利润分别为21.33、 69.41 和 112.99 亿元，归母净利润增速分别为-36.2%、 225.5%和 62.8%， EPS（摊薄）分别为 0.21、 0.69 和 1.12 元/股，对应 2023年 10 月 25 日的收盘价， PE 分别为 50.57、 15.54 和 9.54 倍。 我们看好公司依托于大炼化化工平台发展化工新材料业务， 叠加浙石化业绩弹性释放空间较大，我们维持对荣盛石化的“买入”评级。 风险因素： 原油价格大幅震荡；新产能建设进度不及预期、新产能贡献业绩不达预期、原材料价格波动幅度较大；炼化产能过剩的风险；下游产品利润修复缓慢的风险； “碳中和”政策对石化行业大幅加码的风险；全球经济复苏不及预期。

激荡三十年，顺丰已从中高端快递引领者跨越发展成为综合物流领跑者在持续夯实快递基本盘之外，公司多元拓展快运、冷运及医药、同城、供应链及国际等新兴业态， 2022年起新业务已陆续达到各自市场领先地位，合计营收占比首次超过 50%。公司坚持可持续健康发展经营战略，通过网络融通、业务结构优化等多维精益运营助力盈利改善， 23H1扣非归母净利润同比大增72.5%。 经营拐点：经济转盈、快运添利、同城改善伴随顺丰业务格局框架明晰，三大新业务迎来边际经营拐点： 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 23年进入业务稳健增长与盈利加速释放的新阶段； 3）同城 23H1首次实现扭亏。 行业层面，同城即时配送行业发展方兴未艾，预计 20-25年的 CAGR 为 40.1%（据顺丰同城招股说明书）。公司层面，多元化订单提升韧性，科技赋能降本增效，顺丰同城经营持续优化， 23H1同比扭亏， 我们预计 23全年有望盈利。 现金流拐点：经营现金增厚、资本开支收窄，自由现金价值凸显产能有序投放且资本开支或已达高峰，现金流有望迎来边际拐点： 1）产能投放接近尾声。 资源层面，网络布局趋于完善，完备物流基础设施构建深厚壁垒。业务发展层面，快运、同城、国际等新业务产能爬坡稳步推进，且均已具备一定自主造血能力， 我们分析公司或已从产能投放周期迈向回报周期； 2）资本开支逐步收窄。 经过过去 2-3年资本开支高峰期后，我们判断公司替代性及前瞻性资本开支或已基本到位， 预计全年资本开支总额与 22年相比有所下滑， 且资源管控精准投入或驱动资本开支占收入比例进一步下滑； 3）健康经营现金流改善。 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自由现金流进一步同比大增 49.8%。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。 鄂州机场有望带来超额收益收入端，航空覆盖度提升驱动存量陆运快件升级，时效件票单价及利润能力仍有提高空间；成本费用端，短期主要影响体现为转运中心转固折摊及初期参股机场投资亏损等，我们判断影响或有限，且中长期轴辐式网络建成后随装载率及航网效率提升，空网单位成本或进一步下降。展望未来， 我们认为顺丰将以鄂州机场为翼，以嘉里物流为矛，以东南亚为起点，稳步推进国际化战略。

事件：2023年10月11日，平煤股份发布三季度报告，2023年前三季度，公司实现营业收入230.96亿元，同比下降18.10%，实现归母净利润31.38亿元，同比下降33.63%；扣非后净利润30.28亿元，同比下降36.48%。 经营活动现金流量净额69.03亿元，同比增长8.94%；基本每股收益1.36元/股，同比下降33.63%。资产负债率为64.60%，同比下降3.39pct，较2022年全年下降1.99pct。 2023年第三季度，公司单季度营业收入71.27亿元，同比下降18.98%，环比二季度下降2.89%；单季度归母净利润9.04亿元，同比下降33.68%，环比二季度下降16.89%；单季度扣非后净利润9.07亿元，同比下降32.88%，环比二季度下降17.43%。 点评：成本管控较大程度对冲了煤价下跌对业绩的影响，毛利率降幅有限。 2023年前三季度公司原煤产量2305万吨，同比增长38万吨（+1.66%）；其中，三季度原煤产量768万吨，同比基本持平。受三季度商品煤价格大幅下降的影响，公司前三季度吨煤售价为955元/吨（-16.61%）。 但需要注意的是，公司坚定以质量效益为中心，加强成本管控，公司前三季度吨煤成本降至647元/吨（-12.51%）；吨煤成本的大幅下降一定程度上对冲了煤价对公司业绩的消极影响。公司煤炭业务前三季度毛利率达32.27%，低于去年同期的35.43%，整体降幅有限。 系列市值管理措施陆续推出，彰显公司未来稳定发展的信心。2023年8-9月，公司公告部分董事、监事及高级管理人员增持公司股份，包括董事长李延河先生在内的13人合计计划增持股份不低于28万股。截至9月21日，共增持股份22.05万股，增持计划尚未实施完毕。2023年8-9月，公司控股股东中国平煤神马集团及其高管增持上市公司股份，控股股东中国平煤神马集团计划以不高于12元/股的价格增持公司股票，金额1亿元-2亿元，包括集团董事长李毛先生在内的4人计划合计增持股份不低于10万股。此外，2023年9月，公司公告拟通过集中竞价交易方式进行股份回购，回购股份将用于股权激励。公司计划在董事会审议通过回购方案之日起12个月内，以不超过人民币12.78元/股回购股份，资金总额不低于人民币2亿元且不超过人民币3亿元。系列市值管理举措有助于增强投资者的投资信心，促进公司健康、稳定、可持续发展。 可转债具备转股条件，有望助力公司中长期发展。2023年3月，公司发行可转换公司债券募集资金29亿元，其中拟投入26亿元用于煤矿智能化建设改造项目，该项目建设3年，之后每年节省约7亿元生产成本。 随着资金的落实，矿井智能化建设进程有望加速推进，有利于提高煤矿生产和管理效率，为实现高质量转型发展赋能。2023年9月，公司公告“平煤转债”自2023年9月22日起可转换为公司股份，转股价9.06元/股。随着未来转股进程逐步推进，公司的资本结构有望得到进一步改善，有利于公司长期稳健发展。 现金分红比例有望提高，股东回报彰显投资价值。2023年9月，在公司业绩说明会上，针对投资者关心的分红问题，公司总经理张国川表示：现金分红比例至少达到公司承诺的可分配净利润的35%，不排除提高年分红比例的可能性。需要注意的是，2020-2022年公司分红比例分别为60%、60%、35%，截至10月9日，公司股息率为8.36%，未来若进一步提高分红比例，公司的股东回报有望进一步增厚。 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2023-2025年归母净利润为41.82亿、57.07亿、72.12亿，EPS分别1.81/2.47/3.12元/股；截至10月10日收盘价对应2023-2025年PE分别为5.58/4.09/3.23倍；我们看好公司的收益空间，维持公司“买入”评级。 风险因素：国内宏观经济增长严重失速；安全生产风险；产量出现波动的风险。

“一基两翼三新”战略布局，一体化龙头优势显著。公司起步于国家石化产业孱弱之际，担当了加快发展我国石化工业、实现自立自强的历史使命。历经 40 年发展，公司已成为上游勘探开发、中游炼油化工、下游营销分销等一体化石化产业布局的龙头，近年来，公司还持续发力新能源、新材料及新经济，开拓“一基、两翼、三新”全新发展格局。得益于一体化布局持续深化，公司具备良好的业绩协同能力，推动公司盈利行稳致远，形成了较强的抗油价波动能力。公司稳定良好的财务状况和充沛的现金流，助力公司资本开支稳步释放，在上游增储上产、炼油结构优化布局和化工新材料等领域深化资本投入，并着力打造“技术先导型”公司，为夯实公司石化龙头地位、增强长期发展竞争力注入不竭动力。 “一基”：稳油增气成效显著，能源资源基础持续夯实。“富煤贫油少气”是我国的资源禀赋特点，公司油气资源基础薄弱，地质区块条件差，但公司通过持续的理论及技术突破，实现了诸多重大油气发现，例如普光气田、涪陵气田、顺北油气田等的发现，在推动我国油气产业发展方面都具有独特而重要的贡献，公司深厚的理论与技术实力，有力保障了资源的有效接替。近年来公司剩余原油可采储量持续修复，天然气业务亦持续放量，并实现了国内外勘探开发协同布局。此外，公司也将受益于国内外多重发展机遇，在国内勘探开发方面，受益于矿权改革政策频出，勘探开采活跃度有望进一步提升，公司矿权基础偏弱格局有望实现一定程度扭转，根据我们测算，未来假设以现有矿权面积 10%作竞争性出让、中国石化竞标 20%的探矿权、单位探矿面积对应原油剩余储量比例与 2022 年一致，公司未来原油新增剩余可采储量有望超过 2.3 亿桶；在海外勘探开发方面，截至 2023 年 5 月，全球待售油气资产规模接近1310 亿美元，国际油气资产供给有望迎来放量周期，叠加公司海外资产风险逐步化解，未来优质油气资产有望再注入。从供需侧看，我们认为，未来上游景气周期仍将延续，油气价格或仍处于中高位运行，公司上游业务有望迎来价量齐升空间。 “两翼”：全球炼化龙头，区域需求红利和行业规范集中助力公司业绩上行。在油品方面，中国石化拥有 2.77 亿吨/年炼油加工能力，居全球第一，其中千万吨级炼厂在公司总体炼能比例中达到 77%，规模化优势突出。公司拥有产业链一体化优势，能够灵活调整装置开工负荷，同时增加上游原油产量实现盈利的协同效应，增强公司经营弹性。此外，公 司油品销售护城河稳固，加油站数量稳居市场第一，自 2013-2022 年，公司营销及分销板块营业利润中枢为 284 亿元左右，盈利保障性较强。 在化工品方面，公司及其旗下子公司共拥有 19 家具备乙烯装置炼厂，合计拥有 1578 万吨乙烯产能，根据我们测算，公司炼厂平均乙烯产能为 83 万吨/年，化工装置大型化，成本优势及产业链延伸能力凸显。从行业层面看，短期来看，近期需求逐步回暖，成品油先行、化工品蓄势，炼化盈利修复可期；长期来看，成品油出口端有望受益于东南亚炼能供需偏紧格局，化工品下游高端产品“卡脖子”与国产替代仍需时日，远期化工品需求红利有望延续。在政策层面，伴随成品油消费税持续规范整顿“双碳”政策逐步加严及产能侧发展受限，行业产能出清或将加速，公司作为合规经营龙头有望优先受益。 “三新”：新动能加快培育，公司第二成长曲线未来可期。公司“三新”战略主要指新能源、新材料、新经济。在新能源方面，氢能行业有望迎来需求放量，公司优先布局抢占市场先机。2022 年中国氢气消费量达到 3533 万吨，根据中国氢能联盟预计，到 2030、2060 年，中国氢能消费量有望分别达到 3715、13030 万吨，氢能需求端或存在较大增长空间。氢能是公司新能源业务的主要方向，公司拥有氢气年生产能力超过 390 万吨，约占全国氢气产量的 11%，公司国内氢能龙头地位稳固，一体化布局持续推进。在新材料方面，公司作为石化龙头，技术研发功底扎实，旗下多家化工研究院具有深厚的技术沉淀，当前在 EVA、POE、大丝束纤维、特种橡胶等领域正加快布局，未来有望在新能源材料、高性能材料等多类型化工新材料领域实现以点带面、协同发展。在新经济方面，公司非油业务背靠中石化集团，在渠道建立、消费生态打造、品牌价值等多方面持续强化竞争内核。 技术先导及央企改革焕发新活力，公司内生动力及估值弹性有望提升。 在技术先导战略方面，公司持续加大技术研发投入，成立 40 年以来，累计专利申请量超 10 万件、授权量超 6 万件，累计完成 200 余项重大成套技术工业转化，为公司在全产业链业务布局建立了深厚的研发基础和技术储备。此外，公司深化科研改革进程，推动科研机构市场化改革、科研成果工业转化、科技研发人员市场化激励，提升公司内生动力与创新实力。在央企改革方面，40 年来，中国石化资产、制度、管理机制完成了深化改革，强调创新驱动与高质量发展战略，破解体制机制障碍、激发市场活力，特别在 2020 年深化央企改革后，公司股东回报明显提升，但公司估值仍处于相对低位。“三桶油”横向对比来看，公司盈利能力稳健，抗风险能力突出。分板块看，在上游板块，公司持续加大资本投入，有效弥补资源禀赋偏弱不足；在炼油化工板块，公司规模及技术优势明显，降油增化成效显著，科技竞争实力持续强化，既巩固公司炼化龙头地位，亦顺应长期能源转型趋势布局前瞻，石化龙头迎来高质量发展机遇。 盈利预测与投资评级：我们预测公司 2023-2025 年的营业收入将分别达到 31498.23、33161.99 和 34057.11 亿元，同比增速分别为-5.1%、5.3% 和 2.7%。2023-2025 年归母净利润分别为 859.64、1133.03 和 1241.05 亿元，同比增速分别为 29.7%、31.8%、9.6%，EPS（摊薄）分别为 0.72、0.95 和 1.04 元/股。对应 2023 年 9 月 15 日收盘价,我们预计 2023-2025 年中国石化 A 股 PE 分别为 8.49、6.44、5.88 倍，中国石化 H 股 PE 分别为 5.45、4.13、3.77 倍，低于行业平均水平。 考虑到公司一体化优势显著，盈利抗油价波动较强，行业龙头地位稳固，叠加公司持续加大资本开支及研发投入，内生成长性有望持续释放，2023-2025 年公司业绩或将稳步增长，对公司 A 股及 H 股给予“买入”评级。 风险因素：（1）原油价格剧烈波动的风险；（2）增储上产不及预期风险；（3）全国炼能过剩风险；（4）新能源汽车对成品油消费替代过快风险；（5）化工品过剩风险；（6）终端需求恢复不及预期的风险；（7）新能源布局不及预期风险；（8）新材料研发转化滞后风险。

【公司概况】海油工程是国内唯一集海洋油气开发工程设计、采购、建造和海上安装、调试、维修，以及液化天然气、海上风电、炼化工程等为一体的大型工程总承包公司，也是亚太地区规模最大、实力最强的海洋油气工程总承包之一。公司具备：1）场地优势。单一场地面积更大、陆地建造能力更强，且码头质量较高，从岸线和水深来看都更具优势，未来公司天津临港基地二期将投产，有望进一步提升项目承接能力。2）装备技术优势。公司拥有3级动力定位深水铺管船、7500吨起重船、水下工程船、深水挖沟船等19艘船舶组成的专业化海上施工船队，海上安装与铺管能力在亚洲乃至全球均处于领先地位。3）工程拓展能力。依靠自身强大的装备实力和海上作业经验，公司积极进行技术创新，探索未来发展新方向，包括海上风电业务、海底数据中心、海底碳封存等。 【油气板块：高油价助力上游开支回升，油服行业有望迎来结构性机遇】我们认为，随着市场整体对油价能够在较长时期内保持在中高位水平的预期和信心不断增强，上游资本开支复苏节奏或将加快。国内来看：能源安全战略下，中海油优异的资源储量、持续提升的油气产量和高位增长的资本开支水平，有望为公司的国内订单提供增长性保障。海外来看：随着海洋油气占据新增资源发现的主导、且深水油气显现出发现成本低、投资回报率高等特点，国际油气公司在逐渐聚焦高质量区块投资的背景下，海洋油气投资提升趋势可期，目前海油工程是国内少数分别进入沙特阿美长协名单及巴国油总包资质名单的能源工程公司，海外业务拓展能力强劲，有望受益于景气回升。 【LNG板块：贸易结构重塑，海外扩产需求增加】长期来看，根据壳牌引用咨询机构预测，2030年后全球LNG贸易供给（液化能力）缺口仍存且不断扩大。近中期来看，俄乌冲突后欧洲的大量管道气进口要切换为LNG贸易形式，并推动全球资源流向发生转变，以美国、加拿大、卡塔尔、俄罗斯为代表的全球LNG供给主体正在快速推进液化产能扩张计划。过去数年，公司已参与建造加拿大、俄罗斯、澳大利亚等国家LNG液化工厂模块及接收站设施，作业经验丰富，相关建造能力已居国际第一梯队，未来有望继续贡献业绩。 【新兴业务：依托优势发力，海风业务启航，创新业务拓土】碳中和背景下，海上风电将成为推动能源结构转型及全球低碳经济发展的重要力量。 2023年，公司承建的我国首座深远海浮式风电平台“海油观澜号”成功并入文昌油田群电网，正式开启了为海上油气田输送绿电的新里程。除海上风电项目外，公司在研制全球首套最大商用海底数据中心，进行中国海上首个二氧化碳封存模块应用，公司在新兴业务领域持续取得突破。 盈利预测与投资评级：我们预计公司2023-2025年的营业收入将分别达到335.69、360.56和389.40亿元，同比增速分别为14.3%、7.4%和8.0%。 2023-2025年归母净利润分别为20.64、24.64和29.13亿元，同比增速分别为41.6%、19.4%、18.2%，EPS分别为0.47、0.56和0.66元/股。2023年9月12日收盘价对应的公司PE分别为13.65/11.43/9.67倍，PB分别为1.11/1.03/0.95倍。从PE和PB来看，海油工程相比可比公司都更为低估，结合公司国内背靠中海油具备增长性订单保障，海外业务拓展能力强劲，是国内少数已进入沙特阿美长协名单、巴国油总包资质名单的能源工程公司，我们认为海油工程具备较大估值提升空间和发展潜力，我们给予公司“买入”评级。 股价催化剂：油价长期维持中高位水平以及进一步上涨；上游资本开支扩大；公司获得新订单。 风险因素：经济衰退风险；油价波动风险；新能源加大替代传统能源风险；海外项目执行风险；汇率风险；原材料价格波动风险。

事件：8月30日晚粤电力A发布2023年半年报业绩，2023年上半年公司实现营业收入283.41亿元，同比上升25.34%；实现归母净利润8.57亿元，同比增长162.44%；其中，单二季度实现营业收入152.95亿元，同比增长36.29%，环比增加17.24%；实现归母净利润7.68亿元，同比增长182.94%，环比增长772.73%。 点评：分板块来看，火电盈利大幅改善，新能源利润同比下滑。2023H1公司煤电板块实现营收208.38亿元（同比上升7.70%），毛利率7.70%（同比增加16.79pct），实现归母净利润2.07亿元；气电板块2023H1实现营收54.04亿元（同比上升56.13%），毛利率12.27%（同比增加11.54pct），实现归母净利润2.54亿元；火电板块合计实现归母净利润4.61亿元，同比大幅增长123.52%。同时，2023H1公司风电板块实现营收15.35亿元（同比上升10.12%），毛利率49.68%（同比下降9.28pct）；光伏板块实现营收0.20亿元，毛利率70.83%，新能源板块2023H1合计实现归母净利润3.01亿元，同比下滑6.81%。 火电成本大幅下行而电价维持高位，助力公司扭亏为盈。1）成本端：公司煤炭长协比例较低，进口煤占比较高。受益于5月以来，国内现货煤价和海外进口煤价的大幅下跌，公司燃料成本二季度以来同比出现大幅改善。2023年上半年公司实现火电度电燃料成本0.392元/千瓦时，同比下降5.71%。我们预计下半年火电的度电燃料成本有望进一步下行。2）收入端：广东年度长协电价几乎顶格上浮，月度交易价格维持较高位，带动公司收入改善明显。公司售电结构中，年度长协电量占售电量约七成，代购电等月度交易和现货交易占比约三成。电力年度长协均价可锁定大部分火电板块的年度收入。2023年上半年公司售电均价为591.86元/千千瓦时（含税，下同），同比上升49.12元/千千瓦时，同比涨幅9.05%。 电力消费需求有望持续增长，公司售电量稳步提升。2023年上半年，公司实现上网电量534.81亿千瓦时，同比+15.36%。其中煤电421.46亿千瓦时，同比+13.13%；气电84.00亿千瓦时，同比+28.73%；风电24.94亿千瓦时，同比+17.24%。展望下半年，疫后经济复苏助力电力消费回暖，公司售电量有望持续提升。同时，由于广东电力负荷持续增长，5月广东省能源局发布《广东省推进能源高质量发展实施方案》，下调非化石能源发电装机占比5个百分点，煤电装机规模调增超1000万千瓦。 公司作为广东省内重要能源电力企业之一，也同步加码煤电气电项目。 目前公司在建煤电规模800万千瓦，预计于2024-2025年逐步投产；在建气电规模545.6万千瓦，预计今年投产约500万千瓦。绿电“十四五”装机成长空间广阔。根据公司规划，“十四五”新能源装机增长空间有望达到1400万千瓦。风电方面，广东海风资源禀赋较好，公司已参与广东省海上风电项目竞争配置，我们认为公司海上风电装机在省补退坡前有望加速推进。光伏方面，公司光伏板块自“十四五”初起步发展，受益于光伏组件价格近期的快速下行，公司光伏装机规模有望加速提升。同时，公司火电板块盈利及现金流的大幅改善，将有助于绿电装机的建设。 盈利预测及估值：公司火电板块“量价本”三重因素共振，盈利改善有望持续；绿电板块规划体量可观，火绿协同发展打开成长空间。我们维持公司2023-2025年的归母净利润预测分别为37.83亿、46.09亿、52.17亿，同比增速225.93%/21.85%/13.17%；对应8月30日收盘价6.36元的PE分别为8.83/7.24/6.40倍，维持“增持”评级。 风险因素：国内外煤价再度大幅上涨；公司新能源项目拓展建设节奏不及预期；广东电力市场化改革推进不及预期。

事件：2023 年8 月 30 日晚，陕西煤业发布半年度报告，上半年公司实现营业收入 906.62 亿元，同比增长 8.13%；实现归母净利 115.79 亿元，同比下降 54.71%；扣非后净利 136.32 亿元，同比下降 9.46%；经营活动产生的现金净流量 169.78 亿元，同比下降 5.75%。 公司第二季度实现营业收入 458.53 亿元，同比增长 3.68%，环比增长2.33%；实现归母净利 46.68 亿元，同比下降 75.83%，环比下降 32.46%；扣非后归母净利 63.65 亿元，同比下降 17.21%，环比下降 12.41%。 点评： 非经常性损益导致业绩波动较大，公司扣非业绩仅小幅下滑。上半年公司归母净利润同比下滑 54.71%，主要原因一方面是去年同期业绩基数较高，另一方面是上半年煤炭价格下行和公允价值浮亏较多。去年同期业绩基数较高，主要是由于公司出售隆基绿能部分股权获得投资收益，以及投资隆基绿能的会计核算方法发生变更导致。从扣非口径看，公司上半年扣非后净利润同比下降 9.46%。受煤炭价格下行和公司自产煤产量提升影响，公司上半年扣非后净利润仅小幅下滑。 公司煤炭业务产量稳步增长。公司上半年实现煤炭产量 8406.74 万吨，同比增长 10.38%；自产煤销量 8280.18 万吨，同比增长 10.39%；自产煤产销量同比增长，主要是因为小保当核增产量逐步释放。上半年实现自产煤售价 594.77 元/吨，同比下降 7.21%；自产煤完全成本 297.77元/吨，同比上涨 7.52%；自产煤完全成本上升，主要是由于安全生产费增加较多。贸易煤方面，上半年公司贸易煤销量 4579.92 万吨，同比增加 21.42%。 坐拥陕北优质煤炭资源，未来产量释放值得期待。陕煤化集团是陕西省属唯一大型煤炭企业集团，公司作为陕煤化集团煤炭业务的唯一上市平台，在获取陕西省优质煤炭资源方面具有独特优势。公司煤炭品质优异，97%以上的煤炭资源位于陕北、彬黄等优质采煤区，整体上自然灾害少、埋藏浅、煤层厚、开采成本低。同时，公司矿井均为大型现代化矿井，单井规模大且自动化程度高，生产成本优势明显。产量释放空间方面，短期看，小保当煤矿产能核增逐步释放产量，以及彬长矿业的小庄和孟村煤矿预计将逐步达产；中期看，公司正在推进红柳林产能核增；长期看，小壕兔 1 号、3 号目前正在手续推进中（共 2300 万吨/年产能），预计 2024 年投入建设，有望成为公司未来产量增长的主要来源。 公司股息回报水平优异。公司持续数年高比例分红，并承诺 2023-2025年分红比例不低于 60%。结合我们对公司的盈利预测，以 2023 年 8 月30 日收盘价为准，预计 2023 年公司股息率能够达到 8.8%。 盈利预测与投资评级：我们认为在能源大通胀持续背景下，国内动力煤 价格中枢有望中高位运行。同时，陕西煤业坐拥陕北优质煤炭资源，长期来看具备较大的产量释放空间，公司未来发展前景广阔。我们预计公司 2023-2025 年实现归母净利润为 236.79/275.86/321.99 亿元；EPS为 2.44/2.85/3.32 元/股，维持“买入”评级。 风险因素：宏观经济形势存在不确定性；地缘政治因素影响全球经济；煤炭、电力相关行业政策的不确定性；煤矿出现安全生产事故等。