事件：4月19日公司发布2022年报，2022年公司实现营业收入118.43亿元，同比上升21.77%；其中主营煤炭采选业务收入115.59亿元，同比增长23.02%。实现归母净利润21.94亿元，同比增长87.14%。经营活动产生的现金流量为35.35亿元。毛利率为40.67%，较2021年提高6.27pct；加权平均净资产收益率为22.22%，较2021年同比提高5.69pct；基本每股收益1.107元，同比增加56.35%。分红率40.11%，对应4月19日收盘价的股息率5.56%。 4月19日公司发布2023年一季报，一季度营业收入为28.62亿，同比下降0.18%；归母净利润3.50亿元，同比降低26.89%；扣非后归母净利润为3.24亿元，同比降低34.14%。利润下降的主要原因是公司吨煤平均售价降低，2023Q1吨煤平均售价为797.92元/吨，较2022Q1吨煤平均售价942.01元/吨降低144.08元/吨（-15.30%）。 点评：2022年量价齐升，推动业绩增长显著。2022年公司原煤产量1507.91万吨，同比增加7.14%；精煤产量429.75万吨，同比降低4.15%（由于保供电煤，公司调整商品结构）；混煤产量693.75万吨，同比增加16.97%；公司自产精煤单位售价1995.06元/吨，同比增加16.97%；自产混煤单位售价264.35元/吨，同比增加19.41%；公司全年煤炭采选业务实现营业收入115.52亿元，同比增长23.02%；公司全年营业成本70.39亿元，同比增长10.76%，主要增加项为材料费（进尺增加和智能化机械化改造配件投入加大，+25.34%）、职工薪酬（+15.77%）、外购煤成本（+43.27%）；公司管理费用15.68亿元，同比增加7.25亿元（+86.01%），主要由于马依公司、恒普公司进入联合试运转，确认在建工程费用化支出5.28亿元；毛利率40.07%，同比增加6.35pct。 同比去年，公司受益于煤炭价格整体上行带来的商品煤售价提升和盈利增厚。 2023Q1公司产量同比增加，吨煤售价降低，毛利率降低。2023年一季度，公司自产精煤108.03万吨，同比增加4.20万吨（4.04%）；自产混煤181.36万吨，同比增加23.27万吨（14.72%）。公司吨煤平均售价797.92元/吨，同比减少144.08元/吨（-15.30%）；吨煤销售成本570.37元/吨，同比降低16.84元/吨（-2.87%）；吨煤销售毛利227.55元/吨，同比降低127.23元/吨；毛利率28.52%，同比降低9.15pct。 西南区域焦煤供给多方面受限，公司充分享受区域市场红利。公司作为西南地区焦煤龙头，盘江矿区焦煤储量占贵州总储量的47%以上，同时具有低灰分、低硫分、高粘结性的品质优势；同时随着两广与北方地区钢铁产能向西南地区转移，区域粗钢产量持续提升，而受到长距离运输限制，外地焦煤难以运入形成补充，造成了西南地区焦煤持续景气，公司焦煤订单情况较好。经济回暖复苏趋势下，2023年一季度制造业、基建领域固定资产投资依旧维持较高水平，叠加当前焦煤、焦炭产品社会库存水平处于2019年来的历史低位，下游钢材需求释放，我们预计未来焦煤需求持续稳定，焦煤价格仍将高位运行，公司商品煤销量和综合售价或将持续受益，支撑公司营收与利润水平相对高位。 煤炭产能内生外延，公司具有较大成长空间。2022年，马依西一井一采区（120万吨/年）顺利通过联合试运转验收并转为正常生产矿井，公司煤炭产能规模达到2,220万吨/年（含代管松河矿），且公司积极开展“一优三减”工作，保障采掘抽生产接续平衡，再度挖潜矿井产能利用率。同时，在建矿井建设稳步推进，发耳二矿西井一期（90万吨/年）于2022年底已进入联合试运转，公司预计马依二采区（120万吨/年，24年投产）和杨山煤矿（90万吨/年，25年投产）将逐步建成投产，2025年公司产能将达到2520万吨/年。此外，公司控股股东贵州能源集团拥有其他非上市煤炭产能约2000万吨/年，按照2021年6月公司公告的解决同业竞争承诺，这些煤炭产能有望在2026年之前有序注入公司体内，不断支撑公司煤炭产能扩大，同时，伴随贵州能源集团的改革重组，资产注入节奏或将加快。 贵州能源集团改革重组，公司有望享受政策支持。贵州作为西南地区唯一煤炭净调入省，承担着西南地区能源保供重任。2022年1月，国务院出台《关于支持贵州在新时代西部大开发上闯新路的意见》（国发〔2022〕2号）文件，支持贵州在毕节、六盘水、黔西南布局大型煤炭储备基地，打造西南地区煤炭保供中心。2023年3月，贵州省将盘江煤电集团更名为贵州能源集团，吸收合并贵州乌江能源集团有限责任公司(以下简称“乌江能源集团”)后，注销乌江能源集团。贵州能源集团组建完成后，将围绕建设新型综合能源基地和打造西南地区煤炭保供中心战略定位，打造成为千亿级全国清洁能源供应商和全国一流能源企业。 公司作为西南地区最大的煤炭生产企业，承担着西南地区煤炭供应任务，有望获得更大政策支持，同时也作为西南煤、电一体的能源龙头贵州能源集团旗下的核心上市公司，公司在资源、技术、人才等方面也将得到大力支持。 煤电一体协同发展，能源转型发展或更可期。为保障能源供应安全，规避水电大幅下滑风险，贵州省加大煤电和新能源装机建设，并优先向具有煤炭资源优势的能源企业配置指标。公司立足煤炭主业，积极向风光火储一体化综合能源企业转型发展，为企业发展注入新动能。煤电方面，盘江新光2×66万千瓦燃煤发电项目有序推进，公司预计于2024年上半年建成投产；盘江普定2×66万千瓦燃煤发电项目于今年2月份完成第一罐混凝土浇注正式进入施工建设期，公司预计2025年建成投产。 该项目的建成可以有效解决公司动力煤由于发热量波动造成的售价波动，煤电一体化协同发展有望为公司增厚利润、平顺业绩带来显著成效。 新能源方面，公司设立五家新能源子公司开展项目前期工作，截至2022年底，公司累计获得新能源建设指标375万千瓦，在确保手续完备、经济可行的前提下，稳妥推进项目建设。2022年，公司全资子公司盘江新能源发电（盘州）有限公司启动3个光伏项目建设，项目装机容量达11.85万千瓦。截至今年3月底，已建成并网发电达2.82万千瓦，实现了公司在新能源发电领域的零突破。 盈利预测及评级：公司作为西南地区焦煤龙头，我们看好焦煤行业基本面和能源改革转型发展下公司未来持续发展潜力。我们预计公司2023-2025年归母净利润为24.27亿、31.24亿、35.18亿，EPS分别1.13/1.46/1.64元/股；截止4月19日股价7.37元对应2023-2025年PE分别为6.52/5.06/4.50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。

事件：2023年4 月 19 日晚，恒逸石化发布 2022 年年度报告。2022 年公司实现营业收入1520.50 亿元，同比增加17.26%；归母净利润为-10.80 亿元，同比下降131.96%；实现基本每股收益-0.30 元，同比下降131.91%。 其中 2022 年第4 季度实现营业收入287.34 亿元，同比下降11.63%，环比下降33.96%；实现归母净利润-23.97 亿元，同比减少808.08%，环比下降383.27%；实现扣非后归属母公司股东净利润-24.81 亿元，同比减少2372.72%，环比下降434.66%；实现基本每股收益-0.65 元，同比减少822.22%，环比下降364.29%。 点评：成本抬升叠加下游需求疲软，公司业绩承压。国内业务方面，2022 年，国际原油价格中枢大幅抬升，聚酯业务成本端上行，叠加国内疫情反复，下游终端需求不振，行业库存高企，公司盈利有所下滑。2022 年，POY、DTY、FDY 行业平均库存水平为29.10 天、34.89 天、30.38 天，同比增长81.05%、35.66%、52.74%；公司聚酯业务中PTA、涤纶丝和聚酯切片营业收入分别为89.67、411.23、51.93 亿元，同比分别为40.35%、-0.52%、16.00%；毛利率分别为-1.36%、1.31%、2.87%，同比变化分别为-5.97pct、-8.11pct、-2.32pct。海外业务方面，2022 年上半年，文莱炼化板块受益于成品油价差大幅提升，盈利整体上行；下半年，在原油价格单边下行、需求疲软等多重压力下，海外成品油价差明显回落，文莱炼化板块盈利空间受到大幅压缩，此外，公司生产经营所必须的煤炭、电力、蒸汽等能源成本明显提升，化工品加工成本压力增大。2022 年公司炼油板块营收415.31 亿元，同比变化72.46%，毛利率为5.92%，同比增长2.31pct；化工品营收为85.99 亿元，同比变化88.86%，毛利率为2.59%，同比下滑19.99pct。 国内经济复苏叠加东南亚成品油市场迎景气周期，公司业绩有望修复。 国内方面，随着疫情后社会生产生活逐步恢复，居民消费意愿持续抬升，涤纶长丝库存去化明显，行业景气度或将处于上行阶段，有望带动公司聚酯业务触底回升。2023 年2 月国内纺服消费同比增长5.4%，3 月织机开工率回升至64%，3 月涤纶长丝平均库存为23 天，同比下降17%，长丝下游及终端需求持续回暖。海外方面，从供给端看，2020 年到2023年期间，受疫情和能源结构转型影响，东南亚及澳洲地区有近3500 万吨的炼能退出市场，且未来东南亚地区新增产能供给不足，产能供应或出现萎缩；从需求端看，伴随疫后海外积极复工复产，东南亚大多数经济体复苏势头强劲，成品油市场或将持续发力。根据国际货币基金组织（IMF）今年最新预测，2023 年东盟五国GDP 增速为4.5%，显著高于世界平均水平。我们认为，伴随国内经济逐渐复苏、东南亚成品油市场景气度回升，公司国内聚酯业务有望触底回升，海外炼油业务盈利上行，公司业绩或将迎来修复。 文莱二期扎实推进，回购股份彰显信心。公司文莱二期炼化项目主要包 括1400 万吨/年炼油、200 万吨/年对二甲苯、下游250 万吨/年PTA、100 万吨/年PET、165 万吨/年乙烯及下游深加工。公司持续推进项目建设，统筹安排围堤吹填工作，项目建成后公司将新增“烯烃-聚烯烃”产业链，有助于公司进一步提升产业链一体化和精细化优势。在股份回购方面，公司实施了第三期股份回购计划，截至2023 年一季度，公司第三期回购计划累计回购1.22 亿股，占公司总股本3.34%，支付回购金额高达9 亿元。我们认为，公司持续推进股份回购计划，有利于推动公司生产经营提质增效，有效彰显了公司未来经营信心。 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17.19、25.16 和34.58 亿元，归母净利润增速分别为259.2%、46.4%和37.5%，EPS（摊薄）分别为0.47、0.69 和0.94 元/股，对应2023年4 月19 日的收盘价，PE 分别为18.32、12.52 和9.11 倍。我们看好公司聚酯产能扩张加速、国内需求复苏及海外成品油景气度修复，公司或将迎来底部反转机会，公司业绩未来仍有较高成长性，我们维持公司“买入”评级。 风险因素：上游原材料价格上涨的风险；公司新建产能投产不及预期的风险；下游需求修复不及预期的风险；原油和产成品价格剧烈波动的风险。

事件：2023年4月17日晚，东方盛虹发布2022年年度报告。2022年，公司实现营收638.22亿元，同比+21.13%；实现归母净利润5.48亿元，同比-88.02%；扣非后归母净利润0.85亿元，同比-93.33%；实现基本每股收益0.09元，同比-88.16%。 其中，2022年Q4单季度，公司实现营收171.14亿元，同比-38.02%，环比+3.94%；实现归母净利润-10.29亿元，同比-133.05%；扣非后归母净利润-10.48亿元，环比-126.35%；实现基本每股收益-0.16元，同比-130.77%。 点评：成本端高位运行叠加需求疲软，产品盈利收窄业绩承压。2022年，受俄乌冲突、OPEC+减产、美联储加息、新冠疫情等多因素影响，国际油价呈现大幅波动，整体处于高位运行，原材料成本显著上涨。布伦特全年平均油价为99.04美元/桶，同比增长28.10美元/桶。需求端，聚酯板块中，2022年受国内疫情防控影响，长丝需求端表现不佳，下游织机开工负荷提升乏力，产品价格及盈利明显收窄。2022年PTA、POY、DTY、FDY单吨净利润分别为-49.12元/吨、-5.52元/吨、61.14元/吨、78.90元/吨，同比下降75.03%、101.86%、86.69%、49.55%。在大炼化方面，由于需求不及预期，盛虹炼化亏损7.86亿元，对公司业绩产生不利影响。在化工品板块，2022年下半年，由于油价单边下行，丙烯成本端支撑塌陷，丙烯腈价格明显下跌，叠加下游ABS、腈纶、丁腈等行业淡季影响，产品盈利持续收窄，多重因素打压下，公司业绩明显承压。 成本端压力料将缓解叠加需求复苏，大炼化有望助力公司业绩迎来改善。2022年12月，公司1600万吨大炼化装置全面投产，公司炼化项目拥有280万吨/年芳烃产能，乙烯裂解装置规模达到110万吨/年。去年大炼化项目造成亏损主要受成本端大幅波动和需求端萎缩影响。从成本端看，2023年初至今，布伦特原油平均价格为82美元/桶，较去年均价下降17美元/桶，总体在70-90美元/桶间震荡。我们认为，伴随国际油价在高位趋稳，大炼化成本端压力有所缓解。需求端，自2022年底国家优化疫情防控措施后，国内居民出行、消费或将迎来持续复苏，同时基建端复苏强劲，2023年2月基建投资累计同比增长12.18%，大炼化需求端或迎来支撑。公司炼化项目投产后，公司产品结构将更为均衡，并在产能逐步释放过程中，业绩有望迎来改善。同时公司炼化项目成品油收率设计值为31%，我们认为，该项目低成品油收率将带来更多化工品产出，一方面有望持续丰富下游产品创收来源，另一方面也为公司聚酯化纤、新能源新材料业务提供稳定的原料供应，增强产业链抗风险能力，持续开拓业绩增量空间。 新增产能或将持续放量，赋予公司成长性。在新增产能方面，公司持续开拓下游化工新材料市场，公司2万吨超高分子量聚乙烯项目已于去年底投产，我们预计今年将持续带来业绩增量；公司加速布局EVA、POE等新能源新材料产品，去年三季度，800吨POE中试项目已成功投产，未来还将加码30万吨/年POE和20万吨/年α-烯烃工业化产能，实现EVA和POE双线并进。此外，公司可降解塑料、磷酸铁锂项目、POSM及多元醇等项目亦持续推进当中，助力公司向高端化和高附加值产品升级。 盈利预测与投资评级：我们预测公司2023-2025年归母净利润分别为108.62、122.54和129.41亿元，同比增速分别为1881.5%、12.8%、5.6%，EPS（摊薄）分别为1.64、1.85和1.96元/股，按照2023年4月17日收盘价对应的PE分别为8.02、7.11和6.73倍。考虑到公司受益于自身竞争优势和行业景气度回升，2023-2025年公司业绩增长提速，维持对公司的“买入”评级。 风险因素：原油价格短期大幅波动的风险；EVA产能投产不及预期；聚酯纤维盈利不及预期风险；炼化产能过剩的风险；“碳中和”政策对石化行业大幅加码的风险。

事件：4月13日公司发布2022年报，2022年公司实现营业收入594.09亿元，同比上升138.93%；实现归母净利润113.38亿元，同比增长126.61%；扣非后归母净利润为110.73亿元，同比增长117.53%；经营活动产生的现金流量为101.46亿元，同比增长67.74%，基本每股收益1.73元。拟向全体股东每股派发现金股利0.8元（含税）。2022Q4公司实现营业收入221.3亿元，同比增长163.58%，环比增长38.68%；实现归母净利润29.36亿元，同比增长30.95%，环比减少10.24%。 同日，公司发布2023年一季报，2023Q1公司实现营业收入198.62亿元，同比增长111.35%，环比减少10.25%；实现归母净利润30.07亿元，同比增长35.86%，环比增长2.42%。 点评：2022年年及及2023Q1煤炭、天然气业务量价齐升，驱动业绩高速增长。 煤炭：2022年公司原煤产量2044.6万吨（同比+98.7%），煤炭销量2,670.3万吨（同比+33.86%），煤炭平均售价569.9元/吨（同比+31.6%）；煤炭业务量价齐升驱动板块全年实现营业收入152.2亿元（同比+76.2%），毛利润67.3亿元（同比+84.4%）。2023Q1公司原炭产量676.9万吨（同比+76.7%，环比+12.7%），煤炭销量884.4万吨（同比+50.6%，环比+17.7%）。 天然气：2022年公司实现LNG销量459.8万吨（同比+45.2%），销售均价7494.6元/吨（同比+100.2%），其中启东外购气销量408.1万吨（同比+59.8%）；受益于“欧洲溢价”及低价长协气源，年内天然气板块实现营业收入344.6亿元（同比+190.6%），毛利润71.9亿元（同比+92.7%）。2023Q1公司实现LNG销量151万吨（同比+82.7%，环比-14.3%），其中启东外购气销量136.9万吨（同比+98.8%，环比-14.5%）。 煤化工：2022年煤化工板块实现营业收入87.7亿元（同比+113.6%），毛利润30.5亿元（同比+45.8%）。2022年公司甲醇销量138.5万吨（同比+21%），煤基油品销量66.5万吨（同比+8.9%），乙二醇销量10.1万吨（2022年6月新投产）；2023Q1公司甲醇销量52.2万吨（同比+79.6%，环比-9%），煤基油品销量17.8万吨（同比-2.9%，环比-9.6%）。 受益于“十四五”疆煤开发提速和煤炭保供，公司主要煤矿有望放量，疆煤外运量增长提升盈利空间。产量：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；马朗煤矿手续办理有序推进，2022年12月公司发布公告称新疆自治区自然资源厅已受理采矿权新立审查，待近期办证完成后，产量有望快速释放，且马朗煤质较好，热值可达5800-6000千卡；东部煤矿有望于2024年底-2025年贡献产量。随着马朗和东部煤矿的产量逐渐释放，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5500/6500/7500万吨以上（含自用量）。疆煤外运：公司煤炭疆外销售具有显著区位优势，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，公司疆煤外运量有望提速，销售半径也有望持续扩张；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，增厚煤炭外销量及单吨盈利。 长协气源成本优势凸显，启东接收站扩建助推售气量增长。气源：公司贸易气采用“长协+现货”采购模式，已与多家能源供应商签订LNG进口合同，其中为期10年的道达尔长协稳定且成本优势显著。接收站：2022年启东LNG接收站周转能力已达500万吨/年，6#20万方储罐项目以及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。：需求：全球天然气供需错配下区域间气价差有望持续存在，公司灵活根据市场气价情况选择高盈利的国际转售业务或进口国内销售业务，天然气板块盈利2023年仍有望保持较好水平，长期则有望在售气量的增长驱动下进一步提升盈利空间。 绿色转型持续推进，首期首期10万吨/年年CCUS示范项目示范项目即将投产。据公司2023年3月27日发布的公告，公司于2021年规划建设的“300万吨/年二氧化碳捕集、管输及驱油一体化项目”之首期“10万吨/年CCUS示范工程”已进入生产试运行阶段，标志公司的绿色转型取得积极进展，二期300万吨/年规模化项目正在推进前期手续办理工作。氢能方面，2022年初公司发布《氢能产业链发展战略规划纲要（2022-2030年）》，据此规划投资建设的首期“绿电制氢及氢能一体化示范项目”预计将于2023年中期完成，为加速推进公司氢能产业发展迈出实质性的一步。 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，将充分受益于疆煤开发和疆煤外运的提速。旗下马朗煤矿、东部煤矿有望于“十四五”期间逐步投产，公司煤炭产量有望持续增长，受益于外运条件的改善，其疆外销售半径也有望逐渐扩大。天然气方面，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。我们调整公司2023-2025年归母净利润预测分别为158.2亿、200.7亿、237.2亿，EPS分别为2.41/3.06/3.61元，对应4月13日收盘价的PE分别为3.83X/3.02X/2.56X，维持“买入”评级。 风险因素：马朗煤矿权证获取进度不及预期、新疆铁路运力不足、国内煤价大幅下跌等

国内城燃龙头，天然气全产业链优势可有效抵御气价波动，支撑盈利持续稳健增长。新奥股份为A股唯一全国性城燃公司，2017-2021年售气量CAGR为17.4%，远高于全国消费增速，且市占率由2017年的8.2%提升至2021年的9.9%，在五大全国性城燃公司中位列第二。公司分别在2020年、2022年完成港股新奥能源32.8%和新奥舟山90%的股权收购，通过两次资产重组，公司构建起天然气一体化产业链。2022年受产能周期及俄乌冲突下全球LNG贸易格局大调整的影响，国内外气价几度冲高，市场波动异常剧烈，在此情况下新奥股份凭借全产业链优势仍保持住了相对稳定的零售毛差，2022年公司零售气毛差0.48元/方（同比-0.03元/方）。 上游资源获取能力强，依托海外丰富低价长协气源，直销气业务有望迅速拓展，高增长、高盈利态势有望持续。新奥股份作为极少数有能力签下优势长协的城燃公司之一，依托自有大型接收站资产、丰富的天然气国际贸易经验以及良好的国际信誉与美国多家LNG供应商签订4份长协，合同量共计1.06亿吨，占中美LNG长协总签约量的37.1%，定价与HH挂钩，具有较高的价格优势；公司拥有国内最大民营LNG接收站——新奥舟山LNG接收站，接收站目前处理能力750万吨/年，2025年项目三期建设完成后处理能力有望提升至1000万吨/年；2022年公司积极开展国际转售业务，受益于“欧洲溢价”以及与美国切尼尔90万吨/年低价LNG长协的执行，公司直销气单位毛差大幅提升，2022公司直销气量35.07亿方，单位毛差0.72元/方（同比+0.41元/方），直销气业务毛利达31.07亿元（同比+140.3%）。 2023-2024年公司着力于开拓国内直销气市场，做大国内直销气业务规模，同时高毛差的海外转售业务盈利有望持续；2025年后随着更多与HH挂钩的低价长协开始执行，公司直销气量有望实现高增长，综合毛差也有望得到进一步提升。 伴随国际气价回稳、国内经济复苏，零售气板块有望恢复较高增速。公司拥有稳定多元的国内资源池，与三大油合作管道气量占比达67%，其中合同内气源采购成本相对较低，上浮幅度小；下游向工商业用户和加气站用户销售的零售气量占比合计达80.1%，保障了公司城燃业务较好的顺价能力。公司零售气量稳步增长，2017-2021年零售气量CAGR达14.9%。2022年受国内外气价大幅上涨、国内疫情下经济增速放缓的影响，公司零售气量达到259.4亿方，增速下滑至2.7%，但远高于-1.7%的全国天然气表观消费量增速；2023年随着国际气价回稳，国内经济复苏，天然气消费量有望迎来恢复性增长，我们预计公司零售气量增速有望回升至10%以上的水平，零售毛差也有望迎来修复。 “双碳”政策下综合能源增速亮眼，市场空间有望持续打开。随着我国碳治理思路的不断落地，高新区及工业园区低碳改造和建设的持续进行，我国综合能源服务市场迅速拓展并有望持续打开市场空间。2018-2022年，公司综合能源销量CAGR达66.6%，综合能源业务营收CAGR达86.1%；2022年，公司累计已投运综合能源项目达210个，带来冷、热、电等共222.4亿千瓦时的综合能源销售量（同比+16.6%），综合能源营收达到120.52亿元（同比+38.1%）；另有在建综合能源项目54个，已签约项目1376个，已投运+在建+已签约项目潜在用能规模合计达597亿千瓦时。 盈利预测与投资评级：新奥股份具备天然气全产业链优势，可有效抵御气价波动，支撑盈利的持续稳健增长。直销气业务上游拥有HH挂钩丰富低价长协气源，下游国内销售与国际转售业务同步开展，随着国内市场的开拓以及更多低价长协的开始执行，直销气业务的高增长、高盈利态势有望持续；公司零售气业务上游资源池多元稳定，三大油低价管道气占比高，下游顺价能力持续改善；受益于国际气价回稳，国内经济复苏，公司的零售气量增速有望回升，零售气毛差也有望修复；公司综合能源业务增长亮眼，随着我国碳治理思路的不断落地，工业园区、工厂、建筑低碳改造和建设的持续进行，我国综合能源市场的空间有望持续打开。我们预测新奥能源2023-2025年的归母净利润分别为74.1亿元、87.3亿元、102.9亿元，EPS分别为2.39元、2.82元、3.32元，对应4月10日收盘价的PE分别为8.84X、7.51X、6.37X，首次覆盖给予“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；接收站项目建设进度低于预期；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：4月6日公 司发布2022 年报，2022 年公司实现营业收入360.44 亿元，同比上升21.37%；实现归母净利润57.25 亿元，同比增长95.90%；扣非后归母净利润为57.45 亿元，同比增长96.79%；经营活动产生的现金流量为109.20 亿元。ROE 为26.3%，较2021 年17.4%同比提高8.9pct，ROA 为7.7%，较2021 年的4.6%提高3.1pct；基本每股收益2.47 元，同比增加1.21 元/股，分红率35.18%。 2022Q4 公司实现营业收入78.46 亿元，同比下降22.52%；归母净利润9.97亿元，同比下降13.57%；扣非后归母净利润为9.79 亿元，同比下降16.31%。 经营指标下降的主要原因是受到四季度商品煤销量下滑（同比-4.64%）与商品煤单位售价下降（同比-16.35%）等因素的影响。 点评： 量价齐升，推动业绩增长显著。2022 年公司原煤产量3030 万吨，同比增加145 万吨（5.03%）；精煤产量1187 万吨，同比基本持平；商品煤销量3092 万吨，同比增加27 万吨（0.89%）；公司商品煤单位售价1118.07 元/吨，同比增加202.05 元/吨（22.06%）；商品煤单位销售成本723.67 元/吨，同比增加68.66 元/吨（10.48%）；公司全年煤炭采选业务实现营业收入350.52 亿元，同比增长22.73%，毛利率34.90%，同比增长6.77pct。同比上年，公司持续受益于煤炭价格整体上行带来的商品煤售价提升和盈利增厚。 2023 年焦钢产业链或整体向优，看好公司顶级焦煤资源价格韧性。复苏预期下，房地产数据总体向好，高炉开工率稳步上升，钢焦利润逐步改善，黑色产业链复苏持续，较大程度缓解了市场悲观情绪。与此同时，2023 年1-2 月制造业、基建领域固定资产投资依旧维持较高水平，叠加当前焦煤、焦炭产品的社会库存水平处于2019 年来的历史低位，我们预计随着未来下游需求持续改善，焦煤、焦炭价格有望展现较强的价格增长弹性与高位维持的延续性。值得注意的是，公司主焦煤具有低灰低硫低碱性金属、中高挥发分、高G 值（94）、高Y 值（22.8）特性，品质可与澳洲主焦煤媲美，焦精煤作为其炼焦配煤的骨架煤种具有不可替代性，亦高度契合钢铁行业转型升级高质量发展方向，以及未来高炉大型化对优质主焦煤需求增加的趋势。公司主焦煤“稀缺中的稀缺”的特点，也使得公司具有更强的价格弹性与韧性，盈利或将继续走强。 勘探开发资产注入，焦煤增量更显弥足珍贵。2021 年8 月，公司竞得“河南省宝丰县贾寨—唐街煤勘探”探矿权，12 月份取得勘查许可证，资源量为14.3 亿吨，煤类为焦煤、1/3 焦煤、肥煤。同时，公司加速推进资产注入。2022 年10 月18 日，公司控股股东中国平煤神马控股集团有限公司出具解决同业竞争承诺，资产注入预期有望加快。煤炭业务方面，控股股东承诺在夏店矿（150 万吨/年，在建）及梁北二井（120 万吨/年，在建）投产后36 个月内将其全部股权或相关资产转让给上市公司或其子公司。同时，在出具承诺函的36 个月内将瑞平煤电的全部股 权或张村矿（150 万吨/年，在产）、庇山矿（85 万吨/年，在产）相关资产转让给上市公司或其子公司。未来随着资产有望注入与已有矿井的扩建，到2025 年，公司预计原煤产量增加700 万吨/年，精煤产量预计达到1500 万吨/年（2022 年精煤产量为1187 万吨），在焦煤新增产能缺乏的大背景下，公司优质焦煤增量弥足珍贵。焦化业务方面，控股股东承诺将在公司子公司汝丰科技120 万吨焦化项目建成投产后36 个月内，将首山化工、京宝化工、中鸿煤化及其他下属焦化企业的全部股权或焦化业务相关资产转让给上市公司或其子公司。随着未来集团有序注入焦化资产，有利于进一步完善煤焦产业链，推动企业稳健发展。 估值筑底分红兑现，焦煤龙头修复可期。2022 年6 月8 日，公司发布《未来三年股东分红回报规划（2022-2024 年）》，公司承诺以现金方式累计分配的利润不少于实现的母公司年均可供分配利润的30%。2022年，公司每股派息0.87 元，现金股利占当年归属于上市公司股东可供分配净利润的35.18%，对应4 月6 日收盘价，股息率为8.41%。分红率同比下降25.03pct，主要由于2022 年公司大额资源价款现金支出（约58 亿元）与2023 年生产经营投资计划资金预留（53.61 亿元，同比+8.48%）。值得关注的是，公司2020 年发布股权激励计划，公司中高层管理人员均属于激励对象，展望未来，公司管理层或具备持续高比例分红动力，未来分红比例值得期待。反观估值方面，公司仍处于估值底部，截止4 月6 日收盘价，公司PE（TTM）仅为4.18x，处于历史10.48%分位，也远低于其他焦煤企业。未来公司的高业绩高盈利或将进一步体现为高额现金分红，凸显长期配置高性价比。 辅业剥离改革提效，降本增效保障行稳致远。公司不断推进智能化新基建，截至2022 年12 月31 日，公司累计建成1 家国家级智能化示范煤矿、8 家省级智能化示范煤矿、28 个智能化综采工作面和57 个智能化综掘工作面，14 个主体矿井全部实施万兆网和智能化综合管控平台建设。根据3 月14 日公告披露，公司拟发行可转换公司债券募集资金总额不超过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，矿井智能化建设的持续推进，同时，公司持续深化主辅分离与“减员提效”战略，公司人均功效由2021 年的454.57 吨/人提升至2022 年570.91 吨/人，同比大幅提升，并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。 盈利预测及评级：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66.84 亿、80.40 亿、102.37 亿，EPS 分别2.89/3.47/4.42 元/股；截止4 月6 日股价10.34 元对应2023-2025 年PE 分别为3.58/2.98/2.34 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。

事件：2023年3月29日，中国海油发布2022年年度报告。2022年，公司实现营业收入4222.3亿元，同比增长71.56%；实现归母净利润1417亿元，同比增长101.51%；实现扣非后归母净利润1402.5，同比增长105.73%；实现基本每股收益3.03元，同比92.99%。 2022年第四季度，公司实现营业收入1110.85亿元，同比增长53.74%，环比增长2.11%；实现归母净利润329.32亿元，同比增长88.37%，环比增长-10.71%；实现扣非后归母净利润329.65亿元，环比增长-9.37%；实现基本每股收益0.69元，同比增长76.92%，环比增长-10.39%。 点评：量价齐升助力，2022年公司业绩优秀。2022年原油价格维持高位震荡，布伦特原油均价99.04美元/桶，同比增长44.56%。2022年，公司实现油价96.59美元/桶，同比增长42.27%，实现气价8.58美元/千立方英尺，同比增长23.45%。产量方面，2022年公司油气净产量达623.8百万桶油当量，同比增长8.88%，其中，石油液体产量489.9百万桶，同比增长8.29%,天然气产量7787亿立方英尺，同比增长11.15%。2022年第四季度，公司油气净产量达162.2百万桶油当量，同比增长7.63%，环比增长3.44%，其中，石油液体产量127.3百万桶，同比增长10.31%，环比增长4.26%,天然气产量2030亿立方英尺，同比增长-1.46%，环比增长1.00%。2022年公司产量增长主要来自于年内9个新项目成功投产，圭亚那成为海外产量增量贡献主力军。储量方面，2022年公司证实储量再创历史新高，达6239百万桶油当量，储量替代率达182%，储采比连续稳定在10年左右，未来发展潜力较大。销量和油气价格同时上涨使得营业收入显著增加，同时高油价下特别收益金的增加也导致营业成本的提升，总体来看，2022年公司盈利实现翻倍，业绩表现优秀。 资本支出同比增加，桶油成本控制良好。2022年，公司实现资本支出1025亿元，同比增长15.56%，其中，勘探支出205亿元，开发支出560亿元，生产支出239亿元，为未来增储上产提供有力保障。2022年第四季度，公司实现资本支出338.09亿元，同比增长6.53%，环比增长24.66%，其中，勘探支出66.75亿元，开发支出186.34亿元，生产支出73.41亿元。2022年，在国际原油价格持续高位的背景下，公司桶油成本为30.39美元/桶（同比+0.90美元），同比增长为3.05%，主要是由于油价上升带来所得税外的其他税项增加，其他税项主要包括资源税、合作区块增值税、城市维护建设税及教育费附加等项目。其中桶油作业费用7.74美元（同比-0.09美元）、桶油折旧折耗及摊销14.67美元（同比-0.66美元）、桶油弃置费0.85美元（同比+0.16美元）、销售管理费2.53美元（同比+0.02美元）、其他税金4.6美元（同比+1.47美元）。 高股息+低估值，具备优质投资价值。在中海油2023年战略展望中，公司表示既要保持高资本开支实现油气产量6%增速，同时也要保证2022-2024年全年股息支付率不低于40%，绝对值不低于0.70港元/股（含税）。2022年，公司已派发中期股息0.7港元/股（含税），建议末期股息0.75港元/股（含税），全年普通股息1.45港元/股（含税），按2023年3月29日收盘价和港元兑人民币汇率计算，公司A股股息率为7.54%，H股股息率为12.35%，2022年合计分红将为604.7亿元，股利支付率达到42.67%，在同业中处于领先地位。另一方面，相比其他石油公司，公司在穿越油价大周期中展现出了更强的盈利性、较弱的波动性和更优秀的资产质量。在2010-2020年油价大周期中，中海油H股PE基本处于9-13倍，低于国内外可比同行平均水平，我们认为公司2022-2024年A股估值处于5-6倍，H股估值将处于3-4倍，也远低于自身历史估值。公司H股PB仅不到1倍，A股PB仅在1倍左右，叠加央企改革政策推进，公司存在大幅估值修复空间。 新项目落地投产，全力做好增储上产。2023年，公司计划资本开支1000-1100亿元，最大同比增长7.32%，其中，勘探、开发、生产开支分别为180-198、590-649、210-231亿元，为国内增储上产提供有效支撑。2023-2025年，公司目标油气产量分别为650-660、690-700、730-740百万桶油当量，净产量增速约为6%。公司预计2023年将有9个新项目投产，主要包括中国的渤中19-6凝析气田Ⅰ期开发项目、陆丰12-3油田开发项目以及海外的巴西Mero2项目、圭亚那Payara项目等，权益高峰产量合计可达到16.2万桶油当量/天，支持公司未来产量目标的实现。我们认为，在国内增储上产政策和中国海洋石油集团有限公司落实“七年行动计划”的推动下，中海油将继续保持油气产量稳步增长，公司盈利也具备一定的成长空间。 2023年油价中枢有望继续维持高位。展望2023年，2022年11月至2023年12月OPEC+执行基于2022年8月产量目标下调200万桶/天的大规模减产计划，考虑本轮减产面临部分国家增产能力不足的客观约束，我们认为沙特内部协调和油价调控能力增强，控制产量托底油价效果或将强化。2022年12月欧盟开启分阶段禁运俄罗斯原油和石油产品，但考虑西方对俄油60美元/桶的限价与俄罗斯乌拉尔原油现价接近，影子船队在俄罗斯油运中的作用凸显，我们认为西方制裁措施对俄罗斯石油出口影响较为有限，同时美国也在私下鼓励一些全球大型贸易公司，恢复运输俄油，以保持稳定的供应。到2022年底美国释放战略储备库存接近尾声且作用有限，2023年美国或将进入补库周期，70美元/桶的补库价格或可托底油价，考虑优质页岩油库存井已严重消耗，美国页岩油公司受投资者约束（分红、回购、还债）、供应链短缺、通胀成本高、政府清洁能源政策等一系列因素影响，资本开支增幅有限，增产意愿不强，我们预计2023年美国原油产量增速放缓。另外，巴西、圭亚那等南美原油产区产量逐步增长，但增幅有限，难改供给紧张大趋势。因此，我们预计2023年原油供给弹性不足，中国疫后经济复苏拉动全球原油需求增长，油价中枢有望维持高位。 盈利预测与投资评级：我们预测公司2023-2025年净利润分别为1371.82、1391.31和1412.66亿元，同比增速分别为-3.2%、1.4%、1.5%，EPS分别为2.88、2.92和2.97元/股，按照2023年3月29日A股收盘价对应的PE分别为5.84、5.76和5.67倍，H股收盘价对应的PE分别为3.57、3.52、3.46倍。考虑到公司受益于原油价格高位和产量增长，2023-2025年公司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绝对底部，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：疫情反复、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3月29日晚，新凤鸣发布2022年年度报告。2022年公司实现营业收入507.87亿元，同比增加13.44%；归母净利润为-2.05亿元，同比下降109.10%；实现基本每股收益-0.14元，同比下降108.92%。其中2022年第4季度实现营业收入128.44亿元，同比增加56.62%，环比下降9.73%；实现归母净利润-4.89亿元，同比减少253.00%，环比下降344.55%；实现扣非后归属母公司股东净利润-5.58亿元，同比减少277.14%，环比下降177.61%；实现基本每股收益-0.32元，同比减少252.38%，环比下降357.14%。 点评：成本端波动叠加需求疲软，2022年公司业绩承压。2022年上半年，受俄乌冲突影响，国际原油价格大幅抬升，长丝成本端快速上行，产品端单吨盈利明显收窄；下半年，受疫情管控及部分地区高温限电影响，终端需求增长乏力，下游开工负荷提升有限，整体需求明显弱化，行业库存高企，涤纶长丝行业进入至暗时刻，2022年公司业绩出现亏损。根据我们测算，2022年公司主要产品PTA、POY、DTY、FDY单吨净利润分别为-49.12元/吨、-5.52元/吨、61.14元/吨、78.90元/吨，同比下降75.03%、101.86%、86.69%、49.55%。涤纶长丝平均开工率为76.68%，同比下降5个pct；POY、DTY、FDY行业平均库存水平为29.10天、34.89天、30.38天，同比增长81.05%、35.66%、52.74%；公司化纤板块毛利率为3.47%，同比下降8.12个pct。 成本端、需求端压力料将逐步缓解，行业景气度或将持续上行。成本端，2023年初至今，布伦特原油平均价格为82美元/桶，较去年均价下降17美元/桶，总体在70-90美元/桶间震荡。我们认为，伴随俄乌冲突等地缘政治压力缓解，伊朗、沙特关系正常化，美联储加息步伐放缓，2023年国际油价走势或将趋稳，聚酯成本端压力逐渐释放。需求端，在国内疫情防控措施优化后，居民消费意愿持续抬升，长丝库存去化明显，2023年2月国内纺服消费同比增长5.4%，3月织机开工率回升至64%，3月涤纶长丝平均库存为23天，同比下降17%，长丝下游及终端需求持续回暖。海外方面，今年2月美国CPI同比增速下降至6%，美联储放缓加息步伐，海外经济有望迎来复苏，长丝出口需求或将发力。我们认为，伴随行业成本端、需求端预期逐步改善，行业景气度或将处于上行阶段，有望带动公司业绩触底回升。 定增助力产业链进一步完善，长丝龙头业绩释放正当时。截至2022年底，公司拥有涤纶长丝产能630万吨，国内市占率超过12%，涤纶短纤产能90万吨，PTA产能500万吨。2023年3月公司发布定增方案，拟发行1.14亿股，合计募集资金10亿元，募集资金将用于540万吨新增PTA项目。该项目引进KTS公司PTAP8++技术，在成本、能耗、产品性能等方面具有突出优势，助力公司产品成本控制进一步优化，预计到2026年，公司PTA产能将达到1000万吨。我们认为，在新增PTA项目投产后，公司生产原料将得到进一步保障，有效提升了公司资源配置效率，产品盈利能力有望进一步提升。根据CCFEI数据，2023年涤纶长丝和短纤行业预计分别新增425、100万吨产能，其中公司新增涤纶长丝和短纤产能分别为70和30万吨。我们认为，伴随行业景气度回升和公司新增产能的有序释放，长丝龙头地位将再度巩固，公司业绩有望持续释放。 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10.11、14.77和16.73亿元，归母净利润增速分别为592.8%、46.2%和13.3%，EPS（摊薄）分别为0.66、0.97和1.09元/股，对应2023年3月29日的收盘价，对应2023-2025年PE分别为15.98、10.93和9.65倍。我们看好公司聚酯产能扩张加速，伴随行业景气度回升，聚酯或将迎来底部反转机会，公司未来仍有较高业绩增长空间，我们维持公司“买入”评级。 风险因素：上游原材料价格上涨的风险；公司新建产能投产不及预期的风险；下游需求修复不及预期的风险；原油和产成品价格剧烈波动的风险。

事件：3月28日公司发布2022年报，2022年公司实现营业收入690.62亿元，同比上升5.52%；实现归母净利润70.10亿元，同比增长42.83%；扣非后归母净利润为69.71亿元，同比增长47.68%；经营活动产生的现金流量为166.70亿元。ROE为21.0%，较2021年18.0%同比提高3.0pct，ROA为8.3%，较2021年的6.7%提高2.4pct；基本每股收益2.83元，同比增加0.79元/股，分红率37.16%。 2022Q4公司实现营业收入117.48亿元，同比下降28.55%，主要是四季度商品煤销量下滑（同比-27.5%）；归母净利润17.92亿元，同比增长57.53%；扣非后归母净利润为16.19亿元，同比增长52.59%，主要受到四季度管理费用大幅下降（同比-36.95%）等因素的影响。 点评：内生成长驱动业绩双提升。煤炭采选业务方面，2022年公司商品煤产量2290.28万吨，同比增长32.73万吨（1.45%）；产量的增加主要来自新建信湖煤矿的产能释放。此外，部分矿井三季度受到地质问题影响造成的下半年产量收缩，随着未来生产逐步恢复正常，商品煤产量有望进一步增加。公司商品煤销量1882.36万吨（不含自用），同比下降93.52万吨（-4.73%），主要是公司内部自用量增加。其中，动力煤销量657.05万吨，同比增长1.43%，炼焦煤销量（含自用）1121.19万吨，同比增长2.72%。公司煤炭产品单位销售成本754.11元/吨，同比增长23.62%，主要原因是大宗商品价格上涨导致生产成本有所增加，以及商品煤销量下降。公司全年煤炭采选业务实现营业收入218.34亿元，同比增长33.06%；毛利率49.32%，同比增长8.32pct。煤化工业务方面，2022年公司焦炭产量368.92万吨，同比下降40.72万吨（-9.94%）；焦炭销量374.78万吨，同比下降32.8万吨（-8.05%），主要原因是三季度两台湿熄焦炉改造为干熄焦，甲醇产量37.65万吨，同比增长3.38万吨（9.86%）；甲醇销量36.18万吨，同比增长1.74万吨（5.05%），增量为新投产50万吨甲醇项目增产5万吨。全年公司煤化工业务实现营业收入130.72亿元，同比增长3.78%；毛利率29.38%，同比下降10.6pct，主要是采购外部炼焦精煤价格增长所致。 2023年焦钢产业链或整体向优，看好公司优质焦煤资源价格韧性与弹性。复苏预期下，房地产数据总体向好，高炉开工率稳步上升，钢焦利润逐步改善，黑色产业链复苏持续，较大程度缓解了市场悲观情绪。与此同时，2023年1-2月制造业、基建领域固定资产投资依旧维持较高水平，叠加当前焦煤、焦炭产品的社会库存水平处于2019年来的历史低位，我们预计随着未来下游需求持续改善，焦煤、焦炭价格有望展现较强的价格增长弹性与高位维持的延续性。值得注意的是，淮北矿区所产焦煤具备高粘结指数、低硫、中高挥发分的特点，含硫量低，磷、砷、氯等有害元素含量极少，更加契合未来高炉大型化和钢铁工业转型发展新趋势，公司焦煤产品将具有更强的价格弹性与韧性。持续推进强链延链补链战略，打造强韧业绩增长体系。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。2019年，公司成立全资子公司碳鑫科技，并以碳基新材料为其核心业务，规划在安徽（淮北）新型煤化工合成材料基地建设百万吨碳基新材料项目；2022年，公司绿色化工新材料研究院揭牌，推动化工产业发展向更高层次迈进。截止2022年底，公司拥有焦炭产能440万吨/年，甲醇产能90万吨/年。煤化工板块营收占比达18.93%。公司正在全面建设的甲醇综合利用制无水乙醇项目，产能为60万吨/年，预计于2023年底建成。2022年年度报告经营计划中，公司再次强调聚力项目建设，力推化工产业延链，深耕“绿色矿山”“绿色建材”产业，未来公司将持续推动煤炭清洁高效利用以及化工板块的“延链强链补链”战略，延长公司产品链条，煤化工营收占比逐步提高，增强公司盈利的稳定性与对抗周期性风险的能力。 不断强化内生成长属性，释放区域龙头发展势能。公司地处华东腹地,靠近经济发达的长三角地区,区域内焦化、钢铁等煤炭下游产业发达，经济发展速度和煤炭需求量、调入量均居全国前列。公司作为华东煤炭龙头，内生成长带来的煤炭与煤化工产能增量可观。煤炭方面，公司信湖煤矿产能爬坡，陶忽图800万吨/年6000大卡优质动力煤矿井建设推进顺利，有望于2025年投产。煤化工方面，60万吨无水乙醇项目已开工建设，有望于2023年底投产。2022年12月，10万吨/年DMC项目（预计2024年10月完工）与弛放气制备车用高纯氢项目（预计2023年7月完工）开工建设，为公司转型注入强劲动能。此外，旗下全资子公司雷鸣科化年内竞拍获得湖南靖州近9000万吨石灰石资源，进一步增加了砂石骨料储量，加速推进新型建筑及绿色建材项目。总体看，基于焦煤和化工产能稳定增长、焦煤价格中枢有望抬升、煤化工业务随着煤炭清洁高效利用前景可期等因素，公司整体经营业绩和盈利能力有望再上新台阶。 深度去化煤炭落后产能，凸显资产质量稳健优异。公司在供给侧改革期间大力去化落后产能，运营矿井基本为安全生产条件好、盈利水平高的优质煤炭产能。新建矿井中，信湖煤矿主要煤种为焦煤和1/3焦煤。精煤洗出率50%以上，焦煤品质优良，以及待建的陶胡图煤矿为6000大卡的优质动力煤。随着部分煤矿开采条件改善、信湖煤矿稳产达产及陶忽图矿低成本动力煤矿井的投产（预计成本不到现有矿井的一半），将有力降低煤炭开采成本。精益经营增强动能，提质增效行稳致远。公司大力实施提质扩量增效行动计划，持续推动矿井智能化改造与减人提效工作，取得显著成效。2022年公司ROA和ROE水平持续提高，人均工效亦不断提升，2022年员工人数同比下降4152人（-8.62%），人均工效由2021年的468.63吨/人提升至2022年520.27吨/人。值得关注的是，公司分红率37.16%，超过公司承诺的30%分红率，体现了高度重视对投资者的合理投资回报，实施积极的利润分配政策，并保持利润分配的连续性和稳定性。 盈利预测及评级：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、战新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76.79亿、86.58亿、106.39亿，EPS分别3.10/3.49/4.29元/股；截止3月28日股价13.04元对应2023-2025年PE分别为4.21/3.74/3.04倍；我们看好公司的收益空间和盈利确定性，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。

事件：3 月 23日中煤能源发布 2022年度业绩报告。2022年中煤能源全年实现营业收入 2205.77亿元，同比下降 8%；实现归母净利润 182.4亿元，同比增长 32.8%；扣除非经常损益后的净利润 181.12亿元，同比增长34.1%；经营活动产生的现金流量为 436.34亿元。基本每股收益 1.38元/股，同比增加 32.7%。 点评： 煤炭主业内生增长动力强劲。2022年全年商品煤产量 1.19亿吨，同比增长 4.4%，自产商品煤销量 1.2亿吨，同比增长 7.3%。其中动力煤销量 1.1亿吨，同比增长 8.4%，炼焦煤销量 998万吨，同比下降 3.7%。 自产煤产量增加主要来自新建大海则煤矿释放产量约 600万吨。贸易煤销量 1.28亿吨，同比下降 29.6%。公司自产商品煤单位销售成本322.84元/吨，自产煤产量增加的摊薄效应使 2022年与 2021年成本基本持平。煤炭业务实现营业收入 1909.18亿元，毛利率 25.4%。“十四五”期间，新投产矿井已经成为行业内稀缺资源，公司“十二五”期间积极布局煤炭资源，新投产大海则煤矿于 2021年底进入联合试运转，公司预计今年产量将达到 1500万吨，2024年达产 2000万吨/年，未来有望成为业绩增长的最大动力。同时公司预计苇子沟煤矿（240万吨/年）、里必煤矿（400万吨/年）于 2025年投产。公司中短期业绩增长值得期待。 公司短期资产减值拖累业绩，但有利于公司长期稳健发展。为进一步夯实资产质量，公司对短期内无法开采的沙拉吉达井田探矿权、因建设周期延长导致投资成本增加的工程、因井下地质条件变化导致可采储量减少的煤矿，以及受市场形势影响经营亏损的企业进行计提资产减值准备，共计 88.01亿元，对当期业绩产生较大影响。同时我们看到 2022年公司财务费用同比降低 5.71%、短期借款同比减少 64.67%、长期借款同比下降 34.64%、资产负债率由 55.74%下降到 51.47%。我们认为计提减值相当于卸下包袱，历史负担已经得到一定程度缓解，未来减值规模或将趋小，公司发展质量有望得到提升。 公司当前市值尚未合理反映其内在价值，估值修复空间大。截至 2021年底，公司煤炭资源储量 270.19亿吨，位列行业第二；核定产能 1.32亿吨/年，位列行业第四；煤炭产量 1.13亿吨，位列行业第三，其中 90%为动力煤。我们认为，公司在煤炭资源储备上具有较强竞争优势，随着采矿权价格大幅提升，从重置成本角度看公司真实价值被低估。若按山西地区采矿权出让基准价计算，中煤能源仅采矿权资产重置成本就为2165亿元，明显高于当前市值 1039亿元（截止 3.23），溢价率为108.37%。而陕西省近期拍卖的 7宗煤炭矿业权中，部分探矿权溢价率更是达到了 521.67%，若按此进行测算，中煤能源资源的重置价值会大幅提升，当前市场转让价值更高。截止 3.23日，公司 PE（TTM）为5.63，小于行业平均估值 6.19，同时也是公司近五年来的低位，PB 为 0.89，港股 PB 仅为 0.58。公司长期以来股价滞后业绩增长。据我们测算，2017年至今中煤能源 EPS 增长 9.24倍，增速高于中国神华（202.58%）与陕西煤业（563.09%），但 PE 估值下降更快，五年间 PE降低 85.92%，PB 降低 5.81%，大幅低于可比公司。我们认为未来伴随行业整体估值修复和公司产能释放，公司估值也有望恢复到合理水平。 “中特估”推动央国企上市公司深刻变革，看好央企煤炭龙头长期投资价值。2022年 5月国资委《提高央企控股上市公司质量工作方案》提出，央企公司要增进上市公司市场认同与价值实现，推动市场对低估值优质资产价值重估；同时重点提升企业内在质量，以“一利五率”为考核指标提升企业经营能力，夯实资产质量。中煤能源是煤炭行业唯二央企上市公司，正在积极落实改革方案，我们认为公司作为中煤集团最大的盈利主体，国资委对央企集团的指标考核将传导至上市公司，有利于促进公司经营优化与内生增长；其次，改革将推动专业化整合节奏加快，中煤集团的资源发展集团（948万吨/年）、中煤华昱（1360万吨/年）有望逐步注入上市公司。同时，伴随中国特色估值体系的构建，被低估的优质国有上市资产或将进行价值重估。 盈利预测与投资评级：中煤能源高比例长协及内生增长带来业绩的确定性预期。展望今年，国内短期性产能核增、产能利用率挖潜等政策手段已经几乎用尽，叠加全国矿山尤其露天矿安全监管趋严，煤炭供给的核心矛盾转移至新增产能接续不足。在煤炭持续高强度保供背景下，随着需求回暖，动力煤价格中枢有望保持高位，同时伴随煤炭产量有序释放，公司业绩有望稳中有增。反观当前公司估值处于历史低位，未来有望受益“中特估”改革而迎来一轮估值修复；我们预计公司 2023-2025年实现归母净利润分别为 246.29/271.06/286.33亿元，每股收益分别为1.86/2.04/2.16元。维持“买入”评级。 风险因素：宏观经济形势受疫情影响存在不确定性；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3月24日，公司发布2022年年度报告，公司全年实现营业收入2008.29亿元，同比+32.13%；归母净利润312.36亿元，同比+90.03%；扣非后归母净利润为304.66亿元，同比+87.92%；经营活动产生的现金流量净额534.5亿元，同比+47.73%；基本每股收益6.3元，较2021年提升2.96元/股。 公司四季度实现营业收入494.82亿元，同比+5.38%，环比-3.1%；归母净利润41.08亿元，同比-16.27%，环比-54.8%。公司四季度归母净利润环比下降的主要原因是：受疫情冲击及兖煤澳洲减产影响，四季度煤炭产量有所下降；化工板块受原材料价格上涨以及下游需求走弱影响，盈利能力同比下降；公司计提资产减值准备约24亿元（影响归母净利润同比减少12亿元）；一次性计入未确认融资费用约11亿元（影响归母净利润同比减少5亿元）。 点评：2022年公司煤炭产量微降，2023年有望迎来恢复增长。2022年公司商品煤产量9952.8万吨，同比-549.7万吨（-5.23%）；公司自产煤销量9117.3万吨，同比-265.9万吨（-2.83%）。山东本部（公司+菏泽能化）销售商品煤2664.9万吨，同比+157.8万吨（+6.3%）；陕蒙基地（山西能化+未来能源+鄂尔多斯能化+昊盛煤业+内蒙古矿业）销售商品煤3039.1万吨，同比+400万吨（+15.2%）；澳洲基地（兖煤澳洲+兖煤国际）销售商品煤3413.3万吨，同比-823.7万吨（-19.44%）。2022年，山东本部受四季度疫情影响和菏泽能化开采遇到断层，煤炭产量仅小幅增加；陕蒙基地由于金鸡滩煤矿产能核增200万吨/年，营盘壕2022年3月进入联合试运转，以及石拉乌素煤矿矿震影响好转，产量稳步上升；澳洲基地持续受到拉尼娜强降雨气候对生产的干扰和疫情对澳洲供应链及劳动力的严重影响，产量延续2021年下滑态势。展望2023年，公司本部疫情和断层的影响因素逐步消除，陕蒙基地营盘壕和石拉乌素煤矿逐步达产，澳洲基地极端强降雨天气有序恢复正常，公司整体煤炭产量将恢复增长。 2022全年海内外煤炭中枢价格均大幅抬升，有力支撑经营业绩增长。 2022年公司自产商品煤平均售价1169.49元/吨，同比+452.7元/吨（+63.15%）。其中：山东本部商品煤平均售价1183.5元/吨，同比+264.4元/吨（+28.76%）；陕蒙基地商品煤平均售价704.1元/吨，同比+83.5元/吨（+13.45%）；澳洲基地商品煤平均售价1573元/吨，同比+915.9元/吨（+139.4%）。公司煤矿产能平均分布在山东、陕蒙和澳洲三地，煤炭产品可作为配焦煤、化工煤和电煤，充分受益海内外煤炭价格的高位运行。基于我们对本轮全球产能供给不足驱动能源大通胀的底层判断，以及未来煤炭供需基本面持续偏紧的分析，我们认为海内外煤炭价格有望继续保持高位运行，将为公司业绩提供有力支撑。 煤化工业务延链补链强链发展，2022年产品放量增长。2022年公司化工产品销量626.2万吨，同比+101.6万吨（+19.4%）；公司化工产品平均售价3876.2元/吨，同比-203.4元/吨（-5%）。主要产品包括：甲醇销量338万吨，同比+104万吨（+44.4%）；乙二醇销量32.1万吨，同比+2.6万吨（+8.8%）；醋酸销量71.2万吨，同比-4.5万吨（-5.9%）。 公司新疆化工产业园区建设顺利，多个延链补链项目建设之中；鲁南化工己内酰胺项目顺利投产；榆林能化50万吨/年（一期10万吨/年）聚甲氧基二甲醚（DMMn）项目一次性打通全部工艺流程，是目前国内最大的单套煤经甲醇制DMMn装置。我们认为，在油气价格中枢向上背景下，随着公司化工业务持续延链补链强链发展，公司化工产品向高端化、精细化延伸，化工产品附加值和盈利能力有望稳步向好。 站在转型发展新起点，企业未来发展更加值得期待。随着《发展战略纲要》推进，矿业、高端化工新材料领域内生增长动能接连不断，新能源、高端装备制造、智慧物流产业布局加速，集团优质煤炭、化工资产整合已毕。展望未来5-10年，我们预计公司煤炭产量规模将达到3亿吨，较2022年仍有约2亿吨的增长空间；化工品年产量2000万吨以上，较2022年仍有约1500万吨的增长空间。值得关注的是，在2022年年度报告中，董事长报告书明确指出将获取一批优质资源，分批次、分区域注入控股股东优质资产，逐步解决同业竞争。下一步，公司将继续聚焦5-10年煤炭产量规模达到3亿吨/年的长期目标，坚持内涵式增长与外延式增长并举控股股东将积极履行解决同业竞争的公开承诺，有计划、有步骤地推进相关工作。我们推断公司有望加快资产注入节奏，且有较大可能以现金方式收购集团资产，有助于直接增厚业绩。 高分红重视股东回报，低估值彰显投资价值。2022年报公布每10股送红股5股，并每股分红4.3元/股，分红率69.15%，远超50%的承诺分红率。公司持续高比例超额分红充分彰显了股权激励的制度优越性，促使管理层和股东利益趋同，有利于实现企业经营业绩增长和持续回报股东的良性循环。反观估值方面，公司当前估值水平处于历史低位，以2023年3月24日收盘价计算，公司A股市盈率（TTM）5.04，股息率为13.7%，H股市盈率（TTM）为3.2，股息率为21.5%。值得关注的是，从重置成本角度公司估值修复空间更大。根据我们研究，按照政府采矿权出让基准价重置测算，公司重置股权价值为3756亿元，当前市值（3月24日收盘）为1338亿元，溢价率达181%。而近日陕西省集中拍卖7宗煤炭矿业权，起拍总价62.06亿元，最终成交价396.52亿元，市场实际交易溢价率最高达538.93%。若按矿业权一级市场实际成交价考虑，则重置股权价值将会更高。可见，在当前高分红、低估值状态下，公司具备长期投资价值。 盈利预测及评级：在能源通胀大背景下，我们预计未来3-5年的国内外煤炭价格将维持高景气周期。随着集团股东优质资产的有序注入，兖矿能源有望朝向“世界一流的清洁能源供应商”持续成长。我们预测公司2023-2025年归属于母公司的净利润分别为364.21、413.35、431.72亿元，同比增长16.6%、13.5%、4.4%；EPS为7.36、8.35、8.72元/股；截止2023年3月24日收盘，对应PE为4.26、3.75、3.59倍；PB为1.59、1.38、1.21倍。我们看好公司内生外延的成长空间、未来发展转型战略以及海内外能源价格高位水平，维持公司“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。

事件： 2 023年3月 24日中国神华发布年度报告。2022年公司实现营业收入 3445.33亿元，同比增长 2.6%；实现归母净利润 696.26亿元，同比增加39%；扣除非经常损益后的净利润 703.37亿元，同比增长 41.1%。产生经营活动现金流量 1097.34亿元，同比增长 16.3%。基本每股收益 3.50元/股，同比增长 39%。拟派发股息现金 2.55元/股（含税），共派发现金股利约 506.65亿元，占中国企业会计准则下归属股东净利润的 72.8%。 公司四季度实现营业收入 940.44亿元，同比降低 8.34%，环比增长 10.76%； 实现归母净利润 104.95亿元，同比增长 12.68%，环比下降 41.65%。四季度利润环比下降主要原因是发生成本、费用较多，以及计提资产减值损失33.41亿元，计提信用减值损失 14.18亿元。 点评： 煤炭板块：积极落实保供政策，自产煤实现量价双升2022年公司商品煤产量 3.13亿吨，同比增长 2.1%；煤炭销售 4.18亿吨，同比下降 13.4%，主要由于保供任务下长协煤量增加，市场煤总量减少，外购煤销量同比减少 40.1%。从销售结构来看，公司年度长协、月度长协、现货销售占比 53%、32%和 9.5%。公司作为煤炭央企，积极落实增产保供任务，扩大自产煤年度长协比重，年度长协占自产煤销量比重同比提高 9.9pct。从销售价格来看，受益于煤炭供需持续紧张及长协价格中枢上涨，公司煤炭平均售价 644元/吨，同比上涨 9.5%，其中年度长协销售价格为 515元/吨，同比上涨 12.9%；月度长协销售价格 873元/吨，同比上涨 14.1%；现货价格 776元/吨，同比上涨 29.5%。 从成本端看，公司自产煤单位生产成本 176.3元/吨，同比上涨 13.4%，主要由于增加员工工资及计提安全生产费用。公司全年煤炭业务实现营业收入 2774.74亿元，由于外购煤占比下降，煤炭板块毛利率上涨8.3pct 至 35.9%。 核增产能基本完成，新街矿区开发有望推进。公司 2022年核增 460万吨/年煤炭产能，并积极推进李家壕煤矿核增工作。考虑到高强度保供、安全监管趋严的背景下，公司煤炭产量有望保持基本稳定。同时，公司积极推进储备项目开发建设，新街一井、新街二井已获得取得国家能源局批复的产能置换方案，核定产能均为 800万吨/年，预计 2026-2027年投产，有望给公司中长期煤炭产能增长注入稳定动能。 电力板块：新机组投运叠加电价上涨，电力板块有望持续增厚业绩2022年受益于福建罗源湾港储电一体化、北海电力项目机组投运，全年共新增装机容量 2340MW，共实现发电量 1912.8亿千瓦时，同比增长 14.9%；实现售电量 179.81十亿千瓦时，同比增长 15.2%。同时，公司积极推动落实电改政策，燃煤电价同比上涨 21.3%，达到 416元/兆瓦时。由于燃煤采购价格上涨，发电业务平均售电成本 380.8元/兆 瓦时，同比增长 8.1%；电力板块毛利率同比上涨 7pct 达到 14.3%。 伴随在建装机陆续投产及电力市场化改革推进，公司电力板块营收有望稳步上升。电量方面，宏观经济企稳复苏有望拉动用电需求，带动全社会用电量较快增长。在历经两年左右的电力紧张形势下，2022年国家能源局开始谋划“十四五”电力保供措施，逐省督促加快支撑性电源的核准。公司响应国家电力保供政策，开工建设火电项目，现有约 10.8GW电力装机在建，按照建设投产 2-3年周期，预计 2023-2025年陆续投产，发电量有望逐步提高。电价方面，伴随电力市场化改革推进，电力交易机制和市场价格形成机制将逐步完善，同时火电的灵活性调节价值和容量价值有望逐步体现，相关电价存在提升空间，带动公司电力板块盈利稳中向好。 运输与煤化工板块：协同煤炭主业，一体化运营发挥优势2022年，公司铁路、港口、航运、煤化工板块成本涨幅均快于收入涨幅，毛利率同比下滑。其中公司航运分部货运量及周转量同比实现12.5%、19.2%的增长，而由于海运价格下降导致营收下降 2.3%，毛利率下降 6.7pct 至 14.1%；铁路板块毛利率同比下降 5.7pct 至 41.4%； 港口板块受到外购煤源不足、同时燃油费增加的影响，毛利率下降3.7pct 至 46%；煤化工板块聚烯烃产量 693.7千吨，同比增长 7.6%，实现营业收入 63.79亿元，同比增长 9%。而由于原料价格上涨，营业成本上涨 15.8%，毛利率下降 4.9pct 至 15.9%。2022年，煤化工分部共耗用 480万吨煤炭，全部为本集团内部销售的煤炭；发电分部用煤6600万吨，同比增长 10.4%，占全部发电用煤 78.2%，公司一体化优势得到进一步增强。 落实央企控股上市公司质量提升方案，做强主业与解决同业竞争并进，集团优质煤炭资产注入可期。2022年 5月国资委推出《提高央企控股上市公司质量工作方案》，12月上交所制定行动计划，提出推动央企估值回归、专业化整合、完善中国特色现代企业制度的举措。公司及其控股股东国家能源集团致力于创建具有全球竞争力的世界一流示范企业，持续深化企业改革，以良好的改革成效推动企业高质量发展，并在国企改革三年行动中取得了“五 A 一优一贡献”的成绩，成为中央企业深化改革的示范企业。在政策推动下，我们认为公司有望继续当好中央企业和资本市场改革创新的“先锋队”，落实相关改革重点任务，持续提升治理质量、平台质量、业务质量和资本质量，实现内生经营业绩增长与价值回归。值得关注的是，聚焦主业、解决同业竞争和提质增效是本轮央企控股上市公司质量提升工作要求的关键举措。当前，控股股东国家能源集团煤炭产能 6.7亿吨/年，仍有宁夏煤业（8580万吨/年）、新疆能源（7490万吨/年）、乌海能源（1910万吨/年）、平庄煤业（5090万吨/年）等煤炭资产未装入上市公司。我们推断公司在改革推动之下，有望通过集团优质煤炭资产注入的方式解决同业竞争，做优做强主业，进一步提升上市公司价值。 具备净现金、低负债、高现金流与高分红属性，投资价值进一步彰显。 公司优异业绩带来充沛现金流，2022年经营活动现金流净额 1097亿元，账面货币资金 1705.03亿元。同时公司也在强化资金管控，有息负 债规模约 550亿元，较年初降低约 13%，目前资产负债率仅为 26.13%，已经成为净现金公司。公司承诺 2022-2024年每年现金分红不少于归母净利润的 60%，且持续数年实际分红远超承诺，2020-2022分红率为 91.81%、100.39%、72.8%。充足现金或将有力支持企业保持高比例分红回馈股东，进一步彰显投资价值。 盈利预测与投资评级：我们认为，2023年国内短期性产能核增、产能利用率挖潜等政策手段已经几乎用尽，叠加全国矿山尤其露天矿安全监管趋严，煤炭供给的核心矛盾转移至新增产能接续不足，实际边际供给增量有限。我们认为，未来 3～5年煤炭供需仍将保持偏紧格局，煤炭价格中枢有望提升。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，未来投资价值更加凸显。我们预计公司 2023-2025年实现归母净利润为 728.17/748.84/764.77亿元，EPS 为 3.66/3.77/3.85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。

事件：2 023年3月 23日晚，中海油服发布 2022年年度报告。2022年，公司实现营收 356.59亿元，同比+22.11%；实现归母净利润 23.53亿元，同比+651.2%；扣非后归母净利润 22.49亿元，实现基本每股收益 0.49元，同比+600%。2022年 Q4单季度，公司实现营收 114.13亿元，同比+22.45%，环比+26.35%；实现归母净利润 2.89亿元，同比+125.40%，环比-69.93%；扣非后归母净利润 2.58亿元，同比+118.70%，环比-73.26%，实现基本每股收益 0.06元。 点评： 油价高位运行带动油服需求抬升，公司业绩大幅改善。2022年，受俄乌冲突、OPEC+减产、美联储加息、新冠疫情等多因素影响，国际油价呈现大幅波动，整体高位运行，布伦特全年平均油价为 99.04美元/桶，同比增长 28.10美元/桶。油价高位运行为油服需求带来支撑，公司各版块主要业务线作业量和装备使用率同比提升，有效缓解了因全球通胀和油价持续高位影响带来的成本压力，推动公司业绩大幅改善。 钻井服务：钻井业务营收 103.46亿，同比增长 17.8%，毛利率-2.5%，同比减少 2.8个 pct。我们认为，主要原因是海上油服市场复苏偏缓，钻井服务价格下降影响。2022年，自升式、半潜式钻井平台作业天数分别为 13605天、3122天，分别同比+19.5%、+15.7%；日历天使用率分别为 83.3%、63.0%，分别增加了 10.0、7.5个百点； 平均日收入分别为 6.9、11.4万美元/天，分别同比下降 1.4%、15.6%。 油田技术服务：油技业务营收 196.00亿元，同比+29.9%，毛利率23.6%，同比下降 5.7个 pct。我们认为，毛利率下滑主要源于全球通胀影响，相关营业成本有所提升。 船舶板块：船舶业务营收 37.25亿元，同比+12.6%，毛利率为-0.1%，同比减少 8.9个百分点，公司管理和运营船队作业 54335天，同比增加 8.6%，毛利率同比基本持平。 物探采集和工程勘察板块：物探和工程勘察板块营收 19.88亿元，同比基本持平，毛利率为 0.7%，同比减少了 1.8个 pct。2022年，公司自主拖缆成套采集装备列装 12缆物探船“海洋石油 720”并实现商业化应用，自主研发的海底地震节点（OBN）采集装备实现产品定型及小批量制造，通过优化 OBN 作业施工方案，持续打破作业日产记录。 供给弹性不足或将支撑油价，油服行业景气度有望上行。从中长期看，OPEC 原油剩余产能有限，供给弹性不足或将支撑油价高位运行。根据 IEA 报告，当前 OPEC+剩余产能主要集中在沙特、阿联 酋、伊朗，剩余产能分别为 173、87、115万桶/日。受资本市场和政策环境影响，美国原油供给恢复缓慢，增产弹性不足。我们认为，全球原油需求在 2023-2030年仍将继续增长，但供给端弹性不足或将支撑油价上行，油价中枢或将长期处于高位。油价高企或将带动油气行业资本开支提升，油服行业景气度或将进入上行通道，公司业绩有望持续释放。 增储上产持续推进，公司资本开支上行推动业绩增长。2023年中海油资本开支预算为 1000-1100亿元，全年开发投资支出稳步提升，油服需求支撑明显。根据中海油服《2023年战略指引公告》数据，2023年，全球上游勘探开发资本支出总量较 2022年相比增加约 12.4%，其中海上勘探开发资本支出总量较 2022年相比增加约 11.6%，预计2023年公司资本开支为 93亿元人民币，同比增长 123.56%，主要用于装备投资及更新改造、技术设备更新改造、技术研发投入和基地建设等。在中海油增储上产背景下，公司大幅增加资本开支或将有力推动业绩持续提升。 盈利预测与投资评级：我们预测公司 2023-2025年归母净利润分别为34.73、45.24和 56.92亿元，同比增速分别为 47.6%、30.3%、25.8%，EPS（摊薄）分别为 0.73、0.95和 1.19元/股，按照 2023年3月 23日收盘价对应的 PE 分别为 21.53、16.53和 13.14倍。我们认为，考虑到公司未来受益于自身竞争优势和行业景气度有望回升，2023-2025年公司业绩或将增长提速，维持对公司的“买入”评级。 风险因素：宏观经济波动和油价下行风险；疫情反弹致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。

昔“中国煤炭巨子”，今综合能化龙头。1997年，经中华人民共和国国家经济体制改革委员会体改生【1997】154号文件批准，公司成立。 1998年，兖州煤业于纽约证券交易所、香港联合交易所、上海证券交易所三地上市，成为当时国内唯一一家境内外三地上市的煤炭企业。 2002年公司原煤产量达到 3,843万吨，利润额连续五年雄居全国同行业首位，是当时国内盈利能力最强的煤炭企业，也是国内最大的煤炭生产商和煤炭出口企业之一。经过多年发展，当前，兖矿能源发展区域由山东扩展至内蒙古、陕西、山西、澳大利亚和加拿大，初步建成山东、陕蒙、澳洲“三大基地”，业务范围涵盖煤炭、煤化工、煤机装备和电力及热力业务等，已成为国内特大型综合现代化能源化工公司。 兖矿坚定不移秉持国际化发展战略，深耕煤炭清洁高效利用。兖矿能源深耕澳洲煤炭行业，经过多轮对外并购，兖煤澳大利亚已成为澳洲最大煤炭专营公司，第三大煤炭生产商。受益于海外煤价高企，盈利能力大幅提升，2022年末，兖煤澳洲提前偿还 27.6亿美元债务，成为净现金资产。煤化工领域，公司与集团化工产品产销量持续增长，产品链条持续延伸。目前兖矿能源旗下有山东鲁南化工、山西榆林能化、内蒙古荣信化工、陕西未来能源等 4个高端化工园，涉足煤制烯烃、煤制油、聚甲醛、己内酰胺、醋酸、DMMn 等众多现代煤化工项目。 《发展战略纲要》：向“建设国际一流、可持续发展的清洁能源引领示范企业”愿景持续前进。2022年，《发展战略纲要》稳步推进。矿业领域，公司层面，营盘壕煤矿投入生产，金鸡滩煤矿获得 200万吨/年产能核增，转龙湾煤矿中厚煤层超长智能化综采工作面建成投产，具备今后 10年年产千万吨水平。集团层面，2021年底开始的以区域为划分的未上市煤炭资产整合进展顺利，形成鲁西矿业、西北矿业、兖矿新疆能化、新矿内蒙古能源四大区域煤炭运营投资主体，煤炭资产注入节奏有望提速；非煤矿业推进钾、金、钼、铜等多元化发展；化工领域新疆化工产业园区建设顺利，多个延链补链项目建设之中，2022年年初鲁南化工己内酰胺项目投产，2022年 11月 28日，榆林能化 50万吨/年（一期 10万吨/年）聚甲氧基二甲醚（DMMn）项目一次性打通全部工艺流程，产出优质产品。这是目前国内最大的单套煤经甲醇制DMMn装置； 新能源领域集团海上风电项目实现全面并网，氢能产业示范项目建设完毕；高端设备制造方面持续突破，形成完善的煤炭采掘机械产品布局，并实现了设备对海外出口；智慧物流领域公司大力推动旗下公路、铁路、港口、园区资产整合与相关建设。 聚集煤炭主业，持续完善产业结构，在补链强链中努力推动公司高质量协同发展。结合《发展战略纲要》展望兖矿能源的未来 5-10年，煤炭产量规模将达到 3亿吨，较 2022年仍有 2亿吨左右增长空间；化工品年产量 2000万吨以上，较目前具有 1500万吨左右的增长空间。除巨大的产品增量空间以外，《发展战略纲要》所涉及的产业发展目标并非相互孤立，而是在公司现有的资产基础之上，立足煤炭主责主业，通过协同、延伸、聚合的方式，延展公司产业链条，增强公司的盈利增长的确定性和稳定性，最终铸就公司价值创造型的成长与转型之路。煤炭领域主业做大做强，核心资产注入；高端化工新材料领域实现煤炭清洁高效利用和主业延伸；高端装备制造领域以技术设备助力矿山开采；新能源领域实现矿井综合治理推动多能互补开发；智慧物流领域五位一体发展，提升附加价值。 我们推断兖矿能源未来有较大可能以现金方式不断收购集团资产。自2010年至今，兖矿能源对外开展了 20起以上的资产收购，收购方式均为现金收购，资金来源为自有资金和债务（非可转债）募集两种渠道。 从兖矿能源过往对集团股东资产的收购方面来看，交易方式全部为现金收购。煤炭高景气行情下，企业盈利能力、现金水平与资产结构大幅度改善，具备使用现金收购的能力。同时，当前一二级市场估值严重倒挂，增发股份对股权稀释影响较大。综合以上，我们认为使用现金收购集团资产直接增厚业绩相较于增发股份方式，具备更高可行性与可能性。 投资建议：作为国内龙头能源化工公司，兖矿能源仍处于持续价值创造、持续盈利成长的进程之中。公司《战略发展纲要》持续推进，矿业、高端化工新材料领域内生增长动能接连不断，新能源、高端装备制造、智慧物流产业加速布局。外延方面，集团优质煤炭、化工资产整合已毕，注入在即。展望 2023年全年，在国内产能短期增长几无挖潜余地，经济有望持续稳健复苏的背景下，煤价中枢有望继续保持高位，大概率进一步提升，我们继续看好未来 3-5年的煤炭的高景气周期，随着集团优质资产注入，兖矿能源有望朝向“世界一流的清洁能源供应商”持续成长。我们预测公司 2022-2024年归属于母公司的净利润分别为308.78、363.52、403.45亿元，同比增长 87.8%、17.7%、11%；EPS为 6.24、7.35、8.15元/股；截止 2023年 2月 17日收盘，对应 PE 为5.18、4.40、3.96倍；PB 为 1.79、1.54、1.34倍。维持 公司“买入”评级，考虑到行业景气周期的持续性和公司未来成长的确定性，给予2023年 8倍 PE，目标价 58.8元。 风险因素：1）国内外能源政策变化带来短期影响；2）国内外宏观经济失速或复苏严重不及预期；3）发生重大煤炭安全事故风险；4）公司资产注入进程受到不可抗力影响。

淮北矿业是华东地区主要的煤炭生产企业，核心业务为煤炭采选、销售以及化工产品（焦炭、甲醇等）生产销售。受益于煤炭价格上行，2021年及2022Q1-Q3,公司营业总收入650.4、574.2亿元，同比增长24.2%和17.0%。主营业务方面，2021年及2022Q1-Q3，煤炭业务营收或销售收入分别为159.2（+40.5%）和181.3（+65.0%）亿元，煤化工业务营收或销售收入分别为126.0（+46.5）和88.7（+12.0%）亿元。 公司煤炭资源储备丰富，陶忽图800万吨/年优质动力煤矿井有望2025年投产。公司现有生产矿井17对，随着300万吨年产能的信湖（花沟）煤矿在2021年9月份正式投产后，公司煤矿核定产能增加至3555万吨/年。资源方面，截止2021年底，公司煤炭资源量44.30亿吨，可采储量19.96亿吨。此外，公司陶忽图800万吨/年6000大卡优质动力煤矿井建设推进顺利，有望于2025年投产。煤种角度，淮北矿区所产焦煤具备高粘结指数、低硫、中高挥发分的特点，契合未来钢铁工业高质量发展趋势。陶忽图矿井为优质高热值动力煤，可作为煤化工原料，具备较强价格弹性。 化工领域50万吨甲醇产能已经投产，延链补链强链战略持续推进。截止2021年底，公司焦炭产能440万吨/年，甲醇产能40万吨/年。2022年9月，公司50万吨甲醇产能投产，当前甲醇生产能力达到90万吨/年，该项目将为公司2023年底有望投产的60万吨/年乙醇生产项目提供原材料。公司持续推动煤炭清洁高效利用以及化工板块的“延链强链补链”战略，延长公司产品链条，增强公司盈利的稳定性与对抗周期性风险的能力。 公司地处华东经济发达区域，安徽及周边六省份煤炭、焦炭、甲醇以及其他化工产品消费需求旺盛。受益于此，公司煤炭、化工业务产销率高企，上市以来基本处于满产满销状态，焦炉开工率高于行业平均水平，公司存货周转率与应收账款周转率长期处于可比公司领先水平。此外，华东地区交通网络密布，公司自有铁路以及铁路总公司会员客户身份，也使得公司运输成本方面更具优势。 供给侧改革期间，公司落后产能去化较为彻底，企业整体资产质量高。 运营矿井基本为安全生产条件好、盈利水平高的优质煤炭产能。同时公司持续推动矿井智能化改造与减人提效工作，取得显著成效。上市以来，公司煤炭资产产能利用率整体上升，人均工效不断上行；债务结构持续优化，流动与速动比率稳步上升；经营活动现金流与ROE水平长期处于行业领先地位。 下游需求触底抬升，关注2023年煤、焦产品价格触底回升带来的利润边际改善。随着疫情管控政策的调整以及房地产行业信贷、股权、债券三大融资渠道的政策支持落地，地产行业整体预期有望迎来持续底部修复。考虑到2022年制造业、基建领域固定资产投资维持较高水平，近期钢铁价格已走出反弹抬升行情，煤、焦价格同样反弹修复。库存方面，当前焦煤、焦炭产品的社会库存水平处于2019年来的历史低位，未来下游需求改善下，焦煤、焦炭价格有望展现较强的价格增长弹性与高位维持的持续性，公司焦煤价格或将继续走高，焦炭价格有望迎来显著利润修复。投资建议：作为分红持续稳健，经营性现金流与ROE水平同行业领先的区域焦煤龙头，考虑到公司地理区位优势、资产品质优势以及未来煤炭、化工产能持续增长能力，叠加公司优质高粘结指数-低硫-中高挥发分主焦煤产品在钢铁高质量发展趋势下深度受益，我们认为公司价值被低估，市场价值有望修复。我们预测公司2022-2024年归属于母公司的净利润分别为67.18、84.61、93.13亿元，同比增长40.5%、26.0%、10.1%；EPS为2.71、3.41、3.75元/股；对应PE为4.84、3.84、3.49倍；PB为1.01、0.84、0.71。首次覆盖给予公司“买入”评级。 风险因素：国内外能源政策变化带来短期影响；国内房地产行业继续大幅下行压制炼焦煤需求；发生重大煤炭安全事故风险；海外宏观经济失速下行。