事件： 202 4 年4 月 19 日， 潞安环能发布 2023 年度报告， 2023 年，公司实现营业收入 431.37 亿元，同比下降 20.55%，实现归母净利润 79.21 亿元，同比下降 44.11%；扣非后净利润 78.89 亿元，同比下降 45.11%。经营活动现金流量净额 88.52 亿元，同比下降 73.79%；基本每股收益 2.65 元/股，同比下降 44.09%。资产负债率为 43.04%，同比下降 5.04pct。2023 年第四季度，公司单季度营业收入 101.24 亿元，同比下降 29.3%，环比下降 9%；单季度归母净利润 6.52 亿元，同比下降 86.7%，环比下降 67%；单季度扣非后净利润 6.47 亿元，同比下降 87.4%，环比下降 67.2%。2024 年第一季度，公司单季度营业收入 86.59 亿元，同比下降 27.2%，环比下降 14.5%；单季度归母净利润 12.88 亿元，同比下降 61.9%，环比增长97.5%；单季度扣非后净利润12.85亿元，同比下降61.7%，环比增长98.6%。点评： 煤价大幅下滑影响 2023 年业绩，毛利率水平仍维持高位。 2023 年公司原煤产量 6040 万吨，同比增长 350 万吨（ +6.2%）；其中， 四季度原煤产量 1548 万吨，同比增长 227 万吨（ +17.2%）。 2023 年公司商品煤销量 5500 万吨，同比增长 206 万吨（ +3.9%）；其中， 四季度商品煤销量 1459 万吨，同比增长 29 万吨（ +2.0%）。受商品煤价格大幅下降的影响，公司 2023 年吨煤售价为 727 元/吨，较去年同期 931 元/吨下降 203 元/吨（ -21.8%）。但需要注意的是，公司不断加强成本管控，公司 2023 年吨煤成本降至 348 元/吨，较去年同期 359 元/吨下降 12 元/吨（ -3.3%）。整体来看，公司煤价同比下降叠加成本管控，公司煤炭业务 2023 年毛利率仍维持高位， 达 52.22%， 较去年同期的 61.4%下降9.16pct。 公司继续执行“丰年”高比例分红政策。 2023 年，积极响应国家“提升上市公司质量和投资价值”的政策导向，积极呼应上海证券交易所“提质增效重回报”的行动呼吁，积极回应广大投资者现金分红的合理诉求，公司现金分红占合并报表中归属于上市公司普通股股东的净利润的比率仍为 60%，现金分红金额（含税） 47.53 亿元，每 10 股派息数 15.89元，体现了公司“厚报股东”理念。 公司战略上持续扩张资源， 做好“加法”。 公司坚持发展为纲，加快资源扩充、项目建设、技术改造、并购重组、产业延伸、产品升级，推动煤焦产业规模壮大、产业素质提升、产品结构优化，整体提高发展后劲实力。年内完成黑龙、伊田、黑龙关和慈林山四座矿井的产能核增手续。按照“能争尽争、应拿尽拿”原则，突出抓好上马、西营等整装资源和五阳、后堡等扩区资源市场化竞买工作，适时择机推动控股股东煤炭资产注入工作低长协带来业绩高弹性，净现金彰显投资价值。 公司保供电煤长协占比较低，多为市场煤销售，尤其是喷吹煤长协为锁量不锁价的月度长协，喷吹煤价格跟随市场价格波动，在煤炭价格上涨时有望支撑公司业绩快速增长。 同时，需要注意的是， 截至 2023 年报，公司货币资金 267.5亿元，带息负债 44.96 亿元，有息债务现金覆盖率达 595%，体现了公司优异的资产质量及稳健的经营理念。 盈利预测与投资评级： 我们认为潞安环能作为国内喷吹煤行业龙头，煤炭资产优、成本管控强，叠加产能内生外延增长和高比例市场煤销售，企业稳健经营的同时又具有高增长潜力。我们预计公司 2024-2026 年归母净利润为 80.92 亿、 89.00 亿、 93.91 亿， EPS 分别 2.71/2.98/3.14元/股； 截至 4 月 18 日收盘价对应 2024-2026 年 PE 分别为8.87/8.06/7.64 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： 3 月 29日晚粤电力 A 发布 2023年业绩， 2023年公司实现营业收入597.08亿元，同比上升 13.38%； 实现归母净利润 9.75亿元， 实现扭亏为盈。 公司 23Q4单季度实现营业收入 145.33亿元，同比上升 10.31%，环比下降 13.67%。 由于计提 12.92亿元减值影响， 23Q4实现归母净利润-7.52亿元，同比减亏 5.32亿元。 点评： 火电板块： 降本增效成果显著，盈利能力有所恢复 1）装机及电量：继续加码煤电气电项目，用电需求持续增长。 2023年，公司在建火电规模 1267.42万千瓦。 2023年，火电板块新增投产粤华气代煤项目 66.7万千瓦， 2024年 1-3月投产肇庆鼎湖天然气项目 46万千瓦，惠州大亚湾石化区综合能源站项目 66.5万千瓦。 我们预计公司在建火电机组有望在 2024-2026年间密集投产，为火电板块电量增长带来成长空间。 同时，受益于广东用电量需求的持续增长，公司售电量稳步提升。 2023年，公司累计完成火电发电量 1141.50亿千瓦时，同比增加5.03%；其中煤电完成 956.39亿千瓦时，同比增加 2.15%，气电完成185.11亿千瓦时，同比增加 23.09%。 2）电价： 23年受益于广东电价的顶格上浮，但 24年面临电价回落压力。 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。 2023年广东年度电力交易价格实现顶格上浮，在年度长协可锁定大部收入的背景下，助力公司收入端改善明显。 2023年公司火电上网电价为 0.58元/千瓦时（含税），同比上升 0.4元/千瓦时，同比上涨 7.41%。 然而， 根据广东电力交易中心于 2023年 12月公布的交易结果，全省 2024年年度双边协商交易、年度挂牌交易、年度 集中竞争交易的成交均价同比有所下降，其中双边协商成交电量2431.14亿千瓦时，成交均价 465.64元/千千瓦时（含税， 下同），同比上年下降 88.24元/千千瓦时。广东省中长期市场交易电价的下降，公司 2024年面临电价回落压力， 公司有望通过持续优化电力市场交易策略， 降低电价回落的负面影响。 3） 成本： 受益于国内外煤炭均价同比回落，燃料成本下降。 公司煤炭长协比例较低，进口煤占比较高。 受益于 2023年国内外煤炭平均价格的同比回落，尤其是进口煤价同比较大幅度下行，公司 2023年燃料成本同比出现大幅改善。 2023年， 公司全年发电燃料成本 402.66亿元，同比下降 6.90%； 2023年实现火电度电燃料成本 0.353元/千瓦时（不含税），同比下降 11.31%。 展望 2024年，公司有望进一步严控各项成本费用、 控制燃料采购成本，带动火电度电成本的进一步降低。 绿电板块： 装机电量增长较为可观，“十四五” 后两年成长空间广阔。 1）装机电量： 2023年，公司新能源板块装机和电量增长较为可观。其中，风电装机新增 45万千瓦，同比增长 19.19%；光伏装机新增 197.3万千瓦。上网电量方面，风电完成 47.18亿千瓦时，同比增加 14.63%； 光伏完成 3.76亿千瓦时， 上年同期为 0.03亿千瓦时。 2）电价： 2023年，公司风电板块实现度电上网电价 0.70元/千瓦时（含税），同比下降4.11%；光伏板块实现度电上网电价 0.30元/千瓦时（含税），同比下降44.44%。 3）展望： 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。 8月，公司全资子公司广东省风力发电有限公司拟以公开挂牌方式增资扩股，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，或将有助于绿电装机的建设。 盈利预测及估值： 由于广东 24年电价回落，我们下调公司 2024-2026年的归母净利润预测至分别为 20.25亿、 27.83亿、 34.45亿，同比增速 107.8%/37.4%/23.8%；对应 3月 29日收盘价 5.17元的 PE 分别为13.40/9.75/7.88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： 2024年3月 28日，淮北矿业发布 2023年度报告， 2023年， 公司实现营业收入 733.87亿元，同比增长 6.26%，实现归母净利润 62.25亿元，同比下降 11.21%；扣非后净利润 58.91亿元，同比下降 15.5%。经营活动现金流量净额 130.31亿元，同比下降 21.83%；基本每股收益 2.51元/股，同比下降 11.31%。资产负债率为 52.24%，同比下降 2.54pct。 2023年第四季度，公司单季度营业收入 178.49亿元，同比增长 51.93%，环比下降 2.13%；单季度归母净利润 11.66亿元，同比下降 34.93%，环比下降 20.68%；单季度扣非后净利润 10.04亿元，同比下降 37.99%，环比下降 30.66%。 点评： 公司全年吨煤售价基本持平，煤炭业务毛利率维持近 50%。产销方面，不包含自用部分， 2023年公司商品煤产量 2197万吨，同比下降 93万吨（-4.06%）；其中， 四季度商品煤产量 523万吨，环比下降 20万吨（-3.60%），同比增长 29万吨（+5.78%）。 2023年， 公司商品煤销量 1783万吨，同比下降 99万吨（-5.28%）；其中， 四季度商品煤销量 404万吨，环比增长 6万吨（+1.41%），同比增长 45万吨（+12.68%）。 价格方面， 不包含自用部分， 公司 2023年商品煤售价为 1160元/吨，同比基本持平； 其中， 四季度商品煤售价 1025元/吨，环比基本持平，同比下降 9元/吨（-0.82%）。 成本方面， 不包含自用部分， 公司 2023年吨煤成本 592元/吨，同比增长 5元/吨（0.78%） ；其中， 四季度吨煤成本 482元/吨，环比下降 29元/吨（-5.7%）。总体来看，公司煤炭业务毛利率基本持平， 2023年煤炭业务毛利率达 48.92%，同比-0.41pct；其中， 四季度煤炭业务毛利率为 52.97%，环比+2.84pct。 四季度焦炭产销回升，吨煤售价有所回升。 产销方面， 不包含自用部分，2023年公司焦炭产量 377万吨，同比增长 8万吨（+2.22%）；其中，四季度焦炭产量达 104万吨，环比增加 5万吨（+4.51%），同比增加13万吨（+14.67%）。 2023年， 公司焦炭销量 375万吨，同比基本持平；其中， 四季度焦炭销量 103万吨，环比增加 2万吨（+2.24%），同比增加 5万吨（+4.79%）。 价格方面， 公司 2023年焦炭售价（不含税）下降至 2330元/吨，同比下降 570元/吨（-19.66%）；其中， 四季度焦炭售价（不含税） 2321元/吨，环比上涨 309元/吨（+15.37%），同比下降 266元/吨（-10.29%）。 总体来看，焦炭板块营收仍处于萎缩状态， 2023年， 公司焦炭销售收入 87亿元，同比下降 21亿元（-19.64%）；其中， 四季度焦炭销售收入 24亿元，环比增加 4亿（+17.94%），同比下降 2亿元（-6.0%）。 2023年甲醇产销大幅提升。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，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， 公司甲醇产量 52.8万吨，同比增长 15.1万吨（+40.16%）；其中， 四季度甲醇产量达 17.1万吨，环比增长 6.2万吨（+57.35%），同比增长 3.7万吨（+27.86%）。 2023年， 公司甲醇销量 51.9万吨，同比增长 15.7万吨（+43.37%）；其中， 四季度甲醇销量 16.3万吨，环比增加 5.7万吨（+54.56%），同比增长 3.7万吨（+29.67%）。 价格方面， 受市场价格大幅下跌影响，公司 2023年甲醇售价（不含税）大幅下降至 2124元/吨，同比下降 207元/吨（-8.87%）； 其中， 四季度甲醇售价（不含税） 2103元/吨，环比上涨 79元/吨（+3.88%），同比下降 201元/吨（-8.73%）。 总体来看， 2023年，公司甲醇销售收入 11.01亿元，同比增长 2.6亿元（+30.6%）；其中，四季度甲醇销售收入 3.4亿元，环比增加 1.3亿元（+60.56%），同比增加 0.5亿元（+18.34%）。 公司持续推进强链延链补链战略，长期业绩增长可期。 煤炭方面， 公司陶忽图矿井正在加快建设，临涣矿收储深部资源 5374万吨，袁二矿年产能由 150万吨核增至 180万吨。 电力方面， 绿电项目加快推进， 84MW集中式光伏发电项目并网发电。 化工方面， 化工产业提档升级，延链项目加快实施， 全球单系列规模最大的年产 60万吨无水乙醇项目、驰放气制备高纯氢项目建成运行；年产 10万吨碳酸二甲酯项目正在加快建设；焦炉煤气分质深度利用项目、年产 3万吨碳酸酯项目正式开工， 高端化、多元化、低碳化发展迈出坚实步伐。 非煤方面， 非煤矿山资源收储步伐加快，全年收储 3.07亿吨。未来随着信湖煤矿的恢复生产及诸多项目的投产，公司业绩增长可期。 可转债赎回落地，估值压制有望得到缓解。 公司股票自 2024年 2月 7日至 2024年 3月 7日期间，连续 16个交易日中有 15个交易日的收盘价格不低于当期转股价格 14.12元/股的 130%（即 18.36元/股） 。触发“淮 22转债”的有条件赎回条款，公司于 2024年 3月 7日决定行使“淮 22转债”的提前赎回权利。淮 22转债将自 2024年 4月 3日起在上海证券交易所摘牌。截至 3月 27日，“淮 22转债” 未转股比例 9.7%，未转股余额 2.9亿元。可转债的强赎在即有望促进可转债转股， 转债对正股股价的压制或解除， 有望带来估值的触底回升。 现金分红比例提高，每股分红绝对额基本持平。 根据《淮北矿业控股股份有限公司关于 2023年度利润分配方案的公告》，公司拟向全体股东每股派发现金红利 1.00元（含税）。合计派发现金红利 26.52亿元（含税），占 2023年度归属于上市公司股东净利润的比例为 42.60%。 2022年，公司每股派发现金红利 1.05元（含税） ， 派发现金股利 26.05亿元（含税），占公司 2022年度归属于上市公司股东净利润的 37.16%。 2023年每股派发现金红利同比下降 0.05元， 派发现金股利同比上涨0.47亿元，现金分红比例同比上涨 5.44pct。公司在业绩同比较大下降的背景下，每股现金红利仍能基本持平，现金分红比例有所上涨，彰显了公司重视股东回报的态度，截至 3月 28日收盘价，预计股息率为6.1%， 我们认为， 公司更具长期投资价值。 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 2024-2026年归母净利润为 72.63亿、 81.87亿、 97.09亿， EPS分别 2.74/3.09/3.66元/股； 截至 3月 28日收盘价对应 2024-2026年PE 分别为 5.98/5.31/4.47倍； 我们重点推荐公司，维持公司“买入”评级。 风险因素： 国内宏观经济增长放缓；安全生产风险；产量出现波动的风险。

事件： 3 月 22 日公司发布 2023年年报， 2023年公司实现营业收入 1437.54亿元，同比减少 6.68%；实现归母净利润 70.91亿元，同比增长 21.34%；实现扣非后归母净利润 24.59亿元，同比下降 47.35%；实现核心利润 63.78亿元，同比增长 5.12%；实现基本每股收益 2.3元，同比增长 21.05%。拟向全体股东每股派发现金股利 0.91元（含税）。 2023Q4公司实现营业收入 478.43亿元，同比增加 0.82%；实现核心利润 17.04亿元，同比减少 18.36%；实现归母净利润 39.88亿元，同比增加 48.56%。 同时， 公司发布计提资产减值公告，对公司控股子公司新能能源对甲醇整体装置及相关资产计提减值准备 13.28亿元，减少公司 2023年归母净利润10.64亿元。 此外，公司于 2023年 12月 9日发布公告，对控股子公司新新能源可能发生减值迹象的固定资产及在建工程-稳轻烃装置及配套设施计提减值准备 5.2亿元，减少公司 2023年归母净利润 4.16亿元。 点评： 零售气量同比小幅下滑， 成本优化推动平均采销价差提升。 气量方面，2023年公司零售气销量 251.44亿方，同比减少 3.1%。其中， 受电厂用户拖累，公司实现工商业气量 194.86亿方，同比减少 4.4%；民用气量53.48亿方，同比增长 3.8%；加气站气量 3.11亿方，同比减少 25.1%； 2023年下半年公司调整销售策略，零售气量同比增速转正，其中 2023Q4公司实现零售气量 71.89亿方，同比增长 1.1%。 平均采销价差方面，2023年公司零售气平均售价 3.56元/方，同比下降 0.03元/方；平均采购价 3.01元/方，同比下降 0.05元/方； 平均采销价差 0.55元/方，同比提升 0.02元/方。 国内平台交易气量快速增长， 平台交易气业务核心利润维持高增速。 2023年年报中， 公司将以往的直销气业务更名为平台交易气业务， 反映了公司希望依托好气网平台进行业务模式的更迭，以适应市场和客户需求的变化，探索扩大业务的可能性。 2023年公司实现平台交易气量（原直销气） 50.5亿方，同比增长 44%。 其中， 国内交易气量 31.13亿方，同比增长 110.3%， 下游客户主要为城市燃气（45%）、 能源集团及大工业（41%）， 从区域来看主要分布在浙江（55%）、广东（15%）、福建（13%）等省份； 国际交易气量 19.37亿方，同比减少 4.4%， 下游客户主要为油气公司（58%）及能源贸易商（16%），从区域来看主要分布在欧洲（60%）及亚洲（35%）； 2023年公司平台交易气业务贡献核心利润 34.14亿元，同比增长 56.5%， 占公司当期核心利润总额的 53.5%； 2023Q4公司实现直销气 13.79亿方，同比增长 83.1%，贡献核心利润5.71亿元，同比下降 41.9%。 成本优化、顺价推进叠加气量修复， 2024年公司城燃业务业绩有望持续改善。 上游气源成本方面， 2024-2025合同年中石油管道气售价淡季持平、旺季小幅下降，国内市场化气源及海外 LNG 现货价格大幅下降（2024年 1-3月我国进口 LNG 平均到岸价为 9.27美元/百万英热，同比下降 33%）， 公司以舟山 LNG 接收站为支点，加大国际低价现货气源采购力度，优化上游资源成本。 下游售价方面， 2022年以来我国部分省市已陆续完善并启动居民、非居民天然气顺价机制， 我们预计 2024年更多城市有望启动天然气顺价机制，疏导公司历史购气成本的上涨，推动公司毛差进一步修复。售气量方面，上游气价回落、经济复苏及“双碳”政策推进下国内天然气消费量有望持续增长， 公司作为五大全国性城燃公司之一， 2023年受销售策略等因素影响，售气量增速低于同行，随着公司调整销售策略、增强成本及售价竞争力， 2024年公司零售气量有望重回增长轨道。 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年公司拟向全体股东每 10股派发现金红利 9.1元（含税），其中每 10股派发现金红利 6.6元（含税）为公司 2023年年度分红，每 10股派发现金红利 2.5元（含税）为特别派息。 根据《新奥股份未来三年（2023-2025年）股东分红回报规划》，公司未来三年分配现金红利每年增加额不低于 0.15元/股（含税），即公司 23-25年每股分红不低于0.66/0.81/0.96元（含税）。 此外， 公司公告拟将出售新能矿业 100%股权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 2024/3/22收盘价计算，股息率至少分别为 4.8%/5.4%/6.0%。 2025&2026年 710万吨/年长协有望放量，公司直销气业务具备高成长性。 截至 2023年年报，公司已与海外 LNG 供应商签订 9份海外长协，合同量合计 1016万吨/年，其中与美国 LNG 供应商签订 5份 HH 挂钩的低价长协，合同量合计 740万吨/年。截止目前，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。同时，公司正在进行舟山 LNG 接收站的扩建工作，以匹配未来大幅增长的长协气量。 舟山目前处理能力750万吨/年， 2025年处理能力有望提升至 1000万吨/年。 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 25&26年共 710万吨/年长协气源有望放量，下游市场快速开拓，推动直销气业务的高增长；零售气业务上游资源池成本优化，下游顺价持续推进， 24年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提升。 我们预测公司 2024-2026年归母净利润分别为 60.85亿元、 73.77亿元、108.5亿元， EPS 分别为 1.96元、 2.38元、 3.50元，对应 3月 22日收盘价的 PE 分别为 9.75/8.04/5.47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：2024年3月20日，中煤能源发布年度报告，2023年公司实现营业收入1929.69亿元，同比下降12.52%，实现归母净利润195.34亿元，同比上涨7%；扣非后净利润193.64亿元，同比上涨6.8%。经营活动现金流量净额429.65亿元，同比下降1.5%；基本每股收益1.47元/股，同比上涨6.5%。资产负债率为47.7%，同比下降3.8pct。 2023年第四季度，公司单季度营业收入367.60亿元，同比下降18.73%，环比下降21.54%；单季度归母净利润28.46亿元，环比下降41.36%；单季度扣非后净利润27.95亿元，环比下降41.99%。 点评：点评：煤炭主业以量补价，成本端管控较为出色。2023年全年完成商品煤产量13422万吨，比2023年11917万吨增加1,505万吨，同比增长12.6%。2023年自产商品煤销量13391万吨，同比增长11.3%；其中动力煤销量1.2亿吨，同比增长12.92%，单位售价532元/吨，同比下降14.5%；炼焦煤销量1093万吨，同比增长9.42%，单位售价1386元/吨，同比下降20.8%。销售价格受到了市场价格下行的一定影响，全年自产商品煤售价同比下降113.84元/吨，下降15.91%。公司成本管控措施较为出色，自产煤单位成本307元/吨，同比下降4.91%，主要是由于自产商品煤产量增加的摊薄效应等使吨煤材料成本同比减少与吨煤运输费用及港杂费用同比减少。总体看，由于煤价波动的影响，煤炭业务实现营业收入1626.81亿元，同比下降14.97%，实现毛利405.37亿元，同比下降16.3%。产销量增长及销售结构优势保障公司在煤价波动阶段，业绩仍然有较强确定性与稳定性。 2023年四季度营业收入及归母净利润环比下降较明显。年四季度营业收入及归母净利润环比下降较明显。公司四季度营业收入367.60亿元，环比下降21.54%。下降原因主要是在于贸易煤业务收入的下跌，23年四季度贸易煤收入为92.56亿元，而前三季度贸易煤收入为814.59亿元。公司四季度归母净利润28.46亿元，环比下降41.36%，下降原因主要在于自产煤单位成本上升，尤其是人工成本、运输费用及港杂费用的增加：23年四季度公司吨煤人工成本为83.66元/吨，较前三季度上升38.41元/吨，或是由于人员绩效于四季度发放；而吨煤运输费用及港杂费用为159.61元/吨，较前三季度上升131.45元/吨，或是由于相关费用于四季度集中支付。两项自产煤吨煤成本的抬升使得公司四季度自产商品煤单位销售成本为342.58元/吨，较前三季度上升47.79元/吨。 煤化工产销量保持增长，展望未来或有提升空间。从煤化工行业来看，随着国内宏观经济企稳回升和下游行业的稳步发展，2023年国内化工产品需求明显恢复，产量和消费量稳步增长，但由于国际原油、天然气等石化产品价格下跌造成“增产增销不增利”的情况。2023年公司聚乙烯实现销量76.3万吨，同比增长3.2%，销售价格7145元/吨，单位毛利781元/吨；尿素实现销量214.1万吨，同比增长19.5%，销售价格2423元/吨，单位毛利804元/吨；甲醇实现销量191.9万吨，同比增长3.5%，销售价格1748元/吨，单位亏损141元/吨；硝铵实现销量58.7万吨，同比增长25.2%，销售价格2341元/吨，单位毛利864元/吨。 煤化工行业在2023年四季度有所回暖，随宏观经济回暖，油价上涨，公司煤化工业务或有一定业绩增长空间。 持续优化产业布局，各板块业务内生增长空间较大。公司深入推进中煤特色“两个联营”建设，推动产业深度融合发展。煤炭主业方面，公司重点保供大海则煤矿有望于2024年达产2000万吨/年，仍有500万吨/年增长空间。远期看，安家岭煤矿500万吨核增有望于2025年落实，同时苇子沟煤矿（240万吨）、里必煤矿（400万吨）也预计于2025年左右投产，此外，积极推进坑口煤电建设，平朔安太堡2×350MW低热值煤发电项目建设进入收尾阶段，乌审旗2×660MW煤电一体化项目取得核准并完成投资决策，平朔矿区100MW光伏+储能项目即将建成投产。煤化工方面，陕西榆林煤化工二期年产90万吨聚烯烃项目即将开工建设，“液态阳光”项目完成投资决策并纳入国家能源局《“十四五”能源领域科技创新规划》示范项目。 历史包袱逐步减轻，资产质量进一步提升。2023年，公司对出现减值迹象的在建工程、存货和固定资产等依据减值测试结果计提减值准备2.85亿元，上年对沙拉吉达井田探矿权等资产计提减值准备88.01亿元，同比减少85.16亿元。2023年公司资产负债率为47.7%，较2022年下降3.8pct；公司付息债务为726.98亿元，较2022年下降15.5%，公司通过持续优化债务结构进一步降低财务费用。此外，受煤价下行影响，公司生产销售活动现金流为354.4亿元，较2022年同比下降11.5%，整体波动较小。 国资委全面推开上市公司市值管理考核，公司有望进一步加强市值管理。理。1月24日，国资委提出将进一步研究将市值管理纳入中央企业负责人业绩考核，引导中央企业负责人更加重视所控股上市公司的市场表现，加大现金分红力度，更好地回报投资者。中煤能源作为煤炭专营的央企上市公司，有望经营优化与内生增长，同时进一步加强市值管理，加大股东回报，更好回报投资者。 盈利预测与投资评级：回顾市场，我们认为动力煤价格调整是淡旺季切换的正常现象，而全年看2024年煤炭需求对于长协价格仍有较强支撑，市场价格也暂时不具备单边下行的条件，随宏观经济回暖或支撑煤价上行。中煤能源高比例长协的稳定性及内生业务增长的成长性依旧具有投资价值，伴随煤炭产量有序释放，电力及煤化工业务进一步扩张，公司业绩有望稳中有增。我们预计公司2024-2026年实现归母净利润分别为218.17/240.94/253.28亿元，每股收益分别为1.65/1.82/1.91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；煤电相关行业政策的不确定性；煤矿出现安全生产事故等。

事件：2024年3月20日，新集能源发布2023年报，公司实现营业收入128.45亿元，同比增加7.01%；实现归母净利润21.09亿元，同比增加1.57%；扣非后净利润20.52亿元，同比减少1.47%。经营活动现金流量净额37.96亿元，同比增加26.25%；基本每股收益0.814元/股，同比增加1.5%。第四季度，公司实现营业收入31.53亿元，同比增加1.87%，归母净利润1.89亿元，同比下降19.95%。 点评：点评：煤炭：商品煤产销量同比提升，煤炭板块盈利表现优异。煤炭产销量方面，受益于煤质条件改善，2023年公司商品煤产量1937万吨，同比+5.16%；商品煤销量1969万吨，同比+8.7%。当前公司煤炭产能利用率维持较高水平，叠加杨村煤矿复建手续仍需一定时间，我们认为未来公司煤炭产量将保持平稳态势。价格方面，煤炭综合售价551元/吨，同比+0.2%；公司煤炭售价保持平稳主要得益于85%的高长协比例。展望2024年，公司电煤长协比例仍然维持85%，其煤炭综合售价有望保持稳态。成本方面，商品煤成本351元/吨，同比+5%；吨煤成本上升受人员工资上涨、安全生产费计提标准提高等因素影响。我们预计，随着公司持续强化成本管理，未来成本基本保持稳态。综上，公司煤炭板块量价本均有望保持稳态，煤炭板块将稳定为公司创造业绩贡献。 电力：煤电联营优势尽显，控股电厂业绩表现可观。2023年，受益于安徽电价持续顶格上浮和公司煤炭板块的联营优势，公司电力板块业绩维持稳定。电量方面，板集一期电厂继续实现高利用小时数发电。2023年全年发电量实现103.93亿千瓦时，同比降低2.67%。折合机组利用小时数5197小时，高于安徽省火电平均利用小时107小时，同时高于全国火电平均利用小时731小时。电价方面，受益于安徽电价顶格上浮，板集一期电厂实现平均上网电价（不含税）409.8元/兆瓦时，同比上升0.39%，继续维持高电价水平。成本方面，受益于板集煤矿的自有煤炭100%按长协价格供应，板集电厂一期电厂度电燃料成本仅为253.15元/兆瓦时，同比降低1.24%。电力板块燃料成本实现稳中有降。我们预计，随着板集二期电厂在下半年落地投产发电并贡献业绩，公司电力板块业绩将实现同比提升，为公司创造增量业绩贡献。 成长：煤电一体协同发展，估值提升空间广阔。公司在建及规划燃煤机组容量高达596万千瓦，分布于安徽、江西等地。截至3月20日，板集电厂二期有望于2024年10月投产；江西上饶电厂和六安电厂已经开工，预计将于2025年年底至2026年上半年投产；滁州电厂也将有望于2024年内开工建设。至2026年，公司煤电控股装机有望达到796万千瓦，未来三年装机与板块业绩有望实现高速增长。未来其电厂的煤炭需求主要由公司煤矿供应，新建电厂有望具备稳定的燃料供应链，形成“煤电一体”产业新格局。至2027年公司有望实现商品煤由大部分外销全面转向自用，实现从煤炭公司向煤电一体化公司的转型，从而带动公司估值逐步抬升。同时，在安徽经济高速发展推动用电量需求增长的大背景下，新建煤电机组利用小时数有望维持高位。叠加安徽电力现货市场加快推进，省内煤电机组有望获得现货增量收益。 盈利预测及评级：新集能源作为中煤能源集团控股的华东地区动力煤央企龙头，其煤炭资产优质、成本管控能力强，叠加未来煤电一体化的协同发展，稳健经营的同时又具有高增长潜力。我们预测公司2024-2026年归母净利润分别为23.4/25.5/29.0亿元；EPS分别为0.9/0.98/1.12元/股；对应PE分别为8.86/8.13/7.13倍；对应PB分别1.31/1.14/1倍。我们看好公司煤电一体化战略实施带来的业绩成长性和确定性，综合考虑转型为煤电一体化公司的估值水平，未来新集能源价值修复空间较大，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；煤电利用小时数下滑风险；煤电电价下降风险；煤矿安全生产事故风险；煤质下降风险。

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。

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。

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：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。

公司作为华东地区煤炭央企，以煤电一体协同发展为战略，未来转型成长空间可期。公司是由中煤能源集团控股的华东地区动力煤央企龙头，从事煤炭开采、洗选和火力发电业务。2023年前三季度，实现营业收入97亿元，同比+8.8%；归母净利润19.2亿元，同比+4.3%；在煤价波动调整背景下公司业绩实现小幅增长。公司在《“十四五”发展规划纲要》中提出：构建完善以煤炭、煤电、新能源为主，能源综合服务和资源综合利用协同发展的“3+N”产业发展新格局，将公司打造成华东地区多能互补、绿色低碳、智慧高效、治理现代的能源示范企业。公司以煤电一体协同发展为战略，兼顾业绩稳定性和成长确定性，未来转型成长空间可期。 安徽省煤炭供需形势趋紧，公司具有煤炭资源储量优势。2021年以来，安徽省保持较快的经济增长，全社会用电量增速持续超出全国平均水平，叠加华东地区煤炭产量逐年下滑，安徽省近年来煤炭净调入量呈现持续上升态势。华东地区作为我国煤炭消费的主力地区，安徽省煤炭资源供需形势呈现出趋紧态势。安徽省内煤炭资源开发主体主要为淮北矿业集团、淮南矿业集团、皖北煤电集团和中煤新集能源四家煤企集团。新集能源资源储量大，剩余可采年限达48年，且后备资源储量丰富（资源储量约占安徽省四大煤炭企业总资源量的40%），承担着保障安徽省煤炭供给的重要作用，同时丰富的煤炭资源为公司可持续发展奠定坚实的基础。 公司煤炭产能利用率高位维持，叠加高比例长协和出色的成本管控能：力，煤炭业绩有望保持稳定态势。产量端：公司共拥有5座在产煤矿，核定产能2350万吨/年。2018年-2023年Q3，公司产能利用率持续提升，由85%上升至95%。公司产能利用率高位维持，且杨村煤矿复建处于待核准状态，公司煤炭产量有望保持稳定。价格端：2023年前三季度实现商品煤综合售价545元/吨，相较2022年仅小幅下滑5元/吨。公司煤炭综合售价保持平稳，主要得益于公司拥有85%的高比例长协煤销售结构和煤质改善带来的热值提升。我们预计未来公司煤炭销售价格有望维持稳态。成本端：2023年前三季度公司煤炭生产成本为334元/吨，相较2022年持平，相较2021年上涨19元/吨。得益于公司出色的成本管控能力，公司煤炭生产成本保持平稳。人工成本作为影响煤炭开采成本的主要因素，2021年以来并未显著增加。我们认为，在煤炭产能利用率高位维持，叠加高比例长协和出色的成本管控能力背景下，公司煤炭板块业绩有望维持稳态。 在运电厂受益于自有煤供应，成本优势突出，盈利能力强。利辛板集电厂一期是公司目前主要在运燃煤发电厂，机组容量2×100万千瓦，为具有灵活调节能力的先进超超临界机组，度电煤耗低且发电利用小时数常年保持较高水平。机组位于板集煤矿坑口位置，其煤炭需求全部通过板集煤矿满足。利辛板集电厂一期得益于煤电一体化优势，成本端保持稳定。收入端受益于电改推进，自2021年起公司的度电营业收入逐年上行，其电价在2022年实现20%顶格上浮。 在建及规划煤电项目体量可观，自用煤需求将不断提升直至基本全部自供，公司有望实现公司有望实现“煤-电电一体化一体化”转型转型。公司规划新建煤电厂装机容量高达596万千瓦，分布于安徽、江西等地。至2026年公司煤电控股装机有望达到796万千瓦，未来三年装机与板块业绩有望实现高速增长。未来其电厂的煤炭需求主要由公司煤矿供应，新建电厂有望具备稳定的燃料供应链，形成“煤电一体”产业新格局。至2027年公司有望实现商品煤由大部分外销全面转向自用，实现从煤炭公司向煤电一体化公司的转型。在安徽经济高速发展推动用电量需求增长的大背景下，新建煤电机组利用小时数有望维持高位。叠加安徽电力现货市场加快推进，省内煤电机组有望获得现货增量收益。 盈利预测与投资评级：新集能源作为中煤能源集团控股的华东地区动力煤央企龙头，其煤炭资产优质、成本管控能力强，叠加未来煤电一体化的协同发展，稳健经营的同时又具有高增长潜力。我们预测公司2023-2027年归母净利润分别为23.5/23.5/24.8/27.8/29.3亿元；EPS分别为0.91/0.91/0.96/1.07/1.13元/股；对应PE分别为6.52/6.52/6.18/5.5/5.23倍；对应PB分别1.11/0.96/0.85/0.77/0.69倍。我们看好公司煤电一体化战略实施带来的业绩成长性和确定性，综合考虑转型为煤电一体化公司的估值水平，未来新集能源价值修复空间较大，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；国内外宏观经济失速或复苏严重不及预期；煤电利用小时数下滑风险；煤电电价下降风险；煤矿安全生产事故风险；煤质下降风险。