事件：公司近期发布2023年年报，全年实现营业收入278.7亿元，同比+8.3%；实现归母净利润14.3亿元，同比+186.4%。 紧抓“疆电入皖”机遇，江布电厂投产，火电资产质量进一步提升。2023年9月，江布电厂两台66万千瓦机组建成投产，另外西黑山电厂2×66万千瓦机组预计也将在24年底建成投产。新疆火电利用小时数高、煤炭成本低，公司整体火电资产质量将持续提升。截至2023年底，公司控股发电装机容量为1,494万千瓦，其中经营期装机1,138万千瓦，建设期装机356万千瓦，电力业务仍有增长空间。 电价高位维持、动力煤价格下降，火电盈利能力持续改善。2023年，公司电力业务平均上网电价455.6元/兆瓦时，较22年同比-2.3%。其中部分影响来自新投产新疆机组上网电价比安徽省项目较低，去除这部分影响，我们测算公司安徽机组上网电价的下降幅度仅约0.5%。2023年，国内煤炭市场供需结构持续改善，煤价趋稳，安徽省全年平均煤价下降约18.9%，火电成本端改善明显。23年公司发电行业毛利率达到7.69%，可比口径同比+5.72pct。 电力多板块协同发展。除煤电板块外，公司积极发展燃气发电、新能源发电、储能和抽蓄业务。今年2月公司合肥气电项目试运行；公司正在推进宿州30万千瓦风电，新疆80万千瓦光伏大基地项目开工前相关准备；公司控股皖能环保运营质量良好，持续贡献利润；今年1月公司中标绩溪家朋抽蓄项目，装机容量1400MW。多板块协同发展，电力业务结构持续优化。 每10股派现金2.21元，分红比例进一步提高。公司拟向全体股东按每10股派现金2.21元（含税），计派现金股利500,976,796.15元，占公司2023年归母净利润的35.05%，分红比例较去年提高9.5pct。 国内煤炭市场供需结构持续改善，煤价持续下行，我们上调盈利预测，预计公司24-26年归属于母公司净利润分别为18.33/22.14/23.09亿元（24-25年原预测为17.29/20.98亿元），对应每股收益分别为0.81/0.98/1.02元（24-25年原预测为0.76/0.93元）。参考可比公司估值给予公司24年13倍PE估值，对应目标价10.53元。维持“买入”评级。 风险提示在建项目进度不及预期；煤价波动风险；长协煤比例不及预期；投资收益波动风险。

业绩符合预期，降本增产成效显著： 中煤能源发布 2023年年报，公司实现营收1929.69亿元，同比-12.5%，实现归母净利润 195.34亿元，同比+7.0%，全年业绩符合预期。 在 2023年煤价中枢同比下跌的不利外部环境下，公司业绩实现同比提升的一个原因是煤炭、煤化工产品产销量提升，以量补价稳定了业绩。 2023年，公司自产商品煤产量 13422万吨，同比增长 12.6,%，主要煤化工产品产量 604万吨，同比增长 6.5%。业绩提升的另一原因是公司资产减值损失较 22年减少， 23年公司资产减值损失为 2.85亿元，同比减少 85.16亿元。 优化产业布局，未来成长可期： 2023年公司完成资本支出 157.57亿，推动了多个项目建设进展， 2024年公司计划资本支出 160.09亿，其中煤炭、煤化工、煤电、新能源、煤矿装备计划资本支出分别为 75.56、 48.76、 14.24、 16.75、 4.58亿元，产业布局持续优化。 重点项目进展方面， 公司大海则煤矿已于 23年竣工验收，里必煤矿和苇子沟煤矿项目预计 2025年底投产，安太堡 2×350MW 低热值煤发电项目将于 24年建成投产，乌审旗电厂项目计划 2024年开工建设，榆林煤炭深加工基地项目计划 2024年开工建设，“液态阳光项目” 主要装置和配套公辅设施已核准并完成投资决策。随着公司多个重点项目的持续推进，公司业绩成长性有望得到凸显。 根据 23年煤炭和煤化工产品价格情况， 我们下调了未来煤炭和煤化工产品价格预测。我们调整公司 2024-2026年每股收益分别为 1.58、 1.64、 1.70元（原 24-25年预测 1.65、 1.75元）， 按照可比公司 24年调整后 9倍 PE，调整目标价为 14.22元，维持买入评级。 风险提示 项目投产不及预期；煤炭价格大幅降低；煤化工产品景气度降低。

事件：公司近期发布2023年年度业绩预增公告，公司预计2023年度实现归属于上市公司股东的净利润为223,000万元~233,000万元，与上年同期（法定披露数据）相比增长16.80%~22.04%。 120万吨产能复产，煤炭业务产销量增长。公司2022年下半年收购了山西省古交市2座各60万吨/年优质焦煤生产煤矿，2023年上半年已全面复产，公司煤炭业务产销量同比有较大提高。23年前三季度，公司实现原煤产量954.03万吨，较22年同期增长129万吨（+15.67%），原煤销量同比增长也达到17.68%，部分抵消焦煤市场价格回调对业绩的影响。四季度产能稳定，全年产销量同比预计保持增长，再加上三、四季度焦煤价格的持续反弹，公司全年煤炭业务有望保持良好盈利水平。 电量、电价增长与煤价下跌共振，电力业务助公司业绩增长。23年前三季度，公司电力业务经营稳定，完成上网电量268.10亿千瓦时，同比+0.45%；平均上网电价0.4759元/千瓦时，同比增长2.6%。动力煤价格方面，23年以来国内煤炭供给保持高位、进口煤政策宽松，国内动力煤供需偏紧的形势有所缓解，动力煤市场价格明显回落，全年均价较22年同比下跌超过20%。电量、电价增长与煤价下跌共振，公司电力业务23年全年经营效益持续改善，推动公司业绩增长。 海则滩项目加快推进、能项目如期开工，有望形成新增长极。公司所属陕西亿华海则滩煤矿项目于22年底顺利开工建设，预计2026年具备出煤条件，2027年达产，海则滩项目达产后将增加公司1000万吨/年煤炭产能，将大幅度提升公司煤炭业务规模和盈利能力。储能方面，公司全产业链布局全钒液流电池产业，上游3000吨/年高纯五氧化二钒选冶生产线及下游300MW全钒液流电池储能设备制造基地均于23年6月开工，预计24年投产。项目投产后储能将有望成为公司新的增长极。 由于三、四季度焦煤市场价格反弹超过预期，我们调整公司23-25年归母净利润预测至22.76/28.23/31.92亿元（原预测为21.22/26.77/30.41亿元），调整23-25年每股净资产预测值2.08/2.21/2.35元（原预测为2.08/2.20/2.33元），参考可比公司估值，给予公司2024年0.9倍PB估值，对应目标价1.99元，维持“增持”评级。 风险提示焦煤市场价格波动风险；发电燃料成本上升风险；储能业务推进不及预期风险。 盈利预测与投资建议

发挥区位优势，筑火电业绩基石。得益于新兴产业的发展，安徽省电力需求保持高速增长。公司是安徽省第二大发电集团，截至2022年底，公司控股在运火电装机容量892万千瓦，占安徽省省调火电总装机容量的22.4%。另外公司借准东—皖南特高压输电通道优势，深度参与投资新疆外送电源项目，江布电厂2×66万千瓦机组已于9月正式投产，西黑山电厂2×66万千瓦机组预计将于25年投产，火电增长空间广阔。 火电多方位优化发展，盈利能力持续改善。23年内在电价高位维持、煤价快速下跌的大背景下，1H23公司发电业务毛利率进一步提升至7.90%，盈利能力持续改善。 公司运营机组中煤电机组比例较大，若容量电价政策在安徽省顺利实施，公司有望从中获益。公司现役30万千瓦机组上推进氨能掺烧工程化应用，2022年底完成氨能替代20%燃煤的工程化应用，预计2025年实现绿氨综合利用的全面推广，有望减少碳排放量，实现额外绿色价值。 优质资产注入，电力产业结构优化。公司完成购买皖能环保51%的股权以及四家抽水蓄能公司部分股权。截至2023年11月，皖能环保旗下在运营生活垃圾焚烧项目14个，合计处理能力达到1.49万吨/日，安徽省内市场占有率约35%。皖能环保运营质量良好，2023年上半年，皖能环保实现营业收入6.11亿元，净利润达到1.19亿元，增厚公司业绩。另外，公司积极布局新能源，计划“十四五”期间发展新能源发电400万千瓦，电力产业结构有望优化。 我们预计公司23-25年归属于母公司净利润分别为16.38、17.29、20.98亿元，对应每股收益分别为0.72、0.76、0.93元。 我们选择相对估值法对公司进行估值。我们选择的可比公司均为以火电为核心业务的区域型火电运营商。可比公司2024年调整后平均预测市盈率为10倍。我们给予公司2024年10倍PE估值，对应目标价7.60元。首次覆盖，给予“买入”评级。 风险提示发电业务增长不及预期风险；市场煤价格波动风险；长协煤政策推进不及预期风险；电价下滑风险；垃圾焚烧发电补贴下调风险；投资收益波动风险；假设条件变化风险。 盈利预测与投资建议

事件：公司近期发布2023入年三季报，前三季度实现营业收入1913.2亿元，同比+4.0%；实现归母净利润125.6亿元，同比+418.7%。 股权出售显著增厚利润。燃料采购支出大幅下降，现金流大幅改善。三季度，公司实现归母净利润62.55亿元，同比增长770.0%。主要是公司向华能水电出售四川能源开发公司49%股权，形成非流动性资产处置损益19.96亿元。剔除该项影响，公司归母净利润同比增长仍有556.8%，主业盈利能力持续改善。前三季度，公司经营活动产生的现金流量净额同比增长31.57%，主要是燃煤价格下降以及库存管理使燃料采购支出大幅下降。 3Q23煤电上网电量同比-0.1%，燃料成本显著下降，盈利能力持续改善。23年前三季度，国内煤炭供应保持高位水平，进口煤供应量同比大幅增长，煤炭供需关系偏紧有所缓解。另外电煤中长协政策强度不减，在市场和政策双重作用下，市场煤价下行，助公司业绩持续改善。三季度，由于高温持续时间相对较短以及来水偏多，公司火电上网电量同比-0.1%，但前三季度同比仍保持增长，增速达到3.1%。前三季度上网结算电价509.66元/兆瓦时，同比+0.5%，煤电板块盈利能力持续改善。 新能源如期推进，装机、发电量占比不断提高。23年前三季度，公司新增风电、光伏装机规模分别达到1015.75MW和3408.98MW，公司装机结构中风电、光伏的合计占比较22年同期进一步提高4.15pct达到18.39%。前三季度风电、光伏的合计上网电量占比同比提高1.7pct达到9.2%。前三季度公司风电板块利润总额达到46.9亿元，同比+6.1%；光伏板块利润总额达到18.24亿元，同比+77.1%。 3Q23公司非流动性资产处置损益19.96亿元，主要是公司转让四川能源开发公司49%股权实现的投资收益，我们调整了公司23年投资收益预测。预计公司23-25年归属于母公司净利润分别为147.67/160.00/180.51亿元（原预测为135.49/160.10/179.94亿元），对应每股收益分别为0.94/1.02/1.15元（原预测为0.86/1.02/1.15元）。参考可比公司平均估值，给予公司2023年11倍PE估值，对应目标价10.34元，维持“买入”评级。 风险提示新能源发电的增长空间及项目推进速度可能低于预期；煤价下跌幅度不及预期；结算电价超预期下跌；新能源运营的收益率水平可能降低。

国内炼焦煤龙头企业，实控人为山西省国资委。23H1煤价受到需求疲软，供给超预期而下行，在高基数背景下，23H1公司营收同比下降 15.7%，归母净利下降29.43%，2022年公司实现营业收入 651.83亿元，同比增长 20.33%，归母净利润为 107.22亿元，同比增长 110.17%。其中煤炭板块受益于 2022年煤炭价格高位维持，盈利大幅上涨；电力板块受到市场化电价上浮等影响，利润有所恢复；由于原料煤价格维持高位，下游需求较弱，焦化板块同比亏损增加。公司炼焦煤价格以长协为主，相对稳定，同时新增产能有限与房地产需求改善预期对炼焦煤价格形成强支撑，2023年下半年公司炼焦煤板块有望回暖。 宏观预期修复，后续有望迎来供需共振。短期内，煤炭仍在能源结构中起着压舱石作用。供给端，在保供政策背景下，供给端产能及进口量提升，煤炭价格同比下滑，展望 23年下半年，进口煤与国内煤价差逐步缩小，煤价或出现支撑位，降幅显著减缓。随着进口煤与国内煤价差逐步缩小，下半年进口增速预期放缓，加上海外煤成本逐年上升，进口煤价格优势不断减弱，国内煤价有望得到一定支撑；需求端，关注地产政策端发力或推动煤炭需求改善。 坐拥优质煤炭资源，提升增长潜力。受益于地域优势，山西焦煤煤炭储量处于同行领先地位，山西省煤炭资源储量占全国煤炭储量的 23.8%；公司不断通过并购增加资源储备，截至 2022年，山西焦煤核定产能高达 4890万吨/年，且收购标的质地良好，华晋焦煤、水峪煤业、腾晖煤业业绩均高于业绩承诺数。 煤炭企业的业绩表现较强，现金流较为充裕，具有较强的分红能力。山西焦煤2020-2022年累计分红值 104.99亿元，20-22年分红率达到 20.96%、78.66%、63.54%，22年分红率达到行业前列，22年股息率为 14.28%，位列行业前列。 我们预测公司 2023-2025年每股收益分别为 1.51、1.61、1.65元，参考可比公司23年 8X 市盈率，对应目标价为 12.08元，首次给予买入评级。 风险提示宏观经济波动风险，钢铁、房地产等下游需求或不及预期，进口煤零关税政策延续等

事件：公司近期发布2023年半年报，上半年实现营业收入594.5亿元，同比+20.0%；实现归母净利润25.8亿元，同比+55.9%。单二季度来看，公司实现营业收入274.7亿元（+32.5%），实现归母净利润14.5亿元（+40.0%）。 1H23公司毛利率达到5.7%，盈利能力明显改善。受煤炭贸易量增加以及新机组投运影响，公司营收成本均同比增长。1H23公司实现营收594.50亿元，同比+20.0%；营业成本562.32亿元，同比+15.3%；公司综合毛利率达到5.7%，同比+4.1pct，较2022年全年平均水平上升5.3pct，盈利能力持续改善。 新增投产燃煤机组253万千瓦、电价稳定、煤价下跌，增厚利润。上半年，公司新增投产湖南100万千瓦、广东2。 68万千瓦、天津17万千瓦燃煤发电机组，合计新增装机253万千瓦。完成上网电量1,007.31亿千瓦时，较上年同期增长约7.71%。 受电价上浮政策的影响，公司平均上网电价上升。1H23公司平均上网电价527.05元/兆瓦时，同比+1.7%，较政策执行前的21年全年平均水平提高了22.6%。另一方面，23年以来国内煤炭供给保持高位、进口煤政策宽松，国内动力煤供需偏紧的形势有所缓解，煤炭价格持续回落。年内5500大卡港口煤价格最低触及750元/吨，23年1至8月均价达到974元/吨，较22年全年均值下降20%。受三方面因素影响1H23公司实现归母净利润25.8亿元，较上年同期增长55.9%。 煤价下跌拖累投资收益，华电新能保持增长。1H23公司实现投资收益22.84亿元，较去年同期下降21.2%。主要是由于煤价下跌，公司煤炭联营企业利润下降。反观新能源板块，华电新能业绩持续增长，上半年贡献投资收益18.11亿元，同比上升14.0%。我们预计23年全年华电新能风电、光伏新增装机规模5.7GW，总装机规模将超过36GW，净利润超过100亿元，有望为华电国际贡献投资收益超30亿元。 公司1H23业绩基本符合预期，我们预计公司23-25年归属于母公司净利润分别为55.49、64.97、71.49亿元，对应每股收益分别为0.54、0.64、0.70元。参考可比公司2023年平均市盈率12倍，我们给予公司2023年12倍PE估值，对应目标价6.48元，维持“买入”评级。 风险提示电价下滑风险；火电需求不及预期风险；市场煤价格波动风险；长协煤政策推进不及预期风险；投资收益波动风险。 盈利预测与投资建议

央企煤炭巨头，业绩持续增长。 中煤能源是中国中煤能源集团有限公司于 2006 年独家发起设立的股份制公司。截至 2022 年底，集团直接持有 57.36%的股份，实际控制人为国务院国资委。公司以煤炭业务为核心，发展煤化工、煤矿装备及金融及包括火力发电、铝加工、设备及配件进口、招投标服务和铁路运输等多种业务，业绩逐年增长。近 5 年公司营收 CAGR 为 22.1%，归母净利润 CAGR 达 49.8%。 煤炭板块具备可持续性、成长性和稳定性。中煤能源在山西、内蒙古和陕西均储备了大量的煤炭资源，2022 年公司煤炭资源量达 268.6 亿吨，证实储量达 140.01 亿吨，均排煤炭上市公司中的第二位。从储采比来看，中煤能源 2022 年储采比为 117年，具备高于行业平均水平的经营可持续性。中煤能源在过去几年煤炭产量增速较高，同时未来预计还有不少产能增量，具备行业稀缺的成长性。截止至 22 年底，公司核定产能为 13329 万吨/年，权益产能为 11553 万吨/年。公司在建产能共计 2640万吨/年，且有望得到集团资源注入。我国煤炭中长期合同执行“基准价+浮动价”价格机制，自 2022 年长协基准价调整以来，煤炭长协价格平稳。长期来看，我们认为煤价仍将处于下行周期，而长协比例高的煤炭企业盈利受影响小。公司长协比例高，且今年一季度中长期合同执行率高于 22 年同期水平，具备较好的盈利稳定性。 公司重点布局煤化工，有望助力利润增厚。公司重点发展煤化工产业链，已实现聚乙烯、聚丙烯、尿素和硝铵四种终端化工产品的大规模生产。公司在建 35 万吨/年聚乙烯和 55 万吨/年聚丙烯有望贡献业绩增量。我们对中煤能源和中国神华聚烯烃产品的单吨加工费、折旧摊销和原料成本进行测算和比较，结果显示二者单吨成本差距主要归因于内部煤炭定价差异，中煤现有 CTO 的实际生产成本水平与神华接近。在未来煤炭消费量下降预期下，煤化工业务的投资支出可保障煤炭投资支出的回报率。聚烯烃价格主要受油价支撑，未来煤制聚烯烃利润有望得到进一步修复。 我们看好公司煤制聚烯烃业务能发挥抵御风险、增厚利润的作用。 我们预测公司 2023-2025 年 EPS 分别为 1.55、1.65、1.75 元，参考可比公司 2023年调整后平均 7 倍 PE 估值，对应目标价为 10.85 元，首次给予买入评级。 风险提示项目投产不及预期；煤炭价格大幅降低；煤化工产品景气度降低；假设条件变化影响测算结果。

事件：公司近期发布 2023 年半年报，上半年实现营业收入 59.3 亿元，同比-3.4%；实现归母净利润 6.9 亿元，同比+26.3%。 天然气综合采购成本下降，能源业务扭亏为盈。上半年，公司能源业务实现主营业务收入 19.35 亿元，同比减少 0.15 亿元（-0.79%）。23 年以来国际能源紧张形势有所改善，截至8月17日液化天然气到岸价均价约13.19美元/百万英热单位，较2022年均值下降 61.2%。受此影响，上半年公司能源业务成本改善明显，实现净利润0.60 亿元，扭亏为盈，同比增长约 1.48 亿元。公司积极推进上游优质气源供应多元化和结构多样化，能源业务盈利水平有望持续改善。另外餐厨垃圾制氢项目建成进入试生产阶段，关注项目后续进展。 固废运营收入、利润稳定增长；工程订单陆续完工，收入规模减少。上半年，公司固废处理业务实现主营业务收入 31.03 亿元，同比减少 2.32 亿元，主要是工程订单陆续完工，工程与装备业务收入同比减少 5.84 亿元（-48.15%）。在工程类业务收入大幅下降的情况下，固废运营表现亮眼，固废业务整体利润不降反增。上半年，公司新增投产生活垃圾焚烧处理能力 1750 吨/日，垃圾焚烧收入 15.64 亿元，同比+12.20%，环卫业务规模进一步提升，上半年环卫业务收入 7.7 亿元，同比+33.94%。垃圾焚烧实现净利润 4.36 亿元，同比+9.58%，毛利率 49.45%保持较强盈利能力，固废业务整体实现净利润 5.15 亿元，同比增加 0.12 亿元（+2.30%）。 在建项目有增量、存量深入挖潜，未来增长有动力。截止 2023 年 6 月，在建生活垃圾焚烧项目规模 1450 吨/日、筹建项目规模 750 吨/日；排水业务 3 个扩建项目合计规模 9.5 万方/日；其他固废处理在建、筹建项目规模 1619 吨/日，仍有增量空间。 另外，公司积极利用生活垃圾焚烧发电项目热源优势，开拓蒸汽余热对外供热业务，上半年实现对外供热 48.92 万吨，同比+20.88%，已形成新增长点。 预计公司 2023-2025 年归母净利润分别为 14.21/16.07/17.92 亿元（此前预测为14.15/16.07/17.92 亿元）。参考可比公司平均估值，给予公司 2023 年 15 倍 PE 估值，对应目标价 26.10 元，维持 “买入”评级。 风险提示在建项目建设进度不及预期；国际能源价格波动；氢能业务推进不及预期

事件：公司近期发布2023年半年报，上半年实现营业收入139.8亿元，同比-15.7%；实现归母净利润10.1亿元，同比+31.4%。盈利水平方面，公司上半年综合毛利率为28.0%，同比+2.0pct，净利率为7.4%，同比+3.5pct。 二季度焦煤市场价格跌幅较大，以量补价煤炭业务保持较强盈利能力。上半年焦煤市场价格迎来一波较大幅度下跌，1H23山西主焦煤平均价1893元/吨，同比-25.8%，其中1Q23同比下跌7.1%，2Q23同比跌幅达到42%。一季度公司银宇、福巨源合计120万吨产能煤矿恢复生产，1H23原煤产量达到604.94万吨，同比+16.61%，以量补价部分减弱了煤价下跌的影响，实现煤炭采选销售收入55.91亿元，同比-16.58%。煤炭业务毛利率达到56.09%，整体维持较高盈利水平。 市场煤价企稳叠加长协煤政策落地，电力业务全面扭亏。1H23下游电力需求持续改善，公司完成发电量合计170.72亿千瓦时，同比+1.41%。国内煤炭供应保持高位水平，进口煤供应量同比大幅增长，煤炭供需关系偏紧有所缓解，煤价下跌明显，1H23秦皇岛港Q5500平仓价均价同比-14%。长协煤签约率、履约率不断提升，公司燃料成本下降，电力业务毛利率达到6.60%，同比+9.22pct。电力业务扭亏助公司综合毛利率同比+2.0pct。1H23公司实现归母净利润10.1亿元，同比+31.4%。 储能项目开工建设，转型提速。1H23公司所属上游钒矿选冶生产线一期工程（3000吨/年）开工建设，预计2H24投产，投产后国内市场份额预计达到20%。全钒液流电池及相关产品生产线一期工程（300MW）也在1H23开工建设，预计2H24投产并同步完成储能模块装配及系统集成，投产后国内市场份额预计达到10%。 公司两煤矿恢复生产，我们上调了23-25年煤炭产能假设；焦煤市场价格超预期下跌、公司合并报表范围发生改变，我们下调了23-25年焦煤市场价格、石化贸易量假设。预计23-25年公司归母净利润为21.23/26.80/30.46亿元（原预测为21.41/26.74/31.85亿元），预测每股净资产2.08/2.20/2.33元（原预测为2.08/2.20/2.34元），参考可比公司估值，给予公司2023年1.00倍PB估值，对应目标价2.08元，维持“增持”评级。 风险提示焦煤市场价格波动风险；发电燃料成本上升风险；储能业务推进不及预期风险。 盈利预测与投资建议

事件：公司近期发布 2023年半年报，上半年实现营业收入 1260.3亿元，同比+7.8%；实现归母净利润 63.1亿元，同比+309.7%。 境内境外齐发力，业绩改善预期兑现。受境内燃煤价格同比下降和电量同比上涨综合影响，1H23公司火电板块税前利润汇总金额为 9.42亿元，同比增利 96.86亿元，业绩大幅改善。境外方面，1H23新加坡电力市场供需偏紧，电价上涨，公司新加坡业务务实现营业收入 161.41亿元，实现净利润 23.90亿元，同比大幅上升287.99%。境内业务扭亏，境外业务利润大幅增长，公司业绩明显改善。 入炉标煤单价同比-10.49%，火电发电量同比+7.43%，燃煤发电板块扭亏。1H23国内煤炭供应保持高位水平，进口煤供应量同比大幅增长，煤炭供需关系偏紧有所缓解，煤价下跌明显。公司累计入炉除税标煤单价 1,137.76元/吨，同比下降10.49%。由于来水偏枯水电出力不足，1H23公司燃煤机组利用小时数同比增加 100小时，叠加新机组并网发电，带动公司燃煤发电量同比+7.43%，在结算电价基本稳定背景下，公司燃煤发电板块 1H23实现利润总额 5.93亿元，成功扭亏。 新能源加速推进，装机占比不断提高，持续贡献利润。1H23公司新增风电、光伏装机规模分别达到 408.60MW 和 2497.49MW，公司装机结构中风电、光伏的合计占比较 22年底进一步提高 3.55pct 达到 17.43%。1H23风电、光伏的合计上网电量占比同比提高 1.8pct 达到 10.2%。1H23公司风电板块利润总额达到 40.24亿元，同比+17.5%；光伏板块利润总额达到 10.02亿元，同比+89.6%。 1H23燃料成本下降幅度超出此前预期，我们下调了 23-25年燃料成本的预测值；结算电价略低于此前预期，我们下调了 23-25年结算电价的预测值。综合以上因素我们上调了公司盈利预测。预计公司 23-25年归属于母公司净利润分别为 135.49/160.10/179.94亿元（原预测为 110.39/130.56/153.81亿元），对应每股收益分别为 0.86/1.02/1.15元（原预测为 0.70/0.83/0.98元）。参考可比公司平均估值，给予公司 2023年 14倍 PE 估值，对应目标价 12.04元，维持 “买入”评级。 风险提示新能源发电的增长空间及项目推进速度可能低于预期；煤价下跌幅度不及预期；结算电价超预期下跌；新能源运营的收益率水平可能降低。

事件：公司近期发布2023年一季报，一季度实现营业收入319.8亿元，同比+11.0%；实现归母净利润11.3亿元，同比+82.3%。 1Q23公司营收增长11%，综合毛利率同比上升2.4pct，财务费用率持续下降。受煤炭贸易量增加以及新机组投运影响，公司营收成本均同比增长。1Q23公司实现营收319.78亿元，同比+11.0%；营业成本306.22亿元，同比+8.25%；公司综合毛利率达到4.2%，同比+2.4pct，较2022年全年平均水平上升3.8pct，盈利能力持续改善。公司加大资金运作、融资创新力度，1Q23公司财务费用9.27亿元，同比-11.3%，财务费用率2.9%，同比-0.7pct，资金成本持续下降。 电价上浮、煤价企稳，公司盈利能力明显改善。1Q23公司实现净利润11.80亿元，同比+137.22%，利润改善明显。一方面是受电价上浮政策的影响，公司平均上网电价上升。1Q23公司平均上网电价530.87元/兆瓦时，同比+2.9%，较21年全年平均水平提高了23.5%。另一方面，23年以来国际能源价格趋于稳定，进口煤政策宽松，国内动力煤价格持续回落。至23年4月底，5500大卡港口煤现价回归1000元/吨左右水平，较22年3月的1600元/吨高位已经下降超600元/吨，23年内均价较22年下降超过10%。收入提升、成本改善，盈利能力明显提升，全年预期向好。 华电新能持续贡献投资收益。1Q23公司实现投资收益11.72亿元，与22年同期基本持平。在23年煤价下降的预期下，预计公司煤炭联营企业利润同比下降，投资收益的稳定或主要源于华电新能的持续盈利。我们预计23年华电新能风电、光伏新增装机规模5.7GW，总装机规模将超过36GW，净利润超过100亿元，有望为华电国际贡献投资收益超30亿元。 公司1Q23业绩基本符合预期，我们预计公司23-25年归属于母公司净利润分别为55.49、64.97、71.49亿元，对应每股收益分别为0.55、0.64、0.70元。我们选择相对估值法对公司进行估值，可比公司2023年调整后平均预测市盈率为15倍。我们给予公司2023年15倍PE估值，对应目标价8.25元，维持“买入”评级。 风险提示电价下滑风险；火电需求不及预期风险；市场煤价格波动风险；长协煤政策推进不及预期风险；投资收益波动风险；盈利预测与投资建议

事件：公司近期发布2022年年报及2023年一季报，2022年全年实现营业收入355.6亿元，同比+30.8%；实现归母净利润19.1亿元，同比+69.3%。2023年一季度公司实现营业收入70.7亿元，同比-8.7%；实现归母净利润4.2亿元，同比+28.4%。 22年焦煤量价齐增业绩高增长，1Q23以量补价保持增长。2022年，受益于年内炼焦煤价格维持相对高位，公司核算原煤单价同比+21%，煤炭业务毛利率进一步提高至60.8%。1Q23焦煤价格回落，公司核算原煤单价1102元/吨，同比-10.6%，环比-4.4%。但公司合计年产能120万吨的煤矿恢复生产，实现原煤产量238.36万吨（+8.9%），以量补价，毛利同比+3.0%，煤炭业务盈利能力持续提升。 市场煤价企稳叠加长协煤政策落地，电力业务有望扭亏。22年下游电力需求持续改善，公司全年发电量+15%。受益于电价上浮政策，公司火电上网电价同比+17.5%，电力业务创收能力增强。而在动力煤价格保持相对高位的不利因素影响下，公司燃料总成本同比+45%，电力业务亏损面扩大，毛利率-1.4pct。1Q23公司完成发电量87.6亿千瓦时（+1.6%），随着全年经济复苏，下游电力需求有望持续回暖，预计公司电厂将进一步增加利用小时数。叠加成本端市场煤价逐步回归合理区间以及长协煤比例不断提高带来的燃料成本下降，公司电力业务有望扭亏。 项目稳步推进，储能转型加速。22年公司全钒液流电池全产业链发展布局已经基本形成，正在全面进行各储能项目及生产线建设。上游钒矿选冶生产线预计23年内开工建设。下游公司自主研发的钒电池电堆初测试成功，与公司火电业务相结合的储能示范项目也将于23年内开工建设。储能业务有望成为公司发展的第二增长极。 公司结算电价上浮超预期、石化贸易能力提升、投资收益波动较大，我们上调了23-24年结算电价以及石化贸易量假设、下调了投资收益假设。预计23-25年公司归母净利为21.41/26.74/31.85亿元（原23/24年预测为22.71/25.12亿元），预测每股净资产2.08/2.20/2.34元（原23/24年预测为2.09/2.21元），参考可比公司估值，给予公司2023年1.00倍PB估值，对应目标价2.08元，维持“增持”评级。 风险提示焦煤市场价格波动风险；焦煤产能释放低于预期风险；动力煤价上行风险；长协煤比例提升不及预期风险；储能业务推进不及预期风险。 盈利预测与投资建议

事件：公司近期发布 2022年年报，全年实现营业收入 2467.2亿元，同比+20.3%；实现归母净利润-73.9亿元，较 2021年减亏 26.2亿元。 新能源：绿色低碳转型加速，新能源利润保持较高增速。2022年，公司全年新增新能源装机 605.8万千瓦，其中新增风电装机 309.3万千瓦，新增光伏发电装机 296.5万千瓦。至 2022年末，公司低碳清洁能源装机占比为 26.1%，较 2021年末增加3.7pct。装机容量带动新能源发电量快速增长，2022年公司风电、光伏发电量同比增长分别达到 35%和 70%。全年各风电场及光伏电站合计税前利润汇总金额为73.83亿元，同比增利 17.64亿元，助力公司业绩修复。公司新能源发展规划确定了十四五期间新增风电光伏装机要超过 4000万千瓦以及十四五末清洁能源装机比例达到 45%的目标。我们预计 23~25年年度新增装机 800~1000万千瓦左右。 火电：煤价高企成本端承压，电价上浮及辅助服务创收共同推动亏损收窄。2022年动力煤价格维持高位运行，公司全年境内火电厂售电单位燃料成本为 372.56元/兆瓦时，同比大幅上涨 17.73%。在此不利背景下，公司全年火电利润总额-167.5亿元，亏损额较 2021年收窄 22.24亿元。其主因一方面是上网结算电价增长明显，公司境内电厂含税平均结算电价 509.92元/兆瓦时，同比上升 18.04%；另一方面是公司积极参与全国电力辅助服务市场，调峰、调频辅助服务合计实现电费净收入 14.73亿元。预计 2023年，国内动力煤保供稳价持续推进，长协煤签约比例及履约率均有望进一步提高。国际能源市场环境改善共同推动煤价企稳，叠加电价上浮比例的延续，期待公司火电板块盈利修复。 由于动力煤价格高企提高公司成本端压力，我们下调了公司 23-24年盈利预期并引入 25年盈利预期，预计公司 2023-2025年每股收益分别为 0.62、0.75、0.89元（此前预测 23-24年为 0.71/0.82元）。考虑到公司的行业龙头地位、风光新能源装机较快增长、火电基本面反转期较大的业绩弹性，参考可比公司平均估值，给予公司 2023年 16倍 PE 估值，对应目标价 9.92元，维持 “买入”评级。 风险提示 新能源发电的增长空间可能低于预期；火电基本面改善不及预期；新能源运营的收益率水平可能降低；假设条件发生变化将导致测算结果产生偏差。

事件：12月26日永泰能源发布公告，控股子公司德泰储能与长沙理工大学合作取得储能专利技术，并与贾传坤教授共同投资设立储能装备公司。 入手核心技术，加快形成具有公司自主知识产权的全钒液流电池储能技术。根据公告，公司本次受让的专利技术涉及高能量密度、低成本碱性液流电池体系的制备方法，电池电堆结构、密封方法及应用，电极框及其全钒液流电池，改性电极材料及其制备方法，改性膨润土复合离子交换膜及其制备方法等方面，基本涵盖了从电池系统到电堆结构、改性电极、交换膜等全钒液流电池核心应用范围，专利技术全面且具备较强的先进性，有利于加快形成具有公司自主知识产权的全钒液流电池储能技术。 “技术+产业”有效融合，加快推进公司在全钒液流电池储能领域全产业链发展。根据公告，德泰储能与贾传坤教授共同投资设立德泰储能装备公司，德泰储能持股88%。储能装备公司拟建设年产能500MW的大容量全钒液流电池及相关产品生产线，其中：一期拟投资1.2亿元，建设年产能300MW生产线；二期规划建设年产能200MW生产线。公司拥有的上游钒矿资源将为储能装备公司的发展提供保障。今年8月，公司收购的钒矿资源公司现探明保有钒矿石量538.19万吨、五氧化二钒矿物量5.70万吨，平均品位1.06%。后续通过补充勘探和对开采、冶炼设备进行更新和技术改造，五氧化二钒产能可达3,000吨/年。 自有项目探索“火电+储能”调频模式。技术应用方面，今年8月公司公告将在公司所属控股火电项目张家港沙洲电力有限公司开展2×1000MW机组储能辅助调频项目建设。该储能项目将采用公司自主知识产权的全钒液流电池储能系统，是公司采用“火电+储能”调频模式并向储能新能源领域发展的新探索，在项目运行后有望产生良好的经济效益和示范效应，有利于公司储能业务的推广发展。 我们预测公司2022-2024年归母净利润分别为18.15、22.71、25.12亿元，根据可比公司2022年的PB水平，我们维持公司2022年的1.00倍市净率估值水平，对应目标价为1.99元，维持增持评级。 风险提示技术产业化推进可能不及预期；储能业务推进可能不及预期。 盈利预测与投资建议