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

煤炭业务：焦煤价格高位运行叠加需求回暖，盈利有保障。今年以来，复工复产、保交楼叠加进口煤价高企、国际市场供需失衡将进一步推高对境内焦煤需求，支撑焦煤价格维持高位运行，利好公司煤炭业务。在国内焦煤供需紧平衡的格局下，公司煤炭产品销路畅通，预计 22~24年煤炭销量分别达到 1139/1169/1199万吨。 电力业务：动力煤价格回稳，成本改善；市场电价上浮，营收增长；双因素推动电力业务扭亏。今年以来国家政策积极推进，煤炭保供稳价平稳运行，有利于公司电力业务成本边际改善。另一方面，市场电价有序推进，2022年前三季度，公司主要产能所在江苏及河南地区市场电价均上浮 20%左右，有利于公司电力业务稳定增收。成本、营收双因素影响下，公司电力业务盈利能力有望持续改善。叠加火电需求持续向好，前三个季度，公司总发电量已达到 281亿千瓦时，单三季度发电量达到 113亿千瓦时，已接近完成去年制订的 330亿千瓦时计划。电量电价双重因素将推动公司电力业务扭亏。 新能源转型：高举储能旗帜，推动项目落地，有望形成产业链先发优势。公司通过与海德股份共同投资电化学储能项目，推进储能材料资源整合、提纯冶炼、储能新材料、电解液加工、电堆、装备研发制造和项目集成等全产业链发展。公司已收购上游磷钒矿石资源量量 538.19万吨，未来有望形成五氧化二钒产能 3,000吨/年。 我们预计公司 22-24年归属于母公司净利润分别为 18.15、22.71、25.12亿元；归属于母公司股东权益合计分别为 442.1、464.8、489.9亿元，对应每股净资产（BVPS）分别为 1.99、2.09、2.21元。考虑到永泰能源优质煤炭资源、相对稳定的煤炭开采销售预期、火电业务基本面触底反弹的业绩弹性、以及未来可能的储能业务发展预期，我们给予公司 2022年相当于可比公司平均值的 1.00倍 PB 估值，对应目标价 1.99元。首次覆盖，给予“增持”评级。 风险提示 焦煤产能释放可能低于预期；焦煤价格可能下跌；火电基本面可能下行（如动力煤价上涨等）；储能业务推进可能不及预期；假设条件发生变化导致结果产生偏差；资产减值风险。

公司披露年报：2020年年收完成营收52.56亿元，同比增长302%；实现归母润净利润6.20亿元，同比增长223%。扣非归母净利润4.37亿元，同比增加443%。报告期末，公司总资产194.83亿元，同比增长279%；净资产102.09亿元，同比增加234%。基本每股收益为0.41元，同比增长116%；加权平均净资产收益率为8.68%，同比增加2.29个百分点。 公司2020年完成重大资产重组，资产交割审计基准日为2020年5月31日，年报表现反映重组前公司全年以及重组所收购公司在资产交割审计基准日后6-12月的合并数据。重组完成后，公司合并报表范围扩大，同时全年发电量、上网电量和售电量水平均有较大幅度提升，推升业绩表现。 润公司实现营业利润7.17亿元，电力业务占比48%。从具体利润结构来看：电力业务完成3.45亿元，占比48.14%；电力勘察设计安装业务完成0.55亿元，占比7.71%；实现其他收益1.19亿元（同比增加46%），占比16.63%，主要为政府财政补助及税收奖励；资产处置收益0.35亿元（同比增加134%），占比4.84%，主要为电网资产拆迁补偿。 实现投资收益0.80亿元（同比增加291%），占比11.12%。其中，确认重庆长恒新达物资公司股权投资收益3178万元，黔源电力1191万元，朝阳寺电业1121万元，重庆公用站台设施投资开发公司990万元；三峡银行分红收益840万元。 公允价值变动收益0.37亿元（同比增加23%），占比5.22%。主要为三峡银行股权投资按公允价值计量，确认公允价值变动收益1919万元；黔源电力股权在按权益法核算前以公允价值计量，确认公允价值变动收益1823万元。 电力业务毛利率显著提升。从各项主营业务毛利率来看，电力业务提升至20.96%，上年为17.74%，主要受益于自发电量大幅增长；设计安装业务为17.29%，上年为20.41%（设计安装业务营收由2.71亿元增长为6.81亿元）；锰业贸易为7.93%。因新增毛利率相对较低的锰业贸易业务，公司整体毛利率17.91%，较上年18.34%略有下滑。 主要生产数据情况：2020年年长自发电量大幅增长52%。2020年1-12月，受益于所处流域来水增加，公司自有水电站发电量为29.47亿千瓦时，比上年同期19.39亿千瓦时上升51.98%。其中，因资产重组新纳入的电站全年发电量为19.93亿千瓦时，比上年同期12.92亿千瓦时上升54%。 全年售电量长增长13.69%，电价受疫情影响有所下滑。公司2020年1-12月共完成售电量113.26亿千瓦时，比上年同期99.62亿千瓦时上升13.69%。2020年售电均价（不含税）为0.4150元/千瓦时，较去年同期0.4406元/千瓦时降低5.81%。售电均价同比下降，主要原因是受疫情影响高电价售电比例下降，以及执行疫情期间阶段性电费优惠政策。 重组完成后，公司拥有锰矿开采及电解锰生产加工、销售的完整产业链。 电解锰产能10.6万吨，处于国内行业前列。公司2020年电解锰产量为8.96万吨（同比增加11.3%），通过“自产自销+外购销售”的模式，全年实现销量12.97万吨（同比增加32.5%）。电解锰产品价格随市场供需而波动，2020年主要运行于含税价1.05-1.35万元/吨区间。 公司露披露2021及年经营目标及“十四五”战略规划。2021年，公司计划完成售电量120.92亿千瓦时，实现营业收入107亿元。公司“十四五”规划预计，到2025年，公司销售电量将超过1000亿千瓦时，其中市场化售电量超过800亿千瓦时；总资产超过320亿元；营业收入超过150亿元。 按照上述规划测算，公司“十四五”期间的营收年化增速为23.3%。 规划明确提出三大业务、四大平台。三大业务：一是深耕广拓，规模化发展配售电业务；二是突出优势，特色化拓展综合能源业务；三是精准布局，差异化开拓新能源业务。四大产业发展平台：一是以长兴电力为基础，升级再造为市场化配售电平台；二是以综合能源公司为主体，集中打造综合能源发展平台；三是打造新能源开发运营平台。四是以“重庆市能源创新研究中心”为基础，打造公司能源创新研究平台。 公司作为三峡集团配售电业务的唯一上市平台，有望发挥突出的战略协同作用。1）三峡电入渝将进一步发挥“发-配-售电”业务的战略协同。 根据重庆市政府和三峡集团达成的战略协定，重组后的三峡水利作为三峡集团实施配售电业务的唯一上市平台，随着电力体制改革的推进，三峡集团的大水电消纳与地方电网形成协同效用，引入低价电将大大促进企业和区域经济发展。2）依托三峡集团，加快优质资产整合。重组完成后，三峡水利资产并购能力及经验进一步提升，将对网内及周边优质低价电源实施并购，同时筛选全国范围内优质的增量配网试点实施并购，并逐步整合三峡集团的优质配售电资产。3）长江大保护战略实施，促进产业链业务延伸。三峡水利与三峡集团正在大力实施主导的“长江大保护”发展战略形成良好的业务合作，业务范围将随着长江大保护项目的推进持续延伸，实现配售电业务沿江布局的战略协同；两江新区的继续开发，工业客户逐步落地，长兴电力开创的“电力设施金融服务、工程建设、运维及参与电力市场化交易业务模式”的系统性业绩增长方式，将为上市公司的发展提供广阔的空间。 “电改”标杆和“混改”样板。在国家全面深化混合所有制改革和新一轮电力体制改革背景下，公司完成重大资产重组工作，成为三峡集团、长江电力所属以配售电为主业的唯一上市平台。目前，公司已形成稳固的配售电产业基础和积极的综合能源业务布局；拥有工程、大水电检修运维、供应链等配套业务阵列，产业发展基础坚实；具备上市公司平台优势、股东资源优势、电力要素价格优势、“发-配-售”技术积累和运营管理经验优势、“混改”体制机制优势等，极具高质量发展潜力。 盈利预测：我们预计公司2021-2023年归母净利润为10.87、12.34、14.03亿元，对应PE分别为16、14、12倍。 风险提示：宏观经济波动，行业政策变化，三峡集团支持力度不及预期。

公司近日发布电动汽车换电业务发展规划。公司将在稳健发展清洁能源及热电联产业务的同时，继续从能源生产向综合能源服务转型，重点聚焦绿色出行生态，打造领先的移动能源服务商。按照规划，公司的换电业务目标领域包括以出租车、网约车为代表的乘用车，将重点布局长三角、大湾区、京津冀、成渝等较发达区域。主要包括： （1）换电站一体化解决方案。提供换电站及换电站核心部件的研发、设计等一体化解决方案，通过开展广泛的合作推动“换电站共享化”及换电站无人值守。 （2）换电站运营及能源服务。提供快速换电服务的同时提供换充储一体化电力交易、电池运营及健康管理等服务。 （3）电池梯次利用。不断精进残值评估技术、一致性梯次分选技术、电池再成组技术、BMS和储能系统级均衡技术、梯次储能应用技术，推动电池梯次利用。 充换电是移动新能源革命中的极大商机。碳中和目标将为能源生产及消费领域带来巨大变化，其中之一便是电动汽车对传统燃油车的逐步替代成为确定性极高的趋势。公司预测，到2050年，全世界范围内电能在交通领域的消费比重有望从目前的1%上升到34%，电动汽车用电量占电力消费的比重有望从目前的0.5%上升到11.5%，而中国这一比例可能更高、达到12.9%。到2040年，全球电动汽车保有量将超过5.5亿，中国作为全球最大的电动车市场，保有量有望超过2.3亿，对应年耗电量超过7500亿千瓦时。 从目前的应用现状来看，电动汽车相较燃油车的劣势之一是充电耗时较长、容易造成里程焦虑。虽然快充技术已有长足进步，但是难免面临物理上限。另外不容忽视的是，当前我国城乡配电网电压和功率的冗余配置可能并不十分充足，如果电动车的大功率快充需求快速大幅增长，可能会超出局部配网的负荷，而电网的规划和投资难以快速响应，而且成本较高。 因此我们认为，充换电将是未来伴随电动汽车共同快速成长的优质赛道。 公司拟与中金资本合作设立“碳中和”主题基金，哺育产业链生态。基金总规模不超过100亿元，预计协鑫能科出资约占基金总规模的51%；首期规模约40亿元。基金宗旨是对移动能源产业链上下游优质项目和充换电平台企业进行股权投资，并借助新能源汽车出行平台实现向充换电平台的导流，完成充换电数据平台的建设，构建全新的移动能源产业生态。 中金资本作为行业内领先的基金管理公司，在基金运营管理方面拥有丰富的经验，能够深度参与公司转型并为公司提供全方面的金融服务。产业基金的成立，有望发挥各自在行业领域的先导优势，在移动能源产业链上下游优质项目和充换电平台等项目进行全面合作和资源共享，助力公司打造高效、经济、绿色出行生态，成为领先的移动能源服务商。 绿色能源运营与综合能源服务为公司长期以来的两条经营主线。截至2020年9月30日，公司已并网装机容量为3383.14MW（中报为3170.64MW），其中：燃机热电联产2572.14MW，风电327.5MW，生物质发电60.5MW，垃圾发电91MW，燃煤热电联产332MW。公司电厂聚焦长三角、珠三角、京津冀等经济发达地区，为包括苏州工业园区、广州经济技术开发区等在内的数十个国家级、省级工业园区提供热电冷多联供服务。同时，热电联产项目具有区域排他性优势，公司在清洁能源发电及热电联产业务的丰厚经验使得有利于公司在开发区规划阶段介入能源网的布局，从而为未来的项目运营创造区域垄断优势。据公司规划，未来三年公司燃机热电联产、风电、垃圾发电的装机规模，分别有望达到350万、100万、17万千瓦。 综合能源服务领域开拓成效显著。公司顺应电改浪潮，借助园区热电联产的先发优势，率先进军综合能源服务领域。据公司最新披露信息，目前已在售电、需求侧、供热等领域服务4000余家工商业客户。公司积极探索数据中心业务模式，已在广东广州、茂名以及江苏无锡取得11000个机柜的备案；公司积极参与国家增量配电业务改革试点项目，累计参与5个项目的开发，其中金寨、徐州项目已投产；公司积极开展售电业务，今年上半年市场化交易电量约68.8亿千瓦时，在国内售电公司中位居前列，老用户续签率达到80%，粘性不断增强；公司打造多场景储能应用，打造“嫦娥”系列储能电站，目前已管理26MWh用户侧储能项目；公司进军能效管理领域，拥有国家“需求侧管理服务机构”一级资质，用户侧管理容量超过1200万kVA，能够为工业企业提供负荷预测及节能服务。随着上述业务的不断拓展，公司有望为更多工业企业提供量身定制的能源解决方案，同时理顺和优化商业模式、提高盈利能力，创造新的业绩增长点。 盈利预测：我们预计公司2020-2022年归母净利润分别为7.73、8.64、10.02亿元，对应PE为16.2、14.5、12.5倍。 风险提示：天然气、煤炭采购价格可能高于预期；下游用电、用汽需求可能下降；电动车行业增速可能低于预期；综合能源服务拓展可能不及预期。

事件：公司披露 2020年业绩快报，1-12月实现营收 578.51亿元，同比增长 15.99%；归母净利润 263.15亿元，同比增长 22.15%；扣非归母净利润261.28亿元，同比增长 23.65%。加权平均净资产收益率 16.73%，同比增加 1.96个百分点。公司业绩大幅增长的主要原因是发电量增长带来售电收入增加，以及投资收益同比增加。 全年发电量 2269.30亿千瓦时，同比增加 7.82%。其中，三峡电站完成发电量 1118.02亿千瓦时，同比增加 15.41%；葛洲坝电站完成发电量 185.67亿千瓦时，同比减少 2.71%；溪洛渡电站完成发电量 634.13亿千瓦时，同比增加 4.33%；向家坝电站完成发电量 331.48亿千瓦时，同比减少 1.70%。 公司投资收益再创新高，融资成本持续优化。2020年，公司抢抓资本市场低位震荡机遇，围绕大水电、配售电、海外市场、区域能源平台等领域持续加强战略投资，全年完成对外投资超 350亿元，投资收益超过 40亿元，同比增长约 30%，投资规模和投资贡献均再创历史新高，成为公司“保增长、促发展”的重要一极。另外，公司精准研判市场形势，抢抓窗口发行债券 11期，筹集低成本资金共 250亿元，新增债券综合成本仅 2.70%，同比大幅降低 69bp，创公司历史新低。 公司“一主两翼”战略持续推进。推动三峡水利重大资产重组最终落地，历时四年实现重庆配售电业务“投资-整合-上市”三步走，打造三峡集团第三家上市公司，为做强做优做大配售电业务提供了坚实平台。完成秘鲁路德斯项目交割，实现公司国际业务进一步开拓，同时顺利完成联合投资人引入，进一步优化了投资结构、完善了公司治理。 盈利预测：我们预计公司 2020-2022年的归母净利润为 263.2、268.2、271.7亿元，对应 PE 分别为 17.3、17、16.7倍。 风险提示：宏观经济波动，流域来水不足，投资收益不及预期，电价下滑