国海证券 李永磊

卫星化学稳步推进C2产业链的建设，2022年8月C2项目二阶段建成达产；绿色化学新材料项目一期15万吨/年电池级碳酸脂、10万吨/年乙醇胺、40万吨/年聚苯乙烯预计2023年初相继达产，二期及三期也积极推进中。截至2022年底，主要产品聚丙烯-乙烷价差达6282.5元/吨，处于历史27.9%分位，环氧乙烷-乙烷价差达4311.9元/吨，处于历史6.4%分位，均从底部逐步修复。公司采取的乙烷裂解工艺成本优势显著，页岩气革命以来，美国乙烷产量大幅增加，据EIA统计，从2014年的109万桶/天增至2021年的215万桶/天，年均复合增速高达10.17%。同时，2022年以来美国天然气钻机数量快速提升，截至2022年10月，正在运行的天然气钻机数量达157台，较上年同期增长58.6%。而需求端，美国乙烯装置产能增速逐步放缓，出口进一步提升受出口设施限制。因此，钻机数量提升带动乙烷产量高增的同时，需求端增长放缓，我们看好乙烷价格中低位维持。

丙烯酸价差来到历史底部 未来存较大修复弹性

公司C3业务也呈高成长，18万吨/年丙烯酸及30万吨/年丙烯酸酯将于2023年初达产；80万吨/年丁辛醇及12万吨/年新戊二醇预计2023年底建成；同时20万吨/年精丙烯酸有望于2024年建成。受下游涂料等需求弱势影响，丙烯酸价格价差自2022年中大幅下滑，据卓创资讯，1月20日丙烯酸税后毛利达-1149元/吨，行业进入亏损。而随着“保交楼”等地产支持性政策推出，涂料等需求有望逐步修复。中长期看，国内丙烯酸产能投放有序，供需格局有望长期向好。因此，我们认为丙烯酸下行空间不大，价格价差存较大修复弹性，卫星化学作为国内丙烯酸龙头企业，将充分受益行业景气抬升。

加速布局POE等各类新材料

公司依托C2、C3产业链带来的丰富基础化学品，加速布局α-烯烃及POE、电池级碳酸脂、SAP、EAA、PAA等各类新材料。其中，光伏装机量高增及汽车轻量化发展，据我们测算，2022-2025年POE全球需求有望达151、169、192和215万吨，年均增速达12.1%。而随着动力电池和储能电池的高景气，预计2025年全球负极胶需求将达到8.1万吨，市场空间超百亿元。公司1000吨/年α-烯烃中试线已建成，PAA研发工作也积极推进中，达产后将充分受益行业高速发展。

盈利预测

基于主要产品价格价差变化，我们适当下调2022年盈利预测，预计公司2022/2023/2024年归母净利润分别为35.01亿元、68.12亿元、88.42亿元，EPS为1.04、2.02、2.62元/股，对应PE为17.12、8.80、6.78倍，鉴于公司成长性及主要产品盈利修复预期，维持“买入”评级。

国土资源部近日宣布，中国已成为与美国、加拿大鼎足而立的页岩气生产大国。这是一次具有战略意义的重大能源变革——从2010年前后实现“零”的突破，到目前全国年产能超过100亿立方米、累计产气超过100亿立方米，中国迈入“全球三甲”。

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事实上，近期，我国页岩气勘探开发捷报频传。其中，重庆南部地区的中石化丁页4井试获20.56万立方米／日高产工业气流，突破了埋深超过4000米的压裂技术瓶颈；重庆西部地区的中石油足202井试获4.9万立方米／日气流，压裂深度达到3980米；湖北宜昌的鄂宜页1井在寒武系获得无阻流量12.38万立方米／日的高产页岩气流。

对此，市场人士认为，非常规油气资源勘探开发加速推进，页岩气迈入产业化商业化生产阶段，这将带动相关上市公司盈利能力，相关龙头标的有望迎来布局良机。

二级市场上，昨日，页岩气板块表现较为活跃，其板块整体上涨0.26％，当日有18只成份股实现逆市上涨，占近四成。其中，凯迪生态（6.10％）、天科股份（4.12％）、北方华创（4.06％）、华昌化工（3.94％）、石化机械（2.68％）、惠博普（2.25％）和新潮能源（2.25％）等个股涨幅居前，均超2％。

资金流向方面，昨日板块内共有20只概念股备受市场主力资金的青睐，累计吸金1.92亿元。其中，梅花生物（4049.45万元）、北方华创（2891.69万元）、中海油服（1921.15万元）、天科股份（1551.56万元）、恒泰艾普（1515.91万元）、潜能恒信（1419.08万元）、凯迪生态（1410.54万元）和惠博普（1032.21万元）等个股大单资金净流入均超1000万元。

在页岩气进入商业化生产的背景下，相关上市公司2017年三季报业绩有望超预期。《证券日报》市场研究中心根据数据统计发现，截至昨日，已有22家公司披露三季报业绩预告，业绩预喜公司达到14家，占比逾六成。其中，卫星石化、青岛金王、林州重机、东华能源等4家公司预计2017年前三季度归属母公司净利润同比翻番，分别为625.74％、260％、185.54％、150％。此外，道森股份、*ST准油、富瑞特装、*ST墨龙等公司2017年三季报业绩有望扭亏为盈。

对于板块的后市机会方面，民生证券表示，近期我国页岩气勘探取得重大突破，产能也不断扩大。7月4日国家发改委印发文件指出到2020年天然气在一次性能源消费结构中的占比力争达到10％左右，预计未来页岩气在我国将会进入快速发展阶段，建议投资者重点关注石化设备制造、石化开采工程和石化运营等领域内技术先进、拥有资源优势的龙头企业，长期布局。如卫星石化、青岛金王、林州重机、东华能源、华昌化工、长生生物等成长标的。

证券日报

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（报告出品方/分析师：东方证券 周迪 刘洋 万里扬）

1 民营能源企业龙头——债务问题之后，涅槃重生

1.1 煤电互补综合能源供应商

永泰能源前身为鲁润股份，于1998年 5 月在上海证券交易所上市。因原主营业务缺乏核心竞争力，2007年，永泰集团从中石化手中取得鲁润股份控制权，随后开启了能源资产并购和转型。 2009年公司确定了向以煤炭开采业务为主的战略转型，并对盈利能力不强的资产进行调整与整合。

民营企业管理机制灵活，支持公司多次转型。

灵活的民营企业机制，有利于公司面对市场变化快速做出经营管理决策，及时调整经营策略和发展方向。为实施经营发展战略，公司于2011年收购了南京永泰能源发展有限公司和华瀛山西能源投资有限公司，增加了煤炭开采和经销业务，成功实现向煤炭主业转型。

2014年，为缓解公司以煤炭产业为主的周期性波动，增强公司抵御市场风险的能力，公司确定了向“能源、物流、投资”三大产业转型的发展战略，并于2015年成功完成华瀛石化及华晨电力公司股权收购，拓展了石化和火力发电等业务，实现了由单一煤炭产业向综合能源企业的转型，将业务板块扩大至煤炭、电力、石化、仓储物流多个板块。截至目前，公司主要从事煤炭、电力、石化等能源产业，主营业务形成了煤电互补的综合能源供应格局。

截至 2022 年第三季度，公司控股股东为永泰集团有限公司，持股比例 18.13%，公司实际控制人为王广西，其通过持有永泰集团有限公司 96.97%股份，从而持有公司 17.58%的股份。

1.2 公司高速发展，融资环境收紧引发债务问题

伴随着公司业务转型与快速发展，公司总资产规模增长迅速，由 2010 年的 40.62 亿元至 2017 年达到 1071.73 亿元，期间年均复合增速达到 60%。而与资产规模共同增长的是有息负债，同一时期公司有息负债规模由 2010 年的 19.77 亿元增长至 2017 年的 625.05 亿元，期间年复合增速达到 64%。

据公司年报显示，公司资产负债率自 2010 年起始终保持在较高水平，除 2012 年资产负债率 60% 以外，其他年份均在70%以上。

2018年，融资环境收紧，企业融资难度和融资成本逐步上升，此外，公司在快速扩张阶段未能妥善管控好负债规模。双重因素影响下，2018 年 7 月 5 日，永泰能源发行的 2017 年度第四期短期融资券（债券简称：17 永泰能源 CP004，债券代码：041773004）未能按期进行兑付，构成实质性违约，触发了公司其他债券交叉违约条款，形成了债务问题。

债务问题发生后，公司在维持煤电主业生产经营稳定前提下，积极采取各种措施推进化解。

永泰能源主要以三种方式进行化解：

一是以合规合法的方式实施债转股，极大地减轻了债务规模；

二是出售资产及时补充流动性；

三是与金融机构协商对债务进行展期、降息。其中，债转股是化解债务危机的通用和主要方式，但出售资产无疑是最直接的方式。债务问题发生后，永泰能源当时就制定了 238 亿元的资产出售计划。

截至2020年末，公司重整计划通过并执行完毕，公司债务问题得到有效化解，公司的资本结构得到大幅优化，持续盈利能力得到加强，经营业绩得到提升，债转股完成使得资产负债率由重整前的 73.07%大幅下降至 56.35%的合理水平，远低于电力行业平均水平，在煤炭行业中也处于较低水平。

1.3 危机化解，业绩恢复增长，经营能力稳步提升

自债务问题发生以来，公司管理层积极应对，保持了正常的生产经营活动，各项业务均稳健发展，公司经营活动产生的现金流量净额始终保持基本稳定，2021 年末达到了 51.19 亿元。

营业收入方面，2018 年和 2019 年，公司营业收入仅分别同比下降了 0.3%和 5.1%，而 2020 年营收恢复到 221.44 亿元，同比增长 4.5%，已经基本恢复至债务问题前的水平。

债务问题化解后，公司业务稳步推进，2021 年营收达到 270.80 亿元，同比增长 22.3%。2022 年前三季度，公司营收 268.55 亿元，同比增长 45.17%，已经接近 2021 年全年水平，增收已成定局。

图 4：经营活动产生的现金流净额（亿元）

图 5：公司经营状况良好，营收增速进入上行通道

受债务问题影响，公司 2018 年现金及现金等价物净增加额和扣非归母净利润分别为－32.78 亿元和-6.20亿元，而在重组完成后的 2021年这两项指标实现增长，分别达到 5.02亿元和 7.64亿元，恢复至债务问题前（2017 年）的水平。

2021 年，受到焦煤价格大幅上涨影响，公司实现扣非归母净利润 7.64 亿元，同比大幅增长 291.23%，而 2022 年前三季度达到了 12.88 亿元，已超过 2021 年全年水平 68.6%。

公司债务规模持续扩张，财务费用亦随之高企，2015 年财务费率高达 26.82%，偿债压力骤增， 2016-2017 年有所缓解，但至 2017 年底仍达到 16.14%。在债务问题解除后，公司杠杆结构大幅调整，至 2021 年底，财务费率降至 7.42%，距 2015 年最高点下降了 19.4 个百分点。2022 年前三季度，公司财务费率进一步下降至 7.18%，逐步回归稳健。

图 7：债务问题化解，财务费率回归稳健

1.4 聚焦三大主业：煤炭、电力、石化贸易

截至2021年底，公司主要聚焦煤炭、电力、石化贸易三大主营业务，并积极探索储能等新能源领域布局。

煤炭业务方面，公司发挥焦煤行业生力军优势，为华北、华东、东北等地区大型钢焦企业冶炼煤供应。煤炭业务围绕产能、质量和市场，在精煤战略、差异化销售策略、智能化矿井等方面实施精细化管理。

2021 年，公司煤炭业务实现原煤销量 1071.27 万吨，洗精煤销量 331.58 万吨，煤炭贸易量 13.46 万吨，合计实现营业收入 1,085,206.54 万元（较上一年度增长 87.56%）,占公司主营业务收入的 40.82%，煤炭业务毛利率约为 58.44%（较上一年度上升 16.64pct）。

电力业务方面，公司发挥区域电力供应主力军优势，为江苏苏州、河南郑州、周口地区电力与热源供应提供有力保障。电力业务围绕降本增效，发挥超低排放清洁能源电力机组和热电联产优势，深化节能减排、深度调峰调频、优化发电策略。2021 年公司实现销售电量 296.26 亿千瓦时，实现营业收入 116.58 亿元（较上一年度增长 3.92%），占公司主营业务收入的 43.85%。受年内动力煤价格波动影响，公司电力业务成本高企，毛利率约为-5.45%（较上一年度下降 27.67pct）。

向储能行业转型是公司未来业务的发展方向，公司结合自身产业、管理优势，提出通过与央企、地方国企、科研院所及储能行业头部企业合作，从储能材料资源整合、储能装备制造到投资储能项目，为国家构建新型能源系统提供全方位、全产业链储能系统解决方案。

2 煤炭业务：煤炭销量保持高位，高毛利贡献盈利

2.1 优质煤炭资源丰富，产销稳健

永泰能源煤炭业务规模大，公司目前煤炭产品均为优质主焦煤及配焦煤，均属稀缺煤种。

公司煤炭业务主要具有储备资源丰富、规模大、地区影响力大三大核心竞争力。截至 2021年底，公司现有的煤炭资源保有储量总计 38.30 亿吨，其中：优质焦煤资源保有资源量共计 9.06 亿吨，动力煤资源保有资源量共计 29.24 亿吨。

公司拥有山西灵石地区 33 座在产煤矿中的 10 座矿，具有较强定价话语权。产品均为优质主焦煤及配焦煤，属于稀缺煤种，与动力煤相比，公司主要焦煤产品价格普遍高于同期动力煤价格，优势明显，特别是低灰、低硫焦煤品种的市场价格较高、销售情况良好，抵御市场波动能力更强。

公司现有的主焦煤及配焦煤煤矿总产能规模为 990 万吨/年，所属煤矿经过多年的技术改造、工艺提升、装备投入，矿井综合机械化程度高，煤炭产量多年保持在千万吨级水平，在山西省焦煤行业中排在前列。

公司所属金泰源煤矿和森达源煤矿作为2021年山西省拟核增产能煤矿列入保供煤矿，上述两矿首次核增产能共计 60 万吨/年已获得了山西省能源局批复。同时，公司积极推进森达源煤矿（二次核增）、南山煤矿、孙义煤矿、孟子峪煤矿合计 150 万吨/年产能核增工作，相关 产能核增计划已上报至山西省能源局，后续公司焦煤总产能规模有望达到 1,100 万吨/年。

近五年来，公司煤炭产能持续保持高位运行，年均产量近1000万吨，满负荷完成公司制订的经营计划，2021 年公司煤炭经营计划完成率为 119.4%。据公司年报显示，2022 年公司计划生产、销售煤炭1085 万吨，2022 年前三季度公司实现原煤产量 824.76 万吨、销量 815.29 万吨，已完成计划的 76%。公司全年煤炭板块业绩增长有空间。

2.2 高毛利煤炭业务持续贡献盈利

公司目前在产煤炭产品均为优质主焦煤及配焦煤，属于稀缺性煤炭资源，具有市场价格较高、抵抗市场波动能力强等优势，是钢铁冶炼过程中不可或缺的原材料。

目前，公司所属焦煤行业保持高位运行，2021 年，公司煤炭业务实现营业收入 108.52 亿元，毛利率达到 58.4%。其中原煤产量 1,074.28 万吨、销量 1,071.27 万吨（其中：对外销售 598.48 万吨、内部销售 472.79 万吨），营业收入 572,944.71 万元；洗精煤产量 332.19 万吨、销量 331.58 万吨，营业收入 495,132.30 万元；煤炭贸易量 13.46 万吨，营业收入 17,129.53 万元。

2.3 洗选增效，吃干榨尽提升效益

公司充分利用主力矿井坑口选煤厂洗选加工能力，根据市场需求和用户偏好，不断优化选煤工艺，实现了原煤产品就地加工增值。

公司原煤内销比例持续提高，至 2019 年达到 52.92%，之后维持在 45%左右水平，对公司洗精煤业务形成有力支撑。为进一步提升选煤副产品附加值，公司对各选煤厂一次洗选产生的中煤、煤泥等副产品开展了“低热值煤综合利用”和“中煤回洗”二次加工研究，实现了对洗选尾矿的深度回收，精煤洗出率稳步提升，至 2021 年达到 70.3%，2022 年上半年达到 68.9%。

据我们测算，精煤核算溢价由 2019 年的-172 元/吨精煤上涨至 2021 年的+131 元/吨精煤，2022 年上半年精煤核算溢价达到 187 元/吨精煤，在焦煤价格高企的市场环境下，带动公司 煤炭业务整体盈利能力持续提升。

2.4 焦煤价格保持高位运行，煤炭业务盈利贡献提升

2.4.1 需求方面：“稳增长”力度加大，需求将快速提升

受疫情反复导致的经济复苏不及预期影响，2021 年焦煤下游需求下滑明显，焦煤消费量同比增速持续放缓，2021 年 11 月焦煤消费量较 2020 年同期降幅达到 15%。

供给端进口焦煤缺失导致市场供给相对紧张，再加上金融资本对大宗商品的持续推高，在需求持续低迷的环境下表现出阶段性错配，焦煤的市场价格出现较强上涨态势。

受2021年中焦煤价格大幅上涨影响，下游焦厂、钢厂在 2021 年底至 2022 年初期间普遍减少产能，焦煤消费量下降，累库明显，焦煤价格随之下降，但整体仍保持高位。

2022 年以来，焦煤需求持续改善，焦煤消费量同比增速触底反弹，3 月进入正增长，错配缓解，走势开始与焦煤价格共振。

而后国内区域疫情反复，工业生产复苏进度受到影响，下游需求疲软，4-7月焦煤消费量、市场价格低迷。至 8月焦煤消费量环比开始增长，重新开启复苏周期，叠加稳基建、保交楼等因素，焦煤需求回暖。下游焦厂、钢厂焦煤库存消耗重归平稳生产，焦煤价格开始上涨。

图 15：焦煤消费量（万吨）及同比变化（右轴）

图 16：公司主要焦煤产品市场价格走势（元/吨）

煤-焦-钢产业链终端需求主要来自地产和基建行业。

2022 年两会《政府工作报告》提出 2022 年我国经济增长计划在 5.5%左右，表明稳增长政策将进一步升温，再提超前开展基建投资，“兴基建”将作为稳增长政策的重要抓手。

3 月 16 日，刘鹤主持召开国务院金融稳定发展委员会专题会议，对房地产企业，提出“要及时研究和提出有力有效的防范化解风险应对方案，提出向新发展模式转型的配套措施”。

4 月 29 日的政治局会议在分析研究当前经济形势和经济工作时再次提出要“全面加强基础设施建设”、“支持刚性和改善性住房需求”等。

7 月 28 日政治局会议部署下半年经济工作，强调“支持刚性和改善性住房需求”、“压实地方政府责任，保交楼、稳民生”。地产、基建行业的政策底已出现，预计下半年开始的新一轮开工周期将进一步拉动焦煤需求。

唐山钢厂高炉开工率在 7 月底结束了近两个月来的持续下降趋势开始反弹，焦炭、粗钢产量相对平稳，预计下半年开工周期中仍有一定反弹空间。

在经济复苏、稳增长、保交楼等举措带动下，焦煤需求向好，焦煤价格也将保持较高水平，对公司焦煤业绩形成有力支撑。

2.4.2 供给方面：国内产能保持平稳，进口煤增量存不确定性

煤炭是我国重要的基础能源和原料，在国民经济中具有举足轻重的战略地位，其中焦煤主要用于生产焦炭后用于冶金炼钢等行业。近年来我国焦煤产量基本保持平稳，焦煤进口量稳中有降，焦煤市场总体处于紧平衡状态。

图 19：我国焦煤市场供需总体情况

从进口结构来看，我国进口焦煤主要来源于澳大利亚、蒙古、加拿大、俄罗斯、美国等国家。

2021 年我国进口焦煤总量 0.55 亿吨，来自于上述五国的焦煤进口总量超过 0.50 亿吨，占比超过 90%。

2022 年上半年从上述五国合计进口焦煤 0.25 亿吨与上一年基本持平。但值得注意的是，2021 年全年从上述五国进口的焦煤总量相较于 2020 年同期下降 2113 万吨，其中澳煤进口减少超过 2918 万吨。

2022 年上半年由澳大利亚进口焦煤量进一步下降仅 200 万吨，约为 2021 年全年由澳大利亚进口焦煤总量的 32%，仅为 2020 年全年由澳大利亚进口焦煤总量的 6%。

这部分减少的焦煤供给仅有小部分通过其他国家的进口量补充，而更大比例转为内需，从而支撑国内焦煤产量和价格的高位持续。

2.4.3 下游产品价格上涨、低库存现状支撑焦煤价格高位运行

自 2020 年以来，下游焦炭、螺纹钢价格持续提涨，2021 年 10 月中，华东地区焦炭平均市场价突破 4000 元/吨（同比+115%），20mm 螺纹钢也来到 6000 元/吨的高位（同比+61%）。产品价格提涨后下游焦化厂、钢铁厂对焦煤价格接受度提高，且价格传导通畅，支撑焦煤价格相对高位运行。

另一方面，在2021年底的焦煤降价叠加末端钢铁需求不振，炼焦厂、钢厂焦煤库存普遍垒至较高水平。2022 年上半年焦煤价格持续保持高位，厂用库存消耗明显。至 7 月底，炼焦厂、钢厂焦煤库存均处于相对低位，叠加开工周期钢铁需求回暖，补库需求有望拉动焦煤价格进一步上涨。

3 电力业务：动力煤成本边际改善，叠加需求回暖，有望扭亏

截至 2022 年 6 月 30 日，公司所属电力业务控股总装机容量为 897.13 万千瓦（均为在运机组）、参股总装机容量为 220 万千瓦（其中：在运装机容量为 200万千瓦、在建装机容量为 20 万千瓦）。控股装机容量中燃煤机组 728.01 万千瓦、燃气机组 165.84 万千瓦、太阳能机组 3.28 万千瓦。

3.1 燃机机组生产经营稳定，项目运营效率较高

燃机机组方面（含燃煤机组及燃气机组），2021 年公司新投产燃气发电机组装机容量 87.85 万千瓦，公司所属燃机总装机容量达到 893.85 万千瓦，其中：江苏 491.85 万千瓦、河南 402.00 万千瓦。公司所属电厂具有装机容量大、技术参数高、煤耗低的特点。

2021 年，公司所属电力业务实现发电量 312.45 亿千瓦时，售电量 296.26 亿千瓦时，上一年度制订的发电计划为 326 亿千瓦时，完成率为 95.85%。

近年来，公司发电量的计划完成度稳定在±5% 左右，总体来看，公司所属电力企业均为当地主力电厂，为区域保供、国家保供主力军，发电量稳定，基本达到预期。

其中：张家港沙洲电力是江苏省大型火力发电企业，总装机容量在江苏省排名前五、苏州地区排名第二，是苏南电网和江苏省网重要的电源支撑点；

张家港华兴电力是张家港市主城区唯一的集中热源点，所属燃机机组装机规模在江苏省同类机组中排名第二，其项目配套热网工程供热管道总长度目前已达 156 公里，所属热力公司为张家港市最大的工业蒸汽供应商；

裕中能源是河南省装机容量排名第三、郑州市周边排名第一的火力发电企业，为河南电网和华中电网的稳定运行起到重要支撑作用，同时为郑州市和新密市居民供暖、工业供汽提供热源支撑，供热季承担郑州市约 50%的供热面积和新密市全部供暖任务；

周口隆达位于河南省人口排名前三的周口市，电厂运行后极大地缓解了周口地区长期以来用电紧张的局面，结束了周口市无大型支撑电源的历史，同时也填补了当地无大型热源的空白。

3.1.1 电价上浮，火电营收受益

上网电价方面来看，2021 年国家发改委持续深化燃煤发电上网电价市场化改革，电力直接交易价格在“基准价+上下浮动”范围内形成，上下浮动原则上均不超过 20%，公司河南、江苏区域燃煤电厂均按照属地电价上浮政策完成了2021年剩余交易电量合同改签换签工作，公司下属电厂因此获益。

2021 年公司燃煤机组综合上网电价 389.55 元/兆瓦时，较上一年度上升了 7.24%，其中江苏省和河南省上网电价分别上升了 8.84%和 5.00%。

2022 年第三季度，公司江苏省和河南省所属电力公司平均上网电价分别达到464.6元/兆瓦时和452.8元/兆瓦时，较2021年又有较大幅度上涨。

我们基于2021年公司电厂在河南、江苏两省燃煤上网电量及上网电价，加权测算得到全年燃煤平均上网电价为 389.55 元/兆瓦时。

我们基于燃煤电价涨幅这一单一要素变化，测算了相应的业绩弹性，结果显示：电价涨幅 10%、15%和 20%将增加归母净利润 7.65 亿元、11.47 亿元和 15.30 亿元。

另据我们测算，永泰能源 2021 年的火力发电标煤成本为 1126.78 元/吨，火力发电的盈亏平衡点在 2021 年的电价水平下对应标煤为 1053.10 元/吨。在此基础上，我们测算了在电价单一要素影响下，公司燃煤发电盈亏平衡点的变化。

测算结果显示：电价涨幅 10%将使标煤盈亏平衡点提高至 1171 元/吨；电价涨幅 15%将使标煤盈亏平衡点提高至 1231 元/吨；电价涨幅 20%将使标煤盈亏平衡点提高至 1290 元/吨。

3.1.2 动力煤保供稳价持续推进，成本端边际改善

成本方面来看，燃料（煤炭）成本在火电厂运营成本中的占比较高，煤价波动对火电企业经济效益的影响巨大，有效控制好煤炭成本,是行业内所有火电企业降低成本、提升利润的基本途径。

2020 年底开始，受到疫情反复以及国际能源供给紧张影响，动力煤价格出现较大波动，2021 年 全年维持高位，火电企业普遍亏损。

据公司公告数据显示，公司电力业务成本中燃料成本占比在 2017~2020 年间保持在 80%左右高 位，2021 年更是达到 83.4%（+4.4pct），电力业务对煤价高度敏感。

据我们测算，公司火电业务的单位燃料成本在 2017~2020 年间保持在 220 元/兆瓦时附近，受 2021 年动力煤价格大幅上涨影响，以及燃料成本上升后公司采取的少发电策略，2021 年公司电力业务单位燃料成本增至 328.4 元/兆瓦时，同比增长 59.4%，较前 5 年均值增长 62.5%，直接导致公司电力业务亏损。

2022 年上半年，国内现货动力煤价再次大幅上涨。

2 月底开始，受俄乌冲突影响，国际能源供应形势更加紧张，3 月中秦皇岛港动力煤（Q5500）平仓价一度冲高至 1664 元/吨，给火电行业带来极大成本压力，冲击能源保供形势。为引导煤炭（动力煤，下同）价格在合理区间运行，完善煤、电价格传导机制，保障能源安全稳定供应，推动煤、电上下游协调高质量发展，发改委出台了《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》（发改价格〔2022〕303 号）。

随后也再度加强了煤、电市场监管工作。与稳价工作同步开展的是加大国内煤炭产能释放力度，全力保障国内煤炭供应。国家发改委多次召开能源保障工作协调会议，协调煤炭增产工作。随着煤矿先进产能建设和持续释放，今年以来增加煤矿产能 7890 万吨，原煤产量同比增长 14%，3~9 月日均原煤产量超过 1200 万吨，稳定了国内煤炭供给市场。

据我们测算，永泰能源 2021 年单位燃料成本为 328.43 元/兆瓦时，在前述政策影响下，我们预计 2022 年内动力煤现货价格中枢将进一步下移并稳定在合理价格水平。

结合保供政策下长协煤三个 100%（发电供热企业全年用煤量签约 100%，电煤中长期合同月度履约率 100%，执行国家电煤中长期合同价格政策 100%）的要求逐步落地，公司单位燃料成本有望持续下降，火电业务盈利能力持续改善。

我们基于单位燃料成本单一要素变化，测算了相应的业绩弹性，结果显示：当公司单位燃料成本进一步上升至 344.86 元/兆瓦时（+5%），归母净利润下降 3.64 亿元；公司单位燃料成本下降至 295.59 元/兆瓦时（-10%）、262.75 元/兆瓦时（-20%），将增加归母净利润 7.29 亿元和 14.58 亿元，相当于 21 年归母净利润的 68.49%和 136.98%。

3.1.3 高效率优势转化，盈利边界持续向好

效率方面来看，公司所属电厂发电效率较高，近年来厂用电率及平均供电煤耗始终优于全国平均水平。

2021 年，公司厂用电率为 4.28%，明显低于全国平均的 5.80%；公司平均供电煤耗为 291.48克/千瓦时，低于同期全国平均的302.5克/千瓦时。

所有在运燃煤机组均实现了超低排放，符合国家节能环保的产业政策，竞争优势明显。其中：运营的 4 台百万千瓦超临界燃煤发电机组具有“低耗能、低排放、低污染、高效率”特征，位列国内单机容量最大、运行参数最高的燃煤发电机组，竞争优势明显。

今年以来，受疫情影响，用电需求下降，叠加地区冲突导致全球能源供应紧张，境内外煤炭市场供需形势偏紧，煤价大幅上涨，对公司火电业务形成巨大冲击。2021 年公司火电厂平均利用小时数仅为 3551 小时，低于同期全国平均的 4448 小时近 20%。

图 34：历年燃煤机组平均利用小时数（小时）

我们以永泰能源 2021 年的煤电发电小时数 3551 小时作为基准情景，对产能利用率波动对度电净利润的影响进行了弹性测算。

结果显示：在利用小时数这一单一要素影响下，利用小时数达到 3373 小时（-5%）将减少度电净利润 0.34 分，以 2021 年度火电上网电量测算，合减少税后净利润 0.77 亿元；利用小时数达到4084小时（+15%）、4439小时（+25%）将增加度电净利润 0.85 分、1.31分，分别合增加归母净利润1.90亿元和2.91亿元，相当于2021年归母净利润的17.82% 和 27.33%。

我们预计随着疫情好转，电力需求回暖，公司火电利用小时数将维持在 4000 小时左右的水平，并有望逐年小幅提升，增厚公司电力业务利润。

3.2 逐步推进新能源产业规划与布局

储能业务-高举储能旗帜，打造发展新引擎。永泰能源在深挖现有煤电传统产业潜力提质增效，保 证公司基本盘稳定增长的同时，坚定不移地向储能行业转型。

永泰能源将从储能材料资源整合、储能装备制造到投资储能项目，为国家构建新型能源系统提供全方位、全产业链储能系统解决方案，1 年内储能产业取得实质性突破，3 年内形成规模，5~8 年进入储能行业第一方阵。

2022 年 8 月，公司公告将与控股股东永泰集团旗下深交所上市公司海德股份（000567）共同出资成立合资公司德泰储能推进储能业务。

目前已协商确定收购新疆汇友集团持有的钒矿资源公司汇宏矿业 65%股权，收购价格为 19,175 万元。资产评估显示，汇宏矿业所有的平台山磷钒矿保有钒矿石量 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，汇宏矿业拥有的钒矿石资源量可达 2,490 万吨，五氧化二钒资源量可达 24.15 万吨，五氧化二钒产能 3,000 吨/年。

2022年8月，公司公告德泰储能将在公司所属控股企业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，项目投资金额 1.50 亿元。沙洲二期储能项目将采用全钒液流电池储能系统，属于国内首创的火电侧储能辅助调频项目。

通过德泰储能与沙洲电力合作，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，将形成具有公司自身优势和特色的储能技术发展路线，进一步加快公司在全钒液流电池储能应用领域的拓展，形成公司在储能材料资源整合、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钒液流电池储能领域的全产业链发展，在项目运行后将产生良好的经济效益和示范效应。

另一方面，永泰能源与央企、地方国企等深度合作，共同投资开发储能电站和风光储绿色基地项 目。

目前，永泰能源已与三峡电能有限公司签署合作协议，共同合作开发智慧综合能源、储能等 新能源项目；

已与国家能源（山东）新能源有限公司签署合作协议，并合资设立了新能源公司；

已与上海电气集团股份有限公司合作开展储能辅助调频项目，项目计划于 2022 年二季度开工建 设，预计2022年底前竣工投运；

已与中国长江电力股份有限公司、中国长江三峡集团有限公司河南分公司签署合作协议，共同出资在河南全省投资建设抽水储能项目及其他新能源项目，到 2030 年，合资公司控股和参股的储能等新能源项目装机规模目标达到 1,000 万千瓦以上。

页岩气业务-有望形成新业务。

目前，公司正在实施所属页岩气项目勘查开发工作。根据前期勘查成果，于 2021 年部署一口预探井-永泰 1 井，并委托中国地质调查局油气资源调查中心进行单井评价和压裂设计等工作。根据评价成果，公司于 2022 年 1 月对永泰 1 井五峰组-龙马溪组优质页岩气段进行压裂，压裂后进行排采作业；于 2022 年 2 月进行点火，压裂试气获得 3,885 立方米/天的稳定页岩气流，该成果于 2022 年 4 月 2 日通过中国地质调查局油气资源调查中心专家评审。 公司将按照页岩气开发相关技术规定，有序推进项目勘探与开发工作。

4 石化业务：项目优势明显

公司的石化业务具有较强的稀缺性和竞争优势，有望成为新的增长点。

一是在项目规模上，惠州大亚湾大型燃料油调和配送中心项目拥有 1 座 30 万吨级和 3 座 2 万吨级油品码头，项目在全部投产后将形成 2,150 万吨/年码头吞吐能力、1000 万吨/年油品动态仓储能力和 1000 万吨/年油调和加工能力，填补珠三角地区大型燃料油调和生产的空白。

二是地理位置上，该项目位于国家规划的七大石化基地之一的大亚湾石化工业区，地处主航道枢纽，拥有海域使用面积 108 公顷，岸线资源稀缺，区位优势明显。

三是项目拥有油品总仓储能力 115 万立方米，为保税仓和出口监管仓 “两仓合一”试点单位，具有较强的竞争优势。整个库区分为三个罐组区和控制配套区，其中：6 座 10 万立方米原油储罐、8 座 5 万立方米储罐（其中原油、燃料油各 4 座）、5 座 3 万立方米柴油储罐。该项目区位优势明显，具有较强的稀缺性，将成为公司新的业务增长点。

图 35：公司历年石化贸易量及石化业务营业收入

盈利预测与估值

盈利预测

我们对公司 2022-2024 年盈利预测做如下假设：

1) 近年来公司焦煤产销量稳定，与管理层制定的经营目标相近。现有核准产能 990 万吨/ 年，未来在增扩产能达产后有望达到 1100万吨/年，根据公司近年产能利用情况，预计 22~24 年焦煤销量分别为 1139,1169,1199 万吨；

2) 随公司洗选增效持续推进，预计公司 22~24 年精煤洗出率分别为 70%，70%，70%;叠加洗精煤价格持续保持高位，预计公司 22~24 年原煤内销比例分别为 45%，45%，45%；预计 22-24 年煤炭业务综合售价分别为 1210、1174、1150 元/吨；

3) 随着公司精细化管理能力提升，洗精煤业务贡献将持续释放，煤炭业务毛利率有望维持较高水平。预计 22-24 年煤炭业务毛利率分别为 59%、57%、55%；

4) 近两年受疫情影响，公司电力业务发电量相对较低，预计未来随需求回暖将恢复至合理水平，22~24 年公司电厂发电量分别达到 331、334、338 亿千瓦时；

5) 公司 21年江苏、河南上网电价分别为 395.91和 380.87元/兆瓦时，2022年第三季度，公司江苏、河南上网电价分别达到 464.6 和 452.8 元/兆瓦时，分别上涨了 17.3%和 18.9%。我们预计公司 22~24 年综合上网电价分别同比变化+13%、-3%、0%；

6) 随着动力煤价格回落、稳定以及需求回暖带来的发电量上升，公司电力业务毛利率有望修复，预计 22~24 年电力业务毛利率分别为 5%、9%、13%；

7) 公司 22-24 年销售费率分别为 0.4%、0.4%、0.4%；管理费率分别为 4.0%、4.1%、4.0%；财务费率分别为 5.5%、5.1%、5.0%；

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。

我们选择相对估值法对公司进行估值。永泰能源作为国内煤电一体化布局的民营能源龙头企业，煤炭业务与电力业务并重的格局在未来较长期限内不会发生本质改变。石化贸易业务在营收中的占比相对较低，对公司估值影响不大。

储能业务尚处于早期阶段，我们预计公司储能项目落地形成实际营收仍需一定时间，对现阶段公司估值影响不大。

因此，我们选择的可比公司主业均为煤炭开采或煤炭开采与火电并存，其商业模式和发展逻辑与永泰能源相似，可比公司 2022年调整后平均预测市净率为 1.00 倍。

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预期，我们给予公司 2022 年 1.00 倍 PB 估值，对应目标价 1.99 元。

风险提示

（1）焦煤产能核增落地可能不及预期，将削弱公司煤炭板块业务成长性；

（2）未来供需市场博弈下的焦煤市场价格波动可能超预期，削弱公司煤炭板块业务盈利水平；

（3）火电基本面可能下行，例如煤价下降幅度不及预期、电价上涨幅度不及预期等，都将使公司电力板块业务盈利水平出现明显波动；

（4）储能领域政策不确定性，公司储能业务推进可能不及预期，将削弱公司未来成长性；

（5）假设条件变化将影响测算结果，文中测算基于设定的前提假设基础之上，存在假设条件发生变化导致结果产生偏差的风险；

（6）债务人经营成果预期变化或财务状况恶化可能导致其他应收款坏账损失、应收账款坏账损失、应收票据坏账损失风险。

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