国土资源部近日宣布，中国成为与美国、加拿大鼎足而立的页岩气生产大国。这是一次具有重大意义的能源变革——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”。

近期，我国页岩气勘探开发捷报频传——　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，并在震旦系获得迄今全球最古老页岩气藏的重大发现……

从业务来看，前者主营煤电，拥有煤炭产能4305万吨/年，火电装机规模154万千瓦（含瓦斯发电），焦化产能833万吨/年；后者主要产业为电力、油气、装备制造，现有火电装机120万千瓦、，建成页岩气24口、天然气管道386千米，另有光伏装机24万千瓦。

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。

而对于油气板块，中信证券表示，预计国内具备技术优势的龙头油服公司将随国内页岩油气快速增产进入营收增长、盈利能力迅速提升的高速增长模式。推荐具有完全自主定向钻井技术的行业龙头中海油服(H)，关注页岩油气工程技术服务、及设备提供商石化油服(H)、宏华集团(H)、杰瑞股份、石化机械等。

概念板块中，国资云、数据确权、数据中心等板块涨幅居前，金属锌、页岩气、金属铜等板块跌幅居前。

根据省政府12月发布的《推动煤炭产业结构战略性调整实施方案》，计划到2030年，推动该集团煤炭产能达到1亿吨/年、产量8000万吨。

1.1 煤电互补综合能源供应商

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%。

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。

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。

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。

1.4 聚焦三大主业：煤炭、电力、石化贸易

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）。

2.1 优质煤炭资源丰富，产销稳健

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

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%。

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

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。

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

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

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%。

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；

3.1.1 电价上浮，火电营收受益

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。

3.1.2 动力煤保供稳价持续推进，成本端边际改善

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。

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。

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

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。

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%。

3.2 逐步推进新能源产业规划与布局

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。

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。

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。

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。

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。

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；

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%；

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。

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。

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