1 公司概况：以煤电业务为基础，未来发力全钒液流电池

永泰能源股份有限公司（后简称“永泰能源”或“公司”）是一家在上海证券交易所上市的综合能源类企业，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经营格局。

1.1 煤电联营为基础的综合能源民营上市公司

永泰能源是由永泰集团控股的民营 A 股上市公司。

公司位于山西省晋中市，成立于 1992 年 7 月 30 日，于 1998 年 5 月 13 日在上海证券交易所上市，前身是鲁润股份，公司的控股股东为永泰集团有限公司，实际控制人为王广西。

截至 2022 年三季度末，王广西通过永泰集团有限公司持有公司 18.13%的股份。

控股股东永泰集团有限公司是一家综合型的产业控股集团公司，成立于 2003 年，永泰集团目前主要产业有能源、投资、金融、房地产等板块，其近 90%的资产和业务划归于上市公司内部。

公司是以煤电联营为基础的综合能源企业。

公司致力于煤炭、电力、石化基础能源产业发展，以煤电互补为基础的综合能源经营格局已基本形成，其子公司华熙矿业、银源煤焦、康伟集团负责煤炭的开采和销售业务，华晨电力负责公司电力生产和销售，石化业务则是由华瀛石化来运营，同时公司成立德泰储能积极向储能方向发展。

煤炭和电力是公司的双主营业务，2021 年营收占比约 84%。

煤炭方面，公司主要生产主焦煤和配焦煤，2021 年末产能 990 万吨/年，是冶炼精煤市场的优质供应商；电力方面，华晨电力负责公司电力业务方面的投资、电力技术开发、电力建设、生产和销售，由于公司发电燃煤大部分来源于外购煤炭，电力成本很大程度受燃煤价格的影响，未来随着海则滩煤矿项目的建成和投运，内部动力煤的供给将会使华晨电力的成本大幅下降。

目前虽因煤种不同未实现内部供需平衡，但因煤炭产量与发电用煤量基本相当，从而形成了煤电板块互补的总体经营格局，有效解决了煤炭与电力板块在生产经营中的周期性问题，对 煤电价格的周期性波动起到了平抑作用。

在此基础上，公司充分发挥煤电板块互补的综合管控优势，统筹平衡运营资源，确保了主业协同发展。

2017 年-2021 年，公司煤炭和电力主营业务收入占比总和从 73.8%上涨至 84.7%，其中煤炭业务在 2021 年营收占比增加了 14 个百分点，主要是因为炼焦煤价格大幅度上涨所致；同时公司电力业务毛利率在 2021 年出现了负增长，主要因为燃料煤价格上涨，成本大幅度增加所致。

公司石化业务规模较小，华瀛石化项目的投运将显著提升该板块竞争力。

公司石化业务以石化产品的仓储、调和和贸易为主，石化贸易业务壁垒不高，业务优势不明显，同质化竞争比较激烈。截至 2021 年，公司石化板块营收占比约 11.1%，是公司的第三大业务。

目前，公司所属华瀛石化大亚湾燃料油调和配送中心及配套码头项目已正式投运，该项目拥有 1 座 30 万吨级和 3 座 2 万吨级油品码头，全部达产后将形成 2,150 万吨/年码头吞吐能 力、1,000 万吨/年油品动态仓储能力和 1,000 万吨/年油品调和加工能力。

此外，该项目位于国内七大石化基地之一的广东省惠州市大亚湾，是广东惠州市亿吨大港的重要组成部分，也是粤港澳大湾区建设先进石化基地的重要支撑，地处主航道枢纽，海岸线长达 281.4 公里，岸线资源稀缺，区位优势明显。

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，填补珠三角地区大型油品调和生产的空白。

公司紧盯储能赛道，全力聚焦全钒液流电池全产业链。

公司目前通过投资合作的方式拓展电化学储能和抽水储能，加快公司向储能方向的布局工作。

在电化学储能方面，公司正全力推进全钒液流电池储能领域的全产业链发展，包括在储能材料资源整合、提纯冶炼、电解液加工、电堆装备研发制造和项目集成等。

2022 年 9 月公司已通过合资方式成立德泰储能作为公司储能发展的平台，以投资电化学储能项目为主，为新能源及传统电力系统提供全套储能解决方案，全力打造电化学储能全产业链。

在抽水储能方面，公司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，共同在河南投资建设抽水储能等新能源项目。

1.2 公司债务问题全面化解，业绩回归稳定增长

债务问题有效化解，资产负债率降低至 56.35%。2018 年 7 月因公司 2017 年度第四期短期融资券未能按期兑付，构成实质性违约，引发债务问题。2020 年公司出台债务重整方案，利用资本公积金转增股票和延期清偿债务的方式进行债务重整，并于年底完成，公司经营发展回归正常。

通过重整，2020 年末公司资产负债率为降至 56.35%，同比 2019 年末资产负债率 73.07%大幅下降了 16.72 个百分点，远低于电力行业平均水平，在煤炭行业中也处于较低水平。 2022 年 Q3 公司实现营业收入同比增长 45.17%，归母净利润同比增长 101.36%。2020 年-2022 年，公司营业收入呈上涨趋势，其中 2021 年上涨 22.29%，幅度较大。

归母净利润在 2020 年达到最高值，主要因为债务重组产生的非经常损益值较高达到 42.8 亿元。而扣非后的归母净利润也保持稳定上升趋势，2021 年扣除非经常性损益的净利润 7.64 亿，较 2020 同期 1.95 亿增加 291.23%，同时 2022 年前三季度归母净利润和扣非后净利润较同期分别大幅增长了 101.36%和 127.11%，主要是因为 2022 年以来公司煤炭采选业务焦煤产品价格同比上涨及产销量同比增加所致。

公司净利率和 ROE 处于行业较低水平。

通过横向对比永泰能源和同行业其他炼焦煤企业冀中能源、山西焦煤、盘江股份、平煤股份、潞安环能、淮北矿业的净利润以及 ROE 水平，除 2020 年公司因债务重组产生了较高的非经常性收益外，2021 年至 2022 年第三季度，焦煤企业净利润率均实现不同程度增长，相比行业平均水平，永泰能源净利率仍具有较大增长空间。

2 煤电联营：煤电互补，双主业协同发展

公司立足于煤电保供，发挥焦煤行业生力军和区域电力供应主力军优势，为华北、华东、东北等地区大型钢焦企业冶炼煤供应和江苏苏州、河南郑州和周口地区电力与热源供应提供有力保障。

2.1 煤炭：焦煤行业生力军，打造了“永泰精煤”品牌形象

公司焦煤资源储量丰富，在产煤种均为优质主焦煤及配焦煤等稀缺煤种，公司大幅提升焦煤品质，打造“永泰精煤”品牌形象，是焦煤细分行业的龙头企业，在冶金行业拥有良好市场口碑。

2.1.1 我国焦煤资源匮乏，供需紧张对外依存度高

我国焦煤资源相对匮乏，对外依存度高，进口主要来自蒙古和俄罗斯。

焦煤属于我国稀缺煤种，占我国煤炭总资源的 20%-25%，国家“双碳”战略背景下，未来新建产能仅为 3,000 万吨，加上衰退矿井退出预期和其他煤种因保供需要挤占焦煤产量等因素，预计国内产出增量有限。同时，焦煤对外依存度高，进口主要来自于澳、蒙、俄等国。

俄罗斯可能存在一些潜在增量，但无法弥补澳煤缺口，叠加国际焦煤价格高位运行，预计焦煤进口量继续收缩。

因此，短期看，国内、进口供应收缩明显，加上环保、安全检查维持常态化，将限制焦煤有效供给；中长期看，焦煤后备资源储备有限，导致供给弹性不足。鉴于未来新增产能极其有限，以及存量矿井面临资源枯竭等风险，预计供应收缩幅度远大于需求，焦煤需求仍将难以替代。

2021 年焦煤对外依存度同比有所下降，但供需缺口仍然较大。

2017-2021 年，我国焦煤产量和消费量保持上升趋势，在 2021 年炼焦精煤产量和消费量分别达到了约 5.45 亿吨和 4.9 亿吨，仍然有 0.55 亿吨的焦煤缺口需要依靠对外的进口。

过去五年我国焦煤进口量在 2019 年达到最大值 7466 万吨，之后进口量和对外依存度同时呈下降趋势，在 2021 年达到最低值分别为 5469 万吨和 10.03%，主要因为 2020 年 12 月到 2021 年 9 月澳洲煤矿进口受限，蒙古国因为疫情的影响运输受阻，进口量大幅度的降低。

2.1.2 公司年产 1000 万吨以上炼焦煤，未来有望维持高收益

公司煤炭产量稳步增长，年总产能规模 1000 万吨以上。公司的煤炭业务在山西地区拥有华熙矿业有限公司、灵石银源煤焦开发有限公司、山西康伟集团有限公司 3 家煤炭整合主体企业和 13 座生产矿井，同时在陕西、内蒙古、新疆及澳大利亚等地拥有多家煤炭企业。

截至 2021 年末公司焦煤总产能规模为 990 万吨/年，优质焦煤资源量共计 9.06 亿吨。

其中，公司所属的海则滩煤矿在 2022 年 11 月 7 日取得了《采矿许可证》，建设手续已全部办理完成，已具备开工建设条件。

该煤矿计划 2023 年一季度开工建设，2026 年三季度具备出煤条件，2027 年实现达产。

目前，在产能核增方面，公司积极响应国家和山西的煤炭保供和释放优质产能的政策，正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。

关于资源增扩工作，金泰源煤矿、华强煤矿、孙义煤矿合计申请增扩资源面积 6.0853 平方公里（资源量约 4175.3 万吨），孟子峪煤矿扩资源面积 3.4176 平方公里（资源量约 1695 万吨）。

高煤价助力公司煤炭业绩稳增长，2022 年有望维持高收益。

2017-2020 年公司煤炭业务收入基本稳定，但是在 2021 年受益于焦煤价格上涨，煤炭营业收入达到了 108 亿，较 2020 年的 57 亿增长了 87.56%。此外，公司的毛利率也有较大幅度的提升，相比 2020 年，2021 年毛利率提高了约 17 个百分点。

根据港口焦煤价格指标“京津港主焦煤库提价”，2021 年前三季度焦煤价格一直处于上升趋势，最高达到 3940 元，11 月份之后有一定回落，但价格仍然高于过去五年的水平。

2022 年之后，价格虽然一度回落，但仍然维持在 2500 元左右，可以判断焦煤仍然处于供不应求的状态，公司煤炭业务有望维持较高盈利水平。

2.2 电力：煤价回落、电价改革将修复公司电力板块业绩

2.2.1 公司电力业务区域优势明显，是当地电力和热源供应的排头兵

电厂区域优势明显，促进公司电力业务快速发展。

公司主要从事电力生产与开发、供热业务，所属电厂主要分布在江苏、河南两省，均为当地主力电厂，地处长三角经济发达地区和人口稠密中原经济区，区域内用电量大，电力业务需求和利润有保障，为所属区域主要电源支撑点。

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，地处长三角经济圈中心腹地和苏南电力负荷中心，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惟一的集中热源点，所属燃气机组装机规模在江苏省同类机组中排名第二，地处工业及高新技术产业聚集区，区域内用电用热需求量大，供电供热负荷高，项目配套热网工程供热管道总长度目前已 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。

2.2.2 公司电力机组容量稳步提升，燃煤机组技术先进煤耗低

公司在运电力机组增加，载运机组总容量稳步提升。截至 2021 年公司拥有在运装机总容量 1097 万千瓦（包括 897 万千瓦控股容量，200 万参股容量），较 2020 年同比提升 35.6%，主要因为张家港华兴电力二期 2×44 万千瓦燃机热电联产清洁能源项目于 2021 年 3 月双机投产。

此外，从 2017-2019 年公司投资建设及规划的机组容量持续增多，其中 2019 年公司建设规划机组容量最高，达到 432 万千瓦，为后续电力业绩提升奠定了良好基础。公司以燃煤机组发电为主，为区域能源供应提供保障。

公司发电机组包括：燃煤机组、燃气机组、太阳能机组，其中燃煤机组容量最大，约为 728 万千瓦，占公司总发电机容量的 81.15%，是郑州、周口、张家港市的重点电力供应源；燃气机组主要位于张家港市，是当地主要的热力供应中心；太阳能发电机组容量最小，容量为 3.28 万千瓦，占比 0.37%，是对公司传统能源的补充。

燃煤机组技术先进，降本增效煤耗低。

公司所属的燃煤机组均为清洁能源、低耗能机组，从 2016-2021 年，公司通过对燃煤机组的改造使每千瓦耗煤量持续呈下降趋势，2021 年达到最低的 291.48 克/千瓦时，同比下降了 0.07%，较全国 6,000 千瓦及以上电厂供电煤耗 302.50 克/千瓦时低 11.02 克/千瓦时，全年可减少标煤用量约 30 万吨，大大降低了电力业务的耗煤成本，提高了电力业务竞争力。

深度调峰能力将成为新的利润增长点。根据《2030 年前碳达峰行动方案》，到 2030 年，可再生风电和太阳能发电装机容量将达到 12 亿千瓦以上，单从装机容量来看，新能源将成为我国的主要能源，新能源的“不可控”性将使深度调峰能力成为火电企业未来核心竞争力。

公司通过对张家港沙洲电力#1、#4，裕中能源#3、#4，周口隆达#1、#2 六台机组进行灵活性改造，增加深度调峰能力 348 兆瓦，深度调峰辅助服务将有助于公司电力业务业绩的提升。

2.2.3 电价改革和动力煤价格回落，未来电力业绩将得到修复

燃煤价格上涨使公司电力板块经营承压。十三五期间，我国供给侧改革导致大量的煤矿被关停，供需错配以至于 2021 年初煤价开始出现大幅度上涨，在 2021 年 10 月秦皇岛 5500 大卡动力煤煤价上涨到最高值 2542 元/吨，燃煤成本的上升使公司电力板块在 2021 年经营承压，毛利率为-5.45%，同比 2020 年减少 27.67 个百分点。

政策限制煤价上涨，未来煤价将保持在合理区间。在 2021 年 10 月，国家出台一系列措施限制煤价不合理上涨，包括：国家发改委召开“保供稳价诚信经营”会议；发改委依法对煤价进行干预打击动力煤期货炒作；加强对中长期合同履约信用监管等，促使煤价快速回落。

2022 年初，印尼限制煤炭出口，同时电厂日耗水平较高，动力煤价格触底反弹，于春节前突破 1000 元；2022 年 2 月，国家再度出台政策限制煤价，进一步完善煤炭市场价格形成机制，下调港口和坑口的限价标准，引导煤炭价格在合理区间运行，并对超标煤矿点名批评，煤价再一次下调。因此随着稳价保供政策的持续落地和国家相关部门加大调控与监管力度，预计动力煤价格在 2023 年将进入合理区间，公司电力板块业绩将得到好转。

电价趋于市场化方向改革，利好公司电力板块业绩。

2015 年公司进军电力业务以来，国家对电价进行了三次重大改革，促使煤电价格向市场化方向转变，其中 2021 年发布的《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》将上下浮动不超过 15%的限制扩大到了 20%，高耗能企业不受限制。随着国家对电力市场改革的持续推进，公司燃煤电价未来将有更大的上涨空间，电力板块将受益。

公司电力业务潜力大，未来有望实现较好收益。

2017-2021 年，公司电力业务营业收入除去在 2019 年有略微下降外，其他时间都保持着增长率约 4%的上升趋势，这说明公司电力业务营收能力在增强。

毛利率方面，2019-2020 年公司毛利率基本维持在 22%左右，但因 2021 年以来燃料煤市场价格的大幅度上涨，致使公司电力业务承压运行，随着后续煤价回归合理区间，公司电力板块经营情况将好转，业绩将提升。

3 储能布局：积极开展储能布局工作，布局全钒液流电池领域

政策频出支持新能源和储能行业发展。

2021 年 10 月 24 日，国务院印发《2030 年前碳达峰行动方案》首次提出为加快绿色生活方式转变，推动绿色低碳基础上的经济社会发展，将对我国产业结构和能源结构进行重大调整，实现 2030 年前碳达峰目标，其中：规划到 2025 年和 2030 年，我国非石化能源消费比重分别达到 20%和 25%左右；到 2030 年，风电、太阳能发电总装机容量达到 12 亿千瓦以上。

以风电、光伏等为代表的新能源已成为国家鼓励并支持的重点发展方向。国家发改委、能源局印发的《“十四五”新型储能发展实施方案》强调，到 2025 年新型储能步入规模化发展阶段，到 2030 年新型储能全面市场化发展，基本满足构建新型电力系统需求，全面支撑能源领域碳达峰目标如期实现。

新能源发电设备装机量迅速上涨，储能市场潜力巨大。

根据国家能源局的数据，截至2022年8月，风电、水电和太阳能发电机组已占据全国发电设备总装机量的 44.53%；2022年 1-8 月，风电、水电和太阳能发电发电机组总共新增装机量7,367万千瓦，占全国新增总装机量的76.92%，由于绿色能源受自然环境影响较大，特别是风能和太阳能具有较大的波动间歇性，必须搭配储能才能使得绿色能源完全替代化石能源成为主流能源。

储能行业从不同技术路径可分为物理储能、电化学储能和电磁储能三大类型。

物理储能中，应用最广、技术最成熟的是抽水储能，根据《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035 年）》，到 2025 年，抽水蓄能投产总规模达到 6,200 万千瓦以上；到 2030 年，达到 1.2 亿千瓦左右。

电化学储能路径主要包括铅酸电池、锂离子电池、钠流电池和钒液流电池等，行业仍处在导入期，参与者均在摸索中前进，产业格局未定，仍然存在大量产业机会。

根据中关村储能产业技术联盟（CNESA）不完全统计，截至 2020 年底，全球已投运储能项目累计装机规模 19.11 亿千瓦，其中：抽水蓄能累计装机规模达到 17.25 亿千瓦、占比约 90%，其次是电化学储能、占比约 9.21%。

政策明确电化学储能发展规划，电化学储能装机量增长迅速。

2021 年《关于加快推动新型储能发展的指导意见》提出未来新型储能的主要目标，到 2025 年新型储能从商业化初期到规模化发展转变，使新型储能市场环境和商业模式基本成熟，装机规模达到 30GW 以上，到 2030 年新型储能实现全面市场化发展。

从 2017-2021 年，我国电化学储能累计装机容量增长明显，达到了 2021 年的 5.1GW，累计装机同比增长 56.42%，但相比国家制定的装机目标仍然有巨大的成长空间。

根据彭博新能源财经预测，2025 年我国电化学储能新增 投运规模将达 8,241MW，至 2025 年中国电化学储能累计投运规模约 3.25 亿千瓦，从 2021 年起未来五年间年复合增速将达 58%以上，电化学储能行业迎来快速发展机遇。

全钒液流电池优势明显，适合绿电领域或储能电站应用场景。

全钒液流电池是一种新型电化学储能方式，不仅可以用作太阳能、风能发电过程配套的储能装置，还可以用于电网调峰，提高电网稳定性，保障电网安全。

全钒液流电池虽然因能量密度低、体积大，不易搬运，但安全性好（水溶液为电解质）、不易燃烧，寿命长（长达 20 年），充放电次数多、时间长（4-8h），全生命周期成本较低、成本优势明显，电解液可循环使用；储能容量可扩充性强（可通过增加电解液体积来增加容量），可实现 100%放电，而不损害电池，十分适合作为储能电池，可用于建造千瓦级到百兆瓦级储能电站，尤其是在光伏、风电领域和储能电站等场景的应用。

随着钒电池技术的进步及规模化生产，钒电池电堆成本将持续下降，未来钒电池将成为大规模、长时储能的最佳选择，推动储能达到经济性。

全力推进钒电池储能布局，为公司增加新的增长点。

根据 2022 年三季度报，公司通过四个路径来布局储能领域全产业链发展。

首先，通过产业合作搭建储能产业发展平台，公司与海德股份合资在 2022 年 9 月成立德泰储能，公司持股 51%，合资新公司以投资电化学储能项目为主，为新能源及传统电力系统提供全套储能解决方案，全力打造电化学储能全产业链。

其次，获取优质钒矿资源，德泰储能通过收购优质钒矿资源公司敦煌市汇宏矿业开发有限公司（以下简称“汇宏矿业”）65%股权，获取上游优质钒矿资源以及提升高纯钒冶炼技术，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。

第三，开展全钒液流电池应用示范项目，德泰储能将在公司所属张家港沙洲电力二期开展 2×1000MW 机组储能辅助调频项目建设，该项目采用全钒液流电池储能系统，属于国内首创的火电侧钒电池储能辅助调频项目。

结合公司正在进行的钒矿资源整合、钒电池研发生产能力形成等储能战略布局，德泰储能将率先突破全钒液流电池在火电调频领域的市场应用场景。

最后，进军全钒液流电池装备制造，目前公司通过与高等院校、科研院所和行业头部企业合作促使研究成果转化，从而确保快速拥有全钒液流电池及系统集成核心自主知识产权、后续研发和产品迭代能力，形成核心技术竞争力。

4 盈利预测及估值

4.1 盈利预测

煤炭业务方面，公司主要生产炼焦煤并且拥有丰富的主焦煤资源储量，炼焦煤在我国属于稀缺煤种，相比于褐煤等动力煤，炼焦煤储量少产量低，同时价格不受政策影响。

因此，考虑到资源的稀缺性和公司过去的业绩表现，我们假设：

（1）2022-2024年，受边缘政治和国内煤炭供需错配的影响，同时结合公司 2022 年前三季度的收购两处煤矿资产（银宇煤矿、福巨源煤矿）约 120 吨/年产能和四个矿核增的 150 万/年产能，我们预测公司煤炭原煤产量+4%、+9%、+10%，煤炭销售量+4%、+9%、+10%。

（2）2022-2024年，煤炭价格预测将回归合理区间，但考虑到炼焦煤资源稀缺性的特点，我们预测公司煤炭销售价格+1%、+2%、-2%。

（3）2022-2024年，公司的炼焦煤炭均都是自有煤矿生产的，但由于煤炭采选业务料工费会随着产量同比例增加，因此我们预测公司煤炭业务成本+2%、+2%、+2%。

因此，我们预计公司煤炭业务 2022-2024 年营业收入分别为 113.99 亿元、126.73 亿元、136.61 亿元；毛利润为 66.14 亿元、73.53 亿元、76.93 亿元；毛利率为 58.03%、58.03%、56.31%。

电力业务方面，公司发电机组以火电为主，对外提供电能和热能两种产品，并以电能为主，电力用的燃煤主要来自外部采购的动力煤，电力板块成本受外部煤炭价格变化影响较大。

因此，我们假设：

（1）2022-2024年，由于国家电力保供政策和煤炭价格未来回归合理区间的影响，同时公司不断拓展电力机组装机量，我们预测公司发电量和售电量都+20%、+15%、+15%。

（2）2022-2024年考虑到电价政策改革，我们预测公司售电价格+2%、+1%、+1%。

（3）2022-2024年考虑到国家政策影响，动力煤价格将回归合理区间，燃煤成本将会有所回落，我们预测公司度电成本将会-3%、-1%、-1%。

因此，我们预计公司发电业务 2022-2024 年营业收入分别为 141.55 亿元、164.41 亿 元、190.96 亿元；毛利润为-1.54 亿元、1.5 亿元、5.48 亿元；毛利率为-1.09%、0.91%、2.87%。

石化贸易方面，2022 年 8 月华瀛石油化工有限公司取得原油、柴油经营资质和证照并正式运行，同时面对国际原油价格保持高位态势，加大招商力度，拓展相关客户资源，努力提高储罐利用率，增加业务收入，所以 2022 年前三季度公司石化业务贸易量增幅较大。

因此，我们假设：

（1）2022-2024年，结合 2022 年前三季度石化业务贸易量同比增加 84.47%，我们预测未来三年石化贸易量+88%、+40%、+40%；

（2）2022-2024年，石化贸易业务优势不明显，行业竞争激烈，单位毛利润变动不大。

因此，我们预计公司石化贸易业务 2022-2024 年营业收入分别为 56.04 亿元、79.24 亿元、 112.05 亿元；毛利润为 0.37 亿元、0.53 亿元、0.75 亿元。

基于以上假设，我们预计永泰能源 2022-2024 年营业收入分别为 328.14 亿、387.32 亿、456.95 亿，同比增长 21.17%、18.04%、17.98%，对应 EPS 分别为 0.09、0.10、0.12 元/股；归母净利润分别为 20.07 亿、22.53 亿、27.05 亿。

4.2 公司估值与报告总结

预计公司 2022-2024 年每股收益 EPS 值为 0.09/0.10/0.12 元。

对应最新股价 1.59 元（2023/2/3），计算 PE 值为 17.6/15.68/13.06 倍，我们选取与公司业务相近的五家公司淮北矿业、潞安环能、盘江股份、平煤股份、山西焦煤，参考可比公司 2021 年平均 PE 估值水平 7.19 倍，高于行业平均水平。

但由于煤炭公司属于周期性重资产行业，从 PB 角度来讲，公司现价对应的 2022 年 PB 为 0.83，均低于可比公司，估值存在巨大的修复空间。

考虑到公司全面化解了债务问题，经营发展步入正轨，加上主营业务主焦煤产品的稀缺性， 公司未来成长性较大，同时由于民营企业机制灵活，可以紧跟市场做出应变，未来储能方向的发展将给公司带来新的业绩。

5 风险提示

（1）储能政策推动不及预期风险：由于化学储能仍然处于商业化初期阶段，盈利模式不完善，需要政策推动完成新型储能装机量的增加。当前装机规模距离国家制定的 2025 年达到 30GW 的目标还有很大的差距，政策推动不及时将导致资本投入力度减弱。

（2）煤炭产能核增进度不及预期风险：目前公司正积极推进百万吨煤矿产能的核增，核增手续的进度决定公司煤炭总产量，对于煤炭板块业务收入影响较大。

（3）动力煤价格持续上涨风险：燃煤价格的波动影响公司发电意愿和电力板块的盈利能力，如果动力煤价格不能回归合理区间，电力板块将难以扭亏为盈。

（4）焦煤价格大幅下跌风险：焦煤是钢铁等行业的主要原料，未来经济恢复不及预期和钢铁行业不景气将影响焦煤的需求及价格，焦煤是公司主要利润来源，需求降低和价格下降将影响公司利润。

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