1.概况：煤电互补齐发展，危机化解寻涅槃
1.1.转型综合能源企业，成功化解债务危机
煤电联营的综合型能源企业，成功化解债务危机。公司前身鲁润股份成立于1992年，主营业务为油品、房地产、黄金采选等，1998年鲁润股份上市。2007年，江苏永泰地产集团从第一大股东泰安国资委和第二大股东泰安鲁浩贸易公司手中收购了鲁润股份47.62%的股份，成为了上市公司的控股股东。
自此，公司发展可以分为几个时期：
1）向煤企快速转型（2007-2012）：
受当时煤炭行业热度影响，2009年，上市公司与母公司永泰投资控股一同并购了具有山西省煤炭兼并主体牌照的华瀛山西，并通过永泰投控让渡表决权的方式获得对华瀛山西的控制权，进军煤炭行业。随后公司将成品油、房地产、黄金等其他业务打包出售给了母公司永泰地产，并于 2010 年正式更名为“永泰能源”。
2007-2012 年间，公司持续收购煤炭资产，营收规模与归母净利润也从 15.95 亿元和 0.02 亿元大幅提升至 77.18 亿元和 9.88 亿元。受公司非公开发行股份影响，2012 年公司资产负债率回落至 59.80%，维持在相对安全的水平。
2）实施多元化发展（2013-2017）：
2013 年及以后煤炭行业发展放缓，公司将战略方向转向为电力、石化、物流、投资等领域，实施“多元化”战略。2014 年，公司分别购买三吉利能源 10%股份和华瀛石化 100%的股权，进军电力和石化行业，随后又投资了物流、金融、互联网等多个领域。
然而公司营收增长主要来自于毛利较低的贸易业务收入增长，故虽然 2013-2017 年，公司营业收入从 98.43 亿元增长到 223.88 亿元，但归母净利润增长有限。
3）债务危机发生与化解（2018-2020）：
由于通过借债快速扩张，投资的项目又多为建设期或回报期较长的项目，公司资产负债率维持在 70%左右的高位，面临着较大的资金压力。
2018 年 7 月，公司短期融资券 18 永泰 CP004 发行失败，并造成 17 永泰 CP004 发生违约，随后触发交叉保护条款，造成一连串的债务违约。
截至 2019 年 1 月 22 日，一共有 14 只债券违约，总金额达到了 162.72 亿元。发生债务危机以后，公司出售了华昇资管等多家公司，并通过债转股、债务展期等方式来减轻公司债务负担，最终于 2020 年完成重组。2020 年公司资产负债率降低至 56.35%，债务重组收益达 47.69 亿元。此外，公司盈利能力持续优化，2018-2020 年，公司营收规模变动较小，扣非归母净利润则从-6.20 亿元增长到 1.95 亿元，公司结束多元化发展，聚焦建设煤电互补的综合型能源企业。
4）公司发展重回正轨（2021年至今）：
2021年公司所属金泰源煤矿和森达源煤矿首次核增产能获山西省能源局批复，公司原煤产能增至 990 万吨/年。2022年公司布局全钒液流电池产业链，收购钒矿企业宏达矿业65%股权，为公司发展打开新的增长空间。
期间公司营收和归母净利润继续稳步增长，2022年前三季度公司营收和归母净利润分别为 268.55 亿元和 15.41 亿元，分别同比增长 45.17%和 101.36%。
公司目前为国内煤电联营的大型综合能源企业。
截至目前，公司业务主要包括煤炭、电力、石化三大能源板块，其中煤炭产品均为优质焦煤和配焦煤，主要供应东北、华北、华东等地区大型钢焦企业，电力业务则主要供应江苏苏州、河南郑州和周口等区域，是当地的保供生力军。
石化业务依然处于发展阶段，包括石化产品仓储与贸易、油品调和加工等，整体对利润贡献较低。
公司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，永泰集团有限公司持有公司 18.13%股份，实际控制人为王广西，王广西先生通过永泰集团有限公司持有公司 17.58%的股权。
除永泰集团外，前五名股东分别为永泰能源股份有限公司破产企业财产处置专用账户、平安银行股份有限公司、襄垣县襄银投资合伙企业（有限合伙）和中信银行股份有限公司，持股比例分别为 3.58%、2.97%、1.88%和 1.79%。
下属子公司分工明确，设立合资公司开展储能业务。
截至 2022 年半年报，公司主要子公司包括华熙矿业、银源煤焦、康伟集团、华晨电力和华瀛石化等，其中华熙矿业、银源煤焦和康伟集团主要进行煤矿投资和煤炭开采业务，华晨电力和华瀛石化分别负责电力和石化业务。
2022 年 9 月 25 日，公司发布公告，与海德股份共同投资的德泰储能完成设立，注册资本为 10 亿元，公司持股比例为 51%。
德泰储能将助力公司向储能行业转型，加快在全钒液流电池储能领域的全产业链发展。
1.2.煤电联营平滑周期，债务危机后盈利能力不断提升
煤炭与电力业务为公司主营业务，2022年上半年合计营收占比约87%。
分产品营收方面，公司业务以煤炭和电力业务为主，2018 至 2021 年，电力营收占比分别为 49.63%、50.89%、50.66%、43.05%，煤炭营收占比分别为 29.27%、27.90%、26.13%、40.07%。
2021 年煤炭营收占比有所提升，主要原因系 2021 年公司煤炭采选业务产销量同比增加叠加焦煤价格上涨。
分地区营收方面，公司业务主要覆盖华东、华北和华中地区，2022 年上半年占主营业务收入比重分别为 37.41%、37.09%和 19.59%。
公司实现煤电互补，煤炭毛利率维持高位。
毛利润方面，2018 到 2021 年，公司整体毛利润分别为 59.24、62.62、53.50 和 60.82 亿元，除 2020 年受疫情影响外，整体较为稳定。
2021 年，受动力煤采购价格上涨影响，电力业务毛利润大幅下降。但煤炭毛利润的增长弥补了电力业务毛利润的减少。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，公司实现了煤电互补的总体经营格局，有效平滑了煤炭与电力行业的周期性。
毛利率方面，2018到2021年，公司毛利率从26.53%下降至22.46%，2022 年上半年回升至 25.98%。
分产品来看，2022 年上半年煤炭和电力业务毛利率分别为 62.65%与-2.62%，较 2021 年全年毛利率均有所提升。
公司财务费用持续下行。
从费用总额来看，2018-2021 年，公司费用总额从 55.43 亿元下降到 32.88 亿元，降幅达 40.69%，主要原因系公司持续化解债务问题促使财务费用大幅下降，从 2018 年的 44.62 亿元下降到 2021 年的 20.09 亿元，财务费用率则从 2018 年的 19.99%下降到 2021 年的 7.42%。随着公司降本控费持续推进，公司费用率有望进一步下行。
2.行业：煤电产业稳步发展，储能领域前景广阔
2.1.煤炭：我国焦煤资源稀缺，未来供给增量有限
炼焦煤主要用于炼制焦炭。据《中国煤炭分类》（GB/T5751-2009），按煤化程度（从泥炭到无烟煤的转化程度）和工艺性能，我国煤炭可分为 3 大类 17 小类，3 大类分别为褐煤、烟煤和无烟煤，煤化程度三者依次升高。
其中烟煤包括弱粘煤、中粘煤、气煤、气肥煤、肥煤、1/3 焦煤等 12 小类、褐煤和无烟煤则分别包括 2 小类和 3 小类。
按用途划分，煤炭则可划分为炼焦煤和动力煤。动力煤是指用作动力原料的煤炭，主要用于发电、机车推进、锅炉燃烧等领域。
炼焦煤则是指主要用于炼制焦炭的煤种，主要种类包括贫瘦煤、瘦煤、焦煤、肥煤、1/3焦煤、气肥煤、气煤等。其中的焦煤又名主焦煤，属中等变质烟煤，可炼出块度大、强度高、裂纹少的优质焦炭，但单独炼焦膨胀压力大，不易从炼焦炉中推出，且易损坏焦炉，因此需要与气煤、肥煤或瘦煤配合炼焦。
我国炼焦煤剩余可用年数较低，资源较为紧张。
从储量来看，据 BP 《Statistical Review of World Energy 2021》，截至 2020 年底全球煤炭资源已探明储量为 10741.08 亿吨。而据 My steel 数据，全球煤炭资源中炼焦煤不足 1/10。截至 2021 年底，俄罗斯在全球炼焦煤储量中占比最高，达 42%，其次是中国，占比为24%。然而，2021年中国炼焦煤产量占全球产量的54.5%，与储量结构严重不匹配。
按此数据测算，我国炼焦煤剩余可用年数远低于其他国家。
我国稀缺炼焦煤主要分布于山西等地。
据全国煤炭标准化技术委员会《特殊煤炭资源的划分和利用》（GB/T T26128-2010），肥煤、焦煤和瘦煤是骨架性煤种，因为这些煤种是炼成高质量的焦炭的必需品。它们是生产焦炭的重要材料，属于稀缺炼焦煤。
按此定义，据邓小利《中国稀缺炼焦煤资源分布特征》，截至 2018 年，我国稀缺炼焦煤资源保有量达 1328.8亿吨，其中焦煤、瘦煤和肥煤保有量分别为 571.6、517.6 和 239.6 亿吨。
分省份来看，我国稀缺炼焦煤资源分布很不均衡。山西稀缺炼焦煤资源最丰富，焦煤、瘦煤和肥煤保有量分别为 237.9、205.8 和 116.4 亿吨，合计占我国稀缺炼焦煤资源的 42.15%。
未来我国炼焦煤生产增量有限。
2018-2021 年，我国炼焦煤产量保持增长趋势，从 4.35 亿吨增长到 4.90 亿吨，年均复合增长率为 4.05%。据中国煤炭加工利用协会，截至 2021 年底，我国煤矿数量在 4500 个以内，2021 年全年我国原煤产量为 41.3 亿吨。
而据中国煤炭工业协会《煤炭工业“十四五”高质量发展指导意见》，到“十四五”末，国内煤炭产量控制在 41 亿吨左右，全国煤矿数量控制在 4000 处以内。
按此数据测算，叠加衰退矿井退出等因素影响，预计未来我国煤矿以产能置换为主，国内炼焦煤产出增量有限。据公司 2021 年报，预计未来我国焦煤新建产能仅为 3,000 万吨。
我国炼焦煤表观消费量大于产量。
据百川盈孚数据，炼焦煤和焦炭的用途均较为单一，焦炭约占炼焦煤下游消费的 95%，而生铁约占焦炭下游消费的 84%，构成了传统的“煤-焦-钢”产业链。
2019-2021年我国炼焦煤表观消费量分别为 5.43、5.56、5.45 亿吨，均超过当年炼焦煤产量 5000 万吨以上，超出部分依赖进口补足。
2016-2020年，我国炼焦煤进口量从5930.70 万吨增长到 7226.87 万吨，对外依存度则维持在 10%以上。
2021 年焦煤进口量有所下滑，主要原因系受煤炭进口管控影响。钢铁行业是我国基础性、支柱性行业，下游应用领域较为丰富，预计未来炼焦煤需求大幅收缩的可能性较低，在新增产量有限的情况下，我国炼焦煤对外依存度或将长期维持当前水平。
2022 年我国炼焦煤进口来源以蒙古和俄罗斯为主。
从进口来源来看，目前我国炼焦煤进口来源主要以蒙古和俄罗斯为主，2022 年分别占我国炼焦煤进口量的 40.12%和 32.90%。此前澳大利亚为主要进口来源，但是受中澳关系等因素影响，2020 年以来中国对澳煤进口采取限制，澳煤占比大幅下滑。
2023 年我国澳煤进口限制有所放宽，第一批澳煤已于 2023 年 2 月 9 日运抵湛江，后续澳煤进口量或将有所修复。
炼焦煤价格高企助力煤业公司业绩向好。
2021 年以来受部分煤矿停产限产、澳煤进口受阻等因素影响，我国炼焦煤价格居高不下。截至 2023 年 3 月 14 日，我国主要港口炼焦煤平均价格为 2489.20 元/吨，较 2021 年初上涨了 67.62%。当前炼焦煤供需持续紧张，预计炼焦煤价格将长期维持高位运行态势。
2.2.电力：用电量稳步增长，市场化持续推进
第二产业发展推动我国发电量和用电量稳步增长。
从发电量来看，2017-2022年，我国发电量从 6.28万亿千瓦时增长到8.39万亿千瓦时，CAGR 为 6.0%。
受新能源行业高速发展影响，火电发电量从 4.61 万亿千瓦时增长到 5.85 万亿千瓦时，CAGR 为 4.9%，小于整体增速，但是依然起到“压舱石”托底作用。
从用电量来看，2017-2022 年，我国全社会用电量从 6.31 万亿千瓦时增长到 8.64 万亿千瓦时，CAGR 为 6.5%，其中主要增长动力来自第二产业。2017-2022 年，我国第二产业用电量从 4.44 万亿千瓦时增长到 5.70 万亿千瓦时，增长 1.26 万亿千瓦时。
燃煤电价市场化改革稳步推进，利好电力公司业绩。
21 世纪以来我国燃煤电价定价系统历经五次政策调整：
1）2004年4月16日，发改委发布《关于进一步疏导电价矛盾规范电价管理的通知》，规定原则上上网电价按同一电价水平核定；
2）2004年12月15日，发改委提出上网电价与煤炭价格联动，销售电价与上网电价联动，以不少于 6 个月为一个煤电价格联动周期，周期内平均煤价变化幅度较上一周期达 5%则相应调整电价；
3）2015年12月31日，煤电价格联动周期被调整为 1 年，同时电价决定权下放至地方政府；
4）2019年10月21日，发改委提出取消煤电价格联动机制，将燃煤发电标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制，基准价浮动范围为上浮不超过 10%、下浮不超过 15%；
5）2021年10月11日，燃煤发电上网电价市场化改革进一步深化，有序放开全部燃煤发电量上网电价，扩大市场交易电价上下浮动范围（均不超 20%）。
整体来看，电价市场化是大势所趋，其意义在于减少对煤电的行政干预，推动上下游协调高质量发展，电力公司或将受益。
2.3.储能：行业发展助力新能源，“传统+新型”并进发展
新能源占我国电力装机容量比例稳步提升。从累计装机容量来看，2017-2022年，我国发电累计装机容量从 17.77 亿千瓦增长到 25.64 亿千瓦，其中火电和水电装机容量占比分别从 62.18%和 19.33%下降至 51.96%和16.13%，新能源装机容量占比则从 18.49%提升到 31.91%，增幅为 13.42 个 pct。
从新增装机容量来看，2022年我国光伏装机量和风电装机量分别为 8741 万千瓦和 3763 万千瓦，分别占 2022 年新增装机容量的 43.76%和 18.84%，火电新增装机量占比为 22.38%。随着我国“双碳”政策继续推进，预计新能源累计装机量占比将继续升高。
储能助力新能源电力系统持续发展。
电力系统需要根据用户需求提供稳定电力供应，但是风电、光伏发电依赖风力和太阳能，受环境因素影响大，具有不稳定性、随机性。
以光伏为例，在正午，发电效率为峰值，随着光照的变化，出力大幅变化，且每天约有大量时间为 0 出力，不稳定性会导致电网的运行风险。同时，由于电力系统的消纳有限，出力高峰的电力可能无法完全利用，导致弃光现象。
储能系统可将出力高峰时的功率吸收，起到平滑波动性和节约资源的作用，实现调峰调频，是新能源电力系统发展过程中的关键性技术。
储能项目装机规模持续增长，拉动风电和光伏利用率持续提升。
2016-2021 年，我国新增投运电力储能项目装机规模从 1.1GW 增长到 10.5GW，其中 2021 年同比增长 228.13%；累计装机规模从 24.3GW 增长到 46.1GW，CAGR 为 13.66%。
受电力储能装机规模持续增长影响，2016 到 2021 年，我国弃风率和弃光率分别从 17.1%和 10.1%下降到 3.1%和 2.0%，风电和光伏利用率大幅提升。
国家政策推动下，预计储能行业发展长期向好。
近年来我国发布多项涉及储能行业的政策规划，从科技进步、装机规模、市场形态等多方面大力推动储能行业持续发展。
2021 年 4 月国家发改委、能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，提出新型储能发展目标，到 2025 年实现装机规模 3000 万千瓦以上，到 2030 年新型储能实现全面市场化发展。
2023 年 1 月能源局发布《新型电力系统发展蓝皮书（征求意见稿）》要求新型电力系统形态逐步由“源网荷”三要素向“源网荷储”四要素转变。
2020 年，我国传统的抽水蓄能装机容量全球第一。
从全球来看，截至 2020 年底，全球抽水蓄能装机规模占电力储能项目总规模的 94%。
其中，中国装机容量最大，为 3149 万千瓦，其次为日本和美国，分别为 2763.7 万千瓦和 2285.5 万千瓦。
从我国来看，截至 2021 年底，我国抽水蓄能装机规模为 3639 万千瓦，居全球首位，同比增长 15.6%，占电力总装机的 1.5%，同比提升 0.1pct。
此外，截至 2021 年底，我国抽水蓄能电站核准在建总规模为 6153 万千瓦。
电化学储能市场高速发展，占比持续提升。
从全球来看，根据派能科技招股说明书，2013 至 2021 年，全球电化学储能累计装机规模从 0.7GW 增长到 24.3GW，其中 2021 年同比增长 70.7%；新增装机规模从 0.1GW 增长到 10.1GW，CAGR 达 78.0%。
随着电化学储能装机规模的提升，其占比也不断提高，2019 至 2021 年，电化学储能占全球已投运储能项目累计装机规模的比例从 5.2%提升到 11.6%，涨幅达 6.4pct。
从我国来看，2016-2021 年我国电化学储能新增装机规模从 101.4MW 增长到 1899.9MW，CAGR 达 79.7%，略高于全球平均增速。
全钒液流电池具备本征安全性，且电池容量与输出功率相互独立。
全钒液流电池是液流电池的一种，其产业链上游为五氧化二钒（V2O5），中游为电解液、电极、选择性质子交换膜、双极板和集流体等各种部件，下游则为风电、光伏和储能等应用领域。
由于全钒液流电池的电解液为钒离子水溶液，只要控制好充放电电压并保持通风良好，就不存在热失控的风险，具有本征安全性。
此外，全钒液流电池的容量取决于钒电解液容积与电解质浓度，输出功率取决于电堆大小，因此两者相互独立。
全钒液流电池具备多重优势，适合大规模长时储能场景。
由于储能电站中电池集中存放，且规模一般都比较大，一旦发生事故，往往会造成较为严重的后果。在这种情况下，与易发生热失控的锂电池相比，全钒液流电池具备的本征安全性就体现出卓越的优势。
此外，全钒液流电池的寿命较长，循环次数可达 10000 次以上，寿命达 10 年以上，储能时长越长，钒电池单位造价就越低，因此适配于长时间储能。
另一方面，由于全钒液流电池储能系统的输出功率和储能容量相互独立，因此调节较为灵活，对于大容量装机规模有着较强的适应性。
最后，钒在电解液仅发生价态变化，因此基本可以完全回收，具备较好的经济性。
钒电池未来发展前景广阔。
根据 EV Tank 与伊维经济研究院联合发布的《中国钒电池产业地图白皮书（2022 年）》，2021 年我国钒电池储能新增装机量为0.13GW，预计2022年我国钒电池储能新增装机量将达0.60GW，同比增长 361.54%，2025 年和 2030 年我国钒电池储能新增装机量将分别达 2.30GW 和 4.50GW，2025-2030 年 CAGR 为 14.37%。
3.公司：煤炭扩产稳步推进，进军储能完善新能源布局
3.1.煤炭资源丰富，产销量稳步增长
公司煤炭资源储量丰富，炼焦煤资源量位居行业中游。
公司所属煤矿及煤炭资源分布在山西、陕西、新疆、内蒙古和澳洲境内，截至2021年底，公司现有的煤炭资源量为38.30亿吨，其中，炼焦煤资源量为9.06亿吨，占比为23.66%，在申万三级焦煤行业公司中位居中游，非炼焦煤资源量为29.24亿吨，均为动力煤，占比为 76.34%。
公司炼焦煤矿区主要位于山西地区。
分矿区来看，公司主要矿区分布在山西、陕西、内蒙、新疆地区以及澳大利亚。陕西、内蒙、新疆地区以及澳大利亚的矿区主要为动力煤，2021 年合计资源量、可采储量和证实储量分别 29.24 亿吨、19.30 亿吨和 13.51 亿吨，其中陕西地区的动力煤资源最丰富，资源量为 15.40 亿吨，其次为澳大利亚的 7.90 亿吨。
公司煤炭产销量整体稳定增长，产销率维持高位。
公司在产煤种均为主焦煤及配焦煤。
产量方面，除 2019 年以外，公司煤炭产量稳步增长，2017 到2021年，公司煤炭产量从949.48万吨增长到1074.28万吨，CAGR为3.14%。2019 年煤炭产量减少的主要原因系公司债务危机等因素影响。
销量方面，2017 到 2021 年，公司煤炭销量从 950.13 万吨增长到 1071.27 万吨，CAGR 为 3.05%。公司产销比维持在 100%左右，销售状况较好。
公司产能扩张稳步推进。
截至 2022 年 6 月底，公司煤炭总产能规模为 990 万吨/年。公司煤炭业务扩张和产业升级的主要手段包括煤矿新建、产能核增与煤矿收购。目前公司主要新建煤矿项目为海则滩煤矿项目，煤矿资源量 11.45 亿吨，煤种主要为优质动力煤及化工用煤。
项目计划 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。预计煤矿建成后产能达 600 万吨/年，年收入约 50 亿元。
此外，公司于 2022 年 6 月 20 日批准收购山西银宇煤矿和福巨源煤矿相关资产，两煤矿合计产能达 120 万吨。
另一方面，公司焦煤产能核增项目稳步推进。孙义煤矿 30 万吨产能核增申请资料已完成预审；孟子峪煤矿 30 万吨产能核增申请资料正在编报中，其他项目也在稳步推进，后续焦煤总产能有望突破 1,100 万吨/年。
3.2.电力装机规模大，市场化占比提升
公司电力装机容量以燃煤机组为主。
截至 2021 年底，公司控股的电力总装机容量约为 897 万千瓦，均为在运机组，其中燃煤机组装机量为 728 万千瓦，占据主导地位，是郑州、周口和张家港的重要电力供应源；燃气机组装机量为 165.84GW，主要供应张家港地区。
公司电力业务所在区域经济发达、人口稠密、用电量大，电力需求稳定，公司成为当地电力和热源的保供主力军。
近年来公司装机规模稳步上升。
2016-2021 年，公司在运装机容量从 480 万千瓦增长到 1097 万千瓦，公司已经成为江苏苏州、河南郑州和周口等区域电力和热源保供主力军。
2020 年公司在建装机容量同比减少，主要系为化解债务问题，公司将尚未开工建设的江苏永泰发电有限公司（徐州沛县2 ×66 万千瓦超超临界燃煤发电机组项目主体公司）股权对外转让，导致该两公司不再纳入合并报表范围。
2021 年公司总发电量和售电量下降，但江苏地区增幅显著。
发电量方面，2021 年公司发电量为 312.45 亿千瓦时，同比下降 6.60%。从地区来看，江苏省发电量为 178.90 亿千瓦时，同比增长 10.50%，占比为 57.25%；从发电类型来看，公司发电量主要为火电发电，2021 年达 312.05 亿千瓦时，占比为 99.87%。
售电量方面，2021 年公司售电量为 296.26 亿千瓦时，同比下降 6.67%，其中江苏省售电量为 170.67 亿千瓦时，同比增长 10.63%。
公司有望受益于电力市场化交易改革。
市场化交易总电量方面，公司 2021 年市场化交易的总电量为 211.21 亿千瓦时，同比增长 5.12%；2017 年-2021 年 CAGR 为 16.12%，公司市场化交易总电量持续上升。
上网电价方面，2021 年公司上网电价为 390.36 元/兆瓦时，同比增长 7.23%，继 2017 年以来，公司上网电价首次实现上涨。
公司积极推进机组改造，能耗低于全国平均水平。
公司在运燃煤机组均为低能耗机组，2021 年公司平均供电煤耗仅为 291.48 克/千瓦时，相比于全国 6000 千瓦及以上电厂平均供电煤耗低 11.02 克/千瓦时，全年可节约标煤约 30 万吨。
从历史数据来看，公司供电煤耗自 2018 年下降至 291.75 克/千瓦时后，基本维持在 291-293 克/千瓦时的水平。
2022 年上半年，公司已完成张家港沙洲电力#1、#2 机组改造，其中#1 机组供电煤耗下降 8.65 克/千瓦时；另外，张家港华兴电力也在积极推进改造 4 台机组。公司不断推进机组改造，能耗持续降低。
3.3.进军钒电池领域，多维布局新能源业务
公司聚焦全钒液流电池，向储能行业转型规划明确。据公司 2022 年三季报，公司储能业务转型分为四步：
1、合力打造储能产业发展平台。
2022 年 9 月，永泰能源与海德股份合资设立的德泰储能公司正式成立。海德股份深耕困境资产管理业务，重点推动储能新能源行业中具有发展前景的项目。公司与之合作，有助于充分发挥各自优势，助力公司在全钒液流电池领域的全产业链布局。
2、获取优质钒矿资源。
德泰储能公司收购新疆汇友集团所持的钒矿资源公司汇宏矿业 65%股权。汇宏矿业钒矿资源品位优良，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%。经过更新和技术改造后，其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。
3、开展全钒液流电池应用示范项目。
永泰能源与海德股份通过德泰储能在沙洲电力开展 2×1000MW 机组储能辅助调频项目建设，项目投资 1.50 亿元，其采用的 30MW/30MWh 全钒液流电池储能项目是国内首创的火电侧储能辅助调频项目。
4、进军全钒液流电池装备制造。
德泰储能与先进高等院校和行业头部企业合作，以专利成果转让和成立储能研究院等方式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，并建立先进生产线。
2022 年 12 月 26 日，公司发布公告，德泰储能拟与贾传坤教授共同投资设立德泰储能装备公司，并建设年产能 500MW 的大容量全钒液流电池及相关产品生产线，其中一期投资 1.2 亿元，产线年产能达 300MW，预计于德泰储能装备公司成立后一年内建成。
公司布局储能电池，有助于其充分利用所属电厂机组规模大、参数先进、地理位置优越等优势，打开新的成长空间，增强公司核心竞争力，提升公司长期盈利能力。
除全钒液流电池外，公司多方位布局新能源业务。
2021 年 7 月，永泰能源全资公司华元新能源与三峡电能签署战略合作协议，双方就光伏、风电、智慧综合能源、储能等新能源项目展开合作。
2021 年 12 月，永泰能源子公司华瀛山东与国能山东共同设立国能永泰，其中国能山东持股 51%，华瀛山东持股 49%，主营电力业务、风力和太阳能发电等。
2022 年 3 月，永泰能源与长江电力、三峡集团河南分公司在河南郑州设立合资公司，主营抽水储能、新型储能以及其他新能源项目，预计 2030 年合资公司的储能等新能源项目总装机规模达到 1000 万千瓦。
4.盈利预测
收入端：
当前我国焦煤供需处于紧平衡状态，公司作为我国头部焦煤生产企业之一，业绩有望维持高增。预计 2022-2024 年的营收增速分别为 25.57%/1.09%/3.94%。
1)煤炭：预计 2022-2024 年的营收增速分别为 32.21%/1.43%/7.13%；
2)电力：预计 2022-2024 年的营收增速分别为 19.61%/-4.72%/-1.20%；
3)石化贸易：预计2022-2024年的营收增速分别为38.73%/14.60%/4.41%。
成本端：
假设 2023 年公司毛利率有所下行。预计 2022-2024 年毛利率分别为 23.56%/22.41%/22.68%。
1)煤炭：预计 2022-2024 年的毛利率分别为 61.45%/58.06%/56.68%；
2)电力：预计 2022-2024 年的毛利率分别为-9.09%/-9.09%/-9.09%；
3)石化贸易：预计 2022-2024 年的毛利率分别为 0.65%/0.65%/0.65%。
费用端：
假设公司财务费用率有所下行，销售费用率维持不变，管理费用率和研发费用率则小幅波动。
具体来看：
1)预计2022-2024年销售费用率分别为0.36%/0.36%/0.36%；
2)预计2022-2024年财务费用率分别为7.19%/5.91%/5.61%；
3)预计2022-2024年管理费用率分别为3.59%/3.69%/3.75%；
4)预计2022-2024年研发费用率分别为0.50%/0.50%/0.51%。
伴随产能释放，公司业绩将稳步增长。
我们预期2022/2023/2024年公司归母净利润分别为20.30/23.00/24.97亿元，对应的 EPS 分别为 0.09/0.10/0.11元/股。以 2023 年 3 月 17 日收盘价 1.54 元为基准，对应 PE 分别为 1685/14.87/13.70 倍。
5.风险提示
煤炭产能核增进度不及预期、动力煤价格异常波动、安全环保政策升级。
1.煤炭产能核增进度不及预期：目前公司正在积极推进煤炭产能扩张，如果核增手续进度不及预期，或将影响公司煤炭产能扩张情况，进而影响营收增长。
2.动力煤价格异常波动：公司电力业务盈利能力受动力煤价格影响较大，如果动力煤价格发生异常波动，或对公司电力业务利润造成不确定的影响。
3.安全环保政策升级：国内外安全环保政策升级将对部分有色金属生产企业的日常经营带来一定扰动。