1. 煤电联营民营企业
1.1 永泰集团控股，转型布局煤电联营
永泰能源股份有限公司原名泰安鲁润股份有限公司，成立于1992年，于1998年在上海证券交易所上市。
2007年12月，江苏永泰地产集团有限公司（现名为“永泰集团有限公司”）获得55.18%的股权转让成为公司的控股股东，于2010年更名为永泰能源股份有限公司，目前为A股民营能源上市公司。
经过债务重整后，截至2021年9月30日，永泰集团仍为公司控股股东。
在永泰集团的带领下，公司分别于2009年通过收购在山西灵石地区收购华熙矿业有限公司等开始向煤炭业务转型，于2015年收购北京三吉利能源有限公司（现名为“华晨电力股份公司”）63.13%股权，增加了电力业务，目前电力业务与煤炭业务成为公司主营业务。
1.2 围绕综合能源供应商定位，推行煤电一体化融合成长
公司具备完整的煤炭业务和电力业务体系。永泰能源的主营业务为煤炭业务与电力业务，公司主要从事煤炭开采、煤炭销售、电力生产与开发和供热业务。
自公司转型煤炭业务以来，公司营业收入自2011年的20.62亿快速上升至2020年的221.44 亿，10年复合增长率为26.80%。
公司营业收入以煤炭和发电业务为主。
2018年以来，煤炭和电力业务营业收入占比高于75%。
2021年上半年，公司煤炭业务营业收入达37.23亿元，占总营收比例为32.46%；发电业务营业收入达53.80亿元，占总营收比例为46.90%。
公司毛利以煤炭和发电业务为主。2014年以来，煤炭与电力业务两者贡献总毛利的91%以上。
2021年上半年受煤价大幅上涨的影响，煤炭业务毛利占比达到72.50%，发电业务的毛利占比约22.88%。
2. 煤炭资源储量丰富，盈利水平稳健
2.1 焦煤资源储量丰富，资源禀赋高
公司煤炭核定产能为930万吨/年。
目前公司拥有在产主焦煤及配焦煤煤矿总产能规模为930万吨/年，权益产能为921万吨/年。
煤炭资源量总计38.38亿吨，其中包含优质焦煤资源量9.14亿吨，优质动力煤资源量29.24 亿吨。
公司所属的陕西亿华矿业海则滩煤矿拥有保有资源量11.45亿吨、发热量6500大卡以上的优质动力煤资源，为后续煤炭板块的持续经营提供保障。
通过矿井整合，公司产能预计突破1000 万吨。
公司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，共13座在产煤矿。
在产煤矿中，公司在山西灵石地区拥有10座矿井，占全石灵地区37座煤井的27%，主产地区域影响力强。2020年，为提升单井规模，实现集约化、规模化生产，荡荡岭煤矿与冯家坛煤矿实施减量重组，冯家坛煤矿煤炭资源由荡荡岭煤矿统一开发，本次重组不影响公司所属煤炭资源量。
后续公司将充分利用冯家坛煤矿退出的45万吨/年产能指标，对公司所属其他矿井进行生产系统技术改造和产能规模优化提升，从而使公司所属煤矿总产能规模达到1000万吨以上水平。
产品资源禀赋高，抗市场波动性强。
公司目前生产的煤炭均为优质焦煤及配焦煤，属于稀缺煤种。煤炭资源主要分布在山西、陕西、内蒙境内，均位于国家主要产煤区，其中，焦煤主要位于山西省，集中于灵石、沁源地区，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。
灵石地区主产中硫主焦煤和肥煤，特产含灰分在10%以下、含硫1%以下的优质主焦煤，被誉为“煤海瑰宝”。
沁源地区主产低硫主焦煤和瘦焦煤，低硫主焦煤具有低灰、特低硫优点。中硫瘦焦煤具有低灰、高强度的特点，均为优质炼焦配煤。
与动力煤相比，焦煤价格优势明显，低灰、低硫焦煤品种的市场价格较高，销售情况良好，抵抗市场波动能力更强。
海则滩煤矿规划产能600 万吨/年，进一步贡献产能增量。
海则滩煤矿矿区面积约200.18 平方公里，规划生产能力为600 万吨/年，权益产能为420 万吨/年，查明资源量为11.45 亿吨，煤种主要为优质动力煤及化工用煤（长焰煤、不粘煤和弱粘煤），平均发热量6500 大卡以上，具有资源储量大、建矿条件好、预期效益优、开采寿命长等诸多优势。
2021年6 月30 日，公司所属亿华矿业的海则滩煤矿项目产能置换方案获得国家能源局综合司批复，将通过使用关闭退出煤矿产能指标进行产能置换，置换产能指标为630 万吨/年。获得批复标志着海则滩煤矿探转采工作已进入最后核准阶段，预计将在2022 年上半年完成。在完成探转采核准后，海则滩煤矿项目价值将得到大幅提升。
2.2 “碳中和”短期难以影响焦煤供应关系，预计价格平稳
我国焦煤供给基本平稳，晋新两省增量明显。
我国焦煤供给主要是“晋冀鲁豫贵皖新”七省，七省焦煤供给占我国焦煤82%，山西占比高达47%。近三年我国焦煤产量基本维持相对稳定状态，新疆陕西两省成为焦煤原煤增量的主要省份。
未来我国焦炭产能增量主要依靠新疆新建矿井。但新疆地区的主要焦煤资源位于新疆西部的“库拜煤田”，该煤田分布狭长，低质构造复杂，煤层编号不统一，相对开采难度较大，预计未来带来产能增量并不明显。
我国进口焦煤主要依赖蒙古和澳洲。
截至2021 年11 月底，焦煤总进口量大幅缩减，同比降幅约31.43%。澳煤进口限制加剧焦煤供给紧缺局面，即使美国、加拿大和俄罗斯进口煤数量增加，仍无法缓解我国焦煤供给端的紧张。
2016年以来，炼焦精煤对外依存度总体维持在10%以上。
进口放开短期可以缓解炼焦精煤的短缺问题，但中长期来看，炼焦煤资源枯竭缺口问题难以解决。国内焦煤资源不断枯竭、预计进口依赖度增加，焦煤整体呈现稀缺性。
2.3 低开采成本叠加高生产效率，煤炭业务维持高毛利水平
开采成本低，煤炭业务维持高毛利水平。公司所处山西地区煤炭易开采，一定程度上降低了公司吨煤成本，较可比公司具有成本优势。煤炭板块毛利率水平始终保持在40%以上，较可比公司具有盈利优势。
碳中和政策叠加保供政策影响，主产地煤价波动性增强。
2021年以来，受煤炭供给日趋紧张影响，公司所在地煤价不断上涨，尤其是进入9 月初，当地煤价跃升至3000 元/吨以上水平；11月份受保供增量影响，当地煤价逐步下降至2000元/吨左右水平并震荡盘整。
综上所述，公司2022年产量维持平稳。
预计2022年公司原煤、洗精煤、贸易煤售价分别为709 元/吨、1183 元/吨和1073 元/吨，预计2022年煤炭板块实现归母净利润为11.16 亿元。
3. 公司电力业务快速扩张，打造盈利增长点
3.1 装机快速扩张，高质量机组带来发电煤耗同步降低
公司装机快速扩张，目前无在建并表火电机组。截至2021 年12 月底，公司所属电力机组总装机容量897 万千瓦，均为在运机组，较上年末增长11%。公司所属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投产。短期内，合并报表口径下，公司新增装机有限。
公司供电煤耗持续降低，具有很强的竞争优势。
公司所属电厂装机容量大、技术参数高，所属燃煤机组发电煤耗低，所有在运火电机组均实现了超低排放，符合国家节能环保的产业政策，属火电行业的清洁能源，竞争优势明显。
随着公司低排放改造、先进机组投产的不断推进，公司每千瓦时发电能耗煤量从2015年的303.84 克/千瓦时续降低至2020年的291.67 克/千瓦，与华电国际相当且远低于6000千瓦及以上电厂供电标准煤耗。
3.2 地处苏、豫，电力需求有保障
公司电厂所在区域内用电量大，且均为当地主力电厂。
公司分布在江苏省与河南省境内，地处经济发达的长三角地区和人口稠密的中原经济区，区域内用电量大，且均为当地主力电厂：截止2021年6 月，苏州市全社会用电量为791.30 亿千瓦时，公司子公司张家港沙洲电力与张家港华兴电力合计发电量为82.35 亿千瓦时，占比10.41%；郑州市全社会用电量为297.62 亿千瓦时，公司子公司裕中能源发电量为42.77 亿千瓦时，占比14.37%。
江苏省与河南省用电量稳步增长，公司电力销售有保障。
自2015年公司收购北京三吉利进入电力行业以来，通过收购和新建的方式，公司发电总量持稳运行。2021年上半年，由于动力煤价格大幅上升带动公司电力业务成本上行，毛利率大幅下降。
3.3 公司发力新能源业务，推动生物质耦合发电技术应用有序推进新能源转型规划与布局，推动公司高质量发展：
1）与行业头部企业合作，加快公司向新能源领域转型与布局。
目前公司所属华元新能源已与三峡电能有限公司签署战略合作协议，合作开发光伏、风电、智慧综合能源、储能等新能源项目，并积极探索创新发展模式。公司所属华瀛山东与国家能源（山东）新能源有限公司共同出资设立合资公司，开发建设光伏等新能源项目，加快推动新能源业务的区域性布局和项目落地。
2）利用公司现有优势，开展屋顶分布式光伏试点。
按照国家相关政策在河南、江苏等电力负荷中心，充分利用公司现有电源点优势，积极推进整县屋顶分布式光伏试点工作。
3）利用自身优势开展发电侧储能相关业务。
公司所属电厂利用自身优势开展发电侧储能相关业务，推进向储能领域布局，培育新的利润增长点。目前张家港沙洲电力与上海电力正在有序推进相关项目合作。
4）积极实施生物质耦合发电，推动公司能源体系绿色低碳转型发展。
污泥干化协同发电是一种成熟的可再生能源发电技术，借助燃煤电厂系统进行发电，加强污泥资源与燃煤电厂优势互补，既可以规模化协同处理污泥，又可以实现燃料灵活性，降低存量煤电耗煤量、提升可再生能源发电量。
张家港沙洲电力污泥耦合发电项目已列为国84 个燃煤耦合生物质发电技改试点项目之一，技术方案在国内处于领先水平。该项目日处理脱水污泥可达900 吨，预计每年可新增净利润约1900 万元，预计2022 上半年竣工投产，项目建成后将成为电厂新的利润增长点，并且成功经验可移植对公司其它电厂改造打造新的利润增长点。
4. 石化业务区位优势明显，拟处置以提升公司资产质量
公司于2015 年收购华瀛石化，正式开启石化与物流业务，以实现能源领域的多元化发展战略。地处大亚湾石化工业区，区位优势明显。
华瀛石化从事调和、仓储、进出口及原油及其制品销售，位于国家规划的七大石化基地之一的大亚湾石化工业区，是华南地区最大的公用油品码头，地处主航道枢纽，拥有海域使用面积108 公顷，岸线资源稀缺，有多个国际化工及相关工业的大型企业再次落户。区位优势显著，具备物流基础设施网络优势。拥有大型燃料油调配中心和仓储保税油库，竞争优势显著。
公司石化项目拥有1 座30 万吨级和3 座2 万吨级油品码头，油品总仓储能力115 万立方米，其中112 万立方米为保税仓，3 万立方米为出口监管仓，并获得“两仓合一”运营试点，具有2150 万吨/年的吞吐能力、1000 万吨/年的油品动态仓储能力和1000 万吨/年的燃料油调和加工能力，是国内最大的船用燃料油调配中心和全国最大规模的民营油品仓储及保税油库之一，具有较强的竞争优势。
板块毛利率低，拟处置以提升资产质量。
石化贸易业务在总营收中占比维持在15%左右，2017 年接近25%。但板块毛利率低，毛利贡献始终维持在不到1%的低位。
今年上半年突破1%，达到1.54%。2020 年12 月，公司发布重整计划，为夯实资产质量，改善现有资产结构和状况，提高公司盈利能力，并为重整完成后进一步结构调整和市场化改革创造有利条件，公司拟对持有的华瀛石化100%股权（不含华瀛石化持有的华晨电力49%股权）进行处置。
5. 财务分析
5.1 重整计划执行完毕，公司债务危机得到解决
公司借助资本融资快速扩张，流动性锁紧后导致债务危机。
自2015 年到2018 年，公司通过市场融资方式进行能源主业扩张，相继收购了华瀛石化、华晨电力以拓展综合能源业务，有息债务在2017 年扩大到716 亿。
随着公司债务规模不断扩大，重要资产质押比例过高，公司再融资受限，致使依靠短期债务来维持公司流动性，最终导致公司出现债务问题。
2020 年8 月6 日，豫煤矿机以不能清偿到期债务并且明显缺乏清偿能力为由向晋中中院申请对永泰能源进行重整。
为尽快清偿债务，减少财务费用，在债委会的指导下，公司成立了专项领导小组和专业工作组，计划通过债转股降低公司负债率，留债债权合理调整利率水平降低公司融资成本，结合出售公司非主业资产，将公司资产负债率和负债结构调整到合理水平。
公司于9 月25 日进入实质性重整阶段，12 月30 日经法院裁定重整计划执行完毕，债务问题得到有效化解。
重整完成后，公司有息负债和财务指标逐渐向好。
公司有息负债规模从2017年的716 亿高点降至2021年三季度末的404 亿元；财务费用率有所改善，并于2021年三季度末降至13%，并有望进一步下降。
5.2 公司基本面大幅改善，上半年盈利大增
重整带动公司基本面改善，2021年前三季度公司归母净利润大幅提升。相较于行业内可比公司，公司的毛利率变化幅度较小。此外，除2020年因债务重组收益使公司归母净利润大幅增长外，2021年前三季度公司归母净利润同比大幅增长261%，公司经营业绩在重整后大幅增长。
资产负债率降至正常水平，公司偿债能力提升。
重整完成后，公司通过债转股等方式使公司的资产负债率由2018年的73.29%降至2021年上半年的55.74%，债务风险进一步降低。
同时，由于公司重整后有息债务大幅较少，公司经营业绩持续增长。
EBITDA/利息费用由2018年的1.56上涨至2021年上半年的2.51, 同时现金流量利息保障倍数由2018年2.61上涨至2021年的2021年上半年的3.32，公司偿债能力上升。
6. 盈利预测与估值
6.1 主要业务贡献拆分
在当前宏观经济经济复苏叠加行业景气度回升的背景下，我们对永泰能源2021-2023年盈利做出如下假设：
煤炭业务：
销量上，我们预计2021-2023年公司原煤对外销量为576.64、578.44和579.09万吨，同比增幅0.11%、0.31%和0.11%；洗精煤销量299.54、298.48、301.53万吨，同比增幅分别为0.15%、-0.35%和1.02%；煤炭贸易销量为11.53、11.56、11.57万吨，同比增幅分别为1.00%、0.20%和0.10%。
煤价上：
碳中和政策影响下，2021年煤炭价格中枢较2020年上移，预计2022和2023年煤价呈现高位震荡趋势。
我们预计2021-2023年原煤外售价格分别为705.45元/吨、708.98元/吨和714.30元/吨，同比涨幅分别为31.50%、0.50%、和0.75%。洗精煤售价分别为1175.53元/吨、1183.18元/吨和1192.05元/吨，同比涨幅分别为35.54%、0.65%和0.75%。
电力业务：销量上，我们预计2021-2023年公司电力产品销量为319.03、319.51、319.99亿千瓦时，同比增幅分别为0.50%、0.15%和0.15%。电力销售价格上，我们预计2021-2023年电力售价分别为364.41元/兆瓦时、420.71元/兆瓦时和422.81元/兆瓦时，同比涨幅分别为0.10%、15.45%和0.50%。
6.2 盈利预测与估值
公司作为A 股民营上市能源企业，已发展形成煤电双主业的互补经营格局。
基于相对估值模型，预计公司2021-2023年EPS分别为0.06元、0.07元、0.08元，当前市值对应PE分别为28X、24X、21X；预计2021-2022年公司当前市值对应的PB分别为0.87和0.85。
公司现阶段主营业务为煤电联营；盘江股份、中国神华和露天煤业的煤电板块业务同公司相近，故选择这三家煤炭公司作为行业对标标的，由于盘江股份2020年电力板块毛利占比仅为0.34%，远低于中国神华和露天煤业的14.48%和9.76%，电力资产较少致使盘江股份PB 高于中国神华和露天煤业。
2021年-2023年行业平均估值PE分别为11X、10X、10X；2021-2022年平均估值PB 分别为1.15X和1.06X，公司2021-2022年PB折价幅度在32%、26%，静态PB 折价幅度为8%。
给予公司1.06X22年PB目标估值，当前股价对应0.85X22年PB，较现价26%的上涨空间。
7. 风险提示
1、煤炭价格出现超预期下跌：
宏观经济复苏叠加“碳中和”政策影响下，需求向好且供给偏紧局面对煤价形成较强支撑。若煤炭供给端放量致使煤炭价格出现超预期下跌，将对公司主营业务收入造成较大影响。
2、债务化解未达预期：
公司曾由于债务问题进行重整，目前重整计划已执行完毕，公司各项财务指标得到改善。若债权调整及受偿具体方案未按计划实施，债务化解不及预期，将给公司未来盈利能力带来负面影响。
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