事件。2024年4月26日，公司发布2024年一季度报告。24Q1公司实现营业收入876.47亿元，同比增长0.7%；归母净利润158.84元，同比下降14.7%；扣非归母净利润164.60亿元，同比下降11.2%。国际企业会计准则下，24Q1公司实现归母净利润177.60亿元，同比下降14.1%。
　　捐赠支出致非经常性损失同比增加。24Q1公司非经常损失5.76亿元，其中主因捐赠支出导致的营业外支出6.81亿元，拖累公司盈利，上年同期则实现非经常性收益0.83亿元。
　　煤炭产销同比增长，售价回落叠加成本抬升，毛利率下滑。24Q1，公司生产商品煤8130万吨，同比增长1.5%，环比下降1.5%；销售商品煤1.171亿吨，同比增长8.8%，环比下降15.6%。销售结构中，公司年度长协占比50.0%，同比下降7.5pct；月度长协占比31.3%，同比上升2.4pct；现货占比13.8%，同比增长6.1pct。24Q1商品煤综合售价为573元/吨，同比下降7.7%，其中年度长协售价为490元/吨，同比下降1.4%；月度长协售价为737元/吨，同比下降17.3%；现货售价为591元/吨，同比下降20.0%。自产煤单位售价533元/吨，同比下降6.8%；自产煤生产成本190.6元/吨，同比增长12.5%，主要原因系人工成本上年同期基数较低、本期按进度计提从而大幅上涨106.3%。煤炭业务毛利率28.9%，同比下降4.8pct，实现利润总额134.06亿元，同比下降23.0%。
　　发电装机规模持续扩大，发售电量同比增长，毛利率抬升。24Q1，公司总发电量553.5亿千瓦时，同比增长7.0%，环比下降1.2%；售电量521.6亿千瓦时，同比增长7.0%，环比下降1.4%。截至24Q1末公司总装机容量已达到44801MW，其中燃煤发电装机容量43244MW，24Q1新增燃煤装机80MW，光伏装机87MW。24Q1公司售电价格为409元/兆瓦时，同比下降2.6%；平均售电成本为364.8元/兆瓦时，同下降3.0%。24Q1公司发电机组平均利用小时数达1236小时，同比下降3.7%。电力业务毛利率16.9%，同比上升0.8pct，实现利润总额31.88亿元，同比增长11.0%。2024年公司发电业务计划资本支出171.78亿元，较2023年完成额提升7.9%。2024年公司计划发电量2163亿千瓦时，增速较低为1.9%，但考虑清远、岳阳机组均于23Q4投运，我们预计2024年公司发电量有望维持高增长并持续贡献业绩增量。未来伴随公司电力业务资本投入加大、机组建设投运步伐加快，煤电一体对冲效应将进一步增强，促进公司业绩稳定性提升。
　　运输板块盈利同比提升。24Q1，公司自有铁路周转量82.0十亿吨公里，同比增长10.1%，环比下降0.4%；黄骅港装船量545万吨，同比增长11.5%，环比下降0.7%；天津煤码头装船量105万吨，同比下降6.2%，环比下降16.7%；航运货运量337万吨，同比下降1.2%，环比下降21.6%；航运周转量36.3十亿吨海里，同比增长3.1%，环比下降20.9%。运输业务中，铁路毛利率38.1%，同比上升2.1pct，实现利润总额37.77亿元，同比增长16.7%；港口毛利率48.6%，同比上升5.4pct，实现利润总额6.55亿元，同比增长15.3%；航运毛利率11.2%，同比上升2.1pct，实现利润总额1.02亿元，同比增长121.7%。2024年一季度，包神铁路大物流集装箱发运量突破2万箱大关，较上年同期增长超30%；东月铁路项目自东胜东至台格庙铁路环评审批取得积极进展；黄骅港正式开通雄安新区至黄骅港的集装箱海运业务。公司完成黄骅港煤炭港区第五期工程的投资决策，拟在黄骅港新建4个7万吨级泊位，新增煤炭装船能力约5000万吨/年。五期工程总投资约50亿元，建设工期约2.5年，计划于2024年内开工。
　　烯烃产品量价双降，压缩盈利。24Q1，公司销售聚乙烯8.95万吨，同比下降1.8%，环比下降6.1%；销售聚丙烯8.27万吨，同比下降3.9%，环比下降1.7%。受聚烯烃产品销售量、平均销售价格下降影响，煤化工业务毛利率6.3%，同比下降0.9pct，实现利润总额0.16亿元，同比下降5.9%。
　　投资建议：公司煤炭中期产量增量可期、发售电量持续增长，我们预计2024-2026年公司归母净利润为631.41/675.41/706.64亿元，对应EPS分别为3.18/3.40/3.56元/股，对应2024年4月26日的PE分别为12/12/11倍。维持“推荐”评级。
　　风险提示：煤炭价格大幅下降；火电需求不及预期；项目建设慢于预期。

　　高长协致Q1业绩韧性强，稳定高分红彰显投资价值。维持“买入”评级
　　公司发布2024年一季报，2024年一季度公司年实现营业收入876.5亿元，同比+0.7%；实现归母净利润158.8亿元，同比-14.7%，实现扣非归母净利润164.6亿元，同比-11.2%。我们维持盈利预测不变，预计2024-2026年归母净利润分别为615.2/630.1/646.3亿元，同比+3.1%/+2.4%/+2.6%；EPS为3.10/3.17/3.25元，对应当前股价PE为12.8/12.5/12.2倍。公司高盈利有望持续，且持续高分红，凸显长期投资价值。维持“买入”评级。
　　市场煤价下行拖累吨煤售价，电力业务量增本减
　　煤炭业务量升价减：2024年一季度公司实现商品煤产量81.3百万吨，同比+1.5%；煤炭销售量117.1百万吨，同比+8.8%；自产煤销量80.3百万吨，同比+1.1%。价格方面，2024年一季度综合均价为573元/吨，相较于2023年同期综合均价下降7.7%，主因煤价下滑，2024年一季度秦皇岛港5500K动力末煤平仓价均价为902元/吨，同比-20%，公司煤炭业务毛利率下滑4.8个百分点至28.9%。2024年一季度公司自产煤吨煤成本为190.6元/吨，同比+12.5%，其中人工成本同比+106.3%至59元/吨，主要原因是2023年同期基数较低及本期计提人工成本的影响，此外原材料、燃料及动力、修理费、折旧及摊销、其他成本分别为27.7/8.5/18.5/76.9元/吨，同比-8.3%/-2.3%/-2.6%/-7.2%。煤炭业务贡献毛利200.3亿元，同比-13.8%。电力业务量增本减：2024年一季度公司发/售电量分别为553.5/521.6亿千瓦时，同比+7.0%/+7.0%，报告期内公司发电装机容量继续提升167兆瓦至44801兆瓦。电力板块2024年一季度贡献毛利40.7亿元，同比+10.4%，毛利率则提升0.8个百分点至16.9%，盈利改善主要得益于售电成本下滑，2024年一季度公司售电成本为364.8元/兆瓦时，同比-3%。
　　一体化运营及高比例长协维持稳定盈利，规模仍有提升空间
　　规模有望再度扩张：2023年6月26日公司公告现金收购控股股东部分资产工作进展，涉及国家能源集团下属煤矿产能1070万吨/年（截至2022年底）及在建产能1000万吨/年，剩余可采储量超过13亿吨，公司规模有望再度提升。此外公司位于内蒙古新街台格庙矿区新街一井、二井已取得采矿许可证。保德煤矿产能由500万吨/年提高至800万吨/年核增申请获得国家矿山安全监察局批复，李家壕、胜利一号露天矿等煤矿产能核增申请工作有序推进。盈利稳定性强，高比例分红有望持续：公司作为国内规模最大煤企，充分受益于煤炭高景气，下游拓展发电业务能够有效熨平波动，叠加公司煤炭业务长协比例高，有望维持稳定盈利水平。根据公司2023年利润分配方案，公司拟向全体股东派发现金股利红利2.26元/股（含税），对应2024年4月27日收盘价股息率为5.7%，投资价值仍十分显著。2022年9月公司公告，2022-2024年每年现金分配利润不低于当年实现的归母净利润的60%，2020-2023年公司分红率分别为91.8%、100.4%、72.8%和75.2%，始终高于承诺值。在央企市值管理考核要求背景下，我们认为公司既具有持续性高比例分红的意愿，也具备稳定盈利的能力，长期投资价值显著。
　　风险提示：经济恢复不及预期；年度长协煤基准价下调；开采成本上升。

　　事件：公司发布2024年一季度业绩公告。公司2024Q1实现归母净利润158.8亿，同比-14.66%，环比+39%；营业收入876.47亿元，同比增长0.7%，环比-3.3%。
　　煤炭业务韧性凸显。
　　2024Q1煤炭产销8130万吨/11710万吨，同比+1.5%/+8.8%，环比-1.5%/-0.3%；
　　2024Q1吨煤售价573元/吨，同比-7.7%，环比-2.4%；
　　2024Q1自产煤成本190.6元/吨，同比+12.5%，环比+14.5%。
　　煤炭业务产能增量可期。有序推进煤炭资源接续、证照办理和产能核增工作。截至2023年底，内蒙古新街台格庙矿区新街一井、二井已取得采矿许可证。补连塔煤矿、上湾煤矿、万利一矿和哈尔乌素露天矿已完成采矿权范围变更，取得新采矿许可证。保德煤矿产能由500万吨/年提高至800万吨/年核增申请获得国家矿山安全监察局批复，李家壕、胜利一号露天矿等煤矿产能核增申请工作有序推进。
　　电力业务：截至2024Q1，公司发电机组总装机容量为44801兆瓦，其中，燃煤发电机组装机容量为43244兆瓦，燃气发电装机容量为950兆瓦，水电装机容量为125兆瓦，对外商业运营的光伏发电装机容量482兆瓦。2024Q1，公司新增燃煤发电机组80兆瓦，光伏发电87兆瓦。
　　2024Q1发售电量553.5亿千瓦时/521.6亿千瓦时，同比+7.0%/+7.0%，环比-1.2%/-1.4%；
　　2024Q1平均售电价格409元/兆瓦时，同比-2.6%，环比+0.1%，单位售电成本364.8元/兆瓦时，同比-3.0%，环比-2.6%。
　　行稳致远，龙头风范尽显。根据公司《2023年度利润分配方案公告》，拟派发股息每10股人民币22.6元（含税），占归母净利润的75.2%（2022年度：72.8%）。截至4月26日收盘，对应股息率约为5.7%，价值凸显。
　　投资建议。我们预计公司2024年~2026年实现归母净利润606亿元、606亿元、624亿元，对应PE分别为13.0X、13.0X、12.6X，维持“买入”评级。
　　风险提示：煤价坍塌式下跌，上网电价下调，分红不及预期。

　　受煤价下行影响1Q24利润同比下降14.7%，但非煤板块表现亮眼
　　1Q24中国神华净利润同比下降14.7%至158.8亿元，主要受到煤价下行所导致的煤炭板块盈利下降的拖累。而公司煤电港航运一体化的优势部分抵消了煤炭板块的盈利下降，1Q24电力运输以及煤化工板块的利润总额同比增长14.9%，尤其是运输板块利润同比增长17.7%。朔黄铁路3万吨级重载列车开行成功对提升我国能源运输大通道能力具有重大影响。我们认为公司长协比例高、一体化运营的商业模式将有效减弱煤价波动对公司盈利的影响，有助于维持较高的分红比例。我们预计下半年全社会用电量或有超预期增长或带动煤炭价格复苏，基于上调的煤炭价格假设，我们调整2024-26EEPS至3.13/2.98/2.79元（前值：2.99/2.77/2.67元），小幅上调H/A股目标价至36.8港币（10.7x2024EEPS，在近十年来公司平均PE上溢价30%以反映稳定高股息股票整体溢价率的提升）和46.7元（A股较港股溢价40%，与2020年来A/H溢价一致；前值：35.1港币/44.6元）。维持“买入”。
　　煤炭板块量稳价跌致板块利润同比有所下滑
　　1Q24煤炭板块产量同比小幅增长1.5%但环比小幅下滑1.5%至8,130万吨，我们预计公司煤炭产量在未来几个季度仍将维持在8,100-8,300万吨的水平。新街一井和二井（核定产能1,600万吨/年）将继续推动建设，同时收购中的母公司资产大雁矿业和杭锦能源（运营和在建共2,070万吨/年）将促进未来产量的提升。煤炭销售单价受市场价格下行影响同比下降7.7%至573元/吨，自产煤单位生产成本同比增长12.5%至190.6元/吨，主要受去年低基数的影响。板块利润受到价格和成本的不利影响同比下降23%至134.1亿元，但环比来看板块盈利基本稳定。
　　电力板块成本和电量的有利变化抵消电价下降影响驱动板块盈利同比增长
　　电力板块受益于去年新投产发电机组，1Q24发电量和售电量皆同比增长7%。同时煤价下行也带动公司的单位发电成本同比下降3.0%，尽管单位售电价格同比下降2.5%至0.41元/kWh，成本端和电量端的有利变化抵消了电价下行的不利影响，驱动板块盈利同比增长11.1%至31.9亿元，部分抵消了煤炭板块的利润下行。公司目前共有在建机组6,800MW以及待建机组2,640MW，包括广东清远电厂二期及广西北海电厂二期扩建等，电力板块的持续扩张有望更好的形成业务一体化以及利润互补的作用。
　　风险提示：煤价下行超预期，煤炭生产成本高于预期。

　　事件：中国神华公司2023年营业收入实现3430.74亿元，同比下降0.4%；归属于本公司股东的净利润实现596.94亿元，同比减少14.3%；扣非后归属于本公司股东的净利润实现628.68亿元，同比下降10.6%；加权后平均净资产收益率为14.88%，同比下降3.20个百分点。
　　分季度看，2023Q4公司实现营业收入906.07亿元，相较于第三季度环比增长9.13%，同比下降3.65%；公司归属于本公司股东的净利润实现114.25亿元，相较于第三季度环比下降23.78%，同比增长8.86%；公司实现扣非后归属于本公司股东的净利润实现150.57亿元，相较于第三季度环比增长1.46%，同比增长26.21%。
　　点评：煤炭分部：煤价下降明显，生产和销售成本上涨，盈利小幅回落。2023年公司煤炭销售平均价格（不含税）为584元/吨，同比下降9.3%；公司自产煤、外购煤销售价格分别为548元/吨、679元/吨，同比分别下降8.2%、13.9%，其中年度长协、月度长协、现货每天销售价格分别为500元/吨、808元/吨、640元/吨，同比分别下降2.9%、7.4%、17.5%。2023年公司煤炭产销量均超额完成目标。2023年公司煤炭销售量实现4.50亿吨，同比上涨7.7%。2023年公司煤炭销售合计成本为177867百万元，同比上涨4.21%，其中自产煤、外购煤销售成本分别为95250百万元、82617百万元，分别同比上涨2.25%、6.43%。2023年自产煤单位生产成本为179.0元/吨，同比上涨1.5%，其中原材料、人工成本、修理费、折旧及摊销、其他成本分别为30.1元/吨、37.4元/吨、9.1元/吨、23.7元/吨、78.7元/吨，同比变化分别为-2.0%、-16.5%、-9.9%、9.7%、13.9%。2023年公司煤炭销售毛利率为32.3%，同比下降4.2个百分点，其中自产煤、外购煤销售毛利率分别同比下降4.1、0.8个百分点。2023年公司煤炭分部实现营业收入2733.06亿元，同比下降1.5%。主要原因是煤炭销售价格下跌，自产煤单位生产成本上涨，自产煤、外购煤销售成本上涨，导致盈利回落。
　　发电分部：发售电量上涨，利润增长。2023年公司总发电量为2122.6亿千瓦时，同比增长11.0%；公司售电量为1997.5亿千瓦时，同比增长11.1%。
　　2023年公司售电价为414元/兆瓦时，同比下降1.0%。2023年公司单位售电成本为363.0元/兆瓦时，同比下降4.7%。2023年，发电分部实现营业收入924.07亿元，同比增长9.3%；毛利率为16.9%，同比上升了2.6个百分点，主要由于公司单位售电成本的下降快于电价下降速度。
　　运输分部及煤化工分部：运输业务稳健增长，成本上升导致各业务毛利率均下滑。2023年，公司自有铁路运输周转量达3094亿吨公里，同比增长4.0%；公司铁路分部实现营业收入429.61亿元，同比上涨1.8%，主要是由于自有铁路运输周转量增长。营业成本实现270.59亿元，同比上涨9.5%，主要是由于修理费、人工成本等增长。港口分部毛利率下降1.6个百分点；由于平均海运价格下降，航运分部毛利率同比下降9.0个百分点。2023年公司煤化工分部实现营业收入60.98亿元，同比下降4.4%；毛利率为11.2%，同比下降4.7个百分点，主要是由于聚乙烯和聚丙烯平均销售价格下降。
　　深化煤电联营，拓展新项目，未来产能增量有望持续。深化煤电联营，持续发挥煤电兜底保障作用，2023年商品煤生产和销售量分别同比增长3.5%、7.7%，全年累计发电量、售电量同比分别增长11.0%、11.1%。2024年，公司煤炭分部主要投资项目包括新街台格庙矿区新街一井、二井建设，计划投入11亿元，新项目预计生产能力合计将达到1600万吨/年；公司加快优质电源点建设，计划用于新建项目投资101.59亿元，广东清远一期（2x1000MW）、湖南岳阳电厂项目（2x1000MW）投入商业运营，广西北海二期（2x1000MW）顺利开工建设。公司在煤电联营的模式下，新建项目稳步推进，未来产能将持续增长。
　　持续高额现金分红，继续领跑行业。2023年，公司拟派发股息现金2.26元/股（含税），分红总额为449.03亿元（含税），在中国企业会计准则下分红占归属于本公司股东的净利润的75.2%，同比增长2.4个百分点，高额分红有望持续保持。按照2024年4月3日收盘价计算，A股股息率为5.71%，H股股息率为7.77%。
　　公司盈利预测及投资评级：我们认为，公司在售电业务加速发展，发电业务经营情况持续向好。同时伴随资产注入及在建矿井逐步投产，公司煤炭业务有望迎来产量外延增长，贡献稳定业绩。预计公司2024-2026年归母净利润有望达603.16/606.59/640.75亿元，对应EPS为3.04/3.05/3.22元。维持“强烈推荐”评级。
　　风险提示：宏观经济复苏程度不及预期，行业内国企改革不及预期，行业面临有效需求不足，煤价波动不及预期的风险。

　　一体化稳健经营无畏风浪
　　公司煤炭、电力、运输、煤化工业务一体化开发，产运销一条龙经营，各产业板块深度合作、有效协同。煤炭业务高长协提升业绩稳定性，2022年，公司84.97%的煤炭通过长协（年度+月度）进行销售；电力业务发电量和售电量稳步上升，市场化交易电量占比持续提升，在建及待建主要发电机组合计10800兆瓦；一体化运输网络连通北煤南运、西煤东运通道，业绩持续稳定增长；包头煤制烯烃升级示范项目开工，产能将平稳释放带动营收成长。
　　现金奶牛持续高比例分红
　　公司维持优化资本结构，2021-2022年资产负债率分别为26.58%和26.13%；资本开支保持稳定，2023年计划资本开支361.52亿元，较上年实际开支增长13.17%；公司经营活动产生的现金流量净额为1,097.34亿元，同比增长16.03%；2022年公司拥有货币资金1,705.03亿元，资金充裕保障运营稳定提升风险抵御能力。2020-2022年，公司分红率分别为91.88%、100.4%和72.77%，分红比例高于行业平均水平，叠加市值管理考核全面推开，公司作为长期高比例分红的代表性央企，有望继续加大现金分红力度。
　　2024年煤炭供需转向紧平衡
　　展望未来，在供给端，国产动力煤增产空间有限，产量或保持稳定；动力煤进口受煤炭进口关税恢复影响，整体进口数量将有所回落。在需求端，在我国经济持续恢复向好的背景下，2024年我国发电量有望达到9.26万亿千瓦时，火电发电量有望达到6.35万亿千瓦时，电力用煤企稳增长带动2024年动力煤消费量提升至约40.93亿吨。我们预计2023-2025年的动力煤供需从过剩0.85亿吨转为紧缺0.31亿吨和1.47亿吨，2023年动力煤供需仍存在过剩，但过剩幅度收窄，2024年供需回到紧平衡，或存在较小缺口。
　　盈利预测与投资建议
　　公司一体化运营，业务涉及煤炭、电力、运输、煤化工等板块，使用分部估值法对公司进行估值。以2024年3月13日收盘价计算，给予公司核心煤炭业务15倍PE，其余电力、铁路、港口、航运和煤化工业务参考同业平均水平分别给予10.2倍、12.3倍、11倍、8.4倍、10.7倍PE作为估值依据。我们预计公司2023-2025年归母净利分别为589.21/606.71/633.66亿元，对应EPS为2.97/3.05/3.19元/股。参考可比公司，2024年给予目标价41.14元，首次覆盖，给予公司“持有”评级。
　　风险提示
　　（1）煤炭消费不及预期；（2）煤炭进口超预期；（3）市场电价不及预期。