发电量数据 - 2026年2月公司及子公司合并口径发电量1,354,848.11兆瓦时，同比减4.65%[1] - 截至2月28日累计发电量3,094,135.39兆瓦时，同比增5.60%[1] - 2月风电业务发电量1,333,845.80兆瓦时，同比减4.32%；1 - 2月累计同比增5.79%[2] - 2月太阳能业务发电量21,002.31兆瓦时，同比减21.89%；1 - 2月累计同比减5.21%[2] 输/售气量数据 - 2026年2月公司及子公司合并口径输/售气量40,624.91万立方米，同比减44.79%[3] - 2月售气量36,336.98万立方米，同比减46.52%；代输气量4,287.93万立方米，同比减24.02%[3] - 截至2月28日累计输/售气量112,935.32万立方米，同比减20.07%[3] - 截至2月28日累计售气量103,242.75万立方米，同比减20.35%；代输气量9,692.57万立方米，同比减17.01%[3] - 2月燃气批发输/售气量20,538.33万立方米，同比减49.66%；1 - 2月累计同比减27.20%[4] - 2月燃气零售输/售气量12,762.21万立方米，同比减31.82%；1 - 2月累计同比减14.17%[4]

报告行业投资评级 - 评级：增持 [4] 报告的核心观点 - 新能源装机持续增加，但风光消纳面临上限约束，储能是实现消纳的关键，但其经济性存在门槛 [2][4] - 火电作为基础调节电源，在长期能源结构中仍具不可替代的价值，当前估值偏低，存在重估可能 [4][39][43] --- 1. 2060年前，电力装机——以风光为主增量 - 为实现2060年碳中和，火电发电量占比需降至20%以下 [7] - 基于1.7%的用电量复合增速预测，2060年全国用电量将达到19万亿度，较2024年的10万亿度几乎翻倍 [7] - 全国电力总装机预计将从2025年的33亿千瓦升至2060年的135亿千瓦 [7] - 为实现碳中和，全国煤炭消费量需从目前的约25亿吨下降50%-70% [7] 2. 目前的电力装机——风光或已达上限 - 从风光发电量看，30-40%的电量为消纳上限；从装机看，超过50%就必须依赖外送或储能 [8] - 内蒙古和甘肃等省份的风光装机占比已超过52%，其现货电价已低至“以分或低于2毛” [8] - 参考东北地区辅助服务费高企及存在弃风的情况，风光消纳有问题的比例可能接近其44%的风光装机占比 [8] - 一种方法是按全国平均40%的装机作为均衡的风光装机占比上限 [8] - 光伏过剩情况比风电更严重，例如内蒙古的光伏月度现货交易平均价在**0.150元/kwh**，而风电平均在**0.250元/kwh** [11] - 从节能风电的各地交易电价看，风电也呈现逐年下降趋势 [17] 3. 储能——动态消纳超过总装机40%的风光装机 3.1. 装机——风光合计测储能装机 - 假设风光装机超过总装机40%的部分需按1:1配储（指装机容量） [19] - 基于此，全国储能装机需求预计将从2026年的**2.7亿千瓦**增加至2030年的**9.2亿千瓦**，并进一步增长至2060年的**45亿千瓦** [4][20] 3.2. 装机——风光分别测储能需求 - 引入风光装机与可调电源（火、水、核）装机的比值作为衡量标准，光伏/可调电源比值在**50-60%** 以下压力就会很大 [21][23] - 按50%的边界测算，全国储能需求将从2026年的**2.7亿千瓦**增加至2030年的**7.3亿千瓦**和2060年的**56亿千瓦** [23][25] - 对应按风电6小时、光伏3小时的电池配置，储能电池需求将从2026年的**8.2亿KWh**增加至2030年的**23亿KWh**和2060年的**214亿KWh** [24][25] 3.3. 电量——测储能需求 - 在无储能情况下，西北地区风光电量/当地用电量的上限是**30%-40%** [26] - 假设风电电量占比上限为**25%**，光伏为**13%**，则总量占比**36%** 接近储能需求的最低上限 [27][28] - 按此比例测算，储能需求的极限边界可能在**2027年**，届时全国性的光伏配储有望落地实施 [28][29] 3.4. 储能的盈利边界 - 电化学储能每次充放需要**0.4-0.5元/度**的成本，因此充放电价差需达到此水平才能盈利 [31] - 2025年部分省份月度现货电价价差数据显示，山东、山西、蒙西、黑龙江、辽宁等北方省份价差较为乐观，具备电化学储能发展空间 [33] - 而浙江、安徽、广东、广西、贵州、云南等南方省份暂不具备电化学储能的生存空间 [33] - 假设储能充电成本在**0.1-0.2元/度**之间，则放电电价需在**0.55-0.65元/度**之间才能盈利 [34] 4. 火电价值测算 - 火电作为调节电源，在风光连续出力不足、季节性储能充电困难及水电波动时具有不可替代性 [38] - 在储能参与调峰的背景下，对火电盈利进行情景分析 [35][36] - **情景一**：假设日利用小时11小时（高峰3小时、平段6小时、低谷2小时），年均利用小时4000小时，度电利润约为**0.07元** [35] - **情景二**：假设储能挤压部分高峰时段，火电利用小时降至约3000小时，度电利润约为**0.06元**，按单位千瓦投资3500元、权益金1000元计算，ROE回报接近**18%** [36] - 即使调整至更保守的利用小时假设（平段4小时、低谷2小时），ROE仍可达到**12%** [37] - 各电源品种度电成本对比显示，煤电度电成本为**0.31元**，低于气电(**0.53元**)、电化学储能(**0.45元**)和抽水蓄能(**0.25元**)，具备成本优势 [39] - 对比各公用事业子行业，火电板块2025年预测ROE为**7.8%**，PB为**1.6倍**，估值明显低于水电、风电、核电及海外同业，存在重估潜力 [44]

MPIC 2025年度综合财务业绩核心观点 - MPIC 2025年维持强劲增长势头 综合核心溢利净额达271亿披索 同比增长15% [1] - 整体营运贡献增长13%至321亿披索 主要受发电业务、水务收费上调及医院病人数量上升驱动 [1] - 报告溢利净额增长放缓至5% 主要因上年同期包含来自附属公司的一次性收益 影响了同比比较 [1] 各业务板块财务表现 - **电力业务**：为最大贡献板块 营运贡献达221亿披索 占营运溢利净额总额的69% [1] - **水务业务**：营运贡献为72亿披索 部分得益于收费上调的实施 [1] - **收费道路业务**：营运贡献为61亿披索 [1] - **水务与收费道路合计**：两者营运贡献合计133亿披索 占营运溢利净额总额的42% [1] 公司股权结构 - 第一太平持有MPIC约49.9%的经济权益 [1]

MPIC 2025年度财务业绩核心观点 - MPIC 2025年维持强劲增长势头 综合核心溢利净额同比增长15%至271亿披索 对比2024年为236亿披索 [1] - 报告溢利净额增长放缓至5% 主要因2024年包含来自附属公司的一次性收益 影响了按年比较 尽管基本表现强劲 [1] 整体财务表现 - 综合核心溢利净额达271亿披索 较2024年的236亿披索增长15% [1] - 营运贡献增加13%至321亿披索 由各业务财务及营运表现改善推动 [1] 各业务板块贡献 - 电力业务贡献最大 达221亿披索 占营运溢利净额的69% [1] - 水务业务贡献72亿披索 [1] - 收费道路业务贡献61亿披索 [1] - 水务及收费道路业务合计贡献占营运溢利净额的42% [1] 业务增长驱动因素 - Manila Electric Company (MERALCO) 的发电业务增长强劲 [1] - Maynilad Water Services, Inc. (MAYNILAD) 实施收费上调 [1] - 整个Metro Pacific Hospitals网络病人数目上升 [1]

报告投资评级 - 维持“推荐”评级，当前股价为25.08元 [2][8] 核心观点与业绩总结 - 2025年业绩承压，营业收入与净利润均同比下滑：2025年公司实现营业收入1581.89亿元，同比减少14.10%；实现归属于上市公司股东的净利润165.48亿元，同比减少25.99% [2][8] - 业绩下滑主因是煤炭销售价格同比下降，但自产煤产销量保持稳中有升 [8] - 公司低负债、高现金，历史维持较高分红比例，高比例分红有望延续 [8] - 预计2025-2027年归母净利润将恢复增长，分别为165.48亿元、191.44亿元、229.08亿元 [2][8] 2025年经营数据 - **煤炭产销**：2025年原煤产量1.75亿吨，同比增长2.58%；煤炭总销量2.52亿吨，同比减少2.62%，其中自产煤销量1.61亿吨，同比增长0.26% [8] - **电力业务**：2025年总发电量418.45亿千瓦时，同比增长11.25%；总售电量392.92亿千瓦时，同比增长11.86% [8] - **第四季度表现**：25Q4归母净利润为38.45亿元，环比下降24.23%，同比下降40.08%；自产煤销量4120万吨，同比下降4.03%，但环比增长6.99% [8] 财务预测与估值 - **盈利预测**：预计2025-2027年营业收入分别为1581.89亿元、1788.67亿元、1907.99亿元，归母净利润分别为165.48亿元、191.44亿元、229.08亿元 [2][8] - **每股收益**：预计2025-2027年每股收益（EPS）分别为1.71元、1.97元、2.36元 [2][8] - **估值水平**：基于2026年3月10日收盘价，对应2025-2027年市盈率（PE）分别为15倍、13倍、11倍 [2][8] - **分红预测**：假设维持不低于60%的现金分红比例，测算股息率为3.68%（对应2026年3月10日收盘价） [8] 关键财务指标预测 - **盈利能力**：预计毛利率从2024年的32.7%降至2025年的30.8%，随后在2027年回升至33.5%；归母净利润率从2024年的12.1%降至2025年的10.5%，随后回升 [9] - **回报率**：预计净资产收益率（ROE）从2024年的24.68%降至2025年的17.14%，之后逐步回升至2027年的19.55% [9] - **偿债能力**：预计资产负债率从2024年的43.71%持续下降至2027年的32.52% [9] - **现金流**：预计经营活动现金流净额在2025年降至251.75亿元后，于2026年回升至455.12亿元 [9]

报告行业投资评级 - 报告未明确给出对公用事业、环保等行业的整体投资评级，但提供了各细分领域的投资分析意见和具体公司推荐 [5] 报告核心观点 - **“十五五”规划强化低碳转型**：“十五五”规划《纲要（草案）》相比“十四五”更加突出“低碳”要求，以碳达峰碳中和为牵引，并全面实施碳排放总量和强度双控制度 [5][8] - **中东冲突导致天然气价格短期剧烈波动但影响或较短**：中东紧张局势导致全球天然气供给短期内快速收缩，价格涨幅陡峭，但由于全球LNG供需格局较2022年更为宽松，且冲突缓解后产能可能恢复，预计价格上涨周期或短于上一轮俄乌冲突时期 [5][13][36] - **电力行业投资主线明确**：报告基于“十五五”绿色转型和能源安全背景，看好火电（容量价值与算力需求匹配）、水电（资本开支下降与财务费用改善）、核电（核准加速与成本稳定）、绿电（收益率稳定性增强）等细分领域的投资机会 [5][11][12] - **天然气领域关注贸易商与资源商**：在高气价和地缘政治扰动背景下，建议关注具备国际长协资源与全球贸易网络的LNG贸易商，以及受益于高气价环境的非常规气资源商 [38] 根据相关目录分别进行总结 1. 电力：十五五全面实施碳排放总量和强度双控 - **核心机制与任务**：“十五五”规划提出建好覆盖各类主体的激励约束“一个机制”，并围绕能源、产业、生产生活方式抓好“三项任务” [5][9][10] - **能源转型目标**：以更大力度发展非化石能源，加快建设新型电力系统，目标实现新增用电量由新增清洁能源电量覆盖，并推动煤炭和石油消费达峰 [5][9] - **产业绿色升级**：计划建成**100个左右**国家级零碳园区，规划布局**1万公里以上**的零碳运输走廊，同时加快淘汰落后低效产能，管控“两高”项目 [5][9] - **生产生活方式转变**：强调资源节约和循环利用，支持再制造产业发展壮大 [9] 2. 燃气：中东冲突推高欧亚气价 - **气价周度大幅上涨**：截至3月6日，东北亚LNG现货价格周环比上涨**116.35%**至**22.50美元/百万英热**；荷兰TTF现货价格周环比上涨**62.50%**至**52.00欧元/兆瓦时**；英国NBP现货价格周环比上涨**67.19%**至**133.25便士/色姆**；中国LNG出厂价周环比上涨**18.94%**至**4346元/吨** [13][14][15][31] - **上涨核心原因**：地缘政治是核心因素，卡塔尔LNG产能（约**7700万吨/年**，折合**1080亿立方米/年**）暂停，影响了全球约**20%** 的LNG产能，且其出口主要面向亚洲，导致亚洲价格涨幅最大 [13][36] - **与俄乌冲突时期的差异**：1) 供给侧下降更快（一次性暂停 vs 分批次下降）；2) 俄乌冲突导致全球供给出现实质性下降（约**1500亿立方米/年**），而本次冲突若缓解，卡塔尔产能可能恢复；3) 当前全球LNG供需格局更宽松，2026年起全球LNG出口终端产能处于高速释放期 [5][36] - **美国市场相对独立**：美国国内供需宽松，Henry Hub现货价格周环比下跌**2.78%**至**2.90美元/百万英热**，期货价格涨幅也相对温和 [13][14][16] 3. 一周行情回顾 - **板块表现**：本期（2026/3/2~2026/3/6），公用事业板块、电力板块、燃气板块、电力设备板块相对沪深300指数均跑赢，环保板块相对沪深300跑输 [40] 4. 公司及行业动态 - **政策动态**：生态环境部发布新版《生态工业园区建设标准》（HJ 274—2026）；浙江省2026年新能源增量项目机制电价竞价，总规模为**56.80亿千瓦时**；《中华人民共和国生态环境法典（草案）》将提请审议；辽宁省发布新能源项目竞争性配置指导意见，新增“调峰调频能力”考核 [50] - **重点公司公告**：新奥股份两家子公司与ET LNG签署长协，每年合计采购**270万吨**LNG，为期20年；多家公司涉及项目中标、投资、资产重组及更名等事项 [51][53] 5. 投资分析意见（按细分领域） 1. **火电**：火电容量收入对冲电价波动风险，盈利结构多元化。推荐算力发展区域的火电公司，如华北地区的大唐发电、建投能源，华东的申能股份、浙能电力，华南的广州发展、华润电力 [5][11] 2. **水电**：资本开支下降，降息周期中财务费用有望改善。推荐国投电力、长江电力、川投能源、华能水电、桂冠电力等 [5][12] 3. **核电**：成本结构稳定，利用小时数高。2025年核准**10台**机组，成长空间打开。建议关注中国核电、中国广核 [5][12] 4. **绿电**：新能源入市规则推出增强收益率稳定性，环境价值释放增加长期回报。建议关注新天绿色能源、福能股份、龙源电力、华润电力、三峡能源 [5][12] 5. **零碳园区**：提升绿电消纳，降低算力企业用能成本。推荐协鑫能科、南网能源 [5][12] 6. **气电**：广东容量电费提升将提振气电盈利稳定性。建议关注广州发展、深圳能源、深圳燃气、粤电力A [5][12] 7. **天然气**：推荐具备国际长协与贸易网络的LNG贸易商（新奥股份、九丰能源等）以及受益于高气价的非常规气资源商（新天然气、首华燃气等） [5][38] 8. **环保**：推荐直接受益于自来水涨价和IPO受理的中山公用；绿色甲醇投产且商业航天设备有望高增的中集安瑞科；矿山绿电逻辑兑现的龙净环保；以及稳健红利资产如瀚蓝环境、兴蓉环境等 [5] 9. **其他主题**：可控核聚变低温环节（中泰股份、冰轮环境）；氢能制氢环节（华光环能） [5]

报告投资评级 - 行业评级为“增持” [5] 报告核心观点 - 美以伊冲突推高全球油价，进而带动海外煤价上涨，华泰预期2026年我国北港5500大卡动力煤价格中枢将上移至750元/吨附近 [2] - 煤价上涨将通过能源价格传导机制推高市场化电价，测算显示港口5500大卡动力煤价格上涨50元/吨（含税），将导致批发侧电价上涨约2.9%，工业电价上涨约2.0%-2.2% [2] - Token出海加速国产AI算力全球渗透，将集中释放AIDC（人工智能数据中心）绿电需求，有望推升当前严重折价的绿证价格 [3] - 绿证价格提升将显著增厚电价，若绿证价格提升至与碳价持平，则批发电价将增厚15%，工业电价将增厚10-11% [3] - 煤价上涨带来的电价提升更有利于成本端基本稳定的清洁能源（核电、绿电、水电），同时推荐经营稳健的煤电联营公司以应对成本波动 [2][4] 关键数据与测算 - 截至2026年3月9日，秦皇岛5500大卡动力煤价为755元/吨，较年初上涨65元/吨（同比上涨9.4%） [2] - 测算情景：若港口5500大卡动力煤价格上涨50元/吨，考虑火电企业50%煤炭年度长协比例，火电单位燃料成本将增长1.3分/千瓦时（不含税） [2] - 基于2025年火电/核电/新能源发电量占比59%/5%/22%及市场化比例约100%/50%/60%，批发侧电价将上涨1.1分/千瓦时（含税） [2] - 对应工业电价上涨1.3分/千瓦时（含税） [2] - 截至2026年3月6日，我国碳价为82元/吨，绿证价格为6.63元/张，绿证价格仅为碳价的9% [3] - 若绿证价格与碳价持平，批发电价将增至0.429元/千瓦时，工业电价将增至0.649-0.701元/千瓦时 [3] 推荐投资标的 - 报告推荐更受益于市场化电价上涨且成本稳定的清洁能源公司，以及经营稳健的煤电联营公司 [4] - 绿电板块推荐：绿发电力、龙源电力H、京能清洁能源、节能风电、甘肃能源等 [4] - 核电板块推荐：中广核电力、中国核电 [4] - 水电板块推荐：长江电力、川投能源、国投电力等 [4] - 火电板块首推煤电联营公司：华能蒙电、陕西能源、淮河能源、国电电力等 [4] - 报告列出了14家重点推荐公司的股票代码、目标价及投资评级，其中13家为“买入”，1家为“增持”（节能风电） [7] - 重点推荐公司的目标价、最新收盘价、市值及盈利预测详见报告图表 [9]

全球宏观核心变量与A股系统性机会 - 全球市场核心在于三大变量的共振：AI从产业投资升级为宏观变量，短缺环节从算力变为电力、存储等实物资源[5]；全球降息周期拉长，AI导致商品通胀强于服务业通胀，分化拉长降息周期，释放的美元流动性利好金融资产与大宗商品[6]；新兴市场产业共振，全球降息与资源品涨价背景下，新兴市场发展需要更多电、实物资产及中国出口[6] - 看A股需置于全球格局，外需增长、全球定价能力上升、结汇资金流入三件事将带来A股的系统性机会[3][6] 2026年三大核心投资主线 - 第一条主线是大宗商品，为全年最核心方向，逻辑类似2022年新能源矛盾转向，AI发展带来对电力、实物资源的刚性需求，叠加全球货币宽松与新兴市场需求，共振机会明确，2025年有色金属已有所表现，2026年仍是主角，能源领域如油运也将从低位走出[4][7] - 第二条主线是中国的出口链，特别是电力相关设备出口，全球缺电背景下，机会在于用中国的电力生产能力与设备帮助海外解决电力问题，如电力设备、储能、电网、光伏及工程机械，同时中国中游制造优势稳固，化工品等底部行业机会将逐步体现[4][8] - 第三条主线是消费见底复苏，中国消费进入类似日本的对房产脱敏阶段，企业结汇量大幅增加将提升国内货币供应与通胀水平，消费可能在2026-2027年整体修复，即时性消费与服务业或率先复苏[4][8] AI产业现状与机会转移 - AI产业不会崩溃也不会泡沫化，而是在震荡中消化估值直至新应用出现[4] - AI当前逻辑是帮美国降成本，导致大企业ROE上升、中小企业下降、员工薪酬增速下降，2026年出现大企业AI采用率上升、雇佣人数减少、盈利双位数增长但营收个位数或零增长的现象，盈利增长来自成本削减而非收入增加[10] - AI发展过程中核心矛盾会转移，机会不在应用层，而在电力、资源等实物需求上，类似2023年后新能源机会转移至煤炭、火电[4][11] 电力紧缺背景下的中国机遇 - 全球电力紧缺根源在于投资增加（美国投科技，新兴市场谋发展），中国可向海外出售电力解决方案[12] - 中国帮助海外解决电力问题，同时海外产能退出将为中国相关产业腾出市场空间，并带动与电力高度相关的铜、铝等大宗商品需求，存在替代效应使大宗商品形成共振[12] - 电是一个标志，解决电力问题意味着工程机械、化工品等领域存在系统性机会，因中国拥有最稳定电力系统与最先进制造业，二者形成共振[4][12] 资源品逻辑演变与投资策略 - 资源品逻辑从2022年“黄金比信心重要”（动荡世界的反脆弱资产）演变为2026年“信心和黄金同样重要甚至更重要”，因资源品需求已与全球经济复苏信心深度绑定[4][13] - 资源品需求主体已从“中国”变为“全球”，2025年是转折点，中国企业投资放缓，全球开始投资，实物资产价格真正起来，特朗普政府政策与货币宽松进一步提升了实物资产价值[13] - 资源品存在品种轮动但整体共振，例如2025年黄金价涨但黄金股一般、铜股表现好，未来可能轮到铝股，因“以铝代铜”需求起且估值不贵[15] - 黄金价格中枢确定，全球央行黄金配置比例仅1.5%-1.6%，远低于20世纪80年代前的2%-4%，仍有提升空间，但工业需求起来后，铜、铝等便宜品种涨幅可能更大[15] - 普通投资者无需纠结品种轮动，更稳妥选择是买入专业基金或龙头公司，龙头公司不会错过行情且长期容错率高[4][15] - 大宗商品牛市持续性取决于全球投资需求修复进度，以及实物资产在全球资产配置中的再平衡进程[16]

报告投资评级 - 行业评级：增持 [1] 报告核心观点 - TOKEN出海可能导致海外的算力需求转化为国内的电力需求，西南、西北等低电价区域将明显受益 [3][5] - 国内电价将在2030年内趋于一致，西北西南的0.2元/度左右的电价将逐渐向0.35元/度的全国平均水平靠拢 [5] - 电力已成为算力核心生产要素，AIDC运营成本中电力及算力折旧占比达70%，中国西部0.2-0.3元/度的工业电价形成全球竞争优势 [5] 行业趋势与驱动力 - 国际能源署预计2026-2030年全球电力需求年均增速将达3.6%，高于过去10年的2.8%和2025年的3%，印度和东南亚占比大幅提升 [5] - 2026年全国两会首次将“算电协同”写入政府工作报告，明确实施相关新基建工程，A股算力产业投资逻辑从“算力规模扩张”转向“电力-算力协同效率” [5] - 2024年中国智能算力规模达725.3 EFLOPS，同比增长74.1%，预计到2028年将达2781.9 EFLOPS，年复合增长率达40% [5] - 2025年以来AI算力指数累计上涨约47% [5] 政策与规划 - “十五五”目标：单位国内生产总值二氧化碳排放累计降低17%，到2030年能源综合生产能力达到58亿吨标准煤 [5] - 围绕新型能源体系提出23项工程，围绕碳达峰碳中和提出18项工程 [5] - 云南对绿氢补贴力度大，年产绿氢100吨以上项目连续三年享受每公斤最高13元补贴，风光制氢一体化项目原则上按风光6:4配置 [5] 市场动态与案例 - 德国绿电长期购电协议市场成交量大幅下滑，2024年新签容量同比下降约40%，2025年上半年再降26% [5] - 贵州电力市场2026年1月出现批零倒挂，批发侧结算均价0.3796元/千瓦时，零售侧0.3754元/千瓦时，4.2厘的价差叠加69.34亿千瓦时代理电量，行业面临近3000万元理论亏损 [5] - 豫能控股、润泽科技等为产业转型代表 [5]

股价表现与资金流向 - 3月9日盘中股价上涨5.91%，报48.54元/股，成交额6.34亿元，换手率0.08%，总市值9644.18亿元 [1] - 主力资金净流入1.10亿元，其中特大单净买入5514.68万元（买入1.18亿元，占比18.59%；卖出6285.32万元，占比9.92%），大单净买入5500万元（买入1.80亿元，占比28.40%；卖出1.25亿元，占比19.80%） [1] - 今年以来股价累计上涨19.85%，近5日、20日、60日分别上涨8.52%、15.76%、16.57% [1] 公司基本概况 - 公司成立于2004年11月8日，于2007年10月9日上市，总部位于北京，在香港亦设有办公地点 [1] - 主营业务涵盖煤炭和电力生产与销售、铁路和港口运输、航运及煤制烯烃业务 [1] - 主营业务收入构成：煤炭占比75.23%，发电占比29.35%，铁路占比15.52%，港口占比2.51%，煤化工占比2.11%，航运占比1.19%，未分配项目占比0.31% [1] - 所属申万行业为煤炭-煤炭开采-动力煤，概念板块包括动力煤、煤炭概念、大央企重组、煤化工、央企改革等 [1] 股东结构与机构持仓 - 截至9月30日，股东户数为20.92万户，较上期增加29.69%；人均流通股为79,468股，较上期减少23.09% [2] - 截至2025年9月30日，十大流通股东中，中国证券金融股份有限公司为第三大股东，持股5.95亿股，持股数量未变；香港中央结算有限公司为第五大股东，持股1.04亿股，较上期减少6733.11万股；华夏上证50ETF（510050）为第七大股东，持股6298.64万股，较上期减少170.77万股；华泰柏瑞沪深300ETF（510300）为第九大股东，持股5621.51万股，较上期减少238.41万股 [3] 财务与分红情况 - 2025年1-9月，公司实现营业收入2131.51亿元，同比减少16.05%；实现归母净利润390.52亿元，同比减少15.24% [2] - A股上市后累计派发现金分红4804.70亿元，近三年累计派现1599.42亿元 [3]