【国盛证券】煤炭上市央企，业绩韧性凸显，价值重估未来可期.pdf

2023-08-04

40页

4MB

1. 背靠能源央企，“煤、化、电”协同发展

1.1 中煤集团核心煤企，以煤为基产业链纵向协同发展

1.1.1 中煤集团发展历史悠久，资源优势突出

中煤集团旗下企业，实现 A+H 股两地上市。中国中煤能源股份有限公司（简称“中煤能源”）是中国中煤能源集团有限公司（以下简称“中煤集团”）于 2006 年 8 月 22 日独家发起设立的股份制公司。中煤集团前身是 1982 年 7 月成立的中国煤炭进出口总公司，经过一系列重组发展成为集煤炭生产贸易、煤化工、发电、煤矿建设、煤矿装备制造以及相关工程技术服务于一体的世界一流能源企业。中煤集团旗下共拥有三家上市公司，分别为中煤能源、上海能源和新集能源，其中中煤能源于 2006 年 12 月公司在香港成功上市，2008 年 2 月发行 A 股。

中煤集团煤炭资源丰富、以煤为基产业链全面发展。截至 2022 年 3 月末：煤炭板块：集团现有可控煤炭资源储量 764.4 亿吨，其中证实储量 479.6 亿吨，生产煤矿 58 对，核定产能 23137 万吨/年，选煤厂 37 处，总洗选能力 28550 万吨/ 年；煤化工板块：煤化工总产能 955.7 万吨/年，产品主要包括煤制烯烃、甲醇、尿素、硝铵、焦炭等，其中聚烯烃产能 218.2 万吨/年、甲醇产能 155 万吨/年、尿素产能 222.2 万吨/年、硝铵产能 40 万吨/年、焦炭产能 299 万吨/年；发电板块：现有控股和参股电厂 40 余座，总装机 3119.35 万千瓦，其中控股电厂装机规模 1665.35 万千瓦，参股电厂装机规模 1454 万千瓦；煤矿装备板块：2022 年煤矿装备产值近 100 亿元。

1.1.2 中煤能源：集团主要上市平台，四业协同高质量发展

中煤能源承接集团核心业务。中煤能源 2006 年由中煤集团发起设立，主要承接集团煤炭、焦化、煤矿装备制造和煤矿设计业务，经过多年的发展，逐步延伸到产业链下游的煤化工和电力板块。公司是中煤集团主要的上市平台，截至2022年末，中煤集团总资产达 4863 亿元，其中中煤能源资产总额3401亿元，新集能源总资产 337 亿元，上海能源为中煤集团三级子公司，总资产为 193 亿元。 2021 年中煤集团商品煤产量达 21965 万吨，烯烃产量 146.4 万吨，尿素产量 228.7 万吨，甲醇产量154.5万吨，煤机装备产值 94.6 亿元。其中，中煤能源煤炭产量 11420 万吨，占比高达 52%，尿素产量占比 89.6%，烯烃、甲醇、煤机装备产值产量占比 100%，中煤能源承接了集团大部分煤炭、煤化工、煤矿装备生产业务。

央企旗下上市公司。中煤能源实际控制人为国务院国有资产监督管理委员会，中煤集团持有公司 57.36%的股份，为公司的控股股东。此外，中煤集团持有上市公司新集能源 30.31%股份，上海能源为集团三级子公司，由二级子公司中煤能源持有其 62.43%的股份。

中煤能源是集煤炭生产和贸易、煤化工、煤矿装备制造、发电四大主业于一体的大型能源企业。公司主业为煤炭开采和贸易，已实现规模化发展，同时加快推动煤炭产业向煤化工、煤电方向延伸，提升产业链价值增值能力，着力打造煤-电-化等循环经济新业态。立足当下国内及国际形势，公司贯彻“存量提效，增量转型”的发展思路，公司将构建以煤炭产业为基石、以煤基清洁高效转化利用产业和能源综合服务产业为两翼、以新能源等战略性新兴产业为重要增长极的高质量发展四业协同产业格局。

煤炭业务：公司拥有业内领先的煤炭资源、多样化的煤炭产品以及现代化煤炭开采、洗选和混配生产技术工艺。公司资源储量分布在山西、内蒙古和陕西等产煤大省，主要产地为山西，公司拥有优质的动力煤和炼焦煤，主要用作发电、化工和钢铁生产，除了自产煤外公司还通过煤炭贸易提高公司收入及市场占比。公司销售地遍布全国，其中华北、华东和华南分别占比 33.4%、32.5%和 12.9%。

煤化工业务：公司化工业务主要生产烯烃、尿素、甲醇、硝铵，装置长期保持“安稳长满优”运行，拥有煤化一体带来的成本优势，是煤炭高效利用的重要环节，生产主要分布在内蒙古、陕西、山西等省区。煤矿装备业务：公司装备制造产业在国内率先形成了煤矿综采综掘装备成套研发、制造和供应能力，成套化智能化煤矿工作面输送、支护、采掘设备的技术水平和市场占有率居国内领先。电力业务：公司有序发展环保型坑口电厂和劣质煤综合利用电厂，推进煤电联营和煤电一体化，公司目前顺利推进安太堡 2×350MW 低热值煤发电项目，乌审旗 2x660MW 煤电一体化项目即将开工，上海能源 263MW 光伏项目一期成功并网。

1.2 煤价上涨助业绩腾飞，自产煤贡献主要利润

公司业绩受益于煤价中枢上移。公司业绩逐年增长，2016-2022 年公司营收年复合增长率为 24.0%，归母净利润年复合增长率为 44.2%。2021 年随着疫情冲击后供需紧张导致煤炭价格加速上升，公司煤炭售价大幅上升，2021 年公司业绩大增。2022 年极端天气导致能源需求旺盛，其次供给端资本开支不足带来的产能刚性问题突显，俄乌冲突成为能源供给和安全问题的导火索，能源价格持续走高。2022 年公司营业收入达到 2206 亿元，同比-8.0%，主因公司减少贸易煤业务销量；归母净利润为 182 亿元，同比+32.8%，大幅度上涨，主因公司自产煤价格和销量同比增长。

分季度看，2023 年 Q1 业绩延续增长。公司 2022 年第四季度归母净利润-10.9 亿元，大幅下降以致亏损，主因系计提了沙拉吉达探矿权 62.9 亿元的资产减值准备，随着后续资产减值压力的缓解，公司今年整体有望维持稳定业绩。2023 年第一季度实现收入 592 亿元，同比-4.2%，主因煤炭价格小幅下降；归母净利润 72 亿元，同比+5.3%。预计随着长协价稳定高位，煤炭业务的业绩维持稳定。

营业收入主要来源于煤炭业务，自产煤业务贡献主要毛利。煤炭板块：2021 年公司自产煤和买断贸易煤收入分别为 721 亿元和 1384 亿元，煤炭板块总体增量为 972 亿元，是 2021 年公司总营收增长的主要动能，自产煤和贸易煤收入分别占营业收入比重 30.1%和 57.7%，煤炭板块贡献主要营收；2022 年自产煤收入继续上升，自产煤和买断贸易煤收入分别为 861 亿元和 1041 亿元，占比分别为 39.1%和 47.2%。从毛利贡献和毛利率上看，自产煤毛利率持续在 50%左右，公司毛利主要由自产煤贡献，2022 年达到 85.3%。煤化工板块：2021-2022 年公司煤化工板块收入分别为 219 亿元和 227 亿元，占公司营业收入比重为 9.1%和 10.3%，板块收入在持续提升。2022 年化工板块毛利为 30 亿元，毛利占比和毛利率分别为 5.5%和 13.3%。

1.3 公司费用控制效果显著，盈利能力逐年提升

随着公司管理运营能力提升，公司净利率逐年增长，2022 年净利润率为 11.5%，相较于 2016 年提升 6.7 pct，2023Q1 净利润率为 15.9%，同比提升 0.7 pct。公司盈利能力提升很大程度上得益于费用控制，公司 2022 年期间费用率为 4.8%，相较于 2016 年下降 21.6 pct，即使考虑 2020 年后会计政策发生变化，销售费用中运费成本等转移至营业成本，公司总体期间费用率仍有大幅度下降，剔除运费成本后相较于 2016 年下降 8.2 pct。根据 2022 年数据，公司在同行中拥有较大的费用成本优势，行业平均水平为 8.5%，公司费用率为 4.5%。

2. 煤炭业务：产能增长空间广阔，长协政策平滑业绩波动

2.1 资本开支走弱，中长期煤价中枢维持高位

能源转型&能源安全背景下，供给刚性叠加长协基准价上调将稳定煤价较高中枢。我们将我国煤炭价格历史分为五个阶段，煤炭价格走过了完整的周期，从 2020 年之前的平稳波动，到 2021-2022 年波澜壮阔的行情，煤炭价格中枢发生上移。第一阶段（2004-2008），需求带动行业量价齐升：中国经济高速发展带动需求繁荣，政策端煤价市场化改革，推动煤炭价格产量齐增。2008 年上半年国际大宗商品价格暴涨，煤价加速上行，达到最高点 995 元/吨，在两次限价令及金融危机影响下回落。

第二阶段（2009-2011），四万亿刺激下供需两旺：在政策端四万亿计划刺激下，社融扩张促进固定资产投资快速增长，基建地产成为经济增长主要抓手，需求端维持高增速，拉动煤价从上一轮下跌中走出，稳步上行，达到高点 860 元/吨，煤炭产能急速扩张。第三阶段（2012-2015），需求下台阶产能过剩：随着四万亿刺激计划退潮，社会产能过剩问题凸显，经济增速下台阶，下游需求增长缓慢。而供给端在四万亿刺激下扩张过多，造成煤炭行业供给过剩，煤价开启从 2011 年底到 2015 年底长达四年的熊市，2015 年跌到极值 351 元/吨，煤企大多处于亏损边缘。

第四阶段（2016-2020），供给侧改革煤价修复：由于煤炭行业盈利恶化，2016 年开始进入供给侧改革，供给端淘汰落后产能 10 亿吨，去产能压缩煤炭产量，行业供需格局改善，引发煤价上涨。此外电煤长协机制施行，降低煤价波动幅度，供需双双下台阶之下煤价震荡运行。 ➢ 第五阶段（2021-至今），供给缺乏弹性增大煤价波动：供给侧改革的成果持续，叠加“双碳”带来的悲观预期，行业资本开支意愿弱，产量增长缓慢，同时疫后复苏使得 2021 年经济高增长带来用煤需求快速攀升，供给不足问题暴露，即使在保供稳价政策打压下回落，俄乌冲突、极端天气等因素又快速推动煤价重新上涨，凸显产能低弹性对放大煤价波动的作用。

纵观我国煤价二十年历史，2016 年之前煤炭价格周期是典型的需求推动型周期，传统的需求推动型周期为“需求曲线外移→价格上升→企业利润改善→宽松融资环境下投资增加→供给扩张→需求拉动型通胀下加息→去杠杆时需求收缩→供过于求→价格回落 →盈利恶化→投资减少→经济预期恶化下政策转向，需求复苏开启新一轮周期”。煤炭周期性自 2016 年供给侧改革后减弱：

供给方面主动削减过剩产能，其次在能源转型背景下对煤炭需求和产能政策有悲观预期，供给投资意愿不足，企业转而注重股东回报，因此供给存在刚性。需求方面由于新旧能源转换需要较长时间，而能源需求仍在增长，叠加能源安全问题，煤炭在未来数十年内依然充当压舱石角色。供给刚性之下，需求无法向再通过盈利改善而引发新一轮资本开支，而供给弹性的缺乏也将放大需求上涨带来的价格波动（参考 2021 年后的煤价），供给曲线难以外扩叠加政策方面上调长协基准价，煤炭价格将在中长期维持较高中枢。

能源转型背景下煤炭行业新建产能大幅减少。在能源转型、“双碳”背景下，煤炭消费需求预期悲观，煤企普遍对传统主业资本再投入的意愿较弱，而倾向于提高分红率回馈股东，我国未来新建煤矿数量有限。“十三五”期间煤炭行业固定资产投资下滑，虽然 2021-2022 有所回升，但煤炭单吨产能平均投资额上升，同时煤矿智能化资本开支提高，此外近两年矿井保供核增也带来了部分资本开支。根据国家能源局披露的批复产能情况看，2021 年-2022 年新批产能分别为 2450 万吨和 1090 万吨，处于历史低点。煤炭行业公司分红率中位数在 2020 年后大幅上升，达到 40%。

新旧能源转换过程中，煤炭依旧作为压舱石。虽然我国提出“碳达峰、碳中和”的远景目标，但能源转型并非一蹴而就，在转型初期对传统行业产品的需求具备刚性。我国 2022 年总发电量为 8.4 万亿千瓦时，同比增长 2.2%，其中火力发电量 5.9 万亿千瓦时，同比增长 0.9%，占比 69.8%，是我国电力的主要来源，电力耗煤 24.2 亿吨，同比增长 5.8%。2023 年上半年火电延续增长，火电发电量 2.9 万亿千瓦时，同比增长 7.5%，我们预计 2023 年电力耗煤韧性仍存。

高韧性电力需求，需要充足且稳定的电力系统匹配，新能源装机比例上升但未完全稳定，而火电装机比例下滑，会提高能源供应风险。我国 2021 年开始限电和断电等事故频发，及去年下半年至今水力发电疲弱（2023 上半年水力发电量 4536 亿千瓦时，同比下降 22.1%）等现象，反映了新能源供应脆弱和火电装机不足等问题。在新能源装机以及配套储能设施尚未规模化前，煤炭总需求将保持增长且火电仍将占据绝对重要地位，我们预计 2023 年-2025 年动力煤需求仍维持持续增长的趋势。

“基准价+浮动价”长协定价机制稳定煤价波动，基准价上移提高煤价中枢。2016 年 11 月，国家发改委下发了《关于加强市场监管和公共服务保障煤炭中长期合同履行的意见》，年度长协价格以 535 元/吨为基准价，根据上月月底的 CCTD 和环渤海价格指数进行调整。2018 年 12 月，年度长协定价机制有所调整，基准价维持 535 元/吨不变，市场波动调整的参考指数中，加入中国电煤采购价格指数（CECI）。2022 年长协基准价上调至 675 元/吨，基准价环比增加 140 元，并将指数调整为 CCTD、BSPI、及 NCEI， 2023 年延续 2022 年价格政策。此外在量方面规定煤企长约签订量不应低于自有资源量的 80%，不低于动力煤资源量的 75%。

在施行动力煤“长协煤+市场煤”双轨制后，长协煤的价格波动较为稳定。2020 年 Q4 至 2021 年 Q4，市场煤季度均价上涨幅度为 107.5%，同期年度长协价上涨幅度为 34.7%。2022 年 Q4 至 2023 年 Q2，市场煤季度均价下跌 35.4%，同期长协煤价仅下跌 1.1%。长协煤基准价上移，高长协比例公司受益。随着 2022 年长协基准价的提高，长协煤价也迎来一波大涨，2021 年平均长协价为 648 元/吨，2022 年平均长协价为 722 元/吨，同比上涨 11.3%。伴随长协煤价的高企，高长协比公司具有较高的盈利确定性。

2.2 公司煤炭产能逐步释放，资产注入未来可期

2.2.1 煤炭资源禀赋优异

公司资源禀赋优厚，煤炭储量充足。公司煤炭矿区分布范围广泛，不仅在产煤大省晋陕蒙新拥有煤炭资源，在江苏、黑龙江地区亦有所布局。截止 2022 年末，公司拥有资源储量 268.6 亿吨，可采储量 140.0 亿吨，资源可采比为 52.1%。公司资源主要分布在山西、内蒙古、陕西，可采储量占分别为 31.8%、38.0%、25.1%，煤炭资源品种主要为动力煤，可采储量占比为 89.6%。煤炭品质方面：平朔矿区所产煤炭质量稳定可靠、发热量均衡；山西乡宁矿区的焦煤资源是国内低硫、特低磷的优质炼焦煤资源；内蒙古鄂尔多斯呼吉尔特矿区是中国最重要的优质动力煤基地之一。区域优势方面：平朔矿区位于国家指定全国 14 个大型煤炭基地之一的晋西北基地，是华北和西北省份的主要煤矿中距离主要煤炭装运港口最近的矿区之一；大屯矿区是少数临近工业中心和华东煤炭消费区的矿区之一。

2.2.2 煤炭产能成长空间仍存

截至 2022 年底，公司共拥有控股煤炭矿井 23 对，核定产能共计 1.65 亿吨/年，参股矿井 7 对，核定产能共计 3210 万吨/年。除安太堡、安家岭、东露天煤矿为露天矿外，其余煤矿为井工矿，煤种包括长焰煤、1/3 焦煤、瘦煤、气煤、不粘煤和弱粘煤，主要为动力煤。在产控股矿井核定产能合计为 1.38 亿吨/年，权益产能为 1.2 亿吨/年。其中东露天、新疆 106 矿、王家岭、大海则煤矿被纳入国家增产保供煤矿名单，核增产能共计 1210 万吨/年，东露天、王家岭、新疆 106 矿在 21-22 年陆续获得核增批复，已核增产能 710 万吨/年，大海则煤矿获得调整建设规模批复，预计在 23-24 年陆续释放产能。2022 年，东露天煤矿和安家岭矿分别核增 500 万吨/年通过了现场审查，预计 23-24 年陆续完成产能核增。此外平朔集团北岭煤矿因为安全风险相对较高，开采完现有工作面后将实施关闭。

在建控股矿井核定产能 0.26 亿吨/年，权益产能为 0.19 亿吨/年。大海则煤矿是公司第四座核定产能超过 2000 万吨/年的大型矿井，是榆林能化烯烃项目的配套资源矿井，资源储量 48 亿吨，主产优质化工和动力用煤，投产后将进一步提高公司化工自用煤率，预计 2023 年竣工；里必煤矿核定产能为 400 万吨/年，其所在的山西晋城矿区是我国优质无烟煤基地，预计 2025 年 3 月竣工；苇子沟煤矿一期核定产能为 240 万吨/年，是呼图壁县产能最大的煤炭生产基地，煤矿开采高发热量的不粘煤，预计 2025 年 12 月竣工。参股矿井共计核定产能 3210 万吨/年。公司参股企业有中天合创、华晋焦煤和禾草沟煤业，所属矿井合计产能 3210 万吨/年，公司权益产能为 1320 万吨/年。

产能迎来释放期，公司未来三年产能逐步释放共 3550 万吨/年。2022 年大海则煤矿成功试运转，根据 wind 公司业绩说明会数据，2022 已释放产量 840 万吨，2023 年公司计划产量释放至 1400 万吨，2024 年预计全部释放。里必煤矿、苇子沟煤矿 2025 年陆续竣工，东露天和安家岭核增产能预计于 2023-2024 年陆续投产。若北岭煤矿于今年退出，结合核增产能的释放以及在建矿井的投产，预计 2023-2025 年陆续释放产能 410 万吨、2500 万吨、640 万吨。

集团煤炭资源禀赋优异，承诺注入煤炭资源产能高达 2638 万吨/年。中煤集团在行业供给侧改革期间承接了大量非煤央企划拨的煤炭资产，煤炭产能大幅上升。根据公司《关于控股股东申请变更避免同业竞争承诺的公告》，集团为避免同业竞争，鼓励优质资产证券化，计划 2028 年 5 月之前，在符合注入上市公司的法定条件下，将山西华昱能源和资源发展集团注入中煤能源，届时将大幅提高公司生产能力。资源发展集团是中煤集团全资子公司，旗下控股矿井核定产能共计 918 万吨/年，公司是涉煤央企‘去产能’资源受托经营的主要平台。中煤集团持有山西华昱能源 60%股份，公司以煤炭生产、销售为主营业务，产业涉及煤电、冶化等，控股矿井核定产能合计为 1720 万吨/年。

2.3 自产煤盈利持续增长，煤炭板块业绩进入新阶段

公司自产动力煤产销量持续增长。公司的煤炭销售分为三种形式，分别为自产煤炭销售、买断贸易煤销售、代理煤炭销售，其中买断贸易煤销售量最大，极大提高公司市场份额，自产煤炭销售是公司的利润中心，煤炭代理销售占比极小。公司多年以来保持较高的产销率，维持在 100%左右。生产方面：公司主要生产动力煤，2022 年煤炭总产量 1.2 亿吨，同比增长 4.4%，其中动力煤产量1.09亿吨，同比增长 5.2%，炼焦煤产量 0.1亿吨，同比减少 3.7%，动力煤占比 91.6%，煤炭产量 2016-2022 年 CAGR 为 6.65%，产量的增长主要由动力煤贡献，动力煤 CAGR 为 7.37%，炼焦煤产量维持 1000 万吨左右。2023 年第一季度，煤炭总产量 3330 万吨，同比增长 9.2%，其中动力煤产量 3051 万吨，同比增长 12.1%，炼焦煤产量 279 万吨，同比减少 14.9%，动力煤产量的增加主要是因为大海则煤矿产能部分释放。

销售方面：公司 2016-2021 年煤炭销售 CAGR 为 18.3%，其中买断贸易煤 CAGR 为 30.4%，自产煤 CAGR 为 6.8%，增长主要由买断贸易煤贡献。2022 年，公司商品煤总销量为 2.6 亿吨，同比减少 14.3%，其中自产煤销量 1.2 亿吨，同比增长 7.3%，买断贸易煤销量 1.3 亿吨，同比减少 29.6%，总销量的下降主要是因为买断贸易煤销量的下降。2023年Q1公司煤炭商品煤销量为7477万吨，同比+7.5%，其中自产煤销量 3257 万吨，同比+5.7%，买断贸易煤销量 3931 万吨，同比+5.7%。

煤炭业绩进入新阶段，自产煤带动毛利稳步增长。 2021 年煤炭业务营业收入为 2111 亿元，同比增长 85.3%，营业收入的增长主要由买断贸易煤贡献，2021 年买断贸易煤营收 1384 亿元，同比增长 115.8%，自产煤营收 721 亿元，同比增长 46.4%；毛利为 369 亿元，同比增长 96.7%，毛利的增长主要由自产煤贡献，自产煤毛利占比超过 97%，2021 年自产煤毛利为 359 亿元，同比增长 97.1%，在成本较为固定的条件下，煤价的上涨推动毛利增长的弹性大于营收。

2022年煤炭业务营业收入为1909亿元，同比下降9.6%，其中买断贸易煤营收1041 亿元，同比下降 24.8%，自产煤营收 861 亿元，同比增长 19.5%，营收的下降主要由于买断贸易煤销量下降导致；毛利为 484 亿元，同比增长 31.3%，在营收下降的情况下毛利仍保持增长，主要是因为公司自产煤业绩稳定增长，自产煤毛利为 473 亿元，同比增长 31.6%。自产煤中，动力煤的营业收入约占 80%，毛利约占 70%，炼焦煤毛利率相对较高。 2023 年 Q1，煤炭营业收入为 507 亿元，同比下降 5.3%，其中自产煤营收为 218 亿元，同比下降 2.5%，买断贸易煤营收为 289 亿元，同比下降 7.4%。煤炭业务毛利为 132 亿元，同比增长 1.8%，其中自产煤毛利为 130 亿元，同比增长 1.6%。

21-22 年价格持续高位，成本小幅上行，单吨毛利同比大增。单位销售价格方面：公司 2021 年之前售价较为稳定，2021 年自产动力煤、炼焦煤和买断贸易煤售价同比上涨 41.8%、67.7%、73.7%，2022 年分别为 622 元/吨、1750 元/吨、812 元/吨，同比上涨 9.1%、29.2%、6.7%。发改委对电煤中长期合同应达到自有资源量 80%以上的规定，自产动力煤上涨幅度有限，而炼焦煤由于市场定价，因此炼焦煤上涨幅度较大。买断贸易煤受市场煤价的影响较大，因此上涨幅度也较高。2023 年 Q1 自产动力煤、炼焦煤、买断贸易煤价格为 576 元/吨、1697 元/吨、735 元/吨，同比-6.3%、+1.0%、-12.4%。

单位销售成本方面，公司自产煤成本维持稳定：2022 年自产煤综合单位成本为 323 元/吨，同比上涨 0.2%，其中动力煤和炼焦煤分别为 323 元/吨和 316 元/吨，同比 +0.3%、-3.1%。2023 年 Q1 自产煤综合成本为 273 元/吨，同比下降 12.9%。2020 年开始，由于会计准则变更，运输港杂费用从销售费用调整至营业成本，导致成本上升。买断贸易煤由于市场化采购，成本较高，2022 年单位成本为 805 元/吨，同比增长 6.5%。单位毛利方面：由于自产煤成本较为稳定，因此 2021 年后随着煤价上涨，自产煤单位毛利涨幅较大，2022 年自产动力煤、炼焦煤单位毛利为 299 元/吨、1434 元/ 吨，同比上涨 20.6%、39.4%，买断贸易煤毛利为 7 元/吨。2023 年 Q1，自产煤综合毛利为 398 元/吨，同比下降 3.9%。

公司动力煤主要通过长协方式销售，炼焦煤售价随行就市。根据发改委等部门对中煤集团等煤企电煤中长期合同签订履约工作指导，中长期合同数量应达到自有资源量 80%以上，不低于动力煤资源量的 75%，月度履约率不低于 80%，季度和年度履约率不低于 90%。公司作为中煤集团旗下主要煤炭资源平台，承担了集团大部分的长协任务。 2020Q1-2021Q4，秦皇岛动力煤市场价上涨 140.3%，秦皇岛港动力煤年度长协价上涨 36.9%，公司自产动力煤平均售价上涨 60.9%；2022Q4-2023Q1，公司自产动力煤下跌 3.6%，同期秦皇岛港市场价下跌 20.4%，长协价上涨 0.2%，公司自产动力煤涨跌幅接近于长协价涨跌幅，主因长协占比较高。炼焦煤方面，公司自产炼焦煤平均售价涨跌趋势与炼焦煤市场价格一致，涨跌幅较为接近。

2.4 业绩弹性测算：自产动力煤业绩维持稳定

公司的业绩主要来源于自产煤，其中动力煤占主要部分。公司自产煤以长协销售为主，因此业绩受市场煤价波动的影响相对有限。测算业绩变化区间，从最极端的情况看，若 7 月中旬以后动力煤市场价跌至 600 元/吨，公司 2023 年归母净利润将减少 28 亿元，若市场煤价涨至 1100 元/吨，公司 2023 年归母净利润将减少 12 亿元。若考虑公司今年煤炭成本下降，归母净利润变化区间为最低减少 5 亿元，最高增加 11 亿元，动力煤板块总体业绩将保持稳定。

公司 2023 年动煤均价区间测算：我们以 CCTD 长协定价模式为依据，参考 BSPI、 CCTD、NCEI 指数，计算每月的年长协价格后，得到年度长协均价，其中 2023 年 7 月及以前的年度长协价采用已公布的数据。从极端情况看价格变化区间，若现货价格在 7 月中旬后变化区间为 600-1100 元/吨，年度长协均价区间为 698-726 元 /吨。公司销售均价由于热值换算、少量市场定价等因素，与 CCTD 长协价格有差异，通过计算一季度公司动力煤均价与 CCTD 长协价的比例，得到公司 2023 年动力煤均价区间为 553-576 元/吨。

归母净利弹性测算：根据得到的 2023 公司动煤均价，计算与 22 年的价差。由于大海则、依兰三矿、核增矿井产量的逐渐释放，2023 年动力煤销量预计比 2022 年增加 0.13 亿吨，综合计算 2023 年动力煤毛利相对 2022 年变化区间为-46 亿元到-18 亿元，扣除税金及少数股东损益后，归母净利润变化-28 亿元至-12 亿元。考虑成本变化：公司 2023 年自产煤销售成本预计大幅下降，2022 年自产煤平均成本为 323 元/吨，2023 年 Q1 吨煤成本下降至 273 元/吨，预计后三季度有所上行，若全年动力煤吨煤成本同比下降 30 元/吨至 293 元/吨，归母净利润变化区间为-5 亿元至 11 亿元，同比相对稳定。

3. 煤化工业务：烯烃项目丰富产品线，一体化彰显成本优势

3.1 满产满销业绩稳定，烯烃项目带来增产前景

公司聚焦煤炭清洁高效转化利用，依托矿区自身优势，推动煤炭和煤化工深度融合，公司在榆林和鄂尔多斯重点发展煤制烯烃、煤制尿素、煤制甲醇等煤化工产业。主要煤化工产品工艺路线是由煤炭作为原料经气化转换为粗煤气，净化后生产合成氨或甲醇，合成氨与二氧化碳生产尿素；合成氨氧化成硝酸，再与氨中和生产硝铵；甲醇经 MTO 反应生成乙烯、丙烯单体，聚合为聚乙烯和聚丙烯。

目前公司控股子公司合计在产聚乙烯产能 60 万吨/年、聚丙烯 60 万吨/年、尿素 175 万吨/年、甲醇 160 万吨/年、硝铵 40 万吨/年。其中图克化肥项目为亚洲最大的单体尿素生产工厂之一，充分利用产能优势，显著降低单耗。蒙大甲醇项目、鄂尔多斯能化甲醇项目主要为蒙大工程塑料项目提供原料甲醇，上下游一体化运营优势进一步发挥，抗风险能力进一步增强。此外，公司参股中天合创、延长榆能、中煤旭阳，合计产能聚烯烃 327 万吨/年、焦炭 252 万吨/年。在建项目方面，公司陕西榆林煤化工二期年产 90 万吨聚烯烃项目完成全部外部手续审批，项目建设规模为 35 万吨/年聚乙烯和 55 万吨/年聚丙烯，该项目产品将以进口替代为方向，具有市场定位更高、供需缺口较大以及产品价格较高等特点，将在一期和二期之间形成产品品种差异和规模效益，进一步丰富由低到高的产品线。

主要化工产品产销量保持稳定。公司近年来聚乙烯、聚丙烯、尿素、硝铵产量较为稳定，产销率达到 100%左右。公司通过加强对煤化工企业生产管控，优化装置运行参数提高生产灵活性，实现长周期满负荷稳定运行，实际有效生产时间超过设计有效生产时间，实际产量高于设计产能，主要化工品产能利用率均超过 100%，2021 年 4 月鄂尔多斯合成气制 100 万吨/年甲醇技术改造项目投产，带动甲醇产量大幅提高，但因年中投产，销量未达设计产能。2022 年公司聚乙烯、聚丙烯、尿素、甲醇、硝铵产量为 73.9、74.1、 183.4、187.9 和 47.4 万吨，销量分别为 74、72.9、179.2、185.5、46.9 万吨。其中尿素销量包含买断中煤集团所属灵石中煤化工有限责任公司尿素产品，甲醇销量包括公司内部自用量。

尿素业绩维持稳定，硝铵带来新增量。营业收入方面，公司聚烯烃和尿素营收较为稳定且占比较大，甲醇 2021 年由于新装置投产，新增 100 万吨/年产能，因此营收增长幅度大，硝铵 2022 年营收增长较快。毛利方面，聚烯烃和甲醇近年来在售价大幅提高之下毛利率仍然有所下滑，主因是外购煤炭成本价格增长较快，随着大海则煤矿投产等利好因素，公司自用煤的比例将会上升，届时聚烯烃毛利率将会有所改善；尿素近两年毛利率有所上升，硝铵毛利率于2022 年大增，尿素和硝铵贡献了 2022 年化工业务主要毛利，占比高达 68%。2022 年公司聚乙烯、聚丙烯、尿素、甲醇、硝铵营业收入分别为 55.3、 53.4、46.8、35.8、12.3 亿元，同比分别为 1.1%、-3.3%、-5.1%、26.7%、50.5%，对应毛利率为 7.7%、6.3%、28%、-5.8%、60.8%。

3.2 能源高企推涨化工价格，煤炭资源助力成本优势

国际能源价格高位运行推动化工产品成本及价格的上涨。单位成本方面：公司化工产品成本主要受煤炭价格影响，2021-2022 年煤炭采购成本上升，公司主要化工品成本呈上涨趋势，2022 年聚乙烯、聚丙烯、尿素、甲醇、硝铵单位成本分别为 6903、6864、1882、2044、1032 元/吨，同比 2.5%、 1.5%、11%、6%、-25.3%。价格方面：受国际能源价格高位运行的影响，2021-2022 年化工产品价格普遍上涨。其中聚烯烃主流工艺是油制，2022 年油制聚乙烯和聚丙烯约占 56%和 68%，聚烯烃的价格在原油价格推动下上涨，2022 年公司聚乙烯和聚丙烯价格分别为 7479 元/吨和 7323 元/吨，但公司由于成本端煤炭和甲醇成本上涨幅度更大，导致毛利率下行。2021-2022 年尿素在通胀、供需变化、成本、疫情等因素共同影响下价格大涨，2022 年尿素单位价格为 2612 元/吨，毛利率在价格带动下有所提高。

化工用自产煤比例上升将带动成本下行，助推板块毛利率提升。公司依靠自身煤炭资源优势发展煤化工，为内部化工企业提供低价煤炭及化工产品原料，有利于降低煤化工成本端风险。公司化工用自产煤逐年上升，2022 年达到 842 万吨，同比提高 82.3%。公司蒙大工程塑料项目所用甲醇部分来自于蒙大甲醇项目、合成气制甲醇项目及榆林烯烃项目，2021 年随着合成气制甲醇项目投产，公司自用甲醇数量快速上升，缓解聚烯烃成本端压力，2022 年自用甲醇数量达 155 万吨，基本可覆盖蒙大工程塑料项目的聚烯烃生产需求。随着大海则煤矿投产，公司内部化工项目用煤自给率将进一步提升。

4. “总量”转向“效率”，中特估加持下估值亟待提升

2022 年 11 月 21 日，证监会主席易会满在 2022 金融街论坛年会上对如何建设“中国特色现代资本市场”进行了详细阐述。提出“探索建立具有中国特色的估值体系，促进市场资源配置功能更好发挥”，并认为国有上市公司一方面要“练好内功”，提升核心竞争力，另一方面要主动加强投资者关系管理。中特估所指企业包含央企、国企以及一些特殊行业的上市公司，涉及行业主要集中在建筑、能源、银行等传统领域，大多具有强现金流、高分红、低估值等蓝筹股特征。相比非国企，国企产能更具备正外部性、托底经济且增加供给稳定性的作用，以自身部分效率换取社会效益，在当下具备稀缺的确定性，应当具备估值溢价。

4.1 公司市值破净，盈利与估值之差走阔

国央企大多分布在传统行业，市场对业绩增速、经营效率、市场化程度等存在顾虑，使得这些板块内国企估值折价度偏高。煤炭行业估值存在折价。大多数企业为央国企背景，在过去面临的业绩考核主要是总量而不是效率，对于市值管理要求较低。同时“双碳”压力下，煤企需要投入大量资金减少碳排放，另一方面清洁能源的发展将冲击煤炭的市场地位，未来需求增速放缓甚至下滑，在经营效率低于新兴产业且缺乏增长速度下，煤企市值大多面临折价。截至 7 月 28 日，煤炭行业整体市盈率为 6.06，位于行业倒数第二；整体市净率为 1.16，位于全行业尾部，许多公司面临市值低于净资产的情况。

公司市值破净，盈利能力与估值不匹配。公司 2020-2022 年归母净利润增长 208.8%，股价同比增长 103.5%（2020 年末收盘价 4.04 元/股，2022 年末收盘价 8.22 元/股），股价增长速度小于业绩增长速度，且股价主要由业绩推动，估值却有所下滑。公司经营效率逐年提升，ROE 在行业供给侧改革后一路上行，由 2015 年-2.96%增长至 2022 年 14.92%，而市净率几乎保持平稳，2022 年市净率为 0.87，市值小于净资产；市盈率方面，随着 ROE 上升，公司市盈率却一直下滑， 2022 年公司市盈率为 8.6。无论是市盈率还是市净率，公司估值与盈利能力的改善都不匹配，存在较大提升空间。

4.2 现金流持续增厚，分红率有望提升

从增量时代步入存量时代，国企更多承担起提高效率的角色，改善资产运用效率、债务水平、盈利能力，并提高股东回报率，从而得到估值的提升。国企业绩考核量化体系也日臻完善，考核导向从“总量”向“效率”倾斜。公司有息负债率和资产负债率连年下降，偿债压力日趋减弱，2022 年资产负债率为 51.5%，其中有息负债率为 48.1%，有息负债率的下降改善了公司的财务费用状况，财务费用率一路下行，2022 年财务费用 37.3 亿，仅占营收 1.69%。

在供给侧改革及双碳背景下，公司资本开支呈下降趋势，收益质量和现金流量攀升。 2022 年公司资本开支完成额为 92.7 亿元，公司资本开支在经历了 18-19 年小高峰后重新回落，2022 年在建工程 110.5 亿元，相比 2014 年下降 415.2 亿元。随着公司偿债压力减小、资本开支下降，公司现金流状况不断向好，公司营业现金比率在上升后维持 20%左右的比例，货币资金占资产比例不断提升至 2022 年 26.8%。

近两年计提大额资产减值，未来减值包袱小，轻装上阵。公司在近两年盈利能力较好的条件下，计提了大量资产减值，2021 年资产减值损失为 39.6 亿元，主要为北岭煤矿即将关闭、孔庄煤矿资源条件改变、缓建项目减值、电厂经营亏损减值等原因；2022 年资产减值损失为 88 亿元，主要系沙拉吉达短期无法开采、东坡煤矿和唐山沟煤矿地质条件变化、部分公司经营亏损减值等原因。公司两年共计提 127.6 亿元，缓解了未来资产减值压力，即使煤价短期走高回落，总体业绩仍有望保持稳定乃至增长。

资本支出和债务偿还压力减小下，公司分红率有望提升。2023 年 3 月 9 日，经济日报《构建中国特色估值体系》中提出了“探索建立中国特色估值体系，是当前及今后一段时间资本市场的重要任务。对于财务估值因素来说，要强化分红因子的权重。对于非财务估值因素来说，估值要突出企业的协调可持续等因素，促其发挥社会价值”。目前煤炭行业较多企业分红率超 50%，股息率超 10%，2022 年公司分红率为 30%，未来在资本开支和债务压力减小的趋势下，现金流将持续增厚，分红率有较大的提升空间。

公司股息率自 2016 年后处于上升通道，2022 年为 5.6%，未来随着煤价中枢上升，行业整体资本开支的减少，公司的盈利确定性将大大提高，而资本开支的减少一方面提高了公司现金流水平，一方面反馈到行业供给端进一步支撑煤价，行业周期性减弱之下，公司将获得持续稳定的现金流，从而有能力在未来实现长期高分红，而估值方面应当从关注公司盈利的周期性波动转而侧重公司稳定的股息收益。

5. 盈利预测

生产经营假设：动力煤规划新矿井、核增产能顺利投产、销售。费用假设：1）考虑到公司经营效率提高和成本费用的控制，预计 2023-2025 年公司销售费用率为 0.4%、0.38%、0.35%，管理费用率为 2.35%、2.20%、2.05%；2）考虑到国企考核对于研发投入的要求，预计 2023-2025 年公司研发费用率为 0.4%、0.45%、 0.5%；3）考虑公司有息负债率和资产负债率不断下降，预计 2023-2025 年公司财务费用率为 1.65%、1.47%、1.30%。自产动力煤假设：随着新建设煤矿的投产和原有矿井产能核增，预计公司产量进一步上升，预计 2023-2025 年产量 12350 万吨（+13.1%）、13100 万吨（+6.1%）、13700 万吨（+4.6%）；公司产销率一直维持在 100%左右，对近几年产销率做平均，预计 2023-2025年销量为12345万吨（+11.9%）、13105万吨（+6.2%）、13702万吨（+4.5%）。

随着保供稳价、进口改善等因素的影响，预计动力煤市场价稳中有降，考虑到公司以长协煤为主，价格波动幅度较市场煤小，预计 2023-2025 年公司自产动力煤售价为 562 元 /吨、570 元/吨、570 元/吨。随着大海则煤矿投产，公司规模效应显现，成本进一步下降，预计 2023-2025 年吨煤成本为 293 元/吨、300 元/吨、300 元/吨。自产炼焦煤假设：公司炼焦煤预计维持稳定生产，2023-2025 年预计产量为 1050 万吨（+5.2%）、1100 万吨（+4.8%）、1150 万吨（+4.5%）；公司产销率维持在 100%左右，对近几年产销率做平均，预计 2023-2025 年销量为 1047 万吨（+4.9%）、1100 万吨（+5.1%）、1152 万吨（+4.7%）。预计焦煤供需矛盾缓和，价格高位回落，预计 2023-2025 年单位售价均为 1600 元/吨。焦煤和动煤生产成本相近，预计 2023-2025 年焦煤单位成本为 293 元/吨、300 元/吨、300 元/吨。

买断贸易煤假设：预计买断贸易煤销量恢复正常并维持稳定，2023-2025 年销量均为 15000 万吨，煤炭市场价格稳中有降，假设 2023-2025 年单位售价均为 750 元/吨，单位成本均为 743 元/吨。聚烯烃假设：随着新装置投产，预计聚烯烃产量将逐渐上升，预计 2023-2025 年产量均为150万吨；公司聚烯烃产销率常年维持100%左右，对产销率进行平均，预计2023-2025 年销量均为 150 万吨。随着原油价格震荡下行，聚烯烃价格将有所回落，预计 2023-2025 年单位售价均为 7031 元/吨。煤炭市场价格的下滑使得聚烯烃成本有所改善，预计 2023-2025 年单位成本均为 6333 元/吨。尿素假设：公司尿素现有产能将维持稳定运行，预计 2023-2025 年产量均为 200 万吨，公司尿素销量中部分为买断集团内部尿素后代销，预计 2023-2025 年销量均为230 万吨。尿素价格预计稳中回落，2023-2025 年单位售价为 2450 元/吨、2401 元/吨、2401 元/ 吨。随着煤炭价格下滑，预计 2023-2025 年单位成本均为 1800 元/吨。

甲醇假设：预计 2023-2025 年产量维持稳定，为 190 万吨、200 万吨、200 万吨，若产销率维持稳定，预计 2023-2025 年销量为 189 万吨、199 万吨、199 万吨。预计 2023-2025 年单位售价均为 1834 元/吨，单位成本为 2003 元/吨、1963 元/吨、1924 元/吨。硝铵假设：预计 2023-2025 年产销量均为 55 万吨，单位售价均为 2421 元/吨，单位成本均为 1011 元/吨、991 元/吨、971 元/吨。煤矿装备业务假设：预计板块收入稳定增长，2023-2025 年销售收入分别为 116.7 亿元（+10%）、128.4 亿元（+10%）、141.2 亿元（+10%），毛利率维持稳定，预计均为 18%。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）