【德邦证券】焦煤弹性火电稳健，储能转型助推发展.pdf

2024-01-31

24页

1MB

1. 综合能源民企龙头，债务化解轻装上阵

1.1. “煤电为基，储能为翼”的综合能源民企

隶属永泰集团，煤炭板块民营上市公司。永泰能源成立于 1992 年 7 月，1998 年 5 月在上交所上市，是由永泰集团 2007 年股权收购鲁润股份后，通过资产并购与上市转型，逐步形成的综合能源类企业。公司主要从事煤炭、电力、石化、储能等能源产业，主营业务形成了煤电互补的综合能源经营格局。

以煤电为基，加快储能布局。公司深入推进能源主营业务，形成以煤电互补为基础的综合能源经营格局。煤炭板块产品主要包含优质主焦煤和配焦煤，用于钢铁冶金行业，所属煤矿及资源主要分布于山西、陕西、新疆、内蒙和澳洲境内；电力业务所属电厂分布在江苏省与河南省境内，均为当地主力电厂，为工业和民用提供能源供应。除煤电能源主业外，公司在已形成的全钒液流电池全产业链基本架构基础上，积极推动各储能项目开工建设，全面打造和完善储能材料资源整合、提纯冶炼、储能新材料等储能全产业链。

公司控股股东为永泰集团，实际控制人为王广西。截至 2023 年三季度末，永泰集团持有公司 18.13%的股份，王广西通过永泰集团等持有公司股份，为公司的实际控制人。

1.2. 煤电主业稳定业绩，债务化解基本面回归

聚焦煤电主业，业绩稳中向好。公司以煤炭和电力为主营业务，其煤炭产品为优质主焦和配焦煤。2020 年公司完成司法重整，扣非归母净利润为 1.95 亿元，同比增长 112.92%。 2022 年国内煤炭供需格局偏紧，煤价保持高位运行，煤企普遍盈利状况良好，受益于 2022 年煤价中枢抬升，公司营收大幅增加至 355.56 亿元，归母净利润为 19.09 亿元，同比增加 69.30%，扣非归母净利润为16.65 亿元，同比增长 101.13%。 2023 年上半年，伴随动力煤价格下跌及长协煤履约率的提升，公司电力业务发电成本不断降低，经营出现改善，所属燃煤电厂自 5 月已开始实现扭亏为盈，三季度电力业务实现盈利，进一步提升公司整体业绩。截至 2023Q3 公司营收 219.79 亿元，归母净利润 16.24 亿元，同比增加 5.35%，扣非归母净利润为 16.18 亿元，同比增长 25.61%。 2024年1月1号，公司发布业绩预告，预计2023年度实现归母净利润为22.30 亿元~23.30 亿元，同比增长 16.80%-22.04%；预计扣非归母净利润为 22.80 亿元 ~23.80 亿元，同比增长 36.97%-42.97%，在经营效益持续改善下，公司业绩继续保持良好增长势头。

两大业务齐头并进，煤炭业务贡献主要毛利。2009 年在确定以煤炭开采业务为主的战略后，2015 年公司又大力开拓火电业务，形成煤电联营的双业务模式。截至 2023H1，公司电力业务毛利为 5.08 亿元，占总毛利的 13%；煤炭业务毛利为 32.73 亿元，占总毛利的 83.54%。

债务重整完成，财务费用压降显著。因受融资政策不断缩紧、债务规模较大等因素影响，公司于 2018 年发生债券违约并触发交叉违约条款，形成流动性困难。2020 年在司法重整下，公司通过以债转股和留债债权延期的方式结合出售非主业资产，将负债结构调整至合理水平，回归正常发展。随着债务重整，公司财务费用得到改善，财务费率大幅下降，2020 年公司重整完成后财务费率为 13.15%，同比下降 5.04PCT。截至 2023 年三季度公司财务费用 16.69 亿元，同比下降 13.52%，财务费率为 7.59%，资本结构持续优化。

2. 煤炭：焦煤核心供应商，产能释放有预期

2.1. 焦煤储量丰富，产销稳中有升

煤炭储量丰富，焦煤产区集中。从矿区来看，公司所属煤矿及煤炭资源主要分布于山西、陕西、新疆、内蒙和澳洲地区，其中山西地区以焦煤为主、陕蒙新等矿区以动力煤资源为主。截至 2023H1，公司在产焦煤规模为 1110 万吨/年，拥有煤炭资源量总计 38.57 亿吨，其中优质焦煤储量约 9.33 亿吨，处于样本公司中上游水平。

煤质优异，产销稳定增长。公司在产优质主焦及配焦煤属于稀缺煤种，煤质优异，其中低灰、低硫焦煤品种的市场价格较高、销售情况良好，抵御市场波动能力强。截至 2023H1，公司在产优质主焦及配焦煤规模 1,110 万吨/年。近五年公司产销量均整体呈现稳中有升的增长趋势，并在区域市场具有较强的定价权和影响力。2022 年下半年公司收购的山西省古交地区银宇煤矿和福巨源煤矿（合计 120 万吨/年）于2023年上半年已全面实现复产，前三季度公司原煤产量 954.03万吨，同比提升 15.67%，销量 959.42 万吨，同比提升 17.68%。在焦煤销售上，公司兼顾市场和长协两种定价模式，其中长协占比约 50%，采用锁量不锁价方式，与下游钢厂、焦化厂等终端用户建立长期合作关系。

2.2. 重点项目进展顺利，产能扩张稳步推进

海则滩项目进展顺利，公司煤炭产品结构进一步优化。永泰能源所属的亿华海则滩煤矿项目于 2022 年获得陕西省自然资源厅颁发的《采矿许可证》，项目已于 2022 年 12 月底开工建设，预计 2026 年三季度具备出煤条件，2027 年达产。公司具有大量动力煤资源储量，但目前无动力煤开采。海则滩煤矿作为主要优质动力煤及化工用煤，平均发热量 6,500 大卡以上，资源储备 11.45 亿吨，具有资源储量大、煤种煤质优等多项优势。海则滩煤矿投产后，其优质煤炭资源一方面将作为化工用煤投向陕北煤化工市场，另一方面将优化公司煤炭产品结构，满足公司所属河南、江苏地区电厂用煤需求，降低电厂发电成本，实现煤电一体化发展。按核准建设规模为 600 万吨/年产能测算，海则滩矿建成后可实现营业收入约 50 亿，净利润约 20 亿。当前，陕西省相关部门正在积极推动对矿区所在地区规划的修编工作，预计海则滩煤矿产能规模有望进一步提升至 1,000 万吨/年。在产能充分释放后，公司五年内煤炭总产能规模有望突破 2,000 万吨/年。

此外，公司正在积极推进旗下所属森达源煤矿（二次核增）、南山煤矿、孙义煤矿、孟子峪煤矿合计150万吨/年产能核增，预期公司焦煤产能规模仍有增量。

2.3. 焦煤具有稀缺属性，优质焦煤弹性凸显

2.3.1. 冬储补库支撑，短期供需重归平衡

焦煤供给以国内生产为主，进口补充为辅。我国煤炭资源相对丰富，焦煤供给以国内生产为主，进口补充为辅。2022 年，国内炼焦精煤产量为 4.92 亿吨，炼焦煤进口量为 6384 万吨，进口占比为 11.5%；2023 年 1-10 月，国内产量为 4.11 亿吨，进口 8054 万吨，进口占比达到 16.4%。

进口来源丰富，蒙古、俄罗斯为主要进口国。我国焦煤进口数量较为稳定， 2016-2022 年每年进口量维持在 5900-7500 万吨之间。焦煤进口数量相对稳定得益于进口来源相对丰富，不依赖某个单一国家，我国焦煤主要从澳大利亚、加拿大、蒙古、俄罗斯、美国等国家进口。2020 年之前，澳大利亚、蒙古是我国焦煤的主要进口来源，占比位列前二。在 2021 年对澳煤施行禁运之后，国际焦煤贸易流完成更迭，俄罗斯成为我国焦煤进口增量的主要补充，占比大幅提升。截至 2023 年 11 月，蒙古、俄罗斯焦煤占比分别为 52.4%、26.1%。 2023 年 12 月 21 日，国务院关税税则委员会发布公告，自 2024 年 1 月 1 日起，对商品进出口关税进行调整，按照东盟自贸协定、中澳自贸协定，东盟和澳大利亚等国进口煤继续维持零关税，来自其他国家的进口煤实行最惠国税率，各煤种税率分别为：褐煤、无烟煤、炼焦煤执行 3%，其他煤和煤砖、煤球及类似用煤制固体燃料 5%，其他烟煤 6%。根据统计，关税政策恢复下约 41.6%的煤炭进口量将受影响，其中俄罗斯和蒙古受到直接影响，两国焦煤进口成本将进一步抬升。海内外煤价差收敛后，2024 年煤炭进口量或出现回落。

钢厂库存低位，补库需求预期支撑价格。从 247 家钢铁企业炼焦煤库存来看， 2023 年钢厂焦煤平均库存 778.05 万吨，处于近几年历史低位，后期钢厂补库需求对焦煤价格将形成一定支撑。

2.3.2. 国内产量保持稳定&进口受到约束，长期增量有限

2021 年保供取得成效，但焦煤产能未得到显著释放。2016 年以来，原煤产量大幅增长，除 2019 和 2020 年以外，原煤产量增速均高于炼焦煤、精煤。截至 2023 年 5 月底，我国实现原煤产量 19.12 亿吨，同比增长 4.8%；炼焦原煤产量 5.53 亿吨，同比增长仅 2.4%；炼焦精煤产量 2.07 亿吨，同比增长仅 1.5%。2021 年之后，原煤与炼焦煤、精煤产量增速差距拉大，主要因为保供推动产能核增，但并未释放焦煤产能。从日均产量来看， 2023 年原煤日均产量为 1380 万吨，相较于 2020 全年的日均产量提升 17.7%。双碳时代下，煤炭新增产能有限，且大部分为动力煤。“双碳”时代，煤炭企业新建煤矿的意愿较低，未来新增产能或逐年递减。根据汾渭报告，2023-2027 年全国新增煤炭产能预计 50318 万吨，其中动力煤新增 41535 万吨，占总新增产能的 82.5%；炼焦煤新增产能 8783 万吨，占总新增产能的 17.5%。由于炼焦煤一般为井工矿，建设周期较长，一般为 3-5 年。如果算上前期手续审批的时间，炼焦煤矿投产则需要更长的时间，因此未来国内焦煤产能释放有限。

全球冶金煤供应紧张，我国进口将受到一定程度约束。根据 IEA 数据，2022年全球冶金煤产量为 10.96 亿吨，同比减少 1.3%；2025 年全球冶金煤产量预计为 10.78 亿吨，2022-2025 年 CAGR 为-0.6%，产量下滑导致供应紧张。贸易方面，IEA 预测到 2025 年全球冶金煤贸易量将继续增长 6%。值得注意的是，冶金煤属于稀缺资源，供需双方资源并不匹配，这是导致贸易量增长的核心因素。虽然中国是全球冶金煤需求最大的国家，但国内生产保持稳定，而作为需求较大的印度、日本等国家，自身供给能力相对匮乏，未来将是冶金煤进口的主要国家，我国冶金煤进口方面或受到挤压，增量空间有限。

3. 电价改革&产业协同，盈利能力增强

3.1. 电厂运行高效，电改效果显著

参控装机容量超千万千瓦，以火电机组为主。公司所属电力业务控股总装机容量 897 万千瓦(均为在运机组)、参股总装机容量为 420 万千瓦 (其中：在运装机容量为 200 万千瓦、在建装机容量为 220 万千瓦)。公司所属电力业务主要分布在江苏、河南两省，是所属区域电力和热源保供主力军。在原料煤供应方面，公司在江苏张家港拥有 1 座 5 万吨级和 1 座 10 万吨级的长江煤运码头，形成了 1,000 万吨/年的煤炭货运吞吐能力，为公司电厂提供有力支撑。自 2018 年来，总装机容量整体呈现上升趋势，由 812 万千瓦上升至 897 万千瓦，火电增量主要是来源于江苏装机量增加，从 2018 年 404 万千瓦上升至 2022 年 492 万千瓦。

电厂运行高效，机组利用小时数基本高于省平均水平。公司 2018 年以来产销率基本保持稳定。2022 年公司发电量 358.56 亿千瓦时，同比增长 14.75%；售电量 339.97 亿千瓦时，同比增长 14.75%。2018 年以来，除 2021 年公司江苏省机组利用小时数略低于江苏省平均利用小时数，公司其他机组利用小时数均高于省平均水平。

受益于电价市场化改革，公司电力业务盈利增强。2021 年前，国内火电企业一直采用“市场煤、计划电”的商业模式，即煤炭为市场价，电则由政府指导价，煤价越高，电力企业的利润越低。 2021 年 10 月 11 日，国家发改委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，文件中指出：1）有序放开全部燃煤发电电量上网电价，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价；2）将燃煤发电市场交易价格浮动范围由现行的上浮不超过 10%、下浮原则上不超过 15%，扩大为上下浮动原则上均不超过 20%。在供应端，2021 年下半年国家发布煤炭保供稳价政策，加强对煤炭中长期合同履约；2022 年，国家发展改革委明确煤炭价格合理区间。 “市场煤、计划电”的局面就此向“计划煤、市场电”过度。受益于电价改革，公司 2022 年售电价格为 469.39 元/兆瓦时，同比上涨约 20.2%，2023 年预计将与同期售价持平。

社会用电量逐年提升，电力业务有望量价齐升。从近五年数据上看，第二、三产业用电量在社会总用电量中均保持 83%以上水平。当前，以制造业、建筑业为代表的第二产业仍是用电主导，但以服务业为代表的第三产业用电占比呈现稳中有升的态势。根据中电联发布的《2023 年上半年全国电力供需形势分析预测报告》预测，2023 年全年社会用电量将达 9.15 万亿千瓦时，同比增长 6%左右。

3.2. 成本管控优化，电改&产业协同熨平风险周期

2022年原料成本压减板块利润，产业协同&成本优化下，盈利能力有望增强。 2022 年受到动力煤价格上升影响，公司电力业务毛利亏损 10.8 亿，毛利率同比下降 1.42 个百分点；2023 年上半年，公司电力业务毛利 5.1 亿，毛利率同比上升 9.22 个百分点。未来，电力板块业务盈利能力将有望持续改善：

1）短期煤价格回落及长协比例增加。从成本结构上看，发电成本对原料煤价格敏感性较大。2022 年度动力煤价大幅上涨至 1270 元/吨，同比增加 43.9%。长协比例方面，2023 年度公司所属燃煤电厂共签订长协煤总量 1728 万吨，实现了长协签订全覆盖，成本波动有望降低。

2）容量电价机制下火电盈利稳定。根据国家发改委发布的《关于建立煤电容量电价机制的通知》，2024 年 1 月 1 日起，将对煤电实行两部制电价政策，容量电费由工商业用户按当月用电量比例分摊，容量电价机制的出台将提升公司火电盈利稳定性，火电行业估值体系迎来重塑。

3）海则滩煤矿未来投产，煤电联营熨平风险周期。海则滩煤矿主要为优质动力煤及化工用煤，平均发热量 6,500 大卡以上，资源储量 11.45 亿吨。预计该矿于 2026 年具备出煤条件，2027 年投产。投产后，公司煤炭产品结构将进一步完善，可以满足部分公司所属电厂用煤需求，降低发电成本。

4）电厂耗煤水平低于全国平均。公司所属火电机组均为低能耗机组，具有容量大、技术参数高的特点，目前均实现了超低排放，2022 年所属燃煤机组供电煤耗完成 295 克/千瓦时，较全国 6,000 千瓦及以上电厂供电煤耗 301.5 克/千瓦时低 6.5 克/千瓦时，全年可节约标煤约 20 万吨，进一步降低发电成本，具有较强的市场竞争优势。

4. 布局钒电池赛道，抢滩新型储能蓝海

4.1. 钒电池属性优异，适用于大规模长时储能场景

钒电池产业链复杂，上中下游涉及多个行业。产业链上游主要包括原材料供给、电解液配制，其中原材料以五氧化二钒、硫酸、碳材料等为主，钒矿及其加工业处于核心地位，是电解液原料五氧化二钒的来源。中游主要包括电堆装配、控制系统。下游为各类储能用户的终端应用市场，涵盖发电侧、电网侧、用电侧。

钒电池安全性高、循环寿命长。通过将钒电池与其他主流电池进行性能及参数对比，可以发现钒电池在安全性上较高，不易起火燃烧；在循环寿命上，钒电池可用 15-20 年且充电速率快，相较其他电池有较大优势。由于其安全性、易扩容、寿命长等特性，钒电池无论是下游发电侧、电网侧还是用户侧都有较好的应用前景。

长期来看，钒电池在大规模长时储能场景中有望部分取代锂电池。全钒液流电池技术已基本成熟，产业尚处商业化推广早期。根据公司投资者关系活动记录，根据相关行业预测，预计 2025 年新型储能装机规模将突破 60GW，新型储能装机中钒电池渗透率将达到 10%，累计装机规模将达到 3.4GW 左右。液流电池能量密度相对较低，相比锂电池，其使用寿命长，安全性高、适合提供连续功率，适用于各类光伏、风电等新能源领域的大规模储能场景。

4.2. 收购汇宏矿业并与国内外具有核心技术高校合作，加速全产业布局

收购汇宏矿业，获取优质钒矿资源。2022 年 8 月 30 日，公司发布公告，与海德股份拟共同出资设立德泰储能，以此收购汇宏矿业 65%股权，获取优质钒矿资源。通过补充勘探和对开采、冶炼设备进行更新和技术改造，汇宏矿业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，一期按五氧化二钒产能 3,000 吨/年设计，二期将根据公司经营及市场情况将产能翻番，扩产至 6000 吨/年。

与国内外具有核心技术高校合作，打造全产业布局。2022 年 12 月 27 日公司发布公告，所属控股公司德泰储能与长沙理工大学及贾传坤教授合作，取得五项专利权和五项专利申请权，并设立德泰储能装备公司，进行新一代大容量全钒液流电池生产及研发。2023 年 10 月 19 日公司发布公告，所属控股公司新加坡德泰储能以 700 万元美元收购和认购 Vnergy 合计 70%股权。收购完成后，公司将拥有领先的全钒液流电池储能技术，进一步推动了公司全钒液流电池产业链发展目标。各储能项目稳步推行，预计于 2024 年投产。公司所属各储能项目正稳步推进，一期 3000 吨/年高纯五氧化二钒选冶生产线将于 24 年下半年投产，达产后将占据目前国内石煤提钒 20%左右市场份额；一期 300MW/年全钒液流电池产线也将于 24 年下半年投产，达产后将占据目前国内 10%左右市场份额。据公司投资者关系活动记录，按行业水平估算，公司钒电池生产成本预计在 3 元/Wh，预计年产值可达 12 亿元以上，年利润预计可达 1.2 亿元以上。公司储能产业规划目标。力争 2025 年储能产业形成规模；2027～2030 年进入储能行业第一方阵，实现全钒液流电池市场占有率 30%以上目标，成为储能行业全产业链发展领先企业，储能板块规模与现有煤炭及电力板块规模相当，从而形成“传统能源+新型储能”双轮驱动发展的新格局。

（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。）