【国盛证券】煤电联营央企，一体化优势凸显，成长可期.pdf

2024-03-13

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1.新集能源：安徽省动力煤央企，煤电并举，一体化价值凸显

1.1.华东动力煤央企，煤电联营一体化

1.1.1.稀缺央企煤炭上市公司，以煤为基，转型煤电一体化

背靠中煤能源集团&国家能源投资集团。截至 2023Q3，公司前三大股东分别是中国中煤能源集团有限公司（持股比例 30.31%）、国华能源有限公司（持股比例 7.59%）和安徽新集煤电（集团）有限公司（持股比例5.21%）。进一步拆解来看，国务院国资委分别通过直接控股和间接控股的方式成为中煤能源和国华能源的实控人，安徽新集煤电则受控于淮南市国资委。

以煤为主，逐步向煤电一体化转型。国投新集能源股份有限公司于 1997 年 11 月 27 日由国投煤炭公司、国华能源有限公司和安徽新集煤电（集团）有限公司共同出资组建， 2007 年 12 月 19 日，公司在上海证券交易所挂牌交易。2009 年 8 月 3 日，国投煤炭公司将其持有的公司 42.36%的股份，无偿划转给国家开发投资公司。2016 年 12 月 23 日，国家开发投资有限公司将其持有的占公司总股本 30.31%的股份无偿划转给中煤集团。2017 年 2 月 24 日，公司名称正式变更为“中煤新集能源股份有限公司”。按照中煤集团“存量提效、增量转型”发展思路和“两个联营+”发展要求，当前公司正积极推进杨村煤矿（500 万吨/年）复建，大力推进毛集电厂（2×66 万千瓦）、六安电厂（2×66 万千瓦）等电力项目前期工作，积极开展风电、光伏、抽水蓄能等项目建设。预计到“十四五”末，公司煤炭产能将稳定在 2350 万吨/年，煤电、新能源控股总装机规模超过 1000 万千瓦，努力建成中煤集团华东地区多能互补、绿色低碳、智慧高效、治理现代的能源示范企业。煤炭业务方面，公司下属刘庄矿业负责管理运营刘庄煤矿，阜阳矿业负责管理运营口孜东煤矿，利辛矿业负责管理运营板集煤矿。电力业务方面，利辛发电有限公司负责管理运营利辛电厂，中煤（安徽）售电有限公司则负责售电业务和延伸公司的煤电产业链。

1.2.公司盈利能力稳步提升

受益于产能提升和煤炭价格上涨，公司近年来业绩表现优异。随着“十三五”期间供给侧改革的持续推进，我国煤炭行业供需格局逐步好转，行业景气度持续提升，公司也成功于 2016 年实现扭亏为盈，并于此后实现营业收入和归母净利润规模的快速增长。 2017-2022 年，公司营业收入由 74.67 亿元提升至 120.03 亿元，CAGR 达 9.96%；公司归母净利润由 0.22 亿元增长至 20.64 亿元，CAGR 高达 148%。其中，2021 年公司业绩尤为亮眼，实现营业收入 124.89 亿元，同比增长 49.48%，实现归母净利润 24.34 亿元，同比增长 187.32%，创下上市至今最好水平。2023 年，受益于公司煤炭品质、热值提升等因素，公司业绩韧性凸显，实现营业收入 128.5 亿元，同比增长 7.06%，归母净利润 21.05 亿元，同比增长 1.97%。

煤炭和发电业务为公司主要业绩贡献，一体化优势显著。煤炭业务，2017-2022 年，公司煤炭业务占总营收的比例维持在 60%-70%，占公司毛利比例维持在 75%-85%，是公司业绩的主要贡献来源；

电力业务，随着 2016 年下半年公司下属利辛电厂一期正式投产，公司发电业务的营收和毛利飞速增长。2017-2022 年，发电业务营收由 28.0 亿元增长至 41.8 亿元， CAGR2017-2022达 8.36%，毛利由 4.76 亿元增长至 9.49 亿元，接近翻倍。公司发电业务主要原料为自产煤，毛利率相对稳定在 20%左右。

2.煤炭业务：产能充沛叠加高长协占比，经营韧性凸显长期价值

2.1.煤炭行业：价格双轨制延续，煤价高位持稳运行

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。

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 2023年总发电量为9.5万亿千瓦时，同比增长3.8%，其中火力发电量6.3万亿千瓦时，同比增长 7.5%，占比 66.3%，是我国电力的主要来源，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 年水力发电量 11434.8 亿千瓦时，同比下降 4.9%）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， 2024 年、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 51.3%，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 36%，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 647 元/吨，2022 年平均长协价为 722 元/吨，同比上涨 11.5%。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.资源禀赋优，产能有成长

公司资源储量优势显著。根据《国家发展改革委关于淮南新集矿区总体规划的批复》，公司矿区总面积约 1092 平方公里，含煤面积 684 平方公里，资源储量 101.6 亿吨，资源储量约占安徽省四大煤炭企业总资源量的 40%。截止 2023H1，公司矿权内资源储量 62.39 亿吨，现有矿权向深部延伸资源储量 26.51 亿吨，共计 88.90 亿吨，为公司今后可持续发展奠定坚实的资源基础。

杨村煤矿复建计划重启，公司煤炭产能充沛。截至 2023 年 9 月末，公司共有 5 对生产矿井。生产矿井核定生产能力分别为：新集一矿（180 万吨/年），新集二矿（270 万吨 /年），刘庄煤矿（1100 万吨/年），口孜东矿（500 万吨/年），板集煤矿（300 万吨/ 年），生产矿井合计产能 2350 万吨/年。板集煤矿于 2021 年 3 月底进入联合试运转阶段，并于 2022 年方才正式竣工，目前正处于产能爬坡阶段，产能增量空间可期；根据此前的公司投资者调研会议及公司官网相关内容，公司及控股股东中煤能源正在积极推动此前被列入国家去产能矿井的杨村煤矿的复建复产工作，该项目前正按计划处于前期的复建论证阶段，预计国家监管部门将于明年年初给出明确意见。届时，若杨村煤矿成功获批复建复产，公司产能将有望达到 2850 万吨/年。

中长期公司煤炭产能成长优势依旧。据公司投资者调研会议，在现有 5 处在产采矿权以及重启复建复产计划的杨村煤矿的基础上，公司另有 4 处探矿权，分别是刘庄矿深部（资源量 5.59 亿吨）、连塘李矿区（资源量 5.15 亿吨）、罗园矿区（资源量 3.95 亿吨）、口孜西矿区，这些采矿权均合法有效，为公司的煤炭产能提供了增量空间。

煤种多元化优势凸显。公司所产煤种属于气煤和 1/3 焦煤，质量稳定，具有中低灰，特低硫、特低磷和中高发热量的本质特征，是深受客户青睐的环保型煤炭商品。公司所产煤炭的全硫含量低于 0.4%，这一特征能够最大限度地减少大气污染，具有燃煤热效率较高且节省环保费用优势，特别是可以降低脱硫装置巨额投资。考虑到公司煤炭主要供给华东地区，且华东地区是国家环保局实行环保严格“双控”的区域，对二氧化硫排放量实行严格监控，违者处以巨额罚款，所以新集矿区的低硫煤在华东地区具有很强的竞争力。

煤炭业务产销齐升。产量方面，2017-2022 年原煤产量由 1655 万吨提升至 2224 万吨，CAGR2017- 2022=5.04%，产能利用率亦由 78.46%提升至 94.63%，其中，2022 年主要受益于板集煤矿正式投产原煤产量增速超 10%。2017-2022 年，公司商品煤产量由 1334 万吨增长至 1842 万吨，CAGR2017-2022=6.67%。销量方面，公司常年处于满销状态，2017-2022 年，公司商品煤销量由 1315 万吨提升至 1811 万吨，CAGR2017-2022达 6.62%。

2.3.长协比例高，区位优势明显

高比例长协煤销，煤炭业务经营韧性凸显。根据国家发改委于 2022 年披露的秦皇岛港及 7 省煤炭长协定价区间，安徽省煤炭平均热值低于其他省份的情况下长协定价区间位居前列，为省内煤炭企业盈利保驾护航。同时，根据公司此前投资者调研会议披露，公司目前长协煤销售占比高达 85%，高比例的长协销售进一步保证了公司的稳健盈利。

煤质逐渐改善，公司煤价逐步企稳回升。 2017-2019 年，公司煤价整体保持平稳。2020 年上半年，受到特殊宏观环境所引发的需求下滑的影响，公司煤价迅速下跌，并于 2020 年 Q2 跌至 401.17 元/吨的低点；随着需求的逐步恢复和2021年爆发的供需错配，公司煤价触底反弹，并于2021年 Q4 上冲至 807.04 元/吨的历史高点，公司煤价中枢随之抬升； 2022 年，受矿井地质条件和过断层等因素的影响，公司商品煤煤质较低，公司煤炭售价因而下滑； 2023 年，公司加强生产管控，煤质逐步提升，商品煤平均热值由 Q1 的 3991 卡/克提升至7、8月的4400-4450卡/克，公司商品煤售价也随着由2022年Q4的525.96 元/吨提升至 2023 年 Q3 的 555.30 元/吨。未来，随着公司对生产管理的进一步加强和商品煤煤质的进一步恢复，公司煤价有望继续稳步提升。

成本控制能力凸显，助力吨煤毛利提升。长期以来，公司一直强调“质量第一、效益优先”的原则，将成本管控视为公司经营目标之一。2017-2022 年，公司吨煤成本由 302.95 元/吨增至 334.31 元/吨，保持相对稳定，同时受益于 2021 年煤价大幅增长、以及 2023 年公司煤质品位、热值等显著恢复，2021 年以来公司毛利稳定在 200 元/吨以上。

公司地处安徽省中部，区位优势显著。从供给来看，安徽位于动力资源匮乏且需求最大的华东地区，2022 年煤炭产量全国第六，华东地区第一。从需求来看，长江三角洲地区经济发达但能源缺乏，华东地区经济总量规模及发展对电力能源供给保持长期需求。在此背景下，公司所处淮南矿区的煤炭储量居安徽省第一位，距江、浙、沪等用煤大户最近，是华东地区的煤炭用户的首选。

铁路、公路双轮驱动，叠加运输距离相对较短，公司运输优势显著。公司贴近主要客户所在地，运输距离较西北及北方煤炭生产基地相比近 1000 公里以上，且所在地区交通非常便利，具有供应灵活和运输成本低的优势。铁路运输方面，矿区铁路专用线与阜淮线接轨，东连京沪线直达华东地区，南接淮南线通过铁路水路联运直达沿江、沿海各地，西通京九线可到达江西、广东、福建等市场。在公路运输方面，公司的煤炭可直接运输到蚌埠、阜阳、六安等周边市场。

3.煤电业务：煤电联营平滑业绩波动，成长可期

3.1.煤电联营对冲煤价波动风险

平滑业绩波动，对冲煤价周期性风险。为了有效化解煤电顶牛，决策层提出了“煤电联营”思路。2016 年 4 月，国家发改委印发《关于发展煤电联营的指导意见》，鼓励煤炭和电力生产企业以资本为纽带，通过资本融合、兼并重组、相互参股、战略合作、长期稳定协议、资产联营和一体化项目等方式，将煤炭、电力上下游产业有机融合发展。煤电联营优势明显，首先是一定程度上平滑了煤、电行业周期波动。2015 年煤炭行业面临困境，上市煤企归母净利润大幅下跌，但中国神华归母净利润整体跌幅较小，仅约 55%左右，明显优于同业。其次在内部降本方面，电力业务采购价格均低于外部销售价格，最大限度降低电厂用煤成本。

3.2.公司煤电装机成长空间广阔，盈利能力稳步提升

煤电一体化，公司当前在运电厂权益装机容量达 1732MW。公司在煤炭业务的基础上，大力发展煤电联营，布局火电项目。公司目前控股在运利辛电厂一期（2*1000MW）、参股宣城电厂（1*660MW,1*630MW），共计装机总容量 3290MW，权益装机总容量 1732MW。其中，控股的利辛电厂为临近公司下属板集煤矿的大型坑口电厂，充分体现煤电一体化的经验理念。此外，公司还拥有新集一矿、二矿两个低热值煤电厂。

坐拥多个在建及拟建电厂项目，成长空间广阔。除了两个在运电厂之外，公司目前有利辛电厂二期项目在建，共计装机总容量 1320MW。此外，公司目前尚有上饶电厂、滁州电厂、六安电厂等项目正在筹备建设，共计装机总容量 7250MW。未来，随着在建和拟建电厂项目的落地，公司电力业务规模将大规模扩张，成长空间广阔。

受益于安徽电力供需形势紧张，公司电力业务产销两旺。《安徽省能源发展“十四五” 规划》指出，安徽省已成为全国最缺电的省份之一。根据规划初步测算数据，安徽省 “十四五”电力需求将保持年均 7%左右的较快增长，2024 年最大用电负荷达到 6530 万千瓦，按 12%系统备用率测算，电力需求为 7314 万千瓦。截至 2022 年发布规划，全省可用电力供应能力 4835 万千瓦，必须多措并举解决电力供应缺口问题。故公司身处安徽省，在建装机投产后售电空间不容置疑。

利辛电厂一期作为公司目前的核心控股火电机组，自 2017 年以来的利用小时始终明显高于安徽省火电发电设备的平均水平，且差距呈现逐年增加的趋势。2017- 2022 年，利辛电厂一期利用小时数由 4857.4 小时提升至 5339.13 小时，5 年内提升了近 500 小时；公司和省平均水平之间的差距则由 262.4 小时提高到 445.1 小时，公司电厂长期维持高效运营。

公司电力销售稳定增长且产销率保持高位。2017-2022 年，公司发电量由 971480 万千瓦时增长至 1067825 万千瓦时，保持相对平稳增长；公司售电量由 925575 万千瓦时增长至 1015394 万千瓦时，电力业务产销率常年保持在 95%以上的高位。

3.3.受益于电价市场化改革和煤电联营一体化优势，公司电力业务盈利能力持续提升

受益于电价市场化改革，公司售电价格持续上升。2021 年，安徽省就进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革有关事项出台新政。根据新政，安徽省放开燃煤发电上网电价，燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价，上下浮动范围原则上均不超过 20%。2017-2022 年，公司市场化交易电量占售电量的比例持续上升，由 57.43%上升至 100%。受益于公司电力业务市场化交易比例持续上升和 2021 年的改革，公司电力售价（不含税）由 2017 年的 0.301 元/千瓦时上升至 2021 年的 0.338 元/千瓦时，保持稳定增长，并于 2022 年跳涨至 0.408 元/千瓦时，同比增长 20.74%。随着电价市场化改革的持续推进，在公司售电以市场化交易为主在背景下，公司电价预期将维持高位和稳定增长。

对冲煤价波动，风险敞口逐渐收敛。据公司半年报及投资者调研会议数据，目前公司控股的利辛电厂（包含二期在建）和参股的宣城电厂的煤炭消耗量约占公司产量的 40% 左右，预计年均消耗量约 800 万吨，公司下属板集煤矿煤炭产品基本全部供给利辛电厂用于发电，刘庄煤矿和口孜东煤矿也会调剂部分煤炭以满足利辛电厂发电使用，预计随着上饶电厂等筹备电厂陆续建成投产，装机规模预计增加 1.6 倍左右，煤炭消耗量约增至 2100 万吨，基本和目前公司原煤产量匹配，考虑到在建煤炭产能陆续投产及现有产能利用率逐渐爬坡，我们预计待公司电力装机全部投产时，其电厂内部煤炭消耗量约占公司总产量 73%左右，煤价波动的风险敞口将大幅收敛。

（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。）