【开源证券】深度系列二：完全煤电一体可期，或比肩长江电力.pdf

2024-04-22

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1、公司概况：煤炭央企受益市值管理，煤电一体化布局业绩稳健

公司为国务院国资委控股的央企，受益央企市值管理改革。截至 2023 年，公司控股股东为中国中煤能源集团，持有公司 30.31%股份，二股东为国华能源，持有公司 7.59%股份，实际控制人为国务院国资委，通过前两者合计控制公司 37.9%股份。 2024 年 1 月，国务院国资委在新闻发布会上表示，将“进一步研究将市值管理纳入央企负责人业绩考核”，随后一周再次表态“在前期试点探索、积累经验的基础上，全面推开上市公司市值管理考核”、“量化评价中央企业控股上市公司市场表现”，公司作为国务院国资委控股的央企，有望直接受益本轮央企市值管理改革，推动公司更加关注内在价值及股东分红回报的提升，实现更加稳定可持续的市值增长。

营收盈利显著改善，期间费用率大幅下降。煤炭业务方面，2021 年，受益于国内煤价大幅上涨，公司收入及盈利显著上涨，主因煤炭供需阶段性错配叠加全球大宗商品共振引发市场煤价大幅波动，国内国际煤炭需求快速提升，而国内产能短期内难以满足，叠加安监环保力度强化、高温天气和水电不足影响，煤炭市场整体供需偏紧。随后 2022-2023 年，煤价虽有回落，但仍处于历史高位盘整态势，随着新长协煤价格机制落地，公司煤炭售价上台阶，煤炭业务收入稳定于 80 亿元水平，毛利稳定于 40 亿元水平。电力业务方面，2021 年，由于电煤价格上涨，公司电力业务毛利显著下滑，2022 年，受益于燃煤发电上网电价市场化改革，公司电价同比上涨 20%，电力业务毛利显著回升。盈利能力方面，由于公司电力业务目前仅有一座运营中的控股电厂，超 80%毛利由煤炭业务贡献，叠加长协煤占比较高，公司毛利率稳定于 40%水平。2017-2023 年，受益于公司优异的融资成本管控及管理能力，公司的财务费用率及管理费用率持续下降，归母净利润率则从 0.3%上升至 16.4%，归母净利润水平显著提升。现金流方面，2017 年以来，公司煤炭业务经营稳健，叠加利辛电厂一期投运开启煤电一体化进程，公司经营性现金流持续为正，同时资产负债率也持续降低，财务状况显著好转，为加速推进煤电一体化提供了条件。

2、煤炭业务：年度长协占比高，稳定盈利的压舱石

2.1、资源丰富产销增长，关注去产能矿井复建

煤炭资源储备丰富，助力可持续发展。根据《国家发展改革委关于淮南新集矿区总体规划的批复》（发改能源[2005]2633 号），公司矿区总面积约 1,092 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%。截至 2023 年末，公司矿权内资源储量 62.14 亿吨，现有矿权向深部延伸资源储量 26.51 亿吨，共计 88.65 亿吨。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，目前 5 对在产煤矿及核定产能分别为新集一矿 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，合计 2350 万吨/年。此外，公司还有罗园、连塘李、刘庄深部、口孜西四个勘查区的探矿权，为公司今后可持续发展奠定坚实的资源基础。

在产矿井资源可采年限长。横向对比安徽省 4 大煤炭开采企业，以当前核定产能计算，公司资源量可采年限为 149 年，可采储量的可采年限为 62 年，均高于安徽省其余 3 大煤炭开采企业。具体到在产矿井，核定产能前三的刘庄煤矿、口孜东矿、板集煤矿的证实储量均有超过 40 年的开采年限。新集一矿、新集二矿的证实储量可采年限较短，但可采储量的可采年限分别达到 78、64 年。总体来看，公司在产矿井资源可采年限长，持续发展的基本盘十分稳固。

提高洗选促进产销，去产能矿井复建是潜在增量。随着在建矿井陆续投产，近年来公司煤炭产能持续增长，原煤产量从 2017 年的 1655 万吨提升至 2023 年的 2140 万吨。此外，公司还通过提高洗选率的方式提高商品煤产量，洗选率从 2017 年的 80.6% 提升至 2023 年的 90.5%。在产能和洗选率提升的助力下，公司商品煤销量也从 2017 年的 1315 万吨增长至 2023 年的 1969 万吨。展望未来，公司核定产能仍有增量空间，公司正在积极申请复建杨村煤矿，该矿于 2018 年被列为去产能矿井，已完成产能去化，参照公司板集煤矿的复建经验，若杨村煤矿得以复建，有望为公司新增 500 万吨/年的产量。

2.2、高比例长协和成本管控，助力盈利能力稳定

高价格长协体现区位优势，高比例长协助力稳定盈利。公司地处安徽省中部，紧邻经济发达但能源缺乏的长江三角洲地区，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，从各省长协煤合理价格区间看，安徽省折 5500 大卡的动力煤长协价为 600-820 元/吨，居于各产煤大省前列。公司 2024 年长协煤签约占比 85% 左右，对比现货交易，长协价格更加稳定，且在 2022 年新长协定价政策执行以来，长协价格上调，增厚公司利润。当前煤炭现货交易价格仍高于长协价格合理区间上限，长协价有望保持长期稳定，公司可维持煤炭业务盈利能力稳定。

人工成本为主要成本支出，煤价稳定及智能化开采趋势下成本增加或趋缓。公司煤炭开采业务主要成本在于人工成本，其中主要是生产人员工资和社保福利等。 2023 年公司吨煤人工成本为 141.8 元/吨，占煤炭生产总成本的 41.9%，相比 2017 年增长 36.19 元/吨，6 年 CAGR 为 5%。一方面，人力成本增加与煤价上涨有关，在 2021 年煤价大幅上涨，煤炭业务盈利能力增强，生产人员工资提升幅度加大，2022 年煤价回落后，人员成本相应回落。另一方面，人力成本提升是全社会工资增长的正常体现，2017-2023 年 6 年间公司人力成本提升速度与经济增长相匹配，反映了合理的成本结构变化。此外，人工成本不存在持续显著增长的趋势，当前煤炭开采行业正在进行智能矿山升级，智能化设备在改善生产人员作业条件，减少人员配置需求方面的效用持续体现，有望缓解煤炭企业的人工成本压力。我们认为，随着煤价趋稳及未来智能矿山建设，公司煤炭开采业务的人工成本有望保持在合理的水平，煤炭业务的整体成本将保持稳定。

2.3、可比公司横比，公司盈利稳定性突出

横向对比，公司盈利稳定性优于同行。我们选取煤种为动力煤的煤炭开采企业进行横向对比，以判断公司盈利的稳定性。从吨成本看，2017-2020 年公司商品煤吨成本为 290 元/吨左右，随着价格上涨带动成本上涨，2021-2023 年公司商品煤吨成本为 340 元/吨左右，2017-2023 年，公司吨成本波动率为仅为 9.2%，而同行可比公司波动率普遍高于 15%。从吨价看，2017-2020 年，公司商品煤吨价高于同行， 2021-2023 年，煤价上台阶，公司长协煤占比较高涨幅小于同行，当前吨价处于行业中游，2017-2023 年，公司吨价波动率为 12.9%，优于同行。从吨毛利看，2017-2023 年公司平均吨毛利为 200 元/吨，波动率为 23%，波动率优于同行。当前公司吨毛利处于 200 元/吨的历史均值水平，展望未来，长协价格在新基准价水平上趋于稳定，公司吨毛利有望维持稳定。

3、电力业务：装机容量高增长，增厚业绩未来可期

3.1、电力业务加速扩容，成业绩主要增长极

在建电厂陆续投产，煤电一体化加速推进。公司现有两座电厂在运，分别是控股 55% 的利辛电厂一期（ 2*1000MW 机组），参股 49% 的宣城电厂（1*660MW,1*630MW 机组）。依靠这两座电厂，公司在 2016 年开始了煤电一体化进程，通过自产煤供应电厂，既保证了商品煤的销路稳定，同时电力业务又能创造稳定的经济效益。2022 年以来，公司煤电一体化战略加速推进，利辛电厂二期于 2022 年 11 月开工建设，预计 2024 年 10 月建成投运。此外，上饶电厂、滁州电厂、六安电厂于 2024 年上半年相继开工建设，按 26 个月建设周期推算，三座电厂将于 2026 年中投运，2027 年将实现所有电厂全年满负荷发电。我们认为，公司具备大型电厂成熟运营经验，煤电一体化模式已跑通，随着四座在建电厂投运，公司控股电厂总装机容量将接近 8000MW，是当前装机容量的 4 倍，将推动煤电一体化战略将加速推进，有望大幅提升公司盈利水平并提高盈利的稳定性。

煤电一体化有效提升公司盈利稳定性。以 2016 年公司煤电一体化元年划分， 2008-2015 年，公司利润总额波动率为 365.6%，远超行业 53.5%的波动率水平。剔除 2014 及 2015 年两年行业深度调整阶段，2008-2013 年，公司利润总额波动率为 48.3%，依然高于行业的 34.3%波动率。2016-2023 年，经过利辛电厂一期、宣城电厂的对自产煤的消纳以及电力业务对盈利的增厚，公司盈利稳定性显著增强，这期间利润总额波动率为 64.9%，低于行业平均波动率，煤电一体化的优势得到了体现。

3.2、电厂运营稳健高效，成本稳定吨毛利创新高

利用小时数稳定高位，市场化交易电量占比提升至 100%。公司电厂发电量全部供给安徽省内，由于安徽用电需求大，利辛电厂一期发电小时数远高于全国平均水平，2018-2023 年，平均发电小时数达到了 5200 小时，且每年发电量均超过 100 亿千瓦时，接近 95%的发电量实现上网销售，实现了高效稳定的火电输出。此外，随着国家电力体制改革持续推进，公司市场化交易电量的占比持续提升，2022及 2023 年，公司实现上网电量全部市场化交易，有效提高公司电力销售的上网电价，充分发挥了电力业务的经济效益。

成本稳定，电价提升，度电毛利创新高。成本方面，公司电力业务主要成本为燃料，占比接近 85%，而公司火电厂燃料大部分为自有煤矿生产的动力煤，通过长协价购进，因而成本及供应都较为稳定，在新长协价形成后，2022-2023 年公司度电成本稳定在 0.32 元/千瓦时。电价方面，2022 年，随着国家发改委《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》要求得到落实，燃煤发电电量全面进入电力市场，交易电价上下浮动范围扩大至 20%，在市场化交易比例提升和上网电价提升的助力下，公司 2022 电价也同比上涨了 20.7%至 0.408 元/千瓦时。总体来看，虽然成本有所上升，但得益于电价的上升幅度更大，2023 年公司度电毛利达到了 0.093 元/千瓦时，创出新高。展望未来，在长协煤价稳定的预期下，公司度电毛利有望维持高位。

成本优势下，度电毛利优于同行。作为煤电一体化的行业龙头，中国神华具有优异的电力业务盈利能力，2017-2023 年，中国神华平均上网电价均小幅高于新集能源，但在度电成本上，中国神华也高于新集能源。2021-2023 年，煤炭行业价格上涨，由于新集能源的利辛电厂一期为坑口电厂，运输成本低，能实现几乎全部的煤炭自供应，且实行长协煤价格机制，在高煤价环境下，具备更显著的成本优势，使得新集能源度电毛利在 2022-2023 年超过了中国神华，相应的电力业务毛利率也实现了反超。

3.3、煤炭有望全部供应电厂，在建电厂近三倍装机或大幅提升毛利

2027 年煤炭内销煤占比有望达到 94%。公司控股的利辛电厂一期及参股的宣城电厂均主要使用公司商品煤，合计占公司商品煤销量约 40%，由于参股的宣城电厂财务上不并表，因此 2023 年公司内销煤比例为 23.7%。我们假设目前在建电厂投运后全部使用内销煤，当前及未来电厂每年利用小时数一致，对比 2023 年利辛电厂一期 2000MW 装机容量耗煤量 467 万吨，根据装机容量等比例测算，预计利辛电厂二期/上饶电厂/滁州电厂/六安电厂分别将耗煤 308/467/308/308 万吨/年，5 座控股电厂 2027 年所需的内销煤量有望达 1860 万吨，占 2023 年商品煤销量的 94%（由于煤炭核定产能增加暂无明确规划，因此保守以 2023 年商品煤销量作为基数），若考虑参股的宣城电厂，则 2027 年公司电厂耗煤量有望达 2162 万吨，占 2023 年公司商品煤销量 110%。我们认为，随着 2026 年现有在建电厂全部投运，公司煤电一体化战略有望完全落地，公司煤炭和电力业务收入将更加稳定，电力业务也将带来更多的利润增量，公司盈利水平将大幅提升。

2027 年电力业务毛利或达 36.6 亿元。我们以当前利辛电厂一期每年约 5200 小时的利用小时数估算当前在建电厂的利用小时数，以发电量的 95%计算上网电量，假设未来度电毛利 0.093 元/千瓦时，根据电厂的投运时间节点，测算出 2024-2027 年公司电力业务的毛利分别为 10.7/15.3/25.9/36.6 亿元，3 年 CAGR 为 50.6%，公司电力业务将高速发展，成为公司盈利能力的新增长极，贡献将近半数的毛利。

安徽省内仍存电力缺口，电价或保持坚挺。从需求端看，安徽省 GDP 增速长期高于国内整体的 GDP 增速，电力需求仍有长期的增长趋势，当前安徽省人均电力消费水平低于全国，电力消费的增长空间较大，预计未来省内的电力需求仍有较好的增长。从供给端看，省内电力供应仍存缺口，根据《安徽省人民政府办公厅关于印发安徽省电力供应保障三年行动方案（2022—2024）的通知》，2022-2024 年安徽省电力缺口预计分别为 443 万千瓦、164 万千瓦、24 万千瓦，省内电力供应或仍偏紧。安徽省地处长江经济带，经济发展潜力大，随着经济持续复苏，电力需求或将进一步释放，省内电价有望保持稳定。

3.4、稳步推进新能源项目，构建综合能源供给体系

稳步推进光伏、风电、抽水蓄能等清洁能源建设。依托“煤炭-煤电-新能源”联营发展模式，公司于“十四五”期间，规划建设光伏、风电装机 1500MW，抽水蓄能 1800MW，预计 2025 年底，光伏、风电新能源装机规模将达到 1000MW。截至 2024 年 4 月，公司已完工或开工新能源项目有 2 个：公司办公园区 1.57MW 分布式光伏发电项目已经完工，毛集实验区 5.81MW 分布式光伏发电项目已于近期开工建设；已核准或备案项目有 3 个：毛集实验区 4.19MW 分布式光伏发电项目、利辛县南部 100MW 风电项目、新集二矿塌陷区 90MW 水面光伏项目。展望未来，公司将利用好矿区资源、煤电配套、社会资源，通过在矿区光伏发电与矿井塌陷区综合治理相结合、与煤电项目所在地市政府签订新能源开发协议、与大型央国企合作开发新能源项目等方式，推进新能源项目开发，逐步构建综合能源供给体系。

4、煤电一体化加快布局，成长与未来稳定性助力提估值

4.1、对标长江电力，煤电一体化稳定性堪比水电

实现煤电一体化后，公司所产煤炭有望全部供给自有参控电厂，从售煤转向售电，规避了煤价波动较大的风险，盈利稳定性大幅提升，业务模式的转变有望带来公司价值重估。我们对比电力龙头股长江电力，从收入端、成本端、投资端进行对比，论证新集能源具备高水平的稳定盈利能力。

4.1.1、收入端对比：供需量价皆稳

电力需求量充足。长江电力：所发电由专用输变电线路外送至东南沿海经济发达省份，由于发达地区电力消纳能力强且水电作为清洁能源具有优先消纳地位，因此公司电力在需求侧基本不存在消纳限制，公司水电站可实现稳定发电。新集能源：电站位于安徽省内，由于安徽省电力供需存在缺口，公司所发电量均由省内消纳，当前不存在电力需求不足的担忧。随着公司在建电厂陆续投运，前期电力仍由省内消纳，未来会根据需求部分发往东部沿海省份，公司距离华东区域距离较近，具备输电优势，长期看电力消纳仍会维持稳定。电力供给量稳定。长江电力：长江电力水电的影响因素主要为上游来水量，长江来水量虽因年而异，但总体围绕均值波动，且 2023 年长江电力通过收购上下游水电站，已经形成“六库联调”，通过梯级调度显著熨平来水波动，且有效减少弃水。新集能源：公司电厂燃料为自有煤矿生产的动力煤，在建电厂投产后，预计 2027 年内销煤量占 2023 年公司商品煤销量约 94%，公司有充足且稳定的产能保障控股电厂发电燃煤需求。

电价稳定。长江电力：除葛洲坝电站投产较早,上网电价采用成本方式定价外, 乌东德、白鹤滩、溪洛渡、向家坝、三峡电站均采用落地电价倒推形成上网电价，公司电能主要消纳到长三角、珠三角等经济发达、电力需求旺盛、电价较高地区，因此落地电价稳定。新集能源：利辛电厂一期上网电量已实现 100%市场化交易，定价规则为“基准价+上下浮动 20%”，基于当前安徽省电力供需偏紧，公司充分受益于市场化交易电价，2022 年平均上网电价（不含税）为 0.4082 元/千瓦时，同比上涨 20.7%，且 2023 年平均上网电价为 0.4098，同比保持稳定。

4.1.2、成本端对比：稳定折旧 VS 稳定的动力煤长协价&稳定的煤炭开采成本

成本稳定。公司的现有价值根植于往期投资所带来的回报，除了要关注投资所带来的稳定收入，还要考察过去投资成本的影响。长江电力：作为水电企业，发电原料为长江河水，所以主要发电成本体现于拦水发电的水坝产生的固定资产折旧，以及发电的机器设备折旧。长江电力机器设备折旧会计年限适中，基本符合设备的实际使用年限，而最为重要的挡水建筑物折旧年限较为保守，仅为 40-60 年，远低于实际超百年的坝体寿命，因此公司发电成本低且以每年折旧的形式稳定体现。长江电力公司价值实际为低成本而稳定高回报的投资结果体现，即相对低成本的水坝建设而实现长期稳定的售电收入。新集能源：新集能源主要发电成本为煤炭，虽然火电厂与水电厂有明显的燃料需求差异，但具备着类比水电的稳定成本支出，主因公司电厂用动力煤绝大部分来源于自有煤矿，且以长协价格内部购入，长协煤根据发改委给出的计算公式可长期保持低水平波动，因此新集能源电力业务成本稳定是明确的。进一步延伸，在公司煤电一体化业务框架下，煤炭外销转内销，终端电厂收入对应源头成本实际为公司自有煤炭的开采成本。在第二章节中，我们对比了公司及可比公司的煤炭业务成本，公司近 7 年煤炭开采成本波动率仅 9.2%，显著低于同行可比公司。此外，煤炭价格经历高位回落后已进入盘整稳定的阶段，人工成本作为公司煤炭开采成本的主要影响因素，也难有明显波动，煤炭开采成本整体仍将保持稳定。综上，无论从电厂端看还是公司煤电一体化产业链总体看，公司业务成本都将保持稳定，保障了公司在拥有稳定火电收入的同时，能够实现稳定的盈利。

4.1.3、投资端对比：“上下游”水电站协同投资 VS 下游火电站一体化投资

高 ROE 投资助力持续成长。长江电力：上市之初公司仅有一座葛洲坝水电站，而后通过收购注入集团优质上下游水电站资产，实现了两次盈利能力的阶跃式增长。优质的资产注入的同时，公司仍保持了 ROE 的稳定增长，且受益于上下游水电站的协同作用，公司已实现“六库联调”大幅减少弃水并增加电站运行水头，公司资产的协同效应持续提升。新集能源：目前在建的 4 座火电厂是公司最为瞩目的投资，通过持续扩大下游火电资产，实现煤电一体化，既提升了盈利能力，也提升了盈利的稳定性，正是公司投资端助力成长的体现。在火电资产的投资运营上，公司已有丰富的经验和成功的案例证明，回顾已经运营 8 年的利辛电厂一期，未曾录得会计年度的亏损，以平均每年 19%的 ROE 为公司创造了高额投资回报，远高于公司 2004-2023 年平均 7%的 ROE。我们认为，公司即将投运的火电厂，有望复制已有的利辛电厂一期的投资回报，既实现煤电一体化带来的收入稳定增长，同时也提升公司资产的整体质量。

4.2、公司煤电一体化程度高于神华，未来稳定性更高有望获得更高估值

对比中国神华，新集能源年度长协煤比例更高，煤电一体化程度更高，有望实现更高的业务稳定性。考虑到煤炭业务稳定性主要变量在于吨煤售价，煤电一体化后电力业务稳定性的主要变量在于上网电价，而上网电价稳定性高于煤炭长协价，因此煤电一体化程度越高，盈利有望越稳定。我们主要通过对比新集能源及中国神华的长协煤占比、煤电一体化程度两个指标，来对比两家公司的业务稳定性。中国神华：作为煤炭开采行业龙头，拥有高比例长协煤的业务结构，2023 年公司年度长协煤占自产煤销量 79.5%。此外公司也积极拓展下游火电厂业务，并向自有电厂供应动力煤，2023 年中国神华对内部发电分部的煤炭销售量占自产煤销量的 23%。展望未来，2025 年及以前公司预计投产的在建电厂总装机容量占当前在运燃煤发电机组装机总容量的 26.3%，据此预计 2026 年，中国神华内销煤占 2023 年自产煤 29%，煤电一体化提升幅度相对不明显。新集能源：2023 年前三季度公司年度长协煤比例约 85%，略高于中国神华。此外，公司 4 座在建电厂投运后，相对 2023 年商品煤销量，2027 年内销煤占比有望达 94%，参控股用煤量占比 110%，煤电一体化程度远高于中国神华。综上，新集能源长协煤占比及未来煤电一体化程度均较中国神华有优势，有望实现更高的业务稳定性，且新集能源电厂进入加速建设期，未来公司业绩成长性显著。稳定性及成长性占优下，新集能源有望获得更高估值。中国神华作为煤炭行业龙头，凭借稳定的盈利能力及高股息率，2021 年底以来 PE 估值逐渐高于煤炭板块。新集能源当前进入煤电一体化高速发展期，未来盈利稳定性及高股息预期强和确定性高，有望复制中国神华估值逻辑，逐步实现价值重估，甚至在稳定性及成长性占优下有望获得更高估值。

4.3、静待电厂投运度过资本开支期，未来高分红可期

虽处电厂建设投资期，但已逐年提高分红，未来高分红可期。新集能源上市以来即有较高分红的历史年份记录，2014-2015 年煤炭行业价格低迷，公司受此影响归母净利润为负，因而于 2014-2017 年停止分红，以待公司财务好转和恢复良好经营状况，随后于 2018 年开始重启分红，且 2018-2023 年，公司分红率、每股股利、股息率均呈逐年上升趋势，其中 2023 年分红率及股息率均创出历史新高。当前公司仍有 4 座在建电厂，处于煤电一体化战略加速推进关键期，仍需较多资金进行电厂建设，短期内公司有望保持每股股利的持续增长态势，但电厂建成前暂不会大幅提升分红水平。我们认为，公司当前资产负债率持续降低，货币资金显著增加，归母净利润良好，未分配利润持续增加，有较好的现金流及财务状况支撑在建电厂所需的资本支出，预计随着电厂陆续建成投运，公司资本开支将显著下降，分红率有望保持较快增长，股息率有望持续提升，未来高分红可期。

（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。）