动态报告：低成本成就核心优势，高现金奠定未来成长

23Q3业绩表现大超预期。2023年上半年，公司以长协销售为主，业绩同比下滑，但环比看由于长协相对稳定，23Q2现货价格下滑下，公司净利润基本稳定，底部业绩探明；23Q3以来，伴随煤价反弹以及公司现货比例有所提升，公司盈利环比修复明显，环比增幅15.41%，表现大超预期；23Q4公司有望在煤价中枢高位和现货比例提升下实现盈利环比继续提升，业绩值得期待。 综合售价或将受益现货比例提升和煤价中枢上移，低成本成就核心优势。公司色连矿全部为电煤长协，塔山矿和参股的同忻矿除长协外，兼有部分动力煤现货。由于内蒙矿井开采成本偏低，且色连矿均为电煤长协，矿井盈利确定性强，未来量增有望带来业绩增量。保供开启后，公司塔山矿现货比例有所下降，伴随长协覆盖及履约水平逐步提升，公司保供压力或有所降低，23Q3现货比例或有所提升从而售价水平抬升使盈利实现环比增长。我们预计23Q4和2024年塔山矿现货比例也有望维持较高水平，叠加基本面驱动煤价中枢上移，23Q4盈利有望延续环比增长态势，2024年综合售价也有望实现同比提升。同时，公司成本优势行业领先，23H1煤价下行，多数动力煤公司因长协占比高盈利受限或略有受损，而公司凭借低成本优势实现吨煤毛利行业第二。此外，公司期间费率在动力煤公司中处于较低水平，未来伴随关停资产影响解除有望进一步降低，而公司吨煤生产人员数量在经过2022年员工数量大增后依旧为动力煤公司中第二低。 现货比例提升下综合售价提升叠加低成本优势，公司业绩弹性有望充分释放。 净现金水平行业领先，资产负债表持续修复。经历连续两年的高煤价和历史包袱的逐步清除，公司现金水平不断提升、资产负债表逐步修复。截至23Q3末，公司资产负债率37.48%，较2022年年末下降12.33个百分点；带息债务54.47亿元，较2022年末下降44.7%。公司净现金115.16亿元，净现金/市值比高达58.56%，同行业领先，流动比率和现金流量利息保障倍数也位于行业前列。 存量产能产量稳定释放，外延成长空间广阔。近年来公司产量保持在3100万吨以上的高位，2023年前三季度，主因色连矿于2022年成功核增300万吨/年，公司实现煤炭产量2542万吨，同比增长5.79%，我们预计2023年全年产量将有所增加。此外，公司控股股东为晋能控股煤业集团，拥有煤炭总产能约3.58亿吨/年，是省内第一、全国第二大煤炭企业。目前集团资产证券化率低，截至2023年三季度末仍有约4627亿元非上市资产，意味着未来公司可能会有更多的优质资产注入上市公司，进一步加强上市公司盈利水平。 投资建议：公司为山西省动力煤龙头，煤炭资源储量丰富，资源禀赋优异，未来有望受益自身现货比例提升和煤价中枢上移实现盈利增长。我们预计2023-2025年公司归母净利润为32.01/40.34/45.51亿元，对应EPS分别为1.91/2.41/2.72元/股，对应2023年11月3日收盘价的PE分别均为6/5/4倍。 风险提示：煤价大幅下跌风险；山西国企改革进展不及预期；控股股东资产注入不及预期。 盈利预测与财务指标项目/年度 1山西优质煤企，23Q3业绩表现大超预期 业绩表现：近年业绩整体改善，23Q3业绩表现大超预期。公司是晋能控股集团下属核心上市平台，截至23Q3末实控人为山西省国资委，控股股东晋能控股煤业集团持股比例为57.46%。2016年供给侧改革以来，公司业绩整体呈现改善趋势。据Wind和煤炭资源网数据，2021年秦港Q5500动力煤均价1016元/吨，同比大增78.2%，受益于2021年煤炭价格的大幅增长，公司2021年实现归属于母公司股东的净利润46.58亿元，同比增长431.88%；2022年秦港Q5500动力煤均价1268元/吨，延续2021年涨势，增幅24.8%，但公司业绩同比下降34.65%，主要原因为：1）塔山矿发生事故造成煤炭产销同比明显下滑；2）22Q4受疫情影响公司煤炭销售收入下降；3）活性炭公司计提资产减值准备影响利润总额1.29亿元。进入2023年，上半年公司以长协销售为主，同时管理费用因忻州窑矿经营调整和活性炭公司阶段性停产同比大幅增长1.91亿元，增幅113.57%，共同拖累盈利水平，但环比看由于长协相对稳定，23Q2现货价格下滑下，公司净利润基本稳定，底部业绩探明；23Q3以来，伴随煤价反弹以及公司现货比例有所提升，公司盈利环比修复明显，环比增幅15.41%，表现大超预期；23Q4公司有望在煤价中枢高位和现货比例提升下实现盈利环比继续提升，业绩值得期待。 图1：2018-2023Q1-3营业收入及增速 图2：2018-2023Q1-3归母净利润及增速 图3：2018-2023Q1-3单季归母净利润及增速 图4：2020-2023年秦港Q5500动力煤价格 业务分析：主营煤炭业务，非煤业务拖累盈利。公司主营煤炭开采和销售业务，2018-2022年煤炭业务营收占比始终在95%以上，除2020年煤炭消费受疫情影响大幅降低外，毛利率高位稳定在50%以上；非煤业务主要包括高岭土、活性炭等，营收占比较低且盈利能力较差，除2019年毛利为正，2020年起亏损逐年扩大，因而公司2022年开始阶段性关停活性炭公司，未来或有剥离可能。 图5：2018-2022年业务营收占比 图6：2018-2022年业务毛利率 2综合售价或将受益现货比例提升和煤价中枢上移，低成本成就核心优势 2.1供需分析：供给弹性低+需求稳增长，基本面长期向好 2.1.1供给：国内增量有限，对价格敏感性强，进口趋稳 23H1产量上升来自新疆和山西，当前产量已基本见顶。2023年1-9月实现原煤产量同比增速3.0%，其中1-2月产量累计同比增速高达5.8%，主要受春节低基数影响；前5月累计同比增速4.8%，而后在进口煤冲击致国内煤价大幅下跌作用下单月同比增速6月回落至2.5%，7月降至0.1%，8月短暂回升至2.1%后9月再度降至0.4%。从国内边际增量新疆煤的产量来看，2023年前9月新疆实现煤炭产量3.16亿吨，同比增长8.4%，绝对量同比增长2576万吨。其中前5月产量累计同比增速24%，但6-9月单月同比增速分别为-12.4%、-11.0%、-1.3%、-3.2%，煤价和疆煤进而国内产量之间的负反馈作用证实当前供给的边际成本较高。 图7：2020- 23M1 -9全国原煤产量(万吨) 图8：2012年至今新疆原煤产量占比逐步抬升 国内供给弹性降低，未来增产空间有限。煤炭产量的增量主要来自：1）现有矿井产能释放；2）产能核增；3）新建产能的投产；4）进口量的增加。 1）现有产能释放：主产地产能利用率达到饱和。从主产地产能利用率来看，剔除春节影响，2023年年初至今，晋陕蒙100家动力煤煤矿平均产能利用率为88.46%，已处于较饱和状态，预计后期难有突破。 2）产能核增：露天矿核增相对容易，但产能有限，且增产前提为煤价足够高。 由于井工矿产能核增不易且容易发生事故，近年产能核增主要依靠露天矿。我国的露天矿主要集中在内蒙古和新疆，两地的露天煤矿数量和产能占比分别达到全国的75%和85%左右。截至2022年底，全国共有露天煤矿357处，产能11.62亿吨，2022年产量10.57亿吨，仅占全国产量23.51%。2021年保供以来，我国露天煤矿增产较多，前期受煤炭市场持续偏紧等因素影响，煤矿企业生产积极性强烈，人为造成采掘接续紧张，同时由于露天矿采出的原煤热值偏低，在煤价走低时经济性会有所下降。2023年5月中旬受进口煤冲击影响煤价下行，内蒙动力煤矿井产能利用率出现明显下滑，而新疆煤受制于高昂的外运成本，5、6月产量环比大幅减少9.0%和13.2%，7月同比下降11.0%。因此，受自身接续问题和低煤价下低热值产品盈利能力双重限制，若未来煤价足够高，露天矿或有部分增产可能，否则将维持当前水平。 图9：低煤价下内蒙古动力煤企业产能利用率降低 图10：低煤价下新疆原煤产量快速回落(万吨) 3）新建产能：资本开支集中于智能化建设，未来投产有限。一方面，受限于过去三到五年严重低迷的资本开支与新建煤矿行动，可投产的新建产能有限；另一方面，新建矿井的产能投产高峰基本集中在2018-2020年（对应上一轮资本开支高峰），2021年起，新建矿井投产有限。2022年行业固定资产投资同比增长24.4%，但固定资产投资的回升并不意味着新建产能增长，主要投资集中在智能化矿山的建设上，2023年9月18日国家矿山安全监察局表示，全国煤矿智能化采掘工作面已经达到1400余个，有智能化工作面的煤矿达到730处，产能占比达到59.5%。 图11：上一轮资本开支高峰对应投产高峰为2018-2020年 4）进口增量：海外增产有限，欧洲需求恢复中国进口量趋稳。国内的动力煤进口主要来自印度尼西亚、澳大利亚和俄罗斯。印尼方面，2023年印尼计划煤炭产量增幅仅为1.10%，相比往年大幅降低。而与之相对的是印尼高涨的电力需求，印尼2022年发电量达到308TWh，同比增速6.4%，未来印尼电力需求也有望伴随经济增长延续高增速。同时，为保障印尼电力供应，2018年政府出台DMO政策，规定该国煤矿企业必须将不低于25%的年产量供应给国内市场。供给增幅有限叠加内需强劲，若没有煤价大幅上涨的前提，未来印尼对中国的出口增量难再提升。澳大利亚方面，澳大利亚政府预测，2022-2028年澳大利亚动力煤产量CAGR为0.3%，未来增产空间较小。2020年10月开始，中国限制澳洲煤进口，但澳洲出口量并没有因此大幅下降，2021年仅小幅下滑1.5%，2022年主因拉尼娜天气影响生产下降7.3%，因此放开进口也没有带来澳洲对全球总供应的明显增加。由于限制进口期间新加坡、日本、韩国对原中国进口澳煤的需求形成替代，且贸易格局基本稳定，后续澳煤进口继续冲击国内市场的可能性较低。俄罗斯方面，俄罗斯能源部预测，2023年的煤炭产量将与去年持平，2022年俄罗斯煤炭产量4.436亿吨；2030年负面情况下煤炭产量可能下降12.5%，出口量下降30%，积极情况下煤炭产量下降3%，出口量下降1.8%。长期来看，俄罗斯有完善基础设施、提高开采量的计划，但受俄罗斯国内运力不足、地缘政治冲突和全球“去煤化”趋势影响，煤炭未来产量和出口量持续增加的可能性较小。俄乌冲突后，俄罗斯出口重心由欧洲逐渐向亚太地区转移，2022年俄罗斯对中国出口煤炭6806万吨，同比增长19.4%。由于地理距离、经济互补性和地缘政治等原因，俄煤出口中国有一定优势，但因俄罗斯未来产量增长可能性小，且受高昂海运煤价和极端恶劣天气影响，印度加大了购进俄罗斯低价煤炭的力度，有较大的分流作用，以及因俄煤较印尼煤热值更高、较澳煤价格更低，未来俄罗斯对东南亚国家也具有煤炭出口前景，未来俄罗斯对中国的出口将趋于稳定。综上，中长期视角下中国煤炭进口量已经见顶，后续若欧洲煤炭需求逐步恢复，将有效缓解中国的进口压力。 图12：2013-2022年印尼国内发电量及增速 图13：2016-2022年俄罗斯煤炭产量及增速 图14：澳大利亚动力煤出口预测(百万吨) 2.1.2需求：火电需求稳健增长，煤化工发展潜力大 需求稳健增长。动力煤下游需求主要包括电煤需求和非电需求的化工和水泥。 1）电力：煤炭能源主体地位中长期不变。2022年，国内火电装机容量为13.3亿千瓦，同比增长2.75%。长期来看，火电装机将呈下降趋势，但在近年缺电背景下，火电“压舱石”的地位依然不可撼动，未来火电需求将维持稳健增长。 2）化工：煤化工潜力较大，未来有望保持增长。2022年，《关于进一步做好原料用能不纳入能源消费总量控制有关工作的通知》对原料用能的基本定义和具体范畴进行了界定，从而煤化工用煤不再纳入能源消费总量控制，煤化工行业迎来利好。此外，为延长煤炭转化产业链，提高本地能源的产业附加值，地方政府要求新配煤矿具有基本50%以上的煤炭就地转换率，并叠加中长协保供政策下企业投建煤化工项目消纳自有煤炭资