煤电联营央企，一体化优势凸显，成长可期

安徽省动力煤央企，煤电并举，一体化价值凸显。背靠央企，公司前三大股东分别是中煤能源集团（30.31%）、国华能源（7.59%）和安徽新集煤电（集团）（5.21%）。其中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，安徽新集煤电受控于淮南市国资委。以煤为基，煤电联营并举。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，致力于“存量提效、增量转型、两个联营+”一体化高效发展。 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。资源储备优异。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；现有共5对生产矿井，合计产能2350万吨/年，此外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。公司现有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，将在未来释放产能提供增量空间。煤种多元化优势凸显。公司煤种属于气煤和1/3焦煤，具有中低灰，特低硫、特低磷和中高发热量特征，所产煤炭的全硫含量低于0.4%，非常符合公司主要华东地区客户的环保压力要求。长协比例高，区域优势明显。公司目前长协煤销售占比高达85%，进一步保证稳健盈利能力；此外，公司淮南矿区的煤炭储量居安徽省第一位，华东地区是我国主要煤炭消费中心，但离主产区晋陕蒙较远，公司具有近水楼台优势，运输成本优势大幅体现，产销率基本100%。 煤电业务：煤电联营降本增效，成长可期。煤电联营平滑煤价周期性波动风险。2015年煤炭行业面临困境，全行业基本处于亏损状态，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。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一，2024年预计全省电力需求为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，电力缺口严重，故公司身处安徽省，在建装机投产后售电空间不容置疑。煤电业务成长空间广阔。公司当前共计煤电装机总容量3290MW，权益装机总容量1732MW。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。受益于电价市场化改革，公司售电价格持续上升。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%。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）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。 投资建议。公司作为大型能源央企，以煤炭资源为基发展电力行业，一体化布局可期。未来在新矿井投产及新建煤电装机投产加持下，公司盈利确定性将不断加强，且随着资本开支逐渐步入尾声，公司分红存在较大提升空间，未来有望成为高股息率的“现金牛”公司，估值将得到支撑。我们预计公司2023-2025年实现归母净利润分别为21.0亿元、24.7亿元、26.9亿元，对应PE为10.0、8.5、7.8。首次覆盖，给予“买入”评级。 风险提示：煤价大幅下跌。在建矿井投产进度不及预期。预测假设产生的不确定性风险。 财务指标 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。 图表1：公司股权结构 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。 图表2：公司发展历史 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%。 图表3：公司营业收入及增速 图表4：公司归母净利润及增速 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，CAGR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。 2017-2022 图表5：公司煤炭采掘业务及发电业务营收和增速 图表6：公司煤炭采掘业务和发电业务营收比例 图表7：公司煤炭采掘业务及发电业务毛利率 图表8：公司煤炭采掘业务和发电业务毛利 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。 图表9：动力煤价20年历史复盘（元/吨） 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。 图表10：十三五期间行业固定资产投资明显下滑（亿元） 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