深度系列二：完全煤电一体可期，或比肩长江电力

完全煤电一体可期，或比肩长江电力。上调至“买入”评级 公司加速推进煤电一体化布局，在原本煤炭高比例年度长协带来的业绩稳定性基础上，有望实现业绩的更高稳定性。我们上调公司盈利预测，预计2024-2026年公司实现归母净利润24.4/27.1/31.9亿元，同比+15.5%/+11.1%/+18.0%，EPS分别为0.94/1.04/1.23元，对应当前股价PE分别为9.7/8.8/7.4倍。看好公司煤电一体化布局推进带来的盈利增长，以及实现一体化后带来的更高业绩稳定性，预计公司的估值也将显著提升。上调至“买入”评级。 煤炭业务：年度长协占比高，稳定盈利的压舱石 公司煤矿核定产能2350万吨，各矿井可采年限均超50年，当前年度长协煤占比约85%，煤炭业务收入具有较高的稳定性和可持续性。与可比公司横比，公司充分享受安徽省长协价格相对较高的优势，吨毛利维持在200元水平，盈利稳定性更加突出。随着煤价趋于平稳，供需矛盾缓解，人工成本的增长将更加良性，煤炭业务盈利能力或更加稳健。 电力业务：火电装机容量高增长，增厚业绩未来可期 未来三年电力业务进入高速发展期，4座在建控股电厂合计装机容量5960MW，是目前在产控股电厂装机容量近3倍，其中利辛电厂二期有望于2024年10月投运，其余电厂将于2026年中投运，2027年公司可实现所有电厂全年满负荷发电，我们测算，对应2023年销量，内销煤占比有望提升至94%，参控股电厂煤炭消耗占比110%。公司电力业务具有煤炭成本稳定和电价高的优势，当前利辛电厂一期盈利能力稳定，电价体制改革落地后，2023年度公司度电毛利达到0.093元，为历史最高水平，配合5200小时/年的利用小时数，公司电厂效益显著。我们认为，随着在建电厂投运，公司将实现煤电一体化，业绩稳定性显著提升，并有望复制现有电厂盈利模式，贡献显著的业绩增量，兼具稳定性及成长性。 煤电一体化加快布局，成长与未来稳定性助力提估值 煤电一体化落地后，稳定性有望比肩长江电力、中国神华。对比长江电力，公司收入端背靠安徽强劲电力需求，类比长江电力水电输往沿海发达省份，公司火电供需量价均有望保持稳定；成本端依托长协内销煤，电厂收入对应源头成本实际为公司自有煤炭开采成本，稳定性不逊长江电力坝体折旧成本；投资端现有在运火电厂ROE高于公司整体ROE，且运营稳定、盈利模式可复制，类比长江电力于上下游投资水电站，在建电厂投运后有望提升公司盈利能力。对比中国神华，公司年度长协煤比例更高，在建电厂投运后，煤电一体化程度有望高于中国神华，因而盈利稳定性有望比肩甚至超过中国神华。目前，公司虽处电厂建设投资期，但已逐年提高分红，且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，现金流及财务状况可充分满足在建电厂资本支出，预计随着电厂建成投运，公司资本支出将显著下降，分红率有望保持较快增长，股息率有望持续提升，在未来更高稳定性和有望提高分红的加持下，估值提升可期。 风险提示：煤价超预期下跌，电价超预期下调，火电厂建设进度不及预期，宏观经济复苏不及预期。 财务摘要和估值指标 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。 图1：实控人为国务院国资委，通过中煤集团及国华能源控股公司 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。 图2：受益煤及电价上涨，公司收入显著增长（亿元） 图3：煤炭收入占比65%左右，较为稳定 图4：公司毛利增速与收入增速一致 图5：煤炭毛利占比超80%，较为稳定 图6：公司归母净利润呈上升趋势 图7：毛利率稳定40%左右，归母净利率提升至16%以上 图8：管理费用率及财务费用率呈下降趋势 图9：经营性净现金流持续为正，资产负债率持续下降 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。 表1：在产煤矿核定产能2350万吨/年，5大在产矿井可采储量丰富 图10：公司资源储量约占安徽省四大煤企总资源量40% 图11：公司拥有探矿权的4个勘查区煤炭储量丰富 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。 图12：公司在产煤矿总体可开采年限优于同区域煤企（年） 图13：公司各煤矿可采年限较为均衡（年） 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。 图14：产能及洗选比率提升推动商品煤销量增长 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。 表2：安徽省动力煤长协价格区间高于其他省份 图15：公司2024年长协煤签约占比85%左右 图16：动力煤长协价波动小于现货价（元/吨） 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。 表3：2023年人工成本在煤炭开采成本中占比42%（元/吨） 图17：人工成本呈现上涨趋势（元/吨） 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。 图18：公司吨成本相对较高（元/吨） 图19：公司吨成本波动率低于同行 图20：2021-2023年，公司吨价处于中游水平（元/吨） 图21：公司吨价波动率低于同行 图22：公司毛利中枢约为200元/吨（元/吨） 图23：公司吨毛利波动率低于同行 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*630