“煤电一体化”典型标的，稳定现金流特质凸显

陕西省“煤电一体化”龙头，业绩持续向好 公司为陕投集团旗下“煤电一体化”上市公司，23年电力、煤炭、热力及其他业务营业占比分别为75.93%、21.00%、3.07%。截至24年7月，公司已核准煤电装机1725万千瓦，在役装机1123万千瓦；截至24年5月，核定煤炭产能3000万吨/年，已投产2400万吨/年，在建600万吨/年。 旗下电厂以“坑口”为主，“煤电一体化”有效熨平煤、电周期性波动 公司旗下清水川能源、赵石畔煤电、麟北发电、吉木萨尔电厂均为坑口电厂，整体煤电一体化/坑口电站容量占比为69.64%，旗下电厂长协煤比例达到100%，23年旗下煤炭自用比例74.74%，处于较高水平，并表现出明显的提升趋势。23年度电燃料成本为0.126元/KWh，具备显著优势。 展望后续：（1）赵石畔煤电旗下存量200万千瓦装机年耗煤约396万吨，约占在建煤炭产能的66%；（2）清水川能源旗下存量460万千瓦火电装机年耗煤量约1234万吨，超出冯家塔煤矿整体煤炭产能；（3）麟北煤业旗下存量70万千瓦火电装机年耗煤量约169万吨，约占存量煤炭产能的21%。 紧跟电改步伐，收入水平与稳定性仍存上升空间 一方面，容量电价政策出台，2024H1陕西省煤电容量电费月度均价为0.023元/KWh，且未来固定成本补偿比例有望进一步提升；另一方面，公司下属火电机组深度调峰技术优势突出，具备参与深度调峰的能力，未来伴随电力政策持续推进和辅助服务市场完善，公司旗下火电机组有望优先受益。 “高资产匹配度煤电一体化公司”如何定价？——DCF估值 受益于“煤电一体化”布局，公司资产投入后经营性现金流获得显著提升，且近几年相对稳定，按毛利占比测算，公司火电度电盈利接近6分。未来三年来看，公司在建资产陆续投产，预计2024-2026年分别实现营业收入221.31、238.71、261.58亿元，同比分别增长13.77%、7.86%、9.58%；实现净利润48.58、52.64、58.02亿元，实现归母净利润30.07、32.87和36.07亿元，同比分别增加17.68%、9.28%和9.75%。 我们采取【DCF模型】对公司进行估值，核心假设为：①远期火电度电净利润0.058元/KWh；②远期资本支出主要为储备火电、煤炭资产；③2030年后长期增速g=0，折现率r=11%。基于上述假设，我们测算公司目标市值为526.31亿元，对应目标价14.04元/股，对应2024年PE17.50倍，对应空间40.91%（截至2024年10月15日）。 风险提示：宏观经济下行、煤炭价格波动、电力价格波动、装机规模扩张不及预期、公司未来发展战略调整、产能等数据或有统计误差、测算假设存在误差等 财务数据和估值 1.陕西省“煤电一体化”龙头，业绩持续向好 由煤炭开发起步，业务板块向电力行业扩展。公司成立于2003年，原名为汇森煤业开发有限责任公司，由华秦投资与秦龙电力共同发起设立。2005年，公司开发凉水井煤矿；2015年起，公司通过控股麟北发电、吉木萨尔发电、渭河发电、清水川能源、赵石畔煤电、商洛发电等公司，实现火电装机的快速扩张，业务布局拓展至电力领域，并于2018年完成股份制改革，更名为陕西能源投资股份有限公司。2020年11月，公司股权结构调整，陕西投资集团成为公司大股东。2023年，公司正式在深交所主板上市。 图1：公司历史发展沿革 陕西投资集团旗下“煤电一体化”上市公司。截至2024H1，公司大股东为陕西投资集团有限公司，直接持有公司64.31%股份。榆能汇森与长安汇通的持股比例均为8%。公司实控人为陕西省国资委，通过陕西投资集团和长安汇通集团间接控股公司，合计持股比例为72.31%。 图2：公司股权结构（截至2024H1） 公司业务以电力为主，煤炭、热力为辅。电力方面，截止2024年7月，公司已核准煤电装机规模达到1725万千瓦，其中在役装机1123万千瓦，在建及筹建装机602万千瓦； 煤炭方面，截至2024年5月，公司下属4座煤矿，核定煤炭产能共计3000万吨/年，其中已投产产能2400万吨/年，在建产能600万吨/年，同时，设计产能400万吨/年的丈八煤矿项目正在办理核准。从营收结构来看，2023年公司电力业务、煤炭行业、热力及其他业务分别实现营业收入147.70、40.85、5.97亿元，占比分别为75.93%、21.00%、3.07%。 图3：公司两大业务板块（截至2024年7月） 图4：2023年公司业务营收结构 “煤电一体化”保障稳定性，整体业绩持续向好。受益于公司的“煤电一体化”布局，公司整体盈利水平相对稳定。2021年受高煤价影响，公司净利润有所下滑，2022年后伴随上网电量、电价提高叠加内部煤炭自用量增加，公司盈利水平得到显著修复。2023年、2024H1公司分别实现营业收入194.53、105.75亿元，同比分别变动-4.10%、+14.36%，分别实现归母净利润25.56、15.41亿元，同比分别增长3.30%、16.70%。 图5：公司2019-2024H1营业收入 图6：公司2019-2024H1归母净利润 图7：公司2018-2023年各项费用情况 图8：公司2018-2023年ROE（摊薄）情况 财务状况优秀，资产负债率降低。从现金情况来看，伴随公司前期主要资产落地，经营状况步入正轨，其经营性现金流连续增长，2023年经营性现金流为71.33亿元，显著高于投资性现金流支出；从资产负债率来看，公司债务压力近年来有所降低，截至2024H1资产负债率为54.53%，较优的财务状况有望有效支撑公司业务发展。 图9：公司2018-2023年现金流情况（亿元） 图10：公司2019-2024H1年资产负债率情况 2.“煤电一体化”模式保障盈利，上下游资产同步扩张 2.1.“煤电一体化”模式盈利稳定性突出，有效熨平煤、电周期性波动 电力系统改革持续推进，煤电资产调节性与支撑性价值凸显。新型电力系统建设下，新能源装机规模不断提高，占比持续提升，但风光发电受地域环境限制较大，风电日波动最大幅度可达装机容量的80%，且呈现一定的反调峰特性；光伏发电受昼夜、天气、移动云层变化的影响，同样存在间歇性和波动性。而火电采用同步发电机技术，可以根据电网的频率、电压情况瞬时调整其有功和无功功率输出，在维持电力系统稳定性以及故障穿越能力方面，较风电和光伏具有显著的优势。因此，保持合理容量的火电机组对保障供电可靠性具有重要意义。 图11：典型日内风光出力情况 受煤、电行业周期性波动与机组利用率下滑影响，煤电资产经营未来或面临一定压力。一方面，煤炭企业与电力企业分别位于煤电产业链的上、下游，伴随煤价波动，其盈利水平通常呈反向波动，煤价上升则直接导致煤电企业盈利能力下滑，业绩面临压力；煤价下降则可能降低煤企收益，影响保供。另一方面，伴随新能源装机的持续扩张，未来火电机组容量利用率或将不断下降，从而可能导致机组收益下滑，影响企业投资积极性。 图12：2010-2023年煤价走势与典型煤、电企业ROE（摊薄）水平对比 政策端强调能源保供安全，保障机组合理盈利，促使煤电资产回归“公用事业”属性。装机方面，2022年8月，电规总院发布《未来三年电力供需形势分析》，提出在保证安全的前提下，加快推进明确煤电建设，同时尽快新增规划煤电项目落实，适时新增规划一批电源储备项目，夯实托底保供基础，压实电力供应保障的基本盘；收益方面，2023年11月，两部委发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》，明确表明煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型的新形势，并提出从2024年开始，将煤电单一制电价调整为两部制电价，其中容量电价水平根据转型进度等实际情况合理确定并逐步调整，充分体现煤电对电力系统的支撑调节价值，确保煤电行业持续健康运行。 在上述背景下，“煤电联营”渐成趋势，多家传统煤炭企业布局电力板块。根据北极星电力网统计，2022-2023年国内火电新增核准火电机组约1.67亿千瓦，其中煤电联营机组占比约34.8%。其中，国家能源集团、中煤能源集团、陕煤集团等多家大型煤炭企业均有煤电装机新增。 图13：2022-2024年3月核准火电项目经营模式（GW） “煤电一体化”经营模式顺应政策导向与行业趋势，盈利稳定性突出。我们选取几家典型公司，以其作为代表将煤炭企业、火电企业和煤电联营企业2019-2023年盈利水平进行对比： 表1：各类型企业所选标的 对比上述公司ROE水平，由于2021-2022年煤价大幅上涨，煤炭企业ROE水平显著提高，火电企业ROE则显著下滑，甚至出现亏损，而对比煤电联营企业，其ROE水平较为平稳，盈利稳定性相对较强。测算上述三类企业19-23年ROE的平均标准差，煤炭企业、火电企业、煤电联营企业分别为5.09%、6.19%、3.33%，煤电联营企业盈利能力受煤价的边际影响明显较弱，“煤电一体化”模式有望有效熨平煤、电周期性波动。 图14：煤炭企业、火电企业、煤电联营企业ROE（摊薄）变化与煤价走势（秦皇岛港Q5500）对比（%，元/吨） 2.2.成本端：旗下电厂以“坑口”为主，上下游资产匹配度较高 公司煤电一体化和坑口电站装机容量占比69.64%。截至2024年7月，公司已投产装机火电装机规模为1123万千瓦，在建及筹建装机602万千瓦。从电厂类型来看，旗下清水川能源、赵石畔煤电均配套有煤矿，是典型的煤电一体化坑口电站；麟北发电就近使用园子沟煤矿的煤泥和矸石等燃料，吉木萨尔电厂处于新疆煤炭资源富集区，具有坑口电站优势。 整体来看，公司已核准的装机容量中，煤电一体化/坑口电站容量占比达到69.64%。 表2：公司旗下煤炭资产情况（截至2024年7月） 从用煤口径来看，得益于“煤电一体化”布局，公司长协煤比例达到100%，2023年旗下煤炭自用比例达到74.74%。2022、2023年公司煤炭产量分别为1990.02、2328.94万吨，其中销售+库存量分别为653.02、588.20万吨，经测算，其自用量分别为1336.99、1740.74万吨，比例分别达到67.18%、74.74%，整体处于较高水平。 图15：2022-2023年公司自用煤比例 展望后续资产扩增，赵石畔煤电旗下尚有600万吨/煤电煤炭产能在建，同时已核准200万千瓦煤电装机，除此之外公司暂无坑口电厂新增。按照公司赵石畔煤矿产出煤炭平均热值5000大卡、火电利用小时4800小时、标煤耗294.47g/KWh测算，项目公司旗下存量200万千瓦装机年耗煤约396万吨，约占在建煤炭产能的66%，考虑核准装机后则超出在建煤炭产能上限。 按照上述测算方法（清水川能源煤炭平均热值4300大卡，平均标煤耗343.30g/KWh；麟北煤业煤炭平均热值4500大卡，平均标煤耗324.07g/KWh）：①清水川能源旗下存量火电装机（460万千瓦）年耗煤量约1234万吨，超出冯家塔煤矿整体煤炭产能；②麟北煤业旗下存量火电装机（70万千瓦）年耗煤量约169万吨，约占存量煤炭产能的21%。 同时，考虑清水川能源电厂和赵石畔煤电与凉水井煤矿产地接近，结合公司自供煤占比，或可享受凉水井矿业煤炭供应。 图16：公司陕西省内资产分布（截至2023年底） 表3：公司省内煤炭-电力资产匹配度测算 “煤电一体化”布局下，公司发电燃煤成本远低于常规火电企业。2023年公司火电发电量443亿KWh，燃料成本55.64亿元，对应度电燃料成本为0.126元/KWh，对比常规火电企业，根据各公司年报，2023年华能国际、浙能电力、国电电力度电燃料成本分别为0.365、0.341、0.282元/KWh，公司“煤电一体化”布局下，燃料成本具备明显优势。 图17：2021-2023年各家单位燃料成本对比（元/KWh） 2.3.收入端：紧跟电改步伐，收入水平与稳定性仍存上升空间 容量电价政策出台，火电盈利稳定性有望增强。2023年11月，两部委发布《关于