（报告出品方/作者：安信证券，周喆、林祎楠）

煤电矛盾长期存在，2021-2022 年煤价高位震荡火电企业业绩承压。火电板块作为煤炭 板块的产业链下游，其营业收入主要取决于发电量、上网电价两个因素，而其营业利润与煤 价呈负相关关系。从火电企业业绩表现看，煤价波动是火电企业业绩的核心决定要素。根据 国内主要火电企业公司公告披露的成本构成，正常年份下煤炭成本约占总发电成本的 55%- 70%，其次是折旧、财务、人工等费用，且煤价大涨背景下燃料成本占比提升，导致燃煤电厂 利润下滑、甚至亏损的局面。2021 年，受煤炭行业供给侧改革后产能供给不足、下游用电需 求旺盛、水力发电疲软等因素影响，国内煤价从 1 月开始震荡上行，10 月达到全年最高水平。 据煤炭资源网，2021 年秦皇岛港动力煤 Q5500 平仓价中枢达到 1029 元/吨，较 2020 年价格 中枢 568 元/吨上涨约 81%。2022 年，在俄乌冲突、极端高温天气、煤炭新增产能释放有限等 多重因素影响下，煤价持续高位运行，秦皇岛港动力混煤 Q5500 平仓价全年价格中枢抬升至 1268 元/吨，同比提高约 23%，直接导致 2021-2022 年火电企业燃料成本占比大幅提升，火电 企业业绩承压。

煤电矛盾的本质是煤、电定价机制市场化程度不同。煤炭定价方面，2016 年以前我国煤 炭价格经历了计划价格、指导价格、市场价格等多种定价机制。2016 年末国家发改委联合煤、 电、钢协会共同发布《关于平抑煤炭市场价格异常波动的备忘录的通知》，要求 2016-2020 年 间，建立电煤钢煤中长期合作基准价格确定机制，以长协基准价为基础建立价格预警机制， 即“基准价+浮动价”的定价模式。电力定价方面，2015 年国家开启电力定价机制市场化改革， 2020 年取消“煤电联动”机制，同时将燃煤发电标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市 场化价格机制，基准价格设定权下放至地方政府，浮动幅度由电力用户等市场主体协商决定。 2021 年将煤电电价基准浮动空间由原本的-15%至 10%调整至目前的±20%，并有序放开全部燃 煤发电电量上网电价。与相对实现市场化、伴随供需等因素发生变化的煤价相比，发电企业 上网电价仍非完全市场化。煤、电双方价格无法有效联动，造成煤炭市场定价与发电政府定 价之间的不匹配。在此背景下，若煤价大幅上涨，火电企业的燃煤成本上升同时却无法向下 游有效传导，出现煤企大赚、电企大亏现象。

2.1.煤价下行叠加部分电厂履约率下降，煤企业绩出现回落

2023 年至今煤价中枢有所下移，煤炭行业亏损程度扩大。据国家统计局，截至 2023 年 6 月底，全国规模以上煤炭企业 4890 家，较去年同期增加 326 家，较 2022 年底增加 272 家。 亏损煤炭企业数量进入 2023 年后明显扩大，截至 2023 年 6 月上升至 2084 家，亏损比例达 到 43%，较去年同期增加 781 家（亏损比例 29%），较 2022 年底增加 962 家（亏损比例 24%）。 行业利润方面，受宏观经济“弱复苏”、煤炭供给宽松、各环节库存高企等影响，市场煤价格下 行较为明显。据煤炭资源网，截至 2023 年 7 月 14 日秦港动力混煤 Q5500 价格较年初下跌幅 度为 28.4%，煤价中枢约为 1009 元/吨。而煤炭开采和洗选业在 2023 年 1-6 月实现利润总额 4127.6 亿元，同比减少 23.3%。与此同时行业吨煤利润为 179 元/吨，较去年同期减少 65 元 /吨，较 2022 年底减少 48 元/吨，但整体均值仍远高于 2021 年以前。

政策引导煤、电企业落实长协合同抵御周期波动，但近期实际履约率有所下降。2022 年 由于煤价依旧高位运行，多项政策陆续出台，国家稳价同时提高煤企、电企长协比例。1）“稳 价”方面，据国家发改委，2022 年初国家将下水煤合同基准价由原先的 535 元/吨调整为 675 元/吨（5500 大卡动力煤），同时明确秦皇岛港和山西、陕西、蒙西、蒙东等重点地区出矿环 节煤炭中长期交易价格合理区间。随后国家发改委进一步加强对生产环节和流通运输环节的 价格管控，5 月更是连续发表八篇《煤炭价格调控监管政策》系列解读，对稳煤价政策进行 优化、打补丁。2）“提长协”方面，2022 年煤炭中长期合同要求，煤炭企业签订的中长期合 同数量应达到自有资源量的 80%以上，发电供热企业年度用煤应实现中长期供需合同全覆盖。 在国家严令推动以及市场煤居高不下的背景下，2022 年多数火电企业提高了中长期电煤覆盖 率，实现业绩减亏。而 2023 年电煤中长期合同在延续此前长协定价机制的同时，也在数量要 求、运力配置等方面进行细化，做到覆盖范围更广、签订期限更长、履约要求更严，旨在实 现煤炭、电力上下游的协调发展。但据 2023 年煤炭经济运行分析座谈会中与会单位的反映， 今年以来国内煤炭市场供需偏弱，中下游环节煤炭库存屡创历史新高，用户“买涨不买跌” 情绪浓重，煤炭中长期合同违约现象增多，部分中长期合同兑现率下降，部分无法兑现的电 煤长协资源无法转售其他用户，煤炭企业销售难度加大。煤价下行叠加部分履约率下降，煤 企 2023 年半年报业绩普遍回落。

2.2.煤、电利润重新分配下，煤企“煤电一体化”或是优质选择

煤、电利润重新分配下，煤电联营或是优质选择。立足于“富煤贫油少气”的基本国情， 我国形成了煤电为主、气电为辅、生物质发电为补充的火电发展格局。截至 2023 年 6 月，全 国火电装机 13.57 亿千瓦，占发电总装机容量的 50%（Wind）。作为关键的电网安全支撑，火 电有力满足了经济社会发展需要，成为我国能源供应安全的压舱石和基本盘。2021 年 10 月 至今，由于上游供给约束导致的煤价高涨使得煤、电行业的利润分配出现了不平衡，2021 年 煤炭开采和洗选业利润总额同比+212.7%，电力、热力的生产和供应业同比-57.1%，煤炭行业 利润总额占双方合计利润总额比达到 80%。2023 年前 6 月煤炭开采和洗选业利润总额同比23.3%，电力、热力的生产和供应业同比+46.4%，煤炭行业利润总额占双方合计利润总额比自 2022 年 76%下降至 62%。而 2016 年供给侧改革后双方利润分配基本维持在各半水平，因此煤 炭行业或仍面临业绩下行的压力。在煤、电利润重新分配的时点下，为解决上述煤电矛盾， 煤电联营或许是优质选择。

2016 年 4 月，国家发改委印发的《关于发展煤电联营的指导意见》指出，煤电联营是指 煤炭和电力生产企业以资本为纽带，通过资本融合、兼并重组、相互参股、战略合作、长期 稳定协议、资产联营和一体化项目等方式，将煤炭、电力上下游产业有机融合的能源企业发 展模式。此后，国家持续推进煤电联营的相关政策，贵州省政府更是在 2020 年发布《贵州省 煤电联营实施方案》，要求 2022 年省内现役煤电企业煤电联营实现全覆盖，所有在建拟建燃 煤发电项目实现煤电联营，对规划建设煤电项目和煤炭项目，按照国家要求，必须实行煤电 联营，重点推动煤电一体化、大比例交叉持股等联营方式。

平抑周期波动、协同上下游降本，煤电一体强化业绩稳定性。煤电联营可以使煤企和电 企建立一种互补的、长效的利益共享、风险共担的机制，降低因为煤价波动带来的经营风险， 确保电厂燃料长期稳定供应的同时还可减少中间采购环节，大幅降低发电成本并锁定下游火 电利润。以中国神华为例：1）内部降本方面，据公司年报，2011 年至今中国神华发电分部 80%以上煤炭源于内部采购，且采购价格均低于外部销售价格，最大限度降低电厂用煤成本。 2）抵御周期方面，中国神华的煤电一体也一定程度熨平了煤、电行业周期波动，2011-2015 年，受经济增长动能弱化、煤炭行业产能逐渐过剩影响，煤价整体波动向下，同时期公司煤 炭分部毛利率由 32%下降至 16%，而发电分部因成本改善毛利率由 24%上升至 36%。根据中国 煤炭协会的统计，2015 年煤炭行业亏损面已超过八成，而中国神华依旧实现归母净利润 161.44 亿元，净利率 13.14%，位列当年动力煤（中信）板块公司榜首。2021-2022 年在火电 企业大幅亏损的局面下，公司发电分部凭借稳定煤源依旧实现毛利率 7.7%和 14.3%。在此基 础上，中国神华的煤炭业务与发电业务形成良好对冲，一定程度加强了业绩的稳定性。我们 选取 Wind 中主业为动力煤的 15 家上市公司作为样本，计算其 2011-2022 年归母净利润同比 变动标准差。结果显示中国神华的同比变动标准差最小，侧面反映其盈利稳定性。此外，据 《煤电一体化深度融合发展的国神路径研究》（2020）的分析，国家能源集团旗下国神公司的煤电一体化项目除了通过传统方式建设坑口电厂，减少煤炭流通环节实现内部降本外，还通 过水汽互补利用，燃料经济掺烧等创新方式降低生产成本，提高产业协同效应。

摆脱行政方式的“拉郎配”，政策鼓励叠加市场化需求煤电一体化项目有望加速落地。 过去，煤电联营虽受到政策鼓励，但长期以来未能摆脱行政方式的“拉郎配”，难以真正发挥作用。近年来，秉着“遵照市场为主、企业自愿”的原则，市场化模式的联营重组逐渐增多， 2019 年国家发改委更是选取 15 个具有代表示范作用的煤电一体化项目进行全国推广。2022 年以来煤企多措并举积极推进煤电联营，包括：1）接手发电企业转让的火电资产。据华夏能 源网不完全统计，自 2021 年底煤电资产“甩卖潮”至今，仅五大发电集团就抛售了至少 23 家 煤电厂，其中尤以煤炭企业从五大集团手中接盘煤电资产最多。2）煤炭企业加大火电投资力 度。据北极星电力网不完全统计，2022 年共 81 个煤电项目取得了开工、核准、签约等重要 进展，除五大发电集团外，国家能源集团、中煤集团、淮河能源、盘江煤电等均有项目在列。 3）央企带头加快推进煤电联营。12 月 30 日，中煤集团与国家电投煤电项目专业化整合签约 仪式在北京举行。本次签约仪式前，双方已在 2022 年进行多次交流会谈，协商煤电合作事 宜。参考中煤集团官网发布的信息，此次煤电项目专业化整合通过市场化方式开展，涉及的 煤电装机容量预计将超过 1000 万千瓦，是近年来国内煤电领域涉及资产数额较大、影响力 较强、整合效益较为显著、示范引领作用较为突出的合作项目。

3.1.煤电一体化是传统煤企转型发展重要模式

转型不止囿于眼前的煤电，更在于牵手新能源。随着我国碳达峰、碳中和目标的提出， 安全、清洁、经济的阶段性不平衡问题日益突出，煤电与新能源间的发展矛盾逐渐成为新型 电力系统建设中的重要议题，国家层面对煤电和新能源的协同发展也在进行积极的思考与研 究。2021 年 12 月中央经济工作会议，国家首次提出要立足以煤为主的基本国情，抓好煤炭 清洁高效利用，增加新能源消纳能力，推动煤炭和新能源优化组合。2022 年 5 月，国家发改 委、国家能源局联合印发《促进新时代新能源高质量发展实施方案》，提出加大力度规划建设 大型风光电基地，并按照推动煤炭和新能源优化组合的要求，鼓励煤电企业与新能源企业开 展实质性联营。政府指导意见从“推动煤炭和新能源优化组合”到“鼓励煤电企业与新能源 企业开展实质性联营”，方向更加明确、要求更为具体，为下一步产业结构优化调整指明道路。 短期来看，煤电联营是当前时点下解决煤电利润再分配的优质选择，长远来看，“双碳”目标 下煤炭消费必将逐步减少，煤炭企业面临着转型升级和创新发展的紧迫需求。考虑到未来风、 光等可再生能源装机规模将大幅增加，而新能源发电波动性大，需要利用燃煤发电的稳定性， 为新能源提供大量调峰、调频、备用等辅助服务，煤电一体化有望成为能源生产低成本、集 约化、节约型的有效模式，成为加快构建清洁低碳、安全高效的新型能源体系的有力实践。

“双碳”目标下，煤企转型具备先天产业优势、地域优势且资金充足。一方面，煤企具 有产业优势，具备能源开采、装备制造的成熟经验，拥有稳定的下游电厂、化工客源，以及 先天地域优势。我国大型新能源项目基地多数位于西北地区，与煤炭资源分布重合度较高， 如我国第一批容量约 1 亿千瓦的大型风电光伏基地主要位于甘肃、青海、内蒙、宁夏等西部 地区。此外，与传统能源相比，新能源占地面积大。随着新能源规模快速扩大，土地资源已 经成为影响新能源发展的重要因素，煤炭企业可利用自有采煤沉陷区受损土地规划建设光伏 发电、风力发电等新能源项目，提高资源利用率的同时还可实现绿色转型。另一方面，受制 于 2011-2013 年行业产能过剩以及 2016 年以来的供给侧结构性改革，煤炭行业资本开支明 显下降，2021 年至今虽在行业景气度好转以及政策鼓励保供稳价背景下有所回升，但在“双 碳”目标持续推进下，煤炭固定资产投资规模大、时间长，资本开支仍低于此前水平，且新 矿井的使用时间一般长达数十年之久，长期来看与双碳背景相违背，企业进行煤炭固定资产 投资的意愿不强。但近两年煤价高位运行，使得煤炭企业盈利能力持续改善，在手现金规模 大幅增加，为后续转型提供基础。

3.2.发挥“兜底保供+深度调峰”作用，煤电助力新能源行稳致远

供给侧改革“后遗症”显现，阶段性缺电频发。2021 年以来的三年里，我国局部地区出 现了电力供应偏紧和短暂缺电的情况，先有 2021 年 8-9 月辽宁、吉林、江苏、浙江、广东等 地相继发布有序用电或限电通知，后有 2022 年夏季高温天气导致水电供应持续受限，叠加 居民用电负荷增加，各地为缓解用电高峰时段供电压力再次发布限电通知，其中云南省电解 铝企业更是在 2022 年 9 月到 2023 年 2 月间三次收到限电通知。背后反映出来的是供给侧改 革后煤炭、火电的长期投资萎缩导致的产能不足现象，与此同时 2015 年后我国全社会用电 量增速回升，叠加 2022 年极端高温导致的空调降温用电需求激增，电力供需的矛盾逐渐显 现。展望“十四五”后三年，根据《新形势下“十四五”后三年中国电力需求形势研判》（2023 年发表）分析，“十四五”后三年中国用电量仍有较大增长空间，技术进步、能源转型、电力 市场、气候气温等因素对用电增长影响将增强，且最大负荷受产业结构调整、空调与电采暖 设备推广、气候气温等影响将更为突出，增速将高于用电增速，或进一步增大电力保供压力。

确保能源安全稳定供应，煤电扛起保供重任。2023 年 4 月《2023 年能源工作指导意见》 发布，不同于 2021 年指导意见中将“能源结构”放在了目标首位，国家能源局已经连续两年 坚持把“增强供应保障能力”放在主要目标首位。由此可见，自 2021 年起频发的缺电事件使 人们意识到能源保供需求刻不容缓，而我国以煤为主的资源禀赋，决定了煤电在相当长时期 内仍将承担保障我国能源安全的重要作用。从数据来看，煤炭方面，在能源保供要求下国家 通过核增产能、扩产、新投产等方式持续新增煤炭产能，据国家统计局，2022 年我国实现煤 炭产量 45.6 亿吨，同比增长 10.5%，为近十年来最高增速。煤电方面，去年夏季以来，降水 偏枯造成水电发电量持续出力不足，2022 年下半年至 2023 年上半年三峡水库日均流入量为 近五年来同期低位，据国家统计局，2023 年 1-6 月我国水力发电量同比下降 22.9%。为弥补 水力发电不足，2023 年 1-6 月我国火力绝对发电量达到 29457 亿千瓦时，同比增长 7.5%， 占上半年总发电量的 71%。

随着新能源装机的大规模投产，火电调峰大有可为。“结构转型深入推进”作为 2023 年 指导意见中的第二个目标，旨在稳步推进重点领域电能替代，提高风电、光伏发电量占全社 会用电量的比重达 15.3%。与此同时国家能源局在能源工作会议设立目标，2023 年风电及太 阳合计累计装机达 9.2 亿千瓦，其中新增装机将达 1.6 亿千瓦。据 Wind，截至 2022 年 6 月， 风电及太阳能新增装机已达 1.01 亿千瓦，同比增幅 131.42%。需要注意的是，虽然风光装机 快速发展，但其发电量受到季节、日照条件、日夜变化性等天气影响，增速并不稳定。长期 来看，随着新能源装机的大规模投产，需要火电、水电等输出稳定的常规机组提供大量调峰、 调频、备用等辅助服务。目前主流的调峰方式有以下几种:1)抽水蓄能;2)电化学储能；3）火 电灵活性改造调峰。考虑到抽水蓄能受地质条件限制、电化学储能成本较高，在当前的技术 条件和装机结构下，煤电是最经济可行、安全可靠的灵活调节资源，在提升电力保供能力的 同时促进可再生能源发展。

中国神华：煤电联营典型标的，高分红高现金彰显投资价值

中国神华是全球领先的综合能源公司，以煤炭产品为基础，形成煤炭“生产——运输（铁 路、港口、航运）——转化（发电及煤化工）”一体化运营模式。中国神华是国家能源集团旗 下 A+H 股上市公司，H 股和 A 股股票分别于 2005 年 6 月 15 日、2007 年 10 月 9 日在港交所、 上交所上市。公司主要经营煤炭、电力、新能源、煤化工、铁路、港口、航运七大板块业务， 形成了以煤炭采掘业务为起点，同时利用自有运输和销售网络，延伸下游产业链至电力、煤 化工和新能源产业，实行跨行业、跨产业纵向一体化的发展和运营模式。具体来看，据公司 公告及官网，截至 2022 年底，煤炭方面，公司拥有神东矿区、准格尔矿区、胜利矿区及宝日希勒矿区等优质煤炭 资源，核定产能合计 3 亿吨/年，2022 年实现商品煤产量 313.4 百万吨、煤炭销售 量 417.8 百万吨，同比分别为+2.1%/-13.4%。

电力方面，公司发电总装机容量 4295 万千瓦，其中燃煤发电 4176 万千瓦、燃气发 电 95 万千瓦、水电 12.5 万千瓦、新能源 11 万千瓦。2022 年完成总售电量 179.81 十亿千瓦时，同比+15.2%。

铁路方面，公司控制并运营围绕“晋西、陕北和蒙南”主要煤炭基地的环形辐射状 铁路运输网络、“神朔—朔黄线”西煤东运大通道以及环渤海能源新通道黄大铁路， 总铁路营业里程达 2,408 公里，全年自有铁路运输周转量达 297.6 十亿吨公里。

港口及航运方面，公司控制并运营黄骅港等多个综合港口和码头（总装船能力约 2.7 亿吨/年），拥有约 2.18 百万载重吨自有船舶的航运船队。 煤化工方面，公司包头煤制烯烃项目是国家战略重点工程，也是世界首套煤基甲醇 制烯烃工业化示范工程，生产能力 60 万吨/年，主要产品为聚乙烯、聚丙烯及少量 副产品。

煤电联营典型，一体化运营助力业绩稳健增长。从营收组成看，近五年公司煤炭业务占 总营收比重约 70%-85%，电力业务占总营收比重约 20%-30%。具体优势来看，煤炭业务方面， 公司的先天资源优势叠加智能化建设加速推进，使得公司具有开采成本低、人均创利高的特 点，通过与中煤能源、陕西煤业以及兖矿能源的对比，中国神华自产煤吨煤成本相比其他两 家优势明显。发电业务方面，据公司年报，公司燃煤电厂售电成本中原材料、燃煤及动力占 比约 70%-80%。2011 年至今中国神华发电分部 80%以上煤炭源于内部采购，且采购价格均低 于外部销售价格，可最大限度降低电力业务的用煤成本。此外，公司煤电一体的经营模式也 一定程度熨平了煤、电行业周期波动，2011-2015 年煤价趋势向下，同时期公司煤炭分部毛 利率由 32%下降至 16%，而发电分部因成本改善毛利率由 24%上升至 36%。根据中国煤炭协会 的统计，2015 年煤炭行业亏损面已超过八成，而中国神华依旧实现归母净利润 161.44 亿元， 净利率 13.14%，位列当年动力煤（中信）板块公司榜首。2021-2022 年在火电企业大幅亏损的局面下，公司发电分部凭借稳定煤源依旧实现毛利率 7.7%和 14.3%。在此基础上，中国神 华的煤炭业务与发电业务形成良好对冲，再叠加自由运输网络的加持，一定程度加强了业绩 的稳定性。

新旧能源发展同步推进。为更好实现清洁能源规模化、常规能源清洁化发展，公司一方 面大力推动煤电机组“三改联动”，积极开展锦界能源、寿光电力、台山电力等煤电机组的灵 活性改造，进一步提升调峰能力，并有序推进孟津电力、神东电力所属店塔电厂等机组的供 热改造以及台山电力、锦界能源等机组的节能改造。2022 年，本集团燃煤发电机组平均供电 煤耗 296.7 克/千瓦时（2021 年：298.5 克/千瓦时），同比降低 1.8 克/千瓦时。另一方面加 快推进新能源发电项目建设，积极获取新能源建设指标。截至 2022 年末，公司已投产新能源 发电项目 35 个，装机容量合计 105.5 兆瓦，其中福建能源、寿光电力等对外商业运营的装机 容量合计 62 兆瓦。本公司参与设立的北京国能新能源产业投资基金和北京国能绿色低碳发 展投资基金，已陆续在山西、江浙、两湖等地投资风电、光伏项目。

高分红高现金彰显长期投资价值。2017-2022 年，公司资本负债率从 33.94%下降至 26.13%，与此同时公司不断优化债务结构，有息负债率从 2017 年 16.79%下降至 9.16%。稳健发展的经营业绩以及有效控制的债务负担为公司带来稳定充沛的现金流，也为高比例分红奠 定基础。2017-2022 年，公司经营活动产生的现金流量净额从 952 亿元上升至 1097 亿元。 2022 年 9 月，公司发布《关于 2022-2024 年度股东回报规划的公告》，计划 2022-2024 年以 现金方式分配的利润不少于当年实现的可供分配利润的 60%，较 2019-2021 年承诺比例为 50% 的分红进一步提升，亦体现出公司对未来发展充满信心。据公司公告，2022 年公司现金分红 504.65 亿元，全年分红比率为 72.77%，股息率为 9.23%，该分红比率及股息率均属动力煤行 业中较高水平。

新一轮国企改革正当时，中国特色估值体系下公司估值修复空间有望持续释放。政府工 作报告提出，深化国资国企改革，提高国企核心竞争力。坚持分类改革方向，处理好国企经 济责任和社会责任关系，完善中国特色国有企业现代公司治理。国务院国资委主任张玉卓出 席国务院新闻办公室“权威部门话开局”系列主题新闻发布会表示，国企改革三年行动收官 之后，今年国资委将突出高质量发展首要任务，以提高国有企业核心竞争力和增强核心功能 为重点，乘势而上深入实施新一轮国企改革深化提升行动。国资委会议明确将 2023 年中央 企业的考核经营指标，从“两利四率”调整为“一利五率”，将净资产收益率替代营收利润率、 新增营业现金比率考核。我们认为国资体系将更多价值实现因素纳入央国企考核体系，是构 建“中国特色估值体系”并推动国有上市公司价值重估和回归的重要基础。纵观煤炭（中信） 板块，37 家煤炭上市企业中，国有企业（中央与地方均包括）数量占比为 81.08%。2021 年 至今，受益煤价高位运行，行业整体盈利能力可观并带动板块热度持续走高，但行业整体估 值水平普遍较低。未来在中国特色的估值体系下，中国神华作为大型能源央企，经营稳健且 分红可观，新街台格庙矿区开发及集团资产注入带来成长空间。

4.1.2.盘江股份：布局煤电一体增厚业绩，“风光火储”探索成长新空间

盘江股份作为贵州能源集团旗下的核心上市企业，有望在资源、技术、人才等方面得到 大力支持。为进一步做强做优做大贵州省能源领域龙头国有企业，2023 年 3 月贵州省委省政 府从战略高度出发，通过将盘江煤电集团更名，并吸收合并贵州乌江能源集团有限责任公司 的方式组建“贵州能源集团有限公司”，打造千亿级全国清洁能源供应商和全国一流能源企 业，作为全省能源战略重点实施主体、清洁能源开发主体、能源技术创新主体和国家重要能 源基地建设主体，成为全省能源供应的压舱石、稳定器，为全省经济社会发展提供战略性基 础性能源支撑。盘江股份作为贵州能源集团旗下的核心上市企业，在资源、技术、人才等方 面将得到大力支持，公司的政策优势将更加突出。

公司煤炭产能释放空间大，发展后劲充足。据公告，马依西一井一采区（120 万吨/年） 顺利通过联合试运转验收，公司煤炭产能规模达 2220 万吨/年（含代管松河矿）。未来伴随技 改以及新增产能不断释放，2025 年公司下属矿井原煤产能有望达到 2520 万吨/年。

政策优先支持，公司依托自身煤炭资源优势，布局煤电一体化锁定产业链利润。公司布 局煤电一体化将有助于自有混煤就地转化，确保电厂燃料长期稳定供应的同时还可减少中间 采购环节，大幅降低发电成本并锁定下游火电利润。据公司官网，2022 年底盘江普定 2×66 万千瓦超超临界燃煤发电项目开工，预计 1 号机组 2024 年底并网发电。盘江新光 2×66 万千 瓦超超临界燃煤发电项目正有序推进，预计 2023 年底 1 号机组建成投运，2024 年一季度 2 号机组并网发电，该项目建成后，将成为西南地区首座超超临界火电厂。值得注意的是，贵 州省能源局在 2022 年 11 月发布《关于推动煤电新能源一体化发展的工作措施（征求意见 稿）》，公告中提到支持省内煤电一体化项目优先并网，公司煤电一体化有望在政策支持下率 先实现并网发电。

布局“风光火储”，绿电建设同步加速。截至 2022 年底，公司累计获得新能源建设指标 375 万千瓦。2022 年公司全资子公司盘江新能源发电（盘州）有限公司启动光伏项目建设 3 个，装机容量达 11.85 万千瓦。截至 2023 年 3 月底已建成并网发电达 2.82 万千瓦。此外， 公司发布公告，其控股子公司新能源关岭公司拟投资 37.88 亿元建设关岭县盘江百万千瓦级 光伏基地一期 1050MWp 项目，促进“风光火储”多能互补一体化发展。其中，2022 年 4 月公 司开展的盘江普定 2×66 万千瓦燃煤发电项目属于安顺市“风光火储”多能互补一体化项目之 一，该项目采用高参数、大容量机组，具备深度灵活调峰能力。随着公司新能源装机容量的 大规模增长，储能调峰需求大幅提升，公司自有的可用于调峰的火电机组能够提升电力系统 的灵活性，进而缓解风光发电的不稳定性与随机波动性等问题。

分红可观，每股股利稳定。公司自上市以来保持稳定的现金分红政策，截至目前累计现 金分红为 86.38 亿元，近五年每股股利稳定在 0.40 元左右。

4.1.3.新集能源：背靠中煤集团，煤炭稳健发展，煤电新能源成长可期

公司是华东地区大型煤炭、电力综合能源企业，控股股东为中煤集团。中煤新集能源股 份有限公司是中煤集团控股、煤电新能源并举的大型能源企业，也是安徽省内四大煤炭企业 之一。新集能源于 1989 年 12 月开发建设，原为淮南市地方煤矿企业，1994 年转由国家开发 投资公司控股，从地方企业转变为中央企业。2007 年 12 月，公司 A 股在上交所成功上市。 2016 年 9 月，公司划入中煤集团管理。截至 2023 年 7 月底，中煤集团持股比例 30.31%，国 华能源公司持股比例 7.59%，安徽新集煤电公司持股比例 7.18%。公司主要经营以煤炭开采、 煤炭洗选和火力发电为主的能源项目，对外销售煤炭和电力，近五年煤炭板块贡献主要营收， 2017-2022 年煤炭业务贡献营收占总营收比在 60%-70%，电力业务占总营收比重在 30%-40%。

煤炭资源区位优、储量大，销售煤种以动力煤为主，长协占比高。据公司公告，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%。截止 2022 年末，公司矿权内资源储量 62.50 亿吨，现 有矿权向深部延伸资源储量 26.51 亿吨，共计 89.01 亿吨，为公司今后可持续发展奠定坚实 的资源基础。此外，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，公司贴近主要客户所在地，运输 距离较西北及北方煤炭生产基地相比近 1,000 公里以上，具有供应灵活和运输成本低的优势。 截至 2022 年底，公司共有 5 对生产矿井合计核定产能 2350 万吨/年，对外以销售动力煤为 主。据上证路演中心新集能源 2022 年半年度业绩说明会，公司 2022 年上半年长协煤占比约 91%，市场煤约 9%。考虑到 2023 年国家发改委依旧持续强调电煤中长协的签约率履约率，预 计公司长协煤销售占比仍保持在 90%的较高水平。

火电装机有增量，建设坑口电厂继续打造煤电一体。目前，公司控股的利辛电厂一期 （2*1000MW）和参股的宣城电厂一期二期（1*660MW,1*630MW）已投产运行。值得注意的是， 2019 年国家发改委、国家能源局在全国范围内选取了 15 个具有代表示范作用的煤电联营项 目，确定为全国第一批煤电联营重点推进项目，中煤新集利辛板集电厂项目获批列入全国第 一批煤电联营重点推进项目，这也是国内首个百万千瓦级煤电一体化的项目。2022 年利辛电 厂实现收入 41.83 亿元，净利润 6.02 亿元。利辛电厂二期（2*660MW）于 2022 年 11 约正式 开始建设，预计 2024 年三季度投产，而利辛电厂三期项目将按“风光火储一体化”模式建 设，构建新能源与传统能源协同融合的产业新模式，打造“源网荷储一体化”“多能互补”样 板工程，预计可降低园区企业用电成本约 20%，降低用汽成本约 40%（来源：人民网）。此外， 公司还拥有上饶电厂（2*1000MW）、滁州电厂（2*660MW）、六安电厂（2*660MW）、毛集电厂 （2*660MW）四个拟建火电项目。上述在建或拟建项目基本位于安徽省内或周边，与公司所属 煤矿距离较近，公司煤电一体化的协同优势得到充分发挥，进一步提高公司的盈利能力和抗 风险能力。

锚定“存量提效、增量转型”和“两个联营”发展思路，公司未来煤炭、煤电、新能源 协同赋能发展。据公司公告，新集能源 2023 年经营计划中提到要积极推进各项项目建设，一 要紧抓煤炭和电力项目建设，二要加快推进新能源项目建设，三要耦合推进综合能源服务和 资源综合利用项目。而“十四五”期间的发展思路则为全面聚焦“存量提效、增量转型”发 展思路，做强做优煤炭电力传统产业，大力发展新能源等新兴产业，逐步开创煤炭、煤电、 新能源一体化发展新局面。据集团官网披露，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（其中规划建设光伏、风电装 机 150 万千瓦，抽水蓄能 180 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。

电投能源

国电投旗下煤炭上市平台，目前已发展为“煤-电-铝”一体经营的综合能源企业。电投 能源成立于 2001 年 12 月，前身为霍林河矿务局，2007 年 4 月在深交所上市。公司系国电投 集团旗下唯一煤炭资产上市平台，截至 2023 年 7 月底，控股股东中电投蒙东能源集团持股 比例为 55.77%。公司主要在内蒙古地区从事煤炭、电力和电解铝的生产及销售业务。公司成 立初期主要从事煤炭产供销业务，后于 2014 年收购通辽霍林河坑口发电有限责任公司 100% 股权，2019 年收购霍煤鸿骏 51%股权，进入发电及电解铝业务领域，形成了煤电铝一体化循 环经济综合发展产业格局。近四年电解铝贡献主要营收，其次是煤炭、电力。

高比例长协稳定价格，吨煤成本有优势。公司煤矿地处蒙东霍林河煤田，主要分为霍林 河矿区一号露天矿田和扎哈淖尔露天矿田，均属于国内大型现代化露天煤矿，两者合计剩余 资源储量 17.71 亿吨，合计核定产能 4600 万吨/年，采储比约 38 年。据公司在 Wind 公开投 资者平台上的回复，公司煤炭销售近 90%为长协客户, 价格受市场影响较小。成本方面，公司纯露天开采模式造就了其远优于行业的开采成本优势，公司吨煤成本常年保持在 100 元/ 吨以内。在成本优势的加持下，未来公司在高长协占比下其利润弹性虽相比现货煤销售占比 大的煤企有所减弱，但也在一定程度上压低现货煤价波动造成的影响，盈利相对更加稳定。

低热值煤+坑口电厂，煤电一体优势明显。公司拥有火电装机 120 万千瓦，所属霍林河 坑口电厂是依托露天煤矿而建的大型坑口火电机组，主要燃用自有低热值煤炭，煤矿产出原 煤经皮带输送直接运入电厂储煤仓，原煤价格、运输成本较为低廉，所发电力主要向东北地 区负荷中心辽宁省输送，是东北地区主力供电机组，年利用小时高于东北区域火电机组平均 利用小时 1000 小时以上，是东北地区盈利能力最强的火力发电机组之一，2018 年至今通辽 霍林河坑口发电有限责任公司净利润始终为正。据公司公告，随着机组投产以来进行的节能 综合升级改造、重要辅机变频器改造、灵活性辅助调峰改造等，机组能耗指标大幅降低，辅 助调峰能力增加，持续盈利能力增强。

立足内蒙区域优质的风光资源，新能源装机快速增长。公司作为国电投集团旗下唯一煤 炭资产上市平台，立足于内蒙古地区，自 2014 年以来持续拓展新能源业务，在风、光电领域 均规划布局有装机增量。近两年内部分风光电机组陆续投产并网，公司新能源装机量实现快 速扩张，据公司年报，截至 2022 年底，公司已投产运行新能源发电装机规模 217 万千瓦，， 分别分布在内蒙古地区、山西地区。其中，所在内蒙古区域新能源装机 197 万千瓦时，依托 区域良好的风、光资源优势，风电、光伏利用小时数分别高于区域平均水平 300、100 小时， 有着较强的盈利能力。

新能源发电领域有望成为公司盈利重要增长点。“十三五”期间在新能源发展方面积累 了经验，展望未来，公司多措并举发展新能源：一是目前正在开发建设通辽市 100 万千瓦外 送风电基地项目、上海庙外送新能源基地阿拉善 40 万千瓦风电项目、锡盟外送新能源基地 锡盟阿巴嘎旗别力古台 50 万千瓦风电项目、突泉县 44.5 万风电项目，“十四五”期间公司新 能源装机规模将大幅提升。二是霍林河循环经济局域网正在建设火电灵活性改造促进市场化 消纳新能源试点 30 万千瓦风电和 10 万千瓦光伏项目，项目建成后循环经济新能源装机规模 将达到 105 万千瓦，绿电比例将进一步提升。三是“十四五”期间，公司还将积极参与竞价 新能源项目开发，通过县域开发、“三类一区”以及大基地、大用户合作方式等，不断加大新 能源开发力度，围绕蒙西特高压外送输电通道，积极争取大型新能源基地建设指标。总体来 看，到“十四五”末，公司规划新能源装机规模将达到 700 万千瓦以上，有望成为企业利润 增长的又一支撑点。

恒源煤电

安徽省属煤企，业务以煤为基，多元发展。安徽恒源煤电股份有限公司成立于 2000 年 12 月 29 日，并于 2004 年在上交所上市，成为安徽省第一家上市的煤炭企业。截至 2023 年 7 月底，控股股东安徽省皖北煤电集团有限责任公司持股 54.92%，实控人为安徽省国资委。 公司业务以煤起步，后布局煤电领域，于 2012 年收购恒力电力 25%股权，2019 年 1 月收购 宿州创元发电以及淮北新源热电，2021 年后收购恒泰新材料 100%股权进入非煤矿山领域。 近十年煤炭业务贡献营收占总营收比重基本维持 80%以上。

公司煤炭核定产能合计 1095 万吨/年，炼焦煤动力煤均有销售。据公司公告，截至 2022 年底，公司煤炭资源量达 10.22 亿吨，可采储量 4.84 亿吨，5 座煤矿合计核定产能 1095 万 吨/年，采储比约为 44.17 年。公司煤炭产品包括混煤、精煤块煤、煤泥等，主要用于电力、 冶金及化工等行业。公司煤炭销售以长协为主，销售运输方式以铁路运输为主，动力煤市场 主要稳定在周边区域，精煤销售市场主要为皖、赣、湘、苏、沪、等地区。

公司后续火电规模有成长，保供+调峰作用凸显。据公司公告，截至 2022 年底，公司仅 拥有火电权益装机 403MW，后续钱营孜发电公司二期扩建项目 2024 年底落地后有望贡献 500MW 的权益装机增量，相较现有水平提高 124%。据皖能集团官网，2023 年 2 月 19 日，钱 营孜发电公司二期扩建项目推进会暨 EPC 总承包签约仪式在上海举行。该扩建项目由恒源煤 电和皖能股份均股出资建设，是安徽省“十四五”支撑性电源项目。项目拟建设 1 台 1000MW 燃煤机组，总投资 47.4 亿元，并采用超超临界二次再热技术，设计发电标准煤耗 256 克/千 瓦时，投产后按年利用 5000 小时计算，年新增上网电量 47.75 亿千瓦时，年产值超 20 亿元， 贡献税收 1.2 亿元，将有效补充安徽省电力供应缺口，并为全省新能源消纳提供 800 兆瓦的 调峰容量。

上海能源

华东煤炭央企，煤电新能源协同发展。1999 年大屯煤电（集团）公司作为主发起人设立 上海大屯能源股份有限公司，并于 2001 年 8 月在上交所上市。2006 年 5 月上海大屯能源股 份有限公司成为中煤股份公司控股子公司，截至 2023 年 7 月底，中煤能源集团持有公司股 份 62.43%。公司主要从事煤炭生产贸易、洗选加工、煤矿建设、坑口发电、铝加工、铁路运 输等，近十年煤炭业务贡献营收占总营收比重基本维持 60%以上，其次是电力、铝加工。具 体来看，据公司公告，截至 2022 年底，煤炭业务方面，公司江苏徐州生产基地拥有 3 对煤炭 生产矿井，核定产能 729 万吨/年；新疆基地拥有 1 对煤炭生产矿井，产能由 120 万吨/年核 增至 180 万吨/年；4 对矿井核定总产能 909 万吨/年。煤炭品种为 1/3 焦煤、气煤、肥煤、 不粘煤，是优质炼焦煤和动力煤。电力业务方面，电力总装机容量 820 兆瓦，其中 2×350 兆 瓦热电网上机组为沛县地区唯一供汽供热源。新能源一期 202 兆瓦光伏项目已建成发电。铝 加工业务方面，公司拥有 1 座加工能力为 10 万吨/年的板带厂，主要生产热轧卷、冷轧装饰 板等产品。此外，公司还拥有自营铁路 181.9 公里，与京沪铁路、陇海铁路两大铁路干线直 接接轨，年运输能力为 1300 万吨。

以煤为基，公司坚持煤电联营、煤电新能源联营发展方向。据公司公告，公司的电力产 业发展思路是：一是公司具有煤炭、“发供电、售配电、供暖供热、电力运维”全产业链的优 势，考虑到国家将煤炭、火电作为保证能源安全的压舱石，且煤电产业具有互补性，公司将 进一步做优电力产业；二是坚持煤电联营、煤电新能源联营，按照发展煤电必须配备新能源 思路，尽可能多的获取新能源资源。在具体落实方面，公司一方面依托江苏本部煤炭采煤塌 陷地资源，积极推进“源网荷储一体化”示范基地、国家百万千瓦级采煤沉陷区生态治理清 洁能源基地、江苏省综合能源示范基地建设。另一方面欲拟以两座新疆煤矿为基础，通过产 能核增、争取和整合相关煤炭资源，同时获取新能源资源，打造新疆基地。

甘肃能化

靖远煤电是目前甘肃省国资体系中唯一一家煤炭上市公司。公司原名甘肃长风特种电子 股份有限公司，于 1993 年 11 月在深交所上市。2005 年 6 月，靖远集团通过将王家山煤矿资 产置入长风特种，实现借壳上市，并更名为甘肃靖远煤电股份有限公司。2012 年 8 月，公司 通过重大资产重组整合靖煤集团主要煤炭资源及产能，实现靖远矿区各类生产经营要素的集 约利用和产品的统一营销。截至 2023 年 8 月 1 日，公司控股股东甘肃能源化工投资集团有 限公司持股 35.19%，公司实际控制人为甘肃省国资委。

窑街煤电并表实现产能扩张，2022 年业绩高增。2022 年 4 月公司启动窑煤集团收购， 股权交易对价为 75.29 亿元。2023 年 1 月 4 日发布公告完成标的资产过户。公司原本合计产 能为 1054 万吨/年，此次收购后在产产能上升至 1624 万吨，较原有水平提升 54%。据公司公 告，2022 年公司煤炭生产量为 1494.02 万吨，同比+0.78%；煤炭销售量为 1415.41 万吨，同 比-7.07%；吨煤售价 719.14 元/吨，同比+36.07%；吨煤成本 282.75 元/吨，同比+23.26%； 吨煤毛利 436.39 元/吨，同比+45.89%。近两年公司不断调整产品结构和销售结构，积极开拓 配焦煤市场，据 Wind 公开投资者交流信息，目前魏家地矿（300 万吨/年）部分煤种可替代配焦煤使用，王家山矿（330 万吨/年）部分煤种可用作喷吹煤，在建矿景泰煤业（90 万吨/ 年）煤炭资源同样以焦煤为主，此外已收购的窑煤集团亦具备焦煤矿，销售结构的调整以及 窑煤并表均有望对上市公司综合吨煤售价提升起到促进作用，进一步增强业绩弹性。

更名“甘肃能化”，继续探索煤炭产业链纵向延伸。据公司公告，近年来，公司及下属企 业拓展增加了热电联产、化肥、建筑施工、光伏风电等业务，逐步向煤、电、化、建、新能 源一体化新型能源企业迈进。为了更好体现公司未来发展规划，准确反映公司控制权关系， 使公司名称更加贴合公司实际情况，公司变更公司全称为“甘肃能化股份有限公司”，证券简 称变更为“甘肃能化”。 火电：子公司白银热电为甘肃省白银市四大火电企业之一，承担该地区电力、热力保供 任务。公司电力板块主要由子公司白银热电负责运营，白银热电成立于 2012 年 5 月，主营 电力和热力生产业务，为甘肃省白银市四大火电企业（华能靖远电厂、中煤靖远第二电厂、 华能景泰电厂、白银热电）之一。公司规划建设 4X350MW 超临界燃煤间接空冷热电联产机组， 目前一期已建成投运 2X350MW 机组，是集发电、供热、工业供汽为一体热电联产项目。其中 一、二号机组分别于 2015 年 10 月、12 月正式投产发电，主要供热区域为甘肃省白银市中心 城区、银南新区、高新产业园、银东产业园、中小企业园等五个区域。据公司公告，2022 年 白银热电全年发电量为 35.40 亿度，其中外销电量为 32.85 亿度。公司发电业务 2022 年实 现收入 14.86 亿元，同比增长 17.17%，除新增固废热电公司发电收入以外，含税上网电价的 上涨也带动了公司电力销售收入的提升。2022 年电力业务毛利率为-12.21%，同比上年缩减 13.56 个百分点。

绿电：甘肃省光资源丰富，绿电转型优势显著。公司所处白银地区、海窑矿区属于太阳 能、风能资源较丰富地区，利用矿区闲置土地、塌陷区土地发展分布式光伏、农风光互补优 势明显。据公司公告，公司 28MW 光伏发电自发自用项目正在积极建设中，该项目通过扩建接 入原内部电网系统，自发自用，就地消纳，降低公司生产成本，实现绿色低碳、高质量发展 目标。未来公司将围绕矿区自然禀赋条件，结合公司采煤沉陷区治理等，依托控股股东能化 集团所拥有的光伏项目指标优势，共同加快新能源项目规划，布局高效的、绿色的、多能互 补性的新能源光伏发电项目。

煤化工：2020 年发行可转债布局煤化工，用于填补省内尿素供给持续存在的缺口，预计 2023 年一期项目落地。据公司公告，2023 年以来，公司清洁高效气化气项目一期工程加快推 进建设，长周期、关键设备、成套装置均已全部完成招标订货，生产性用房、食堂浴室、消 防及气防站、气化及渣水框架、中心控制室、气化机柜间变电所、翻车机房、筒仓、110kV 总 降压站变配电楼等土建施工已进入装饰装修收尾阶段，预计 2023 年 10 月合成氨、尿素主生 产线具备试生产条件，二期工程已开工建设。

（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。）

精选报告来源：【未来智库】。

（报告出品方/作者：开源证券，张绪成）

从宏观角度来看，每一个经济体均具备周期属性，总需求与总供给之间总是在 寻求动态的平衡，在经济运行过程中会循环往复地出现繁荣、衰退、萧条和复苏四 个阶段。煤炭行业位于第二产业的最上游，与实体经济的发展密不可分，其周期性 也较为典型，复盘煤炭二十年，煤炭行业以周期属性为主。但我们也看到，2021 年 至今，煤炭行业的周期属性正在发生变化，从供给侧改革到“碳达峰”、“碳中和”， 从曾经的“夕阳行业”到奠定能源安全的基石，从动力煤“保价”到电煤“稳价”，煤炭 行业受政策影响越发明显，“保供稳价”成为煤炭行业关键词。从产量区域分布看， 煤炭产量向晋陕蒙新等主产区聚集，煤炭资源进一步向大型央国企整合，煤炭更像 是中国的能源基础设施，从而服务国家的能源安全战略。从供给侧改革到“双碳”政 策，煤炭产能周期受到政策的多方抑制，无法完全遵从市场规律顺利开启，煤炭行 业周期属性也在逐渐弱化。

1.1、 复盘煤炭二十年，煤炭行业经历四个主要阶段

根据煤炭行业景气度特征，2003-2022 年，煤炭行业可分为四个主要阶段： 2003-2011 年，需求带动产能扩张的“黄金十年”；2012-2015 年，产量释放，需求增 速放缓，供给严重过剩行业进入“艰难时刻”；2016-2020 年，供给侧改革淘汰落后 产能，带动行业“重回正轨”。2021 年-至今，疫情常态化后需求恢复，碳中和背景 下，化石能源资本开支不足，俄乌冲突加速全球“能源危机”，煤炭“保供稳价”持续 推进。

黄金十年（2003-2011）：中国加入 WTO 以后，经济实现高增长，GDP 年均增 速达 10.7%，全社会固定资产投资平均同比增速达 21.2%，总需求持续增长。2002 年煤价实现市场化，煤炭整体供不应求，在需求增长刺激下持续产能扩张，产量年 均增速超过 10%，同时煤价中枢一路高涨。

艰难时刻（2012-2015）：经济增速放缓，GDP 增速降至 8%以下且逐渐下台阶， 总需求增长承压。前期“四万亿计划”刺激下，煤炭产能扩张，而下游需求增速放缓， 煤炭供给严重过剩，产能结构问题逐渐凸显，煤价中枢大幅下跌。

重回正轨（2016-2020）：“十三五”以来，中国经济发展进入新常态，优化升级 经济结构成为重心。2016 年开始，煤炭行业大力开展供给侧改革，去产能力度持续 加大，产能结构不断优化，供需格局得到显著改善，煤炭行业进入稳定期，产量平 稳增长，煤价回升且趋于稳定。

能源危机（2021-至今）：疫情突发与疫后经济恢复致煤价波动较大，需求复苏 下，供改进一步强化，产地及进口端收紧，煤价进入上行通道。俄乌冲突以来，全 球能源供需错配，能源危机持续演绎，海外煤价高涨，国内煤价持续高涨。

1.2、 复盘煤炭二十年，煤炭股价以周期逻辑为主

从 2003 年到 2022 年的二十年间，煤炭行业指数可以分为 6 个主要阶段，除流 动性因素外，影响煤炭指数的主要因素为煤炭价格，煤价驱动股价，股价跟随煤价， 而总需求和总供给决定煤炭价格，煤炭指数以周期逻辑为主。 2003-2006 年：我国 GDP 快速增长，能源消费快速提升，煤炭需求增长，煤价 市场化改革进一步提升煤价，煤价由 2003 年均价 264 元/吨上涨到 2006 年均价 427 元/吨，煤价中枢逐步抬高。煤炭指数由 2002 年年末的 876 点逐渐上涨到 2006 年年 末的 1263 点。 2007-2008 年：经济增长，需求继续抬升，受流动性宽裕影响，资产价格大幅 提升，资产泡沫后发生金融危机，股市出现大幅波动。煤价由 2007 年初的 460 元/ 吨，上涨到 2008 年 7 月的 995 元/吨，后又在 12 月回调到 510 元/吨。煤炭指数亦由 2007 年初的 1263 点，上涨到 2007 年 10 月的 6062 点，后又大幅回调到 2008 年 10 月的 1375 点。

2009-2010 年：经济危机后，国内四万亿刺激需求，流动性宽裕，煤价中枢继 续抬高，2009 年煤炭均价 600 元/吨左右，2010 年均价 746 元/吨左右。同时，煤炭 产能亦持续扩张，股价随煤价上涨，煤炭指数由 2009 年初的 1627 点上涨到 2010 年 12 月的 4200 点左右。 2011-2015 年：国内经济增速放缓，GDP 增速由 2010 年前的 10%左右下降至 2015 年的 7%左右，煤炭需求减弱，同时，前期产能扩张，产量释放，煤炭供给严 重过剩，煤价下跌，股价下跌。煤价由 2011 年初的 785 元/吨，下跌到 2015 年末的 350 元/吨左右。股价从 2011 年初的 4200 点下跌到 2015 年末的 1900 点附近。 2016-2020：2015 年 11 月，中央财经领导小组会议首次提出“供给侧改革”，着 力提高供给体系质量和效率，煤炭行业大量落后产能被淘汰。2020 年以来，能源结 构调整预期叠加疫情亦影响煤炭需求。煤价回归区间震荡，煤价维持在 500-700 元/ 吨左右，股价亦在 1500-2000 点的区间震荡。

2021-2022：2021 年疫后需求恢复，GDP 增速提升至 8.4%，“十三五”期间去产 能致供给不足，煤炭价格持续上涨，股价持续上涨。煤价由 2021 年初的 600 元/吨 左右，到 2021 年 10 月的 2000 元/吨以上，股价亦由年初的 1600 点左右上涨到年末 的 2500 点左右。2022 年，俄乌冲突加速海外能源危机，碳中和预期影响未来煤炭 新批产能及煤企新建产能意愿，煤价高位震荡，股价总体上涨。2022 年煤价在 1200 元/吨高位震荡，股价波动上涨，由年初的 2400 点上涨到 10 月的 3200 点左右。

1.3、 从 2021 年的典型周期到 2022 年周期属性的弱化

2021 年，煤炭行业经历一轮典型的周期。2021 年煤价先涨后跌，股价紧随煤 价波动，周期属性明显。1-9 月，疫后需求恢复，经济快速增长，煤炭供不应求— 煤价持续上涨，股价一路上行；10-12 月，政策限价，需求季节性转弱，产能核增， 供给释放，预期走弱—煤价下跌，股价回调。2021 年股价与煤价关联性很强，股价 基本提前反应煤价变化，股价走势与煤价走势基本一致。从疫后需求恢复，煤价上 涨，到产能释放，政策限价，煤炭行业经历一轮典型周期，股价亦先涨后跌。

2022 年，煤炭行业周期属性弱化。2022 年 2 月底，国家发改委发布《关于进 一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，明确了电煤中长期合同价格合理区间， 确立了电煤中长期合同价格形成机制，通知自 2022 年 5 月 1 日起执行。2022 年 7 月，国家发改委进一步要求电煤中长期合同严格落实三个 100%（签约率、履约率、 价格政策执行），同时，对电煤现货交易价格设置价格上限。2022 年，电煤长协价 格维持在 720 元/吨附近，电煤港口限价 1155 元/吨。2022 年，在限价政策下，能源 需求仍具韧性，俄乌冲突加速全球能源供需错配，煤价高位震荡。随着电煤中长期 合同的签约执行，长协签约率不断提升，现货煤价波动性明显减弱，股价与煤价关 联性亦减弱。从 2022 年股价与煤价走势图看，2021 年 12 月-2022 年 3 月，煤价走 势呈现“V”字型，而股价波动上涨，2022 年 4-9 月，煤价平缓波动，股价波动上行 并创年内新高，2022 年股价与煤价关联性明显不如 2021 年。电煤长协价格的相对 稳定以及长协签约率的提升，必将导致煤企盈利趋于稳定，煤炭行业周期属性趋于弱化。

1.4、 煤炭行业新的产能周期或将无法顺利开启

产能周期可分为四个阶段。第一个阶段，在经济繁荣时候，需求快速增长，企 业过度乐观，产能快速扩张导致随后的产能过剩。第二个阶段，由于产能过剩，供 大于求，供需格局恶化，引发通缩。在漫长的通缩过程中，中小企业退出，大企业 淘汰落后产能，这是一个供给出清的过程。第三个阶段，产能出清尾声，行业集中 度大幅提升，剩者为王，企业利润改善，资产负债表开始被修复，为新一轮产能扩 张蓄积力量。第四个阶段，随着企业盈利持续改善和资产负债表的修复，我们会看到新的产能扩张周期来临，一开始带动需求，后期增加供给。从前述复盘煤炭二十 年来看，煤炭行业经历第一阶段的“黄金十年”，第二阶段的“产能过剩”，第三阶段 的“供给侧改革，利润改善”。当前煤炭行业处于第四阶段的初期，企业盈利改善， 资产负债表已修复，但在“碳中和”大背景下，煤炭行业新的产能周期或将无法顺利 开启。

供给侧改革步伐不会倒退。当前煤炭行业高景气，与“十三五”期间煤炭供给侧 改革密切相关。煤炭行业是供给侧改革的主要领域之一，“十三五”期 间煤炭行业供给侧改革成效明显，五年内累计淘汰落后煤炭产能超过 10 亿吨，淘 汰煤矿数量一半以上，超额完成 2016 年提出的化解过剩产能目标。国务院在 2014 年发布的《能源发展战略行动计划 (2014-2020 年)》中确定，将重点建设晋北、晋 中、晋东、神东、陕北、黄陇、宁东、鲁西、两淮、云贵、冀中、河南、内蒙古东 部、新疆等 14 个亿吨级大型煤炭基地。2021 年，晋陕蒙新四个省煤炭产量占全国 总产量的 81%，国内煤炭产能进一步向晋陕蒙新地区集中，煤炭行业大型化、集约 化趋势明显。煤炭行业供给侧改革成效显著，并得到认可，当期煤炭行业享受供给 侧改革红利，供给侧改革步伐不会倒退，这决定了煤炭行业新建产能或无法大规模 释放，煤炭行业新的产能周期将无法顺利开启。

新批产能明显减少，未来无大量新建产能释放。“十三五”期间，煤炭淘汰落后 产能超过 10 亿吨，而新批建产能仅 3.5 亿吨，2020-2022 年，煤炭年均新批产能仅 3260 万吨，新批产能明显减少。2019 年，煤炭新批产能达 1.9 亿吨，出现小高峰， 但我们认为该部分产能对应的产量大部分已经释放，不会对 2023 年及以后煤炭产 量产生明显影响。主要原因为：一是部分产能未批先建，2017 年，全国煤炭未批先 建产能占在建产能接近 50%，2016-2018 年部分在建矿井在 2019 年得到集中审批； 二是区域上内蒙新疆占比 49.7%，内蒙新疆地区露天矿较多，露天矿建设周期为 1- 3 年，相对较短。2019 年后，随着新批产能的大幅下降，未来将无大量新建产能释 放。

资本开支增速不等于煤炭新建产能增速。“十三五”期间，煤炭行业固定资产投资明显下滑，2021-2022 年回升较为明显，但远不及煤炭行业盈利回升速度。2022 年，煤炭行业固定资产投资 4461 亿元，增速 24.4%，2022 年前三季度，煤炭行业 主要上市公司盈利增速达 71.3%。且固定资产投资增速不等于煤炭产能增速，从新 批产能情况看，煤炭新建产能增速不明显。主要原因为：一是煤矿智能化建设明显 加速。2018 年我国煤矿智能化采掘工作面为 80 个，2021 年达 813 个，2022 年预计 将超过 1000 个。根据《智慧赋能煤炭产业新万亿市场》预计，单个矿井智能化改 造费用平均约 2.1 亿元，我们预计“十四五”期间约有 1500 座矿井进行智能化改造， 则每年智能化改造费用约 630 亿元，占 2021 年煤炭行业固定资产投资的 15.7%，智 慧矿山建设及配套设备更新使煤炭行业固定资产投资增加。二是煤炭单吨产能投资 额明显增长。随着建设标准提高，原材料、人工工资上涨，煤炭单吨产能投资额亦 明显增长。以陕西省新批产能为例，2019 年煤炭单吨产能投资额为 925 元，2021- 2022 年分别为 1243/1458 元，同比分别+34.5%/17.2%。

双碳政策限制煤炭消费预期，新建产能意愿受约束。2020 年 9 月，双碳政策提 出，2021 年 10 月，《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》、《2030 年前碳达峰行动方案》两份纲领文件发布，明确“十四五”时期将严控煤 炭消费增长，2025 年非化石能源消费比重达到 20%左右，2030 年非化石能源消费 比重达到 25%左右，2060 年非化石能源消费比重达到 80%以上。双碳政策对煤炭 行业产生了深远影响，远期煤炭需求的大幅下降比较限制煤炭新批产能及煤企新建 产能意愿。一般煤矿开采期限为 50 年以上，远期煤炭消费将大幅下降，新建煤矿 已不是煤企的最优选择。2021-2022 年，煤企能源转型已经开启，验证煤企资本开 支已经转向新能源新材料等成长性赛道。

煤企倾向于高盈利高分红，难开启新的产能周期。随着煤价中枢抬高，煤企盈 利大幅提升，煤炭行业固定资产投资增速远不及煤企盈利增速，煤企未来没有太多 新建矿的资本开支，越来越多的煤炭企业加入高分红行列，并提高三年或五年的最 低分红承诺，如中国神华 2022-2024 年度现金分红比例由 2019-2021 年的不低于 50%提高至不低于 60%，陕西煤业分红比例承诺从不低于 40%提升到不低于 60%。 煤企高盈利高分红致股息率高企，众多公司股息率在 10%以上，甚至接近 20%。煤 企高分红表明煤炭企业未来新建矿资本开支有限，煤炭企业不再开启新的产能周期。

2.1、 从 PE 看，当前煤炭板块 PE 处于极低水平

煤炭板块 PE 处于历史极低位。截至 2023 年 3 月 10 日，煤炭板块市盈率 PE （TTM）为 6.70 倍，远低于历史估值 10%分位。历史上，煤炭板块 PE 低位出现在 2005 年，2008 年，2014 年及 2020 年。2005 年 12 月，煤炭板块 PE 阶段性低点为 8.35 倍，比当前 PE 高 24.6%。2008 年 10 月，煤炭板块 PE 阶段性低点为 9.41 倍， 比当期 PE 高 40.4%。2014 年 3 月，煤炭板块 PE 阶段性低点为 9.07 倍，比当期 PE 高 35.4%。2020 年 3 月 23 日，煤炭板块 PE 阶段性低点为 7.09 倍，比当期 PE 高 5.8%。从基本面看，2005 年煤炭行业盈利向好，煤价经历 2004 年的上涨后维持高 位，PE 低位主因股市整体低迷；2014 年煤炭供给严重过剩，煤企利润大幅下滑， 亏损面扩大，盈利下降导致 PE 低位；2020 年疫情突发，股市大幅波动，煤炭板块 出现 PE 低点。从历史 PE 看，2005 年、2008 年、2013-2014 年、2020 年，煤炭板 块 PE 都出现相对低点，2008 年主因金融危机，股市出现大幅波动，2013 年-2014 年煤炭行业进入低谷，低盈利导致低 PE，2020 年主因突发疫情，能源价格出现大 跌。但相比于行业低谷于突发事件期间，当前煤炭板块高盈利、低 PE，基本面更 接近于 2005 年的高盈利时期，但 PE 仍远低于当时低点。当前煤炭板块 PE 已处于 历史区间谷底，主因 2021 年以来煤炭板块业绩持续增长，而煤炭板块价值被严重 低估。

煤炭板块 PE 在全行业中处于低位。当前煤炭板块 PE 位列 A 股全行业倒数第 二位，仅高于银行板块。截至 2023 年 3 月 10 日，银行板块 PE 为 4.81 倍，煤炭板 块 PE 比银行板块高 39.3%。银行板块主要特点是估值低、分红高、安全稳健，但 从股息率看，18 家重点煤炭上市公司 2022 年股息率平均值预计为 9.1%，多 家上市公司股息率在 10%以上，而银行股股息率一般在 3-4%，部分达 5-6%。煤炭 板块股息率大幅高于银行板块，而 PE 仅高 39.3%，煤炭板块 PE 在全行业中均处低 位，估值存在折价。

2.2、 从 PB 看，当前煤炭板块 PB 仍处于较低水平

煤炭板块 PB 亦低于 2005 年低点。截至 2023 年 3 月 10 日，煤炭板块市净率 PB（LF）为 1.38 倍，历史估值 25%分位数为 1.39 倍，当前煤炭板块 PB 处于历史 估值 25%分位以下。历史上，煤炭板块 PB 低位出现在 2005 年，2014 年及 2020 年， 2005 年 12 月，煤炭板块阶段性 PB 低点为 1.42 倍，2014 年 4 月，煤炭板块阶段性 PB 低点为 0.95，2020 年 3 月，煤炭板块阶段性低点为 0.88。2014 年煤炭行业处于 低谷，2019-2020 年，煤炭行业处于供给侧改革下行期，同时受 2020 年疫情影响， 股市出现大幅波动，与 PE 低点相似，当前煤炭板块 PB 更接近于 2005 年，但 2005 年阶段性低点仍比当前行业 PB 高 2.9%。从 PB 估值角度看，当前煤炭板块仍处于 较低水平。 煤炭板块 PB 在全行业中处于低位。当前煤炭板块 PB 位列 A 股全行业倒数第 六位，仅高于非银金融、钢铁、建筑装饰、房地产和银行。2021-2022 年，随着煤 炭行业供需格局改善，煤炭板块高景气，板块 PB 逐渐修复，但 2022 年 9 月以来， 随着股价回调，煤炭板块 PB 下行，在全行业中仍处于低位。

2.3、 从 PB-ROE 看，煤炭行业估值明显折价

PB-ROE 模型是衡量煤炭行业估值高低的有效方法。净资产收益率（ROE）体 现企业的盈利能力，净资产收益率越高，企业盈利能力越强。市净率（PB）体现企 业净资产的溢价倍数。根据公式 PB=（ROE-g）/（R-g），ROE 越大，PB 估值就越 高，所以 PB-ROE 模型可以帮助投资者迅速发现市场中相对盈利能力强，但净资产 溢价少的上市公司。对于周期性行业，净利润波动剧烈，甚至出现负值，而净资产 相比波动幅度较小，当煤炭行业处于景气期时，净资产增加，煤炭处于萧条期时， 净资产会相应减少但不会变为负值，市净率适用范围比市盈率更广。在国内外资本 市场上，PB-ROE 是煤炭行业最有效的估值指标之一。通过历史 PB-ROE 均衡线对 比，可以判断煤炭行业估值所处历史水平，通过 PB-ROE 均衡线对比不同行业，可 以判断煤炭行业估值是否被低估。

PB-ROE 角度，煤炭行业明显处于其他行业 PB-ROE 均衡线以下。考虑到煤炭 的周期属性，从 PB-ROE 角度分析，对包括煤炭在内 28 个行业现阶段市净率（PBLF）和 ROE-TTM 进行回归分析，发现煤炭行业位于 PB-ROE 均衡线下方，且距离 均衡线比较远，表现出高 ROE，低 PB 的特点，估值折价明显。通过回归分析，当 前煤炭行业 18.6%的 ROE 对应市净率应为 3.82，截至 2023 年 3 月 10 日，煤炭板块 实际市净率仅 1.38，市净率估值折价 64%，相比其他行业存在明显的估值修复机会。 煤炭行业 ROE 接近历史高位，但市净率仍处于低位。从 2010-2022 年煤炭行 业平均 PB-ROE 回归分析得出，2017-2022 连续六年 PB-ROE 都位于均衡线以下， 当前仍处于高“ROE、低 PB”组合阶段，盈利估值性价比突出，存在估值折价现象。 当前 ROE 接近 2007-2011 的历史高位，但 PB 仍处低位，均衡线对应 PB 应为 3.16， 实际 PB 折价 56%。

与油气行业相比，煤炭板块仍存在估值折价。2021 年煤炭消费占一次能源消费 总量的比重为 56.0%，石油占 18.5%，天然气占 8.9%，煤炭板块和石油天然气板块 同属能源行业，均具有周期属性，随经济波动不断变化，两个行业净利润和 ROE 增减具有相同的趋势。选取油气和煤炭行业各 10 家具有代表性的公司，以当前市 净率和 2022 年前三季度 ROE 进行回归分析，除陕西煤业和兖矿能源外，其他 8 家 基本位于 PB-ROE 均衡线或以下，说明相比较于石油天然气板块，煤炭板块上市公司仍存在估值折价现象。

与公用事业行业相比，煤炭行业盈利趋于稳定但估值折价非常明显。公用事业 行业产品需求相对稳定，经营和业绩波动受宏观经济影响较小，不会随经济周期大 起大落，公用事业行业一般具有较多的固定资产，这与煤炭行业有相似之处。随着 供给侧改革完成和“双碳”政策的推进，煤炭产能得到有效控制，电煤长协比例逐渐 提高，长协价格趋于稳定，煤炭行业逐渐表现出公用事业的特点，通过对比当前煤 炭行业和公用事业行业，我们可以发现如果将煤炭行业公用事业化后，估值是否会 有变化。通过选择 10 家具有代表性的煤炭上市公司与 40 家公用事业类上市公司进 行 PB-ROE 回归分析，发现 10 家煤炭板块公司（红色点）全部位于 50 家上市公司 构成的 PB-ROE 均衡线以下，且都距离均衡线较远，都是“低 PB、高 ROE”组合， 煤炭板块相比较公用事业行业估值明显偏低。对 40 家公用事业公司 PB-ROE 进行 直线回归，得到公用事业公司的回归方程为 y=0.1383x+0.901，再将煤炭公司的 ROE 代入回归方程中，得到煤炭企业公用事业化后理论市净率值，通过对比 10 家 煤炭公司的理论市净率平均值和当前实际市净率的平均值，发现当前实际市净率平 均值折价 66%。

2.4、 煤炭板块低估值原因分析

股价仅限盈利驱动，且市场认为高盈利不可持续。2021-2022 年，煤炭板块较 年初分别上涨 10.9%和 43.6%，2022 年 12 月 31 日，煤炭板块较 2021 年 1 月 4 日上 涨 51.8%。2021 年，煤炭上市公司归母净利 1600 亿元，同比增长 75.6%，2022 年 前三季度，煤炭上市公司归母净利 2058 亿元，同比增长 71.3%。煤炭板块上涨仅限 盈利驱动，估值尚未提升，且煤炭板块股价上涨幅度远不及煤企利润增长幅度，市 场认为煤企高盈利不可持续。2021-2022 年，煤炭板块股价上涨主要来自煤企业绩 增长，且股价上涨幅度远不及业绩增长幅度，这使煤炭板块估值持续低位。但我们 也应该看到，经过多年的发展，煤炭行业已不再是高污染的产能过剩行业，能源安 全背景下，煤炭作为我国主体能源在短期内不会改变。而“双碳”政策也限制了煤炭 的产能周期，正因为煤炭具有较高的碳排放，未来产能将变的更为稀缺，煤炭盈利 有望维持在高水平，煤炭价值或将被逐步发现。

周期属性抑制了板块的高估值，市场需要更高的风险溢价。煤炭行业和公用事 业等防御性行业最大的不同就是煤炭行业的强周期性，针对周期板块，市场给的估 值明显偏低，市场需要更高的风险溢价。分析 2001-2022 年煤炭板块和公用事业板 块 ROE，尽管大部分年份，煤炭板块 ROE 高于公用事业板块，但煤炭行业在 2014- 2016 年存在明显的行业低谷，而公用事业板块 ROE 仅在 2008 年金融危机等特殊情 况下出现负值。市场仍普遍认为煤炭板块为周期板块，煤炭估值折价非常明显。

传统夕阳行业的烙印挥之不去。2012-2015 年，煤炭行业供给严重过剩，煤炭 清洁高效利用尚未大力发展，煤炭因产能过剩、污染严重、不可再生等因素，被许 多人视为夕阳产业。我们认为，煤炭是传统产业，但并不是夕阳产业。判断一个产 业是否属于夕阳产业的标准之一，是有无完全被替代的可能性，市场需求是否会急 剧萎缩。煤炭高效清洁利用方面，“十三五”期间，在淘汰落后产能的同时，煤炭清 洁高效利用提上日程。2015 年 5 月，国家能源局对外发布《煤炭清洁高效利行动计 划(2015-2020 年)》，指出要构建清洁、高效、低碳、安全、可持续的现代煤炭清洁 利用体系；《2016 年政府工作报告》强调要加强煤炭清洁高效利用，减少散煤使用。 《“十三五”规划纲要》提出，将煤炭清洁高效利用列为 100 项国家重大工程项目之 一。近年来，我国煤炭开采机械化、智能化水平大幅提升，煤炭行业产能过剩、污染严重的问题已得到根本性解决。煤炭需求方面，虽然我国一直大力提倡发展清洁 能源，但不可否认的是，我国“富煤、贫油、少气”能源结构没有改变，国家资源禀 赋决定了以煤为主的能源结构短期内不会改变。中国原油、天然气对外依存度已由 2011 年的 57.5%、21%上升到 2021 年的 72%和 46％。2022 年，“能源安全”成为能 源领域关键词，积极稳妥推进碳中和，煤炭对于保障能源安全供应的意义更显重大， 煤炭绿色开发与清洁高效利用已经加速，煤炭有望从传统的“夕阳行业”转向“黑金行 业”。

3.1、 2022 年，煤炭行业真正开始演绎确定性逻辑

煤炭行业受政策管控明显。2022 年 2 月 24 日，国家发改委印发《关于进一步 完善煤炭市场价格形成机制的通知》，于 5 月 1 日起正式实施。《通知》实现了“两 个明确”：一是明确了煤价合理区间，二是明确了合理区间内煤、电价格可以有效 传导，目的是实现有效市场和有为政府的更好结合，防止煤价大起大落。2022 年 7 月，国家发改委进一步提出“三个 100%”要求：各地需按照《煤炭安全保供责任书》 确定的电煤供应任务 100%签约，所有电煤中长期合同 100%履约，所有电煤中长期 合同 100%按价格政策执行。2022 年，发改委对煤炭行业执行了严格的政策管控， 煤价波动性明显减弱，中长期合同成为煤市稳定器，保供稳价成为 2022 年以来煤 炭行业的工作重点。

长协价格稳定、比例提升—煤企盈利确定—估值重构逻辑凸显。价格方面， 2022 年，下水动力煤年度长协基准价按 675 元/吨执行，较 2020-2021 年的 535 元/ 吨大幅提升，2022 年，动力煤年度长协价格维持在 720 元/吨附近，动力煤年度长 协价格高位稳定。同时，电煤现货限价执行 1.5 倍长协，港口限价 1155 元/吨。 2022 年，京唐港动力煤均价 1273 元/吨，全年均价超过电煤现货限价 10.3%，且大 幅高于电煤年度长协价格。即使现货价格下跌，年度长协价格远低于现货价格，我 们预计未来几年长协价格亦难有下跌空间，当前年度长协价格 724 元/吨，离上限 770 元/吨，仍有上涨空间。比例方面：随着发改委对煤炭中长期合同监管工作的重 视，2022 年电煤中长期合同比例逐渐提升。晋控电力煤炭年度长协比例从 2022 年 Q1 的 61%提升到 2022 年 Q1-Q3 的 80%。我们测算，国电、华能、华电、大唐四大 电力集团符合价格的长协比例预计从 2021 年 Q4 的 23%提升至 2022 年 Q4 的 72%。 2022 年 10 月 31 日，发改委印发《2023 年电煤中长期合同签订履约工作方案》的通 知，要求原则上每个煤炭企业电煤中长期合同任务量不应低于自有资源量的 80%， 不低于动力煤资源量的 75%，其中，2021 年 9 月份以来核增产能的保工煤矿核增部 分按承诺要求全部签订电煤中长期合同。2023 年，电煤长协价格有望维持高位，长 协比例预计维持 2022 年 Q4 水平。考虑到煤炭行业新的产能周期无法顺利开启，未 来相当长一段时间内，煤炭将处于保供稳价状态，煤炭行业确定性逻辑从 2022 年 开始演绎。长协价格高位稳定、比例较高—煤企盈利稳定—煤炭股估值重构的逻辑 非常明显。

3.2、 中国神华估值提升带来的启示

2020 年以前，中国神华估值始终低于煤炭板块。中国神华以煤炭产品为基础， 形成了煤炭“生产——运输（铁路、 港口、 航运）——转化（发电及煤化工）”一 体化运营模式，具有链条完整、协同高效、安全稳定、低成本运营优势。中国神华 体量较大，受益于“煤电路港航化”一体化经营模式，中国神华经营稳健性高于行业， 业绩相对稳定。从 2010-2020 年煤炭行业和中国神华的估值对比中可以看出，中国 神华 PE 始终低于整个煤炭板块，部分年份弹性远不及整个板块，盈利相对稳定反 而不具有强周期性，几轮周期中，中国神华弹性较弱，并不是煤炭板块优选标的。

2021 年下半年，中国神华估值偏低的逻辑发生了反转。2020-2021 年上半年， 中国神华 PE 基本都低于板块 PE，2021 年 11 月，中国神华 PE 超过板块 PE，2022 年全年，中国神华 PE 基本都高于板块 PE。2018-2020 年，中国神华平均 PE 为 8.6 倍，比煤炭板块平均 PE 低 10.8%，而 2022 年中国神华平均 PE 为 10.1 倍，比煤炭 板块平均 PE 高 13.4%。2023 年 3 月 10 日，中国神华 PE 为 8.1 倍，煤炭板块平均 PE 为 6.7 倍，中国神华高 21.5%，PE 差距进一步拉大。

中国神华周期属性弱化&高分红带来估值重构。从归母净利润同比增速看， 2007-2021 年，中国神华盈利增速波动性远低于煤炭板块。2021 年，中国神华归母 净利润同比增长 28.3%，煤炭板块上市公司归母净利润同比增长 75.6%。从分红比 例看，2008-2018 年，中国神华分红比例维持在 40%左右，2019-2021 年公司承诺分 红比例不低于 50%，实际分红比例分别为 58%、92%、100%，2022-2024 神华承诺 分红比例不低于 60%。稳定高分红带来高股息率，中国神华的投资价值逐步被市场 认可。2019 年以来，公司估值与行业差距明显收敛，2022 年以来，煤炭行业高景 气，煤企盈利普遍提升，长协政策使中国神华盈利更趋于稳定，中国神华的估值由 明显低于行业平均到明显高于行业平均转变。

3.3、 “中特估值”促央国企价值重估，煤炭行业充分受益

政策频发，高度重视央国企价值实现与估值提升。“中国特色估值体系”简称 “中特估值”，该概念最早在 2022 年 11 月受到 A 股市场广泛关注。2022 年 11 月 21 日，证监会主席易会满在金融街论坛年会上表示，要把握好不同类型上市公司的 估值逻辑，探索建立具有中国特色的估值体系，促进市场资源配置功能更好发挥。 2022 年 12 月 2 日，上交所制定新一轮《推动提高沪市上市公司质量三年行动计划》和《中央企业综合服务三年行动计划》，将服务推动央企估值回归合理水平，推动 打造一批旗舰型央企上市公司。2023 年以来，有关国企价值实现与估值提升的政策 频发，加强国企改革，提升国企效率，完善国企治理，提高国企估值等得到高度重 视，2023 年 3 月 5 日，政府工作报告亦指出，“深化国资国企改革，提高国企核心竞 争力。坚持分类改革方向，处理好国企经济责任和社会责任关系，完善中国特色国有企 业现代公司治理”。2022 年以来，关于央国企价值实现与估值提升的政策文件频发，央 国企有望实现高质量发展，估值有望实现提升。

净资产收益率替换净利润指标，考核指标促进国企高分红。国企改革考核指标 历经三个阶段，考核指标从“两利四率”到“一利五率”转变，强调了国企盈利质 量的重要性。2020 年提出“两利三率”，引导企业关注提高经营效率、加大科技创 新产业布局，两利即企业利润总额和净利润，三率即资产负债率、营收利润率、研 发投入强度。2021 年指标体系变更为“两利四率”，新增全员劳动力生产率指标，引导企业提高劳动力配置效率和人力资本水平。2022 年，“两利四率”细化为“两 增一控三提高”。“两利四率”，“两利”即利润总额、净利润，“四率”即营业收入 利润率、全员劳动生产率、研发投入强度、资产负债率。“一利五率”即利润总额、 净资产收益率、营业现金比率、全员劳动生产率、研发投入强度、资产负债率。净 资产收益率能够衡量企业权益资本的投入产出效率，有利于引导中央企业更加注重 投入产出效率，提高资产使用效率，对净资产收益率的考核也将加大国企分红率。

央国企价值重估，煤炭行业充分受益。我国煤炭企业拥有上市公司 28 家（包 含神火股份、广汇能源，不含焦化企业），其中 5 家为央企体系，19 家为省属国企 体系，2 家为市属国企体系，2 家为民营企业，煤炭行业是典型的国央企集中行业。 煤炭行业目前具备高盈利、高分红、低估值特点，具有很强提估值逻辑。基本面： 煤价有望维持高位，高分红带来高股息率。2022 年动力煤 Q5500 港口均价 1281.3 元/吨，同比+49.6%，相比 2020 年同期均价+127.2%。2023 年年度长协基准价维持 不变仍为 675 元/吨，远高于 2021 年长协基准价 535 元/吨，预示着 2023 年煤价仍 将得到有力支撑，煤价高位支撑煤企高盈利。当前我国 28 家煤炭企业平均分红率 为 64.5%，远高于 A 股平均分红率 35.2%。碳中和背景下，煤炭企业主业资本开支 较少，企业现金流充沛，众多煤企承诺式高分红，股息率多家在 10%以上，明显高 于银行长存利率。政策面：央国企估值有望回归带动煤炭企业估值提升。“中特估 值”体系将提升国企现代公司治理体系，实现国企价值实现，国企效率提升带动估 值提升。当前煤炭股有 21 家国企 5 家央企，建立中国特色估值体系，国央企估值 有望整体提升。能源安全背景下，煤炭是我国能源安全的“压舱石”，行业高盈利 低估值非常契合央国企估值提升的逻辑，煤炭行业将迎来基本面与政策面共振，估 值将具备大幅提升空间。

五家煤炭央企具备提估值基础。煤炭行业共有五家央企，分别为中国神华（隶 属国家能源投资集团）、中煤能源（隶属中煤能源集团）、电投能源（隶属国家电力 投资集团）、新集能源（隶属中煤能源集团）和上海能源（隶属中煤能源集团）。五 家煤炭央企中，除中国神华估值相对更高外，其他估值普遍较低，中煤能源集团旗 下三家上市公司市净率均处于破净状态。从净资产收益率看，五家煤炭央企 2022 年前三季度 ROE 均超过 15%，均处于高盈利状态。从货币资金和未分配利润看， 中国神华、中煤能源、电投能源均有较多未分配利润，具备高分红基础。截至 2022 年三季度，中国神华未分配利润/2022E 净利润、货币资金/2022E 净利润分别为 3.9 和 2.6，未分配利润和货币资金均远超 2022 年净利润，2022 年或将维持 2021 年的 100%分红比例，对应当前股价，股息率超过 12%，高股息率下，中国神华仍具备 提估值基础。截至 2022 年三季度，中煤能源未分配利润/2022E 净利润、货币资金 /2022E 净利润分别为 2.8 和 3.9，中煤能源在手货币资金充裕，2021 年分红比例为 30%，2022 年存在提高分红比例的可能，若 2022 年分红比例达到 60%，对应当前 股价，股息率与中国神华相当，而其 PE/PB 估值明显偏低，且 PB 已低于 1 倍，存 在大幅提估值可能。截至 2022 年三季度，电投能源未分配利润/2022E 净利润、货 币资金/2022E 净利润分别为 3.5 和 0.7，电投能源未分配利润较多，但货币资金相对 偏少，主因公司在建绿电项目较多，绿电转型理应为公司带来更高的估值。

3.4、 能源转型提供拔估值可能

积极稳妥推进碳中和，能源转型是大势所趋。党的二十大报告提出，要积极稳 妥推进碳达峰碳中和，立足我国能源资源禀赋，坚持先立后破，有计划分步骤实施 碳达峰行动，深入推进能源革命，加强煤炭清洁高效利用，加快规划建设新型能源 体系，积极参与应对气候变化全球治理。实现碳达峰碳中和，是我国统筹国内国际 两个大局作出的重大战略决策，“双碳”政策必将对煤炭行业产生长远的影响。“双 碳”政策严控煤炭消费增长，我们预计煤炭消费量将于 2030 年前后达峰，远期煤炭 需求下降必将对现在煤企新建产能产生负面影响。一般煤矿开采期限超过 50 年， 新建煤矿已不是煤企的最优选择。2021 年以来，煤炭行业景气上行，煤企盈利稳步 提升，碳中和背景下，煤企煤炭主业资本开支意愿减弱，行业高盈利持续支撑传统 能源转型，为确保未来市场地位与竞争优势，能源转型已成煤企共识。2022 年以来， 众多煤企开启能源转型，煤企能源转型是大势所趋。

煤企能源转型已经开启——四种能源转型路径。

（1）风光绿电。风光绿电转型为运营型转型路线，是煤企能源转型的主要路 径之一，该路径具有投资额较小、项目可分解、技术门槛相对较低、风险成本低等 特点。风光绿电建成期短并可分批建设，建成即能形成稳定的现金流。由于大部分 煤企具有坑口火电厂，煤炭下游客户主要为电厂，煤企具有一定的电力运营能力， 风光绿电转型具有明显优势，是煤企转型初期的主要路径。电投能源：上市煤企中 风光绿电运营规模最大，运营项目 1.55GW，在建 2.35GW，规划 4.14GW。盘江股 份：规划发展风电、光伏、火电、抽水蓄能项目 612 万千瓦，“风光火储”多能互补， 前景广阔。靖远煤电、兖矿能源、中国神华、中煤能源：规划布局绿电产业。

（2）储能电池。储能电池转型为技术型转型路线，储能技术目前尚处于发展 初期，具有前期投资额大、风险成本较高、建成周期较长、短期无收益、后期投资 回报率高等特点。由于煤企没有储能技术和管理经验，通常需要与技术团队合作， 需要持续的技术创新投入。华阳股份：布局钠离子电池全产业链，与中科海钠合作， 1GWh 电芯厂已投产，万吨级正负极材料已开展厂房建设。永泰能源：规划布局上 游钒矿&全钒液流电池。

（3）氢能。灰氢（或副产氢）转型一般需要煤化工或气头化工产业链，副产 氢综合运用发展氢能产业链具有先发优势和成本优势。美锦能源：全方位布局氢能 产业链。绿氢（绿电的电解水制氢）转型需要投资风光发电及电解水槽等设备，成 本相对较高，但绿氢是氢能发展的最终目标。宝丰能源：煤化工产业链耦合绿氢， 低碳减排契合碳中和。广汇能源：推动制氢、输氢、储氢、用氢一体化。

（4）高端新材料。高端新材料转型为化工产业链延伸路线，煤企需配备煤化 工产业链，具备煤化工运营能力，下游延伸发展高端新材料，从传统能源企业向科 技型企业转型。兖矿能源、中国神华、中煤能源、宝丰能源：煤化工向下游延伸发 展新材料。

四种能源转型路径均提供提估值可能。煤企能源转型方向主要有风光绿电、储 能电池、氢能、高端新材料四种路径。相关细分领域涉及的二级行业包括能源金属、 化学原料、化学制品、风电设备、光伏设备、电力、电池等，选取这些细分领域的 PE、PB 与煤炭开采行业对比，可以明显看出，不管是 PE 还是 PB，煤炭开采行业 估值均远低于其他行业。以煤企主要转型路线的风光绿电为例，电力行业对应 PE 为 25.4 倍，远高于煤炭开采行业的 5.8 倍。四种能源转型路径，为煤企提供了第二 增长曲线，同时均提供提估值的可能。当前煤企盈利能力强，现金流充沛，传统能 源转型有望为煤企带来业绩+估值双提升。

（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。）

精选报告来源：【未来智库】。