2023年中煤能源研究报告 中煤集团旗下核心上市公司-多业务协同发展

2023年中煤能源研究报告中煤集团旗下核心上市公司_多业务协同发展1.中煤集团旗下核心上市公司，多业务协同发展公司为中煤集团旗下核心上市公司。中国中煤能源股份有限公司是中国中煤能源集团有限公司于2006年8月22日独家发起设立的股份制公司，先后于2006年12月、2008年2月在港交所、上交所上市。截止2022年12月13日，中煤集团持有公司57.36%的股权，国务院国资委为实际控制人。此外，集团目前还拥有上海能源和新集能源2家上市公司。据Wind，截至2021年底中煤集团资产总额5023亿元，其中中煤能源总资产为3217亿元，归属于控股股东的合计资产占集团合计资产的36.74%，是中煤集团的核心上市公司。公司以煤炭、煤化工、电力和煤矿装备为核心业务，其中煤炭板块营收/毛利占比最大。公司是集煤炭生产和贸易、煤化工、发电、煤矿装备制造四大主业于一体的大型能源企业，主要产品包括动力煤、炼焦煤、聚烯烃、尿素、甲醇等，业务产地覆盖山西、内蒙、陕西、江苏、新疆等区域。整体来看，2017-2021年营收从811.23亿元增长至2021年的2311.27亿元，归母净利润从24.14亿元增长至132.82亿元。2021年营收同比大增，较上年同期增加63.96%，系公司自产商品煤、煤化工产品市场价格大幅上涨，以及煤炭销售规模扩大使收入、归母净利润分别同比增加63.96%、124.85%。细分来看，煤炭板块贡献主要营收及毛利，2012-2022H1煤炭业务贡献营收及毛利占比均在80%左右。2021-2022H1受益煤价高位运行，公司煤炭业务分别实现营收2016.57亿元、1015.34亿元，同比增长77.85%、22.26%。煤化工为公司第二大营收板块，2021-2022H1煤化工业务分别实现营收216.22亿元、123.29亿元，同比增长27.47%、16.67%。2.煤炭为基，产能贡献增量，长协稳定价格2.1.在建矿井陆续投产，产能又上新台阶2.1.1.煤炭资源集中晋陕蒙疆且储量可观公司煤炭资源主要分布于晋陕蒙疆且储量可观，以动力煤为主。公司煤炭主业资源规模居于全国前列。据公司年报，截至2021年底公司拥有矿业权的煤炭资源量270.19亿吨，证实储量142.55亿吨，其中动力煤证实储量占证实总储量的90.16%，2017年至今公司动力煤产量占总产量比基本维持在90%左右。开发布局方面，公司煤炭生产基地主要集中于国家规划的能源基地和中西部资源富集省区。据公司年报，分区域看，2021年公司山西区域产煤8273万吨，蒙陕区域合计产煤2331万吨，江苏区域产煤520万吨，新疆区域产煤150万吨，分别占总产量比73.38%、20.68%、4.61%、1.33%。2.1.2.“十四五”期间在建矿井释放增量截至2021年底，公司在产矿井合计权益产能1.13亿吨/年。公司拥有19座在产矿井，截至2021年底，公司核定产能1.31亿吨/年，在产权益产能合计1.13亿吨/年。除安太堡露天矿、安家岭露天矿以及东露天煤矿为露天开采外，其余矿井均为井工矿。公司主体开发的山西平朔矿区、内蒙鄂尔多斯呼吉尔特矿区是国内重要的动力煤生产基地，王家岭煤矿所在的山西乡宁矿区是国内低硫、特低磷优质炼焦煤基地，在建里必煤矿所在的山西晋城矿区是国内优质无烟煤基地。产能核增方面，公司所属的东露天煤矿和王家岭煤矿、大海则煤矿以及新疆106煤矿在2021年被纳入国家增产保供煤矿名单，可增加产能1210万吨/年。截至2021年底，东露天煤矿和王家岭煤矿已取得产能核增批复文件，共核增产能650万吨/年（东露天煤矿核增500万吨/年，王家岭煤矿核增150万吨/年）。2022年上半年，新疆106煤矿已取得产能核增批复文件，核增产能60万吨/年。据公司公告，大海则煤矿作为能源保供重点煤矿建设规模获准调增500万吨/年至2000万吨/年，正在办理相关手续。公司在建矿井合计权益产能2164万吨/年，大海则煤矿预计2022年贡献煤炭产量500万吨左右。公司有4对在建煤矿，目前合计核定产能2880万吨/年，权益产能2164万吨/年，相较现有水平增长22.66%。根据公司公开投资者交流发布的信息，大海则煤矿已于2022年8月进入联合试运转，并正在按照保供重点煤矿调整建设规模，估计2022年贡献煤炭产量500万吨左右。横向对比看，公司产能增量属行业前列。2016年2月国务院发布《关于煤炭行业化解过剩产能实现脱困发展的意见》，自此煤炭行业开始步入政府推动下的去产能阶段，“十三五”期间累计关闭退出落后煤炭产能近10亿吨/年。根据我们对于国内上市动力煤企的产能梳理，在煤炭行业资本开支规模持续缩减导致近两年产能释放受限的背景下，除靖远煤电通过收购窑街煤电而有望在2023年实现产能快速翻倍外，中煤能源“十四五”期间产能增量属行业前列，且有望快速放量，支撑未来几年的成长性。2.2.高比例长协锁定稳健盈利2023年电煤中长期合同出台，延续此前长协定价机制。国家发改委于2022年10月31日印发了《2023年电煤中长期合同签约履约工作方案通知》，对2023年电煤中长期合同的签约对象、签订要求、履约监管等作出全面指导，并要求各产煤省区于11月6日前将煤源任务分解情况进行上报。与2022年的方案相比，2023年的方案延续此前长协定价机制，按照“基准价+浮动价”机制签订，基准价按5500大卡动力煤675元/吨执行，浮动价根据全国煤炭交易中心综合价格指数、环渤海动力煤综合价格指数、CCTD秦皇岛动力煤综合交易价格指数每月最后一期价格、按同等权重确定综合价格。并在数量要求、运力配置等方面进行细化，覆盖范围更广、签订期限更长、履约要求更严。同时允许贸易商存在，为不具备发运组织能力的中小煤炭企业、发电供热企业组织运输，可在合理价格区间内合法合规加价销售。公司长协煤占比不低于80%，高比例长协锁定稳健盈利。参考国家发改委发布的《电煤中长期合同签约履约工作方案通知》，连续两年均要求煤企签订的中长期合同数量应达到自有资源量的80%以上，且2021年9月份以来核增产能的保供煤矿核增部分按承诺要求全部签订电煤中长期合同。公司作为大型煤炭央企，根据公司公告，其自产煤长协合同按照签订占比始终按照不低于80%的要求执行。在持续的成本管控下，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了现货煤价波动造成的影响，盈利相对更加稳定。2.3.联营煤企发力，投资收益有望大幅提升公司联营煤矿合计在产权益产能1320万吨/年。公司主要参股公司主要包括河北中煤旭阳能源有限公司（45.00%）、延安市禾草沟煤业有限公司（50.00%）、中天合创能源有限责任公司（38.75%）和华晋焦煤有限责任公司（49.00%）。其中禾草沟煤业拥有煤炭产能500万吨，中天合创拥有煤炭产能1600万吨，华晋焦煤拥有煤炭产能1110万吨，三家联营煤矿合计权益产能为1320万吨/年。截至2021年底，公司主体开发矿井叠加联营矿井，公司合计在产权益产能达到1.26亿吨/年。联营企业发力，投资收益有望大幅提升。公司投资收益主要来自于参股公司禾草沟煤业、中天合创、华晋焦煤以及中煤旭阳。2021年至今受益于煤价持续高位运行，上述联营和合营企业的投资收益为公司贡献了较多利润，2021-2022年前三季度实现投资收益35.42亿元、39.23亿元，同比增长170.75%、44.52%。以华晋焦煤为例，据公司年报，2021年华晋焦煤实现营业收入118.12亿元以及归母净利润16.41亿元，同比分别增长98.92%、252.90%。华晋焦煤下属的离柳矿区和乡宁矿区，拥有丰富的优质炼焦煤资源，其中离柳矿区生产煤种为低灰、低硫、特低磷、高发热量、强粘结性的优质主焦煤，属于国家明确规定的“两区一种”保护性开发资源；而乡宁矿区煤种主要为中灰、低硫、特低磷的优质瘦煤，是极好的炼焦配煤。据煤炭市场网披露的数据，柳林县4号焦煤（灰分16.5%，挥发分20%，硫分0.55%，粘结指数77.5）2022年坑口均价约为1324元/吨，价格和2021年1326元/吨基本持平；乡宁县2号焦煤（灰分13.5%，挥发分18%，硫分0.5%，粘结指数65）2022年坑口均价约为1323元/吨，和2021年1329元/吨基本持平。考虑到澳煤停止进口后国内优质主焦煤供给相对偏紧，叠加防控政策优化及地产端预期持续向好，黑色产业链悲观预期扭转下炼焦煤价格有基础维持高位，支撑华晋焦煤业绩。值得关注的是，山西、内蒙要求2023年底分期分批关停退出4.3米焦炉，焦炭供给收缩下有望在2023年底带动焦炭价格上涨，助推中煤旭阳业绩抬升。3.化工为翼，享主业资源禀赋，降本潜力犹存3.1.政策引导现代煤化工示范基地落地蒙陕宁新根据煤化工产品技术成熟度，可将煤化工分为两类：1）传统煤化工，是相对于现代煤化工的划分，具有加工生产方法成熟、技术门槛较低、能耗大污染高等特点，主要包括焦炭、电石、煤制合成氨、煤制甲醇等产品。2）现代煤化工，现代煤化工主要采用先进技术和加工手段生产替代石化产品和清洁燃料的产业，主要包括煤制油、煤制天然气、煤制烯烃、煤制乙二醇、煤制芳烃等。2016年以前，根据政策调控和技术发展，现代煤化工可分为三个阶段：1）2005年以前主要处于试验阶段。2005年9月，国务院提出要稳步实施煤炭液化、气化工程，意味着现代煤化工开始逐步向产业化发展。这一时期政策鼓励煤制燃料、煤制天然气发展，又要防止低水平、小规模盲目建设。2）2008-2012年初现代煤化工政策收紧。由于部分地区盲目发展新型煤化工，导致多数生产装置经济规模欠缺，技术成熟度差。2008年8月经国家发改委报请国务院批准,除继续开展神华集团煤炭直接液化项目和神华宁夏煤业集团与南非萨索尔公司合作的宁东煤炭间接液化项目这两个示范项目外,一律停止实施其他煤制油项目。2009年9月国务院要求“今后三年原则不再安排新的现代煤化工项目”。2010年6月、2011年4月国家发改委先后将煤制天然气项目和小型产能的煤制烯烃、煤制油等现代煤化工项目的核准权上收，2011年末进一步限制外商投资大型煤化工产品。3）2012-2015年上半年，现代煤化工政策再度放松。2013年初国务院发布能源发展“十二五”规划：计划到2015年末，新开工煤制天然气、煤炭间接液化、煤制烯烃项目能源转化效率分别达到56%、42%、40%。2014年初能源局计划2020年煤制天然气总量达到500亿立方米，2014年8月国务院、发改委先后发文支持黑龙江、陕西发展现代煤化工项目。2015年5月国家发改委重新将煤制烯烃项目下放至省级发改委部门核准。综合来看，与较为成熟的石油化工相比，我国煤化工产业还不具备规模化、基地化优势，同时产业链较短，产品附加值不高，同质化现象比较明显，多重因素叠加下导致产能利用率普遍不高。2016年以后，政策引导现代煤化工示范基地落地蒙陕宁新，推动产业链纵向延伸。2015-2016年末现代煤化工政策出现短暂收紧。2015年7月国家能源局提出煤制油、煤制气示范新项目的能效、能耗指标。2016年末，国务院将煤制烯烃、年产超过100万吨的煤制甲醇项目核准权重新下放至省级政府，现代煤化工政策再度放松。2017年3月，国家发改委发布现代煤化工产业创新发展布局方案，提出重点开展煤制烯烃、煤制油升级示范，有序开展煤制天然气、煤制乙二醇产业化示范，稳步开展煤制芳烃工程化示范，规划布局内蒙鄂尔多斯、陕西榆林、宁夏宁东、新疆准东4个现代煤化工产业示范区，这4大煤化工基地均与附近的煤炭生产基地相对应，同时在区位优势、输送通道等方面有优势，以电价为例，根据北极星售电网统计的数据，蒙陕宁新燃煤基准电价相较东部地区整体偏低。根据《现代煤化工“十四五”发展指南》发布的战略目标，在“十三五”现代煤化工产业规模的基础上，我国“十四五”将形成3000万吨/年煤制油、150亿立方米/年煤制气、1000万吨/年煤制乙二醇、100万吨/年煤制芳烃、2000万吨/年煤(甲醇)制烯烃的产业规模。国内聚烯烃进口依赖度仍较高。目前烯烃的制取工艺主要有三种：分别是油头、气头及煤头，其中油头工艺是最传统的烯烃生产工艺，主要使用石脑油蒸汽裂解来获得烯烃。考虑到我国能源资源禀赋为“富煤、贫油、少气”，为发挥我国煤炭资源优势、降低油气对外依存度、拓展石油化工原料来源，煤制烯烃逐渐被国家层面认可为减少烯烃对外依赖性、有助于烯烃产业安全的新型煤化工路径。根据石油和化工规划院发布的数据，截至2021年底我国煤制烯烃生产能力达到1115万吨/年（含MTP166万吨/年，甲醇制烯烃总产能624万吨/年（含MTPG120万吨/年）。与此同时，我国聚烯烃表观消费量亦逐年提升，据Wind，2010-2019年我国聚乙烯表观消费量由1706万吨增长至3403万吨，复合增长率为7.98%；聚丙烯表观消费量由1295万吨增长至2663万吨，复合增长率为8.34%。但我国聚乙烯的进口依赖度较高，基本维持在40%以上，聚丙烯依赖度较低。3.2.化工产品满产满销，煤化一体降本可期公司煤化工项目落地蒙陕。公司在鄂尔多斯、榆林等煤炭资源丰富的区域发展煤化工，公司目前并表甲醇产能160万吨/年，烯烃产能120万吨/年（聚乙烯、聚丙烯各60万吨/年）、尿素产能175万吨/年，其中公司公告显示中煤鄂能化图克大化肥项目为亚洲最大单体尿素工厂之一。此外，公司参股中天合创（38.75%）以及延长榆能(15.83%)，涉及甲醇权益产能196万吨/年，烯烃产能83万吨/年。目前，公司在建的榆林二期项目预计新增30万吨聚乙烯、45万吨聚丙烯产能。产品基本实现满产满销，规模优势突出。公司对外销售的煤化工产品包括聚乙烯、聚丙烯、尿素、甲醇等，2017年蒙大能化项目试生产后，2018年至今上述产品基本实现满产满销，产能利用率均在100%以上，规模优势显现。鄂能化公司合成气制100万吨/年甲醇技术改造项目于2018年10月开工建设，2021年4月投料试车，对当年甲醇产能利用率有一定影响。煤化工产品价格受原油价格波动的影响较大。参考《现代煤化工产业竞争力分析及高质量发展路径研究》的测算，油价需在50-60美元/桶的价格时，煤化工业务方可以达到盈亏平衡点，其中煤制烯烃类项目因技术已经较为成熟，在油价40-45美元/桶时即可盈亏平衡，当油价在65-75美元/桶油价下，煤制烯烃成本与石脑油制烯烃成本相当，即具有较好盈利水平。而2020-2021上半年期间，由于、地缘政治冲突等多方因素扰动，原油价格一度跌至20美元/桶附近，尽管后续出现上涨，但仍持续处于较低水平，直至2021年6月才突破70美元/桶的价格水平，长期的油价低迷导致煤化工生产经济效益明显减弱。2022年起，一二季度原油价格受地缘局势影响两次上行，布伦特原油现货价一度达到138美元/桶，但下半年有所下行，截至2022年12月19日，布伦特原油现货价报收于79.72美元/桶。公司煤化工板块的盈利跟随国际原油价格持续波动，2021-2022H1煤化工业务分别实现营收216.22亿元/123.29亿元，同比增长27.47%/16.67%。2022年H1公司聚烯烃/尿素/甲醇销售均价7710/2724/1919元/吨，同比增长4%/35.3%/13.2%。甲醇自产降低成本，煤化一体协同发展。公司煤化工生产工艺路线是由煤炭作为原料经气化转换为粗煤气，净化后生产合成氨或甲醇，合成氨与二氧化碳生产尿素；甲醇经MTO反应生成乙烯、丙烯单体，聚合为聚乙烯和聚丙烯。据公司公告，2021年公司蒙陕地区煤化工项目为加大自产煤炭就地转化力度，采购公司内部煤矿煤炭462万吨，同比增长45.7%。甲醇产品主要由中煤远兴、中煤陕能化、中煤鄂源生产，80%内部自用，内售价格相较外售价格低60-300元/吨不等。据公司Wind公开投资者交流披露的信息，公司大海则煤矿产品销售给电力或化工客户的比例各占50%左右。未来随着大海则煤矿投产，预计公司内部化工项目用煤自给率将有所提升，叠加100万吨/年甲醇技术改造项目正常运转，公司煤化工板块有望凭借自有资源实现持续降本。4.公司具备优质基本面但估值亟待提升中煤能源估值相较同等规模体量公司处于低位。参考总资产、营业收入、员工人数等指标，我们选取与中煤能源煤炭规模相近的可比公司中国神华、兖矿能源、陕西煤业进行估值对比，自2022年起中煤能源PE（TTM）及PB（LYR）始终处于上述可比公司中的较低水平。而影响公司估值的因素主要在以下两个方面:一是有息负债率较高，2021年公司有息负债率为30.25%，而中国神华和陕西煤业仅为10.77%和4.37；二是资产减值导致公司利润相较可比公司处较低水平，2021-2022年前三季度公司资产减值损失分别为39.57亿元、19.13亿元，而2020年仅为0.56亿元。但从时间维度上看，公司整体经营状况在逐步转好，主要表现在以下几个方面：2012年起资本开支规模下降，目前维持年均百亿水平。从2012年开始，中煤能源购建固定资产、无形资产和其他长期资产支付的现金从高点开启下行趋势，2015年起基本维持在百亿规模左右。据公司公开投资者交流披露的信息，公司预计未来资本支出计划仍将维持目前的百亿元规模，主要投向煤炭、煤化工、电力及新能源等方向。公司合理范围的资本开支将为后续利润分配留出空间。有息负债率逐年降低，增强现金蓄水能力。2017-2022年前三季度公司资产负债率由57.37%下降至51.04%，与此同时公司不断优化债务结构，带息债务与全部投入资本比值由2017年46.87%下降至2022年前三季度的33.68%，有息负债率从2017年37.62%下降至2022年前三季度24.87%。相应的，公司财务费用逐步改善。截至2022年前三季度，公司财务费用为29.23亿元，同比降低1.73%。近五年公司经营性现金流净额逐年上涨，自2017年的178.07亿元增长至2021年的481.06亿元，其中2021年较上年同期增长112.56%。煤价高位运行叠加成本管控有效，公司自产煤盈利能力提升。2021年，公司动力煤、炼焦煤的吨煤售价分别为572、1355元/吨，同比增长42.29%、67.70%；自产煤的吨煤成本为325元/吨，同比增长16.46%。2022年H1，公司动力煤、炼焦煤的吨煤售价分别为636、1836元/吨，同比增长30.3%、88.5%；自产煤吨煤成本309元/吨，同比增长7.8%。不断提升的盈利能力有望带动公司业绩水平持续抬升，叠加所属资产涉及减值已充分计提，有望实现利润留存。公司作为大型央企，经营稳健但估值较低，中国特色估值体系下其估值修复空间有望持续释放。11月21日，证监会主席易会满在出席在2022年金融街论坛年会上提出“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。”纵观煤炭（中信）板块，34家煤炭上市企业中，国有企业占比为82.35%。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股价持续走高，其中2021-2022年前三季度国有煤企归母净利润同比增长率达到79.41%、75