2024年永泰能源研究报告：煤电联营释放盈利弹性-新型储能双轮驱动

2024年永泰能源研究报告：煤电联营释放盈利弹性_新型储能双轮驱动一、民营综合能源服务商，危机化解后再出发（一）走出债务危机，打造综合能源服务商公司成立于1992年7月30日，于1998年5月13日在上海证券交易所上市，前身是鲁润股份。2007年永泰集团从中石化和泰安鲁浩收购鲁润股份共55.18%股份，成为该公司控股股东，于2009年确定以煤炭业务为重点的能源转型战略方针，逐步出售油品及其他资产，收购了具有山西省煤炭资源兼并重组整合主体资格的华瀛山西股权后，以其为平台采取定增等方式持续整合众多煤炭资产，布局山西、陕西、新疆等地，快速扩张公司煤炭资源储备与产能。2010年公司更名为永泰能源股份有限公司，在2014年为缓解煤炭主业带来的周期性波动，提升公司抗风险能力，确定了向“能源、物流、投资”三大产业转型的发展战略。公司依托煤炭业务构建煤电一体化产业体系，通过对华晨电力公司股权收购，拓展电力生产与开发业务，实现资源利用优化并提高供应链效率，电力业务占公司主营构成逐步提高。此外，公司于2015年完成对华瀛石化收购从而进入能源物流仓储行业，再度拓展业务板块。近年来，公司结合新能源产业发展逐步进军储能赛道，深耕煤电主业同时稳步推进储能转型发展。公司控股股东为永泰集团有限公司，实际控制人为王广西。截至2024Q1，王广西通过永泰集团有限公司持有公司18.13%的股份。公司以煤电互补为基础的综合能源经营格局已形成，子公司华熙矿业、银源煤焦、康伟集团负责煤炭开采和销售业务，华晨电力负责电力生产和销售，石化业务则是由华瀛石化来运营，同时公司成立德泰储能积极向储能方向发展。公司营业收入总体处于增长趋势，21年起盈利情况逐渐回升。2014-2023年公司营业收入总体处于增长趋势，其中2018-2019年营收下降系债务危机所致，随着危机得到全面化解，营收于2020年开始恢复增长。公司财务费用从2018年底的44.63亿元下降至2023年底的21.11亿元，债务危机得到处理。随着2023年电力业务扭亏为盈，电力业务毛利率从2022年的-6.87%回升至2023年的10.68%，Q1继续上升至12.93%；公司销售净利率在债务重组后从2021年开始逐步提升，2023年达到8.32%，24Q1回落至7.99%。积极化债，走出危机。随着2009年至2017年的高速扩张，公司资产规模连年增加的同时债务规模也逐渐扩大。2018年国内金融环境紧张，公司融资渠道急剧收窄，加之未能有效控制债务规模，公司遭遇流动性危机。2018年7月5日，公司2017年度第四期短期融资券未能按期进行兑付构成实质性违约，触发了存续的其他债券交叉违约，公司偿付能力、业务经营受到较大冲击，2018-2019年营收规模显著下降。危机出现后，公司采取多种措施及时应对，通过及时寻求政府救助、稳定企业生产经营、加快资产处置、积极推进债务重组和重整等多种措施，努力确保正常生产经营正常和造血能力。20年公司完成债务重整，资产负债率由重整前的73%大幅下降至56%，24Q1持续降至52%，公司债务危机得到化解。煤炭和电力是公司的双主营业务。2015年开始电力和煤炭成为公司的双主营业务，占总营业比重超过90%，2023年电力和煤炭业务营收占比分别达到55%、41%。（二）煤炭业务稳健经营，焦煤中长期资源储备蓄力增长煤炭业务是公司近年主要盈利支撑。公司煤炭业务收入在2014年-2020年较为稳定，得益于2021年开始的焦煤价格上涨，2021年煤炭业务收入高达108.52亿元，同比上涨88%；2022年仍然保持同比+26%；2023年煤炭业务收入为124.18亿元，同比-9%，主要系焦煤价格下跌所致。煤炭业务毛利率自2014年以来保持在40%以上，2023年毛利率50%，是支撑公司盈利的最主要来源。公司拥有15座在产煤矿，焦煤总产能约1110万吨/年。公司拥有优质焦煤和动力煤资源，在山西省境内拥有华熙矿业有限公司、灵石银源煤焦开发有限公司、山西康伟集团有限公司三大煤炭主体企业，共计15座在产煤矿；且在山西、陕西、新疆、内蒙和澳洲地区拥有优质煤炭资源。公司现有焦煤总产能规模为1110万吨/年，多年保持千万吨级水平，拥有的煤炭资源量总计38.29亿吨。其中：优质焦煤资源量共计9.22亿吨，优质动力煤资源量共计29.07亿吨，具备较强资源储量优势。煤炭产销量稳健，23年产销同比分别增长15.67%、17.68%。根据公司财报，23年公司实现原煤产量1297.23万吨，同比+17.58%，销量1299.37万吨，同比+17.98%，洗精煤产量328.99万吨，同比-2.30%，销量327.60万吨，同比-3.27%。2024年Q1，公司实现原煤产量239.52万吨，同比+0.49%，销量237.42万吨，同比+1.79%；洗精煤产量67.44万吨同比+8.63%，销量61.78万吨，同比+7.42%。国内优质焦煤具有稀缺性，本土炼焦煤供需较为紧张，21年以来进口量快速增长。国内自2020年“双碳”目标制定以来，大力推进能源结构调整，环保与安全检查维持常态化，一定程度限制炼焦煤供给；中长期来看，炼焦煤本身具备资源稀缺性且我国后备资源有限，供给弹性不足，未来新增产能将受到限制。需求端方面，炼焦煤消费量保持增长趋势，2023年国内消费量已达5.9亿吨，同比+6%。与之对应，焦煤进口量自21年以来快速增长，23年焦煤进口量1亿吨，同比60%。优质焦煤价格短期具备韧性，中长期仍有弹性。2023年焦煤价格先抑后扬，其中四季度受安监限产、稳经济预期改善及国际煤价高位等影响，炼焦煤价格明显反弹。据Wind，2023Q4京唐港山西产主焦煤均价2562元/吨，环比Q3约提升20%；24年以来由于淡季和春节后下游复产进度偏慢需求低预期，煤价回调幅度也较大，截至4月29日京唐港主焦煤价格从年初的2770元/吨回落至2170元/吨，不过随着下游需求企稳回升，焦煤价格相比前期已有上涨，中长期来看，优质主焦煤企业有机会依靠优质资源产品获得较大盈利空间，支撑公司业务增长。二、电力业务扭亏，动力煤自给提升长期盈利弹性（一）容量电价改革稳定预期，定性“基石”电源电价改革持续深化，近三年上网电价持续提升。近几年国家持续深化煤电价格市场化，2021年10月年国家发改委发布的《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）内规定电力直接交易价格在“基准价+上下浮动”范围内形成，上下浮动原则上均不超过20%，高耗能企业不受限制。随政策落实与深化，河南、江苏两省电力交易价格普遍接近或维持在较基准价上浮20%水平，公司下属电厂得以受益。公司上网电价在2021年上涨7.23%，自17年以来首度上涨，2023年继续保持上涨趋势达到474.83元/兆瓦时。火电容量电价政策出台，加快推动煤电向灵活调节能力提供主体转变。11月11日，国家发改委、国家能源局发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》。文件主要内容包括：（1）容量电价范围：煤电容量电价机制适用于合规在运的公用煤电机组。（2）容量电价水平：煤电容量电价按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定。煤电机组固定成本全国统一标准为每年每千瓦330元；通过容量电价回收的固定成本比例，综合考虑各地电力系统需要、煤电功能转型情况等因素确定，2024-2025年多数地方为30%左右，部分煤电功能转型较快的地方适当高一些，为50%左右，26年起各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50%；（3）容量电价分摊：各地煤电容量电费纳入系统运行费用，每月由工商业用户按当月用电量比例分摊。容量电价核心影响电能量市场，容量电价对终端用户用电成本影响较小，意味着在总体价格稳定的情况下，电量电价将小幅下降。容量电价文件出台时间接近各省12月签订中长期协议的时间，明确容量电价从24年1月1日开始执行，预计24年中长期电价小幅下降。火电收入=电量收入+辅助服务收入+容量收入，我们预计24年煤电中长期合约价格略有下降，影响或有限，长期来看，火电电量收入将逐步下滑，但辅助服务、容量收入将增长。从商业模式来看，火电将越来越少受煤价影响，盈利稳定性持续提高，火电资产定价水平将提升。国内用电量保持稳健增长。根据国家统计局，2023年国内全社会用电量9.2万亿千瓦时，同比+6.7%，其中规模以上工业发电量8.9万亿千瓦时；2023年江苏省累计全社会用电量7832.96亿千瓦时，同比增长5.86%，年累计发电量6272.54亿千瓦时，同比增长5.44%；河南省累计用电量4089.53亿千瓦时，同比增加4.64%，累计发电量3432.73亿千瓦时，同比增加3.11%；社会整体用电需求保持稳定增长。（二）电力业务扭亏为盈，动力煤自给提升盈利弹性公司参控装机总容量超过千万千瓦，以火电为主，发电机组主要集中在河南、江苏两省。根据公司23年年报，当前公司控股总装机容量为918万千瓦（均为在运机组）、参股总装机容量为400万千瓦，参控装机总容量超过千万千瓦。其中，燃煤机组规模728万千瓦，占控股装机规模79%，为主力发电机组，此外，控股机组还包括187.15万千瓦的燃气机组和3.28万千瓦光伏机组。公司电力业务主要分布于河南、江苏两省。区域供电排头兵，发电量六年CAGR约7%。根据公司官网介绍，公司控股电力机组在所属区域均在供电龙头之列，张家港沙洲电力总装机容量江苏省排名前五、苏州地区排名第二；张家港华兴电力所属燃气机组装机规模在江苏省同类机组中排名第二；裕中能源河南省火电装机容量排名第三、郑州市周边排名第一；周口隆达电厂运行后结束了周口市（河南人口第三）无大型支撑电源的历史长期用电紧张局面。公司2023年发电量373.49亿kWh，同比+4%，售电量353.91亿kWh、同比+4%。发电量六年CAGR约7%。动力煤外购成本降低，23年电力业务扭亏为盈。2021-2022年因为原料动力煤价格高涨电力业务亏损，2023年3月以来，动力煤市场整体供应相对宽松，煤炭价格呈震荡下行走势，同时公司实现长协煤签约全覆盖，兑现率不断提高，2023年公司电力业务实现毛利润和毛利率回正。推进低煤耗先进技术，电厂运行效率较高，利用小时数高于平均水平。公司积极推进电力机组改造，机组供电煤耗与厂用电率普遍低于全国平均水平，供电煤耗连续多年低于全国平均水平，2023年供电煤耗仍完成295.65克/千瓦时，较全国6000千瓦及以上电厂供电煤耗低7.75克/千瓦时，有效实现降耗增效。此外，公司电力利用小时数与区域数据相比，2017年以来，除2021年公司江苏省机组利用小时数略低于江苏省平均利用小时数（含燃气电厂，扣除燃气电厂因素则高于江苏省平均利润小时数），公司其他机组利用小时数均高于省平均水平，且21年后与全国平均水平差距缩小。2023年报披露，周口隆达全年累计发电设备平均利用小时在河南22家60万千瓦级燃煤发电机组中排名第一，张家港沙洲电力二期全年累计发电设备平均利用小时在江苏12家100万千瓦级燃煤发电机组中排名第一、一期平均利用小时在江苏10家60万千瓦级燃煤发电机组中排名第二，裕中能源二期全年累计发电设备平均利用小时在河南6家100万千瓦级燃煤发电机组中排名第二。海则滩煤矿项目是公司未来重要增长点。海则滩煤矿项目位于陕西省榆横矿区，煤种主要为优质化工用煤及动力煤，资源储量11.45亿吨，平均发热量6500大卡以上，具有资源储量大、煤种煤质优、建矿条件好、预期效益高、开采寿命长、外运条件便利等诸多优势。根据公司23年年报，海则滩煤矿2026年三季度具备出煤条件，2027年达产并充分释放产能后可达动力煤1000万吨/年水平。同时，海则滩煤矿投产后，动力煤可直接通过浩吉铁路运往公司所属河南和江苏地区电厂，满足公司所属电厂大部分用煤需求。根据公司23年年报测算，若海则滩煤矿达产，年产1000万吨动力煤，按照23年平均煤价，则能贡献年营业收入约90亿元、净利润约44亿元。预计公司27年可实现100%动力煤原料自给，大幅降低发电成本，我们测算相较23年电力业务度电成本将下降0.11元/kWh。按动力煤6500大卡热量值，度电标煤耗300g/kWh计算，预计海则滩煤矿满产可支撑发电量394亿kWh，覆盖公司燃煤机组发电量375亿kWh，实现100%煤炭自给，大幅降低发电成本，平抑周期波动。若参考动力煤龙头兖州煤业、中煤、陕西煤业等企业业绩，假设以动力煤毛利率35%、23年均价970元/吨来计算，则能节省电力业务成本970元/吨*1000万吨*35%约34亿元，假设燃煤机组27年实现375亿度发电量，度电成本降低0.09元/度，相较于23年度电成本0.42元/度下降21.6%。三、把握新型储能机遇，一体化布局全钒液流电池（一）长时储能应运而生，全钒液流产业化提速随着新能源在电力系统占比的提升，长时储能需求增多。根据美国桑迪亚国家实验室的定义，长时储能是持续放电时间不低于4小时的储能技术，主要针对多小时、跨日乃至跨季的电能转移需求。与短时储能相比，长时储能兼具“快速响应调节扰动”+“长期输出平衡电力”的能力，在极端天气下还可发挥应急保供作用。风光等可再生能源的渗透率越高，对长时储能的需求越高。新能源发电新增装机成为绝对主流，累计装机容量占比23年加速提升。据国家能源局，2023年国内累计发电装机容量中风电和光伏装机分别达到21%（同比+6pct）、15%（同比+1pct），新增装机容量中，风电+光伏占比达到82%（同比+16pct），新能源已经成为新增装机的绝对主流。国内光伏消纳压力增长快于风电，更需搭配长时储能。根据全国新能源消纳监测预警中心数据，1-2月累计消纳率95.7%，同比-2.2pct。2月消纳率93.4%，同比-5.5pct，环比-4.6pct。对比近两年春节月份（23年1月、24年2月），全国光伏消纳率-3.4pct，明显下滑，主因春节用电需求低+新增光伏装机较多。消纳100%省份从14个下降为6个，由于23年光伏装机快速增长，加之光伏出力集中（午间大发约4-5h），故光伏消纳压力增长快于风电，也更适配长时储能场景。配套储能尤其是长时储能将有效提高光伏装机容量上限，缓解消纳压力。根据广发电新组2024年3月12日报告《新型电力系统系列之七：新能源发展新机遇，消纳效率定乾坤》测算，对于当前建设的新型储能（锂电储能为主），可以根据其容量（GWh），除以4-5小时（光伏午间大发时长），折算其调峰功率（GW），进而根据上述比例关系，确定每新增1GW锂电储能其能够支撑的光伏装机增量约为4.1GW。国内政策扶持长时储能发展。《广东省推动新型储能产业高质量发展》等文件，现已明确要求开展长时储能关键技术攻关。2022年1月国家发改委、能源局印发《“十四五”新型储能发展实施方案》，提出到2025年实现氢储能、热（冷）储能等长时间尺度储能技术突破；加大液流电池、钠离子电池等关键技术装备研发力度。我国已有三十多个地区明确新能源配储要求，配储比例由10%-20%逐步上升至15%-30%，配储时长均已突破2小时，其中河北、西藏、内蒙古等多地规划时长已突破4小时，政策频出使得储能长时化成确定趋势。多种长时储能路线中，全钒液流电池在应用场景、储能时间尺度及经济性等方面综合优势突出。锂、钠离子电池在长时储能场景下存在缺陷，更适用于4h以下储能；抽水蓄能、压缩空气储能是目前主流，技术与商业化程度均十分成熟，但对地理条件有一定要求；钒电池循环寿命长、安全性高、在资源与地理位置上所受的限制相对较小，且储能电站一般位于空旷地区，占地面积大的缺陷得到弥补，因此有望在长时储能领域首先爆发。诸多储能电池种类中，尤其相比于锂电池，全钒液流电池具备循环长、安全性强的显著优点。全钒液流电池作为当前液流电池中发展时间最长、技术最成熟、回收利用率高、商业化程度最高的一种储能技术，具有安全性高、循环寿命长（循环达20000+次）、全生命周期成本低、环保易回收等诸多优点，在大型长时储能应用中优势明显。初始投资成本较高是制约全钒液流电池发展的核心问题，长时储能应用场景下，全钒液流电池初始投资成本和全生命周期成本均有望大幅降低。相比于已经成熟的锂电池产业链，钒电池产业链上游仍处于萌发期，规模效应和关键材料全氟磺酸膜国产化还未实现，因此初始投资成本（尤其是电池系统成本）较高，接近磷酸铁锂电池系统的两倍。但长时储能应用场景下，全钒液流电池系统的单位成本将得到明显摊薄（功率单元成本不变，仅需增加能量单元），同时由于钒电池电解液可在线或离线再生循环使用，自身不会降解，回收利用率较高，残值可达70%以上，成本可以进一步降低。产业化进程加快，24年全钒液流电池招标跌破2元/Wh，加速推进平价时代到来。根据ESPlaza长时储能网统计，2023年国内共有10次液流储能系统招标，均为全钒液流电池，其中集采3次、总规模2.25GWh，其他采购规模3MW/28.5MWh。从中标价格来看，2023年全钒液流电池储能系统平均报价2.778元/Wh，其中中核集团和国家电投的储能集采中平均单价约为2.63元/Wh，相较于2022年的首次液流电池集采平均单价3.102元/Wh有明显的下降。2024年以来已开标的项目中，采用单一全钒液流电池技术路线的储能系统投标平均报价在3.17元/Wh，据Trendbank，5h的全钒液流电池项目（三峡能源新疆吉木萨尔光储项目）大连融科联合体中标EPC报价1.929元/Wh，对比2h磷酸铁锂储能EPC24年3月平均中标价约为1.04元/Wh，仍有不少差距。考虑到磷酸铁锂电池在原材料价格基本触底以及制造规模化红利收窄的背景下后续降本空间有限，全钒液流电池的平价时代有望加速到来。（二）储能布局提速，构建钒电池一体化产业链公司发力全钒液流电池，控股子公司德泰储能规划1GW储能制造规模。公司近年来大力布局储能板块，聚焦全钒液流电池市场，力争2025年储能产业形成规模；2027-2030年进入储能行业第一方阵，实现全钒液流电池市场占有率30%以上目标。2022年9月，公司与海德股份合资成立德泰储能，公司持股51%。根据2023年报披露，德泰位于张家港的1000MW全钒液流电池储能装备制造基地（一期300MW）已于2023年6月底如期开工建设，9月完成桩基工程、主厂房第一罐混凝土浇筑，2024年4月公司公告一期项目预计2024年四季度投产，其中新一代32kW钒电池电堆已完成首台生产和产品定型，自主研发的BMS已完成程序测试和储能模块整装定型。根据公司测算，一期300MW投产后将占据国内10%市场份额。收购汇宏矿业，把握核心上游资源。2022年12月公司公告德泰储能通过收购优质钒矿资源公司敦煌市汇宏矿业开发有限公司65%股权，获取上游优质钒