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。
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