煤炭行业之中国神华研究报告：老能源、新时代_盈利分红大跨越.docx

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1、煤炭行业之中国神华研究报告：老能源、新时代_盈利分红大跨越1. 高价长协时代来临，煤炭业务盈利中枢上移1.1. 长协基准提升，公司充分受益煤炭开采及销售是公司的主营业务，2015年至今公司煤炭业务营收及毛 利润随煤价波动呈现一定周期性。2020 年公司煤炭业务占营收比重达 70.2%，是公司的主营业务。公司煤炭业务的单月产量整体维持稳定，营 收及利润主要取决于煤价。20152017 年得益于 2016 年全行业供给侧改 革，煤价触底回升，公司煤炭业务营收、毛利持续提升。2018 年起，煤 炭市场供需逐渐宽松，煤价回落，公司煤炭业务营收及毛利也有所下降。煤炭市场长协价格形成机制发布。2022 年

2、 2 月 24 日，国家发展改革委 发布进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知，核心要点：1）引导 煤炭价格在合理区间运行，秦皇岛港下水煤（5500 千卡）中长期交易价 格每吨 570770 元（含税）较为合理；2）完善煤、电价格传导机制，煤 炭中长期交易价格在合理区间内运行时，燃煤发电企业可在现行机制下 通过市场化方式充分传导燃料成本变化；3）三是健全煤炭价格调控机制， 包括提升供需调节能力、强化市场预期管理、加强市场监管。时隔两个多月、三次政策，机制最终落地，新机制更加稳定成熟，煤企 高盈利有保障。1）12.3 日全国煤炭交易大会公布了 2022 年炭长协基准 价为 700 元/吨（较原 5

3、35 元/吨提升 165 元/31%，浮动区间为 550850 元，相较此前的 470600 元有所扩容）。2）发改委 2021 年 12 月 12 日 发布2022 年煤炭中长期合同签订履约工作方案，提出煤炭中长期合同执行“基准价+浮动价”价格机制，实行月度定价，价格暂按全国煤炭交 易会公布的征求意见稿实施，待国家有关政策明确后再按规定进行调整， 此后，12 月长协价格按照 725 元/吨实际执行。3）2022 年 2 月 24 日的 通知最终将价格区间确定为 570770 元/吨。4）根据最终落地机制， 上下浮动区间变为了 200 元，较原 300 元收缩 100 元；其中下限提高 20

4、元、上限下降 80 元。新机制下，价格波动更小，且全长协覆盖后，伴随 煤电联动机制建立，这次的长协基准调整对于上下游实为双赢，煤炭企 业盈利中枢抬升、盈利更加稳健。公司煤炭销售以长协煤为主，长协煤定价以年度长协为主。2018年至今， 公司煤炭销售中长协煤占比均高于 80%，其中 2021 年前三季度年度长 协占比为 43%，月度长协占比 41%。公司自产煤基本满产满销，自产煤占商品煤销量 60%以上。2018至今 公司自产煤产销率基本在 100%上下微小浮动，2021 上半年产销率为 99.9%，同期自产煤占商品煤销量比例为 63.3%。我们判断公司外购煤主要以月度长协销售，自产煤主要的销售形

5、式为年 度长协。我们测算得公司 2021H1 自产煤平均销售成本为 261.2 元/吨， 外购煤平均销售成本为 593.9 元/吨。且同期年度长协、月度长协、市场 煤炭销售均价分别为 412、614、489 元/吨，仅有月度长协均价高于测算 外购煤销售成本，因此我们判断公司外购煤主要以月度长协销售，自产 煤主要的销售形式为年度长协。而自产煤占商品煤比例比超过 60%，而 年度长协占商品煤比例超过 40%，因此后续的判断我们将基于公司自产 煤的销售 40%是年度长协，20%是是月度长协或者市场。公司年度长协煤售价与秦皇岛年度长协价高度线性相关。对2020年至 今公司年度长协煤售价与秦皇岛年度长协

6、价的 7 组数据进行线性拟合， 可得到秦皇岛年度长协价 = 公司年度长协价X1.5209 39.089 的线性方 程，且方程的 R 2 = 0.853，拟合性较好。若 2022 年市场煤均价为 800 元/吨，公司自产煤吨毛利为 265 元。在上 文论述的三个核心假设下：1）公司自产煤的销售 80%是年度长协，20% 是月度长协或者现货煤；2）秦皇岛年度长协价 = 公司年度长协价 X 1.5209 39.089；3）公司月度长协/现货价 = 秦皇岛市场煤价/1.5209。 我们在不同长协价及市场煤的价条件下测算了公司自产煤吨毛利。其中长协价由 BSPI、CCTD、NCEI 指数结合长协基准价

7、确定，而这些价格指数与市场煤价格相关联，以下情景对于长协价近似 按照“长协价 = (市场煤均价 + 670) / 2”进行测算，则市场煤均价 800 元 /吨时对应的长协均价为 735 元/吨。若以费用及税金占营收的比率为 10%及公司煤矿大多享有西部开发优 惠所得税税率，所得税率按 15%计算，在市场均价为 800 元/吨时，公 司自产煤吨净利为 181 元。1.2. 保供持续，2022 年产销有望提升公司国内投产运营煤矿产能合计 3.3亿吨，是全国绝对龙头，自产煤品 种均为动力煤。公司煤矿产能主要分布在内蒙古自治区和陕西省，多以 井工矿为主，2021 年公司煤炭产量 3.07 亿吨，销量

8、4.82 亿吨，销量占 国内煤炭行业市占率达 11.8%，为国内绝对龙头。Q4增产坐实保供国家队，公司 2022产量有望更进一步。保供有序推进， 公司作为国内最大的煤炭央企，是迎峰度冬保供的国家队。公司进入 21Q4 后，自产煤产量节节攀升，1012 月分别达 26.5、27.3、29.0 百万 吨。开春以来发改委继续强调贯彻保供稳价目标，2022 年公司有望维持 21Q4 的煤炭生产强度，全年产量有望进一步提升。由于长协基准价的提升，即使在 2022 年煤炭市场价由 2021 年均价 1040 元/吨下降到 800 元/吨，公司 2022 年煤炭业绩仍将大幅高于 2021 年。 结合上文自产

9、煤吨煤在 2022 年 800 元市场煤售价中枢下的净利为 181 元/吨测算，考虑到后续产量仍将增长，预计 2022 年公司自产煤贡献归 母净利至少为 447 亿（公司盈利能力最强的子公司神东煤炭为 100%全 资，实际归母利润将高于测算值）。2. “市场电”时代，火电资产价值重估2.1. 煤价中枢提高推高电价，煤电联产机组更受益高煤价推动电价机制改革，“市场煤-市场电”时代开启。2021年煤价高 涨，“计划电”下电价不变，煤电机组普遍亏损，煤电出力意愿不足叠加 用电需求旺盛，“缺电”现象频发。为了缓解煤电矛盾，2021 年 7 月起， 多省区相继提出允许煤电市场化电价在基准价的基础上可上浮

10、不超过 10%。2021 年 10 月，国家发改委发布关于进一步深化燃煤发电上网电 价市场化改革的通知，将现行的电价机制由“基准价+上下浮动的市场 化价格机制，浮动范围为上浮不超过 10%、下浮原则上不超过 15%，2020 年暂不上浮”调整至“原则上下浮动均不超过 20%，高耗能行业电价上浮 不受限。”同时推动全部煤电和工商业用户进入市场化交易，“市场煤-市 场电”时代开启。火电盈利和估值模式将重塑。从近年来基本仅受煤价影响，变为煤价、 电价、利用小时综合作用。近年来，由于电价只降不升，电力供给充足 下火电利用小时受挤压，火电盈利基本由煤价决定。本次改革后，电价 可浮动，电力供需趋紧下利用小

11、时数将提高，火电盈利变为煤价、电价、 利用小时综合作用结果。煤价中枢提高推高电价，2022年煤电电价上涨趋势明显。国家发改委就 2022 年煤炭长协签订征求意见，意见提出 5500 大卡动力煤调整区间在 550-850 元之间，其中下水煤长协基准价为 700 元/吨，较此前的 535 元 上调约 31%。煤价中枢提高推高煤电电价，2022 年多地年度长协电价涨 幅触及上限 20%，如江苏（19.36%）、陕西（20%）、河北（19.99%）、海 南（20%）。煤电联产机组更加受益。对于煤电联产机组，由于煤炭自供，在过去电 价不变时代，煤价涨跌带来的其实是利润在公司煤炭和电力板块之间分 配问题，

12、整体来看利润不变，而在当下电价可涨时代，高煤价推动电价 上涨，将带来整体利润提高。但是，对于非煤电联产机组，虽然电价上 涨，但由于煤价上涨导致成本增加，利润并不一定会增加。公司 2020 年 发电分部耗用自产煤炭占总消耗量的 82.6%，煤电一体化经营程度高， 将显著受益于煤价中枢提高推动下电价上涨。2.2. 双碳战略下，优质机组将更受益2.2.1. 公司持续优化电力装机结构公司电力装机中燃煤发电占97%，受煤价波动影响电力业务毛利润呈现 周期波动。公司现有电力装机以火电为主，火电装机量占比超 99%，其 中燃煤发电占 97%，燃气发电占 3%。受供给侧改革以来煤价持续上升 影响，公司 201

13、52017 年电力业务毛利润及毛利率持续回落，2017 年之 后煤价中枢逐年下移，公司电力业务毛利率有所提升。受 2019 年 2 月 后部分电力资产出表影响，2019 年毛利润大幅下降 26.1%，2020 年全年 毛利润为 134.6 亿元，同比下降 8.7%。公司 2021 上半年末并表电力装机以 600MW 及以上（占比 74%）和近 十年投产的新机组（占比 46%）为主，装机结构具有优势。公司2020年 并表燃煤电厂装机总量为 31,204MW，权益装机量为 21,658MW，其中 机组为超临界及超超临界的合计 20 座，装机量合计 15,980MW，占比 51.2%，此外公司 60

14、0MW 及以上机组装机量占 74%，近十年投产新机组 占 46%，公司电力机组具备结构优势。2021年是公司火电资产集中投产的一年，全年投产机组6980MW，占存 量运营机组 22.3%。公司“十二五”、“十三五”时期规划的火电机组，于 2021 年进入收获期，从 1 月至 12 月，锦界三期项目 6 号机组(660MW)、 四川江油项目 1、2 号机组(1000MW*2)、胜利电厂 1、2 号机组 (1000MW*2)、永州电厂 1、2 号机组(1000MW*2)、罗源湾项目 1 号机组 (1000MW)，先后投产。投产项目中扣除已并表的锦界项目，再加上还未并表的爪哇发电项目， 共有待并表机

15、组 8420MW，其中权益机组 6590MW，分别占公司运营并 表火电机组的 27.0%、30.4%。火电优质机组：主要包括 600MW以上的大规模机组以及超临界及以上 技术规格的耗机组。公司 600MW及以上的机组占比将进一步提升。公司现有并表运营 机组中，600MW 及以上机组占比为 74%，伴随新投产机组完成并 表，600MW 及以上机组占比将提升至 79%。公司 2010 年至今，投产的机组均以超临界、超超临界为主，目前 2011 年至今机组装机量占比达 67%。公司通过自然退出和资本运作的方式持续优化电力装机结构。2019 年至今公司通过退出及出售的方式合计出表电力装机 1000MW

16、，其 中包括 2019 年出表的神华准格尔煤矸石发电 2*150MW 机组，该机 组是通过停机退出的方式出表。此外，2020 年 12 月 29 日，公司子 公司神东电力将所持有的富平热电公司 100%股权转让给国源电力 公司，转让价款为人民币 22.6 亿元，本次股权转让完成后，富平热 电公司 2*350MW 超临界机组不再纳入本公司合并报表范围。2.2.2. 耗&调峰，优质火电是能源稳定的中流砥柱双碳战略下，火电大型机组有望通过碳交易实现增利。国内火电机组的 平均煤耗为 307 克/度，在双碳战略下，未来火电企业预计将根据现有的 平均每耗来分配排放配额，对于超量排放的火电厂需要向碳交易所购

17、置 碳配额，而排放配额未用完的企业可出售配额。我们统计了国内经典 300MW、600MW、1000MW 的机组的能耗，以 307 克/度为平均配额， 并假设碳交易价格为 40 元/吨，可计算得 1000MW 超超临界机组通过碳 交易可增利 0.003861 元/度，而 300MW 亚临界机组则减利 0.00099 元/ 度，若假设平均净利为 0.07 元，则以上量机组分别相当于增利 5.52%和 减利 1.41%。煤电优质机组利用小时数有望提高。2021 年 11 月发布的全国煤电机 组改造升级实施方案提出，引导节能减排指标好的煤电机组多签市场 化合同，建立机组发电量与能耗水平挂钩机制，促进供

18、电煤耗低的煤电 机组多发电。我们认为，煤耗低的 60 万千瓦及以上机组，尤其是 100 万 千瓦优质大机组的利用小时数将提高。加快电力辅助服务市场建设，火电机组将收获调峰收益。伴随着新能源 装机比例的大幅提高，新能源并网对电网产生了较大的冲击，电网稳定 运行成了新的挑战，因而需要煤电进行灵活性改造后为新能源进行调峰。 为了提高各类灵活性电源调峰的积极性，政策积极推动电力辅助服务市 场的建设，2021 年 12 月颁布的电力辅助服务管理办法提出按照“谁 提供、谁获利；谁受益、谁承担”的原则，确定补偿方式和分摊机制，理 顺调峰等辅助服务成本传导机制，未来火电机组将通过调峰获得收益。2.3. “十四

19、五”是公司电力布局的收获期公司自 2015年起新建电力业务资本开支均为所有业务之最。2015年公 司电力业务在建工程新增额为 12.4 亿元，占全年在建工程新增额合计 44%，2016 年至今，公司逐步控制新增在建工程投入，电力业务新增投 入也有所下降，但占总投入的比例在 2020 年仍为 36%。2020年起公司进入电厂的集中投产期，预计 2022年还将投产 3000MW 火电机组。公司在建电力项目中还未试运转的包含罗源湾项目 2 号机组 (1000MW)、北海电厂(2*1000MW)。据北极星电力网，罗源湾项目于 2020 年末复工后，预计 1 号机组 13 个月投产，2 号机组 19 个

20、月投产，目前 1 号机组已于 2021 年 12 月试运转，预计 2 号机组 2022 年中将试运转。 据广西发改委 2020.2.29 日发布的广西“能源网”基础设施建设三年大会 战实施方案（2020-2022 年），北海电厂 2017 年按要求停建，2020 年 2 月，该项目用海历史遗留问题处置方案已获国家自然资源部批复，正抓 紧办理海域权使用证，待补齐开工要件后，即可申请移除停建名单，预 计 2022 年投产运行。公司 2022 年电力装机总量预计达 42,624MW，同比提升 10.4%，火电 权益装机量有望达 30,288MW，同比提升 11.2%。公司 2021 上半年煤电业务成

21、本以原材料、燃料及动力为主，占 0.22 元/ 吨，结合公司同期披露的度电平均煤耗为 300 克标煤，对应公司吨煤 (Q5500)采购含税价为659元/吨。假设公司电煤不同采购形势的比例为， 长协煤：市场煤：进口煤=6:3:1，得到公司电煤(Q5500)加权成本为 675 元/吨，与公司吨煤采购价较为接近，换算系数为 1.02。在 2021 年成本拆分的基础上，以电煤售价及煤电上涨比例作为两个变 量测算出公司度电成本在不同情景下的变化。中性预计下，2022 年电煤售价中枢为 735元/吨，那么在煤电价格上浮 20%的条件下(公司 2021H1 不含税电价为 0.34 元/度，上浮 20%后为

22、0.41 元/度)，公司度电毛利为 0.09 元，毛利率 23.1%，净利约 0.04 元。 同时，若 2022 年利用小时数按 2021H1 的两倍即 4928 小时，装机量为 38,624MW，权益占比为 70.5%，测算公司表内电力业务归母净利约59.8 亿(表内电力业务归母净利 = 度电净利X利用小时X装机量X权益占比)。 若公司参股的北京国电的电厂与并表电厂盈利情况相同，则北京国电将 为公司带来投资收益约 33.0 亿。3. 一体化优势凸显，具备长期高分红基础3.1. 加大电力业务投入，盈利越发稳健公司经营业绩波动性在煤炭开采全行业最低，主要通过煤炭电力两大板 块毛利变动互补的特点，

23、减少煤炭价格变动的风险，来实现经营业绩波 动的平抑。发电环节位于煤炭生产环节的下游，近年来电力行业动力煤 消耗占比维持 60%左右，在煤炭消费市场占到了主导地位。根据公司 2020 年年报，公司发电分部耗用自产煤炭 47.7 百万吨，占发电分部煤炭 总消耗量的 82.6%，近年来发电分部自有煤消耗量占比始终在 70%以上， 耗用煤炭分部产量维持在 16%左右。并随着电力板块在建电厂逐渐完工 投产，进入收获期，公司的一体化布局将更加完善，进一步提高经营稳 定性。3.2. 现金充裕，分红诚可期公司拥有高分红率传统，2022年有望进一步承诺分红率提升。中国神华 公司章程中写到，每年以现金方式分配的利

24、润不少于归属于本公司 股东的净利润的 35%，20122020 年公司合计现金分红总额 2140 亿元， 年均现金分红额 238 亿元，年均股利支付率 72%（算术平均值）。此外， 公司公告（临 2020-015）中承诺，2019-2021 年度每年以现金方式分配 的利润不少于公司当年实现的归属于本公司股东的净利润的 50%，且 2019 年公司 A 股分红率达 58%，2020 年达 92%，分红率远超公司承诺 值。预计 2021 年分红率将在 2022.3.26 日与公司年报一同披露，2022 年及之 后的新的股东回报方案也将相应公布，高额、稳定的分红，具备可持续 的空间。受益于公司煤矿、

25、电力资产优异的盈利能力，公司 2016年至今货币资 金及未分配利润持续提升。截至 2021 年三季度末公司货币资金量高达 1458 亿元，未分配利润高达 2516 亿元，充裕的现金为公司高分红奠定 基础。公司自 2016 年起资本开支中枢走低。由于公司近 5 年新建煤矿较少， 资本开支主要集中在新建电厂及铁路项目，伴随在建项目的投产资本开 支整体呈现下行态势，从 2016 年的 291 亿下降至 2020 年 207 亿元，同 比减少 28.9%。2021 年计划资本开支 356 亿，较 20 年实际完成 215 亿 有所增加，但煤炭支出 74 亿较 82 亿减少。长协机制以及煤电对冲保障了公

26、司在煤价大幅波动下仍具备强劲稳健 的现金流，公司资本开支走低叠加集团层面大力布局新能源产业，持续 高比例回馈股东是大势所趋。据能见 Ekowner，公司大股东国家能源 集团给分、子公司下达的新增新能源总装机任务约1.2亿千瓦，远高 于此前其公布的计划新增 7000-8000万千瓦可再生能源数据。我们认 为国家能源集团在整个十四五期间，都将持续要求公司维持高分红率 来完成对于集团层面向新能源的转型。4. 盈利预测4.1. 盈利预测公司的核心收入和利润来源于煤炭业务和发电业务收入，2020 年占比 合计 79.2%，是影响公司收入的核心点。由于存在较大规模的内部煤炭 铁路运输和内部电力煤炭消耗，由

27、此带来大量的分部间交易，我们根据 公司分部口径，对公司各板块业务进行详细拆解，并给予以下核心假设：煤炭产销量逐年提升。20212023 年煤炭销量分别为 482.3、484.8、 484.8 百万吨（2020 年为 446.4 百万吨），其中自产煤销量 20212023 年分别为 307、320、320 百万吨（2020 年为 291.6 百万 吨），主要来自承担保供任务带来的产量提升及黄大铁路投运带来 销量提升。直达煤销售价 2022略有回落，下水煤售价 2022年有所提升。受政 府管控及保供影响，预计 2022 全年煤炭现货市场较 2021 年略有回 落，假设 20212023 年直达煤售

28、价分别为 415、410、410 元/吨（2020年为 317 元/吨）；受益年度长协基准价提升，下水煤售价稳步提升， 20212023 年分别为 645、675、675 元/吨（2020 年为 468 元/吨）。售电量稳步提升。伴随公司火电机组持续投产运行，预计20212023 年售电量分别为 1718、1806、1850 亿度（2020 年为 1277 亿度）。在以上核心假设之下，我们预计煤炭业务收入 20212023 年同比增长 46.3%、5.2%、0.8%，发电业务收入 20212023 年同比增长 30.7%、29.5%、 2.5%。20212023 年公司整体收入规模同比增长 40.9%、9.9%、1.1%。同时考虑到现金规模持续提升带来利息支出的减少、利息收入的增加和 理财收入的增加，预计公司 20212023 年 EPS 分别 2.53、3.29、3.43 元，同比增长 28%、30%、4%。