2024年中国神华研究报告：一体化稳健经营无畏风浪，现金奶牛持续高比例分红，市值管理考核推动估值修复

1 中国神华

1.1 煤炭行业龙头，一体化纵向经营

2004 年，中国神华能源股份有限公司由神华集团有限责任公司独家发起，在中国北京注册成立。中国神华能源股份有限公司分别于2005 年和2007 年在香港联交所和上海证券交易所成功上市。2017 年 8 月 28 日，经报国务院批准，中国国电集团公司与神华集团有限责任公司合并重组为国家能源投资集团有限责任公司，公司控股股东由神华集团变更为重组后的国家能源集团。公司上市后持续推进收购母公司煤炭、电力等相关优质资产工作，先后于2014年、2018 年和 2023 年分别与神华集团、国家能源集团签订《避免同业竞争协议》以及后续补充协议，公司从维护股东利益出发，严控资产收购价格、慎重评估资产质地，择机启动资产注入以确保煤炭资源接续。根据《避免同业竞争协议之补充协议（二）》，公司择机行使优先交易及选择权、优先受让权以收购剥离业务所涉资产的期限延长至 2028 年 8 月 27 日。2023 年公司决定启动收购国家能源集团所100%持有的大雁矿业和杭锦能源，本次收购将有助于公司增强煤炭资源接续能力，巩固一体化运营优势。

1.2 央企上市公司，价值管理有望强化

公司控股股东是国家能源投资集团有限责任公司（持股69.52%），国资委为实际控制人，公司作为央企上市公司，积极履行责任使命，坚决落实“以煤炭保能源安全，以煤电保电力稳定”，在确保安全的前提下，高效组织生产经营活动。1 月 29 日，国务院国资委召开 2024 年中央企业、地方国资委考核分配工作会议。会议提出，2024 年，国务院国资委将对中央企业全面实施“一企一策”考核，将全面推行上市公司市值管理考核。市值管理考核有望进一步推动央企控股上市公司强化价值管理，有利于包含公司在内的“中特估”央企估值修复。

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，主要运营模式为煤炭生产→煤炭运输（铁路、港口、航运）→煤炭转化（发电及煤化工）的一体化产业链，以煤炭采掘业务为起点，利用自有运输和销售网络，以及下游电力、煤化工和新能源产业，实行跨行业、跨产业纵向一体化发展和运营模式。在普氏能源资讯“全球能源公司 2022 年 250 强”榜单中位居前列；2022年《财富》中国 500 强排名第 36 位，居于煤炭类上市公司领先地位；参评“2023 中国品牌价值评价信息”，以 2056.09 亿元品牌价值位列能源化工领域第5 名、能源上市公司第1名。 公司践行“一个目标、三型五化、七个一流”总体发展战略和“稳健、协同、赋能、提质”工作导向，加快构建清洁低碳、安全高效现代能源体系，走稳高质量发展之路，持续稳定回报投资者。“十四五”期间，公司将持续巩固一体化运营核心优势，保障能源安全稳定供应，推动绿色矿山、绿色运输、绿色电站、绿色化工建设。

1.3 经营业绩稳健，高分红现金奶牛

从历史来看，自 2016 年煤炭行业积极推动供给侧改革以来，受益于供需改善和价格回升，公司业绩和盈利整体呈上升趋势。2021-2022 年煤价抬升并维持高位，公司 2022 年实现营业收入 3,445.33 亿元，同比增长 2.78%，在2021 年营收实现同比43.71%增长的情况下继续实现了正增长；公司盈利能力稳步提升，2022年实现归母净利润 696.26 亿元，同比增长 38.51%。进入 2023 年，由于煤价下跌和成本上升，公司2023年Q1-Q3分别实现营收870.42、824、830.25亿元，分别同比+3.74%、+0.89%、-2.22%。

煤炭、发电、铁路分部贡献主要营收和利润

从各业务分部来看，公司煤炭、发电、铁路分部贡献主要营收和利润。在合并抵消前，2022 年公司煤炭分部营收 2,774.74 亿元，发电分部营收845.25亿元，铁路分部营收 421.97 亿元，分别占合并抵消前各分部营收总和的65.59%、19.98%和9.97%，合计占比高达 95.54%。相较于 2021 年，煤炭分部营收下滑5.19%，发电分部营收提高 31.81%，铁路分部小幅增长 3.68%。 盈利方面，2022 年公司销售毛利率 39.03%，同比提高了约6 个百分点。分业务来看，煤炭和铁路分部盈利能力较强，毛利率分别为35.91%和41.44%，发电分部毛利率较低仅为 14.31%，但同比去年发电分部毛利率提升了6.59 个百分点。2022年煤炭仍然贡献最主要的毛利，煤炭分部毛利 996.53 亿元，发电分部毛利120.93亿元，铁路分部毛利 174.87 亿元，分别占合并抵消前各分部毛利总和的74.34%、9.02%和13.04%。

重视成本控制，费用管控能力领先

成本控制方面，公司费用管控能力较强，多年来三费保持在较低水平。2022年公司销售费用率、管理费用率、财务费用率分别为0.12%、2.88%和0.25%，在同业对比中发现，公司三费费率明显低于同业水平，成本费用管控能力行业领先。

资本结构优化，资本开支平稳

公司在保障持续运营的前提下，维持优化资本结构，降低资金成本。公司资产负债率保持在较低水平且还在持续优化，公司 2021-2022 年资产负债率分别为26.58%和 26.13%；公司资本开支比较稳定，2023 年计划资本开支361.52 亿元，较上一年计划开支增长 10.86%，较上一年实际开支增长 13.17%。

经营现金流入，货币资金充裕

公司营业收入增长带来现金流入增加，2022 年公司经营活动产生的现金流量净额为 1,097.34 亿元，同比增长 16.03%，连续三年实现较高增长；2022 年公司拥有货币资金 1,705.03 亿元，资金充裕保障运营稳定提升风险抵御能力。

重视投资回报，预期维持高比例分红

2020-2022 年，公司分红率分别为 91.88%、100.4%和72.77%，分红比例整体提升。以 2022 年为例，公司每股派发现金红利 2.55 元（含税），当年每股收益为3.5元，分红率 72.22%，在同业对比中发现，公司分红比例高于行业平均水平。经公司 2022 年第一次临时股东大会批准，在符合《公司章程》规定的情形下，公司 2022-2024 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净利润的 60%。结合公司业绩预期稳定，现金流充裕，预计2023-2024年仍将维持高比例的分红。

2 行业层面

2.1 供给端：以“稳”为主

2.1.1 我国煤炭保有储量减少，煤炭储量分布较为集中

2022 年我国煤炭保有储量减少，煤炭储量分布较为集中。依照《固体矿产资源储量分类》（GB/T 17766-2020）标准，根据自然资源部数据显示，2022年我国煤炭总储量为 2070.12 亿吨，较去年减少 8.73 亿吨，其中煤炭储量最丰富的地区依次是山西（23.34%）、内蒙古（19.86%）、新疆（16.51%）、陕西（14.06%）、贵州（6.63%）以及其他地区（19.6%）。

从历史数据来看，非油气矿产地勘投资在经历连续多年下降后已经开始企稳，2021、2022 年连续两年非油气矿产地勘投资均实现增长，至2022 年投资额增长7.21%至 186.35 亿元。从资金结构来看，非油气矿产地勘投资更多依赖地方财政投资，且地方财政的投资占比还在继续上升，中央财政投资占比减少较为显著，社会资金投资则稳中有降。以 2022 年为例，非油气矿产地勘投资中，地方财政投资占比为45.3%，中央财政投资占比为 22.4%，社会资金投资占比为32.3%。2020-2022 年，煤炭矿产勘查投资有较为显著的回升，连续3 年投资增速分别为22.3%、10.3%和 22.54%；钻井工作量整体提升也较为明显，2020-2022 年钻井工作量分别为 98、52 和 138 万米，2022 年由于去年基数较小，同比增长了165.38%。我们注意到，虽然 2022 年煤炭勘查取得了投资额和钻井工作量的较大增长，但煤炭储量的勘查结果却较 2021 年略有下降。我们认为随着浅层煤炭资源的开采利用，深层煤炭勘查难度加大，未来一段时间查明的煤炭资源储量或不会有太大增长。

2.1.2 煤炭增产动能明显减弱，预计未来产量增长有限

自国家实施增产保供以来，煤炭供应能力整体增强，国产煤炭供给水平不断提高，但我们也发现，受限于资源禀赋和生产现状，2023 年国产煤炭增产动能已出现明显减弱的迹象：

（1）2023 年煤炭产量增速放缓，高增长难以为继。

进入 21 世纪，我国煤炭产量获得了大幅增长，原煤产量从2000 年的13.84亿吨增长至 2022 年的 45.59 亿吨，年复合增长率为 5.57%。2014-2016 年期间，煤炭产量受行业产能过剩影响进入减产阶段，2017 年至今煤炭产量恢复并保持在正增长区间，在增产保供等政策支持下，2022 年原煤产量增速高达10.49%，原煤产量增长至45.59亿吨，占全球煤炭总产量的 51.8%。动力煤方面，我国动力煤自2017 年起已连续多年实现增产，2020 年产量增速放缓至 1.76%后，在增产保供政策推动下，产量快速提升，至 2022 年动力煤产量同比增速高达 9%，产量突破至37.05 亿吨。然而伴随老旧矿山生产显露疲态，落后产能逐步淘汰，以及新增产能的不足，煤炭高产量的瓶颈开始显现， 2023 年原煤累计产量同比增速整体呈下降趋势，截至2023 年 12 月，我国原煤已累计生产 46.58 亿吨，累计同比增速为2.18%；截至2023年 12 月，动力煤累计生产 37.74 亿吨，累计同比增长1.87%，原煤及动力煤产量增速均已明显放缓。

（2）主产区增产动能不足，或已接近天花板

晋陕蒙新四省（区）作为煤炭的主产区，同时也是全国煤炭增产的主要来源。2023 年晋陕蒙新四省（区）原煤产量 37.86 亿吨，增产1.03 亿吨，占全年原煤增量的 103.81%。2023 年，晋陕蒙新四省（区）的原煤产量同比增速均大幅回落，产量增速从高到低依次是：新疆 10.63%，较上年（29.04%）减少18.4 个百分点；山西3.78%，较上年（9.55%）减少 5.77 个百分点；內蒙古 3.14%，较上年（13.01%）减少9.86个百分点；陕西 2.05%，较上年（6.59%）减少 4.53 个百分点。四大主要产区产量增速不约而同地下降或已预示产量天花板将近。根据山西省、内蒙古自治区和陕西省的矿产资源总体规划文件显示，到2025 年，山西省煤炭年产量保持在 14 亿吨，内蒙古自治区煤炭年产量约 10 亿吨，陕西省煤炭产量将达到7.4亿吨。根据《加快新疆大型煤炭供应保障基地建设服务国家能源安全的实施方案》，新疆“十四五”煤炭产业发展目标中煤炭产量 4 亿吨以上。按照以上规划或文件，晋陕蒙新四省（区）的 2025 年煤炭规划总产量约为35.4 亿吨，较四省（区）2023年的煤炭产量 37.86 亿吨还有下降。

（3）固定资产投资增速回落，新批复产能增量有限

行业投资方面，在国家增产保供政策措施有力地实施下，2022 年煤炭行业固定资产投资进入较高增速阶段，2022 年全年煤炭开采和洗选业固定资产投资额同比增长 24.4%，民间投资增长 39.0%。2023 年煤炭行业固定资产投资增速开始回落，民间投资作为拉动固投的主要力量，其增速下降幅度更大。截至2023 年12 月，煤炭开采和洗选业固定资产投资额增速已降至 12.1%，民间投资增速降至3.3%。

新增产能方面，煤矿从审批建设到投产一般需要3-5 年，2023-2025年投产的煤矿一般在 2018-2022 得到国家发改委或国家能源局对项目核准的批复，之后在国土资源部门申办采矿许可证和建设用地审批，由生态环境部审批环境影响评价文件，由发改部门和安全监察局对初步设计和安全设施设计进行审查，煤矿建设项目才能开工。根据国家发改委和国家能源局公开信息显示，近年来煤矿新批复的产能比较有限，2020-2022 年，新批复产能分别为 4,460、1,920、3,390 万吨。产能利用方面，煤矿开采的产能利用率在 2021 年四季度达到 76.4%的高点，虽然煤炭增产保供持续推进，但并未反映到产能利用率上，产能利用率或已触顶。考虑到煤炭开采生产安全等问题，预计未来安全监察的力度不减，产能利用率或整体维持在现有水平。

2.1.3 煤炭关税政策调整在即，煤炭进口数量有望回落

（1）全球煤炭供给整体保持稳定，印度和印度尼西亚贡献重要增量

根据能源协会（EI）公布的数据显示，从全球煤炭历史产量来看，近年来煤炭产量整体保持稳定。2022 年全球生产煤炭总计 88 亿吨，2012-2022 年均复合增长0.73%，其中我国煤炭产量贡献呈现扩大态势。自 2016 年起，我国煤炭产量全球占比逐年提高，至 2022 年我国煤炭产量占比高达 51.8%。除了我国煤炭产量全球占比最大外，其他重要煤炭生产国家分别是印度（10.35%）、印度尼西亚（7.81%）、美国（6.13%）、澳大利亚（5.04%）、俄罗斯（4.99%）以及其他国家或地区（13.89%）。

作为全球第二、三大的产煤国，近年来印度和印度尼西亚贡献着全球煤炭的重要增量。2022 年印度产煤 9.11 亿吨，同比增长 12.13%，产量增速连续三年扩大，2012-2022 年复合增长率 4.17%；2022 年印度尼西亚产煤6.87 亿吨，同比增长11.96%，2012-2022 年复合增长率 5.94%。在我国煤炭产量增速放缓之际，印度和印度尼西亚煤炭产量有望保持较快增长，为全球煤炭供给贡献重要增量。

（2）伴随煤炭消费需求转移，全球煤炭流向中国及亚太地区

相较于全球煤炭产量的稳中有升，全球煤炭消费情况则显得“挣扎”。2022年，全球煤炭生产量为 174.56 艾焦（1 艾焦等于 10 万亿焦），同比增长7.43%；全球煤炭消费量为 161.47 艾焦，同比增长 0.65%，2012-2022 年消费量复合增长率为0.19%。由于 2022 年煤炭产量的显著提高，全球煤炭供需过剩扩大，过剩13.09艾焦。全球煤炭供给的宽松，利空国际煤价，煤炭加速流向经济增速更快的新兴市场，特别是中国及其他亚太地区。

根据 IEA 预测，2023 年中国、印度和印度尼西亚煤炭需求增长强劲，预计同比分别增长 2.2 亿吨、0.98 亿吨和 0.31 亿吨，欧盟和美国煤炭需求降幅最大，预计同比分别减少 1.07 亿吨和 0.95 亿吨，2023 年全球煤炭需求向东转移。

根据能源协会（EI）数据统计，全球煤炭贸易整体保持稳定，2022 年煤炭贸易总计 32.47 艾焦，较去年同比下降 3.51%，2012-2022 年均复合增速为-0.05%。分国家或地区来看，2022 年煤炭进口最多的国家或地区依次是中国（17.95%）、其他亚太地区（17.61%）、印度（15.42%）、欧洲（14.99%）、日本（14.84%）、韩国（10.39%）以及其他；煤炭出口最多的国家或地区依次是印度尼西亚（28.31%）、澳大利亚（25.85%）、俄罗斯（16.49%）、美国（6.92%）、南非（5.38%）、哥伦比亚（4.89%）以及其他。

（3）关税政策调整，2024 年煤炭进口有望调整下行

我国经济持续恢复向好，带动能源需求稳定增加，推动煤炭等资源进口力度进一步加大，煤炭的进口很好补充了我国能源需要，发挥了重要的补充调节作用。近年来，我国动力煤贸易保持净进口状态，进口规模整体呈上升趋势，进口增速逐渐放缓。2022 年我国煤炭进口数量有所下滑，2022 年全年我国煤炭进口2.93亿吨，出口 0.04 亿吨，净进口 2.89 亿吨，其中进口同比减少9.29%，净进口同比减少9.8%。动力煤方面，2022 年我国动力煤进口 2.18 亿吨，出口0.01 亿吨（139 万吨），净进口 3.18 亿吨，其中动力煤进口同比下降 15.77%，动力煤净进口同比下降16.39%。2023 年，伴随欧美煤电消费下降以及国内煤电消费增长，我国煤炭进口数量开始反弹，截至 2023 年 12 月我国累计进口煤炭 4.74 亿吨，累计同比增长61.81%。动力煤累计进口 3.54 亿吨，累计同比增长 62.16%。

2022 年，为加强能源供应保障，支持煤炭安全稳定供应，我国自2022年5月1日至 2023 年 3 月 31 日开始对煤炭实施税率为 0 的进口暂定税率，之后又将煤炭零进口暂定税率的实施期限延长至 2023 年 12 月 31 日。2023 年12 月，国务院关税税则委员会关于发布《中华人民共和国进出口税则（2024）》，规定自2024年1月1日起，恢复煤炭进口关税。普通税率为 20%；特惠税率为0；协定税率基本为0；最惠国税率中，无烟煤、炼焦煤、褐煤为 3%，其他煤为6%。按照自贸协定，来自澳大利亚、印尼的进口煤适用的是协定税率，均为 0；来自包括俄罗斯、美国、南非、蒙古等在内的其他国家的进口煤实行最惠国税率。按照最新进出口税则以及自贸协定，对我国进口动力煤较多的俄罗斯和蒙古将受到较大影响，我们预计后续随煤炭进口关税恢复，动力煤进口数量整体将有所回落。

2.2 需求端：刚性需求持续释放

2.2.1 煤炭仍是能源消费主体，面临“双碳”目标约束

整体来看，我国煤炭供需呈现总体宽松、结构性紧张的特征。中煤协在《煤炭工业“十四五”高质量发展指导意见》中指出，全国煤炭生产越来越向晋陕蒙地区集中，受季节性煤炭供需格局变化、水电出力不均衡、风电光伏不稳定等多重因素影响，全国煤炭产能总体宽松与区域性、品种性和时段性供应紧张的问题并存。《2022年中国煤炭工业经济运行报告》指出，在宏观经济稳定恢复、俄乌冲突、国际能源紧张、气候变化等多因素作用下，我国能源市场供需呈现紧平衡状态。

（1）煤炭仍然是能源消费的主体

根据国家统计局数据，2022 年我国能源消费总量达到54.1 亿吨标准煤，比上年增长 2.87%，其中煤炭占能源消费总量的比重达到56.2%，比上年上升0.3个百分点；天然气、水电、核电、风电、太阳能发电等清洁能源消费量占能源消费总量的25.9%，比上年上升 0.4 个百分点。从我国能源结构的演变趋势来看，长期以来，煤炭能源始终在我国能源消费结构中占据主要位置，虽然可再生能源发展迅速，但替代煤炭是一个缓慢渐进的过程，预计未来较长时间煤炭仍将是我国重要的能源消费组成。据《中华人民共和国 2022 年国民经济和社会发展统计公报》披露，煤炭消费量增长 4.3%，推算 2022 年我国煤炭消费量约为 44.8 亿吨，较去年增长约1.85亿吨。以 2020 年为例，我国电力、钢铁、建材、煤化工四个重点行业煤炭消费总量为36.64亿吨，占煤炭消费总量的 91.17%，其中，电力行业煤炭消费占比最大，高达到57.43%，其次是钢铁、建材和煤化工 ，占比分别达 16.71%、9.47%和7.56%。

（2）碳达峰、碳中和目标约束煤炭消费

2020 年 9 月，习近平总书记在第七十五届联合国大会一般性辩论上正式宣布：“中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于 2030 年前达到峰值，努力争取 2060 年前实现碳中和。”为实现碳达峰碳中和目标，我国能源结构不断优化调整。《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和 2035 年远景目标纲要》提出，要落实2030年应对气候变化国家自主贡献目标，制定 2030 年前碳排放达峰行动方案。要完善能源消费总量和强度双控制度，重点控制化石能源消费。煤炭消费作为最主要的能源来源（占能源消费总量 56.2%）是减少大气污染物和碳排放的重要阵地；而电力行业作为最主要的煤炭下游消费行业（占煤炭消费总量的57.43%），新能源和清洁能源是电力行业发展的趋势。 根据生态环境部环境规划院在 2021 年 12 月发布的《碳达峰碳中和目标约束下重点行业的煤炭消费总量控制路线图研究》预测，电力、钢铁、水泥、煤化工四个重点行业总体的煤炭消费量将在 2025 年达到峰值，分行业来看，预测钢铁、水泥、煤化工、电力行业耗煤已经或将要分别于 2020 年、2021 年、2024 年和2028年达峰。“报告”以 2030 年国家碳达峰作为情景假设，预计风电、光伏总装机比例持续提升，发电煤耗将进一步降低，到 2025 年、2030 年、2035 年，发电标准煤耗为286、284、283 克标煤/千瓦时。

2.2.2 社会用电需求稳步增长，火电发挥兜底保障作用

从动力煤下游消费来看，动力煤的主要应用于电力、冶金、建材、供热、化工等行业，其中电力行业用量最高。2023 年电力行业的动力煤消费量占总消费量的61.69%，供热、建材、化工、冶金分别占比为 8.8%、7.59%、6.57%和4.61%。

（1）我国经济持续向好发展，用电量需求刚性稳步增长

我国全社会用电量多年来一直保持稳步增长，全社会用电量从2013 年的5.32万亿千瓦时增长到 2023 年达到 9.22 万亿千瓦时，2013-2023 年间复合增长率为5.65%。其中 2023 年用电量同比增速较上年提升了 2.89pct 至6.8%。从各领域用电情况来看，以 2023 年为例，我国第一、二、三产业用电量分别占比达到 1.39%、65.85%、18.1%，三大产业合计占比 85.34%，城乡居民用电占比14.66%。从各领域用电增长情况来看，2023 年主要驱动用电量增长的是三大行业，居民用电增长幅度不大，受经济复苏影响，第一、二、三产业用电量分别同比增长11.52%、6.57%、12.35%。

随着我国经济持续发展，我国全社会用电量也稳步增长。根据电力规划设计总院发布的《中国电力发展报告 2023》预计，2024 年全社会用电量将达到9.5-9.7万亿千瓦时，同比增长 4.3%-5.2%；2025 年将达到 9.8-10.2 万亿千瓦时，同比增长4%-4.8%。

（2）发电量稳步增长，火电仍是发电主体地位不改

从我国电力发电情况来看，1）数量上，我国发电量随社会用电需求同步稳定增长，发电量多年来整体呈现持续上升的态势。2022 年纳入统计口径的企业发电量达到 8.39 万亿千瓦时，同比增长 3.41%；2023 年发电量达到8.91 万亿千瓦时，同比增长 6.2%。2）结构上，我国发电仍以火力发电为主体，火力发电占比缓慢下降。2022年-2023 年火力发电量分别达 5.85 万亿和 6.23 万亿千瓦时，占总发电量的69.77%和69.95%。3）增量上，2023 年整体发电量增长了 5204.48 亿千瓦时，其中火电增量最高为 3786.74 亿千瓦时，风电次之为 1223.29 亿千瓦时，火电增量较上年有明显回升。从增长率上看，可再生能源发电量增长较快，其中太阳能发电同比增长28.37%、风电同比增长 17.81%，增速显著高于其他发电方式，2023 年火电发电量同比增长为6.47%。

2.2.3 电力用煤有望企稳增长，动力煤供需转向紧平衡

（1）火电继续发挥兜底保障作用，电力用煤有望企稳增长

电力系统的安全稳定至关重要，高比例可再生能源的实现还需要更多技术支撑，其距离更高比例替代火电甚至成为我国的主体发电方式都还面临诸多挑战，而作为传统发电方式的火电，发电技术的成熟和可靠已得到验证，现阶段具备了明显的安全性和稳定性优势。 2023 年 9 月，国家发展改革委、国家能源局提出了关于加强新形势下电力系统稳定工作的指导意见，意见提出要攻关新型电力系统稳定基础理论，研究高比例可再生能源、高比例电力电子设备接入电力系统、特高压交直流混联运行的稳定机理和运行特征。意见还指出，可靠发电能力要满足电力电量平衡需要并留有合理裕度，为系统提供足够的调峰、调频、调压和阻尼支撑。新建煤电机组全部实现灵活性制造，现役机组灵活性改造应改尽改，支持退役火电机组转应急备用和调相功能改造，不断提高机组涉网性能。 随着煤电机组灵活性改造应改尽改，提升了煤电灵活调节能力和清洁高效水平，煤电机组能耗进一步降低，有效缓解了二氧化碳排放增长。近年来，我国平均供电煤耗持续降低，截至 2023 年 11 月，煤耗已降至 303 克/千瓦时，预计未来随着煤电机组改造升级的继续推进，供电煤耗水平还将降低，火电将朝着高效灵活和清洁低碳方向发展，火电在未来相当长时期内仍将继续为我国电力安全起支撑兜底作用。

根据我们测算结果，在我国经济持续恢复向好的背景下，预计全社会用电量继续保持增长。发电量跟随经济发展和用电需要同步增长，同时火力发电占比持续缓慢下降，按照平均供电煤耗 301/298/295 克/千瓦时计算，2023-2025 年电力行业煤炭消耗量分别达到 26.79/27/27.64 亿吨。

（2）2023 年动力煤过剩收窄，预计 2024 年供需转向紧平衡

截至 2023 年，我国动力煤累计产量为 37.74 亿吨，同比增长1.87%；累计消费量为 40.42 亿吨，同比增长 8.05%，产量增速大幅放缓，消费增速较去年有了大幅提升且明显高于产量增速。同时伴随全球煤炭需求东移以及国内煤电消费增长，叠加澳煤恢复进口等因素，2023 年动力煤进口数量开始反弹，截至2023 年年末，动力煤累计进口已达到 3.54 亿吨，累计同比增长 62.16%。根据我们计算，2023年我国动力煤供需呈现过剩状态，过剩 0.85 亿吨，较 2022 年过剩幅度明显收窄。

展望未来，我们认为：在供给端，国产动力煤增产空间有限，产量或保持稳定；动力煤进口受煤炭进口关税恢复的影响，整体进口数量将有所回落。在需求端，我国经济持续恢复向好，2024 年我国发电量有望达到9.26 万亿千瓦时，火电发电量有望达到 6.35 万亿千瓦时，电力用煤企稳增长带动 2024 年动力煤消费量提升至约40.93亿吨。我们预计 2023-2025 年的动力煤供需从过剩 0.85 亿吨转为紧缺0.31亿吨和1.47亿吨，2023 年动力煤供需仍存在过剩，但过剩幅度收窄，2024 年供需回到紧平衡，或存在较小缺口。 2023 年伴随基本面继续过剩并收窄，动力煤价格呈现“V”字形走势，上半年价格波动下行，下半年有所反弹。展望 2024 年，我们认为动力煤供需将回到紧平衡，在保供稳价政策支持下，预计 2024 年动力煤现货价格有支撑，或将在高位延续震荡。

3 公司层面

3.1 煤炭业务：高长协保障业绩稳定，自产煤具备低成本优势

（1）煤炭资源储量丰富，后备产能充足

为了履行央企上市公司职责和使命，全力保障煤炭增产增供，公司在2021年后加大了煤炭勘探的支出投入，煤炭勘探支出包括矿物资源的探寻、鉴定技术可行性及评价可分辨资源的商业可行性等活动产生的直接成本。公司2021-2022年煤炭勘探支出分别为 40.01 亿元和 12.18 亿元，主要用于新街台格庙矿区取得煤炭资源详查勘查许可证以及其他前期准备支出。公司 2021-2022 年煤矿开发和开采相关的资本性支出分别为 127.17 亿元和 70.08 亿元。

从历史数据来看，公司的煤炭资源保有量、保有可采储量以及煤炭可售储量（JORC 标准）随着煤炭开采活动的进行呈现出缓慢下行的趋势，受益于公司2021-2022 年在勘探方面的投入，公司的煤炭资源储量也得到一定提高，但提升相对有限。在中国标准下，公司 2021-2022 年煤炭保有资源量分别为332.1 亿吨和329亿吨，分别较去年提高了 35.3 亿吨和减少 3.1 亿吨；在JORC 标准下，公司2021-2022年煤炭可售储量分别为 74.3 亿吨和 98 亿吨，分别较去年减少3 亿吨和提高23.7亿吨。

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六大矿区优质煤炭资源，主要煤种包括褐煤、长焰煤和不粘煤等动力煤，主要商品煤的发热量多在4000 卡以上，是热值较高的优质动力煤。其中神东矿区地处蒙、陕、晋三省区能源富集区，煤炭产品特征是“三低一高”，即：低硫（≤0.5）、低磷（≤0.05）、低灰（≤8.5）、中高发热量（5500kcal/kg 左右），是优质动力、化工和冶金用煤。目前公司煤炭产量主要来自内蒙古、陕西以及少部分在山西省内，集中在神东矿区、准格尔矿区、胜利矿区以及宝日希勒矿区等地。

新街一井、二井合计 1600 万吨/年采矿许可证获批。新街（台格庙）矿区是神东矿区的重要后备接续区，目前公司新街台格庙矿区新街一井、新街二井采矿许可证已获得批准。新街一井采矿许可证所载生产规模为800 万吨/年，矿区面积为70.28平方公里，有效期限为 30 年；新街二井采矿许可证所载生产规模为800万吨/年，矿区面积为 6712 平方公里，有效期限为 30 年。公司将继续推进新街一井、新街二井的项目核准、初步设计等开工前准备工作。

李家壕煤矿 200 万吨/年产能核增待批复。2022 年，公司核定产能3.46亿吨，黄玉川、青龙寺、神山煤矿合计 460 万吨/年产能核增取得国家矿山安全监察局批复，其中神山露天煤矿生产能力由 60 万吨/年核增至 120 万吨/年；黄玉川煤矿生产能力由 1000 万吨/年核增至 1300 万吨/年；青龙寺煤矿生产能力由300 万吨/年核增至400万吨/年。2023 年，李家壕煤矿生产能力由 600 万吨/年核增至800 万吨/年，已通过国家矿山安全监察局现场核验，正在等待批复。 大雁矿业、杭锦能源项目完成收购并投产后预计新增产能2070 万吨/年。2023年，公司决定启动收购国家能源集团 100%持有的内蒙古大雁矿业集团有限责任公司和国家能源集团杭锦能源有限责任公司，待相关项目顺利投产并完成收购后，预计合计新增产能 2070 万吨/年。（一）大雁矿业拥有 2 处生产煤矿，为雁南矿和扎尼河露天矿。截至 2022 年末，该两处煤矿中国标准下保有可采储量4.1 亿吨，煤炭生产能力 1,070 万吨/年；2022 年完成商品煤产量约 870 万吨。（二）杭锦能源拥有1处在建煤矿，为塔然高勒煤矿项目。塔然高勒煤矿近期在建产能规模1,000万吨/年。截至 2022 年末，该处煤矿中国标准下保有可采储量9.2 亿吨。2022 年，杭锦能源外购煤销量约 1,000 万吨。

（2）煤炭产销稳步增长，超额完成年度产销目标

生产方面，公司积极响应煤炭增产保供，在安全生产的前提下，近年来煤炭产量稳步提升。根据公司披露的 2023 年 12 月份主要运营数据公告，2023年全年公司累计生产商品煤 324.5 百万吨，较去年提高 11.1 百万吨，同比增长3.54%，连续4年实现产量正增长。 销售方面，2022 年公司煤炭销量为 417.8 百万吨，同比下降13.37%，主要是外购煤由 2021 年的 169.6 百万吨下滑至 101.6 百万吨。2022 年国内煤炭市场中长期合同销售量占比提升，公司可采购的外购煤资源减少。2023 年，公司煤炭销量实现反弹，煤炭销售同比增长 7.71%至 450 百万吨。

公司对年度目标的执行能力极强，多年来基本均能完成甚至超出年度设定的产量及销量目标。根据公司 2023 年 12 月份主要运营数据，公司2023 年全年煤炭产量和销量分别为 324.5 百万吨和 450 百万吨，完成年度产销目标309.4 百万吨和435.8百万吨，目标达成率为 104.88%和 103.26%。从历史数据来看，2018-2023年间，公司完成煤炭年度产销目标达成率的中位数分别为 105.06%和104.2%。

公司在生产销售中一直保持相对稳定的库存，年末库存水平一般在20-25百万吨，2022 年期末库存为 22.3 百万吨，较去年同比减少 8.23%。公司当年度自产煤的销量一般都高于公司商品煤产量。不存在产品积压的情况，多年来自产煤销量与煤炭产量比率维持在 100%以上。

（3）高长协提升业绩稳定性，自产煤具备低成本优势

2016 年，国家发改委、国务院国资委印发《关于加强市场监管和公共服务保障煤炭中长期合同履行的意见》的通知（发改运行[2016]2502 号），煤炭定价机制进入价格双轨制阶段。2017 年，发改委办公厅在《国家发展改革委办公厅关于推进2018年煤炭中长期合同签订履行工作的通知》中，进一步完善电煤中长期合同价格机制，要求供需双方应继续参照上年度“基准价+浮动价”的办法协商确定定价机制。基准价由双方根据市场供需情况协商确定，对协商不能达成一致意见的，仍按不高于2017年度水平执行。浮动价可结合环渤海煤炭价格指数、CCTD 秦皇岛港煤炭价格指数、中国沿海电煤采购价格指数综合确定。2022 年，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》引导煤炭价格在合理区间运行，秦皇岛港下水煤（5500千卡）中长期交易价格的合理区间为每吨 570～770 元；我国煤炭交易中心发布《关于做好 2022 年煤炭中长期合同 监管支撑工作和履约数据报送的公告》，规定下水煤合同基准价按 5500 大卡动力煤 675 元/吨执行。随着有关部门政策措施实施和煤炭中长期合同履约监管工作的持续深入，中长期合同制度和“基础价+浮动价”的定价机制发挥的煤炭市场“压舱石”和“稳定器”作用日益凸显。2021-2022 年，煤炭市场现货价格出现较大幅度波动，煤炭中长期合同价格长期低于现货价格。2022 年，秦皇岛港 5500 大卡动力末煤平仓价均价1270元/吨，年内峰谷差 924 元/吨；而月度长协均价仅 722 元/吨，年内峰谷差仅为9元/吨。2023 年伴随基本面继续过剩并收窄，动力煤价格呈现“V”字形走势，上半年价格波动下行，下半年有所反弹，同时现货与长协价格趋于交汇，煤炭价格在合理区间运行。

2022 年，公司 84.97%的煤炭通过长协（年度+月度）进行销售，为业绩稳定性提供保障。2022 年，年度长协煤炭 221.5 百万吨，月度长协煤炭133.5 百万吨，煤炭现货 40 百万吨，坑口直销煤炭 22.8 百万吨。从长协占比趋势来看，2021-2022年长协占比明显提升，后续提升空间不大。2023 年 11 月，国家发展改革委办公厅印发《关于做好 2024 年电煤中长期合同签订履约工作的通知》，根据通知要求，需求方面，不再要求供暖企业签订中长协，电厂的签订数量参照80%-100%的签约需求量，较2023 年的 100%-105%的比例，签约数量进一步放宽。供给方面，煤炭生产企业签订的任务量维持在不低于自有资源量 80%的水平。价格方面，继续按国家发改委2022年 303 号文件、地方政府、有关部门明确的价格合理区间签订和履约，预计仍将维持 672 元/吨的基准价。

公司发挥一体化产业链优势，积极组织外购煤源，销售的外购煤包括自有矿区周边及铁路沿线的采购煤、国内贸易煤及进口、转口贸易的煤炭，统筹自产煤与外购煤的运输和库存管理。2022 年公司自产煤销售 316.2 百万吨，外购煤销售101.6百万吨，自产煤销售占比 75.68%，较去年提升了 10.85 个百分点，主要是受到市场可采购的外购煤资源减少的影响。随着《关于做好 2024 年电煤中长期合同签订履约工作的通知》下达，电厂中长期合同的签约需求比例下调放宽，我们预计市场外购煤资源将得到一定恢复。

根据我们计算，公司 2022 年自产煤的吨成本为295 元/吨，外购煤吨成本为764元/吨，自产煤为煤炭业务贡献了 97.4%的毛利。受益于2022 年公司自产煤销售占比的大幅提高，公司煤炭业务的毛利率也得到显著提升。从同业对比来看，公司自产煤具备一定的成本优势，自产煤吨成本低于同业平均水平。

3.2 电力业务：项目推进支撑发电量增长，市场化交易电量攀升

公司发电装机以燃煤发电为主，2019 年公司与国电电力以各自持有的相关火电公司股权及资产共同组建合资公司的交易完成，发电装机容量由年初的61,849兆瓦减至 31,029 兆瓦。完成合资公司组建后，公司发电装机容量继续稳步增长，2022年公司总装机容量 40,301兆瓦，燃煤发电装机容量 39,164 兆瓦，占总装机容量的97.18%，较去年新增 2340 兆瓦。其中北海电力新增 2000 兆瓦和国能（连江）港电1000兆瓦的新机组投运，国能四川能源江油发电厂 660 兆瓦机组到期关停。公司燃气发电和水电装机容量水平已维持多年，2022 年光伏发电迎来突破，截至2022 年年底，公司已投产新能源发电项目 35 个，装机容量合计 105.5 兆瓦，其中已投入商业运营共62兆瓦；截至 2023 年上半年，公司已投运新能源发电项目增至50 个，装机容量合计177.7 兆瓦，其中对外商业运营的光伏发电装机容量合计114 兆瓦。发电利用方面，公司多种发电方式保持相对稳定的发电平均利用小时数，受气候和水域流量等因素影响，2022 年水电平均利用小时数较上年下降581小时；煤电继续履行基础保障职责，燃煤发电平均利用小时数上升187 小时；燃气发电平均利用小时数基本持平；新能源方面，光伏发电平均利用小时数达到725 小时。

公司在建及待建主要发电机组合计 10800 兆瓦，后备重点项目对公司发电量的持续增长提供重要支撑，截至 2023 年上半年，湖南岳阳电厂项目工程进度已达42%，广东清远电厂一期项目工程进度已达 45%。

自 2021 年起，公司发电量和售电量稳步上升，2021-2023 年连续三年实现正增长，超额完成年度发电目标，目标完成率分别高达123.3%、105.97%和104.1%。2023年全年实现发电量 212.26 十亿千瓦时，同比增长 10.97%，实现售电量199.75十亿千瓦时，同比增长 11.09%。市场化交易电量占比持续提升，2023 年上半年，市场化交易电量约占总售电量的 97.49%，公司积极争取高电价电量，2023 年上半年公司平均售电价格 418 元/兆瓦时，较 2022 年同期（412 元/兆瓦时）同比增长1.5%，与2022年全年平均水平持平。

公司发挥一体化运营优势，积极将公司销售的煤炭应用于自有电厂，保障电厂燃煤供应。多年来，公司依托自有资源优势，发电用煤的自给率常年维持在高位，有力促进了发电分部业绩的平稳释放。2023 年随着煤炭价格降低以及市场外购煤资源供应的提升，公司提高了电厂耗用的外购煤数量，2023 年上半年，发电分部使用公司销售煤炭 33.8 百万吨，向外部采购电厂用煤达到10.3 百万吨，发电用煤自给率为 76.64%。结合 2023 年煤价“V 字形”走势，下半年外购煤价格有所反弹，公司自有煤炭用于电厂的比重或将提高。 2023 年上半年，公司平均售电成本 356.49 元/兆瓦，由于外购电煤占比的提升，2023 年上半年平均售电成本高于去年同期水平，但低于去年全年平均水平。受益于外购煤成本下降，预计公司全年平均售电成本或将跟随下降，毛利率同比保持增长。

3.3 运输业务：连通北煤南运、西煤东运通道，业绩持续稳定增长

（一）铁路分部

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。公司铁路运输网北起中蒙边境中方口岸甘其毛都，横贯内蒙古、陕西、山西、河北等地，东抵渤海湾，环渤海能源新通道黄大铁路已于2021年开始运营，设计年运输能力 4000 万吨，长度 216.8 公里。

从铁路年度周转量来看，2022 年主要自有铁路按周转量从高到低依次是；朔黄-黄万铁路 187.2 十亿吨公里、神朔铁路 51.8 十亿吨公里、大准铁路28.8十亿吨公里以及其他。2022 年公司自有铁路周转量下降至 297.6 十亿吨公里，上述主要铁路路线周转量均出现小幅下滑。

2023 年，铁路分部紧密配合煤炭生产调运，运输通道高效畅通，公司自有铁路周转量 309.4 十亿吨公里，同比增长 3.97%。截至2023 年上半年，铁路分部实现营业收入 221.23 亿元，较去年同期上涨 5.29%；受检修计划影响，朔黄、神朔、大准等铁路修理费增长以及人工成本上升，公司铁路分部单位运输成本0.084元/吨公里，较去年同期增长 20%；截至 2023 年上半年，铁路分部毛利率承压下降至37.86%。

（二）港口分部

公司拥有黄骅港、天津煤码头、珠海煤码头三个出海港口，总装船能力约2.7亿吨/年，其中黄骅港煤炭装船量连续四年超 2 亿吨，煤炭下水量连续四年位居全国首位，是全国沿海 27 个主要港口之一，也是我国西煤东运、北煤南运第一大出海口。2023 年，公司持续提升港口作业效率，黄骅港和天津煤码头全年累计完成煤炭装船量 255.3 百万吨，较去年同比增长 1.96%，其中黄骅港煤炭装船量209.5百万吨，天津煤码头煤炭装船量 45.8 百万吨，分别同比增长 2.1%和1.33%，神华珠海煤码头继续发挥中转基地作用。

2022 年，随着燃油费、疏浚费等增长，港口分部单位运输成本为12.1元/吨，同比增长 12.0%。2023 年，燃油价格小幅下降整体保持高位，截至2023 年上半年，在折旧摊销以及人工成本上升等因素作用下，港口分部营业成本较去年同期增长10%。截至 2023 年上半年，港口分部实现营业收入 32.87 亿元，较去年同期上涨1.54%，受益于 2023 年黄骅港和天津煤码头累计煤炭装船量的反弹回升，港口分部全年营收有望继续企稳增长；截至 2023 年上半年，港口分部毛利率下降至45.09%，预计分部全年毛利率保持承压。

（三）航运分部

公司拥有约 2.18 百万载重吨自有船舶的航运船队，公司航运分部全力保障煤炭运输需求，充分利用自有船舶返程空载运力，积极挖掘市场货源，航运周转量和货运量持续稳步增长。2022-2023 年公司航运周转量分别提升至133.6 和164.7十亿吨海里，同比分别增长 19.18%和 23.28%；2022-2023 年航运货运量分别为136.3和152.9百万吨，同比分别增长 12.46%和 12.18%。具体来看，外部客户航运货运量增长较快，2022 年内、外部客户航运货运量分别为 84.5 和 51.8 百万吨，分别同比下降4.84%和增长 59.88%，2022 年内部客户占比仍然较大，但已下滑至62%。

截至 2023 年上半年，受海运价格下降影响，航运分部实现营业收入25.79亿元，较去年同期下降 14.91%；受船舶租赁费减少影响，公司航运分部单位运输成本为0.03 元/吨海里，较去年同期下降 23.1%；截至 2023 年上半年，航运分部毛利率承压下降至 9.03%。

3.4 煤化工业务：煤制烯烃升级示范项目开工，产能释放带动业绩增长

2022 年公司煤化工业务为包头煤化工的煤制烯烃一期项目，运营生产能力约60万吨/年，主要包括聚乙烯（生产能力约 30 万吨/年）、聚丙烯（生产能力约30万吨/年）及少量副产品。2023 年上半年，包头煤制烯烃升级示范项目基本完成前期工作，2023 年 9 月 16 日，该项目现场举行了开工仪式，标志着项目已经具备全面推进的条件。 包头煤制烯烃升级示范项目是在已运行多年的煤制烯烃示范装置基础上实施的升级示范工程，项目建设规模年产 75 万吨的聚烯烃（其中年产聚乙烯35万吨、聚丙烯 40 万吨）以及年产 200 万吨的甲醇（中间产品），项目已列入国家发改委、工信部《现代煤化工产业创新发展布局方案》规划重大项目，于2017 年获内蒙古自治区发改委核准，项目总投资约人民币 171.5 亿元。

2023 年，受煤炭等原料价格支撑减弱影响，聚乙烯、聚丙烯价格同比下行，截至 2023 年上半年，公司聚乙烯、聚丙烯平均售价分别为6456 元/吨和5931元/吨，实现营业收入 30.02 亿元，较去年同期下降 12.35%；截至2023 年上半年，公司聚乙烯、聚丙烯单位生产成本为 5930 和 5890 元/吨，毛利率承压下降至7.2%。

（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。）