2024年电力行业中期策略报告：煤电一体化专题，产业链延伸促成长，一体化运营稳业绩

一、煤电一体化面临的产业及政策背景

1.1 产业背景：煤炭与煤电均进入相对短缺周期，供给端持续偏紧

煤炭方面：煤价大幅上涨后引发政策调控，产能利用率持续居于高位。2021 年，国内现货 煤价出现大幅上涨。为落实电煤保供稳价，国家发改委、能源局等相关主管部门先后印发 《2022 年煤炭中长期合同签订履约工作方案（征求意见稿）》《关于进口煤应急保障中长期 合同补签事项通知》等多项政策文件，全力推动电煤保供工作。2022 年 7 月，国家发改委 召开 2022 年电煤中长期合同换签补签视频会议指出，要严格落实电煤保供签约率、履约 率、和执行合理的价格区间 100%。同时，国家大力推动煤炭增产保供，晋陕蒙煤矿产能 利用率持续保持高位运行。2022 年，晋陕蒙三省煤矿产能利用率均值为 82.9%，高于 2021 年同期的 79.8%。2023-2024 年虽因煤价中枢同比回落，保供压力趋缓，产能利用率 下行至 82.5%和 80.3%，但依旧维持 80%左右的高位水平。 煤炭增产保供持续推进，但产量增速逐步下行，煤炭产能偏紧周期持续。虽然煤炭增产保 供政策持续推进，国内煤炭产量逐步增长。但由于产能利用率已经到达高位，超强度生产 难以持续，2023 年以来我国原煤产量增速明显放缓，全年的国内原煤产量增速仅 2.9%， 而 2024 年 1-4 月国内原煤产量增速则进一步下降至-3.5%，已由增速放缓转入下降阶段。 产量增速放缓趋势反映出我国煤炭行业持续高强度的生产状态难以长期延续，煤炭供给偏 紧的产能周期仍在持续。

煤电方面：“十三五”煤电供给侧改革引发缺电事件，倒逼煤电项目核准开工加速。传统 电力系统中，以煤电为主的火电装机占电源装机的绝大比重，其出力较为稳定可调可满足 电力系统电力电量平衡需求。但“十三五”以来国家严控煤电新增装机规模，煤电项目出 现“三个一批”（取消一批、缓核一批、缓建一批）的局面。以煤电为主体的支撑性电源装 机占总装机比例逐年下降，叠加尖峰负荷持续增长，系统剩余顶峰容量裕度不足，导致 2021-2022 年连续出现缺电事件。缺电事件频发倒逼煤电项目核准开工全面提速，煤电迎 来新周期。2022 年 8 月四川缺电发生后， 国家发改委召开了煤炭保供会议，提出“今明两 年火电将新开工1.65亿千瓦”的火电建设目标。火电项目核准开工全面提速。据我们统计， 2022-2023 年，国内新增火电项目核准容量达 153.20GW，国内新增火电项目开工容量达 165.06GW，“今明两年火电将新开工 1.65 亿千瓦”的目标基本完成。考虑到火电项目从开 工建设到投产约需 2 年的时间，新一批火电预计需要 2024 年底至 2025 年陆续投运，当前 阶段顶峰装机仍然偏紧张，且部分用电需求高增长的区域（如华东地区）或将在更长时期 内处于煤电相对短缺状态。 尖峰负荷有望随用电量持续增长，保供压力下煤电装机增长有望持续。电力系统固有的电 力电量平衡特性和难以大规模存储特性，决定了电力系统需主要依赖电源装机出力及调节 以满足负荷端波动。以当前经济技术手段来看，以煤电为主的顶峰电源是维持电力系统供 需平衡最经济的手段。据中电联预测，2024 年尖峰负荷同比增长约 1 亿千瓦，达 14.5 亿 千瓦左右。即便煤电电量或将达峰，但在尖峰负荷持续增长的压力下，煤电或将呈现“增 容减量”的发展态势，装机增长有望持续。

1.2 政策背景：国家大力推动“两个联营”，保障能源安全的同时兼顾低碳转型

在我国能源电力体系中，煤电既为电力系统保供贡献顶峰容量，也为新能源的出力波动贡 献调峰资源，是促进传统能源与新能源高效耦合、实现电力保供与能源转型统筹推进的重 要支撑。然而传统的煤电经营模式同时面临燃料成本上升和电价收入弹性受限的双向挤压， 主要火电公司 2021-2022 年一度面临严重亏损。此外，随着“双碳”目标的持续推进，新 能源发电量占比将持续提升，煤电面临功能定位转型、其利用小时长期呈下降趋势，煤电 企业传统售电业务的关键三要素“量价本”均遭遇挑战。 煤价电价存在一定的计划与市场矛盾，电煤长协合同兑现率长期偏低。为解决煤炭和煤电 两个板块的利益冲突等问题，政府曾多次就煤价电价着手改革，包括煤炭方面的电煤价格 双轨制和“基准+浮动”的长协定价机制，以及煤电方面的“煤电价格联动机制”和“基准 价+上下浮动”的煤电市场化定价机制。但由于煤炭作为煤电主要生产成本，其业务天然存 在矛盾，叠加电煤长协合同违约成本较低，导致市场煤价上涨时，煤企长协合同履约积极 性不足；市场煤价下跌时，电企长协合同履约积极性不足，进而导致电煤长协合同兑现率 长期偏低，煤企与电企的商业模式与盈利均呈现高波动性。虽然 2021年以来国家能源政策 开始转向安全保供方向，全力落实长协煤合同签约和实际兑现，并一定程度上放开煤电电 价的市场化形成机制和上浮比例，煤炭煤电业务矛盾有一定缓解。但由于煤电电价对于成 本端波动的疏导机制仍未完善，当前煤电电价年度基本“锁死”和现货煤价日度波动的矛 盾仍未从根本上解决。

“两个联营”重点缓解煤电企业压力，兼顾能源保供和能源转型的双重目标。“两个联营” 指的是，煤炭生产企业与火力发电企业联合经营，以及火力发电企业与可再生能源发电企 业联合经营。为化解煤电“顶牛”现象，政府积极在煤电行业推行“煤电联营”。国家发展 改革委于 2016 年印发《关于发展煤电联营的指导意见》、2018 年印发《关于深入推进煤电 联营促进产业升级的补充通知》、2019 年印发《关于加大政策支持力度进一步推进煤电联 营工作的通知》等政策，多次要求实现配套煤矿和电站同步规划、同步核准、同步建设， 要求创新煤电联营实现形式等。

1.3 煤炭企业发展煤电一体化：投建电厂延长产业链，变相售卖“现货煤”

自 2022 年开始为落实电煤保供工作，国家发改委、能源局等相关主管部门先后印发了 《2022 年煤炭中长期合同签订履约工作方案（征求意见稿）》《关于进口煤应急保障中长期 合同补签事项通知》等多项政策文件。据界面新闻，长协保供政策压力下，2022 年国家能 源集团、中煤集团等主要央企公司实现煤炭长协合同签订率 96%；19 个产煤省（区市）自 有资源量 35.6 亿吨，签订煤炭中长期合同 33.5 亿吨，签订率 94%；签订有量有价的煤炭 中长期合同 29.6 亿吨，签订率 83%。对于以动力煤开采和销售为主业的煤炭公司，尤其是 高比例中长协销售的煤炭公司而言，虽然提升长协煤销售比例可以使主营业务减少波动风 险，但由于吨煤的长协-现货价差始终存在，售卖长协煤的收入和利润是相较而言更少的。 从动力煤下游火电来看，由于 2021 年下半年“1439”号文的出台抬高煤电电价上浮空间， 煤电电价得以上涨以部分疏导成本端煤价波动，2022-2023 年各省年度长协电价上浮较为 可观，基本均为接近 20%的涨幅；此外，如前所述火电长协煤比例实际兑现率并不足以到 100%，实际情况中火电仍需部分购入高价现货煤以满足发电需求。因此，对于动力煤企业 来说，投建火电厂不仅是延长现有煤炭采掘-销售的产业链，更是将需要出售兑现的长协煤 更多留在企业内部、一定程度上赚取煤炭长协-现货价差的举动，将“中长协”机制下低价 煤炭外销转为内部收益。

1.4 电力企业发展煤电一体化：提升长协煤占比，增厚度电利润

对于煤电企业而言，煤炭燃料成本占其度电营业成本的 70%以上，是影响度电盈利的重要 因素。然而 2021 年以来煤价大幅上扬，导致 2021-2022 年主要火电企业均出现不同程度 的盈利收窄或亏损。尽管如前所述，煤电电价受益于“1439”号文实现 20%的顶格上浮， 但受制于国内煤炭产能周期，长协煤销量和实际兑现率难以实现进一步提升，煤电的成本 敞口风险依然部分存在。因此，对于电力企业而言，在收入端电力中长协基本锁定电价的 情况下，成本端价格较低且几无波动的长协煤比例成为增厚度电利润的关键。

1.5 煤电一体的优势：产业链延伸促成长，一体化运营稳业绩

煤电一体的经营模式本质上均是通过各种手段尽量提高权益电量成本端的长协煤占比。从 企业运营的角度看，煤炭企业或电力企业发展煤电一体化，通过投建电厂等多种方式延伸 产业链，获取业绩成长性。此外，煤电一体化企业可直接采购“内部”煤炭，保障高比例 长协煤价格兑现，业绩稳定性也将大幅提升。在电价煤价双稳定的情况下，价格维持在 700 元/吨左右的长协煤比例提高将显著降低火电入炉标煤单 价，进而运营商不仅可以实现因成本端下行带来的业绩增长，还可以与同行业运营商维持相对业绩优势。 无论是煤炭公司还是火电公司，煤价波动对其收入/成本均有较大影响，煤炭销售和电力燃 料采购均存在风险暴露敞口。煤电联营通过煤和电产业链相接，有望同时避免前述两个风 险暴露敞口，熨平煤炭销售价格和电力燃料采购价格波动，保障煤炭/火电公司的业绩相对 稳健。从而有望在二级市场上获得估值抬升。

二、煤电一体化类型和模式对比

2.1 煤电一体化模式复盘：合并重组、收购参股、投资新建

合并重组：在国家政策的推动下，我国部分大型煤炭企业、电力企业开展了多种方式的煤 电联营。2017 年的国电集团与神华集团合并重组为国家能源投资集团是最为典型的煤电联 营范例。从主营业务来看，神华集团与国电集团各自侧重于煤炭开采与销售业务和电力生 产与销售业务，具有较强的互补性。国电集团与神华集团的合营开启国内煤炭电力行业重 组先河，成为全球规模最大的煤炭生产公司、火力发电公司、风力发电公司和煤制油煤化 工公司。

除集团层面合并重组外，国电与神华集团下属的核心上市公司国电电力和中国神华同样于 2018 年以各自的火电资产共同组建合资公司。新组建的北京国电电力有限公司同时拥有国 电电力 33.16GW 的装机和中国神华的 33.13GW 装机（截止 2018 年在运），并由国电电力 持股 57.47%控股经营，实现国家能源集团“将国电电力作为国家能源集团常规能源发电业 务整合平台，逐步将常规能源发电业务资产注入国电电力”的承诺。国电电力和中国神华 的上市公司合并重组有效解决两家公司在相关区域发电业务的同业竞争，同时实现煤炭煤 电方面的优势互补和资源共享，进一步增强集团发电业务规模和核心竞争力。在煤价大幅上行的 2021-2022 年，依靠集团内部的长协煤高比例调配供给，国电电力燃料供应得以充 分稳定。2021-2023 年，国电电力分别实现长协煤占采购原煤比例 92%、97%、94%，分 别实现入炉标煤单价 900.42 元/吨、978.78 元/吨、934.96 元/吨，在主要火电公司中实现 三年火电归母净利合计 61.35 亿元，远超行业平均水平。

收购参股：煤炭与煤电的联营更多以收购转让和投资参股的形式出现。电企收购参股煤炭 资源方面，由于 2008 年煤价出现大幅上涨，部分电力企业出现不同程度的亏损。自 2009 年开始，以五大发电集团为主的火电企业开始积极主动收购煤矿股权，其目的就是打通企 业上下游能源供应链条，以期平抑主营火电业务风险。

煤企收购参股电厂的风潮主要集中在“十三五”至“十四五”前期。2021-2022 年全国性 的缺煤缺电情况频发，煤价再次出现大幅上涨叠加多地出现拉闸限电事件。虽然国家开始 能源电力政策转向，在努力实现煤炭增产保供的同时放开新建煤电项目审批，但由于电价 上涨幅度不及煤价上涨幅度，收入端增长仍无法覆盖成本端波动，电力企业投资新建煤电 项目的积极性不及预期，挂牌转让煤电项目的电厂逐步增多。自 2021年四季度开始，以五 大发电集团为主的发电企业开始资产转让。而以中煤、神华为主的煤炭企业集团开始大举 收购电厂或参股电力公司。

投资新建：由于自“十三五”以来，煤电项目的审批核准权限已经下放至省级或地方政府， 但煤矿项目的审批核准权限仍在国家发改委能源局。因此，煤电项目的获取核准相较来说 更为容易。2021-2022 年全国多地拉闸限电后国家放开煤电项目审批，提出“三个八千万” 的煤电项目新增开工投产目标。其中，煤炭企业跨界投资新建煤电的积极性较为可观。据 不完全统计，2022-2023 年新增火电项目核准体量达到 155.2GW，新增火电开工体量达到 163.7GW，“三个八千万”的目标基本完成。其中，煤炭企业新增核准火电项目 31.20GW， 新增开工火电项目 41.14GW，分别占比达到 20.10%和 25.13%。

2.2 上市公司一体化模式分类及对比

2.2.1、单一业务转向煤电联营：巩固煤电联营商业模式

通常来说，煤电一体公司多以单纯的煤炭或煤电业务起步，在主营业务发展到一定阶段时 由单一业务转向煤电业务协同发展，即所谓“煤转电”或“电转煤”模式。此类公司由于 先前已有单一煤炭或电力业务，“跨界”发展煤电一体各具业务优势，且有望同时受益于盈 利增长和估值提升，股价弹性空间较大。

1）新集能源：以煤起步，大规模发展煤电

新集能源地处安徽省，是安徽四大煤企之一，目前核定煤炭产能 2350万吨位列省内第三， 资源储量占安徽省四大煤企总资源量的 40%。截至 2023 年 6 月末，公司矿权内资源储量 62.39 亿吨，现有矿权向深部延伸资源储量 26.51 亿吨，共计 88.90 亿吨，储量优势较大。 同时，新集能源在建及规划煤电装机容量达 596 万千瓦，分布于安徽、江西等地。在运煤 矿和电厂包括新集一矿、新集二矿、刘庄煤矿、口孜东矿、板集煤矿共计 2350 万吨核准产 能，以及利辛板集电厂一期 2×100万千瓦煤电机组。在建电厂中，利辛板集电厂二期预计 投产时间为 2024 年 10 月；上饶、滁州和六安电厂预计投产时间为 2026 年上半年。且若 考虑在建电厂建成后均由公司煤矿继续供煤，公司自供煤体量将有望与其商品煤产量基本 匹配。因此，2026 年新集能源将完成由煤炭公司向煤电一体化公司的转型。

2）中国神华：煤炭发电业务规模可观，自供煤价格优势突出

中国神华原控股股东为神华集团，2017 年后股东变更为神华集团与国电集团合并的国家能 源集团。在股东支持下，公司积极整合集团的煤炭、电力、交运等领域的优质资产，逐步 成长为国内煤炭行业龙头公司。截止 2023 年，公司国内共拥有五大矿区，2023 年实现商 品煤产量 3.24 亿吨。发电业务方面，公司发电装机以煤电机组为主，截止 2023 年拥有煤 电装机 4316万千瓦，气电装机 95万千瓦，水电装机 12.5万千瓦，光伏装机 39.5万千瓦。 公司发电业务用煤 78%由自有煤炭业务供给，2023 年公司煤炭对内煤炭销售量达 7460 万 吨，占煤炭总销量的 16.6%。且对内煤炭销售均价 525 元/吨（不含税），相较于市场煤价 和对外销售均价 598 元/吨均具有明显价格优势。

3）陕西能源：陕西地方国企，煤矿电厂产能有望逐步释放

陕西能源为陕西省国资委控股公司，是省内煤电一体化领军企业，公司在运煤电机组 918 万千瓦，在产煤矿产能 2400 万吨。综合来看，公司电厂用煤自供比例较高，煤电一体优势 凸显。此外，2024 年一季度公司园子沟煤矿东翼（200 万吨）转入正式运行，赵石畔煤矿 （600 万吨）建设如期推进。2023 年在建电厂清水川能源电厂三期 2×100 万千瓦机组和 陕投延安热电一期 2×2.5 万千瓦项目均实现首台机组并网。规划项目方面，陕投延安热电 二期（2×35 万千瓦）项目、陕投商洛电厂二期（2×66 万千瓦） 项目、陕投赵石畔电厂二 期（ 2× 100 万千瓦） 项目取得核准；丈八矿井（ 400 万吨/年）及选煤厂项目核准手续加 快推进。煤炭销售方面，2023年公司原煤生产量达 2328.94万吨，其中商品煤外销 574.39 万吨，理论自用煤炭比例达约 75%，煤电一体化程度较高。

4）内蒙华电：内蒙区域电力龙头，火绿业务协同发展

内蒙华电是内蒙古自治区首家上市公司，其实际控制人为华能集团，主要负责运营华能集 团在蒙西地区的发电及煤炭资产，是内蒙区域电力上市公司龙头企业。截至 2023年末，公 司在运煤电装机 1140 万千瓦，在运风电装机 137.62 万千瓦，在运光伏装机 45 万千瓦。同 时，公司还拥有在运煤矿魏家峁煤矿，其核定产能在 2022 年和 2023 年历经两次核增，由 800 万吨/年提高至 1500 万吨/年。由于魏家峁煤矿商品煤产量热值较高，其部分商品煤外 销，部分商品煤留作自用。2023 年魏家峁煤矿煤炭产量 1326.17 万吨，其中电厂供应煤炭 701.85 万吨，外销量 622.81 万吨。按照魏家峁煤矿商品煤 2023 年产量 1326.17 万吨、平 均热值 5500K、内蒙华电火电 2023 年发电量 572.48 亿千瓦时、机组平均度电煤耗 300g/ 千瓦时计，内蒙华电整体燃料自给率约为 55%左右。

5）苏能股份：华东煤电一体化的次新股，增量装机体量可观

苏能股份在 2014 年由徐矿集团及全资子公司以所属煤电相关资产共同出资设立。经过连续 资产注入，公司形成了“煤炭+煤电+新能源发电”的主体业务格局，并于 2023 年实现 IPO 上 市。公司的主营业务板块包括煤炭板块、电力板块、煤矿托管和贸易板块四部分。其中， 煤炭板块下属生产矿井 6 对，分布在江苏、陕甘、新疆等地，核定产能 1830 万吨，产品以 动力煤为主。电力板块下属在运火电厂 4 个，装机容量供给 2.7GW，分布在江苏、新疆等 地；下属在运光伏装机 8 万千瓦。公司在建及规划火电绿电体量可观。其中，在建火电 3.32GW；同时公司“十四五”新能源装机规划 2.2GW，增量装机体量可观。

2.2.2、上市公司与集团公司协同联营

此外，部分煤电一体公司本身并未控股煤矿权益，但由于其控股股东集团拥有煤矿权益及 产量，公司可以通过集团协调或安排优先获得足量长协煤，同样可以实现燃料成本端稳定 可控。此类公司由于发展单一电力业务，不存在“跨界”发展煤电一体，因而估值较为稳 定；但其依然同时受益于市场逐步发掘认知煤电一体的盈利稳定性的过程，实现估值的进 一步提升。

1）国电电力：国内火电行业龙头，背靠集团煤炭供应优势实现煤电一体

国电电力自 2010 年即被股东（国电集团、国家能源集团）确定为常规能源整合平台，分别 在 2010 年、2013 年、2016 年得到国电集团的火电资产注入。2019 年在国电集团和神华 集团合并为国家能源集团后，国电电力与中国神华共同组建北京国电电力公司，并由国电 电力控股。经过长期资产注入及自身发展，国电电力已经成为国内火电上市公司龙头，截 至 2023 年末，公司煤电装机达到 7177.40 万千瓦，气电装机 102 万千瓦，水电装机 1495.06 万千瓦，风电装机 929.33 万千瓦，光伏装机 854.18 万千瓦，形成以煤电为主， 水风光协同发展的格局。公司背靠集团煤炭供应优势，长协煤比例长期维持 90%以上。公 司虽自有部分煤炭业务，但主要煤炭板块资产察哈素煤矿已于 2023 年年中临时停产， 2024 年公司发布公告宣布将察哈素煤矿出售给集团下属子公司。

2）淮河能源：安徽区域地方煤炭企业电力核心上市公司，集团长协煤供应有保障

淮河能源是淮南矿业集团控股的上市公司，由原芜湖港务管理局发起组建。2016 年公司完 成重大资产重组后，集团所属部分煤炭和电力资产注入上市公司，形成公司“能源+物流” 的双线发展态势。公司现有主要业务包括铁路运输、煤炭贸易和电力业务，其中铁路运输 和煤炭贸易均背靠集团煤炭资源开展，业务营收和毛利相对稳定。公司电力板块业务为其 目前重点发展方向，控股在运电厂包括潘三电厂、顾桥电厂、田集电厂一期、潘集电厂二 期等电厂。其中田集电厂一期为煤电一体项目，配套丁集煤矿为田集电厂一期与二期（公 司参股）供应动力煤，其余电厂由集团煤矿供应燃料，长协覆盖率维持较高水平。成长方 面，公司近期新增装机（潘集电厂）及规划装机均有意通过集团投资建设后资产注入上市 公司的途径完成，目前规划电厂包括潘集电厂二期、谢桥电厂及洛河电厂等。如上述电厂 均可如期完工并顺利实现资产注入，公司控股装机有望实现翻倍增长。

2.2.3、通过投资参股深化煤电一体程度

另外，也有部分公司主营业务并非煤电一体模式，而主要投资参股长协煤比例高、来源稳 定有保障的煤电一体资产。此类公司的投资收益部分将受益于煤电一体的盈利稳定性，在 煤价波动剧烈时为公司主营业务亏损托底，助力稳定公司整体收益。

1）皖能电力：安徽区域地方电力龙头，重点投资省内煤电一体资产

皖能电力是安徽省能源集团旗下核心电力业务整合平台，实控人为安徽省国资委。作为省 内电力行业龙头，截止 2024 年 4 月公司控股在运火电装机规模 1175 万千瓦。公司控股火 电部分受煤价波动影响较大，整体长协煤覆盖率在 70%~80%之间，因而在 2021-2022 年 煤价高涨时段主营业务亏损严重。但由于公司主要参股公司国能神皖能源和中煤新集等煤 电一体电厂，投资收益部分受煤价波动影响较小。公司依靠参股部分投资收益，在2022年 核心利润亏损情况下营业利润依旧实现扭亏为盈。

2.2.4 其他公司：立足原有业务，增加部分煤电一体

此外，还有部分公司依托本身主业开展煤电一体业务，为公司带来额外稳定收益。但由于 煤电一体业务目前规模尚小，未来业务影响有望提升。

1）盘江股份：立足焦煤板块，火电绿电增长可期

盘江股份作为西南地区焦煤行业龙头公司，现有产能 2220 万吨/年，其主要外售煤炭种类 为炼焦煤。除主营业务外，公司还依托焦煤洗选后的剩余混煤发展煤电一体业务和绿电业 务。煤电方面，公司当前主要在建项目包括新光电厂 2×66 万千瓦和普定电厂 2×66 万千瓦， 其中新光电厂已于 5 月 22 日实现 2 号锅炉点火。新能源方面，关岭新能源项目一期 105 万 千瓦已于 4 月 30 日全容量并网发电。以上项目均有望在 2024 年贡献业绩。且依托洗选后 混煤，我们预计新光和普定两个电厂可以实现用煤燃料 100%自给。

2）电投能源：“煤+电+铝”多板块齐头并进，发展协同性凸显

电投能源是国电投旗下蒙东地区核心能源上市公司。公司原名露天煤业，原先以煤炭开采 与销售为主营业务。2019 年收购霍煤鸿骏铝电股权后拥有电解铝板块业务，2021 年考虑 公司未来向新能源板块转型的规划，公司名称变更为电投能源。截止 2023 年末，公司煤 炭、电力、电解铝板块齐头并进协同发展，分别拥有煤炭产能 4800 万吨、火电装机 3GW， 绿电装机 4.5GW，电解铝产能 86 万吨。公司多业务板块发展协同性凸显。由于公司“煤电-铝”已经形成较为完善的产业链，公司火电板块霍煤鸿骏火电 1.8GW 与霍林河坑口电 厂 1.2GW 均实现 100%燃煤自给，同时公司电解铝板块 86 万吨产能用电完全由霍煤鸿骏 1.8GW 火电机组和 1.05GW 新能源机组满足，实现 100%用电供给。因而公司实现电解铝 板块用电成本仅为 0.34 元/千瓦时（Q1 含税），多板块协同优势凸显。

三、煤电一体化公司对比分析

3.1 经营层面对比分析

3.1.1 度电盈利能力对比

从度电盈利角度来看，煤电一体公司的静态与动态优势均得以体现：相同电价下，煤电一 体公司的度电盈利水平明显高于传统纯火电公司；煤价变动时，煤电一体公司的度电盈利水平相较而言更为稳定。以电价相同的同年时段对比，自有煤炭的煤电一体公司相较于集 团供煤的公司在火电度电毛利层面存在相对优势，同时煤电一体公司受益于长协煤比例高 的优势，对于纯火电公司也存在度电毛利层面的相对优势。以煤价波动剧烈的 2020-2023 年整个期间对比，典型煤电一体公司的度电毛利水平更为稳定。即便是在煤价突发暴涨的 2021 年，典型煤电一体公司的火电度电毛利均值也能维持在 2 分左右，相比之下纯火电公 司 2021-2022 年火电度电毛利均为负值，直接导致公司火电板块亏损。此外，包括陕西能 源在内的部分煤电一体公司由于将“煤矿配套坑口电厂”的组合营收成本统一计入火电板 块，导致其火电度电毛利水平较为突出。

3.1.2 一体化程度对比

从一体化契合程度来看，若公司的煤矿资产和电厂资产为配套建设，则电厂更倾向于直接 使用自有煤炭（以皮带运输连接煤矿和电厂，几乎无运费）；若公司煤矿资产和电厂资产地 理距离较远，则电厂更倾向于就近购买煤炭从而节省运费，而自有煤矿则同样选择就近销 售。在煤价相同时，此种同时采购和销售煤炭的经营策略不会使得电厂发电成本暴露敞口 扩大，反而节约实际用煤运费。因此，部分煤电一体公司实际自用比例较理论自用比例偏 低。通常来看，布局在一省之内，且自身产能“煤大于电”的公司，实际一体化程度较高； 布局在全国各地，且自身产能“电大于煤”的公司，实际一体化程度略低。

从远期规划与发展来看，各煤电一体公司均具有较为可观的电力装机和煤炭产能增量，即 持续获取煤矿和电厂审批核准，从而尽量充分利用长协煤的价格相对优势。其中较为亮眼 的是新集能源、陕西能源、苏能股份和淮河能源。新集能源和陕西能源将有望在2026年左 右实现自身煤炭产能与自身电煤需求大致匹配，基本实现无煤炭外销和电煤外采需求；而 苏能股份和淮河能源受益于集团煤电业务协同支持，大力发展煤电装机，实现公司煤电业 绩增长。

3.2 财务角度对比分析

3.2.1 公司盈利能力对比：无惧煤价波动，盈利稳定性更高

煤电一体化公司盈利稳定性优于纯火电公司。如前所述，煤炭与煤电在近三年时间内均出 现产能短缺情况，导致煤价高涨但电价上浮有限，因此火电行业整体盈利水平大幅受挫。 从 2021 年至 2024 年 Q1 的经营指标 ROE 与 ROIC 来看，火电行业整体盈利水平在电价上 浮空间有限的情况下均与现货煤价呈强负相关。但煤电一体化公司由于在燃料成本端有相 对优势，盈利水平也可随之稳定。因而在 2021-2022 年煤价大幅上行阶段和 2023 年 Q2~Q3 煤价大幅下行的阶段，煤电一体化公司均可保持较为平稳的盈利水平。同时，在煤价大幅波动和保持平稳时，煤电一体化公司相对于纯火电公司均有盈利相对优势。

3.2.2 负债率与财务扩张空间对比：净负债率偏低，可扩张财务空间较大

成本控制能力出众，多数煤电一体公司的净负债率显著低于火电行业整体净负债率。 2021~2022 年期间煤价高涨的同时，大部分为央企和地方国企的火电公司在保供压力下不 得不进一步提高资产负债率“借债保供”。但对于煤电一体化公司而言，部分煤炭公司“跨 界”发展煤电，其资产负债率水平相较于纯火电公司较低；同时煤价高涨期间由于其燃料 成本可控，无需“借债保供”。因此，多数煤电一体公司的净负债率显著低于火电行业整体 净负债率。恶化的财务空间导致纯火电公司对于 2022 年开始的煤电项目审批核准放开的积 极性较低；而资产负债率良好的煤炭企业反而对新建煤电项目存在较大兴趣。 稳定盈利模式支撑，煤电一体公司资产扩表可期。从商业模式的角度看，火电发电与售电 业务兼具重资产投资和稳定现金流特性，因而火电公司一般更倾向于加杠杆投资火电机组， 从而撑大公司整体资产规模。而由于煤炭电力行业企业基本均为国央企公司，实现债券融 资的资金成本较低，在资产负债率允许的情况下继续扩张投建煤炭电力项目的动力较强。 因此，稳健的盈利模式支撑下，煤电一体公司资产扩表可期。

3.2.3、现金流与盈利：经营现金流与净利水平更为稳定，煤电一体公司分红有保障

从经营性现金流与归母净利角度看，如前所述，煤电一体公司受益于收入端电价较为稳定 和成本端燃料成本波动控制优势，在煤价上涨与下跌期间能够平滑经营性现金流与利润的 波动，无需“借债保供”，生产经营稳定性得以保证，进而为其分红提供必要支撑与保障。 从股权自由现金流和企业自由现金流的角度看，由于煤电一体经营模式稳定可期及煤炭和 电力供需矛盾仍未缓解，煤电一体公司仍处于主营业务持续投入，资本开支较高的阶段。 当前阶段，煤电一体公司的股权自由现金流和企业自由现金流的相对优势不明显，进而导 致当期分红尚不可观。然而长远来看，在高资本开支阶段过后，煤电一体化公司有望实现 高分红。

3.2.4、估值：对比水电核电仍处低位，估值提升空间可观

综合来看，在煤炭产能周期持续，煤炭供给仍然偏紧的背景下，煤电一体化公司受益于其 收入端和成本端的低波动性和社会用能不断增长的刚性需求，其生产经营的久期得以持续， 且煤电一体公司电价目前已经实现限价范围内的市场化波动，其估值有望向稳定盈利的水 电、核电类资产接近。然而，对比当前煤电一体公司与火电板块的估值，煤电一体公司的 PE/PB 估值相较于纯火电板块仍未体现出明显相对优势，距离水电板块与核电板块更是有 明显估值折价。因此，当前市场仍未完全充分认知煤电一体的经营稳定性和市值低估情况， 我们认为煤电一体公司的相对空间仍然较为可观。

编辑：火腿肠