中国神华深度解析：具备长期投资价值的核心硬资产

1.能源航母，行稳致远

1.1.国资央企背景

国资央企背景，A+H 上市。中国神华能源股份有限公司(以下简称“中国神华“或“公司”) 于2004年11 月在北京成立，由神华集团有限责任公司独家发起。公司分别2005 年6月、2007 年10 月在香港联交所(1088.HK)、上海证交所(601088.SH)挂牌上市。目前，公司总股本199 亿股，其中内地流通股165 亿股，香港流通股34亿股。公司直接控股股东为国家能源集团投资集团(以下简称“国家能源集团”)，实控人为国务院国资委，是煤炭行业上市公司中仅有的两家央企之一。

1.2.纵向一体化经营优势凸显

“煤电化路港航”一体化经营模式优势显著。公司自上市以来，不断整合国家能源集团(原中国神华集团)煤炭、电力、运输等优质资产，促进产业协同效应，目前已形成了煤炭生产→煤炭运输(铁路、港口、航运)→煤炭转化(发电、煤化工)的“煤电化路港航” 一体化经营模式，一体化经营模式可提供稳定、可靠的供应保障和内部消费市场，充分发掘和获取煤基产业链上每一环节的经营利润。

“煤炭、发电、铁路”贡献主要利润来源。公司坚持以煤炭业务作为一体化运营的基础，发挥发电业务的稳定器和增长极左右，适度超前发展运输业务。目前公司拥有规模可观、高效运营的煤炭、发电业务，拥有铁路、港口和船舶组成的大规模一体化运输网络，各产业板块深度合作，形成了有效协同的核心竞争优势。2018 年公司共实现营业收入2641 亿元，同比增长6.17%，但受“三供一业”分离移交影响，实现归母净利438.7 亿元，同比下降2.6%。

煤炭分部:公司生产及销售的煤炭品种主要为动力煤，2018年在神东矿区、神宝矿区稳产增产的背景下，全年共生产商品煤296.6 百万吨，同比增长0.4%，煤炭销售460.9百万吨，同比增长3.9%，煤炭板块实现收入2051.9 亿元(合并抵消前)，同比增长4.7%，毛利率28.2%;

发电分部:公司发电以燃煤发电为主，2018年公司抓住全社会用电量较快增长的有效时机，加大营销力度，全年共完成发电量2853 亿千瓦时，同比增长8.5%，完成售电量2676 亿千瓦时，同比增长8.7%;发电分部实现收入884.5亿元(合并抵消前)，同比增长11.2%，毛利率22.6%;

运输分部:公司运输分部包括铁路、港口、航运三大板块，2018年公司铁路业务创历史最好水平，自有铁路运输周转量达283.9 十亿吨公里，同比增长4%，实现收入391.5 亿元(合并抵消前)，同比增长4.2%，毛利率60.2%;公司港口业务实现下水煤销量270 百万吨，同比增长4.6%，实现收入61.2亿元(合并抵消前)，同比增长7.1%，毛利率50.8%;公司航运业务实现航运货运量103.6 百万吨，同比增长11.4%，实现收入40.9亿元(合并抵消前)，同比增长25.9%，毛利率22.3%;

煤化工分部:公司煤化工分部以包头煤化工公司为主，主要产品包括聚乙烯、聚丙烯及其他少量副产品。2018 年公司共生产烯烃产品61.7 万吨，实现收入58.4亿元(合并抵消前)，同比增长2.8%，毛利率24.8%。

2.长协锁量价，成本显优势

2.1.资源储备领跑行业

可采储量超百亿，稳居行业榜首。公司拥有优质、丰富的煤炭资源，主要分布于神东、准格尔、胜利、宝日希勒矿区。截至2018 年末，公司拥有和控制的煤炭矿业权，在中国标准下煤炭保有资源量为303 亿吨，可采储量为149.5亿吨，均位居行业第一;JORC 标准下的煤炭可售储量为82.6 亿吨。

煤质方面，公司主产中高发热量、低硫、低灰、低磷的褐煤、不粘煤和长焰煤，主要用作动力用煤，目前已形成“特殊品种”、“神混”、“石炭”、“准混”、“贫瘦”、“褐煤”等多个系列产品，由于其质量稳定，在国内已形成很强的品牌效应。

2.2.产能先进，单井平均规模超千万

产能超3 亿。截至2018 年底，公司合计控股矿井26座，核定产能34820 万吨/年，权益产能29483万吨/年。

单井规模仅次于露天煤业，位居行业第二。公司目前控股矿井单矿平均产能1290 万吨/年，仅次于露天煤业(纯露天矿)，位居上市公司第二，远高于全国平均水平(约104 万吨/年)。

公司控股矿井多为特大、大型先进矿井。根据GB 50215-2015《煤炭工业矿井设计规范》规定，公司控股的24 座矿井(不含海外)中，14 座属于特大型矿井(>1000 万吨/年)，占全国在产千万吨级特大型矿井的35%，剩下除阿刀核煤矿外均属于大型矿井(>120 万吨/年~1000 万吨/年)。在煤炭科学研究总院发布的“中国煤炭企业科学产能排行榜”中国，公司19 个井工煤矿中18 个入围“2018 中国煤炭企业科学产能百强”，7 个进入前8 名并包揽前三甲。

2.3.优异的资源禀赋造就超低吨煤成本

由于公司大部分煤炭资源具有煤层埋藏浅、煤层厚、地质构造简单、地表状况稳定和瓦斯含量低等优点，外加近40%的露天矿产能占比及出众的成本管控能力，使得公司吨煤成本始终控制在较低水平，位居行业第三，且由于采掘行业成本端无法复制的特殊性，超低的吨煤成本亦为其构筑天然护城河。

纵向来看，公司短期受哈尔乌素加大剥离、部分单位工资上升以及榆林资源税上调影响，吨煤生产成本略有上升，未来公司会进一步加强成本管控力度。由于公司历史负担较轻，煤价在目前位置较难再次出现大幅上涨，且榆林资源税已上调至全国最高水平，因此我们预计未来公司自产煤成本有望保持基本稳定，不具备大幅上升的可能性。

横向来看，公司自产煤吨煤成本位居行业第三，仅次于露天煤业和山煤国际。公司2018 年自产煤吨煤生产成本仅113.4元/吨，远低于行业平均水平，仅次于露天煤业(纯露天矿)和山煤国际。

2.4.龙头地位稳固，产量仍具成长空间

2.4.1.产、销稳居行业榜首

公司2018年克服部分煤矿减产影响，依法合规优化生产，全年商品煤产量296.6 百万吨，同比增长0.4%，商品煤销量460.9 百万吨，同比增长3.9%，其中贸易煤销量160.2百万吨，同比增长12.2%。

2.4.2.内生:近看哈素、北电，远看新街台格庙

近期而言:一方面，此前受露天矿征地进度滞后导致土方剥离施工暂缓影响，公司所属的哈尔乌素矿、宝日希勒矿曾于2017 年8 月暂时停产、减产。目前宝日希勒煤矿产量已恢复至正常水平，哈尔乌素矿的草原占用证、采矿接续用地手续等已经办理完毕，后续产量有望逐步爬坡恢复至3500 万吨/年。另一方面，公司所属的北电胜利露天矿已通过购买产能置换指标完成产能核增，由2000 万吨/年核增至2800 万吨/年。

远期而言:内蒙古新街台格庙矿区总体规划已获发改委批复，北区于2018 年7月完成探矿权延续，取得新的详查探矿权证，南区探矿权正在积极申办。该矿区划定范围约766 平方公里，煤炭资源总量约144 亿吨(中国标准下)，矿区划分为五个井田和一个后备区，五个井田规划矿井建设总规模6200 万吨/年。

2.4.3.外延:集团资产存注入预期

为避免同业竞争，集团资产注入可期。早在2004 年6 月，公司曾与其控股股东神华集团签署《避免同业竞争协议》，随后神华集团与国电集团合并组建国家能源集团，集团合并完成后国家能源集团承诺由公司作为其下属煤炭业务整合平台。为了进一步明确合并后国家能源集团与本公司在煤炭、发电等业务领域之间避免同业竞争事宜，公司与国家能源集团于2018年3 月1 日签署《避免同业竞争协议之补充协议》(以下简称《补充协议》)。《补充协议》中承诺在集团合并完成后5 年内，由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及的下述资产。经国家能源集团官网数据统计，下述待收购的资产中涉及煤炭产能约1 亿吨/年，未来若能顺利实施并叠加新街台格庙矿区的开发，公司远景产能有望突破5 亿吨/年大关。

2.5.高比例长协平抑煤价波动

“基准价+浮动价”定价模式。2016 年11 月，国家发改委会同国家能源局、国家煤矿安全监察局以及煤炭工业协会组织召开了“推动签订中长期合同做好煤炭稳定供应工作电视电话会议”，要求有关地区、部门和企业进一步加快签订中长期合同，建立煤炭行业平稳发展的长效机制。从2016 年12月1 日起，按照“基准价+浮动价”的定价模式、5500 大卡动力煤535 元/吨的基准价格水平执行。2018 年11月，发改委发布《关于做好2019 年煤炭中长期合同签订履行有关工作的通知》(以下简称《通知》)，《通知》中鼓励煤电双方更多签订2 年及以上量价齐全的中长期合同，央企及省属特大型国有煤企、电企签订的中长期合同数量，应达到自有资源量或采购量的75%以上，且不能低于上年水平，合同一经签订必须严格履行，全年中长期合同履约率应不低于90%。公司积极响应相关部门号召，加大长协合同签订比例，截至2018 年底，已与国内15 家信誉良好的优质客户签署了三年(2019~2021 年)电煤年度长协合同，涉及煤炭总量约1.5 亿吨，采用“基准价+浮动价”的价格机制。

年度长协:采取“基准价(5500大卡动力煤535元/吨)+浮动价”的定价机制，每月月末确定下月价格，浮动价由BSPI、CCTD 综合、CECI 综合共同确定;

月度长协:不设立基准价，取“CCTD、CCI、API8、CECI成交价”均值，但当前由于API8 指数与国内明显脱钩，月度长协定价主要参考上月末现货市场价格;

现货:价格随行就市。

自产煤用于年长协及现货销售，贸易煤用于月长协销售。公司目前销售的商品煤来源主要分为自产煤和贸易煤两种模式，对内外部客户实行统一的定价机制，执行年度长协、月度长协及现货三种定价机制，其中自产煤主要用于年度长协和现货销售，贸易煤主要用于月度长协销售。

年度长协定价机制的引入，使得公司煤炭销售价格波动幅度明显收窄。由于在编制BSPI、CCTD综合、CECI 综合指数的采样中均包含大量年长协煤样本，因此其价格波动幅度明显弱于现货，外加受发改委调控影响，其波动区间呈现逐年收窄的态势。以BSPI 为例，2017年现货价格波动幅度174 元/吨(548~722 元/吨)，BSPI 波动幅度44 元/吨(562~606 元/吨)，相对现货波动敏感度25.3%;2018 年现货价格波动幅度进一步扩大至201 元/ 吨(564~765 元/吨)，但BSPI 指数波动幅度仅11元/吨(567~578 元/吨)，相对现货波动敏感度仅5.5%，较2017 年明显下降。

3.煤电联营，熨平周期

为提高公司抵御市场风险(煤价大幅下跌)能力，公司自成立之初起便积极发展电力板块，充分利用煤炭及运输分部优势，在坑口周边、铁路沿线、“海进江”辐射区域布局燃煤机组，尽可能保证燃煤电厂原料自给自足。2018 年公司发电分部共耗煤122.6 百万吨，其中82.5%来自公司内部采购，约占公司自产煤总量34%。公司通过打造“煤电联营”模式，可在一定程度上平抑煤价波动对整体业绩的影响，促进煤炭和电力分部健康、稳定发展。

3.1.逆周期布局火电，打造“煤电联营”

装机容量位于行业第三，发电量位居行业第二。公司自成立伊始便希望打造“煤电联营” 模式平抑煤价大幅波动对业绩的影响，不断通过并购和自建方式大力发展发电板块，公司电力装机规模持续提升。

装机容量方面:截至2018年底，公司发电总装机容量达到61849兆瓦，仅次于华能国际和大唐电力，位居上市电力企业第三。

电源种类方面:截至2018年底，公司燃煤发电装机容量59994兆瓦，占公司总装机容量的97%，仅次于华能国际，位于行业第二;燃气发电装机容量1730 兆瓦，占比2.8%;水电装机容量仅125 兆瓦，占比0.2%;

发电量方面:2018年公司抓住全社会用电量较快增长的有利时机，加大营销，全年完成发电量2853.2 亿千瓦时，同比增长8.5%，完成售电量2675.9 亿千瓦时，同比增长8.7%，发电/售电量仅次于华能国际，位于行业第二。

发电设备利用率位居行业第一。由于公司电厂以火电为主，且多数燃煤机组位于我国火力发电大省、地理位置优越，外加下属机组技术水平先进、平均单机容量大，因此公司发电设备利用率明显高于全国平均水平。2018 年公司燃煤机组平均利用小时数高达4877 小时，同比增加194 小时，远高于全国4361 小时的平均水平，在上市公司中位居榜首。

持续推进超低排放改造和节能降耗工作。公司始终以“建设世界一流的清洁能源供应商” 为目标，按照国家打好污染防治攻坚战有关要求，持续推进燃煤机组超低排放和节能降耗工作。截至2018 年底，公司国内燃煤发电机组全部完成脱硫、脱硝改造，累计完成新建或改造共计53960 兆瓦93 台超低排放燃煤机组，占公司燃煤发电装机容量的89.9%。一方面，符合超低排放限值要求并验收合格的燃煤发电机组可获得电价贴补等政策支持，提升发电分部盈利水平; 一方面，受益于组改造带来的效率提升，全年燃煤发电机组平均售电标准煤耗为308 克/千瓦时，较2011 年已累计下降16 克/千瓦时。

3.2.组建合资公司，部分电力资产出表

携手国电组建合资公司。2018 年8 月，公司与国电电力签署《合资框架协议》，双方拟分别出资18 项及22 项资产共同组建合资公司“北京国电”，国电电力持有合资公司“北京国电”57.47%股权，为其控股股东，公司持有合资公司42.53%。

部分电力资产出表，经营成果计入投资收益，公司装机容量、发电量大幅下降。2019 年1月31 日，公司与国电电力组建合资公司交易完成交割，公司出资资产相关的发电机组装机容量不再计入本公司统计范围，相关电厂的资产负债及2019 年1 月31日后的损益不再纳入公司合并财务报表范围。公司增加对合资公司的长期股权投资，并按照权益法进行后续计量，于每个会计期末，本公司按持股比例确认享有的合资公司经营成果，计入当期投资收益。

装机容量方面，公司表内装机容量大幅减少，截至2019年一季度末，公司表内装机容量缩减至31019MW;

发电量方面，由于部分电力资产出表，公司2019 年上半年完成发电量799 亿千瓦时，同比减少40.2%，预计全年发电量同比减少约45%;

投资收益方面，公司于交割日确认一次性相关投资收益11.2亿元，于一季度末确认对合资公司2019 年2~3月的投资收益1.28 亿元，预计全年贡献投资收益8~10 亿元;

4.路港航联运打造一体化运输网络

内部服务为主，毛利率基本稳定。公司是国内唯一拥有大规模、一体化运输网络的煤炭供应企业，涵盖铁路、港口、航运三大板块，依托自身强大的运输体系，公司可将上游煤炭资源与下游终端用户无缝对接，努力实现效益最大化。

铁路分部:2018年实现收入391.5亿元，其中对内332.7亿元，占比85%; 港口分部:2017年(2018年未公布对外占比情况)实现收入57.2亿元，其中对内49.3 亿元，占比86.2%;

航运分部:2018 年完成航运货运量103.6 百万吨，其中对内79.9 百万吨，占比77.1%。

4.1.铁路:布局晋陕蒙，运往北方港

核心目的在于保证自有港口下水煤来源。公司铁路分部主要控制并运营围绕“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和“神朔—朔黄线”西煤东运大通道，通过现有运输网络能将上游煤炭资源运往黄骅、天津等港口，最大程度保证下水煤来源稳定。公司目前拥有11条铁路，其中在运9条，在建1条，缓建1条，合计营业里程2145 公里，是国内除铁总以外最大的铁路运营商。

自成立以来，公司科学配置运输资源，强化上下游衔接管理，有效提升运输能力。

一方面，公司铁路分部持续优化运输组织，提高作业效率，保障一体化运输。公司2018 年自有铁路运输周转量达到283.9 十亿吨公里，同比增长4%，创历史最好水平;

一方面，公司在积极保障一体化运输的同时，铁路分部稳步推进大物流体系建设和第三方服务，2018 年公司为外部客户提供货物运输周转量30.7 十亿吨公里，同比增长4.4%，获得收入58.8亿元，占铁路分部营业收入的15%。

4.2.港口:一体化运输网络枢纽

港口是公司“路、港、航”一体化运输经营的核心所在。由于下水煤利润较铁路直达更为丰厚，因此公司始终坚持以实现下水煤最大比例为基本营销策略，努力提高自有港口下水煤销售占比。目前，公司拥有黄骅港、神华天津港煤码头和神华珠海煤码头三个港口，总装船能力约2.7 亿吨/年。2018 年，公司港口分部强化上下游对接，提高卸车装船效率，共实现下水煤销量270 百万吨，同比增长4.6%，其中通过自有港口下水煤炭销量238.3 百万吨，同比增长4.6%，占下水煤销量的88.2%。

黄骅港:神华黄骅港由公司(控股70%)和河北建设投资公司(控股30%)共同出资组建，于2001 年底投入运营，目前暂居我国第二大煤炭下水港(2018 年黄骅港煤炭吞吐量20334 万吨，秦皇岛港20341 万吨)，是我国首个煤炭翻、堆、取环节全部实现计算机管控的现场无人化操作煤港。目前黄骅港煤源主要来源于准池、朔黄铁路，共拥有煤码头4 个，泊位17 个，靠泊能力最大可达10 万吨，场地堆存能力700 万吨。2018 年经黄骅港下水煤量193.2 百万吨，同比增长4.9%;

天津港煤码头:神华天津煤码头是由公司(控股55%)和天津港股份有限公司(控股45%)共同投资建设的专业化煤炭码头，于2007 年正式投入运营，设计能力4500 万吨/年。目前天津港煤码头煤源主要来源于黄万铁路，共拥有3 个泊位(1×15 万吨、2×7 万吨)，堆存能力144 万吨。2018 年经天津港煤码头下水煤量45.1 百万吨，同比增长3.2%;

珠海港煤码头:神华粤电珠海港煤炭码头是公司(40%)、粤电(30%)和珠海港股份有限公司(30%)共同出资设立的专业化煤炭码头，设计通过能力4000 万吨/年。珠海港煤码头拥有1 个5 万吨级、4 个3000 吨级装船泊位和2 个10 万吨级(远期兼顾15 万吨级)卸船泊位，目前作为中转基地，不再核算下水煤。

4.3.航运:完善运输链条

航运作为公司“路、港、航”一体化运输经营的最后环节，为公司下游终端用户提供安全、优质、经济、高效的沿海、沿江煤炭运输保障服务。目前公司航运分部主要由神华中海航运有限公司运营，拥有40 艘、约2.18 百万吨载重吨的航运船队。

公司一直以来不断提高调度管理水平和船舶周转效率，积极落实“准班轮”制度，充分利用船岸衔接优势和租入船舶释放运能，有效保障重点客户燃煤供应。2018 年，公司航运分部共完成航运货运量103.6 百万吨，同比增长11.4%，其中对内占77.1%，对外占22.9%;航运周转量89.9 十亿吨海里，同比增长11.8%。

5.煤化工:运营稳定，期待二期产能释放

由于公司煤制烯烃项目生产所用燃料煤及原料煤全部由内部神东矿区供应，因此原材料价格波动对公司整体业绩并无实质性影响，仅在于分部间利润调节，其盈利敞口主要在于烯烃产品销售价格。

公司煤化工分部目前业务体量较小，对公司总体盈利水平影响有限。公司煤化工分部由包头煤化工公司负责，目前拥有60 万吨煤制烯烃产能，主要产品包括聚乙烯(生产能力约30 万吨/年)、聚丙烯(生产能力约30 万吨/年)及其他少量副产品。自投产以来，公司煤化工分部通过持续优化工艺条件，提高生产效率，降低催化剂单耗，实现降本增效，产量基本稳定在每年60 万吨左右。2018 年，公司包头煤制烯烃项目保持生产装置安全、稳定、高负荷运行8164 小时，平均生产负荷达到100%，共生产烯烃产品61.7 万吨，耗用煤炭4.1 百万吨。此外，公司包头煤制烯烃升级示范项目(二期项目)于2017 年7 月获得内蒙自治区发改委核准，拟新建年产75 万吨的煤制烯烃装置，其中年产聚乙烯35 万吨、聚丙烯40 万吨，目前该项目正在稳步推进前期环保相关工作。

6.业绩弹性测算

虽然公司业务主要分为煤炭、电力、运输、化工四大板块，但电力分部80%以上原料煤以公司内部供应为主，盈利敞口主要在于上网电价;运输分部基本以对内服务为主，盈利波动性较小;化工分部原料全部由公司内部供应，盈利敞口在于烯烃价格，且收入、毛利占比均不到2%，不单独考虑。因此公司盈利主要受煤炭板块影响。

自产煤方面，由于售价以长协定价为主，因此煤价波动幅度较小，若煤价跌至500 元/吨，公司年长协价格或降至527 元/吨，导致公司归母净利下降约32 亿元;

贸易煤方面，公司贸易煤主要依靠“低买高卖”赚取差价，在悲观情形下，贸易煤会导致公司归母净利下降约20 亿元。

6.1.量:自产(1.8 亿吨)+贸易(1.6 亿吨)

以2018 年公司煤炭销售为例，公司共销售煤炭4.6 亿吨，其中自产煤销售3 亿吨，外购煤销售1.6 亿吨。需注意的是，自产煤销售的3 亿吨中有约1 亿吨供给内部，煤价波动对公司整体利润并无实质性影响，剩余约2 亿吨自产煤中，以年度长协方式销售1.8 亿吨，以现货方式销售0.2 亿吨(该部分与电厂分部对外采购体量相近，价格影响相互抵消)。因此，实际能对公司利润产生影响的是1.8 亿吨以“年度长协”方式销售煤炭+1.6 亿吨贸易煤。

6.1.1.煤炭分部销售模式

以煤炭销售来源划分，主要分为自产煤销量和贸易煤销量两部分。

自产煤:2018年销量3亿吨，主要以年度长协和现货销售为主，是公司煤炭板块利润的主要来源;

贸易煤:2018年销量1.6亿吨，主要以月度长协销售为主，利润来源主要分为两部分，一是赚取坑口和港口差价，二是公司铁路分部赚取运费。

以销售对象划分，主要分为对外销售和对内销量两部分。

对外部客户:2018 年对外部客户销售煤炭3.54 亿吨，该部分煤炭销售价格的高低会实质性影响公司利润;

对内部客户:2018 年对内部客户销售合计销售煤炭1.07 亿吨，其中对内部发电分部销售1.03 亿吨，对内部煤化工分部销售0.04 亿吨。由于是对内销售，因此该部分煤炭销售价格高低对公司整体利润并不会产生实质性影响，只涉及各分部间利润分配问题。

以销售合同定价机制划分，主要分为年度长协、月度长协和现货销售。

年度长协:煤源来自于公司自产煤，定价方式采用“基准价+浮动价”调节机制，每月一调; 月度长协:煤源来自于外购煤，目前定价方式跟随港口现货价格，现货波动幅度大时价格每周一调;

现货:煤源来自于公司自产煤，定价方式跟随产地价格。

6.1.2.电厂分部采购模式

公司燃煤电厂分部范围较广，涉及坑口周边、铁路沿线以及“海进江”辐射区域，因此内部采购方式以“现货”和“年度长协”方式为主。以2018 年公司数据为依据，可大致推算出公司发电分部共耗用煤炭1.2 亿吨，其中内部采购约1 亿吨，外部采购0.2 亿吨。且内部采购的1 亿吨中约0.4 亿吨来自于“年度长协”，0.6 亿吨来自于“现货”。

6.2.价:自产(-32 亿)+贸易(-20 亿)

6.2.1 自产煤部分影响公司归母净利-32 亿元~17 亿元

我们以现有的定价模式为依据，参考近年来公司年度长协(神混1)价格与现货、BSPI、CCTD、CECI 走势的相关性，对公司年长协价格进行敏感性测算，若现货价格波动区间为500 元/吨~750 元/吨，公司年长协(神混1)价格或将在527 元/吨~576 元/吨区间波动，最终影响公司归母净利-32 亿元~17 亿元。

6.2.2.悲观情形下，贸易煤影响公司归母净利20 亿元

我们以现有的贸易模式为依据，在悲观假设情形下，公司贸易煤部分可能影响公司归母净利减少20 亿元。

对煤炭分部而言，公司贸易煤收益主要来源于“低买高卖”，以公司2018年年报公布数据为例，贸易煤吨煤综合售价511 元/吨(月度长协)，外购成本352 元/吨，转运平均成本129 元/吨，吨煤毛利约30 元/吨。

中性假设:如无特殊事件扰动，通过对比采购地区坑口和港口现货价格可发现，港口与坑口间价差基本稳定，这就意味着公司贸易煤毛利基本稳定。

悲观假设:由于坑口煤价跌幅弱于港口，导致贸易煤毛利压缩，假定贸易煤毛利砍半，由30元/吨降压缩至15 元/吨，其他费用、销量不变，会使得公司归母净利减少约20 亿元。

7.低估值高分红，防御价值凸显

一方面，公司一直以来注重回报股东，坚持稳定的分红策略，自上市以来累计分红金额近两千亿。考虑到公司“煤电化路港航”一体化经营稳定的盈利能力，充足的现金流及有望逐步下滑的资本开支，未来高分红依旧值得期待。另一方面，公司目前扣非PE(TTM) 仅8.2 倍，处于历史19%分位;PB(LY)仅1.17 倍，处于历史27%分位，均远低于历史平均水平，防御价值凸显。

7.1.分红能力有望逐步提升

在建项目所剩无几，资本开支或稳中略降，折旧摊销金额亦逐步稳定。公司目前在建工程以电厂为主、铁路为辅，涉及资本开支约500 亿。远期即使考虑新街矿区开发，以陕西煤业小保当吨煤投资作参考，新街矿区新建6200 万吨/年产能需400~600 亿投资，但该投资并不是一次性支出，时间周期或在3~5 年，因此短期对资金需求有限。未来随着电厂陆续建成投产，外加公司近期无新建项目计划，资本开支有望逐步减少。折旧摊销方面，由于公司在建工程体量有限，即使未来陆续投产转固，折旧摊销金额亦不会大幅上升，有望基本稳定在250 亿左右水平。

分红能力有望逐步提升。公司2018 年经营性现金流净额为882.5 亿元，资产负债率仅27%，远低于行业64.9%的平均水平，累计未分配利润高达2198 亿元。未来在公司资本开支逐步下滑，“煤电化路港航”一体化运行盈利稳定的背景下，公司分红比例有望逐步提升。

7.2.估值处于历史低位，防御价值凸显

市盈率方面，公司目前扣非后PE(TTM)仅8.2 倍，处于历史19%分位;市净率方面，公司目前PB(LY)仅1.17 倍，处于历史29%分位，均远低于历史平均水平。在当下经济面临较大下行压力，外部环境不确定性因素增加的背景下，公司业绩稳健，现金流充裕，安全边际极高，防御价值凸显。

8.盈利预测与投资建议

8.1.核心假设

1)产量方面:未来3 年受哈尔乌素产量逐步恢复、北电胜利露天矿产能核增影响，煤炭产量有望小幅增长。预计2019 年~2021 年公司自产煤产量分别为29957 万吨、30556 万吨、31167 万吨，同比分别增长1%、2%、2%;

2)煤价方面:煤炭行业供需格局由紧平衡逐步向供需平衡过度，煤价中枢略有下移，预计未来3 年公司煤炭平均销售价格稳中有降，2019 年~2021 年公司煤炭平均销售价格分别为416 元/吨、408 元/吨、400 元/吨，同比分别下降-3%、-2%、-2%。

3)发电量方面:受与国电电力成立合资公司影响，公司近半数装机容量出表，未来电力分部业绩贡献将分为表内和表外(投资收益)两部分，外加公司短期内无在建机组投产，预计发电量今年大幅下，未来随全社会用电量增长而小幅回升。预计2019 年~2021 年公司发电量分别为1541 亿千瓦时、1602 亿千瓦时、1666 亿千瓦时，同比分别-46%、+4%、+4%。

4)铁路方面:目前公司自有铁路运力基本已处于满负荷状态，未来一方面通过优化运输组织结构实现微幅增长，一方面黄大铁路(设计运力4000 万吨/年、运距210 公里)将于2020 年开通，届时将提供约8%~12%运力增量。预计2019 年~2021 年公司自有铁路运输周转量分别为2882 亿吨公里、2939 亿吨公里、3116 亿吨公里，同比分别增长1.5%、2%、6%。

8.2.盈利预测

基于上述假设条件，我们预计2019 年~2021 年公司营业收入分别为2308.6 亿元、2319.6 亿元、2344 亿元，同比分别-12.6%、0.5%、1.1%，毛利率分别为42.1%、42.3%、42.5%。

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（报告来源：国盛证券）

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（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。）