山西省能源航母：晋控煤业优质煤炭资产上市平台打开成长空间

　　晋能控股山西煤业股份有限公司（以下简称“公司”或“晋控煤业”）前身为大同煤业股份有限公司，2001年7月，经山西省政府批准，由原大同煤矿集团有限责任公司（“同煤集团”）为主，联合其他七家公司共同发起成立。公司的主营业务是煤炭采掘、洗选、加工和销售。2006年6月，公司正式在上海证券交易所挂牌上市。

　　2020年9月，为发挥山西省能源企业产业集群优势，推动能源综合改革试点，加快山西省高质量转型发展，省委、省政府把专业化战略重组作为推动省属企业转型发展之路的重中之重，进而优化省属国有资本结构，决定将原同煤集团、晋煤集团、晋能集团三家煤炭企业联合重组，新设成立晋能控股集团（以下简称“集团”或“晋能控股”），同步整合潞安集团、华阳新材料科技集团（原阳煤集团）的煤炭、电力、煤机装备制造产业相关资产，及转制改企之后的中国（太原）煤炭交易中心。

　　在集团完成重组之后，晋控煤业作为晋能控股的子公司，主要负责动力煤板块，也是其煤炭资产唯一上市平台，定位明确。晋能控股煤业集团是第一大股东，持有公司股份57.46%，公司实际控制人为山西省国资委。

　　公司控股股东晋能控股煤业集团负责集团煤炭产业的统一管理以及煤炭销售，公司是集团旗下唯一煤炭资产上市平台，未来集团非上市煤炭资产或将逐步注入上市公司，进一步巩固公司龙头实力。

　　2012-2015年，由于经济下行并且煤炭市场供给过剩导致煤炭价格持续低迷，公司在2013和2015年出现较大业绩亏损。

　　2016年之后，受益于煤炭行业供给侧改革，行业落后产能出清，煤炭市场供需状况逐步改善，煤价企稳回升，同时公司持续优化经营策略，剥离部分亏损的煤炭资产（如同家梁矿、四老沟矿），盈利能力得到改善，公司业绩于2016年开始扭亏为盈。

　　2021年前三季度实现营业收入113亿元，同比增长40.9%；实现归母净利润26亿元，同比增长240%，业绩大幅上涨主要源于煤价大幅上涨，叠加公司收购同忻煤矿增添收益。

　　煤炭资源储备丰富，控股矿井产能规模达3210万吨。公司具有良好的煤炭资源储备，所属煤炭资源主要分布在中国产煤大省山西以及内蒙古，矿区处于内蒙古东胜煤田以及山西大同煤田。

　　其中，内蒙古东胜煤田属于神东亿吨级动力煤生产基地，山西大同煤田属于晋北亿吨级动力煤生产基地，均为我国规模较大的优质造气动力煤田，所开发煤层为侏罗系和石炭二叠系。

　　煤种包括弱粘煤、长焰煤、不沾煤、气煤、1/3焦煤，煤炭品种丰富，属于优质的动力煤，具有低灰、低硫、高发热量等优点。

　　3 座控股矿井分别为塔山煤矿、忻州窑矿及色连煤矿，核定产能总计达3210万吨/年，权益产能达2223万吨/年。

　　2020年11月，公司以对价28.7亿元现金收购控股股东晋能控股煤业集团持有的同忻煤矿32%股权，实现对同忻煤矿参股，晋控煤业集团仍为控股股东（持股比例40%）。

　　同忻煤矿核定产能达1600万吨，主产煤种为特低硫、特低磷、中高发热量的优质动力煤，完成收购后，公司权益产能达2735万吨/年，优质煤炭资产的扩充将进一步提升公司业绩。

　　客户基础保持稳定，下游需求可持续。公司地处煤炭大省山西，以生产优质动力煤闻名，已形成“大友”、“大沫”、“口泉”和“大有”四大世界知名品牌。

　　公司产品的煤质具有低灰、低硫、高发热量等优点，广泛应用于电力、水泥、建材、冶金、化工等行业。得益于在煤炭市场的良好信誉，公司产品成为国内最有品牌认知度的煤种。

　　公司的销售网络遍及全国20多个省、市，产品的市占率较高，客户主要包括能源公司、水泥生产公司，公司与多家客户公司签订了长期合作协议。

　　2020年，公司前五大客户销售额高达45.65亿元，占全年销售额比例为41.86%，客户群体及 需求保持稳定。

　　公司地处山西省大同市，所属煤炭矿井分布在内蒙古和山西煤田，临近京津冀工业发达且能源紧缺的地区，同时也处在环渤海经济圈的辐射地带，拥有广大的能源供应市场，发展潜力较大。

　　长期以来，公司煤炭运输的方式主要以铁路为主、公路为辅，主要的铁路干线包括京包、同蒲和大秦铁路。

　　公司地处大秦铁路起点，该铁路是我国首条双线电气化煤运专线，连接大同和秦皇岛市，可以直达全国最大的现代化煤码头秦皇岛港。

　　我国煤炭资源和生产地主要集中在晋陕蒙等中西部地区，煤炭消费主要集中在华东、华南等沿海地区，这种资源分布和经济发展的特点造就了我国“西煤东调、北煤南运”的特殊运输格局。

　　秦皇岛港作为国内煤炭下水运输的主枢纽港口，担负着我国南方“八省一市”的煤炭供应，俨然成为我国乃至世界上最大的煤炭输出大港。便利的运输条件有效的降低了货运成本、缩短了供货时间，使得公司更具竞争力。

　　公司煤炭产销保持平稳。从供给侧改革以来，随着色连煤矿的正式投产，叠加塔山煤矿应用综采放顶煤技术，公司产量、销量及产销率同步回暖，并在高位保持稳定。

　　2021年前三季度，公司实现原煤产量2544万吨，同比增长9%；实现商品煤销量2122万吨，同比增长3.1%。

　　公司销往港口的煤炭采用长协销售模式，长协比例约为60%-65%，分为年度长协煤和月度长协煤，定价模式与中国神华一致。长协机制一方面提升了长协煤销售比例，另一方面在一定程度上锁定了销售价格，削弱煤炭价格波动性。年度长协按照发改委规定的“基准价+浮动价”机制定价，具体定价公式如下：

　　煤炭售价方面，2018-2020年吨煤价格（不含税）波动区间为380-410元/吨，2021年前三季度吨煤价格511元/吨，同比上涨40%，同期秦港5500大卡动力煤同比涨幅为67.4%。由于长协定价机制，公司煤炭价格波动滞后于市场波动，上涨幅度也低于市场涨幅。

　　煤炭成本方面，公司吨煤成本一直稳定在180-280元/吨之间，2021年前三季度吨煤成本为270元/吨，同比增长67.3%，主要系执行新收入准则，原确认为销售费用的运输费调至合同履约成本所致。

　　2021年下半年以来，由于动力煤供给紧张问题突出，煤价持续冲高。为保障能源稳定供应，在国家发改委的引导下，自 7 月开始保供稳价政策频频出台。

　　从政策重心角度来看，我们以10月19日为分界点将保供稳价分为两个阶段：（1）7-10月：补供给；（2）10月至今：控价格。

　　7月起，国家发改委陆续推出了投放煤炭储备、批复露天矿用地手续以延续生产、支持产能核增、实行产能置换承诺制、部署发电供热用煤长协全覆盖等众多保供政策。

　　该阶段主要侧重于加快煤炭产能释放以补充供应缺口，尚未对煤价进行直接干预，而是通过调节供需基本面以稳定煤价。

　　10月，山西省允许前三季度已完成全年产量的煤矿在四季度继续生产，对 省内 98 座煤矿进行产能核增，共计核增产能 5530 万吨；

　　在7月-10月初阶段，尽管政策在多方面促进保供增产并加大长协覆盖，但从基本面来看，产地产量及中下游库存在短期内改善幅度有限，煤价在紧供给支撑下大幅攀升，港口煤价于10月中旬上涨至2500元/吨的历史高位，对电力供应和冬季供暖产生不利影响。

　　10月19日国家发改委召开能源保供工作机制煤炭专题座谈会，会上提出将以《价格法》规定的一切必要手段对煤炭价格进行干预。其后发改委多次开展产地及港口调研，针对港口及坑口的限价政策频出。

　　在国家发改委引领下，各主产地省市陆续对区域内的煤炭坑口价格落实限价干预，四大下水煤集团也对港口平仓价做出限价承诺。

　　保供方面，伴随增产增供措施不断落地见效，产地端煤炭产能得到快速释放。10 月单月煤炭产量 3.57 亿吨，同比增长 4%，环比增长 6.9%，创下历史单月产量新高。

　　价格方面，10 月至今，动力煤港口现货价格由 2500 元/吨以上高点快速回落至 1100 元/吨水平，晋陕蒙产地动力煤坑口价基本限制在 1000 元/吨以下。

　　短期展望2021Q4与2022Q1：需求方面，受拉尼娜现象影响，今冬再迎冷冬，多地提前进入供暖季，耗煤需求即将迎来快速攀升。

　　类比来看，2020年末~2021年初冬季同受拉尼娜现象影响，动力煤在电力行业消费量在2020年10月至2021年 1 月期间大幅增长，2020年12月单月动力煤消费量相较于同年10月增长6915万吨，增幅达42.7%。

　　同时根据国家电网消息全国性限电已基本结束，除部分高耗能产业外，工业用电需求恢复，终端补库需求或在整个旺季中持续强势；

　　供给方面，伴随产能核增推进落实，产地将于11-12月加速释放增量，根据国家发改委预测，四季度通过产能核增释放的增量或可达5500万吨，其中2021年10月单月产量达3.57亿吨，同环比增量均在2000万吨以上，预计2021年11月至2022年1月或将延续增量趋势，叠加终端电厂100%长协覆盖使供需双方有效衔接，迎峰度冬期间煤炭供应将获得较大补充，紧供给边际获得缓解。

　　总体来看，考虑到迎峰度冬旺季需求有望高增，短期内动力煤基本面或仍以紧供给为主，当前动力煤煤价下行因素中政策压力占比较大，整体供给偏紧格局仍可在政策限制范围内支撑煤价高位，后期仍需关注增产进展及政策变动。

　　经过供需平衡测算，我们预计2021Q4、2022Q1单季动力煤供给缺口分别为438、263万吨（不考虑库存调节），基本面整体仍然供给偏紧，但缺口环比缩小。

　　展望未来 2~3 年，新建产能对煤炭供给的增量补充有限。新增产能方面，“十三五”期间煤炭行业供给侧改革持续深化，在落后产能不断淘汰的同时坚持“上大压小、增优减劣”，2018-2019 年期间大量新建煤矿通过产能减量置换获得国家发改委与能源局批复。考虑到煤矿项目 2~3 年的建设周期，近年内的新增煤炭产能主要由该轮批建的项目所贡献。

　　而 2020 年以来，伴随“十三五”供改收官及“十四五”供改持续深化，政策对于新增煤矿项目持谨慎态度，项目核准的政策门槛提升，新批建煤矿项目大幅减少，2020 年新批煤矿产能共计 4460 万吨，2021 年 1~11 月批建产能仅 1920 万吨。

　　且从结构来看，2020 年以来新批产能中 54%位于新疆，对中部及沿海主要煤炭市场供给影响较小。

　　同时，从煤企角度来看，在双碳背景下，煤企继续加大资本开支投资建设新矿井的意愿减弱，根据国家统计局数据，2020 年及 2021 年 1-8 月煤炭行业固定资产投资完成额同比增速分别为-0.7%、4.4%，较 2018-2019 年水平明显放缓。

　　煤企或更多储备资金用于双碳背景下的多元化转型。因此，展望未来 2~3 年，新建产能对煤炭供给的增量补充有限。

　　由于超产入刑，在产煤矿将严格按照核定产能释放产量，导致存量产能弹性大幅收缩。但其中部分煤矿实际设计产能高于核定产能，同时存量产能仍具备技改扩能潜力。

　　因此在新建产能逐渐缩减的背景下，挖掘存量潜力，通过产能核增的手段使其合法扩能或是补充煤炭供给的关键措施。

　　根据国家矿山安监局数据，2021 年内保供阶段共计批准 153 处煤矿产能核增，合计增加产能约 2.2 亿吨。

　　但考虑到本轮核增属于特殊时期特事特办，且监管从安全生产角度对扩能仍持有谨慎态度（本轮核增共计审核 976 处煤矿，其中仅 153 处符合保供核增条件），伴随当前产能核增政策的深度挖掘，未来可继续开展核增的空间或有限。

　　同时，在能源稳定供应得到基本保障后，预计未来的核增产能较难再度享受当前宽松的政策环境（本轮产能核增被允许立刻释放产量），或将需要较长的准备建设期才能释放产能。

　　限电基本结束，除高耗能产业外能源需求或合理释放。三季度开始，能耗双控政策监管趋严，多个地区在发改委发布的能耗双控晴雨表中列为一、二级预警，全国大范围内实行有序用电，并且部分高耗能产业受到严格限制，短期内抑制了电力消费。

　　根据国家电网消息，截至 11 月 6 日，除个别省份、局部时段对高耗能、高污染企业采取有序用电措施外，全网有序用电规模接近清零，全国范围的限电情况基本结束。

　　疫情反复背景下，海外生产力不足，为国内创造的大量外需，出口贸易订单增长带动国内相关第二产业加大生产力度，高开工率带来了旺盛的耗能需求。

　　根据国家统计局数据，2021 年 1-10 月累计出口总额同比增速达22.5%，其中 10 月单月同比增速仍高达 20.3%；2021 年 1-10 月第二产业用电量累计为 45490 亿千瓦时，同比增长 11.3%，其中 10 月单月同比增速达 14.7%。

　　尽管当前预期来看，国内经济在疫情后期的高增速或将放缓，但外需仍具有韧性，二产能源消费也将相应地回归到平稳增长轨道上来。

　　另一方面，第三产业电力需求增长表现十分亮眼，新能源汽车渗透率提升带动充换电服务业用电量的高增长，而 5G 基站的发展也为信息技术服务业贡献了电力需求的快速增长。数据来看，2021 年 1-10 月第三产业用电量达 11949 亿千瓦时，同比增速达 20%。

　　在双碳目标背景下，煤炭在一次能源消费中的占比将持续下滑，但并不意味着煤炭消费量绝对值在短期内进入下降通道。

　　伴随着经济发展以及全社会能源需求的增长，煤炭作为支柱及兜底能源，为保障能源稳定供应，或仍将在“十四五”期间以合理可控的增速平稳增长。

　　2022年预期来看，在水电及新能源机组装机提升以及出力恢复稳定的假设预期下，结合2021年高基数因素，2022年火电增速或将有较大幅度的增速放缓。

　　从发电机组来看，火电装机容量仍在提升，2021年前三季度火电新增装机容量3246万千瓦，在各类发电设备中增量居前。

　　综合而言，新能源装机增长及出力表现提升对于火电的替代作用仍需要较长期的渐进过程，火电需求平稳增长趋势在“十四五”期间或不会改变，为动力煤需求提供了支撑。

　　综合来看，“十四五”期间动力煤增量产能有限，供给弹性收缩，需求或仍保持平稳增长趋势，基本面或将以紧平衡为主。

　　但在政策调控力度加大以及新能源需求替代作用渐显的预期下，类似2020~2021年内供需显著错配的情况或较难再次发生。经过测算，我们预计2022年动力煤供需基本面表现为紧平衡。

　　自 10 月 19 日国家发改委定调对煤价进行直接干预后，动力煤价格的形成因素便不再单独由供需基本面决定，政策依据《价格法》执行的限价力度成为煤价主要决定因素之一，判断政策对于煤价上限的阈值尤为关键。

　　经过近一个月的限价政策频繁出台，当前动力煤限价标准已基本稳定，以 5500 大卡动力煤为标准，坑口价根据产地不同执行 900 或 1000 元/吨的限价标准，据此推测港口价上限或在 1200 元/吨左右。

　　考虑到未来两年内供需严重错配再度发生的可能性较小，同时政策制约下极端煤价受到严控，2022 年煤价中枢或略有上移，紧平衡基本面仍会对动力煤价形成支撑，煤价中枢或再难回归往年区间上限 600 元以下水平。

　　根据国家发改委 11 月 3 日长协煤流向监管工作会议确定，2022 年将继续执行电厂用煤 100%长协覆盖，将进一步发挥长协稳价作用。

　　根据 CCTD 数据，2021 年 11 月最新 5500 大卡动力煤年度长协价格为 754 元/吨（以年度长协公式计算应为 843 元/吨，或主要受限价政策影响），与 10 月价格持平，已是历史最高价格。

　　后期判断，支撑长协价格高位的指数指标主要在 11 月高位回调，未来在坑口及港口现货价格受到限价约束的预期下，依据公式定价的年度长协价格将面临回调，或再难突破当前高点。

　　根据当前限价趋势，假设 CECI、CCTD5500 指数上限为 1000 元/吨（上文推断港口煤价上限或为 1200 元/吨左右，由于 CECI、CCTD5500 两大指数包含一定长协样本，此处适当下调），BSPI 指数上限为 750 元/吨（根据历史数据，前两大指数约为 1000 元/吨时，BSPI 约为 750 元/吨），可测算得未来年度长协价天花板或约 726 元/吨。

　　2020 年以来，山西国改持续深化，2020 年 10 月山西国资委决定联合重组同煤集团、晋煤集团、晋能集团三家省属煤炭企业，同步整合潞安集团、华阳新材料集团（原阳煤集团）相关资产和转制改企后的中国（太原）煤炭交易中心，组建晋能控股集团有限公司（简称“晋能控股集团”）。

　　其后，同煤集团更名为晋能控股煤业集团，负责煤炭业务板块；晋能集团更名为晋能控股电力集团，负责电力业务板块；晋煤集团更名为晋能控股装备制造集团，负责装备制造业务板块。

　　截至 2021 年 6 月，新组建的晋能控股集团资产总额达到 1.11 万亿元人民币，电力装机容量 3814.71 万千瓦时，煤机装备制造资产规模达 368.65 亿元，拥有煤炭资源储备 522.83 亿吨，煤炭产能高达 4.4 亿吨。

　　晋能控股集团汇集了原同煤、晋煤、晋能三大集团的优质煤炭资源，煤炭产能规模仅次于国家能源集团，位列山西省第一，全国第二。

　　根据中国煤炭工业协会统计，2020 年晋能控股集团实现煤炭产量 3.04 亿吨，位居第二；实现营业收入 4656 亿元，位居第三。

　　政策引导资产证券化提上日程。2021年 2 月 23 日，山西省国资运营公司召开省属企业“一企一策”考核签约大会，会议上明确了山西“十四五”省属企业改革发展目标。

　　其中，目标包括省属企业资产证券化率要达到80%以上，要求组织有上市平台的 9 户省属企业摸清资产底数，将资产直接注入或通过培育后注入现有上市公司。

　　根据政策要求，截至2021年二季度末，晋能控股煤业集团拥有资产4020.86亿元，仍有约3000亿非上市资产，意味着未来可能会有更多优质资产整合进公司，从而进一步加强公司盈利能力。

　　晋能控股煤业集团旗下共有晋控煤业、晋控电力两家上市公司，但截至2021年上半年其资产证券化率仅为24%。

　　煤炭产能方面，晋能控股集团完成组建之后，汇集了原同煤集团、晋煤集团、晋能集团三家 公司的优质煤炭资源，除了晋控煤业，仍有大量优质的煤炭产能未能证券化，目前集团煤炭产能证券化率仅为11%。

　　煤炭产量方面，公司下属矿井产能保持稳定，在保供政策支持下，我们假设2021年公司煤炭产量大幅提升，其后平稳增长；价格方面，由于公司主要执行长协价格，2021年四季度及以后受限价政策影响较小，伴随长协煤价中枢重塑，我们假设2021年公司吨煤售价大幅上涨，其后平稳提升。

　　公司作为山西动力煤龙头，煤炭资源储量丰富，核心竞争力显著。受益于山西国改政策，背靠新组建的“能源航母”晋能控股集团，公司作为其唯一煤炭上市平台，战略定位明确，有望获得进一步优质煤炭资产注入，龙头地位巩固，未来成长空间较大。

　　相对估值方面，我们选取中国神华、中煤能源、陕西煤业、兖州煤业四家动力煤龙头企业作为可比公司。

　　公司2021年预测PE为3.9倍，低于可比公司5.4倍平均PE；公司PB为1.4倍，高于可比公司 0.7倍平均PB。

　　我们认为随着山西国改政策的逐步深化，未来集团预期将持续推进优质煤炭资产注入上市公司，我们看好公司外生成长潜力。