摘要
■陕西省煤电一体化领军企业，盈利丰厚且稳定：
陕西能源背靠陕西省国资委，为省内煤电一体化领军企业。截至2023年底，公司拥有在运电力装机918万千瓦，除吉木萨尔电厂(2×66万千瓦)布局于新疆外，其余均布局于陕西省内;公司在陕西省内拥有在产煤矿2200万吨。公司部分电站为煤电一体化坑口电站，充分发挥协同优势，相比传统火电，煤电一体化企业大幅降低因煤价波动带来的经营风险，确保电厂燃料的长期稳定供应，因而使其具备更加稳定和丰厚的盈利。受益于煤电一体化以及煤炭开采低成本优势，2023H1公司电力板块度电毛利达到0.14元/千瓦时，具备高盈利能力及业绩稳定性。
■煤电一体化盈利能力强，在建与筹建项目储备充分，成长性可期：
截至2023年底，公司在建及筹建火电装机达到607万千瓦，多数为西电东送、陕电外送电源点，消纳能力及上网电价具备保障，将陆续于2024-2026年投产，煤炭板块公司目前在建产能800万吨，预计于2024-2025年投产，筹建产能400万吨。煤矿与火电的相继投产为公司未来几年业绩增长提供支撑，同时将进一步完善煤电一体化布局。
■高分红有望延续：
2022年，公司现金分红13.13亿元，分红比例达到53.1%。公司作为业绩稳健的煤电一体化企业，具备优异的现金流，在手资金充足，公司积极汇报股东，未来不排除继续维持高分红比例。待未来公司火电、煤矿在建项目进一步投产后，随着利润规模的提升，分红金额有望更加可观。
■投资建议：
我们预计公司2023-2025年分别实现营业收入190.26亿元、175.31亿元、196.81亿元，增速分别为-6.2%、-7.9%、12.3%，2023-2025年分别实现净利润25.97亿元、30.18亿元、35.27亿元，增速分别为5.1%、16.2%、16.9%。我们给予公司2024年15xPE，对应6个月目标价为12元，“买入-A”评级。
■风险提示：宏观经济周期波动风险、煤炭价格波动、生产安全风险、环保风险、火电与煤矿项目建设进度不及预期、预测假设及模型误差超预期、分红比例不及预期、煤电利用小时数下降风险、煤电电价下降风险。
1.陕西省煤电一体化领军企业，具备高分红历史1.1.背靠陕西投资集团，煤电一体化领军企业陕西能源是陕西省煤电一体化领军企业。公司前身汇森煤业由华秦投资与秦龙电力于2003年发起设立，2023年4月在深交所主板上市。公司主营火电和煤炭两大板块，积极落实煤电一体化发展战略，有效应对行业周期波动。由于公司煤电一体化布局，电力板块贡献主要营收，2018-2022年公司电力业务贡献的收入从24.63亿元增长至151.1亿元，2023年上半年达到71.2亿元，占总营收的比重从44.3%稳步提升至77%;煤炭业务收入从28.78亿元增长至46.16亿元，占比从51.7%下降至19.3%。
控股股东为陕西投资集团，实控人为陕西省国资委。截至2023年三季报，公司控股股东陕西投资集团持有公司64.31%股权。陕西投资集团由陕西省国资委全资控股，是陕西省首家国有资本投资运营公司，目前已形成以电力、地质勘查、煤炭生产、金融、化工、物流、房地产与酒店为主的综合业务体系。公司第二大股东为陕西榆林能源集团和长安汇通集团各持有公司8%股权，陕西榆林能源集团的实控人为榆林市国资委、榆林市财政局，长安汇通集团的实控人为陕西省国资委。
1.2.良好现金流与充裕在手资金，高分红有望延续营收稳步增长，利润受煤价影响大。随着电厂的投产以及煤炭产能的陆续释放，公司营业收入从2018年的55.63亿元稳步增长至2022年的202.85亿元，复合增长率达到38.19%;归母净利润从2018年的2.77亿元增长至2020年的7.44亿元，2021年由于市场煤价上升，电力业务净利润下降，公司归母净利润下滑至4.04亿元;2022年，随着燃煤火电电价上浮、及新疆吉木萨尔电厂的投产，公司归母净利润达到24.72亿元，同比增速高达512%;2023年前三季度，公司归母净利润为21.95亿元，同比增长8.86%。
管理效率提升，费用实现压降。2018-2020年公司毛利率稍有下滑;2021年，受煤炭价格波动的影响，公司毛利率下降至31.8%;2022年回升至39%;2023年前三季度升至42.9%。随着公司管理效率的稳步提升，管理费用率由2018年的10.06%压降至2023年前三季度的5.03%，财务费用率压降至4.64%。
资产负债率下降，净资产收益率稳步提升。公司资产负债率由2018年的64.3%下降至2023年三季度的52.9%。净资产收益率由2018年的2.37%增长至2022年的17.62%，总资产收益率由2018年的2.55%增长至2022年的10.52%。
良好的现金流与充裕的货币资金支撑公司高分红。自2018年起，公司净现比维持在1以上，经营性现金流净额由2018年的17.9亿元增长至2022年的89.03亿元。因获得IPO募集资金，公司在手货币资金由2018年底的13.54亿元增长至2023年三季度末的66.65亿元。根据公司2022年年度权益分派实施公告，2022年度向全体股东每10股派发现金红利3.5元(含税)，现金分红总金额13.123亿元，占2022年归母净利润的比例为53.1%。根据公司公开投资者关系活动记录表，公司章程规定每年现金分红比例不低于30%，在考虑公司经营业绩与投资计划合理安排的基础上，公司将积极回报公司股东。因此，未来不排除公司继续维持高分红比例。
2.煤电联营是孕育红利低波的摇篮2.1.传统火电业绩存在波动性
传统火电存在着业绩波动性，其本质是煤、电定价机制的市场化程度不同。火电行业作为煤炭行业下游，其营业收入主要取决于发电量和上网电价两个因素，而其营业利润与煤价呈负相关关系。从火电企业业绩表现看，煤价成本波动是火电企业业绩的核心决定要素。根据国内主要火电公司公告披露的成本构成，正常年份下，煤炭成本约占总发电成本的55%-70%，其次是折旧费用、财务费用、人工费用等。2021年下半年以来，受“双碳”目标影响，我国煤价出现历史级别大幅上涨，根据Wind数据，2021年10月，秦皇岛动力煤市场价最高突破2500元/吨;2022年下半年，受全国罕见持续高温干旱影响，丰水期来水大幅低于预期，再次出现限电现象;2023年，受进口煤冲击，煤价较2022年有所回调，但依然维持历史较高水平。连续三年煤价持续高位运行，导致2021-2023年火电企业燃料成本占比大幅提升，火电业绩承压。
2.2.煤价长协和容量电价，优化火电业绩稳定性
近年来，国家发改委从推动电煤长协比例提升和容量电价两方面来保障火电盈利。
政策引导煤、电企业落实长协合同抵御周期波动。2022年由于煤价依旧高位运行，多项政策陆续出台，国家稳价同时提高煤企、电企长协比例。1)“稳价”方面，据国家发改委，2022年初国家将下水煤合同基准价由原先的535元/吨调整为675元/吨(5500大卡动力煤)，同时明确秦皇岛港和山西、陕西、蒙西、蒙东等重点地区出矿环节煤炭中长期交易价格合理区间。随后国家发改委进一步加强对生产环节和流通运输环节的价格管控，5月更是连续发表八篇《煤炭价格调控监管政策》系列解读，对稳煤价政策进行优化、打补丁。2)“提长协”方面，2022年煤炭中长期合同要求，煤炭企业签订的中长期合同数量应达到自有资源量的80%以上，发电供热企业年度用煤应实现中长期供需合同全覆盖。在国家严令推动以及市场煤居高不下的背景下，2022年多数火电企业提高了中长期电煤覆盖率，实现业绩减亏。而2023年电煤中长期合同在延续此前长协定价机制的同时，也在数量要求、运力配置等方面进行细化，做到覆盖范围更广、签订期限更长、履约要求更严，旨在实现煤炭、电力上下游的协调发展。
容量电价保障覆盖火电基础运行成本。2023年11月，国家发改委、能源局发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》，为适应煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型的新形势，将现行煤电单一制电价调整为两部制电价，其中电量电价通过市场化方式形成，灵敏反映电力市场供需、燃料成本变化等情况;容量电价水平根据转型进度等实际情况合理确定并逐步调整，体现煤电对电力市场的支撑调节价值。根据政策规定，用于测算容量电价的煤电机组固定成本为每年每千瓦330元，2024-2025年各省通过容量电价回收固定成本的比例为30%-50%;2026年起，将各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50%。
2.3.煤电一体化，攫取煤电全产业链盈利
尽管国家发改委采取一系列措施保障火电盈利，但火电电价、煤价两端浮动的属性依然导致其盈利不够稳定。而煤电一体化可以使煤矿和火电厂建立一种互补的、长效的利益共享、风险共担的机制，降低因为煤价波动带来的经营风险，确保电厂燃料长期稳定供应的同时还可减少中间采购环节，大幅降低发电成本并锁定下游火电利润。据《煤电一体化深度融合发展的国神路径研究》(2020)的分析，国家能源集团旗下国神公司的煤电一体化项目除了通过传统方式建设坑口电厂，减少煤炭流通环节实现内部降本外，还通过水汽互补利用，燃料经济掺烧等创新方式降低生产成本，提高产业协同效应。
3.煤电一体化盈利能力强，在建与筹建项目储备充分3.1.在建与筹建电站充足，坑口电站盈利能力强
截至2023年底，公司共有7个火电项目(14台机组)在运，分别为清水川一期、清水川二期、赵石畔一期、麟北、商洛一期、渭河、吉木萨尔项目，合计控股在运装机容量为918万千瓦。据公司招股书披露，其中，除吉木萨尔项目位于新疆外，其余火电项目均位于陕西省内;麟北、商洛一期与渭河项目为热电联产项目，分别向宝鸡市部分县城、商洛市市区、西安北城区与西咸新区等地提供采暖供热服务。根据公司公告，清水川三期首台机组(5号机组)已于2024年1月15日通过168小时试运行顺利投产，新增装机100万千瓦。因此，截至2024年2月底，公司控股在运火电合计装机容量达1018万千瓦，权益装机达725.18万千瓦。
充足的在建与筹建火电项目支撑公司业绩增长。截至2024年2月底，公司拥有4个在建火电项目，分别为清水川三期6号机组(100万千瓦)、安塞热电一期(5万千瓦)、商洛二期(132万千瓦)、延安热电(70万千瓦)，合计控股装机307万千瓦。根据公司公告，清水川三期6号机组预计将于2024年3月31日前投产;商洛二期项目建设周期为25个月，因此预计将于2026年投产;延安热电项目已于2023年12月底开工，建设期为24个月，因此预计于2026年初投产。此外，公司还在筹建赵石畔二期项目，控股装机容量为200万千瓦。
公司坚持煤电一体化布局，坑口电站燃料成本低、运费低，盈利能力有保障。公司下属的清水川煤电、赵石畔煤电、麟北发电项目均为典型的煤电一体化坑口电站，其中清水川煤电项目位于陕北煤电基地，所耗的煤炭燃料主要来自公司的冯家塔煤矿，与冯家塔煤矿一同由子公司清水川能源管理;麟北发电项目所用煤炭来自于公司的园子沟煤矿，同时公司在附近筹建丈八煤矿以提升煤炭产能;赵石畔项目配套赵石畔煤矿已于2020年7月开工，预计将于2025年投产。此外，公司吉木萨尔电厂位于新疆煤炭资源富集区，尽管所用煤为外部采购，但也为典型的坑口煤电。随着公司电力装机的增长，商品煤自用量从2019年的285.58万吨增长至2023年的1288.76万吨(根据2022年上半年原煤洗选率81%，假设2022年、2023年全年保持80%的水平)，目前自用比例接近70%，未来有望继续提升。
煤电一体化坑口电站的优势显著，公司下属电厂与煤矿可实现产业协同、资源共享、就地转化，煤矿所产的煤通过皮带直接就近供给给公司电厂，节约了煤炭的运输成本，能有效降低电站的发电成本，尤其是燃料成本，同时减少煤炭价格波动火电项目盈利能力的影响。以公司已实现煤电一体化的清水川坑口电站为例，2021年在市场煤价高企的背景下，清水川能源子公司仍能实现5.62亿元的净利润。同时，横向对比下，公司电力板块的盈利能力远高于其他尤其是非煤电一体化的火电公司，2022年上半年、2023年上半年的度电毛利分别达到0.1元/kWh、0.14元/kWh。目前公司坑口电站的装机容量合计762万千瓦，占在运装机的比重为74.85%。未来随着赵石畔等配套煤矿的陆续投产，公司自供煤量有望继续增长，火电板块的盈利能力有望进一步提升。
机组先进，供电煤耗等能效指标领先。公司发电机组大多为近几年投产的新机组，绝大多数机组是“十三五”和“十四五”期间投产的高效能指标优的先进机组。在运的7个火电项目中有5个项目为2019年及以后投产的新机组，共有4个项目(清水川二期、赵石畔一期、商洛一期、吉木萨尔)采用超超临界机组，截至2024年2月底，公司在运控股装机中超超临界装机占比达75.05%。受益于较新的火电机组以及先进的生产工艺，公司火电项目的供电煤耗优于国家标准和行业平均水平，且整体呈现逐年下行趋势。根据公司招股书，赵石畔一期、商洛一期和吉木萨尔项目2022年上半年的供电煤耗分别仅为294.47、293.57、300.37，分别较《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020年)》中的标准平均水平低7.1%、6.8%、4.6%。除供电煤耗外，公司机组在其他能效方面也具备优势。据2023年半年报披露，在由中电联组织开展的2022年度电力行业火电机组能效水平对标活动中，通过对供电煤耗、厂用电率、综合耗水率、油耗等能效指标、技术监督指标、环保指标和可靠性指标的综合评价，公司共有5台机组荣获“优胜机组”或“厂用电率最优机组”。低能耗能为公司有效节约发电成本，带来盈利能力的提升。
机组具备深度调峰能力，后续灵活性改造压力较小，辅助服务收入可期。近年来，随着我国新能源装机占比的提升，火电机组调峰与保供的重要性显现，国家陆续出台政策要求火电机组进行灵活性改造以备满足调峰需求。公司下属火电机组深度调峰技术优势突出，具备参与深度调峰的能力，辅助服务能力强。截至2024年2月底，公司已投运的15台机组中，共有13台具备深度调峰能力(仅有清水川一期两台机组未具备)，具备深度调峰能力的装机为958万千瓦，占比达到94.11%，均可深调至40%以下额定出力，其中赵石畔一期、麟北、商洛一期、吉木萨尔项目，可深调至25%及以下额定出力。因此，公司存量火电机组后续灵活性改造方面支出的压力较小。
此外，近年来由于新能源装机的快速增长，国家与各地陆续出台政策以推动健全辅助服务市场价格机制，针对新能源的消纳问题，在调峰、调频、备用等方面给予火电机组相应补偿费用。2023年8月西北能源局发布《储能、负荷侧等市场主体参与陕西电网调峰、顶峰辅助服务市场实施细则(试行)》，深度调峰交易采用“阶梯式”报价方式和价格机制，45%≤负荷率<50%的报价上限为300元/MWh、30%≤负荷率<40%的报价上限为550元/MWh、20%≤负荷率<30%的报价上限为800元/MWh、负荷率<20%的报价上限为1000元/MWh。2023年11月22日，国家能源局西北监管局印发《西北区域电力辅助服务管理实施细则》，规定提供深度调峰服务的燃煤火电机组，按照比基本调峰少发的电量补偿300元/MWh。根据公开投资者关系活动记录表，目前公司在陕西省内的辅助服务收益排名位居前列。据陕西省国资委披露，截至2023年11月21日，公司商洛一期两台机组深度调峰收益超过1亿元，深度调峰单价、占比、收益均位列陕西省全网第一。
3.2.陕西省电力格局优，高外送比例支撑利用小时
陕西省内电力需求与陕电外送量稳步增长。陕西省用电量由2010年的859亿千瓦时增长至2022年的2376亿千瓦时，年复合增长率达到8.8%，略高于全国用电量6.2%的复合增速。陕西省是国家重要的能源基地，是西电东送的战略要地。陕西省外送电量逐年提升，电力调出由2010年的260亿千瓦时增长至2022年的601亿千瓦时，2022年电量外送比例超过20%。陕西省发布的《全省国民经济和社会发展第十四个五年规划和二〇三五年远景目标纲要》提出“加快陕北—湖北特高压直流输电工程建设，积极谋划陕北—华东、华中特高压直流送电工程，‘十四五’时期电力外送能力达到3000万千瓦，打造西北电网跨区电力交易枢纽”，未来陕西省外送电量有望维持增长态势。
陕西省电力供给以火电为主。陕西省发电量从2010年的1101.91亿千瓦时提升至2023年的2945.8亿千瓦时，年复合增长率达7.86%。从电力供给结构看，截至2023年底，陕西省总电力装机达到9606.5万千瓦，其中火电装机容量达5675.75万千瓦，占比59%;2023年火力发电量2577.27亿千瓦时，占全省总发电量的83%。
公司在陕西省主力火电厂中装机占比较高。在陕西省内，公司的主要竞争对手为大唐集团陕西公司、陕煤集团、榆能集团。从陕西省电力供给市场竞争格局来看，据陕西电力交易中心披露，截至2023年底，陕西省一共有33个主力火电厂，合计装机容量为2994万千瓦，其中公司共有6个火电厂被纳入陕西省主力火电厂，合计装机容量为646万千瓦，占比21.6%，位列全省第二。
公司电量外送比例高，保障机组利用小时。公司参与西电东送的煤电机组装机和比重持续提升，目前公司共有3个火电项目6台机组为外送机组，分别为：在运的赵石畔一期2×1000MW项目(外送山东)、在运的吉木萨尔2×660MW项目(外送安徽)、在建的清水川三期2×1000MW项目(外送武汉);合计装机容量达到532万千瓦，占公司在运与在建机组的比重达到42.63%。外送机组在电量上较其它机组有明显优势，公司较高的外送比例在一定程度上能保障电力消纳。
4.优质煤矿在手，长期产能扩张空间大
4.1.陕西省电力格局优，高外送比例支撑利用小时
公司煤炭资源储量丰富，拥有煤炭保有资源量合计约41.64亿吨。根据公司公告，截至2023年底，公司核定煤炭产能3000万吨/年，在陕西省内拥有5个矿井，分布于神木市、府谷县、麟游县、横山区，其中已投产产能为2200万吨/年，在建产能为800万吨/年，其中包括园子沟煤矿东翼200万吨/年(已于2024年投产)以及赵石畔煤矿600万吨/年(有望于2025年投产)。同时设计能力为400万吨/年的丈八煤矿项目正在办理核准，核准后公司核定煤炭产能有望进一步增至3400万吨/年。公司下属煤矿产品主要为长焰煤和不粘煤，煤质较优，按下游用途分类主要为动力煤(主要用于电厂)和化工用煤。
2021年以来煤炭供需偏紧，公司煤矿产能利用率持续提升。根据公司公告，公司原煤产量从2019年的1400万吨增长至2023年的2328.94万吨，2023年产能利用率达到105.86%。目前，公司所产煤矿以供应公司下属自有控股电厂为主，部分自产煤因运输距离较远以及非煤电一体化项目等原因实现对外销售。根据公司招股说明书，2019年以来公司自用煤比例从27.2%提升至2021年的53%，2022及2023年，在原煤产量持续提升的背景下，公司自产煤外销量进一步下降，未来随着公司在建电厂陆续投产，自用煤比例有望实现持续提升，充分发挥煤电一体化优势。
陕西煤炭资源在地区分布上具有显著的不均衡性。据《新时期陕西省煤炭资源勘查开发布局研究》(2021年12月发表)，陕西省2000m以浅含煤面积约5.6万Km2，占全省面积的27.7%。陕西省累计探获煤炭资源量2790.45亿吨，其中保有资源量1995亿吨(其中已占用资源量144.13亿吨，尚未利用资源量1815.65亿吨)。煤炭资源主要分布于渭河以北，秦岭以南的商洛、宝鸡两地有零星分布，在地区分布上呈现极大的不均衡性。公司在运的凉水井煤矿、冯家塔煤矿及在建的赵石畔煤矿均位于榆林市，在运的园子沟煤矿及筹建的丈八煤矿位于宝鸡市，基本集中在陕西省煤炭资源丰富区。
从成本端看，公司受益于陕西省地理位置优势，陕西煤炭资源主要集中与陕北和渭北，具备挥发高、灰分低、高热量、低水分的特点，特别是陕北地区具有煤炭赋存条件好、埋藏浅、开采技术条件优越等特性。因此陕西省煤矿具备资源禀赋优势，开采成本较低，2019-2022和,公司外售煤单吨平均成本分别为139元/吨、159元/吨、232元/吨和200元/吨，单吨成本波动主要由于公司各煤矿开采成本有差异，各煤矿外售煤占比变化所致。横向对比各煤炭公司煤炭单吨成本，陕西能源开采成本低于行业平均，成本优势凸显。
国内煤价近两年维持高位，现阶段呈下行趋势但整体价格中枢仍明显高于2021年以前。2021年，受煤炭行业供给侧改革后产能供给不足、下游用电需求旺盛、水力发电疲软等因素影响，国内煤价从1月开始震荡上行，10月达到全年最高水平，其后在国家能源稳价保供调控政策下，煤价迅速回落。据Wind，秦皇岛Q5500动力煤市场价由2021年初的797.5元/吨上涨至10月最高点2592.5元/吨，涨幅约为225%。2022年，在俄乌冲突、极端高温天气、煤炭新增产能释放有限等多重因素影响下，煤价持续高位运行，价格中枢抬升明显。据煤炭资源网，2022年秦皇岛港动力煤Q5500平仓价中枢约为1268元/吨，相较于2021年的1029元/吨上涨约23%，相较于2020年价格中枢568元/吨上涨约81%。煤炭现货价格大幅上涨背景下2021年以来公司单吨平均售煤价格实现较大提升，从2020年的334.46元/吨提升至700元/吨以上，2021-2022年上半年平均煤价分别达到725.05和706元/吨。2023年至今，受宏观经济“弱复苏”、煤炭供给宽松、各环节库存高企等影响，市场煤价格下行较为明显，截至2024年3月7日，秦港动力混煤Q5500动力煤价格仍在922元/吨，虽与2022及2023年相比有小幅下移，但与2021年以前市场煤价相比仍处高位。同时，从坑口煤价表现看，截至2024年3月7日陕西榆林坑口含税价772元/吨，同样维持相对高位。
长期来看，在“双碳”背景下，煤企建矿意愿及动力不足，而风、光发电的不稳定性使得后续的经济发展仍需依赖传统能源发电来实现，存在一定的能源惯性，由此出现中短期内煤炭供给不足而需求仍强的局面。尽管国家已经在近两年努力增加煤炭行业固定资本开支，但实际拆分下来主要投向已有煤矿的核增，考虑到在经历3年高强度增产保供的产能充分挖掘后，后续新增产能的增长空间或面临一定掣肘，同时不可忽略的是，从2023年下半年开始，主产地事故频发，安监压力持续加码，或限值煤矿产能进一步释放。供需紧平衡下使得煤价拥有维持相对高位的基础。
政策引导煤电企业落实长协合同抵御周期波动，明确煤炭中长期交易价格合理区间。2016年以前我国煤炭价格经历了计划价格、指导价格、市场价格等多种定价机制。2016年，国家发改委联合煤、电、钢协会共同发布《关于平抑煤炭市场价格异常波动的备忘录的通知》，要求2016-2020年间，建立电煤钢煤中长期合作基准价格确定机制，以长协基准价为基础建立价格预警机制，即“基准价+浮动价”的定价模式。2022年初，国家将下水煤合同基准价调整为675元/吨(5500大卡动力煤)，相较于2017年来一直沿用的535元/吨上涨26.17%。2022年2月发布的《国家发展改革委关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》明确秦皇岛港和山西、陕西、蒙西、蒙东等重点地区出矿环节煤炭中长期交易价格合理区间。2023年电煤中长期合同在延续此前长协定价机制的同时，也在数量要求、运力配置等方面进行细化，做到覆盖范围更广、签订期限更长、履约要求更严，旨在实现煤炭、电力上下游的协调发展。2023年以来长协价格虽呈现小幅下移趋势，但整体波动幅度远小于动力煤市场价。
一方面，公司有望提升长协比例平抑现货价格波动;另一方面，随着电力装机逐步投产，我们判断公司未来外售煤量将进一步下降，外售煤业务占公司业绩比例有望持续下降，据我们测算，公司在清水川三期、赵石畔二期、商洛二期三座电站投产后，在陕西省内的火电装机规模将达到1318万千瓦，按2021年公司平均利用小时数及2022H1在运各电厂供电煤耗数据测算，待当前在建与筹建机组全部投产后公司陕西省内电厂耗煤量有望达到2901.28万吨。从煤炭产能角度看，园子沟东翼、赵石畔煤矿、丈八煤矿投产后，公司煤炭核定产能将达到3400万吨，对应100%的产能利用率及80%洗选率商品煤产量预计达到2720万吨，除运距过远等特殊情况外我们预计未来公司煤炭将基本供给内部电厂，同时公司电厂仍有小部分外采需求。
5.盈利预测与投资建议
5.1.盈利预测与关键假设
陕西能源2023-2025年经营核心假设如下：1)电力板块：装机容量：截至2022年底，公司控股电力装机容量918万千瓦，公司在建的清水川三期(200万千瓦)预计于2024年全投产，因此预计2023-2025年公司控股装机容量分别为918/1118/1118万千瓦。发电量：公司2020-2022年机组利用小时数不断提升，分别为3995/4031/5017小时，公司机组电量外送比例较高，预计公司2023-2025年利用小时仍维持高位，预计对应发电量分别为443.45/488.77/535.53亿千瓦时。上网电价：2023年11月国家出台容量电价政策，在出台容量电价政策背景下电量电价预计小幅下降。我们预计2023-2025年公司综合上网电价维持在0.35元/kWh(不含税)的水平，基本与公司2022年上网电价持平。
发电成本：公司煤电业务度电成本中燃料成本占比高，成本确认为煤炭开采成本。由于在建的清水川三期项目为坑口电厂，投产后带动公司整体度电成本的下行，我们预计2023-2025年度电成本分别为0.23/0.18/0.18元/kWh。
2)煤炭板块：煤炭产量：截至2022年底，公司煤矿核定产能为2200万吨/年，在建的园子沟煤矿东翼(产能200万吨/年)有望于2024年投产、赵石畔煤矿(产能600万吨/年)有望于2025年投产，因此预计2023-2025年公司煤矿产能分别为2200/2400/3000万吨/年。随着产能的投产，预计2023-2025年公司商品煤产量为1630/1845/2025万吨。煤炭销量：由于公司煤炭板块收入与成本仅确认外销部分，2020-2022年公司煤炭外销量分别为646/685/643万吨，未来随着公司电厂的陆续投产，内供煤量稳步提升，因此我们预计2023-2025年公司商品煤外销量分别为574/141/257万吨。煤炭价格：公司销售煤种以动力煤为主，主要供给电厂用户。国内煤价近两年高位波动，现阶段呈下行趋势但整体价格中枢仍明显高于2021年以前。长期来看，在经济温和复苏的背景下，下游需求回暖对煤炭价格形成支撑，考虑到2023-2025年国内动力煤新增产量较为有限，但保供政策要求下价格变动预计偏小，预计2023-2025年公司商品煤售价为689/655/622元/吨。
煤炭成本：参考2022年的成本水平，我们预计2023-2025年公司商品煤综合单位成本维持在183元/吨。
5.2.估值与投资建议
我们选取火电和煤炭公司新集能源、内蒙华电、中国神华、华电国际、国电电力为可比公司进行估值对比，以2024年3月8日收盘价为基准，根据Wind归母净利润一致预期，上述公司2024年PE平均值为10.1。公司煤电资产优势，且在煤电一体化的业务模式下，公司业绩稳定性较一般火电和煤炭企业更强;公司在建与筹建煤矿与电厂项目充足，支撑2023-2027年成长。此外，公司具有高分红历史，因此，我们认为公司估值具备溢价。我们给予公司2024年15xPE，对应6个月目标价为12元，“买入-A”评级。
6.风险提示宏观经济周期波动风险：公司主要从事煤炭生产、销售等业务，与电力、化工等行业发展状况和行业景气度煤炭是国家能源的主要来源之一，也是国家经济的重要支柱之一，行业内企业的经营业绩、财密切相关。财务状况和发展前景在很大程度上受我国经济发展状况、宏观经济政策和产业结构调整的影响，宏观经济的波动会影响国内市场需求，进而影响公司的盈利能力和财务状况;煤炭价格波动：动力煤为公司的主要产品之一，宏观经济周期、国内外市场供求关系、国内产业政策以及原材料、能源价格的波动等因素均可能引起动力煤的价格变化;生产安全风险：煤炭开采业务受地质自然因素影响较大，且因主要生产活动均处于地下，发生自然灾害及安全事故的概率相对较大。若公司所属矿井发生安全事故，可能会影响煤炭生产;环保风险：公司从事的煤炭开采、洗选业务生产经营过程中会对环境造成一定影响。当前我国环保政策日趋严格，能否满足各项环保监管要求、坚持主业开发与环境保护协调发展对公司经营稳定性有一定影响;火电与煤矿项目建设进度不及预期：公司后续火电装机规模与煤矿产能增量较大，若项目进展不及预期，可能会影响公司后续业绩弹性增量;预测假设及模型误差超预期：上述所涉及模型对公司业绩预测具有未来产品价格、公司产能、产量等与生产经营相关的参数假设，存在与未来实际情况间偏差超预期的风险，从而影响结论精确度。
分红比例不及预期;煤电利用小时数下降风险;煤电电价下降风险。
