1.陕西省“煤电一体化”龙头，业绩持续向好
由煤炭开发起步，业务板块向电力行业扩展。公司成立于2003年，原名为汇森煤业开发有限责任公司，由华秦投资与秦龙电力共同发起设立。2005年，公司开发凉水井煤矿；2015年起，公司通过控股麟北发电、吉木萨尔发电、渭河发电、清水川能源、赵石畔煤电、商洛发电等公司，实现火电装机的快速扩张，业务布局拓展至电力领域，并于2018年完成股份制改革，更名为陕西能源投资股份有限公司。2020年11月，公司股权结构调整，陕西投资集团成为公司大股东。2023年，公司正式在深交所主板上市。
陕西投资集团旗下“煤电一体化”上市公司。截至2024H1，公司大股东为陕西投资集团有限公司，直接持有公司64.31%股份。榆能汇森与长安汇通的持股比例均为8%。公司实控人为陕西省国资委，通过陕西投资集团和长安汇通集团间接控股公司，合计持股比例为72.31%。
公司业务以电力为主，煤炭、热力为辅。电力方面，截止2024年7月，公司已核准煤电装机规模达到 1725 万千瓦，其中在役装机1123万千瓦，在建及筹建装机602万千瓦；煤炭方面，截至2024年5月，公司下属4座煤矿，核定煤炭产能共计3000万吨/年，其中已投产产能2400万吨/年，在建产能600万吨/年，同时，设计产能400万吨/年的丈八煤矿项目正在办理核准。从营收结构来看，2023年公司电力业务、煤炭行业、热力及其他业务分别实现营业收入147.70、40.85、5.97亿元，占比分别为75.93%、21.00%、3.07%。
“煤电一体化”保障稳定性，整体业绩持续向好。受益于公司的“煤电一体化”布局，公司整体盈利水平相对稳定。2021年受高煤价影响，公司净利润有所下滑，2022年后伴随上网电量、电价提高叠加内部煤炭自用量增加，公司盈利水平得到显著修复。2023年、2024H1公司分别实现营业收入194.53、105.75亿元，同比分别变动-4.10%、+14.36%，分别实现归母净利润25.56、15.41亿元，同比分别增长3.30%、16.70%。
财务状况优秀，资产负债率降低。从现金情况来看，伴随公司前期主要资产落地，经营状况步入正轨，其经营性现金流连续增长，2023年经营性现金流为71.33亿元，显著高于投资性现金流支出；从资产负债率来看，公司债务压力近年来有所降低，截至2024H1资产负债率为54.53%，较优的财务状况有望有效支撑公司业务发展。
2.“煤电一体化”模式保障盈利，上下游资产同步扩张
2.1.“煤电一体化”模式盈利稳定性突出，有效熨平煤、电周期性波动
电力系统改革持续推进，煤电资产调节性与支撑性价值凸显。新型电力系统建设下，新能源装机规模不断提高，占比持续提升，但风光发电受地域环境限制较大，风电日波动最大幅度可达装机容量的 80%，且呈现一定的反调峰特性；光伏发电受昼夜、天气、移动云层变化的影响，同样存在间歇性和波动性。而火电采用同步发电机技术，可以根据电网的频率、电压情况瞬时调整其有功和无功功率输出，在维持电力系统稳定性以及故障穿越能力方面，较风电和光伏具有显著的优势。因此，保持合理容量的火电机组对保障供电可靠性具有重要意义。
受煤、电行业周期性波动与机组利用率下滑影响，煤电资产经营未来或面临一定压力。一方面，煤炭企业与电力企业分别位于煤电产业链的上、下游，伴随煤价波动，其盈利水平通常呈反向波动，煤价上升则直接导致煤电企业盈利能力下滑，业绩面临压力；煤价下降则可能降低煤企收益，影响保供。另一方面，伴随新能源装机的持续扩张，未来火电机组容量利用率或将不断下降，从而可能导致机组收益下滑，影响企业投资积极性。
政策端强调能源保供安全，保障机组合理盈利，促使煤电资产回归“公用事业”属性。装机方面，2022年8月，电规总院发布《未来三年电力供需形势分析》，提出在保证安全的前提下，加快推进明确煤电建设，同时尽快新增规划煤电项目落实，适时新增规划一批电源储备项目，夯实托底保供基础，压实电力供应保障的基本盘；收益方面，2023年11月，两部委发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》，明确表明煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型的新形势，并提出从2024年开始，将煤电单一制电价调整为两部制电价，其中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，充分体现煤电对电力系统的支撑调节价值，确保煤电行业持续健康运行。
在上述背景下，“煤电联营”渐成趋势，多家传统煤炭企业布局电力板块。根据北极星电力网统计，2022-2023年国内火电新增核准火电机组约1.67亿千瓦，其中煤电联营机组占比约34.8%。其中，国家能源集团、中煤能源集团、陕煤集团等多家大型煤炭企业均有煤电装机新增。
“煤电一体化”经营模式顺应政策导向与行业趋势，盈利稳定性突出。我们选取几家典型公司，以其作为代表将煤炭企业、火电企业和煤电联营企业2019-2023年盈利水平进行对比：
对比上述公司ROE水平，由于2021-2022年煤价大幅上涨，煤炭企业ROE水平显著提高，火电企业ROE则显著下滑，甚至出现亏损，而对比煤电联营企业，其ROE水平较为平稳，盈利稳定性相对较强。测算上述三类企业19-23年ROE的平均标准差，煤炭企业、火电企业、煤电联营企业分别为5.09%、6.19%、3.33%，煤电联营企业盈利能力受煤价的边际影响明显较弱，“煤电一体化”模式有望有效熨平煤、电周期性波动。
2.2.成本端：旗下电厂以“坑口”为主，上下游资产匹配度较高
公司煤电一体化和坑口电站装机容量占比69.64%。截至2024年7月，公司已投产装机火电装机规模为1123万千瓦，在建及筹建装机602万千瓦。从电厂类型来看，旗下清水川能源、赵石畔煤电均配套有煤矿，是典型的煤电一体化坑口电站；麟北发电就近使用园子沟煤矿的煤泥和矸石等燃料，吉木萨尔电厂处于新疆煤炭资源富集区，具有坑口电站优势。整体来看，公司已核准的装机容量中，煤电一体化/坑口电站容量占比达到69.64%。
从用煤口径来看，得益于“煤电一体化”布局，公司长协煤比例达到100%，2023年旗下煤炭自用比例达到74.74%。2022、2023年公司煤炭产量分别为1990.02、2328.94万吨，其中销售+库存量分别为653.02、588.20万吨，经测算，其自用量分别为1336.99、1740.74万吨，比例分别达到67.18%、74.74%，整体处于较高水平。
展望后续资产扩增，赵石畔煤电旗下尚有600万吨/煤电煤炭产能在建，同时已核准200万千瓦煤电装机，除此之外公司暂无坑口电厂新增。按照公司赵石畔煤矿产出煤炭平均热值5000大卡、火电利用小时4800小时、标煤耗294.47g/KWh测算，项目公司旗下存量200万千瓦装机年耗煤约396万吨，约占在建煤炭产能的66%，考虑核准装机后则超出在建煤炭产能上限。
按照上述测算方法（清水川能源煤炭平均热值4300大卡，平均标煤耗343.30g/KWh；麟北煤业煤炭平均热值4500大卡，平均标煤耗324.07g/KWh）：①清水川能源旗下存量火电装机（460万千瓦）年耗煤量约1234万吨，超出冯家塔煤矿整体煤炭产能；②麟北煤业旗下存量火电装机（70万千瓦）年耗煤量约169万吨，约占存量煤炭产能的21%。
同时，考虑清水川能源电厂和赵石畔煤电与凉水井煤矿产地接近，结合公司自供煤占比，或可享受凉水井矿业煤炭供应。
“煤电一体化”布局下，公司发电燃煤成本远低于常规火电企业。2023年公司火电发电量443亿KWh，燃料成本55.64亿元，对应度电燃料成本为0.126元/KWh，对比常规火电企业，根据各公司年报，2023年华能国际、浙能电力、国电电力度电燃料成本分别为0.365、0.341、0.282元/KWh，公司“煤电一体化”布局下，燃料成本具备明显优势。
2.3.收入端：紧跟电改步伐，收入水平与稳定性仍存上升空间
容量电价政策出台，火电盈利稳定性有望增强。2023年11月，两部委发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》，提出适应煤电功能加快转型需要，建立容量电价机制并制定各省份电价水平，将现行煤电单一制电价调整为两部制电价。次月，陕西省发布《关于建立煤电容量电价机制有关事项的通知》，确定煤电容量电价按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定，陕西电网2024～2025年煤电容量电价为每年每千瓦100元（含税）。2024H1陕西省煤电容量电费月度均价为0.023元/KWh，达到较高水平。
一方面，根据两部委《关于建立煤电容量电价机制的通知》，2024-2025年多数地区固定成本比例为30%左右，部分煤电功能转型较快的地方适当高一些，而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%；另一方面，根据陕西省《关于建立煤电容量电价机制有关事项的通知》，对于纳入受电省份电力电量平衡的跨省跨区外送煤电机组，送受双方应当签订年度及以上中长期合同，明确煤电容量电费分摊比例和履约责任等内容，同时赵石畔煤电、清水川能源三期（在建）、吉木萨尔发电项目均配套特高压外送线路。未来公司整体容量电价水平有望进一步提升。
另外，在构建新能源为主体的新型电力系统趋势下，未来高参数、大容量、深度可调节性火电机组将是行业不可或缺的中坚力量。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，在役的 16 台机组中，15 台已具备深度调峰能力。未来伴随电力政策持续推进和辅助服务市场的逐渐完善，公司旗下火电机组有望优先受益。
3.“高资产匹配度煤电一体化公司”如何定价？
3.1.“煤电一体化”布局下公司火电盈利水平较高，现金流优质
受益于“煤电一体化”布局，公司资产投入后经营性现金流获得显著提升。根据公司公告，公司2019-2020年集中投产一批火电资产，其中，清水川能源二期（2×100万千瓦）、赵石畔煤电一期（2×100万千瓦）为2019年投产，商洛发电（2×66万千瓦）、麟北发电（2×35万千瓦）为2020年投产。新增资产投产后公司经营现金流得到显著提升，且在“煤电一体化”布局下，近几年现金水平相对稳定。
2023年公司净利润（税后）为40.59亿元，扣除投资收益、减值损失、营业外收支等其他收益/损失后，主营业务净利润为40.23亿元，参考火电与煤炭业务毛利水平，公司火电业务毛利占比为66.12%，则对应净利润为26.60亿元，对应度电盈利为0.060元/KWh（2023年公司火电发电量为443.00亿KWh）。
3.2.从“DCF”视角看“煤电一体化”资产估值
未来三年来看，公司在建资产陆续投产，为公司业绩贡献一定增量。火电方面，公司赵石畔煤电二期（2×100万千瓦）、商洛发电二期（2×66万千瓦）、延安热电（2×35万千瓦）处于核准状态；煤炭方面，公司园子沟煤矿东翼（200万吨/年）进入联合试运转，赵石畔煤矿（600 万吨/年）建设进度按期推进。按照上述核心假设，我们预计公司2024-2026年可实现净利润48.58、52.64、58.02亿元。
展望远期，公司仍有一系列项目储备，从而继续为公司贡献利润增量。火电方面，24年6月公司完成收购国电投（信丰）发电有限公司51%股权并投资建设信丰电厂二期2×1000MW机组项目；煤炭方面，公司正在争取核准丈八煤矿（400 万吨/年），冯家塔煤矿正在申请400万吨/年产能扩增，另外，公司24年5月成功竞得甘肃省环县钱阳山煤矿采矿权。
我们按照每年2台的建设节奏进行假设，公司当前已公布的储备项目预计于2029年全部完成投产。从经营数据来看，电量方面，根据公司2024H1经营数据，公司24H1完成发电量240.99亿千瓦时，同比增长12.58%，且陕西省前7月火电发电量增速达到8.40%，因此我们预计短期内公司发电水平相对稳定，远期伴随新能源装机规模持续提升，公司发电水平或有所降低；电价方面，在无火电资产新增的情况下，公司24Q1归母净利润同比增长15.30%，利润保持较优水平，因此我们预计电价水平相对稳定。综合前文及上述分析，我们对公司远期业绩水平进行测算。
我们参考公司“现金流量表补充资料”计算公司的【股权自由现金流】，同时还需考虑后续“资本性支出”。资本性支出方面，公司2021-2023年构建固定资产、无形资产和其他长期资产支付的现金分别为41.31、44.40、46.00亿元，公司未来装机增长节奏相对放缓，我们给予后续资本性支出30-40亿预测；折旧及摊销方面，公司2023年合计折旧及摊销为24.19亿元；对于后续新增项目，根据公司公告，公司“新建信丰电厂2×100万千瓦项目”与“麟北煤业园子沟矿井及选煤厂项目”预计总投资分别约78.96、83.89亿元，工程投入金额占比我们取总预算的90%。（折旧年限按20年计算）
长期增速（g）方面，考虑火电资产逐渐回归公用事业属性，其盈利模式趋稳，在公司未来无新增资产的假设下，保守估计给予公司2030年后g=0；折现率（r）方面，根据亿渡数据根据国标制定的各行业财务基准收益率，煤炭行业r为11%，火电行业r为9.5%，考虑近三年市场整体走势，我们保守给予公司折现率r=11%。基于上述假设，我们对公司股权价值V始进行测算，V始=877.19亿元，对少数股东部分，公司2023年归母净利润/净利润为37.03%，考虑公司后续资产扩增带来的项目公司股权稀释，我们假设未来少数股东占比为40%，剔除少数股东部分后，计算得公司目标市值526.31亿元，对应目标价14.04元/股，对应2024年PE 17.50倍。
4.盈利预测及估值
4.1.盈利预测
结合章节3.2表6核心经营数据假设，我们预计公司2024-2026年可实现营业收入221.31、238.71和261.58亿元，同比分别增加13.77%、7.86%和9.58%；可实现归母净利润30.07、32.87和36.07亿元，同比分别增加17.68%、9.28%和9.75%。
4.2.估值
综合章节3.2分析，我们采取【DCF模型】方式对公司进行估值分析，测算得到公司目标市值526.31亿元，对应2024年PE为17.50倍，对应目标价14.04元/股。
截至2024年10月15日收盘，公司市值为373.50元，对应空间为40.91%。
5.风险提示
宏观经济下行风险：如果未来经济增长放慢，全社会用电量增长速度将放缓，有可能造成弃水、弃风、弃光情况，对公司发电水平产生不利影响。
煤炭价格波动风险：公司煤炭与电力业务占比较高，煤价波动可能对公司盈利造成影响。
电力价格波动风险：随着电力体制改革推进，市场化交易电量比例持续提高，跨省区交易比例大幅增长，现货交易加快推进，交易品种日趋完善，电力市场竞争异常激烈，市场化交易电价面临一定的下行压力。
装机规模扩张不及预期：公司未来有较高的装机增长规划，为公司业绩主要增长点之一，但项目的核准、建设及并网投产仍存在一定不确定性，若项目推进情况不及预期，则可能对公司未来业绩造成一定冲击。
公司未来发展战略调整风险：本报告分析及测算基于公司的公用事业属性和业绩稳定性，若公司未来发展战略出现一定调整，则可能对上述特点产生一定影响。
产能等数据或有统计误差：本报告对公司资产情况进行了详细拆解，其统计可能存在一定误差，仅供参考。
测算假设存在误差风险：测算相关假设具有一定主观性，可能存在误差，仅供参考。
