2022年陕西煤业研究报告 优质动力煤龙头，盈利能力行业领先

1.1 背靠陕煤集团，全价值链协同发展

公司是陕西煤业化工集团公司以煤炭主业资产出资，联合三峡集团、华能开发、陕西有 色、陕鼓集团于 2008 年 12 月 23 日共同发起设立的股份有限公司。原注册资本 90 亿元， 2014 年 2 月首次发行 A 股股票 10 亿股，注册资本增加至 100 亿元。

公司实际控制人为陕西国有资产监督管理委员会，持有陕西煤业化工有限公司 100%股 权。陕西煤业化工有限公司持有公司股权 65.1%，为公司第一大股东。公司股权相对集中， 决策效率较高，有利于公司进行专业化生产。前十大股东还包括陕西有色、华能国际电力、 易方达基金、景顺长城基金等，前十大股东合计持股占比为 76.7%。

公司主要产品：1）煤炭产品。主要煤种有长焰煤、不粘煤、弱粘煤、瘦煤、贫煤、气 煤、焦煤等； 2）化工产品。煤化工是陕煤集团两大核心主导产业之一，是实现煤炭由“燃 料”向“原料”和“材料”转化的重要途径；3）机械电气产品。机械制造板块是现代煤矿、 化工、工程机械、新能源装备、现代智能光电产品开发和生产企业；4）材料及其他。钢铁 产品生产规模达 1000 万吨/年，产品以螺纹钢、棒材、线材为主。水泥产品生产规模为 570 万吨/年。

1.2 主营业务突出，煤炭毛利占比稳定

主营业务突出，煤炭营收占比下降。公司以生产销售清洁煤炭为主营业务，包括煤炭开 采、洗选、加工、销售以及生产服务等，主要产品为煤炭，具有低灰、低硫、低磷、高发热 量等特点，是优质的动力、化工及冶金用煤。2016 年-2020 年，公司收入主要来自煤炭，占 比 95%以上，且逐年增长，2021 年煤炭收入占比达到 94.9%，煤炭营收占比下降，铁路运 输业及其他业务仍占比较小。 煤炭毛利占比稳定，运输毛利占比提升。煤炭板块贡献毛利占比稳定，保持在 96%左右， 2021 年煤炭毛利占比 94.77%，煤炭毛利占比总体保持稳定，煤炭是公司营收和利润的主要 来源。公司铁路运输业务收入为伴随公司销售商品煤产生的铁路运费收入，占公司营业收入 的比例很小，2021 年毛利占比提升至 1.88%。公司所辖铁路主要为黄陵铁路（年运输能力 1800 万吨），铜川铁路（年运输能力 1000 万吨）和红柠路（年运输能力 4500 万吨），合 计自有铁路年运力为 7300 万吨/年。

1.3 创收能力持续增加，具备一定成长空间

净利率变化幅度小，公司盈利能力保持稳定。公司 2021 年实现营业总收入 1524.0 亿， 同比增长 60.3%；实现归母净利润 211.4 亿，同比增长 42.3%；每股收益为 2.16 元。2022年上半年营收 536.9 亿元，同比增加 14.9%，归母净利润 246.0 亿元，同比增加 196.6%。 公司 2021 年业绩大幅增长主要得益于一是我国经济加快复苏，煤炭市场需求旺盛，公司主 要煤炭产品价格同比大幅增长；二是公司科学组织煤炭生产，着力强化内部管理，积极落实 稳增长保供应，煤炭优质产能进一步释放，产量稳步提高。

盈利能力稳定，回报水平高。2015年-2017年公司毛利率上升主要是因为煤价上涨，2017 年后，综合毛利率下降，一方面是因为贸易煤占比提升，另一方面是因为从 2018 年 8 月开 始计提环保基金。2022 年上半年公司毛利率为 41.9%，同比上升 19.90pp；净利率为 39.9%， 同比上升 21.75pp。 公司管理能力提升，期间费用下降。公司 2015-2020 毛利率变化主要受到煤炭价格波动 的影响，2021 年有所回升。虽然公司毛利率 2017-2020 下滑严重，但是净利率变化幅度相 对较小，主要受益于公司管理能力的提升，期间费用率不断降低，从 2017 年的 16.0%下降 至 2021 年的 5.2%，降本效果显著。公司 2015-2022 上半年期间费用率持续降低，体现出 公司的管理水平不断提升，公司的盈利能力持续提高。

公司研发费用逐年增加，创新能力提升。公司 2019 年大幅提高研发费用，从 2018 年 1000 万提升到 5400 万，研发费用率也显著提升，从 0.02%提升至 0.07%。

原材料等成本上涨,吨煤成本上升。公司自产煤吨煤成本不断攀升，从 2015 年的 153 元 /吨增长到 2022 年上半年的 238 元/吨，主要是由于 1）自产煤销售规模增长，从 2015 年 9695 吨增长到 2021 年的 13429 吨，煤炭生产成本及接受劳务成本同步增加；2）原材料，开采 燃料成本，不断上升；3）资源税等相关税费、折旧与摊销费用近年来呈上升趋势。 公司吨煤成本在同行业中处于较低水平，仅高于中国神华。2022 年上半年中国神华、 陕西煤业、兖矿能源、中煤能源吨煤成本分别为 209 元/吨、274 元/吨、331 元/吨、309 元/ 吨。

2.1 双碳目标约束供给，内蒙成增产边际变量

2016 年 2 月，国务院印发《关于煤炭行业化解过剩产能实现脱困发展的意见》指出：“从 2016 年开始，用 3 至 5 年的时间，退出煤炭产能 5 亿吨左右、减量重组 5 亿吨左右，较大 幅度压缩煤炭产能，适度减少煤矿数量，煤炭行业过剩产能得到有效化解，市场供需基本平 衡，产业结构得到优化，转型升级取得实质性进展。”

供给侧改革以来，我国无效和低端资源供给减少，有效和中高端供给扩张，产能向优势 企业集中。产业结构调整、转型升级步伐加快，全国煤矿数量大幅减少，全国煤矿企业数量 从 2008 年的 8109 家减少到 2019 年的 4239 家。 2016-2021 年中国原煤产量逐年递增，2022 年 7 月中国原煤产量同比增长 16.1%，增 速比上月加快 5 个百分点，2022 年 1-7 月中国原煤累计产量为 25.6 亿吨，累计增长 11.5%， 我国煤炭生产保持较快增长态势，煤炭供应保障能力持续增强。

分省份而言，2020 年在疫情影响下，山西、陕西原煤产量增速达 8.2%、6.3%，2021 年，山西、陕西原煤产量增速达 12.2%、3.0%，整体较为正常。2021 年四季度以来山陕地 区积极落实省外保供任务，煤炭产量保持高位运行，对全国电煤供应提供有力保障。2022 年疫情缓和，7 月山西、陕西原煤产量增速达 10.6%、11.5%，产量持续增加。

分省份而言，内蒙古受“涉煤腐败倒查 20 年”影响，2020 年原煤产量同比下滑 7.8%， 2021 年原煤产量也仅恢复至 2019 年同期水平，未见增量。2022 年 1-7 月内蒙古原煤产量 当月同比均有所提高，7 月原煤产量达到 0.9 亿吨，同比增速达 19.7%。国内目前供应问题 主要集中在内蒙地区，即内蒙地区未来将继续作为增产增供的重要区域，山西、陕西后续增 产幅度或相对有限。2022 年 7 月，全国原煤产量同比 16.1%，增产保供初见成效。

2020-2022 年 6 月三西地区（山西、陕西、蒙西）煤炭产量保持稳步增长态势，其中 2021 年月三西地区原煤产量达到十年新高 29.3 亿吨，同比 2020 年增加 1.9 亿吨（6.9%）。2022 年 1-7 月三西地区原煤累计产量 18.5 亿吨，同比增加 2.1 亿吨，增长 13.1%。

2.2 能源转型初期，电煤需求再度提升

2021 年，煤炭下游需求中，电力需求占比达 56%，化工、水泥等其次。与 2016 年比 较，2020 年我国煤炭下游需求中电力煤耗需求占比提升了 4 个百分点，依然占据煤耗量占 比第一位，远超其他行业耗煤量。电力在煤炭终端能源消费中的比重越来越高。从 2016-2021 年下游占比变化情况来看，电力行业占比持续提高，主要受光伏等新能源发电不稳定，储能 技术相对不成熟，导致火力发电短期难以被替代。水泥行业受房地产改革影响，下滑明显， 从 2016 年的 13.6%下降至 2021 年的 7.7%，未来进一步下滑的可能性较大。化工行业煤炭 需求占比较为稳定。

能源转型初期，新旧动能需求均超预期带来强劲电煤消耗。2021 年 1~12 月，全社会用 电量 83128 亿千瓦时，同比增长 10.3%，其中，第一产业：1023 亿千瓦时（占比 1.2%）， 同比增长 16.4%；第二产业：56131 亿千瓦时（占比 67.5%），同比增长 9.1%；第三产业： 14231 亿千瓦时（占比 17.1%），同比增长 17.8%；城乡居民生活用电：11743 亿千瓦时（占比 14.1%），同比增长 7.3%。截至 2022 年 7 月，第一产业用电量累计同比 11.1%，第二产 业累计同比 1.1%，第三产业累计同比 4.6%，城乡居民生活用电累计同比 12.5%。主要由于 近年来国家加大农网改造升级力度，村村通动力电，乡村用电条件持续改善，电力逐步代替 人力和畜力，电动机代替柴油机，以及持续深入推进脱贫攻坚战，带动乡村发展，促进第一 产业用电潜力释放；疫情趋于缓和，服务业持续恢复，受信息传输、软件和信息技术服务业， 住宿和餐饮业，交通运输、仓储和邮政业等现代服务业良好增势的拉动，第三产业的用电量 快速增长。

旧动能（高耗能）尚未淘汰，新动能大上快上是造成用电需求超预期的主因。2021 年 1~12 月，全国制造业用电量 41778 亿千瓦时，同比增长 9.9%，增速比上年同期提高 6.8pp； 2021 年 1~12 月，四大高载能行业合计用电量同比增长 6.4%；2021 年 1~12 月，高技术及 装备制造业合计用电量同比增长 15.7%；2021 年 1~12 月，消费品制造业合计用电量同比增 长 12.6%。2022 年 1~7 月，全国制造业用电量 24281 亿千瓦时，同比增长 0.8%，其中高 技术及装备制造业用电量 5171 亿千瓦时（占比 21.4%），同比增长 2.3%，四大高载能行业 用电量 13298 亿千瓦时（占比 54.6%），同比增长 2.7%，消费品制造业用电量达 3133 亿千 瓦时（占比 12.9%），同比下降 0.4%。其中，高技术及装备制造业产业链较长、涉及到的零 部件较多，受疫情对供应链冲击的影响，其用电量受疫情影响大。随着疫情的缓解，高技术 及装备制造业疫情后增速回升最为明显，反映出高技术及装备制造业复工复产效果明显。

短期电煤地位无法撼动，中长期存在替代需求。 2021 年，全社会实际用电量 83128 亿 千瓦时，同比增长 10.7%，较 2019 年同期增长 15.1%，两年平均增长 7.3%。“十三五”时期 全社会用电量年均增长 6.3%，经济运行稳步复苏是用用电量增速回升的最主要原因。我国 2021 年发电量达 81121.8 亿千瓦时。其中，以煤炭作为主燃料的火力发电量占据首位，总 量攀升至 57702.7 亿千瓦时，约为我国全社会发电量的 71.1%。其次为水力发电量，2021 年产生的电力为 11840.2 亿千瓦时，约为全国总发电量的 14.6%。短期内火力发电地位无法 撼动，水力发电受到诸多条件的限制，潜力较小。风电、光伏发电不稳定以及目前储能技术 相对不成熟，短期内也难以替代火力发电，但中长期煤电占比下降是大势所趋。

我国电源端，新能源发电大规模替代煤电存在技术瓶颈。风能、光伏等新能源发电不稳 定，储能技术尚存在瓶颈和大规模使用成本高昂的障碍。发展氢能源方面，存在氢能存储、 运输等技术瓶颈和高昂成本障碍。在该部分技术瓶颈未得到突破的前提下，我国能源消费中 以煤炭消费为主的结构短期难以扭转。近 10 年我国能源消费增速平均 3.8%，煤炭消费增速 1.5%。因此我们预计在中期 3 至 5 年内，煤炭消费增速无大幅下降可能，大概率进入平台期 或者微幅增长。

煤价将保持高位。近期我国动力煤价格呈大幅上升趋势，陕西动力煤价格近期开始高于 环渤海动力煤，且价格波动更大。海外动力煤持续攀升，澳洲纽斯卡尔 NEWC 动力煤现货 价 2022 年在 7 月底升至最高接近 421 美金/吨，缘于全球能源通胀加剧，油煤比价升至历史 较高水平，煤炭消费性价比凸显。

2.3 双碳达峰，全球煤炭产量增速下降及资本开支不断下滑

2020 年，在全球双碳大背景下，全球各地区煤炭产量增速出现明显下滑，全球、亚太、 欧洲、北美、南美、独联体地区、非洲煤炭增速分别为-4.9%、-1.0%、-14.6%、-24.9%、-37.40%、 -7.8%、-5.3%。2021 年全球各地区煤炭产量增速有所反弹，全球、亚太、欧洲、北美、南 美、独联体地区煤炭增速分别为 5.6%、5.5%、5.8%、8.4%、13.6%、7.4%。 在 ESG 约束下，海外金融机构已逐步停止为煤炭项目提供融资、逐渐退出煤炭项目， 海外龙头煤企在煤炭领域的资本开支也逐步缩减，海外煤炭供给失去弹性；叠加疫情好转全 球工业的恢复，对煤炭需求反弹，导致煤价暴涨。

进口方面，目前我国禁止澳煤通关叠加俄乌冲突，短期内进口难以明显放量，解决供给 紧缺仍需以国产动力煤为主。2021 年全国煤炭进口 3.2 亿吨，同比上升 6.6%；其中进口动 力煤 2.7 亿吨，同比增长 6.0%。2022 年初以来，印尼阶段性收紧出口煤炭政策，日韩、欧 洲等需求较好，海外煤价飙升，国内外煤价出现倒挂，已经开始明显影响我国进口煤量，其 中 2 月单月进口量仅 1123 万吨，降至历史低位。 东南亚等地区经济复苏较好，带来旺盛煤炭需求，进口煤价易涨难跌，叠加国际海运费 维持高位，内外贸价差缩小，进口利润低位波动，进口煤不但不会对国内煤价形成压制，反 而在后期有望成为内贸煤价格的重要支撑。

2021 年澳煤进口大幅度减少。2021 年印度尼西亚进口同比增长 27.4%，是我国动力煤 进口的主要来源；为了弥补澳煤进口缺口，2021 年我国开始从南非进口动力煤，为 694 万 吨，占比 2.6%，俄罗斯进口量同比也大幅增长 35.6%。2021 年我国动力煤进口量合计同比 上升 16.2%。

3.1 公司资源禀赋优异，产品有较高溢价能力

煤炭资源储量丰富，煤炭品质优异。公司煤种可主要分为贫瘦煤、长焰煤、弱粘煤、不 粘煤、瘦煤、气煤等，具有高发热量和较高稳定性等特点，平均热值 5500 大卡/千克以上。 行业第一大煤炭公司中国神华的煤炭平均热值 4212 大卡/千克，公司煤炭资源品质优良。 陕北、彬黄矿区是全国最优质的动力煤及炼焦配煤基地。公司主要产品原煤热值均在 5000 大卡以上，尤其是陕北榆林地区商品煤热值均在 5800 大卡以上，高于同样是动力煤 的鄂尔多斯矿区、大同矿区。公司黄陵矿区产品以气煤为主，且具备低硫、高洗出率等特点， 属于良好的炼焦配煤，因此备受市场欢迎。得益于产品优秀的品质，虽然公司地理位置略逊 于山西、鄂尔多斯等矿区，但坑口价格却更高。

公司可采储量和吨产量市值领先同行，吨可采市值被低估。公司可采储量为 82.1 亿吨， 在行业内排名第三，领先同行。吨可采市值排名：兖煤>神华>山煤>华阳>陕煤>郑煤>靖远> 恒源>电投>中煤>晋控>昊华>新集，公司吨可采市值为 27.3 元/吨，在同业内排名第五；吨 产量市值：兖煤>神华>陕煤>中煤>靖远>山煤>华阳>新集>电投>晋控>昊华>恒源>郑煤，公 司吨产量市值为 1649 元/吨，排名第三。

公司现有产能优势明显。公司煤炭产能分布合理、发展可期。公司所属矿井中，95%以 上产能均位于国家“十三五”重点发展的大型煤炭基地：神东基地、陕北基地、黄陇基地。 目前陕北矿区红柳林、张家峁、柠条塔、小保当一号、二号（在建）五对千万吨级矿井，陕 北矿区千万吨矿井规模将集群化，产能优势将更加明显。 公司主力矿井位于陕西榆林，与宁夏宁东、内蒙古鄂尔多斯共同组成我国能源化工“金 三角”，具有丰富的能源资源优势。公司围绕“六线四区域”，即：沿包西线巩固省内电及省 内化工用煤市场；沿蒙冀线、瓦日线，形成非电煤市场的主导优势；沿浩吉铁路做大“两湖一江”市场，形成长江经济带核心区域市场主导优势；沿襄渝、宝成线扩大西南市场，立足 重庆、辐射云贵川。

公司核准产能有望增加。根据 2021 年 5 月 17 日能源局发布的《煤矿生产能力管理办法》 （以下简称“《办法》”），公司符合安全高效标准的矿井有望核增产能。《办法》明确规定了 核定产能幅度的“级差”标准，如 400 万吨/年及以上的露天煤矿和 1000 万吨/年及以上井 工煤矿以 100 万吨/年为 1 级级差。根据煤炭工业协会发布的 2018-2019 年度安全高效煤矿 列表，公司符合特级安全生产标准、且符合《办法》的可核增产能的煤矿共 15 座，其中智 能化示范煤矿，即可上浮 2 级级差的矿井共 5 座，若以上 15 座特级矿井全部核增产能，则 合计有望核增产能 1000 万吨/年，对应权益产能 595 万吨/年。

3.2 集团内矿井有望注入上市公司，打开公司业绩增长弹性和空间

陕煤化集团内矿井有望注入上市公司。随着国企改革推进，集团的孟村、小庄、曹家滩 煤矿有望注入上市公司，三矿井均为单矿产能大、生产效率高的矿井，主要位于彬长、陕北 等先进产能地区。三座矿井合计产能 2700 万吨/年，权益产能 869 万吨/年。这三座矿井均 于 2018 年进入联合试运转阶段，还未全部转固，但产量纳入集团总产量核算范围。 如果孟村、小庄、曹家滩煤矿成功注入公司，公司产能有望增加 869 万吨/年至 8772 万 吨/年，增幅达 11%，届时会打开公司业绩增长弹性和空间。

公司煤炭产销量有望进一步增长。近 5 年来，公司煤炭产销量稳步增长。2017-2021 年 公司煤炭产量 1.01 亿吨、1.08 亿吨、1.15 亿吨、1.25、1.36 亿吨，同比增速为 9.7%、7.1%、 6.3%、9.1%和 8.4%，供给侧改革后，公司产能结构得以优化，煤炭产量保持稳定增幅。2017 年至 2021 年，分别实现商品煤销量 1.23 亿吨、1.43 亿吨、1.78 亿吨、2.42 亿吨和 2.64 亿 吨，同比增速 -0.8%、15.8%、24.9%、35.4%和 9.4%，销量规模不断扩大。 在行业中，公司煤炭产量近 5 年来稳居行业第二，仅次于中国神华。未来，随着公司煤 炭优质产能核增以及集团产能注入，公司煤炭产销量有望进一步提升。

3.3 煤炭或重回双轨制，低长协比例有利增厚业绩

煤炭或重回双轨制，低长协比例有利增厚业绩。2021 年经历煤炭市场价格暴涨暴跌后， 国家相关部门开始重新考量长协价的定价模式，并在 11 月发布《2022 年煤炭中长期合同签订履约工作方案（征求意见稿）》，下水煤合同基准价上调为 700 元/吨，较 2017 年以来执行 的 535 元/吨基准价上调接近 31%。在公司自产煤销售中，长协煤销量仅占 30%，长协煤定 价每月调整一次。由于公司长协煤占比较低，价格弹性更强，在煤价上行周期中将更为受益。

煤炭单季售价不断攀升，单吨毛利维持高位。煤炭单季度单吨售价自 2020 年开始持续 上涨，截止 2022 年 Q2，中国神华、陕西煤业、中煤能源、兖矿能源煤炭单吨售价分别为 581 元/吨、653 元/吨、756 元/吨、1098 元/吨，同比分别上涨 20.6%、8.6%、23.5%、74.0%。 煤炭单季度单吨毛利 2021 年整体维持在较高水平，截止 2022 年 Q2，中国神华、陕 西煤业、中煤能源、兖矿能源煤炭单吨毛利分别为 213 元/吨、375 元/吨、456 元/吨、768 元/吨，同比分别上涨 90 元/吨、115 元/吨、324 元/吨、580 元/吨。

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