利辛煤矿企业排名前十(利辛十大富豪排名)

（报告出品方/分析师：民生证券 周泰）

1 安徽大型煤炭央企，煤电新能源联合并举

1.1 公司简介：“煤炭-煤电-新能源”联营发展的煤炭央企

安徽省优质综合能源企业，煤、电、新能源业务耦合推进。公司主营业务为煤炭开采、煤炭洗选和火力发电，于 1997 年由国投煤炭公司、国华能源有限公司和安徽新集煤电（集团）有限公司共同设立，并于 2007 年 12 月在上交所成功上市。

2008-2009 年，公司成立控股子公司电力利辛有限公司并参股宣城电厂，布局煤电一体化业务。

2009 年，国投公司获得由国投煤炭公司无偿划转的公司 42.36% 的股份，成为公司新控股股东。

2016 年 12 月，国投公司将其持有的公司 30.31% 的股份无偿划转给中煤集团，公司控股股东变更为中煤集团。

“十四五”期间，公司稳步推进光伏、风电等清洁能源建设，探索实现“煤炭-煤电-新能源”联营发展新模式、并取得积极成效。

公司控股股东为中煤集团，实控人为国务院国资委。

截至 2023 年 3 月 31 日，公司控股股东中煤集团持股比例 30.31%，实控人为国务院国资委，赋予公司央企背景。

第二大股东国华能源持有公司股权 7.59%，其控股股东为国华能源投资有限公司，由国务院间接持有 100%股权，也具有央企背景。

第三大股东安徽新集则由地方政府淮南市国资委间接持股 100%股权，2013 年安徽新集持有公司股权 11.81%，2015 年减持至 7.18%，随着安徽新集的减持，公司央企背景更加纯粹。 公司旗下子公司涉及煤炭、发电、售电等业务，权责清晰，分工明确。

1.2 财务分析：盈利能力稳步提升

业绩表现亮眼，2016-2022 年营收与归母净利润 CAGR 分别为 14%和 43%。

2015 年煤炭市场低迷，公司煤炭主业产销量双双下降，导致利润出现亏损；自 2016 年开始，随着煤炭供给侧结构性改革的实施，公司营收稳步向好，净利润扭亏为盈。

2021 年由于板集煤矿联合试运转，叠加煤炭需求和价格高位运行，公司煤炭销售量价齐升，收入同比大幅增长 49.48%至 124.89 亿元，归母净利润则实现 24.34 亿元，增速高达 187.32%。2022 年公司营收和归母净利润出现小幅下降，但归母净利率依然亮眼。

2023Q1 公司盈利强势延续，实现营收 28.96 亿元，同比增长 55.29%，实现归母净利润 5.94 亿元，同比增长 12.50%。

盈利能力明显提高，期间费用管控能力出色。

2016-2023Q1 公司销售毛利率 由 35.60%提升至 40.00%，总体保持在 35%以上；期间费用率不断下降，由 2016 年 27.31%降低至 2023Q1 的 9.74%，其中财务费用率下降最为明显，2016-2023Q1 由 16.04%降低至 4.97%，展现了公司良好的经营能力。

出色的期间费用控制能力助力公司盈利能力明显提升，2016-2023Q1 公司归母净利率由 4.47% 大幅提高至 20.51%。

煤炭业务是公司主要的营收和利润来源，电力业务贡献逐步扩大。

受煤炭行业周期性影响，煤炭业务收入有所波动，但占比持续稳定在 60%以上，是公司收入 和业绩的主要贡献点，2022 年公司煤炭业务实现营收 78.20 亿元，占比 65.15%；实现毛利 41.41 亿元，占比 81.36%，毛利率维持高位，为 52.95%。

公司积极发展电力业务，煤电一体化进程持续推进，随着 2016 年下半年利辛电厂投产发电，公司发电业务收入和盈利贡献迅速提高，截至 2022 年，发电业务收入规模已达 41.83 亿元，占比 34.85%；毛利贡献 9.49 亿元，占比 18.64%，毛利率为 22.68%。

公司资产负债率逐年下降，现金流明显改善。

公司资产负债率从 2016 年的 84.44%回落至 23Q1 的 61.36%，资本结构持续优化。公司现金流情况逐步向好，净现比长期高于 1。

2 煤炭业务：量价回升，后备资源丰富

2.1 储量丰富，产销两旺

储量剩余可采年限达 44 年，在产产能 2350 万吨/年。公司矿区总面积约 1092 平方公里，含煤面积 684 平方公里，截至 2022 年底剩余资源储量 89.01 亿吨，其中矿权内资源储量 62.50 亿吨，现有矿权向深部延伸资源储量 26.51 亿吨。

公 司目前拥有 5 对在产矿井，均位于安徽省内，可采储量合计 14.76 亿吨，核定产能 2350 万吨/年，权益产能 2350 万吨/年，据产能计算，5 个矿井的剩余开采年限约 44 年。

杨村煤矿启动复建。

公司拥有的杨村煤矿于 2012 年 9 月获得发改委的核准批复，设计产能 500 万吨/年；2015 年 6 月取得国土资源部颁发的采矿许可证；2018 年，公司为响应国家去产能要求，将杨村煤矿列入化解产能矿井；随着近年保供局势严峻，基建矿井杨村煤矿在推进复建工作，目前尚未得到国家有关部门正式批复，据公司年报，相关工作得到批复后，公司煤炭可采储量将增加 3.84 亿吨、达 18.60 亿吨，从而有望为公司的未来发展打开空间。

远景规划煤矿将带来可期增量。

公司目前拥有远期规划筹建矿井 4 对，初步的设计产能分别为口孜西煤矿（300 万吨/年）、罗园煤矿（90 万吨/年）、连塘李煤矿（90 万吨/年）和展沟煤矿（240 万吨/年）。

公司煤炭产销持续走强，23H1 再创佳绩。

自 2016 年起，公司煤炭产量总体上呈现逐年上升趋势。

2022 年，受益于板集煤矿正式投产转为生产矿井，公司原煤和商品煤产量分别实现 2223.69 万吨和 1841.90 万吨，同比增长 10.60%和 8.60%。

2023 年上半年，煤炭产、销量创下同期新高的记录，原煤、商品煤产量分别为 1123.86 万吨和 983.37 万吨，同比增长 3.06%和 13.67%；商品煤销量达 1014.23 万吨，同比增加 25.70%。

2.2 高长协支撑售价稳定，煤质改善助力业绩企稳上行

安徽省煤炭定价具有优势，公司长协煤比例高保障盈利稳定。

安徽省 5000 千 卡的煤炭出矿环节中长期交易价格区间为 545-745 元/吨，相较于晋陕蒙以 5500 千卡的煤炭热值为基准的定价方式，安徽省煤炭坑口价整体较高。

公司煤炭销售以长协为主，2022 年上半年公司煤炭销售长协比例达 91%，2023 年煤炭保供量约占年度计划产量的 83%，在全年煤价中枢有所回落的情况下具备价格优势。

公司煤炭售价高位平稳。

2021 年开始，公司商品煤售价中枢上移，其中，2021 年在行业供给紧张的背景下，公司煤价大幅反弹创下新高，2022 年由于煤质原因使得平均售价有所下降。

分季度来看，煤炭价格在 21Q4 迎来历史高点，达 807.04 元/吨；2023 年随着煤质的恢复，煤炭的销售单价下滑相对有限。

公司旗下主要煤矿销售利润率受煤价和煤质影响而波动变化。

刘庄煤矿：自 2018 年起销售利润率保持在 40%以上，2021 年受益于煤价上涨销售利润率增加至 48%，并于 2022 年继续维系较高水平；

口孜东矿：2020 年受疫情影响出现亏损，2021 年快速恢复，2022 年由于过断层因素影响，导致煤质较差，营收同比下滑 37%，销售利润率下降 28 个百分点；

板集煤矿：2021 年 3 月试生产，2022 年上半年开采煤层以薄煤层为主，从而对其煤炭综合售价产生影响，全年共实现营收 11.53 亿元，销售利润率为 13.06%。煤质改善助力商品煤销售量价齐升。

厚煤层具有煤质好、开采成本低的优势，有利于公司改善煤质、提升产量。

目前，口孜东矿厚煤层 140504 工作面已于 2023 年 4 月底作为配采工作面试生产，刘庄煤矿厚煤层也有 151108、131300 工作面接续开采，从而公司煤炭热值和洗出率逐步回升。

据公司披露，2023Q1 煤炭综合热值约为 3991 卡/克，4 月综合热值约 4188 卡/克，5 月份平均热值与 4 月基本持平；洗出率于 23Q1、23Q2 分别为 86.13%、88.83%，同环比均出现明显提升。

此外，刘庄煤矿 1201 采区预计于 2025 年 10 月投产，届时 1201 采区 1 煤优质资源回采后可提升矿井效益。优质煤的持续放量将支撑公司后续的煤炭业绩进一步企稳上行。

2.3 商品煤销售成本稳中有升

公司煤炭成本构成稳定，单位销售成本略有上升。

2021 年起，受能源价格上升和通胀率温和上涨的影响，材料成本和人工成本增长推高公司单位商品煤成本；2022 年商品煤煤质较差、洗出率降低等因素推升单位商品煤成本，全年单位商品煤成本为 336.38 元/吨，为近年最高；随着 2023 年洗出率回升，公司单位商品煤 成本下降，23H1 为 330.01 元/吨，同比下降 0.89%。

从结构上来看，公司煤炭成本主要来源为人工成本，占比在35%-40%之间波动；其次是安全费用，比例在13% 左右；材料费用占比区间在 8%-10%，主要受大宗商品价格影响上下起伏。

3 电力业务：高成长+高效益，煤电联营优势凸显

3.1 待投产项目众多，煤电一体有望深化

煤电联营，在运营权益装机容量达 1732MW。在煤炭业务的基础上，公司大力布局电力业务，积极推进煤电联营项目示范。

目前公司控股利辛电厂一期 （2*1000MW），参股宣城电厂（1*660MW,1*630MW），拥有新集一矿、二矿两个低热值煤电厂，总装机容量达 334.4 万千瓦，且全部为火电。

电厂营运能力出色。

公司电厂发电主要来源为自产煤，利辛电厂和宣城电厂煤炭消耗量约占公司产量的 40%，2021 年合计消耗煤炭 678 万吨，其中利辛电厂消耗煤炭 439 万吨，是公司的主要发电厂。

假设供给利辛电厂的煤炭平均热值为 4200 卡/克，计算可得利辛电厂供电标准煤耗为 266.4g/kWh，低于 2021 年全国火电厂平均供电标准煤耗的 302.5g/kWh，也低于 2022 年的 301.5g/kWh，利辛电厂供电煤耗较小，发电效率高。

在建拟建电厂项目丰富，电力业务有望实现快速增长。公司规划新建火电厂装 机容量达 8600MW，分布于安徽、江西等地。其中，利辛电厂二期、宣城电厂三 期预计投产时间分别为 2024 年 11 月和 2025 年 6 月，将于近两年带来新的电力 业务增量。

此外，公司上饶电厂即将开工建设，滁州、毛集、六安电厂已经完成核准，有望进一步打开未来发展空间。

在建电厂投产或将提升内部用煤需求，公司有望完全实现煤电一体。

公司在建和规划中的电厂大多位于安徽省内，铁路直供便捷灵活，未来建成投产后有望和公 司的自有煤矿形成产业效应，提升内部用煤需求。

目前公司已开工或即将开工的参控股电厂有利辛电厂二期、宣城电厂三期、上饶电厂，考虑 2 年的火电建设周期，预计 2025 年底前三个项目有望实现投产，据我们测算，三个新项目投产后对 4200 大卡的煤炭年消耗量为 1047 万吨，若公司全部采用自产煤供应，那么，加上利辛电厂一期和宣城电厂约 678 万吨的耗煤量，公司参控股电厂的合计耗煤量约 1725 万吨，仅略低于公司 2022 年商品煤产量 1842 万吨，从而公司有望实现煤电完全一体化经营，平抑上下游价格波动带来的风险，提高自身的盈利稳定性。

3.2 主力电厂盈利强，煤电联营再提效益

受益电价市场化改革，电厂发电效益凸显，2023 年上半年发电量短期承压。

2021 年 10 月，安徽省发改委和能源局发布《关于贯彻落实进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革有关要求的通知》，宣布自 2021 年 10 月 15 日起全面实施电价市场化改革，放开燃煤发电上网电价，上网电价由“基准价+上下浮动”形成，上下浮动范围原则上均不超过 20%。

受益于电价市场化改革的影响，2021 年全年公司上网电价有所提升。

2022 年，公司电厂总发电量达 107.56 亿千瓦时，上网 电量 101.77 亿千瓦时，上网率 94.62%，平均上网电价同比大幅提升 20.73%至 0.41 元/千瓦时，在单位成本与 2021 年持平的情况下，电厂发电效益显著提升。

23H1 受调峰和机组检修影响，公司发电量和上网电量短期承压，下半年有望完成反弹，而平均上网电价则继续维持高位，受煤价下跌影响较小。

煤电联营模式下，自有煤低成本优势带动利辛电厂净利率实现大幅提升。

利辛 电厂是公司的主要发电厂，2022 年发电量达 106.78 亿千瓦时，全部都为火电，机组利用小时数 5339.13 小时，同比增加 2.87%。

利辛电厂位于板集煤矿坑口，自 2021 年 3 月板集煤矿试运转、2022 年正式投产以来，其煤电联营模式的优越性得以充分展现，利辛电厂通过利用板集煤矿的产煤发电，在保证耗煤稳定供应的同时，又降低了运输成本，进而实现对整体生产成本的控制。

2022 年利辛电厂在供给端凭借煤电联营降低发电成本，需求端由于上网电价上涨带来收入提高，使得全年实现净利润 6.02 亿元，同比大涨 812%。

对比 2021 和 2022 年公司煤电联营带来的效益，板集煤矿+利辛电厂的一体化净利率相比于利辛电厂在 2021 年煤价上涨背景下进行外采煤实现的净利率得到大幅提高；2022 年，一体化净利率仅略低于两子公司中的净利率较高值，且对冲了板集煤矿因短期煤质较低导致的较低盈利风险。

利辛电厂盈利能力显著高于同行。相比于纯火电企业和其他煤电联营企业，利辛电厂盈利能力出色，2021 和 2022 年净利率水平均明显高于同行，进一步印证了公司煤电联营策略对电厂盈利的积极影响。

4 盈利预测与估值

4.1 盈利预测假设与业务拆分

1）煤炭业务：

产量：由于杨村煤矿目前还处于复建申请的过程中，因此短期产能无增量，我们预计 2023-2025 年公司产能均为 2350 万吨/年。

由于公司 2023 年煤质条件改善，因此我们预计产能利用率和洗出率均有小幅增长，从而 2023-2025 年的原煤产量为 2280/2284/2289 万吨，商品煤产量为 1960/1969/1978 万吨。

单位售价：由于公司煤质热值有所提高，我们预计 2023 年全年有望维持 23Q2 的价格水平，且2024-2025年随着海内外需求缓慢恢复，煤价预计或有小幅增长，从而，我们预计，2023-2025 年的煤炭单位价格分别为 543/545/545 元/吨。

单位成本：煤炭单位成本在煤矿地质条件好转、洗出率上升、单位商品煤摊销成本下滑的情况下，公司 2023 年成本或将明显下滑，2024 和 2025 年随着降本提效的落实，单位成本或微幅下降，我们预计，2023-2025 年公司煤炭的单位成本分别为 319/318/317 元/吨。

2）电力业务：

发电量：由于利辛电厂二期预计 2024 年 11 月投产，因此，未来三年的发电量增量主要体现在 2025 年。考虑到 2023 年因为检修机组利用小时数有所下滑，2024 小时数将回升，我们预计，2023-2025 年公司的机组利用小时数为 5120/5200/5200 小时，据此测算2023-2025 年的发电量分别为 102.4/104.0/172.6 亿千瓦时。

售电量：据往年发电消纳来看，售电量/发电量比重基本稳定在 95%以上，我们预计，公司 2023-2025 年售电量分别为 97.4/98.9/164.2 亿千瓦时。

上网电价和成本：考虑到 2023 年煤价相比 2022 年有所下滑，我们预计 2023 年上网电价和成本将均有所回落，且 2024-2025 年在煤价成本支撑下保持平稳，即 2023-2025 年的预测上网电价均为 0.4063 元/千瓦时，度电成本均为 0.3151 元/千瓦时。

综合来看，我们预计2023-2025年，公司主营业务收入分别为123.5/124.8/152.0 亿元，同比增长 2.9%/1.1%/21.8%。

4.2 估值分析和总结

公司采取煤电联营的模式，我们选取市场上以同样的模式进行经营的企业中国神华、电投能源、上海能源作为可比公司，从而 2023 年可比公司平均 PE 为 7 倍。

我们预计 2023-2025 年公司归母净利润为 23.98/24.25/25.57 亿元，对应 EPS 分别为 0.93/0.94/0.99 元/股，对应 2023 年 8 月 11 日股价的 PE 分别为 5/5/4 倍，低于行业可比公司的平均水平。

公司是安徽四大煤炭企业之一，待投产的煤矿和电厂项目较多，且煤电一体化的形式有助于公司盈利能力稳定高位。

5 风险提示

1）煤炭价格下行。

若国内经济下行，或双碳相关政策持续深化，或煤炭供给端放量超预期，将会使煤价下行。

2）煤质超预期下降。

公司前期煤质保持稳定，2022 年煤质有所下滑，目前热值已逐步回升，但考虑到井下生产的不确定性，若后续煤质超预期下降，公司煤价可能会不及预期，从而对公司盈利产生影响。

3）在建和拟建项目进度不及预期。

公司目前规划项目较多，可为未来的业绩增长带来动力，但是若在建和拟建的项目推进进度不及预期，公司的业绩释放会受到影响。

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报告来自【远瞻智库】