规模领先，量增价稳，深耕一体化经营。
公司煤矿资源禀赋优越、储量规模领先，旗下控股的煤矿资源主要分布于晋陕蒙三大产煤大省，生产煤种以动力煤为主， 开采储量中动力煤占比高达近 90%。根据公司公告，截至 2023 年末，公司拥有矿业权的煤炭资源量达 266.48 亿吨，可采 储量 138.71 亿吨，证实储量 49.60 亿吨。公司在煤炭产能产量规模上属国内头部梯队上市煤企，截至 2023 年底，可采储 量处全国领先水平，根据我们梳理的主要上市煤企产能，中煤能源煤炭核定产能位居全国第三，储采比约 83.7 倍，在头部 梯队上市煤企中相对较高，未来产能核增仍有一定空间。
根据公司公告，公司煤炭资源储量中 31.55%来自我国产煤大省山西，在山西省主要上市煤企中，公司自产煤生产规模和包 含贸易煤在内的煤炭总销售规模均处相对领先地位，2024 年前三季度公司煤炭产量超 100 百万吨，销量超 200百万吨。
经梳理，公司并表的在产矿井共 23 座、在建 2 座、暂未启用 1 座，主体开发的山西平朔矿区、内蒙鄂尔多斯呼吉尔特矿区 是国内重要的动力煤生产基地，位于陕西榆林的大型项目大海则煤矿于 2022 年联合试运转（建设规模获批调增 500 万吨/ 年至 2000 万吨/年）、2023 年正式投产，为公司产能规模带来较大增量。截至 2023 年底，公司煤炭核定总产能达18009万 吨，其中，核定在产产能 16569 万吨、在建 640 万吨、未启动项目 800 万吨；权益总产能达 15747.7 万吨，其中，权益在 产产能 14793.2万吨、权益在建产能323.9万吨，在建的苇子沟煤矿（产能240万吨/年）和里必煤矿（产能 400万吨/年） 分别由控股子公司上海能源和中煤华晋管理，预期将于 2026年年中竣工试运转，届时公司权益产能将再提升约 2.2%。
公司另通过参股煤矿公司“中天合创（持股 38.75%）”“华晋焦煤（持股 49%）”“禾草沟煤业（持股 50%）”，联营煤矿项 目 7 座，总核定产能 3210 万吨，权益产能合计 1320.3 万吨。根据公司 2024 年半年报披露数据，2024H1 参股企业中天合 创、华晋焦煤、禾草沟煤业分别实现归母净利润 13.19 亿元、3.23 亿元、6.04 亿元，销售净利率分别为 15.57%、38.84%、 10.89%，根据持股比例、按照权益法核算的对上述联营/合营企业的投资收益达 9.71 亿元，占利润总额的 5.81%。
公司动力煤生产规模逐年扩大，新建核增进程持续推进。2018-2023 年公司自产商品煤产量和销量年复合增速分别达 11.7% 和 11.8%。2019 年，母杜柴登煤矿（600 万吨/年）、纳林河二号（800 万吨/年）煤矿投产运营，小回沟煤矿（300 万吨/ 年）、106 煤矿（180万吨/年）竣工验收，大海则煤矿、里必煤矿等项目稳步推进；2021年，东露天煤矿批复核增产能500 万吨/年，王家岭煤矿核增 150 万吨/年；2022 年，新疆 106 煤矿批复核增产能 60 万吨/年，大海则煤矿取得调整建设规模 的批复，核增产能 500 万吨/年；2023 年，公司年产 2000 万吨优质动力煤矿大海则（国家重点保供煤矿）顺利通过竣工验 收，东露天矿批复再核增产能 500 万吨/年，安家岭露天煤矿取得产能核增批复（500 万吨/年），产能规模再次呈现超 10% 的增长；2025 年，大海则煤矿达产有望带来部分增量；2026 年，在建的里必煤矿（400 万吨/年）和苇子沟煤矿（240 万 吨/年）有望于年中投入试生产，公司产能规模将进一步提升。
据公司公告披露数据，公司煤炭产品以动力煤为主，产量中超 90%为动力煤，签署的动力煤长协比例约为 80%，因此销售 煤价较市场煤价波动相对小。2023-2024 年我国煤炭进口量高增、供应偏宽，终端需求较为低迷，煤炭库存高位的基本面 格局下，市场煤价呈现下跌趋势，据 wind 数据，2023 年和 2024 年前三季度秦皇岛港动力末煤价格分别同比下跌 23.99% 和 11.32%，而公司动力煤销售均价同比下跌 14.47%和 5.45%（据公司公告），较市场煤价跌幅相对小。
公司外销煤炭中自产煤和贸易煤大约各占一半，据公司公告，2024 年前三季度自产煤和贸易煤销量占比分别为 48.8%和 49.2%，其余为分部间自用量和进出口及国内代理，公司自产煤和贸易煤售价走势基本趋同，贸易煤因更贴近市价且包含 代买服务费等，较自产煤价略高，但因其利润低且盈利具较大不确定性，公司煤炭业务利润主要来自于自产煤，2023 年和 2024 年前三季度自产煤单吨售价分别为 602 元/吨和 571 元/吨，单位利润分别为 295 元/吨和 284 元/吨，受市场煤价下跌 的小幅影响。
公司自产煤单位生产成本相对稳定，近两年呈现稳中有降趋势。因会计准则调整，2021 年公司将运输及港杂费用从销售费 用转计入营业成本中，使得当年总销售成本增加（2020 年为经 2021 年重述后的值），剔除运费后的单位生产成本有所增加 主要是国家 2020 年出台的阶段性减半缴纳社保费用等疫情防控支持政策 2021 年不再执行，使吨煤人工成本同比增加，此 外，因专项基金费用化使用同比减少以及生产相关零星矿务支出增加等综合影响，使吨煤专项基金结余成本等其他成本增 加。近两年公司积极推动系统降本，同时自产煤产量增加摊薄了材料成本，整体生产成本已呈现下降趋势。
从可比公司自产煤销售利润来看，公司签署的长协比例高、煤价波动幅度相对小，在市场煤价下跌时业绩更具韧性。公司 近两年自产煤单吨利润平均在 290 元/吨左右，在可比的上市煤企中处于中上水平，且利润调整幅度相对小，高长协占比销 售结构在煤价下行期的盈利韧性优势有所显现，我们认为在经济复苏尚不明朗和低利率环境仍将延续的现阶段，对于煤企 而言，稳定的利润和高分红的持续兑现是其主要投资价值所在。
公司除了深耕源头煤炭资源开采销售业务外，还拥有成熟的煤化工产线和小具规模的坑口煤电产业，同时继续深入布局煤 炭深加工基地和坑口煤电项目，近年来已形成以煤炭、煤化工、煤矿装备、坑口发电等产业为主营业务的产业格局和以中 煤山西、中煤蒙陕、中煤江苏、中煤黑龙江、中煤新疆五大煤炭及转化基地为依托的区域布局。
深入进行煤炭产业一体化布局有一定成本优势，煤炭深加工基地建设、业务向更高端的煤化工产品延伸也是国家鼓励的发 展方向，同时煤+电的经营模式有助于熨平煤价和电价错位波动带来的盈利不确定性，能够使利润更为充分的兑现，以国电 电力和新集能源披露的 2024 年中期数据为例，煤+电经营模式下折标煤单吨利润相较专营煤电高约 6.45%。
公司煤化工业务方面，产品产能已具有一定规模，产生稳定收入。截至 2024 年上半年，主要经营的四大煤化工产品-聚烯 烃、甲醇、尿素、硝铵控股在产产能分别达 120、365、175、40万吨/年，控股在建产能为聚烯烃90万吨/年、甲醇230万 吨/年，包括参股公司的权益总产能（包括在建产能）合计约聚烯烃 274 万吨/年、甲醇 748 万吨/年、尿素 175 万吨/年、硝 铵 40 万吨/年。 公司较具代表性的项目陕西榆林煤化工一期年产 205 万吨甲醇、60 万吨聚烯烃装置以及配套公用工程，于 2014 年 7 月就 已建成投产；陕西榆林二期煤炭深加工基地项目拟建设规模为 220 万吨/年甲醇、90 万吨/年聚烯烃，同时对现有煤化工一 期工程优化升级，建设 25 万吨/年 LDPE/EVA 延链增链及配套工程项目，规划总投资 238.88 亿元，已于 2024 年 6月全面 启动主体装置建设，计划 2026 年年中交工。此外，旗下鄂能化“液态阳光”项目正加快建设，项目总投资 44.74亿元，拟 新建 625MW 风光发电、2.1 万吨/年电解水制氢、10 万吨/年 CO2 加氢制甲醇（含 15 万吨/年 CO2 捕集及精制）。
公司新建的陕西榆林煤炭深加工项目定位高密度聚烯烃产品，以高端产品进口替代为主要方向，项目建成后，煤化工产品 生产线将增加至 6条，新增聚烯烃产能90万吨/年，经济效益相较在产的榆林煤制烯烃一期项目整体抬升，其中单吨投资、 综合能耗、吨烯烃煤炭耗量和项目毛利率等指标均有明显提升；同时较可比的新建项目“中国神华包头煤制烯烃升级示范 项目”和“宝丰能源内蒙古 260+40 万吨/年“绿氢+煤”制烯烃”，在综合能耗、能源转换效率等方面有一定优势。
公司煤化工产品销量呈现逐年稳步增加态势，其中聚烯烃、尿素和甲醇贡献主要收入，但甲醇产品以内部自用生产烯烃为 主，据公司公告，2023 年和 2024 年前三季度甲醇分部内自用占比超 98%，因此煤化工业务利润主要来自聚烯烃、尿素和 硝铵，2024 年尿素市场供应相对偏宽、价格下跌，公司尿素销量和售价同比下降导致煤化工业务整体利润同比有所减少。
2023-2026 年聚烯烃进入到新一轮投产高峰期，新增装置以大炼化项目为主，生产利润被压缩至低位，目前煤制烯烃是利 润相对最高的生产路径，据 wind数据和公司公告披露信息测算，2024年外购煤制聚乙烯工艺成本约7292元/吨，利润率在8.4%左右，而自产煤制聚乙烯的成本约 6038 元/吨，利润率约 24.1%；外购煤制聚丙烯工艺成本约 7087 元/吨，利润率约 2.2%，自产煤之聚丙烯成本约 5991 元/吨，利润率约 17.3%。上下游一体化经营可大幅降低煤化工产品生产成本，公司自 产煤制聚烯烃的成本优势显著。中煤能源制聚乙烯的销售成本和以自产煤成本代入煤制聚乙烯公式计算的生产成本较外购 煤制 PE 均有明显优势，根据公司公告披露的数据测算，自产煤制 PE 的生产成本约 5311 元/吨、利润约 2649 元/吨，成本 较外购煤制 PE 降低约 1981 元/吨；自产煤制 PP 的生产成本约 5450 元/吨、利润约 1798 元/吨，较外购煤制 PE 单位成本 降低约 1637 元/吨。
电力项目方面，煤电业务已小具规模，开始布局新能源发电项目。公司积极推进中煤特色“两个联营”建设，积极打造 “煤炭-煤电-煤化工-新能源”致密产业链，重点建设山西、新疆、江苏等大型坑口燃煤电厂和低热值煤电厂，截至 2024年 上半年，已并网发电的煤电项目有 2 个，并网权益装机规模 1094MW；在建的煤电项目 2 个、权益规模共 1677MW，其中， 安太堡2×350MW 低热值煤发电项目即将实现“双投”，乌审旗2×660MW 煤电一体化项目推进中，计划 2026 年12月首 台机组投产，据鄂尔多斯市人民政府披露，项目全部建成后，年发电量可达59.4 亿千瓦时，供电量可达 55.9 亿千瓦时。 公司煤矿分布地域广阔、拥有丰富的地上资源，可充分利用闲置土地发展新能源产业，同时公司煤电产业和煤化工产业可 支撑能源消纳的条件，具备发展多能互补能源基地和“源网荷储一体化”的优势。新能源发电项目方面，新能源示范基地 一期 263MW 项目投产后效益良好，二期 132MW 项目进入加速建设阶段，同时，中煤平朔集团 100MW 农光互补及后续合计 260MW 光伏项目正在加快建设中。
从主要上市煤企各业务占比结构来看，多家煤企布局有煤+电+煤化工业务，从经济效益的角度来说，煤电一体化发展企业 可向自有电厂供给内部煤炭，保障高比例长协煤的兑现，从而熨平煤价波动过程中公司电力业务和煤炭业务的利润，化解 “煤电顶牛”的价格矛盾和利益冲突，实现煤电业务的双赢。由于火电-燃煤发电中的燃料成本占比高，因此火电成本对煤 价波动具有较高敏感性，煤炭和火电业务的利润存在较高关联的互补性，且因电价较煤价调整具有一定滞后性且可调整幅 度相对小，因此存在“煤电顶牛”的问题（即市场煤价和计划电价间的利益冲突，煤价波动造成的煤企和电力企业利润跷 跷板式震荡），从动力煤市场价和 CS 火电板块归母净利润走势可见，两者呈现较为明显的负相关性。 我们粗略计算煤电一体化运营在煤价下跌过程中减少的亏损额：假设一个季度煤价下跌 50 元/吨，电价调整较煤价滞后， 假设该季度保持不变，单度电耗煤 292 克（据国电电力公告），中煤能源已并网发电容量 2020MW，以季度平均利用 1305 小时计算（按照中国神华披露的2023 年煤电利用小时数除以 4计算），则一个季度发电量对应的耗煤量约77万吨，煤价下 跌 50 元/吨可使得公司发电耗煤成本减少 3850 万元，弥补部分因煤价下跌带来的煤炭业务亏损。
