2024年陕西能源研究报告：煤电联营+高股息，2024~26稳健增长

陕西省属煤电联营龙头，集团火电和煤炭的唯一平台

公司为陕西省第二大电力运营商（占陕西统调装机的 19%），同时也是省属第三大煤炭（仅 次于陕西煤业和延长石油）企业。公司较早就确立了煤电一体化的经营战略，作为集团火 电和煤炭业务的唯一上市平台（同属于陕西投资集团旗下的水电公司从事水电、风电、光 伏的投资运营），公司依托于优质的煤炭资源获取了丰富的火电项目储备，自供煤占比持续 提升（根据我们测算 2023 年 60%以上，2019 年仅为 36%）带来较为稳定的盈利能力。自 2021 年来公司分红比例始终超 50%，是煤电高股息稳健标的典范。

陕西省属煤电联营平台，统调装机省内仅次于大唐

公司控股股东为陕西投资集团，深耕陕西电力市场多年。公司前身为汇森煤业，于 2003 年 9 月由华秦投资和秦龙电力共同出资组建。2020 年 11 月，华秦投资集团将其所持 79%股 份无偿划转至陕投集团名下，完成后陕投集团持股 90%，成为公司新的控股股东和实控人， 截止 2024Q1，陕投集团直接持有 64%公司股份。陕投集团系陕西省首家国有资本投资运 营公司，1991 年依靠国家集资办电政策起步，至今已深耕陕西电力市场多年。2023 年 3 月，公司于深交所上市，主营业务为火力发电、煤炭生产和销售，产品包括电力、热力和 煤炭。

公司系陕西投资集团火电&煤炭唯一整合上市平台。陕西投资集团经营范围包含能源、金融、 投资三大领域，控股多家上市公司。公司的主要经营范围为传统煤电和煤炭，截至 24Q1 已投产和在建的电力装机容量共 1325 万千瓦（赵石畔二期已经核准尚未开建并未纳入计算 范畴），在役及在建的煤炭产能为 3000 万吨/年。根据同业竞争承诺，公司系陕投集团下属 煤电产业专业化运营平台，系陕投集团下属业务板块中唯一经营火力发电、煤炭生产和销 售的主体。陕投集团控股的其他能源上市平台中，陕西水电主要经营水电、风电、光伏等 可再生能源项目，与公司不存在同业竞争。

公司在役装机、核定煤炭产能均位于陕西省前列，深入贯彻煤电联营。公司依托陕西煤炭 资源优势，致力于煤炭清洁高效绿色开采，实施煤电一体化战略。截至 24Q1，公司已经核 准的控股煤电总装机 1525 万千瓦，其中已投产装机 1023 万千瓦，在建装机 302 万千瓦， 尚未开工的 200 万千瓦；2023 年参与陕西省内电力市场的在役电力装机规模位列陕西省第 二（仅次于大唐集团），省属企业排名第一。公司下属煤矿拥有煤炭保有资源量合计约 42 亿吨，核定煤炭产能 3000 万吨/年，位列陕西省属企业第三，其中已投产产能为 2400 万吨 /年，在建产能为 600 万吨/年，并有设计能力为 400 万吨/年的丈八煤矿项目正在办理核准。 公司实施煤电一体化战略，积极推进煤电联营，根据公司公告，截至 2023 年底公司煤电一 体化和坑口电站装机容量占到已核准总装机容量的 70%，下属清水川能源、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。目前，公司赵石畔 电厂的配套煤矿还正在建设，尚未发挥出坑口电站优势，煤矿投产之后将得到显现。

煤电一体化盈利稳定性高，产能扩张下利润增长显著

煤电联动持续加深，2022-23 电力&热力收入合计占比 75%以上。公司实施煤电一体化战 略，所产原煤以自用为主、外销为辅，因煤矿热值较高洗选损耗较少；随着 1）公司下属发 电子公司陆续投产对煤炭需求量增加，2）2021-23 现货煤价持续高位，但公司煤矿外售价 格受到较低价格的长协比例限制（2022 年 5 月至今陕西 5500kcal 长协价格上限 520 元/吨）， 而电厂外采长协履约难度较大，公司自产原煤更多转自内部消化，我们测算公司商品煤外 销量与商品煤产量之比由 19 年的 73%降至 23 年的 32%，煤电一体化纵深发展，电力业务 盈利持续改善。除 21 年高煤价下公司煤炭业务收入大幅上升导致电力业务收入占比相对下 降外，2019 年至 2023 年公司电力业务收入占比逐年提升，与此同时煤炭业务的收入（合 并报表披露的煤炭收入为外售收入）占比呈逐年下降的趋势。

随新增电厂和煤矿投运，19-22 年公司业绩稳步增长。19-22 年营业收入/归母净利润 CAGR 达到 38%/73%。18-20 年，公司在建电厂逐步投产运营，火电发电量上升拉升整体业绩水 平；2021 年，煤价高企导致火电子公司均出现不同程度的盈利下滑甚至亏损，但得益于公 司部分用煤系自产，公司仍然保持了 4 亿以上的归母净利润水平。2022 年，随着吉木萨尔 2 号机组投产、全国火电上网电价普涨、政策调控下煤价下行，公司盈利大幅增长至 25 亿。 2023 年，受天气、环保、工业负荷不及预期影响，公司发电量同比小幅下滑 4%，叠加煤 炭内部供应增加削减对外销售收入（公司煤炭和电厂的内部结算不体现为合并报表的收入 和成本），公司 2023 年营业收入同比降低 4%，但利润稳中有升。进入 2024 年，清水川三 期 5 号机组投运增发电量、园子沟东翼煤矿投产提升煤炭产量，公司电力、煤炭业务双增， 24Q1 实现营业收入/归母净利润 56、10 亿元，同比+10%、15%。

煤电一体化助推电力业务毛利率提升（21 年除外），降低电力业务对煤价的敏感性。公司 电力业务毛利率波动主要受到电价和煤炭价格影响，随着煤电联营的深入，公司对电价波 动的敏感度要高于煤价。2019 至 2020 年，公司电力业务毛利率逐年提高，主要系清水川 能源电厂二期于 2019 年建成投产，来自冯家塔煤矿产出的自用煤比例逐步上升。2021 年， 受原材料燃煤价格上涨影响，公司电力业务毛利率下降幅度较大。2022-23 年因电价上涨和 煤炭内部供应增加等因素，公司电力业务毛利率继续提升，2023 年公司煤炭内部供应量同 比+37%，公司电力毛利率也较 22 年的 30%提升至 35%。

盈利能力突出，现金流稳定支撑高分红

公司盈利能力突出， ROE、电力毛利率居同行前列。煤电联营通过提升煤炭内供来实现稳 定降本，煤、电利润内部转化弱化波动，具备相对稳定的盈利预期。陕西能源、内蒙华电、 新集能源均为典型的煤电联营企业，公司自持煤矿实现部分煤炭自供，盈利能力及稳定性 在火电公司中突出：ROE、电力业务毛利率均位居同行高水平之列，且在 21、22 年等煤价 高企的年份，可以有效弱化周期性波动，实现超额盈利。随着控股火电厂逐步投产，公司 煤电联营持续深化，除 2021 年因煤价高企导致盈利能力下滑外，公司 19-23 年 ROE、电 力业务毛利率显著提升，2022 年 ROE、电力业务毛利率分别为 18%、30%，ROE 仅次于 新集能源，主要系新集能源大部分煤炭进行外销利润较高。2023 年因首发股票扩大股本， 公司实现 ROE 12%，较 2022 年有所下滑。

高现金流支撑分红，21-23 年每股派息持续增长。煤电联营的运营模式下公司火电业务能够 产生较为稳定的利润和现金流，19-22 年公司经营性现金流净额实现稳定高增，CAGR 达 到 49%。2022 年经营性现金流增速达 72%主要系收到了大量增值税留抵退税。2023 年， 受天气、环保、工业负荷不及预期等影响，公司发电量同比下滑 4%，且公司收到的增值税 留抵退税较上期减少、电厂预付煤款较上期增加，因此经营性现金流净额降低，但仍处于 71 亿元的高位，是同期归母净利润的 3 倍。近年来公司项目投建密集、资本支出较大，但 2019 年来公司经营性现金流入持续高于投资性现金流出，公司 21-23 年现金分红保持增长， 2023 年公司全年现金分红总金额达到 13.5 亿元，占归母净利润的 53%。

煤电联营孕育稳定高盈利，一体化经营卓越超同行

根据我们的测算，公司 2023-2026 权益层面电力用煤需求分别为 1339/1522/1567/1818 万 吨（其中陕西省内 1101/1177/1047/1199），相应的权益煤炭产量预计为 856/860/1135/1390 万吨， 2025-26 年随着赵石畔煤矿的投产，公司煤矿产能与省内用煤需求可以在较大程度 上实现匹配（当然公司所产煤炭是否供给自有电厂还取决于煤矿&电厂的运距和热值的匹配 程度），预计 26 年整体电厂权益外购敞口会缩小到 25%左右，逐渐弱化煤价波动对公司的 盈利的影响。加上公司煤炭业务的 ROE 较高、吨煤成本较低，公司整体盈利能力突出。

陕西电力供需结构优，高利用小时有保障

省内用电预上涨，“西电东送”量高增

全口径发电量持续增长，火电主供地位稳固。2019 年-2023 年，陕西省全口径发电量保持 持续增长，发电量由 2193 亿千瓦时增长至 2946 亿千瓦时，年复合增长率为 10%。从电源 结构看，火电为陕西省主要电源，火电发电量由 2019 年的 1917 亿千瓦时增长至 2023 年 的 2557 亿千瓦时，火电发电量占陕西省全口径发电量的比重一直维持在较高水平，2023 年占比为 87%。 用电增量主要来自第二产业，省内电力需求逐年增长。根据陕西省统计局数据，19-23 年陕 西省全社会用电量 CAGR 为 8%，省内电力需求持续增长，其中第二产业用电量占比保持 在 65%左右，20-22 年 CAGR 大概 14%，是省内用电主要增量来源。2023 年 1-11 月份， 陕西省全社会用电量 1516 亿千瓦时，其中第一产业、第二产业、第三产业、城乡居民用电 量分别为 15 亿千瓦时、951 亿千瓦时、309 亿千瓦时、241 亿千瓦时，第二产业用电量同 比+4.1%，占全社会用电量比例达到 62%。

“西电东送”打开外送渠道空间，2023 年外送电量大幅增长。我国西电东送主要形成了三 大电力输送通道，北线由陕西、山西、内蒙古等省区向华北地区输送电力，以黄河中上游 的水电和西北的火电为主；中线主要由四川等省区向华东和华中输送电力，以三峡和金沙 江的水电为主；西线主要由云南、贵州、广西等省区向华南输送电力，以水电为主。陕西 省是西电东送北线电源主力支点之一，根据陕西电力交易中心，在西电东送的全面推进下， 陕西省外送电量由 2018 年的 103 亿千瓦时增长至 2022 年的 304 亿千瓦时，年复合增长率 达 31%。2023 年截止 12 月底，陕西主网外送交易结算电量达到 284 亿千瓦时，同比增长 158%。

公司在役机组“西电东送”受端省份均为购电大户，外购电量位居全国前列。华东是我国 的经济中心之一，用电量维持高位，而发电量略显不足。截止 2023 年底公司已投运外送机 组包括赵石畔一期、吉木萨尔发电，其中赵石畔一期 200 万千瓦装机外送山东，吉木萨尔 发电 132 万千瓦装机外送安徽、江苏、浙江等省份。根据中电联及国家统计局数据，2023 年山东、浙江、江苏净外购电量分别为 2050、1838、1726 亿度，净外购电量比例分别为 26%、30%、22%，山东、浙江、江苏外购电量位居全国前 1、2、4，公司此三大受端省份 均系全国外购电大户。安徽超高压、特高压布局紧密，系华东电网负荷供应、电力输送和 电网平衡的枢纽之地，其净外购电量较低主要系省间外购和外送电量均较大互抵所致，但 其仍为外购电大户，截至 2023 年底省间交易外购电量 360 亿千瓦时，同比增长 6%。

陕西省内火电主力，机组利用小时高

陕西煤炭&火电集中度高、格局优，公司煤炭产能位居前列，火电产能位列第二，系省内火 电主力。在陕西省内，公司主要竞争对手为大唐集团陕西公司、陕煤集团、榆能集团等。 我们根据陕西省煤矿分布明细统计得到，2023年陕西省煤炭产能合计7亿吨，CR7为58%， 集中度较高，其中陕煤集团、国家能源集团占据主位，市占率达到 24%、17%，公司煤炭 产能属于陕西第二梯队，在陕西省市占率为 3%。火电作为陕西主力电源，整体集中度高、 格局优，根据陕西电力交易中心披露，2023 年陕西省火电统调装机 31GW，CR7 达到 97%， 其中公司控股股东陕投集团在陕西省内火电统调装机 6GW，占全省火电统调装机的 19%， 市占率位列全省第二，仅次于大唐集团。公司参与省内电力市场装机居陕西省属企业第一。 截止 24Q1 参与省内消纳/外送装机分别为 793/732 万千瓦。截止 24Q1，公司经营省内及 周边省份的在役电厂包括清水川一期、清水川二期、商洛发电、渭河发电、麟北发电、安 塞延能热电等合计 723 万千瓦，在建电厂包括延安热电的 70 万千瓦，合计装机 793 万千 瓦；经营外送电厂包括在役的赵石畔一期、吉木萨尔发电、清水川能源三期 5 号机组等合 计 432 万千瓦，在建清水川三期 6 号机组 100 万千瓦以及筹建赵石畔二期 200 万千瓦。

陕西省内火电利用小时高位增长，公司省内机组有望受益。陕西作为我国的煤炭大省和火 电大省，火电占据电力市场主位，且我们认为在陕西省内用电需求预增的前提下，短期内 陕西火电保供地位稳固。近年来陕西火电利用小时数高位增长，2023 年全年火电利用小时 4768 小时，较 2019 年增长 385 小时，截止 24Q1 陕西火电利用小时达到 1270 小时，同 比+2%。我们预计随着需求端的增长未来火电利用小时将继续提升。

“西电东送”电量消纳有保障，公司外送电厂利用小时高。西电东送、陕电外送是国家和 陕西能源发展的重要战路。处在外送通道的机组，在电量上较其它机组有明显优势，电力 消纳能得到保证。公司已投运的赵石畔煤电 2×1000MW 煤电一体化项目为榆横-潍坊 1000kV 输电通道配套电源点，发电量外送山东；吉木萨尔发电项目（2×660MW）为新疆 准东-安徽院南±1100kV 特高压直流输电工程配套电源点，发电量外送安徽、浙江、江苏等 省份。根据陕西省国资委及陕投集团披露，2022 年公司赵石畔煤电、吉木萨尔发电利用小 时数均大于等于 5000 小时，安徽等部分受电省份的火电利用小时也在全国靠前水平。

煤电联营稳握“双赢”

公司煤矿产能可以较大程度满足电力用煤需求，理想状态下对外用煤敞口较小。2023 年， 公司煤炭控股/权益标煤产量分别为 1173 万吨、856 万吨，而电力用煤控股/权益标煤需求 为 1351 万吨（陕西省内 1078 吨）、1339 万吨（陕西省内 1101 万吨），自有煤炭产量可以 满足大部分的电厂用煤需求，可大幅节省燃料成本。2024-2026 年，随着清水川、商洛、 延安电厂的投产，公司电力用煤需求持续增长，我们预计 2024-2026 年公司控股层面电力 用煤需求分别为 1525/1594/1881 万吨，彼时控股煤炭产量预计为 1192/1234/1511 万吨， 供需缺口有所拉大，但仍保持在 400 万吨以下；预计 2024-2026 公司权益层面电力用煤需 求分别为 1522/1567/1818 万吨，彼时权益煤炭产量预计为 860/1135/1390 万吨，2024 年 权益层面的供需缺口为 662 万吨，25、26 年降至 450 万吨以下。

一赢：煤电联营弱化盈利波动

燃煤成本占比高，火电公司盈利与煤价的相关性较大。煤炭作为资源品，其现货价格市场 化程度高。对于大部分火电企业而言，燃煤成本是营业成本的大头，正常情况下占火电总 发电成本的 70%左右，因此煤价在一定程度上影响火电公司的净利润，对比陕西榆林 5500 烟煤末坑口价、陕西关中 5000 动力煤价格、秦皇岛 5500 动力煤平仓价及申万火电板块归 母净利润，可以看出煤价与火电板块归母净利润变动趋势存在明显的负相关性。2021 年煤 价高涨，火电厂大幅亏损、板块利润急剧下跌，国家出台稳价格、保长协等一系列措施， 22 年火电归母净利润有所回升，但仍然在亏损状态，直至年底现货煤价下行才逐步回归合 理盈利水平。我们认为短期火电基本面的决定因素还无法脱离煤价。

煤电联营可以有效减弱煤价波动的影响。面对煤价波动和政策变化的不确定性，煤电一体 化基于煤炭自产自销，理想状态下可以完全规避煤炭价格的影响。目前，公司尚未实现所 有电厂 100%煤炭自供，其利润稳定性通过两条途径实现：1）煤电联营的部分：部分电厂 比如清水川能源、麟北发电已经建有配套煤矿，此部分煤炭自供的发电完全规避煤价波动 影响；2）煤电独立运营的部分：此消彼长减弱利润波动。煤价上涨时，煤炭对外销售收入 增长，弥补发电利润的下降；外购煤价下跌时，发电利润增益补充售煤盈利的减少。

二赢：避免中间商赚差价

煤电一体化只需承担燃煤开采成本，而无需支付煤炭利润增值部分。煤电一体化经营模式 下，公司所用煤炭由自有煤矿开采并供给所属电厂，联合运营避免了煤炭中间商赚差价， 攥取煤电全产业链盈利。需要说明的是，内部煤炭交易涉及的煤价：1）子公司层面以煤炭 长协保供价格结算，2）公司合并报表层面确认的是吨煤完全成本，3）公司披露的分部报 表确认的是长协价格。

我们测算公司 21-23 年点火价差为 67/151/163 元每兆瓦时，位于可比公司前列。我们对 2019-2023 年部分传统火电公司和煤电联营公司的点火价差进行了测算，发现在 21 年煤价 高企的情形下火电公司点火价差较 19、20 年出现大幅下降，22、23 年得益于电力市场化 改革深入拉升电价及煤价调控政策压降燃煤成本，火电公司点火价差逐渐回升，盈利水平 得到修复。2023 年陕西能源、内蒙华电、新集能源的点火价差分别为 163 元/兆瓦时、149 元/兆瓦时、143 元/兆瓦时，高于传统火电公司华能国际、华电国际、国电电力的 123 元/ 兆瓦时、94 元/兆瓦时、110 元/兆瓦时，优势主要来自于煤电较低的单位燃料成本（煤电联 营公司平均来看比传统火电公司低 117 元/兆瓦时）。国电电力背靠国家能源集团煤炭供应， 在成本上也具备一定优势。 在煤电联营公司中，陕西能源基于陕西低价煤炭资源和较高的火电电价，点火价差优势更 为突出。2023 年陕西能源点火价差高于内蒙华电和新集能源，主要系公司煤炭开采成本较 低，其 194 元/兆瓦时的单位燃料成本显著低于新集能源的 266 元/兆瓦时，而电价又高于内 蒙华电（2023 年内蒙华电火电不含税上网电价 341 元/兆瓦时低于公司的 356 元/兆瓦时）。 但在 2021 年煤价高企且电价尚未上浮的情景下，内蒙华电低煤炭成本优势弥补其低电价不 足，点火价差位于同行之首。

煤电一体化经营卓越超同行

高煤价下盈利跑赢可比火电公司

公司成本优势显著，盈利指标相对可比火电公司突出，尤其是在高煤价情景之下。煤电一 体化下，公司燃料成本接近开采成本，相对传统火电公司节省了煤炭利润增值部分，带来 盈利端延展。对比主要的可比火电公司，公司单位燃料成本较低，度电净利润、单位装机 净利润、ROE 位于前列，特别在 21、22 年等煤价高企的情景下表现更突出。2023 年，公 司单位燃料成本为 0.194 元/度，比可比火电公司均值低 8 分 4 厘；度电净利润为 0.042 元/ 度，比可比火电公司均值高 2 分 3 厘，13%的 ROE 仅次于新集能源，主要系新集能源高毛 利煤炭外售较多所致。

电、煤两端盈利均属煤电联营公司前列

发电业务端，度电毛利水平高。截止 2023 年年底，公司控股电力装机达 918 万千瓦，煤 电一体化程度较高，煤、电业务联动发展，实现高于同行的盈利。2019-2023 年公司单位 燃料成本均处煤电联营公司中低位，2023 年实现度电毛利 0.124 元/度，位于煤电联营公司 首位。 煤炭业务端，成本收入双增益。2023 年，公司煤炭产能达到 2200 吨/年。公司煤炭成本较 低，2022 年煤炭吨成本为 183 元/吨，仅高于内蒙华电、苏能股份和中国神华（中国神华为 煤炭生产成本口径，比煤炭销售成本口径偏低），主要系公司自有煤矿位于陕西富煤区域， 煤炭开采成本较低。2023 年公司吨煤成本有所上升，主要是洗选率下降导致商品煤产量降 低所致。此外，公司自产煤除大部分自用外，还有少数进行外销，2023 年公司外销煤平均 单价 711 元/吨，位于可比公司首位，我们认为主要系公司外销煤大部分采用现货价且热值 较高，而其他公司外销煤长协比例较高。综合来看 21-23 年公司煤炭业务的 ROE 最高，高 于陕西煤业、中国神华和新集能源。

优质产能释放在即，纵深一体化增红利

截止 1Q24 公司火电在建及筹建产能 502 万千瓦，对应已投产装机还有 49%的产能增长空 间；煤炭产能在建 600 万吨/年，筹建+潜在资产注入(陕投集团承诺项目启动开工建设前将 产能 600 万吨/年的小壕兔 100%股权转让给公司)1000 万吨/年的，对应当前产能增长空间 67%。公司煤电并举，有效促进了未来的盈利增长。根据我们测算，短期来看 2026 年公司 仅赵石畔煤矿、清水川三期、商洛二期和延安热电投产后归母净利润有望接近 40 亿。

大型坑口电站建设进行时，煤电一体化纵深发展

公司煤电一体化电站盈利优势显著。清水川能源、赵石畔煤电系公司规模最大的两大控股 一体化电站，截止 23 年年底在役装机 260、200 万千瓦，贡献营业收入 48、30 亿元，合 计占公司主要控股电厂收入的 51%。其中，清水川能源已经建有配套冯家塔煤矿，煤电一 体化供应加深，坑口电站优势凸显。2021、2022、2023 清水川能源分别实现单位装机净利 润 216 元/千瓦、262 元/千瓦、312 元/千瓦，盈利能力相对于商洛发电、渭河发电等非坑口 电站显著更高，且盈利稳定性突出，在 21 年煤价较高的环境下仍然实现较高的单位利润， 反观其他非坑口火电厂均大幅亏损。赵石畔煤电因为配套煤矿尚未建成，坑口电站优势尚 未兑现，装机规模较大的前提下亏损幅度也更高。

公司在建清水川三期 200 万千瓦煤电装机，赵石畔煤电 600 万吨煤炭产能，煤电一体化纵 深发展。公司清水川能源配套冯家塔煤矿，在建清水川三期 200 万千瓦装机中，5 号机组 已于今年 1 月投产，公司预计 6 号机组 5 月底投产；赵石畔煤电配套赵石畔煤矿，已有煤 电装机 200 万千瓦，目前正在积极建设煤矿产能 600 万吨/年，公司预计 2025 年 11 月建成 投产。公司煤电一体化程度预计将于 24-25 年大幅加深。此外，公司还在建设商洛发电 132 万千瓦、延安热电 70 万千瓦热电联产机组，公司预计均在 2025 年底投产。赵石畔另有 200 万千瓦煤电装机于 23 年 10 月批准也已经开始建设，投产时间取决于大基地建设进度。 特高压保障下游消纳。公司在建一体化电站清水川三期、赵石畔二期均为外送机组，分别 配套陕北-武汉、陕电送豫直流特高压输送通道。其中，陕北-武汉±800KV 直流特高压将陕 北能源基地电力送至湖北，已于 2022 年 4 月投运；陕西-河南±800KV 直流特高压配套风 光大基地外送，是国家“十四五”电力发展规划重点项目、“三交九直”特高压输电通道之 一，已于 23 年 9 月 11 日启动可研，我们预计 26 年可以投运。

火电红利资产属性浮现，公司优先迈入高股息行列

火电业绩修复，高分红兑现。受益于 1）政策严控下长协签约比例增加，更重要的是现货煤 价逐渐回归合理水平，带动长协合同的履约率明显提升，修复火电过去两年煤价高企下的 业绩亏损。2）容量电价、辅助服务政策落地、电力现货市场推广，带来额外利润增益。火 电公司现金流大幅修复，大量火电公司分红逐渐恢复，火电行业整体红利水平改善。目前， 火电正在被市场重新定位和估值，步入高股息红利资产之列。

公司分红比例居同行前列，煤电联营下盈利预期稳定，有望助力高股息延续。公司通过内 部煤炭自产自销来实现稳定降本，煤、电业务内部转化弱化波动，带来稳定的盈利预期， 同时有煤炭资产托底安全垫，有基础提升分红水平，优先迈入高股息行列。公司章程规定 未来 12 个月内若无重大资金支出安排的且满足现金分红条件，每年应以现金方式累计分配 的利润不少于当年实现的可分配利润的 30%，同时，实施差异化分红政策，在公司发展阶 段属成熟期且无重大资金支出安排的，现金分红在利润分配中所占比例最低应达到 80%。 2022、2023 年，公司分红比例分别为 57%、53%，位于可比公司前列，且在稳定的盈利 预期下我们认为公司高分红预期有望延续；23 年公司股息率达到 3.4%，仅次于内蒙华电， 展现较高的资产配置价值。

股价复盘：产能增长驱动股价上行

我们复盘了公司自上市首日以来相较上证指数、申万电力、申万火电指数的超额收益率， 总体均为负值，主要系公司作为新股，上市首日股价较高导致相对收益率测算基准日股价 基数较高。从股价走势分析，2023 年 4 下旬-6 月底公司相对上证指数收益率上行，主要系 市场煤价快速下行和市场资金防御属性配置导致的火电 beta 行情，但由于煤电一体化属性， 公司相较现货煤采购比例较高的其他火电公司在利润层面对煤价敏感性显著更小，从而公 司相对申万火电收益率反而在该时间段阶段性走弱。2023 年 7 月初开始，迎峰度夏导致煤 价企稳回升，公司股价跟随火电板块回调。自 2023 年底，红利行情促使市场对电力板块配 置增加，尤其是估值性价比相对更高的火电，公司相对上证指数收益率再次上行，但由于 公司属于次新股估值优势相对略低，其相对申万电力和火电的收益率反而走低。 2024 年 2 月中旬/3 月底开始，公司相对申万电力指数/申万火电指数收益率开始上行，说 明市场对真正的低波动、稳定高分红公司青睐度正在提升。公司煤电一体化属性带来更强 的盈利稳定性，此外公司还有较高产能成长性，截止 1Q24 公司控股口径在建&筹建火电产 能较已投产装机还有 49%的产能增长空间；在建、筹建和潜在资产注入煤炭产能对应当前产 能增长空间 67%。假设公司分红比例与 2023 年持平，我们测算 2024-26 年公司股息率 4%/5%/5%。盈利稳定性高、高成长、高股息的三重催化下，我们看好公司未来估值潜力。

编辑：火腿肠