1.1 依托集团股东优势，充分发挥煤化协同
昊华能源将依托股东优势，充分发挥煤化协同。北京昊华能源股份有限公司（简称：昊 华能源）控股股东为北京能源集团（简称：京能集团），截至 2024 年 6 月 30 日，公司控股 股东京能集团持股比例达 63.31%，实际控制人为北京市国资委。昊华能源成立于 2002 年 12 月 31 日，由北京京煤集团作为主发起人，联合中煤、首钢、五矿以及煤科总院四家股东 共同发起设立，是北京市属国有煤炭生产供应企业，公司前身可以追溯到 1948 年北京市门 头沟解放时成立的平西煤炭公司。昊华能源于 2010 年 3 月 21 日在上海证券交易所上市， 2017 年京能集团将下属全资子公司北京京煤集团有限责任公司所属的昊华能源的管理关系 转至京能集团，公司成为京能集团二级平台公司。昊华能源未来将依托京能集团的股东优势， 充分发挥煤电协同，增强企业市场竞争力，稳步提升公司盈利能力。
1.2 积极布局能源富集地区，煤电化运一体化发展
公司坚持以“煤为核心，煤电平衡，协同发展”的发展理念，主要业务范围覆盖我国中 西部能源富集地区（内蒙古鄂尔多斯及宁夏东部地区）。煤炭业务方面，公 司持有鄂尔多斯市昊华精煤有限责任公司高家梁煤矿（以下简称昊华精煤）、杭锦旗西部能 源开发有限公司红庆梁煤矿（以下简称西部能源）、宁夏红墩子煤业有限公司（以下简称红墩子煤业）80%、60%、60%的股权用以煤炭生产及销售，其中昊华精煤核定产能 850 万吨 /年，西部能源核定产能 600 万吨/年，设计生产能力 240 万吨/年，红二煤矿矿井采用立井开 拓方式，设计生产能力为 240 万吨/年；煤化工业务方面，公司持有鄂尔多斯市昊华国泰化 工有限公司有限公司（以下简称国泰化工）96.67%的股权，一期规模为年产 40 万甲醇，以 煤炭为主要生产原料，通过化工转化产出优等化工甲醇；铁路运输业务方面，公司持有鄂尔 多斯市东铜铁路物流有限公司（以下简称东铜铁路）59%的股权，负责高家梁煤矿、王家塔 煤矿的铁路货物运输，运输煤炭约 600 万吨/年，设计运输能力 1000 万吨/年。
1.3 红二煤矿贡献新产能，降本增效营利改善
公司营收利润 2024 年前三季度同比实现小幅增长。公司自 2016 年至 2018 年经营状况 持续改善，营业收入和归母净利润均实现连续增长，毛净利率水平同样有所提升；2018 年 至 2020 年期间，公司部分煤矿相继停产退出，叠加煤矿产能逐步释放，煤价有所下行，公 司营利状况大幅下滑；2021 年受益于俄乌冲突全球煤价大涨影响，公司营业收入同比增长 91.8%至 83.7 亿元，归母净利润同比增长 40 余倍至 20.1 亿元；2022 年煤炭价格持续上涨， 公司实现营业收入同比增长 11%至 92.9 亿元，营收水平创历史新高，但由于受红一煤矿投 入试运转以及材料价格、电费价格上涨等因素影响，公司利润水平相较于上一年份高增长有 所下滑；2023 年红一煤矿投入试运转并逐渐释放产量，公司当年煤炭产销数据均有所增长， 但煤炭价格随着需求端不足有所下行，公司 2023 年营业收入同比下降 9.1%至 84.4 亿元， 归母净利润同比下降 22.6%至 10.4 亿元；2024 年前三季度国内煤炭供需稳定，煤价有望维 持平稳，且公司控制成本和开拓产能方面表现优异，随着红二煤矿试运转并开始贡献产量， 煤炭产能逐步释放，产量稳步增长，公司营业收入同比增长 11.8%至 68.4 亿元，归母净利 润同比增长 10.7%至 11.2 亿元，毛利率和净利率分别为 48%和 24%，营利状况改善，未来 公司将随着经营状况的逐步改善，实现稳定增长。
公司期间费用率稳中有降，降本增效效果显著。公司自 2017 年开始销售费用率和管理费 用率均有所上涨，但是随着京西四矿的逐渐停产退出，三费费率逐年下降，2023 年期间费用 率为 14.3%，2024Q1-Q3 期间费用率为 11.2%，降本效果显著，公司资产负债率也随之降低。 公司投入精力在创新能力建设，2024 Q1-Q3 研发费用为 575 万元，同比增长高达 534.6%。
1.4 煤炭业务仍占主导地位，化工业务盈利情况好转
公司煤炭业务仍占主导地位，煤化工业务盈利情况有所好转。2016-2023 年期间，公司 主营业务主要包括煤炭、煤化工和铁路运输三方面，2024 年主营业务主要包括煤炭和化工 两方面，营业收入方面，取近三年 2021-2023 年间煤炭业务营收复合增长率则为 28.6%，高 于同期煤化工业业务和铁路运输业务，公司煤炭业务营收成长性保持稳定，且增速逐步加快， 2023 年公司煤炭业务营业收入为 76.5 亿元，2024H1 营业收入为 42.8 亿元；2023 年公司 煤化工业务营业收入为 5.9 亿元，2024H1 化工业务营业收入为 4.6 亿元；2023 年铁路运输 业务营业收入为 1.5 亿元，2024H1 铁路运输业务不再分类统计。营业成本方面，2022 年随 着安全检查增加和疫情状况改善，公司煤炭业务营业成本大幅增长，2023 年煤炭业务营业 成本为 31.9 亿元，2024H1 煤炭业务营业成本为 18.6 亿元；2023 年煤化工业务营业成本为 8.1 亿元，2024H1 化工业务营业成本为 4.7 亿元；铁路运输业务营业成本在统计区间内变化 较小，且基数较低。营业收入占比方面，公司煤炭业务营收占比自 2017 年以来逐年提升， 2023 年煤炭业务营收占比达到 91.2%，2024H1 煤炭业务占比 90.3%，化工业务占比 9.7%。 毛利率水平方面，2024H1毛利率水平为 56.5%；2024H1化工业务毛利率水平回升至-3.3%。 2023 年煤炭产量、销量完成 1680 万吨，进尺 4.7 万米；甲醇产量、销量完成 42 万吨；铁 路发运量 670 万吨。
2.1 动力煤：旺季将至价格企稳，产能需求同步提升
2.1.1 供：动力煤产量走高，煤炭进口需求减弱
动力煤供给端三西地区产量上升。从供给端来看，由于政策管控和碳中和目标影响，新 批建煤矿项目大幅减少，且新建矿井需要大约 3 年时间才能供应产量，短期内无法显著增加 供应，叠加 2023 年以来矿难频发，导致安监措施加强，限制了产量的释放。三西地区为我 国动力煤主要产地，得益于该地区“查三超”行动的边际弱化和煤矿开工率的回升，动力煤产 量均有一定幅度的上涨。截至 2024 年 7 月底，三西地区动力煤产量约为 8900.1 万吨，较去 年同期同比上涨 9%，其中山西省产量约 5093.9 万吨，较去年同期同比上涨 19.9%；陕西省 产量为 2001.2 万吨，同比下滑 6.2%；内蒙古自治区产量为 1805 万吨，同比上涨 1%，三 西地区动力煤产量的提升主要由山西省的高增速贡献。
2023 年我国进口煤炭累计达 4.7 亿吨，同比大涨 62%，主要原因为 2022 年基数较低， 且 2023 年继续执行进口煤零关税政策，进口煤存在成本优势，叠加海外需求差，全球贸易 煤炭流入我国。我国进口煤数量按国别较为稳定，前四大国家分别为澳大利亚、俄罗斯、印 度尼西亚和蒙古，四者占我国进口煤总量 90%以上，2023 年我国从主要进口来源国的占比 结构发生变化，蒙古和澳大利亚占比提升较多，前者主要是产量大幅提升，后者则是中澳政 经关系缓和。2024 年 1 月 1 日起恢复煤炭进口关税，关税恢复对澳洲和印尼的进口煤影响 不大，对于来自俄罗斯和蒙古的焦煤成本将增加 3%，烟煤增加 6%，降低蒙古和俄罗斯煤炭 的竞争优势，另外中国煤炭产量在世界占比逐年递增，当前煤炭资源更多是作为资源储备， 进口需求可能进一步减弱。
国内外动力煤价差方面，2024 年 8 月澳洲 Q5500 动力煤到广州港价格为 889 元/吨，8 月印尼 Q5500 动力煤到广州港价格为 909 元/吨，而 8 月山西产 Q5500 动力煤到广州港出 口价格为 890 元/吨，仍存在国内-国外价差为-9 元/吨，较 2023 年同期同比减少 73.9%，国 产煤与进口煤价差逐步缩减，随着国际能源供应链重构基本稳定，主要国家和地区经济增速 回落，能源需求下行，叠加欧洲天气偏温和，新能源装机及水电出力增加，对煤炭需求形成 一定挤出效应。这些因素综合影响下，国际煤炭价格整体维持低位震荡，导致国内外贸易价 差持续低位。
2.1.2 需：电煤需求回暖，非电开工提升
动力煤需求端火电旺季将至。从需求端来看，动力煤市场整体呈现供需宽松格局，由于 水电和新能源发电的增加，火电需求增长放缓，导致动力煤需求受到一定抑制，但是随着冬 季枯水期的临近和新能源发电的不确定性较强，火力发电仍在我国发电量中占据核心地位， 同时进口煤的增加有效保障了国内供应。根据国家统计局数据，2024 年 1-8 月需求量基本 与去年同期持平，并没有匹配上较去年同比有所增长的供给量。
动力煤的需求端主要方向集中在电力、建材、冶金、化工等行业，随着中国经济的复苏 和电力消费的正常增长，电力行业对动力煤的需求保持强劲，尤其是火电行业，火电发电量 持续强周期性，冬季和夏季为传统旺季，2024 年二季度火电发电量为 1.4 万亿千瓦时，同比 下滑 3.1%，叠加火电旺季将至，预期电煤需求将有所回升。
电厂煤炭日耗量季节性提升，略高于去年同期，电厂日耗当前处于季节性上涨阶段，随 着经济见底复苏拉动用电量需求。此外水电不具有持续性，全社会用电量的任务主要由火电 承担。煤化工开工率受益于经济复苏，随着中央政治局会议释放稳增长积极信号，下游煤化 工生产企业开始提高开工率，此外海外原油价格上涨，煤炭相较于原油更具备成本优势，如 煤油价差成本优势长期存在，将继续维持煤化工企业高开工率，从而提高化工煤需求量。截 至 2024 年 8 月底，我国主要电厂动力煤日耗量为 900 万吨，较去年同期上涨 18.4%；甲醇 开工率为 76%，较去年同期提升 0.47pp。
2.1.3 库：企业库存压力缓解，港口高库存常态化
从库存来看，2024 年下半年开始动力煤库存消化较好。生产企业库存、港口库存以及 电厂库存均有所下降，市场对动力煤的需求有所增加，库存压力有所缓解。电厂由于年度长 协比例的大幅提升，高库存成为常态化，对煤炭价格影响有限，2024 年 8 月动力煤生产企 业库存量为 1406 万吨，动力煤电厂库存量为 1.1 亿吨，均较去年同期有所下滑。
港口贸易商具有主动补库和去库的行为，对价格存在影响，另外夏季补库利多煤炭价格， 截至 2024 年 8 月底，CCTD 主流港口库存为 6686.5 万吨，北方港口为 3048.3 万吨，南方 港口为 3638.3 万吨，我国动力煤主要港口库存量较去年同期有所上涨，其中秦皇岛港库存 量约为 476 万吨，较去年同期同比上涨 9.2%，曹妃甸港库存量约为 534 万吨，较去年同期 同比上涨 24.2%，广州港库存量约为 285.3 万吨，较去年同期同比上涨 68.4%。
2.1.4 价：动力煤旺季将至，长协价企稳回升
在价格层面，动力煤因其政策性质而成为市场的焦点，预计其价格将维持稳定态势。动 力煤的定价遵循双轨制，2022 至 2024 年间，其年度长协港口价格的合理区间设定在 570 至 770 元之间，其中 675 元作为基准价。对于主要产煤省份的长协年度坑口价格，也设定了 明确的最高和最低限价，实际成交的年度长协价格多数情况下接近上限，即 770 元/吨。因 此，无论是基于每月的长协参考价还是上限价格进行交易，动力煤的售价都显示出了较好的 稳定性。
自 2016 年以来，动力煤的价格走势经历了几个阶段。2016 年至 2021 年期间，坑口价 格总体保持稳定，波动幅度较小。然而，到了 2021 年，由于国内供需不匹配，动力煤价格 出现了高位宽幅波动。进入 2022 年之后，随着国内煤炭稳价政策的逐步实施，动力煤价格 开始逐渐稳定下来。特别是从 2023 年下半年开始，国内动力煤价格维持在高位窄幅震荡的 状态。2024 年煤炭价格中枢相较于 2023 年有所下降，但整体价格走势更加平稳，2024 年 上半年国内原煤产量虽然同比有所减少，但整体仍在高位水平，下游需求支撑不足，特别是 电力行业市场煤需求有限，非电行业也仅保持刚需采购，导致市场供需格局偏宽松，难以对 煤炭价格形成有力支撑；发改委出台的煤炭价格区间调控机制，明确了煤炭现货交易价格上 限和中长期交易价格合理区间，有助于稳定煤炭价格，减少市场波动，使得煤炭价格更趋于 合理和稳定；2024 年上半年国内经济增长整体迟缓，房地产行业低迷，导致钢铁和建材行 业需求下降，需求的减少直接影响了煤炭价格，煤炭企业在面对价格下行压力时，采取降价 销售的策略以维持销量和市场份额，加剧了煤炭价格中枢的下移，但是动力煤因其政策性质 而成为市场的焦点，叠加火电旺季将至，预计四季度其价格将维持稳定态势。
动力煤现货价格方面，截至 2024 年 8 月底，三西地区动力煤坑口价均保持平稳，其中 鄂尔多斯动力煤 Q5200 坑口价为 641 元/吨，较去年同期同比上涨 0.9%；大同动力煤 Q5500 坑口价为 721 元/吨，较去年同期同比下滑 4.1%；陕西榆林动力煤 Q5500 坑口价为 696 元/ 吨，较去年同期同比下滑 13.1%。截至 2024 年 8 月底，CCTD 秦港 Q5500 长协价格指数为 699 元/吨，BSPIQ5500 价格指数为 713 元/吨，CCIQ5500 长协价格指数为 699 元/吨， NCEIQ5500 价格指数为 721 元/吨，由于在签署长协的过程中部分煤企大多采用 770 元/吨 的顶格价签署，故实际上动力煤长协价格同环比变化幅度较为平缓。
布伦特原油期货价格和 IPE 天然气期货价格对煤炭价格同样有所影响。布伦特原油作为 全球石油购买的主要基准价格，其价格波动往往会影响到其他能源商品，当原油价格上涨时， 可能会增加对煤炭作为替代能源的需求，从而可能推高煤炭价格，当前布油价格趋稳有所回 落，有利于煤价稳定。IPE 天然气期货价格同样对煤炭市场有替代作用，天然气和煤炭在能 源市场中存在竞争关系，尤其是在发电领域，随着天然气价格回落，对煤炭的需求将有所减 少，从而对煤炭价格产生下行压力。截至 2024 年 8 月底，布油期货结算价为 78.8 美元/桶， 较去年同期下滑 9.3%；IPE 天然气期货结算价为 96.2 便士/色姆，较去年同期回升 12.2%， 但均较价格高峰有所回落且趋于平稳。在煤油价格联动的背景下，如果国际油价保持高位， 煤化工行业的开工率有望提高，可能会推动国内动力煤需求的增长。
2.2 炼焦煤：产能过剩价格承压，地产乏力产量下滑
2.2.1 供：焦煤焦炭产量下滑，进口澳煤优势不再
炼焦煤供给端产量有所下滑。炼焦煤的供给端受到国内新增产能限制和进口减少的双重 影响，预计供给将呈现收紧趋势。国内炼焦煤资源分布不均，以山西省为主，其产量占全国 的较大比重。在碳中和政策背景下，新建产能受到限制，同时安全监管政策的加强也可能导 致部分矿井退出市场，进一步影响供给。炼焦煤自 2019 年以来几乎没有批复新产能，且煤 炭保供核增等只适用于动力煤，炼焦煤资源相对稀缺，且由于煤化程度和地质因素，矿井多 为埋藏较深的井工矿，叠加新资源较少，煤企对井工矿新投产意愿较弱。山西 2024 年查三 超及政府稳产保供要求下预计减产 7800 万吨，山西省焦原煤占省内煤炭产量约 54.5%，7800 万吨减产对应 4251 万吨焦原煤减少，2024 年二季度全国炼焦煤产量同比下滑 4.2%至 11.8 亿吨，总供给量同比上升 1.6%至 14.9 亿吨，进口量同比上涨 32.4%约为 3 亿吨。另外焦炭 产量同样有所回落，2024 年二季度全国焦炭产量同比下滑 1.9%至 12.1 亿吨。
炼焦煤进口方面，澳洲焦煤已被结构性替代，2020 年之前澳洲焦煤进口量占我国炼焦 煤总进口量的 40%以上，进口量在 3000 万吨左右，2020 年后进口量大幅下滑，2023 年起 澳煤虽已放开，但澳洲焦煤占比仍处于较低水平，俄罗斯和蒙古焦煤占比大幅提升。截至 2024 年 8 月底，澳洲产焦煤价格为 1690 元/吨，蒙古产焦煤价格为 1270 元/吨，山西产焦煤价格 为 1770 元/吨，可见澳洲产焦煤相较于国内焦煤价格并不具有优势，蒙古产焦煤价格仍具备 一定价格优势。预计 2023 年后海外煤炭新建产能将显著减少，2023 年俄罗斯煤炭产量为 4.3 亿吨，同比下滑 1.3%；澳煤产量 2023 年产量 9.5 亿吨，同比上涨 3.1%，但仍低于 2020 和 2021 年水平。
2.2.2 需：焦化开工率下滑，地产链亟待回暖
炼焦煤需求端开工率下滑。从需求端来看，炼焦煤市场需求整体呈现回落趋势，由于地 产产业链继续探底，下游主要产品如水泥、焦炭和生铁的产量均有所下降，导致非电端的煤 炭需求整体较差，预计随着宏观政策的改善，地产开工将有所增加，非电端煤炭需求有望恢 复。根据国家统计局的数据，2024 年二季度全国炼焦煤总需求量为 14.8 亿吨，同比微增 0.7%， 同时炼焦煤消费量也同比提升 0.6%同样为 14.8 亿吨，需求量基本与去年同期持平，但是产 量有所下滑，存在一定缺口，但是供给量则有所提升，可见进口量有所上涨。炼焦煤的需求 端主要为焦炭、钢铁和建材等行业，截至 2024 年 8 月底，我国炼焦煤焦化厂开工率较去年 同期均有所下滑，中小型焦化厂受产能过剩影响更大。
2024 年钢铁和水泥行业的市场情况同样受到多重因素的影响，随着经济的逐步复苏， 基建和地产行业的政策边际放松，限产政策的压力有所减轻，有助于促进焦煤需求的稳步提 升。全国钢厂及焦化厂的开工率虽然处于低位，但随着项目的逐渐推进，铁水产量的持续修 复和补库需求的增加，炼焦煤价格将有所好转。2024 年焦炭产能过剩的问题依然存在，预 计焦炭产量将与钢厂高炉消费相匹配，由于焦化产能变化不会制约焦炭产量释放，预计焦炭 产量会同步小幅增长，由于下游需求增幅不及供应增量，焦炭市场可能会开始累库。截至 2024年 8 月底，我国 247 家钢厂日均铁水产量为 220.8 万吨，较去年同期下滑 10.1%，地产产业 链承压探底，需求不足导致的炼焦煤产能过剩是目前亟待解决的问题，相信随着地产政策的 扶持，炼焦煤产能过剩问题将有所改善。
2.2.3 库：中小型焦化厂库存走低，大型焦化厂库存稳定
炼焦煤市场目前呈现库存量下降趋势。247 家钢厂和 230 家独立焦化厂的炼焦煤库存量 均有所下滑，尽管炼焦煤价格继续探底，但由于产能利用率和库存量的下降，市场供需关系 可能会进一步收紧。截至 2024 年 8 月底，我国炼焦煤焦化厂库存较去年同期均有所下滑， 230 家焦化厂炼焦煤库存量为 698.8 万吨，较去年同期同比下滑 7.5%，主要下降原因为 100 万吨以下规模的中小型焦化厂产能缩减，247 家钢厂焦炭库存量为 542.3 万吨，较去年同期 同比下滑 5.1%。随着地产链好转且政策不断，产能过剩的问题或许将有所好转。
2.2.4 价：炼焦煤产能过剩价格承压，政策频出静候地产链好转
炼焦煤价格受产能过剩影响仍存在下行压力。自 2016 年以来，炼焦煤的市场价格经历 了波动。2016 年至 2021 年期间，坑口价格总体保持稳定，波动幅度较小。2021 年后炼焦 煤市场价格整体上呈现出较大幅度的波动。进入 2022 年，尽管国内炼焦煤的价格有所下降， 但由于炼焦煤是市场化程度较高的煤炭品种，其价格波动性比动力煤更为显著。随着 2024 年供需关系的紧张预期，焦煤的价格可能会有所下降，考虑到炼焦煤目前正处于产能过剩的 状态，其市场价格可能会面临一定的下行压力。
炼焦煤现货价格方面，截至 2024 年 8 月底，山西省炼焦煤坑口价有所回落，其中吕梁 主焦煤坑口价为 1560 元/吨，较去年同期同比下滑 13.3%；古交主焦煤坑口价为 1470 元/ 吨，较去年同期同比下滑 23%；长治喷吹煤坑口价为 1050元/吨，较去年同期同比下滑 13.2%； 京唐港山西产主焦煤库提价为 1770 元/吨，较去年同期同比下滑 14.9%，炼焦煤价格整体回 落至 2021 年以前价格水平，由于部分企业炼焦煤签署的是季度长协，炼焦煤长协价格同比、 环比变化幅度亦同样较小。
3.1 煤炭业务：动力煤产能扩张，炼焦煤贡献增量
3.1.1 京西四矿逐步退出，外省煤矿有序投产
公司积极响应国家供给侧结构性改革政策，该政策旨在优化资源配置，淘汰落后产能， 提高行业整体效率。公司采取了有序退出策略，而是根据矿井的产能和资源状况，逐年递减 产量，逐步停止开采。主要以京西四矿为主，其中长沟峪煤矿（产能 100 万吨/年）于 2016 年退出；木城涧煤矿（产能 150 万吨/年）于 2018 年退出；大安山煤矿（产能 170 万吨/年） 于 2019 年退出；大台煤矿（产能 100 万吨/年）于 2020 年退出，至此京西四矿全部退出煤 炭开采领域。京西四矿由于建设开采时间较早，煤炭资源面临枯竭，开采难度加大，这迫使 公司必须寻找新的发展方向或进行产业转型，有序退出策略有助于减少市场冲击，同时为公 司提供了调整和转型的时间窗口，以适应新的市场环境和政策要求。
公司采取了自建新矿井和收购现有矿井的双轨策略，以提高其煤炭产能，不仅在本地发 展，还积极在外省地区布局煤矿，以实现资源的多元化和风险的分散，通过自建、产能核增 和收购等方式，不断扩大其煤炭产能规模。为了实现“十四五”规划期末煤炭产能达到 3000 万吨的目标，公司正在积极寻找煤炭资源丰富地区的优质煤矿项目。红庆梁煤矿核定产能仍 为 600 万吨/年，红墩子煤业如期实现既定目标，2023 年红墩子煤业完成投资 10.7 亿元，累 计完成投资 81.4 亿元，完成概算总投资的 88.9%，2023 年红一煤矿顺利通过竣工验收，累计销售煤炭 201 万吨，核定产能为 240 万吨/年；红二煤矿克服各种困难，于 2023 年 12 月 按期实现联合试运转，核定产能为 240 万吨/年，为公司后续稳产增产提供新动能。
截至 2023 年末，公司在内蒙古鄂尔多斯和宁夏宁东两地拥有 4 座煤矿，煤炭核定产能 达到 1930 万吨/年，其中权益产能为 1328 万吨/年，合计可采储量为 11.2 亿吨，可开采年限 达到 58.2 年。公司计划继续在内蒙古、宁夏等煤炭资源丰富的地区寻找有投资价值的煤炭 资源项目。“十四五”期间，公司“十四五”期间设定了实现煤炭核定产能 3000 万吨的目标。 通过积极的扩张策略增强公司增强市场竞争力，提高资源保障能力，并为长期稳定发展奠定 基础，并通过在资源丰富地区布局，公司能够确保煤炭供应的稳定性，同时也能够利用规模 效应降低成本，提高整体盈利能力。
3.1.2 动力煤仍为业绩基础，炼焦煤有望提供增量
公司 2023年公司煤炭产销再创历史新纪录。煤炭产量完成 1706.4万吨，同比增长 14.5%； 煤炭销量完成 1705.2 万吨，同比增长 14.6%。2024 年上半年再次提升，除了动力煤产销量 稳定增长外，随着红二煤矿的投产，炼焦煤开始提供增量，2024H1 煤炭产量完成 950.2 万 吨，去年同期产量完成 851.1 万吨，同比增长 11.6%；2024H1 煤炭销量完成 950.2 万吨， 去年同期产量完成 848.5 万吨，同比增长 12%，产销量均较去年同期再次有所提升。
2017 年以来公司煤炭业务单位收入在 2022 年达到峰值，2023 年同比回落 22%，单位 成本则控制较为良好，2023 年得益于降本增效举措的施行回落 18.7%，煤炭业务整体运行 平稳，收入端和成本端均凭借多年煤炭开采和销售经验控制在合理区间，随着新建项目的投 产及炼焦煤比例增长将进一步优化收入。
公司高家梁、红庆梁煤矿生产稳定，动力煤仍是公司业绩基石。红二煤矿 2023 年 12 月实现联合试运转，已经开始贡献产量，随着煤矿逐步达产，公司产量有望进一步提升。2023 年公司气煤产销量占公司煤炭产销量比重为 3.1%，另外气煤毛利率相比动力煤更高，随着 红一煤矿和红二煤矿逐步达产后，气煤占公司煤炭产销量比重有望提升，将为公司贡献更多 业绩弹性。
3.2 非煤业务：化工业务盈利好转，铁路专线投产降本
3.2.1 煤价平稳运行，甲醇盈利改善
公司甲醇业务面临价格下跌和成本上升的双重压力，导致亏损情况加剧。 2023 年，甲 醇的每吨售价降至 1837 元，比 2021 年减少了 131 元；而每吨的制造成本却上升至 2532 元，较 2021 年增加了 234 元。2024 年上半年有所好转，甲醇每吨售价为 1766 元，每吨成 本降至 1997 元，使得每吨的毛亏损减少至 231 元，相比 2023 年全年有所改善，毛利提升 了 465 元。在成本方面，原料煤是甲醇生产的主要成本，2023 年其占比达到了 41%。2024 年国内煤炭价格持续下降，随着甲醇与原料煤价格差距的扩大，预计甲醇业务的经营状况将 逐步好转。
由于煤炭价格变动，甲醇行业的盈利能力受到挑战。公司一期工程具备年产 40 万吨甲 醇的能力，主要使用煤炭作为原料。甲醇生产所需煤炭主要来自红庆梁煤矿，年需求量约 100 万吨，其余部分则通过外购作为配煤使用。在 2017 至 2022 年间，公司的甲醇产销量保持 相对稳定，平均年产量为 43.9 万吨，平均年销量为 44.3 万吨。然而，2023 年由于甲醇生产 装置的停机检修，产销量均出现了显著下降，全年产量降至 32.5 万吨，同比下降 24.2%， 销量为 32.1 万吨，同比下降 25.8%。
2017 年以来公司煤化工业务单位收入自 2018 年开始下滑至 2020 年有所回升，2023 年同比回落 16.5%，单位成本则相对稳定，2022 年达到峰值后 2023 年得益于降本增效举措 的施行大幅回落 34.3%，甲醇业务盈利能力仍处于承压状态但有所好转。2023 年煤化工业 务成本为 8.1 亿元，同比下滑 25.8%，增速转正为负，可见公司煤化工业务成本控制能力增 强，成本端的下降主要源于原料煤价格的下滑，随着当前煤价企稳回落，叠加公司减亏举措 的实施，甲醇业务盈利能力或将有所改善。
3.2.2 煤电化运协同一体，铁路业务降本增效
公司 2023 年铁路运输业务收入端及成本端均较上一年有所下滑。其中铁路运输业务营 业收入为 1.5 亿元，同比下滑 9.4%；营业成本为 4827.3 万元，同比下滑 3.8%。铁路运输 收入端主要是为煤电化运一体化蓄势，目前随着一体化系统逐步完善趋于稳定，成本端随着 铁路的陆续投入使用开始逐年下降。公司铁路全长 22.1 公里，主要负责万利矿区的高家梁 和王家塔煤矿的煤炭外运工作，年运输量约为 600 万吨，设计运输能力达到 1000 万吨，铁 路运输业务的毛利率平均为 60%，显示出盈利能力相对稳定。同时红庆梁煤矿的铁路线建设 也在稳步推进中，预计铁路线全长 8.8 公里，近期和远期的运输量预计分别为 400 万吨和 600 万吨/年，该专线项目已于 2023 年 7 月获得自治区发改委的批准，作为煤矿的配套工程，主 要用于煤炭的运输工作，目前正积极准备开工前的手续。
3.3 分红政策支持高股息优选，安全生产可控
3.3.1 分红政策鼓励，煤炭仍是高股息优选
2023 年以来，国家政策鼓励和支持上市公司分红。2023 年 12 月证监会发布《上市公 司现金分红》，明确鼓励现金分红、引导合理分红；2024 年 1 月国资委提出将市值管理纳入 央企负责人业绩考核，提倡加大现金分红力度回报投资者；2024 年 4 月国务院发布“新国九 条”提出强化上市公司现金分红监管。
从煤炭公司 2023 年分红情况来看，分红比例排名前五的上市公司分别是盘江股份 （82.1%）、中国神华（75.2%）、山西焦煤（67.1%）、平煤股份（60.6%）、陕西煤业（60%）， 整体分红比例在所有板块中相对较高，昊华能源 2023 年分红比例为 48.5%，分红比例处于 煤炭上市公司正常水平；股息率排名前五的上市公司分别是翼中能源（9%）、平煤股份（8.8%）、 潞安环能（8.8%）、兰花科创（8.4%）、山西焦煤（7.8%），股息率较高的煤炭上市公司以炼 焦煤为主，但是焦煤在我国煤炭存储占比低于动力煤，相对较为稀缺，昊华能源 2023 年股 息率为 3.8%，叠加红二煤矿开始贡献焦煤产量，股息率将进一步提升。
昊华能源自 2010 年上市以来，共分红 14 次，上市以来累计实现净利润为 108.3 亿元， 累计现金分红为 36.9 亿元，上市以来平均分红率为 34.1%；近三年平均归母净利润为 14.7 亿元，近三年平均现金分红金额为 5.5 亿元，近三年以来平均分红率为 37.4%，近 12 个月 股息率在煤炭行业中排名 21 名，2023 年股息率在煤炭行业中排名 18 名，均处于上游水平。 公司 2021 年每股股利和分红总额均大幅增长，从 2022 年开始保持稳定，2023 年公司每股 股利 0.35 元，股息率 3.8%，分红总额 5.04 亿元，分红比例 48.5%，均较前一年同比有所 增长。
3.3.2 煤矿安全问题恶化，平安京能理念护航
2023 年中国煤矿安全生产事故数量有所反弹。根据国家矿山安全监察局的数据，全年 发生煤矿安全生产事故死亡人数为 443 人，百万吨死亡率为 0.094，同比上升了 23.7%。这 一上升趋势与前几年相比有所变化，因为在 2018 年以来，中国的煤矿百万吨死亡率一直保 持在 0.1 以下，但是 2023 年的事故数量和死亡人数的增加，煤矿安全生产方面还需进一步 加强管理和预防措施。为提高煤矿安全生产水平，政府部门采取了一系列措施，包括加强监 管监察、推动智能化信息化建设、淘汰退出不安全的煤矿、强化企业安全生产主体责任等， 国家矿山安全监察局发布了《智能化矿山数据融合共享规范》，旨在提升矿山安全生产管理 的智能化水平，通过技术手段增强安全监管能力。同时，也在积极推进矿山安全生产的法律 法规建设，提高矿山安全生产的科技支撑能力，以及加强矿山安全生产的宣传教育和培训工 作。
2024 年公司采取一系列涉及安全生产的活动，为公司持续稳定生产保驾护航。通过贯 彻实施安全理念，坚持“生命至上、平安京能”的安全理念，将安全生产作为企业发展的重 要部分，确保安全与发展工作的统筹兼顾。驻矿督查常态化，严格执行驻矿督查制度，对企 业的安全生产制度、管理体系、风险管控等进行检查，同时加强员工的安全教育培训。公司 在安全生产方面取得了显著成效，一季度多次检查均展现出高水平的安全生产环境，也为公 司的高质量发展创造了有利条件。
4.1 营收状况好转，研发投入增加
公司积极回馈股东，2021 年后随着净利润显著提升，公司分红大幅上升。2023 年受到 煤炭下游需求下降及进口煤对国内市场冲击影响，营业收入和归母净利润有所下降，公司 2024Q1-Q3 营业收入同比增长 11.8%，净利润同比增长 21.2%，归母净利润同比增长 8.2%， 均实现正增长，且在同类型动力煤公司中均排名靠前。
公司 2024Q1-Q3 毛利率 48%，净利率 24%，在同类型动力煤公司中均排名前列。由于 炼焦煤毛利率约为 40%左右高于动力煤毛利率约为 30%左右，随着红一煤矿和红二煤矿逐 步达产，炼焦煤产销量占比提升，将为公司贡献更多业绩弹性，此外公司市场煤销售占比较 高，约为 40%左右高于行业平均水平 20%，与其他长协煤销售占比较高的煤企相比，公司 盈利弹性优势明显。
期间费用方面，2024Q1-Q3 公司期间费用率为 12.1%，同比下降 2.1pp。其中销售费 用率 1.7%，财务费用率 3%，管理费用率 7.4%，另外研发费用率 0.1%。公司期间费用的下 滑主要来自于财务费用和管理费用方面的下滑，降本效果明显，另外公司在研发方面投入增 加，推动科技创新，坚持创新驱动发展。
4.2 盈利能力提升，偿债能力稳定
企业财务状况方面，根据杜邦分析法，2024Q1-Q3 公司净资产收益率为 9.5%，同比提 升 0.3pp。其中销售利润率 24%，同比下降 0.8pp；总资产周转率 0.2%，同比上涨 0.03pp； 权益乘数 2.56，同比下降 7.7pp，公司整体业绩持续修复，内生动能不断集聚，回报能力稳 步提升。
企业偿债能力方面，资产负债率同比小幅回落，稳中有降，资本结构持续优化，经营现 金流与偿债能力保持稳定，财务稳定性不断增强。2024Q1-Q3 公司资产负债率 30%，同比 下滑 7.4pp；有息负债率 24.3%，同比下滑 3.5pp；现金及现金等价物占比 16.3%，同比下 滑 1.2pp；流动比率 2.1%，同比上涨 0.3pp；速动比率 2%，同比上涨 0.3pp。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
