（报告出品方/作者：国盛证券 张津铭 江悦馨）

1. 华东区动力煤龙头，背景强，实力优，后劲足

1.1.多地上市、多赛道布局的华东区动力煤龙头

境内外多地上市平台的华东区动力煤龙头。兖矿能源集团股份有限公司（以下简称“公司”或“兖矿能源”）由山东能源集团有限公司（原“兖矿集团有限公司”）于1997年9月发起创立，创立之时即拥有兖州、济东两大煤田。

1998年，公司成功在 A 股、H 股和美股三地上市。

2004年，公司增发 H 股用于山东和陕西的新煤矿项目，以及陕西的甲醇项目，在立足煤炭主业的基础上，兼顾多元化发展，将产业链延伸至煤化工板块；同年，公司成立兖煤澳洲，由此公司煤炭板块基本形成山东、晋陕蒙、澳洲三足鼎立的布局。

2012年公司控股子公司兖煤澳洲与格罗斯特煤炭有限公司实现合并上市澳交所，公司成为中国首家在境内外多地拥有上市平台的煤炭企业。

2020年 12 月，公司183.6亿元收购集团旗下鲁南化工、未来能源等 7 项优质资产，煤炭资产进一步扩充的同时，公司化工产业实现从基础化工向高端化工的延伸，进一步推动煤炭由单一燃料向燃料与原料并重转变，由排碳向固碳转变，实现华丽转身。

截至目前，公司成长为华东地区最大的煤炭生产商，所属兖煤澳洲是澳大利亚最大专营煤炭生产商，又是国内唯一一家同时掌握低温费托合成和高温费托合成技术的企业。公司市场地位显著，实力不容小觑。

转型加速下，更名为“兖矿能源”。

自上市以来，公司借力资本市场积极推进产业结构优化升级和布局调整。目前，公司已由从事单一煤炭开采与销售的地方区域性企业，发展成为了多产业并举、全球布局的国际化能源集团。

公司将积极落实国家“双碳”战略部署、贯彻新发展理念、拓展新产业布局，致力于打造全球一流、可持续发展的清洁能源综合服务商。

为更加全面反映公司业务内涵和产业布局，适应经营管理及业务发展需要，公司于12月9日变更名称为“兖矿能源集团股份有限公司”、简称变更为“兖矿能源”。

1.2.省属能源集团唯一煤炭资产上市平台，省内“独苗”万千宠爱

控股股东完成合并，股权结构简明清晰。公司控股股东为山东能源集团有限公司，截至2021 年三季度，山东能源集团有限公司持有公司46.4%的股份。公司实际控制人为山东省国资委，具备国资背景。

2020年7月，山东省属企业改革工作推进暨干部大会宣布山东能源与兖矿集团联合重组方案，战略重组事宜自2020年11月起交割，2021年4月完成工商登记，公司控股股东名称已由“兖矿集团有限公司”变更为“山东能源集团有限公司”，原山能集团已办理完毕注销登记手续。

原山东能源与原兖矿集团主业相近、强强联合，同类产业整合下，有望进一步巩固集团在华东地区煤炭行业的龙头地位。

背靠全国第三大煤企、唯一省属煤炭集团。

依据2020年数据，重组后的山东能源集团有限公司煤炭产量达到2.7亿吨左右，位居国内煤炭企业第三位，市占率6.9%，为山东省唯一省属国有煤炭集团，区位优势突出。

新山东能源集团定位为山东省能源产业的国有资本投资公司，在巩固发展煤炭、煤电、煤化工三大传统产业的同时，大力发展高端装备制造、新能源新材料、现代物流贸易三大新兴产业，加强科技创新，积极打造全球清洁能源供应商和世界一流能源企业，全面增强国有企业竞争力、创新力、控制力、影响力和抗风险能力，力争“十四五”末形成万亿资产、万亿营收的“双万亿企业集团”。

考虑山东能源集团为山东省唯一一家省属大型能源企业，在省内的地位独一无二，有利于其在资源获取、项目审批、信贷支持、铁路运力配置上获得更多的政府支持。

集团唯一煤炭资产上市整合平台。

山东能源集团现有兖矿能源、山东玻纤、云鼎科技、新风光电子等上市平台，分别专注于煤炭、建材、信息技术、机械电气等不同的业务，其中兖矿能源作为山东能源集团唯一煤炭产业上市整合平台，为解决控股股东与公司的同业竞争问题，叠加当前提高资产证券化率趋势，公司有望持续并购集团优质煤炭资产，成长潜力巨大。

1.3.深耕煤炭主业、加快新材料转型，发展蓬勃有力

公司主要产品涉及煤炭和煤化工两大类。

公司坚持以煤炭为主体，以效益最大化为原则，突出煤炭主业，合理确定煤化工、电力产业规模，实现“从原料到终端制品”的全产业链发展格局。

公司积极进行国内外煤炭资源整合，煤炭主业已形成本部、晋陕蒙、澳洲三大基地，煤田分布广泛、资源储量丰富，具备规模优势，主要煤种包含动力煤、喷吹煤、焦煤。

公司2020年底收购集团鲁南化工、未来能源等 7 项资产包后，煤炭产能进一步提高，化工产品由原来单一甲醇，拓展为拥有甲醇、醋酸、煤液化制油三条产业链。

其中，未来能源10万吨/年高端费托蜡项目于2020年10月投产，其生产的115度高熔点蜡打破了国外市场垄断，填补了国内市场空白；荣信化工二期项目建成，相比去年有90多万吨的产量增幅，企业发展蓬勃有力。

截至2020年年底，公司合并报表口径下，产能总量为1.7亿吨/年，其中境内产能9061万吨/年，境外产能7910万吨/年；煤化工板块拥有甲醇在产产能240万吨/年、醋酸100万吨/年、醋酸乙酯38万吨/年、煤制油在产产能100万吨/年、费托蜡精加工产能10万吨/年等产能。

在建项目充足，成长空间巨大。

煤炭板块，国内公司目前在建项目为菏泽能化旗下的万福煤矿，设计产能为 180 万吨/年，计划2022年投产；公司于2020年末获得内蒙古矿业 51%股权，内蒙古矿业持有刘三圪旦井田及嘎鲁图井田的探矿权，勘探正在进行中，新增权益煤炭资源 47.5 亿吨，优质资源供给能力将逐步显现。

化工板块，榆林能化二期项目中 80 万吨/年甲醇产能预计2021年年内投产，50 万吨 DMMn 目前在建；鲁南化工己内酰胺项目已于 10 月 31 日实现流程全线贯通，达产后可实现年产 30 万吨己内酰胺、45 万吨硫铵的生产规模。

此外，公司还拥有加拿大钾矿 6 个钾矿采矿权，项目可行性研究已经完成。

公布发展战略纲要，拉开转型序幕。

12月15日，公司发布《发展战略纲要》，提出公司在聚焦主业、做强做大基础上，确定矿业、高端化工新材料、新能源、高端装备制造、智慧物流五个产业发展方向，并就各产业方向制定相关目标。

➢ 煤炭产能成长潜力巨大，欲向多矿种开发转型：力争5-10年煤炭产量规模达到 3 亿吨/年（相比于1.7亿吨/年的在产产能，增幅达76.5%）；在现有多种非煤矿产资产的基础上，拓展钼、金、铜、铁、钾等矿产领域，实现由单一煤炭开采向多矿种开发转型。

➢ 大力发展高端化工新材料：力争5-10年化工品年产量2000万吨以上，其中化工新材料和高端化工品占比超过70%。公司化工远期产量有望翻倍，且产品具备高端化、高附加值等特性。

➢ 首提新能源，布局“光-氢-储-充”：在西部地区和采矿塌陷区建设氢油气电醇和“光-氢-储-充”产业链，力争5-10年新能源发电装机规模达到1000万千瓦以上，氢气供应能力超过10万吨/年。

1.4.三季度业绩超预期煤、化价格快速增长，三季度业绩超预期。

2020年全年公司实现营业收入2149.9亿元，同比增长0.1%；实现归母净利润71.2亿元，同比减少 28.2%。

主因沃特岗自2020年 12 月 16 日起重新被纳入兖煤澳洲合并报表范围，2016年3月31日至2020年 12 月 16 日止期间累计亏损 13.65 亿澳元，致使兖煤澳洲2020年净利润为-44.4亿元，对公司业绩产生较大负面影响。

2021年公司为控制经营风险，择机退出非煤贸易产业，前三季度贸易收入减少707.1亿元；但受益于煤炭、化工产品价格上涨，公司2021年前三季度实现归母净利润115.3亿元，同比增长 65.2%。

其中第三季度实现归母净利润 54.9 亿元，同比增 229.2%，环比增 44.8%；扣非后归母净利润 56.9 亿元，同比增 320%，环比增 47.6%。

煤炭为公司主要的利润来源，化工业务值得期待。

2015年以来，煤炭销售业务为公司利润的主要来源，占比均保持在85%以上。

2020年年底，公司收购集团化工资产后，化工产品种类、产能实现增长，化工业务营收、毛利大幅增长，占比有所提升。

考虑公司化工板块在建项目充足，未来将继续向高端化工、新材料纵深，板块业绩值得期待。

公司其他业务对收入贡献较大，包括钢铁、铁矿石等非煤大宗商品贸易业务、融资租赁、财务公司贷款业务等，其中非煤大宗商品贸易业务收入占其他业务收入在90%以上，公司2021年以来陆续退出非煤贸易产业，以控制经营风险，聚焦核心主业；考虑2018-2021H1年其他业务毛利率分别为2.7%、1.6%、2.0%、2.4%，对公司毛利影响较低。

2.煤炭：国内外三地布局，潜力十足、未来可期

2.1.国内：基准价大幅上调，长协煤价中枢上移

2.1.1.现货：预计明年煤价中枢 800 元/吨，仍处于往年偏高水平

政策调控对于煤炭市场产量影响较大，保供政策何时退出是决定供应的关键。

自10月以来，相关部门为保障我国能源供应安全，保障群众温暖过冬，连续出台多项强有力的增产增供措施，大力推进煤炭增产增供，加速释放煤矿优质产能，叠加煤价暴涨，生产积极性得到提振，全国煤炭产量和市场供应量持续增加。

据国家发改委11月21日表示，目前煤炭调度日产量已稳定在1200万吨以上，连续创下历史新高。

但未来的持续性仍存疑问（一方面，如此高强度的生产会带来更高的安全隐患；一方面，随着煤价的理性回归，部分煤矿生产积极性也会有所减弱）。

因此，增产保供政策何时退出对明年煤炭市场影响较大，我们预计在经历了今年煤价暴涨之后，相关部门此次大概率会先把煤炭社会库存有效累积后，再考虑目前增产政策的逐步退出。

在此期间，我们预计全国煤炭日产将维持在1150~1250万吨水平（春节期间除外），保供过后产量逐步回归1000~1200万吨水平。

2022年动力煤进口量仍以平控为主，总量预计持平，节奏或更平稳。

近年来，我国已将进口煤作为煤炭市场稳供应、调价格的重要砝码，采取“有控有进”的动态调控机制。

我们认为未来进口煤政策将进一步服务于国家对煤炭市场宏观调控的大局，并不拘泥于具体数量，在煤价大幅上涨时适度放开，下跌时有所收紧，将稳定煤价放在首要位置。

用电需求韧性十足，火电主导地位难以替代。

动力煤下游主要包括电力、建材、化工、冶金和供热。今年煤价之所以出现暴涨，需求持续超预期是重要因素之一。

我国尚处于能源转型初期，面临新旧动能转换，“先立后破”的背景下，用电需求或持续超预期。同时，短期内“迎峰度冬”下煤炭需求高涨，明年第三产业提振，有望继续充当拉动电力 需求增长的核心。

总体来看，用电需求韧性十足。同时，能源替代的影响虽然长期存在，但在新能源装机以及配套储能设施尚未规模化前，国内煤炭需求总体仍将维持增长，且火电依然占据绝对的重要地位，2022年不至于出现能源替代导致火电下降的情况。

我们 预计2022年发电量同比增长5.5%，火电耗煤同比增长3.9%。

➢ 能源转型初期面临新旧动能转换，用电需求或持续超预期。

虽然我国提出“碳达峰、碳中和”的远景目标，但能源转型并非一蹴而就。

2021年8月，中央政治关于碳中和工作提出了“坚持全国一盘棋，纠正运动式‘减碳’，先立后破，坚决遏制‘两高’项目盲目发展”等要求。核心思想是先把减碳的基础设施做好，在保证能源供给安全、经济运行平稳的基础上，再开展后续减碳工作，进而形成旧动能（高耗能）尚 未淘汰，新动能大上快上的局面。

因此，在转型初期对传统行业产品的需求本身具备刚性。

➢ 第三产业有望继续充当拉动电力需求增长的核心。

今年以来，第三产业用电飞速增长也是拉动用电超预期的重要因素；1~11月，第三产业合计用电量同比增长19%，其中租赁和商务服务业（24.7%）、住宿和餐饮业（23.6%）、批发和零售业（23.6%）等同比增长均超过20%。

2022年需要关注制造业外需可能回流的风险，出口增速可能有所回落。但如果疫苗、特效药有效，消费和服务业尤其是出行的需求可能还会受到提振，第三产业会继续充当拉动电力需求增长的核心。

今年10月以来，为保证我国能源供应安全，保障群众温暖过冬，相关部门对既有政策纠偏，采取一系列“组合拳”强力出击，增产保供效果显著，煤价应声向合理区间回归。

目前煤炭市场不确定性因素较多，尤其是政策对供应端影响巨大，对市场走向起着主导作用。纵观历史，相关部门历来针对煤炭行业的政策调控都秉持着多重目标，如兼顾电企成本与煤企盈利、兼顾总需求下降与行业转型发展、兼顾碳达峰与高耗能产业等。

考虑我国煤炭供应多受保供等政策调控影响，进口仍以平控为主、总量预计持平，而在新 旧动能转换、第三产业提振及季节性需求等拉动下需求有望持续超预期，总体供需基本平衡。

综合政策导向和供需平衡表来看，我们预计今年煤价中枢1000~1050元/吨，较去年上涨约450元/吨。

2022年动力煤整体供需基本平衡，价格将跟随季节性波动，整体呈现先抑后扬格局（上半年探底），价格中枢800元/吨左右，仍保持较高水平。

2.1.2.长协：基准大幅上调，中枢上移12月3日，2022年度全国煤炭交易会上，发改委公布《2022年煤炭长期合同签订履约方案（征求意见稿）》。

1）覆盖范围。

覆盖所有核定产能 30 万吨/年及以上的煤炭生产企业。需求方主要是发电、供热用煤企业；支持冶金、建材、化工等其他行业用户签订煤炭中长期合同，鼓励化肥生产等重点领域企业参与合同签订。

2）定价机制。

总体原则为煤炭中长期合同坚持“基准价+浮动价”定价机制，实行月度定价，在550~850元/吨合理区间内上下浮动，其中下水煤合同基准价暂按 5500 大卡动力煤 700 元/吨签订，非下水煤合同基准价按下水煤基准价扣除运杂费后的坑口价格确定。

浮动价方面，采用全国煤炭交易中心综合价格指数、环渤海动力煤综合价格指数、CCTD秦皇岛动力煤综合交易价格指数、中国沿海电煤采购价格综合指数4个指数，选取每月最后一期价格，各按25%权重确定指数综合价格。指数综合价格比基准价每升降1元/吨，下月中 长期合同价格相应同向上下浮动0.5元/吨。

3）签约数量。

煤炭中长期合同原则上为一年及以上合同，鼓励按照价格机制签订 3 年及以上长期合同。3 年及以上长期合同量不少于各企业签订合同量的50%。

煤炭企业签订的中长期合同数量应达到自有资源量的80%以上。

2021年 9 月份以来核增产能的保供煤矿核增部分按承诺要求全部签订电煤中长期合同。发电供热企业年度用煤扣除进口煤后应实现中长期供需合同全覆盖。

基准价大幅上调，全年长协中枢上移。

一方面，此次长协基准价为700元/吨，较此前的535元大幅上涨31%（上调165元），长协基准价超预期上调；2021年全年年度长协均价648元/吨，基准价若上调至700后，预计全年长协中枢上升至750左右，同比上涨100元/吨左右，长协中枢确定性提高。

一方面，本次长协首次提出合理区间，“550~850元/吨”，允许价格宽幅震荡，打消市场对于煤炭重回“计划煤”的担忧，行业盈利整体更为稳定，利于行业估值整体提升。

2.1.3.行业高质量发展可期

长期来看，煤炭供应面临收缩。

在能源转型、“双碳”背景下，煤企出于对行业未来前景的担忧以及考虑到新建煤矿面临的较长时间成本和巨额的资金投入，普遍对传统主业资本再投入的意愿较弱，这也意味着我国未来新建煤矿数量有限。

此外，煤炭作为不可再生资源，随着开采年限的增长，亦面对资源枯竭、产量下滑的压力，因此从长周期角度而言，煤炭产量天花板逐步显现，煤炭资源将显得愈发稀缺。

“十四五”期间，煤炭在我国能源体系中的主体地位和压舱石作用不会改变，在国内供应增量有限、进口煤管控常态化的背景下，行业供需总体平稳，集中度有望进一步提高，在煤炭供给侧结构性改革持续深化的背景下，煤炭行业高质量发展可期。

2.2.海外：疫情&极端天气是扰动，长期仍有支撑

海外煤炭供需看亚太。

储量方面，全球煤炭储量多集中于亚太地区（2020年储量占比42.8%）、北美地区（2020 年储量占比23.9%）和欧洲（2020年储量占比12.8%）。

产量方面，全球煤炭产业进入深度调整期，产量近 9 年维持在74-82亿吨的区间内，近三年产量增速逐年下滑，2018-2020年产量复合增速为-1.7%；分区域来看，全球煤炭供应逐步向亚太集中，2020年产量占比高达75.9%，较2016年提高 6.1pct；北美、欧洲因环保政策、能源结构调整等原因，产量呈现下降趋势，2020年产量占比分别为 6.9%、6.2%。

销量方面，近年来经济飞速发展、能源需求提升，考虑亚太地区开采成本较低且分布广泛，地区燃煤发电量快速增长，亚太地区煤炭消费量持续提升，消费量占全球比值快速增加，2020年亚太地区煤炭消费量为 121 EJ，占全球比为79.9%，占比较2019年提高 2.3pct。

出口方面，基于煤炭产量及能源消费结构，印尼、澳洲、俄罗斯、美国为出口大国，分别占世界煤炭出口总量的32.0%、27.6%、13.2%、5.9%。进口方面，中国、印度、日本、欧洲、韩国为主要的煤炭进口国。

短期来看，供应有望恢复，价格或将小幅下行，但绝对值仍高于往年。

今年三季度以来，海外动力煤价格一路飙升，主因欧洲供气不足（地缘政治下俄罗斯供气减少，英吉利海峡风力不足、风电出力弱，极端天气频发进一步加剧供需失衡），对煤炭采购需求激增；同时，中日韩等国采购需求旺盛，而澳洲、印尼传统煤炭出口大国因降雨生产受阻，动力煤供需趋紧、价格上涨。

10 月中旬，我国保供稳价系列政策陆续落地，我国进口需求减弱、且交易回归理性，海外煤价开始走跌。后市来看，澳洲、印尼产量逐步恢复，煤炭供应有望缓速增加，但考虑国际市场耗煤仍有增量预期，预计 2022 年国际煤价可能小幅下行，但绝对值仍将高于往年。

➢ 供应：极端天气及疫情仍是扰动因素，供应有望缓速增加。

印尼、澳洲、俄罗斯为出口大国，对全球煤炭供应影响较大。

其中，澳洲、印尼等地降雨天气已基本结束，生产有望持续恢复，但疫情及极端天气仍是生产的扰动因素，我们预计明年澳洲、印尼的煤炭供应略有增加。

此外，俄罗斯煤炭生产主要面向国际煤炭贸易市场，而非满足国内需求，因此在当前高煤价下，我们认为俄罗斯有动力持续增产、提高出口创汇，但考虑俄罗斯整体出口量体量较少，增量较为有限。

➢ 需求：耗煤仍有增量预期。

OECD预计2021年全球经济增速为5.6%，2022年增速为4.3%；从历史均值而言，均属于较高水平，且2020年基数较低，2021年增速虚高，从整体趋势而言，全球经济仍处于修复阶段，全球能源需求仍有支撑。

其中，印尼等新兴经济体受疫苗供给不足，疫情影响持续，总体经济恢复缓慢，往后随着疫苗接种率持续提升，新兴市场将延续复苏态势，拉动能源消费增长。

长期来看，资本开支处于下行期，难以支撑产量的持续增长，但东南亚煤炭消费仍有增 量预期，碳中和加剧短期煤炭需求波动，总体看煤炭消费仍具刚性，价格仍有支撑。

➢ 供应：资本开支下移，供应有收紧预期。

据BPS-Statistics Indonesia报告，印尼煤炭行业2020~2024年的目标资本开支分别为77、57、44、32、32亿美元，CAGR为-19.7%，资本开支呈下行趋势。

据澳洲能源局数据，澳洲煤炭行业资本开支在2020Q2达到近 5 年高点的0.87亿美元后，在2021Q1降至0.51亿美元，资本开支也进入下行通道。

此外，力拓集团、嘉能可、英美资源集团、博地能源、必和必拓为海外龙头煤企，2020年产量占世界比为22.1%，较2019年提高3.4pct。

近年来，在环保政策、全球能源结构调整、煤价低迷的影响下，其在煤炭领域的资本开支也有所缩减，煤炭产量增速承压。

➢ 需求：东南亚仍有增量，碳中和加剧波动。

随着亚洲各经济体不断壮大，基础设施的需求不断增加，电力和钢铁的需求会不断加强；而煤炭依然是亚洲地区最实惠和最可靠的电力来源，且冶金煤是炼钢中不可替代的产品，因此煤炭消费仍具刚性。

据印尼能源矿产部预测，到2025年印尼国内煤炭消费量将增长42%。此外，“碳中和”成为国际共识，为实现该目标各国均加速能源结构调整过程，传统化石能源受能源政策打压，而清洁能源稳定性较差，在极端天气多发的背景下能源供应缺口被放大，进而加剧煤价波动。

2.3.公司：深耕主业、厚植优势，潜力十足、未来可期

深耕主业、厚植优势，打造境内外三大基地。为保证煤炭主业有长期稳定的发展空间，公司深耕主业、厚植优势，持续推进山东（本部）、晋陕蒙、澳洲“三大基地”建设，充分发挥本部、陕蒙、澳洲三地协同互补优势。

➢ 山东基地：转型发展，持续发挥效益支持作用。

近年来公司山东基地实施精采细采，确保稳产稳量；同时，系统推进本部矿井转型升级，提升资源利用率，以稳定山东基地的生产规模和效益，山东基地持续发挥效益支持作用。

此外，公司为集团的唯一煤炭产业上市整合平台，成立以来，公司以收购集团矿井的形式，持续扩张省内产能。

2021年集团完成战略重组后，进一步整合省内煤炭资源，未来为解决控股股东与公司的同业竞争问题，叠加当前提高资产证券化率趋势，公司有望持续并购集团优质煤炭资产，本部产能仍有扩张潜力。

➢ 晋陕蒙基地：创新发展，支撑发展的战略核心基地。

为加强煤炭资源储备，公司2004年开始着手建设晋陕蒙基地，开发“三西”地区煤炭资源，积极实施"走出去"战略。

随着公司持续加快推进手续办理、项目建设，四对千万吨级矿井优势产能已逐步释放。

公司2020年完成内蒙古矿业集团增资控股，持有刘三圪旦井田及嘎鲁图井田的探矿权，新增权益煤炭资源 47.5 亿吨，发展后劲显著增强。

未来，公司将继续全力攻坚陕蒙矿井手续办理、资源整合，最大限度释放产能，实现增产增收、增量提效，建成支撑发展的战略核心基地。

➢ 澳洲基地：规模发展，国际一流的大型能源基地。

自2004年起，公司通过收购境外资产或股权、设立公司、换股合并等多种方式，于境外形成兖煤澳洲、兖煤国际为主的相关投资管理平台，逐渐开展全球化的产业链布局。

经历十多年的发展，兖煤澳洲共拥有包括莫拉本矿、亨特谷矿、沃克山矿等多座优质大矿井，兖煤澳洲已发展成为澳大利亚最大的专营煤炭生产商。

2020年完成莫拉本10%权益收购，增量潜能最大限度释放；兖煤澳洲重新合并沃特岗报表，影响业绩的不确定性因素得到消除。

公司海外资源扩张效果显著，澳洲基地欲建成国际一流的大型能源基地。

2.3.1.手握亿吨级优质资源，产能规模居行业前列

煤种齐全，资源储量雄厚。

储量方面，截至2020年年底，公司拥有煤炭储量140.5亿吨，可采储量31.7亿吨；其中，山东基地（主体为公司本部、菏泽能化）可采储量为2.9亿吨，占比9.3%；晋陕蒙基地（主体为山西能化、鄂尔多斯能化、昊盛煤业、未来能源）可采储量为10.4亿吨，占比32.9%；澳洲基地（主体为兖煤澳洲、兖煤国际）可采储量为18.3亿吨，占比57.8%。公司晋陕蒙基地实力雄厚、资源储量丰富。

煤种方面，山东基地开采矿区位于山东省济宁市以及菏泽市，主要煤种为动力煤、1/3焦煤；晋陕蒙基地的矿区分布于山西和顺县、内蒙古鄂尔多斯市以及陕西榆林市，主要煤种为动力煤；澳洲基地所在的矿区位于昆士兰州、新南威尔士州、西澳大利亚州，主要煤种有喷吹煤、动力煤、半软焦煤、半硬焦煤。

目前公司可以生产各级别的精煤、块煤、经筛选原煤、混煤、半硬焦煤、半软焦煤、喷吹煤、动力煤等品种，煤种齐全，可适应冶金、焦化、电力、建材、化工等多种行业的要求。

其中公司出产的“兖矿煤”拥有“三低三高”的特点（低灰、低硫、低磷、高发热量、高挥发分、高灰熔点），属于优质煤种。

能总量为 1.7 亿吨/年，其中境内产能9061万吨/年，境外产能7910万吨/年。

公司转龙湾煤矿、营盘壕煤矿、石拉乌素煤矿、金鸡滩煤矿、莫拉本煤矿、亨特谷煤矿、沃克山煤矿等七座煤矿单矿产能均达千万吨水平，具备规模优势，产能合计达1.34亿吨，占比达79%。

分区位来看，山东基地产能为4001万吨/年，占比23.6%；晋陕蒙基地产能为5060万吨/年，占比29.8%；澳洲基地产能为7910万吨/年，占比46.6%。

产能尚有增长潜力。

12月15日，公司发布《发展战略纲要》，提出矿业板块产业定位为智能高效、做优做强。

发展目标：公司力争 5-10 年煤炭产量规模达到 3 亿吨/年，建成 8 座以上千万吨级绿色智能矿山；相比于 1.7 亿吨/年的在产产能，增幅达 76.5%。

发展路径：矿业基地化，坚持存量优化与增量跨越并重，加快全区域布局、优化产品结构， 加快智慧矿山智能化建设及推广应用。

本部基地转型发展，陕甘蒙基地创新发展，澳洲基地规模发展，新疆基地蓄势发展

2.3.2. 盈利能力强劲，Q4 产销量逐步恢复

近四年产销量增长迅猛，晋陕蒙基地潜力巨大。2017 年以来，公司煤炭产销量增长迅速， 2017年至2020年四年产量复合增速高达 14.6%，增量多来源于晋陕蒙基地、澳洲基地。

分产地来看，公司2020年煤炭产量 1.2 亿吨，其中山东基地产量为3394.1万吨，占比28.2%；晋陕蒙基地产量为4343.6万吨，占比 36.1%；澳洲基地产能为4289.4万吨，占比35.7%。

➢ 一方面，公司加快推进晋陕蒙基地手续办理、项目建设。

依据公司公告，2017年昊盛煤业旗下石拉乌素煤矿（产能1000万吨/年）、营盘壕煤矿（产能1200万吨/年）投产，2019年转龙湾煤矿完成产能核增至1000万吨/年，2020年未来能源并表完成（产能1500万吨/年），优势产能加速释放。

➢ 一方面，公司海外产能持续扩张。

依据公司公告，莫拉本井工矿2017年下半年投入商业运营、联合煤炭（HVO 亨特谷煤矿产能 3800 万吨/年，MTW 沃克山煤矿2800万吨/年）于2017年 9 月份并入兖煤澳洲报表，进一步夯实公司煤炭板块的规模实力。

三季度产销量已有所改善，生产迎年内拐点。

2021年前三季度公司自产煤产量7777万吨，同比下降14.1%；自产煤销量6904.8万吨，同比下降6.8%。

公司前三季度产销量下降，主因今年上半年安监、环保高压常态化，叠加七一大庆、陕西全运会期间部分煤矿限产，公司境内矿井生产受到影响；而澳洲因新南威尔士州遭遇严重洪灾，该地区露天煤矿产量下降。

此外，由于内蒙古矿业收购鄂尔多斯能化所持营盘壕煤矿57.75%股权（产能1200万吨/年），该煤矿产销量不再计入公司合并报表口径内，公司产销量统计口径同比减少。

截至目前，在相关部门全力推动增产增供的背景下，全国现有煤矿都进入应产尽产的状态，煤矿开工率持续回升至年内高位；同时，澳洲基地摆脱了洪水及地质条件变化的影响，生产逐步恢复正常水平，公司Q3销量已实现环比增长，Q4产销量有望逐步修复正常水平。

公司Q3单季产量2680万吨，同比下降0.2%，环比增长8.9%；单季销量2416万吨，同比下降 6.3%，环比增长11.3%，第三季度产销量已有所改善、实现环比回升。

➢ 山东基地：前三季度生产商品煤2087.8万吨，同比降19.7%；销售商品煤1785.4万吨，同比降 31.7%。其中，第三季度生产商品煤768.4万吨，同比降低11.2%，环比增长23.7%；销售商品煤650.6万吨，同比降低25.1%，环比增长15.7%；

➢ 晋陕蒙基地：前三季度生产商品煤2549.8吨，同比降19.9%；销售商品煤1991.7万吨，同比降25.5%。其中，第三季度生产商品煤772.6万吨，同比降低32.2%，环比降低1.2%；销售商品煤585.0万吨，同比降36.8%，环比微降0.2%。

➢ 澳洲基地：前三季度生产商品3139.6万吨，同比降4.0%；销售商品煤3127.7万吨，同比降2.1%。

其中，第三季度生产商品煤1139.2万吨，同比降低1.7%，环比增长13.2%；销售商品煤1178.8万吨，同比增长2.3%，环比增长21.7%。

国内目标市场以华东和华南为主，兼顾华北和其他地区。

销售区域方面，公司省内产品主要销往山东、河北、河南、浙江、江苏等省份；省外产品在就地转化的同时，利用成熟的市场网络向东部输送；国外目标市场主要是日本、韩国、澳大利亚等地区。

下游客户方面，公司与宝钢股份、首钢集团、华电国际、华能国际等优质企业建立长期稳定的战略合作伙伴关系，利好销售渠道稳定。

公司与下游客户结算方式主要有现汇、银行承兑、信用证等，银行承兑及信用证结算周期不超过 6 个月，保障公司资金健康。

具体来看，

➢ 山东基地：

公司山东各矿主要以铁路运输为主，可通过自有铁路网直达用户，或连接到国家铁路予以运输，也可通过京杭大运河或日照港送至沿河或沿海地区。

➢ 晋陕蒙基地：

山西矿区，公司可利用阳涉铁路将煤炭运送至河北、山东、秦皇岛等港口及周边地区。内蒙矿区，2017年公司收购内蒙古伊泰准东铁路25%股权，为蒙煤外运拓宽了渠道；公司商品煤部分可采用公路运输至周边用户，部分通过东乌铁路、包西铁路、淮东铁路运送至东部港口、江苏省、山东省等其它地区。

➢ 澳洲基地：

澳洲东部各矿（雅若碧、中山、莫拉本、艾诗顿等）通过第三方铁路网向纽卡斯尔港和格拉德斯通港等运输煤炭，然后再通过海运出口至韩国、日本和其他地区。

普力马煤矿与西澳洲政府的维福电厂签署了长期供应合同，煤炭可通过皮带运输机输送到发电站，也通过铁路运至其他当地用户。

公司吨煤售价位居行业前列，盈利能力强劲。

公司2021年前三季度自产煤吨煤售价622元/吨，同比上升 45.1%；主因海外煤价涨幅较大，而海外煤炭销售均为现货销售，业绩弹性巨大；同时国内长协煤价上移，推动公司吨煤售价快速增长。

公司前三季度自产煤吨煤成本 329 元/吨，同比上升 35%；主因煤炭产销量下降，大宗商品价格上涨，吨煤成本提升。此外，公司安全治理投入较大，安全生产工作保持国内领先水平，2020年以来未发生安全生产事故，也未因安全生产受到处罚。

总体来看，公司前三季度自产煤吨煤毛利 293 元/吨，同比上升 68.1%，盈利能力显著增强。其中第三季度自产煤吨煤售价 785 元/吨，同比上升 97.3%；自产煤吨煤成本322元/吨，同比上升 49.5%；自产煤吨煤毛利 463 元/吨，同比上升 187.4%。

横向来看，基于公司煤种齐全、煤质优良，且海外售价弹性巨大，公司吨煤售价位居行业首位，优势显著；且吨煤毛利稳居行业前三，毛利水平远高于行业均值，盈利能力强劲。

2.3.3.山东基地：高长协占比，持续挖潜、提质增效

增精煤、抓定制、高长协，效益提升显著。

公司省内大力实施精煤战略，加大定制服务，稳步提升高附加值产品占比，同时逐步提高“长协+直供”客户占比，增盈创效成果显著。

在2022年长协煤价中枢确定性上移的背景下，山东基地高长协占比优势有望放大，盈利能力持续增强。

此外，公司本部矿井因安全治理投入较大，公司整体销售成本有所增加，处于行业中等水平；未来，公司计划系统推进本部矿井转型升级，提升资源利用率，持续挖潜下，逐步提升效益。

➢ 增精煤。

一方面，本部基地积极实行精细开采，从源头提升增盈创效能力；一方面，公司省内各主要生产矿井均配套建设了与之生产能力相当的选煤厂，山东省内原煤入洗率达到 80%以上，生产的原煤经过洗选加工后，可以按质量规格满足不同用户的需要。在各方努力下，2020年公司山东省内矿井精煤销量占比 57.5%，同比增加 2.3 个 pct。

➢ 抓定制。

公司把握市场需求，着眼下游客户行业特点，推行订单式加工、配给式服务，为客户提供多元化能源供应方案，实现由推销产品向引领消费转变，增加产品附加值。2020年煤炭定制产品销售突破 1,709 万吨，占总销量的 15.2%。

➢ 提高“长协+直供”客户占比。

2020年本部基地煤炭长协客户销量占比达到 63%、直供客户占比突破 78%，可有效对冲市场下行风险，市场话语权和区域竞争力不断提升。

2.3.4.晋陕蒙基地：产能持续释放，成长潜力巨大

产能放量、成本下行，吨煤毛利有望持续上行。

随着公司晋陕蒙基地转龙湾煤矿、营盘壕煤矿、营盘壕煤矿、金鸡滩煤矿四对千万吨级矿井陆续投产，公司优势产能释放加速。考虑新投产矿的产能利用率偏低，晋陕蒙基地矿井产销量仍有增长潜力。

同时，公司在2020年底收购的内蒙古矿业（51%股权），仍有500万吨/年的嘎鲁图矿和800 万吨/年的刘三圪旦矿有待开发。

未来，公司将致力于攻坚陕蒙矿井手续办理、资源整合，最大限度释放产能，实现增产增收、增量提效。且产能放量下，吨煤成本有望下行，进而推高吨煤毛利，持续改善盈利水平。

2.3.5. 澳洲基地：业绩迎来拐点，境外协同未来可期

不确定因素逐步消除。

2016年，兖煤澳洲公司将旗下的艾诗顿、澳斯达及唐纳森三个煤矿资产打包装到沃特岗，创造性地通过让渡其控制权给三名债券持有人，利用资产证券化方式融资 7.75 亿美元，以解决兖煤澳洲银行到期还款问题，同时其中 5.5 亿美元用于核心矿井莫拉本煤矿投资扩建，为兖煤澳洲后续发展铺平道路，由此兖煤澳洲公司不再合并沃特岗报表。

2020年 12 月，沃特岗债券持有人拥有出售选择权，并明确表示将于2021年行权，在即将触发回售条款前，兖煤澳洲选择在2020年底主动赎回7.75亿美元债券，沃特岗重新并表产生13.83亿澳元非经常性损失，使得2020年兖煤澳洲业绩承压转亏。

沃特岗回表，一次性释放资产减值压力，海外不确定因素逐步消除，使兖煤澳洲公司进一步夯实了资产质量、实现轻装上阵；且回表损失仅是账面调整，不涉及现金流，一次性非现金亏损不影响长期稳健基本面。2021年伴随全球疫情向好趋势，能源需求恢复，煤价回升，也有助于兖煤澳洲业绩实现修复。

布局十余载、望进入成熟期，境外协同未来可期。

公司深耕澳洲十余载，随着完成莫拉本10%权益收购、重新合并沃特岗报表，澳洲版图已经落成，在煤矿与港口资源优势下，海外业务将进入成熟期。且海外煤炭以现货形式销售，在煤价上行背景下，业绩弹性巨大，境外协同未来可期。

3.煤化工：板块日渐成熟，新材料转型提速

3.1.行业：加速转型，潜力巨大、大有前途

3.1.1.煤化工转型正当时，潜力巨大、大有前途

煤化工生产过程具有节碳能力，发展煤化工契合“双碳”要求。

煤炭作为原料参与化学反应，部分碳元素进入产品，转化成清洁能源或化学品，部分碳元素转化为二氧化碳，少量碳元素随灰渣流失，由于部分碳进入产品，而煤充分燃烧后碳全部转化为二氧化碳，因而煤化工生产过程具有节碳能力。

传统煤化工即煤焦化相关产品包括煤制合成氨（肥料、建材）、煤制焦炭（炼铁及有色金属）、煤制电石（PVC 塑料制品）。

而现代煤化工是以煤为主要原料生产多种清洁燃料和基础化工原料的煤炭加工转化产业，目前主要发展了煤制油、煤制天然气、煤制烯烃、煤制乙二醇等四大类产业，主要生产油气及其相关产品（烯烃、醇、油、酸、醚等），是我国实现石油化工替代的主要路线。

政策驱动下，产业向现代煤化工加速转型。

适度发展煤炭深加工产业，既是国家能源战略技术储备和产能储备的需要，也是推进煤炭清洁高效利用和保障国家能源安全的重要举措。

一方面，现代煤化工是提高煤炭清洁高效利用水平，实现煤炭由单一燃料向燃料和原料并重转变的有效途径；一方面，基于我国富煤炭贫油少气的能源结构特点，油气资源海外依存度较高，动荡的市场威胁着中国的能源安全，发展煤化工不仅是因地制宜地利用优势资源，更是在保障石化产业安全、促进石化原料多元化发挥重要作用。

为此，国家层面予以高度重视。2020年《煤炭工业“十四五”现代煤化工发展指导意见（征求 意见稿）》中指出，“十四五”时期是现代煤化工高质量发展的关键阶段，国际油气价格的不确定性和不稳定性持续增加，生态环保约束也更加强化，新能源和可再生能源替代能力显著增强，现代煤化工产业必须走上清洁高效绿色低碳发展之路。

2021年9月，“煤化工产业潜力巨大、大有前途，要提高煤炭作为化工原料的综合利用效能，促进煤化工产业高端化、多元化、低碳化发展”，并且点名要“加快关键核心技术攻关，积极发展煤基特种燃料、煤基生物可降解材料等”。

煤化工减排仍存潜力。

考虑煤炭碳多氢少，而生产的产品中（如乙烯、丙烯等）的碳少氢多，使得煤化工生产过程中必须通过煤气变换来获得足够的氢气。

传统做法为，让粗煤气中的一氧化碳与水蒸气发生氧化还原反应，在水蒸气转换为氢气供氢的同时，将一氧化碳转换为二氧化碳，此过程的二氧化碳量量占煤化工全生产过程二氧化碳总排放量的 2/3，若能通过其他渠道为煤化工补氢，则煤化工项目即可减碳2/3。

因此，降低碳排放强度路径可以有 2 条：

一是降低产品的氢碳比，即生产碳多，或者碳和氧多、而氢少的产品；另一条则是通过别的途径来补充氢，而不用一氧化碳和水反应。

此外，除了从原料和产品层面开展变革以外，还可以从排放端入手，针对排放的二氧化碳进行处理。

➢ 改善产品结构，增加含氧化合物和碳纤维等产品。

煤化工主要通过将煤转化成合成气从而进一步生产各类产品，合成气（CO 和 H2）有碳、氧和氢 3 种元素，适合生产甲醇、乙醇、乙二醇、可降解塑料等含氧化合物，流程短、成本低，且可以通过充分利用各元素，降低项目的碳排放强度。

煤直接液化制油生产过程中，还副产大量沥青产品，煤液化沥青高温融变性好、硫含量低，是碳素行业理想的原料，可以向下游高端碳纤维材料发展，减少煤制燃料的量，以降低碳排放。

➢ 与新能源制氢耦合，减少工艺过程产生的碳。

利用现代煤化工基地优势的可再生能源，如太阳能资源、高温核能等制取的低碳氢耦合煤化工，部分替代煤制灰氢，以大幅减少二氧化碳排放。

➢ 开展二氧化碳资源化利用项目。

近年来，我国在二氧化碳制甲醇、烯烃、芳烃、汽油，二氧化碳制甲酸，二氧化碳和甲烷重整制合成气，二氧化碳制可降解塑料等高价值化学品方面取得一系列研究进展。

3.1.2. 油价是现代煤化工与石油化工竞争的核心因素

化工产品价格多受成本端影响，油价是现代煤化工与石油化工竞争的核心因素。

煤化工的产品与石油化工具有较高的重合性，主要现代煤化工产品兼存煤制、油制路线。

现代煤化工的价格影响因素众多，部分煤化工产品中间品属性较强，价格多受成本端影响， 且成本中原材料占比较大，因而石油、煤炭价格波动将对化工品价格产生影响。

回溯历史数据，原油价格与甲醇、乙二醇等诸多煤化工产品的价格均有较为明显的正向关系。

考虑海内外煤化工价差较小，技术路线具备差异性（我国化工产品多以煤制为主，而海外原料多为石油或天然气），因而化工产品油价是现代煤化工与石油化工竞争的核心因素。

2021年原油供减需增、价格大幅上行，推动煤化工产品价格大幅上移。

2021年油价强势反弹，10 月下旬油价一度涨至2018年 4 季度以来新高。11 月中旬起，美国呼吁日韩印中四国同步释放战略储备，叠加欧洲疫情再度恶化，奥地利率先开始全国封锁，油价开始下跌。

造成此次原油价格快速上涨，主因供应收缩，而需求旺盛。

一方面，美国页岩油企业在经历2020年的债务危机后，承诺将利润用于回馈投资者而不是扩大资本开支；且OPEC+在完全掌控定价权的情况下不愿大幅增产。

一方面，疫情后全球经济重启，叠加冬季采暖耗能旺盛，原油需求激增。

供应端：2022年国际原油总体供给稍有增加，但增量有限，全年供应量或前低后高。

➢ 资本开支有望扩大，支撑产量释放，但融资难度加大下，总体增幅有限。

从过去几年的情况来看，大部分产地的生产效率几无太大提升，页岩油增产主要依靠水平井 长度的提升，因而页岩油增产很大程度上需要依托资本的持续投入。

当前 80+美元/桶的油价已远远高于页岩油盈亏平衡价（40 美元/桶左右），且不受资本纪律约束的私人页岩油企业钻机数量已经恢复至疫情前，页岩油企业在利润和市场份额的双重诱惑下有望继续扩大资本开支，支撑产量释放。

但考虑近年来资本市场对于页岩油企业的投资回报开始提出要求，融资难度有所加大，资本开支增量有限，产量增速或依然偏慢。

➢ OPEC+供应弹性不大。

页岩油增产势头减弱，掌握全球绝大部分剩余产能的 OPEC+ 将成为2022年市场主要的边际供应量，考虑到主要产油国对油价仍有较强诉求，我们预计OPEC+将继续保持相对谨慎的产量政策。

➢ 伊朗谈判一波三折，供应释放尚不明朗。

伊朗核协议近期有重启的迹象，一旦成功重启，伊朗原油产量有大约 1.5 百万桶/日的增长空间，大约占全球原油产量的2%。但伊朗政府态度强硬，谈判可能一波三折，对供应释放的时间不宜过于乐观。

2022年伊朗预计仍将有较大的产量增长，预计上半年仍将保持目前产量情况，但下半年随着谈判进程的推进，有望增加产量。

需求端：2022年总体具备韧性。

疫情可控下，航煤需求有望提振，叠加新兴市场接棒复苏，对冲美欧经济景气相继见顶回落带来的需求下降，总体需求仍有韧性。

➢ 疫情缓和后居民出行也将部分增加对原油的需求。

新冠病毒将在进化过程中趋于传染性增加的同时致死率下降的趋势，表现为轻症增多、重症减少，因而在经济恢复周期中，各国倾向于采用相对温和的出入境政策管理，有利于需求恢复。

2021年需求同比恢复速度最快的油品是航煤，2021年为5242万桶日，需求增速高达12.9%。

目前，全球各国大力推进注射新冠疫苗，如果疫苗、特效药有效，出行的需求可能还会受到提振，航煤将在2022年继续成为全球油品需求复苏的主要推手。

➢ 新兴市场接棒复苏。

受疫苗供给不足，疫情影响持续，新兴经济体总体恢复缓慢。其中，巴西和印度二季度GDP 均出现回落。

往后，随着疫苗接种率持续提升，新兴市场将延续复苏态势，对冲美欧经济景气相继见顶回落带来的需求下降。

➢ 此外，极端天气和北半球能源危机也将增加对原油需求。

长期来看，供应有收紧预期，需求的替代还未完全到来，周期的错配可能导致远端的长期价格中枢上移。

➢ 供应：基本开支下降，供应有收紧预期。

随着全球范围内清洁能源的重要程度不断上升，大量投资主要集中于清洁能源方面，传统化石能源的投资增速下降甚至负增长。资本投资的低迷使得未来数年内产量有下行压力。

➢ 需求：新能源替代尚未到来，需求仍有支撑。

原油需求的替代主要来源于交通电气化，即新能源车对传统能源车的替代，虽然传统能源向新能源的转型已经蓄势待发，但仍需要时间兑现。

同时，储能技术仍处于起步阶段，新能源替代仍均在调峰困难等技术问题，短期难以快速普及。

此外，全球GDP尚有增长潜力（新兴市场尚有成长潜力+疫情后经济的深度修复）。

EIA 认为美国原油需求峰值将出现在2025-2026年。

中长期来看，原油需求仍有支撑。2022年油价重心居高位，长期价格仍有上涨支撑，煤化工成本优势明显。

虽然2022年原油供给增加将是确定性的方向，但总体供应增量有限，且需求仍具备韧性，油供需紧张格局或将得到缓解，价格有望维持震荡整理走势，不具备连续宽幅下挫的基础。我们认为，明年中旬之后油价可能上涨乏力，走势或为前高后低，回落幅度有限，中枢仍居于往年高位。

在此背景下，2022年煤化工售价或先扬后抑。化工行业属于成本驱动型行业，项目经济效益同原油价格相关，原油价格越高，煤化工经济性越强，煤化工成本优势大增。

3.2.公司：大力发展现代煤化工产业，加快向新材料转型

3.2.1. 收购集团优质资产，新材料转型加速

收购集团优质资产，产业版图逐渐明晰。

2020年，公司以183.6亿元现金收购控股股东兖矿集团 7 项优质煤化工资产，包含未来能源 49.3%股权、精细化工100%股权、鲁南化工100%股权、化工装备100%股权、供销公司 100%股权。

未来能源主要运营油品和化工产品，精细化工主营费托合成催化剂、石蜡等生产及销售，鲁南化工主要生产醋酸、醋酸乙酯等。

完成收购后，截至2020年末，公司拥有甲醇产能240万吨/年（其中榆林能化 60 万吨/年，鄂尔多斯能化180万吨/年），醋酸100万吨/年，醋酸乙酯 38 万吨/年，油品和化工产品100万吨/年，另有费托蜡精加工年产能 10 万吨。

公司现拥有煤气化、煤液化等多条完整煤化工产业链，拥有全国单体最大煤液化装置，是国 内唯一一家同时掌握低温费托合成和高温费托合成技术的企业，醋酸产能位居行业前三。

构建产业集群，推动煤炭由“燃料”向“原料”转型。

公司对现有煤化工项目按照“产业一体化、布局区域化”的原则进行科学管理、合理优化，适时调整现有化工布局和产业产品结构，并强化新项目建设，重点发展鲁南化工、榆林化工、鄂尔多斯化工基地，尽快形成规模生产。

公司欲加快打造省内高端化工新材料深加工基地，培育壮大省外化工原料生产基地，建成煤化工产业集群化发展体系，实现“从原料到终端制品”的全产业链发展格局。

自有原料煤铸造成本优势明显，协同效应显著。

由于煤价上升，大部分独立煤化工成本攀升明显，业绩弹性被成本侵蚀，公司自有煤炭资源丰富，化工项目配套煤矿在成本端将保障业绩弹性，原料煤成本将为公司打开盈利空间。

甲醇贡献主要营收来源，产销量仍有增长潜力。

甲醇为公司煤化工板块主要利润来源，甲醇业务主要由子公司鄂尔多斯能化和榆林能化负责运营。其中，鄂尔多斯能化二期项目2019年建成，2020年试车并投产（包含90万吨/年甲醇产能和产能40万吨/年煤制乙二醇产能），推动公司甲醇产销量快速增长。

此外，榆林二期项目80万吨甲醇预计2021年内投产，投产后产能有望实现33.3%的增幅，产销量仍具增长潜力。

高端精细化工产销稳健，产品种类及产销量仍有拓展空间。

受益于2020年底收购集团7项优质资产，公司化工产品由原来单一甲醇，拓展为拥有甲醇、醋酸、煤液化制油三条产业链。

此外，公司目前在建项目主要包括鄂尔多斯能化40万吨/年煤制乙二醇、30万吨/年聚甲氧基二甲醚（DMMn）项目、榆林能化二期80万吨/年甲醇及50万吨/年DMMn，公司产品继续向高端精细化升级，产品种类及产销量仍有拓展空间。

公司12月15日发布的《发展战略纲要》，提出“延链强链，价值提升，成为能源综合洁净利用的引领者”的产业定位，公司力争5-10年化工品年产量2000万吨以上，其中化工新材料和高端化工品占比超过70%，推动化工产业链跨越式延伸。

3.2.2.细分领域王者，向高端化工&新材料纵深

历史悠久、技术领先，铸造多项细分领域王者。

公司省内化工板块运营主体为鲁南化工，其拥有 53 年发展历史，公司定位于打造全国领先的创新型煤基新材料企业，主要从事新材料、新能源和高端精细化工产品生产与研发。公司技术领先，曾与华东理工大学合作，对水煤浆气化技术实施了革命性的创新，一举实现了多喷嘴对置式新型气化炉的工业化成功，打破了国外对我国煤气化、羰基法制醋酸等先进技术的垄断，被誉为“中国伊士曼”式的化工企业。

鲁南化工拥有“甲醇—甲醛—聚甲醛”、“醋酸—醋酐—醋酸酯—醋酸纤维素”等多条产品链，现有醋酸、醋酸酯、醋酐、聚甲醛、丁醇、合成氨等九大类产品。产品上下游关联度高，市场竞争力强。

细分领域来看，

甲醛：鲁南化工是国内少数几家掌握聚甲醛生产技术的企业之一，产能 8 万吨，居全国第二位，可生产近 10 个聚甲醛牌号，为国内重要的工程塑料和塑料合金的优质供应商，整体运行效果、产品单耗、盈利能力优于国内同类装置，达到国内先进水平。

醋酸：鲁南化工拥有醋酸产能 100 万吨，产能居全国前三。己内酰胺及配套产能落地，持续打造高端化工、新材料的深加工基地。

2021年 10 月，公司鲁南化工 30 万吨/年己内酰胺及配套工程项目流程全线贯通，产出合格产品。

项目以苯、液氨、氢气为原料，采用先进的工艺技术，主体建设 40 万吨/年硫酸装置、32 万 吨/年双氧水装置、27万吨/年环己酮装置、30万吨/年己内酰胺装置、45 万吨/年硫铵装置等配套公用工程及辅助设施。

项目可根据市场情况实现硫酸、双氧水、环己酮、己内酰胺柔性生产，壮大公司化工新材料板块，优化产品结构，延伸产业链条，提高企业盈利能力。

产品将能满足以高速纺切片为主的己内酰胺高端市场对产品质量的要求，不仅带来可观的经济收益，还可以实现由传统煤化工企业向高端化工、新材料领域的转变，利好企业高质量发展。

瞄准煤基新材料产业，持续向高端化工纵深。

鲁南化工以大型化、园区化、高端化、终端化目标，持续规划性氨基新材料和醇基新材料项目，实现再造“数个新鲁化”的规划。

2020年10月，山东能源集团批复了鲁南化工3000吨/日OMB新型粉煤气化技术研发工业示范项目，该项目在原料的选择上以山东本部的高硫、高灰分、高灰融点煤种进行设计，煤种适用性较水煤浆气化炉有质的提升，绝大部分煤种均可使用，将进一步巩固公司在煤气化领域的技术领先优势。

4.盈利预测与报告总结

4.1.核心假设

1）煤炭板块：

预计2021-2023年自产煤产量分别为10,927万吨（-9.1%）、12,275万吨（+12.3%）、13,245万吨（+7.9%）；自产商品煤销量分别为10,217万吨（-9.4%）、11,534万吨（+12.9%）、12,423万吨（+7.7%）。

预计2021-2023年商品煤吨煤售价分别为789元/吨（+67.7%）、710元/吨（-10%）、708 元/吨（-0.3%）。

2）煤化工板块：

预计2021-2023年煤化工产量分别为516万吨（+12.9%）、560万吨（+8.4%）、590万吨（+5.4%）；煤化工销量分别为486万吨（+13.7%）、528万吨（+8.5%）、556万吨（+5.5%）。

预计2021-2023年煤化工产品吨售价分别为3,247元/吨（+32%）、2,786元/吨（-14.2%）、2,577元/吨（-7.5%）

4.2.盈利预测

基于以上假设，预计2021年~2023年公司营业收入分别为2705.7亿元、2710亿元、2786.5 亿元，同比分别增长25.8%、增长0.2%、增长2.8%；毛利率分别为14.8%、13.5%、13.7%。

4.3.报告总结

公司为华东区动力煤龙头，背靠全国第二大煤企山东能源，区位优势突出。

公司煤炭板块三地布局，手握亿吨级优质资源，产能规模居行业前列，Q4产销量逐步恢复下，板块业绩有望持续增长。

此外，公司大力发展现代煤化工产业，实现从基础化工向高端化工的延伸，进一步推动煤炭由单一燃料向燃料与原料并重转变，由排碳向固碳转变，实现华丽转身。

长协基准大幅上调，行业估值亟待修复。对比中煤能源、电投能源、华阳股份、山煤国际等煤企转型标的估值情况，公司估值处于中值水平。公司作为区域龙头标的，背景强，实力优，后劲足，估值有望持续提高。

我们预计公司2021 年~2023年实现归母净利分别为173.3亿元、157.8亿元、165.1亿元，EPS 分别为3.56元、3.24元、3.39元，对应PE为7.2、7.9、7.6。

5.风险提示

煤价大幅下跌。

若宏观经济下滑影响，煤炭将需求下滑，煤炭市场出现供过于求现象，造成煤价大幅下跌。公司煤炭板块毛利占比超九成，若煤价大幅下跌，将对业绩产生较大负面影响。

资产注入存在不确定性。

关于公司资产注入的可行性，仅是根据公开信息、政策及历史情况等进行合理推测分析。该项工作受多方因素影响，存在重大不确定性。

在建矿井投产进度不及预期。

在建矿井投产进度受手续办理、疫情、天气等因素影响，存在不确定性，若公司在建矿井未来投产进度延后，将影响公司煤炭产销量增速。

新材料业务发展存在不确定性。

公司以煤炭为基础，积极向新材料转型，但考虑到该业务与公司传统主业存在一定差异，转型效果存在不确定性。

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