煤電協同提速！兗礦能源164億落子新能源

作者 | 龔興朝

編輯 | 吳文韜

6月3日晚間，兗礦能源（600188.SH；01171.HK）拋出164.15億元關聯收購案，擬全額現金收購控股股東山能集團旗下新能源集團與山能售電100%股權。

當日A股股價大漲8.84%收于25.97元，大宗交易平價成交7629.92萬元，兗礦能源同步將回購價格上限上調至26元彰顯信心。本次并購一次性注入4172兆瓦優質電力資產，既是省屬國企資產證券化標桿，也是傳統煤企向綜合能源服務商轉型的關鍵落子。

百億并購落地

截至6月3日收盤，兗礦能源A股報25.97元，單日漲幅8.84%創60日新高，全天成交額25.8億元，主力資金凈流入1.94億元；當日發生1筆大宗交易，成交293.8萬股，成交額7629.92萬元，成交價與收盤價持平，買方為瑞銀證券上海花園石橋路營業部，外資機構進場信號明確。

盤后兗礦能源在上交所披露公告，擬以自有資金164.15億元分兩筆完成收購，其中新能源集團作價155.70億元、山能售電作價8.45億元，交易尚待股東大會審議通過，關聯股東將回避表決。

標的資產質地經過市場驗證。新能源集團2025年實現營收77.10億元、凈利潤11.73億元；山能售電持有稀缺全國性售電牌照，2025年完成業務轉型，盈利結構持續優化。

本次并購一次性新增4172兆瓦在運及在建裝機，其中山東省內2066兆瓦（存量1402兆瓦、增量664兆瓦），省外2106兆瓦全部為“蒙電入魯”“隴電入魯”特高壓配套電源，另有已核準擬建裝機1240兆瓦（風電930兆瓦+光伏310兆瓦），收購完成后兗礦能源總裝機突破1.2萬兆瓦，在A股煤炭上市公司中電力裝機規模躍居第三位。

電價政策托底收益確定性。根據國家發改委136號文及山東省576號文，省內存量項目鎖定0.3949元/千瓦時機制電價，高于當前市場均價并按月結算差價補償，執行期限至全生命周期合理利用小時數或投產滿20年。

省內增量項目經2025年省級競價確定0.319元/千瓦時電價；省外配套電源參與跨省跨區交易，豁免省內競價規則，在現貨電價波動周期中鎖定穩定收益。

治理層面，本次交易徹底解決了上市公司與控股股東長達十年的電力板塊同業競爭問題，理順業務邊界，大幅提升經營獨立性，也是山東能源集團落實國資委提高省屬國企資產證券化率要求的核心舉措。

煤電協同破局

經過多年產業布局，兗礦能源已形成“礦業、高端化工新材料、高端裝備制造、智慧物流、新能源”五大產業矩陣，2025年實現營收1449.33億元、歸母凈利潤83.81億元，商品煤產量1.82億噸創歷史新高，穩健的經營性現金流為百億級現金收購提供充足支撐。

收購標的資產將直接增厚公司利潤。根據北京中天恒會計師事務所出具的《審計報告》，新能源集團及山能售電2025年營業收入合計77.58億元，凈利潤合計11.61億元，歸母凈利潤合計9.58億元，分別占兗礦能源2025年度相應指標的5.35%、8.16%和11.43%。

本次并購的核心邏輯在于煤電一體化的周期對沖。煤炭行業強周期屬性導致公司業績隨煤價大幅波動，而電力資產現金流穩定，能夠有效平滑盈利波動。

標的新能源集團手握火電、風電、光伏、儲能四類資產，形成“風光火儲”多能互補格局：火電資產可消納公司自產動力煤，降低煤炭銷售的市場波動風險；風光項目享受政策電價紅利，貢獻綠電溢價與碳減排指標；儲能配套提升電力系統靈活性，參與輔助服務市場獲取額外收益。

更重要的是，山能售電的注入將公司盈利模式從“單一發電上網”升級為“發電—售電—終端用能”全鏈條經營，構建“中長期合約+現貨套利+偏差管控+綜合能源增值服務”多元盈利結構，依托省屬國企背景優先鎖定集團內低價長協電量，深耕大型工業終端用戶，在市場電價波動中保持盈利韌性。

資產發電效率顯著優于行業平均。2025年全國風電平均利用小時數為1979小時，而標的旗下東營渤中海上風電A場址達2417小時、B場址達2187小時，盛魯鄂爾多斯風電項目達2837小時、盛魯阿拉善項目達2717小時，高出全國平均30%-43%，直接壓低度電成本，形成堅實的盈利能力壁壘。

ESG層面，新增風光資產每年可貢獻清潔電量超42億千瓦時，大幅降低公司整體碳排放強度；盛魯、靈臺等配套電站是國家“西電東送”與區域能源保供的重要支撐，從環境、社會、治理三個維度優化上市公司基本面，契合資本市場綠色估值導向。

財務杠桿處于可控區間。截至2025年末，兗礦能源資產負債率為62.2%，本次收購后預計小幅提升至65%左右。

當前處于低利率周期，公司平均有息融資利率僅2.4%，用低成本債權資金收購高確定性、高現金流的電力資產，ROE攤薄可控甚至有望抬升。

依托標的資產每年穩定的經營性現金流覆蓋融資成本，不僅不會拖累主業，反而能進一步夯實公司穿越行業周期的盈利底盤。

煤電+風光儲一體化

站在行業視角，國內新型電力系統加速構建，“雙碳”戰略持續深化，傳統能源企業“煤炭與煤電聯營、煤電與新能源聯營”獲政策明確鼓勵，國資煤炭企業向“綜合清潔能源服務商”轉型已成普遍趨勢。

2025年全國可再生能源裝機突破23.4億千瓦，占總裝機比重超60%，煤電定位從主力基荷電源轉向系統調峰兜底資源，煤電+風光儲一體化成為行業標準化轉型路徑。

山東作為全國新能源電價改革先行試點省份，存量項目保底電價政策稀缺，兗礦能源借集團資源一次性鎖定省內優質風光指標與跨省特高壓配套電源，相比中小民營能源企業坐擁資源、資金雙重壁壘。

政策紅利持續釋放。電力市場化改革深化帶動工商業用戶購電需求升級，綜合能源服務、綠電代銷逐步成為電力板塊新增長點，發售一體化全鏈條布局可通過發電端穩電量、售電端拓溢價雙向平滑現貨電價波動。

低利率環境下，優質電力資產內部收益率（IRR）普遍維持在6%-8%，顯著高于無風險收益率，具備長期配置價值。

本次并購后，兗礦能源將加速推進“十五五”新能源產業發展戰略，力爭2030年新能源裝機突破3000萬千瓦，打造國內領先的綜合清潔能源服務商。

不過，大額資本擴張背后隱憂同樣客觀存在。財務層面，164億元全額現金支出將階段性消耗公司賬面流動資金，若后續持續加碼新能源基建，疊加未來市場利率上行，資產負債率抬升或將侵蝕整體利潤。

市場層面，電力現貨市場建設推進導致電價波動性加劇，風光發電天然具備間歇性，極端天氣影響發電量、現貨偏差考核加碼均會擾動項目收益；增量項目長期全面市場化后，競價下行可能壓縮盈利空間。

政策層面，省外項目收益高度依賴特高壓外送通道運力，跨省輸電政策、受端消納需求微調，以及局部區域棄風棄光隱患，都會影響省外資產結算電量與實際收益。

此外，煤炭價格若大幅上漲將推高火電燃料成本，關聯交易定價公允性也需接受市場與監管的雙重檢驗。

長遠來看，本次百億并購是傳統能源行業轉型的縮影，煤炭與新能源協同已是產業不可逆趨勢。

兗礦能源依托煤電一體化+發售電全鏈條優勢，打造了國內煤企綠色轉型的可復制范本。

用低成本資金鎖定高確定性綠色資產，是公司搶抓能源結構變革紅利的關鍵落子，但如何在規模擴張、財務穩健與市場化波動之間尋求平衡，仍是企業長期經營需要持續打磨的核心課題。

后續資產整合效果與業績兌現能力，將是檢驗本次交易價值的關鍵。

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