（本文作者为 全球财说，钛媒体经授权发布）

文 | 全球财说，作者 | 龚兴朝，编辑 | 吴文韬

6 月 3 日晚间，兖矿能源（600188.SH；01171.HK）抛出 164.15 亿元关联收购案，拟全额现金收购控股股东山能集团旗下新能源集团与山能售电 100% 股权。

当日 A 股股价大涨 8.84% 收于 25.97 元，大宗交易平价成交 7629.92 万元，兖矿能源同步将回购价格上限上调至 26 元彰显信心。本次并购一次性注入 4172 兆瓦优质电力资产，既是省属国企资产证券化标杆，也是传统煤企向综合能源服务商转型的关键落子。

百亿并购落地

截至 6 月 3 日收盘，兖矿能源 A 股报 25.97 元，单日涨幅 8.84% 创 60 日新高，全天成交额 25.8 亿元，主力资金净流入 1.94 亿元；当日发生 1 笔大宗交易，成交 293.8 万股，成交额 7629.92 万元，成交价与收盘价持平，买方为瑞银证券上海花园石桥路营业部，外资机构进场信号明确。

盘后兖矿能源在上交所披露公告，拟以自有资金 164.15 亿元分两笔完成收购，其中新能源集团作价 155.70 亿元、山能售电作价 8.45 亿元，交易尚待股东大会审议通过，关联股东将回避表决。

标的资产质地经过市场验证。新能源集团 2025 年实现营收 77.10 亿元、净利润 11.73 亿元；山能售电持有稀缺全国性售电牌照，2025 年完成业务转型，盈利结构持续优化。

本次并购一次性新增 4172 兆瓦在运及在建装机，其中山东省内 2066 兆瓦（存量 1402 兆瓦、增量 664 兆瓦），省外 2106 兆瓦全部为 " 蒙电入鲁 "" 陇电入鲁 " 特高压配套电源，另有已核准拟建装机 1240 兆瓦（风电 930 兆瓦 + 光伏 310 兆瓦），收购完成后兖矿能源总装机突破 1.2 万兆瓦，在 A 股煤炭上市公司中电力装机规模跃居第三位。

电价政策托底收益确定性。根据国家发改委 136 号文及山东省 576 号文，省内存量项目锁定 0.3949 元 / 千瓦时机制电价，高于当前市场均价并按月结算差价补偿，执行期限至全生命周期合理利用小时数或投产满 20 年。

省内增量项目经 2025 年省级竞价确定 0.319 元 / 千瓦时电价；省外配套电源参与跨省跨区交易，豁免省内竞价规则，在现货电价波动周期中锁定稳定收益。

治理层面，本次交易彻底解决了上市公司与控股股东长达十年的电力板块同业竞争问题，理顺业务边界，大幅提升经营独立性，也是山东能源集团落实国资委提高省属国企资产证券化率要求的核心举措。

煤电协同破局

经过多年产业布局，兖矿能源已形成 " 矿业、高端化工新材料、高端装备制造、智慧物流、新能源 " 五大产业矩阵，2025 年实现营收 1449.33 亿元、归母净利润 83.81 亿元，商品煤产量 1.82 亿吨创历史新高，稳健的经营性现金流为百亿级现金收购提供充足支撑。

收购标的资产将直接增厚公司利润。根据北京中天恒会计师事务所出具的《审计报告》，新能源集团及山能售电 2025 年营业收入合计 77.58 亿元，净利润合计 11.61 亿元，归母净利润合计 9.58 亿元，分别占兖矿能源 2025 年度相应指标的 5.35%、8.16% 和 11.43%。

本次并购的核心逻辑在于煤电一体化的周期对冲。煤炭行业强周期属性导致公司业绩随煤价大幅波动，而电力资产现金流稳定，能够有效平滑盈利波动。

标的新能源集团手握火电、风电、光伏、储能四类资产，形成 " 风光火储 " 多能互补格局：火电资产可消纳公司自产动力煤，降低煤炭销售的市场波动风险；风光项目享受政策电价红利，贡献绿电溢价与碳减排指标；储能配套提升电力系统灵活性，参与辅助服务市场获取额外收益。

更重要的是，山能售电的注入将公司盈利模式从 " 单一发电上网 " 升级为 " 发电—售电—终端用能 " 全链条经营，构建 " 中长期合约 + 现货套利 + 偏差管控 + 综合能源增值服务 " 多元盈利结构，依托省属国企背景优先锁定集团内低价长协电量，深耕大型工业终端用户，在市场电价波动中保持盈利韧性。

资产发电效率显著优于行业平均。2025 年全国风电平均利用小时数为 1979 小时，而标的旗下东营渤中海上风电 A 场址达 2417 小时、B 场址达 2187 小时，盛鲁鄂尔多斯风电项目达 2837 小时、盛鲁阿拉善项目达 2717 小时，高出全国平均 30%-43%，直接压低度电成本，形成坚实的盈利能力壁垒。

ESG 层面，新增风光资产每年可贡献清洁电量超 42 亿千瓦时，大幅降低公司整体碳排放强度；盛鲁、灵台等配套电站是国家 " 西电东送 " 与区域能源保供的重要支撑，从环境、社会、治理三个维度优化上市公司基本面，契合资本市场绿色估值导向。

财务杠杆处于可控区间。截至 2025 年末，兖矿能源资产负债率为 62.2%，本次收购后预计小幅提升至 65% 左右。

当前处于低利率周期，公司平均有息融资利率仅 2.4%，用低成本债权资金收购高确定性、高现金流的电力资产，ROE 摊薄可控甚至有望抬升。

依托标的资产每年稳定的经营性现金流覆盖融资成本，不仅不会拖累主业，反而能进一步夯实公司穿越行业周期的盈利底盘。

煤电 + 风光储一体化

站在行业视角，国内新型电力系统加速构建，" 双碳 " 战略持续深化，传统能源企业 " 煤炭与煤电联营、煤电与新能源联营 " 获政策明确鼓励，国资煤炭企业向 " 综合清洁能源服务商 " 转型已成普遍趋势。

2025 年全国可再生能源装机突破 23.4 亿千瓦，占总装机比重超 60%，煤电定位从主力基荷电源转向系统调峰兜底资源，煤电 + 风光储一体化成为行业标准化转型路径。

山东作为全国新能源电价改革先行试点省份，存量项目保底电价政策稀缺，兖矿能源借集团资源一次性锁定省内优质风光指标与跨省特高压配套电源，相比中小民营能源企业坐拥资源、资金双重壁垒。

政策红利持续释放。电力市场化改革深化带动工商业用户购电需求升级，综合能源服务、绿电代销逐步成为电力板块新增长点，发售一体化全链条布局可通过发电端稳电量、售电端拓溢价双向平滑现货电价波动。

低利率环境下，优质电力资产内部收益率（IRR）普遍维持在 6%-8%，显著高于无风险收益率，具备长期配置价值。

本次并购后，兖矿能源将加速推进 " 十五五 " 新能源产业发展战略，力争 2030 年新能源装机突破 3000 万千瓦，打造国内领先的综合清洁能源服务商。

不过，大额资本扩张背后隐忧同样客观存在。财务层面，164 亿元全额现金支出将阶段性消耗公司账面流动资金，若后续持续加码新能源基建，叠加未来市场利率上行，资产负债率抬升或将侵蚀整体利润。

市场层面，电力现货市场建设推进导致电价波动性加剧，风光发电天然具备间歇性，极端天气影响发电量、现货偏差考核加码均会扰动项目收益；增量项目长期全面市场化后，竞价下行可能压缩盈利空间。

政策层面，省外项目收益高度依赖特高压外送通道运力，跨省输电政策、受端消纳需求微调，以及局部区域弃风弃光隐患，都会影响省外资产结算电量与实际收益。

此外，煤炭价格若大幅上涨将推高火电燃料成本，关联交易定价公允性也需接受市场与监管的双重检验。

长远来看，本次百亿并购是传统能源行业转型的缩影，煤炭与新能源协同已是产业不可逆趋势。

兖矿能源依托煤电一体化 + 发售电全链条优势，打造了国内煤企绿色转型的可复制范本。

用低成本资金锁定高确定性绿色资产，是公司抢抓能源结构变革红利的关键落子，但如何在规模扩张、财务稳健与市场化波动之间寻求平衡，仍是企业长期经营需要持续打磨的核心课题。

后续资产整合效果与业绩兑现能力，将是检验本次交易价值的关键。

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