新集能源煤炭及电力业务经营情况如何？

电力业务方面，2021 年，由于电煤价格上涨，公司电力业务毛 利显著下滑。

1.煤炭业务：年度长协占比高，稳定盈利的压舱石

资源丰富产销增长，关注去产能矿井复建

煤炭资源储备丰富，助力可持续发展。根据《国家发展改革委关于淮南新集矿 区总体规划的批复》（发改能源[2005]2633 号），公司矿区总面积约 1,092 平方公里， 含煤面积 684 平方公里，资源储量 101.6 亿吨，资源储量约占安徽省四大煤炭企业总 资源量的 40%。截至 2023 年末，公司矿权内资源储量 62.14 亿吨，现有矿权向深部 延伸资源储量 26.51 亿吨，共计 88.65 亿吨。公司所产煤种属于气煤和 1/3 焦煤，质 量稳定，具有中低灰，特低硫、特低磷和中高发热量的本质特征，目前 5 对在产煤 矿及核定产能分别为新集一矿 180 万吨/年、新集二矿 270 万吨/年、刘庄煤矿 1100 万吨/年、口孜东矿 500 万吨/年、板集煤矿 300 万吨/年，合计 2350 万吨/年。此外， 公司还有罗园、连塘李、刘庄深部、口孜西四个勘查区的探矿权，为公司今后可持 续发展奠定坚实的资源基础。

在产矿井资源可采年限长。横向对比安徽省 4 大煤炭开采企业，以当前核定产 能计算，公司资源量可采年限为 149 年，可采储量的可采年限为 62 年，均高于安徽 省其余 3 大煤炭开采企业。具体到在产矿井，核定产能前三的刘庄煤矿、口孜东矿、 板集煤矿的证实储量均有超过 40 年的开采年限。新集一矿、新集二矿的证实储量可 采年限较短，但可采储量的可采年限分别达到 78、64 年。总体来看，公司在产矿井 资源可采年限长，持续发展的基本盘十分稳固。

提高洗选促进产销，去产能矿井复建是潜在增量。随着在建矿井陆续投产，近 年来公司煤炭产能持续增长，原煤产量从 2017 年的 1655 万吨提升至 2023 年的 2140 万吨。此外，公司还通过提高洗选率的方式提高商品煤产量，洗选率从 2017 年的 80.6% 提升至 2023 年的 90.5%。在产能和洗选率提升的助力下，公司商品煤销量也从 2017 年的 1315 万吨增长至 2023 年的 1969 万吨。展望未来，公司核定产能仍有增量空间， 公司正在积极申请复建杨村煤矿，该矿于 2018 年被列为去产能矿井，已完成产能去化，参照公司板集煤矿的复建经验，若杨村煤矿得以复建，有望为公司新增 500 万 吨/年的产量。

高比例长协和成本管控，助力盈利能力稳定

高价格长协体现区位优势，高比例长协助力稳定盈利。公司地处安徽省中部， 紧邻经济发达但能源缺乏的长江三角洲地区，华东地区经济总量规模及发展对电力 能源供给保持长期需求，从各省长协煤合理价格区间看，安徽省折 5500 大卡的动力 煤长协价为 600-820 元/吨，居于各产煤大省前列。公司 2024 年长协煤签约占比 85% 左右，对比现货交易，长协价格更加稳定，且在 2022 年新长协定价政策执行以来， 长协价格上调，增厚公司利润。当前煤炭现货交易价格仍高于长协价格合理区间上 限，长协价有望保持长期稳定，公司可维持煤炭业务盈利能力稳定。

人工成本为主要成本支出，煤价稳定及智能化开采趋势下成本增加或趋缓。公 司煤炭开采业务主要成本在于人工成本，其中主要是生产人员工资和社保福利等。 2023 年公司吨煤人工成本为 141.8 元/吨，占煤炭生产总成本的 41.9%，相比 2017 年 增长 36.19 元/吨，6 年 CAGR 为 5%。一方面，人力成本增加与煤价上涨有关，在 2021 年煤价大幅上涨，煤炭业务盈利能力增强，生产人员工资提升幅度加大，2022 年煤价回落后，人员成本相应回落。另一方面，人力成本提升是全社会工资增长的 正常体现，2017-2023 年 6 年间公司人力成本提升速度与经济增长相匹配，反映了合 理的成本结构变化。此外，人工成本不存在持续显著增长的趋势，当前煤炭开采行 业正在进行智能矿山升级，智能化设备在改善生产人员作业条件，减少人员配置需 求方面的效用持续体现，有望缓解煤炭企业的人工成本压力。我们认为，随着煤价 趋稳及未来智能矿山建设，公司煤炭开采业务的人工成本有望保持在合理的水平， 煤炭业务的整体成本将保持稳定。

 可比公司横比，公司盈利稳定性突出

横向对比，公司盈利稳定性优于同行。我们选取煤种为动力煤的煤炭开采企业 进行横向对比，以判断公司盈利的稳定性。从吨成本看，2017-2020 年公司商品煤吨 成本为 290 元/吨左右，随着价格上涨带动成本上涨，2021-2023 年公司商品煤吨成 本为 340 元/吨左右，2017-2023 年，公司吨成本波动率为仅为 9.2%，而同行可比公 司波动率普遍高于 15%。从吨价看，2017-2020 年，公司商品煤吨价高于同行， 2021-2023 年，煤价上台阶，公司长协煤占比较高涨幅小于同行，当前吨价处于行业 中游，2017-2023 年，公司吨价波动率为 12.9%，优于同行。从吨毛利看，2017-2023 年公司平均吨毛利为 200 元/吨，波动率为 23%，波动率优于同行。当前公司吨毛利 处于 200 元/吨的历史均值水平，展望未来，长协价格在新基准价水平上趋于稳定， 公司吨毛利有望维持稳定。

2. 电力业务：装机容量高增长，增厚业绩未来可期

 电力业务加速扩容，成业绩主要增长极

在建电厂陆续投产，煤电一体化加速推进。公司现有两座电厂在运，分别是控 股 55% 的 利 辛 电 厂 一 期 （ 2*1000MW 机 组 ）， 参 股 49% 的 宣 城 电 厂 （1*660MW,1*630MW 机组）。依靠这两座电厂，公司在 2016 年开始了煤电一体化 进程，通过自产煤供应电厂，既保证了商品煤的销路稳定，同时电力业务又能创造 稳定的经济效益。2022 年以来，公司煤电一体化战略加速推进，利辛电厂二期于 2022 年 11 月开工建设，预计 2024 年 10 月建成投运。此外，上饶电厂、滁州电厂、六安 电厂于 2024 年上半年相继开工建设，按 26 个月建设周期推算，三座电厂将于 2026 年中投运，2027 年将实现所有电厂全年满负荷发电。我们认为，公司具备大型电厂 成熟运营经验，煤电一体化模式已跑通，随着四座在建电厂投运，公司控股电厂总 装机容量将接近 8000MW，是当前装机容量的 4 倍，将推动煤电一体化战略将加速 推进，有望大幅提升公司盈利水平并提高盈利的稳定性。

煤电一体化有效提升公司盈利稳定性。以 2016 年公司煤电一体化元年划分， 2008-2015 年，公司利润总额波动率为 365.6%，远超行业 53.5%的波动率水平。剔除 2014 及 2015 年两年行业深度调整阶段，2008-2013 年，公司利润总额波动率为 48.3%， 依然高于行业的 34.3%波动率。2016-2023 年，经过利辛电厂一期、宣城电厂的对自 产煤的消纳以及电力业务对盈利的增厚，公司盈利稳定性显著增强，这期间利润总 额波动率为 64.9%，低于行业平均波动率，煤电一体化的优势得到了体现。

 电厂运营稳健高效，成本稳定吨毛利创新高

利用小时数稳定高位，市场化交易电量占比提升至 100%。公司电厂发电量全 部供给安徽省内，由于安徽用电需求大，利辛电厂一期发电小时数远高于全国平均 水平，2018-2023 年，平均发电小时数达到了 5200 小时，且每年发电量均超过 100 亿千瓦时，接近 95%的发电量实现上网销售，实现了高效稳定的火电输出。此外， 随着国家电力体制改革持续推进，公司市场化交易电量的占比持续提升，2022及 2023 年，公司实现上网电量全部市场化交易，有效提高公司电力销售的上网电价，充分 发挥了电力业务的经济效益。

成本稳定，电价提升，度电毛利创新高。成本方面，公司电力业务主要成本为 燃料，占比接近 85%，而公司火电厂燃料大部分为自有煤矿生产的动力煤，通过长 协价购进，因而成本及供应都较为稳定，在新长协价形成后，2022-2023 年公司度电 成本稳定在 0.32 元/千瓦时。电价方面，2022 年，随着国家发改委《关于进一步深化 燃煤发电上网电价市场化改革的通知》要求得到落实，燃煤发电电量全面进入电力 市场，交易电价上下浮动范围扩大至 20%，在市场化交易比例提升和上网电价提升 的助力下，公司 2022 电价也同比上涨了 20.7%至 0.408 元/千瓦时。总体来看，虽然 成本有所上升，但得益于电价的上升幅度更大，2023 年公司度电毛利达到了 0.093 元/千瓦时，创出新高。展望未来，在长协煤价稳定的预期下，公司度电毛利有望维 持高位。

成本优势下，度电毛利优于同行。作为煤电一体化的行业龙头，中国神华具有 优异的电力业务盈利能力，2017-2023 年，中国神华平均上网电价均小幅高于新集能 源，但在度电成本上，中国神华也高于新集能源。2021-2023 年，煤炭行业价格上涨， 由于新集能源的利辛电厂一期为坑口电厂，运输成本低，能实现几乎全部的煤炭自供应，且实行长协煤价格机制，在高煤价环境下，具备更显著的成本优势，使得新 集能源度电毛利在 2022-2023 年超过了中国神华，相应的电力业务毛利率也实现了反 超。

煤炭有望全部供应电厂，在建电厂近三倍装机或大幅提升毛利

2027 年煤炭内销煤占比有望达到 94%。公司控股的利辛电厂一期及参股的宣城 电厂均主要使用公司商品煤，合计占公司商品煤销量约 40%，由于参股的宣城电厂 财务上不并表，因此 2023 年公司内销煤比例为 23.7%。我们假设目前在建电厂投运 后全部使用内销煤，当前及未来电厂每年利用小时数一致，对比 2023 年利辛电厂一 期 2000MW 装机容量耗煤量 467 万吨，根据装机容量等比例测算，预计利辛电厂二 期/上饶电厂/滁州电厂/六安电厂分别将耗煤 308/467/308/308 万吨/年，5 座控股电厂 2027 年所需的内销煤量有望达 1860 万吨，占 2023 年商品煤销量的 94%（由于煤炭 核定产能增加暂无明确规划，因此保守以 2023 年商品煤销量作为基数），若考虑参 股的宣城电厂，则 2027 年公司电厂耗煤量有望达 2162 万吨，占 2023 年公司商品煤 销量 110%。我们认为，随着 2026 年现有在建电厂全部投运，公司煤电一体化战略有望完全落地，公司煤炭和电力业务收入将更加稳定，电力业务也将带来更多的利 润增量，公司盈利水平将大幅提升。

2027 年电力业务毛利或达 36.6 亿元。我们以当前利辛电厂一期每年约 5200 小 时的利用小时数估算当前在建电厂的利用小时数，以发电量的 95%计算上网电量， 假设未来度电毛利 0.093 元/千瓦时，根据电厂的投运时间节点，测算出 2024-2027 年公司电力业务的毛利分别为 10.7/15.3/25.9/36.6 亿元，3 年 CAGR 为 50.6%，公司 电力业务将高速发展，成为公司盈利能力的新增长极，贡献将近半数的毛利。

安徽省内仍存电力缺口，电价或保持坚挺。从需求端看，安徽省 GDP 增速长期 高于国内整体的 GDP 增速，电力需求仍有长期的增长趋势，当前安徽省人均电力消 费水平低于全国，电力消费的增长空间较大，预计未来省内的电力需求仍有较好的 增长。从供给端看，省内电力供应仍存缺口，根据《安徽省人民政府办公厅关于印 发安徽省电力供应保障三年行动方案（2022—2024）的通知》，2022-2024 年安徽省 电力缺口预计分别为 443 万千瓦、164 万千瓦、24 万千瓦，省内电力供应或仍偏紧。 安徽省地处长江经济带，经济发展潜力大，随着经济持续复苏，电力需求或将进一 步释放，省内电价有望保持稳定。

稳步推进新能源项目，构建综合能源供给体系

稳步推进光伏、风电、抽水蓄能等清洁能源建设。依托“煤炭-煤电-新能源”联 营发展模式，公司于“十四五”期间，规划建设光伏、风电装机 1500MW，抽水蓄 能 1800MW，预计 2025 年底，光伏、风电新能源装机规模将达到 1000MW。截至 2024 年 4 月，公司已完工或开工新能源项目有 2 个：公司办公园区 1.57MW 分布式 光伏发电项目已经完工，毛集实验区 5.81MW 分布式光伏发电项目已于近期开工建 设；已核准或备案项目有 3 个：毛集实验区 4.19MW 分布式光伏发电项目、利辛县 南部 100MW 风电项目、新集二矿塌陷区 90MW 水面光伏项目。展望未来，公司将 利用好矿区资源、煤电配套、社会资源，通过在矿区光伏发电与矿井塌陷区综合治 理相结合、与煤电项目所在地市政府签订新能源开发协议、与大型央国企合作开发 新能源项目等方式，推进新能源项目开发，逐步构建综合能源供给体系。