新集能源各项业务有何进展？

火电盈利能力领先，煤电联营提升在即。

公司煤炭&电力产能优质，2023 年煤矿储采比 73 仅次于陕西能源和淮南矿业本部煤矿，板 集电厂利用小时高于安徽均值及省内火电市占率较高的淮河能源、皖能电力，高发电效率 下 22-23 年度电净利润位居可比公司首位，火电盈利能力领先可比公司。截止 24Q1，公司 在役控股/权益煤炭产能均为 2350 万吨/年，在役控股/权益电力装机 200/173 万千瓦，在建 及筹建控股/权益电力产能 596/387 万千瓦，较当前产能存在 3/2 倍的增长空间，预计均在 2026 年及以前释放。在公司电厂耗煤基本均为自供的前提下，我们测算 2024-2026 年公司 控股煤电年耗标煤量为 482/482/1156 万吨，权益煤电年耗标煤量为 357/357/814 万吨，至 2026 年控股/权益层面电力耗煤敞口仅为 9%、36%（2023 年为 75%、78%），煤炭对外敞 口显著缩小。

截止 24Q1，公司全口径控股/权益电力装机为 796/561 万千瓦，控股/权益煤炭产能均为 2850 万吨/年(含正在推进复建的杨村煤矿 500 万吨/年)。截止 24Q1，公司在役 5 对矿井生 产能力合计 2350 万吨/年，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，另有 500 万吨/年的杨村煤 矿正在推进复建，合计全口径控股煤炭产能 2850 万吨/年，所有煤矿均为 100%持股。 截止 24Q1，公司在役电厂仅为控股的板集电厂一期和参股的宣城电厂，在役控股/权益电 力装机为 200/173 万千瓦。未来增量来自在建的板集二期 132 万千瓦、上饶电厂 200 万千 瓦、滁州电厂 132 万千瓦以及筹建的六安电厂 132 万千瓦，合计在手控股/权益电力产能 596/387 万千瓦，较目前在役控股/权益产能有 3/2 倍的成长空间。其中，板集二期预计今 年 10 月建成投产，上饶电厂、滁州电厂也已经在 3 月开工，六安电厂预计 24H1 开工，所 有电厂预计将在 2026 年底之前建成，届时公司控股/权益电力装机将达到 796 万千瓦/561 万千瓦。

在产煤矿质量优秀，储采比仅次于陕西能源和淮南矿业本部煤矿。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特征，是深受客户青 睐的环保型煤炭商品。全硫含量低于 0.4%，这一特征能够最大限度地减少大气污染，具有 燃煤热效率较高且节省环保费用优势。2023 年，公司在产煤矿的煤炭资源量合计 35 亿吨、 可采储量为 15 亿吨，23 年共产出商品煤 1937 万吨，我们计算出公司在产煤矿的储采比为 73，仅次于陕西能源和淮南矿业本部煤矿。

电厂发电效率超安徽平均值，稳居安徽省主要火电企业前列。公司是华东地区大型煤炭、 电力综合能源企业之一，发电效率居于安徽省前列，19-23 年安徽省平均火电利用小时数在 4577-5090 小时之间，公司板集电厂利用小时居 5018-5378 小时之间，明显高于安徽省火 电利用小时均值。19-22 年，公司火电利用小时变化趋势与安徽省均值趋同，23 年公司火 电利用小时数同比略降低138小时。我们对比公司与安徽省内火电市占率较高的其他公司， 19-23 年公司安徽省内火电利用小时明显高于皖能电力和淮河能源，21、22 年高于中国电 力，机组性能和发电效率优越。其中淮河能源 2020 年利用小时较低主要系新庄孜电厂发电 效益不佳，淮河能源已将此电厂于 2022 年底关停，23 年利用小时下降则主要系新投产潘 集一期拖累。

公司电厂&煤矿地理位置相近，电厂用煤自供率较高。公司电厂、煤矿多位于安徽本地，自 产煤运输至自有电厂较为方便且成本较低。据公司公告，公司 2024 年煤炭长协比例约为 85%，电厂用煤大部分为自供。据公司 2024 年 4 月 30 日投资者活动记录表披露，公司自 产煤运输至上饶/滁州/六安电厂的运费分别为 177/45/75 元/吨，除上饶电厂外运费均较为便 宜。 在建电厂顺利投产的前提下，我们测算至 2026 年公司控股/权益层面电力耗煤敞口为 9%、 36%，控股层面煤&电匹配度仅次于陕西能源。根据我们的测算，随着公司电厂的逐步投产， 2024-2026 年公司控股煤电年耗标煤量为 482/482/1156 万吨，权益煤电年耗标煤量为 357/357/814 万吨，24-26 年控股&权益标煤产量预计均为 1277 万吨，按照控股(权益)电力 耗煤缺口=控股(权益)煤电年耗标煤量/控股(权益)层面标煤产量-1 计算，至 2026 年公司控 股/权益层面电力耗煤敞口分别为 9%、36%，较 2023 年控股/权益层面电力耗煤敞口 75%/78%，公司电厂对外购煤敞口显著缩小。至 2026 年，公司控股层面煤&电匹配度仅次 于陕西能源（26 年控股层面电力耗煤敞口为 5%）。

公司单位燃料成本在煤电联营公司中稍落后，点火价差与淮河能源接近。近年来，公司单 位燃料成本与同在安徽省的淮河能源十分接近，2023 年公司与淮河能源单位燃料成本均为 266 元/吨，高于煤电联营公司陕西能源、内蒙华电和苏能股份，可能系安徽省长协煤价较 高，公司电厂按长协价向自有煤矿购煤所致，但公司成本较传统火电公司以及中国神化、 皖能电力等煤电联营公司仍具优势。22-23 年，公司点火价差达到 0.14 元/度，与淮河能源 持平，点火价差高于传统火电公司以及煤电联营公司中国神化、皖能电力，仅次于煤电联 营公司陕西能源、内蒙华电。 得益于机组性能优异带来的高发电效率，公司度电净利居可比公司首位。尽管公司单位燃 料成本较高，但得益于优异的发电机组性能，公司 23 年发电利用小时数达到 5240，远高 于内蒙华电、陕西能源、淮河能源 4635 小时、4514 小时、4499 小时的平均利用小时。高 发电效率带来分摊到每度电的固定成本降低，公司 22-23 年度电净利润实现 0.06 元/度、0.07 元/度，位列煤电联营公司首位，与公司点火价差相近的淮河能源 22-23 年的度电净利润分 别为-0.05 元/度、0.02 元/度，22 年为负则主要系新庄孜电厂亏损幅度较大且关停后产生了 较大的减值，23 年新庄孜电厂不再纳入合并报表，可代表淮河能源发电真实盈利水平。

公司煤矿均位于安徽省内，煤炭吨成本较高。公司煤矿均位于安徽省内，煤炭开采成本相 较于内蒙、陕西等地较高，2019-2023 年公司煤炭吨成本在 289-352 元/吨之间，居煤电联 营公司首位，且 21-23 年煤炭成本有所上升，煤炭业务成本端不具优势。2023 年，公司外 销煤平均单价为 552 元/吨，吨煤毛利 200 元/吨，仅高于淮北矿业和中国神华，中国神华吨 煤毛利较低主要系其销售的商品煤中含大概 1/4 的外购煤，外购煤的价格较高拉低整体毛利。 未来公司煤炭将大比例转自用，发挥盈利能力更强的电力业务优势。公司在建及筹建电力 产能 596 万千瓦，所有电厂耗用煤炭大部分由公司自有煤矿供给，我们测算至 2026 年在建 即筹建电力产能全部投产后，公司控股层面电力耗煤敞口缩小至 9%（23 年为 75%），届时 公司对外煤炭销售量将较目前大幅降低，电力业务贡献主要收入和利润，发挥高盈利优势。