2024年新集能源研究报告：煤电一体协同发展，转型成长未来可期

一、新集能源：煤电一体协同发展，转型成长未来可期

1.1 公司简介：华东地区煤炭央企，煤电联营协同发展

发展历程及股权结构：公司是由国家开发投资公司、国华能源有限公司、安徽新集煤电(集 团)有限公司于 1997 年 12 月发起设立，并于 2007 年 12 月在上交所首发上市。2016 年 12 月，经国务院国资委批复，国投公司将持有的公司 30.31%股份无偿划转至中煤集团，中煤 集团成为公司控股股东。公司是一家以煤炭采选为主、煤电并举的企业，是全国重点企业 之一。公司主营业务是煤炭开采、洗选和火力发电。

公司《“十四五”发展规划纲要》提出：十四五”期间，公司深入贯彻落实“四个革命、 一个合作”能源安全新战略，积极融入国家长三角一体化发展和淮河生态经济带，把握安 徽省打造皖北能源基地和承接产业转移集聚区的发展定位，坚持稳中求进工作总基调，遵 循“存量提效、增量转型”发展思路，践行“安全高效发展、绿色低碳发展、改革创新发 展”理念，构建完善以煤炭、煤电、新能源为主，能源综合服务和资源综合利用协同发展 的“3+N”产业发展新格局，将公司打造成华东地区多能互补、绿色低碳、智慧高效、治理 现代的能源示范企业。

发展目标： 到 2025 年，公司将建成多能互补、绿色低碳、智慧高效、治理现代的能源示 范企业。企业规模保持合理增长，质量效益显著提升，资产负债率稳中有降。 煤炭产业：生产矿井全部实现安全高效稳产，煤炭产能保持 2350 万吨/年；  煤电产业：煤电总装机达到 595 万千瓦； 新能源产业：新能源装机规模达到 100 万千瓦； 综合能源服务产业：推进电代油及充电桩的建设，参与微电网的建设和运营，实现多 能互补； 资源综合利用产业：建成煤矸石、粉煤灰、瓦斯、地热综合利用示范项目，资源综合 利用产业初具规模。

1.2 经营概况：煤炭贡献主要利润，煤电联营不断深化

受益于商品煤销量增加，2023 年前三季度公司业绩实现同比增长。2023 年前三季度，公 司实现营业收入 97 亿元，同比+8.8%；归母净利润实现 19.2 亿元，同比+4.3%。煤炭业务 方面，实现商品煤销量 1523 万吨，同比+15.7%；商品煤销售价格 545 元/吨，同比小幅下 降 14 元/吨。电力业务方面，公司上网电量 69.86 亿千瓦时，同比-9.7%；不含税平均上网 电价 0.41 元/千瓦时，同比+0.39%。公司业绩实现同比增加，主要是煤炭业务商品煤销量 提升所致。2023 上半年受矿井地质条件和过断层等因素影响，公司商品煤煤质有所下降。 下半年公司煤质逐步恢复，商品煤洗选率的提高带动商品煤产销量增加。 从收入及毛利结构看，当前公司仍然以煤炭业务为主。2022 年，公司煤炭业务收入占比 65%，电力业务收入占比 35%。从毛利情况看，2022 年，煤炭业务毛利占比为 81%，电 力业务毛利占比为 19%。当前公司仍然以煤炭业务为主，未来将逐步推进煤电一体化战略， 电力业务收入比重有望稳步提升。

2021 年以来公司毛利率和净利率小幅波动，盈利能力保持稳态。2022 年公司整体毛利率 42%，相较 2021 年仅下降 3 个百分点。煤炭业务方面，在高比例长协和出色的成本管控能 力下，2021 年以来毛利率保持稳态。电力业务方面，在燃煤电价 20%顶格上浮以及电煤长协保供下，2022 年毛利率迅速回升至 23%。2023Q1-3，公司 ROE 为 15.5%，相较 2022 年前三季度小幅下滑 2.3 个百分点。公司销售净利率达 21.9%，相较 2022 年前三季度小幅 下滑 1.1 个百分点。整体看，公司盈利能力保持稳态。

期间费率呈下降态势，主要是财务费率有所下降。2023 前三季度，公司期间费率为 9.4%， 同比下降 2.4 个百分点，主要是财务费率下降 1.4 个百分点，管理费用下降 0.9 个百分点。 未来随着公司规划电厂的开工建设，我们预计公司财务费率将有所回升。 公司资产质量优质，2021 年以来未计提大额减值。2023 年前三季度，公司资产减值损失 和信用减值损失合计转回 393 万元。2021-2022 年间，公司共计提资产减值损失和信用减 值损失合计 1.12 亿元。2021 年以来公司未计提大额减值，资产质量优异。

受益于煤炭行业步入景气周期，公司财务杠杆和资本开支压力减轻。2023Q3 公司资产负 债率 58%，带息债务呈下降态势，无息债务保持平稳。2018-2023Q3 ，公司经营活动现金 流量净额保持稳态，基本能够覆盖公司投资活动现金流支出。

二 、煤炭业务：煤炭资源储量丰富，高比例长协业绩稳健

2.1 公司煤炭资源储量丰富，地处华东区位优势突出

华东地区是我国煤炭消费的主力地区，安徽省煤炭资源供需形势呈现出紧张态势。从我国 煤炭整体调度形势来看，华东地区作为我国煤炭主要消费地，其煤炭净调入量最大。根据 《中国能源统计年鉴》数据，过去几年来安徽省煤炭净调入量持续增加，2021 年全省净调 入煤炭达 6528 万吨。2021 年以来，安徽省保持较快的全社会用电量增速，持续超出全国 平均水平。反观安徽省乃至整个华东地区煤炭产量， 2019年以来华东地区煤炭产量逐年下 滑，安徽省煤炭产量增加空间有限。我们认为，在中东部地区能源消费持续增长和煤炭产 量逐步衰减的背景下，安徽省煤炭资源供需形势呈现出紧张态势。

新集能源储量剩余可采年限长，且后备资源储量丰富，为可持续发展奠定坚实的资源基础。 安徽省煤炭资源开发主体主要为淮北矿业集团、淮南矿业集团、皖北煤电集团和中煤新集 能源四家煤企集团，核定产能分别为 3691、2195（其中安徽 1095）、7790（其中安徽 5490）、2350 万吨/年，中煤新集能源公司煤炭产能位列安徽省第三。从矿井服务年限来 看，安徽省内整体格局为“南优于北”，淮南矿业集团和中煤新集能源的矿井服务年限较 长，淮北矿业集团和皖北煤电集团次之。 根据《国家发展改革委关于淮南新集矿区总体规划的批复》，新集公司矿区总面积约 1092 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%。公司拥有采矿权 5 处：新集一矿、新集二矿、刘庄煤矿、口孜东煤 矿、板集煤矿；探矿权 4 处：罗园勘查区、连塘李勘查区、口孜西勘查区、刘庄深部勘查 区。截至 2023 年 6 月末，公司矿权内资源储量 62.39 亿吨，现有矿权向深部延伸资源储量 26.51 亿吨，共计 88.90 亿吨。新集能源后备资源储量丰富，为公司今后可持续发展奠定坚 实的资源基础。

地处华东区位优势突出，商品煤低灰低硫深受客户青睐。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，公司贴近主要客户所在地，运输距离较西北及北方煤炭生产基地相比近 1000公里 以上，具有供应灵活和运输成本低的优势，所属矿区内铁路运输十分便捷。 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，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，特别是可以降低脱硫 装置巨额投资。

2.2 高比例长协和出色的成本管控能力下，煤炭业绩有望保持稳态

2.2.1 产能利用率高位维持，商品煤产销两旺

公司原煤产量持续增加，得益于产能利用率持续提升和板集煤矿投产。2018-2022 年，公 司原煤产量由 1769 万吨上升至 2224 万吨；一方面是产能利用率由 85%上升至 95%；另 一方面是产能规模 300 万吨/年的板集煤矿于 2022 年正式投产。2023 年前三季度，公司原 煤产量 1660 万吨，同比-0.2%。公司原煤产量维持稳态，产能利用率保持高位。 受益于煤质改善，2023 前三季度公司商品煤产销量回升。2023 前三季度，公司商品煤产 量实现 1489 万吨，同比+9.7%；商品煤销量实现 1523 万吨，同比+15.7%。商品煤产销量 同比增加，主要是受益于煤质改善。2022 年受矿井地质条件和过断层等因素影响，造成公 司商品煤煤质较低，商品煤洗出率下降。2023 以来，公司商品煤煤质逐步改善，商品煤洗 出率呈恢复态势，商品煤产销量同比增加。 2023 前三季度内销煤炭占比 22%，我们预计规划电厂全部投产后，公司煤炭有望全部内 销。2023年前三季度，公司内销煤炭 330万吨，占煤炭总销量的 22%。我们预计，随着上 饶电厂、滁州电厂和六安电厂的开工投产，2027 年公司煤炭有望全部实现内销。

2.2.2 高比例长协和出色的成本管控能力下，公司煤炭业绩有望保持稳态

受益于商品煤销量同比提升和价格仅小幅下降，公司煤炭业务收入同比增加。2023 年前三 季度，公司煤炭业务收入 83 亿元，同比+13%。煤炭业务收入同比增加，主要是前三季度 实现商品煤销量 1523 万吨，同比+15.7%；而商品煤销售价格仅小幅下降，前三季度实现 销售均价 545 元/吨，同比小幅下降 14 元/吨。 剔除销量上涨影响，公司单位生产成本基本维持稳态。2023Q1-3，公司煤炭业务成本为 51 亿元，同比+17.6%。成本大幅上升主要是受销量上涨的影响，剔除销量上涨影响后， 公司煤炭生产成本基本维持稳态。2023 年前三季度，公司煤炭生产成本为 334 元/吨，相 较 2022 年持平，相较 2022 年前三季度上涨 6 元/吨。

公司煤炭销售价格维持稳态，2023 年仅小幅下滑 5 元/吨。2023 年前三季度，公司实现商 品煤综合售价 545 元/吨，相较 2022 全年销售均价 550 元/吨，下降仅 5 元/吨。公司煤炭综 合售价保持平稳，主要是得益于公司拥有 85%的高比例长协煤销售结构和煤质改善带来的 热值提升。公司对内销售和对外销售的煤炭价格基本保持一致。

安徽省煤炭长协价格具有优势，出矿环节中长期交易价格区间高。根据《关于进一步完善 煤炭市场价格形成机制的通知》和《安徽省发展改革委关于落实煤炭市场价格形成机制有 关事项的通知》，在省产煤炭与外调煤炭到燃煤电厂价格相近的原则下，安徽省出矿环节 中长期交易价格区间为 545-745 元/吨，折算 5500 卡后价格区间为 600-820 元/吨。安徽省 凭借靠近主消费地的区位优势，其煤炭价格区间明显高于晋陕蒙等主产地价格。

高比例长协煤的销售结构下，公司煤炭销售价格保持平稳。2023 年以来，长协煤价格走势 平稳，港口全年最高价格为 720 元/吨，最低价格为 699 元/吨，价格波动幅度小。2023 前 三季度，公司长协煤销量占比达 85%，使得公司煤炭销售价格保持平稳状态。

公司成本管控能力出色，2021 年以来并未大幅提升。2023 年前三季度公司煤炭生产成本 为 334 元/吨，相较 2022 年持平，相较 2021 年上涨 19 元/吨。公司成本能够保持稳态，主 要是得益于公司出色的成本管控能力。人工成本作为影响煤炭生产成本的主要因素，2021 年以来公司人工成本保持稳定，并未显著增加。

三、 电力业务：成长成本优势齐现，“煤-电一体化”转型未来 可期

3.1 在运电厂受益于自有煤供应，成本优势突出，盈利能力强

在运机组兼具自有煤炭供应和坑口区位优势，盈利能力凸显。利辛板集电厂一期是公司目 前主要在运燃煤发电厂，机组容量 2×100 万千瓦，为具有灵活调节能力的先进超超临界机 组，度电煤耗低且发电利用小时数常年保持较高水平。电厂 2022 年发电量达 106.78 亿千 瓦时，机组利用小时数 5339.13 小时，同比增加 2.87%。利辛板集电厂一期位于板集煤矿 坑口位置，其煤炭需求全部通过板集煤矿满足，既可以保证燃煤供给稳定，又几乎不存在 运输成本。相比于安徽省内的大部燃煤电厂具有明显的生产成本的控制优势。

市场化改革推进打开电厂收入空间。叠加成本管控优势，业绩表现较为亮眼。得益于煤电 一体化优势，利辛板集电厂一期的成本端保持稳定，过去五年中仅在 2021-2022 年成本端 略有上行，且 2022 年开始保持稳中略降。2021 年 10 月，国家发改委印发《关于进一步 深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格[2021]1439 号），推动燃煤发电量 全部进入电力市场，并将煤电“基准价+上下浮动”的浮动范围扩大至上下浮动 20%，同步提 高煤电上浮“天花板”。得益于电力市场化改革推进，公司的度电营业收入自 2021 年开始 逐年上行，并在 2022 年实现 0.412 元的 20%顶格上浮（不含税）。同时受益于成本端的 稳定和收入端的上升，2022 年利辛板集电厂一期的度电毛利达到 0.093 元/千瓦时，为历 史最高水平。

3.2 在建及规划煤电体量可观，助力公司实现“煤-电一体化”转型

在建及规划煤电项目体量可观，电力业务有望实现快速增长。公司规划新建煤电厂装机容 量达 596 万千瓦，分布于安徽、江西等地。在建电厂中，利辛板集电厂二期预计投产时间 为 2024 年 11 月，将于未来两年带来电力板块成长增量。此外，上饶电厂已于 2023 年 12 月开工建设，预计 2025 年年底投产；滁州电厂预计于 2024 年 1 月开工，预计 2026 年年 初投产；六安电厂预计于 2024 年年中开工，预计 2026 年年中投产。相较于目前控股在运 煤电装机 200 万千瓦，至 2026 年公司煤电控股装机有望达到 796 万千瓦，未来三年装机 与板块业绩有望实现高速增长。

在建电厂投产有望提升自用煤需求直至基本全部自供，公司有望完全实现“煤-电一体化” 转型，成为完全煤电运营商。 公司在建和规划中的燃煤电厂大多位于安徽省内，若其煤炭 需求主要由公司煤矿供应，新建电厂有望形成稳定的燃料供应链，形成“煤电一体”产业 新格局。如前所述，目前公司自用煤占比为 40%左右，除向控股电厂利辛板集电厂一期供 煤外，还向参股电厂宣城一期、二期电厂供煤。若公司在建及规划的电厂有望于 2024年底 至 2026 年中陆续全面投产，则至 2027 年，公司自供煤体量有望达到 1804 万吨左右，仅 略低于公司 2022 年商品煤产量 1842 万吨。由此，公司有望实现商品煤由大部分外销全面 转向自用，实现从煤炭公司向煤电一体化公司的转型。

煤炭板块利润筑底公司业绩基本盘，电厂陆续投产带来业绩增长点。公司目前主要的收入 为煤炭板块，电力板块收入占比仅为三分之一左右。而至 2027 年全部电厂开始贡献业绩 后，电力板块的收入有望随电厂逐步投产和利用小时数的稳定实现增长，从而实现业绩提 升。

3.3 安徽电力消费增速高于全国平均，新建机组利用小时数有望维持高位；电改 加速推进，煤电有望获得额外增厚收益

安徽经济高速发展推动用电量需求增长，新建煤电机组利用小时数有望维持高位。近年来， 安徽经济持续向好，二产三产发展较快，带动安徽省内电力需求增长势头强劲。据新浪财 经，2022年安徽用电量超越福建，成功跻身全国前十；同时，安徽以 4.5万亿元的 GDP总 量首超上海（4.47 万亿元），历史性挺进经济十强省份。而 2023 年，安徽电力消费增速 继续保持高位。据中电联，2023 年 1-10 月安徽省内累计用电量消费增速达 6.10%，超过 全国平均增长水平。其中，二产累计用电同比增速达 9.40%，远超全社会二产累计用电增 速3.60pct。而安徽省内目前超过60%的电力装机均为火电装机，在用电量需求高速增长的 背景下，省内煤电机组利用小时数有望维持高位。

政策推动现货市场建设加快推进，省内煤电机组有望获得现货增量收益。2023 年 9 月，国 家发改委、国家能源局印发《电力现货市场基本规则（试行）》，这是首部国家层面指导 现货市场设计以及运行的规则，为其他准备建设电力现货市场的省份提供基本的制度指引。 2023 年 10 月，国家发改委、国家能源局发布《关于进一步加快电力现货市场建设工作的 通知》，要求其他地区(除西藏外)加快推进市场建设，力争在 2023 年底前具备结算试运行 条件。安徽作为第二批现货试点同样进入提速阶段，自 2023 年 11 月 18 日启动电力现货市 场月度试运行。展望 2024年，安徽电力现货市场有望全面转入长周期结算试运行。在省内 光伏发电占比较高，峰谷差波动较大的背景下，省内火电机组有望因电力分时供需紧张而 获得现货市场尖峰电价增量收益。

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