2024年陕西能源研究报告：煤电联营低波动，产能释放增红利

1.陕西省煤电一体化领军企业，具备高分红历史

1.1.背靠陕西投资集团，煤电一体化领军企业

陕西能源是陕西省煤电一体化领军企业。公司前身汇森煤业由华秦投资与秦龙电力于 2003 年发起设立，2023 年 4 月在深交所主板上市。公司主营火电和煤炭两大板块，积极落实 煤电一体化发展战略，有效应对行业周期波动。由于公司煤电一体化布局，电力板块贡献主 要营收，2018-2022 年公司电力业务贡献的收入从 24.63 亿元增长至 151.1 亿元，2023 年上 半年达到 71.2 亿元，占总营收的比重从 44.3%稳步提升至 77%；煤炭业务收入从 28.78 亿元 增长至 46.16 亿元，占比从 51.7%下降至 19.3%。

控股股东为陕西投资集团，实控人为陕西省国资委。截至 2023 年三季报，公司控股股 东陕西投资集团持有公司 64.31%股权。陕西投资集团由陕西省国资委全资控股，是陕西省首 家国有资本投资运营公司，目前已形成以电力、地质勘查、煤炭生产、金融、化工、物流、 房地产与酒店为主的综合业务体系。公司第二大股东为陕西榆林能源集团和长安汇通集团各 持有公司 8%股权，陕西榆林能源集团的实控人为榆林市国资委、榆林市财政局，长安汇通集 团的实控人为陕西省国资委。

1.2.良好现金流与充裕在手资金，高分红有望延续

营收稳步增长，利润受煤价影响大。随着电厂的投产以及煤炭产能的陆续释放，公司营 业收入从 2018 年的 55.63 亿元稳步增长至 2022 年的 202.85 亿元，复合增长率达到 38.19%; 归母净利润从 2018 年的 2.77 亿元增长至 2020 年的 7.44 亿元，2021 年由于市场煤价上升， 电力业务净利润下降，公司归母净利润下滑至 4.04 亿元；2022 年，随着燃煤火电电价上浮、 及新疆吉木萨尔电厂的投产，公司归母净利润达到 24.72 亿元，同比增速高达 512%；2023 年 前三季度，公司归母净利润为 21.95 亿元，同比增长 8.86%。

管理效率提升，费用实现压降。2018-2020 年公司毛利率稍有下滑；2021 年，受煤炭价 格波动的影响，公司毛利率下降至 31.8%；2022 年回升至 39%；2023 年前三季度升至 42.9%。 随着公司管理效率的稳步提升，管理费用率由 2018 年的 10.06%压降至 2023 年前三季度的 5.03%，财务费用率压降至 4.64%。

资产负债率下降，净资产收益率稳步提升。公司资产负债率由 2018 年的 64.3%下降至 2023 年三季度的 52.9%。净资产收益率由 2018 年的 2.37%增长至 2022 年的 17.62%，总资产 收益率由 2018 年的 2.55%增长至 2022 年的 10.52%。

良好的现金流与充裕的货币资金支撑公司高分红。自 2018 年起，公司净现比维持在 1 以 上，经营性现金流净额由 2018 年的 17.9 亿元增长至 2022 年的 89.03 亿元。因获得 IPO 募 集资金，公司在手货币资金由 2018 年底的 13.54 亿元增长至 2023 年三季度末的 66.65 亿 元。根据公司 2022 年年度权益分派实施公告，2022 年度向全体股东每 10 股派发现金红利 3.5 元（含税），现金分红总金额 13.123 亿元，占 2022 年归母净利润的比例为 53.1%。根据 公司公开投资者关系活动记录表，公司章程规定每年现金分红比例不低于 30%，在考虑公司 经营业绩与投资计划合理安排的基础上，公司将积极回报公司股东。因此，未来不排除公司 继续维持高分红比例。

2.煤电联营是孕育红利低波的摇篮

2.1.传统火电业绩存在波动性

传统火电存在着业绩波动性，其本质是煤、电定价机制的市场化程度不同。火电行业作 为煤炭行业下游，其营业收入主要取决于发电量和上网电价两个因素，而其营业利润与煤价 呈负相关关系。从火电企业业绩表现看，煤价成本波动是火电企业业绩的核心决定要素。根 据国内主要火电公司公告披露的成本构成，正常年份下，煤炭成本约占总发电成本的 55%- 70%，其次是折旧费用、财务费用、人工费用等。2021 年下半年以来，受“双碳”目标影响， 我国煤价出现历史级别大幅上涨，根据 Wind 数据，2021 年 10 月，秦皇岛动力煤市场价最 高突破 2500 元/吨；2022 年下半年，受全国罕见持续高温干旱影响，丰水期来水大幅低于预 期，再次出现限电现象；2023 年，受进口煤冲击，煤价较 2022 年有所回调，但依然维持历 史较高水平。连续三年煤价持续高位运行，导致 2021-2023 年火电企业燃料成本占比大幅提 升，火电业绩承压。

2.2.煤价长协和容量电价，优化火电业绩稳定性

近年来，国家发改委从推动电煤长协比例提升和容量电价两方面来保障火电盈利。 政策引导煤、电企业落实长协合同抵御周期波动。2022 年由于煤价依旧高位运行，多项 政策陆续出台，国家稳价同时提高煤企、电企长协比例。1）“稳价”方面，据国家发改委， 2022年初国家将下水煤合同基准价由原先的535元/吨调整为675元/吨（5500大卡动力煤）， 同时明确秦皇岛港和山西、陕西、蒙西、蒙东等重点地区出矿环节煤炭中长期交易价格合理 区间。随后国家发改委进一步加强对生产环节和流通运输环节的价格管控，5 月更是连续发 表八篇《煤炭价格调控监管政策》系列解读，对稳煤价政策进行优化、打补丁。2）“提长协” 方面，2022 年煤炭中长期合同要求，煤炭企业签订的中长期合同数量应达到自有资源量的 80% 以上，发电供热企业年度用煤应实现中长期供需合同全覆盖。在国家严令推动以及市场煤居 高不下的背景下，2022 年多数火电企业提高了中长期电煤覆盖率，实现业绩减亏。而 2023 年电煤中长期合同在延续此前长协定价机制的同时，也在数量要求、运力配置等方面进行细 化，做到覆盖范围更广、签订期限更长、履约要求更严，旨在实现煤炭、电力上下游的协调 发展。

容量电价保障覆盖火电基础运行成本。2023 年 11 月，国家发改委、能源局发布《关于 建立煤电容量电价机制的通知》，为适应煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型的新 形势，将现行煤电单一制电价调整为两部制电价，其中电量电价通过市场化方式形成，灵敏 反映电力市场供需、燃料成本变化等情况；容量电价水平根据转型进度等实际情况合理确定 并逐步调整，体现煤电对电力市场的支撑调节价值。根据政策规定，用于测算容量电价的煤 电机组固定成本为每年每千瓦 330 元，2024-2025 年各省通过容量电价回收固定成本的比例 为 30%-50%；2026 年起，将各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于 50%。

2.3.煤电一体化，攫取煤电全产业链盈利

尽管国家发改委采取一系列措施保障火电盈利，但火电电价、煤价两端浮动的属性依然 导致其盈利不够稳定。而煤电一体化可以使煤矿和火电厂建立一种互补的、长效的利益共享、 风险共担的机制，降低因为煤价波动带来的经营风险，确保电厂燃料长期稳定供应的同时还 可减少中间采购环节，大幅降低发电成本并锁定下游火电利润。据《煤电一体化深度融合发 展的国神路径研究》（2020）的分析，国家能源集团旗下国神公司的煤电一体化项目除了通过传统方式建设坑口电厂，减少煤炭流通环节实现内部降本外，还通过水汽互补利用，燃料经 济掺烧等创新方式降低生产成本，提高产业协同效应。

3.煤电一体化盈利能力强，在建与筹建项目储备充分

3.1.在建与筹建电站充足，坑口电站盈利能力强

截至 2023 年底，公司共有 7 个火电项目（14 台机组）在运，分别为清水川一期、清水 川二期、赵石畔一期、麟北、商洛一期、渭河、吉木萨尔项目，合计控股在运装机容量为 918 万千瓦。据公司招股书披露，其中，除吉木萨尔项目位于新疆外，其余火电项目均位于陕西 省内；麟北、商洛一期与渭河项目为热电联产项目，分别向宝鸡市部分县城、商洛市市区、 西安北城区与西咸新区等地提供采暖供热服务。根据公司公告，清水川三期首台机组（5 号 机组）已于 2024 年 1 月 15 日通过 168 小时试运行顺利投产，新增装机 100 万千瓦。因此， 截至 2024 年 2 月底，公司控股在运火电合计装机容量达 1018 万千瓦，权益装机达 725.18 万 千瓦。 充足的在建与筹建火电项目支撑公司业绩增长。截至 2024 年 2 月底，公司拥有 4 个在 建火电项目，分别为清水川三期 6 号机组（100 万千瓦）、安塞热电一期（5 万千瓦）、商洛二 期（132 万千瓦）、延安热电（70 万千瓦），合计控股装机 307 万千瓦。根据公司公告，清水 川三期 6 号机组预计将于 2024 年 3 月 31 日前投产；商洛二期项目建设周期为 25 个月，因 此预计将于 2026 年投产；延安热电项目已于 2023 年 12 月底开工，建设期为 24 个月，因此 预计于 2026 年初投产。此外，公司还在筹建赵石畔二期项目，控股装机容量为 200 万千瓦。

公司坚持煤电一体化布局，坑口电站燃料成本低、运费低，盈利能力有保障。公司下属 的清水川煤电、赵石畔煤电、麟北发电项目均为典型的煤电一体化坑口电站，其中清水川煤 电项目位于陕北煤电基地，所耗的煤炭燃料主要来自公司的冯家塔煤矿，与冯家塔煤矿一同 由子公司清水川能源管理；麟北发电项目所用煤炭来自于公司的园子沟煤矿，同时公司在附 近筹建丈八煤矿以提升煤炭产能；赵石畔项目配套赵石畔煤矿已于 2020 年 7 月开工，预计 将于 2025 年投产。此外，公司吉木萨尔电厂位于新疆煤炭资源富集区，尽管所用煤为外部采 购，但也为典型的坑口煤电。随着公司电力装机的增长，商品煤自用量从 2019 年的 285.58 万吨增长至 2023 年的 1288.76 万吨（根据 2022 年上半年原煤洗选率 81%，假设 2022 年、 2023 年全年保持 80%的水平），目前自用比例接近 70%，未来有望继续提升。 煤电一体化坑口电站的优势显著，公司下属电厂与煤矿可实现产业协同、资源共享、就 地转化，煤矿所产的煤通过皮带直接就近供给给公司电厂，节约了煤炭的运输成本，能有效 降低电站的发电成本，尤其是燃料成本，同时减少煤炭价格波动火电项目盈利能力的影响。 以公司已实现煤电一体化的清水川坑口电站为例，2021 年在市场煤价高企的背景下，清水川 能源子公司仍能实现 5.62 亿元的净利润。同时，横向对比下，公司电力板块的盈利能力远高 于其他尤其是非煤电一体化的火电公司，2022 年上半年、2023 年上半年的度电毛利分别达 到 0.1 元/kWh、0.14 元/kWh。目前公司坑口电站的装机容量合计 762 万千瓦，占在运装机的 比重为 74.85%。未来随着赵石畔等配套煤矿的陆续投产，公司自供煤量有望继续增长，火电 板块的盈利能力有望进一步提升。

机组先进，供电煤耗等能效指标领先。公司发电机组大多为近几年投产的新机组，绝大 多数机组是“十三五”和“十四五”期间投产的高效能指标优的先进机组。在运的 7 个火电 项目中有 5 个项目为 2019 年及以后投产的新机组，共有 4 个项目（清水川二期、赵石畔一 期、商洛一期、吉木萨尔）采用超超临界机组，截至 2024 年 2 月底，公司在运控股装机中超 超临界装机占比达 75.05%。受益于较新的火电机组以及先进的生产工艺，公司火电项目的供 电煤耗优于国家标准和行业平均水平，且整体呈现逐年下行趋势。根据公司招股书，赵石畔 一期、商洛一期和吉木萨尔项目2022年上半年的供电煤耗分别仅为294.47、293.57、300.37， 分别较《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020 年)》中的标准平均水平低 7.1%、6.8%、 4.6%。除供电煤耗外，公司机组在其他能效方面也具备优势。据 2023 年半年报披露，在由中 电联组织开展的 2022 年度电力行业火电机组能效水平对标活动中，通过对供电煤耗、厂用 电率、综合耗水率、油耗等能效指标、技术监督指标、环保指标和可靠性指标的综合评价， 公司共有 5 台机组荣获“优胜机组”或“厂用电率最优机组”。低能耗能为公司有效节约发电 成本，带来盈利能力的提升。

机组具备深度调峰能力，后续灵活性改造压力较小，辅助服务收入可期。近年来，随着 我国新能源装机占比的提升，火电机组调峰与保供的重要性显现，国家陆续出台政策要求火 电机组进行灵活性改造以备满足调峰需求。公司下属火电机组深度调峰技术优势突出，具备 参与深度调峰的能力，辅助服务能力强。截至 2024 年 2 月底，公司已投运的 15 台机组中， 共有 13 台具备深度调峰能力（仅有清水川一期两台机组未具备），具备深度调峰能力的装机 为 958 万千瓦，占比达到 94.11%，均可深调至 40%以下额定出力，其中赵石畔一期、麟北、 商洛一期、吉木萨尔项目，可深调至 25%及以下额定出力。因此，公司存量火电机组后续灵 活性改造方面支出的压力较小。 此外，近年来由于新能源装机的快速增长，国家与各地陆续出台政策以推动健全辅助服 务市场价格机制，针对新能源的消纳问题，在调峰、调频、备用等方面给予火电机组相应补 偿费用。2023 年 8 月西北能源局发布《储能、负荷侧等市场主体参与陕西电网调峰、顶峰辅 助服务市场实施细则（试行）》，深度调峰交易采用“阶梯式”报价方式和价格机制，45%≤负 荷率<50%的报价上限为 300 元/MWh、30%≤负荷率<40%的报价上限为 550 元/MWh、20%≤负荷 率<30%的报价上限为 800 元/MWh、负荷率<20%的报价上限为 1000 元/MWh。2023 年 11 月 22 日，国家能源局西北监管局印发《西北区域电力辅助服务管理实施细则》，规定提供深度调峰 服务的燃煤火电机组，按照比基本调峰少发的电量补偿 300 元/MWh。根据公开投资者关系活 动记录表，目前公司在陕西省内的辅助服务收益排名位居前列。据陕西省国资委披露，截至 2023 年 11 月 21 日，公司商洛一期两台机组深度调峰收益超过 1 亿元，深度调峰单价、占 比、收益均位列陕西省全网第一。

3.2.陕西省电力格局优，高外送比例支撑利用小时

陕西省内电力需求与陕电外送量稳步增长。陕西省用电量由 2010 年的 859 亿千瓦时增 长至 2022 年的 2376 亿千瓦时，年复合增长率达到 8.8%，略高于全国用电量 6.2%的复合增 速。陕西省是国家重要的能源基地，是西电东送的战略要地。陕西省外送电量逐年提升，电 力调出由 2010 年的 260 亿千瓦时增长至 2022 年的 601 亿千瓦时，2022 年电量外送比例超过 20%。陕西省发布的《全省国民经济和社会发展第十四个五年规划和二〇三五年远景目标纲 要》提出“加快陕北—湖北特高压直流输电工程建设，积极谋划陕北—华东、华中特高压直 流送电工程，‘十四五’时期电力外送能力达到 3000 万千瓦，打造西北电网跨区电力交易枢 纽”，未来陕西省外送电量有望维持增长态势。

陕西省电力供给以火电为主。陕西省发电量从 2010 年的 1101.91 亿千瓦时提升至 2023 年的 2945.8 亿千瓦时，年复合增长率达 7.86%。从电力供给结构看，截至 2023 年底，陕西 省总电力装机达到 9606.5 万千瓦，其中火电装机容量达 5675.75 万千瓦，占比 59%；2023 年 火力发电量 2577.27 亿千瓦时，占全省总发电量的 83%。

公司在陕西省主力火电厂中装机占比较高。在陕西省内，公司的主要竞争对手为大唐集 团陕西公司、陕煤集团、榆能集团。从陕西省电力供给市场竞争格局来看，据陕西电力交易 中心披露，截至 2023 年底，陕西省一共有 33 个主力火电厂，合计装机容量为 2994 万千瓦， 其中公司共有 6 个火电厂被纳入陕西省主力火电厂，合计装机容量为 646 万千瓦，占比 21.6%， 位列全省第二。

公司电量外送比例高，保障机组利用小时。公司参与西电东送的煤电机组装机和比重持 续提升，目前公司共有 3 个火电项目 6 台机组为外送机组，分别为：在运的赵石畔一期 2× 1000MW 项目（外送山东）、在运的吉木萨尔 2×660MW 项目（外送安徽）、在建的清水川三期 2 ×1000MW 项目（外送武汉）；合计装机容量达到 532 万千瓦，占公司在运与在建机组的比重达 到 42.63%。外送机组在电量上较其它机组有明显优势，公司较高的外送比例在一定程度上能 保障电力消纳。

4.优质煤矿在手，长期产能扩张空间大

公司煤炭资源储量丰富，拥有煤炭保有资源量合计约 41.64 亿吨。根据公司公告，截至 2023 年底，公司核定煤炭产能 3000 万吨/年，在陕西省内拥有 5 个矿井，分布于神木市、府 谷县、麟游县、横山区，其中已投产产能为 2200 万吨/年，在建产能为 800 万吨/年，其中包 括园子沟煤矿东翼 200 万吨/年（已于 2024 年投产）以及赵石畔煤矿 600 万吨/年（有望于 2025 年投产）。同时设计能力为 400 万吨/年的丈八煤矿项目正在办理核准，核准后公司核定 煤炭产能有望进一步增至 3400 万吨/年。公司下属煤矿产品主要为长焰煤和不粘煤，煤质较 优，按下游用途分类主要为动力煤（主要用于电厂）和化工用煤。

2021 年以来煤炭供需偏紧，公司煤矿产能利用率持续提升。根据公司公告，公司原煤产 量从 2019 年的 1400 万吨增长至 2023 年的 2328.94 万吨，2023 年产能利用率达到 105.86%。 目前，公司所产煤矿以供应公司下属自有控股电厂为主，部分自产煤因运输距离较远以及非 煤电一体化项目等原因实现对外销售。根据公司招股说明书，2019 年以来公司自用煤比例从 27.2%提升至 2021 年的 53%，2022 及 2023 年，在原煤产量持续提升的背景下，公司自产煤 外销量进一步下降，未来随着公司在建电厂陆续投产，自用煤比例有望实现持续提升，充分 发挥煤电一体化优势。

陕西煤炭资源在地区分布上具有显著的不均衡性。据《新时期陕西省煤炭资源勘查开发 布局研究》（2021 年 12 月发表），陕西省 2000m 以浅含煤面积约 5.6 万 Km2，占全省面积的 27.7%。陕西省累计探获煤炭资源量 2790.45 亿吨，其中保有资源量 1995 亿吨（其中已占用 资源量 144.13 亿吨，尚未利用资源量 1815.65 亿吨）。煤炭资源主要分布于渭河以北，秦岭 以南的商洛、宝鸡两地有零星分布，在地区分布上呈现极大的不均衡性。公司在运的凉水井 煤矿、冯家塔煤矿及在建的赵石畔煤矿均位于榆林市，在运的园子沟煤矿及筹建的丈八煤矿 位于宝鸡市，基本集中在陕西省煤炭资源丰富区。

从成本端看，公司受益于陕西省地理位置优势，陕西煤炭资源主要集中与陕北和渭北， 具备挥发高、灰分低、高热量、低水分的特点，特别是陕北地区具有煤炭赋存条件好、埋藏 浅、开采技术条件优越等特性。因此陕西省煤矿具备资源禀赋优势，开采成本较低，2019- 2022 和,公司外售煤单吨平均成本分别为 139 元/吨、159 元/吨、232 元/吨和 200 元/吨，单 吨成本波动主要由于公司各煤矿开采成本有差异，各煤矿外售煤占比变化所致。横向对比各 煤炭公司煤炭单吨成本，陕西能源开采成本低于行业平均，成本优势凸显。

国内煤价近两年维持高位，现阶段呈下行趋势但整体价格中枢仍明显高于2021年以前。 2021 年，受煤炭行业供给侧改革后产能供给不足、下游用电需求旺盛、水力发电疲软等因素 影响，国内煤价从 1 月开始震荡上行，10 月达到全年最高水平，其后在国家能源稳价保供调 控政策下，煤价迅速回落。据 Wind，秦皇岛 Q5500 动力煤市场价由 2021 年初的 797.5 元/吨 上涨至 10 月最高点 2592.5 元/吨，涨幅约为 225%。2022 年，在俄乌冲突、极端高温天气、 煤炭新增产能释放有限等多重因素影响下，煤价持续高位运行，价格中枢抬升明显。据煤炭资源网，2022 年秦皇岛港动力煤 Q5500 平仓价中枢约为 1268 元/吨，相较于 2021 年的 1029 元/吨上涨约 23%，相较于 2020 年价格中枢 568 元/吨上涨约 81%。 煤炭现货价格大幅上涨背景下2021年以来公司单吨平均售煤价格实现较大提升，从2020 年的 334.46 元/吨提升至 700 元/吨以上，2021-2022 年上半年平均煤价分别达到 725.05 和 706 元/吨。2023 年至今，受宏观经济“弱复苏”、煤炭供给宽松、各环节库存高企等影响， 市场煤价格下行较为明显，截至 2024 年 3 月 7 日，秦港动力混煤 Q5500 动力煤价格仍在 922 元/吨，虽与 2022 及 2023 年相比有小幅下移，但与 2021 年以前市场煤价相比仍处高位。同 时，从坑口煤价表现看，截至 2024 年 3 月 7 日陕西榆林坑口含税价 772 元/吨，同样维持相 对高位。

长期来看，在“双碳”背景下，煤企建矿意愿及动力不足，而风、光发电的不稳定性使 得后续的经济发展仍需依赖传统能源发电来实现，存在一定的能源惯性，由此出现中短期内 煤炭供给不足而需求仍强的局面。尽管国家已经在近两年努力增加煤炭行业固定资本开支， 但实际拆分下来主要投向已有煤矿的核增，考虑到在经历 3 年高强度增产保供的产能充分挖 掘后，后续新增产能的增长空间或面临一定掣肘，同时不可忽略的是，从 2023 年下半年开 始，主产地事故频发，安监压力持续加码，或限值煤矿产能进一步释放。供需紧平衡下使得 煤价拥有维持相对高位的基础。

政策引导煤电企业落实长协合同抵御周期波动，明确煤炭中长期交易价格合理区间。 2016 年以前我国煤炭价格经历了计划价格、指导价格、市场价格等多种定价机制。2016 年， 国家发改委联合煤、电、钢协会共同发布《关于平抑煤炭市场价格异常波动的备忘录的通知》， 要求 2016-2020 年间，建立电煤钢煤中长期合作基准价格确定机制，以长协基准价为基础建 立价格预警机制，即“基准价+浮动价”的定价模式。2022 年初，国家将下水煤合同基准价 调整为 675 元/吨（5500 大卡动力煤），相较于 2017 年来一直沿用的 535 元/吨上涨 26.17%。 2022 年 2 月发布的《国家发展改革委关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》明确秦 皇岛港和山西、陕西、蒙西、蒙东等重点地区出矿环节煤炭中长期交易价格合理区间。2023 年电煤中长期合同在延续此前长协定价机制的同时，也在数量要求、运力配置等方面进行细 化，做到覆盖范围更广、签订期限更长、履约要求更严，旨在实现煤炭、电力上下游的协调 发展。2023 年以来长协价格虽呈现小幅下移趋势，但整体波动幅度远小于动力煤市场价。

一方面，公司有望提升长协比例平抑现货价格波动；另一方面，随着电力装机逐步投产， 我们判断公司未来外售煤量将进一步下降，外售煤业务占公司业绩比例有望持续下降，据我 们测算，公司在清水川三期、赵石畔二期、商洛二期三座电站投产后，在陕西省内的火电装 机规模将达到 1318 万千瓦，按 2021 年公司平均利用小时数及 2022H1 在运各电厂供电煤耗 数据测算，待当前在建与筹建机组全部投产后公司陕西省内电厂耗煤量有望达到 2901.28 万 吨。从煤炭产能角度看，园子沟东翼、赵石畔煤矿、丈八煤矿投产后，公司煤炭核定产能将 达到 3400 万吨，对应 100%的产能利用率及 80%洗选率商品煤产量预计达到 2720 万吨，除运 距过远等特殊情况外我们预计未来公司煤炭将基本供给内部电厂，同时公司电厂仍有小部分 外采需求。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）