2024年新集能源研究报告：煤电联营高成长，火电盈利突出

中煤集团旗下煤电联营平台

公司以煤炭业务起家，于 2007 年在上交所上市，原控股股东为国家开发投资公司，后划入 中煤集团管理。2016 年板集电厂投产，公司实现控股电力资产为零的突破，由煤炭公司转 型为煤电联营公司，此后至 23 年公司电力产能稳定，公司收入&毛利主要由产能较大及毛 利率较高的煤炭业务贡献，23 年煤炭业务收入/毛利贡献占比为 68%/82%。2021 年煤价高 企下公司业绩大增，22 年煤价开始回落，但公司新增煤炭产能 300 万吨/年、市场化改革下 电价上涨，因此营业收入、归母净利润仅同比降低 4%、15%，但仍高于 2020 年及之前的 水平。23 年-24Q1 市场煤价继续下行，但公司煤炭热值提升拉高外销煤价，实现营业收入 &归母净利润稳中有升。22-23 年公司投资支出扩大，但公司仍保持分红逐年提升，每股股 利 21-23 年持续提升了 0.08 元。同时，19-23 年公司资产负债率、财务费用、平均借贷利 率逐年降低，为后续电厂建设营造有利融资环境。

中国中煤旗下煤电联营平台，原属国投公司控股

公司原为国家开发投资公司控股，后划入中国中煤集团管理。公司成立于 1989 年，原为淮 南市地方煤矿企业，1994 年转由国家开发投资公司控股，从地方企业转变为中央企业。2007 年 12 月，公司 A 股在上交所成功上市。2016 年 9 月，在国资委推动央企煤炭去产能的背 景下，公司由国家开发投资公司划入中国中煤集团管理，中国中煤集团成为公司控股股东， 截止 24Q1 持有公司 30%的股份。

煤炭业务贡献主要收入，23 年至今业绩稳中有升

公司业绩水平自 20 年后显著提升，23-24Q1 收入&利润稳中有升。2020 年公司营业收入 同比降低，但得益于所得税费用同比减少了 2.4 亿，公司归母净利润实现同比增长 47%。 2021 年公司营业收入/归母净利润同比+49%/+187%，主要系煤价高涨下公司煤炭业务收入 同比+71%。2022 年，煤价高位回落，但价格中枢仍高于上涨前的水平，且公司新增板集 煤矿 300 万吨/年产能，加之市场化改革下电价上涨，公司收入实现稳中略降，同比减少 4%， 归母净利润同比降低 15%，二者均远高于 20 年的水平。2023-24Q1，虽然市场煤价整体下 滑，但得益于公司煤炭热值上升，外销煤价格不降反升，且 24Q1 公司上网电量同比+28%， 23-24Q1 公司营业收入、归母净利润稳中有升，23 年/24Q1 实现营业收入 128 亿/31 亿， 同比+7%/+6%，实现归母净利润 21 亿/6 亿，同比+2%/+1%。

目前公司煤炭自用比例较低、电力产能不高，外销煤炭贡献了主要的收入和毛利。公司目 前仅板集一期和宣城电厂需要自用煤，整体煤炭产量高于自有电厂耗煤量，19-23 年商品煤 自用比例仅在 19%-26%之间，大部分煤炭进行外销，且煤炭业务毛利率高于电力业务，外 销煤炭贡献了主要收入和毛利，煤炭业务 23 年收入/毛利贡献占比达到 68%/82%。电力业 务产能较小且毛利率相对低，23 年收入/毛利占比分别为 32%/18%。 电力产能不变下上网电量维稳，21 年来平均上网电价上升。19-24Q1，公司在产电力产能 为控股的板集电厂一期以及参股的宣城电厂不变，因此 19-23 年上网电量稳定在 95-102 亿 度之间。21 年电力市场化改革放开燃煤发电上网电价限制至上下浮动均不超过基准价的 20%，公司上网电价自 20 年的 0.318 元/千瓦时涨至 24Q1 的 0.408 元/千瓦时。目前，公 司电量全部市场化。安徽省市场化电量以年度长协为主，2022 年电力直接交易年度交易签 约比例超 80%。

煤炭业务与电力业务毛利率周期性互补。19-23 年公司煤炭业务毛利率在 45%-57%之间， 明显高于电力业务，二者在变动趋势上存在反向运动特征，可以对盈利波动实现一定的平 抑作用。2021 年，公司电力业务毛利率下降、煤炭业务毛利率上升明显则系因为市场煤价 较高的缘故。22-23 年，市场煤价开始下行，公司煤炭业务毛利率下降、电力业务毛利率回 升。 费用管控效果佳，19-24Q1 期间费用率下行显著。公司期间费用主要为财务费用和管理费 用，期间费用率自 19 年的 16%降至 24Q1 的 10%，共降低了 6.3pct，其中管理费用率、 财务费用率分别下降了 0.7pct、5.6pct。2021 年，公司综合费用率同比大幅下降 7pct，主 要系公司 21 年收入同比高增 49%的情况下期间费用实现同比降低 5.4%。22 年费用率小幅 反弹，23-24Q1 期间费用率继续下行，至 24Q1 期间费用率为 10%。

每股股利逐年提升，资产负债率&融资成本双降

尽管投资支出较大，公司 19-23 年每股股利仍每年提升。公司经营性现金流净额与收入波 动趋势一致，23-24Q1 公司煤炭热值提升拉高外销煤价，今年一季度上网电量增长，23 年 与 24Q1 公司分别实现经营性现金流净额 38 亿元、10 亿元，同比+26%、+40%。22-24Q1 公司拟建在建项目较多，投资活动现金净流出明显扩大，考虑抵减此项后公司剩余经营性 现金流净额 22-23 年分别为 9 亿元、8 亿元，较 19-21 年明显降低，但公司仍保持分红金 额和每股股利持续增长，公司分红金额较 21 年的 1.8 亿元涨至 23 年的 3.9 亿元，每股股 利 23 年较 21 年提升 0.08 元。

资产负债率、财务费用逐年降低，公司可融资空间扩张，同时融资成本下行，为公司电厂 建设创造有利融资环境。19-24Q1 公司资产负债率持续降低，由 19 年的 76%降至 24Q1 的 59%。同时，随着还本付息的推进和公司对融资成本的全力压降，公司财务费用持续下 降，2019-2023 年平均每年同比减少 1 亿元。较低的资产负债率蕴含公司的债权可融资规 模仍有较大提升空间，有利于后续新项目建设推进中的资金支持，融资成本方面，近年来 贷款利率下行，公司平均借贷利率也由 19 年的 6%降至 23 年的 4%。

公司盈利能力强劲，ROE 居可比公司前列。2020 年，公司所得税费用同比减少 2.4 亿，带 动收入下降下归母净利润同比增长 47%，2021 年煤价高涨，公司煤炭业务收入大幅增长、 煤炭业务毛利率提升 12pct 至 57%，实现归母净利润同比+187%，高于营业收入 49%的增 长。因此，20-21 年公司销售净利率直线上涨，带动 ROE 从 19 年的 8%涨至 21 年的 20%。 22 年煤价下行导致公司利润下滑，公司 ROE 同比降低，但仍高于 19-20 年的水平。整体 来看，除 22 年 ROE 低于甘肃能化，公司 20-23 年 ROE 均位列可比公司首位，盈利能力 强劲。

安徽省电力供需偏紧，火电为主力电源

安徽省电力供需偏紧，23 年火电利用小时全国第二

安徽省用电量快速增长，16-23 年 CAGR 达 9%，24Q1 用电量增速位列全国第三。安徽省 经济高速发展，电力需求强劲，16-23 年用电量 CAGR 达 9%，其中，第二产业用电量占据 大头，16-23 年占安徽省总用电量比例在 63%-68%浮动。根据安徽省能源局公布的数据， 2024 年 1-3 月，安徽省用电量 843.2 亿千瓦时，同比增速达到 15.2%，位居全国第三。根 据安徽省能源局测算，2024 年安徽最大用电负荷可达到 6530 万千瓦，相较于 2023 年 5605 万千瓦的最大用电负荷明显上升。 供给层面十四五火电装机增速放缓，2023 年火电装机增速低于 7%。火电为安徽省主力电 源，根据安徽电力交易中心公布的数据，2023 年火电发电量占比 86%，2020-2023 年，安 徽火电装机容量维持增长，增速略微放缓，2020-23 年火电装机容量增速分别为 -4%/7%/6%/5%，而安徽省用电量增速为 6%/12%/10%/7%，最高负荷 20-23 年复合增长 5%。风光装机 2020 年以来快速扩大，截止 2023 年底火电装机占比 56%。根据安徽省能 源局的公告，安徽省 2022-24 年电力供需形势确定为红色预警，是全国电力供需形势最为 严峻的省份之一。

考虑外输电量和输入电量，安徽省电力供需紧平衡。2020-2023 年，安徽省输出电量维持 644-683 亿度的高位，而输入电量在 323-425 亿度之间，明显不及外输电量。我们测算安 徽省总需求为外输电量与用电量之和，总供给为输入电量与发电量之和，测算出 21-23 年 安徽电力供需系数（总供给/总需求）为 0.9/1.0/1.0，电力供需整体紧平衡。 电力供需紧张下，安徽火电利用小时位列全国第二。省内电力需求旺盛加上“皖电东送” 电量保持增长，使得安徽省火电利用小时高，20-23 年利用小时持续增长，分别为 4577/4739/4894/5090 小时，23 年安徽省火电利用小时位居全国第二，仅次于新疆。

安徽煤炭&火电集中度高，公司省内市占率居同行前列

安徽省煤炭和火电产能集中度较高，公司控股煤炭、电力产能分别位列全省第三、第四。 公司是华东地区大型煤炭、电力综合能源企业之一，所属煤矿、电厂分布在安徽省内，其 中煤炭生产、销售在安徽省内处于中等规模，发电效率居于安徽省前列。截止 2022 年末， 安徽省煤炭控股产能 CR3 达到了 88%，集中度较高，其中公司煤炭控股产能市占率达到 18%位列第三，第一、第二分别为淮南矿业（42%）和淮北矿业（27%）。相较于江苏等电 力产能较为分散的省份，安徽省火电控股装机的集中度较高，CR3 达到 53%，其中公司火 电控股装机市占率为 10%，仅次于国能神皖（21%）、皖能电力（20%）、淮南矿业（12%）。

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。

手握优质产能，煤电联营提升在即

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%）。

电力业务盈利水平突出

高发电效率下，度电净利润居可比公司之首

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。

吨煤成本较高，但未来煤炭将大比例转自用

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。

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