2024年新集能源研究报告：当煤电联营在需求中心，双赢就是我赢两次

1 关于新集能源和煤电联营的一些思考

自 2021 年以来，我国的煤炭经营环境发生了巨大的变化，整个行业经历了国内 供不应求、政策推动保供、海外因素扰动、供需再度平衡等多个变化，这期间， 煤炭价格出现大幅波动、供应的渠道出现拥挤、供应可靠性受到威胁。为保障能 源安全，国家出台长协煤从少到多、从无到有、从鼓励到强制，煤炭储备的建设 提上日程，与此同时还有对于煤电联营的鼓励。 本篇报告的主角新集能源在这个当口被市场所发掘，公司是个典型的煤电联营公 司，同时拥有电力和煤炭上下游的资产，且业务上有联动，控股电厂的供煤基本 上全部由自家独资的煤矿所提供（板集煤矿和利辛电厂一期），目前公司整体的 煤炭产量大于自家电厂的用量，但公司正规划建设电厂，谋求完全的煤电联营， 关闭煤炭敞口。电厂新建项目让市场意识到公司的成长价值，但市场仍然有所担 忧，一是担忧新机组盈利能力不够高，二是担忧电价的压力。 对于市场的担忧，我们理解，但同时认为：市场目前尚未发掘新集能源及煤电联 营的全部优势和逻辑，甚至对于煤电联营存在一定的误解。本篇报告将尝试进一 步诠释公司的优势所在，以及为什么我们在公司当前四季度股价相较去年年初接 近翻倍的状况下，仍然持续看好公司未来的经营和表现。

2 煤电联营的意义：回收让利，提升久期

截至目前，有很多人认为煤电联营的核心逻辑在于“熨平波动，提升稳定性”， 但我们认为，至少对于新集能源来讲，这个效果并不明显。其一：新集能源的煤 炭销售存在大量的长协煤，其价格相对于市场煤而言已经是非常稳定了，这一点 从新集能源过去三年的利润情况也可以看出来：2021-2023 年煤炭价格是上涨、 见顶、回落的过程，但公司的归母净利润分别为 24.34 亿元、20.64 亿元和 21.09 亿元，与煤价的波动趋势并不相符。其二，所谓“熨平波动”的背后逻辑是电价 波动幅度和频次一般情况下小于煤炭，这个在过去计划电价体系、市场化电价不 允许上浮的环境下是成立的，然而随着电力体系市场化改革的推进，全部工商业 用电进入市场化，年度、月度、日前、分时电力市场逐渐完善，2023 年电价开放 上浮，2024 年正式执行容量电价，结合市场煤价也已经不再高企到让下游电企在 市场交易中顶格报价的环境，其实电价的波动也已经相对自由，不再一成不变。

2.1 回收长协出让的利润

公司目前电厂的盈利能力逐渐提高，从过去几年的经营数据可以明显看出，在自 家供煤成本较低，电价转向市场体系且允许上浮之后，利辛电厂一期的度电利润 已经达到了 6 分钱以上的水平。

过去的 4 年中，受到全国煤炭供需偏紧、煤价持续上升、电厂大面积亏损的影响， 电力系统放开了市场交易价格相较于基准价（原燃煤发电标杆上网电价）不允许 上浮的限制，允许交易价格上浮 20%。安徽的燃煤发电基准价为 0.3844 元/千瓦 时（含脱硫脱硝除尘，含税），利辛电厂作为 2016 年 1 月 1 日后的投运的机组， 还享受 0.5 分的超低排放电价，即 0.3894 元/千瓦时的含税基准价，上浮 20%之后的价格上限为 0.4673 元/千瓦时（含税）。从表格可以看到，即便在煤电冲突 压力最大、电价尚未允许上浮的 2021 年，利辛电厂在内部便宜的长协煤的支撑 下，仍然能够保持盈利，在电价上浮之后的 2022 年则实现了 0.6 元/千瓦时的度 电利润。而利辛电厂之所以能够实现比行业平均水平高的多的利润，则主要是来 自我国电价体系的逻辑和安徽省复杂的煤炭价格形势所导致。 我国的电价体系经历了多次的演变，从最开始的垂直一体化系统，到厂网分离制 定各地标杆电价，再到现在的全面市场化。在当前燃煤发电已经基本上全面市场 化的环境下，我国的电价机制仍然是围绕着历史遗留下来的“标杆电价”体系来 开展的，只不过现在称之为“基准价”，且有“基准+浮动”的定价范围机制。以 安徽为例，安徽的燃煤发电基准价为 0.3844 元/千瓦时，这个数值沿用了 2017 年 7 月 1 日我国最后一次调整后的燃煤发电标杆上网电价的水平（含环保电价），目 前的市场化价格机制允许价格在基准价水平上浮动 20%。

按照燃煤发电标杆电价的定价历史，各省标杆电价的拟定核心因素主要有两个方 面：一个是所处地区的经济发展状态，另一个则是各地的煤价。由于我国煤炭主 产在“三西地区”（山西、陕西、内蒙古西部），因此其他地区的用煤主要从主产 地通过铁路、海运、公路运输等各种渠道运送而来，也造成了虽然产地煤价可能 相差不大，但运送到各地加成的路费却不一样，大致形成了“离产地越远越贵” 的趋势性现象。 而这里涉及到一个非常重要的问题那就是：安徽的煤价结构可能是全国最复杂的 地方，在别的地区顶多出现长协煤、现货煤双规制的环境下，安徽方面可能出现 三轨甚至更多的价格，核心原因则来自安徽特殊的煤炭供应状态：他是煤炭生产 大省，但却同时是煤炭净调入型省份。 分歧出现在长协价格方面：按照国家发改委 2022 年 5 月出台的《关于进一步完 善煤炭市场价格形成机制的通知》，明确了各主要产煤区和港口的长协煤价格区 间。其中，安徽省定价为 545-745 元/吨，对标 5000 大卡煤，如果换算成 5500 大 卡，则价格约为 600-820 元/吨，略高于秦港价格水平。

然而，这却并不代表着安徽的煤价要高。因为安徽为煤炭调入省份，而北方地区 的煤炭到安徽却需要经过“海进江”的运输通道到达安徽，因此，安徽省地区的 “外来煤”，即便是长协煤，也需要加上海运、江运、铁运乃至汽运的运输费用。 其中，秦港至上海 4-5 万 DWT 的多年平均运费约为 30 元/吨，太仓/江阴港至安 徽芜湖一线运价约为 10-15 元/吨。如果再考虑陆上汽运费用（并非所有电厂都 在港口附近），再考虑到电煤的热值折扣（电煤以 5000 卡及以下为主），采购外 地长协煤可能会比本地直接采购要贵上 100 元以上。在海进江运输距离最远的省 份湖北，从港口到电厂的总运输价格可能要达到 200 元左右（该数据来自湖北省 能源局文件：关于进一步加强电力现货市场风险防范的通知—鄂能源调度 [2024]51 号）。

这还仅仅是长协煤的区别，如果考虑上现货煤，则安徽的电厂们在采购时会面临 三个选择：最便宜也是最紧俏的本地长协，贵一点但也能接受的外地长协，以及 最贵的、但为保障电力供应不得不买的现货煤。 这方面从安徽省的电力企业对比也可以发现：前文表 1 中我们计算过利辛电厂的 标煤单价（不含税），近两年约为 950-960 元/吨；而安徽的代表性电力公司皖能 电力，2022 和 2023 年估算的标煤单价分别约为 1147 元/吨和 1000 元/吨。

因此对于公司来说，由于公司的煤炭主要以长协的形式进行销售，因此某种程度 上是对下游电厂进行了“让利”。在当前的煤价和政策环境下，这部分让利加强了 下游电厂的盈利水平和风险承受能力。因此，公司新建电厂打通产业链，本质是 收回这部分出让给下游其他电厂的利润。 前面说到电价的制定看煤价水平，安徽的煤炭价格又相对复杂，不同的电厂可能 会采购出三种不同价格的煤炭来，目前而言，本地长协肯定是最便宜的，外地长 协贵一些，外地现货则最贵，那安徽的本地电价用哪个煤炭价格做基准呢？ 不管是我国历史上的标杆电价也好，还是现在的市场化竞价也好，我国的电价基 本上是一省一价，电厂之间的价格区别主要是来自环保电价的差异。在基本上同 价出清的环境下，安徽的电价在竞价之时，最终出清电价需要保证综合成本最高 的边际机组至少能够实现盈亏平衡，不然该价格不可持续。而煤价方面，我们以 最贵的外来现货煤为基准，当前假设北港 5500 大卡含税价为 850 元/吨。

而我们以利辛电厂一期为例，也可以大致规划出未来公司电力方面能够实现的利 润水平。而我们计算出的电厂的利润也是较全国平均的电厂利润水平要高，核心 就在于煤电联营带来的“1+1>2”的效果，其利润是回收长协煤出让的利润的体 现。

2.2 提升公司的经营久期

2.2.1 双碳背景下，电厂有望提升公司煤炭产能存续久期

从公司的年报中我们可以得知，公司旗下煤矿产能约为 2350 万吨，不计杨村煤 矿，资源量达到 35 亿吨，可采储量也有 14.7 亿吨。如果用可采储量去计算公司 的煤炭产能，平均需要采 62.4 年方可采完。

然而，当前以资源量也好、可采储量也好去估算一个煤炭公司的经营久期，可能 已经不是非常严谨了，因为摆在所有煤矿面前的有一个绕不过去的坎：碳达峰和 碳中和目标。

实现“碳中和”是应对全球气候变暖的必然要求。2021 年 1 月，世界气象组织宣 布 2020 年全球平均气温约为 14.9℃，较工业化前水平高出 1.2℃左右，是有记 录以来最暖的三个年份之一。而气候的变暖也导致了极端天气频发、冰川融化、 海平面上升等一系列问题。为应对全球变暖的威胁，《巴黎协定》确立了 2020 年 后国际社会合作应对气候变化的基本框架，提出把全球平均气温较工业化前水平 升高幅度控制在 2 摄氏度之内，并为把升温控制在 1.5 摄氏度之内而努力。而根 据联合国政府间气候变化专门委员会（IPCC）测算，若实现《巴黎协定》2℃控温 目标，全球必须在 2050 年达到二氧化碳净零排放。 从当前我国能源消费结构来看，原煤占比最高，达到 55%左右，这与我国资源禀 赋相关，但也导致了大量的碳排放，煤炭也是我国碳排放量占比最大的能源类型， 未来能源消费结构的调整预计是中短期内的任务重点。国务院于 2021 年 10 月 24 日印发的《2030 年前碳达峰行动方案》也提到“加快煤炭减量步伐，‘十四五’ 时期严格合理控制煤炭消费增长，‘十五五’时期逐步减少”。 所以，在碳中和大环境下，我国的煤矿必须要考虑的是未来的经营久期问题。如 果煤矿有出清风险，什么样的煤矿才能保障自己是最后被出清的那个？答案是显 而易见的，有下游需求保障的煤矿，也就是煤电联营的煤矿。而资产的价值是对 于经营久期非常敏感的，以新集能源来讲，其 2023 年实现的利润能持续 10 年还 是 20 年、50 年，其资产的价值会有巨大的变化。

2.2.2 煤电联营有望打开未来煤炭产能的成长

在拥有了煤电联营的基础上，公司未来持续发展煤炭产能的可能性有望显著增长。 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%。公司目前仍处于去产 能状态的杨村矿，规划建设的口孜西矿、连塘李矿、罗园矿和展沟矿，在当前的 煤炭供需环境和政策背景下，也需要相应的电厂为其铺平落地的道路。

3 安徽作为负荷中心，具备供需和价格优势

3.1 需求是决定电价的核心因素，华东地区存在缺电担忧

我国的电价体系在十三五到十四五期间，经历了循序渐进的市场化改革，电厂参 与市场化电量的比例逐渐提高，现在已经基本上实现了燃煤机组的全面覆盖。以 利辛电厂为例，在 2021 年的时候市场化电量比例为 83.13%，2022 年已经实现了 全上网电量市场化交易。而市场化的电价水平，则主要由市场的供需情况所决定。 考虑到我国的电力市场主要以省为单位进行建设和开展交易，则安徽省的供需环 境是首要考量因素，但不仅如此，我们甚至要考量整个华东地区包括江苏、浙江、 上海三地的供需情况，核心原因来自“皖电东送”。

“皖电东送”，是利用安徽（尤其淮南）丰富的煤炭资源，加强煤电基地和外送通 道建设，使安徽成为华东地区的能源基地。该设想于 2001 年由安徽发改委提出， 后写入安徽省委省政府文件，并经研讨后上报国家发改委，列入“十一五”国家 电力工业发展规划，在之后经历各项政策准备、建设施工后，于 2013 年正式完 成输送通道的建设并投入运行。从此，安徽省成为了华东地区的能源基地，每年 向江浙沪输送大量电力资源。 由于肩负着华东地区的电力供应任务，安徽省的火电利用小时常年维持高位， 2023 年，安徽省火电利用小时达到 5090 小时，仅次于新疆，位列全国第二。

在整个华东地区的高速经济增长下，安徽作为我国拥有较为可观的煤炭产能及储 量的省份，存在着较大的煤炭需求缺口，每年需要大量调入煤炭来满足本省的经 济发展和发电需求。以目前最新披露的数据为例：2022 年安徽省原煤产量为 1.12 亿吨左右，但煤炭消费量却达到 1.86 亿吨。

因此从安徽省的角度来看，因为承载着华东地区的需求，煤炭资源和电力供需环 境都是颇为紧张的。而近年来，安徽及整个华东地区仍然保持着较快的发展趋势， 用电量、经济发展和用能需求增速仍然保持在较高的水准。

2024 年前三季度，安徽省全社会用电量达到 2737 亿千瓦时，同比增长 14.0%； 不仅如此，今年 季，安徽省用电负荷 5 次创下历史新高，8 月 5 日峰值为 6354 万千瓦，远超出之前预期的 5200 万千瓦峰值，比 2023 年的最高负荷 5605 万千 瓦高了 13.4%。如果按照该趋势下去，未来安徽可能会持续出现用电缺口。

而至于安徽省“背负”的江苏和浙江地区，也面临着用电需求高速增长的环境： 2024 年前三季度，江苏和浙江的全社会用电量分别达到 6459 亿千瓦时和 5155 亿 千瓦时，同比增长 10.3%和 10.6%。两位华东的邻居不仅用电增速高，且其用电 体量都远超安徽省，这也给“皖电东送”带来了巨大的考验。实际上，今 期间 为了保障用电安全，国网安徽公司甚至与上海方面展开电力互济、与浙江和 建 电力公司展开电力交易等手段，以填补电力供需缺口。除此之外，2024 年 3 月 “陕电入皖”的主体工程“陕北~安徽±800 千伏特高压直流输电工程”开工，希 望在将来能够缓解安徽的缺电现象。

3.2 云南实例：“缺电的外送省份”电价如何演绎

安徽是一个传统的电力输出型省份，受到外送、经济发展等多方面因素，出现缺 电现象。这样的现象在我国是有先例的，那便是云南。云南省是我国的水电大省 之一，虽然其水电本有外送的计划，但是在水电已经建成、外送通道还不甚匹配 的时候，云南的水电弃水窝电现象严重。随着后续外送 东的通道逐渐成型，云 南的弃水现象得到了显著的改善，但整体云南的水电仍然偏向于过剩。在我国开 启电力市场化改革之后，云南率先完成了水电的竞价上网和市场化电价。在 2017- 2019 年期间，云南水电的出清均价基本不超过 0.24 元/千瓦时，丰水期时电价仅 0.11 元/千瓦时左右。 云南水电的转机出现在云南大力发展水电铝和水电硅项目落地的时候。2017 年 起，云南省政府发文支持引进电解铝、单晶硅等高耗能产业，打造水电铝材、水 电硅材一体化工业基地。2019 年起云南大量电解铝等项目开始投入建设或运行， 涉及众多大家耳熟能详的企业如中国宏桥、神火股份、云铝股份等。随着项目的 投运，我们也能看到云南的电解铝产量在 2019-2023 年实现的大幅度增长，CAGR 达到 30.6%，也带动了云南省用电量在其钢产量基本见顶的环境下多年保持高速 增长。2024 年该步伐仍未停歇：根据云南省统计局数据，2024 前三季度，云南硅 光伏、绿色铝、新能源电池产业增加值分别增长 8.8%、14.7%、14.3%，分别高于 规模以上工业增速 5.4、11.3、10.9 个百分点，对规模以上工业增速的合计贡献 率为 28.7%；太阳能电池（光伏电池）产量增长 184.1%，太阳能工业用多晶硅产 量增长 119.8%，电解铝产量增长 19.6%；全社会用电量 2050 亿千瓦时，同比增 长 11.81%。

在水电铝、水电硅大力发展的环境下，云南省的电力供需平衡自宽松转为紧张， 甚至出现缺电的现象。而电价方面：自从 2020 年开始，云南省的水电交易电价 年年攀升，枯水期的价格逐渐从 0.241 元上涨至 2024 年 1 月的最高点 0.292 元， 丰水期的价格也从不足 0.11 元上涨至 0.15 元，平均涨幅 4-5 分钱左右，当地水 电的度电利润得到了极大的改善。

考虑到云南的先例，我们认为华东地区在未来大概率持续缺电的环境下，电价出 现持续大幅下跌的概率并不高。

3.3 如何解释 2024 年以来的安徽交易电价下跌？

然而我们在 2024 年仍然看到了，安徽省的交易电价是下跌的：根据安徽省电力 交易平台披露的月度代理购电价格信息，我们会发现电网代理工商业用户购电价 格在 2023 年保持在 0.46128 元/千瓦时，但进入 2024 年以后普遍出现下降了 2- 3 分钱，维持在 0.436-0.439 元/千瓦时。

2024 年的电价下降实际上是来自容量电价政策的推出。从 2024 年 1 月起，安徽 省开始实行容量电价机制，按照安徽省发改委的规定，按照回收煤电机组固定成本 30%左右确定，2024～2025 年省内合规在运公用煤电机组容量电价标准为每年 每千瓦 100 元（含税，下同）。应急备用煤电机组，按照回收日常维护成本的原 则，容量电价标准暂定为每年每千瓦 260 元。而按照 4500-5000 小时的利用小时 计算，100 元/千瓦·年的容量电价，折算成电度电价也差不多是 2-3 分钱左右。 所以目前市场交易上，2024 年相对 2023 年出现的差额，基本上是容量电价的部 分所折换而来。

（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。）