公司立足于煤电保供，发挥焦煤行业生力军和区域电力供应主力军优势，为华北、华 东、东北等地区大型钢焦企业冶炼煤供应和江苏苏州、河南郑州和周口地区电力与热源供 应提供有力保障。
公司焦煤资源储量丰富，在产煤种均为优质主焦煤及配焦煤等稀缺煤种，公司大幅提 升焦煤品质，打造“永泰精煤”品牌形象，是焦煤细分行业的龙头企业，在冶金行业拥有 良好市场口碑。
1.1 我国焦煤资源匮乏，供需紧张对外依存度高
我国焦煤资源相对匮乏，对外依存度高，进口主要来自蒙古和俄罗斯。焦煤属于我国 稀缺煤种，占我国煤炭总资源的 20%-25%，国家“双碳”战略背景下，未来新建产能仅为 3,000 万吨，加上衰退矿井退出预期和其他煤种因保供需要挤占焦煤产量等因素，预计国内 产出增量有限。
同时焦煤对外依存度高，进口主要来自于澳、蒙、俄等国。俄罗斯可能存在一些潜在增量，但无法弥补澳煤缺口，叠加国际焦煤价格高位运行，预计焦煤进口量继续收缩。因此，短期看，国内、进口供应收缩明显，加上环保、安全检查维持常态化，将限制焦煤有效供给；中长期看，焦煤后备资源储备有限，导致供给弹性不足。鉴于未来新增产能极其有限，以及存量矿井面临资源枯竭等风险，预计供应收缩幅度远大于需求，焦煤需求仍将难以替代。
2021 年焦煤对外依存度同比有所下降，但供需缺口仍然较大。2017-2021 年，我国焦 煤产量和消费量保持上升趋势，在 2021 年炼焦精煤产量和消费量分别达到了约 5.45 亿吨 和 4.9 亿吨，仍然有 0.55 亿吨的焦煤缺口需要依靠对外的进口。过去五年我国焦煤进口量 在 2019 年达到最大值 7466 万吨，之后进口量和对外依存度同时呈下降趋势，在 2021 年达 到最低值分别为 5469 万吨和 10.03%，主要因为 2020 年 12 月到 2021 年 9 月澳洲煤矿进口 受限，蒙古国因为疫情的影响运输受阻，进口量大幅度的降低。
1.2、公司年产1000万吨以上炼焦煤，未来有望维持高收益
公司煤炭产量稳步增长，年总产能规模 1000 万吨以上。公司的煤炭业务在山西地区拥 有华熙矿业有限公司、灵石银源煤焦开发有限公司、山西康伟集团有限公司 3 家煤炭整合 主体企业和 13 座生产矿井，同时在陕西、内蒙古、新疆及澳大利亚等地拥有多家煤炭企 业。截至 2021 年末公司焦煤总产能规模为 990 万吨/年，优质焦煤资源量共计 9.06 亿吨。
其中，公司所属的海则滩煤矿在 2022 年 11 月 7 日取得了《采矿许可证》，建设手续 已全部办理完成，已具备开工建设条件。该煤矿计划 2023 年一季度开工建设，2026 年三 季度具备出煤条件，2027 年实现达产。目前，在产能核增方面，公司积极响应国家和山西 的煤炭保供和释放优质产能的政策，正积极推进森达源煤矿（二次核增）、南山煤矿、孙 义煤矿、孟子峪煤矿合计 150 万吨/年产能核增工作。关于资源增扩工作，金泰源煤矿、华 强煤矿、孙义煤矿合计申请增扩资源面积 6.0853 平方公里（资源量约 4175.3 万吨），孟子 峪煤矿扩资源面积 3.4176 平方公里（资源量约 1695 万吨）。
高煤价助力公司煤炭业绩稳增长，2022 年有望维持高收益。2017-2020 年公司煤炭业 务收入基本稳定，但是在 2021 年受益于焦煤价格上涨，煤炭营业收入达到了 108 亿，较 2020 年的 57 亿增长了 87.56%。此外，公司的毛利率也有较大幅度的提升，相比 2020 年， 2021 年毛利率提高了约 17 个百分点。 根据港口焦煤价格指标“京津港主焦煤库提价”，2021 年前三季度焦煤价格一直处于 上升趋势，最高达到 3940 元，11 月份之后有一定回落，但价格仍然高于过去五年的水 平。2022 年之后，价格虽然一度回落，但仍然维持在 2500 元左右，可以判断焦煤仍然处 于供不应求的状态，公司煤炭业务有望维持较高盈利水平。
2.1、公司电力业务区域优势明显，是当地电力和热源供应的排头兵
电厂区域优势明显，促进公司电力业务快速发展。公司主要从事电力生产与开发、供 热业务，所属电厂主要分布在江苏、河南两省，均为当地主力电厂，地处长三角经济发达 地区和人口稠密中原经济区，区域内用电量大，电力业务需求和利润有保障，为所属区域 主要电源支撑点。 张家港沙洲电力是江苏省大型火力发电企业，总装机容量在江苏省排名前五、苏州地 区排名第二，地处长三角经济圈中心腹地和苏南电力负荷中心，是苏南电网和江苏省网重 要的电源支撑点。 张家港华兴电力是张家港市主城区唯一的集中热源点，所属燃气机组装机规模在江苏 省同类机组中排名第二，地处工业及高新技术产业聚集区，区域内用电用热需求量大，供 电供热负荷高，项目配套热网工程供热管道总长度目前已 156 公里，所属热力公司为张家 港市最大的工业蒸汽供应商。
裕中能源是河南省装机容量排名第三、郑州市周边排名第一的火力发电企业，为河南 电网和华中电网的稳定运行起到重要支撑作用，同时为郑州市和新密市居民供暖、工业供 汽提供热源支撑，供热季承担郑州市约 50%的供热面积和新密市全部供暖任务。 周口隆达位于河南省人口排名前三的周口市，电厂运行后极大地缓解了周口地区长期 以来用电紧张的局面，结束了周口市无大型支撑电源的历史，同时也填补了当地无大型热 源的空白。
2.2、公司电力机组容量稳步提升，燃煤机组技术先进煤耗低
公司在运电力机组增加，载运机组总容量稳步提升。 截至 2021 年公司拥有在运装机 总容量 1097 万千瓦（包括 897 万千瓦控股容量，200 万参股容量），较 2020 年同比提升 35.6%，主要因为张家港华兴电力二期 2×44 万千瓦燃机热电联产清洁能源项目于 2021 年 3 月双机投产。此外，从 2017-2019 年公司投资建设及规划的机组容量持续增多，其中 2019 年公司建设规划机组容量最高，达到 432 万千瓦，为后续电力业绩提升奠定了良好基础。 公司以燃煤机组发电为主，为区域能源供应提供保障。
公司发电机组包括：燃煤机 组、燃气机组、太阳能机组，其中燃煤机组容量最大，约为 728 万千瓦，占公司总发电机 容量的 81.15%，是郑州、周口、张家港市的重点电力供应源；燃气机组主要位于张家港 市，是当地主要的热力供应中心；太阳能发电机组容量最小，容量为 3.28 万千瓦，占比 0.37%，是对公司传统能源的补充。
燃煤机组技术先进，降本增效煤耗低。公司所属的燃煤机组均为清洁能源、低耗能机 组，从 2016-2021 年，公司通过对燃煤机组的改造使每千瓦耗煤量持续呈下降趋势，2021 年达到最低的 291.48 克/千瓦时，同比下降了 0.07%，较全国 6,000 千瓦及以上电厂供电煤 耗 302.50 克/千瓦时低 11.02 克/千瓦时，全年可减少标煤用量约 30 万吨，大大降低了电力 业务的耗煤成本，提高了电力业务竞争力。
深度调峰能力将成为新的利润增长点。根据《2030 年前碳达峰行动方案》，到 2030 年，可再生风电和太阳能发电装机容量将达到 12 亿千瓦以上，单从装机容量来看，新能源 将成为我国的主要能源，新能源的“不可控”性将使深度调峰能力成为火电企业未来核心 竞争力。公司通过对张家港沙洲电力#1、#4，裕中能源#3、#4，周口隆达#1、#2 六台机组 进行灵活性改造，增加深度调峰能力 348 兆瓦，深度调峰辅助服务将有助于公司电力业务 业绩的提升。
2.3、电价改革和动力煤价格回落，未来电力业绩将得到修复
燃煤价格上涨使公司电力板块经营承压。十三五期间，我国供给侧改革导致大量的煤 矿被关停，供需错配以至于 2021 年初煤价开始出现大幅度上涨，在 2021 年 10 月秦皇岛 5500 大卡动力煤煤价上涨到最高值 2542 元/吨，燃煤成本的上升使公司电力板块在 2021 年 经营承压，毛利率为-5.45%，同比 2020 年减少 27.67 个百分点。
政策限制煤价上涨，未来煤价将保持在合理区间。在 2021 年 10 月，国家出台一系列 措施限制煤价不合理上涨，包括：国家发改委召开“保供稳价诚信经营”会议；发改委依 法对煤价进行干预打击动力煤期货炒作；加强对中长期合同履约信用监管等，促使煤价快 速回落。2022 年初，印尼限制煤炭出口，同时电厂日耗水平较高，动力煤价格触底反弹， 于春节前突破 1000 元；2022 年 2 月，国家再度出台政策限制煤价，进一步完善煤炭市场 价格形成机制，下调港口和坑口的限价标准，引导煤炭价格在合理区间运行，并对超标煤 矿点名批评，煤价再一次下调。因此随着稳价保供政策的持续落地和国家相关部门加大调 控与监管力度，预计动力煤价格在 2023 年将进入合理区间，公司电力板块业绩将得到好 转。
电价趋于市场化方向改革，利好公司电力板块业绩。2015 年公司进军电力业务以来， 国家对电价进行了三次重大改革，促使煤电价格向市场化方向转变，其中 2021 年发布的 《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》将上下浮动不超过 15%的限制扩 大到了 20%，高耗能企业不受限制。随着国家对电力市场改革的持续推进，公司燃煤电价 未来将有更大的上涨空间，电力板块将受益。
公司电力业务潜力大，未来有望实现较好收益。2017-2021 年，公司电力业务营业收 入除去在 2019 年有略微下降外，其他时间都保持着增长率约 4%的上升趋势，这说明公司 电力业务营收能力在增强。毛利率方面，2019-2020 年公司毛利率基本维持在 22%左右， 但因 2021 年以来燃料煤市场价格的大幅度上涨，致使公司电力业务承压运行，随着后续煤 价回归合理区间，公司电力板块经营情况将好转，业绩将提升。
