现有煤炭资源优质，电力一体化增厚度电利润。
公司煤炭资源概况：集中在陕西中部和北部，储量较为可观。集团煤炭生产与销售业务完全 由陕西能源负责运营。截至 2024 年 Q1，公司下属主要在产矿井 3 座，分别为冯家塔煤矿、 凉水井煤矿和园子沟煤矿。其中，冯家塔煤矿为清水川煤电一体化项目配套煤矿，位于陕西 省榆林市府谷县，属低瓦斯矿井，矿井保有资源量 9.35 亿吨，保有储量 2.59 亿吨，煤种为 长焰煤，属优质动力煤。凉水井煤矿位于陕西省榆林市神木市，矿井保有资源量 5.94 亿吨， 保有储量 2.84 亿吨，核定生产能力 800 万吨/年，煤质属低灰低硫低磷的高热值不粘煤或长 焰煤。近年来，凉水井煤矿产量相对稳定。园子沟煤矿位于陕西省宝鸡市麟游县，矿井保有 资源量 12.78 亿吨，保有储量 4.51 亿吨，核定生产能力 800 万吨/年。目前，该矿井西翼 600 万吨/年生产项目已于 2020 年 11 月正式投产，矿井东翼 200 万吨/年项目于 2024 年上 半年投入正式运行。综合来看，公司煤炭板块核定产能 2400 万吨/年，权益产能 1460.8 万 吨/年，煤质较优，矿井平均服务年限达 32 年，资源储量较为可观。
煤炭产量：产能产量同比持续上行，产能利用率维持高位。2019-2023 年受益于公司煤矿不 断投产进而释放产能，公司原煤产量由 1368 万吨上升至 2329 万吨，商品煤产量由 1052 万 吨上升至 1674 万吨。2024 年 H1，公司实现原煤产量 1165.38 万吨，同比上升 3.35%。随着上半年园子沟煤矿东翼转入正式运转，煤炭板块产量有望持续增长。2019-2023 年，公司 煤炭产能利用率长期维持 90%以上，产能利用率维持高位。
煤炭生产成本：耗材辅料采购及劳务采购逐年增加，导致生产成本持续上升。整体来看，公 司煤矿主要集中在陕北榆林与渭北地区，当地煤炭具有低硫、低磷、低灰、高热值等特性， 资源禀赋优势较佳，吨煤开采成本较低。2019-2023 年，公司煤炭板块营业成本由 10.61 亿 元上升至 14.86 亿元。虽然煤炭外销量同步持续上涨，但由于 2020 年园子沟煤矿投产，导 致煤炭生产所需耗材辅料开支和洗选煤加工服务采购费用有所提升，叠加凉水井、冯家塔煤 矿综采工作面增加，整体煤炭板块生产成本持续上升，吨煤生产成本由 2019 年的 139.03 元/吨上涨至 2023 年的 258.89 元/吨。但考虑到煤炭单吨成本波动主要与公司各煤矿开采方 式与开采难度等因素相关，对比各煤炭公司煤炭单吨成本，中部晋陕蒙煤矿相对开采成本仍 处于较低水平。其中，陕西能源开采成本低于行业平均，成本优势凸显（仅考虑煤炭外销部 分）。
煤炭销售：自用外售并举，产能周期持续，自用比例持续提升。公司煤炭销售分为三部分： 煤矿配套坑口电厂的煤电一体模式，内部煤炭转运自有电厂的煤电联营模式，以及对公司外 部客户的煤炭外销模式。冯家塔煤矿作为清水川能源下属配套煤矿，其原煤开采后直接送入 清水川一期二期坑口电厂完全自用。园子沟和凉水井两煤矿则同时保障内部其余电厂自用和 外部煤炭销售。其中，由于公司煤炭热值较高，主要外销客户对象包括电力、焦化、陶瓷、 化工等多细分行业。2019-2023 年，受益于煤矿产能逐步释放，公司商品煤销售量从 1049 万吨提升至 1715 万吨，但由于煤炭产能周期持续，煤价上行幅度较大，外售煤由 2019 年 的 763 万吨降至 574 万吨，外销比例同样由 73%降至 33%。公司煤电一体化持续提升。
煤炭销售价格：内销全部长协，外售部分现货。公司煤炭销售方面，配套坑口电厂的自用煤 部分直接计入煤电一体（清水川能源）中；转运到自有电厂的自用煤部分目前以长协价格结 算；对公司外部客户的外售煤中包含部分长协煤和现货煤。受益于煤价明显上行，2021 年 公司煤炭业务收入达 49.64 亿元，同比增长 129.92%。虽然 2022-2023 年公司外售煤逐步减少，但吨煤售价基本保持稳定。2023 年公司外售煤吨煤售价达 712 元/吨。
电厂概况：煤电一体运营，省内消纳与跨省外送并举。集团煤电发电业务同样由陕西能源负 责运营。截至 2024 年 H1，公司下属主要电厂包括清水川电厂（一二三期）、赵石畔一期电 厂、商洛一期电厂、渭河电厂、麟北电厂、吉木萨尔电厂。其中，清水川电厂作为煤电一体 化项目的电厂部分，与冯家塔煤矿配套运营，煤矿开采出的原煤经筛选后以胶带输送机直接 送至清水川电厂。其余电厂均需部分或全部外购煤炭。电量销售方面，公司部分电厂为省调 机组（电量向国网陕西分公司销售），而部分则作为外送机组实行跨省跨区送电。其中，清 水川三期电量通过陕北-湖北 800kV 直流送至湖北，赵石畔一期电量通过榆横-潍坊 1000kV 交流送至山东，吉木萨尔电厂通过昌吉-古泉 800kV 直流送至安徽。综合来看，截至 2024 年 H1，公司电力板块控股装机 1123 万千瓦，权益装机 808.1 万千瓦。煤电一体化运营程 度较高，电量省内消纳与跨省外送并举，煤电成本端和发电利用小时数有较强保障。
发电成本：随煤价上行有所上涨，煤电一体化运营优势凸显。从结构上看，公司发电业成本 中燃料成本仅占 54%左右。通常而言，煤电发电业务的成本大部为购买燃煤的燃料成本，但 由于同时包含清水川电厂和冯家塔煤矿的清水川能源以整体并入公司报表，未进行业务拆分， 因而公司燃料成本部分得以摊薄。且受益于公司煤电一体化运营模式，公司度电燃料成本虽 在 2021 年因煤价大幅上行而上涨至 135.04 元/兆瓦时，但随着公司自用煤比例不断提升， 度电燃料成本自 2021 年以来持续下行，2023 年度电燃料成本仅为 117.38 元/兆瓦时。横向 对比来看，公司度电营业成本在煤价上行期间不仅远低于纯火电公司，在煤电一体公司中也 表现较为优异。
发电收入：市场化改革推进提升电价上浮空间，煤电一体化运营平抑燃料价格波动。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， 陕西省年度电力交易电价由 2021 年的 340.85 元/兆瓦时上浮至 2023 年的 410.64 元/兆瓦 时，公司平均电价也由 2021 年的 295 元/兆瓦时（不含税）上浮至 2023 年的 350 元/兆瓦时（不含税）。公司发电业务收入同时受益于电改带来的电价上行和电厂投产带来的电量增 长，2023 年公司实现电力营业收入 147.70 亿元。此外，公司在 2021-2023 年自用煤比例 持续上行，煤电一体化运营程度得以提升。受益于电价收入上行而成本管控良好，公司度电 毛利由 2021 年的 41.01 元/兆瓦时（不含税）提升至 2023 年的 116.25 元/兆瓦时（不含税）。 横向对比来看，公司度电毛利相较于同类纯火电公司与煤电一体公司，同样具有相对优势。
