中国中煤能源集团有限公司持股 30.31%，是公司控股股东。新集能源 是由国家开发投资公司、国华能源有限公司、安徽新集煤电（集团）有限公司于 1997 年 12 月发起设立，并于 2007 年 12 月在上交所首发上市。2016 年 12 月，经国务院 国资委批复，国投公司将持有的公司 30.31%股份无偿划转至中煤集团，中煤集团成 为公司控股股东。截至 2022 年底，中国中煤能源集团有限公司持股 30.31%，为公 司控股股东，实际控制人为国务院国资委。
公司主要经营产品为煤炭和火电。公司本部有两座矿井，分别是新集一矿和二矿。 公司旗下各个子公司分工明确，业务清晰：刘庄矿业负责运营刘庄煤矿，阜阳矿业 负责运营口孜东煤矿，利辛矿业负责运营板集煤矿，利辛发电有限公司负责运营利 辛电厂，产品为火电；中煤（安徽）售电有限公司主营业务为售电，积极延伸火电 产业链。
公司毛利以煤炭为主，近年来煤电一体化布局不断深化。2017 年以来公司煤炭板块 的营业收入稳定在 60%以上，2022 年煤炭营收占比达到 65%；从毛利结构来看，煤 炭板块的影响力更大，2020 年煤炭板块的毛利贡献率为 77%，2021 年为 95%，2022 年为 81.4%。
2022 年受煤质下降影响，公司业绩小幅下滑，但仍处近年来高位。2021 年全年，由 于主营业务煤炭实现量价齐升，公司业绩表现非常亮眼，营业总收入达到 124.89 亿 元，实现归母净利润 24.34 亿元，同比增长 187.4%，创公司历史新高。2022 年主要 受矿井地质条件和过断层等因素造成公司商品煤煤质较低，导致公司营业收入同比 下滑，但仍处近年来高位。2022 年公司营业总收入达到 120.03 亿元，同比下降 3.9%， 实现归母净利20.64亿元，同比降低15.2%，2023Q1营收为29.0亿元，同比增长0.56%， 归母净利润为 5.94 亿元，同比增长为 12.5%。
2.1、 公司煤炭储量丰富，产销量持续提升
公司资源储量优势明显。根据《国家发展改革委关于淮南新集矿区总体规划的批复》， 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（其余三家为淮河能源、淮北矿业、皖北煤电） 总资源量的 40%。据公司 2022 年报，公司矿权内资源储量 62.50 亿吨，现有矿权向 深部延伸资源储量 26.51 亿吨，共计 89.01 亿吨，为公司今后可持续发展奠定坚实的 资源基础。 公司煤质优越，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等特征，商品煤发热量在 4500-4800cal/g 左右，全硫含量低于 0.4%，具有燃煤热效率较高且节省环保费用优势。 截至 2022 年 12 月 31 日，公司旗下有五大煤炭矿井，生产矿井核定生产能力分别为： 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），生产矿井合计产能 2350 万吨/年， 权益产能为 2350 万吨/年（占比 100%）。
新集一矿和新集二矿：新集一矿位于安徽省淮南市凤台县新集镇，是新集矿区开发 建设的第一对矿井，1993 年 7 月投产，当时核定产能为 90 万吨/年，2010 年内产能 提升至 390 万吨/年。新集二矿，位于安徽省淮南市凤台县城西约 12 公里处，1996 年建成投产，产能为 300 万吨/年，后来核定产能降为 290 万吨/年。2018 年，国家 煤矿安监局批准新集一矿生产能力由 390 万吨/年核减为 180 万吨/年，新集二矿生产 能力由 290 万吨/年核减为 270 万吨/年。截至 2022 年底，新集两大矿井合计产能为 450 万吨/年。 刘庄煤矿：煤质优越，产能领先。刘庄煤矿位于安徽省阜阳市颍上县，煤质优良， 属中灰、低硫-特低硫、低磷-特低磷、中高发热量的优质气煤，主要用作动力煤用途。 刘庄煤矿于 2003 年初开工建设，一期工程（300 万吨/年）于 2006 年 10 月建成。2009 年 9 月，刘庄矿井被国家核准生产能力为 800 万吨/年。2012 年，刘庄煤矿产能提升 至 1140 万吨，成为华东地区首个通过核准的超千万吨级矿井。2018 年，国家煤矿安 监局同意刘庄煤矿生产能力由 1140 万吨/年核减为 1100 万吨/年。截至 2022 年底， 刘庄煤矿产能维持 1100 万吨/年。
口孜东矿：口孜东矿井位于阜阳市颍东区境内，设计年生产能力为 500 万吨，是公 司在安徽省阜阳市建设的第二对特大型矿井。2012 年，口孜东矿顺利实现建成试生 产。截至 2022 年底，口孜东矿产能维持 500 万吨/年。 板集煤矿：板集矿井及选煤厂项目于 2006 年 8 月正式核准建设，设计产能为 300 万 吨/年；2015 年 12 月，国务院国资委将板集煤矿纳入去产能矿井范围，矿井停工缓 建。2016 年 9 月，集团公司启动板集煤矿复建准备工作；2017 年 10 月，国务院国 资委批复同意板集煤矿不再纳入去产能矿井范围；2018 年 10 月，板集煤矿正式复工建设。2021 年 3 月 29 日，板集矿井及选煤厂项目开始联合试运转，2022 年开始正 常生产运营。截至 2022 年底，板集煤矿产能维持 300 万吨/年。
公司产销量同步提升。2022 年公司生产原煤 2223.7 万吨，同比提升 10.6%，生产商 品煤 1841.9 万吨，同比增长 8.6%。公司原煤洗选为商品煤比率为 82.8%，较 2021 年的 84.4%略有下降，近年来基本保持在 85%水平。2023 年上半年延续增长态势， 生产原煤 1123.9 万吨，同比提升 3.1%，生产商品煤 983.4 万吨，同比增长 13.7%。 销量方面，公司 2022 年销售商品煤 1811万吨，同比提升 7.2%，对外销售商品煤 1340.4 万吨，同比下降 1.6%，外销比例为 74.01%，相比 2021 年 80.62%下降了 6.61 个 pct。 公司对内销售的煤炭主要是供给利辛电厂（若按照 100 万千瓦装机规模对应 200 万 吨煤计算，每年耗煤约 400 万吨）和宣城电厂（参股电厂，不体现在报表中）。2023 年上半年实现销量 1014.2 万吨，同比提升 25.7%，销量为 827.7 万吨，同比增长 40.1%。
2.2、 区位优势结合高比例长协，销售价格稳健
公司区位优势明显，一方面体现在安徽省交通便利，客户资源丰富；另一方面在于 安徽省长协价制定以省内外煤炭到省内电厂的价格相近为原则，相较于其他产地煤 炭企业，公司节省了相应运费，进而弥补公司在生产成本端的劣势。 首先，公司地处安徽省中部，紧邻经济发达但能源缺乏的长江三角洲地区，华东地 区经济总量规模及发展对电力能源供给保持长期需求，公司贴近主要客户所在地， 运输距离较西北及北方煤炭生产基地相比近 1,000 公里以上，具有供应灵活和运输成 本低的优势，所属矿区内铁路运输十分便捷。公司生产煤炭销往安徽省内及省外周 边区域，主要用于火力发电、化工等行业，运输方式以铁运为主，汽运为辅，在区 域内市场占有率长期保持稳定，积累了丰富优质的客户资源。 其次，据《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》、《安徽省发展改革委关 于落实煤炭市场价格形成机制有关事项的通知》，发改委以省产煤炭与外调煤炭到燃 煤电厂价格相近作为长协价格确定区间的原则，制定出安徽（折算 5500 千卡）长协 价的价格合理区间为 600—820 元/吨，价格上下限较秦皇岛港下水煤价格上下限分别 高出 30 元/吨和 50 元/吨，较山西地区坑口高出 230 元/吨和 250 元/吨，本质上等价 于公司较其他产区煤企节省了相应的运费，弥补公司生产成本偏高的不足，彰显公 司独特的区位优势。
长协价格与市场煤价走势相对独立，公司高比例长协盈利稳健。自 2022 年 11 月至 2023 年 6 月，市场煤价出现大幅下行，秦港 5500K 价格从 1456 元/吨大幅滑落至 856 元/吨，而长协价格走势却保持相对独立，其中神华长协均价仅出现小幅下降，由 728 元/吨下降至的 701 元/吨（2023 年 7 月），而安徽长协价格中枢约在 710 元/吨。 公司售价参考安徽省发改委所确定的长协价格，为公司稳健盈利提供重要保障。同 时，截至 2022 年 5 月，公司长协比例超过 80%，高长协有利于公司在市场煤价下行 年份中稳定售价。 2022 年公司售价因煤质下滑而降低，2023 年煤质有望回升。2021 年以来，国内煤 炭供需偏紧推升煤价，行业内主要煤企销售均价均出现显著上涨，2021 年公司平均 售价为 623 元/吨（合并抵销前），同比上涨 44.6%，处于同行业中游水平，2021 售 价高于陕西煤业（584 元/吨）、晋控煤业（583 元/吨）、中国神华（518 元/吨）以及 昊华能源（514 元/吨）。2022 年，公司受矿井地质条件和过断层等因素影响，煤质有 所下滑进而拉低售价，平均售价下降至 550 元/吨（合并抵销前），同比下降 11.7%， 但仍处历史中高位水平。煤质下滑现象延续至 2023 年一季度（23Q1 公司商品煤平 均煤质 3991 卡/克），4 月以来煤质有稳步回升趋势，其中 4 月煤质 4188 卡/克，5 月 煤质 4194 卡/克，预计下半年公司加强生产管控，全年商品煤煤质有望实现稳中有升， 平均售价也因此有望同步提升。
2.3、 近年来成本小幅升高
2022 年公司煤炭营业成本小幅上涨，2023H1 同比上涨。2022 年煤炭板块营业成本 60.92 亿元（合并抵消前数据，下同），同比上涨 7.9%，单位销售成本实现 336.4 元/ 吨，同比提升 0.65%，主要因为大宗商品涨价导致材料费用上升及板集煤矿转为生 产矿井后折旧费用增加导致。 2022 年 11 月，财政部、安全监察总局印发《企业安全生产费用提取和使用管理办法》， 将符合煤与瓦斯突出的矿井安全生产费用标准由 30 元提高到 50 元每吨。因此，公 司所属刘庄煤矿和新集一矿安全费用计提标准由 30 元增长至 50 元（于 2022 年 12 月开始，其余煤矿保持不变），此外人工和材料成本也出现一定上涨，由此推升公司 2023 年上半年煤炭营业成本，2023H1 实现 33.5 亿元，同比上涨 24.6%。
从煤炭业务的成本拆分来看：公司成本结构比较稳定，人力成本是主要支出，2021 年总成本占比超过 40%，2022 年小幅下降至 38.28%；2022 年大宗商品价格上涨， 材料成本占比从 9.14%上涨至 9.75%；安全费用占比也出现一定上涨，一方面原因在 于产量提升，另一方面在于新集一矿及刘庄煤矿单位安全生产费用的提升；折旧费 也出现明显上涨，原因在于 2022 年板集煤矿转为生产矿井后，折旧费用有所增加。 历史来看公司成本单位成本位于行业中上游水平：就单位成本而言，公司 2022 年成 本为 336.38 元/吨，较 2021 年有小幅上涨（+0.65pct），处于同业中上游水平，低于 潞安环能、中国神华及兖矿能源等公司。
综合来看： 2022 年毛利小幅下滑，2023 年上半年销量提升&煤质改善，毛利同比增长。2022 年由于公司煤质下滑，煤炭板块营业收入为 99.6 亿元（合并抵消前数据，下同），同 比下降 5.4%，煤炭板块毛利为 38.7 亿元，同比下降 20.7%。2023 年上半年，虽然煤 炭业务营业成本有所抬升，但销量显著上涨以及煤质改善带来的收入提升，抵消了 成本端的消极影响，毛利实现同比增长，2023H1 公司煤炭业务收入实现 54.74 亿元， 同比增长 17.6%，毛利实现 21.27 亿元，同比增长 8.0%。 经利润拆分，2022 年公司吨煤销售价格在 550 元/吨（合并抵消前数据，下同），吨 煤营业成本在 336 元/吨，吨毛利 214 元/吨，吨期间费用约在 87 元/吨，税后吨煤净 利润在 95 元/吨。
3.1、 响应政策鼓励，公司煤电一体化布局不断完善
政策鼓励坑口煤电一体化。2019 年 9 月，国家发改委、国家能源局印发了《关于加 大政策支持力度进一步推进煤电联营工作的通知》，明确提出要重点发展坑口煤电一 体化，优化推进中东部省份煤电联营，鼓励发展低热值煤综合利用。公司煤电一体 化战略整体上符合国家政策导向。 公司火电业务布局完善，一体化优势显著。公司控股利辛电厂一期（2*1000MW）和在建利辛电厂二期（2*660MW），筹备建设上饶电厂（2*1000MW），参股宣城电 厂（1*660MW、1*630MW），总装机容量为 661 万千瓦，煤炭消耗量约占公司产量 40%左右，煤电一体化的协同优势得到充分发挥。此外，公司当前筹划建设六安电 厂三期项目（2*660MW）以及滁州电厂项目（2*660MW），未来随着后续电力项目 陆续开工、建设，公司电力装机规模将大幅提升。同时，公司还在 2018 年成立了中 煤（安徽）售电有限公司，进军下游售电领域，直接对接用电客户，形成了上游煤 炭采选—中游发电—下游售电的一体化产业链完整布局。 假设未来公司电厂全部使用自供煤，预计煤炭自供率或将达到 80%（当前为 40%）， 上下游一体化程度不断加深，这将大幅降低公司煤电业务对煤价的敏感性，煤电一 体化布局不断完善将进一步保障盈利稳定。
利辛电厂一期：利辛板集电厂是安徽省首个百万千瓦级煤电一体化项目，也是中煤 集团首个百万千瓦级坑口电站项目，一期工程为 2×1000MW 超超临界燃煤高效发 电机组，项目于 2014 年 12 月开工建设，1、2 号机组分别于 2016 年 8 月、10 月投 入运行。2022 年利辛电厂发电量为 106.78 亿千瓦时，机组利用小时数 5339.13 小时， 发电效率、盈利能力均居于安徽省前列。 利辛电厂二期：2021 年 1 月，安徽发改委核准批复了利辛板集电厂二期项目，扩建 2台 660MW超超临界燃煤发电机组，项目选址位于亳州市利辛县胡集镇和新张集乡， 设备年利用小时数 5000 小时，建成后年发电量约为 70 亿度，工程计划总投资 537488 万元，根据公司公告，该项目已于 2022 年 11 月开工建设，预计将于 2024 年 11 月 投运。 发电量方面，2020 年以来利辛电厂发电量稳中有升，从 99.5 亿度电提高至 2022 年 的 106.8 亿度电，而 2023 年上半年，受调峰和机组检修影响，发电量同比出现回落， 2023H 发电量为 41.01 亿度电，同比下降 17.4%。公司下半年将持续优化精益生产管 理，确保发电机组安全稳定生产，下半年发电量有望回升至正常水平。
宣城电厂：中煤宣城发电有限公司成立于 2003 年 12 月，距离市中心仅 16 公里，是 安徽省宣城、黄山两地区唯一的大型火电厂。一期工程 1×600MW 超临界燃煤机组 于 2008 年 8 月竣工投产发电；二期工程 1×660MW 超超临界燃煤机组于 2015 年 7 月高标准投产。截至 2022 年 5 月，三期工程 2×660MW 超超临界机组项目前期工 作进展顺利。 上饶电厂：位于江西省上饶市广信区茶亭镇，其中公司控股 65%、国电投江西公司 参股 35%，据 2023 年 1 月公告，公司与国电投江西公司拟共同投资开发建设江西上 饶发电厂 2×1000MW 级超超临界机组工程项目，首期新建项目为 2×1000MW 级超 超临界二次再热燃煤发电机组，计划 2023 年内开工建设，预计未来建成后有望成为 公司火电业务新的盈利增长点。
3.2、 电力市场改革&成本稳定，火电板块盈利明显上涨
2019 年电力市场开始逐步确立市场化定价机制，2021 年进一步提升浮动幅度，电企 盈利空间逐步提升：2019 年 9 月，国务院常务会议决定，从 2020 年 1 月 1 日起，取 消煤电价格联动机制，将标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化机制， 基准价按当地现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动幅度范围为上浮不超过 10%、 下浮原则上不超过 15%，其中 2020 年暂不上浮。2021 年 10 月，国家发改委发布《关 于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》指出，扩大市场交易电价上下 浮动范围。将燃煤发电市场交易价格浮动范围扩大为上下浮动原则上均不超过 20%， 高耗能企业市场交易电价不受上浮 20%限制。 2021 年，公司电力板块受到成本端煤炭价格上涨影响，盈利水平下挫明显：2021 年 毛利为 2.46 元，同比下降 65.51%，毛利率从 2020 年的 23%下降至 2021 年的 7%。 2022 年充分受益电力市场改革及电煤长协价格机制，火电板块盈利显著回升。2021年 11 月，在市场煤价高企背景下，国家发改委将燃煤发电市场交易价格浮动上下限 扩充至 20%（前值为 10%），公司电力业务营收得以显著提升，2022 年电力板块实 现营收 41.8 亿元，同比上涨 22.7%。同时，安徽省落实电煤长协价格机制，公司电 力成本得以维持稳定，2022 年公司电力板块营业成本实现 32.3 亿元，同比小幅增长 2.3%。综合来看，成本保持稳定下收入大幅增长，推动公司电力板块盈利能力显著 提升，2022 年公司电力板块毛利实现 9.5 亿元，同比上涨 286.3%，毛利率实现 22.7%， 同比提升 15.5pct。 从成本结构看来，燃料成本占比最高，近两年占比均超过 85%，对公司电力业务盈 利能力影响最大，其次是折旧费以及修理费等。
受益电价改革，公司所处安徽省上网电价大幅提升。在电价改革方案提出后的首月（2021 年 11 月份），安徽省电力市场月度集中交易成交电价为 461.28 元/兆瓦时，相 比安徽省燃煤基准电价 384.4 元/兆瓦时有 20%的溢价提升（76.88 元/兆瓦时）。公司 通过全资子公司中煤（安徽）售电有限公司参与电力市场交易，电力板块售价显著 提升，2022 年实现平均售价为 412.0 元/兆瓦时，同比提升约 70 元/兆瓦时，截至 2023 年 7 月，省内电力市场成交均价维持在 461.28 元/兆瓦时，预计今年公司电力板块业 绩表现仍将可观。 经利润拆分，2022 年公司平均售电价格在 412 元/兆瓦时，度电营业成本在 319 元/ 兆瓦时，度电毛利在 93 元/兆瓦时，度电期间费用约在 43 元/兆瓦时，税后度电净利 在 38 元/兆瓦时。
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