1、背靠中国中煤，主营煤炭和发电业务
公司为安徽省煤电一体化企业，背靠中国中煤集团。中煤新集能源股份有限公司 是中国中煤控股、煤电新能源并举的大型能源企业，也是安徽省内四大煤炭企业 之一。公司 1989 年 12 月开发建设，前身为淮南新集能源开发有限责任公司。 2007 年 12 月，公司 A 股在上交所成功上市。2016 年 9 月，公司划入中国中煤 管理。公司主要经营煤炭开采、煤炭洗选以及火力发电为主的能源项目，对外销 售煤炭和电力。截至 2024 年底，公司共有 5 对生产矿井，合计产能 2350 万吨/ 年，控股在运电厂装机合计 334.4 万千瓦，控股在建电厂装机合计 464 万千瓦。 截至目前，中国中煤持有公司股份比例为 31.00%，国华能源公司持股比例 7.59%， 安徽新集煤电公司持股比例 7.18%，其他社会股东持股比例 54.23%。
2、煤电联营平滑营业收入，净利润实现二连增
成本控制成效显著，盈利能力大幅提升。公司自 2016 年扭亏为盈后，营收和净 利润实现快速增长。2021 年受益于煤炭价格暴增，公司净利润同比增长超 214% 至 26.62 亿元；2022-2023 年，公司动力煤价格虽有回落但仍处于历史高位，同 时产量增长有效对冲了跌价带来的影响，公司营业收入稳定在 120 亿元之上。此 外，公司加大对成本的管控力度，营业成本下降带来了净利润的有效增长，同时 费率也呈现下降趋势，2024 年公司实现营业收入 127.3 亿元，同比-0.92%，实 现归母净利润 23.9 亿元，同比+13.44%，实现扣非后归母净利润 23.9 亿元，同 比+16.3%，至此公司已连续两年实现净利润增长，在煤炭供需持续宽松的背景 下体现了公司强劲的业绩增长能力和盈利稳定性。
煤炭贡献主要利润，煤电联营有效平滑收益。从分业务收入结构来看，2024 年 新集能源 60%左右的营业收入来自煤炭开采销售，40%左右的营业收入来自自 有电厂发电。2024 年，公司煤炭业务营收 77.32 亿元，同比-12.02%，发电业务 营收 49.95 亿元，同比+23.14%，煤电联营的经营模式有效帮助了企业抵御煤炭 行业周期波动，提升公司营业收入的稳定性；同时，2024 年，公司两大业务双 双实现毛利增长，煤炭业务毛利 44.6 亿元，同比+6.95%，得益于营业成本管控， 毛利率提升 10.23pct 至 57.68%；发电业务毛利 9.78 亿元，同比+5.79%，毛利 率下降 3.21pct 至 19.59%。
1、集中安徽优质煤炭资源，复建矿井贡献产能增量
煤炭储量丰富，主产高品质动力煤。新集能源矿区总面积约 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%，在全国上市公司煤企中排名第九。截至 2024 年末，公司矿 权内资源储量 61.96 亿吨，现有矿权向深部延伸资源储量 26.51 亿吨，共计 88.47 亿吨，为公司今后可持续发展奠定坚实的资源基础。目前公司有 5 对生产 矿井，其中刘庄煤矿可采储量接近 6 亿吨，口孜东煤矿可采储量 3.57 亿吨，贡 献公司主要煤炭产量，另有新集一矿、新集二矿和板集煤矿三个矿井，可采储量 均超一亿吨。此外，公司所产煤种属于气煤和 1/3 焦煤，质量稳定，是具有中低 灰，特低硫、特低磷和中高发热量特征的环保型煤炭，尤其全硫含量低于 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，可以降低脱硫装置巨额投资。
现有产能稳定生产，矿井复建有望贡献增量。依据公司公告，新集能源各生产矿 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。其中 2016 年根据国家煤炭产业政策，基建矿 井杨村煤矿被列为去产能矿井，根据安徽省政府印发的《关于煤炭行业化解过剩 产能实现脱困发展的实施意见》， 2016-2020 年安徽省计划省属和地方煤炭企 业关闭煤矿 21 对，合计退出产能 3183 万吨/年，2019 年 1 月杨村煤矿完成去 产能工作验收。随着近年来国家能源供应保障的需要以及煤炭行业景气度提升， 2024 年公司基于长期产能规划提出启动杨村煤矿复建工作，成立了专门筹备机 构，规划产能 500 万吨/年。目前杨村煤矿采矿许可证仍在有效期内，且公司已 对杨村煤矿开展了复建论证和专家评审，并向上级主管部门申请移出去产能名单 并恢复矿井建设工作。如若能够成功复建，则公司产能将有望达到 2850 万吨/ 年。 可采年限偏长，为煤矿持续开采提供保障。新集能源煤炭储量约占安徽储量的 40%，以资源量计和 2024 年核定产能计算，公司煤矿合计可采年限为 148 年； 以可采储量计算，公司煤矿合计可采年限为 62 年；以目前的证实储量计算，公司煤矿合计可采年限为 37 年，可采年限偏长，位居安徽省四大煤企之首。同时， 公司主力矿井可采年限较为均衡，刘庄煤矿、口孜东煤矿和板集煤矿以证实储量 计算的可采年限均超过 40 年，新集一矿和新集二矿虽证实储量较少，但可采储 量较为丰富，未来有有机会通过进一步勘察转化为证实储量，保证了公司煤炭业 务的持续发展。
探矿权提供产能长期成长空间。除了现有在产矿井外，公司还拥有探矿权 4 处， 分别是罗园勘查区、连塘李勘查区、口孜西勘查区、刘庄深部勘查区。依据全国 地质资料馆数据，罗园勘察区拥有查明资源储量 3.95 亿吨；连塘李勘察区拥有 查明资源储量 5.15 亿吨；口孜西井勘察区拥有查明资源储量 7.35 亿吨，其中 探明储量 2.2 亿吨，控制储量 1.3 亿吨；刘庄深部勘察区拥有查明资源储量 5.59 亿吨。目前公司各采矿权、探矿权均合法有效，虽尚未完成“探转采”程序，需 进一步开展技术论证和政策审批，但已为公司煤炭资源储备和未来产能扩张打下 重要基础。
2、精煤洗出率提升，产销维持高位稳定
原煤产量实现增长，商品煤产销量维持高位稳定。2019-2024 年，公司煤炭产销 量整体呈现增长态势，2023 年公司实现原煤产量 2139.99 万吨，商品煤产量1936.91 万吨，同比+5.2%，实现商品煤销量 1968.61 万吨，同比+8.7%；2024 年，公司实现原煤产量 2152.22 万吨，同比提高 0.57%，商品煤产量 1905.51 万吨，同比-1.6%，实现商品煤销量 1887.2 万吨，同比-4.1%。此外公司所处的 长三角地区经济发达但煤炭资源相对缺乏，仅安徽资源较多，其余省份的资源储 量低，经济可采的煤炭资源基本枯竭。长三角地区煤炭消费依赖进口与调入。安 徽省与西部、北方省份相比，运输距离近 1000 公里以上，因此在煤炭销售方面 公司区位优势明显。
洗出率提高助力产量增长，洗选增效实现煤质提升。精煤洗出率=精煤产量/原煤 入洗量，2022 年之前，公司商品煤洗出率在 84%左右，2023 年洗出率提高至 90.51%，在原煤产量有所下滑的前提下依然实现了商品煤产量增长；2024 年， 商品煤洗出率稍有回落至 88.54%，但依然高于 22 年之前的平均水平，一定程 度上保证了公司商品煤销量的稳定。同时，公司通过加强接续布局、系统优化， 加强现场管控、地面洗选管理以及严格落实煤矸分流等措施，优化洗选效率，2024 年公司商品煤品质较上年度同期有所提高，煤质同比提升 229 卡/克。未来，随 着矿井生产布局优化调整的效果显现和各项煤质管控措施的落实，公司商品煤煤 质预计会继续增长，对煤炭价格提升形成有力支撑。
3、高长协平抑煤价波动，煤质提升实现煤价逆势增长
动力煤实现长协机制，安徽长协价居产煤省前列。国家发改委 2016 年发布《关 于印发平抑煤炭市场价格异常波动的备忘录的通知》，确立了电煤长协制度，即 采用基准价+浮动价机制，将长协煤价区间定为 500-570 元/吨。2022 年，发改 委又发布《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，长协基准价提升至 675 元/吨，同时明确秦皇岛港下水煤（5500K）中长期交易价格合理区间 570-770 元/吨。由于不同省份的开采条件、煤炭质量以及运输费用存在差异，各省份中 长期交易合理区间不同。通常煤炭热值越高、硫分含量越少，煤炭价格越高。安 徽省煤炭平均硫分为 0.42%，在我国主要产煤大省中属于低硫省份，煤炭质量优 异，因此动力煤中长期合理价格区间为 545-745 元/吨，处于相对高位。
高长协比例稳定价格，煤质提升实现煤价逆势增长。依据公司在投资者交流平台 的回复，2024 年公司长协煤签约占比 85%左右。高长协比例使得公司的煤炭价 格相比于淮南动力煤现货价格波动更小。同时，近两年由于煤炭需求偏弱，煤炭 现货价格持续走低，而公司动力煤长协价连续两年逆势增长，主要得益于公司洗 选效率提升，2024 年公司商品煤品质较上年度同期有所提高，煤质同比提升 229 卡/克，煤炭价格同比增加 15 元/吨，未来公司高质量煤炭水平预计将维持稳定。
成本控制显成效，助力毛利率提升。2019-2020 年，公司吨煤成本维持在 290 元/吨左右，2021 年开始，煤炭价格上涨带动销售成本增加，新集能源的吨煤成 本在 2023 年达到历史高位 352 元/吨。与同集团上市公司中煤能源相比，新集能 源所处华东地区资源赋存条件相对复杂，开采难度较大，因此虽然公司在煤炭价 格上具有优势，但毛利相比较低。近年来，公司坚持加强成本管控，秉承成本领 先战略，2024 年吨煤成本 342 元/吨，同比下降 10 元/吨。在商品煤产量同比有 所下降的情况下，单位成本依然比预算比同期实现双下降，拉动毛利率从 33.28% 提升至 37.05%。未来公司计划在过程管控的基础上，从采掘源头，辅助运输、 地面洗选到管理机关，实现全员控本降本的意识的提升，未来成本端仍有下降空 间，盈利能力增长可期。
1、安徽省内供需格局较好，火电电价和利用小时数有所支 撑
火电为安徽省主导电源，电量占比约 90%。尽管近年来安徽省新能源尤其是光 伏装机容量快速增长，但火电依然占据主导地位。2019-2024 年，安徽省火电装 机容量由 5521 万千瓦增至 6313 万千瓦，装机占比维持 50%以上。电量供给方 面，火电发电量占比维持在 90%-92%，为安徽省主导电源。光伏装机容量快速 增长，2019-2024 年间装机 CAGR 达到 28.02%，发电量 CAGR 达到 17.57%。 2024 年，安徽省火电发电量 3168.4 亿千瓦时，占比 90%；水电发电量 73 亿千 瓦时，占比 2%；风电发电量 148.4 亿千瓦时，占比 4%；光伏发电量 134.33 亿 千瓦时，占比 4%。
省内火电集中度较高，主要为国央企。安徽省内火电竞争格局较好，前五大火电 装机主体分别为安徽能源集团、国家能源集团、淮南矿业集团、中煤集团和大唐 集团，截至 2023 年底合计火电装机占比达到 70%。
用电量增速维持高位，省内电力供需偏紧。安徽省把打造新兴产业聚集地，突出 发展十大新兴产业作为“十四五”时期培育高质量发展新动能的重点任务，重点 发展新能源汽车、人工智能、先进光伏和新型储能、智能家电（居）、新一代信 息技术、高端装备制造、新材料、生命健康、数字创意、绿色食品等产业。在新 兴产业用电需求拉动下，安徽省用电量高速增长，增速持续高于发电量增速，发 用电差额逐渐由2019年的468.71亿千瓦时收窄至2024年的121.49亿千瓦时。 2024 年，安徽省用电量同比增长 11.94%，较全国平均用电量增速高出 5.1pct， 较上海、江苏、浙江用电量增速分别高出 4.6%、3.6%、2.4%。安徽省承担着“皖 电东送”的保供责任，2010-2024 年的十五年间，“皖电东送 ”发电机组累计向 华东输送电量 8369.02 亿千瓦时。同时，由于省内电力需求迅猛增长，电力供需 持续偏紧，近年来输入电量同样快速增长，占总用电量比重由 2019 年的 5%增 长至 2023 年的 17%。
省内在建火电项目即将迎来投产高峰期。2022 年起，安徽省经历了火电“核准 潮”，据绿色和平统计，2022-2023 年分别核准煤电容量 828、664 万千瓦，2024 年上半年核准 200 万千瓦。截至 2024 年 6 月，安徽在“十四五”期间已审批通过约 1918 万千瓦的煤电项目。按照 2 年的建设期计算，2025、2026 年安徽将 分别投产近 500 万千瓦和 700 万千瓦煤电项目。
新兴产业蓬勃发展支撑较好电力供需格局，预计短期内安徽电价和火电利用小时 数相对坚挺。2025 年，安徽省中长期电力交易均价为 0.413 元/千瓦时，同比下 降 0.023 元/千瓦时，较当地燃煤基准价上浮 7%。相较华东、华南区域其他省份， 安徽省 25 年长协电价降幅较小。利用小时数方面，2024 年安徽省煤电利用小时 数为 4890 小时，较全国平均利用小时 4628 小时高出 262 小时。当前，安徽省 产业升级的过程仍在持续，用电量增速有望维持高位，预计省内中长期交易电价 和火电利用小时数相对坚挺。
2、自供煤稳定成本，新增机组有望大幅增厚盈利
机组性能优异，到 2026 年装机容量预计增长 138.8%。当前公司控股在运火电 机组装机容量 334.4 万千瓦，其中，利辛一、二期电厂均为超超临界燃煤发电机 组；控股在建的上饶电厂 2×100 万千瓦、滁州电厂 2×66 万千瓦、六安电厂 2 ×66 万千瓦机组也均为超超临界燃煤发电机组，预计将于 2026 年投运，投运后 公司火电装机量增幅将达到 138.8%。
较好的供需形势+稳定低价自供煤保障下，公司电厂盈利水平较高。公司控股的 利辛电厂一期为安徽省首个百万千瓦级煤电一体化项目。2019-2024 年，利辛电 厂利用小时数基本维持在 5200 小时左右，较全国平均水平高出约 800 小时。利 辛电厂为大型坑口电厂，依托板集煤矿，享受稳定低价煤炭供给。2022-2024 年 公司煤炭内部采购不含税价格分别为 560/550/572 元/吨。公司度电燃料成本相 对稳定，2021-2024 年基本稳定在 0.26 元/千瓦时左右。除 2021 年受高煤价影 响盈利有明显下滑外，公司毛利率基本维持在 20%及以上，2024 年度电净利润 （利辛发电净利润/公司总售电量）达到 0.053 元/千瓦时，处于行业上游水平。
在建电厂投运后，盈利能力有望显著提升。2019-2023 年公司煤炭对内销售占总 销售比重基本维持在 25%左右，2024 年利辛二期电厂投运后，煤炭对内销售占 比提升至 31%。当前公司控股在建电厂包括上饶电厂、滁州电厂和六安电厂，装 机容量合计 464 万千瓦，预计将于 2026 年投产。参考利辛电厂历史经营情况， 新电厂投运后公司整体盈利水平有望显著提升。假设随着新能源并网增多，安徽 省煤电利用小时数逐渐下降，若电价与 2025 年持平（较 2024 年下降 2 分 3）， 测算当 2027 年利用小时数较 2024 年下降 3%时，2027 年公司火电板块归母净 利润将达到 13.21 亿元，较 2024 年提升 270%。
积极响应国家号召，现金分红额稳定增长。2023 年，证监会发布上市公司监管 指引第 3 号——上市公司现金分红（2023 年修订）》，明确鼓励上市公司提高 现金分红水平。2023 年，公司总计派发现金红利 3.89 亿元，每 10 股派发现金 红利 1.5 元（含税），分红率从 13.8%提高至历史高点 18.43%；2024 年，公司 净利润实现增长，总计派发现金红利 4.14 亿元，同比提高 6.4%，每股派息提升 至 0.16 元（含税），为历年最高单股派息水平，增幅 6.7%。
资产负债率快速下降，具备高分红成长潜力。2015-2024 年，新集能源资本结构 明显改善，资产负债率从 85%下降至 61%，现金流水平连续四年维持在 30 亿元 以上。目前公司正处于大规模电厂投资建设期，现有 3 座燃煤电厂在建。其中上 饶电厂和滁州电厂于 2024 年 3 月份正式开工建设，六安电厂项目于 2024 年 6 月份正式开工建设，均计划 2026 年双机建成投运，因此从 24 年开始公司加大 资本开支，2024 年计划开支 69 亿，实际开支 56 亿，2025 年公司资本支出预算 为 87.46 亿元，同时 2025 年公司计划继续偿还有息负债 42.93 亿元，进一步降 低财务成本。因此，目前公司对资金需求较大，经营利润主要用于满足补充流动 资金、资本性投入和减少银行贷款。未来随着电厂逐步建成投产，公司的经营效 益将更加稳定，净利润有望迈上新台阶，且随着资本开支进入尾声，分红能力增 强，分红率存在较大提升空间，具备高分红的成长潜力。
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