（报告出品方/分析师：国投证券 周喆）

1.中煤集团旗下上市央企，深化煤电一体布局实现长期价值重塑

1.1.背靠中煤，煤电一体化布局

地处安徽省的煤炭央企，积极布局煤电联营。

1997年，国家开发投资公司、国华能源有限公司、安徽新集煤电（集团）有限公司作为发起人设立了国投新集能源股份有限公司，并于2007年在上交所成功上市。

2008年，公司投资设立了电力利辛有限公司，正式布局煤电领域，开启煤电联营模式。

2009年，国投公司通过国有股权无偿划转的方式取得国投煤炭持有的国投新集共计80261.08万股股份，占国投新集总股本的43.38%，成为公司新控股股东。

2016年，国投公司将其持有的30.13%的股份无偿划入中煤集团，公司控股股东变更为中煤集团。近年来，公司开始稳步推进光伏、风电、抽水蓄能等清洁能源建设，实现绿色低碳转型发展。

控股股东为中煤集团，实控人为国务院国资委。截至2023年三季报，公司控股股东为中煤集团，持股比例30.31%。中煤集团为我国大型煤炭央企，据中煤集团官网披露，其主营煤炭生产贸易、煤化工、发电、煤矿建设、煤矿装备制造以及相关工程技术服务，涵盖煤炭全产业链，现有可控煤炭资源储量超760亿吨，生产及在建煤矿70余座，煤炭总产能达到3亿吨级。公司第二大股东为国华能源，持有公司7.59%股权。公司实控人为国务院国资委。

公司主营煤炭采选与火力发电业务，对外销售煤炭和电力。公司主要经营以煤炭开采、煤炭洗选和火力发电为主的能源项目。总体来看，公司营业收入从2018年的87.5亿元增长至2023年的128.5亿元，归母净利润从2018年的2.6亿元增长至2023年的21亿元。

细分来看，煤炭板块贡献主要营收及毛利，2017-2022年公司煤炭业务贡献营收从47亿元增长至78亿元，占总营收比重基本维持在65%左右，贡献毛利占总毛利比重维持在80%左右。电力业务贡献营收从28亿元增长至42亿元，占总营收比重基本维持在34%左右，除2021年外，贡献毛利占总毛利比重基本维持在17%左右。

据公司公告，截至2023年9月，公司规划新建电厂装机容量达596万千瓦，未来随着更多煤电机组的投产，公司电力业务占比有望持续提升，逐步转型成为煤电一体化企业。

毛利率稳定，良好的费用管控能力带动净利率提升。公司综合毛利率水平基本稳定在40%左右。近年来，公司财务费用率与管理费用率显著下降，财务费用率由2018年的11.69%下降至2023年前三季度的4.23%。公司净利率提升显著，2022年、2023年前三季度公司净利率分别为19.5%、21.9%。

资产负债率逐年下降，现金流情况良好。公司资产负债率由2018年的79.5%下降至2023年三季度末的58.4%。公司净现比维持在1以上，其中2021年由于煤炭销量和售价同比大幅增加，公司经营性现金流净额高达44.6亿元。

1.2.深化煤电一体：战略卓越，长久有为

1.2.1.破解“近忧远虑”，煤企探索“煤电一体化”发展之道。

“近忧”：煤、电利润重新分配下，煤电联营或是优质选择。

立足于“富煤贫油少气”的基本国情，我国形成了煤电为主、气电为辅、生物质发电为补充的火电发展格局。据Wind，截至2023年11月，全国火电装机13.79亿千瓦，占发电总装机容量的48%；火电发电量56178亿千瓦时，占总发电量的70%。

作为关键的电网安全支撑，火电有力满足了经济社会发展需要，成为我国能源供应安全的压舱石和基本盘。

2021年10月起，由于上游供给约束导致的煤价高涨使得煤、电行业的利润分配出现不平衡，2021年煤炭开采和洗选业利润总额同比+212.7%，电力、热力的生产和供应业同比-57.1%，煤炭行业利润总额占双方合计利润总额比达到80%。

2023年1-11月煤炭开采和洗选业利润总额同比-25.9%，电力、热力的生产和供应业同比+58.2%，煤炭行业利润总额占双方合计利润总额比自2022年76%下降至57%，相较于2021年已经出现适当缓解。

展望2024年，考虑到长协合同条件更具弹性，市场煤份额增多，或意味着煤炭供需矛盾得到一定程度的缓减，动力煤价中枢或面临继续下移，煤、电利润也将继续分配。在此基础上，煤电联营或许是优质选择。

煤电联营可以使煤企和电企建立一种互补的、长效的利益共享、风险共担的机制，降低因为煤价波动带来的经营风险，确保电厂燃料长期稳定供应的同时还可减少中间采购环节，大幅降低发电成本并锁定下游火电利润。

此外，据《煤电一体化深度融合发展的国神路径研究》（2020）的分析，国家能源集团旗下国神公司的煤电一体化项目除了通过传统方式建设坑口电厂，减少煤炭流通环节实现内部降本外，还通过水汽互补利用，燃料经济掺烧等创新方式降低生产成本，提高产业协同效应。

“远虑”：转型不止囿于眼前的煤电，更在于牵手新能源。

随着我国碳达峰、碳中和目标的提出，安全、清洁、经济的阶段性不平衡问题日益突出，煤电与新能源间的发展矛盾逐渐成为新型电力系统建设中的重要议题，国家层面对煤电和新能源的协同发展也在进行积极的思考与研究。

2021年12月中央经济工作会议，国家首次提出要立足以煤为主的基本国情，抓好煤炭清洁高效利用，增加新能源消纳能力，推动煤炭和新能源优化组合。

2022年5月，国家发改委、国家能源局联合印发《促进新时代新能源高质量发展实施方案》，提出加大力度规划建设大型风光电基地，并按照推动煤炭和新能源优化组合的要求，鼓励煤电企业与新能源企业开展实质性联营。

政府指导意见从“推动煤炭和新能源优化组合”到“鼓励煤电企业与新能源企业开展实质性联营”，方向更加明确、要求更为具体，为下一步产业结构优化调整指明道路。

短期来看，煤电联营是当前时点下解决煤电利润再分配的优质选择，长远来看，“双碳”目标下煤炭消费必将逐步减少，煤炭企业面临着转型升级和创新发展的紧迫需求。

考虑到未来风、光等可再生能源装机规模将大幅增加，而新能源发电波动性大，需要利用燃煤发电的稳定性，为新能源提供大量调峰、调频、备用等辅助服务，煤电一体化有望成为能源生产低成本、集约化、节约型的有效模式，成为加快构建清洁低碳、安全高效的新型能源体系的有力实践。

1.2.2.公司煤电一体初见成效，后续火电装机增量可观。

打造煤电一体化典范，利辛板集电厂投运多年运行稳健，盈利亮眼。

目前公司在运控股电站仅有利辛板集电厂一期项目，拥有2台100万千瓦火电机组，公司持股比例55%，同时参股宣城电厂一、二期项目，拥有1台63万千瓦及1台66万千瓦机组，持股比例49%。

值得注意的是，2019年国家发改委、国家能源局在全国范围内选取了15个具有代表示范作用的煤电联营项目，确定为全国第一批煤电联营重点推进项目，中煤新集利辛板集电厂项目获批列入全国第一批煤电联营重点推进项目，这也是国内首个百万千瓦级煤电一体化的项目，被列为煤电一体化坑口电厂的典型代表。

板集煤矿与板集电厂通过一条输煤皮带连接，省去了煤炭运输及存放成本，同时电厂所需煤炭可由煤矿全部满足，充分发挥坑口电厂一体化优势。

据公司公告，2021-2022年分别实现净利润0.66亿元和6.02亿元，其发电效率、盈利能力均居于安徽省前列。

稳定煤源叠加电价上浮，公司火电板块度电毛利亮眼。

从成本端看，受益于煤电一体的经营方式，公司电厂燃料拥有长期稳定供应的同时还可减少中间采购环节。

据公司公告，除2021年外，公司每年大概有400万吨以上的煤炭供给自有电厂，对内供给量占商品煤总销量比例26%左右，一定程度上降低了电厂的用煤成本。

根据公司公告披露的火电板块毛利水平及历年火电发电量计算，2018-2020年公司火电毛利稳步提升，2021年受煤价大幅上涨，但电价年度长协已经签订，未实现顺价背景下，毛利率出现大幅下滑，但仍保持盈利，优于国内同期其他大部分火电企业，2022年受益于安徽市场化交易电价接近顶格上浮（较燃煤基准价上浮比例19.78%），公司度电毛利实现大幅回升，达到0.0889元/千瓦时。

火电将迎高速投产期，装机成长空间可观。

截至目前，公司有四个在建及筹建火电项目，分别为利辛板集电厂二期（2台66万千瓦火电机组）、上饶电厂项目（2台100万千瓦火电机组）、六安电厂项目（2台66万千瓦火电机组）以及滁州电厂项目（2台66万千瓦火电机组），其中利辛板集二期电厂预计于2024年10月投产，将为公司2025年带来较高业绩增量，而利辛电厂三期项

若公司未来仍能维持高利用小时数，以2022年利辛电厂一期项目5339.13小时计算，目前在建及筹建项目全部投产后有望为公司带来新增发电量318.2亿千瓦时。

1.2.3.资产稳健性日益提升，长期估值修复值得期待。

公司估值仍处于较低水平。截至2024年1月19日，公司的PE（TTM）为6.7，明显低于其他动力煤、煤电联营以及火电企业。据公司公告，目前公司4个控股火电项目在建，预计于2024-2026年陆续投产，投产完成后公司火电装机从200万千瓦提升至796万千瓦，在煤电一体化布局下预计实现价值重估，从煤炭周期股估值转向煤电一体化稳健资产估值，因此其现有估值或具备较大的修复空间。

2.以煤为基，产销有增长，长协助稳价

2.1.资源储量丰富，产销持续提升

公司目前合计核定产能2350万吨/年，后备储量资源丰富。

据公司公告，公司矿区总面积约1092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%。截至2023年9月末，公司共有5对生产矿井。

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。

此外，公司还拥有探矿权4处，分别为罗园勘查区、连塘李勘查区、口孜西勘查区、刘庄深部勘查区。

截止2023年6月末，公司矿权内资源储量62.39亿吨，现有矿权向深部延伸资源储量26.51亿吨，共计88.9亿吨，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，含硫量低。公司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的本质特征，是深受客户青睐的环保型煤炭商品。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，特别是可以降低脱硫装置投资。

板集煤矿投产+产能利用率提升，煤炭产销量持续增加。2018-2023年，公司商品煤产销量持续提升，截至2024年1月最新公告的数据，公司2023年实现商品煤产量1937万吨，同比+5.2%，商品煤销量1969万吨，同比+8.7%，产销率达101.6%。

产量回升得益于以下两个方面：一是产能利用率及洗选率均有提升，2018-2023年公司产能利用率由86.3%上升至91.1%，洗选率从85.9%上升至90.5%。二是2022年板集煤矿复产贡献增量。板集煤矿项目于2006年8月开工建设，主要建设年产300万吨煤矿及配套选煤厂等工程。2015年10月，由于受宏观经济和国家去产能政策影响，板集煤矿被迫停工缓建。

2018年1月该矿正式启动复工筹建工作，2021年3月该矿开始联合试运转，2022年7月完成竣工验收，因此在2022-2023年产能持续爬坡贡献增量。

自供煤炭量基本可以覆盖自有电厂所需用煤，奠定煤电一体化发展基础。

安徽省为原煤净调入省份，2021年供需总缺口量达6400万吨以上。参考《安徽省“十四五”煤炭消费控制形势及建议》（2022），“十四五”期间，安徽省新上建重大项目年综合能源消费量将超5000万吨标准煤，煤炭需求依旧保持较高水平，而《安徽省煤炭工业发展“十四五”规划》中给予2025年省内原煤目标为11100万吨，相较2020年的仅增长0.4%，预计十四五期间安徽省煤炭供需缺口依旧存在。

从公司角度看，按照我们的测算，公司到2027年参控股火电全部建成，假设参考公司2020-2022年平均火电利用小时数，按照利用小时数5000h进行测算，约需要2059万吨综合热值在4400K的煤炭。

考虑到公司杨村矿仍在走复建论证工作流程，落地时间未定，若公司维持现有产能2350万吨/年，参考近五年产能利用率以及洗选率情况，假设按照94%的产能利用率以及91%的洗选率进行测算，对应商品煤产量约为2010万吨。

考虑到电厂实际生产运转以及煤矿电厂运输距离情况，公司旗下电厂仍会适当进行煤炭外购，所以公司现有商品煤产量可以做到基本覆盖自用电厂所需用煤，为长期煤电一体化发展奠定基础。

2.2. 高比例长协+成本管控锁定稳健盈利

公司售价根据安徽省发改委所确定的长协价格参考执行。

2022年4月，安徽省发改委印发关于落实煤炭市场价格形成机制有关事项的通知，按照国家发展改革委公布的秦皇岛港下水煤、山西和陕西等省煤炭出矿环节中长期交易价格区间，本着省产煤炭与外调煤炭到燃煤电厂价格相近的原则，确定省产煤炭出矿环节中长期交易价格区间为每吨545-745元（5000千卡，含税），对应单卡价格区间在0.109-0.149元/千卡。

2023年10月，国家发改委发布《关于做好2024年电煤中长期合同签订履约工作的通知》，新一年度的煤炭长协方案灵活性有所增强：一方面对供方签约量的限制进行适当放宽，另一方面对需方签约范围和签约数量进行弹性调整。

这样的调整反映出，在2023年国内煤炭市场供需偏弱、中下游环节库存高企、煤价中枢有所下移的背景下，长协机制希望通过给予供需双方更多的空间来维持“煤电跷跷板”的总体平衡。

价格方面，据煤炭市场网，秦皇岛动力煤Q5500年度长协价2023年价格中枢为714元/吨，同比-1.09%，变动幅度远小于秦港Q5500动力煤市场价（2023年中枢966元/吨，同比-23.87%）。

据财新网了解，在2023年底的全国煤炭交易大会上，企业双方签订电煤中长期合同继续沿用2023年长协675元/吨的基准价，考虑2024年整体煤炭供需情况后，预计长协价格中枢在新年度将继续保持相对稳定。

长协签订比例高。参考国家发改委发布的《电煤中长期合同签约履约工作方案通知》，连续三年均要求煤企签订的中长期合同数量应达到自有资源量的80%以上，且2021年9月份以来核增产能的保供煤矿核增部分按承诺要求全部签订电煤中长期合同。

公司作为煤炭央企，需切实发挥保供主力军作用，据Wind投资者平台回复，2022年上半年长协煤占比约91%，2023年前三季度长协煤占比约85%，均维持在较高水平。

热值提升推动吨煤售价逐季上涨。据公司公告，2022-2023年上半年，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从而影响其综合售价，商品煤综合煤质4100卡/克，吨煤售价在2022年逐季走低。

2023年3月份公司煤质持续好转，一季度公司煤炭平均发热量3991卡/克，二季度升至4200卡/克左右，7-8月热值回归4400-4450卡/克，吨煤售价亦实现同环比明显改善。

据2024年1月最新公告的数据，2023年公司吨煤售价551元/吨，同比+0.2%，2023年第四季度公司煤炭573元/吨，同比+9.0%，环比+3.3%。

坚持进行成本管控，近年来受多因素影响成本小幅走高。

2018-2020年公司吨煤成本主要在区间270-300元/吨浮动，2021-2022年上升至334/336元/吨，主要原因为：一是公司按照财政部关于印发《企业安全生产费用提取和使用管理办法》的通知要求，符合煤与瓦斯突出的矿井安全生产费用标准由30元/吨提高到50元/吨，公司所属刘庄煤矿和新集一矿2023年安全费用计提标准由30元/吨增长至50元/吨；二是板集煤矿2022年1月1日转固，转资产后影响折旧费用增加；三是材料费用、人工/电力费用、其他支出等均有增加，系大宗商品涨价、产煤量增加等多因素导致。

2023年在公司优化调整生产接续以及加强系统降本、技术降本和节支降耗的多重努力下，公司全年实现吨煤成本351元/吨，同比+4.34%。

综合来看，在持续的成本管控下，未来公司在高长协占比下其利润弹性虽相比现货煤销售占比大的煤企有所减弱，但也在一定程度上降低了现货煤价波动造成的影响，盈利相对更加稳定。

3.省内电力供需矛盾凸显，电价有支撑，电量有保证

3.1.省内用电量需求高增，供需缺口下电价有望保持稳定

安徽省电力需求稳步提升，增速高于全国水平。

根据安徽省统计局数据，安徽省全社会用电量从2013年的1361亿千瓦时稳步增长至2022年的2993亿千瓦时，近十年复合增速达到8.2%，远高于全国全社会用电量近十年5.6%的复合增速水平。

近五年安徽省整体用电量增速高于长三角其他用电大省。《安徽省电力发展“十四五”规划》预计，为支撑全省经济社会发展，2025年全省全社会用电量将达到3350-3530亿千瓦时，“十四五”期间年均增长6.6%-7.8%；2025年全社会最大负荷达到7200万千瓦，年均增长8.5%。

随着工业新兴产业集群的不断引入与发展、电能替代进程的加速、承担向周边用电大省输出电力的重任，安徽省未来电力需求增长动力充足：

1）新兴产业的快速发展驱动工业用电需求不断提升。

近年来，安徽省大力推进新能源汽车、信息技术、新材料、装备制造、先进光伏和新型储能等新型产业的发展，通过构建现代化产业集群的方式，持续扩大工业企业数量，大力培养专精特新企业、培育高端领域龙头，安徽省工业发展迅速。

根据Wind数据，近十年安徽省规模以上工业增加值每年增速显著高于全国平均水平，2023年1-11月增速达到7.3%，较全国平均高出3pct；安徽工业企业数量从2013年11月的1.47万家快速增长至2023年11月的2.27万家，年复合增速为4.4%。安徽省经济的不断增长有望带动用电需求的提升。

2）安徽省电能替代进程加速，人均用电量仍有较大提升空间。

安徽省能源局于2017年发布《关于推进安徽省电能替代的实施意见》，提出在工业生产、建筑供暖供冷、交通运输、农业生产、居民生活五大领域实施“以电代煤”、“以电代油”，着力提高电能占终端能源消费比重。

自此，安徽省电能替代进程提速。据《安徽省电力发展“十四五”规划》披露，安徽在“十三五”期间实施电能替代项目1.1万个，替代电量263亿千瓦时；规划中明确提出，“积极有序实施电能替代，进一步拓展电能替代的广度和深度，提高终端用能电气化水平”，目标在“十四五”期间，完成电能替代电量300亿千瓦时。

此外，根据《安徽省能源发展“十四五”规划》，大力实施冶金电炉、建材电窑炉、工业电锅炉等重点工业领域电能替代，目标到“十四五”末电能占终端能源消费的比重由“十三五”末的26%提升至30%。

2022年，按照常住人口来算，安徽省人均用电量为4885千瓦时/人，远低于浙江、江苏、上海的人均用电量水平，电能替代仍有较大空间。

安徽省的电力供给仍以火电为主。从发电量结构来看，安徽省近三年火电发电量均超过2600亿千瓦时，占全省总发电量的比重超过90%，火电为安徽省主力电源。

安徽省火电利用小时数相对较高，2022年为4894小时，高于全国平均515小时，同时比周边用电大省浙江、江苏、上海分别高174小时、455小时、1267小时。

根据《安徽省能源发展“十四五”规划》，“十四五”时期，受土地、生态红线、电网接入消纳等因素影响，新能源高速发展受限，能源结构优化难度加大，我们预计短期内，火电仍将在安徽省保持主导电源地位。

电力需求高速增长及能源转型背景下安徽省电力供需矛盾凸显。

根据安徽省于2021年发布的《安徽省电力供应保障三年行动方案（2022-2024年）》，国家能源局已将安徽省2022-2024年电力供需形势确定为红色预警，为全国电力供需形势最为严峻的省份之一。

经方案测算，2024年全省最大用电负荷达到6530万千瓦，按12%系统备用率测算，电力需求为7314万千瓦。截至目前，全省可用电力供应能力4835万千瓦，依靠现有电力供应能力及省间临时电力互济已难以满足高峰用电需求，存在较大的电力供应保障缺口。

同时，安徽省作为长三角地区唯一的国家级亿吨煤炭基地和电力应急保障基地，之前还承担了部分对长三角地区电力保障的责任，历年来安徽省电力输出电量逐步提升，截至2023年11月输出电量达到823.63亿千瓦时，占全省发电量的27.3%，即使2022年以来随着省内用电需求高速增长推进“外电入皖”，输入电量显著提升，但仍难以迅速转变其作为电力净输出省的定位。

因此，省内用电需求高速增长叠加电力外送需求，安徽省未来仍面临电力供需紧张的情况，根据政策测算的2022-2024年电力需求与供应计划平衡表，通过省内煤电装机投产以及争取省外来电，到2024年安徽省电力缺口有望相对得到缓解，但仍处于供需偏紧的态势。

受益于电力市场化改革，电力供需紧张背景下安徽市场化电价实现顶格上浮。

2021年10月发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，其中提出燃煤发电量将实现100%市场化交易，市场电价有望成为新的定价之“锚”，同时将燃煤发电市场交易价格浮动范围扩大至上下浮动范围均不超过20%，高耗能行业不受20%限制，电力现货价格不受限制。

电力市场化改革、煤价持续维持高位及省内电力供需紧张多重因素推动下安徽省年度市场化交易电价实现顶格上浮，根据安徽电力交易中心发布的2022年电力市场年报，2022年安徽省直接交易电量成交均价达到0.4604元/千瓦时，较基准价上浮19.78%；同时根据国际能源网披露，2023年上半年安徽省月度直接交易价格同样维持在0.46元/千瓦时左右，接近顶格上浮。从公司电力板块电价情况看，2022年公司火电上网电价提升至0.408元/千瓦时，同比增长20.75%，带动电力业务毛利率大幅回升。

未来在省内电力供需持续偏紧的背景下，我们判断安徽省市场化交易电价仍有望维持高位。

同时电力缺口支撑高利用小时数，受电力供需紧张影响，近几年安徽省内火电机组平均利用小时数均高于全国均值，2022年安徽省火电平均利用小时达到4894小时，较全国平均4379小时高515小时。同时，公司火电机组高效运行，2022年公司利辛电厂机组利用小时数达到5339.13小时，远高于全省平均。在省内仍处于电力供需偏紧的预期下，我们预计公司未来火电有望继续维持高效运行。

3.2.容量电价出台，进一步提升火电业绩稳定性

2023年11月，国家发改委、能源局发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》，为适应煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型的新形势，将现行煤电单一制电价调整为两部制电价，其中电量电价通过市场化方式形成，灵敏反映电力市场供需、燃料成本变化等情况；容量电价水平根据转型进度等实际情况合理确定并逐步调整，体现煤电对电力市场的支撑调节价值。

根据政策规定，用于测算容量电价的煤电机组固定成本为每年每千瓦330元，2024-2025年各省通过容量电价回收固定成本的比例为30%-50%；2026年起，将各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50%。

若容量电价政策在安徽省顺利实施，2024-2025年执行100元/千瓦·年的容量电价，若以2022年安徽省年平均利用小时数进行计算（2022年安徽省平均利用小时数为4894小时），当前容量电价水平换算为度电补贴约为0.0204元/千瓦时。

假设公司未来火电装机利用小时数仍维持在较高水平，以新集能源2022年火电机组平均利用小时数计算（2022年新集能源火电利用小时数为5339小时），则于公司而言当前容量电价度电分摊约为0.0187元/千瓦时。

4.盈利预测与估值

4.1.盈利预测与关键假设

新集能源2023-2025年经营核心假设如下：

1）煤炭业务：

煤炭产量：公司未来三年煤炭产能基本保持稳定，考虑到2022-2023年公司板集煤矿投产叠加产能利用率提升，煤炭产量持续增加，预计2023-2025年公司商品煤产量为1937/1957/1967万吨，同时下游用电需求增加保证公司煤炭销售情况，预计2023-2025年产销率均维持100%。

煤炭价格：公司销售煤种以动力煤为主，主要供给电厂、化工用户。考虑2022年以来公司提升长协比例以平抑煤价波动，故吨煤售价变动主要跟随长协进行调整。国内煤价近两年高位波动，现阶段呈下行趋势但整体价格中枢仍明显高于2021年以前。长期来看，在经济温和复苏的背景下，下游需求回暖对煤炭价格形成支撑，考虑到2023-2025年国内动力煤新增产量较为有限，但保供政策要求下价格变动预计偏小，预计2023-2025年公司商品煤售价为551/552/554元/吨。

煤炭成本：公司持续进行成本管控，预计2023-2025年公司商品煤煤成本为351/347/349元/吨。

2）电力业务：

装机容量：据公司公告，截至2022年底公司控股电力装机容量200万千瓦，目前公司在建的利辛板集电厂二期（2台66万千瓦机组）预计于2024年10月投产，因此预计2023-2025年公司控股装机容量分别为200/332/332万千瓦。

发电量：公司历年利用小时数维持较高水平，2020-2022年机组利用小时数分别为4972.67、5190.26、5339.13小时，我们判断未来几年在安徽省大力引入新兴产业的背景下省内电力供需持续偏紧，预计公司2023-2025年利用小时仍维持高位，预计对应发电量分别为104.79/123.24/172.09小时。

上网电价：2023年11月国家出台容量电价政策，在出台容量电价政策背景下电量电价预计小幅下降，在考虑容量电价的背景下预计2023-2025年公司安徽地区电厂上网电价分别为0.41/0.41/0.41元/千瓦时（不含税），基本与公司2022年上网电价持平。

发电成本：公司煤电业务度电成本中燃料成本占比高，由于公司火电项目为坑口电厂，煤价全部为坑口长协价格，燃料成本稳定性较强，参考2022年度电成本水平，我们预计2023-2025年分别为0.29/0.29/0.29元/千瓦时。

4.2.估值与总结

我们选取了业务均涉及煤电一体化的公司与新集能源进行对比，分别是：中国神华、电投能源、内蒙华电、陕西能源、国电电力进行估值对比，以2024年1月22日收盘价为基准，使用Wind一致预期披露的归母净利润、EPS以及PE，上述公司2024年PE平均值为7.96。

我们预计公司2023-2025年分别实现营业收入128.50亿元、126.23亿元、133.30亿元，增速分别为7.1%、-1.8%、5.6%，2023-2025年分别实现净利润21.05亿元、23.23亿元、24.90亿元，增速分别为2.0%、10.4%、7.2%。

公司作为中煤集团旗下上市煤企，煤炭资源区位优、储量大，销售煤种以动力煤为主，长协占比高增强业绩稳定性。同时火电在建或拟建项目基本位于安徽省内或周边，与公司所属煤矿距离较近，2026年全部火电项目投产后业绩有望大幅放量，届时公司煤电一体化的协同优势得到充分发挥，进一步提高公司的盈利能力和抗风险能力，从而有望实现从煤炭周期股估值转向煤电一体化稳健资产估值。

给予公司2024年6.9xPE，对应6个月目标价为6.21元。

5.风险提示

宏观经济周期波动风险：公司主要从事煤炭生产、销售等业务，与电力、化工等行业发展状况和行业景气度煤炭是国家能源的主要来源之一，也是国家经济的重要支柱之一，行业内企业的经营业绩、财务密切相关。财务状况和发展前景在很大程度上受我国经济发展状况、宏观经济政策和产业结构调整的影响，宏观经济的波动会影响国内市场需求，进而影响公司的盈利能力和财务状况；

煤炭价格波动：公司主要产品为动力煤，宏观经济周期、国内外市场供求关系、国内产业政策以及原材料、能源价格的波动等因素均可能引起动力煤的价格变化；

生产安全风险：煤炭开采业务受地质自然因素影响较大，且因主要生产活动均处于地下，发生自然灾害及安全事故的概率相对较大。若公司所属矿井发生安全事故，可能会影响煤炭生产；

环保风险：公司从事的煤炭开采、洗选业务生产经营过程中会对环境造成一定影响。当前我国环保政策日趋严格，能否满足各项环保监管要求、坚持主业开发与环境保护协调发展对公司经营稳定性有一定影响；

地质条件变化影响公司煤质风险：2022年至2023年一季度公司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,进而影响吨煤售价，若后续开采过程中遇地质条件变化等情况，或对煤炭品质及吨煤售价产生影响；

探矿权开发进度不及预期：公司所持探矿权若开发进度不及预期，可能会影响公司后续资源储备接续情况；

火电项目建设进度不及预期：公司后续火电装机规模较大，若项目落地不及预期，可能会影响后续业绩弹性增量；

预测假设及模型误差超预期：上述所涉及模型对公司业绩预测具有未来产品价格、公司产能、产量等与生产经营相关的参数假设，存在与未来实际情况间偏差超预期的风险，从而影响结论精确度。

分红比例不及预期；煤电利用小时数下降风险；煤电电价下降风险。

——————————————————

报告属于原作者，仅供学习！如有侵权，请私信删除，谢谢！