内部资产整合优化，实现天然气全场景布局

国内民营天然气龙头，股权激励增强管理层稳定性

(资料图片仅供参考)

新奥股份是国内最大的民营能源企业之一，业务覆盖天然气产业的全场景，致力于成为天然气产业智能生 态运营商。新奥股份 1992 年正式成立，原名为河北威远实业有限公司，主营业务为农药与兽药的生产销售，1994 年于上交所上市。2011-2013 年，公司先后增加二甲醚、煤炭等业务，进入能源化工领域。2014-2015 年，公司 更名为新奥生态控股股份公司，进军以 LNG 为核心的清洁能源业务及天然气设备生产与工程服务领域。2016 年，公司收购 Santos 10.07%股权，成为澳大利亚第二大油气上市公司的第一大股东；2018 年，新奥舟山 LNG 接收站一期项目建成投产。2019 年，公司出售威远生化等相关企业，剥离农药与兽药业务。2020 年，公司收购 新奥能源，进一步加强天然气上下游布局。2022 年，公司购入舟山 LNG 接收站资产，业务范围贯通天然气上 下游，实现了天然气产业的全场景布局。

截至 2022 年末，公司实控人为自然人王玉锁，持股比例 65%；控股股东为新奥集团国际投资有限公司，持 股比例为 42 %。公司实控人王玉锁通过新奥资本集团国际投资有限公司、新奥控股投资股份有限公司等多家公 司对新奥股份实施控制，股权与控制权结构稳定。2021 年，为健全公司的长效激励机制、调动核心管理与业务 人才的工作积极性，公司提出股权激励计划。 该计划的授予对象为公司董事、高级管理人员以及公司核心管理和业务人员。2021 年 6 月，首次限制性激 励股票授予完成，首次激励对象 49 人，合计授予 1721 万股，预留授予 113 万股。2021 年 12 月，预留限制性 激励股票授予完成，激励对象 10 人，合计授予 113 万股。公司限制性激励股票包含四个解除限售期，每个解除 限售期可解除限售的比例均为 25%。限制性激励股票的解除限售条件包含公司层面业绩考核、激励对象所负责 业务层面绩效考核和个人层面绩效考核三个层面。其中，公司层面业绩考核根据不同考核年度进行，考核指标 为公司评估利润（即公司经营活动产生的归母净利润）。2021-2024 年四个考核年度中，考核指标的触发值分别 为年度评估利润较2020年评估利润增长18%、39.24%、64.30%以及93.88%；考核指标的目标值分别为增长20%、44%、72.80%和 107.36%。考核年度的评估利润增长低于触发值时，不可解除限售；增长处于触发值与目标值 之间时，解除限售比例为 80%；增长满足目标时，解除限售比例为 100%。2021 年，公司实现评估利润 36.59 亿元，较 2020 年度评估利润增长 65.86%，满足公司层面 100%比例解除限售条件。

天然气业务持续稳健发展，内部资源整合优化业务结构

公司以农兽药产销业务为起点，先后进入能源化工、清洁能源等产业领域。2014 年，公司通过收购中海油 新奥（北海）燃气 45%股权和山西沁水新奥燃气 100%股权，正式进军以 LNG 领域为核心的清洁能源业务。此 后，公司专注于天然气上游产业的发展，定位天然气上游资源的获取。2016 年公司通过收购联创信持有 Santos 公司 10.07%股份，进一步扩展了海外的天然气资源。2019 年，公司出售威远生化等公司，将农兽药业务剥离， 聚焦天然气业务发展。2020 年，在能源体制改革和优质企业回归 A 股的大背景下，公司决定通过资产置换、发 行股份及支付现金购买资产的方式收购新奥能源，整合内部产业链资源。

本次交易中，公司收购新奥能源 36.92 亿股股份（目前占新奥能源已发行流通股总数 32.65%）。其中，公司通过向新奥国际置出联信创投 100%股权（联信创投的主要资产为所持有的 Santos 2.08 亿股股份），并发行 13.41 亿股份并支付 27.05 亿现金获取新奥能源 32.92 亿股股份；公司通过支付精选投资公司现金 27.95 亿元，收购新 奥能源 0.399 亿股股份。通过该次重大资产重组，公司整合了新奥能源燃气管道经营、天然气分销、车船用加 气站及泛能站等产业下游业务，与公司原有的上游的资源进行了优势互补，实现了天然气行业的全产业布局。 2022 年，公司以发行股份及支付现金相结合的方式收购了舟山接收站，使其成为公司控股子公司，实现天然气 全产业链的布局，进一步提升了公司的天然气资源的获取能力、燃气储运能力以及下游分销能力。通过几次内 部资源整合，上市公司实现了资产结构的优化，明确了战略发展的主线、减少了彼此之间的关联交易、提升了 经营与盈利能力。目前，公司主要涉及业务包括天然气销售业务（天然气直销、天然气零售、天然气批发）、综 合能源业务、工程建造与燃气安装业务、能源生产业务、增值及数智化业务。

营收规模稳健增长，核心利润持续增加

经营规模不断扩大，盈利能力保持优异

2020 年，公司营收与利润均出现大幅增长。主要系公司完成重大资产重组后，新奥能源财务报表合并计入 公司财务报表之中。2022 年，公司实现营业收入 1540.44 亿元，同比增长 33.04%，主要系公司天然气业务单价 上升及公司综合能源业务增长的影响；公司实现归母净利润 58.44 亿元，同比增长 26.17%；公司实现归母核心 利润 60.67 亿元，同比增长 48.17%，主要系天然气直销业务利润贡献同比增加及煤炭业务量价同比齐升影响。 公司归母核心利润是将经营活动产生的归母净利润扣除应收、其他应收坏账计提、资产处置收益、汇率波动等 因素影响后计算得出，用以反映公司的经营业绩。

2020 年新奥能源公司财务报表并入公司报表后，公司业务结构发生较大变化。此前，公司主要的营收来源 为能源生产、工程施工安装及其他业务。此后，公司新增综合能源服务业务，且天然气销售业务比重大幅增加。 从营收贡献来看，目前公司主要的营收来源为天然气销售、综合能源服务、工程施工安装业务和能源生产业务。 2022 年，公司天然气销售、综合能源服务、工程施工安装业务和能源生产业务分别实现营业收入 1201.99、120.52、 84.41 和 85.51 亿元，分别占比 77.97%、7.82%、5.48%和 5.55%。从毛利贡献来看，公司天然气销售、综合能源 服务、工程施工安装业务和能源生产业务分别贡献毛利 132.63、16.58、35.05 和 21.29 亿元，分别占比 56.52%、 7.07%、14.94%和 9.07%。其中，天然气销售业务包含天然气零售、天然气批发和天然气直销三类业务，毛利贡 献分别为 74.69、26.88 和 31.07 亿元。

2022 年，公司实现毛利率 15.15%，同比下降 1.59 个百分点；实现净利率 7.19%，同比下降 1.89 个百分点。 2019 年-2022 年，公司毛利率总体呈下降趋势，主要系公司毛利率较低的天然气销售业务营收占比迅速扩大， 拉动公司整体毛利率下降。分业务来看，2022 年公司天然气销售业务、综合能源服务、工程施工安装业务和能 源生产业务毛利率分别为 11.03%、13.76%、41.52%和 24.90%，同比变化 0.86、-4.32、-8.87 和-4.33 个百分点。 其中，天然气零售、天然气批发和天然气直销业务毛利率分别为 10.66%、7.94%和 19.04%，同比变化-1.99、6.34 和-3.31 个百分点。天然气销售业务毛利率同比增长，主要得益于公司直销气业务毛利贡献同比增加。

2020 年，公司净资产收益率水平呈现显著提升，主要系公司进行资产重组后，营收规模与资产规模大幅增 加，权益乘数扩大，且资产周转率提升。2022 年，公司实现加权净资产收益率 33.43%，较去年同期下降 7.68 个百分点，主要系公司 2022 年合并新奥舟山，将其财务报表纳入到合并范围内。以调整后财务数据来看，公司 2022 年加权净资产收益率同比增加 2.34 个百分点，主要系公司销售净利率与资产收周转率同比增长。期间费用 方面，2020 年之后公司财务费用率显著下降，主要系营收增长带来财务费用的稀释。2022 年，公司财务费用率同比大幅提高，主要系人民币贬值使得公司美元债务产生汇兑损失。

截至 2022 年末，公司资产负债率为 62.14 %，较 2021 年末减少 1.77 个百分点。2020 年受公司重大资产重 组影响，公司资产负债率同比显著提升，随着公司内部资产整合，公司资产负债率总体呈下降趋势。2022 年末， 公司借贷总额 361.23 亿元，较年初增加 11.43 亿元，主要系人民币汇率波动导致。剔除汇率影响后，公司借贷 总额较年初略有下降。债务结构方面，得益于公司短期美元债务的置换和年内到期债务的兑付，公司短期债务 比例显著下降。2022 年末，公司短期债务规模为 96.33 亿元，较年初减少 65.12 亿元，占借贷总额比例下降到 26.67%。2022 年，公司经营活动产生的现金流量净额 150.06 亿元，较去年同比增长 5.94%；投资活动与筹资活 动产生现金流净额为-68.81 亿元和-96.52 亿元，较去年同期增加 12.91 亿元和减少 42.51 亿元。筹资活动现金流 净额同比减少，主要系公司支付同一控制下的股权收购款及公司去年同期收到非公开发行股票募集配套资金。

国内天然气龙头企业，全场景布局提升盈利能力

综合布局多样性气源，城燃项目遍布全国

伴随着 2020 年公司内部资源重组的完成，新奥股份实现了天然气产业上下游联通。从产业上游的角度来看， 公司形成了多元天然气获取渠道，以中石油、中石化和中海油的油气资源为基础盘，对外扩展国际天然气资源、 对内扩展非常规气源和 LNG 资源。截至 2022 年末，公司签订国际天然气长协 764 万吨，主要挂钩 Henry Hub， 价格变化幅度相对较小，非常规气源获取能力达 300 万立方米/日。 公司积极参与天然气储运环节，舟山接收站一期与二期工程分别于 2018 年和 2021 年投产，年处理能力达 750 万吨 LNG。2022 年，公司投建舟山接收站第三期工程，预计年处理能力可增加 350 万吨；此外，公司还积 极利用国家管网放开的 LNG 接收站中长期窗口期，并与中石油、中石化和中海油串换窗口使用，提升资源获取 的灵活性。在管道运输方面，公司拥有自有长输管线 4 条，输气能力 120 亿方/年；与国网管道累计签署管道协 议 60 余个，获取国网资源上载点 7 个、下载点 52 个，管容达 300 万方/日，可实现跨区域灵活调度，目前为除 三大油外最大托运商；公司还拥有超过 1200 辆灵活调配的 LNG 槽车，规模居全国第一。在储气方面，公司获 取国网文 23 储气库、广州、中石油虚拟储气库容量 8000 万方，舟山接收站储气容量达 4 亿方，使用国网储气 库容量 2000 万方。公司通过发展管输和储气业务，提高了非常规气源的获取能力，提升了资源远途调配能力。

从产业下游来看，目前公司天然气销售业务包含三部分，其中天然气零售业务通过管输对接工商业、居民、 交通运输业客户，气源补充以中石油、中石化、中海油管道气为主，叠加部分海外油气资源。管道气价格由发 改委制定基准门站价格浮动确定，非管道气（以 LNG 为主）价格受国内外天然气市场价格影响；天然气批发业 务是零售业务的补充，对接天然气贸易商等客户，气源为国内 LNG 液化厂与沿海接收站。通过收购新奥能源， 公司获得了其国内的城市燃气项目与销售运营渠道，并持续扩展业务规模。

截至 2022 年底，公司在全国拥有 254 个城市燃气项目、覆盖 20 个省份，且大部分位于东部沿海经济发达 地区，在福建、湖南、安徽、浙江销售量占总消费量比重超 20%。2022 年，公司总销售气量达 362.04 亿立方米， 约占全国天然气市场消费总额的 10%，在全国主要城市燃气公司中排名前列。2022 年，公司零售气销售价差为 0.48 元/立方米，同比下降 0.03 元/立方米；零售气价差下降主要系天然气采购价格提升导致。得益于公司天然 气全产业整合完成度高，在主要城燃上市公司中，公司价差缩窄幅度较小。

天然气直销业务对接下游工业、城市燃气、电厂、交通能源等客户，气源包括国际天然气资源、国内 LNG液化厂资源以及部分非常规资源，其中国际油气资源价格与 JCC、Brent、HH 等国际主流能源指数挂钩，通过 长协与现货两种方式采购，国内非常规资源通过煤制气、煤层气、散井气等方式获取。随着双碳政策深入推进， 政府重点突出绿色低碳发展，深化大气污染防治，加速各领域绿色转型，国内的大型工业、电厂等直销气客户 对更加清洁的天然气、灵活的供气和资源匹配有很强的需求。与天然气零售相比，直销气业务直接将下游工业、 电厂等用气大户与国内外气源地相连接，在降低下游大客户用气成本的同时，减少中间环节的费用。直销气业 务的发展，有助于增长下游客户对天然气的消费需求量。在未来天然气大客户直供比例上升的趋势下，公司凭 借上游的多元化气源优势与天然气接收、储存、运输环节的自建优势，可以实现直销气业务的持续发展。2022 年，公司直销气业务总销售气量 35.07 亿方，同比下降 14.9%；直销气业务毛利贡献 31.07 亿元，同比提升 140.31%； 直销气价差达 0.72 元/方，同比提升 0.41 元/方。

国际天然气成本迎来下降，国内天然气需求有望增长

公司天然气供应来源主要为国内气态气源、国内液态气源以及国际气源。2022 年，欧洲冬季气温高于往年 水平，欧盟居民以及工商业天然气需求水平持续维持低位，叠加全球 LNG 资源大量流向欧洲，欧洲天然气市场 出现供大于求，天然气库存显著高于往年平均水平，国际天然气市场价格承压。截至 2023 年 8 月 5 日，欧盟天 然气库存量达 986.19 太瓦时(TWh)，占总库存容量 87.10%，占比达 2011 年以来同期库存高位水平。

2023 年以来，国际主要天然气价格指数 Henry Hub、TTF、NBP 均呈下降趋势。截至 2023 年 8 月 6 日， Henry Hub 价格较年初下降 37.21%，同比下降 68.04%；TTF 价格较年初下降 62.19%，同比下降 85.42%；NBP 价格较年初下降 42.67%，同比下降 77.67%。在欧洲天然气库存高企，世界经济复苏速度缓慢的情况下，我们预 计全球天然气价格将维持低位运行。对于公司来说，天然气市场价格整体走低有利于降低公司天然气采购的成 本。

在公司国际气源方面，截至 2022 年末公司在手长协规模达 764 万吨/年，签约主体分别为新奥能源和新奥 新加坡，交付方式包含 FOB 与 DES，合同期限 10-20 年不等，挂钩指数包括 HH、JCC 和 Brent。公司与 Cheniere 签订的 90 万吨/年长期资源供应合同开始供应时间为 2022 年，交付方式为 FOB（离岸价，卖方在出口码头将 LNG 销售给买方，买方负责运输），与 Henry Hub 指数挂钩，价格波动幅度较为稳定可控，相较于 DES（船上 交货，卖方在接收方码头将 LNG 销售给买方，卖方负责运输）交付方式，FOB 交付具有更强的灵活性，公司 可以在全球范围内任意选定 LNG 资源的运送地点，有助于公司国际天然气市场的开拓。以公司现有长协资源和 5%增速的天然气销售量计算，全部长协气合同开始供应后，公司国际长协气源可满足公司约 24%的天然气需求。

在天然气接收与处理方面，公司舟山接收站三期工程核准，年处理能力将超 1000 万吨。2022 年 3 月 15 日， 浙江省发改委核准舟山三期工程，该项目将新建 4 座 22 万立方米 LNG 储罐以及相关的配套设施，预计新增 LNG 处理能力 350 万吨/年，三期工程完成后，预计舟山接收站年处理能力将超 1000 万吨。舟山接收站三期工程的投建有利于提升公司自营接收站的处理能力，更好地对上游资源进行储运处理；也有助于开发舟山及附近区域 的船舶加注市场和 LNG 销售市场。2022 年，受海外天然气价格高企及国内疫情抑制经济活动等多重因素叠加 影响，国内沿海 LNG 接收站利用率普遍偏低，舟山接收站全年共实现处理量 153.26 万吨。舟山接收站地处东 部沿海发达地区，背靠浙江、江苏等经济强省，根据十四五规划，浙江省天然气消费量将由 2021 年的 180 亿方 提升至 2025 年的 315 亿方。随着国际天然气价格逐步回归理性以及国内下游需求恢复，周边地区旺盛的天然气 需求将会有力支撑舟山接收站处理量大幅回升。

2022 年，我国天然气表观消费量为 3663 亿立方米，同比下降 1.7%，天然气在能源消费中的占比下降 0.4%。 2022 年天然气表观消费量的下降时是受到供给与需求两方面的影响。供给方面，俄乌冲突等问题导致欧洲能源 供应紧张，带动国际 LNG 价格走向高位，国内企业进口 LNG 积极性疲软，国内 LNG 进口量同比减少。需求方 面，受新冠疫情的影响，天然气消费需求下滑。 我们认为 2022 年天然气表观消费量同比下滑主要受短期因素影响。从中长期视角来看，“双碳”政策持续 推进，城镇化建设、北方清洁取暖推进和长江流域采暖需求释放等城镇燃气缺口仍在。以北方清洁取暖为例， 2017 年，国家能源局发布《北方地区冬季清洁取暖规划（2017-2021 年）》，提出到 2021 年北方地区清洁取暖率 达到 70%。截至 2020 年采暖季结束, 北方地区清洁取暖面积达 125.9 亿平方米，清洁取暖率达 65%以上。目前， 北方地区清洁取暖仍在持续推进中，相关财政资金支持力度持续加大。

2023 年，伴随着国际天然气市场价格的回落与国内经济环境的逐步复苏，天然气消费的供应和需求两方面 的问题都有望得到解决。供应端方面，2023 年 1~6 月我国天然气累计产量为 1155 亿立方米，同比增长 5.36%， 增速比去年上升 0.46 个百分点，天然气产量稳步增长。需求端方面，从工商业角度来看，随着疫情政策的调整， 经济生活和生产经营逐步恢复常态，下游用气需求有望恢复；从天然气发电角度来看，燃气成本降低和下游电 力需求的恢复都将拉动天然气发电需求的增长。综合来看，我们判断 2023 年天然气表观消费量将恢复增长。 2020-2021 年，公司售气量增速均高于全国天然气表观消费量增速；2022 年，公司售气量降幅也小于全国天然 气表观消费量减少幅度。因此，我们认为随着全国天然气消费量的增长，公司售气量有望获得更高的增长速度。

公司天然气销售价格包含多种定价机制。直销气方面，公司天然气销售定价较为市场化，根据不同的客户类型与需求，采用浮动价格或固定价格定价，便于上游采购成本的传递。从过去的机制来看，零售气方面，居 民用户的天然气销售价格采用政府定价的方式，需进行居民听证会实现价格调整；非居民用气销售价格则采取 政府指导价，可依据上游门站价格变动申请燃气销售价格调整。近年天然气价格波动剧烈，国家积极推进天然 气上下游价格联络机制不断完善。2023 年 2 月，国家发展改革委向各省市下发了《关于提供天然气上下游价格 联动机制有关情况的函》，要求各地就建立健全天然气上下游价格联动机制提出具体意见建议，包括如何确定综 合采购成本、如何科学设置启动条件、调价周期和调价幅度等。4 月，国家发展改革委向各省（区）市发改委 发布了《天然气上下游价格联动相关指导意见（征求意见稿）》，旨在健全下游成本疏导机制，重点推动居民用 气价格联动。2023 年城燃采购燃气成本同比上涨，为疏导城燃公司经营压力，2023 年内蒙古、湖南、南京、石 家庄、西安等省市陆续出台天然气价格联动新政策，宣布适时启动政府调价机制，适当上调居民气价和非居气 价。整体来看，我国建立上下游天然气价格联动机制的省市比例不断提升，未来城燃盈利稳定性有望提升。

综合能源业务发展空间广阔，煤炭生产持续贡献收益

公司综合能源业务是以天然气为切入点，结合客户所属区域的资源禀赋，因地制宜提供冷、热、气、电等 综合能源供应方案以及相关升级方案。公司综合能源项目聚焦低碳园区、低碳工厂、低碳建筑、低碳交通四大 类客户，主要囊括光伏、售电、配网、燃气蒸汽锅炉运营等泛能产品。公司已建成典型泛能项目包括浙江余杭 燃煤热电厂煤改气项目、南京研发中心低碳数智化项目、长沙黄花机场智慧能源管理项目等。在公司现有客户 和渠道资源的支持下，公司综合能源业务发展迅速，2022 年，公司综合能源业务实现营收 86.42 亿元，同比增 长 52.1%；综合能源销售量达 222.4 亿千瓦时，同比增长 16.6%，其中蒸汽销售占比 60%，冷热能销售占比 32%， 电能销售占比 8%。公司已投运泛能规模项目 210 个，在建规模项目 54 个，全部项目达产后预计用能规模将超 过 417 亿千瓦时。

公司综合能源项目依托现有园区提供全场景综合能源提供服务，直接向客户提供所需的各种能源产品，收 入流入稳健，现金流产出迅速，投资回收期一般为 7-8 年。在客户结构上，公司综合能源项目面向园区内多元 化客户，避免单一产业结构的周期性风险；在销售机制上，公司会与客户签订最低能源用量并建立价格联动机 制，便于成本压力的转移；在建设节奏方面，公司会根据客户需求量分批进行投资建设。在“双碳”目标的大背景下，节能降碳是工业园区、公共机构、交通物流等多个主体的共同目标。根据《“十四五”节能减排综合工 作方案》，到 2025 年，全国单位国内生产总值能源消耗要比 2020 年下降 13.5%；重点推进园区节能环保提升工 程、重点行业绿色升级工程、交通物流节能减排工程、公共机构能效提升工程等节能减排工程。考虑公司成熟 的项目建设经验和深厚的产业积累，我们认为公司综合能源业务有持续增长的空间。

公司工程建造及安装业务主要包括工程建造业务和工程安装业务两项业务。其中，公司工程建造业务主要 涉及天然气工程、市政工程、化工医药工程及低碳与数智化领域。截至 2022 年，公司参与的工程项目包含 3 座 LNG 接收站，10 余座 LNG 液化工厂，以及超过 2500 公里长输管线及超过 8000 公里中高压管网。除天然气工 程之外，公司依托天然气原料优势，积极发展氢能相关技术，目前公司已具备氢能相关工程项目十余年历史经 验，参与工程包括河北张家口、辽宁葫芦岛、河南京宝等地发电解水制氢、天然气制氢、焦炉煤气制氢项目； 华丰加氢加油加气项目；泰兴新奥掺氢项目技术方案；以及绿氢综合利用项目。 同时，公司还依靠强大的制氢工程能力与中国船舶重工集团公司第七一八研究所达成合作。公司未来将于 718 所全资子公司中船派瑞氢能科技有限公司在氢能技术开发、技术产业化推广及服务等领域扩大合作的深度 和广度，实现资源共享、合作共赢。根据国家发改委发布的《氢能产业发展中长期规划（2021-2035 年）》，氢 能是未来国家能源体系的重要组成部分、是用能终端实现绿色低碳转型的重要载体。根据规划所提出的阶段性 目标，到 2025 年，要求基本掌握核心技术和制造工艺，燃料电池车辆保有量约 5 万辆，部署建设一批加氢站， 可再生能源制氢量达到 10-20 万吨/年，实现二氧化碳减排 100-200 万吨/年。到 2030 年，形成较为完备的氢能 产业技术创新体系、清洁能源制氢及供应体系，有力支撑碳达峰目标实现。到 2035 年，形成氢能多元应用生态， 可再生能源制氢在终端能源消费中的比例明显提升。随着氢能产业的持续发展，我们认为公司积累的氢能工程 建设经验与相关技术专利将有助于公司未来在氢能产业中获取先发优势。

公司工程安装业务主要系面向居民用户和工商业用户进行燃气相关设备的安装以及管道建设服务。公司工 程安装业务主要包括工商业客户与家庭客户。工商业用户方面，截至 2022 年，公司服务的工商业用户累计达到 224462 个。随着能源结构转型的持续推进与国内天然气供需情况的改善，我们认为工商业用户天然气安装需求 有望持续增长。家庭用户方面，2022 年，公司完成 208.6 万户新开发家庭用户的工程安装，累计开发 2792 万个 家庭用户，平均管道燃气气化率为 62.9%。在城市燃气管道等老化更新改造及农村煤改气政策的推行大背景下， 家庭用户的工程安装也存在持续增长的空间。 公司能源化工业务主要包括煤炭生产与甲醇生产。其中公司煤炭业务主要为新能矿业旗下的王家塔煤矿业 务，公司拥有王家塔煤矿采矿权，而煤炭的开采、洗选、外输等均委托第三方运营。生产煤炭主要用于对外销 售以及公司内部甲醇产品生产。王家塔煤矿年产量原为 500 万吨/年，2022 年 5 月后，经由内蒙古自治区能源局 核准，王家塔煤矿年产量调增至 800 万吨/年。根据公司预期，远期内王家塔煤炭还有进一步产能增长的空间， 预计年产量可提升至 1000 万吨/年，其中主要煤炭产品为混煤和洗精煤。近年来，煤炭业务毛利贡献持续提升， 甲醇业务毛利贡献总体下降，主要系化工市场供需情况发生变化。2022 年，公司煤炭业务实现毛利 21.79 亿元， 同比增长 41.95%，主要系燃煤价格维持高位且煤炭销售量同比增长。此外公司亦有甲醇销售业务，公司甲醇生 产业务的主要原料为煤炭，公司目前共拥有两套生产装置，合计设计产能为 120 万吨/年。

截至 2022 年，公司煤炭销售量达 524 吨，同比去年增长 34.36 %。公司甲醇销售量达 141 万吨，同比减少 0.7%。2023 年以来煤炭市场价格同比回落，但考虑到公司煤炭主要以长协价格销售，我们判断煤炭吨毛利受市 场价格下跌影响有限，此外公司煤矿产能的增长有望对冲煤炭综合售价下行影响。

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