永泰能源股份有限公司2021年度业绩说明会直播结束

公司所属贵州页岩气永泰1井已完成压裂试气工作，试气效果良好，目前已获取产能3,885立方米/天，压裂试气成果于2022年4月2日通过中国地质调查局油气资源调查中心专家评审。后续，按照页岩气开发相关技术规定，公司将开展新层系压裂试气、三维地震、水平评价井等工作，在上述工作完成后进行相关储量评估及开发销售工作。现公司正在申请办理安全生产许可证等手续，并筹备相关的销售工作，具体进度将根据项目后续进展确定。

目前，公司煤、电主业经营现金流充沛，通过精细化管理等措施，可以保证经营效益进一步提升，在确保正常的还本付息之后，为转型发展提供稳定现金流支持。

目前，公司价值未能得到合理体现。公司高度重视价值管理工作：一是根据能源市场变化情况，及时调整生产经营策略，全力稳产增产，不断提升经营业绩，增强市场竞争力。2022年一季度，公司经营业绩稳定增长，发展持续向好，实现归属于上市公司股东的净利润3.26亿元、同比增加41.76%，归属于上市公司股东的扣除非经常性损益的净利润3.14亿元，同比增加155.66%。二是结合国家能源产业政策，坚定不移的向储能行业转型。力争1年内储能产业取得实质性突破，3年内形成规模，5~8年进入储能行业第一方阵。三是在法律法规允许的范围内，公司将全力做好价值管理工作。随着公司业绩持续增长和转型发展有序实施，公司价值将会得到更加充分合理体现，并将为投资者提供预期更好、质效更高的回报。

公司所属贵州页岩气项目在勘探过程中发现了氦气资源，将在后续进一步勘探后根据勘探成果确定是否开采。
公司将高举储能大旗、紧盯储能赛道、聚焦全钒液流电池，结合自身产业、管理优势，通过与海德股份共同投资电化学储能项目，推进储能材料资源整合、提纯冶炼、储能新材料、电解液加工、电堆、装备研发制造和项目集成等全产业链发展，为新能源及传统电力系统提供全套储能解决方案。公司力争1年内储能产业取得实质性突破，3年内形成规模，5~8年进入储能行业第一方阵。

公司所属贵州页岩气永泰1井已完成压裂试气工作，试气效果良好，目前已获取产能3,885立方米/天，压裂试气成果于2022年4月2日通过中国地质调查局油气资源调查中心专家评审。后续，按照页岩气开发相关技术规定，公司将开展新层系压裂试气、三维地震、水平评价井等工作，在上述工作完成后进行相关储量评估工作。

受益于焦煤价格维持高位运行、公司产能增长，以及电煤价格受调控回归合理区间，未来公司经营业绩仍将保持持续增长。
因焦煤属于紧缺资源，仅占我国煤炭资源总储量的20~25%。国家“双碳”战略背景下，未来新建焦煤产能仅为3,000万吨，加上衰退矿井退出预期和其他煤种因保供需要挤占焦煤产量等因素，预计国内产出增量有限。鉴于未来新增产能极其有限，以及存量矿井面临资源枯竭等风险，预计供应收缩幅度远大于需求，焦煤需求仍将难以替代。目前，焦煤市场仍处于供应偏紧且价格高企的状态，尤其是低硫低灰优质主焦煤；且根据当前国内国际形势，国家加大措施提振国内需求，加大基本建设力度，都将成为支撑焦煤价格的重要因素。为此，焦煤资源未来3~5年仍处于供应偏紧，焦煤价格有望维持高位运行，这将为公司业绩保持稳定增长提升充分保障。
同时，公司通过对现有煤矿核增产能，将进一步提高焦煤产量。目前，公司正在积极推进森达源等4座煤矿合计150万吨/年产能核增工作，后续公司焦煤总产能规模有望突破1,100万吨/年，从而保持公司业绩持续增长。
电煤签订的长协比例90%以上。

单产和单进较以前，分别提升了15%以上；首先、加强职工培训，提升职工技能，第二、全面提升装备水平，保障持续生产能力，第三、加强地测预测预报，完善优化采掘设计。

公司已与国内多家大型能源企业就相关项目进行接洽与商谈，将根据市场与商谈情况有序推进相关项目处置工作。

公司所属广东惠州大亚湾华瀛石化项目拥有1座30万吨级和3座2万吨级油品码头，投产后将形成2,150万吨/年码头吞吐能力、1,000万吨/年油品动态仓储能力和1,000万吨/年油品调和加工能力，填补珠三角地区大型油品调和生产的空白。
近年来，公司石化业务主要是石化贸易相关业务。公司通过石化贸易业务综合利用上游优势资源，拓宽下游终端客户，与潜在客户建立和保持良好关系，锻炼业务团队，积累运营经验，拓展市场渠道，为华瀛石化项目正式投产后打下良好运营和市场基础。
华瀛石化项目正式投运后，公司将采取多种措施提升石化业务业绩水平。一是增加仓储经营货种。在原油、燃料油、柴油、重油、重柴油等5个货种基础上，根据市场需求增加石脑油、汽油、混合芳烃、煤油、稀释沥青、轻循环油、凝析油、异辛烷、MTBE等9个经营货种。同时，对各储罐组和泊位进行灵活性改造，使其可操作的货种尽可能齐全。二是继续加大客户开发力度。通过参加国内外相关行业峰会，结识更多行业客户，宣传华瀛石化项目，并重点拓展国内外原油、燃料油等大客户。同时，服务好船加油和机会油客户，增加仓储接卸业务收入。三是在未来条件成熟时，申请成为期货交易所交割库，增强市场竞争力。四是鉴于华瀛石化地处离岛，为更好发挥项目功能和优势，华瀛石化项目正在与周边国企商谈合作，未来还可考虑规划两条海底管线，以实现与陆地及大亚湾园区其他企业联通，为后续服务大亚湾石化区及周边企业奠定基础。

公司高举储能大旗、紧盯储能赛道、聚焦全钒液流电池，坚定不移地向储能行业转型。公司具备向储能行业转型的条件和优势，并在以下方面进行保障：一是资金保障。目前，公司煤、电主业经营现金流充沛，通过精细化管理等措施，可以保证经营效益进一步提升，在确保正常的还本付息之后，为转型发展提供稳定现金流支持。二是人才保障。公司在能源行业聚集了1万多名优秀的产业工人、技术人才和管理团队，可为公司转型储能行业，特别是向电化学储能全产业链发展提供各类岗位的人才支持。三是业务协同优势。公司电力装机约1,000万千瓦，所属电力机组单机容量大、技术参数高，不仅具有发电侧储能的优势，还可以发挥行业协同效应。

目前，公司已组织煤下铝初步勘查，相关申报工作须根据政府职能部门安排进行，根据勘查，目前已有8座煤矿获得1亿吨以上储量。

按照永泰集团合并重整计划，设立南京永泰企业管理有限公司，公司控股股东没有发生变化。华晨电力重整计划已于2021年12月份获得法院裁定批准，通过重整已妥善化解债务问题。

公司所属贵州页岩气永泰1井已完成压裂试气工作，试气效果良好，目前已获取产能3,885立方米/天，压裂试气成果于2022年4月2日通过中国地质调查局油气资源调查中心专家评审。后续，按照页岩气开发相关技术规定，公司将开展新层系压裂试气、三维地震、水平评价井等工作，在上述工作完成后进行相关储量评估工作。

因疫情防控原因，未能参加现场会议，一直以网络方式，参加本次业绩说明会。

目前，公司正在推进两台9F燃气发电机组建设，未来将全力推进储能材料资源整合、提纯冶炼、储能新材料、电解液加工、电堆、装备研发制造和项目集成等全产业链发展，为新能源及传统电力系统提供全套储能解决方案。

公司焦煤产品长协客户中钢厂根据月度招标价格协商定价，一般一个月定价一次，双方签订合同，月中根据市场行情进行调整；焦化企业销售价格随行就市协商确定，与现货价格同步，一般为年度意向性合同或月度合同。

目前电化学储能路径主要包括铅酸电池、锂离子电池、钠流电池和钒液流电池等。据储能领跑者联盟（EESA）统计，2021年中国企业国内电化学储能项目装机量为3.87GW/5.85GWh，行业仍处在导入期，参与者均在摸索中前进，产业格局未定，仍然存在大量产业机会。根据彭博新能源财经预测，2025年我国电化学储能新增投运规模将达8,241MW，至2025年中国电化学储能累计投运规模约 3.25亿千瓦，从2021年起未来五年间年复合增速将达58%以上，电化学储能行业迎来快速发展机遇。
公司将高举储能大旗、紧盯储能赛道、聚焦全钒液流电池，结合自身产业、管理优势，通过与海德股份共同投资电化学储能项目，推进储能材料资源整合、提纯冶炼、储能新材料、电解液加工、电堆、装备研发制造和项目集成等全产业链发展，为新能源及传统电力系统提供全套储能解决方案。
目前，公司正在开展相关优质项目尽调，加快推动项目落地。

公司通过与央企、地方国企、科研院所及储能行业头部企业合作等方式，加快推进符合公司实际的新能源项目实施与落地，目前各项目均在有序推进中。与三峡电能合作事项，双方正根据国家相关政策和市场实际情况，共同调研、跟踪和推进新能源及智慧综合能源等项目。

1.公司所属金泰源煤矿和森达源煤矿作为2021年山西省拟核增产能煤矿列入保供煤矿，上述两矿首次核增产能共计60万吨/年已获得了山西省能源局批复。同时，公司积极推进森达源等5座煤矿合计150万吨/年产能核增工作，相关产能核增计划已上报至山西省能源局，后续公司焦煤总产能规模有望达到1,100万吨/年。
2.公司已委托专业机构完成了荡荡岭煤矿等8座矿井煤下铝初步综合调查，所属大部分煤矿井田范围内煤下铝品位较高，赋存比较丰富，初步调查已获得资源量1亿吨以上，具有较高的开采价值。目前，公司正在开展第二阶段煤下铝调查工作，后续将密切关注山西省自然资源厅具体政策，重点抓好上述8座煤矿煤下铝探矿权第二批试点申报工作。
3.　2021年以来，电煤价格持续高位运行，导致燃料成本大幅上涨，火电企业经营压力加大。自2021年10月份以来，国家有关部门密切关注煤炭市场动态和价格走势，研究依法对煤炭价格实施干预措施，引导煤炭价格趋于合理区间。进入2021年11月后，煤炭生产企业全力增产增供，加快释放优质产能，煤炭价格逐步回落。随着2022年5月1日国家有关电煤价格调控政策实施和加大监督检查力度，电煤价格预期有望进一步回落，公司所属电力企业经营压力将进一步缓解。
4. 公司所属海则滩煤矿项目采矿许可证申领工作正在积极推进中，目前所需的支持性文件已基本具备，预计将于6月底前取得采矿许可证，按照项目工程建设开发计划预计2026年底投产。
5、华瀛石化目前正在进行新增货种原油、柴油的试运营，预计年内投入运营，将进一步增加项目收益。

目前，公司正在开展相关优质储能项目尽调，加快推动项目落地。

公司正在推进增扩资源工作，预计未来还会有较大幅度增加。

公司2021年度实现归属于上市公司股东的扣除非经常性损益的净利润7.64亿元，较去年同期1.95亿元增加291.23%，主要原因系本期煤炭采选业务产销量同比增加及焦煤产品价格同比上涨所致。

预计年内转为正式运营，目前已具备燃料油、重油、原油、柴油和重柴油资质。

公司向储能行业转型主要基于三方面考虑：一是随着国家“双碳”战略实施，储能行业前景广阔。由于现有“源网荷”电力系统面临着诸多问题，尤其是风光等新能源大规模开发利用后，给现有电力系统带来较大冲击，主要包括：风电、光伏存在间歇性、波动性及弃风弃电等问题，电网侧存在负荷、电压和功率调节的需求，用户侧存在电力供需错配现象。由此，电力系统迫切需要由“源网荷”向“源网荷储”转变，储能已成为新型电力系统的第四大基本要素。二是政策加码，储能行业步入快车道。《2030年前碳达峰行动方案》提出，积极发展“新能源+储能”、源网荷储一体化和多能互补，支持分布式新能源合理配置储能系统，规划到2025年，新型储能装机容量达到3,000万千瓦以上。国家发改委、能源局印发的《“十四五”新型储能发展实施方案》强调，到2025年新型储能步入规模化发展阶段，到2030年新型储能全面市场化发展，基本满足构建新型电力系统需求，全面支撑能源领域碳达峰目标如期实现。预计2025年、2030年国内储能累计装机规模将分别达到98GW、399GW，对应十四五、十五五期间年均新增装机规模分别为18GW、60GW，行业十四五、十五五期间年均增速分别约为92%、20%。三是公司现有能源主业与储能行业具有协同发展优势。
公司具备向储能行业转型的条件和优势：一是资金保障。目前，公司煤、电主业经营性现金流充沛，通过精细化管理等措施，可以保证经营效益进一步提升，在确保正常的还本付息之后，为转型发展提供稳定现金流支持。二是人才保障。公司在能源行业聚集了1万多名优秀的产业工人、技术人才和管理团队，可为公司转型储能行业，特别是向电化学储能全产业链发展提供各类岗位的人才支持。三是业务协同优势。公司电力装机约1,000万千瓦，所属电力机组单机容量大、技术参数高，不仅具有发电侧储能的优势，还可以发挥行业协同效应。

为适应市场变化，增加经营货种，目前正在努力办理相关许可，预计年内正式运营。

2021年，焦煤价格高位运行和电、汽价格上调保障了公司业绩稳定增长。2021年，在煤炭进口受限、国内煤炭产量下降、全国用电量和发电量增加、新冠疫情等因素影响下，从二季度开始，焦煤市场随着大宗商品涨价出现快速上涨行情，供需持续偏紧，成交价格屡创新高；至11月初，随着煤炭价格高位震荡、短期回落后继续稳步回升，公司煤炭业务经营状况保持强势增长。   
2021年，国家发改委持续深化燃煤发电上网电价市场化改革，电力直接交易价格在“基准价+上下浮动”范围内形成，上下浮动原则上均不超过20%，公司河南、江苏区域燃煤电厂均按照属地电价上浮政策完成了2021年剩余交易电量合同改签换签工作，同时江苏省发改委依据有关政策文件临时上调了1~3月、7~8月、11~12月天然气发电电价，公司下属电厂因此获益；公司下属电厂抓住当地物价局调价有利契机，纷纷达成每月汽价与煤价联动调价机制，实现了工业供汽价格上调。全年公司电力业务在积极保供、履行社会责任的同时，保持了稳定运行。

经初步调查，公司所属有8座矿井具有较好的煤下铝储量合计超过1亿吨，未来市场对铝的需求进一步增加，因此，公司煤下铝业务具有很好的发展前景和利润贡献。

公司将高举储能大旗、紧盯储能赛道、聚焦全钒液流电池，坚定不移地向储能行业转型。公司将结合自身产业、管理优势，通过与央企、地方国企、科研院所及储能行业头部企业合作，从储能材料资源整合、储能装备制造到投资储能项目，为国家构建新型能源系统提供全方位、全产业链储能系统解决方案。力争1年内储能产业取得实质性突破，3年内形成规模，5~8年进入储能行业第一方阵。
公司将加大储能电站和风光储绿色基地项目投资。与央企、地方国企等深度合作，共同投资开发储能电站和风光储绿色基地项目。公司已与中国长江三峡集团有限公司河南分公司、中国长江电力股份有限公司、三峡电能有限公司、国家能源（山东）新能源有限公司签署合作协议。力争到2030年控股和参股的储能等新能源项目装机规模达到1,000万千瓦以上。

公司于2021年1月1日开始执行新租赁准则，本公司作为承租人将在租赁期内尚未支付的租赁付款额以现值进行确认与计量，列报为租赁负债。

2021年，公司石化业务实现石化产品贸易量59.83万吨，营业收入29.52亿元。

其他尚未利用的煤炭资源，公司正在推进探转采相关手续办理工作，具备条件时组织开发。

目前，公司正在积极推进森达源等4座煤矿合计150万吨/年产能核增工作，后续公司焦煤总产能规模有望突破1,100万吨/年，从而保持公司煤炭板块业绩持续增长。公司将按照国家主管部门要求，全力推进产能核增工作，争取尽早完成相关审批。

公司每年的煤矿设备更新投资安排在5亿元左右。

公司所属广东惠州大亚湾华瀛石化项目拥有1座30万吨级和3座2万吨级油品码头，投产后将形成2,150万吨/年码头吞吐能力、1,000万吨/年油品动态仓储能力和1,000万吨/年油品调和加工能力，填补珠三角地区大型油品调和生产的空白。因目前华瀛石化项目尚处于试运营阶段，近一年一期其收入与利润实现相对有限。

公司煤炭贸易根据客户需求，随时开展相关业务。

公司所属燃煤机组均属于国内先进的清洁能源、低能耗机组。2021年，公司所属电厂燃煤机组烟尘、二氧化硫、氮氧化物平均排放浓度分别为1.4毫克/立方米、17.7毫克/立方米、34.2毫克/立方米，均远低于国家规定的5毫克/立方米、35毫克/立方米、50毫克/立方米超低排放标准。

公司确定的新能源转型方向为：以全面贯彻落实党中央、国务院关于国家能源安全战略和“碳达峰、碳中和”决策部署为指引，在深挖现有煤电传统产业潜力提质增效，保证公司基本盘稳定增长的同时，高举储能大旗、紧盯储能赛道、聚焦全钒液流电池，坚定不移地向储能行业转型。
公司将结合自身产业、管理优势，通过与央企、地方国企、科研院所及储能行业头部企业合作，从储能材料资源整合、储能装备制造到投资储能项目，为国家构建新型能源系统提供全方位、全产业链储能系统解决方案。力争1年内储能产业取得实质性突破，3年内形成规模，5~8年进入储能行业第一方阵。

未来有重大资产重组或并购计划时，我们将按信息披露有关规定及时披露。

目前，已上报核增产能计划，相关手续正在办理，将根据政府审批节奏完成核增产能工作。

公司已于2020年底通过重整已有效化解债务问题。2021年以来，公司重整后的良好效果凸显，主营业务继续保持稳定运行，经营业绩持续稳步增长；债务结构进一步优化，财务费用明显下降；管理层团结稳定，对公司未来充满信心。
目前，公司价值未能得到合理体现。公司高度重视价值管理工作：一是根据能源市场变化情况，及时调整生产经营策略，全力稳产增产，不断提升经营业绩，增强市场竞争力。2022年一季度，公司经营业绩稳定增长，发展持续向好，实现归属于上市公司股东的净利润3.26亿元、同比增加41.76%，归属于上市公司股东的扣除非经常性损益的净利润3.14亿元，同比增加155.66%。二是结合国家能源产业政策，坚定不移的向储能行业转型。力争1年内储能产业取得实质性突破，3年内形成规模，5~8年进入储能行业第一方阵。三是在法律法规允许的范围内，公司将全力做好价值管理工作。随着公司业绩持续增长和转型发展有序实施，公司价值将会得到更加充分合理体现，并将为投资者提供预期更好、质效更高的回报。

2021年度，公司实现经营性净现金流量51.19亿元，与上年同期50.19亿元相比持续保持稳定增长。

一是资金保障。目前，公司煤、电主业经营现金流充沛，通过精细化管理等措施，可以保证经营效益进一步提升，在确保正常的还本付息之后，为转型发展提供稳定现金流支持。二是人才保障。公司在能源行业聚集了1万多名优秀的产业工人、技术人才和管理团队，可为公司转型储能行业，特别是向电化学储能全产业链发展提供各类岗位的人才支持。三是业务协同优势。公司电力装机约1,000万千瓦，所属电力机组单机容量大、技术参数高，不仅具有发电侧储能的优势，还可以发挥行业协同效应。

永泰1井目前出气量符合预期，目前项目尚处于开发前期，未达到商业运行条件。

公司所属海则滩煤矿项目具有资源储量大、建矿条件好、预期效益优、开采寿命长、外运条件优越等诸多优势。项目位于山西、陕西、蒙西“三西”地区之一的陕西榆横矿区南区，资源量为11.45亿吨，煤种主要为优质动力煤及化工用煤（长焰煤、不粘煤和弱粘煤），平均发热量 6,500大卡以上，是国家能源局按照先进产能批复的新建煤矿项目和陕北煤化工的重要原料供应点，也是陕西省榆林市“十四五规划及2035远景目标”重点项目和十四五能源保供重点开工煤矿，同时列入了陕西省2022年度重点开工项目。国家“北煤南运”重要战略运输通道的国铁Ⅰ级电气化铁路-浩吉铁路（设计年输送能力2亿吨）从海则滩煤矿井田内南北向穿过，设有海则滩铁路装车站，并为煤矿设有专用装车点（距工业广场约200米），海则滩煤矿生产的煤炭可直接通过浩吉铁路运往全国各地，煤炭外运成本低廉。经初步测算，海则滩煤矿建成达产后每年可实现营业收入约50亿元、净利润约20亿元、经营性净现金流量约25亿元。
项目产能置换方案已于2021年6月获得国家能源局批准，并于2022年2月获得国家发改委项目批准，相关资源价款及产能置换指标款等已缴清，现正按照程序积极办理采矿许可证等相关手续，所需的支持性文件已基本具备，预计将于2022年上半年完成。

一是装备优势。为持续保持安全高效矿井水平，高度重视装备保障投入，生产系统进一步优化，通过改进采掘工艺，提升员工操作技能，稳步推进煤炭开采设备自动化、信息化建设，装备保障能力进一步提高；二是煤矿智能化优势。以国家“十四五”规划为指引，采用分级分类、一矿一策的原则，编制了煤矿智能化建设“十四五”规划，分“初、中、高”三级开展智能化建设。各矿生产系统已经完成了集中控制、远程监控和无人值守等自动化、信息化改造，康伟公司森达源煤矿已成功实施薄煤层智能化工作面开采，实现了减人提效和安全高效的目标，其他矿井智能化采煤与掘进工作面智能化建设正在按计划分步推进。通过智能化矿井建设，提升煤矿安全技术装备水平，在安全生产、减人提效、节支降耗等方面成效显著。三是技术创新优势。公司高度重视科技创新与管理创新，成效显著。通过自主创新、与科研院校合作等多种方式，在部分矿井试行使用新型充填材料对薄煤层进行充填开采技术，推行综放工作面端头放煤，在薄煤层开采中应用沿空留巷技术，试用单元支架和端头支架等。通过系列技术创新，减少了巷道工程量、减轻劳动强度，提高支护效果，提升回采效率，实现资源应采尽采，精采细采；四是技术人才优势。公司煤炭板块核心管理团队来自行业领先企业的专业精英和骨干，熟悉煤矿生产经营、技术工艺、行业趋势，借鉴国企、央企先进管理经验。公司制定了《后备人才管理办法》，引进和培养了一大批在煤炭开采方面的优秀专业技术人才，积累了丰富的煤矿安全生产、技术管理、经营管理经验，为公司煤炭业务发展提供了坚实的技术人才保障。

2021年，公司煤炭业务产销量及收入实现双增长，全年实现原煤产量1,074.28万吨、同比增长4.24%，销量1,071.27万吨、同比增长3.72%；洗精煤产量332.19万吨、同比增长10.97%，销量331.58万吨、同比增长10.86%；煤炭贸易量 13.46万吨、同比增长17.86%；公司所属煤炭业务合计实现营业收入1,08.52亿元，同比增长 87.56%。

公司始终把企业安全工作放在首位，已形成了较为完善的事故预防、应急和处理机制，具备良好的安全风险防范能力。通过不断健全和完善各项安全生产管理制度，公司已形成了完善的安全生产责任网络和监督管理体系，在区域内安全生产水平处于行业前列。通过持续推进安全质量标准化建设工作，不断提高全员安全素质，全面提升公司安全管理水平，有效保证了公司所属业务持续稳定与安全发展。截止2021年末，公司各业务板块均未发生重大安全责任事故，为公司高质量发展提供了有力保障。

公司所属张家港沙洲电力已与上海电气集团股份有限公司合作开展储能辅助调频项目，项目已列为江苏电网首批六个示范项目之一，是公司采用“火电+储能”调频模式并向储能领域发展的新探索，将为公司储能业务发展积累经验。项目计划于2022年二季度开工建设，预计2022年底前竣工投运。
公司在“火电+储能”领域的技术优势主要体现在：一是公司为一家综合能源供应服务商，业务覆盖能源投资、电厂运营管理、电力设备检修维护、购售电服务等，可以为储能系统参与市场化运作提供更专业的服务；二是公司有20多年电厂运行管理经验，培养了一批高素质专业技术人员，可满足储能系统运行维护的需要；三是所属电厂均为大容量、高参数发电机组，地理位置优越，均位于负荷中心或电网末端，对电网稳定运行起到支撑作用，可成为储能系统的寄附之所。

一是公司焦煤资源储量丰富，属国内冶炼用焦煤的核心供应商，也是焦煤保供生力军。在产煤种均为优质主焦煤及配焦煤，煤炭资源储量总计38.30亿吨，其中：优质焦煤资源量共计9.06亿吨，优质动力煤资源量共计29.24亿吨。根据山西省能源局关于部分煤矿拟增扩煤炭资源的通知精神，公司确定了金泰源等5座煤矿为争取资源增扩矿井，正在积极争取增加焦煤可采储量。2021年，经过金泰源等2座煤矿产能核增，公司现拥有的13座在产煤矿，焦煤产能达到990万吨/年。经过多年的技术改造、工艺提升和装备投入，目前公司所属4座矿井被评为国家特级安全高效矿井，6座矿井被评为国家一级安全高效矿井，并拥有煤炭行业技术专利30余项。公司发挥焦煤行业生力军保供作用的基础进一步扎实、稳定。
二是公司煤炭业务量价齐升，营收、盈利均大幅增长。通过强化管理、提质增效等措施，公司煤炭产销量稳步提升，2021年实现产量1,074.28万吨、销量1,071.27万吨。受益于煤价上涨，以及公司实施的“精煤战略”，2021年公司煤炭业务收入达到108.52亿元，同比大幅提升87.56%；盈利能力大幅提升，所属煤炭主体企业华熙矿业、银源煤焦及康伟集团实现利润总额逾40亿元。特别是近年来公司致力于打造“永泰精煤”品牌，充分利用部分矿井煤炭直接入洗生产单一品种精煤，主打低灰、低硫主焦和强粘结、高指数肥煤两大优质品种，赢得了良好信誉。2021年，公司实现洗精煤产量332.19万吨，同比增长10.97%，洗精煤销量331.58万吨，同比增长10.86%，均高于原煤产销量增幅；洗精煤业务收入49.51亿元，同比增长90.86%。

公司以全面贯彻落实党中央、国务院关于国家能源安全战略和“碳达峰、碳中和”决策部署为指引，在深挖现有煤电传统产业潜力提质增效，保证公司基本盘稳定增长的同时，高举储能大旗、紧盯储能赛道、聚焦全钒液流电池，坚定不移地向储能行业转型。公司将结合自身产业、管理优势，通过与央企、地方国企、科研院所及储能行业头部企业合作，从储能材料资源整合、储能装备制造到投资储能项目，为国家构建新型能源系统提供全方位、全产业链储能系统解决方案。力争1年内储能产业取得实质性突破，3年内形成规模，5~8年进入储能行业第一方阵。

根据2021年9月18日山西省能源局下发的《关于摸底调查部分煤矿拟增扩煤炭资源相关情况的通知》，公司对所有存在边角、夹缝、空白资源且有资源增扩可能的矿井进行了全面分析、梳理，确定了金泰源煤矿、华强煤矿、孙义煤矿、森达源煤矿和孟子峪煤矿为争取资源增扩矿井，相关申请手续正在办理过程中。公司将争取早日完成资源增扩工作，增加焦煤可采储量，提升矿井价值和发展后劲，保持业绩持续稳定增长。

国家此次增加1,000亿元煤炭清洁高效利用专项再贷款额度，旨在支持煤炭开发使用和增强煤炭储备能力，有利于充分发挥我国富煤的资源禀赋特点，进一步稳定当前以煤为主的能源结构，保障能源稳定供应，支持能源产业链供应链稳定和经济运行在合理区间，从而更好地应对当前世界局势复杂多变、国际能源价格持续高位波动，对我国能源安全和经济平稳运行带来的更大不确定性和挑战。其规定了具体支持领域，主要包括：一是煤炭安全生产和储备领域。主要有现代化煤矿建设、绿色高效技术应用、智能化矿山建设、煤矿安全改造、煤炭洗选、煤炭储备能力建设等项目；二是煤电企业电煤保供领域。以上两方面都与公司煤电主业高度契合，公司将按照相关政策积极争取授信额度，促进公司煤电主业的平稳运行、智能化建设、提质增效、产能和业绩提升。

公司焦煤资源储量丰富，拥有优质焦煤资源量共计9.06亿吨，焦煤的可采储量年限能够满足煤矿设计服用年限。2021年，公司紧紧抓住国家增产保供、释放优质产能的政策机遇，加快推进公司优质产能核增工作，其中：公司所属金泰源煤矿和森达源煤矿作为2021年山西省拟核增产能煤矿列入保供煤矿，上述两矿首次核增产能共计60万吨/年已获得了山西省能源局批复。同时，公司积极推进森达源等5座煤矿合计150万吨/年产能核增工作，相关产能核增计划已上报至山西省能源局，后续公司焦煤总产能规模有望达到1,100万吨/年。

公司目前煤炭产品均为优质主焦煤及配焦煤，产能规模合计达990万吨/年，具有规模优势和质量优势，尤其在冶炼精煤市场具有较强的竞争力，主要销往华北、华东、东北等地区大型钢焦企业，在区域冶炼精煤供给方面发挥着生力军作用。2021年，公司紧紧抓住国家增产保供、释放优质产能的政策机遇，加快推进公司优质产能核增工作，其中：公司所属金泰源煤矿和森达源煤矿作为2021年山西省拟核增产能煤矿列入保供煤矿，上述两矿首次核增产能共计60万吨/年已获得了山西省能源局批复。同时，公司积极推进森达源等5座煤矿合计150万吨/年产能核增工作，相关产能核增计划已上报至山西省能源局，后续公司焦煤总产能规模有望达到1,100万吨/年。

公司将与央企、地方国企等深度合作，共同投资开发储能电站和风光储绿色基地项目。目前，公司已与中国长江三峡集团有限公司河南分公司、中国长江电力股份有限公司、三峡电能有限公司、国家能源（山东）新能源有限公司签署合作协议。力争到2030年控股和参股的储能等新能源项目装机规模达到1,000万千瓦以上。

公司所属电力业务控股总装机容量为897万千瓦（均为在运机组）、参股总装机容量为220万千瓦（其中：在运装机容量为200万千瓦、在建装机容量为20万千瓦），属于江苏苏州、河南郑州和周口等区域电力和热源保供主力军。

目前，公司低硫主焦煤价格约2,950元/吨，高硫主焦、肥煤约2,600元/吨，焦煤市场仍处于供应偏紧且价格高企的状态，相较去年同期大幅提升；2021年公司煤炭业务长协战略客户占比约40%。

公司所属贵州页岩气永泰1井已完成压裂试气工作，试气效果良好，目前已获取产能3,885立方米/天，压裂试气成果于2022年4月2日通过中国地质调查局油气资源调查中心专家评审。

公司将高举储能大旗、紧盯储能赛道、聚焦全钒液流电池，结合自身产业、管理优势，通过与央企、地方国企、科研院所及储能行业头部企业合作，与海德股份共同投资电化学储能项目，推进储能材料资源整合、提纯冶炼、储能新材料、电解液加工、电堆、装备研发制造和项目集成等全产业链发展，为新能源及传统电力系统提供全套储能解决方案。目前，公司正在开展相关优质储能项目尽调，加快推动项目落地。

公司将集中研发费用，加大能源科创研发投入，与国内顶级科研院所开展长期战略合作，确保每年能源科创研发投入不低于1亿元，重点在储能等领域探索和培育创新发展项目机会，为优选项目创造条件。同时，公司将通过项目合作、技术引进、科研成果转化等多种方式，积极探索储能领域先进技术，不断推进技术进步，保证公司在储能行业细分赛道上的技术先进性，将公司打造成为储能行业的领先企业。

    煤炭方面：能源消费以煤为主是我国当前的基本国情，2021年煤炭消费量占能源消费总量的56%，煤电发电量占总发电量的60%。煤炭不仅具备适应能源需求变化的开发条件，还具备通过燃煤发电、煤制油气转化为电力、油气的能力，煤炭作为能源安全“压舱石”的作用更加重要而且短期内无法替代，预计煤炭消费量在“十四五”期间也将保持在峰值平台期。从今年的供需形势看，我国煤炭供给体系质量提升、供给弹性增强，运输保障能力加强，煤炭市场供需总体上将保持偏紧态势。由于国际能源供需形势错综复杂，安全环保约束、疫情反复、极端天气、水电和新能源出力情况等因素存在诸多不确定性，未来很长一段时期，煤炭在能源供应体系中依然不可或缺、地位重要。
    电力方面：为建立清洁低碳安全高效的能源体系，国家要求构建以新能源为主体的新型电力系统，可再生能源装机规模要达到50%以上，以实现“双碳”目标。因此，以风电、光伏等为代表的新能源，已成为国家鼓励并支持的重点发展方向。由于现有“源网荷”电力系统面临着诸多问题，尤其是风光等新能源大规模开发利用后，给现有电力系统带来较大冲击，电力系统迫切需要由“源网荷”向“源网荷储”转变，储能已成为新型电力系统的第四大基本要素。《2030年前碳达峰行动方案》也同时提出，积极发展“新能源+储能”、源网荷储一体化和多能互补，支持分布式新能源合理配置储能系统，规划到2025年，新型储能装机容量达到3,000万千瓦以上。
    为应对能源发展新形势和新要求，公司以全面贯彻落实党中央、国务院关于国家能源安全战略和“碳达峰、碳中和”决策部署为指引，高举储能大旗、紧盯储能赛道、聚焦全钒液流电池，坚定不移地向储能行业转型。同时，在深挖现有煤电传统产业潜力提质增效，保证公司基本盘稳定增长主要从以下方面做好准备：
    一是储能转型方面。公司将结合自身产业、管理优势，通过与央企、地方国企、科研院所及储能行业头部企业合作，从储能材料资源整合、储能装备制造到投资储能项目，为国家构建新型能源系统提供全方位、全产业链储能系统解决方案。力争1年内储能产业取得实质性突破，3年内形成规模，5~8年进入储能行业第一方阵。
    与海德股份共同投资电化学储能项目，推进储能材料资源整合、提纯冶炼、储能新材料、电解液加工、电堆、装备研发制造和项目集成等全产业链发展，为新能源及传统电力系统提供全套储能解决方案。
    加大储能电站和风光储绿色基地项目投资。与央企、地方国企等深度合作，共同投资开发储能电站和风光储绿色基地项目。目前，公司已与中国长江三峡集团有限公司河南分公司、中国长江电力股份有限公司、三峡电能有限公司、国家能源（山东）新能源有限公司签署合作协议。力争到2030年控股和参股的储能等新能源项目装机规模达到1,000万千瓦以上。
    二是煤炭业务方面。全面打造机械化、信息化、智能化矿井，为煤矿安全高效生产提供保障，同时降低生产能耗、提高环保水平；通过集约增效、技术增效、洗选增效、持续实施“精煤战略”等提质增效措施和核增产能，进一步提高焦煤产量；目前，公司正在积极推进森达源等4座煤矿合计150万吨/年产能核增工作，后续公司焦煤总产能规模有望突破1,100万吨/年，从而保持公司煤炭板块业绩持续增长。
     三是电力业务方面。加大推动煤炭中长协合同签约履约力度，进一步扩大新的煤源点和长协客户，补足电煤中长期合同，消除全覆盖缺口并争取兑现率上限；优化燃煤采购结构，加强煤炭价格走势研判，合理制定采购计划，努力降低发电燃料成本；积极拓展经济煤种煤源并合理掺烧，控制燃料成本；充分发挥所属各电厂发电机组优势，积极拓展供电、供热市场；加大设备升级改造力度，提高发电机组调峰能力，从而提高电网非水可再生能源电力消纳能力和辅助收益，进一步降低全社会碳排放，实现经济效益和生态效益双赢。

一是随着国家“双碳”战略实施，储能行业前景广阔。由于现有“源网荷”电力系统面临着诸多问题，尤其是风光等新能源大规模开发利用后，给现有电力系统带来较大冲击，主要包括：风电、光伏存在间歇性、波动性及弃风弃电等问题，电网侧存在负荷、电压和功率调节的需求，用户侧存在电力供需错配现象。由此，电力系统迫切需要由“源网荷”向“源网荷储”转变，储能已成为新型电力系统的第四大基本要素。
二是政策加码，储能行业步入快车道。《2030年前碳达峰行动方案》提出，积极发展“新能源+储能”、源网荷储一体化和多能互补，支持分布式新能源合理配置储能系统，规划到2025年，新型储能装机容量达到3,000万千瓦以上。国家发改委、能源局印发的《“十四五”新型储能发展实施方案》强调，到2025年新型储能步入规模化发展阶段，到2030年新型储能全面市场化发展，基本满足构建新型电力系统需求，全面支撑能源领域碳达峰目标如期实现。预计2025年、2030年国内储能累计装机规模将分别达到98GW、399GW，对应十四五、十五五期间年均新增装机规模分别为18GW、60GW，行业十四五、十五五期间年均增速分别约为92%、20%。

公司所属贵州页岩气永泰1井已完成压裂试气工作，试气效果良好，目前已获取产能3,885立方米/天，压裂试气成果于2022年4月2日通过中国地质调查局油气资源调查中心专家评审。后续，按照页岩气开发相关技术规定，公司将开展新层系压裂试气、三维地震、水平评价井等工作，在上述工作完成后进行相关储量评估及开发销售工作。现公司正在申请办理安全生产许可证等手续，并筹备相关的销售工作，具体进度将根据项目后续进展确定。

煤炭业务：公司在产煤种均为优质主焦煤及配焦煤，尤其在冶炼精煤市场具有较强的竞争力，受焦煤销售价格上涨，公司煤炭业务表现优异，利润大幅提升。公司紧紧抓住煤价高位运行时机，通过集约增效、技术增效、洗选增效、持续实施“精煤战略”等提质增效措施和核增产能，原煤、精煤产销量均实现较好增长，大幅提升了经济效益。同时，深挖目标区域销售潜力，不断扩大销售区域和客户群体，通过“试探性上涨、跟进式上调”，采取差异化销售策略，全面实现了稳量、提价和增收目标。
电力业务：由于电煤价格的非理性上涨，燃料成本大幅上涨，火电企业经营压力巨大。为此，公司在积极响应国家号召全力保供基础上，主动与电网调度协调运行方式，使燃煤机组在高效的负荷区间运行，以提高机组效率，降低生产成本，缓解经营压力。同时，积极争取上调电价、汽价，实现增效创收。此外，结合机组性能，合理掺烧经济煤种，降低燃煤成本。利用国家稳供限价政策，积极推动煤炭中长协的签约履约，加强与各长协煤企的沟通交流，在政策范围内争取提高兑现率。随着2022年5月1日国家有关电煤价格调控政策实施和加大监督检查力度，电煤价格预期有望进一步回落，公司所属电力企业经营压力将进一步缓解。

一是随着国家“双碳”战略实施，储能行业前景广阔。由于现有“源网荷”电力系统面临着诸多问题，尤其是风光等新能源大规模开发利用后，给现有电力系统带来较大冲击，电力系统迫切需要由“源网荷”向“源网荷储”转变，储能已成为新型电力系统的第四大基本要素。同时《2030年前碳达峰行动方案》、《“十四五”新型储能发展实施方案》均强调，积极发展“新能源+储能”、源网荷储一体化和多能互补，新型储能逐步步入规模化、全面化发展阶段，规划到2025年，新型储能装机容量达到3,000万千瓦以上。
二是经过前期商洽，已于中国长江三峡集团有限公司河南分公司、中国长江电力股份有限公司、三峡电能有限公司、国家能源（山东）新能源有限公司等大型央企、地方国企、科研院所及储能行业头部企业达成了战略合作协议。目前，公司正在开展优质项目尽调，加快推动相关项目落地。
三是公司具备进军储能行业能力和优势，一为资金保障。目前，公司煤、电主业经营性现金流充沛，通过精细化管理等措施，可以保证经营效益进一步提升，在确保正常还本付息之后，为转型发展提供稳定的现金流支持。公司在能源行业方面聚集了近万名优秀的产业工人、技术人才和管理团队，可为公司转型储能行业，特别是向电化学储能全产业链发展提供各类岗位的人才支持。三为业务协同优势。公司电力总装机容量近1000万千瓦，所属电力机组单机容量大、技术参数高，不仅具有发电侧储能的优势，还可以发挥行业协同效应。

2021年度，公司归属于上市公司股东的扣除非经常性损益的净利润7.64亿元、较2020年1.95亿元增长291.23%、较2019年0.92亿元增长733.01%，实现连续三年大幅增长。2022年一季度，公司继续保持旺盛增长势头，实现归属于上市公司股东的扣除非经营性损益的净利润3.14亿元、同比增长155.66%。
公司业绩实现大幅提升的主要原因：一是2021年国内煤炭需求旺盛，煤炭价格始终高位运行，特别是进入10月后，煤炭价格快速上涨，连创历史新高。其中：焦煤作为稀缺资源，行业供需偏紧，尤其是低硫低灰优质主焦煤价格最高甚至达到4,500元/吨。二是公司煤炭板块紧紧抓住煤价高位运行时机，通过集约增效、技术增效、洗选增效、持续实施“精煤战略”等措施提质增效和核增产能，全年原煤、精煤产销量均实现较好增长，经营业绩得到大幅提升。三是公司电力板块在积极保供履行社会责任的同时，通过优化发电策略、积极参与深度调频调峰、上调电价汽价、大力开拓供热供汽市场和市场直接交易用户等措施，全力实现降本增效，降低发电成本大幅上升影响，努力减少电力经营亏损。
根据当前国内国际形势，国家加大措施提振国内需求，加大基本建设力度，都将成为支撑焦煤价格的重要因素。为此，预计焦煤资源未来3~5年仍供应偏紧，焦煤价格有望维持高位运行。且随着2022年5月1日国家有关电煤价格调控政策实施和加大监督检查力度，电煤价格预期有望进一步回落并趋于合理区间。受益于焦煤价格维持高位运行、电煤价格受调控回归合理区间、公司产能后续增长、公司加强内部管理和提质增效，未来公司经营业绩仍将保持持续增长。为保持持续高幅增长，公司将狠抓以下两方面工作：
一是煤炭业务方面。因焦煤属于紧缺资源，加之未来新增产能极其有限，未来3~5年焦煤仍处于供应偏紧，焦煤价格有望维持高位运行，这将为公司业绩保持稳定增长提升充分保障。公司将紧紧抓住焦煤价格高位运行的有利时机，以精细化管理为原则，向技术进步要产量、要接续，进一步提高生产效率，降低生产成本；不断强化煤质管理，通过定期分析地质剖面、加强煤质预测预报、优化层位设计等措施，进一步提高煤质；保证矿井生产性投入及智能化建设，进一步提高矿井单产单进水平；认真抓好煤炭销售工作，通过调整、优化销售方案和客户数量，确保最优销售收益；通过对现有煤矿核增产能，将进一步提高焦煤产量，后续公司焦煤总产能规模有望突破1,100万吨/年，从而保持公司业绩持续增长。
二是电力业务方面。公司充分发挥所属各电厂发电机组单台装机容量大、技术参数高、低能耗、低排放、高效率等竞争优势，积极拓展供电、供热市场；加大设备升级改造力度，提高发电机组调峰、调频能力，提升电网非水可再生能源电力消纳能力和辅助收益，进一步降低全社会碳排放，实现企业经济效益和生态效益双赢。且随着国家对动力煤价格调控政策逐步加强，以及煤炭产能进一步释放，预计电煤价格将呈现稳步下降趋势并回归合理区间，公司电力业务经营压力也将进一步缓解，有利于公司整体经营业绩提升。

公司以全面贯彻落实党中央、国务院关于国家能源安全战略和“碳达峰、碳中和”决策部署为指引，在深挖现有煤电传统产业潜力提质增效，保证公司基本盘稳定增长的同时，高举储能大旗、紧盯储能赛道、聚焦全钒液流电池，坚定不移地向储能行业转型。公司将结合自身产业、管理优势，通过与央企、地方国企、科研院所及储能行业头部企业合作，从储能材料资源整合、储能装备制造到投资储能项目，为国家构建新型能源系统提供全方位、全产业链储能系统解决方案。力争1年内储能产业取得实质性突破，3年内形成规模，5~8年进入储能行业第一方阵。

    一是公司所属电力企业均为当地主力电厂，为区域保供、国家保供主力军。所属电力业务控股总装机容量为897万千瓦（均为在运机组）、参股总装机容量为220万千瓦（其中：在运装机容量为200万千瓦、在建装机容量为20万千瓦），为所属区域电力保障供给的主力军，并拥有电力行业专利技术20余项。其中：郑州裕中能源总装机容量270万千瓦，是河南省排名第三、郑州市周边排名第一的火力发电企业；周口隆达电力总装机容量132万千瓦，填补了周口市无大型支撑电源点和热源点的空白；张家港沙洲电力总装机容量326万千瓦，是江苏省排名前五、苏州地区排名第二的火力发电企业；张家港华兴电力总装机容量166万千瓦，是张家港市主城区唯一的集中热源点，所属燃气机组装机规模在江苏省同类机组中排名第二。
    二是公司所属电力企业积极节能减排，实现绿色发展。第一发挥所属电力机组装机容量大、技术参数高优势，供电煤耗持续下降且远低于行业水平。2021年平均供电煤耗291.48克/千瓦时，较全国6000千瓦及以上电厂供电煤耗302.50克/千瓦时低11.02克/千瓦时，全年可节约标煤约30万吨。第二积极贯彻“双碳”目标，所属电力机组均实现超低排放，属火电行业的清洁能源。2021年，所属电厂烟尘、二氧化硫、氮氧化物平均排放浓度分别为1.4毫克/立方米、17.7毫克/立方米、34.2毫克/立方米，远低于国家规定的5毫克/立方米、35毫克/立方米、50毫克/立方米超低排放标准。其中：张家港华兴电力二期2×44万千瓦燃机热电联产清洁能源机组投运后，通过关停替代可节约标煤约57.78万吨/年，减少二氧化硫排放约1,721吨/年、氮氧化物排放约1,336吨/年、二氧化碳排放约160万吨/年。2021年公司电力业务收入116.58亿元，同比增长3.92%。

公司已委托专业机构完成了荡荡岭煤矿等8座矿井煤下铝初步综合调查，所属大部分煤矿井田范围内煤下铝品位较高，赋存比较丰富，初步调查已获得资源量1亿吨以上，具有较高的开采价值。目前，公司正在开展第二阶段煤下铝调查工作，后续将密切关注山西省自然资源厅具体政策，重点抓好上述8座煤矿煤下铝探矿权第二批试点申报工作。待取得探矿权后，公司将利用煤矿现有系统和开采空间适时开展煤下铝勘查与开发工作，未来项目开发后将进一步提升公司资产价值并形成新的业务增长点。

2022年一季度，公司累计入炉标煤价格约1,238.82元/吨（不含税）。国家发改委对动力煤价格调控政策从2022年5月1日开始执行，目前已开始部分落地。随着动力煤价格调控政策逐步加强，且煤炭产能进一步释放，预计二季度煤价环比一季度将呈现稳步下降趋势并回归合理区间，公司电力业务经营压力也将进一步缓解，有利于公司整体经营业绩提升。

公司煤炭企业全面打造机械化、信息化、智能化矿井，持续加强装备投入、技术提升和人才队伍建设，现已有11座矿井被评为国家级安全高效矿井，其中：特级4座、一级6座、二级矿井1座。2021年，全面推广无人值守、皮带集控、远程监控和智能化综采综掘设备，持续提升矿井单产单进水平。日前，森达源煤矿已成功实施薄煤层智能化工作面开采，兴庆煤矿、金泰源煤矿正在进行智能化掘进工作面升级改造，其他各矿正在按计划分步推进中。
同时，公司煤炭企业不断加大资金投入，加快推进智能化、自动化建设步伐；所属煤矿地面空压机、主扇、地面皮带运转系统、筛分设备、选煤厂运行
等实现了集中控制，地面矿井水管理系统实现了自动化控制；井下中央变电所、水泵房，采区变电所、架空乘人装置均实现了无人值守；加快推进煤矿智能化建设，加快向本质安全型矿山迈进。

2022年2月，国家发改委下发了《关于陕西榆横矿区南区海则滩煤矿项目核准的批复》，同意实施煤炭产能置换，建设陕西榆横矿区南区海则滩煤矿项目。目前，所需的支持性文件大部分已具备，公司正按照程序积极办理采矿许可证等相关手续，预计将于2022年上半年完成。
若自行建设开发，可于2022年12月井筒正式开工、2023年井筒到底、2025年底第一个工作面形成、2026年6月底第二个工作面形成、2026年底投产。公司将结合市场形势和实际情况，同步做好项目择机处置或建设两方面工作。

2022年，公司全年计划煤炭产量1,085万吨、煤炭销售量1,085万吨、发电量331亿千瓦时，全年预计实现营业收入280亿元，各项指标均较2021年稳步提升。

公司将高举储能大旗、紧盯储能赛道、聚焦全钒液流电池，坚定不移地向储能行业转型，向储能领域战略转型主要包括两方面：一是与海德股份共同投资电化学储能项目，推进储能材料资源整合、提纯冶炼、储能新材料、电解液加工、电堆、装备研发制造和项目集成等全产业链发展，为新能源及传统电力系统提供全套储能解决方案。二是加大储能电站和风光储绿色基地项目投资。与央企、地方国企等深度合作，共同投资开发储能电站和风光储绿色基地项目。公司已与中国长江三峡集团有限公司煤矿在安全高效和智能化建设方面的情况怎样啊？
公司河南分公司、中国长江电力股份有限公司、三峡电能有限公司、国家能源（山东）新能源有限公司签署合作协议。力争到2030年控股和参股的储能等新能源项目装机规模达到1,000万千瓦以上。目前，公司正在开展相关优质储能项目尽调，加快推动项目落地。

公司所属海则滩煤矿项目采矿许可证申领工作正在积极推进中，目前所需的支持性文件已基本具备，预计将于6月底前取得采矿许可证。公司将结合市场形势和实际情况，同步做好项目择机处置或建设两方面工作。若自行建设开发，计划于2022年12月井筒正式开工、2023年井筒到底、2025年底第一个工作面形成、2026年6月底第二个工作面形成、2026年底投产。

1、煤炭业务多方位提质增效
一是集约增效，打造智能高效矿井。通过制定所属矿井中长期生产接续规划，持续加强装备投入、技术提升和人才队伍建设，进一步提升矿井高产高效水平。积极推广无人值守、皮带集控、远程监控和智能化综采综掘设备，全面打造和提升矿井机械化、信息化、智能化水平。目前，森达源煤矿已成功实施薄煤层智能化工作面开采，其他各矿正在按计划分步推进中。
二是技术增效，助力增产提质创收。扎实做好新技术、新工艺、新装备推广应用，合理确定巷道层位和支护方式、支护参数，预留巷道变形空间，在有条件的煤矿推广应用沿空留巷技术和工作面同区段上下同采技术研究与工艺攻关，取得良好成效。积极推广端头放煤工艺、强化中间放煤管理，推动煤矿工作面回采率水平明显提升，创造经济效益逾5,000万元；通过推行降低矸石带煤措施，每年可增加经济效益1,700万元以上。
三是洗选增效，吃干榨尽提升效益。充分利用主力矿井坑口选煤厂洗选加工能力，根据市场需求和用户偏好，不断优化选煤工艺，调整重介系统环节，实现了原煤产品就地加工增值。对洗选尾矿深度回收增加副产品附加值，2021年累计入洗煤泥22.4万吨，产出浮选精煤5.6万吨，增加经济效益6,860万元；入洗中煤52.5万吨，产出高灰精煤13.1万吨，增加经济效益6,800万元。
四是品牌增效，以质增销效果彰显。公司树立与打造“永泰精煤”品牌，充分利用部分矿井煤炭直接入洗，产生单一品种精煤，主打低灰、低硫主焦和强粘结、高指数肥煤两大优质品种，赢得了良好信誉。为进一步拓展销售渠道，提高市场占有率和竞争力，公司开设了铁路发运户，通过铁路运输使煤炭产品直达全国各大钢厂，具备了较强的外销运输能力。通过战略用户稳销量、市场用户提价格，公司煤炭产品定价议价能力得到显著提升，实现了稳量、提价、增收目标。
2、电力业务减排节能，降本增效
一是贯彻“双碳”目标实现超低排放。公司所属电力机组均实现超低排放，排放水平位居行业前列，属火电行业的清洁能源，竞争优势明显。同时，各电厂通过创新发电技术、节能降耗改造、加强运维管理、推进热电联产等多种措施，不断提升发电效率、优化煤耗指标，从而大幅降低了排放强度，为节能减排作出积极贡献。
二是积极参与深度调峰调频。积极实施机组灵活性改造，增加深度调峰、调频能力，机组可靠性进一步提高。先后对6台机组进行灵活性改造，增加深度调峰能力348兆瓦；张家港沙洲电力#3机组名列1,000MW等级煤粉锅炉机组可靠性指标全国前十名。2021年，各发电企业参与深度调峰电量5.48亿千瓦时，电网辅助调频里程248万千瓦，既保证了机组经济安全运行、效益显著提升，又为电网新能源消纳、优化电源结构、有效缓解低谷调峰困难做出了积极贡献。
三是优化发电策略。随着动力煤价格非理性上涨，在积极响应国家号召全力保供基础上，公司主动与电网调度协调运行方式，使燃煤机组在高效的负荷区间运行，以提高机组效率，降低生产成本，缓解经营压力。同时，积极争取上调电价、汽价，实现增效创收。所属燃煤电厂均按照属地电价上浮政策完成了2021年剩余交易电量合同改签换签工作，张家港华兴电力按照气电联动机制上调电价，裕中能源达成每月汽价与煤价联动调价机制。此外，结合机组性能，合理掺烧经济煤种，实现降本增效。
四是持续开拓供热供汽市场。2021年，各电厂对外供热量同比增加168万吉焦；裕中能源完成了#2机组切缸供热改造，冬季新增供热能力200兆瓦，增加供热面积440万平方米；张家港华兴电力积极开拓张家港经开区部分热力市场，供热能力得到进一步释放，资源利用率进一步提高。
五是不断拓展市场直接交易用户。公司积极响应电力市场化改革要求，不断加大市场营销力度和灵活性，拥有稳定的客户群体，成为重要的电源支撑点。2021年，公司市场直接交易电量用户达267户，比上年增加122户；占公司总售电量的71.29%，较去年同期增加8个百分点。

公司于2021年1月1日开始执行新租赁准则，本公司作为承租人将在租赁期内使用租赁资产的权利列报为使用权资产。

公司所属广东惠州大亚湾华瀛石化项目拥有1座30万吨级和3座2万吨级油品码头，投产后将形成2,150万吨/年码头吞吐能力、1,000万吨/年油品动态仓储能力和1,000万吨/年油品调和加工能力，填补珠三角地区大型油品调和生产的空白。目前华瀛石化项目正处于试运营阶段，公司将结合市场形势和实际情况，同步做好项目择机处置或生产经营两方面工作。

公司利润分配方案由公司董事会根据公司实际情况提出预案，经公司监事会、独立董事发表审核意见后，提请公司股东大会审议批准。

2022年一季度，公司实现营业收入77.39亿元、较上年同期增长42.01%，归属于上市公司股东的净利润3.26亿元、较上年同期增长41.76%，归属于上市公司股东的扣除非经常性损益的净利润3.14亿元、较上年同期增长155.66%。

目前公司生产经营情况稳定向好，2022年一季度生产经营指标与经营业绩均同比大幅上升。有关公司2022年上半年的业绩情况请关注后续披露的2022年半年度报告。

公司所属电厂具有平均机组单机容量大、煤耗低的优势，2021年所属燃煤机组供电煤耗完成291.48克/千瓦时，较全国6,000千瓦及以上电厂供电煤耗302.50克/千瓦时低11.02克/千瓦时，全年可节约标煤约30万吨，有效降低了发电成本。

公司通过对裕中能源#1、#2机组进行切缸供热改造，供热能力全部释放后在供暖季发电煤耗可下降约63.6克/千瓦时，能耗下降明显，经济效益显著，对淘汰落后采暖小锅炉和提高全社会能源利用效率具有重要意义。通过对张家港沙洲电力#1、#4，裕中能源#3、#4，周口隆达#1、#2六台机组进行灵活性改造，增加深度调峰能力348兆瓦。结合机组性能，合理掺烧经济煤种，降低燃煤成本，2021年，公司各燃煤电厂累计掺烧各类经济煤种440.50万吨、掺烧煤泥22.54万吨、掺烧污泥11.85万吨。通过以上先进技术工艺的应用，清洁排放、降耗增效作用明显。

    公司大力推行减排节能，实现降本增效。一是贯彻“双碳”目标实现超低排放。公司所属电力机组均实现超低排放，排放水平位居行业前列，属火电行业的清洁能源，竞争优势明显。通过张家港华兴电力清洁能源项目投产运行，替代关停热电厂和燃煤小锅炉，可节约标煤约57.78万吨/年，减少二氧化硫排放约1,721吨/年、氮氧化物排放约1,336吨/年、二氧化碳排放约160万吨/年。2021 年，公司所属燃煤机组烟尘、二氧化硫、氮氧化物平均排放浓度分别为1.4毫克/立方米、17.7毫克/立方米、34.2毫克/立方米，均远低于5 毫克/立方米、35毫克/立方米、50毫克/立方米的国家超低排放标准。二是各电厂通过采取创新发电技术，持续推进机组节能降耗改造，不断优化设备运行方式，提升机组经济运行水平，加大对外供热降低综合能耗水平等措施，节能减排取得成效。2021年度燃煤机组供电煤耗完成291.48克/千瓦时，较全国6000千瓦及以上电厂供电煤耗302.5克/千瓦时低11.02克/千瓦时，能耗指标继续保持领先水平。同时，按2021开始实行的碳配额核查及交易政策（第一期为2019~2020年），公司实现盈余碳配额250.42万吨，收入金额1.05亿元。三是通过实施燃煤机组灵活性改造，每年可促进电网消纳新能源电量约3.5亿千瓦时，降低煤炭消耗约10.2万吨，减少二氧化碳排放约36.9万吨；通过实施电力机组切缸供热改造，供热能力全部释放后在供暖季发电煤耗可下降约63.6克/千瓦时，减少二氧化碳排放约19.5万吨/年，从而大幅降低了单位火电发电量二氧化碳排放强度，为节能减排作出积极贡献。四是加快储能业务布局，进一步响应国家“双碳”政策。公司将高举储能大旗、紧盯储能赛道、聚焦全钒液流电池，坚定不移地向储能行业转型，将结合自身产业、管理优势，主要通过与央企、地方国企、科研院所及储能行业头部企业合作，与海德股份共同投资电化学储能项目，推进储能材料资源整合、提纯冶炼、储能新材料、电解液加工、电堆、装备研发制造和项目集成等全产业链发展，为新能源及传统电力系统提供全套储能解决方案。公司力争1年内储能产业取得实质性突破，3年内形成规模，5~8年进入储能行业第一方阵，实现公司绿色低碳发展。

公司所属煤矿及煤炭资源主要分布在山西、陕西、新疆、内蒙和澳洲地区，目前在产煤种均为优质主焦煤及配焦煤，总产能规模为990万吨/年。公司拥有煤炭资源量总计38.30亿吨，其中：优质焦煤资源量共计9.06亿吨，优质动力煤资源量共计29.24亿吨。公司所属在产煤矿均位于山西省，煤炭产量多年保持在千万吨级水平。

公司主打永泰精煤品牌，主要为优质主焦煤和高强肥煤。2021年度，公司合并报表实现营业收入270.80亿元、较去年同期增加22.29%，归属于归属于上市公司股东的扣除非经常性损益的净利润7.64亿元、较去年同期增加291.23%。

经2022年4月22日召开的公司第十一届第四十三次董事会会议审议通过，公司拟定的2022年度利润分配预案为：不进行利润分配，也不进行资本公积金转增股本。本分配预案尚需提交公司2021年年度股东大会审议通过。

一是公司为焦煤行业保供生力军。储量优势：公司焦煤资源储量丰富，资源量合计38.30亿吨，其中：优质焦煤资源量9.06亿吨、优质动力煤资源量29.24亿吨；煤种优势：公司在产煤种均为优质主焦煤及配焦煤等稀缺煤种，焦煤总产能规模为990万吨/年，后续公司所属煤矿焦煤总产能规模有望突破1,100万吨/年；品牌优势：公司通过大力实施精煤战略，大幅提升了焦煤品质，打造了“永泰精煤”良好的品牌形象，在国内市场具有较强的竞争力，在区域市场具有较强的定价权和影响力，并与大型国有钢铁企业及焦化行业龙头生产企业建立了长期稳定的战略合作关系。公司属国内冶炼用焦煤的核心供应商，也是焦煤保供生力军，致力于成为焦煤细分行业龙头企业。
二是公司为电力行业区域保供主力军。公司所属电力企业均为当地主力电厂，为区域保供、国家保供主力军。所属电力业务控股总装机容量为897万千瓦（均为在运机组）、参股总装机容量为220万千瓦（其中：在运装机容量为200万千瓦、在建装机容量为20万千瓦），为所属区域电力保障供给的主力军。公司所属电厂均为当地主力电厂，在区域内规模排名前列，为区域内的重要电源点和热源点。
三是公司应用先进技术工艺，深耕细作，降本增效。煤炭采选技术应用方面，公司采取多种手段提高精煤回收率，通过调整洗煤工艺、优化重介系统环节，煤炭入洗率和产品质量明显提高。煤矿智能控制方面，公司所属各煤矿生产系统已完成了集中控制、远程监控和无人值守等自动化、信息化改造，在安全生产、减人提效、节支降耗等方面成效显著。发电技术应用方面，公司所属燃煤机组均属于国内先进的清洁能源、低能耗机组。所属电厂平均排放浓度远低于国家规定的超低排放标准；平均供电煤耗完成291.48克/千瓦时，较全国供电煤耗302.50克/千瓦时低11.02克/千瓦时，全年可节约标煤约30万吨。通过对机组进行切缸供热改造、增加调峰能力、合理掺烧经济煤种等措施，清洁排放、降耗增效作用明显。
四是公司具有灵活经营机制、专业管理团队和健全安全体系，有效提升管理和安全效能。公司具有民营企业灵活的经营机制和管理体制，有利于对市场变化做出快速反应，及时调整经营策略和发展方向。公司已完成部分管理职能“集中化、垂直化、扁平化”改革，进一步理顺和完善了集采集销业务体系，有效提升了经营管理效能。公司具有丰富的煤炭与电力等能源行业开发、建设、生产运营和管理经验，打造出了一支管理能力强、专业素质优、特别能吃苦的专业化管理与技术团队，有效保证了公司发展战略的实施。同时，公司始终把企业安全工作放在首位，已形成了较为完善的事故预防、应急和处理机制，具备良好的安全风险防范能力。通过不断健全和完善各项安全生产管理制度，公司已形成了完善的安全生产责任网络和监督管理体系，在区域内安全生产水平处于行业前列。
五是公司具有较高毛利率和稳定经营性净现金流，保证盈利水平和资金安全。公司紧紧抓住2021年下半年焦煤市场高位运行有利时机，积极维护好产运销各环节，实现了良好经济效益，2021年公司煤炭采选业务毛利率达59.40%，高于行业平均水平。2019~2021年度，公司每年均实现经营性净现金流50亿元以上，保持了良好的盈利能力和稳定现金流。

公司将结合自身产业、管理优势，通过与央企、地方国企、科研院所及储能行业头部企业合作，从储能材料资源整合、储能装备制造到投资储能项目，为国家构建新型能源系统提供全方位、全产业链储能系统解决方案。力争1年内储能产业取得实质性突破，3年内形成规模，5~8年进入储能行业第一方阵。

2021年，公司电力业务实现发电量312.45亿千瓦时，售电量296.26亿千瓦时，营业收入116.58亿元、同比增长3.92%。

公司财务报表中的长期待摊费用主要是受益期在一年以上的村庄搬迁费、产能置换补偿金、房屋装修费等。

2022年1~3月，公司生产经营持续向好，各项经营指标同比均实现增长，其中：原煤产量218.96万吨、较上年同期增加6.58%，销量220.56万吨、较上年同期增加8.08%；洗精煤产量72.12万吨、较上年同期增加17.54%，销量72.30万吨、较上年同期增加16.52%；发电量86.22亿千瓦时、较上年同期增加15.88%，售电量81.68亿千瓦时、较上年同期增加15.95%；石化产品贸易量17.80万吨、较上年同期增加1.69%。2022年一季度，公司实现营业收入77.39亿元、较上年同期增长42.01%，归属于上市公司股东的扣除非经常性损益的净利润3.14亿元、较上年同期增长155.66%。
受益于焦煤价格维持高位运行、电煤价格受调控回归合理区间、公司产能后续增长、公司加强内部管理和提质增效，预计2022年度公司整体经营业绩将继续实现稳定增长。

目前电化学储能路径主要包括铅酸电池、锂离子电池、钠流电池和钒液流电池等。据储能领跑者联盟（EESA）统计，2021年中国企业国内电化学储能项目装机量为3.87GW/5.85GWh，行业仍处在导入期，参与者均在摸索中前进，产业格局未定，仍然存在大量产业机会。根据彭博新能源财经预测，2025年我国电化学储能新增投运规模将达8,241MW，至2025年中国电化学储能累计投运规模约 3.25亿千瓦，从2021年起未来五年间年复合增速将达58%以上，电化学储能行业迎来快速发展机遇。
公司将高举储能大旗、紧盯储能赛道、聚焦全钒液流电池，结合自身产业、管理优势，通过与海德股份共同投资电化学储能项目，推进储能材料资源整合、提纯冶炼、储能新材料、电解液加工、电堆、装备研发制造和项目集成等全产业链发展，为新能源及传统电力系统提供全套储能解决方案。
目前，公司正在开展相关优质项目尽调，加快推动项目落地。

2021年度，公司归属于上市公司股东的扣除非经常性损益的净利润7.64亿元、较2020年1.95亿元增长291.23%、较2019年0.92亿元增长733.01%，实现连续三年大幅增长。2022年一季度，公司继续保持旺盛增长势头，实现归属于上市公司股东的扣除非经营性损益的净利润3.14亿元、同比增长155.66%。
公司业绩实现大幅提升的主要原因：一是2021年国内煤炭需求旺盛，煤炭价格始终高位运行，特别是进入10月后，煤炭价格快速上涨，连创历史新高。其中：焦煤作为稀缺资源，行业供需偏紧，尤其是低硫低灰优质主焦煤价格最高甚至达到4,500元/吨。二是公司煤炭板块紧紧抓住煤价高位运行时机，通过集约增效、技术增效、洗选增效、持续实施“精煤战略”等措施提质增效和核增产能，全年原煤、精煤产销量均实现较好增长，经营业绩得到大幅提升。三是公司电力板块在积极保供履行社会责任的同时，通过优化发电策略、积极参与深度调频调峰、上调电价汽价、大力开拓供热供汽市场和市场直接交易用户等措施，全力实现降本增效，降低发电成本大幅上升影响，努力减少电力经营亏损。
根据当前国内国际形势，国家加大措施提振国内需求，加大基本建设力度，都将成为支撑焦煤价格的重要因素。为此，预计焦煤资源未来3~5年仍供应偏紧，焦煤价格有望维持高位运行。且随着2022年5月1日国家有关电煤价格调控政策实施和加大监督检查力度，电煤价格预期有望进一步回落并趋于合理区间。受益于焦煤价格维持高位运行、电煤价格受调控回归合理区间、公司产能后续增长、公司加强内部管理和提质增效，未来公司经营业绩仍将保持持续增长。为保持持续高幅增长，公司将狠抓以下两方面工作：
一是煤炭业务方面。因焦煤属于紧缺资源，加之未来新增产能极其有限，未来3~5年焦煤仍处于供应偏紧，焦煤价格有望维持高位运行，这将为公司业绩保持稳定增长提升充分保障。公司将紧紧抓住焦煤价格高位运行的有利时机，以精细化管理为原则，向技术进步要产量、要接续，进一步提高生产效率，降低生产成本；不断强化煤质管理，通过定期分析地质剖面、加强煤质预测预报、优化层位设计等措施，进一步提高煤质；保证矿井生产性投入及智能化建设，进一步提高矿井单产单进水平；认真抓好煤炭销售工作，通过调整、优化销售方案和客户数量，确保最优销售收益；通过对现有煤矿核增产能，将进一步提高焦煤产量，后续公司焦煤总产能规模有望突破1,100万吨/年，从而保持公司业绩持续增长。
二是电力业务方面。公司充分发挥所属各电厂发电机组单台装机容量大、技术参数高、低能耗、低排放、高效率等竞争优势，积极拓展供电、供热市场；加大设备升级改造力度，提高发电机组调峰、调频能力，提升电网非水可再生能源电力消纳能力和辅助收益，进一步降低全社会碳排放，实现企业经济效益和生态效益双赢。且随着国家对动力煤价格调控政策逐步加强，以及煤炭产能进一步释放，预计电煤价格将呈现稳步下降趋势并回归合理区间，公司电力业务经营压力也将进一步缓解，有利于公司整体经营业绩提升。

公司向储能行业转型主要基于三方面考虑：一是随着国家“双碳”战略实施，储能行业前景广阔。由于现有“源网荷”电力系统面临着诸多问题，尤其是风光等新能源大规模开发利用后，给现有电力系统带来较大冲击，主要包括：风电、光伏存在间歇性、波动性及弃风弃电等问题，电网侧存在负荷、电压和功率调节的需求，用户侧存在电力供需错配现象。由此，电力系统迫切需要由“源网荷”向“源网荷储”转变，储能已成为新型电力系统的第四大基本要素。二是政策加码，储能行业步入快车道。《2030年前碳达峰行动方案》提出，积极发展“新能源+储能”、源网荷储一体化和多能互补，支持分布式新能源合理配置储能系统，规划到2025年，新型储能装机容量达到3,000万千瓦以上。国家发改委、能源局印发的《“十四五”新型储能发展实施方案》强调，到2025年新型储能步入规模化发展阶段，到2030年新型储能全面市场化发展，基本满足构建新型电力系统需求，全面支撑能源领域碳达峰目标如期实现。预计2025年、2030年国内储能累计装机规模将分别达到98GW、399GW，对应十四五、十五五期间年均新增装机规模分别为18GW、60GW，行业十四五、十五五期间年均增速分别约为92%、20%。三是公司现有能源主业与储能行业具有协同发展优势。
公司具备向储能行业转型的条件和优势：一是资金保障。目前，公司煤、电主业经营现金流充沛，通过精细化管理等措施，可以保证经营效益进一步提升，在确保正常的还本付息之后，为转型发展提供稳定现金流支持。二是人才保障。公司在能源行业聚集了1万多名优秀的产业工人、技术人才和管理团队，可为公司转型储能行业，特别是向电化学储能全产业链发展提供各类岗位的人才支持。三是业务协同优势。公司电力装机约1,000万千瓦，所属电力机组单机容量大、技术参数高，不仅具有发电侧储能的优势，还可以发挥行业协同效应。

公司以全面贯彻落实党中央、国务院关于国家能源安全战略和“碳达峰、碳中和”决策部署为指引，在深挖现有煤电传统产业潜力提质增效，保证公司基本盘稳定增长的同时，高举储能大旗、紧盯储能赛道、聚焦全钒液流电池，坚定不移地向储能行业转型。公司将结合自身产业、管理优势，通过与央企、地方国企、科研院所及储能行业头部企业合作，从储能材料资源整合、储能装备制造到投资储能项目，为国家构建新型能源系统提供全方位、全产业链储能系统解决方案。力争1年内储能产业取得实质性突破，3年内形成规模，5~8年进入储能行业第一方阵。
公司储能转型的路径是：
一是与海德股份共同投资电化学储能项目，推进储能材料资源整合、提纯冶炼、储能新材料、电解液加工、电堆、装备研发制造和项目集成等全产业链发展，为新能源及传统电力系统提供全套储能解决方案。
二是加大储能电站和风光储绿色基地项目投资。与央企、地方国企等深度合作，共同投资开发储能电站和风光储绿色基地项目。公司已与中国长江三峡集团有限公司河南分公司、中国长江电力股份有限公司、三峡电能有限公司、国家能源（山东）新能源有限公司签署合作协议。力争到2030年控股和参股的储能等新能源项目装机规模达到1,000万千瓦以上。
目前，公司正在开展相关优质储能项目尽调，加快推动项目落地。