陜西能源電力業務進展如何？

產能集中投放在即，煤電一體化程度行業領先。

1. 短期裝機增量可見，煤電一體化優勢亮眼

公司是陜西省屬煤炭資源電力轉化龍頭企業，下屬電廠裝備水平具有較強的競爭優勢，供電煤耗均優于國家標準和行業平均水平，具備深度調峰能力，在構建新能源為主體的新型電力系統趨勢下，公司存量煤電機組具備稀缺性。公司通過下屬清水川能源、趙石畔煤電、秦龍電力、商洛發電開展電力業務。截至 2024 年，公司已核準煤電裝機規模 1725 萬千瓦時，其中，在役裝機規模1123萬千瓦時、在建裝機規模 402 萬千瓦時、核準籌建裝機規模200 萬千瓦時。

公司發電機組大多為近幾年投產的新機組，投運時間短，生產工藝先進，設備健康狀況良好，已核準裝機中超（超）臨界機組占89.04%。2024 年新增在役裝機容量 205 萬千瓦時，分別為清水川電廠三期（200 萬千瓦時）和陜投延安熱電一期（5萬千瓦時）。清水川三期建成后，清水川電廠成為西北最大的火力火力發電廠。

目前公司共有 3 個電廠在建，裝機規模共計 402 萬千瓦時，包括商洛電廠二期2×660MW、陜投延安熱電二期 2×350MW、信豐電廠二期2×1,000MW。商洛電廠二期預期 2026 年初投產發電，陜投延安熱電二期預計2026年7月投產，信豐電廠二期為 2024 年 6 月 18 日新收購項目，2024 年8 月開工，預計2026年底投產，在建的 3 個電廠均預期在 2026-2027 年貢獻增量。另有已核準200萬千瓦時產能籌建，為趙石畔電廠二期 2×1,000MW 機組。

煤電一體化平滑市場波動。煤電一體化坑口電站，通過產業協同、資源共享、就地轉化，不僅減輕煤炭外銷壓力，降低煤炭運輸成本，減少煤炭運輸造成的污染，而且還降低了生產能耗和發電成本。公司下屬清水川能源、趙石畔煤電、麟北發電均配套有煤礦，是典型的煤電一體化坑口電站，吉木薩爾電廠處于新疆煤炭資源富集區，具有坑口電站優勢。 1）清水川電廠：陜西省自主建設、自主運營的首座大型煤電一體化項目。馮家塔煤礦全部供電廠燃煤，煤礦開采出的原煤經篩選后以膠帶輸送機直接送至清水川電廠，電煤成本控制能力較強。2）趙石畔電廠：為陜電送豫工程的配套煤電項目和陜北大型風電光伏基地的重要組成部分，配套在建的趙石畔煤礦3）麟北電廠：配套園子溝煤礦。 從公司自產煤對外銷量變化可以看出公司煤炭一體化運營的影響，2020年公司自產煤對外銷量同比-15.4%，主要系清水川電站投產后，實施煤電一體化模式，馮家塔煤炭生產后直接供應至清水川電站，不再對外銷售，當年發電量同比+62.6%。

整體看，公司電力裝機和煤炭生產可實現總量平衡。煤電一體化及坑口電站裝機占比達 61.57%，成本優勢突出，資源綜合利用效率較高。

2.省內消納+西電東送雙線發展

西電東送、陜電外送是國家和陜西能源發展的重要戰略。公司在保障陜西省內電力供應的同時，通過陜武直流、寶德直流、吉泉直流、榆橫—濰坊特高壓交流工程等通道為國內其他地區供應電力。 公司 42.43%的煤電機組為“西電東送”配套項目。趙石畔煤電（2×1000MW）煤電一體化項目，為榆橫-濰坊 1000kV 輸電通道配套電源點；吉木薩爾電廠（2×660MW）項目，為新疆準東-安徽皖南± 1100kV 特高壓直流輸電工程配套電源點；清水川能源電廠三期（2×1000MW）項目，為陜北-湖北±800kV 直流通道配套電源點；趙石畔電廠一期（2×1000MW）項目，為陜西榆橫至山東濰坊1,000kV 特高壓輸電通道配套電源點。已核準的趙石畔電廠二期（2×1000MW）項目，是正在規劃的陜電外送河南配套電源點。 隨著電力供給側改革和西電東送戰略的推進，跨區、跨省輸電通道能力會顯著提升，以及東部地區落后煤電機組在環保壓力下加速出清，替代新增的高參數、大容量、低能耗、低排放先進燃煤火電機組將向煤炭富集區布局，西北區域火電裝機規模占全國比重將進一步擴大。公司省內消納+西電東送雙線并行，支撐電量成長，成本和發電利用小時數有較強保障。

3. 業績表現：裝機規模增長+電力政策推行，保障盈利水平

因煤、電定價機制市場化程度不同，火電業績存在波動性，營收主要取決于發電量和上網電價，成本主要取決于煤價。2019-2024 年公司電力業務營收分別為43.7/72.2/100.2/151.1/147.7/176.7，同比分別+77%/65%/+39%/+51%/-2%/+20%；毛利潤 分 別 為 11.5/21.3/15.0/44.6/51.5/52.8 億元，同比分別+159%/+86%/-30%/+198%/+16%/+2%，毛利率分別為26%/29%/15%/30%/ 35%/30%。2019-2022 年營收增長主要系裝機規模增長和電力市場化、容量電價政策推行；2023 年營收下滑主要系利用小時數下降帶來的上網電量減少；2024 年營收增長受益于清水川電廠三期機組投運帶來的發電量增長。 2021 年營收增長而毛利潤下滑主要系煤價大漲使得成本上升，2023年營收下滑而毛利潤增長主要系陜西能源煤電一體化深入發展，有效控制電煤成本；2024年電力業務成本增長主要系清水川電廠三期兩臺機組投入使用帶動耗煤增加，發電消耗燃煤的外購量占比增加使得毛利率下降。

拆分開：

1）發電量/上網電量

受益于省內消納+外送省份需求增長，公司利用小時數具備保障，發電量和上網電 量 隨 電 廠 投 產 增 長 。 2021-2024 年 時 間 加 權平均總在役裝機規模分別為852/918/918/1073 萬千瓦時，利用小時數分別為 4285/5016/4814/4943 小時；發電量分別為 365/461/443/530 億千瓦時，同比分別+28%/+26%/-4%/+20%；上網電量分別為340/431/414/496 億千瓦時，同比分別+28%/+27%/-4%/+20%。25H1 發電量219億千瓦時，同比-9.0%；上網電量 205 億千瓦時，同比-8.9%。

2）電價

電力市場化改革政策帶動上網電價上漲。2021 年10 月11 日，國家發改委發布《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》，提出“有序放開全部燃煤發電電量上網電價，擴大市場交易電價上下浮動范圍（燃煤發電市場交易價格浮動范圍擴大為上下浮動原則上均不超過20%，高耗能企業市場交易電價不受上浮20%限制），推動工商業用戶都進入市場”。2021-2022 年公司平均上網電價分別為0.295、0.350 元/千瓦時，同比分別+8%、+19%，2022 年營收毛利大幅增長。

容量電價政策出臺，降低煤電收益預期波動。2023 年11 月10 日，國家發改委、國家能源局發布《關于建立煤電容量電價機制的通知》，提出“將現行煤電單一制電價調整為兩部制電價，其中電量電價通過市場化方式形成，靈敏反映電力市場供需、燃料成本變化等情況；容量電價水平根據轉型進度等實際情況合理確定并逐步調整，充分體現煤電對電力系統的支撐調節價值”，確定了容量電價實施范圍、容量電價水平（按照回收煤電機組一定比例固定成本的方式確定。用于測算容量電價的煤電機組固定成本為每年每千瓦 330 元；回收煤電機組一定比例2024-2025年為30%-50%，2026 年起比例提升至不低于 50%）、容量電費分攤、容量電費考核等內容。

3）成本

直接材料成本（即購買煤炭）占公司電力業務總成本的50%+，2024年更是因煤價下滑下外購煤增加上升至總電力成本的 62%，因為煤價波動性較大，購煤成本為電力業務毛利率波動的主要影響因素。 長協政策平滑火電企業成本波動。2022 年電煤中長期簽約提出“煤企中長期合同簽訂量應達到自有資源量的 80%以上，發電供熱企業年度用煤應實現中長期供需合同全覆蓋”，火電企業業績改善明顯，公司毛利率從2021 年的14.9%提升至2022年的 29.5%。

受益于煤電一體化，對比其他火電企業，公司具備燃料成本優勢，度電毛利水平處于同行業較高水平。