陕西能源电力业务看点在哪？

煤电一体化持续推进，成长性及稳定性突出。

1、 煤电一体紧密配合，在建装机增量超 50%

在役电厂装机容量 11230MW，在建电厂装机容量 6020MW。截至 2024 年 6 月， 公司控股电厂装机总容量 17250MW，权益装机容量 11934MW，在煤电一体化企业 中位列前列。在役电厂方面，公司拥有 9 座在役电厂，合计 20 台发电机组，在役 装机容量 11230MW，权益装机容量 7955MW，多数电厂拥有配套煤矿或临近煤源 地，可有效发挥煤电一体化效益。在建电厂方面，当前公司有 4 座在建电厂，合计 装机容量 6020MW，其中权益装机容量 3979 兆瓦，商洛电厂二期及延安热电二期 已开工建设，预计于 2026 年投产；赵石畔电厂二期已取得核准正在积极推进项目， 预计可于 2025 年开工，2027 年投产；信丰电厂二期位于江西，为公司 2024 年 6 月 收购国电投（信丰）发电 51%股权而新增的配套投资项目，于 2024 年 8 月开工， 预计 2026 年投产，公司持续推进电厂建设并通过多种形式新增电厂项目，未来三 年将是产能持续释放期，电厂业务成长新突出。

电厂与煤矿协同布局，电厂内购煤占比有望提升。据公司公告，公司外销煤主 要为凉水井煤矿，据公司深交所互动易披露，冯家塔煤矿全部自用，考虑凉水井煤 矿原煤按 80%洗选后得到的商品煤数量与公司外销煤数量相近，因此公司除凉水井 煤矿外，其余煤矿所产煤碳主要供应自有电厂。陕西北部来看，除凉水井煤矿外， 仅有冯家塔煤矿在产，赵石畔煤矿仍处建设期，因此冯家塔煤矿主要供应同为清水 川能源旗下的清水川电厂，而赵石畔电厂暂时需要外购煤炭，此外延安热电为非煤 电一体化子公司，无自有煤矿，未来电厂煤炭需求主要靠外购。陕西南部来看，当 前仅有园子沟煤矿在产，据公司公告，园子沟煤矿煤矸石及煤泥通过皮带运输供给 临近的麟北电厂，此外，园子沟煤矿剩余煤炭或就近供应陕西南部的渭河电厂及商 洛电厂一期。展望未来，正在建设的商洛电厂二期已规划煤源地为凉水井煤矿，赵 石畔煤矿建成后也将解决赵石畔电厂供煤问题，随着煤矿及电厂投产，公司内购煤 占比有望进一步提升。

发电量及利用小时数高增。2018 年公司成立以来，即进入电厂建设投产高峰期， 2018-2024 年，公司控股电厂装机总容量增长 119%，在役装机容量增长 295%。随 着公司在建电厂大规模投产，公司发电量显著增加，2018-2023 年，公司发电量由 78 亿千瓦时增长至 443 亿千瓦时，增幅 465%，上网电量同步增加，由 70 亿千瓦时 增长至 414 亿千瓦时，增幅 488%，上网电量占比提升 4cpt 至 94%。同时，公司电 厂利用小时数也显著增加，2018-2023 年，年平均利用小时数由 4265 小时增加至 4814 小时，反超全国燃煤电厂平均利用小时数，其中主要贡献来自煤电一体化主力 电厂利用小时数大幅增长，公司煤电一体化电厂经营优势显著。

半数电厂供应东部省份，保障电力消纳。公司电厂发电除了陕西省内消纳，还 依靠多条特高压线路外送东部省份，有效保障了电力消纳。具体来看，清水川电厂 三期是是国家重点建设的陕北至湖北±800 千伏特高压直流输电工程配套电源点， 赵石畔电厂一期为陕西榆横至山东潍坊 1000 千伏特高压交流输变电工程电源点， 赵石畔煤电二期为榆林至河南±800 千伏特高压直流输电工程配套电源点，吉木萨 尔电厂为准东至皖南±1100 千伏特高压直流输电工程配套电源点。此外，公司在建 的江西信丰电厂二期为省重点项目，对接赣南电力需求，2023 年江西省火电平均利 用小时数高于全国 177 小时，电力需求旺盛。从控股装机及权益装机维度看，当前 及未来公司电厂均保持近半数电厂装机供应陕西省内，其余装机供应东部省份，具 备明确的电力市场对接，可有效保障电力消纳。

2、 迈向高度煤电一体化，电厂盈利持续提升

电厂与煤矿建设同步推进，2027 年煤电一体化程度达 88.1%。以内销煤占比衡量公司煤电一体化程度，2023 年公司煤电一体化程度为 68.2%，随着公司在建电厂 及在建煤炭投产，煤电一体化程度仍有提升空间。我们以 2023 年公司 0.217 万吨/ 兆瓦的装机耗煤量进行测算，假设自有煤矿产能利用率 100%、洗选率 77.5%，结 合各电厂煤源地情况，考虑电厂及煤矿投产时间及当年实际产能，经测算得出， 2024-2027 年，公司煤电一体化程度分别为 71.4%/74.6%/82.0%/88.1%，电厂内购煤 占比分别为 55.7%/64.0%/68.9%/58.1%，2027 年公司煤电一体化程度相比 2023 年提 升 20%，达到高度煤电一体化，有望进一步提升煤电联营优势。

煤电一体化过程中，电厂有内购煤和外购煤，由于内购煤属于内部交易，合并 报表需要进行内部抵消，可能导致内部煤成本未直接体现在合并报表中，无法完整 反映电厂成本。以下从分部抵消前及抵消后两个视角，呈现煤电一体化对公司电力 业务成本及毛利的影响： 视角一，分部抵消前，记录电厂所有燃煤成本，此时内购煤成本低，使得电厂 度电毛利稳定且较高。据公司公告，分部数据抵消前，电力业务统计了内购煤及外 购煤的完整燃料成本，则公司 2019-2023 度电成本则为 0.213、0.205、0287、0.288、 0.286，度电成本相对分部抵消后数据有所提升，但提升幅度较小，主要由于电厂内 购煤吨煤价格较低，仅略高于吨煤成本，显著低于外购煤成本，有效控制了电厂燃 煤成本的上升。在燃煤成本缓慢增长的基础上，随着度电价格上涨，电力业务毛利 多年稳定于 0.07 元/千瓦时的较高水平。在此视角下，电厂内购电煤的采购成本接 近煤炭开采成本价，相当于煤炭部分利润转移到电力业务，体现了煤电一体化本质 是截留产业链的所有利润，终端是电厂的盈利能力，而不在乎煤炭的价格波动，因 此实现了更加完整稳定的盈利能力。展望未来，随着公司在建电厂及煤矿投产，电 厂低成本内购煤占比仍可提升，公司电力业务毛利率仍有显著提升空间。

视角二，分部抵消后：随着煤电一体化程度提升，度电毛利提升。据公司公告， 分部数据抵消后，即合并财务报表后数据，电力业务剔除了电厂内购煤成本，度电 成本为 0.200、0.192、0.251、0.247、0.232 元/千瓦时。在此视角下，度电成本低且 较为稳定，成本低的原因是未考虑内购煤成本；成本稳定主要系外购煤占比下降与 外购煤价格上涨相抵消的结果，即随着煤电一体化推进，公司外购煤占比下降，度 电成本会跟随下降，一定程度抵消了煤价上行导致的成本提升。在此视角下，度电 毛利跟随电价上涨，呈现出显著的上升趋势，从 2019 年 0.071 元/千瓦时增长至 2023 年的 0.124 元/千瓦时。 以上两种财务视角，其高度煤电一体化的终局殊途同归，即自产煤炭高比例内 销，自有电厂高比例使用内购煤后，公司总体业务的成本端主要为煤矿开采成本， 收入端主要为电厂售电收入，在开采成本及终端电价稳定的基础上，稳定赚取上游 煤矿与下游电厂的产业链利润，并发挥煤电一体化电站及坑口电站优势，降低燃料煤运输成本，充分实现产业链协同降本，实现稳定较高的度电毛利，并通过电厂及 配套煤矿的投产，实现电力业务稳定成长。

3、 煤电一体模式优于纯火电，有望比肩长江电力

盈利能力及稳定性优于纯火电。由于公司电力业务占比较高，且未来有望实现 更高程度的煤电一体化，因此我们选取煤电为主的火电企业（华能国际、华电国际、 国电电力）、具备煤炭与火电业务的煤电一体化企业（新集能源、内蒙华电、中国 神华）作为可比公司，将其煤电（或火电）业务数据与公司进行横向对比，在度电 售价、度电成本、度电毛利三个维度比较，并结合波动率对比，以衡量公司煤电业 务的盈利能力及稳定性。新集能源、内蒙华电、中国神华作为选取的 3 家可比煤电 一体化公司，其 2024E/2027E 的煤电一体化程度分别为 30.6%/89.3%、49.6%/47.7%、 23.5%/28.8%。 度电售价方面：公司地处内陆产煤大省陕西，在役电厂机组中 52.6%属于省内 供电机组，电价较沿海发达省份略低，但亦有接近半数装机容量属于外送机组，有力支撑了度电售价。度电售价稳定性上，与可比公司的煤电业务波动率接近，整体 看，公司在度电售价端属于合理稳健水平。 度电成本方面：公司电厂靠近煤炭燃料产地，且煤电一体化程度高，度电成本 较低，在煤电一体化可比公司中具备优势，仅略高于内蒙华电，相对火电可比公司 优势更加明显。度电成本稳定性上，公司也优于火电公司，在煤电一体化可比公司 中位居前列，仅略高于坑口电站并完全使用自供长协煤的新集能源，因此公司在度 电成本端属于行业前列。

度电毛利方面：凭借煤电一体化带来的优异度电成本，结合高比例外送电支撑 的合理度电售价，公司实现了领先火电公司的度电毛利，且在毛利水平及波动率上 与煤电一体化公司处于同一层次。 与长江电力的对比：水电公司相比煤电一体化企业，在度电成本、度电毛利及 稳定性上仍有显著优势。但对比公司与长江电力的经营模式，构成公司煤电一体化 盈利稳定性的因素与长江电力是相似的。具体来看，需求端：公司稳定西电东送及 本省电力消纳的需求，类比长江电力稳定的东南沿海电力消纳需求；成本端：煤电 一体视角下公司的源头成本是较稳定的煤炭开采成本，类比长江电力稳定折旧成本； 投资端：公司投资新建配套煤矿产能的煤电一体化电厂，类比长江电力高 ROE 的 上下游水电站投资。我们认为，公司盈利能力及稳定性优于火电企业，具备煤电一 体化企业典型的稳定盈利及成长模式，类比长江电力，具备较高的投资价值。