陕西能源电力业务进展如何？

产能集中投放在即，煤电一体化程度行业领先。

1. 短期装机增量可见，煤电一体化优势亮眼

公司是陕西省属煤炭资源电力转化龙头企业，下属电厂装备水平具有较强的竞争优势，供电煤耗均优于国家标准和行业平均水平，具备深度调峰能力，在构建新能源为主体的新型电力系统趋势下，公司存量煤电机组具备稀缺性。公司通过下属清水川能源、赵石畔煤电、秦龙电力、商洛发电开展电力业务。截至 2024 年，公司已核准煤电装机规模 1725 万千瓦时，其中，在役装机规模1123万千瓦时、在建装机规模 402 万千瓦时、核准筹建装机规模200 万千瓦时。

公司发电机组大多为近几年投产的新机组，投运时间短，生产工艺先进，设备健康状况良好，已核准装机中超（超）临界机组占89.04%。2024 年新增在役装机容量 205 万千瓦时，分别为清水川电厂三期（200 万千瓦时）和陕投延安热电一期（5万千瓦时）。清水川三期建成后，清水川电厂成为西北最大的火力火力发电厂。

目前公司共有 3 个电厂在建，装机规模共计 402 万千瓦时，包括商洛电厂二期2×660MW、陕投延安热电二期 2×350MW、信丰电厂二期2×1,000MW。商洛电厂二期预期 2026 年初投产发电，陕投延安热电二期预计2026年7月投产，信丰电厂二期为 2024 年 6 月 18 日新收购项目，2024 年8 月开工，预计2026年底投产，在建的 3 个电厂均预期在 2026-2027 年贡献增量。另有已核准200万千瓦时产能筹建，为赵石畔电厂二期 2×1,000MW 机组。

煤电一体化平滑市场波动。煤电一体化坑口电站，通过产业协同、资源共享、就地转化，不仅减轻煤炭外销压力，降低煤炭运输成本，减少煤炭运输造成的污染，而且还降低了生产能耗和发电成本。公司下属清水川能源、赵石畔煤电、麟北发电均配套有煤矿，是典型的煤电一体化坑口电站，吉木萨尔电厂处于新疆煤炭资源富集区，具有坑口电站优势。 1）清水川电厂：陕西省自主建设、自主运营的首座大型煤电一体化项目。冯家塔煤矿全部供电厂燃煤，煤矿开采出的原煤经筛选后以胶带输送机直接送至清水川电厂，电煤成本控制能力较强。2）赵石畔电厂：为陕电送豫工程的配套煤电项目和陕北大型风电光伏基地的重要组成部分，配套在建的赵石畔煤矿3）麟北电厂：配套园子沟煤矿。 从公司自产煤对外销量变化可以看出公司煤炭一体化运营的影响，2020年公司自产煤对外销量同比-15.4%，主要系清水川电站投产后，实施煤电一体化模式，冯家塔煤炭生产后直接供应至清水川电站，不再对外销售，当年发电量同比+62.6%。

整体看，公司电力装机和煤炭生产可实现总量平衡。煤电一体化及坑口电站装机占比达 61.57%，成本优势突出，资源综合利用效率较高。

2.省内消纳+西电东送双线发展

西电东送、陕电外送是国家和陕西能源发展的重要战略。公司在保障陕西省内电力供应的同时，通过陕武直流、宝德直流、吉泉直流、榆横—潍坊特高压交流工程等通道为国内其他地区供应电力。 公司 42.43%的煤电机组为“西电东送”配套项目。赵石畔煤电（2×1000MW）煤电一体化项目，为榆横-潍坊 1000kV 输电通道配套电源点；吉木萨尔电厂（2×660MW）项目，为新疆准东-安徽皖南± 1100kV 特高压直流输电工程配套电源点；清水川能源电厂三期（2×1000MW）项目，为陕北-湖北±800kV 直流通道配套电源点；赵石畔电厂一期（2×1000MW）项目，为陕西榆横至山东潍坊1,000kV 特高压输电通道配套电源点。已核准的赵石畔电厂二期（2×1000MW）项目，是正在规划的陕电外送河南配套电源点。 随着电力供给侧改革和西电东送战略的推进，跨区、跨省输电通道能力会显著提升，以及东部地区落后煤电机组在环保压力下加速出清，替代新增的高参数、大容量、低能耗、低排放先进燃煤火电机组将向煤炭富集区布局，西北区域火电装机规模占全国比重将进一步扩大。公司省内消纳+西电东送双线并行，支撑电量成长，成本和发电利用小时数有较强保障。

3. 业绩表现：装机规模增长+电力政策推行，保障盈利水平

因煤、电定价机制市场化程度不同，火电业绩存在波动性，营收主要取决于发电量和上网电价，成本主要取决于煤价。2019-2024 年公司电力业务营收分别为43.7/72.2/100.2/151.1/147.7/176.7，同比分别+77%/65%/+39%/+51%/-2%/+20%；毛利润 分 别 为 11.5/21.3/15.0/44.6/51.5/52.8 亿元，同比分别+159%/+86%/-30%/+198%/+16%/+2%，毛利率分别为26%/29%/15%/30%/ 35%/30%。2019-2022 年营收增长主要系装机规模增长和电力市场化、容量电价政策推行；2023 年营收下滑主要系利用小时数下降带来的上网电量减少；2024 年营收增长受益于清水川电厂三期机组投运带来的发电量增长。 2021 年营收增长而毛利润下滑主要系煤价大涨使得成本上升，2023年营收下滑而毛利润增长主要系陕西能源煤电一体化深入发展，有效控制电煤成本；2024年电力业务成本增长主要系清水川电厂三期两台机组投入使用带动耗煤增加，发电消耗燃煤的外购量占比增加使得毛利率下降。

拆分开：

1）发电量/上网电量

受益于省内消纳+外送省份需求增长，公司利用小时数具备保障，发电量和上网电 量 随 电 厂 投 产 增 长 。 2021-2024 年 时 间 加 权平均总在役装机规模分别为852/918/918/1073 万千瓦时，利用小时数分别为 4285/5016/4814/4943 小时；发电量分别为 365/461/443/530 亿千瓦时，同比分别+28%/+26%/-4%/+20%；上网电量分别为340/431/414/496 亿千瓦时，同比分别+28%/+27%/-4%/+20%。25H1 发电量219亿千瓦时，同比-9.0%；上网电量 205 亿千瓦时，同比-8.9%。

2）电价

电力市场化改革政策带动上网电价上涨。2021 年10 月11 日，国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，提出“有序放开全部燃煤发电电量上网电价，扩大市场交易电价上下浮动范围（燃煤发电市场交易价格浮动范围扩大为上下浮动原则上均不超过20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制），推动工商业用户都进入市场”。2021-2022 年公司平均上网电价分别为0.295、0.350 元/千瓦时，同比分别+8%、+19%，2022 年营收毛利大幅增长。

容量电价政策出台，降低煤电收益预期波动。2023 年11 月10 日，国家发改委、国家能源局发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》，提出“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，充分体现煤电对电力系统的支撑调节价值”，确定了容量电价实施范围、容量电价水平（按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定。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；回收煤电机组一定比例2024-2025年为30%-50%，2026 年起比例提升至不低于 50%）、容量电费分摊、容量电费考核等内容。

3）成本

直接材料成本（即购买煤炭）占公司电力业务总成本的50%+，2024年更是因煤价下滑下外购煤增加上升至总电力成本的 62%，因为煤价波动性较大，购煤成本为电力业务毛利率波动的主要影响因素。 长协政策平滑火电企业成本波动。2022 年电煤中长期签约提出“煤企中长期合同签订量应达到自有资源量的 80%以上，发电供热企业年度用煤应实现中长期供需合同全覆盖”，火电企业业绩改善明显，公司毛利率从2021 年的14.9%提升至2022年的 29.5%。

受益于煤电一体化，对比其他火电企业，公司具备燃料成本优势，度电毛利水平处于同行业较高水平。