2025年陕西能源研究报告：煤电一体化发展成本优势较强，产能增长空间大

公司概况：煤电一体化优势显著的区域能源龙头企业

公司沿革及经营概况

陕西能源投资股份有限公司（简称“陕西能源”）为陕西投资集团有限公司（以下简称"陕投集团"）控股的大型煤电一体化企业，公司前身汇森煤业成立于2003年 9 月，此后公司于 2019 年 5 月完成重组，变更为股份公司；2020 年，华秦投资将持有的公司 78.51%股权无偿划转至陕投集团，陕投集团成为公司控股股东；2023 年 4 月，陕西能源于深交所主板上市。公司依托陕西及西北煤炭资源优势，致力于煤炭清洁高效绿色开采，实施煤电一体化战略，并开展热电联产及综合利用业务，打造国内一流能源企业。

公司控股股东为陕西投资集团，实际控制人为陕西省国资委。截至2024年9月，陕投集团持有公司 64.31%股权，为公司控股股东；陕西省国资委通过全资控股陕西投资集团和长安汇通集团（长安汇通集团持有公司8%股权），合计持有公司72.31%股权，为公司的实际控制人。此外，榆林市国资委、财政局通过汇森投资公司持有公司 8%股权，为公司主要股东之一。 陕投集团是陕西省首家国有资本投资运营公司，业务发展以实体产业与金融业务并重，主营业务涵盖能源、金融、地勘、城市运营、物流等板块，按照陕西省政府打造现代能源万亿级产业集群要求，陕投集团自2023 年提出“五年再造一个产业新陕投”的发展目标，从自身产业基础和资源禀赋出发，提出“以科技源动力、资本原动力，打造‘3+N’科技 IP 产业集群”的战略目标，在做强做大做优煤电一体化现代能源创新基地、高端精细化工产业科创基地、航空+航天专属产业创新服务基地三大现有产业集群的基础上，聚焦先进制造、大数据、生物医药、半导体、新材料等“N”个新领域新赛道，加快形成业绩增长新动能。近年来，陕投集团加快电力、煤炭及化工等能源产业发展，持续推进增容扩量，电力装机容量及煤炭产能规模持续增长，截至 2024 年9 月，陕投集团已投产及规划在建火电装机规模达 2207 万千瓦，煤炭产能达 4600 万吨/年，未来陕投集团的电力、煤炭业务发展空间较大。陕西能源公司作为陕投集团下属的煤电一体化业务发展平台，陕投集团大力支持将有力推动公司煤电项目、煤炭产能有序落地，未来业绩有望稳步提升。 能源板块是陕投集团收入、毛利润的重要来源。截至2024 年6 月，陕投集团总资产为 2861.93 亿元，净资产为 904.90 亿元；2023 年，陕投集团实现营业收入718.86亿元（-14.90%），实现归母净利润 32.64 亿元（-3.42%），整体业绩水平有所下降；2024 年上半年，公司营业收入 254.18 亿元（-38.07%），归母净利润19.07亿元（-23.08%），业绩水平进一步下降，陕投集团营收及归母净利润下降主要系优化产业结构推进，物流板块收入明显下降影响。从收入、毛利润结构来看，2023年陕投集团能源板块的收入、毛利润分别为 228.57、82.08 亿元，在陕投集团营业收入、毛利润中占比分别为 31.80%、65.37%，较2022 年分别同比增加3.36、6.42pct，能源板块对陕投集团的业绩贡献进一步增加。陕西能源公司电力、煤炭业务主要通过清水川能源、赵石畔煤电、秦龙电力、商洛发电、信丰发电、凉水井矿业、麟北煤业等控股子公司开展，其中秦龙电力主要负责渭河发电、麟北发电、秦元热力、吉木萨尔发电等企业的管理。

陕西水电公司概况

陕西投资集团水电、光伏发电和风电业务主要由陕西水电负责，陕投集团持有陕西水电 73.71%股权。截至 2024 年一季度，陕西水电累计装机容量为157.41万千瓦，其中水电装机容量为 15.39 万千瓦，风电装机容量为37.79 万千瓦，光伏装机容量为 104.23 万千瓦。随着装机容量增长，陕西水电水电营业收入、净利润规模不断增加。2023 年，陕西水电实现营业收入 10.80 亿元（+4.87%），实现归母净利润 2.97 亿元（+60.20%），2023 年年陕西水电归母净利润增幅较大的原因是财务费用、营业外支出减少，投资收益同比增加较大影响。

陕西投资集团的地质勘探业务主要由陕西省煤田地质公司负责，陕投集团持有煤田地质公司 100%股权。煤田地质公司是西北地区最大的地质勘查企业之一，从事地质勘查六十余年，地质勘探技术实力较强，先后探明了渭北、黄陇、子长、神府、麟北等煤矿和矿区，探明煤炭资源量 1780 亿吨，约占全国探明煤炭资源量的12%。煤炭地质公司在陕西地质勘探行业影响力较大，同时近年来在西北、西南等区域积极开展业务，拓展业务发展区域。2023 年，陕投集团地勘板块实现收入24.70 亿元（-5.29%），毛利 4.47亿元（+2.22%）。

陕投集团主要联营企业包括陕西小保当矿业、陕西郭家河煤业、国家电投集团黄河上游水电公司等，2023 年陕投集团主要联营企业合计收入规模大555.80亿元，净利润为 139.52 亿元，对应陕投集团的权益净利润为25.17 亿元。

陕西能源公司是以电力和煤炭生产为主业的大型能源类企业，是国务院国资委确定的第一批深化国有企业改革的“双百企业”。公司主营业务为火力发电、煤炭生产和销售，主要产品包括电力、热力和煤炭，收入主要来自电力、煤炭业务。2023 年，公司电力、煤炭、热力业务收入分别为 147.70/40.85/4.08 亿元，占营业收入的比例分别为 75.93%/21.00%/2.10%，电力、煤炭业务收入合计占比为96.93%。由于公司业务模式为煤电一体化发展，公司煤炭外销比例偏低，故部分煤炭业务的收入和利润体现在电力业务之中。

火电装机容量持续增长，装机规模居于陕西省前列。公司通过下属清水川能源、赵石畔煤电、商洛发电、麟北发电、渭河发电、吉木萨尔发电开展电力业务。其中，公司下属清水川能源、赵石畔煤电均配套有煤矿，是典型的煤电一体化坑口电站；麟北发电就近使用园子沟煤矿的煤泥和矸石等燃料，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；截至 2024 年6 月，公司已核准的总装机容量中，煤电一体化和坑口电站装机容量占到 61.57%。商洛发电、麟北发电、渭河发电所属机组为热电联产机组。截至 2024 年，公司已投运控股装机容量1123万千瓦，权益装机容量 794 万千瓦，同时公司参股韩二发电、宝鸡发电、宝二发电以及江布电厂等项目，合计权益装机容量为 245 万千瓦。在建项目方面，目前公司火电在建项目为赵石畔电厂二期、商洛发电二期、信丰能源二期以及延安热电二期等项目，合计控股装机容量为 602 万千瓦，权益装机容量为398 万千瓦，预计公司多数在建项目将在 2026-2027 年间投产，项目投产后将驱动公司业绩进一步增长。

公司煤炭资源储备量较大，未来产能将进一步增加。公司通过下属凉水井矿业、清水川能源、麟北煤业、赵石畔煤电等子公司开展煤炭开采业务。截至2024年，公司下属煤矿拥有煤炭保有资源量合计约 51.84 亿吨，煤炭远期产能有望达4600万吨/年，其中，已投产煤矿核定产能为 2400 万吨/年，在建产能为600 万吨/年，筹建 1000 万吨/年，远期 600 万吨/年。

业绩规模稳健增长，盈利能力处于较高水平

火电、煤炭项目投运驱动公司业绩稳步增长。近年来，随着公司火电、煤炭项目逐步投运，公司业绩规模持续提升，2019-2023 年期间公司营业收入、归母净利润的年复合增长率分别为 27.91%、48.40%，呈现快速增长的态势。2024 年前三季度，公司实现营业收入 168.35 亿元（+18.60%），归母净利润24.97 亿元（+13.77%），扣非归母净利润 24.76 亿元（+12.33%）；其中第三季度公司实现营业收入62.60亿元（+26.53%），归母净利润 9.57 亿元（+9.35%），扣非归母净利润9.30亿元（+5.66%）。2024 年前三季度公司营业收入实现增长的原因主要是清水川能源电厂三期（2x100 万千瓦）机组投运，园子沟煤矿东翼等项目陆续建成投产，电量、煤炭产销量增加，以及公司根据市场情况优化煤炭销售策略，增加煤炭外销量，2024 年前三季度，公司火电发电量 394.79 亿千瓦时（+20.45%），上网电量369.16亿千瓦时（+20.38%），原煤产量 1763.40 万吨（+2.36%），自产煤外销量566.85万吨（+46.15%）。同期内，公司归母净利润增长的主要原因是投运产能增加，公司营业收入和利润增加，同时按持股比例确认的投资收益增加，前三季度公司确认投资收益 2.33 亿元（+158.89%）。

公司净利率、毛利率处于较高水平，费用率呈现下降趋势。2019 年以来，除2021年由于高煤价因素导致公司毛利率、净利率处于较低水平外，公司整体毛利率、净利率均处于较高水平，多数年份毛利率超过 35%，净利率超过10%。从细分业务来看，公司电力业务毛利率多维持在 20%以上，煤炭业务毛利率多维持在60%以上，显示出公司较强的盈利能力。2024 年前三季度，公司毛利率为37.92%，同比减少4.95pct，主要系公司调整煤炭采购策略，结合运费等综合成本因素，增加外部电煤采购量，使得成本增加。费用率方面，随着公司加强成本费用管控，费用率有所下降，2024 年前三季度公司管理费用率、财务费用率分别为4.54%、3.45%，分别较 2023 年同期减少 0.49、1.19pct，费用率水平下降较大。由于毛利率下降影响，2024 年前三季度公司净利率较 2023 年同期减少1.27pct 至22.82%，虽然有所下降，但仍维持在较高水平。

公司经营性净现金流同比改善，投资性现金流增幅较大，资产负债率水平下降。随着公司火电、煤炭项目逐步落地，公司经营性净现金流呈现增长态势，2024年前三季度，公司经营性净现金流为 64.58 亿元（+11.85%），主要系发电量、煤炭销量增长使得营业收入、净利润增加影响；公司持续推进火电、煤炭项目建设，投资性净现金流增长较大，2024 年前三季度，公司投资性净现金流出为52.50亿元（+34.31%），主要系公司电厂、煤矿项目建设支出增加，以及取得甘肃省环县钱阳山煤矿采矿权支出。资产负债率方面，由于公司在2023 年完成上市，公司资产负债率显著下降，截至 2024 年三季度，公司资产负债率为53.16%，与2023年底基本持平，处于较为合理水平。 公司重视投资者回报，维持高比例分红。《公司章程》规定“公司未来12个月内若无重大资金支出安排的且满足现金分红条件，公司应当首先采用现金方式进行利润分配，每年以现金方式累计分配的利润不少于当年实现的可分配利润的30%”。在考虑公司经营业绩与投资计划合理安排的基础上，公司将积极回报公司股东。自 2023 年上市以来，公司坚持高比例分红政策，累计实施现金分红26.63亿元，占累计归属于母公司净利润比例高达 52.96%，以良好经营业绩和持续稳定的股利分配政策回报股东。未来公司将始终坚持以投资者为本的理念，构建“长期、稳定、可持续”的股东回报机制，实现业绩增长与股东回报的动态平衡，以良好的经营业绩和分红政策保障投资者利益，推进上市公司的高质量发展。

煤电盈利模式重塑，业绩稳定性提升

煤电收益来源电量电价+辅助服务+容量电价，盈利逐步趋稳

新型电力系统中，煤电定位由传统的电力、电量主体电源转向基础保障性、系统调节性电源，未来煤电的转型的主线任务为“清洁低碳、高效调节、快速变负荷、启停调峰”。长期来看，随着新能源持续发展以及煤电的政策定位发生转变，一方面煤电发电量占比将出现下降；另一方面，煤电电力商品的电能量、平衡属性将有所减弱，调节、可靠性的属性将增强，未来主要收入来源于电量电价、辅助服务收入以及容量电价收入，收入来源更加多元。从煤电盈利的主要影响因素来看，由于不同区域电力市场供需状况、新能源发展程度以及不同火电机组成本差异等因素影响，随着新型电力系统建设加快推进，火电盈利将产生分化，具备低成本优势，以及分布在新能源装机占比较少/新能源消纳情况好/利用小时数高区域（电力供需偏紧区域）的火电机组将盈利水平更加稳定，现金流水平更好。

煤电容量电价政策出台，推动煤电固定成本回收及实现稳定盈利

煤电容量电价政策出台，为煤电带来新的收入来源。2023 年11 月10 日，国家发改委、国家能源局印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》（以下简称《通知》），明确规定了容量电价实施范围、容量电价水平确定、容量电费分摊以及容量电费考核等内容。《通知》明确规定： 煤电容量电价实施范围：煤电容量电价机制适用于合规在运的公用煤电机组。燃煤自备电厂、不符合国家规划的煤电机组，以及不满足国家对于能耗、环保和灵活调节能力等要求的煤电机组，不执行容量电价机制，具体由国家能源局另行明确。 容量电价水平的确定：煤电容量电价按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定。其中，用于计算容量电价的煤电机组固定成本实行全国统一标准，为每年每千瓦 330 元；通过容量电价回收的固定成本比例，综合考虑各地电力系统需要、煤电功能转型情况等因素确定，2024～2025 年多数地方为30%左右，部分煤电功能转型较快的地方适当高一些，为 50%左右。2026 年起，将各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于 50%。根据《通知》规定，2024-2025 年国内多数省份煤电容量电价为 100 元/千瓦·年（含税），河南、湖南、重庆、四川、青海、云南、广西的煤电容量电价为 165 元/千瓦·年（含税）。容量电费分摊：煤电机组可获得的容量电费，根据当地煤电容量电价和机组申报的最大出力确定，煤电机组分月申报，电网企业按月结算。新建煤电机组自投运次月起执行煤电容量电价机制。各地煤电容量电费纳入系统运行费用，每月由工商业用户按当月用电量比例分摊，由电网企业按月发布、滚动清算。容量电费考核：正常在运情况下，煤电机组无法按照调度指令（跨省跨区送电按合同约定）提供申报最大出力的，月内发生两次扣减当月容量电费的10%，发生三次扣减 50%，发生四次及以上扣减 100%。 煤电容量电价机制有助于煤电盈利稳定，有利于新建煤电机组回收投资成本，促进火电灵活性改造。新型电力系统建设背景下，煤电正逐渐由主体电源向灵活支撑电源转变，相应可能出现利用小时数下降导致煤电机组成本难以有效回收，影响煤电机组项目收益及煤电机组投资积极性；煤电容量电价有助于煤电机组回收固定成本，降低煤电机组因煤炭价格变化而产生的盈利波动，整体盈利趋于稳健，助力煤电经营发展模式顺利转变。从各地 2024 年煤电容量电价政策执行情况来看，多数地区 2024 年煤电容量电价在 2 分/KWh 左右，未来随着煤电容量电价补偿标准增加，度电收益水平将进一步增加，有助于促进火电盈利维持稳定。

分不同电价和不同容量电价情形下测算煤电机组的盈利情况，主要假设如下：1）煤电机组装机容量为 100 万千瓦，年利用小时数为4500 小时，煤电机组投资成本为 4 元/W，度电折旧为 0.0593 元/kwh； 2）基准电价取不含税电价为 0.33 元/kWh； 3）供电煤耗为 300g/kwh，5500 大卡动力煤价格为700 元/吨，长协煤比例为70%，市场煤比例为 30%，对应入炉标煤价格为 918 元/吨（含税），度电燃料成本为0.244元/kwh； 4）维护、员工薪酬等成本为 0.025 元/kwh，度电费用为0.03 元/kwh；5）容量电价补贴分为 100 元/kw·年（含税）和 165 元/kw·年（含税）；6）所得税率为 25%。 综合以上假设，测算得出当容量电价为 165 元/kw·年时，度电容量电价为0.032元/kwh，较容量电价为 165 元/kw·年时的度电容量电价0.020 元/kwh 高出0.012元/kwh；当电量电价较基准价上浮 5%的情形下，容量电价分别为100、165 元/kw·年（含税）时，煤电机组度电净利润分别为 0.004、0.013 元/kwh。

辅助服务交易和价格机制逐步完善，助力火电发展转型

2021 年 12 月，国家能源局印发《电力辅助服务管理办法》，扩大辅助服务提供主体范围，规范辅助服务分类和品种，新增转动惯量、爬坡、稳定切机、稳定切负荷等辅助服务品种，进一步完善辅助服务考核补偿与分摊机制，明确跨省跨区发电机组参与辅助服务的责任义务、参与方式和补偿分摊原则，建立用户参与的分担共享机制；健全市场形成价格新机制，在以调峰辅助服务市场化交易为主的基础上，持续推动调频、备用、转动惯量、爬坡等品种以市场竞争方式确定辅助服务提供主体，形成交易价格，降低系统辅助服务成本。2024 年 2 月，国家发改委、国家能源局发布《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》，主要内容包括优化调峰辅助服务交易和价格机制、健全调频辅助服务交易和价格机制、完善备用辅助服务交易和价格机制以及规范辅助服务价格传导等，优化调峰、调频、备用等辅助服务的交易和价格机制，并明确辅助服务价格传导机制，促进电力经营主体提供新型电力系统需要的辅助服务和规范辅助服务交易和价格行为，保障电力系统安全稳定运行和促进新能源消纳水平提升。2024 年 10，国家能源局印发《电力辅助服务市场基本规则（征求意见稿）》，提出科学确定辅助服务市场需求，合理设置辅助服务市场交易品种，按照“谁提供、谁获利、谁受益、谁承担”原则，优化各类辅助服务价格形成机制，健全辅助服务费用传导机制，明确辅助服务的市场成员、辅助服务品种、辅助服务市场交易、费用产生及补偿、传导机制。

多个地区出台电力辅助服务实施细则，实现《电力辅助服务管理办法》、《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》等政策有效落地。电力辅助服务市场不断完善，为火电等主体带来增量收入来源，有助于推动火电向基础保障性和灵活支撑电源转型。 辅助服务市场逐渐成熟，火电获取调峰调频和备用收益。火电参与辅助服务主要为提供调峰、备用等辅助品种，多个地区出台电力辅助服务实施细则，明确火电机组深度调峰的补偿标准，为火电机组参与调峰辅助服务提供激励，促进火电机组参与调峰辅助服务。2023 年 7 月，国家能源局三季度例行新闻发布会上披露，2023 年上半年，全国电力辅助服务费用共 278 亿元，占上网电费的比例为1.9%。其中，调峰补偿 167 亿元，占比 60.0%；调频补偿54 亿元，占比19.4%；备用补偿 45 亿元，占比 16.2%；火电企业获得补偿 254 亿元，占比91.4%。随着未来新能源装机规模持续增加，未来国内电力辅助服务费用规模有望进一步增长。根据国际经验，电力辅助服务费用一般在全社会总电费的3%以上，该比例随着新能源大规模接入还将不断增加，据此可以预期的是，未来国内辅助服务费用规模有望超过千亿规模，较当前国内电力辅助服务费用规模有较大增长空间。

陕西地区能源电力市场分析

陕西省一次能源生产以煤炭为主，煤炭产量稳中有升。陕西省能源资源储量较为丰富，是我国重要的能源基地，煤炭资源赋存条件好、煤质优良，国家发改委规划重点发展的全国十四个大型煤炭基地中神东、陕北、黄陇（华亭）三个基地的主体部分均位于陕西，煤炭产量多年稳居全国第三，2023 年陕西省煤炭产量达7.61 亿吨，占全国煤炭产量的比例为 16.16%。2022 年，陕西省一次能源生产量为 60413.84 万吨标煤（+3.7%），煤炭、原油、天然气、一次电力及其他能源生产量占陕西省一次能源产量的比例分别为 85.5%、6.0%、6.1%、2.4%。具体产量方面，2022 年陕西省煤炭产量为 74876.33 万吨（+6.7%），原油为2536.62万吨（-0.6%），天然气为 307.11 亿立方米（+4.4%），电力为456.21 亿千瓦时（-0.4%）。煤炭产量占比维持高位，原油、天然气产量占比有所下降，一次电力及其他能源占比提升。从各类能源产量占比变化趋势来看，煤炭产量占比呈上升趋势且维持高位，由 2017 年的 78.4%增至 2022 年的 85.5%，原油、天然气产量占比则增下降趋势，分别由 2017 年的 9.7%、10.5%降至 2022 年的6.0%、6.1%，一次电力及其他能源产量占比有所提升，由 2017 年的 1.4%增至2022 年的2.4%。

陕西省一次能源消费以煤炭为主。2022 年，陕西省一次能源消费量为16099.28万吨（+10.9%），煤炭、油品、天然气、一次电力及其他能源消费量占陕西省一次能源消费量的比例分别为 73.0%、6.6%、10.2%、10.2%。从各类能源消费量占比变化趋势来看，煤炭、天然气消费量占比较为稳定，油品消费量占比有所下降，一次电力及其他能源消费量占比有所提升。 陕西为我国能源输出大省，是国家重要的能源化工、西煤东运、西电东送、西气东输基地，2022 年陕西省能源调出量为 49889.58 万吨标准煤，较2021 年能源调出量进一步增加。其中煤炭调出 54655.32 万吨，石油调出3003.27 万吨，天然气调出 114.14 亿立方米，电力调出 600.99 亿千瓦时。

陕西电源装机以火电为主，火电发电量占比超 85%。截至2023 年，陕西省电源装机容量为 9607 万千瓦（+18.3%），其中火电装机容量为5676 万千瓦（+12.1%），占比为 59.1%；水电装机容量为 353 万千瓦（-8.9%），占比为3.7%；风电装机容量为 1285 万千瓦（+9.0%），占比为 13.4%；光伏发电装机容量为2292万千瓦（+53.9%），占比为 23.9%。从发电量来看，2023 年陕西省规上企业发电量为2946亿千瓦时（+8.0%），其中火电发电量 2557 亿千瓦时（+7.1%），占比为86.8%；水电发电量为 108 亿千瓦时（+38.1%），占比为 3.7%；风电发电量为171亿千瓦时（+8.7%），占比为 5.8%；光伏发电量为 111 亿千瓦时（+5.2%），占比为3.8%。陕西省持续推动能源和电源项目建设，能源产量和电源装机容量有望不断增长。能源产业是陕西省支柱产业之一，陕西省将持续推动能源产业发展，未来将打造万亿级现代能源产业集群。陕西省“十四五”规划提出，到2025 年，陕西全省原煤、原油和天然气产量分别达到 7.4 亿吨、2700 万吨、360 亿立方米；同时，大力发展风电和光伏，有序开发建设水电和生物质能，到2025 年，电力总装机超过13600 万千瓦，其中可再生能源装机 6500 万千瓦，风电、光伏发电、水电、生物质发电分别达到 2000 万千瓦、3800 万千瓦、600 万千瓦和100 万千瓦。新能源发展方面，陕西新能源资源较为丰富，全省风光新能源理论可开发规模约1.45 亿千瓦，目前陕西大力发展渭北等千万千瓦级风光基地以及榆阳、神木千万千瓦级光伏基地，推进整县屋顶分布式光伏开发。《陕西省碳达峰实施方案》提出，到 2025 年，陕西全省非化石能源消费比重达到16%左右；到2030 年，风电、太阳能发电总装机容量达到 8000 万千瓦以上。

截至 2023 年，陕西电网调度口径装机容量 7397 万千瓦，其中火电4589万千瓦，占比 62.0%。2023 年陕西电网新增调度口径装机容量819 万千瓦，增长率12.5%，其中火电新增 582 万千瓦，增长率 14.52%。截至 2023 年，陕西能源公司参与陕西省内电力市场的在役电力装机规模为 586 万千瓦，位列陕西省属企业第一，占陕西电网调度火电装机容量的比例为 12.77%。 陕西省经济发展稳健，第二、第三产业增加值占比基本相当。2023 年，陕西省全省生产总值 33786.07 亿元（+4.3%）。其中，第一产业增加值2649.75 亿元（+4.0%），占生产总值的比重为 7.8%；第二产业增加值 16068.9 亿元（+4.5%），占生产总值的比重为 47.6%；第三产业增加值 15067.42 亿元（+4.1%），占生产总值的比重为 44.6%。2024 年 1-9 月，陕西省实现生长总值 24781.13 亿元，同比增长4.6%，其中工业增加值为 10129.90 亿元，同比增长 6.8%，制造业增加值4381.77亿元，同比增长 4.3%。陕西省“十四五”规划指出，到 2025 年，地区生产总值达到3.6万亿元，十四五期间 GDP 年均增长率为 6%。 陕西省持续推动制造业发展，保障用电需求。陕西省《“十四五”制造业高质量发展规划》提出，着力构建“6+5+N”的现代制造业新体系，即做大做强高端装备、电子信息、节能与新能源汽车、现代化工、新材料、生物医药6 大支柱产业，做优做特冶金、建材、食品、轻工、纺织 5 大传统产业，做精做实人工智能、云计算与大数据、物联网、增材制造、光子、量子信息、空天信息等一批新兴产业。“十四五”时期，陕西省制造业增加值年均增速达到7%以上，到2025 年，制造业增加值占地区生产总值比重达到 23%，规模以上工业战略性新兴产业总产值占工业总产值比重达到 25.5%，高技术制造业增加值占规上工业增加值比重达18%。陕西固定资产投资有所增长，工业投资稳步提升。2023 年，陕西省全社会固定资产投资同比增长 0.2%，工业投资增长势头较好，工业投资同比增长4.8%，其中制造业投资同比增长 9.4%。2024 年 1-9 月，陕西省全社会固定资产投资同比增长3.7%，其中工业投资同比增长 12.0%，工业投资增速进一步提升。陕西省“十四五”规划指出，工业投资年均增长 6.8%，形成万亿级先进制造业集群。

陕西电网用电负荷呈增长趋势，电力保供需求增加。随着陕西经济产业发展以及由于高温天气影响，2024 年 8 月陕西电网最大用电负荷达4076 万千瓦，较2023年最高值增长 2.5%。极端天气影响及经济产业发展使得陕西电网用电负荷走高，而陕西新增装机以风光新能源为主，出力稳定性较差，陕西电网的电力保供需求不断增加。 陕西省用电量持续增长，第二产业用电量占比维持高位，第三产业用电量占比有所提升。2023 年，陕西省全社会用电量为 2450 亿千瓦时（+3.1%）。2022年第一产业、第二产业、第三产业、城乡居民用电量分别为43.29、1538.49、452.37、341.75 亿千瓦时，占陕西省全社会用电量的比例分别为1.8%、64.8%、19.0%、14.4%。从用电量占比变化趋势来看，2018 年以来，第一产业用电量占比有所下降，第二产业、城乡居民用电占比基本稳定，第三产业用电量占比呈提升趋势。

陕西外送电规模稳步增长，未来外送电量规模有望进一步提升。陕西陆续建成神府-河北南网 500kV 交流、榆横-潍坊 1000kV 特高压交流、陕北-湖北±800kV特高压直流“两交一直”跨区输电工程，以及陕西-河南、四川的直流联网工程，目前陕西省在建陕北-安徽±800kV 特高压直流输电工程，陕电送皖工程投产后，陕西电力外送规模将超过 3100 万千瓦；在“十四五”期间，陕西还将建设陕西-河南±800kV 特高压直流输电工程，目前陕西-河南±800 千伏特高压直流输电工程处于项目前期阶段。2023 年，陕西省外送电量 797 亿千瓦时，同比增长32%，外送电量创新高。2023 年以来，陕西省投产了多个火电机组，多数为陕西外送特高压通道的配套电源，目前仍有多个火电在建火电项目为陕西外送特高压通道的配套电源，预计未来随着陕北-安徽、陕西-河南的特高压线路投产及配套电源项目完成建设，陕西外送电量规模有望实现进一步增加。

陕西省发改委于 2024 年 12 月 11 日发布《关于 2025 年电力市场化交易有关事项的通知》，对陕西省 2025 年电力市场交易的经营主体、价格机制、市场交易规模、交易时段和不同交易类别组织等做出明确规定，其中对于煤电企业的要求是燃煤发电（含地方小火电）上网电量原则上全部参与市场交易，煤电企业在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价，鼓励煤电企业积极与批发用户、售电公司协商约定煤电联动价格机制。此外，明确了电力现货交易的交易模式和报价要求，推动电力现货市场建设发展。

陕西电力市场交易规模不断增加。陕西电力交易中心数据显示，2023 年陕西省电力市场电力直接交易批发市场成交电量 1391.98 亿千瓦时，同比增长9.58%，成交均价 0.4106 元/kwh。其中，火电市场化交易电量1185.55 亿千瓦时，占统调燃煤火电上网电量的比例为 99%，交易均价为 0.4207 元/kwh；新能源发电企业市场化交易电量（含绿电交易）电量 183.86 亿千瓦时，占统调新能源上网电量的49%，交易均价为 0.3546 元/kwh。2024 年陕西电力批发市场年度交易电量1094.54亿千瓦时，同比增长 15%，成交规模进一步扩大。2024 年1-10 月，陕西市场化交易结算电量 1468.02 亿千瓦时，同比增加 6.89%，结算均价为0.4001 元/kwh；其中火电结算电量 1101.84 亿千瓦时，同比增加 7.43%，结算均价为0.0.4209元/kwh；风电结算电量 175.42 亿千瓦时，同比下降 4.57%；光伏结算电量164.45亿千瓦时，同比增加 30.78%；水电结算电量 26.31 亿千瓦时，同比下降31.10%。陕西电力现货市场建设稳步推进。2022 年 11 月，陕西正式启动电力现货市场模拟试运行，陕西电力现货市场中发电企业通过日前、实时报量报价参与集中竞价，形成发电曲线和分时节点价格，试运行期间实行电力现货市场与调频辅助服务市场联合出清，目前陕西已完成三次结算试运行，第三次结算试运行期间交易电量3.34 亿千瓦时。2024 年 10 月 31 日-12 月 1 日期间，陕西将开展电力现货市场第四次结算试运行工作，发电侧陕西电网省级及以上调度管辖的内用公用煤电机组以“报量报价”方式参与，申报、结算价格的限价范围为40-1000 元/MWh。

陕西电力辅助服务市场规则

调峰服务：2019 年陕西发改委印发的《陕西电力辅助服务市场运营规则（试行）》规定，调峰辅助服务分为基本调峰服务和有偿调峰服务，基本调峰服务是指火电机组运行负荷率在 50%以上的发电调节服务，不给予补偿。深度调峰交易采用“阶梯式”报价方式和价格机制，火电厂负荷率在 40%-50%之间时报价在0.1-0.32元/kwh 区间内，负荷率小于等于 40%时，报价在 0.32-0.75 元/kwh 区间内。此后，2023 年 8 月，国家能源局西北监管局发布《储能、负荷侧等市场主体参与陕西电网调峰、顶峰辅助服务市场实施细则（试行）》征求意见稿规定，深度调峰交易火电机组报价下限为 0 元/kwh，负荷率在 40%-50%范围内时报价上限为0.3元/kwh，负荷率在 30%-40%范围内时报价上限为 0.55 元/kwh，负荷率在20%-30%范围内时报价上限为 0.8 元/kwh，负荷率小于 20%时报价上限为1 元/kwh.2023年11 月，国家能源局西北监管局发布《西北区域电力辅助服务管理实施细则》规定，深度调峰按照机组实际发电出力确定，提供深度调峰服务的燃煤火电机组，按照比基本调峰少发的电量补偿，火电机组按少发电量没万千瓦时补偿3 分。调频服务：陕西发改委发布的《关于开展陕西电力现货市场第四次结算试运行工作的通知》规定，发电侧市场主体（省调直调公用燃煤电厂）以AGC 控制单元进行申报，调频里程价格的最小单位为 0.1 元/MW，申报价格范围暂定为0-15元/MW；调频容量的最小单位为 0.01MW，调频容量申报区间为申报主体AGC 单元容量的7.5%-15%。 从实际陕西省辅助服务考核补偿情况来看，多数火电机组可获得辅助服务考核补偿，2024 年 1-7 月多数电厂的平均度电补偿在 0.005-0.01 元/kwh 之间，其中麟游电厂（麟北电厂）的平均度电补偿超过 1 分钱，为0.0104 元/kwh。

煤电一体化布局发展，煤炭、电力业务共进

公司煤电一体化布局，盈利能力强

煤电一体化布局实现煤炭、电力两个产业的优势互补，成本优势更为突出，可更为充分地获取煤电产业链经营利润。一方面可实现较高比例的长协煤覆盖，使得电力业务具有更强的燃料成本优势；另一方面，煤电一体化的坑口电站可实现煤炭资源就地转化，减轻煤炭外销压力，降低煤炭运输成本，以及降低生产能耗和发电成本，实现煤炭业务收益的同时进一步降低发电业务成本。煤电一体化企业经营业绩对电力价格波动的更为敏感。火电全额参与市场化交易的背景下，火电市场交易价格（火电电价）受一次能源价格和电力供需的影响，因而电价会出现一定波动变化，当一次能源价格较高时，火电市场化交易电价相对更高，而煤电一体化布局的企业成本优势更为突出，盈利水平相对较高；而当一次能源价格走低，火电市场市场交易电价下降，由于煤电一体化企业的燃料成本下降空间不大，而收入端则会由于电价下降出现下降，盈利空间将会有所下降。

公司煤炭资源较为优质。公司下属凉水井煤矿位于陕北煤炭基地榆神矿区，园子沟煤矿位于宝鸡市麟游县两亭镇，属于黄陇煤炭基地永陇矿区。公司主要煤种以长焰煤、不粘煤为主，具有低硫、低灰、低磷、高发热量等特点，主要用于电力、化工、冶金、建材等行业。公司下属煤矿中，凉水井矿业及麟北煤业园子沟煤矿生产的煤质较好、热值较高，而清水川电厂配套的冯家塔煤矿热值较低，其对外销售的平均价格也相对较低。 公司煤炭需求旺盛，产能利用率较高。2023 年，公司煤炭产能利用率为105.86%，较 2022 年的 90.4%同比增加 15.41pct。公司主要煤矿冯家塔煤矿、凉水井煤矿、园子沟矿井的产量分别为 858.27、850.28、620.39 万吨，产能利用率分别为107.28%、106.29%、103.40%，均处于满产状态。 公司煤炭业务毛利率居于行业前列，煤炭业务盈利性较好。公司外销煤的单位生产成本较低，2023 年公司外销煤单位生产成本为 259 元/吨，2019-2023 年期间公司吨煤生产成本的均值为 194 元/吨，与可比公司相比处于较低水平。得益于公司煤炭生产成本较低以及产能利用率较高，公司煤炭业务的盈利性较好，2023年公司煤炭业务的毛利率为 63.62%，2019-2023 年期间公司煤炭业务的毛利率均值为63.46%，在可比公司中处于前列。

煤炭销售策略优化，外销煤比例大幅提升。2024 年以来，公司结合市场变化及时优化电煤保障策略，根据市场煤价情况，优化煤炭长协机制，通过加大煤炭洗选外销提升价值，电厂用煤结合运费等综合成本优化采购结构，2024 年前三季度，公司累计煤炭外销量为 566.85 万吨，同比增长 46.15%，煤炭外销比例大幅提升。公司通过优化煤炭销售策略，2024 年在煤炭销售价格下降的情况下实现毛利率微增，整体效益水平有所提升。未来公司将依据煤炭市场价格、供需关系、电厂的运输费用等多方面的因素，适时调整煤炭销售策略，实现整体利润最大化。

公司主要煤炭业务子公司财务状况

凉水井矿业：公司对外出售煤炭主要产自凉水井煤矿，主要销往西北、华北区域，客户群体覆盖电力、焦化、陶瓷、化工等行业。204 省道、榆神高速从凉水井煤矿矿区南侧通过，同时配建铁路集装站，因而该煤矿开采成本较低且热值较高，使得公司煤炭业务毛利率较高。2023 年，凉水井矿业公司实现营业收入40.71亿元，占公司营业收入的比例为 20.9%；净利润方面，2023 年凉水井矿业实现净利润 17.23 亿元，占公司净利润的比例为 42.5%，对公司净利润贡献较大。盈利能力方面，2023 年凉水井矿业的净利率为 42.3%，ROE 为65.1%，若按照77%的洗选率进行测算，2023 年凉水井矿业的原煤产量为 850.28 万吨，对应的商品煤的产量为 655 万吨，对应的煤炭销售价格为 621.86 元/吨，单吨净利润为263.20元/吨。 麟北煤业：麟北煤业负责开发园子沟煤矿，目前投运产能达到800 万吨/年，2023年实现营业收入 25.71 亿元，占公司营业收入的比例为13.2%；实现净利润4.46亿元，占公司净利润的比例为 11.0%。盈利能力方面，2023 年麟北煤电公司净利率为 17.3%，ROE 为 19.1%。

公司煤电一体化项目煤炭生产与电力装机较为均衡，公司电力业务表现稳健，整体盈利性较好。截至到 2024 年 6 月，公司已核准的总装机容量中，煤电一体化和坑口电站装机容量占到 61.57%。公司下属清水川能源、赵石畔煤电均配套有煤矿，是典型的煤电一体化坑口电站，其中冯家塔煤矿是清水川电厂的配套煤矿，开才出的原煤筛选后用胶带输送机直接送至清水川发电厂；麟北发电就近使用园子沟煤矿的煤泥和矸石等燃料，吉木萨尔电厂处于新疆煤炭资源富集区，均具有坑口电站优势。2019 年以来，随着公司电力装机增加，公司煤炭自供比例规模呈增加趋势。整体来看，公司煤炭生产和电力装机呈现供需平衡，可有效平滑煤炭价格波动带来的发电成本影响，稳定公司业绩。

公司燃料成本优势较为突出，毛利水平较为稳定且优于多数可比公司。公司与可比公司可从度电燃料成本、点火价差、度电毛利以及火电业务毛利率等维度进行比较，将公司与可比公司比较发现，陕西能源公司度电燃料成本显著低于可比公司，而点火价差则高于可比公司，公司火电业务毛利率及度电毛利水平较为稳定，且居于可比公司前列。

公司主要煤电一体化项目公司财务状况： 清水川能源：清水川能源公司目前在运装机容量 460 万千瓦，2023 年实现营业收入 47.86 亿元，占公司营业收入的比例为 24.6%；实现净利润8.10 亿元，占公司净利润的比例为 20.0%。盈利能力方面，2023 年清水川能源公司净利率为16.9%，ROE 为 13.9%，单位装机净利润为 312 元/千瓦。 吉木萨尔电厂：吉木萨尔电厂目前在运装机容量 132 万千瓦，2023 年实现营业收入 16.57 亿元，占公司营业收入的比例为 8.5%；实现净利润5.47 亿元，占公司净利润的比例为 13.5%。盈利能力方面，2023 年吉木萨尔电厂公司净利率为33.0%，ROE 为 34.3%，单位装机净利润为 414 元/千瓦。

公司下属电厂运行情况较好，煤耗水平优于行业平均水平。公司多数发电机组为近几年投产的新机组，投运时间短，生产工艺先进，设备运行安全可靠，公司下属电厂的供电煤耗均优于国家标准和行业平均水平，有助于提升公司火电机组的市场竞争力。

公司主要机组处于西电东送通道，电力消纳有保障。西电东送、陕电外送是国家和陕西省能源产业发展的重要战略，截至 2024 年 6 月，公司已核准的总装机容量中，参与西电东送的煤电机组占到 42.43%，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，已核准的赵石畔电厂二期（2×1000MW）项目为陕西-河南外送通道配套电源点，商洛发电为陕西南部电网的电源支撑点，渭河发电为关中北环线电源支撑点。相对均衡的省内外市场格局，使电力消纳相对稳定，电价波动风险有所控制。2023年，公司外送机组发电量约占总体发电量的 37%。 公司外送电量主要由政府或电网间协商确定量、价，挂牌组织发电企业确认执行。公司所属赵石畔煤电是陕西榆横至山东潍坊 1000 千伏特高压输电通道的主力电源支撑，电价结算方式按照华北网上网电价执行；吉木萨尔电厂是“疆电入皖”的重要电源点，电价结算方式按照新疆上网电价结算。

新型电力系统加快建设的背景下，新能源电力的快速发展释放调峰电源需求，面对日益增加的调峰需求，作为灵活可调节型电源主力的火电，其调峰能力成为能源安全的重要保障。灵活性改造的煤电作为承担可再生能源消纳对应的调峰能力，成为可再生能源并网消纳的重要配套资源。充分发挥煤电调峰的低成本和高安全性，提高系统调峰能力，平抑新能源电力随机波动性，是新能源消纳和电力系统稳定运行的重要保障。在构建新能源为主体的新型电力系统趋势下，未来高参数、大容量、深度可调节性火电机组将成为新型电力系统的重要组成部分。从陕西电源装机结构来看，未来陕西电源装机增量主要来自风光新能源，且未来新增火电机组多为外送电配套电源，由于风光新能源具有随机性、间歇性特征，风光新能源装机大幅增加将导致未来陕西电网波动性加大，部分用电尖峰时段将出现电力供应不足的现象，火电调峰需求、尖峰保供需求将不断增加，火电机组辅助服务收入或进一步增加。 公司多数火电机组具备深度调峰能力，未来辅助服务收入有望增长。公司下属火电机组深度调峰技术优势突出，具备参与深度调峰的能力。公司在役的16台机组中，15 台已具备深度调峰能力，且多数机组调峰能力可深调至额定容量30%以下。2024 年以来，公司陕西省内统调机组辅助服务考核补偿收益较高，度电补偿水平居于陕西省内火电机组前列。

煤炭、电力产能均有增长，煤电一体化持续深化

公司煤炭资源储量规模较大，未来产能将逐步释放。公司现有的凉水井、冯家塔、园子沟煤矿、赵石畔煤矿、丈八煤矿保有资源量合计为41.64 亿吨，公司2024年竞得的甘肃省环县钱阳山煤矿评审备案的资源储量为10.20 亿吨。2024年，公司园子沟煤矿东翼 200 万吨/年产能已投产，公司累计煤炭产能规模达2400万吨/年，2025 年公司赵石畔煤矿将实现投运，新增产能规模600 万吨/年，累计煤矿产能规模将达到 3000 万吨/年。

电力业务方面，2026-2027 将迎来新增火电项目投产的高峰期。2024 年，公司新增投产煤电项目为清水川电厂三期 2×1000MW 机组和延安热电2×25MW 热电联产机组，合计装机容量为 205 万千瓦，其中清水川三期为煤电一体化项目，且为陕武直流的配套电源。目前，公司在建项目为商洛发电二期项目2×660MW 机组、信丰发电二期 2×1000MW 机组、延安热电二期 2×350MW 机组和赵石畔电厂二期2×1000MW 机组，合计装机容量为 602 万千瓦，较公司已投运的火电项目装机容量 1123 万千瓦的增长空间为 53.6%，上述火电项目将在2026-2027 年集中投产。

公司新增火电项目中，清水川能源三期、赵石畔煤电二期均为煤电一体化项目，且均为外送电源项目，而赵石畔煤矿全面投产后，将可为公司陕西省内的煤电项目更好地提供煤炭资源供应，煤电项目的煤炭资源保障程度将有望进一步提升，增强公司煤炭、电力业务的整体竞争力。

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