2025年陕西能源研究报告：成长性煤电一体化企业，兼具分红潜力

1 背靠陕投集团，大型煤电一体化龙头企业

1.1 陕西煤炭资源电力转化龙头企业

陕西能源（以下简称公司）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，是陕投集团煤电产业的专业化子集团。公司前身“汇森煤业”成立于 2003 年 9 月，由华秦投资与秦龙电力发起设立，之后经多次增资和股权转让，2019 年 9 月变更为股份有限公司。2020 年，华秦投资将其持有的 78.51%股份无偿划转至陕投集团，陕投集团将其持有的10%股份转让给长安汇通后，陕投集团、榆能汇森、长安汇通分别持有公司80%、10%、10%股权。2023 年 4 月，公司于深交所主板上市，是我国主板全面注册制首批上市企业。

陕西省国资委为公司实际控制人，陕投集团为控股股东，截至2025H1持有公司64.31%股权，榆能汇森、长安汇通分别持有 9.48%、8%股权。主要股东增持。2025 年 3 月榆能汇森计划自公告之日起6 个月内增持股份的金额不低于人民币 2.5 亿元，不超过人民币 5 亿元。2025 年3 月12 日-2025年6月5日，榆能汇森已累计增持公司股份 55,349,051 股，占公司总股本1.4760%，增持金额498,996,495.41 元。 公司主营业务为火力发电、煤炭生产和销售。依托陕西及西北煤炭资源优势，公司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。1）通过下属清水川能源、赵石畔煤电、商洛发电、渭河发电、麟北发电、吉木萨尔发电开展电力业务。其中，清水川能源、赵石畔煤电、麟北发电、吉木萨尔发电为坑口电站；商洛发电、麟北发电、渭河发电所属机组为热电联产机组。2）通过下属凉水井矿业、麟北煤业、赵石畔运营、冯家塔运营开展煤炭开采业务；通过陕能运销、铁路运销开展煤炭销售业务。

1.2 电力和煤炭生产为主业

2024 年公司实现营收 231.6 亿元，同比+19.0%；毛利润81.0 亿元，同比+3.9%，毛利率 35.0%，同比-5.1pct；归母净利润 30.1 亿元，同比+17.7%，归母净利率13.0%，同比-0.1pct。 2025H1 公司实现营收 98.6 亿元，同比-6.7%；毛利润35.8 亿元，同比-12.4%，毛利率 36.3%，同比-2.4pct；归母净利润 13.3 亿元，同比-13.5%，归母净利率13.5%，同比-1.0pct。

分业务板块看，电力、煤炭业务为主，热力业务为辅。2024 年电力、煤炭、热力收入分别为 176.7/48.4/4.9 亿元，同比分别+19.6%/+18.5%/+20.5%，占比分别为76%/21%/2%；毛利润分别为 52.8/28.6/-0.8 亿元，同比分别+2.5%/+10.0%/-495.3%，占比分别为 65%/35%/-1%。 2025H1 电 力 、 煤 炭 、 热 力 收 入 分 别 为72.4/22.6/3.1 亿元，同比分别-9.7%/+3.1%/+6.8%，占比分别为 73%/23%/3%；毛利润分别为23.4/12.4/-0.2亿元，同比分别-12.5%/-12.0%/-，占比分别为 65%/35%/0%。

2024 年毛利率有所下滑，其中电力、煤炭毛利率分别为30%、59%，同比分别-5.0pct、-4.6pct，热力业务毛利率进一步降低至-15.5%。毛利率下跌主要系外购煤用量增加，而内部煤炭供给减少，直接推高采购成本；25H1 毛利率上升至36.3%。期间费用管控良好，销售费用率、管理费用率、财务费用率呈下降趋势。销售费用率、管理费用率、财务费用率 2024 年分别为0.3%/4.7%/3.3%，同比分别-0.05pct/-1.0pct/-1.1pct；2025H1分别为0.3%/4.8%/3.2%，同比分别+0.1pct/+0.1%/-0.4%。

2 煤炭业务：优质煤矿资源，具备长期产能注入空间

2.1 煤炭资源丰富，内生外延推动产能增长

公司煤炭产品主要为动力煤和化工用煤，以长焰煤、不粘煤为主，具有低硫、低灰、低磷、高发热量等特点。产品主要由陕能运销负责销售，主要销往西北、华北区域，客户群体覆盖电力、焦化、陶瓷、化工等多个细分行业。截至2025H1，公司下属煤矿拥有煤炭保有资源量合计约 51.84 亿吨，同比增长10.2 亿吨，为收购的钱阳山煤矿资源量。 2025H1 公司核定煤炭产能为 3000 万吨/年，在省属企业中位列第二，其中在产2400 万吨/年、在建 600 万吨/年，另有 1000 万吨/年产能处于前期筹建阶段；2024年度在产产能增加 200 万吨/年，为园子沟煤矿东翼投产，筹建产能增加600万吨/年，为收购钱阳山煤矿。

截至 2024 年，公司下属在产矿井有 3 座，分别为凉水井煤矿、冯家塔煤矿和园子沟煤矿，产能均为 800 万吨/年，合计产能 2400 万吨/年、权益产能1429万吨/年；其中，园子沟煤矿东翼的 200 万吨/年产能于 2024 年2 月投产。凉水井和园子沟煤矿是公司煤炭外销的主要来源，冯家塔煤矿为清水川能源煤电一体化项目配套煤矿，开采出的原煤洗选后直接送至清水川电厂，全部自用。截至2025Q1，公司在产煤矿保有储量合计 11.2 亿吨，按 2400 万吨/年在产产能计算，可采年限高达47年。其中，凉水井煤矿、冯家塔煤矿和园子沟煤矿可采年限分别为34、31、74 年。公司在建矿井 1 座，为赵石畔煤矿，产能 600 万吨/年、权益产能360万吨/年，为赵石畔电厂配套煤矿。赵石畔矿井井田位于国家大型煤炭基地-陕北侏罗纪煤田榆横矿区南区，煤质优良，地质构造单一，为大型整装煤田，开采条件优越，项目于2021 年 7 月 16 日正式开工建设，计划 2025 年 9 月开始联合试运转、2026年4月正式投产，矿井设计生产能力争取调整规划至 800 万吨/年。截至2025 年3月末，赵石畔煤矿 87.22 亿元的总投资已完成 68.43 亿元，进展78%。公司筹建矿井 2 座，分别为丈八煤矿、钱阳山煤矿，产能分别为400万吨/年、600 万吨/年，权益产能分别为 238 万吨/年、600 万吨/年，总投资分别为31.46、97.85亿元，目前均处于开展项目前期工作阶段，甘肃省环县钱阳山煤矿采矿权为公司于2024 年 5 月 24 日以 3735 万元成功竞得。除此之外，陕投集团另有600 万吨/年小壕兔煤矿正在办理前期手续，集团承诺达到项目启动开工建设条件时注入上市公司。截至 2025 年 3 月末公司在建及拟建矿井项目总投资规模为216.53 亿元，具备成长性。若以上产能建设进展顺利，远期公司产能或将上升至4600 万吨/年，短期（2026年）在产产能将提升至 3000 万吨/年，贡献产量增量。

2.2 业绩表现：产能增长推动业绩上涨，自用外售灵活调整

2018-2024 年煤炭业务营业收入从 28.8 亿元增长至48.4 亿元，其中，2021年，煤炭产量提高叠加煤价大幅上涨，营业收入大幅增长至49.6 亿元，同比+130.0%；2024年煤炭业务营收 48.4 亿元，同比+18.5%，主要系公司根据市场情况优化煤炭销售策略使得煤炭外销量增加；2025H1 煤炭业务营收 22.6 亿元，同比+3.1%。公司煤炭业务成本主要包括直接材料、直接人工和制造费用，2024年占比分别为 12%、32%、56%，同比分别+16.2%、+34.8%、+36.9%，成本增长主要系销量增长 带 来 的 人 工 和 制 造 费 用 上 涨 。 2020-2025H1 吨煤成本分别为159/232/184/259/247/178 元/吨，同比分别+14.7%/+45.4%/-20.8%/+41.0%/-4.6%/-13.2%。2020 年以来公司下属煤矿的外包业务减少、正式员工增加，直接人工成本占比呈上升趋势。 2020-2025H1 煤 炭 业 务 毛 利率同比分别-6.5pct/+15.7pct/+6.4pct/-10.8pct/-4.6pct/-9.5pct ；吨煤毛利分别为175/493/534/452/356/217 元 / 吨 ，同比分别-12.0%/+181.9%/+8.3%/-15.3%/-21.4%/-41.5%。

拆分看营收影响因素：

（1）产量：随产能增长

复盘公司历史煤炭产量，2019-2025Q1公司原煤产量分别为1368/1745/1923/1990/2329/2356/578 万吨，同比分别+16.8%/+27.5%/+10.2%/+3.5%/+17.0%/+1.2%/-2.8%，加权产能利用率分别为 98%/116%/96%/93%/106%/100%/96%。2020 年煤炭产量大幅增长主要系园子沟煤矿投产，当年贡献产量 339 万吨，2022 年冯家塔煤矿产能从600万吨/年核增至 800 万吨/年，带动产量增长。 随着园子沟煤矿产能逐步释放、冯家塔煤矿扩产达产和在建项目工程煤产出，公司 2024 年原煤产量保持增长，产能利用率接近 100%。25Q1 原煤产量578万吨，同比-2.8%，产能利用率 96%，煤炭产量（2025 年新口径，指经洗选后商品煤+未经洗选直接由所属电厂消纳原煤）435 万吨，同比-10.5%，主要系冯家塔洗选率降低。分煤矿看，公司在产煤矿冯家塔、凉水井、园子沟2024 年原煤产量分别为866/879/540 万吨，25Q1 原煤产量分别为 232/211/135 万吨。2024 年园子沟矿产量明显下滑主要因为园子沟煤矿高瓦斯埋藏较深地质条件复杂，故开采成本相对较高，加之 2024 年以来煤价同比下跌，开采利润空间会有所压缩，故产量同比下降。

（2）销量：外销+自用动态匹配

自用为主，部分对外销售。公司煤、电产能总量匹配，但地区结构上尚有差异，主要客户范围包括省内外煤炭产业链下游各行业，煤炭产品需求广，客户群体集中度不高。电厂确定合适的煤源受煤价、热值、运输距离等多种因素影响，公司会根据市场情况、运输成本，动态匹配调整煤炭自用量和外销量，以实现利润最大化。2020-25Q1 公司自产煤对外销量分别为 646/685/643/574/804/188 万吨，同比分别-15.4%/+6.1%/-6.1%/-10.7%/+40.0%/+19.5%，占总原煤产量比分别为37%/36%/32%/25%/34%/32%。2024年外销量增长主要系公司根据市场情况优化煤炭销售策略，25Q1延续趋势。 分煤矿看：1）冯家塔煤矿：全部自用，为清水川能源煤电一体化项目配套煤矿，开采出的原煤洗选后，接送至清水川电厂。2）凉水井煤矿：全部外销，是公司外销煤炭的主要来源。3）园子沟煤矿：部分自用，部分煤种热值较高，更适合外售，而不是作为动力煤使用。

（3）煤价：售价处于行业较高水平

公司外销煤价部分采用长协价格,部分采用市场定价，2024H1 长协占比约7%，长协占比较低。2020-2024 年公司外售煤均价分别为334/725/718/711/602元/吨，同比分别-1.0%/+116.8%/-1.0%/-0.9%/-15.3%。 对比几家主要动力煤企业自产煤对外售价和吨煤毛利，公司处于较高水平，原因：1）公司对外出售煤炭主要产自凉水井煤矿，热值较高，且基本以市场价销售。2）凉水井煤矿开采成本较低。

3 电力业务：产能集中投放在即，煤电一体化程度行业领先

3.1 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。

3.2 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。

3.3 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。

4 热电联产，建设完整产业链

围绕煤电主业，公司布局了热电联产、综合利用以及销售、运维等较为完整的产业链，实现资源循环利用，降低整体运营成本，提升了专业化水平和企业效益。公司下属渭河发电、商洛发电、麟北发电、延安热电均开展供热业务，2023年覆盖面积已经达到 3,890 万平方米。其中： 1）渭河发电：供热区域覆盖西安北郊、西咸新区等地区，供热能力达1,395MW，实现对周边区域能耗高、污染重的落后燃煤锅炉的替代，是西安城北、西咸新区等地区重要的清洁热源供应基地。 2）商洛发电：向商洛市城区供热，设计供热能力640MW。3）麟北发电：向灵台县城和园子沟煤矿供热，设计供热能力296.5MW；延安热电向延安市区供热，设计供热能力 850MW。 4）陕投延安热电：一期供热面积 350 万平方米；二期作为延安市中心城区热电联产规划集中供热热源点之一，将与南区热源厂和宝塔区燃煤锅炉房等现役调峰热源共同承担 6 个供热分区的采暖热负荷，预计近期（2025 年）承担总供热面积约1905×104 ㎡、远期（2030 年）承担总供热面积约2252×104 ㎡。2024 年公司热力业务营收 4.9 亿元，同比+20.5%，占总营收比2.1%；毛利润-0.8亿元，同比-495.3%，毛利率-15.5%。

此外，公司下属秦龙电力已建成西咸、渭南、宝鸡三大电厂固体废弃物再生利用基地，对电厂粉煤灰、灰渣、石膏等废弃物进行综合利用；公司下属煤矿企业已对乏风、矿井水、空压机余热开展综合利用；麟北发电利用煤矸石、煤泥等低热值燃料发电，通过打造循环经济产业链，充分挖掘资源价值，有效降低污染排放，产生了良好的经济和社会效益。 陕能售电是陕西省第一批取得资质的售电公司，主要开展电力交易业务。陕能运销负责公司火电燃煤的统一采购和生产商品煤的统一销售，同时负责外部煤炭市场的开发与经营；铁路运销黄土庙集装站设计发运能力1,000 万吨/年，已开展凉水井煤矿及周边煤矿的集运业务。电力运营主要开展电力设施的检修维护、电力设备试验及电力技术监督等业务。

5 充沛现金流支撑高分红

受益于公司煤电一体经营模式的优势、电力市场化和容量电价等政策推行，公司经营性现金流稳定、在手资金充足，为持续高分红提供有力支持。2018-2024年经营性现金流净额呈增长趋势，2023 年现金流下滑主要系收到的增值税留抵退税同比减少、上网电量同比减少、电厂预付煤款同比增加；2024 年因并网发电量增加经营性现金流金额达 82.4 亿元，为归母净利润的 2.7 倍，同比+15.5%。上市以来，公司坚持高分红政策。《公司章程》规定“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%”。2022-2024 年分红金额分别为13.1/13.5/13.5 亿 元 ， 每 股 分 红 分 别 为 0.35/0.36/0.36 元，分红比例分别为53.1%/52.8%/51.1%，分红稳定较高水平。 考虑到公司经营稳健，连续三年分红比例均超50%，我们预期2025年公司或将维持 50%的高分红比例，参考 2024 年底收盘价，股息率3.9%。资本开支集中期后，充足的现金流或将支撑公司分红率提升。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）