2025年甘肃能源研究报告：甘肃国资旗下核心电力平台，火水风光多元化协同发展

一、甘肃国资旗下核心电力平台，火水风光多元化发展

1.1 甘肃能源为省属龙头电力平台，火水风光多种电源共同发展

甘肃能源的主营业务为火力发电、水力发电、风力发电和光伏发电等可再生能源项目的开发、 建设与运营。公司控股股东为甘肃省电力投资集团有限公司，实控人为甘肃省国资委。公司 前身为于 1997 年成立及上市的西北永新化工股份有限公司；2012 年公司原控股股东西北 油漆厂以无偿划转的方式将控股股权变更给甘肃省电力投资集团，公司更名为“甘肃电投能 源发展股份有限公司”。随后控股股东持续向上市公司注入水电、风电及光伏等清洁能源发 电资产，公司正式转型为甘肃省属清洁能源发电运营商上市公司。2024 年底，控股股东以 发行股份及支付现金的方式和总计 76.28 亿元的交易价格向上市公司注入旗下常乐电厂 66% 的控股股权，公司实现火水风光多种电源共同发展的格局。截至 2024 年底，公司在运控股 装机合计 753.97 万 千 瓦 ， 其 中 火 电 / 水 电 / 风 电 / 光伏控股装机 分别为 400/170.02/110.35/73.6 万千瓦。截至 2025H1，控股股东甘肃省电力投资集团持股占比 63.23%，实控人为甘肃省国资委；长江电力总共持股公司 12.54%，为公司第二大股东。

1.2 清洁能源为基筑底利润，火电注入大幅提高业绩

清洁能源板块经营稳中有增，常乐电厂注入大幅增厚营收利润。控股装机方面，2022-2023 年，公司实现麻黄滩风电场、盐池滩风电场、瓜州北大桥 50MW 光伏项目、瓜州干河口 200MW 光伏项目、永昌河清滩 300MW 光伏项目、凉州九墩滩 50MW 光伏项目等接续投 产，实现公司清洁能源板块的持续扩张；2024 年，公司通过发行股份及支付现金方式，收 购控股股东旗下火电常乐电厂 66%股权。公司清洁能源板块经营稳健增长，2019-2023 年 公司营收自 22.68 亿元增至 26.41 亿元，CAGR 为 3.88%；归母净利自 4.23 亿元增长至 5.21 亿元，CAGR 为 5.38%。2024 年常乐电厂注入完成后业绩实现全年并表，公司营收大 幅增加至 86.95 亿元，归母净利大幅增加至 16.44 亿元。2025H1 公司实现营业收入 39.31 亿元，同比+218.34%，实现归母净利润 8.25 亿元，同比+187.60%。

常乐注入前公司业绩水电筑底，风光增长迅速；常乐注入后火电成业绩支柱。2023 年及以 前，公司主要营收及毛利部分为水电，其占总营收比例长期超过 50%，夯实业绩根基；风光 部分营收及毛利随装机逐年增长，占比持续扩张。但随着常乐电厂完成注入，其代表的火电 板块占营收及毛利占比均接近 70%，成为公司业绩支柱。2024 年，公司火电/水电/风电/光 伏的营收分别为 60.7/14.9/7.65/3.29 亿元，毛利分别为 21.39/4.68/3.64/1.00 亿元。

公司毛利率常年维持小幅波动，常乐电厂注入后生产及销售等利润率指标均出现大幅提升。 2024 年公司整体毛利率 35.73%，近四年内维持在 35~40%之间，仅有小幅波动。常乐电厂 注入后销售利润率指标均出现大幅提升，其中 2024 年公司 ROE 实现 13.15%，同比大幅提 升 8.80pct；ROIC 实现 8.64%，同比大幅提升 4.91pct；销售净利率实现 26.37%，同比大 幅提升 9.41pct。整体看，常乐电厂注入前公司盈利能力依靠水电板块业绩表现基本保持稳 定，常乐公司注入后公司生产及销售等利润率指标均实现大幅提升。

在建项目开支基本稳定，后续扩表空间充足，常乐电厂注入提升股息绝对值。现金流方面， 2023 年及以前，公司风电光伏项目主要集中在 2021-2022 年开工及投产，公司投资活动现 金流持续上升和经营活动现金流持续上升；2024 年公司实现常乐电厂并表，投资活动现金 流大幅增至 34.72 亿元，经营活动现金流大幅增至 39.14 亿元。资产负债率方面，公司资产 负债率持续走低，截至 2025 年 H1 已下降至 53.24%。较低的负债率使得公司后续仍有较 大的债权融资空间，有利于保障后续新项目的建设资金。分红方面，公司未来三年维持“现 金分红不低于当年实现的可分配利润的 20%”的承诺，且近五年内除 2021 年外，其余年 份实际分红比例在 30~40%之间。我们预计 2025 年公司在常乐电厂并表后，自由现金流有 望大幅提升，逐渐具备提升股息的高分红潜力。

二、火电：一期背靠疆煤独占外送优势，二期投产带来业绩增量

常乐一期为“陇电入湘”唯一支撑火电，二期定位甘肃省内调峰电源。截至 2025H1，公司 火电板块控股机组为常乐电厂，包含一期 4×100 万千瓦在运超超临界煤电机组和二期 2× 100 万千瓦在建超超临界煤电机组。其中，一期 400 万千瓦煤电机组是“陇电入湘”酒泉湖南±800 千伏特高压直流输电工程唯一配套调峰火电项目，电量通过祁韶直流直送湖南 省内消纳。2023 年 4 月，常乐公司二期 2×100 万千瓦机组开工建设，主要作为甘肃省内 调峰电源使用。2025 年 9 月 6 日，常乐二期 5 号机组已经通过 168 小时满负荷试运行，正 式投入商业运营；我们预计 6 号机组有望于 9 月底实现投产运营。

2.1 燃料成本：背靠疆煤外运区位，燃料成本优势凸显

电厂直连兰新铁路，使用疆煤区位便捷。常乐电厂地处酒泉市瓜州县布隆吉乡柳沟工业园 区，距新疆哈密市仅约 400 公里；厂址南靠兰新铁路，并以专用线接至兰新铁路柳沟站。 兰新铁路是沟通新疆与内地的主要铁路通道，也是疆煤外运的主干线。常乐电厂凭借其区位 优势，主要煤炭采购来源于疆煤，主要供应商包括广汇能源、新疆能源集团、潞安新疆煤化 工集团、天池能源等疆内煤炭企业。

疆煤市场价格独立运行，常乐用煤成本偏低&稳定。通常煤电机组的成本中，约 70%以上是 燃料成本，其余还包括折旧、人工、其他等部分成本。据常乐电厂资产评估报告，2022-2024 年 Q1 期间其主营业务成本为燃料费和折旧费，平均占比分别为 79.90%和 9.59%。据信达能源团队《疆煤外运竞争力分析》研究报告的结论，由于疆煤出疆运距较远，吨煤运输经济 性处劣势，疆煤外运辐射区间主要为西北地区（主要为甘青宁三地）和西南地区（主要为川 渝云贵四地）。在运费刚性支撑下，疆煤坑口价不仅偏低，且与晋陕蒙坑口价及秦港港口价 的联动性相对较弱。换言之，疆煤市场运行相对独立，价格较低且更为稳定。常乐电厂背靠 价格偏低且走势稳定的疆煤，长期可实现稳定且有相对优势的入炉标煤价格。自 2022 至 2024M1-8，常乐电厂入炉标煤单价分别为 625.39/576.21/509.19 元/吨（7000K 不含税）， 其度电营业成本持续低于同行业全国性及区域性火电公司。

展望后续，全国煤炭供需紧张的情形自 2023 年以来持续缓解，且新疆煤炭的潜在增量产能 丰富，我们预计疆煤价格有望长期保持较低且较稳定的水平，对应常乐电厂将长期保持有竞争力的燃料成本。

2.2 电价情况：一期外送挂钩湖南电价浮动，二期送省网电价更高，甘肃容量 电价新政利好二期收入

外送湖南电价：执行“基准电价+浮动电价”机制，价格波动较为平稳，容量电价执行湖南标 准。根据常乐电厂资产评估报告，常乐一期与国网湖南省电力有限公司以“点对网”形式签 订《2022 年甘肃电投常乐电厂送电湖南交易价格协议》、《2023 年甘肃电投常乐电厂送电 湖南交易价格协议》对电量电价进行约定，以及签订《2024-2028 年甘肃电投常乐电厂送电 湖南交易价格协议》对电量电价及容量电价进行约定。综合来看，常乐电厂外送湖南的电量 电价执行“基准电价+浮动电价”机制，容量电价则按湖南当地容量电价标准执行。就 2024- 2028 年电价情况来看，常乐一期执行 320 元/兆瓦时的基准价，以湖南省内燃煤火电中长期 交易当月合同电量均价（以下简称湖南煤电均价）的 480~496 元/兆瓦时设定区间。当湖南 煤电均价在区间内时，常乐一期上网电价执行基准价；当湖南煤电均价超出区间时，常乐一 期上网电价按湖南煤电均价与区间上下限之差，乘以基准价与区间上限/下限的比值后叠加 基准价实现上下浮动。综合来看，常乐一期外送湖南，已经得到相较甘肃更优的煤电容量电 价。上网电价定价模式优异，其基准价高于省内煤电基准价（307.8 元/兆瓦时）；尽管同样 需要对标湖南煤电均价进行浮动，但相较于传统省调机组，浮动部分不仅具有 480~496 元/ 兆瓦时对应的“基准区间”，且在“基准区间”外的浮动部分还享受约六五折的“折扣”（基 准价 320 元/兆瓦时与区间上限 480 元/兆瓦时/下限 496 元/兆瓦时之差的比值分别为 0.67/0.65），浮动部分的波动幅度因而大幅收窄，有效平抑其上网电价的波动。除此之外， 一期外送湖南的容量电价政策执行受端省份湖南标准，2024-2025 年为 165 元/千瓦·年（含 税）。根据国家发改委，对煤电转型较快，机组利用小时数较低的地方安排适当调高的煤电 容量电价标准，湖南容量电价即高于全国大部省市区水平；且 2026 年其有望提升至回收煤 电固定成本的 70%水平。

送甘肃省内电价：电量电价高于外送，容量电价获超预期提升。根据常乐电厂资产评估报告， 常乐二期（5-6 号机组）定位为甘肃省内调峰电源，投运后将参与甘肃电力中长期市场交易 及现货市场交易。就甘肃历史火电结算电价情况来看，2021-2024 年甘肃省内火电全年结算 均价分别为 308.1 元/兆瓦时、405.4 元/兆瓦时、400.4 元/兆瓦时、380.2 元/兆瓦时；2025 年 1-5 月甘肃省内火电月度结算均价在 330~390 元/兆瓦时区间波动，不仅高于甘肃燃煤基 准价 307.8 元/兆瓦时，同样远高于外送火电结算均价。此外，7 月 14 日甘肃省发展和改革 委员会发布关于公开征求《甘肃省关于建立发电侧容量电价机制的通知（征求意见稿）》意 见的公告。本次甘肃容量电价新政的主要亮点在于超预期提升容量电价标准。按照 2023 年 国家发改委“1501”号文，甘肃 2024-2025 年煤电容量电费标准为 100 元/千瓦·年，并有望于2026 年提升至不低于 165 元/千瓦·年。但此次新政直接将煤电容量电价标准提升至 330 元 /千瓦·年，并给予 2 年的执行期，提升幅度超市场预期；同时“以需定价”，根据容量实际需 求和容量供给的供需关系市场化确定实际的容量电费。根据我们测算，我们预计 2026 年甘 肃容量供需系数有望维持在 70%左右。因而最终结算的容量电费水平依旧高于原先“1501” 号文的 50%水平。2025 年年中投运的常乐二期将有望实现容量电费收入的超预期提升。

2.3 电量情况：外送电量消纳协议保证，省内调峰定位小时数有限

外送电量方面，湖南省政府、甘肃省政府以及国家电网等相关方已签署协议确保常乐公司长 期稳定优先向湖南送电。根据《甘肃省人民政府、湖南省人民政府、国家电网有限公司关于 甘肃酒泉至湖南湘潭特高压直流输电工程长期送受电合作协议》及其补充协议，常乐公司 1 至 4 号机组作为甘肃至湖南±800 千伏特高压祁韶直流输电工程配套调峰火电项目，与甘肃 河西走廊清洁能源基地的新能源电力打捆送至湖南，机组利用效率不低于湖南省同类型发 电机组平均利用小时；优先安排配套电源送电，配套火电与配套新能源打捆外送，2024 年 开始每年输送电量 340 亿千瓦时以上（常乐电厂 200 亿千瓦时），上述协议有效期至 2039 年 12 月（有效期 20 年）。常乐电厂外送电量通过两省政府及电网的三方协议形式进 行确定，电量消纳长期有保证。省内电量方面，2021-2024 年甘肃省内火电利用小时数持续 下行，但依然维持在 4000 小时以上。因而我们预计常乐二期投产后依然可以至少维持 4000 小时左右的利用小时。

三、水电：甘肃小水电量价稳定，电源稀缺性凸显，控参股机组 共筑公司业绩基石

公司水电机组概况：均为甘肃省内小水电，总容量 170 万千瓦。截至 2025H1，公司控股水 电装机容量 170.02 万千瓦。公司水电装机均为 2~30 万千瓦的小机组，主要分布在白龙江、 黑河、大通河、洮河以及黄河干流流域，分别于九甸峡水电、河西水电、炳灵水电、大容水 电四个子公司体内运营（洮河水电于 2022 年整体被吸收合并至九甸峡水电）。

水电板块营收及利润：营收与利润与来水相关性较强，水电电价稳中上行。水电板块的收入 主要取决于来水水量情况与水电上网电价机制情况。水量方面， 由于公司水电机组规模有 限，其发电量直接与当季流量直接挂钩，波动较大。电价方面，据公司公告，甘肃省在 2019 年调整水电优先发电计划，叠加要求水电参与市场化交易，导致公司水电市场化交易比例处 于高位，造成公司电站上网电量平均结算电价持续下降；从 2022 年开始，甘肃年度电力交易中水电由政府委托甘肃省电力公司采购，企业不再自主参与交易。2025 年，公司水电参 加中长期及现货市场交易，其中中长期价格以 257.5 元/兆瓦时挂牌。2025 年上半年，公司 水电板块平均上网电价 375.75 元/兆瓦时，同比实现大幅上涨。 水电板块成本构成：折旧占主要部分，预计 2030-2040 年间逐步到期。水电板块的成本主 要包含折旧、人工和其他运营成本，且折旧占主要部分。公司 2024 年水电板块成本中，折 旧、人工及其他三项分别为 4.58 亿元、3.53 亿元和 2.32 亿元。由于公司水电装机大部分于 2000-2010 年左右投产，按照水电设备、大坝及厂房折旧年限集中于 30-40 年计，公司水电 板块折旧有望于 2030-2040 年间逐步到期。折旧到期后机组利润有望呈现明显提升。

大比例参股国投小三峡公司，参控股水电共筑业绩基石。除控股水电外，公司还大比例参股 国投小三峡 32.57%股权。国投小三峡公司是国投电力重要水电子公司，包括大峡、小峡、 乌金峡三部分，合计机组容量 75.45 万千瓦。其电价结算方式与公司控股水电相同，均为挂牌参加中长期交易和现货市场。国投小三峡公司整体经营业绩稳定，近五年年均为公司贡献 1 亿元左右的投资收益；参控股水电合计稳定贡献归母净利约 3~4 亿元，共筑公司业绩基 石。

四、新能源：装机电量以风电为主，未来成长潜力较大

公司新能源装机电量以风电为主，装机电量实现稳步增长。截至 2025H1，公司控股风电与 光伏装机分别为 110.35 万千瓦和 73.6 万千瓦，主要分布在甘肃河西地区。2022-2023 年， 公司新投建的麻黄滩风电场、盐滩池风电场、瓜州、永昌河清滩、凉州九墩滩等风电光伏项 目逐步投产，为公司新能源板块装机和电量带来增长。虽然新投产项目均为平价项目，上网 电价不含补贴，但新投产项目低成本优势同样拉低新能源板块折旧。从利用小时数来看，长 期以来公司风电项目小时数略低于全省平均，但光伏项目小时数高于全省平均。从利用小时 数来看，长期以来公司风电项目小时数略低于全省平均，但光伏项目小时数高于全省平均。

甘肃“136”号文存量项目保障一般，市场价格走低致使毛利收窄。2025 年 7 月，甘肃发 改委发布关于公开征求《甘肃省深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展实施 方案（征求意见稿）》意见的公告，正式官宣“136”号文衔接落地，甘肃新能源全面入市。 就衔接机制来看，甘肃对存量项目电价及执行期限保护较为到位：机制电价执行燃煤基准价 0.3078 元/千瓦时，且执行年限按照 2025 年 5 月底项目剩余全生命周期合理利用小时数对应年份与投产满 20 年对应年份两者较早者确定。但甘肃仅给予存量项目 154 亿千瓦时的电 量保障，以 2024 年甘肃风电光伏上网电量合计 794.93 亿千瓦时计，存量项目保障比例不 到 20%；且考虑到甘肃对扶贫类、特许经营权类、分布式光伏、平价示范、光热发电项目上 网电量全额纳入机制电量范围，对分散式风电及国家能源局以国能新能〔2014〕541 号）批 复的风电项目、保障性平价项目按照风电年发电利用小时数 1800 小时、光伏年发电利用小 时数 1160 小时纳入机制电量范围，剩余机制电量由存量项目按装机容量分摊，常规集中式 新能源项目保障比例或远低于 20%。同时，甘肃对增量项目仅给予 80%的电量纳入上限和 12 年的执行期限。综合来看甘肃存量项目机制电量保障一般，增量项目执行期限较短。2025 年上半年，新能源入市对公司新能源电价及利润影响较大：风电上网电价同比-18.61 分/千 瓦时，光伏上网电价同比-6.22 分/千瓦时。酒汇公司仅实现净利润 0.25 亿元，同比-1.94 亿 元。

公司储备新能源项目 610 万千瓦，后续产能扩张潜力较大。公司目前获得核准的新能源项 目多达 610 万千瓦，包含腾格里沙漠大基地项目中凉州九墩滩 300 万千瓦光伏项目和民勤 南湖 100 万千瓦风电项目、永昌河清滩 10 万千瓦光伏发电项目、甘肃庆阳东数西算产业 园区绿电聚合试点项目一期工程 100.025 万千瓦新能源项目、以及民勤 100 万千瓦风光电 一体化项目。其中，庆阳绿电项目配合数据中心建设落地、腾格里沙漠大基地项目或将以外 送形式进行消纳，项目利用小时数与上网消纳电量均有较强保障。相对于公司目前约 180 万 千瓦的新能源项目装机，公司后续新能源产能扩张潜力较大，有望给公司持续带来业绩增长。

五、潜在资产注入：集团在手火电在运在建合计 4.67GW，煤价 下行扭亏为盈注入可期

集团火电资产有望全部注入上市公司，煤价下行火电资产扭亏为盈。除常乐公司以外，公司 控股股东甘肃电投集团旗下还有武威、张掖、金昌三家火电公司，合计在运装机 2.67GW， 在建装机 2GW。三家电厂由西向东分别分布在甘肃省武威、张掖、金昌三市，与疆煤主要 产地哈密距离由近及远分别有 700~1000km 不等。按照股东同业竞争承诺，其旗下火电资 产需注入上市公司。三家电厂连续遭遇 2017-2018 年和 2021-2023 年煤价大幅上行致使利 润下滑甚至亏损，因而未能实现注入上市公司。但 2024 年下半年以来煤价逐步走低，三家 公司利润逐步转好。2024 年，张掖/武威/金昌三个电厂净利润分别实现 1.79/4.26/0.33 亿 元，其中张掖与金昌电厂较 2022-2023 年实现扭亏为盈。随着 2025 年煤价进一步下行，我 们认为三个电厂盈利水平有望进一步提升，并最终实现注入上市公司，成为公司火电板块的 增量产能。

编辑：火腿肠