煤电一体化盈利能力强，在建与筹建项目储备充分。
截至 2023 年底，公司共有 7 个火电项目（14 台机组）在运，分别为清水川一期、清水 川二期、赵石畔一期、麟北、商洛一期、渭河、吉木萨尔项目，合计控股在运装机容量为 918 万千瓦。据公司招股书披露，其中，除吉木萨尔项目位于新疆外，其余火电项目均位于陕西 省内；麟北、商洛一期与渭河项目为热电联产项目，分别向宝鸡市部分县城、商洛市市区、 西安北城区与西咸新区等地提供采暖供热服务。根据公司公告，清水川三期首台机组（5 号 机组）已于 2024 年 1 月 15 日通过 168 小时试运行顺利投产，新增装机 100 万千瓦。因此， 截至 2024 年 2 月底，公司控股在运火电合计装机容量达 1018 万千瓦，权益装机达 725.18 万 千瓦。 充足的在建与筹建火电项目支撑公司业绩增长。截至 2024 年 2 月底，公司拥有 4 个在 建火电项目，分别为清水川三期 6 号机组（100 万千瓦）、安塞热电一期（5 万千瓦）、商洛二 期（132 万千瓦）、延安热电（70 万千瓦），合计控股装机 307 万千瓦。根据公司公告，清水 川三期 6 号机组预计将于 2024 年 3 月 31 日前投产；商洛二期项目建设周期为 25 个月，因 此预计将于 2026 年投产；延安热电项目已于 2023 年 12 月底开工，建设期为 24 个月，因此 预计于 2026 年初投产。此外，公司还在筹建赵石畔二期项目，控股装机容量为 200 万千瓦。
公司坚持煤电一体化布局，坑口电站燃料成本低、运费低，盈利能力有保障。公司下属 的清水川煤电、赵石畔煤电、麟北发电项目均为典型的煤电一体化坑口电站，其中清水川煤 电项目位于陕北煤电基地，所耗的煤炭燃料主要来自公司的冯家塔煤矿，与冯家塔煤矿一同 由子公司清水川能源管理；麟北发电项目所用煤炭来自于公司的园子沟煤矿，同时公司在附 近筹建丈八煤矿以提升煤炭产能；赵石畔项目配套赵石畔煤矿已于 2020 年 7 月开工，预计 将于 2025 年投产。此外，公司吉木萨尔电厂位于新疆煤炭资源富集区，尽管所用煤为外部采 购，但也为典型的坑口煤电。随着公司电力装机的增长，商品煤自用量从 2019 年的 285.58 万吨增长至 2023 年的 1288.76 万吨（根据 2022 年上半年原煤洗选率 81%，假设 2022 年、 2023 年全年保持 80%的水平），目前自用比例接近 70%，未来有望继续提升。 煤电一体化坑口电站的优势显著，公司下属电厂与煤矿可实现产业协同、资源共享、就 地转化，煤矿所产的煤通过皮带直接就近供给给公司电厂，节约了煤炭的运输成本，能有效 降低电站的发电成本，尤其是燃料成本，同时减少煤炭价格波动火电项目盈利能力的影响。 以公司已实现煤电一体化的清水川坑口电站为例，2021 年在市场煤价高企的背景下，清水川 能源子公司仍能实现 5.62 亿元的净利润。同时，横向对比下，公司电力板块的盈利能力远高 于其他尤其是非煤电一体化的火电公司，2022 年上半年、2023 年上半年的度电毛利分别达 到 0.1 元/kWh、0.14 元/kWh。目前公司坑口电站的装机容量合计 762 万千瓦，占在运装机的 比重为 74.85%。未来随着赵石畔等配套煤矿的陆续投产，公司自供煤量有望继续增长，火电 板块的盈利能力有望进一步提升。
机组先进，供电煤耗等能效指标领先。公司发电机组大多为近几年投产的新机组，绝大 多数机组是“十三五”和“十四五”期间投产的高效能指标优的先进机组。在运的 7 个火电 项目中有 5 个项目为 2019 年及以后投产的新机组，共有 4 个项目（清水川二期、赵石畔一 期、商洛一期、吉木萨尔）采用超超临界机组，截至 2024 年 2 月底，公司在运控股装机中超 超临界装机占比达 75.05%。受益于较新的火电机组以及先进的生产工艺，公司火电项目的供 电煤耗优于国家标准和行业平均水平，且整体呈现逐年下行趋势。根据公司招股书，赵石畔 一期、商洛一期和吉木萨尔项目2022年上半年的供电煤耗分别仅为294.47、293.57、300.37， 分别较《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020 年)》中的标准平均水平低 7.1%、6.8%、 4.6%。除供电煤耗外，公司机组在其他能效方面也具备优势。据 2023 年半年报披露，在由中 电联组织开展的 2022 年度电力行业火电机组能效水平对标活动中，通过对供电煤耗、厂用 电率、综合耗水率、油耗等能效指标、技术监督指标、环保指标和可靠性指标的综合评价， 公司共有 5 台机组荣获“优胜机组”或“厂用电率最优机组”。低能耗能为公司有效节约发电 成本，带来盈利能力的提升。
机组具备深度调峰能力，后续灵活性改造压力较小，辅助服务收入可期。近年来，随着 我国新能源装机占比的提升，火电机组调峰与保供的重要性显现，国家陆续出台政策要求火 电机组进行灵活性改造以备满足调峰需求。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，辅助服务能力强。截至 2024 年 2 月底，公司已投运的 15 台机组中， 共有 13 台具备深度调峰能力（仅有清水川一期两台机组未具备），具备深度调峰能力的装机 为 958 万千瓦，占比达到 94.11%，均可深调至 40%以下额定出力，其中赵石畔一期、麟北、 商洛一期、吉木萨尔项目，可深调至 25%及以下额定出力。因此，公司存量火电机组后续灵 活性改造方面支出的压力较小。 此外，近年来由于新能源装机的快速增长，国家与各地陆续出台政策以推动健全辅助服 务市场价格机制，针对新能源的消纳问题，在调峰、调频、备用等方面给予火电机组相应补 偿费用。2023 年 8 月西北能源局发布《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）》，深度调峰交易采用“阶梯式”报价方式和价格机制，45%≤负 荷率<50%的报价上限为 300 元/MWh、30%≤负荷率<40%的报价上限为 550 元/MWh、20%≤负荷 率<30%的报价上限为 800 元/MWh、负荷率<20%的报价上限为 1000 元/MWh。2023 年 11 月 22 日，国家能源局西北监管局印发《西北区域电力辅助服务管理实施细则》，规定提供深度调峰 服务的燃煤火电机组，按照比基本调峰少发的电量补偿 300 元/MWh。根据公开投资者关系活 动记录表，目前公司在陕西省内的辅助服务收益排名位居前列。据陕西省国资委披露，截至 2023 年 11 月 21 日，公司商洛一期两台机组深度调峰收益超过 1 亿元，深度调峰单价、占 比、收益均位列陕西省全网第一。
陕西省内电力需求与陕电外送量稳步增长。陕西省用电量由 2010 年的 859 亿千瓦时增 长至 2022 年的 2376 亿千瓦时，年复合增长率达到 8.8%，略高于全国用电量 6.2%的复合增 速。陕西省是国家重要的能源基地，是西电东送的战略要地。陕西省外送电量逐年提升，电 力调出由 2010 年的 260 亿千瓦时增长至 2022 年的 601 亿千瓦时，2022 年电量外送比例超过 20%。陕西省发布的《全省国民经济和社会发展第十四个五年规划和二〇三五年远景目标纲 要》提出“加快陕北—湖北特高压直流输电工程建设，积极谋划陕北—华东、华中特高压直 流送电工程，‘十四五’时期电力外送能力达到 3000 万千瓦，打造西北电网跨区电力交易枢 纽”，未来陕西省外送电量有望维持增长态势。
陕西省电力供给以火电为主。陕西省发电量从 2010 年的 1101.91 亿千瓦时提升至 2023 年的 2945.8 亿千瓦时，年复合增长率达 7.86%。从电力供给结构看，截至 2023 年底，陕西 省总电力装机达到 9606.5 万千瓦，其中火电装机容量达 5675.75 万千瓦，占比 59%；2023 年 火力发电量 2577.27 亿千瓦时，占全省总发电量的 83%。
公司在陕西省主力火电厂中装机占比较高。在陕西省内，公司的主要竞争对手为大唐集 团陕西公司、陕煤集团、榆能集团。从陕西省电力供给市场竞争格局来看，据陕西电力交易 中心披露，截至 2023 年底，陕西省一共有 33 个主力火电厂，合计装机容量为 2994 万千瓦， 其中公司共有 6 个火电厂被纳入陕西省主力火电厂，合计装机容量为 646 万千瓦，占比 21.6%， 位列全省第二。
公司电量外送比例高，保障机组利用小时。公司参与西电东送的煤电机组装机和比重持 续提升，目前公司共有 3 个火电项目 6 台机组为外送机组，分别为：在运的赵石畔一期 2× 1000MW 项目（外送山东）、在运的吉木萨尔 2×660MW 项目（外送安徽）、在建的清水川三期 2 ×1000MW 项目（外送武汉）；合计装机容量达到 532 万千瓦，占公司在运与在建机组的比重达 到 42.63%。外送机组在电量上较其它机组有明显优势，公司较高的外送比例在一定程度上能 保障电力消纳。
