2025年皖能电力研究报告：安徽火电龙头，机组投产放量可期

1 省内火电龙头，装机快速扩张

1.1 省属能源平台，高比例火电企业

集团上市电力企业，核心发展火电业务。公司全称安徽省皖能股份有限公司，是安徽省 第一批规范化改制的上市公司，于 1993 年 12 月在深圳证券交易所上市。作为皖能集团电力 主业资产的整体运营平台，公司聚焦一流电力产业平台建设，坚持以电为主的经营发展战略。 公司业务涵盖电力生产和销售，火力发电是其主要业务，同时也涉足新能源项目，包括光伏 和风电。截至 2023 年底，安徽省省调火电装机容量为 4178 万千瓦，其中皖能电力控股在 运的省调机组装机容量占据了其中的 22.8%，位居省内第一。

高比例火电占比，控股机组分布于省内和新疆。截止 2024 年上半年，公司控股在运火 电装机容量为 1175 万千瓦，控股在建火电装机容量为 132 万千瓦，公司参股在运火电装机 容量为 1760 万千瓦，参股在建火电装机容量为 232 万千瓦。从地域分布来看，公司所有控 股火电机组，除去江布电厂 2 台 66 万千瓦机组以及英格玛电厂 2 台 66 万千瓦机组在新疆， 其余均落地安徽省内，受安徽省电力调度控制中心调度。

1.2 国资委实控，参股优质煤电资产

安徽国资委实控，公司股权结构稳定。截至 2024 年 9 月底，安徽省能源集团有限公司 （下为“皖能集团”）对皖能电力直接控股比例达 54.93%，同时通过全资子公司安徽省皖能 能源物资有限公司间接控股达 1.81%，合计持股比例 56.74%。安徽省国资委分别持有皖能 集团、安徽皖能能源物资有限公司 100%股权，为公司实际控制人。

参股优质煤电资产，参股火电在/待建项目约 664 万千瓦。2019 年，公司通过公开发行 股份和现金收购神皖能源 49%的股权，增加权益装机容量约 500 万千瓦，截至 2023 年，公 司和神皖能源控股的装机容量约占省调机组的 50%以上。此外，公司还参股淮北涣城发电有 限公司、中煤新集利辛发电有限公司、淮北申皖发电有限公司等，参股公司中火电在/待建项 目有池州二期（2*66 万千瓦）、中煤六安（2*100 万千瓦）、安庆三期（2*100 万千瓦）、淮 北聚能（2*66 万千瓦）。

参股火电机组依托上游煤炭资源，贡献稳定收益。公司参股的神皖能源实控人为国家能 源集团，拥有丰富的煤炭资源，集团赋能神皖能源长协煤覆盖率、履约率优势，使其拥有较 强的抗煤价波动风险能力，盈利能力稳定。2022 年煤价高企，公司实现利润总额 1.2 亿元， 其中公司实现对联营企业和合营企业投资收益 7.5 亿元，其中神皖能源贡献投资收益 6.6 亿 元，2024H1 公司实现对联营企业和合营企业投资收益 5.8 亿元，对神皖能源实现投资收益 4.2 亿元，占比达 72.1%。

2 省内需求维持高增速，煤价下行改善火电成本

2.1 省内电力需求充裕，存量机组受益

省内经济发展迅猛，用电量保持高增速。2020-2023 年，安徽省的国内生产总值（下为 “GDP”）实现了显著的增长，安徽省 GDP 从 38063 亿元增长至 47051 亿元，2024H1 安 徽省 GDP 达 23967 亿元，同比增长 4.5%，省内经济活跃、发展迅猛。与此同时，省内经 济活动对电力能源的强烈需求使用电量也呈现出显著的增长趋势，2024H1 省内用电量达 1674 亿千瓦时，同比增长 13.3%，电力需求旺盛。

内生增长动能强劲，年均增速已超“十四五”规划预测。根据安徽省能源局 2022 年 5 月 发布的《安徽省电力发展“十四五”规划》初步测算，安徽省内“十四五”电力需求将保持年 均 7%左右的较快增长，另据安徽省能源局 2022 年 3 月发布的《关于印发抽水蓄能中长期发 展规划（2021-2035 年）安徽省实施方案的通知》，安徽省 2025 年全社会用电量将达到 3460 亿千瓦时，2030 年、2035 年安徽省全社会用电量将分别达到 4500 亿千瓦时、5180 亿千瓦时。 2020-2023 年，安徽省用电量 CAGR 达 8.7%，已超出 2022 年能源局预测增速，随着省内高 技术制造业、新能源汽车、机器人等新兴产业高速发展，省内电力需求增长动能强劲。

华东区域电力供需偏紧，皖电外送电量占比逐渐提升。安徽省位于长三角发达地区，用 电需求常年偏紧，作为能源大省和电力外送大省，安徽省承担着“皖电东送”的电力保供责 任，2015 年至 2023 年，安徽省输出电量占发电量比重由 18.3%提升至 24.7%。与此同时， 由于省内电力需求迅猛增长，在国家严控新增煤电规模，省内煤电项目建设放缓的背景下， 安徽省内电力供应缺口逐步体现，2021 年，“外电入皖”被首次写进政府工作报告，2015-2023 年，安徽省输入电力占用电量比重增长至 17%。长期来看，受省内外需求拉动，安徽省电力 供需仍偏紧。

省内发电结构以火电为主，火电机组利用小时处于高位。安徽省近几年发电量稳步增长， 2020-2023 年，安徽省发电量从 2809 亿千瓦时增长至 3549 亿千瓦时，2024H1 发电量达 1655 亿千瓦时，同比增长 6.6%。近几年来，随着安徽省内对电力结构的不断优化，大力发 展风光等新能源项目，火电机组的发展相对减缓，但是由于新能源项目的发电量短期内仍无 法满足安徽省日益加剧的用电需求，因此在未来较长的一段时间内，火电依旧为安徽省内用 电的强力保障，2024H1 安徽省内火电发电量占总发电量比重约为 90.4%，在省内电力供需 偏紧的情况下，省内存量机组有望持续受益，维持高水平利用小时。

2.2 煤价下行火电成本改善，长协煤占比持续提升

原煤产量稳定提升，2024 年煤炭大省生产目标相对稳健。根据统计局数据，2023 年中 国原煤产量达 47.1 亿吨，同比增长 3.3%，增速较 2022 年有所放缓，回落至稳定区间，2016 年至今，我国原煤产量总体呈增长态势，2024 年 1-10 月，我国原煤产量 38.9 亿吨，同比 增长 1.2%，上半年山西省开展“三超”及隐蔽工作面专项整治，导致省内煤炭产量下滑带 动全国原煤产量有所下滑。根据规划，山西 2024 年全省煤炭产量将稳定在 13 亿吨左右（2023 年产量为 13.7 亿吨，受安监影响），新疆 2024 年全省煤炭产量力争 5 亿吨（2023 年产量为 4.6 亿吨），内蒙古和陕西生产目标总体以稳为主。

进口动力煤维持高增速，动力煤供应端稳中有升。 2017 年至今，我国进口动力煤数量 始终维持正增长，2022 年初由于俄乌冲突爆发，欧洲采购大量煤炭推高了海外煤价，与此 同时，国内原煤新增产量放量，导致进口动力煤数量下滑。2024 年 1-11 月，我国进口动力 煤 3.7 亿吨，同比增长 14.3%。综合来看，国内原煤端产量稳健，进口动力煤由于（1）澳 煤进口放开（2）蒙古煤低价优势维持高增速，供应端稳中有升。

库存处于历史高位，非电需求转好。从电力需求端看，2024 年下游电厂库存始终维持 在高位水平，受水电大发影响，迎峰度夏期间电厂库存相较往年未有明显下降，对煤炭采购 积极性不高，受此影响港口也未出现明显去库存阶段，整体库存充裕。从非电需求看，“金 九银十”期间非电需求转好，受益于煤化工产业，化工行业动力煤消费需求率先恢复，自 2023 年 7 月始终维持同比正增长，今年以来增幅逐渐减弱，建材、冶金行业动力煤消费总体仍较 弱，但 9 月以来同比降幅有收窄迹象。

长期来看动力煤价有望稳定低位运行，预计火电成本端持续改善。随着国内原煤产量逐 渐趋稳以及叠加进口煤政策宽松，我国动力煤供给端快速放量，驱动动力煤价格近两年一路 下行，截至 2025 年 1 月 15 日，秦皇岛 Q5500 动力煤价格为 761 元/吨，2024 年秦皇岛动 力煤均价为 866 元/吨，较 2023 年均价下滑 115 元/吨，降幅达 12.2%。截至 2024Q3，公 司销售毛利率达 12.3%，较 2023 年提升 5.4pp，四季度秦皇岛动力煤价进一步下行，公司 盈利能力有望持续提升，此外由于安徽省电力需求的持续增长，公司发电量增加，也将进一 步放大煤价下降带来的利润空间。

发改委严格要求长协煤履约率，利好公司成本控制。2024 年 11 月 20 日，国家发展改 革委印发《国家发展改革委办公厅关于做好 2025 年电煤中长期合同签订履约工作的通知》， 相较去年而言，2025 年长协煤煤炭企业任务量不低于自有资源量的 75%（2024 年为 80%）； 履约率方面，《通知》要求月度履约率不低于 80%，季度履约率不低于 90%，全年全责是足 额履约，最低不得低于 90%（2024 年为全年足额完成履约任务）。从变化来看，充分说明了 2025 年我国煤炭市场供需环境的宽松，煤炭均价有望进一步下行。根据公司公告，公司长 协煤比例在 70%-80%左右，其余均为市场煤，在当前煤炭市场长协煤履约率保持在较高水 平的背景下，公司有望通过充分利用煤价的下行趋势来优化和改善成本。

安徽为重要煤炭产地，公司享受丰富的煤炭资源。安徽省有着丰富的煤炭资源，根据自 然资源部《2022 年全国矿产资源储量统计表》，2022 年安徽省煤炭储量 57 亿吨，其保有储 量占华东地区的 85%，位居全国第七，省内储量主要集中在淮南和淮北两大煤田，其储量约 占全省煤炭储量的 99%。根据自然国家统计局，2023 年安徽省原煤产量达 1.1 亿吨，位列 全国第六。公司背靠安徽重要煤炭基地，下属电厂地理布局优势凸显，其中钱营孜电厂、临 涣中利电厂、淮北国安电厂、阜阳华润电厂均为高比例长协电厂。

3 电改加速，火电盈利稳定性提升

3.1 电价市场化，还原电力的商品属性

第三监管周期输配电价核定，厘清系统调节资源费用。本轮改革将原包含在输配电价中 的上网环节线损和抽水蓄能容量电费单列，直接清晰反映电力系统调节资源费用，同时首次 建立了“系统运行费用”科目，将辅助服务费用、抽水蓄能容量电费等作为系统运行费用的主 要构成，并将系统运行费用单列在输配电价之外。第三监管周期输配电价的核定推动了电网 经营模式从获取购销价差向收取输配电费转变，同时厘清了系统调节资源费用，理顺了源网 荷成本传递关系。

燃煤上网电价放开，缓解成本传导压力。2021 年 11 月 5 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》，其中要求对燃煤发电电量上网电价有序放 开，上下浮动原则上调均为不超过 20%，该文件将上下浮动由 2019 年“上浮不超过 10%、 下浮原则上不超过 15%”调整为均不超过 20%，进一步增强了燃煤企业成本向下传导的能 力。 推动分时电价，利用价格信号优化电力资源配置。根据 2021 年 10 月发改委发布的《国 家发展改革委关于进一步完善分时电价机制的通知》，要求各地结合当地情况积极完善峰谷 电价机制，科学划分峰谷时段，合理确定峰谷电价价差。系统峰谷差率超过 40%的地方，峰 谷电价价差原则上不低于 4:1，其他地方原则上不低于 3:1。通过释放清晰强烈的价格信号， 分时电价可以引导电力用户在高峰时段少用电、在低谷时段多用电，引导电价朝着发电成本 倾斜，同时通过拉大峰谷价差，为系统灵活性提供收入来源，火电企业可以通过峰谷电价差 获得额外收益。截至 2024 年 11 月，全国目前已有 18 个省份在中午出现谷段电价，光伏发 电高峰与中午时段电力需求低谷的不匹配可能导致电力需求的供应过剩，较低的谷段电价可 以减少弃光率，缓解光伏消纳压力。

安徽电力现货市场稳健试运行，市场机制逐步完善。安徽省作为第二批电力现货市场建 设试点城市，于 2023 年 11 月 18 日至 12 月 17 日首次开展电力现货市场月度试运行，2024 年 5 月开展第二次月度试运行，安徽现货市场采用了电能量市场与辅助服务市场相结合的市 场架构，现货市场结算试运行期间，电能量市场包括中长期电能量市场和现货电能量市场， 辅助服务市场包括调频辅助服务市场，现货市场通过集中竞价方式，形成节点电价作为现货 市场电能量价格，从而更准确地反映电力供需关系，反映电力商品价值。2024 年 5 月，公 司开展了为期 1 个月的结算试运行，考虑到中长期合同套利后，结算价格超出中长期合同存 在价差收益，公司火电机组有望在现货市场交易中获得更多合理溢价机会。

3.2 盈利稳定加速公用事业化，火电价值重估

新能源消纳压力大，火电调节价值凸显。2018-2023 年，我国光伏装机增长 CAGR 达 28.4%，风电装机增长 CAGR 达 19.1%，随着新能源发电占比的快速提升，部分地区新能源 消纳压力凸显，2024 年 11 月，全国光伏、风电利用率分别为 95.8%、96.2%，1-10 月全国 光伏、风电利用率分别为 97.1%、96.4%，相较往年风光利用率均有下滑。火电作为重要的 调节资源，将从主体电源向基础保障性和系统调节性并重转型，更多的侧重于调峰、应急辅 助电源等维护电力系统稳定的服务，我们预计未来火电的收入会由电量收入、容量电价和辅 助服务收入构成，由于容量电价和辅助服务收入更多挂钩于火电装机容量，火电未来收入端 将更趋于稳定。

容量电价政策出台，回收火电机组固定成本。为适应煤电向基础保障性和系统调节性电 源并重转型，2023 年 11 月，国家能源局发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》，决定 自 2024 年 1 月 1 日起正式施行煤电容量电价，根据政策，2024-2025 年安徽省内煤电机组 的容量电价回收固定成本的比例为 30%左右，折合容量电价为 100 元/千瓦/年，假设利用小 时为 4800 小时，折合度电容量电价为 0.02 元/千瓦时。考虑到安徽省内电力供需偏紧，在 2026 年容量电价回收煤电固定成本的比例提升至不低于 50%情况下，公司煤电电价有望维 持高位。

安徽辅助服务市场扩容，火电作为稀缺性电源有望享受高溢价。风光等新能源“靠天吃 饭”，具有间歇性、随机性、波动性等特点，火电作为可调节性电源，可以通过调峰、调频 等方式获取辅助服务收入，做好电力保供“压舱石”。随着安徽省内大规模高比例接入新能 源，省内火电机组有望获得更多辅助服务收益。2024 年 11 月，安徽电力调峰辅助服务市场 启动调峰市场 20 天，调峰费用合计 0.94 亿元，同比增长 275%；其中调峰电量合计 2.1 亿 千瓦时，同比增长 238%；1-11 月安徽电力调峰辅助服务市场实现调峰费用合计 7.5 亿元， 同比增长 145%；其中调峰电量合计 17.2 亿千瓦时，同比增长 94%。

短期调峰市场与现货市场分开，公司调峰收益可观。按照现行的燃煤机组调峰补偿政策， 安徽省内实施有偿深度调峰的起始负荷率为 50%，调峰市场报价的上限被划分为四个等级， 分别是 0.3 元、0.4 元、0.6 元和 0.8 元每千瓦时（每降低 5%的负荷率，报价上限就提高一 个等级），并且通常情况下，报价都是按照最高上限来进行的。根据公司披露，2024H1 公司 省内控股机组深度调峰净收益超过 6000 万元（2023 年全年实现 6000 万元），截至 2024 年 10 月，安徽省内调峰费用 6.5 亿元，根据我们测算，全年公司有望实现辅助服务收入 1 亿元 左右。

4 火电装机容量持续扩张，新能源项目增添新动力

4.1 在建装机投产在即，发电机组性能先进

高纯度火电占比，机组性能优越。公司作为安徽省的龙头火电企业，不断扩张火电装机 容量。截止 2023 年，公司控股发电装机容量为 1494 万千瓦，其中经营期装机 1139 万千瓦， 建设期装机 356 万千瓦，其中在运火电机组 1175 万千瓦。公司发电机组多数为参数高、容 量大、运行效率高、煤耗低、环保性能优越的煤电机组，截至 2024H1 公司在运煤电机组中 60 万千瓦及以上高效低能耗装机容量占比从 72%增长至 81%。

新疆英格玛电厂、钱营孜电厂二期将于年底投产，背靠准东煤田保障机组盈利性。新疆 英格玛电厂坐落于准东煤田西黑山矿区，为煤电一体化坑口电厂，准东煤田资源预测储量达 3900 亿吨，累计探明煤炭资源储量为 2136 亿吨，是我国最大的整装煤田；钱营孜电厂二期 同样坐落于安徽省宿州市，临近安徽省“861”行动计划重点建设工程钱营孜煤矿，投产后 英格玛电厂和钱营孜电厂二期能够直接利用当地临近煤田优质且成本低廉的煤炭资源进行 发电。优异的地理位置不仅确保了煤炭供应的稳定性，而且显著降低了运营成本，使得电厂 在盈利能力和抗风险能力方面具有显著优势。 “疆电入皖”通道受端企业，特高压保障外送消纳。公司利用“疆电入皖”通道受端企 业优势，在吉泉线上布局了新疆江布电厂（132 万千瓦，2023 年已投产）、英格玛电厂（132 万千瓦，将于 2024 年底投产），昌吉-古泉特高压直流输电工程配套电源工程 2021、2022 年外送电量分别为 550.6、632.1 亿千瓦时。即将投产的新疆英格玛电厂背靠特高压线路外 送华东有效保障了公司新疆机组发电外送的通畅消纳渠道，英格玛电厂双机投产后每年可向 安徽输送电力 70 亿千瓦时。

4.2 发电量稳定增长，电价稳定高位

公司利用小时数与发电量持续稳定增长。2019-2023 年公司火电机组的利用小时数和发 电量不断提升，2023 年公司的火电机组利用小时数为 4970 小时，同比增加 125 小时，公司 发电量为 513 亿千瓦时，同比增加 24.45%。利用小时数与发电量的提升主要系近几年安徽 省经济的高速发展以及对用电量需求的日益充沛。

省内电价维持高位，疆电外送华东地区，电量电价有支撑。2019-2023 年，公司综合售 电价从 0.37 元/千瓦时提升至 0.46 元/千瓦时，受省内供需影响，2022-2023 年公司省内电 价基本保持稳定高位。根据《2023 年电力援疆政府间合作框架协议》，公司新疆电厂电量外 送电量电价由“基准价+浮动价”构成，其中浮动比例参照江苏、浙江、安徽三省的平均上 浮比例确定。由于华东地区电力供需形势紧张，对新疆机组送电价格提升给予有力保障。

4.3 优质资产注入，积极发展新能源

优化电力装机结构，火绿能源协调发展。2023 年公司收购皖能环保发电公司 51%股权， 并且完成对四家抽水蓄能公司的股权收购。通过收购安徽皖能环保发电有限公司 51%的股权， 皖能电力加强了在环保发电领域的布局。皖能环保发电公司作为安徽省垃圾发电项目的主要 承担者，已在省内建成投运 16 个项目，市场份额约 50%，总装机容量 295MW，年处理固 废量 531.6 万吨。四家抽水蓄能公司的总装机容量达 348 万千瓦，公司权益装机容量为 34 万千瓦。

十四五规划新能源项目，公司注入全新动力。公司规划在“十四五”期间新增新能源装 机 400 万千瓦。目前，公司控股的新能源项目包括阳原聚格 48.95MW 光伏发电和阜阳正午 100MW 光伏发电，装机容量分别为 5 万千瓦、10 万千瓦。此外，公司还参股了国电优能宿 松风电、国电皖能太湖风电、国电皖能望江风电、国电皖能宿松等项目，装机容量分别为 9.9 万千瓦、4.6 万千瓦、4.8 万千瓦、10 万千瓦，这些项目权益装机容量总计约 29 万千瓦，虽 然与“十四五”规划目标相比仍有差距，但已经显示出公司在新能源领域的积极布局和发展。

5 财务分析

营收持续稳定增长，归母净利润大幅提升。2020-2023 年，公司营业收入持续稳定增长， 期间 CAGR 为 15%，业绩波动明显，主要因公司火电机组占比较高，业绩受煤价影响较大， 2021-2022 年国内煤价高企，公司净利润下滑明显，2023 年煤价逐渐从高位回落，公司利 润逐渐修复；2024Q1-Q3 公司实现营收 225 亿元，同比增加 11.5%，营收增长主要得益于 安徽省用电需求的持续紧张以及公司新机组的投产。2024Q1-Q3 公司实现归母净利润 15.8 亿元，同比增长 21.3%，归母净利润增长显著主要得益于煤价下行带来的成本控制，以及新 机组投产后发电量的增长。

电力业务推动业绩增长，盈利能力修复显著。公司的主要营业收入来自于电力板块，随 着公司发电装机容量不断提升，2020-2024H1 公司的电力业务营收占比从 63.8%提升至 79.6%。2021-2024H1 公司电力业务毛利率从-8.8%持续增长至 13.7%，盈利能力显著修复， 主要系近两年煤炭价格下行公司成本压力缓解。

公司期间费用率水平稳定，财务费用率有所增长。 2020-2024Q3 公司的期间费用率分 别为 3.3%、4.7%、3.6%、4.3%、4.1%。总体来看，近几年公司的期间费用率水平较为稳 定，但财务费用率有所增加，主要系公司近几年在建项目较多，长期借款提升带动利息支出 增加。

资产负债结构健康，经营性现金流充沛。伴随公司长期借款提升，2024Q1-Q3 公司资 产负债率提升至 65.7%，期间公司实现经营性现金流净额 48.5 亿元，较去年同期的 22.73 亿元同比上升 113.42%。除 2021 年燃煤成本大幅提升外，公司经营能力持续为正，展现其 良好的经营能力。

编辑：火腿肠