【中国银河】皖能集团唯一电力上市平台，火绿协同打开增长空间.pdf

2023-08-18

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一、皖能集团下属核心企业，资源整合推动装机稳步增长

（一）安徽省属电力龙头，在运权益装机超过 1200 万千瓦

1.资源整合推动装机稳步增长，股权结构稳定，安徽省皖能股份有限公司于 1993 年由安徽省电力开发总公司（现已改制为皖能集团）发起设立，并于同年 12 月 20 日在深圳证券交易所挂牌上市，是安徽省第一批规范化改制的上市公司。定位皖能集团电力主业资产的整体运营平台，公司整合区域资源，借力长三角地区协同发展，布局电力、煤炭及运输行业，实现地方传统能源保供，发力新能源与节能产业。在 2019-2023 年间，公司先后收购国能神皖能源有限公司、阳原聚格光电科技有限公司、安徽皖能环保发电有限公司等公司股权，扩充装机容量，推动地方能源结构升级与绿色经济发展。

国资持股超过 50%，股权结构稳定。公司控股股东为安徽省国资委全资控股的安徽省能源集团有限公司，其直接持股以及通过安徽省皖能能源物资有限公司持股比例合计为 56.74%，股权结构稳定。

2.火电在运装机 953 万千瓦，增长空间接近 40%。公司下属 8 家煤电电厂位于安徽省内，装机总量 953 万千瓦，权益装机 492 万千瓦；在建 354 万千瓦将于十四五陆续投产，其中包含 264 万千瓦新疆煤电项目参与疆电外送，以及 90 万千瓦合肥燃气项目参与省内调峰。下属电厂联营企业包括淮河能源、淮北矿业、恒源煤电等，增强煤炭采购多样性。

3.背靠皖能集团，优质发电资产持续注入，集团分时分步将优质电力资产注入公司，2019 年公司已完成收购神皖能源 24％股权；今年 3 月公司拟以 22.33 亿元收购 1 家垃圾发电公司及 4 家抽水蓄能公司股权，本次收购预计每年贡献净利润超过 1.5 亿元。集团大力发展新能源，建成、在建及取得指标合计 370 万千瓦，后续将择机注入。

公司参股多家火电、新能源企业，在运权益装机接近 800 万千瓦。公司在运权益装机 764 万千瓦，其中权益装机较大的公司主要为火电公司，包括神皖能源（权益装机 463.5 万千瓦）、中煤新集利辛（权益装机 90 万千瓦）、安徽淮南洛能发电（权益装机 87.4 万千瓦）等，合作方以国家能源集团、中煤新集能源等煤炭集团为主，依托煤炭资源盈利能力突出。

（二）装机增长带动营收扩张，火电盈利能力大幅改善

省属核心火电，新能源业务多点突破。公司是安徽省第二大发电集团，在运控股省调机组装机容量占省内 23%左右。截止 2022 年底，公司三项共计 0.179 万千瓦光伏发电项目已正式并网发电。2023 年预计新能源项目开工超过 100 万千瓦，根据工期进度将在 2024 年部分投产。装机增长推动发电量增加，2022 年公司发电量 411.88 亿千瓦时，同比增长 12.6%。

发电主业稳步扩张拉动营收规模提升。受益于装机增加，2018-2022 年公司总营收从 134.16 亿元上涨至 242.76 亿元，5 年间 CAGR 达 15.98%；其中电力是主营业务，占比较为稳定，过去 5 年在 60-70%之间。2022 年公司电力业务收入为 165.19 亿元，占总营收 68.05%。 2018-2022 年电力业务营收由 95.99 亿元增长至 165.19 亿元，CAGR 达 14.54%。火电装机集中于安徽省，利用小时数高于全国。安徽省电力需求旺盛，火电平均利用小时数高于全国，2018-2022 年平均利用小时数 4827 小时，比全国平均高出 407 小时。公司火电发电机组全部位于安徽省，2022 年利用小时数 4845 小时，与安徽省火电利用小时数基本保持一致。

营业收入稳步增长，利润改善明显。装机量和发电量提升驱动公司营业收入维持高增长，营业收入从 2018 年的 134.16 亿元增长至 2022 年的 242.76 亿元，复合增长率达 15.98% 。煤炭价飙升导致燃料成本大幅上涨，2021 年公司归母净利润为-13.37 亿元。2022 年虽然燃料成本依然居高不下，但平均上网电价由 2021 年的 0.39 元/千瓦时升至 0.46 元/千瓦时，同比增长 17.95%。受益于发电量及上网电价的增长，2022 年公司归母净利润升至 4.25 亿元，同比增长 131.99%，盈利能力改善明显。

长期股权投资稳定增长，投资净收益回正。五年间，公司长期股权投资稳定增长，占总资产的比例稳定于 25%左右。由于公司参股企业多为火电，2021 年煤价大幅上涨，导致火电工厂燃料成本增加，利润大幅下降，使得公司投资净收益亏损 4.13 亿元，同比减少 156%。2022 年受益于上网电价上浮 20%，公司投资净收益回升至 8.68 亿元，同比增加 310%。

燃料成本回落，盈利能力大幅回升。2021 年受燃料成本上涨影响，公司单位燃料成本上涨 51.6%，整体毛利率、净利率和度电毛利水平由正转负。2022 年虽然燃料成本维持高位，公司单位燃料成本继续上涨 6.3%，但受益于电价上浮 20%落实到位，整体毛利率、净利率和度电毛利水平重新回正。2023 年年初至 8 月 11 日，市场煤价均价 994 元/吨，较 2022 年同期下降 200 元/吨，预计公司整体盈利能力将继续回升。期间费用率平稳，财务费用占比高。期间费用率五年间较为平稳，其中 2021 年由于公司增强新能源科技创新理念，大力投入研发费用，导致当年整体期间费用率升高。公司借贷需求高导致财务费用占比较高，2023 年第一季度财务费用占期间费用的比率为 72%。

资产负债率仍有提升空间，多年来回款能力强。公司资产负债率长期稳定低于 50%的水平， 2021-2022 年由于燃料价格高涨，公司盈利能力承压，资产负债率有所提升，至 2023 年一季度资产负债率 62%，对比同行火电企业仍有提升空间。2018-2022 年，经营性现金净额为 88 亿元，净利润 10.2 亿元，经营性现金净额年均是净利润的 8 倍以上，体现了优秀的回款能力。

二、安徽用电需求旺盛，煤价下行促进火电盈利改善

（一）经济高速增长带动用电需求，火电+新能源并举发展

1.安徽经济高速增长带动电力需求增加，十四五将维持高速增长，近年来受益于长三角城市群区域经济协同发展战略、“八纵八横”高铁建设优化安徽交通地理区位，及安徽省着力培育的，目前以京东方、蔚来、科大讯飞等企业为代表的现代化发展产业群，安徽省经济持续高速增长。安徽省 GDP 由 2013-2022 年十年平均增速 7.67%，超过全国平均水平 1.43pct。经济增长带动用电需求提升，安徽省用电量 2013-2022 年十年平均增速 8.24%，超过全国平均水平 2.9pct。根据《安徽省电力发展“十四五”规划》，为支撑全省经济社会发展，预计十四五期间全省用电量年均增长 6.6%-7.8%。

安徽省火电为主力电源，装机占比超过 65%，发电量占比超过 90%。根据近年安徽省能源局公布的电力数据，安徽省火电装机仍占全省装机的绝对主体。近年来尽管安徽省新能源装机不断提升，但截至 2022 年 8 月，火电装机占比仍在 65%以上。从发电量角度来看，安徽省火电持续贡献 90%以上的省内发电量，占据主导地位；火电发电量保持稳中有升的态势，在 2022 年达 2883 亿千瓦时。

2.安徽电力供需趋紧，省内+省外共同增加供应能力，安徽近年规划多项省内火电装机，增强电力供应能力。根据安徽省人民政府办公厅发布的《安徽省电力供应保障三年行动方案（2022—2024）》，2022-2024 年间，安徽省内有多个火电项目建成投产，其中包括重点项目申能安徽平山电厂二期项目、阜阳电厂二期项目等，其中公司参控股 3 个火电项目。上述待建项目预计为安徽省贡献近 700 万千瓦火电装机，共计逾 800 万千瓦的整体装机。

安徽电力供需趋紧，两条特高压直流增加外来电接收能力。安徽省煤炭资源丰富，最初作为外送电省份，2013 年和 2016 年安徽各投运一条 1000 千伏特高压交流工程，利用淮南丰富的煤炭资源进行皖电东送。随着安徽经济持续高速发展，电力供应能力不足矛盾突出，根据《安徽省能源发展“十四五”规划》，安徽已成为全国最缺电的省份之一。在此背景下，两条特高压直流陆续核准，将新疆与陕西地区电量送往安徽。其中昌吉—古泉特高压直流于 2019 年投运，陕北—安徽特高压直流预计于 2025 年投运。

3.安徽省大力推动能源低碳转型，十四五新能源新增 18GW，根据《安徽省能源发展“十四五”规划》，安徽省新能源重点推进光伏发电及陆上风电， “十四五”时期新增光伏、风电装机容量 18GW，风光装机力争实现倍增：其中光伏集中式和分布式并举发展，“十四五”时期新增装机 14GW；大力推进皖北平原地区连片式风电建设及皖西南地区集中式风电建设，“十四五”时期新增装机 4GW。

安徽省新能源靠近用户侧，消纳能力 100%。风光发电具有间歇性、随机性、和波动性的特点，为避免风光发电送出问题造成的弃风、弃光、弃水现象，安徽省人民政府于 2022 年提出打造以新能源为主体的电力系统运行方式，发展以消纳新能源为主的微电网、局域网、直流配电网，实现与大电网兼容互补，优化源网荷储配置方案，并主动与长三角地区开展调峰、顶峰能力协作，确保风机、光伏的每一度电都能送进千家万户。2023 年 1-6 月安徽省内风光利用率均达 100%，实现省内新能源全额消纳。

（二）煤价进入下行通道，皖北煤炭成本优势明显

1.煤炭整体供需转向宽松，能源转型抑制煤炭消费增长，今年全国煤炭供给增速高于需求增速，整体供需转向宽松。（1）供给端：国内供给方面，预计“晋陕蒙新”合计增产 1.5 亿吨；进口方面，预计全年进口煤将延续高增长趋势，全年有望新增 1.5 亿吨以上。总供给方面，预计全年新增 3 亿吨原煤，同比增长 6%以上。（2）需求端： 2023 年下半年水电有望好转，新能源发电量持续高增长，电煤需求预计增长 6%左右；非电需求方面，由于经济复苏趋势偏弱，预计工业领域需求增速 5%左右。总需求增速预计在 5.5% 左右；（3）库存方面，目前煤炭港口库存较为充裕，近统调电厂存煤较去年同期大幅增加。虽然目前已进入迎峰度夏带来的动力煤消费旺季，但目前港口及电厂高库存将明显抑制后续煤价反弹空间。

市场煤价进入下行通道，能源转型抑制煤炭消费增长。今年以来市场煤价呈现波动下跌趋势，年初至 8 月 16 日，京唐港 5500 大卡动力煤市场均价 991 元/吨，较去年同期均价下跌 17%，截至 8 月 16 日市场煤价已下跌至 815 元/吨，较 2022 年高点下跌 51%。目前迎峰度夏接近尾声，进入动力煤消费淡季，长期来看“双碳”能源转型推动煤炭供需进一步宽松，煤价将进入长期下行通道。

2.火电企业充分受益于市场煤价下降带来的业绩弹性，我们筛选出 2021-2022 年单位燃料成本涨幅较大,且市场煤占比较高的火电央企或省属企业，其有望受益于市场煤价下降带来的业绩弹性。根据各公司的火电发电量、度电煤耗与市场煤占比测算（长协煤指数价格波动幅度按照市场煤的 10%测算），假设 2023 年 5500 大卡动力煤市场价分别下降 100 元/吨和 200 元/吨。在市场煤价下降 100 元/吨的情景下，皖能电力将增加净利润 5.5 亿元左右。

3.安徽煤炭资源丰富，皖北地区煤炭成本优势明显，安徽省煤炭资源丰富，总储量 340 亿吨，年产量 1.1 亿吨。安徽省有着丰富的煤炭资源，其保有储量占华东地区的 85%。其中淮南和淮北两大煤田的储量约占全省煤炭储量的 99%，两淮煤炭基地是国家级 13 个煤炭勘查开发基地之一。根据安徽省统计局《安徽统计年鉴 2022》， 2021 年末省内煤炭总储量 340.87 亿吨。十四五安徽省煤炭年产量稳定在 1.1 亿吨左右。

皖北地区靠近矿区，市场煤价相对港口具有 50 元/吨以上的优势。我们对比淮北地区动力煤车板价（折合 Q5500）与京唐港动力末煤平仓价（Q5500）,整体价格较为接近，因此皖北地区得以节省港口到电厂的长距离运输成本，按照近年平均运价测算，每吨将节省 50 元以上。公司皖北地区煤电装机接近 50%，煤炭成本优势明显。由于安徽省煤炭资源主要分布在淮南和淮北所在皖北地区，因此皖北地区电厂以坑口电厂为主，其长协煤占比以及煤炭运输成本均具有明显优势。皖中及皖南地区水运交通便利，其电厂以沿江电厂为主，通过小船接驳大船的方式将煤炭从港口运往电厂。公司皖北 5 座电站（临涣中利发电、钱营孜发电、阜阳华润一期、阜阳华润二期、淮北国安电力）装机共 458 万千瓦，占公司煤电装机 48%。

三、省内外火绿协同推动装机增长，积极探索前沿技术

1.火电装机增量明确，354 万千瓦在建项目将陆续投产，在建包括 264 万千瓦新疆煤电项目参与西电东送，以及 90 万千瓦的合肥燃气项目参与省内调峰。其中江布电厂项目工程一号机组锅炉已于 2023 年 6 月 24 日首次点火成功，预计 7-8 月 132 万千瓦的装机正式投产运营。新疆西黑山电厂项目力争 2024 年底实现 132 万千瓦的煤电装机全部投产。皖能合肥天然气调峰电厂项目，2023 年 7 月 11 日 2 号燃气轮机顺利吊装就位，这标志着该机组全面进入设备安装阶段，预计其中一台机组今年底全容量并网投产，另一台 2024 年初投产。

2.新能源十四五新增 400 万千瓦，在建 100 万千瓦将陆续建成投运，公司围绕双碳战略大力发展新能源，十四五计划新增 400 万千瓦。公司通过火电配置，竞争性配置以及收购项目获取新能源资源，积极利用深度调峰的资源在安徽省内寻找风电资源，在新疆发展光伏资源，以实现利润最大化。目前已在新疆投产 5 万千瓦光伏，今年力争全年开工超过 100 万千瓦，预计 2024 年部分并网投产；根据投资者调研纪要，公司即将核准 200 万千瓦新能源项目，风电和光伏的装机比例大约在 4：6。

3.电化学储能规划 100 万千瓦，淮北储能电站进入调试期，公司全资建设淮北皖能储能电站，于 2021 年 6 月正式启动，远期规划容量为 100 万千瓦时，其中一期规模为 10.3 万千瓦/20.6 万千瓦时。根据投资者调研纪要，截至 2023 年 7 月，淮北储能电站一期进入调试期，7 月开始正常参与调峰服务市场，预计三季度后期调峰需求会更高。公司争取到 2025 年末实现储能电站规模 30 万千瓦。

4.借助外电入皖通道拓展省外资源，打开新成长空间，公司紧跟国家西电东送战略布局，加强与西北省份对接，通过风光火储一体化、网源荷储一体化方式围绕外电入皖通道开发配套电源项目。根据公司投资者调研纪要，公司主要拓展新疆、内蒙、陕西等地区的资源。新疆方面，新疆-安徽吉泉特高压直流已投运，输送功率 1100 万千瓦，公司在新疆在建两台火电厂，均为 2*66 万千瓦机组，并已相应配置新能源；陕西方面，陕北—安徽特高压直流预计 2025 年建成，公司目标在陕西获取火电和新能源；内蒙方面，公司成立专班跟踪三北地区的火电、新能源等优质资源。

5.积极探索氨能和聚变能等前沿技术，促进绿色低碳转型，司积极探索新技术应用，促进公司及能源行业绿色低碳转型。根据新华社 4 月 8 日报道，在皖能电力所属的皖能铜陵发电有限公司 300 兆瓦燃煤机组，大比例掺氨燃烧试验实现了最高掺氨 35%的平稳运行，最大掺氨量大于每小时 21 吨，这标志着我国燃煤机组通过掺氨实现清洁高效燃烧技术进入工业应用阶段。下一步将推进掺氨比例超过 50%的工程试验，并在 1000 兆瓦机组上开展工程示范与推广；根据 4 月 18 日公司公告，公司出资 5 亿元与蔚来资本等设立聚变新能公司，持股 10%，争取推动聚变能商业目标实现。

四、盈利预测

（1）火电：根据在建装机投产进度，预计 2023-2025 年末公司火电装机容量分别为 1130 万千瓦、1241 万千瓦、1307 万千瓦；预计火电电价小幅回落，2023-2025 年火电度电营收分别为 0.40 元、0.39 元、0.39 元；考虑到燃料成本下行，预计 2023-2025 年单位燃料成本同比分别下降 12%、3%、1%。（2）新能源：根据公司在建及核准新能源装机规模，预计 2023-2025 年末公司新能源装机容量分别为 20 万千瓦、120 万千瓦、250 万千瓦；预计 2023-2025 年新能源度电营收均为 0.35 元，度电营业成本均为 0.20 元。

基于以上假设，我们预计公司 2023-2025 年归母净利润为 11.67 亿元、13.76 亿元、16.32 亿元，EPS 为 0.51 元、0.61 元、0.72 元，当前股价对应 PE 为 13.0x、11.0x、9.3x。公司火电业绩弹性大，新能源增长空间明确。

（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。）