（报告出品方/分析师：国盛证券 张津铭）

1.1.皖能集团旗下唯一电力上市企业，集团承诺优质资产注入

安徽省火电龙头企业，省调装机占全省火电总装机的22.3%。公司全称为安徽省皖能股份有限公司，1993年在深交所上市，是安徽省第一批规范化改制的上市公司。

皖能集团将公司定位为整合电力资产的主要平台，并承诺在符合条件的前提下，通过合理方式将其持有的火电、水电、环保发电等发电业务类资产逐步注入公司。

公司主营业务为电力相关项目投资、建设、经营和煤炭及其制品销售，目前已经成长为安徽省重要发电企业。

2022年底，安徽省省调火电装机容量为3976 万千瓦，公司控股在运省调机组装机容量占安徽省省调火电总装机容量的22.3%。

背靠皖能集团，优质资产持续注入。公司直接控股股东为安徽省能源集团有限公司（皖能集团），直接持股比例54.93%，并通过全资子公司安徽省皖能能源物资有限公司间接持股1.81%，合计持股比例达56.74%。

皖能集团是大型省属国有能源骨干企业，发电资产组合储备丰富。早在2012年8月，皖能集团出具《关于避免及解决同业竞争事宜的承诺函》，并在2023年8月将此承诺函内容延期至2026年8月，承诺将下属符合上市条件的优质发电类资产全部注入皖能电力，并确定公司作为集团旗下发电类资产整合的唯一上市平台和资本运作平台的定位。

1.2.积极参股煤电优质资产，权益装机规模快速提升

收购多家电力能源公司股权，参股神皖能源极大提升权益装机及投资收益贡献。

公司在2019-2023 年间，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。

神皖能源依托国能集团的上游丰富煤炭资源与全产业链协同布局能力，长协煤覆盖率、履约率优势凸显，抗风险能力强、经济效益整体水平较好，成为公司重要的投资收益来源。

通过持股神皖能源的49%股权，公司权益装机净增近500万千瓦，占公司参股电厂权益装机总规模的60%左右；公司和神皖能源控股的火电装机容量合计占比超过省调火电机组的50%。

2020 年，公司对神皖能源投资收益在联营合营企业投资收益中占比54.9%，在2021年和2022年煤价居高不下，火电板块大面积亏损，神皖能源依然贡献正收益，同期神皖能源占公司投资收益和联营合营企业投资收益的比重分别升至76%、88%，成为公司主要投资收益来源。

1.3 燃料成本压力缓解，火电扭亏为盈

发电业务占主要比重，主业扩张带动营收增长。在项目投运加速、装机规模增长的推动下，2018至22年公司营收从134.16 亿元高速增长至242.76亿元，期间CAGR达15.98%。2022年实现营收242.76亿元，同比增长 15.42%。

从营收结构来看，发电行业与煤炭行业为公司主营业务，2022年共实现营收238.14亿元，其中，电力业务165.19亿元，占比68.05%；煤炭业务72.95亿元，占比30.05%；运输行业4.28亿元，占比1.76%。

发电业务盈利修复，煤炭业务平稳运行。由于2021年下半年煤炭价格大幅上涨，公司火电业务大幅亏损，2021年公司归母净利润亏损13.37亿元。2022年得益于电价上涨，煤炭价格上涨带来的成本压力略有缓解，归母净利实现4.25亿元，同比增长131.99%，成功扭亏。

毛利率方面，2022年电力业务毛利率由2021年的-8.84%上涨至0.53%，推动同期整体毛利率由-4.59%至0.90%，盈利能力有所修复。公司煤炭业务多年毛利率水平维持平稳，为公司实现盈利提供重要保障。

加强费用管理，期间费用率保持平稳。期间费用率五年间较为平稳，反映公司重视费用管理。2020年后，公司重视研发投入，整体期间费用率有所升高，2022年公司研发投入金额2.08亿元，较2021 年同期下降56.9%。

长期借款在合理范围内提升，项目势能积蓄。伴随公司在建项目增多，长期借款增多带动资产负债率提升，2021-2022年公司长期借款大幅提升，2022年末公司长期借款达165.05亿元，资产负债率至62.44%，仍然在合理范围之内。

现金流方面，公司2021年燃料采购价格大幅上涨，造成经营性现金流净额下降至-10.56亿元，2022年伴随盈利修复，经营性现金流净额回正至28.69亿元。

2.1.安徽省用电需求保持高增速，看好机组利用高水平

安徽省内用电需求保持高增速，领先华东地区及全国水平。尽管2023年安徽省从用电绝对值排名中仅列全国第十，但增长动能充分。近年安徽工业发展速度较快，尤其是新兴产业集群受相关政策重点扶植，成为省工业经济发展的新增长引擎、拉动用电量提升，省工业增加值与用电量增速均领先于全国及江浙沪水平。

安徽电力外送维持高位叠加内需增长加速，长期面临“缺电”压力。安徽为电力外送大省，其电力外送江浙等用电供需较紧地区，因此受华东地区电力需求上涨拉动较大。随近年来华东地区用电负荷情况趋紧，安徽省外输电量在总发电量中占比有所上浮，由2017年的18.13%提升至2023年的20.64%，增长2.51个百分点。综合来看，受内外需求双向拉动影响，省内将持续面临供需格局偏紧局面。

安徽能源结构以火电为主，火电利用小时全国领先。作为全国重要的煤炭生产省份，安徽在其他电源开发建设条件一般的情况下对火电发电具有较强的依赖性，其2023年火电机组平均利用小时数水平位列全国第二，高于全国平均水平872小时。由于现有新能源装机贡献相对较低、消纳问题突出，预计“十四五”期间火电仍将在安徽地区继续维持保供主体地位。

“十四五”期间安徽电力供需格局将持续趋紧，火电仍将保持较高利用水平。根据《安徽省能源发展“十四五”规划》和《安徽省电力发展“十四五规划”》，安徽省煤炭、煤电等传统化石能源供给能力增长整体有限，非化石能源短期内尚不能满足新增用能需求，供应能力不足矛盾突出，安徽省已成为全国最缺电的省份之一。

到2025年全社会用电量达3350-3530 亿千瓦时，年均增长 6.6%-7.8%；全社会最大负荷达到 7200 万千瓦，年均增长 8.5%。在此基础上，预计省内火电机组将保持较高利用小时数。

2.2.煤价理性回落叠加电改加快，火电盈利修复空间巨大

2.2.1 动力煤供需持续修复，中长期煤价回归合理区间

长期来看煤价仍有下行空间，火电成本仍将持续改善。2023年动力煤的供给相对充足、需求相对疲软。据国家统计局数据，2023年中国原煤产量46.6亿吨，同比增长2.9%，继续保持平稳较快增长；全年进口煤量超预期增长，共进口煤炭4.7亿吨，同比增长61.8%，创历史新高，造成2023年动力煤整体价格同比上年大幅回落。

当前，国内产能充足，进口煤持续增量，整体供应偏宽松。从需求端看，我国能源消费结构转型，需求放缓。

目前步入煤炭单价，电力日耗季节性回落，电力需求支撑不足，非电需求持续疲软，煤价仍处于下行通道。我们预计，2024年全年煤价中枢仍将同比回落，火电成本持续改善。

2.2.2电改步伐加快，火电灵活性资源长期价值有望兑现

电改步伐加快，火电企业迎价值重估。2015年3月15日，中共中央、国务院印发了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，掀开了新一轮电力市场化改革的序幕。

2023年5月以来，《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》、《电力需求侧管理办法（征求意见稿）》、《电力负荷管理办法（征求意见稿）》等政策短期内相继发布，7月中央全面深化改革委员会通过了《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》，电改步伐加快。

火电收入模式将从传统电量电价转变为“电量电价+辅助服务+容量电价”，其灵活性资源和容量支撑作用将通过多元盈利模式兑现，将直接利好火电盈利稳定性。

现货市场下，火电机组有望享受高溢价。电力现货市场作为电力中长期市场的有效补充，其灵活的定价机制更即时快速地反映电力成本和供需情况，有助于真实价值发现与形成。

火电作为电力供应的“压舱石”，其“调峰填谷”的调节作用为新能源装机增长、消纳问题凸显背景下保持电力供应稳定提供有力保障，有望在现货市场交易中获得更多合理溢价机会。

我国分别于2017年、21年设立了两批电力现货市场试点城市，安徽位列第二批试点地区中，且已经完成了现货市场模拟运行，2023年内开展多次长周期试运行。顶层规则层面，国家发改委、国家能源局于2023年9月7日印发《电力现货市场基本规则（试行）》。

随着相关文件出台与现货省份运行规则的进一步完善，其余省份预计将加速现货市场建设，安徽现货市场携先发优势、运行经验较为丰富，公司火电机组有望获利于现货市场机制进一步健全。

辅助服务市场机制日趋完善，火电主体充分收益。2021年12月，国家能源局发布新版《电力并网运行管理规定》、《电力辅助服务管理办法》后，加快了各区域、省级辅助服务市场建设。2024年2月8日，国家发展改革委、国家能源局正式印发《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》。目前我国已初步形成以调峰、调频、备用等交易品种为核心的区域、省级辅助服务市场体系。

2023年上半年全国电力辅助服务费用共278亿元，占上网电费1.9%，其中调峰补偿167亿元，占比60.0%；调频补偿54亿元，占比19.4%；备用补偿45亿元，占比16.2%。而从市场主体来看，火电企业获得补偿254亿元，占比91.4%。

安徽省调峰压力加剧，公司积极参与调峰持续获益。根据《安徽电力调频辅助服务市场运营规则（模拟运行稿）》，市场主体提供调频辅助服务，可获得基本补偿费用、调用补偿费用、现货调整补偿费用。

2022年安徽省调峰市场总额约2.2亿元，其中煤电企业扣除相关支出和费用的净收益总额7000余万元，公司控股企业获得其中约4000万元净收益、占全省份额超过50%；23年一季度公司实现了2000万元的调峰净收入、约占22年全年净收入的50%；除常规范围内调峰外，公司23年上半年有两台30万千瓦机组中标应急启停调峰，均获得100 万元/次的补偿。根据公司披露，2023年公司参与安徽辅助服务调峰市场获得净收益超6300万元。

短期调峰政策出台限价，长期与现货融合，调节规模随新能源占比提升而持续扩大。2月8日，国家发展改革委、国家能源局正式印发《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》，规范调峰、调频、备用服务定价原则。

根据电联新媒发布的不完全统计数据，2023年度包括调峰、调频、备用在内的主要辅助服务总费用规模接近400亿元，较2022年度辅助服务费用上涨了22%，近3年来年均增长率约15%。

伴随着辅助服务市场完善，现货市场放开与调峰接轨后，火电作为最主要的灵活性电源，灵活性价值兑现有望持续提升。

煤电容量电价政策出台，稳定回收火电固定成本。2023年11月10日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》，从2024年1月1日起正式施行煤电容量电价，安徽省按照固定成本的30%，即100元/千瓦/年实行容量补贴，折算度电电价约在0.02元/千瓦时。在安徽省整体用电格局偏紧和容量电价出台的基础上，安徽省火电上网电价整体保持稳定，电价风险较低。

2.3.外延、内生持续扩张，成长空间巨大

2.3.1 火电在运控股装机1130万千瓦，省内机组占比88.3%

火电在运控股装机1130万千瓦，60万千瓦以上机组装机容量占比75.7%。

公司控股10家火电发电企业，其中8家位于安徽省内，2 家位于新疆维吾尔自治区内，有4台66万千瓦机组，是新疆运输电力至华东区域的特高压吉泉线的配套电源。截至2024年3月，公司控股火电在运机组1130万千瓦、在建机组309万千瓦，增量提升空间超过25%。

公司控股火电装机中，除在建132万千瓦与已投产的132 万千瓦新疆电厂以外其余均位于安徽省内，省内机组占比88.3%。

公司高比例参股火电厂，在运参股的火电权益装机约750万千瓦。公司除以49%份额参股国家能源集团在安徽的分公司国能神皖外，亦大比例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公司，持股比例分别为49%、45%、24.5%；同时在省外参股了山西潞光发电有限公司，持股比例35%。参股火电在建项目尚有板集二期2*66万千瓦预计2024年投产，以及待建项目中煤六安电厂2*100万千瓦、安庆三期2*100万千瓦。

持有神皖能源49%股权，资产重组后权益装机规模快速提升。2019年5月，公司通过发行股份加现金方式完成收购皖能集团持有的神皖能源49%股权，当年年末公司权益装机达961.72万千瓦，同比增加40.73%。

2021年，神皖能源与国电安徽电力有限公司完成资产重组，资产重组完成后北京国电电力有限公司所属安徽区域全部电力资产进入国能神皖能源，国能神皖能源控股装机容量增加454万千瓦，控股装机总容量达到1046万千瓦。

2.3.2 在建机组规模可观，火电装机空间提升超25%

火电装机持续提升，增量空间充足。公司在建控股煤电机组264万千瓦，其中有2台660MW超超临界燃煤机组位于新疆昌吉，预计将于 2024年底前投产。此外，参股项目中，钱营孜二期和板集二期项目也预计2024年年内投产。

据公司规划，到“十四五”末，公司计划参与“陕电入皖”在陕西控股两台66万机组，同时省内再继续参股火电项目，火电整体装机有望持续增长。

公司首家燃气电厂1号机组已于2024年2月投产，装机结构进一步丰富。皖能合肥天然气调峰电厂位于安徽省合肥市长丰县陶楼镇，包含2台450兆瓦F级燃气-蒸汽联合循环调峰机组，为安徽省首批、皖能集团及公司首个天然气调峰电厂项目，也是安徽省“十四五”电力保供政策推进的重点项目,目前已有一台机组投产。作为合肥市首座燃气发电厂，公司燃气调峰电厂投产后有望参与调峰和保供，使公司火电装机多元化同时取得较好经济效益。

新疆在建火电达132万千瓦，盈利保障性强。公司在新疆新建2台煤电机组已于2023年9月实现双投，另有两台在建。机组为坑口电厂，位于准东煤田，成本优势突出。准东煤田属于新疆五大煤田之一，是我国当前发现的最大整装煤田，预测煤炭资源储量3900 亿吨，为国家确定的第十四个大型煤炭基地的重要组成部分。

此外，公司在建两台新疆机组为国网±1100kV 昌吉-古泉特高压直流输电工程配套电源，该工程2023 年外送电量为620.03 亿千瓦时，输电量居全国特高压工程第一的同时，连续两年突破600亿千瓦时，是新疆发电机组外送的重要保障渠道。作为配套电源，公司新疆电厂发电将全部由特高压输往华东，消纳有保障，电价受益外送溢价，整体盈利能力较为可观。

2.3.3 燃料成本下滑，发电上网量价齐升，火电困境反转

安徽省发用电量均保持高速增长，公司火电机组利用小时数维持高位。

据安徽省发改委公布的数据，2023年安徽省全省全社会用电量3214 亿千瓦时，同比增长 10.2%，增速位居全国前列。

受益于区域用电需求增加等因素，2022年公司发电量为411.88亿千瓦时，同比上涨12.63%，2023年预告公司发电量超490亿千瓦时，同比增长接近20%，创造历史最高水平。

2022年公司发电厂利用小时数为4845小时，同比增长9.22%；2023年安徽火电机组平均利用小时为5090，同比增长196小时，预计公司机组有效利用程度将继续显著提高。

上网电价上涨缓解成本端压力，火电业务盈利能力较大修复。为落实国家“碳达峰、碳中和”战略目标，自2021年10月15日起，燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价，上下浮动范围不超过20%。

受益于国家政策调整，安徽省2023年度直接交易电量成交1854.12亿千瓦时，同比增长8.64%，成交均价0.46027元/千瓦时，较基准电价上浮约19.74%。市场交易量与交易电价共同上浮或进一步推动公司业务盈利修复。

煤炭自用采购量大幅上涨，采购成本有望降低。根据公司披露，其煤炭采购主要通过本部皖能股份、安徽电力燃料、临涣中利发电和淮北国安电力完成。其中，安徽电燃负责煤炭采购业务并同时开展对外煤炭贸易业务；自2022年，皖能股份负责与大型煤炭集团签订长协，临涣中利和淮北国安采购量较少且未开展对外贸易业务。

2022年，公司自用燃煤采购量1975.76万吨，同比增长16.5%，占煤炭采购总量的69.35%。2022年煤炭采购均价731.28，同比增长6.49%。预计随着煤炭资源来源从省内四大矿垄断趋势逐渐活化、安徽省物流运力建设逐步推进以及公司煤炭采购市场化加强，公司煤炭采购成本有望进一步下行企稳。

长协煤合同签定量有望提升，煤价下跌有望进一步修复盈利能力。2022年公司常规发电机组长协煤合同覆盖率在60%以上，兑现率超过80%。由于2022年长协煤覆盖率不及预期，公司强化采购机制建设，成立长协兑现及开拓专班，加强省内外长协煤渠道开拓和兑现，开展厂外储煤工作。2023年年初，公司已签订长协煤合同略高于去年同期，并且当前正落实国家发改委相关要求，积极进行补签工作，合同签订量有望进一步提升。伴随煤炭价格下降和长协煤覆盖率提升，公司火电业务盈利能力将进一步修复。

3.1.安徽省大力推动能源低碳转型，力促十四五新增18GW

安徽大力发展新能源产业，提出十四五新增18GW目标。

根据《安徽省能源发展“十四五”规划》，安徽省将重点推进光伏发电及陆上风电等新能源项目，“十四五”时期新增规划光伏、风电装机容量18GW，力争推动风光装机实现倍增：其中光伏集中式和分布式并举发展，“十四五”时期规划新增装机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，新增装机4GW。

3.2.“十四五”新能源目标新增 400 万千瓦，绿电放量可期

加大新能源项目获取，推动转变综合能源服务商。根据公司的规划，十四五计划新增 400 万千瓦。公司目前控股的新能源发电项目有阳原聚格50MW光伏电厂以及阜阳正午100MW光伏电厂，参股项目有国电皖能望江风电、国电优能宿松发电、国电皖能太湖风电、国电皖能宿松风电以及正在建设的桐城抽水蓄能和石台抽水蓄能，在运权益装机总量约340MW，在建权益装机容量约496MW。

3.3.抽蓄与环保优质资产注入，拓展公司业务布局

环保资产注入，优化公司产业结构。皖能集团为兑现对公司所作出的避免同业竞争承诺，推动公司开展了收购皖能环保发电股权相关工作，于2023年3月召开的临时股东大会审议通过，收购皖能集团持有的皖能环保发电、安徽响水涧抽水蓄能有限公司、安徽省响洪甸蓄能发电有限责任公司、华东琅琊山抽水蓄能有限责任公司和华东天荒坪抽水蓄能有限责任公司部分股权。

预计随着环保项目资源不断优化与丰富，公司将继续在进一步做强做优火电的同时，加大绿色电力市场拓展，战略布局新业态新模式，实现从单一能源供应商向综合能源服务商的转变。

其中，环保发电业务以安徽皖能环保发电有限公司为主，截至2022年底，该公司拥有全资和控股子公司19家，资产总额105.98亿元。日固废处理能力1.9万吨，年处理固废量约615.5万吨，装机容量达397MW，垃圾发电项目占安徽省市场份额约50%，实现生活垃圾“无害化、减量化、资源化”处理。

公司以现金收购皖能集团持有的四家抽蓄公司的部分股权，分别是安徽响水涧抽水蓄能有限公司、安徽省响洪甸蓄能发电有限责任公司、华东琅琊山抽水蓄能有限责任公司和华东天荒坪抽水蓄能有限责任公司，涉及合计装机3840MW，权益装机339.68MW。

4.1.盈利预测与核心假设

公司为安徽省龙头电力运营商，“十四五”期间权益装机尚有超过25%增量空间，在安徽用电刚性增长且供需偏紧格局下，有望维持火电量价高水平，且安徽辅助服务市场发展较快，整体电价波动风险较低。

长期来看，煤炭价格中枢仍将下行回归至合理区间，火电盈利修复趋势确定；叠加电改深入，容量电价等政策呼之欲出，有望理顺火电长期盈利模式，实现价值重估。

（1）电力板块：

燃煤方面，预计2023-2025年燃料成本将逐步理性回落，燃煤装机仍有较大增长空间，2023-2025年控股燃煤装机规模为10.85/13.17/13.17GW，预计2023-2025年安徽省内机组利用小时数分别为分别为4850/4800/4750小时，新疆机组利用小时数5200/5150/5100小时；由于电改步伐加快，煤电整体上网电价将趋于稳定，预计2023-2025年安徽省内机组上网电价为0.4696/0.4496/0.4396 元/千瓦时，新疆省内机组按照“基准价+浮动价”，受到受电市场需求影响将获得较高涨幅，预计2023-2025年上网电价为0.2928/0.2923/0.2918元/千瓦时。

燃机方面，预计2023-2025年燃机装机分别为0/0.9/0.9GW，利用小时数保持稳定，上网电价参照临近省份可比公司江苏国信，预计2023-2025年将稳定于0.745元/千瓦时。

公司致力于新能源转型，在“十四五”期间设定了400万千瓦新能源目标（包含投产、在建及拿到指标等）。

考虑到目前公司风光装机基数较低，十四五期间我们审慎预计风光装机。公司抽蓄项目仅有参股，且抽蓄建设时间周期较长，我们预计十四五期间抽蓄暂无明显业绩增量。

公司于23年4月收购皖能环保公司并表，鉴于环保发电项目收益率较为稳定，我们预计2023-2025年环保发电年均增速10%，毛利水平与近两年水平保持一致为35%。

（2）煤炭、运输及板块：

公司非电业务占比较小，以煤炭业务和运输业务为主。非电业务板块，预计公司煤炭板块受2023年煤价较上年同期下降影响，毛利率有所下降，但逐年波动较小。运输业务受益于疫情解除，预计2023年起毛利率小幅提升。

4.2.盈利预测

基于以上假设，预计公司2023-2025年营业收入分别为278.54/318.70/349.85亿元，同比增长14.7%/14.4%/9.8%。

4.3.估值

公司为安徽省龙头电力运营商，“十四五”期间火电装机尚有增量空间，长期来看，煤炭价格中枢仍将下行回归至合理区间，叠加电改深入，容量电价等政策呼之欲出，有望理顺火电长期盈利模式。

同时皖能集团注入的优质环保、抽蓄资产，优化公司资产结构，进一步增厚利润。具有盈利修复较高弹性和高增长空间。

预计公司2023-2025年营业收入分别为278.54/318.70/349.85亿元，同比增长14.7%/14.4%/9.8%，归母净利分别13.96/19.18/21.55亿元，对应2023-2025年EPS分别为0.62/0.85/0.95元，对应2023-2025年PE分别为13.0/9.5/8.4，低于可比公司，公司具有资源优势和盈利修复弹性。

1.装机速度不及预期

公司可能因为前期手续、项目资源协商不及预期等因素，影响电源装机速度。

2.容量电价、现货市场等行业政策推进不及预期

电改推进遭遇阻力，容量电价出台、现货市场放开等政策在推行落地时时效拖延或效果不及政策预期。

3.上游原料涨价

煤炭的采购价格若出现较大波动，会给公司的经营业绩带来一定影响。

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