以皖为基，外延、内生同步扩张，火绿储多轮驱动

安徽省属电力平台，集团持续注入优质资产，盈利能力持续优化。公司为皖能集团下属整合电力资产的主要平台和发展业务的核心企业，已经成长为安徽省重要发电企业之一。截至2022年底公司控股在运省调机组装机占省调火电总装机的22.3%。 公司整体营收逐年上升，2022年实现营收242.76亿元，同比增长15.42%。公司2022年扭亏为盈，实现归母净利润4.25亿元，2022年毛利率水平由2021年的-8.84%上涨至0.53%，公司盈利能力持续优化。 安徽省内电力供需持续紧张，煤价成本改善叠加电改加快，火电持续修复。安徽省用电需求高增速领先华东地区及全国水平，区域内依赖火电，机组利用水平较高，区位优势突出。动力煤供需持续修复，电厂仍保持较高库存，中长期煤价仍具下行空间。同时公司成立长协兑现及开拓专班，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。电改推进，电力现货市场规则落地、煤电容量电价政策呼之欲出，火电企业迎价值重估。公司2022年度电力交易价格基本均达到基准电价上涨20%的上限，平均上网电价同比增加17.94%，23年全年获得辅助服务调峰净收益超6300万元。伴随电改推进，火电有望理顺电价机制，形成长期可持续盈利模式。 装机增量规模可观，待投煤机盈利能力强。公司控股在建火电装机309万千瓦，十四五末火电装机增量空间超25%，陆续投产后有望大幅提升公司控股装机容量。四台新疆待投煤机布局于重要煤矿区，均为国网±1100kV昌吉-古泉特高压直流输电工程配套电源保障发电外送消纳，且疆电外送电价挂钩受电市场华东地区电力供需，保障机组盈利能力。 绿色转型寻求新动能，公司多元发展可再生能源。公司“十四五”新能源目标新增400万千瓦，绿电放量可期。2023年公司通过现金收购安徽皖能环保发电有限公司以及四家抽水蓄能公司的部分股权，将在进一步做强做优火电的同时，加大绿色电力市场拓展，包括风电、光伏、垃圾发电等多元电源资产，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。 投资建议。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，容量电价落地，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，首次覆盖，给予“买入”评级。 风险提示：1.装机速度不及预期；2.容量电价、现货市场等行业政策推进不及预期；3.上游原料涨价。 财务指标 财务报表和主要财务比率 资产负债表（百万元） 现金流量表（百万元） 1.安徽省属电力龙头 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%。 图表1：皖能电力发展历程 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。 图表2：皖能电力股权结构 图表3：公司营收占集团总营收七成以上 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。 图表4：神皖能源投资收益对公司净利润贡献较大（单位：百万元） 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%。 图表5：公司总营收与同比增速（单位：百万元） 图表6：2022年公司营收拆分 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。 图表7：归母净利润及同比增速（单位：百万元） 图表8：电力、煤炭业务毛利率变化 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%。 图表9：各项费用（单位：百万元） 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。 图表10：公司期末现金余额（单位：百万元） 图表11：公司现金流变化情况（单位：亿元） 图表12：近年公司资产负债率有所上升 图表13：2020~2022年长期借款大幅增加（单位：百万元） 2.安徽省内电力供需持续紧张，火电外延、内生持续扩张 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。 图表14：近十年安徽省用电量及增速 图表15：安徽与江浙沪及全国工业增加值增速 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。 图表16：2017-2023年安徽省各类电源发电量（亿千瓦时） 图表17：安徽与江浙沪及全国火电机组平均利用小时数 “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。 图表18：沿海8省电厂-库存（万吨） 图表19：进口煤FOB（美元/吨） 图表20：环渤海动力煤（Q5500）市场价（单位：元/吨） 图表21：产地煤价（单位：元/吨） （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。 图表22：电力交易现货市场相关政策 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