新集能源 2026年第一季度电话会议纪要关键要点 一、 公司概况与核心财务数据 * 公司为**新集能源**，主营业务为煤炭开采与火力发电[1] * 2026年第一季度实现营业收入**36.07亿元**，归母净利润**5.48亿元**，每股收益**0.212元**[3] * 截至2026年3月末，公司总资产**360亿元**，资产负债率**64%**，归属于母公司的所有者权益为**175亿元**[3] 二、 煤炭业务经营情况 * **产量与销售**：2026年第一季度生产原煤**555万吨**，商品煤**499万吨**，销售商品煤**480万吨**[3] * **价格与成本**：第一季度商品煤平均价格为**541.46元/吨**，单位完全成本为**418.76元/吨**[3] * **成本控制**：2026年吨煤成本计划为**448元**，第一季度实际**418元**低于计划[2]；成本同比上涨**20元**，主要因工资性社保调整及一次性技术劳务费用增加，而非安全环保投入[11] * **煤质提升**：公司煤质持续提升，热值从2023年的**4,000大卡左右**提升至2024年的**4,400大卡**，2025年增加近**100大卡**，2026年第一季度稳定在**4,500-4,600大卡**水平[2][7][8] * **产品结构优化（1/3焦煤）**：刘庄矿和新集二矿赋存1/3焦煤，2026年预计产量不到**100万吨**[7]；刘庄矿选煤厂正进行焦煤洗选改造，预计2026年下半年完工，完成后1/3焦煤将从原煤销售升级为洗选销售，有助于稳定全年商品煤煤质[2][7][8] 三、 电力业务经营情况 * **发电量与目标**：2026年第一季度发电量**59.56亿度**，售电量**56.42亿度**[3]；全年发电量目标为**300亿度**[2] * **电价与成本**：第一季度售电平均价格为**0.3589元/度**，同比有所下滑[3]；售电单位完全成本为**0.3306元/度**，低于**0.3597元/度**的年度计划水平[2][3] * **市场竞争**：2026年安徽省电力市场竞争更激烈，受新能源项目挤占发电空间及“疆电入皖”、“陕电入皖”等外电输入影响[3]；安徽省2025年用电量增速约为**5%-6%**，低于前几年**10%-13%**的水平[6] * **电价展望**：预计在迎峰度夏等用电高峰期间，电价可能出现反弹，全年将呈现波动趋势[6]；安徽省电价降幅在全国相对较小，但尚未出现类似南方省份的大幅上涨趋势[6] 四、 新建电厂进展与影响 * **投产进度**： * 上饶电厂：一台机组于2025年12月30日投运，另一台于2026年3月投运，已实现双机投产[4] * 滁州电厂：一台机组于2026年1月完成试运行，另一台于3月27日完成，已实现双机投产[4] * 六安电厂：预计2026年6月双机投产[2][4] * **发电贡献**：2026年第一季度，上饶电厂发电量**14亿度**，滁州电厂发电量**6亿度**，利用小时数均在**1,000小时左右**[4] * **盈利前景**：上饶电厂位于江西省，电价较安徽省高约**0.03-0.04元/度**，且利用小时数更有保障，有望维持高盈利[2][8]；公司有信心新建电厂在2026年达到良好盈利水平[8] * **折旧影响**：上饶、滁州、六安三座电厂合计年新增折旧约**5亿元**，由于2026年分批投产，影响主要体现在2026年下半年及2027年[2][5][6] 五、 资本开支与未来规划 * **2026年资本开支**：预计约**50亿元**，随着三座电厂建成，大规模资本开支已基本完成[2][4][9] * **后续资本开支**：主要包括规模不大的新能源项目（光伏、风电），以及为维持煤矿产能每年约**5亿元**的维简投资[4][9] * **“十五五”新项目**： * 公司正在编制“十五五”规划，未来资本开支规模取决于新项目获批情况[4][9] * **阳村煤矿**：有望在“十五五”期间启动复建，预计建设期**3年**，需追加投资约**50亿元**[2][10][11]；该矿前期已投入**23亿元**，并计提约**20亿元**减值准备[10] 六、 分红政策 * 公司历来重视投资者回报，上市以来累计分红额远超**20亿元**的募集资金总额[9] * 2025年度分红（含特别分红）为每10股**1.7元**，较上年增加**0.1元**，分红比例提升[9] * 未来分红目标拟向**30%** 比例靠拢，但需视“十五五”新项目获批及资金需求而定，在没有重大资本开支的情况下，不排除向该目标迈进[2][9] * 目前未设定具体分红规划，主因新项目获批存在不确定性，公司将在资本开支与分红之间进行综合平衡[9] 七、 其他重要信息 * **应收账款**：2025年末应收账款和应收票据增加，主要因煤炭产量增加、销售业务规模扩大所致[10] * **利用小时数**：2025年公司整体机组利用小时数为**4,284小时**，较2024年的**5,200小时**有所下滑[8]；公司有信心使2026年全年利用小时数达到2025年水平[8]

电话会议纪要关键要点总结 一、涉及的公司与行业 * 公司：陕西煤业 (陕西煤业)[1] * 行业：煤炭开采、火力发电 (煤炭行业、电力板块)[2][3][4] 二、煤炭业务经营情况 * **产量**：2025年全年煤炭产量为1.75亿吨，2026年产量预期持平于1.75亿吨[2][3]；2026年3月单月产量达1600万吨，创公司历史新高[2][3]；合理的月度生产中枢维持在1450万吨/月[2][7] * **成本**：2025年吨煤完全成本为288元/吨，其中第四季度因费用集中体现升至310元/吨[3]；2026年第一季度完全成本降至278元/吨[3]；当前280元/吨的成本水平科学合理[3] * **售价**：2025年自产煤全年平均售价为443元/吨，季度走势为：Q1 452元，Q2 383元，Q3 414元，Q4 469元[3]；2026年Q1均价为449元/吨，其中1月439元，2月430元，3月459元[3]；预计2026年价格中枢同比上涨10-15元/吨[2][13] * **产能与核增**：核定产能为1.64亿吨/年[5][11]；储备产能小壕兔1号和3号矿井已从“十四五”规划转入“十五五”规划，公司正积极争取批复[9]；未来产能核增空间有限，即便有增加也仅为数百万吨[11] * **长协机制**：2026年长协煤签订比例维持在60%左右，采用“基准价+浮动价”新机制，参照煤炭交易中心每月发布的参考价[8]；2026年1-3月陕西出矿地区税后参考价在460元至480多元之间[8]；长协价上涨时有520元/吨的上限[8] * **煤质与溢价**：公司煤炭平均热值高于5500大卡，化工煤和块煤因高热值、低有害成分具有更高溢价能力[8] 三、电力业务经营情况 * **经营表现**：2025年电力板块贡献归母净利润16.6亿元，超出年初约14亿元的预期[2][4]；发电量418亿度，售电量392亿度，同比增长达两位数[4]；度电盈利稳定在0.06元左右[2][4]；2026年Q1度电售价0.38元，成本0.32元，盈利水平保持稳定[4] * **未来增量**：公司有980万千瓦在建超超临界机组，完全投产后发电量将实现翻倍增长[2][6]；2026年和2027年将有多个电厂项目集中建成投运[4] * **项目分布与回报**：火电厂主要分布在湖南、湖北、江西等“两湖一江”地区以及河南信阳等浩吉铁路沿线区域[6]；内部要求的投资回报率为10%，对外审慎披露为8%，实际回报率在10%以上[7]；新建超超临界机组度电耗煤量可降至270-280克，大幅低于现有电厂的320-330克，属优质资产[7] 四、资本开支与现金流 * **资本开支高峰**：2025年至2027年上半年为资本开支高峰期，主要投向电力在建工程[2][5] * **维持性开支**：2027年后，在1.64亿吨年产能下，煤炭业务每年维持性资本开支相对固定，约为20-30亿元，主要用于巷道建设、设备更换和技术改造[2][5]；公司对智能化、无人化不再进行大规模投入，实际开支可能更低[5] * **现金流展望**：2027年后，随着电力项目投资完成，煤炭资本开支保持稳定，公司将拥有更好的现金流和货币资金储备水平[2][5] 五、分红政策 * **分红比例**：分红比例维持可供分配利润的60%[2][4] * **计算差异原因**：从归母净利润角度计算的比例低于60%，是由于会计准则要求，公司需连续三年提取归母净利润的10%作为盈余公积，直至累计提取额达到总股本的50%（即50亿元）[4]；预计2027年达上限后不再扣除[2] * **未来规划**：分红比例大概率将延续现有水平，不会下调，但具体方案需结合每年资本开支情况确定[5]；倾向于每年进行一次决策，而非制定三年计划[5] 六、股权投资策略 * **整体策略**：执行“应退尽退”策略，2024年至2025年已基本退出所有涉及二级市场波动的投资[11]；退出资金将回归主业及分红[2][12] * **持仓情况**：主要持仓包括：约100亿元市值的盐湖股份（持股已降至5%以下）、约十几亿元的同兴新材、数千万元的天马智控，以及约40亿元按成本法核算的一级市场基金产品[11] * **盐湖股份**：近期已减持，持股比例降至5%以下，后续减持将不再涉及减持计划公告[11][13]；会尽可能将减持操作对市场的影响降至最低[13] 七、行业展望与公司观点 * **行业态势**：行业呈现“淡季不淡”态势[2][3]；预计2026年煤炭行业景气度将好于2025年[9]；国家政策导向是维持上下游都有较好利润水平的稳定局面，确保50%以上的企业能够盈利[9] * **价格展望**：预计2026年全年的价格中枢在2025年443元/吨的基础上上涨10-15元/吨[2][13]；预测相对保守审慎[13] * **产能政策**：2026年初陕西地区的产能核减政策对陕北地区的大型国有矿井影响甚微[9]；新增产能70%以上位于新疆，对内陆市场实质影响有限[9]；晋陕蒙地区的产能增加对华东、华中等地区影响显著，国家在审批上较为审慎[9] 八、其他重要信息 * **资产注入**：目前没有将集团煤化工资产注入上市公司的考虑，因其盈利水平无法与煤炭开采业务相比[2][6] * **会计准则影响**：2024年和2025年收购电力资产产生的溢价冲抵了之前累计的盈余公积，导致需重新提取[4] * **技术储备**：公司已掌握保水开采等技术（已在小保当二号矿应用多年）[10]

报告投资评级 - 投资评级为“买入”，并维持该评级 [9] 报告核心观点 - 2025年及2026年一季度业绩下滑主要受煤炭业务采掘区热值短期下降导致售价下跌，以及电力业务短期量价承压影响，但分析师认为一季度压力无需过度线性外推 [2][6] - 随着采掘区域热值的恢复以及电力现货调节需求的改善，公司煤炭及电价预期仍有望修复，且2025年股息回报丰厚 [2][12] - 预计公司2026-2028年EPS分别为0.29元、0.37元和0.39元，对应PE分别为16.25倍、12.51倍和12.00倍，维持“买入”评级 [12] 2025年业绩表现 - 2025年实现营业收入210.50亿元，同比减少11.76% [6] - 2025年实现归母净利润24.93亿元，同比下降17.97% [2][6] - 电力业务：全年完成发电量582.19亿千瓦时，同比下降8.38%，主要因新能源装机增加导致火电利用小时下降 [12] - 电力业务：平均售电单价为333.10元/千千瓦时（不含税），同比下降0.94%，但蒙西及华北火电上网电价分别上涨1.0%及1.8% [12] - 电力业务：火电入炉煤折标煤单价为513.66元/吨，同比大幅下降12.14% [12] - 电力业务：全年电力业务实现毛利润4.07亿元，同比增长8.77% [12] - 煤炭业务：全年煤炭产量为1,349.35万吨，同比下降6.58%；煤炭外销量为588.80万吨，同比下降19.12% [12] - 煤炭业务：煤炭售价为300.65元/吨，同比大幅下降25.25%，降幅大于市场主要因开采区块热值阶段性下降 [12] - 煤炭业务：全年煤炭业务毛利润仅9.61亿元，同比大幅下降48.30% [2][12] 2026年一季度业绩表现 - 2026年一季度实现营业收入47.08亿元，同比下降13.60% [6] - 2026年一季度实现归母净利润6.94亿元，同比下降24.63% [2][6] - 电力业务：一季度完成发电量127.83亿千瓦时，同比下降4.40% [12] - 电力业务：一季度平均售电单价为331.09元/千千瓦时（不含税），同比下降7.63% [12] - 电力业务：一季度入炉标煤单价为489.40元/吨，同比下降9.34%（减少50.39元/吨） [12] - 煤炭业务：一季度煤炭产量为320.90万吨，同比增长1.74% [12] - 煤炭业务：一季度煤炭外销价格为269.65元/吨（不含税），同比下降24.84% [12] - 综合影响下，一季度公司毛利润为11.50亿元，同比下降25.81% [12] 其他关键信息与预测 - 2025年每股分红为0.22元，按年报披露日收盘价测算股息率达4.62% [12] - 当前股价为4.65元（2026年4月23日收盘价），每股净资产为2.67元 [10] - 财务预测：预计2026-2028年营业总收入分别为205.26亿元、216.79亿元和221.57亿元 [17] - 财务预测：预计2026-2028年归属于母公司所有者的净利润分别为22.41亿元、29.11亿元和30.36亿元 [17] - 财务预测：预计2026-2028年每股经营现金流分别为0.04元、0.86元和0.94元 [17] - 财务预测：预计2026-2028年净资产收益率分别为10.3%、13.1%和12.9% [17]

核心观点 报告的核心观点是，随着AI算力平台功率密度实现“断层式跃迁”并进入7×24小时连续运行阶段，能源供给已成为决定算力上限的“第一性约束”[1][10] AI竞争已从算法竞赛转变为围绕“功率密度×持续时间”的工程竞赛[1][16] 市场对AI能源需求的理解需从“算力扩张→电力需求增加”的线性外推，升级为对能源体系进行“被动重构”的认知[10] 2026年是一个关键时间窗口，算力代际跃迁与能源约束产生“同频共振”，迫使行业进入基础设施强制升级阶段[13][26] 谁能率先构建并交付新一代能源体系，谁就能定义下一阶段算力扩张的上限[3][82] AI能源体系重构的第一性原理 - **AI的尽头是能量竞赛**：AI的本质不仅是模型参数之争，而是“能量密度×持续时间”的工程竞赛，算力的极限由能源系统决定[1][16] - **算力平台功率密度实现断层式跃迁**：从GB200的120kW区间，到GB300的135-140kW区间，再到Rubin平台有望突破200kW+，单机柜功率密度呈现“断层式跃迁”，迫使现有基础设施必须重构[1][17] - **等电=等项目，资源严重错配**：电网是典型的“慢系统”（建设周期3-5年甚至10年），而AI是“快系统”（数据中心建设周期12-24个月），二者节奏错配成为算力扩张的真实瓶颈[2][11][22] 电力已成为算力交付的前置条件，而非配套条件[11][22] 分阶段能源体系重构方案 阶段一：电源侧重构（正在发生） - **供电架构从UPS向HVDC/SST演进**：传统UPS（不间断电源）效率相对较低，HVDC（高压直流）移除逆变环节，效率提升至95%以上，SST（固态变压器）是数据中心电源架构的终极形态，效率可达98%[30][33][38] - **技术路线多样化**：中国电信和腾讯等主推240V/336V HVDC；北美CSP厂商主流选择400V HVDC；英伟达跳跃式推进800V HVDC架构，并计划2027年后规模应用；阿里推出“巴拿马电源”作为集中式中压直流方案[35][37] - **AIDC电源产业链**：上游为关键材料与器件（如Wolfspeed、Infineon的SiC）；中游为电源设备与系统（如Vertiv、台达的HVDC/SST）；下游为应用与服务（如云厂商CSP与IDC运营商）[39][43] 阶段二：天然气+本地化发电（现实解法） - **天然气发电的核心优势是“快”**：相比电网并网排队3-5年，天然气发电从立项到投运通常只需1-2年，其价值在于“不用等”，能帮助AI项目提前交付[12][44][46] - **主要技术路线包括燃气轮机、内燃机和燃料电池**：燃气轮机（如GE Vernova）单机容量大，适合超大规模智算中心；内燃机（如卡特彼勒）启动迅速，模块化程度高；燃料电池（SOFC，如Bloom Energy）效率可超60%，能实现“离网运行”，部署速度最快90天[45][47][53][54] - **产业链关键公司**：上游燃料供应（如ExxonMobil）；中游核心设备（如GE Vernova、西门子、卡特彼勒、Bloom Energy）；下游运营（如NextEra Energy）[56][59] 阶段三：核电（终极工程解） - **SMR（小型模块化反应堆）与AI天然适配**：核能发电平稳，无需配备巨量储能；SMR模块化、灵活性高，建设周期可压缩至3年，占地面积仅为传统核电站的1/4[60][61] - **SMR产业链瓶颈在上游燃料**：SMR多采用HALEU（高纯度低浓缩铀），目前全球商业规模产能几乎全部集中于俄罗斯Rosatom，美国产能极度稀缺[65] - **科技巨头全面入局**：2024-2025年，全球科技巨头承诺投入超过100亿美元用于SMR部署，首批SMR设施预计2030年前并网[67] 例如，谷歌与Kairos Power签署500MW PPA；微软与Constellation Energy签署20年PPA，重启三里岛机组；Meta与Oklo、TerraPower合作[68] 阶段四：太空算力（突破物理边界） - **太空算力是地面能源约束下的“扩维解法”**：通过部署在晨昏轨道等特殊轨道，能实现近乎全天候太阳能获取，摆脱对地面电网的依赖，并利用太空极低温环境进行辐射散热[70][71] - **已进入工程化落地阶段**：海外如Starcloud（获NVIDIA投资）已发射搭载H100芯片的卫星；谷歌公布“Project Suncatcher”计划；国内如之江实验室的“三体计算星座”、北京轨道辰光的GW级太空数据中心计划均已启动[74] - **太空算力产业链**：涵盖上游核心元器件（如抗辐射芯片）、中游太空数据中心与计算星座、下游星地融合应用等环节[75] 其他探索：AIDC配储 - **AIDC配储升级为智能能源系统**：从单纯备用电源升级为集备电、调峰、绿电消纳于一体的系统，要求具备毫秒级响应能力和智能调度能力[77][80] - **相比传统方案具有优势**：可将能源基础设施建设周期从5-10年缩短至1-2年；相比柴油发电机，具有响应更快、零碳排放等优势[81] - **产业链主要环节**：电芯制造（如宁德时代、亿纬锂能）和系统集成（如特斯拉、阳光电源）[81] 投资建议与关注方向 - **投资逻辑转变**：AI能源已从“远期叙事”进入“工程兑现”阶段，建议关注在相关产业链中具备系统集成能力、工程交付经验与头部客户绑定能力的核心环节[13] - **具体关注方向**： - **AIDC电源产业链**：如Wolfspeed、Infineon（上游碳化硅）；ABB、施耐德（低压电气）；Vertiv、台达（中游电源设备）[3][43] - **天然气发电产业链**：如Bloom Energy（SOFC）；GE Vernova（燃气轮机）；卡特彼勒（柴油/燃气发电机组）[3][59] - **核电产业链**：如OKLO（SMR设计与研发）；LEU（生产核燃料HALEU）；NuScale Power（SMR设计获NRC批准）；Constellation Energy（下游运营）[3][66] - **太空算力产业链**：如RKLB（小型火箭发射）；以及国内在芯片、卫星制造、地面设备等环节的公司[3][75][84]

投资评级 - 报告对皖能电力维持“买入”评级 [1] 核心观点 - 报告核心观点为“成本控制有效对冲电价下行，看好安徽火电率先‘困境反转’” [1] - 公司作为安徽省电力运营龙头，省内电力供需格局较好，以参股形式发展煤电一体，兼顾业绩稳定性和成长确定性 [5] - 公司承诺连续三年提升分红比例至高股息配置价值凸显，彰显市值管理决心 [5] - 在现货市场全面铺开背景下，安徽火电实际上网电价情况或有超预期表现，中长期电价有望回升至合理区间 [3] 整体业绩与财务表现 - 2025年公司实现营业收入273.06亿元，同比-9.26%；实现归母净利润21.49亿元，同比+4.15% [1] - 2025年经营活动现金流量净额53.90亿元，同比+43.47% [1] - 2025年单Q4实现营业收入55.33亿元，同比-26.75%，环比-35.57%；实现归母净利润2.43亿元，同比-49.44%，环比-70.49% [1] - 公司2025年度利润分配预案为每10股派发现金红利3.79元(含税)，共计派发现金股利8.59亿元 [1] - 公司公告2025-2027年三年现金分红规划，分红占当年归母净利润比例分别为40%/45%/50%，近五年最高比例仅为35.05% [5] 经营情况分析 - **电量与电价**：2025年公司全年发电量达622.1亿千瓦时，同比增长3.42%；机组利用小时数实现4352小时，同比下降621小时；平均上网电价（含税）424.80元/兆瓦时，同比下降2.43分/千瓦时 [2] - **成本控制**：公司实现度电原材料成本（不含税）218.98元/兆瓦时，同比-14.87%；售电业务成本控制得当，煤价下行有效对冲了小时数及电价降幅带来的营收下滑 [2] - **利润贡献**：主要利润增长点为新疆机组满发，其中英格玛电厂（皖能新疆公司）实现综合收益5.77亿元，同比+157.59%；省内控股机组如皖能铜陵电厂实现综合收益3.29亿元，同比+10.03% [2] - **投资收益**：公司2025年实现投资收益9.60亿元，同比-28.78%；重要参股公司如国能神皖能源实现综合收益9.55亿元，同比-46.11% [2] 成长性与未来展望 - **装机成长**：2025年公司控股装机投产火电钱营孜二期100万千瓦、并网吐鲁番明阳风电50万千瓦、木垒风电项目100万千瓦、奇台光伏80万千瓦；参股装机投产国能池州二期132万千瓦（参股49%） [2] - **未来装机计划**：2026年公司成功增资控股集团新能公司，获得控股新能源装机346万千瓦；参股装机中有望投产火电中煤新集六安132万千瓦（参股45%）、淮北国安二期132万千瓦（参股20%）、国能安庆三期200万千瓦（参股20%） [2][3] - **电价展望**：同属安徽的新集能源2026年Q1不含税电价仅下降约1.6分/度；即便考虑容量电价提升的回补影响，上网电价表现相较于安徽省年度交易电价约4.2分/度的降幅仍较为可观，预计安徽火电实际上网电价情况或有超预期表现 [3] 财务预测 - 报告预测公司2026-2028年营业总收入分别为289.82亿元、293.31亿元、295.25亿元 [4] - 报告预测公司2026-2028年归属母公司净利润分别为16.24亿元、21.18亿元、22.02亿元 [4][5] - 报告预测公司2026-2028年EPS（摊薄）分别为0.72元、0.93元、0.97元 [4] - 报告预测公司2026-2028年PE（基于2026年4月24日收盘价）分别为11.39倍、8.73倍、8.40倍 [4][5]

项目里程碑与意义 - 华能正宁电厂1号机组于4月23日顺利通过无人干预连续运行168小时测试，这是我国百万千瓦煤电机组的首次实现，标志着煤电机组从自动化向智能化、无人化的重大跨越 [2] - 该项目是国家重点研发计划“智能燃煤电站关键技术研发与应用示范”项目的重大成果 [2] 项目组织与实施 - 项目由中国华能主导，联合华能西安热工院、华中科技大学、东南大学、西安交通大学等共9家产学研用单位共同实施 [2] - 华能西安热工院牵头项目总体技术方案设计、关键技术研究、系统集成与试验验证，华能正宁电厂负责提供现场实施条件、机组运行配合及示范工程落地保障 [2] 项目背景与战略定位 - 正宁电厂是全国首个千万千瓦级多能互补综合能源基地——华能陇东能源基地的核心组成部分 [3] - 该电厂是“陇电入鲁”特高压直流输电工程的重要配套调峰电源，肩负平抑风光新能源随机波动的重要任务 [3] 技术突破与核心成果 - 项目以“无人干预”为目标，突破了超融合智能控制、多模态数据深度挖掘、全过程高精度建模、轻量化边缘云与云边协同四大核心技术 [3] - 成功实现了百万千瓦等级煤电机组在30%—100%负荷范围内的自动巡航、参数调节及设备启停的全程无人干预自主控制 [3] - 系统能够自主决策最优运行模式，主动调节控制策略和参数，并实现了堵磨、断煤、超温等20余类故障异常的自主识别和消除 [3] - 项目落地了22项智慧运行功能，为煤电机组装上了“智能大脑” [3] - 测试运行期间，机组AGC性能大幅提高，一次调频考核全面达标 [3] 技术体系创新与行业影响 - 项目首创了“智能巡航+智能控制+智能监盘”三位一体的智慧运行体系，以及多参数异步协同高效控制、轻量化边缘云与异构云边协同等技术 [4] - 该项目构建了行业领先的燃煤机组智慧运行体系，将为我国新型电力系统建设提供新的智能化方案 [4] - 项目的成功将加速传统能源产业的数字化、智能化转型进程 [4]

投资评级 - 维持公司“买入”评级 [1][5] 核心观点 - 成本控制有效对冲电价下行，看好安徽火电率先实现“困境反转” [1][2][3] - 公司通过煤价下行带来的成本控制，有效对冲了利用小时数和上网电价下降对营收的负面影响 [2] - 新疆机组成为主要利润增长点，省内机组利润表现稳健，但参股投资收益有所下滑 [2] - 参控股装机持续投产，新能源资产注入，为业绩增长提供动力，且公司承诺提升分红比例，高股息配置价值凸显 [2][3][5] - 在电力现货市场背景下，安徽火电实际上网电价表现可能超预期，中长期电价有望回升至合理区间 [3] 2025年业绩表现 - 2025年实现营业收入273.06亿元，同比下降9.26% [1] - 2025年实现归母净利润21.49亿元，同比增长4.15% [1] - 2025年经营活动现金流量净额53.90亿元，同比增长43.47% [1] - 2025年第四季度实现营业收入55.33亿元，同比下降26.75%，环比下降35.57%；实现归母净利润2.43亿元，同比下降49.44%，环比下降70.49% [1] - 2025年全年发电量达622.1亿千瓦时，同比增长3.42% [2] - 2025年机组利用小时数为4352小时，同比下降621小时 [2] - 2025年平均上网电价（含税）为424.80元/兆瓦时，同比下降2.43分/千瓦时 [2] - 2025年度电原材料成本（不含税）为218.98元/兆瓦时，同比下降14.87% [2] 利润构成分析 - **新疆机组贡献显著**：英格玛电厂（皖能新疆公司）实现综合收益5.77亿元，同比增长157.59%；江布电厂实现综合收益4.92亿元，同比下降10.87% [2] - **省内控股机组稳健**：皖能铜陵电厂实现综合收益3.29亿元，同比增长10.03%；阜阳华润电厂实现综合收益4.99亿元，同比下降8.27%；皖能马鞍山电厂实现综合收益0.52亿元，同比增长6.12%；皖能合肥电厂实现综合收益0.27亿元，同比下降65.82% [2] - **参股投资收益下滑**：2025年实现投资收益9.60亿元，同比下降28.78% [2] - 重要参股公司中，国能神皖能源实现综合收益9.55亿元，同比下降46.11%；中煤新集利辛发电实现综合收益3.52亿元，同比下降45.43% [2] 未来成长空间 - **装机持续增长**： - 2025年控股装机投产：火电钱营孜二期100万千瓦、吐鲁番明阳风电50万千瓦、木垒风电项目100万千瓦、奇台光伏80万千瓦 [2] - 2025年参股装机投产：国能池州二期132万千瓦（参股49%） [2] - 2026年通过增资控股集团新能公司，获得控股新能源装机346万千瓦 [2] - 2026年参股装机有望投产：中煤新集六安132万千瓦（参股45%）、淮北国安二期132万千瓦（参股20%）、国能安庆三期200万千瓦（参股20%） [3] - **电价有望超预期**：同处安徽的新集能源2026年第一季度不含税电价仅下降约1.6分/度，表现优于安徽省年度交易电价约4.2分/度的降幅，预计在现货市场背景下安徽火电实际上网电价或有超预期表现 [3] 分红政策 - 公司公布2025-2027年三年现金分红规划，计划将分红占当年归母净利润的比例逐年提升至40%、45%、50% [5] - 近五年公司最高分红比例仅为35.05%，新规划彰显公司提升股东回报和市值管理的决心 [5] 财务预测 - 预测2026-2028年营业总收入分别为289.82亿元、293.31亿元、295.25亿元 [4] - 预测2026-2028年归母净利润分别为16.24亿元、21.18亿元、22.02亿元 [4][5] - 预测2026-2028年每股收益（EPS）分别为0.72元、0.93元、0.97元 [4] - 基于2026年4月24日收盘价，对应2026-2028年市盈率（P/E）分别为11.39倍、8.73倍、8.40倍 [4][5]

报告行业投资评级 未提及 报告的核心观点 本周（20260420 - 20260424）银行间及交易所市场绿色债券一级市场发行规模增加，二级市场成交额上升，成交均价估值偏离幅度整体不大且折价成交占优 [1][2][3] 各部分总结 一级市场发行情况 - 本周共新发行绿色债券37只，合计发行规模约374.29亿元，较上周增加188.48亿元 [1] - 发行年限以5年以下中短期为主，发行人性质多样，主体评级以AAA和AA + 级为主 [1] - 发行人地域广泛，发行债券种类丰富 [1] 二级市场成交情况 - 本周绿色债券周成交额合计675亿元，较上周增加37亿元 [2] - 分债券种类，成交量前三为非金公司信用债、金融机构债和利率债 [2] - 分发行期限，3Y以下绿色债券成交量最高，占比约83.43% [2] - 分发行主体行业，成交量前三为金融、公用事业、交运设备 [2] - 分发行主体地域，成交量前三为北京市、广东省、湖北省 [2] 估值偏离度前三十位个券情况 - 本周绿色债券周成交均价估值偏离幅度整体不大，折价成交幅度和比例均大于溢价成交 [3] - 折价率前三的个券为24绿舍建材GN001(可持续挂钩)（ - 0.5391%）、25濮阳G1（ - 0.4718%）、25濮资G1（ - 0.4313%） [3] - 溢价率前三的个券为22广东债08（0.3024%）、26广汽集MTN001(科创债)（0.2972%）、22广东债09（0.2825%） [3]

文章核心观点 - 本轮广东电力现货价格暴涨，实质上是电力市场从“低价预期主导”走向“风险定价主导”的标志，价格开始真实反映供需紧张程度、燃料成本和系统灵活性稀缺程度 [1][3][15] 广东电力现货价格现状与走势 - 3至4月广东电力现货价格长期高位运行，3月31日燃气机组部分节点价格突破900元/MWh，4月14日19时突破1000元/MWh（即每度电超过1元）[2] - 4月14日全省发电侧日前加权平均电价约0.678元/kWh，去年同期约0.308元/kWh，同比上涨超过120% [2] - 4月20日至23日价格有所回落，全省日前加权平均电价分别为589.02元/MWh、525.99元/MWh、635.86元/MWh和549.47元/MWh，但广州、深圳、东莞等地仍保持大于800元/MWh [13] - 火电机组因可灵活改变出力曲线，在现货价格上涨中最受益，多发电进现货市场可获利 [2] 价格上涨原因分析 - 本质是短期供需偏紧与一次能源（天然气）成本抬升共同作用的结果 [5] - 需求侧：气温偏高导致空调制冷负荷明显上升，工业生产年后恢复，广东全省4月14日入夏，比常年偏早 [5] - 供给侧：春季检修、局部输电受限、来水偏弱等因素导致整体供应减少 [5] - 边际定价机制：广东气电占比高，供需偏紧时燃气发电成为边际定价电源，国际天然气价格（如欧洲TTF价格长期处于40欧元/MWh以上）直接影响现货电价 [5] - 广东价格敏感性高，因其是负荷大省、外向型经济、气电比例高、受西电东送影响强 [5] 市场参与者的影响与应对 - 用电侧因主要由中长期协议供电，尚未受太大影响 [2] - 售电公司面临较大挑战，许多在亏钱，需在可控范围内采取策略应对极端价格变化 [8] - 根据规定，售电公司与用户签订的零售合同中，至少有8%电量电价联动现货价格、2%联动月度价格，最多90%可选择一口价 [9] - 当现货价格走高时，中长期电量覆盖比例低的售电公司需以更高价购电，而发电企业可通过在现货市场高价出售电力获利 [10] - 2026年4月广东月度中长期交易综合价约0.372元/kWh，远低于当月现货均价 [11] - 售电公司签订固定价或弱联动零售合同本质是在做空未来电价，若批发成本剧烈上升而缺乏套保手段会非常被动 [11] 价格未来展望与市场结构变化 - 短期价格有望回落，因春季检修高峰退出、西南来水改善增加水电、西电东送能力增强、跨省跨区支援电量增多 [13] - 今年一季度南方电网西电东送电量达415亿kWh，较计划多47亿kWh [14] - 但中长期看，高波动将成为常态，电力现货市场是风险暴露最直接的市场，会迅速反映高温、缺水、燃料涨价、灵活性不足等事件 [15] - 如果出现全国性持续高温、来水不足、风光欠发、一次能源价格再度上行，全国范围内可能出现阶段性电价抬升 [6] - 国际气价上行可能通过煤炭价格传导到更广泛地区 [6] - 市场主体需重新建立对电价波动的认知，成熟市场需让价格信号、风险承担和风控工具相互匹配 [15][16]

行业政策与战略定位 - 2026年算电协同首次写入政府工作报告并被列为国家级新基建工程标志着行业进入算力、电网、能源、碳等多要素深度耦合的联动发展新阶段 [1] - 人工智能大模型应用对电力需求呈指数级增长单次训练耗电量常以亿千瓦时计绿色电力已成为支撑算力发展的核心保障 [1] - “电支撑算、算优化电”的双向互动模式正逐步成为国家战略核心之一旨在解决算电时空错配问题 [1] - 源网荷储一体化发展是实现电力系统高质量发展的客观需要也是提升可再生能源开发消纳水平、提高非化石能源消费比重的必然选择更是算电协同落地实施的关键解决方案 [1] 培训核心内容与目标 - 培训旨在帮助企事业单位精准把握行业发展趋势全面了解我国当前算力基础设施布局情况、用能特性、低碳供能解决方案以及从绿电到算力再到Token的完整变现路径 [2] - 培训核心目标是破解项目开发、投资中的核心难题 [2] - 培训结束后将发放“算电协同培训”结业证书 [2] 培训课程模块详解 - 课程模块涵盖绿色电力与算力协同相关政策研读、算力集群与AIDC设施基本布局情况、我国算力产业发展现状及下一步重点工作 [4] - 课程包括人工智能算力中心节能降碳及绿电消费要求、我国新能源绿电供应特点、算电协同绿色算力产业项目开发路径选择 [4] - 课程涉及源网荷储、绿电直连等相关方案介绍及项目特性、应用形式以及绿色算力中心绿电解决方案和设计思路 [4] - 课程包含算力中心源网荷储一体化项目投资模式、绿色算力中心碳排放评价及绿色价值实现、电力算力Token价值转化路径 [4] - 课程还涉及算电协同关键问题及灵活性算力打造、算电协同调度、绿电聚合交易等一站式技术供给方案 [4] 培训组织与参与方 - 培训由《中国能源报》社有限公司主办中国能源经济研究院提供学术支持 [3] - 培训对象包括各大型能源集团、电力集团、电网公司、发电集团、售电公司、地方能源电力集团、重点园区、工厂及各类型用能机构、新能源企业 [3] - 培训对象还包括各类型通信企业、互联网企业、高校、研究院所、投资、律所等机构以及算力服务商 [4]