报告核心观点 - 2025年4月指数走出“V型”行情，A股市场在“国家队”护盘和内需政策预期支撑下探底企稳回升，但三大指数月K线仍收绿 [4][9] - 2025年5月行情有望继续企稳修复，市场或从短期大波动行情转向基本面驱动行情 [4][41] - 板块上建议关注金融、公用事业、食品饮料、TMT、医药生物、有色金属、电力设备等板块，行业配置上建议超配金融、公用事业、食品饮料、TMT [4][41][42] 月度行情回顾 - 2025年4月全球资本市场受外部事件冲击巨幅动荡，A股市场在“国家队”护盘和内需政策预期支撑下，大盘探底企稳回升，沪指一度八连涨，指数走出“V型”行情，但三大指数月K线仍收绿 [4][9] - 截至4月30日，上证指数月K线跌1.70%，深证成指月K线跌5.75%，创业板指月K线跌7.40%，科创50月K线跌1.01%，北证50月K线涨4.72% [4][9] - 个股板块跌多涨少，美容护理、农林牧渔等板块涨幅靠前，电子、计算机等板块跌幅靠前 [4][9] 2025年5月份市场环境分析 全球经济前景不确定性放大，国内一季度经济实现“开门红” - IMF将2025年全球经济增长预期从年初的3.3%下调至2.8%，2026年预计为3%，全球经济增速放缓但仍高于衰退期水平；美联储强调保持独立性，目前政策良好，待明确数据再调整；欧洲央行4月降息，日本央行预计5月维持利率不变 [15][16] - 一季度国内GDP同比增速5.4%，超市场预期；3月规上工业增加值同比增长7.7%，1 - 3月城镇固定资产投资累计同比增长4.2%，3月社会消费品零售总额同比增长5.9%，3月出口同比增速13.50%，进口同比增速 - 3.50% [17][18] - 3月CPI同比降0.1%，环比降0.4%，核心CPI同比由降转涨；PPI环比降0.4%，同比降2.5%；3月信贷总量扩张但结构待改善 [19][20] - 4月制造业PMI指数为49.0%，回落至临界点以下，非制造业PMI指数和综合PMI产出指数分别为50.4%和50.2%，继续保持在扩张区间 [21] 政治局强调加紧实施更加积极有为的宏观政策，政策想象空间打开 - 4月政治局会议强调实施积极宏观政策，财政上启动特别国债发行，预计地方债发行节奏加快；货币政策短期或延后宽货币，二季度或择机降准降息 [26] - 消费政策要提高中低收入群体收入，发展服务消费，设立服务消费与养老再贷款；金融支持要帮扶困难企业，推动内外贸一体化 [27] - 会议提到巩固房地产市场稳定态势，稳定和活跃资本市场；国新办发布会介绍多项稳就业稳经济举措 [27][28] 央行加大资金投放力度，各方持续稳定和活跃资本市场 - 4月央行净投放（含国库现金）7708亿元，临近五一假期连续三日净投放3130亿元，预计5月流动性持续宽松，LPR 4月不变，5月或择机降准降息 [30] - 4月政治局会议强调稳定和活跃资本市场，“1 + N”政策体系落地，各方预期改善；面对4月初市场波动，各路资金和部门维稳，提振市场信心 [31][32] - 截至4月末，沪深两市两融余额为18022.72亿元，融资余额较3月末减少，两融余额占A股流通市值比重回落；4月重要股东净增持约8.28亿元，股权融资规模较3月显著回落 [33] 5月行情研判 - 全球经济前景不确定，国内一季度经济“开门红”，但4月PMI落至荣枯线下，有效需求动力不足，后续经济将稳中有进 [37][40] - 政治局强调积极宏观政策，稳就业稳企业，增量政策或推出，政策想象空间打开 [38][41] - 央行4月释放流动性，预计5月宽松，LPR或择机调整；4月两市融资融券和融资规模回落，重要股东净增持，各方维稳提振信心 [39][41] - 5月市场有望继续企稳修复，从短期大波动转向基本面驱动行情，建议关注金融等板块 [41] 行业配置 金融 - 银行：外围扰动使银行等高股息板块成资金避风港，二季度避险逻辑不变，国内扩内需政策推进和低利率环境将驱动银行基本面修复和提升股息率性价比 [43] - 证券：一季度16家上市券商归母净利润正增长，市场活跃度提升，经纪、自营、投行业务驱动业绩增长，政治局会议支撑券商经营环境 [44] - 保险：监管优化保险资金比例监管政策，上调权益资产配置比例上限，有助于缓解市场资金紧张和提升险企投资收益 [45] 公用事业 - 水电：政策支持水电发展，装机容量稳步增长，未来可期，且水电公司重视现金分红 [46] - 燃气：政策助力工业经济发展，有望带动天然气需求提升，价格联动机制落地促进燃气行业良性发展 [46] - 煤电：煤电容量电价机制落实助力企业回收成本，电力市场体系健全，煤电公司拓展辅助服务收入，动力煤价格下降促进业绩提升 [47] 食品饮料 - 白酒：春节动销下滑，节后淡季控货挺价，2024年业绩分化，预计上半年消化库存，下半年需求复苏，全年前低后高，关注政策、业绩和经销商信心 [48] - 大众品：关注与餐饮供应链相关、有边际改善预期、受益生育政策催化的板块，如调味品、啤酒、乳品、零食等 [49][50] TMT - 电子：美国公布对等关税豁免清单或带来估值修复，但贸易摩擦有不确定性，关注关税政策，产业链自主可控进程有望加快 [51] - 通信：低轨卫星组网发射，通信行业处于技术迭代与政策红利叠加期，关注“技术商用 + 政策催化 + 业绩确定性”企业机遇 [52] - 半导体：内资晶圆厂扩产拉动半导体设备需求，国产替代逐步推进，但部分品类自主可控率低，国内企业有望替代 [52] - 计算机：外部不确定性凸显科技自主可控紧迫性，内部政策支持信创产业，基础软件国产化率低，2027年或进入替换高峰期，关注相关优势企业 [53][54]

公司业绩表现 - 2024年实现营业收入1841 45亿元 同比增加26 73亿元 增幅1 47% [2] - 归属于上市公司股东的净利润223 60亿元 同比减少7 40亿元 降幅3 21% [2] - 煤炭业务收入1626 74亿元 占总收入88 34% 同比增长3 02% [8] - 电力业务收入161 76亿元 占比8 78% 同比下降7 84% [8] - 2024年一季度营收401 6亿元 同比减少7 3% 净利润48 05亿元 同比减少1 23% [12] 煤炭业务运营 - 煤炭产量17048 46万吨 同比增加676 04万吨 增幅4 13% [4] - 煤炭销量25843 08万吨 同比增加2163 00万吨 增幅9 13% [4] - 煤炭售价561 30元/吨 同比下降52 13元/吨 降幅8 50% [5] - 97%资源位于陕北、关中、彬黄等优质采煤区 [4] 电力业务运营 - 总发电量376 15亿千瓦时 同比上升4 41% [5] - 总售电量351 26亿千瓦时 同比上升4 37% [5] - 电力售价399 23元/兆瓦时 同比下降20 30元/兆瓦时 降幅4 84% [6] 战略转型与资本运作 - 动用超百亿元现金收购陕煤电力集团88 6525%股权 交易金额156 95亿元 [9] - 母公司陕煤集团对电力资产实施重组 剥离非核心资产 转型为纯火电运营平台 [2] - 收购资产包含7家运营电厂(8300MW)及3家在建电厂(11320MW) 分布于豫陕晋湘四省 [11] - 2024年累计现金分红130 70亿元 占当年可分配利润65% [8] 行业趋势与挑战 - 煤炭价格宽幅震荡 煤电行业周期波动明显 [2] - 电力和化工用煤预计成为煤炭消费主要增量来源 煤炭产量总体保持稳定 [11] - 2025年用电高峰期部分地区电力供需形势预计紧平衡 [12] - 新能源装机加速可能挤压火电利用小时数 [11]

报告核心观点 报告认为在新形势下公用事业行业细分领域存在投资机会，水电受政策支持装机增长且公司重视分红，燃气受益于工业经济发展和价格联动机制，煤电因容量电价和辅助服务市场健全及煤价下降有望改善业绩，建议关注相关优质公司 [4][64][65] 水电：多因素促良性发展 一系列政策支持水电发展 为推动能源结构绿色低碳转型，我国出台系列政策支持水电发展，如《关于加快经济社会发展全面绿色转型的意见》《2025 年能源工作指导意见》等 [4][11] 近年来我国水电装机稳步增长 在政策支持下水电项目开发建设有序推进，我国水电装机容量从 2020 年底的 3.70 亿千瓦增长至 2024 年底的 4.36 亿千瓦，年均复合增速为 4%，主要水电公司有新增装机计划，未来增长可期 [4][12][15] 积极与投资者分享发展成果 2019 - 2023 年水电板块保持盈利，现金流较好，11 家水电行业上市公司中有 9 家通过现金分红回报股东，多家公司对未来利润分配作出规定 [16][19] 煤电：原材料煤炭价格下降，容量电价助成本回收 煤电容量电价机制助力固定成本回收 2023 年 11 月我国建立煤电容量电价机制，合规在运公用煤电机组满足要求且执行调度指令可获容量电费，该机制助力符合条件的煤电企业回收固定成本，有助于行业健康运行 [24][25][26] 辅助服务市场持续健全 辅助服务有关政策持续完善，“中长期 + 现货 + 辅助服务”的多品类电力市场体系初步建成，未来将进一步健全，煤电公司积极参与辅助服务市场拓展收入 [29][30][31] 煤价下降有望促煤电业绩提升 2025 年 1 - 3 月我国煤炭产量同比提升、消费总量略有下降，动力煤价格同比下降，有望促进煤电企业业绩提升，我国有序推进电煤中长期合同签订履行工作 [32][33][38] 燃气：气价联动有序推进 工业经济发展有助于天然气需求提升 2024 年我国经济运行总体平稳，工业生产增势较好，居民消费需求释放，外部需求增长，工业经济发展带动天然气需求提升，一系列政策将助力工业经济发展并带动天然气需求进一步提升 [45][47][51] 气价联动有序推进，助力企业疏导采购成本 我国有序推进天然气上下游价格联动，多地上调天然气销售价格，党的二十届三中全会要求优化居民阶梯气价制度，价格联动机制落地有助于燃气企业疏导采购成本，促进行业良性发展 [57][59][60] 投资建议 建议关注水电领域的长江电力（600900）、华能水电（600025）、川投能源（600674）；燃气领域的新天然气（603393）、新奥股份（600803）、九丰能源（605090）；煤电领域的华电国际（600027）、国电电力（600795） [4][64][65]

能源转型的深入推进，对煤电发展提出了更高要求。一方面，煤电不仅要自己跑得稳，还得随时给新能 源"救场"。截至2024年，我国新能源装机占比首超煤电与气电总和，能源转型迈过重要里程碑，但欠稳 定的新能源发电加剧了电网调节压力，电力系统的游戏规则正在被改写。为支撑新能源大规模并网，煤 电机组频繁处于低负荷运行状态，传统"三改联动"虽提升了基础性能，但面对新型电力系统对调节速 度、调峰深度的更高要求，仍需进一步挖掘灵活调节能力，保障能源转型和安全供应之间的平衡。 近些年，我国煤电行业经历了大刀阔斧的优化提升。从超低排放改造到节能降碳改造、灵活性改造、供 热改造"三改联动"，再到低碳化改造，煤电机组的能效提升、灵活性增强和环保水平优化成果显著。日 前，国家发展改革委、国家能源局联合印发《新一代煤电升级专项行动实施方案（2025—2027年）》， 再次将煤电推到了改革升级的聚光灯下。为何在既有成果基础上仍需进一步升级？新一轮行动又该如何 科学推进？ 作为我国基础性电源，煤电在保障电力安全稳定供应方面发挥了"顶梁柱"和"压舱石"作用。考虑到煤电 是能源领域主要的碳排放源之一，以及能源转型的需要，我国近年来积极推进煤电机组 ...

国家能源局4月21日启动新一代煤电升级专项行动，旨在推动传统煤电向"清洁降碳、安全可靠、高效调 节、智能运行"方向转型。 针对新建机组，鼓励按照专项行动实施方案提出的新建机组指标要求建设。在清洁降碳方面，新建机组 应预留低碳化改造条件，鼓励实施低碳化建设。在安全可靠方面，要求保供期申报出力达标率不低于 98%和非计划停运次数不高于0.3次/台年。在高效调节方面，要求燃用烟煤的煤粉炉新建机组最小技术 出力达到25%，低负荷供电煤耗增幅控制在20%以内，鼓励提升一次调频性能和启停调峰能力。在智能 运行方面，鼓励智能控制、智能运维、智能决策技术指标要求达到新一代煤电试点示范技术要求。 针对新一代煤电机组试点示范，鼓励探索更先进技术指标要求。在清洁降碳方面，试点示范采取降碳措 施后，度电碳排放水平应较2024年同类煤电机组降低10%—20%。在安全可靠方面，要求保供期申报出 力达标率不低于99%和非计划停运次数不高于0.3次/台年。在高效调节方面，要求超超临界、湿冷设计 工况供电煤耗不高于270克/千瓦时，可根据实际情况适当修正调整；鼓励提升一次调频性能，应具备安 全可靠启停调峰能力。在智能运行方面，应实现全负荷工况 ...

文章核心观点 - 陕西能源2024年业绩显著增长，但2025年一季度面临较大经营压力，在电力和煤炭业务运营效率、销售策略及成本控制等方面有改进空间，需提升管理水平和市场竞争力 [1][7] 业绩表现 - 2024年公司实现营业收入231.56亿元，同比增长19.04%，归属净利润30.09亿元，同比增长17.73% [1] - 2025年一季度公司营业总收入同比下降7.78%，归属净利润同比下降28.78%，业绩下滑明显 [1] 电力业务 - 2024年煤电装机总规模达1725万千瓦，新投产机组装机容量205万千瓦，全年发电量530.43亿千瓦时，同比增长19.74%，电力业务收入同比增长19.62% [4] - 2025年一季度发电量下滑致营业收入同比下降7.78%，装机规模扩大但实际发电量增长未跟上，运营效率有待提升 [4] 煤炭业务 - 截至2024年底核定煤炭产能3000万吨/年，2024年原煤产量2356.28万吨，自产煤外销量803.88万吨，煤炭业务收入同比增长18.55% [5] - 2025年一季度煤炭外销量增长有限，业务收入未显著提升，销售策略和市场拓展存在不足 [5] 技术创新与项目推进 - 2024年累计实施煤、电重点技改项目29项，完成发电机组计划性等级检修19台次，实施煤矿大型设备大修工程7项，在建项目稳步推进 [7] - 2025年一季度经营活动产生的现金流量净额同比下降29.39%，成本压力加大，成本控制和资金管理需加强 [7]

文章核心观点 公司2024年经营业绩平稳增长，煤电产业规模持续壮大，积极拓展业务领域，重大项目建设和前期手续办理有序推进，未来将推动主业转型升级和新质生产力发展构建 [1][2][3][4] 经营业绩 - 2024年全年实现营业收入231.56亿元，同比增长19.04%；归母净利润30.09亿元，同比增长17.73%；扣非净利润29.80亿元，同比增长17.94%；基本每股收益0.80元/股 [1] - 拟向全体股东每10股派发现金红利3.60元(含税)，拟派发现金红利总金额为13.5亿元(含税) [1] - 2024年完成发电量530.43亿千瓦时，同比增长19.74%；完成原煤产量2356.28万吨，同比增长1.17% [2] - 电力业务实现营业收入176.67亿元，同比增长19.62%，煤炭业务实现营业收入48.43亿元，同比增长18.55% [2] 业务板块 电力业务 - 截至2024年12月末，煤电装机总规模为1725万千瓦，其中在役装机1123万千瓦，在建装机402万千瓦，核准筹建装机200万千瓦 [2] - 报告期内新投产机组装机容量205万千瓦，在建项目装机容量402万千瓦，核准筹建陕投赵石畔电厂二期(2×1000MW)项目 [2] 煤炭业务 - 截至2024年12月末，核定煤炭产能共计3000万吨/年，其中已投产产能2400万吨/年，在建产能600万吨/年 [3] - 持有丈八煤矿(规划产能400万吨/年)和钱阳山煤矿(规划产能600万吨/年)矿业权，正推进办理项目前期手续 [3] 业务拓展 - 完成对信丰能源51%股权的收购，新增煤电装机200万千瓦，信丰电厂二期2×1000MW机组于8月开工 [3] - 取得钱阳山煤矿采矿权，新增煤炭资源10.2亿吨，庆阳能源已成立 [3] - 布局储能、综合能源服务等新业务，陕能新动力14座充换电站建成投运，正争取储能项目 [3] 技术创新 - 2024年全年研发投入2306.05万元，同比增长139.51% [3] - 全年累计实施煤、电重点技改项目29项，完成发电机组计划性等级检修19台次，实施煤矿大型设备大修工程7项 [3] - 全年开展61个研发项目，取得专利73项，32项质量管理成果获成果奖，新增1家创新型中小企业 [3] 项目建设 - 清水川能源电厂三期(2×1000MW)项目、陕投延安热电一期(2×25MW)项目投运，园子沟矿井东翼(200万吨/年)投产，陕能新动力14座充换电站建成投运 [4] - 陕投延安热电二期(2×350MW)项目、陕投商洛电厂二期(2×660MW)项目、赵石畔矿井建设按计划推进，信丰电厂二期(2×1000MW)项目开工建设 [4] 未来发展 - 全面贯彻新发展理念，落实国家能源安全新战略，加快融入新型能源体系 [4] - 持续壮大煤电主业，夯实煤电一体化优势，探索多能互补发展新模式 [4] - 适应电力市场化改革，推动主业转型升级和新质生产力发展构建，打造一流绿色能源上市企业 [4]

报告公司投资评级 - 维持公司“买入”评级 [8] 报告的核心观点 - 陕西能源作为陕投集团控股的西北煤电一体运营龙头，煤炭资产优质储量大，煤电电价可观成本管控较强，未来煤炭煤电产能有望持续落地，稳健经营且具有高增长潜力，看好公司煤电一体化战略实施带来的业绩成长性，目前仍处于低估状态 [8] 根据相关目录分别进行总结 事件 - 2025年4月17日，陕西能源发布2024年年报，2024年公司实现营业收入231.56亿元，同比上升19.04%；归母净利润30.09亿元，同比增长17.73%；扣非后归母净利润29.80亿元，同比增长17.94%；经营活动产生的现金流量82.36亿元，同比增长15.46%。单Q4公司实现营业收入63.21亿元，同比增长20.22%，环比增长0.97%；归母净利润5.11亿元，同比增长41.81%，环比减少46.55%。公司2024年共计派发现金红利15.375亿元，占合并报表归属于上市公司股东的净利润比例为51.10%，对应2024年12月31日收盘价的股息率为4.42% [1] - 同日，公司发布2025年一季报，2025Q1公司实现营业收入52.02亿元，同比减少7.78%，环比减少17.71%；归母净利润7.03亿元，同比减少28.78%，环比增长37.49% [2] 煤炭板块 - 2024年，公司煤炭产量1860.87万吨，同比+5.07%；自产煤外销量803.88万吨，同比+39.95%。单Q4煤炭产量437.40万吨，环比-11.72%；自产煤外销量237.04万吨，同比+27.08%，环比+27.30%。全年煤炭销售均价602.45元/吨，同比-15.29%；商品煤成本246.80元/吨，同比-4.60%。公司控制生产成本得当叠加产量同比增长，实现以量补价维持板块毛利略有增长 [3] - 2025年Q1，公司煤炭产量434.65万吨，同比-10.51%，环比-0.63%；自产煤外销量187.65万吨，同比+19.45%，环比-20.84%。一季度煤价快速下跌，煤炭产量同步走低，煤炭板块业绩或将承压，但公司根据煤价波动动态提高煤炭自给率（Q1环比+11.02pct），预计量价走低对公司综合业绩影响有限 [4] 电力板块 - 2024年，受益于清水川三期电厂如期投产发电，公司电力板块业绩稳中有增。上网电量496.41亿千瓦时，同比+19.79%；单Q4上网电量127.25亿千瓦时，同比+18.09%，环比-14.09%。平均上网电价0.35元/千瓦时，同比持平；度电成本0.234元/千瓦时，同比上升7.57%。清水川三期电厂作为“陕北 - 湖北”800kV特高压直流输电工程的配套电源点，发电利用小时数有望维持高位 [5][6] - 2025年Q1，公司实现上网电量114.02亿千瓦时，同比-8.54%，环比-10.4%。一季度规上工业发电量同比-0.3%，规上火电发电量1 - 2月同比-5.08%，3月同比-2.3%，公司火电电量受需求低迷影响同比下行 [6] 产能增长 - 公司在建煤矿及煤电产能体量可观，近三年产能接续投产落地。煤矿在建赵石畔煤矿600万吨/年，预计2026年投产；煤电在建商洛二期132万千瓦、延安热电二期70万千瓦，信丰二期200万千瓦，合计402万千瓦，预计均有望于2026年投产。2024年公司公告取得甘肃钱阳山煤矿采矿权，并设立赵石畔二期公司，预计2026年现有在建煤矿煤电项目投运后，公司产能成长有望持续，且有望立足陕西省内，面向全国扩张 [8] 盈利预测 - 预测公司2025 - 2027年归母净利润分别为28.76/34.55/36.63亿元；EPS分别为0.77/0.92/0.98元/股；对应4月17日收盘价的PE分别为11.85/9.87/9.31倍 [8] 重要财务指标 | 指标 | 2023A | 2024A | 2025E | 2026E | 2027E | | --- | --- | --- | --- | --- | --- | | 营业总收入（百万元） | 19,453 | 23,156 | 21,472 | 24,836 | 26,270 | | 同比(%) | -4.1% | 19.0% | -7.3% | 15.7% | 5.8% | | 归属母公司净利润（百万元） | 2,556 | 3,009 | 2,876 | 3,455 | 3,663 | | 同比(%) | 3.3% | 17.7% | -4.4% | 20.1% | 6.0% | | 毛利率(%) | 40.0% | 35.0% | 36.9% | 37.3% | 37.5% | | ROE(%) | 11.0% | 12.2% | 10.4% | 11.3% | 10.8% | | EPS（摊薄）（元） | 0.68 | 0.80 | 0.77 | 0.92 | 0.98 | | P/E | 13.34 | 11.33 | 11.85 | 9.87 | 9.31 | | P/B | 1.47 | 1.38 | 1.24 | 1.11 | 1.01 | | EV/EBITDA | 6.34 | 6.37 | 6.08 | 5.68 | 5.14 | [7]

报告公司投资评级 - 维持公司“买入”评级 [8] 报告的核心观点 - 陕西能源作为陕投集团控股的西北煤电一体运营龙头，煤炭资产优质储量大，煤电电价可观成本管控较强，未来煤炭煤电产能有望持续落地，稳健经营且具有高增长潜力，看好公司煤电一体化战略实施带来的业绩成长性，目前仍处于低估状态 [8] 报告各部分总结 事件 - 2025年4月17日，陕西能源发布2024年年报，2024年公司实现营业收入231.56亿元，同比上升19.04%；归母净利润30.09亿元，同比增长17.73%；扣非后归母净利润29.80亿元，同比增长17.94%；经营活动产生的现金流量82.36亿元，同比增长15.46%；单Q4实现营业收入63.21亿元，同比增长20.22%，环比增长0.97%；归母净利润5.11亿元，同比增长41.81%，环比减少46.55%；2024年共计派发现金红利15.375亿元，占合并报表归属于上市公司股东的净利润比例为51.10%，对应2024年12月31日收盘价的股息率为4.42% [1] - 同日发布2025年一季报，2025Q1公司实现营业收入52.02亿元，同比减少7.78%，环比减少17.71%；归母净利润7.03亿元，同比减少28.78%，环比增长37.49% [2] 点评 煤炭板块 - 2024年以量补价实现业绩增长，2025Q1量价同步走低，板块毛利或将承压 [3] - 2024年煤炭产量1860.87万吨，同比+5.07%；自产煤外销量803.88万吨，同比+39.95%；单Q4煤炭产量437.40万吨，环比-11.72%；自产煤外销量237.04万吨，同比+27.08%，环比+27.30% [3] - 2024年全年煤炭销售均价602.45元/吨，同比-15.29%；商品煤成本246.80元/吨，同比-4.60%；园子沟东翼200万吨/年上半年顺利投产，助力原煤产量同比攀升，以量补价维持板块毛利略有增长 [3] - 2025年Q1煤炭产量434.65万吨，同比-10.51%，环比-0.63%；自产煤外销量187.65万吨，同比+19.45%，环比-20.84%；一季度煤价快速下跌，产量同步走低，业绩或将承压，但公司提高煤炭自给率（Q1环比+11.02pct），预计量价走低对综合业绩影响有限 [4] 电力板块 - 清水川三期如期投产支撑电量增长，25Q1火电需求低迷导致电量同比下行 [5] - 2024年受益于清水川三期电厂投产发电，电力板块业绩稳中有增；上网电量496.41亿千瓦时，同比+19.79%；单Q4上网电量127.25亿千瓦时，同比+18.09%，环比-14.09%；平均上网电价0.35元/千瓦时，同比持平；度电成本0.234元/千瓦时，同比上升7.57%；清水川三期作为“陕北 - 湖北”800kV特高压直流输电工程的配套电源点，发电利用小时数有望维持高位 [5][6] - 2025年Q1上网电量114.02亿千瓦时，同比-8.54%，环比-10.4%；一季度规上工业发电量同比-0.3%，规上火电发电量1 - 2月同比-5.08%，3月同比-2.3%，公司火电电量受需求低迷影响同比下行 [6] 产能增长 - 煤 - 电产能成长接续，省内省外多点开花；在建煤矿及煤电产能体量可观，近三年产能接续投产落地 [8] - 在建赵石畔煤矿600万吨/年，预计2026年投产；在建商洛二期132万千瓦、延安热电二期70万千瓦，信丰二期200万千瓦，合计402万千瓦，预计2026年投产 [8] - 2024年公告取得甘肃钱阳山煤矿采矿权，并设立赵石畔二期公司，预计2026年现有在建煤矿煤电项目投运后，产能成长有望持续，有望立足陕西面向全国扩张 [8] 盈利预测 - 预测公司2025 - 2027年归母净利润分别为28.76/34.55/36.63亿元；EPS分别为0.77/0.92/0.98元/股；对应4月17日收盘价的PE分别为11.85/9.87/9.31倍 [8] 重要财务指标 | 指标 | 2023A | 2024A | 2025E | 2026E | 2027E | | --- | --- | --- | --- | --- | --- | | 营业总收入（百万元） | 19,453 | 23,156 | 21,472 | 24,836 | 26,270 | | 同比(%) | -4.1% | 19.0% | -7.3% | 15.7% | 5.8% | | 归属母公司净利润（百万元） | 2,556 | 3,009 | 2,876 | 3,455 | 3,663 | | 同比(%) | 3.3% | 17.7% | -4.4% | 20.1% | 6.0% | | 毛利率(%) | 40.0% | 35.0% | 36.9% | 37.3% | 37.5% | | ROE(%) | 11.0% | 12.2% | 10.4% | 11.3% | 10.8% | | EPS（摊薄）（元） | 0.68 | 0.80 | 0.77 | 0.92 | 0.98 | | P/E | 13.34 | 11.33 | 11.85 | 9.87 | 9.31 | | P/B | 1.47 | 1.38 | 1.24 | 1.11 | 1.01 | | EV/EBITDA | 6.34 | 6.37 | 6.08 | 5.68 | 5.14 | [7] 资产负债表、利润表、现金流量表 | 报表类型 | 会计年度 | 流动资产 | 货币资金 | 应收票据 | 应收账款 | 预付账款 | 存货 | 非流动资产 | 长期股权投资 | 固定资产（合计） | 无形资产 | 其他 | 资产总计 | 流动负债 | 短期借款 | 应付票据 | 应付账款 | 其他 | 非流动负债 | 长期借款 | 其他 | 负债合计 | 少数股东权益 | 归属母公司股东权益 | 负债和股东权益 | | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | | 资产负债表 | 2023A | 8,988 | 5,748 | 10 | 2,008 | 420 | 454 | 54,052 | 2,288 | 29,313 | 7,284 | 15,168 | 63,040 | 11,648 | 2,179 | 6 | 4,504 | 4,959 | 21,806 | 19,244 | 2,562 | 33,454 | 6,382 | 23,205 | 63,040 | | | 2024A | 9,016 | 5,119 | 10 | 2,393 | 351 | 547 | 59,199 | 2,391 | 37,570 | 8,443 | 10,795 | 68,215 | 15,360 | 2,951 | 40 | 5,550 | 6,819 | 20,881 | 18,647 | 2,235 | 36,242 | 7,256 | 24,717 | 68,215 | | | 2025E | 11,399 | 7,757 | 10 | 2,218 | 373 | 504 | 62,288 | 2,746 | 39,448 | 8,934 | 11,160 | 73,686 | 15,584 | 4,451 | 26 | 5,072 | 6,035 | 21,682 | 19,447 | 2,235 | 37,265 | 8,873 | 27,548 | 73,686 | | | 2026E | 6,013 | 1,878 | 11 | 2,566 | 407 | 574 | 74,847 | 3,185 | 51,481 | 9,547 | 10,633 | 80,860 | 17,120 | 4,951 | 34 | 5,800 | 6,335 | 22,282 | 20,047 | 2,235 | 39,402 | 10,801 | 30,657 | 80,860 | | | 2027E | 6,811 | 2,462 | 12 | 2,714 | 437 | 607 | 80,587 | 3,511 | 59,970 | 10,302 | 6,805 | 87,398 | 18,086 | 5,451 | 34 | 6,121 | 6,479 | 22,582 | 20,347 | 2,235 | 40,668 | 12,850 | 33,881 | 87,398 | | 报表类型 | 会计年度 | 营业总收入 | 营业成本 | 营业税金及附加 | 销售费用 | 管理费用 | 研发费用 | 财务费用 | 减值损失合计 | 投资净收益 | 其他 | 营业利润 | 营业外收支 | 利润总额 | 所得税 | 净利润 | 少数股东损益 | 归属母公司净利润 | EBITDA | EPS(当年)(元) | | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | | 利润表 | 2023A | 19,453 | 11,663 | 865 | 73 | 1,126 | 10 | 860 | -19 | 44 | 23 | 4,904 | -12 | 4,892 | 833 | 4,059 | 1,503 | 2,556 | 8,156 | 0.73 | | | 2024A | 23,156 | 15,060 | 1,004 | 76 | 1,100 | 23 | 767 | -27 | 259 | 0 | 5,359 | 21 | 5,380 | 718 | 4,662 | 1,654 | 3,009 | 8,865 | 0.80 | | | 2025E | 21,472 | 13,546 | 939 | 74 | 1,094 | 18 | 646 | -8 | 80 | 31 | 5,259 | 0 | 5,259 | 766 | 4,492 | 1,617 | 2,876 | 9,003 | 0.77 | | | 2026E | 24,836 | 15,573 | 1,083 | 84 | 1,237 | 22 | 673 | -8 | 80 | 34 | 6,271 | 0 | 6,271 | 888 | 5,383 | 1,928 | 3,455 | 10,860 | 0.92 | | | 2027E | 26,270 | 16,406 | 1,147 | 89 | 1,318 | 23 | 726 | -13 | 80 | 37 | 6,665 | 0 | 6,665 | 953 | 5,712 | 2,049 | 3,663 | 11,792 | 0.98 | | 报表类型 | 会计年度 | 经营活动现金流 | 净利润 | 折旧摊销 | 财务费用 | 投资损失 | 营运资金变动 | 其它 | 投资活动现金流 | 资本支出 | 长期投资 | 其他 | 筹资活动现金流 | 吸收投资 | 借款 | 支付利息或股息 | 现金流净增加额 | | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | | 现金流量表 | 2023A | 7,133 | 4,059 | 2,419 | 906 | -44 | -286 | 79 | -5,453 | -4,595 | -886 | 29 | 426 | 6,919 | -1,168 | -3,856 | 2,107 | | | 2024A | 8,236 | 4,662 | 2,975 | 805 | -259 | -47 | 101 | -7,020 | -7,028 | -36 | 43 | -2,010 | 575 | 175 | -3,423 | -794 | | | 2025E | 7,832 | 4,492 | 3,099 | 671 | -80 | -374 | 24 | -6,138 | -5,867 | -274 | 3 | 943 | 13 | 2,300 | -859 | 2,638 | | | 2026E | 10,483 | 5,383 | 3,916 | 712 | -80 | 543 | 8 | -16,403 | -16,048 | -355 | 0 | 42 | 0 | 1,100 | -1,058 | -5,879 | | | 2027E | 11

新一代煤电升级专项行动方案核心观点 - 国家发改委和能源局联合印发《新一代煤电升级专项行动实施方案（2025—2027年）》，系统部署煤电转型升级，助力新型电力系统建设[2] - 方案前瞻性谋划煤电战略布局，在"三改联动"基础上深化拓展，提升煤电清洁降碳、安全可靠、高效调节、智能运行水平[3] - 方案构建了覆盖现役、新建和示范机组的煤电技术指标体系，标准严于现行要求，彰显前瞻性战略导向[4] - 新一代煤电升级将成为我国煤电转型发展核心战略，推进时序需统筹考量系统需求、技术成熟度等多维度因素[9] 煤电发展方向 - 煤电在我国电力系统中发挥基础性电源作用，装机容量与发电总量占主体地位[3] - 2024年新能源装机占比首度超过煤电与气电总和，"十五五"末预期突破火电规模的1.5倍[3] - 新型电源架构下，负荷需求与新能源发电的双随机波动特性对系统调节容量、响应速度与调节精度提出更严格要求[3] - 煤电行业亟需破解碳排放约束与碳中和目标适配的结构性难题[3] 煤电技术指标体系 - 方案聚焦清洁降碳、安全可靠、高效调节、智能运行四个维度构建指标体系[4] - 高效调节方面确立6项指标要求，其中低负荷煤耗攀升幅度等4项指标属行业政策首次明确提出[4] - 现役、新建和示范机组在纯凝工况下30%负荷时的煤耗相比额定负荷煤耗的增幅分别不高于25%、20%、15%[5] - 当前现役煤电机组30%负荷相比额定负荷的供电煤耗增幅一般处于25%～35%区间[5] - 负荷变化速率对高/低负荷区实施分区要求，并针对煤质特性等提出差异化要求[5] 清洁降碳要求 - 方案系统性明确碳减排差异化实施标准，未强制要求所有机组实施低碳化改造或建设[7] - 示范项目采用碳减排措施后，度电碳排放强度需较2024年同类型机组降低10%～20%[7] - 鼓励示范项目实现更显著碳减排效果[7] 安全可靠指标 - 设置保供期申报出力达标率、保供期非计划停运次数2项安全可靠评价指标[8] - 非计划停运次数指标采用机组在1个大修周期内的统计平均值[8] - 非计划停运次数指标不适用于CFB、W火焰炉、风扇磨机组[8] 智能运行指标 - 提出智能控制、智能运维、智能决策3项专项指标[8] - 智能控制指标要求强化负荷调节自动化性能，提升运行精准性和安全性[8] - 智能运维指标强调提升机组运行智能化水平，强化运行安全监测等能力[8] - 智能决策指标强调采用智能化手段提升机组在市场化运行中的科学决策能力[8] 煤电升级进程把控 - 各省因地制宜制定煤电转型升级专项行动工作方案，自主把握本地区升级节奏[9] - 对现役机组采取鼓励性政策导向，不作强制性要求[10] - 新建机组鼓励达到新指标要求[10] - 示范机组明确要求应达到更加领先的示范性技术指标[10] 产业协同创新 - 发电企业需积极推进现役机组改造升级、新建机组性能提升与新一代煤电工程示范[11] - 装备制造企业需强化重大核心技术和装备攻关，定向突破技术瓶颈[11] - 高校及科研机构需加强新一代煤电技术基础性研究，深化深度调峰能力提升等技术研究[11] 政策保障体系 - 通过"两新"、REITs等方式对煤电转型升级提供资金支持[12] - 在国家煤电总量控制框架内对新一代煤电示范工程所需建设规模予以优先安排[12] - 支持煤电与新能源实施联营，鼓励联营新能源项目优先并网[12] - 鼓励完善电力现货市场、辅助服务市场和煤电容量电价机制[12]