皖能电力2026年第一季度电话会议纪要关键要点 一、 公司概况与核心业绩 * 公司为皖能电力，主营火电（煤电、气电）及新能源业务[1] * 2026年第一季度利润实现同比微增[3] * 第一季度总发电量接近140亿千瓦时，同比略有下降，剔除2025年同期特定因素后，按可比口径与去年基本持平[3] 二、 火电业务关键指标 电价表现 * 2026Q1火电（含煤电、气电）综合含税电价超0.4元/kWh，同比下降不足0.015元/kWh，降幅优于市场预期[2][3] * 电价下降主因是电量电价下滑，安徽省内年度协议电价低于0.37元/kWh[3] * 容量电费补贴标准提升对电价有超过0.01元/kWh的拉升作用[3] * 公司通过优化合同曲线和交易策略对稳定电价起到积极作用[3] 区域电价详情 * 安徽区域：煤电综合结算电价略低于0.42元/kWh，同比下降约0.018元/kWh[5] * 新疆区域：综合电价约0.3元/kWh，同比下降约0.005元/kWh，降幅较小[5] * 新疆区域调峰收益显著增加，有效抵消了电量电价的下降[5] 煤炭成本 * 2026Q1煤电机组入炉综合标煤单价同比下降约7.7%[2][3] * 2025年第一季度综合煤价（含安徽、新疆）不到800元/吨[4] * 2026Q1综合煤价低于800元/吨[2] 三、 新能源业务发展 装机与投产计划 * 2026年底预计新增新能源装机约200万千瓦[2] * 新增装机包括：新疆175万千瓦风电项目（2025年并购）和安徽30万千瓦项目[9] * 新疆175万千瓦风电项目已基本并网，预计2026年第二季度起陆续转入商业运营[2][6] * 安徽宿州埇桥风电项目仍在建设中，力争2026年底前实现全容量并网[7][8] * 年报披露的20万千瓦已核准待建项目将于2026年陆续开工，预计2027年投运[7] 电价机制与收益 * 公司力争2026年底前并网，是为履行2025年竞价的承诺，以获取机制电价（保障性电价）[8] * 2025年竞价中，约一半的电量执行机制电价，该电价在当前看具有竞争力[8] * 按年化计算，200万千瓦风电装机若利用小时数达2000小时，可产生约40亿度电[9] 股权结构 * 新疆项目为全资，安徽项目为合资[9] * 项目未来可能整合进集团的新能源公司，公司对该新能源公司持股51%[9] * 并表后，项目对公司的权益贡献按51%的持股比例计算[9] 四、 电力交易与市场策略 交易结构与风险敞口 * 长协电量（包括年度、月度及滚动撮合）合计占比已超过90%[10] * 在现货市场存在敞口风险的电量不足10%，与往年水平基本一致[10][11] * 长协电量虽有合同价格，但仍需进入现货市场博弈，最终结算价并非完全等同于长协合同价[12] * 2026年目前情况看，公司的最终结算电价超过了长协合同价格[12] 省间市场与收益 * 公司积极参与华东电力互济市场及省间现货交易[16] * 2026年4月份，通过省间现货交易获得了不错的收益[16] * 2026年5月前五天，省间现货市场盈利情况似乎比4月份更好[16] * “五一”假期后半段，安徽省内现货电价基本为零，公司通过省间市场向浙江、上海等省份售电，获得高于省内零电价（如一毛或两毛钱）的收益[17][18] 交易机制详情 * 安徽：机组主要参与现货交易，市场自2025年起已实现全年不间断试运行[5] * 安徽煤电电价构成：交易性电量电价、容量电费、辅助服务和电网考核相关费用[5] * 新疆：交易体系复杂，包含政府间计划分配的送华东电量、西北省间现货交易及新疆区内交易等[5] * 新疆电价构成：电量电价、辅助服务电价和容量电费[5] * 新疆调峰市场独立存在，机组参与西北区域省间调峰，因新能源占比高、调峰需求大而获得不错收益[6] * 吉泉直流外送华东的电量不参与现货交易，但其配套煤电机组可参与新疆区内市场交易，调峰和辅助服务价值得到较好体现[6] 政策变化 * 2026年4月底出台新政策，计划未来用西北省份间的省间互济交易替代现有调峰市场[6] * 新政策影响尚不明确，需一至两个月观察，预计2026年上半年末有更清晰判断[6] 五、 燃料采购与成本管理 煤炭采购结构 * 公司基本没有进口煤采购，以国内煤为主[14] * 采购结构呈三角形分布：占比最高的是与市场价格关联的市场化协议煤；其次是传统的年度长协煤；占比最低（不足10%）的是纯现货市场煤[14][15] * 市场化协议煤价格与现货市场相关性更强，随现货价格调整，上涨时反应略有滞后[19] 成本与库存 * 2026年至今，长协煤价格与2025年相比没有太大变化，但预计从二季度开始可能会出现变动[15] * 2026年4月份煤价上涨尚未完全传导至公司耗用成本，因公司煤炭采购中长协占比较高，纯市场煤采购较少[13] * 4月份燃料成本较一季度变化不明显[13] * 公司目前尚未开始为迎峰度夏大规模补库，整体库存策略保持中等水平，根据“一厂一策”原则谋划[19] 六、 其他业务与规划 燃气发电 * 安徽省气电实行两部制电价：容量电价29.85元/千瓦·月（折合年化约360元/千瓦）；电量电价0.6272元/千瓦时，为固定一口价，不与气价联动[2][21] * 公司正持续呼吁建立气电价格联动机制[21] * 燃料来源为中石油，2025年合同保障了90%以上的长协供应，价格稳定且较低，波动微小[21] * 安徽省在运调峰天然气电站总装机仅约180万千瓦，体量小，短期内全面推向电力市场的可能性不大[22] 未来规划 * “十五五”期间：继续加大新能源开发力度；积极布局灵活性调峰电源；在建抽水蓄能项目预计在“十五五”末期投产；跟踪燃气发电二期项目机会[9] * 技术应用：2026年为“管理之年”，已将电力交易信息化建设提上日程，正研究利用AI大模型等前沿技术赋能交易[20] 七、 区域电力市场展望 * 安徽电力供需：2026年全省电量总体能实现平衡，但高峰负荷预计存在缺口，极端天气下缺口可能较大[16] * 华东省间市场：安徽煤电机组在特定时段（如江苏等周边省份现货占比较高时）能发挥经济性优势[16]