（报告出品方/作者：东北证券，岳挺）1. 安徽省属电力平台，火绿一体优势明显1.1. 扎根安徽历史悠久，围绕煤电多元发展安徽省属大型发电公司，多元化发展前景广阔。
公司全称安徽省皖能股份有限公司， 是安徽省第一批规范化改制的上市公司，于 1993 年 12 月 20 日在深圳证券交易所挂 牌上市。
经过近 30 年发展，公司 22Q3 末火电装机在役 821 万千瓦、在建 486 万千 瓦。
此外，公司控股电力燃料公司、售电公司、能源交易公司、皖能燃气发电公司、 淮北储能公司各 1 家，除能源交易公司下属阳原聚格光电科技有限公司为光伏发电 机组外（光伏装机 4.985 万千瓦），其余均为燃煤发电机组；燃煤发电机组中，除奇 安电厂和英格玛电厂位于新疆外，其余均位于安徽。
到 2025 年末，公司计划实现新 能源装机容量不少于 400 万千瓦，燃气发电装机容量不少于 180 万千瓦、低碳园区 6 个、储能电站规模争取达到 30 万千瓦。
上网电价相对基准价上浮近 20%，在建火电装机占比近 43%。
主要受益于电力市场 化改革，公司上网电价大幅提升，2021 年平均上网电价为 389.7 元/兆瓦时（含税）， 同比增长 8.92%，22Q1 平均上网电价达 460.3 元/兆瓦时（含税），同比增长 21.84%， 相较于安徽燃煤机组基准电价 384.4 元/兆瓦时（含税）上浮 19.75%。
目前公司在建 火电机组装机容量达 354 万千瓦，其中燃煤机组 264 万千瓦、燃气机组 90 万千瓦，占公司目前建成投产机组装机规模的 42.86%，部分机组临近预计投产时点，在建机 组陆续投产后将大幅提升公司装机规模，公司业绩有望实现较快增长。
煤炭贸易业务营收占比超 1/3，毛利率基本保持稳定。
除个别电厂主要自行采购煤炭 外，公司其余电厂均通过子公司安徽电力燃料有限责任公司（安徽电燃）进行统一采 购，安徽电燃在燃料采购的同时还开展对外煤炭贸易业务，安徽电燃自用煤的采购和 贸易煤业务由不同的部门负责经营，业务没有交叉。
2021 年，安徽电燃采购煤炭 2341 万吨，其中自用采购量 1179 万吨、贸易采购量 1162 万吨，公司煤炭业务收入 42.6 亿 元，占总收入比例 38.01%，毛利 0.75 亿元，毛利率 0.94%，基本保持稳定。
1.2. 皖能集团综合电力上市平台，承诺资产注入规模增长可期皖能集团绝对控股，实控人安徽国资委。
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（皖能物资公司）间接持股 1.81%，合计持股比例达 56.74%。
皖能集团负责省 级电力、天然气及其它能源建设的资金筹集、投资管理工作，并对建设项目进行资产 经营和资本运作，拥有全资和控股二级子公司 19 家，包括公司和皖天然气 两家上市公司，三级控股公司 98 家。
安徽省国资委全资控股皖能集团，为公司实际 控制人。
2018 年，公司通过支付现金及发行股份完成购买皖能集团持有的神皖能源 25%、24%股权，获得神皖能源 49%股权，公司权益装机大幅增长 40.73%，规模实现 快速扩张。
控股股东承诺资产注入，公司规模有望快速增长。
22Q3 末，公司控股股东皖能集团 控股火电装机容量 1307 万千瓦（省内煤电在役 821 万千瓦、在建 132 万千瓦，气电 在建 90 万千瓦，新疆煤电在建 264 万千瓦）；环保发电板块已形成运营项目 16 个、 装机 35.2 万千瓦的规模，年处理固废 600 万吨，约占全省的 50%；大力发展光伏发 电和风电等新能源，建成、在建及取得指标新能源项目合计达到 176 万千瓦；积极推 进实施抽水蓄能电站、综合能源港、生物天然气、绿色智慧园区、能源工业互联网、 氢氨能利用等一批新项目。
皖能集团承诺将公司作为旗下发电类资产整合的唯一上 市平台和资本运作平台，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，同时进一步考虑将风电、光伏等新 能源资产注入公司。
控股股东电力资产注入公司后，公司规模有望实现快速增长。
1.3. 电价上涨缓解成本压力，营收增长业绩触底反转受益电价及煤价提升，公司营收快速增长。
主要受益于国家发改委 1439 号文上调市 场化交易电价相对基准价涨幅至 20%，以及煤炭业务收入随煤炭销售价格提升，公司 2021/22H1/22Q1-3 实 现 营 收 210.32/119.42/185.16 亿 元 ， 同 比 上 升 25.55%/31.22%/24.44%，其中 22H1 电力业务实现营收 74.80 亿元，同比上升 27.06%， 煤炭业务实现营收 42.60 亿元，同比上升 40.33%。
22 年业绩持续改善，盈利能力快速回升。
主要受益于营收较快增长，公司 2022 年前 三季度实现归母净利润 4.34 亿元，同比大幅增长 184.98%，毛利率、净利率、ROE 等 盈利指标均大幅回升。
单季度来看，预计主要由于发电量环比较快增长，公司 Q3 营 收、毛利、毛利率、净利率均环比提升。
未来随着电煤中长期合同执行力度加强、煤 炭产能逐步释放，公司燃料成本有望持续改善，盈利能力有望持续逐季回升。
资产负债率降低，现金流同比增加。
公司资产负债率自 2018 年以来缓慢下降，但 2021 年由于燃料采购成本及资本开支大幅增长，公司借款总额及资产负债率均有较大增 加，22Q3 末资产负债率 61.42%，有息负债率 44.59%。
现金流方面，公司 2020 年经 营性现金流净额 CFO 达 29.5 亿元，然而主要由于 2021 年燃料采购价格大幅上涨， 公司 CFO 下降至-10.56 亿元，2022 年随公司盈利能力回升，前三季度快速回升至 22.31 亿元，同比增长 98.46%。
主要由于在建项目投入，2021 年公司资本开支 26.89 亿元，同比大幅增长 152.73%，随新项目陆续投产，公司业绩有望实现较快增长。
自 上市以来，公司累计现金分红 32.85 亿元，累计分红率 39.29%，平均股息率 1.77%， 低于五大发电集团旗舰上市公司。
2. 机组先进区位优势，装机增长业绩可期2.1. 在役机组深耕安徽，权益装机持续增长在运并表火电机组均位于安徽，60 万千瓦以上机组装机容量占比 72%。
公司 22Q3 末在运火电装机 821 万千瓦，权益持股比例 50.89%，均为燃煤发电机组，且均位于 安徽省。
其中，总装机量最大的电厂为皖能铜陵电厂，达 237 万千瓦，拥有两台百万 千瓦级燃煤发电机组，皖能马鞍山、皖能合肥、阜阳华润电厂目前总装机均超 100 万 千瓦，合计拥有 6 台 60 万千瓦级燃煤发电机组，此外公司还拥有 7 台 30 万千瓦级 燃煤发电机组，公司 60 万千瓦及以上发电机组装机容量占比达 72%。
持有神皖能源 49%股权，权益装机快速提升。
公司控股股东皖能集团积极推进将优 质资产注入公司，2019 年 5 月 29 日，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，权益装机量大增，2019 年底公司权益装机达 961.72 万 千瓦，同比增加 278.32 万千瓦，涨幅 40.73%，2019 年 6-12 月份实现对应投资收益 2.28 亿元。
神皖能源实控人为世界最大煤炭生产销售企业国家能源集团，公司与国家 能源集团通过神皖能源建立产权纽带，公司电煤长协率履约率有望具备一定优势。
2022 年，神皖能源与国家能源集团间接控股公司国电安徽电力有限公司（安徽公司） 实施资产重组，国家能源集团下属公司北京国电电力所属安徽区域全部电力资产（控 股装机容量 454 万千瓦，其中蚌埠发电、铜陵发电火电装机容量分别为 258、126 万 千瓦）进入神皖能源，公司和神皖能源的火电装机容量合计占比超过安徽省省调火电 机组总容量的 50%。
据统计，公司参股火电厂权益装机容量 748.86 万千瓦，火电总权益装机达 1166.7 万 千瓦，其中神皖能源权益装机占比达 40%。
由于神皖能源间接控股股东为国家能源集 团并由中国神华参股，预计神皖能源的电煤长协签订率及履约率均高于行业平均水 平，有望稳定持续为公司供需投资收益，2022 年前三季度公司投资净收益 6.48 亿元， 已接近 2020 年水平。
2.2. 在建机组规模可观，两地布局多点开花22Q3 末公司在建火电装机 486 万千瓦，占在役控股装机比例过半。
公司火电机组在 建规模较大，22Q3 末在建燃煤机组 396 万千瓦、燃气机组 90 万千瓦，合计占在役火 电控股装机比例 59.2%，陆续投产后有望大幅提升公司控股装机容量。
其中，位于安 徽省的阜阳华润在运一期项目总装机 128 万千瓦，在建二期项目总装机 132 万千瓦， 预计今年内实现双投；位于新疆昌吉准东的奇安电厂预计于今年内投产 1 台机组，明 年 6 月底前投产第二台机组；新疆英格玛电厂预计于 2024 年底实现双投。
据公司规 划，到“十四五”末，公司计划在役在建火电装机规模达到 1500 万千瓦，其中实现 燃气装机不少于 180 万千瓦，公司火电装机有望持续增长。
公司第一家燃气电厂预计后年投产，装机结构将进一步丰富。
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，建设 2 台 450 兆瓦 F 级燃气-蒸汽联合循环调峰 机组，是安徽省第一批、皖能集团及公司第一家天然气调峰电厂项目，是安徽省“十 四五”电力保障供应的重点项目。
截至 10 月末，项目现场 1 号机余热锅炉钢架正在 吊装，计划 11 月中下旬开始 2 号机余热锅炉钢架吊装，年底前完成化学水处理车间 结顶，计划于 2024 年 2 月夏季用电高峰出现之前投产。
目前合肥市没有燃气发电厂， 公司燃气电厂投产后有望缓解合肥乃至安徽用电紧张形势，取得良好经济效益。
新疆在建火电达 264 万千瓦，背靠我国最大整装煤田。
公司在新疆在建 4 台煤电机 组，其中奇安电厂 2 台 66 万千瓦机组位于新疆维吾尔自治区昌吉回族自治州准东经 济技术开发区，英格玛煤电一体化坑口电厂 2 台 66 万千瓦机组位于新疆昌吉奇台县 境内的西黑山工业园区。
准东属国家级经济技术开发区，横跨昌吉州吉木萨尔、奇台、 木垒县，其所属煤田是我国目前发现最大的整装煤田，也是国家十四个煤炭基地的重 要组成部分，煤田包括五彩湾、大井、将军庙、西黑山、老君庙 5 个矿区，预测煤炭 资源储量 3900 亿吨，占全疆储量的 17.8%、全国储量的 7%，已探明储量 2531 亿吨， 公司在疆电厂有望受益，具备一定的燃料采购成本及渠道优势。
依托特高压外送华东，电力消纳具备优势。
公司在疆新建电厂均为国家电网公司准东 -华东（皖南）±1100kV 特高压直流输电工程配套电源之一，该工程起于新疆昌吉换 流站，止于安徽宣城古泉换流站，是目前世界上电压等级最高、输电容量最大、送电 距离最远、技术水平最先进的特高压直流工程。
2016 年 7 月工程开工，2019 年 9 月 竣工投产，总投资 373.5 亿元。
华东地区电力需求增长较为强劲，为电力净输入地区， 依托特高压线路，公司新疆电厂未来电力消纳水平有望得到保障。
储备项目有序推进，装机量有望持续增长。
除在建项目外，公司有若干参控股火电机 组已获得核准。
2022 年 9 月，公司控股安徽钱营孜发电有限公司二期扩建项目获核 准，项目被列入安徽省“十四五”重点电源项目，拟新建 1 台超超临界二次再热 1000MW 燃煤发电机组，并已于 11 月发布招标公告。
2022 年 9 月 16 日，公司控股 淮北国安电力有限公司二期扩建项目获安徽省发改委核准，项目拟扩建 2 台 66 万千 瓦超超临界燃煤发电机组，最小技术出力达到额定装机的 20%，纯凝工况下供电煤耗 仅为 266.20g/kWh；二期工程投产后，一期工程 2×320MW 机组转为应急备用机组。
除控股项目外，公司今年 8 月 31 日发布公告增资 4.158 亿元用于建设参股公司中煤 新集利辛电厂二期项目（公司持股 45%），项目已取得安徽发改委核准批复，拟建 2*660MW 超超临界二次再热燃煤发电机组，预计项目资本金内部收益率为 23.55%， 项目盈利能力较强。
2.3. 储能项目有序推进，绿电发展前景广阔投建安徽最大电化学储能电站，一期项目有望年内并网。
2022 年 1 月，公司全资设 立淮北皖能储能科技有限公司，投资建设淮北皖能储能电站，总规模 1000MWh，全 部建成后将成为国内单体容量最大的电网侧磷酸铁锂储能电站之一，电站定位为电 网侧大容量独立共享储能电站，可接收电网统一调度，参与电网调峰、调频、有/无 功动态响应、黑启动、应急备用电源等多项辅助服务。
其中一期项目装机规模 103MW/206MWh，占地面积约 40 亩，技术路线为磷酸铁锂电池，利用公司淮北国安 电厂一期原有线路送出，项目总投资约 53454 万元，为安徽省规模最大的电化学储能 项目，于 4 月开工，计划 12 月 20 日前具备并网运行投运条件。
到 2025 年末，公司 计划实现储能电站规模 30 万千瓦。
受托管理抽蓄电站未来有望实现资产注入，积极参股省内抽蓄电站建设。
由于暂不符 合资产注入条件，公司控股股东皖能集团为避免同业竞争，将旗下所持 4 家抽水蓄能 公司股权委托给公司，公司为唯一受托人，4 家抽蓄公司每家负责运营一座抽蓄电站， 总装机容量达 348 万千瓦，控股股东均为全球最大抽蓄公司国网新源。
除受托管理运 营外，公司积极参股抽蓄电站，目前持有桐城抽水蓄能电站（在建，装机容量1200MW） 20%股权。
此外，2022 年 7 月，安徽宁国抽水蓄能电站项目获安徽发改委核准，装机 容量 1200MW，公司控股子公司持有该项目公司 28%股权，为第二大股东；2022 年 11 月，安徽石台抽水蓄能电站项目获安徽发改委核准，装机容量 1200MW，公司直 接持股 20%，为第二大股东；2022 年 10 月，安徽霍山抽水蓄能电站项目获安徽发改 委核准，装机容量 1200MW，公司参股公司神皖能源全资投建。
除前述 4 个抽蓄项目 外，安徽还有 6 个抽蓄项目被列入国家《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035 年）》） “十四五”重点实施项目清单中，预计未来将陆续获得核准，公司凭借安徽唯一省属 电力资产整合平台优势，有望参股抽蓄项目，获得较为稳定的投资收益。
400 万千瓦新能源发展规划，绿电发展前景可期。
2021 年 7 月，公司设立能源交易 公司作为电力交易、碳交易专业化平台公司，并作为综合能源领域的投资平台投资开 发新能源、综合能源服务项目，正式进入新能源发电领域，拟通过风光火储一体化、 网源荷储一体化等方式开发新能源项目，依托公司新疆、安徽火电机组，公司新能源 装机规模有望快速扩张。
2021 年底公司成功收购光伏项目 4.985 万千瓦，计划 2025 年实现新能源装机 400 万千瓦，随着近期硅料硅片价格松动拐点有望显现，新能源电 站收益率有望提升，公司作为新能源建设新军具备一定优势。
此外，公司控股股东承 诺将其持有的新能源发电资产注入公司，截至 2021 年底共有 136 万千瓦装机，截至 22H1 末共有在运在建及取得指标项目 176 万千瓦，截至 2022 年 10 月底在运在建项 目超过 150 万千瓦、储备项目规模约 2GW。
根据安徽省规划，2025 年新能源装机预 计达到 3600 万千瓦以上，公司作为安徽省属电力资产唯一整合平台，省内开发新能 源具备一定优势，此外公司在新疆新建 264 万千瓦煤机，有望获取配套新能源指标， 新能源装机规模有望快速提升。
3. 背靠长三角需求旺盛，有望受益电价提升3.1. 安徽电力供需紧张，特高压外送江浙沪安徽预计电力供需紧张，有望受益于电力市场建设。
据电规总院预测，2022-2024 年 包括安徽在内的长三角地区电力供需处于紧平衡状态，其中安徽省电力供需持续处 于“紧张”状态。
具体来看，据安徽省能源局 2022 年 5 月发布的《安徽省电力发展 “十四五”规划》，安徽省“十四五”年均用电增速为 6%~6.6%、全社会用电量年均 增速 6.6%~7.8%、全社会最大负荷年均增速 8.5%。
另据安徽省能源局 2022 年 3 月发 布的《关于印发抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035 年）安徽省实施方案的通知》， 安徽省 2025 年全社会用电量和最大负荷将分别达到 3460 亿千瓦时和 7100 万千瓦， 最大峰谷差达到 2200 万千瓦，且 2030 年、2035 年安徽省全社会用电量将分别达到 4500 亿千瓦时、5180 亿千瓦时，最大负荷将分别达到 9500 万千瓦、10650 万千瓦， 电力系统峰谷差将达到 2850 万千瓦、3300 万千瓦。
在电力供需紧张的背景下，随着电力市场化改革不断深化，电力逐步回归商品属性，公司平均销售电价有望维持高 位，甚至有望进一步提升。
面向长三角，安徽电力保供能力要求较高。
长三角地区用电需求旺盛，江苏、浙江两 省去年用电量高居全国第 3、4 位，华东电网需要大量外来电以满足本地用电需求， 属于典型的受端电网，且随着经济持续快速发展，华东电网最高用电负荷近年来增速 较快（今年 7.7%）且波动明显加大，电力保供需求较大。
两淮地区是长三角地区唯 一的国家级亿吨煤炭基地，安徽省作为煤炭基地和长三角电力应急保障基地，支撑长 三角地区电力供应责任重大。
近年来随着安徽本地用电量较快增长以及受煤价高企、 新增装机不足等因素影响发电量同步增长，安徽电力对外保障压力较大。
2022 年安 徽火电机组利用小时数整体上高于 2020 及 2021 年，特别是 2022 年 7、8、9 月火电 利用小时数同比提升 135、250、255 小时，凸显安徽省电力供需趋紧态势。
长三角特高压电力枢纽，安徽电力支援江浙沪。
安徽地理位置重要，位于中国东部、 华东西部，大量西北、华北地区富余电力通过安徽进入长三角。
目前安徽境内拥有 6 处重要输电通道，在国网系统中数量排名第 1，其中包括我国里程最长且电压等级最 高的±1100 千伏昌吉—古泉直流特高压、1000 千伏淮南—浙北—上海交流特高压、 1000 千伏淮南—南京—上海交流特高压。
此外，±800 千伏陕北—安徽特高压直流工 程预计于 2025 年投产，安徽电网将形成“两交两直”特高压格局，跨省跨区输电能 力将达到 2000 万千瓦。
虽然随昌吉—古泉直流特高压投产，安徽已由单纯电力送出 省向送受并举省转变，但考虑到陕北—安徽特高压及配套电源投产时间、长三角经济 发展提升电力需求等因素，预计今后较长一段时间内安徽仍将为电力净送出省，公司 火电机组营收水平有望持续受益于电力市场特别是省间电力市场地不断完善。
3.2. 供需紧张电价高位，现货市场增厚收益参考代理购电价格，电价有望维持高位。
电网代理购电价格在一定程度上能够反映电 力供需情况，对预测直接交易电价具有一定指导意义，2022 年 1-11 月电网代理购电 价格变化趋势显示进入夏季以来电网代理购电价格逐月提升，预计主要原因为电力 供需关系趋紧。
其中，安徽电网代理购电价格相对基准价维持 20%涨幅，且大部分长 三角地区省市均高于 20%，凸显当地电力供需紧张关系。
电力现货市场加快建设，安徽作为第二批试点省份稳步推进。
电力现货市场是电力中 长期市场的必要补充，是全国统一电力市场体系的有机组成部分，其价格机制更加灵 活，能够更实时地反映电力供需和成本，在当前电力紧张时期有利于疏导发电成本、 增加售电收入、提高盈利能力。
2017 年 8 月国家发改委、国家能源局选择南方（以 广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等 8 个地区作为第一批电 力现货市场建设试点，目前大部分已进入长周期连续运行阶段。
2021 年 3 月，上海、 江苏、安徽、辽宁、河南、湖北 6 省市进入第二批现货试点名单，目前已全部启动模 拟试运行，其中安徽于 2022 年 3 月 30 日启动模拟试运行，采用“中长期差价合约+ 全电量集中优化”的集中式市场模式，发电侧报量报价，用户侧不报量报价，接受现 货价格，实现发电侧成本传导。
除省内现货市场外，2021 年 11 月 22 日，国家电网 印发《省间电力现货交易规则（试行）》，交易价格上限为 10 元/度，远高于一般电 力交易交易电价。
安徽和山西均为电力净送出省，参考山西在今年 8 月份省内及省间 现货市场电价走势，预计安徽正式开启现货市场后，省内发电企业特别是火电企业有望受益于省内及省间高现货电价，进一步提升平均销售电价。
4. 背靠两淮煤炭基地，火电盈利有望修复4.1. 集中采购叠加背靠两淮，燃料成本有望回落燃料成本高企影响毛利，营收较快增长缓解成本上涨压力。
燃料成本在火电行业成本 中占比较高，主要由于煤价大幅上涨，2021 年公司电力行业（含热力）成本 137.64 亿元，同比上涨 38.15%，其中原材料（主要为燃料）成本 115.26 亿元，同比上涨 58.86%，占比由 74%大幅上升至 84%。
主要受此影响，虽然电力行业营收同比上升 11.57%，但仍未能覆盖营业成本涨幅，2021 年公司电力行业毛利率为-8.84%，同比 下降 20.94pcts。
2022 年上半年，主要受益于电价提升，公司电力行业营收大幅增加 27.06%，毛利率 3.76%，同比上升 0.08pct。
依托安徽电燃，集中采购或可压降燃料采购价格。
除临涣中利、钱营孜、阜阳华润、 淮北国安等坑口电厂主要由其自行采购燃料外，公司其余电厂均通过子公司安徽电 力燃料有限责任公司（安徽电燃）进行统一采购。
2021 年，主要受发电量同比增加 及保供需求增加影响，公司合并口径自用燃煤采购量 1696 万吨，同比增长 13.54%， 其中由于煤炭供应紧张，子公司自行采购煤炭 517 万吨，同比降低 9.59%，安徽电燃 统一采购自用煤炭 1179 万吨，同比增长 27.89%。
由于统一采购量大于自行采购量， 预计提升统一采购量占比或可压降燃料采购价格。
背靠两淮煤炭基地，煤炭供应及价格预计具备优势。
2006 年，国家发改委发布《关 于大型煤炭基地建设规划的批复》，规划建设 13 个亿吨级大型煤炭基地，2014 年， 国务院发布《能源发展战略行动计划（2014-2020 年）》，重点建设 14 个亿吨级大型 煤炭基地，其中安徽两淮煤炭基地均位列其中。
两淮煤炭基地是华东地区唯一的煤炭 生产基地，由淮南、淮北 2 个矿区组成。
安徽省煤炭资源丰富，全省集中开采区面积 约 2.24 万 km2，约省域面积的 16%，累计查明储量居华东第 1 位、全国第 8 位，2020 年底全省煤炭保有储量 58.27 亿吨，累计产能 1.3 亿吨，2021 年产量 1.1 亿吨，位居全国第 6，单矿井产量 290 万吨，高居全国第 1。
依托安徽特别是两淮煤炭基地，公 司燃煤电厂燃料供应渠道及采购价格预计具备优势。
全国煤炭产能逐步释放，煤炭投资快速增长。
去年 9 月份至今年 8 月份，我国共核 增煤炭产能 4.9 亿吨左右，其中今年核增 1.8 亿吨，2022 年 1-10 月我国原煤产量达 36.85 亿吨，同比增长 10%，大幅高于近年水平，且同比多增 3.88 亿吨，为去年全 年进口量的 120%，有效缓解了进口煤价过高导致进口量下降的不利影响。
此外， 煤炭开采和洗选业固定资产投资额 2022 年 1-10 月累计同比大幅增长 27.5%，煤炭 产能后续有望加速释放。
煤炭价格整体保持稳定，燃料成本有望控制在合理范围。
在国家一系列政策支持 下，煤价过快上涨势头得以有效遏制。
秦皇岛 5500 大卡下水煤年度长协价整体上 自 2021 年 10 月以来持续回落，2022 年 5-10 月连续 6 个月维持 719 元/吨，虽然由 于北方临近供暖季导致动力煤需求回暖，11-12 月长协价上涨 9 元/吨，但 2022 年平 均价格 721.67 元/吨，同比增长 11.31%，较去年涨幅 19.44%有所回落。
现货价格来 看，京唐港、上海港 5500 大卡动力末煤及 CCI 5500 大卡动力煤进口价格指数自 11 月以来整体处于下降通道，明年煤价有望环比持平或下降，公司燃料成本有望持续 改善。
4.2. 煤电业务盈利预测关键假设：1) 投产进度：根据目前披露情况，假设阜阳华润二期 2*66 万千瓦于今年底实现双 投，奇安电厂 2*66 万千瓦于今年底投产 1 台机组、明年 6 月底投产第二台机组， 新疆英格玛电厂 2*66 万千瓦于 2024 年底实现双投。
2) 装机容量：根据投产进度假设，公司 2022-2025 年等效煤电装机分别为 821、1052、 1085、1217 万千瓦。
3) 利用小时数：公司机组“十三五”平均利用小时数 4487 小时，近两年均低于全 国平均煤电利用小时数，其中 2021 年 4436 小时。
今年受益于市场交易电价上 浮，部分缓解了煤价上涨的成本压力，公司发电意愿预计同比提升，叠加今年迎 峰度夏及度冬期间电力供需关系紧张，假设公司 2022 年利用小时数为“十三五” 平均水平 4487 小时上浮 5%，即 4711 小时。
据电规总院预测，“十四五”期间 安徽电力供需持续紧张，但考虑到新建火电机组陆续投产及新能源装机量快速 增长挤压火电出力空间，假设 2023-2025 年公司煤电机组利用小时数每年降低 1%。
4) 上网电价：由于 22Q1 公司平均销售电价 460.3 元/兆瓦时（含税），相较安徽基 准电价 384.4 元/兆瓦时（含税）上浮 19.75%，考虑到今年全年电力供需持续紧 张，公司煤机平均销售电价或维持高位，假设 2022 年平均销售电价与 22Q1 持 平。
考虑到燃料采购成本逐步回归合理区间导致上网电价可能有所下降，假设 2023-2025 年平均上网电价每年同比下降 3%。
5) 营业成本：公司背靠两淮煤炭基地，凭借与国能集团、中煤集团股权纽带关系， 煤炭长协率、履约率有望持续提升，叠加全国煤炭产能逐步释放、俄乌地缘冲突 走向常态化导致煤价有望走低，公司燃煤采购成本有望持续下降。
去年公司燃料 成本约占电力总成本 84%，对电力营业成本影响较大，假设今年单位上网电量燃 料成本同比上升 3%，2023-2025 每年同比下降 5%，其他营业成本每年同比上升 5%。
6) 费用率：参考此前各项费用率变化情况，假设 2022-2025 年税金及附加率与今年 前三季度持平，为 0.42%，2022 年期间费用率与去年持平，略高于今年前三季 度，为 4.68%，此后每年同比下降 0.3pct。
7) 权益占比：2021 年底公司煤电控股装机 821 万千瓦，权益占比 50.89%（不含参 股装机），假设“十四五”期间保持不变。
分析结论： 1） 在基本假设情形下，公司煤电业务 2023/2024/2025 年实现盈利 2.92/3.87/5.90 亿； 2） 当 2023 年利用小时数同比提升 1%时，归母净利润增加 0.13 亿； 3） 当 2023 年上网电价同比上涨 1%，归母净利润增加 0.79 亿； 4） 当 2023 年燃料成本同比下跌 1%，归母净利润增加 0.69 亿。
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