【信达能源】2025电力年度策略报告：安徽省电力供需分析与展望

全国电力供需紧张局面逐渐缓解，华东区域供需仍然偏紧。全国：支撑性电源加快投建，电力供需紧张局面逐渐缓解。2022-2023年全国范围内煤电机组的核准容量累计达到约2亿千瓦，考虑煤电项目建设周期，新一批核准机组有望于2024年底-2025年逐步投产。随着本轮煤电装机潮的逐步投运，全国大部分地区的电力供需有望步入平衡偏宽松的阶段。华东：供给结构特点及需求高增长导致区域电力供需仍偏紧张。电力供给方面，华东地区较为依赖外来电，省内电源以火电为主；电力需求方面，华东区域用电增速近三年整体好于全国，安徽增速尤为突出。展望未来，华东区域尤其是安徽省的用电需求仍有望持续增长且供给端火电竞争格局优。

安徽区域电力需求分析：计算机、半导体、新能源车等高技术装备制造业拉动需求高增长。安徽电力电量增长复盘：用电需求屡创新高，保供政策频频出台。受益于安徽经济长期保持高速发展，近年来安徽用能用电需求韧性凸显，电力供应长期存在硬缺口。2021-2022年，安徽省人民政府连续印发《安徽省电力供应保障三年行动方案（2022—2024）》和《安徽省电力发展“十四五”规划》，重点规划和落实电力可靠供应。安徽电力需求拆解分析：计算机、电气、汽车制造业拉动效果明显。从用电需求结构来看，安徽二产三产用电量占比较高。就板块而言，高技术装备制造业板块用电量在2021-2022年维持较高增速，成为拉动制造业和二产用电的重要部分。细分来看，电气机械、计算机及汽车制造业三个细分行业增速较为突出。此外，排除疫情因素扰动，消费板块用电量增速同样在2021-2022年超过全国平均。细分领域中信息技术服务业、批发和零售业、房地产业是引领消费板块用电增长的主要动力。安徽电力需求成长持续性分析：科技创新引领产业升级，高新技术产能扩张可期。“十四五”初期安徽接连发布《安徽省“十四五”制造业高质量发展（制造强省建设）规划》、《安徽省“十四五”汽车产业高质量发展规划》及《安徽省“十四五” 电子信息制造业发展规划》等前瞻规划，将集成电路产业和汽车制造业作为安徽高技术制造业产业集群的两个重点发展方向。立足于产业升级转型目标和“双招双引”政策扶持，安徽高技术制造业有望持续扩张，进一步成为拉动安徽经济发展的重要推手，产能持续落地扩张可期。

安徽区域电力供给分析：火电竞争格局优，装机投产潮有望2026年逐步落地。安徽目前装机结构：火电为主，省内火电集中度较高。受限于地理地形和自然资源条件，安徽主要发展的电源种类为火电和光伏。火电长期成为安徽的装机容量和上网电量贡献主力。从省调火电竞争格局来看，安徽省能源集团和国家能源集团装机占比较大，合计占比约为45%，整体行业集中度较高。安徽在建电源情况：火电投产潮26年落地，外电入皖加速推进。在2022年全国煤电审批建设潮中，安徽推动煤电建设动力较强。由现有火电开工情况来看，我们预计2026年将成为安徽火电投产高峰年。此外，安徽同步积极推进“外电入皖”工作。2024年3月，陕北—安徽特高压工程正式开工，我们预计其将有望于2026年下半年投产运行。未来“蒙电入皖”等特高压直流工程有望接续核准建设投运。安徽火电情况分析：省调机组互相大比例参股，新增项目主要集中于煤炭资源优势企业。安徽省调火电机组存在互相大比例参股的情况。其中最为典型的是省能源集团下属上市公司皖能电力参股国家能源集团在皖主要分公司神皖能源49%的股权。此外，由于需从本地购煤，在皖火电尤其是央企火电机组也同样存在本地煤炭企业参股。且由当前安徽在建省调机组情况亦可看出，投资煤电项目的业主为集团体内煤炭供应充足的国家能源集团，以及自身具备煤炭产能的中煤集团、淮南矿业集团和淮北矿业集团。

安徽电力电量供需平衡分析：2024-2025年电力缺口逐步扩大，2027年后仍需火电项目持续投建。电力供需平衡方面，2024-2025年安徽省电力供需缺口或将保持1000万千瓦左右的水平，直到2026年下半年或可有望缓解。但在尖峰负荷持续增长的背景下，安徽仍需火电项目持续核准建设，才能在2027年后保证电力供需平衡。电量供需平衡方面，目前安徽仍在产业升级转型过程中，高端智能制造业产能扩张持续，我们预计安徽用电量增速仍将长期维持高位。受限于新能源电源较低的利用小时水平，新能源新增电量贡献无法完全满足省内电量需求增长。因而即便省内2024-2026年合计新增火电装机增长或将达到1700万千瓦左右，安徽火电利用小时数仍将稳定维持在4900小时以上。综合来看，我们认为需求端的持续增长和有利的区域供给格局有望对安徽火电的电价和小时数提供较强支撑，未来3年回落幅度有限。

投资建议：1）新集能源：煤电一体化标杆，成长属性突出。新集能源在运煤矿产能2350万吨，在运在建煤电装机合计796万千瓦。若考虑在建电厂建成后均由公司煤矿继续供煤，公司自供煤体量将有望与其商品煤产量基本匹配，完成由煤炭公司向煤电一体化公司的转型。2）皖能电力：安徽区域地方电力龙头，“参股式”发展煤电一体。皖能电力为省内电力行业龙头。目前公司参股权益装机体量已经超过控股权益装机，且参股部分在运在建机组大多为国能神皖能源和中煤新集下属机组，参股部分煤炭供应保障力度较强，助力公司“参股式”发展煤电一体。3）淮河能源：安徽区域地方煤炭企业电力核心上市公司，集团长协煤供应有保障。淮河能源是安徽省属最大煤炭企业淮南矿业集团控股的上市公司，电力板块业务为其目前重点发展方向。公司电厂由集团煤矿供应燃料，长协覆盖率维持较高水平。未来集团在建火电装机均有望注入公司，公司装机增量可观。4）国电电力：安徽区域火电控股装机第二，背靠集团煤炭供应优势实现煤电一体。国电电力在安徽的主要子公司神皖能源下辖装机1107万千瓦，其中火电装机1046万千瓦，省调火电体量仅次于皖能电力。且神皖能源背靠集团煤炭供应优势，煤电一体成本管控效果突出。

风险因素：安徽用电量增速不及预期。相关煤炭电力项目建设进度不及预期。电力市场化改革推进不及预期。

一、全国电力供需紧张局面逐渐缓解，华东区域供需仍然偏紧

二、安徽区域电力需求分析：计算机、半导体、新能源车等高技术装备制造业拉动需求高增长

三、安徽区域电力供给分析：火电竞争格局优，装机投产潮2026年有望落地

四、安徽电力电量供需平衡分析：2024-2025年电力缺口逐步扩大，2027年后仍需火电项目持续投建

五、安徽省主要火电受益标的分析及投资建议

风险因素

1.1 全国：支撑性电源加快投建，电力供需紧张局面逐渐缓解

“十四五”前半程全国出现电力供需紧张局面，多地区出现电力平衡缺口、火电电量持续增发。1）电力平衡方面：“十三五”期间支撑性电源建设不足而负荷端持续增长，导致多地区曾出现缺电现象。电力系统运行需要实现发电出力与用电负荷的实时平衡，即电力平衡。“十三五”至“十四五”初期，我国严控火电项目增长，新增装机容量主要来自于新能源机组，而以煤电为主的支撑性电源投建不足。新能源新增装机在总新增装机中的占比由2016年的40.6%快速上升至2023年的80.7%。然而新能源机组出力“随风逐日”的特性使其无法为电力系统提供有效可靠的容量支撑，进而导致新增顶峰容量增速远低于全电源新增装机增速。以煤电为主的支撑性电源装机占总装机比例逐年下降，叠加需求端尖峰负荷逐年持续增长，导致剩余顶峰容量裕度持续下降，全国电力供需整体偏紧，多个地区在2021-2022年出现缺电现象。

2）电量平衡方面：新能源利用小时数大幅低于传统电源且易受天气因素影响，叠加来水大幅偏枯导致火电电量持续增发。电量作为电力功率在时间维度上的积分，同样需要维持供给需求平衡，即电量平衡。从发电侧消纳顺序来看，风电与光伏发电等新能源存在保障性收购机制，核电与水电等清洁能源存在优先发电计划，因而火电实际属于五类电源中消纳上网排序靠后的电源种类。但由于风光发电出力需依赖光照与风力，其有效利用小时数实际远低于需求端负荷利用小时数，因而高比例新能源新增装机实际无法全部满足负荷端新增用电量。叠加2021~2023年极热天气与较差来水，火电实现持续增发。

2022H2以来火电核准开工提速，缺电问题迎来阶段性缓解。2022年9月发改委能源局召开煤炭电力保供会议，提出“今明两年煤电每年新开工8000万千瓦，后年保障投运煤电机组8000万千瓦”，合计1.6亿千瓦，之后煤电项目核准审批明显提速。据统计，2022-2023年全国范围内煤电机组的核准容量累计达到约2亿千瓦，“三个八千万”目标实现超额完成。

展望2025年，煤电核准潮机组即将大规模投运，全国大部分地区电力供需或将平衡偏宽松。2023下半年至2024年，随着水电出力逐步回归多年均值，电力供需矛盾有所缓解，2024年全国范围内未出现大范围缺电限电事件。同时，考虑以煤电项目建设开工周期约24个月计算，2022-2023年我国新核准的煤电机组（装机容量合计近2亿千瓦）有望于2024年底-2025年逐步投产。2025-2026年随着本轮煤电装机潮逐步投运，全国大部分地区的电力供需有望步入平衡偏宽松的阶段。

1.2 华东：供给结构特点及需求高增长导致区域电力供需仍偏紧张

华东区域电力供给结构特点：较依赖外来电，省内电源以火电为主。华东区域是我国经济最为发达的区域之一，其电力供给较为依赖外部电力输送。其中，江苏目前已形成“一交四直”的受电格局，包括锦屏-苏州、雁门关-淮安、锡盟-泰安、白鹤滩-江苏等四条特高压直流输电工程，合计额定功率达到3320万千瓦。叠加华东区域环网特高压交流，江苏外来电占全省最高用电需求的比重提高到30%左右。浙江目前已形成“两交三直”的受电格局，包括溪洛渡左岸-金华、灵州-绍兴、白鹤滩-浙江等三条特高压直流输电工程，合计额定功率达2400万千瓦。2023年，三大“西电入浙”特高压工程迎峰度夏最大输送功率占浙江社会用电最高负荷的19.5%，外来电逐渐成为浙江顶峰能力的重要组成部分。此外，我们预计目前在建的甘肃-浙江特高压直流输电工程将于2026年左右投产。安徽作为华东区域的能源电力的供给端，自身用电需求增速同样较为突出。据国网安徽电力，预计到2025年安徽全省电力缺口将超过2000万千瓦。2021年，“外电入皖”的概念首次被明确写进《政府工作报告》中。目前，安徽在运一条昌吉-古泉±1100kV特高压直流输电线路，额定功率1200万千瓦，其年输电量2021~2023年连续三年居全国特高压首位。省内机组方面，华东区域地处东部沿海地区，风光资源条件尚不突出，而用电需求受经济增长支撑长期维持较快增速，用电增长的韧性较强。因此，华东四省市均以火电为主要电源。截至2023年底，华东区域四省合计电力装机44522万千瓦，其中火电装机合计26170万千瓦，占比达58.78%。四省市中浙江火电装机占比最低，也达到52.10%，装机占比过半；上海火电装机占比最高，达86.56%。从电量角度来看，华东四省市合计火电发电量占比达78.22%。其中浙江火电电量占比最低，为68.88%；上海火电电量占比最高，达95.37%。

2.1 安徽电力电量增长复盘：用电需求屡创新高，保供政策频频出台

电力电量持续增长，保供压力较为突出。受益于安徽经济长期保持高速发展，近年来安徽用能用电需求高增长的韧性凸显。安徽电网尖峰负荷特征较为突出，高温或严寒天气产生的用电负荷成夏冬季节负荷增长的主要因素。其省网最大负荷自2019年以来持续攀升，屡创新高。2023年夏季和冬季，全省最大负荷分别达到5605万千瓦和5546万千瓦，同时创夏峰和冬峰新高。2024年8月，全省最大用电负荷达6354万千瓦，同比去年最大负荷增长13.36%。2024年夏季，全省16个地市用电负荷全部刷新历史纪录。在“十四五”全省电力需求较好，电力供应长期存在硬缺口的背景下，国家能源局电力供需平衡预警将安徽2022—2024年电力供需形势定为红色，安徽保供压力凸显。

2.2 安徽电力需求拆解分析：计算机、电气、汽车制造业拉动效果明显

二产三产增速超全国平均，高技术装备引领制造业用电需求。从用电需求结构来看，安徽二产三产用电量占比较高，2023年分别达到64.35%和18.07%，且2018-2023年用电量增速均实现超过全国平均水平。就细分板块而言，高技术装备制造业（包含汽车制造业，计算机、通信和其他电子设备制造业，医药制造业，金属制品业，通用设备制造业，专用设备制造业，电气机械和器材制造业，仪器仪表制造业，铁路、船舶、航空航天和其他运输设备制造业）、高耗能板块（包括黑色金属冶炼及压延加工业，有色金属冶炼及压延加工业，化学原料及化学制品制造业，非金属矿物制品业，石油、煤炭及其他燃料加工业，电力、热力的生产和供应业）、消费板块（包含交通运输、仓储、邮政业，信息传输、软件和信息技术服务业，批发和零售业，住宿和餐饮业，金融业，房地产业）和居民板块四部分较为重要，合计用电量占比约70%。

其中，高技术装备制造业板块用电量在2021-2022年维持较高增速，两年增速均超10%，成为拉动制造业和二产用电的重要部分。细分来看，电气机械、计算机及汽车制造业三个细分行业近四年用电量增速均在10%及以上，是高技术装备制造业中增速较为突出的行业。得益于产业升级转型取得的初步成果，2018年以来，安徽省装备制造业营收年均增速15%以上，2022年营收达9500亿元，居全国第7位，增速位居长三角、中部地区第一。其中，高端装备制造产业营收约4300亿元，占装备制造业的比重提高至45%。光伏装备位居全国前五，电工电气、工业机器人、数控机床、工程机械、农机装备等行业位居全国前列。2024年一季度，安徽省制造业增长8.4%，其中装备制造业增加值增速达13.5%。

此外，排除疫情因素扰动，消费板块用电量增速同样在2021-2022年超过全国平均。细分领域中信息技术服务业、批发和零售业、房地产业新增贡献率均超10%，是引领消费板块用电增长的主要动力。高耗能板块用电量增速同样在2021-2022年超过全国平均。细分行业中贡献较为突出的行业包括化学原料制品业和电力热力供应业。

2.3 安徽电力需求成长持续性分析：科技创新引领产业升级，高新技术产能扩张可期

高新制造业持续布局落地，消费服务发展稳中有进。如前所述，安徽电力需求在近年来持续高速增长，主要是由于高技术装备制造业和消费板块的需求增长拉动，其背后的原因在于安徽省在“十四五”期间构建的高端装备制造产业集群落地逐渐体现成效；同时服务业较快摆脱疫情影响实现持续恢复，发展稳中向好。从高端装备制造产业发展看，安徽在“十四五”初期便已经确定产业升级方向，2021-2022年接连发布《安徽省“十四五”制造业高质量发展（制造强省建设）规划》、《关于印发安徽省新能源汽车产业发展行动计划（2021—2023年）的通知》、《以数字化转型推动制造业高端化智能化绿色化发展实施方案（2023—2025年）》等政策，定调“信息技术、汽车及零部件、装备制造、新材料”等高质量制造业产业方向，持续推进高端制造业项目落地省内。近年来，以汽车、电子信息等为代表的装备制造业在安徽集中落地，成为推动安徽工业和制造业产值持续增长的主要动力。2023年安徽规上装备制造业增加值增长13.3%，较全省规上工业增加值高5.8pct；2024年上半年安徽装备制造业增加值增长15.2%，高技术制造业增加值增长22.3%，增速分别比全省规模以上工业高6.7pct和13.8pct。从消费服务业角度看，安徽消费服务业较早走出疫情影响，实现较快增长。其中，2020年至2024年上半年，安徽省社零总额持续保持正增长，且高于全国社零增速。2023年，安徽省生活性服务业和生产性服务业收入均实现高速增长，其中旅行社及相关服务、游览景区管理、居民出行服务、文化体育娱乐服务营收分别增长170%、83.5%、27%和19.9%；科技成果转化服务、生产性支持服务、商务服务、人力资源服务营收分别增长49%、33.6%、25.8%和26.6%。2024年上半年，安徽服务业持续恢复，其中租赁和商务服务业，信息传输、软件和信息技术服务业，批发和零售业增加值分别增长16.8%、10%、7.7%，合计拉动经济增长1.7pct。消费服务业持续稳中向好发展。

3.1安徽目前装机结构：火电为主，且省内火电集中度较高

安徽作为华东地区仅有的煤炭产出大省，是华东地区煤炭电力的主要供应端。受限于地理地形和自然资源条件，安徽主要发展的电源种类为火电和光伏（其中过半数为分布式光伏）。因此，火电长期成为安徽的装机容量和上网电量贡献主力。此外，安徽作为华东地区的电力供应基地，20台总装机容量1354万千瓦的“皖电东送”机组长期向江浙沪等省市送电。据皖能电力2023年年报，截至2023年安徽省省调火电装机容量为4178万千瓦。从省调火电竞争格局来看，安徽整体竞争格局较好。其中，安徽省能源集团和国家能源集团装机占比较大，合计占比约为45%，整体行业集中度较高。

3.2 安徽在建电源情况：火电投产潮有望25-26年落地，外电入皖加速推进

如前所述，安徽在“十四五”初期时面临电力需求尖峰特征明显，电力供应存在硬缺口的保供压力，因而在2022年全国煤电审批建设潮中，安徽推动煤电建设动力较强。据绿色和平，2022年安徽核准煤电项目容量合计828万千瓦，位列全国第三位；2023年煤电项目审批步伐虽有所放缓，但安徽依然核准通过664万千瓦，位列全国第八位；2024年上半年，安徽新增审批煤电项目装机200万千瓦，与江西并列全国第一位。虽然安徽煤电核准体量较为可观，但由于煤电项目存在约2年的建设期，煤电项目“核准潮”转化为“投产潮”依旧存在周期。由现有火电开工情况来看，我们预计2024~2026年安徽省调火电机组投产容量分别为312/496/886万千瓦，2026年将成为安徽火电投产高峰年。但展望后续，目前安徽省内火电投建高潮已告一段落，意味着2027年开始安徽火电投运或将再度步入空窗期。若“十五五”头两年火电建设高潮持续回落，则2028年后安徽区域电力供需或将再度逐步趋紧。

此外，安徽同步积极推进“外电入皖”工作。虽然安徽境内首条特高压直流工程“昌吉-古泉”线已于2019年正式投运，但对比省内持续增长的用电需求仍略显不足。在电力供应存在硬缺口的保供压力下，2020年安徽与内蒙古签订能源战略合作框架协议，加快推进“蒙电入皖”工作；2021年“外电入皖”的概念首次被明确写入安徽省政府工作报告中；2023年安徽省能源局赴陕西座谈交流，加快推进“陕电入皖”特高压直流核准建设工作。目前，“外电入皖”工作已取得初步成效。2024年2月，陕北—安徽±800千伏特高压直流输电工程获得国家发改委核准批复；3月，陕北—安徽特高压工程正式开工，我们预计其将有望于2026年下半年投产运行，提高安徽供电能力800万千瓦左右。展望“十五五”，在安徽高速用电增长的需求驱动下，“蒙电入皖”等特高压直流工程有望接续核准建设投运。

3.3安徽火电情况分析：省调机组互相大比例参股，新增项目主要集中于煤炭资源优势企业 

省调机组互相大比例参股，有效避免市场过度竞争。安徽省调火电机组除前述集中度较高的特点外，还存在互相大比例参股的情况。其中，最为典型的是省能源集团下属上市公司皖能电力参股国家能源集团在皖主要分公司神皖能源49%的股权。在2021年与国电安徽公司完成资产重组后，神皖能源实现对国家能源集团在皖全部火电机组控股。因此，皖能电力与神皖能源合计控股机组容量占比超过安徽省调机组45%，进一步加深火电集中度。此外，由于在皖火电多需从本地购煤，在皖火电尤其是央企火电机组也同样存在本地煤炭企业参股。其中较为典型的是淮南矿业集团。作为安徽产量与储量最大的煤炭企业，其不仅自身控股火电装机353万千瓦，还同时参股华能、华电、国电投、大唐、国能集团五大发电央企在皖省调机组和地方国资省调机组。中煤集团、淮北矿业集团和皖北煤电集团等央地煤企也同样存在此种情况。央企地企之间、煤企电企之间火电机组的互相大比例参股不仅能够保障稳定的煤炭供应来源以及相对平稳的点火价差，还能够避免电力市场中的过度竞争，一定程度上保障了火电机组的盈利稳定性。

4.1电力供需平衡分析：2025年仍然缺电，2026年趋于平衡，2027年及后续仍需火电装机持续投建

限于安徽“火+光”的基本电源装机结构，能够支撑电网负荷峰值的装机只有火电、体量较小的水电及外来特高压直流（吉泉线）。如前所述，目前安徽开工建设的省调火电机组约1700万千瓦左右，2027年前基本均可完成投产。即便剔除本年度迎峰度夏期间安徽尖峰负荷增长13.34%的特殊情况，假设2025-2027年尖峰负荷增速回落到分别为8%/6%/5%，在12%的旋转备用率要求下安徽省电力供需缺口或将在2024-2025年保持1000万千瓦左右的水平。直到2026年下半年约800万千瓦的火电机组集中投产叠加“陕电入皖”特高压直流建成投运，安徽电力供需紧张的局面才有望缓解。然而值得关注的是，即便在尖峰负荷增速大幅回落、省调在建机组全部如期投运、“陕电入皖”特高压工程及其相关电源点如期投运的理想假设下，2026年安徽电力供需局面或仅能够从“存在硬缺口”转为“基本平衡”，在尖峰负荷持续增长的背景下安徽仍需火电项目持续核准建设，才能在2027年后继续保证电力供需平衡，否则2027年后仍可能出现电力供需趋紧的局面。

4.2 电量供需平衡分析：高端制造业扩产驱动用电需求保持高增，电价与火电利用小时数支撑性较强

如前所述，目前安徽仍在产业升级转型过程中，高端智能制造业产能扩张持续，我们预计安徽用电量增速仍将长期维持高位，进而长期支撑安徽省调火电利用小时数及中长期市场交易电价维持高位。就2024-2026年的安徽电量供需平衡来看，假设风光装机增长保持平稳（风电年新增装机100万千瓦，光伏年新增装机800万千瓦），受限于其较低的利用小时水平，新能源新增电量贡献无法完全满足电量需求增长。因而即便省内2024-2026年合计新增火电装机增长或将达到1700万千瓦左右，安徽火电利用小时数仍将稳定维持在4900小时以上。综合来看，我们认为需求端的持续增长和有利的区域供给格局有望对安徽火电的电价和小时数提供较强支撑，未来3年回落幅度或有限。

5.1 新集能源：煤电一体化标杆，成长属性突出

新集能源地处安徽省，是安徽四大煤企之一。目前核定煤炭产能2350万吨位列省内第三，资源储量占安徽省四大煤企总资源量的40%，公司煤炭储量优势较大。截至2024年9月底，公司在运煤矿产能2350万吨，在运煤电装机332万千瓦。目前新集能源另有上饶、滁州和六安三个煤电项目在建，合计容量464万千瓦，我们预计投产时间均为2026年上半年，项目投产后有望带动公司盈利中枢显著上台阶。若考虑在建电厂建成后均由公司煤矿继续供煤，公司自供煤体量将有望与其商品煤产量基本匹配。2026年新集能源将完成由煤炭公司向煤电一体化公司的转型。

2）皖能电力：安徽区域地方电力龙头，“参股式”发展煤电一体

皖能电力是安徽省能源集团旗下核心电力业务整合平台，实控人为安徽省国资委。作为省内电力行业龙头，截止2024年10月公司控股在运火电装机规模1175万千瓦。公司控股火电部分受煤价波动影响较大，整体长协煤覆盖率在70%~80%之间，因而在2021-2022年煤价高涨时段主营业务亏损严重。但由于公司主要参股公司国能神皖能源和中煤新集等煤电一体电厂，投资收益部分受煤价波动影响较小。公司依靠参股部分投资收益，在2022年核心利润亏损情况下营业利润依旧实现扭亏为盈。目前，公司参股部分权益装机体量已经超过控股部分权益装机，且参股部分在运在建机组大多属于国家能源集团和中煤集团下属机组，煤炭供应保障力度较强，助力公司“参股式”发展煤电一体。此外，公司在建新疆电厂投产后有望带动盈利增长。在建新疆英格玛（西黑山）电厂与已投运江布电厂同为“疆电入皖”外送火电机组，具有疆煤低成本，外送高电价及电量强保障三重优势。2024年上半年江布电厂实现净利润2.62亿元，位列子公司中第一，成为公司的主要利润支点。我们预计2025年西黑山电厂投产后有望贡献同等级别利润，带动公司整理业绩增长。

3）淮河能源：安徽区域地方煤炭企业电力核心上市公司，集团长协煤供应有保障

淮河能源是淮南矿业集团控股的上市公司，由原芜湖港务管理局发起组建。2016年公司完成重大资产重组后，集团所属部分煤炭和电力资产注入上市公司，形成公司“能源+物流”的双线发展态势。公司现有主要业务包括铁路运输、煤炭贸易和电力业务，其中铁路运输和煤炭贸易均背靠集团煤炭资源开展，业务营收和毛利相对稳定。公司电力板块业务为其目前重点发展方向，控股在运电厂包括潘三电厂、顾桥电厂、田集电厂一期、潘集电厂二期等电厂。其中田集电厂一期为煤电一体项目，配套丁集煤矿为田集电厂一期与二期（公司参股）供应动力煤，其余电厂由集团煤矿供应燃料，长协覆盖率维持较高水平。成长方面，12月17日公司发布公告，拟筹划通过发行股份及支付现金的方式购买集团下属电力集团89.3%的股权。电力公司拥有在建全资电厂潘集二期和谢桥电厂、均股电厂凤台一期及二期、以及参股电厂13家等。如资产重组顺利，公司装机有望实现大幅增长，后续业绩增长随在建电厂建成投产有望持续。

4）国电电力：安徽区域火电控股装机第二，背靠集团煤炭供应优势实现煤电一体

继2019年国电集团和神华集团合并为国家能源集团、下属上市公司国电电力与中国神华共同组建北京国电电力公司后，2020年原神华部分的神皖能源公司与国电部分的国电安徽公司重组整合，实现北京国电电力所属安徽区域全部电力资产进入神皖能源，打破区域内部运营管控壁垒。截至2023年末，重组完成后的神皖能源下辖装机1107万千瓦，其中火电装机1046万千瓦，省调火电机组体量仅次于皖能电力。且国电电力整体背靠集团煤炭供应优势，长协煤比例长期维持90%以上。安徽区域更是结束原先神皖能源与国电安徽两家燃料业务资源互争的历史，下属7家火电公司的煤炭供应实现统一协调调度运输。2021年现货煤价出现大幅上涨时，神皖能源持续做好年度长协合同计划兑现，确保性价比高的集团内部年度长协合同100%兑现、省内矿长协合同兑现率不低于90%。优异的成本控制为公司奠定良好业绩基础。

1） 安徽用电量增速不及预期。安徽省内电力需求受宏观经济及产业政策影响较大。若主要拉动安徽省用电需求的行业发展不及预期，或将拖累全省用电增速，进而导致省内电力供需偏过剩。

2） 相关煤炭电力项目建设进度不及预期。安徽省内能源新增供给主要依赖煤炭煤电项目投建。若相关煤炭电力项目建设进度不及预期，或将导致省内能源电力供需再度偏紧。

3） 电力市场化改革推进不及预期。电力市场化改革推动电价机制反映电力供需实际情况与电力价值。若电力市场化改革推进不及预期，安徽市场电价或将无法真实反映省内电力供需紧张情况，进而无法增厚省内火电企业收益。

本文源自报告：《安徽省电力供需分析与展望——2025电力年度策略报告》

报告发布时间：2024年12月30日

发布报告机构：信达证券研究开发中心

报告作者：左前明 S1500518070001      

                  李春驰 S1500522070001

                  邢秦浩 S1500524080001