【安信环保公用邵琳琳团队】皖能电力深度：低估值区域龙头，业绩持续向好|皖能电力_新浪财经

来源：安信证券环保公用研究

摘要

■顺利注入神皖项目，大幅增厚业绩可期。公司作为皖能集团旗下发电类资产运营的唯一境内上市平台和资本运作平台，为解决同业竞争问题，集团曾出具《关于避免及解决同业竞争事宜的承诺函》，明确将择机将下属符合上市条件的发电类资产注入上市公司。2019年5月底公司完成资产交割，顺利注入集团的神皖能源49%股份。本次交易完成后，将增加公司的权益装机容量290万千瓦，从目前公司权益装机量（683万千瓦）为基础，公司的权益装机规模将增长42.4%。公司占安徽省火电装机的比重也增至27%，市占率进一步提升。神皖能源的毛利率、ROE处于行业较高水平，显著高于皖能电力甚至火电龙头华能国际。交易完成后，公司的盈利水平将得到进一步提高。

■安徽电力供需平衡偏紧，机组效率提升。根据中电联数据，2018年安徽省全社会用电量为2135亿度，同比增长11.1%，居全国第6位。2019年1-10月份，安徽省累计用电量为1910亿千瓦时，同比增长7.5%，位居全国第8位。2016年以来，国家严控新增煤电规模。根据《2017年分省煤电停建和缓建项目名单的通知》，安徽省有两个项目被列入缓建名单。同时，安徽省此后未再获得新的煤电建设规模，规划内煤电项目建设进度放缓，未来几年装机增速处于低位。在未来电力市场化改革的大趋势下，在东部沿海省份控煤的大背景下，皖能电力有望依托现存的“皖电东送”通道，充分利用安徽地区的资源优势和燃料成本优势，积极参与市场化交易，获取更多的市场化电量，将部分所发电量送往江苏、浙江、上海等地区。

■参股火电资产优质，增厚业绩可期：公司参股安徽省火电机组，分别为淮北涣城（2*30万千瓦）、中煤新集利辛（2*100万千瓦）、淮北申皖（2*66万千瓦）和淮南洛能（2*32+2*63万千瓦）。2018年，公司参股机组利用小时和发电量稳步上升，营业收入和与盈利持续改善；2019年上半年，淮北涣城和中煤新集利辛分别实现净利润0.25亿元和1.9亿元，同比增长163%和18.6%。同时，皖能电力积极参与国网混改，建设安徽桐城抽水蓄能电站，优化电力资产结构，提高清洁能源比例和系统调峰能力，为市场化交易和电力辅助服务做准备。煤炭产业部分发展稳健，营业收入与利润体现较强的季节性特征，下半年的营业收入与毛利率明显好于上半年，全年盈利总体平稳。

■煤价下行确定性强，纯火电弹性显著。安徽省煤炭供需格局持续改善。据安徽省发改委数据，2018年安徽省煤炭产销规模继续小幅收缩，省外销量急剧下降。根据安徽省发改委的预测，2019年煤炭消费规模上涨不大，全社会煤炭消费量约16900万吨，同比增加2.4%，规模以上工业企业煤炭消费量16000万吨，同比增加1.5%，其中省内供应9800万吨，省外供应7100万吨；电力行业煤炭消费量9914.3万吨，同比增长4.0%，增速同比下滑4.3个百分点。在需求疲软、供给扩张、发改委稳煤价政策等多重因素影响下，动力煤价格继续承压。考虑到2020年煤炭供需形势有望大幅改善，在高库存和低日耗的背景下，一旦坑口价形成趋势性下跌，港口交易价格势必会进一步下行。

■电力市场化交易短期承压，未来主要取决于电力供需：公司2020年安徽省直接交易电量规模为985亿千瓦时，同比增长29%，创历史新高，发电侧成交均价为0.34651元/千瓦时，与上一年基本持平。皖能电力2020年市场化率进一步提升符合市场预期，但提升幅度会低于全省市场化电量的增长率。假设2020年和2021年市场化率稳步提升，考虑2021年市场化率增至55%、60%和65%三种情景，考虑超低排放电价（1分/千瓦时）的取消，测算发现2020年皖能电力综合上网电价略低于2019年电价，降幅在0.6—0.8分/Kwh之间。考虑到安徽省电力市场供需偏紧，短期内燃料成本改善的影响有望超过电价下降的影响，长期范围内，由于年度集中交易和月度集中交易部分的电价几乎没有电价折扣，安徽省电力供需偏紧，预计综合上网电价有望超预期。

■参股金融资产价值突出，有望进一步注入集团资产。公司参股金融资产价值突出。截至2019年6月底，公司主要持有国元证券（13.21亿元）、华安证券（13.08亿元）、皖天然气（1.7亿元）等计入其他权益工具投资的金融资产，合计市值约28亿元，占公司总资产的8.4%；公司持有工业富联（64.76万元）、朗进科技（0.79万元）、（2.9亿元）、海油发展（4.68万元）、中国卫通（2.48万元）等计入交易性金融资产的金融资产，合计72.71万元，占公司总资产的0.002%。皖能集团近年来已陆续将淮南洛能、神皖能源旗下的发电机组等多项发电资产注入皖能电力，集团旗下仍有多项尚未注入上市公司的发电资产（权益装机139万千瓦）。若未来成功注入，将进一步增厚公司的装机规模，经营业绩也有望得到增厚。

■投资建议：增持-A投资评级，6个月目标价5.7元。预计公司2019年-2021年的收入增速分别为21.4%、0.9%、0.8%，净利润分别为9.5亿元、11.5亿元、13.4亿元。

■风险提示：用电量增速不及预期，煤炭价格持续高位运行，电价下调风险。

1. 皖能集团旗下火电上市平台，纯火电标的

1.1. 发展历程

皖能电力成立于1993年，同年12月在深交所挂牌上市。公司作为皖能集团电力板块唯一上市平台，在区域布局、装机结构、机组利用率等方面具备优势。公司积极贯彻落实“上大压小”政策，通过新建、扩建大机组，加快从高能耗、低参数机组向低能耗、高参数机组转变。截至目前，公司60万千瓦及以上机组的规模占公司装机的72%，位于市场前列。

1.2. 股权结构

第一大股东为安徽能源集团，实控人为安徽省国资委。根据公告，截至2019年9月底，安徽能源集团直接持有54.93%的股份及通过控股安徽能源物资供销公司间接持有1.81%的股份，此外中国证金公司、社保基金一零三组合、陆股通、社保基金一零一组合各持有公司2.36%、1.01%、0.73%、0.63%（新进）的股份。公司股权结构稳定，大股东零质押。

1.3. 装机结构

火电机组全部位于安徽省内，市占率超过20%。根据年报，截至2018年底，公司控股装机953万千瓦，其中在运机组821万千瓦（权益装机683万千瓦），在建机组132万千瓦。公司控股装机占安徽省统调火电装机（3642万千瓦）的22.5%，市占率最高。大多数火电机组为高参数、低煤耗、高效率机组。

公司装机结构持续优化，大机组占比高。截至2019年6月底，公司60万千瓦及以上机组占总装机容量的72%，装机结构核心竞争力增强。同时，公司参股了火电、风电和核电项目，权益装机分别为241万千瓦、11万千瓦和5万千瓦。参股火电机组全部都位于供需格局好的安徽境内，全部都是60万千瓦及以上的大机组，盈利突出。

1.4. 经营情况

截至2019年9月底，公司控股火电装机821万千瓦，主要经营数据如下表所示。

公司营收稳步提升，盈利持续改善。根据公告，2018年公司实现发电量300亿千瓦时，同比增长12.1%，机组利用小时同比增加159小时；实现营业收入134.2亿元，同比增9.9%，主要是安徽电力供需格局改善，发电量同比增12.1%；实现归母净利润5.6亿元，同比增321.2%。从收入结构看，电力和煤炭业务收入分占营收收入的70.7%和25.6%。

2. 顺利注入神皖项目，增厚业绩可期

2.1. 神皖项目的基本情况

顺利装入集团优质火电资产。公司作为皖能集团旗下发电类资产运营的唯一上市平台和资本运作平台，为解决同业竞争问题，集团曾出具《关于避免及解决同业竞争事宜的承诺函》，明确将择机将下属符合上市条件的发电类资产注入上市公司。根据公告，2018年8月，公司发布《发行股份购买资产暨关联交易预案》及《关于现金收购神皖能源有限责任公司25%股权暨关联交易的公告》，计划通过发行股份与现金收购的方式收购集团持有的神皖能源49%的股份，其中向皖能集团以4.87元/股的价格发行股份4.73亿普通股购买24%股权，交易价格约23亿元，同时以24亿元现金收购神皖能源25%的股权。2019年5月29日为神皖能源股权交割日。交易完成后，皖能电力持有神皖能源49%股权。

资产注入使公司权益装机增长42%。根据官网资料，神皖能源是中国神华控股子公司，由中国神华与皖能集团按照51%：49%的股权比例出资组建。公司于2011年7月8日正式注册成立，注册资本金57.3亿元，经营范围涉及电力及附属产品的开发、煤炭销售、港口和码头开发、铁路建设及运营，以及能源技术开发、转让与研究等。公司全资拥有安庆皖江发电（264万千瓦）、马鞍山万能达发电（132万千瓦）、神皖合肥庐江发电（132万千瓦）、安徽池州九华发电（64万千瓦）等4家发电企业，总装机592万千瓦，全部属于沿江电厂。截至2018年底，资产总额161.8亿元。

公司权益装机规模及市占率提升明显。根据公告，本次交易完成后，皖能电力的权益装机规模从683万千瓦增至974万千瓦，增长42.4%，公司占安徽省火电装机的比重也增至27%，市占率进一步提升。

2.2. 装入神皖有望增厚业绩

神皖能源资产优质，能耗低且利用小时数高。根据官网资料，安庆皖江电厂是全球领先的高效低排放（HELE）电厂，供电煤耗273克/千瓦时，供电效率超过46%。近日，中电联公布了2018年度全国火电能效对标结果，安庆3#机组凭借安全运行、供电煤耗等指标脱颖而出，位居全国1000MW级超超临界一次再热机组第一名，荣获1000MW级纯凝湿冷机组“AAAAA”荣誉称号，斩获“三连冠”；安庆4#机组蝉联“AAAA”荣誉称号。根据官网数据，2017年公司完成发电量228亿千瓦时，全年利用小时数高达4954小时，远高于安徽省火电平均利用小时数（4600小时）；2018年公司完成发电量237亿千瓦时，创近3年新高，全年利用小时数高达5123小时，其中百万机组利用小时数超过6000小时，继续高于安徽省火电平均利用小时数（5000小时）。同时，神皖能源积极推进绿色发展，2016年6月完成所有在运机组的超低排放改造工作，成为神华集团和安徽省第一家全面实现超低排放的能源公司，较国家对东部地区超低排放改造要求提前一年半。

神皖能源的盈利能力强，有望增厚公司业绩。神皖能源的各项经营指标良好。根据公告，神皖能源的毛利率、ROE均处于行业较高水平，盈利能力显著高于皖能电力和火电龙头华能国际。在交易完成后，不仅可增加公司的控股装机容量，还有助于提高公司的市占率，提高市场竞争力，进而增强公司盈利能力。

除通过并价电量获取收入外，神皖能源同时通过竞价、直供、送网外、替代发电等多种方式参与市场化交易，获取更多发电指标。并价电量和直供电量合计占比超过总电量的95%。

3. 安徽电力供需平衡偏紧，机组效率持续提升

3.1. 多因素促安徽省用电量保持中高速增长

传统产业转型升级和新旧动能转换对安徽经济发展起到重要推动作用。根据安徽统计局数据，2019年1-10月，规模以上工业增加值同比增长7.4%，比全国高1.8%个百分点。规模以上工业中，高新技术产业增加值同比增长13.2%、比全部工业高5.6个百分点，战略性新兴产业产值增长15.2%、比全部工业高8.7个百分点。其中，电子信息业增加值增长25.8%，对全部工业增长的贡献率达22.5%、居40个行业首位。现代服务业中，以商务服务、科技服务等为代表的其他营利性服务业发展迅速，前三季度增加值增长15.8%，占GDP比重由去年同期的10.7%提高到11.3%。

电能替代对全社会用电量增长的贡献达到2.4%。近年来，安徽省积极推进工业生产、建筑供暖供冷、交通运输、农业、居民等五大领域的“以电代煤”“以电代油”工作。据统计，自2017年出台《关于推进安徽省电能替代的实施意见》以来，电能替代电量逐年递增，连续两年突破40亿千瓦时。2019年，安徽继续挖掘电能替代潜力，因地制宜开展多个行业的电能替代专项行动，争取完成替代电量48亿千瓦时，对用电量增长贡献达到2.4%。

2018年安徽省用电量和最大用电负荷均创历史新高，用电量增速位居华东区域第一。根据中电联数据，2018年安徽省全社会用电量为2135亿度，同比增长11.1%，增速居全国第6位，华东地区首位。二、三产和居民用电量分别为1406、341和366亿千瓦时，同比增8.8%、17.4%和14.0%。2018年安徽省用电量和最大用电负荷均创历史新高。

中长期来看，安徽省用电量增长空间巨大。通过对比全国各省人均用电量和人均生活用电量数据可以看出，2019年1-10月安徽省人均用电量为2681千瓦时，仅为全国平均水平的63.4%、上海的30.0%、江苏的40.6%、浙江的34.9%，与大部分发达国家人均年用电量5000—10000千瓦时的水平相距甚远，具有较大的增长潜力。2018年，安徽省人均生活用电量为516千瓦时，为全国的74.3%、上海的31.0%、江苏的53.3%、浙江的42.8%。随着安徽省省工业化和城镇化进程加速推进，未来居民部门的用电量增长前景广阔。

2018年底，安徽省能源局会同有关单位和研究机构对《安徽省能源发展“十三五”规划》实施情况进行监测和评估，并编制了《安徽省能源发展“十三五”规划实施监测和评估报告》。根据《规划》实施情况和国家相关政策对《“十三五”规划》进行调整。调升安徽省全社会用电量目标，将2020年全社会用电量目标由2400亿千瓦时上调至2450亿千瓦时，电力消费年均增速由7.9%调整为8%。如果按照8%的全社会用电量增速，预计2019年和2020年安徽省用电量分别为2036和2490亿千瓦时。

3.2. 安徽省短期无煤电项目投产，新能源项目的冲击有限

3.2.1. 受益于供给侧改革，安徽省新增火电装机非常有限

安徽积极推进电力供给侧改革，短期内无煤电项目投产，在建煤电项目预计2021年投产。2016年，政府为改善电力供需格局，提高存量机组的利用率，开始严控新增火电装机，部分火电项目进入停缓建目录。根据《2017年分省煤电停建和缓建项目名单的通知》，安徽省有2个项目被列入缓建名单，此后未再获批新的煤电项目，规划内项目的建设进度也有所放缓。根据《安徽省能源发展“十三五”规划实施监测和评估报告》，安徽燃煤项目建设进度放缓，2016—2018年，安徽省仅建成淮北平山一期2号、利辛板集电厂、皖能铜陵6号、国电蚌埠二期、华电芜湖二期、神皖庐江电厂、钱营孜低热值电厂等7个煤电项目；在建的阜阳华润二期、淮北平山二期等2个项目进度大幅低于预期，预计在2021-2022年投产。大唐滁州电厂、淮南潘集电厂均在开展前期工作，暂未开工，在“十三五”期间核准和开工的概率较低。其他列入“十三五”规划的煤电储备项目也没有开展实质性工作。综合来看，2019-2020年间，安徽省没有大型煤电机组投产，新增大型煤电装机为0。

2019年安徽省核准少量新型发电项目。2019年4月，安徽省发改委核准了五个发电项目，包括六安特钢烧结余热发电项目（1.5万千瓦）、六安特钢煤气发电项目（16万千瓦）、六安特钢余压发电项目（2.4万千瓦）、六安特钢干熄焦余热发电项目（2.5万千瓦）和马钢股份公司CCPP综合利用发电工程项目（18.3万千瓦），总装机40.7万千瓦，体量非常有限。

2017-2019年间，安徽省持续推进淘汰煤电落后产能工作，分别淘汰40.75万千瓦、34.8万千瓦和4.2万千瓦煤电产能，累计淘汰煤电落后产能约80万千瓦，电力供需格局得到有效改善。

3.2.2. 安徽省新能源项目增速较高，但体量有限

为推进能源结构转型升级，安徽省先后出台了《安徽省“十三五”能源发展规划》和《安徽省可再生能源发展“十三五”规划》。《规划》提出，到2020年，可再生能源利用总量折标煤约800万吨，占一次能源消费总量比重提高到5.5%；可再生能源装机达到1760万千瓦、占全省总装机的23%；可再生能源发电量260亿千瓦时、占全社会用电量比重超过11%，非水可再生能源发电量达到190亿千瓦时、占全社会用电量比重约8%。根据《安徽省能源发展“十三五”规划实施监测和评估报告》，安徽省在《安徽省可再生能源发展“十三五”规划》的基础上，进一步调增可再生能源装机规模，将安徽省2020年光伏装机目标由800万千瓦上调至1100万千瓦，风力发电装机目标由260万千瓦上调至300万千瓦，非化石能源消费比重目标由5.5%上调至6%以上，非化石能源装机比重由23%上调至27%。

3.3. 特高压项目对安徽省内电源冲击有限

3.3.1. 安徽作为输电中转站，途经多条特高压工程

多条特高压线路途经安徽，但主要送往江浙沪地区。据统计，安徽境内已建成特高压项目（含过境）有7项，大都从四川、安徽及新疆、宁夏、山西等地区出发，途经安徽送往江、浙、沪等地区。《安徽省电网规划（2017-2021》指出，将继续推进武汉—皖南、驻马店—淮南、安庆特高压站、安庆-浙中等项目及配套工程前期工作。推进安徽与省外、区外电网互联互通，逐步形成安徽特高压电网在华东的枢纽地位。

3.3.2. 准东—皖南特高压投产，前期输电量有限

新疆准东—皖南特高压直流输电工程是落点安徽的第一条特高压直流线路。工程起点位于新疆昌吉自治州，终点位于安徽宣城市，途经新疆、甘肃、宁夏、陕西、河南、安徽6省（区）。线路全长3324公里，输电能力1200万千瓦。2015年12月，工程获国家发改委核准；2016年1月，工程正式开工；2018年10月，工程顺利建成投运。根据国家能源局印发的《关于准东—华东（皖南）±1100千伏特高压项目受端消纳比例的通知》，安徽、江苏、浙江消纳送端配套电源的比重分别为50%、25%、25%。由于配套电源及输电线路建设进度较慢，2019年几乎没有输送电量。2020年预计通过该项目送往安徽的电力约200万千瓦，按照5000小时的利用率，输送电量约100亿千瓦时。

长期来看，准东—皖南特高压项目具有多重意义。一方面，有效缓解华东地区缺电问题。近年来，华东地区的用电量稳步增长，但一次能源资源匮乏，为改善大气环境质量，华东地区控制了煤电机组建设，出台系列控煤措施，导致电力供需矛盾日益凸显，对外来电的需求迫切。目通过特高压交流环网向长三角负荷中心送电，有助于缓解华东地区供电紧张问题。另一方面，有助于解决新疆地区的新能源消纳问题。据了解，配套电源全部建成后，风电、光伏等新能源外送比例达到40%，推动解决新疆新能源消纳难题。此外，准东—皖南工程总投资逾400亿元，促进新疆能源基地开发与外送，有力拉动沿途省份经济增长。

内蒙古至安徽直流特高压项目尚在开展前期工作。根据安徽省发改委新闻，2019年6月初，安徽省发改委带队赴内蒙古自治区商谈两省区能源合作相关事宜，双方表示要共同加快推进内蒙古至安徽直流特高压输电项目前期工作，争取纳入国家能源发展“十四五”规划。考虑到该项目尚在开展前期工作，“十三五”期间难以获得国家发改委核准。

3.4. 皖电成本优势叠加东部沿海控煤，皖电外送有望提升

3.4.1. 皖电东送成效显著，缓解东部缺电问题

“皖电东送”战略于2004年提上日程。“十五”时期的“电荒”凸显安徽的重要地位。早在2001年，安徽就曾提出实施“西电东送”的初步设想。2002年6月，国内出现大面积缺电问题，长三角地区尤甚。安徽省作为黄河以南最大的煤炭基地，当时面临煤炭运力不足的问题，通过皖电东送实现煤电一体化是安徽一直以来的梦想。2004年3月，受国家发改委委托，中咨公司会同安徽省政府组织召开“皖电东送”规划讨论会，国家发改委及苏、浙、沪3省市发改委领导对“皖电东送”战略达成共识。2004年7月，中咨公司向国家发改委提交专题规划。国家发改委在制定“十一五”能源规划中明确，“皖电东送”依托“两淮”煤炭基地电厂，到“十一五”末，东送总规模达到700万千瓦左右。2006年，国家发改委将“皖电东送”列入国家电力工业“十一五”规划，皖电东送工程正式拉开帷幕。

皖电东送工程的基本构想是，上海、浙江和五大发电集团在安徽定点投资建设一批坑口电站，依托安徽省的丰富煤炭资源，将安徽的低成本电力送往上海、浙江和江苏等地。2006年开始，安徽省迎来与江浙沪合作建皖电东送电厂的热潮。截至目前，皖电东送已投产的电站装机容量共计1354万千瓦，占安徽省火电总装机的24.8%。

3.4.2. 有望依托皖电东送通道，增加外送电

皖能电力控股的火电机组以坑口电厂和沿江电厂为主，直接受益于煤价下行。安徽省作为华东地区的能源基地，在未来煤价趋于下行的大背景下，安徽的坑口电厂和沿江电厂具备煤炭资源优势和燃料成本优势，皖电外送的价格优势凸显。

皖能电力控股电站均属于省调电厂，以省内消纳为主。在电力市场化的大趋势下，跨区跨省电力市场化交易成为可能。在华东地区控煤的大背景下，皖能电力有望依托现存的“皖电东送”大通道及途经安徽的特高压项目，充分利用安徽的煤炭资源优势、燃料成本优势及网架优势，积极参与跨省跨区市场化交易，获取更多市场化电量。同时，市场化折价逐步收窄，新的一般工商业用户对电价不敏感的背景下，公司的在运机组有望迎来量价齐升。

3.5. 安徽省电力竞争格局及供需展望

3.5.1. 安徽省电力竞争格局

安徽省的竞争格局较好，呈现寡头化特征。根据中电联数据，截至2018年底，皖能集团和五大发电集团（华能、华电、国能投、大唐和国电投）的火电机组在安徽省控股装机量分别为821、120、415、584、797和718万千瓦，占安徽火电总装机的15%、2%、8%、11%、15%和13%，累计市占率高达64%，寡头特征显著，市场化竞争中议价能力强。

3.5.2. 2020-2021年电力供需展望

安徽省存在电力供应短缺风险。2016年以来，一方面安徽省电力负荷增长较快，2019-2021年间有望保持7.5%左右的年均增速，另一方面国家严控新增煤电规模，安徽省未再获得煤电建设规模，规划内煤电项目建设进度放缓，电力供应偏紧。预计2020-2021年全省存在一定的电力供应缺口（未考虑华东区域省间电力互济）。假设皖电东送电量保持不变，2020和2021年通过准东—皖南调入电量100亿千瓦时和150亿千瓦时，存量火电机组的利用小时数稳步提升，2020及2021年每年增加利用小时数约100小时。

4. 参股火电资产优质，盈利改善可期

4.1. 参股四个优质火电项目，盈利大幅改善

公司参股火电机组均位于安徽省，分别为淮北涣城（2*30万千瓦）、中煤新集利辛（2*100万千瓦）、淮北申皖（2*66万千瓦）和淮南洛能（2*32+2*63万千瓦），控股股东分别为淮北矿业（51%）、中煤新集能源（55%）、申能股份（51%）和大唐安徽发电有限公司（52.8%）。参股机组均为高参数、高能效机组，资产非常优质。

参股火电营业收入稳步提升。根据公告，淮北涣城2018年实现营业收入8.1亿元，同比增长12.8%；2019年上半年实现营业收入5.1亿元。中煤新集利辛2018年实现营业收入31.3亿元，同比增长11.9%。淮北申皖2018年实现营业收入20.4亿元，同比增长23.4%；2019年上半年实现营业收入8.8亿元，同比增长12.3%。

参股火电盈利持续改善。根据公告，2019年上半年，淮北涣城实现净利润0.55亿元，较2018年全年净利润0.12亿元明显上涨。淮北申皖2019上半年净利润0.25亿元，与去年同期亏损0.40亿元相比，同比增长163%，实现扭亏为盈。中煤新集利辛2018年全年实现净利润4.4亿元，同比增长111.6%；2019年上半年净利润1.9亿元，同比增长18.6%。

发电方面，参股公司的机组利用小时和发电量稳步上升。根据公告，2018年，中煤新集利辛的利用小时5238小时，发电量105.5亿千瓦时，同比增长8.6%；淮北申皖利用小时4957小时，发电量65.4亿千瓦时，同比增长17.0%。2019年上半年，淮北申皖利用小时2333小时，发电量30.8亿千瓦时，同比增长8.5%；淮南洛能2018年发电量80.0亿千瓦时，利用小时为4208小时，2019年前三季度，发电68.2亿千瓦时，同比增长19.1%。

4.2. 携手国网投资桐城抽水蓄能项目，调优资产结构

安徽桐城抽水蓄能电站是安徽省“十三五”规划的重点项目，已被列入国家能源局《水电发展“十三五”规划》及国家电网公司“十三五”开工建设计划，是安徽省长三角绿色储能基地的重要项目。根据公告，该项目位于安徽省安庆市桐城市境内，站址地处大别山区，属长江流域，上、下水库位于挂车河流域。桐城抽水蓄能电站设计安装4台32万千瓦机组，年发电量21.4亿千瓦时，年抽水电量28.5亿千瓦时，总投资约74亿元，建设工期70个月。工程按装机容量确定为一等大（1）型工程。项目由国网新能源控股有限公司投资建设，建成投产后，将承担华东和安徽电网调峰、填谷、调频、调相和紧急事故备用等任务。

2018年12月，国家电网推出混合所有制改革十大举措，决定大力开展抽水蓄能领域的投资合作，积极引入社会资本，共同推进抽水蓄能项目的有序开发。本次拟成立的安徽桐城抽水蓄能有限公司由国网新源、国网安徽电力、申能股份、皖能股份按照 35%、25%、20%、20%股比组建，积极落实国网的混合所有制改革，与国家电网建立良好的合作关系。

安徽省地处长三角，电力负荷增长迅速，火电占比近90%，随着新能源和外来电消纳的增加，安徽电网调峰压力越来越大，抽水蓄能成为不可或缺的调峰资源。皖能电力火电机组全部位于安徽省内，参股机组超90%为火电机组，本次投资有助于优化电力资产结构，提高公司清洁能源比例和系统调峰能力，为市场化交易做准备。桐城项目具有距离合肥省会经济圈和皖江城市带负荷中心近，站址地质条件良好的特点，在市场化竞争中具有一定优势。

4.3. 煤炭产业稳健发展，盈利总体平稳

皖能电力煤炭产业发展稳健，营业收入与利润体现较强的季节性特征，下半年的营业收入与毛利率明显好于上半年，全年盈利总体平稳。根据WIND数据，2019年上半年，皖能电力营业收入16.8亿，同比增长15.5%，增速有所回升；毛利726万元，毛利率0.4%，2015H1至2019H1，皖能电力的毛利率长期处在0.5%-1.5%的区间内，总体较为稳定。

5. 电力市场化交易短期承压，未来主要取决于电力供需

5.1. 市场化交易规模提升，交易电价总体稳定

2018年安徽省电力直接交易电量占全社会用电量的27.2%，市场化折价2.7分/千瓦时。根据中电联数据，2015—2018年，安徽省分别完成电力直接交易量178、394、550、580亿千瓦时，占全社会用电量的比重为11%、23%、28.6%、27.2%。根据安徽电力交易中心数据，2018年安徽省电力直接交易价格为0.357元/千瓦时，考虑到2018年安徽省火电上网标杆电价为0.3844元/千瓦时，市场化交易折价为2.7分/千瓦时。据统计，安徽省2018年年度双边、年度集中和月度集中规模分别为450、70、60亿千瓦时，平均交易价格为0.347、0.395和0.384元/Kwh，年度双边交易的折价约3.7分/千瓦时，年度集中竞价甚至超出标杆电价，月度集中竞价基本与标杆电价持平。

2020年市场交易电量大增20%，交易价格基本持平。2019年底，安徽省能源局发布《2020年全省电力直接交易实施方案》，文件提出，综合考虑电力供需平稳、电力迎峰度夏（冬）、清洁能源消纳、区外来电增长等因素，安徽省直接交易电量规模为985亿千瓦时，较上年增加219亿千瓦时，同比增长29%，直接交易规模创历史新高。成交均价（指发电侧）0.34651元/千瓦时，成交意向电量全部为工商业及其他用电（两部制）。售电公司成交意向电量728.7亿千瓦时，成交均价0.3465元/千瓦时；一级用户成交意向电量255.8亿千瓦时，成交均价为0.34655元/千瓦时。成交电价与上一年基本持平，考虑到安徽省超低排放电价纳入到市场化电价中，安徽省市场化交易电价间接下调了1分/千瓦时。

近日，国家发改委印发《关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》，提出要进一步全面放开经营性电力用户发用电计划，提高电力交易市场化程度，深化电力体制改革。《通知》要求，经营性电力用户的发用电计划原则上全部放开。其中，经营性电力用户指除居民、农业、重要公用事业和公益性服务等行业电力用户以及电力生产供应所必需的厂用电和线损之外的其他电力用户。考虑到该《通知》于6月底发布，大部分省份已就2019年的电力市场化工作做好部署工作，今年的市场化交易电量及电价折扣基本确定，《通知》对今年的市场化交易影响有限。预计 2020 年起安徽省电力市场化交易规模有望进一步增长。

长期来看，全面放开经营性发用电计划后，“基准电价+浮动机制”的市场化定价机制将占主导地位，电价由发电成本和电力供需情况决定。考虑到安徽省电力供需偏紧，电力市场供需状况对电价的影响预计会超过燃料成本改善的影响，市场价交易电价折扣有望回归理性。

5.2. 情景分析表明，2020年煤电上网电价略有下降

煤电作为基荷电源，在未来较长一段时期内，仍需配置一定比例的计划电，加之大多数一般工商业用户对电价不太敏感，预计明后年市场化占比提升空间有限。2019年皖能电力电力市场化率约45%，按照过去两年市场化率提升的幅度，假设2020年和2021年市场化率稳步提升，考虑三种情景，市场化率分别增至2021年的55%、60%和65%。情景1—3中，新增市场化折扣与存量市场化交易折扣相当，即市场化电价从2019年的0.357元/千瓦时降至2020年的0.347元/千瓦时；情景4—6中，市场化折扣从2021年开始缩窄，市场化电价增至2021年的0.35元/千瓦时。测算发现，考虑超低排放电价（1分/千瓦时）的取消，2020年皖能电力综合上网电价略低于2019年电价，降幅为0.6—0.8分/Kwh之间。考虑到安徽省电力供需平衡偏紧，年度集中交易和月度集中交易部分电价几乎没有电价折扣，2020-2021年煤电综合上网电价有望超预期。

6. 全国煤价下行确定性强，纯火电弹性显著

6.1. 随着煤炭运力提升，煤炭供需格局持续改善

安徽省煤炭供需格局持续改善。根据安徽省发改委数据，安徽省煤炭产销规模继续小幅收缩，省外销量急剧下降。2018年煤炭产量11260万吨，同比减少3.1%；销售商品煤9498万吨，同比减少7.4%。其中，销省内7842万吨，同比增加0.5%；销省外1656万吨，同比减少32.5%。2019年全省煤炭企业计划生产原煤11400万吨，其中省内、外分别出售9800万吨（含洗选损耗）、1600万吨。

由于宏观经济稳中向好，全社会用电量快速增长，安徽省煤炭消费量持续上升。根据安徽省发改委数据，2018年，规模以上工业企业煤炭消费量15768万吨，同比增加3.8%；全社会煤炭消费量约16500万吨，同比增加2.6%，省外供应约7000万吨。其中，电力行业煤炭消费量9533万吨，同比增加8.3%，增速同比下降3.1个百分点。

根据安徽省发改委的预测，2019年煤炭消费规模上涨不大，全社会煤炭消费量约16900万吨，同比增加2.4%，规模以上工业企业煤炭消费量16000万吨，同比增加1.5%，其中省内供应9800万吨，省外供应7100万吨；电力行业煤炭消费量9914.3万吨，同比增长4.0%，增速同比下滑4.3个百分点。

6.2. 安徽电煤价格指数高位，与秦港价关联度高

2018年1月份以来，安徽省电煤价格指数围绕600元/吨上下波动，始终处于较高价位，2019年5月电煤价格指数为592.2元/吨，煤价拥有较大的下降空间。从走势可以看出，秦港价与煤电价格指数走势类似，关联度较高。

通过对2017年1月至2019年11月安徽省电煤价格指数（x）及秦皇岛5500大卡动力煤现货月均价（Y）进行回归分析，可以得到：

6.3. 经济运行偏弱，港口及坑口煤价下行确定性强

在需求疲软、供给扩张、进口煤价低位等多重因素影响下，国内煤价承压。根据煤炭市场网数据，截至2020年1月13日，沿海六大电厂库存1486万吨，较去年同期上涨7.9%。伴随高库存的是电厂高低耗。截至2020年1月13日，六大电厂日耗为69万吨，较去年同期下降11.5%，可用天数22天，较去年同期高4天。电厂的高库存和低日耗直接导致发电企业采购积极性不高，产地价格开始松动。根据煤炭市场网统计，中国煤炭综合价格指数自2019年9月起有较大幅度下跌，主要港口价格指数2019年9月起同样呈现下跌趋势。考虑到2020年煤炭供需形势有望大幅改善，在高库存和低日耗的背景下，一旦坑口价形成趋势性下跌，港口交易价格势必会进一步下行。

7. 集团优质资产有望注入，积极参股金融资产

7.1. 集团其他发电类资产

皖能集团将皖能电力作为集团唯一电力板块上市平台，近年来已陆续注入淮南洛能、神皖能源旗下的发电机组等多项发电资产，集团旗下仍有多项尚未注入上市公司的发电资产（权益装机139万千瓦）。若未来成功注入，将进一步增厚公司的装机规模，经营业绩也有望得到增厚。

7.2. 参股多项金融资产

公司参股金融资产价值突出。截至2019年6月底，公司主要持有国元证券（13.21亿元）、华安证券（13.08亿元）、皖天然气（1.7亿元）等计入其他权益工具投资的金融资产，合计市值约28亿元，占公司总资产的8.4%；公司持有工业富联（64.76万元）、朗进科技（0.79万元）、（2.9亿元）、海油发展（4.68万元）、中国卫通（2.48万元）等计入交易性金融资产的金融资产，合计72.71万元，占公司总资产的0.002%。