陕西能源发布三季报：3Q25实现营收64.97亿元（yoy+3.78%，qoq+39.40%），归母净利10.83亿元（yoy+13.24%，qoq+71.81%），归母净利略低于我们预期下限的10.89亿元。1-9M25实现营收163.59亿元（yoy-2.83%），归母净利24.17亿元（yoy-3.23%），扣非净利24.16亿元（yoy-2.39%）。看好公司电力及煤炭产能扩张带来的盈利成长性，维持“买入”评级。
　　3Q25煤电上网电量同比降幅大幅收窄
　　3Q25，公司煤电上网电量同比-1.18%至142.61亿千瓦时，同比降幅较2Q25收窄8.82个百分点，主要是3Q25迎峰度夏期间用电需求有所提升；1-9M25公司煤电上网电量同比-5.89%至347.44亿千瓦时。我们认为4Q25公司煤电利用小时数同比趋势较大程度取决于迎峰度冬期间气温情况。公司信丰电厂二期（2×1000MW）、延安热电二期（2×350MW）、商洛电厂二期（2×660MW）项目正按计划推进，有望于2026年陆续投产，为公司带来业绩增厚。公司对联营合营企业投资收益主要由参股火电项目贡献，3Q25，公司对联营合营企业投资收益同比+4.35%/环比+60.50%至1.01亿元。
　　新煤矿投产带动煤炭产量、销量同比快速增长
　　报告期内，公司赵石畔煤矿600万吨/年新产能进入联合试运转，带动煤炭产量、销量同比快速增长。3Q25/1-9M25，公司煤炭产量同比+17.83%/+10.46%至583.79/1572.41万吨，自产煤外销量为441.28/1013.55万吨，同比+136.98%/+78.80%。虽然煤价同比下降，但自产煤外销量同比大幅增长带动公司煤炭板块业绩提升。
　　盈利预测与估值
　　我们维持对公司2025-27年归母净利润预测30/32/35亿元，对应EPS为0.80/0.86/0.92元。Wind一致预期下，可比公司2026年PE均值为11.6x，考虑陕西能源：1）煤电一体化匹配能力高，且当前电力利润占比超过可比公司中煤电一体化公司；2）预期2025-27年归母净利润CAGR为4.8%，高于可比公司均值，给予公司26EPE14.5x，目标价12.60元（前值：11.77元基于14.5x25EPE），维持“买入”评级。
　　风险提示：陕西和华东/华中电力需求不及预期，煤价波动，综合电价下行风险。

　　事件：2025年10月28日晚，陕西能源发布2025年三季报。2025Q1-3公司实现营业收入163.59亿元，同比-2.83%；实现归母净利润24.17亿元，同比-3.23%；扣非后归母净利润为24.16亿元，同比-2.39%；经营活动产生的现金流量为66.84亿元，同比+3.49%。单Q3公司实现营业收入64.97亿元，同比+3.78%，环比+39.40%；实现归母净利润10.83亿元，同比+13.24%，环比+71.81%。
　　点评：
　　煤炭板块：Q3煤炭产销量同环比均有提高，新建煤矿产能初步投产叠加基本面改善共筑优异业绩。产量方面：2025Q1-3公司煤炭产量1572.41万吨，同比+10.46%；自产煤外销量1013.55万吨，同比+78.80%。其中，单Q3煤炭产量583.79万吨，同比+17.83%，环比+5.38%；自产煤外销量441.28万吨，同比+136.98%，环比+14.73%。Q3煤炭产销量同环比均有提高，新建煤矿产能初步投产叠加基本面改善共筑优异业绩。8月22日，赵石畔煤矿项目获省发改委联合试运转备案，贡献新增产能。此外，在三季度火电发电量持续增长和国家能源局核查煤炭超产的供需双方多因素发力的助推下，煤价稳步上升。随着Q4“冷冬”天气可能性不断提升，煤价有望进一步实现环比持续改善，板块业绩有望同步持续向好。
　　电力板块：短期需求转好环比提振上网电量，Q4气候有望持续支撑业绩改善。电量方面，2025Q1-3公司实现上网电量347.44亿千瓦时，同比-5.88%；其中单Q3上网电量142.61亿千瓦时，同比-1.18%，环比+57.06%。“迎峰度夏”重新拉动电力需求增长，公司Q3煤电发电量环比实现大幅改善。随着Q4“冷冬”天气临近，煤电发电量有望进一步实现环比增长，且有望同步支撑2026年年度电力交易价格上浮水平。同时，2026年全国各地或将按“1501”号文要求提升煤电容量电价补偿水平，实现对煤电电量替代的合理对冲。公司电力板块业绩有望在短期和中期逐步实现转好。
　　产能增长：煤-电产能成长接续，省内省外多点开花。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。其中，煤矿在建赵石畔煤矿，已于2025年8月底进入联合试运营；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，我们预计均有望于2026年投产。另外公司同步积极推进丈八煤矿（400万吨/年）和钱阳山煤矿（600万吨/年）的前期工作。10月28日公司公告称由旗下子公司麟北煤业以现金出资方式投资丈八煤矿，丈八煤矿建设取得阶段性成果。我们预计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；并且公司有望实现立足陕西省内，面向全国扩张，实现长足发展。
　　盈利预测与投资评级：陕西能源作为陕投集团控股的西北煤电一体运营龙头，其煤炭资产优质储量大，煤电电价可观成本管控较强，叠加未来煤炭煤电产能有望持续落地，稳健经营的同时又具有高增长潜力。由于公司吨煤售价及上网电量超预期下行，我们调整公司2025-2027年归母净利润分别为29.46/36.03/39.93亿元；对应10月28日收盘价的PE分别为11.88/9.71/8.76倍。我们看好公司煤电一体化战略实施带来的业绩成长性，维持公司“买入”评级。
　　风险因素：煤电利用小时数大幅下滑及电价大幅下降的风险；煤价大幅下行风险；在建及规划项目进展不及预期风险。

　　陕投集团旗下煤电一体化公司，资源获取优势明显。公司背靠陕投集团（控股64.31%），依托当地煤炭资源拓展省内优质煤电资产。截至2025年末，公司控股在运火电装机11.23GW（权益7.94GW），其中省内机组9.91GW、疆电送皖机组1.32GW，在建机组6.02GW，原煤已投产能2400万吨/年（权益1429万吨/年）、联合试运转煤矿600万吨/年（权益360万吨/年）、待建产能1000万吨/年。煤电联营优势下，2025年前三季度公司实现毛利率37.8%、净利率22.7%，高于行业平均且波动较为收敛。
　　煤电资产匹配度高&省内电力供需稳定，利润安全垫充足。公司煤矿与电厂扩张节奏基本匹配，煤电一体化及坑口电站占比较高。经测算，至2026年末控股口径下电厂标煤耗量约1867万吨/年、标煤产量约1883万吨/年；权益口径电厂标煤耗量约1322万吨/年、标煤产量约1110万吨/年。供需格局方面，陕西省火电供应较为集中，截至2025年上半年底，省内火电装机CR3约54%；2026&2027年省内主要火电增量约4&6GW，其中2027年增量机组以外送为主，故新增电力供给相对有限，叠加当地外送通道持续扩容，经测算至2027年省内机组利用小时数仅小幅下滑。电价方面，公司历史上网电价较为稳定，自2022年以来维持在0.35元/千瓦时（不含税）左右，其中2025年上半年电价仅下滑3厘/千瓦时；此外，近期陕西省内现货价差水平较大，公司机组均具备深度调峰能力，在火电电价不确定性增加的背景下，其灵活性价值有望维稳电价预期。
　　在建项目储备充足，开启建设投产新周期。火电方面，截至2025年底，公司在建装机602万千瓦，其中陕西省内消纳机组延安热电二期（0.7GW）与商洛电厂二期（1.32GW）有望于2026年实现投产，赣南信丰电厂二期（2GW）有望于2026-2027年期间投产。煤炭方面，赵石畔煤矿（600万吨/年）已于2025年8月开启联合试运转，推动煤炭产量上行，此外公司储备待建资产丈八煤矿（400万吨/年）与甘肃省钱阳山煤矿（600万吨/年），控股股东亦曾承诺待小壕兔煤矿（600万吨/年）具备建设条件时启动资产注入。
　　投资建议：预计公司2025-2027年营业总收入分别实现244.29亿元、275.79亿元、288.86亿元，同比+5.5%、+12.9%、+4.7%，归母净利润分别为29.10、32.53、35.45亿元，同比-3.3%、+11.8%、+9.0%，对应2026/2/26收盘价PE估值分别为13.3x、11.9x、10.9x。公司上市以来分红比例均高于50%，且自由现金流存在上行预期，若2026年公司维持50%-55%的分红比例，对应2026/2/26收盘价股息率为4.2%-4.6%。首次覆盖，给予“增持”评级。
　　风险提示：项目投产不及预期，电力需求下行，煤价波动，煤炭生产发生事故

　　公司依托煤电一体化布局实现上下游协同，业务成长空间广阔。截至2025年三季报，公司煤电在役装机1123万千瓦，在建402万千瓦，核准筹建200万千瓦。煤矿投产产能2400万吨/年，赵石畔煤矿（600万吨/年）于2025年8月进入联合试运转，预计2026年正式投产。丈八煤矿（400万吨/年）、钱阳山煤矿（600万吨/年）正在积极推进前期工作。小壕兔煤矿（600万吨/年）预计适时注入上市公司，驱动煤电主业规模持续扩大。截至2025年5月，公司煤电一体化及坑口电站装机占比达61.57%，成本优势突出，资源综合利用效率较高。在保障陕西省内电力供应的同时，公司通过陕武直流、宝德直流、吉泉直流、榆横—潍坊特高压交流工程等通道为国内其他地区供应电力，42.43%的煤电机组为“西电东送”配套项目，双线并行支撑电量成长。
　　陕西省通过制度设计有效构建市场价格的下限保护机制。1）批发侧：强调市场力监测，“供需比＞1.5”情形下设置基准电价浮动系数与报价收益系数，防止现货价格极端踩踏。同时对统调火电报价实施常态化同质性测试，抑制恶性竞争。2）零售侧：2026年市场化用户分时价格不再执行政府规定的峰谷分时电价，而是由中长期+现货形成的市场价决定，并要求售电公司与用户按月、按小时约定分时价格，实现批零两侧价格强挂钩，减少“零售倒挂”的无序压价。制度设计层面强化约束，加上煤电及新能源供给端扩张相对温和，预计在容量电价机制的对冲作用下，陕西省综合电价的下行幅度可控。公司发电机组大多为近几年投产的新机组，技术先进，截至2024年，已核准装机中超（超）临界机组占89.04%，能效与调峰能力居行业前列，技术优势有望进一步降低运营成本，并在辅助服务市场中获取更高的调峰收益。
　　公司积极推进能源业务多元化，将新能源作为战略转型的重要方向。通过紧密跟踪国家“双碳”政策，公司致力于实现传统能源与新能源的协同发展，以构建更具韧性的业务结构。电价机制方面，根据陕西省政策，存量新能源项目部分电量按煤电基准价（0.3545元/千瓦时）结算，增量项目通过市场化竞价确定机制电价。2026年，省内光伏/风电机制电价水平分别达到0.350/0.352元/千瓦时，接近0.3545的竞价上限，为新建项目提供明确且可观的电价预期。此外，公司业务版图不断拓展，除热电联产外，资源循环利用业务已初具规模，充换电站等新型业务也在加速布局。多元化的业务结构有助于公司平抑单一市场的波动风险，增强整体盈利韧性。
　　风险提示：电价不及预期，项目建设不及预期，新业务拓展不及预期，资产注入不及预期。