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。