市场对“中特估”板块近期的追捧，使得机构对于陕西能源IPO参与询价打新的热情明显提高。公司今日公布的股票发行上市公告显示，公司此次IPO发行价格定为 9.60 元/股，有效报价的投资者数量为492 家，有效拟申购数量总和为前网下初始发行规模的 111.97 倍。

招股书显示，陕西能源是以电力和煤炭生产为主业的大型能源国企，是陕西省煤炭资源电力转化的龙头企业。2022年上半年，陕西能源实现归母净利润12.90亿元，在注册制下申报深市主板企业中位列第一，近年来利润保持稳步增长。同时，陕西能源近年来实施三次大额现金分红，金额合计高达13.89亿元；上述均凸显了“中国特色估值体系”板块个股的特征。按照经会计师事务所审阅的2022年度扣非净利润计算，陕西能源此次9.6元/股对应的2022年市盈率为14.86倍。而截至3月24日（T-3 日），中证指数有限公司发布的“D44 电力、热力生产和供应业”最近一个月平均静态市盈率为21.96倍。陕西能源此次IPO发行市盈率是相较市场正常水平进行了一定折让。

有市场人士指出，全面注册制实施后，主板新股询价取消了23倍市盈率上限，在市场化发行承销机制下，此次主板IPO公司定价弹性大幅提升。与此同时，“闭眼打新”成为历史，投资者在新股财务数据、未来发展趋势以及市场变化等方面要给予更多关注，真正认清公司投资价值。

以陕西能源为例，作为陕西省煤炭资源电力转化的龙头企业，公司展现出强劲的盈利能力和业绩增长态势。2019-2022年，陕西能源实现营业收入72.68亿元、97.09亿元、154.77亿元、202.85亿元，实现归母净利润5.27亿元、7.44亿元、4.04亿元、24.72亿元（其中2022年归母净利润为审阅数据）。尤其在近年来国际能源价格巨幅震荡、国内火电行业普遍亏损的大背景下，陕西能源能够做到盈利稳中有升，不禁令人侧目。

中金公司此前研报指出，2022 年火电业绩整体不达预期，高煤价、低电量是主要原因。从目前公布的业绩预告来看，主流火电企业盈利压力仍较大，多数企业处于亏损或者微利状态，修复弱于预期。主要因素包括：（1）燃料成本冲击较大。2022 年动力煤现货价格较年初涨幅达+48.8%，全年煤价均值同比+48.3%至1278 元/吨。中长期合同兑现逊于预期。（2）2Q/4Q发电量受疫情影响较大，表现低迷。

而陕西能源凭借自身业务模式、资产布局等独特优势，在生产经营中有效规避了上述影响因素，展现出独立于板块的较高盈利能力。

首先，陕西能源坚持“煤电一体化”发展战略，有效熨平了行业周期波动。招股书显示，陕西能源电力装机和煤炭产能的匹配度极高，公司电力装机1118万千瓦，按照年发电小时数5000小时和供电煤耗300g/kWh测算，年发电消耗折合5000大卡原煤约2350万吨；而公司已投产煤炭产能2200万吨/年，在建及筹建产能800万吨/年，可完全满足公司火电燃煤需求。燃煤自足，让陕西能源在高煤价下掌握主动，保持稳定利润。

在煤价保持高位运行的当下，还应当考虑煤矿资产的重置成本。本月21日陕西省自然资源厅进行的7宗煤炭矿业权拍卖显示，相关矿权拍卖起始总价62.06亿元，最终总成交金额396.52亿元，总体溢价率达538.93%。截至 2022 年末，陕西能源下属煤矿拥有煤炭保有资源量合计约 41.64 亿吨，煤炭资源储备和生产能力位居陕西省前列。随着煤炭行业供给侧改革的持续推进，公司现有优质资源的稀缺性将进一步凸显。

同时，陕西能源煤电资产均处于煤炭基地，燃煤成本和运输成本优势突出。公司下属五大发电项目中，清水川能源、赵石畔煤电、麟北发电、吉木萨尔发电均为坑口电站，就近使用皮带由隔壁煤矿供煤，发电的燃煤成本仅为开采成本，由此带来的燃煤成本优势也是公司毛利率显著高于火电同业的重要原因之一。在发电量方面，陕西能源在建机组和多数在役机组均处于西电东送主要通道，电力消纳能得到保证，在发电量上较其它机组有明显优势。行业人士指出，西电东送、陕电外送是国家和陕西能源发展的重要战略，而陕西能源参与西电东送的煤电机组比重持续提升。

招股书显示，陕西能源已投运的赵石畔煤电 2×1,000MW 煤电一体化项目，为榆横-潍坊 1,000kV 输电通道配套电源点；正在建设的清水川能源电厂三期项目（2×1,000MW），为陕北-湖北±800kV 直流通道配套电源点，预计 2023 年投入运营；已投运的吉木萨尔电厂项目（2×660MW），为新疆准东-安徽皖南±1,100kV 特高压直流输电工程配套电源点。陕西能源表示，未来还将继续壮大主业规模，积极争取省内外优质煤电资源，在特高压外送沿线地区布局一批新的煤电一体化项目，提升外送能力和公司盈利能力。

在装备水平和资产质量方面，陕西能源发电机组大多为近几年投产的新机组，生产工艺先进，具有较强的竞争优势。目前，公司下属清水川能源电厂二期、三期，赵石畔煤电，商洛发电，吉木萨尔发电均采用国内先进的超超临界空冷燃煤机组，是优于国家超低排放标准的绿色环保电厂。下属电厂的供电煤耗均优于国家标准和行业平均水平。其中，赵石畔煤电机组曾先后荣获中电联2019 年度百万机组“供电煤耗最优奖”、2021 年度电力行业 1000MW 级超超临界空冷机组指标对标“AAAAA 级优胜机组”等殊荣。展望2023 年，市场人士指出，可以坚定看好火电“压舱石”的地位和价值。预计2023 年能源安全依然是国家重点关注议题，疫情淡去后工商业活动回暖将提振用电需求增速。目前多地正加速基荷电源项目审批，正是对火电需求的直接体现。在这一背景下，火电将获得更多政策倾斜。

行业人士表示，2021 年以来，我国多省份出现缺电现象，使得政策层面开始调整对于能源电力顶层设计。今年1 月国家能源局发布的《新型电力系统发展蓝皮书（征求意见稿）》，明确2030年煤电装机及发电量仍将适度增长，未来煤电建设将主要集中在送端大型新能源基地、主要负荷中心、电网重要节点。

市场相关人士进一步指出，在肯定火电“压舱石”价值的同时，蓝皮书也进一步完善了对于新能源的表述，改为“新能源逐步成为发电量增量主体”，这说明了火电在新型能源体系中的地位和作用。自2021年四季度以来，火电核准装机速度明显加快。2022年1-8月全国火电核准装机规模达到40829兆瓦，而2020年三季度至2021年三季度全国合计核准量仅5161兆瓦。最新口径是，去年8月政策层面提出，2022-2023年两年每年开工煤电项目8000万千瓦，2024年保障投运煤电机组8000万千瓦。而去年9月国家发改委召开了煤炭保供会议，提出2022-2023年两年火电将新开工1.65亿千瓦。与此相对应，目前湖南、江西、湖北、贵州等多省份发改系统去年以来已相继核准批复或开工多个火电项目。

权威分析还指出，今年两会政府工作报告首提“推进煤炭清洁高效利用和技术研发，加快建设新型能源体系。”这说明，要立足我国基本国情，加大技术研发，以煤炭清洁高效利用保障国家能源安全。同时，加快推动煤炭与新能源深度融合发展，推动多能互补，实现多种能源耦合发展，统筹能源安全稳定供应和绿色低碳发展。

国家能源局发布的数据显示，截至2022年底，我国风电、光伏发电装机突破了7亿千瓦；我国可再生能源装机突破12亿千瓦，超过全国煤电装机。但2022年，我国风电、光伏发电量占全社会用电量的13.8%，占全社会用电量近60%的是煤电。

“目前，在我国能源结构中煤炭发挥着主导作用。就发电量而言，尽管风电、光伏装机容量很大，但发电量并不大。”中国工程院院士、华北电力大学教授刘吉臻日前表示，为保障能源安全可靠稳定供应，目前，煤炭支撑性、压舱石作用不能动摇。要采取措施加快煤炭绿色低碳发展，无论是煤炭开采应用，还是燃煤发电技术更加高效、清洁，再加上碳捕获、利用与封存(CCUS)技术，要减少煤炭应用总量，用最小量煤炭支撑更大规模新能源发展。

分析人士则进一步指出，在当前双碳目标的大背景下，我国电力行业两大趋势非常明显，一是煤电清洁化灵活改造，一个是构建以风电和光伏为主体的新型电力系统。而这两者相辅相成，推动风光火储大基地建设和煤电+风光多能互补的体系，本身就是相互耦合的系统工程。一个大的电力系统，需要相当数量具有调峰能力的机组去平衡用户用电的需求和发电的不匹配，以保障电网安全。风电、太阳能等具有不稳定性，而灵活可靠的煤电是调峰的必然选择和最佳选择。截至2021年12月末，煤电装机规模达11.09亿千瓦，按调峰能力为最小发电出力达到40％额定负荷计算，即可提供6.65亿千瓦的调峰能力，是电网调峰的绝对主力。只有在低碳的同时，保障能源供应、支持经济社会发展，做到新能源与煤电的协调发展，才是“构建以新能源为主体的新型电力系统”、实现“双碳”目标的正确路线。