投资评级 - 投资评级为买入，并维持该评级 [5] 核心观点 - 报告公司2025年第三季度业绩受生物质机组减值拖累，但风电业务运营稳健，且可再生能源补贴回款大幅改善现金流 [5][7] - 福建省新能源政策保障存量项目回报率，消除市场担忧，并为已竞配海上风电项目提供可观收益预期 [7] - 集团承诺注入优质海上风电和抽水蓄能资产，预计将显著提升报告研究的具体公司未来利润弹性 [7] 基本数据与市场表现 - 截至2025年11月03日，报告研究的具体公司收盘价为5.22元，总市值约为99.34亿元，资产负债率为37.58% [3] - 2025年第三季度营业收入为2.86亿元，同比增长3.17%，归母净利润为0.14亿元，同比下滑79.8%，主要因计提0.63亿元资产减值 [7] - 剔除资产减值影响，2025年第三季度净利润约为0.64亿元，同比基本持平 [7] - 2025年前三季度经营现金流净额达15.62亿元，同比增长197%，主要因可再生能源补贴款回收增加 [7] 业务运营分析 - 风电业务：2025年第三季度福建省风电上网电量为4.44亿千瓦时，同比增长5% [7] - 生物质业务：富锦热电机组因生物质燃料价格高企导致盈利不佳，计提资产减值 [7] - 政策影响：福建省新能源方案明确存量项目机制电量100%，执行燃煤基准价393.2元/兆瓦时，保障现有项目回报率 [7] 资产注入前景 - 集团承诺注入资产包括121万千瓦海上风电指标和120万千瓦抽水蓄能指标 [7] - 其中莆田平海湾三期海上风电项目（31万千瓦）已投产，预计年均利润4-5亿元；永泰抽水蓄能项目（已投产）核定回报率6.5% [7] - 永泰抽蓄项目已于2024年底启动资产注入筹划，相关资产注入将带来较高利润弹性 [7] 盈利预测与估值 - 预测2025年至2027年归母净利润分别为6.27亿元、7.85亿元、8.43亿元，同比增长率分别为-3.72%、25.14%、7.45% [6] - 对应每股收益分别为0.33元、0.41元、0.44元，净资产收益率分别为8.70%、10.11%、10.10% [6] - 当前股价对应2025年至2027年市盈率分别为15.85倍、12.66倍、11.78倍 [6]

（原标题：云南省新能源上网电价全面入市 发电侧市场化改革步伐加快） 近日，云南省发展改革委、云南省能源局、云南能源监管办联合印发《云南省深化新能源上网电价市场 化改革 促进新能源高质量发展的实施方案》，标志着云南新能源发电从有序入市进入全面入市阶段， 传递出云南省发电侧市场化改革的决心。 《方案》明确，新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成；在市场外 建立差价结算机制，机制电价高于或低于市场交易均价的部分，由电网企业开展差价结算，差价结算费 用由全体工商业用户分摊或分享；以2025年6月1日为界，区分存量增量项目分类施策，存量项目与现行 政策妥善衔接，增量项目机制电价通过竞价形成，明确执行年限12年，执行到期后不再执行机制电价， 由市场交易形成上网电价。 新能源项目包括集中式光伏和风电、分布式光伏、分散式风电，《方案》的核心逻辑是"全面市场化"， 这是继2021年深化燃煤上网电价市场化改革后，电价市场化改革的重要一步，以风光为主的新能源发电 不再享受电价政策优势，将直面与煤电等传统能源的价格竞争。 《方案》对推动新能源有序发展、规范价格机制具有重要作用。今后电价波动将成为常态，更加 ...

公司概况与业务结构 - 九洲集团创立于1993年，专注于智能配电网和网络能源领域，是国家重点高新技术企业，2010年创业板上市（股票代码：300040）[2] - 业务涵盖智能配电网、新能源和综合能源服务三大板块，由三个业务集团管理，拥有超40家子公司，覆盖国内30个省市自治区[3] - 公司累计持有新能源电站装机容量超2.7GW，在建和已获指标容量1GW，开发中权益容量超2GW[3] - 拥有专利超200项，是国家绿色工厂、数字化工厂，连续多年纳税信用A级企业[3] 2025年上半年经营业绩 - 营业收入6.85亿元，扣非归母净利润4281.5万元，同比增长65.6%[4] - 综合智慧能源板块扭亏为盈，得益于生物质热电联产经营优化和减值影响减少[4] - 新能源业务受电力市场政策变动影响，风光发电毛利略有下降[4] 业务板块发展策略与目标 - 智能配电网业务2025年订单目标增长超20%，聚焦大客户和海外市场，电网内外订单占比约1:3，毛利率约20%，净利率约3%[5][6] - 新能源发电业务2025年增长目标10%，储备项目容量2-3GW，可支持未来3-5年增长[8] - 综合智慧能源业务2025年增长目标10%，重点发展分散式风电+供暖和生物质热电联产[6][9] 分散式风电+清洁能源供暖业务 - 储备分散式风电指标超300MW，已获取5个乡镇供暖项目资产，2个项目在建，预计2025年内并网[6] - 项目内部收益率可达10%以上，发电收入占比超90%，供热收入占剩余部分[7] - 东北三省潜在市场覆盖近300个县/区和超3000个乡镇[7] 国补回款与金融工具应用 - 2025年累计收到国补回款超2亿元，目前国补应收款超10亿元，风光项目均已进入合规清单和国补目录[4] - 可能使用基础设施REITs、ABS和RWA等工具实现电站资产出表[4] 电价市场化改革影响 - 存量项目沿用保障性电价，收益不受政策变动影响[5] - 新增项目通过竞价确定电价，降低收益不确定性，行业可通过压缩成本维持合理收益率[5] 研发与市场拓展 - 2023年底在江苏扬中设立新研发中心，降低运输成本，提升产品竞争力[5] - 2024年组建海外业务团队，聚焦一带一路和东盟国家，推进设备认证和发电项目考察[11] 融资计划 - 可能于2026年发行新一期可转债或定增，用于风光发电项目推进[10] - 可转债强赎计划将根据市场情况、剩余规模和到期时间讨论后公告[10]

行业地位与规模 - 中国光伏产业构建全球最具竞争力产业链体系 产量和装机量连续10余年稳居世界第一 [3] - 2025年上半年全国新增光伏装机212.21吉瓦 同比增长107% 占全球预计总装机量570-630吉瓦的45%以上 [3] - 截至2025年5月底全国光伏累计装机突破10亿千瓦 相当于48个三峡电站总装机量 [3] - 多晶硅、硅片、电池片和组件等主要制造环节产量占全球85%以上市场份额 [3] 政策与市场环境变化 - 2025年新能源上网电价市场化改革后 行业直面市场交易 电价波动成为常态 光伏出力高峰时段上网电价一度跌至每度电0.03元 [3] - 2024年8月六部门联合提出四项措施：加强产业调控、遏制低价竞争、规范产品质量、支持行业自律 [5] - 2025年7月中央财经委员会会议强调依法治理企业低价无序竞争 推动落后产能有序退出 [6] - 地方政策差异化探索：东部省份推行新能源电价市场化 中西部省份分档设定机制电量比例 部分城市明确7类禁止安装场景或要求自发自用比例超50% [6] 供需结构与行业挑战 - 截至2024年底主产业链各环节产能均突破1200吉瓦 而2025年全球需求仅580吉瓦左右 供给超出需求一倍有余 [4] - 供需失衡导致组件价格一度跌破0.6元/瓦 全产业链利润空间被严重挤压 [4] - 美国和欧盟政策调整带来新挑战：美国对东南亚四国光伏产品作出反倾销和反补贴肯定性终裁 欧盟通过《净零工业法案》要求2026年起固定比例新能源设备来自本土制造 [6] - 行业面临碳足迹标识、ESG要求趋严等国际标准接轨挑战 需构建绿色供应链增强出口竞争力 [8] 技术创新突破 - N型电池成为市场主流 TOPCon技术产能占比超75% HJT、BC等前沿技术加速商业化 [4] - 隆基绿能HIBC技术实验室转换效率突破27.81% HPBC 2.0组件转换效率达24.8% 良率超97% HIBC组件效率达25.9% 功率突破700W [4] - 钙钛矿太阳能电池实现重大突破：小面积器件效率26.3% 10cm²组件效率23.6% 硅基叠层电池效率突破34.2% [5] - 激光诱导局部电沉积技术实现以铜代银 大幅降低生产成本 [5] 企业表现与市场布局 - 隆基绿能、爱旭股份等BC技术企业展现抗风险能力 爱旭股份ABC组件上半年出货量8.57GW 同比增长超400% 第二季度实现单季度盈利 [4] - 中国企业通过多元化市场布局应对贸易壁垒：在中东参与沙特10吉瓦光伏制氢项目 在东南亚建设电池组件一体化基地 在拉美投资建设组件生产厂 在非洲建设光伏电站及配套设施 [7] - 平台化成为分布式光伏发展方向 通过AI预测和智能体调度提升自发自用比例 [7] 发展前景 - 行业从规模扩张转向质量跃升的关键转折期 [3] - 技术创新正成为破局关键 [4] - 为全球能源转型书写新篇章 [9]

雅江集团成立及雅下水电工程开工 - 国务院批准组建新央企中国雅江集团有限公司，负责雅下水电工程开发运营 [1] - 雅下水电工程正式开工，国务院总理李强出席开工仪式 [1] - 雅江集团成立是保障雅下水电工程顺利建设运营的重要举措 [1] 雅下水电工程规模及资源 - 雅鲁藏布江干支流水能理论蕴藏量超过11,000万千瓦 [2] - 雅下水电工程规划建设5座梯级电站，总投资约1.2万亿元 [2] - 装机规模约6,000万千瓦，是三峡电站的2.7倍，年发电量3,000亿千瓦时 [2] 项目成本分析 - 预计单位造价达2.0万元/千瓦，较行业平均1.4万元/千瓦高出约40% [3] - 输电费用预计超过0.10元/千瓦时，因输电距离远且地质条件复杂 [3] - 静态综合发电成本较高，主要受单位造价和输电成本影响 [3] 动态平衡与价值提升 - 电价市场化改革推进，大水电上网电价有提升空间 [4] - 配套新能源建设可降低综合发电成本 [4] - 大型基建工程综合拉动效应有助于平衡投资回报 [4]

公司上市概况 - 华电新能正式登陆沪市主板 成为年内第三家成功上市的光伏风电为主的新能源企业 [1] - 股票发行价3 18元/股 上市首日高开72 96% 报5 5元/股 总市值2253亿元 [1] - 超额配售选择权全额行使后发行股数57 14亿股 最高募集资金总额181 71亿元 为今年以来A股最大IPO项目 [1] 公司业务与财务数据 - 华电新能为华电集团风、光新能源业务的唯一整合平台 主营业务为风电和光伏电站的开发、投资与运营 [1] - 截至2024年底 公司控股装机容量68 62GW 其中风电32 02GW 光伏36 59GW 分别占全国市场份额6 15%和4 13% [1] - 2024年度公司营业收入340亿元 净利润率27 91% 净资产收益率10 16% 盈利指标领先同业 [1] 募集资金用途 - 募集资金将重点投向风光大基地项目、就地消纳负荷中心项目、新型电力系统协同发展项目和绿色生态文明协同发展项目 [2] - 公司将以募投项目为牵引 充分发挥基地化、规模化开发的核心优势 将募集资金高效转化为高质量发展的新动能 [2] - 公司计划将13200万千瓦备案储备项目优选精建 形成"开发更加有序、建设更加高效、运营更加稳健"的可持续发展新局面 [2]

新能源电价市场化改革 - 2025年2月国家发改委发布"136号文"，宣布新能源产业进入全量入市、市场定价阶段，6月1日为存量与增量项目分水岭，存量项目保留保障性电价，增量项目电价由市场供需决定 [1][2][3] - 改革前新能源电价经历三个阶段：政策补贴时代（固定电价）、"保量保价"时代（85%电量按燃煤基准价收购）、全量入市时代（100%市场化交易）[2] - 截至2024年底新能源装机规模达14.1亿千瓦，占全国总装机40%以上，首次超过火电成为第一大电源 [2] 行业影响与挑战 - 市场化改革导致新能源企业收益模式改变，从固定电价转向波动电价，增加收益不确定性 [3] - 建立场外差价结算机制应对电价波动，当市场价低于机制电价时电网补差价，高于时扣除差价，稳定企业收益预期 [3] - 短期阵痛将淘汰技术落后产能，长期倒逼企业转向技术创新和度电成本控制，推动行业从政策依赖型向市场竞争型转变 [5] 储能行业变革 - "136号文"取消强制配储要求（原需配置装机规模10%-20%的储能），结束行政推动模式 [6] - 政策转变促使储能行业从被动合规转向主动寻求市场化配置，以经济价值为核心驱动力 [6] - 过去强制配储导致低效设备闲置，取消后有望优化储能资源配置效率 [6] 新能源角色转变 - 新能源需逐步摆脱对火电调节的依赖，通过储能设施、虚拟电厂等技术提升出力可控性 [7] - 要求新能源提升发电预测精度和运营管理水平，承担主力电源责任 [7] - 风电光伏度电成本较2010年下降超60%，已具备与煤电平价竞争能力 [2] 市场基础条件 - 全国电力市场交易规模突破5万亿千瓦时，占全社会用电量62% [2] - 绿电交易和现货市场规则完善为全量入市创造先决条件 [2]

纪要涉及的行业 光伏、风电行业 纪要提到的核心观点和论据 装机规模现状及增长 - 国内光伏装机规模 2020 - 2024 年四倍增长，从 50GW 到 280GW；2025 年 1 - 5 月新增 93GW，同比增约 150%，全年预计同比增长超市场预期，受益 531 抢装效应[1][2] - 国内风电装机规模 2021 - 2024 年稳步增长，从 50GW 到 80GW；2025 年 1 - 5 月新增 46GW，同比翻倍，受 136 号文驱动；预计全年陆上达 100GW，同比增幅 30% - 40%，海上翻倍以上增长至 10GW 或更多，整体超 110GW，同比增速约 40%[1][3] 未来发展趋势 - 未来几年新能源发电领域保持较高增速，政策支持和技术进步推动需求增长[1] - 光伏行业增速或放缓，但全球视角仍保持两位数复合增速，海外非欧美地区成主要增长点；国内风电十五期间预计平稳增长，陆上维持 100GW 以上，2030 年有望超 200GW，海外陆上维持 10%左右复合增速，海上风电竞争力显著提升[1][5] 竞争力及占比 - 风光发电竞争力占比达 60%左右可认为达重要阶段，目前仅百分之十几二十，提升空间大[2][6][7] - 预计 2060 年风光发电量占比达 60%左右，初期增速快，后期放缓[2][8] 发电增量 - 目前发电总量约 10 万亿度电，每年风光发电增量约 1000 - 2000 亿度电，初期增速快，后期放缓[9] 项目建设周期 - 风电项目建设周期长，陆上风机约一年，海上风机一到两年；光伏项目建设速度快，一年或一年以内可并网贡献发电量[2][10] 消纳问题解决途径 - 通过电网建设（如特高压工程投资）、电力市场化交易（如 136 号文规定新能源进入市场化交易）、技术革新（抽水蓄能、电网数字化及智能化建设）解决[13] 电价相关 - 电价市场化改革有利于产业链向下传导，煤电竞价保持稳健并有所改善，火电在辅助服务和市场调节费用方面受益，相关竞价或补偿收益将提升[2][13][15] 其他重要但是可能被忽略的内容 - 十四五前期（21 - 22 年），风电因补贴退出项目建设速度前移，新增装机同比下降，23 - 24 年恢复较快增长[3] - 2025 年上半年海上风电招标增长，陆上风电招标下降，但去年陆上风电招标基数高且有部分框架性招标，对后续几年装机有持续贡献[5] - 十五期间欧洲、日韩及东南亚国家和地区快速推进海上风电规划和建设，海外海上风电竞争力显著提升[5]

指数及ETF表现 - 中证国新央企现代能源指数(932037)上涨0.56%，成分股中材科技上涨8.82%，大唐发电上涨4.10%，国电电力上涨3.72%，长源电力上涨2.44%，云铝股份上涨2.32% [3] - 央企现代能源ETF(561790)上涨0.56%，最新价报1.08元，近1周累计上涨0.56% [3] - 央企现代能源ETF盘中换手13.58%，成交628.84万元，近1月日均成交668.20万元，居可比基金第一 [3] - 央企现代能源ETF自成立以来最高单月回报为10.03%，最长连涨月数为7个月，最长连涨涨幅为23.43%，涨跌月数比为13/10，上涨月份平均收益率为3.05%，年盈利百分比为100.00%，历史持有1年盈利概率为70.27% [4] - 央企现代能源ETF近3个月超越基准年化收益为1.42%，今年以来最大回撤7.91%，相对基准回撤0.37% [4] 行业及投资评级 - 电力及公用事业行业维持"强于大市"投资评级，电价市场化改革加速推进，市场电价波动带来业绩不确定性 [4] - 水电电价最低，竞争优势强，存在长期上涨空间，低长期国债收益率有利于高股息、低估值红利资产 [4] - 重点关注大型水电运营商，因其基本面、盈利能力、分红比例等优势 [4] 基金及指数详情 - 央企现代能源ETF管理费率0.50%，托管费率0.10%，为可比基金中最低 [5] - 央企现代能源ETF近2月跟踪误差0.040%，在可比基金中跟踪精度最高 [5] - 中证国新央企现代能源指数市净率PB为1.37倍，低于指数近1年80.77%以上的时间，估值性价比突出 [5] - 中证国新央企现代能源指数选取50只国务院国资委下属涉及绿色能源、化石能源、能源输配等现代能源产业的上市公司证券 [5] - 指数前十大权重股合计占比49.93%，包括长江电力、国电南瑞、中国核电、三峡能源、中国铝业、国电电力、中国电建、中国神华、国投电力、中国石油 [5]

行业评级与市场表现 - 维持电力及公用事业行业"强于大市"投资评级 基于行业发展前景、业绩增长预期及估值水平 [1] - 2024年行业营业收入和归母净利润双增长 2025年一季度营收下降但归母净利润逆势增长 [1] - 截至2025年6月15日 电力及公用事业指数上涨2.25% 跑赢沪深300指数(-1.80%)4.05个百分点 在中信30个一级行业中涨幅排名第14 [1] 子行业业绩分化 - 2024年发电企业贡献行业超82%归母净利润 [2] - 火电：发电量同比下降影响营收 但煤价中枢下跌显著提升归母净利润 [2] - 水电：2024年及2025年一季度营收与归母净利润双增长 受益来水偏丰及财务费用下降 [2] - 核电：受市场电价下行影响 业绩增速放缓 [2] - 新能源发电：平价项目占比提升导致上网电价承压 [2] 核心投资主线 水电 - 具备自然垄断性护城河 经营周期长 折旧完成后费用转化为利润 [3] - 发电成本低使电价有较大上涨空间 2024-2025年一季度来水偏丰促进发电量增长 [3] - 融资成本降低带动财务费用下降 推荐关注长江电力、华能水电、川投能源 [3] 火电 - 煤价下跌增强公用事业属性 仍为发电端主导电源 推荐国投电力(水电火电协同) [3] 核电 - 2022年起核电机组核准加速 "十五五"期间新机组陆续投产 但2025年业绩受市场电价下行压制 [3] 新能源发电 - 装机容量快速增长 但136号文推动电价全面市场化 运营能力要求提高 [3] 电价改革影响 - 市场化改革加速推进 市场电价波动带来发电企业业绩不确定性 [1] - 水电因电价最低具竞争优势 存在长期上涨空间 [1]