刚过去的4月，伴随着上市公司一季报和年报的密集披露，机构调研活跃度显著提升。据媒体报道，共有 1813 家上市公司接受机构调研 。 近日，天合光能、阿特斯、海博思创、 南网科技等4家储能相关企业发布投资者关系活动纪录表，披露机构调研信息。除了谈及自身储能业务外， 对于南欧停电、美国关税、136号文件等热点话题，他们有何看法？ 储能业务重点披露 ■ 天合光能：2025年储能出货目标8-10GWh 据天合光能介绍，2024年储能实现出货量4.3GWh。其中2024年4季度出货量近1.8GWh，4季度海外出货占比持续提升（主要是欧洲区），持续减 亏。同时规划2025 年出货量和营收依旧要保持100%以上增长（即全年8-10GWh的出货目标），尤其在海外市场将聚焦大客户与光储融合客户， 目前签单量已超 5GWh，相比2024年海外出货量将形成数倍增长。 目前天合光能的储能海外订单主要分布在欧洲等地，未来在巩固欧洲市场的基础上，会加大美国市场的开拓，目前在美国已有储能项目交付，未来 在拉美、亚太市场也会提高储能业务规模。 ■ 阿特斯：Q1储能出货0.79GWh 插播 ： 136号、394号文件等多项新政出台，2025工 ...

今年初，国家发改委、国家能源局联合印发《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发 展的通知》（发改价格〔2025〕136号，下称"136号文"），旨在推动新能源上网电量全面进入市场，新 能源电价机制向全面市场化转型。 随着"136号文"实施时点临近，对行业的影响日益显现。由于未来电价不确定性增加，项目收益率有下 降风险，新能源开发企业观望情绪较浓。业内对于新能源行业硬着陆，装机规模断崖式下降也有所担 忧。 记者与多位业内人士进行了交流，业内普遍认为，"136号文"实施后，新能源电站开发有望步入全过程 精细化管理时代，开发运营策略将成为企业竞争力的核心部分。一方面，新能源开发企业要完善前期项 目选址与设计；另一方面，拓展绿证、绿电等多元交易渠道，增加收入来源。同时，开发企业应着力跟 踪下游用户负荷需求，增加绿电直供比例。 电价不确定性增加 回顾新能源电价历次改革，从主要节点来看，一是2006年可再生能源法实施，明确了新能源电价由固定 电价叠加补贴的方式执行；二是2021年开始普遍实施新能源平价上网。"136号文"则定调新能源上网电 量全部进入市场，电价由市场交易确定。 近日，南网能源在谈到新能源入市影 ...

财务表现 - 2025年Q1公司实现营业收入265.77亿元，同比-14.14% [1] - 归母净利润19.30亿元，同比+3.66%，扣非归母净利润18.96亿元，同比+17.01% [1] - 销售毛利率和销售净利率分别为10.73%和8.52%，同比分别增加2.33和1.21个百分点 [3] - 营业成本同比下降16.32%，降幅大于营收降幅 [3] 发电量与电价 - Q1累计完成发电量513.84亿千瓦时，同比下降8.51%，上网电量480.15亿千瓦时，同比下降8.50% [1] - 煤电/气电/水电上网电量分别为423.33/45.99/10.83亿千瓦时，同比变化-10.50%/+9.97%/+8.63% [1] - 平均上网电价505.71元/兆瓦时，同比下降0.71% [2] 成本与费用 - 煤价下跌导致燃料成本下降，推动营业成本减少 [3] - 管理费用和财务费用分别下降10.39%和16.94%，较2024年Q1分别减少0.37元和1.43元 [3] 现金流与资产重组 - 经营活动现金净流量同比+107.47%，主要因燃料成本支出减少 [4] - 拟通过发行股份和支付现金收购江苏公司等八个交易标的股权，预计带动总资产增加18.37%，营收增加25.07%，归母净利润增加5.93% [4] 未来展望 - 预计2025-2027年归母净利润分别为66/76/85亿元，同比变化+15.91%/+14.89%/+11.80% [4] - 2025年5月1日股价对应PE为8.84、7.69、6.88倍 [4]

行业投资评级 - 强于大市（维持） [2] 核心观点 - 2025年4月29日国家发改委和能源局发布相关通知和规则，全面加快电力市场建设，包括现货市场和辅助服务市场，全国统一电力大市场有助于理顺价格机制，绿电和储能价值有望先后重估 [5][7] - 建议关注“能源转型友好型”综合能源供应商国能日新、朗新集团，以及绿电价值有望重估的晶科科技 [8][9] 行业基本情况 - 收盘点位6449.5，52周最高8068.94，52周最低5403.16 [2] 行业相对指数表现 - 展示了2024年4月至2025年4月电力设备相对沪深300的表现数据 [4] 电力市场建设全面加快 电力现货市场 - 正式转正省份及时间：湖北2025年6月底前，浙江2025年底前，安徽、陕西力争2026年6月底前 [6] - 连续结算试运行省份及时间：2025年底前，福建、四川等多地 [6] - 区域电力现货市场：2025年底前，南方区域启动连续结算试运行，京津冀创造条件启动模拟试运行，省间现货市场实现发电企业参与省间现货购电 [6] 电力辅助服务市场 - 经营主体：具备可观、可测、可调、可控能力的主体，包括火电、水电、新型经营主体等可调节资源 [7] - 设立市场新品种流程：依序开展模拟试运行、结算试运行、正式运行，首次结算试运行和开始正式运行的时间间隔不小于1年 [7] - 费用传导机制：电力现货市场连续运行地区，符合规定的调频、备用等费用由用户用电量和未参与电能量市场交易的上网电量共同分担，分担比例由省级价格主管部门确定 [7] 全国统一电力大市场影响 - 有助于将电力价格由多轨制转变为多维度，绿电和储能价值有望先后得到重估，稳定绿电综合收益，加快新型储能容量补偿建立 [7]

行业投资评级 - 强于大市（维持） [2] 核心观点 - 2025年4月29日国家发改委和能源局发布相关通知和规则，全面加快电力市场建设，包括现货市场和辅助服务市场，全国统一电力大市场有助于理顺价格机制，绿电和储能价值有望先后重估 [5][7] - 建议关注“能源转型友好型”综合能源供应商国能日新、朗新集团，以及绿电价值有望重估的晶科科技 [8][9] 行业基本情况 - 收盘点位6449.5，52周最高8068.94，52周最低5403.16 [2] 行业相对指数表现 - 2024年4月至2025年4月期间，电力设备相对沪深300指数表现从 -18%逐步上升到22% [4] 电力市场建设 电力现货市场 - 正式转正省份及时间：湖北2025年6月底前，浙江2025年底前，安徽、陕西力争2026年6月底前 [6] - 连续结算试运行省份及时间：2025年底前，福建、四川等多地 [6] - 区域电力现货市场：2025年底前，南方区域启动连续结算试运行，京津冀创造条件启动模拟试运行，省间现货市场实现发电企业参与省间现货购电 [6] 电力辅助服务市场 - 经营主体：具备可观、可测、可调、可控能力的主体，包括火电、水电、新型经营主体等可调节资源 [7] - 设立市场新品种流程：依序开展模拟试运行、结算试运行、正式运行，首次结算试运行和正式运行间隔不小于1年 [7] - 费用传导机制：电力现货市场连续运行地区，符合规定的调频、备用等费用由用户用电量和未参与电能量市场交易的上网电量共同分担，分担比例由省级价格主管部门确定 [7]

报告公司投资评级 - 维持“买入”评级 [6] 报告的核心观点 - 公司2024年营收47.8亿元同比+9.3%，归母净利润3.2亿元同比-15.4%；2025Q1营收11.1亿元同比+43.0%，归母净利润-0.4亿元同比+64.6%；2025Q1经营活动现金流净额为12亿元，去年同期为-1.7亿元 [3] - 预测公司2025 - 2027年营收分别为54.9/55.3/54.1亿元，归母净利润分别为5.1/5.3/5.7亿元，（2025年4月30日）对应PE分别为18/17/16倍 [6] 根据相关目录分别进行总结 公司基本情况 - 最新收盘价2.59元，总股本/流通股本35.71亿股，总市值/流通市值92亿元，52周内最高/最低价3.27 / 2.12元，资产负债率62.5%，市盈率28.78，第一大股东是晶科新能源集团有限公司 [2] 投资要点 - 2024年行业受消纳限电、市场化交易、分布式入市政策等扰动及自然灾害影响，公司处置长期股权投资产生的投资收益下降致利润承压 [3] - 2024Q4公司营收8.9亿元，同环比分别+2.1%/-55.0%，归母净利润1.0亿，同环比分别+1832.8%/-20.8% [3] 电站开发与运营业务 - 截止2025Q1末公司持有电站6042MW，较2024年底净减少406MW；2024年出售电站790MW（地面、工商业、户用分别为301、55、434MW），2025Q1出售户用电站440MW [4] - 2024年公司结算电量67亿度，自持电站精细化运营，如甘肃金昌电站提前锁定高价中长期合约，择机峰谷套利，全年平均结算电价高于市场均价 [4] 综合能源业务 - 储能业务：2024年公司自持独立储能电站规模298MWh，全年新增网侧储能55MWh、用户侧储能18MWh，新增获取备案储能项目容量超1970MWh [4] - 售电业务与虚拟电厂：2024年实现签约电量187亿度，交易电量139亿度，绿电交易电量8.29亿度同比增长超3倍，绿证交易11.85万张，碳普惠7028吨；已在五省份布局虚拟电厂业务，截至2024年底接入容量1150MW，聚合客户数量超1200家 [5] 盈利预测和财务指标 |项目|2024A|2025E|2026E|2027E| | ---- | ---- | ---- | ---- | ---- | |营业收入（百万元）|4775|5493|5533|5414| |增长率(%)|9.25|15.04|0.73|-2.16| |EBITDA（百万元）|2258.04|2816.94|2925.07|3055.71| |归属母公司净利润（百万元）|324.38|513.90|531.40|565.80| |增长率(%)|-15.39|58.43|3.41|6.47| |EPS(元/股)|0.09|0.14|0.15|0.16| |市盈率（P/E）|28.51|18.00|17.40|16.35| |市净率（P/B）|0.58|0.57|0.56|0.54| |EV/EBITDA|9.79|6.99|6.56|5.88|[10]

报告公司投资评级 - 维持“买入”评级 [1][8] 报告的核心观点 - 公司发布24年年报及25年一季报，24年营收、归母净利润、扣非归母净利润同比分别增长7.6%、5.1%、 - 8.9%，25Q1同比分别增长3.0%、8.8%、24.0% [4] - 新能源业务快速增长，业务结构持续优化，24年新能源及综合智慧能源营收同比增13.9%，控股并网项目装机容量同比增59.7% [5] - 25Q1毛利率有所改善，24年毛利率和净利率下降，25Q1毛利率和净利率同比提升 [6] - 新签合同快速增长，新能源及综合智慧能源订单持续高增，24年新签合同额同比增9.8%，25Q1同比增5.8% [7] - 加强清收，现金流持续改善，24年经营性现金净流入增加，25Q1经营性现金净流出减少 [8] - 考虑“136号文”影响，下调25 - 26年归母净利润预测，新增27年预测，维持“买入”评级 [8] 根据相关目录分别进行总结 市场数据 - 总股本416.91亿股，总市值859.45亿港元，一年最低/最高股价0.90/1.10港元，近3月换手率34.40% [1] 收益表现 - 1M相对收益 - 3.66%，绝对收益1.38%；3M相对收益 - 0.25%，绝对收益 - 0.90%；1Y相对收益 - 1.73%，绝对收益1.35% [3] 业务情况 - 24年新能源及综合智慧能源营收1397.6亿元，同比增13.9%；工程建设、投资运营业务、工业制造、勘测设计及咨询营收分别为3668.2、361.3、322.2、208.3亿元，同比分别增长6.8%、22.8%、 - 4.5%、8.6%；境内/境外业务营收3805.7/561.4亿元，同比分别增长8.8%、0.03% [5] 财务指标 - 24年毛利率/净利率为12.4%/2.7%，同比 - 0.23/-0.06pcts；25Q1毛利率/净利率为11.2%/2.6%，同比 + 0.47/+0.19pcts [6] - 24年销售/管理/财务/研发费用率为0.5%/3.4%/1.2%/3.2%，同比 + 0.08/-0.24/+0.08/持平pcts；25Q1为0.5%/3.8%/1.4%/2.1%，同比 + 0.01/+0.01/持平/+0.46pcts [8] 合同情况 - 24年新签合同额14088.8亿元，同比增9.8%，其中工程建设、勘测设计及咨询、工业制造新签合同同比分别增长6.4%、 - 8.1%、134.5%；新能源及综合智慧能源工程建设、勘测设计及咨询新签合同同比分别增长5.0%、44.1%；境内/境外新签合同同比分别增长8.4%、14.6% [7] - 25Q1新签合同额3889.0亿元，同比增5.8%，其中工程建设、勘测设计及咨询、工业制造新签合同同比分别增长15.5%、41.4%、 - 79.8%；新能源及综合智慧能源工程建设、勘测设计及咨询新签合同同比分别增长20.0%、53.0%；境内/境外新签合同同比分别增长4.2%、10.5% [7] 现金流情况 - 24年经营性现金净流入110.3亿元，较上年同期多流入15.4亿元；25Q1经营性现金净流出145.1亿元，较上年同期少流出16.8亿元 [8] 盈利预测与估值 |指标|2023|2024|2025E|2026E|2027E| |----|----|----|----|----|----| |营业收入（百万元）|406,032|436,713|462,538|490,627|520,008| |营业收入增长率|10.82%|7.56%|5.91%|6.07%|5.99%| |归母净利润（百万元）|7,986|8,396|9,053|9,630|10,107| |归母净利润增长率|2.26%|5.13%|7.83%|6.37%|4.94%| |EPS（元）|0.19|0.20|0.22|0.23|0.24| |ROE（归属母公司)（摊薄）|7.23%|7.24%|7.30%|7.27%|7.14%| |P/E|4.7|4.5|4.2|3.9|3.8| |P/B|0.8|0.8|0.7|0.7|0.6| [9] 财务报表预测 - 利润表、现金流量表、资产负债表对2023 - 2027年相关财务指标进行了预测 [11][12] 主要指标 - 盈利能力：毛利率、EBITDA率等指标在2023 - 2027年有相应变化 [13] - 偿债能力：资产负债率、流动比率等指标在2023 - 2027年有相应变化 [13] - 费用率：销售、管理、财务、研发费用率及所得税率在2023 - 2027年有相应变化 [14] - 每股指标：每股红利、每股经营现金流等指标在2023 - 2027年有相应变化 [14] - 估值指标：PE、PB等指标在2023 - 2027年有相应变化 [14]

公司业绩表现 - 龙源电力2025年一季度净利润同比下滑21.9%，主要受火电资产剥离（利润缩水约1亿元）和经营成本失控影响 [1][2] - 经营开支增速远超营收增长，风电交易电价下行叠加运维成本上升进一步挤压利润空间 [2] - 一季度风电新增装机容量34.7兆瓦，光伏新增1.5兆瓦，合计36.25兆瓦，但增量规模未有效对冲成本压力 [2] 战略调整与政策影响 - 火电剥离符合公司聚焦清洁能源的战略方向，但短期内利润缺口难以填补 [2] - 交银国际预测公司将在6月1日政策节点前加速装机进程，计划2025年新增投产5吉瓦清洁能源项目（风电为主） [3] - 一季度新增装机量仅36.25兆瓦，机构预计后续季度建设节奏将显著加快 [3] 业务结构与市场风险 - 光伏装机占比不足5%，业务结构单一可能制约长期抗风险能力 [3] - 新能源项目集中上马可能导致设备采购成本上升，并网消纳能力不足或引发限电率反弹 [3] - 火电剥离后利润结构更依赖风电，但该板块面临电价市场化改革冲击 [4] 机构评级与估值 - 交银国际将2025-2026年盈利预测各下调2.4%，目标价从8港元降至7.81港元，但维持"买入"评级 [1][4] - 当前股价对应市盈率3.17倍，处于历史低位，部分投资者认为已过度反映利空 [4] - 估值修复需依赖装机目标兑现及成本控制能力验证，这两大变量将成为下半年股价核心催化剂 [4]

不久前，国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质 量发展的通知》，决定推进新能源全电量入市、实现上网电价全面由市场形成。此举打破了新能源发电 长期依赖政府定价的局面，开启了新能源全面参与电力市场化交易的新时代。对于新能源发电企业来 说，既是挑战也是机遇。 过去，新能源发电企业习惯了政府定价模式，收益相对稳定，企业只需专注于发电生产。如今企业必须 走出"温室"，迎接复杂多变的市场挑战。在收入方面，新能源电站收入结构将发生重大变化，从原来的 保障性收入，转变为以市场交易收入为主，存在较大波动的可能；在市场竞争方面，随着新能源装机规 模持续扩大，市场供应能力显著增强，当电力市场供大于求时，新能源发电企业为争取更多发电机会， 不得不参与激烈的市场竞争，若企业交易策略缺乏灵活性和竞争力，就可能导致发电量受限，面临盈利 压力。 更高的市场化环境，也意味着更多的机遇。价格市场化信号，将倒逼企业通过技术创新、成本控制和管 理优化提升竞争力。比如，新能源增量项目通过竞价确定机制电价，成本更低、技术更优的企业将获得 竞争优势，推动行业从"补贴依赖"转向"技术驱动"。未来的新能源发展模式， ...

记者：调整后的分时电价机制，主要有哪些变化？ 省发展改革委：变化主要有四个：一是建立季节性差异化分时电价机制，将夏季高峰时长增加2小 时、低谷时长缩短2小时，调整后夏季峰平谷时长分别为10、8、6小时；春秋季低谷时长增加2小时、高 峰和平段时长分别缩短1小时，调整后春秋季峰平谷时长分别为7、7、10小时；冬季峰平谷时长维持8小 时不变。 四川调整分时电价，从5月1日起正式执行。这是在2023年4月调整分时电价之后，时隔两年，我省 再次对分时电价机制做出调整。这次调整到底有什么变化，对居民和工商业企业带来什么影响？近日， 省发展改革委有关负责同志接受记者采访，回应社会关切。 记者：为什么要调整分时电价机制？ 省发展改革委：我省工商业分时电价机制自1992年起执行。随着经济社会发展，我省用电负荷特别 是居民和空调负荷增长明显，发用电特性发生变化。主要表现在：一是季节性用电负荷差异大，二是区 域间供需形势差异大。 为充分发挥分时电价引导工商业用户削峰填谷作用，保障迎峰度夏（度冬）期间电力供应，对我省 分时电价机制进一步调整。 记者：对工商业企业会带来什么影响？ 省发展改革委：调整后，将更有针对性地引导工商业用户错峰 ...