报告公司投资评级 - 维持“持有”评级 [6][7] 报告的核心观点 - 2024年公司营业收入880.03亿元同比降8.31%，归母净利润77.53亿元同比增18.92%；2025年一季度营业收入176.02亿元同比降12.09%，归母净利润10.74亿元同比降40.81% [3] - 2024年公司归母净利润增长受益于电力板块燃料成本下行，2025年一季度归母净利润下降主因电价下降及参控股企业效益下降 [4] - 2024年公司上网电量升6.60%、电价降7.06%，电力及热力销售收入增2.25%、毛利增49.66%；2025年一季度上网电量基本持平，但电价承压影响业绩释放，投资净收益同比降26.74% [5] - 2024年公司并表中来股份营收60.96亿元同比降50.28%，归母净利润 -8.56亿元同比降262.64%，拖累公司并表利润；2025年一季度中来股份营收16.3亿元同比增26.51%，归母净利润 -1.33亿元同比增22.64% [5] - 调整电价、煤价等假设，预计公司2025 - 2027年归母净利润分别为70.20、79.55、80.48亿元（2025 - 2026年原值为84.22和90.85亿元），对应PE分别为10.2、9.0和8.9倍 [6] 根据相关目录分别进行总结 公司财报点评 - 2024年公司实现营业收入880.03亿元同比降8.31%，归属于母公司股东的净利润77.53亿元同比增18.92%；4Q2024单季度营业收入217.07亿元同比降17.99%，归属于母公司股东的净利润10.53亿元同比增88.98%；1Q2025单季度营业收入176.02亿元同比降12.09%，归属于母公司股东的净利润10.74亿元同比降40.81% [3] 盈利情况分析 - 2024年公司营业收入降79.72亿元降幅8.31%，主因中来股份光伏产品销售量和单价下降；受益于电力板块燃料成本下行，归母净利润同比增18.92%；拟每股派现0.29元，预计派现38.89亿元，现金分红比例50.15%；2025年一季度营业收入同比降12.09%主因电价下降，归母净利润同比降40.81%主因电价下降及参控股企业效益下降 [4] 业务板块分析 - 2024年公司上网电量升约6.60%、电价降约7.06%，电力及热力销售收入同比增2.25%，毛利同比增49.66%；2025年一季度全国电力供需平衡，火电发电同比降2.3%，浙江火电出力占优，公司上网电量同比基本持平，但电价承压削弱煤价下跌成本红利，影响业绩释放，投资净收益同比降26.74% [5] 并表公司情况 - 2024年公司并表中来股份营业收入60.96亿元同比降50.28%，归母净利润 -8.56亿元同比降262.64%，因未完成业绩承诺，原实控人将支付补偿金1.48亿元；2025年一季度中来股份营业收入16.3亿元同比增26.51%，归母净利润 -1.33亿元同比增22.64% [5] 盈利预测与投资建议 - 调整电价、煤价等假设，预计公司2025 - 2027年归母净利润分别为70.20、79.55、80.48亿元（2025 - 2026年原值为84.22和90.85亿元），对应PE分别为10.2、9.0和8.9倍，维持“持有”评级 [6] 财务数据和估值 |项目|2023A|2024A|2025E|2026E|2027E| | ---- | ---- | ---- | ---- | ---- | ---- | |营业收入（百万元）|95,975|88,003|89,373|94,299|94,867| |增长率|20%|-8%|2%|6%|1%| |净利润（百万元）|6,520|7,753|7,020|7,955|8,048| |增长率|457%|19%|-9%|13%|1%| |EPS（元/股）|0.49|0.58|0.52|0.59|0.60| |市盈率（P/E）|10.9|9.2|10.2|9.0|8.9| |市净率（P/B）|1.1|1.0|1.0|0.9|0.9|[7]

财务表现 - 公司2025年一季度实现营收64.20亿元，同比下滑8.10% [1] - 归母净利润4.44亿元，同比下滑1.98% [1] 经营分析 电价影响 - 安徽省2025年长协电价较2024年下降超0.02元/kwh，代理购电价格同比下滑6% [2] - 煤价同比显著下降，长协煤降幅2.6%，市场煤降幅17.5%，带动度电成本下降7% [2] - 点火价差小幅提升，缓解利润端降幅（利润降幅小于营收降幅） [2] 电量影响 - 公司新增控股火电装机包括2×45万千瓦气电机组（2024年4月投产）、2×66万千瓦煤电机组（2024年11-12月投产）及100万千瓦机组（2025年3月投产） [2] - 2025年1-2月安徽省用电量同比下滑1.5%，低于全国平均增幅2.8个百分点 [2] - 新能源装机放量导致火电利用小时数同比下降2.2% [2] 费用影响 - 管理费用同比增加35.3%，研发费用同比激增195.6%，期间费用率同比提升1.1个百分点 [3] - 参股公司受电量电价影响，投资收益同比下滑42.1% [3] 未来展望 - 2025年4月市场煤价同比降幅扩大至18.5%，度电利润有望持续改善 [3] - 新增装机（池州二期、国安二期、安庆三期、中煤六安电厂）预计2025-2026年投产，将贡献投资收益增量 [3] - 预计2025-2027年归母净利润分别为21.9/23.2/23.9亿元，对应EPS 0.96/1.03/1.05元 [4] - 当前股价对应PE估值8.05/7.57/7.37倍 [4]

纪要涉及的公司 国电电力 纪要提到的核心观点和论据 - **业绩情况**：一季度营收398.13亿元，同比减12.61%，因电量、售电均价下降及国电电投对外转让影响；归母净利润18.11亿元，同比增1.45%，得益于转让国能电力股权增加利润1.45亿；总资产5,002.8亿元，较年初增1.28%，资产负债率73.05%，降0.35个百分点[2][3] - **各板块净利润**：火电21.41亿元，水电3.52亿元，风电5.87亿元，光伏2.74亿元，其他板块亏损1.44亿元，火电是主要利润来源，但新能源占比提升[2][4] - **电量与电价**：一季度发电量1,002.17亿千瓦时，上网电量949.35亿千瓦时，同比分别降5.67%和5.72%；上网电价425元/兆瓦时，同比降6%；风电上网电价44.37元/兆瓦时，同比降46.14元/兆瓦时；光伏上网电价31.527元/兆瓦时，同比降123.26元/兆瓦时[2][8][9] - **成本控制**：一季度长协煤占比96%，入炉标煤单价857元/吨，同比降8%；供电标煤耗284克/千瓦时，同比降0克；资金成本率2%，同比降24个百分点；财务费用环比四季度降4亿，同比去年同期降2亿[2][6][8] - **新增装机**：一季度新增新能源装机369万千瓦，乌蒙西区域光伏项目300万千瓦；未来按年初计划推进，6月政策明确后可能调整；今年常规能源有肇庆、安徽池州、福建福州、浙江北仑一期改造等项目投产计划[5][13] - **弃风弃水情况**：2025年一季度弃风率同比升0.2个百分点，集中在甘肃、内蒙古和宁夏地区；一季度大渡河天然来水量同比增3.09%，瀑布沟以下梯级水电站总来水量同比减6.16%，发电量同比降10.25%[5][10][17] - **长协煤采购**：一季度长协煤4,029万吨，89%来自集团内部长协，11%来自外部长协，进口煤比例约12%，长协煤价下降[6][7][18] - **其他板块利润**：去年其他板块净利润受查哈素煤炭项目影响为负6.25亿元，今年一季度净利润为零，亏损减少[19] - **投资收益与少数股东损益**：2025年一季度投资收益同比减1.78亿元，因去年拜切公司破产致投资收益增加3.43亿元今年无此因素；北京国电电力利润同比减少致少数股东损益降低[20] - **地区发电量变化**：江苏和安徽地区发电量减少受外送通道电量增加及新能源大规模投产影响；浙江因全省用电量增长明显，4 - 7月外送电量将上升[20] - **水电价格**：大渡河公司预计2025年汛期水电价格比2024年略涨，价格取决于来水情况[20] - **供电煤耗**：一季度供热量增加，热比提高，新投产高参数、大容量机组多发，使供热煤耗从去年的285.2克降至224.6克[21] - **容量费回收率**：容量费回收率与机组自身申报出力上限有关，与负荷率和发电竞争无直接关系，今年回收率92%，去年90%，同比增2个百分点[21] - **新能源装机规划**：十四五规划结合136号文件及各省细则调整，总体希望保持与十四五相当增长水平，风电规模将逐步增加；2025年投资计划下半年结合项目施工进度调整[22] - **分红潜力**：公司一季度资本开支强度大但资产负债率压降，有增加分红绝对额和相对比例的潜力，正在研究固化分红举措[23] 其他重要但是可能被忽略的内容 - 一季度风电参与市场化交易比例为65%，较同期增长3.54个百分点；光伏参与市场化交易比例为61%[9] - 一季度容量电费折合到度电约为两分钱左右，同比小幅上涨；回收率在92%，剔除外送影响后回收率可达97%左右[6] - 水电板块财务费用同比下降显著，大渡河区域财务费用比去年同期减少9,000万元，有助于提升整体盈利能力[16] - 甘肃、青海以及承德地区发电功率明显提高，同比增幅分别为10.71%、5.73%和4.78%[17] - 到2026年将调整固定成本回收比例至50%，部分区域将达到175，预计即使容量价上涨，其他相关费用如基本价等下降空间不大[21]

江西省分时电价机制调整 核心观点 - 江西省通过优化分时电价机制引导工商业用户削峰填谷 鼓励配置储能和综合能源利用以降低用电成本 [2][4] - 政策旨在服务新型电力系统建设 促进新能源消纳和储能产业发展 [4][8] 峰谷时段调整 - **季节性划分**：1月和12月高峰含尖峰时段为09:00-12:00、18:00-21:00（尖峰18:00-20:00） 低谷00:00-06:00 [8] - **夏季时段**：7-9月高峰17:00-23:00（7-8月尖峰21:00-23:00） 低谷含深谷01:00-05:00、11:30-14:30（深谷12:00-14:00） [9] - **其他月份**：3-6月和10-11月高峰16:00-22:00 低谷时段与夏季相同 [9] - **节假日深谷**：春节、五一、国庆节12:00-14:00执行深谷电价 [10] 电价浮动比例 - 工商业用户平段电价由市场化交易上网电价等构成 高峰:平段:低谷浮动比例统一调整为1.6:1:0.4 [11] - 深谷电价较平段下浮比例由60%扩大至70% 尖峰电价保持较平段上浮80%不变 [11] 执行范围优化 - 除电气化铁路等特定行业外 工商业用户全面恢复分时电价执行 现货市场试运行后参与交易用户原则上不再执行 [12] - 已签订2025年中长期合同的需调整条款 市场交易合同需申报用电曲线并反映分时价格 [13] 配套措施 - 电网企业需升级计量和结算系统 分时电价损益按月分摊或分享给工商业用户 [13] - 明确禁止以分时电价名义变相实施优惠电价 要求加强政策宣传解读 [14] 行业影响 - 政策直接利好储能行业 通过电价差激励用户配置储能系统 [2][13] - 与新型储能发展形成协同 一季度全国新型储能新增装机达5.03GW/11.79GWh [15]

报告公司投资评级 - 维持“推荐”评级 [4] 报告的核心观点 - 福能股份2024年年报及2025年一季报业绩符合预期，优质资产助力业绩增长，海风与热电联产等优质资产投产将助力公司业绩稳健增长 [1][4] 根据相关目录分别进行总结 业绩情况 - 2024年公司营收145.63亿元，同比-0.90%；归母净利27.93亿元，同比+6.47%；2024Q4营收40.8亿元，同比-6.0%；归母净利10.2亿元，同比+3.3%；2025Q1营收30.97亿元，同比+0.31%；归母净利7.52亿元，同比+42.83%，主要受益于福建省风况好、风电发电量增加、燃煤成本下降和参股公司投资收益增加 [1] 电量与电价情况 - 24Q4风电发电量同比+9.41%，火电同比-13.05%，24年全年火电发电量同比-3.05%，风电同比+9.41%；24年福建省燃煤上网电价同比-2.9%，海风上网电价同比+0.7%，风电整体电价较稳定；25Q1公司发电量53.40亿千瓦时，同比+0.26%，其中海风发电量11.27亿千瓦时，同比+30.95%，风电发电量7.86亿千瓦时，同比+23.90%，火电发电量34.06亿千瓦时，同比-10.71%，供热量208.95万吨，同比+3.54% [2] 热电联产与气电情况 - 鸿山热电24年发电量72.02亿千瓦时，利用小时数达6002小时，热电联产经济性优越；23年核准的东桥泉惠热电一期2×66万千瓦项目拟26年投产，税后项目资本金内部收益率12.55%；24年核准的东桥泉惠热电二期2×65万千瓦项目拟27年投产，税后项目资本金内部收益率17.73%；24年晋江气电净利润1.09亿，同比-27.25%，4月21日福建省发改委上调其上网电价为0.645元/kwh，自2025年1月1日执行，25年气电盈利有待修复 [3] 项目储备情况 - 截至2024年底，公司已投风电180.90万千瓦，24年风电平均利用小时数达3323.98小时，比全国平均高1196.65h；长乐外海J区海风项目今年投建，装机容量65.6万千瓦，年等效利用小时数约4551h，税后资本金内部收益率约为5.03%；福建省去年完成2.4GW海风竞配，公司有望受益后续直配结果 [4] 盈利预测 - 预计25/26/27年归母净利润29.16/33.72/37.25亿元，EPS分别为1.05/1.21/1.34元，对应4月25日收盘价PE分别为9/8/7倍 [4] 财务指标预测 - 2024 - 2027年预计营业收入分别为145.63亿、148.53亿、155.65亿、164.20亿元，增长率分别为-0.9%、2.0%、4.8%、5.5%；归属母公司股东净利润分别为27.93亿、29.16亿、33.72亿、37.25亿元，增长率分别为6.5%、4.4%、15.6%、10.4%等 [5]

上市坎坷， 分布式光伏错过时机？ 遭遇行业寒冬之时，资金比任何时候都重要。 文 | 《能见派》栏目 刘丽丽 4 月末，多家光伏企业上市计划仍处于"烂尾"状态。 东立集团就是其中之一。跨界进入光伏的东立集团下属东立光伏目前上市处于停滞状态，启 动 IPO 辅导逾一年半仍未有实质性进展。同时，另一家企业正泰安能的 IPO 审核状态也变 更为"中止"，这是其第三次因财务资料过期而审核"中止"。 还有企业在另谋出路。例如创业板闯关失败的中润光能如今已转战港股。内部人士称，目前 已经递交了招股书，正在被要求补充材料，涉及历次增资、转让等。同时被要求补充材料的 还有华为离职高管创办的思格新能源，该企业被要求说明股权代持情况以及是否违反竞业禁 止规定。 虽然港股上市备案难度也在增大，但业内人士表示，港股较 A 股上市要相对容易，虽然融 资能力不强，但也属于上市公司，"一方面是能融资，另一方面资本也有了退出机制"。 户用光伏龙头企业正泰安能的上市之路已经走了 1 年多。目前，因财务资料过期，正泰安 能的 IPO 审核状态已经显示为"中止"。正泰安能由正泰电器控股，是正泰电器的户用光伏 开发的运营主体，此次上市属于分拆上市，即 ...

文章核心观点 - 2024年建投能源业绩显著增长，但在新能源转型和电价波动方面仍面临挑战，需保持传统火电业务优势并加快新能源转型步伐 [1][6] 业绩表现 - 2024年公司实现营业总收入235.17亿元，同比增长20.09%；归属上市公司股东净利润5.31亿元，同比增长181.59%；扣非净利润3.99亿元，同比增长5401.22% [1] - 2024年公司控股运营发电公司全年完成上网电量503.66亿千瓦时，同比增长27.79% [4] - 2024年公司经营活动产生的现金流量净额为37.71亿元，同比增长75.25% [6] 利润增长原因 - 2024年公司净利润大幅增长得益于煤炭价格下降，全年采购电煤3401万吨，平均综合标煤单价822.02元/吨，同比降低10.07%，推动毛利率提升 [4] - 收购建投准能发电和建投唐山热电使装机规模扩大，带动上网电量增长 [4] 面临挑战 - 煤炭价格下降非公司可控因素，未来价格波动可能对业绩产生重大影响 [4] - 2024年平均上网结算电价437.37元/兆瓦时（含税）同比下降2.82%，电价市场化改革对盈利能力有潜在压力 [4][6] - 新能源装机容量占总装机容量比例仅为3.74%，仍高度依赖传统火电业务，新能源转型步伐需加快 [5] - 新能源项目大规模投资可能导致未来现金流压力增加，且项目回报周期较长 [6] 新能源转型进展 - 截至2024年末，公司已投产新能源装机45.71万千瓦，在建项目60万千瓦，备案及储备项目容量216万千瓦 [5] - 子公司液态空气储能中试项目和科林产业园用户侧分布式储能项目已投运，临城抽水蓄能项目已取得国家纳规批复 [5]

核心观点 - 新能源全面入市背景下，储能行业价值从政策驱动转向市场化收益导向，构网型储能系统成为解决新能源波动性、提升电网灵活性的核心调节资源 [6][14] - 公司通过技术创新突破传统储能局限，推出具备主动支撑电网、AI智能交易和多场景兼容性的构网型储能系统，推动行业从设备供应商向能源系统服务商转型 [8][14] - 公司战略布局聚焦供应链保障与场景化应用，通过15GWh电芯采购合作和"储能+AI+场景化"战略实现全生命周期成本优化 [10][11] 市场化改革催生储能新机遇 - 2025年新能源电价全面市场化，政策要求新能源承担系统调节成本，推动"风光水火储"多能互补，新型储能成为平衡电力供需的关键支撑 [6] - 公司聚焦构网型储能系统研发，突破传统"被动响应"模式，实现主动参与电网调节和自主优化电力交易 [6] 技术驱动下的行业突破 - 构网型储能系统具备三大优势：1)主动支撑电网稳定，模拟同步发电机惯性响应能力 2)AI驱动智能交易，实时优化充放电策略 3)覆盖工商业园区、零碳微网等多场景应用 [8] - 系统可动态调节电压频率，在新能源出力骤降时提供功率支撑，提升电网韧性 [8] - 支持光储充一体化、虚拟电厂聚合等模式，满足电源侧、电网侧、用户侧多元化需求 [8] 公司战略布局 - 与海辰储能达成两年期15GWh电芯采购战略合作，保障供应链稳定性 [10] - 提出"储能+AI+场景化"战略，通过数字化技术实现全生命周期成本优化 [10] - 市场化收益路径包括：1)辅助服务收益如调频、备用容量市场 2)峰谷套利优化 3)系统协同增效与分布式能源耦合 [11][12][13] 行业未来图景 - 电力现货市场全国统一进程加速，公司"智能构网+场景融合"模式为行业提供破局内卷竞争的范本 [14] - 构网型级联高压储能示范项目验证储能在新型电力系统中的不可替代性，未来将加速产业化落地 [16]

行业定位与功能 - 抽水蓄能作为技术最成熟的储能方式，具备储能容量大、使用寿命长的优势，适合大规模调度以配合风光机组运行，促进新能源消纳 [2] - 主要功能包括调峰（改善电网稳定性）、调频（快速响应频率变化）、调相（维持无功功率平衡）、储能（电能-势能转换）、紧急事故备用及黑启动（故障后快速恢复供电） [5] 历史发展 - 行业起步于1960年代，1990年代进入大型化阶段，"十二五"和"十三五"期间新增装机分别为610万千瓦和846万千瓦，低于规划目标，主因电价机制导致回报率偏低 [6] - 2010-2020年装机增速为6 3%-6 5%，受制于成本疏导困难和投资积极性不足 [7] 发展机遇与规划 - 新能源装机占比提升导致电网调峰压力加大，抽水蓄能作为核心调节电源受重视，预计2025/2030年累计投产规模达73GW/155GW，"十四五"和"十五五"期间增速分别为18 3%和16 2% [9] - 国家规划2025年投产6200万千瓦以上，2030年达1 2亿千瓦，重点项目覆盖华北、东北、华东等区域，总规模达5 238亿千瓦 [16] - 政策密集出台，包括《抽水蓄能中长期发展规划(2021-2035年)》明确技术路线和骨干企业培育目标，2024年提出到2027年投运8000万千瓦以上 [17] 投资回报机制 - 两部制电价全面覆盖后，容量电价保障6 5%资本金回报率，电量电价通过现货市场价差和辅助服务收入增厚收益，模拟项目显示权益IRR可提升至7 6%-9 9% [19][21] - 成本结构包括固定投资（单位造价6000元/kW）和可变运维费用（材料费0 1元/kW，人工费11 5元/kW），容量电价对造价变动敏感，±600元/kW对应±40%电价波动 [20][22] 竞争格局 - 国家电网和南方电网主导市场，规划2030年投运规模分别达100GW和29GW，占全国目标的83% [25][27] - 电力央企集团加速布局，"十四五"期间核准项目占比达40%，凭借资金和运营经验优势打造新增长点 [25] 技术经济性 - 模拟项目显示，120万千瓦电站总投资72亿元，40年经营期NPV为16 7亿元，权益IRR受转化效率影响显著（75%效率下IRR为6 5%，80%效率提升至6 8%） [21][24] - 运维成本每增加10元/kW将导致IRR下降0 4%-0 6%，融资成本上升0 2%则IRR降低0 1%-0 3% [23]

山东分时电价改革政策 - 山东推出"五段式分时电价"政策 将一天分为尖峰平谷深谷五个时段 实行差异化电价政策 [3] - 该政策对电力运行调节具有重大意义 是应对新型电力系统建设挑战的重要改革举措 [1][4] 政策实施效果 - 促进新能源消纳 2024年午间增加填谷负荷最高达58387万千瓦 增加新能源消纳量23亿千瓦时 [3] - 激活调节侧资源 2021-2024年全省新型储能装机年均增长549% [3] - 缓解电力供应压力 2024年全网用电晚高峰削减负荷最高达225万千瓦 [3] 政策意义 - 有利于破解午间新能源弃电困局 [3] - 有利于构建源储一体化协同体系 推动储能电站"低充高放"市场化运营模式 [3] - 有利于建立"经济-安全"平衡机制 应对用电负荷历史最大值考验 [3] - 对保障电力安全稳定供应 推动能源电力绿色低碳转型具有重要意义 [4]