核心观点 - 电力行业的核心观点是电价由供需关系决定，预测2026年北方地区电价将止跌，而南方地区电价将呈现震荡态势 [3] - 研究具备开创性，创建了电力供需模型以预测电价，且实证有效 [3] 研究团队与框架 - 公共事业首席分析师拥有十七年的个人周期研究经验，观点持续性强，擅长把握拐点机会 [3] - 国泰海通证券已发布2025年研究框架培训视频版 [5] - 相关报告为《电力市场化改革全景图——寻找系统成本最优解》，报告日期为2024年7月10日 [6]

**华能国际电话会议纪要关键要点分析** **涉及的行业和公司** * 行业为电力行业 公司为华能国际电力股份有限公司[1] * 公司是国内最大的上市发电公司之一 主营业务为火电和新能源发电[13] **核心观点与论据：火电业务盈利修复与优势** * 电价市场化机制放开是火电盈利修复的核心原因 自2021年10月起各省允许标杆电价上浮20%[3][6] * 煤炭价格控制至关重要 2022年煤价回落及中长期价格新政（500-700元/吨）有效降低燃料成本[2][3] * 容量电价政策提升火电竞争力 补偿利用小时数下降 标准从2024年100元/千瓦/年提至2026年165元/千瓦/年[2][15][16] * 公司火电业务盈利显著改善 2025年上半年度电利润达4.5分 较2024年同期提升约2分钱[14] * 公司在火电领域具备显著优势 装机规模最大 东部及中东部地区竞争优势突出 煤耗水平低于全国平均[2][11][13] * 火电行业投资范式发生变化 收入来源多元化 容量市场及辅助服务市场增强盈利稳定性[12][15] **核心观点与论据：新能源业务发展与转型** * 新能源业务是重要盈利增长点 2025年上半年风电和光伏利润占总利润40%[21] * 公司新能源装机规模持续提升 截至2025年底预计达5500万千瓦 占总装机规模35%[21][22] * 每年资本开支约500亿人民币主要用于新能源 保守估计年新增800万千瓦装机带来约8亿业绩增量[21][23] * 政策影响新增装机 2025年136号文对存量项目保量保价 增量项目通过竞价确定价格 2025年光伏新装容量同比下滑40%-50%[25][26] * 绿证价格上涨显著 从2025年初的一两元涨至六七元 原因包括需求增加和供给预期缩减 上半年交易量达3.5亿张（2024年全年为4.5亿张）[28] **核心观点与论据：公司财务表现与股东回报** * 公司减值规模得到控制 从2019-2020年度的五六十亿元降至2024年的20亿元以内[10] * 分红政策慷慨 承诺比例50% 2024年实际分红比例达59%[31] * 高股息率提供投资安全垫 当前A股股息率接近5% 港股股息率接近7%[31] * 公司整体业绩优于市场预期 受益于行业政策转变及自身转型[3] **其他重要内容：历史回顾与行业影响** * “十三五”期间股价承压原因包括宏观降电价政策、煤炭价格上涨但电价受限、以及公司进行大规模减值[4][5][9] * 电力市场化改革在“十三五”期间因降电价压力效果有限 但“十四五”期间通过多种机制提升火电竞争力[9][12] * 新能源参与电力市场导致电价下降 2024年底约50%新能源电力进入市场交易且通常折价出售[24] * 当前市场环境对公司有利 2025年电价预期趋于稳定 煤炭价格年底可能小幅上涨[19][30]

活动概况 - 国网甘肃省电力公司在张掖市举办甘肃省2025年电力市场服务提升暨电价政策宣讲活动（河西片区）[1] - 活动主题为“聚焦市场新政 共筑绿色未来”[1] - 嘉峪关、金昌、酒泉、张掖、武威五市发电、用电企业代表90余人参加会议[1] 政策与市场机制解读 - 授课专家详细讲解电力市场改革核心内容，包括中长期、现货市场机制及运行情况[3] - 对新能源上网电价市场化改革政策进行重点解读[3] - 结合全省实际情况分享降低用电成本的实用策略[3] 企业互动与反馈 - 参会企业就交易流程、电价波动风险、绿电绿证交易细节等问题与专家深入探讨[3] - 张掖一家企业负责人表示将参照分时电价调整生产计划，控制最大需量电费成本，并跟进现货市场峰谷价差变化以降低用电成本并主动消纳绿电[3] - 5家地市政府代表围绕区域电力保障与新能源发展建言献策[3] - 10家发电、用电企业代表结合自身经营实际交流经验[3] - 国网甘肃省电力公司相关部门对企业提出的意见建议进行现场答复[3] 未来规划 - 国网甘肃省电力公司将持续深化电力市场体系建设[3] - 公司将为企业提供更加精准的政策服务和技术支持，助力企业在电力市场化改革中把握机遇、实现绿色发展[3] - 目标是为构建新型能源体系、推动地方经济高质量发展贡献力量[3]

政策核心要求 - 售电公司需向零售用户准确宣传政策规则并提供真实全面的市场信息[1] - 售电公司不得进行虚假营销宣传或作出虚假承诺[1] - 售电公司要优化用户用能方案降低用户用能成本[1] 企业经营规范 - 禁止售电公司与发电企业签订阴阳合同损害用户利益[2] - 禁止售电公司与用户签订明显低于市场均价的合同[2] - 发售一体售电公司需确保发电与售电业务在人员财务信息方面的独立性[2] - 售电公司要直接对接服务零售用户开展注册入市合同调整等服务[2] 市场监管措施 - 陕西电力交易中心需加强经营主体行为监测及时发现违规行为[3] - 交易中心要对零售高价售电公司和高批零价差售电公司加大披露力度[3] - 监管部门将严厉查处串通涨价哄抬价格等违法违规行为[10] 市场环境建设 - 售电公司需发挥政策传递服务落地风险缓冲作用[5] - 国网陕西电力需加强四级服务体系建设推进穿透式服务[9] - 通过部门联动规范电力交易市场秩序维护公平竞争环境[10]

政策导向与目标 - 国家发改委和能源局发布《新型储能规模化建设专项行动方案(2025—2027年)》，明确到2027年全国新型储能装机规模达到1.8亿千瓦以上，带动项目直接投资约2500亿元 [1][2] - 政策导向从单纯追求装机规模转向提升运营效率和市场价值，强调储能需深度融入市场机制以避免成为"沉睡资产" [1][2] 行业发展现状 - 截至2024年底，全国已建成投运新型储能装机规模达7376万千瓦/1.68亿千瓦时，占全球总装机比例超过40%，规模居世界第一 [2] - 三年内需新增超过1亿千瓦装机，年均增长超3300万千瓦，行业进入从"量"到"质"的高质量发展阶段 [2] 市场化机制转型 - 国家发改委和能源局明确不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件，终结"强制配储"时代 [3] - 2024年国内储能装机规模中，新能源指标带来的储能需求占比达74.6%，政策节点前出现"抢装潮"以锁定存量项目政策红利 [3] - 市场化机制成为关键，《方案》鼓励"新能源+储能"作为联合报价主体参与电能量市场交易，支持储能项目以法人身份单独入市 [3] 收益模式挑战与调整 - 电力市场化改革深化导致传统峰谷价差套利模式面临挑战，以江苏省为例，6月实际价差降至0.6199元/kWh，较改革前缩水24.63% [4] - 价差收窄引发收益率下滑，投资方更加谨慎，系统配置向4小时长时储能演进，投资模型转向"电能量+辅助服务+容量补偿"综合收益 [4] 技术创新与应用 - 《方案》将创新"人工智能+"应用场景列为重点任务，依托大数据、云计算、AI等前沿技术培育可复制性强的新型储能应用场景 [5] - AI算法通过实时动态优化充放电策略成为唤醒"沉睡资产"的关键利器，行业从"政策哺育"向"市场导向"转型，运营能力成为核心竞争壁垒 [5]

市场表现 - 市场走势分化 沪指跌0.23% 深成指涨0.63% 创业板指涨1.52% [1] - 沪深两市成交额2.28万亿元 较上一交易日缩量2458亿元 [1] - 游戏 猪肉 汽车板块涨幅居前 贵金属 文化传媒板块跌幅居前 [1] 国金证券观点 - A股第三轮基本面主导的重估渐行渐近 [1] - 建议已入场投资者无需急于离场 因全球流动性泛滥 国内长期估值修复及短期催化剂共同支撑市场 [1] - 建议未入场投资者保持耐心等待更佳时机 因市场修复需依赖经济基本面持续改善 [1] - 建议关注三类资产：高股息资产 实物资产和黄金应对全球滞胀 科技板块突破经济停滞 中国转型中出海 产业升级和下沉消费领域的优质企业 [2] 华泰证券观点 - 国家发改委和能源局发布3条政策及征求意见稿 聚焦深化电力市场化改革 [3] - 政策明确绿电直连 风光储一体项目的输配电价机制和路线图 为储能装机增长划定底线目标 [3] - 政策组合拳将首先利好储能和风电订单持续性 [3] 中金公司观点 - 室内滑雪场作为新兴地产品类常与商业 酒店构成文旅综合体 [4] - 国内优质冰雪资源匮乏与滑雪群体增长存在供需矛盾 室内雪场能精准解决痛点并推动滑雪运动普及 [4] - 看好头部室内雪场运营商发展空间及产业链企业投资机会 [4]

政策发布 - 国家发改委和能源局于9月12日密集发布3条政策及征求意见稿 包括《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》《电力现货连续运行地区市场建设指引》 [1] - 文件均已定稿 且此前已线下完成征求意见 [1] 政策方向 - 文件大方向上均聚焦深化电力市场化改革 [1] - 明确了绿电直连和风光储一体项目的输配电价机制和未来路线图 [1] - 给储能装机增长划定底线目标 [1] 行业影响 - 政策将首先利好储能和风电订单持续性 [1]

核心观点 - 公司2025年上半年营收与利润表现亮眼 受益于新能源装机市场景气度提升和分布式功率预测业务起量 [1] - 功率预测业务新增电站用户数量增速创新高 分布式业务加速打开向上空间 [1] - 创新业务稳健推进 AI赋能产品力持续提升 资产运营增速亮眼 [1] 财务表现 - 2025H1实现营业收入3.21亿元 同比增长43.15% [2][3] - 2025H1实现归母净利润0.46亿元 同比增长32.48% [2][3] - 2025H1实现扣非归母净利润0.43亿元 同比增长53.52% [2][3] - 2025Q2实现营业收入1.76亿元 同比增长45.74% [2][3] - 2025Q2实现归母净利润0.29亿元 同比增长31.32% [2][3] - 2025Q2实现扣非归母净利润0.28亿元 同比增长35.64% [2][3] - 费用管控成效显著 销售/管理/研发费用率分别为21.77%/6.89%/13.81% 分别下降4.98/2.31/4.69个百分点 [3] 主营业务分析 - 功率预测业务2025H1实现收入2.05亿元 同比增长55.14% 占整体营收63.96% [4] - 功率预测业务毛利率61.58% 同比下降11.91个百分点 [4] - 新能源电站服务数量达5461家 净新增1116家 较2024年底服务规模增速达26% [4] - 创新业务2025H1实现收入1616.44万元 同比增长1.53% 占整体营收5.04% [4] 业务板块进展 - 电力交易业务加强AI大模型赋能 推出用户侧电力交易解决方案并拓展至山西/山东/甘肃等省份 [5] - 智慧储能业务通过AI技术优化运营策略 储能云管家拓展国际化版本满足海外市场需求 [5] - 虚拟电厂业务在多地申请售电资质 新能源资产运营收入3263.38万元 同比增长665.96% [5] - 微电网能源管理产品在国内外多个项目中落地应用 海外创新推出并离网切换型解决方案 [5] 业绩展望 - 预计2025-2027年营业收入分别为7.20/9.16/11.48亿元 同比增长30.92%/27.26%/25.29% [6] - 预计2025-2027年归母净利润分别为1.21/1.54/1.93亿元 同比增长29.52%/26.73%/25.57% [6] - 对应PE估值64.96/51.26/40.82倍 [6]

新能源上网电价市场化改革落地 - 全国首次新能源机制电价竞价在山东完成 标志着新能源上网电价市场化改革正式落地 为全国电力市场化改革提供可借鉴的“山东样本” [1] - 竞价结果显示 风电入选电量59.67亿千瓦时 中标价格为0.319元/千瓦时 光伏入选电量12.48亿千瓦时 中标价格为0.225元/千瓦时 [1] 山东省新能源装机与改革方案 - 山东是新能源装机大省 截至今年7月底 全省风光新能源装机1.19亿千瓦 其中光伏装机9130万千瓦 风电装机2749万千瓦 光伏装机规模居全国首位 [1] - 今年7月 山东出台全国首个省级新能源上网电价市场化改革方案 明确风电、光伏发电项目上网电量全部进入电力市场 通过市场交易形成电价 [1] 机制电价规则设计 - 为稳定企业收益预期 山东创新设计“机制电量”和“机制电价”规则 新能源上网电量全面入市后 企业部分电量有机会纳入机制 享受机制电价保障 [2] - 机制电价政策相当于一份“动态价格保险” 市场均价低于该价格时给予补偿 市场均价高于机制电价时 企业则退还超额收益 [2] - 机制电价通过竞争方式产生 在根据消纳责任权重等因素确定的总量之下 按照企业申报价格由低到高排列 “中标价”取入围项目的最高价 [2] 首次竞价执行情况 - 山东于8月中旬启动2025年新能源机制电价竞价 分风电、光伏两个项目组开展 机制电量总规模94.67亿千瓦时 [2] - 机制电价执行期限设定为 深远海风电执行15年 其他项目执行10年 [2] - 首轮竞价吸引超3000个新能源项目参与 最终入围1200个项目 [2] 对发电企业的影响 - 新能源项目上网电量全面入市后 收益模式从“保障性收购+国家补贴”转向“市场化收益+机制竞价” 对市场的判断直接影响项目收益 [3] - 以华能德州电厂为例 其有4个风电项目入围此次竞价 [3] 对电力用户的影响 - 此次改革对居民、农业用户电价水平没有影响 仍执行现行目录销售电价政策 [3] - 工商业用户电价将随电力供需、新能源发展等情况在合理范围内波动 [3] 改革的宏观意义 - 改革通过清晰的投资价格信号引导能源结构向风、光、储等多元协同转变 [3] - 推动新能源企业科学决策、技术创新 促进新能源行业从“规模竞赛”转向“效益比拼” [3]

能源供应保障 - 全省发电装机规模达1.33亿千瓦，“十四五”以来年均增长超1000万千瓦，接近“十三五”时期的3倍，相当于再造2个三峡电站 [4] - 全社会用电量、最大用电负荷均为2020年的1.5倍，相当于增加1个武汉市的用电体量 [4] - “十四五”全省新增油气长输管道1180公里、35千伏及以上输电线路1.9万公里，充电桩数量翻了两番，快充覆盖7252个行政村 [4] 电网投资与建设 - “十四五”期间累计电网投资1227亿元，较“十三五”增加190亿元 [2][7] - 新增变电容量7400万千伏安，较“十三五”末增长40% [2][7] - 新增110千伏及以上线路长度1.64万公里，湖北有28回超特高压线路连接省外，特高压线路规模及在运换流站数量均为全国第一 [7] 能源结构转型 - 新能源超越火电成为第一大电源，形成水、火、新能源“三足鼎立”格局，可再生能源装机占比提升至70.2%，高于全国平均水平9.4个百分点 [5] - 每年一半以上发电量由可再生能源提供，一半以上新增用电量由新能源提供，煤炭消费比重降至50%以下，非化石能源消费比重提升至20%以上 [5] - 湖北电网每输送4度电就有1度来自新能源，“十四五”累计服务风光新能源并网4155.15万千瓦，较“十三五”末增长3.5倍 [8] 电力服务与市场改革 - “十四五”期间节约用户报装费用97.45亿元，全省工商业电价排名由全国前十降至第17位，高压报装平均业务办理时长较2020年下降40% [8] - 电力现货市场华中第一、全国第6个转正式运行，首创“电—碳—金融”市场协同运行，构建起全品种省级电力市场体系 [6][9] - 全省平均停电时间从2020年13小时降至2024年5小时，2025年1—8月再减74%至0.86小时，湖北电网保持安全运行42周年 [7] 能源产业发展 - 全省新型能源产业规模突破两千亿元，动力电池建成产能占全国比重超20%，规模居全国第一方阵 [2][5] - 能源领域国家级重点实验室及研究中心达23个，居全国前列，5项技术装备入选国家首台（套） [5] - 世界首个县域100%新能源新型电力系统示范工程投运，孕育2个国家级专精特新小巨人企业 [9]