报告行业投资评级 未提及 报告的核心观点 4月29日国家两部门发文要求2025年底前基本实现电力现货市场全覆盖 我国电力市场化程度加深 文章梳理现货市场环境下的电力交易结构及规则 拆解工商业用户购电方式 分析用电成本及影响因素 并对我国电力期货市场发展作出展望 我国电力期货短期上市条件未成熟 需市场规则完善和政策协同措施落地 [11] 各部分总结 现货市场环境下的电能量交易 - 电能量市场由中长期和现货市场构成 前者锁定远期电价规避风险 后者通过供需变化实现价格发现 二者共同构成电力价值实现整体 [12] - 截至2025年8月 7个省级电力现货市场正式运行 安徽、陕西力争2026年6月底前正式运行 我国已建立多市场衔接的交易体系 中长期电力交易机制变化以适应现货交易 [13] - 中长期交易主体包括发电企业等 交易方式有四种 年度交易在前一年末开展 月度交易在前一月中下旬开展 分解曲线确定方式有典型和自定义两种 发电量分优先和市场化发电量 优先发电计划比例逐年递减 [16][18][21][22] - 现货交易包括日前和实时电能量交易 采用“全电量申报、集中优化出清”方式 日前市场出清得到机组开机组合等信息 实时市场在运行前15分钟交易出清 现货价格由煤电边际成本决定 受新能源出力和负荷变化影响 [26][29][30] - 批发市场采用三部制结算模式和“日清月结”周期 购售两端成本和收益大多提前锁定 现货价格波动对用户直接影响小 [33][34][37] - 新能源项目场外差价结算对存量和增量项目分类施策 存量项目机制电价不高于煤电基准价 增量项目由市场化竞争形成 机制电量按月结算 费用由工商业用户分摊或共享 [38][39][40] 工商业用户购电成本拆解 - 2021年11月起我国取消工商业目录销售电价 工商业用户分为直接交易和代理购电用户 直接交易用户包括批发、零售和执行1.5倍代理购电价格用户 代理购电是过渡政策 国家推动用户直接参与交易 [44][45][49] - 工商业用户用电计费规则有单一制和两部制 前者适用于小用户 后者适用于大用户 工商业用户终端到户电费由多部分构成 电能量费用占比60% - 80% 基本电费占20% - 30% 输配电费占10% - 20% [51][52][53] - 批发用户购电成本与中长期和现货市场价格直接相关 全年电能量费用大部分取决于年度中长期合约价格 不同省份批发用户电能量价格构成和调节空间有差异 [57][58] - 代理购电用户购电成本由代理购电价格决定 购电来源有优先发电和市场化采购 代理购电价格受多种因素影响 且需执行分时电价政策 [67][69][78] - 零售用户购电成本取决于零售套餐类型 套餐分为固定和浮动价格套餐 广东零售市场规模大 零售价格与年度合约交易均价相关 山西零售价格年内波动大 [82][83][90] - 工商业购电成本受优先发电量规模、煤电边际发电成本、能源供应结构和市场供需关系影响 优先发电规模受居民和农业用电影响 煤价波动影响电价 新能源发展影响市场价格中枢 市场供需关系影响电价 [95][100][103][111] 电力期货市场展望 - 欧洲电力期货交易集中在EEX 合约以国家电价为标的 有多种交割周期合约 采用现金结算 美国电力期货交易集中在ICE和Nodal Exchange 合约覆盖多区域市场 按负荷类型和期货标的分类 也采用现金结算 [115][124] - 我国电力市场与欧美有异同 未来电力期货产品大概率以省级供电营业区分 基于日前市场开展 可能有峰谷平段划分合约 月度合约可能推出 合约标的为日前市场统一结算点电价 现金结算 [130][131] - 我国电力期货发展面临市场规模短期有限、批发用户准入条件待放开、价格波动幅度设计和过度投机行为控制等难点 短期上市条件未成熟 [132][133][137]

火电行业经营业绩显著改善 - 五大发电集团核心上市公司合计实现归母净利润242.67亿元 创2016年以来半年报净利润新高 [3] - 多家火电资产较重上市公司归母净利润增速超100% 其中华银电力净利润同比增利2.02亿元 增幅达4147% [3] 燃料成本下降驱动利润增长 - 煤炭价格中枢下移 二季度曹妃甸港5500大卡煤价同比下降超20%至618元/吨 [5] - 华电国际入炉标煤单价下降12.98%至850.74元/吨 国电电力和华能国际分别下降9.5%和9.2% [5] - 成本降幅高于收入降幅 皖能电力营业成本降低8.51%而营业收入仅减少5.83% [6] 电力市场化改革带来双重挑战 - 上网电量和电价呈现下行趋势 华电国际上网上半年电量同比下降6.46% 电价下降1.44%至517元/兆瓦时 [5] - 安徽省调火电发电量同比下降8.31% 年度交易电价同比下降2.4分/千瓦时 [6] - 火电角色从基荷电源转向调峰电源 年利用小时数整体下降 [6] 区域差异化竞争格局形成 - 上半年新增煤电核准同比增长152% 全年预计超60GW 三北地区新核准项目占比达40% [8] - 负荷中心区如浙江广东煤电可通过现货市场高价套利 西部清洁能源高占比地区煤电主要依靠容量电价补偿 [8] - 中东部煤电占比高省份如山西山东需挖掘调峰能力 从基荷电源向调节性电源转变 [8] 煤电技术改造面临实施难题 - "三改联动"涉及节能降耗改造、供热改造和灵活性改造 但剩余项目投资金额高实施难度大 [9] - 改造后经济收入缺乏明显增长预期 电力市场机制不完善导致投入产出计算模糊 [9] - 需政策进一步厘清激励机制 包括完善辅助服务市场 [9] 行业长期定位与盈利展望 - 煤电未来主要定位为电力系统安全支撑 保障安全转型 [10] - 超额利润难以实现 但合理利润空间应予以保障 [10]

行业业绩表现 - 五大发电集团核心上市公司华能国际、大唐发电、华电国际、国电电力和中国电力合计实现归母净利润242.67亿元 创2016年以来半年报净利润新高 [1] - 华银电力、豫能控股、建投能源、晋控电力、京能电力等多家火电资产较重上市公司归母净利润增速均超100% 其中华银电力净利润2.07亿元 同比增利2.02亿元 增幅达4147% [1] 成本结构变化 - 煤炭价格中枢下移对火电企业成本控制和利润改善起关键作用 中国电煤采购价格指数显示二季度曹妃甸港5500大卡均价618元/吨 同比下降超20% [2] - 华电国际上半年入炉标煤单价850.74元/吨 同比下降12.98% 国电电力和华能国际入炉综合标煤单价分别下降9.5%和9.2% [2] - 皖能电力营业成本同比降低8.51% 有效对冲营业收入5.83%的降幅 [3] 收入端压力 - 华电国际上网上半年网电量1133亿千瓦时 同比下降6.46% 上网电价517元/兆瓦时 同比下降1.44% [2] - 安徽省1-5月调火电发电量同比下降8.31% 年度交易电价同比下降2.4分/千瓦时 [3] - 火电作为基荷电源角色被削弱 年利用小时数整体呈下降趋势 更多承担调峰功能 [3] 电力市场竞争格局 - 上半年新增煤电核准同比增长152% 全年超60GW概率较大 [4] - 2024-2025年6月项目多分布于三北地区 新疆、甘肃、内蒙古、吉林、黑龙江五省份核准规模占比达40% [4] - 负荷中心区如浙江广东电力需求旺盛 煤电可通过现货市场高价套利实现利润最大化 [5] - 清洁能源占比高的西部地区如甘肃青海 煤电需通过容量电价补偿电量损失 [5] 行业转型挑战 - 煤电机组需进行节能降耗改造、供热改造和灵活性改造的"三改联动" [6] - 当前改造项目投资金额高实施难度大 但改造后经济收入无显著增长预期 电力市场机制不完善影响企业改造积极性 [6] - 煤电未来定位主要是安全支撑保障电力系统安全转型 需保障合理利润空间而非追求超额利润 [6]

中铝山西新材料电力成本优化 - 公司7月总用电量56216万千瓦时 其中网购电量54259万千瓦时 占比96.5% 较两年前网购电量占比54.94%大幅提升[3] - 电力成本占电解铝生产成本40% 通过电力市场购电每千瓦时平均节省5分钱 每吨氧化铝生产成本减少650元[3] - 年用电量超过60亿千瓦时 为运城市第一大用电企业 拥有完整铝产业链配套自备发电机组[3] 山西电力市场化改革成效 - 电力现货市场于2023年12月22日成为中国首个正式运行市场 日前与实时现货度电均价分别为0.283元、0.281元 价差仅1.34厘[4][6] - 2025年上半年现货市场出清电量1562.3亿千瓦时 价格呈现"两峰一谷、晚高早低"特征 真实反映供需关系[6] - 虚拟电厂聚合容量288.07万千瓦 可调节容量65.06万千瓦 结算电量13.44亿千瓦时 为用户创造红利272.91万元[5][6] 电力系统保供与低碳转型 - 88台燃煤火电机组完成灵活性改造 总容量3621万千瓦 提升调节能力611万千瓦 全省最大负荷达3725万千瓦 同比增长9.1%[6] - 新能源利用率保持97% 2024年绿电交易量76.59亿千瓦时（增长216.49%） 绿证交易13.1亿千瓦时（增长370.54%）[7] - 外送绿电规模75.38亿千瓦时 同比增长226.18% 位居全国第一 为新能源企业增收近4亿元[7] 电力市场参与主体发展 - 电力交易平台注册主体21529家 包括发电企业688家 售电公司440家 电力用户20401家[7] - 民营企业主体数量突破2万家 虚拟电厂聚合规模全国第一[7] - 发电企业向综合能源服务商转型 售电公司向能源数据服务商转型 推动设备技术和管理模式创新[7]

公司财务表现 - 上半年营业收入41.20亿元，同比增长16.18% [1] - 归母净利润2.07亿元，同比增长4146.80% [1] - 基本每股收益0.102元/股，同比增长5000% [3] - 加权平均净资产收益率11.39%，同比增加11.11个百分点 [3] - 股价报收7.81元/股，年内累计涨幅达151.13% [3] 业务运营数据 - 完成发电量94.04亿千瓦时，同比增长26.90% [4] - 完成上网电量87.60亿千瓦时，同比增长27.16% [4] - 在役装机容量716.37万千瓦，其中火电482万千瓦占比67.3% [4] - 火电装机占湖南省统调公用火电机组总容量的15.5% [4] 行业对比情况 - 电力行业102家上市公司中52家归母净利润实现同比增长 [3][5] - 8家企业利润增速超100%，包括华银电力、豫能控股等 [5] - 建投能源归母净利润8.97亿元，同比增长157.96% [5] - 京能电力通过电价上涨和燃料成本下降实现业绩增长 [6] 电力行业动态 - 上半年全国全社会用电量4.84万亿千瓦时，同比增长3.7% [6] - 6月用电量因高温天气回升至5.4%增速 [6] - 7月全国单月用电量首次突破1万亿千瓦时 [6] - 预计2025年全年用电量同比增长5%-6% [6] - 非化石能源发电装机规模占比预计达61% [6]

瑞茂通集团全球战略与再生铜产业链 - 瑞茂通集团在泰国春武里府工业区投建再生铜基地 打通从海外废铜回收、跨境加工到终端销售的全产业链通道 [2] - 集团打造"国际采购—海外加工—国内销售"再生金属铜跨国运营模式 2024年再生铜进口与转口业务总量近10万吨 [2] - 将废铜加工基地设立于泰国可实现双重效益：获取更多原料供应并减少运输成本 同时规避国际贸易壁垒 [2] - 再生铜生产能耗仅为原生铜的20% 碳排放减少65% 具备显著节能减排优势 [2] - 中国设定2025年再生铜产量目标为400万吨 再生金属产量占比提升至30% [2] 全球铜资源竞争与政策环境 - 智利、秘鲁等主要铜矿供应国因停电、地震导致产量大幅波动 美国关税政策导致精铜流向北美 [2] - 欧盟计划10月前出台本土再生金属供应链保护政策 可能影响铜、铝等大宗商品的全球定价体系 [2] - 中国调整废铜进口政策 将符合标准的再生铜原料视为可自由进口商品 支持资源循环利用 [2] 天津天然气交易创新模式 - 天津国际油气交易中心推出"PNG舟周购"常态化竞拍活动 提供低门槛管道天然气交易 [3] - 该模式聚合分散的增量气源需求到公开化交易平台 帮助客户以更合理价格获得资源 [3] - 首场活动中客户可在次日至8月31日前提货 满足未来10日灵活增量用气需求 节省调峰成本 [3] - 这是该中心继液化天然气、重烃后首次上线管道天然气竞拍业务 未来将引入更多油气品种 [3] 电力期货发展与新能源企业影响 - 广期所聚焦电力期货深入研究 全国统一电力市场建设推进 2025年1-7月电力市场交易电量达3.59万亿千瓦时同比增长3.2% [3] - 电力期货可为新能源企业提供锁定电价收益工具 帮助管理风光发电出力不稳定导致的电价波动风险 [3] - 期货价格发现功能可辅助发电投资决策 稳定电价预期改善融资条件 增强投资者信心 [3] - 期货市场提高价格透明度 使不同能源成本差异显性化 可能加速高成本发电产能退出 [3] - 新能源企业需建立专业风险管理体系和期现联动机制 整合电力与衍生品交易团队实现协同决策 [4][5]

核心财务表现 - 公司上半年实现营业收入41.20亿元 同比增长16.18% [2][3] - 归属于上市公司股东的净利润达2.07亿元 同比大幅增长4146.80% [2][3] - 扣除非经常性损益后净利润为2.05亿元 上年同期为亏损481万元 [3] - 基本每股收益0.102元/股 较上年同期0.002元/股增长5000% [4] - 加权平均净资产收益率11.39% 较上年同期提升11.11个百分点 [4] 经营数据与装机结构 - 上半年完成发电量94.04亿千瓦时 同比增长26.90% [7] - 上网电量87.60亿千瓦时 同比增长27.16% [7] - 在役总装机容量716.37万千瓦 其中火电482万千瓦 水电14万千瓦 风电73.79万千瓦 光伏146.58万千瓦 [8] - 火电装机占湖南省统调公用火电机组总容量的15.5% [8] 行业比较与市场地位 - 电力行业102家上市公司中52家归母净利润同比增长 8家企业利润增速超100% [6][9] - 公司股价年内涨幅达151.13% [6] - 公司作为中国大唐集团在湘控股上市公司 重点布局长株潭负荷中心及湘南湘中地区 [8] 行业发展环境 - 全国上半年全社会用电量4.84万亿千瓦时 同比增长3.7% 6月单月用电增速回升至5.4% [9] - 7月全国单月用电量首次突破1万亿千瓦时 [10] - 预计2025年全社会用电量同比增长5%-6% 非化石能源发电装机占比将达61% [10] - 电力市场化改革深化与双碳战略实施为行业带来发展机遇 [8] 同业对比 - 建投能源归母净利润8.97亿元 同比增长157.96% 受益于煤炭价格下行及融资成本优化 [9] - 京能电力通过开拓电力市场及燃料成本管控实现业绩大幅增长 [9]

电力市场发展现状 - 新能源发电全面进入电力市场，电力现货交易规模和范围不断扩大，参与主体日益多元[1] - 国家电网经营区内已有22家现货市场启动试运行，其中山西、广东、山东、甘肃、蒙西、湖北、浙江7个地区电力现货市场及省间电力现货市场已建成运行[1] - 电力市场建设全面驶入"市场化深水区"，但改革初期市场主体面临多元参与者带来复杂决策场景、海量市场数据难以高效利用、电价波动频繁加剧经营风险等新挑战[2] 行业技术升级需求 - 传统管理方式响应慢、数据价值挖掘能力弱、系统操作复杂，难以适应新市场环境下的运营需求[2] - 推进大数据、人工智能与物联网等技术融合，搭建智能化能源运营体系成为行业转型升级重要方向[2] 弘正储能电力交易辅助决策系统 - 系统以"数据+智能"为双核，聚焦数据分析、交易策略优化与设备稳定运行三大核心环节[4] - 通过"决策-执行-保障"闭环架构，为市场主体参与电力交易提供覆盖全流程的解决方案[4] - 依托云边端三层融合架构技术支撑，实现实时数据接口与储能设备控制系统深度联动[5] - 兼容光伏、储能、风机等多类型能源设备并实现统一管控，通过与电网调度、虚拟电厂等平台信息互联互通实现多元系统价值高效聚合[5] 数据整合与分析能力 - 整合场站私有数据、市场公有数据与气象动态数据，构建"多源感知-深度分析"立体监测网络[7] - 私有数据集成场站基本信息、设备运行参数及历史交易结算数据[8] - 公有数据模块聚焦市场动态，通过竞价空间分析、相似日分析、多维度数据交叉验证等工具深度挖掘供需关系与价格波动规律[8] - 形成"气象-发电-价格"三位一体的算法策略体系，为策略制定提供前置指引[8] 交易辅助决策功能 - 聚焦"策略生成-跟踪-优化"全链路，覆盖中长期与现货市场等多场景[9] - 基于价格预测、市场分析及交易规则自动生成日前申报策略，动态跟踪政策与规则变化持续迭代模型[9] - 通过机器学习、深度学习等算法综合考量供需关系、价格趋势等关键因素，智能输出现货竞价最优策略[9] - 支持多市场协同优化，助力发电侧增收、用电侧降本[9] - 实时追踪分时段交易方向、成交量与价格等关键指标，深度剖析主体分时交易特征与变化规律[11] - 通过优化调度算法实现策略动态优化与自动执行，显著提升交易时效性与精准度[11] 策略复盘与优化 - 通过"预复盘-核对-总结"设计实现策略优化闭环[13] - 预复盘通过对比推荐策略与实际出清结果，量化收益来源并明确盈利/亏损核心驱动[13] - 日清分单核对模块展示上网电量、偏差费用、度电均价等明细[13] - 月结算单模块展示月度总电量、电费等明细，支持实时查询分析[13] - 月度复盘通过横向（同主体不同周期）、纵向（同周期不同单元）策略绩效对比，智能识别市场趋势与策略短板[13] 设备保障体系 - 以"数据分析-故障预警-智能运维"为抓手，构建覆盖全周期的设备稳定运行保障体系[14] - 开发基于本地化部署大语言模型的AI智能体，覆盖企业级交互场景的四大核心功能[15] - 智能客服提供7×24小时政策咨询、操作指导[15] - 知识库问答支持快速检索市场规则、历史案例[15] - 故障问答可快速定位系统异常原因并提供解决方案[15] - 智能问答通过自然语言提问直接获取结构化数据，大幅提升信息获取效率[15] - 依托云边端协同技术体系，实现储能系统全量数据的监测、采集和分析[16] - 精准评估电池健康状态、荷电一致性及剩余使用寿命，同步触发分级安全预警[16] 系统整体价值 - 形成"决策-执行-保障"有机闭环：数据监测为策略优化提供方向指引，精准控制为策略优化反馈执行效果，设备稳定运行为策略执行与优化提供物理保障[18] - 在电力市场化改革驱动下，智能化工具从可选配置变为刚需能力，为市场主体在复杂市场环境中提供关键支撑[18] - 随着全国统一电力市场加速构建，智能化解决方案将迎来更广阔应用空间[20]

财务表现 - 上半年营业收入14.86亿元 同比下降17.58% [1] - 归属于上市公司股东的净利润3.06亿元 同比下降51.70% [1] - 基本每股收益0.17元 拟每10股派发现金红利1.70元（含税） [1] 风电光伏业务 - 风力及光伏发电收入减少导致利润下降 [1] - 结算电量减少24.28% 主因电网改造送出受限及风电项目配合停电检修 [1] - 结算电价同比下降10.64% 受电力市场化改革影响 [1] 锂业务经营 - 锂行业面临价格压力 公司调整经营策略 [1] - 期末对部分存货计提存货跌价准备 符合《企业会计准则》要求 [1]

**晶科能源 2025 年上半年业绩及行业分析** **公司** * 上半年营收 318.3 亿元，归母净利润为负 29.09 亿元，二季度扣非净利润环比减亏 5.57 亿元，毛利率环比改善 2.27 个百分点[2][3] * 组件出货量 41.8GW，全球第一，Technew 系列累计出货超 200GW[3] * 储能系统上半年发货 1.5GWh（超去年全年），三季度预计超 2GWh，全年目标 6GWh[2][3][17][18] * Topcon 3.0 产能年底达 650-670GW，已落地 20GW，高功率产品溢价约 10%[4][5][8] * 资本开支约 50 亿元（去年 150-200 亿元），聚焦 Topcon 升级[29] * 总库存 120 亿元，组件库存 8-9GW，硅料端采用期货套保策略[26][27][28] **行业** * 2025 年全球光伏需求预计 700GW（中国占比 40%-45%），2026 年需求稳定在 700GW[4][12][13] * 反内卷政策推动产业链价格反弹，高功率产品份额扩大，龙头企业集中度提升[2][5][20] * 海外市场（中东、欧洲、拉美）需求稳健，价格弹性高于国内[5][14][15] * 钙钛矿叠层电池效率超 34%，但稳定性待解，量产需至少 2-3 年[19][25][32] * 美国《大漂亮法案》加速本土制造需求，中东产能计划调整[9][10] **其他关键信息** * 数字化融合 AI 等技术使满产运营成本降 25%[5] * 储能订单超 5GWh，集中在欧洲、亚太及拉美[18] * 二季度投资亏损 2 亿元（参股硅料企业+外汇），公允价值变动亏损 3.5 亿元（非现金）[30] * 国内政策（如 136 号文）落地需时间，影响终端需求消化[7][24][31]