公司新能源项目投资 - 甘肃能源控股子公司拟投资建设民勤100万千瓦风光电一体化项目 动态总投资40.89亿元[1] 其中风电装机50万千瓦 光伏装机50万千瓦[2] - 项目预计风电年上网电量10.99亿kWh（电价0.28元/kWh） 光伏年发电量10.15亿kWh（电价0.2元/kWh） 投资回收期14.91年 资本金财务内部收益率6.76%[2] - 深圳能源子公司拟投资建设涿鹿县65万千瓦风电项目 总投资49.58亿元[2] 行业发展趋势 - 全国发电装机容量36.5亿千瓦（同比增长18.7%） 其中太阳能装机11亿千瓦（同比增54.2%） 风电装机5.7亿千瓦（同比增22.7%）[3] - 行业受政策支持 市场需求增长 技术成本下降 能源安全战略四因素驱动[3] - 新能源上网电量将全面进入电力市场 上网电价通过市场交易形成[4] 行业发展阶段特征 - 行业从"规模扩张"转向"质量优先"新阶段[1][5] - 面临电网消纳困难 外送通道不足 分布式光伏接入受限 同质化竞争等挑战[4] - 需加强技术研发 探索风光储一体化模式 参与电力市场改革 通过规模化运营降本[4]

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]

投资评级 - 维持"买入"评级 基于盈利预测与估值 [5][6] 核心观点 - 公司H1业绩承压 营收147.36亿元同比下降2.19% 归母净利润38.15亿元同比下降5.48% [1] - 装机规模持续增长 累计装机达4993.66万千瓦 其中风电2297.02万千瓦 太阳能发电2590.55万千瓦 [2] - 盈利预测下调 预计2025-2027年归母净利润为64/66/72亿元 对应PE 19/18/17倍 [5] 经营表现 - H1新增风光装机2.2GW 其中风电53.81万千瓦 太阳能164.26万千瓦 [2] - 发电量393.14亿千瓦时 同比增长8.85% 但利用小时数下降 风电1146小时减少97小时 太阳能597小时减少96小时 [3] - 在建项目计划装机1381.78万千瓦 待建新能源项目2696.49万千瓦 含储能10万千瓦 [2] 财务表现 - 营收下降主因利用小时数下滑及市场化交易电量比重上升导致电价下降 [4] - 扣非归母净利润32亿元同比下降20.74% 非经常性收益增加4.66亿元 [4] - 毛利率从2023年55.13%降至2025E 48.76% 净利率从27.11%降至20.60% [10] 估值指标 - 当前股价4.24元 对应市盈率19.86倍 市净率1.40倍 [6][10] - 预测2025年每股收益0.22元 每股净资产3.18元 [5][10] - EV/EBITDA从2023年11.41倍降至2027E 9.25倍 [10]

财务表现 - 2025年H1公司实现营收571.93亿元，同比下降1.93%，归母净利润45.79亿元，同比增长47.35% [1] - 2025年Q2公司实现营收269.87亿元，同比下降2.14%，归母净利润23.41亿元，同比增长31.78% [1] - 营业成本同比下降5.54%，毛利率提升3.12个百分点至18.55%，利润总额72.84亿元创历史同期最好水平，同比增长36.14% [2] 发电业务 - 2025年H1上网电量1239.934亿千瓦时，同比增长1.30%，其中Q2上网电量636.702亿千瓦时，同比增长1.81% [1] - 煤机/燃机/水电/风电/光伏上网电量同比变化分别为-1.65%/-8.41%/+1.55%/+31.27%/+36.35% [1] - 平均上网电价同比下降约3.95%，风光电量快速增长对冲电价下滑影响 [1] 利润构成 - 煤机（含热）利润总额31.48亿元，同比增长108.51%，风电利润总额19.38亿元，同比增长71.29% [2] - 燃机（含热）/水电/光伏利润总额分别为1.29/12.10/4.04亿元 [2] - 财务费用同比下降14.06%，进一步优化盈利能力 [2] 股东回报 - 首次实施中期分红，每股派现0.055元，合计派发现金红利10.18亿元，占归母净利润比例26.7% [2] 业绩展望 - 预计2025-2027年归母净利润分别为64.16/75.24/86.19亿元，同比增长42.38%/17.27%/14.56% [3] - 当前股价对应2025年PE为10.36倍，2026年8.83倍，2027年7.71倍 [3]

全国新能源发电项目总体情况 - 2025年7月全国新增建档立卡新能源发电项目共6183个 不含户用光伏[2] - 光伏发电项目占比99% 共6128个 其中集中式光伏135个 工商业分布式光伏5993个[2] - 风电项目48个 生物质发电项目7个 合计占新增项目总数不足1%[2] 分地区新能源项目分布 - 山东省新增项目总数744个居全国首位 其中工商业分布式光伏732个[3] - 江苏省新增779个项目 包含767个工商业分布式光伏和11个集中式光伏[3] - 湖北省新增909个项目 包含899个工商业分布式光伏和2个生物质发电[3] - 山西省新增673个项目 包含632个工商业分布式光伏和32个集中式光伏[3] - 浙江省新增626个项目 包含621个工商业分布式光伏和5个集中式光伏[3] - 云南省新增529个项目 包含515个工商业分布式光伏和14个集中式光伏[4] - 广东省新增382个项目 包含380个工商业分布式光伏和1个集中式光伏[4] 项目类型区域特征 - 集中式光伏集中在山西32个 新疆20个 云南14个 江苏11个 山东10个[3][4] - 风电项目主要分布在山西8个 甘肃5个 河北4个 宁夏4个 新疆4个[3][4] - 生物质发电仅出现在湖北2个 上海1个 安徽1个 四川1个 广东1个[3][4] - 黑龙江 青海 西藏三省区当月无新增新能源项目[3][4]

投资评级 - 维持"买入"评级 [5][7] 核心观点 - 公司上半年归母净利润同比增长47.35%至45.79亿元，主要受益于燃料成本下降及新能源利润增长 [1][3] - 新能源装机容量持续提升，风电利润同比增长71.29%，光伏利润同比增长3.60% [3] - 公司拟实施中期分红，每股派现0.055元，分红总额占归母净利润的26.7% [4] - 上调盈利预测，预计2025-2027年归母净利润为61/67/72亿元，对应PE为11/10/9倍 [5] 财务表现 - 上半年营收571.93亿元，同比下降1.93% [1][2] - 煤机板块利润总额31.48亿元，同比增长108.51%，因秦皇岛港5500大卡煤价同比下降20.43% [3] - 上网电量1,239.934亿千瓦时，同比增长1.30%，其中风电增长31.27%，光伏增长36.35% [2] - 平均上网结算电价444.48元/兆瓦时（含税），同比下降3.95% [2] 装机与业务结构 - 上半年新投装机容量1,777.45兆瓦，包括火电煤机660兆瓦、火电燃机502.47兆瓦、风电167.45兆瓦、光伏447.53兆瓦 [2] - 新能源电量增长有效对冲火电电量下滑（煤机降1.65%，燃机降8.41%） [2] 分红政策 - 修订公司章程，明确现金分红比例不低于合并报表当年可分配利润的50% [4] - 中期拟派发现金红利10.18亿元，体现现金流充裕及股东回报意愿 [4] 估值与预测 - 当前股价3.6元，A股总市值446.26亿元，每股净资产1.80元 [8] - 预计2025年EPS为0.33元，市盈率11倍 [5][13] - 毛利率预计从2024年14.87%提升至2027年19.25%，ROE从5.89%升至8.44% [14]

经营业绩 - 2025年第二季度整体业绩环比扭亏为盈，但上半年归母净利润仅3248万元 [2] - 煤电业务实现归母净利润2910万元 [2] - 气电业务归母净利润亏损21790万元 [2] - 水电业务归母净利润亏损527万元 [2] - 新能源业务归母净利润10288万元 [2][3] - 投资业务归母净利润12047万元 [3] 成本与采购 - 国内煤与进口煤采购比例各占50% [3] - 2025年上半年燃料成本同比下降11.48% [3] 装机规划 - 在建煤电装机800万千瓦，2025年预计投产300-500万千瓦 [3] - 在建气电装机294.2万千瓦，预计2026-2027年投产 [3] - 2025年上半年新增新能源装机119.36万千瓦（风电50万千瓦+光伏69.36万千瓦） [3] - 在建光伏项目91.5万千瓦，风电项目20万千瓦 [3] - 已决策待建项目67.2万千瓦 [3]

财务表现 - 1H25营业收入147.36亿元同比下降2.19% 归母净利润38.15亿元同比下降5.48% [1] - 风电营业收入99.74亿元同比下降2.24% 光伏营业收入44.53亿元同比下降3.16% [2] - 经营现金流同比增长1.62%至82.47亿元 应收账款496.51亿元同比增加16.98% [2] 装机与发电量 - 新增并网装机218.07万千瓦 其中风电53.81万千瓦 太阳能164.26万千瓦 [1] - 风电累计装机2297.02万千瓦 太阳能累计装机2590.55万千瓦 [1] - 总发电量393.14亿千瓦时同比增长8.85% 其中风电250.61亿千瓦时增8.69% 光伏139.11亿千瓦时增10.25% [1] 运营效率 - 风电利用小时1146小时同比减少97小时 光伏利用小时597小时同比减少96小时 [1] - 平均上网电价381元/兆瓦时同比下降9.89% 其中风电410元/兆瓦时降9.97% 光伏328元/兆瓦时降11.90% [2] 盈利预测 - 下调2025-2027年归母净利润预测至63.83亿元/74.09亿元/80.93亿元 [3] - 当前股价对应PE倍数分别为19倍/16倍/15倍 [3]

投资评级 - 维持"买入"评级 [2][7] 核心观点 - 2025年上半年营业收入147.36亿元同比下降2.19% 归母净利润38.15亿元同比下降5.48% 略低于预期 [7] - 装机规模持续扩张但发电效率下滑 风电及光伏利用小时数减少拖累发电量增长 [7] - 平均上网电价同比下降9.89%至381元/兆瓦时 主要受平价项目增加和电量结构变化影响 [7] - 经营性现金流保持稳健增长 1H25同比增长1.62%至82.47亿元 [7] - 下调2025-2027年归母净利润预测至63.83/74.09/80.93亿元（原预测70.48/76.88/83.05亿元） [7] 财务表现 - 2025H1营业总收入147.36亿元同比下降2.2% [6][7] - 2025H1归母净利润38.15亿元同比下降5.5% [6][7] - 2025E预计营业总收入306.28亿元同比增长3.1% [6] - 2025E预计归母净利润63.83亿元同比增长4.4% [6] - 毛利率从2024年52.6%下降至2025H1的47.1% [6] 装机与发电量 - 1H25新增并网装机218.07万千瓦（风电53.81万千瓦 光伏164.26万千瓦） [7] - 截至2025年上半年风电累计装机2297.02万千瓦 光伏累计装机2590.55万千瓦 [7] - 风电利用小时1146小时同比减少97小时 光伏利用小时597小时同比减少96小时 [7] - 总发电量393.14亿千瓦时同比增长8.85%（风电250.61亿千瓦时+8.69% 光伏139.11亿千瓦时+10.25%） [7] 电价与收入结构 - 1H25平均上网电价381元/兆瓦时同比下降9.89% [7] - 风电电价410元/兆瓦时同比下降9.97% 光伏电价328元/兆瓦时同比下降11.90% [7] - 风电营业收入99.74亿元同比下降2.24% 光伏营业收入44.53亿元同比下降3.16% [7] 现金流与资产负债 - 1H25应收账款496.51亿元同比增长16.98% [7] - 资产负债率71.22% [2] - 每股净资产3.10元 [2]

核心业绩表现 - 四大发电央企2025年上半年净利润总额214亿元 但业绩分化明显 华能国际净利润92.62亿元(同比增长24.26%) 大唐发电净利润45.79亿元(同比增长47.35%) 华电国际净利润39.04亿元(同比增长13.15%) 国电电力净利润36.87亿元(同比下降45.11%) [3] - 大唐发电实现营业收入571.93亿元(同比下降1.93%) 经营业绩创历史同期最好水平 利润总额72.84亿元(同比增长36.14%) 并宣布中期分红每股0.055元 总额10.18亿元 [4] - 华电国际营业收入599.53亿元(同比下降8.98%) 电力热力销售占比99.23% 完成发电量1206.21亿千瓦时(同比下降6.41%) [5] - 华能国际营业收入1120亿元(同比下降5.70%) 营业成本900.75亿元(同比下降10.20%) 归母净利润92.62亿元(同比增长24.26%) 利润增长主要源于燃料成本下降和新能源利润增长 [5] - 国电电力营业收入776.55亿元(同比下降9.52%) 但扣非净利润34.10亿元(同比增长56.12%) 同时公布未来三年分红规划 承诺每年现金分红不低于净利润60% [9][10] 行业驱动因素 - 煤炭价格回落显著降低火电企业燃料成本 动力煤价格同比下降22.94% 燃料成本占火电企业成本结构60%-70% [6][11] - 市场化交易电价上涨及部分省份电价上浮带来额外盈利空间 新能源补贴落地助推清洁能源业务盈利增长 [6] - 发电企业加速向清洁能源转型 风电光伏等新能源装机占比提升成为重要盈利支撑 东部沿海火电机组利用效率较高贡献稳定现金流 [7] 新能源发展 - 大唐发电上半年新增清洁能源装机1117.45兆瓦 清洁能源装机占比提升至40.87% 较2024年末提高0.5个百分点 [11] - 新能源项目开发面临电网消纳能力不足 用地需求增长 生态保护要求提高等挑战 市场化电价改革带来收益不确定性 [12] - 国电电力通过火电转型提升机组调峰能力 实现20%深调能力覆盖 获取较高电量和容量电价收入及辅助服务收入 [12] 业绩分化原因 - 国电电力净利润下降主要因煤电业务占比高受煤炭价格波动影响大 以及部分区域电力市场竞争激烈 [9] - 华能国际利润增长得益于科学统筹煤炭采购降低燃料成本 以及新能源规模有序扩增 [5] - 行业整体盈利环境改善但企业个体表现受多种因素影响较大 [3]