公司业务与财务表现 * 公司为中国核电 核电业务上半年营收333.73亿元 同比增长6.54% 归母净利润53.22亿元 同比增长9.48%[2] 累计上网电量1217.76亿千瓦时 营业收入409.73亿元 归母净利润56.66亿元[4] 控股在运26台机组 装机容量2500万千瓦 上网电量998.61亿千瓦时 同比增长12.01%[5] * 新能源业务控股在运装机3322.49万千瓦 其中风电1034.18万千瓦 光伏2288.31万千瓦[6] 上网电量219.15亿千瓦时 同比增长35.76% 收入76亿元 同比增长24.23% 但归母净利润3.44亿元 同比下降66.28%[2][6] 中核汇能上半年利润11亿元 归母净利润仅3.4亿元[12] 装机规划与发展战略 * 核电在建和核准待开工机组18台 装机容量合计2185.9万千瓦 预计2031年控股在运装机达4685.9万千瓦 较目前增长约87%[2][5] 下半年预计投产漳州2号机组[5] * 新能源十四五目标3000万千瓦已提前实现（当前3322.49万千瓦） 十五五规划倾向增加风电 压缩光伏装机 控制规模扩张[4][14] 项目布局从西北转移至东南沿海 开发海上风电[16] * 中核汇能与新华水力发电合并处于筹备阶段 已合署办公[13] 市场电价与交易 * 福清和海南核电竞价下降 主因市场化交易及补差因素消失（福清2024年回收21-23年差额约5亿元）[7][8] * 新能源市场化销售比例约67% 市场化电价0.28元/千瓦时 同比降0.01元/千瓦时[2][9] 上半年新能源市场均价0.2853元/千瓦时 同比降0.005元[22] * 各地区核电竞价：浙江秦山0.4134元/度 江苏0.3883元/度 福清0.3932元/度 海南0.4093元/度 三门0.4056元/度 漳州0.3835元/度[20] 江苏因火电降价影响核电电价降约0.01-0.02元/度[20] 成本与资本开支 * 铀燃料成本稳定在60-80美元/磅 与供应商合同持续至2030年 按原公式计价无上涨[3][10][11] * 新能源折旧费用33.33亿元 同比增13.05亿元[6] 资本开支预计稳中有降[17] * 田湾核电净利润降幅小于预期 因成本控制及大修计划差异[20] 其他收益增3亿元主要来自政府补助（含增值税退税）[20] 风险与挑战 * 新能源盈利下滑受区域限电（新疆限电率30% 青海30% 甘肃25% 西藏50%）[22] 电价下降及少数股东权益占比上升影响（从7.74%升至3.85% 影响归母净利润约3.5亿元）[6][12] 个别西北项目亏损但整体可控[25] * 电网建设滞后导致西北窝电严重 通过制氢 制氨及源网荷储缓解[19] 136号文导致增量项目竞价压力增大[16] 分红政策与未来展望 * 坚持中期分红 比例不低于35%且逐步提升 今年分红比例达41%[4][23] 若仅运营现有机组 未来分红比例可达70%-80%[24] * 明年江苏市场电价预计无大幅下降 市场电比例长期可能升高[10] 核电定价机制仍按2013年113号文执行 无长协电价[21]

电力行业装机数据 - 截至7月底全国累计发电装机容量达36.7亿千瓦 同比增长18.2% [1][2] - 太阳能累计装机11.1亿千瓦 同比增长50.8% 风电累计装机5.75亿千瓦 同比增长22.1% [1][2] - 1-7月全国新增装机325GW 同比增长75.7% 其中太阳能新增223GW(增80.7%) 风电新增54GW(增79.4%) 火电新增42GW(增72.2%) [1][2] 7月装机环比变化 - 7月新能源新增装机12GW 环比6月几乎减半 [1][2] - 7月光伏新增装机10GW 同比2024年7月22GW减半以上 环比6月16GW接近腰斩 [3] - 7月风电新增装机2.3GW 同比2023-2024年7月3.7-3.8GW略有下滑 环比6月5.1GW腰斩 [4] 绿色甲醇产业发展 - 全球替代燃料船舶订单中甲醇动力船达38艘(前4个月总计165艘) [6] - 中国绿醇总规划产能近6000万吨/年 但已建成产能不足30万吨/年 [6] - 2024年国内开工绿色甲醇项目产能超60万吨/年 2025年已开工产能达150万吨/年 [6] 投资关注标的 - 电力领域关注华润电力 龙源电力 川投能源 嘉泽新能 银星能源 黔源电力 [4] - 绿色甲醇领域关注嘉泽新能 吉电股份 金风科技 中国天楹 中集安瑞科 华电科工 [7]

财务表现 - 上半年营业收入599.53亿元 同比下降8.98% [1] - 归母净利润39.04亿元 同比增长13.15% [1] - 第二季度营业收入333.76亿元 同比下降4.42% [1] - 第二季度归母净利润19.73亿元 同比增长24.27% [1] - 中期股息0.09元/股 分红比例26.8% [1] 发电业务 - 上半年累计上网电量1132.89亿千瓦时 同比下降6.46% [2] - 火电上网电量1094.12亿千瓦时 同比下降7.1% [2] - 水电上网电量38.77亿千瓦时 同比增长17.6% [2] - 平均上网电价516.8元/兆瓦时 同比下降1.44% [2] 成本控制 - 入炉标煤单价850.74元/吨 同比下降12.98% [2] - 燃料成本379.52亿元 同比下降13.28% [2] - 火电度电燃料成本0.325元/千瓦时 同比下降0.023元/千瓦时 [2] - 度电利润总额0.031元/千瓦时 同比上升0.007元/千瓦时 [2] 盈利能力 - 毛利率10.72% 同比上升2.1个百分点 [3] - 净利率8.26% 同比上升1.16个百分点 [3] - 销售/管理/研发/财务费率分别为0%/1.38%/0.01%/2.73% [3] - 财务费率同比下降0.34个百分点 [3] 投资收益 - 投资收益24.81亿元 同比增长9.25% [3] - 华电新能贡献投资收益18.60亿元 同比下降3.8% [3] 资产扩张 - 6月1日并表江苏公司等8家企业 [3] - 控股装机容量7744.46万千瓦 较2024年底提升29.5% [3] - 核准及在建机组包括燃机158.8万千瓦 煤机468万千瓦 抽蓄569.8万千瓦 [3] - 拟向华电金上增资6亿元 增资后持股12% [3] 发展前景 - 华电集团规划新增新能源装机75GW [3] - 预计2025-2027年归母净利润分别为65.34亿元 71.71亿元 79.73亿元 [3] - 对应年增长率分别为15% 10% 11% [3]

投资评级 - 增持（维持）评级 [4][7] 核心观点 - 华电国际上半年归母净利润39.04亿元，同比增长13.15%，主要受益于煤炭成本下降和资产重组完成 [1][7] - 公司燃料成本同比降低13.28%至379.52亿元，入炉标煤单价下降12.98%至850.74元/吨，火电度电燃料成本减少0.023元/千瓦时 [7] - 资产注入后控股装机容量达7744.46万千瓦，较2024年底提升29.5%，未来通过项目投运和新能源投资持续增长 [7] 财务表现 - 上半年营业收入599.53亿元，同比下降8.98%，但毛利率提升2.1个百分点至10.72%，净利率提升1.16个百分点至8.26% [1][7] - 第二季度归母净利润19.73亿元，同比增长24.27%，增速高于第一季度 [7] - 公司派发中期股息0.09元/股，分红比例26.8% [7] 发电业务 - 上半年上网电量1132.89亿千瓦时，同比下降6.46%，其中火电上网电量1094.12亿千瓦时（同比下降7.1%），水电上网电量38.77亿千瓦时（同比增长17.6%） [7] - 平均上网电价516.8元/兆瓦时，同比下降1.44% [7] - 测算度电利润总额约0.031元/千瓦时，同比增加0.007元/千瓦时 [7] 投资收益 - 投资收益24.81亿元，同比增长9.25%，其中华电新能贡献18.60亿元（同比下降3.8%） [7] - 公司拟向华电金上增资6亿元，持有12%股权，支持金沙江上游项目建设 [7] 未来展望 - 预计2025-2027年归母净利润分别为65.34亿元、71.71亿元、79.73亿元，同比增长15%、10%、11% [3][7] - 当前股价对应PE为9.4倍、8.6倍、7.7倍，估值处于较低水平 [3][7] - 华电集团规划"十四五"期间新增新能源装机75GW，将持续贡献投资收益 [7] 装机发展 - 在建及核准机组包括燃机158.8万千瓦、煤机468万千瓦、抽蓄569.8万千瓦 [7] - 6月1日完成江苏公司、上海福新等8家公司并表，显著提升装机规模 [7]

投资评级 - 维持"买入"评级 [1][5] 核心观点 - 成本控制有效提升毛利率 2025年上半年标煤单价同比下降10.73%至517.17元/吨 电力板块毛利同比增长14.21%至18.4亿元 [5] - 风电资产注入承诺三年净利润不低于8亿元 新能源装机将突破550万千瓦 占火电比例近50% [5] - 盈利预测调整 2025-2026年归母净利润预测下调至23.48/26.40亿元（原值28.15/32.02亿元） 新增2027年预测29.36亿元 [5] 财务表现 - 2025年上半年营业总收入98.27亿元（同比下降8.75%） 归母净利润15.57亿元（同比下降11.91%） [4][5] - 毛利率显著改善 从2024年19.3%提升至2025年上半年24.5% [4] - 预测每股收益持续增长 2025-2027年分别为0.36/0.40/0.45元 [4] 业务运营 - 发电量同比下降14.59%至243.23亿千瓦时 火电发电量同比下降15.61%至223.76亿千瓦时 [5] - 平均售电单价同比上升4.74%至356.49元/千千瓦时 [5] - 煤炭产量同比增长1.74%至694.80万吨 但销售单价同比下降24.65%至314.04元/吨 [5] 估值指标 - 当前股价对应市盈率11/10/9倍（2025-2027年） [4][5] - 市净率1.6倍 股息率5.46% [1] - 净资产收益率预计持续提升 从2025年12.8%升至2027年14.1% [4]

盛屯矿业股份回购计划 - 公司计划以集中竞价交易方式回购股份 资金总额不低于5亿元且不高于6亿元 [1] - 回购股份将全部用于员工持股计划或股权激励 回购价格上限为11.82元/股 [1] - 回购期限为自董事会审议通过之日起不超过12个月 [1] 华能水电2025年上半年业绩 - 上半年实现营收129.59亿元 同比增长9.08% [2] - 归属于上市公司股东的净利润46.09亿元 同比增长10.54% [2] - 完成发电量527.52亿千瓦时 同比增加12.97% 主要因新能源装机规模提升及TB电站全容量投产 [2] - 澜沧江流域来水较多年平均偏丰约10%-20% 公司通过协调小湾和糯扎渡水库水位提升发电效率 [2] 德方纳米2025年上半年财务表现 - 上半年营业收入38.82亿元 同比下降10.58% [3] - 归属于上市公司股东净利润亏损3.91亿元 [3] - 公司决定不派发现金红利 不送红股 不以公积金转增股本 [3]

核心财务表现 - 2025年上半年营业额502.67亿港元 同比下降1.7% 主要因附属电厂上网电价下降 [1] - 归母净利润78.72亿港元 同比下降15.9% 主要因其他损益同比减少14.67亿港元 [1] - 归母核心净利润82.78亿港元 同比增长0.1% 其中可再生能源业务贡献56.37亿港元（+1.5%） 火电业务贡献26.41亿港元（-2.7%） [1] - 纯火电业务归母核心净利润27.88亿港元 同比增长20.6% 主要受益于动力煤价格下行 [1] - 中期每股派息0.356港元 每股基本盈利1.52港元 [1] 成本与效率指标 - 附属电厂平均标煤单价824元/吨 同比下降12% 单位燃料成本241元/兆瓦时 同比下降13% [1] - 点火价差150元/兆瓦时 同比增加10元/兆瓦时 [1] - 风电利用小时1268小时 同比增加45小时 超全国平均水平181小时 [3] - 光伏利用小时676小时 同比下降29小时 仍超全国平均水平116小时 [3] - 燃煤电厂利用小时2074小时 同比下降81小时 超全国火电平均水平106小时 [3] 装机容量与结构 - 控股总装机容量8893万千瓦 权益装机容量7809万千瓦 [2] - 火电权益装机3914万千瓦 占比50.1% 风电权益装机2555万千瓦 光伏权益装机1297万千瓦 [2] - 上半年新增风电124万千瓦 光伏351万千瓦 新获建设指标风电400万千瓦 光伏188万千瓦 [2] - 在建风电868万千瓦 光伏625万千瓦 预计下半年投产火电权益装机598万千瓦 [2] 售电量与电价表现 - 2024年附属电厂总售电量1020亿千瓦时 同比增长3.8% 其中风电售电量增16% 光伏增31% 火电降1% [3] - 市场交易电量占比84% [3] - 2025年上半年煤电上网电价391.2元/兆瓦时 同比下降6% 风电396.8元/兆瓦时 降11% 光伏304.9元/兆瓦时 降6% [3] 业务展望 - 火电盈利有望维持 因动力煤市场供需宽松 价格上涨空间有限 [4] - 新能源上网电价短期承压 因全面入市政策及装机快速增长 [4] - 中长期差价结算机制为新能源提供稳定性盈利预期 [4] - 预计2025-2027年归母净利润分别为137.48亿/137.98亿/146.67亿港元 [4]

投资评级 - 维持"买入"评级 [6] 核心观点 - 预计下半年7台百万煤电机组投产 合计6GW权益装机 新投机组将增强业绩抵抗力 [7] - 维持全年10GW新能源装机目标 上半年已投产约5GW [7] - 优秀管理能力与新增装机将贡献利润增量 [7] - 2025年资本开支568亿港元 其中420亿港元用于风光建设 95亿港元用于火电建设 [7] - 上半年获得新能源指标587万千瓦 其中风电400万千瓦 光伏188万千瓦 [7] 财务表现 - 2025年上半年归母净利润78.72亿港元 同比下降15.9% [9] - 2025年上半年归母核心利润82.78亿港元 同比增长0.1% [9] - 中期派息0.356港元/股 分红比例23.41% [9] - 预计2025-2027年归母净利润分别为144/149/156亿港元 [7] - 当前股价对应PE分别为6.6/6.4/6.1倍 [7] 业务板块表现 - 火电业务剔除煤炭影响后归母核心利润27.88亿港元 同比增长20.6% [9] - 新能源业务归母核心利润56.37亿港元 同比增长1.5% [9] - 上半年所得税15.12亿港元 对应税率21% [9] 经营指标 - 截至2025年6月底并网权益装机7809万千瓦 其中火电3914万千瓦 风电2555万千瓦 光伏1297万千瓦 [9] - 较2024年底新增火电89万千瓦 风电124万千瓦 光伏353万千瓦 [9] - 上半年控股机组售电量1020亿千瓦时 同比增长3.8% [9] - 火电/风电/光伏利用小时数分别为2074/1268/676小时 [9] - 燃煤/风电/光伏平均上网电价分别为391.2/396.8/304.9元/兆瓦时 [9] - 燃煤电厂平均标煤单价823.8元/吨 同比下降11.8% [9] 市场数据 - 收盘价18.43港元 [4] - 总市值954.13亿港元 [4] - 资产负债率66.27% [4]

核心财务表现 - 1H25营收同比下降1.7%至502.67亿港币 [1] - 股东应占利润同比下降15.9%至78.72亿港币，低于预期的93.22亿港币 [1] - 计提减值损失4.08亿港币 [1] - 派息0.356港币/股，分红比例23.4% [1] 火电业务表现 - 火电业务股东应占核心利润同比下降2.7%至26.41亿港币 [1] - 纯火电业务（不含煤炭）股东应占核心利润同比上升20.6%至27.88亿港币 [1] - 纯火电度电核心利润同比增加0.71港仙至3.92港仙 [1] - 煤电上网电价同比下降2.55分/千瓦时至0.3912元/千瓦时 [1] - 单位燃料成本同比下降3.52分/千瓦时至0.2413元/千瓦时 [1] - 煤电点火价差同比增厚0.97分/千瓦时 [1] 可再生能源业务表现 - 可再生能源业务股东应占核心利润同比上升1.5%至56.37亿港币 [1] - 新增并网可再生能源装机4.8GW [1] - 风电上网电价同比下降11.0%至0.3968元/千瓦时 [2] - 光伏上网电价同比下降6.1%至0.3049元/千瓦时 [2] - 风电利用小时数同比上升3.7%至1268小时 [2] - 风电售电量同比上升15.5% [2] 装机规模与发展规划 - 维持2025年新增风光装机10GW目标 [1][2] - 截至2025年6月底可再生能源装机占比达49.9% [2] - 新能源板块分拆上市申请已于2025年3月14日获得深交所接纳 [1] 盈利预测与估值调整 - 下调2025-2027年风电电价预测7.9%/9.5%/10.8% [2] - 上调2025-2027年员工福利开支预测3.8%/8.0%/7.2% [2] - 下调2025-2027年普通股股东应占利润预测13.7%/13.3%/15.7%至125.07/134.30/138.18亿港币 [2] - 目标价调整为25.49港币（前值27.12港币） [2] - 基于火电/可再生能源可比公司2025E PB/PE 0.82/17.4x进行估值 [2]

财务业绩 - 1H25营收156.57亿元人民币同比下降18.6% 权益持有人应占净利润35.19亿元人民币同比下降14.4% [1] - 中期股息每股0.1元合计派发8.36亿元派息比例24.77% [1] - 下调2025-2027年归母净利润预测至64.41/70.56/79.85亿元人民币原值为71.32/75.36/80.46亿元人民币 [3] 装机与发电量 - 控股总装机43.20GW新增2,053.54MW其中风电装机31.40GW新增986.95MW光伏装机11.80GW新增1,096.59MW [1] - 光伏发电量同比上升71.37%风电发电量同比增长6.07% [1] - 风电平均利用小时数1102小时同比降低68小时但仍较行业平均水平高15小时 [1] 电价与收入 - 风电平均上网电价422元/MWH同比下降16元/MWH导致风电售电收入减少2.39亿元人民币 [2] - 光伏平均上网电价273元/MWH同比下降5元/MWH但光伏售电收入增加6.42亿元人民币 [2] 项目开发与政策 - 新签订开发协议1.24GW其中风电1.04GW储能0.2GW均位于资源较好地区 [2] - 累计取得开发指标4.75GW其中风电2.98GW光伏1.77GW [2] - 2025年计划新开工新能源项目5.5GW投产5GW [2] 电网与消纳 - 哈密-重庆、宁夏-湖南、陇东-山东三条特高压输电工程投产促进西部新能源高效消纳与跨区域配置 [2] 补贴与资产 - 应收款项融资492亿元较年初增加59.6亿元公司积极申领国补且项目合规清单比例较高 [2]