市场架构与参与主体 - 甘肃电力现货市场采用集中式+全电量优化和日前+实时市场模式 实现7×24小时不间断运营 并与中长期市场 辅助服务市场有序衔接 省间与省内市场协调配合 [2] - 市场参与主体全面覆盖 发电侧563家 装机总容量7400万千瓦 用户侧454家 月均用电量近50亿千瓦时 占市场化用电量60% [2] - 用户报量报价参与机制为全国唯一 所有工商业用户 火电水电机组 新能源场站 储能全面入市 新能源成为电能量市场主力电源 [2] 价格机制与运行特征 - 日前市场平均价格0.242元/千瓦时 实时市场平均价格0.249元/千瓦时 价格波幅控制在合理区间且低于全国多数试点省份平均水平 [3] - 价格呈现时空分化特征：河西地区新能源装机规模大用电需求少 平均价格较河东地区低 分时呈现午间谷段深 早晚峰段高的两峰一谷特征 [3] - 冬季供需紧张时现货价格高 夏季新能源大发期价格低 负荷高峰时段平均价格0.32元/千瓦时较燃煤基准价上涨 [3][4] 新能源消纳与转型成效 - 新能源装机超过7400万千瓦 占全省电网总装机比重超65% 新能源发电量达660.4亿千瓦时 同比提升16.4% [6][7] - 通过省间省内市场协同助力新能源消纳90.8亿千瓦时 辅助调频增发新能源46亿千瓦时 新能源发电增量占总发电增量比例达66% [7] - 省内消纳电量从2020年日均1.8亿千瓦时提升至2024年3.2亿千瓦时 增长77.8% 新能源发电量连续3个月反超火电 [4][7] 系统调节与保供能力 - 价格信号激励煤电机组顶峰发电 增加顶峰能力70万千瓦 储能在现货市场中低谷充电高峰放电 上半年累计充电19.53亿千瓦时 [4] - 储能最大充电电力364万千瓦 最大放电电力391万千瓦 提升系统供电稳定性 煤电机组平均出力减至额定出力的33% [4][7] - 用户负荷曲线适应新能源发电特点 最大用电负荷由晚高峰18时转移至中午11时 削峰填谷负荷240万千瓦 [4] 市场机制创新 - 采用节点电价 分时电价机制体现电能时空价值 明确电网侧储能以独立主体参与实时市场 电源侧储能与新能源作为整体参与市场 [5] - 建立储能参与的调峰容量市场 允许新能源在实时市场实时修正超短期预测 创新开展新能源辅助调频控制模式 [5][6] - 中长期交易连续滚动开市 绿电优先上网成为常态 设置合理价格上下限防止极端价格 [5][6] 发展路径与优化方向 - 需提高市场运营监测水平 建立数字化监测分析工具 探索市场力检测与缓解工作机制 完善全流程风险防控规则 [8] - 健全市场运营规则体系 结合新能源入市完善中长期 现货市场中成本补偿 限价等规则 丰富辅助服务品种 [8] - 提升市场运营保障能力 完善技术支持系统备用方案 构建市场风险防控联动工作机制 [8]

公司业绩表现 - 2025年上半年实现归母净利润8.32亿元 同比增加32.93% [1] - 第二季度实现归母净利润4.58亿元 同比增加34.3% [1] - 调峰水电来水增加带动利润增长 [1] 抽水蓄能业务 - 公司抽水蓄能投产装机总规模达1028万千瓦 [1] - 全国抽水蓄能装机容量达6129万千瓦 其中新增装机283万千瓦 [1] - 电力现货市场逐步完善 公司有望通过参与现货市场增厚电量电费利润 [1] 新型储能发展 - 截至2025年6月底 公司新型储能投产装机规模65.42万千瓦/129.83万千瓦时 [1] - 上半年新建3座电化学储能电站投产 包括云南文山丘北项目(200MW/400MWh) 海南临高项目(20MW/40MWh) 湖南中南水泥厂配储项目(5.1MW/14.7MWh) [1]

甘肃电力现货市场运行一周年核心成果 - 甘肃电力现货市场自2024年9月正式运行以来连续稳定运行52个月 成为全国连续结算运行时间最长的现货市场之一 也是全国第四个、西北首个正式运行的省级电力现货市场 [1] - 市场机制实现新能源从政策驱动向市场驱动转变 全国首家实现新能源发电企业"报量报价"参与现货市场 [1] 新能源参与市场机制进展 - 325家新能源发电企业完成"报量报价"功能改造 覆盖全省新能源装机容量的98.5% 其中风电企业156家 光伏企业169家 [2] - 2024年新能源企业自主申报电量680亿千瓦时 占新能源总发电量的84.4% 申报准确率达92.3% 较2023年提升8.7个百分点 [2] 新能源装机规模与结构 - 截至2025年4月底新能源装机规模达6720万千瓦 占全省总装机容量的64.7% 规模排名全国第二 其中风电3494.57万千瓦 光伏3536.89万千瓦 [2] - 新能源装机占比从2020年42%提升至2024年64.68% 四年间提升22.68个百分点 年均增长5.67% [2] 新能源发电效率与利用率 - 2024年新能源发电量821亿千瓦时 占全省总发电量35.8% 发电量占比位列全国第二 [3] - 风光综合利用小时数1450小时 较2020年1280小时提升13.3% 风光综合利用率达93% 较2020年89.2%提升3.8个百分点 高于全国平均水平8个百分点 [3] 节能减排效益 - 按火电煤耗310克标准煤/千瓦时计算 全年新能源发电替代标准煤2545万吨 减少二氧化碳排放6617万吨 [4] 电力系统优化与成本降低 - 现货市场价格信号引导最大用电负荷时段由晚间转移至午间 削峰填谷负荷约230万千瓦 [5] - 市场机制累计降低社会用电成本超15亿元 实现经济效益与社会效益双提升 [5] 绿电交易与绿证发展 - 截至2024年底省内绿电交易电量累计11.14亿千瓦时 参与电力用户超220家 涵盖大数据中心、电解铝等高耗能行业 [5] - 2024年省间绿电交易量11.06亿千瓦时 同比增长158% 覆盖陕西、重庆、江苏等省市 [5] - 2024年绿证核发2274.5万张 同比增长17倍 2025年1-4月绿证交易量559.65万张 其中省内用户购买272.83万张 同比增长9.49倍 [5] 储能市场建设与收益 - 新型储能累计装机442万千瓦/1141万千瓦时 规模跻身全国前十 [5] - 2024年储能参与现货市场交易电量9.76亿千瓦时 产生现货价差收益1.21亿元 平均价差0.2278元/千瓦时 [5] - 10家独立储能电站参与调频辅助服务 贡献调频里程1961万兆瓦 获得调频补偿1.77亿元 [5]

财务表现 - 2025年上半年营业收入33亿元，同比增长13.38% [1] - 归母净利润8.32亿元，同比增加32.93%，其中第二季度归母净利润4.58亿元，同比增加34.3% [1] - 调峰水电发电量43.5亿千瓦时，同比增加23.3% [1] 抽水蓄能业务 - 全国抽水蓄能装机6129万千瓦，新增装机283万千瓦 [1] - 公司抽水蓄能投产装机总规模1028万千瓦，在建电站10座，总装机容量1200万千瓦 [1] - 梅蓄一期电站自2024年10月起参与电力现货市场交易，南方区域电力现货市场于2025年6月29日转入连续结算试运行 [1] 新型储能业务 - 截至2025年6月底，公司新型储能投产装机规模65.42万千瓦/129.83万千瓦时 [1] - 上半年新建3座电化学储能电站投产，包括云南文山丘北储能项目（200MW/400MWh） [1] - 新型储能收入同比增加，推动归母净利润增长 [2] 盈利驱动因素 - 调峰水电厂来水同比增加带动发电量提升 [2] - 梅蓄一期现货市场收入增加 [2] - 云南丘北储能电站投产带来新型储能收入增长 [2]

投资评级 - 维持"买入"评级 目标价未明确提供[4][5] 核心财务表现 - 2025年上半年营业收入33亿元 同比增长13.38%[1] - 2025年上半年归母净利润8.32亿元 同比大幅增长32.93%[1] - 第二季度归母净利润4.58亿元 同比增长34.3%[1] - 调峰水电发电量43.5亿千瓦时 同比增长23.3%[3] 业务发展状况 抽水蓄能业务 - 抽水蓄能投产装机规模达1028万千瓦[2] - 在建抽水蓄能电站10座 总装机容量1200万千瓦[2] - 梅蓄一期电站自2024年10月起参与电力现货市场交易[2] - 南方区域电力现货市场于2025年6月29日转入连续结算试运行[2] 新型储能业务 - 新型储能投产装机规模65.42万千瓦/129.83万千瓦时[3] - 2025年上半年新建3座电化学储能电站投产: - 云南文山丘北项目(200MW/400MWh) - 海南临高项目(20MW/40MWh) - 湖南中南水泥厂配储项目(5.1MW/14.7MWh)[3] 盈利驱动因素 - 调峰水电来水增加带动发电量提升[1][3] - 梅蓄一期现货市场收入增加[3] - 云南丘北储能电站投产带来新型储能收入增长[3] 财务预测 - 上调2025-2027年归母净利润预测至13.5/15.3/19.1亿元[4] - 预计2025-2027年EPS分别为0.42/0.48/0.60元[4] - 对应PE估值27.9/24.6/19.7倍[4] - 预计2025年营业收入70.69亿元 同比增长14.51%[4] 行业地位 - 全国抽水蓄能装机6129万千瓦 其中2025年上半年新增283万千瓦[2] - 公司在抽水蓄能领域保持重要市场地位[2]

抽水蓄能业务 - 抽水蓄能电站执行两部制电价机制 包括容量电价和电量电价 区别于常规水电站盈利模式 [2] - 2025年安排固定资产投资99亿元 其中90.89亿元用于电源基建投资 主要投向抽水蓄能及电化学储能电站开发建设 [2] - 2030年我国抽蓄投产装机预计达1.2亿千瓦 2035年达4亿千瓦 行业保持良好发展趋势 [2] - 梅蓄二期全部机组投产后即入市 新投产机组采用"投产即入市"模式 [8] - 惠州中洞抽蓄项目预计2026年底首台机组投产 2027年上半年全容量投产 项目建设存在不确定性 [10] 新型储能业务 - 新型储能示范电站以租赁收入为主 电价机制和商业模式尚不健全制约大规模发展 [4][9] - 公司动态调整新型储能建设计划 原规划200万千瓦 目前已完成及在建130余万千瓦 [9] - 通过公开招投标确定电池供应商 中汽新能（原青岛力神）为供应商之一 [3] - 新型储能具备布局灵活 毫秒级响应 建设周期短优势 提供中小规模 超短时调节服务 [8] 技术发展与国际合作 - 虚拟电厂平台已完成建设 具备规模化负荷接入能力 正推进五省区及宁夏区域资源接入 [8] - 配合开展乌兹别克斯坦 柬埔寨 格鲁吉亚等境外抽蓄项目前期工作 国际业务处于起步阶段 [6] 财务与经营 - 梅蓄一期电站上半年净利润1.18亿元 同比增加因电力现货市场及成本费用变动综合影响 现货收益全额计入当年利润 [4] - 折旧政策详见半年报第71页 未提供具体年限 [4] - 董事会换届工作延期 尚在积极筹备中 [7] 战略规划 - 抽水蓄能与新型储能根据电力系统需要合理布局 两者均发挥重要作用 [3] - 正在编制"十五五"规划 具体建设规模将以规划为准 [2][10] - 与南网科技不存在业务冲突 [10]

**储能行业近况交流 20250907 关键要点总结** 行业与公司 * 纪要涉及中国国内储能行业 特别是独立储能项目的发展现状 政策环境 市场预期和产业链动态[1][2] * 纪要未特指单一上市公司 但提及头部企业如宁德时代 易纬 海辰 瑞普 中创新航等电芯厂商 以及系统集成商[17][18] 核心观点与论据 * **行业高度景气**：国内储能行业近期表现出高度景气度 8月份招标数据创历史新高 产业链供需紧张 价格上涨信号频现[2] * **项目建设加速**：有65GWh独立储能项目进入实质建设阶段 预计年底并网[1][2] 内蒙古已批复超120GWh项目[2] * **内蒙古收益率领先**：其4小时储能电站EPC造价约0.8元/Wh 容量补偿按放电电量每度电0.35元 叠加现货套利价差超0.3元/度电 内部收益率(IRR)可达13%-18%[1][3] IRR计算通常按30%资本金口径[20] * **多省出台支持政策**：河北 山东 广东 内蒙古 上海 新疆 甘肃 山西 云南等多省份已出台容量补偿政策 方式和金额各异 但全国层面已形成规模 为项目提供重要支持[1][5] 内蒙古已发放超2亿元容量补偿[1][5] * **2025年装机预期强劲**：预计全年国内新增储能装机量达130GWh 截至8月新增装机量约75GWh[1][8] 内蒙古和新疆两自治区合计预计贡献约40GWh[1][8] 甘肃也有机会完成部分项目[8] 云南锂电储能市场趋于饱和[1][8] * **发展驱动因素**：1）从国家到地方的容量补偿政策支持 如山东2022年始推 现已有约7省跟进 预计政策将持续至2030年左右[9][11] 2）电力现货市场极端价差扩大 捕获价差即可盈利 电站全年满充满放300次 每次价差0.3元即可回本 叠加容量与辅助服务收益 可满足央企投资要求[9][10] * **部分省份建设放缓**：江苏省因原有依赖调峰的收益模式随电力现货市场长周期试运行（2025年9月起）而被取消 新建项目减少 市场观望 反映非现货市场省份的普遍情况[6][7] * **明年（2026年）需求预测**：国内储能市场需求增速预计在15%-20%之间[14] 全年装机量可能达170-180GWh[14] 新疆现货市场若运行顺利 其带动量可能接近今年内蒙古水平 东三省增长空间巨大[14] * **绿电直连项目潜力**：处于试点阶段但潜力巨大 如电解铝和钢铁企业的单体项目可承载瓦时级别用户侧储能 新疆 内蒙古 云南 山东等代表性省份初步装机量预计可带来15-20GWh贡献[13] * **产业链价格趋势**：电池系统价格近期呈上行趋势[16] 主流品牌电芯报价从去年12月/今年1月的0.24-0.25元升至目前的0.28-0.29元[3][17] 但因集成商竞争激烈 整体系统价格平稳或略涨[3][17] 电芯供不应求 明年一季度前降价可能性低[16] * **集成商竞争壁垒**：核心竞争力在于成本控制（供应链优势）以及产品质量控制和技术创新能力[3][18] 头部企业已在试点固态电池储能应用和开发购网型储能新项目（尤其在西北省份）[3][18] 购网型储能项目单体造价更高 利润率更高[19] * **未来空间巨大**：为维持电力系统稳定性 预计到2030年 总储能功率装机需求应超600GW 其中电化学储能需承担约500GW 目前累计装机仅100GW左右 发展空间巨大[24] * **利用小时数与时长趋势**：储能系统利用小时数稳步提升 预计2025年底新建项目平均利用小时数将从去年2.2-2.3小时提高至2.5小时以上[25] 新疆已出现8小时锂电储能项目 未来4小时及以上项目将越来越多[25] 时长因场景而异（如现货套利 绿电直连 调频）[26] 其他重要内容 * **山西与广东收益情况**：山西省上半年平均现货市场价差超0.4元/度电 可使独立储能电站满足基本6.5%收益率要求 一次调频有偿辅助服务使混合型储能电站收益率可达10%以上[4] 广东省上半年现货日内均价从约0.12元提高至接近0.2元/度电 有9个独立储能电站参与调频辅助服务 最高月收入达350万元[4] * **新疆补偿机制**：有类似内蒙古的容量补偿机制 每度放电补偿1.28元 但因充放次数受限 发展速度较慢 预计年底进入现货市场试运行阶段 有望推动发展[4] * **政策发布节奏**：预计全国推行容量补偿是大概率事件 更多地区将在不久后推出类似政策[11] 山西省容量补偿政策预计9月征求意见 11月发布 与近两年煤电容量电价调整节奏一致[12] 甘肃正式文件预计11月出台 2026年1月1日执行[12] * **项目抢启动现象**：在收益率尚未明确情况下 一些省份（如甘肃）已出现抢地盘 抢并网点的情况 备案和征地项目已不少[15] 一些地方政府（如河北）已开始督导并动态调整独立储能试点示范项目名单[15] * **电芯出货排名**：上半年宁德时代国内市占率最大但进一步下降 其他主流厂商如易纬 海辰 瑞普 中创新航等市场份额相对接近 头部企业排产已安排至11月底至明年1月份 市占率较低的企业仍有产能机会[17] * **蒙西并网节点要求**：有说法称需在2025年内完成并网才能拿到0.35元/千瓦时补贴 否则可能面临收益递减风险[21] 2025年3月文件要求2025年6月30日前开工的项目需在18个月内建成 但未明确结算价格按2025年还是2026年[22] * **政策差异考量**：各地政策力度差异（如新疆1.28元 vs 内蒙古0.35元）主要根据合理收益率反推 考虑因素包括现货套利价差大小（如广东价差小则容量电价高） 火电发电小时数差异等[23] * **技术要求趋势**：技术方面主要关注并网性能（特别是购网性能）以及开发能匹配大容量直流仓的新产品 以最低成本和最优效率实现直流侧匹配[26]

投资评级 - 首次覆盖给予"增持"评级 基于公司积极拓展综合能源业务及稳健增长预期 [7][58] 核心观点 - 公司为遂宁区域电水供应核心企业 供电市场占有率100% 供水市场占有率近90% 拥有完整供电供水网络及服务体系 [4][17] - 长期业绩稳健增长 2014-2024年营收和归母净利润CAGR分别达8.6%和7.9% [4][22] - 电力体制改革持续加速 四川电力现货市场将于2025年11月进入连续结算试运行 为公司综合能源服务提供发展机遇 [5][42] - 发输配一体化带来"节点"信息优势 有望通过虚拟电厂等新兴业务形成第二增长曲线 2024年底已建成15座充电站 年充电电量440.38万千瓦时 [6][52] 业务运营 - 拥有独立区域供电供水网络 2025H1供区内配备110千伏变电站20座 35千伏变电站17座 变电总容量234.99万千伏安 服务电力用户76.00万户 [5][46] - 供水能力达22.50万吨/日 服务自来水用户32.65万户 [5][46] - 水电权益装机容量11.558万千瓦 包括三星电站4.8万千瓦 过军渡电站4.5万千瓦等 [47] - 售电量与售水量持续增长 2015-2024年CAGR分别为12.9%和5.5% [5][50] 财务表现 - 2025H1营收15.2亿元(同比+13.7%) 归母净利润0.7亿元(同比-13.1%) 主因涪江来水减少18.9%致自发上网电量降16.2% [22] - 期间费用率优化 2025H1销售/管理/财务/研发费用率分别为0.3%/2.9%/-0.1%/0.4% [24] - 盈利能力短期承压 2025H1毛利率和净利率分别为9.4%和4.8% 同比降1.7和1.5个百分点 [24] - 资产负债率保持低位 2025H1为28.0% 剔除预收账款后为23.5% 财务风险较低 [33] 盈利预测 - 预计2025-2027年营收分别为31.3/34.0/36.5亿元 归母净利润分别为2.1/2.2/2.2亿元 三年净利润CAGR为4.6% [7][57] - 对应摊薄EPS为0.38/0.39/0.41元 当前股价对应PE倍数分别为27/25/24倍 [7][58] - 电力业务为主要收入来源 预计2025-2027年收入28.0/30.6/33.1亿元 毛利率8.6%/8.3%/8.0% [53][55] - 市场化售电业务快速扩张 预计同期收入0.25/0.28/0.31亿元 毛利率稳定在40% [53][55]

能源板块利润影响因素 - 电价 煤价 天气 机组稳定性 市场需求等因素影响公司能源板块利润 [1] - 公司火电机组结构性较好 [1] - 山西电厂现货团队有成熟经验 [1] 电力现货市场竞争优势 - 公司在电力现货市场具有一定的竞争优势 [1]

业绩表现 - 五大发电央企上半年合计归母净利润达242.67亿元 创2016年以来同期新高 [1] - 华能国际归母净利润同比增长24.26%至92.62亿元 大唐发电同比增长47.25%至45.79亿元 [1] - 除国电电力因上年转让资产导致归母净利润同比下滑外 其余四家均实现正增长 其扣非归母净利润实际增长56% [1] 成本与价格变动 - 动力煤价格中枢回落 秦皇岛港5500大卡动力煤均价同比下降22.2%至685元/吨 [2] - 华电国际入炉标煤单价同比下降12.98%至850.74元/吨 国电电力下降9.5%至831.48元/吨 华能国际下降9.2%至917.05元/吨 [2] - 煤电装机占比较高的华能国际和大唐发电煤电板块净利润分别增长84%和109% [2] 收入与电量表现 - 华电国际、国电电力、中国电力上半年营业收入同比下降近10% [2] - 可再生能源市场化政策导致电价和上网电量集体下滑 形成"量价双降"局面 [2] - 华能国际平均上网结算电价同比下降2.7%至485.27元/兆瓦时 华电国际下降1.44%至516.8元/兆瓦时 [3] 市场机制与盈利结构 - 容量电价机制为煤电机组提供固定盈利结构 提升减亏能力 [4] - 电价降幅低于煤价降幅（如华能国际电价降2.7% vs 煤价降9.2%）形成盈利空间 [3] - 电力现货市场推进导致电价波动性增强 新能源入市加剧市场竞争 [3] 企业应对策略 - 中国电力通过灵活调整交易策略和多能互补定位稳定电价 [5] - 国电电力运用大数据和AI提升市场预测能力 加强电网负荷前瞻性研判 [5] - 企业通过中长期与现货市场衔接、发挥电源协同作用应对电量电价下行风险 [5]