财务表现 - 上半年总营业收入33.01亿元 同比增长13.38% [1] - 利润总额12.65亿元 同比增长24.92% [1] - 归母净利润8.32亿元 同比增长32.93% [1] - 期间毛利率提升至52.74% 创同期历史新高 [1] - 拟每10股派现0.52元（含税）实施中期分红 [2] 装机规模与项目进展 - 在运抽水蓄能装机规模达1028万千瓦 [1] - 在建项目10座 总装机容量1200万千瓦 [1] - 梅蓄二期和南宁项目计划2025年内投产 [1] - 韶关新丰项目完成可研审查 [1] - 新增临沧云县项目投资开发权 [1] 市场机制与盈利能力 - 梅蓄项目正式进入现货市场交易 [1] - 电力现货市场机制推动储能从计划调度转向市场竞价 [1] - 储能可同时参与电能量市场 辅助服务市场及容量市场 [1] - 抽蓄电站盈利能力有望进一步改善 [1] 投资者关系 - 定于2025年9月5日下午召开半年度业绩说明会 [2] - 将就投资者关心问题进行交流 [2]

现货市场建设进展 - 国家顶层设计推动电力市场改革深化 多层次多品类多功能多主体电力市场体系初步建立 电力中长期现货辅助服务市场机制持续优化 "1+6"基础规则体系初步完善 全国统一电力市场建设加快推进[4] - 2025年4月国家发改委能源局发布394号文 明确各省现货市场建设时间进度 要求2026年6月底前安徽陕西转入正式运行 2025年底前辽宁河北南网黑龙江启动连续结算试运行[4][5] - 全国多地电力现货建设加速 山西广东山东甘肃蒙西湖北浙江及省间市场已转入正式运行 南方区域成为首个打破省级行政区划限制的多省区电力现货市场 安徽陕西等省份进入连续结算试运行阶段[5] 独立储能市场规则 - 各省优化完善市场规则和交易机制 将储能虚拟电厂等新型主体纳入现货市场主体范围 允许储能以独立主体身份参与市场交易[7] - 正式运行省份市场规则各具特色：山西完善新型经营主体交易机制 广东建立区域调频市场衔接机制 山东建立独立储能与新能源联合体交易机制 甘肃采用集中式全电量优化模式[7] - 蒙西和湖北采用日前市场"预出清"不结算的单偏差结算模式 浙江实时市场按5分钟滚动出清 根据实际供需偏差调整出力[9] 储能盈利空间分析 - 储能参与现货市场盈利主要取决于峰谷价差 价差受发电特性负荷特性潮流阻塞市场限价等多因素影响[8] - 2025年以来峰谷价差呈上升趋势 除蒙西下降14%外其他省份价差均拉大 山西增幅达43% 现货价格整体下降趋势 多地低于中长期交易均价[10] - 市场限价机制逐步完善 蒙西设定-0.1元/kWh负电价 海南设定-0.057元/kWh负电价 现货市场价格对分时电价政策指导作用增强[10] 储能补偿机制 - 山西对提供二次调频服务的储能电站给予调频量价补偿 补偿充电费用与放电费用差值[14] - 宁夏对火电平均出力低于50%时段充电的储能给予0.2595元/kWh补偿 并设置市场力防控价格上限[14] - 河南建立收益保障机制 当独立储能因现货价差偏低导致日均收益不足0.765元/kWh时予以补足[14] 行业发展前景 - 在136号文件与394号文件推动下 2025年底将实现现货市场全覆盖 独立储能有望成为电力市场核心参与者[11] - 通过电能量市场辅助服务市场容量交易等多元化收益模式 储能可实现"一体多用分时复用"的商业价值[11] - 随着规则优化与补偿机制完善 储能将通过公平合理的市场化竞争获得应有价值回报[11]

投资评级 - 维持买入评级 [1] 核心观点 - 2025年上半年营业收入33.01亿元，同比增长13.4%，归母净利润8.32亿元，同比增长32.9%，扣非归母净利润8.38亿元，同比增长32.2% [7] - 业绩增长主要受益于调峰水电来水偏丰、梅蓄一期进入现货市场收入增加、云南丘北储能电站投产 [7] - 抽水蓄能装机规模1028万千瓦，在建1200万千瓦，新型储能装机65.42万千瓦/129.83万千瓦时，调峰水电装机203万千瓦 [7] - 电力现货市场政策推动储能从计划调度转向市场竞价，拓宽盈利空间 [7] 财务预测 - 预计2025-2027年营业总收入分别为66.73亿元、77.31亿元、86.91亿元，同比增长8.08%、15.86%、12.42% [1] - 预计2025-2027年归母净利润分别为12.35亿元、13.94亿元、15.17亿元，同比增长9.61%、12.90%、8.82% [1] - 对应2025-2027年PE分别为27倍、24倍、22倍，PB分别为1.48倍、1.42倍、1.36倍 [1][8] 业务进展 - 梅蓄一期参与现货市场交易，抽蓄盈利能力提升 [1][7] - 在建抽水蓄能电站10座，总装机1200万千瓦，覆盖广东、广西、云南等地 [7] - 新型储能电站累计装机65.42万千瓦，云南丘北电站投产贡献收入 [7] 市场数据 - 当前股价10.30元，总市值329.19亿元，流通市值114.24亿元 [5] - 每股净资产6.87元，资产负债率52.89% [6] - 一年股价区间8.63-12.16元 [5]

投资评级 - 维持增持评级 [2][4][8] - 目标价62.64元 [2][4][8] - 基于25年54倍市盈率估值 [2][8] 核心观点 - 2025H1收入3.21亿元，同比增长43.2% [1] - 归母净利润4597万元，扣非归母净利润4348万元，增长53.5% [1] - 单Q2收入、归母净利、扣非归母净利增速分别为45.7%、31.3%、35.6% [1] - 功率预测业务收入2.05亿元，同比增长55.1% [7] - 新能源并网智能控制业务收入下降4.6%至5102万元 [7] - 电网新能源管理业务收入下降35.9%至836万元 [7] - 电力交易及虚拟电厂等创新业务增长1.5%至1616万元 [7] - 毛利率61.4%，同比下降5.8个百分点 [7] - 销售、管理、研发费用率分别为21.8%、6.9%、13.8%，同比下降5.0、2.3、4.7个百分点 [7] - 功率预测业务新增电站1116家，超过去几年全年新增量 [7] 财务预测 - 预计2025-2027年净利润分别为1.54亿、2.45亿、3.18亿元 [2] - 预计2025-2027年营业收入分别为7.54亿、10.84亿、13.33亿元 [3] - 预计2025-2027年每股收益分别为1.16元、1.85元、2.40元 [3] - 预计2025-2027年毛利率分别为62.0%、60.3%、59.7% [3] - 预计2025-2027年净利率分别为20.4%、22.6%、23.9% [3] - 预计2025-2027年净资产收益率分别为10.7%、13.5%、15.8% [3] 行业与业务分析 - 国内光伏新增并网容量同比增长107% [7] - 风电新增并网容量同比增长99% [7] - 功率预测业务受能源局"可观、可测、可调、可控"政策推动 [7] - 电力现货市场建设加速及虚拟电厂普及将推动创新业务发展 [7] 股价表现 - 当前股价54.21元 [4] - 52周最高价57.6元，最低价24.68元 [4] - 近12个月绝对涨幅100.07%，相对沪深300超额收益66.13% [5]

煤炭生产与供应 - 内蒙古上半年煤炭产量达6.4亿吨，其中约60%供应东北、华北、华东等主要消费地区 [1] - 行业通过"即报即审"和"一矿一策"政策推进煤矿产能核增及复工复产，强化蒙西、蒙东煤炭供应保障基地建设 [1] 电力装机与发电能力 - 行业新增电力装机1191万千瓦，总装机容量达2.7亿千瓦 [1] - 上半年发电量4167亿千瓦时，其中外送电量1656亿千瓦时，占全国跨省区外送电量比例超1/6 [1] 绿色电力发展 - 外送绿电占比达29.6%，较去年同期提升9个百分点 [1] - 行业修订绿电交易实施细则，新增跨省区交易机制并完善多年期交易机制 [1] 电力市场运营 - 蒙西电力现货市场已转入正式运行，蒙东电力现货市场完成3轮结算试运行 [1] - 行业通过严控非计划检修停运推动在运机组应发满发，加速存量电源项目建设 [1]

南方区域电力市场是全国统一电力市场的重要组成部分，以区域为主体，交易范围覆盖广东、广西、云 南、贵州、海南等地，市场注册主体数量已超过22万个，涵盖煤电、核电、新能源、水电、气电等全部 类型发电电源和电力用户、售电公司等用户主体，市场化交易电量占比超过70%，实现了电力资源在全 国更大范围内自由流动。南方区域电力市场连续结算试运行启动会当天，超过831家电厂和700多家用户 参与南方区域电力市场，申报电量达22亿千瓦时，其中，501家新能源场站参与报量报价。目前，南方 区域集中式新能源场站基本都加入了电力现货交易。 近日，南方区域电力市场连续结算试运行启动会在广州召开。经过长达35个月的前期准备和12轮的短期 试运行测试，南方区域电力市场正式转入连续结算试运行阶段，从之前只是按周、按月等短期开展交易 变成可以每天不间断交易，双方根据需求随时跨省区买卖电力。转为连续结算后，预计日均交易规模将 达到38亿千瓦时，进一步发挥市场在电力资源配置中的决定性作用，为能源保供和能源优化配置建立新 机制。 作为一种特殊商品，电力难以大量储存，需要供需实时平衡。在传统计划方式下，电价相对固定，难以 反映出电力在特定时空中的真正 ...

电力现货市场建设 - 浙江省成为全国第七个电力现货市场正式运行省份，此前已有山西、广东、山东、甘肃、蒙西、湖北六省转正 [3][19] - 国家发改委要求2025年底前基本实现电力现货市场全覆盖，湖北和浙江分别于2025年6月和8月转入正式运行 [3][19] - 安徽和陕西计划2026年6月底前转入正式运行，另有16个省/市/区将在2025年底前启动连续结算试运行 [20] 绿色氢基燃料发展 - 国家能源局公示第一批9个绿色液体燃料技术攻关项目，其中8个为绿色甲醇和绿氨方向 [4][26] - 绿色氢基燃料具有零碳/低碳排放优势，但面临技术和成本挑战，生产成本高且依赖碳市场交易价格 [4][31] - 绿色氢基燃料项目规划数量增长，绿氢规划产能超800万吨/年，绿氨超2000万吨/年，低碳甲醇超2400万吨/年 [32] 行业表现与公司动态 - 8月4日-8月8日环保板块上涨3.66%，燃气板块上涨3.61%，电力板块上涨1.05%，水务板块上涨0.82% [2][12] - 华光环能、涪陵电力、恒盛能源位列电力板块涨幅前三，分别上涨46.75%、19.93%、14.91% [18] - 火电板块推荐江苏国信，核电板块谨慎推荐中国核电、中国广核，绿电板块建议关注三峡能源、江苏新能 [4][70] 政策与市场动态 - 国家发改委印发《电力市场计量结算基本规则》，要求现货市场采用"日清月结"模式，不得设置不平衡资金池 [37][43] - 山东省新能源上网电价改革方案明确存量项目机制电价0.3949元/千瓦时，增量项目通过竞争确定 [38][47] - 安徽省新能源发电装机达6414万千瓦，占比46.6%，超过煤电成为第一大电源 [36]

一是国网、南网建立跨电网经营区常态化交易机制，在网间通道"硬联通"基础上，实现两网电力交 易"软联通"。根据国家发展改革委、国家能源局近期印发的《关于跨电网经营区常态化电力交易机制方 案的复函》，国家电网公司、南方电网公司要在2025年迎峰度夏期间，依托跨电网常态化交易机制实现 电力资源优化配置，更好支撑电力保供。年底前，进一步统一市场规则、交易品种和交易时序，实现跨 电网交易常态化开市。 二是南方区域电力市场开展连续结算运行，5省区发用两侧主体实现"统一交易、同台竞价"。 三是省间现货市场更加成熟，国网经营区26个省份实现常态化余缺互济。今年上半年，我国跨省区 交易电量超过6700亿千瓦时，也就是说，电力市场每交易4度电，就有1度通过跨省区交易实现。 建设全国统一电力市场是深化电力体制改革的关键任务，也是构建新型电力系统的重要支撑。 记者从国家发展改革委了解到，2024年，我国市场化交易电量6.18万亿千瓦时，占全社会用电量的 63%左右。今年以来，全国统一电力市场体系建设取得一系列重大标志性成果。 国家发展改革委体制改革综合司司长王任飞介绍，电力资源在更大范围优化配置的市场机制实现突 破： 新华社北京8月 ...

8月，国网蒙东电力将持续深化市场运营数据监测分析工作，常态化开展日复盘、周分 析机制，进一步完善日前、实时调度运行与现货出清工作的衔接机制。同时，配合政府主管 部门开展规则合规性审定流程，推动蒙东现货规则体系尽快正式发布，为蒙东现货市场规范 运行提供制度保障。 【责任编辑：王少晨 】 7月31日24时，国网蒙东电力圆满完成蒙东电力现货市场首次整月结算试运行任务，并 同步启动8月份整月结算试运行，实现双月不间断结算试运行，为后续现货市场连续结算试 运行奠定了坚实基础。 7月结算试运行期间，国网蒙东电力现货系统出清稳定，电网运行平稳，取得显著成 效。期间，蒙东直调机组及东北3台机组全容量参与市场，负荷高峰期火电机组持续满发支 撑保供，通过价格信号引导配建储能、独立储能集中放电，最大放电功率达117万千瓦，有 力支撑电力保供。受夏季用电负荷显著增长和7月小风季影响，本轮结算试运行实时出清均 价较上轮显著提升，环比提升83.54%，价格信号充分反映供需情况，符合发电侧主体收益 预期。此外，该公司通过优化调频补偿机制和新能源富余发电能力转移机制，最大化调用调 频资源，有效抑制实时平衡偏差，关口联络线日均合格率突破90% ...

电力供需格局 - 十四五到十五五期间全国电量供需由局部紧张转为紧平衡与平衡 双碳战略下煤电利用小时数呈下降趋势 预计2025年回落至2020年水平 十五五期间进一步降至3000多小时 [6][7] - 十五五期间全社会用电量增速预计5% 对应总发电量从2025年102954亿千瓦时增至2030年131399亿千瓦时 [10] - 电源结构方面 风电和太阳能发电装机增速显著 预计风电年增100GW 光伏年增140-220GW 煤电年增50-80GW [10][11] - 电力系统备用率仍低于十三五水平 最高用电负荷增速长期高于用电量增速 传统电源在保障能源安全方面作用不可或缺 [12][13] 新能源发展现状 - 2025年上半年风电新增装机52GW(同比+105%) 光伏新增装机213GW(同比+105%) 均创历史新高 [22] - 5月单月光伏新增装机92.4GW创历史新高 风电新增26.3GW逼近单月最高纪录 [22] - 新能源消纳压力严峻 2025年1-5月多地风电/光伏利用率跌破90% 青海光伏利用率仅85.2% [24][25][27] - 新统计口径下新能源利用率与真实弃电率脱钩 利用小时数指标更具参考价值 2025年1-5月全国光伏利用小时数同比下滑10% [27][33] 电力市场化改革 - 电力现货市场建设全面提速 要求2025年底除京津冀外全面开展连续结算运行 [37][39] - 现货市场将改变不同电源盈利模型 中长期合约电价将向现货电价靠拢 [39] - 136号文推动新能源全面入市 存量项目市场化压力减缓 增量项目压力陡增 [44][46] - 各省出台配套细则 山东对存量项目较友好 广东细化电源分类 新疆蒙西市场化比例超预期 [46][48][49] 投资机会分析 - 风电相比光伏具备资源稀缺性和出力曲线平滑优势 中期收益率将显著高于光伏 [56][57] - 龙源电力等早期风电运营商拥有优质资源禀赋 风机大型化有望释放存量资产价值 [61][64][66] - 水电作为成本最左侧电源 在市场化交易中享有最厚利润垫 电价稳定性超预期 [80][81] - 核电十五五期间将迎投产高峰 2025-2030年预计新增42.5GW 广东新增装机超9GW [95][96][101] - 火电短期受益煤电剪刀差 中期容量电价提升提供确定性 京津冀区域表现最优 [104][109][110]