政策机制调整 - 山东省出台136号文明确推动新能源全面入市并适当放开现货市场上下限 [1] - 建立差价结算机制衔接存量项目与过往保障性政策 [1] - 增量项目由竞价形成并设置申报充足率125%以推动行业投资回归理性 [1] 行业影响 - 新能源参与市场化交易推动电能量与辅助服务市场衔接机制调整 [1] - 行业盈利能力有望企稳且龙头企业在资源、运维、交易等方面表现突出 [1]

行业动态 - 虚拟电厂和电力交易成为2025年SNEC展会焦点，远景能源、天合光能、国能日新等企业重点推介相关产品 [2] - 行业共识认为新能源全面进入市场化交易是确定方向，相关服务市场仍处于"蓝海"阶段 [4] - 广东、湖北等省份率先推进电力现货市场，全国范围内2025年底前将基本实现现货市场全覆盖 [8][9] 政策影响 - "136号文"规定2025年5月31日后光伏电站将"全面入市"，固定电价模式转向市场化电价 [2] - 各省出台配套细则，如广东新能源项目可获得90%保障性收购但执行期限12-14年，广西强制20%电量入市，蒙东增量项目完全市场竞争 [7] - 政策推动下预计全国新增可交易电量约4000亿kWh，以蒙东价差1.55元/kWh计算潜在市场空间约6000亿元 [8] 企业应对 - 阳光电源提供虚拟电厂服务的两种商业模式：产品买断和持续服务 [4] - 天合富家推出光储产品包结合虚拟电厂技术，预计可提高发电价值10%以上 [12] - 通威股份持有4.5GW光伏电站并自建虚拟电厂服务，累计交易电量达1000亿kWh [13] 技术门槛 - 虚拟电厂建设周期约半年，关键竞争要素包括算法优化能力和底层数据积累 [9][16] - 硬件改造需实现"四可"要求（可观可测可调可控），涉及无线终端、加密设备等 [17] - 产品两大核心门槛：分散电站的聚合能力和发电量调控能力 [17] 市场效果 - 甘肃100MW风电场通过电力交易实现单月收益30万元，50MW项目收益提升15% [14] - 山西充电场站通过电力交易使平均电价降低18.7%，充电桩利用率达14.5小时/天，收益率提升33% [14] - 蒙东电力现货市场价格波动区间0.05-1.5元/kWh，1GW光伏电站潜在收益差距达20亿元 [8] 客户需求 - 光伏电站开发商面临收益模式转变焦虑，尤其关注现货市场价格波动风险 [3] - 上网电量多的电站需重构分利机制，自发自用电站有降低用电成本需求 [11][12] - 部分企业为获取交易数据而布局虚拟电厂业务，为未来现货市场做准备 [16]

行业趋势 - 2025年SNEC展会上虚拟电厂和电力交易成为焦点，光伏组件和储能关注度下降[2] - 行业共识认为新能源全面进入市场化交易是确定方向，相关服务处于"蓝海"市场[4] - 政策推动下，新能源电站将从固定电价收益模式转向市场化电价收益模式[2][7] 政策影响 - "136号文"规定2025年5月31日后光伏电站发电将"全面入市"，市场化电价收益成为主流[2] - 广东、广西、蒙东等地已出台配套细则，如广东新能源项目最高90%保障性收购，执行期限12-14年[7] - 国家发改委要求2025年底前基本实现电力现货市场全覆盖，预计新增可交易电量4000亿kWh，市场空间约6000亿元[8] 企业动态 - 远景能源、天合光能、国能日新、阳光电源等企业均在SNEC展会上推出虚拟电厂和电力交易产品[2] - 阳光电源提供虚拟电厂服务的两种商业模式：产品买断和持续服务[3] - 通威股份持有4.5GW光伏电站，已开展虚拟电厂和电力交易服务，累计交易电量1000亿kWh[11] 市场需求 - 光伏电站开发商因政策变化焦虑，迫切需求虚拟电厂和电力交易服务以应对市场化电价波动[3] - 大型电站开发商可能自行开展相关业务，小型开发商倾向购买服务[3] - 甘肃某100MW风电场通过电力交易单月收益超30万元，50MW风电场收益提升15%[12] 技术门槛 - 虚拟电厂和电力交易产品的核心在于算法和数据，底层数据质量决定交易能力[13] - 光伏电站需进行"四可"改造（可观、可测、可调、可控）以接入电力交易[14] - 行业两大门槛：聚合能力（接入分散电站）和调控能力（有效控制发电量）[15] 案例与效果 - 山西某充电场站通过电力交易平均电价降低18.7%，充电桩利用率达14.5小时/天，收益率提升33%[12] - 天合富家光储产品包结合AI预测，可将光伏发电价值提高10%以上[10] - 蒙东电力现货市场价格波动区间0.05-1.5元/kWh，1GW光伏电站收益差距可达20亿元[8]

公司概况 - 河北省清洁能源产业上市平台，聚焦天然气销售及风力发电业务 [1] - 截至2024年底风电控股装机容量658.74万千瓦，权益装机容量617.92万千瓦，覆盖河北、山西、新疆等多地区 [1] - 2024年营业收入213.72亿元（+5.38%），归母净利润16.72亿元（-24.24%） [1] - 2025Q1归母净利润9.54亿元（+14.71%），业绩显著修复 [1] 风电业务 - 河北省内风电发电量占比71.43%，区位优势显著 [1] - 2025Q1平均上网电价0.43元/千瓦时（同比持平），市场化交易电量占比44.71% [1] - 新能源项目以河北省内为主，"136号文"加速新能源入市，政策环境友好 [1] - 截至2024年底风电控股在建容量96.44万千瓦，累计核准未开工项目430.99万千瓦 [2] - 重点发展海上风电，秦皇岛山海关50万千瓦项目已核准，省管海域示范项目容量约200万千瓦 [2] 天然气业务 - 2024年总输/售气量58.88亿立方米（+15.13%），但2024Q4气量13.79亿立方米（-24.43%） [2] - 2024年天然气板块营收150.04亿元（+8.84%），毛利率3.52%（同比降5.54pct） [2] - 2025Q1输/售气量18.47亿立方米（-17.18%），业绩压力持续 [2] - LNG码头一阶段投产，二阶段进展顺利，设计接卸能力1000万吨/年 [3] - 2024年LNG售气量11.23亿立方米（折合液态80万吨），产能增长空间大 [3] 盈利预测 - 预计2025-2027年营收分别为224.07亿元（+4.84%）、240.34亿元（+7.26%）、269.60亿元（+12.17%） [3] - 预计2025-2027年归母净利润分别为25.49亿元（+52.40%）、25.16亿元（-1.27%）、29.90亿元（+18.81%） [3] - 分部估值：天然气业务目标市值70.30亿港币，风电（光伏）业务159.46亿港币，合计229.76亿港币 [3]

公司业绩表现 - 2025Q1实现营收35.58亿元，同比增长0.93%，归母净利润10.21亿元，同比下降4.44%，业绩下滑主要与电价下滑及折旧增加有关 [1] - 2025Q1发电量99.05亿千瓦时，同比增长9.26%，其中风电89.21亿千瓦时(+8.57%)，光伏9.84亿千瓦时(+15.98%) [1] - 2025年4月风电发电量增速达16.68%，受益于全国地面10米高度平均风速较近10年同期偏大0.98% [2] 装机与发电情况 - 截至2024年底风电装机1448.18万千瓦(+11.56%)，光伏436.45万千瓦(+79.06%) [1] - 2024年新增风电装机150.06万千瓦，光伏192.70万千瓦，但风电新增装机集中于下半年投产导致2025Q1部分项目处于调试阶段 [1] - 2025Q1风电发电量单月增速分别为+0.42%(1月)、+20.46%(2月)、+6.38%(3月) [1] 财务分析 - 2025Q1营收增速0.93%低于发电量增速9.26%，主要因市场化交易导致电价下滑及平价项目占比提升 [2] - 营业成本同比增加6.19%(1.08亿元)，主要系新投产项目折旧增长(2024年投产3.4GW vs 2023年1.2GW) [2] - 财务费用同比下降0.52亿元，部分抵消毛利额同比下滑0.75亿元的影响 [2] 公司价值与行业前景 - 应收账款230亿元(为市值1.54倍)，主要为可再生能源补贴款项 [3] - 2024年每股派息0.09元/股，占可供分配利润52%，考虑永续债利息后分红比例34% [3] - 风电运营商具备更高投资价值，因出力稳定性优于光伏且全社会综合成本更低 [3] - 136号文对存量项目的保护政策利好公司作为老牌风电龙头的长期价值 [3]

报告公司投资评级 - 买入（维持）[5] 报告的核心观点 - 公司2025Q1业绩同比下滑或与电价下滑以及折旧增加有关 新增装机贡献发电增量 4月风况较优电量维持高增 一季度业绩承压受电价下滑与折旧增长影响 财务费用持续下降 应收账款约为当前市值1.54倍 公司长期价值受国有险资认可 136号文利好存量资产 看好风电运营商长期价值 预计公司2025 - 2027年归母净利润分别为23.2、24.6、25.2亿元 维持“买入”评级 [7] 根据相关目录分别进行总结 市场表现 - 2025年5月16日收盘价2.22港元 一年内最高/最低2.48/1.72港元 总市值16147.62百万港元 流通市值5552.38百万港元 资产负债率66.87% [3] 盈利预测与估值 |项目|2023|2024|2025E|2026E|2027E| | ---- | ---- | ---- | ---- | ---- | ---- | |营业收入（百万元）|12802|12576|13987|14770|15480| |同比增长率（%）|2.4%|-1.8%|11.2%|5.6%|4.8%| |归母净利润（百万元）|2240|1925|2317|2457|2522| |同比增长率（%）|-23.5%|-14.1%|20.4%|6.1%|2.6%| |每股收益（元/股）|0.31|0.26|0.32|0.34|0.35| |ROE（%）|8.59%|7.16%|7.97%|8.01%|7.74%| |市盈率（P/E）|/|/|6.5|6.1|5.9|[6] 事件分析 - 公司2025Q1实现营收35.58亿元 同比增长0.93% 实现归母净利润10.21亿元 同比下降4.44% 业绩同比下滑或与电价下滑以及折旧增加有关 [7] 发电量情况 - 2025Q1公司完成发电量99.05亿千瓦时 同比增加9.26% 其中风电发电量89.21亿千瓦时 同比增加8.57% 光伏发电量9.84亿千瓦时 同比增加15.98% 电量增长受益于装机投产 2024年公司风电、光伏分别新增装机150.06、192.70万千瓦 2025Q1贡献发电增量 但2025Q1或有风电项目处于调试阶段 风电发电量低于预期 1 - 3月公司风电发电量单月增速分别为+0.42%、+20.46%、+6.38% [7] 风况与电量增长 - 2025年4月全国地面10米高度平均风速较近10年同期偏大0.98% 公司四月单月风电发电量增速为16.68% 为二季度经营业绩奠定良好基础 [7] 业绩承压原因 - 2025Q1公司营收增速远低于发电量增速 一方面系新能源进入市场化交易后电价下滑 另一方面伴随装机投产平价项目占比提升 整体电价呈下降趋势 营业成本同比增加6.19%或1.08亿元 主要系新投产项目带来的折旧增长 [7] 财务费用情况 - 2025Q1公司毛利额同比下滑0.75亿元 利润总额同比下滑0.32亿元 差额主要受到财务费用同比下降0.52亿元影响 [7] 应收账款情况 - 截至2025年3月底 公司应收账款230亿元 主要为可再生能源补贴款项 约为市值的1.54倍（按1:1.08汇率计算） 公司在2024年通过借债实现优质项目投产 并提高分红绝对值与比例 [7] 公司价值认可 - 2025年4月30日 公司委任长城人寿董事长白力为非执行董事决议经股东大会表决通过 公司长期价值受到国有险资认可 [7] 风电运营商价值 - 在新能源内部 风电运营商具备更高投资价值 风电在出力以及经营周期上均优于光伏 拥有更高壁垒与更低全社会综合成本 光伏最低回报率要求有望为风电回报率提供支撑 136号文利好存量项目 公司作为老牌风电龙头长期价值或将凸显 [7] 公司利润表预测 |项目|2023|2024|2025E|2026E|2027E| | ---- | ---- | ---- | ---- | ---- | ---- | |营业收入|12802|12576|13987|14770|15480| |其他收入 - 经营|405|446|500|500|501| |营业支出|-7900|-8315|-9315|-9886|-10485| |折旧及摊销|-5296|-5588|-6298|-6783|-7213| |职工薪酬|-1249|-1357|-1501|-1645|-1789| |维修及保养费用|-247|-326|-361|-395|-430| |材料成本|-71|-71|-79|-84|-88| |其他支出 - 经营|-1037|-972|-1075|-979|-964| |营业利润|5307|4707|5172|5384|5496| |财务费用|-1692|-1608|-1595|-1623|-1651| |应占联营公司损益|9|19|50|50|51| |除税前溢利|3623|3118|3627|3811|3896| |所得税|-530|-500|-582|-611|-625| |净利润(含少数股东权益)|3094|2618|3045|3199|3271| |净利润(不含少数股东权益)|2753|2378|2766|2906|2971| |少数股东损益|341|240|279|293|299|[8]