报告行业投资评级 未提及 报告的核心观点 7月31日焦炭、焦煤期货主力合约价格回落，后市双焦行情受焦炭现货第3轮涨价后需求及焦化厂焦煤库存情况影响，若需求弱化或库存去化则行情不乐观，反之则仍有走高可能[5][11] 根据相关目录分别进行总结 行情回顾与后市展望 - 7月31日，焦炭期货主力合约2509明显回落，焦煤期货主力合约2509震荡下滑午后封跌停板[5] - 焦炭方面，独立焦化厂和钢厂产量回升，港口和钢厂库存低位徘徊，焦化厂库存创1月初以来新低，吨焦利润连续10周亏损，7月25日第3轮涨价落地[10] - 焦煤方面，1 - 6月我国炼焦煤进口量同比降7.4%，近6周洗煤厂原煤和精煤库存大幅回落，独立焦化厂库存创2月上旬以来新高，港口库存重回低位，钢厂库存连续2周回升，焦煤现货价格较6月下旬涨130 - 280元/吨[10] 行业要闻 - 2025年6月全国发行新增债券6281亿元、再融资债券5472亿元，1 - 6月发行地方政府债券合计54902亿元[12] - 今年以来煤炭市场总体平衡偏宽松，7月日均调度煤炭产量超1200万吨，统调电厂库存超2亿吨可用30天，国家能源局将开展煤矿生产核查[12][13] - 2025年上半年全国电力市场运行平稳，市场化交易电量2.95万亿千瓦时同比增4.8%，经营主体97.3万家同比增23.8%[13] - 上半年能源基础设施建设良好，在建和计划开工项目完成投资超1.5万亿元同比增21.6%[13] - 国家能源局将加强电力供需监测研判，确保迎峰度夏电力供需可控[13] - 国家能源集团上半年完成煤炭产销量3.74亿吨等，自产煤月均5100万吨[13] - 建投能源二季度发电量116.15亿千瓦时同比增0.67%，预计上半年业绩同比大幅提升[13] - 甘肃能化下属煤矿一号井获批恢复生产[14] - 皖能电力二季度煤炭采购成本降幅扩大，业绩改善但投资收益有下降压力[14] - 平煤股份上半年原煤产量1452.97万吨同比增2.26%，商品煤销量和收入下降[14] - 2025 - 2026年全球电力需求预计分别增长3.3%和3.7%[14] 数据概览 - 包含主要市场冶金焦和主焦煤现货价格、焦化厂和钢厂产量与产能利用率、全国日均铁水产量、各类库存、基差等数据图表[15][17][21][29][30][33]

全国电力市场交易电量 - 2025年6月全国完成电力市场交易电量5020亿千瓦时 同比增长2 2% [1] - 2025年1-6月全国累计完成市场交易电量2 95万亿千瓦时 同比增长4 8% 占全社会用电量比重60 9% 同比提高0 52个百分点 [1] 省内交易电量 - 2025年6月省内交易电量3847亿千瓦时 同比下降0 22% [1] - 2025年1-6月省内交易电量2 28万亿千瓦时 同比持平 [1] 跨省跨区交易电量 - 2025年6月跨省跨区交易电量1174亿千瓦时 同比增长11 1% [1] - 2025年1-6月跨省跨区交易电量6707亿千瓦时 同比增长18 2% [1] 绿电交易电量 - 2025年6月绿电交易电量239亿千瓦时 同比增长15 6% [1] - 2025年1-6月绿电交易电量1540亿千瓦时 同比增长49 3% [1]

电网建设与升级 - 电网企业需研究大功率充电负荷特性对区域配电系统的影响，分层分级评估电网接入能力 [1] - 推动大功率充电设施布局规划与配电网规划融合衔接，适度超前进行电网建设并及时升级改造 [1] 智能充电场站与新能源配套 - 鼓励打造智能有序大功率充电场站，建立场站与配电网高效互动机制 [1] - 因地制宜配建光伏发电和储能设施，优化电力接入容量核定方法 [1] - 合理利用配电设施低谷容量裕度，提升配电网对大功率充电场站的接入能力 [1] 电力市场与清洁能源消纳 - 支持充电运营企业接入新型负荷管理系统参与电力市场交易和需求响应 [1] - 通过价格信号促进电动汽车高水平消纳清洁能源 [1]

核心观点 - 2025年5月国内新型储能新增装机规模达6.32GW/15.85GWh，同比+193%/+228%，表前储能增速超200%主导增长[1] - 用户侧储能新增装机150MW/473MWh功率同比-19%，但数据中心应用占比首次超40%[1][7] - 锂电池技术占比96%主导市场，液流电池等长时储能及混合技术加速落地[10] - 短期受"531"节点政策驱动装机将持续增长，但长期经济性困局未突破[12][14] 装机规模 - 5月新增装机功率环比+216%，表前储能6.17GW/15.38GWh同比+213%/+248%[1] - 1-4月经历调整期后增速恢复，4月表前增速超55%，5月创同期新高[1] - 前5月26省有新增装机，11省超百兆瓦，云南以2.5GW居首[3] 区域分布 - 云南共享储能项目集中投运，平均时长2小时[3] - 青海/新疆/内蒙古/山东新增规模均超500MW[3] - 内蒙古在电源侧储能中功率占比30%居全国首位[6] 应用场景 - 电网侧独立储能新增4.95GW/11.61GWh同比+219%/+261%，占总量78%[6] - 电源侧储能1.22GW/3.77GWh中98%为新能源配储[6] - 用户侧工商业为主，内蒙古数据中心项目占该领域43%[7] 技术路线 - 液流电池项目加速应用，如吉木萨尔200MW/1000MWh全钒项目[10] - 混合储能技术组合形式多样，包括磷酸铁锂+飞轮/钠离子/液流电池等[10] - 复合技术路线实证项目投运推动技术经济性提升[10] 市场动态 - 磷酸铁锂储能系统中标价0.562元/Wh同比-17%，EPC价同比-28%[13][14] - 碳酸锂价格跌至6万元/吨，较2024年底-19%[14] - 多省调整分时电价致用户侧收益不确定性增加[14]

全国电力交易市场概况 - 1-4月全国市场交易电量达19355.1亿千瓦时，同比增长4%，占全社会用电量61.3%（同比+0.56pct），占售电量75.4%（同比+0.61pct）[1][2] - 4月单月市场交易电量4698.8亿千瓦时，同比增长8.4%，增速显著高于1-4月累计水平[1][3] 电力交易结构分析 省内交易 - 1-4月省内交易电量15031.8亿千瓦时，其中电力直接交易占比96.3%（含绿电807.5亿千瓦时、电网代购2625.3亿千瓦时）[2] - 4月省内交易电量3671.6亿千瓦时，电力直接交易占比95.5%（含绿电231.6亿千瓦时、电网代购418.4亿千瓦时）[3] 省间交易 - 1-4月省间交易电量4323.3亿千瓦时，省间外送交易占比90.8%（3925亿千瓦时）[2] - 4月省间交易电量1027.2亿千瓦时，省间外送交易占比89.1%（915.4亿千瓦时）[3] 区域电力市场表现 - 国家电网区域1-4月交易电量14951.8亿千瓦时（+2.1%），省间交易3703.9亿千瓦时[3] - 南方电网区域交易电量3445.2亿千瓦时（+18%），省间交易619.4亿千瓦时[3] - 内蒙古电力交易电量958.1亿千瓦时（-8.2%）[3] 中长期电力直接交易 - 1-4月中长期直接交易电量14690.9亿千瓦时（+0.4%），其中国网区域11038.4亿千瓦时（-0.4%），南网区域2771.8亿千瓦时（+3.8%）[4] - 4月单月中长期直接交易电量3555.3亿千瓦时（+4.4%），省内直接交易占比98.6%[4]

公司概况 - 公司是广东省最早股份制改制企业和中国首批电力上市公司之一，是省内装机规模最大电力上市公司，也是广东能源集团境内发电资产唯一上市平台，从事电力和新能源项目投资、建设、发电及经营管理，电源结构多元化 [1] 一季度经营情况 - 2025 年广东电力市场竞争加剧，年度双边协商交易成交均价大幅下降，下属电厂一季度检修较多，沿海地区海风强度同比减弱，上网电量同比下降 10%，虽燃煤价格回落，但营业收入下降致发电毛利下降，第一季度业绩同比亏损 [1][2] - 后续将优化电力市场交易策略，控制燃料采购成本，严控各项成本费用以改善经营业绩 [2] 煤炭采购结构 - 目前国内煤及进口煤采购比例均约为五成，未来将密切关注煤炭市场价格走势，加强市场研判和采购管理 [2] 火电机组发展展望 - 长远看，广东省全社会用电需求持续增长，受西电东送影响大且新能源装机容量增加，清洁高效火电机组有利于满足用电需求、保障经济发展、增强电网调峰能力和安全可靠性，助力构建能源体系 [3] 新能源装机情况及计划 - 截至 2025 年一季度，控股装机容量 3936.57 万千瓦，其中风电控股装机容量 339.50 万千瓦，占比 8.62%；光伏控股装机容量 388.09 万千瓦，占比 9.86% [4] - 在建新能源项目合计装机容量约 207.9 万千瓦，完成决策拟建及签订收购协议项目约 278.5 万千瓦，2025 年内预计投产约 200 万千瓦，实际投产时间或根据建设情况调整 [4] 资产负债率管控计划 - 未来将结合经营实际，管控债务水平，巩固经营效益增强造血能力，有序开展债务融资控制规模，积极筹划权益融资并择机启动 [5]

报告公司投资评级 - 维持“买入”评级 [1][7] 报告的核心观点 - 2025Q1公司营收15.57亿元同比+17.5%，归母净利润3.74亿元同比+31.1%，扣非后归母净利润3.76亿元同比+29.6%，略超市场预期 [7] - 2025Q1调峰水电受益来水偏丰，调峰发电量增加，收入和归母净利润增长 [7] - 2024年底公司在运抽水蓄能1028万千瓦，在建及已核准1080万千瓦；新型储能电站累计建成装机规模65.42万千瓦/129.83万千瓦时；在运调峰水电机组装机总规模203万千瓦 [7] - 2024年广东地区探索抽蓄参与现货市场试点，抽蓄电站盈利有望改善 [7] - 维持公司2025 - 2027年归母净利润为12.35亿元、13.94亿元、15.17亿元，对应PE为25倍、22倍、21倍 [7] 相关目录总结 盈利预测与估值 |项目|2023A|2024A|2025E|2026E|2027E| |----|----|----|----|----|----| |营业总收入（百万元）|5,630|6,174|6,673|7,731|8,691| |同比（%）|(31.85)|9.67|8.08|15.86|12.42| |归母净利润（百万元）|1,014|1,126|1,235|1,394|1,517| |同比（%）|(39.05)|11.14|9.61|12.90|8.82| |EPS - 最新摊薄（元/股）|0.32|0.35|0.39|0.44|0.47| |P/E（现价&最新摊薄）|30.74|27.66|25.24|22.35|20.54| [1] 市场数据 - 收盘价9.75元，一年最低/最高价8.63/12.16元，市净率1.43倍，流通A股市值10,813.74百万元，总市值31,161.06百万元 [5] 基础数据 - 每股净资产6.80元，资产负债率52.09%，总股本3,196.01百万股，流通A股1,109.10百万股 [6] 相关研究 - 《南网储能(600995)：2024年报点评：归母同增11%，容量电价影响落地，抽水蓄能进入投产期》2025 - 04 - 03 - 《南网储能(600995)：2024年半年报点评：受益西部调峰水电站偏丰影响，业绩略超市场预期》2024 - 08 - 30 [7] 南网储能三大财务预测表 资产负债表（百万元） |项目|2024A|2025E|2026E|2027E| |----|----|----|----|----| |流动资产|5,097|5,543|3,207|3,185| |非流动资产|45,369|52,271|57,748|62,513| |资产总计|50,467|57,814|60,956|65,698| |流动负债|3,047|3,217|3,534|3,823| |非流动负债|22,474|28,474|29,974|32,974| |负债合计|25,521|31,691|33,507|36,797| |归属母公司股东权益|21,345|22,211|23,187|24,249| |少数股东权益|3,601|3,912|4,261|4,652| |所有者权益合计|24,946|26,123|27,448|28,901| |负债和股东权益|50,467|57,814|60,956|65,698| [8] 利润表（百万元） |项目|2024A|2025E|2026E|2027E| |----|----|----|----|----| |营业总收入|6,174|6,673|7,731|8,691| |营业成本(含金融类)|3,263|3,593|4,201|4,758| |税金及附加|126|138|173|184| |销售费用|0|1|0|1| |管理费用|454|505|605|659| |研发费用|57|47|54|67| |财务费用|438|492|560|654| |加:其他收益|3|8|9|8| |投资净收益|21|20|20|20| |公允价值变动|1|0|0|0| |减值损失|2|2|2|2| |资产处置收益|16|1|1|1| |营业利润|1,879|1,928|2,169|2,399| |营业外净收支|(48)|(10)|(10)|(10)| |利润总额|1,830|1,918|2,159|2,389| |减:所得税|399|373|416|482| |净利润|1,432|1,545|1,743|1,908| |减:少数股东损益|305|311|349|391| |归属母公司净利润|1,126|1,235|1,394|1,517| |每股收益 - 最新股本摊薄(元)|0.35|0.39|0.44|0.47| |EBIT|2,279|2,410|2,719|3,043| |EBITDA|4,072|5,608|7,342|8,378| |毛利率(%)|47.16|46.15|45.66|45.25| |归母净利率(%)|18.25|18.50|18.03|17.45| |收入增长率(%)|9.67|8.08|15.86|12.42| |归母净利润增长率(%)|11.14|9.61|12.90|8.82| [8] 现金流量表（百万元） |项目|2024A|2025E|2026E|2027E| |----|----|----|----|----| |经营活动现金流|3,855|5,409|7,205|8,123| |投资活动现金流|(7,758)|(10,089)|(10,089)|(10,089)| |筹资活动现金流|4,103|5,055|414|1,820| |现金净增加额|203|378|(2,471)|(145)| |折旧和摊销|1,793|3,198|4,623|5,336| |资本开支|(7,955)|(10,009)|(10,009)|(10,009)| |营运资本变动|184|104|183|169| [8] 重要财务与估值指标 |项目|2024A|2025E|2026E|2027E| |----|----|----|----|----| |每股净资产(元)|6.68|6.95|7.26|7.59| |最新发行在外股份（百万股）|3,196|3,196|3,196|3,196| |ROIC(%)|4.06|3.90|4.01|4.16| |ROE - 摊薄(%)|5.28|5.56|6.01|6.26| |资产负债率(%)|50.57|54.82|54.97|56.01| |P/E（现价&最新股本摊薄）|27.66|25.24|22.35|20.54| |P/B（现价）|1.46|1.40|1.34|1.29| [8]

报告公司投资评级 - 维持“买入”评级 [1][7] 报告的核心观点 - 2025Q1公司营收和归母净利润同比增长且略超市场预期，调峰水电受益来水偏丰，归母净利润同比增31.1% [7] - 2024年底公司在运抽水蓄能1028万千瓦，在建及已核准1080万千瓦；新型储能电站累计建成装机规模65.42万千瓦/129.83万千瓦时；调峰水电机组装机总规模203万千瓦 [7] - 2024年广东地区抽蓄参与现货市场试点，抽蓄电站盈利有望改善 [7] - 维持公司2025 - 2027年归母净利润预测，对应PE为25倍、22倍、21倍 [7] 根据相关目录分别进行总结 盈利预测与估值 |项目|2023A|2024A|2025E|2026E|2027E| |----|----|----|----|----|----| |营业总收入（百万元）|5,630|6,174|6,673|7,731|8,691| |同比（%）|(31.85)|9.67|8.08|15.86|12.42| |归母净利润（百万元）|1,014|1,126|1,235|1,394|1,517| |同比（%）|(39.05)|11.14|9.61|12.90|8.82| |EPS - 最新摊薄（元/股）|0.32|0.35|0.39|0.44|0.47| |P/E（现价&最新摊薄）|30.74|27.66|25.24|22.35|20.54| [1] 市场数据 - 收盘价9.75元，一年最低/最高价8.63/12.16元，市净率1.43倍，流通A股市值10,813.74百万元，总市值31,161.06百万元 [5] 基础数据 - 每股净资产6.80元，资产负债率52.09%，总股本3,196.01百万股，流通A股1,109.10百万股 [6] 财务预测表 资产负债表（百万元） |项目|2024A|2025E|2026E|2027E| |----|----|----|----|----| |流动资产|5,097|5,543|3,207|3,185| |非流动资产|45,369|52,271|57,748|62,513| |资产总计|50,467|57,814|60,956|65,698| |流动负债|3,047|3,217|3,534|3,823| |非流动负债|22,474|28,474|29,974|32,974| |负债合计|25,521|31,691|33,507|36,797| |归属母公司股东权益|21,345|22,211|23,187|24,249| |少数股东权益|3,601|3,912|4,261|4,652| |所有者权益合计|24,946|26,123|27,448|28,901| |负债和股东权益|50,467|57,814|60,956|65,698| [8] 利润表（百万元） |项目|2024A|2025E|2026E|2027E| |----|----|----|----|----| |营业总收入|6,174|6,673|7,731|8,691| |营业成本(含金融类)|3,263|3,593|4,201|4,758| |税金及附加|126|138|173|184| |销售费用|0|1|0|1| |管理费用|454|505|605|659| |研发费用|57|47|54|67| |财务费用|438|492|560|654| |加:其他收益|3|8|9|8| |投资净收益|21|20|20|20| |公允价值变动|1|0|0|0| |减值损失|2|2|2|2| |资产处置收益|16|1|1|1| |营业利润|1,879|1,928|2,169|2,399| |营业外净收支|(48)|(10)|(10)|(10)| |利润总额|1,830|1,918|2,159|2,389| |减:所得税|399|373|416|482| |净利润|1,432|1,545|1,743|1,908| |减:少数股东损益|305|311|349|391| |归属母公司净利润|1,126|1,235|1,394|1,517| |每股收益 - 最新股本摊薄(元)|0.35|0.39|0.44|0.47| |EBIT|2,279|2,410|2,719|3,043| |EBITDA|4,072|5,608|7,342|8,378| |毛利率(%)|47.16|46.15|45.66|45.25| |归母净利率(%)|18.25|18.50|18.03|17.45| |收入增长率(%)|9.67|8.08|15.86|12.42| |归母净利润增长率(%)|11.14|9.61|12.90|8.82| [8] 现金流量表（百万元） |项目|2024A|2025E|2026E|2027E| |----|----|----|----|----| |经营活动现金流|3,855|5,409|7,205|8,123| |投资活动现金流|(7,758)|(10,089)|(10,089)|(10,089)| |筹资活动现金流|4,103|5,055|414|1,820| |现金净增加额|203|378|(2,471)|(145)| |折旧和摊销|1,793|3,198|4,623|5,336| |资本开支|(7,955)|(10,009)|(10,009)|(10,009)| |营运资本变动|184|104|183|169| [8] 重要财务与估值指标 |项目|2024A|2025E|2026E|2027E| |----|----|----|----|----| |每股净资产(元)|6.68|6.95|7.26|7.59| |最新发行在外股份（百万股）|3,196|3,196|3,196|3,196| |ROIC(%)|4.06|3.90|4.01|4.16| |ROE - 摊薄(%)|5.28|5.56|6.01|6.26| |资产负债率(%)|50.57|54.82|54.97|56.01| |P/E（现价&最新股本摊薄）|27.66|25.24|22.35|20.54| |P/B（现价）|1.46|1.40|1.34|1.29| [8]

江苏工商业分时电价结构调整 - 核心政策将于2025年6月1日实施，覆盖除电气化铁路牵引用电外的所有工商业电价用户，包括商业用户和100千伏安以下工业用户 [2][5] - 新增午间谷时段，夏冬两季尖峰时段为14:00-15:00、19:30-21:30（7-8月）及18:00-20:00（12月-次年1月） [6][8] - 分时计价基础调整为以用户购电价格为基准，峰谷浮动比例最高达80%（峰段）和65%（谷段），尖峰时段额外上浮20% [10][12][13] 储能项目发展机遇 - 政策鼓励工商业用户配置储能装置，通过低谷充电、高峰放电降低用电成本，同时扩大潜在合作企业范围 [3][5] - 储能项目可通过与新能源发电项目合作调峰、参与电力现货市场交易（价差超60%）及需求响应增加收益 [3][13] - 储能造价下降叠加分时电价优化，盈利空间提升，尤其在夏冬两季尖峰时段收益显著 [3][13] 电动汽车充放电政策 - 充换电设施可选择执行分时电价，集中式设施可全年执行春秋季时段，谷段充电成本降低 [14] - 具备反向放电能力的设施可参与车网互动，2026年前夏冬尖峰时段放电按电网尖峰电价结算（如0.391元/千瓦时） [15][26] - 运营商可通过聚合方式参与电力市场交易，市场化结算机制进一步拓宽收益渠道 [15][26] 分时电价执行细则 - 工业用户（315千伏安及以上）深谷时段电价在谷段基础上下浮20%，电热锅炉用电谷段下浮65% [13][24] - 市场化用户需申报用电曲线，未约定分时价格的按政策浮动比例执行，峰谷价差原则上不低于60% [13][25] - 用户需提前3个工作日申请分时电价，选择后12个月内不可变更 [13] 政策配套措施 - 电网企业需通过多渠道公告政策，调整计量系统确保6月1日落地 [16] - 动态评估机制将跟踪峰谷特性变化，未来可能进一步优化时段或浮动比例 [16] - 集中式充换电设施2030年前免收需量电费，降低运营商初期投资压力 [14][26]

远景盐城射阳电站表现 - 射阳250MW/500MWh储能电站为江苏省最大储能电站，全年性能表现优异，创下省内多项第一，每MWh收入高出平均水平约11.7% [1] - 电站搭载远景自研智慧交易型储能系统，涵盖电芯、PCS、BMS、EMS及SCADA系统，软硬一体实现高安全、高性能、高智能，在江苏保供和现货场景收益领先 [2] - 迎峰度夏（冬）期间经受高频调用考验，平均每天两次满充满放以上，多日达三次，零故障且100%响应电网调用，功率可用率100%，容量可用率98.3%，综合效率及调峰认定转换效率全省第一 [3] - 迎峰度夏40天收入4000万元，单日超百万元，月收入高于平均值30%，全站及单MWh收入均列全省第一 [3] 电力市场交易表现 - 参与江苏现货试运行，通过EnOS平台AI自动交易，14天结算期收入1154万元，较平均水平高54.2% [3] - 远景自营储能电站均采用智慧交易型储能，在蒙西、山东、甘肃等地收益表现更优，AI交易策略较传统人工模式提升收益15%-20% [5] 行业政策与趋势 - 国家发改委推动新能源上网电量全面市场化，取消强制配储，2025年目标实现省级电力现货市场基本全覆盖 [5] - 政策将推动储能进入价值驱动阶段，高频调用对安全提出新挑战，交易能力与性能表现成为收益差距关键因素，行业将走向优胜劣汰 [5] 远景储能战略 - 公司以"储能的本质是交易"为核心，打造软硬一体智慧交易型储能解决方案，精准捕捉实时电价市场机会 [4] - 未来将持续技术创新，提升安全、性能及降低度电成本，优化智能交易算法以实现全生命周期收益最优 [5] ESIE 2025展会信息 - 第十三届储能国际峰会暨展览会定于2025年4月10-12日举办，展览面积超16万平米，预计800+企业参展，500+新品发布，吸引20万专业观众 [8] - 远景能源将亮相B1馆B105展位 [6]