政策推动绿电价值重估 - 国家发改委与国家能源局联合发布《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》及《电力辅助服务市场基本规则》 明确要求2025年底前基本实现全国电力现货市场全覆盖 并同步建立辅助服务市场规则 [1] - 新能源的"绿色"正外部性与"波动"负外部性将通过市场化机制得以反映 绿电综合收益有望趋于稳定 [1] - 新型储能的安全性标准将持续优化 合理安全容量的折算与容量补偿机制或加速建立 为储能商业化应用提供坚实支撑 [1] 公司业绩表现 - 2025年第一季度 公司实现归属于上市公司股东的净利润2.54亿元 同比增长35.15% [1] - 一季度扣非净利润1.93亿元 同比增长176.61% [1] - 公司围绕新型电力系统建设 依托能源资产 聚焦综合能源服务 通过"资产+服务"双轮驱动模式加快转型升级 [1] 新能源资产与装机容量 - 截至2025年3月31日 公司并网运营总装机容量为5978.01MW 其中可再生能源装机占比58.23% [2] - 光伏发电(含集中式和分布式)2128.47MW 风电817.85MW 垃圾发电149MW 储能662.55MW [2] - 燃机热电联产2017.14MW 燃煤热电联产203MW [2] 交易服务领域进展 - 公司在江苏省虚拟电厂可调负荷规模约550MW 占江苏省内实际可调负荷规模比例约30% [2] - 2025年1—3月 公司参与市场化交易服务电量59.74亿kWh 绿电交易1.33亿kWh 国内国际绿证对应电量合计6.1亿kWh [2] - 公司电网侧储能总规模650MW/1300MWh 在建150MW/300MWh 用户侧储能总规模12.55MW/33.82MWh 在建20MW/52MWh [2] 未来发展战略 - 公司致力于成为中国领先的绿色能源服务商 持续优化资产结构 开发优质能源资产 扩大运营管理规模 [3] - 依托能源资产覆盖区域增强客户黏性 聚焦经济发达地区优质工商业客户 开发能源服务业务 [3] - 打造以客户为中心的能源服务底座与前沿技术支撑的能源数据应用平台 聚合电源侧和用户侧资源 提供全方位能源解决方案 [3]

行业投资评级 - 强于大市（维持） [2] 核心观点 - 2025年4月29日国家发改委和能源局发布相关通知和规则，全面加快电力市场建设，包括现货市场和辅助服务市场，全国统一电力大市场有助于理顺价格机制，绿电和储能价值有望先后重估 [5][7] - 建议关注“能源转型友好型”综合能源供应商国能日新、朗新集团，以及绿电价值有望重估的晶科科技 [8][9] 行业基本情况 - 收盘点位6449.5，52周最高8068.94，52周最低5403.16 [2] 行业相对指数表现 - 展示了2024年4月至2025年4月电力设备相对沪深300的表现数据 [4] 电力市场建设全面加快 电力现货市场 - 正式转正省份及时间：湖北2025年6月底前，浙江2025年底前，安徽、陕西力争2026年6月底前 [6] - 连续结算试运行省份及时间：2025年底前，福建、四川等多地 [6] - 区域电力现货市场：2025年底前，南方区域启动连续结算试运行，京津冀创造条件启动模拟试运行，省间现货市场实现发电企业参与省间现货购电 [6] 电力辅助服务市场 - 经营主体：具备可观、可测、可调、可控能力的主体，包括火电、水电、新型经营主体等可调节资源 [7] - 设立市场新品种流程：依序开展模拟试运行、结算试运行、正式运行，首次结算试运行和开始正式运行的时间间隔不小于1年 [7] - 费用传导机制：电力现货市场连续运行地区，符合规定的调频、备用等费用由用户用电量和未参与电能量市场交易的上网电量共同分担，分担比例由省级价格主管部门确定 [7] 全国统一电力大市场影响 - 有助于将电力价格由多轨制转变为多维度，绿电和储能价值有望先后得到重估，稳定绿电综合收益，加快新型储能容量补偿建立 [7]

行业投资评级 - 强于大市（维持） [2] 核心观点 - 2025年4月29日国家发改委和能源局发布相关通知和规则，全面加快电力市场建设，包括现货市场和辅助服务市场，全国统一电力大市场有助于理顺价格机制，绿电和储能价值有望先后重估 [5][7] - 建议关注“能源转型友好型”综合能源供应商国能日新、朗新集团，以及绿电价值有望重估的晶科科技 [8][9] 行业基本情况 - 收盘点位6449.5，52周最高8068.94，52周最低5403.16 [2] 行业相对指数表现 - 2024年4月至2025年4月期间，电力设备相对沪深300指数表现从 -18%逐步上升到22% [4] 电力市场建设 电力现货市场 - 正式转正省份及时间：湖北2025年6月底前，浙江2025年底前，安徽、陕西力争2026年6月底前 [6] - 连续结算试运行省份及时间：2025年底前，福建、四川等多地 [6] - 区域电力现货市场：2025年底前，南方区域启动连续结算试运行，京津冀创造条件启动模拟试运行，省间现货市场实现发电企业参与省间现货购电 [6] 电力辅助服务市场 - 经营主体：具备可观、可测、可调、可控能力的主体，包括火电、水电、新型经营主体等可调节资源 [7] - 设立市场新品种流程：依序开展模拟试运行、结算试运行、正式运行，首次结算试运行和正式运行间隔不小于1年 [7] - 费用传导机制：电力现货市场连续运行地区，符合规定的调频、备用等费用由用户用电量和未参与电能量市场交易的上网电量共同分担，分担比例由省级价格主管部门确定 [7]