煤炭采购 - 煤炭采购以集团长协煤为主，占比约 85%，2022 年 5 月以来执行国家发改委中长协电煤指导价；市场煤作为补充，随行就市，以质定价 [2] 燃料成本 - 受煤炭市场供需、新能源发电及电价变动等因素影响，燃料成本占发电供热成本的 60 - 70% [2] 新能源市场 - 136 号文出台后，5 月 31 日前山西电力市场新能源出现抢装潮；5 月 31 日后，市场等待山西配套细则出台 [2] - 公司目前新能源在建装机 30 万千瓦，待山西省相关政策出台后确定新能源发展方向 [3] 火电装机 - 自 2022 年国家发改委提出煤电“三个 8000 万”目标至 2025 年 7 月，山西省新核准火电项目总计明确核准装机容量约 864 万千瓦，计入规划项目总规模可能接近 1000 万千瓦 [3] - 短期内提升电力供应和外送能力，支撑经济社会发展；长期需推动煤电与新能源协同发展，缓解碳排放压力 [3] 综合融资成本 - 公司目前综合融资成本 3.4%（不含权益），相比年初下降 20bp，预计可压控到 3.15% [3]

政策落地与行业变革 - 山东、内蒙古、广东等省份已出台"136号文"配套政策，浙江、江苏等省区正在征求意见[1][3] - 政策将光伏发电收入结构从"保障性收购+市场交易"改为"机制电价+市场交易"，并大幅提前全面入市时间[3] - 新政对增量项目影响大于存量项目，增量项目面临量价双重不确定性[3][7] 存量项目现状 - 存量项目机制电价与燃煤基准电价挂钩（内蒙古0.3035元/千瓦时，山东0.3949元/千瓦时），保障基础收益[4] - 但市场交易电量不确定性高，2025年一季度新能源电站平均限电率达17%，西北地区达30-40%，新疆部分超50%[4] - 实际利用率随装机量增长大幅走低，收益稳定性受挑战[4] 增量项目挑战 - 机制电价上限低于存量项目，下限可能引发低价竞争[7] - 机制电量比例呈下降趋势（如广东不超90%），执行期限缩短至12年（广东）[6][7] - 市场化交易电量持续走低，量价动荡加剧[8] 分布式光伏新规 - 非自然人分布式光伏需缴纳政府性基金、系统备用费等，成本增加约0.2元/千瓦时[9][10] - 自发自用电量是否缴费存争议，但整体"搭便车"时代结束[10] - 系统备用费用反映调峰成本，进一步压缩收益空间[10] 政策约束与成本压力 - 机制电价资金来自系统运行费，受终端降电价压力制约（如浙江计划降工商业电价0.03元/千瓦时）[12][13] - 光伏系统成本攀升：需煤电调峰导致利用小时数下降，配电网建设成本高（建设成本与电价收益倒挂3:7）[15] - 政策扶持力度有限，过渡期资源分配存在不确定性[14] 行业长期前景 - 全面入市后光伏需适应"窄门"竞争，最终将推动新型能源体系转型[16] - 尽管短期阵痛明显，但通过市场化考验后将确立光伏主力能源地位[16]

政策调整与行业影响 - 136号文明确取消强制配储作为新能源项目核准、并网、上网的前置条件，推动工商业储能市场进入"不确定性"阶段 [1] - 仅内蒙古和新疆下发省级落地文件，山东、广东等地发布征求意见稿，其余省份细则滞后，部分地区如贵州、云南仍保留强制配储要求 [3] - 政策真空期导致储能项目投资收益模型难以搭建，企业面临决策不确定性 [4] 商业模式重构 - 工商业储能原有商业模式依赖"峰谷套利"，现需向"现货交易"和虚拟电厂模式过渡 [3][5] - 远景提出"内循环"（需量优化、能量时移）和"外循环"（虚拟电厂交易策略）以应对峰谷价差缩小 [4] - 阳光电源认为工商业储能最终需通过聚合商参与电力交易实现负荷平衡和绿色用电 [5] 市场数据与趋势 - 2024年Q1全国电化学储能电站新增装机近三年来首次负增长，反映行业向高质量发展过渡 [5] - 2024年新型储能累计装机达7376万千瓦/1.68亿千瓦时，为"十三五"末的20倍，同比增长超130% [6] - 2024年新增储能项目中电源侧配储占比38%，电网侧独立储能占比54%，配储需求占总装机74.6% [9] 行业竞争与洗牌 - 储能行业存在无序竞争，低价中标导致利润下滑，136号文加速低质产能出清 [7] - 未来存续企业需具备电芯或PCS技术及软件能力，预计20余万家企业中仅少数能存活 [7][8] - 远景自研电芯、BMS和PCS，全球交付30GWh储能系统，在手订单超50GWh [8][9] 技术发展方向 - 工商业储能系统核心为PCS（能量转换）和EMS（指令控制），硬件与软件能力缺一不可 [8] - 行业趋势向大容量电芯和高能量密度发展，差异化竞争力将依赖软件和服务 [8][9] - 头部企业通过技术纵深度与商业模式创新扩大市场份额，产业链加速优胜劣汰 [9] 装机节奏预测 - 2024年受"531"抢装影响，储能配套装机呈现"前高后低"特征，上半年二季度同比增速达62% [10] - 2025年Q4装机量预计同比下降36%，但新能源消纳刚性需求支撑长期市场 [10]

展会概况 - 2025年全球用户侧储能产业价值峰会暨应用示范展圆满收官，展会由光伏展转型为储能展，储能企业数量、产品含量及热度显著提升[1] - 展会聚焦第三代电芯定义权、136号文响应方案、光储电站经济性评估及AI+工商业储能系统等热点[1] - 多家企业签署GWh级订单：瑞浦兰钧超20GWh、国轩高科3GWh、蜂巢能源2.1GWh[1] 参展企业及产品亮点 采日能源 - 发布Serlattice G3 10MWh智储系统，实现高容量、低LCOS与易配置的统一[5] - 推出星链系列261kWh工商业户外柜（支持峰谷套利等6种模式）及星汉系列1.5MW/3MWh集装箱系统[5] - 发布智慧能源运营服务平台，提供覆盖投资-建设-运营的全生命周期零碳解决方案[3] 中车株洲所 - 发布构网型储能系统及"云枢"储能变流器（功率密度提升22%，毫秒级电弧扑灭）[6][8] - 推出零碳园区智慧能源平台，集成DC1000V/1500V储能柜等多元产品[8] - 与宁德时代签订2025年框架协议[8] 华为数字能源 - 全球首发FusionSolar9.0构网型光储解决方案，支持全场景构网与"端-边-云"智能管理[10] - 具备短路电流支撑等6大核心能力，适配调峰/调频等商业模式[12] 比亚迪储能 - 展示源网侧MC Cube-T Pro BESS 6.4MWh系统（温差±2℃）及工商业Chess Plus（循环寿命>10000次）[13][15] - Chess Plus采用ALL in One设计，系统组件减少55.6%，运维项目减少43%[15] 南都电源 - Center L Ultra 6.25MWh系统实现放电量提升8%，Center L Max 8.338MWh单箱能量密度提升167%[21][22] - 与太蓝新能源合作开发固态电池储能应用[23] 亿纬锂能 - 全球首发836kWh分体式模块柜，支持扩展至5MWh，单位面积能量密度提升65%[24][27] - 采用"热电分离"设计，防火层面积增加15%[27] 蜂巢能源 - FlexPod积木式储能系统实现20尺集装箱9MWh容量，结构强度提升30%，运输成本降13%[85][87] - 采用短刀叠片电芯技术，零部件数量精简36%[85] 格力电器 - 光储直柔能源站2.0体积减小21.8%，功率密度提升21.8%，调试周期缩短5天[58] - 兆瓦级钛酸锂储能系统可在-40℃运行，已应用于高寒地区风光储项目[59] 技术趋势 - **构网型技术**：华为/中车/上能电气等企业推出支持虚拟惯量支撑、黑启动等功能的解决方案[10][12][43] - **液冷系统**：盛虹动能Voltus Pro温差<2℃（寿命延长2年），远东电池PowerPLANT 520 PLUS温差≤2.5℃[68][83] - **大电芯应用**：国轩高科588Ah电芯、林洋能源628Ah液冷PACK、永泰数能314Ah系统（成本降15%）[29][78][97] - **AI集成**：海尔新能源AI+工商业系统实现90%运行效率，昱能科技AI电价预测平台获售电资质[46][107] 合作动态 - 海博思创与华为数字能源等6家企业签署多场景生态协议[18] - 远东电池与宁德时代等5家企业达成战略合作[84] - 东方电气与特隆美储能等4家企业签约光储项目[103]

政策影响 - 136号文及其实施细则是新能源行业关注焦点，除山东、广东、广西、内蒙外，其他地区实施细则未公布，公司将关注政策落地，结合实际分析研判，制定并网投产规划，控制投资成本，优化电力营销策略，提升项目投资效益 [2][3] 技术类型 - 公司目前电站主要以N型TOPCon为主，后续会考虑IBC、HJT等技术成本下降后的产品 [3] 新业务规划 - 从人员培养、体系建设等多方面提高交易水平，推进售电业务落地，开拓上下游资源，与光伏电力生产协同，提高效益 [3] - 推动工商业储能业务开拓实施，探索虚拟电厂业务可行性及运营商业模式，实现新经济增长点 [3] 装机规划 - 2025年末，公司投运、在建、拟建电站及签署预收购协议的电站总规模力争超13.6吉瓦 [3] 信息披露 - 接待过程保证信息披露公平，无未公开重大信息泄露，投资者已签署承诺函 [3]

公司业务与战略 - 公司主营业务为光伏电站的投资运营、光伏电池组件的制造销售 [7] - 2025年末公司目标投运、在建、拟建及预收购电站总规模超过13.6吉瓦 [2] - 2024年公司运营电站6.076吉瓦，在建电站2.081吉瓦，储备项目17吉瓦 [3] 政策影响与应对 - 136号文及其实施细则对新能源行业发展至关重要，目前仅山东、广东公布细则 [2] - 公司将密切关注各省电力交易政策，优化并网投产规划和电力营销策略 [2] 储能业务布局 - 现有光伏配储项目，未来将拓展工商业储能、独立储能项目 [4] - 正在研究构网型储能技术及液流电池、压缩空气等长时储能技术 [4] 海外业务拓展 - 2024年设立海外业务部，已与斯里兰卡、印尼、乌兹别克斯坦等国洽谈 [5] - 已与吉尔吉斯斯坦国家投资署签署项目MOU [5] - 重点推进"一带一路"沿线国家和地区的项目开发和收购 [5] 财务与融资情况 - 2025年一季度主营收入13.0亿元(同比下降7.8%)，归母净利润2.89亿元(同比下降17.62%) [8] - 负债率52.22%，财务费用1.41亿元，毛利率44.79% [8] - 近3个月融资净流出3492.77万元，融券净流入168.99万元 [8] 机构预测与评级 - 光大证券预测2025年净利润13.34亿元，华创证券预测18.17亿元 [8] - 华创证券给予目标价7元，海通证券目标价10元 [8] - 90天内1家机构给予增持评级 [8] 可转债管理 - 募集资金将严格用于项目建设，推动装机规模增长 [6] - 将按监管要求履行信息披露义务，加强市值管理工作 [6]

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]