投资评级 - 报告对福能股份维持“买入”评级 [7][10] 核心观点 - 2025年公司归母净利润实现稳健增长，但2026年一季度业绩因风况偏弱及电价调整而承压 [1][4] - 2025年业绩增长主要得益于火电板块（特别是气电）的优异表现和燃料成本改善，部分抵消了绿电板块因风况偏弱导致的表现疲软 [1][10] - 2026年一季度，尽管火电电量增长，但因风电电量占比下降、电价调整及成本端改善有限，业绩出现同比下滑 [1][10] 财务业绩总结 2025年全年业绩 - 实现营业收入137.51亿元，同比下降5.58% [4] - 实现归母净利润29.57亿元，同比增长5.87% [1][4] - 控股四家火电公司实现净利润8.88亿元（不含国能神福投资收益），同比增长13.60% [1][10] - 全资子公司鸿山热电净利润5.05亿元（不含国能神福投资收益），同比增长5.48% [10] - 晋江气电净利润2.45亿元，同比增长125.17% [10] - 福能新能源（风电）净利润9.66亿元，同比降低13.20% [1][10] - 福能海峡（风电）净利润6.20亿元，同比增长7.47% [1][10] - 完成火电上网电量164.77亿千瓦时，同比减少3.32% [10] - 完成风电上网电量58.60亿千瓦时，同比降低0.20% [10] 2026年第一季度业绩 - 实现营业收入29.36亿元，同比下降5.20% [4] - 实现归母净利润6.50亿元，同比下降13.57% [1][4] - 完成上网电量53.56亿千瓦时，同比增长5.57% [10] - 其中，火电上网电量同比增长17.16%，风电上网电量同比下降14.00% [10] - 营业成本同比仅降低0.10%，毛利同比降低15.07% [10] - 销售、管理及财务“三费”合计1.80亿元，同比提升7.59% [10] - 实现投资收益3.18亿元，同比增长3.24% [10] 业务板块分析 火电业务 - 2025年火电电量受供需宽松影响表现偏弱，但气电机组因结算电价调增而外购电价基本持平，表现优异 [10] - 2025年热电联产、燃气发电、燃煤机组上网电量分别同比变化-1.5%、-6.85%、-3.27% [10] - 2026年一季度火电上网电量实现同比增长17.16% [10] 绿电（风电）业务 - 2025年风电电量整体表现偏弱，主要受风况偏弱影响 [1][10] - 陆上风电上网电量同比降低2.05%，海上风电同比增长1.1% [10] - 2026年一季度风电上网电量同比下降14.00%，持续受风况偏弱影响 [10] 投资收益 - 2025年，参股火电公司贡献投资收益4.56亿元，同比增长80.90% [10] - 2025年，海峡发电贡献投资收益4.80亿元，同比降低15.37% [10] - 2025年，宁德核电贡献投资收益2.41亿元，同比降低19.22% [10] 盈利预测与估值 - 预计公司2026-2028年每股收益（EPS）分别为0.97元、1.07元和1.22元 [10] - 对应市盈率（PE）分别为10.63倍、9.60倍和8.45倍 [10] - 根据2026年4月22日收盘价10.29元计算，2026年预测市盈率为10.63倍 [7][10]

燃料调整费变动 - 公司5月燃料调整费将下调至每度电26港仙 较4月减少4.4港仙 [1] - 此次下调主要由于环比调整机制存在“递延效应” 反映1-3月较低的燃料成本 [1] - 公司预计高昂的燃料成本将由年中开始反映在燃料调整费上 届时燃料调整费将会显著上升 [1] 燃料调整费定价机制 - 向客户收取的净电费由基本电费和燃料调整费组成 [1] - 燃料调整费按环比调整 以公布当月过去3个月的平均实际燃料成本厘定下一个月费用 [1] - 5月燃料调整费是按照2026年1月、2月和3月的平均实际燃料成本计算 [1] - 燃料调整费按透明的“实报实销”机制厘定 公司只收回实际燃料成本 不会从中获利 [2] 成本变动原因与影响 - 5月燃料调整费下调因今年首两个月燃料成本相对较低 以及公司对燃料组合和供应的调整提供了缓冲 [1] - 5月费用尚未反映自3月起因中东局势紧张而大幅飙升的国际油价及天然气价格 [1] - 中东局势爆发后燃料采购成本骤升的影响将无法避免 预计自年中起显著反映 [1] 公司运营管理 - 公司会密切监察能源市场和供应情况 审慎管理燃料库存、发电运作和排放法规要求 以确保电力供应稳定 [2]

全国电力市场交易电量总体情况 - 2026年1至3月，全国累计完成电力市场交易电量达18416亿千瓦时，同比增长25.6% [1] - 2026年3月单月，全国完成电力市场交易电量为6355亿千瓦时，同比增长25.9% [1] 按交易范围划分的交易情况 - 2026年1至3月，省内交易电量为14726亿千瓦时，同比增长29.3%，是市场增长的主要驱动力 [1] - 2026年1至3月，跨省跨区交易电量为3690亿千瓦时，同比增长12.6% [1] - 2026年3月单月，省内交易电量为5121亿千瓦时，同比增长29.6% [1] - 2026年3月单月，跨省跨区交易电量为1234亿千瓦时，同比增长12.2% [1] 按交易品种划分的交易情况 - 2026年1至3月，中长期交易电量为15949亿千瓦时，是电力市场交易的主要品种 [1] - 2026年1至3月，现货交易电量为2467亿千瓦时 [1] - 2026年3月单月，中长期交易电量为5462亿千瓦时 [1] - 2026年3月单月，现货交易电量为893亿千瓦时 [1] 绿色电力交易情况 - 2026年1至3月，绿电交易电量为756亿千瓦时，同比增长3.1% [1] - 2026年3月单月，绿电交易电量为278亿千瓦时，同比下降1.7% [1]

公司2026年第一季度售电量数据 - 2026年3月单月合并总售电量为10,528,146兆瓦时，较去年同月减少3.96% [1] - 2026年首三个月累计合并总售电量为29,120,047兆瓦时，较去年同期减少5.29% [1]

公司2026年第一季度售电量表现 - 2026年3月单月合并总售电量约为1052.81万兆瓦时，较去年同月减少3.96% [1] - 2026年首三个月累计合并总售电量约为2912万兆瓦时，较去年同期减少5.29% [1]

总售电量 - 2026年3月合并总售电量10,528,146兆瓦时，较去年同月减3.96%[3] - 2026年首三月合并总售电量29,120,047兆瓦时，较去年同期减5.29%[3] 各类型发电售电量 - 2026年3月水力发电售电量2,065,881兆瓦时，同比增55.46%[3] - 2026年首三月水力发电售电量4,070,779兆瓦时，同比增16.96%[3] - 2026年3月风力发电售电量2,345,484兆瓦时，同比减25.74%[3] - 2026年首三月风力发电售电量7,354,119兆瓦时，同比减12.28%[3] - 2026年3月光伏发电售电量2,055,223兆瓦时，同比减2.00%[3] - 2026年首三月光伏发电售电量5,417,935兆瓦时，同比减4.40%[3] 联营或合营公司 - 2026年3月主要联营或合营公司风力发电售电量153,299兆瓦时，同比减30.55%[3] - 2026年首三月主要联营或合营公司风力发电售电量446,768兆瓦时，同比减9.92%[3]

文章核心观点 - 国家发展改革委与国家能源局正式批复修订后的《省间电力现货交易规则》，旨在通过规则优化，促进更大范围的电力资源配置与余缺互济，并推动市场范围的稳步扩大和用户侧主体的有序参与 [12] - 修订后的规则核心在于构建高效衔接的市场体系，强调省间电力现货市场与跨区交易、省间中长期市场及省内现货市场的协同，并致力于维护公平竞争的市场环境 [12] 一、适用范围与市场成员 - 市场成员包括经营主体（发电企业、售电公司、电力用户、新型经营主体）、电网企业以及市场运营机构（国调中心、网调、省调及各级电力交易机构） [5] - 经营主体实行“一地注册、全国共享”机制，注册后原则上在交易周期完成前不得退出 [5] - 对于暂未直接参与省间电力现货交易的电力用户，由电网企业代理其以报量报价方式参与交易 [3] 二、交易机制与出清规则 - 交易品种为电能量交易，采用集中竞价方式进行出清 [5] - 交易路径由卖方节点和买方节点之间的跨省区交直流及省内重要输电通道顺序链接形成，且同一路径不重复经过同一节点 [5] - 买方经营主体需在其所在节点申报分时“电力-价格”曲线，在考虑所有交易路径的输电价格和输电网损后，逐一折算到卖方节点参与出清 [5] - 买卖双方申报曲线需满足单调性要求（卖方非递减，买方非递增），且申报电力和价格有最小单位及上下限限制 [5] - 同一经营主体在同一时刻不可同时作为买卖双方参与交易，并在电网安全紧张时对特定交易行为进行限制 [5] - 价格折算方法为：折算到卖方节点的买方价格 = 买方报价 - 输电价格（含输电网损折价） [5] - 电力折算方法为：折算到卖方节点的买方电力 = 买方申报电力 / (1 - 线路网损率) [4] 三、交易组织流程 - 市场运营机构按日组织省间日前现货交易，交易周期覆盖未来24小时（D日） [5] - 每个交易日从00:15至24:00，每15分钟为一个时段，共计96个时段 [5] - 日前交易流程包括：预计划下发、交易前信息公告、省内预计划、交易申报、出清及跨区发输电计划编制、省间联络线计划编制、省内发电计划编制 [6] - 日内现货交易以1小时或2小时为一个固定交易周期组织，具体方式以交易公告为准 [10] - 日内交易流程包括：交易前信息公告、交易申报、出清及跨区发输电计划下发、省间联络线计划下发、省内发电计划编制 [10] - 各类交易的执行优先级为：跨省区中长期交易 > 省间日前现货 > 省间日内现货 [6] 四、交易执行与偏差处理 - 对于卖方节点发电企业，其省间现货交易收入 = 日前现货执行电量 × 日前出清价格 + 日内现货执行电量 × 日内出清价格，并需自行承担与送端省内现货市场出清产生的盈亏 [8] - 对于买方节点，若为电网企业，相关盈亏由受端省代理购电用户分享或分摊；若为经营主体，则自行承担盈亏 [8] - 买方节点的省间现货交易支出 = 日前现货执行电量 × 折算后日前出清价格（含输电价格和网损折价） + 日内现货执行电量 × 折算后日内出清价格（含输电价格和网损折价） [8] - 卖方节点设有日均结算价格上限，按上年度市场覆盖范围内各省省内现货市场正式申报价格上限的最高值确定，若当日出清加权平均电价超过此上限，则对96点分时电价进行等比例调减 [9] - 省内发电企业偏差处理：在省内现货市场运行时，实际电量与中长期合同电量的偏差按现货市场价格结算；未运行时按中长期交易规则进行偏差考核 [10] - 直调发电企业少发电能时，优先通过内部机组调增补足，无法补足时按区域规则处理，并对相关受影响主体按市场出清均价或中长期平均价格进行补偿 [10] - 售电公司与电力用户偏差处理：在省内现货市场运行期间，按省内现货市场规则处理；未运行期间，按当地电力中长期交易规则处理 [10] - 输电方偏差处理：因电网安全等原因导致输电能力下降时，电力调度机构可调减或取消省间交易，因功率波动、网损误差等造成的偏差按相关规则处理 [10] 五、组织运营与监管要求 - 交易组织运营由国家电力调度控制中心（国调中心）和区域电力调度控制中心（网调）负责，省级电力调度控制中心（省调）和电力交易机构配合 [5] - 监管机构要求强化统筹协同，做好各级市场的高效衔接，维护公平竞争秩序，保障各类经营主体平等参与市场的权益 [12] - 要求结合市场运行实际，稳步扩大交易范围，加快研究论证用户侧直接参与的可行路径，并完善计量、结算、风险防控等配套措施 [12] - 强调需统筹市场效率与电网运行安全，严守安全底线，强化风险防控，完善应急处置机制，并不断优化交易规则和运营机制 [12]

报告行业投资评级 - 公用事业行业评级为“增持 (维持)” [6] - 环保行业评级为“增持 (维持)” [6] 报告核心观点 - 2026年4月23日印发的《碳达峰碳中和综合评价考核办法》标志着中国碳治理从目标宣示走向刚性考核新阶段，其影响将沿碳价、绿证、电价三条主线释放，并推动相关板块价值重估 [1] - 考核体系构建了“5+9”指标体系，5项控制指标全部达标才能评为“优秀”，1项及以上不达标则直接“不合格”，考核结果与地方领导班子选拔任用直接挂钩，问责力度空前 [1] - 考核驱动的环境价值重估将为低估值绿电运营商、高耗能行业绿电直连龙头及综合环保龙头带来投资机会 [5] 碳价主线：从履约驱动转向制度驱动 - 2026年1-3月全国碳市场碳价持续企稳，均价分别为73元/吨、77元/吨、78元/吨 [2] - 考核压力下，碳市场扩围将提速，除钢铁、水泥、铝冶炼外，新行业纳入时间节点有望提前，预计2027年碳市场将基本覆盖工业领域主要排放行业 [2] - 配额总量逐年收紧及有偿比例提升将提供长期上涨动力，预计2030年前碳价有望升至150-200元/吨区间 [2] - 碳价运行逻辑将由单纯市场供需驱动，转向市场与政策目标协同牵引 [2] 绿证主线：从自愿消纳迈向刚性需求 - 绿证价格长期处于低位，2025年以来价格仅为同期碳价的8% [3] - 《考核办法》将非化石能源消费占比列为控制指标，高耗能行业的绿电消纳要求将从“鼓励性”升级为“约束性”，绿证需求转向刚性考核 [3] - 动态监测预警制度的建立将提升数据质量，为绿证与碳市场衔接打下基础 [3] - 预计2030年绿证刚性需求有望跃升至30-33亿个，绿证价格将向碳价逐步靠拢 [3] 电价主线：碳成本与绿证收益共同推动中枢上移 - 在当前碳价与绿证价格水平下，火电碳成本和绿证收益将推动批发电价从350元/MWh增厚10%至385元/MWh，零售电价从600元/MWh增厚6%至635元/MWh [4] - 若未来碳价上涨至150-200元/吨，对应批发电价将增厚20-27%至420-443元/MWh [4] - 若绿证价格提升至与碳价持平，批发电价将增厚24-31%至436-459元/MWh [4] - 考核体系将加速电价对环境成本的传导，推动碳市场、绿证市场与电力市场形成正向循环 [4] 投资主线与重点公司 - **主线一：低估值绿电运营商龙头**，受益于电-证-碳联动下的盈利修复与估值体系切换，推荐龙源电力、三峡能源、中国电力 [5] - **主线二：聚焦高耗能行业的绿电直连龙头**，锁定绿电规避碳成本侵蚀，推荐龙净环保 [5] - **主线三：综合环保龙头**，受益于考核压力下的资源化处置溢价，且碳监测数据需求提升直接利好检测板块，推荐光大环境、瀚蓝环境、军信股份、绿色动力环保、华测检测、国检集团 [5] - 报告列出了十家重点推荐公司的目标价与投资评级，均为“买入” [9] 重点公司最新动态摘要 - **龙净环保**：2026年Q1归母净利润2.44亿元，同比增长32%，公司“环保+新能源”双轮驱动，与亿纬锂能合资设立60GWh储能电池工厂 [12] - **瀚蓝环境**：预计2025年前三季度归母净利润同比增加约2.2亿元，增幅约15.85%，并表粤丰产生协同效应 [13] - **光大环境**：2025年归母净利润39.25亿港元，同比增长16.2%，DPS提升至27港仙，分红比例42.3% [14] - **绿色动力环保**：2025年归母净利润6.18亿元，同比增长5.54%，自由现金流强劲，A/H股股息率分别为3.3%/6.6% [16] - **华测检测**：2026年Q1归母净利润1.78亿元，同比增长31%，经营性现金流净额显著改善 [16] - **中国电力**：2025年归属于普通股股东利润29.10亿元，末期派息0.168元/股，股息率达5.8% [16] - **三峡能源**：2025年Q1-Q3归母净利润43.13亿元，陆上大基地与海上风电优势突出，储能业务快速增长 [16] - **军信股份**：2025年归母净利润7.17亿元，同比增长33.62%，积极拓展国内外垃圾焚烧发电市场 [16] - **龙源电力**：2025年归母净利润45.26亿元，依托“擎源”大模型推进智能运维，国补回款改善经营现金流 [17] - **国检集团**：2025年归母净利润1.19亿元，经营性现金流同比增长34.6%至3.62亿元，深化事业部改革并加码战新产业投入 [17]

投资评级 - 维持“买入”评级 [1] - 目标价5.50元人民币 [10] 核心观点 - 报告看好公司煤电机组未来“等容替代”带来的盈利能力提升潜力和高股息特性 维持“买入”评级 [6] - 报告认为若年内魏家峁煤矿完成第二采区的接续开采工作，煤炭热值修复，将对公司外销煤价产生积极影响，从而带动公司盈利同比提升 [8] - 报告不改对华能蒙电火电综合电价基本见底的观点 [7] 财务表现与预测 - **2025年业绩回顾**：2025年实现营收210.50亿元，同比下降5.58% 归母净利润24.93亿元，同比增长7.23% 但低于预期的27.02亿元，主要因蒙西上网电价低于预期 [5][6] - **2026年第一季度业绩**：1Q26收入47.08亿元，同比-13.6% 归母净利润6.94亿元，同比-24.63%，低于预期下限的8.63亿元，主要因外销煤价低于预期 [6] - **盈利预测**：预计2026-2028年归母净利润分别为26.91亿元、29.61亿元、30.52亿元，对应EPS分别为0.34元、0.38元、0.39元 [5][10] - **股息与分红**：2025年DPS为0.22元/股，分红比例70.45%，股息率4.7% [6] 预测2026-2028年股息率分别为4.57%、5.04%、5.19% [5] 业务运营分析 - **电力业务**： - 2025年上网电量540.75亿千瓦时，同比-8.32% 上网电价（不含税）333.10元/MWh，同比-0.94%，低于预期主要因蒙西风电上网电价从2024年的332.6元/MWh下降至150.0元/MWh [7] - 2025年电力板块毛利率同比+3.72个百分点至22.58%，主要因入炉标煤单价同比-12.14%至513.66元/吨 [7] - 1Q26平均上网电价（不含税）331.09元/MWh，与2025年全年均价333.10元/MWh基本持平 [7] - **煤炭业务**： - 2025年煤炭产量同比-6.58%，外销量同比-19.12%至588.80万吨 外销价（不含税）300.65元/吨，同比-25.25%，受市场煤价下降和煤炭热值阶段性下降影响 [8] - 1Q26煤炭产量同比+1.74%，外销量同比-4.10%至149.68万吨 外销价（不含税）269.65元/吨，同比-24.84%，但较4Q25的285.24元/吨降幅为5.47% [8] 长期发展潜力 - **高能耗机组等容替代**：截至2025年底，公司单机20万/33万千瓦高能耗控股煤电装机容量占蒙西消纳煤电的19%/41%，运行年份均已超过20年，具有“等容替代”潜力 [9] - **替代效益测算**：报告测算替代后可节约单位燃料成本4.9分/千瓦时，对应度电净利润提升4.2分，并能进一步节约碳支出（2025年公司碳排放权支出为3.01亿元，同比-12.16%） [9] 估值与比较 - **估值基础**：基于16.0倍2026年预测市盈率给予目标价，较可比公司2026年Wind一致预期市盈率均值14.4倍有所溢价，主要考虑公司分红能力高于可比公司 [10] - **可比公司数据**：可比公司（陕西能源、淮河能源、大唐发电）2026年预测市盈率均值为14.4倍，2027年为13.3倍 华能蒙电对应预测市盈率分别为13.5倍和12.3倍 [16] - **关键财务比率预测**：预测2026-2028年市盈率分别为13.54倍、12.30倍、11.94倍 市净率分别为1.63倍、1.54倍、1.47倍 [5]

核心观点 - 市场短期存在技术性回踩需求，需警惕指数重心回落风险，操作上应以防守为主，规避前期涨幅过高、业绩不确定性强的题材股，静待回踩完毕后的结构性低吸机会 [2][7][8] A股市场表现总结 - 周四（2026年4月23日）沪深三大指数高开低走，放量下跌，终结此前连续五日连阳走势 [2][3][7] - 上证指数收盘报4093.25点，下跌13.01点，跌幅0.32% [4] - 深证成指收盘报15043.45点，下跌133.84点，跌幅0.88% [4] - 创业板指收盘报3720.25点，下跌32.51点，跌幅0.87% [4] - 科创50指数收盘报1432.59点，下跌18.55点，跌幅1.28% [4] - 两市成交额显著放大至28045亿元（其中沪市12343.96亿元，深市15700.96亿元） [2][4][7] - 市场呈现涨少跌多、情绪低迷、赚钱效应较差的特征 [4] 盘面板块轮动与资金动向 - 板块轮动出现高低切换迹象，前期领涨的高位题材（如CPO等算力硬件股）出现回落，而长期低位滞涨的消费品种逆势上涨 [2][3][7] - 高位放量下跌可能意味着筹码松动而非资金进场承接，显示多空分歧较大 [2][7][8] - 涨幅居前的板块包括：白酒、航海装备、煤炭、医疗美容、电力、公用事业 [3] - 跌幅居前的板块包括：稀土、贵金属、有色金属、能源金属、金属新材料、生物制品 [3] 消费板块投资逻辑 - 宏观政策导向正从传统投资拉动，系统性转向以“人”为核心、培育新需求，为消费板块带来结构性投资机遇 [5] - 具体关注三大方向： 1. **结构性赛道**：顺应人口趋势的“银发经济”、满足年轻群体情感的“悦己消费”（如“谷子经济”）、追求性价比的“平价消费”及基础食品饮料 [5] 2. **服务消费升级**：文旅、体育、养老、医疗保健及文化娱乐等服务性消费是未来增长点 [5] 3. **安全主线**：在外部不确定性加大的背景下，内循环和国家安全重要性提升，农牧饲渔或迎逢低布局机会，生猪养殖行业或迎底部反转，政策支持的智慧农业（如精准种植、智能农机）可逢低关注 [5] 电力板块投资逻辑 - “算电协同”首次被写入国务院政府工作报告，标志着算力与电力协同发展从行业概念正式上升为国家战略部署，市场预期将驱动电力基础设施投资与需求增长，带来长期发展机遇 [6] - 全球AI算力建设进入增长期，高功率、高稳定的供电成为算力集群的“生命线”，电力设备变压器正升级为算力基础设施的重要部分 [6] 后市研判与操作策略 - 市场短期存在技术性回踩以消化浮筹的需求 [2][7][8] - 叠加一季报业绩披露进入尾声，部分估值虚高的题材股缺乏业绩支撑，资金调仓避险意愿增强 [2][7][8] - 五一假期临近，市场谨慎情绪升温 [2][7][8] - 投资者需警惕短期沪深三大指数重心回落的风险 [2][7] - 操作上需规避前期涨幅过高、业绩不确定性强的题材股，以防守为主，静待市场回踩完毕之后，再关注结构性低吸机会 [2][7][8]