战略布局（电、热、氢、储） - 公司围绕“电、热、氢、储”四大板块进行战略转型升级 [1] - 电力板块：拥有光伏控股装机容量105万千瓦，气电控股装机容量96.2万千瓦，在建气电参控股装机容量184万千瓦，拟升级108万千瓦小燃煤机组 [1] - 热力板块：组建热能集团整合热力资源，稳固广州东部片区基本盘并拓展外部项目 [2] - 氢能板块：与现代汽车、雄韬股份等合资成立氢能公司，与中石化合作建成5座综合能源站（4座已运营），牵头成立广州市氢能产业发展联合会并设立产业基金 [2] - 储能板块：建成投运2GWh储能智造中心，已投运储能电站27个（装机容量241MWh），在建储能项目6个（装机容量140MWh），中新知识城示范项目进入调试验收阶段 [3] 2025年前三季度经营业绩 - 发电业务效益提升：汕头光伏项目投产、气电上网电价上调、燃煤价格同比下降 [4] - 归属于上市公司股东净利润同比上升139.08%，扣非净利润同比上升143.45%，基本每股收益与稀释每股收益均上升140.76% [4] 煤炭采购策略 - 燃料采购以国内为主，坚持“把握源头、控制过程、降低成本”原则 [5] - 深化与大型煤炭生产及运输企业战略合作，拓展新采购渠道以保障供应稳定与成本控制 [5] 未来新能源规划 - 持续推进东区气电、汕头光伏、知识城气电、白云气电及热力/氢能/储能项目建设 [6] - 公司积极挖掘优质项目，加快投产进度以落实能源转型战略 [6]

投资评级 - 投资评级为买入（维持）[5] 核心观点 - 公司2025年第三季度业绩符合预期，归母净利润同比增长11.5%至6.52亿元[7] - 福建省新能源上网电价市场化改革方案保障了存量新能源项目回报率，消除了市场对回报率下滑的担忧[7] - 公司在手海风及热电联产项目储备充足，未来2-3年成长性较强[7] 基本数据与估值 - 截至2025年10月29日，公司收盘价为10.06元，总市值约为27,968.19百万元，资产负债率为38.26%[3] - 预计公司2025-2027年归母净利润分别为27.51亿元、28.19亿元、30.14亿元，对应每股收益分别为0.99元、1.01元、1.08元[6] - 当前股价对应2025-2027年市盈率分别为10倍、10倍、9倍，股息率分别为3.0%、3.1%、3.3%[7] 业务表现分析 - 风电业务：2025年第三季度风电发电量10.6亿千瓦时，同比增长3.76%，其中海风发电量同比增长5.06%[7] - 火电业务：2025年第三季度火电发电量52.9亿千瓦时，同比下滑2.7%，但热电联产部分同比增长1.1%[7] - 气电业务：2025年气电上网电价同比上调0.019元/千瓦时，预计盈利增幅明显[7] 项目储备与成长性 - 公司计划在2025年开工65.6万千瓦海上风电和泉惠热电联产二期项目，在建拟建总装机达到328万千瓦[7] - 长乐外海J区海风项目风资源优异，等效利用小时数达4551小时[7] - 参股公司泉州三期和石狮三期扩建项目已获核准，预计于2027-2028年投产，为未来业绩增长奠定基础[7]

公司业绩表现 - 浙能电力前三季度实现营业收入588.14亿元，同比减少11.29% [1] - 浙能电力前三季度实现归属上市公司股东的净利润62.30亿元，同比减少6.96% [1] - 子公司中来股份前三季度实现营业收入38.98亿元，同比下降14.21% [1] - 子公司中来股份前三季度净利润亏损3.98亿元，同比下降31.06% [1] 业绩变动原因 - 业绩变化主要受售电单价较上年同期降低影响 [1] - 业绩变化受合并报表内的中来股份光伏产品对外销售收入下降等因素影响 [1] 公司业务背景 - 浙能电力是浙江省内规模最大的发电企业 [1] - 公司主要从事火电、气电、核电、热电联产、综合能源等业务 [1] - 公司管理及控股发电企业主要集中在浙江省内 [1] - 公司于2023年取得中来股份控制权 [1] - 中来股份主营光伏辅材、高效电池及组件、光伏应用业务 [1]

投资评级 - 报告对华能国际的投资评级为“增持”，并予以维持 [3][6] - 当前股价为7.73元 [3] 核心观点与业绩表现 - 公司2025年第三季度业绩超预期增长，前三季度实现营业收入1729.75亿元，同比下降6.19%，但归母净利润达到148.41亿元，同比大幅增长42.52% [1][6] - 第三季度单季表现尤为强劲，实现营业收入609.43亿元，归母净利润55.79亿元，同比大幅增长88.54% [6] - 业绩增长主要受益于燃料成本下行，盈利水平明显修复 [6] 业务板块分析 - 煤电业务方面，前三季度公司煤电板块实现利润总额132.68亿元，测算第三季度煤电度电利润总额为0.06元/千瓦时，同比增加0.036元/千瓦时，环比增加0.015元/千瓦时，显示度电盈利进一步增长 [6] - 新能源业务维持高增速，第三季度风电上网电量81.88亿千瓦时，同比增长2.99%；光伏上网电量82.67亿千瓦时，同比增长45.41% [6] - 光伏度电盈利环比改善，第三季度光伏度电利润总额为0.18元/千瓦时，环比增加0.009元/千瓦时 [6] 财务状况与盈利能力 - 公司盈利能力显著提升，前三季度毛利率为19.95%，同比提升3.92个百分点；净利率为11.24%，同比提升3.99个百分点 [6] - 财务费用控制良好，因带息负债资金成本同比下降，前三季度财务费用减少16.5%至49.75亿元 [6] - 公司实现投资收益10.24亿元 [6] 未来展望与盈利预测 - 展望未来，在冷冬预期下，公司火电有望充分发挥保供作用，第四季度电量预计有所修复 [6] - 预计全年煤价将维持较低水平，加之两部制电价实施稳定盈利，煤电业绩有望延续高增长 [6] - 第三季度公司新并网发电装机容量230.81万千瓦，有望进一步贡献业绩增长 [6] - 基于煤价下行对成本的优化，报告调增公司盈利预测，预计2025-2027年归母净利润分别为143.13亿元、150.76亿元、158.76亿元，同比增长41%、5%、5% [2][6] - 当前股价对应市盈率分别为8.5倍、8.0倍、7.6倍 [6][8] 股价表现 - 公司股价近期表现强劲，近1个月绝对回报为8%，近6个月为12%，近12个月为10% [5]

文章核心观点 - 为适应新能源装机占比提升至2035年风电和太阳能发电总装机容量力争达36亿千瓦的目标，调节性资源对保障电网安全与新能源消纳至关重要 [2] - 核心观点是需设计合理的调节资源容量电价机制，以公平反映调节资源价值，引导新型储能、抽水蓄能、煤电和气电的合理布局，并保障其合理收益 [2] - 机制设计需统筹全国统一大市场建设、电力系统安全保供与绿色低碳发展，坚持市场化方向与系统思维，近期建立相对独立且关联的容量电价机制，远期构建容量市场 [4] 调节资源容量电价机制总体思路 - 机制需结合各省调节需求与电价承受力，依据调节速率、响应时间、顶峰时长等性能指标，建立以功能和效用为导向的价格机制 [4] - 通过价格政策与市场化机制结合，明确中长期价格思路，稳定投资预期，逐步实现调节资源市场化配置 [4] - 近期为抽水蓄能与新型储能建立相对独立且关联的容量电价机制，同时深化完善煤电容量电价政策，未来结合电力市场发展构建容量市场 [4] 煤电容量电价机制优化完善思路 - 建议继续执行煤电容量电价机制通知，分省调整容量电价比例与标准，未来逐步过渡至容量市场 [6] - 分类优化固定成本回收比例：湖南、广西、云南、江西4省（区）容量电价建议调至330元/千瓦，四川、河南、青海等7省（市）建议调至230元/千瓦，其他省（区、市）建议不低于165元/千瓦 [6] - 推进容量电价与电量电价脱钩，初期容量电价与电量电价折算后对标煤电基准电价120%，远期建议加快脱钩以通过市场形成电量电价 [6] - 规范最大可用容量认定与考核，出台统一实施细则，明确申报与考核原则，避免重复或过度考核 [7] - 明确跨省跨区交易容量电费分摊原则，配套机组按分电比例和送电顶峰容量确定分摊，非配套机组由送端先结算，受端再向送端支付 [7] - 理顺热电联产机组成本疏导路径，按"谁受益、谁分担"原则通过电价、热价疏导成本，对特定机组容量电费考核应考虑折减 [7] 抽水蓄能容量电价机制改革路径 - 近期分区域、分阶段设计容量电价机制，未来过渡至容量市场，与其他调节资源竞争 [9] - 坚持市场化导向，新老划断分策实施：对已有48座电站仍执行核定容量电价，新电站按区域先进标杆容量电价或区域竞争性容量配置确定电价 [9] - 2026~2030年新增抽蓄装机约10394万千瓦，需分省建立区域标杆电价，鼓励参与电力市场的收益按比例抵扣容量电价 [10] - 科学评估各省调节资源容量需求与经济性是竞争性配置的核心，需结合技术经济参数开展长周期电力市场仿真以优选方案 [10] 新型储能容量电价机制发展路径 - 新型储能容量电价应坚持"市场化为主、政策性补充"原则，近期与抽蓄分赛道建立区域标杆容量电价或竞争性容量配置过渡，未来参与容量市场 [12] - 建议按"额定功率×满功率放电时长/系统顶峰需求时长—厂用电"确定新型储能的有效容量 [12] - 近期综合主流技术先进固定成本、煤电容量电价及系统电价承受力设定容量价格基准，未来通过容量市场供需形成价格 [12] - 建议逐步建立基于系统可靠性定价的容量市场，初期简化可靠性指标，合理设计需求规模与价格曲线 [12]

核心观点 - 公司2025年前三季度总发电量同比微降0.61%，但以风电、光伏为代表的清洁能源发电量实现高速增长，能源结构转型趋势显著 [1] 发电量表现 - 公司累计完成合并报表口径发电量933.63亿千瓦时，同比减少0.61% [1] - 煤电完成659.25亿千瓦时，同比减少3.65%，是拖累总发电量下滑的主要因素 [1] - 气电完成193.34亿千瓦时，同比基本持平 [1] - 风电完成39.76亿千瓦时，同比增加10.84% [1] - 光伏完成32.03亿千瓦时，同比大幅增加82.09%，增速在所有电源类型中最快 [1] - 水电完成3.88亿千瓦时，同比增加14.45% [1] - 生物质完成5.37亿千瓦时，同比增加8.48% [1] 上网电量表现 - 公司累计完成合并报表口径上网电量885.72亿千瓦时，同比减少0.52% [1] - 煤电上网电量618.73亿千瓦时，同比减少3.61% [1] - 气电上网电量189.39亿千瓦时，同比基本持平 [1] - 风电上网电量37.96亿千瓦时，同比增加10.83% [1] - 光伏上网电量31.11亿千瓦时，同比增加80.56% [1] - 水电上网电量3.75亿千瓦时，同比增加13.64% [1] - 生物质上网电量4.78亿千瓦时，同比增加9.38% [1]

发电量表现 - 2025年前三季度公司完成合并口径发电量601.7亿千瓦时，同比上升1.98% [1] - 煤电完成393.13亿千瓦时，同比下降0.54% [1] - 气电完成61.78亿千瓦时，同比下降14.93% [1] - 风电完成83.72亿千瓦时，同比上升15.90% [1] - 光伏发电完成63.07亿千瓦时，同比上升26.43% [1] 上网电量与电价 - 上网电量576.34亿千瓦时，同比上升2.11% [1] - 上网电价均价为0.58元/千瓦时 [1] 市场交易情况 - 公司市场交易结算电量438.6亿千瓦时 [1] - 省内市场化交易结算电量383.83亿千瓦时 [1] - 跨省区交易结算电量54.77亿千瓦时 [1] 清洁能源发展 - 清洁能源发电装机规模和发电量实现增长 [1]

装机规模与结构 [3] - 总装机规模1787万千瓦，其中在运和在建装机容量1627万千瓦 [3] - 煤电装机1317万千瓦，气电90万千瓦，生物质发电33.5万千瓦，水电（抽水蓄能）140万千瓦，风电100万千瓦，光伏97万千瓦，储能10万千瓦 [3] - 140万千瓦抽水蓄能和20万千瓦风电处于核准待建状态 [3] 经营数据与业绩 [3] - 2025年上半年发电量273.8亿千瓦时，同比下降3.9% [3] - 7-8月电量同比增长9%以上，预计9月末可实现全年发电量同比反超 [3] - 2025年上半年平均综合含税电价0.429元/千瓦时，同比下降4% [3] - 2025年上半年综合发电标单不到800元/吨，同比下降14% [3] - 2025年上半年控股发电口径度电利润总额约5分/千瓦时，同比增加1.4分/千瓦时 [3] 发展规划与建设项目 [3] - 吐鲁番风电项目规模50万千瓦，计划2025年9月底全容量并网 [3] - 新疆80万千瓦光伏大基地外送项目，计划2025年11月全容量并网 [3] - 省内30万千瓦风电项目，计划2026年全容量并网 [3] 电价与市场机制 [3][4] - 新疆外送配套电源度电利润超0.1元/千瓦时 [3] - 吉泉配套煤电执行"基准+浮动"定价机制，目前暂按基准电价结算 [3] - 安徽省内电价长期协议一年一签，明年电价有一定下降压力 [3] - 2025年公司中长期协议电量比例预计超过90% [3] - 煤电机组所在省份暂未开展新能源机制电价申报工作 [4] 战略投资与回报 [4] - 新疆风电项目符合公司"十四五"战略方向，积极落实"走出去"和稳妥推进绿电占比 [4] - 风电项目整体投资回报符合公司预期 [4]

清洁能源装机规模 - 儋州洋浦清洁能源总装机容量突破300万千瓦 [1] - 海上风电装机容量达120万千瓦 光伏发电装机容量达85万千瓦 [1] - 其他清洁能源包括陆上风电9.9万千瓦 气电143万千瓦 余热发电27.75万千瓦 生物质发电13万千瓦 小水电4.8万千瓦 [1] 配套基础设施 - 风电产业园配套码头设计年通过能力536万吨 可满足1艘5万吨级和2艘2万吨级船舶靠泊 [1] - 配套道路具备为风机等大型设备提供高效运输能力 [1] - 亨通海南海洋能源互联项目正结合码头建设优化选址并加快推进 [1] 充电基础设施 - 累计建成充电桩17475个（枪18290个） 充电站249座 换电站6座（电池246块） [1] - 车桩比约1:1.19 位居全省前三 [1]

核心财务表现 - 2025年上半年公司实现营业收入231.41亿元 同比减少11.26% [1] - 归属上市公司股东净利润0.32亿元 同比大幅降低96.40% [1] - 第二季度归母净利润4.15亿元 同比减少46.52% 但较第一季度实现环比扭亏为盈 [4] 火电业务分析 - 煤电上网电量373.20亿千瓦时 同比减少3.85% [2] - 平均上网电价0.480元/千瓦时 同比下降0.059元/千瓦时 [2] - 煤电营业收入138.87亿元 同比降低19.70% [2] - 燃料成本同比下降11.48% 其中煤电营业成本同比下降16.05% [2] - 煤电归母净利润2910万元 同比下降90.48% [2] - 气电上网电量110.24亿千瓦时 同比减少0.39% [2] - 气电营业收入同比增长2.23% 但营业成本同比上升9.84% [2] - 气电归母净利润-21790万元 同比大幅转亏 [2] 清洁能源业务表现 - 水电上网电量1.36亿千瓦时 同比增加23.64% [3] - 水电归母净利润-527万元 较去年同期减亏488万元 [3] - 风电装机容量389.50万千瓦 同比增长14.73% [3] - 光伏装机容量457.45万千瓦 同比增长91.92% [3] - 风电上网电量26.14亿千瓦时 同比增长0.85% [4] - 光伏上网电量19.74亿千瓦时 同比增长88.90% [4] - 可再生能源板块营业成本同比增长22.41% [4] - 新能源业务归母净利润1.03亿元 同比减少48.15% [4] 其他财务指标 - 投资收益4.14亿元 同比降低24.16% [4] - 电力供需形势宽松及新能源扩张挤压火电出力空间 [2] - 广东电力市场竞争加剧导致电价下降 [2] - 风电发电量增长受限主因一季度沿海地区海风强度减弱 [4] - 新增装机投产推高折旧及运维成本 [4]