装机容量与投产计划 - 公司控股总装机容量4055.93万千瓦 [2] - 燃煤发电装机2001万千瓦，占比49.34% [2] - 气电装机1184.7万千瓦，占比29.21% [2] - 风电装机389.50万千瓦，占比9.60% [2] - 光伏装机457.45万千瓦，占比11.28% [2] - 可再生能源（风电、水电、光伏、生物质）总装机870.23万千瓦，占比21.46% [2] - 在建煤电装机800万千瓦，其中2025年预计投产300-500万千瓦，其余2026-2027年投产 [2] - 在建气电装机294.2万千瓦，预计2026-2027年投产 [2] 新能源业务经营 - 2025年前三季度风电业务实现归母净利润约1.56亿元 [3] - 2025年前三季度光伏业务归母净利润约-0.51亿元 [3] - 电力市场竞争加剧及政策调整导致上网电价同比下行 [2] 燃料成本与采购 - 公司国内煤与进口煤采购比例各约50% [3] - 2025年前三季度燃料成本同比下降13.38% [3] 电力市场与电价展望 - 2025年广东省年度双边协商交易成交均价391.87元/千千瓦时，同比下降约15.84% [4] - 2026年长协电价受宏观经济、政策、成本及客户预期等多因素影响，存在不确定性 [4]

业绩表现 - 第三季度公司实现营业收入31.86亿元，归母净利润0.95亿元，营收和归母净利润分别较二季度环比增加7.63亿元和2.03亿元，初显回暖态势 [1] - 第三季度公司电力业务毛利率达到23.10%，其中火电业务毛利率为20.37%，新能源业务毛利率高达77.37%，较上半年及去年同期均实现大幅增长 [1] - 2025年前三季度，公司新能源业务在发电量、售电量、销售收入及毛利润等方面均实现同比成倍增长 [3] 业务发展 - 火电板块取得突破，乌拉盖一号1000MW高效超超临界燃煤发电机组建成投产，为国内首台千瓦级褐煤发电机组，在燃料成本与运行效率方面具备显著优势 [2] - 乌拉盖二号1000MW机组预计2025年内投入运营，白音华2×660MW项目预计2026年投入运营，均为“蒙电送苏”战略配套电源点 [2] - 新能源业务布局加快，陕西麟游“农光互补”项目、垞城矿采煤塌陷区“渔光互补”项目、丰县50MW储能项目相继建成投产 [2] - 公司在役新能源项目总装机容量达647.8MW，在建项目总装机容量达477.5MW，新能源业务已初具规模 [2] 行业环境与公司战略 - 三季度煤炭市场价格触底回升，行业整体经营环境趋于改善 [1] - 公司积极推动能源结构优化与绿色转型，展现出兼具周期弹性与成长潜力的综合能源企业特质 [1] - 公司依托现有资源与地理条件，积极打造风、光、储协同发展的产业格局，逐步构建多元化能源体系 [2]

投资评级 - 对国电电力维持“买入”评级 [2][7] 核心观点 - 火电业务受益于发电量增速回升及燃煤成本下降，盈利能力持续改善，夯实公司业绩基本盘 [7] - 水电业务环比改善，四季度“五站连投”有望支撑明年起水电电量快速成长 [7] - 公司精益成本管控，管理费用和财务费用显著下降，进一步增厚业绩 [7] - 根据2025-2027年现金分红规划，公司承诺每年现金分红不低于当年归母净利润的60%，按承诺下限及当前股价计算，股息率不低于4.14% [7] 财务表现与预测 - 2025年1-9月公司实现营业收入1252.05亿元，同比下降6.47%；归母净利润67.77亿元，同比下降26.27% [7] - 单三季度归母净利润30.90亿元，同比增长24.87% [7] - 预测2025-2027年归母净利润分别为73.32亿元、82.77亿元、92.48亿元，对应市盈率分别为13倍、11倍、10倍 [6][7] - 预测2025-2027年营业总收入分别为1739.73亿元、1815.82亿元、1918.63亿元 [6] 火电业务 - 2025年1-9月公司上网电量3321.34亿千瓦时，同比增长0.74%，逆转上半年下降趋势 [7] - 1-9月火电上网电量2549.31亿千瓦时，同比下降2.17%，但第三季度火电上网电量同比增长6.93%，发电景气度显著回升 [7] - 第三季度公司火电控股装机容量增加266万千瓦 [7] - 第三季度秦皇岛5500大卡动力煤现货均价为672元/吨，同比下降176元/吨，成本下降助力火电度电盈利能力保持正增长 [7] 水电业务 - 2025年1-9月水电上网电量449.23亿千瓦时，同比下降4.48%，但第三季度发电增速为-2.38%，较上半年-6.44%有所改善 [7] - 第三季度四川省水电上网电量184.99亿千瓦时，同比下降0.96%，但降幅较上半年收窄 [7] - 四季度双江口、金川、枕头坝二级、沙坪一级、绰斯甲五座水电站将同步投产，支撑水电电量成长 [7] 新能源业务 - 第三季度公司新增新能源控股装机容量42.58万千瓦，总装机量达2899.78万千瓦 [7] - 第三季度风电上网电量40.70亿千瓦时，同比下降2.23%；光伏上网电量69.34亿千瓦时，同比增长105.86% [7] - 看好大渡河水风光一体化多能互补清洁能源基地建设提速 [7] 成本费用 - 2025年1-9月公司管理费用13.28亿元，同比下降23.39%；财务费用43.64亿元，同比下降7.69% [7] - 公司把握利率下行机遇，提升整体成本管控水平 [7]

核心观点 - 9月份规模以上工业能源生产总体呈现原煤生产降幅收窄，原油、天然气生产增速加快，电力生产平稳增长的态势 [1] 原煤生产及相关情况 - 9月份规上工业原煤产量4.1亿吨，同比下降1.8%，但降幅较8月份收窄1.4个百分点 [2] - 9月份原煤日均产量为1372万吨 [2] - 1-9月份累计，规上工业原煤产量35.7亿吨，同比增长2.0% [2] 原油生产及相关情况 - 9月份规上工业原油产量1777万吨，同比增长4.1%，增速较8月份加快1.7个百分点 [2] - 9月份原油日均产量为59.2万吨 [2] - 1-9月份累计，规上工业原油产量16263万吨，同比增长1.7% [3] - 9月份规上工业原油加工量6269万吨，同比增长6.8% [4] - 9月份原油日均加工量为209.0万吨 [4] - 1-9月份累计，规上工业原油加工量55081万吨，同比增长3.7% [5] 天然气生产及相关情况 - 9月份规上工业天然气产量212亿立方米，同比增长9.4%，增速较8月份加快3.5个百分点 [5] - 9月份天然气日均产量为7.1亿立方米 [5] - 1-9月份累计，规上工业天然气产量1949亿立方米，同比增长6.4% [6] 电力生产情况 - 9月份规上工业发电量8262亿千瓦时，同比增长1.5% [7] - 9月份电力日均发电量为275.4亿千瓦时 [7] - 1-9月份累计，规上工业发电量72557亿千瓦时，同比增长1.6% [7] - 分品种看，9月份能源结构变化显著：火电同比下降5.4%（8月为增长1.7%），水电增长31.9%（8月为下降10.1%），核电增长1.6%（增速较8月放缓4.3个百分点），风电下降7.6%（8月为增长20.2%），太阳能发电增长21.1%（增速较8月加快5.2个百分点） [7]

核心运营数据 - 2025年前三季度公司完成总发电量1352.34亿千瓦时，同比增长4.68% [1] - 2025年前三季度公司完成上网电量1281.53亿千瓦时，同比增长4.80% [1] 火电业务表现 - 浙江浙能乐清发电有限责任公司完成发电量198.28亿千瓦时 [1] - 浙江浙能乐清发电有限责任公司完成上网电量189.07亿千瓦时 [1] 新能源业务表现 - 光伏发电方面，浙江浙能嘉兴发电有限公司完成发电量3907.83万千瓦时 [1] - 光伏发电方面，浙江浙能嘉兴发电有限公司完成上网电量3707.13万千瓦时 [1] - 风力发电方面，浙江浙能嘉兴发电有限公司完成发电量1056.91万千瓦时 [1] - 风力发电方面，浙江浙能嘉兴发电有限公司完成上网电量995.63万千瓦时 [1]

投资评级 - 报告给予甘肃能源(000791)"买入"评级 [2][8] 核心观点 - 甘肃能源是甘肃省属龙头电力平台，控股股东为甘肃省电力投资集团，实控人为甘肃省国资委，公司形成火电、水电、风电、光伏多元化电源结构 [1][5][14] - 截至2025H1，公司在运控股装机753.97万千瓦，其中火电400万千瓦、水电170.02万千瓦、风电110.35万千瓦、光伏73.6万千瓦 [5][14] - 2024年通过收购常乐电厂66%股权实现火电资产注入，营收从2023年26.41亿元增至86.95亿元，归母净利润从5.21亿元增至16.44亿元，2025H1营收39.31亿元，归母净利润8.25亿元 [5][20] - 公司预测2025-2027年归母净利润分别为19.71亿元、22.72亿元、23.74亿元，对应2025年9月23日收盘价PE为10.68倍、9.27倍、8.87倍 [7][8][90] 业务板块分析 火电板块 - 常乐电厂一期4×100万千瓦机组为"陇电入湘"特高压直流工程唯一配套调峰火电，电量直送湖南消纳，二期2×100万千瓦机组定位甘肃省内调峰电源，5号机组已投产，6号机组预计2025年9月底投产 [5][31] - 凭借区位优势主要采购疆煤，2022-2024年入炉标煤单价分别为625.39元/吨、576.21元/吨、509.19元/吨（7000K不含税），度电成本低于行业平均水平 [5][39] - 一期外送湖南执行"基准电价+浮动电价"机制，基准价320元/兆瓦时，容量电价执行湖南标准165元/千瓦·年；二期送甘肃省内，2024年省内火电结算均价380.2元/兆瓦时，高于甘肃燃煤基准价307.8元/兆瓦时，且甘肃容量电价新政提升至330元/千瓦·年 [5][46][51] - 外送电量通过三方协议保障，2024年开始年输送电量340亿千瓦时以上（常乐电厂200亿千瓦时），协议有效期至2039年 [5][53] 水电板块 - 控股水电装机170.02万千瓦，均为2~30万千瓦小机组，分布在白龙江、黑河等流域，2025年上半年平均上网电价375.75元/兆瓦时，同比大幅上涨 [5][57][59] - 成本中折旧占主要部分，2024年折旧4.58亿元，因机组多在2000-2010年投产，折旧预计2030-2040年间逐步到期，利润有望提升 [5][59] - 参股国投小三峡32.57%股权，合计机组容量75.45万千瓦，近五年年均贡献投资收益约1亿元，参控股水电合计贡献归母净利3~4亿元 [5][66][68] 新能源板块 - 控股风电110.35万千瓦、光伏73.6万千瓦，主要分布在甘肃河西地区，2025年上半年风电上网电价同比下降18.61分/千瓦时，光伏同比下降6.22分/千瓦时 [5][69][80] - 甘肃"136"号文落地后新能源全面入市，存量项目保障电量比例低于20%，增量项目执行期限12年，2025年上半年酒汇公司净利润0.25亿元，同比下降1.94亿元 [8][80] - 在手核准新能源项目610万千瓦，包括腾格里沙漠大基地、庆阳绿电等项目，未来装机扩张潜力较大 [8][83][84] 成长潜力 - 控股股东甘肃电投集团旗下还有武威、张掖、金昌三家火电公司，合计在运装机2.67GW、在建2GW，2024年张掖、金昌电厂扭亏为盈，净利润分别为1.79亿元、4.26亿元，若盈利提升有望注入上市公司 [8][86][87] - 公司在建及规划项目包括常乐二期6号机组、610万千瓦新能源项目，预计2025-2027年新增火电200万千瓦、风电60万千瓦、光伏160万千瓦 [8][88][90]

发电量表现 - 2025年8月公司完成发电量37.71亿千瓦时 同比降低6.03% [1] - 2025年1-8月累计完成发电量245.9亿千瓦时 同比降低1.91% [1] 火电业务 - 2025年8月火电发电量同比降低9.40% [1] - 2025年1-8月火电累计发电量同比降低1.89% [1] 水电业务 - 2025年8月水电发电量同比增长151.30% [1] - 2025年1-8月水电累计发电量同比降低27.30% [1] 新能源业务 - 2025年8月新能源发电量同比降低8.62% [1] - 2025年1-8月新能源累计发电量同比增长14.29% [1]

核心财务表现 - 2025H1营业收入776.55亿元同比下降9.52% [1] - 归母净利润36.87亿元同比下降45.11% [1] - 扣非净利润34.10亿元同比大幅增长56.12% [1] - 基本每股收益0.207元/股同比下降45.09% [1] - 加权平均ROE为6.36%同比下降6.50个百分点 [1] - 现金分红总额17.84亿元分红比例48.38% [1] - 投资收益12.29亿元同比下降79.72% [1] 传统电源业务表现 - 火电板块归母净利润19.67亿元占比53.35% [2] - 水电板块归母净利润8.83亿元占比23.95% [2] - 煤机发电量1601.24亿千瓦时同比下降7.58% [2] - 燃机发电量13.43亿千瓦时同比增长19.91% [2] - 水电发电量228.7亿千瓦时同比下降6.44% [2] - 煤机上网电价428.75元/兆瓦时同比下降6.97% [2] - 燃机上网电价853.43元/兆瓦时同比下降2.65% [2] - 水电上网电价273.53元/兆瓦时同比增长4.96% [2] - 入炉标煤单价831.48元/吨同比下降87.46元/吨（yoy-9.52%） [2] - 传统电源板块归母净利润同比增长44.74% [2] 新能源业务表现 - 风电发电量113.55亿千瓦时同比增长10.37% [3] - 光伏发电量103.35亿千瓦时同比增长122.55% [3] - 风电上网电价450.10元/兆瓦时同比下降6.0% [3] - 光伏上网电价329.84元/兆瓦时同比下降21.8% [3] - 风电利用小时数1127h同比增长1.99% [3] - 光伏利用小时数606h同比增长15.43% [3] - 风电板块归母净利润5.29亿元占比14.35%同比下降31.1% [3] - 光伏板块归母净利润5.91亿元占比16.03%同比增长37.1% [3] 装机容量与项目储备 - 在运总装机120.2GW其中煤机76.63GW占比63.8% [4] - 水电装机15GW占比12.4% [4] - 风电装机10.2GW占比8.5% [4] - 光伏装机18.4GW占比15.3% [4] - 新增新能源控股装机645.16万千瓦 [3] - 获取新能源资源量353.48万千瓦 [4] - 核准或备案新能源容量377.39万千瓦 [4] - 在建风电项目211.83万千瓦主要分布在内蒙、甘肃 [4] - 在建光伏项目343.34万千瓦主要分布在天津、新疆、内蒙 [4] 行业发展趋势 - 行业处于供需结构优化、政策转向市场化调整阶段 [3] - 新能源电价下降与行业阶段性回调趋势相符 [3] - 煤电调节性价值重估与新能源装机扩张构成核心投资逻辑 [5]

核心财务表现 - 2025年上半年营收776.55亿元同比下降9.52% 归母净利润36.87亿元同比下降45.11% 扣非归母净利润34.1亿元同比增长56.12% [1] - 单二季度归母净利润18.76亿元同比下降61.96% 扣非归母净利润18.03亿元同比增长302.47% 业绩符合市场预期 [1] - 净利润下滑主因去年剥离国电建投股权产生一次性投资收益 扣非利润增长主因去年同期大兴川水电站减值约8亿元 [2] 分板块业绩 - 火电/水电/风电/光伏上半年归母净利润分别为19.67/8.83/5.29/5.91亿元 同比变动-0.28/+9.09/-2.39/+1.6亿元 [2] - 入炉标煤单价831.48元/吨同比下降87.46元/吨降幅9.52% 长协煤占比97.05%使煤价弹性超预期 [2] - 二季度计提6.24亿元信用减值 主因应收账款坏账损失 去年同期为5.12亿元 存在冲回可能性 [2] 经营数据 - 上半年售电量1958亿千瓦时同比下降3.53% 其中火电1518亿千瓦时(-8%) 水电227亿千瓦时(-6%) 风电111亿千瓦时(+11%) 光伏102亿千瓦时(+123%) [3] - 上网电价0.4097元/千瓦时同比下降2.95分/千瓦时 [3] - 截至2025年6月底总装机120.16GW 火电76.63GW(+6%) 水电14.95GW(持平) 风电10.17GW(+7%) 光伏18.4GW(+83%) 上半年新增火电2GW/风电0.33GW/光伏6.12GW [3] 分红政策 - 2025-2027年承诺每年中期和年度现金分红 年度分红比例不低于归母净利润60% 每股红利不低于0.22元 [4] - 2025年中期每股派现0.1元 按当前股价4.79元测算股息率4.6% [4] - 合并口径未分配利润308亿元可保障分红实施 [4] 发展战略 - 作为国家能源集团常规能源整合平台 享有火电水电项目优先发展权 集团未上市火电80GW/水电8GW [5] - 2025-2026年计划投产火电8GW/水电4GW 新增火电为发达地区大功率机组 水电主要位于四川大渡河流域 [5] - 2025年资本支出741亿元与2024年持平 新能源资本支出280亿元同比减少37亿元 新开工新能源5.2GW同比减少3.4GW [5] 盈利展望 - 预计2025-2027年归母净利润68/76/79亿元 对应PE13/11/11倍 [6] - 按60%分红比例测算 2025-2027年股息率分别为4.8%/5.3%/5.6% [6]

核心财务表现 - 营业收入66.14亿元，同比减少16.76% [1] - 归母净利润9482.21万元，同比大幅减少78.83% [1] - 扣非归母净利润7270.02万元，同比骤降83.40% [1] - 基本每股收益0.0272元 [1] 发电量结构变化 - 总发电量167.15亿千瓦时，同比降低8.30% [2] - 火电发电量146.90亿千瓦时，同比降低8.83%，主因新能源装机及省外购电挤压发电空间 [2] - 水电发电量5.64亿千瓦时，同比大幅降低33.89%，主因上半年省内来水偏枯 [2] - 风电发电量2.01亿千瓦时，同比降低12.11%，主因风速较常年降低 [2] - 光伏发电量12.60亿千瓦时，逆势同比增长21.70% [2] 电价与售热表现 - 不含税平均上网电价387.81元/千千瓦时，同比减少32.26元/千千瓦时 [2] - 售热量1098.89万吉焦，同比降低6.61% [2] 行业竞争格局变化 - 湖北省新能源装机同比增长28%，省间输入电量同比激增45%，严重挤压存量机组发电空间 [2] - 电力市场供大于求导致上网电价承压 [2] - 交易政策调整：集中式新能源全面入市，中长期交易替代保障性消纳，现货报价与市场供需比挂钩 [2]