纪要涉及的公司和行业 - 公司：江苏国信 - 行业：电力行业 纪要提到的核心观点和论据 电价与利润 - 核心观点：电价下调预期主要受煤价影响，煤价下降幅度或能抵消电价下调带来的利润减少，但需关注各公司经营情况 [4] - 论据：不同区域情况差异大，煤价与电价关联度高，影响成本 60% - 70%；国家推出现货交易机制，企业经营管理水平和策略影响盈利能力；公司 2024 - 2025 年新增项目多，新技术应用使煤耗降低，调控调频能力强 [3] 定价机制 - 核心观点：长期定价合同不足可能导致更多电量进入现货市场，引发年度产业电价下滑，企业需通过优化管理和技术手段应对挑战，确保盈利能力 [4] - 论据：以南方地区为例，现货市场普遍比中长期合同价格低，若长期合同签订不足，更多电量暴露于现货市场，可能引发电价下滑 [6] 现货定价与市场波动 - 核心观点：煤价下跌时，企业可通过管理水平和能耗控制应对波动，抓住盈利机会，但需考虑区域供需差异和环保成本增加的影响 [4] - 论据：企业调整商业电价和电量时综合考虑未来电价，煤炭价格走势不确定，企业采取中庸之道保证基本盈利；煤价下跌挂牌和定价下调，上涨时定价不降；江苏新增环保装置提高单位发电成本 [7][12] 新增火电装机影响 - 核心观点：江苏新增火电项目将缓解供电紧张，提高能源供应稳定性，淘汰高能耗小机组，实现能源供应平衡和碳资产管理目标 [4] - 论据：江苏作为制造业大省电力需求大，2020 年后新增大量火电项目，本地能源企业 2024 - 2025 年投产，央企 2025 - 2026 年投产 [8] 新能源市场化影响 - 核心观点：新能源市场化趋势可能加剧与火电的竞争，压低整体发电价格，但新能源受区域和天气影响，对社会电量贡献度有限 [4] - 论据：国家新能源电价机制明确市场化趋势，2025 年 6 月 1 日后新风能机组竞价定价；新能源容量超 50%，但对社会电量贡献度仅 25% - 30%，受储能和新机组更新迭代制约 [9][13] 电价变化 - 核心观点：2024 年江苏实际结算电价约为 0.446 至 0.447 元/度，预计 2025 年将下降至 0.417 元/度，降幅约三分钱 [4] - 论据：2023 年首次定价以市场平均价为基数，实际结算价低于官方公布价；2024 年平均结算价在 0.446 - 0.447 元之间；2025 年因制度规范因素消失，预计实际结算价约 0.417 元 [14] 公司发展规划 - 核心观点：公司未来将拓展新能源领域，包括储能等新兴技术，目标是成为综合能源服务公司，并计划在 2023 - 2025 年完成 7 - 8 台百万千瓦级发电机组的投入 [4] - 论据：公司明确能源板块发展目标为成为综合能源服务公司，去年电子产品表现出色体现综合能源领域发展潜力；延安厂两台百万千瓦级机组列入江苏优选名录，将在长江沿线建设 [31][22] 其他重要但是可能被忽略的内容 - 风力发电和光伏发电保障小时数区域差异显著，江苏风力发电竞争激烈，光伏面临成本和日照时间问题，江苏调整风光发电竞争机制，风电保障小时数降至 800 小时、光伏降至 400 小时 [15] - 江苏省内发电盈利水平主要取决于煤耗，在相对固定电价前提下，煤价市场化决定盈利水平，2024 年平均水平约为每度三分钱 [17] - 2024 年江苏外来电占比约 20%，主要来自西北地区和水电，预计 2025 年总量与去年基本持平，对省内公司冲击不大，2025 年江苏整体供需偏紧张，2026 年新基建项目增多和经济发展变化将对能源需求产生更大影响 [18] - 小机组能耗高可能导致减值，但公司目前仅淮阴发电有两台 30 万机组，2023 年已提减值，目前不存在减值因素影响，其他地方能源企业情况不同 [19] - 预计 2025 年江苏供需关系紧张，新基建项目下半年上线缓解用电需求，碳管理要求提高时可关停部分小型机组，将产能转移给大型机组 [20] - 小机组供热技术在不同区域应用存在显著差异，珠三角和长三角地区小机组无明显优势，西北和东北地区是主要供热技术，公司计划到 2025 年底 60 万千瓦及以上大型机组占比达 90% - 94%，布局在沿江和沿海需求较高地区 [21] - 公司金融业务具有一定稳定性，主要资产包括信托产品、江苏银行及利安人寿股权，对整体利润贡献显著，未来将继续保持稳定增长 [29] - 江苏银行经营状况相对稳定，公司需考虑产融结合，金融板块可作为投资金融行业重要组成部分，市场对金融行业估值通常在 0.05 - 0.7 之间 [30] - 公司参股核电项目，建议关注电投产融 [32] - 2024 年江苏入炉煤单价同比下降约 120 - 130 元，港口价格约 750 元，煤炭市场存在倒挂现象，CCL 指数在 660 - 670 元之间，长纤计算约 770 元 [24][25] - 公司辅助服务收入数据将在年报公布，主要通过调频调峰获取收入，机组位于沿江沿海地区，江苏省新能源发电量较大，公司辅助服务表现良好，但近年来有封顶数限制 [26][27] - 辅助服务费分摊涉及电力市场需求、电网负荷和各地政策差异，各地政策不同导致分摊比例不同，总体要确保电力企业有动力承担调频调峰成本 [28]