行业与公司 * 行业聚焦于中国及全球新型储能市场，特别是电化学储能（锂电储能）[1][3][5] * 公司层面提及宁德时代、阳光电源、易纬科技和海波特等企业在储能领域被看好[1][5] 核心观点与论据 政策驱动与市场前景 * 中国储能市场在取消强制配备后，转向容量补偿和容量电价政策，预计未来将全面推广，国家层面将有统一规划[2] * 河南省发布新型储能政策，为独立储能提供兜底收益每度电0.383元，全年覆盖不低于350次放电，并明确容量电价测算方法，旨在提升装机总量[1][6] * 河南省政策出台背景是当前有效调度运用的独立储能装机量不到3GWh，远低于2025年6GW功率及12GWh容量的规划目标[7] * 全国新型储能新增装机量持续高增长，今年前三季度新增超过90GWh，全年新增预计接近150GWh，明年预期增速保守估计30%~40%，全年可达200GWh以上[1][9] * 全球储能周期处于高增长阶段，是新能源领域增速最快且最容易超预期的板块，欧洲和新兴市场去年已爆发，美国市场表现良好[3] 项目进展与区域动态 * 河南省正实施源网荷储一体化项目，包括2.3GW储能装机容量，对应超过5GWh储能容量，以解决新能源消纳问题[1][10] * 保守估计河南省明年将新增超过10GWh独立储能装机量，加上源网荷一体化项目，总装机量预计超过20GWh[8] * 除西北地区外，东北三省对储能需求最为迫切，存量新型储能装机量非常少，未来几年空间巨大[18] * 内蒙古地区截至9月份新开工十几个GWh锂电储能项目，在建项目总计超过40GWh[31] * 广东省市场容量巨大，每个220kV变电站都可建设独立储能站，全国220kV以上变电站超一万个，提供广阔发展空间[32] 技术路线与投资回报 * 锂电材料结束三年通缩周期进入通胀周期，整体利好锂电储能[1][5] * 绿电直连项目投资回报率较高，西北省份绿电成本低，即使考虑自建电网成本，最终电价仍低于电网购电价格[1][15] * 离网型绿电直连适用于冶金等不太敏感负荷，并网型则适用于数据中心等对用电可靠性要求高的负载[14] 供应链与成本压力 * 电芯供应非常紧张，头部电芯企业排产已排到明年2月份以后，导致储能集成公司面临成本上升和项目交付延期风险[4][22] * 近期电芯价格上涨，储能设备报价大幅提升，目前2小时储能设备平均报价已接近每瓦时0.55元及以上水平[22] * 当前头部六到七家电芯企业技术差距和价格差距较小[27] 政策细节与风险提示 * 河南省容量补偿细则按满功率放电时长与最长净负荷高峰时长比值计算，例如当地煤电容量电价为165元每千瓦每年，2小时储能站可获得约55元每千瓦每年补偿[23] * 补贴政策（如兜底收益）一般持续1至2年，预计覆盖2026年项目并可能延续至2027年上半年，市场成熟后退出[28] * 政策明确禁止高充低放（充电价格高于放电价格），目前平均日运行时长已从满负荷2次充放降至1.2次[29] * 明年1月1日起所有风光发电竞价形成将进入现货市场，可能导致价格波动更加剧烈[19][20] * 分时电价峰谷时段未来将不再固定，用户侧价格与发电侧现货价格更好衔接，对储能系统调节能力和EMS要求更高[21] 其他重要内容 * 发改委发文指出未来容量电价更适宜在发电侧建立健全，并在工商业用户侧分摊，河南煤电容量补偿标准为165元每千瓦每年，高于全国多数省份的约100元[4][16] * 河南省独立储能项目可以同时获得容量补偿和容量租赁，但不能同时拿这两者[25] * 补贴资金来源预计列入系统运行费用，由全体工商业用户分担[26] * 备案量不等同于实际开工量，例如广东省今年备案上百项目，但实际独立储能开工项目不到十几个[31]

行业投资评级 - 全面看好大储板块 投资建议首推宁德时代、阳光电源、海博思创、亿纬锂能 其次为阿特斯、比亚迪、中创新航、欣旺达、派能科技、上能电气、科华数据 关注鹏辉能源、瑞浦兰钧、英维克、伊戈尔等 [2] 核心观点 - 国内由强制配储向独立储能转变 电力市场化改革改变储能项目收益模型 驱动IRR抬升 [2][8] - 地方政府密集出台储能容量电价补偿政策 建立市场化收益机制 项目IRR普遍在8–12%区间 高价值省份可达15%以上 [2][18] - 上修国内储能需求预测 预计25年国内储能装机149GWh 同比+35% 26年装机194GWh 同比+30% 到30年预计装机340GWh 同比+12% [2][82] - 储能电芯供不应求持续至26H2 全行业产能利用率80-90% 一二线持续满产 低价订单价格上涨1-3分/wh 厂商盈利大幅改善 [2] - 独立储能对储能电池和系统质量要求提高 采用龙头电池的储能电站年稳定运行天数高20% 对应IRR高30%+ 国内竞争格局有望集中 [2] 容量电价与商业模式 - 136号文后强制配储正式退出 不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件 [6][8] - 现货市场在29个省级电网区域开展试运行或正式运行 电力市场化改革将改变储能项目收益模型 [2][12] - 独立储能作为独立主体接入电力市场 具备多元化收益来源 包括容量电价/补偿、现货市场套利、容量租赁和辅助服务 [10][11] - 内蒙古储能政策补贴力度全国最强 0.35元/kWh放电补偿下项目IRR可达10–20% [2][21] - 甘肃率先落地"火储同补"容量电价机制 执行标准为330元/kW·年 项目IRR约9–12% [24][25] - 宁夏容量电价逐步上调 26年上调至165元/kW·年 IRR测算6–8% [28][29] - 河北容量电价机制+充放电价格政策并行 享受100元/kW·年容量电价 IRR约6–8% [32][33] - 新疆容量补偿逐年递减 25年标准为0.128元/kWh 若按此标准延续IRR测算6–8% [37][38] 需求预测与装机情况 - 25年1-8月国内新型储能装机75.9GWh 同比+42% 1-8月储能EPC招标116GWh 同比增约40% [2][71] - 分省份看 25-26年新疆和内蒙是装机主力 贡献70GWh 贡献40-50%装机 [2][83] - 25H1国内独立储能占比58% 累计装机规模127GWh 7月储能招标中独立储能占比已达到92% [60][62] - 国内算力发展对储能拉动明显 预计2030年数据中心储能需求120GWh 占总体储能需求1/3 [2][78] - 25年储能电池需求197GWh 同比+42% 对应储能系统和电芯均价分别为0.48、0.28元/wh 市场空间分别为945/551亿元 [85][86] 产业链与竞争格局 - 预计25/26年全球储能电池需求521/710GWh 同比增长60%/36% [2][115] - 全球储能系统竞争格局整体分散 24年CR5合计49% 25年前五名为阳光电源、特斯拉、比亚迪、中国中车、海博思创 [89][90] - 国内储能系统竞争格局更加分散 24年CR5合计约30-35% [93][94] - 独立储能趋势下代建代运营成为创新型商业模式 具备电芯-PCS-EMS一体化设计能力的厂商有望脱颖而出 [100][105] - 25年宁德时代储能电芯市占率约30% 全球CR3份额超50% 国内市场CR3份额45-50% [106][107]

**行业与公司** 电力行业（火电 风电 水电 核电） 上市公司包括华能国际 大唐发电 华润电力 中国电力 龙源电力 新天绿色能源 福能股份 中闽能源 中国核电 中广核 雅砻江（国投/川投）等[1][2][4][8][12][14][15][16] **核心观点与论据** **1 火电板块盈利模式变革** - 投资逻辑从煤电博弈周期性转向碳中和与电力体制改革驱动 容量电价机制成为核心[1][2][5] - 2024-2025年容量电价为每千瓦100元（约每度2分钱） 2026年起全国最低165元（约每度3.5分钱）[1][5][6] - 利润来源从“发多少赚多少”转向旱涝保收模式 可预期性和可持续性显著增强[5][7] - 火电在调峰调频和能源安全中仍具不可替代价值 需通过降低折现率提高股息率保障收入[1][8] **2 新能源运营商分化与机遇** - 风能资源进入修复周期（2025年起） 风电运营商毛利率将提升 因风能无边际成本且财报体现明显[1][12] - 更看好风电而非光伏运营商 建议选择风能占比较高的公司（如龙源电力 新天绿色能源）[1][12][14] - 绿电脱碳政策（136号文）保障老项目收益 新项目执行细则2025年10月前落地 推动两部制定价模式[11] **3 水电与核电长期价值凸显** - 水电成本控制能力强 雅砻江资产被低估 两河口电站投产后带来发电量提升88亿度 业绩补偿效应约22亿元[1][15][17] - 核电真实ROE（剔除在建工程）达10%-15% 权益装机增速KPI约9% 2027-2031年具备提分红能力[1][16] - 长江电力为行业龙头 但国投 川投等估值不足15倍 安全边际高[15][17] **4 区域与市场配置机会** - 广东省火电电价2025年同比下降7分钱 2026年容量电价再降1.5分钱 电价处于低谷 A股广东火电公司破净 短期关注PB最低企业[9][10] - 中东地区电力需求依赖绿电和绿证 福能股份和中闽能源因稀缺海风资源具区域优势[13][14] - 公募基金对公共事业板块（水/电/核）配置比例有望提升 因十年期国债息差创历史新高 夏普比率高[1][18] **其他重要内容** - 国资委对港股火电企业（华能 大唐等）市值管理包括分红政策 保障中小股东长远利益[1][8] - 2025年电力行业个股涨幅约50% 盈利和估值迎系统性提升[2] - 火电股价未反映年底电价博弈 因清洁转型和电改为慢变量[4]

**纪要涉及的行业或公司** * 行业：储能行业、电力市场（现货市场、辅助服务市场、容量电价机制）[1][2][4] * 公司：海博思创（央企，布局独立储能站）[27] **核心观点和论据** * 储能需求双驱动：政策（136号文推动市场化、禁止强制配套）与市场（现货价差、容量补偿）共同驱动储能招标热度上升，锂电池价格从1元/Wh降至0.3元/Wh[2][3][34] * 收益模式分化： * 现货价差主导型：山东（中午充电价0.03元/度，放电价0.68-0.7元/度，10万千瓦储能年收益2,260万元）[4][6][13] * 辅助服务/补偿主导型：甘肃（调频规则优，容量补偿按放电时长/高峰时长×系数计算）[2][4][20] * 区域经济性差异： * 高经济性区域：山东、江苏、河北南网、河南（价差大、市场规模大）[4][19] * 低经济性区域：浙江、四川（水电调节能力强，价差<0.2元）、西北（新疆电价0.25元/度，价差小）[10][21][22] * 全国现货市场建设：2025年底覆盖20省（当前9省），储能调度依据现货价格信号[7][8][27] **其他重要但易忽略的内容** * 容量电价发展三阶段：省级试点（内蒙古、河北、甘肃）→国家统一电价（参考甘肃模式，2025年底出台）→容量市场（山西试点）[9][11][28] * 技术成本对比：新型储能容量电价180元/千瓦/年（4小时），抽水蓄能500-800元/千瓦/年，煤电330元/千瓦/年[12][28] * 峰谷价差影响：储能建设可能缩小价差，但136号文要求新能源入市拉大价差，山东通过调节能力控制弃风弃光率≤5%[15][16][31] * 特殊应用场景： * 新疆绿电直连（650号文推动风光+储能替代火电）[25] * 山东源网荷储一体化（电网强势、人口密集，威海项目妥协推进）[26] * 市场机制限制：现货交易占比≤20%，价格区间受限（山东-0.08至1.3元/度），政府强管控[30][31] **风险与挑战** * 政策可持续性：内蒙古度电补偿0.35元/度类似早期补贴，不可持续，需转向市场化[18] * 区域供需失衡：西北低电价、东北低光伏装机（辽宁1,000万千瓦）限制储能盈利[21][23] * 竞争风险：新型储能成本优势明显，但煤电放电时长更长（9-12小时），可能挤压储能空间[12][28]

业绩表现 - 五大发电央企上半年合计归母净利润达242.67亿元 创2016年以来同期新高 [1] - 华能国际归母净利润同比增长24.26%至92.62亿元 大唐发电同比增长47.25%至45.79亿元 [1] - 除国电电力因上年转让资产导致归母净利润同比下滑外 其余四家均实现正增长 其扣非归母净利润实际增长56% [1] 成本与价格变动 - 动力煤价格中枢回落 秦皇岛港5500大卡动力煤均价同比下降22.2%至685元/吨 [2] - 华电国际入炉标煤单价同比下降12.98%至850.74元/吨 国电电力下降9.5%至831.48元/吨 华能国际下降9.2%至917.05元/吨 [2] - 煤电装机占比较高的华能国际和大唐发电煤电板块净利润分别增长84%和109% [2] 收入与电量表现 - 华电国际、国电电力、中国电力上半年营业收入同比下降近10% [2] - 可再生能源市场化政策导致电价和上网电量集体下滑 形成"量价双降"局面 [2] - 华能国际平均上网结算电价同比下降2.7%至485.27元/兆瓦时 华电国际下降1.44%至516.8元/兆瓦时 [3] 市场机制与盈利结构 - 容量电价机制为煤电机组提供固定盈利结构 提升减亏能力 [4] - 电价降幅低于煤价降幅（如华能国际电价降2.7% vs 煤价降9.2%）形成盈利空间 [3] - 电力现货市场推进导致电价波动性增强 新能源入市加剧市场竞争 [3] 企业应对策略 - 中国电力通过灵活调整交易策略和多能互补定位稳定电价 [5] - 国电电力运用大数据和AI提升市场预测能力 加强电网负荷前瞻性研判 [5] - 企业通过中长期与现货市场衔接、发挥电源协同作用应对电量电价下行风险 [5]

投资评级 - 维持"买入"评级 [1][7] 核心观点 - 2025年上半年归母净利润39.04亿元，同比增长13.2%，符合市场预期 [7] - 容量电价提升（山东省约0.0991元/千瓦时）和入炉煤成本下降13.0%对冲发电量下滑影响 [7] - 煤电板块利润总额27.48亿元，同比增长25.9%，三大电源板块全面盈利 [7] - 2025年资本性支出计划178亿元，新并入资产贡献约50多亿元资本开支 [7] 财务表现 - 2025年上半年营业收入599.53亿元，同比下降9.0% [7] - 2025年预测归母净利润64.52亿元（同比增长13.14%），2026年预测68.13亿元（同比增长5.60%） [1][7] - 2025年预测EPS 0.56元/股，对应PE 9.54倍；2026年预测EPS 0.59元/股，对应PE 9.03倍 [1] - 2025年预测毛利率10.20%，归母净利率5.80% [8] 运营数据 - 2025年上半年发电量1206.21亿千瓦时，同比下降6.4% [7] - 煤电发电量979.77亿千瓦时（同比下降9.0%） - 燃机发电量187.29亿千瓦时（同比增长4.0%） - 水电发电量39.16亿千瓦时（同比增长17.5%） - 综合上网电价516.80元/兆瓦时，同比下降1.4% [7] - 煤电上网电价466.29元/兆瓦时（同比下降3.8%） - 燃气机组上网电价821.95元/兆瓦时（同比增长3.5%） - 供电煤耗280.04克/千瓦时，同比下降1.8% [7] 资本结构 - 最新市净率1.29倍，总市值615.42亿元 [5] - 预测资产负债率从2024年61.55%降至2027年57.67% [8] - 每股净资产从2024年4.14元升至2027年4.77元 [8]

公司业绩与财务表现 - 公司上半年营业额同比下降1.7%至502.7亿港币，股东应占利润同比下降15.9%至78.7亿港币[2][4] - 剔除一次性损益后，核心利润同比增长0.1%至82.78亿港币[2][4] - 经营性现金流入同比增长36.1%至141.2亿港币[2][4] - 中期派息每股35.6港仙[4] - 税负率增至18.7%，主要受3.3减半优惠政策到期、免税期进入减半期项目增多及跨境派息股息代扣税增加影响，总体影响约9000万港币所得税和1.6亿港币股息代扣税[3][9] 装机容量与发电量 - 权益并网装机容量达78.1吉瓦，较2024年底增加5.7吉瓦或7.8%[3] - 可再生能源装机容量达38.9吉瓦，较去年底增加4.7吉瓦或13.7%，占比接近50%[3] - 火电权益装机容量为39.2吉瓦，较去年底增加0.9吉瓦[3] - 风电售电量同比增长15.5%至259亿千瓦时，光伏售电量同比增长31.3%至41亿千瓦时[2][3] - 可再生能源市场化交易电量占比达50.8%，同比上升11.9个百分点[2][3] - 附属燃煤电厂售电量同比下降1.3%至704亿千瓦时[2][3] 容量电价收入 - 上半年容量电价收入约22亿元，预计全年达40亿至45亿元[11] - 目前大部分地区执行每千瓦100元标准，明年将统一执行165元每千瓦，部分省份如甘肃可能达330元每千瓦[2][11] - 容量电价补偿固定成本，使火电生产经营更稳定[11] 新能源项目与收益率 - 下半年投产新能源项目已进行投资前决策和收益率测算，考虑市场化电价变化和供需不确定性，并进行压力测试[5] - 风电竞价下降主要因新投产平价项目和市场化比例提升，平均降幅约6%，但总体可控[3][9] - 单位净利润总额约240多万元，经营情况良好[3][9] 弃风弃光率与措施 - 上半年弃风弃光率约6%[2][7] - 公司通过加强电力营销、利用储能系统、提升调峰调频能力等措施降低弃风弃光率[7] - 政府和电网积极配合，优先安排新能源发电，加快配套送出线路建设[7] 项目运营与减值损失 - 内蒙古煤电一体化项目试运行转入正式生产后短期内亏损，因试运行期间成本未完全计入，预计下半年经营状况改善[3][9][11] - 内蒙古煤矿上半年亏损约1亿元，6月开始实现盈利，预计下半年持续改善，但全年可能略有亏损[11] - 上半年减值损失约4亿元，主要因并购企业风机故障和处置参考项目外部债务偿还问题[3][11][12] - 全年减值情况需视年底经济形势、行业政策及经营表现而定[3][11][13] 电力市场与政策环境 - 反内卷政策目前未直接影响电力市场定价，但各省可能在竞标环节提供报价或利润指引以保障行业稳定发展[14] - 电力市场运行在国家和各省制定的框架下，政府未通过行政命令直接干预电价，而是通过市场化机制和规则调整[15] - 国家电力改革推动市场化进程，市场化比例提升对企业提出更高要求，包括市场营销、交易能力、成本控制等[20][21] 新能源发展前景 - 风电在现货竞价中相对光伏更具优势，因光伏发电时间集中且受电价波动影响较大[16] - 海上风电发展潜力较大，因沿海区域经济核心区位优势及刚性需求，成本下降速度较快[16] - 陆上风电在三北区域面临消纳压力，但随国家规划外送通道，未来发展潜力可观[16] - 集中式光伏在经济发达省份表现较好，但整体弱于风电；分布式光伏对配网资源依赖大，面临缓送问题[16] - 公司对新能源行业充满信心，认为优质资源获取至关重要，随国家双碳战略推进，风电光伏有巨大增长空间[8] 采购与招标策略 - 公司坚持以合理价格采购合适产品，关注产业链合理利润和设备质量，而非单纯追求低价[18][19] - 组件价格占项目总造价20%至30%，其余70%至80%成本可通过系统控制优化[18] - 采购时考虑设备造价、质量和售后服务，避免低价中标导致后期维修频繁[19]

核心观点 - 广东省电力现货市场存在显著区域电价差异 珠三角地区电价较高 粤西地区电价压力较大 [1][2] - 省内火电资产盈利明显分化 高容量等级煤电机组盈利表现最优 30万千瓦及以下机组或处于亏损状态 [3] - 2025年年度长协电价接近底部 下降空间有限 2026年容量电价上调至165元/千瓦·年 预期煤电机组盈利趋稳 [4][5] 区域电力需求差异 - 广东电力现货市场采用节点边际电价 现货价格与当地电力需求密切关联 [1][2] - 珠三角地区现货电价水平明显较高 粤东及粤北部分地区存在一定优势 粤西地区现货电价压力较高 [2] - 节点电价随供需关系波动：供需相当时稳定 供大于需时下降 需大于供时上涨 [2] 火电资产盈利分化 - 100万千瓦级煤电机组度电净利均超0.01元/KWh 部分达0.02元/KWh以上 [3] - 60万千瓦级机组度电净利约0.01元/KWh 部分机组接近盈亏平衡 [3] - 30万千瓦及以下级机组整体或处于亏损状态 [3] - 煤电机组年均利用4500小时 获100元/千瓦·年容量电价补偿 燃料成本低位 [3] - 气电机组年均利用2800小时 获同等容量补偿但燃料成本较高 盈利压力较大 [3] 电价与政策展望 - 2025年广东省年度电力交易成交均价0.392元/KWh 下浮比例达15.67% 距价格下限仅0.02元/KWh [4] - 煤电上网电价浮动范围原则上不超过基准价±20% [4] - 2026年煤电机组容量电价调整为165元/千瓦·年（含税） 预期盈利相对平稳且趋势向好 [5] 投资标的 - 建议关注宝新能源 华润电力（H股） 粤电力A 广州发展 深圳能源 穗恒运A [6]

核心观点 - 广东省火电行业在低电价背景下呈现盈利分化 高容量等级煤电机组表现较优 2025年中长期交易电价已近底部 预期2026年煤电机组整体电价水平相对平稳 [1][2][3] 区域节点电价差异 - 广东省内不同区域电力需求差异较大 珠三角地区现货电价水平明显较高 粤东及粤北部分地区存在一定优势 粤西地区现货电价压力相对较高 [1] - 电力现货市场采用节点边际电价 现货价格与当地电力需求关系密切 供需关系直接影响节点电价波动 [1] 机组容量等级盈利分化 - 100万千瓦级机组盈利表现最优 度电净利均处于0.01元/KWh以上 部分机组达到0.02元/KWh以上 [2] - 60万千瓦级机组度电净利整体处于0.01元/KWh左右 部分机组接近盈亏平衡线 [2] - 30万千瓦及以下级机组整体处于亏损状态 盈利压力较大 [2] 发电类型盈利对比 - 煤电机组通过市场化交易形成发电价格 获取100元/千瓦·年容量电价补偿 年平均利用小时数4500小时 燃料成本相对低位 [2] - 气电机组分机型制定上网电价 获取100元/千瓦·年容量电价补偿 年平均利用小时数2800小时 燃料成本较高导致盈利压力较大 [2] 电价政策展望 - 2025年广东省年度电力交易成交均价0.392元/KWh 下浮比例达15.67% 距离价格下限仅0.02元/KWh [3] - 2026年起煤电机组容量电价调整为每年每千瓦165元 考虑容量电价提升后 预期煤电机组整体盈利相对平稳 [3] - 燃煤发电电价浮动原则上不超过20% 中长期电价交易限价政策由国家发改委直接制定 [3] 关注标的 - 建议关注宝新能源 华润电力 粤电力A 广州发展 深圳能源及穗恒运A [1]

投资评级 - 维持"推荐"评级 [3] 核心观点 - 近期市场煤价反弹，秦港5500大卡动力煤价从6月初609元/吨上涨至8月15日698元/吨，但同比仍下跌138元/吨，预计下半年煤电盈利持续增长 [2] - 长期看2026年及远期容量电价提升将显著增强煤电盈利稳定性 [2] - 2025H1归母净利润8.97亿元（扣非8.80亿元），同比大增157.96%（扣非+182.50%），Q2单季净利润4.53亿元（扣非4.43亿元）同比增幅达374.71%（扣非+560.34%） [5] - 拟定增募资不超过20亿元新建西柏坡电厂四期（2*66万千瓦），项目总投资58.63亿元，税后IRR 7.10% [5] 财务表现 - 盈利能力：2025H1毛利率23.40%（+9.58pct）、净利率11.82%（+8.41pct），ROE 8.18%（+4.89pct） [5] - 现金流：经营活动现金流17.28亿元（+130.57%），资产负债率58.40%（较年初下降4.30pct） [5] - 成本端：入炉标单718.26元/吨（同比-14.77%），财务费用2.76亿元（-29.03%） [5] - 电量电价：2025H1发电量228.37亿千瓦时（-3.52%），火电上网电价440.99元/兆瓦时（-0.02%） [5] 装机规划 - 当前煤电控股装机1177万千瓦，权益装机1199万千瓦 [5] - 在建/拟建项目包括西柏坡四期、任丘热电二期等，2026年全部建成后新增权益装机390万千瓦（+33%） [5] 盈利预测 - 2025-2027年归母净利润预测：14.03亿元（PE 9.6x）、15.45亿元（PE 8.7x）、16.72亿元（PE 8.1x） [5] - 毛利率持续提升：2025E 22.54%、2026E 24.52%、2027E 24.93% [6] - EPS增长：2025E 0.78元、2026E 0.85元、2027E 0.92元 [6]