市场运行模式升级 - 公司于2025年9月1日至10月20日成功完成电力现货实时市场15分钟与5分钟模式的并轨运行测试，并于10月21日正式将出清周期调整为5分钟运行 [1] - 调整后的5分钟出清周期能更快速、更精准地反映电网瞬时供需变化，为市场参与者提供更清晰的价格信号 [1] - 山西是全国首个实现电力现货市场连续正式运行的省份，自2021年4月运行以来，省内现货市场累计交易电量已达1.62万亿千瓦时 [1] 升级背景与驱动力 - 此次调整是为适应山西新能源快速发展的需求，“十四五”以来，山西新能源和清洁能源装机容量增长128.75% [2] - 截至2025年9月底，山西新能源装机容量达7684万千瓦，占全省装机容量近50%，新能源占比快速提升对电力系统实时平衡能力提出更高要求 [2] - 面对新能源出力波动大、市场供需变化快等挑战，原有的15分钟出清周期已难以完全适应新型电力系统对实时平衡的要求 [2] 技术实施与效果 - 本次改造涉及实时市场模型管理、出清参数等9个核心模块的全面升级，技术团队研发了多线程并行计算解析技术以保障系统兼容适配 [2] - 实测数据表明，系统实现5分钟出清后，电力实时平衡调节平均偏差率较改造前降低20%，电网运行的精细度和稳定性同步增强 [2] - 5分钟出清机制的建立为虚拟电厂、分布式储能等新型市场主体参与交易提供了便利条件，使其能根据更频繁的价格信号灵活调整策略 [2] 市场成效与区域影响 - 现货市场通过价格信号有效引导电力资源优化配置，在用电高峰时段，高电价激励各类电源顶峰发电，最大转移负荷达200万千瓦 [1] - 通过省间现货市场交易，山西累计向华东、华中等地区增供电量163.6亿千瓦时，外送范围覆盖24个省份 [1] - 此举有效提升了清洁能源跨区消纳能力，显著增强了全国电力供应保障水平，为服务全国统一电力市场建设和促进能源绿色转型贡献力量 [1][2]

文章核心观点 - 南方区域电力现货市场进入连续结算试运行，新规要求非市场电源在保障性用电后剩余电量投入市场，并分摊不平衡电费，对发电企业利润产生显著负面影响 [1][3] - 桂冠电力作为首家公开披露具体影响金额的上市公司，其三季度因分摊不平衡电费导致归母净利润减少3.27亿元，占上一年度净利润的14.3% [1][2] - 不平衡电费是电力市场化改革中计划与市场“双轨制”并行的产物，其分摊机制正从由发电侧承担转向由发电企业、新型经营主体及工商业用户共同分摊 [5][10] 桂冠电力受新规影响的具体财务表现 - 公司三季度因分摊不平衡电费减少收入4.59亿元，减少归母净利润3.27亿元 [1] - 净利润减少额占公司上一会计年度净利润的14.3% [1] - 三季度水电发电量达146.35亿千瓦时，同比大幅增长68.32%，主因是主力水电站进入主汛期且流域来水偏丰 [5] - 公司在广西拥有水电装机919.32万千瓦，占广西统调水电装机的三分之二，所属广西区内十家统调水电企业均未参与电力现货市场，因此受新政策影响较大 [9][10] 不平衡电费的政策背景与定义 - 南方区域电力现货市场于今年6月29日进入连续结算试运行 [3] - 广西电力交易中心等机构6月20日印发的实施方案规定，非市场电源反向向市场供电产生的不平衡电费由非市场电源分摊或分享 [5] - 不平衡资金定义为发电侧与用电侧因电量、电价差异在电费结算中所产生的资金偏差，当发电与用电曲线不匹配时，产生的盈余或亏损由发电侧和用户分享或分摊 [5] - 不平衡资金在不同省份有不同叫法，如山西的“市场平衡类费用”，在山西市场其占市场运营费用的比例超过30% [6] 不平衡资金产生的根本原因 - 主要原因是电力市场化改革中市场与计划的并行，即“半计划、半市场”的“双轨制”结构 [7] - 产生途径包括优发优购偏差、电网企业代理购电和跨省跨区送电 [7] - 优发优购偏差指优先发电的电量与优先购电的用户侧电量不匹配时产生 [7][8] - 水电在广西“优先发电序位”中位列第二，原则上按资源条件全额安排发电 [9] 行业影响与公司应对 - 广西另一家发电企业广西能源也在三季报中提到不平衡资金分摊导致其水力发电板块归母净利润减少，叠加来水减少等因素，前三季归母净利同比减少82.60% [11] - 桂冠电力已向广西自治区政府和能源局提出政策优化建议，包括调整保障性用电电量以及提高市场化结算电价 [10] - 非市场电源的范围正随电力市场化改革深入而逐步缩小，限制增多是大势所趋 [9] - 山东电力市场规则演变显示，不平衡资金分摊方从非市场发电机组及跨省区联络线，扩展至所有发电企业、新型经营主体和全体工商业用户 [10]

负电价现象概述 - 2025年9月20日，四川电力现货市场结算试运行出现全天负电价，出清最高价格为-34.8787元/兆瓦时，最低价格为-50元/兆瓦时 [1] - 负电价现象呈现从单点到多省、从短时到长时的趋势，例如山东在2023年出现连续21小时负电价，2024年五一期间出现连续22小时负电价 [2] - 截至2024年，山东电力现货市场的日前市场和实时市场出现负电价的时间占比分别约为11%和14% [2] 负电价形成机制 - 负电价是电力供需在时空维度上结构性失衡的结果，与新能源高比例并网、传统电力系统调节能力局限性及市场规则设计有关 [5][6] - 市场出清价格由满足负荷需求的最后一家发电企业的报价决定，若该报价为负，则该时段电价即为负值 [3][4] - 传统燃煤机组为避免频繁启停产生高达十几万元的综合成本，有时会报出负价以维持最小出力水平运行 [6] - 新能源发电主体变动成本近零，倾向于报低价抢占出清电量，以牺牲部分电能量收益来换取更多的环境权益收益 [7] 市场规则对负电价的影响 - 保障性机制如“136号文”执行前的结算模式，使新能源90%电量按燃煤基准价结算，形成保底收益锁定，激励其报低价 [8] - 高比例中长期合约锁定了发电企业大部分收益，削弱了现货市场价格信号，即便现货电价为负，整体收益仍可保持稳定 [9] - 用户侧分时电价机制难以响应批发市场的实时负电价，导致低价用能的社会福利未能充分传递给终端用户 [10] 负电价对发电企业收益的影响 - 负电价不等于负收益，发电企业电能量收益由中长期差价合约收入、日前市场收入及实时市场电量偏差收入三部分构成 [11] - 由于有中长期合约保障，在结算层面不会出现发电主体“付费发电”的情况，至多是让出一部分发电利润 [9] - 新能源企业还可从绿证市场和碳市场等渠道获取环境权益收益，在负电价情况下仍能保持一定的综合收入 [7] 不同地区负电价成因差异 - 各地负电价的共同原因是电力供应过剩，但具体成因因电源结构和气候条件而异 [12] - 山东等新能源大省主要因节假日负荷减少及新能源挤压传统发电空间导致，四川则与丰水期水电发电能力大幅提升而需求未同步增长有关 [12] 发电企业行为与行业影响 - 电量是发电企业的重要考核指标，某些情况下即使收入目标未完成，完成电量指标即可，这促使企业在负电价时仍选择发电 [13] - 若低电价或负电价现象更频繁发生，将对新能源的平均价格和收益预期产生深远影响，进而影响中长期交易价格走势 [13] - 频繁的负电价可能使新能源企业面临收益下降困境，影响项目投资和技术研发，对产业健康发展构成威胁 [13] 政策演变与未来展望 - “136号文”要求2025年6月1日起投产的新能源增量项目全部上网电量参与市场交易，如在山东，风电和光伏分别有70%和80%的电量可按机制电量结算，此举有望增加新能源在现货市场的理性报价程度 [14] - 在全面推动新能源市场化与取消强制配储政策的背景下，负电价现象的常态化趋势恐将难以避免 [14] - 建议构建包含负电价小时数、负电价均值等关键指标的定量警示指标体系，并利用人工智能等先进技术优化市场机制设计 [14][15]

市场运行概况 - 甘肃电力现货市场已正式运行一周年，成为全国连续结算运行时间最长的省份 [1][3] - 市场以15分钟为一个交易节点，通过发电侧和用户侧报价报量的模式运行 [2] - 截至今年8月底，发电侧有563家经营主体参与，装机总容量达7400万千瓦，用户侧有454家参与，月均用电量近50亿千瓦时，占市场化用电量的60% [2] 市场机制与成效 - 市场机制实现煤电、水电、新能源、用户同台竞价，以实时价格信号引导清洁能源优先消纳 [2] - 市场运行呈现出五大特点：架构完善、运行平稳高效、保供消纳成效突出、主体活力激发、持续迭代优化 [3] - 在新能源大发时段，参与市场的煤电机组平均出力减至额定出力的33%，为新能源腾出发电空间，省内用电负荷高峰时段向11点至12点转移 [4] 新能源参与模式创新 - 甘肃率先实现新能源发电企业报价报量参与电力现货市场，打破了保障性收购的传统模式 [4] - 报价报量模式要求企业申报电量和电价，实现了新能源发电从政策驱动向市场驱动的重大转变 [4][5] - 2021年以来已有325家新能源发电企业完成功能改造，2024年新能源企业自主申报电量680亿千瓦时，占新能源总发电量的84.4%，申报准确率达92.3% [5] 新能源消纳与绿色转型 - 甘肃新能源装机规模占全省电网总装机的比重超过65% [4] - 市场运行以来，新能源利用率在装机翻倍的情况下显著提升，自2024年9月以来保持在90%以上 [5] - 市场为新能源高占比场景提供了可借鉴的系统性解决方案，有力促进能源绿色低碳转型 [1][4] 未来发展规划 - 下一阶段将在提高市场运营监测水平、健全规则体系、提升运营保障能力等方面持续发力 [6] - 甘肃将迭代输出可供借鉴的省级市场建设方案，为全国统一电力市场体系建设贡献经验 [6]

财务业绩 - 2025年1-9月公司总收入5.0亿元，同比增长37.0%，归母净利润7543万元，同比增长41.8%，扣非净利润6935万元，同比增长60.0% [1] - 2025年第三季度单季收入1.79亿元，同比增长27.1%，归母净利润2946万元，同比增长59.1%，扣非归母净利润2587万元，同比增长72.1% [1] - 2025年第三季度经营性现金流入5038万元，相比去年同期流出1302万元大幅改善，销售商品、提供劳务收到的现金同比增长69.4% [1][2] 盈利能力与费用控制 - 2025年第三季度单季毛利率为60.4%，与上半年毛利率61.4%大致相当，但低于去年同期，功率预测和电力交易业务占比提升有望带动整体毛利率上升 [1] - 公司费用控制成效显著，第三季度销售、管理、研发费用同比分别增长5.3%、6.2%、1.9%，均低于当季收入增速，三项费用率合计从去年同期51.3%降至42.1% [2] 业务展望与驱动因素 - 第三季度收入增速27.1%低于上半年的43.2%，主要因上半年分布式光伏电站存在抢装导致收入确认集中，第四季度通常是光伏电站建设集中期，预计收入增速将反弹 [1] - 国家能源局对分布式光伏提出“可观、可测、可调、可控”要求，各地配套政策持续出台，为功率预测市场带来增量，电力现货市场建设加速和虚拟电厂普及将推动新业务发展 [2] 盈利预测与估值 - 公司2025至2027年归母净利润预测分别微调至1.52亿元、2.52亿元、3.22亿元，参考可比公司维持2025年54倍市盈率估值，对应目标价62.00元 [3]

投资评级与估值 - 报告对该公司维持“增持”评级 [3] - 目标价为62.00元，当前股价为58.66元（2025年10月30日）[5] - 估值基于2025年54倍市盈率 [3] 核心财务表现与预测 - 2025年1-9月收入5.0亿元，同比增长37.0%，归母净利润7543万元，同比增长41.8% [2] - 2025年第三季度单季收入1.79亿元，同比增长27.1%，归母净利润2946万元，同比增长59.1% [2] - 预测2025-2027年归母净利润分别为1.52亿元、2.52亿元、3.22亿元 [3] - 预计2025年营业收入为7.54亿元（同比增长37.1%），2026年为10.84亿元（同比增长43.9%）[4] - 预计净利率从2024年的17.0%提升至2025年的20.2%，并进一步升至2027年的24.2% [4] - 预计净资产收益率从2024年的8.4%提升至2025年的10.9%，并进一步升至2027年的16.6% [4] 季度运营分析 - 第三季度收入增速27.1%低于上半年的43.2%，主要因上半年分布式光伏电站存在抢装因素 [9] - 第四季度通常是光伏电站建设集中期，预计收入增速将反弹 [9] - 第三季度毛利率为60.4%，与上半年的61.4%大致相当，预计伴随功率预测和电力交易业务占比提升，毛利率有上升空间 [9] - 第三季度销售、管理、研发费用率合计从去年同期的51.3%降至42.1% [9] - 第三季度销售商品、提供劳务收到的现金同比增长69.4%，经营性现金流从去年同期流出1302万元改善为流入5038万元 [2][9] 业务前景与行业动态 - 国家能源局对分布式光伏提出“可观、可测、可调、可控”要求，各地配套政策持续出台，利好功率预测市场 [9] - 电力现货市场建设加速和虚拟电厂普及，将推动公司电力交易、虚拟电厂等新业务迎来发展拐点 [9] - 功率预测业务和电力交易等创新业务开始加速，全年高增长可期 [8]

投资评级 - 维持"买入"评级 [5] 核心观点 - 2025年第三季度归母净利润为12.32亿元，同比增长69.49%，超出预期，主要得益于水电发电量高增 [5] - 主汛期来水极度偏丰，公司实现零弃水，三季度水电发电量达146.35亿千瓦时，同比增长68.32%，创多年同期新高 [5] - 南方区域电力现货市场新规导致公司分摊不平衡电费，减少三季度收入4.58亿元，减少归母净利润3.27亿元，但预计四季度枯水期该影响将大幅下降 [5] - 基于水电发电高增及长周期不平衡电费分摊影响有望减弱，上调2025-2027年归母净利润预测至28.42亿元、30.56亿元、32.33亿元 [5] - 当前股价对应2025-2027年市盈率分别为21倍、19倍和18倍 [5] 财务表现 - 2025年1-9月公司实现营业收入73.35亿元，同比下降0.25%；实现归母净利润24.19亿元，同比上升11.80% [5] - 2025年1-9月公司完成总发电量318.48亿千瓦时，同比增长14.89%，其中水电发电量281.57亿千瓦时，同比高增21.93% [5] - 2025年1-9月火电发电量10.12亿千瓦时，同比减少55.46%；风电发电量14.69亿千瓦时，同比减少5.95%；光伏发电量12.10亿千瓦时，同比增长52.20% [5] - 预测2025年营业总收入为996.8亿元，同比增长3.8%；预测2025年归母净利润为28.42亿元，同比增长24.4% [4] - 2025年1-9月公司毛利率为55.6%，相比2024年全年毛利率44.7%显著提升 [4] 业务运营 - 三季度水电高发挤占火电发电空间，导致火电、风电、光伏利润总额同比减少0.53亿元 [5] - 公司积极与政府相关职能部门沟通，对电力现货市场实施方案提出优化建议，以提升长期盈利能力 [5]

投资评级 - 对桂冠电力的投资评级为“买入”，且为维持评级 [1] 核心观点 - 公司2025年三季度归母净利润为12.32亿元，同比增长69.49%，超出预期，主要得益于水电发电量同比高增 [6] - 主汛期来水极度偏丰，公司高效消纳保障发电高增，三季度水电发电量达146.35亿千瓦时，同比增长68.32%，创多年同期新高 [6] - 南方区域电力现货市场新规导致公司分摊不平衡电费，三季度减少收入4.58亿元，减少归母净利3.27亿元，但预计该影响在四季度枯水期将大幅下降，长期有望减弱 [6] - 基于水电发电高增及不平衡电费影响减弱预期，上调公司2025-2027年归母净利润预测至28.42亿元、30.56亿元、32.33亿元 [6] 财务表现与预测 - 2025年1-9月公司实现营业收入73.35亿元，同比下降0.25%；归母净利润24.19亿元，同比上升11.80% [6] - 预测公司2025年营业总收入为9968百万元，同比增长3.8%；归母净利润为2842百万元，同比增长24.4% [5] - 预测公司2025年每股收益为0.36元/股，毛利率为47.8%，净资产收益率（ROE）为15.2% [5] - 当前股价对应2025-2027年预测市盈率（PE）分别为21倍、19倍和18倍 [5][6] 业务运营分析 - 2025年前9个月公司完成总发电量318.48亿千瓦时，同比增长14.89%，其中水电发电量281.57亿千瓦时，同比高增21.93% [6] - 火电发电量受水电挤压，前9个月为10.12亿千瓦时，同比减少55.46% [6] - 风电和光伏前9个月发电量分别为14.69亿千瓦时和12.10亿千瓦时，同比变化分别为-5.95%和+52.20% [6] - 三季度公司火电、风电、光伏利润总额同比减少0.53亿元 [6]

公司整体财务与运营表现 - 2025年前三季度实现营业收入177.28亿元，利润总额7.15亿元，归属于上市公司股东的净利润1.98亿元，经营活动产生的现金流量净额44.50亿元 [1] - 公司控股总装机容量918万千瓦，参股总装机容量400万千瓦，所属电厂分布在江苏与河南等用电量大的区域 [4] 电力业务表现 - 电力业务前三季度实现发电量314.29亿千瓦时，售电量298.12亿千瓦时，营业收入130.52亿元 [2] - 电力业务营业毛利26.56亿元，同比增长26.48%，毛利率提升至20.35%，同比增加5.24个百分点 [2] - 第三季度发电量达135.35亿千瓦时，同比增长11.65%，创单季度发电新高 [2] - 通过寻优采购等措施，所属燃煤电厂标煤单价同比降低181元/吨 [2] - 旗下电厂在三季度表现突出，如张家港沙洲电力三季度发电量58.94亿千瓦时，月度和季度发电量创历史纪录 [5] 煤炭业务与煤电协同 - 煤炭业务前三季度营业收入42.13亿元，实现原煤产量1133.10万吨、销量1139.05万吨；洗精煤产量182.52万吨、销量177.26万吨 [3] - 通过系统施策，三季度精煤回收率环比二季度提升1.05% [3] - 海则滩煤矿正加快工程建设，计划于明年6月底首采工作面安装完成、7月初试采出煤，以进一步实现煤电一体化 [3] 电力市场参与与辅助服务 - 公司积极参与电力现货市场和辅助服务市场，上半年燃煤机组完成电网深度调峰电量3.72亿千瓦时，取得调峰和调频服务收入4312万元 [2] - 燃气机组取得调峰服务收入2326万元 [2] - 火电盈利模式正重构，容量电费+辅助服务将成为重要盈利来源 [2] 区域能源保供与运营效率 - 公司担当区域能源保供"压舱石"，有力保障了江苏、河南等负荷中心的电力稳定供应 [1][4] - 全国全社会用电量前三季度达7.77万亿千瓦时，同比增长4.6%，增速逐季回升，7、8月用电量连续突破万亿千瓦时创历史新高 [4] - 通过技术改造提升保供硬实力，如张家港沙洲电力设备缺陷数大幅下降65.53% [5] - 公司因在迎峰度夏保供工作中的突出表现获得河南省和江苏省相关部门的表彰与感谢 [6] - 公司已进入冬季保供备战期，各燃煤电厂正有序开展煤炭冬储工作以应对用电高峰 [6]

财务业绩 - 2025年前三季度累计营业收入49,962.32万元，同比增长36.97% [2] - 2025年前三季度归母净利润7,543.24万元，同比增长41.75% [2] - 2025年前三季度归母扣非净利润6,935.26万元，同比增长59.97% [2] - 2025年单三季度营业收入17,893.48万元，同比增长27.12% [2] - 2025年单三季度归母净利润2,945.92万元，同比增长59.13% [2] - 2025年单三季度归母扣非净利润2,586.80万元，同比增长72.14% [2] - 2025年前三季度销售费用率21.90%，同比下降4.84个百分点 [11] - 2025年前三季度管理费用率6.81%，同比下降1.92个百分点 [11] - 2025年前三季度研发费用率13.62%，同比下降4.13个百分点 [11] 核心业务发展 - 功率预测服务电站规模持续提升，拓展情况符合预期 [2][3] - 功率预测服务费续费率维持在95%以上 [4] - 分布式光伏"四可"管理要求带来新增市场机会，成为服务电站规模快速增长的重要来源 [2][6] - 分布式功率预测市场竞争者多为第三方专业厂商及中小区域型公司，大型综合类集团公司参与意愿较低 [7] - 2025年前三季度毛利率下降主要因功率预测设备收入占比提升影响产品收入内部结构 [11] 创新业务布局 - 针对独立储能电站推出AI托管交易服务方案 [3] - 基于自研"旷冥"新能源大模型3.0版本构建"预测-决策-执行-优化"全电力交易流程闭环能力 [8] - 在电站端和用户侧推广电力交易数据及策略等工具类产品，并结合实际交易场景推出电力交易托管运营服务 [8] - 独立储能电站托管运营服务可代理客户全周期运营收取服务费，并提供全套控制解决方案获得产品销售收入 [10] 政策与市场环境 - 2025年1月17日国家能源局发布《分布式光伏发电开发建设管理办法》，明确分布式新能源"四可"管理要求 [6] - 发改价格[2025]136号文及发改办体改[2025]394号文要求2026年底前实现各省份电力现货市场全覆盖 [7] - 截至目前已有28个省份出台136号文细则文件，电力市场化推进迎来政策集中期 [8] - 新型储能规模化建设专项行动方案从电源侧、电网侧、多场景应用及"AI+"四大方向推动新型储能规模化落地 [9] 资本运作与公司治理 - 控股股东、实际控制人雍正先生全额认购2024年度向特定对象发行股票，认购金额3.78亿元，再融资项目于2025年7月30日完成发行 [3] - 全资子公司日新鸿晟投资运营的新能源资产规模持续提升，2025年前三季度同比扭亏为盈 [3] - 完成对西藏东润数字能源有限公司25%股权的对外投资 [3] - 2025年前三季度人员增长明显，主要集中于工程运维实施人员及产品设计、研发、销售领域高端人才 [12][13]