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]

财务表现 - 上半年总营业收入33.01亿元 同比增长13.38% [1] - 利润总额12.65亿元 同比增长24.92% [1] - 归母净利润8.32亿元 同比增长32.93% [1] - 期间毛利率提升至52.74% 创同期历史新高 [1] - 拟每10股派现0.52元（含税）实施中期分红 [2] 装机规模与项目进展 - 在运抽水蓄能装机规模达1028万千瓦 [1] - 在建项目10座 总装机容量1200万千瓦 [1] - 梅蓄二期和南宁项目计划2025年内投产 [1] - 韶关新丰项目完成可研审查 [1] - 新增临沧云县项目投资开发权 [1] 市场机制与盈利能力 - 梅蓄项目正式进入现货市场交易 [1] - 电力现货市场机制推动储能从计划调度转向市场竞价 [1] - 储能可同时参与电能量市场 辅助服务市场及容量市场 [1] - 抽蓄电站盈利能力有望进一步改善 [1] 投资者关系 - 定于2025年9月5日下午召开半年度业绩说明会 [2] - 将就投资者关心问题进行交流 [2]

现货市场建设进展 - 国家顶层设计推动电力市场改革深化 多层次多品类多功能多主体电力市场体系初步建立 电力中长期现货辅助服务市场机制持续优化 "1+6"基础规则体系初步完善 全国统一电力市场建设加快推进[4] - 2025年4月国家发改委能源局发布394号文 明确各省现货市场建设时间进度 要求2026年6月底前安徽陕西转入正式运行 2025年底前辽宁河北南网黑龙江启动连续结算试运行[4][5] - 全国多地电力现货建设加速 山西广东山东甘肃蒙西湖北浙江及省间市场已转入正式运行 南方区域成为首个打破省级行政区划限制的多省区电力现货市场 安徽陕西等省份进入连续结算试运行阶段[5] 独立储能市场规则 - 各省优化完善市场规则和交易机制 将储能虚拟电厂等新型主体纳入现货市场主体范围 允许储能以独立主体身份参与市场交易[7] - 正式运行省份市场规则各具特色：山西完善新型经营主体交易机制 广东建立区域调频市场衔接机制 山东建立独立储能与新能源联合体交易机制 甘肃采用集中式全电量优化模式[7] - 蒙西和湖北采用日前市场"预出清"不结算的单偏差结算模式 浙江实时市场按5分钟滚动出清 根据实际供需偏差调整出力[9] 储能盈利空间分析 - 储能参与现货市场盈利主要取决于峰谷价差 价差受发电特性负荷特性潮流阻塞市场限价等多因素影响[8] - 2025年以来峰谷价差呈上升趋势 除蒙西下降14%外其他省份价差均拉大 山西增幅达43% 现货价格整体下降趋势 多地低于中长期交易均价[10] - 市场限价机制逐步完善 蒙西设定-0.1元/kWh负电价 海南设定-0.057元/kWh负电价 现货市场价格对分时电价政策指导作用增强[10] 储能补偿机制 - 山西对提供二次调频服务的储能电站给予调频量价补偿 补偿充电费用与放电费用差值[14] - 宁夏对火电平均出力低于50%时段充电的储能给予0.2595元/kWh补偿 并设置市场力防控价格上限[14] - 河南建立收益保障机制 当独立储能因现货价差偏低导致日均收益不足0.765元/kWh时予以补足[14] 行业发展前景 - 在136号文件与394号文件推动下 2025年底将实现现货市场全覆盖 独立储能有望成为电力市场核心参与者[11] - 通过电能量市场辅助服务市场容量交易等多元化收益模式 储能可实现"一体多用分时复用"的商业价值[11] - 随着规则优化与补偿机制完善 储能将通过公平合理的市场化竞争获得应有价值回报[11]

投资评级 - 维持买入评级 [1] 核心观点 - 2025年上半年营业收入33.01亿元，同比增长13.4%，归母净利润8.32亿元，同比增长32.9%，扣非归母净利润8.38亿元，同比增长32.2% [7] - 业绩增长主要受益于调峰水电来水偏丰、梅蓄一期进入现货市场收入增加、云南丘北储能电站投产 [7] - 抽水蓄能装机规模1028万千瓦，在建1200万千瓦，新型储能装机65.42万千瓦/129.83万千瓦时，调峰水电装机203万千瓦 [7] - 电力现货市场政策推动储能从计划调度转向市场竞价，拓宽盈利空间 [7] 财务预测 - 预计2025-2027年营业总收入分别为66.73亿元、77.31亿元、86.91亿元，同比增长8.08%、15.86%、12.42% [1] - 预计2025-2027年归母净利润分别为12.35亿元、13.94亿元、15.17亿元，同比增长9.61%、12.90%、8.82% [1] - 对应2025-2027年PE分别为27倍、24倍、22倍，PB分别为1.48倍、1.42倍、1.36倍 [1][8] 业务进展 - 梅蓄一期参与现货市场交易，抽蓄盈利能力提升 [1][7] - 在建抽水蓄能电站10座，总装机1200万千瓦，覆盖广东、广西、云南等地 [7] - 新型储能电站累计装机65.42万千瓦，云南丘北电站投产贡献收入 [7] 市场数据 - 当前股价10.30元，总市值329.19亿元，流通市值114.24亿元 [5] - 每股净资产6.87元，资产负债率52.89% [6] - 一年股价区间8.63-12.16元 [5]

投资评级 - 维持增持评级 [2][4][8] - 目标价62.64元 [2][4][8] - 基于25年54倍市盈率估值 [2][8] 核心观点 - 2025H1收入3.21亿元，同比增长43.2% [1] - 归母净利润4597万元，扣非归母净利润4348万元，增长53.5% [1] - 单Q2收入、归母净利、扣非归母净利增速分别为45.7%、31.3%、35.6% [1] - 功率预测业务收入2.05亿元，同比增长55.1% [7] - 新能源并网智能控制业务收入下降4.6%至5102万元 [7] - 电网新能源管理业务收入下降35.9%至836万元 [7] - 电力交易及虚拟电厂等创新业务增长1.5%至1616万元 [7] - 毛利率61.4%，同比下降5.8个百分点 [7] - 销售、管理、研发费用率分别为21.8%、6.9%、13.8%，同比下降5.0、2.3、4.7个百分点 [7] - 功率预测业务新增电站1116家，超过去几年全年新增量 [7] 财务预测 - 预计2025-2027年净利润分别为1.54亿、2.45亿、3.18亿元 [2] - 预计2025-2027年营业收入分别为7.54亿、10.84亿、13.33亿元 [3] - 预计2025-2027年每股收益分别为1.16元、1.85元、2.40元 [3] - 预计2025-2027年毛利率分别为62.0%、60.3%、59.7% [3] - 预计2025-2027年净利率分别为20.4%、22.6%、23.9% [3] - 预计2025-2027年净资产收益率分别为10.7%、13.5%、15.8% [3] 行业与业务分析 - 国内光伏新增并网容量同比增长107% [7] - 风电新增并网容量同比增长99% [7] - 功率预测业务受能源局"可观、可测、可调、可控"政策推动 [7] - 电力现货市场建设加速及虚拟电厂普及将推动创新业务发展 [7] 股价表现 - 当前股价54.21元 [4] - 52周最高价57.6元，最低价24.68元 [4] - 近12个月绝对涨幅100.07%，相对沪深300超额收益66.13% [5]

煤炭生产与供应 - 内蒙古上半年煤炭产量达6.4亿吨，其中约60%供应东北、华北、华东等主要消费地区 [1] - 行业通过"即报即审"和"一矿一策"政策推进煤矿产能核增及复工复产，强化蒙西、蒙东煤炭供应保障基地建设 [1] 电力装机与发电能力 - 行业新增电力装机1191万千瓦，总装机容量达2.7亿千瓦 [1] - 上半年发电量4167亿千瓦时，其中外送电量1656亿千瓦时，占全国跨省区外送电量比例超1/6 [1] 绿色电力发展 - 外送绿电占比达29.6%，较去年同期提升9个百分点 [1] - 行业修订绿电交易实施细则，新增跨省区交易机制并完善多年期交易机制 [1] 电力市场运营 - 蒙西电力现货市场已转入正式运行，蒙东电力现货市场完成3轮结算试运行 [1] - 行业通过严控非计划检修停运推动在运机组应发满发，加速存量电源项目建设 [1]

南方区域电力市场进入连续结算试运行阶段 - 南方区域电力市场正式从短期试运行转入连续结算试运行阶段，实现了从按周、按月交易到每天不间断交易的转变 [1] - 连续结算试运行是全国统一电力市场初步建成的重要标志性成果，是电力市场化改革的系统性创新和集成性突破 [1] 市场结构与覆盖范围 - 市场覆盖广东、广西、云南、贵州、海南五省区，实现了区域内电力现货市场全覆盖 [2][3] - 市场注册主体数量已超过22万个，涵盖全部类型发电电源及电力用户、售电公司 [2] - 市场化交易电量占比超过70%，实现了电力资源在更大范围内的自由流动 [2] 市场运行规模与参与度 - 启动会当天，超过831家电厂和700多家用户参与市场，申报电量达22亿千瓦时 [2] - 预计转入连续结算后，日均交易规模将达到38亿千瓦时 [1] - 目前南方区域集中式新能源场站基本都加入了电力现货交易，启动会当天有501家新能源场站参与报量报价 [2] 市场机制与技术创新 - 建成了国内首个多省份、全主体参与、统一出清的现货市场，是突破省级行政区划优化资源配置的重大制度与平台创新 [1] - 建立了区域内不同省份、不同类型发电机组同台竞价的市场机制，促进了市场公平 [3] - 通过全国产化“天权”求解器，支撑了超6000个模型节点、超120万项出清变量的高效计算，以实现效益最优 [3] 市场功能与影响 - 现货市场是发现电力真实时空价值、优化资源配置效率的核心引擎，电价能反映特定时空中的真正价值 [1] - 市场释放更真实、更稳定的价格信号，例如同样1千瓦时电在不同时间的发电价格能差好几倍 [3] - 连续结算使价格信号更加连续，对市场参与者的经营决策具有更稳健的预期和更大的参考价值 [3] - 市场建设目的包括保安全、保稳定，以及让资源要素在更大范围内流动以实现全社会效益最优 [3]

电力现货市场建设 - 浙江省成为全国第七个电力现货市场正式运行省份，此前已有山西、广东、山东、甘肃、蒙西、湖北六省转正 [3][19] - 国家发改委要求2025年底前基本实现电力现货市场全覆盖，湖北和浙江分别于2025年6月和8月转入正式运行 [3][19] - 安徽和陕西计划2026年6月底前转入正式运行，另有16个省/市/区将在2025年底前启动连续结算试运行 [20] 绿色氢基燃料发展 - 国家能源局公示第一批9个绿色液体燃料技术攻关项目，其中8个为绿色甲醇和绿氨方向 [4][26] - 绿色氢基燃料具有零碳/低碳排放优势，但面临技术和成本挑战，生产成本高且依赖碳市场交易价格 [4][31] - 绿色氢基燃料项目规划数量增长，绿氢规划产能超800万吨/年，绿氨超2000万吨/年，低碳甲醇超2400万吨/年 [32] 行业表现与公司动态 - 8月4日-8月8日环保板块上涨3.66%，燃气板块上涨3.61%，电力板块上涨1.05%，水务板块上涨0.82% [2][12] - 华光环能、涪陵电力、恒盛能源位列电力板块涨幅前三，分别上涨46.75%、19.93%、14.91% [18] - 火电板块推荐江苏国信，核电板块谨慎推荐中国核电、中国广核，绿电板块建议关注三峡能源、江苏新能 [4][70] 政策与市场动态 - 国家发改委印发《电力市场计量结算基本规则》，要求现货市场采用"日清月结"模式，不得设置不平衡资金池 [37][43] - 山东省新能源上网电价改革方案明确存量项目机制电价0.3949元/千瓦时，增量项目通过竞争确定 [38][47] - 安徽省新能源发电装机达6414万千瓦，占比46.6%，超过煤电成为第一大电源 [36]

全国统一电力市场建设进展 - 2024年市场化交易电量达6.18万亿千瓦时，占全社会用电量约63% [1] - 全国统一电力市场体系建设在2024年取得一系列重大标志性成果 [1] 市场机制突破与优化配置 - 国家电网与南方电网建立跨电网经营区常态化交易机制，实现两网电力交易“软联通” [1] - 根据规划，两网需在2025年迎峰度夏期间依托该机制优化电力资源配置以支撑保供，并在年底前统一规则、品种和时序，实现跨电网交易常态化开市 [1] - 南方区域电力市场已开展连续结算运行，实现5省区发用两侧主体“统一交易、同台竞价” [2] - 省间现货市场成熟，国家电网经营区26个省份实现常态化余缺互济 [2] - 2024年上半年跨省区交易电量超过6700亿千瓦时，相当于电力市场每交易4度电中就有1度通过跨省区交易实现 [2] 电力现货市场建设 - 现货市场被视作电力市场体系的关键环节和难点，有助于精准发现价格、实时反映和调节供需 [2] - 目前25个省内市场均已开展现货交易，其中6个实现正式运行，6个实现连续结算运行，其余10余个省份计划在年内实现连续结算运行 [2] - 电力现货市场即将实现基本全覆盖 [2] 市场基础规则体系 - 统一的电力市场基础规则体系已基本建立，形成“1+6”规则体系 [2] - 该体系以电力市场运行基本规则为基础，以中长期、现货、辅助服务交易规则为主干，以市场注册、计量结算、信息披露为支撑 [2] - 规则体系未来将根据市场发展不断丰富完善 [2] 市场建设意义与展望 - 全国统一电力市场体系的持续完善，将通过统一规则、破除壁垒、拓展功能、扩大规模，不断优化电力资源配置并促进能源转型 [3] - 该体系将更好支撑经济社会高质量发展 [3]

蒙东电力现货市场首次整月结算试运行成果 - 公司于7月31日圆满完成蒙东电力现货市场首次整月结算试运行，并同步启动8月份整月结算试运行，实现双月不间断结算试运行，为后续连续结算运行奠定基础 [1] - 7月试运行期间，现货系统出清稳定，电网运行平稳，蒙东直调机组及东北3台机组全容量参与市场 [1] - 负荷高峰期火电机组持续满发支撑保供，通过价格信号引导配建储能、独立储能集中放电，最大放电功率达117万千瓦，有力支撑电力保供 [1] 市场运行表现与价格信号 - 受夏季用电负荷显著增长和7月小风季影响，本轮结算试运行实时出清均价较上轮显著提升，环比提升83.54% [1] - 价格信号充分反映供需情况，符合发电侧主体收益预期 [1] 运行机制优化与成效 - 公司通过优化调频补偿机制和新能源富余发电能力转移机制，最大化调用调频资源，有效抑制实时平衡偏差 [1] - 关口联络线日均合格率突破90%，较人工控制模式显著提升 [1] 后续工作计划与制度建设 - 8月，公司将持续深化市场运营数据监测分析工作，常态化开展日复盘、周分析机制 [2] - 公司将进一步完善日前、实时调度运行与现货出清工作的衔接机制 [2] - 公司将配合政府主管部门开展规则合规性审定流程，推动蒙东现货规则体系尽快正式发布，为市场规范运行提供制度保障 [2]