政策发布 - 国家发改委和能源局于9月12日密集发布3条政策及征求意见稿 包括《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》《电力现货连续运行地区市场建设指引》 [1] - 文件均已定稿 且此前已线下完成征求意见 [1] 政策方向 - 文件大方向上均聚焦深化电力市场化改革 [1] - 明确了绿电直连和风光储一体项目的输配电价机制和未来路线图 [1] - 给储能装机增长划定底线目标 [1] 行业影响 - 政策将首先利好储能和风电订单持续性 [1]

核心观点 - 公司2025年上半年营收与利润表现亮眼 受益于新能源装机市场景气度提升和分布式功率预测业务起量 [1] - 功率预测业务新增电站用户数量增速创新高 分布式业务加速打开向上空间 [1] - 创新业务稳健推进 AI赋能产品力持续提升 资产运营增速亮眼 [1] 财务表现 - 2025H1实现营业收入3.21亿元 同比增长43.15% [2][3] - 2025H1实现归母净利润0.46亿元 同比增长32.48% [2][3] - 2025H1实现扣非归母净利润0.43亿元 同比增长53.52% [2][3] - 2025Q2实现营业收入1.76亿元 同比增长45.74% [2][3] - 2025Q2实现归母净利润0.29亿元 同比增长31.32% [2][3] - 2025Q2实现扣非归母净利润0.28亿元 同比增长35.64% [2][3] - 费用管控成效显著 销售/管理/研发费用率分别为21.77%/6.89%/13.81% 分别下降4.98/2.31/4.69个百分点 [3] 主营业务分析 - 功率预测业务2025H1实现收入2.05亿元 同比增长55.14% 占整体营收63.96% [4] - 功率预测业务毛利率61.58% 同比下降11.91个百分点 [4] - 新能源电站服务数量达5461家 净新增1116家 较2024年底服务规模增速达26% [4] - 创新业务2025H1实现收入1616.44万元 同比增长1.53% 占整体营收5.04% [4] 业务板块进展 - 电力交易业务加强AI大模型赋能 推出用户侧电力交易解决方案并拓展至山西/山东/甘肃等省份 [5] - 智慧储能业务通过AI技术优化运营策略 储能云管家拓展国际化版本满足海外市场需求 [5] - 虚拟电厂业务在多地申请售电资质 新能源资产运营收入3263.38万元 同比增长665.96% [5] - 微电网能源管理产品在国内外多个项目中落地应用 海外创新推出并离网切换型解决方案 [5] 业绩展望 - 预计2025-2027年营业收入分别为7.20/9.16/11.48亿元 同比增长30.92%/27.26%/25.29% [6] - 预计2025-2027年归母净利润分别为1.21/1.54/1.93亿元 同比增长29.52%/26.73%/25.57% [6] - 对应PE估值64.96/51.26/40.82倍 [6]

新能源上网电价市场化改革落地 - 全国首次新能源机制电价竞价在山东完成 标志着新能源上网电价市场化改革正式落地 为全国电力市场化改革提供可借鉴的“山东样本” [1] - 竞价结果显示 风电入选电量59.67亿千瓦时 中标价格为0.319元/千瓦时 光伏入选电量12.48亿千瓦时 中标价格为0.225元/千瓦时 [1] 山东省新能源装机与改革方案 - 山东是新能源装机大省 截至今年7月底 全省风光新能源装机1.19亿千瓦 其中光伏装机9130万千瓦 风电装机2749万千瓦 光伏装机规模居全国首位 [1] - 今年7月 山东出台全国首个省级新能源上网电价市场化改革方案 明确风电、光伏发电项目上网电量全部进入电力市场 通过市场交易形成电价 [1] 机制电价规则设计 - 为稳定企业收益预期 山东创新设计“机制电量”和“机制电价”规则 新能源上网电量全面入市后 企业部分电量有机会纳入机制 享受机制电价保障 [2] - 机制电价政策相当于一份“动态价格保险” 市场均价低于该价格时给予补偿 市场均价高于机制电价时 企业则退还超额收益 [2] - 机制电价通过竞争方式产生 在根据消纳责任权重等因素确定的总量之下 按照企业申报价格由低到高排列 “中标价”取入围项目的最高价 [2] 首次竞价执行情况 - 山东于8月中旬启动2025年新能源机制电价竞价 分风电、光伏两个项目组开展 机制电量总规模94.67亿千瓦时 [2] - 机制电价执行期限设定为 深远海风电执行15年 其他项目执行10年 [2] - 首轮竞价吸引超3000个新能源项目参与 最终入围1200个项目 [2] 对发电企业的影响 - 新能源项目上网电量全面入市后 收益模式从“保障性收购+国家补贴”转向“市场化收益+机制竞价” 对市场的判断直接影响项目收益 [3] - 以华能德州电厂为例 其有4个风电项目入围此次竞价 [3] 对电力用户的影响 - 此次改革对居民、农业用户电价水平没有影响 仍执行现行目录销售电价政策 [3] - 工商业用户电价将随电力供需、新能源发展等情况在合理范围内波动 [3] 改革的宏观意义 - 改革通过清晰的投资价格信号引导能源结构向风、光、储等多元协同转变 [3] - 推动新能源企业科学决策、技术创新 促进新能源行业从“规模竞赛”转向“效益比拼” [3]

能源供应保障 - 全省发电装机规模达1.33亿千瓦，“十四五”以来年均增长超1000万千瓦，接近“十三五”时期的3倍，相当于再造2个三峡电站 [4] - 全社会用电量、最大用电负荷均为2020年的1.5倍，相当于增加1个武汉市的用电体量 [4] - “十四五”全省新增油气长输管道1180公里、35千伏及以上输电线路1.9万公里，充电桩数量翻了两番，快充覆盖7252个行政村 [4] 电网投资与建设 - “十四五”期间累计电网投资1227亿元，较“十三五”增加190亿元 [2][7] - 新增变电容量7400万千伏安，较“十三五”末增长40% [2][7] - 新增110千伏及以上线路长度1.64万公里，湖北有28回超特高压线路连接省外，特高压线路规模及在运换流站数量均为全国第一 [7] 能源结构转型 - 新能源超越火电成为第一大电源，形成水、火、新能源“三足鼎立”格局，可再生能源装机占比提升至70.2%，高于全国平均水平9.4个百分点 [5] - 每年一半以上发电量由可再生能源提供，一半以上新增用电量由新能源提供，煤炭消费比重降至50%以下，非化石能源消费比重提升至20%以上 [5] - 湖北电网每输送4度电就有1度来自新能源，“十四五”累计服务风光新能源并网4155.15万千瓦，较“十三五”末增长3.5倍 [8] 电力服务与市场改革 - “十四五”期间节约用户报装费用97.45亿元，全省工商业电价排名由全国前十降至第17位，高压报装平均业务办理时长较2020年下降40% [8] - 电力现货市场华中第一、全国第6个转正式运行，首创“电—碳—金融”市场协同运行，构建起全品种省级电力市场体系 [6][9] - 全省平均停电时间从2020年13小时降至2024年5小时，2025年1—8月再减74%至0.86小时，湖北电网保持安全运行42周年 [7] 能源产业发展 - 全省新型能源产业规模突破两千亿元，动力电池建成产能占全国比重超20%，规模居全国第一方阵 [2][5] - 能源领域国家级重点实验室及研究中心达23个，居全国前列，5项技术装备入选国家首台（套） [5] - 世界首个县域100%新能源新型电力系统示范工程投运，孕育2个国家级专精特新小巨人企业 [9]

基金业绩表现 - 2025年上半年基金利润1.61亿元，加权平均基金份额本期利润0.4232元 [2] - 上半年基金净值增长率10.32%，截至上半年末基金规模17.19亿元 [2] - 近一年复权单位净值增长率37.05%，近三年增长率为-14.21% [5] - 近三个月净值增长率9.29%（同类排名159/182），近半年18.99%（84/182），近一年37.05%（119/181） [5] - 近三年夏普比率-0.1226（同类排名120/174） [25] 估值水平 - 持股加权市盈率26.54倍（同类均值29.05倍），市净率2.08倍（同类均值2.22倍），市销率1.63倍（同类均值1.85倍） [10] - 三项估值指标均低于同类平均水平 [10] 成长性指标 - 持有股票加权营业收入同比增长率-0.02%，净利润同比增长率0.49% [17] - 加权年化净资产收益率0.08% [17] 风险控制 - 近三年最大回撤43.69%（同类排名37/172），单季度最大回撤22.75%出现在2022年一季度 [27] - 近三年平均股票仓位86.32%（同类平均87.22%），2025年一季度末最高仓位93.17% [30] 持仓结构 - 前十大重仓股集中度长期超过60%，期末重仓股包括洪都航空、航发动力等军工及电力行业龙头 [39] - 最近半年换手率51.56%，持续三年低于同类均值 [37] 投资者结构 - 基金持有人4.17万户，合计持有3.73亿份 [34] - 机构持有占比0.06%，个人投资者占比99.94%，管理人员工持有0.02% [34] 投资策略 - 持续看好科技强国和周边外交相关行业，重点配置军贸、无人机及火电行业龙头 [2] - 基金管理人认为关税政策存在不确定性，国内政策储备充足且托底意愿明显 [2]

报告行业投资评级 未提及 报告的核心观点 4月29日国家两部门发文要求2025年底前基本实现电力现货市场全覆盖 我国电力市场化程度加深 文章梳理现货市场环境下的电力交易结构及规则 拆解工商业用户购电方式 分析用电成本及影响因素 并对我国电力期货市场发展作出展望 我国电力期货短期上市条件未成熟 需市场规则完善和政策协同措施落地 [11] 各部分总结 现货市场环境下的电能量交易 - 电能量市场由中长期和现货市场构成 前者锁定远期电价规避风险 后者通过供需变化实现价格发现 二者共同构成电力价值实现整体 [12] - 截至2025年8月 7个省级电力现货市场正式运行 安徽、陕西力争2026年6月底前正式运行 我国已建立多市场衔接的交易体系 中长期电力交易机制变化以适应现货交易 [13] - 中长期交易主体包括发电企业等 交易方式有四种 年度交易在前一年末开展 月度交易在前一月中下旬开展 分解曲线确定方式有典型和自定义两种 发电量分优先和市场化发电量 优先发电计划比例逐年递减 [16][18][21][22] - 现货交易包括日前和实时电能量交易 采用“全电量申报、集中优化出清”方式 日前市场出清得到机组开机组合等信息 实时市场在运行前15分钟交易出清 现货价格由煤电边际成本决定 受新能源出力和负荷变化影响 [26][29][30] - 批发市场采用三部制结算模式和“日清月结”周期 购售两端成本和收益大多提前锁定 现货价格波动对用户直接影响小 [33][34][37] - 新能源项目场外差价结算对存量和增量项目分类施策 存量项目机制电价不高于煤电基准价 增量项目由市场化竞争形成 机制电量按月结算 费用由工商业用户分摊或共享 [38][39][40] 工商业用户购电成本拆解 - 2021年11月起我国取消工商业目录销售电价 工商业用户分为直接交易和代理购电用户 直接交易用户包括批发、零售和执行1.5倍代理购电价格用户 代理购电是过渡政策 国家推动用户直接参与交易 [44][45][49] - 工商业用户用电计费规则有单一制和两部制 前者适用于小用户 后者适用于大用户 工商业用户终端到户电费由多部分构成 电能量费用占比60% - 80% 基本电费占20% - 30% 输配电费占10% - 20% [51][52][53] - 批发用户购电成本与中长期和现货市场价格直接相关 全年电能量费用大部分取决于年度中长期合约价格 不同省份批发用户电能量价格构成和调节空间有差异 [57][58] - 代理购电用户购电成本由代理购电价格决定 购电来源有优先发电和市场化采购 代理购电价格受多种因素影响 且需执行分时电价政策 [67][69][78] - 零售用户购电成本取决于零售套餐类型 套餐分为固定和浮动价格套餐 广东零售市场规模大 零售价格与年度合约交易均价相关 山西零售价格年内波动大 [82][83][90] - 工商业购电成本受优先发电量规模、煤电边际发电成本、能源供应结构和市场供需关系影响 优先发电规模受居民和农业用电影响 煤价波动影响电价 新能源发展影响市场价格中枢 市场供需关系影响电价 [95][100][103][111] 电力期货市场展望 - 欧洲电力期货交易集中在EEX 合约以国家电价为标的 有多种交割周期合约 采用现金结算 美国电力期货交易集中在ICE和Nodal Exchange 合约覆盖多区域市场 按负荷类型和期货标的分类 也采用现金结算 [115][124] - 我国电力市场与欧美有异同 未来电力期货产品大概率以省级供电营业区分 基于日前市场开展 可能有峰谷平段划分合约 月度合约可能推出 合约标的为日前市场统一结算点电价 现金结算 [130][131] - 我国电力期货发展面临市场规模短期有限、批发用户准入条件待放开、价格波动幅度设计和过度投机行为控制等难点 短期上市条件未成熟 [132][133][137]

火电行业经营业绩显著改善 - 五大发电集团核心上市公司合计实现归母净利润242.67亿元 创2016年以来半年报净利润新高 [3] - 多家火电资产较重上市公司归母净利润增速超100% 其中华银电力净利润同比增利2.02亿元 增幅达4147% [3] 燃料成本下降驱动利润增长 - 煤炭价格中枢下移 二季度曹妃甸港5500大卡煤价同比下降超20%至618元/吨 [5] - 华电国际入炉标煤单价下降12.98%至850.74元/吨 国电电力和华能国际分别下降9.5%和9.2% [5] - 成本降幅高于收入降幅 皖能电力营业成本降低8.51%而营业收入仅减少5.83% [6] 电力市场化改革带来双重挑战 - 上网电量和电价呈现下行趋势 华电国际上网上半年电量同比下降6.46% 电价下降1.44%至517元/兆瓦时 [5] - 安徽省调火电发电量同比下降8.31% 年度交易电价同比下降2.4分/千瓦时 [6] - 火电角色从基荷电源转向调峰电源 年利用小时数整体下降 [6] 区域差异化竞争格局形成 - 上半年新增煤电核准同比增长152% 全年预计超60GW 三北地区新核准项目占比达40% [8] - 负荷中心区如浙江广东煤电可通过现货市场高价套利 西部清洁能源高占比地区煤电主要依靠容量电价补偿 [8] - 中东部煤电占比高省份如山西山东需挖掘调峰能力 从基荷电源向调节性电源转变 [8] 煤电技术改造面临实施难题 - "三改联动"涉及节能降耗改造、供热改造和灵活性改造 但剩余项目投资金额高实施难度大 [9] - 改造后经济收入缺乏明显增长预期 电力市场机制不完善导致投入产出计算模糊 [9] - 需政策进一步厘清激励机制 包括完善辅助服务市场 [9] 行业长期定位与盈利展望 - 煤电未来主要定位为电力系统安全支撑 保障安全转型 [10] - 超额利润难以实现 但合理利润空间应予以保障 [10]

行业业绩表现 - 五大发电集团核心上市公司华能国际、大唐发电、华电国际、国电电力和中国电力合计实现归母净利润242.67亿元 创2016年以来半年报净利润新高 [1] - 华银电力、豫能控股、建投能源、晋控电力、京能电力等多家火电资产较重上市公司归母净利润增速均超100% 其中华银电力净利润2.07亿元 同比增利2.02亿元 增幅达4147% [1] 成本结构变化 - 煤炭价格中枢下移对火电企业成本控制和利润改善起关键作用 中国电煤采购价格指数显示二季度曹妃甸港5500大卡均价618元/吨 同比下降超20% [2] - 华电国际上半年入炉标煤单价850.74元/吨 同比下降12.98% 国电电力和华能国际入炉综合标煤单价分别下降9.5%和9.2% [2] - 皖能电力营业成本同比降低8.51% 有效对冲营业收入5.83%的降幅 [3] 收入端压力 - 华电国际上网上半年网电量1133亿千瓦时 同比下降6.46% 上网电价517元/兆瓦时 同比下降1.44% [2] - 安徽省1-5月调火电发电量同比下降8.31% 年度交易电价同比下降2.4分/千瓦时 [3] - 火电作为基荷电源角色被削弱 年利用小时数整体呈下降趋势 更多承担调峰功能 [3] 电力市场竞争格局 - 上半年新增煤电核准同比增长152% 全年超60GW概率较大 [4] - 2024-2025年6月项目多分布于三北地区 新疆、甘肃、内蒙古、吉林、黑龙江五省份核准规模占比达40% [4] - 负荷中心区如浙江广东电力需求旺盛 煤电可通过现货市场高价套利实现利润最大化 [5] - 清洁能源占比高的西部地区如甘肃青海 煤电需通过容量电价补偿电量损失 [5] 行业转型挑战 - 煤电机组需进行节能降耗改造、供热改造和灵活性改造的"三改联动" [6] - 当前改造项目投资金额高实施难度大 但改造后经济收入无显著增长预期 电力市场机制不完善影响企业改造积极性 [6] - 煤电未来定位主要是安全支撑保障电力系统安全转型 需保障合理利润空间而非追求超额利润 [6]

中铝山西新材料电力成本优化 - 公司7月总用电量56216万千瓦时 其中网购电量54259万千瓦时 占比96.5% 较两年前网购电量占比54.94%大幅提升[3] - 电力成本占电解铝生产成本40% 通过电力市场购电每千瓦时平均节省5分钱 每吨氧化铝生产成本减少650元[3] - 年用电量超过60亿千瓦时 为运城市第一大用电企业 拥有完整铝产业链配套自备发电机组[3] 山西电力市场化改革成效 - 电力现货市场于2023年12月22日成为中国首个正式运行市场 日前与实时现货度电均价分别为0.283元、0.281元 价差仅1.34厘[4][6] - 2025年上半年现货市场出清电量1562.3亿千瓦时 价格呈现"两峰一谷、晚高早低"特征 真实反映供需关系[6] - 虚拟电厂聚合容量288.07万千瓦 可调节容量65.06万千瓦 结算电量13.44亿千瓦时 为用户创造红利272.91万元[5][6] 电力系统保供与低碳转型 - 88台燃煤火电机组完成灵活性改造 总容量3621万千瓦 提升调节能力611万千瓦 全省最大负荷达3725万千瓦 同比增长9.1%[6] - 新能源利用率保持97% 2024年绿电交易量76.59亿千瓦时（增长216.49%） 绿证交易13.1亿千瓦时（增长370.54%）[7] - 外送绿电规模75.38亿千瓦时 同比增长226.18% 位居全国第一 为新能源企业增收近4亿元[7] 电力市场参与主体发展 - 电力交易平台注册主体21529家 包括发电企业688家 售电公司440家 电力用户20401家[7] - 民营企业主体数量突破2万家 虚拟电厂聚合规模全国第一[7] - 发电企业向综合能源服务商转型 售电公司向能源数据服务商转型 推动设备技术和管理模式创新[7]

公司财务表现 - 上半年营业收入41.20亿元，同比增长16.18% [1] - 归母净利润2.07亿元，同比增长4146.80% [1] - 基本每股收益0.102元/股，同比增长5000% [3] - 加权平均净资产收益率11.39%，同比增加11.11个百分点 [3] - 股价报收7.81元/股，年内累计涨幅达151.13% [3] 业务运营数据 - 完成发电量94.04亿千瓦时，同比增长26.90% [4] - 完成上网电量87.60亿千瓦时，同比增长27.16% [4] - 在役装机容量716.37万千瓦，其中火电482万千瓦占比67.3% [4] - 火电装机占湖南省统调公用火电机组总容量的15.5% [4] 行业对比情况 - 电力行业102家上市公司中52家归母净利润实现同比增长 [3][5] - 8家企业利润增速超100%，包括华银电力、豫能控股等 [5] - 建投能源归母净利润8.97亿元，同比增长157.96% [5] - 京能电力通过电价上涨和燃料成本下降实现业绩增长 [6] 电力行业动态 - 上半年全国全社会用电量4.84万亿千瓦时，同比增长3.7% [6] - 6月用电量因高温天气回升至5.4%增速 [6] - 7月全国单月用电量首次突破1万亿千瓦时 [6] - 预计2025年全年用电量同比增长5%-6% [6] - 非化石能源发电装机规模占比预计达61% [6]