文章核心观点 - 广州恒运综合能源有限公司成功入选广东省第三批虚拟电厂运营商目录，标志着公司获得虚拟电厂业务资质 [1][4] - 虚拟电厂通过聚合分散的电力资源参与市场交易，提升电力系统运营效率、经济性和绿色水平 [1] - 恒运综合能源公司背靠恒运集团，将利用此次契机拓展售电主业衍生业务，发挥在电力系统中的协调功能 [1][4] 虚拟电厂行业分析 - 虚拟电厂运用物联网、通信和控制技术，将分散的供给侧、用电侧和储能侧单位聚合为统一可控实体 [1] - 虚拟电厂运营商承担资源整合和电网智能协调角色，参与电力系统平衡与市场交易 [1] - 该模式旨在实现经济效益和社会效益双提升，推动电力系统更安全、高效、经济、绿色运行 [1][4] 公司业务与战略 - 恒运综合能源公司是广东省第一批售电公司（代码SD007），具有发售一体售电公司优势 [1][4] - 公司积极参与电改制度规则制定，利用交易经验和能力提高售电业务含金量 [1] - 公司坚持向内用功、向外拓展理念，通过深入理解规则、把握时机和优化交易来挖掘价值效益 [2] - 入选虚拟电厂目录是对公司专业能力和社会诚信的认可，是拓展售电衍生业务的良好契机 [4] 市场与政策环境 - 广东省电力交易中心公布第三批虚拟电厂运营商目录，共包含11家企业 [4] - 恒运综合能源公司在目录中位列第10位，虚拟电厂运营商代码为XN29，售电公司代码为SD07 [4] - 公司需根据社会需求和组织单位统筹，发挥虚拟电厂运营商在供需双方的协调功能 [4]

江苏电力交易市场现状 - 当前市场出现售电公司报出不符合常理的极低售电价格现象 [1] - 极低价格对用电企业尤其是大工业用户的购售电价格判断产生误导 [1] - 售电公司利用行业信息差引导用户以价低者得的传统观念对比服务 [1] 低价中标对用电企业的风险 - 极低价中标潜藏着巨大且多方面的风险最终成本和损失可能转嫁回用电企业 [1] - 售电公司核心盈利模式为赚取批零差价极低价中标致使其边际利润极低甚至为负 [2] - 江苏月度集中竞价价格波动极大连续3月结算试运行价格分别为0319元kWh、0340元kWh、0355元kWh [2] - 进入连续结算试运行前月度集中竞价浮动在038-044元kWh之间与长协价差在0001-0089元kWh [4] - 江苏燃煤发电成本为032-033元kWh报出极低价格明显不符常识 [4] 合同履约与供电中断风险 - 市场电价波动上涨超出售电公司承受能力将导致其持续亏损资金链断裂甚至破产倒闭 [2] - 售电公司破产将致购电合同无法履行用电企业面临被电网企业强制保底供电的局面 [4] - 保底电价通常远高于市场正常水平如15倍电费 [4] - 2026年可能存在月度竞价与长协价格倒挂的月份极为考验售电公司交易与履约能力 [4] 电费结算与成本反弹风险 - 售电公司可能在合同中设置隐性费用和苛刻条款如附加服务收费管理费等 [5] - 存在将用电负荷预测偏差的考核风险更多转移给用户的风险用户面临高额罚款 [5] - 网上绑定合同周期可能与纸质合同不符故意延长合同到期日期设立更换供应商障碍 [5] - 设置价格联动条款当上游市场电价上涨到阈值销售电价随之浮动使低价名存实亡 [5] - 售电公司可能采取先亏后赚策略首年极低价抢占市场次年续签时大幅提价 [5] 业务规范性与法律纠纷风险 - 市场多数用户对自身在电力交易中心的账号密码CA及口令密码不知情管理权限全盘交出 [7] - 以恶意竞争为主要手段的公司其商业信誉和长期经营意愿值得怀疑存在基础性信用风险 [7] - 售电公司无法履行合同或通过不合理条款增收费用时极易引发耗时耗力的法律纠纷 [7] 对用电企业的建议 - 选择售电伙伴时应将稳健和信誉优先于激进的价格进行综合评估不唯价格论 [7] - 理性分析报价将报价与市场公开批发电价如月度集中竞价出清价进行对比 [7] - 着眼长期合作选择稳健可靠售电公司建立长期战略关系比追逐短期价差更重要 [7] - 考察售电公司股东背景资金实力从业经验市场口碑 [7] - 仔细审阅合同细节特别是偏差考核结算方式违约责任价格调整机制等核心内容 [7] - 评估售电公司技术支持团队负荷预测精度客户服务响应速度及增值服务能力 [8]

公司核心变更事件 - 浙江浙能电力股份有限公司于2025年10月11日发生工商变更，法定代表人及董事长由虞国平变更为刘为民 [1] - 此次负责人变更原因为虞国平因年龄原因辞去第五届董事会董事及董事长职务 [2] - 公司董事会已推荐刘为民为第五届董事会董事候选人，相关议案将提交股东会选举 [2] 公司基本信息 - 公司成立于1992年3月，注册资本约为134.1亿人民币 [2] - 公司经营范围涵盖电力开发、电力设备检修及售电服务等 [2] - 公司主要股东包括浙江省能源集团有限公司、中国华能集团有限公司及浙江浙能兴源节能科技有限公司等 [2]

公司运营表现 - 9月份售电量完成约7.36亿千瓦时，较去年同期增加1.39亿千瓦时，同比增长率达23.38% [1] - 前三季度总售电量达到约66.04亿千瓦时，同比增加1.55亿千瓦时，同比增长2.4% [1] - 月度、年度售电量增长成功实现由负转正，经营发展态势持续向好 [1] - 甘肃科建星盐二期增容项目达产后将成为公司第三大用电客户，其用电负荷的稳定增长为全年售电量提升提供有力支撑 [1] 客户服务与项目支持 - 创新构建"1+N"专属服务团队体系，"1"即1名项目总负责人统筹协调，"N"是由营销、发展、设备、调度等多专业人员组成的服务专班 [3] - 建立"超前服务 + 过程跟踪"全周期服务机制，从项目前期规划阶段便主动介入，全程跟踪供电配套工程进度 [3] - 针对重点项目组建多专业协同的柔性服务专班，实行"一企一策"精准服务模式 [3] - 在甘肃科建星盐二期增容项目中，服务专班多次深入现场优化供电方案，实现项目验收合格当日即下达送电指令，大幅缩短投运时间 [3] 能效服务与模式创新 - 深化"供电 + 能效"服务模式，定期走访企业指导客户合理选择基本电费计收方式以降低用电成本 [4] - 依托智慧能源服务平台为企业和居民用户提供用电数据分析、节能建议等可感知的用能优化服务 [4] - 通过精准服务举措构建"以电促产、以产兴电"的良性循环，既保障企业发展用电需求，也推动自身经营指标提升 [4] - 聚焦新一轮电力营商环境"五化"目标，以"三个一批"为实施路径持续优化供电服务流程，提升"获得电力"服务水平 [4]

行业主要上市公司 - 行业主要上市公司包括华能国际 国电电力 广州发展 粤电力A 桂东电力 内蒙华电 科陆电子 西昌电力等 [1] 电力行业改革 - 2002年国务院发布《电力体制改革方案》提出厂网分开 竞价上网 推行输配分离 [2] - 改革初步打破电力市场垄断 在发电侧引入市场竞争 打破国家电力公司垂直一体化垄断经营 [2] - 改革后电网企业同时从事售电业务 在输配售环节依旧处于垄断地位 存在售电模式单一 用户选择权低 用电成本较高 输配售成本不清等问题 [2] 全社会用电需求 - 2011至2021年全社会用电量逐年增长 全国电力供需形势总体平衡 [4] - 2021年全国全社会用电量达83128亿千瓦时 同比增长10.3% 两年平均增长7.1% [4] - 2022年上半年全国全社会用电量4.10万亿千瓦时 同比增长2.9% 其中一 二季度用电量同比分别增长5.0%和0.8% 二季度增速回落主要因4 5月受疫情等因素影响用电量连续两月负增长 [4] 售电公司区域分布 - 售电公司产业链企业集中在东部沿海及南方省份 如广东 浙江 安徽等地 [6] - 这些地区经济活跃 电力需求旺盛 企业多深耕本地市场并辐射周边 [6] 售电公司竞争态势 - 2021年售电市场领导者为国家电网 南方电网 国电电力和华能国际 营收超过千亿且增速超10% [8] - 挑战者为广东电力 广州发展和内蒙华电 营收超百亿且增速为20%以上 [8] - 追随者为西昌电力 科陆电子和桂东电力 [8]

政策核心要求 - 售电公司需向零售用户准确宣传政策规则并提供真实全面的市场信息[1] - 售电公司不得进行虚假营销宣传或作出虚假承诺[1] - 售电公司要优化用户用能方案降低用户用能成本[1] 企业经营规范 - 禁止售电公司与发电企业签订阴阳合同损害用户利益[2] - 禁止售电公司与用户签订明显低于市场均价的合同[2] - 发售一体售电公司需确保发电与售电业务在人员财务信息方面的独立性[2] - 售电公司要直接对接服务零售用户开展注册入市合同调整等服务[2] 市场监管措施 - 陕西电力交易中心需加强经营主体行为监测及时发现违规行为[3] - 交易中心要对零售高价售电公司和高批零价差售电公司加大披露力度[3] - 监管部门将严厉查处串通涨价哄抬价格等违法违规行为[10] 市场环境建设 - 售电公司需发挥政策传递服务落地风险缓冲作用[5] - 国网陕西电力需加强四级服务体系建设推进穿透式服务[9] - 通过部门联动规范电力交易市场秩序维护公平竞争环境[10]

交易核心 - 兖矿能源非全资附属公司华聚能源以现金出资人民币2.54亿元认缴售电公司新增注册资本人民币1.8亿元 [1] - 增资完成后华聚能源持有售电公司70%股权 山东能源持有30%股权 售电公司成为兖矿能源附属公司并纳入合并财务报表 [1] 增资背景与合规要求 - 根据《售电公司管理办法》规定 资产总额低于人民币2亿元的售电公司年售电量上限为60亿千瓦时 [1] - 售电公司当前资本总额为人民币1.5亿元 已无法满足持续规模扩张和服务范围扩大的发展需求 [1] 战略协同效应 - 通过控股售电公司构建发电、售电、用电一体化完整产业链条 [2] - 借助售电公司电力产业枢纽地位有效落实新能源发展战略 [2] - 以售电公司为平台统筹整合发电、售电、用电资源 发挥规模优势推动企业效益最大化 [2] 行业竞争格局 - 电力市场改革深化使兼具发电与售电资源的企业形成产业协同优势 [2]

财务表现 - 2025年上半年公司实现营业收入54.22亿元，同比增长15.29% [1] - 净利润5.19亿元，同比增长26.42% [1] - 能源服务板块营业收入10.79亿元，占总营收比重达19.90%，同比激增378.81% [2] 业务发展 - 公司持续滚动开发分布式光伏项目，大力拓展虚拟电厂、售电、绿电及绿证等能源交易服务业务 [1] - 所属风电、热电联产等存量电厂经营业绩同步提升 [1] - 截至2025年6月30日，公司并网运营总装机容量达6479.19MW，其中可再生能源装机占比已升至60.7% [1] 能源服务 - 报告期内公司管理售电量约156亿kWh，绿电交易3.55亿kWh，国内国际绿证对应电量合计10.89亿kWh [1] - 虚拟电厂业务可调负荷规模约690MW，平台管理用户规模超20GW [2] - 在江苏省内辅助服务市场实际可调负荷规模占比约30% [2] 战略布局 - 公司加速业务转型升级以适应电力市场化发展趋势 [1] - 虚拟电厂业务已由江苏逐步拓展至上海、浙江、四川、深圳等区域 [2] - 携手蚂蚁数科成立新公司"蚂蚁鑫能"，聚焦电站智能运维、电力交易策略优化及虚拟电厂协同控制三大核心场景的AI技术落地 [2] 行业政策 - 国家两部委联合发布虚拟电厂专项支持政策，明确提出到2030年全国虚拟电厂调节能力突破5000万千瓦的目标 [2] 技术创新 - 公司在多年虚拟电厂数字化运营基础上积极开展人工智能创新应用，推进"AI模型+广义虚拟电厂"创新开发 [2] - 首次对公司创新人工智能能源应用模型进行了披露 [2]

核心观点 - 中金基本维持港华智慧能源2025年和2026年盈利预测不变 维持跑赢行业评级和5.00港元目标价 较当前股价有16.3%上行空间 [1] 财务表现 - 1H25收入104.4亿港元 同比减少1% 净利润7.58亿港元 同比增长2% 业务核心利润7.19亿港元 同比增长2% [2] - 1H25天然气销售量87.5亿立方米 同比持平 城市燃气价差0.57元/立方米 同比增加0.01元/立方米 [2] - 1H25光伏发电量11.8亿千瓦时 同比增长44% 发电度电毛利0.36元/千瓦时 同比减少0.04元/千瓦时 [2] - 1H25可再生能源业务经营利润1.7亿港元 同比增长5% 燃气业务经营利润8.52亿港元 同比减少1% [2] 业务发展 - 1H25新增居民接驳33万户 同比减少1% 截至1H25末光伏并网规模达2.6吉瓦 [2] - 公司拟首次派发中期股息0.05港元/股 [2] - 公司目标至2030年管理光伏装机12吉瓦 储能装机6吉瓦时 [3] 战略转型 - 公司通过加大工商业储能投资和结合AI算法推动售电业务拓展 转型为智能能源聚合服务商 [3] - 公司利用屋顶光伏 储能及城燃领域积累的工商业客户资源推动业务协同发展 [3] 资本结构 - 1H25资本开支14亿港元 同比减少30% 预计全年资本开支规模降低至25-30亿港元 [4] - 公司严控资本开支规模并推动部分分布式光伏装机出表 有息负债规模或稳中有降 [4]

2025年上半年工作亮点 - 燃气业务气量保持平稳，价差提升0 01人民币/方，优化人员结构降低营运费用，加强成本优势 [3] - "三桶油"长约落地总量150亿方(15亿方/年)，LNG资源池150万吨/年(21亿方/年) [3] - 光伏发电量增长44%至11 8亿度电，储能累计签约775MWh [3] - 类REITs两期共融资人民币10亿元 [3] - 燃气业务盈利持续增长同比+5%，可再生能源净利润同比增长6% [3][20] 2025年中期业绩 - 首次派发中期股息5港仙/股 [4] - 业务核心利润719百万港元同比增长+2% [4] - 营业额10,437百万港元同比减少-1% [4] - 经营利润1,024百万港元 [4] - 归属于股东净利润758百万港元同比增长+2% [5] 财务状况 - 信贷评级：MOODY'S Baa1，STANDARD & POOR'S BBB+，中诚信国际AAA [6] - 资本支出：2025年上半年14亿港元(燃气业务7亿，可再生能源7亿)，同比减少30% [7] 燃气业务运营 - 售气量87 5亿方持平，用户数1,802万户同比增长38万户 [8] - 城燃价差0 57人民币/方同比提升0 01人民币 [9][10] - 新开发55个大客户年用气规模2亿方，"燃气+"业务能源销量6 9亿kWh [10] - 江苏浙江纺织企业天然气替代蒸汽，医院能源托管 [11] 气源供应链 - "三桶油"长约总量150亿方，锁定LNG资源池150万吨/年(21亿方) [18] - 自有气源：山西港华2 5亿方/年，四川威远1 7亿方/年 [18] - 集团统筹气量60亿方/年，自主气源比重从17%提升至23% [18] - 2030年目标统筹气量100亿方 [19] 可再生能源运营 - 光伏发电量11 8亿度电同比+44%，累计并网2 6GW新增0 3GW [20] - 电力交易量36 4亿度电同比+14% [20] - 光伏业务收益168 9百万人民币同比+11%，但度电毛利下降0 04元/度 [21] - 储能累计签约775MWh，并网260MWh，全年目标签约1GWh并网800MWh [24] - 马鞍山储能电站100MWh总投资1 3亿元，IRR超15% [22][24] 售电与AuM业务 - 电力交易售电量36 4亿度电，工业客户数约1,500个 [27] - 与城市燃气协同推进燃气客户售电签约 [27] - AuM累计规模560MW，类REITs融资10亿元，累计融资19亿元 [28] 2025年发展指引 - 燃气业务目标：用户数1,827万户(+63万)，售气量173亿方(+1%)，城燃价差0 57人民币/方 [37] - 可再生能源目标：光伏并网2 9GW(+0 6GW)，发电量25 8亿度电(+40%)，电力交易量88亿度电(+5%) [37] - 2030年目标：管理光伏12GW+储能6GWh，成为全球领先智能能源聚合服务商 [30] ESG表现 - ESG评级：FTSE Russell AA，MSCI A，恒生可持续发展企业指数AA [32] - 连续三年入选《可持续发展年鉴(中国版)》 [32] - 主办第四届智慧能源创新大赛，2024年参赛项目785个来自76国 [33][36]