省属综合能源上市平台，已形成“风光水火储”多能互补格局。公司历经借壳上市、水电起步，于2024年完成常乐公司66%股权收购，2025年常乐二期全面投产，火电装机跃升至600万千瓦，奠定西北调峰火电龙头地位。截至2025年末，公司控股装机达953.97万千瓦，其中火电占比62.9%、水电17.82%、风电11.57%、光伏7.72%，多能互补格局全面成型。控股股东甘肃电投集团持股63.23%，长江电力持股12.54%位列第二大股东，稳定的股权结构与产业资本背书，为公司战略落地提供坚实保障。依托河西走廊资源禀赋与国家“西电东送”战略，公司正加速从传统电力平台向清洁能源标杆迈进。
　　常乐公司为核心利润支柱，兼具战略稀缺性与成本端护城河。作为祁韶直流唯一配套调峰电源，一期机组与湖南签订长协至2039年，利用小时数持续高于全国平均，电价与湖南煤电均价挂钩，收入端确定性强；二期作为省内调峰电源，兼顾自用与外送，战略地位进一步巩固。成本端，依托铁路专线与疆煤长协，标煤采购单价持续下行，2025年火电度电净利润已提升至0.12元/千瓦时。容量电价政策托底效应显现，固定成本缺口逐步收窄，常乐正从周期品迈向稳定现金流资产。此外，公司水电装机170.02万千瓦，在甘肃省内具备规模优势，盈利能力稳健。
　　新能源储备近千万千瓦，腾格里600万千瓦大基地构筑第二增长曲线。公司深度布局腾格里沙漠基地600万千瓦、民勤100万千瓦风光一体化及庆阳“东数西算”100万千瓦新能源项目，合计在建、已核准及计划投资项目总装机达910万千瓦。其中，腾格里大基地由公司与华润新能源合资共同开发，充分发挥双方在项目获取与运营管理上的协同优势。未来3-5年，随着大基地项目集中投运，公司新能源装机规模有望翻番，火电调峰与新能源协同发展的格局加速形成。
　　甘肃电力市场化改革全国领先，为公司构筑制度红利与收益预期双重支撑。作为全国首批现货试点，甘肃已建成“中长期+现货+辅助服务+容量”完整市场体系，2025年全年省内中长期交易均价237.1元/兆瓦时、同比下降14.11%；容量电价水平提升及现货价格上下限明确，我们认为电能量价格进一步下探空间有限。外送通道方面，2025年全年甘肃省外送电量808.86亿千瓦时、同比增长44.74%，外送均价256.9元/兆瓦时显著高于省内，价格分化印证火电在外送市场中的支撑地位。常乐电厂作为祁韶直流唯一配套调峰电源，充分受益于外送溢价与调节能力定价的双重红利，战略价值持续兑现。
　　财务表现进入高增长通道，业绩释放与价值重估同步开启。2021-2025年公司营收、归母净利润四年复合增速分别达45.7%和67.5%，高增态势延续。常乐并表后火电成为绝对主力，业务结构系统性跃升。财务结构持续优化，财务费用率从20.9%降至4.8%，资产负债率稳定在52%的健康水平。2025年经营活动产生的现金流净额达51.5亿元，为后续资本开支与分红提升奠定坚实基础。
　　投资建议：公司作为甘肃省内综合能源平台，依托常乐电厂确立西北调峰火电龙头地位，成本与收入确定性强。同时，公司坐拥腾格里大基地等近千万千瓦新能源储备，第二增长曲线清晰。受益于电力市场化改革，公司兼具火电现金流与新能源成长性，业绩与估值有望双升。我们预计公司2026-2028年实现营业收入109.98、120.52、127.69亿元；实现归母净利润24.84、25.62、26.30亿元，同比增长21.1%、3.1%、2.6%；对应EPS为0.77、0.79、0.81元；对应当前股价（2026年6月29日收盘价）PE为10.2X、9.9X、9.6X。首次覆盖，给予“买入”评级。
　　风险提示：电力需求波动风险、市场化电价不确定性、燃料成本管控风险、自然条件影响风险、新能源项目推进不确定性、外送通道配套风险、政策环境变化风险、测算与实际存在偏差风险。

GEPIC Energy Development has announced 2025 revenue of RMB9.07bn (+4.26% YoY), an attributable net profit of RMB2.05bn (+24.77% YoY), and a recurring net profit of RMB2.04bn (+183.32% YoY). 4Q25 showed particular strength with revenue of RMB2.54bn (+14.84% YoY) and an attributable profit of RMB470mn (+81.64% YoY), at the upper end of our 4Q25 preview forecast range of RMB238-538mn. In 2025, the thermal and hydro power segments delivered standout profitability, while the renewable energy unit turned loss-making due to spot power price pressures. We expect the thermal and hydro operations to maintain robust earnings performance in 2026. Retain BUY.
Hydropower: profit up YoY on spot market-driven tariff growth
Despite an 8.9% YoY decline in hydropower generation to 5.64bn kWh in 2025 due to reduced water inflows in certain basins, the segment delivered strong profit growth. Hydropower’s superior intraday generation stability vs renewables enabled greater output during peak pricing periods, coupled with YoY growth in hydro spot prices, driving a 20.0% YoY increase in the on-grid power tariff (tax-inclusive) to RMB0.323/kWh and an 8.0pp YoY gross margin expansion to 39.4%. For 2026, we expect hydropower’s high spot pricing to persist, with further earnings growth contingent on water flow recovery and cost reductions (eg, depreciation).
Thermal power: unit profit up RMB0.038 YoY to RMB0.125/kWh
The thermal power segment achieved strong operational results in 2025: generation increased by 4.1% YoY to 20.26bn kWh with the on-grid tariff (tax-inclusive) up by 4.9% YoY to RMB0.370/kWh. Benefiting from declining market coal prices, Changle Power Plant’s net profit rose by 49.8% YoY to RMB2.53bn. We calculate that the segment’s per-kWh net profit reached RMB0.125, up by RMB0.038 YoY. Changle Units 5-6 (2GW total capacity) achieved full commissioning in 2H25, which serve local Gansu demand. Coupled with the province’s capacity tariff rising sharply from RMB100/kW in 2025 to RMB295/kW in 2026 (after capacity factor adjustment), we expect these new units to meaningfully boost the 2026 thermal earnings.
Renewables: turned loss-making amid tariff pressures
With no new renewable capacity additions in 2025, the company’s wind/solar on-grid power tariffs (tax-inclusive) fell by 27.0/15.7% YoY to RMB0.378/0.305 per kWh owing to spot market exposure. The corresponding gross margins fell by 22.8/52.5pp YoY to 24.8%/-22.0%, driving a subsidiary specialized in New Energy to an RMB54.69mn net loss (vs RMB290mn profit in 2024). As of December 2025, the company held approved (filed) wind/solar projects totaling 1.5/3.5GW, with projects under construction including Qingyang Green Power Integration Phase I (750.25MW wind + 250.2MW solar) and Yongchang Heqingtan 100MW solar project. The first 13.4MW wind turbines at Qingyang Phase I commenced grid connection on 30 January 2026.
Earnings forecasts and valuation
We largely maintain our 2026/2027 attributable net profit forecasts, at RMB2,272/2,313mn (previous: RMB2,294/2,353mn), while introducing our 2028 forecast of RMB2,393mn, with EPS of RMB0.70/0.71/0.74. With reference to the average 2026E PE of 18.9x for its peers on Wind consensus, and considering the higher volatility of clean energy tariffs compared with those of its peers, we apply a 16.0x 2026E PE multiple to the company, for our target price of RMB11.21 (previous: RMB9.55 based on 13.5x 2026E PE). Maintain BUY.
Risks: weaker water inflows than we expect; lower tariffs than we expect; slower UHV construction than we expect; higher coal prices than we expect.

　　甘肃能源发布年报，2025年实现营收90.65亿元（yoy+4.26%），归母净利20.51亿元（yoy+24.77%），扣非净利20.39亿元（yoy+183.32%）。其中4Q25实现营收25.41亿元（yoy+14.84%），归母净利4.70亿元（yoy+81.64%），位于我们4Q25前瞻报告预期2.38-5.38亿元上区间。2025年公司火电、水电板块盈利表现亮眼，新能源板块因现货电价压力而转亏，我们认为2026年公司火电、水电板块仍将维持优异的盈利表现，维持“买入”评级。
　　水电受益于现货交易带来电价上涨，利润同比高增
　　因部分流域来水同比偏枯，公司2025年水电上网电量同比-8.9%至56.39亿千瓦时。由于水电日内发电稳定性相对新能源更高，能够在高电价的峰时段出力，水电现货电价同比高增，从而促使公司2025年水电上网电价（含税）同比大幅提升20.0%至0.323元/千瓦时，毛利率同比+8.0pp至39.4%。2026年，我们认为水电的高现货电价状态或维持，盈利进一步增长主要取决于来水修复和折旧等成本下行。
　　火电板块量价齐升，度电净利润同比+3.8分至12.5分
　　2025年公司火电板块经营成果显著：上网电量同比+4.1%至202.62亿千瓦时，上网电价（含税）同比+4.9%至0.370元/千瓦时，同时得益于市场煤价下行，常乐公司2025年净利润同比+49.8%至25.31亿元，我们测算其火电度电净利润高达0.125元，同比+3.8分。公司常乐电厂5-6号200万千瓦煤电机组已于2H25全面投产，上述两台机组于甘肃本地消纳，甘肃2026年容量电价水平将从2025年的100元/千瓦大幅提升至295元/千瓦（考虑容量系数后），我们认为常乐5、6号机组的投运有望增厚公司2026年火电盈利。
　　新能源电价因市场化推进而承压，公司风光板块出现亏损
　　2025年，公司未投产新能源机组，受现货交易影响，公司风电/光伏上网电价（含税）同比下降27.0%/15.7%至0.378/0.305元/千瓦时。公司2025年风电/光伏毛利率同比下降22.8/52.5pp至24.8%/-22.0%。因此，2025年公司新能源子公司酒汇公司净利润为-5469万元（上年同期为2.9亿元）。截至2025年底，公司已获得核准（备案）的风电/光伏项目分别为150/350万千瓦，在建项目包括：庆阳绿电聚合一期新能源项目（风电项目75.025万千瓦、光伏项目25.02万千瓦）、永昌河清滩100MW光伏发电项目。2026年1月30日，庆阳绿电聚合一期新能源项目首批风电机组（装机容量13.4兆瓦）已并网发电。
　　盈利预测与估值
　　我们基本维持公司2026-2027年归母净利润预测22.72/23.13亿元（前值为22.94/23.53亿元），引入2028年归母净利润预测值23.93亿元，对应EPS为0.70/0.71/0.74元。参考可比公司2026EPE的Wind一致预期为18.9x，考虑公司清洁能源电价波动性较可比公司更高，给予公司16.0x2026EPE，对应目标价11.21元（前值9.55元基于13.5x2026EPE），维持“买入”评级。
　　风险提示：来水不及预期，电价不及预期，特高压建设不及预期，煤价超预期。

　　事件：2026年3月27日，甘肃能源发布2025年年报。2025年公司实现营业收入90.65亿元，同比+4.26%；实现归母净利润20.51亿元，同比+24.77%；扣非后净利润20.39亿元，同比+183.32%。经营活动现金流量净额51.52亿元，同比+31.64%。其中，单Q4公司实现营业收入25.41亿元，同比+14.84%，环比-2.07%；实现归母净利润4.70亿元，同比+81.64%，环比-37.96%。分红方面，公司2025年拟向全体股东每10股派发现金红利2.30元（含税），派发现金红利总额为7.46亿元。
　　点评：
　　火电业务情况：常乐二期全面投产，量价本共助业绩优异表现。电量方面，火电2025年累计上网电量202.62亿千瓦时，同比+4.08%；其中单Q4公司火电上网电量60.18亿千瓦时，同比+8.53%，环比+12.17%。
　　电价方面，2025年火电电价实现369.53元/兆瓦时，同比+1.72分/千瓦时。成本方面，2025年火电板块营业成本同比-6.47%，叠加收入同比+10.43%，共同助力毛利率走阔9.91pct。综合来看，常乐二期5-6号机组分别于2025年9、10月投产，火电上网电量同环比均出现提升；
　　且综合电价同步出现同比提升，叠加全年燃煤成本同比下降，电力量价本均为Q4火电板块业绩贡献增量。我们预计2026年公司火电业绩有望因常乐二期全年满产发电而实现进一步抬升。
　　水电业务情况：来水不及预期致使电量同比下滑，电价提升成亮点。电量方面，水电2025年累计上网电量56.39亿千瓦时，同比-8.87%；其中单Q4公司水电上网电量15.68亿千瓦时，同比+11.05%，环比-27.81%。
　　电价方面，2025年水电电价实现322.77元/兆瓦时，同比+5.38分/千瓦时。综合来看，水电板块电量下滑原因系黄河、黑河流域、大通河等流域来水量同比下降影响；但水电交易得当，上网电价出现明显上涨。
　　新能源业务情况：小时数+电价同比下滑致板块略微亏损，“电算协同”项目。电量方面，风电2025年累计上网电量16.02亿千瓦时，同比-3.96%；其中单Q4风电上网电量3.34亿千瓦时，同比+27.97%，环比-20.85%。光伏2025年累计上网电量9.75亿千瓦时，同比-4.79%；其中单Q4光伏上网电量1.80亿千瓦时，同比-20.00%，环比-30.50%。
　　电价方面，2025年风电电价实现377.87元/兆瓦时，同比-13.97分/千瓦时。2025年光伏电价实现305.14元/兆瓦时，同比-5.67分/千瓦时。
　　综合来看，新能源板块因利用小时数和市场交易原因出现量价同步下滑，新能源所在的酒汇公司录得净利润亏损5469万元。但公司新能源板块增量项目庆阳绿电聚合一期项目已经开工。
　　因庆阳绿电聚合一期项目为“电算协同”项目，由项目向数据中心进行绿电直供。因而我们预计庆阳项目利用小时数有望因数据中心稳定电力需求而有所保障，进而改善板块整体收益。
　　核心优势：电算协同助力绿电消纳，新能源项目储备+火电潜在注入带来业绩增量。公司燃煤电厂常乐二期已经实现投产，火电与水电合计7.7GW装机共同构成公司业绩基本盘。
　　此外，公司庆阳东数西算产业园区绿电聚合试点项目一期工程100.025万千瓦新能源项目（风电项目75.025万千瓦、光伏项目25万千瓦）的首批风电机组已于2026年1月底并网投运，后续二期项目100万千瓦同样于3月通过可研评审。
　　“电算协同”的绿电直连项目有望助力公司新能源消纳。同时公司在手储备已核准700万千瓦新能源项目，后续新能源产能扩张潜力较大，有望给公司持续带来业绩增长。此外，集团在手火电资产张掖/武威/金昌三个火电厂的盈利水平有望因煤价逐步回归合理区间而实现进一步提升，在运在建合计4.67GW装机若实现注入上市公司，公司火电板块增长将较为可观。
　　盈利预测与投资评级：
　　甘肃能源作为甘肃省内电力运营龙头旗下常规能源整合平台，背靠集团股东优势，火水风光多种电源协同发展，业绩稳定性较强；叠加未来在建及注入项目持续落地，稳健经营的同时又具有高增长潜力。我们调整公司2026-2028年归母净利润分别为21.08/22.94/25.37亿元；对应2026年3月27日收盘价的PE分别为13.25/12.18/11.01倍，维持“买入”评级。
　　风险因素：煤价大幅上涨风险，电价和利用小时数下滑风险，项目建设进度不及预期风险。

　　事件：甘肃能源发布2025年报，公司全年实现营业收入90.65亿元，同比+4.26%，归母净利润20.51亿元，同比+24.77%，毛利率41.65%，同比+5.92pct，ROE（摊薄）为13.63%，同比+1.51pct，经营性净现金流51.52亿元，同比+31.64%，财务费用压降1.28亿元。此外，公司预计派发现金红利7.46亿元，占归母净利润的36.37%（24年为35.51%），并且公告计划进行2026年中期分红。
　　火电：成本下行盈利能力进一步提升，常乐二期投产贡献增量。常乐二期200万千瓦煤电机组于2025年9、10月投产，2025年公司火电上网电量同比+4.1%至202.62亿度，现货交易带动上网电价同比+0.017元/度至0.370元/度。成本侧，公司火电板块2025年原材料费用同比-13.41%，火电板块毛利率同比+9.91pct至45.15%。受益于煤炭价格下行以及新机组投产，控股火电子公司常乐公司2025年实现净利润25.31亿元，度电净利润为0.12元/度，为公司贡献归母利润16.70亿元，同比+5.55亿元。常乐二期延续一期成本优势，恰逢甘肃省内煤电容量电价标准提升至330元/千瓦·年，同时新能源大省赋予火电现货结算优势，将贡献今年主要业绩增量。
　　水电&新能源：水电电价上涨带动盈利提升，新能源电价承压。2025年公司水电上网电量同比-8.9%至56.39亿度，主要受流域来水偏枯影响，入市交易带动水电上网电价同比+0.054元/度至0.323元/度。公司四家控股水电公司贡献归母净利润约4.49亿元，同比+1.78亿元，参股小三峡发电投资收益为1.58亿元，同比+0.43亿元。绿电板块，2025年上网电价分别同比-0.14、-0.06元/度至0.38、0.31元/度，主要控股新能源子公司酒汇公司亏损0.55亿元。边际上，公司庆阳东数西算产业园区100万绿电项目于今年投产，核准项目中主要包括腾格里沙漠大基地项目，目前已核准电站共700万千瓦（风光各占一半）。
　　投资建议：维持“增持”评级。综合考虑甘肃2026年超预期提升煤电容量电价&常乐二期机组投产，我们预测公司2026-2028年归母净利润分别为23.89、24.14、24.45亿元，分别同比+16.5%、+1.0%、+1.3%，对应5月18日收盘价PE估值分别为12.8x、12.7x、12.5x。
　　风险提示：动力煤价格回升、原材料价格上行增加风机与光伏组件成本、用电需求不及预期、市场化交易导致电价波动、宏观经济风险

　　公司概况：甘肃省国资委控股，火水风光综合电力平台。公司2024年收购集团火电资产常乐电厂66%股权后，形成以火电为主、清洁能源为辅的业务格局，2025H1火电/水电/风电/光伏营业收入占比分别为73.19%/16.03%/6.90%/3.62%，毛利润占比分别80.02%/12.51%/4.74%/2.16%；公司盈利能力位于行业上游，2025Q1-3毛利率为44.1%、年化ROE约14.7%。此外2025Q1-3公司经营性现金流为42.14亿元，当期资本开支约26.82亿元，期末资产负债率约53.6%，伴随火电资本开支结束，现金流能力有望持续提升。股权结构方面，截至2025Q3末，控股股东甘肃省电力投资集团持股比例为63.23%，二股东长江电力持股比例为12.54%。
　　火电：常乐电厂为核心资产，成本优势下盈利能力领先。截至2025Q3末，公司火电装机容量500万千瓦，占公司总装机容量58.6%。其中常乐电厂一期400万千瓦机组为祁韶直流配套外送电源（2024年贡献归母净利润11.15亿元、ROE约30.7%）；二期200万千瓦机组省内消纳，已于2025年9、10月投产。常乐电厂依托兰新铁路采购疆煤，2025Q1-3入厂标煤单价为401.84元/吨，度电燃料仅约0.12元/度。电价侧，常乐一期容量电价按湖南省标准执行，电量电价执行“基准价+浮动”机制，2024-2028年基准价为0.32元/度，当湖南省内煤电当月长协均价处于0.480~0.496元/度区间内时按基准价执行，当价格高于/低于该区间时，差值部分按0.65/0.67比例浮动，故波动整体较小，公司2025Q1-3火电上网电价0.37元/度，同比+4.24%。此外，常乐一期外送协议电量每年200亿度（协议至2039年），2024年利用小时数为5100小时，消纳得以保障。降本增效下，2025H1常乐公司度电净利润约0.11元/度，同比+49.43%。
　　水电：控参甘肃小水电，利润贡献相对稳定。截至2025Q3末，公司水电装机容量170.02万千瓦，占公司总装机容量19.9%，主要为分布于甘肃省内黄河、洮河等流域的径流式小水电，2024年四家控股水电公司贡献归母净利润约2.71亿元，参股小三峡发电投资收益为1.16亿元。近年来水偏枯影响利用小时，2025Q1-3公司水电利用小时数同比-14.60%。电价方面，水电此前几年按省内批复价结算，2025年参与市场竞价，现货交易带动公司2025Q1-3水电上网电价同比+25.22%至0.33元/度。2026年起甘肃水电开始分类执行差价结算机制，其中≥5万千瓦的机组80%电量纳入机制、小水电100%纳入机制，纳入部分根据电厂批复电价与现货实时价格“多退少补”差价结算，中期维度预计水电业绩基石较为稳定。
　　绿电：装机持续扩张，省内风光电价暂承压。截至2025Q3末，公司风电/光伏装机容量110.35/73.6万千瓦，占公司总装机容量的12.9%/8.6%，主要分布于甘肃河西地区。此前省内存量绿电项目已大部分入市交易，2025Q1-3公司风电、光伏上网电价分别为0.38、0.30元/度，同比-31.12%、-17.67%；甘肃省风光增量项目（2025/6/1~2026/12/31投产）机制电价竞价结果为0.1954元/度，预计省内新能源竞价水平已逐步见底。
　　业绩增量展望：常乐二期增量明确，具备资产注入预期。1）常乐二期延续成本优势，同时恰逢甘肃省内煤电容量电价标准提升至330元/千瓦·年，且新能源大省赋予火电现货结算优势，故常乐二期有望延续高盈利性；2）控股股东甘肃电投集团仍有约4.7GW火电资产在手，伴随盈利修复后续有望择优注入。
　　盈利预测：预计公司2025-2027年营业总收入分别实现96.88亿元、114.49亿元、116.84亿元，同比+11.4%、+18.2%、+2.1%，归母净利润分别为20.29、23.84、24.08亿元，同比+23.4%、+17.5%、+1.0%，对应2026/2/26收盘价PE估值分别为11.4x、9.7x、9.6x。首次覆盖，给予“增持”评级。
　　风险提示：电价政策变动风险，电量需求下行风险，煤价波动风险，风电、光伏装机成本上行风险，来水情况不及预期风险