甘肃省属上市电力公司，火水风光电源协同发展
　　公司为甘肃省属综合能源上市平台，实际控制人为甘肃省国资委。公司早期以水电业务为主，后逐步拓展风电、光伏业务，并于2024年完成常乐发电66%股权收购，形成火电、水电、风电、光伏协同发展的电源结构。截至2025年末，公司控股装机容量达953.97万千瓦，其中火电、水电、风电、光伏装机容量分别为600/170.02/110.35/73.60万千瓦。
　　火电：常乐一期外送机制支撑量价，二期投运打开增量空间
　　成本端来看，燃料成本为火电主要营业成本，公司主要燃料供应商集中于新疆，常乐电厂毗邻新疆哈密煤炭产区，并靠近兰新铁路，具备煤源价格及运输距离优势。低燃煤成本叠加煤价下行，有望支撑火电板块维持较强盈利能力；收入端来看，常乐一期1-4号机组为祁韶直流配套调峰电源，主要通过“火电调峰+新能源打捆”模式外送湖南，长期送电协议为机组电量消纳和利用小时提供支撑，交易电价与湖南燃煤火电市场价格联动。常乐二期5、6号机组于2025年投运，主要承担省内调峰、保供及新能源消纳职能，2026年进入首个完整运营年度，有望成为公司近期收入和利润增长的主要来源。
　　水电：多流域资产分散来水波动，市场化改革重塑电价机制
　　公司共控股22座水电站，装机容量170.02万千瓦，分布于洮河、黑河、黄河以及白龙江、大通河等多个流域。多流域资产布局则有助于弱化单一流域水情变化对整体发电量的影响。水电营业成本以折旧、人工等相对固定费用为主，成本随发电量变化较小。2026年起，除居民及农业保障电量外，甘肃省水电上网电量全面进入省内中长期及现货市场，水电盈利表现将更多受到来水条件与市场交易电价的共同影响。
　　风光：河西资源禀赋突出，存量运营与项目储备打开成长空间
　　公司在运风电、光伏装机容量合计183.95万千瓦，主要分布于酒泉、金昌、武威等河西走廊风光资源富集地区。2025年，受发电量下降及上网电价回落影响，公司风光业务收入和毛利率有所承压；但随着后续项目投产，新能源业务有望逐步恢复增长。公司已开工及核准、备案项目合计约910万千瓦，其中110万千瓦已进入建设阶段。
　　盈利预测与估值：我们预计公司2026-2028年实现归母净利润23.51、24.31、25.09亿元，对应PE分别为10.03、9.70、9.40倍。参考可比公司估值水平，给予公司2026年15倍PE，对应目标价10.87元/股，首次覆盖，给予“买入”评级。
　　风险提示：宏观经济下行风险；煤炭价格波动风险；电力价格波动风险；装机规模扩张不及预期风险；股价波动风险；测算假设存在误差风险等

GEPIC Energy Development has released its 1H26 report;for the period,it generated revenue of RMB4,170mn(+6.08%YoY)and an attributable net profit(NP)of RMB840mn(+1.80%YoY),tracking toward the upper bound of its RMB825-845mn earnings guidance,with the recurring NP at RMB835mn(+1.53%YoY).The 2Q26 revenue/attributable NP were RMB1,776/352mn(+4.93/+2.11%YoY,-25.82/-27.66%QoQ).In 1H26,benefiting from high Gansu capacity tariffs for Changle Phase II,thermal power net profit per kWh expanded significantly by RMB0.036 YoY to RMB0.148,while hydropower tariffs softened and new energy earnings faced temporary pressure.Looking to 2H26,we expect thermal power profitability to remain solid and average hydropower tariffs to continue converging toward approved benchmark levels.We are bullish on the stability of overall profitability backed by the company’s‘thermal-hydro-wind-solar integrated’strategy.Maintain BUY.
Elevated capacity tariffs drove thermal NP up to RMB0.148/kWh
The units 5-6(2.0GW coal-fired capacity)of the Changle Power Plant were fully commissioned in 2H25 for local consumption in Gansu.Gansu’s 2026 capacity tariff level reached as high as RMB295/kW(after factoring in capacity coefficients),driving the company’s 1H26 capacity tariff per kWh(including tax)up by RMB0.033 YoY to RMB0.07.Concurrently,the company’s 1H26 thermal energy tariff decreased by only 0.22%YoY,notably outperforming the widespread YoY declines in annual long-term contract power tariffs across provinces in 2026.Consequently,even though 1H26 on-grid thermal power output did not increase YoY post-commissioning of Changle Phase II,the thermal net profit per kWh rose by RMB0.036 YoY to RMB0.148.For 2H26,supported by steady capacity tariff revenues,we expect the solid thermal power profitability to persist.
Hydropower tariffs fell on high base;utilization hours recovered
Benefiting from higher hydrology across select river basins,the 1H26 on-grid hydropower output rose by 15.96%YoY to 2,202mn kWh.Due to ahigh spot power tariff base in 1H25 and narrowing peak-valley price spreads in Gansu in 2026,the company’s 1H26 average hydropower tariff(including tax)dropped by 25.56%YoY to RMB0.28/kWh,converging toward approved benchmark levels and lowering the gross margin by 11.52pp YoY to 19.66%.Looking to 2H26,we expect hydropower tariffs to stay relatively stable,with generation volume primarily dependent on subsequent water inflow.
Adverse tariffs/utilization hours weigh on new energy earnings
For 1H26,the average on-grid tariffs(incl.tax)for wind/solar(excl. 50.34MW integrated wind-solar projects)fell by 6.71/19.08%YoY to RMB0.34/0.24 per kWh,while utilization hours declined by 10.73/15.12%YoY to 691.81/623.78 hours.Consequently,the company’s new energy platform,Jiuquan Huineng Wind Power Development,turned to anet loss of RMB59.71mn in 1H26(vs.an NP of RMB24,762.1k in 1H25).We expect wind and solar tariffs to remain on adownward YoY trajectory in 2H26,although YoY declines may narrow.
Earnings forecasts and valuation
Given the notable YoY decline in 1H26 hydropower tariffs,we reduce our 2026-2028 hydropower tariff expectations by 10.84%each year,thereby trimming our 2026/2027/2028 attributable NP projections by 6.96/6.16/5.59%to RMB2,114/2,171/2,259mn,with EPS of RMB0.65/0.67/0.70.Accounting for the company’s higher clean energy tariff volatility relative to its peers,we value the stock at 15.5x 2026E PE,below its peers’average of 18.1x on Wind consensus(previous:18.9x),for our target price of RMB10.10(previous:RMB11.21,based on 16.0x 2026E PE).BUY.
Risks:low water inflows dampening hydropower output;lower on-grid hydropower tariffs than we expect.

　　甘肃能源发布半年报，1H26实现营收41.70亿元（yoy+6.08%），归母净利8.40亿元（yoy+1.80%），位于公司业绩预告8.25-8.45亿元的上区间，扣非净利8.35亿元（yoy+1.53%）。其中2Q26实现营收17.76亿元（yoy+4.93%，qoq-25.82%），归母净利3.52亿元（yoy+2.11%，qoq-27.66%）。1H26公司因常乐二期享受甘肃高容量电价，火电度电净利润同比大幅增长3.6分至14.8分，水电电价水平有所回落，新能源盈利暂承压，展望2H26，我们认为火电的良好盈利有望维持，水电平均电价或将继续向核准电价水平回归，看好公司“火水风光一体”化发展带来整体盈利稳健性，维持“买入”评级。
　　常乐二期投产推动1H26火电度电净利润同比+3.6分至14.8分
　　常乐电厂5-6号200万千瓦煤电机组于2H25全面投产，于甘肃本地消纳，甘肃2026年容量电价水平高达295元/千瓦（考虑容量系数后），推动公司1H26度电容量电价（含税）同比+3.3分至7分/千瓦时。同时，公司1H26火电电量电价同比仅-0.22%，显著优于2026年全国各省年度长协电价同比普遍较大幅度下降的情况。因此，即便1H26公司火电上网电量并未因常乐二期投产而同比增长，但1H26公司火电度电净利润同比+3.6分至14.8分。2H26，考虑容量电费收入的稳健贡献，我们认为公司火电的良好盈利有望继续维持。
　　水电电价因高基数影响同比下降，利用小时数同比修复
　　因部分流域来水同比偏丰，公司1H26水电上网电量同比+15.96%至22.02亿千瓦时。由于1H25水电现货电价基数较高，2026年甘肃峰谷价差有所收窄，1H26公司水电平均上网电价（含税）同比-25.56%至0.28元/千瓦时，逐渐向平均核准电价水平回归，毛利率同比-11.52pp至19.66%。展望2H26，水电板块电价环比或相对稳健，电量主要取决于后续来水情况。
　　电价、利用小时不利影响下新能源盈利暂承压
　　1H26，公司风电/光伏（不含5.034万千瓦的风光一体化项目）平均上网电价（含税）分别同比下降6.71%/19.08%至0.34/0.24元/千瓦时，利用小时数分别同比下降10.73%/15.12%至691.81/623.78小时，因此1H26公司新能源平台酒汇公司实现净利润-5971万元，同比转亏（1H25为2476.21万元）。我们认为2H26公司风光上网电价将仍维持同比下降趋势，但同比降幅或有望收窄。
　　盈利预测与估值
　　由于1H26公司水电上网电价同比降幅较大，我们下调公司2026-2028年水电上网电价预期各10.84%，从而我们下调公司2026-2028年归母净利润-6.96%/-6.16%/-5.59%至21.14/21.71/22.59亿元，对应EPS为0.65/0.67/0.70元。参考可比公司2026EPE的Wind一致预期为18.1x（前值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15.5x2026EPE，对应目标价10.10元（前值11.21元基于16.0x2026EPE），维持“买入”评级。
　　风险提示：来水偏枯导致水电发电量不及预期；水电上网电价不及预期。

　　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.

　　事件：甘肃能源发布2026年中报，上半年公司实现营业收入41.70亿元，同比+6.08%，归母净利润8.40亿元，同比+1.80%，销售毛利率41.39%，同比+1.46pct。单二季度公司实现营业收入17.76亿元，同比+4.93%，归母净利润3.52亿元，同比+2.11%，销售毛利率39.18%，同比+0.21%、环比-3.86%。
　　火电：常乐二期投产释放业绩，容量电价提升对冲利用小时下滑。常乐二期200万千瓦煤机于25H2投产，但因上半年公司火电利用小时数同比-827小时，公司上网电量同比-3.57%至85.62亿度。受益于火电容量电价提升及调峰收益，上半年公司火电含税上网电价0.424元/度，同比+0.056元/度，其中电能量电价0.315元/度，同比-0.001元/度，容量电价同比+0.033元/度，其他电价（主要为辅助服务收益）同比+0.023元/度。上半年，公司火电业务毛利率同比+4.45pct至48.11%，控股子公司常乐公司实现净利润12.69亿元，同比+2.68亿元，对应度电净利润0.148元/度。2026年甘肃煤电容量电价（常乐二期执行）标准已达到330元/千瓦·年，6月起湖南煤电容量电价（常乐一期执行）亦由165元/千瓦·年上调至330元/千瓦·年。
　　水电&新能源：电价下行压制盈利水平。水电板块，上半年公司水电上网电量同比+15.96%至22.02亿度，但受市场交易因素影响，水电上网电价同比-0.096元/度至0.280元/度。期内公司水电业务毛利率同比-11.52%，四家控股水电公司合计实现净利润0.78亿元，同比-0.82亿元；参股小三峡发电投资收益为0.59亿元，同比-0.23亿元。绿电板块量价承压，上半年公司风电、光伏项目上网电量分别同比-10.99%、-15.11%，上网电价分别同比-0.024、-0.057元/度至0.340和0.243元/度，主要控股新能源子公司酒汇公司亏损0.60亿元，去年同期为盈利0.25亿元。边际上，截至2026年上半年末，公司核准项目6GW（风光各一半）、在建项目2.05GW。
　　投资建议：维持“增持”评级。我们调整公司2026-2028年归母净利润分别为22.57、23.59、24.06亿元，分别同比+10.0%、+4.5%、+2.0%，对应8月18日收盘价PE估值分别为10.6x、10.1x、9.9x。
　　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

　　营收净利双增，常乐扩容贡献增量。2026年上半年，公司实现营业收入41.70亿元，同比增长6.08%；归母净利润8.40亿元，同比增长1.80%；扣非归母净利润8.35亿元，同比增长1.53%；基本每股收益0.2588元/股，同比增长1.77%；加权平均净资产收益率5.47%，同比减少0.43个百分点。公司半年报披露，营业收入、营业成本变动分别主要因新增常乐5-6号机组的容量电费收入与折旧费用均增加。
　　火电毛利率同比提升4.45%，水电及新能源毛利率承压。分电源看，2026年上半年公司电力行业整体毛利率41.39%，同比增加1.46个百分点。其中，火电产品毛利率48.11%，同比增加4.45个百分点；水电产品毛利率19.66%，同比减少11.52个百分点；风电产品毛利率10.05%，同比减少17.40个百分点；光伏产品毛利率-6.75%，同比减少30.53个百分点；风光一体化毛利率15.73%。火电毛利率提升、水电及新能源毛利率下降，电源间盈利分化。
　　火电量减价增，容量电价翻倍对冲电量下行。截至报告期末，公司控股火电装机600万千瓦，较上年同期的400万千瓦增加200万千瓦，增量来自常乐5-6号机组（分别于2025年9月、10月投入商业运营）。2026年上半年火电完成发电量89.83亿千瓦时，同比下降3.38%；平均上网电价0.424元/千瓦时（含税），同比上涨15.12%，其中度电容量电价0.070元/千瓦时、较上年同期的0.037元/千瓦时接近翻倍。公司半年报披露，受市场供需、风光资源、市场交易等因素影响，火电及新能源发电量同比减少、水电及新能源平均上网电价同比下降；火电平均上网电价及度电容量电价同比上涨，则受本报告期新增5-6号机组容量电费等因素影响。政策层面，常乐1-4号机组执行湖南省容量电价标准自2026年6月起由165元/千瓦/年调整为330元/千瓦/年，5-6号机组执行甘肃330元/千瓦/年标准，容量电费贡献有望持续增厚。
　　水电量增价减，来水偏丰对冲电价下行。2026年上半年水电完成发电量22.53亿千瓦时，同比增长15.89%，是公司各电源中增速居前的板块；平均上网电价0.280元/千瓦时，同比下降25.56%。公司半年报披露，九甸峡公司受所处河流流域来水情况较上年同期上升影响，净利润较上年同期增加237.37%。但水电板块整体量增难抵价减，水电业务收入同比下降14.24%至5.40亿元。
　　新能源量价承压，风光资源及市场交易因素影响。2026年上半年风电完成发电量7.63亿千瓦时，同比下降10.76%，平均上网电价0.340元/千瓦时，同比下降6.71%；光伏完成发电量4.59亿千瓦时，同比下降15.16%，平均上网电价0.243元/千瓦时，同比下降19.08%。项目储备方面，腾格里沙漠大基地600万千瓦项目中凉州九墩滩300万千瓦光伏、民勤南湖100万千瓦风电、民勤双茨科200万千瓦风电获核准，庆阳绿电聚合二期100万千瓦项目于2026年7月核准；截至报告期末，公司在建项目计划装机容量205.011万千瓦，其中光伏10万千瓦、风光一体化195.011万千瓦，为新能源装机放量奠定基础。
　　投资建议：公司是甘肃电投集团上市平台，火电容量电价政策落地叠加水电来水改善，短期业绩有支撑；腾格里大基地与庆阳绿电聚合项目放量则打开中长期成长空间，我们预计公司2026-2028年实现营业收入100.77、111.84、120.54亿元，实现归母净利润23.92、25.22、25.98亿元，同比增长16.6%、5.4%、3.0%，对应PE分别为10.3X、9.7X、9.5X，给予“增持”评级。
　　风险提示：燃料价格波动风险、来水波动风险、风光资源波动风险、新能源消纳风险、市场化电价下行风险、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