甘肃能源发布三季报：3Q25实现营收25.94亿元（yoy+1.33%，qoq+53.30%），归母净利7.57亿元（yoy+11.34%，qoq+119.33%），归母净利润位于我们预期5.62-7.62亿元的上区间。1-9M25实现营收65.25亿元（yoy+0.64%），归母净利15.82亿元（yoy+14.16%），扣非净利15.72亿元（yoy+157.90%）。公司水电在现货交易中电价优势显著，火电板块盈利能力强，维持“买入”评级。
　　1-9M25火电经营成果优异，新机组投产有望进一步增厚利润
　　1-9M25公司火电板块经营成果优异：上网电量同比+2.31%至142.44亿千瓦时，上网电价（含税）逆势增长，同比增加1.5分/千瓦时至0.371元/千瓦时，同比增幅4.24%，较1H25的2.30%进一步扩大。同时，由于市场煤价同比下降，1-9M25公司火电板块盈利同比大幅提升。2025/9/6和2025/10/16，常乐电厂5号和6号机组分别正式投入商业运行，上述两台机组于甘肃省内消纳。2025/7/14，甘肃省发展改革委发布《甘肃省关于建立发电侧容量电价机制的通知（征求意见稿）》，提出煤电机组容量电价标准自2026/1/1暂按每年每千瓦330元（实际结算需要乘以供需系数）执行，执行期限2年。高容量电价有望保障公司5、6号机组盈利能力，2026年公司火电利润或将进一步增厚。
　　现货交易下，公司水电电价受益，风光电价承压
　　因部分流域来水同比偏枯，公司1-9M25水电上网电量同比-14.76%至40.71亿千瓦时，其中3Q25水电上网电量同比-8.35%至21.72亿千瓦时，同比降幅较2Q25的32.44%大幅收窄。受现货交易影响，公司1-9M25水电上网电价（含税）同比大幅提升25.22%至0.326元/千瓦时，但公司风电/光伏上网电价（含税）同比下降31.12%/17.67%至0.377/0.302元/千瓦时。我们认为水电上网电价同比大幅增长主要系其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。
　　盈利预测与估值
　　由于1-9M25公司火电上网电价高于我们此前预期，我们上调对公司2025-27年火电上网电价4.99/2.75/2.78%；同时由于公司1-9M25财务费用控制较优，下调公司2025-27年财务费用9.08/10.06/10.68%，从而上调公司25-27年归母净利润3.96%/2.08%/1.58%至19.70/22.94/23.53亿元（三年复合增速为12.69%），对应EPS为0.61/0.71/0.73元。参考可比公司2026EPE的Wind一致预期为16.0x，考虑公司清洁能源电价波动性较可比公司更高，给予公司13.5x2026EPE，对应目标价9.55元（前值8.18元基于14.0x2025EPE），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：2025年10月30日，甘肃能源发布2025年三季报。2025年Q1-3公司实现营业收入65.25亿元，同比+0.64%（合并调整后）；实现归母净利润15.82亿元，同比+14.16%；扣非后净利润15.72亿元，同比+157.90%（合并调整后）。经营活动现金流量净额42.14亿元，同比+44.73%。其中，单Q3公司实现营业收入25.94亿元，同比+1.33%，环比+53.30%；实现归母净利润7.57亿元，同比+11.34%，环比+119.33%。
　　点评：
　　发电业务情况：火电水电电价稳定有效对冲新能源电价下行影响，常乐电厂二期投产+Q4冷冬临近业绩有望持续向好。电量方面，2025年Q1-3，公司上网电量实现203.70亿千瓦时，同比-2.54%。其中，火电上网电量142.44亿千瓦时，同比+2.31%；水电上网电量40.71亿千瓦时，同比-14.76%；风电上网电量12.68亿千瓦时，同比-9.88%；光伏上网电量7.95亿千瓦时，同比-0.50%。其中，单Q3公司上网电量实现82.10亿千瓦时，同比-4.72%，环比+64.63%。火电上网电量53.65亿千瓦时，同比-2.51%，环比+71.41%；水电上网电量21.72亿千瓦时，同比-8.35%，环比+92.38%；风电上网电量4.22亿千瓦时，同比-12.99%，环比-4.95%；光伏上网电量2.59亿千瓦时，同比-0.38%，环比-8.80%。虽然风光新能源在“136”号文发布后全面入市，上网电量受其影响出现明显同环比下行；但得益于Q3“迎峰度夏”和常乐电厂5号机组投产，公司火电发电量环比大幅改善。电价方面，常乐电厂稳定电价机制叠加水电入市电价上涨，有效对冲新能源电价下行影响。
　　2025年Q1-3公司实现平均上网电价359.72元/兆瓦时，同比+2.95%。
　　其中煤电电价371.10元/兆瓦时，同比+1.51分/千瓦时；水电电价325.79元/兆瓦时，同比+6.56分/千瓦时；风电电价377.15元/兆瓦时，同比-17.04分/千瓦时；光伏电价301.73元/兆瓦时，同比-6.47分/千瓦时。装机方面，截至2025年9月30日，公司合并报表口径控股装机容量853.97万千瓦，其中火电500万千瓦，水电170.02万千瓦，风电110.35万千瓦，光伏73.6万千瓦。Q3单季度公司火电控股装机容量增加100万千瓦。
　　常乐电厂二期5-6号机组分别于9月6日和10月16日完成168小时满负荷试运行，实现正式投产。公司火电装机增长至600万千瓦，2025Q4及2026年全年业绩同比增长可期。随着Q4“冷冬”天气可能性不断提升，煤电发电量有望进一步实现环比增长，且有望同步支撑2026年年度电力交易价格上浮水平。
　　核心优势：火+水稳定业绩基本盘，新能源在建+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。另外，截止至2025Q3，公司在手储备已核准510万千瓦新能源项目，另新开工在建甘肃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）。相对于公司目前约180万千瓦的新能源项目装机，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随着2025年煤价下行而实现进一步提升，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2025-2027年归母净利润分别为20.15/22.70/23.95亿元；对应2025年10月30日收盘价的PE分别为11.52/10.23/9.70倍，维持“买入”评级。
　　风险因素：煤价大幅上涨风险，电价和煤电利用小时数下滑风险，项目建设进度不及预期风险。

　　甘肃能源为省属龙头电力平台，火水风光多种电源共同发展。甘肃能源的控股股东为甘肃省电力投资集团，是甘肃省内第二大发电主体和省属龙头上市公司，体内火水风光多种电源共同发展。截至2025H1，公司在运控股装机合计753.97万千瓦，其中火电/水电/风电/光伏控股装机分别为400/170.02/110.35/73.6万千瓦。
　　清洁能源为基筑底利润，火电注入大幅提高业绩。分板块来看，公司清洁能源板块经营稳健增长，2019-2023年公司营收自22.68亿元增至26.41亿元，CAGR为3.88%；归母净利自4.23亿元增长至5.21亿元，CAGR为5.38%。2024年，公司通过发行股份及支付现金方式，收购控股股东旗下火电常乐电厂66%股权。常乐电厂注入完成后业绩实现全年并表，2024年公司营收大幅增加至86.95亿元，归母净利大幅增加至16.44亿元。2025H1公司实现营业收入39.31亿元，实现归母净利润8.25亿元。常乐公司注入后，公司各项经营利润指标都有显著改善。
　　火电板块：一期背靠疆煤独占外送优势，二期新投产贡献业绩增量。一期为“陇电入湘”唯一支撑火电，二期定位省内调峰电源。截至2024年底，公司火电板块控股机组为常乐电厂。其中，一期400万千瓦煤电机组是“陇电入湘”酒泉-湖南±800千伏特高压直流输电工程唯一配套调峰火电项目，电量通过祁韶直流直送湖南省内消纳；二期5号机组已经投产，6号机组有望于9月底投产运营。成本端：背靠疆煤外运区位，燃料成本优势凸显。常乐电厂地处酒泉市瓜州县布隆吉乡柳沟工业园区，距新疆哈密市仅约400公里；厂址南靠兰新铁路，并以专用线接至兰新铁路柳沟站。凭借其区位优势，常乐电厂的主要煤炭采购来源为疆煤。
　　疆煤市场运行相对独立，价格较内地煤价更低且波动更小。常乐电厂度电营业成本持续低于同行业全国性及其他区域性火电公司。一期外送湖南电价：执行“基准电价+浮动电价”机制，价格机制优于省内且较平稳，容量电价执行湖南标准。常乐一期外送湖南，采用湖南当地较高的煤电容量电价。电量电价执行“基准电价+浮动电价”机制，基准价高于甘肃省内煤电基准价；
　　且在“基准区间”外的浮动部分按六五折，因而整体电价波动幅度大幅收窄。二期送甘肃省内电价：电量电价高于外送，容量电价获超预期提升。常乐二期（5-6号机组）定位为甘肃省内调峰电源，省内火电结算均价不仅高于甘肃燃煤基准价，同样远高于外送火电结算均价。且甘肃容量电价标准获得超预期提升，常乐二期有望获益。
　　水电板块：甘肃小水电量价稳定，电源稀缺性凸显，控参股机组共筑公司业绩基石。截至2024年，公司控股水电装机容量170.02万千瓦。公司水电装机均为2~30万千瓦的小机组，主要分布在白龙江、黑河、大通河、洮河以及黄河干流流域。电量方面，公司水电发电量受当季流量影响波动较大。电价方面，公司水电参加中长期及现货市场交易。2025年上半年，公司水电板块平均上网电价同比实现大幅上涨。
　　成本方面，公司水电机组折旧占成本主要部分。由于公司水电装机大部分于2000-2010年左右投产，水电板块折旧有望于2030-2040年间逐步到期，折旧到期后机组利润有望呈现明显提升。此外，公司还大比例参股国投小三峡股权。国投小三峡公司合计机组容量75.45万千瓦。其整体经营业绩稳定，近五年年均为公司贡献1亿元左右的投资收益。参控股水电合计稳定贡献归母净利约3~4亿元，共筑公司业绩基石。
　　新能源板块：装机电量以风电为主，未来成长潜力较大。截至2025H1，公司控股风电与光伏装机分别为110.35万千瓦和73.6万千瓦，主要分布在甘肃河西地区。2025年7月，甘肃“136”号文衔接落地，但综合来看甘肃存量项目机制电量保障一般，增量项目执行期限较短。2025年上半年，新能源入市对公司新能源电价及利润影响较大：风电上网电价同比-18.61分/千瓦时，光伏上网电价同比-6.22分/千瓦时。从未来成长角度看，公司在手获得核准新能源项目合计610万千瓦。其中，庆阳绿电项目配合数据中心建设落地、腾格里沙漠大基地项目或将以外送形式进行消纳，项目利用小时数与上网消纳电量均有较强保障。公司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。
　　潜在资产注入可能：集团在手火电在运在建合计4.67GW，已扭亏为盈注入可期。除常乐公司以外，公司控股股东甘肃电投集团旗下还有武威、张掖、金昌三家火电公司，合计在运装机2.67GW，在建装机2GW。根据控股股东的同业竞争承诺，其旗下火电资产若符合条件有望注入上市公司。2024年张掖与金昌电厂较2022-2023年均实现扭亏为盈。若后续电厂盈利水平进一步稳健提升，有望实现注入并成为上市公司火电板块的增量产能。
　　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，具有较高增长潜力。我们预测公司2025-2027年归母净利润分别为19.71/22.72/23.74亿元；对应9月23日收盘价的PE分别为10.68/9.27/8.87倍。首次覆盖，给予“买入”评级。
　　◆风险因素：机组利用小时数大幅下滑及电价大幅下降的风险；在建及规划项目进展不及预期风险；煤价再度超预期大幅上行的风险。

　　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