核心观点
　　公司2025年上半年营业收入39.31亿元，同比增加0.19%；归母净利润8.25亿元，同比增加16.87%，主要系动力煤价格下行带动煤电盈利能力改善。2025年上半年公司发电量为126.37亿千瓦时，同比下降0.98%，具体来看火电、水电、风电、光伏发电量分别为92.97亿千瓦时、19.44亿千瓦时、8.55亿千瓦时、5.41亿千瓦时，同比分别变化+5.28%、-20.85%、-7.97%、-0.92%，水电发电量下滑主要系部分河流流域来水量同比下降影响，但水电电价同比上涨，风光电电价同比下降。公司绿电项目储备充足，有望为公司提供稳定的利润增长点。我们预计2025~2027年公司归母净利润分别为17.71亿元、24.88亿元、25.15亿元，维持“买入”评级。
　　事件
　　公司发布2025年半年报
　　2025年上半年营业收入39.31亿元，同比增加0.19%；归母净利润8.25亿元，同比增加16.87%；扣非归母净利润8.23亿元，同比增加190.41%；基本每股收益0.25，基本每股收益同比增加11.83%。2025Q2营业收入16.92亿元，同比增加131.74%，环比下降24.40%；归母净利润3.45亿元，同比增加46.69%，环比下降28.04%；扣非归母净利润3.44亿元，同比增加46.96%，环比下降28.23%。
　　简评
　　甘肃省内综合电力平台，业绩受益煤价下跌
　　公司为甘肃省内集火电、水电、风电、光伏为一体的综合性能源电力上市公司，形成了“风光火水储”多能互补的电源结构。2025年上半年营业收入39.31亿元，同比增加0.19%；归母净利润8.25亿元，同比增加16.87%，主要系动力煤价格下行带动煤电盈利能力改善。盈利能力方面，2025年上半年公司毛利率39.93%，同比增加5.08pct；净利率30.06%，同比增加5.78pct，盈利能力进一步增强。费用方面，2025年上半年公司研发费用率、管理费用率、财务费用率分别为0.03%、0.49%、5.49%，同比增加0.03pct、下降0.04pct、下降1.99pct，合计期间费用率为6.01%，同比下降2.00pct，财务费率下降主要系融资利率较去年同期降低。现金流方面，2025年上半年经营活动产生的现金流净额为22.25亿元，同比增加71.25%，主要系煤价下跌减少燃料支出。
　　水电来水拖累上网电量，不同电源电价分化
　　截至2025年6月底，公司已发电控股装机容量为753.97万千瓦，其中，控股火电装机容量400万千瓦；控股水电装机容量170.02万千瓦；控股风电装机容量110.35万千瓦；控股光伏装机容量73.6万千瓦。2025年1-6月，公司可再生能源补贴应收1.66亿元，收到以前年度可再生能源补贴237.46万元。2025年上半年公司发电量为126.37亿千瓦时，同比下降0.98%，具体来看火电、水电、风电、光伏发电量分别为92.97亿千瓦时、19.44亿千瓦时、8.55亿千瓦时、5.41亿千瓦时，同比分别变化+5.28%、-20.85%、-7.97%、-0.92%，水电发电量下滑主要系部分河流流域来水量同比下降影响。从电价方面看，2025年上半年，公司火电、水电、风电、光伏上网电价分别为0.369元/千瓦时、0.376元/千瓦时、0.365元/千瓦时、0.3元/千瓦时，同比变化+2.3%、+39.99%、-33.8%、-17.17%。
　　绿电项目储备充足，维持“买入”评级
　　截至2025年6月底，公司已核准新能源项目包括腾格里沙漠大基地600万千瓦新能源项目中凉州九墩滩300万千瓦光伏项目、庆阳东数西算绿电聚合试点一期工程100万千瓦新能源项目。2025年7月，公司腾格里大基地项目中民勤南湖100万千瓦风电项目获得核准。公司火电常乐三期预计2025年年底装机投产，绿电项目储备充足，有望为公司提供稳定的利润增长点。我们预计2025~2027年公司营业收入分别为86.29亿元、117.85亿元、119.10亿元，对应归母净利润分别为17.71亿元、24.88亿元、25.15亿元，维持“买入”评级。
　　风险分析
　　燃煤成本风险：如果市场动力煤价格大幅上涨，由于公司仍有一定比例煤炭从市场采购，存在燃料成本上升导致煤电利润减少的风险。
　　电价政策风险：公司处于电力行业，上网电价的变化受政策调整的影响。如果电价政策或电力市场交易机制发生重大改变，公司平均上网电价下降，公司业绩会有所下降。
　　新能源装机不及预期的风险：公司新能源装机进度受到政策环境、原料价格等因素的影响，存在装机进度不及预期的风险。此外新能源上网电价变化不确定性较强，存在上网电价下跌导致利润减少的风险。