新能源装机规模与结构 - 2024年我国新能源累计装机容量达14.1亿千瓦，占全国总装机容量的42%，超越煤电成为第一大电源，其中风电5.2亿千瓦，太阳能发电8.9亿千瓦 [1] - 青海、甘肃、河北等25个省份新能源装机占比超30%，其中青海、甘肃、河北超60% [1] - 预计2025年新能源新增装机4.3亿至5亿千瓦，2030年总装机规模有望突破30亿千瓦 [1][3] 新能源发电量表现 - 2024年新能源发电量达1.84万亿千瓦时，同比增长25%，占总发电量18.5%（同比+3个百分点），对发电量增长贡献率超60% [2] - 青海、甘肃、宁夏、内蒙古等12个省份新能源发电量占用电量比例超20%，其中前四省超40% [2] - 新能源利用率保持在95%以上高水平，得益于并网工程建设、系统调节能力提升及电力市场完善 [2] 成本与竞争力 - 2024年陆上风电/海上风电/光伏度电成本同比分别下降26%、23%、23% [2] - 预计2025-2035年风光发电成本保持下降趋势 [2] - 新能源全面入市后，竞价机制将驱动上网电价呈下降趋势，投资逻辑转向"提升量价协同" [3] 未来发展趋势 - "十五五"期间新能源将保持年均3亿千瓦高速增长 [3] - 电价市场化改革推动投资向高电价、高消纳地区转移 [3] - 高质量发展需加强科技创新（如AI预测）、构建电价模型、优化全生命周期成本管理 [4]

纪要涉及的行业和公司 - **行业**：绿电行业、电力行业 - **公司**：龙源动力、新天绿色能源、大唐新能源、节能风电、中广核新能源、中闽能源、福能股份、华能、华润、中国电力、大唐集团 纪要提到的核心观点和论据 绿电行业投资逻辑 - 投资逻辑侧重政策驱动下市场化交易规则的确定性，关注现金流价值和边际变化，与核电投资逻辑不同，需关注高增装机对需求侧消纳的压力以及上市公司资本开支的合理性[1] 影响绿电行业估值体系的因素 - **结算电价**：自2020年以来，存量绿电结算价格呈下降趋势，增量项目面临不确定性，影响自由现金流和项目长期收益率，主要原因是地方保障性收购比例下降、市场化结算比例提升以及煤炭价格下降[1][6][11] - **消纳问题**：高装机容量带来消纳压力，限电影响利用小时数，进而影响经营性净现金流及项目收益率，高资本开支加剧该问题[1][6] - **补贴欠款**：中央财政支付节奏慢，应收账款增加压制自由现金流表现，导致大部分港股绿电公司估值水平较低[1][6] 积极变化及影响 - **136号文**：推动新能源项目全面进入市场交易，改善存量与增量项目的不确定性；稳定整体电价，调节年度资本开支，有望解决存量历史补贴问题；对存量项目承接现行保障性机制，稳定收益水平，对增量项目通过市场化竞价引导合理资本开支[1][2][7][10][12] - **新能源全面入市竞价细则**：对存量项目给予一定保护，确保收益率水平；下半年更多省份开展增量项目竞价，预计竞价水平不高，有助于引导年度资本开支[1][9] 行业现状及趋势 - **电力市场**：机电比例和电价水平相对较低，市场供需关系宽松致价格下降，进入紧周期时可能提升，中长期市场价格由火电机组定价且有底线[13][16] - **电力交易体系**：已形成中长期市场与日前实时现货市场相结合的结构，中长期交易是重要组成部分，各地普遍要求中长期签约比例达80%以上[16] - **绿电脱销收益**：中长期交易是主要收益来源，现货市场占比较小，现货价格波动影响有限[17] - **新能源项目表现**：当前多数新能源项目通过中长期合同获稳定收益，可在现货市场按边际成本报价，长远看新项目会根据综合收益率要求调整报价[18] - **风电和光伏资本回报率**：当前风电资本回收率预计达9% - 10%，优于光伏，光伏资本金内部回报率可能仅为1.8%，中长期需分别考虑两者在不同市场的收益，长期两者综合结算电价将回归投资方回报率要求[19] - **绿证价格**：2025年各地对高能耗行业使用绿电要求提高，绿证价格上升，绿电公司可获额外收益[20] - **消纳问题**：2025年1 - 5月风光利用小时数较2024年下降1 - 2个百分点，可通过竞价机制和配套产业链投资解决，2025年下半年特高压投产将改善消纳状况[21][22] - **新增装机需求**：“十五五”期间每年新增装机需求约200GW，较“十四五”有所下降，装机需求影响新并网项目收益率[23] - **行业资本开支**：回归理性，新装机容量下降，影响绿电公司资本开支和自由现金流，可能带来股价反转机会，配套投资可解决新能源消纳问题，提高存量项目收益率和现金流状况[23][24] - **补贴政策**：补贴政策影响绿电公司估值，应收账款占总资产约15%，影响净利润5% - 10%，预计2025 - 2026年收入与支出平衡，未来十年补贴欠款有望自然解决，可能出台专项债或确权贷款等政策加速解决[26][27] 投资建议 - 关注三类标的：纯绿运营商（如龙源电力、新天绿色能源、大唐新能源、节能风电、中广核新能源）、优质海上风电竞争者（如福建省内中闽能源和福能股份）、火绿协同发展的公司（如港股中的华能、华润及中国电力）[28][33][34] - 对龙源和三峡测算显示，应收账款回收可使公司自由现金流转正，净利率提升约10个百分点，坏账减值冲回提供更大弹性，推动整体估值重估[29][30] 其他重要但可能被忽略的内容 - 中国电力交易体系中，中长期市场上价格虽受火电机组报价下行影响，但有底线不会持续下跌，且广东和江苏因煤价下行，2025年年度和月度电价较2024年明显下降[16] - 风光发电竞争激烈时，现货市场可能出现零价或负价现象，但不显著影响中长期价格，风能发电现货均价通常低于光伏发电竞组报价[17] - 大唐集团对陆上风电、集中式光伏等项目设定7 - 8%的税后资本金内部回报率标准，资本金内部回报率为6%时，光伏项目综合上网电价应在每千瓦时0.23 - 0.24元之间[18] - 配套投资包括特高压、电力系统调节能力、存量煤电机组灵活性改造、气电布局、新型储能等措施，2027年存量煤电机组应进行灵活性改造[25]

新能源行业全面入市与竞争格局重构 - "136号文"是绿电行业划时代文件 推动新能源全面参与电力市场化交易 行业从"大锅饭"模式转向综合实力比拼阶段 [1][3] - 政策采用"新老划断"机制 存量项目保障性较强 增量项目需通过竞价确定机制电量和电价 执行期限按8-12年回收期设定 [8][9] - 地方政府在机制电量规模设定上需平衡招商引资与用户成本承受能力 不同区域策略分化 湖南设定2025年竞价上下限0.38/0.26元/千瓦时 [12][13] - 电企投资策略转向理性 偏好沙戈荒大基地和海上风电项目 2025年1-5月风电/光伏新增装机同比增134%/150% 但6月后需求明显降温 [16][17] - 海上风电凭借资源禀赋和负荷就近优势 在市场化交易中更具竞争力 广东海风项目执行期限达14年 保障性更强 [18] 市场化交易机制与电价走势 - 差价结算机制重构商业模式 项目最终电价=市场交易价+(机制电价-市场均价) 经营能力强的项目可获得超额收益 [20][21] - 三北地区市场化交易比例超80% 电价呈现企稳迹象 蒙东风电场中长期交易价稳定在0.19-0.20元/千瓦时 中东南部区域仍存降价压力 [3][23] - 现货市场建设加速 2025年底前基本实现全覆盖 风电现货均价较光伏高75-194元/兆瓦时 甘肃现货价同比大幅反弹 [28][29] - 数据中心等用户预期用电成本上升 南方某数据中心预测电费年增0.5% 国家要求枢纽节点新建数据中心绿电占比超80% [27][52] 消纳政策与负荷侧改革 - 2024年全国风电/光伏利用小时数同比降4.4%/5.8% 限电率反弹 政策转向"负荷为王"时代 优质负荷成为稀缺资源 [4][35] - 绿电直连模式突破电网主导 要求并网型项目自发自用比例不低于60% 帮助出口型企业应对CBAM碳关税挑战 [46][47][49] - 零碳园区建设加速 鄂尔多斯产业园实现80%绿电直供 政策要求到2027年电解铝行业清洁能源使用比例达30% [51][53] - 特高压建设进入高峰期 2025-26年将密集投产 蒙西至京津冀等通道推进 甘肃规划2030年外送能力达4800万千瓦 [57][59] 行业财务与补贴现状 - 10家主要新能源电企2024年末补贴余额合计约1900亿元 应收账款占市值比达23-137% 压制估值表现 [4][62] - 补贴缺口通过专项融资解决 国网/南网成立可再生能源结算公司 第二批合规清单审核仍在推进中 [63]

涉及行业和公司 - **行业**：金融、汽车零部件、机器人、工业、新能源、电力 - **公司**：三花、拓普、汇川、双环、传动、宏发、三一、微财、AAA、平安、宁波、中信 核心观点和论据 汽车零部件行业 - **关税影响**：汽车零部件出口美国签FOB合同，车企承担关税，此前关税加到100%多时有短暂暂停，现恢复提货，零部件厂商不会因关税主动转移产能，国内生产利润率较高，海外建厂成本高[2] - **机器人业务**：很多科技公司想做机器人零部件，产品种类多，但项目落地尚需时间，中美贸易战下中国供应商若在海外建厂从海外供应，有可能做美国机器人生意[3] 工业行业 - **一季度表现**：收入和利润在20%-40%增长区间，表现较强，原因包括以旧换新支持、出口提前备货促进自动化需求、地方政府债务置换政策刺激工程建筑回暖[6] - **关税影响**：二三季度关税影响会对板块产生影响，原预计二季度关税影响自动化订单，现时间点推迟，影响大小取决于关税谈判，若关税在40%-60%区间，对板块有直接和间接影响，接近三季度订单可能转弱，已下调全年盈利和目标价[7] - **子板块趋势**：短期半导体、消费电子、锂电子板块订单趋势不错，部分对美业务占比较大的子板块变弱；中期中国制造业出海趋势确定，国内投资增速降低，自动化需求增速也会降低[8] - **投资建议**：自动化板块偏好汇川，其在国产化率提升趋势中市占率提升快，产品布局广，长期空间大；通用设备首选双环、传动，看好宏发；工程机械板块进入上行周期开始阶段，增速较平缓，看好三一，未来两三年净利润预测增速20%以上；人形机器人商业化尚需时日，关注商业化进展中的催化剂[9][10][11] 新能源行业 - **反内卷措施**：行业关注新能源特别是光伏行业制造业反内卷，发改委和工信部有相关措施，但执行较难，主要主力在地方政府，目前无正式文件出台[13] - **装机预测**：智慧光伏王淑娟老师下调2025年中国光伏新增装机预测至230-250GW（平均240GW），集中式电站从180GW下调到140GW，分布式保持100GW不变，原因是机制电价不明朗影响中东部集中式光伏电站开工；2026年集中式电站下调到110-120GW，工商业光伏下调到50-60GW，分布式下调到50-60GW，原因是分布式管理办法变更，政策收紧，中东部光伏供应和电价水平影响装机意愿；五月份组件排产较低[14][16][17] - **电力需求和装机**：中电联专家保持全年电力需求6%的预测，新能源新增装机300GW以上，来自沙戈荒项目开展和海上风电加速，今年有10GW水电站[18][19] - **新能源入市**：新能源要全面入市，2024年新能源发电量占比18%，广东和山东已出征求意见稿，各省可参照执行，新能源占比高的省份机制电价可能较低，占比低的省份可能较好，引导行业投资方向[20][21] 电力行业 - **火电价格**：因煤价下跌，火电中长期价格呈下降趋势，2024年平均火电电价四毛钱以上，今年已降至四毛钱以下，但工商业用户电价未来持平或略微上涨，因新能源波动性带来的调节成本使发电成本未下降[23][24] 金融行业 - **货币政策**：过度宽松货币政策对解决中国经济结构问题有负面作用，应从科技需求转向管理供给，有利于金融行业可持续发展[25] - **政府债务**：中国政府净债务情况与美日不同，财政有长期空间，没必要过度降低利率[26] - **贸易战影响**：贸易战影响可控，中国企业准备充分，部分企业海外建厂但主要经济附加值在国内，就业情况较紧俏，企业对政府政策认同度提高，关税降至40%时上海港积压货物已运出，对中国影响较小[27][28] - **投资建议**：周期底大于贸易战影响，看好保险行业，利率和股市逐渐稳住，保险有较好销售增长，今年息差降幅比预计窄，明年可能企稳，后年可能回升，有短期交易空间，如宁波、中信股息有6%[29][30] 其他重要但可能被忽略的内容 - 数据中心2023 - 2024年绿电使用比例约20%以下，目标2030年左右提升到80%[22] - 拓普今年收入增速分两部分，国内EV客户可贡献50 - 60亿收入增量，确定性强，特斯拉销量是变量，取决于下半年欧美销量能否恢复[4]

报告公司投资评级 - 给予公司“买入”评级，预计2025~2027年EPS分别为0.83/0.90/0.98元人民币，当前股价对应PE分别为7/7/6倍，给予公司2025年8倍PE，对应目标价7.18港元 [4] 报告的核心观点 - 报告研究的具体公司是全球最大风电运营商，背靠国能集团，在装机增长、风电资产质量等方面具备优势，新能源全面入市新政下，虽面临一定挑战，但盈利前景可期，预计未来业绩增长，给予“买入”评级 [2][3][4] 各部分内容总结 风力发电行业龙头底蕴深厚，背靠国能集团稳健发展 - 公司是中国最早开发风电的专业化公司，历经多次重组，2017年隶属于国家能源集团，2022年实现“A+H”两地上市 [18] - 全球最大风电运营商，以新能源业务为主，截至24年底，控股总装机容量41.1GW，风电装机占比约73.9%，业务分布广泛 [18] - 2024年火电资产全部出表，绿电属性更强，2024、1Q25营收和归母净利润有不同表现，受多种因素影响 [19] 以大代小+自建+集团注入，多轮并进驱动装机增长 - 我国老旧风电场改造需求大，公司符合大型化技改的存量项目储备充足，过去3年为“以大代小”腾出168万千瓦空间，2025年计划开工和投产部分项目 [33] - 公司背靠国能集团，优质绿电项目资源获取能力强，2024年取得开发指标14.7GW，集团清洁化转型压力大，公司承担近4成新能源装机增量，2021~2024年累计新增约17GW，2025年力争投产5GW [39] - 集团重组整合推进，优质新能源资产有望注入，已公告相关资产注入计划 [39] 新能源全面入市新政出台，风电资产盈利性脱颖而出 - 2M25新政出台，新能源进入全面入市新阶段，对存量和增量新能源项目有不同影响，新老项目未来收益可预期性提升 [43] - 风电出力特性对电力系统友好，现货市场表现和利用率好于光伏，但行业面临弃电率提升和上网电价下滑挑战，不过投资成本有下降空间，公司有望以量补价 [3][54] - 公司风电资产质量优势明显，利用率和电价方面表现良好，具备市场化交易决策能力，有望在竞争中脱颖而出 [64] 盈利预测及估值 核心假设及盈利预测 - 装机容量方面，假设2025~2027年风电和光伏装机容量分别达约3261/3531/3831万千瓦和1570/1970/2370万千瓦 [68][69] - 利用小时方面，假设2025~2027年风电平均利用小时数达约2210/2240/2260小时，光伏维持1000小时不变 [68][69] - 上网电价方面，预计2025~2027年风电和光伏平均上网电价呈下行趋势 [68][69] - 营业成本方面，对风电和光伏业务成本做了相关假设，费用率方面，管理费用率和其他费用率有不同趋势 [69][70] 投资建议及估值 - 预计公司2025~2027年归母净利润分别为69.4/75.1/81.9亿元，对应EPS分别为0.83、0.90、0.98元，当前股价对应PE分别为7、7、6倍 [71] - 采用市盈率法估值，选取可比公司，参考历史估值水平，给予公司2025年8倍PE，对应目标价7.18港元，给予“买入”评级 [71]

产业链价格与排产 - 硅料价格小幅下滑：截至4月16日N型复投料/N型颗粒硅价格分别为4 10/3 90万元/吨 环比3月底-1 7%/持平 因抢装节点临近下游企业优先消耗库存[10] - 硅片价格先涨后跌：4月初受缅甸地震及抢装影响全系上涨 中旬需求退坡后回落至3月底水平 4月产出预计环比+15%至60-61GW[12][21] - 电池片价格分化：M10/G12R规格因分布式需求退坡价格下滑 G12供需平衡价格暂稳 4月产出预计环比+17%至67GW[12][22] - 组件价格冲高回落：抢装需求推动新单价达0 70-0 77元/W 中旬高价订单减少 分布式价格快速下滑 4月排产预计61GW环比+29%[14][19] - 辅材价格波动：光伏玻璃月初上涨后暂稳 库存天数降至26 05天 EVA树脂因胶膜供应偏紧价格持稳[16] 需求端表现 - 国内装机高增：3月新增装机20 24GW同比+124% 1-3月累计59 71GW同比+31% 预计全年需求无断崖式下跌[24][27] - 出口韧性显著：3月电池组件合计出口30 01GW同比+11%环比+53% 其中电池片出口7 3GW同比+76% 新兴市场如巴基斯坦/巴西单月出口达3 23/1 04GW[4][35][37] - 欧洲需求回暖：3月欧洲十国组件出口7 02GW环比+55 5% 库存消化后安装旺季启动[41] 集采与政策动态 - 集采量缩价降：4月定标量同比-95%至1GW N型定标价中位数环比-0 01元/W至0 70元/W HJT/BC产品价格逆势上涨[51][59][61] - 贸易政策影响：美国加征关税后东南亚电池片产能税率达30%-300% 阿曼/沙特等低税率地区产能优势提升[63][64] - 国内政策支持：多地加速市场化交易细则制定 "沙戈荒"光伏治沙规划理论装机近100亿千瓦 分布式建设获政策解答支持[66] 行业技术与盈利 - N型产品主导：2025年招标项目中N型占比100% TOPCon占87% HJT占6% XBC占3%[57] - 主产业链亏损：硅料价格跌破现金成本 企业减产加剧 硅片二三线厂商因成本压力停产 组件除海外高盈利市场外普遍承压[20]

政策环境转变 - 国家发改委和能源局发布“136号文”，明确不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件，标志着行业从政策驱动发展模式根本改变 [2] - 政策对存量项目和增量项目采取不同电价机制：2024年6月1日前并网的存量项目采用“差价结算机制”保障收益，此后增量项目完全通过市场竞争确定电价 [3] 市场短期反应与长期展望 - 政策引发“抢装潮”，新能源企业为锁定预期收益加速推进项目在“531”节点前并网，主流储能电池、集成厂家产品满产满销，订单排期至5月后 [3] - 行业预计短期“抢装潮”后市场将进入观望期，等待地方实施细则和企业重建投资收益模型，但长期对新型储能作为新能源规模化发展关键支撑技术的向好态势保持坚定信心 [3] - 中关村储能产业技术联盟预计2024年新型储能新增装机有望超30吉瓦，到2030年累计规模在保守场景下将达236.1吉瓦（较上年预测上调14.9吉瓦），理想场景下达291.2吉瓦（较上年预测下调22.7吉瓦） [4] - 行业总体将从规模化发展向全面商业化转变，市场驱动逻辑由“政策驱动”转向“市场驱动” [4] 技术发展趋势：大容量与系统集成 - 为降低成本，储能电芯、系统向“大”趋势凸显，通过提升集成度和能量密度实现全生命周期成本结构性优化 [5] - 多家企业发布大容量新品：瑞浦兰钧发布392Ah电芯（能量效率95%，能量密度415Wh/L），远景动力发布530Ah电芯，海辰储能发布587Ah电池（体积能量密度较314Ah电池提升6.5%） [6] - 大电芯带动系统容量提升：南都电源发布6.25MWh储能系统，亿纬锂能发布6.9MWh储能系统 [6] - 未来技术竞争将围绕叠片工艺、热管理突破等方向展开，并需产业链协同定义电芯规格以避免市场尺寸“混战” [7] 智能化与AI赋能 - 人工智能与储能系统深度融合，重塑电池管理、能量调度和电力交易等核心环节 [8] - 企业发布AI赋能产品：远景储能发布基于AI大模型的智能体储能EN 8 Pro，宁德时代发布“天恒·智储”智慧储能管理平台，融和元储上线AI赋能的智能交易及VPP运营平台 [8] - 数据显示，智能BMS开始普及，AI算法实现电池健康度预测精度超过95%，延长寿命10%—15%，虚拟电厂通过AI算法聚合资源可使试点项目收益提升20% [8] - AI技术全方位驱动储能系统革新，涵盖项目规划、设备设计、预测运维、智能调度到安全监控，成为提升效能与降低成本的关键支撑 [9]

纪要涉及的公司 华润电力控股有限公司 纪要提到的核心观点和论据 1. **业绩概要** - 2024年股东应占利润143.88亿港元，同比增长30.8%；2024年度股息建议每股1.19港元，全年派息率维持40% [3] - 燃料成本下降使火电盈利大幅上涨，核心盈利贡献46.39亿港元，较去年同期增长28.5%；可再生能源业务因平价项目增多等因素，核心盈利贡献92.28亿港元，同比减少5.1%，但盈利能力仍居行业前列 [3] 2. **经营回顾** - **可再生能源业务** - 2024年底权益并网装机容量72433兆瓦，其中可再生能源并网权益装机34188兆瓦，占比47.2%，比2023年底提升6.5个百分点；火电并网权益装机38245兆瓦，占比52.8% [5] - 2024年可再生能源受电量522.3亿千瓦时，同比增长19.2%，占比25.2%；核心利润贡献92.3亿港元，同比减少5.1%，占比66.5% [5] - 2024年风电受电量438亿千瓦时，同比增长10.5%，平均利用小时数2331小时，同比下降4.9%，高于全国平均水平；光伏项目受电量69.2亿千瓦时，同比增长141.5%，电站平均利用小时数1415小时，同比下降4.4%，高于全国平均水平204小时 [6] - 2024年可再生能源市场化交易电量占总受电量比例较去年同期增加6.3个百分点，达到43.6%；风电不含税平均上网电价每兆瓦时437.5元人民币，同比下降5.3%；光伏不含税平均上网电价每兆瓦时317.9元人民币，同比下降10.8% [6] - **火力发电业务** - 2024年附属燃煤电厂受电量1554亿千瓦时，同比增长4.0%，利用小时数4625小时，同比下降1.2%，高于全国火电行业平均水平225小时 [7] - 2024年附属燃煤电厂平均标煤单价922.1元每吨，同比下降6.6%，平均供电煤耗295.25克/千瓦时，同比减少约1.92克或0.65%，平均受电单位燃料成本276.2美元每兆瓦时 [7] - 2024年火电市场化交易电量占附属火电厂售电量的99.2%，同比增加0.2个百分点；附属燃煤电厂不含税平均上网电价413.8元每兆瓦时，同比下降2.7% [7] 3. **财务业绩** - 公司核心盈利贡献138.7亿港元，同比增长4.0%，其中可再生能源业务核心盈利贡献92.3亿港元，火电业务核心盈利贡献46.4亿港元 [8] - 截至2024年底，银行及其他借贷1903.7亿港元，其中不超过一年期借贷占26.4%，一年到两年借贷占19%，两年到五年借贷占24.2%，超过五年期借贷占30.4%；国内商业银行提供的贷款占比83.5%，锁定利率的借贷占比15.1%，其余1.4%为境外浮动利率借款；人民币借贷约占全部借贷的98.6%，外币借贷约占1.4% [8] - 2024年底，公司有息负债率61.3%，资产负债率66.9%，资产负债对总权益比153.6%，全年一倍的对现金预期的负债为8.1倍，平均借贷成本2.58%，同比减少0.47个百分点 [8] - 2024年现金资本支出534亿港元，其中376.5亿港元用于可再生能源项目投资，98.01亿港元用于火电基础设施建设，36.4亿港元用于综合能源及其他项目建设，约14.5亿港元用于运营发电机组技术改造升级，9.1亿港元为支付内蒙古煤电一体化项目煤矿款 [9] - 预计2025年全年资本支出约568亿港元，其中约420亿港元用于可再生能源项目投资，约95亿港元用于火电基础设施建设，约15亿港元用于运营发电基础设施技术改造升级，约3亿港元用于支付煤电一体化煤矿项目尾款，其余约35亿港元用于综合能源和其他项目建设等 [9] 4. **未来发展方向** - 围绕预设脱碳转型与可持续发展，谋划清洁高效发电、综合能源服务、能源科技创新三大业务领域 [9] - 加速推动绿色转型，优化投资布局，聚焦优质资源获取，加大重大项目谋划，深化“一省一策”，关注政策和市场动态，调整投资策略，提升指标奉公转化力，保障重点项目高效推进 [10] - 加快推进综合能源布局，在医药化工、医院、公共建筑、交通枢纽等应用场景实现突破，通过光储充多元素融合布局虚拟电厂，提升分布式光伏储能充换电、节能降碳服务等业务的综合收益 [10] - 加强技术创新和方案升级，打造高质量标杆示范项目，塑造华润电力综合能源品牌 [11] - 加强科技研发投入，聚焦可再生清洁发电、布局全面技术、海洋新兴产业三大领域，攻关发电业务数字化及智能化、新型电力系统主动支撑技术方向，确保全年重大科研项目立项，加强研发投入强度 [11] 5. **问答环节要点** - **新能源全面入市影响及发展思路**：新能源全面市场化是大势所趋，短期项目收益可能波动，长期有利于行业健康发展；公司认为既是挑战又是机遇，会坚持回报底线，提升市场研判能力，推进厂站设计水平，重点参与大基地项目，巩固新型能源领域优势 [15][16][17] - **2025年火电市场交易电价签约情况**：2025年公司火电完成年度中长期交易电量1381亿千瓦时，占全年预计总售电量比例约69%，剩余电量通过月度中长期和现货交易售出；年度中长期电价（包含容量电价类）比基准电价上浮9% [17] - **燃料采购情况**：2024年末以来国内煤炭市场供需形势变化，价格持续下跌，预计2025年全国煤炭市场供需宽松平衡，北方港5500大卡市场煤平舱价在670左右波动；预计公司2025年单位燃料成本较2024年下降7 - 8%，公司会根据政策和市场动态调整长期合同比例 [18][19] - **中东部新能源建设**：公司会继续坚持高质量发展原则，加强中东部新能源建设，该地区电力需求旺盛、电价承受能力高、绿电需求旺盛，开发新能源项目可提供更高回报水平 [20] - **广东煤价电价情况**：火电年度中长期电量电价已锁定，月度和现货会根据电力供需、市场规则和煤炭价格走势波动；目前煤炭供应宽松，价格下跌，预计煤电价差乐观，火电盈利能力稳定 [21][22] - **2024年新投产新能源项目市场化交易比例**：根据各省市场化交易规则不同，在45% - 65%区间 [24] - **容量电价与火电报价关系**：容量电价和电量电价是不同电价机制，无直接关联；电量电价通过市场化交易形成，反映市场供需和燃料成本变化；容量电价按装机容量回收煤电机组固定成本，体现煤电对电力系统的支撑调节价值；预计2025年容量电价收入40 - 45亿，若2026年各地容量电价回收比例提高到不低于50%，预计收入上涨到60 - 70亿 [24][25] - **华润新能源上市情况**：3月14日新交所正式受理华润新能源上市申请，公司积极推进相关工作，最终上市时间取决于市场情况和监管审核审批情况，以公司公告为准 [25] - **2025年机组利用小时数预测**：预计2025年全社会用电量持续增长，风速光照强度可能增加，公司通过优化市场交易策略等提高利用小时水平；预计附属风电利用小时2350 - 2400小时，光伏利用小时1400 - 1450小时，火电利用小时4350 - 4450小时 [26][27] - **十五五规划考虑**：紧固国家能源战略和规划，体现央企担当；致力于能源绿色低碳转型发展，提高可再生能源占比；兼顾能源装机规模、速度、结构和效益，实现高质量可持续发展；强化成本管控，提升竞争优势 [28] - **2024年碳配额情况**：2024年公司全年收到碳配额1.77亿吨，内部平衡后略有盈余；生态环境部下调2024年碳配额分配基准，一定程度减少配额节约量；公司煤电机组能耗管控较好，碳配额盈余较多，预计2025年完成年度结转后整体经营不受太大冲击 [30] - **2025年煤炭采购情况**：预计2025年采购煤炭总量1亿吨，全国煤炭交易中心录入并确认的合同8383万吨，合同覆盖率高于国家监管的80%；部分进口船协商业合同正在与矿方协调洽谈；公司会考虑政策、市场等因素，优化采购结构，控制采购成本 [31] 其他重要但是可能被忽略的内容 - 2024年公司获得可再生能源开发建设指标一万三千五百八十四兆瓦，其中风电项目七千六百五十二兆瓦，光伏项目五千九百三十二兆瓦 [4] - 2024年公司在国内外荣获多项大奖，包括七项亚洲能源大奖、彭博商业周刊上市公司2024可持续发展最佳业绩表现奖、机构投资者亚洲公用及替代能源板块最佳公司董事会及最佳ESG项目奖、香港律师会企业大奖最高级别奖、香港上市公司商会2024香港公司环境社会大奖等，连续五年获选恒生可持续发展企业基准指数成分股并纳入ESG50指数 [4][5]