核心财务表现 - 2025年上半年公司实现营业收入296.19亿元 同比增长2.18% 归母净利润25.54亿元 同比增长32.90% [1] - 第二季度营业收入150.60亿元 同比增长15.22% 归母净利润13.91亿元 同比增长65.32% [1] 智慧电器业务 - 智慧电器产业实现营业收入121.04亿元 同比增长3.74% [1] - 国内聚焦新质生产力高潜行业 实现超160家新客户批量获单 重点产品与新产品销售占比15% [2] - 智能断路器在新兴领域应用深化 诺雅克品牌柜中标浙江省"千项万亿"重大项目 [2] - 新能源领域与汇川、远景等龙头企业合作 在风电和储能领域取得显著突破 [2] - 海外市场通过差异化竞争赢得欧洲电梯和光储充标杆客户 北美数据中心与墨西哥工业园电气配套业务突破 [2] 绿色能源业务 - 户用光伏业务实现营业收入147.98亿元 净利润19.01亿元 [3] - 新增装机容量超9GW 电站交易规模超3GW 持有电站装机容量约25GW [3] - 完成超25万户电站建档立卡 核发绿证70万张以上 绿电月平均交易量超1000万千瓦时 [3] - 国内光伏新增装机212GW 同比增长107% 占全国新增发电装机72.4% [3] - 电站业务结构持续优化 吉林风电项目投运拓宽农民增收渠道 江苏100MW渔光互补项目带动就业 [4] - 海外光伏项目突破：保加利亚67.5MW项目投运 荷兰38MW项目成为中欧合作范本 土耳其光伏电站降低用电成本 [4] 战略方向 - 公司将持续强化低压电器领域的技术迭代与产品可靠性 聚焦新能源配套、电网智能化和数据中心等增长极 [4] - 推动从产品供应商向能源系统服务商战略转型 通过技术创新和成本控制开拓全球市场 [5] - 光伏行业预计持续产能出清和整合重组 国家层面释放"反内卷"信号治理低价无序竞争 [4]

核心观点 - 国网金华供电公司自主研发的分时分区电碳因子核算平台通过小时级精准计算电力碳含量 助力浙江企业降低产品碳排放并应对欧盟碳关税 提升国际竞争力 [1][2][4][6][7] 技术应用与创新 - 分时分区电碳因子核算平台利用广义节点法和区块链理念 基于碳源机组和电网拓扑大数据实现小时级电碳因子精准计算 [2] - 系统为每度电办理"碳身份证" 相比传统年度平均电碳因子数据实现小时级精度和区域级定位 [4] - 安装新型电碳管理终端设备可实时监测市电电碳因子 光伏发电量及各产线单台设备的能耗与碳排放数据 [6] 企业实践成效 - 哈尔斯公司通过调整抛光工序至光伏发电高峰期 单件产品碳排降低27% 年节省电费超100万元 [1] - 八达仪表公司使用自建光伏供电后 单只智能电表碳排放比完全使用网电降低近30% [6] - 引入绿电交易后最优表现达到每度电仅产生0.028公斤二氧化碳 [6] 市场与金融影响 - 欧盟碳关税将于2026年生效 钢铁铝等产品每吨碳排放可能面临60-100欧元关税 [1] - 金华地区年出口额达7719亿元 碳关税政策形成重大绿色考验 [1] - 分时碳标签获得欧美客户认可 多家银行将动态碳数据作为绿色信贷重要依据 [6] 行业转型意义 - 电网服务从传统保供电向碳路先锋转型 推动企业降碳进入精算时代 [7] - 科技创新为浙江万家企业应对欧盟碳关税提供解决方案 在全球绿色贸易转型中凸显金华方案的精准力量 [7]

全社会用电量表现 - 7月份全社会用电量达10226亿千瓦时 同比增长8.6% [1][2][3] - 1至7月累计全社会用电量58633亿千瓦时 同比增长4.5% [2][3] - 规模以上工业发电量1-7月累计54703亿千瓦时 [2][3] 分产业用电情况（7月单月） - 第一产业用电量170亿千瓦时 同比大幅增长20.2% [2][3] - 第二产业用电量5936亿千瓦时 同比增长4.7% [2][3] - 第三产业用电量2081亿千瓦时 同比增长10.7% [2][3] - 城乡居民生活用电量2039亿千瓦时 同比增长18% [2][3] 分产业用电情况（1-7月累计） - 第一产业累计用电量847亿千瓦时 同比增长10.8% [3] - 第二产业累计用电量37403亿千瓦时 同比增长2.8% [3] - 第三产业累计用电量11251亿千瓦时 同比增长7.8% [3] - 城乡居民生活累计用电量9132亿千瓦时 同比增长7.6% [3] 电力市场交易情况 - 7月全国电力市场交易电量6246亿千瓦时 同比增长7.4% [6] - 7月省内交易电量4614亿千瓦时 同比增长7.3% [6] - 7月跨省跨区交易电量1632亿千瓦时 同比增长7.9% [6] - 7月绿电交易电量256亿千瓦时 同比大幅增长43.2% [6] - 1-7月累计交易电量3.59万亿千瓦时 同比增长3.2% [6] - 1-7月交易电量占全社会用电量比重61.2% 同比下降0.9个百分点 [6] - 1-7月绿电累计交易电量1817亿千瓦时 同比增长42.1% [6]

煤炭生产与供应 - 内蒙古上半年煤炭产量达6.4亿吨，其中约60%供应东北、华北、华东等主要消费地区 [1] - 行业通过"即报即审"和"一矿一策"政策推进煤矿产能核增及复工复产，强化蒙西、蒙东煤炭供应保障基地建设 [1] 电力装机与发电能力 - 行业新增电力装机1191万千瓦，总装机容量达2.7亿千瓦 [1] - 上半年发电量4167亿千瓦时，其中外送电量1656亿千瓦时，占全国跨省区外送电量比例超1/6 [1] 绿色电力发展 - 外送绿电占比达29.6%，较去年同期提升9个百分点 [1] - 行业修订绿电交易实施细则，新增跨省区交易机制并完善多年期交易机制 [1] 电力市场运营 - 蒙西电力现货市场已转入正式运行，蒙东电力现货市场完成3轮结算试运行 [1] - 行业通过严控非计划检修停运推动在运机组应发满发，加速存量电源项目建设 [1]

煤炭生产与供应 - 内蒙古上半年煤炭产量达6.4亿吨 [1] - 约60%产量运往东北、华北、华东等主要消费地区 [1] - 通过"即报即审"产能核增和"一矿一策"复工复产政策保障供应 [1] 电力装机与发电规模 - 新增电力装机1191万千瓦 总装机容量达2.7亿千瓦 [1] - 上半年发电量4167亿千瓦时 [1] - 跨省区外送电量1656亿千瓦时 占全国外送电量超1/6 [1] 绿色电力发展 - 外送绿电占比达29.6% 较去年同期提升9个百分点 [1] - 修订绿电交易实施细则 新增跨省区交易机制 [1] - 完善多年期绿电交易机制 推动电力现货市场正式运行 [1] 能源保障措施 - 聚焦建设蒙西、蒙东煤炭供应保障基地 [1] - 严控非计划检修停运 推动在运机组应发满发 [1] - 加快推进存量电源项目建设 提供稳定电、绿色电、便宜电 [1]

全国电力市场交易概况 - 7月全国电力市场交易电量达6246亿千瓦时 同比增长7.4% [1] - 前7个月累计交易电量3.59万亿千瓦时 同比增长3.2% 占全社会用电量比重61.2% [1] 省内交易表现 - 7月省内交易电量4614亿千瓦时 同比增长7.3% [1] - 前7个月省内累计交易电量2.73万亿千瓦时 同比增长1.6% [1] 跨省跨区交易表现 - 7月跨省跨区交易电量1632亿千瓦时 同比增长7.9% [1] - 前7个月跨省跨区累计交易电量8558亿千瓦时 同比增长9% [1] 绿电交易表现 - 7月绿电交易电量256亿千瓦时 同比增长43.2% [1] - 前7个月绿电累计交易电量1817亿千瓦时 同比增长42.1% [1]

全国电力市场交易概况 - 2025年7月全国电力市场交易电量达6246亿千瓦时 同比增长7.4% [1] - 2025年1-7月累计交易电量3.59万亿千瓦时 同比增长3.2% [1] 省内交易表现 - 7月省内交易电量4614亿千瓦时 同比增长7.3% [1] - 1-7月省内累计交易电量2.73万亿千瓦时 同比增长1.6% [1] 跨省跨区交易表现 - 7月跨省跨区交易电量1632亿千瓦时 同比增长7.9% [1] - 1-7月跨省跨区累计交易电量8558亿千瓦时 同比增长9% [1] 绿电交易表现 - 7月绿电交易电量256亿千瓦时 同比大幅增长43.2% [1] - 1-7月绿电累计交易电量1817亿千瓦时 同比大幅增长42.1% [1] 市场渗透率变化 - 1-7月电力市场交易量占全社会用电量比重61.2% 同比下降0.9个百分点 [1]

全国电力市场交易概况 - 2025年7月全国电力市场交易电量达6246亿千瓦时 同比增长7.4% [1] - 2025年1-7月累计交易电量3.59万亿千瓦时 同比增长3.2% [1] - 交易电量占全社会用电量比重61.2% 同比下降0.9个百分点 [1] 省内交易表现 - 7月省内交易电量4614亿千瓦时 同比增长7.3% [1] - 1-7月省内累计交易电量2.73万亿千瓦时 同比增长1.6% [1] 跨省跨区交易表现 - 7月跨省跨区交易电量1632亿千瓦时 同比增长7.9% [1] - 1-7月跨省跨区累计交易电量8558亿千瓦时 同比增长9% [1] 绿电交易表现 - 7月绿电交易电量256亿千瓦时 同比增长43.2% [1] - 1-7月绿电累计交易电量1817亿千瓦时 同比增长42.1% [1]

项目突破 - 全国首个数据中心源网荷储一体化绿电直供项目在乌兰察布投运 通过风光发电、智能输电、并网直供和储能调峰系统实现清洁能源与数据中心直接供能对接 [1] - 该项目是内蒙古构建"东数西算"绿色算力枢纽的重要突破 体现算力与电力相互支撑、协同发展的新态势 [1] 政策支持 - 2023年底五部门联合印发《关于深入实施"东数西算"工程加快构建全国一体化算力网的实施意见》 提出统筹推动算力与绿色电力一体化融合 [2] - 2024年《数据中心绿色低碳发展专项行动计划》要求建立算力与电力双向协同机制 将可再生能源利用方案纳入节能审查 [2] 区域发展 - 西部地区凭借绿电成本优势吸引算力产业西移 青海省绿色算力规模从2024年初370P增长至今年6月1.5万P 增长约40倍 [3] - 宁夏、内蒙古等地智算规模跃升带动信息传输服务业投资增长 形成"绿电引算力、算力促经济"新格局 [3] 技术革新 - 青海投运全国首个清洁能源和绿色算力调度中心 通过区块链实现绿电全生命周期溯源 [3] - 虚拟电厂开始整合分布式算力资源参与电力现货市场 推动"能源算力化"新业态发展 [3] 基础设施挑战 - 特高压输电线路建设周期长、协调成本高 难以适应人工智能用电需求快速增长 [4] - 西部地区在电力调度、网络传输、数据安全等方面存在短板 跨区域能源调度能力不足 [4] 经济性挑战 - 新能源出力波动性与算力需求稳定性存在冲突 需配置储能设备或火电备用电源导致边际成本大幅上升 [5] - 跨省绿电交易存在输电费、政府基金等附加成本 使绿电实际到网价格高于本地火电 [5] 机制创新需求 - 新能源发电的绿色价值未通过价格信号充分体现 碳市场机制对高耗能行业覆盖不完善 [6] - 电力与算力网络在技术标准和协议上存在割裂 需额外网关设备进行协议转换增加时延和故障点 [6] 发展建议 - 统筹推进西部绿色算力基地与特高压输电通道建设 提升跨省区绿电传输能力与调度灵活性 [7] - 通过差异化电价与碳交易返还机制鼓励企业使用绿电 推动碳市场覆盖人工智能算力中心等新主体 [7] - 部署智能预测模型与能效管理系统 实现电网负荷、可再生能源出力和算力需求的闭环反馈 [8]

行业突破 - 首次通过虚拟电厂聚合分布式电源参与跨省绿电交易 实现分布式电力资源跨省交易壁垒的突破 [1] - 为区域新能源资源优化配置及绿电交易模式创新提供有益经验 [1] 交易细节 - 安徽虚拟电厂向上海输送绿电 成交电量达2.8万千瓦时 成交均价为0.41324元/千瓦时 [1] - 依据安徽与上海"绿电换电力"合作协议开展外送交易 [1] 区域协作 - 国网华东分部积极协同区域内省（市） 持续深化区内互济及省间绿电交易 [1] - 华东能源监管局精心指导此次长三角绿电交易 [1]