公司业务与战略 - 公司主营业务为新能源（以风电为主）和燃气业务 总装机容量约600万千瓦 较2020年复合增速约5%[4] - 公司采取克制扩张策略 注重资产质量 四五年间装机容量增加不到100万千瓦[6] - 计划剥离光伏业务 专注于风电 华北地区风资源丰富 海上风电储备充足[5][22] - 天然气业务为通道型业务 营收占比高但毛利率低 核心利润来源为新能源业务[7] 财务表现与影响因素 - 2024年业绩下降 主因包括"以大带小"项目策略短期牺牲利益 暖冬效应 唐山LNG项目初期负荷率不足导致成本高企[8][10][25] - 天然气业务2024年利润下降 暖冬致需求减少 新项目初期亏损2.6亿元[25] - 整体营收利润2020-2024年稳步增长 但2025年一季度收入因暖冬下降[9] - 新能源业务现金流较差 因老项目补贴致应收账款增加 但天然气业务支撑降低整体现金流压力 分红支付率超50%[11] 行业政策与市场环境 - 136号文保障存量项目基电量和电价稳定20年 缓解市场化电价下降压力 增量项目竞价上限为标杆合同电价 电价有所下降[15][16] - 绿证市场供需逆转 2025年供给减少50% 需求大幅增长 价格从年初1-2元涨至7-8元 强制消费政策或催生6亿张需求[18][19][20] - 风电较光伏竞争优势明显 收益率稳定 部分省份竞价价格回暖[5][17] - 河北省计划新增400万千瓦汽电机组 公司核准300万千瓦 占扩张目标75%[27] 业务展望与增长动力 - 风电业务盈利能力受利用小时数和弃风率影响 但未来风资源改善和低基数效应带来增长机会[13][14] - 唐山LNG项目2025年进入二期投产 与中华煤气等合作缓解经营压力 长期天然气消费量预计持续上升[26] - 股权激励计划未达成2024年目标 但管理层有动力实现2025年营收增长20%以上目标[12] - 公司港股估值约7倍 股息率5-6% 具备投资价值[28] 区域与竞争优势 - 公司聚焦华北尤其是河北省 风资源丰富且利用小时数高于全国 电力缺口使竞争压力较小[22] - 拥有150万千瓦海上风电储备 核准未开工装机400多万千瓦 备案1000多万千瓦[22] - 天然气业务用户数和管道里程保持10%以上增长 2024年输气量同比增15%[23] - 工商业用户顺价机制通畅 毛利率稳定 居民用户顺价机制受国家保护[24]

业绩数据 - 2025年上半年营业收入156.57亿元，同比减少18.61%[12][49][99] - 归属于上市公司股东的净利润33.75亿元，同比减少13.79%[12][49] - 经营活动产生的现金流量净额66.73亿元，同比减少8.49%[12][49] - 基本每股收益和稀释每股收益均为0.4037元/股，同比减少13.01%[12][49] - 加权平均净资产收益率4.51%，较上年同期减少0.86个百分点[12][49] - 期末总资产2691.00亿元，同比增长4.55%[12][49] - 期末归属于上市公司股东的净资产748.25亿元，同比增长2.11%[12][49] 装机与发电 - 2025年上半年净新增新能源控股装机容量2053.54兆瓦，风电986.95兆瓦、光伏1096.59兆瓦，减少生物质发电30兆瓦[24][66][75][134] - 截至2025年6月30日，控股装机容量43196.74兆瓦，风电31395.72兆瓦，光伏11794.92兆瓦，其他可再生能源6.10兆瓦[24][66] - 2025年累计完成发电量39652477兆瓦时，风电33502617兆瓦时，同比增长6.07%；光伏发电量6146915兆瓦时，同比上升71.37%[24][66][68][134] 市场交易 - 2025年上半年完成绿电交易41.4亿千瓦时，同比增加41.67%；交易绿证423.2万张，同比增加81.46%[79] - 2025年上半年新签订开发协议1.24吉瓦，风电1.04吉瓦、储能0.2吉瓦，累计取得开发指标4.75吉瓦，风电2.98吉瓦，光伏1.77吉瓦[74][134] 财务指标 - 本报告期末资产负债率为67.13%，较上年末增加0.63个百分点[21][198] - EBITDA利息保障倍数为7.28，较上年末增长4.75%[21][198] - 扣除非经常性损益后净利润为390337.39万元，较上年同期减少11.43%[21][198] - EBITDA全部债务比为7.07%，较上年同期减少0.88个百分点[21][198] 分红计划 - 公司拟以总股本8359816164股为基数，每股派发现金股息0.1000元（税前），派发现金股息总额835981616.40元（税前），约占2025年半年度归属于公司股东净利润的24.77%[9][35][140][143] - 拟定2025 - 2027年每年现金分红比例不低于当年归属于股东净利润的30%[140] 技术研发 - 2025年上半年申请发明专利56件、实用新型专利21件，颁布执行2项国家标准、1项能源行业标准[82] - 国家重点专项“多场景风电场规划设计关键技术及软件开发”等获批立项[80] 未来展望 - 2025年下半年围绕“稳经营、谋创新、优投资、强管理、保安全”完成全年目标任务[90] - 以风电为主优发展，推动规模化风电并购和海外风电市场开发[90] 其他要点 - 2025年上半年发行4期超短融资券、6期中期票据和1期绿色中期票据，共计220亿元[83] - 累计取得6个境外新能源项目共计144万千瓦遴选审批[84] - 报告期通过同一控制下企业合并取得国家能源莒南新能源有限公司[122][123] - 职工监事吴进梅退休离任，刘劲涛新聘任当选[142]

碳中和政策 - 上半年全国核发绿证13.71亿个 其中可交易绿证9.58亿个 同比增长1.49倍 云南 内蒙古和四川核发数量均超1亿个 [3] - 上半年绿证交易量3.48亿个 同比增长1.18倍 其中单独交易2.42亿个 绿电交易对应1.07亿个 [3] - 绿证价格稳步回升 2025年上半年均价5元/个 6月均价达6.5元/个 较最低价增长4.4倍 [3] - 新型储能装机规模全球占比超40% 截至2024年底建成投运7376万千瓦/1.68亿千瓦时 [4] - 生态环境执法新规推动检查事项"应合尽合"和跨部门检查"能联尽联" 通过计划检查+线索个案机制减少企业干扰 [6] 地方动态 - 北京朝阳区创建"一微克示范街区" 三里屯太古里应用光储直柔技术 覆盖3000平方米建筑 安装100多块光伏板 光伏自用率100% 能源效率提升5%-10% [7] 企业实践 - 全国温室气体自愿减排交易市场累计成交量239,898.5吨 累计成交额2.025亿元 [8] - 北京绿色交易所确立"一主五专两化"发展策略 拓展五类绿色交易专业服务包括碳市场交易 企业低碳发展 绿色技术交易 ESG服务和绿色债券 [8] - 国内首座180℃高温热泵实验室在济南启动 填补超高温热泵系统研发领域空白 [9]

绿证交易市场 - 上半年绿证交易规模同比增长1.18倍 核发绿证13.71亿个 [1] - 绿证均价5元/个 6月均价达6.5元/个 较年内最低价增长4.4倍 [1] - 可再生能源绿色电力环境价值回归合理 消纳机制加速转向市场主导 [1] 固态电池技术发展 - 固态电池科学问题基本解决 但工程问题与供应链成熟度制约商业化进程 [2] - 公司已组建领先研发团队 拥有10余年技术积累 [2] - 技术储备为新能源汽车续航及储能/航空等新兴场景应用奠定基础 [2] 高压直流输电设备市场 - HVDC技术应用于长距离输电/海上风电送出/电网互联等高壁垒场景 [3] - 公司明确尚无HVDC产品 股价波动反映市场对题材敏感度 [3] - 全球新能源基建推动高压输电设备需求激增 [3]

能源供应与结构优化 - 上半年原煤产量同比增长5.4%至24亿吨，原油和天然气产量分别增长1.3%和5.8%，电力日均发电量增长1.3% [2] - 新能源装机规模突破性增长，非化石能源装机占比首次超60%，风电和太阳能新增装机同比翻倍至2.68亿千瓦 [2][5] - 可再生能源发电量达17993亿千瓦时，占比39.7%，其中风电和光伏发电量合计11478亿千瓦时，同比增长27.4% [6] 电力市场与政策动态 - 绿证市场快速发展，上半年核发绿证13.71亿个，交易量3.48亿个，价格回升至6.5元/个 [21][22] - 全国统一电力市场建设加速，跨经营区交易机制启动，南方区域市场实现多省统一优化配置 [23][24] - 电力市场化交易电量达2.95万亿千瓦时，市场主体数量增至97.3万家，同比增长23.8% [25] 新型储能发展 - 新型储能装机规模达9491万千瓦/2.22亿千瓦时，较2024年底增长29%，内蒙古、新疆装机超1000万千瓦 [31] - 新型储能调用效率提升，上半年等效利用小时数570小时，浙江、广东等地超600小时，高峰放电功率达804万千瓦 [32] - 政策支持持续加码，发布56个试点项目涵盖多种技术路线，12个项目入选重大技术装备工程 [12] 电力保供与基础设施 - 迎峰度夏期间最大电力负荷达15.08亿千瓦，新增跨区输电通道提升互济能力1600万千瓦 [14][15] - 充电基础设施快速发展，充电枪总数达1610万个，县域覆盖率97.08%，上半年充电量549亿千瓦时 [27] - 能源重点项目投资超1.5万亿元，同比增长21.6%，新能源发电投资占比显著提升 [29][30] 煤炭与能源安全 - 电煤库存超2亿吨可用30天，秦皇岛港现货价格稳定在646元/吨，进口煤炭维持3700万吨/月高位 [34][35] - 五大煤炭基地建设推进，核准大型现代化煤矿项目以提升供给弹性，严禁超能力生产 [36] - 电力可靠性提升，供电可靠率99.948%，用户平均停电时间降至2.25小时/户 [37][38]

绿证市场需求与价格趋势 - 《通知》明确2025年、2026年可再生能源电力消纳责任权重和重点用能行业绿色电力消费比例，将扩大绿证市场需求 [1] - 2024年全国完成绿证交易4.46亿个，同比增长364% [1] - 2025年5月全国绿证单独交易1982万个，交易平均价格为2.73元/个，环比增长18.12% [2] - 绿证价格上涨原因包括中国绿证获得RE100全面认可、136号文调整供给预期、各省面临"十四五"能耗双控考核 [2] - 随着电解铝等行业绿电消费比例目标明确，且核算以绿证为主，绿证价格可能进一步上涨 [3] 重点行业绿电消费比例要求 - 电解铝、钢铁、水泥、多晶硅行业2025年绿电使用比例为25.2%—70%，数据中心为80% [1] - 电解铝行业成为2025年唯一强制考核对象，要求绿电消费比例达到25%以上 [1][4] - 数据中心绿电消费比例要求是《数据中心绿色低碳发展专项行动计划》政策的延续 [5][6] - 钢铁、水泥等行业绿电消费比例与各省总量消纳责任权重一致，多数行业目前"只监测不考核" [2][5] - 2026年有6个省份的行业预期目标开始高于地区整体要求 [6] 电解铝行业政策背景 - 电解铝行业是我国能源消耗和二氧化碳排放重点领域，国家连续出台政策明确其可再生能源利用比例目标 [4] - 2024年《节能降碳行动方案》和《电解铝行业节能降碳专项行动计划》均提出到2025年底电解铝行业可再生能源使用比例达到25%以上 [4] - 电解铝行业主要分布在云南、贵州、四川等水电大省，大量水电绿证可用于完成权重考核 [4] 企业应对策略 - 数据中心可通过网电+绿证模式满足稳定用电和低碳指标，或探索自建风电光伏配储模式 [6] - 企业选择经济性最优解需考虑地区发电量结构、资源禀赋、电价、用电需求特性等因素 [7] - 高耗能企业自建分布式光伏电量有限，主要从经济性出发选择网电+绿证或自建模式 [7] - "只监测不考核"安排为企业提供适应时间，2024年政策对电解铝行业也是先监测后考核 [7]

市场表现 - 国证绿色电力指数下跌0 04%，成分股涨跌互现，协鑫能科领涨3 60%，京运通上涨2 27%，中国核电上涨1 82%，南网储能领跌，华能水电、闽东电力跟跌 [1] - 绿色电力ETF(159625)下修调整，盘中换手5 52%，成交1749 31万元，近1周日均成交2142 49万元 [3] - 绿色电力ETF近1周规模增长1760 93万元，份额增长840 00万份，新增规模和份额均位居可比基金第一 [3] 收益与基准 - 绿色电力ETF近6月净值上涨10 21%，自成立以来最高单月回报为9 19%，最长连涨月数为6个月，最长连涨涨幅为14 85% [3] - 绿色电力ETF近3个月超越基准年化收益为6 85%，排名可比基金第一 [3] - 国证绿色电力指数前十大权重股合计占比56 91%，长江电力权重最高（9 98%），其次为三峡能源（9 89%）和中国核电（9 78%） [3][6] 行业动态 - 雅鲁藏布江下游水电工程正式开工，总投资约1 2万亿，是西藏年总投资金额的6倍，对西部基建和清洁能源开发意义重大 [4] - 2026年绿证供给冲击结束，四大用能单位将面临绿电消费比例考核，绿证市场活力有望提升，绿证价格每提高10元，龙源电力风光发电度电净利润提升0 004元（增幅4 5%） [4] - 建议关注A/H股资产质量优秀、盈利能力稳定的新能源发电运营商 [4] 成分股表现 - 长江电力跌0 20%（权重9 98%），三峡能源涨0 23%（权重9 89%），中国核电涨1 82%（权重9 78%），国投电力跌1 54%（权重6 05%） [6] - 川投能源跌0 25%（权重4 66%），中国广核涨1 32%（权重4 32%），国电电力跌0 21%（权重3 12%），华能水电跌2 05%（权重3 03%） [6] - 华能国际跌0 82%（权重2 93%），申能股份涨0 24%（权重2 56%） [6]

业绩说明会基本情况 - 会议时间与方式：2025年5月9日10:00-11:00通过网络视频直播+现场会议召开 [1] - 参会机构：博时基金、和谐健康保险、中意资产等12家金融机构 [1] - 公司参会人员：董事长朱承军、总会计师杨庆华等高管团队 [1] 新能源发展规划 - 2024年新增资源储备4400万千瓦（含南疆沙漠基地1250万千瓦），核准备案1220万千瓦 [2] - "十五五"规划方向：坚持高质量发展，实施"抓大、促中、优小"策略，优化重点区域布局 [2] - 沙戈荒大基地推进：库布齐基地开展前期手续，南疆基地计划2025年配套煤电开工，与特高压通道同步建设 [3][5] - 海上风电规划：推进青洲五、七项目，扩大沿海资源储备，保持规模化引领优势 [3] 装机与业绩表现 - 2024年净利润同比下降14.81%：主因电价下降、新项目折旧增加、减值准备同比增8.92亿元至14.50亿元 [7] - 2025Q1扣非净利润降13.87%：试运行收入减少及折旧成本增加 [7] - 2024年新增并网光伏装机下降：因优先建设高投资价值项目及市场化交易影响 [4] - 在建项目规模1150万千瓦，海陆风电、太阳能、抽蓄比例为2:2:3:3，2025年预计新增超500万千瓦 [13] 财务与融资 - 2024年可再生能源电价附加回收42亿元 [8] - 综合融资成本较LPR下浮10%以上，同比下降35BP，2025年将继续争取低成本资金 [9] - 分红政策：过去3年分红比例保持30%以上，2024年与资金需求匹配 [11] - 资产减值：2024年计提14.50亿元（含亿利洁能股权投资减值3.61亿元），后续将按会计准则测试 [12] 运营数据与市场交易 - 2024年利用小时数：风电2343h、太阳能1330h，均超全国均值 [13] - 电价下降主因：平价项目电量占比提升及市场化交易波动 [14] - 绿电交易：2024年20省参与交易，电量同比增48%，价格受市场下行影响回落 [15] - 2025年绿电趋势：需求释放加速，政策强制重点行业绿电消费比例，价格波动或加剧 [16] - 绿证销售：2024年23省销量创新高，但未披露具体数据 [18] 沙戈荒基地效益 - 规模优势：摊薄采购/运维成本，实现"风光火储"一体化开发与生态治理协同 [6] - 消纳方案：库布齐基地依托蒙西-京津冀特高压，南疆基地依托疆电送川渝特高压 [5] - 电价机制：通过送受端政府/电网长期协议约定，前期论证显示技术经济可行 [5]

核心观点 - 光伏板块近期调整主因市场担忧贸易摩擦和短期景气回落 但东南亚对美出口暂未受实质影响 且国内抢装降温仅为短期波动 无需过度悲观 [1][2] 贸易摩擦影响 - 光伏主要由东南亚基地出口美国 目前暂时没有实质性影响 [2] 产业链景气度 - 国内抢装热情较弱导致本周产业链价格回调 但本轮抢装时间短市场早有预期 [2] - 在行业开工率大幅收缩的情况下 抢装只是波动 供需格局已经整体好于24年 [2] 绿证市场政策 - 五部门联合发文力推绿证市场高质量发展 提出到2027年绿证市场交易制度基本完善 到2030年建成高效有序交易体系 [2] - 明确绿证强制消费要求 国家枢纽节点新建数据中心绿色电力消费比例在80%基础上进一步提升 [2] - 鼓励打造高比例消费绿色电力的绿电工厂和绿电园区 健全绿证自愿消费机制 提升绿色电力交易规模 [2] 价格变动情况 - 致密料均价40元/kg环比持平 P型182硅片均价1.15元/片环比持平 N型182硅片均价1.20元/片环比下降0.100元/W [3] - N型210硅片均价1.55元/片环比持平 PERC电池182均价0.30元/W环比下降0.010元/W TOPCON电池均价0.30元/W环比下降0.010元/W [3] - 单玻182组件均价0.65元/W环比持平 双玻182组件均价0.735元/W环比下降0.010元/W [3] - 中国集中式组件均价0.70元/W环比持平 分布式组件均价0.75元/W环比下降0.020元/W [3] - TOPCON组件均价0.735元/W环比下降0.010元/W HJT组件均价0.85元/W环比持平 [3] 市场表现 - 光伏板块最近一周涨跌幅-1.04% 跑输沪深300指数2.99个百分点 在各板块涨幅排名靠后 [4] - 光伏板块TTM整体法估值17.29倍 在各板块中排名中等靠后 [4] - 光伏板块TTM整体法估值自21年底到23年底持续下降 24年初开始逐步上升 [4] - 光伏板块相对沪深300的估值溢价1.48倍 与估值变化趋势基本一致 [4]