战略布局 - 公司践行环保加新能源双轮驱动战略 深化全球清洁能源布局[2][3] - 通过海外水电站项目强化产业协同优势 优先保障紫金矿业在刚果金权属企业的能源供应[3] - 国内源网荷储项目融合人工智能技术 实现清洁能源高效消纳与电力系统灵活运行[6] 投资项目 - 全资子公司收购刚果金GML公司80%股份 获取140MW凯兰庚水电站开发权 总投资3.99亿美元（约28.43亿元人民币）[2][3] - 全资子公司投资建设麻米措源网荷储一体化能源站 总规模420MWp光伏加412.5MW/1650MWh储能 总投资23.91亿元人民币[5] - 两项目合计总投资金额超过52亿元人民币[2][6] 财务表现 - 营业收入连续6年超过100亿元 2024年达100.19亿元[7] - 2024年净利润8.30亿元 同比增长63.15% 扣非净利润7.61亿元 同比增长119.25%[7] - 2025年上半年营业收入46.83亿元 同比增长0.24% 净利润4.45亿元 同比增长3.27%[7] 业务构成 - 2025年上半年新增环保设备工程合同53.70亿元 其中电力行业占比61.61% 非电行业占比38.39%[8] - 期末在手环保项目合同199.71亿元 环保业务总量居行业龙头地位[2][8] - 清洁能源业务上半年实现净利润近亿元 储能电芯业务开始盈利[7] 技术研发 - 高海拔源网荷储项目需突破大规模微电网稳定构网 分钟级黑启动等关键技术难题[6] - 2025年上半年研发费用达2.19亿元 同比增长4.7%[8] - 公司坚持技高一筹战略 统筹推进产品技术升级规划[8] 资产状况 - 截至2025年6月30日资产总额277.63亿元 归母所有者权益102.87亿元 较期初增长1.12%[8] - 资产负债率62.36% 有息负债率17.21% 长期处于较低水平[8]

【DT新材料】 获悉， 获悉，9月11日， 中电建新能源集团股份有限公司 （以下简称"电建新能"）上交所主板IPO申请获受理。 资料显示， 电建新能 成立于2004年7月，注册资本75亿，股东共20家， 中国电建集团 通过其控制的中国电建及其全资子公司水规总院合计控制电建新能 80%股份。 电建新能已 成为中国电建旗下境内风力、太阳能发电项目开发、投资、运营和管理业务的唯一平台，主要资产遍布国内28个省（自治区、直 辖市） 。 新能源发电行业市场集中度较低，目前市场主力是大型国有能源企业，包括 华能集团、大唐集团、华电集团、国家电投集团、三峡集团、国家能源集团、 中广核集团、国投电力、华润电力 ，以上几家企业共计拥有50%左右的市场份额，而电建新能市场份额为1.43% ，居行业前列。其中，风力发电项目 989.09万千瓦，占全国市场份额为1.85%；太阳能发电项目1135.52万千瓦，占全国市场份额为1.20%。 业绩方面 ，2022年到2025年第一季度，电建新能 营收分别为83.82亿元、87.28亿元、98.1亿元和26.61亿元，归母净利润分别为17.68亿元、23.2亿 元、25.89亿元和5.11 ...

龙源电力电话会议纪要关键要点 行业与公司 * 行业为绿电行业 公司为龙源电力 全球最大风电运营商 国家能源集团旗下风电业务整合平台[2][6] * 公司港股上市于2009年 A股上市于2022年[6] * 控股股东国家能源集团持股59% 集团绿电装机122GW 公司风电和光伏装机分别占集团风光总装机的46%和19%[2][6] 核心观点与论据 **政策与行业拐点** * 国内风光装机新增量现拐点 2025年7-8月绿电公司国补回收加速 超2024年全年 龙源电力等公司现金流有望修复[2][3] * 136号文落地及绿电强制消费政策推动公司市净率修复至0.76倍 但估值仍处历史底部[2][12] * 2024年2月以来国家更重视行业装机增速和合理收益率的平衡[2][12] **公司资产与装机** * 截至2025年上半年末 公司控股风电装机31.4GW（占总装机73%） 光伏12GW（占27%） 海上风电2.6GW[2][13] * 2024年新增风电装机7.5GW 2025年目标投产5GW绿电（风电2.7GW 光伏1.8GW）[2][13] * 存量资产集中在优质资源区和负荷中心 西北 华北 华东的风电装机占比分别为24% 22%和17%[13] **未来增量资产** * 集团后续将注入约4GW绿电机组 2024年10月启动首批收购2GW 集团承诺2028年1月前注入符合条件的资产 集团内未上市风电资产约25GW[14] * 以大带小项目改造老旧机组 公司运行超15年老旧机组约4.6GW 已启动1.23GW项目 利用小时数预计提升20%~50% 从2200小时提升至2600小时可使IRR提高两个百分点以上[14] * 海上风电储备项目超5GW 主要分布在江苏 福建 海南等地[14] **估值与股价表现** * 公司港股估值自2021年9月PB 2.34倍降至2024年2月历史底部0.52倍 目前小幅反弹至0.76倍 仍处历史低位[2][4][11] * 估值波动受消纳 电价 装机增速和补贴支付节奏等因素影响[2][10] **盈利与ROE** * 公司ROE长期稳定在8%~9% 历史业绩稳健增长 仅2013年和2022年出现下滑（归母净利润分别同比下滑21%和20%）[2][7][8] * 2025年受风况和市场价格影响 业绩预计持平或略有压力[2][8] * 预测2025年至2027年归母净利润分别为64.3亿元 72.2亿元和79.3亿元 同比增长0.1% 12%和10% 对应PE分别为8倍 7.1倍和6.5倍[20] **电价与收入** * 度电脱硫收入从2017年的0.5元/度震荡下行至2024年的0.47元/度左右 2025年上半年同比下降0.03元至0.19元/度[2][9] **现金流与国补** * 2024年自由现金流缺口121亿元 若放缓常规项目开发 海上优质资产投产及国补回款加速 2025年自由现金流有望转正[4][17] * 截至2025年上半年 应收账款规模495亿元 占净资产56% 超港股总市值85%[18] * 以往每年产生国补金额120-130亿元 每年回收约50亿元 新增应收账款70-80亿元 2025年前六个月回收2.5亿元 7月回收19亿元 8月进一步加快[18] **绿证与交易** * 绿证价格从2023年每张30元跌至2025年初的一两元 随着强制需求政策出台 2025年6月均价升至3.4元（环比提升25%） 7月升至4.6元（环比增长35%）[19] * 2024年公司完成绿证交易110,224万张（同比增长141%） 绿电交易量67亿度（同比增长289%） 占公司当年绿电上网量的24%[19] * 多个行业被纳入可再生能源消费考核范围 如完成指标 对应绿电耗量将超6300亿度 占全国风光发电量40%以上[19] **市场化交易优势** * 风电出力曲线与负荷匹配度高 市场化交易中风电竞争优势明显 价格普遍高于光伏[4][15] * 公司以73%比例持有优质风资源 在市场化推进中具显著优势 新能源布局与集团火电协同效应明显[15][16] 其他重要内容 * 公司75%的项目进入第一批合规清单（绿码项目）[18] * 136号文规定机制电量价差结算取市场交易均价与机制电价之差 若项目自身交易价格高于市场均价 则能获得更高综合电价和超额收益[15] * 136号文规定不重复获得绿证收益 短期内可交易供给受限 价格中枢有望持续抬升[19]

新疆清洁能源发展现状 - 新疆电网总装机容量达2.26亿千瓦 其中水电/光伏/风电等清洁能源装机占比约60% [8] - 1-7月新疆外送新能源电量约259亿千瓦时 占总外送电量比例超30% [5] - 构建"新型储能+抽蓄"多元调节体系 新型储能总装机规模达1241万千瓦/4121万千瓦时 规模居全国前列 [7] 特高压输电工程建设 - 哈密—重庆±800千伏特高压直流输电工程于6月10日投产送电 配套电源规模1420万千瓦 [5] - 新能源装机占比超70% 包含风电/光伏/光热等多种清洁能源类型 [5] - 形成3条特高压直流外送通道 分别通往华中/华东/西南地区 [5] 跨区域绿电交易机制 - 新疆电力交易中心联合京沪电力交易中心实施精细化调度 疆沪绿电交易达23笔 同比增长24% [7] - 绿电输送覆盖11个省份 包括北京/天津/湖北等地 外送总量突破90亿千瓦时 [7] - 利用新疆白天风光发电优势对接上海日间用电高峰 实现跨省"精准到家"输送 [7] 沙戈荒新能源基地开发 - 天山北麓戈壁能源基地为全国首个沙戈荒新能源外送基地 配备大型构网型储能项目 [3] - 采用100%国产化构网型风机 为全国最大规模国产化示范项目 [3] - 华电集团与华润集团共同开发 克服酷热/极寒/暴风/沙尘等极端环境条件 [3] 储能技术应用突破 - 阜康120万千瓦抽水蓄能电站于2024年全面投产发电 [7] - 新型储能呈现规模化/市场化/多元化发展态势 适配新型电力系统建设需求 [7] - 有效提升大规模新能源并网条件下的电力系统稳定性 [7]

公司治理 - 公司于2025年9月15日以通讯方式召开第八次董事会临时会议 [1] - 会议审议了关于2024年经理层成员考核评价和年度绩效薪酬分配建议的议案 [1] 业务结构 - 2025年1至6月营业收入构成中 有色金属冶炼占比55.85% [1] - 煤炭行业收入占比31.02% [1] - 新能源发电行业收入占比7.58% [1] - 煤电电热力行业收入占比5.54% [1] 市值情况 - 截至发稿时点 公司市值为519亿元 [1]

天津上市公司并购重组总体情况 - 天津上半年上市公司并购重组实施金额超百亿元 同比增长65% [1] - "并购六条"政策发布后已有6家公司披露重大资产重组 [1] - 天津证监局联合七部门构建"五个维度"政策体系优化并购重组关键环节 [1] 中绿电转型新能源案例 - 公司2021年通过资产置换置入鲁能新能源100%股权实现向新能源产业全面转型 [2] - 采用"股权收购+股权出售"创新模式 仅用4个月完成全部重组流程 [2] - 重组后彻底剥离房地产业务 市值大幅提升并出现20个涨停 [3] - 2022-2024年净利润年均复合增长率达116.82% [3] - 通过增发股份2.04亿股募集资金约38亿元 引入7名机构投资者 [3] 金开新能重组案例 - 天津劝业场通过置出百货业务并注入国开新能源100%股权实现业务转型 [4] - 重组后更名为金开新能 主营业务变更为光伏风电电站投资建设运维 [4][5] - 重组当年即扭亏为盈 2024年净利润9.08亿元 复合增长率43.52% [5] - 截至2025年6月末核准装机规模7.85GW 并网装机规模达5.91GW [5] - 市值突破百亿元 实现国有资产保值增值 [5] 天津普林产业整合案例 - 通过现金购买资产+增资方式完成对泰和电路的战略收购 [6] - 2024年实现营业收入11.28亿元 较上年增长74.57% [7] - 2024年归母净利润3386.44万元 较上年增长28.16% [7] - 整合后形成显著规模效应 共享销售渠道并优化供应链管理 [7] - 利用泰和电路粤港澳大湾区生产基地优势快速对接全球市场 [7]

盐城新能源发展规模 - 盐城新能源并网规模达2034万千瓦 成为长三角首个突破2000万千瓦的城市 [1] - 风电占比48%达976万千瓦 光伏占比51%达1037万千瓦 [1] - 海上风电装机573万千瓦 占江苏省50%和长三角地区30% [1] 发电量与电网建设 - 截至8月底新能源年发电量245.5亿千瓦时 [1] - 形成四纵两横主网架结构 实现风电集中区与负荷中心双向互济 [1] - 江苏过江输电通道总能力2500万千瓦 2025年夏季单日最大绿电南送量突破3.5亿千瓦时 [2] 电网基础设施投资 - 投运500千伏沿海二通道等重大电网项目 增强长江以北新能源南送能力 [2] - 建设大丰港/射阳港/黄海新区等沿海零碳产业园区 [2] - 2024年1月签署绿色低碳发展示范区协议 推动绿电就近消纳 [1] 区域能源协同 - 清洁能源为江苏南部及长三角城市群提供绿色动能 [2] - 实现能源南北共济 提升区域电网互联互通水平 [1][2]

新能源装机与发电量增长 - 1~8月新能源新增装机1026.64万千瓦 其中风电554.54万千瓦 太阳能470.3万千瓦 生物质1.8万千瓦 [1] - 截至8月电源总装机1.15亿千瓦 同比增长21.8% 新能源装机7463.23万千瓦 同比增长25.51% 占比达65.17% [1] - 新能源发电量660.35亿千瓦时 同比增长16.42% 占比39.64% 同比提高2.58个百分点 [1] 资源禀赋与区位优势 - 风能技术可开发量5.6亿千瓦 全国第四 太阳能可开发量95亿千瓦 全国第五 [1] - 通过21条省际750千伏联络线与陕西 宁夏 青海 新疆四省区相连 [1] 电力基础设施与市场建设 - 已建成陇电入鲁 祁韶直流两条特高压 [1] - 陇电入浙甘肃段进入铁塔组立阶段 陇电入川工程前期顺利推进 [1] - 建成全国首个高比例新能源省级现货市场及西北首个正式运行电力现货市场 [1]

公司成立与股权结构 - 中海油（东方）能源有限公司于9月11日成立[1] - 公司注册资本为10亿元人民币[1] - 中海油全资子公司中海油（海南）新能源有限公司持股55%[1] - 明阳智能持股45%[1] 业务经营范围 - 许可项目包括发电业务、输电业务、供（配）电业务[1] - 许可项目包括电力设施的安装、维修和试验[1] - 一般项目涵盖发电技术服务及太阳能发电技术服务[1] - 业务范围包含风力发电技术服务和风电场相关系统研发[1] - 涉及海上风电相关系统研发领域[1] - 包括技术服务、技术开发、技术咨询等专业技术服务[1]

政策核心内容 - 推动新能源就近消纳项目发展 助力能源绿色低碳转型和碳达峰碳中和目标实现 [2] - 要求新能源年自发自用电量占比不低于总可用发电量60% 占总用电量比例不低于30% 2030年起新增项目不低于35% [2] - 项目需具备分表计量条件 电网企业负责安装计量装置准确计量各环节电量数据 [2] 公共电网服务要求 - 公共电网按接网容量提供可靠供电等服务 保障就近消纳项目安全稳定用电 [2] - 项目电源应接入用户和公共电网产权分界点的用户侧 形成清晰物理界面和安全责任界面 [2] 费用承担机制 - 按照"谁受益、谁负担"原则 项目需公平承担输配电费和系统运行费 [3] - 未接入公共电网的项目不缴纳稳定供应保障费用 [3] - 输配电费按容(需)量缴纳 下网电量不再缴纳系统备用费和输配电量电费 [3] - 容(需)量电费计算包含现行政策费用加所在电压等级电量电价标准×平均负荷率×730小时×接入容量 [3] - 系统运行费暂按下网电量缴纳 逐步向按占用容量方式过渡 暂免自发自用电量政策性交叉补贴新增损益 [4] 电力市场参与 - 项目与其他发电企业、电力用户具有平等市场地位 作为统一整体参与电力市场 [4] - 现货市场连续运行地区按市场规则执行上网电量交易和价格结算 [4] - 现货市场未连续运行地区原则上不向公共电网反向送电 不开展送电结算 [4] - 项目新能源上网电量不纳入新能源可持续发展价格结算机制 [4] - 项目用电需直接参与市场交易 不得由电网企业代理购电 按下网电量承担上网环节线损费用 [4] 实施安排 - 政策自2025年10月1日起实施 此前已接网项目由各地价格主管部门做好统筹衔接 [5] - 省级价格主管部门需加强跟踪监测和政策解读 引导项目业主理解政策意图 [4] - 项目业主需向主管部门备案后向电网企业提出接网申请 自主确定接入容量并签订相关协议 [4] - 电网企业需严格审核 依据备案文件提供结算服务 每月报告费用情况 [4]