项目投资规模 - 控股子公司甘肃电投民勤新能源有限公司拟投资建设民勤100万千瓦风光电一体化项目 动态总投资40.89亿元[1] - 项目资本金占总投资的20% 其余资金通过银行贷款等渠道筹集[1] 装机容量与发电量 - 项目总装机容量达1000MW 其中风电项目年平均上网电量109,921.00万kWh 光伏项目年平均发电量101,450.55万kWh[1] 经济效益分析 - 按风电上网电价0.28元/kWh和光伏上网电价0.2元/kWh测算 项目投资回收期（所得税后）为14.91年[1] - 项目资本金财务内部收益率达6.76% 具备盈利能力[1] 战略发展动向 - 公司通过控股子公司推进新能源发电装机规模扩张 重点布局风光电一体化项目[1]

项目投资 - 公司控股子公司甘肃电投民勤新能源有限公司拟投资建设民勤100万千瓦风光电一体化项目 [1] - 项目动态总投资为40.89亿元 资金来源中资本金占总投资的20% 其余为银行贷款等 [1] 项目规模与效益 - 项目总装机容量1000MW [1] - 预计风电项目年平均上网电量为10.99亿kWh [1] - 光伏项目年平均发电量为10.15亿kWh [1] 建设周期 - 项目建设总工期24个月 [1]

项目投资 - 控股子公司甘肃电投民勤新能源有限公司拟投资建设民勤100万千瓦风光电一体化项目 [1] - 项目动态总投资40.89亿元 其中资本金占比20% 其余为银行贷款 [1] - 建设内容包括500MW风电电场和500MW光伏电场 总工期24个月 [1] 战略意义 - 项目是积极响应国家大力开发可再生能源政策的重要举措 [1] - 能进一步扩大公司新能源发电装机规模及新能源资产占比 [1] - 有助于增加公司发电量及发电业务收入 推动主营业务发展 [1]

项目投资 - 控股子公司甘肃电投民勤新能源有限公司拟投资建设民勤100万千瓦风光电一体化项目 [1] - 项目动态总投资为40.89亿元人民币 [1] - 资金来源中资本金占总投资的20% 其余为银行贷款 [1] 建设内容 - 建设内容包括500MW风电电场和500MW光伏电场 [1] - 项目建设总工期为24个月 [1] 战略意义 - 项目是积极响应国家大力开发可再生能源政策的重要举措 [1] - 能进一步扩大公司新能源发电装机规模和提高新能源资产占比 [1] - 将增加公司发电量及发电业务收入 推动主营业务发展 [1]

核心观点 - 陕西省推动新能源上网电价全面市场化改革 区分存量与增量项目并建立可持续发展价格结算机制 以促进新能源高质量发展 [12][13] 电力市场交易机制 - 新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场 通过市场交易形成价格 分布式和分散式项目可直接或聚合参与交易 未申报者按月度发电侧实时市场同类项目加权均价结算 [14] - 跨省跨区交易新能源电量按国家相关政策执行上网电价和交易机制 [15] - 新能源全部上网电量参与实时市场出清 自愿参与日前市场 现货市场申报价格上限调整为每千瓦时1元 下限为0元 [3][15] - 允许中长期合同灵活调整量价和曲线 放宽发电侧中长期签约比例 用户侧相应调整 分时价格根据现货市场价格信号形成 [16] - 鼓励新能源发电企业与用户签订多年期购电协议以管理市场风险 探索开展多年期交易 [16] 可持续发展价格结算机制 - 存量项目(2025年6月1日前全容量投产)机制电量规模衔接现行保障政策 每年自主确定执行电量但不高于上一年 机制电价按陕西煤电基准价0.3545元/千瓦时执行 榆林地区按当地煤电基准价 执行期限按剩余全生命周期合理利用小时数对应年份与投产满20年对应年份较早者确定 [5][6][17] - 增量项目(2025年6月1日起全容量投产)首轮竞价机制电量规模按2025年6月1日至2026年12月31日投产项目预计年度上网电量50%确定 机制电价及单个项目电量规模通过竞价形成 [7][18] - 每年10月底前开展次年机制电量竞价 总规模根据非水电可再生能源消纳责任权重和用户承受能力动态调整 竞价主体为已投产和次年投产未纳入机制的项目 单个项目申报机制电量不超过预计上网电量80% [7][18] - 竞价按报价从低到高确定入选项目 机制电价按入选项目最高报价确定 首次竞价上限不高于0.3545元/千瓦时 下限不低于0.18元/千瓦时 执行期限考虑回收初始投资确定为10年 [8][18] - 机制电量每月按机制电价开展差价结算 差价结算费用=机制电量×(机制电价-市场交易均价) 费用纳入系统运行费由全体工商业用户分摊或分享 市场交易均价按月度发电侧实时市场同类项目加权均价确定 [19] - 2025年6月1日至12月31日新能源项目上网电量电价按现行政策执行 2026年1月1日起纳入机制电量按机制电价结算 [19] 绿电绿证交易机制 - 省内绿电交易开展双边协商和挂牌交易 申报和成交价格分别明确电能量价格和绿色电力证书价格 不开展集中竞价和滚动撮合交易 纳入机制的电量不重复获得绿证收益 [16] 配套措施 - 享有财政补贴项目全生命周期合理利用小时数内补贴标准按原规定执行 因报价未上网电量不纳入新能源利用率统计与考核 [20] - 各地不得向新能源不合理分摊费用 不得将配置储能作为新建项目核准、并网、上网的前置条件 电网企业可通过市场化方式采购新能源电量作为代理购电来源 [4][20] - 电力企业和市场运营机构需监测新能源市场交易价格、发电成本收益变化及终端用户电价水平 评估改革对行业发展和企业经营的影响 [20] - 电网企业做好结算和合同签订工作 对机制执行结果单独归集 市场运营机构完善交易规则并规范信息披露行为 [20]

公司动态 - 华电新能全资子公司华电(迁安)新能源有限公司于近日成立 [1] - 新公司法定代表人为李文凯 [1] - 新公司经营范围涵盖太阳能发电技术服务 发电技术服务 风力发电技术服务及节能管理服务 [1] 股权结构 - 该公司由华电新能（600930）全资持股 [1]

财务表现 - 1H25营业收入147.36亿元同比下降2.19% 归母净利润38.15亿元同比下降5.48% [1] - 风电营业收入99.74亿元同比下降2.24% 光伏营业收入44.53亿元同比下降3.16% [2] - 经营现金流同比增长1.62%至82.47亿元 应收账款496.51亿元同比增加16.98% [2] 装机与发电量 - 新增并网装机218.07万千瓦 其中风电53.81万千瓦 太阳能164.26万千瓦 [1] - 风电累计装机2297.02万千瓦 太阳能累计装机2590.55万千瓦 [1] - 总发电量393.14亿千瓦时同比增长8.85% 其中风电250.61亿千瓦时增8.69% 光伏139.11亿千瓦时增10.25% [1] 运营效率 - 风电利用小时1146小时同比减少97小时 光伏利用小时597小时同比减少96小时 [1] - 平均上网电价381元/兆瓦时同比下降9.89% 其中风电410元/兆瓦时降9.97% 光伏328元/兆瓦时降11.90% [2] 盈利预测 - 下调2025-2027年归母净利润预测至63.83亿元/74.09亿元/80.93亿元 [3] - 当前股价对应PE倍数分别为19倍/16倍/15倍 [3]

投资评级 - 维持"买入"评级 [2][7] 核心观点 - 2025年上半年营业收入147.36亿元同比下降2.19% 归母净利润38.15亿元同比下降5.48% 略低于预期 [7] - 装机规模持续扩张但发电效率下滑 风电及光伏利用小时数减少拖累发电量增长 [7] - 平均上网电价同比下降9.89%至381元/兆瓦时 主要受平价项目增加和电量结构变化影响 [7] - 经营性现金流保持稳健增长 1H25同比增长1.62%至82.47亿元 [7] - 下调2025-2027年归母净利润预测至63.83/74.09/80.93亿元（原预测70.48/76.88/83.05亿元） [7] 财务表现 - 2025H1营业总收入147.36亿元同比下降2.2% [6][7] - 2025H1归母净利润38.15亿元同比下降5.5% [6][7] - 2025E预计营业总收入306.28亿元同比增长3.1% [6] - 2025E预计归母净利润63.83亿元同比增长4.4% [6] - 毛利率从2024年52.6%下降至2025H1的47.1% [6] 装机与发电量 - 1H25新增并网装机218.07万千瓦（风电53.81万千瓦 光伏164.26万千瓦） [7] - 截至2025年上半年风电累计装机2297.02万千瓦 光伏累计装机2590.55万千瓦 [7] - 风电利用小时1146小时同比减少97小时 光伏利用小时597小时同比减少96小时 [7] - 总发电量393.14亿千瓦时同比增长8.85%（风电250.61亿千瓦时+8.69% 光伏139.11亿千瓦时+10.25%） [7] 电价与收入结构 - 1H25平均上网电价381元/兆瓦时同比下降9.89% [7] - 风电电价410元/兆瓦时同比下降9.97% 光伏电价328元/兆瓦时同比下降11.90% [7] - 风电营业收入99.74亿元同比下降2.24% 光伏营业收入44.53亿元同比下降3.16% [7] 现金流与资产负债 - 1H25应收账款496.51亿元同比增长16.98% [7] - 资产负债率71.22% [2] - 每股净资产3.10元 [2]

项目背景与审批 - 公司以全资子公司哈密新风能源发电有限公司持有的烟墩七A风电场项目作为底层资产开展类REITs项目申报发行工作 [1] - 项目于2025年3月25日通过董事会及监事会审议 并于2025年4月17日经股东大会批准 [1] - 深圳证券交易所于2025年7月30日出具无异议函 批准发行总额不超过12.26亿元的资产支持专项计划 [2] 发行实施情况 - 专项计划名称为"中信建投-立新能源2025清洁能源基础设施绿色资产支持专项计划（碳中和）" [2] - 计划管理人中信建投证券股份有限公司已成功发行优先级与次级资产支持证券并获得全额认购 [2] - 专项计划于2025年8月29日正式发行 2025年9月2日正式设立 [2] 财务特征 - 发行总额确定为12.26亿元（1226百万元） [2] - 专项计划被认定为绿色资产支持专项计划 具有碳中和属性 [2] - 无异议函自出具之日起12个月内有效 [2]

公司业务与财务表现 * 公司为中国核电 核电业务上半年营收333.73亿元 同比增长6.54% 归母净利润53.22亿元 同比增长9.48%[2] 累计上网电量1217.76亿千瓦时 营业收入409.73亿元 归母净利润56.66亿元[4] 控股在运26台机组 装机容量2500万千瓦 上网电量998.61亿千瓦时 同比增长12.01%[5] * 新能源业务控股在运装机3322.49万千瓦 其中风电1034.18万千瓦 光伏2288.31万千瓦[6] 上网电量219.15亿千瓦时 同比增长35.76% 收入76亿元 同比增长24.23% 但归母净利润3.44亿元 同比下降66.28%[2][6] 中核汇能上半年利润11亿元 归母净利润仅3.4亿元[12] 装机规划与发展战略 * 核电在建和核准待开工机组18台 装机容量合计2185.9万千瓦 预计2031年控股在运装机达4685.9万千瓦 较目前增长约87%[2][5] 下半年预计投产漳州2号机组[5] * 新能源十四五目标3000万千瓦已提前实现（当前3322.49万千瓦） 十五五规划倾向增加风电 压缩光伏装机 控制规模扩张[4][14] 项目布局从西北转移至东南沿海 开发海上风电[16] * 中核汇能与新华水力发电合并处于筹备阶段 已合署办公[13] 市场电价与交易 * 福清和海南核电竞价下降 主因市场化交易及补差因素消失（福清2024年回收21-23年差额约5亿元）[7][8] * 新能源市场化销售比例约67% 市场化电价0.28元/千瓦时 同比降0.01元/千瓦时[2][9] 上半年新能源市场均价0.2853元/千瓦时 同比降0.005元[22] * 各地区核电竞价：浙江秦山0.4134元/度 江苏0.3883元/度 福清0.3932元/度 海南0.4093元/度 三门0.4056元/度 漳州0.3835元/度[20] 江苏因火电降价影响核电电价降约0.01-0.02元/度[20] 成本与资本开支 * 铀燃料成本稳定在60-80美元/磅 与供应商合同持续至2030年 按原公式计价无上涨[3][10][11] * 新能源折旧费用33.33亿元 同比增13.05亿元[6] 资本开支预计稳中有降[17] * 田湾核电净利润降幅小于预期 因成本控制及大修计划差异[20] 其他收益增3亿元主要来自政府补助（含增值税退税）[20] 风险与挑战 * 新能源盈利下滑受区域限电（新疆限电率30% 青海30% 甘肃25% 西藏50%）[22] 电价下降及少数股东权益占比上升影响（从7.74%升至3.85% 影响归母净利润约3.5亿元）[6][12] 个别西北项目亏损但整体可控[25] * 电网建设滞后导致西北窝电严重 通过制氢 制氨及源网荷储缓解[19] 136号文导致增量项目竞价压力增大[16] 分红政策与未来展望 * 坚持中期分红 比例不低于35%且逐步提升 今年分红比例达41%[4][23] 若仅运营现有机组 未来分红比例可达70%-80%[24] * 明年江苏市场电价预计无大幅下降 市场电比例长期可能升高[10] 核电定价机制仍按2013年113号文执行 无长协电价[21]