核心运营数据 - 2025年7月权益发电量630.46GWh 同比增长1.81% [1] - 2025年1-7月累计权益发电量5389.33GWh 同比增长0.6% [1] 发电结构分析 - 风电权益发电量493.51GWh 占7月总发电量78.3% [1] - 太阳能权益发电量136.95GWh 同比增长53.05% [1] - 太阳能发电量增速显著高于风电及总体增速 [1] 业务发展趋势 - 太阳能业务呈现高速增长态势 增速超50% [1] - 传统风电业务保持稳定发电贡献 [1] - 公司新能源发电结构持续优化 [1]

公司运营表现 - 2025年7月权益发电量总计630.46GWh 同比增长1.81% [1] - 风电权益发电量493.51GWh 太阳能权益发电量136.95GWh [1] - 太阳能发电量同比增长53.05% 风电数据未提供同比变化 [1] - 2025年1-7月累计权益发电量5389.33GWh 同比微增0.6% [1] 业务结构分析 - 风电业务占7月总发电量78.3% (493.51/630.46GWh) [1] - 太阳能业务占7月总发电量21.7% (136.95/630.46GWh) [1] - 太阳能业务呈现高速增长态势 风电业务占比仍居主导地位 [1]

发电量总体表现 - 2025年7月权益发电量总计630.46GWh 同比增长1.81% [1] 风电发电量表现 - 风电权益发电量达493.51GWh [1] 太阳能发电量表现 - 太阳能权益发电量136.95GWh 同比大幅增长53.05% [1]

经营业绩概览 - 2025年中报营业总收入4.96亿元，同比下降6.02% [1] - 归母净利润895.17万元，同比下降90.17% [1] - 扣非净利润421.47万元，同比下降95.4% [1] - 第二季度单季营业总收入2.79亿元，同比下降13.22% [1] - 第二季度归母净利润1831.58万元，同比下降76.21% [1] - 第二季度扣非净利润1371.06万元，同比下降82.35% [1] 主要财务指标分析 盈利能力 - 毛利率49.07%，同比下降10.98% [6] - 净利率1.75%，同比下降89.84% [6] - 每股收益0.01元，同比下降90.0% [6] 成本与费用 - 销售费用、管理费用、财务费用总计1.19亿元，三费占营收比23.91%，同比增加16.35% [2] 现金流与资产状况 - 每股经营性现金流0.16元，同比增加25.58% [6] - 货币资金4.55亿元，同比增加37.94% [6] - 货币资金/总资产仅为2.71%，货币资金/流动负债仅为15.26% [7] - 近3年经营性现金流均值/流动负债仅为18.69% [7] 业务构成分析 业绩下滑原因 - 新能源发电项目补贴核查进度影响：应收新能源发电补贴回款滞后，应收账款规模及账龄增加，信用减值损失较上年同期增加4841.04万元 [4] - 天中直流外送项目检修影响：电网检修停电13天、主变检修限负荷运行，项目限电率增幅较大，发电收入同比下降4297万元，毛利率下降6.32% [4] 业务收入构成 - 风力发电主营收入2.63亿元，占总收入53.05%，毛利率53.38% [6] - 光伏发电主营收入2.04亿元，占总收入41.01%，毛利率39.97% [6] - 购售电服务及其他主营收入2945.48万元，占总收入5.94%，毛利率73.38% [6] 偿债能力与债务状况 - 流动比率仅为0.7，短期偿债压力上升 [3] - 有息负债116.34亿元，同比增加59.76% [6] - 有息资产负债率57.97%，有息负债总额/近3年经营性现金流均值17.45% [7] - 应收账款21.89亿元，同比增加11.58%，应收账款/利润已达4363.02% [6][7]

核心观点 - 广元经济技术开发区10 5MW分布式光伏发电项目获得四川首笔"贷+保"融合气候贷 包括3000万元贷款和基于光能发电量指数的承保合同 [1] - "贷+保"气候贷采用"银行+气象+保险"创新服务模式 由兴业银行成都分行 四川省气候中心 太平洋保险和浙商财险联合创设 [1] - 产品运用指数保险特性 以太阳辐射总量为动态赔付指标 当实际辐射量低于约定值时自动触发赔付 补偿企业发电量缺口 [1] 产品模式创新 - 引入四川气象灾害综合风险普查结果 风光气候资源背景 气象监测数据等气象信息 提升信贷评估科学性 [2] - 贷款利率与企业评估结果动态挂钩 综合评分提高后可申请调减利率 增强企业应对气候变化能力 [2] - 气象数据融入融资全流程 实现传统信贷评估的精准化改造 [2] 战略合作拓展 - 四川省气候中心与兴业银行成都分行 浙商财险签署"气象+金融"全面战略协议 [2] - 合作领域将扩展至水 风 光等新能源及农业 文旅等气候敏感行业 [2] - 通过"气象×金融"乘数效应 计划推出更多创新金融产品 [2]

核心观点 - 上海市推动新能源上网电价全面市场化 所有新能源项目上网电量需参与市场交易并通过交易形成价格[2][3][4] - 建立新能源可持续发展价格结算机制 对纳入机制的电量实行差价结算 区分存量与增量项目分类管理[3][6][7] - 改革保持居民农业电价稳定 工商业用户购电价格有望稳中有降 户用分布式光伏收益基本稳定[8][9][33] 市场交易范围与形式 - 2025年底前集中式光伏、集中式风电、分布式光伏、分散式风电、生物质发电等新能源项目上网电量全部参与市场交易[4][22] - 新能源项目可报量报价直接参与市场 或聚合后参与市场 未参与者默认作为价格接受者[5][24][26] - 允许新能源项目参与年度、月度及月内中长期交易 并可签订多年期购电协议[12] 存量项目机制安排 - 2025年6月1日前并网的存量项目最高按年度电量总规模100%纳入机制电量 机制电价固定为0.4155元/千瓦时[6][29] - 存量项目机制电价衔接现行政策 不高于本市燃煤基准价[8][13] - 户用分布式光伏存量项目机制电价保持0.4155元/千瓦时 度电收益基本稳定[9][35] 增量项目竞价机制 - 2025年6月1日后并网的增量项目通过市场化竞价确定机制电量与电价[6][29] - 竞价每年10月开展 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且不高于竞价上限[7][30][31] - 竞价上限考虑合理成本收益、绿色价值等因素 下限避免无序竞争[10][14] 电价形成与结算机制 - 健全中长期与现货市场交易机制 现货市场差量结算调整为差价结算[12] - 纳入机制的电量按月差价结算 市场交易均价按中长期或实时市场加权平均价格确定[11][14] - 电网企业以市场化方式采购新能源电量 用于匹配居民、农业及代理购电工商业用户用电[12][13] 特殊项目与退出机制 - 海上风电项目按现行竞争性配置电价执行 海上光伏项目已明确电价的直接作为机制电价[14] - 已纳入机制项目可自愿申请退出 执行到期或退出后不再纳入机制[12][14] - 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 不影响入市交易[10][11][36] 配套保障措施 - 加强政策宣贯培训 帮助经营主体熟悉交易规则与流程[15] - 电网企业需签订差价协议 优化电费结算流程 完成计量装置改造[15] - 建立电价监测机制 评估价格波动合理性 防范市场风险[16]

市场表现 - 8月5日上证指数涨0 96%收报3617 6点恒生指数涨0 68%收报24902 53点 [1] - 龙源电力AH溢价率达156 68%位居AH股溢价率第九位A股报16 5元涨幅0 61%H股报7 02港元上涨0 57% [1] 公司背景 - 龙源电力成立于1993年最初隶属国家能源部后历经电力部国家电力公司中国国电集团公司现隶属于国家能源集团 [1] - 2009年在香港主板上市被誉为"中国新能源第一股"2022年正式在A股上市成为国内首单H股新能源发电央企回归A股首单五大发电集团新能源企业登陆A股资本市场首单同步实施换股吸收合并资产出售和资产购买项目 [1] 行业地位 - 公司是中国最早开发风电的专业化公司率先开拓海上低风速高海拔等风电领域率先实现风电"走出去"持续引领行业发展和技术进步 [1] - 自2015年以来持续保持世界第一大风电运营商地位 [1]

新京报贝壳财经讯 上海市发展和改革委员会发布关于上海市贯彻落实新能源上网电价市场化改革有关 事项的通知，特殊项目方面：已通过竞争性配置明确上网电价的海上风电项目，上网电价继续按照现行 政策执行。已核准或备案的海上光伏项目，竞争性配置相关文件中已明确上网电价的，则该上网电价为 机制电价，不再参与竞价，纳入机制的电量规模参照存量项目相关规定确定。深远海风电等项目有关规 定另行明确。 ...

新能源上网电价市场化改革核心 - 上海市要求所有新能源上网电量在2025年底前全部进入电力市场，通过市场交易形成电价 [1][3] - 新能源项目可选择直接或聚合参与市场交易，未参与者默认接受市场形成的价格 [1][3] - 改革旨在推动新能源公平参与市场交易，促进高质量可持续发展 [3] 市场交易形式与机制 - 允许新能源项目报量报价直接参与交易，或聚合后参与市场交易 [1][3] - 项目可公平参与年度、月度及月内等周期的中长期市场交易 [1][3] - 鼓励发电企业与用户签订多年期购电协议或绿电交易协议，以管理风险并稳定供求 [1][3] - 推动新能源公平参与实时市场，加快实现自愿参与日前市场，现货市场差量结算调整为差价结算 [3] 可持续发展价格结算机制 - 在市场外建立差价结算机制，市场均价与机制电价的差额由电网企业开展差价结算 [4] - 2025年6月1日前并网的存量项目，电量规模衔接现行政策，机制电价不高于本市燃煤基准价 [4] - 2025年6月1日后并网的增量项目，机制电价通过自愿竞价形成，按报价从低到高确定，执行期限按回收投资平均期限确定 [4] - 已明确电价的海上风电等项目按现行政策执行，深远海风电等项目规定另行明确 [4] 政策实施与配套措施 - 电网企业需与新能源项目签订差价协议，建立或更新项目台账，优化结算流程并升级计量装置 [4] - 加强新能源交易价格监测，在价格异常波动时及时报告主管部门 [5] - 强化电力市场政策协同，修订市场规则，与绿证政策协同，机制内电量不重复获得绿证收益 [5] - 本通知试行至2026年底 [5]

新京报贝壳财经讯 上海市发展和改革委员会发布关于上海市贯彻落实新能源上网电价市场化改革有关 事项的通知，新能源上网电量全部参与市场交易。2025年底前，本市集中式光伏、集中式风电、分布式 光伏、分散式风电、生物质发电等新能源项目上网电量全部进入电力市场，通过市场交易形成上网电 价。新能源项目可报量报价直接参与市场交易，也可以聚合后参与市场交易，未直接或聚合参与市场交 易的，默认接受市场形成的价格。健全中长期市场交易和价格机制。新能源项目公平参与本市年度、月 度以及月内等周期的中长期市场交易。允许供需双方结合新能源出力特点，合理确定中长期合同的量 价、曲线等内容，并根据实际灵活调整。探索组织开展多年期交易。鼓励新能源发电企业与电力用户、 绿电需求企业签订多年期购电协议、多年期绿电交易协议，提前管理市场风险，形成稳定供求关系。 ...