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1、中期業績整體表現 ·財務數據概覽：公司2025年上半年收入實現14億元，較去年同期下降6.6%；持有人應占溢利約2.8億元，較去年同期下降43.8%，主要受非經常性損益及主業發電利潤承壓影響。發電收入為13.35億元，較去年同期下降2.1%；發電業務業績為6.26億元，較去年的8.12億元下降22.9%。 ·經營指標分析：2025年上半年發電量為47.59億千瓦時，較去年同期上升0.4%；截至6月30日，公司權益容量達4778兆瓦，較去年同期上升18%，年初規模約為4.6G瓦。上半年平均融資成本下降35個基點至3.63%；經營性凈現金流較去年同期上升22.5%，達10.41億元。權益裝機容量中，風電占比80.5%，權益規模為3.8G瓦；當年投產191兆瓦（含風電和光伏），并出售小股權減少28兆瓦。 ·發電業務拆分：權益口徑發電量幾乎持平，發電收入同比下降2.1%，同口徑權益凈利潤下降25.2%，其中控股電廠權益凈利潤下降28.6%。中國區電廠運營指標方面，棄風棄光率較去年同期上升4.7個百分點（風電上升3%，光伏上升13%）；風電平均利用小時數為1142小時，較去年上半年下降6.4%（高于中電聯發布的中國區平均1087小時）；光伏平均利用小時數為531小時，較去年同期下降19.4%。綜合電價方面，風電平均綜合電價較去年同期下降近2分錢，光伏下降超過4分錢。 ·ESG表現：公司繼續維持MSCI ESG雙A評級，位于全球同行業前十，并連續兩年入選標普全球可持續發展年鑒中國版。 2、電價與限電率分析 ·光伏電價下降原因：2025年上半年光伏電價下降幅度較大，主要受兩方面因素影響。其一為2024年新投產的部分光伏項目，對電價產生拉低作用，影響幅度近1分錢。其二為市場化交易因素，河北南大港地區的交易增加對電價的影響更為顯著，約拉低3分多錢。此外，輔助扣款等次要因素對電價的影響較小，不足1分錢。 ·各省份電價變化：從各省份情況來看，2025年上半年電價下降幅度較大的省份主要有廣西、甘肅、湖北；吉林電價雖有所下降，但幅度小于上述三省。同時，部分省份因136號文細則出臺，政策調整后電價出現上漲情況，具體表現因各省政策排兵布陣不同而有差異。 ·棄風棄光率上升原因：2025年上半年，光伏棄光率和風電棄風率均有上漲。風電方面，吉林因區域容量增加較快，棄風率同比上漲約15%；遼寧因大風期集中，限電率同比上漲約6%；湖北因執行現貨交易，限電率上漲約6%。光伏方面，青海、西藏為傳統限電嚴重區域，其中青海受5月裝機激增影響（單月裝機量超過去年全年），限電率增長26個百分點；湖北因現貨交易及整體電價等問題，限電率約20%。其他省份限電情況無明顯變化。 3、136號文影響與項目儲備 ·136號文細則影響：136號文目前正式出文件的省份較少，僅4個省份（新疆、浙江、寧夏等）及蒙東、蒙西（分屬兩個電網）有正式文件，其余多為征求意見稿或內部討論稿。從公司項目情況看，蒙西僅有分散式項目，按0.28元結算，未受明顯影響；廣東項目多為聯營老電站，情況掌握有限；甘肅項目為酒泉九湖縣的固定電價風電廠，亦不受影響。當前136號文相關政策（包括征求意見稿和內部討論稿）尚未最終確定，仍存在調整可能，因此難以對其影響進行預測或提供明確的投資指引。 ·項目儲備與收益率：公司目前儲備項目主要集中在湖南、黑龍江、云南三個省份。關于各省收益率預期，湖南和云南預期較好，但云南2025年上半年因風資源較差（風力較小），利潤受到一定影響；黑龍江作為傳統風電大省，風資源整體不錯，但較2024年有所下降（可能與2025年雨水大有關）。從具體項目看，湖南有4個在建項目，全投收益率高于10%（前提是電價穩定、風資源正常），且公司開發新項目要求至少8%以上的全投收益率才會推進。此外，公司投資決策更關注收益的確定性，若收益確定性無法保證，投資將暫緩。 4、應收賬款與交易團隊建設 ·應收賬款回款情況：應收賬款回款方面，1 - 6月無回款，7月因中報期回款7000多萬，去年同期回款規模較小。截至6月30日，綠電應收賬款總額為13.5億元，較去年增長1.7億元（上半年）。每年應收賬款總額約3.3 - 3.4億，能收回50%以上。當前回款的7000多萬多為2023年前后的補貼，補貼發放整體延遲約2年。各省發放節奏存在差異，國家層面統一下發，但各省執行時間有早有晚。在12月集中到賬的情況下，2023年前補貼或已收完，當前應收賬款平均賬齡約2年。 ·交易團隊能力建設：交易團隊能力建設方面，關聯運維公司（協和運維）在兩年前已建立交易團隊，并自研'思核’交易系統（市場占有率不錯），目前管理資產接近40G瓦。公司自身層面，在136號文發文前一年（去年上半年）成立獨立交易部門（電力交易部/市場交易部），團隊規模從最初的2 - 3人擴展至當前的十幾人。日間交易是當前交易的最大難點，其操作模式類似證券期貨交易，需具備發電量預估、實時報價等能力，做好可盈利，做不好則需當日市場買電補充。公司交易團隊成熟度處于市場領先水平（部分央企去年下半年才開始建立交易團隊）。未來，電站收益將更依賴交易團隊能力，交易人員背景更注重數據敏感性（如數學、數據領域），而非傳統電力背景。 5、項目出售與未來展望 ·項目出售終止原因：本次項目出售終止主要涉及兩方面因素。其一為項目質地發生顯著變化：出售的青海地區項目因2025年上半年線路切改和檢修，限電率從原本的30%多（前年為10%多）大幅升至70%（部分時段達60%-70%）；黑龍江地區項目則因風資源下降，同時限電率上升約3.4個百分點。其二為交易過程中的實際阻礙：評估基準日為8月31日，基于該基準日的評估結果與后續實際運行情況（尤其2025年上半年風資源較差）存在差距；交易涉及的外資方因團隊較新，對130號文影響判斷不明；此外，交易前期手續未能在6月30日前完成，雙方經協商后最終友好終止交易。 ·未來業績與發展方向：行業趨勢方面，2025年1-7月風資源整體較差，云南地區風資源同比下降約20%，黑龍江、吉林地區下降5%-6%，截至7月風電電量同比下降0.3%，預計2025年為小風年，2026年風資源或優于今年。限電率方面，整體上升幅度有限（約1-2個百分點），但部分省份差異較大，如西藏2024年限電率46%，2025年升至57%；甘肅、青海等傳統限電大省可能進一步升高。電價方面，雖呈下降趨勢但影響有限，但因數據不完整、樣本不足，具體降幅難以預估。公司發展策略上，存量電站聚焦市場化交易優化（提升上行交易收入）、發電效率提升（及時處理小故障）及成本控制（管理費用、融資成本）；新項目層面，將確保前期開發成果變現（通過BT、建成轉讓、合資合作等方式），優先投資確定性高的電站。此外，公司正探索新業務增長點，包括電力交易、售電、電力資源相關領域，以及當前市場較熱的公募REITs、私募股權投資基金等。 Q&A Q：今年上半年光伏電價降幅較大，主要受哪些因素影響，包括去年平價項目投產的影響及今年交易端的因素？ A：上半年光伏電價下降主要受兩方面因素影響：去年新投產的部分光伏項目拉低約0.1分錢；河北南大港光伏項目因參與市場化交易增加，影響約3.1分錢。輔助扣款等其他因素影響不足0.1分錢，因此主要驅動因素為河北地區光伏參與市場化交易。 Q：今年上半年哪些省份電價下降幅度較大？哪些省份電價表現平穩？ A：今年上半年電價下降幅度較大的省份包括廣西、甘肅、湖北；吉林電價也有下降但幅度較小；其他省份電價表現平穩，部分省份電價上漲，主要受136號細則及各省政策差異影響。 Q：風電今年上半年的電價趨勢如何？ A：今年上半年風電電價整體影響較小，總降幅不到兩分錢。其中，交易結算均價降幅不到一分錢，新并網影響約6厘，輔助服務價格基本穩定，整體結構變化不大。 Q：今年上半年光伏棄光率與風電棄風率上漲的原因是什么？哪些省份棄風率或棄光率下降幅度較大？ A：風電方面，棄風率上漲主要與區域容量快速增加、大風期集中導致限電及現貨交易執行等因素相關。具體省份中，吉林因區域容量增加較快，棄風率同比去年全年下降約15%；遼寧因大風期集中、電廠集中發電導致限電，棄風率同比去年年底下降不到6%；湖北因執行現貨交易導致限電，棄風率約6%。光伏方面，棄光率上漲主要受區域裝機量激增及現貨交易、電價等因素影響。青海、西藏為傳統棄光嚴重區域，其中青海因531新政影響，5月單月光伏裝機量超去年全年，棄光率上漲26個百分點；湖北因現貨交易及電價問題，棄光率影響約20%。其他省份棄光率或棄風率變化不明顯。 Q：今年上半年已出臺136號文細則的省份，其競價競爭程度對后續裝機發展有何影響？ A：目前僅四個省份正式出臺136號文，其余多為征求意見稿或內部討論稿。由于公司在正式出文省份的裝機量較少，實際影響有限：分散式項目仍按0.28元結算；廣東以聯營老電站為主；甘肅九湖縣風電廠執行固定電價。湖南交易自2024年啟動，上半年電價同比上漲。當前文件尚未最終確定，仍可能調整，因此難以預測對后續裝機發展的具體影響或提供指引。 Q：公司目前儲備的項目主要分布在哪些省份？ A：目前儲備的項目主要集中在湖南、黑龍江、云南三個省份。 Q：湖南、黑龍江、云南三省目前儲備項目的收益率預期如何？如何看待黑龍江限電率較高及湖南電價壓力對收益率的影響？ A：當前增量項目整體利潤率承壓。自去年起，公司按區域劃分投資標準，部分區域內部收益率調整至7%，部分區域保持原標準，所有區域IRR均高于國央企投資底線。公司更注重收益確定性及項目抗風險能力，以保障資產質量。 Q：湖南、云南、黑龍江三個省份中，哪個省份的回報率較高？ A：目前湖南和云南的回報率可能較好，但云南因今年上半年風資源較差，利潤受到一定影響；黑龍江作為傳統風電大省，整體風資源尚可，但較去年有所下降；湖南風資源基本穩定。 Q：目前在湖南地區投資風電項目的回報率如何？ A：湖南因優質資源區域基本開發完畢，疊加多山多林及涉及軍事因素，可開發項目有限。目前開發的風電項目要求全投收益率至少8%以上，當前在建的四個項目全投收益率高于10%。 Q：近期應收賬款的回款情況如何？應收賬款總額及核查期項目進展如何？ A：1-6月無回款，7月新增回款7000多萬及6200萬。截至6月30日，綠電應收賬款總額為13.5億元，較去年增長1.7億元。核查期項目存在年底前陸續通過的預期，進度快于此前預期，有消息稱國家或不再統一發文，改為各省能源局直接通知方式。 Q：公司項目中，當初屬于綠碼的項目數量及核查期內項目的數量情況如何？ A：公司有4個項目未進入核查名錄，容量為106兆瓦，屬于未明確的黃碼；此外，公司存在紅碼項目。 Q：這四個項目當時出現問題的原因是容量超了還是時間超了？ A：四個項目中，三個為容量超了，一個為未達容量。未達容量的項目因后續規劃自然保護區導致機位減少，原規劃容量5萬，實際僅安裝2萬多。 Q：136號文發布后，公司在交易與運維方面是否有更多投入？ A：136號文發布前，公司已提前兩三年啟動交易團隊能力建設。關聯方協和運維在兩年前同步建立交易團隊，自研交易系統思核，憑借交易與運維能力，近兩年市場擴展迅速，目前管理資產規模接近40GW。公司自身方面，原甲乙方分開管理，去年上半年專門成立電力交易部，團隊規模從兩三人大幅擴展至十幾人。當前交易與傳統賣電存在顯著差異，核心難點在于日間交易，優秀的交易團隊對公司業務提升至關重要。目前公司交易團隊市場領先，人員來源從傳統生產運維人員轉向數學、數據敏感型背景。未來，交易團隊能力將成為影響電站收益的關鍵因素，單體小電站因缺乏專業團隊難以高效開展日間交易，新能源行業對交易團隊的重視程度將提升至新高度。 Q：公司每年產生的應收賬款規模及收回比例如何？ A：公司每年應收賬款總額約3.3-3.4億元，近兩年正常情況下每年收回比例超過50%。 Q：補貼發放的順序如何？涉及的兩個名單在發放時的順序如何？ A：進入目錄且無黃碼、紅碼的項目補貼發放通常延遲兩年，當前收到的補貼對應2023年前后的項目。綠電補貼平均延遲時間約為兩年。補貼發放無統一規律，各省執行節奏不同，國家政策為同一批下發，但各省根據自身節奏調整發放時間。 Q：三年以前的綠電補貼應收賬款是否已全部清收？ A：當前賬目中，目錄內的綠電補貼應收賬款基本清收完畢，但因部分補貼集中在12月到賬，2023年以前的補貼可能已全部收回，而2023年的補貼可能存在未收回情況。 Q：當前應收賬款的平均賬齡是否為1至2年？ A：應收賬款平均賬齡約為2年，按模型測算略超過2年。 Q：目前限電率和平均電價情況下，是否存在統一的風電、光伏盈虧小時數標準？ A：當前無法計算統一的風電、光伏盈虧小時數標準。早年中東部省份銀行曾提出1800小時為盈虧點，但該標準基于當時較高的電站成本。目前因各省電價不同、同一省份不同電站受現貨交易影響收益差異較大，且光伏發電穩定性較低，需單電站測算盈虧平衡點，無統一標準。 Q：單個項目完成前期建設進入運營階段后，除人工費用外，是否存在其他維修性支出？ A：運營階段存在維修性支出，主要包含在運維費中。常規運維費外，僅在發生大檢修或技改時需額外支出，但規模較小。項目投產后至少5年處于質保期內，無需額外支出，僅需常規運維費；質保期后，個別項目可能需進行技改，屬于一次性支出且以提升發電量為目的。 Q：出售沙電相關項目的交易終止的主要原因是什么？ A：交易終止的主要原因包括交易條件未達成及項目質地發生變化。涉及出售的黑龍江與青海地區項目中，青海項目因上半年線路切改和檢修，限電率從原30%多升至70%，較前年10%多的水平顯著惡化；黑龍江項目上半年風資源下降，限電率上升約3個百分點。此外，交易定價基于8月31日評估基準日的評估報告，但大半年后實際運行結果與評估結果存在差異；外資方因團隊較新，對130號文影響判斷不明確；交易前期手續未在630前完成，雙方經協商后友好終止。 Q：今年出售電站的利潤如何展望？ A：目前無法展望，因尚未有成功交易案例。出售電站需從大量項目中篩選，初步意向項目經多輪談判后最終成交結果不確定。此外，項目質地差異大、不同省份售價不同，導致利潤無法預估。
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