全球及中国新能源市场概况 - 2024年全球风电新增装机容量达到136GW[12] - 全球能源转型加速，光伏装机量整体走高[12] - 风电项目建设成本持续下降[12] - 储能需求因新能源发电间歇性和不稳定性特点而增大[12] - 2024年中国新能源项目投资总额为3.7万亿元人民币，同比下降53.8%[13][15] - 风电光伏投资规模为1.7万亿元人民币，占全行业投资规模的46%[13][15] - 风电光伏年度新增装机规模提前六年达成2030年规划目标[16] - 中国绿电交易规模持续快速扩大，但跨区域交易仍具挑战性[16] - 2024年中国新增风电装机容量79.8GW，同比增长6%，其中陆上风电75.8GW，海上风电4GW[68][70] - 截至2024年底，中国风电累计并网容量达521GW，同比增长18%，陆上风电480GW，海上风电41GW[68][70] - 2024年中国风电发电量9916亿千瓦时，同比增长16%，平均利用率95.9%[68][70] - 2024年中国新增光伏发电装机278GW，同比增长28%，其中集中式160GW，分布式118GW[66] - 截至2024年底中国累计光伏装机达886GW，同比增长45%，集中式511GW，分布式375GW[66] - 2024年中国光伏发电量8341亿千瓦时，同比增长44%，利用率达96.8%[66] - 2024年中国光伏新增装机278GW，同比增长28%，集中式光伏160GW，分布式光伏118GW[69] - 截至2024年底，中国光伏累计装机达886GW，同比增长45%，集中式光伏511GW，分布式光伏375GW[69] - 2024年中国光伏发电量8341亿千瓦时，同比增长44%，利用率96.8%[69] - 陆上风机价格从2020年4元/W降至2024年1.2元/W，海上风机含塔筒价格约3.3元/W，不含塔筒约2.8元/W[71][72] - 截至2024年底，中国新型储能累计装机73.76GW，较2023年底增长超130%[73][75] - 2024年新型储能等效利用小时数约1000小时，2h储能系统价格从1.6元/Wh降至0.5元/Wh[73][74][75] - 当前HJT组件效率达25.2%，BC组件效率27.09%，钙钛矿叠层电池效率28.2%，新型叠层结构电池效率预计达43%[67] - 组件价格从2023年底1元/W降至当前约0.6元/W[67] 国家政策与行业规划 - 中国政策目标实现乡村风电装机容量2,000GW[18][20] - 2024年非化石能源发电装机占比将提升至约55%，风电和太阳能发电占全国发电量比重达到17%以上，非化石能源占能源消费总量比重提升至约18.9%[48] - 国家能源局2024年将重点跟踪分布式光伏的备案、并网、交易和结算等环节，优化并网流程提升效率[40][42] - 2024年政府工作报告提出控制化石能源消费，加强大型风电光伏基地和外送通道建设[47][49] - 国家发改委要求绿证作为可再生能源电力消费基础凭证，绿证交易电量纳入省级节能考核指标核算[43][45] - 鼓励新能源企业通过自建、共建或租赁方式配置新型储能，合理确定储能规模以提升消纳水平[44][46] - 沙漠/戈壁/荒漠地区大型新能源基地需配套储能建设，支撑高比例外送和多能互补发展[44][46] - 2024年将实施"千乡万村驭风行动"和"千家万户沐光行动"推动分布式风光开发[48] - 国家能源局2024年推动储能设施及充电桩并网，促进"沙戈荒"风光基地接入[40][42] - 2024年底非化石能源发电装机占比将提高到55%左右，风电、太阳能发电量占比达到17%以上，非化石能源占能源消费总量比重提高到18.9%[50] - 2025年非化石能源消费占比目标为20%左右，加快沙漠、戈壁、荒漠地区大型风电光伏基地建设[51][55] - 部分资源条件较好地区的新能源利用率目标放宽至不低于90%[52][56] - 2025年6月起新能源上网电价通过市场化交易形成，建立"多退少补"差价结算机制[64][65] - 国家绿证核发交易系统于2024年6月30日正式启用[53][57] - 2025年全国新增发电装机规模预计超过4.5亿千瓦，其中新能源发电装机超过3亿千瓦[175][177] - 2025年底全国发电装机容量预计超过38亿千瓦，同比增长约14%[175][177] - 2025年非化石能源发电装机预计达23亿千瓦，占总装机比重上升至60%[175][177] - 2025年新增风电光伏装机预计达到200GW左右[180][182] - 2025年国内储能新增并网规模预计达到69.6GW/177.2GWh，能量规模增速为59%[181][183] 公司业务表现 - 公司新增风光并网容量840MW，主要分布在广东、江苏等经济发达地区[22][24] - 公司实现储能电站并网307MWh，包括云南100MW/200MWh独立储能电站和深圳14.9MW/59.8MWh工商业储能电站[22][24] - 公司推进屋顶分布式光伏项目，并网项目4个，在建项目8个[21][24] - 公司完成西藏扎布耶40MW槽式光热项目，利润可观[22][24] - 公司2024年新增并网装机规模达973MW，创历年新高[93] - 公司2024年在运电站85座，风光总运营规模达1919MW，储能电站307MWh[93] - 公司2024年风光发电量17.94亿千瓦时，其中光伏12.67亿千瓦时，风电5.27亿千瓦时[93] - 公司2024年承接新能源EPC项目17个，合同金额约8.09亿元人民币[85] - 储能业务开发和储备规模超过50MWh[101] - 赤湾光储示范项目储能规模14.88MW/59.60MWh，光伏装机规模189KW，储能年充放电量约2,000万KWh，光伏年发电量19万度[101] - 邯郸美的制冷储能项目规模7.5MW/22.362MWh，为河北省最大用户侧储能项目[103][106] - 邯郸美的厨电储能项目规模5MW/13.416MWh[103][106] - 临翔一期储能项目规模100MW/200MWh，首年充电5,334万KWh，放电4,675万KWh[104][106] - 2024年与24位新能源行业承租人签署25个融资租赁合同[112] 公司财务表现 - 公司2024年营收129.5563亿元，同比下降16.9%，归母净利润11.4136亿元，同比增长15.6%[81] - 公司2024年收益同比下降16.9%至人民币129.5563亿元，2023年为人民币155.9437亿元[84] - 公司2024年权益持有人应占盈利同比上升15.6%至人民币1.14136亿元，2023年为人民币9873.4万元[84] - EPC及咨询业务分部收益同比下降49.5%至人民币5.17228亿元，2023年为人民币10.25041亿元[85] - 公司2024年发电业务收益同比增长48.8%至人民币7.56231亿元，2023年为人民币5.08084亿元[98] - 公司2024年发电业务分部利润同比增长28%至人民币3.49908亿元，2023年为人民币2.73366亿元[98] - 融资租赁业务2024年外部客户分部收益为22,104,000元，同比下降16%[107][110] - 应收贷款总额从2023年的113,348,000元降至2024年的10,558,000元，降幅102,790,000元[112] - 新能源行业应收贷款从2023年的100,000,000元降至2024年0元[112] - 物业管理行业应收贷款为10,558,000元，占2024年应收贷款总额的100%[112] - 截至2024年12月31日，应收贷款总额为10,558千元人民币，较2023年的113,348千元人民币下降102,790千元人民币（下降90.7%）[113][114] - 2024年华南地区应收贷款占比100%（10,558千元人民币），而2023年华中地区占比12%（13,348千元人民币）[113] - 2024年1年内到期的应收贷款占比34%（3,621千元人民币），较2023年的92%（103,700千元人民币）大幅下降[114] - 2024年1至2年到期的应收贷款占比37%（3,898千元人民币），较2023年的3%（3,700千元人民币）显著增加[114] - 2024年2至5年到期的应收贷款占比29%（3,039千元人民币），较2023年的5%（5,948千元人民币）有所下降[114] - 公司2024年营收为129.5563亿元人民币，同比下降16.9%[184][185][186] - 公司2024年归属于公司所有者的利润为1.14136亿元人民币，同比增长15.6%[184][185] - 公司2024年每股基本盈利为人民币6.16分，2023年为5.33分[184][185] - EPC及咨询及整体建设分部收入下降49.5%至517,228,000元，占总收入39.9%（2023年为1,025,041,000元，占65.7%）[188][191] - 发电分部收入增长48.8%至756,231,000元，占总收入58.4%（2023年为508,084,000元，占32.6%）[188][189][191] - 融资分部收入下降16.0%至22,104,000元，占总收入1.7%（2023年为26,312,000元，占1.7%）[188][190][191] - 公司全年净利润增长12.9%至119,901,000元（2023年为106,157,000元）[192][195] - 公司纯利率提升至9.3%（2023年为6.8%）[193][195] - 公司拥有人应占溢利增长15.6%至114,136,000元（2023年为98,734,000元）[193][195] - 全年发电量达17.94亿KWh[189][191] - 员工成本下降14.8%至63,206,000元（2023年为74,161,000元）[198] - 折旧费用增长65.6%至345,659,000元（2023年为208,791,000元）[199] - 其他运营费用下降23.5%至28,865,000元（2023年为37,745,000元）[200] 公司战略与管理 - 公司主动调整战略发展和投资方向以应对行业变化[17] - 公司计划2025年通过合作开发、收购等方式获取优质项目资源，聚焦华东、西南、华南、西北区域[30][32] - 公司2025年将积极拓展储能、风电、光热等EPC业务，补充投资发展[33] - 公司将持续完善管理制度和流程建设，加强项目巡察监督考核力度[34][37] - 公司计划提升电站智慧集控中心运营效率，拓展江苏/云南/广东等地绿电交易业务[37] - 公司财务系统完成SAP转换，统一集团财务核算系统[23][25] - 公司运营维护系统与私有云系统对接，实现运维数据全面实时备份[23][25] - 公司2024年安全目标达成，各项目质量合格率100%[27][31] - 公司获得发明专利3项，实用新型专利1项，再次入选江苏省高新技术企业[90] 融资租赁业务 - 公司主要业务模式包括融资租赁直租、售后回租和有追索权保理，融资租赁贷款期限通常为3至10年[116][122][124] - 应收融资租赁款以光伏电站、售电所得款项及承租人缴足的注册资本作为抵押[122][124] - 目标客户主要包括清洁能源、文体科技等行业的大规模、资产密集型机构客户[121][123] - 公司通过现有客户推荐、市场推广及集团自有项目获取客户[121][123] - 公司实施严格的客户信贷风险评估流程，包括财务状况、市场地位和商业信誉等方面的评估[126][127][128] - 截至2024年12月31日，集团融资租赁应收款项中最大客户占比20%（2023年：27%），前五大客户占比53%（2023年：67%）[144] - 集团融资分部的信贷风险100%集中在中国地区（2023年：100%）[144] - 2024年度集团未录得应收贷款及融资租赁应收款项的减值损失（2023年：无）和核销（2023年：无）[143] - 核建融资租赁要求至少三家金融机构对拟议融资安排提供初步意向[131][133] - 贷款逾期时公司通常给予不超过三个月的缓冲期，之后启动催收或法律程序[142] - 公司每半年要求债务人提供财务报表，并每年进行现场检查以监控经营状况[137] - 若交易触发港交所上市规则披露要求，融资租赁及保理业务需经董事会额外审批[138] 公司治理与合规 - 子公司CNI（南京）已获得ISO14001和GB24001-2016环境管理体系认证[146] - 公司全资附属公司中核（南京）取得了ISO14001和GB24001－2016环境管理体系认证[149] - 中核（南京）制定了《项目现场环境保护管理制度》，明确项目经理为现场环境保护第一责任人[147][149] - 报告期内公司未违反任何有关废气及温室气体排放、废水及土地排放、有害及无害废物产生的法律法规[148][150] - 公司建立了质量、环境、职业健康安全管理体系，中核（南京）获上海质量体系审核中心颁发相关管理体系认证证书[152][154] - 公司制定了《质量、环境、职业健康安全管理手册》，明确管理架构、方针、目标及流程[156][161] - 公司获得GB/T45001-2020/ISO 45001-2018职业健康安全管理体系认证[159][163] - 公司建立了《顾客满意度测量程序》，定期开展顾客满意度调查[160][163] - 公司制定了《供应商管理办法》，规范供应商的招标聘选、日常管理及年度评价[165][168] - 报告期内公司未发生任何与员工、客户及供应商相关的重大影响事件[166][168] - 报告期内公司未涉及任何与贿赂、勒索、欺诈和洗钱相关的违法违规行为[167][168]