行业与公司概述 - 行业：垃圾焚烧发电、镍冶炼[1] - 公司：伟明环保，主营业务为垃圾焚烧发电，同时布局镍冶炼业务[1] 镍业务布局与进展 - **高冰镍生产线**：首条生产线预计2024年底投产，持股70%，预计贡献4亿人民币归母净利润[2][3] - **成本与价格**：高冰镍价格约13,000美元/吨，预估成本11,000-12,000美元/吨[2][3] - **国内精炼环节**：2025年上半年投产5万吨纯镍，第一条2.5万吨生产线已投运，采用富氧侧吹工艺，电耗低、矿石兼容性高，利用率达80%[2][5] - **其他项目**：加曼达（4万吨，持股60%）、加曼美（5万吨，持股51%），预计第一个项目投产后启动[3] - **参股项目**：格林美2万吨湿法镍冶炼项目，占股20%[3] 垃圾焚烧发电业务 - **产能**：总产能4万吨/日，位居行业前十[2][6] - **收入结构**：垃圾处理费（30%）、电费销售收入（70%）[2][6] - **现金流**：年运营收入17-20亿元，现金流超30亿元，支持镍业务[2][6] - **毛利率**：2024年修复至60%左右[4][16] - **海外扩展**：看好东南亚市场（印尼、越南、泰国），2025年有望落地大型项目（产能2000吨/日以上）[17][18] 行业动态与趋势 - **镍价趋势**：中长期上行，需求增速快、供给集中[7] - **垃圾焚烧发电行业**： - 产能已达110万吨/日，远超十四五规划目标（80万吨/日）[10] - 新增产能有限，部分城市“垃圾吃不饱”[10] - 招标高峰期在2018-2019年，2024年新增产能不足1万吨[11] - **国补退坡应对**： - 绿证机制（每张对应0.6吨二氧化碳减排量，价值30元以上）[12] - 地方政府提升垃圾处理费，央地共担成本[12] - 居民端每月新增约5元可覆盖退坡影响[12] 财务与盈利 - **净现比**：1.3倍（经营活动净额/净利润）[8] - **国家补贴**：2025年6-7月预计回流几千万至1亿元，发放加速[9] - **2024年盈利**：总利润27亿元，垃圾焚烧发电贡献17亿元（处理3.5-3.7万吨垃圾），设备销售10亿元（30%垃圾焚烧设备，70%新材料设备）[22] - **2025年预测**：环保主业增长10%（18-19亿元），装备业务持平（10亿元），总利润约30亿元（PE不到11倍）[25] - **2026年目标**：利润40亿元，依赖高冰镍项目[26] 竞争优势 - **设备制造**：全产业链能力（抓斗、电机、电控等），自制设备降低资本开支[4][16] - **区域优势**：浙江、江西项目质量高，吨垃圾热值和处理费较高[4][16] - **海外机遇**：东南亚电费上限1元/度，比国内高，但吨投资成本高20-30%[19] 创新与未来增长 - **绿电应用**：与高能耗企业（钢铁、电解铝）合作减碳，探索算力中心/数据中心供电[20] - **算力中心合作**：上海凌云志愿中心项目年底投运，可能推动行业转型[21] - **分红政策**：2023年分红比例30%，预计2024年维持，股息率约3%[27] 关键节点 - **高冰镍投产**：2024年底首条生产线投运，2025年成本数据明确后决策[27] - **海外项目落地**：2025年印尼大型垃圾焚烧项目[17][18]

中标情况 - 天启鸿源子公司同启新能源中标中国能建2025年度磷酸铁锂电池储能系统集中采购项目的标包2（0.5C/2小时系统，6GW/12GWh）及标包3（0.25C/4小时系统，2.5GW/10GWh）双标段 [1] - 同启新能源成为中标企业中仅有的15家入围双标段企业之一 [1] - 标包2要求近两年累计完成1000MWh以上单体项目业绩，标包3要求累计完成500MWh以上单体项目业绩 [1] 技术实力与项目经验 - 天启鸿源专注于储能与微电网行业核心技术研发，拥有数十项专利，储能产品获得TUV、北京鉴衡认证中心等多项权威认证 [2] - 公司参与承建多个标杆项目，包括甘肃国家级网侧储能720MWh、河北风光储氢500MWh多能互补、承德围场980MWh独立储能、宁夏中卫电网侧独立储能90MWh、世行肯尼亚微电网等 [2] - 针对数据中心99.99%的供电可靠性要求，公司设计的"风光储"一体化方案通过智能微电网管理平台实现多能协同调度，确保绿电直供稳定性 [2] 市场影响与未来规划 - 此次中标被视为同启新能源技术实力与市场口碑的双重认证，也是公司迈向全球储能标杆企业的关键一步 [1] - 公司未来将持续深耕磷酸铁锂储能领域，以创新驱动发展，以品质赢得信赖，携手合作伙伴共绘绿色能源新图景 [1] - "风光储"一体化方案相比传统UPS备用电源方案，既能减少柴油发电机组使用以降低碳排放，又能通过峰谷套利降低用电成本，具备较强的推广价值 [2]

公司股权结构变化 - 公司拟向金财投资定向增发不超过1.01亿股 发行价3.96元/股 募集资金不超过4亿元用于补充流动资金 [1] - 定向增发完成后 韶关市国资委将通过工业资产和金财投资合计控制公司21.75%股权 董事会席位超过半数 成为实际控制人 [2] 激励与分红机制 - 推出限制性股票激励计划 授予1620.8万股 覆盖243名高管及员工 授予价2.52元/股 考核目标为2025-2027年归母净利润较2024年增长30%/64%/97% [1] - 制定三年股东回报规划 承诺在盈利且资金允许情况下 现金分红比例不低于近三年年均可分配利润的30% [1] 新能源业务发展机遇 - 韶关被列为"东数西算"工程粤港澳大湾区枢纽节点 数据中心建设将推动电力需求增长 当地规划2035年光伏/风电装机达8GW/4GW [3] - 作为韶关地区清洁能源企业 公司有望获取新能源项目 受益于"绿电直供"政策带来的稳定回报预期 [3] 财务预测 - 华源证券预测公司2025-2027年归母净利润为1.16亿/1.36亿/1.7亿元 对应PE为57/49/39倍 [3] - 另一预测显示2025年归母净利润可能达1.39亿元 对应PE为47.08倍 [4]

供排水项目 - 运营及在建供水项目规模约 430 万吨/日、污水处理项目规模逾 480 万吨/日，在建项目大多在 2025 - 2026 年内投运 [2] 应收账款 - 随业务规模扩大应收账款增加，公司重视管理并积极催收 [2] 垃圾焚烧发电项目 - 推进成都万兴环保发电厂（三期）项目建设，生活垃圾处理规模 5100 吨/日，污泥协同处理规模 800 吨/日，厨余垃圾处理规模 800 吨/日，预计 2026 年投运 [3] - 积极关注政策动态，未来研究探索绿电直供相关模式 [3] 供水业务调价机制 - 满足调价原则可向政府价格行政主管部门提交申请，经成本监审、听证会等程序通过后执行，遇上游资源水价等调整实行同步同幅联动调整 [3] 资本开支及分红 - 近年来因项目建设资本开支大，未来 1 - 2 年项目建成投运后开支将下降 [3] - 重视股东回报，近年来提升现金分红比例，未来项目投运释放产能后更有条件提高回报水平 [3]

绿电直供模式背景与意义 - 绿电直供是中国电力政策调整下的新产物，旨在解决特定问题，需要政策支持与用电大户、绿电供应方的紧密配合[1] - 直供电模式在电解铝等大型能源消耗行业已有实践（如火电直供），体现市场经济竞争力并打破电网垄断[1] - 该模式推动电力供应扁平化，助力企业扩大产能，是电力领域的积极进步[1] 中国电力行业格局 - 发电行业以国有企业为主导，能源类型包括火电（国家能源集团、华能、大唐等）、水电（三峡集团、华能等）、核电（中核、中广核等）及新能源（国家电投、三峡、隆基绿能、金风科技等）[3] - 电网运营由国家电网和南方电网两大主体垄断，控制输电、配电及售电业务，市场化改革仍存局限性[3] - 绿电直供模式旨在打破电网垄断，推动电力市场开放竞争[3] 绿电直供的技术挑战 - 绿电供应存在间歇性和季节性波动，需依赖直接消纳和储能技术（电储、热储、燃料储、势能储）[4] - 储能技术成本高昂且延长投资回收期，需技术创新与资本投入双重支持[4] 政策推动与发展前景 - 国家发改委、能源局发布《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》，明确制度保障与操作路径[6] - 绿电直连是破解能源转型与碳关税壁垒的制度创新，促进新能源生产消费融合及能源结构优化[6] - 直供电模式可缓解电网电力过剩和国资光伏绿电饱和问题，为用电企业与绿电供应商创造双赢空间[6]

纪要涉及的公司 军信股份[1][2][3] 纪要提到的核心观点和论据 - **海外市场拓展** - 已签署两个海外项目框架协议，比什凯克项目特许经营权和投资协议确定，今年开工，初期日处理量 850 吨，预计年底投产；奥什项目今年下半年建设；伊塞克湖项目明年上半年动工，两项目日处理量分别为 1000 吨和 2000 吨[3] - 2025 年资本开支约 5 亿元用于比什凯克项目，2026 - 2027 年 6 - 7 亿元用于伊塞克湖和 20 个项目分批次建设[3][10] - 海外项目采用垃圾焚烧、IDC 及供热一体化模式，优先发展垃圾焚烧发电及供热，但初期规模较小[3] - 积极拓展中亚五国及东南亚市场，暂无新具体进展[7] - **赴港上市考虑** - 匹配“一带一路”战略，提升国际品牌形象，利用“A + H”股政策窗口期获入门资格[5] - 吸引长线及国际投资者，支持国际业务拓展[5] - **IDC 合作模式变化** - 绿电直供政策增加垃圾焚烧发电应用选择，但需与地方国网及政府协调费用[6] - 推动厂内自用电模式，未获批文但落地可能性增加，关注湖南省级审批等节点[2][6][8] - **业绩情况** - 2025 年上半年业绩平稳，一季度净利润 4100 万元，垃圾处理量和价格机制稳定，整体业绩增长[2][11] - 平江和浏阳新投产项目产能利用率 85%，电价 0.45 元/度，一季度贡献净利润 1000 万元，预计全年 3000 万元[2][12] - **国内业务布局** - 长沙三期项目暂缓，因长沙垃圾量稳定且竞争激烈，暂无新进展[3][13] - 国内市场饱和，暂无其他国内新布局计划，未来两三年内无新收并购计划，审慎对待跨区域并购风险[3][14][15] - **现金流及回款情况** - 现金流稳健，经营性现金流可满足项目拓展和分红规划，财务费用逐步下降[3][24] - 垃圾处理费回款率逐步改善但缓慢，2025 年预计上网电量 459 度/吨，经营性现金流约 13 亿元，客户主要为长沙市城管局[3][20] - 人和并购后应收账款增加，回款率与公司自身焚烧项目相比，单看城管局支付差别不大，但整体签发时间更长[21] - **港股发行考虑** - 港股发行价格及时间未确定，初步计划小规模发行，对 EPS 影响有限[2][25] 其他重要但是可能被忽略的内容 - **项目开建进展**：希望获省政府领导批文解决售电障碍，部分电力作厂自用电，未确定具体时间，与政府下属数字平台公司框架内容一致但未盖章[9] - **长沙地区垃圾量**：2025 年垃圾量增量来自平阳、平江和浏阳新项目，长沙项目垃圾量稳定略降，长期有望稳中有升[18] - **浏阳和平江项目补贴**：产能利用率 85%，电价 0.45 元/度，无省补和国补，长沙二期项目有省补未拿到[19] - **提质增效措施**：生产经营管理少干涉人和环境，集中技术交流、财务系统线上合并、大众物料采购协同，看重长期协同效果[23] - **后续资本开支**：稳定，仅需逐年技术改造费用，成本开支不大[22]

应收账款情况 - 公司业务规模扩大致应收账款增加，重视管理并积极催收 [2] 在建垃圾焚烧发电项目情况 - 推进成都万兴环保发电厂（三期）项目，生活垃圾处理规模 5100 吨/日，污泥协同处理规模 800 吨/日，厨余垃圾处理规模 800 吨/日，预计 2026 年投运 [2] 绿电直供情况 - 关注政策动态，未来研究探索绿电直供模式提升固废资源利用率 [3] 市场拓展规划 - 作为全国性水务环保综合服务商，聚焦主业，纵向延伸、横向拓展，深耕成都市场，整合周边资源，全国布局深挖细分市场 [3] 供排水业务调价机制 - 自来水调价需满足原则向政府申请，经成本监审、听证会等程序，遇上游水价调整同步同幅联动 [3] - 污水按特许经营协议约定周期和公式定期调价，每 2 - 3 年一次，成本重大变化可临时申请调整，成都市中心城区第五期（2024 - 2026 年）暂定均价 2.63 元/吨 [3] 资本开支及分红考虑 - 近年因项目建设资本开支大，未来 1 - 2 年项目投运后开支将下降 [4] - 重视股东回报，提升现金分红比例，项目投运释放产能后将提高回报水平 [4]

纪要涉及的公司和行业 - 公司：四方股份、世纪互联 - 行业：电力设备行业 纪要提到的核心观点和论据 电网投资现状及趋势 - 2025 年特高压进入加速投资期，一季度国家电网电网投资同比增长 27.7%，达 172 亿元，在建特高压工程全面复工，下半年预计加快五条特高压直流线路建设以满足“十四五”规划 [2][4][5][9] - 2025 年全年有望开工四至五条线路，第三季度预计迎来招标小高峰，9 月累积完成 11 个批次招标 [9] 配网侧情况 - 高比例可再生能源和电力电子设备的双高特性对配电网安全稳定运行造成挑战，政策开放分布式光伏加速消耗灵活性调节资源，未来两三年可能进入配网智能化改造高峰期 [2][6] - 2024 年国家政策聚焦配网侧，提出健全新型配电网调度运行机制、推动技术升级，建立与网荷储协同机制 [11][12] 四方股份情况 - **市场份额**：在国网特高压二次设备品类市占率为 2.7%，输变电设备继电保护品类市占率 14.2%，均处于前五 [2][7][19] - **技术实力**：与科研院校合作开展前瞻技术布局，技术人员占比超 62%，拥有 866 项授权发明专利和 647 项软件著作权，参与 526 项国家及行业标准制定，积极参与国家重点研发项目 [2][7][15][16] - **财务情况**：2024 年营收 69.51 亿元，同比增长 20.86%；归母净利润 17.16 亿元，同比增长 14.09%；2020 - 2024 年收入和归母净利润复合增长率分别为 15.82%和 20.11%；销售毛利率从 36.67%下降至 32.33%，净利率从 8.73%提升至 10.30%；销售费用和管理费用下降，研发费用 2024 年为 6.56 亿元，同比增长 21.27% [2][8][17] - **产品经验**：截至 2024 年底，实现国内首次核心设备挂网运行，中标多个试点项目和安全稳定控制系统、智能巡视系统等 [18] - **特高压招标表现**：2024 年国家电网投标中，特高压二次设备品类中标金额约 1345 万元，占市场份额 2.7%；输变电子保护品类中标金额约 6 亿元，占市场份额 14.2%，均处于前五，未来有望维持领先并保持 10% - 15%增长 [19][20] - **相关布局**：在构网络型及宽频振荡抑制技术方面深耕多年，实现重大项目突破；绿电脸解决方案已形成规模应用场景；凭借云网融合储能一体化解决方案有望成为绿电直供方案主要供应商 [21][22][25] - **盈利预测**：预计 2025 - 2027 年营收分别为 83 亿元、98 亿元和 113 亿元，归母净利润分别为 8.2 亿元、9.6 亿元和 11.1 亿元，电网自动化和电厂及工业自动化业务均保持增长 [4][26] 世纪互联情况 - 作为阿里云合作商，已在国内投资 50 多个数据中心，计划在乌兰察布新建全直流供电数据中心，配套 300 兆瓦新能源计划于 2025 年 10 月并网，旨在降低基建和运营成本 [23][24] 其他重要但是可能被忽略的内容 - 南方电网投资结构 2010 年取消小型基建并新增信息化投资专业，2010 年以来逐渐重视配电网智能化改造，2017 - 2022 年数字化投资占比明显提高 [13] - 随着新能源发电竞争占比提高，新型电力系统建设推进，对开发储能等条件资源和提升数字化水平投资需求愈加迫切，2016 - 2022 年数字化年均投资是 2011 - 2015 年的 2.3 倍 [14] - 四方股份面临原材料价格及汇率波动、海外政策变化、国内电网建设不及预期风险，特高压直流相关设备建设核准开工时间延迟将影响业绩增长预期 [27]

新型电力系统政策动态 - 近日新型电力系统相关政策文件密集出台 包括国家发改委 国家能源局发布的《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》采用"物理直连+市场化"模式 意在打通发电侧与用电侧点对点供电路径 [3] - 国家能源局组织开展新型电力系统建设第一批试点工作 试点方向包括构网型技术 系统友好型新能源电站 智能微电网 算力与电力协同 虚拟电厂 大规模高比例新能源外送 新一代煤电 [3] - 各省陆续出台"136号文"细则文件 "136号文" 绿电直供 新型电力系统分别从价格机制 供电模式 技术创新的角度应对新能源消纳问题 [3] 投资机会分析 - 虚拟电厂作为电力需求侧响应重要组成 通过资源聚合和数字技术控制 可有效压低电力负荷曲线峰值 [4] - 风电领域因"136号文"重塑新能源装机逻辑 风电出力曲线较优 风电电站销售有望回暖 风机制造利润有望修复 [4] - 储能及电力设备领域25年可重点关注欧洲大储 东南亚工商储 非洲离网储的高增 [4] - 可控核聚变和固态电池领域市场或将持续炒作 可控核聚变重点关注国内实验堆招标及中美技术进展形成的共振 固态电池主要关注电池大厂技术进步 [4]

**公司及行业概况** - 公司涉及**中宇集团**及**银行能源**，主要业务包括**风电、光伏发电**及**分布式光束建设**项目[1] - 行业聚焦**新能源电力**（风电、光伏），覆盖**宁夏、内蒙古、陕西**等区域[4][5] --- **核心经营数据与趋势** 1. **发电量增长驱动因素** - 2024年发电量上升主要因**风况资源改善**（相比2023年）及**光资源提升**，叠加**“以大带小”**风电改造项目（贺兰山项目改造后利用率从不到100小时提升至230-250小时，最高达360小时）[2] - 电价下降：2024年综合电价下降约**2分钱**（从2023年4毛9降至约4毛7），市场化交易占比提升[3][6] 2. **分区域电价与交易机制** - **宁夏**： - 电价分**峰、平、谷**三段：峰段389.25元/兆瓦时（占比30%）、谷段181.65元/兆瓦时（占比50%）、平段259.5元/兆瓦时（占比20%）[8] - 外送电量占比17%，日融合机制管理较超前[5] - **陕西**： - 2024年优先发电价**354.5元/兆瓦时**（持平2023年），2025年将**全年进入现货市场**，电价波动可能加大（预计下降约2分钱）[4][6] - **内蒙古**： - 电价变动幅度小，但交易规则复杂（如合理度匹配、风险防范系数叠加），预计2024年电价下降约**2分钱**[6][9] 3. **市场化交易与补贴** - 2024年市场化电量占比**57%**（交易电量18.99亿千瓦时），剩余为保量保价电量（8.49亿千瓦时，占比26%）[33] - 新能源补贴回收进度平稳，2023年补贴约**26亿元**，但未明显增长；补贴电价不含普适性分摊（如外送计划未落地导致分摊增加）[17][14] --- **项目进展与规划** 1. **在建项目** - 2024年计划投产**20万千瓦**分布式光伏（6月全容量并网），新增**10万千瓦**（年内并网）[20] - **太阳山“上大压小”**项目预计3月底并网，贡献增量收益[13][18] 2. **减值与成本影响** - 2023年减值**1.7亿元**（覆盖云南大桥改造及贺兰山项目），2024年减值压力取决于太阳山项目审计进度[11][19] - 普适性分摊费用预计2024年减少**50%**（2023年影响约7000万元）[12] 3. **绿电与集团战略** - 中旅集团定位宁夏运营为**绿电解决方案主体平台**，短期聚焦分布式光伏（锁定6.5%收益率，电价2.5-3毛/千瓦时）[22][25] - 未来或探索**跨区域绿电直供**（如数据中心用户），但当前政策未明确直接交易机制[29][30] --- **政策与行业风险** 1. **电价政策变动** - 宁夏**日融合机制**可能进一步拉低电价，陕西/内蒙古现货市场引入加剧波动[5][6] - 潜在**机制电价**（保护性电价）调研中，或基于成本竞争力差异化定价[34][36] 2. **同业竞争与资产整合** - 宁能集团承诺两年内注入新能源资产，但当前资产质量（盈利能力）存疑[31] - 包头新能源项目是否构成同业竞争待观察[38] --- **关键数据速览** | 指标 | 数据 | 来源 | |---------------------|-------------------------------|------------| | 2024电价降幅 | 约2分钱（综合） | [3][6] | | 宁夏峰段电价 | 389.25元/兆瓦时（占比30%） | [8] | | 市场化电量占比 | 57%（18.99亿千瓦时） | [33] | | 太阳山项目并网时间 | 2024年3月底 | [18] | | 普适性分摊减少 | 50%（2023年影响7000万元） | [12] | --- **注**：以上分析基于电话会议原文，数据与结论需结合后续公告验证。