政策推动绿电直连 - 国家发改委、国家能源局印发通知明确有序推动绿电直连，探索创新新能源生产和消费融合发展模式，促进新能源就近就地消纳[1] - 政策核心目的是通过市场机制激活新能源环境溢价，鼓励企业绿色用能[1] - 允许垃圾焚烧发电企业直接向数据中心、工业园区等高耗能用户供电，形成"点对点"绿电直连模式[1] 垃圾焚烧发电行业现状 - 垃圾焚烧发电厂长期依赖"上网售电"模式，面临国补拖欠、垃圾处理费延迟支付导致的应收账款高企问题，企业现金流压力大[1] - 截至2023年年底，全国垃圾焚烧发电装机容量达2577万千瓦，年发电量约1394亿千瓦时[2] - 垃圾焚烧发电可实现24小时连续稳定运行，机组规模20MW-50MW，兼具稳定基荷支撑与低调峰冲击特性[2] 绿电直连的行业价值 - 绿电"协议直供"释放的绿色溢价有效缓解垃圾焚烧发电企业的现金流压力[1] - 参与绿电交易成为盘活绿色资产、拓宽收益渠道的关键突破口，是行业环境价值获得市场认可的重要里程碑[1] - 垃圾焚烧设施临近负荷中心且稳定，是"隔墙售电"的理想电源，两年前行业协会已呼吁优先在垃圾焚烧行业推广[1] 政策支持与市场实践 - 2023年7月国家明确垃圾焚烧绿电的绿色价值变现凭证[2] - 2024年12月上海城投旗下6个垃圾焚烧厂完成7.9亿千瓦时绿电交易，成为上海首批生物质发电绿电交易项目[2] - 浦发集团下属公司完成5亿度绿电交易，科思创、万国数据等成为首批买家，验证了垃圾焚烧绿电直连的可行性[2] 行业前景 - 上海的成功实践为全国提供了可复制的"上海方案"[2] - 绿电直连为垃圾焚烧发电产业未来发展提供了更强劲的市场动能[3]

绿电交易增长 - 2025年广西绿电交易电量达100.05亿千瓦时 同比增长103.53% [1] - 2022年绿电交易电量22亿千瓦时 2024年达90亿千瓦时 2025年仅半年突破百亿千瓦时 [1] - 累计开展绿电交易36批次 平均交易价格同比下降26.86% [1] - 绿电市场从"政策驱动"转向"需求驱动" 促进能源绿色低碳转型 [1] 绿电消费应用 - 新能源车主可在南方电网广西电动汽车服务有限公司充电站使用绿电 [1] - 该公司2025年绿电成交电量达340万千瓦时 [1] 电网建设投资 - 南方电网广西电网公司2025年规划投资超145亿元 [2] - 续建新建110千伏及以上重点输变电工程315项 [2] - 重点建设广西田林潞城那帮100兆瓦风力发电项目220千伏送出线路 220千伏钦州海上风电送出工程 [2]

泉果基金调研江苏新能核心信息 - 泉果基金成立于2022年2月8日 管理资产规模170 90亿元 管理7个基金 6位基金经理 旗下最佳基金近一年收益18 34% [1] - 江苏新能一季度风力发电量8 77亿千瓦时 同比下降17 19% 主要受江苏地区风况不佳影响 [1] - 公司分布式光伏项目平均自发自用比例超70% 余电上网部分未被限电 [1] 新能源发电运营数据 - 2024年公司参与绿电交易电量46万度 价格0 43元/kWh 2025年4月全国绿证交易量3201万个 均价2 31元/个 环比增长63 24% [1] - 江苏2025年电力市场年度交易显示：风电均价407 03元/兆瓦时 光伏407 59元/兆瓦时 火电413 15元/兆瓦时 核电409 66元/兆瓦时 [1] 项目政策与规划 - 陆上风电项目全生命周期合理利用小时数36000小时 海上风电52000小时 补贴期限为并网后20年 主要设备折旧年限20年 [1] - 新项目开发将重点考虑造价、电价、当地消纳水平等因素 建设过程注重选址和设备选型的可靠性及经济性 [1]

绿电交易增长与突破 - 广西绿电交易电量达100.05亿千瓦时，同比增长103.53%，首次突破百亿千瓦时大关 [1] - 自2022年启动绿电交易以来，广西绿电交易电量成倍数攀升 [1] - 今年以来开展绿电交易36批次，平均交易价格同比下降26.86% [1] 新能源市场机制优化 - 广西实现陆上集中式新能源全电量入市，打破新能源"保量保价"模式 [1] - 新能源上网电量全面进入电力市场，通过市场交易形成价格 [1] - 绿电市场正逐步从"政策驱动"走向"需求驱动" [1] 电网投资与基础设施建设 - 南方电网广西电网公司今年规划投资超145亿元 [2] - 续建、新建110千伏及以上重点输变电工程315项 [2] - 加快建设广西田林潞城那帮100兆瓦风力发电项目220千伏送出线路、220千伏钦州海上风电送出工程等电源送出工程 [2] 绿电消费与市场发展 - 南方电网广西电动汽车服务有限公司成交绿电电量达到340万千瓦时 [2] - 用户可以用更低成本购买绿电，也能获得相应的绿电消费认证 [1] - 广西电力交易中心将深入研究新能源参与市场交易的系列规则，加强绿电市场及电能量市场的衔接 [2]

碳市场运行成效 - 北京市2013年启动碳排放权交易试点建设 已构建碳交易政策法规体系 涵盖电力 水泥制造 石油化工 热力供应 公共交通等行业 涉及重点碳排放单位约900家 碳排放总量约4500万吨 [1] - 北京市碳市场平稳运行11个履约周期 碳排放配额线上成交均价从50元/吨上涨至2024年的111元/吨 [1] - 配额短缺单位通过购买配额完成减排任务 配额富余单位出售盈余配额获取收益 碳排放量较大行业企业降碳成效显著 [1] 绿电交易机制 - 企业每消纳1度绿电可获得碳市场6分钱补偿 抵销2分钱增量成本后实现净收益约4分钱 [2] - 2024年参与绿电交易单位达140余家 购买消纳量占市场化交易绿电份额近70% [2] 配额分配机制 - 北京市碳市场配额以免费发放为主 有偿发放为辅 2022年起尝试有偿竞价发放 增加市场流动性和活跃度 [2]

电力行业ESG披露情况 - 中国五大发电集团旗下主力上市公司均发布2024年度ESG报告，包括国电电力、华能国际、中国电力、华电国际和大唐发电 [1] - 共三家企业披露温室气体排放总量，部分企业披露范围一和范围二数据 [1] - 温室气体排放总量包括二氧化碳、甲烷等，主要以碳排放为主 [1] 温室气体排放数据 - 国电电力温室气体排放总量31463.27万吨二氧化碳当量，同比下降11.7%，范围一31460.65万吨，范围二2.62万吨 [2][3] - 华电国际温室气体排放总量17713万吨二氧化碳当量，同比下降1%，未披露范围一和范围二数据 [2][3] - 中国电力温室气体排放总量5030.2万吨二氧化碳当量，同比上涨2.4%，范围一4987.6万吨(增幅2.2%)，范围二42.6万吨(增幅43%) [2][3] - 大唐发电二氧化碳排放总量21092.55万吨，同比上涨7%，范围一21081.79万吨(增幅7.1%)，范围二10.76万吨(降幅36.7%) [5] 清洁能源发展情况 - 中国电力清洁能源装机占比最高达80.12%，其次大唐发电40.37%、华能国际35.82%、国电电力33.19%、华电国际21.85% [7][8] - 发电装机容量：华能国际14512.5万千瓦、国电电力11170万千瓦、大唐发电7911万千瓦、中国电力4939万千瓦 [7][8] - 中国电力2024年外购电力45.9万兆瓦时，较2023年18.9万兆瓦时增长142.8% [3] 环保与研发投入 - 华电国际环保投入最高达17.8亿元，其次华能国际10.87亿元、大唐发电7.479亿元、国电电力7.3亿元、中国电力5.94亿元 [10] - 大唐发电研发投入24.36亿元、华电国际23.89亿元、国电电力9.77亿元 [12] 能源效率与废弃物 - 华能国际供电煤耗最高达293.90克/千瓦时，大唐发电表现最好为288.47克/千瓦时 [14] - 中国电力有害废弃物总量最高达12.8万吨，国电电力0.86万吨(去年55.17万吨)，华电国际0.61万吨 [14] 绿电交易与碳交易 - 中国电力2024年销售绿证1361.19万张，完成绿电交易51.98亿千瓦时，收入3.25亿元 [15] - 中国电力出售碳配额233.3万吨二氧化碳当量(增幅4.15%)，收入2.33亿元(增幅约60%) [15] - 国电电力累计取得绿证291万张，绿电交易量35.1亿千瓦时 [15] - 大唐蒙西托克托项目年生产绿电41亿千瓦时以上，减少二氧化碳排放超350万吨 [15] - 华能国际购买核证自愿减排量17万吨用于2023年度配额清缴 [17]

公司发展机遇 - 数字经济政策红利持续释放，新质生产力和高质量发展激发生产要素活力，数字技术突破扩大市场空间，企业数字化需求增强 [2] - 国产替代迎来重大风口，国家推动自主创新和产业链供应链自主可控，信创产业跃升为国家核心战略方向 [2] - 新型能源体系数字化平台业务市场空间巨大，电力现货市场成熟推动交易主体和规模增长，电碳协同、绿电交易等新兴场景带来服务需求快速增长 [2] 业务拓展情况 - 电力行业外已在建筑、装备制造、医疗等行业建立标杆项目，今年将在全国分支机构推广医疗行业智慧运营方案 [3] - 计划在更多行业打造新标杆项目，基于标杆案例进一步推广 [3] 低碳业务规划 - 构建全链条碳市场服务体系，提供碳核查、碳资产、碳交易、碳足迹等"碳排双控"服务 [4] - 依托区位优势支撑国际绿色能源组织运营，参与标准编制与认证服务，研究境内外低碳认证体系 [4] 人工智能布局 - 2015年开始AI技术研究，已研发上千款RP机器人和智能设备，形成3+N业务模式 [5] - 重点研究RG、I agent等技术，发布远光智言2.0、大模型应用平台等产品 [5] - 在企业财务、审计、供应链等场景推出系列智能应用，服务多家大型国央企和非电行业客户 [5] 电力改革影响 - 电力市场深化推进带来复杂交易场景，市场主体需要更多数字化支撑手段 [6] - 发电企业、售电公司、储能运营商等能力提升需求为公司带来重大机遇 [6] - 重点落地场景包括功率预测、多能源协同交易决策、储能成本测算等 [6] 财务数据 - 2025年一季度主营收入4.17亿元同比下降9.47%，归母净利润938.84万元同比上升2.66% [8] - 毛利率54.39%，负债率12.03%，财务费用-107.01万元 [8] 机构预测 - 东方证券预测2025年净利润3.40亿元，2026年4.45亿元，目标价6.84元 [9] - 中等公司预测2025年净利润3.23亿元，2026年3.55亿元，目标价7.00元 [9] - 华龙证券预测2025年净利润4.22亿元，2026年4.93亿元 [9]

宏观经济与政策 - 多项金融举措发布 助力高水平开放 [9] - 人民币跨境支付系统与6家外资机构签约 [12] - 前5个月我国绿电交易量超2200亿千瓦时 [13] 行业动态 - 国企深化提升重点改革任务完成率超80% [11] - 第三十一届北京国际图书博览会在京举办 [7] - 全国三夏小麦大规模机收基本结束 [8] 国际事件影响 - 受中东局势影响 国际油价17日显著上涨 [17] - 美国5月商品零售额环比下降0.9% [19]

跨省错峰绿电交易机制 - 我国首次通过市场化交易实现跨省错峰绿电交易 自4月以来新疆送北京的错峰绿电交易已开展4次 累计成交电量超2230万千瓦时 [3] - 错峰绿电交易利用新疆与北京至少2小时的光照时差 夏季新疆光照可延续至22时 而北京用电高峰从17时开始 实现光伏发电与用电需求精准衔接 [7][12] - 交易通过特高压电网将新疆富余光伏电力输送至北京 电力输送路径为新疆→西北交流电网→宁夏→山东直流工程→华北交流电网→北京 [27] 电力资源时空配置 - 北京傍晚负荷攀升时 新疆仍处于日照良好状态 通过全国互联电网将西北富余新能源电力输送至北京 [10] - 新疆15时电力富裕但通道紧张 18时后通道空闲但光照减弱 最佳交易时段为16-17时 [27] - 2025年4月全国跨省绿电交易规模已达500亿千瓦时 有效促进新能源全国优化配置 [32] 北京用电企业参与案例 - 北京艺术中心演出高峰时2小时耗电4000度 全部使用新疆实时输送的绿电 [17] - 该中心月均用电50-80万度 自2024年9月起绿电使用率达80%以上 部分月份达100% [19] - 通过参与错峰交易 艺术中心实现每天16-18时用电高峰期绿电全覆盖 [22] 交易机制与市场影响 - 交易涉及发电企业、用电企业及3个交易机构 通过精准收集用户需求实现发用匹配 [23][25] - 跨省绿电交易可提高新疆新能源企业发电量和消纳率 产生市场溢价 引导发电时段优化 [29] - 北京外调绿电规模持续扩大 2024年达350亿千瓦时 预计2025年将超400亿千瓦时 [30] 行业发展数据 - 我国能源资源与负荷呈逆向分布 可再生能源集中在西北 用能负荷集中在中东部 [32] - 2021年9月启动绿电交易试点 以市场化方式推动绿电使用和消纳 [32]

绿电交易量增长 - 前5月绿电交易量超过2200亿千瓦时 同比增长近50% [1] - 绿电交易呈现快速增长趋势 [1] 电力市场化交易发展 - 全国市场化交易电量从2016年1 1万亿千瓦时增长至2024年6 2万亿千瓦时 [1] - 市场化交易电量占全社会用电量比重从17%提升至63% [1] - 电力资源配置实现以市场为主导的重要转型 [1]