全球绿色转型与中国应对策略 - 中国应坚守绿色转型不动摇的基本理念，应对全球气候变化具有巨大的外部性，目标的确定性更为关键 [1] - 绿色转型是人类社会无法回避的共同选择，尽管有冲击但大方向不能变，中国低碳绿色产业研发、投资和生产走在世界前列 [1] - 应对气候变化已投入数以万亿计的研发和产业投资，目标动摇将涉及巨大利益和全球经济危机 [1] 绿色技术成本与竞争力 - 创新大幅降低基础绿色技术成本，过去10年光伏发电成本下降90%，目前为燃煤发电成本的一半 [2] - 光伏发电成本仍有较大下降空间，即便不考虑气候问题，已对燃煤发电形成较强竞争力 [2] 新能源与能源安全 - 新能源具有分布式、本土化、可再生特点，对保障能源安全具有不可替代优势 [2] - 中国作为油气资源进口大国，新能源对能源安全的优势尤为重要 [2] 新能源发展中的问题与解决路径 - 高比例新能源引发电力供给不稳定、消纳外送受限、分布式能源上网难等问题，但为发展中的问题 [2] - 发展中的问题需通过进一步改革开放和更快发展解决，慢发展或不发展才是更大风险 [2] 供给侧与需求侧改革建议 - 供给侧需加强新型电力系统设计和建设，通过技术创新和管理改革实现稳定可靠低成本新能源供给 [3] - 需求侧需从能耗双控转向碳排放双控，分解量化指标至各级政府和企业，形成全面减碳责任机制 [3]

公司概况与业务布局 - 公司是黑龙江省最大的发电及集中供热运营商，主要产品为电力和热力，火力发电厂分布在黑龙江省主要中心城市，无剥离发电和供热业务的计划 [1] - 公司拥有优质丰富的煤炭资源优势，所属锦兴公司肖家洼煤矿井田面积58.578km²，煤类主要为气煤和1/3焦煤，发热量属低—特高热值煤，是良好的发电用煤和气化用煤，同时也是优质炼焦(配)煤，具有较强的市场竞争力 [1] 财务表现与业绩驱动 - 2024年公司实现归属于上市公司股东的净利润1.66亿元，同比扭亏为盈 [1] - 主要业绩驱动因素包括发电量(供热量)、电价(热价)、燃料价格、煤炭产销量及销售价格，同时经营管理、技术创新、环境政策和人才队伍也会间接影响业绩和发展潜力 [1] 煤炭业务经营策略 - 加强煤矿产洗销协同，提高商品煤产量和质量，通过调整生产洗选工艺和统筹调度冲抵市场价格波动影响 [2] - 灵活构建煤炭销售渠道，坚持零库存战略，确保销售与生产动态平衡 [2] - 加强煤质源头管理，充分发挥"可精、可电"的销售优势，加大精煤产量以提升经济效益 [2] 行业展望与公司战略 - 2025年煤炭产量和消费量预计保持增长，市场供需将向宽松转变，宏观经济平稳增长为电力需求提供稳定支撑 [2] - 公司将持续进行产品和技术研发创新，优化产品结构、扩大市场份额，致力于驱动价值提升 [2] - 2025年能源行业将呈现传统能源转型与新能源爆发并行的格局，公司将抓住新型电力系统建设和新能源资源拓展的窗口期，推动电源结构转型升级和优化布局 [3]

项目概况 - 天水市清水县盘龙山110千伏新华兴仁风电场于5月20日正式并入甘肃电网，总装机容量达100兆瓦，由20台单机容量5兆瓦的风电机组组成 [1] - 该项目是天水市新能源版图的重要组成部分 [3] 环保效益 - 项目年上网电量可达1.9亿千瓦时，年等效满负荷小时数达1914小时 [3] - 每年可节约标准煤约6.2万吨，减少二氧化碳排放超17.4万吨 [3] - 采用"从设计到运维"的全链条环保实践，包括优化输电线路走向、采用低损耗设备等措施 [3] - 运营阶段将引入智能运维系统，通过大数据分析实现风机效率最大化 [3] 经济效益 - 项目建设期间创造数百个就业岗位，涵盖塔筒制造、道路施工等上下游产业 [3] - 投运后将形成稳定的技术人才需求，带动设备维护、能源管理等新兴职业发展 [3] 电网配套 - 国网天水供电公司通过智能调度系统扩容、输电线路智能化改造等措施提升电网新能源接纳能力 [3] - 创新推出"并网服务专班"机制，使项目并网时间缩短30% [3]

电价相关 - 2025 年陕西省火电执行标杆电价 354.5 元/兆瓦时，上下浮±20%全电电量参与市场化交易，西电东送价格根据两省协议签订 [2][3][26] - 2024 年公司含税平均上网电价 0.35 元/千瓦时，2025 年平均上网电价或售电价（含税）为 0.35 元/千瓦时，包含容量电价，调峰市场纳入现货交易体系，现货交易体系中包括调频市场 [15][19] - 陕西容量电费目前按月进行机组出力考核，按月回收 [50] 新能源与煤电发展 - 2024 年我国新能源装机达 14.5 亿千瓦，占电力总装机 43%，超 50%新能源发电量市场化消纳，公司将主动转型与新能源协同发展 [4] - 新能源快速发展挤压煤电市场空间，降低煤电经济优势，公司主业为火力发电，未大规模开展新能源项目 [4][14] - 新能源与煤电双赢方面，公司研究国家政策，分析“双碳”战略，火电调峰能力是新能源消纳和电力系统稳定运行重要保障 [32][33][35] 公司经营业绩 - 2024 年公司实现营业收入 231.56 亿元，同比增长 19.04%，营业成本 150.6 亿元，同比增长 29.12% [43][45] - 2024 年电力业务营业收入 176.67 亿元，煤炭业务营业收入 48.43 亿元，热力供应业务营业收入 49207.15 万元 [43] - 2024 年发电量 530.43 亿千瓦时，同比增加 19.74%；上网电量 496.41 亿千瓦时，同比增加 19.79%；原煤产量 2356.28 万吨，同比增加 1.17% [48] - 2025 年一季度发电量下降 8%，营收下滑 8%，净利润大幅下滑接近 30%，主要因供需结构、新能源冲击、发电量和煤炭产量减少、煤价下降、毛利率降低 [33][37] 公司财务状况 - 2024 年财务费用同比降低 -10.76%，因融资成本降低 [6] - 2024 年应收账款周转天数同比增加 5 天至 42 天，因电热费回收周期延长，热力应收账款账期合理，供热期结束后已结清，暂无应收账款保理或资产证券化计划 [23] - 2024 年员工总数同比下降 3.1%，生产人员占比提升，公司开展人才培养和技能培训 [30] - 2024 年分红比例提升至 35%，货币资金占总资产比例下降至 12.3%，公司按章程执行利润分配政策 [18] 公司项目进展 - 清水川三期建设资金用尽，账户注销 [6] - 丈八煤矿、小壕兔煤矿、赵石畔煤矿正在推进前期手续办理，赵石畔煤矿年底前完工 [12][21][36] - 公司积极探索储能项目、主责主业相关资产标的，如有适宜标的且达披露条件将及时披露 [31][37][44] 公司煤电匹配 - 公司煤炭、电力资源协同度高，电力装机规模 1725 万千瓦（含在建及筹建），煤炭核定产能 3000 万吨/年（已投产 2400 万吨/年），煤电规模总体动态平衡，煤电一体化及坑口电站装机占比 61.57% [18][29] - 公司根据煤、电市场情况和运输成本，动态匹配调整煤炭自用量和外销量 [9] 公司机组情况 - 在中国电力企业联合会相关对标中，公司多台机组获优胜机组等荣誉 [27][28][29][30] - 公司整体机组能效水平优秀，正在探索降本增效措施 [29][30] 其他问题 - 电厂检修是安全生产管理需求，与新能源无关 [4] - 公司与控股股东及其控制企业在多方面相互独立，有独立经营能力 [5] - 一季度煤炭产量下降 50 万吨，因冯家塔洗选率降低 [13] - 公司煤炭业务库存量下降系报告期末加大销售力度 [22] - 公司目前未开展海外业务、储能业务 [36][38] - 麟北煤业煤种热值为 4600 - 4700 大卡，公司原煤平均热值 4500 大卡 [39] - 公司不存在人为操纵财务数据情况 [39] - 公司按章程规定，股东大会通过派现提案后 2 个月内实施具体方案，具体时间关注披露公告 [40] - 公司经营业绩受电力和煤炭价格波动影响，对电力价格波动敏感度更高 [42] - 销售费用同比增加 4.23%，因加强煤电营销；研发费用同比增加 139.51%，因子公司加大研发投入；管理费用同比下降 2.32%，因对折旧摊销项目调整 [47] - 麟北煤业部分煤种不适宜作动力煤，公司综合调整内部煤炭供给和外部煤炭销售 [47] - 辅助收入体现在财务报表营业收入 [50]

抽水蓄能行业发展现状 - 行业全产业链（设计施工、装备制造、运行管理）已达到世界领先水平 [1] - 行业将优化建设节奏，通过超前规划储备匹配新能源发展需求 [1] 抽水蓄能装机规模数据 - 截至2024年底，抽水蓄能电站投产总规模达5869万千瓦 [1] - 全国核准在建总规模约2亿千瓦 [1] - 预计2025年新增投产规模约800万千瓦 [1] - "十四五"末（2025年）总装机规模目标为6600万千瓦左右 [1]

近日，在各级金融管理部门的指导下，由广东金融学会绿色金融专业委员会、广州市绿色金融协会联合 中山大学岭南学院、华南理工大学经济与金融学院、暨南大学经济学院、华南农业大学经济管理学院、 华南师范大学经济与管理学院、香港科技大学（广州）、广州大学经济与统计学院、广东外语外贸大学 金融学院、广东财经大学金融学院、广东金融学院金融与投资学院、广州华商学院、广州城市理工学院 经济学院等广东省各相关高等院校主办，广州农村商业银行承办的"第二届广东绿色金融创新推广案例 分析竞赛"决赛顺利举办。 期货日报网讯（记者 刘威魁）绿色金融是推动经济高质量发展、实现"双碳"目标的重要引擎。随着"双 碳"目标的推进，金融机构发力绿色金融业务，对复合型绿色人才需求巨大，人才培养成为绿色金融长 远发展的根基。 记者在现场发现，入围决赛的参赛队伍不仅在绿色信贷、绿色债券、绿色保险等传统领域深耕创新，还 积极探索碳账户、绿色供应链融资、ESG投资等前沿方向，从创新模式、产品设计、对策建议等方面， 形成兼具学术价值与实践意义的研究分析报告。值得注意的是，多支队伍聚焦"百县千镇万村高质量发 展工程"、绿美广东生态建设、"绿色金融+"战略及新能源发 ...

纪要涉及的公司 中国核电 纪要提到的核心观点和论据 1. **业绩表现** - 2025年第一季度累计发电597亿度，同比增长16.93%，营业收入202亿元，同比增长12.7%，归母净利润31亿元，同比增长2.55%，其中核电业务收入167亿元，同比增长10.46%，新能源业务收入35亿元，同比增长24.64%，核电贡献归母净利润29亿元，同比增11.52%，新能源贡献2亿元，同比下降51%[2][6] - 2024年累计发电2163亿千瓦时，同比增长3.09%，营业收入772亿元，同比增长3.09%，归母净利润87.77亿元[4][5] 2. **非核清洁能源进展** - 截至2025年3月底，控股非核清洁能源装机容量达3069万千瓦，提前完成十四五规划目标[2][7] - 积极发展风能和光伏项目，推动钙钛矿产业取得阶段性成果，小型组件效率达行业领先水平，探索新型储能及相关产业协同开发[2][7] 3. **多用途利用进展** - 2024年4月全球首批碳14靶件在秦山顺利出堆，实现碳14工艺全面国产化；5月在线辐照生产医用同位素装置具备生产多种紧缺短半衰期医用同位素能力；6月田湾蒸汽供能项目投产并供气超140万吨[8][9] 4. **电价情况** - 2025年一季度核电综合电价与2024年同比略有下降，幅度约一分，整体维持在每度电0.4元左右[2][12] - 2025年江苏省市场电定价为每度300亿度，长协签订一半左右，剩余通过月度竞价上网，电价约0.4元，约10%电量参与现货交易，价格波动大，核电电价相对平稳；福建核电和漳州核电执行市场化情况良好，综合电价稳定在每度四毛钱左右，2025年一季度略有下降至三毛九分多[20][27] - 2025年一季度新能源综合电价从2024年一季度约0.42元/度降至约0.38元/度，主要受市场电部分影响，新增平价项目比例高拉低综合电价[32] 5. **大修计划** - 2025年计划17次大修，已发布详细公告，每台机组投运后约18个月换一次料即进行一次大修，随着投运机组增加，大修次数逐年增长，2024年18次，2025年计划16次（3次10年大修、2次五年大修、11次日常大修），二季度完成5次，三季度1次，四季度10次[2][11][14] 6. **资本开支** - 2024年固定资产投资超1200亿元，2025年预计保持在1400亿元左右，主要投入核电在建项目，新能源总体投资计划与去年相当[15] 7. **所得税情况** - 因国家税务总局对核电增值税退税政策新解释，2025年需缴纳约18.9亿元所得税，增值税返还政策不征收企业所得税，但用于构建资产对应折旧需从企业所得税中调减支出，预计影响金额约两亿[4][16][26] 8. **新能源业务** - 2025年一季度新能源业务规模经营量下滑，部分原因是股权比例下降，电价保持稳定，限电影响已考虑进年度经营计划，在建项目按计划推进[28] - 根据136号文对新能源领域布局和策略调整，暂停西北地区限电率高的收购项目，继续推进现有在建项目，向风电方向转移，重点放在沿海省份[31] 9. **机组情况** - 秦山二核和三核、三门净利率降幅大，可能因运行年份长受增值税影响大，需进一步分析财务状况确定具体原因；秦2、秦3及三门机组经济性表现好，因前期造价低折旧费用占比低、运行时间长财务费用占比下降、所在地区电价有优势[34][36] - 金山二期、三期竞争力低受税收口径、运行时间长和整体体量小因素影响[37] - 单台机组业绩波动可能与税收和大修安排有关，大修年份业绩可能下滑，高电价机组大修对当年业绩影响更大[38][39] 10. **其他情况** - 2024年面对福清4号机组小修、海南核电220回检修影响降功率运行及核电和新能源市场电价下行等不利因素，全力稳经营、挖潜能、增效益、降负债，经济效益总体平稳[4] - 随着国家利率下降，预计融资成本降低，但降幅未明确；内蒙古光伏项目综合电价0.077元，与其他区域有差距，受当地市场环境及政策影响，暂无明确改进计划[18] - 江苏地区市场用电量从271度提升至310度，反映当地经济发展用电需求增长[2][19] - 公司财务费用自2023 - 2024年持续下降，2025年将采取高级置换、争取最优利率等措施持续降低财务费用[21] - 内蒙古地区年报统计口径问题因收入除以电量计算有差异，正在重新核算[22] - 燃料成本计算口径调整，仅含核燃料成本，度电燃料费用约0.04元，各省份核电参与现货市场比例不高，对收入和利润影响较小[23] - 2024年资产减值损失增加因库存优化专项行动对长期未使用物资分类处理和检测准备[24] - 公司章程承诺分红比例不低于30%，近年来实际不低于35%，因资本开支大、资本金需求高，目前分红比例不能过高，未来发展稳定时可能达百分之八九十；辅助服务费用因市场化改革每年略有上升，2024年因检修多略有下降，长期来看国家政策将其向用户侧转移，未来不会大幅上升并可能下降[33] - 公司承担的辅助服务费用比广核低[35] 其他重要但是可能被忽略的内容 - 24年度福建省电竞价提升是因福清五六号机组原来正式电竞价未批复，初步结算电竞价低，最终定价补回差额，整体电竞价仍平稳；25年度分区域长协签订情况复杂，各省策略不同，江苏省去年长协270度，今年提升至310度，其余省份基本按核准电竞价执行，约每度4毛钱[10] - 新能源136号文发布后，公司采取降低成本、降本增效措施应对市场变化，在场址开发、核电建设、场站运维和数字化改造等方面降低成本[40] - 中国核电发展新能源是为补充单一业务结构、减少受国家政策影响，投资旨在盈利，十四五已实现3000万千瓦目标，在建1400多万千瓦项目继续推进，十五五根据国家政策调整光伏比例，增加海上风电开发[41]

内蒙古新能源发展现状 - 2024年内蒙古新能源新增装机4100万千瓦 总装机达1.35亿千瓦 发电量2000亿千瓦时 实现多个全国第一 [1] - 新能源倍增行动持续推进 第二、第三批新能源大基地及防沙治沙等项目需加快接网 [1] - 特高压外送电量连续7年增长 2024年外送电量达1706亿千瓦时 累计突破6052.7亿千瓦时 其中新能源电量787.5亿千瓦时 [4] 电网建设与项目进展 - 巴彦杭盖—胜利500千伏输变电工程将提升锡盟特高压通道输电效益 满足100万千瓦风电送出需求 [2] - 第一批大型风光基地3个项目已投运 包括鲁固直流400万千瓦风电 锡盟特高压二期400万千瓦风光 伊穆直流100万千瓦风光项目 [2] - 赛音召500千伏开关站工程从纳规到核准仅4天 开工至投运仅4个半月 创蒙东超高压建设速度纪录 [2] - 第二批基地项目涉及638万千瓦 京能238万千瓦风电送出工程2024年5月投运 库布齐400万千瓦项目处于可研阶段 [3] - 第三批基地含17个子项共920万千瓦 另有4项预备项目460万千瓦 公司推行"两个前期"一体化与机械化施工 [3] 特高压通道规划与外送能力 - 内蒙古已建成"五交三直"8条特高压通道 形成纵贯南北的蒙电外送网络 [4] - "十四五"规划新增蒙西至京津冀等4回直流工程 华北交流网延伸至蒙西 储备2回直流工程 [4] - "六交六直"12项新建特高压工程提上日程 目标新增新能源并网4000万千瓦 [4] - 库布齐—上海等特高压工程前期工作加速 依托盟市专班推动尽快核准 [5][6] 企业行动与政策协同 - 蒙东电力2024年实施10项服务新能源举措 完成849万千瓦新能源接网 通辽238万千瓦送出工程应投尽投 [3] - 公司协同开展沙戈荒基地送出规划 支持"五大六小"发电企业接网需求 [3] - 国家电网与内蒙古签署合作备忘录 加速沙戈荒基地特高压工程前期工作 [5]