文章核心观点 - 黑龙江省深化新能源上网电价市场化改革 推动风电和太阳能发电上网电量全面进入电力市场 通过市场交易形成价格 区分存量项目和增量项目分类施策 建立可持续发展价格结算机制 促进新能源高质量发展 [9][10] 推动新能源上网电价全面由市场形成 - 集中式风电、集中式光伏、分布式光伏、分散式风电等所有风电和太阳能发电项目上网电量原则上全部进入电力市场 上网电价通过市场交易形成 [11] - 新能源项目可报量报价参与市场交易 也可以接受市场形成的价格 支持分布式光伏项目直接或通过聚合方式参与市场交易 [11] - 根据电力市场建设情况 逐步放开生物质等各类电源进入市场参与交易 [11] - 参与跨省跨区交易的新能源电量 上网电价和交易机制按照国家跨省跨区送电相关政策执行 [11] - 不断完善中长期市场交易规则 实现各类电源公平参与市场 缩短交易周期 提高交易频次 实现周、多日、逐日开市 [12] - 允许供需双方结合新能源出力特点 合理确定中长期合同的量价、曲线、结算参考点等内容 并根据实际灵活调整 [12] - 省内绿电交易开展双边协商、挂牌交易 申报和成交价格分别明确电能量价格和相应绿色电力证书价格 不单独组织集中竞价和滚动撮合交易 [12] - 鼓励新能源发电企业与电力用户签订多年期购电协议 提前管理市场风险 形成稳定供求关系 [12] - 新能源项目全部上网电量参与日前可靠性机组组合和实时市场 加快实现自愿参与日前市场 [12] - 适当优化现货市场限价 现货市场申报价格上限考虑工商业用户尖峰电价水平及电力市场供需等因素确定 下限考虑新能源在电力市场外可获得的其他收益确定 [12] - 科学确定电力辅助服务市场需求 合理设置有偿辅助服务品种 在调频辅助服务市场基础上 根据市场备用需求紧张程度 适时建立备用辅助服务市场 [13] - 调频、备用等辅助服务费用 原则上由省内工商业用户用电量和未参与电能量市场交易的上网电量按比例共同分担 参与省内电能量市场交易的新能源上网电量不再分摊 [13] 建立健全支持新能源高质量发展的制度机制 - 新能源项目参与电力市场交易后 在市场外同步建立差价结算机制 对纳入机制的电量 市场交易均价低于或高于纳入机制的新能源电价水平部分 由电网企业按规定开展差价结算 结算费用纳入系统运行费用 [13] - 初期 机制电量不再开展其他形式的差价结算 [13] - 存量项目是指2025年6月1日以前全部核准（备案）容量并网且在2025年黑龙江电网优先购电优先发电计划中享受优先上网电量的新能源项目 [14] - 存量项目电量规模妥善衔接现行具有保障性质的相关电量政策 规模上限不高于现行保障性收购电量 新能源项目在规模范围内每年自主确定执行机制的电量比例 但不得高于上一年 [14] - 存量项目机制电价与现行保障性价格政策保持一致 黑龙江省燃煤基准价为0.374元/千瓦时 [14] - 存量项目执行期限按剩余全生命周期合理利用小时数对应时间与投产满20年对应时间较早者确定 [14] - 增量项目是指2025年6月1日（含）起投产的新能源项目 不含外送配套电源 [15] - 增量项目第一年纳入机制电量与现有新能源非市场化比例衔接 第二年及以后根据国家下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况及用户承受能力等因素确定 [15] - 单个项目申请纳入机制的电量应适当低于其全部上网电量 为引导行业竞争 竞价时设置申报充足率下限 [15] - 增量项目机制电价通过每年10月组织已投产和未来12个月内投产且未纳入过机制执行范围的项目自愿参与竞价形成 [15] - 分为风电、太阳能发电两类组织竞价 如单一类别竞价主体较集中或整体规模较小缺乏有效竞争时 不再分类组织 统一合并竞价 [15] - 竞价时按报价从低到高确定入选项目 机制电价按入选项目最高报价确定 但不得高于竞价上限 [15] - 竞价上限考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定 不得高于煤电基准价 竞价下限初期可按照先进电站造价水平折算度电成本确定 [15] - 增量项目执行期限考虑回收初始投资暂定为12年 [15] - 未竞价成功的项目可在以后年度继续参加机制电价竞价 [15] - 机制电量由电网企业每月按机制电价开展差价结算 将市场交易均价与机制电价的差额纳入系统运行费用 [16] - 用于机制电量差价电费结算的市场交易均价分为风电、太阳能发电两类 市场交易均价按照月度发电侧实时市场同类项目加权平均价格确定 [16] - 机制电量按比例分解至月度 机制电量比例=（机制电量÷该项目预计年上网电量）×100% 每月机制电量=机制电量比例×每月实际上网电量 [16] - 已结算的机制电量累计达到当年机制电量规模时 超过部分及后续月不再执行机制电价 若年底仍未达到年度机制电量规模 则缺额部分电量不再执行机制电价 不进行跨年滚动 [16] - 发电侧机制电费=实际上网电量×机制电量比例×（机制电价-市场交易均价） [16] - 机制电量暂不参与中长期交易 相关电量计入中长期用户侧签约比例 [17] - 现阶段仅开展日前预出清 预出清结果不用于结算 [17] - 机制电量不参与绿电交易、不重复获得绿证收益 绿电交易电量的绿证收益按照当月绿电合同电量、扣除机制电量的剩余上网电量、电力用户用电量三者取小的原则确定 [17] - 机制电量对应绿证统一划转至专用绿证账户 由省内分摊系统运行费用的用户共有 [17] - 已纳入机制的新能源项目 执行期限内可自愿申请退出 新能源项目执行到期 或者在期限内自愿退出的 均不再纳入机制执行范围 [17] 保障措施 - 省发展改革委负责建立新能源上网电价市场化改革工作机制 统筹协调解决推进过程中的问题 [17] - 电力市场监管机构要加强市场监管 保障新能源公平参与交易 促进市场平稳运行 [17] - 省电力公司负责搭建竞价平台 做好竞价、结算等细则制定和差价协议签订等工作 并对新能源可持续发展价格结算机制执行结果单独归集 [17] - 电力交易机构要完善电力市场信息披露机制 定期披露新能源市场运行总体情况 [17] - 完善电力市场相关规则 做好新能源上网电价市场化改革与新能源发展规划目标、能源电力规划的衔接 [18] - 优化代理购电电量采购机制 新能源全面入市后 执行保量保价的优先发电电量可继续按现行价格机制由电网企业收购 不足部分电量由电网企业通过市场化采购 [18] - 做好与新能源消纳的衔接 新能源参与市场后因报价等因素未上网电量 不纳入新能源利用率统计与考核 [18] - 坚决纠正不当干预电力市场行为 不得向新能源不合理分摊费用 不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件 鼓励配建储能转为独立储能 [18] - 享有财政补贴的新能源项目 全生命周期合理利用小时数内的补贴标准按照原有规定执行 [18] - 密切跟踪监测新能源市场价格波动、新能源发电成本和收益变化、终端用户电价水平等 认真评估改革对行业发展和企业经营等方面的影响 及时总结改革成效 优化政策措施 [18] - 按照国家改革部署适时对新能源可持续发展价格结算机制进行评估优化 条件成熟时择机退出 [18] - 加强政策宣传解读 及时回应社会关切 [19] - 电网企业和电力交易机构要组织开展市场培训 帮助新能源企业熟悉政策要求、交易规则和结算流程 提升市场参与能力 [19] - 强化沟通与协调 及时了解经营主体的意见和诉求 积极回应并解决问题 [19] 实施时间 - 本方案自2025年12月31日起实施 现行政策相关规定与本方案不符的 以本方案为准 [19]

核心观点 - 国网甘肃省电力公司上线"新能源竞价服务"专区 推动新能源上网电价市场化改革 促进新能源从政策驱动向市场驱动转型 [1] - 该专区集成5大核心功能模块 为分布式光伏项目提供全流程一站式竞价服务 涵盖政策公示 业务受理 协议签署等环节 [1] - 此举是落实国家"双碳"目标和甘肃省新能源上网电价市场化改革方案的重要举措 标志着甘肃新能源客户侧交易进入数字化时代 [1] 政策背景 - 响应甘肃省发改委与能源局联合印发的《甘肃省深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展实施方案》 [1] - 旨在推动新能源上网电量全面融入电力市场 通过市场化交易形成价格 完善市场交易与价格机制 [1] - 保障新能源在市场交易中实现公平竞争 为绿色低碳发展注入动力 [1] 平台功能 - 集成5大核心功能模块：填报竞价项目信息 报量报价 签署差价结算协议 竞价代理商 查询机制信息 [1] - 支持企业在线提交项目申请 签署差价结算协议 随时查阅竞价公示公告 [1] - 提供全流程一站式竞价服务 涵盖竞价政策公示公告 业务受理 协议签署等核心环节 [1] 战略意义 - 推动新能源从"政策驱动"向"市场驱动"升级 通过市场化手段激活新能源潜力 [1] - 助力构建新型电力系统 加速能源清洁低碳转型 [1][2] - 公司将持续迭代升级平台功能 提升专区响应速度与服务精准度 [2]

核心观点 - 山东率先完成全国首次新能源机制电价竞价工作 实现竞争充分和价格合理的目标 为全国电力市场化改革提供可复制的实践经验 [1][3][4][10] 竞价机制设计 - 分类设置风电和光伏两个项目组竞价 总机制电量规模94.67亿千瓦时（风电81.73亿千瓦时 光伏12.94亿千瓦时） [3] - 设置差异化竞价价格上限：风电0.094-0.35元/千瓦时 光伏0.123-0.35元/千瓦时 [3] - 执行期限按项目特性区分：深远海风电15年 其他项目10年 [3] - 设置125%申报充足率指标保障竞争强度 低于该阈值时自动缩减机制电量规模 [4] - 采用边际出清定价机制 对边际机组设置保护措施（入选电量小于机制电量50%时取消结果并采用前序价格） [4] 竞价执行与结果 - 通过每日更新问题答复清单为市场主体扫除实操障碍 [3] - 设置监督电话和邮箱保障全周期公平公正 [4] - 风电入选电量59.67亿千瓦时（占竞价规模73%） 出清价格0.319元/千瓦时 [4] - 光伏入选电量12.48亿千瓦时（占竞价规模96.4%） 出清价格0.225元/千瓦时 [4] 能源结构优化导向 - 风电机制电量占比高达86% 明确向风电倾斜的政策导向 [6] - 光伏装机9130万千瓦（全国第一）但面临严重消纳压力 发电时段出现长时间负电价 [6] - 通过差异化电量配置引导光伏有序发展 吸引风电领域投资 推动风光储多元协同 [6] 产业影响与技术进步 - 出清价格形成清晰投资信号：风电0.319元/千瓦时 光伏0.225元/千瓦时 [8] - 风电企业可依托大规模机制电量布局深远海项目 光伏企业需审慎评估竞争态势 [8] - 市场化竞价机制倒逼企业提升发电效率 控制成本 形成优胜劣汰的良性循环 [8] 全国示范效应 - 竞价未出现极端低价或价格虚高 证明科学方案可实现合理竞争目标 [10] - 山东立足本省实际（风光装机1.19亿千瓦占总量47.84%）的设计思路具有可复制性 [6][10] - 为面临资源禀赋不均或转型压力的省份提供可调整的竞价规模与价格区间设计范式 [10]

报告行业投资评级 未提及 报告的核心观点 - 工业硅方面近期因供给端潜在扰动盘面再度走强 预计短期硅价或维持高位整理 但警惕后续硅价冲高回落 多晶硅方面供给端扰动仍有反复 价格高位整理 现货继续抬涨压力较大 或将对盘面形成一定压制 [1] 相关目录总结 工业硅&多晶硅价格变动 - 上一交易日工业硅不通氧553（华东）平均价格涨0.56%至9000元/吨 421（华东）工业硅平均价格涨1.06%至9500元/吨 期货主力合约收盘价涨0.87%至8740元/吨 [1] - N型致密料价格持平至50.05元/千克 N型复投料价格持平至51.44元/千克 N型混包料价格持平至49.05元/千克 N型颗粒硅价格持平至48.5元/千克 期货主力合约收盘价涨1.56%至53710元/吨 [1] 行业资讯 - 8月汽车总体产销环比同比双增 产量281.5万辆 环比增8.7% 同比增13% 1 - 8月累计产量2105.1万辆 同比增12.7% 销量285.7万辆 环比增10.1% 同比增16.4% 1 - 8月累计销量2112.8万辆 同比增12.6% [1] - 2026年1月起 上海新能源项目上网电量全部进入电力市场 2025年底前暂按现行政策、规则执行 [1] 基本面分析 - 工业硅供给端稳中有增 需求端多晶硅企业维持减产态势 部分有复产安排 有机硅某大厂事故停车整改后供应压力回升 硅铝合金企业按需采买 下游囤货意愿不足 [1] - 多晶硅供给端预计产量小幅提升 需求端市场交易量增加 库存下降 但终端需求压力大 组件涨价阻力大 [1] 投资策略 - 工业硅区间操作 以回调轻仓试多为主 套利策略可参与2511、2512反套 [1] - 多晶硅前期多单择时止盈 供给端改革政策落地前可逢回调轻仓试多 [1]

行业投资评级 - 电力设备新能源行业投资评级为优于大市 [2][3] 核心观点 - 全国首个机制电价竞价结果在山东省出炉 风电竞价结果较好 风电机制电价远高于竞价下限并接近上限 结合最新成本情况 预期风电项目投资收益率较优 [3][7] - 光伏机制电价为0.225元/千瓦时 入选电量12.48亿千瓦时 机制电量比例为80% 风电机制电价为0.319元/千瓦时 入选电量59.67亿千瓦时 机制电量比例为70% [3][5] - 光伏入选项目数量为1175个 项目规模合计1.27GW 其中集中式光伏规模1.22GW 分布式光伏规模为46MW 风电入选项目数量为25个 项目规模合计3.59GW 涉及集中式陆上风电 分散式陆上风电 近海风电三类 [5] - 与标杆电价0.3949元/度相比 光伏 风电增量项目机制电价分别下降43% 19% [6] - 预计"十五五"期间国内新能源开发整体规模保持稳定 集中式开发规模较"十四五"期间更侧重于风电 利好风电产业链相关企业 [4][11] 竞价结果数据 - 光伏竞价上下限为0.123~0.35元/千瓦时 机制电价为0.225元/千瓦时 机制电量比例为70% 入围规模1.27GW 入选电量12.48亿千瓦时 [8] - 风电竞价上下限为0.094~0.35元/千瓦时 机制电价为0.319元/千瓦时 机制电量比例为80% 入围规模3.59GW 入选电量59.67亿千瓦时 [8] 投资建议 - 建议关注金风科技 三一重能 运达股份及时代新材 [4][11] - 金风科技市值529亿元人民币 2024年归母净利润18.6亿元人民币 2025年预测27.0亿元人民币 2026年预测36.7亿元人民币 [13] - 三一重能市值344亿元人民币 2024年归母净利润18.1亿元人民币 2025年预测21.3亿元人民币 2026年预测26.8亿元人民币 [13] - 运达股份市值140亿元人民币 2024年归母净利润4.6亿元人民币 2025年预测6.8亿元人民币 2026年预测9.9亿元人民币 [13] - 时代新材市值140亿元人民币 2024年归母净利润4.4亿元人民币 2025年预测6.5亿元人民币 2026年预测8.4亿元人民币 [13]

新能源电价市场化改革 - 山东完成2025年新能源机制电价竞价 风电入选电量59.67亿千瓦时中标价0.319元/千瓦时 光伏入选电量12.48亿千瓦时中标价0.225元/千瓦时 [1] - 山东新能源装机达1.19亿千瓦 其中光伏9130万千瓦全国首位 风电2749万千瓦 [1] - 全国首个省级新能源上网电价市场化改革方案出台 风电光伏上网电量全部进入电力市场通过交易形成电价 [1] 机制电价规则设计 - 创新设计"机制电量"和"机制电价"规则 企业部分电量纳入机制享受保障 机制电价通过竞争产生 [3] - 机制电价相当于动态价格保险 市场价低于机制价时给予补偿 市场价高于机制价时企业退还超额收益 [3] - 竞价按企业申报价格由低到高排列 中标价取入围项目最高价 实现量的合理增长与价的有效竞争 [3] 竞价实施与市场影响 - 机制电量总规模94.67亿千瓦时 深远海风电执行15年其他项目10年 吸引超3000项目参与最终入围1200个项目 [5] - 收益模式从保障性收购+国家补贴转向市场化收益+机制竞价 对市场判断直接影响项目收益 [5] - 改革不影响居民农业用户电价 工商业用户电价随电力供需新能源发展合理波动 [5] 行业转型导向 - 清晰投资价格信号引导能源结构向风光伏储多元协同转变 [5] - 推动新能源企业科学决策技术创新 促进行业从规模竞赛转向效益比拼 [5]

政策背景与实施 - 山东率先响应国家新能源上网电价市场化改革政策 成为全国首个完成机制电价竞价工作的省份 [1] - 竞价工作为新能源高质量发展提供实践经验 深刻影响当地能源格局 [1] 竞价机制设计 - 分类设置风电和光伏两个项目组进行竞价 总机制电量规模94.67亿千瓦时（风电81.73亿 光伏12.94亿） [2] - 设置差异化价格上限：风电0.094-0.35元/千瓦时 光伏0.123-0.35元/千瓦时 [2] - 执行期限按项目特性区分：深远海风电15年 其他项目10年 [2] - 设置125%申报充足率指标保证竞争程度 采用边际出清定价机制 [3] 竞价执行与结果 - 通过每日更新问题答复清单为竞价扫清障碍 设置监督渠道保障公平公正 [2][3] - 最终风电入选59.67亿千瓦时 出清价0.319元/千瓦时 光伏入选12.48亿千瓦时 出清价0.225元/千瓦时 [3] - 边际机组保护机制：入选电量小于机制电量50%时取消结果 取前一个项目报价 [3] 能源结构现状 - 山东风光新能源装机总量1.19亿千瓦 占全省总装机47.84%（光伏9130万千瓦 风电2749万千瓦） [4] - 光伏装机全国第一 但过快增长导致消纳压力 发电时段出现长时间负电价 [4] 结构优化导向 - 机制电量分配向风电倾斜（占总规模86%） 引导能源结构优化 [5] - 光伏竞价规模小导致竞争激烈 未中标项目面临市场低电价风险 [5] - 政策传递明确信号：引导光伏有序发展 吸引风电投资 推动风光储多元协同 [5] 产业影响与技术进步 - 竞价形成清晰价格信号：风电0.319元/千瓦时 光伏0.225元/千瓦时 指导企业投资决策 [7] - 市场化机制推动企业技术创新 降低成本 形成优胜劣汰筛选机制 [7] - 风电企业可布局深远海长期项目 光伏企业需审慎评估项目可行性 [7] 示范效应与推广价值 - 竞价未出现极端低价或虚高 证明"竞争充分 价格合理"目标可实现 [8] - 山东立足本地实际的改革思路具有可复制性 为其他省份提供借鉴 [8] - 其他省份可调整竞价规模和价格区间 设计符合自身需求的方案 [8]

报告行业投资评级 未提及 报告的核心观点 - 工业硅短期硅价或维持高位整理但警惕冲高回落，多晶硅价格高位整理现货抬涨压力大 [1] 各部分总结 价格变动情况 - 工业硅期货主力合约收盘价较前一天上涨3.03%至8,665元/吨，多晶硅期货主力合约收盘价较前一天下跌3.93%至53,520元/吨 [1] - 工业硅不通氧553不同地区平均价格持平，通氧553、421各地区平均价格持平，多晶硅N型致密料、复投料、混包料价格下跌0.10%，N型颗粒硅价格持平，硅片N型210R价格下跌1.43%，有机硅DMC价格上涨0.47%，硅油价格下跌0.76% [1] 资讯情况 - 2026年1月起上海新能源项目上网电量全部进入电力市场形成上网电价，2025年底前按现行政策执行 [1] - 帝科股份8000万元收购晶科能源子公司晶科新材料80%股权 [1] 基本面情况 - 工业硅供给端稳中有增，需求端多晶硅部分复产有增量，有机硅价格或承压，硅铝合金按需采买 [1] - 多晶硅供给端预计产量小幅提升，需求端交易量增加库存下降但终端需求压力大 [1] 投资策略 - 工业硅区间操作，以回调轻仓试多为主，参与2511、2512反套 [1] - 多晶硅前期多单择时止盈，供给端改革政策落地前逢回调轻仓试多 [1]

战略规划与发展目标 - 公司已于2025年一季度启动"十五五"规划编制工作，完成重点业务及新业务专题研究、外部对标企业调研和未来发展定位与目标研讨 [2] - 战略目标为"立足湖北，点拓全国，辐射海外"，致力于做精水电、做强火电、做大新能源、做优综合能源，形成多板块协同发展格局 [2][3] - 在新业务领域开展检修检测、新型储能技术开发与应用、氢能制储运销等新兴业务探索 [3] 2025年上半年经营业绩 - 公司总毛利20.18亿元，其中水电业务毛利7.75亿元（同比减少6.44亿元），火电业务毛利6.69亿元（同比增加0.48亿元），新能源发电业务毛利4.48亿元（同比减少1.24亿元） [4] - 境内水电发电量同比下降34.10%，主要受年初起调水位偏低及清江、汉江、溇水流域来水偏枯影响 [4] - 新能源业务毛利下降主要受市场化交易竞争加剧导致上网电价下降及装机规模增加导致固定成本上升影响 [4] 项目开发与建设进展 - 2025年预计新增装机100万千瓦 [6] - 主要在建项目包括三个抽水蓄能项目（罗田平坦原预计2028年投产、长阳预计2030年投产、南漳张家坪预计2030年投产）、江陵电厂二期火电项目（预计2026年投产）和宜城河东150MW风电项目（预计2025年12月投产） [6] - 在建风电项目单位造价约5.5元/瓦，2024年投产光伏项目单位造价约3.5元/瓦 [6] 水电运营情况 - 截至8月31日，水布垭电站水位390.11米（同比升高6.28米），隔河岩电站水位195.49米（同比升高7.08米），江坪河电站水位458.25米（同比降低2.97米） [7][8] - 清江流域全年来水预计偏少3成 [8] - 通过气象水文预报优化调度、梯级电站联合调度和水库联合蓄泄等措施平滑季节性来水波动 [8] 新能源补贴与电价 - 截至2025年6月末，公司尚未收回新能源补贴31.39亿元 [8] - 2024年收回新能源补贴4.25亿元 [8] - 7-8月光伏发电项目售电均价略高于二季度 [8] 电力市场与交易策略 - 湖北省电力市场竞争日趋激烈，现货交易权重提高导致电价水平下降 [9][10] - 在鄂煤电及统调新能源项目全电量参与电力交易，水电项目未参与市场交易 [10] - 年度交易电量占中长期交易总量70%及以上 [10] - 建立"每日研判、每周统筹"工作机制，构建多能源品种协同分析模型，深化跨部门协作优化交易方案 [10] 财务与融资管理 - 截至2025年6月末，公司带息负债规模470亿元，综合融资成本率控制在3%以内 [10][11] - 通过推进债券发行、高息贷款置换等措施优化融资结构 [11] - 正积极探索研究提升分红频次和比例的可行性 [11] 资本运作进展 - 定增事项于2025年4月16日经深交所审核通过，已向中国证监会提交注册申请材料 [11]

文/新苏商记者张静文 9月5日，资本市场传来好消息：江苏锡华新能源科技股份有限公司（以下简称"锡华科技"）主板IPO过 会。 这家来自无锡的企业IPO之路获得了资本市场广泛关注。因为早在2023年5月，公司IPO就获上交所受 理。然而，多项难以忽略的风险问题，使其在苦等超两年后，才因业绩回暖熬到上会。 排队超两年、净利三年连降 业绩回春后迎来上会通知 公开资料显示，锡华科技成立于2001年，总部位于无锡市滨湖区，是国内少数能提供风电齿轮箱专用部 件全工序服务的企业，更是全球风电齿轮箱专用部件的领军企业之一。2023年5月，公司IPO获受理。 数据显示，从2021年至2024年，锡华科技的多项重要业绩指标显示出疲态：2022年、2023年、2024年， 锡华科技的营业收入分别约9.42亿元、9.08亿元、9.55亿元，主营业务毛利率分别为29.18%、30.24%和 25.91%，对应的净利润分别约1.84亿元、1.77亿元、1.42亿元。 总的来看，2024年度的净利不算亮眼；但拆分来看，其是公司业绩的转折点。2024年二季度起，行业需 求复苏，推动锡华科技全年营收同比增长5.19%。因此，尽管2024年度仍 ...