**公司及行业** * 公司为同力日升（艾尔公司） 行业涉及新能源（风电 储能） 电梯制造 算电协同及数据中心 **核心财务表现** * 2025年上半年公司整体营收11.22亿元同比下滑15% 净利润1.16亿元同比下滑约5% 主要因电梯端销售价格承压[3] * 新能源业务板块天奇宏源净利润1.64亿元同比增长42%[2][3] **新能源项目进展与并网计划** * 天津静海100兆瓦风电项目20台风机已并网17台 预计年内全部并网并完成转让[4] * 承德航天宏源300兆瓦风场项目54台风机已并网42台 预计年内全部并网并确认收入[4] * 承德天启宏源920兆瓦共享储能电站项目接近完成 已与12家厂商签订容量租赁协议 前十年每瓦年租金0.15元 后十年0.12元 已收到两年租金并按租金收入确认[2][4][5] **储能业务拓展与新项目** * 广东肇庆怀集600兆瓦独立储能项目开始签约[2][6] * 贵阳遵义绥阳项目年底逐步开工 计划明年完成并转让[2][6] * 中标中国能建2GWh储能系统集成项目（源自22GWh招标）[2][6] **算电协同战略合作与项目** * 与庆阳市政府、甘肃移动、杭州新凤维、中国壳牌达成战略合作 推动算电协同[2][7] * 庆阳项目规划建设1GWh储能电站对应5万匹算力需求 中国移动年底建成12万匹算力 通过绿电直联供电 目标用电成本降至约0.10元/度[8][9] **新能源板块毛利率提升驱动因素** * 新投风电厂（如天津静海、承德航天宏源）并网运行提升发电竞争力及盈利能力[10] * 天津宏源电站会计处理由总额法改为净额法 设备采购未计入营收 推高毛利率[11] * 承德航天弘源300兆瓦项目毛利率高于以往电站开发项目[11] * 参与电力现货交易后度电实际运行价格达0.41-0.42元（保障性上网电价0.37元）[12][13] **项目运营与发电数据** * 天津项目预估年利用小时数3,000小时 承德项目3,200-3,400小时 实际运营接近预估上限[15] * 承德300兆瓦项目满发年发电量预计约10亿度[15] **成本管理与供应链** * 锂电池外采主要供应商为海辰、亿纬锂能、宁德时代 公司通过库存管理和客户协商控制价格波动风险 对整体利润影响不大[4][15] **技术应用与性能** * 承德围场920共享独立储能电站采用浸没式液冷系统 工况温差控制在1.5度以内 POE值降至1.2左右 每瓦时成本较传统液冷板系统贵约一分钱[16][17] **政策与市场环境** * 国家能源局650号文推动增量负荷绿电直联 需支付输配电费用 促进示范项目落地[19][22] * 甘肃推出发电侧储能容量补偿机制 每千瓦每年约300元（按0.5C系统折算每瓦时每年0.15元）为各省力度最大政策[25] * 反洗钱（反内卷）政策带来阶段性阵痛 但市场化配置储能利于长期发展 当前头部电芯厂商价格回调 次一线厂商报价稳定在每瓦3毛以内[27] **现金流与业绩展望** * 第二季度经营活动现金流改善 主因电站项目建设进度及总包方按施工进度投放费用 预计负债增长贡献现金流入[28] * 2026年业绩预期受益于天津100兆瓦和承德300兆瓦项目全额确认 及新增300风电、200光伏项目并网 毛利预计5.5亿至7.5亿之间[4][29] * 大储项目容量租赁收入预计每年1.3亿元[4][29] * 新能源板块业务增速预计保持40%左右同比增速[30] **出海战略与海外项目** * 在埃塞俄比亚中标世界银行资助的微电网项目 收款安全且利润空间较大 后期维保协议毛利非常高[22] * 澳洲储能项目处于早期洽谈阶段 计划采用液冷方案并进行耐高温、防紫外线等本地化配适[28] **数据中心绿电直联模式** * 绿电直联比例取决于外送距离内风光资源瓦数 庆阳模式结合近距离专线输送、远距离国网输送及普通市电补充[24] * 主要算力节点包括中卫、庆阳、青海共和、韶关、张家口和和林格尔 其地理位置和绿电资源条件影响发展潜力[25]

财务表现 - 2025年上半年实现营业收入6.52亿元，同比增长4.51% [1] - 归属于上市公司股东的净利润1.65亿元，同比增长26.56% [1] 装机容量 - 截至2025年6月末风电装机容量161万千瓦，占宁夏装机规模的10.57% [1] - 太阳能光伏发电装机容量39万千瓦，其中分布式光伏装机容量8万千瓦 [1] 项目进展 - 太阳山一二期9.5万千瓦老旧技术改造项目进入试运行阶段 [1] - 长山头4.95万千瓦老旧技术改造项目取得开工批复，计划年内完成并网发电 [1] 发展战略 - 新能源发电业务秉承绿色低碳发展理念，深度融入中铝主业 [1] - 依托中铝集团高用电负荷特性，布局分布式光伏与绿电直联项目 [1] - 为中铝集团提供绿电供应与绿证支持 [1]

纪要涉及的行业 光伏行业 纪要提到的核心观点和论据 需求情况 - **2025年国内需求态势**：集中式稳定建设、户用光伏观望政策、工商业稳步增长。集中式项目落地或延至2026年，分布式受电价政策影响观望，工商业受益于企业用电转型和绿电政策向好[1][3]。 - **2025年第三季度需求**：受政策和市场因素影响，531抢装效应和136号文使装机增长，但集中式项目落地时间晚，下半年需求无大幅增速；分布式因电价政策不明观望，户用受136号文和分布式管理办法影响大，工商业向好，海上光伏下半年有增速[2][3]。 - **“十五五”期间需求**：预计稳步增长，能源转型和双碳目标推动，大基地规划、应用场景拓展、独立电站和微网系统发展支撑需求[7]。 装机量 - **2025年集中式新装机量**：乐观情况下可达270 - 289GW，占比可能超45%，依赖去年提前框定需求和央国企组件采购[1][4]。 排产情况 - **2025年7月各环节排产**：多晶硅产量10.5 - 10.6万吨，较6月增长；硅片排产维持55GW左右；电池片降至57GW左右；组件维持在50几瓦左右[1][8]。 - **组件排产维持高位原因**：部分用于出口中东非、亚太及斯坦国家，供给大型地面电站及工商业项目；上半年国内抢装使海外库存不足，欧洲市场旺季备货需求增加[1][9]。 多晶硅情况 - **头部企业开工率**：基本维持在50%左右，大部分基地停产检修，复产受供水期电压降低和地方政府要求影响[10][11]。 - **西北地区生产情况**：7月未显著增加，厂家观望，社会面硅料库存约40万吨，消化周期需4 - 5个月[12]。 - **地方政府态度**：对复产或减产态度不明确，主要策略是限价[13]。 - **新技改项目成本**：新疆和内蒙古新技改项目现金成本需观察，满负荷运行且含补贴情况下接近30元甚至更低[14]。 - **跨界企业退出情况**：跨界化工企业退出困难，缺乏销售渠道和竞争力，多晶硅质量差异大且成本高，短期内难恢复生产[15]。 - **停炉管线腐蚀问题**：多晶硅停炉超半年有管线腐蚀风险，头部玩家无明显问题，中小企业设备腐蚀及其他问题严重[16]。 - **复产可能性**：难以判断停产企业是否彻底退出市场，历史上有企业停产多年后复产[17]。 价格情况 - **当前硅料价格**：N型致密料报价36元/公斤，混包料低1 - 2元，颗粒硅低2 - 3元，下游倾向颗粒硅[18]。 - **价格影响因素**：下游拉晶水平提高和对较差产品容忍度增加影响硅料价格，原材料降本是拉晶厂重要策略[19]。 - **一季度颗粒硅均价反超原因**：头部棒状硅厂商在混包料中增加较差材料比例，下游选择性价比高的颗粒硅[20]。 - **报价上涨成交情况**：报价上涨后成交少，下游观望，关注政策落实和新报价能否站稳[22]。 - **价格上涨逻辑**：此轮上涨有官方指导，政策执行顺利则小玩家报低价去库存可能性不大[23]。 - **小规模低价销售影响**：小规模低价销售对多晶硅价格大盘无显著影响，前七家主要生产商产量占比大[24][25]。 - **反内卷法案影响**：可能使硅片、电池片和组件价格一定程度上涨，推动组件价格小幅回调，电池利润空间有望修复，拉金价格跟随硅料走势[26]。 其他重要但是可能被忽略的内容 - **分布式与工商业光伏观望原因**：136号文对新增项目不保量不保价机制，收益率测算复杂且下降超30%，多数新增量等四季度机制电价落地再决策[5][6]。 - **治沙项目进展**：治沙项目因土地审查加严转向沙漠找场地，需当地电视资源产能等条件，可能2026 - 2027年有明显进展[3]。 - **期现商库存情况**：期现商注册仓单约2,900吨，总库存不到1万吨，分布广泛[21]。

纪要涉及的行业 新型电力系统行业，涵盖新能源（光伏、风电）、电网、特高压输电、数据中心、虚拟电厂等细分领域 纪要提到的核心观点和论据 新能源装机与市场情况 - **2025年装机预期**：预计新增风光装机约300GW，其中光伏约200GW，风电约80 - 90GW，虽较2024年的370GW有所下降，但机制电量比例约一半，工商业用电量上涨一厘钱，价差可维持3 - 4分，投资预期稳定[1][3][6] - **明后年不确定性**：2026年后集中式电量规模缩小，非水可再生能源消费比重提升空间小，若提高到30%，每年支撑70 - 80GW装机，建设电量规模可能缩水一半以上，投资预期风险增大[1][4] - **收益率变化**：新增新能源项目电价下调3 - 5分，内部收益率下降1.5 - 2个百分点，三北地区平均收益率约6.5%，中东部地区可能回归到7% - 8%左右水平[1][5] - **光伏装机进展**：1 - 4月光伏装机约100GW，预计5月底达140GW，下半年新增装机量可能减少，分布式光伏新增量或更少，基地配套项目继续建设[1][7] - **新能源入市比例**：2024年为50%，2025年达100%，根据136和531文件，无论存量还是增量项目都需全部入市，有最低保障价格，2030年全面市场化[1][10] 电力市场与电价情况 - **136号文影响**：主要目的是新老划断，老项目投资预期基本稳定，2025年新项目投资预期相对明确，机制电量比例约一半，投资预期基本稳定[3] - **机制电价设置**：蒙东等三北地区市场化程度高，搞机制电价概率低；中东部如山东、湖北等地集中设置了机制电价[11][12] - **存量项目保障电价**：短时间内至少未来2 - 3年不会频繁调整，但机制电量比例可能根据市场化程度及全社会承受能力调整[13] - **基准电量规模比例**：未来几年电力市场化改革趋势是逐步降低现有项目基准电量规模比例，2030年可能降至50%甚至更低，近期一两年内不变，2026年底或2027年可能对特定项目出台新政策[13] 光伏和风电利用小时数 - **短期变化**：2025年1 - 5月，光伏利用率下降至93%，同比下降近3个百分点；风电利用率为92%，同比下降3.5个百分点，今年光伏产业利用率可能进一步降至90%[14] - **长期趋势**：“十五”期间，全国光伏系统利用率预计降至80% - 85%，中东部维持在92% - 93%；风电竞争相对稳定，中东部利用小时数略有下降但总体平稳[15] 电网投资与建设情况 - **电网投资额**：2025年预计创新高，年初预算提升8%，基建投资超6600亿，增幅约10%，十四五期间整体供需趋于缓和，投资增长趋势将趋于稳定[1][18] - **配网投资**：中期上调资金大概率投向配电网，主要方向为提升极端天气下可靠性、改善薄弱区域、更新老旧设备，还会进行局部改造提升自动化率和智能化水平[19][27] - **特高压建设**：2024年原计划建设三交五直，实际完成两交三直；2025年计划建设五交六直共十一条，部分项目存在不确定性；十四五期间发展乐观，但面临收益率、消纳能力、技术利用率、环评批复等挑战[21][22][24] 其他行业情况 - **数据中心电力需求**：建设增加电力需求，政策推动算力与绿电协同发展，目前数据中心主要通过电网进行绿电交易[29][30] - **虚拟电厂**：国内起源于2022年缺电时期，多为复合型，负荷聚合商业模式尚不清晰，补偿机制和参与调峰市场是盈利途径，未来需连接更多分布式能源，解决商业模式问题[31] 其他重要但是可能被忽略的内容 - **夏季用电缺口**：2025年夏季用电缺口预计缓解，新增6000万千瓦，总体供需平衡较好，中东部或川渝地区可能有短期缺口[2][32] - **前四个月抢装情况**：2025年前四个月光伏抢装强劲，风电相对一般，原因是光伏工期短，分布式光伏在3 - 5月猛增，占比达60%[17] - **AI技术应用**：电网公司正在制定AI技术应用顶层设计方案，包括运维、调度运行、输配电自动化等领域[28][29] - **绿电直联和源网荷储模式**：数据中心直接采用绿电直连存在供电稳定性挑战和成本较高问题，目前主要通过电网进行绿电交易[30]