从千家万户的屋顶到工商园区的空地，一片片"蓝色盔甲"沐光而生，将身边的阳光点点汇入日常的生产 生活用能…… 这是今日中国新能源图景中最富生机的一角。 回望"十四五"，我国逐光驭风、向"绿"而行，新能源发展不再仅是"量"的累积，更实现了"质"的飞跃 与"态"的升级。它以跃升式的增长速度与集成式的发展模式，深刻重塑着能源体系的骨骼与血脉，开创 了一个属于绿色电力的新时代。 绿能澎湃新时代 ——我国新能源开创跃升式、集成式发展新阶段 在西北广袤的戈壁荒漠，光伏板列阵如蓝色海洋，汲取着太阳的馈赠； 在东部漫长的海岸线上，巨型风机擎天而立，捕捉着风的律动； 从雪域高原到东海之滨，一条条"电力天路"穿山越海，将西部的绿电源源不断送往中东部负荷中心； 从"补充能源"到"中流砥柱" 新能源实现量与质的双重飞跃 数据，是发展最客观的注脚。 2026年全国能源工作会议上一组数据擦亮了新能源发展的里程碑—— 预计2025年，我国风电光伏新增装机约3.7亿千瓦，累计装机规模突破17亿千瓦，风电光伏发电量约占 全社会用电量的22%。这意味着，全社会用电量中，每4度电就有1度来自风与光的馈赠。绿色电力，已 从概念真正走入现实。 更为可贵 ...

纪要涉及的行业或公司 * 行业：中国氢能产业链，涵盖制氢、储运、加注及下游应用（如燃料电池汽车、工业脱碳）[1] 核心观点与论据 政策发展 * 氢能政策体系逐步完善，2019年首次写入政府工作报告，2022年发布《2021-2035年氢能中长期产业规划》，2024年《能源法》将氢能正式列为与石油、天然气、煤炭等并列的管理范畴[1][5] * 在中央和地方政府推动下，“十四五”期间（2021-2025）行业从实验室走向商业化应用，目前处于小规模示范推广阶段[1][5] 制氢技术 * **煤制氢**：成本最低，约10.2元/公斤，但碳排放高，若考虑碳捕集（CCUS）成本翻倍至20.7元/公斤，发展受限[1][6] * **天然气制氢**：全球应用最广泛，成本约22.3元/公斤，碳排放低于煤，但仍不可再生且资源匮乏[1][6] * **工业副产氢**：成本较低，焦炉煤气提纯成本仅几元/公斤；若采购原料成本约15元/公斤，但受限于产量，仅适合中短期过渡[6] * **电解水制氢**：国家重点鼓励方向，可实现全生命周期低碳无污染，成本主要受电价影响[1][6] * 工业电价0.8元/度时，成本超50元/公斤[6] * 电价降至0.1元/度时，成本可降至11.5元/公斤以下[6] * 电解水技术以碱性电解槽为主导，质子交换膜（PEM）电解槽因启动快、适应风光发电波动而具市场潜力[1][7] 储运与加注 * **储运现状**：气态储运（压缩储存和长管拖车）是主流，但体积大、运输效率低[8] * **液态储运**：密度高但需要极低温环境，设备要求高、成本高[1][8] * **新兴技术**：金属有机框架材料（MOFs）等有潜力但尚未成熟[1][8] * **加氢站建设**：截至2024年底，全国已建成超200座加氢站，集中在京津冀、长三角等地，主要服务燃料电池车[1][8] 下游应用与挑战 * **燃料电池汽车**： * 主要应用于商用车（公交车、重卡），优势为续航里程长、耐低温、充填速度快[4][14] * 成本较高，需政策支持，国家通过示范城市群以奖代补推广[4][14] * 2025年第一阶段政策到期导致2024年前三季度销量同比下滑明显，后续政策扩容及技术进步有望推动普及，2030年末期或实现显著经济效益[4][14] * **工业脱碳**：绿氨可用于合成甲醇、合成甲烷及钢铁生产（替代焦炭作为还原剂），为工业领域提供革命性减碳解决方案[4][13] * **加氢站挑战**： * 建设成本高，一个日加注能力500公斤、35兆帕的加氢站投资约1200万元，是传统加油站的三倍[12] * 盈利难，需政府补贴支持，地方政府提供建设阶段不超过30%的补贴（每年上限300万至500万元）及运营补贴（确保加注价格不超过35元/公斤，补贴标准10至20元/公斤）[12] * 折中方案是建设综合能源站（结合加油、加气、充电），以弥补亏损并节约审批时间与土地资源[4][12] 未来竞争与发展趋势 * 产业链竞争重点将从价格转向质量，关键技术因素包括技术水平、能耗控制、使用寿命和售后维护[1][10] * 气候变化促使全球减排目标严格，推动绿证交易和技术研发（如CCUS、电解槽性能提升），为产业链提供支撑，带来更多商业化机会[1][9] * 制氢环节国家重点鼓励可再生能源制氢，严格限制化石燃料制氢[15] * 储运环节需研发更先进技术（液体、有机液体及固态储运）以克服气态储运的局限性[11][15] * 气态储氢技术最成熟，但储氢密度低[11] * 低温液态储氢适合大规模应用，但能耗高、成本控制困难[11] * 固态储氢安全性高、压力低，但成本高、寿命短，处于实验室研发和小规模示范阶段[11] * 长距离运输需考虑管道输送（纯净管道或天然气管网掺混），欧洲有成熟案例（如德国天然气管网掺混20%），中国北方有示范项目，但仍需克服成本及技术稳定性问题[2][11] 其他重要内容 * 发展氢能源的主要原因：能源自主可控的需求和减碳需求，氢能来源丰富（主要来自水和可再生能源电力），是一种高效热源[3] * 氢能应用广泛，除交通和工业外，还可用于建筑供暖供热以及大规模长时间存储[15]

绿证核发总体情况 - 前10个月全国核发绿证24.78亿个，其中可交易绿证为15.92亿个 [1] - 10月当月核发绿证3.70亿个，涉及可再生能源发电项目37.41万个 [1] 绿证交易市场情况 - 前10个月全国绿证交易量为5.96亿个，其中绿色电力交易绿证为2.02亿个 [1] - 10月当月全国绿证交易量为6670万个，其中绿色电力交易绿证为2299万个 [1]

电力交易业务 - 公司已获得南方五省区售电资质并在广东区域实现常态化交易 [1] - 公司已锁定广东区域2025年7月至12月的电力交易代理业务 [1] - 公司通过精准的月度和日负荷预测实现了电力交易业务的起步运营及盈利 [1] 虚拟电厂业务 - 公司下属数字服务公司已完成广州市首批虚拟电厂运营商注册并成为广东首批十家公示运营商之一 [1] - 公司在无自有资源情况下迅速拓展市场一周内完成27个用户资源代理合同签订 [1] - 公司在广州虚拟电厂已完成50个客户代理聚合总代理容量达146兆瓦并参与两次响应合计有效负荷约16兆瓦时 [1] 绿证交易业务 - 公司积极拓展绿证交易渠道和销售网络并制定动态价格监测与差异化销售策略 [1] - 截至10月底公司代理绿证交易量达45.6万张销售金额约为140万元 [1]

投资评级 - 报告对北方国际维持"买入"评级 [4][6] 核心观点 - 公司2025年第三季度业绩降幅环比明显收窄，主要受益于焦煤价格回升带动贸易量显著增长 [1] - 公司毛利率延续改善趋势，经营现金流净流入同比大幅增加，现金流显著改善 [2] - 电力运营业务稳步扩张，在建项目有望显著增厚2026年及以后利润，驱动公司商业模式优化 [3] - 基于蒙煤项目毛利下降，报告下调2025年盈利预测，但预计2026-2027年归母净利润将恢复增长 [4] 财务业绩分析 - 2025年前三季度公司实现营业总收入99亿元，同比下降30%；实现归母净利润4.8亿元，同比下降36% [1] - 分季度看，Q3单季实现营业收入31.8亿元，同比下降14%；实现归母净利润1.8亿元，同比下降19%，降幅较Q2的-52%显著收窄 [1] - Q3单季焦煤贸易量达154万吨，同比增长75%，环比增长32% [1] - 2025年前三季度综合毛利率14.24%，同比增加2.5个百分点；Q3单季毛利率16.68%，同比增加0.44个百分点 [2] - 2025年前三季度经营现金流净流入9亿元，同比大幅增加13.6亿元；Q3单季净流入7.5亿元，同比增加8.2亿元，净现比185% [2] 业务板块表现 - 电力运营板块稳健增长：克罗地亚风电项目发电量2.89亿度，同比增长8%，平均电价9.9欧分/千瓦时 [3] - 老挝水电站项目因贷款本金加速清偿及美元利率下降，利息开支减少，项目利润大幅提升 [3] - 孟加拉火电站预计2026年起贡献投资收益，达产后年净利润约1亿美元，公司持股50%对应投资收益约3.5亿元，占2024年归母净利润的33% [3] - 波黑光伏项目总投资7.5亿元，测算年均运营收入1.2亿元，税后净利润0.42亿元 [3] 盈利预测与估值 - 预计公司2025-2027年归母净利润分别为8.82/11.87/13.82亿元，同比增长-16%/+35%/+16% [4] - 对应2025-2027年EPS分别为0.82/1.11/1.29元/股 [4] - 以2025年11月04日收盘价11.09元计算，对应PE分别为13.5/10.0/8.6倍 [4]

公司战略定位 - 兵器工业集团将公司定位为服务“一带一路”建设的骨干先锋企业、推进国际工程及国际产能合作的重要力量、以及推动民品国际化经营的主力军[2] 核心竞争优势 - 品牌优势：依托Norinco品牌，在“一带一路”沿线国家聚焦能源、资源、民生和工业工程，打造标志性项目，国际工程行业权威排名稳步上升[3] - 全球资源整合能力：与全球产业链上下游头部企业保持密切合作，建立利益共同体关系，实现能力提升和优势互补[4] - 投资驱动与建营并展：较早实施投建营一体化运作，形成较强投资开发管理能力，部分投资项目已投产并实现良好收益[5] - 高素质人才队伍：拥有熟悉国际化运作和海外项目管理的复合型人才，具备较强的商业机会捕捉和风险管控能力[6] - 属地化经营优势：海外机构覆盖三大洲数十国，推行一国一策的属地化战略，通过合资并购建立海外分子公司，管理体系完备[7] 电力运营业务表现与展望 - 前三季度电力运营板块经营平稳，发电量与收益保持良好增长[8] - 克罗地亚塞尼风电项目前三季度累计上网电量2.89亿度，平均电价9.9欧分/千瓦时，发电收益同比增长明显[8] - 老挝南湃水电站因加速清偿贷款本金及美元利率下降，利息支出减少，前三季度利润较去年同期大幅提升[8] - 公司将持续扩大海外优质电力资产布局，探索储能项目投资，并拓展绿证交易与虚拟电厂等新型收益渠道[8][9] 矿业业务发展方向 - 业务模式由单纯EPC承包商向矿业全产业链服务商转型，范围延伸至采矿运营及配套服务[10] - 通过深度参与业主生产和运维，与客户建立长期紧密关系，形成项目获取和价值创造的良性循环[10] - 未来将继续坚持产业链一体化转型，巩固在矿业服务领域的竞争优势[10] 分红政策 - 公司坚持长期稳定分红原则，已实现连续十七年现金分红[11] - 2024年度现金分红比例为15%，较上年提高5个百分点，现金分红总额达1.58亿元，较上年增长72.55%[11] - 未来将在兼顾经营发展资金需求的基础上，着力逐步提升分红水平[11] 近期财务业绩 - 2025年前三季度公司主营收入99.15亿元，同比下降29.79%；归母净利润4.85亿元，同比下降36.02%[12] - 2025年第三季度单季度主营收入31.81亿元，同比下降14.2%；单季度归母净利润1.76亿元，同比下降19.49%[12] - 前三季度毛利率为14.24%，负债率为56.87%[12] 机构评级与预测 - 最近90天内共有6家机构给出评级，其中买入评级5家，增持评级1家，目标均价为14.44元[13] - 多家机构对公司未来净利润进行预测，例如国联民生预测2025年净利润7.59亿元，天风证券预测2025年净利润8.10亿元[15]

绿证核发情况 - 2025年9月国家能源局核发绿证2.29亿个，涉及可再生能源发电项目30.65万个，其中可交易绿证为1.58亿个，占比68.86% [2] - 2025年9月核发的绿证中，有2.00亿个对应2025年8月的可再生能源发电量，占比高达86.98% [2] - 2025年1月至9月累计核发绿证21.08亿个，其中可交易绿证为14.35亿个 [2] - 从发电类型看，2025年9月太阳能发电核发绿证数量最多，达7324万个，风电为7216万个，常规水电为6876万个，生物质发电为1360万个 [3] - 2025年1月至9月累计核发量中，风电以79112万个居首，常规水电为67499万个，太阳能发电为50117万个，生物质发电为12788万个 [3] 绿证交易情况 - 2025年9月全国交易绿证6512万个，其中通过绿色电力交易完成的为2102万个 [4] - 2025年1月至9月累计交易绿证5.29亿个，其中绿色电力交易绿证为1.79亿个 [4] - 分类型看，2025年9月太阳能发电绿证交易量最大，为3288万个，风电为2860万个，生物质发电为162万个 [5] - 2025年1月至9月累计交易量中，风电绿证交易量最高，为26204万个，太阳能发电为22861万个，生物质发电为2648万个 [5] - 2025年9月全国单独交易绿证4410万个，交易平均价格为4.99元/个，环比下降11.78% [5] 绿证交易价格 - 2025年9月单独交易绿证的平均价格为4.99元/个，较上月下降11.78% [5][7] - 按电量生产年份划分，2025年生产的绿证交易量为3252万个，平均价格为6.46元/个，价格环比下降20.32% [7] - 2024年生产的绿证交易量为319万个，平均价格为2.58元/个，价格环比下降6.22% [7] - 2023年及以前生产的绿证交易量为839万个，平均价格为0.23元/个，价格环比下降2.98% [7]

全球新能源发展态势 - 全球风电和光伏装机容量持续快速增长，其中光伏发电装机增速明显领先于风电 [1] - 在部分高渗透率国家，光伏发电装机增速出现放缓，反映出电网调度和市场机制面临结构性挑战 [1] - 中国设定2035年国家自主贡献目标：非化石能源消费占比达到30%以上，风电和太阳能发电总装机容量达到2020年的6倍以上，力争达到36亿千瓦 [1] 中国水电现状与作用 - 2024年中国水电发电量达1.42万亿千瓦时，占总电量的14%，占可再生能源电量的41% [1] - 水电是技术最成熟的可再生能源之一，在电力系统中发挥重要的容量支撑和灵活调节作用 [1] - 水电将长期作为承担灵活调节功能的可靠电源，为电力系统安全稳定运行和新能源消纳贡献不可替代的力量 [2] 水风光一体化开发模式 - 水风光一体化开发体现资源互补、效率提升、成本优化等特性，电源特性互济互补 [2] - 风电和光伏呈现日内互补，水电与风光呈现季节性互补，水电可平抑风光短期波动 [2] - 雅砻江流域水风光一体化基地示范作用显著，7月17日梯级水电出力达1864万千瓦历史峰值，7月31日梯级水电日调峰容量1175万千瓦，单日调峰幅度达66% [2] - 该模式是促进可再生能源高质量发展和高水平安全的创新模式，并有望应用于能源国际合作 [3] 电力市场建设与成效 - 全国市场化交易电量由2016年的1.1万亿千瓦时提升至2024年的6.2万亿千瓦时，占全社会用电量比例由17%提升至63% [4] - 2024年中国新能源市场化交易电量超过1万亿千瓦时，占总发电量比重达55% [5] - 2024年1月至8月，全国绿证交易量突破1.58亿张，交易电量2050亿千瓦时，同比增长43.3% [5] - 需完善各类主体平等参与的市场机制，推动新能源、燃气、水电、核电等参与市场，并建立健全新型储能、虚拟电厂等灵活性资源参与的市场机制 [5] 绿证体系发展与应用 - 中国绿证具有权威性、唯一性、通用性的特点，是可再生能源环境属性的唯一证明 [6] - 已实现绿证全周期闭环管理，建立国家核发交易系统，保障全范围覆盖、全过程透明 [7] - 2025年1月至8月，全国交易绿证4.64亿个，同比增长1.2倍，单独绿证交易占比约七成，8月平均价格为5.66元/个，环比增长22.77% [7] - 绿证应用于大型活动100%绿电消费、企业ESG报告、能耗双控及产品碳足迹核算，并取得RE100全面认可，国际合作被纳入多双边重点议题 [7] 地方实践案例（苏州） - 苏州构建覆盖全市的绿电绿证服务网络，建成1个微网点、8个服务专区，实现区县全覆盖 [4] - 苏州绿电交易用户491户，绿电交易规模超53亿千瓦时，绿证交易近91万张，交易量占江苏省三分之一以上 [4] - 成功推动分布式光伏参与交易、新能源聚合交易以及江苏省首笔多年期绿电交易等创新实践 [4]

2035年气候目标与核心指标 - 2035年全经济范围温室气体净排放量比峰值下降7%-10% [3] - 2035年非化石能源消费占能源消费总量比重达到30%以上 [3] - 2035年风电和太阳能发电总装机容量达到2020年的6倍以上、力争达到36亿千瓦 [3] 当前进展与未来装机需求 - 截至2025年9月底，中国可再生能源装机接近22亿千瓦，风电、太阳能发电合计装机突破17亿千瓦 [5] - 为实现2035年目标，未来10年每年需新增2亿千瓦左右风光装机 [6] “十五五”期间发展路径：供给侧扩容 - 统筹新能源就地消纳和外送通道建设，加快推进“沙戈荒”新能源基地、水风光一体化基地规划建设 [7] - 加大海上风电开发力度，完善顶层设计并研究出台深远海海上风电规划性文件和管理办法 [7] - 推动分布式新能源多场景多元化开发 [7] “十五五”期间发展路径：消纳端提质 - 推动新能源与算力、绿氢等战略性新兴产业融合互促发展，支持绿电直连、虚拟电厂等新模式新业态 [7] - 积极拓展新能源非电利用，重点推动风光制氢氨醇、风光供热供暖等多元转化和就地利用 [7] - 加快建设风光氢氨醇一体化基地，鼓励工业领域风光绿电替代化石能源供热供汽 [7] 政策与市场机制协同 - 落实可再生能源消费最低比重目标，协同推进强制消费与自愿消费，健全绿证交易机制 [9] - 加强电—碳—证市场协同衔接，积极推动绿证国际互认 [9] - 完善适应高比例新能源的市场和价格机制，构建适应新能源特性的市场交易规则 [9] 目标系统性突破与产业底气 - 新一轮目标实现“双扩展”与“双转向”：从二氧化碳扩展至全温室气体，从能源领域扩展至全经济范围；从相对减排转向绝对量下降 [10] - 中国到2035年的温室气体净排放比峰值下降绝对量将超过10亿吨二氧化碳当量 [10] - 中国拥有广袤的风光资源、全球最大最完整的新能源产业链、规模巨大的能源电力系统，为兑现目标提供坚实基础 [12] - 中国在年度总发电量、可再生能源电量、新能源电量三项指标上均占全球三分之一以上，风光累计与新增装机均居全球首位 [12]

电力运营业务 - 前三季度克罗地亚塞尼风电项目累计上网电量2.89亿度，平均电价9.9欧分/千瓦时，发电收益同比增长明显 [1] - 老挝南湃水电站因加速清偿贷款本金及美元利率下降，利息支出减少，前三季度利润同比大幅提升 [1] - 电力运营板块是公司毛利高、可持续性强的核心业务，公司高度重视并持续看好其长期发展潜力 [1] - 未来将扩大海外优质电力资产布局，探索储能项目投资，并拓展绿证交易与虚拟电厂等新型收益渠道 [1][2] 矿业业务 - 公司正由EPC承包商向矿业全产业链服务商转型，业务延伸至采矿运营及配套服务 [2] - 未来将继续坚持产业链一体化转型，巩固在矿业服务领域的竞争优势 [2] - 三季度蒙古焦煤销售量154万吨，同比增长75%，环比增长32%，销量与毛利均较上半年提升 [2] 公司经营与现金流 - 前三季度经营性现金流稳健增长，得益于聚焦风险可控、回款及时的优质项目，以及成本攻坚和降本增效工作 [2]