绿电ETF市场表现 - 绿电ETF（159669）今日强势上涨近1% 在大盘震荡背景下表现突出 [1] 广东新能源电价政策 - 广东电力交易中心发布新能源增量项目可持续发展价格结算机制征求意见稿 明确机制电量差价电费计算公式为：机制电量×(机制电价-月度发电侧实时市场同类型电源加权均价) [1] - 增量项目机制电价通过集中竞价确定 机制电量比例申报上限不高于90% 与存量项目衔接 [1] - 执行期限设定为海风项目14年 其他类型项目12年 每年新增机制电量规模由省发改委和能源局确定 [1] - 2025年中期将组织首次竞价 此后每年底进行竞价 项目主体每年10月可申请机制电量比例调减 [1] 电力市场建设与绿电估值 - 全国统一电力市场建设加速推进 电力资产价值面临重估机会 [1] - 地方"136号文"陆续出台 绿电项目盈利有望平稳过渡 板块估值修复预期增强 [1] 绿证市场供需分析 - 2024年绿证核发量激增曾导致价格承压 但存量补发到期后供给压力将明显缓解 [2] - 发改委首次对钢铁、有色、建材、石化、化工等高耗能行业及数据中心提出绿电消费比例考核要求 制度性需求有望显著释放 [2] 绿证交易机制影响 - "电量+绿证"捆绑交易与强制消纳政策双轮驱动下 绿证单位环境价值预计回升至合理区间 [2] - 新能源发电运营商ROE水平有望随绿证价格回升而提升 [2]

公司业绩表现 - 2025Q1实现营收35.58亿元，同比增长0.93%，归母净利润10.21亿元，同比下降4.44%，业绩下滑主要与电价下滑及折旧增加有关 [1] - 2025Q1发电量99.05亿千瓦时，同比增长9.26%，其中风电89.21亿千瓦时(+8.57%)，光伏9.84亿千瓦时(+15.98%) [1] - 2025年4月风电发电量增速达16.68%，受益于全国地面10米高度平均风速较近10年同期偏大0.98% [2] 装机与发电情况 - 截至2024年底风电装机1448.18万千瓦(+11.56%)，光伏436.45万千瓦(+79.06%) [1] - 2024年新增风电装机150.06万千瓦，光伏192.70万千瓦，但风电新增装机集中于下半年投产导致2025Q1部分项目处于调试阶段 [1] - 2025Q1风电发电量单月增速分别为+0.42%(1月)、+20.46%(2月)、+6.38%(3月) [1] 财务分析 - 2025Q1营收增速0.93%低于发电量增速9.26%，主要因市场化交易导致电价下滑及平价项目占比提升 [2] - 营业成本同比增加6.19%(1.08亿元)，主要系新投产项目折旧增长(2024年投产3.4GW vs 2023年1.2GW) [2] - 财务费用同比下降0.52亿元，部分抵消毛利额同比下滑0.75亿元的影响 [2] 公司价值与行业前景 - 应收账款230亿元(为市值1.54倍)，主要为可再生能源补贴款项 [3] - 2024年每股派息0.09元/股，占可供分配利润52%，考虑永续债利息后分红比例34% [3] - 风电运营商具备更高投资价值，因出力稳定性优于光伏且全社会综合成本更低 [3] - 136号文对存量项目的保护政策利好公司作为老牌风电龙头的长期价值 [3]

报告行业投资评级 - 看好（维持）[1] 报告的核心观点 - 2025年3月发改委提出高耗能行业绿电消费比例要求，有望激发绿证市场活力，提振绿证价格；随着补发绿证到期，2026年起供给冲击减弱，供需结构有望改善；高耗能行业和数据中心绿电需求增长，将带动绿证消费；绿证价格回升有望提升新能源发电运营商ROE水平，建议优选资产优质、估值低位的运营商 [3][4][5][6] 相关目录总结 供给：绿证补发带来的供给冲击将于2025年底结束 - 我国已建立绿证全生命周期闭环管理机制，基本实现核发全覆盖，交易规模和用户数量扩大 [12] - 2024年完成绿证补发，实现各类可再生能源核发全覆盖，推进分布式光伏核发；12月起月度核发量减少，本轮供给冲击或2025年底结束 [13] - 绿证核发覆盖几乎全部集中式风光电站与部分水电站发电量；2024年累计核发绿证49.55亿个，风电、光伏等累计核发量不同；集中式风光、水电、生物质能绿证核发覆盖率不同 [16] - 预计绿证核发量逐年增长，2030年前后达40亿量级；假设可再生能源发电量适度增长，各电源类型绿证覆盖率逐年提高 [20] 需求：高耗能行业绿电消费要求有望提振绿证消费 - 绿色电力消费逐渐具备强制性，2024年提出电解铝行业绿电消费目标并要求用绿证核算，2025年各省电解铝行业绿电消费比例预期值与该省绿色电力平均消纳责任相当 [22] - 2024年绿证市场交易规模扩大，但消费动力不足，交易量仅占核发量的14.12%；供给冲击致绿证价格大幅下跌，绿色电力环境价值未充分体现 [24] - 2025年3月拓宽绿电消纳要求覆盖行业范围，到2030年高耗能行业绿电消费比例原则上不低于全国平均水平，国家枢纽节点新建数据中心绿电消费比例提升；高耗能行业用电量占比高，明确绿电消纳要求有望提振绿证消费 [27] - 数据中心电力需求快速增长，2019 - 2023年用电量年增速21%，高于全社会；预计2030年用电量将超3000 - 7000亿千瓦时，有望贡献绿证需求增量 [28] 展望：2026年有望走出绿证市场机制完善的阵痛期 - 2025年电解铝行业面临绿电消费比例考核，绿证市场消费活力有望激发；随着超额供给绿证到期、绿电消费政策落地，绿证交易有望量价齐升 [32] - 绿证消费比例与价格提高将提升可再生能源发电企业盈利水平；以龙源电力为例，绿证价格每提高10元，风光发电度电净利润提升4.5% [34] 受益标的：优选资产优质、估值低位的新能源发电运营商 - 受益标的包括大唐新能源(H)、龙源电力(H)、中国电力(H)、中广核新能源(H)、新天绿色能源(H)、三峡能源、江苏新能、嘉泽新能、节能风电、中闽能源、浙江新能等 [6][36]

交易概述 - 公司拟通过发行股份及支付现金方式购买国家电投集团内蒙古白音华煤电有限公司100%股权并募集配套资金[1] - 根据《重组管理办法》规定需累计计算十二个月内对同一或相关资产的购买出售数额[1] 十二个月内资产交易情况 纳入累计计算的交易 - 向控股70%子公司内蒙古电投新能源生态建设有限责任公司增资注册资本从1000万元增至135730万元公司按股比注入资本金94311万元[2] - 对控股51%子公司内蒙古霍煤鸿骏铝电有限责任公司以未分配利润转增注册资本从330000万元增至565000万元[4] - 对全资子公司库伦旗电投新能源有限公司增资注册资本从500万元增至5300万元[4] 不纳入累计计算的交易 - 出售全资子公司通辽通发新能源有限责任公司100%股权给控股股东中电投蒙东能源集团转让价格1963043万元[3] 交易关联性说明 - 纳入累计计算的交易标的均与实际控制人国家电力投资集团有限公司控制的企业相关[2][4] - 通辽通发新能源因交易方向为出售故不纳入累计计算范围[3] 其他说明 - 除上述交易外公司未发生其他需纳入累计计算的资产交易[5]

核心观点 - 发改委提出高耗能行业绿电消费比例要求，有望激发绿证市场活力，随着供给冲击减弱和需求政策落地，绿证价格有望回归合理水平，提升新能源发电运营商ROE，建议优选A/H股资产优质、估值低位的新能源发电运营商 [3][6] 供给：绿证补发带来的供给冲击将于2025年底结束 - 我国已建立绿证全生命周期闭环管理机制，基本实现核发全覆盖，交易规模和用户数量快速扩大 [12] - 2024年完成绿证补发工作，短期造成供给冲击，绿证价格大幅下跌，随着补发部分存量绿证到期，2026年起供给冲击有望减弱 [4][13] - 绿证核发覆盖几乎全部集中式风光电站与部分水电站发电量，2024年累计核发绿证49.55亿个，其中可交易绿证31.58亿个 [16] - 预计绿证核发量逐年增长，2030年前后核发量达到40亿量级，2025年约25亿个，2026 - 2027年达30亿量级 [20] 需求：高耗能行业绿电消费要求有望提振绿证消费 - 绿色电力消费逐渐具备强制性，2024年提出电解铝行业绿电消费目标，2025年开始考核，2025年3月拓宽绿电消纳要求覆盖行业范围 [22][27] - 2024年绿证市场交易规模迅速扩大，但消费动力不足，交易量仅占核发量的14.12%，供给冲击导致绿证价格大幅下跌 [24] - 高耗能行业在终端电力需求中占重要地位，2024年五大高耗能行业用电2.69万亿千瓦时，占全社会用电量的27.32%，明确绿电消纳要求有望提振绿证消费动能 [5][27] - 数据中心电力需求快速增长，2019 - 2023年年增速21%，据预测2030年用电量将超4000亿千瓦时，有望贡献绿证需求增量 [28] 展望：2026年有望走出绿证市场机制完善的阵痛期 - 2025年电解铝行业面临绿电消费比例考核，高耗能行业绿电消费比例要求有望激发绿证市场消费活力，绿证消费比例有望提高 [32] - 本轮供给冲击结束后绿证价格有望回归绿电环境价值，需求刺激政策有望带来绿证交易的量价齐升 [32] - 绿证消费比例与价格提高将显著提升可再生能源发电企业盈利水平，如绿证价格每提高10元，龙源电力风光发电度电净利润提升4.5% [34] 受益标的：优选资产优质、估值低位的新能源发电运营商 - 受益标的包括大唐新能源(H)、龙源电力(H)、中国电力(H)等多家A/H股新能源发电运营商 [6][36]

招股说明书显示，首发募集资金将用于1516.55万千瓦风电和太阳能发电项目建设。募投项目类型包括 风光大基地项目、就地消纳负荷中心项目、新型电力系统协同发展项目、绿色生态文明协同发展项目。 除募投项目外，华电新能还获得了内蒙古腾格里沙漠、新疆天山北麓戈壁、青海海西柴达木沙漠等四大 清洁能源基地的牵头开发权，规划总装机规模5700万千瓦，打造高质量建设"沙戈荒"新能源基地的新典 范。 中国华电战略规划部总监、华电新能董事吴韶华说，华电新能将全面融入国家深化市场化改革的进程， 加快以科技创新引领新质生产力发展，打造数智化转型和专业化管理新范式；积极布局中东南部沿海地 区海上风电项目，打造新的产业"增长极"；加快推进流域风光储一体化项目拓展，打造多能互补新业 态；探索推广"新能源+乡村振兴"项目模式，创新"光伏+生态+惠民"融合路径；布局光伏治沙、生物多 样性保护、生态修复等环境要素管理。 华电新能是中国华电新能源业务最终整合的唯一平台，主营业务是风力发电、太阳能发电为主的新能源 开发、投资、运营，总资产超3650亿元，拟首发募资180亿元。 最新财务数据显示，2021年至2024年上半年，华电新能营收分别为217 ...

公司现状 - 公司在运装机规模1944.55万千瓦，其中风电装机规模393.6万千瓦，光伏装机规模1530.95万千瓦 [2] - 2025年第一季度，公司参与市场化交易的比例约70% [2] - 2024年，公司收回新能源电价补贴7.9亿元；2025年一季度，收回6000万元 [2] - 截至2024年末，公司应收账款余额62.51亿元，其中电价补贴款62.38亿元 [3] 项目规划 - 2025年，公司计划开工新能源项目超1600万千瓦；截至目前，在建项目规模1229万千瓦，主要分布在新疆、青海、甘肃、山东、广东等地区，除部分项目外其他为大基地项目 [2][3] - 2025年，公司重点做好“十四五”规划收官及总结，积极谋划“十五五”规划，将136号文影响作为重要考量因素，履行决策程序后对外披露 [3] 项目决策 - 公司进行项目投资决策时，考虑投资成本、电价预期、送出消纳、融资成本等因素，严守资本金收益率不低于7%的底线 [3]

董事会决议 - 公司第七届董事会2025年第五次临时会议以通讯方式召开 应到董事7人 实到7人 会议合法有效 [1] - 会议审议通过两项议案 均获全票通过（7票同意 0票反对 0票弃权） [1] 土城矿技术改造 - 公司批准土城矿混煤高质化技术改造项目 总投资1 79亿元 旨在优化产品结构 提高煤炭附加值 实现资源高效利用 [1] 新能源子公司增资调整 - 因光伏组件价格下降 关岭县百万千瓦级光伏基地一 二期项目实际投资低于预算 且已全容量并网 [2] - 调整方案为：保持子公司注册资本不变 将一 二期节省资本金转用于三期项目 三期资金缺口由子公司自筹解决 [2]

新能源装机规模 - 海南省新能源装机突破1000万千瓦大关达到1053万千瓦占全省总装机比例45.6%成为第一大电源 [1] - 新能源装机结构为风电209万千瓦光伏798万千瓦生物质46万千瓦 [1] 电网服务优化 - 海南电网提供"全流程、一站式、保姆式"服务将并网时限压缩近30% [1] - 2025年以来累计实现集中式新能源新增并网211万千瓦包括华能临高CZ1海上风电等3座海上风电场全容量并网 [1] 新能源并网挑战 - 新能源发电装机占比提升带来风、光资源间歇性、波动性等不确定性大规模并网对电网安全稳定运行造成压力 [1] - 海南电网将评估电力系统对新能源的承载能力确保电网安全 [1] 未来调节资源建设 - 海南电网计划推进构网型储能、在建气电、抽水蓄能等调节资源建设 [2] - 持续推进煤电灵活性改造、核电调峰能力等常规能源调节能力建设 [2] - 加快海南电网电磁暂态仿真试验平台建设提升仿真计算分析能力 [2]

公司全国布局与业务拓展 - 公司加速全国布局，计划在黑龙江、吉林、广西建设582.4兆瓦风电项目，在黑龙江密山建设100兆瓦/400兆瓦时共享储能电站项目 [1] - 公司业务覆盖西北、东北、华东、华南、华北五大区域的23个省份，总资产超过220亿元，新能源装机容量超过3吉瓦 [1] - 公司形成五大业务板块协同发展：新能源电站开发-建设-运营-出售、运维管理服务、屋顶分布式光伏、新能源产业基金、新能源装备制造产业园区建设 [2] - 公司采用"滚动开发"模式，提供全生命周期、全业务范围、全供应链条的资产管理综合解决方案 [2] 分布式光伏业务发展 - 公司以中东部经济发达地区为重点，发展屋顶分布式光伏业务，采用"自发自用，余电上网"模式 [3] - 工商业屋顶光伏项目收益较高，80%电量可就地消纳，已覆盖13个省份，并网项目102个，总容量超200兆瓦 [3] - 公司计划拓展分布式储能、共享储能电站项目，结合绿电交易实现智慧、零碳用电 [4] 公司盈利能力与财务表现 - 公司并网装机容量从上市初的不到1吉瓦增至2.28吉瓦，收入从8亿元增至24亿元，净利润从1.65亿元增至6.3亿元 [6] - 近两年净利润保持在6亿元以上，单个季度盈利超过上市前年度盈利水平 [6] - 公司坚持分红政策，每年分配利润超过可分配利润的30%，累计现金分红约13亿元 [6] 产业链协同与未来规划 - 公司具备高效的项目开发能力，推动绿电产业链上下游联动，促进新能源项目高效开发及就地消纳 [6] - 公司计划加强与负荷侧企业合作，拓展绿氢、绿氨、绿醇等绿电应用场景，打造"新能源+"项目 [7]