国家能源局举行新闻发布会 可再生能源发电量再上新台阶。可再生能源发电量接近全国总发电量的四成，超过同期第三产业用电量 与城乡居民生活用电量之和。风电、光伏新增发电量超过全社会用电量增量。今年上半年，全国可再生 能源发电量达17993亿千瓦时，同比增加15.6%，约占全部发电量的39.7%，超过同期第三产业用电量 （9164亿千瓦时）与城乡居民生活用电量（7093亿千瓦时）之和；其中，风电、太阳能发电量合计达 11478亿千瓦时，同比增长27.4%，在全社会用电量中占比达到23.7%，较去年同期提高4.4个百分点。风 电、光伏合计发电量较去年同期增加2470亿千瓦时，超出全社会用电量增量。下面，分别介绍主要可再 生能源发电品种的有关情况。 （一）水电建设和运行情况。2025年上半年，全国新增水电并网容量393万千瓦，其中常规水电110万千 瓦，抽水蓄能283万千瓦。截至今年6月底，全国水电累计装机容量达4.4亿千瓦，其中常规水电3.79亿千 瓦，抽水蓄能6129万千瓦。今年上半年，全国规模以上水电累计发电量5398亿千瓦时，全国水电累计平 均利用小时数为1377小时。 （二）风电建设和运行情况。今年上半年，全国 ...

可再生能源成本竞争力 - 可再生能源发电成本相比化石燃料具有显著价格优势 2024年太阳能光伏发电比最便宜化石燃料电力平均便宜41% 陆上风电便宜53% [1] - 陆上风能成为最经济实惠的新增可再生能源 价格为0.034美元/千瓦时 太阳能光伏价格为0.043美元/千瓦时 [1] - 2024年新增582吉瓦可再生能源装机容量 避免约570亿美元化石燃料使用成本 91%新投运可再生能源项目比任何新增化石燃料方案更具成本效益 [1] 区域成本差异与驱动因素 - 欧洲和北美地区面临成本上升压力 主要受许可延迟 电网容量有限和系统平衡费用增加等结构性挑战影响 [2] - 亚洲 非洲和南美洲等地区因可再生能源潜力巨大 可能出现显著成本下降 [2] - 融资成本是项目可行性决定性因素 非洲陆上风电项目融资成本比例远高于欧洲 尽管2024年两地成本均为约0.052美元/千瓦时 [3] 供应链与政策挑战 - 地缘政治变化 贸易关税 原材料短缺和制造业态势变化可能暂时提高可再生能源成本 [2] - 不稳定政策环境和不透明采购流程削弱投资者信心 稳定可预测收入框架对降低投资风险至关重要 [2] - 电网连接瓶颈 审批流程缓慢和当地供应链成本高昂导致风能太阳能项目延迟 在G20国家和新兴市场国家尤为严重 [3] 技术创新与系统集成 - 电池储能系统成本自2010年以来下降93% 2024年公用事业规模储能成本达192美元/千瓦时 主要得益于制造规模扩大 材料改进和生产技术优化 [3] - 电池储能 混合系统(太阳能 风能和电池结合)及数字技术成为整合间歇性可再生能源的关键 人工智能工具提升资产性能和电网响应能力 [4] - 数字基础设施 灵活性及电网扩建仍面临严峻挑战 新兴市场缺乏投资将限制可再生能源潜力完全实现 [4] 经济影响与转型趋势 - 所有在运可再生能源项目2024年节省化石燃料成本达4670亿美元 [5] - 可再生能源转型被描述为"不可逆转" 但其速度和公平性取决于当前政策选择和国际合作 [5] - 购电协议(PPAs)等工具在获得可负担融资方面发挥关键作用 降低融资风险是扩大可再生能源规模的核心 [2]

克罗地亚电力结构现状 - 截至7月初克罗地亚总发电装机容量为5793兆瓦 其中可再生能源占比81.7%（4733兆瓦） 非可再生能源占比18.3%（1060兆瓦） [2] - 第二季度可再生能源发电量（含水电）达2506吉瓦时 同比增长20.3% 其中风电723吉瓦时（+44.3%） 光伏338吉瓦时（+71.6%） 生物质和沼气231吉瓦时（+5.5%） [2] - 非可再生能源发电量中 核电站贡献758吉瓦时（占比17.4%） 火电285吉瓦时（占比6.5%） [2] 发电结构变化与进口依赖 - 第二季度风电、光伏、生物质及沼气发电总量达1292吉瓦时 首次以29.7%占比成为主导电源 其中光伏占7.76% 风电占16.59% [2] - 同期水力发电1190吉瓦时（占比27.3%） 电力进口754吉瓦时（占比17.3%） 进口额达6400万欧元（均价84.69欧元/兆瓦时） [2] 能源发展建议 - 需加速可再生能源项目开发 同时加强电网和储能系统投资 以提升能源供给稳定性 [3] - 建设灵活性现代化电网 促进可再生能源整合 降低终端用户电价波动风险 [3]

政策背景 - 国家能源局综合司印发《浙江、河南、广东省分布式可再生能源发电项目绿证核发工作方案》以落实可再生能源绿色电力证书全覆盖工作要求 [1] - 政策依据为《国家发展改革委 财政部 国家能源局关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作 促进可再生能源电力消费的通知》（发改能源〔2023〕1044号） [1] 实施范围 - 在浙江、河南、广东省开展分布式可再生能源发电项目绿证核发全覆盖试点 [1] - 其他地区可参照本方案推进相关工作 [2] 工作目标 - 力争2025年12月底前基本实现三省份分布式项目绿证核发全覆盖 [1] 执行主体 - 省级能源主管部门需会同国家能源局派出机构细化实施方案 [1] - 涉及单位包括三省能源局、电力监管机构、电网企业及电力交易中心 [1] 附件说明 - 工作方案详情需通过附件《浙江、河南、广东省分布式可再生能源发电项目绿证核发工作方案》查阅 [3]

分布式可再生能源发电项目绿证核发工作方案 - 国家能源局综合司印发《浙江、河南、广东省分布式可再生能源发电项目绿证核发工作方案》[1] - 在浙江、河南、广东省探索开展分布式可再生能源发电项目绿证核发全覆盖工作[1] - 力争在2025年12月底前基本实现分布式项目绿证核发全覆盖[1]

绿证核发情况 - 2025年5月国家能源局核发绿证2.15亿个，环比下降0.59%，涉及可再生能源发电项目12.71万个，其中可交易绿证1.30亿个，占比60.31% [1] - 2025年4月可再生能源电量对应绿证1.57亿个，占5月核发总量的73.20% [1] - 2025年1-5月累计核发绿证10.93亿个，可交易绿证7.62亿个 [1] - 分类型核发量：风电8232万个（5月）/4.66亿个（1-5月）、太阳能发电4055万个/2.10亿个、常规水电7448万个/3.38亿个、生物质发电1637万个/7505万个、其他可再生能源123万个/528万个 [3] 绿证交易情况 - 2025年5月全国交易绿证2987万个，其中绿色电力交易绿证1005万个 [4] - 2025年1-5月累计交易绿证2.87亿个，绿色电力交易绿证9623万个（含调减1-4月数据168万个） [4] - 分类型交易量：风电1543万个（5月）/1.47亿个（1-5月）、太阳能发电1091万个/1.21亿个、生物质发电242万个/1300万个、其他可再生能源111万个/647万个 [5] - 5月绿证单独交易1982万个，平均价格2.73元/个，环比上涨18.12% [5]

中国企业转型路径 - 中国企业通过创新和优化运营模式在人工智能与气候变化双重挑战中开辟独特发展路径，聚焦于运营体系重构和优化，将技术革新与可持续发展深度融入价值链核心环节 [1] - 中国制造业中超3.1万家智能工厂应用AI，其中230余家工厂将产品研发周期平均缩短28.4%，碳排放平均减少20.4% [3] - 中国企业在可再生能源领域展现出全球领导力，拥有全球40%的绿色技术专利，这些技术优势正通过新型运营体系转化为实际效益 [3] 全球商业模式重塑价值预测 - 到2025年，中国企业通过商业模式变革将额外创造高达1.66万亿美元的价值 [2] - 全球市场由此产生的价值增量将超过7万亿美元 [2] - 亚太地区预计将创造2.98万亿美元价值，北美地区1.55万亿美元，中国1.66万亿美元，印度0.33万亿美元 [2] 技术应用与可持续发展 - 中国企业将AI视作推动变革的核心要素，为应对气候变化更有意愿加大相关投资 [3] - 随着可再生能源的发展，中国2025年发电量预计将超过火力发电，进一步推进"双碳"计划 [3] - 企业应聚焦利用AI推动流程创新和增长导向的运营转型，而不仅仅是降本增效 [3] 未来战略方向 - 中国企业需摒弃"简单跟随"策略，优先推动商业、运营和能源模式创新 [4] - 在建立信任、运用前沿技术和战略资源管理上持续精进，为长期发展筑牢根基 [4] - AI、气候变化及全球贸易将持续重塑产业格局，"赢家通吃"趋势或将继续 [4]

可再生能源发电比例 - 以色列可再生能源发电比例从战前不足20%提升至当前40% [1]

绿证概念与意义 - 绿色电力指风电、太阳能发电等可再生能源项目生产的电量，绿证是政府或第三方机构核发的电子证书，每1000千瓦时电量对应1个绿证，用于证明环境属性和全生命周期溯源 [2] - 绿证制度意义包括引导绿色电力消费、推动可再生能源项目开发、支撑电碳衔接及助力双碳目标实现 [21] - 中国绿证具有唯一性（环境属性唯一证明）、权威性（国家能源局核发）和通用性，通过闭环管理体系实现溯源和避免重复计算 [26][27][28] 绿证核发规则 - 核发机构为国家能源局电力业务资质管理中心，依托国家绿证核发交易系统，核发前需完成项目建档立卡 [3][19] - 核发范围覆盖风电、太阳能发电等多种可再生能源，按月核发且有效期2年，样式含项目名称、电量等中英文信息 [3][14][32] - 不足1000千瓦时的电量可累计核发，数据来源包括电网企业计量和发电企业报送 [24][25] 绿证交易机制 - 交易模式分单独交易（标的为绿证，全国自由交易）和绿色电力交易（需电网物理连接），价格由市场决定无上下限 [4][41][45] - 境外企业或个人可购买中国绿证，交易主体可委托代理机构参与，支持挂牌和双边协商交易方式 [39][40][43] - 绿证允许多次交易和跨省跨区交易，但交易后不可撤销，收益归发电企业或项目业主所有 [50][51][53] 绿证应用场景 - 用于绿色电力消费声明与核销，可交易与不可交易绿证在应用上无区别，可衔接能耗双控和可再生能源消纳考核 [55][60][64] - 在碳领域可用于碳排放和碳足迹核算，但暂不能用于全国碳市场配额履约，与CCER存在过渡期衔接安排 [66][68][69] - 国际方面与欧盟GO等制度本质类似，中国参与多项国际标准编制，推动国际互认 [71][74] 系统与核销管理 - 国家绿证核发交易系统与建档立卡系统关联，实现核发、交易、核销全流程管理，用户可通过系统验真和查询 [6][29][93] - 核销触发条件包括过期、用于消费声明或对应CCER，核销后生成信息表但不影响能耗双控等场景应用 [79][81][83] - 绿证账户实行"一主体一账户"，省级专用账户由省级部门管理，交易平台支持绿证上架与撤销 [84][86][98]

财务数据和关键指标变化 - 全年EBITDA同比增长超14%，IPP业务EBITDA利润率从去年略超80%提升至近83% [10] - 全年税前利润达100亿卢比，同比增长23%，连续第二年实现税后盈利 [10][11] - 第四季度调整后EBITDA为221亿卢比，同比增长32% [21] - 第四季度税前利润从去年同期21亿卢比增至30亿卢比，第四季度税后利润为31亿卢比，全年税后利润为46亿卢比 [22] - DSO从两年前138天降至71天，一年前为77天 [25] 各条业务线数据和关键指标变化 IPP业务 - 运营容量达11.2吉瓦，同比增长17%，剔除资产出售后同比增长21% [6] - 第四季度IPP业务EBITDA利润率提升超250个基点 [21] 制造业业务 - 现有6.4吉瓦组件制造和2.5吉瓦电池制造设施已完全稳定，达到行业领先效率水平 [9] - 已供应1.3吉瓦产品，当前外部订单为1.4吉瓦 [9][18] - 外部销售为2025财年合并EBITDA贡献约42亿卢比，第四季度贡献约36亿卢比 [19] 各个市场数据和关键指标变化 - 印度可再生能源拍卖供应量每年超50吉瓦，内部收益率有吸引力 [8] - 尽管近期天气因素导致需求有所疲软，但多数分析师仍预计能源需求和峰值需求将持续增长 [13] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司将继续发挥优势，扩大在印度可再生能源领域的业务版图 [11] - 公司是全印度可再生能源公司，具备项目执行能力、多市场布局、一体化商业模式、项目连接性和合理资本配置等优势 [12] - 行业监管和宏观环境支持可再生能源发展，其是印度所有电源中新增装机容量最高且成本最低的能源 [12] - 供应链本土化趋势持续，政府宣布电池组件的ALM政策 [13] - 复杂项目中电池储能系统使用增加，纯项目占比降至约25%，为历史最低 [14] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 印度可再生能源行业前景非常乐观，尽管全球面临地缘政治冲突、通胀、关税和贸易紧张局势，但公司业务和前景更加强劲 [5][11] - 公司将继续利用自身优势，扩大在印度的可再生能源业务 [11] 其他重要信息 - 公司获得1亿美元股权融资，用于将现有电池设施扩大4吉瓦至6.5吉瓦 [9] - 过去六个月通过资本回收筹集2.6亿美元，包括尚未完成的交易 [10][18] - 公司在ESG方面取得显著进展，获得LSEG ESG评级A等级、Morningstar Sustainalytics低风险评分等 [30] - 公司承诺实现SPCI验证的净零目标，已制定制造脱碳路线图并启动排放监测和披露 [32] - 公司预计2026财年调整后EBITDA在870 - 930亿卢比之间，包括10 - 20亿卢比资产出售收益和50 - 70亿卢比制造业业务贡献 [34][35] - 预计2026财年建设1.6 - 2.4吉瓦项目，为股东提供14 - 17亿卢比现金流 [35][36] 问答环节所有提问和回答 问题1: 2026财年产能利用率（PLF）假设 - 假设2026财年PLF水平与2025财年相似，若情况更好，业绩将处于指导范围上限 [40] 问题2: 2026财年电池和组件外部销售预期及1.4吉瓦订单完成时间 - 1.4吉瓦订单中，约1.1吉瓦为DCR相关，约300兆瓦为非DCR相关，订单将在整个财年完成，部分已开始供应 [41] 问题3: Topcon设施3.3 - 3.5亿美元资本支出的融资计划 - 采用70%债务和30%股权的融资比例，与一期模块和电池厂相同，已与部分贷款人就融资进行讨论，资本回收资金将用于扩大IPP业务 [43][44] 问题4: 模块销售是否计划在印度以外市场销售及2026财年模块销售利润率预期 - 目前合同主要面向印度市场，正在拓展海外市场；预计利润率在2026财年保持在当前范围，因电池厂运营效率领先 [49][50] 问题5: 2026财年模块销售订单情况 - 全年订单基本已确定，可根据机会调整内部和外部销售组合 [51] 问题6: 如何利用印度利率下降优势进行新债务融资或现有债务再融资 - 新债务融资可享受低利率，约40%浮动利率债务将在短期内受益于利率传导，将机会性地对现有债务进行再融资 [52][53] 问题7: 2026年7月到期债券的再融资计划 - 持续监测市场，当美元债券市场有吸引力时，将对部分到期债务进行再融资；对于运营公司债务，将根据印度利率情况决定是否转移部分债务 [56][57] 问题8: 稀土供应中断是否影响公司或同行 - 目前稀土供应中断未成为问题 [58]