目标价与评级调整 - 目标价上调9.4%至1.28港元 [1] - 因股价大涨后估值吸引力有限 评级下调至中性 [1] 财务表现 - 2025年上半年盈利4.5亿元人民币 同比增长23.4% [1] - 平均借款利率环比下降0.62个百分点至2.88% [1] 运营状况 - 因光照较强 利用小时增长超3% [1] - 平均电价同比下降12% 低于预期 [1] 行业与风险 - 港元借款全部置换为人民币借款 [1] - 光电抢装导致短期限电风险加大 [1]

吉林省可再生能源发展 - 截至6月底吉林省发电装机容量达4880 94万千瓦 同比增长9 62% 其中可再生能源装机3120 53万千瓦 同比增长15 79% 占总装机容量的63 93% [1] - 吉林省能源结构从"一煤独大"转向"风光氢储"多元发展 在建拟建的绿色合成氨 绿色甲醇和绿色航煤项目数量及产能居全国前列 并入选全国氢能平台首批5个试点省份 [1] 重点项目进展 - 洮南市风电耦合生物质绿色甲醇一体化示范项目于7月15日竣工投产 产出全国首批规模化绿色甲醇 [3] - 国家电投大安风光制绿氢合成氨一体化项目7月26日投产 年产18万吨绿氨为全球最大规模单体项目 预计年减碳65万吨 [3] - 中能建松原氢能产业园项目风机吊装和储罐安装进入尾声 预计9月底投产 [3] - 中广核吉西基地鲁固直流10万千瓦光热项目采用"光热+新能源"模式 为东北首座光热电站 投产后年均提供1 8亿千瓦时清洁电能 [3] 能源产业转型特征 - 吉林省能源产业实现三大转变：传统能源保底转向新能源牵引 新能源基地建设转向全产业链延伸 新能源单体项目转向关联产业耦合 [3] - 全省打造10个省级统筹绿能产业园区 形成"三新一强"特征（新结构 新形态 新体系 强供应链） 新型能源体系加速成型 [4]

绿证核发与交易情况 - 上半年全国核发绿证13.71亿个，其中可交易绿证9.58亿个，同比增长1.49倍 [2] - 云南省、内蒙古自治区和四川省绿证核发数量均超过1亿个 [2] - 上半年全国交易绿证3.48亿个，同比增长1.18倍，其中单独交易绿证2.42亿个、绿色电力交易对应绿证1.07亿个 [2] 绿证价格趋势 - 绿证价格逐步回归合理水平，2025年上半年均价5元/个，6月均价达6.5元/个，较今年最低价增长4.4倍 [2] - 国际可再生能源电力自愿消费倡议组织（RE100）全面认可中国绿证，推动需求快速增长 [2] 分布式发电项目绿证进展 - 截至6月底核发分布式发电项目绿证8927万个，但覆盖率仍有待提高 [3] - 国家能源局在浙江、河南、广东三省试点分布式可再生能源发电项目绿证核发，主要举措包括推进项目建档立卡、电量数据归集、分类实施绿证核发和规范绿证划转 [3] - 《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》已印发，其他地区可参照推进 [3]

可再生能源发电量 - 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% [1] - 风电、太阳能发电量合计达11478亿千瓦时，同比增长27.4%，占全社会用电量23.7%，较去年同期提高4.4个百分点 [1] - 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 [1] 光伏发电建设和运行 - 全国光伏新增并网2.12亿千瓦，其中集中式光伏约1亿千瓦，分布式光伏1.13亿千瓦 [1] - 截至2025年6月底，全国光伏发电装机容量达约11亿千瓦，同比增长54.1%，其中集中式光伏6.06亿千瓦，分布式光伏4.93亿千瓦 [1] - 全国光伏累计发电量5591亿千瓦时，同比增长42.9%，全国光伏发电平均利用率94% [1]

绿证核发情况 - 6月国家能源局核发绿证2.78亿个，环比增长29.33% [1] - 涉及可再生能源发电项目19.87万个，其中可交易绿证1.96亿个，占比70.64% [1] - 本期核发5月可再生能源电量对应绿证2.02亿个，占比72.70% [1] - 1—6月共计核发绿证13.71亿个，其中可交易绿证9.58亿个 [1] 绿证交易情况 - 6月全国交易绿证6091万个，其中绿色电力交易绿证1033万个 [1] - 1—6月全国交易绿证3.48亿个，其中绿色电力交易绿证1.07亿个 [1] - 6月全国单独交易绿证5059万个，交易平均价格为3.40元/个，环比增长24.77% [1]

绿证核发情况 - 2025年6月国家能源局核发绿证2 78亿个 环比增长29 33% 涉及可再生能源发电项目19 87万个 其中可交易绿证1 96亿个 占比70 64% [1] - 本期核发2025年5月可再生能源电量对应绿证2 02亿个 占比72 70% [1] - 2025年1-6月国家能源局共计核发绿证13 71亿个 其中可交易绿证9 58亿个 [1] - 风电6月核发绿证11078万个 1-6月核发57630万个 太阳能发电6月核发6994万个 1-6月核发27964万个 常规水电6月核发8226万个 1-6月核发41994万个 生物质发电6月核发1330万个 1-6月核发8835万个 其他可再生能源发电6月核发171万个 1-6月核发699万个 [3] 绿证交易情况 - 2025年6月全国交易绿证6091万个 其中绿色电力交易绿证1033万个 [4] - 2025年1-6月全国交易绿证3 48亿个 其中绿色电力交易绿证1 07亿个 [4] - 风电6月交易绿证2927万个 1-6月交易17621万个 太阳能发电6月交易2364万个 1-6月交易14458万个 生物质发电6月交易678万个 1-6月交易2078万个 其他可再生能源发电6月交易122万个 1-6月交易769万个 [6] - 2025年6月全国单独交易绿证5059万个 交易平均价格为3 40元/个 环比增长24 77% [6]

可再生能源总体发展态势 - 上半年全国可再生能源新增装机2.68亿千瓦，同比增长99.3%，占全国新增装机的91.5% [1] - 截至6月底，全国可再生能源总装机容量达21.59亿千瓦，同比增长30.6%，占全国总装机的59.2% [1] - 上半年可再生能源发电量达17993亿千瓦时，同比增长15.6%，占全部发电量的39.7% [2] - 风电和太阳能发电量合计11478亿千瓦时，同比增长27.4%，占全社会用电量的23.7%，较去年同期提高4.4个百分点 [2] 水电发展情况 - 上半年水电新增装机393万千瓦，其中常规水电110万千瓦，抽水蓄能283万千瓦 [2] - 截至6月底，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 [2] - 上半年全国规模以上水电累计发电量5398亿千瓦时，水电平均利用小时数为1377小时 [2] 风电发展情况 - 上半年风电新增装机5139万千瓦，其中陆上风电4890万千瓦，海上风电249万千瓦 [3] - 截至6月底，风电累计并网容量达5.73亿千瓦，同比增长22.7%，其中陆上风电5.28亿千瓦，海上风电4420万千瓦 [3] - 上半年风电累计发电量5880亿千瓦时，同比增长15.6%，风电平均利用率93.2% [3] 太阳能发电发展情况 - 上半年光伏发电新增装机2.12亿千瓦，其中集中式光伏约1亿千瓦，分布式光伏1.13亿千瓦 [3] - 截至6月底，光伏发电装机容量达11亿千瓦，同比增长54.1%，其中集中式光伏6.06亿千瓦，分布式光伏4.93亿千瓦 [3] - 上半年光伏累计发电量5591亿千瓦时，同比增长42.9%，光伏发电平均利用率94% [3] 生物质发电发展情况 - 上半年生物质发电新增装机71万千瓦，累计装机达4669万千瓦，同比增长3.3% [3] - 上半年生物质发电量1117亿千瓦时，同比增长8.4% [3]

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]