公司基本情况 - 公司成立于2001年2月8日，于2017年12月15日在上海证券交易所上市，是澜沧江—湄公河次区域最大清洁电力运营商 [1] - 公司主营业务为水力发电项目的开发、投资、建设、运营与管理，所属行业为公用事业 - 电力 - 水力发电 [1] - 公司控股股东为中国华能集团有限公司，实际控制人为国务院国有资产监督管理委员会 [4] 经营业绩表现 - 2025年三季度营业收入为206.41亿元，在行业11家公司中排名第3，行业第一名为长江电力（657.41亿元），行业平均数为135.24亿元 [2] - 2025年三季度净利润为81.58亿元，在行业中排名第3，行业第一名为长江电力（285.55亿元），行业平均数为53.66亿元 [2] - 主营业务构成中，水力发电收入119.12亿元，占比91.92%；太阳能光伏发电收入8.47亿元，占比6.53%；风力发电收入1.27亿元，占比0.98% [2] 财务指标分析 - 2025年三季度毛利率为60.68%，高于行业平均水平47.16% [3] - 2025年三季度资产负债率为61.28%，高于行业平均水平46.38% [3] 管理层与股东结构 - 董事长孙卫2024年薪酬为161.79万元，较2023年增加15.4万元 [4] - 总经理尹述红2024年薪酬为79.8万元，较2023年增加59.68万元 [4] - 截至2025年9月30日，A股股东户数为9.86万，较上期增加2.87%；户均持有流通A股数量为18.26万，较上期减少2.79% [5] - 香港中央结算有限公司为第八大流通股东，持股7181.45万股，相比上期减少5070.98万股 [5] 业务亮点与增长动力 - 2025年前三季度水电发电量同比增加11.90%，单三季度同比增长9.67% [5] - 光伏电站发电量同比增长58.70% [5] - 公司定向增发申请已获上交所审核通过，RM电站建设投产将扩张水电装机规模 [5] - 拟与华能国际成立合资公司开发一体化项目，保障"十五五"业绩成长 [5] - 2025年上半年发电量同比增加12.97% [6] - 清洁能源电价较云南省市场均价高0.4分，电价水平区域领先 [6] - 新能源装机容量增长至596万千瓦，硬梁包水电站全容量投产 [6] - 2024年度现金分红金额和比例提升 [6] 机构业绩预测与评级 - 长江证券预计公司2025-2027年EPS分别为0.49元、0.53元和0.55元，维持"买入"评级 [5] - 中原证券预计公司2025-2027年归属于上市公司股东的净利润分别为93.75亿元、98.93亿元和103.90亿元，上调至"买入"投资评级 [6]

南非能源转型投资计划 - 南非政府计划投资2.2万亿兰特（约1267亿美元）以推进能源转型 [1] 南非发电结构变化 - 南非煤炭发电占比将由目前的58%降至27% [1] - 风能发电占比将从8%升至24% [1] - 太阳能光伏发电占比将从10%升至18% [1] 投资计划目标 - 解决长期困扰该国的电力供应问题 [1] - 推动经济增长 [1]

投资计划 - 南非政府计划投资2.2万亿兰特（约1267亿美元）以推进能源转型 [1] - 投资旨在解决长期电力供应问题并推动经济增长 [1] 能源结构转型目标 - 到2039年，南非煤炭发电占比将由目前的58%降至27% [1] - 风能发电占比将从8%升至24% [1] - 太阳能光伏发电占比将从10%升至18% [1] - 核能发电占比将从约2%升至5% [1] - 将首次实现天然气发电，占比达到11% [1] - 可再生能源、天然气和核能的发电量将明显超过煤炭 [1] 计划重要性 - 稳定的电力供应对于南非摆脱停电困扰、重振经济至关重要 [1] - 没有电力供应保障，企业不会决定落户南非 [1]

装机规模与发展规划 - 2025年规划光伏电站总规模力争超过13.6吉瓦 [2] - 截至2025年6月底，运营电站约6.535吉瓦，占规划总规模的约48% [2] - 截至2025年6月底，在建电站约2.365吉瓦，拟建电站约2.217吉瓦，已签署预收购协议电站约1.529吉瓦，合计约12.647吉瓦 [2][3] 电力交易与电价管理 - 公司通过加强电力交易团队建设、数字化手段、专项培训和政策分析机制等措施，使市场化交易平均电价有所上升 [4] 可再生能源补贴 - 截至2025年8月底，公司共收到可再生能源补贴资金23.19亿元 [5] - 其中国家可再生能源补贴资金22.52亿元，占比约97% [5] 储能项目布局 - 公司当前储能规模约为1500兆瓦时，主要为光伏电站配套储能 [5] - 未来将向工商业储能、独立储能项目探索布局，并研究构网型储能、液流电池、压缩空气等长时储能技术 [5][6] 海外业务拓展 - 公司正重点推进中亚及中东欧市场，已与吉尔吉斯斯坦签署合作协议，部分欧洲项目签署意向协议 [6] - 后续将加强海外团队建设，重点推进“一带一路”沿线国家和地区的项目开发与收购 [6] 股份回购进展 - 截至2025年9月底，公司累计回购股份10,930,100股，成交总金额约5000万元 [6]

公司核心经营资产 - 公司拥有网内自有和控股水力发电站7座，权益装机容量12.29万千瓦，电量在凉山州内销售 [1] - 公司控股90%的盐源丰光新能源有限公司拥有塘泥湾光伏电站，装机容量4万千瓦（公司权益3.6万千瓦），电力销售给国网四川省电力公司 [2] - 公司控股71.27%的木里县固增水电开发有限责任公司拥有康坞水电站，装机容量17.20万千瓦（公司权益约12.26万千瓦），电力销售给国网四川省电力公司和国网凉山供电公司 [2] 2025年前三季度业绩概览 - 公司预计2025年1-3季度实现归属于母公司所有者的净利润约1240万元，较上年同期495万元大幅增长约150.51% [5][7] - 公司预计2025年1-3季度实现归属于母公司所有者的扣除非经常性损益的净利润约为1120万元 [5][8] 业绩变动驱动因素 - 供电环节售电量同比增长9.93%，推动营业收入增长6.53% [12] - 通过精益管理有效压降费用，严控带息负债规模，财务费用同比下降33.28% [12] - 网内并网电站所属流域来水较上年同期充沛，购电结构变化，外购电均价同比下降2.63% [12]

电站情况 - 公司网内自有和控股水电站7座，权益装机容量12.29万千瓦[1] 前三季度数据 - 2025年1 - 9月发电量50,608.77万千瓦时，同比增8.58%[2] - 2025年1 - 9月发电上网电量48,953.05万千瓦时，同比增9.03%[2] - 2025年1 - 9月上网均价0.1980元/千瓦时（含税），同比增4.32%[2] - 2025年1 - 9月外购电量190,089.48万千瓦时，同比增10.12%[2] - 2025年1 - 9月外购电均价0.3233元/千瓦时（含税），同比降4.26%[2] - 2025年1 - 9月售电量230,504.44万千瓦时，同比增9.93%[2] 单电站数据 - 2025年第三季度塘泥湾光伏电站发电量1,161.95万千瓦时，上网电量1,136.32万千瓦时[4] - 2025年前三季度康坞水电站发电量43,528.80万千瓦时，上网电量43,217.44万千瓦时[7] - 康坞水电站商业运行期上网电价中售电合同价为0.2974元/千瓦时（含税）[7]

全球可再生能源装机容量增长预测 - 未来5年全球可再生能源新增装机容量将达到之前5年增量的两倍 [1] - 2025至2030年期间全球可再生能源装机容量将增加4600吉瓦大致相当于中国欧盟和日本当前装机容量总和 [1] 太阳能光伏产业增长 - 太阳能光伏发电增长预计将占全球可再生能源装机容量增长的约80% [1] - 增长得益于低成本和审批流程提速 [1] - 预计太阳能光伏发电在沙特阿拉伯巴基斯坦和多个东南亚国家也将快速增长 [2] 风能及其他可再生能源增长 - 风能发电在新增可再生能源装机容量中占比位居第二 [1] - 风电将大幅增长特别是在中国欧盟和印度随着供应瓶颈缓解和项目推进 [1] - 水电生物能地热能等其他可再生能源技术将继续在支持电力系统和提高灵活性方面发挥重要作用 [1] 新兴经济体发展动力 - 在亚洲中东和非洲的新兴经济体中成本竞争力和更强的政策支持正在刺激可再生能源更快增长 [1] - 多国政府相继推出新的招标计划并提高发展目标 [1]

全球可再生能源装机容量增长预测 - 未来5年（2025至2030年）全球可再生能源新增装机容量将达到4600吉瓦，相当于中国、欧盟和日本当前装机容量总和 [1] - 该增量是之前5年增量的两倍，显示强劲增长趋势 [1] 各可再生能源技术增长贡献 - 太阳能光伏发电增长预计将占全球可再生能源装机容量增长的约80%，主要得益于低成本和审批流程提速 [1] - 风能发电在新增装机容量中占比位居第二，预计将大幅增长，特别是在中国、欧盟和印度 [1] - 水电、生物能、地热能等其他可再生能源技术将继续在支持电力系统和提高灵活性方面发挥重要作用 [1] 区域市场增长驱动力 - 在亚洲、中东和非洲的新兴经济体中，成本竞争力和更强的政策支持正在刺激可再生能源更快增长 [1] - 多国政府相继推出新的招标计划并提高发展目标 [1] - 除成熟市场外，太阳能光伏发电在沙特阿拉伯、巴基斯坦和多个东南亚国家也将快速增长 [2]

零碳园区发展现状与挑战 - 部分园区通过购买碳信用抵销碳排放即声称实现"零碳"并完成第三方认证 [1] - 核算种类主要纳入二氧化碳 对非二氧化碳温室气体排放考虑不足 [1] - 重点项目因缺乏资金支持难以落地实施 [1] - 面临传统集中式大能源系统与分布式能源系统之间的利益冲突问题 [1] - 分布式能源系统在用户侧纵向切入大能源系统 现有机制无法协调利益冲突 [1] 分布式能源系统架构特征 - 零碳园区本质是分布式能源系统 属于能源系统转型新阶段的基本单元 [2] - 未来能源系统应以分布式能源系统为主 集中式系统为辅 [2] - 家庭/建筑/社区/工商企业园区均为分布式智慧能源系统基本单元 [2] - 智慧能源管理系统是分布式能源系统最重要的软件 [2] - 大能源系统通过网络固定成本基于销售量价格回收 零碳园区导致部分销量转为内部"自产自销" [2] 国际经验与技术经济性 - 德国要求新建改造建筑达到高能效水平 [3] - 英国在"净零碳"国家目标中细化园区标准 强调分布式可再生能源与智能电网集成 [3] - 中国太阳能光伏平准化度电成本从2014年0.90元/kWh降至2024年0.2元/kWh 降幅78% [3] - 陆上风电平准化度电成本从0.55元/kWh降至0.18元/kWh 降幅67% [3] - 2021年起光伏与风电成本已低于燃煤发电基准价 [3] 地方政府角色与改革方向 - "十五五"时期零碳园区将成为园区低碳转型主要抓手 [4] - 地方政府是改革主体 相关机制改革权属地方职责权限 [4] - 需从"项目思维"转向"能源系统转型思维" 构建技术架构与机制改革 [5] - 电力体制改革需增加电价结构中固定电费比重 减少对销售电量依赖 [5] - 需确定园区内用户系统平衡责任与系统服务费率 [5] - 供热体制机制需改革 零碳热力供应自给可行性高于电力 [5] - 需在能源"大系统"与"小系统"利益冲突中寻求平衡点 [6]

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]