行业与公司 * 行业为电力行业 特别是新能源发电与储能领域 公司涉及新能源场站、独立储能电站、煤电厂等[1][2][3] 核心政策与机制变化 * 国家层面首次明确新型储能与煤电及抽水蓄能并列 给予容量电价机制 而非容量补偿机制[2] * 容量电价机制核心是将市场价格信号传导至终端用户 由用户承担费用 各省份可根据自身情况自主定价[1][2] * 现有省份容量补偿政策将进行调整 例如山东、内蒙古 从按发电侧传导调整为按用电侧传导 并按可靠容量而非放电影量补偿[4][5] * 政策目标是确保投资者获得6.5%至7%的合理收益率[10][18] 电价与用户影响 * 健全居民分时电价机制不会直接导致居民整体用电价格上涨[1][3] * 居民峰谷价格体系和阶梯电价可能调整 例如第三阶梯电价可能上浮[1] * 容量电价费用最终主要由工商业用户承担 未来零售用户也会受影响[18] 储能市场与收益模式 * 独立储能电站主要收入来源是现货套利 而非依赖容量电价补贴[1][6] * 容量补贴或度数补贴对储能电站收入影响相对较小 例如甘肃按每度0.128元结算 内蒙古0.35元/度的高标准需调整[6][10] * 不同省份对容量补贴需求不同 江苏、浙江、广东、福建等现货价差收入低省份需要更高补贴[10] * 独立储能充电成本存在差异 从电网购电成本高 使用自身光伏发电充电更具经济性[9] 新能源消纳与调度优化 * 为解决新能源弃风弃光问题 需优化调度运行机制 允许新能源场站自主申报出力曲线[1][7] * 未来将通过中长期市场中的多日交易及D+2、D+3日内申报实现更灵活出力曲线管理 解除制度障碍[13] * 提升新能源配套储能利用率是关键 当前许多地区调度粗放 例如新疆需上级调度许可才能放电[7] 装机预期与市场影响 * 预计2026年新型储能装机增速约为50%[3][12] * 需警惕部分地区现货套利空间收窄 例如蒙西地区从2024年的0.38元/千瓦时降至2025年的0.28元/千瓦时[12] * 如果调节资源建设速度超过新能源建设速度 将压缩现货价差 对现货市场产生压制作用[12][17] * 国家目标到2035年实现3,600GW新能源装机 每年需新增200GW以上 内部讨论认为至少需增长50%至每年300GW[3][19][20] 储能设施质量与更新动力 * 2022年之前建设的风光配储电站质量较差 可用率低 2023年以来西部省份新建电站质量显著提高[14] * 电网公司加强考核和检查 对不达标设施进行处罚 有动力提升老旧设施技术水平[15] * 目前各省更倾向于建设独立储能 新建配储项目动力相对较弱[15] 竞争格局与趋势 * 容量市场机制将为独立储能提供长期可持续收益保障 类似火电容量补贴 为投资者提供确定性回报[1][11] * 煤电竞争力下降 全国平均利用小时数降低 今年上半年全社会新增用电量已由新能源提供[21] * 风光配储被调用不会明显挤压独立储能市场容量 因其充电成本存在劣势[16]

项目合同签署 - 公司全资子公司宏英新能源与联合体共同和孙公司民乐卓航签署工程PC总承包合同 [1] - 合同项目为民乐县二期350MW/700MWh独立储能电站 [1] - 合同总价款为含税人民币616,000,000元（陆亿壹仟陆佰万元） [1] 公司股权与披露状态变动 - 公司已将民乐卓航的母公司100%股权对外转让并完成工商变更 [1] - 民乐卓航自其母公司股权过户完成后不再纳入公司合并报表范围 [1] - 因民乐卓航出表 此次合同签署触发了公司的披露义务 [1]

合同签署概况 - 宏英智能全资子公司宏英新能源与联合体方共同与孙公司民乐卓航签署工程PC总承包合同 [1] - 合同签署日期为2025年8月27日 [1] - 合同总价款为含税人民币6.16亿元 [1] 项目具体信息 - 项目名称为民乐县二期350MW/700MWh独立储能电站项目 [1] - 项目规模为350兆瓦/700兆瓦时 [1] - 合同类型为工程PC总承包合同 [1] 交易相关方关系 - 发包人民乐卓航新能源开发有限公司为宏英智能合并报表范围内的孙公司 [1] - 承包人包括宏英新能源（全资子公司）及两家联合体公司 [1] - 此次交易为联合体承包模式 [1]

宏英智能公告，全资子公司上海宏英新能源科技有限公司作为联合体牵头人，与公司合并报表范围内的 孙公司民乐县卓航新能源开发有限公司签署了《民乐县二期350MW/700MWh独立储能电站项目工程PC 总承包合同》，合同总价款（含税）为人民币6.16亿元。该合同为公司日常经营合同，无需公司董事会 及股东会审议批准。若本项目顺利实施完成，预计将对公司未来的经营业绩产生积极影响。 ...

AIDC储能市场前景 - 行业权威预测AIDC储能将是一条超过300GWh的超级赛道[2] AIDC储能需求分类 - 应急备用电源采用高倍率铅酸或锂离子电池，与UPS或HVDC配合解决供电中断问题[2] - BBU电池作为机柜内置短时供电单元，主要应对电压波动等瞬时问题，目前以海外应用为主[2] - 配置储能系统能满足数据中心整体用电需求，已成为储能企业竞相布局的核心方向[2] 当前主导模式：数据中心配储及微电网 - 数据中心配储和微电网模式占据主导地位，精准匹配了当期行业"规模小、分布散"的特点[3] - 当前AIDC多为单体负载5MW以下的中小型设施，如政务数据中心、企业私有云等[3] - 该模式可使AIDC绿电使用率大幅提升，在不显著增加成本前提下实现碳减排[3] 标杆案例：中国联通三江源绿电智算融合示范园 - 项目采用"风光储充+算力中心"协同调度管理模式，年均为算力中心提供约1000万度零碳绿电[4] - 实现100%绿电消纳，预计到2025年底达成2万架机架、20000P算力规模[4] - 整体电费成本降低20%，相当于减少7090吨二氧化碳排放[4] 未来爆发模式：算力+独立储能 - 随着AIDC规模化，大型算力枢纽、超算中心成为主流，"算力+独立储能"模式有望成为核心解决方案[6] - 韶关曲江马坝独立储能电站（208MW/416MWh）成功投运，为行业提供规模化验证案例[6] - 甘肃庆阳等算力枢纽也已规划独立储能项目，推动试点范围持续扩大[8] 创新项目案例 - 内蒙古乌兰察布数据中心低碳算力基地源网荷储一体化项目正式投运，包含200MW风电、100MW光伏及45MW/180MWh储能系统[9] - 项目年风光新能源发电量可达8.48亿千瓦时，相当于减排二氧化碳约48万吨[9] 模式经济性与政策支持 - 在电力现货交易成熟省份，独立储能+算力模式可通过峰谷价差套利和参与辅助服务获取多元收益[10] - 国家政策明确"枢纽类数据中心绿电使用率不低于80%"[10] - 工信部等八部门明确提出"支持储能与智算中心深度融合"、"推动智算中心优先使用绿电"[11] 行业发展趋势 - AI算力需求每3-6个月翻一番，未来AIDC将以单体负载10MW以上大型算力枢纽为主[10] - 字节跳动、腾讯、阿里等头部企业均在规划超大规模储能项目，与源网荷储深度配合构建一体化绿电网络[11]

储能项目建设进展 - 公司已开工建设或即将投建不低于4GWh独立储能电站 将于3-4季度逐步释放产能[1] - 河北省项目规模达600MW/2200MWh 山东省200MW/400MWh 内蒙古300MW/1200MWh 广东省100MW/200MWh 合计8个独立储能电站项目[1] 项目储备情况 - 各类型储能应用场景储备项目三十余个 总规模超过15GWh[1] - 已满足投资条件的储备项目规模超过6GWh[1] 项目开发策略 - 公司动态评估各地区能源结构 相关政策和经济性因素[1] - 将根据评估结果适时转化储备项目[1]

财务与经营目标 - 2025年预计营业收入752亿元，归属上市公司股东净利润12.60亿元，承接工程任务量1220亿元，清洁能源投产装机100万千瓦 [1] - 截至2025年6月30日，已签约未完工项目剩余合同金额约1817亿元，已中标未签约项目金额约274亿元 [1] 业务结构与产能 - 工程施工业务主要包括水利工程、市政工程及房屋建筑，拥有四类五项工程施工特级资质 [1][2] - 装备制造业务涵盖清洁能源装备（风电塔筒、光伏支架）及建筑施工机械，拥有8个清洁能源装备制造厂，年设计产能约30万吨 [2] 运营与财务表现 - 2025年上半年建筑施工毛利率为7.27% [2] - 经营活动现金流量净额同比下降主因地方政府化债政策及财政资金安排导致2024年底收款集中，2025年上半年支付集中 [2] 清洁能源发展 - 清洁能源发电项目主要分布在新疆、甘肃、广东、湖南及山东等地区 [2] - 清洁能源投资以自主投资建设为主 [2] - 已投产广东云浮腰古100MW/200MWh电网侧独立储能电站（2024年11月），新疆布尔津县200MW/800MWh独立储能电站正在建设中 [2][3] 应收账款管理 - 通过加强在建项目计量、完工项目结算减少资金占用，加大应收账款追收力度确保现金回笼 [2]

储能项目担保安排 - 公司预计为两家储能电站项目公司提供总额不超过84,000万元人民币的融资本金及相关债务担保 其中馆陶县旭能新能源科技有限公司担保额度21,000万元 鄂尔多斯市鸾星新能源科技有限公司担保额度63,000万元[4][5] - 担保将在储能产业基金取得项目公司控制权后按50%比例实施 其他有限合伙人同比例担保 项目公司少数股东深圳鸾晋能源拟按持股比例提供反担保[4][10] - 截至2025年6月30日 被担保方馆陶旭能资产及负债均为0万元 鄂尔多斯鸾星资产总额340万元 负债总额340万元 净资产9.11元[8][9] 储能项目概况 - 馆陶县100MW/400MWh独立储能项目已完成备案及选址 鄂尔多斯300MW/1200MWh独立储能项目同步完成备案及选址[8][10] - 储能产业基金拟收购馆陶旭能母公司邯郸旭蓝95%股权 实现对项目公司控制 交易对价公允合理[9] - 公司通过参股49.93%的储能产业基金及参股5%的普通合伙人深圳市元科慧储投资有限公司间接持有项目公司股权[10] 公司治理修订 - 修订《公司章程》将"股东大会"表述统一调整为"股东会" 并细化董事会对外投资、担保及关联交易等事项的审批权限标准[13][14][15] - 新增交易豁免条款 规定受赠现金资产、债务减免等无对价交易可免于提交股东会审议[15][16] - 明确关联交易中为控股股东提供担保需获得反担保 并与关联人发生特定类型交易可免于按关联交易审议[16][17] 财务及风控措施 - 截至2025年8月27日 公司及控股子公司对外担保总额464,056万元 占最近一期经审计归母净资产的168.89%[12] - 项目公司拟为融资提供股权质押、收费收益权质押等增信措施 担保整体风险可控[10][11] - 董事会全票通过担保议案 认为担保符合储能战略需求且风险可控[11][12]

担保安排 - 公司拟按50%比例为项目公司提供不超过84,000万元融资担保 [1][3] - 担保对象为馆陶县旭能新能源科技及鄂尔多斯鸾星新能源科技两家项目公司 [3] - 其他有限合伙人同比例担保 项目公司少数股东提供反担保 [3][7] 项目公司基本情况 - 馆陶旭能注册资本5,000万元 主营储能技术及蓄电池租赁业务 目前资产及营收均为0 [4] - 鄂尔多斯鸾星注册资本100万元 净资产仅9.11元 负债340万元 [6] - 两家公司分别负责100MW/400MWh和300MW/1200MWh独立储能电站项目 [5][7] 交易结构 - 通过参股49.93%的储能产业基金收购项目公司母公司95%股权实现控制 [4][7] - 担保实际发生时项目公司将成为公司参股公司 [4] - 项目公司拟提供股权质押及收费收益权质押等增信措施 [7] 资金用途 - 担保资金用于满足独立储能电站项目建设及经营发展需要 [1][7] - 项目已完成备案及选址审批 正处于建设准备阶段 [5][7] 公司现有担保状况 - 当前对外担保总额464,056万元 占最近一期经审计归母净资产168.89% [9] - 对控股子公司担保408,856万元 占比148.80% [9] - 无逾期担保及关联方担保记录 [9] 战略意义 - 担保有助于加快新型储能业务布局 与现有业务形成产业协同 [8] - 推动储能电站尽快投入运营 为公司带来稳健投资收益 [8][9] - 符合公司储能战略发展需求 为实现储能产业闭环奠定基础 [8]

核心财务表现 - 营业总收入16.43亿元 同比上升31.71% 主要受储能业务收入增长驱动 [1][3] - 归母净利润亏损收窄至-5515.06万元 同比改善38.88% [1] - 第二季度营收9.86亿元 同比增长36.8% 单季度亏损收窄至-1811.49万元 [1] 盈利能力指标 - 毛利率提升至16.58% 同比增长8.22个百分点 [1] - 净利率改善至-1.17% 同比大幅提升83.7% [1] - 三费占营收比下降至13.51% 同比减少13.8% 成本控制成效显著 [1] 现金流与资产质量 - 每股经营性现金流转正至0.24元 同比大幅增长312.11% [1] - 货币资金减少至5.24亿元 同比下降36.39% 主要因储能电站建设投入及偿还短期借款 [1][3] - 应收账款降至14亿元 同比减少5.58% [1] 资本结构与债务状况 - 有息负债增至26.34亿元 同比增长9.73% [1] - 流动比率降至0.95 短期债务压力上升 [1] - 长期借款大幅增加58.09% 因长期资产建设融资需求 [3] 业务驱动因素 - 储能业务快速增长带动收入增长31.71% 相关营业成本同步增长29.76% [3] - 在建工程增长86.33% 因独立储能电站建设投入增加 [3] - 预付款项增长95.83% 反映原材料采购需求增加 [3] 历史表现特征 - 近10年ROIC中位数4.6% 2024年ROIC为-3.93% 投资回报表现波动 [4] - 上市以来17份年报中出现3次亏损 业务模式存在脆弱性 [4] - 业绩主要依赖资本开支驱动 需关注资金压力与项目效益 [4]