龙源电力电话会议纪要关键要点 行业与公司 * 行业为绿电行业 公司为龙源电力 全球最大风电运营商 国家能源集团旗下风电业务整合平台[2][6] * 公司港股上市于2009年 A股上市于2022年[6] * 控股股东国家能源集团持股59% 集团绿电装机122GW 公司风电和光伏装机分别占集团风光总装机的46%和19%[2][6] 核心观点与论据 **政策与行业拐点** * 国内风光装机新增量现拐点 2025年7-8月绿电公司国补回收加速 超2024年全年 龙源电力等公司现金流有望修复[2][3] * 136号文落地及绿电强制消费政策推动公司市净率修复至0.76倍 但估值仍处历史底部[2][12] * 2024年2月以来国家更重视行业装机增速和合理收益率的平衡[2][12] **公司资产与装机** * 截至2025年上半年末 公司控股风电装机31.4GW（占总装机73%） 光伏12GW（占27%） 海上风电2.6GW[2][13] * 2024年新增风电装机7.5GW 2025年目标投产5GW绿电（风电2.7GW 光伏1.8GW）[2][13] * 存量资产集中在优质资源区和负荷中心 西北 华北 华东的风电装机占比分别为24% 22%和17%[13] **未来增量资产** * 集团后续将注入约4GW绿电机组 2024年10月启动首批收购2GW 集团承诺2028年1月前注入符合条件的资产 集团内未上市风电资产约25GW[14] * 以大带小项目改造老旧机组 公司运行超15年老旧机组约4.6GW 已启动1.23GW项目 利用小时数预计提升20%~50% 从2200小时提升至2600小时可使IRR提高两个百分点以上[14] * 海上风电储备项目超5GW 主要分布在江苏 福建 海南等地[14] **估值与股价表现** * 公司港股估值自2021年9月PB 2.34倍降至2024年2月历史底部0.52倍 目前小幅反弹至0.76倍 仍处历史低位[2][4][11] * 估值波动受消纳 电价 装机增速和补贴支付节奏等因素影响[2][10] **盈利与ROE** * 公司ROE长期稳定在8%~9% 历史业绩稳健增长 仅2013年和2022年出现下滑（归母净利润分别同比下滑21%和20%）[2][7][8] * 2025年受风况和市场价格影响 业绩预计持平或略有压力[2][8] * 预测2025年至2027年归母净利润分别为64.3亿元 72.2亿元和79.3亿元 同比增长0.1% 12%和10% 对应PE分别为8倍 7.1倍和6.5倍[20] **电价与收入** * 度电脱硫收入从2017年的0.5元/度震荡下行至2024年的0.47元/度左右 2025年上半年同比下降0.03元至0.19元/度[2][9] **现金流与国补** * 2024年自由现金流缺口121亿元 若放缓常规项目开发 海上优质资产投产及国补回款加速 2025年自由现金流有望转正[4][17] * 截至2025年上半年 应收账款规模495亿元 占净资产56% 超港股总市值85%[18] * 以往每年产生国补金额120-130亿元 每年回收约50亿元 新增应收账款70-80亿元 2025年前六个月回收2.5亿元 7月回收19亿元 8月进一步加快[18] **绿证与交易** * 绿证价格从2023年每张30元跌至2025年初的一两元 随着强制需求政策出台 2025年6月均价升至3.4元（环比提升25%） 7月升至4.6元（环比增长35%）[19] * 2024年公司完成绿证交易110,224万张（同比增长141%） 绿电交易量67亿度（同比增长289%） 占公司当年绿电上网量的24%[19] * 多个行业被纳入可再生能源消费考核范围 如完成指标 对应绿电耗量将超6300亿度 占全国风光发电量40%以上[19] **市场化交易优势** * 风电出力曲线与负荷匹配度高 市场化交易中风电竞争优势明显 价格普遍高于光伏[4][15] * 公司以73%比例持有优质风资源 在市场化推进中具显著优势 新能源布局与集团火电协同效应明显[15][16] 其他重要内容 * 公司75%的项目进入第一批合规清单（绿码项目）[18] * 136号文规定机制电量价差结算取市场交易均价与机制电价之差 若项目自身交易价格高于市场均价 则能获得更高综合电价和超额收益[15] * 136号文规定不重复获得绿证收益 短期内可交易供给受限 价格中枢有望持续抬升[19]

绿电绿证市场发展 - 绿电绿证市场快速发展并与碳市场协同 成为驱动能源转型和实现双碳目标的关键力量[1] - 绿电绿证交易规模迅速攀升 2025年开展跨经营区绿色电力交易实现广西新能源电力送上海 蒙西东北华北新能源电力送广东[1] - 绿电市场建设需推动交易时间维度和空间维度双向延伸 同时促进绿电供需匹配 完善交易机制 推进消费核算 扩大绿证交易场景[1] 电碳证市场协同机制 - 电碳证市场在政策引导下形成联动框架 市场功能界面日趋清晰 需在市场政策价格机制激励机制方面加强协同[2] - 电力市场应完善辅助服务和容量市场机制 与碳市场共同推动煤电功能定位转变 保障火电合理收益[2] - 碳市场应畅通电碳价格传导链条 促进发用两侧同时减排 提升可再生能源比较优势[2] 新型能源体系发展 - 新型能源体系新型电力系统和新型电网发展需实现安全绿色经济和共享多方统筹 关键驱动力是多维度融合[3] - 三新发展需要进行系统性谋划 通过一体化创新发展形成合力 围绕科技创新产业升级协同治理国际合作等重大理论与实践问题[3] 全球电力发展转型趋势 - 2024年全球电力消费增速超过能源消费及经济发展增速 电气化率达到约20%[4] - 2024年全球清洁能源装机占比首超50% 发电量占比突破40%[4] - 全球电网线路总长度达到约8000万公里 人工智能等先进数智化技术全面融入电力系统运行[4]

业务布局与战略 - 公司以新能源电力和新能源材料为发展方向，形成风电、光伏、锂矿、储能协同布局 [2] - 在建风电光伏装机规模207万千瓦，预计2026-2028年陆续投产 [8][11] - 积极探索固态电池技术、新型储能技术和退役电池回收业务 [6][7][9][13] 锂电业务进展 - 李家沟锂矿已达日处理4200吨设计产能，年产精矿18万吨，满产年收入超9亿元 [8] - 德阿锂业3万吨锂盐项目2025年初进入试生产，7月产出合格电池级锂盐产品 [6] - 李家沟锂矿探明氧化锂资源量50.22万吨，伴生稀有金属尚未回收 [9][10] - 锂产品价格反弹约50%，锂电业务盈利状况改善 [15] 发电业务表现 - 2024年风电光伏收入16.38亿元同比增长4.92%，占总营收超50% [11] - 风电业务毛利率优势明显，连续五年获行业5A评级 [11] - 绿证年产量30-50万张，收入随绿证价格波动 [5] - 垃圾发电装机15.65万千瓦，日处理能力6800吨，毛利率44.77% [15] 股东回报与市值管理 - 2024年中期分红2.95亿元，2025年中期分红3.14亿元 [3] - 控股股东累计增持2777.98万股 [14] - 股价波动受宏观经济、行业周期及市场情绪多重因素影响 [7][10] 政策与市场影响 - 136号文要求新能源发电全面参与市场化交易，2025年平均售电价格较2024年下降 [6][7] - 公司所属风电光伏项目主要分布于川西地区，资源禀赋好 [6] 同业竞争与资产注入 - 控股股东已出具避免同业竞争承诺，将在整合完成后1年内制定解决方案 [6] - 李家沟北锂矿处于勘探阶段，公司将督促控股股东履行避免同业竞争承诺 [10][14]

项目进展 - 2024年取得18个分布式光伏项目立项批复 总容量210.33兆瓦[2] - 已完成14个项目全容量并网发电 其余项目有序推进中[2] - 下半年计划完成长山头以大代小改造项目 推动贺兰山四五期项目具备开工条件 同步推进太阳山三四期项目前期手续[2] 应收账款状况 - 应收账款从2021年9.238亿元增至2025年中报29.45亿元 3年半增加20亿元[3] - 可再生能源补贴结算进度滞后导致应收补贴增量大于回款额[3] - 公司紧盯财政部可再生能源补贴拨付进度确保资金及时回款[3] 项目建设成本 - 新能源风电项目单位造价与行业水平基本持平[4] - 凭借多年项目建设经验和人才优势 在安全/工期/质量/成本等方面具备良好管控能力[4] 信息披露管理 - 已制定市值管理工作方案[4] - 严格按照信息披露法律法规对重大事项进行公告[4] 补贴与绿证收益 - 可再生补贴结算进度同比向好[5] - 持续关注绿证市场价格情况 将适时开展绿证交易增加收益[5] 区域资源情况 - 2025年7月/8月及9月上旬所辖区域风资源和光资源情况较去年同期整体向好[5] 智能化建设 - 已完成6座集中式新能源场站接入 接入风电机组73台/光伏逆变器682台 总容量45.6万千瓦[5] - 正在开展10座新能源场站接入工作 分布式光伏项目将陆续接入智慧运维平台[5] - 逐步推广无人机巡检和全自动监测等人工智能应用技术[5] 政策影响 - "宁电入湘"工程提升宁夏电网消纳能力 有助于公司新能源发电量稳定输出[5]

零碳园区建设进展 - 云南省制定零碳园区建设工作方案及评价指标体系并取得阶段性成效 通过规划、设计、技术、管理方式使园区二氧化碳排放降至近零水平 [1] - 国家发展改革委等部门于今年6月底发文支持有条件的地区率先建成零碳园区 [1] - 云南省筛选并启动建设3批共15个省级零碳园区 采用一园一策推进方式 [1] 绿色能源供给与创新 - 云南省以为园区企业提供100%全绿电为目标 持续实施源网荷储一体化项目并探索绿电直连 [1] - 绿电装机占比超90% 创新存量常规水电溯源技术实现每度电从电厂到用户的精准追溯 [2] - 年均存量常规水电绿证无偿划转规模有望保持在1亿张以上 折合电量超1000亿千瓦时 [2] 绿色制造与产业培育 - 累计培育创建省级以上绿色工厂186家 绿色工业园区12个 认定10家绿色低碳产业园区 [2] - 大力发展绿电+先进制造业模式 加快绿色制造体系建设 [2] - 发布碳足迹核算重点产品目录清单 引导开展绿色铝等重点产品碳足迹核算认证 [2] 能碳管理体系建设 - 南方电网云南电网公司提供一站式办电与保姆式用电服务 推出用能体验及能效账单等综合能源解决方案 [1] - 玉溪高新区与南方电网云南电网公司、云南大学合作升级电可维能碳管理平台 支撑产品碳足迹核算 [2] - 逐步完善省级碳排放管理体系 聚焦全绿电供给和以绿制绿产业发展模式 [2]

智慧能源平台建设与人工智能应用 - 已完成6座集中式新能源场站接入，接入风电机组73台、光伏逆变器682台，总容量45.6万千瓦 [1] - 正在开展10座新能源场站接入工作，分布式光伏项目将陆续接入智慧运维平台 [2] - 推广无人机巡检和全自动监测等人工智能应用技术 [2] 可再生能源补贴与应收账款 - 截至2025年中报应收账款达29.45亿元，较2021年的9.238亿元增加20.212亿元 [5] - 新能源补贴结算进度受财政部拨付进度影响，导致应收账款逐年增加 [5] - 公司紧盯可再生能源补贴拨付进度，确保资金及时回款 [5] 分布式光伏项目进展 - 2024年取得18个分布式光伏项目立项批复，总容量210.33兆瓦 [6] - 已完成14个项目全容量并网发电，其余项目有序推进中 [6] 发电资源与电网消纳 - 2025年7月、8月及9月上旬风资源和光资源情况较去年同期整体向好 [2] - 宁电入湘工程提升宁夏电网消纳能力，有助于公司新能源发电量稳定输出 [2] 项目规划与成本管控 - 下半年计划完成长山头以大代小改造项目，推动贺兰山四五期项目具备开工条件 [7] - 新能源风电项目单位造价与行业水平基本持平，公司具备项目建设经验和人才优势 [3][4] 绿证交易与市值管理 - 持续关注绿证市场价格情况，将适时开展绿证交易增加收益 [2] - 公司已制定市值管理工作方案，严格按照信息披露法规公告重大事项 [2]

上海绿电交易与供需现状 - 上海与16个省区开展绿电合作 2025年以来累计省间绿电交易180余次 成交电量76亿千瓦时 占上海整体绿电消费83.9亿千瓦时的90% 连续多年快速增长[3] - 上海绿电呈现"供不应求"状态 特高压输电通道和深远海风电建设尚需时间 企业面临绿电成本高与可获得性挑战[3][6] - 上海计划加快引入市外绿电资源 推动蒙电入沪核准开工 启动深远海风电示范项目 目标全市光伏装机规模突破500万千瓦[14] 重点企业绿电消费表现 - 宝武钢铁绿电交易量逐年攀升：2022年11.32亿千瓦时 2023年20亿千瓦时 2024年22亿千瓦时 其中宝山基地2024年绿电交易达10.79亿千瓦时[4] - 科思创上海基地年耗电量约10亿千瓦时 绿电使用比例2023年超40% 2024年降至31% 目标2030年达70%-75% 2035年实现100%[6] - 晶科能源2024年购买136.01万张绿证 作为全球首家加入RE100的光伏企业 承诺2030年100%绿电运营[11] 企业多元化绿电采购策略 - 科思创采取三方面策略：与多类型电力企业保持联系获取更多资源 参与长期协议/月内/现货等交易类型 推动绿电交易机制完善[7] - 企业考虑采用长期购电协议（PPA）模式 依据发改价格〔2025〕136号文 通过多年合同锁定价格降低波动风险[7] - 除直接购买绿电外 企业可通过购买绿证实现绿电覆盖 中国绿证国际认可度提升 RE100已完全认可中国绿证[11] 企业节能与自有发电措施 - 科思创通过数字化实现能耗可视化 利用大模型技术识别异常能耗 2025年通过优化聚碳酸酯生产工艺预计年节约1500吨标煤 相当于减排3900吨二氧化碳[8][9] - 宝钢股份宝山基地建成国内最大厂房屋顶光伏项目群 装机容量148兆瓦峰值 年发电超1亿度 占基地总用电量1%[10] - 科思创上海基地启用分布式光伏项目 年发电650万千瓦时 但仅占总耗电量不到1% 自有光伏规模仍非常有限[10] 上海绿电发展政策与规划 - 上海目标2030年实现光伏装机规模1000万千瓦时 目前已达550万千瓦时 需通过渔光互补/农光互补等创新场景提升本地绿电潜力[14] - 上海市发改委表示特高压通道和深远海风电项目建成后 绿电供给有望在3年后显著提升[14] - 企业需结合节能审查/合规要求/客户需求等外部因素 将绿电消费纳入整体可持续发展战略[8]

甘肃电力现货市场运行一周年核心成果 - 甘肃电力现货市场自2024年9月正式运行以来连续稳定运行52个月 成为全国连续结算运行时间最长的现货市场之一 也是全国第四个、西北首个正式运行的省级电力现货市场 [1] - 市场机制实现新能源从政策驱动向市场驱动转变 全国首家实现新能源发电企业"报量报价"参与现货市场 [1] 新能源参与市场机制进展 - 325家新能源发电企业完成"报量报价"功能改造 覆盖全省新能源装机容量的98.5% 其中风电企业156家 光伏企业169家 [2] - 2024年新能源企业自主申报电量680亿千瓦时 占新能源总发电量的84.4% 申报准确率达92.3% 较2023年提升8.7个百分点 [2] 新能源装机规模与结构 - 截至2025年4月底新能源装机规模达6720万千瓦 占全省总装机容量的64.7% 规模排名全国第二 其中风电3494.57万千瓦 光伏3536.89万千瓦 [2] - 新能源装机占比从2020年42%提升至2024年64.68% 四年间提升22.68个百分点 年均增长5.67% [2] 新能源发电效率与利用率 - 2024年新能源发电量821亿千瓦时 占全省总发电量35.8% 发电量占比位列全国第二 [3] - 风光综合利用小时数1450小时 较2020年1280小时提升13.3% 风光综合利用率达93% 较2020年89.2%提升3.8个百分点 高于全国平均水平8个百分点 [3] 节能减排效益 - 按火电煤耗310克标准煤/千瓦时计算 全年新能源发电替代标准煤2545万吨 减少二氧化碳排放6617万吨 [4] 电力系统优化与成本降低 - 现货市场价格信号引导最大用电负荷时段由晚间转移至午间 削峰填谷负荷约230万千瓦 [5] - 市场机制累计降低社会用电成本超15亿元 实现经济效益与社会效益双提升 [5] 绿电交易与绿证发展 - 截至2024年底省内绿电交易电量累计11.14亿千瓦时 参与电力用户超220家 涵盖大数据中心、电解铝等高耗能行业 [5] - 2024年省间绿电交易量11.06亿千瓦时 同比增长158% 覆盖陕西、重庆、江苏等省市 [5] - 2024年绿证核发2274.5万张 同比增长17倍 2025年1-4月绿证交易量559.65万张 其中省内用户购买272.83万张 同比增长9.49倍 [5] 储能市场建设与收益 - 新型储能累计装机442万千瓦/1141万千瓦时 规模跻身全国前十 [5] - 2024年储能参与现货市场交易电量9.76亿千瓦时 产生现货价差收益1.21亿元 平均价差0.2278元/千瓦时 [5] - 10家独立储能电站参与调频辅助服务 贡献调频里程1961万兆瓦 获得调频补偿1.77亿元 [5]

行业投资评级 - 投资评级为看好，并维持该评级 [8] 核心观点 - 补贴清偿进程加速，多家公司在8月份收到大规模补贴资金，显著缓解新能源运营商的资产负债表压力并改善现金流 [2][10] - 绿证交易量同比增长126.08%，绿证价格持续回暖，7月份平均价格环比增长35.42%，供需失衡加速改善 [10] - 补贴资金回收和绿证价格回暖共振，坚定看好绿电行业的长期投资价值 [2][10] 补贴回收情况 - 太阳能8月份收到国家可再生能源补贴资金16.80亿元，占年内回款总额的74.6%，1-8月累计收到22.52亿元，同比增长258.6% [10] - 金开新能8月份收到补贴资金9.39亿元，占年内回款总额的78.3%，1-8月累计收到11.99亿元，同比增长340.5% [10] - 晶科科技8月份收到补贴资金6.33亿元，占年内回款总额的74.5%，1-8月累计收到8.50亿元，同比增长272.0% [10] - 补贴资金加速回收有助于减少应收账款规模，改善经营性现金流，并可能冲回应收账款减值和压降财务费用 [2][10] 绿证市场表现 - 2025年1-7月全国交易绿证4.16亿个，同比增长126.08%，交易量占核发可交易规模的37.24%，较2024年全年提升23.08个百分点 [10] - 7月份单独交易绿证平均价格为4.61元/个，环比增长35.42%，2025年电量对应绿证交易价格达到6.88元/张，环比增长6.17% [10] - 绿证价格回暖对绿电电价的补偿回升至0.007元/千瓦时 [10] - 风电、光伏、生物质和其他可再生能源的绿证交易量占比分别为32.51%、48.71%、22.11%和100.93% [13] 新能源运营商估值与财务 - H股绿电公司如龙源电力H、大唐新能源、中广核新能源均处于破净状态，PB不足0.9倍 [10] - 部分公司应收补贴规模远超市值规模，例如大唐新能源应收补贴款205.40亿元，市值167.7亿元，占比122.5% [13] - 补贴资金加速回收有利于资产质量修复和估值支撑 [10] 投资建议 - 推荐关注优质转型火电运营商华能国际、大唐发电、国电电力、华电国际、中国电力、华润电力、福能股份和部分广东地区火电运营商 [10] - 水电板块推荐长江电力、国投电力和华能水电 [10] - 新能源板块推荐龙源电力H、中国核电和中闽能源 [10] 市场表现与估值 - 截至2025年9月5日，CJ燃气、CJ火电、CJ水电、CJ新能源、CJ电网的市盈率分别为18.02倍、13.66倍、19.55倍、23.14倍和37.45倍，对沪深300指数的溢价分别为36.14%、3.20%、47.70%、74.90%和183.02% [25] - 本周电力板块涨幅前五的公司为上海电力（35.66%）、天富能源（10.74%）、南网储能（7.38%）、吉电股份（6.96%）和龙源电力（6.90%） [25] - 火电板块表现相对优于其他子板块 [25] 火电量价成本信息 - 8月22日至8月28日，燃煤发电企业日均发电量环比增长3.9%，同比减少2.0% [48] - 截至8月28日，燃煤电厂本月累计发电量同比下降1.3%，本年累计发电量同比下降3.4% [48] - 广东发电侧日前加权平均电价周环比提升20.20%，同比降低12.99% [49] - 山东发电侧日前平均电价周环比降低14.44%，同比降低18.00% [49] - 秦皇岛港煤炭平仓价下降，山西优混(Q5500K)价格周环比下降8.00元/吨至695.00元/吨 [50] 公司动态与事件 - 长江电力控股股东增持股份4114.71万股，增持金额11.64亿元 [64] - 福能股份控股股东增持569.14万股，累计增持1066.33万股，金额超1.01亿元 [65] - 中国核电回购股份支付金额0.4亿元，累计回购金额1.45亿元 [66] - 太阳能8月收到可再生能源补贴资金16.92亿元，其中国家补贴16.80亿元 [68]

核心业绩表现 - 2025年上半年实现归母净利润5.19亿元，同比增长26.42% [2] - 扣非净利润4.64亿元，同比大幅增长67.91% [2] - 能源服务业务收入同比激增378.81%至10.79亿元，其中节能与技术服务收入8.82亿元（增长474.49%），交易服务收入1.97亿元（增长174.44%） [2] 能源资产结构 - 并网运营总装机容量达6479.19MW，可再生能源装机占比提升至60.7% [3] - 热电联产和风电作为稳定收益资产，新能源板块引入"能源+AI"运营模式 [3] 虚拟电厂业务 - 可调负荷规模约690MW，在江苏省辅助服务市场实际可调负荷规模占比约30% [4] - 平台管理用户规模超20GW，业务覆盖上海、浙江、四川、深圳等区域 [4] 科技创新应用 - 构建"能源资产管理+碳中和服务+AI数智平台"四维业务体系，通过AI优化电价预测与套利策略 [4] - 采用大模型多智能体技术为虚拟电厂提供负荷预测、策略算法等精准服务 [4] 金融工具创新 - 2024年12月完成国内首单光伏实体资产RWA项目，融资规模超2亿元 [5] - 通过区块链技术实现光伏电站资产标准化、数字化分割，提升资产流动性和透明度 [5] 战略发展方向 - 坚持"能源资产与能源服务双轮驱动"战略，巩固热电联产和新能源资产收益 [6][7] - 发力节能服务区域布局，升级能源交易生态并拓展多元业务矩阵 [6][7] ESG管理进展 - ESG评级由BB上调至A，商道融绿评级由B+上调至A- [6] - 2025年7月将董事会战略委员会更名为"战略与可持续发展委员会"，强化治理架构 [6]