公司业绩与财务表现 - 公司上半年营业额同比下降1.7%至502.7亿港币，股东应占利润同比下降15.9%至78.7亿港币[2][4] - 剔除一次性损益后，核心利润同比增长0.1%至82.78亿港币[2][4] - 经营性现金流入同比增长36.1%至141.2亿港币[2][4] - 中期派息每股35.6港仙[4] - 税负率增至18.7%，主要受3.3减半优惠政策到期、免税期进入减半期项目增多及跨境派息股息代扣税增加影响，总体影响约9000万港币所得税和1.6亿港币股息代扣税[3][9] 装机容量与发电量 - 权益并网装机容量达78.1吉瓦，较2024年底增加5.7吉瓦或7.8%[3] - 可再生能源装机容量达38.9吉瓦，较去年底增加4.7吉瓦或13.7%，占比接近50%[3] - 火电权益装机容量为39.2吉瓦，较去年底增加0.9吉瓦[3] - 风电售电量同比增长15.5%至259亿千瓦时，光伏售电量同比增长31.3%至41亿千瓦时[2][3] - 可再生能源市场化交易电量占比达50.8%，同比上升11.9个百分点[2][3] - 附属燃煤电厂售电量同比下降1.3%至704亿千瓦时[2][3] 容量电价收入 - 上半年容量电价收入约22亿元，预计全年达40亿至45亿元[11] - 目前大部分地区执行每千瓦100元标准，明年将统一执行165元每千瓦，部分省份如甘肃可能达330元每千瓦[2][11] - 容量电价补偿固定成本，使火电生产经营更稳定[11] 新能源项目与收益率 - 下半年投产新能源项目已进行投资前决策和收益率测算，考虑市场化电价变化和供需不确定性，并进行压力测试[5] - 风电竞价下降主要因新投产平价项目和市场化比例提升，平均降幅约6%，但总体可控[3][9] - 单位净利润总额约240多万元，经营情况良好[3][9] 弃风弃光率与措施 - 上半年弃风弃光率约6%[2][7] - 公司通过加强电力营销、利用储能系统、提升调峰调频能力等措施降低弃风弃光率[7] - 政府和电网积极配合，优先安排新能源发电，加快配套送出线路建设[7] 项目运营与减值损失 - 内蒙古煤电一体化项目试运行转入正式生产后短期内亏损，因试运行期间成本未完全计入，预计下半年经营状况改善[3][9][11] - 内蒙古煤矿上半年亏损约1亿元，6月开始实现盈利，预计下半年持续改善，但全年可能略有亏损[11] - 上半年减值损失约4亿元，主要因并购企业风机故障和处置参考项目外部债务偿还问题[3][11][12] - 全年减值情况需视年底经济形势、行业政策及经营表现而定[3][11][13] 电力市场与政策环境 - 反内卷政策目前未直接影响电力市场定价，但各省可能在竞标环节提供报价或利润指引以保障行业稳定发展[14] - 电力市场运行在国家和各省制定的框架下，政府未通过行政命令直接干预电价，而是通过市场化机制和规则调整[15] - 国家电力改革推动市场化进程，市场化比例提升对企业提出更高要求，包括市场营销、交易能力、成本控制等[20][21] 新能源发展前景 - 风电在现货竞价中相对光伏更具优势，因光伏发电时间集中且受电价波动影响较大[16] - 海上风电发展潜力较大，因沿海区域经济核心区位优势及刚性需求，成本下降速度较快[16] - 陆上风电在三北区域面临消纳压力，但随国家规划外送通道，未来发展潜力可观[16] - 集中式光伏在经济发达省份表现较好，但整体弱于风电；分布式光伏对配网资源依赖大，面临缓送问题[16] - 公司对新能源行业充满信心，认为优质资源获取至关重要，随国家双碳战略推进，风电光伏有巨大增长空间[8] 采购与招标策略 - 公司坚持以合理价格采购合适产品，关注产业链合理利润和设备质量，而非单纯追求低价[18][19] - 组件价格占项目总造价20%至30%，其余70%至80%成本可通过系统控制优化[18] - 采购时考虑设备造价、质量和售后服务，避免低价中标导致后期维修频繁[19]