协合新能源中期业绩交流纪要
1、中期业绩整体表现
•财务数据概览：公司2025年上半年收入实现14亿元，较去年同期下降6.6%；持有人应占溢利约2.8亿元，较去年同期下降43.8%，主要受非经常性损益及主业发电利润承压影响。发电收入为13.35亿元，较去年同期下降2.1%；发电业务业绩为6.26亿元，较去年的8.12亿元下降22.9%。
•经营指标分析：2025年上半年发电量为47.59亿千瓦时，较去年同期上升0.4%；截至6月30日，公司权益容量达4778兆瓦，较去年同期上升18%，年初规模约为4.6G瓦。上半年平均融资成本下降35个基点至3.63%；经营性净现金流较去年同期上升22.5%，达10.41亿元。权益装机容量中，风电占比80.5%，权益规模为3.8G瓦；当年投产191兆瓦（含风电和光伏），并出售小股权减少28兆瓦。
•发电业务拆分：权益口径发电量几乎持平，发电收入同比下降2.1%，同口径权益净利润下降25.2%，其中控股电厂权益净利润下降28.6%。中国区电厂运营指标方面，弃风弃光率较去年同期上升4.7个百分点（风电上升3%，光伏上升13%）；风电平均利用小时数为1142小时，较去年上半年下降6.4%（高于中电联发布的中国区平均1087小时）；光伏平均利用小时数为531小时，较去年同期下降19.4%。综合电价方面，风电平均综合电价较去年同期下降近2分钱，光伏下降超过4分钱。
•ESG表现：公司继续维持MSCI ESG双A评级，位于全球同行业前十，并连续两年入选标普全球可持续发展年鉴中国版。
2、电价与限电率分析
•光伏电价下降原因：2025年上半年光伏电价下降幅度较大，主要受两方面因素影响。其一为2024年新投产的部分光伏项目，对电价产生拉低作用，影响幅度近1分钱。其二为市场化交易因素，河北南大港地区的交易增加对电价的影响更为显著，约拉低3分多钱。此外，辅助扣款等次要因素对电价的影响较小，不足1分钱。
•各省份电价变化：从各省份情况来看，2025年上半年电价下降幅度较大的省份主要有广西、甘肃、湖北；吉林电价虽有所下降，但幅度小于上述三省。同时，部分省份因136号文细则出台，政策调整后电价出现上涨情况，具体表现因各省政策排兵布阵不同而有差异。
•弃风弃光率上升原因：2025年上半年，光伏弃光率和风电弃风率均有上涨。风电方面，吉林因区域容量增加较快，弃风率同比上涨约15%；辽宁因大风期集中，限电率同比上涨约6%；湖北因执行现货交易，限电率上涨约6%。光伏方面，青海、西藏为传统限电严重区域，其中青海受5月装机激增影响（单月装机量超过去年全年），限电率增长26个百分点；湖北因现货交易及整体电价等问题，限电率约20%。其他省份限电情况无明显变化。
3、136号文影响与项目储备
•136号文细则影响：136号文目前正式出文件的省份较少，仅4个省份（新疆、浙江、宁夏等）及蒙东、蒙西（分属两个电网）有正式文件，其余多为征求意见稿或内部讨论稿。从公司项目情况看，蒙西仅有分散式项目，按0.28元结算，未受明显影响；广东项目多为联营老电站，情况掌握有限；甘肃项目为酒泉九湖县的固定电价风电厂，亦不受影响。当前136号文相关政策（包括征求意见稿和内部讨论稿）尚未最终确定，仍存在调整可能，因此难以对其影响进行预测或提供明确的投资指引。
•项目储备与收益率：公司目前储备项目主要集中在湖南、黑龙江、云南三个省份。关于各省收益率预期，湖南和云南预期较好，但云南2025年上半年因风资源较差（风力较小），利润受到一定影响；黑龙江作为传统风电大省，风资源整体不错，但较2024年有所下降（可能与2025年雨水大有关）。从具体项目看，湖南有4个在建项目，全投收益率高于10%（前提是电价稳定、风资源正常），且公司开发新项目要求至少8%以上的全投收益率才会推进。此外，公司投资决策更关注收益的确定性，若收益确定性无法保证，投资将暂缓。
4、应收账款与交易团队建设
•应收账款回款情况：应收账款回款方面，1 - 6月无回款，7月因中报期回款7000多万，去年同期回款规模较小。截至6月30日，绿电应收账款总额为13.5亿元，较去年增长1.7亿元（上半年）。每年应收账款总额约3.3 - 3.4亿，能收回50%以上。当前回款的7000多万多为2023年前后的补贴，补贴发放整体延迟约2年。各省发放节奏存在差异，国家层面统一下发，但各省执行时间有早有晚。在12月集中到账的情况下，2023年前补贴或已收完，当前应收账款平均账龄约2年。
•交易团队能力建设：交易团队能力建设方面，关联运维公司（协和运维）在两年前已建立交易团队，并自研‘思核’交易系统（市场占有率不错），目前管理资产接近40G瓦。公司自身层面，在136号文发文前一年（去年上半年）成立独立交易部门（电力交易部/市场交易部），团队规模从最初的2 - 3人扩展至当前的十几人。日间交易是当前交易的最大难点，其操作模式类似证券期货交易，需具备发电量预估、实时报价等能力，做好可盈利，做不好则需当日市场买电补充。公司交易团队成熟度处于市场领先水平（部分央企去年下半年才开始建立交易团队）。未来，电站收益将更依赖交易团队能力，交易人员背景更注重数据敏感性（如数学、数据领域），而非传统电力背景。
5、项目出售与未来展望
•项目出售终止原因：本次项目出售终止主要涉及两方面因素。其一为项目质地发生显著变化：出售的青海地区项目因2025年上半年线路切改和检修，限电率从原本的30%多（前年为10%多）大幅升至70%（部分时段达60%-70%）；黑龙江地区项目则因风资源下降，同时限电率上升约3.4个百分点。其二为交易过程中的实际阻碍：评估基准日为8月31日，基于该基准日的评估结果与后续实际运行情况（尤其2025年上半年风资源较差）存在差距；交易涉及的外资方因团队较新，对130号文影响判断不明；此外，交易前期手续未能在6月30日前完成，双方经协商后最终友好终止交易。
•未来业绩与发展方向：行业趋势方面，2025年1-7月风资源整体较差，云南地区风资源同比下降约20%，黑龙江、吉林地区下降5%-6%，截至7月风电电量同比下降0.3%，预计2025年为小风年，2026年风资源或优于今年。限电率方面，整体上升幅度有限（约1-2个百分点），但部分省份差异较大，如西藏2024年限电率46%，2025年升至57%；甘肃、青海等传统限电大省可能进一步升高。电价方面，虽呈下降趋势但影响有限，但因数据不完整、样本不足，具体降幅难以预估。公司发展策略上，存量电站聚焦市场化交易优化（提升上行交易收入）、发电效率提升（及时处理小故障）及成本控制（管理费用、融资成本）；新项目层面，将确保前期开发成果变现（通过BT、建成转让、合资合作等方式），优先投资确定性高的电站。此外，公司正探索新业务增长点，包括电力交易、售电、电力资源相关领域，以及当前市场较热的公募REITs、私募股权投资基金等。
Q&A
Q：今年上半年光伏电价降幅较大，主要受哪些因素影响，包括去年平价项目投产的影响及今年交易端的因素？
A：上半年光伏电价下降主要受两方面因素影响：去年新投产的部分光伏项目拉低约0.1分钱；河北南大港光伏项目因参与市场化交易增加，影响约3.1分钱。辅助扣款等其他因素影响不足0.1分钱，因此主要驱动因素为河北地区光伏参与市场化交易。
Q：今年上半年哪些省份电价下降幅度较大？哪些省份电价表现平稳？
A：今年上半年电价下降幅度较大的省份包括广西、甘肃、湖北；吉林电价也有下降但幅度较小；其他省份电价表现平稳，部分省份电价上涨，主要受136号细则及各省政策差异影响。
Q：风电今年上半年的电价趋势如何？
A：今年上半年风电电价整体影响较小，总降幅不到两分钱。其中，交易结算均价降幅不到一分钱，新并网影响约6厘，辅助服务价格基本稳定，整体结构变化不大。
Q：今年上半年光伏弃光率与风电弃风率上涨的原因是什么？哪些省份弃风率或弃光率下降幅度较大？
A：风电方面，弃风率上涨主要与区域容量快速增加、大风期集中导致限电及现货交易执行等因素相关。具体省份中，吉林因区域容量增加较快，弃风率同比去年全年下降约15%；辽宁因大风期集中、电厂集中发电导致限电，弃风率同比去年年底下降不到6%；湖北因执行现货交易导致限电，弃风率约6%。光伏方面，弃光率上涨主要受区域装机量激增及现货交易、电价等因素影响。青海、西藏为传统弃光严重区域，其中青海因531新政影响，5月单月光伏装机量超去年全年，弃光率上涨26个百分点；湖北因现货交易及电价问题，弃光率影响约20%。其他省份弃光率或弃风率变化不明显。
Q：今年上半年已出台136号文细则的省份，其竞价竞争程度对后续装机发展有何影响？
A：目前仅四个省份正式出台136号文，其余多为征求意见稿或内部讨论稿。由于公司在正式出文省份的装机量较少，实际影响有限：分散式项目仍按0.28元结算；广东以联营老电站为主；甘肃九湖县风电厂执行固定电价。湖南交易自2024年启动，上半年电价同比上涨。当前文件尚未最终确定，仍可能调整，因此难以预测对后续装机发展的具体影响或提供指引。
Q：公司目前储备的项目主要分布在哪些省份？
A：目前储备的项目主要集中在湖南、黑龙江、云南三个省份。
Q：湖南、黑龙江、云南三省目前储备项目的收益率预期如何？如何看待黑龙江限电率较高及湖南电价压力对收益率的影响？
A：当前增量项目整体利润率承压。自去年起，公司按区域划分投资标准，部分区域内部收益率调整至7%，部分区域保持原标准，所有区域IRR均高于国央企投资底线。公司更注重收益确定性及项目抗风险能力，以保障资产质量。
Q：湖南、云南、黑龙江三个省份中，哪个省份的回报率较高？
A：目前湖南和云南的回报率可能较好，但云南因今年上半年风资源较差，利润受到一定影响；黑龙江作为传统风电大省，整体风资源尚可，但较去年有所下降；湖南风资源基本稳定。
Q：目前在湖南地区投资风电项目的回报率如何？
A：湖南因优质资源区域基本开发完毕，叠加多山多林及涉及军事因素，可开发项目有限。目前开发的风电项目要求全投收益率至少8%以上，当前在建的四个项目全投收益率高于10%。
Q：近期应收账款的回款情况如何？应收账款总额及核查期项目进展如何？
A：1-6月无回款，7月新增回款7000多万及6200万。截至6月30日，绿电应收账款总额为13.5亿元，较去年增长1.7亿元。核查期项目存在年底前陆续通过的预期，进度快于此前预期，有消息称国家或不再统一发文，改为各省能源局直接通知方式。
Q：公司项目中，当初属于绿码的项目数量及核查期内项目的数量情况如何？
A：公司有4个项目未进入核查名录，容量为106兆瓦，属于未明确的黄码；此外，公司存在红码项目。
Q：这四个项目当时出现问题的原因是容量超了还是时间超了？
A：四个项目中，三个为容量超了，一个为未达容量。未达容量的项目因后续规划自然保护区导致机位减少，原规划容量5万，实际仅安装2万多。
Q：136号文发布后，公司在交易与运维方面是否有更多投入？
A：136号文发布前，公司已提前两三年启动交易团队能力建设。关联方协和运维在两年前同步建立交易团队，自研交易系统思核，凭借交易与运维能力，近两年市场扩展迅速，目前管理资产规模接近40GW。公司自身方面，原甲乙方分开管理，去年上半年专门成立电力交易部，团队规模从两三人大幅扩展至十几人。当前交易与传统卖电存在显著差异，核心难点在于日间交易，优秀的交易团队对公司业务提升至关重要。目前公司交易团队市场领先，人员来源从传统生产运维人员转向数学、数据敏感型背景。未来，交易团队能力将成为影响电站收益的关键因素，单体小电站因缺乏专业团队难以高效开展日间交易，新能源行业对交易团队的重视程度将提升至新高度。
Q：公司每年产生的应收账款规模及收回比例如何？
A：公司每年应收账款总额约3.3-3.4亿元，近两年正常情况下每年收回比例超过50%。
Q：补贴发放的顺序如何？涉及的两个名单在发放时的顺序如何？
A：进入目录且无黄码、红码的项目补贴发放通常延迟两年，当前收到的补贴对应2023年前后的项目。绿电补贴平均延迟时间约为两年。补贴发放无统一规律，各省执行节奏不同，国家政策为同一批下发，但各省根据自身节奏调整发放时间。
Q：三年以前的绿电补贴应收账款是否已全部清收？
A：当前账目中，目录内的绿电补贴应收账款基本清收完毕，但因部分补贴集中在12月到账，2023年以前的补贴可能已全部收回，而2023年的补贴可能存在未收回情况。
Q：当前应收账款的平均账龄是否为1至2年？
A：应收账款平均账龄约为2年，按模型测算略超过2年。
Q：目前限电率和平均电价情况下，是否存在统一的风电、光伏盈亏小时数标准？
A：当前无法计算统一的风电、光伏盈亏小时数标准。早年中东部省份银行曾提出1800小时为盈亏点，但该标准基于当时较高的电站成本。目前因各省电价不同、同一省份不同电站受现货交易影响收益差异较大，且光伏发电稳定性较低，需单电站测算盈亏平衡点，无统一标准。
Q：单个项目完成前期建设进入运营阶段后，除人工费用外，是否存在其他维修性支出？
A：运营阶段存在维修性支出，主要包含在运维费中。常规运维费外，仅在发生大检修或技改时需额外支出，但规模较小。项目投产后至少5年处于质保期内，无需额外支出，仅需常规运维费；质保期后，个别项目可能需进行技改，属于一次性支出且以提升发电量为目的。
Q：出售沙电相关项目的交易终止的主要原因是什么？
A：交易终止的主要原因包括交易条件未达成及项目质地发生变化。涉及出售的黑龙江与青海地区项目中，青海项目因上半年线路切改和检修，限电率从原30%多升至70%，较前年10%多的水平显著恶化；黑龙江项目上半年风资源下降，限电率上升约3个百分点。此外，交易定价基于8月31日评估基准日的评估报告，但大半年后实际运行结果与评估结果存在差异；外资方因团队较新，对130号文影响判断不明确；交易前期手续未在630前完成，双方经协商后友好终止。
Q：今年出售电站的利润如何展望？
A：目前无法展望，因尚未有成功交易案例。出售电站需从大量项目中筛选，初步意向项目经多轮谈判后最终成交结果不确定。此外，项目质地差异大、不同省份售价不同，导致利润无法预估。