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交流要点

1.业绩来看，公司21年上半年实现营收7.97亿美元，同比增长34.3%，净利润1.75亿美元，同比增长55.6%。收入增长的主要来源为风电和太阳能业务，其中风电收入2.42亿美元，同比增长89.1%，太阳能收入0.66亿美元，同比增长29.4%。风电利润1.69亿美元，同比增长111.3%，太阳能利润0.42亿美元，同比增长35.5%。

2.分项目来看，陆上的收益率并没有大幅降低，虽然电价下调，但是成本也有对应的调整；陆上风光资源 21 年上半年累计获得800 多万千瓦核准指标，拥有的陆上储备项目超4000万千瓦。海上风电资源21年上半年累计获得1300多万千瓦核准指标，拥有的海上大基地储备项目超800万千瓦，公司计划海上风电项目在十四五期间累计实现1000万的装机。

3.战略方面来看，目前没有回A上市的打算，今年风电引战 300 多亿，短期内也不会有太大的融资诉求。新能源为集团第二大主业，境内只有1811一个上市平台，中广核新能源为集团唯一的投资、运行和管理的平台。

基本情况

中广核新能源（1811.HK）为中广核集团旗下子公司，为集团的第二支柱产业，全面覆盖风电、太阳能、水电、燃气和燃气联产等业务。2020 年境内风电装机规模 1671 万千瓦，市占率 6.1%，境内太阳能装机规模 689 万千瓦，市占率 2.9%。截止 2021 年 10 月底，新能源在建项目突破 680 万千瓦。2009 年成立太阳能公司，2010 年成立风电公司，2014 年中广核新能源在港股上市。截止 2021 年 6 月 30 日，风电装机共 313.5 万千瓦，太阳能装机共112.6 万千瓦，合计 426 万千瓦。风电和太阳能装机占公司总装机的比例由 2017 年的28.4%增加至 2021 年上半年的 55.2%。今年年底预计风电和太阳能的装机占比还将会进一步提升。

业绩概况

公司21年上半年实现营收7.97亿美元，同比增长34.3%，净利润1.75亿美元，同比增长55.6%。收入增长的主要来源为风电和太阳能业务，其中风电收入2.42亿美元，同比增长89.1%，太阳能收入0.66亿美元，同比增长29.4%。风电利润1.69亿美元，同比增长111.3%，太阳能利润 0.42 亿美元，同比增长35.5%。

关于21年上半年平均利用小时数，太阳能702个小时，同比增长0.7%，增幅不大。风电1196个小时，同比增长19%，主要来自于甘肃省，河南省和山东省的增长，其中甘肃省同比增长20.7%，河南省同比增长26%，山东省同比增长6.9%。

上半年实现发电量 9234 吉瓦时，同比增长 34.6%，风电加权平价电价由去年上半年的 0.5元/千瓦时增长至今年上半年的0.53元/千瓦时，增加了3 分/千瓦时，太阳能加权平价电价由去年上半年的0.71元/千瓦时增长至今年上半年的0.65元/千瓦时，减少了6分/千瓦时。

公司亮点

陆上风光资源21年上半年累计获得800多万千瓦核准指标，拥有的陆上储备项目超 4000万千瓦。

海上风电资源21年上半年累计获得1300多万千瓦核准指标，拥有的海上大基地储备项目超800万千瓦。

中广核新能源主要采用了工程事业部式的管理模式，围绕“一个中心”，实现“三项管

理”。一个中心，即以实现工程项目有效管控为中心，三项管理，即要实现工程人员集约

统筹管理、实现工程智能管理和实现工程绩效管理，从而最终实现工程的集约化、专业化、规范化管理。

在全国26个省及直辖市拥有专业化售电公司23家，完成13省份14个电力交易机构参股并建成全国首个新能源企业发售协同信息化平台。参与了全国首次平价绿电溢价交易，首

批平价项目绿证交易和首批绿色电力交易。在首批绿色电力交易中达成交易电量79.35亿千瓦时。中广核新能源整体在本次绿电交易中，实现绿电交易总量达19.72亿 kWh，占全国总交易量的25%。在南网区域交易电量7.27亿 kWh，占总交易量的70%，并完成南网区域内首笔跨省绿电交易。中长期交易和现货交易也是公司的发展重点，其中现货交易在甘肃省排行第一，山西省排行第三。

安全管理形势稳定，运维能力持续创优。截至2021年11月底，公司持续推动生产精益化管理，不断强化设备治理工作，年度发电量达165.8 亿千瓦时，同比增长48.1%。风电场设备可利用率连续四年保持99%以上。风光电项目可利用小时数高于行业平均 5%以上。

发展展望

到十四五末，公司累计控股在运装机达到至少 5900 万千瓦。中广核新能源将以每年不低于50 万千瓦的增长，高质量发展，持续为股东创造价值。

Q&A

今年新能源装机量达到多少？明年呢？

今年新建的风电和太阳能的装机达 689 万千瓦，中广核新能源的风电和太阳能装机在 120万千瓦左右，和去年差别不大。今年上市公司里所有的海上项目都已经全面落地。明年不低于 50 万千瓦，争取 100 万。

 

公司的负债率比较高，资金方面会有问题吗？

新能源公司的负债率低于 70%，资金和项目的安排都不存在问题。新的项目按照 3/7。注册资本金从平台公司给的，同时上市板块也有大量的资金结余，满足目前的资金需求。每年700 万千瓦的目标，资金不存在障碍。由于历史原因和某些限制，资产负债率的降幅不明显，但不存在发展障碍。

 

风电融资超预期，预计 200 亿，现在有 300 亿

风电公司做了引战，公司从新能源板块分两个方向，一个是上市一个是非上市，非上市分两个大平台，一个太阳能公司一个风电公司，集合了多项因素，风太基金今年到期，应对

国资委的要求，集团未来发展的动力，梳理股权结构，所以今年启动了风电公司的引战工作，注重长期发展，不以短期利益为目标。从上百家中，最终选择了 14 家以产业投资为主的战略投资者，有国家社保基金，国家电网，南网，和跟公司有产业互助的战投。之前评估相对保守，200 亿，实际上投标做了 300 多个亿。今年港股完成引战工作，股东会在明年的一季度，太阳能公司成为风电公司的全资二级单位。未来就上市公司和风电公司两个平台，股权结构清晰。

 

资产注入计划

涉及到资产注入和资产处置的情况，与计划一样没有较大的改变。按集团目前发展计划，

境内主要做水电、光伏、抽水蓄能还有风电，1811 的韩国的资产主要给上市公司供热供气，发展的较好，不作为资产处置的方向。像火电之类的业务，在合适的时机会做资产处置。非核心业务在逐步做剥离工作，大部分工作还得看市场条件。

 

风电市值 900 亿，公司市值那么小怎么装进去？会分步装吗？

具体看大股东安排。具体操作不太了解，大致上可能可以分为两个阶段，第一是可以私有化，港股的估值使公司在进行资产注入使遇到障碍，国有资产要保值增值，第二需要上报

国资委，这种情况很难获批。第三港股的流通股有限制，不低于 20%。1811 也是作为新能

源唯一的上市平台，不管未来怎么发展，都需要维护品牌形象，所以会相对更加保守、谨慎。

1811 作为新能源唯一的上市平台，投资者对大家的支持不会搞乱。风电公司明年年底前完

成计划安排，因为风电公司今年签完引战协议，引战工作明年才结束，不会有太大调整和变化。

 

有没有可能回 A 股？

公司是红筹股，红筹股回 A 难度大一点，标准是：1.市值超过 2000 亿，2.市值超过 200

亿，属于高新科技企业，都不太符合要求。去年分析了一下港股红筹回 A 是 52 家，中兴已经实现了。龙源是 H 股，可以回 A 股，我们跟他们不同。

 

会在港股融资吗？目前大股东占比多少？

看集团需求。港股有管制要求，对流通股有比例要求，20%，资产注入后大股东可能会比例过大。港股目前大股东占比 72%。

 

为什么在港股上市？这次引入战略投资者有什么要求吗？

引战不是以上市为目的。战略投资者更看重新能源赛道和我们公司资产的品质。这次我们把资产做了全方面排查，上市公司的 ROE 在 13-15%，风电没有上市的公司ROE在 11-15%之间。上市和非上市公司资产的标准都是一样的，都需要符合公司的投资要求，收购、并购、自建项目的标准是一样的，放在上市平台的项目也不是专门挑出来的（这里有几个原因：1、政府有外资诉求；2、这里以前就有大量上市公司资产，同等条件下管理更方便等），所以上市和非上市资产之间的品质差异不大。

集团 7GW/年，上市公司不低于 50 万千瓦。这是统一考量过的。项目在核准的时候基本就定好平台了。

 

上市公司的 ROE 比风电公司要高

风电公司的资产比较多，有一些属于创新型项目，比如德令哈光热等，放在里面了。

 

今年陆上项目收益率如何？

陆上的收益率并没有大幅降低。虽然电价下调，但是成本也有对应的调整。有没有电价补贴对公司内部的资本金回报率没有影响，所以对我们来说收益变化不太明显。投资回报率

在 10 月下旬由 8%下调到 7.5%，截止今年所有的在建项目都是按 8%计算，因为下调后的项目还没有开工。

 

储能和制氢？

公司目前有两个试点项目想做储能，还没到工程实施阶段。制氢也有两个项目，在吉林的风电制氢项目已经开始动工了，项目的投资回报率也符合 8%的要求。储能还没上，不好说。制氢已经上了。

 

化学储能从审批到投产建成需要多久？

化学储能可以视为单项工程，与工程建设平行。不会对工程进展产生重大的影响。

 

海风情况

公司计划海上风电项目在十四五期间累计实现 1000 万的装机，有两个平价项目，一个在广东省，有省补，一个在浙江象山，没有省补，都是非上市公司的项目。项目在批准的时候都符合 8%的回报率。

新的注册资本金调整为 30%，原有部分是 20%，国资委对良率有要求，整个平台不超 70%的负债率。

 

这两个项目是比较特殊吗，能平价？

海上风电跟陆上有差异，关于浙江的项目，第一目离岸距离较近，对造价成本降低有帮

助。第二这个项目实现国产大风机的使用，使用的是超过 9 兆瓦的单机，之前上海电气是

4MW，明阳是 5.5-6MW。对施工成本有变化，使用大机组，机组数量就会减少，对海上施工

更多的是船机的成本，4 兆瓦和 9 兆瓦的施工费用并不呈现线性比例，施工成本会减少。

其次海缆长度也会有变化，机组上了，比如之前是 100km，现在会下降。大叶片在象山没

有抗台风的风险，使用小时数会更高，项目小时数超过 3000h 的，回报率可观。

广东省的项目，第一有省补，第二有规模，是 50 万千瓦，有助于利用规模效应降低运维成本。海上风电我们属于第一梯队，集团响应对广东省示范的承诺，率先落地平价风电项目（前提是要符合公司投资回报率的）。

 

公司的股市行情比同行好很多，有什么原因？

取决于公司内生的价值。得益于：第一公司发展过程中比较客观，资产比较稳健和优质。

第二，过去投资者对公司的认知没那么透彻，股价相对低估，现在我们主动和大家沟通，由于投资者了解到公司的价值所在和发展前景，也离不开行业的发展，公司的股价逐渐回到应有的价值表现。中广核新能源在行业内属于前五的水平，度电利润等各项指标在行业排名前二。

 

中广核新能源的战略定位？风电公司增资扩股有什么战略上的调整吗？

中广核集团分了几个板块，都分别有产业的集群以及对应投资平台的归属，核燃料对应就是中广核矿业。新能源为集团第二大主业，为非核领域，之前境内境外都在这里，境外有

自己的特殊性，现在中广核能源国际负责境外的工作，跟上市公司独立，但归新能源平台

管理。境内只有 1811 一个上市平台，中广核新能源为集团唯一的投资、运行和管理的平

台，这是很清晰的定位，目前并没有战略调整的计划，与之前完全一致。

风电公司做了 33%的股权出售，几个原因，第一国资委对央企的混改有要求，第二以目前的发展来看，需要引入战略投资者。集团包括新能源公司是国资委双百行动的示范单位，

国资委对我们混改是有要求的。产业发展需要更大的协同才能往前迈进，风电还是以产业投资者为主，财务投资者不是主流。第三，引入战投后对集团资本金的调整有帮助，风太基金是集团今年到期，他也需要我们进行调整，对资金也有诉求，包括现金流、资产负债率的管控等等方面。这次引战，300 多亿的到位对我们这方面工作也是有帮助的。基于这几个方面，其实还是为了公司未来更好的发展，符合国资委改革的要求，最终形成了市场现阶段，比较理想的要求。但是风电公司资产不是上市平台的资产，其次也跟目前的管理不相冲突，截至到现在集团也没有打算打破目前唯一一个上市平台的打算。

 

回 A 怎么看？港股市场的融资功能有限？目前有什么计划？

还是按目前的情况，计划上没有调整，目前没有这样的动力。集团不缺融资资金，目前没有回 A 上市的打算。今年风电引战 300 多亿，短期内也不会有太大的融资诉求。

 

风电公司归谁管？风电公司的指标？

中广核新能源。实际上，公司在进行板块整合时，中广核新能源控股等同于板块的名字，

相当于引战方一样，底下是风电公司、太阳能公司和综合能源管理部（火电方面），水电

（事业部），所有的新能源业务都归属于中广核新能源控股管辖，领导班子也都在这里。上市和非上市公司员工的劳动合同不发生改变，不存在侵占小股东利益的情况。引战注资提前一个星期就完成了。上市公司是业务之一，不会单独进行考核，整个新能源的板块的指标每年 700 万千瓦，收入和盈利增长也有一些指标。上市公司的指标是 50-100 万千瓦，剩下的 600 万千瓦就是风电公司的指标。

 

确认订单归属于哪个平台的方式

风电储备40GW，并不是都核准了。今年已核准大概 800 多万千瓦，海上风电已核准 10GW。拿到核准才定下来是哪个平台上。还需要过董事会才能确定是哪个平台做。核准是逐步确定的，在项目推进的过程中放入平台。今年上市公司合起来完成 1000 万千瓦，海风是 100 万千瓦左右。

 

一年投 1GW 的投资量是多少？

看项目，看容量。海风投资大，造价高一些，同时容量大；光伏投资小一些，光伏在 4000

元/千瓦，风电 6000-7000 元/千瓦，海风 13000 元/千瓦上下。

 

每年可投资的资金有多少？未来风光各自的投资比例有多少?

没算过。上市公司的资金没问题，每年投资 700 万是没问题的。目前上市公司已经没有接受来自集团的资金了，我们还要反馈给集团。风光的投资不进行区别，只要是我们的投资方向符合投资回报率就不加以区分。第一步拿到项目的核准，第二部看项目的建设条件和成熟度。第三看整个市场的价格情况是否能符合要求（比如今年光伏价格高，就启动的慢）。

我们有个比例，开发的项目要高于核准，核准要高于开工的，开工要高于变网，目前我们

公司的要求，核准要高于 70%，建设要高于 90%的转化率。

 

风光参与市场化交易的比重？对未来交易电价怎么看？

28%左右。未来市场化交易比例我相信会扩大。主要看价格和利益最大化来调整比例。我们公司对绿电交易很关注，成立了相关的公司，建立了内部的电力交易平台。今年我们在电 力交易尝到甜头，交易的电价上升了 3-5 分钱。比如安徽光伏，280 万千瓦，电价是上浮的，所以中报中光伏电价是上浮的。

未来电价取决于国家对于 3060 和双碳管控的决心。如果在强管控下，有些企业只能去买绿电和绿证，这样的情况下市场需求会越来越多，我的感受是绿电的价格在短期内会有利

好。但是往后讲，还是看行业的动态，毕竟是市场化行为，我们个人也很难判断。我们认为跨省电交易对绿电交易的价格是利好的。

 

火电价格上调 20%，公司没有利润受到相应影响？

火电行业处在很难受的状态，可以少发或检修，对于民生问题很大，北方要保障供热和供暖，必须要解决民生和市场化的问题，目前是财政在补贴，会影响其他者的利益。所以目前交易来看，不是以新能源为重心，也会受到好处，但不明显。未来来看，不同电源结构有不同属性，也会影响价格，像抽水蓄能以前不是很好，现在大力发展抽水蓄能，给了抽水蓄能市场化主体的地位，对投资回报率也有明确，调动了市场活跃性。储能也是一样，国家从 11月开始发了很多储能文件，明年开始我认为储能会变成主流。新能源一次性投入，后面的运维成本是可预见的，相对来说运维成本比较小，自由竞争电价有差别。火电相当于有一个保底电价，容量电价，新能源目前没有容量电价，所以在公开交易下，让火电有生存的可能性，不然他可能比不过新能源。改革目前在初步完善的过程，我认为要，1.保证能源供应的过程，2.不能让能源行业变成暴利，这是个主流。

 

广东省刚出规定，储能成本由工商用户终端承担，是否会成为主流？

要构建新能源为主的能源结构下，需要储能作为支撑，发电方要承担储能的一次侧责任，

未来电网或各方面都会做相应的承担。随着新能源成为主流，用电配套会逐步完善。不是一方能承担，用电方式不一样，可能会以省为单位制定条件，每个省出的政策和方案都不一样，浙江省已经出台了储能的省补。他们会考量两个方面，1、评估各方的抗压能力，符合经济性；2、鼓励的侧重点，浙江省觉得储能重要，除了补贴来鼓励。根据经济能力和产业布局，想站在什么制高点去看。浙江省发展海上风电容量的指导，而非价格，但出台了储能的价格；广东省则出了海上风电的补贴。广东省市场化交易，电网代理购电，按 1.5 倍收取工商业购电费用，未来储能电价更合理，这部分将转移到工商业的购电成本。未来储能定价会逐步明确。

 

目前全是国内的风机？

如果从产品的出售，全都是国内的风机。上海电气也由西门子授权了，也是国内的。国内风机企业各有自己的特点，技术路线不一样，不同厂家在机型方面也不一样。明阳在广东省有地缘优势，实现了规模化效应，国产的经验可能更加丰富。刚说的 9MW 就不一定，技术路线可能有差异了。但管控经验和生产经验也是重要的。

 

从技术主流来看？

半直驱相对较为合理吧。齿轮箱带动电机。电机为额定转速，电机的转速影响最重要的参数就是用电的频率，用电频率 50Hz，极对数固定，要保证频率，转速就要有控制。风是不确定的，高转速的，汽车是低转高，风机是高转低，需要变速箱。直驱不需要变速箱，半

直驱正好结合了。

 

海风未来的资源能做到平价的时间点？

之前认为是十四五中后期，但现在看来到来会提前，国产机组的价格是利好的状态，各省状态也不一样。山东省发展挺不错，下一步紧随浙江和广东，可能成为平价的主战场之一。估计明年可能就开始平价，我们做完，华润也做了。

 

如果 IRR 是 7-8%，几年后 1GW 的盈利情况会如何？

如果 IRR 是固定了，就决定了未来的盈利情况。新能源 就是出生决定一声，投资的时候基于当时的成本，成本不可能，算完之后整个盈利状况不会有太大的波动。大的飞跃有可能但可能性很小。

 

战投后续有没有退出的机制？

没有。战投是以长期合作共赢的方式为主。短期盈利为目的纯的财务战投基本上都排除

了。

 

为什么集团没有把火电水电这种传统业务剥离出去？

1811 收购美亚，美亚是个传统的跨国际能源公司，它当时有韩国、火电的资产。公司是借美亚的壳上的 1811，有一定的历史因素在。资产负债率等历史因素还在。传统的业务都还在，但没有新做了，投资也不大。虽然是传统资产，但不是不好的资产。需要一定的时间点再退出。

 

集团的储备项目跟五大集团相比如何？

不好比，五大主要是收购为主。储备 2019 年我们排第二，平价项目排第一。

 

其他企业有些制定 10GW 的目标，公司 1GW 的目标是不是有点少？

每个公司订指标跟自身业务相关，我们集团定位稳健，保证合理增速的情况下保障资产质量和收益情况，是我们的标准。这是为什么优德集团收益率都低到 5%了。我们不是盲目制定的目标，7.5%的收益率我们压力也不小。

对于集团来讲，目前我们的资源储备和发展增速符合集团战略，资源储备能满足 7GW 的情况下指定的目标。中广核没有碳资产的负担，没有转型压力。集团 700 万千瓦的目标已经占全国 100GW 中 7%的目标了，集团会把指标分解下来对我们进行考核，如何完不成绩效指标，会受到处理。十二五、十三五公司和集团定的目标都是超额完成，相对来说比较理性，同时我们也认为 700 万也不是很轻松能完成的。之前也有公司出现过资产包袱问题，我们相对其他公司出现资产风险的可能性小。

 

1811 集团方面有没有股权方面的指引？

目前没有明确指引。央企不像私企，央企高管持股对资本市场的利好感觉不像私企那么明显。

 

对新能源收入利润有指引吗？

集团对新能源的公司的收入利润有要求，但不会有太大的变化，因为投资回报率是不变

的，不会有颠覆性的变化。新能源对容量、发电量、利润有要求，大概能算出来吧。到年底新能源差不多 5GW，明年不低于 50 万千瓦，每年都是这样答复的。今年装了很多海风，0.85 元的电价，收益取决于海风项目的情况。

 

明年光伏在目标里面占比高吗？

今年 100 里光伏非常小，风电占比较大。从国家发展的形式看，光伏比风电的发展可能更快。今年价格的因素对光伏装机产生了一定的影响，当时我们预计风电光伏大概是 46 开，但实际情况会有差别，光伏自成立以来扰动较多，受国外的影响也有。目前光伏组件在国际上的价格比较稳定非常利好，对公司聚焦于国内光伏的赛道产生一定的干扰。今年目前户用光伏的补贴比较明确，目前户用光伏有些突破，也对集中式光伏产生冲击，对我们央企来说，集中式光伏更适合我们，干扰了我们对光伏的建设。明年海风的到来，也能补充光伏的漏洞，光伏在不太理想的情况下，明年光伏有可能跟今年相差不大，因为有海风的补充，大家可能也没必要突破自己的造价

去做。对我们来说，只要项目符合收益率就可以干，没必要那么低的收益率还要干。工商业不是我们的主流，不经济，都是屋顶面积很小，中国长期存在的个体户超过 10 年的不多，收电费比较困难，管理成本高。我们之前做工商业要求非常高，得是央企、上市公司。所以我们户用光伏很少，我们的光伏主要是大基地，领跑者、规模化的项目。整县推进我们也做，在跟进工作。

储能要看光伏效率和成本，今年组件高于 1.8 基本上没人买了，1.6 可能还行，如果不低到 1.7，可能没法搞吧，加上储能的话，不低到 1.6 也没法吧。

 

回报率

7.5-8%的回报率为资本金收益率

 

今年装机量 40-55GW？

是昨晚刚发的，可能吧，我也看到了。户用今年 5 个亿的补贴，还不错，明年补贴不明朗。

 

明年海风怎么看？明年 1GW 里海风会有多少？

海风是个主赛道，像陆上大基地一样，能实现规模化，技术壁垒更高，央企管理更适合。海风明年没有补贴，广东省有省补，还是一次性给。明年行业海风占比不好说，十四五期间领导希望我们做到一千瓦。海风有建设周期的问题，海风占比太高的话不能保证每年完成指标。

 

补贴时代的全投资收益率是多少？

补贴时代是 8%。非补贴时代 7.5%。风机降低，所以陆上风电，截止到今年 10 月下旬的收益率都是 8%。今年 10 月底之后再上项目，收益率调整到 7.5%。

 

具体如何分配项目给上市平台？

分配给上市平台的首先是容量，每年低于 50 争取 100，其他就没有区别了。