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交流要點

1.業績來看，公司21年上半年實現營收7.97億美元，同比增長34.3%，淨利潤1.75億美元，同比增長55.6%。收入增長的主要來源爲風電和太陽能業務，其中風電收入2.42億美元，同比增長89.1%，太陽能收入0.66億美元，同比增長29.4%。風電利潤1.69億美元，同比增長111.3%，太陽能利潤0.42億美元，同比增長35.5%。

2.分項目來看，陸上的收益率並沒有大幅降低，雖然電價下調，但是成本也有對應的調整；陸上風光資源 21 年上半年累計獲得800 多萬千瓦覈準指標，擁有的陸上儲備項目超4000萬千瓦。海上風電資源21年上半年累計獲得1300多萬千瓦覈準指標，擁有的海上大基地儲備項目超800萬千瓦，公司計劃海上風電項目在十四五期間累計實現1000萬的裝機。

3.戰略方面來看，目前沒有回A上市的打算，今年風電引戰 300 多億，短期內也不會有太大的融資訴求。新能源爲集團第二大主業，境內只有1811一個上市平臺，中廣核新能源爲集團唯一的投資、運行和管理的平臺。

基本情況

中廣核新能源（1811.HK）爲中廣核集團旗下子公司，爲集團的第二支柱產業，全面覆蓋風電、太陽能、水電、燃氣和燃氣聯產等業務。2020 年境內風電裝機規模 1671 萬千瓦，市佔率 6.1%，境內太陽能裝機規模 689 萬千瓦，市佔率 2.9%。截止 2021 年 10 月底，新能源在建項目突破 680 萬千瓦。2009 年成立太陽能公司，2010 年成立風電公司，2014 年中廣核新能源在港股上市。截止 2021 年 6 月 30 日，風電裝機共 313.5 萬千瓦，太陽能裝機共112.6 萬千瓦，合計 426 萬千瓦。風電和太陽能裝機佔公司總裝機的比例由 2017 年的28.4%增加至 2021 年上半年的 55.2%。今年年底預計風電和太陽能的裝機佔比還將會進一步提升。

業績概況

公司21年上半年實現營收7.97億美元，同比增長34.3%，淨利潤1.75億美元，同比增長55.6%。收入增長的主要來源爲風電和太陽能業務，其中風電收入2.42億美元，同比增長89.1%，太陽能收入0.66億美元，同比增長29.4%。風電利潤1.69億美元，同比增長111.3%，太陽能利潤 0.42 億美元，同比增長35.5%。

關於21年上半年平均利用小時數，太陽能702個小時，同比增長0.7%，增幅不大。風電1196個小時，同比增長19%，主要來自於甘肅省，河南省和山東省的增長，其中甘肅省同比增長20.7%，河南省同比增長26%，山東省同比增長6.9%。

上半年實現發電量 9234 吉瓦時，同比增長 34.6%，風電加權平價電價由去年上半年的 0.5元/千瓦時增長至今年上半年的0.53元/千瓦時，增加了3 分/千瓦時，太陽能加權平價電價由去年上半年的0.71元/千瓦時增長至今年上半年的0.65元/千瓦時，減少了6分/千瓦時。

公司亮點

陸上風光資源21年上半年累計獲得800多萬千瓦覈準指標，擁有的陸上儲備項目超 4000萬千瓦。

海上風電資源21年上半年累計獲得1300多萬千瓦覈準指標，擁有的海上大基地儲備項目超800萬千瓦。

中廣核新能源主要採用了工程事業部式的管理模式，圍繞“一箇中心”，實現“三項管

理”。一箇中心，即以實現工程項目有效管控爲中心，三項管理，即要實現工程人員集約

統籌管理、實現工程智能管理和實現工程績效管理，從而最終實現工程的集約化、專業化、規範化管理。

在全國26個省及直轄市擁有專業化售電公司23家，完成13省份14個電力交易機構參股並建成全國首個新能源企業發售協同信息化平臺。參與了全國首次平價綠電溢價交易，首

批平價項目綠證交易和首批綠色電力交易。在首批綠色電力交易中達成交易電量79.35億千瓦時。中廣核新能源整體在本次綠電交易中，實現綠電交易總量達19.72億 kWh，佔全國總交易量的25%。在南網區域交易電量7.27億 kWh，佔總交易量的70%，並完成南網區域內首筆跨省綠電交易。中長期交易和現貨交易也是公司的發展重點，其中現貨交易在甘肅省排行第一，山西省排行第三。

安全管理形勢穩定，運維能力持續創優。截至2021年11月底，公司持續推動生產精益化管理，不斷強化設備治理工作，年度發電量達165.8 億千瓦時，同比增長48.1%。風電場設備可利用率連續四年保持99%以上。風光電項目可利用小時數高於行業平均 5%以上。

發展展望

到十四五末，公司累計控股在運裝機達到至少 5900 萬千瓦。中廣核新能源將以每年不低於50 萬千瓦的增長，高質量發展，持續爲股東創造價值。

Q&A

今年新能源裝機量達到多少？明年呢？

今年新建的風電和太陽能的裝機達 689 萬千瓦，中廣核新能源的風電和太陽能裝機在 120萬千瓦左右，和去年差別不大。今年上市公司裏所有的海上項目都已經全面落地。明年不低於 50 萬千瓦，爭取 100 萬。

 

公司的負債率比較高，資金方面會有問題嗎？

新能源公司的負債率低於 70%，資金和項目的安排都不存在問題。新的項目按照 3/7。註冊資本金從平臺公司給的，同時上市板塊也有大量的資金結餘，滿足目前的資金需求。每年700 萬千瓦的目標，資金不存在障礙。由於歷史原因和某些限制，資產負債率的降幅不明顯，但不存在發展障礙。

 

風電融資超預期，預計 200 億，現在有 300 億

風電公司做了引戰，公司從新能源板塊分兩個方向，一個是上市一個是非上市，非上市分兩個大平臺，一個太陽能公司一個風電公司，集合了多項因素，風太基金今年到期，應對

國資委的要求，集團未來發展的動力，梳理股權結構，所以今年啓動了風電公司的引戰工作，注重長期發展，不以短期利益爲目標。從上百家中，最終選擇了 14 家以產業投資爲主的戰略投資者，有國家社保基金，國家電網，南網，和跟公司有產業互助的戰投。之前評估相對保守，200 億，實際上投標做了 300 多個億。今年港股完成引戰工作，股東會在明年的一季度，太陽能公司成爲風電公司的全資二級單位。未來就上市公司和風電公司兩個平臺，股權結構清晰。

 

資產注入計劃

涉及到資產注入和資產處置的情況，與計劃一樣沒有較大的改變。按集團目前發展計劃，

境內主要做水電、光伏、抽水蓄能還有風電，1811 的韓國的資產主要給上市公司供熱供氣，發展的較好，不作爲資產處置的方向。像火電之類的業務，在合適的時機會做資產處置。非核心業務在逐步做剝離工作，大部分工作還得看市場條件。

 

風電市值 900 億，公司市值那麼小怎麼裝進去？會分步裝嗎？

具體看大股東安排。具體操作不太瞭解，大致上可能可以分爲兩個階段，第一是可以私有化，港股的估值使公司在進行資產注入使遇到障礙，國有資產要保值增值，第二需要上報

國資委，這種情況很難獲批。第三港股的流通股有限制，不低於 20%。1811 也是作爲新能

源唯一的上市平臺，不管未來怎麼發展，都需要維護品牌形象，所以會相對更加保守、謹慎。

1811 作爲新能源唯一的上市平臺，投資者對大家的支持不會搞亂。風電公司明年年底前完

成計劃安排，因爲風電公司今年簽完引戰協議，引戰工作明年才結束，不會有太大調整和變化。

 

有沒有可能回 A 股？

公司是紅籌股，紅籌股回 A 難度大一點，標準是：1.市值超過 2000 億，2.市值超過 200

億，屬於高新科技企業，都不太符合要求。去年分析了一下港股紅籌回 A 是 52 家，中興已經實現了。龍源是 H 股，可以回 A 股，我們跟他們不同。

 

會在港股融資嗎？目前大股東佔比多少？

看集團需求。港股有管制要求，對流通股有比例要求，20%，資產注入後大股東可能會比例過大。港股目前大股東佔比 72%。

 

爲什麼在港股上市？這次引入戰略投資者有什麼要求嗎？

引戰不是以上市爲目的。戰略投資者更看重新能源賽道和我們公司資產的品質。這次我們把資產做了全方面排查，上市公司的 ROE 在 13-15%，風電沒有上市的公司ROE在 11-15%之間。上市和非上市公司資產的標準都是一樣的，都需要符合公司的投資要求，收購、併購、自建項目的標準是一樣的，放在上市平臺的項目也不是專門挑出來的（這裏有幾個原因：1、政府有外資訴求；2、這裏以前就有大量上市公司資產，同等條件下管理更方便等），所以上市和非上市資產之間的品質差異不大。

集團 7GW/年，上市公司不低於 50 萬千瓦。這是統一考量過的。項目在覈準的時候基本就定好平臺了。

 

上市公司的 ROE 比風電公司要高

風電公司的資產比較多，有一些屬於創新型項目，比如德令哈光熱等，放在裏面了。

 

今年陸上項目收益率如何？

陸上的收益率並沒有大幅降低。雖然電價下調，但是成本也有對應的調整。有沒有電價補貼對公司內部的資本金回報率沒有影響，所以對我們來說收益變化不太明顯。投資回報率

在 10 月下旬由 8%下調到 7.5%，截止今年所有的在建項目都是按 8%計算，因爲下調後的項目還沒有開工。

 

儲能和制氫？

公司目前有兩個試點項目想做儲能，還沒到工程實施階段。制氫也有兩個項目，在吉林的風電制氫項目已經開始動工了，項目的投資回報率也符合 8%的要求。儲能還沒上，不好說。制氫已經上了。

 

化學儲能從審批到投產建成需要多久？

化學儲能可以視爲單項工程，與工程建設平行。不會對工程進展產生重大的影響。

 

海風情況

公司計劃海上風電項目在十四五期間累計實現 1000 萬的裝機，有兩個平價項目，一個在廣東省，有省補，一個在浙江象山，沒有省補，都是非上市公司的項目。項目在批準的時候都符合 8%的回報率。

新的註冊資本金調整爲 30%，原有部分是 20%，國資委對良率有要求，整個平臺不超 70%的負債率。

 

這兩個項目是比較特殊嗎，能平價？

海上風電跟陸上有差異，關於浙江的項目，第一目離岸距離較近，對造價成本降低有幫

助。第二這個項目實現國產大風機的使用，使用的是超過 9 兆瓦的單機，之前上海電氣是

4MW，明陽是 5.5-6MW。對施工成本有變化，使用大機組，機組數量就會減少，對海上施工

更多的是船機的成本，4 兆瓦和 9 兆瓦的施工費用並不呈現線性比例，施工成本會減少。

其次海纜長度也會有變化，機組上了，比如之前是 100km，現在會下降。大葉片在象山沒

有抗颱風的風險，使用小時數會更高，項目小時數超過 3000h 的，回報率可觀。

廣東省的項目，第一有省補，第二有規模，是 50 萬千瓦，有助於利用規模效應降低運維成本。海上風電我們屬於第一梯隊，集團響應對廣東省示範的承諾，率先落地平價風電項目（前提是要符合公司投資回報率的）。

 

公司的股市行情比同行好很多，有什麼原因？

取決於公司內生的價值。得益於：第一公司發展過程中比較客觀，資產比較穩健和優質。

第二，過去投資者對公司的認知沒那麼透徹，股價相對低估，現在我們主動和大家溝通，由於投資者瞭解到公司的價值所在和發展前景，也離不開行業的發展，公司的股價逐漸回到應有的價值表現。中廣核新能源在行業內屬於前五的水平，度電利潤等各項指標在行業排名前二。

 

中廣核新能源的戰略定位？風電公司增資擴股有什麼戰略上的調整嗎？

中廣核集團分了幾個板塊，都分別有產業的集羣以及對應投資平臺的歸屬，核燃料對應就是中廣核礦業。新能源爲集團第二大主業，爲非核領域，之前境內境外都在這裏，境外有

自己的特殊性，現在中廣核能源國際負責境外的工作，跟上市公司獨立，但歸新能源平臺

管理。境內只有 1811 一個上市平臺，中廣核新能源爲集團唯一的投資、運行和管理的平

臺，這是很清晰的定位，目前並沒有戰略調整的計劃，與之前完全一致。

風電公司做了 33%的股權出售，幾個原因，第一國資委對央企的混改有要求，第二以目前的發展來看，需要引入戰略投資者。集團包括新能源公司是國資委雙百行動的示範單位，

國資委對我們混改是有要求的。產業發展需要更大的協同才能往前邁進，風電還是以產業投資者爲主，財務投資者不是主流。第三，引入戰投後對集團資本金的調整有幫助，風太基金是集團今年到期，他也需要我們進行調整，對資金也有訴求，包括現金流、資產負債率的管控等等方面。這次引戰，300 多億的到位對我們這方面工作也是有幫助的。基於這幾個方面，其實還是爲了公司未來更好的發展，符合國資委改革的要求，最終形成了市場現階段，比較理想的要求。但是風電公司資產不是上市平臺的資產，其次也跟目前的管理不相沖突，截至到現在集團也沒有打算打破目前唯一一個上市平臺的打算。

 

回 A 怎麼看？港股市場的融資功能有限？目前有什麼計劃？

還是按目前的情況，計劃上沒有調整，目前沒有這樣的動力。集團不缺融資資金，目前沒有回 A 上市的打算。今年風電引戰 300 多億，短期內也不會有太大的融資訴求。

 

風電公司歸誰管？風電公司的指標？

中廣核新能源。實際上，公司在進行板塊整合時，中廣核新能源控股等同於板塊的名字，

相當於引戰方一樣，底下是風電公司、太陽能公司和綜合能源管理部（火電方面），水電

（事業部），所有的新能源業務都歸屬於中廣核新能源控股管轄，領導班子也都在這裏。上市和非上市公司員工的勞動合同不發生改變，不存在侵佔小股東利益的情況。引戰注資提前一個星期就完成了。上市公司是業務之一，不會單獨進行考覈，整個新能源的板塊的指標每年 700 萬千瓦，收入和盈利增長也有一些指標。上市公司的指標是 50-100 萬千瓦，剩下的 600 萬千瓦就是風電公司的指標。

 

確認訂單歸屬於哪個平臺的方式

風電儲備40GW，並不是都覈準了。今年已覈準大概 800 多萬千瓦，海上風電已覈準 10GW。拿到覈準才定下來是哪個平臺上。還需要過董事會才能確定是哪個平臺做。覈準是逐步確定的，在項目推進的過程中放入平臺。今年上市公司合起來完成 1000 萬千瓦，海風是 100 萬千瓦左右。

 

一年投 1GW 的投資量是多少？

看項目，看容量。海風投資大，造價高一些，同時容量大；光伏投資小一些，光伏在 4000

元/千瓦，風電 6000-7000 元/千瓦，海風 13000 元/千瓦上下。

 

每年可投資的資金有多少？未來風光各自的投資比例有多少?

沒算過。上市公司的資金沒問題，每年投資 700 萬是沒問題的。目前上市公司已經沒有接受來自集團的資金了，我們還要反饋給集團。風光的投資不進行區別，只要是我們的投資方向符合投資回報率就不加以區分。第一步拿到項目的核準，第二部看項目的建設條件和成熟度。第三看整個市場的價格情況是否能符合要求（比如今年光伏價格高，就啓動的慢）。

我們有個比例，開發的項目要高於覈準，覈準要高於開工的，開工要高於變網，目前我們

公司的要求，覈準要高於 70%，建設要高於 90%的轉化率。

 

風光參與市場化交易的比重？對未來交易電價怎麼看？

28%左右。未來市場化交易比例我相信會擴大。主要看價格和利益最大化來調整比例。我們公司對綠電交易很關注，成立了相關的公司，建立了內部的電力交易平臺。今年我們在電 力交易嚐到甜頭，交易的電價上升了 3-5 分錢。比如安徽光伏，280 萬千瓦，電價是上浮的，所以中報中光伏電價是上浮的。

未來電價取決於國家對於 3060 和雙碳管控的決心。如果在強管控下，有些企業只能去買綠電和綠證，這樣的情況下市場需求會越來越多，我的感受是綠電的價格在短期內會有利

好。但是往後講，還是看行業的動態，畢竟是市場化行爲，我們個人也很難判斷。我們認爲跨省電交易對綠電交易的價格是利好的。

 

火電價格上調 20%，公司沒有利潤受到相應影響？

火電行業處在很難受的狀態，可以少發或檢修，對於民生問題很大，北方要保障供熱和供暖，必須要解決民生和市場化的問題，目前是財政在補貼，會影響其他者的利益。所以目前交易來看，不是以新能源爲重心，也會受到好處，但不明顯。未來來看，不同電源結構有不同屬性，也會影響價格，像抽水蓄能以前不是很好，現在大力發展抽水蓄能，給了抽水蓄能市場化主體的地位，對投資回報率也有明確，調動了市場活躍性。儲能也是一樣，國家從 11月開始發了很多儲能文件，明年開始我認爲儲能會變成主流。新能源一次性投入，後面的運維成本是可預見的，相對來說運維成本比較小，自由競爭電價有差別。火電相當於有一個保底電價，容量電價，新能源目前沒有容量電價，所以在公開交易下，讓火電有生存的可能性，不然他可能比不過新能源。改革目前在初步完善的過程，我認爲要，1.保證能源供應的過程，2.不能讓能源行業變成暴利，這是個主流。

 

廣東省剛出規定，儲能成本由工商用戶終端承擔，是否會成爲主流？

要構建新能源爲主的能源結構下，需要儲能作爲支撐，發電方要承擔儲能的一次側責任，

未來電網或各方面都會做相應的承擔。隨着新能源成爲主流，用電配套會逐步完善。不是一方能承擔，用電方式不一樣，可能會以省爲單位制定條件，每個省出的政策和方案都不一樣，浙江省已經出臺了儲能的省補。他們會考量兩個方面，1、評估各方的抗壓能力，符合經濟性；2、鼓勵的側重點，浙江省覺得儲能重要，除了補貼來鼓勵。根據經濟能力和產業佈局，想站在什麼制高點去看。浙江省發展海上風電容量的指導，而非價格，但出臺了儲能的價格；廣東省則出了海上風電的補貼。廣東省市場化交易，電網代理購電，按 1.5 倍收取工商業購電費用，未來儲能電價更合理，這部分將轉移到工商業的購電成本。未來儲能定價會逐步明確。

 

目前全是國內的風機？

如果從產品的出售，全都是國內的風機。上海電氣也由西門子授權了，也是國內的。國內風機企業各有自己的特點，技術路線不一樣，不同廠家在機型方面也不一樣。明陽在廣東省有地緣優勢，實現了規模化效應，國產的經驗可能更加豐富。剛說的 9MW 就不一定，技術路線可能有差異了。但管控經驗和生產經驗也是重要的。

 

從技術主流來看？

半直驅相對較爲合理吧。齒輪箱帶動電機。電機爲額定轉速，電機的轉速影響最重要的參數就是用電的頻率，用電頻率 50Hz，極對數固定，要保證頻率，轉速就要有控制。風是不確定的，高轉速的，汽車是低轉高，風機是高轉低，需要變速箱。直驅不需要變速箱，半

直驅正好結合了。

 

海風未來的資源能做到平價的時間點？

之前認爲是十四五中後期，但現在看來到來會提前，國產機組的價格是利好的狀態，各省狀態也不一樣。山東省發展挺不錯，下一步緊隨浙江和廣東，可能成爲平價的主戰場之一。估計明年可能就開始平價，我們做完，華潤也做了。

 

如果 IRR 是 7-8%，幾年後 1GW 的盈利情況會如何？

如果 IRR 是固定了，就決定了未來的盈利情況。新能源 就是出生決定一聲，投資的時候基於當時的成本，成本不可能，算完之後整個盈利狀況不會有太大的波動。大的飛躍有可能但可能性很小。

 

戰投後續有沒有退出的機制？

沒有。戰投是以長期合作共贏的方式爲主。短期盈利爲目的純的財務戰投基本上都排除

了。

 

爲什麼集團沒有把火電水電這種傳統業務剝離出去？

1811 收購美亞，美亞是個傳統的跨國際能源公司，它當時有韓國、火電的資產。公司是借美亞的殼上的 1811，有一定的歷史因素在。資產負債率等歷史因素還在。傳統的業務都還在，但沒有新做了，投資也不大。雖然是傳統資產，但不是不好的資產。需要一定的時間點再退出。

 

集團的儲備項目跟五大集團相比如何？

不好比，五大主要是收購爲主。儲備 2019 年我們排第二，平價項目排第一。

 

其他企業有些制定 10GW 的目標，公司 1GW 的目標是不是有點少？

每個公司訂指標跟自身業務相關，我們集團定位穩健，保證合理增速的情況下保障資產質量和收益情況，是我們的標準。這是爲什麼優德集團收益率都低到 5%了。我們不是盲目制定的目標，7.5%的收益率我們壓力也不小。

對於集團來講，目前我們的資源儲備和發展增速符合集團戰略，資源儲備能滿足 7GW 的情況下指定的目標。中廣核沒有碳資產的負擔，沒有轉型壓力。集團 700 萬千瓦的目標已經佔全國 100GW 中 7%的目標了，集團會把指標分解下來對我們進行考覈，如何完不成績效指標，會受到處理。十二五、十三五公司和集團定的目標都是超額完成，相對來說比較理性，同時我們也認爲 700 萬也不是很輕鬆能完成的。之前也有公司出現過資產包袱問題，我們相對其他公司出現資產風險的可能性小。

 

1811 集團方面有沒有股權方面的指引？

目前沒有明確指引。央企不像私企，央企高管持股對資本市場的利好感覺不像私企那麼明顯。

 

對新能源收入利潤有指引嗎？

集團對新能源的公司的收入利潤有要求，但不會有太大的變化，因爲投資回報率是不變

的，不會有顛覆性的變化。新能源對容量、發電量、利潤有要求，大概能算出來吧。到年底新能源差不多 5GW，明年不低於 50 萬千瓦，每年都是這樣答覆的。今年裝了很多海風，0.85 元的電價，收益取決於海風項目的情況。

 

明年光伏在目標裏面佔比高嗎？

今年 100 裏光伏非常小，風電佔比較大。從國家發展的形式看，光伏比風電的發展可能更快。今年價格的因素對光伏裝機產生了一定的影響，當時我們預計風電光伏大概是 46 開，但實際情況會有差別，光伏自成立以來擾動較多，受國外的影響也有。目前光伏組件在國際上的價格比較穩定非常利好，對公司聚焦於國內光伏的賽道產生一定的幹擾。今年目前戶用光伏的補貼比較明確，目前戶用光伏有些突破，也對集中式光伏產生衝擊，對我們央企來說，集中式光伏更適合我們，幹擾了我們對光伏的建設。明年海風的到來，也能補充光伏的漏洞，光伏在不太理想的情況下，明年光伏有可能跟今年相差不大，因爲有海風的補充，大家可能也沒必要突破自己的造價

去做。對我們來說，只要項目符合收益率就可以幹，沒必要那麼低的收益率還要幹。工商業不是我們的主流，不經濟，都是屋頂面積很小，中國長期存在的個體戶超過 10 年的不多，收電費比較困難，管理成本高。我們之前做工商業要求非常高，得是央企、上市公司。所以我們戶用光伏很少，我們的光伏主要是大基地，領跑者、規模化的項目。整縣推進我們也做，在跟進工作。

儲能要看光伏效率和成本，今年組件高於 1.8 基本上沒人買了，1.6 可能還行，如果不低到 1.7，可能沒法搞吧，加上儲能的話，不低到 1.6 也沒法吧。

 

回報率

7.5-8%的回報率爲資本金收益率

 

今年裝機量 40-55GW？

是昨晚剛發的，可能吧，我也看到了。戶用今年 5 個億的補貼，還不錯，明年補貼不明朗。

 

明年海風怎麼看？明年 1GW 裏海風會有多少？

海風是個主賽道，像陸上大基地一樣，能實現規模化，技術壁壘更高，央企管理更適合。海風明年沒有補貼，廣東省有省補，還是一次性給。明年行業海風佔比不好說，十四五期間領導希望我們做到一千瓦。海風有建設週期的問題，海風佔比太高的話不能保證每年完成指標。

 

補貼時代的全投資收益率是多少？

補貼時代是 8%。非補貼時代 7.5%。風機降低，所以陸上風電，截止到今年 10 月下旬的收益率都是 8%。今年 10 月底之後再上項目，收益率調整到 7.5%。

 

具體如何分配項目給上市平臺？

分配給上市平臺的首先是容量，每年低於 50 爭取 100，其他就沒有區別了。