大唐新能源 2023 年中期业绩会财务1H23 公司实现营业收入 69.76 亿元，同比+12.06%；归母净利润 17.8 亿元，同 比+0.74%。未宣派中期股息。融资成本上半年财务费用约 8.8 亿元，同比-16.25%，平均融资成本 3.21%，较 2022 全年 下降 17bps，上半年累计压降成本高于 3.5%的融资89.87 亿元。截至 6 月末负 债率 62.68%，较年初下降 2.19 个百分点补贴1H23 收到补贴 2.3 亿元，6 月末补贴应收余额 165 亿元。公司约 80%项目进入 第一批合规清单，1H23 第二批清单 45 个项目中公司没有新增。可供分配利润分红基数是母公司的可供分配利润，而非合并口径，派息率一般 40-50%，近几 年是公司高速发展时期，没有提高分红比例的打算。资产负债率不超过 80%的 全资子公司提完盈余公积后进行利润分配，控股子公司通过三会流程与其他股东协商一致再进行利润分配，全资及控股子公司利润分到母公司后进入下一年的可供分配利润。运营装机及发电量截至 2023 年中，控股装机容量 14329.67 兆瓦（风电 12781.2、光伏 1548.47），同比增加 1152.65 兆瓦，增幅 8.75%；上半年获取建设指标 2580 兆瓦，在建项 目 2600.7 兆瓦，公司没有购买集团新能源资产的实质性意愿和进展。上半年控 股机组平均利用小时数 1209 小时，同比+88 小时；其中风电 1258 小时，同比 +97 小时；光伏 781 小时，同比+99 小时。风电限电率 3.88%，同比-1.83 个百 分点，光伏限电率 2.81%，同比+0.36 个百分点，控股机组整体限电率 3.81%，同比-1.74 个百分点。发电量上半年实现 171.23 亿千瓦时，同比+19%；其中风电发电量 159.37 亿千 瓦时，同比+16.9%，光伏发电量 11.86 亿千瓦时，同比+61.6%。老旧风机改造 方面，公司密切跟进各地政策，积极谋划对 15 年以上单机容量 1.5MW 以下老 旧风场升级改造，时机成熟会做出公告。电价1H23 平均上网电价 470.39 元/兆瓦时，同比-27.63 元/兆瓦时；其中风电上网电 价 473.03 元/兆瓦时，同比-24.89 元/兆瓦时。电价同比下降主要因为：1）新投 产 1152.65 兆瓦基本按标杆电价上网，影响电价-5.52 元/兆瓦时；2）市场交易 电量增加，影响电价-11.05 元/兆瓦时；3）辅助服务（两个细则考核）费用 5.8 亿元，影响电价-11.06 元/兆瓦时。1Q23 辅助服务费用同比增加 1.37 亿元，2Q23 基本持平，一季度增加较多主要 因为：1）东北区域供热机组辅助服务费用双倍计价；2）吉林新增 600 兆瓦风 电、150 兆瓦光伏，一季度发电量增长令辅助服务费用基数增加。管理层认为 辅助服务与限电密切相关，没有辅助服务考核费用就不会有现在的限电率下降，新能源目前还是供大于求的局面，市场交易范围可能会越来越大，价格短期看会是下行态势，这些问题不能回避，好的方面是绿电交易会有一定溢价。市场化交易公司所属的 24 个省区中 13 个省参与市场化交易，其中甘肃、黑龙江、吉林、蒙东、蒙西、山西、宁夏等区域占比较高，共结算市场电 97.2 亿千瓦时，占全 部上网电量的 58.23%，同比提升 8.69 个百分点，其中现货交易占全部市场化交 易的 20%。国家电网区域市场交易占比 61%，蒙西电网区域市场交易占比 74%，公司在国家电网区域市场交易量同比+7.1%，在蒙西电网区域市场交易量 同比+17%。市场交易平均电价436.88 元/兆瓦时，同比-30.06 元/兆瓦时，平均 折价率 15.51%，同比收窄 6.14 个百分点。上半年公司在黑龙江、山西、辽宁、甘肃等区域折价率有大幅降低，以甘肃 10 兆瓦光伏平价项目为例，签署中长期 交易电价 330 元/兆瓦时，较标杆价高约 30 元/兆瓦时。甘肃全部参与市场交 易，结算电量 14.74 亿千瓦时，其中省内直接交易 9.51 亿千瓦时，跨省外送 5.23 亿千瓦时，平均折价率 17.01%。辽宁市场交易电量2.64 亿千瓦时，全部为 跨省外送，平均折价率收窄至 29.87%。市场交易规则下所有电源同台竞争，控制度电成本是关键，管理层认为未来新能源收益由市场电交易、绿电交易和辅助服务费用组成，火电收益由市场电交易、辅助服务收益和碳排放成本组成，储能收益由市场电交易、辅助服务费用和租赁费用组成。新能源发展一直伴随着送出和土地问题，公司已有经验和方法去解决，所以近几年保持较好增速，上半年获取指标超出预期。今年开始受 益于风机、组件价格下降，前期和在建项目收益率大幅攀升，管理层相信为实现双碳目标，政策上会保障新能源消纳和项目收益。2021-2023 年公司全投资 收益率门槛分别为 9%/7.5%/6-6.5%（大基地项目 6%），呈现逐年下降趋势。