2024年中电控股研究报告：稳健增长的长期价值股

中电控股：亚太区规模最大的私营电力公司之一

中电控股是亚太区最大规模的私营电力公司之一，投资遍及中国香港、中国内地、澳洲、 印度、中国台湾地区及泰国的能源市场，业务涵盖能源价值链多个主要环节，包括零售、 输电和配电，并拥有多元化的发电组合。

亚太区规模最大的私营电力公司之一，业务遍布全球

中电控股是一家主要从事发电及供电的投资控股公司。自 1901 年中华电力有 限公司注册成立以来，公司不断拓展供电范围，实现了从小型发电厂到多元化能源运营商 的转变。早期公司仅从事香港本土电力业务，1979 年与广东电网连接后开始向内地供电， 并于 1985 年参与了大亚湾核电站的建设；1996 年起公司开始向亚洲其他地区进行业务拓 展，1996 年投资台湾和平电厂，2001 年进军澳洲电力市场，2002 年踏足印度电力市场。 现今，公司业务遍及亚太区多地，运营的发电组合涵盖燃煤、燃气、核电、风电、水电及 太阳能等类型，还从事输配电和电力及燃气之零售业务。

公司控股股东为香港老牌英资财团—嘉道理家族。若按照股东类别对股权比例进行划分， 公司股东可分为三类，1）最大单一股东集团为与嘉道理家族有联系的权益，总持股比例约 35%；2）机构投资者，主要来自北美洲、英国、欧洲及亚洲，总持股比例约 31%；3）散 户投资者，大部分来自香港，总持股比例约 34%。

中国与澳洲业务贡献主要收入，历史每股股息从未下滑

2017 年以来归母净利有一定波动，收入较为稳定。历史年度归母净利的波动主要与中国香 港、澳洲业务有关。其中 2019 年公司归母净利显著下滑（同比-65.6%）主要系 1）中国香 港本土电力业务所适用的新管制协议生效，准许回报率由 9.99%下调至 8%；2）Energy Australia 零售业务进行商誉减值 63.81 亿港元。2022 年归母净利大幅下滑（同比-90.3%） 主要系澳洲业务影响：1）燃煤电厂因原材料供应、电厂老化等原因发电量减少；2）批发 电价处于高位，公司以较高成本交付远期出售能源合约的结算。2023 年以来随澳洲批发市 场现货电价回落，澳洲能源业务表现改善，带来公司利润显著修复。

投资遍布世界多地，中国与澳洲贡献主要收入。公司业务主要按照所在地区分为中国香港、 中国内地、澳洲、印度、中国台湾地区与泰国五大部分。回顾历史年份各部分业务贡献的 收入、利润情况，可发现中国香港、中国内地与澳洲业务贡献了主要收入（2023 年印度子 公司出表后，合计贡献收入占比接近 100%），其中中国香港与中国内地业务亦给公司带来 了稳定的利润贡献，而澳洲业务由于电力市场波动较大，利润贡献较不稳定，部分年份甚 至亏损。

2018 年以来资产负债率稳定在 50%左右，债务风险较小。公司资产负债率从 2020 年的 46% 略增加至 2023 年的 51%，净负债率由从 2020 年的 35%增加至 2023 年的 46%，主要系 随着资本开支不断投入，公司有息债务不断增加，但整体负债率仍处于较低的水平，债务 风险可控。资本开支方面，公司的总资本开支主要包含管制计划资本开支、增长型资本开 支、维修性资本开支、其他资本开支与业务收购，其中管制计划资本开支为主要资本开支。 据公司公告，2024-2028 年公司中国香港电力业务资本开支共 529 亿港元，较 2019-2023 年计划的 560 亿港元略有下降。

2020 年以来每股股息稳定不变，历史每股股息从未下滑。公司整体盈利情况较好，虽经营 现金净流量有所波动，但公司每股股息自 2020 年以来始终维持不变，且分红比例始终维持 在 68%以上的水平，部分年份甚至超 100%。2020-2023 年公司每股股利均为 3.10 港元， 分红金额占归母净利润比重为 68/92/848/118%。且回顾公司历史派息情况，我们发现公司 历史每股股息从未下滑。考虑到 2022 年澳洲业务亏损后，公司积极对火电厂开展大修、寻 找可靠原材料供应商，澳洲业务整体表现也已明显恢复，我们认为未来澳洲业务财务表现 或将更为稳定，叠加中国香港业务不断投入的资本开支转固对固定资产的增厚，公司分红 或存在进一步提升的空间。

股价复盘：类债券属性，2014 年以来大部分时间均跑赢大盘

2014 年以来大部分时间均跑赢大盘，美联储加息周期下公司股价与美债收益率呈明显负相 关。我们复盘了 2014 年以来公司股价走势、相较恒生指数的超额收益率以及美国 10 年期 国债的走势，发现 2014 年起公司相对恒生指数的收益率大部分时间均为正值，主要系公司 中国香港与中国内地业务作为压舱石带来的稳定盈利贡献及历史从未下滑的每股股息赋予 了其类优质债券属性。2022 上半年股价明显下跌主要系 1）澳洲批发电价处于高位及发电 机组非计划停运增加导致公司业绩同比大幅下滑；2）随美联储不断加息，公司作为具有较 强防御性的类债券资产，股价承压，但仍持续性跑赢大盘。2024 年 9 月 18 日，美国联邦 储备委员会宣布，将联邦基金利率目标区间下调 50 个基点，降至 4.75%至 5.00%之间的水 平。政策公布后公司股价呈现上涨趋势，并于 9 月 25 日触及 73.20 港元，为截至目前年内 最高价。在此背景下，我们认为公司凭借业绩兼备稳定与成长性、分红可持续性高且潜力 可观的特点，股价有望提升。

多点开花，兼备稳定收益与成长潜力

公司自成立以来不断拓展业务范围，现今业务遍及中国香港、中国内地、澳洲、印度、中 国台湾地区及泰国，运营的发电组合涵盖燃煤、燃气、核电、风电、水电及太阳能等类型， 还从事输配电和电力及燃气之零售业务。

中国香港：电力双寡头之一，受管制协议规管

中国香港拥有成熟的电力市场，呈双寡头竞争格局

中国香港电力供应总量及构成均较稳定，75%香港本地自发电+25%内地外购电。据香港能 源统计年刊，2017-2022 年香港电力供应中约有 75%左右来自本地发电厂；25%左右由内 地进口。据中电控股有限公司公告，根据已签订的购电协议及购电安排，2034 年 5 月 6 日 前，中华电力（中电控股的全资附属公司）每年将购买广东大亚湾核电站 70%的发电量； 2014 年 10 月至 2023 年底，中华电力还以相同单价额外购买大亚湾核电站 10%的发电量。 且据中电控股 2023 年年报，该购电约定将于 2024-2028 年期间继续生效。

装机量与发电规模基本稳定，个别年份装机量减小主要系老旧机组退役及绿色转型所致。 据香港政府于 2021 年发布的《香港气候行动蓝图 2050》，香港在 1997 年已停止建设燃煤 发电机组，并逐步淘汰现有的燃煤发电机组，目标于 2035 年不再使用煤作日常发电，长远 期望达至“净零发电”目标。故随着老旧机组退役以及燃煤机组的淘汰，个别年份香港本 土发电装机有所减小，发电量变化趋势与装机量基本一致。

香港主要有 5 大本土发电厂，中电控股旗下的青山电厂、龙鼓滩电厂、竹篙湾发电厂及新 界西沼气发电堆填区，截至 1H24 总装机 7218MV；港灯旗下的南丫发电厂，截至 1H24 装 机 3283MV。此外，由中电与港灯共同运营的香港海上液化天然气接收站于 2023 年投产， 港灯持股 30%；中电持股 49%；南方电网国际（香港）有限公司持股 21%。海上液化天然 气接收站的投产使香港能拥有更多元化的天然气来源，并可从全球市场以具竞争力的价格 采购天然气，是支持香港政府提升天然气发电比例及降低碳强度计划的重要一步。

香港本地电力需求量较为稳定，住宅用户、商业用户为主要消费群体。双碳背景下，影响 香港电力消费的主要因素是人口数量、经济增速、产业结构及气温等。据 2023 年发表的《“双 碳”背景下香港电力消费发展趋势研究》，在人口数量、GDP 增速、第三产业占比、高温天 气、气候蓝图等因素的综合影响下，如果香港的现有经济模式与消费服务模式不变，香港 电力消费总量、商业及住宅电力消费量的未来发展趋势呈不断增长态势，且未来推动香港 电力消费量上升的主要因素是商业及住宅方面的电力消费。

香港的电力市场由两间电力公司运营：中电控股和港灯分别向不同地区提供纵向式综合电 力服务。其中中电规模较大，为九龙、新界及大部分离岛提供电力服务，2023 年底客户数 量约 279 万，超香港八成人口；港灯主要负责为香港岛及南丫岛提供电力服务，2023 年底 客户数量超 58.9 万。从售电量角度来看，2023 年中电和港灯的市占率分别为 78%与 22%， 且 2017 年以来两家公司的市占率均较为稳定。

与内地相比，香港电力公司和欧美大部分地区的电力公司一样都是公用事业而非独立发电 商，盈利能力受到政府的高度监管。在内地，电网受政府管控，监管体制较为严格，输配 电业务领域仅有国网、南网等国有企业获得经营权，发电市场则相对开放，鼓励私人企业 参与投资。与作为独立发电商的内地电力公司不同，中电控股和港灯在其供电区域内设有 发电厂、输变电网络、电力调控中心，并服务于大量的电力用户，即这两家电力企业都拥 有源-网-荷-储，是典型的发-输-配-用垄断专营的公用事业企业，所以政府必须监管其回报 率。此外，为了进一步优化资源配置、增强供电系统的可靠性并降低应急备用容量需求， 港灯与中电控股之间在北角与红磡之间建立了海底电缆联络线，实现电力余缺互补，提高 了整个电力网络的稳定性和安全性。

管制协议规管下，盈利具备较强稳定性

香港政府与两家电力公司分别签订了《管制计划协议》，通过制定“合理”的收益率，实现 对其的监管。1964 年，香港政府与中华电力有限公司和青山发电有限公司（中电控股旗下 运营香港电力业务的子公司）签订首个《管制计划协议》，据协议规定，其可实现的最高许 可收益率为电力运营固定资产平均净值的 13.5%，协议期限为 15年，每五年重新评估一次， 公司与政府均有权要求对细则进行修改。1979 年，香港电灯有限公司也与政府签订了《管 制计划协议》。政府将根据《管制计划协议》的约定内容，定期对电力公司的财务、电费、 业绩、电力发展计划及成本等进行审核。当前实行的管制计划协议于 2019 年生效，有效期 限至 2033 年，约定准许利润水平为电力公司电力相关业务的平均固定资产净值的 8%。

香港本土电力业务盈利能力处于较高水平且稳定性优异。香港电力市场相对成熟，用电需 求较为稳定，而管制计划协议约定燃料成本实行实报实销机制，由用户承担，即对于香港 本土电力业务而言，售电收入（不含燃料价格调整条款收入）应较为稳定，且成本端燃料 成本可实现转嫁，仅需承担自身营运成本，故最终实现的盈利应较为稳定。复盘公司与港 灯 2018-2023 年收入，可发现香港本土电力业务收入的稳定性显著优于海外业务。由于两 家公司关于电力业务收入的披露口径存在差异，我们还对中华电力有限公司及青山发电有 限公司、香港电灯有限公司的管制业务准许利润进行复盘，可发现 2019 年新管制协议实行 以来两家公司的准许利润均实现温和增长，趋势较为稳定。

香港政府减碳目标及北部都会区建设下，持续投入的资本开支或带来盈利的稳步增厚

香港政府在 2021 年发布了《香港气候行动蓝图 2050》，以净零发电、节能绿建、绿色运输 和全民减废为四大减碳策略，带领香港于 2050 年前迈向碳中和，并加强减碳中期目标，力 争在 2035 年前把香港的碳排放量从 2005 年的水平减半。2021 年 10 月 6 日，香港特首林 郑月娥在当届任期最后一份施政报告中，提出建设“北部都会区”构想，将在新界北兴建 90 万伙住宅单位，供 250 万人居住，并建造 5 条新铁路，打造 3 万公顷北部都会区，引入 “两城三圈”概念，融入大湾区发展。2023 年 10 月 30 日，香港特区政府公布《北部都会 区行动纲领》，明确北部都会区发展愿景、区域规划、主要建设项目等。北部都会区面积达 3 万公顷，约占香港总面积的三分之一。

香港能源转型驱动下，2019-2023 年公司共投放管制业务资本开支 560 亿港元，管制业务 固定资产实现提升（2019-2023 年 CAGR 4.30%），电力业务准许利润的增长（2019-2023 年 CAGR 4.18%）带来香港业务归母净利的提升（2019-2023 年 CAGR 4.37%）。据公司 公告，继 2019-2023 年发展计划投入资本开支 560 亿港币后，公司计划于 2024-2028 年投 入 529 亿港币资本开支，我们认为随公司 2024-2028 年计划投入的 220 亿港元资本开支逐 渐转固，未来香港业务贡献的归母净利有望稳定增厚。此外，考虑到新界为公司供电范围， 我们认为未来北部都会区建设伴随的基础设施建设如电网、智能电表等新增需求，或为公 司带来香港业务的新增长动能。

中国内地：发电组合多元化，重点发展可再生能源

公司于 1979 年起踏足中国内地市场，是中国内地能源业务的最大境外投资者之一

公司在中国内地的业务通过中电中国（CLP China）进行，中电中国是中电控股在中国内地 的业务平台，参与了多个发电项目，包括燃煤、核能、风力、太阳能、水力等多种形式的 能源项目，投资分布在多个省份，包括广东、北京、天津、河北、辽宁、内蒙古、吉林、 陕西、广西、贵州、云南、山东和四川等。

核电机组贡献稳定回报，公司未来将致力于发展零碳能源

参股大亚湾核电站与阳江核电站，带来稳定投资收益。公司在内地参股的两大核电站为大 亚湾核电站（持股比例 25%）和阳江核电站（持股比例 17%）。回顾中国内地业务 2017-2023 年营运盈利情况，可发现核电项目营运盈利贡献居首位，随机组大修情况略有波动但整体 较为稳定。

公司计划于中期（2028 年左右）倍增可再生能源装机，或将带来可观盈利增长。截止 1H24， 公司于中国内地可再生能源项目在运装机容量为 1950MW，在建装机容量为 450MW，2H24 预计将有 691MW 新项目动工，包含位于广西壮族自治区的 160MW 风场和位于山东省两个 发电容量合共 531MW 的风场。此外，据公司公告，公司所有正在发展的风电、光伏项目 均为平价上网项目，无需依赖国家补贴营运。未来发展计划方面，据公司公告，公司计划 于自 1H24 至中期（2028 年左右）倍增可再生能源装机。我们认为若公司发展计划如约完 成，且新增项目内部收益率与已有项目相近，则可再生能源项目贡献的营运盈利或将实现 较大增长。

澳洲：批发业务与零售业务并行，机会与挑战并存

澳洲电力市场：批发侧与零售侧市场化竞争，输配电商回报受政府监管

澳大利亚的电力市场运行机制是一个复杂的体系，其中澳大利亚国家电力市场（National Electricity Market，NEM）覆盖 5 个区域市场，包括昆士兰州、新南威尔士州、维多利亚州、 南澳大利亚州和塔斯马尼亚。通过实时竞价上网机制来调度电力，确保供需平衡。发电和 售电环节引入竞争，输配电环节严格监管，建立统一开放、竞争有序的电力市场，形成了 “多买多卖”的全面竞争格局。

发电环节：实时电力市场与电力金融市场并存

澳大利亚的电力批发市场包括实时电力市场和电力金融市场。由于实时电力市场的价格风 险太大，发电商或售电商不太可能只参与实时电力市场而不参与电力金融市场。 实时电力市场-在 NEM 市场交易中，发电企业通过自由竞价系统把发出的电力出售给电力 批发市场形成电力池，澳大利亚能源市场运营公司（Australian Energy Market Operator， AEMO）把电力池中的电力批发给零售企业以结算周期内（每 30 分钟）该参考节点出清价 格（每 5 分钟）的加权平均价格作为对应区域的区域电价。为了使批发侧电力交易在一定 的合理价格范围内完成，市场规则设定了现货市场的价格上限与下限。当前适用的电力现 货市场价格的上限为 15100 澳元/(MWh)，价格下限为-1000 澳元/(MWh)。 电力金融市场-与实时电力批发市场相比，电力金融市场中的产品交易均现金进行交割，不 涉及实际意义上的供电。具体而言，电力金融市场可分为场外交易市场（OTC）与场内交 易市场（交易所市场）。场外交易市场由供需双方直接签订合同；场内交易市场则意味着电 力期货产品在澳大利亚证券交易所（ASX）或澳大利亚期货交易所（FEX Global）进行交 易。

输配电环节：5 年为一个监管周期，核定最大准许收入

AER 以五年为一个监管周期，核定监管期间各电网公司（输电公司、配电公司）在每年的 预期最大准许收入（MAR）。准许收入包括网络资产折旧费、网络设备投资收益、运营成本、 收入调整和税金五个部分。此外，为激励电网公司合理节省成本，提高供电质量，AER 还 对电网公司设置一系列效绩奖惩措施，调整电网公司的准许收入。

零售环节：电费价格较为灵活，用户可以自主选择售电商

澳大利亚国家电力零售市场的参与者仅有电力零售商和用户，输配服务商只承担电力的运 输并收取相应的“过路费”与设备维护费用。零售电价由电力批发市场购电的成本、售电 公司为电网公司代收的过网费、售电公司营运成本和合理利润，以及国家环境政策导致的 附加成本构成。所有这些成本累加起来形成落地价，由零售电商售电公司统一收缴，并向 配电与发电公司支付过网费与批发电价。根据自身实际情况的不同，用户可以在澳大利亚 官方的售电公司比较平台上选择自己所在区域内所有可供选择的售电公司及其售电套餐， 并随时进行转换。

批发业务与零售业务并行，存在天然对冲稳定机制

公司在澳洲的业务通过全资附属公司 Energy Australia 开展。Energy Australia 是澳洲最 大的综合能源企业之一，发电组合包括燃煤、天然气和可再生能源，截至 1H24，其共为约 242 万在维多利亚州、南澳州、新南威尔斯州、澳洲首都领地及昆士兰州的客户提供电力和 燃气零售服务，客户数量仅次于 AGL 与 Origin Energy。 电价高波动性影响下历史营运盈利波动较大，批发业务与零售业务业绩存在天然对冲关系。 由于实时电力市场每 5 分钟产生一个电力结算价格，澳洲日内电价波动幅度居全球前列， 也带来了公司在澳洲电力业务营运盈利较大的波动性。对同时从事批发业务与零售业务的 Energy Australia 而言，当批发电价到达高位时，发电资产输出电量能以更高的电价上网结 算，或实现更高的盈利；但与此同时零售业务也面临着更高的批发成本，或降低其当年盈 利。故梳理 2017 年至 1H24 澳洲批发、零售业务的业绩指标，我们可发现，在大部分年份， 批发业务实现的营运收入或营运盈利变化趋势与零售业务是相反的，两者具有天然的对冲 关系，在一定程度上对于 Energy Australia 整体业绩表现起到稳定器的作用。

批发侧：煤电机组运营能力实现提升，未来或更多投资于可再生能源与储能项目

在手发电资产主要为火电装机，新能源、储能项目多以购电合约的方式运营。梳理 Energy Australia 旗下装机，我们发现除火电厂与风电场中的 Cathedral Rocks 为公司直接持有的 发电资产外，剩余发电组合均以购电合约方式运营。

2022 年大规模亏损后公司致力于提升燃煤机组运营能力。2022 年澳洲业务实现归母净利 润亏损约 53亿港元，除当年电价大幅攀升带来的远期合约公平价值变动及燃料成本上升外， 另一主要原因为发电量低于预期：1）雅洛恩电厂因老化引致非计划停运增加，无法发电， 公司只能以较高的现货价格购买电力以弥补远期合约的缺口；2）Mount Piper 电厂面临煤 炭供应短缺的问题。公司致力于解决已有机组营运潜在问题，虽雅洛恩电厂计划于 2028 年 退役，为维持退役前的机组可用性，公司已于 2023年完成雅洛恩电厂 2台燃煤机组的大修， 并将于今年完成剩余 2 台机组的大修，以避免再次出现非计划停运；Mount Piper 也于 2023 年与燃料供应商签署了新协议，获得多个煤矿场供货，优化了煤炭供应。我们认为燃煤机 组的潜在营运问题或已成为过去，未来机组稳定营运下，若电价相对稳定，澳洲批发侧业 务有望实现业绩稳定增长。

加快能源转型，新投资多为储能与可再生能源项目。据公司公告，伴随着澳洲能源转型对 火电资产的逐步淘汰，Energy Australia 未来将致力于发展储能和稳定可再生能源项目，承 诺于 2030 年底前将发展或营运中的可再生能源项目增至最多 3000MW。据 Energy Australia 于 2023 年 8 月公布的首份气候转型行动计划（CTAP），预计公司直接投入或与 合作伙伴共同投资的金额将逾 50 亿澳元。

零售侧：市场竞争激烈，Default Market Offer（DMO）机制下零售利润或长期承压

零售市场竞争激烈，2022 年以来客户略有流失但流失率优于市场平均水平。近年来，完全 开放的零售电力市场中，澳洲各地电力零售商数量不断增长，激烈的竞争使得公司客户数 量近年来略有下降。但据公司披露，Energy Australia 整体零售市场客户数量整体保持合理 稳定，且客户流失率增幅低于市场水平，以 2023 年为例，Energy Australia 客户流失率较 2022 年上升 1.9%，但远低于市场的 18.9%客户流失率。

2019 年 DMO（Default Market Offer）机制实行后，零售利润或长期承压。公司于 2019/2023 年分别对零售业务计提了 63.81/58.68 亿港元，主要系 2019 年以来，澳洲开始实行 DMO 机制，对电力零售商的利润进行限制，自图表 27 可直观发现 2019 年零售业务经调整营运 收入大幅下滑。DMO 机制主要内容包含以下两点：1）每年 AER 将发布文件公布当年 9 月 起执行的 DMO，DMO 涵盖 5 部分内容，分别为零售利润率（retail margin）、零售成本（retail cost）、环境成本（environment cost）、批发成本（wholesale cost）、网络成本（network cost）， 现行 DMO 6 约定住宅用户零售利润率为 6%，小型企业客户零售利润率为 11%，较 DMO 5 有所下调；2）各电力零售商向用户提供的电价不得高于 DMO，为争夺客户，电力零售商 实际报价均低于 DMO，即实际通过电力零售业务实际实现的利润率将较 DMO 规定的零售 利润率更低。 截至 1H24，公司澳洲业务商誉余额为 34.86 亿港元，相较 2018 年的 168.85 亿港元减少 约 80%，我们认为虽 DMO 机制下，零售市场竞争激烈，公司零售业务利润或长期承压， 但未来计提大额商誉减值风险相对较小。

印度：2023 年起不再并表，智能电表或为新增长点

印度电力市场：由中央和邦政府共同监管

在中央层面，主要监管机构包括印度电力部（Ministry of Power）、印度中央电力局（Central Electricity Authority, CEA ）和中央电 力监管委员会（ Central Electricity Regulatory Commission, CERC）。CEA 主要负责提供国家电力政策的建议和制定电力系统发展的计划， 而 CERC 则负责电力批发市场的监管。在邦层面，各邦电力监管委员会（State Electricity Regulatory Commissions, SERCs）负责配电市场和零售市场的监管，以及州际电力传输 和电价监管等。 印度电力市场主要分为长期市场和短期市场，以长期交易为主，短期市场交易量占比较小。 长期市场交易通常涉及发电商与电力公司或大用户签订的长期购电协议（Power Purchase Agreements, PPAs），这些协议可能长达 25 年。短期市场则包括双边交易、电力交易所交 易以及通过偏差结算机制（Deviation Settlement Mechanism, DSM）的交易，交易期限通 常不超过 1 年。电价政策方面，以长期购电协议为例，电价通常包括固定成本和可变成本， 其中固定成本包括再投资、贷款利息、营运资金、折旧以及运营和维护成本；可变费用的 回收与运行参数有关，例如火电厂的可变成本取决于煤炭价格、运费和煤炭消耗量。

通过 Apraava Energy 开展业务，2023 年起不再并表

公司业务涵盖风电、太阳能光伏发电、超临界燃煤发电、输电及智能电表基建资产，由 Apraava Energy 负责具体运营。最初，Apraava Energy 为公司全资子公司（前称中电印度）， 公司持有其 100%的股份。2018 年 9 月，公司引入加拿大基金管理公司（CDPQ）作为策 略性股东，CDPQ 持有其 40%的股权，公司仍然持有余下的 60%股权。2022 年 7 月 12 日， 公司的全资附属公司 CLP GPEC (Mauritius) Holdings Limited 向 CDPQ Infrastructures Asia II 出售了 Apraava Energy 的 10%权益，总代价约为 6.53 亿港元，交易完成后，CDPQ 和公司各自持有 Apraava Energy 50%的权益。该次股权变更后，Apraava Energy 不再是 公司的附属公司，其财务业绩不再合并入综合财务报表内，采用权益法作为合营企业列账。 目前公司与 CDPQ 各持有 Apraava Energy50%股份。

截至 1H24，可再生能源、火电、输电项目营运盈利占比接近，未来公司将专注可再生能源、 输电项目与智能电表业务。火电方面，公司主要在运电厂为燃煤电厂哈格尔电厂，其与购 电方已签订购电协议（有效期至 2037 年），营运较为稳定。可再生能源方面，公司于 2023 年中标位于卡纳塔克邦的 300MW 风电场，预计将于 2026 年投产；1H24 成功投得合计 350MW 的两个太阳能项目，预计将于 2H24 动工。输电方面，Apraava Energy 正在继续 开发其于 2023 年获得的 3 个全新的输电项目和 2024 年获得的一个输电项目。智能电表方 面，Apraava Energy 签订了一份新合约，将在西孟加拉国邦安装逾 77 万个智能电表；同 时继续继进行另外两个智能电表项目，涉及在阿萨姆邦和古加拉特邦安装超过 300 万个智 能电表。据公司披露，公司计划自 1H24 至 2028 年左右将可再生能源发电资产增加两倍。 未来随哈格尔电厂稳定运行，新投资的可再生能源项目、输电项目与智能电表项目陆续落 地，印度业务贡献的利润有望实现稳定增长。

编辑：火腿肠