A：分类收入中，发电业务基本与2024年持平，略有下降。其他业务则受到一些地方政府配套产业拨备的影响，较2024年有所下滑。关于2025年的业绩分红，董事会决定每10股派发3分港币。

A：整体来看，2025年的经营压力巨大，公司遇到了诸多困难。财务指标较2024年有所下降，其中最核心的因素包括限电问题（由于136号文发布带来的限电政策对行业造成的影响，导致利润减少约1.8亿人民币）、云南区域资源下降（受气候气象条件影响，利润减少约1.4亿人民币）以及新的电价市场化政策导致的利润减少约1.5亿人民币。

A：公司严格控制管理费用，通过减员增效手段降低了约2880万人民币，同时融资利率进一步下降，平均利率约为3.5%，增量资金成本在3.25%左右，均有所下降。此外，2025年经营活动现金流较2024年增长，达到22.93亿，保持健康水平，主要得益于历练补贴的收取以及新投产电厂的贡献。

A：受限电影响，2025年的发电量小幅下降，但电厂仍实现约5个多亿的税后净利。若不受限电影响，公司利润将增长近六个亿。尽管新增投产了391兆瓦装机容量并出售了78兆瓦，截至2025年12月31日，权益装机容量为4.928G网，较2024年底略有增长。

A：风电比例达到82%，评价电厂比例达到72%，这一结构优势在于当前新增光伏项目较少，光伏发电主要集中在中午短时内，导致交易电价和限电问题突出。公司持有的风电资产比例较大，因此受此影响较小。这得益于公司长期以来重视资产优化，进行提早规划和发展，从而实现了风电高达82%的比例。

A：尽管损益表看似OK，但现金流存在问题。目前公司拥有72%的评价项目，在行业内屈指可数。这是由于公司通过资产优化和出售高质量资产，保持了长期稳定的管理，使得即使在损益下降的情况下，经营活动现金流仍能实现增长。

A：在电力市场交易方面，2025年控股结算的电量中，长期交易占比56.55%，保障性收购占比23.21%，内殿占比17.19%。目前，在参与交易的17个省份中，约2/3省份的交易价格高于市场均价，表明公司在电力交易能力和团队建设上有显著成绩。绿电交易达到12.53亿，同比增长54.5%，有助于提升售电价格，并且开始承接国际电力交易服务业务，自主研发电力交易智能系统以实现商业价值。

A：中国的电力市场改革将持续深化，未来电力公司在电力市场交易能力强、业务精，将在市场上表现出色。中国每年有10万亿度电的电力消耗，随着市场化改革进程的发展，市场将带来更多商机。公司非常重视这一领域，投入资源加强管理，培养队伍，以期在未来进一步改革中凸显专业优势。

A：机遇方面，技术进步使新能源竞争力增强，全球都在加大新型储能投资以提升可再生能源的消纳能力。中国十五五规划中，国家电网公司投资将达到4万亿，将进一步增强电网的消纳能力和跨省远距离电力输送能力，有助于缓解限电等问题。不利因素是中国气候形势加重，尤其是三北地区限电严重，但政府已出台相关政策并采取措施改善，例如鼓励在红区继续投资开发可再生能源项目。此外，电价市场化改革会围绕供需关系影响电价，未来随着需求提升，电价有望改善。同时，新能源综合电价下行以及国产算力的发展、电气化程度的增长都将带来电力需求的增长，尽管目前电网调节能力和跨区输电通道承载力有限，装机过猛导致供给突出矛盾，但整体上行业仍有较大增长空间。

A：面对挑战，公司在存量资产方面加强精细化管理，确保安全生产，风电可利用率高达98.8%，优化交易策略，提升电力营销收益，并利用数字化手段提高电厂发电效率。全球化业务方面，公司意识到限电交易问题，致力于将资产确定性作为下一阶段投资首要目标，提前投入并多元化投资风险，已签署约700兆瓦项目PPA，确保了未来15年至30年的稳定收益，这些项目分布在成熟市场如美国、韩国、新西兰等，不受中国电价波动带来的不确定性影响，从而实现确定性的增长。

A：公司制定了追求资产收益确定性的整体目标和发展策略，计划在全球范围内签订15至30年的PPA（购电协议），锁定项目收益，并已完成了700兆瓦的PPA签署。公司将加大投入，进一步拓展全球化事业，同时在中国资产轻量化方面发挥专业优势，优化中国区资产结构，并持续做好降本增效工作。

A：未来公司将从多个方面努力：首先，向存量资产要效益，通过精细化管理改善限电水平，提升电价交易能力；其次，全球化发展，锁定长期稳定的项目收益；第三，推动中国资产轻量化，发挥专业优势；第四，持续优化运营管理，提高效率，实现降本增效。

A：公司理性对待行业困境，在遇到诸如三北地区限电、绿电补贴拖欠和行业退坡等周期性问题时，采取积极应对措施，如提出向南发展策略、资产置换、BT出售等手段，以保持项目的发电效益和安全生产。

A：2025年归母利润减少的677亿元，主要是由于发电业务利润下降4.3亿元，以及部分资产投资的亏损和减值。其中，发电业务利润下降的原因包括存量项目收益减少、综合电价下行和部分项目的利润减少。而投资亏损及减值对整个利润的影响为1.5亿元，涉及储能项目的研发损失和中国区产业配套投资的减值。此外，还有税费相关的影响和其他一次性因素，如居民身份退税的变化和股转收益的减少。

A：对于分红，我们昨天业绩公告后已根据本年度业绩及董事会综合考量提出分红比例为利润的15%，具体每十股分红三分钱，并需经股东大会确定。关于回购，公司会综合考虑回购时间、数量、未来业绩、资本市场表现以及满足回购前提条件（如获得股东大会授权），并在董事会回购份额内进行操作。同时，未来会关注中国区补贴情况对现金流的影响。

A：美国项目的PPA锁定期限为15年。光伏和储能项目的资本金内部收益率预计在15%左右，全投资收益率因美国项目杠杆情况与中国不同而较高，均在10%以上。组件采购了特定公司的产品，储能电池则采购了另一家公司，详细的采购价格已在公告中披露。

A：目前美国电力需求旺盛，受益于AI人工智能发展和电网升级，短期内供需关系紧张。公司已提前布局，拥有先发优势并拿到并网协议的项目具有较高价值。重点市场是美国，特别是数据中心供电，同时东南亚如菲律宾等地也有积极部署。此外，韩国、新西兰和东欧的保加利亚、罗马尼亚等地已签署长期PPA项目，随着欧洲电网连通性和电价提升，这些早期投入将逐步释放价值。

A：2025年服务及销售成本上涨20%的主要原因有两个：一是去年上半年与沙店合作项目的部分资产未转为持有待售，导致少计提折旧约4200万元；二是2024年下半年至2025年上半年新增了一些已建成项目的转部，增加了大约1亿元的折旧，从而使得整体服务及销售成本上升。

A：美国项目的投资额巨大，需要通过股权融资解决资金缺口问题，目前开发能力大于结合投资能力，因此正在寻求与战略投资人合作以平衡投资与资金需求。具体的投资规模和收益情况还需结合实际项目进展和市场环境进一步分析。面对当前市场环境，公司正在考虑保持并优化以建设出售为核心的策略，同时根据实际情况调整投资规模，确保财务健康和可持续发展。

A：是的，在北美地区，由于签订了长期的PPA，项目的融资主要依赖于项目的收益权，无需股东担保。协和公司对这些项目不提供担保，因此能够实现80%到85%的债权融资比例。

A：目前的投资节奏受限于股本金融资的行为，所以损益影响存在一定的不确定性，需根据融资节奏进一步确定。不过，可以明确的是，首个光储项目预计在2027年上半年投产发电，并开始贡献利润和现金流。

A：中国区将继续进行BP、BT合作开发等业务，并致力于专业服务领域的发展。去年已取得一定工作基础，完成了36万千瓦的合作开发出售项目和40万千瓦的私募股权基金项目，预计今年上半年完成过户落实，之后将持有30%股权，进入资产管理模式。总体策略是逐步轻资产化，发挥人才和经验优势，重点投资海外成熟地区拥有长期销售PPA的资产和电站。

A：裁员主要集中在开发和工程管理岗位，同时对技术支持、财务、行政、人力等中后台岗位进行了合并压缩。此次裁员后，关键岗位和核心骨干人员得以保留，提高了工作效率，同时为未来的发展保留了人才储备。海外人才及队伍建设方面，公司高度重视，国际业务相关人员已减少至约80人，并采取属地化原则，有利于各地区业务开展和全球化发展。

A：美国项目总投资约为100亿美金，PPA的具体电价因保密协议无法公开，但整体资本结构中自有资金占比约15%到20%，银行融资成本在6到7%，全投资收益率在10%以上，资本金收益率约为15%。该项目享有ITC税务抵扣额，整体杠杆后收益在15%左右。类似美国项目的其他国家项目也签有30年PPA，韩国项目的收益率同样在15%左右，且大部分项目都能达到80%的银行借款覆盖率。