中国电力领域领先优势 - 中国7月单月用电量超过1万亿千瓦时 刺激全球主要经济体 [1] - 中国拥有全球第一的可再生能源装机规模 [1] - 中国建成全球规模最大的特高压电网系统 [1] - 中国已建成全国统一电力市场体系 形成独有优势 [1] - 其他国家基本无法复制中国电力系统建设模式 [1] 核电领域竞争态势 - 部分国家通过核电建设挑战中国电力领先地位 [1] - 韩国和印度在核电领域表现最为积极 [1] - 美国 法国 日本核电发展遭遇挫折 [3] - 韩国核电产业获得显著发展机遇 [3]

投资评级 - 维持"买入"评级 [9] 核心观点 - 火电板块业绩改善是公司整体利润增长的核心驱动力 清洁能源板块受自然因素和市场电价影响承压 但火电业务通过成本控制实现显著盈利提升 支撑公司整体业绩保持微增 [2][6][9] 财务表现 - 2025年上半年营业收入238.58亿元 同比减少9.87% 普通股股东应占利润25.87亿元 同比增长0.65% [6][9] - 火电分部净利润14.28亿元 同比增长28.89% 度电净利同比提升0.019元/千瓦时至0.058元/千瓦时 [2][9] - 水电分部净利润5.50亿元 同比减少28.2% 度电净利下降0.005元/千瓦时 [2][9] - 风电分部净利润21.24亿元 同比增长8.36% 度电净利0.127元/千瓦时 同比降低0.022元/千瓦时 [9] - 光伏分部净利润7.16亿元 同比降低36.90% 度电净利0.055元/千瓦时 同比降低0.041元/千瓦时 [9] 业务板块分析 - 水电售电量82亿千瓦时 同比减少23.02% 平均上网电价0.278元/千瓦时 同比提升0.027元/千瓦时 [9] - 风电售电量167亿千瓦时 同比增长26.90% 平均上网电价下降0.036元/千瓦时 利用小时同比提升56小时 [9] - 光伏售电量130亿千瓦时 同比增长9.63% 平均上网电价下降0.024元/千瓦时 利用小时同比降低73小时 [9] - 火电售电量247亿千瓦时 同比减少14.03% 煤电电价0.373元/千瓦时 同比降低0.019元/千瓦时 单位燃料成本0.235元/千瓦时 同比降低0.039元/千瓦时 [9] 业绩驱动因素 - 火电改善主要源于煤炭价格大幅回落带来的燃料成本下降 [9] - 清洁能源业绩承压受三重因素影响：水电站流域降雨量减少 新能源平价项目占比提升导致电价下行 光照资源偏弱影响利用效率 [2][9] - 新能源装机增长来自在建项目投产和收购项目并表 [9] 未来展望 - 预计2025-2027年业绩分别为41.32亿 47.44亿和51.32亿元 对应EPS分别为0.33元 0.38元和0.41元 [9] - 对应PE分别为8.61倍 7.50倍和6.93倍 估值具备性价比 [9] - 作为国电投旗舰上市平台 集团资产证券化有望加速 内生外延增长值得期待 [9]

核心财务表现 - 营业收入238.58亿元 其中清洁能源收入153.16亿元 占比64.2% 同比提升4个百分点 [2] - 归属于权益持有人净利润28.35亿元 同比增长1.16% [2] - 经营性现金流74.71亿元 同比增长37.78% [2] - 每股基本盈利0.21元 [2] - 清洁能源板块归母净利润22.73亿元 占比80% 同比下降0.42个百分点 [5] 业务结构分析 - 清洁能源收入占比达64.2% 火电收入占比35.8% [2][3] - 水电收入占比20.5% [3] - 风电与光伏具体占比未单独披露 但新能源累计储备达2,900万千瓦 [8] 成本与效率优化 - 综合标煤单价783.51元/吨 同比下降12.93% [7] - 平均借贷利率2.45% [7] - 通过煤电联营优化新增项目股权合作 930万千瓦煤电项目有序建设 [10] 装机容量与发展规划 - 总装机容量53,940.6兆瓦（对比期初49,390.9兆瓦） [9] - 上半年新增投产装机450万千瓦 新能源项目储备超2,900万千瓦 其中风电2,500万千瓦占比86% [8] - 积极推进"火风光一体化"和"水风光一体化"规划建设 [12] 战略与资本运作 - 远达环保重大资产重组议案通过股东大会审批 [11] - 深化公用事业属性 强化国家电投"综合性清洁能源旗舰上市平台"定位 [6][12] - 注重有利润的收入和有现金流的利润 落实"深前期、严开工、精建设、优达产"策略 [14]

行业背景与政策支持 - 2025年电力行业绿色智慧供应链管理高质量发展经验交流推进会在京举行 国家电网 南方电网 国家电投 国家能源集团 华能集团等电力央企国企及京东工业等民企代表参会 总结供应链建设新经验新模式 提出补链稳链强链路径举措 [1] - 商务部 国家发展改革委等8部门于今年5月联合印发《加快数智供应链发展专项行动计划》 明确在制造业等重点领域加快数智供应链发展 [2] - 电力行业供应链发展进入深水区 从单纯数字化过渡到智能化/网络化/绿色化 发展方向锁定合规 降本 增效 保供 [2] 公司战略定位与行业合作 - 京东工业作为大会唯一受邀电商平台 定位为中国电力企业背后的采购供应链管理专家 通过太璞数实一体化供应链解决方案为电力企业降本增效合规保供 [1][2] - 公司持续深耕电力行业 全链路工业供应链数智化链接供需双端 促进供需最优匹配 降低上下游协同成本 [2] - 京东集团在能源电力领域合作伙伴覆盖国内外多家龙头企业 合作范围涵盖供应链 技术 新能源基建及金融服务等多个维度 [2] 供应链能力建设与数据 - 产业链上游依托太璞解决方案推进自营入仓 打造超级商品供应链 高效聚合超12万家制造商 分销商及代理商 [3] - 产业链下游太璞解决方案在电力行业持续落地 支持企业降本增效合规保供 [3] - 为电力客户打造端到端数据能力 持续升级商品标准化水平 通过标准化 数字化 智能化应用三步走助力电网集团标品库建设 [4] 技术创新与标准化应用 - 推出商品标准化AI智能工具工品查 通过一键加载海量经验提升全社会商品标准化水平 [6] - 通过同品识别算法能力实现商城基于同品识别的业务场景应用 助力客户建立同品比价能力 解决商城运营核心痛点 [6] - 为某电力集团建立1200多个品名和1万多个属性项的标准体系 完成数据清洗并搭建商品中台系统 有效提升管理能力和运营效率 [6] 解决方案与案例成效 - 通过标准上牌交易体系实现MKU聚合一品多商 实现多渠道保供履约及优质供应链引入后的替商和利润改善 [5] - 解决SKU模式商品池中因库存 区域 毛利 价格等因素导致的无法满足实际采购需求问题 [5] - 商品标准化有效解决工业品领域一物多码 一物多名 一品多商 一品多价等现象 降低产业链沟通和交易成本 [4]

电力市场交易规模 - 7月全国电力市场交易电量达6246亿千瓦时 同比增长7.4% [1] - 1-7月累计交易电量3.59万亿千瓦时 同比增长3.2% 占全社会用电量比重61.2% [1] - 市场化交易规模逐年扩大 电力市场建设稳步推进 [1] 省内与跨省交易结构 - 7月省内交易电量4614亿千瓦时 同比增长7.3% [1] - 7月跨省跨区交易电量1632亿千瓦时 同比增长7.9% [1] - 1-7月省内累计交易2.73万亿千瓦时 同比增长1.6% [1] - 1-7月跨省累计交易8558亿千瓦时 同比增长9% [1] 绿电交易表现 - 7月绿电交易电量256亿千瓦时 同比大幅增长43.2% [1] - 1-7月绿电累计交易1817亿千瓦时 同比高速增长42.1% [1]

业务类型经营情况 - 能源电力业务新签合同金额2,500亿元 同比增长15% [1] - 水资源与环境业务新签合同金额1,800亿元 同比增长8% [1] - 城市建设与基础设施业务新签合同金额3,200亿元 同比增长5% [1] - 其他业务新签合同金额300亿元 同比增长12% [1] - 总新签合同金额7,800亿元 同比增长8% [1] 地区分布经营情况 - 境内业务新签合同金额6,500亿元 同比增长7% [2] - 境外业务新签合同金额1,300亿元 同比增长12% [2] 重大合同签约情况 - 2025年7月单月新签5亿元以上重大合同共12个项目 [3] - 单个项目最高合同金额为阿根廷光伏电站项目48亿元 [3] - 重大合同涵盖菲律宾供水系统(22亿元)、沙特房建(35亿元)、越南高速公路(29亿元)等项目 [3]

财务表现 - 截至2025年6月30日止六个月收入238.58亿元 同比减少9.87% [1] - 公司普通股股东应占利润25.87亿元 同比增长0.65% [1] - 集团权益持有人应占利润28.3亿元 同比增长1.16% [1] - 每股基本盈利0.21元 不派息 [1] 业务板块分析 - 风电及火电板块为利润增长主要来源 [1] - 风电板块利润增长主要来自海上风力发电项目 [1] - 火电板块受益于燃料成本下降及实施有效的煤炭采购措施 [1] 装机容量结构 - 集团发电厂合并装机容量53940.6兆瓦 同比增加11.61% [1] - 清洁能源合并装机容量44120.6兆瓦 占总装机容量81.79% [1]

财务表现 - 2025年上半年收入238.58亿元，同比下降9.87% [1] - 普通股股东应占利润25.87亿元，同比微增0.65% [1] - 权益持有人应占利润28.3亿元，同比增长1.16% [1] - 基本每股盈利0.21元 [1] 业务板块表现 - 风电收入持续增长16.69%，光伏发电收入增长3.08% [1] - 火电收入同比下降17.77%，水电收入下降14.88% [1] - 利润增长主要来自风电及火电板块 [1] - 风电利润增长由海上风电项目驱动，火电受益于燃料成本下降及煤炭采购措施优化 [1] - 水电利润下降因运营区域降雨量减少 [1] - 火电收入下降部分由于去年底出售一家燃煤发电附属公司权益 [1] 产能结构 - 总装机容量53,940.6兆瓦，同比增加5,612.8兆瓦（11.61%） [2] - 清洁能源装机容量44,120.6兆瓦，占总装机容量81.79% [2] 政策影响 - 可再生能源电价全面市场化政策导致风电及光伏平均上网电价调整 [1] - 风电及光伏发电板块经营利润率同比下滑 [1]

财务表现 - 2025年上半年权益持有人应占利润轻微增长1.16%至人民币28.3亿元 [1] - 风电及光伏发电收入分别持续增长16.69%及3.08% [1] - 火电及水电收入分别下跌17.77%及14.88% [1] - 集团综合收入下降9.87% [1] 业务板块分析 - 利润增长主要来自风电及火电板块 [1] - 风电利润增长主要来自海上风力发电项目 [1] - 火电受益于燃料成本下降及实施有效的煤炭采购措施 [1] - 水电收入及利润下降因营运地区降雨量减少 [1] - 火电收入减少因去年底部分出售一家从事燃煤发电的附属公司权益 [1] 政策与运营影响 - 风电及光伏发电板块经营利润率同比下降因实施全面市场化的再生能源电价政策 [1] - 发电厂合并装机容量为53,940.6兆瓦 同比增加5,612.8兆瓦或11.61% [1] - 清洁能源合并装机容量为44,120.6兆瓦 约占总装机容量81.79% [1]

收入和利润（同比环比） - 公司收入下降9.87%至238.58亿元人民币，对比去年同期的264.72亿元人民币[5] - 公司权益持有人应占利润增长1.16%至28.35亿元人民币[5] - 公司当期利润为46.11亿元人民币，同比增长0.42%[5][8] - 总收入为人民币2385.76亿元，相比去年同期的2647.15亿元下降9.9%[32] - 集团净利润为人民币46.11209亿元，较去年同期微增0.42%[132] - 集团总收入为人民币238.57644亿元，同比下降9.87%[133] - 经营利润为人民币76.11019亿元，较去年同期增加1.94%[144] - 公司权益持有人应占利润为人民币28.35亿元，普通股股东应占利润为人民币25.87亿元[106] - 公司截至2025年6月30日止六个月普通股股东应占当期利润为2,586,638千元人民币[63] - 公司每股基本盈利为0.21元人民币[63] - 每股基本盈利人民币0.21元，每股净资产人民币3.24元[106] 成本和费用（同比环比） - 燃料成本同比下降26.16%至58.50亿元人民币[8] - 财务费用为25.75亿元人民币，与去年同期基本持平[8] - 财务费用2,574,596千元，其中利息支出2,594,580千元[56] - 总燃料成本下降26.16%，减少人民币20.724亿元[137] - 集团经营成本下降11.81%至人民币178.92374亿元[136] - 储能设备销售及工程承包成本为人民币8702.7万元，同比减少12.44753亿元或93.47%[141] - 其他经营开支同比增加人民币1.46201亿元或6.51%[142] - 其他收益及亏损净收益同比增加人民币1.576亿元或55.41%[143] - 财务费用为人民币25.74596亿元，同比减少人民币108.2万元或0.04%[146] - 所得税支出为人民币9.97791亿元，同比增加人民币1.20742亿元或13.77%[149] - 当期所得税支出1,035,342千元，同比增长17.8%[59] - 联营公司所得税支出114,595千元，同比增长19.0%[59] - 合营公司所得税支出15,346千元，同比增长135.2%[59] - 物业、厂房及设备折旧总额为63.89亿元人民币，风力发电部门占比最高（25.69亿元，40.2%），光伏发电部门次之（20.62亿元，32.3%）[39] - 财务费用支出达25.75亿元人民币，其中光伏发电部门占比最高（9.28亿元，36.0%），风力发电部门次之（8.46亿元，32.9%）[39] - 资本性支出总额达87.49亿元人民币，光伏发电部门占比最大（46.01亿元，52.6%），风力发电部门次之（31.42亿元，35.9%）[39] - 2025年上半年资本性支出为人民币87.48761亿元，同比下降23.9%（2024年同期：114.96469亿元）[177] - 清洁能源板块资本性支出为人民币81.72126亿元，同比下降16.4%（2024年同期：97.76142亿元）[177] - 火力发电板块资本性支出为人民币4.40715亿元，同比下降70.9%（2024年同期：15.13946亿元）[177] 各条业务线表现 - 风电板块收入持续增长16.69%，光伏发电收入增长3.08%[6] - 火电板块收入下跌17.77%，水电板块收入下跌14.88%[6] - 公司总售电收入为235.59亿元人民币，其中火力发电占比40.6%（95.73亿元），风力发电占比29.1%（68.52亿元），光伏发电占比20.6%（48.46亿元），水力发电占比9.7%（22.88亿元）[39] - 储能业务收入为2.57亿元人民币[39] - 公司经营利润为76.11亿元人民币，其中风力发电贡献最大（31.45亿元，占比41.3%），其次为光伏发电（17.79亿元，占比23.4%）和火力发电（17.50亿元，占比23.0%）[39] - 当期利润总额为46.11亿元人民币，风力发电部门贡献最大（21.24亿元，46.1%），火力发电部门次之（14.28亿元，31.0%）[39] - 风电收入同比增长16.69%至人民币68.51883亿元，光伏发电收入增长3.08%至人民币48.86978亿元[135] - 水电收入下降14.88%，主要因降雨减少导致发电量下降[135] - 火电收入同比下降17.77%，主因平圩发电重新分类为联营公司[135][138] - 储能业务收入大幅下降83.16%至人民币2.57378亿元，净亏损人民币582.6万元[131][135] - 与去年同期相比，储能业务收入从15.28亿元大幅下降至2.57亿元，降幅达83.2%[39][46] - 向电网公司售电收入为人民币2355.92亿元，相比去年同期的2490.05亿元下降5.4%[32] - 储能收入为人民币25.74亿元，相比去年同期的152.80亿元大幅下降83.2%[32] - 新源智储落地储能项目17个总容量达3.23吉瓦时位居全国中标规模第二储备项目42个[118] - 启源芯动力与力拓集团签约在蒙古奥尤陶勒盖矿开展电动矿卡运输项目[120] 各地区表现 - 中国地区收入为人民币2382.10亿元，相比去年同期的2644.41亿元下降9.9%[32] 发电量和售电量表现 - 公司总发电量下降3.02%至64,826,202兆瓦时，总售电量下降2.81%至62,536,560兆瓦时[5] - 集团总售电量62,536,560兆瓦时同比下降2.81%[121][123] - 风电售电量16,685,055兆瓦时同比增长26.90%[121] - 光伏售电量12,969,806兆瓦时同比增长9.63%[121] - 煤电售电量22,872,057兆瓦时同比下降14.67%[121] - 联营及合营公司总售电量21,807,028兆瓦时同比增长0.91%[123] - 水电售电量同比减少23.02%[124] - 风电售电量同比增长26.90%[124] - 光伏发电售电量同比增长9.63%[124] - 煤电售电量同比下降14.67%[124] - 气电售电量同比下降6.23%[124] - 环保发电售电量同比下降3.52%[124] - 附属公司总售热量达13,122,422吉焦，同比增长14.92%[125] - 风电利用小时数同比增加56小时至1,122小时，光伏利用小时数下降73小时至665小时[130] - 中国上半年用电量累计4841.8亿千瓦时，同比增长3.70%[103] 装机容量和资产结构 - 公司合并装机容量达53,940.6兆瓦，同比增长11.61%[6] - 公司清洁能源合并装机容量为44,120.6兆瓦，占总装机容量81.79%[6] - 公司合并装机容量53940.6兆瓦，同比增加5612.8兆瓦（增长11.61%）[108] - 清洁能源装机容量44120.6兆瓦，占总装机容量81.79%，同比上升4.72个百分点[108] - 中电普安风光火储一体化示范项目规划装机容量1000兆瓦（光伏700兆瓦+风电300兆瓦）[109] - 新疆呼图壁300兆瓦源网荷储一体化项目全容量并网，配套75兆瓦/300兆瓦时储能设备[111] - 黎平200兆瓦水光互补农业光伏发电项目全容量投入商业运营[112] - 柳毛湖风电项目200兆瓦于2025年上半年全容量并网投运配备40台风机[113] - 滨州渔光互补光伏发电项目200兆瓦于2025年上半年投产[114] - 大通湖渔光互补光伏发电项目290兆瓦于2025年上半年投入商业运营配套220千伏升压站[116] - 分部资产总额达3381.00亿元人民币，风力发电占比最高（1290.31亿元，38.2%），光伏发电次之（1169.88亿元，34.6%）[42] 上网电价表现 - 平均市场上网电价较基准电价溢价7.09%，较2024年12.43%有所下降[128] - 水电平均上网电价278.42元/兆瓦时，同比提高26.61元/兆瓦时[129] - 风电平均上网电价410.66元/兆瓦时，同比下降35.96元/兆瓦时[129] - 煤电平均单位燃料成本下降14.41%至人民币234.52元/兆瓦时[139] 现金流表现 - 经营现金流净额从54.2亿人民币增至74.7亿人民币，增幅37.8%[20] - 投资活动现金流出净额从140.6亿人民币降至94.9亿人民币，改善32.5%[21] - 融资活动现金净流入为人民币4.83亿元，相比去年同期的9.16亿元下降47.3%[24] - 现金及现金等价物期末余额为人民币888.46亿元，相比去年同期的626.66亿元增长41.8%[24] - 经营活动所得现金净额为人民币7,471,217,000元（2024年：人民币5,422,743,000元）[171] - 投资活动所用现金净额为人民币9,487,243,000元（2024年：人民币14,055,098,000元）[171] - 融资活动所得现金净额为人民币4,827,511,000元（2024年：人民币9,160,067,000元）[171] - 现金及现金等价物净增加人民币2,811,485,000元（2024年同期：净增加人民币527,712,000元）[168] 资产和负债变化 - 总资产从3404.6亿人民币增长至3527.1亿人民币，增幅3.6%[13][17] - 现金及现金等价物从60.7亿人民币增至88.8亿人民币，增幅46.3%[13] - 应收账款从316.5亿人民币增至363.9亿人民币，增幅15.0%[13] - 银行借贷总额从1405.2亿人民币增至1499.6亿人民币，增幅6.7%[15] - 物业厂房及设备从2268.7亿人民币增至2311.9亿人民币，增幅1.9%[13] - 公司股东应占权益从397.9亿人民币增至400.9亿人民币，增幅0.8%[15] - 净流动负债从415.4亿人民币降至343.7亿人民币，改善17.3%[17] - 应付关联方款项从29.6亿人民币增至44.7亿人民币，增幅51.2%[15] - 提取银行借贷总额为人民币430.04亿元，相比去年同期的440.61亿元减少2.4%[24] - 提取关联方借贷为人民币183.51亿元，相比去年同期的93.87亿元大幅增长95.5%[24] - 偿还银行借贷为人民币361.63亿元，相比去年同期的374.19亿元减少3.4%[24] - 偿还关联方借贷为人民币200.02亿元，相比去年同期的90.96亿元增长119.9%[24] - 公司资产总额为340,455,547千元，负债总额为232,923,154千元[50] - 公司应收账款总额为43,068,546千元人民币，较2024年末37,534,793千元增长14.7%[66] - 应收地区及省级电网公司账款为40,703,990千元人民币，较2024年末34,825,314千元增长16.9%[66] - 应收其他公司账款为2,336,918千元人民币，较2024年末2,700,447千元下降13.5%[66] - 未开票清洁能源电价补贴为6,677,308千元人民币，较2024年末5,887,294千元增长13.4%[69] - 应收账款亏损拨备在2025年6月30日不重大，2024年末为222,041千元人民币[72] - 借贷总额达1993.41亿元人民币，光伏发电部门占比最高（770.97亿元，38.7%），风力发电部门次之（627.56亿元，31.5%）[43] - 债务总额为人民币204,772,035,000元（2024年12月31日：人民币197,360,970,000元），其中99%以上以人民币计值[169] - 负债比率约为63%（2024年12月31日：约64%）[169] - 截至2025年6月30日，公司现金及现金等价物为88.85亿元人民币（2024年底为60.74亿元）[163] - 流动资产为581.57亿元人民币（2024年底为516.38亿元），流动负债为925.31亿元（2024年底为931.82亿元）[163] - 流动比率为0.63（2024年底为0.55）[163] - 可动用未提取融资额度人民币574.50837亿元（2024年末：507.7406亿元）[183] 关联方交易和融资 - 关联方长期借贷总额163.23亿元，其中国家电投占比60.3%达98.43亿元[74] - 已抵押应收账款金额增至120.94亿元，较期初增长26.3%[75] - 关联方短期借贷总额211.68亿元，其中国家电投财务占比48.7%达103.03亿元[76] - 关联方借贷人民币计价260.32亿元，美元计价7.16亿元[76] - 其他关联方长期借贷中1.83亿元采用资产抵押，利率区间2.55%-3.24%[77] - 中期票据及公司债券规模155亿元，其中40亿元转入流动负债[79] - 第三方长期借贷余额67.32亿元，流动部分占比11.0%[79] - 国家电投财务短期借贷利率降至2.11%-2.40%，较期初最高下降106个基点[80] - 关联方短期借贷综合利率区间1.80%-3.10%，较期初收窄125个基点[80] - 公司于2024年4月、6月及10月发行三笔绿色中期票据，金额分别为人民币20亿元（年利率2.12%）、15亿元（年利率2.58%）及10亿元（年利率2.28%）[81] - 公司于2025年6月发行两笔中期票据，各为人民币20亿元，年利率分别为1.86%和1.70%[85] - 公司于2024年3月及4月发行两笔公司债券，金额分别为人民币20亿元（年利率2.67%）及10亿元（年利率2.39%）[85] - 五凌电力于2025年2月发行人民币4亿元短期科创票据，年利率1.90%，以知识产权抵押[85] - 有抵押借款包括人民币21.23亿元（利率2.55%-4.19%）及人民币2.28亿元（利率3.18%）[85] - 五凌电力于2024年9月发行的人民币4亿元短期科创票据已在期内偿还[82] - 公司发行中期票据人民币20亿元期限三年年利率1.82%[99] - 资本化借贷加权平均年利率2.90%，同比下降55个基点[56] - 国家电投财务授予的借贷金额约为人民币111.5亿元（2024年12月31日：约人民币110.3亿元）[169] - 公司与国家电投财务签订新金融服务协议，存款余额年度上限由90亿元增至120亿元人民币[165] - 存放于国家电投财务的最高每日存款结余为人民币75.5亿元（2024年12月31日：人民币89.9亿元）[166] - 发行三期中期票据，每期本金人民币20亿元，年利率分别为1.86%（3年）、1.70%（3年）和1.82%（3年）[172] 收购和资产重组 - 公司通过五凌电力收购24家实体51%至100%权益，总现金代价为人民币13.21亿元[89] - 公司收购五凌电力旗下多个湖南风电光伏实体总现金代价为人民币13.208亿元[91] - 被收购实体可识别净资产公允价值总额为人民币14.22961亿元[94] - 收购产生商誉人民币1506.9万元及议价收购收益人民币-3007.2万元[94] - 被收购实体自收购后贡献收入人民币1.50491亿元及当期利润人民币3315.1万元[97] - 收购托里发电31%股权代价人民币2421.2147万元加资本承担人民币2.8582亿元[99] - 被收购实体现金及现金等价物为人民币2.29093亿元[94] - 被收购实体物业厂房及设备公允价值为人民币35.14579亿元[94] - 被收购实体银行借贷为人民币27.12186亿元[94] - 公司持有五凌电力37%权益的湘投国际参与重组框架建议[91] - 公司及湘投国际向远达环保转让五凌电力63%和37%股权，总代价人民币246.67亿元[102] - 广西公司向远达环保转让长洲水电64.93%股权，代价