财务表现 - 营业收入68.45亿元人民币 同比增长3.30% [1] - 税前利润23.58亿元人民币 同比增长1.37% [1] - 归母净利润16.88亿元人民币 同比下降4.37% [1] - 基本及稀释每股收益0.2046元人民币 [1] 装机规模与发电量 - 控股装机容量19,068.60兆瓦 同比新增3,513.88兆瓦 增幅22.59% [1] - 发电量18,875,826兆瓦时 同比增长10.22% [1] - 2025年上半年新获取建设指标2,250.00兆瓦 [1] 资产与负债状况 - 资产总额1,164.32亿元人民币 [1] - 资产负债率66.67% [1] 收入增长驱动因素 - 收入增长主要因售电量增加所致 [1]

业绩总结 - 公司2025年半年度总发电量304,387.95万千瓦时，同比增长14.14%[1][2] - 公司2025年半年度总上网电量291,039.97万千瓦时，同比增长13.88%[1][2] 各地区风电发电量 - 宁夏风电半年度发电量118,091.09万千瓦时，同比下降1.74%[1] - 河南风电半年度发电量24,272.19万千瓦时，同比增长12.49%[1] - 河北（含天津）风电半年度发电量57,721.87万千瓦时，同比增长70.96%[1] - 山东风电半年度发电量79,561.60万千瓦时，同比增长9.30%[1] - 内蒙风电半年度发电量21,038.26万千瓦时，同比增长37.99%[1] 其他项目电量 - 宁夏智能微电网半年度发电量862.51万千瓦时，同比增长8.20%[1] - 2025年上半年分布式光伏结算电量10,312.51万千瓦时[2] - 2025年上半年嘉泽同心县150MW/300MWh储能电站项目结算电量3,949.07万千瓦时[2]

公司动态 - 大唐发电全资控股成立大唐新能源有限公司 注册资本50万人民币 [1] - 新公司经营范围涵盖风力发电技术服务 太阳能发电技术服务等新能源领域 [1] - 公司法定代表人为刘军 注册地位于唐山市丰南区 [1] 行业布局 - 电力行业龙头企业大唐发电通过子公司拓展新能源发电技术服务业务 [1] - 新能源公司成立显示行业持续加码风力发电和太阳能发电技术服务领域 [1]

文章核心观点 - 湖北省通过深化新能源上网电价市场化改革 构建四大支点破解入市难题 推动新能源从规模扩张向质效跃升转变 [2] 市场机制设计 - 建立差价结算机制 当市场交易价格低于机制电价时给予差价补偿 高于时扣除差价 形成多退少补模式 [3] - 构建四维价值体系：现货市场发现价格+中长期合约锁定电量+机制电量兜底保障+绿证体现环境权益 [3] - 现货市场放宽价格上下限 中长期市场缩短交易周期提升交易频次 绿电市场要求电能量和环境价值单独体现 [4] 存量项目处理 - 存量集中式项目机制电价维持0.4161元/千瓦时 延续煤电基准价水平 [5] - 集中式项目机制电量不超过上网电量12.5% 结合60%中长期合约电量和8%技术达标奖励电量 实现80%收益保障 [5] - 分布式项目机制电量覆盖比例上限80% 通过20%电量市场暴露培育市场竞争意识 [5] 增量项目竞争 - 新增项目通过招标竞价机制确定结算机制 机制电价上限考虑合理成本收益和绿色价值 下限参照最先进电站度电成本 [6] - 通过价格信号筛选先进高效项目 避免无序发展或收益无法保障 [6] 分布式能源创新 - 创新聚合竞价方式 允许投产间隔不超过1年的分布式项目以聚合形式参与市场 推动42万户分布式项目入市 [7] - 对增量分布式项目设立自发自用率奖励机制 连续两年超全省均值10个百分点可增加1年执行期限 最多2年 [7] 系统支撑要求 - 增量集中式项目和10千伏及以上分布式项目需具备AGC功能 10千伏以下项目需满足可观可测可调可控技术要求 [8] - 建立技术指标达标激励约束机制 对未达标项目扣减当月结算机制电量比例10个百分点 [8]

绿电交易与供应 - 上合组织天津峰会通过绿电交易实现场馆100%绿色电力供应 交易电量100万千瓦时 相当于减少标煤燃烧320吨 减排二氧化碳800吨 [1] - 重要服务场所购买绿证2250张 折合绿电电量225万千瓦时 额外降低标煤消耗720吨 减排二氧化碳1794吨 [1] - 绿电供应来自天津本地新能源企业 包括国能龙源渤化光伏电站和港南风电场 绿证来自国网（天津）综合能源公司 [3] 电网建设与新能源并网 - 公司持续升级电网基础设施 深度优化改造天津电网 强化智能电网建设 提升电网稳定性与可靠性 [3] - 积极推动太阳能、风能等可再生能源发电并网消纳 2025年以来已服务27家新能源企业的206万千瓦新能源装机并入电网 [3] - 天津绿电市场化交易电量达160.87亿千瓦时 同比增长近两倍 已服务214家企业实现全绿电供应 总电量74.97亿千瓦时 [5] 电力保障与技术创新 - 部署4200名保障人员、1800余台保障车辆 3个城市供电网应急抢修中心和101个"网格化"电力驻点24小时待命 [5] - 创新应用全景保供电指挥平台 实时监控从主电网到场馆用电设备的全过程供电情况 线上调配人员、车辆等资源 [5] - 指挥平台可直观掌握100多座变电站和400多条线路的运行状态 智能预警故障 预计将整体巡检效率提升约65% [6] - 应用智能巡检系统、巡检作业机器人、红外检测仪等科技手段全面做好城市供电保障 [6]

新能源上网电价市场化改革 - 省内所有风电和太阳能发电项目上网电量原则上全部进入电力市场 通过市场交易形成电价 集中式新能源报量报价参与市场 分布式新能源可单体或聚合参与中长期和现货市场 [3][10][11] - 未报量报价参与市场的新能源接受现货市场同类项目月度分时点实时加权平均价格 2025年12月31日前分布式新能源接受月度全时点实时加权平均价格 [3][11] - 跨省跨区交易的新能源电量执行跨省跨区送电相关政策 [3][11] 存量项目机制执行 - 存量项目由国网湖北省电力公司确定并备案 定期在国网新能源云平台和网上国网公布 [3][12][13] - 机制电量比例上限集中式新能源12.5% 分布式新能源80% 光伏扶贫项目100% 各项目每年可自主确定执行比例但不高于上一年 [3][13] - 机制电价统一为0.4161元/千瓦时 执行起始月份2025年10月 执行至投产满20年或达到全生命周期合理利用小时数(风电36000小时 光伏22000小时) [3][4][13] 增量项目竞价机制 - 2025年6月1日起投产的增量项目每年动态调整全省增量新能源项目纳入机制电量的总规模 [5][13][14] - 单个增量项目通过竞价确定是否进入机制执行范围 竞价工作由省发改委牵头 省能源局和华中能源监管局参与组织 国网湖北电力具体实施 每年底前组织一次 [6][14][15] - 初期分风电和光伏两类竞价 综合考虑合理成本收益 绿色价值 电力市场供需形势 用户电价承受能力等因素确定竞价上限和下限 [6][14][15] 增量项目执行期限 - 入选的增量项目机制电价执行期限暂定12年 [6][16] - 分布式项目投产后连续两个自然年自发自用率高于全省平均水平10个百分点以上 执行期限可增加1年 最多不超过2年 [6][16] - 入选时已投产项目以入选时间为执行起始时间 未投产项目以申报投产时间为起始时间 实际投产晚于申报超过6个月则取消入选结果并取消投资方三年竞价资格 [6][16] 辅助服务市场价格机制 - 科学确定辅助服务市场需求 合理设置有偿辅助服务品种 明确辅助服务计价等市场规则 [7][18] - 电力现货市场连续运行期间 符合要求的调频和备用辅助服务费用暂按60%计入系统运行费并由工商业用户分摊 剩余部分由未参与电能量市场交易的上网电量分担 [7][18] 相关配套机制 - 优化代理购电电量采购机制 适时调整煤电容量电价标准 研究完善发电侧容量补偿机制 [8][18] - 新能源因自身报价高 未申报或申报量不足等因素未上网电量 不纳入新能源利用率统计与考核 [8][18] - 参与差价结算的电量不重复获得绿证收益 新能源项目原购售电合同价格条款对照本政策执行 [8][18]

公司动态 - 宜春袁州龙源新能源有限公司于近日成立 法定代表人为冯勇力 [1] - 公司注册资本为1000万元人民币 [1] - 经营范围涵盖发电业务 输电业务 供(配)电业务 风力发电技术服务 太阳能发电技术服务 [1] 股权结构 - 公司由龙源电力（001289）全资子公司江西龙源新能源有限公司与雄亚(维尔京)有限公司共同持股 [1] - 通过企查查股权穿透显示持股关系 [1]

能源供应与消费 - 能源消费增量在"十四五"前四年达到"十三五"五年增量的1.5倍 预计五年新增用电量超过欧盟年度用电量 [2] - 2024年全国发电量超10万亿千瓦时 占全球三分之一 能源生产总量折合约50亿吨标准煤 占比超全球五分之一 [2] - 终端用能电能比重达30%左右 能源投资年破万亿元 [1] 可再生能源发展 - 可再生能源发电装机占比由40%提升至60%左右 [2] - 风电光伏年度新增装机连续突破1亿 2亿 3亿千瓦关口 [2] - 风光发电装机由2020年5.3亿千瓦增至2024年7月底16.8亿千瓦 年均增速28% 占"十四五"新增电力装机80% [5] 绿色低碳转型 - 非化石能源消费占比每年增加1个百分点 预计超额完成"十四五"20%目标 去年已达19.8% [3] - 煤炭消费占比每年减少1个百分点 [3] - 全社会用电量中每3度电有1度绿电 [2] - "十四五"期间出口风电光伏产品累计为其他国家减少碳排放约41亿吨 [3] 电力市场建设 - 加快构建全国统一电力市场体系 完善与新能源发电特性相适应的市场机制 [6] - 市场交易包含省内和省间交易 年度 月度和日内实时交易 以及电能量与辅助服务品种 [6] - 今年实现跨电网经营区常态化交易 [6] 新能源消纳与利用 - 新能源消纳需要发电侧 电网 用户和储能多环节整体互动 [6] - 积极拓展非电利用途径 包括风光电制绿氢规模化应用及绿色甲醇 绿色航煤等延伸领域 [7] - 绿色甲醇碳减排成本为每吨二氧化碳100美元以上 可持续航油达200-300美元 [8] 未来目标与挑战 - "十五五"期间非化石能源消费比重预期达25% [4] - 完成2030年NDC目标需要"十五五"期间碳排放强度下降23%以上 [4] - 企业需部署低成本减排技术 准备达峰后碳中和路径 [4]

募集资金基本情况 - 公司于2022年10月通过非公开发行股票募集资金总额人民币2,696,305,657.50元，发行价格5.85元/股，发行数量460,906,950股 [1] - 扣除保荐承销费用后实际到账金额为人民币2,674,131,517.90元，于2022年10月26日存入指定银行账户 [1] - 截至2025年6月30日，募集资金账户余额为人民币1,141,392.66元，累计投入募投项目1,748,550,244.53元，永久补充流动资金784,407,235.31元，暂时补充流动资金148,405,137.00元 [1] 募集资金管理情况 - 公司与子公司及银行、保荐机构签订《募集资金专户存储三方监管协议》，设立多个专项账户管理募集资金 [1] - 截至2025年6月30日，募集资金余额合计人民币1,141,392.66元，分布在不同银行的专项账户中 [1] - 部分募集资金账户已注销，余额转入公司基本户补充流动资金 [1] 募集资金实际使用情况 - 2023年2月公司使用募集资金85,768.96万元置换预先投入募投项目的自筹资金 [2] - 2024年11月公司使用部分闲置募集资金暂时补充流动资金，总额不超过人民币2亿元，截至2025年6月30日归还0.51亿元，余额1.48亿元 [2] - 公司根据实际募集资金净额267,240.72万元调整募投项目投入金额，原计划拟使用募集资金326,131.10万元，调整后为267,240.72万元 [2] 募投项目具体投入及效益 - 贵港市港南桥圩镇200MWp农光储互补项目累计投入43,895.28万元，投入进度100.22%，2025年1-6月净亏损514.13万元 [3] - 公安县狮子口镇100MWp渔光互补项目累计投入43,895.28万元，投入进度100.22%，2025年1-6月净亏损352.07万元 [3] - 监利市黄歇口镇100MW渔光互补项目累计投入40,636.35万元，投入进度90.30%，2025年1-6月净亏损135.55万元 [3] - 石首市团山寺镇70MW渔光互补项目累计投入30,116.05万元，投入进度100.39%，2025年1-6月净亏损248.73万元 [3] - 补充流动资金项目累计投入93,281.24万元，投入进度118.92% [3] 募投项目效益未达预期原因 - 区域阶段性限电导致有效利用小时数低于预测 [3] - 电力市场化交易推进加快，电价形成机制较预测时发生调整，发电收入不及预期 [3] - 行业政策与市场环境处于调整期，对项目短期收益产生阶段性压力 [3]

装机容量与发电量 - 公司并表新能源电站总装机容量达5,912.54兆瓦 [1] - 2025年上半年总发电量为458,442万千瓦时 总上网电量为454,734万千瓦时 [1] - 西北地区光伏装机1,186.58兆瓦 发电量90,947万千瓦时 风电装机937.70兆瓦 发电量117,485万千瓦时 [1] - 华北地区光伏装机1,217.04兆瓦 发电量67,863万千瓦时 风电装机155.08兆瓦 发电量22,538万千瓦时 [1] - 华东地区光伏装机623.50兆瓦 发电量34,369万千瓦时 风电装机383.00兆瓦 发电量52,831万千瓦时 [1] - 华南地区光伏装机496.74兆瓦 发电量23,527万千瓦时 风电装机60.00兆瓦 发电量6,879万千瓦时 [1] - 华中地区光伏装机308.28兆瓦 发电量11,927万千瓦时 风电装机40.00兆瓦 发电量3,686万千瓦时 [1] - 东北地区光伏装机213.32兆瓦 发电量13,209万千瓦时 风电装机58.60兆瓦 发电量11,280万千瓦时 [1] - 西南地区光伏装机106.00兆瓦 发电量1,901万千瓦时 [1] 区域运营表现 - 西北地区风电结算电价最高达0.48元/千瓦时 光伏结算电价0.42元/千瓦时 [1] - 华东地区光伏结算电价0.57元/千瓦时 为全区域最高 风电结算电价0.50元/千瓦时 [1] - 东北地区风电结算电价0.51元/千瓦时 光伏结算电价0.47元/千瓦时 [1] - 华北地区光伏结算电价0.49元/千瓦时 风电结算电价0.48元/千瓦时 [1] - 华南地区风电结算电价0.31元/千瓦时 光伏结算电价0.39元/千瓦时 [1] - 华中地区风电结算电价0.37元/千瓦时 光伏结算电价0.33元/千瓦时 [1] - 西南地区光伏结算电价0.34元/千瓦时 [1] 业务结构特点 - 公司业务覆盖光伏、风电、储能及生物质多种能源类型 [1] - 华东地区配备2.70兆瓦储能项目 上网电量221万千瓦时 [1] - 华中地区配备100兆瓦储能项目 上网电量1,262万千瓦时 [1] - 生物质发电装机24兆瓦 未产生发电及上网电量 [1] - 全国范围光伏装机占比超60% 风电装机占比约30% [1]