公司发电量表现 - 2025年8月公司总发电量216.91万兆瓦时 同比增长27.50% [1] - 2025年累计总发电量2352.54万兆瓦时 同比增长13.04% [1] 风电业务 - 2025年8月风电发电量160.81万兆瓦时 同比增长19.15% [1] - 2025年累计风电发电量1998.36万兆瓦时 同比增长9.57% [1] 光伏业务 - 2025年8月光伏发电量56.09万兆瓦时 同比增长59.52% [1] - 2025年累计光伏发电量354.18万兆瓦时 同比增长37.66% [1]

发电量表现 - 2025年8月公司合并报表口径完成发电量216.91万兆瓦时 较2024年同期增长27.50% [1] - 其中风电发电量160.81万兆瓦时 同比增长19.15% [1] - 光伏发电量56.09万兆瓦时 同比大幅增长59.52% [1] 累计发电量数据 - 截至2025年8月31日 公司2025年累计完成发电量2352.54万兆瓦时 较2024年同期增长13.04% [1] - 累计风电发电量1998.36万兆瓦时 同比增长9.57% [1] - 累计光伏发电量354.18万兆瓦时 同比增长37.66% [1] 业务结构特征 - 风电业务占8月总发电量74.1% (160.81/216.91) [1] - 光伏业务占8月总发电量25.9% (56.09/216.91) [1] - 光伏发电增速显著高于风电增速 显示光伏业务成为主要增长动力 [1]

发电量表现 - 2025年8月公司完成总发电量2,169,081兆瓦时 较2024年同期增长27.50% [1] - 2025年累计总发电量达23,525,413兆瓦时 较2024年同期增长13.04% [1] 风电业务 - 2025年8月风电发电量1,608,142兆瓦时 同比增长19.15% [1] - 2025年累计风电发电量19,983,618兆瓦时 同比增长9.57% [1] 光伏业务 - 2025年8月光伏发电量560,939兆瓦时 同比大幅增长59.52% [1] - 2025年累计光伏发电量3,541,795兆瓦时 同比增长37.66% [1]

财务表现 - 上半年归母净利润7.26亿元 同比下降33.72% [1] - 单二季度归母净利润1.02亿元 同比下降78.5% [1] - 业绩下滑主要受新能源业务拖累 [1] 现金流与融资 - 2025年上半年筹资现金流净额25亿元 同比增加约14亿元 [1] - 增加主要来自发行的新能源类REITs款项 [1] - 若国补发放加速将获得一次性现金流 缓解债务压力 [1] 业务战略 - 战略定位聚焦"新能源+"和绿色氢基能源双赛道 [1] - 新能源开发表现克制 体现在装机节奏与项目核准 [1] - 公司定位为国电投绿色氢基能源平台 [1] 行业估值 - 选取龙源电力、三峡能源、节能风电作为可比公司 [1] - 可比公司2025-2027年平均PE分别为19倍、17倍、16倍 [1] - 公司有望抢跑绿电下一个主赛道 [1]

项目概况 - 全国最大的线性菲涅尔光热综合能源示范项目于9月18日实现全容量并网发电[1] - 项目总装机容量100万千瓦 包含10万千瓦光热储能电站和90万千瓦光伏电站[1] - 项目位于新疆哈密市伊州区 采用光热+光伏协同运行新模式[1] 技术特点 - 采用线性菲涅尔太阳能光热发电技术 基于光的反射和折射原理[1] - 光热部分通过26万块线性排列反射镜聚集太阳光加热熔盐储存热能[1] - 集热系统最多可实现8小时储能 实现太阳能高效转化和稳定利用[1] 行业意义 - 标志光热+光伏协同运行新模式正式开启[1] - 有助于增强电网对新能源的接纳能力[1]

迎峰度夏期间，安徽省能源集团新能公司统筹光伏、风电与储能协同发力，通过科学调度、全员攻坚，交出一份亮眼保电答卷。其间新能源发电量突破8.09 亿千瓦时，同比增长48.93%，创历史同期新高。 精细管理提效能。公司充分发挥新能源清洁高效优势，指导光伏电站加强组件清洗与设备维护，推动风电场依托智能预测系统捕风，实现机组可利用率超 99%。同时以设备稳定运行、减少停机损失为切入点，落实重奖重罚，形成"人人讲安全，人人有指标"机制，推动向电气零缺陷、设备零故障目标迈进，并 利用电网下网、小风及检修等契机强化维护，提升运行稳定性。 下一步，安徽省能源集团新能公司将系统总结经验，优化调度机制，筑牢安全生产底线，进一步深化光伏、风电、储能协同运行能力，持续做到设备精益化 管理，全力提升新能源发电效率与保供可靠性，为新能源产业高质量发展提供更坚实支撑。（江琼 任冉 赵文涛） 压实责任筑防线。公司制定2025年迎峰度夏劳动竞赛工作方案和奖惩管理办法，成立迎峰度夏工作领导小组，明确责任分工，细化任务清单，从8个方面强 化度夏期间安全生产稳定运行，夯实迎峰度夏保供基础。严格落实"应修必修，修必修好"原则，各场站结合风光特性与区域特 ...

股价表现与交易数据 - 9月17日公司股价上涨5.84% 成交额达35.93亿元 [1] - 当日融资买入2.43亿元 融资偿还2.57亿元 融资净流出1394.20万元 [1] - 融资融券余额合计6.90亿元 其中融资余额占流通市值比例4.11% [1] 融券交易情况 - 9月17日融券偿还与卖出量均为0股 融券余量及余额均为0元 [1] 公司基本信息 - 公司注册地址位于北京市西城区宣武门内大街2号B座9层 [1] - 成立于2009年8月18日 于2025年7月16日上市 [1] - 主营业务为风力发电与太阳能发电项目开发、投资和运营 [1] 收入结构 - 电力销售收入占比98.99% 其他业务收入占比0.65% 租赁收入占比0.37% [1] 股东结构变化 - 截至7月16日股东户数达251.05万户 较上期增幅达16736673.33% [1] - 人均流通股997股 较上期无变化 [1] 财务业绩表现 - 2025年1-6月营业收入199.97亿元 同比增长15.90% [1] - 同期归母净利润62.40亿元 同比增长0.54% [1]

业务拓展 - 公司拟以0元价格收购奇台恒拓90%股权以拓展风力发电业务[1][3] - 标的公司奇台恒拓主要资产为400MW风电项目 目前仍处于在建阶段且尚未产生收入[3][4] - 公司与瑞能电力将共同对奇台恒拓增资4.45亿元 并按持股比例承接原500万元注册资本实缴义务[3] 财务数据 - 奇台恒拓2025年上半年末资产总额8.17亿元 净资产498.67万元 上半年营业收入0元 净利润亏损0.13万元[1][4] - 标的公司2024年末资产总额1.58亿元 净资产-1.19万元 当年营业收入0元 净利润59元[4] - 400MW风电项目总投资控制在16.2亿元 截至2025年8月底工程进度达80%-100%[4] 公司经营 - 2025年上半年公司营业收入14.39亿元同比下降0.32% 净利润7769.37万元同比下降35.67%[1][6] - 公司主营业务为水电气公用事业运营 新能源开发属于成长性业务[5] 重大诉讼 - 公司及子公司爱众资本一审被判向西藏联合支付股权及债权收购对价合计6.17亿元[1][8] - 诉讼源于2015年《出资协议》约定的项目收购义务 涉及甘肃地区三个能源项目[8] - 公司表示将依法提起上诉 认为收购义务不成立 最终影响取决于法院生效裁判[9][10]

公司成立与股权结构 - 华润国晶风力发电（定远）有限公司于近期成立 注册资本约4108万元 [2] - 公司由华润电力新能源投资有限公司与国晶新能源（滁州）有限公司共同持股 [2] 经营范围 - 业务涵盖风力发电技术服务 太阳能发电技术服务及生物质能技术服务 [2] 管理层信息 - 法定代表人由郭兆星担任 [2]

政策背景与目标 - 国家发展改革委与国家能源局2024年2月发布《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》，通过市场化手段解决新能源消纳难题 [1] - 2024年5月出台《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》，提出绿电直连项目消纳新场景 [1] - 2024年9月12日两部委联合发布《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》，从参数要求、费用承担、市场路径三个维度规范就近消纳项目 [1] 项目建设技术要求 - 项目需形成清晰物理界面和安全责任界面，电源应接入用户和公共电网产权分界点的用户侧，以厘清权责边界并减少大电网安全隐患 [2] - 新能源项目年自发自用电量需占总可用发电量比例不低于60%，占总用电量比例不低于30%（2030年起新增项目不低于35%） [3] - 高自发自用比例要求实现"就地生产，就地消纳"，减少公共电网输送压力，例如为年用电量1000万千瓦时工业用户配套光伏项目时，需确保600万千瓦时被用户自用且占用户总用电量30%以上 [3] 项目经济性评估 - 经济性核心在于对比公共电网购电成本与自发自用成本，电力现货市场连续运行地区参考历史现货价格波动，未运行地区参考中长期交易价格 [4] - 输配电费改革从"与电量挂钩"转为"按容（需）量缴纳"，计算公式为：容（需）量电费=按现行政策容（需）量电费+所在电压等级现行电量电价标准×平均负荷率×730小时×接入公共电网容量 [4] - 系统运行费暂时按项目下网电量缴纳，自发自用电量无需缴费，但未来将向按占用容量方式过渡 [5] 负荷率与输配电成本关系 - 若项目负荷率低于全省110千伏及以上工商业两部制用户平均水平，按平均负荷率计算的容量电费会高于原按电量收取的输配电费 [5] - 若项目负荷率高于全省平均水平，按平均负荷率计算可减少输配电费支出 [5] - 对供电可靠性要求高的用户可选择继续按现行两部制输配电价模式缴费 [5] 市场参与路径与收益模式 - 电力现货市场连续运行地区允许余量上网，上网电量交易价格按市场规则执行，可通过现货价格波动获取超额收益（如用电高峰时段高价售电），但也需承担价格低谷甚至负电价风险 [6] - 电力现货市场未连续运行地区原则上不允许向公共电网反向送电，投资者需优化发电曲线与用户用电曲线匹配度，通过提升自发自用比例节约外购电费实现收益 [7]