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]

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]

股份认购协议 - 新天绿色能源与河北建投订立股份认购协议 河北建投或其指定方将认购3.07亿股新H股 [1] - 认购价格为每股4.93港元 总代价为现金15.14亿港元 [1] - 认购价较协议日期及最后交易日收市价4.23港元溢价16.55% [1] 资金用途 - 股份认购所得款项总额15.14亿港元 净额约15亿港元 [1] - 净额约80%用于建设风电项目及燃气发电厂项目 [1] - 净额约20%用于补充营运资金及其他一般用途 [1] 交易影响 - 发行H股可加快项目发展并优化资本结构 [1] - 增强财务稳定性及提升整体抗风险能力 [1] - 控股股东全数认购可提振市场信心并支持高质量发展 [1]

财务表现 - 2025年上半年公司实现营业收入192.23亿元 同比增长2.07% [1] - 归属于上市公司股东的净利润为43.94亿元 同比下降9.80% [1] 经营数据 - 营业收入保持增长但净利润出现下滑 呈现增收不增利态势 [1] - 净利润下降幅度显著高于营收增长幅度 反映盈利能力承压 [1]

业绩数据 - 截至2025年6月底新能源电站累计装机1398MW[3] - 截至2025年6月底累计发电量85160.70万千瓦时[3] - 截至2025年6月底累计上网电量81474.23万千瓦时[3] - 2025年1 - 6月新能源电站总装机1398MW[4] - 2025年1 - 6月总发电量1511916.15万千瓦时[4] - 2025年1 - 6月总上网电量1448539.96万千瓦时[4] 地区情况 - 内蒙古光伏截至2025年6月底装机135MW，均价0.12元/千瓦时[3] - 江苏光伏截至2025年6月底装机478MW，均价0.67元/千瓦时[3] - 安徽光伏截至2025年6月底装机517MW，均价0.51元/千瓦时[3] 新策略 - 自2025年起对超期限可再生能源补贴待收到当期再确认收入[5]

公司业绩表现 - 上半年实现归母净利润0.46亿元 同比增长32.48% [1] - 单二季度实现归母净利润0.29亿元 同比增加31.32% [1] - 预计2025-2027年EPS分别为0.99/1.28/1.59元 对应P/E分别为54.65/42.44/34.05倍 [1] 行业发展态势 - 新能源装机迎来"抢装潮" 分布式电站需求高增 [1] - 光伏发电新增并网2.12亿千瓦 同比增107% 分布式占比超50% [1] - 风力发电新增并网5139万千瓦 同比增99% 以陆上为主 [1] - 光伏累计并网达11.0亿千瓦 同比增54.1% [1] - 风电累计并网达5.73亿千瓦 同比增22.7% [1] 政策与市场驱动因素 - 《分布式光伏发电开发建设管理办法》等政策明确规则优化机制 [1] - 《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》激发投资活力 [1] - 光伏组件与风机整机价格低位运行共同推动装机规模爆发式增长 [1] 运营效率与公司战略 - 2025年1-5月风电利用率约93.2% 光伏利用率约94% 消纳效率保持高位 [1] - 公司积极开拓新技术新赛道新客户 在享受行业高增速同时开拓新业绩增长点 [1]

业绩数据 - 公司2025年半年度新能源电站装机容量5912.54兆瓦[1] - 2025年1 - 6月新能源电站发电量458442万千瓦时[1] - 2025年1 - 6月新能源电站上网电量454734万千瓦时[1] - 2025年1 - 6月新能源电站结算电量452609.69万千瓦时[1] 地区数据 - 西北地区光伏装机1186.58兆瓦，1 - 6月发电90947万千瓦时，上网电价0.42元/千瓦时[1] - 东北地区风电装机58.60兆瓦，1 - 6月发电11280万千瓦时，上网电价0.51元/千瓦时[1] - 华东地区储能装机2.70兆瓦，1 - 6月上网电量221万千瓦时[1] - 华南地区风电装机60.00兆瓦，1 - 6月发电6879万千瓦时，上网电价0.31元/千瓦时[1] - 华中地区储能装机100.00兆瓦，1 - 6月上网电量1262万千瓦时[1] - 西南地区光伏装机106.00兆瓦，1 - 6月发电1901万千瓦时，上网电价0.34元/千瓦时[1]