2025年前三季度，公司实现营业收入37.07亿元，同比增长26.78%；实现利润总额13.04亿元，同比增长8.12%；实现归属于母公司股东的净利润8.05亿元，同比下降12.02%；实现归属于上市公司股东的扣除非经常性损益的净利润8.15亿元，同比下降3.06%；基本每股收益0.39元/股，同比下降15.22%。报告期内归属于上市公司股东的净利润较上年同期减少的主要原因：一是受存量项目限电率提升、市场化竞争加剧及电价下行等因素影响，公司利润空间进一步压缩；二是随着新疆大基地等新能源项目陆续投运，公司前三季度发电量同比提升，但由于新疆部分大基地项目为公司控股，对归母净利润贡献力度有限。
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　　2025年前三季度，公司实现营业收入37.07亿元，同比增长26.78%；实现利润总额13.04亿元，同比增长8.12%；实现归属于母公司股东的净利润8.05亿元，同比下降12.02%；实现归属于上市公司股东的扣除非经常性损益的净利润8.15亿元，同比下降3.06%；基本每股收益0.39元/股，同比下降15.22%。报告期内归属于上市公司股东的净利润较上年同期减少的主要原因：一是受存量项目限电率提升、市场化竞争加剧及电价下行等因素影响，公司利润空间进一步压缩；二是随着新疆大基地等新能源项目陆续投运，公司前三季度发电量同比提升，但由于新疆部分大基地项目为公司控股，对归母净利润贡献力度有限。
　　公司本期经营活动产生的现金流量净额为40.58亿元，同比增长221.72%，主要是在经营活动流出现金规模持平的情况下，三季度收回可再生能源补贴款导致经营活动现金流量净额同比增加。
　　截至本报告期末，公司总资产942.61亿元，较上年度末增加5.48%，主要是基建投入增加，总资产增加。 收起▲

　　一、报告期内公司从事的主要业务　　（一）报告期内行业情况说明　　1.全球新能源行业发展情况　　根据国际能源署（IEA）发布的《2025年世界能源投资报告》，预计全球2025年能源投资总额将有望创历史新高，总投资规模将达3.3万亿美元，较2024年增长约2%。其中，以可再生能源、核能、风能、电气化等为代表的清洁能源技术的引资规模有望达到创纪录的2.2万亿美元，几乎是传统化石燃料投资规模的2倍。2024年，中国在清洁能源领域投资超过6250亿美元，已成为全球最大清洁能源投资国。光伏产业迅猛发展也带动了电池储能领域的投资。报告预计，今年对电池储能领域的投资或将飙升至650亿美元以上。报告建议，各... 查看全部▼

　　一、报告期内公司从事的主要业务
　　（一）报告期内行业情况说明
　　1.全球新能源行业发展情况
　　根据国际能源署（IEA）发布的《2025年世界能源投资报告》，预计全球2025年能源投资总额将有望创历史新高，总投资规模将达3.3万亿美元，较2024年增长约2%。其中，以可再生能源、核能、风能、电气化等为代表的清洁能源技术的引资规模有望达到创纪录的2.2万亿美元，几乎是传统化石燃料投资规模的2倍。2024年，中国在清洁能源领域投资超过6250亿美元，已成为全球最大清洁能源投资国。光伏产业迅猛发展也带动了电池储能领域的投资。报告预计，今年对电池储能领域的投资或将飙升至650亿美元以上。报告建议，各国应作出长期战略规划，利用AI和数字化技术推动电网改造升级。目前，国际能源署（IEA）认为，各国应作出长期战略规划，利用AI和数字化技术推动电网改造升级，同时优化电网监管机制，以进一步适应新的能源体系，降低运行损耗，以提高电网的灵活性和可靠性。
　　2.我国新能源行业发展情况
　　根据国家能源局和国家统计局发布的全国电力工业统计数据，截至2025年6月底，全国累计发电装机容量36.5亿千瓦，同比增长18.7%。其中，太阳能发电装机容量11.0亿千瓦，同比增长54.2%；风电装机容量5.7亿千瓦，同比增长22.7%。1-6月份，全国发电设备累计平均利用1504小时，比上年同期降低162小时。1-6月份，全国主要发电企业电源工程完成投资3635亿元，同比增长5.9%，电网工程投资完成2911亿元，同比大幅增长14.6%。全国1-6月份，新增风电装机容量5139万千瓦、太阳能发电装机容量21221万千瓦。根据中国电力企业联合会（“中电联”）预计，2025年全国全社会用电量同比增长6%左右，全国新投产发电装机有望超过4.5亿千瓦，2025年底煤电所占总装机比重将降至三分之一。
　　3.报告期内的行业重点政策
　　报告期内，国家对新能源行业持续出台多项政策，大力支持新能源行业的发展，持续推动风电光伏产业规模化发展，促进新能源消纳，着力推进能源绿色低碳转型。
　　2025年2月9日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《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》，标志着新能源全面进入市场化定价时代。新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，电价通过市场交易形成，告别了以往保障性收购的模式，以市场机制激发新能源发电的活力与效率。同时，政策创新建立“多退少补”的可持续发展价格结算机制，有效保障新能源项目收益，为产业长期稳定发展筑牢根基。
　　2025年4月8日，国家发展改革委、国家能源局发布的《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》，为虚拟电厂的发展指明了方向，提供了坚实的政策保障，虚拟电厂作为新型市场主体登上舞台。明确虚拟电厂可作为独立市场主体参与电力交易，支持其聚合充电桩、储能、工商业负荷等，在电力供需平衡调节中发挥关键作用，提升电力系统灵活性与稳定性。
　　2025年4月29日，国家发展改革委、国家能源局发布关于印发《电力辅助服务市场基本规则》的通知，要求电力现货市场连续运行的地区，要完善现货市场规则，适当放宽市场限价，引导实现调峰功能，调峰及顶峰、调峰容量等具有类似功能的市场不再运行。
　　2025年5月30日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源〔2025〕650号），为新能源消纳开辟新路径。允许工业园区、数据中心等用户通过专线直购绿电，还试点“隔墙售电”，分布式光伏可直接向邻近用户售电，减少中间环节，降低用电成本，提高绿电使用效率。
　　（二）报告期内公司主营业务及经营模式
　　1.报告期内公司所从事的主要业务
　　报告期内，公司主营业务为风能、太阳能投资、开发、运营。当前公司主要产品为电力。
　　2.报告期内公司的经营模式
　　经营模式涉及前期开发、采购建设、生产运营、销售和盈利五个方面，具体如下：
　　（1）前期开发模式
　　公司项目前期开发模式主要包括自主开发、合作开发及收并购等。其中，各区域项目公司作为实施主体，负责项目的资源获取及评估等前期工作；公司负责项目的立项审核和风险控制等。项目开发流程。
　　（2）采购和建设模式
　　①采购模式
　　项目通过决策批复后，可开展采购流程。公司采购工程、货物和服务，采用公开招标、邀请招标、竞争性谈判、询价、单一来源采购等采购方式，其中，公开招标为主要采购方式。
　　②建设模式
　　签订合同后进入工程建设阶段。工程建设分为工程总承包建设和分标段承包建设。建设主要流程包括：工程设计、工程开工报审、工程施工、工程验收（包含分部、分项、单位工程验收、分阶段质检验收、电网验收、启动试运行验收）、向电网公司提交项目相关资料、启动试运行、项目竣工验收。各项目单位将与电网公司签署购售电协议及并网调度协议，并按照相关要求按时办理电力业务许可证。
　　（3）生产运营模式
　　公司的生产运营模式主要是通过风力发电机组将风能转化为电能，通过光伏发电机组将太阳能转化为电能。上述转化的电能经场站内的集电线路、变电设备和升压装置外送至电网。公司下属项目公司设立运营部门对项目进行运营监控和日常维护，从而确保发电设备的安全稳定地运行。
　　（4）销售模式
　　公司依照国家政策和项目核准时的并网承诺，在项目建设及运营过程中，项目公司与电网公司签署购售电协议，将所发电量并入指定的并网点，实现电量交割。随着新一轮电力市场改革的不断深入，各地区电力市场陆续市场化，销售模式也存在差异。报告期内销售电价主要有两种方式：
　　①全额保障收购区域。公司依据新能源发电项目核准时国家能源价格主管部门确定的区域电价或特许权投标电价与电网公司直接结算电费，主要是江苏海上风电项目。
　　②参与电力市场区域。电能销售模式为部分电能由电网公司采购，按当地能源价格主管部门公布的保障收购电量和电价结算，其余电量需参与市场化交易，电价由市场形成。报告期内，公司参与市场化交易的省区有新疆、青海、甘肃、内蒙古、宁夏、陕西、河北、辽宁和山东。
　　根据2025年2月9日国家发展改革委和国家能源局联合印发的《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》（发改价格〔2025〕136号），新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，且在交易市场外建立差价结算机制，采用“多退少补”可持续发展价格结算机制衔接原保障性收购政策，稳定电价预期。
　　（5）盈利模式
　　公司的盈利模式主要为获取销售给电网公司的电力收入，扣除生产经营的各项成本费用后获得利润，其中收入根据单位上网电价与供应电网公司的电量计算得出。
　　（三）报告期内主要经营情况
　　1.主要财务状况
　　2025年上半年，公司实现营业收入23.33亿元，同比增加29.30%；实现利润总额9.32亿元，同比增加46.55%；实现归母净利润6.18亿元，同比增加33.06%；基本每股收益0.30元/股，同比增加25.00%；净资产收益率3.14%，同比增加0.54个百分点。公司经营活动产生的现金流量净额13.00亿元，同比增加122.61%。截至2025年6月底，公司总资产919.51亿元，较年初增长2.89%；归属于上市公司股东的净资产198.16亿元，较年初增长1.14%。
　　2.发电量及上网电量情况
　　2025年上半年，公司累计完成发电量92.99亿千瓦时，同比增加101.50%。其中，风电项目完成发电量40.86亿千瓦时，同比增加13.69%；光伏项目完成发电量51.48亿千瓦时，同比增加422.11%。报告期内，公司2025年上半年累计完成上网电量90.5亿千瓦时，同比增加102.05%。其中，参与电力市场交易的电量为65.28亿千瓦时，占上网电量的72.14%。
　　报告期内，公司风电发电平均利用小时为1047小时，同比增加46小时；光伏发电平均利用小时为651小时，同比减少136小时。
　　3.资源获取情况
　　2025年上半年，公司多措并举参与新能源项目获取，合计367万千瓦。
　　4.装机容量情况
　　2025年上半年，公司新增并网装机规模147.4万千瓦。截至报告期末，公司建设运营装机规模3228.55万千瓦，其中在运装机规模1992.55万千瓦，在建装机规模1236万千瓦。
　　5.2025年下半年及未来发展规划
　　公司将紧紧围绕党中央赋予国资央企在新时代新征程新的使命任务，深入学习贯彻党的二十大和二十届三中全会精神，坚持“做强科技、做优质量，进而实现做大规模，打造特色显著、战略支撑坚强的新能源上市公司”，把推动高质量发展作为首要任务，确保各项工作取得积极进展。
　　2025年下半年是“十四五”收官的关键时期，也是公司深化改革与高质量发展的关键时期，公司上下将紧紧围绕高质量发展这条主线，锚定目标、脚踏实地、真抓实干，确保圆满完成本年度与“十四五”规划既定任务，为实现“十五五”良好开局打牢基础。重点抓好十大攻坚任务。
　　一是强化发电能力提升。把电量攻坚作为“第一号工程”，强化内部生产管理，依托总部级生产监测平台，实现生产数据实时接入，构建发电量预测模型，推行设备状态检修，压降非计划停运时长，降低下半年故障损失电量。积极拓展客户渠道与消纳路径，对接送受端交易中心或有资源的售电公司，争取省间现货交易、中长期交易。二是强化电力营销增收。多措并举推动公司综合结算电价同比提升，绿电、绿证、碳资产增收。健全完善公司电力营销管理体系，推进交易辅助决策系统建设，加强营销人才队伍培养，组织开展月度交易策略复盘会，收集整理各区域市场平均电价、价格波动趋势等核心数据，深入剖析公司在各区域的交易表现与市场基准的差异，针对性调整交易策略，优化报价机制和电量安排，提升在各区域电力市场中的交易精准度和盈利能力。做好绿电价值变现，持续跟踪CCER市场、各地碳中和需求和可再生能源消纳权重情况，拓展绿电绿证营销渠道。三是强化项目成本管控。持续对标能源央企管理要求，探索成立专职成本管理部门，打造专业化成本管控团队。建立完善产业成本管理体系，在项目目标成本、责任成本、动态成本等方面强化管理机制落实，强化工程量清单和招标控制价编审质量，严控变更签证数量与金额，压实项目投资，深入推进产业备品备件等批量化采购模式，合理压降运维费用。四是强化重点工程管理。落实安全管控，坚持“安全第一、预防为主”，严格各级安全责任。落实质量管控，严把设备生产关、验收关，提高设备运行安全性、可靠性和经济性；强化施工质量管理，实施“样板工程”，提前识别潜在质量风险点，统一质量管理标准，制定质量管控清单。落实进度管控，建立重难点问题协调解决机制、工程节点预警机制，确保全年并网413万千瓦。五是强化经营风险防控。严格对照国资、证券双重监管要求，做好董事会运营机制建设，加强内幕信息管理，抓牢抓实“关键少数”，密切关注市场信息动态，妥善处置负面舆情，维护上市公司良好形象。六是推进科技成果转化。持续做好自同步电压源友好并网技术产业化推广，争取电网公司认可。加快推进青海液态空气储能示范项目建设，提升在新型储能产业链关键环节影响力。深入推进数智化转型，积极探索场站智慧管理、智能运营、智能维护，提高产业生产运行效率。七是推进发展布局优化。优化资本投向和布局，加快建立“新能源+”融合业态，重点推进绿电直供数据中心示范项目落地，打造“源网荷储”一体化样板；积极对接电解铝等高消纳、出口导向型企业，探索推进绿电直连项目开发。加强政策分析、市场研判，聚智聚力、谋深谋实，高水平做好“十五五”规划编制。八是推进基础工作改进。打破公司与区域公司间，部门与部门间的壁垒，推动形成上下一盘棋的发展局面。加强基层调研、强化沟通联系，结合产业发展实际，进一步优化限时办理事项清单，建立数据、信息互通互享工作机制，拓宽内部交流学习渠道，着力营造产业内部相互学习、共同提升的良好氛围。九是推进考核机制建设。发挥绩效考核“指挥棒”作用，进一步创新考核方式、完善考核体系，强化业绩导向，建立区域电量、电价对标奖惩机制，对区域内业绩表现优秀的场站，实施专项奖励，切实拉开收入差距。严格对照年度目标任务完成情况，开展管理人员末等调整和不胜任退出工作，真正实现干部能上能下、员工能进能出、收入能增能减，提升经营活力。十是推进党业深度融合。坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指引，认真贯彻习近平总书记关于党的建设的重要思想，把服务生产经营作为落脚点，切实把党的政治优势、组织优势转化为高质量发展优势。聚焦提质增效等重点工作，组织实施“党建+”专项行动，聚焦历史遗留问题整改等攻坚任务，持续强化政治监督，推进党建工作“赋能增效”。深入推进第二期“十百千”领军技能人才选拔，不断打造高素质干部人才队伍。

　　二、核心竞争力分析
　　1.集团产业协同机制，提升资源整合效能
　　中国绿发作为公司间接控股股东，产业布局涵盖绿色能源、低碳城市、现代服务业、战略性新兴产业等多个板块，公司作为其绿色能源业务的唯一上市平台，凭借中国绿发跨区域资源整合优势，能够有效利用“绿色能源+文旅”、“绿色能源+酒店”等多元化产业协同模式，与地方政府持续探索深度合作机制，不断拓展综合开发场景，提升公司区域化业务布局及规模化资源获取能力。
　　新疆尼勒克400万千瓦发电项目
　　2.强化技术驱动战略，赋能高质量发展
　　公司将科技研发作为驱动业务发展的核心引擎，通过创新技术的研发与应用，在新能源项目建设、运营管理等多方面实现突破，有力推动业务高质量发展。在关键技术研发领域，公司间接控股股东中国绿发的自同步电压源友好并网技术突破传统新能源机组并网难题，显著提升电网稳定性，入选国家能源局首台（套）重大技术装备目录，在公司甘肃干河口南北风电场完成示范应用。在储能方面，中国绿发联合开发的青海液态空气储能示范项目填补了国内大规模长时储能相关技术空白，锂离子电容器储能项目也入选了“十四五”能源领域科技创新规划。此外，公司也在积极探索“AI+电力营销”、“AI+投资决策”等管理提升工程，助力公司数字化、智能化转型发展。
　　3.拓宽多元融资渠道，优化资本配置结构
　　公司通过多元化融资渠道与资本结构优化策略，构建了适配新能源行业特性的资金管理体系，实现融资渠道拓展与资本结构优化。股权融资方面，公司依托上市平台完成定向增发，引入重要机构投资者，持续优化股权结构，有效提升市场认可度与资本运作能力；债权融资方面，凭借央企信用，公司已与多家银行建立密切合作关系，保持着良好信用记录和较高授信额度，同时顺利发行绿色债券，有效降低融资成本。此外，公司也适时利用融资租赁、补贴保理等工具，提升资金周转效率。在多融资渠道协同下，公司将资产负债率控制在合理水平，为新能源业务发展提供坚实资金保障。
　　4.完善业务布局体系，创新运营管理模式
　　公司业务广泛布局国内新疆、青海、甘肃、内蒙古、江苏等16个资源富集省份，开发建设海上风电、陆上风电、光伏发电和光热发电等新能源项目，形成海陆齐发、风光并举、多能互补的业务布局。运营电站涵盖海上风电、陆上风电、光伏发电、光热发电、储能等多种业态，有丰富的项目开发、工程建设、生产经营经验。公司投资建设的“海西州多能互补集成优化国家示范工程”项目，采用“新能源+”模式，以光伏、光热、风电为主要开发电源，以光热储能系统、蓄电池储能电站为调节电源，多种电力组合，有效解决风电和光伏不稳定、不可调的缺陷，解决用电高峰期和低谷期电力输出的不平衡问题，建成了国际领先的“风、光、热、蓄、调、荷”于一体的多能互补、智能调度的纯清洁能源综合利用创新基地。该项目是国家首批多能互补项目，曾作为全国新能源行业代表项目，参加庆祝中华人民共和国成立70周年大型成就展。
　　5.深化合规管理理念，构建全面内控体系
　　公司将合规理念融入企业发展基因，构建起覆盖全业务链条的内控体系，明确各岗位合规职责，将合规要求嵌入采购招标、工程建设、财务管理等核心业务流程，并根据内外部环境变动不断调整优化。在项目建设方面，公司强化工程全过程管控，建立了一套完整的管理流程规范，以安全系统化、进度合理化、质量精益化、造价精细化为抓手，高标准、高质量、高效率推进项目建设，不断完善工程预演机制，强化工程管理规范化、标准化建设，结合项目实际，合理排定里程碑节点计划，形成关键问题预控与应对方案，推动项目早投产、早收益。除此之外，公司也在人力、信息、财务等方面采取严格规范的制度管理，确保有效的公司内部管控，不断提升风险防控能力。
　　6.夯实人才梯队建设，激发持续发展动能
　　公司深入实施人才强企战略，扎实开展人才队伍建设，践行“赋能人才、同创共享”人才发展理念，强化前期开发、生产运营、安全管理等专业人才培养力度，从专业技能、综合素质、管理提升等多角度开展教育培训工作，制定优秀年轻人才队伍实施方案，鼓励跨专业学习交流，扩展员工知识面，形成比、学、赶、帮、超的良好氛围。此外，公司通过校招、社招及高端人才引进计划，持续吸纳高校优秀毕业生及行业精英，加大高素质人才引进力度，并建立市场化薪酬激励机制，绑定核心人才利益，提升员工积极性，为公司的可持续发展提供强有力的人力资源支撑。

　　三、公司面临的风险和应对措施
　　1.资源获取风险
　　新能源行业发展迅速，优质风光资源竞争日趋激烈，获取难度日益增大。同时，风能、太阳能资源存在的区域分布差异及年际大小波动，都将影响新能源项目质量和投资收益水平，在资源获取中若对资源获取重点区域判断不准和投入不够，可能导致公司优质资源储备不足、市场竞争力下降。为应对上述风险，公司将持续提升资源获取质量，严控投资源头风险。一是持续深化产业协同。依托中国绿发多产业优势，积极谋求新能源+新业态融合发展，立足“新能源+文旅酒店”模式，探索“新能源+城市更新”“新能源+生态治理”等创新路径，持续优化投资布局，丰富项目业态，提高资源获取质量、项目运营效率和投资收益率。二是保持战略定力。积极探索特色化发展路径，坚定不移贯彻执行“做强科技、做优质量，进而做大规模，打造特色显著、战略支撑坚强的绿色能源产业集团”的发展战略，坚定不移地执行“风电为主—光伏先行—风光互补”的特色发展思路，持续提升风电项目在新能源投资中的占比，加快实现由西北向中东部地区、由光伏向风电“两个转移”，从而筑牢公司事业发展基本盘。
　　2.行业政策风险
　　新能源行业受政策影响大，尤其是新一轮电力体制改革以来，我国电力市场化建设快速推进，市场促进电力资源更大范围优化配置的作用不断增强。《国家发展改革委国家能源局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》（发改价格〔2025〕136号）出台进一步加快新能源全面入市节奏，进一步提高了新能源电力市场交易对供求关系、政策法规的敏感度，市场准入条件、交易价格政策等也将产生变化，进而给公司收入带来一定不确定性。为应对上述风险，一是公司将密切追踪国家及地方相关政策动态，深入开展新能源电力市场分析与交易政策研究，精准研判形势机遇及政策影响。二是面对电价下行压力，公司将主动作为，制定并实施有效措施，持续推动降本增效。依据新能源电力交易特点与规则，强化市场化交易全流程管控，从决策、申报到结算，确保各环节紧密衔接、高效运转。通过主动适应外部环境变化，不断挖掘内部潜力，提升公司核心竞争力，为新能源电力业务的稳健发展筑牢根基。
　　3.送出消纳风险
　　“十四五”期间，新能源装机规模实现显著增长，而电力需求的增长幅度以及系统调节能力的提升进度却较为缓慢。部分地区随着新能源装机的持续增加，主变和送出线路的容量不足问题愈发凸显，特别是在风、光资源同时率较高的时段，新能源的消纳面临着较大的压力。与此同时，以特高压外送为主要方式的风电光伏大基地正在持续建设之中，但外送通道的建设进度却相对滞后，使得大基地项目在消纳方面存在一定风险。为应对上述风险，一是依据各个地区不同特点和形势，进一步强化与政府主管部门及电网调度之间的沟通与协作，主动拓展新能源的消纳渠道，努力争取更为有利的政策支持和更大的发电空间。二是持之以恒在“卡脖子”关键核心技术上攻关，着力解决新能源并网、调峰等技术痛点。通过股东方自同步电压源友好并网技术的推广应用，着力解决新能源大规模高比例接入问题，努力提升新能源大规模高比例友好并网能力，有效解决行业面临的送出消纳顽疾。
　　4.电费回收风险
　　目前风、光等新能源发电项目存在可再生能源电价附加回收滞后的情况，一定程度上会降低公司资金流动性，提升资产负债率，增加信用减值损失，给公司规模扩张带来一定资金压力。为应对上述风险，公司建立了电费专项清收工作机制，加强政策研究指导，做好电费申报、回收等工作；加强公司资金统筹管理能力，监控和跟踪项目还本付息资金流；探索有效的风险转移措施，根据金融市场变化和公司发展需要，综合考虑融资成本，综合运用银行贷款、融资租赁、债券等多种融资方式筹措资金，以盘活资产，降低资产负债率。
　　5.新业务、新业态投资风险
　　光热、新型储能、源网荷储等新业务、新业态快速发展，在新能源市场中占有比重加大，但由于各地陆续出台的政策和指导性文件存在一定差异，且相关制度、体系、标准正处于持续完善阶段。同时，新业务、新业态项目多数处于技术路线和开发模式的探索阶段，盈利能力和发展前景尚不明朗，为项目投资开发带来一定不确定性，对项目资源的获取和开发建设带来挑战。
　　为应对上述风险，公司将对国家和地方现有相关产业政策和需求等进行有计划、有层次地分析，有效支撑市场开发；强化科技创新，进一步加大新技术和新模式研究力度，推动新技术、新模式应用与项目规划方案的有机融合；加强投资分析，加强对项目技术可行性、市场经济性、限制性因素、政策、市场机制等因素的分析研究，提高项目抗风险能力和建设运行水平，充分发挥战略协同作用。 收起▲

　　一、报告期内公司所处行业情况　　1.我国新能源行业发展情况　　2024年，在复杂多变的国内外环境下，我国宏观经济呈现较强韧性，经济运行总体平稳、稳中有进，高质量发展取得新成效。就电力行业而言，2024年，我国电力行业总体实现供需平衡，电力消费平稳增长，绿色低碳转型持续推进。　　（1）电力需求总体平稳增长　　2024年，在国民经济运行总体稳定以及电气化水平逐步提升的背景下，全国全社会用电量达9.85万亿千瓦时，同比增长6.8%。其中，包括第一、二、三产在内的全国全行业用电量8.36万亿千瓦时，同比增长6.2%，“四五”以来年均增速为6.7%，保持平稳较快增长。　　（2）电力供给绿色转型加速　... 查看全部▼

　　一、报告期内公司所处行业情况
　　1.我国新能源行业发展情况
　　2024年，在复杂多变的国内外环境下，我国宏观经济呈现较强韧性，经济运行总体平稳、稳中有进，高质量发展取得新成效。就电力行业而言，2024年，我国电力行业总体实现供需平衡，电力消费平稳增长，绿色低碳转型持续推进。
　　（1）电力需求总体平稳增长
　　2024年，在国民经济运行总体稳定以及电气化水平逐步提升的背景下，全国全社会用电量达9.85万亿千瓦时，同比增长6.8%。其中，包括第一、二、三产在内的全国全行业用电量8.36万亿千瓦时，同比增长6.2%，“四五”以来年均增速为6.7%，保持平稳较快增长。
　　（2）电力供给绿色转型加速
　　2024年，我国新能源装机规模实现新突破。截至2024年底，全国全口径发电装机容量33.5亿千瓦，同比增长14.6%，包括风电、太阳能发电以及生物质发电在内的新能源发电装机容量达14.5亿千瓦，占比43.4%，首次超过火电装机规模。其中，风电装机容量5.21亿千瓦，同比增长18.0%；太阳能发电装机8.87亿千瓦，同比增长45.2%；生物质发电装机0.46亿千瓦，同比增长4.2%。风电和太阳能发电累计装机达到14.1亿千瓦，提前6年完成我国在气候雄心峰会上承诺的“到2030年中国风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上”目标。
　　新增装机方面，2024年，全国新增发电装机容量4.3亿千瓦，同比多投产6255万千瓦，再创历史新高。其中，风电和太阳能发电全年新增装机容量合计占新增发电装机总容量的比重达到82.6%，主要得益于国家大力推进荒漠化防治与风电光伏一体化工程建设，加快建设大型风电光伏基地，实施“千乡万村驭风行动”等一系列新能源发展促进政策。具体来看，2024年，全国光伏新增装机容量2.78亿千瓦，同比增长28.7%，其中集中式光伏1.59亿千瓦，分布式光伏1.18亿千瓦；全国风电新增装机容量7982万千瓦，同比增长5.5%，其中陆上风电7579万千瓦，海上风电404万千瓦，“三北”地区占全国新增装机的75%。
　　发电结构方面，2024年，全国规模以上电厂火电、水电、核电、风电、太阳能发电量同比分别增长1.5%、10.7%、2.7%、11.1%和28.2%，全口径非化石能源发电量同比增量占总发电量增量的比重达到84.2%，非化石能源发电占比提升。其中，风电和太阳能发电量合计达1.83万亿千瓦时，占总发电量比重为18.1%，同比增长27%，与同期第三产业用电量（18348亿千瓦时）基本持平，远超同期城乡居民生活用电量（14942亿千瓦时）。具体来看，2024年全国光伏发
　　电量8341亿千瓦时，同比增长44%；全国风电发电量9916亿千瓦时，同比增长16%。
　　从发电设备利用小时数来看，2024年并网风电2127小时，同比降低107小时；并网太阳能发电1211时，同比降低81小时。利用小时数的下降一方面受到环境资源因素影响，2024年全国平均风速、全国水平面辐照量均同比下降；另一方面则因部分地区风电和太阳能发电利用率同比下降。根据全国新能源消纳监测预警中心发布的新能源并网消纳情况，2024全国光伏发电利用率96.8%，风电平均利用率95.9%，同比分别下降1.4、1.2个百分点，其中西藏、青海等地“弃风弃光”现象较为严重。
　　（3）电力行业2025年供需情况预测
　　根据中电联发布的《2024-2025年度全国电力供需形势分析预测报告》，电力消费方面，2025年我国宏观经济将继续保持平稳增长，为电力需求增长提供稳定支撑，预计2025年全国全社会用电量10.4万亿千瓦时，同比增长6%左右。电力供应方面，预计2025年全国新投产发电装机有望超过4.5亿千瓦，其中新增新能源发电装机规模超过3亿千瓦。至2025年底，并网风电6.4亿千瓦、并网太阳能发电11亿千瓦，太阳能发电和风电合计装机将超过火电装机规模，部分地区新能源存在消纳压力。
　　2.我国新能源发展政策环境
　　（1）顶层战略规划：锚定“双碳”目标与绿色转型全局
　　2024年1月11日，中共中央、国务院印发《关于全面推进美丽中国建设的意见》指出要加快发展方式绿色转型，有计划分步骤实施碳达峰行动，大力发展非化石能源，加快构建新型电力系统，开展减污降碳协同创新试点，积极稳妥推进碳达峰碳中和。
　　2024年3月18日，国家能源局印发《2024年能源工作指导意见》指出要持续优化能源结构，非化石能源发电装机占比提高到55%左右。风电、太阳能发电量占全国发电量的比重达到17%以上。天然气消费稳中有增，非化石能源占能源消费总量比重提高到18.9%左右，终端电力消费比重持续提高。
　　2024年5月23日，国务院印发《2024—2025年节能降碳行动方案》，行动方案围绕能源、工业、建筑、交通、公共机构、用能设备等重点领域和重点行业，部署了节能降碳十大行动。主要包含加大非化石能源开发力度，提升电网对可再生能源的消纳能力。大力发展储能、微电网、虚拟电厂、车网互动。强化绿证交易与节能降碳政策衔接，大力促进非化石能源消费。
　　2024年8月11日，中共中央、国务院印发《关于加快经济社会发展全面绿色转型的意见》，意见提出，加强化石能源清洁高效利用，坚持先立后破，推进非化石能源安全可靠有序替代化石能源，持续优化能源结构，加快规划建设新型能源体系，到2030年，非化石能源消费比重提高到25%左右。加快西北风电光伏、西南水电、海上风电、沿海核电等清洁能源基地建设，积极发展分布式光伏、分散式风电。加快构建新型电力系统。科学布局抽水蓄能、新型储能、光热发电，提升电力系统安全运行和综合调节能力。建设智能电网，加快微电网、虚拟电厂、源网荷储一体化项目建设。
　　2025年1月6日，国家能源局发布《2025年能源监管工作要点》，工作要点强调了新能源并网消纳监管的重要性，加强对“沙戈荒”新能源基地建设进展情况的监管，推动项目按期并网。同时，深化传统能源转型保供监管，持续推动传统能源产业迭代升级，有力推动我国能源结构的优化调整，加速清洁能源产业的发展壮大。
　　（2）电力系统韧性构建：调峰储能、智能调度与配电网升级
　　2024年1月27日，国家发展改革委、国家能源局印发《关于加强电网调峰储能和智能化调度能力建设的指导意见》，重点部署了四方面重点任务。一是加强调峰能力建设，着力提升支撑性电源调峰能力，统筹提升可再生能源调峰能力，大力提升电网优化配置可再生能源能力，挖掘需求侧资源调峰潜力。二是推进储能能力建设，做好抽水蓄能电站规划建设，推进电源侧新型储能建设，优化电力输、配环节新型储能发展规模和布局，发展用户侧新型储能，推动新型储能技术多元化协调发展。三是推动智能化调度能力建设，推进新型电力调度支持系统建设，提升大电网跨省跨区协调调度能力，健全新型配电网调度运行机制，探索多能源品种和源网荷储协同调度机制。四是强化市场机制和政策支持保障。积极推动各类调节资源参与电力市场，建立健全促进调节资源发展的价格机制，健全完善管理体系。
　　2024年2月6日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》《意见》在电力保供、转型发展、全程管理、改革创新方面提出4项重点任务。一是补齐电网短板，夯实保供基础。合理提高核心区域和重要用户的相关线路、变电站建设标准，差异化提高局部规划设计和灾害防控标准，提升电网综合防灾能力。二是提升承载能力，支撑转型发展。科学衔接充电设施点位布局和配电网建设改造工程，推动新型储能多元发展和电力系统新业态健康发展。三是强化全程管理，保障发展质量。强调电网企业要持续加大配电网投资力度，并鼓励多元主体投资配电网。完善调度运行机制、提升运维服务水平。四是加强改革创新，破解发展难题。持续推进科技创新，加强配电网规划方法、运行机理、平衡方式、调度运行控制方法研究。
　　2024年4月2日，国家发展改革委、国家能源局印发《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》，通知明确提出要准确把握新型储能功能定位、明确接受电力系统调度新型储能范围，电力调度机构应根据需求，制定新型储能并网细则及并网工作指引，科学确定新型储能调度运行方式，公平调用新型储能调节资源。鼓励存量新型储能开展技术改造，具备接受调度指令能力，结合新型储能多场景和市场化运行需求，开展各类新型储能智慧调控技术攻关，加强新技术研发应用。
　　2024年7月25日，国家发展改革委、国家能源局、国家数据局联合印发《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》，方案提出9项专项行动，其中，大规模高比例新能源外送攻坚行动提出，提高在运输电通道新能源电量占比、开展新增输电通道先进技术应用，依托先进的发电、调节、控制技术，实现大规模高比例新能源外送。新能源系统友好性能提升行动提出，着力打造一批系统友好型新能源电站，实现新能源置信出力提升至10%以上；探索实施一批算力与电力协同项目，提高数据中心绿电占比；因地制宜建设一批智能微电网项目，提升新能源发电自发自用比例。
　　（3）可再生能源全生态推进：从资源普查、消纳落地到绿电绿证的全链条攻坚
　　2024年2月8日，国家发展改革委、国家能源局公布《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》，对可再生能源保障性收购责任主体及分工进行明确，一是电网企业应组织电力市场相关成员，确保可再生能源发电项目保障性收购电量的消纳；二是电力交易机构应组织电力市场相关成员，推动可再生能源发电项目参与市场交易；三是电力调度机构应落实可再生能源发电项目保障性电量收购政策要求，并保障已达成市场交易电量合同的执行。
　　2024年3月25日，国家发展改革委、国家能源局、农业农村部联合印发《关于组织开展“千乡万村驭风行动”的通知》，通知提出，“十四五”期间，要在具备条件的县（市、区、旗）域农村地区，以村为单位，建成一批就地就近开发利用的风电项目，原则上每个行政村不超过20兆瓦，探索形成“村企合作”的风电投资建设新模式和“共建共享”的收益分配新机制，推动构建“村里有风电、集体增收益、村民得实惠”的风电开发利用新格局。
　　2024年5月17日，国家能源局印发《关于开展2024年电力领域综合监管工作的通知》，在新能源方面，将重点监管2023年以来落实可再生能源电力消纳责任权重、可再生能源发电项目并网接入、可再生能源优化调度、可再生能源跨省区交易消纳、可再生能源参与辅助服务市场、新能源利用率监测统计等情况。
　　2024年5月24日，国家发展改革委等六部门联合印发《关于开展风电和光伏发电资源普查试点工作的通知》，通知提出，本次普查定位为试点地区全口径的风电和光伏发电资源调查，普查对象包括试点地区的全部风电和光伏发电资源，包括陆上和海上。考虑到屋顶分布式光伏潜力很大，也是光伏发电发展的重要领域，这次也将其纳入普查范围。此外，在具备条件的地区，拟一并开展太阳能光热发电、海洋能资源调查。
　　2024年5月28日，国家能源局印发《关于做好新能源消纳工作保障新能源高质量发展的通知》，通知提出，在加快推进新能源配套电网项目建设方面，明确为国家布局的大型风电光伏基地、流域水风光一体化基地等重点项目开辟纳规“绿色通道”。在推进系统调节能力提升和网源协调发展方面，强调有序安排新能源项目建设，省级能源主管部门要结合消纳能力，科学安排集中式新能源的开发布局、投产时序、消纳方向，加强新能源与配套电网建设的协同力度。在充分发挥电网资源配置平台作用方面，进一步提升电网资源配置能力，优化省间电力交易机制，全面提升配电网可观可测、可调可控能力，公平调用各类调节资源，构建智慧化调度系统。在优化新能源利用率目标方面，明确优化新能源利用率目标管理方式，省级能源主管部门对本地区新能源利用率目标承担总体责任。
　　2024年7月10日，国家发展改革委、国家能源局印发《关于2024年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》，文件下达了2024年可再生能源电力消纳责任权重为约束性指标，要求各省、自治区按照非水电消纳责任权重合理安排本省风电、光伏发电保障性并网规模。
　　2024年7月24日，国家能源局发布《关于进一步做好可再生能源发电项目建档立卡有关工作的通知》，对并网在运的风电、太阳能发电、常规水电、抽水蓄能和生物质发电等可再生能源项目完成信息登记，并为每个项目生成项目编码的过程。该编码为项目全生命周期唯一身份识别代码，可视为每个项目对应的“身份证”，将为绿证核发和交易、绿证与能耗双控逐步转向碳排放双控政策相衔接等工作奠定良好基础。
　　2024年4月26日，国家能源局综合司发布《可再生能源绿色电力证书核发和交易规则（征求意见稿）》，文件对绿证核发、绿证交易及转化等方面提出具体要求。
　　2024年8月26日，国家能源局印发《可再生能源绿色电力证书核发和交易规则》，文件规范了绿证核发交易信息管理、绿证账户管理要求、绿证核发具体方式、绿证核发交易信息管理等内容。
　　2025年1月17日，国家能源局发布《分布式光伏发电开发建设管理办法》，管理办法覆盖了分布式光伏发电的定义分类和项目全生命周期各阶段的管理要求，涵盖了行业主管部门、投资主体、电网企业等各方的职责要求，形成一套横向到边、纵向到底的支持性、规范性管理体系。
　　2025年3月6日，国家发展改革委、国家能源局、工业和信息化部、商务部、国家数据局联合印发《关于促进可再生能源绿色电力证书市场高质量发展的意见》，旨在加快建立绿色能源消费促进机制，推动绿证市场高质量发展，提升全社会绿色电力消费水平。
　　（4）市场化改革深化：交易规则、价格机制与市场主体活力激发
　　2024年4月25日，国家发展改革委、国家能源局印发《电力市场运行基本规则》，重点调整有关市场范围、运营机构、交易主体表述，完善了电力市场成员、市场交易类型相关表述，完善了电能量、辅助服务交易等定义和交易方式，细化了风险防控相关要求。
　　2024年7月24日，国家发展改革委、国家能源局印发《电力中长期交易基本规则—绿色电力交易专章》通知对绿色电力交易的定义和绿电交易机制进行明确，按照“省内为主、跨省区为辅”的原则，推动绿色电力交易有序开展，满足电力用户绿色电力购买需求。在交易方式方面，绿色电力交易的组织方式主要包括双边协商、挂牌交易等。可根据市场需要进一步拓展交易方式，鼓励发用双方签订多年期绿色电力购买协议。常态化开展中长期分时段交易的地区应按照相关规则，开展分时段或带电力曲线的绿色电力交易。在价格机制方面，绿色电力交易中，电能量价格与绿证价格应分别明确。绿色电力交易中，除国家有明确规定的情况外不得对交易进行限价或指定价格。
　　
　　二、报告期内公司从事的主要业务
　　1.报告期内公司所从事的主要业务
　　报告期内公司主营业务为风能、太阳能投资、开发、运营。当前公司主要产品为电力。
　　2.报告期内公司的经营模式
　　经营模式涉及前期开发、采购建设、生产运营、销售和盈利五个方面，具体如下：
　　（1）前期开发模式
　　公司项目前期开发模式主要包括自主开发、合作开发及收并购等。其中，各区域项目公司作为实施主体，负责项目的资源获取及评估等前期工作；公司负责项目的立项审核和风险控制等。项目开发流程如所示：
　　（2）采购和建设模式
　　①采购模式
　　项目通过决策批复后，可开展采购流程。公司采购工程、货物和服务，采用公开招标、邀请招标、竞争性谈判、询价、单一来源采购等采购方式，其中，公开招标为主要采购方式。
　　②建设模式
　　签订合同后进入工程建设阶段。工程建设分为工程总承包建设和分标段承包建设。建设主要流程包括：工程设计、工程开工报审、工程施工、工程验收（包含分部、分项、单位工程验收、分阶段质检验收、电网验收、启动试运行验收）、向电网公司提交项目相关资料、启动试运行、项目竣工验收。各项目单位将与电网公司签署购售电协议及并网调度协议，并按照相关要求按时办理电力业务许可证。
　　（3）生产运营模式
　　公司的生产运营模式主要是通过风力发电机组将风能转化为电能，通过光伏发电机组将太阳能转化为电能。上述转化的电能经场站内的集电线路、变电设备和升压装置外送至电网。公司下属项目公司设立运营部门对项目进行运营监控和日常维护，从而确保发电设备的安全稳定地运行。
　　（4）销售模式
　　公司依照国家政策和项目核准时的并网承诺，在项目建设及运营过程中，项目公司与电网公司签署购售电协议，将所发电量并入指定的并网点，实现电量交割。随着新一轮电力市场改革的不断深入，各地区电力市场陆续市场化，销售模式也存在差异。报告期内销售电价主要有两种方式：
　　①全额保障收购区域。公司依据新能源发电项目核准时国家能源价格主管部门确定的区域电价或特许权投标电价与电网公司直接结算电费，主要是江苏海上风电项目。
　　②参与电力市场区域。电能销售模式为部分电能由电网公司采购，按当地能源价格主管部门公布的保障收购电量和电价结算，其余电量需参与市场化交易，电价由市场形成。报告期内，公司参与市场化交易的省区有新疆、青海、甘肃、内蒙古、宁夏、陕西、河北、辽宁和山东。
　　根据2025年2月9日国家发展改革委和国家能源局联合印发的《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》（发改价格〔2025〕136号），新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，且在交易市场外建立差价结算机制，采用“多退少补”可持续发展价格结算机制衔接原保障性收购政策，稳定电价预期。
　　（5）盈利模式
　　公司的盈利模式主要为获取销售给电网公司的电力收入，扣除生产经营的各项成本费用后获得利润，其中收入根据单位上网电价与供应电网公司的电量计算得出。
　　3.主要生产经营信息
　　公司售电业务情况
　　报告期内，公司实现上网电量105.64亿千瓦时。其中，参与电力市场交易的电量为74.10亿千瓦时，占上网电量的70.15%。
　　4.报告期内装机规模情况
　　
　　三、核心竞争力分析
　　1.集团产业协同机制，提升资源整合效能
　　中国绿发作为公司间接控股股东，产业布局涵盖绿色能源、低碳城市、现代服务业、战略性新兴产业等多个板块，公司作为其绿色能源业务的唯一上市平台，凭借中国绿发跨区域资源整合优势，能够有效利用“绿色能源+文旅”、“绿色能源+酒店”等多元化产业协同模式，与地方政府持续探索深度合作机制，不断拓展综合开发场景，提升公司区域化业务布局及规模化资源获取能力。
　　2.强化技术驱动战略，赋能高质量发展
　　公司将科技研发作为驱动业务发展的核心引擎，通过创新技术的研发与应用，在新能源项目建设、运营管理等多方面实现突破，有力推动业务高质量发展。在关键技术研发领域，公司间接控股股东中国绿发的自同步电压源友好并网技术突破传统新能源机组并网难题，显著提升电网稳定性，入选国家能源局首台（套）重大技术装备目录，在公司甘肃干河口南北风电场完成示范应用。在储能方面，中国绿发联合开发的青海液态空气储能示范项目填补了国内大规模长时储能相关技术空白，锂离子电容器储能项目也入选了“十四五”能源领域科技创新规划。此外，公司也在积极探索“AI+电力营销”、“AI+投资决策”等管理提升工程，助力公司数字化、智能化转型发展。
　　3.拓宽多元融资渠道，优化资本配置结构
　　公司通过多元化融资渠道与资本结构优化策略，构建了适配新能源行业特性的资金管理体系，实现融资渠道拓展与资本结构优化。股权融资方面，公司依托上市平台完成定向增发，引入重要机构投资者，持续优化股权结构，有效提升
　　录和较高授信额度，同时顺利发行绿色债券，有效降低融资成本。此外，公司也适时利用融资租赁、补贴保理等工具，提升资金周转效率。在多融资渠道协同下，公司将资产负债率控制在合理水平，为新能源业务发展提供坚实资金保障。
　　4.完善业务布局体系，创新运营管理模式
　　公司业务广泛布局国内新疆、青海、甘肃、内蒙古、江苏等16个资源富集省份，开发建设海上风电、陆上风电、光伏发电和光热发电等新能源项目，形成海陆齐发、风光并举、多能互补的业务布局。运营电站涵盖海上风电、陆上风电、光伏发电、光热发电、储能等多种业态，有丰富的项目开发、工程建设、生产经营经验。
　　公司投资建设的“海西州多能互补集成优化国家示范工程”项目，采用“新能源+”模式，以光伏、光热、风电为主要开发电源，以光热储能系统、蓄电池储能电站为调节电源，多种电力组合，有效解决风电和光伏不稳定、不可调的缺陷，解决用电高峰期和低谷期电力输出的不平衡问题，建成了国际领先的“风、光、热、蓄、调、荷”于一体的多能互补、智能调度的纯清洁能源综合利用创新基地。该项目是国家首批多能互补项目，曾作为全国新能源行业代表项目，参加庆祝中华人民共和国成立70周年大型成就展。
　　5.深化合规管理理念，构建全面内控体系
　　公司将合规理念融入企业发展基因，构建起覆盖全业务链条的内控体系，明确各岗位合规职责，将合规要求嵌入采购招标、工程建设、财务管理等核心业务流程，并根据内外部环境变动不断调整优化。在项目建设方面，公司强化工程全过程管控，建立了一套完整的管理流程规范，以安全系统化、进度合理化、质量精益化、造价精细化为抓手，高标准、高质量、高效率推进项目建设，不断完善工程预演机制，强化工程管理规范化、标准化建设，结合项目实际，合理排定里程碑节点计划，形成关键问题预控与应对方案，推动项目早投产、早收益。除此之外，公司也在人力、信息、财务等方面采取严格规范的制度管理，确保有效的公司内部管控，不断提升风险防控能力。
　　6.夯实人才梯队建设，激发持续发展动能
　　公司深入实施人才强企战略，扎实开展人才队伍建设，践行“赋能人才、同创共享”人才发展理念，强化前期开发、生产运营、安全管理等专业人才培养力度，从专业技能、综合素质、管理提升等多角度开展教育培训工作，制定优秀年轻人才队伍实施方案，鼓励跨专业学习交流，扩展员工知识面，形成比、学、赶、帮、超的良好氛围。此外，公司通过校招、社招及高端人才引进计划，持续吸纳高校优秀毕业生及行业精英，加大高素质人才引进力度，并建立市场化薪酬激励机制，绑定核心人才利益，提升员工积极性，为公司的可持续发展提供强有力的人力资源支撑。
　　
　　四、主营业务分析
　　1.概述
　　公司主营业务为风能和太阳能投资、开发、运营，主要产品为电力。报告期内，公司积极践行国家“双碳”战略，以“推进绿色发展、建设美丽中国”为企业使命，以“厚植基础、示范引领、特色发展”为总体思路，实现发展规模由百万千瓦级向千万千瓦级的重大跨越。公司始终坚持规模和效益并重，充分发挥独特竞争优势，积极发展陆上风电、海上风电、光伏发电，深入推动源网荷储一体化和多能互补发展，积极开展储能业务，实施差异化竞争，基本形成了“海陆齐发、风光并举、多能互补”的业务布局。公司持续研究拓展新业态新模式，推动产业链延伸拓展、价值链向高端迈进，在落实碳达峰碳中和目标任务过程中锻造新的产业竞争优势。推动“科技－产业－金融”良性循环，打造资产优良、业绩优秀的综合型绿色能源服务产业群，守护电网安全，助推三网融合，作为国担当、为国添彩的一流绿色能源创造者。
　　青海格尔木多能互补光伏电站
　　报告期内，公司实现营业收入38.40亿元，同比增长4.05%；归母净利润为10.09亿元,同比增长9.68%；每股收益0.50元/股，同比增长2.04%。截至2024年12月31日，公司总资产893.67亿元，归母净资产195.93亿元。其中，公司归属于母公司股东的净利润等指标较上年同期变动较大，主要原因为：一是报告期内，新增项目并网投运，导致本期发电量同比增加，营业收入有所增加；二是报告期内，公司持续开展系列提质增效工作，加强运维管理，严控费用支出；三是报告期内，公司因完成部分固定资产处置，导致本期非经常性损益较去年同期有所增加。
　　
　　五、公司未来发展的展望
　　（一）行业格局和趋势
　　2024年12月11日，中央经济工作会议在北京举行。会议明确了2025年重点任务：以科技创新引领新质生产力发展，建设现代化产业体系。加强基础研究和关键核心技术攻关。培育未来产业。加强国家战略科技力量建设。健全多层次金融服务体系，壮大耐心资本，更大力度吸引社会资本参与创业投资，梯度培育创新型企业。综合整治“内卷式”竞争，规范地方政府和企业行为。积极运用数字技术、绿色技术改造提升传统产业。协同推进降碳减污扩绿增长，加紧经济社会发展全面绿色转型。培育绿色建筑等新增长点。推动“三北”工程标志性战役取得重要成果，加快“沙戈荒”新能源基地建设。建立一批零碳园区，推动全国碳市场建设，建立产品碳足迹管理体系、碳标识认证制度。
　　根据《2025年国务院政府工作报告》，2025年政府将加快发展绿色低碳经济。完善支持绿色低碳发展的政策和标准体系，营造绿色低碳产业健康发展生态。深入实施绿色低碳先进技术示范工程，培育绿色建筑等新增长点。完善资源总量管理和全面节约制度，加强重点用能用水单位节能节水管理，有力有效管控高耗能项目。加强废弃物循环利用，大力推广再生材料使用。健全绿色消费激励机制，推动形成绿色低碳的生产方式和生活方式。积极稳妥推进碳达峰碳中和。扎实开展国家碳达峰第二批试点，建立一批零碳园区、零碳工厂。加快构建碳排放双控制度体系，扩大全国碳排放权交易市场行业覆盖范围。开展碳排放统计核算，建立产品碳足迹管理体系、碳标识认证制度，积极应对绿色贸易壁垒。加快建设“沙戈荒”新能源基地，发展海上风电，统筹就地消纳和外送通道建设。开展煤电低碳化改造试点示范。规划应对气候变化一揽子重大工程，积极参与和引领全球环境与气候治理。
　　（二）公司发展战略
　　1.“十四五”发展规划
　　“十四五”期间，公司将坚决面向国家重大战略需求，深入落实“四个革命、一个合作”能源安全战略，多措并举，发挥科技创新、产业协同、资本纽带等优势，以科技创新为核心锻造核心竞争力，以质量效益为导向提升产业发展质量，以大基地为抓手推动产业规模壮大，积极助力构建新型电力系统，推动公司实现跨越式高质量发展，力争“十四五”末，建设运营装机容量超3000万千瓦。
　　2.2025年经营计划
　　2025年，公司将围绕打造核心竞争力，加快实现做强做优做大的总体目标，严格落实各层级任期制、契约化考核目标，全面助推公司高质量发展，确保完成年度各项工作任务，助推建设世界一流绿色能源企业。力争年末在运装机规模超2250万千瓦，新增建设指标超1000万千瓦。
　　（三）重点工作安排
　　1.聚焦科技创新，培育科技创新试验田。紧抓能源变革机遇，深入实施创新驱动发展战略，依托产业技术和规模积累，打造培育新质生产力的“试验田”。巩固自同步电压源友好并网技术建立的行业领先优势，持续做好行业标准、国家标准的编制申报，进一步做好产业化推广工作，为破解新能源高比例接入电网这一公认难题提供高标准、低成本、全面领先的系统性解决方案。推动新型储能产业化，以60MW液态空气储能列入能源领域首台（套）重大技术装备（项目）为契机，加快推进青海示范项目建设。高质量做好锂离子电容器储能、熔盐光热储能在新疆、青海、甘肃等地区示范项目建设，力争在新型储能产业链关键环节实现重要突破。深入推进数智化转型，积极开展新能源生产人工智能模型研发，年内完成模型在甘肃的试点开发和训练工作。积极与国内相关知名院所、机构交流合作，深化新型电力系统关键技术课题研究和应用，助推绿色能源转型发展。
　　2.聚力提质增效，持续提升企业发展质量。坚持质量效益型发展导向，持续深入推进提质增效专项行动，切实提升盈利能力。全面加强电力营销，构建生产营销协同一体工作机制，实行“电量电价双考核”，从提高发电负荷预测精
　　极参与国内外碳资产交易市场，高位对接规模合作，推动绿电绿证和碳资产开发增收创收。建立一套行之有效、科学规范的成本控制制度，完善权责对等的成本管理机制，探索打造涵盖前期成本、采购成本、工程建设成本、运维成本、财务成本等的全方位考核指标体系，推动产业从传统成本管理向事前预测决策、事中控制调节、事后分析考核转变，切实压降项目成本，有效提升发展质量。做好上市公司资本运作，将市值管理作为公司一项长期战略，通过增强回报预期、开展资本运作等方式，促进公司价值经营和价值实现，确保投资价值充分反映公司质量，公司市值充分匹配发展成果。
　　3.优化产业布局，持续提升企业资源获取能力。积极践行“双碳”战略，以公司“十四五”规划为指引，加强协同联动，着力实现资源拓展新突破，确保全年资源获取超过1000万千瓦。立足地区经济优势，强化中东部项目开发，多措并举获取电价高、消纳好的优质项目，保障经营收益。立足地区资源禀赋，进一步加强西北部项目开发，加强高层合作，优选资源好、开发成本低、接入消纳有保障的地块，积极争取大型沙戈荒基地、多能互补基地、外送通道配套新能源基地项目，以规模效应提升整体效益。合理调整风电、光伏开发比例，加强风电项目拓展，扎实做好风资源评估与选址工作，促进公司实现高质量发展。
　　4.强化工程管理，持续提升在运装机规模。强化工程全过程管控，以安全系统化、进度合理化、质量精益化、造价精细化为抓手，打造一批具有时代特征、行业领先的绿色能源标志性工程。全力推进管理创新、技术创新、工艺创新，从“人机料法环”五大要素出发，高标准、高质量、高效率推进项目建设。强化工程管理规范化、标准化建设，不断完善工程策划审查机制，紧密结合项目实际，合理排定里程碑节点计划，形成关键问题预控与应对方案。扎实做好开工准备与建设条件落实，确保甘肃、新疆、陕西、青海、山东等省（区）项目实现早开工、早投产、早发电、早受益。
　　5.聚焦改革创新，持续完善公司治理机制。紧密结合“双百企业”改革要求，不断强化董事会战略决策能力，做好外部董事、监事履职尽责服务保障，有效落实董事会职权，提升公司治理水平。持续推动企业管理法制化。着力构建法律风险研判与协同防控机制，强化项目拓展、建设运营等重点领域法律保障，加大业务实施层面合规风险识别力度，及时开展风险预警及应对，提高产业风险防控水平。进一步优化内控体系，形成贯穿项目全生命周期、公司管理全业务领域的《内部控制手册》，织密上市公司风险防控网络。
　　6.聚焦发展与安全，持续筑牢安全生产基础。严格落实各级安全责任，深入开展安全生产检查和隐患排查治理，完善产业专家库，开展“四不两直”安全检查，深入挖掘现场安全管理的风险和隐患。针对风电项目大规模开工建设的实际情况，总结编制风电项目基础施工、风机吊装、线路跨越等专项安全管理方案，确保产业安全稳定运行。
　　（四）公司面临的风险和应对措施
　　1.资源获取风险
　　新能源行业发展迅速，优质风光资源竞争日趋激烈，获取难度日益增大。同时，风能、太阳能资源存在的区域分布差异及年际大小波动，都将影响新能源项目质量和投资收益水平，在资源获取中若对资源获取重点区域判断不准和投入不够，可能导致公司优质资源储备不足、市场竞争力下降。
　　为应对上述风险，公司将持续提升资源获取质量，严控投资源头风险。一是持续深化产业协同。依托中国绿发多产业优势，积极谋求新能源+新业态融合发展，立足“新能源+文旅酒店”模式，探索“新能源+城市更新”“新能源+生态治理”等创新路径，持续优化投资布局，丰富项目业态，提高资源获取质量、项目运营效率和投资收益率。二是保持战略定力。积极探索特色化发展路径，坚定不移贯彻执行“做强科技、做优质量，进而做大规模，打造特色显著、战略支撑坚强的绿色能源产业集团”的发展战略，坚定不移地执行“风电为主—光伏先行—风光互补”的特色发展思路，持续提升风电项目在新能源投资中的占比，加快实现由西北向中东部地区、由光伏向风电“两个转移”，从而筑牢公司事业发展基本盘。
　　2.行业政策风险
　　大范围优化配置的作用不断增强。《国家发展改革委国家能源局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》（发改价格〔2025〕136号）出台进一步加快新能源全面入市节奏，进一步提高了新能源电力市场交易对供求关系、政策法规的敏感度，市场准入条件、交易价格政策等也将产生变化，进而给公司收入带来一定不确定性。为应对上述风险，一是公司将密切追踪国家及地方相关政策动态，深入开展新能源电力市场分析与交易政策研究，精准研判形势机遇及政策影响。二是面对电价下行压力，公司将主动作为，制定并实施有效措施，持续推动降本增效。依据新能源电力交易特点与规则，强化市场化交易全流程管控，从决策、申报到结算，确保各环节紧密衔接、高效运转。通过主动适应外部环境变化，不断挖掘内部潜力，提升公司核心竞争力，为新能源电力业务的稳健发展筑牢根基。
　　3.送出消纳风险
　　“十四五”期间，新能源装机规模实现显著增长，而电力需求的增长幅度以及系统调节能力的提升进度却较为缓慢。部分地区随着新能源装机的持续增加，主变和送出线路的容量不足问题愈发凸显，特别是在风、光资源同时率较高的时段，新能源的消纳面临着较大的压力。与此同时，以特高压外送为主要方式的风电光伏大基地正在持续建设之中，但外送通道的建设进度却相对滞后，使得大基地项目在消纳方面存在一定风险。
　　为应对上述风险，一是依据各个地区不同特点和形势，进一步强化与政府主管部门及电网调度之间的沟通与协作，主动拓展新能源的消纳渠道，努力争取更为有利的政策支持和更大的发电空间。二是持之以恒在“卡脖子”关键核心技术上攻关，着力解决新能源并网、调峰等技术痛点。通过股东方自同步电压源友好并网技术的推广应用，着力解决新能源大规模高比例接入问题，努力提升新能源大规模高比例友好并网能力，有效解决行业面临的送出消纳顽疾。
　　4.电费回收风险
　　目前风、光等新能源发电项目存在可再生能源电价附加回收滞后的情况，一定程度上会降低公司资金流动性，提升资产负债率，增加信用减值损失，给公司规模扩张带来一定资金压力。
　　为应对上述风险，公司建立了电费专项清收工作机制，加强政策研究指导，做好电费申报、回收等工作；加强公司资金统筹管理能力，监控和跟踪项目还本付息资金流；探索有效的风险转移措施，根据金融市场变化和公司发展需要，综合考虑融资成本，综合运用银行贷款、融资租赁、债券等多种融资方式筹措资金，以盘活资产，降低资产负债率。
　　5.新业务、新业态投资风险
　　光热、新型储能、源网荷储等新业务、新业态快速发展，在新能源市场中占有比重加大，但由于各地陆续出台的政策和指导性文件存在一定差异，且相关制度、体系、标准正处于持续完善阶段。同时，新业务、新业态项目多数处于技术路线和开发模式的探索阶段，盈利能力和发展前景尚不明朗，为项目投资开发带来一定不确定性，对项目资源的获取和开发建设带来挑战。
　　为应对上述风险，公司将对国家和地方现有相关产业政策和需求等进行有计划、有层次地分析，有效支撑市场开发；强化科技创新，进一步加大新技术和新模式研究力度，推动新技术、新模式应用与项目规划方案的有机融合；加强投资分析，加强对项目技术可行性、市场经济性、限制性因素、政策、市场机制等因素的分析研究，提高项目抗风险能力和建设运行水平，充分发挥战略协同作用。 收起▲