一、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。　　（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、货物和服务的采购活动，采用的采购方式包括以公开和邀请方式进行... 查看全部▼

　　一、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。
　　（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、货物和服务的采购活动，采用的采购方式包括以公开和邀请方式进行的招标、谈判采购、询比采购以及竞价采购、直接采购等，其中，公开招标、公开询比为主要采购方式。
　　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，各地区电力销售模式陆续市场化、并逐步完善，销售模式也存在差异。报告期内，电量销售模式主要是通过电力市场化交易及机制电价结算来实现，其他如，特高压配套电源通过外送模式销售，工商业光伏通过直接被用户消纳形成销售。
　　电能销售模式为由电网公司物理交割，市场化交易按中长期交易与现货交易进行电量电价结算，电价由市场形成，根据政策进行机制电价差价结算。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、吉林、江苏、山东等。
　　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市场化交易及机制电量（电价）的电费收入，扣除生产经营的各项成本费用后获得利润，其中收入根据市场化交易、以及机制电量电价的收入计算得出。
　　3.主要生产经营信息
　　公司售电业务情况
　　报告期内，公司累计上网电量192.30亿千瓦时，其中市场化交易电量140.25亿千瓦时，占总上网电量比例为72.93%。
　　2025年，公司含税含补贴电价为0.2783元/千瓦时，较2024年的0.4125元/千瓦时同比降幅较大，主要系电力市场化改革纵深推进、行业竞争格局变化及政策规则迭代等外部环境变革共同作用所致，具体原因说明如下：
　　随着全国统一电力市场建设进入深水区，国家密集出台政策推动新能源上网电量全面进入电力市场，通过市场交易形成电价，行业内电价下行已成为共性趋势。结合公司经营区域来看，新疆、青海、甘肃、内蒙古等核心经营区为新能源资源富集区域，2025年新能源装机规模持续扩容，区域内新能源发电量大幅增长，市场供给呈现阶段性宽松态势，进一步加剧了区域内电力交易竞争强度。同时，2025年公司经营涉及的新疆、青海、江苏等多个省份，均按国家要求启动电力现货市场连续结算试运行，现货市场价格发现功能持续增强，电价逐步向成本线靠拢，直接导致公司整体结算电价下行，收益空间进一步压缩。此外，全国新能源产业规模化扩张，行业同质化竞争加剧，叠加部分区域外送通道瓶颈导致新能源消纳压力凸显，部分时段出现低价甚至负电价现象，进一步拉低了公司整体电价水平。
　　4.报告期内装机规模情况
　　二、报告期内公司所处行业情况
　　1.行业形势
　　根据国家能源局公布数据，截至2025年底，全国累计发电装机容量38.9亿千瓦，同比增长16.1%。其中，我国风电光伏新增装机超过4.3亿千瓦、累计装机规模达到18.4亿千瓦（太阳能发电装机容量12.0亿千瓦；风电装机容量6.4亿千瓦），占全国发电总装机比重达47.3%。2025年，全国可再生能源发电量3.99万亿千瓦时，同比增长15%，约占社会全部用电量10.37万亿千瓦时的38.5%，超过欧盟27国用电量之和。
　　电力供给侧方面，截至2025年底，全国规模以上工业发电量97,159亿千瓦时，比上年增长2.2%。其中，规模以上工业火力发电量62,945亿千瓦时，比上年下降1.0%；水力发电13,144亿千瓦时，比上年增长2.8%；核能发电4,812亿千瓦时，增长7.7%；风力发电10,531亿千瓦时，增长9.7%；太阳能发电5,726亿千瓦时，增长24.4%。规模以上工业水电、核电、风电和太阳能发电等清洁能源发电34,213亿千瓦时，比上年增长8.8%，占规模以上工业发电量比重为35.2%，比上年提高2.1个百分点。
　　电力需求侧方面，根据国家能源局公布数据，2025年全年，全社会用电量达到103,682亿千瓦时，同比增长5.0%。年度用电量首次突破10万亿千瓦时。从全球维度看，中国一年的用电量相当于美国的两倍多，超过欧盟、俄罗斯、印度、日本2024年用电量的总和。从历史维度看，10万亿千瓦时是我国2015年全年用电量的约2倍。从分产业用电看，第一产业用电量1,494亿千瓦时，同比增长9.9%；第二产业用电量66,366亿千瓦时，同比增长3.7%；第三产业用电量19,942亿千瓦时，同比增长8.2%。第二产业是用电主力，占全部用电量的比重为64%。其中，高端制造业成为新的用电增长点，新能源汽车、风电设备制造用电量同比增速分别超过20%和30%，反映出我国产业高端化、智能化、绿色化发展势头持续向好。
　　新型储能发展方面，党中央、国务院高度重视新型储能发展，党的二十届四中全会明确提出“大力发展新型储能”。国家能源局深入贯彻落实党中央、国务院决策部署，统筹谋划、多措并举，推动新型储能发展取得扎实成效，为构建新型能源体系和新型电力系统提供有力支撑。新型储能装机较2024年底增长84%。截至2025年底，全国已建成投运新型储能装机规模达到1.36亿千瓦/3.51亿千瓦时，与“十三五”末相比增长超40倍，实现跨越式发展。平均储能时长2.58小时，相较于2024年底增加0.30小时。
　　2.政策发布情况
　　（1）明确2025年能源监管四大核心要点，统筹安全保供与新能源并网消纳，深化电力市场数字化与绿色交易监管。2025年1月10日，国家能源局发布《2025年能源监管工作要点》，主要内容包括：一是将能源安全保供放在首位，明确提出完善监测预警会商联动机制，强化安全运行、市场交易、供电服务等环节监管。二是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。三是要健全基础规则，推动绿色电力交易融入中长期交易。四是要加大市场监管力度，加快推进能源监管信息系统建设，深化电力市场数字化监管应用。
　　（2）全面推进新能源上网电价市场化改革，确立可持续发展结算机制，对存量与增量项目实行分类施策。2025年2月9日，国家发展改革委、国家能源局印发《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》
　　（发改价格〔2025〕136号），政策要求坚持市场化方向，推动新能源上网电量全面进入市场、上网电价由市场形成，配套建立可持续发展价格结算机制，区分存量和增量分类施策，促进行业持续健康发展。主要内容有三个方面。一是推动新能源上网电价全面由市场形成，新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。二是建立支持新能源可持续发展的价格结算机制，新能源参与市场交易后，在结算环节建立可持续发展价格结算机制，对纳入机制的电量，按机制电价结算。三是区分存量和增量项目分类施策，存量项目的机制电价与现行政策妥善衔接，增量项目的机制电价通过市场化竞价方式确定。
　　（3）系统规划绿证市场高质量发展路径，聚焦交易规模提升、消费机制完善、价格体系构建及标准与碳核算衔接。2025年3月18日，国家发展改革委、国家能源局等五部门发布《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》（发改能源〔2025〕262号），《意见》在提出2027年、2030年绿证市场建设目标基础上，从市场供给、消费需求、交易机制、应用场景、绿证走出去等方面提出十七条可操作可落地的具体措施。主要内容：一是提升绿色电力交易规模，健全绿证核销机制，推动绿证在更大范围内优化配置。二是建立强制消费与自愿消费相结合的绿证消费机制，依法稳步推进绿证强制消费，逐步提高绿色电力消费比例并使用绿证核算。三是健全绿证价格形成机制，加强绿证价格监测，研究建立绿证价格指数，引导绿证价格在合理水平运行。四是加快绿证标准体系建设，编制绿色电力消费标准目录，推动绿证与重点行业企业碳排放核算和重点产品碳足迹核算标准有效衔接。建立基于绿证的绿色电力消费核算机制，完善绿色电力消费统计排名维度和层级。
　　（4）定调虚拟电厂发展原则与阶段目标，明确2027年及2030年全国虚拟电厂调节能力的具体建设规模。2025年3月25日，国家发展改革委、国家能源局印发《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》（发改能源〔2025〕357号），政策结合虚拟电厂的发展阶段、在电力系统中的定位及自身特点，明确了虚拟电厂发展的有关原则，并提出到2027年、2030年，全国虚拟电厂调节能力分别达到2000万千瓦以上、5000万千瓦以上。
　　（5）细化多品类可再生能源发电项目的绿证核发与管理规则，为绿证市场的全面推行提供实操依据。2025年3月31日，国家能源局发布《可再生能源绿色电力证书核发实施细则（试行）》，主要内容为明确适用于我国境内生产的风电、太阳能发电、常规水电、生物质发电、地热能发电、海洋能发电等可再生能源发电项目电量对应绿证的核发及相关管理工作。
　　（6）提速电力现货市场建设，明确分阶段、分区域推进，力争2025年底前基本实现电力现货市场全覆盖。2025年4月16日，国家发展改革委、国家能源局印发《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2025〕394号），政策核心内容围绕电力现货市场的全面覆盖和规范化运行展开。根据政策要求，2025年底前我国将基本实现电力现货市场全覆盖，这一目标将通过分阶段、分区域的推进策略实现。
　　（7）重塑电力辅助服务市场基本规则，扩充新型主体，规范交易流程，理顺费用传导与市场衔接机制。2025年4月29日，国家发展改革委、国家能源局印发《电力辅助服务市场基本规则》（发改能源规〔2025〕411号）。主要内容包括：一是扩充经营主体，明确储能企业、虚拟电厂、智能微电网及车网互动等新型经营主体地位，引导其参与系统调节；二是规范品种设立，明确辅助服务交易品种需根据系统需求逐级报批，并依序开展模拟、结算试运行及正式运行；三是完善费用传导，按照“谁受益、谁承担”的原则，结合现货市场建设情况建立传导机制；四是理顺市场衔接，明确辅助服务与现货市场可独立出清，条件具备时推动联合出清，并规范相关电能量费用的结算规则。
　　（8）规范并鼓励各类主体投资建设绿电直连项目，明确投资权益保障及自发自用电量比例要求，引导就近消纳。2025年5月21日，国家发展改革委、国家能源局发布《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）。主要内容包括：一是支持各类主体投资，明确鼓励包括民营企业在内的经营主体（不含电网企业）参与绿电直连项目；二是拓宽投资方式，明确项目电源及直连专线可由用户、新能源企业或合资公司等多主体投资建设；三是保障投资权益，要求非同一投资主体的电源和用户须签订多年期协议，厘清产权、运维及结算等权责边界；四是设定消纳底线，要求新能源年自发自用电量不低于总发电量的60%，且占总用电量比例从2025年的30%逐年提升至2030年的35%以上，引导就近就地消纳。
　　（9）“十五五”规划建议定调新型能源体系建设，强调提升新能源比重与构建新型电力系统，统筹推进多能并举与煤电改造。2025年10月28日，中国共产党第二十届中央委员会第四次全体会议审议通过《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十五个五年规划的建议》，提出“优化能源骨干通道布局，加力建设新型能源基础设施。”“加快建设新型能源体系。持续提高新能源供给比重，推进化石能源安全可靠有序替代，着力构建新型电力系统，建设能源强国。坚持风光水核等多能并举，统筹就地消纳和外送，促进清洁能源高质量发展。加强化石能源清洁高效利用，推进煤电改造升级和散煤替代。
　　（10）规范集中式新能源发电企业的市场集中报价行为，明确适用范围、工作流程及权责义务，维护市场秩序。2025年12月12日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于优化集中式新能源发电企业市场报价的通知（试行）》（发改能源〔2025〕1476号），主要内容如下，一是明确适用于电力现货市场正式运行和连续结算试运行地区电力中长期集中交易和现货交易。二是明确工作流程，参与集中报价的新能源发电企业，应共同向电力交易机构提交书面申请，建立集中报价关联关系；变更、退出应向电力交易机构提出申请，原则上3个月内只能申请退出1次。三是规范报价行为，新能源发电企业参与集中报价，不改变其独立市场地位、调管关系、交易结算关系等。发电企业之间应明确各自权责义务，并对集中报价相关行为负责。
　　（11）多维发力破解新能源消纳难题，分类引导开发、创新消纳业态，并强化新型电力系统适配能力与统一电力市场建设。2025年11月10日，国家发展改革委发布《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》（发改能源〔2025〕1360号）。主要内容包括：一是分类引导开发消纳，将新能源开发划分为“沙戈荒”基地、水风光基地、海上风电、省内集中式及分布式5大类并明确分类施策要求；二是创新消纳模式与业态，推动新能源与产业融合，重点支持源网荷储一体化、绿电直连、智能微电网及接入增量配电网4类就近消纳新业态发展；三是增强系统适配能力，统筹推进常规与新型调节能力建设，加快构建新型电力系统以破解消纳难题；四是完善统一电力市场，聚焦提升市场对新能源发电特性的适应性，拓展多层次的新能源消纳市场化体系。
　　（12）全面修订电力中长期市场规则，统筹基础规则体系衔接，推动交易周期向两端延伸以提升市场灵活性与协同性。2025年12月26日，国家发展改革委发布《电力中长期市场基本规则》（发改能源规〔2025〕1656号）。主要内容包括：一是兼顾当前与长远需求，纳入跨区跨省常态化与灵活互济交易机制，增加结算参考点以适应现货市场，系统规范交易环节与风险防控，并前瞻性引入新型经营主体参与条款；二是统筹基础规则体系衔接，合并原绿色电力交易专章内容至相关章节，并删减已在其他规则中明确的注册、披露等通用条款，强化“1+6”体系统筹；三是推动交易周期向“长短”两端延伸，鼓励多年期交易以强化“压舱石”作用，同时缩短交易周期、推动按日连续交易，提升市场灵活性并促进与现货市场的协同衔接。
　　（13）全方位推动新能源集成融合发展，聚焦多维度一体化开发、跨产业协同及多元化非电利用三大方向出台举措。2025年10月31日，国家能源局印发《关于促进新能源集成融合发展的指导意见》（国能发新能〔2025〕93号），政策将新能源集成融合发展归纳为新能源多维度一体化开发、新能源与多产业协同发展、新能源多元化非电利用三个方面，并分别提出政策举措。
　　（14）启动零碳园区建设工作，界定园区申报的四大基本条件，并从资金、服务及要素保障三方面提供专项支持。2025年7月8日，国家发展改革委、工业和信息化部、国家能源局联合发布《关于开展零碳园区建设的通知》（发改环资〔2025〕910号）。主要内容包括：一是明确四大基本条件，要求建设主体原则上为省级及以上开发区，建设范围可为园区整体或边界清晰的“园中园”，需具备能耗与碳排放核算监测基础，且近3年未发生重大安全环保等事故；二是强化资金保障，统筹现有渠道并鼓励地方资金支持、政策性银行提供中长期信贷以及符合条件的企业发行专项债券；三是优化服务保障，支持多渠道引入外部专业力量，赋能企业节能降碳改造及产品碳足迹认证；四是落实要素保障，创新零碳园区内投资项目的节能审查与碳排放评价模式，加强新能源及供配电设施的用地用海保障。
　　（15）部署新型储能规模化建设专项行动，从应用场景、调用水平、技术创新、标准体系及市场机制五大维度全面推进。2025年9月12日，国家发展改革委、国家能源局印发《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》（发改能源〔2025〕1144号）。主要内容包括：一是拓展应用场景，推进电源侧、电网侧储能应用并创新多场景模式；二是提升利用水平，推动调控方式创新，合理提升调用水平及调度适应能力；三是引领创新融合，大力推动技术创新、实施产业创新工程并推广试点项目应用；四是加强标准体系建设，加快制修订关键领域标准并持续推进国际标准化工作；五是完善市场机制，鼓励新型储能全面参与电能量及辅助服务市场，加快推进价格机制建设。
　　（16）完善价格机制以促进新能源就近消纳，明确相关项目的市场主体地位、电量交易结算规则及防倒送要求。2025年9月12日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》（发改价格〔2025〕1192号），政策提出，就近消纳项目作为发电企业时，与其他发电企业具有平等市场地位，原则上作为统一整体参与电力市场。现货市场连续运行地区，就近消纳项目上网电量交易和价格结算按照市场规则执行；现货市场未连续运行地区，由于缺乏灵敏的实时价格信号，因此要求就近消纳项目原则上不向公共电网反向送电、不开展送电结算。同时，就近消纳项目新能源电量以自发自用为主，也不宜纳入可持续发展价格结算机制。
　　（17）擘画光热发电规模化发展蓝图，确立2030年装机规模、成本控制、核心技术攻关及产业化发展的具体目标。2025年12月15日，国家发展改革委、国家能源局印发《关于促进光热发电规模化发展的若干意见》（发改能源〔2025〕1645号），政策提出，到2030年，我国光热发电发展总装机规模力争达到1500万千瓦左右，度电成本与煤电基本相当，技术实现国际领先并完全自主可控，行业实现自主市场化、产业化发展，成为新能源领域具有国际竞争优势的新产业。
　　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，产业布局涵盖新能源、地产、文旅、物业、商业、战新产业六大业务板块，公司作为其新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。报告期内，公司通过与股东方产业协同获取新疆、青海等地区新能源项目建设指标共470万千瓦。
　　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，在公司新疆尼勒克风电光伏一体化项目完成“主力电源型光伏场站”应用测试，显著提升电网稳定性，入选国家能源局第五批次首台（套）重大技术装备目录。在储能方面，公司与间接控股股东中国绿发联合开发的35千伏高压直挂式构网型储能系统入选国家能源局第五批次首台（套）重大技术装备目录。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。报告期内，公司顺利发行绿色债券10亿元，发行期限10年，票面利率为2.35%。截至2025年末，公司账面资金74.29亿元，综合融资成本2.21%。
　　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，具有丰富的项目开发、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。2025年公司积极实施“两个转移”（由光伏向风电储能转移，由西北向中东部转移），多措并举获取新能源项目建设指标共636万千瓦，其中风电410万千瓦、储能120万千瓦，占比分别为64.46%、18.87%。
　　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。报告期内，编制实施《合规管理体系手册》，顺利取得国内国际双认证，荣获中企协能源行业“特等成果”，合规文化获评全国企业文化“二等奖”。
　　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。报告期内，全力应对电价下行压力，开展营销体系建设，组建电力营销部和成本管理部；着力提升自身团队的专业自主能力，依托“十百千”人才工程、导师带徒等机制，加速青年骨干成长，形成梯次合理、能力过硬的人才队伍。
　　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。报告期内，公司实现营业收入48.93亿元，同比增长27.41%；归母净利润为8.01亿元,同比减少20.61%；每股收益0.39元/股，同比减少22.00%。截至2025年12月31日，公司总资产994.22亿元，归母净资产198.39亿元。其中，公司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：一是受市场环境、行业政策影响，公司存量项目因限电导致损失电量同比增加，叠加平均上网电价同比下行，导致利润空间进一步收窄；二是根据《企业会计准则》有关要求，部分在建工程转固后开始计提折旧，同时公司对部分风电机组实施“以大代小”增容升级改造，计提相关资产减值准备，致使利润进一步承压。
　　五、公司未来发展的展望
　　（一）行业格局和趋势
　　2025年12月10日，中央经济工作会议在北京举行。会议明确了2026年重点任务：坚持内需主导，建设强大国内市场。坚持创新驱动，加紧培育壮大新动能。坚持改革攻坚，增强高质量发展动力活力。坚持对外开放，推动多领域合作共赢。坚持协调发展，促进城乡融合和区域联动。坚持“双碳”引领，推动全面绿色转型。坚持民生为大，努力为人民群众多办实事。坚持守牢底线，积极稳妥化解重点领域风险。深入推进重点行业节能降碳改造。制定能源强国建设规划纲要，加快新型能源体系建设，扩大绿电应用。加强全国碳排放权交易市场建设。
　　（二）公司重点工作安排
　　1.积极扩大有效投资，推动规模扩张向质量效益转变
　　将有效投资理念贯穿于投资决策、工程管理和投后评估的全过程，推动发展方式实现根本性转变。一是强化投资全过程管控，保障项目质量。健全投资决策机制，严把投资准入关，强化立项评审、可研审查及多部门联审，重点把控资源条件、技术方案、市场消纳和投资收益等关键要素，从源头上确保项目质量。建立项目投资全周期动态监测与后评价机制，实时掌握项目进度、成本控制与预期效益达成情况，对偏离目标的项目及时预警并纠偏。强化投后管理，根据不同项目类型、实际情况，逐一明确投后跟踪关键考核事项，压实管理责任，将考核结果与团队绩效、新项目投资决策挂钩，形成投资良性循环。二是优化发展布局与结构，提升投资收益。全面落实“两个转移”战略布局，西北地区重点围绕新疆、青海等资源富集区域，全力争取特高压外送基地项目，为增量项目拓展外送通道的同时，解决存量项目消纳问题。中东部地区重点聚焦广东、江苏等高用电负荷省份，推进优质风光项目获取，推动陆海协同发展。三是推进年度重点工程建设，发挥示范效应。有序推进项目建设关键环节，形成“建成一批、投产一批、见效一批”的滚动发展格局，保障项目收益。
　　2.筑牢电量电价生命线，推动被动供应向主动创效转变
　　将电量电价作为经营工作重中之重，推动保量稳价、提质增效。一是深化对标管理，提升存量资产运营效能。常态化开展上网电量区域同业对标，每月收集行业权威数据、同区域电站运行数据，深入开展排名分析与差距诊断。针对对标发现的利用小时数偏低、非计划停运率偏高等问题，制定专项改进措施并抓好跟踪落实，推动管理提升。二是精细设备管控，夯实电量产出基础。充分借鉴风电设备状态评价成熟经验，构建光伏设备状态评价模型，实现风、光主要发电设备全生命周期精细化管理。深化设备状态检修，通过SCADA数据智能分析实现故障预警与精准处置。建立TOP故障联合攻关机制，聚合场站、厂家、技术专家等多方力量，针对频发故障制定专项治理方案并推广验证，降低故障损失与维修成本。三是动态优化交易策略，全力拓展价值空间。密切跟踪电力市场供需及政策变化，加强中长期、现货及辅助服务市场的协同联动。充分发挥绿电外送专项工作组的专业优势，集中资源拓展大客户直供与跨省区外送通道，提升绿电交易成交率。加大绿色环境价值营销力度，推动绿证应售尽售，充分挖掘绿电溢价空间，统筹推进CCER开发。四是强化技术赋能，提升交易决策智能化水平。推进智能交易辅助决策系统的优化迭代与全面覆盖，进一步整合内外部数据资源，推动系统与业务深度融合，为跨区交易、现货竞价、绿电交易等提供全流程智能支撑，以数字化手段保障量价目标达成。
　　3.着力激活发展动能，推动要素驱动向创新驱动转变
　　将创新作为引领发展的第一动力，切实提升科技赋能产业发展的实效。一是加速技术产业化，推动创新成果高效转化。巩固自同步电压源友好并网技术建立的行业优势，及时总结提炼产业化经验，形成可复制、可推广的技术方案和管理模式，为后续项目提供实践支撑。二是深化数字化转型，打造智慧运营新模式。持续完善总部运营监测系统核心功能，全面接入实时生产数据，构建全面覆盖、精准高效的数据支撑体系，为生产精益管理及精准决策夯实数据底座。大力推进“新能源+人工智能”融合创新，推进智慧电站建设，部署智能巡检、智能维护等数字化应用，提升运营效率和安全水平。三是瞄准前沿技术，抢占未来发展制高点。系统开展新型储能、绿色氢能等前瞻性技术研究，积极布局零碳园区、综合能源等新兴业务领域，建立前沿技术监测机制，适时启动先导性实验项目，为产业可持续发展提供技术储备。
　　4.全面夯实管理基础，推动流程驱动向价值创造转变
　　摆脱传统管理流程驱动的路径依赖，树立价值创造导向，平台公司立足功能定位，通过建章立制、标准输出和精准考核引领、服务、赋能区域公司及项目一线，激发效率活力，为产业做强做优提供坚实支撑。一是深化机制改革，增强价值创造的内生动力。对标先进实践，制定实施新阶段“双百行动”深化改革方案，重点在公司治理、市场化经营和激励约束机制上实现突破。全面深化三项制度改革，完善以价值贡献为导向的薪酬分配体系，在平台公司全面实行月度绩效评定、全员绩效考核，系统性实施电力营销、工程建设、成本管理、安全管理等9大专业考核，实现员工收入与企业效益、个人贡献紧密挂钩，充分激发内生动力。二是强化市值管理，拓展价值创造的实施路径。加强资本运作前瞻性谋划，创新融资手段，科学研究并系统论证产业基金引入、REITs产品发行、上市公司合作赋能等可行性，力争在盘活存量资产、优化资本结构上实现突破。接续性实施利润分配、股份回购等市值提升举措，增强市场投资预期，为后续股权融资、引入中长期资本创造条件。进一步强化董事会建设，高质量开展信披投关工作，争取深交所、中上协“最佳评级”。三是聚焦精益运营，提升价值创造的能力水平。不断深化对标管理与标准化建设，优化完善覆盖投资、建设、运营全过程的制度标准体系。狠抓亏损企业治理，严格落实“一企一策”方案。强化采购与供应链管理，通过对核心设备集中采购、优质供应商考察，动态优化供应商体系，公平公正、充分竞争筛选头部企业。建立动态成本数据库，持续压降生产运维支出，严格技改项目评审，实现成本精准管控。强化资金全过程管理，制定科学的资金预算，加强过程监控与考核，提升资金使用效率；加大应收账款清收力度，重点抓好电价补贴回收工作，确保资金及时回笼。
　　5.抓牢抓实风险防控，推动事后处置向源头治理转变
　　牢固树立底线思维，加快构建“事前预防、事中控制、事后改进”的全周期风险防控体系。一是筑牢安全防线，提升本质安全水平。加快建立健全适应新能源产业特点的安全管理体系，强化执行刚性。聚焦新型业态与现场风险，加强设备选型与技术审查。严格落实双重预防机制，及时发现和消除隐患。大力推动科技兴安，推广数智化安全管理模式。强化应急演练和预案管理，提升突发事件应急处置能力，坚决防范和遏制各类安全事故。二是筑牢合规底线，完善合规风控体系。针对投资、招标采购等业务，建立全流程、全节点法律支持体系，动态更新投前投后审查指南与风险清单，提升合规审查的针对性与实效性。开展常态化合规培训与警示教育，提升全员合规意识。强化合同管理与履约监督，防范法律风险。健全内控体系，定期开展内控自评与专项审计，确保各项经营活动依法合规、风险可控。三是强化风险预警，提升防控前瞻性。开展重大经营风险评估预测及季度风险跟踪监测，全面夯实防控机制。以“零更正、零违规”为目标，持续提升信披精准性与前瞻性。完善上市公司舆情管控，联合专业财经公关机构，建立“日常监测+关键节点引导”的舆情管理机制，制定负面舆情分级应对预案，维护公司资本市场良好声誉。定期开展内幕信息知情人登记与培训，严控敏感期交易行为。
　　6.突出党建引领作用，推动政治优势向发展优势转化
　　坚持和加强党的全面领导，将党的政治优势、组织优势持续转化为产业发展优势、竞争优势。一是强化政治建设，把准发展方向。不断完善“第一议题”落实机制，确保习近平总书记重要指示批示精神和党中央决策部署不折不扣落地见效。抓好巡视整改“后半篇文章”，以整改实效推动健康发展。二是深化党建提质创效，赋能高质量发展。更加深入贯彻落实全国国有企业党的建设工作会议精神，坚持大抓基层鲜明导向，落实基本培训机制，推动基层党建“七抓”工程全面提质。三是加强宣传引导，提升品牌形象。深化企业软实力建设，精心策划主题宣传，全方位展示公司发展成果，高质量披露年度ESG报告，塑造绿发电力品牌形象。四是坚持党管人才，打造高素质专业化队伍。加强电力营销、数字化、综合能源等领域专业人才引进。健全人才培养机制，大力推进“十百千”人才工程，加大现代新型班组建设力度，充分激发各类人才的积极性、主动性、创造性。五是深化全面从严治党，涵养风清气正政治生态。推进“铲除行动”长效机制建设，健全协同监督和以案促改机制，提升监督质效。深入开展党风廉政建设和反腐败工作，为产业高质量发展提供坚强纪律保障。
　　（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+”融合发展，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。
　　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。随着新能源全面入市节奏大幅加快，市场准入条件、交易价格政策、电力市场供需关系等也将产生变化，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.市场竞争风险
　　当前，我国新能源行业正经历深刻的结构性调整，行业“内卷”与市场化竞争加剧，项目开发阶段同质化竞争日益激烈。部分市场主体为抢占市场份额，在资源获取中抬高非技术成本，导致优质风、光资源的开发难度增加，给公司的收益带来更大的风险。
　　为应对上述风险，一是增强公司应对市场不确定性以及快速调整、适应变化的能力，加快实现由西北向中东部地区、由光伏向风电“两个转移”，筑牢公司事业发展基本盘。二是公司将主动适应外部环境变化，深入开展新能源电力市场分析与交易政策研究。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。通过挖掘内部潜力、提升运营效率，不断夯实公司核心竞争优势，为新能源电力业务的稳健发展筑牢根基。
　　4.送出消纳风险
　　近年来，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，风力发电、光伏发电等清洁能源发电具有间歇性、波动性的特点。在风、光资源同时率较高的时段，部分地区电网调峰能力不足，电网为保证电力系统的安全稳定，会降低风力发电、光伏发电的出力，导致风电、光伏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。
　　5.新业务、新业态投资风险
　　光热、新型储能、零碳园区、绿电直连等新业务、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，给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▲

　　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。
... 查看全部▼

　　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▲