（一）生产经营情况
　　1.基本财务状况
　　2023年前三季度，公司实现营业收入28.29亿元，同比增长7.23%；实现营业利润10.10亿元，同比增长33.74%；实现利润总额10.11亿元，同比增长33.92%；实现归属于上市公司股东的净利润8.08亿元，同比增长29.73%；实现扣除非经常性损益后的归属于上市公司股东的净利润8.07亿元，同比增长30.32%；基本每股收益0.43元/股，同比增长30.30%；加权平均净资产收益率4.82%，同比增长1.17个百分点。截至2023年三季度末，公司资产总额491.87亿元，归属于上市公司股东的净资产170.56亿元。
　　2.发电量完成... 查看全部▼

　　（一）生产经营情况
　　1.基本财务状况
　　2023年前三季度，公司实现营业收入28.29亿元，同比增长7.23%；实现营业利润10.10亿元，同比增长33.74%；实现利润总额10.11亿元，同比增长33.92%；实现归属于上市公司股东的净利润8.08亿元，同比增长29.73%；实现扣除非经常性损益后的归属于上市公司股东的净利润8.07亿元，同比增长30.32%；基本每股收益0.43元/股，同比增长30.30%；加权平均净资产收益率4.82%，同比增长1.17个百分点。截至2023年三季度末，公司资产总额491.87亿元，归属于上市公司股东的净资产170.56亿元。
　　2.发电量完成情况
　　2023年第三季度，公司完成发电量22.48亿千瓦时，同比增长8.70%。2023年前三季度，公司累计完成发电量69.44亿千瓦时，同比增长11.86%。其中，风电完成发电量59.28亿千瓦时，同比增长11.76%。光伏完成发电量9.51亿千瓦时，同比增长11.88%。
　　3.资源获取情况
　　2023年第三季度，公司合计获取1,305万千瓦新能源建设指标。 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《2023年世界能源投资报告》，随着经济复苏及对全球能源危机的有效应对，显著促进了清洁能源投资。预计2023年能源将投资约2.8万亿美元，其中超过1.7万亿美元将用于清洁能源，包括可再生能源、核能、电网、存储等，其余部分略高于1万亿美元，将用于化石燃料供应和电力，其中约15%用于煤炭，其余用于石油和天然气。这也意味着，化石燃料每花费1美元，清洁能源就花费1.7美元。全球清洁能源投资受到了多种因素推动。包括化石燃料价格高企和波动的时期的经济形势；美国《降低通货膨胀法案》... 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《2023年世界能源投资报告》，随着经济复苏及对全球能源危机的有效应对，显著促进了清洁能源投资。预计2023年能源将投资约2.8万亿美元，其中超过1.7万亿美元将用于清洁能源，包括可再生能源、核能、电网、存储等，其余部分略高于1万亿美元，将用于化石燃料供应和电力，其中约15%用于煤炭，其余用于石油和天然气。这也意味着，化石燃料每花费1美元，清洁能源就花费1.7美元。全球清洁能源投资受到了多种因素推动。包括化石燃料价格高企和波动的时期的经济形势；美国《降低通货膨胀法案》和欧洲、日本、中国和其他地区的政策支持。自2021年以来，超过90%的清洁能源投资增长发生在发达经济体和中国，其他地区也有增加，例如，印度，巴西，中东部分地区的沙特阿拉伯、阿拉伯联合酋长国和阿曼。
　　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2023年6月底，全国累计发电装机容量约27.1亿千瓦，同比增长10.8%。其中，风电装机容量约3.9亿千瓦，同比增长13.7%；太阳能发电装机容量约4.7亿千瓦，同比增长39.8%；风电、太阳能发电装机合计8.6亿千瓦，占发电总装机的31.75%。1-6月份，风力发电量4246亿千瓦时，同比增长16%；太阳能发电量为1353亿千瓦时，同比增长7.4%；风电、太阳能发电量合计占总发电量的13.4%。1-6月份，风电新增装机2377万千瓦；光伏新增装机7806万千瓦；风电、光伏新增装机合计1.01亿千瓦，占全国新增发电装机的71.9%。1-6月份，风电完成投资761亿元，同比增长34.3%；太阳能发电完成投资1349亿元，同比增长113.6%；风电、太能能发电完成投资合计占电源工程完成投资的63.6%。1-6月份，全国风电平均利用小时数1237小时，比上年同期增加83小时；全国太阳能发电平均利用小时数658小时，比上年同期减少32小时。
　　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，支持抽水蓄能、光热电站等开发，完善输配电价、绿电交易、用地政策等相关政策。《2023年能源工作指导意见》指出，“深入推进能源绿色低碳转型。巩固风电光伏产业发展优势，持续扩大清洁低碳能源供应，积极推动生产生活用能低碳化清洁化，供需两侧协同发力巩固拓展绿色低碳转型强劲势头。大力发展风电太阳能发电。推动第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地项目并网投产，建设第二批、第三批项目，积极推进光热发电规模化发展。稳妥建设海上风电基地，谋划启动建设海上光伏。大力推进分散式陆上风电和分布式光伏发电项目建设。推动绿证核发全覆盖，做好与碳交易的衔接，完善基于绿证的可再生能源电力消纳保障机制，科学设置各省（区、市）的消纳责任权重，全年风电、光伏装机增加1.6亿千瓦左右”。
　　2023年1月10日，国家发改委办公厅发布《关于进一步做好电网企业代理购电工作的通知》。通知指出，逐步优化代理购电制度。各地要适应当地电力市场发展进程，鼓励支持10千伏及以上的工商业用户直接参与电力市场，逐步缩小代理购电用户范围。优化代理购电市场化采购方式，完善集中竞价交易和挂牌交易制度，规范挂牌交易价格形成机制。自2023年1月1日起执行。
　　2023年1月17日，工信部、国家能源局等六部门发布《关于推动能源电子产业发展的指导意见》。意见提出：发展高效光伏产品及技术。发展高纯硅料、大尺寸硅片技术、高效电池、N型电池、薄膜电池、钙钛矿及叠层电池的研发与应用；鼓励开发智能光伏组件，智能逆变器、控制器、汇流箱、跟踪系统等关键部件；加快构建光伏供应链溯源体系，推动光伏组件回收利用技术研发及产业化应用。开发安全经济的新型储能电池。推进先进储能技术及产品规模化应用，加快研发固态电池、钠离子电池、氢储能/燃料电池等新型电池；推广基于优势互补功率型和能量型电化学储能技术的混合储能系统。
　　2023年1月18日，国家能源局发布关于《2023年能源监管工作要点》的通知。通知指出，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，有效反映电力资源时空价值，不断扩大新能源参与市场化交易规模，不断缩小电网企业代理购电范围，推动更多工商业用户直接参与交易。做好重大能源项目落实情况监管。持续跟踪跨省跨区输电通道、大型风电光伏基地、水电站、电力“源网荷储”一体化和多能互补、整县屋顶分布式光伏开发试点、煤电建设和改造升级等重大项目推进情况。
　　2023年1月19日，国务院新闻办公室发布《新时代的中国绿色发展》白皮书。白皮书全面介绍新时代中国绿色发展理念、实践与成效，分享中国绿色发展经验。白皮书指出，中国立足能源资源禀赋，坚持先立后破、通盘谋划，在不断增强能源供应保障能力的基础上，加快构建新型能源体系，推动清洁能源消费占比大幅提升，能源结构绿色低碳转型成效显著。加快推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设，积极稳妥发展海上风电，积极推广城镇、农村屋顶光伏，鼓励发展乡村分散式风电。
　　2023年2月15日，国家发改委、财政部、国家能源局印发《关于享受中央政府补贴的绿电项目参与绿电交易有关事项的通知》。通知明确：稳步推进享受国家可再生能源补贴的绿电项目参与交易。享受国家可再生能源补贴的绿色电力，参与绿电交易时高于项目所执行的煤电基准电价的溢价收益等额冲抵国家可再生能源补贴或归国家所有；发电企业放弃补贴的，参与绿电交易的全部收益归发电企业所有。由国家保障性收购的绿色电力，由电网企业统一参加绿电交易，或由承担可再生能源发展结算服务的机构将对应绿证统一参加绿证交易。绿电交易产生的溢价收益及对应的绿证交易收益等额冲抵国家可再生能源补贴或归国家所有。参与电力市场交易的绿色电力由项目单位自行参加绿电交易或绿证交易。参加绿电交易产生的溢价收益及参加对应的绿证交易收益，在国家可再生能源补贴发放时等额扣减。享受国家可再生能源补贴并参与绿电交易的绿电优先兑付补贴。绿电交易结算电量占上网电量比例超过50%且不低于本地区绿电结算电量平均水平的绿电项目，由电网企业审核后可优先兑付中央可再生能源补贴。
　　2023年2月22日，国家能源局发布《关于加强电力可靠性管理工作的意见》。意见指出，电力企业是电力可靠性管理工作的重要责任主体，其主要负责人是电力可靠性管理第一责任人。发电企业要加强燃料、蓄水管控及风电、光伏发电等功率预测，强化涉网安全管理，科学实施机组深度调峰灵活性改造，提高设备运行可靠性，减少非计划停运。2023年3月22日，国家能源局发布《关于加快油气勘探开发与新能源融合发展行动方案（2023-2025年）的通知》。通知指出，到2025年，大力推动油气勘探开发与新能源融合发展，积极扩大油气企业开发利用绿电规模。统筹推进陆上油气勘探开发与风光发电。重点推进大庆、长庆、胜利、塔里木、新疆、华北等油田风电和光伏发电集中式开发；在油气矿区及周边地区，积极推进油区内风电和光伏发电分布式开发，重点推广应用低风速风电技术，合理利用荒山丘陵、沿海滩涂等资源，积极推进风电就地就近开发。在新疆、青海、甘肃等油气和太阳能资源丰富的地区，建设油气与太阳能同步开发综合利用示范工程，充分利用太阳能聚光集热及储热技术，实现油气生产过程的清洁化供热，助力低碳油气开发。统筹推进海上油气勘探开发与海上风电建设。通过海上风电开发为油气平台提供绿色电力，形成海上风电与油气田区域电力系统互补供电模式。周边区域新能源建设优先由油气开发企业统筹推进实施，逐步实现海上风电与海洋油气产业融合发展。充分依托岸电保障油气产业与海上风电融合发展。在不具备岸电的情况下，积极有序开发漂浮式风电，为深远海油气平台输送绿色电力。
　　2023年3月28日，自然资源部办公厅、国家林业和草原局办公室、国家能源局综合司联合发布《关于支持光伏发电产业发展规范用地管理有关工作的通知》。通知重点部署引导项目合理布局，明确了光伏方阵用地和配套设施用地实行分类管理。鼓励利用未利用地和存量建设用地发展光伏发电产业。鼓励在沙漠、戈壁、荒漠等区域选址建设大型光伏基地；对于油田、气田以及难以复垦或修复的采煤沉陷区，推进其中的非耕地区域规划建设光伏基地。新建、扩建光伏发电项目，一律不得占用永久基本农田、基本草原、Ⅰ级保护林地和东北内蒙古重点国有林区。光伏方阵用地。光伏方阵用地不得占用耕地。光伏方阵用地涉及使用林地的，须采用林光互补模式，不得采伐林木、割灌及破坏原有植被，不得将乔木林地、竹林地等采伐改造为灌木林地后架设光伏板。光伏方阵用地涉及占用基本草原外草原的，地方林草主管部门应合理确定项目的适建区域、建设模式与建设要求。鼓励采用“草光互补”模式。光伏方阵用地不得改变地表形态，以第三次全国国土调查及后续开展的年度国土变更调查成果为底版，依法依规进行管理。实行用地备案，不需按非农建设用地审批。光伏发电项目配套设施用地，按建设用地进行管理，依法依规办理建设用地审批手续。
　　2023年3月31日，国家能源局发布《关于加快推进能源数字化智能化发展的若干意见》。意见指出，以数字化智能化技术加速发电清洁低碳转型。发展新能源和水能功率预测技术，统筹分析有关气象要素、电源状态、电网运行、用户需求、储能配置等变量因素。加强规模化新能源基地智能化技术改造，提高弱送端系统调节支撑能力，提升分布式新能源智能化水平，促进新能源发电的可靠并网及有序消纳，保障新能源资源充分开发。
　　2023年4月10日，自然资源部、国家林业和草原局发布《关于以第三次全国国土调查成果为基础明确林地管理边界规范林地管理的通知》。通知指出，坚持统一底图，规范林地管理。区分耕地上造林情形，实行差别化管理；依据“三区三线”划定成果，划分历史节点，处理开垦林地问题；临时使用林地、林业直服设施占用林地及违法占用林地管理，应严格执行现行法律规定。
　　2023年4月12日，国家能源局发布《2023年能源工作指导意见》。意见指出，大力发展风电太阳能发电。推动第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地项目并网投产，建设第二批、第三批项目，积极推进光热发电规模化发展。稳妥建设海上风电基地，谋划启动建设海上光伏。大力推进分散式陆上风电和分布式光伏发电项目建设。推动绿证核发全覆盖，做好与碳交易的衔接，完善基于绿证的可再生能源电力消纳保障机制，科学设置各省的消纳责任权重，全年风电、光伏装机增加1.6亿千瓦左右。
　　2023年5月12日，国家能源局发布《关于进一步做好抽水蓄能规划建设工作有关事项的通知》。通知提出，抓紧开展抽水蓄能发展需求论证。分省分区域开展，重点聚焦“十四五”、统筹“十五五”开工项目规模开展需求论证，以2030年和2035年为规划水平年，并对2040年进行初步分析和展望，力争今年上半年全面完成。有序开展新增项目纳规工作。统筹已建、在建和已纳规项目，区分抽水蓄能为本省服务、为区域电网服务以及为特定电源服务的不同功能定位，组织开展站址比选、布局优化和项目纳规工作，布局项目要落实到计划核准年度。对于需求确有缺口的省份，按有关要求有序纳规。对于经深入论证、需求没有缺口的省份，暂时不予新增纳规，但可根据实际情况，按照“框定总量、提高质量、优中选优、有进有出、动态调整”的原则，提出项目调整建议。
　　2023年5月15日，国家发改委发布《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》。通知指出，核定第三监管周期各省级电网输配电价，自6月1日起执行。用户用电价格逐步归并为居民生活、农业生产及工商业用电（除执行居民生活和农业生产用电价格以外的用电）三类；尚未实现工商业同价的地方，用户用电价格可分为居民生活、农业生产、大工业、一般工商业用电（除执行居民生活、农业生产和大工业用电价格以外的用电）四类。执行工商业（或大工业、一般工商业）用电价格的用户，用电容量在100千伏安及以下的，执行单一制电价；100千伏安至315千伏安之间的，可选择执行单一制或两部制电价；315千伏安及以上的，执行两部制电价，现执行单一制电价的用户可选择执行单一制电价或两部制电价。
　　2023年5月15日，国家发改委发布《关于第三监管周期区域电网输电价格及有关事项的通知》。通知指出，核定华北、华东、华中、东北、西北区域电网第三监管周期两部制输电价格，其中，电量电价随区域电网实际交易结算电量收取；容量电价作为上级电网分摊费用通过省级电网输配电价回收，自6月1日起执行。
　　2023年5月15日，国家发改委发布《关于抽水蓄能电站容量电价及有关事项的通知》。通知指出，核定在运及2025年底前拟投运的48座抽水蓄能电站容量电价，自6月1日起执行。通知要求，电网企业要统筹保障电力供应、确保电网安全、促进新能源消纳等，合理安排抽水蓄能电站运行；要与电站签订年度调度运行协议并对外公示，公平公开公正实施调度；要严格执行本通知核定的抽水蓄能电站容量电价，按月及时结算电费，结算情况单独归集、单独反映，并于每年5月底前将上年度电价执行情况、可用率情况等报价格司和相关省级价格主管部门。
　　2023年5月16日，国家能源局发布《关于开展电力系统调节性电源建设运营综合监管工作的通知》。通知指出，紧紧围绕加快规划建设新型能源体系、积极稳妥推进“双碳”目标，开展抽水蓄能、煤电灵活性改造机组、燃气发电、调节性水电、新型储能等灵活调节性电源及资源建设运营综合监管，全面摸清底数，聚焦规划建设、调度运行、市场交易、价格机制等方面存在的突出问题，针对性地提出监管意见建议，推动相关政策完善落实。
　　2023年6月13日，国家能源局印发《风电场改造升级和退役管理办法》。办法指出，省级能源主管部门根据本行政区域内发电企业提出的风电场改造升级需求，按年度编制省级风电场改造升级和退役实施方案。涉及享受国家财政补贴的，需报国家能源局组织复核后，抄送国家电网公司或南方电网公司。各级能源主管部门应针对风电场改造升级项目特点简化审批流程，对纳入省级改造升级和退役实施方案的风电场予以核准变更。风电场增容改造配套送出工程改扩建原则上由电网企业负责。允许发电企业投资建设，建设完成后，可由电网企业依法依规进行回购。风电场改造升级原并网容量不占用新增消纳空间，鼓励新增并网容量通过市场化方式并网。风电场改造升级项目用地按照国家有关法律和规定执行。对不改变风电机组位置且改造后用地面积总和不大于改造前面积的改造升级项目，符合国土空间规划的，不需要重新办理用地预审与选址意见书。并网运行未满20年且累计发电量未超过全生命周期补贴电量的风电场改造升级项目，按照财建〔2020〕426号相关规定享受中央财政补贴资金，改造升级工期计入项目全生命周期补贴年限。风电场改造升级项目补贴电量的上网电价按改造前项目电价政策执行，其它电量的上网电价执行项目核准变更当年的电价政策。2023年6月16日，国家能源局综合司发布《关于开展新型储能试点示范工作的通知》。通知指出，本次示范工作以推动新型储能多元化、产业化发展为目标，组织遴选一批典型应用场景下，在安全性、经济性等方面具有竞争潜力的各类新型储能技术示范项目。新型储能项目业主单位为申报单位，各省市及新疆生产建设兵团能源主管部门、中央企业集团为推荐单位。申报单位按照《规则》要求，于2023年7月13日前将签字盖章的申报材料报送至项目所在地省级能源主管部门或所属中央企业集团。申报项目原则上为已完成备案，且预计在2024年底前投产的项目。
　　2023年6月28日，财政部发布《关于下达了2023年可再生能源电价附加补助地方资金预算的通知》。通知指出，严格按照预算管理要求，尽快将补贴资金拨付至电网企业或公共可再生能源独立电力系统项目企业，公共可再生能源独立电力系统项目应优先足额拨付至2022年底。电网企业应严格按照《资金管理办法》，按月将相关资金拨付至已纳入可再生能源电价附加补贴清单的风电、太阳能、生物质等发电项目，并及时公开资金拨付情况。可再生能源电价附加补助地方资金预算总计安排74.0272亿元，已下达47.1亿元，本次下达26.9272亿元。
　　（二）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和太阳能投资、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，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，或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
　　公司的销售模式主要是通过与各区域电网公司签订售电合同，将电力销售给电网公司。依照国家政策和项目核准时的并网承诺，在项目运营过程中，公司下属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。其中电量计量由电网公司指定的计量装置按月确认，电价按照国家能源价格主管部门确定的区域电价确定。同时，公司在全额完成保障性基础电量的前提下，积极参与市场化交易。在参与市场化交易的区域，公司电能销售模式为部分电能由电网公司采购，按项目批复电价结算；其余以参与市场化交易的方式实现消纳，按交易电价结算。
　　（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
　　2023年是全面贯彻落实党的二十大精神的开局之年，是“十四五”发展承上启下之年，也是公司事业发展的重要转折之年。报告期内，公司继续坚定不移地践行国家“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，围绕打造四个“新高地”，聚焦“双千”目标，坚定推动公司发展壮大，开辟了以大基地为导向的规模发展道路、以科技创新为驱动的特色发展道路、以产业融合为亮点的协同发展道路。1.报告期内财务状况
　　2023年上半年，公司坚持质量效益型发展导向，努力推进创收增收。实现营业收入19.18亿元，较上年同期增加8.17%；归属于上市公司股东的净利润5.55亿元,较上年同期增加35.16%；每股收益0.30元/股，较上年同期增加36.36%；加权平均净资产收益率3.34%，较上年同期增加0.96个百分点。截至2023年6月30日，公司总资产389.48亿元，归属于上市公司股东的净资产167.95亿元，资产负债率53.45%。持续开展存量贷款利率压降，银行贷款平均利率降至2.8%；密切跟踪补贴回收，累计收回电价补贴2.56亿元。
　　2.报告期内资源获取及装机情况
　　2023年1-6月，公司新增新能源建设指标70万千瓦，无新投产项目。截至报告期末，公司建设运营装机规模787.65万千瓦，其中自主运营429.65万千瓦，在建358万千瓦。
　　截至本报告披露日，公司累计获取新能源建设指标1,370万千瓦，其中通过股权收购获得甘肃金塔70万千瓦多能互补项目，通过与股东方产业协同获得新疆1,300万千瓦新能源建设指标。
　　3.发电量及上网电量情况
　　报告期内，公司累计完成发电量46.96亿千瓦时，较上年同期增长13.35%。其中，完成风力发电40.34亿千瓦时，较上年同期增长14.47%；完成光伏发电6.20亿千瓦时，较上年同期增长6.53%。报告期内，公司实现上网电量45.58亿千瓦时，同比增长14.76%。其中，参与电力市场交易的电量为20.79亿千瓦时，占上网电量的49.08%。报告期内，公司风电平均利用小时为1,209小时，同比上升49小时；光伏发电平均利用小时为704小时，同比下降59小时。
　　4.上市公司治理情况
　　报告期内，公司持续强化上市公司治理，注重内质外形建设。完善“三会一层”治理结构，依法规范开展信息披露，顺利完成2022年年报及2023年一季报的编制与披露。稳步推进股权再融资，取得证监会注册批复文件。高质量开展投资者关系管理，成功举办2022年度业绩说明会，通过接受投资者调研、书面答复提问等方式，与投资者进行全面深入交流。成功加入中国上市公司协会，完成公司官网升级上线。全面总结国企改革三年行动经验，相关成果作为先进典型刊载于《国企改革行动简报》，并入选国务院国资委“双百企业”名单。
　　5.科技创新工作情况
　　报告期内，公司集聚力量加快推动原创性引领性科技攻关，深化以绿色能源为主的创新合作和产业化实践，借助重大项目和重点工程推动科技成果转化落地。着眼构建风光新能源高比例消纳的新型电力系统电源侧关键技术，与高等院校、科研院所深化合作，推进自同步新能源友好并网技术研究，并在甘肃干河口南北风电场开展试点应用。探索新型储能发展方向，自主研发的世界最大容量液化空气储能项目，在青海顺利开工；推进锂离子电容器储能技术投资和产业化发展，完成中试产品技术鉴定。自同步新能源友好并网技术、60MW液化空气储能系统作为能源领域首台（套）重大技术装备通过国家能源局评审。助力智能制造升级，开展行业核心软硬件国产化研究，加快自主风机载荷计算评估系统研发，不断增强自主创新能力，着力打造能源电力领域原创技术策源地。
　　6.2023年下半年及未来发展规划
　　下半年，公司将在年度“双千”目标基础上，坚定奋进、趁势而上，统筹考虑行业及公司实际，严格落实各层级任期制、契约化考核及重组盈利承诺目标，全力抓好新疆首批大基地等项目的开工建设，持续推动产业协同等资源获取方式的推广与落地，力争年末装机规模超千万千瓦；新能源建设指标在已超额完成的基础上，力争年内实现更大突破；全力助推“十四五”末建设运营装机容量超3,000万千瓦。
　　“十四五”期间，公司将继续积极践行“双碳”战略，依托全球能源互联网和“一带一路”战略，坚持“推进绿色发展、建设美丽中国”的企业使命，以“厚植基础、示范引领、特色发展”为总体思路，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，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，做为国担当、为国添彩的一流绿色能源创造者。

　　二、核心竞争力分析
　　1.开发运营经验丰富
　　公司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，多年来一直注重远距离输送电技术的研发，并成功研发出新型的深远海输送电柔性直流的应用技术，有丰富的项目开发、工程建设、生产经营经验。公司江苏如东H14#海上风电场项目作为国内首个全生命周期数字化智慧型海上风电场，从前期规划设计、工程建设到后期运维，整个过程均实现了数字化和智能化，并创造了国内海上风电行业首个“超视距”微波通讯系统、国内首个基于北斗定位的人员跟踪和落水辅助救援系统等多个国内第一。
　　2.业务布局合理
　　公司广泛布局国内青海、新疆、甘肃、内蒙古、江苏等12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，形成海陆齐发的绿色能源业务布局。
　　3.多能互补的集成优化能力
　　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。
　　4.融资渠道多元化
　　公司完成主业转型后，可有效利用资本市场开展股权、债权类等多种方式融资。公司经营情况良好，已与多家银行建立了密切的合作关系。项目公司在贷款银行保持着良好的信用记录和较高的授信额度，具有畅通的融资渠道和较强的偿债能力。
　　5.公司治理机制和内部管控体系健全
　　公司注重内部管理，根据内外部环境变化，不断优化内控流程管理。对项目投资运营，建立了一套完整的管理流程规范。公司在人力、信息、财务等方面严格规范，确保了有效的公司管控，风险防控能力不断提升。
　　6.人才储备充足
　　公司扎实开展人才队伍建设，深入实施人才强企战略，强化前期开发、生产运营、安全管理等专业人才培养力度，加强技能人才建设，持续加大高素质人才引进，为公司发展提供了强有力的人才支撑。
　　7.独特的产业协同优势
　　公司独特的竞争优势在于与股东方的产业协同效应。间接控股股东中国绿发以绿色发展为主题，产业布局涵盖绿色能源、低碳城市、现代服务业、战略性新兴产业等板块。公司的新能源产业可以与股东方的低碳城市、现代服务业、战略性新兴产业实现协同发展，形成独特的资源配套优势。

　　三、公司面临的风险和应对措施
　　1.政策风险
　　由于新能源资源获取、国家可再生能源补贴回收、上网电价保护及电价税收等方面均受政策影响较大。相关政策的变更可能致使公司面临所处行业市场竞争更加激烈、项目收益率有所下滑及因补贴回收滞后而导致的偿债及信用风险。公司将密切关注国家政策变化，及时全面了解相关政策信息，积极推动向上游研发端、制造端和下游应用端和消纳端延伸，实现多产业共赢。进一步加强系统方案的优化设计，大力实施科技创新项目的研究与应用，寻求更多降本增效的有效途径。
　　2.投资决策风险
　　在“双碳”战略背景下，市场竞争日趋激烈，优质新能源资源获取难度将不断加大，平准化度电成本控制能力不足，技术进步不符合预期可能造成项目收益不及预期，公司将面临项目投资决策风险。
　　公司将持续提升项目运营管理水平，强化可研执行刚性，严格把控项目成本，开拓综合能源服务市场，积极参与电网需求侧响应，推动发展“多能互补”“源网荷储一体化”等模式。
　　3.电价风险
　　随着电力体制改革的不断深入，市场化交易电量比例持续提高，跨省区交易比例大幅增长。尤其是随着平价上网时代的到来，新能源电力市场竞争异常激烈，公司可能面临电价下行、收益下滑、经营压力增大的风险。
　　公司将着力加强电力营销管理，加大相关政策研究力度，试点参与绿电交易，提高电价收入。
　　4.电量风险
　　电力行业需求受到国民经济中其他行业用电量的影响较大。电力企业的盈利能力与经济周期的相关性比较明显，下游重工业和制造业的用电需求和发电企业自身上网电量是决定发电企业盈利的重要因素。一是由于受到海外市场萎缩的影响，我国经济增速呈逐步回落的态势。未来宏观经济的波动，将带来不确定性。二是受新能源装机持续增加、部分地区电网结构限制、送出消纳能力不足的影响，限电形势仍存在较大压力。
　　公司将不断深化政策研究，紧跟国家发展战略，研判政策影响，优化交易策略，积极拓展消纳渠道，与政府主管部门、电网调度沟通，争取有利政策和发电空间。
　　5.气候条件变化的风险
　　由于风电、光伏行业的特殊性，发电量依赖当地的气候条件，特别是风、光等自然资源条件，这些条件会随季节和风电场的地理位置出现很大差异，同时也受限于总体气候变化的影响。
　　为应对地区不同导致的气候条件差异，公司已在全国范围内分散布局，降低投资风险，但仍面临一定气候条件变化风险，未来我们将进一步平衡受不同气候条件影响区域的项目开发比例。
　　6.生产运营风险
　　在公司日常生产经营、电力检修等过程中，可能面临由违章指引、违规操作及设备自身健康水平引起的人员伤亡和财产损失的风险。
　　公司将严格落实各级安全管理责任，健全安全管理法制化机制，以系统完备的制度体系促进保障安全工作规范开展；紧盯工程建设、场站运维等重点领域，强化安全隐患排查治理，加快老旧设施设备改造升级，提高人防、物防、技防水平。常态化开展安全警示教育，提升产业一线员工安全意识，打造坚强安全队伍。
　　7.人才流失风险
　　新能源行业作为国家政策大力支持的战略性新兴产业，对于具备风力/光伏发电相关知识和技能的高级人才依赖度较高，各新能源公司对于国内具有相关专业知识和技能的优秀人才竞争逐渐激烈，尤其是对于具备长期工作经验的技术型管理人才需求量较大。公司未来可能面临人才流失的风险。
　　公司本着以“人才强企”的总体方针，积极搭建产业人才库，选拔挖掘专业造诣深厚的专家型人才。公司未来将围绕前沿技术攻关，通过开展校企合作，培养一批能够引领行业创新、制定行业标准的领军式人才；围绕重点项目建设，结合新型储能项目、深远海柔性直流输电项目、多种能源综合利用项目开发，培养一批具有实地调研能力、能够解决复杂工程问题、掌握绿色能源开发建设技术的卓越工匠型人才；围绕绿电交易和碳资产开发，系统开展专项培训，提升生产管理人员电力营销意识和水平，培养一批具有市场化思维的专业管理人才。 收起▲

　　(一)生产经营情况 　　1.基本财务状况 　　报告期内，公司实现营业收入8.74亿元，较上年同期（调整后）增长10.35%；实现归属于上市公司股东的净利润2.35亿元，较上年同期（调整后）增长73.25%；实现基本每股收益0.13元/股；加权平均净资产收益率1.41%，较上年同期（调整后）增长0.67个百分点。截至2023年一季度末，公司资产总额376.52亿元，归属于上市公司股东的净资产166.53亿元。

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