一、报告期内公司从事的主要业务　　(一)行业经营环境　　2026年上半年，正值我国“十五五”规划开局起步阶段，电力行业整体运行平稳，绿色转型进程持续深化。需求端，全社会用电量保持稳步增长，工业用电随经济修复持续回暖，算力数据中心、新能源充换电等新兴业态贡献核心用电增量，全国电力供需总体呈平衡态势。供给端，新能源装机维持高增态势，电网基建投资提速落地，特高压、智能配网建设有序推进。电力市场化改革不断深化，容量电价机制逐步完善，市场化交易占比稳步提升，电价水平整体企稳，新型电力系统建设扎实推进。根据国家能源局及中国电力企业联合会统计数据，2026年上半年，全国全社会用电量50,999亿千瓦时，... 查看全部▼

　　一、报告期内公司从事的主要业务
　　(一)行业经营环境
　　2026年上半年，正值我国“十五五”规划开局起步阶段，电力行业整体运行平稳，绿色转型进程持续深化。需求端，全社会用电量保持稳步增长，工业用电随经济修复持续回暖，算力数据中心、新能源充换电等新兴业态贡献核心用电增量，全国电力供需总体呈平衡态势。供给端，新能源装机维持高增态势，电网基建投资提速落地，特高压、智能配网建设有序推进。电力市场化改革不断深化，容量电价机制逐步完善，市场化交易占比稳步提升，电价水平整体企稳，新型电力系统建设扎实推进。根据国家能源局及中国电力企业联合会统计数据，2026年上半年，全国全社会用电量50,999亿千瓦时，同比增长5.3%；规模以上工业发电量为47,501亿千瓦时，同比增长3.5%。
　　2026年上半年，全国可再生能源新增装机1.17亿千瓦，占全部新增装机的73.9%，其中，风电新增并网3,862万千瓦，太阳能发电新增并网7,207万千瓦。截至2026年6月30日，全国可再生能源装机达到24.55亿千瓦，同比增长13.7%，约占我国总装机的60.7%。全国风电装机6.79亿千瓦，同比增长18.5%，太阳能发电装机12.74亿千瓦，同比增长15.8%。
　　2026年上半年，全国发电设备累计平均利用小时为1,392小时，比上年同期降低113小时，其中并网风电917小时，比上年同期降低170小时；太阳能发电527小时，比上年同期降低33小时。
　　（二）行业政策环境
　　1.全国统一电力市场体系加速构建，市场化改革纵深推进
　　2026年1月，国家发展和改革委员会、国家能源局联合印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，进一步完善发电侧容量电价机制，推动容量电价与电力现货市场、辅助服务市场有效衔接，引导发电企业合理投资，保障电力系统容量充裕度与安全可靠供应。该政策有助于稳定发电企业收益预期，促进煤电向基础保障性和系统调节性电源转型，同时为新能源大规模并网提供系统支撑。
　　2026年2月，国务院办公厅印发《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》，对全国统一电力市场建设作出系统性部署，明确市场建设目标、重点任务和保障措施。文件强调要统一市场规则、统一交易品种、统一技术标准，推动多层次市场协同运行，充分发挥市场在电力资源配置中的决定性作用。该政策标志着我国电力市场化改革进入深水区，有利于促进新能源消纳、提升电力系统运行效率，为新能源企业参与市场竞争创造更加公平、透明的制度环境。
　　2.“双碳”目标引领绿色转型，可再生能源发展机制持续完善
　　2026年4月，国家能源局、国家发展和改革委员会、科学技术部、工业和信息化部等四部委联合印发《关于促进人工智能与能源双向赋能的行动方案》的通知，推动人工智能技术与能源产业深度融合，促进能源生产、传输、消费全链条智能化升级。行动方案将加速新能源场站智能化运维、功率预测及调度优化，提升新能源发电效率和消纳水平，为新能源企业数字化转型和降本增效提供技术路径和政策支撑。
　　2026年4月，中共中央办公厅、国务院办公厅联合印发《碳达峰碳中和综合评价考核办法》，将碳排放总量和强度、非化石能源消费占比、新增用电量中清洁能源电量占比等关键指标纳入各地政府政绩考核体系。该办法对煤电形成强约束，推动高载能行业绿电消费刚性需求持续增加，进一步夯实新能源在能源结构中的主体地位，为新能源企业拓展市场空间、提升绿色电力价值创造有利条件。
　　2026年6月，国家发展和改革委员会、国家能源局、财政部、国家林业和草原局等四部委联合印发《可再生能源消费最低比重目标和可再生能源电力消纳责任权重制度实施办法》，明确各地区可再生能源电力消纳责任权重，建立刚性约束与激励约束相结合的消纳机制。该办法将压实地方政府和重点用能单位消纳责任，扩大绿电消费需求，为新能源发电企业提供稳定的市场空间和消纳保障。
　　2026年6月，国家发展和改革委员会、国家能源局联合印发《新型能源体系建设“十五五”规划》，明确2030年初步建成清洁低碳、安全高效的新型能源体系，提出非化石能源消费比重提升至25%、风光装机占比超50%的核心目标。规划统筹新能源大基地与分布式项目建设，配套电网升级、储能配套、市场化改革等支撑举措，推动传统能源清洁替代，构建多能互补的新型能源供给格局。通过完善消纳保障机制、健全绿电交易体系，有效缓解弃风弃光难题，稳定项目投资收益，同时带动储能、智能电网等配套产业协同发展，全面助推新能源高质量扩容与产业升级。
　　3.绿电消费与价值实现机制创新突破，新能源环境价值加速释放
　　2026年5月，国家发展和改革委员会、国家能源局联合印发《关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》，明确多用户绿电直连的实施路径、技术标准和交易机制，支持新能源企业通过专用线路向多个用户直接供电。该政策创新绿电消纳模式，降低新能源企业交易成本和中间环节损耗，提升绿电供应效率和价格竞争力，为新能源企业开拓多元化消纳渠道、增强市场化经营能力提供新路径。
　　2026年6月，国家发展和改革委员会、国家能源局、生态环境部、国家统计局、国家数据局五部门联合印发《非化石能源电力消费核算指南（试行）》，统一规范非化石能源电力消费的核算方法、数据来源和统计口径，为各地区、各行业准确核算非化石能源电力消费提供技术依据。该指南有助于提升绿电消费数据的可信度和可比性，推动绿电消费信息披露标准化，增强新能源电力的环境价值认可度和市场竞争力。
　　2026年6月，国家能源局综合司发布《关于组织推进非公共电网可再生能源发电项目绿证核发的通知》，明确非公共电网可再生能源发电项目绿证核发的申请条件、审核流程和管理要求，扩大绿证覆盖范围。该政策将绿证机制延伸至分布式、离网等非公共电网项目，进一步完善绿证市场供给体系，为新能源企业全面实现绿色电力环境价值提供制度保障。
　　(三)公司业务回顾
　　2026年上半年，本集团深入贯彻党的二十大和二十届历次全会精神，牢固树立和践行正确政绩观，立足国家“双碳”战略和“十五五”开局起步关键节点，实施提质增效专项行动和“开局年”七大攻坚行动，全力应对复杂变化的内外部环境，坚持存量增效、增量做优，有力推动各项工作取得积极成效。
　　2026年上半年，本集团新增新能源控股装机容量397.27兆瓦，其中新增风电控股装机容量340.95兆瓦、太阳能控股装机容量56.32兆瓦。截至2026年6月30日，本集团控股装机容量为46,391.56兆瓦，其中风电32,488.32兆瓦，太阳能13,897.14兆瓦，其他可再生能源6.10兆瓦。本集团2026年上半年累计完成发电量38,782,781兆瓦时，其中风电发电量31,267,449兆瓦时，同比下降6.67%；太阳能发电量7,512,678兆瓦时，同比增长22.22%。
　　1.筑牢安全防线，提升运维效能
　　2026年上半年，本集团统筹推进安全生产管理体系建设和治本攻坚三年行动，制定全员安全生产履责清单。深化“三三三”安全保障体系，组建安全环保监察中心，推动现场检查与视频监察常态化、数智化、实效化，以全覆盖远程监察压实全链条安全管控。统筹完善风光储及海外项目全链条管理制度，进一步厘清权责边界，填补储能项目运维管理制度空白，补齐特种作业制度短板，不断夯实精细化管理根基。
　　安全防线全面筑牢，专项督查隐患全量闭环整改，重大节点保电落实“五到位”机制，“学安规、反违章、保人身”全员覆盖增强安全意识与履职能力。成功应对多轮强降雨及台风侵袭，第一时间专项部署，及时预警和响应。设备责任制全面压实推动场站无人少人值守，防洪度汛实现隐患动态清零，重大隐患全部闭环。
　　精耕设备治理，开展多维度设备专项整治，精准溯源故障规律，设备运维效能和生产精益管理水平显著提升。提速数智建设，全力推进场站智能化建设，深度融合智能电站建设与生产管控系统，实现多模态数据接入、空天地一体化巡检及全方位动态监测，达成监盘、安防、巡检、分析、业务五大场景智能化替代。功率预测大模型融合准确率持续提升，新能源发电效能与安全运行水平显著增强。
　　2026年上半年，本集团累计完成发电量38,782,781兆瓦时，同比下降2.19%，其中风电发电量31,267,449兆瓦时，同比下降6.67%；太阳能发电量7,512,678兆瓦时，同比增长22.22%。风电平均利用小时数为982小时，较2025年同期下降120小时，主要原因为本集团部分大容量项目所在区域风资源水平同比下降、限电有所增加，平均风速较上年同期下降0.19米/秒。本集团风电利用小时较行业平均利用小时高65小时。
　　本集团所属风电场2026年上半年及2025年上半年控股发电量按地域分别为：
　　本集团所属风电场2026年上半年及2025年上半年风电平均利用小时/容量系数按地域分别为：
　　2.深化前期管控，拓展业态布局
　　2026年上半年，本集团精准务实抓发展，量质并重释放发展动能，依托国家能源集团一体化资源优势，全面推进内部协同合作，坚持合作开发与自主开发相结合。全力攻坚大基地项目，甘肃巴丹吉林基地项目中的250万千瓦风电项目取得核准；加快推动海上项目开发，海南CZ16场址200万千瓦、江苏大丰40万千瓦和江苏如东15万千瓦海上风电项目取得核准，成功竞得江苏蒋家沙风光同场52万千瓦海上光伏项目开发指标；紧跟新业态开发步伐，筹划算电协同项目，把握绿电直连政策突破，合理布局分布式和零碳园区，择优推进储能项目，梯次培育绿电制氢制氨等非电利用渠道，不断培育发展新动能。深化前期管控，严格核算项目可行性，充分开展投资项目前期论证，强化实地调研核查，对场址边界、土地权属、生态红线等关键约束条件进行现场核实，建立“双人核查+交叉复核+三级校审”机制，从源头提升论证的科学性与前瞻性，保障项目合规及收益水平。
　　2026年上半年，本集团累计取得开发指标3,377兆瓦，其中风电2,220兆瓦、太阳能1,157兆瓦，新签订开发协议752.1兆瓦，其中风电750兆瓦、太阳能2.1兆瓦，均位于资源较好地区。
　　3.强化全周期管控，提升工程质效
　　2026年上半年，本集团聚力项目攻坚，深化“124+N”全生命周期成本管控，工程管理提质创优。落实全流程监管，围绕关键环节实施节点化、清单式管控，对计划开工项目实行“一项目一方案”超前谋划；统筹监理长协、主要设备采购排产供应，全面推广“两图四表”并嵌入现场与系统管理全流程，动态跟踪项目进度与前期手续、招标采购、设计审查、质检验收相协同。精进造价管理，有序推进工程造价相关管理及激励制度建设，夯实造价管控制度根基；完善造价动态管控机制，推进造价管控平台开发迭代，健全投资、工程、采购、财务协同联动机制。深耕质量管理，紧扣“三优两好”建设标准，完善工程管理制度，搭建新能源标准化体系，严格工艺标准与工序验收，确保项目高质量投产。遴选培育重点标杆项目，打造生态友好和效益兼具的美丽电站。
　　本集团所属山东龙源龙王沟300兆瓦复合农业光伏发电项目获评“2025年度电力建设四星级智慧工地典型案例”、“2026年度工程建设项目设计水平评价三等成果”；天津滨海新区龙源海晶盐光互补项目获评“2026年新能源技术成果二等奖”。
　　2026年上半年，本集团加快大基地及海上风电项目建设，宁夏腾格里基地2,500兆瓦风电项目全面开工，海南东方CZ8海上风电项目（500兆瓦）累计并网168兆瓦，上半年累计新增新能源控股装机容量397.27兆瓦，其中风电340.95兆瓦、太阳能56.32兆瓦。截至2026年6月30日，本集团控股装机容量为46,391.56兆瓦，其中风电32,488.32兆瓦，太阳能13,897.14兆瓦，其他可再生能源6.10兆瓦。
　　本集团所属风电场于2026年6月30日及2025年6月30日控股装机容量按地域分布分别为：
　　4.强化策略引领，提升经营效益
　　2026年上半年，本集团坚持“量价双优、效益为先”的营销策略，推进产销协同，提升交易能力。建成营销辅助决策系统，整合新能源出力、市场供需、电价走势多维数据，有力支撑营销业务高效开展。统筹中长期、现货和辅助服务市场，紧抓年度交易签约，有效锁定基本盘；依托国家能源集团火电资源，研究新能源与火电协同交易，争取通过合同转让、发电权置换等交易灵活调整中长期持仓，优化合约曲线，对冲现货价格波动风险；落实各品种市场动态增收策略，形成可操作、可执行的具体措施。摸排市场政策、交易规则及交易态势，研判中长期持仓风险，建立风险防控机制。
　　2026年上半年，本集团风电平均上网电价人民币457元/兆瓦时(含增值税)，较2025年同期风电平均上网电价人民币477元/兆瓦时(含增值税)减少人民币20元/兆瓦时。主要是由于风电市场交易竞争加剧、无补贴项目增加导致。太阳能平均上网电价人民币308元/兆瓦时(含增值税)，与上年同期基本持平。
　　5.健全碳业务体系，提升行业影响力
　　2026年上半年，本集团坚持资源整合与价值创造协同，打造世界一流碳业务专业化服务平台，夯实全链条碳服务能力。高质量编制平台建设方案，优化组织架构，健全碳业务制度体系，配强人才队伍，扎实推进专业化服务平台建设。高质量开展碳足迹研究工作，提升市场化交易服务质效，稳步推进碳中和、碳足迹咨询项目，服务国家重大工程，实现风电和储能等多类型产品的碳足迹试点测算。上半年完成绿电交易35.9亿千瓦时，交易绿证135.7万张。
　　2026年上半年，本集团积极参与全国温室气体自愿减排市场建设，参加中电联组织的“新一轮国家自主贡献（NDC）目标下全国碳市场关键机制”研讨，受邀参与中国环境出版集团与上海环境能源交易所《碳路者——中国企业碳交易实战》著作编写，持续提升行业影响力；参与国家标准《基于项目的温室气体减排量评估技术规范二氧化碳捕集、利用与封存项目》的起草与发布，推动CCUS项目减排量准确核算与科学评估。
　　6.强化创新驱动，激发内生活力
　　2026年上半年，本集团深入推进“1234”科技创新方略，以创新为引擎，构建双驱创新机制，建立覆盖新能源全生命周期的技术支撑体系。推进国家级重大科技攻关任务，系统谋划多领域协同创新发展路径。国家“两重”项目“大型风光基地电氢协同混合电解水制氢合成氨系统集成及工程示范”、国家重点研发计划“多场景风电场规划设计关键技术及软件开发”、智能电网国家重点专项“多类构网型设备接入下省级送端电力系统安全高效运行示范工程”稳步推进。“火电碳数据‘采-存-算-管-易’全流程协同管控技术及应用”“集团级新能源投建营一体化分析与应用示范项目”2项重要成果经中国电机工程学会鉴定整体达国际领先水平。
　　本集团在数智化建设上持续发力，持续推进大模型建设研发和迭代升级，集聚场景规模效能。高效有序推进风电行业高质量数据集建设工作，推动构建“以模引数，用数赋模”双向赋能良性机制，积极参与国家能源局“人工智能+”高价值场景建设工作，“擎源”大模型10大场景、31个智能体在超2.3万台风光设备应用。“风电行业生产运营高质量数据集建设与应用”入选工信部发布的《2025年人工智能应用典型案例》，“擎源大模型赋能风电智能感知与生产运营实践”入选中电联发布的《“智能赋电创变未来”人工智能+能源电力应用推广案例》，公司风电智能感知与生产运营场景入选国资委“百业智景”中央企业人工智能战略性高价值场景。
　　2026年上半年，本集团授权发明专利22件、实用新型专利26件，发布国标行标9项，创历年新高。
　　7.压降资金成本，筑牢资金安全屏障
　　2026年上半年，国内宏观流动性保持合理充裕，持续实施适度宽松的货币政策，市场资金面总体宽松，短端利率中枢总体下移，超短期融资券、短期融资券等债务融资工具发行成本整体处于近年相对低位，为优质市场主体开展低成本融资创造有利条件。在此市场环境下，公司抢抓有利融资窗口，持续优化债务融资结构，稳步压降综合融资成本，有效保障日常经营及项目建设资金需求。
　　2026年上半年，公司共计发行超短期融资券11期，发行规模合计238亿元，发行利率区间为1.32%-1.55%，平均发行利率1.45%，较市场同评级主体同期发行利率保持优势。同时，公司持续推进债务融资工具多元化布局，积极做好短期融资券、中期票据及绿色中期票据等品种的储备与发行工作，进一步拓宽融资渠道，优化期限结构，降低集中兑付压力。
　　8.稳步建设境外平台，夯实海外发展基础
　　2026年上半年，本集团锚定世界一流国际化新能源领军企业发展目标，境外绿色能源投资运营平台建设全面步入正轨。紧跟国际新能源市场发展趋势，持续健全国际化发展体系，深耕平台搭建、制度完善、人才培育一体化建设模式，常态化开展骨干轮训与海外属地人才培育，不断夯实国际化发展顶层设计、制度保障与人才支撑根基。高质量推进境外新能源开发业务，聚焦年度境外遴选考核目标精准攻坚，沙特220万千瓦风电项目顺利通过遴选、300万千瓦独立储能项目通过资格审查，埃及100万千瓦风电项目、50万千瓦光伏项目稳步有序推进。持续深化中国南非能源战略合作，落地落实南非国家电力公司（Eskom）合作备忘录各项举措，稳步推进联合培训中心建设与属地技术赋能。积极响应国家能源局号召，成功举办APEC亚太清洁能源高级研修班，持续为亚太清洁能源合作发展贡献中国方案，研修成效获得各APEC经济体代表广泛认可。当前，本集团境外项目梯次接续、滚动发展的储备格局持续稳固，依托成熟完备的境外平台体系赋能海外业务提质增效，为企业国际化高质量发展夯实坚实基础、积蓄强劲动能。
　　(四)下半年工作计划
　　下半年本集团将锚定全年任务，真抓实干、攻坚奋进，高效做好各项工作，确保高质量完成全年目标，为“十五五”高质量发展夯实根基。
　　（1）从严从实抓安全，着力强化风险防控能力
　　坚持“从零开始、向零奋斗”，协同推进本质安全提级、合规环保提质，确保治本攻坚三年行动圆满收官，以新安全格局保障新发展格局。深化体系运行，推动本质安全提级，推进体系融合，提升监管质效，筑牢基建防线；深化风险防控，推动合规环保提质，抓好体系搭建，抓好风险预警，抓好专项排查。
　　（2）精准务实抓发展，着力增强增量做优动力
　　切实增强机遇意识、危机意识、争先意识，协同推进资源获取攻坚、项目建设提效、开发模式拓展，实现更高质量、更高效率、更可持续的发展。在战略布局和资源获取上协同发力，大基地项目梯次推进，海上风电开发实行“一省一策”，海外业务坚持“一核发展、四轮驱动、五域布局”发展战略；在项目质量和建设进度上协同发力，突出进度攻坚，突出质量创优；在系统管理和开发模式上协同发力，强化统筹协同，强化科学布局。
　　（3）提质增效抓存量，着力挖掘价值创造潜力
　　以产销协同拓增收、精益管控降成本为主线，统筹推进量价双优和全链降本，全力推动存量资产效益最大化。聚焦产销协同增收创效，强化设备精益治理，强化精准交易能力，强化绿色价值创造；聚焦成本管控降本提效，深化资金资本布局，深化全链条提质控费。
　　（4）聚力攻关抓创新，着力提升科技支撑实力
　　建强双驱创新机制，锚定三个需求导向，更好发挥科技创新主体作用，以高水平科技创新培育新质生产力。高标准谋划技术创新，紧盯核心技术攻坚，紧盯重点项目落地，紧盯创新成果孵化转化；高质量推进数智赋能，加快数据要素流通，加快大模型应用，加快智能场站建设，加快人工智能+场景应用。
　　（5）先立后破推改革，着力激活内生发展活力
　　紧扣国资国企改革新要求，深入落实“管理强化年”部署，统筹推进治理提效、平台赋能，以改革破局增动能、释活力。持续加强企业治理，抓实体系提级，抓实考核赋能，抓实对标管理，抓实资本运作；持续建强平台支撑，建强碳业务专业化服务平台，建强境外绿色能源投资运营平台。
　　（6）强根铸魂抓党建，着力凝聚干事创业合力
　　深入学习贯彻习近平党建思想，认真落实全国国企党建会召开10周年系列部署，以高质量党建引领保障本集团高质量发展。强化思想政治引领，把党的政治建设放在首位，把全面从严治党贯穿始终；营造干事担当氛围，锻造过硬干部人才队伍，夯实党的基层组织基础。

　　二、核心竞争力分析
　　1.深化统筹赋能长效发展
　　本集团持续打造以“内部共享、外部协同”为核心路径的共享协同平台，推动经营模式由独立运营稳步迈向生态共赢。坚持资源共享，借力控股股东国家能源集团一体化资源禀赋，优布局调结构，全力拓展优质资源，获取大基地与海上风电项目开发主导权，夯实发展基本盘。拓宽协同维度，秉持开放理念扩容产业生态圈，推行“专业赋能+区域联动”基地开发模式，积极融入区域协同发展，实现资源获取、项目开发、能源利用一体统筹。深化统筹多元布局，推动规模质量双提升，为可持续发展构筑稳固根基。
　　2.数智协同赋能创新突破
　　本集团深入推进“1234”科技工作路径，以“战略引领、体系支撑、攻坚突破、数智融合、生态聚合”为核心特征，系统打造世界一流新能源科技创新平台。强化科技创新，坚持技术攻关与数智赋能融合，系统布局国家级重大科研攻关任务，参与实施重大科技引领项目，全面确立行业创新领先地位。持续推进大模型建设研发和迭代升级，深化“擎源”大模型规模化应用；集聚场景规模效能，超2.3万台风光设备应用，支撑生产预知维护与智能辅助决策。本集团已形成承担国家级重大科技任务、拥有多项国际领先成果、大模型与数据集建设获得行业较高认可的复合型竞争优势，为可持续发展注入强劲新动能。
　　3.深耕营销赋能多维创效
　　本集团积极应对电力市场化改革新形势，依托精细化电力营销、全生命周期成本管控、多元化收益挖掘，平抑市场电价波动影响。准确把握政策导向和市场形势，深入学习掌握市场交易规则，一场一站分析资源特性、竞争能力优化交易曲线；优化中长期持仓，根据发电与价格预测及时灵活调仓，妥善衔接中长期与现货，实现交易收益最大化。推进营销人才培养，专项组织开展营销管理培训，提升统筹协调、政策解读与团队管理能力；扎实开展电力交易员职业技能等级认定，细化培训、考核、认证全流程管理，以标准化持证管理夯实交易队伍专业根基。深化数字平台建设，做精营销辅助决策支撑，有效赋能市场化运营；试点推进AI+交易融合应用，探索AI技术在交易策略优化、市场趋势预判、风险自动防控等场景的应用。通过“五位一体”营销体系的实施，提升营销创效能力，以科学策略拓市场。
　　4.战略财务赋能价值增长
　　本集团持续推动财务管理从基础核算向战略价值管理转型，锚定价值创造核心目标，完善项目收益与资金风控研判机制，搭建“成本识别、预算匹配、动态管控、复盘优化”全链条闭环体系。聚焦资产盈利、资金周转、负债管控核心指标分层评估，常态化组织业财联合复盘，穿透项目投资、工程建设、生产运营全链条剖析盈利波动成因。深化全域司库体系建设，统筹境内外资金集中调度，拓宽多元化低成本融资渠道，持续压降综合融资成本，规范资金审批、外币管理、票据统筹流程，优化项目投资资金规模。加速财务数智化转型，落地乾源二期财务智能体，打通业财数据壁垒，实现税务、资金、资产自查预警，释放核算人力投向价值分析、合规管控等高价值工作。以财资体系改革全面支撑本集团风光、海上、海外及碳业务协同高质量发展。
　　5.强基人才赋能创新优势
　　本集团高度重视人才队伍培养，积极推进“一核两翼四化五体系”人才培养机制，一体推进管理、技术、技能人才队伍建设，树立实干实绩用人导向，全方位夯实人才支撑，坚持以人才引擎驱动创新之源。打破地域、部门界限，整合精锐力量，有力保障“腾格里攻坚行动”、海南东方等10余个重点项目建设。选优建强“三支队伍”人才储备，深化首席师评聘管理，加强专业化人才梯队建设，构建人力资源共享机制，发挥“一盘棋”管理效能。完善员工教育培训及内部培训师管理制度，推动形成“单位重培训、骨干愿授课、员工主动学”的良好生态，以人才强企战略赋能本集团高质量发展，打造支撑世界一流企业建设的人力资源核心引擎。

　　三、公司面临的风险和应对措施
　　1.资源风险及应对措施
　　我国幅员辽阔，区域跨度大，地域间气候条件差异较大，具体表现为同一时段内各地出现不同的大小风光年气候特征，造成发电项目大风光年发电量高于正常年水平，小风光年低于正常年水平。同时，根据世界气象组织（WMO）《2025年全球气候状况》报告与世界经济论坛《2026年全球风险报告》，极端天气已被识别为长期性核心风险，气候变暖驱动大气环流格局调整，加剧风光资源的时空波动性，影响能源转化效率及出力稳定性。2026年上半年，本集团所属风电场平均风速为历史低值，光伏电站总辐照量同比下降，利用小时同比下降。
　　为应对地区不同导致的气候条件差异，本集团在全国范围内分散布局，降低投资风险。截至2026年6月底，本集团已在全国31个省级行政区拥有发电项目，项目布局越来越趋向于优化合理，未来将进一步平衡受不同气候影响区域的项目开发比例。为应对极端天气影响，本集团已在江苏、广西等区域创新投保气象指数保险，对冲风速波动导致发电量不及预期产生的损失，平滑收益波动风险。
　　2.政策风险及应对措施
　　随着136号文的发布与相关配套政策及方案的实施，新能源上网电量逐步全面进入电力市场并通过市场交易形成价格，短期内可能会导致公司平均上网电价出现波动，进而使得公司产生收入及业绩波动的风险。如何巧发电、发高价值电已成为新能源参与市场竞争的核心，精准预测、动态优化、快速响应成为竞争关键。
　　本集团将持续加强市场分析研判，提高电价预测能力，提升价格预判前瞻性。强化中长期交易管理，坚持“合理覆盖率”动态跟踪，交易决策充分考虑各类风险因素，优化持仓结构与规模。提升现货创效能力，推动以价格信号为导向参与现货交易，以月度月内中长期交易作为增效防风险的核心抓手，以功率预测和市场预测精准度为保障，省内省间市场协同发力，持续提升电力交易质效。
　　3.电网风险及应对措施
　　新能源的并网规模持续增长，与之相比，电力需求增长幅度以及系统调节能力提升却较为缓慢。部分地区在研究新能源发展规划时重点考虑资源条件，并未充分考虑并网送出和消纳，新能源规划规模与电网输变电能力、电力负荷消纳能力等未协同匹配，导致项目接入过于集中，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。同时，电网建设速度往往与新能源项目建设进度难以匹配，跨省区输电通道建设滞后，使得大基地项目在消纳方面存在一定风险。
　　本集团将依据各地区电网架构的不同特点和形势，进一步强化与政府主管部门以及电网公司之间的沟通与协作，积极推动局部电网结构的优化与改善。强化机组精益运维，提升发电设备利用小时数，降低弃风弃光率，最大化存量资产收益。积极参与电力现货、跨省交易及辅助服务市场，通过调峰、调频获取增值收益，拓宽盈利渠道。配套建设储能、柔性负荷设施，平抑发电波动，提升电站并网稳定性与消纳适配性，增强企业抗周期经营能力。
　　4.生产风险及应对措施
　　本集团自1993年成立以来，一直致力于新能源开发运营管理工作，随着运行年限的增加，早期投产的设备逐渐暴露出机械部件磨损加剧、电气元件故障率增高、易损件老化等集中性问题，存在一定的安全风险。
　　本集团深化设备精益运维管理，在总结近两年设备治理攻关经验基础上，围绕设备问题治理攻坚、海上海外管理提升、前沿技术创新创效三大方向，统筹成立十四个生产精益管理攻关组，从源头根治风机大部件、光伏、输变电等设备集中性问题，全面提升设备可靠性和生产精益管理水平。另外，本集团加速老旧风电场的改造升级，依托“整体规划、分步实施”的原则，同时持续进行机组延寿工作，确保有针对性的方案和措施，从而保障风电场的高效和长期运行。
　　5.国际化风险及应对措施
　　2026年上半年，全球宏观环境复杂，地缘、贸易格局调整，能源转型、市场波动与供应链重构交织，本集团海外新能源业务外部不确定性凸显。全球新能源市场快速扩张，市场化竞价普及，行业竞争加剧；中东、东南亚、拉美等重点市场属地合规监管趋严，本地化配套要求提升，供应链及成本工期管控压力加大。部分地区电网配套不足，新能源消纳送出受限。叠加地缘及金融市场扰动，项目施工变数增多，对海外项目风险防控与精细化运营提出更高要求。
　　面对日趋严峻复杂的国际环境，本集团牢牢守住境外业务安全运营底线，以风控前置赋能高质量海外发展。完善海外投资量化评估框架，充分预判各类外部变量影响，从源头管控投资收益波动风险。持续优化国别市场布局，择优深耕发展环境稳定的重点区域，积极防范地缘政治衍生风险。丰富境外风险对冲手段，健全风险补偿保障体系。深化项目前期资源条件论证，规范核心商务条款风险约定，不断增强海外资产抗冲击能力。
　　6.汇率和利率风险及应对措施
　　本集团并无面临重大信贷风险及流动性风险。利率风险主要源于现金及银行结余、银行借款，但整体影响有限。外汇风险来自外币现金存款，本集团通过持续监控汇率波动并采取审慎措施，将货币折算风险控制在最低水平。 收起▲

　　一、报告期内公司从事的主要业务　　公司需遵守《深圳证券交易所上市公司自律监管指引第3号——行业信息披露》中电力供应业的披露要求　　2025年，面对复杂形势和艰巨任务，本集团在公司董事会的坚强领导下，坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，牢牢把握“稳经营、谋创新、优投资、强管理、保安全”的工作主线，全面落实“三个转型”工作要求，深入实施“12355”工作思路，迎难而上、锐意进取，各项工作取得显著成效。　　2025年，本集团净新增新能源控股装机容量4,851.10兆瓦，其中新增风电控股装机容量1,738.60兆瓦、太阳能发电控股装机容量3,142.50兆瓦，减少生物质发电控股装机容量3... 查看全部▼

　　一、报告期内公司从事的主要业务
　　公司需遵守《深圳证券交易所上市公司自律监管指引第3号——行业信息披露》中电力供应业的披露要求
　　2025年，面对复杂形势和艰巨任务，本集团在公司董事会的坚强领导下，坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，牢牢把握“稳经营、谋创新、优投资、强管理、保安全”的工作主线，全面落实“三个转型”工作要求，深入实施“12355”工作思路，迎难而上、锐意进取，各项工作取得显著成效。
　　2025年，本集团净新增新能源控股装机容量4,851.10兆瓦，其中新增风电控股装机容量1,738.60兆瓦、太阳能发电控股装机容量3,142.50兆瓦，减少生物质发电控股装机容量30.00兆瓦。截至2025年12月31日，本集团控股装机容量为45,994.29兆瓦，其中风电32,147.37兆瓦，太阳能13,840.82兆瓦，其他可再生能源6.10兆瓦。本集团2025年累计完成发电量76,469,353兆瓦时，其中风电发电量63,086,188兆瓦时，同比增长4.19%；太阳能发电量13,377,458兆瓦时，同比增长70.92%。
　　1.全面夯实安全环保基础，筑牢高质量发展根基
　　2025年，本集团全面构建安全生产管理体系，践行“从零开始、向零奋斗”的安全文化理念，以“零伤亡、零事故、零损失”为终极目标，以归零心态推进安全生产精细化管理。创新开展安全管理提升“三个一”、作业现场“三个全面整治”等专项行动，筑牢承包商管理“三个环节”与事故预防“三道防线”，提升本质安全水平。深度融合数字化转型，全面升级安全环保智能监管平台，实现风险动态管控。完善积分制管理体系，通过刚性约束推动管理效能提升。系统推进风险分级管控，严格落实年度安全环保重点工作任务，开展治本攻坚三年行动，组织“安全生产月”警示教育活动，实施海上应急演练观摩，成功抵御超强台风“桦加沙”正面袭击，实现零损失。构建隐患排查治理闭环体系，显著提升员工安全履责能力与现场监督效能，全年实现重大安全事故和环保事件“双零”目标。
　　2025年，本集团着力构建高效运维新格局，以区域维保基地为枢纽辐射周边场站，实现人员配置最优化。在风电、太阳能等核心业务领域全面应用无人机巡检技术，初步建成智能化运维创新体系。动态完善生产运营制度体系，构建与高质量发展相适应的规范化管理机制。推行“清单式”消防安全管理，分两轮开展发电机组火灾隐患专项排查，实现重大隐患100%闭环治理。实施预防性检修策略，提升设备可靠性，完善风电防倒塔技术标准体系，强化全过程技术监督，构建多层级风险防控网络。
　　2025年，本集团累计完成发电量76,469,353兆瓦时，同比增长1.22%，新能源发电量同比增长11.82%，其中风电发电量63,086,188兆瓦时，同比增长4.19%。2025年，风电平均利用小时数为2,052小时，同比下降138小时，较行业平均利用小时高73小时。风电平均利用小时数下降主要原因：一是2025年本集团项目分布区域平均风速同比下降0.1米/秒；二是全国新能源装机高速增长，但用电需求增长幅度小于装机增长幅度，导致部分区域供需比例失衡，风电限电比例同比升高，限电损失同比增加。
　　本集团所属风电场2024年及2025年控股发电量按地域分别为：
　　本集团所属风电场2024年及2025年风电平均利用小时╱容量系数按地域分别为：
　　2.拓展优质资源储备，推动高质量规模增长
　　2025年，本集团坚持存量提质与增量做优协同推进，抢抓战略机遇，优布局调结构，全力拓展优质资源。积极践行“五个示范”，以重大工程带动高质量发展、突破性进展和创新实践，全力推进“沙戈荒”风光大基地建设，强化海上风电规模化开发，打造具有龙源特色的新能源标杆基地。聚焦中东南部消纳能力强劲、电价优势显著区域，优先获取竞配指标。科学实施“以大代小”项目，因地制宜布局共享储能项目，协同下游产业有序拓展绿电制氢（氨）应用场景。加快深远海项目布局，深化战略谋划与实施推进。
　　2025年，本集团新签订开发协议5.86吉瓦，其中风电4吉瓦、太阳能0.65吉瓦、储能1.21吉瓦，均位于资源较好地区。全年累计取得开发指标8.63吉瓦，其中风电4.27吉瓦，太阳能4.36吉瓦。
　　3.攻坚重点项目建设，打造高质量标杆工程
　　2025年，本集团聚力项目建设，科学调配施工资源，靶向破解卡点瓶颈，对关键节点推进全流程监督。针对大基地项目，优化建设方案，实现人力资源共享协同，深化专业协作，群策群力攻坚，打造基地建设新范式。完善标准体系建设，制定国家能源集团新能源标准化体系，主导完成5个分册共40项附录编制与审查，发布3册工程建设标准工艺，修订完善光伏部分施工、验收与质量通病手册。优化初设审查与管理，以“六优”标准统领工程建设，优先选用“两高三友好”机型、组件。构建“124+N”全生命周期成本管控体系全面落地，成立造价中心，深化设计优化，集采扩围推动造价持续降低，成本管控精益有效。统筹招标及施工阶段造价目标，细化量价清单，建立动态监控体系，扎实做好“内外双审制度”，严控工程量及工程造价，深入开展集约采购工作，物资循环创效成果突出。
　　2025年，本集团天津海晶盐光互补项目、江苏射阳共享储能电站项目获得中国电力优质工程奖。河南清丰10万千瓦风电项目取得河南省工程建设省级工法证书。本集团《共享储能企业助力新型电力系统建设搭建“六位一体”储能发展管理体系》被评为中国电力建设企业协会“2025年电力建设科技创新管理成果”。
　　2025年，本集团净新增新能源控股装机容量4,851.10兆瓦，其中新增风电控股装机容量1,738.60兆瓦、太阳能发电控股装机容量3,142.50兆瓦，减少生物质发电控股装机容量30.00兆瓦。
　　本集团所属风电场于2024年12月31日及2025年12月31日控股装机容量按地域分别为：
　　4.创新体系提升营销能力，激活高质量发展效能
　　2025年，本集团主动应对电力市场加速建设与新能源全面入市的双重挑战，紧密跟踪各省“136号文”实施方案，系统评估对存量及增量项目的影响，制定针对性应对方案，深化“以交易为中心、以补贴为基础、以绿碳为特色、以人才为抓手、以系统为保障”的“五位一体”营销体系。聚焦机制电量规模、增量项目竞价、现货价格上下限等核心议题，深度参与各省市场化改革规则制定，积极争取政策支持。在中长期交易方面，坚持“量价兼顾、效益优先”原则，科学组织开展年度交易，签约电量实现同比增长，夯实收益基础。通过电网协调、省间交易、储能调峰等举措，多维度降低限电影响，强化补贴资金回收与清单管理。面对新能源全量现货交易新挑战，推动子分公司提升市场主动应对能力，组建专家团队赴山东、蒙东、甘肃等重点区域开展专项指导，系统提升交易能力。同步优化营销机构设置，在运营监控中心增设营销岗位，实现生产营销协同贯通，开展交易员技能认定及多层次培训竞赛。创新推进“一省一策”龙源电力营销系统建设，通过数据管理、市场分析、预测建模等功能，全面提升交易信息化、智能化水平。
　　2025年,本集团风电平均上网电价人民币475元╱兆瓦时（含增值税），较2024年风电平均上网电价人民币527元╱兆瓦时（含增值税）减少人民币52元╱兆瓦时。主要由于风电市场交易规模扩大，平价项目增加以及结构性因素导致。太阳能发电平均上网电价人民币318元╱兆瓦时（含增值税），较2024年太阳能发电平均上网电价人民币335元╱兆瓦时（含增值税）减少人民币17元╱兆瓦时。主要由于太阳能发电市场交易规模扩大，市场交易电价偏低拉低平均上网电价。
　　5.积极拓展绿证绿电交易市场，深挖高质量发展潜能
　　2025年，本集团建立绿证集中统一管理工作模式，发挥规模优势，提升绿电绿证营销能力。构建绿证“一体三翼”销售体系，完成绿证交易管控平台项目台账信息维护，完成建档立卡系统项目授权，最大化兑现绿色环境价值。2025年核发绿证1,620.7万张，交易绿证1,632.2万张，同比增长59.47%。加大客户开发力度，挖掘用户绿电消费需求，深挖绿电价值潜力。2025年完成绿电交易85.6亿千瓦时，同比增长27.74%。推进多年期绿电交易，在福建签署公司首笔6年期绿色电力合约，签约电价较同期同类合约市场价高逾20元/兆瓦时。
　　2025年，本集团积极参与全国温室气体自愿减排市场建设，修编行业技术导则，主笔起草的团体标准《发电企业碳排放数据管理信息系统技术导则》正式实施，将发电企业建设碳排放信息系统过程中的经验向全行业推广。自主研发的“碳排放数据区块链上链存证系统”顺利通过中国电力企业联合会组织的科技成果鉴定，认定该系统整体达到国际先进水平。主持申报的三项能源行业标准获国家能源局批准立项，填补生物质钾、钠和氟元素仪器法检测标准的空白。积极开发碳普惠项目，储备各类碳资产。
　　6.坚持科技创新驱动引领，培育高质量发展充沛动能
　　2025年，本集团持续加强科技创新体系建设，制定“1234”科技创新工作方略，系统创建了以“战略引领、体系支撑、攻坚突破、数智融合、生态聚合”为核心特征的科技创新平台。建强双驱创新机制，对内深化“1+1+4+N”科技创新自主研发驱动体系，对外构建多方协同高效创新驱动体系。成功获批设立国家博士后科研工作站，获批北京市自然科学基金依托单位，成为同时具备国家级和省部级自然科学基金依托单位资质的发电企业。龙源电力——西安交通大学新能源创新研究中心首批4个协同创新项目获批立项。参与7项国家级科技创新项目，牵头3项重大攻关课题，勇当国家新型电力系统、国产风资源软件开发、绿电制氢新质生产力建设排头兵。
　　2025年，本集团勇挑重担牵头承接“擎源”大模型建设，发布首个新能源行业AI大模型。依托“擎源”大模型正式发布，实现“生成式人工智能服务”“深度合成服务算法”双备案，所构建的“风电行业高质量数据集”获国家数据局与国资委双重权威认证，成为风电领域唯一入选典范。全球首座风渔融合浮式平台“国能共享号”项目完成验收，投运我国首套海上风电综合探测平台“国能海测1号”，建成千吨级风电退役叶片再生型材生产线。
　　2025年，本集团科技创新成果持续高质量产出，本年度验收科技创新项目25个，完成科技成果鉴定12项，其中7项鉴定为国际领先水平，获省部级及行业科技奖14项，获奖数量刷新“十四五”之最，本年新增申请专利184项，其中发明专利135项再创新高、实用新型专利49项，2项国际标准获批立项，实现本集团国际标准立项零的突破。
　　7.强化财务成本精益管控，巩固高质量发展优势
　　2025年，本集团坚持“结构优化、成本可控”原则，打好资金管理“防御反击战”，在保障流动性安全前提下系统提升融资效率和资金使用效益。通过统筹安排长短期融资节奏，优化债务结构和期限配置，在融资规模增长的同时有效控制资金成本，合理搭配债券品种与期限，锁定长期低成本资金以对冲利率波动风险。同步推进存量债务优化，通过梳理调整贷款结构和利率水平，实现债务成本下降，进一步提升资金使用效能。
　　2025年，本集团累计发行23期债券共计448亿元。其中，成功发行14期超短期融资券、8期中期票据，全年资金成本保持行业优势；成功发行1期绿色中期票据，不仅有效降低资金成本，同时彰显本集团“碳达峰、碳中和”的责任与担当。
　　8.落实境外投资运营平台战略，推进高质量国际布局
　　2025年，本集团持续强化境外资产管理，紧跟国际新能源市场趋势，推进境外绿色能源投资运营平台建设，系统谋划“一核发展、两翼驱动、五域布局、六维支撑”发展战略，指导海外新能源布局高质量推进。聚焦战略深耕，在重点区域实现稳健突破：南非塔拉农场、卡弗兰特等合计144万千瓦太阳能项目获遴选批复；沙特220万千瓦风电项目获投标资格；与南非电力公司（Eskom）签署合作谅解备忘录，形成“多点开花”的境外储备布局，为国际化发展注入动能。
　　公司售电业务情况
　　2025年，本集团累计完成售电量75,122,278.05兆瓦时，同比上升7.77%，其中风电售电量61,615,675兆瓦时，同比上升0.26%；太阳能及其他可再生能源售电量13,506,603.05兆瓦时，同比上升63.73%。售电量的增加，主要是因为装机容量上升影响所致。
　　二、报告期内公司所处行业情况
　　公司需遵守《深圳证券交易所上市公司自律监管指引第3号——行业信息披露》中电力供应业的披露要求
　　（一）经营环境
　　2025年，在党中央坚强领导下，我国经济顶压前行、展现强大韧性，国内生产总值增长5%，总量突破140万亿元，经济运行总体平稳、稳中有进。预计“十五五”时期全社会用电量年均新增6,000亿度，2030年用电量将达13.5万亿度。作为能源革命核心抓手，风电、太阳能发电等可再生能源装机容量目标大幅提升。在2025年我国宣布的新一轮国家自主贡献目标中，明确提出风电和太阳能发电总装机容量达到2020年的6倍以上、力争达到36亿千瓦，为“双碳”目标提供核心支撑。科技创新成果丰硕，人工智能、生物医药等领域全球领先，现代化产业体系和全国统一大市场建设持续推进，经济社会发展主要目标圆满完成。尽管2026年面临挑战，但我国经济长期向好的基本面未变，制度、市场、产业和人才优势将持续释放，为能源转型与高质量发展奠定坚实基础。
　　根据国家能源局及中国电力企业联合会统计数据，2025年全社会用电量103,682亿千瓦时，同比增长5.0%。2025年全国发电量为104,166亿千瓦时，同比增长4.9%，其中，风力发电11,274亿千瓦时，同比增长13.1%；太阳能发电11,724亿千瓦时，同比增长39.8%。
　　截至2025年底，全国发电装机容量38.9亿千瓦，同比增长16.1%。其中，太阳能发电装机容量12.0亿千瓦，同比增长35.4%；风电装机容量6.4亿千瓦，同比增长22.9%。
　　2025年，全国6,000千瓦及以上电厂发电设备累计平均利用3,119小时，比上年同期减少312小时；并网风电1,979小时，同比降低148小时；并网太阳能发电1,088小时，同比降低113小时。
　　（二）政策环境
　　1.锚定目标促能源发展，聚力融合建新型体系
　　2025年2月，国家能源局印发《2025年能源工作指导意见》，提出三大主要目标：一是增强能源供应保障能力，全国发电总装机达36亿千瓦以上，新增新能源装机2亿千瓦以上；二是深化绿色低碳转型，非化石能源发电装机占比提升至60%，消费比重达20%，推进“沙戈荒”风光基地、抽水蓄能及核电建设；三是提升发展质量效益，风电、太阳能发电利用率保持合理水平，太阳能治沙等综合效益更加显著，初步建成全国统一电力市场体系，资源配置进一步优化。该政策有助于指导各地和各有关单位进一步加快规划建设新型能源体系，以能源高质量发展和高水平安全助力我国经济持续回升向好。
　　2025年10月，国家能源局发布《关于促进新能源集成融合发展的指导意见》，明确指出要提升新能源多品种互补开发水平，优化“沙戈荒”新能源基地电源结构和储能配置比例，因地制宜建设光热发电等调节性电源，合理控制新建基地煤电装机需求，积极推进主要流域水风光一体化开发，推进省内集中式新能源项目风光气储等互补开发，探索打造100%新能源基地。鼓励新能源与配建储能一体化调用，探索新能源与其他电源在一定条件下实质性联营，提升市场竞争力，推动新能源发电企业向系统友好、市场协同、绿色集成方向转型，增强竞争力、收益稳定性与可持续发展能力。
　　2025年12月，2026年全国能源工作会议在京召开。会议指出，过去一年能源安全保障有力有效，绿色转型步伐加快，科技创新水平持续提升，全国统一电力市场初步建成，国际合作迈向更高水平。2026年将紧紧围绕能源强国建设目标，重点推进“十五五”能源规划编制实施，提升能源安全保障能力，加快绿色低碳转型，新增风电、太阳能装机2亿千瓦以上，推动能源科技自立自强，深化能源改革与法治建设，拓展全方位国际合作，以高质量能源工作支撑中国式现代化建设。
　　2.完善规则促市场建设，健全政策助能源转型
　　2025年1月，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》（“136号文”），明确新能源上网电量全面进入电力市场，电价通过市场交易形成，并建立可持续发展价格结算机制。“136号文”以2025年6月1日为节点，对存量项目电量规模妥善衔接现行具有保障性质的相关电量规模政策，机制电价按现行价格政策执行，不高于当地煤电基准价；增量项目则通过市场化竞价确定机制电价，规模动态匹配消纳责任权重。同时，建立“多退少补”差价结算机制，市场交易均价与机制电价的差额纳入系统运行费用，保持存量项目政策衔接，稳定增量项目收益预期。政策还明确绿证收益不重复计算，禁止将储能作为项目并网前置条件，并强化与电力市场、碳核算等政策协同。截至2026年3月，全国30个省区已发布“136号文”实施细则，山西、山东、安徽等29个省区已完成竞价工作，新能源将面临更加充分的市场竞争，价格形成机制更加复杂。
　　2025年4月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》，明确2025年底前基本实现电力现货市场全国覆盖，全面开展连续结算运行。用户侧主体需在年底前全面参与现货市场申报、出清及结算，中长期签约履约比例须符合能源安全保供要求。通知强调以第三方机构独立评估为正式运行前提，未通过系统校验的地区不得开展试运行。该政策加速全国统一电力市场体系建设，推动电力资源在更大范围优化配置，为行业市场化改革注入强劲动力。
　　2025年4月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《电力辅助服务市场基本规则》，首次将储能企业、虚拟电厂、智能微电网等新型经营主体纳入市场范围，明确其与发电企业、售电企业共同参与调峰、调频、备用、爬坡等辅助服务交易。市场运行遵循“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担”原则，建立“日清月结”结算机制，并与电力现货市场衔接。该政策通过激活多元化调节资源、完善市场化价格机制，加速新型电力系统建设，并为储能、虚拟电厂等新质生产力创造规模化发展空间。
　　2025年9月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《电力现货连续运行地区市场建设指引》，为电力现货市场从试运行迈向成熟运营提供权威指南。该指引主要聚焦优化现货市场交易机制、完善中长期市场交易、健全辅助服务市场、建立容量补偿机制、规范零售市场运营等关键环节，并提出优化现货出清机制、推动新型主体参与市场、加强市场信息披露与监管等一系列具体措施，旨在构建主体多元、竞争充分、功能完备的电力市场体系，促进电力资源优化配置和新能源高效消纳，为全国统一电力市场建设提供制度保障。
　　2025年11月，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）》，明确集中报价适用范围与规模限制，仅允许同一集团内同一省（区、市）的新能源发电企业集中报价，总规模不超过所在省（区、市）单个最大燃煤发电厂装机规模；规范工作流程，要求企业共同申请、动态管理；强化风险防控与监管，明确各方职责，防范市场操纵行为。该通知旨在推动构建符合新能源发电特性、分布格局、经营现状的市场报价方式，规范电力市场运行秩序，提升电力资源优化配置效率，助力新型电力系统建设。
　　2025年12月，国家发展改革委、国家能源局印发《电力中长期市场基本规则》，旨在深化电力市场化改革，适应新型电力系统建设需求。《规则》明确除执行政府定价的电量外，电力中长期市场的成交价格应当由经营主体通过市场形成，第三方不得干预；对直接参与市场交易的经营主体，不再人为规定分时电价水平和时段；对电网代理购电用户，由政府价格主管部门根据现货市场价格水平，统筹优化峰谷时段划分和价格浮动比例。该规则推动提升中长期市场灵活性，促进与现货市场的协同衔接。
　　3.创造需求引绿色消费，明确比例拓市场空间
　　2025年3月，国家发展改革委、国家能源局等五部门联合发布《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》，明确到2027年基本建成绿证市场制度体系，2030年实现绿证国际应用与绿色电力环境价值充分体现，并提出五大行动：通过按月自动核发绿证稳定供给，推动风电、太阳能等全电量入市；建立“强制+自愿”消费机制，要求钢铁、化工等重点行业2030年绿电消费比例不低于全国消纳责任权重平均水平，并将绿电消费纳入ESG披露；完善绿证交易机制，支持中长期协议和跨省流通；拓展绿证在碳核算、产品标识等场景应用；推动国际标准制定，提升中国绿证认可度。该政策为绿证市场发展提供全面支持，有助于激发企业绿色电力消费需求，促进可再生能源高质量发展。
　　2025年5月，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》，要求以“以荷定源”确定新能源装机规模，现货市场地区自发自用电量占比不低于60%（2030年达35%），余电上网比例不超过20%，并强制配置储能及灵活调节资源。该政策通过物理直连破解绿电溯源难题，加速新能源消纳、降低出口企业碳关税压力，并推动储能、智能电网及虚拟电厂发展，重构能源供需格局。
　　2025年7月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于2025年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》，下发2025年、2026年可再生能源电力消纳责任权重和重点用能行业绿色电力消费比例。文件提出在电解铝行业基础上，增设钢铁、水泥、多晶硅行业和国家枢纽节点新建数据中心绿色电力消费比例，其中钢铁、水泥、多晶硅行业要求绿电使用比例为25.2%-70%，数据中心则均为80%。该政策能够为新能源企业创造确定性的长期市场需求，实现“环境溢价”，提升收益。
　　4.提升能力支撑高比例接入，创新机制促新能源消纳
　　2025年8月，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）》，提出要促进新型储能应用场景拓展、推动新型储能利用水平提升、引领新型储能创新融合、加强新型储能标准体系建设、加快新型储能市场机制完善等五方面举措，明确2027年新型储能基本实现规模化、市场化发展，全国新型储能装机规模达到1.8亿千瓦以上，带动项目直接投资约2,500亿元，推动储能从“补充角色”向“核心调节资源”转变，降低弃风弃光率，保障电力供应稳定。
　　2025年9月，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》，明确就近消纳项目的界定条件与消纳要求，完善公平合理的输配电费缴纳机制，确立平等参与电力市场的机制。该政策有效减轻大电网调节压力，提升电力系统安全稳定水平，为新能源就近消纳项目的规范化与规模化发展奠定坚实基础。
　　2025年10月，国家发展改革委、国家能源局发布《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》，明确将新能源开发消纳划分为统筹“沙戈荒”新能源基地外送与就地消纳、优化水风光基地一体化开发与消纳、推动海上风电规范有序开发与消纳、科学高效推动省内集中式新能源开发与消纳、积极拓展分布式新能源开发与消纳五类。并增强新型电力系统对新能源适配能力，完善促进新能源消纳全国统一电力市场体系的建设，强化新能源消纳技术创新支撑。
　　
　　三、核心竞争力分析
　　1.协同聚势赋能发展
　　本集团系统创建了以“内部共享、外部协同”为核心路径的共享协同平台，逐步从独立运营迈向生态共赢。深化内部共享，以集约高效释放管理红利，凭借控股股东国家能源集团一体化优势，全力角逐基地项目开发主导权，主动布局大基地、海上及海外大型项目，稳固发展根基。强化外部协同，以开放合作拓展产业生态，创新“专业化支撑+区域化协同”基地开发模式，延展资源开发链条，促进资源获取、开发、利用协同并行。搭建涵盖场站设计、功率预测等十一大业内前沿技术服务体系，凭借资源评估、设备选型等经验与核心技术，为项目推进保驾护航。大力推行“新能源+”模式，借助生态治理等引入产业集群。以规模化开发增强资源获取能力，持续领航行业，为本集团可持续发展注入强大动能。
　　2.数智驱动领航突破
　　本集团加强数智化赋能，拓展大模型在政策分析、电力交易、功率预测等场景应用，革新设备检修模式，有效提升故障综合研判准确率和一次性修复率，构建高精度气象区域大模型，提升气象、功率预测精度。聚焦AI深度赋能，数智转型工作提档加速，高标准牵头发布“擎源”发电行业大模型，成功打造首批7个标杆应用场景，实现“生成式人工智能服务”“深度合成服务算法”双备案。所构建的“风电行业高质量数据集”获国家数据局与国资委双重权威认证，成为风电领域唯一入选典范，为AI训练与场景落地提供了核心数据支撑。在深远海风电领域，掌握半潜式基础结构设计与水动力分析技术，布局海上智慧能源岛及张力腿浮式风电等前沿技术研究。智能化运维体系覆盖故障诊断、智能维护，提升电站运行效率与安全性。深度参与国家战略，主导行业共建，与龙头企业开展技术交流，推动设备优化选型。从技术突破到数据积累，多维度强化新能源领域核心竞争力，为发展提供坚实支撑。
　　3.智慧营销创优引领
　　本集团构建分析评价、常态监控、专家指导等交易机制，强化全过程穿透式管控，动态优化交易策略。跟踪政策指导项目规划与收益测算，统筹量价参与市场，开展“一场一站”资源特性分析，结合发电量与交易价格预测灵活调仓，实现中长期与现货交易协同，保障电价不低于区域平均水平。加强限电管理与跨区外送，控制限电比例。拓展绿电绿证交易，挖掘碳减排收益，实现项目收益最大化。建立多层次培训体系，培养专业化交易团队。推进营销辅助决策系统建设，应用“擎源”大模型等AI技术，实现批量交易智能执行等多项创新功能，构建现货价差分析、日滚搓交易、智能摘挂牌、交易复盘等专业化工具，推动电力交易从“经验驱动”向“数据驱动”转型。
　　4.严控成本提质增效
　　本集团大力实施成本领先战略，落实全生命周期成本管控方案，持续扩大集采规模与适用范围，有效控制工程造价，实现造价水平行业领先；严控生产费用、利息支出和其他费用。深化对标管理，推行对标体系，围绕“量价本利”剖析短板，靶向改进，实现效益优先、成本领先。强化设备治理，深化区域运检改革，优化维保中心布局，探索跨省运维；建设“黑灯场站”提效降本，加快智能电站建设，降低人工成本。同时，公司以提质增效为核心，全面推行零基预算，聚焦降损优赔等业务主线，通过优化债务结构、锁定长期低成本资金等措施提升资金使用效益，构建起覆盖采购、仓储、运维、资金的全链条降本增效体系。
　　5.英才聚力智领优势
　　本集团大力加强人才队伍建设，优化人才储备、调配、培养和共享管理机制，充分激活内部人才资源。在“三支队伍”建设上成果斐然，新增集团首席专家2人、国能工匠2人、青年科技创新先锋6人。构建技能技术专业化人才培养体系，打造具有龙源特色的“匠星训练营”“名师讲堂”培训品牌。建立“1+3+N”培训基地体系，获多项资质认证，打造龙源电力培训品牌，完善“四库”体系，优化运行管理机制。强化内部人力资源调配，形成涵盖工程、生产、营销等多个专业领域206人的人才库。薪酬激励机制完善，突出业绩贡献导向，经理层成员任期制和契约化管理全面推进，不断推进相关管理制度修订，激发员工干事创业新动能。
　　
　　四、主营业务分析
　　1、概述
　　2025年度，公司实现营业收入30,252,712,873.60元，同比减少18.60%；营业成本19,728,225,075.88元，同比减少15.01%，利润总额7,119,152,764.49元，同比减少30.56%；归属于上市公司股东的净利润为4,526,216,814.09元，同比减少28.78%；截至2025年末控股装机容量45,994.29兆瓦；2025年度发电量76,469,353兆瓦时，售电量75,122,278兆瓦时。
　　由于公司原从事火电业务的子公司已于2024年下半年出表，本报告期本公司仅从事新能源发电业务，2025年度，新能源发电业务实现营业收入30,252,712,873.60元，同比减少3.85%；成本19,728,225,075.88元，同比增长10.41%，利润总额 7,119,152,764.49元，同比减少26.89%；归属于上市公司股东的净利润为4,526,216,814.09元，同比减少22.46%。
　　
　　五、公司未来发展的展望
　　1.国内外经营环境展望
　　从全球看，当下全球能源格局正经历深刻变革，可再生能源发展机遇与挑战交织。《联合国气候变化框架公约》第三十次缔约方大会（COP30）达成一揽子成果，明确全球可再生能源发展关键目标，有力推动能源转型加速，全球新增新能源装机持续走高。主要经济体持续加码政策，欧盟升级可再生能源政策体系，配合减碳行动计划明确发展目标；美国政策呈现摇摆，通过关税与壁垒调整产业格局；中国升级政策框架，公布新一轮自主贡献目标，为产业发展指明方向。国际间可再生能源合作不断深化，“一带一路”绿色能源合作进入高质量阶段，中国与多国开展合作，助力企业“走出去”；上海合作组织框架下能源合作升温，多边双边技术交流频繁，绿色能源成合作共识。然而挑战依然突出，能源转型地缘政治色彩浓厚，大国战略分化削弱治理协同性；贸易保护主义升级，绿色投资壁垒增加，冲击产业链稳定；产业自身面临产能、风险等治理难题，地区发展不均衡问题亟待改善。
　　从国内看，“双碳”目标释放政策红利，国内新能源经营环境呈现政策引导、需求增长与竞争优化的共性特征。政策层面，“136号文”推动电价市场化交易，搭配机制电价、机制电量保障项目收益，各地配套政策差异化落地，同时“反内卷”政策遏制低价竞争，引导产能退出与技术升级。需求端，长期空间广阔，“十五五”期间风电、光伏年均新增装机2亿千瓦以上，海上风电因审批疏通、经济性凸显成增长主力，分布式与就近消纳新业态获政策支持。竞争格局上，行业集中度提升，风电主机厂、光伏组件厂头部效应显现，技术迭代加速，风电大型化放缓促盈利修复，光伏钙钛矿等新技术重塑竞争格局。尽管仍需关注政策变动、原材料价格波动、消纳压力及行业竞争加剧等风险，但整体来看，国内新能源行业在政策支持、需求增长与技术升级驱动下，长期发展潜力显著。
　　2.公司面临的风险和应对措施
　　（1）资源风险及应对措施
　　风光行业面临的主要资源风险是风能、太阳能资源的年际大小波动，即大风光年发电量高于正常年水平，小风光年低于正常年水平。我国幅员辽阔，区域跨度大，地域间气候条件差异较大，具体表现为同一时段内各地出现不同的大小风光年气候特征。2025年，我国大部分省（区、市）年水平总辐照量处于正常，发电水平处于正常状态；龙源电力所属风场平均风速低于常年0.25米/秒，发电水平略低于常年。
　　为应对地区不同导致的气候条件差异，本集团在全国范围内分散布局，降低投资风险。截至2025年底，本集团已在全国31个省（区、市）拥有发电业务，覆盖除港澳台外所有地区，项目布局越来越趋向于优化合理，未来将进一步平衡受不同气候影响区域的项目开发比例。
　　（2）政策风险及应对措施
　　当前，全国统一电力市场初步建成，“1+6”市场基础规则体系构建完成、省级现货市场运行基本实现全覆盖，国网和南网建立跨经营区常态化交易机制，新能源上网电价市场化改革全面推进，预计“十五五”期间全国统一电力市场将继续深化发展，中长期和现货市场、省内和省间市场、电能量与辅助服务及容量市场等将加快衔接融合，推动全品类电源和全部用户进入市场，市场机制更加成熟高效，市场规则更加统一协同，市场竞争也将更加充分激烈。
　　本集团将持续跟踪国家相关政策，持续做好新能源电力市场分析、交易政策研究，研判形势与机遇，研判政策影响，采取有效措施，全力克服电价下行压力，引导利好政策落地。根据新能源电力交易特点、交易规则，加强新能源市场化交易决策、申报、结算全环节管理，主动适应外界变化，提升内生动力。
　　（3）电网风险及应对措施
　　在“十四五”期间，新能源并网规模出现显著增长，与之相比，电力需求的增长幅度以及系统调节能力的提升却较为缓慢。在部分地区，随着新能源装机持续增加，电网建设速度与稳定性不足问题愈发凸显，源网荷储发展不协调、电网承载与调节能力不匹配的矛盾日益突出，给电力系统安全稳定运行和新能源高效消纳带来挑战。
　　本集团将依据各个地区的不同特点和形势，进一步强化与政府主管部门以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，提高营销队伍建设和营销能力，并且积极推动局部电网结构的优化与改善，以更好地适应新能源发展的需求。
　　（4）国际化风险及应对措施
　　当前外部环境复杂严峻，地缘政治与经济格局双重动荡，大国能源博弈加剧，全球能源及供应链秩序受剧烈冲击。国际经济秩序震荡，叠加脱钩风险倒逼供应链重构，全球化遇阻、区域集团化抬头；中美关系竞合交织，美方加征对华关税，但双方在气候等领域仍有合作。地缘政治格局深度调整，俄乌冲突延宕已四年，地缘政治风险不断攀升。地区动荡不仅破坏区域稳定，更易引发全球能源市场波动与人道主义危机，严重冲击跨国能源项目布局。新能源领域竞争白热化，全球能源转型与能源危机共振，国际能源巨头加速角逐风光储资源，中东跃升为全球第四大新能源增量市场，区域投标竞争激烈。
　　本集团将统筹境外前期、在建及在运项目风险防控，持续完善风控合规体系，提升管理效能。继续多渠道挖掘项目资源，多维度控制开发风险，审慎扩大重点关注国别市场范围，滚动更新“一国一策”开发策略，切实提高项目执行能力，保障优质项目成熟落地。强化俄乌冲突局势跟踪研判及乌克兰项目风险防控，密切对接相关部委，同步做好在运项目本地化运维。筑牢境外人员安全防线，严防安全事件发生，推动境外子公司按计划开展应急演练及安全风险评估。
　　（5）生产风险及应对措施
　　本集团自1993年成立以来，一直致力于新能源开发运营管理工作，随着运行年限的增加，早期投产的设备逐渐暴露出机械部件磨损加剧、电气元件故障率增高、易损件老化等集中性问题，存在一定的安全风险。
　　为应对设备老化风险，本集团通过智能化手段强化设备全生命周期管理，构建多维度风险防控体系。一方面，依托智慧监盘、状态评估、点巡检等技术动态监测设备运行，结合专题分析和技术攻关优化系统性能，通过标准化检修管理及关键设备优先检修保障设备可靠性，同步推进老旧风电场改造升级和机组延寿工作，确保全生命周期安全高效运行。另一方面，深化设备包保责任制，完善无人值守场站管理规范，通过集采优化、自主运维能力提升及科技赋能压减外委承包商，建立全机型维护标准并新增2MW以上机型规范，推广应用螺栓轴力检测等3项新技术，依托新能源数据分中心升级生产监控系统，扩大"擎源"大模型在15个场景应用，推进30个智能电站建设，构建多模态立体巡检机制，全面提升设备本质安全水平和运维智能化水平。
　　（6）汇率和利率风险及应对措施
　　本集团未面临重大信贷风险及流动性风险。本集团面临与现金及银行结余、银行借款相关的利率风险，整体利率风险水平较低，基本无重大风险。本集团在银行持有外币存款，整体风险可控。本集团通过密切监控外币汇率的变动来管理外汇风险，并将采取谨慎措施将货币折算风险降至最低。
　　3.公司2026年经营目标
　　2026年是“十五五”的开局之年，本集团将全面落实“稳中求进、提质增效、统筹平衡、因企制宜”工作要求、“管理强化年”专题部署和“五个聚力”工作安排，紧紧围绕“三稳四升五领先”工作主线，重点实施七大攻坚行动。2026年，本集团计划开工新能源项目450万千瓦，投产450万千瓦。
　　（1）实施“强根铸魂”攻坚行动，强化党的建设领先保障
　　以更大力度推进全面从严治党，深入践行“社会主义是干出来的”伟大号召，切实发挥党委把关定向作用，把党的领导深度融入治理全过程，确保执行有力。以更严标准锻造过硬干部队伍，营造干事创业、人尽其才的良好环境，深入实施人才强企战略。以更优生态涵养清风正气环境，推动党内监督与业务监督贯通融合，确保规范发展。
　　（2）实施“固本强安”攻坚行动，筑牢安全环保领先基石
　　持续推进体系实施，推动安全生产管理向事前预防转型。深化数智化平台应用，实现数据驱动下的风险预警、过程管控与闭环管理。健全生态环保协同治理机制，将绿色发展要求深度融入项目全生命周期，形成项目全链条环保责任闭环。风险防控要更智慧，推动监管能力再升级，深化法律、合规、内控、风险“四位一体”协同运作，构建更为智慧、高效的现代化风控体系。
　　（3）实施“精益登高”攻坚行动，夯实效率效益领先支撑
　　向生产运营市场化要效能，深入推进产销协同，持续强化运行管理与设备治理，构建差异化的高标准、高适应性运维体系。向市场营销协同化要效益，强化策略引领，锤炼量价协同的精准交易能力，建立“一场一策、分时定价”的敏捷策略体系，统筹中长期、现货和辅助服务市场，积极争取绿电交易溢价，加大绿证销售力度，将绿色优势转化为经济效益。向财务管理战略化要价值，搭建“战略-经营-项目-风险”四层分析框架，围绕项目投资测算、电价波动影响等关键场景打造模型，全面优化资金资本布局，在税收合规基础上用好政策红利，以精益高效的财务管控保障战略落地。
　　（4）实施“稳健增长”攻坚行动，厚植规模质量领先优势
　　坚持战略导向，精准布局拓增量，系统性、前瞻性抢占优质资源，全力推进“十五五”大基地项目落地，巩固扩大海上项目优势，拓展氢基能源、零碳园区等融合路径。优化开发模式，系统管理增效益，提升资源整合与政策研究能力，灵活运用以大代小、产业协同、资源置换等手段，提升资源获取质效，确保项目优质高效。聚力项目攻坚，高效建设提质量，围绕项目建设关键环节，实施节点化、清单式管控，深化“124+N”全生命周期成本管控，全面推行“两图四表”精细化管理，强化设计优化与设备监造，全力打造“六优”精品工程和国家、行业优质工程。
　　（5）实施“创新策源”攻坚行动，增强绿色科技领先动能
　　加力布局技术创新，攻克制约发展经营的关键技术，围绕深远海资源布局，加快攻关海上柔性直流送出、超大型风机抗台风等核心技术。围绕“沙戈荒”大基地开发，深化多能互补、构网型储能支撑等关键技术研究，储备项目开发核心竞争力。加力深化数智赋能，迭代“擎源”大模型，推广无人机、机器人等多模态立体巡检模式。制定新能源数据入表团体标准，规范入表流程，以数字产业化释放技术能力价值。
　　（6）实施“治理现代”攻坚行动，提升价值创造领先效能
　　深化改革攻坚，释放治理机制的内在活力，强化“量价协同”效益导向，以保底电量、电价为基础指标，以销售收入为核心指标，探索以营收最大化为导向的综合考核机制，全面激发各单位增收创效积极性。强化资本驱动，用好上市平台的市场推力，筑牢合规信披基石，打造品牌式投关项目，构建ESG项目评价体系。
　　（7）实施“海外做优”攻坚行动，彰显战略价值领先担当
　　聚焦战略深耕，在重点区域内实现稳健突破，打造南非等深耕示范，深入研究国别政策与市场规则，实现从“机会获取”到“系统经营”的转变，筑牢全球业务的地缘根基。筑牢支撑体系，在专业能力上形成系统保障，加快完善覆盖投、建、运、管、控全周期的制度流程，大力实施国际化人才强基工程，充分发挥香港雄亚等境外融资平台功能，创新运用绿色金融工具。强化协同联动，在生态构建中发挥平台作用，加强集团内协同，深化与国内头部设备商、工程商的战略合作，积极参与国际能源治理对话。 收起▲

　　一、报告期内公司从事的主要业务　　（一）行业经营环境　　2025年上半年，在以习近平同志为核心的党中央坚强领导下，各地区各部门认真贯彻落实党中央、国务院决策部署，坚持稳中求进工作总基调，完整准确全面贯彻新发展理念，加快构建新发展格局，统筹国内经济工作和国际经贸斗争，有效实施更加积极有为的宏观政策，国民经济顶住压力、迎难而上，经济运行总体平稳、稳中向好，生产需求稳定增长，就业形势总体稳定，居民收入继续增加，新动能成长壮大，高质量发展取得新进展，社会大局保持稳定。　　根据国家能源局及中国电力企业联合会统计数据，2025年上半年，全国全社会用电量48,418亿千瓦时，同比增长3.7%；规模以上工... 查看全部▼

　　一、报告期内公司从事的主要业务
　　（一）行业经营环境
　　2025年上半年，在以习近平同志为核心的党中央坚强领导下，各地区各部门认真贯彻落实党中央、国务院决策部署，坚持稳中求进工作总基调，完整准确全面贯彻新发展理念，加快构建新发展格局，统筹国内经济工作和国际经贸斗争，有效实施更加积极有为的宏观政策，国民经济顶住压力、迎难而上，经济运行总体平稳、稳中向好，生产需求稳定增长，就业形势总体稳定，居民收入继续增加，新动能成长壮大，高质量发展取得新进展，社会大局保持稳定。
　　根据国家能源局及中国电力企业联合会统计数据，2025年上半年，全国全社会用电量48,418亿千瓦时，同比增长3.7%；规模以上工业发电量为45,371亿千瓦时，同比增长2.3%。
　　截至2025年6月30日，全国发电装机容量36.5亿千瓦，同比增长18.7%。其中，风电5.7亿千瓦，同比增长22.7%；太阳能发电11.0亿千瓦，同比增长54.2%；水电4.4亿千瓦，同比增长3.0%。
　　2025年1-6月，全国发电设备累计平均利用小时为1,504小时，比上年同期降低162小时。全国累计完成市场交易电量2.95万亿千瓦时，同比增长4.8%，占全社会用电量比重60.9%，同比提高0.52个百分点。绿电交易电量1,540亿千瓦时，同比增长49.3%。
　　（二）行业政策环境
　　1.新能源市场化改革深化，构建价格与交易新格局
　　2025年1月，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》（136号文），明确新能源上网电量全面进入电力市场，电价通过市场交易形成，并建立可持续发展价格结算机制。《通知》以2025年6月1日为节点，对存量项目（2025年6月1日前投产）实施机制电价衔接现行政策，保障性电量规模与煤电基准价衔接；增量项目（2025年6月1日后投产）则通过市场化竞价确定机制电价，规模动态匹配消纳责任权重。同时，建立“多退少补”差价结算机制，市场交易均价与机制电价的差额纳入系统运行费用，稳定企业收益预期。政策还明确绿证收益不重复计算，禁止将储能作为项目并网前置条件，并强化与电力市场、碳核算等政策协同。该改革标志着新能源从“政策驱动”转向“市场驱动”，通过价格信号引导资源优化配置，将加速新能源技术升级、推动储能与虚拟电厂发展，并重构电力市场供需格局，助力实现“双碳”目标。目前，山东、广东、蒙东、蒙西、新疆、海南、浙江、甘肃、山西、辽宁、宁夏等省区已出台实施方案或征求意见稿，其他省区实施细则也正在积极酝酿陆续出台中。
　　2025年4月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《电力辅助服务市场基本规则》，标志着我国电力辅助服务市场进入规范化、制度化新阶段。《规则》首次将储能企业、虚拟电厂、智能微电网等新型经营主体纳入市场范围，明确其与发电企业、售电企业共同参与调峰、调频、备用、爬坡等辅助服务交易。市场运行遵循“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担”原则，建立“日清月结”结算机制，并与电力现货市场衔接。《规则》还要求建立模拟试运行、结算试运行到正式运行的三阶段准入机制，并实施年度评估监管。该政策通过激活多元化调节资源、完善市场化价格机制，加速新型电力系统建设，并为储能、虚拟电厂等新质生产力创造规模化发展空间。
　　2025年4月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》，明确2025年底前基本实现电力现货市场全国覆盖，全面开展连续结算运行。用户侧主体需在年底前全面参与现货市场申报、出清及结算，中长期签约履约比例须符合能源安全保供要求。强调以第三方机构独立评估为正式运行前提，未通过系统校验的地区不得开展试运行。该政策通过强化市场机制与技术规范，预计将加速新能源消纳，并重构电力资源配置体系，为构建全国统一电力市场奠定基础。
　　2.绿电应用与能源发展统筹，引领低碳转型进程加速
　　2025年2月，国家能源局印发《2025年能源工作指导意见》，明确以能源安全新战略为引领，统筹推进高质量发展与高水平安全。文件提出三大主要目标：一是增强能源供应保障能力，全国发电总装机达36亿千瓦以上，新增新能源装机2亿千瓦以上；二是深化绿色低碳转型，非化石能源发电装机占比提升至60%，消费比重达20%，推进“沙戈荒”风光基地、抽水蓄能及核电建设；三是提升发展质量效益，风电、光伏发电利用率保持合理水平，光伏治沙等综合效益更加显著，初步建成全国统一电力市场体系，资源配置进一步优化。该政策提出针对性政策举措，有助于指导各地和各有关单位进一步加快规划建设新型能源体系，合力完成“十四五”收官，以能源高质量发展和高水平安全助力我国经济持续回升向好。
　　2025年3月，国家发展改革委、国家能源局等五部门联合发布《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》，明确到2027年基本建成绿证市场制度体系，2030年实现绿证国际应用与绿色电力环境价值充分体现。提出五大行动：通过按月自动核发绿证稳定供给，推动风电、光伏等全电量入市；建立“强制+自愿”消费机制，要求钢铁、化工等重点行业2030年绿电消费比例不低于全国消纳责任权重平均水平，并将绿电消费纳入ESG披露；完善绿证交易机制，支持中长期协议和跨省流通；拓展绿证在碳核算、产品标识等场景应用；推动国际标准制定，提升中国绿证认可度。该政策通过强化市场机制与政策协同，预计将加速绿电消纳、提升新能源企业收益，并倒逼高耗能行业绿色转型，重构能源消费格局。
　　2025年5月，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》，明确绿电直连是通过专用线路实现新能源向单一用户直接供电的模式，分为并网型（接入公共电网）和离网型（独立运行）两类。要求以“以荷定源”确定新能源装机规模，现货市场地区自发自用电量占比不低于60%（占总用电量的比例由2025年不低于30%逐年提升至2030年不低于35%），余电上网比例不超过20%，并强制配置储能及灵活调节资源。该政策通过物理直连破解绿电溯源难题，既助力企业降本增效、突破绿色贸易壁垒，又为新能源消纳开辟新路径，同时推动电网向服务型转型。
　　（三）公司业务回顾
　　2025年上半年，本集团深入学习贯彻党的二十大和二十届二中、三中全会精神，全面贯彻“稳中求进、安全为本、创新引领、高质发展”工作方针，坚持存量增效、增量做优，以全方位对标带动全链条提质，实施应对136号文的整体工作方案，构建全生命周期成本管控体系，全力冲刺“十四五”规划目标，保持了稳中有进的良好态势。
　　2025年上半年，本集团净新增新能源控股装机容量2,053.54兆瓦，其中新增风电控股装机容量986.95兆瓦、光伏控股装机容量1,096.59兆瓦，减少生物质发电控股装机容量30.00兆瓦。截至2025年6月30日，本集团控股装机容量为43,196.74兆瓦，其中风电31,395.72兆瓦，光伏11,794.92兆瓦，其他可再生能源6.10兆瓦。本集团2025年累计完成发电量39,652,477兆瓦时，其中风电发电量33,502,617兆瓦时，同比增长6.07%；光伏发电量6,146,915兆瓦时，同比上升71.37%。
　　1.压实安全责任，安全运营平稳有序
　　2025年上半年，本集团全面推进安全生产管理体系建设，牢固树立“从零开始、向零奋斗”的安全理念，以零伤亡、零事故、零损失为目标，以归零心态抓实抓细安全生产。创新安全管理，通过“三个一”常态化教育培训；“三个整治”强化文明生产；“三个环节”严抓外委作业；“三道防线”严控事故风险。深度融合数智化平台应用，提升安全环保管控水平。修订完善积分考核办法，深化安全积分制应用，以刚性约束促进管理提升。系统加强安全风险防控，全面落实安全环保一号文任务，扎实筑牢安全风险分级管控防线，开展治本攻坚三年行动，组织“事故警示月”专项行动，开展海上应急演练观摩。顺利完成黄河流域生态环境专项督导，加大环境治理力度，系统防范生态风险。筑牢事故隐患排查治理防线，有效提升人员安全履责能力和作业现场监督能力，上半年未发生一般及以上事故和生态环境事件。
　　2025年上半年，本集团累计完成发电量39,652,477兆瓦时，其中风电发电量33,502,617兆瓦时，同比增长6.07%；光伏发电量6,146,915兆瓦时，同比增长71.37%。2025年上半年，风电平均利用小时数为1,102小时，较2024年同期降低68小时，主要是因为本集团部分大容量项目所在区域风资源水平同比下降。本集团风电利用小时较行业平均利用小时高15小时。
　　本集团所属风电场2025年上半年及2024年上半年控股发电量按地域分别为：
　　本集团所属风电场2025年上半年及2024年上半年风电平均利用小时╱容量系数按地域分别为：
　　2.多维前期开发，优化未来资源布局
　　2025年上半年，本集团保持规模发展与质量效益并重，响应国家重大发展战略，优化发展导向，积极践行“五个示范”，以大项目带动大发展、大突破、大创新，全力推动“沙戈荒”风光大基地项目，加强海上风电拓展，打造具备龙源特色的国家标志性新能源基地。优先争取中东南部消纳有保障且电价相对较优区域的竞配指标。精准科学合理实施“以大代小”项目，结合乡村振兴，争取项目连片开发，因地制宜推进共享储能项目，结合下游市场有序布局绿电制氢（氨）项目。加快布局，深度谋划推动深远海项目。
　　2025年上半年，本集团新签订开发协议1.24吉瓦，其中风电1.04吉瓦、储能0.2吉瓦，均位于资源较好地区。上半年累计取得开发指标4.75吉瓦，其中风电2.98吉瓦，光伏1.77吉瓦。
　　3.推进精品工程，增量做优质效双升
　　2025年上半年，本集团遵循“优设计、降造价、高质量、严变更、促项目、防风险”管理理念，坚持工程建设“两不超、三个零”标准，建设“工期短、造价低、质量优、效益好”的精品工程。强化基建项目全过程管控，提高设计管理，坚决压降造价，抓好征林、征地和送出等关键制约因素协调，统筹做好开工管理、施工组织管理、项目调试管理。加强初设审查，严控设计方案、工程量及造价。严把招标最高限价审核关，合理把控最高限价，加大集采力度，持续扩大集采范围，通过集采降低设备成本。严把工程实施造价管理关，加大工程量审核关，筹备工程造价管理中心，开展全过程造价管控。本集团所属天津滨海新区龙源海晶盐光互补项目、龙源江苏射阳200MW/400MWh共享储能电站项目荣获“2025年度电力优质工程”。
　　2025年上半年，本集团净新增新能源控股装机容量2,053.54兆瓦，其中新增风电控股装机容量986.95兆瓦，新增光伏控股装机容量1,096.59兆瓦，减少生物质发电控股装机容量30.00兆瓦。
　　本集团所属风电场于2025年6月30日及2024年6月30日控股装机容量按地域分别为：
　　4.强化营销创效，存量增效持续深化
　　2025年上半年，本集团积极应对电力市场建设全面加速和新能源全面入市形势，紧密跟踪各省136号文实施方案，深化“以交易为中心、以限电为重点、以补贴为基础、以绿碳为特色、以人才为抓手、以系统为保障”的“六位一体”营销体系。重点关注机制电量纳入规模、增量项目竞价安排、现货价格上下限等关键内容，踊跃参与各省区市场化改革方案规则制定，争取有利政策。动态优化交易策略，量价兼顾统筹中长期交易与月度、月内、多日等短周期交易调仓，实现中长期交易与现货交易精准衔接，确保交易量价最优；通过与电网沟通、开展省间交易、储能充放电等方式，多措并举降低限电影响；紧盯补贴资金回收和补贴清单管理；大力开展绿电交易和绿证销售；优化完善公司营销机构，在运营监控中心增配营销岗位，实现生产营销全流程协同贯通，积极推动公司营销人员参加交易员技能认定，全面开展交易人员、营销管理人员、营销分管领导多层次培训和电力交易竞赛；“一省一策”着力推进龙源电力市场营销及辅助决策管理系统建设，已完成17个省区部署，通过数据管理、市场分析、市场预测、功率预测等功能提升交易信息化、自动化和智能化水平。
　　2025年上半年，本集团所有发电业务平均上网电价人民币399元/兆瓦时（不含增值税），较2024年同期平均上网电价人民币422元/兆瓦时（不含增值税）减少人民币23元/兆瓦时。风电平均上网电价人民币422元/兆瓦时（不含增值税），较2024年同期风电平均上网电价人民币438元/兆瓦时（不含增值税）减少人民币16元/兆瓦时，主要是由于风电市场交易规模扩大，平价项目增加以及结构性因素导致。光伏平均上网电价人民币273元/兆瓦时（不含增值税），较2024年同期光伏平均上网电价人民币278元/兆瓦时（不含增值税）下降人民币5元/兆瓦时。
　　5.拓展绿电绿证交易，兑现绿色环境价值
　　2025年上半年，本集团秉持绿色发展理念，坚持绿证集中统一管理工作模式，发挥规模优势，提升绿电绿证营销能力。大力开拓绿证外销市场，有序开展绿证销售，完成绿证交易管控平台项目台账信息维护，完成建档立卡系统项目授权，确保绿证“应领尽领”，最大化兑现绿色环境价值。2025年上半年完成绿电交易41.4亿千瓦时，同比增加41.67%；交易绿证423.2万张，同比增加81.46%。
　　2025年上半年，本集团积极参与全国温室气体自愿减排市场建设，修编行业技术导则。所属碳资产公司自主研发的“碳排放数据区块链上链存证系统”顺利通过中国电力企业联合会组织的科技成果鉴定，认定该系统整体达到国际先进水平。积极开发江苏和福建海上区域的3个CCER项目，开发上海碳市场8个分布式光伏碳普惠项目，储备各类碳资产。
　　6.深化数字化赋能，科技创新动能增强
　　2025年上半年，本集团积极深入践行龙源电力“1234”科技创新工作思路，明确一个核心定位，建强双驱创新机制，围绕三个需求导向，聚焦四大攻关领域。积极投身国家重点项目，精心规划多领域协同创新路径。国家重点专项“多场景风电场规划设计关键技术及软件开发”、国家自然基金项目“风机叶片与光伏板表面防冰涂层的制造与应用”成功获批。国家科技重大专项“多类构网型设备接入下省级送端电力系统安全高效运行示范工程”项目已获立项。《海上风电场海底电缆运行在线监测系统技术导则》获国家能源局批准实施，填补行业空白。“海上风电海缆运行状态监测与快速故障诊断关键技术研究”“复杂发电工程数字化设计建造关键技术及应用”“极端气候下风电机组防除冰技术攻关与工程化突破”“国产全栈风电机组智能运维关键技术与应用”“碳排放数据区块链上链存证系统”五项重要成果通过了国内权威机构组织的技术鉴定，整体达到国际领先水平。
　　本集团积极夯实科技基础，内联外拓构建多方协同高效创新驱动体系，开展有组织的科研提升工作。在平台建设方面，成功获批设立国家博士后科研工作站，为高层次人才培养与技术攻关提供优质平台。积极推动西安交通大学新能源创新研究中心建设，面向新兴场景领域，围绕三大布局方向形成4项指南项目，有力支撑本集团科技战略。
　　本集团在数智化建设上持续发力，精心打造全球首个千亿级发电行业大模型——“擎源”发电行业大模型的新能源板块，覆盖市场营销、生产运营、设备维护、技术监督、安全环保5大核心业务域，7大智能应用场景和20个专业智能体。在项目与案例申报上，“龙源电力新型电力系统数智化网络通信规模化部署应用”获中国能源研究会2025年能源网络通讯创新应用推荐案例，“风电设备诊断和安全防控数据集”获评国务院国资委高质量数据集优秀成果。
　　2025年上半年，本集团申请发明专利56件、实用新型专利21件，颁布执行2项国家标准、1项能源行业标准。
　　7.优化融资结构，持续挖掘资金效益
　　2025年上半年，本集团密切关注政策导向，用足用好绿色金融政策，不断优化融资结构，主动开展存量贷款置换，压降存量贷款资金成本。拥有充足的金融机构授信，同时具有发行非金融企业债务融资工具资质，确保多渠道融资通畅。坚持开展刚性管理资金计划，利用资金归集、统一调配、股东借款等措施，加大资金使用频率，实现资金的时间价值最大化。
　　2025年上半年，本集团发行4期超短融资券、6期中期票据，并成功发行1期绿色中期票据，共计人民币220亿元。资金成本保持行业优势，有效降低资金成本，彰显本集团“碳达峰、碳中和”的责任与担当。
　　8.精准深耕国际，海外开发积极稳健
　　2025年上半年，本集团积极践行“一带一路”倡议，聚焦对华关系好、市场空间大、经济前景佳、国家信誉好、投资风险低的“五好”国家，推进国际绿色能源合作，加强中国周边国家和金砖国家国别研究，一体化统筹项目发展与风险控制，高质量开展境外新能源项目工作。深耕南部非洲市场，稳妥开拓中亚和中东市场，研究拉丁美洲市场机遇，高质量开展对外交流，注重与全球领先的新能源投资企业开展国际合作，南非、博茨瓦纳、中亚等地区项目前期工作取得阶段性进展。2025年上半年累计取得6个境外新能源项目共计144万千瓦遴选审批。
　　2025年上半年，本集团持续强化境外资产管理，开展境外专项治理工作，各在运项目运营情况良好。截至6月30日，本集团所属加拿大德芙林风电项目完成发电量124,913兆瓦时，利用小时数达到1,260小时，项目累计实现安全生产3,864天；南非德阿风电项目完成发电量304,860兆瓦时，利用小时数达到1,247小时，项目累计实现安全生产2,799天；乌克兰尤日内风电项目完成发电量71,611兆瓦时，利用小时数达到936小时，项目累计实现安全生产1,418天。
　　（四）业务展望
　　2025年下半年及今后一段时间，本集团将以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，认真贯彻党的二十大和二十届二中、三中全会精神，坚持可持续增长，推动高质量发展，全面优化实施“12355”工作思路，牢固树立“旗帜领航、干在实处、走在前列”工作导向，弘扬发展忠诚担当、敢为人先、科学严谨、团结友好、笃行实干的优秀品质，建强“五个世界一流平台”，高质量完成年度各项目标任务，巩固强化行业领先地位，加快建设世界一流新能源科技领军企业。
　　1.坚持“旗帜领航、干在实处、走在前列”工作导向，加快建设世界一流新能源科技领军企业。以“旗帜领航”定向，确保发展布局与国家能源安全深度契合。以“干在实处”强基，推动党建与经营双链融合。以“走在前列”争先，以高水平“十五五”规划引领改革发展、提质增效、规范治理、科技创新全面领先。
　　2.坚持可持续增长，深化质的有效提升和量的合理增长两条高质量发展路径。以质的有效提升牵引规模更优增长，将质量效益放在首位，大力实施成本领先战略，综合施策提升投资资本收益率，筑牢风险防线，确保资产质量更优、价值创造能力更强、运营更安全可持续。以量的合理增长赋能质量持续提升，保持行业领先的规模，积极应对电价下行不利形势，转变发展方式，全力以赴获取优质资源，加速重点项目落地，持续巩固和扩大风电规模优势。
　　3.坚持提升核心竞争力，勇做“三个转型”排头兵。在“强而优”转型上打头阵，打响存量资产“效能革命”，加速低效机组迭代升级，以价值创造支撑规模优势。在绿色低碳转型上当先锋，举全集团之力，破除重大项目落地壁垒。
　　在市场化转型上作示范，强化市场思维、竞争意识，建立健全与市场竞争相适应的治理架构、管控模式与运营机制，切实将专业化优势转化为效益效率优势。
　　4.坚持聚势赋能，弘扬发展五大优秀品质。要以忠诚担当筑牢信念根基，始终心怀“国之大者”，从“国家思维”高度深刻认识高质量发展新能源的极端重要性，将服务能源安全新战略作为最高追求。要以敢为人先破解转型难题，面对新能源前沿领域和“三个转型”深水区，在科技创新、模式创新、管理创新上持续突破，牢牢巩固风电行业领军地位。要以科学严谨提升工作质效，严谨论证项目投资与经营决策，强化全生命周期成本管理和技术支撑体系建设，以精益求精的态度提升运营效率、防控各类风险。要以团结友好凝聚奋进力量，对内深化共享机制，对外强化共创共赢，深化与国家能源集团内外部伙伴的战略协作，在产业协同、区域合作中展现龙源智慧。要以笃行实干创造卓越业绩，面对存量增效的“硬骨头”、增量做优的新挑战、科技攻坚的高壁垒，以实干创造实绩，用实效赢得未来。
　　5.坚持增强核心功能，建强“五个世界一流平台”。建强世界一流新能源资产管理平台，多措并举、加大力度壮大资产管理规模，提升资产全生命周期精益管理能力，通过存量资产高效运营与价值挖潜。建强世界一流新能源业务发展平台，坚持增量做优，增强以风电为主的资源获取能力，加速重大项目落地，全力打造安全、环保、质量、造价、工期、廉洁“六优”精品工程，奋力保持风电领先地位。建强世界一流新能源共享协同平台，聚焦资源统筹、优势互补与价值创造，深化跨区域、跨产业、跨主体的数据汇集、财务共享与营销协同。建强世界一流新能源科技创新平台，强化核心技术攻关能力，引领驱动新能源技术革命，集中突破大基地、海上风电、人工智能等关键技术，推动创新成果快速转化。建强世界一流新能源党建赋能平台，将党建优势转化为治理效能、竞争优势、发展动能，为落实两条路径、践行五大优秀品质提供坚强保障。
　　（五）2025年下半年工作计划
　　下半年，本集团将深入践行“社会主义是干出来的”伟大号召，围绕“稳经营、谋创新、优投资、强管理、保安全”工作主线，认真落实年中工作会各项部署，锚定全年任务和“十四五”目标，高效做好各项工作，确保高质量完成全年目标任务。
　　1.深化固本强基，全面筑牢安全环保根基。系统实施“11135”安全环保工作思路，锚定零伤亡、零事故目标，深入推行安全生产管理体系，紧密围绕安全环保一号文件，扎实筑牢安全风险分级管控、事故隐患排查治理、应急处置与救援“三道防线”，增强安全履责、现场监督、承包商管理、科技兴安、生态治理“五项管理能力”，全面提升本质安全水平和生态环保治理效能。
　　2.深化增量做优，全面提升规模发展质效。牢牢把握高质量发展这个首要任务，锚定年度发展目标不动摇，持续巩固行业领先地位。坚持风电为主优发展，千方百计抢抓优质资源，稳步推动规模化风电并购，积极稳妥开发海外风电市场。抓实重点项目提效能，加大力度推动大基地和海上风电项目建设。
　　3.深化存量增效，全面强化价值创造能力。以市场为导向，坚持效益优先、成本领先，系统加强全生命周期成本管控，提升专业化、集约化、智能化水平，切实推动发展底蕴、技术标准、工作经验、数字化建设等优势转变为成本效益优势。全力压降成本，加强项目造价控制，充分发挥集约采购共享优势，全面提升成本管理精细化水平。全力提升营收，强化营销信息共享与分析，建强“六位一体”营销体系，积极落实“一省区一营销”部署，建立健全电力营销对标评析督导体系。
　　4.深化创新引领，全面发挥科技支撑作用。实施“1234”科技创新工作思路，围绕世界一流新能源科技领军企业核心定位，建强双驱创新机制，锚定发展转型、重大工程、生产经营三个需求导向，聚焦海上风电融合海洋能集群化建设、大基地新型电力系统、“新能源+”工程首台套示范、基于“AI+”的数字化智慧运营四大攻关领域，为新能源发展注入更加丰沛动能。
　　5.深化管理提升，全面激发企业发展潜力。坚持改革攻坚、创新赋能，以全局视野破除发展障碍，着力优化治理效能、释放资本活力，为高质量发展注入强劲内生动力。持续深化企业治理，加强世界一流企业建设，深入打造法治龙源。持续强化市值管理，系统推进市值管理举措落地落实，增进市场认同。
　　6.深化党建引领，全面提高引领保障实效。全面贯彻新时代党的建设总要求，纵深推进全面从严治党，着力提升党建工作质效，以高质量党建的强大引领力、凝聚力、战斗力，营造干事创业良好氛围，建强干部人才队伍，为公司高质量发展提供坚强政治保障。

　　二、核心竞争力分析
　　1.协同聚力助推规模拓展
　　本集团聚力协同发展，开拓多元耦合模式，与外部企业深度合作，延展资源开发链条，促进资源获取、开发、利用协同并行。凭借控股股东国家能源集团一体化优势，全力角逐基地项目开发主导权，主动布局大基地、海上及海外大型项目，稳固发展根基。搭建涵盖场站设计、功率预测等十一大业内前沿技术服务体系，凭借资源评估、设备选型等经验与核心技术，为项目推进保驾护航。大力推行“新能源+”模式，借助生态治理等引入产业集群。以规模化开发增强资源获取能力，持续领航行业，为本集团发展注入强大动能。
　　2.科技赋能助推管理增效
　　2025年上半年，本集团成功获批设立国家博士后科研工作站，为高层次人才培养与技术攻关搭建优质平台，强化了人才驱动的核心优势；五项成果经权威鉴定委员会鉴定整体达到国际领先水平。公司在风电与太阳能电站运营及深远海风电关键领域具备行业领跑的科技核心竞争力，在深远海风电关键技术方面具备半潜式基础结构设计技术与水动力分析技术的积累，并在海上综合智慧能源岛和张力腿浮式风电基础开展研究布局，已实现了海上漂浮式风电设备的高效运维长期稳定运行。在风电与光伏电站运维方面，公司聚焦智能化运维体系，涵盖故障诊断与预警技术、智能维护技术，显著提升了电站运行效率与安全性。这些成果从技术突破、应用落地到数据积累全方位强化了本集团在新能源领域的核心竞争力，为持续开拓发展空间提供了坚实支撑。
　　3.营销赋能助推经营创效
　　本集团以提升营销能力为核心，全方位建强营销体系、强化创效，重点提升政策与市场研究能力，研判电力交易等政策，依托数据支撑决策，持续跟踪各省针对136号文的具体实施方案，关注存量和增量项目的机制政策；加强对新能源全面落实现货交易模式、交易规则等重点问题的研究。重点提升市场策略制定能力，统筹多元市场优化策略，确保电量电价最优，持续做好中长期交易及短周期交易调仓，实现中长期交易与现货交易精准衔接；强化对标和评价管理，结合项目运行及交易情况，开展区域内对标，找差距、补短板，制定提升措施。重点提升市场风险防控能力，积极应对电力市场建设全面加速形势，编制《新能源发电企业电力交易流程及风险防控指导意见》，规范交易流程、建立组织保障和技术保障两大风险防控机制，归纳总结典型交易品种流程及风险防控，为不同类型交易提供帮助，减少电价波动带来的影响。
　　4.财务改革助推战略转型
　　本集团财务职能正从传统核算保障加速向战略价值协同跃迁，以“价值创造”为核心，主动融入战略决策与资源配置，梳理成本、税费、资金等创效要素，推动财务前置嵌入业务方案评估、项目投资测算等环节，健全项目财务可承受力分析机制，建立“成本识别-预算匹配-目标分解”贯通机制，实现“成本算赢在前、过程动态纠偏、结果闭环复盘”。坚持价值导向的考核牵引，强化对本集团资产盈利能力、资金使用效率等维度的差异化评估，推动财务与业务联合复盘，剖析重点项目各阶段影响因素，探索构建“投资端-执行端-经营端”财务逻辑闭环，强化财务对经营质量的倒逼作用。
　　5.人才强企助推发展势能
　　本集团高度重视人才队伍培养，树立实干实绩用人导向，全方位夯实人才支撑，选优建强“三支队伍”，深化首席师评聘管理，加强专业化人才梯队建设，构建人力资源共享机制，发挥“一盘棋”管理效能。做实做强国家能源风电运营技术研发（实验）中心，组建专兼职研发团队，为科技人才成长成才提供平台。经理层成员任期制和契约化管理全面推进，修订工资总额等管理办法，推动薪酬分配向一线苦脏险累、关键核心岗位和紧缺急需的高层次、高技能人才倾斜。进一步强化全员绩效考核，激发员工干事创业新动能，着力提升企业核心竞争力。

　　三、公司面临的风险和应对措施
　　1.资源风险及应对措施
　　风光行业面临的主要气候风险是风能和太阳能资源的年际大小波动，即大风光年发电量高于正常年水平，小风光年低于正常年水平。我国幅员辽阔，区域跨度大，地域间气候条件差异较大，具体表现为同一时段内各地出现不同的大小风光年气候特征。2025年上半年，龙源电力所属风电场和光伏发电场平均风速、总辐照量与正常年持平，发电水平保持正常状态。为应对地区不同导致的气候条件差异，本集团在全国范围内分散布局，降低投资风险。截至2025年6月底，本集团已在全国31个省级行政区拥有实质性项目，项目布局越来越趋向于优化合理，未来将进一步平衡受不同气候影响区域的项目开发比例。
　　2.政策风险及应对措施
　　新一轮电力体制改革以来，中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。136号文出台，要求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。目前，山东、广东、蒙东、蒙西、新疆、海南、浙江、甘肃、山西、辽宁、宁夏等省区已出台实施方案或征求意见稿，其他省区实施细则也正在积极酝酿陆续出台中。新能源面临电量全面入市、电力现货市场大范围铺开等市场形势的重大变化，逐步形成“全面入市、全量交易、全域现货、统一市场”的新局面。新能源将面临更加充分市场竞争，全电量交易进一步推进，价格形成机制更加复杂。
　　本集团将利用数智化赋能提升科学决策水平，全面提升功率预测的精度，聚焦高精度区域气象预测、电量交易场景研究开发，积极推动面向能源市场交易和信息管理的辅助决策系统应用。建立精准的市场预测体系，多方汇集信息，摸透节点电价规律，抓住日前实时套利、谷段偏差套利机会。强化交易员能力建设，培养专业化数字化交易员队伍，电力市场交易日益复杂，需要具备电力市场交易经验、数据分析能力的复合型人才。开辟多元化盈利渠道，通过“新能源+”拓广更多应用场景，提升消纳空间。探索虚拟电厂聚合发展的新业态。推动与大用户签订多年绿电协议，积极联系算力中心、电解铝厂等高耗能用户，锁定长期稳定收益。
　　3.电网风险及应对措施
　　在“十四五”期间，新能源的并网规模出现显著增长，与之相比，电力需求增长幅度以及系统调节能力提升却较为缓慢。部分地区在研究新能源发展规划时重点考虑资源条件，并未充分考虑并网送出和消纳，新能源规划规模与电网输变电能力、电力负荷消纳能力等未协同匹配，导致项目接入过于集中，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。同时，电网建设速度往往与新能源项目建设进度难以匹配，跨省区输电通道建设滞后，使得大基地项目在消纳方面存在一定风险。
　　本集团将依据各地区电网架构的不同特点和形势，进一步强化与政府主管部门以及电网公司之间的沟通与协作，积极推动局部电网结构的优化与改善。主动拓展新能源消纳渠道，努力争取更为有利的政策支持以及更多的发电空间，以更好地适应新能源发展需求。
　　4.生产风险及应对措施
　　本集团自1993年成立以来，一直致力于新能源开发运营管理工作，随着运行年限的增加，早期投产的设备逐渐暴露出机械部件磨损加剧、电气元件故障率增高、易损件老化等集中性问题，存在一定的安全风险。
　　为应对设备老化风险，本集团加强设备治理，通过增强设备监测、状态评估、点巡检与智慧监盘等手段及时发现异常和隐患，同时优化设备系统，通过专题分析和技术攻关解决问题。标准化的机组检修管理以及对关键设备的优先检修安排和全过程管理，都旨在确保设备运行的稳定性和可靠性。另外，本集团加速老旧风电场的改造升级，依托“整体规划、分步实施”的原则，同时持续进行机组延寿工作，确保有针对性的方案和措施，从而保障风电场的高效和长期运行。
　　5.国际化风险及应对措施
　　当前，世界百年变局加速演进，国际形势复杂严峻。俄乌冲突长期化，巴以、伊以冲突升温，欧洲等地区地缘政治风险攀升；欧盟反补贴调查频繁，逆全球化冲击全球经济秩序与市场格局，对国际化风险应对提出更高要求。在此背景下，境外新能源项目投资挑战重重：美联储货币政策调整引发全球金融震荡，部分国家汇率贬值、通胀高企，推高项目融资成本与造价；全球供应链重构，能源和供应链安全成为政府审批首要考量；南部非洲、中亚、东南亚等重点市场竞争加剧，项目获取难度加大。
　　本集团将强化全周期风险管控，统筹境外项目全生命周期管理，加强各阶段风险防范。完善风控合规体系，优化流程，提升效能。聚焦重点区域，关注俄乌冲突动态，强化乌克兰项目风险防范。筑牢人员安全防线，强化安全措施，各境外子公司按计划开展应急演练与风险评估，提升人员应急处置与风险防控能力。
　　6.汇率和利率风险及应对措施
　　本集团并无面临重大信贷风险及流动性风险。本集团面临与现金及银行结余、银行借款有关的利率风险。本集团认为，整体利率风险属不重大。本集团在银行存有外币现金，使本集团面临外汇风险。本集团并无使用任何衍生合约以对冲外汇风险。本集团通过密切监控外币汇率的变动来管理外汇风险，并将采取谨慎措施将货币折算风险降至最低。 收起▲