一、报告期内公司从事的主要业务　　公司完成司法重整后全面转型新能源赛道，确立了以新能源电站开发、投资、建设及运营为核心的主业范围，同步适度优化整合存量生态环保业务，积极培育多元配套业务，构建多板块协同发展格局。　　（一）报告期内公司所属行业发展情况　　1、可再生能源建设和运行。2026年上半年，新能源发电延续较快增长，行业处于“装机规模化扩张、上网电价全面市场化、消纳约束趋紧”的阶段。　　据国家能源局新闻发布的数据，截至2026年6月底，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%；其中，水电装机4.54亿千瓦，风电装机6.79亿千瓦，太阳能发电装... 查看全部▼

　　一、报告期内公司从事的主要业务
　　公司完成司法重整后全面转型新能源赛道，确立了以新能源电站开发、投资、建设及运营为核心的主业范围，同步适度优化整合存量生态环保业务，积极培育多元配套业务，构建多板块协同发展格局。
　　（一）报告期内公司所属行业发展情况
　　1、可再生能源建设和运行。2026年上半年，新能源发电延续较快增长，行业处于“装机规模化扩张、上网电价全面市场化、消纳约束趋紧”的阶段。
　　据国家能源局新闻发布的数据，截至2026年6月底，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%；其中，水电装机4.54亿千瓦，风电装机6.79亿千瓦，太阳能发电装机12.74亿千瓦，生物质发电装机0.48亿千瓦。风光装机合计19.5亿千瓦，约占全国电力总装机的48.3%，太阳能发电装机与燃煤发电装机（12.75亿千瓦）基本持平。上半年风电新增并网3,862万千瓦、光伏新增并网7,207万千瓦；规模以上风电、光伏累计发电量分别达5,984亿千瓦时、6,555亿千瓦时，风光发电量合计1.25万亿千瓦时，占全社会用电量的24.6%。可再生能源发电量占比首次超过四成（41.2%），煤电半年发电量占比首次降至50%以下（49.7%）。
　　消纳方面，2026年上半年全国风电平均利用率90.9%、光伏发电利用率91.4%，较2025年（风电94.3%、光伏94.8%）有所下降，新能源装机高速扩容带来消纳压力明显上升。
　　2、重点行业政策
　　（1）2026年2月8日，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》（国办发〔2026〕4号），明确了到2030年，基本建成全国统一电力市场体系，各类型电源和除保障性用户外的电力用户全部直接参与电力市场，市场化交易电量占全社会用电量的70%左右；到2035年，全面建成全国统一电力市场体系，市场功能进一步成熟完善，市场化交易电量占比稳中有升。《意见》要求打通国家电网、南方电网经营区之间市场化交易渠道，尽快实现跨经营区常态化交易；同时健全电力市场的各项功能，完善容量电价与调节性资源保障机制，扩大并有序推动各类主体参与市场。
　　（2）2026年3月13日，《中华人民共和国国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要》（以下简称“《十五五规划》”）全文发布。《十五五规划》强调加力建设新型能源基础设施，推进非化石能源安全可靠有序替代化石能源，实施非化石能源十年倍增行动。统筹就地消纳和外送，建设“三北”风电光伏、西南水风光一体化、沿海核电、海上风电等清洁能源基地，加强分布式能源就近开发利用，加快智能电网建设，推动能源消费绿色化低碳化。
　　（3）2026年6月13日，国家发展改革委、国家能源局印发《关于印发〈新型能源体系建设“十五五”规划〉的通知》（发改能源〔2026〕884号）。《规划》锚定2030年核心量化目标：能源综合生产能力达58亿吨标准煤；煤炭和石油消费达峰，非化石能源消费比重达25%；风电和太阳能发电装机比重超50%、成为电力装机主体，非化石能源发电量比重达50%、成为电量主体；基本建成全国统一电力市场体系。
　　（二）报告期内公司主营业务分析
　　公司布局分布式光伏与陆上风电项目，长期持有优质电站获取稳定发电现金流；同步对外输出新能源EPC工程，配套布局电源侧、用户侧储能业务，培育电力市场化交易等增值业务，形成轻重资产互补、双向赋能的盈利体系。公司持续推进风光优质资产外延并购，快速做大并网装机体量，新能源板块已成为公司营业收入与利润的核心增长支柱。
　　报告期内，公司完成海城锐海100%股权、电投瑞享80%股权收购工作，并于2026年5月起将两家标的公司纳入合并报表。本次并购落地后，公司新增分散式风电、集中式光伏优质资产，风光总装机规模提升至约1.26GW；2026年1-6月实现总发电量4.19亿千瓦时、上网电量4.17亿千瓦时。公司业务覆盖京津冀、河南、海南、福建、湖南、广东、辽宁等多省市，以中东部高电价分布式光伏为基本盘，同步拓展分散式风电项目，不断完善综合能源服务能力。报告期内，公司实现营业收入1.49亿元，同比增长115.49%；归属于母公司的净利润310.04万元，实现扭亏，标志着自2024年底完成司法重整、全面转型新能源以来，公司战略转型已取得阶段性实质成果。
　　1、报告期内，公司主要业务板块如下：
　　（1）新能源发电运营。涵盖分布式户用/工商业光伏、分散式陆上风电自持运营。同时，公司积极探索推进风光配套储能布局，规划配套储能提升电站消纳能力与调峰收益。报告期内，公司新能源发电业务实现营业收入1.41亿元，占上半年营业收入的94.50%。
　　（2）EPC工程建设服务。承接分布式光伏、小型风电场、储能电站的勘察、设计、施工总承包业务，面向工商业园区、地方平台、产业园区提供一体化建设交付服务，与自持电站业务形成协同：一方面对外输出工程能力获取施工收入，另一方面通过EPC项目锁定优质电站并购储备标的，打通“开发-建设-持有运营”完整产业链。
　　（3）生态环保业务。持续优化整合生态修复、油泥处理等存量项目，加快PPP项目回款与资产盘活；挖掘生态项目差异化收益空间，探索生态治理与新能源主业在技术研发、客户资源、应用场景等多维度协同路径，推动两大板块双向赋能、优势互补，形成互促共生、循环联动的绿色产业融合发展体系。
　　2、主要经营模式
　　（1）项目开发与资产并购。公司采用“自主开发+股权并购”双轮扩张。聚焦高负荷区域开发分布式光伏，同步跟进地区优质风电资源，持续挖掘并储备高禀赋新能源项目，夯实主业发展底盘。
　　（2）采购与工程建设。公司建立规范化、标准化的集中招标采购管理体系，光伏组件、风机、储能设备、建安施工以公开集中招标为主，严控设备与施工成本；项目建设实施全流程闭环管控，从设计、土建、设备吊装、系统调试到并网验收建立标准化作业流程，保障工程交付质量、缩短并网周期，加快电站转固并产生电费收益，持续提升项目整体投资回报率与运营稳定性。
　　（三）主要财务指标分析
　　1、本报告期，公司综合毛利7,154.35万元，较上年同期大幅增长；综合毛利率47.96%，较上年同期约提升3.28个百分点。综合毛利率上行主要源于高毛利率的新能源发电业务占比由72.69%升至94.50%，主业切换带来盈利水平结构性抬升。新能源发电毛利率50.08%（其中光伏49.92%、风电51.21%）有所下降，主要受赤壁威士达并表周期变化与新增资产结构影响：赤壁威士达于2025年4月纳入合并范围，上期毛利率仅包含光伏效益较高的第二季度，本报告期赤壁威士达完整并表，叠加光伏一季度及新并表资产结构影响，整体毛利率阶段性回落。
　　2、本报告期，公司营业利润811.05万元，较上年同期由负转正。其中信用减值损失转回1,264.02万元（上年同期转回154.40万元）。本报告期公司实现净利润754.39万元，其中少数股东损益444.35万元（主要为电投瑞享20%少数股东权益），归母净利润310.04万元，扣非后净利润51.58万元，两项同步扭亏。前期应收款项等资产质量持续改善、历史包袱加速出清，对当期利润形成正向贡献；叠加并表标的自身盈利，扭亏基础得到夯实。
　　3、管理费用同比增长52.45%、财务费用同比增长164.87%，主要因业务扩张带来人员成本增加及筹融资规模扩大提升利息支出。随着存量资产稳定运营、收入完整并表及债务结构优化，财务费用率有望逐步摊薄。
　　4、截至本报告期末，公司总资产70.76亿元，较期初增加26.93亿元。其中固定资产由12.55亿元增至37.29亿元，比重增加24.07%。主要原因是重大资产重组标的资产并表；负债增量集中于长期融资科目。
　　5、本期销售商品、提供劳务收到的现金为19,969.66万元，同比增长196.10%，收现比1.34倍，新能源发电业务收入回款良好、现金保障程度较高。经营活动现金流量净额-8,830.98万元，主要为业务扩张、并表及前期投入形成的营运资金前置使用。报告期末账面保留一定规模货币资金，公司将通过资金集中归集、置换高成本负债等方式，持续提升资金使用效率与财务弹性。
　　2026年下半年，公司将继续围绕核心主业，依托现有项目储备与产业合作资源，多措并举夯实经营基本盘。
　　一是加速并购资产整合，充分释放经营协同效能。高效完成两项标的资产交割后的一体化梳理工作，推动财务核算、电站运维、绩效考核管理体系全面统一落地；打通新增资产与存量电站在区域布局、运维技术、电力客户及交易资源层面的联动共享，提升发电资产整体利用效率与盈利水平。
　　二是多措并举挖掘经营潜力，改善经营性现金流水平。对自持风光资产实施精细化运营管理，稳步压降单位发电量运维成本；科学统筹新增项目资本开支规模与投放节奏，确保投资节奏与经营性现金流入合理匹配。
　　三是布局多元增值业务，培育新增长极。依托自有风光电站资源落地储能配套项目，推动储能业务独立成板，布局电源侧、电网侧及用户侧的储能配套解决方案，实现增量收益。
　　四是拓宽融资渠道，优化整体财务结构。推进内部资金集中归集与统筹调度，盘活存量闲置资金，提升内部资金使用效率；置换存量高息负债，持续压降财务利息支出；在风险可控前提下，寻求多元化的低成本资金渠道，降低综合融资成本。

　　二、核心竞争力分析
　　（一）全链条业态深度融合，联动互补筑牢经营底盘
　　公司构建了自持电站运营、EPC工程建设业务联动协同的发展格局，形成长短收益结合、轻重资产互补的产业结构。通过自建及并购持有风光电站，获取稳定、抗周期的长期发电收益；依托EPC工程建设业务获取短期工程收益，有效平滑发电业务的季节性波动。公司同步探索布局配套储能业务，顺应新型电力系统建设趋势，打开调峰、容量电价等收益来源，持续优化盈利结构、巩固核心竞争优势。
　　（二）复合型专业管理团队，精准把握行业政策与市场周期
　　公司目前已形成一支兼具新能源项目投资、工程建设、资本运作复合经验的核心管理团队，对新能源行业政策、技术趋势、市场动态及区域市场差异等方面具有深刻洞察，能够精准把控项目投资风险并持续优化运营效率。在项目端具备标准化投前测算、风险评估能力，优先筛选高消纳、高电价优质资产；在经营端搭建专业电力交易团队，优化中长期、现货报价策略，最大化度电收益；在资本端擅长运用金融工具盘活存量资产，提升资金使用效率，借助产业资本快速实现装机规模扩张。同时，公司建立并完善人才培养与引进机制，持续扩充电力运维、储能、碳资产专业人员，夯实专业化人才梯队，为公司风光储全产业链业务拓展、长期稳健经营提供坚实人才保障。
　　（三）多元股东协同赋能，保障可持续健康发展
　　公司股东融合国有资本、新能源产业资源与金融资本，形成多层次战略协同优势。国资股东背景助力公司深度参与北京市及周边区域的综合能源规划，确保发展战略与国家“双碳”目标深度协同；新能源产业合作方注入先进的新能源技术与智慧化管理经验，提升电站经营效益。多元化的股东结构不仅增强了抗风险能力，更在资源整合、技术创新和项目落地方面形成强大合力，为长期可持续发展奠定坚实基础。
　　（四）项目储备资源充裕，扩张路径清晰
　　公司构建覆盖集中式与分布式的项目储备体系，确立“存量提质+并购增量”成长路线。2025年完成433MW分布式光伏并表，2026年上半年完成海城锐海、电投瑞享风电、光伏资产重大收购，装机规模实现跨越式增长。公司资产整合经验成熟，叠加重整完成后历史债务彻底化解，银行授信、产业基金等多元融资渠道畅通，能够支撑风光储项目持续并购与新建投入，持续夯实装机规模增长动能，稳步推进新能源主业做大做强。
　　（五）差异化布局，分散经营风险、提升盈利中枢
　　公司紧跟“十五五”新型电力系统建设导向，制定差异化区域发展策略，统筹核心区域深耕与潜力市场拓展。公司以经济发达区域为基本盘，重点开发高电价、高消纳的分布式光伏与工商业绿电项目，贡献稳定高毛利现金流；积极跟踪大型风光基地、分散式风电项目及“光伏+生态治理”综合项目开发，拓宽主营业务增长空间与长期盈利来源。目前公司业务覆盖京津冀、河南、海南、福建、湖南、广东、辽宁等多省市，跨区域、差异化的业务布局不仅优化了电站资产结构，提升整体收益稳定性，同时有效分散单一区域政策或市场波动风险，增强公司的抗周期能力。
　　（六）财务结构深度重塑，盈利修复态势持续巩固
　　司法重整全面落地后，公司完成低效资产剥离与历史存量债务清偿，财务基本面得到根本性重塑，形成了轻装上阵的经营底色。2026年上半年顺利扭亏为盈，充分印证公司产业转型、资产整合与精细化成本管控综合成效。报告期内风电、光伏标的并购并表，不仅有效带动营业收入规模增长，并入项目稳定现金流也持续增厚利润，形成外延增长核心抓手。同时公司统筹盘活各类新能源资产，依托业务协同持续降本增效，进一步巩固盈利修复态势。公司后续将继续通过优化债务结构、拓宽融资渠道等方式，保障项目投资需求，持续放大公司资产整合与业务拓展竞争力，推动盈利水平长期稳步提升。

　　三、公司面临的风险和应对措施
　　（一）市场和行业风险
　　1、宏观经济环境
　　2026年上半年，我国经济总体保持平稳，但结构性分化有所加剧。根据国家统计局数据，上半年国内生产总值（GDP）同比增长4.7%；同时，全国固定资产投资（不含农户）同比下降5.7%，房地产开发投资同比下降18.0%，内需与房地产链仍处深度调整期。社会融资规模增量同比少增，融资需求结构性分化加大。宏观与地产链承压通过地方综合财力向下传导。
　　电力行业作为国民经济基础性行业，与宏观经济发展密切相关。2026年上半年全社会用电量同比增长5.3%，用电结构持续向新向优（高技术及装备制造业用电量同比增长9.8%），全国可再生能源装机约占总装机60.7%，新能源发展为公司运营业务提供需求支撑；但新能源装机快速扩张与电网消纳能力、调峰能力之间的矛盾也在加剧，带来新的经营不确定性。
　　2、行业风险
　　（1）新能源运营领域，行业核心风险已从增量竞争转向存量优化与消纳瓶颈的双重挤压。综合2024年至今数据，全国累计废止风光项目已超过90GW。消纳形势严峻：2026年上半年全国风电平均利用率90.9%、光伏发电利用率91.4%，连续三年下滑；根据全国新能源消纳监测预警中心2026年1—2月的数据，西藏、青海、甘肃、新疆等地弃光率分别达39.2%、21.3%、17.5%、14.4%。若弃风、弃光限电情况持续或加剧，将直接影响项目发电量及收益。此外，行业投资节奏因政策调整明显放缓（2026年上半年光伏新增装机同比下降66%、风电新增装机同比下降24.8%），优质项目稀缺性加剧，收并购标的筛选难度加大。上述利用率下行对应弃风、弃光率上行，部分重点区域弃光率已显著高于国家关于新能源消纳利用率原则上不低于95%（即弃风弃光率不高于5%）的常规管控要求，消纳压力进一步凸显。
　　（2）在公司生态板块的存量订单中，业务模式为EPC和PPP，地方政府是主要的业务合作伙伴。受房地产市场深度调整影响，地方政府综合财力持续收缩，相当一部分地方政府减少了市政园林、生态环境等非刚性领域的建设投资。与此同时，中央持续加强地方政府债务清理和整顿力度，2024年以来约6.6万亿元，其中2024年3.4万亿、2025年至今约3.2万亿。在此过程中，财政资金优先用于保障刚性支出和偿还存量债务。上述因素叠加，一定程度上影响了公司生态业务板块的收款进度，公司开展传统生态业务面临一定的行业风险。
　　3、政策风险
　　在全球碳达峰、碳中和的大背景下，国家积极鼓励开发风能和太阳能资源，新能源发电行业正处于快速发展的时期。2026年3月，《中华人民共和国国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要》发布，强调加力建设新型能源基础设施，推进非化石能源安全可靠有序替代化石能源，实施非化石能源十年倍增行动。但如果未来政策出现重大不利变化，公司主营业务的稳定性和持续性将会受到影响，可能在一定程度上影响经营状况和盈利能力。
　　同时，新能源装机快速扩张使国土空间资源约束趋紧，林草融合等新规对光伏、风电项目用地提出更严格管控，部分地区一次性租地成本显著抬升，非技术成本在项目总投资中的占比持续增加；各地对新能源项目的前期合规手续要求日趋复杂，项目开发周期延长、开发成本上升的风险有所加大。
　　（二）业务风险
　　1、电量电价风险
　　2025年2月，国家发改委、国家能源局联合发布《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”），标志着新能源行业正式告别“保量保价”的政策兜底模式，全面进入以市场机制为主导的新阶段。文件明确风电、太阳能发电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，存量与增量项目分类施策。
　　2025年下半年，各省份分别按照136号文制定了各省相关电价政策，明确存量项目的机制电价及机制电量安排。其中，山西省集中式风电项目按85%的比例纳入机制电量，机制电价执行现行燃煤基准价；多数省份将分散式风电、分布式光伏存量项目以较高比例纳入机制电量。机制电价执行期限原则上按项目剩余全生命周期合理利用小时数对应年份与投产满20年对应年份中较早者确定，在此期间，风光电站项目的上网电价不受市场化交易波动影响。执行期满后，全部上网电量进入电力市场，电价通过市场化交易形成。
　　2026年上半年是该政策全面落地执行的首个完整半年度周期，市场化交易的深度和广度持续拓展，电价波动性进一步增加，企业收益的不确定性上升。存量项目虽可通过差价结算机制保障部分收益，但增量项目电价完全由市场化竞价决定，首批增量风光项目中标均价较标杆电价均存在一定程度下降，叠加辅助服务费用分摊比例提升，进一步压缩利润空间。区域电价差异进一步扩大，新能源富集但消纳能力弱的地区投资回报率面临显著下行压力；光伏出力集中的午间时段电价往往处于低位，进一步压缩了光伏项目的利润空间。
　　公司将紧密跟踪电力市场运行规则及各地区机制电价竞价政策动态，持续优化交易策略，积极拓展优质项目储备和电力消纳渠道，加强绿电交易和绿证市场参与能力，通过“新能源+储能+绿电交易”等多维收益模式提升项目综合收益水平。
　　2、政府审批风险
　　新能源发电行业在项目开发过程中面临政府审批周期的不确定性，是影响项目开发进度和成本的关键风险因素。新能源项目通常涉及土地规划、环境影响评估、电网接入等多个部门的审批，流程繁琐且耗时较长。2025年1月，国家能源局印发了《分布式光伏发电开发建设管理办法》，对分布式光伏项目的备案、并网、运行等环节提出了更为明确的规范要求，整体合规要求进一步提升，各地对项目备案后的实施管理也更加严格。同时在全国范围内，各地行政审批效能参差不齐，审批环节中的土地调规、生态红线认定、电网接入方案批复等环节仍存在较大的不确定性和时间成本。审批周期的延长不仅增加了项目开发成本，还可能导致项目错过最佳投资时机，影响公司的市场竞争力和盈利能力。公司已组建专业研究团队，建立重大项目前期研判机制，加强项目全流程跟踪管理，优化项目审批路径，同时通过分散投资布局降低公司对个别项目的依赖，严格把控开发进度风险。
　　3、新兴业务不确定性风险
　　截至本报告期末，公司涉及的独立储能业务项目仍处于建设阶段，尚未对公司目前营业收入及利润产生实质性影响。储能项目的投资回报受电力市场机制、电价政策、技术进步及成本变化等多重因素影响，项目的最终收益水平存在不确定性。同时，公司目前涉及的算力基础设施配套建设等业务尚处于前期探索阶段，暂未对公司当期经营业绩产生实质性影响。上述新兴业务的发展前景、商业模式及盈利路径仍存在较大不确定性。
　　4、不可抗力风险
　　新能源发电行业在运营过程中面临诸多不可抗力风险，这些风险主要包括自然灾害、极端天气事件以及公共卫生事件等。自然灾害如地震、洪水、台风等可能导致发电设施损坏，影响项目正常运行，甚至造成设备报废和人员伤亡。极端天气如暴雪、冰冻、高温等可能影响新能源发电效率，降低发电量。同时，不可抗力的风险可能导致供应链中断、项目建设延迟、运维人员短缺等问题，增加项目运营成本和管理难度。这些不可抗力因素具有不可预见性、不可避免性和不可克服性，一旦发生，可能对公司的电力生产、收入及经营业绩带来不利影响。公司将持续完善灾害应对和应急预案体系，加强电站设施的防灾减灾设计标准，购置充分的财产保险，提升极端天气下的快速响应和恢复能力，最大程度降低不可抗力风险对项目运营的影响。
　　（三）财务风险
　　1、利率风险
　　公司部分项目需要通过中长期项目融资解决资金需求，根据公司与金融机构签订的借款合同和融资租赁合同约定，借款利率可能随着基准利率进行调整。2026年上半年，货币政策保持稳健偏宽松基调，但若未来基准利率出现上行，将会增加公司财务成本，对公司经营业绩造成不利影响。公司将持续关注资金市场变化，运用多种融资手段，合理匹配融资期限与项目回款周期，有效控制整体融资成本。
　　2、偿债能力风险
　　公司所处的风力发电、光伏发电及储能业务属资金密集型行业，项目建设与运营对外部融资依赖度较高。截至报告期末，公司资产负债率约为64.90%，有息负债规模约为36.67亿元，如果外部经营环境和行业发展状况发生不利变化，公司可能面临短期偿债风险。公司将统筹资金计划，拓展多元融资渠道，强化资金集中管理与预算约束，保障到期债务有序偿付。
　　3、商誉减值风险
　　公司通过重大资产重组注入新能源发电资产，形成一定规模的商誉。截至报告期末，公司合并报表商誉账面原值为7,000.99万元。若相关标的资产未来经营业绩未达预期，或受行业政策、电价市场化、消纳形势等不利因素影响，可能产生商誉减值的风险，从而降低上市公司的净利润水平。公司将于每年度资产负债表日进行商誉减值测试，密切关注标的资产经营与行业变化，防范减值风险。 收起▲

　　一、报告期内公司从事的主要业务　　公司严格按照《重整计划》所制定的经营方案，持续推进产业结构战略性调整与业务转型升级，全面把握全球能源结构转型与国家“双碳”战略的结构性机遇，调整主营主业，全面转型为以新能源发电为核心的绿色低产业投资与运营商。当前，公司一方面集中优势资源，重点发展以光伏发电、风力发电为代表的具有高成长性的新能源发电增量业务，将其作为驱动公司未来规模与价值增长的核心引擎；另一方面，对生态环保等既有存量业务进行优化整合，挖掘其稳定现金流价值，并积极探索与新能源主业在技术、客户、应用场景等层面的协同效应，旨在构建相互支撑、良性互动的绿色产业生态。　　新能源业务方面，报告期内公司主... 查看全部▼

　　一、报告期内公司从事的主要业务
　　公司严格按照《重整计划》所制定的经营方案，持续推进产业结构战略性调整与业务转型升级，全面把握全球能源结构转型与国家“双碳”战略的结构性机遇，调整主营主业，全面转型为以新能源发电为核心的绿色低产业投资与运营商。当前，公司一方面集中优势资源，重点发展以光伏发电、风力发电为代表的具有高成长性的新能源发电增量业务，将其作为驱动公司未来规模与价值增长的核心引擎；另一方面，对生态环保等既有存量业务进行优化整合，挖掘其稳定现金流价值，并积极探索与新能源主业在技术、客户、应用场景等层面的协同效应，旨在构建相互支撑、良性互动的绿色产业生态。
　　新能源业务方面，报告期内公司主要通过收、并购新能源资产及拓展关联业务提升持续经营能力及效益。2025年3月，公司通过关联交易收购赤壁市威世达新能源科技有限公司100%股权，赤壁威世达是国联产投作为产业投资人为参与公司重整的储备项目，也是为公司注入的首批优质新能源运营项目。赤壁市威世达新能源科技有限公司下共7个项目公司，主要经营户用光伏项目，累计并网容量433.39MW，项目分布在河南省、天津市、海南省、福建省、湖南省和广东省，在新能源电站参与市场化交易的大背景下，通过“全额上网”模式，委托高效的运维团队依托智慧运维大数据平台，全面提升电站资产全生命周期的管理效能，通过机制电价保障资产收益的基本盘。
　　生态环保业务方面，存量业务上做好科学管理及资金回款工作，设立资产保全部负责 PPP 项目 SPV 公司监管及传统生态项目统筹协调。梳理PPP项目核心数据，加速实现资本金增值回笼，促进传统项目回款，同时加强对实地巡视调研，联合多部门推进合规审查、账户设立及风险处置，强化队伍建设。新拓业务上围绕重整新生、结构优化、提质增效，严控投资、聚焦存量运营，统筹开展生态修复、湿地运维、流域治理、PPP项目管护等核心业务，推进西藏、云南、海南等多地生态项目拓展，并实现林芝尼洋河修复、海口湿地公园养护、泰兴双水滨河、齐河及济南、南召PPP运维等重点项目有序推进，履约成效获业主认可。此外，子公司华飞兴达持续推进大港油田、华北五普、苏里格油田、中咨等十余个重点项目落地，核心指标稳步提升，发展质效显著提高。
　　相关数据发生重大变化的原因
　　2025年3月，公司收购赤壁市威世达新能源科技有限公司100%股权，转型发展新能源发电业务，上年同期公司未涉及该业务，故出现了较大的变化。其中，上述生产经营数据统计口径为公司收购完成并表后（2025年4-12月）产出规模。
　　公司积极推进优质新能源资产收并购，并于2025 年 12 月 16 日召开第九届董事会第十二次会议审议通过了以公司及全资子公司合计持有全部出资份额的合伙企业东方新能（北京）企业管理中心以现金支付方式购买海城锐海新能风力发电有限公司100%股权和北京电投瑞享新能源发展有限公司 80%股权，本次交易构成重大资产重组。通过本次交易，公司新能源发电业务将从光伏电站EPC业务进一步向产业链下游拓展，实现光伏电站开发、EPC施工、电站运营及销售等业务协同发展，深化光伏建筑一体化的产业链布局，在继续承接分布式光伏电站EPC建设服务的基础上，获取电站转售和并网发电收益，从而增强公司持续经营能力。
　　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）行业背景
　　在全球能源转型浪潮和我国“双碳”战略引领的背景下，以风力发电、太阳能发电为代表的新能源发电将成为能源供给的主力军，新能源发电行业将保持高速发展态势。根据国际能源署（IEA）《世界能源展望2021》，新能源将是未来发电装机容量增长最快的电源类型，全球新能源发电市场将保持快速发展，并逐渐取代燃煤机组成为主体发电电源，预计2020-2050年风力发电、太阳能发电装机容量年均增速分别为5%、7%，2030年、2040年及 2050年新能源装机容量分别为4,153GW、6,873GW及9,158GW，2050年全球新能源装机容量占比将达到51%，发电量占比将达到40%。
　　根据国家能源局数据及规划，可再生能源装机占比将持续快速提升，尤其是光伏、风电已步入规模化、市场化新阶段。与此同时，随着新能源装机量激增，配套储能需求日益凸显，成为行业新增长点。行业竞争中，大型央企占优，市场化交易占比提升，补贴政策调整影响显著，行业竞争呈现“大型央企主导，多元主体参与，国企和民企加速布局”的格局。因国家持续强调构建新型电力系统，保障性收购政策、绿证交易机制、储能参与电力市场规则等政策不断完善，新能源电力消纳和收益模式持续获得支撑，公司现有项目及目前储备中的项目均直接受益于政策环境。
　　（二）全国新能源整体发展情况
　　2025年，是我国“双碳”目标深化实施的关键之年，也是新型电力系统建设全面提速、新能源上网电价市场化改革纵深推进的一年。报告期内，国家能源结构战略性调整持续加速，新能源并网装机规模保持高速增长。
　　根据国家能源局发布的数据，截至2025年底，全国风电、太阳能发电累计并网装机达到18.4亿千瓦，历史性超过火电装机，占全国电力总装机的比重提升至47%。从新增装机看，2025年全国风电、太阳能发电新增装机4.38亿千瓦，同比增长22.3%，其中风电新增1.2亿千瓦，太阳能发电新增3.18亿千瓦，增量规模连续突破关口，呈现阶梯式上升态势。
　　在发电量方面，新能源对电力供应的贡献日益显著。2025年，全国风电、光伏发电量合计达2.3万亿千瓦时，约占全社会用电量的22%。其中，风电发电量1.13万亿千瓦时，同比增长13%；光伏发电量 1.17万亿千瓦时，同比增长40%。从消纳情况看，全国风电平均利用率为94%，光伏发电利用率达95%，保持了较高水平。新能源发电量的快速增长，为我国能源结构绿色低碳转型提供了有力支撑。
　　（三）报告期内行业政策环境
　　2025年1月23日，国家能源局修订印发《分布式光伏发电开发建设管理办法》（以下简称《管理办法》），旨在进一步促进分布式光伏发电健康可持续发展，以适应近年来分布式光伏规模激增、新技术应用和市场主体多元化的新要求。《管理办法》将支持分布式光伏发展与规范发展相结合，推动行业适应新形势、新变化，促进分布式光伏发电实现“量”的增长和“质”的提升。
　　2025年 2月9日，国家发展改革委、国家能源局发布《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》。《通知》提出，按照价格市场形成、责任公平承担、区分存量增量、政策统筹协调的总体思路，深化新能源上网电价市场化改革，推动风电、太阳能发电等新能源上网电量全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成；同步建立支持新能源可持续发展的价格结算机制，区分存量和增量项目分类施策，促进行业高质量发展。
　　2025年5月21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》，明确了绿电直连模式的适用范围、管理方式、交易与价格机制等关键问题，为推动绿电直连有序发展奠定了坚实基础，标志着我国绿电直连进入制度化、规范化发展的新阶段。《通知》是首个推动绿电直连专项政策性文件，解决了制度束缚和能力短板，让绿电直连有规可依、有矩可循，更好激发内生动力，释放发展活力。
　　2025年7月1日，国家发改委、国家能源局联合印发《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》。《通知》提出，结合2025年消纳责任权重完成情况优化纳入新能源可持续发展价格结算机制的电量规模，结合新能源消纳需求，同步加强调节能力规划建设等配套措施，进一步提高电力系统消纳和调控水平。
　　2025年10月 13日，国家发改委发布《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（征求意见稿）》，该《实施办法》在“双碳”目标下，按照2025年正式实施的首部《中华人民共和国能源法》要求，落实可再生能源在能源消费中的最低比重目标，完善可再生能源电力消纳保障机制，标志着可再生能源消费步入强制考核新阶段，从“消费端”与“消纳端”双维度全面构建可再生能源保障体系。
　　2025年10月 29日，国家发改委、国家能源局联合印发《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》（发改能源〔2025〕1360号，以下简称《指导意见》），围绕分类引导新能源开发与消纳、推动消纳新模式新业态发展、增强新型电力系统适配能力、完善全国统一电力市场体系、强化技术创新支撑、完善新能源消纳管理等重点任务提出具体举措，明确到2030年协同高效的多层次新能源消纳调控体系基本建立，持续保障新能源顺利接网、多元利用、高效运行，新增用电量需求主要由新增新能源发电满足。
　　
　　三、核心竞争力分析
　　（一）股权结构多元化互补，保障可持续发展
　　公司构建了国有资本、产业资源与金融资本深度融合的股东体系，形成独特的战略协同优势。控股股东、实际控制人可为公司提供政策支持与区域资源，确保发展战略与国家“双碳”目标深度协同；国联产投等大型国资金融机构强化资本运作能力，提供稳定的资金保障；海南瑞科等产业技术方则注入先进的新能源技术与智慧化管理经验。同时，东方新能在生态环保领域的深厚积累，使公司具备“生态修复+清洁能源”的复合型开发能力。多元化的股东结构不仅增强了抗风险能力，更在资源整合、技术创新和项目落地方面形成强大合力，为长期可持续发展奠定坚实基础。
　　（二）专业化核心团队，精准把控行业周期
　　公司目前已形成一支兼具技术底蕴、产业经验与资本运作能力的核心管理团队。团队成员对新能源行业政策、技术趋势、市场动态及区域市场差异等方面具有深刻洞察，能够精准把控项目投资风险并持续优化运营效率。在电站开发环节，团队通过精细化选址、集约化建设及智慧运维管理，持续降低度电成本；在资本运作方面，擅长运用金融工具盘活存量资产，提升资金使用效率。此外，团队积极整合股东资源，探索绿电交易、综合能源服务等创新业务模式，推动公司在能源转型浪潮中保持领先优势。
　　（三）项目储备丰富，资产扩张路径清晰
　　依托股东资源与市场化开发双轮驱动，公司构建了覆盖集中式与分布式、新建与并购的立体化项目储备体系。控股股东、实际控制人的支持助力公司深度参与北京市及周边区域的综合能源规划，获取优质开发机会；国联产投的全国性项目网络为公司快速拓展风光电站资产提供有力支撑。公司专业团队持续在京津冀、长三角等重点区域筛选高潜力项目，并结合农光互补、储能配套等创新模式提升资产收益。丰富的项目储备和多元化的开发策略，确保公司能够高效推进资产扩张，满足业务快速增长的需求。报告期内，公司已完成433MW户用光伏的实质性并表运营，积累了宝贵的电站运维和电力交易经验。与此同时，针对海城锐海及电投瑞享的重大资产重组正在稳步推进。重组完成后，公司将快速实现装机规模的倍增，优化电源结构，显著提升在新能源发电领域的行业地位和市场议价能力。
　　（四）区域布局优化，抗风险能力持续增强
　　公司围绕国家“双碳”战略，制定梯度化区域发展策略，形成核心区域深耕与潜力市场拓展相结合的布局。在经济发达地区，重点开发高电价、高消纳的分布式光伏与工商业绿电项目，提升整体收益水平；在风光资源富集的“三北”及西南地区，积极跟踪大型风光基地及及“光伏+生态治理”综合项目，把握电力外送通道建设机遇。全国性的业务分布不仅优化了电站资产结构，提升整体收益稳定性，同时有效分散单一区域政策或市场波动风险，增强公司的抗周期能力。此外，公司积极参与跨省绿电交易，拓宽电力消纳渠道，通过市场化手段提升存量资产收益。公司正逐步形成“省内强消纳、省外重储备”的协同格局，实现资源禀赋与市场需求的高效匹配。
　　（五）财务结构根本性改善，轻装上阵开启新发展周期
　　2024年底司法重整计划的全面执行完毕，是公司核心竞争力的重要转折点。报告期内，因重整计划的执行，公司完成了资产剥离与债务清偿工作，合并报表范围内子公司数量大幅下降，各项期间费用同比相应大幅下降，实现财务结构的根本性改善。截至 2025年末，公司资产负债率显著优化，经营活动产生的现金流量净额大幅转正，为后续业务拓展提供了稳健的资金保障。公司良好的信用记录和银企关系为后续融资奠定了坚实基础。公司将继续通过优化债务结构、拓宽直接融资渠道等方式，保障新能源项目投资需求，支持业务持续快速健康发展。
　　
　　四、主营业务分析
　　1、概述
　　（一）经营情况概述
　　2025年是公司完成司法重整后的首个完整经营年度，全年经营表现集中体现了“破旧立新”的转型特征。报告期内，公司坚定聚焦主业调整，发展主线清晰：在收入端，因大幅剥离传统生态环保业务，营业收入规模出现结构性收缩；在盈利端，得益于向新能源主业的全面转型，成本费用得到有效控制，盈利能力呈现显著的边际改善，现金流状况亦同步优化。2025年度，公司实现营业收入34,249.67万元，较上年同期下降60.94%，主要是传统业务剥离所致；实现归属于母公司股东的净利润-7,587.24万元，相较上年同期大额亏损的局面，减亏幅度达到97.89%；经营活动产生的现金流量净额为 9,149.06万元，同比大幅增长188.38%。公司历史债务的有效化解大幅减少了利息现金流出，业务瘦身显著降低了营运资金占用，叠加新能源电费收入带来的相对稳定的现金流入，公司整体流动性压力较重整前已得到根本性缓解。
　　（二）主营业务与商业模式
　　报告期内，公司业务模式与经营区域格局发生根本性重构。随着司法重整工作的完成，公司确立了以新能源电站开发、投资、建设及运营为核心的主业范围，并围绕此构建了全新的商业模式。公司主营业务已由过去以EPC（工程总承包）、PPP（政府与社会资本合作）等为主的生态工程服务，全面转向以“资产持有与运营”为核心的新能源商业模式。
　　（三）主要财务数据分析
　　报告期内，公司工程建设业务实现营业收入 16,075.57万元,新能源发电业务收入 13,082.42万元，传统环保板块及其他业务实现营业收入5,091.68万元。公司合并报表范围内实现归母净利润为-7,587.24万元，同比减亏97.89%。盈利改善的核心驱动力在于成本与费用的有效压降，这直接受益于司法重整的积极成效。一方面，随着高负债问题的化解，公司财务费用同比大幅减少；另一方面，剥离大量低效或持续亏损的传统项目及相应人员，使得管理费用等期间费用显著下降。
　　现金流是衡量转型企业生存能力的关键指标。报告期内，公司经营活动产生的现金流量净额达到9,149.06万元，同比大幅增长 188.38%。主要驱动因素包括：历史债务剥离大幅减少了利息支付的现金流出；剥离回款周期较长的传统工程项目，显著降低了运营资金占用；当前核心的发电业务能够产生稳定、可预期的电费收入现金流。经营性现金流的转正及大幅改善，表明公司核心业务已初步具备自我造血能力，不再完全依赖外部融资或资产处置以维持运营，为后续新能源项目的持续投资及并购提供了重要的内生资金支撑。
　　（四）重大资产重组与战略协同
　　报告期内，公司积极推进通过收购优质新能源发电资产实现战略转型的路径。2025年12月 16日，公司召开第九届董事会第十二次会议，审议通过了以公司及全资子公司合计持有全部出资份额的合伙企业东方新能（北京）企业管理中心，以现金支付方式购买海城锐海新能风力发电有限公司100%股权及北京电投瑞享新能源发展有限公司80%股权的事项，本次交易构成上市公司重大资产重组。
　　截至本报告披露日，上述收购事项已获公司股东会审议通过，后续资产交割等事宜正在积极推进中。通过此次交易，公司新能源发电业务将进一步由光伏电站EPC向产业链下游的电站运营及销售环节拓展，实现开发、EPC施工、运营及销售的业务协同，深化光伏建筑一体化产业链布局。在继续承接分布式光伏电站EPC建设服务的基础上，公司将获取电站转售及并网发电收益，从而增强持续经营能力。未来，公司将持续围绕“低碳建筑、清洁能源”的发展目标，充分把握市场机遇，发挥自身在专业技术与经营管理等方面的优势，助力标的公司发展，努力推动对标的公司在业务、资产、财务、人员及机构层面的有效整合，实现与现有业务的协同发展与做优做强。
　　报告期内，公司顺利完成司法重整后的战略重构，实现了从传统生态工程服务向新能源“资产持有与运营”模式的根本转型。尽管因剥离传统业务导致营业收入结构性收缩，但盈利和资产质量显著提升，归母净利润同比大幅减亏。同时经营活动现金流量净额实现由负转正且大幅增长，标志着公司主业已具备独立造血能力，流动性风险根本缓解。后续随着资产交割等工作的有序落地，重组效益将逐步释放，为公司盈利能力的持续改善和现金流稳健性提供进一步支撑。公司正按照既定规划扎实迈进，长期价值增长根基将不断夯实。
　　
　　五、公司未来发展的展望
　　（一）公司未来发展战略
　　2026年，公司将严格按照《重整计划》既定战略部署，锚定新能源产业高质量发展方向，持续深耕新能源核心主业，以巩固业务根基、拓展发展空间、提升核心竞争力为目标，构建全方位、多元化的发展格局。在发展路径上，公司将坚持以收并购为重要抓手，充分发挥收并购模式在快速整合优质资源、缩短项目建设周期、降低市场进入门槛等方面的优势，重点筛选并整合行业内优质新能源资产，快速扩大业务规模、完善业务布局。同时，积极拓展自主开发、合作开发及与循环经济联动开发等多元化渠道，打破单一发展模式的局限，实现资源高效利用与业务协同发展，推动新能源业务实现“规模扩张”与“质量效益”并重，加快构建结构清晰、协同高效、可持续发展的新能源业务版图，助力公司实现战略转型与长远发展。生态环保业务上，坚持 “稳中求进、提质增效、合规稳健、协同发展” 思路，统筹业务布局、优化业务结构、盘活存量、稳健增量，提升核心竞争力与盈利能力。
　　（二）公司下一年度经营计划
　　公司将继续将发电业务作为新能源板块的“压舱石”与稳定现金流的核心基础，重点聚焦陆上风电与分布式光伏等核心领域，持续优化发电资产结构，提升发电效率与运营质量，确保发电量稳定增长，为公司整体业务运营、项目拓展及资金周转提供坚实保障。同时，结合行业发展趋势与自身资源禀赋，择机布局优质水电项目，丰富发电业务品类，进一步增强发电业务的稳定性与抗风险能力，打造多类型、互补性强的发电资产组合，筑牢公司可持续发展的现金流根基。
　　公司将聚焦推动储能业务作为独立板块，紧跟新型电力系统建设步伐，全面探索布局电网侧独立储能、电源侧配套储能及用户侧储能解决方案等应用场景，精准对接市场需求。通过布局全场景储能业务，有效解决新能源发电波动性、间歇性问题，助力新能源消纳，挖掘储能业务的多元盈利空间，培育公司新的利润增长点，巩固公司在新能源领域的市场地位，抢占行业发展制高点。
　　公司将积极延伸工程与生态业务产业链，重点围绕新能源工程服务与综合能碳管理两大核心方向发力，依托公司现有新能源业务资源与技术优势，为内外部新能源项目提供全流程工程服务，包括项目规划、设计、建设、调试等环节，提升工程服务质量与效率，实现产业链上下游协同发展。同时，聚焦综合能碳管理领域，结合“双碳”目标要求，为客户提供节能降碳、碳资产管理等一体化解决方案，延伸业务价值链条，增强业务协同效应，为公司新能源业务发展提供全方位支撑。
　　公司将积极探索资产运营业务，聚焦电站智能运维、电力市场化交易及综合能源服务等业务，通过数字化、智能化技术赋能，提升电站运维效率，降低运营成本，延长资产使用寿命；积极参与电力市场化交易，优化电力资源配置，提升发电资产的盈利能力；整合各类能源资源，为客户提供多元化综合能源服务，进一步挖掘资产价值潜力。通过全方位、精细化的资产运营管理，持续放大资产价值，锻造公司核心竞争力，推动公司新能源业务实现高质量、可持续发展，切实提升上市公司整体价值与行业竞争力，为股东创造稳定回报，为社会贡献绿色发展价值。
　　公司将稳健开展生态环保业务，拓展新能源配套、市政运维、AI算力业务，构建多元协同的业务布局；深耕油田服务业务，稳固核心市场，保障重点项目高效推进；依托现有环保、市政、建筑等资质，积极拓展新业态、优化业务结构，提升抗风险能力与综合竞争力；精细化管理存量项目与资产，加快收尾结算及资金回笼，处置低效资产，聚焦优质高毛利项目；强化财务、法务、风控、安全生产一体化建设，严守合规底线，确保经营稳健；优化国内外市场统筹布局，暂停现阶段开发难度高、风险大、拓展难的海外项目，避免因各种不确定性因素造成的沉默成本损失。
　　公司新能源发电业务可能面临政策环境变化风险，如国家补贴退坡、电价调整及可再生能源配额考核机制变动，可能对项目收益产生直接影响。行业技术快速迭代与产能结构性过剩可能导致市场竞争加剧，压缩盈利空间；同时，风光资源波动性、弃光弃风限电问题，以及项目用地、并网接入等建设运营约束，亦可能影响电站运营效率与预期收益。
　　生态环保业务可能受宏观经济周期、地方财政支付能力及环保政策执行力度影响，部分项目回款周期存在延长的风险。在海外布局方面，地缘政治局势变化可能对国际业务带来显著影响，公司已基于当前区域安全与政策环境评估，暂停在沙特等中东地区的项目开发，以规避潜在运营风险。此外，环保标准日趋严格、技术更新投入增加以及公众环境诉求提升，亦将带来成本上升与合规性挑战。
　　十二、重大风险提示
　　（一）市场和行业风险
　　1、宏观经济形势
　　2025年，我国经济在复杂多变的外部环境下展现出强大韧性，顶压前行、向新向优，高质量发展取得新成效，总体呈现“稳中有进、质效提升”的发展态势。根据国家统计局发布的《2025年国民经济和社会发展公报》，全年国内生产总值（GDP）达140.19万亿元，同比增长5.0%，圆满完成了年初预期目标。分季度看，一季度增长5.4%，二季度增长5.2%，三季度增长4.8%，四季度增长4.5%。全年人均国内生产总值9.97万元，同比增长5.1%。
　　工业生产较快增长，新质生产力加速形成。全年全国规模以上工业增加值比上年增长 5.9%。分三大门类看，采矿业增加值增长5.6%，制造业增长6.4%，电力、热力、燃气及水生产和供应业增长2.3%。
　　服务业稳步复苏，消费市场规模持续扩大。2025年全年社会消费品零售总额50.12万亿元，比上年增长3.7%，规模居全球零售市场前列，是经济增长的主动力和稳定锚，内需对GDP增长的支撑作用持续巩固。
　　在投资端，2025年全国固定资产投资（不含农户）48.52万亿元，比上年下降3.8%。从结构上看，第二产业投资17.74万亿元，增长2.5%；制造业投资增长0.6%，其中汽车制造业投资增长11.7%，铁路、船舶、航空航天和其他运输设备制造业投资增长17.5%；电力、热力、燃气及水生产和供应业投资增长9.1%。基础设施投资（不含电力、热力、燃气及水生产和供应业）下降2.2%。重大项目建设和新型城镇化建设有序推进。
　　金融对实体经济的支持力度持续加大。根据中国人民银行数据，2025年末社会融资规模存量为442.12万亿元，同比增长8.3%；全年社会融资规模增量累计为35.6万亿元，比上年多3.34万亿元，实体经济融资环境持续改善，为国民经济平稳运行提供了有力支持。
　　电力行业作为国民经济重要的基础性行业，与宏观经济发展密切相关。2025年，全社会用电量历史性突破10万亿千瓦时，达到10.37万亿千瓦时，同比增长5.0%；城乡居民生活用电量15880亿千瓦时，同比增长6.3%。新能源发电行业发展势头强劲，2025年全国可再生能源新增装机4.52亿千瓦，同比增长20.7%，约占新增装机的82.5%。截至2025年底，可再生能源总装机23.37亿千瓦，约占全国电力总装机的60%；可再生能源发电量 3.99万亿千瓦时，占全社会用电量的38.5%。风电光伏累计并网装机达到 18.4亿千瓦，历史性超过火电，占比达 47.3%。受益于宏观经济的稳定增长和制造业、服务业的持续扩张，电力需求有望保持稳步增长，为公司业务拓展和经营业绩提升提供良好支撑。同时，新型城镇化建设和重大项目的推进将继续带动电力基础设施投资，可再生能源装机规模的持续扩大将进一步促进新能源发电行业的健康可持续发展。
　　2、行业风险
　　（1）随着公司重整后转向新能源运营业务（主要通过收并购与自主开发并行），行业面临的核心风险已从增量竞争转向存量优化。综合2024年至今的数据，全国累计废止风光项目已超过90GW，其中光伏项目占比较大。央国企出于收益率考核和风险控制考虑，对部分预期收益不足的项目主动终止或退出，优质项目资源稀缺性加剧，收并购市场的标的筛选难度进一步加大。
　　由于新能源发电的间歇性和不稳定性以及电网接入和消纳能力的不足，随着新能源装机规模的快速增长，特别是在风电和光伏发电集中地区，电网的调峰能力和输送能力面临严峻挑战。当新能源发电出力超过电网的承载能力或消纳空间不足时，电网调度机构不得不采取限电措施，导致部分新能源发电无法全额上网，造成资源浪费和发电企业收益下降。2025年全国风电利用率为 94.3%，光伏利用率为94.8%。此外，新能源项目布局与电网建设的不协调，以及市场机制的不完善，也加剧了弃风、弃光现象的发生。若弃风限电、弃光限电情况持续或加剧，将直接影响项目发电量及收益，对新能源项目的经济性形成进一步冲击。
　　（2）在公司生态版块的存量订单中，业务模式为EPC和PPP，地方政府是主要的业务合作伙伴。截至2025年末，我国城镇化率已超过67%，提前超额完成“十四五”规划制定的目标。受房地产市场深度调整影响，地方政府综合财力出现收缩，相当一部分地方政府减少了市政园林、生态环境等非刚性领域的建设投资。与此同时，中央持续加强地方政府债务清理和整顿力度。2024年以来，全国共发行约6.6万亿元,各类用于化债的法定地方政府债券，其中2025年至今发行约3.2万亿元，地方隐性债务加速化解。在此过程中，财政资金优先用于保障刚性支出和偿还存量债务，部分PPP存量项目面临融资断裂、合同约束弱化、履行偏差等多重挑战。上述因素叠加，一定程度上影响了公司生态业务板块的收款进度，公司开展传统生态业务面临一定的行业风险。
　　3、政策风险
　　目前国家大力推进可再生能源战略，鼓励使用清洁能源，并制定相关可再生能源补贴、税收优惠、项目贷款、土地租赁等扶持政策。公司后续主营业务为风力发电、光伏发电以及储能项目的投资、开发、建设和运营。上述鼓励政策为公司的盈利带来了良好预期，但如果相关政策在未来出现重大不利变化，可能在一定程度上影响公司业务的经营状况和盈利能力。
　　国家大力发展可再生能源的战略为新能源发电企业带来了诸多机遇，但政策环境正处于深刻调整期。2025年2月出台的“136号文”是近年来新能源领域最具颠覆性的政策变革，新能源正式告别政府定价，全面参与电力市场交易，传统的固定电价和保障性收购政策退出历史舞台，项目盈利预期受到较大冲击。如果未来政策支持力度进一步减弱或电价市场化程度继续深化，可能影响新能源项目的投资回报率，增加项目运营成本。
　　随着新能源装机规模的快速扩张，国土空间资源约束日益趋紧。林草融合等新规对光伏、风电项目用地提出了更加严格的管控要求，部分地区一次性租地成本显著抬升，非技术成本在项目总投资中的占比持续增加。此外，各地对新能源项目的前期合规手续要求日趋复杂，项目开发周期延长、开发成本上升的风险有所加大。
　　公司将持续密切关注相关政策动态，及时了解政策信息，加强政策研究和风险评估，积极把握政策变化带来的新机遇，适时调整项目开发和运营策略，以有效应对政策环境变化可能带来的不利影响。
　　（二）业务风险
　　1、电量电价风险
　　2025年 1月，国家发改委、国家能源局联合发布《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》，标志着新能源行业正式告别“保量保价”的政策兜底模式，全面进入以市场机制为主导的新阶段。文件明确风电、太阳能发电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，存量与增量项目分类施策，这将导致电价波动性增加，企业收益的不确定性上升。存量项目虽可通过差价结算机制保障收益，但增量项目电价完全由市场化竞价决定，企业需在技术提升和成本控制上面临更大压力。目前首批增量风光项目中标均价较标杆电价均存在一定程度下降，叠加辅助服务费用分摊比例提升，进一步压缩利润空间。
　　总体来看，新能源上网电价市场化改革在推动行业高质量发展的同时，也使企业面临更为复杂的收益测算与风险管理挑战。收益测算模型由市场交易收入、价差补偿收入和辅助服务分摊费用共同决定，收益预测难度大幅上升；区域电价差异进一步扩大，新能源富集但消纳能力弱的地区投资回报率面临显著下行压力；辅助服务费用分摊比例逐步提升，进一步压缩了项目的利润空间。
　　公司将紧密跟踪电力市场运行规则及各地区机制电价竞价政策动态，持续优化交易策略，积极拓展优质项目储备和电力消纳渠道，加强绿电交易和绿证市场参与能力，通过“新能源+储能+绿电交易”等多维收益模式提升项目综合收益水平。
　　2、政府审批风险
　　新能源发电行业在项目开发过程中面临政府审批周期的不确定性，是影响项目开发进度和成本的关键风险因素。新能源项目通常涉及土地规划、环境影响评估、电网接入等多个部门的审批，流程繁琐且耗时较长。2025年 1月，国家能源局印发了《分布式光伏发电开发建设管理办法》，对分布式光伏项目的备案、并网、运行等环节提出了更为明确的规范要求，其中大型工商业分布式光伏可接入用户侧电网或与用户开展专线供电，但整体合规要求进一步提升，各地对项目备案后的实施管理也更加严格。同时在全国范围内，各地行政审批效能参差不齐，审批环节中的土地调规、生态红线认定、电网接入方案批复等环节仍存在较大的不确定性和时间成本。审批周期的延长不仅增加了项目开发成本，还可能导致项目错过最佳投资时机，影响公司的市场竞争力和盈利能力。公司已组建专业研究团队，建立重大项目前期研判机制，加强项目全流程跟踪管理，优化项目审批路径，同时通过分散投资布局降低公司对个别项目的依赖，严格把控开发进度风险。
　　3、利率风险
　　公司部分项目需要通过中长期项目融资解决资金需求，根据公司与金融机构签订的借款合同和融资租赁合同约定，借款利率可能随着基准利率进行调整，如果未来基准利率大幅上升，将会增加公司财务成本，对公司经营业绩造成不利影响。同时，目前部分项目贷款期限可能短于电站回本周期，导致现金流可能存在一定错配。公司将持续关注资金市场变化，运用多种融资手段，合理匹配融资期限与项目回款周期，有效控制整体融资成本。
　　4、不可抗力风险
　　新能源发电行业在运营过程中面临诸多不可抗力风险，这些风险主要包括自然灾害、极端天气事件以及公共卫生事件等。自然灾害如地震、洪水、台风等可能导致发电设施损坏，影响项目正常运行，甚至造成设备报废和人员伤亡。极端天气如暴雪、冰冻、高温等可能影响新能源发电效率，降低发电量。同时，不可抗力的风险可能导致供应链中断、项目建设延迟、运维人员短缺等问题，增加项目运营成本和管理难度。这些不可抗力因素具有不可预见性、不可避免性和不可克服性，一旦发生，可能对公司的电力生产、收入及经营业绩带来不利影响。公司将持续完善灾害应对和应急预案体系，加强电站设施的防灾减灾设计标准，购置充分的财产保险，提升极端天气下的快速响应和恢复能力，最大程度降低不可抗力风险对项目运营的影响。
　　（三）重大资产购买的风险
　　根据公司《重整计划》，公司将在重整后积极寻求新资产或业务的整合注入。这一举措对于公司增强整体盈利能力、拓展业务布局以及提升市场竞争力等方面具有举足轻重的意义。通过注入资产或业务，公司将能够实现资源的优化配置，进一步打开成长空间，为股东创造更大的价值。2025年，公司积极推进重大资产购买的各项工作，经过项目挖掘、尽职调查、交易谈判、审计评估及监管审批等环节。截至本报告披露日，公司股东会已审议通过本次重大资产购买的各项议案，进入实质收尾阶段。本次重组不会对 2025年度财务报表产生影响。相关资产注入后，公司面临着资产负债率提升、标的资产估值等风险，同时公司需在运营管理、团队整合等方面与标的公司深度融合，可能影响重组后项目整体的盈利能力和经营效率。
　　公司将持续提高经营管理能力，保持业务规范性并提升盈利水平，力争通过发挥协同效应，保持并提高标的公司的竞争力，并密切跟踪政策环境变化和行业发展趋势，审慎做好资产整合和投后管理，切实保障股东利益。 收起▲

　　一、报告期内公司从事的主要业务　　（一）经营情况概述　　随着2024年公司司法重整完成并成功剥离传统生态环保业务，公司已转型为专注于新能源电站的开发、投资、建设及运营的企业，主要包括光伏发电、风力发电、水力发电、热电联运和储能，以及EPC、运维、电力交易等业务，形成丰富的新能源产业链结构。报告期内，公司通过积极收购新能源资产，全力拓展新能源项目的开发和运营。　　报告期内，公司实现营业收入6921.83万元，同比下降88.10%，营业成本3828.92万元，同比下降95.59%，实现归属于上市公司股东的净利润为-143.51万元，同比减亏99.87%，经营性现金流量净额5681.37万元，同... 查看全部▼

　　一、报告期内公司从事的主要业务
　　（一）经营情况概述
　　随着2024年公司司法重整完成并成功剥离传统生态环保业务，公司已转型为专注于新能源电站的开发、投资、建设及运营的企业，主要包括光伏发电、风力发电、水力发电、热电联运和储能，以及EPC、运维、电力交易等业务，形成丰富的新能源产业链结构。报告期内，公司通过积极收购新能源资产，全力拓展新能源项目的开发和运营。
　　报告期内，公司实现营业收入6921.83万元，同比下降88.10%，营业成本3828.92万元，同比下降95.59%，实现归属于上市公司股东的净利润为-143.51万元，同比减亏99.87%，经营性现金流量净额5681.37万元，同比上升33634.87%。本报告期业绩较上年同期出现显著变动，主要原因是因为重整计划的执行，公司进行了资产剥离与债务清偿工作，合并报表范围内子公司数量大幅下降，同时母公司因资产剥离和员工安置，对应的营业收入、营业成本、资产减值损失以及各项期间费用（管理费用、财务费用等）同比相应大幅下降；新能源电站的收购运营对本期经营形成了有力支撑。
　　（二）行业背景
　　我国新能源电站行业在国家“双碳”战略强力驱动下持续高增长。根据国家能源局数据及规划，可再生能源装机占比将持续快速提升，尤其是光伏、风电已步入规模化、市场化新阶段。与此同时，随着新能源装机量激增，配套储能需求日益凸显，成为行业新增长点。行业竞争格局呈现集中化趋势，头部企业凭借规模与资源整合能力优势持续扩大市场份额。
　　新能源电站行业受政策推动，“双碳”目标下风光电装机规模快速增长，技术进步使成本下降，但存在资源与需求地域错配、土地制约等挑战。行业竞争中，大型央企占优，市场化交易占比提升，补贴政策调整影响显著，行业竞争呈现“大型央企主导，多元主体参与，国企和民企加速布局”的格局。因国家持续强调构建新型电力系统，保障性收购政策、绿证交易机制、储能参与电力市场规则等政策不断完善，新能源电力消纳和收益模式持续获得支撑，公司现有项目及目前储备中的项目均直接受益于政策环境。
　　（三）经营模式与主要业务
　　公司经营模式已全面转向新能源项目开发、并购及运维。前期聚焦资源储备，通过并购和自主开发有效扩大资产规模，通过专业且标准化管理体系保障系统稳定运行，提高新能源项目的发电能力和市场化交易能力。公司依托专业团队在新能源行业的优质资源和经验快速在市场站稳脚根，虽然目前市场份额较小，但公司重整后清晰的资本结构、管理团队丰富的资源储备可帮助公司快速获取运营资产，加速市场地位的提升和规模效应的形成。
　　报告期内，公司已完成赤壁威世达100%的股权的收购，实现并表，标志着公司正式转型新能源领域，光伏业务率先进入实质运营阶段。赤壁威世达的主营业务为户用分布式光伏发电项目的投资及开发，项目区域涵盖广东、天津、福建、湖南、海南、河南等。各项目公司共计并网16,386户，合计并网容量433.19MWp。
　　（四）主要业绩驱动
　　在风光新能源电站领域，公司主要依托新能源项目的有效发电和稳健的电力交易保障和提升项目收益，持续保证优质新能源电力项目的投资落地，从而有效扩大装机规模和发电总量。公司将重点关注项目资产质量与电价水平，与公司融资成本结合考虑后综合判断。公司将不断深化研究相关文件，紧跟国家发展战略，优化交易策略，并积极拓展相关优质项目以及电力消纳渠道。在储能电站领域，公司将主要依托独立储能电站为电网的调峰和调频服务获得电力辅助服务收益。公司亦将同步加强对绿点/绿证交易、储能收益机制等政策的理解和应用，保障公司业务稳步推进。
　　报告期内，公司已成功实现新能源资产的运营突破，后续核心任务将聚焦于已储备的一系列新能源拟开发资源、拟并购资产，高效推进收购落地以实现快速扩大装机规模。公司将持续关注高质量资产类型和重点区域，筛选优质资产，提升运营效率，降低财务成本，有序推进公司新能源资产快速、优质扩容，改善经营成果，提升长期盈利能力。

　　二、核心竞争力分析
　　（一）股权结构多元化互补，保障公司可持续发展经营
　　公司构建了国有资本、产业资源与金融资本深度融合的股东体系，形成独特的战略协同优势。控股股东、实际控制人可为公司提供政策支持与区域资源，确保发展战略与国家“双碳”目标深度协同；国联产投等大型国资金融机构强化资本运作能力，提供稳定的资金保障；海南瑞科等产业技术方则注入先进的新能源技术与智慧化管理经验。同时，东方园林在生态环保领域的深厚积累，使公司具备“生态修复+清洁能源”的复合型开发能力。多元化的股东结构不仅增强了抗风险能力，更在资源整合、技术创新和项目落地方面形成强大合力，为长期可持续发展奠定坚实基础。
　　（二）新能源项目储备丰富，加速公司资产积累进程
　　公司依托股东资源与自主开发双轮驱动，构建了覆盖集中式与分布式、新建与并购的立体化项目储备体系。控股股东、实际控制人的支持助力公司深度参与北京市及周边区域的综合能源规划，获取优质开发机会；国联产投的全国性项目网络为公司快速拓展风光电站资产提供有力支撑。同时，公司专业团队持续在京津冀、长三角等重点区域筛选高潜力项目，并结合农光互补、储能配套等创新模式提升资产收益。丰富的项目储备和多元化的开发策略，确保公司能够高效推进资产扩张，满足业务快速增长的需求。
　　（三）核心团队专业化运营，提升公司决策执行能力
　　公司目前已形成兼具技术底蕴与资本运作能力的核心管理团队。团队成员对新能源行业政策、技术趋势及市场动态具有深刻洞察，能够精准把控投资风险并优化运营效率。在电站开发环节，团队通过精细化选址、集约化建设及智慧运维管理，持续降低度电成本；在资本运作方面，擅长运用金融工具盘活存量资产，提升资金使用效率。此外，团队积极整合股东资源，探索绿电交易、综合能源服务等创新业务模式，推动公司在能源转型浪潮中保持领先优势。
　　（四）业务区域全国性布局，优化公司电站资产结构
　　公司围绕国家“双碳”战略，制定梯度化区域发展策略，形成核心区域深耕与潜力市场拓展相结合的布局。在经济发达地区，重点开发高电价、高消纳的分布式光伏与工商业绿电项目；在西北、西南等资源富集区域，则布局大型风光基地及“光伏+生态治理”综合项目。全国性的业务分布不仅优化了电站资产结构，提升整体收益稳定性，同时有效分散单一区域政策或市场波动风险，增强公司的抗周期能力。此外，公司积极参与跨省绿电交易，进一步拓宽电力消纳渠道，实现资产效益最大化。

　　三、公司面临的风险和应对措施
　　（一）市场和行业风险
　　1、宏观经济形势
　　2025年上半年，我国经济在复杂外部环境下展现出较强韧性，总体呈现“稳中有进、质效提升”的发展态势。根据国家统计局数据，上半年国内生产总值（GDP）达66.05万亿元，同比增长5.3%，其中一季度增长5.4%，二季度增长5.2%，增速高于年初国际机构预期，其中，制造业增加值同比增长6.6%，装备制造业增加值增速达9%，对工业增长贡献率54.3%，体现新质生产力加速形成；服务业稳步复苏；同时，人工智能、高端装备等领域投资加速，经济内生动力增强。在消费端，社会消费品零售总额持续增长，内需对GDP增长贡献率达68.8%，其中最终消费支出贡献率52%，主引擎地位凸显。在投资端，1-6月全社会固定资产投资248,654亿元，比上年同期增长2.8%，1-6月城镇固定资产投资增长4.2%，基础设施与制造业投资为主要支撑，重大项目和新型城镇化建设持续推进；1-6月社会融资规模增量22.83万亿元，比上年同期多4.74万亿元。6月末社会融资规模存量430.22万亿元，同比增长8.9%，企业融资环境有所改善，实体经济获得了有力的支持。
　　2025年上半年，全社会用电量同步增长6.1%，电力行业作为国民经济重要的基础性行业，与宏观经济发展密切相关。受益于宏观经济的稳定增长和政策支持力度的加大，且随着制造业和服务业的持续扩张，电力需求有望保持增长，为公司业务拓展和经营业绩提升提供良好支撑。同时，新型城镇化建设和重大项目的推进也将带动电力基础设施投资，进一步促进新能源发电行业的健康发展。
　　2、行业风险
　　（1）随着公司重整后转向新能源运营业务（主要通过收并购与自主开发并行），行业面临的核心风险已从增量竞争转向存量优化。2025年全国累计废止风光项目超90GW（光伏占32.7GW），央国企高收益项目批量退出导致优质资源稀缺性加剧。另外在电力市场化改革深化背景下，各省电价基本呈现下跌趋势，直接削弱项目收益预期。
　　由于新能源发电的间歇性和不稳定性以及电网接入和消纳能力的不足，随着新能源装机规模的快速增长，特别是在风电和光伏发电集中地区，电网的调峰能力和输送能力面临严峻挑战。当新能源发电出力超过电网的承载能力或消纳空间不足时，电网调度机构不得不采取限电措施，导致部分新能源发电无法全额上网，造成资源浪费和发电企业收益下降。此外，新能源项目布局与电网建设的不协调，以及市场机制的不完善，也加剧了弃风、弃光现象的发生。如果出现上述弃风限电、弃光限电风险，将会直接影响项目的发电量，从而影响项目收益。新能源项目经济性面临电价波动与刚性成本的双重夹击。
　　（2）在公司生态版块的存量订单中，业务模式为EPC和PPP，地方政府是主要的业务合作伙伴。截至目前我国城镇化率已超过65%，提前完成十四五规划制定的目标，根据国家统计局2025年1月17日发布的数据显示，2024年末，我国城镇化率为67%，与此相关的房地产行业进入新的阶段。房地产市场是地方政府收入的重要来源，地方政府收支因此受到较大影响，加之国家加强了对地方政府债务的清查和整顿，相当一部分地方政府减少了市政园林建设的投资，同时也影响了公司的收款进度，公司开展传统生态业务面临一定的行业风险。
　　3、政策风险
　　目前国家大力推进可再生能源战略，鼓励使用清洁能源，并制定相关可再生能源补贴、税收优惠、项目贷款、土地租赁等扶持政策。公司后续主营业务为风力发电、光伏发电项目的投资、开发、建设和运营。上述鼓励政策为公司的盈利带来了良好预期，但如果相关政策在未来出现重大不利变化，可能在一定程度上影响公司业务的经营状况和盈利能力。
　　国家大力发展可再生能源的战略为新能源发电企业带来了诸多机遇，目前现行的补贴、税收优惠、保障收购等政策有力地推动了新能源发电行业的发展，但政策变动也可能带来一定影响。如果未来政策调整或支持力度减弱，可能会影响项目的投资回报率，增加项目成本。公司将密切关注相关政策，及时了解政策信息，积极把握政策变化带来的新机遇。
　　（二）业务风险
　　1、电量电价风险
　　2025年1月，国家发改委、国家能源局联合发布《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》，未来新能源发电行业将面临多方面的电价变动风险。首先，市场化改革将使新能源项目上网电量逐步进入电力市场，上网电价通过市场交易形成，这将导致电价波动性增加，企业收益的不确定性上升。其次，存量项目虽可通过差价结算机制保障收益，但增量项目电价完全由市场化竞价决定，企业需在技术提升和成本控制上面临更大压力。目前首批增量风光项目中标均价较标杆电价均存在一定程度下降，叠加辅助服务费用分摊比例提升，进一步压缩利润空间。
　　此外，收益测算模型将更加复杂，由市场交易收入、价差补偿收入和辅助服务分摊费用共同决定，增加了收益预测的难度。区域电价差异也将进一步扩大，新能源富集但消纳能力弱的地区电价可能较低，影响企业的投资回报率。同时，随着绿电消费与绿证市场的发展，企业还需适应新的市场机制，探索“新能源+储能+绿电消费”的综合收益模式。总体来看，市场化改革虽有助于推动新能源高质量发展，但也要求企业具备更强的市场适应能力和风险管理能力。
　　公司将不断深化研究相关文件，紧跟国家发展战略，优化交易策略，并积极拓展相关优质项目以及电力消纳渠道。
　　2、政府审批风险
　　新能源发电行业在项目开发过程中面临政府审批周期风险主要源于项目审批流程的复杂性和不确定性。新能源项目通常涉及多个部门的审批，包括土地规划、环境影响评估、电网接入等多个环节，审批流程繁琐且耗时较长。例如，土地租赁审批可能因政策调整或土地性质问题而延迟，环境评估可能因生态红线划定或公众参与环节而延长周期，国网新政将接入系统批复且需取得市级以上政府确认等。此外，不同地区审批标准和执行力度的差异，也可能导致项目进度难以把控。审批周期的延长不仅增加了项目开发成本，还可能导致项目错过最佳投资时机，影响公司的市场竞争力和盈利能力。
　　公司将组建专业研究团队，建立重大项目前期研判、流程优化、全流程跟踪机制，分散投资，降低公司对个别项目的依赖，严格把控风险。
　　3、利率风险
　　公司部分项目需要通过中长期项目融资解决资金需求，根据公司与金融机构签订的借款合同和融资租赁合同约定，借款利率可能随着基准利率进行调整，如果未来基准利率大幅上升，将会增加公司财务成本，对公司经营业绩造成不利影响。同时，目前多家银行项目贷款期限缩短，可能短于电站回本周期，现金流可能存在一定缺口。公司将持续关注资金市场变化，运用多种融资手段，控制整体融资成本。
　　4、不可抗力风险
　　新能源发电行业在运营过程中面临诸多不可抗力风险，这些风险主要包括自然灾害、极端天气事件以及公共卫生事件等。自然灾害如地震、洪水、台风等可能导致发电设施损坏，影响项目正常运行，甚至造成设备报废和人员伤亡。极端天气如暴雪、冰冻、高温等可能影响新能源发电效率，降低发电量。同时，不可抗力的风险可能导致供应链中断、项目建设延迟、运维人员短缺等问题，增加项目运营成本和管理难度。这些不可抗力因素具有不可预见性、不可避免性和不可克服性，一旦发生，可能对公司的电力生产、收入及经营业绩带来不利影响。
　　（三）资产注入不达预期的风险
　　根据公司《重整计划》，公司将在重整后积极寻求新资产或业务的整合注入。这一举措对于公司增强整体盈利能力、拓展业务布局以及提升市场竞争力等方面具有举足轻重的意义。通过注入资产或业务，公司将能够实现资源的优化配置，进一步打开成长空间，为股东创造更大的价值。但上述事项的最终实施会涉及多个复杂且关键的前置环节，包括项目挖掘、尽职调查、交易谈判、审计评估、监管审批升级及整合实施等。同时，公司在完成相关前置工作后需要按照相关法律法规的要求，向监管部门提交完整的申请材料，并积极配合监管部门的审查工作。因此，可能存在资产注入工作不达预期的风险。 收起▲