一、报告期内公司所属行业及主营业务情况说明　　（一）报告期内公司所处行业情况　　1.报告期主要行业数据　　2026年上半年，全国全社会用电量5.10万亿千瓦时，同比增长5.3%。电力生产供应方面，截至6月底，全国全口径发电装机容量达40.4亿千瓦，成为全球首个迈上40亿千瓦这一台阶的国家。　　风电和太阳能发电新增装机合计占总新增装机比重的七成。上半年，全国新增发电装机容量1.6亿千瓦，其中，风电和太阳能发电合计新增装机1.1亿千瓦，占新增发电装机总容量的70%。上半年，抽水蓄能发电装机新投产300万千瓦。　　太阳能发电装机占比追平煤电装机占比，发电装机结构持续绿色低碳转型。截至6月底，全国... 查看全部▼

　　一、报告期内公司所属行业及主营业务情况说明
　　（一）报告期内公司所处行业情况
　　1.报告期主要行业数据
　　2026年上半年，全国全社会用电量5.10万亿千瓦时，同比增长5.3%。电力生产供应方面，截至6月底，全国全口径发电装机容量达40.4亿千瓦，成为全球首个迈上40亿千瓦这一台阶的国家。
　　风电和太阳能发电新增装机合计占总新增装机比重的七成。上半年，全国新增发电装机容量1.6亿千瓦，其中，风电和太阳能发电合计新增装机1.1亿千瓦，占新增发电装机总容量的70%。上半年，抽水蓄能发电装机新投产300万千瓦。
　　太阳能发电装机占比追平煤电装机占比，发电装机结构持续绿色低碳转型。截至6月底，全国全口径发电装机容量达40.4亿千瓦。其中，水电占发电总装机容量的11.2%，煤电占31.5%，核电占1.6%；并网风电装机容量6.8亿千瓦，装机占比16.8%；并网太阳能发电装机容量12.7亿千瓦、占31.5%。非化石能源发电装机容量25.2亿千瓦，同比增长13.6%，占总装机容量比重的62.4%，比上年同期提高1.5个百分点，电力装机结构延续绿色低碳转型趋势。
　　非化石能源发电量增量占总发电量增量的七成。上半年，规模以上工业火电、水电、太阳能发电量分别同比增长2.9%、9.3%和12.3%，规模以上口径核电、风电发电量同比分别下降0.7%和1.9%。上半年，全口径非化石能源发电量同比增长8.5%，占总发电量的44.5%，同比提高1.4个百分点；非化石能源发电量增量占总发电量增量的70.7%。煤电发电量占总发电量的49.7%，降至一半以下。
　　风电、太阳能发电设备利用小时同比下降。上半年，全国6000千瓦及以上电厂发电设备平均利用小时1392小时，同比降低113小时。分类型看，并网风电917小时，同比降低170小时；并网太阳能发电527小时，同比降低33小时。
　　全国电力市场绿电交易电量较快增长。上半年，全国累计完成电力市场交易电量36848亿千瓦时，同比增长24.2%。从交易范围看，省内交易电量29136亿千瓦时，同比增长27.9%；跨省跨区交易电量7713亿千瓦时，同比增长12.1%。从交易品种看，中长期交易电量32568亿千瓦时，现货交易电量4280亿千瓦时。绿电交易电量1641亿千瓦时，同比增长6.6%。电网企业市场化代理购电电量3985亿千瓦时。
　　2.报告期内重要行业政策
　　（1）完善抽水蓄能容量电价机制
　　2026年1月27日，国家发展改革委、国家能源局印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号）。在完善抽水蓄能容量电价机制方面，文件规定《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（发改价格〔2021〕633号，简称633号文件）出台前开工（取得取水、临时用地、环评批复文件，下同）建设的电站，容量电价继续实行政府定价，具体由省级价格主管部门按照633号文件办法核定或校核。按照633号文件明确的逐步实现主要通过参与市场回收成本、获得收益的精神，该文件出台后开工建设的电站，由省级价格主管部门每3—5年按经营期内弥补平均成本的原则，根据633号文件明确的成本参数规则，制定省级电网同期新开工电站统一的容量电价（满功率发电时长低于6小时的相应折减）。执行年限可统筹考虑电力市场建设发展、电力系统需求、电站可持续发展等情况确定。同时，抽水蓄能电站自主参与电能量、辅助服务等市场，获得的市场收益按比例由电站分享，分享比例由省级价格主管部门确定；其余部分冲减系统运行费用、由用户分享。
　　（2）统筹节能降碳与能源绿色转型
　　2026年4月11日，中共中央办公厅、国务院办公厅印发《关于更高水平更高质量做好节能降碳工作的意见》，提出把节能降碳贯穿经济社会发展全过程各方面，更高水平、更高质量做好节能降碳工作。其中，文件要求统筹节能降碳与能源绿色转型，合理控制煤电装机规模和发电量，大力发展非化石能源和新型储能，加快建设新型电力系统，科学布局抽水蓄能，创新发展绿电直连、智能微电网等业态，促进绿色电力消纳，推动新增清洁能源发电量逐步覆盖全社会新增用电需求；提高能源生产效率，持续提升风光发电效率和储能装置能量转化效率，稳步降低电网综合线损率。
　　（3）有序推动多用户绿电直连
　　2026年5月14日，国家发展改革委、国家能源局印发《关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源〔2026〕688号），在单用户绿电直连政策基础上，允许风电、太阳能发电、生物质发电等新能源发电不直接接入公共电网，通过专用线路和变电设施向多个用户供给绿电，即多用户绿电直连。新建负荷可配套建设新能源电源组成多用户绿电直连项目。存量负荷中，单用户绿电直连项目可吸纳其他新建负荷，同时配套扩建新能源电源组成多用户绿电直连项目；有绿色电力消费需求的用户可利用周边新能源资源探索开展多用户绿电直连；工业园区、零碳园区、增量配电网等的全部或部分负荷可就近接入新能源，组成多用户绿电直连项目。支持尚未开展电网接入工程建设的新能源发电项目，以及因新能源消纳受限等原因无法并网的新能源发电项目，在履行相应变更手续后开展多用户绿电直连。分布式光伏可通过集中汇流方式参与多用户绿电直连。优先支持算力设施、绿色氢氨醇等新兴产业和未来产业开展绿电直连。
　　（4）支撑碳排放双控制度实施
　　2026年5月6日，国家发展改革委、国家能源局、生态环境部、国家统计局和国家数据局联合印发《非化石能源电力消费核算指南（试行）》（发改能源〔2026〕622号），指导非化石能源电力消费核算工作，以更好推动碳排放双控制度实施。
　　2026年6月5日，国家发展改革委公布《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》（国家发展改革委令第42号），首次建立可再生能源消费最低比重目标制度，明确可再生能源消费最低比重目标的定义、落实方式和核算方法等，并进一步完善可再生能源电力消纳责任权重制度，明确可再生能源电力消纳责任权重制度的定义、落实方式和核算方法等。
　　（5）发布新型能源体系建设“十五五”规划
　　2026年6月13日，国家发展改革委、国家能源局印发《新型能源体系建设“十五五”规划》（发改能源〔2026〕884号），提出2030年初步建成清洁低碳安全高效的新型能源体系的总目标，主要目标指标有：煤炭和石油消费达峰，非化石能源消费比重达到25%。全国电力总装机容量达到54亿千瓦，风电和太阳能发电装机比重超过50%、成为电力装机主体，非化石能源发电量比重达到50%、成为电量主体。建立完善新能源消纳综合评价指标体系，新能源发电量占比达到30%。电力系统方面，新增省间电力互济能力4000万千瓦左右，配电网具备承载9亿千瓦分布式新能源接入能力，西电东送规模超过4.2亿千瓦。2030年抽水蓄能装机达到1.6亿千瓦左右，新型储能装机达到3亿千瓦。适应新型能源体系的市场和价格机制加快健全，全国统一电力市场体系基本建成。
　　（二）报告期内公司主营业务情况
　　公司以新能源发电项目的投资、开发、建设、运营为主营业务，主要包括风电、光伏发电、生物质发电、抽水蓄能四个业务板块。截至2026年6月30日，公司控股并网装机容量219.93万千瓦。其中，风电94.93万千瓦（陆上风电65.33万千瓦、海上风电29.6万千瓦），光伏发电2万千瓦，生物质发电3万千瓦，抽水蓄能120万千瓦。
　　公司新能源发电业务主要通过项目开发、建设、运营等流程，将风能、太阳能等新能源进行开发并转换为电力后销售，取得收入；抽水蓄能业务主要通过参与电力系统调节取得收入。
　　公司业绩主要来源于风电业务，影响业绩的主要驱动因素包括装机容量、风力资源和光照资源、上网电价、资金成本等。
　　报告期内，公司新增抽水蓄能业务板块，主营业务结构得到进一步优化升级。

　　二、经营情况的讨论与分析
　　（一）主要生产经营情况
　　截至2026年6月30日，公司控股运营总装机规模219.93万千瓦。上半年，公司下属各项目累计完成发电量209,031.19万千瓦时，比上年同期203,203.79万千瓦时增加2.87%；累计完成上网电量204,659.08万千瓦时，比上年同期199,006.70万千瓦时增加2.84%。
　　2026年上半年，公司风电项目与光伏发电项目发电量较上年同期有所下降，依托控股股东闽投抽水蓄能资产的注入，公司整体发电量、上网电量同比上升。
　　因风资源状况不及上年同期、福建省外项目限电率同比上升，公司风电项目发电量与上网电量较上年同期减少，同时受参与市场化交易影响，综合电价同比下降，报告期内，公司实现营业收入110,254.00万元，比上年同期减少0.12%；实现利润总额55,323.46万元，比上年同期减少1.46%。
　　（二）重点工作开展情况
　　2026年上半年，公司扎实推进福建省内海上风电项目、渔光互补项目和长乐外海集中统一送出工程项目施工前准备工作，同步开展老旧风电场改造升级研究论证与申报准备；加快资产并购步伐，顺利完成控股股东注入资产闽投抽水蓄能股权的交割手续，有效提升公司资产规模和质量；积极探索新兴业务拓展机会，加大研发投入，强化技术创新能力；持续健全电力交易管理制度，完善交易流程与风险防控机制，动态优化电量申报策略，切实提升市场化运营能力和能源保供水平。

　　三、报告期内核心竞争力分析
　　1.区位资源优势奠定发展基石
　　福建省地处我国东南沿海，台湾海峡独特的“狭管效应”赋予了福建地区优越的风力资源，福建省的海上风电资源更是处于全国前列。公司主力风电场项目位于风资源优越的莆田、福清、平潭、连江等福建沿海地区，实际运行年利用小时数高、无弃风限电；省外陆上风电场主要位于黑龙江省等风资源较好地区。公司并购的永泰抽水蓄能电站，区位禀赋得天独厚，地处福州负荷中心圈层，紧邻福、莆、泉、厦等福建省内核心用电区域，站点地形落差、水源地质条件优越。显著的资源禀赋和区位优势为公司长期发展奠定了良好的基础。
　　2.全面发挥专业化运营管理优势
　　公司深耕清洁能源发电领域，是福建省内从事风电行业专业化程度较高的公司之一。凭借专业化的经营和管理，公司项目常年保持良好的运营效率。2026年上半年，公司在福建省所属陆上风电场的平均发电设备利用小时为1260小时，所属海上风电场的平均发电设备利用小时为2015小时。在中国电力企业联合会公布的2025年度电力行业风电生产运行指标对标结果中，公司所属福清旗狮风电场、王母山风电场分别获评5A级和3A级优胜风电场。公司依托旗下运管公司专业化运维平台优势，不断优化运营管控体系，稳步提升风能利用率和设备可利用率。公司并购的永泰抽水蓄能电站拥有成熟的设备全周期管控与电网保供服务能力，机组运行稳定性与综合效率保持较好水平。
　　3.持续强化资源获取能力
　　公司控股股东投资集团是福建省级国有资本投资公司，承担福建省内民生工程和基础设施建设的重要角色，在获配省内新能源资源方面具有一定优势。大股东的资源优势为公司可持续发展提供了强有力的支持。报告期内，投资集团履行其做出的关于避免同业竞争的承诺，顺利完成闽投抽水蓄能股权注入工作。
　　除了大股东的鼎力支持，公司坚持自主开发和优质项目并购双轮驱动，一方面在福建省内奋力争取优质资源，另一方面坚定实施“走出去”发展战略，积极在省外寻找资源条件较好的新能源项目并购机会，通过项目滚动开发增强发展竞争力。
　　4.积极发挥资金保障优势
　　公司资金保障能力强，融资成本管控有力，通过动态把握信贷政策窗口期，优化配置债务期限与结构，节省利息支出。公司强化资金集约运作，在确保风险可控基础上，合理配置投资产品，增加闲置资金的收益。截至2026年上半年，公司资产负债率47.43%，资本结构稳健，偿债能力较强。

　　四、可能面对的风险
　　1.电力市场风险
　　随着国家持续推进电力体制改革，新能源行业从“政策驱动”全面转向“市场驱动”。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》（发改价格〔2025〕136号），明确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。新能源项目全面入市交易，将导致上网电价波动性和不确定性风险加剧，对公司的市场化交易能力提出更高要求。2026年7月底，福建省发展和改革委员会发布《关于落实第四监管周期输配电价有关事项的通知》（闽发改价格〔2026〕334号），自2026年8月1日起执行。该通知规定抽水蓄能电站抽水（发电）电量全部进入市场,不再作为优购（优发）电量。自此，福建抽水蓄能从“计划电量”时代步入“市场化”时代，对公司并购的永泰抽水蓄能电站项目的调度能力和市场研判能力提出更高要求。
　　公司将认真研究分析电力市场有关政策、交易规则，完善电力交易管理制度，健全电力市场营销工作体制机制，加大专业人才储备和培养力度，多措并举提升公司整体市场营销水平。
　　2.电力消纳风险
　　我国新能源资源富集区与用电负荷中心不匹配，叠加风光资源随机性强、波动性大、出力不稳定等自然特性，当电网的调峰能力不足或项目所在地用电需求较少且不能通过电量外送等方式消纳，将产生弃风、弃光等限电情况，影响项目收益。2026年上半年，公司在新疆哈密的光伏发电项目与在黑龙江的风电项目受限电率同比上升影响，发电量同比下降。
　　公司将强化生产运营精细化管理，保障发电设备安全稳定运行，全力实现电量应发尽发。
　　3.税收优惠政策变动风险
　　根据目前相关法律法规和税收政策，公司及部分子公司享有不同程度的税收优惠。财政部、海关总署、税务总局于2025年10月联合发布《关于调整风力发电等增值税政策的公告》，调整风力生产的电力产品适用的增值税即征即退政策，对公司的盈利水平产生一定影响。若未来相关法律法规或税收优惠政策进一步发生变动，导致公司所享受的税收优惠出现调整或取消，将会对公司经营业绩带来不利影响。
　　公司将通过持续精益运营，加强成本管控，推动提质增效；优化投资布局与节奏，获取优质新增项目，保障经营效益稳步增长，全面提升核心竞争力。
　　4.市场竞争风险
　　新能源行业已全面进入平价竞价时代，优质风光资源分布区域有限，项目开发受区域消纳能力、电网输送容量等约束，市场竞争日益激烈，公司获取优质项目资源的难度持续加大。
　　公司将抢抓“双碳”发展机遇，积极实施“走出去”发展战略，稳步扩大装机容量与资产规模，持续增强抗风险能力与综合市场竞争力。
　　5.设备老化风险
　　设备质量直接决定项目发电的稳定性与持续性，随着运营周期的增长，公司早期投产项目存在设备老化风险，可能导致故障频率上升，发电效率衰减，由此不仅抬高运维成本，还将造成发电量损失。
　　公司设有专业运管公司，实现所辖风电场跨场域流动运维，提升运营管理效率；引入先进监测技术，开展预防性维护并合理储备易损备件；持续跟踪政策动态，及时推动老旧风场设备改造升级。
　　6.自然条件变动风险
　　公司主营业务涵盖风电、光伏发电及抽水蓄能业务，项目收益与自然资源禀赋高度相关，风速、光照强度、流域来水量等自然条件具有随机性与不可预测性，公司经营业绩存在随自然资源状况的变化而波动的风险。
　　公司将在项目投资前开展充分可行性研究，科学评估资源变动影响，同时加强日常运营维护，保障项目运营效率，最大化发挥资源禀赋优势。 收起▲

　　一、报告期内公司从事的业务情况　　公司以风力发电、光伏发电等新能源发电项目的投资、开发、建设、运营为主营业务。截至2025年底，公司控股并网装机容量99.93万千瓦，其中，风电项目装机容量94.93万千瓦（陆上风电装机容量65.33万千瓦、海上风电装机容量29.6万千瓦），光伏发电项目装机容量2万千瓦，生物质发电项目装机容量3万千瓦。　　公司主要通过新能源发电项目的开发、建设、运营等流程，将风能、太阳能等新能源进行开发并转换为电力后销售，取得收入。　　公司业绩主要来源于风力发电业务，影响业绩的主要驱动因素包括装机容量、风力资源和光照资源、上网电价、资金成本等。　　报告期内，公司的主要业务、... 查看全部▼

　　一、报告期内公司从事的业务情况
　　公司以风力发电、光伏发电等新能源发电项目的投资、开发、建设、运营为主营业务。截至2025年底，公司控股并网装机容量99.93万千瓦，其中，风电项目装机容量94.93万千瓦（陆上风电装机容量65.33万千瓦、海上风电装机容量29.6万千瓦），光伏发电项目装机容量2万千瓦，生物质发电项目装机容量3万千瓦。
　　公司主要通过新能源发电项目的开发、建设、运营等流程，将风能、太阳能等新能源进行开发并转换为电力后销售，取得收入。
　　公司业绩主要来源于风力发电业务，影响业绩的主要驱动因素包括装机容量、风力资源和光照资源、上网电价、资金成本等。
　　报告期内，公司的主要业务、经营模式和主要业绩驱动因素未发生重大变化。
　　
　　二、报告期内公司所处行业情况
　　（一）2025年我国电力行业整体情况
　　2025年，我国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%，稳居全球电力消费第一大国地位。
　　截至2025年底，全国全口径发电装机容量38.9亿千瓦，同比增长16.1%，较“十三五”末装机容量增加16.9亿千瓦，“十四五”时期全口径发电装机容量年均增长12.0%；全国非化石能源发电装机容量24.0亿千瓦，占总装机容量比重为61.7%，比上年底提高3.5个百分点，比“十三五”末提高17.0个百分点。
　　2025年1-12月，全国累计完成电力市场交易电量66,394亿千瓦时，同比增长7.4%，占全社会用电量比重64.0%，同比提高1.3个百分点。从交易范围看，省内交易电量50,473亿千瓦时，同比增长6.2%；跨省跨区交易电量15,921亿千瓦时，同比增长11.6%，其中跨电网经营区交易电量34亿千瓦时。从交易品种看，中长期交易电量63,522亿千瓦时；现货交易电量2,872亿千瓦时。绿电交易电量3,285亿千瓦时，同比增长38.3%。
　　（二）2025年我国可再生能源行业发展情况
　　可再生能源装机规模再创新高，规模占比稳步提升。2025年，全国可再生能源发电新增装机4.52亿千瓦，同比增长21%，占全国电力新增装机的83%。其中，水电新增1,215万千瓦，风电新增1.2亿千瓦，太阳能发电新增3.18亿千瓦，生物质发电新增151万千瓦。截至2025年底，全国可再生能源装机总量达23.4亿千瓦，同比增长24%，约占全国电力总装机的60%。其中，水电装机4.5亿千瓦，风电装机6.4亿千瓦，太阳能发电装机12亿千瓦，生物质发电装机0.47亿千瓦。风电、太阳能发电装机合计18.4亿千瓦，占比47%。
　　可再生能源发电量持续增长，绿色低碳发展提速。2025年，全国可再生能源发电量3.99万亿千瓦时，同比增长15%，约占全部发电量的38%，超过同期第三产业用电量（19,942亿千瓦时）与城乡居民生活用电量（15,880亿千瓦时）之和。2025年，全国新增可再生能源发电量5,193亿千瓦时，已经覆盖全社会用电增量（5,161亿千瓦时）。
　　风电光伏利用率面临下行压力。2025年，全国6,000千瓦及以上电厂发电设备利用小时3119小时，同比降低312小时。其中，并网风电1979小时，同比降低148小时；并网太阳能发电1088小时，同比降低113小时。2025年，全国风电平均利用率94%，全国光伏发电利用率95%。
　　（三）报告期内主要行业政策
　　1.积极稳妥推进能源绿色低碳转型
　　2025年2月27日，国家能源局印发《2025年能源工作指导意见》（国能发规划〔2025〕16号），对2025年度能源工作的重点任务做出部署。其中，在能源绿色低碳转型方面，提出要保持非化石能源良好发展态势，积极推进第二批、第三批“沙戈荒”大型风电光伏基地和主要流域水风光一体化基地建设，科学谋划“十五五”“沙戈荒”新能源大基地布局方案，积极推动海上风电项目开发建设，加大光伏治沙、光热项目建设力度，推动抽水蓄能装机容量达到6,200万千瓦以上；在深入推进能源改革方面，提出推动新能源全面参与市场，实现新能源由保障性收购向市场化消纳转变，并提出要深化全国统一电力市场建设，加强国家、区域/省等多层次市场协同，持续完善关键机制设计，进一步健全电力市场“1+N”基础规则体系，推动电力中长期市场连续运营，完善辅助服务市场机制，实现省级电力现货市场基本全覆盖。
　　2.深化新能源上网电价市场化改革
　　2025年2月9日，国家发改委、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)推动新能源上网电量全面进入电力市场、通过市场交易形成价格，并区分存量项目和增量项目，建立新能源可持续发展价格结算机制，保持存量项目政策衔接，稳定增量项目收益预期。
　　2025年4月29日，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司发布《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），要求全面加快电力现货市场建设、全面开展连续结算运行，充分发挥现货市场发现价格、调节供需的关键作用，明确了各地区电力现货市场建设的关键时间节点。
　　3.促进新能源消纳利用
　　2025年5月30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），首次在国家层面明确定义了“绿电直连”模式，即绿电直连是指风电、太阳能发电、生物质发电等新能源不直接接入公共电网，通过直连线路向单一电力用户供给绿电，可实现供给电量清晰物理溯源的模式，同时指出绿电直连项目以满足企业绿色用能需求、提升新能源就近就地消纳水平为目标，按照安全优先、绿色友好、权责对等、源荷匹配原则建设运行，公平合理承担安全责任、经济责任与社会责任。
　　2025年10月29日，国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》（发改能源〔2025〕1360号），旨在完善新能源消纳和调控政策措施，有力支撑新型能源体系和新型电力系统建设，明确到2030年，基本建立协同高效的多层次新能源消纳调控体系；到2035年，基本建成适配高比例新能源的新型电力系统，首次以分类引导方式统筹新能源开发与消纳利用。
　　4.推动绿证市场高质量发展
　　2025年3月6日，国家发展改革委等5部门联合印发《关于促进可再生能源绿色电力证书市场高质量发展的意见》（发改能源〔2025〕262号），总体要求到2027年，绿证市场交易制度基本完善，强制消费与自愿消费相结合的绿色电力消费机制更加健全，绿色电力消费核算、认证、标识等制度基本建立，绿证与其他机制衔接更加顺畅，绿证市场潜力加快释放，绿证国际应用稳步推进，实现全国范围内绿证畅通流动；到2030年，绿证市场制度体系进一步健全，全社会自主消费绿色电力需求显著提升，绿证市场高效有序运行，绿证国际应用有效实现，绿色电力环境价值合理体现，有力支撑可再生能源高质量发展，助力经济社会发展全面绿色转型。
　　（四）2025年福建省电力行业情况
　　截至2025年底，福建省发电装机容量为9,788.86万千瓦，同比增长9.0%，比上年底增加814.21万千瓦；其中水电装机1,713.73万千瓦，火电装机4,151.33万千瓦（其中燃煤装机3,314.91万千瓦），核电装机1,287.40万千瓦，风电装机844.04万千瓦、光伏发电装机1,734.39万千瓦、储能装机57.97万千瓦。发电设备平均利用小时为3964小时，比上年同期减少239小时。
　　2025年，福建省发电量完成3,747.78亿千瓦时，比上年同期增长4.5%，其中水电完成316.39亿千瓦时，同比减少28.9%；火电完成1,957.28亿千瓦时（其中燃煤发电1,710.69亿千瓦时），同比增长1.5%；核电完成1,046.40亿千瓦时，同比增长22.6%；风电完成249.76亿千瓦时，同比增长0.2%；光伏完成176.74亿千瓦时，同比增长62.1%。
　　（五）公司在福建省的行业地位
　　公司是福建省境内最早介入风电项目前期工作和开发建设的风电企业之一。公司所投资风电项目的区位优势明显、风能资源丰富，风电项目年发电量在福建省内名列前茅。截至2025年底，公司控股运营总装机规模99.93万千瓦，其中在福建省内风电装机容量83.98万千瓦（陆上风电装机容量54.38万千瓦、海上风电装机容量29.6万千瓦），占福建省风电装机规模的9.95%；公司福建省内风电项目发电量262,109.07万千瓦时，占福建省风电发电量的10.49%。
　　2025年，公司压茬推进福建省内在建海上风电项目、光伏项目和集中统一送出工程项目前期工作，同时稳步推进老旧风场升级改造工作。公司申报的三个渔光互补项目入选2025年福建省光伏电站开发建设项目清单，装机规模达25万千瓦；顺利完成霞浦大京风电场项目并购，并加快推动闽投抽水蓄能资产注入事项，继续保持在福建省可再生能源业务领域的较强竞争力。
　　三、经营情况讨论与分析
　　2025年，公司坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻落实党的二十大及二十届历次全会精神，积极服务国家能源战略，坚持稳中求进工作总基调，深化改革创新，奋力开拓市场，较好完成全年各项目标任务。
　　（一）主要生产经营情况
　　截至2025年底，公司控股并网装机容量99.93万千瓦。
　　2025年公司发电量与上网电量较上年同期减少的主要原因是：公司福建省内海电项目出现个别机组设备故障，受机组工况影响，可利用率同比有所下降；福建省外项目风资源状况不及上年且限电率同比上升。
　　报告期，因公司发电量、上网电量较上年同期减少等原因，公司2025年度实现营业收入16.07亿元，比上年同期减少7.69%；实现利润总额7.55亿元，比上年同期减少8.09%；归属于上市公司股东的净利润5.22亿元，比上年同期减少19.89%。
　　（二）重点工作开展情况
　　1.聚焦项目攻坚，做强发展动能
　　2025年，公司以项目为核心抓手，市场开拓与项目建设取得扎实成效。一是增量市场前瞻布局，福清三个渔光互补项目入选2025年福建省光伏电站开发建设项目清单，装机规模达25万千瓦。二是存量资产优化升级，积极推进老旧风场设备改造，福清嘉儒风电场改造升级项目获福建省发改委支持，已启动相关前期工作。三是重点项目扎实推进，诏安、福清、莆田区域渔光互补项目与长乐B区海上风电场、长乐外海集中统一送出工程等项目有序推进前期工作。四是资产并购加快推进，完成霞浦大京风电场项目并购，启动并加速推进闽投抽水蓄能资产注入工作。
　　2.深化改革创新，提升运营质效
　　全面推动运管公司实体化运行，实现所辖风电场跨场域流动运维，加快构建标准化、精细化风机运维管理体系。2025年风电机组可靠性超95%，平潭、福清、连江等区域风电项目利用小时数居全省前列；福清旗狮、王母山及平潭青峰风电场分别获评国家5A级、3A级风电场。强化技术创新与科技攻关，截止报告期末，累计获得3项发明专利和24项实用新型专利的授权，创新支撑能力持续增强。
　　3.优化治理结构，提升治理效能
　　根据中国证监会开展监事会改革的相关要求，完成监事会改革所涉《公司章程》及相关治理制度的修订，进一步优化公司治理结构，提升监督效能和治理效率。积极响应上海证券交易所倡议，制定并落实2025年度“提质增效重回报”行动方案。首度披露年度可持续发展报告暨ESG报告，全面展示公司在绿色转型、公司治理、社会责任等方面的实践成效。加强合规管理体系建设，加快制定合规管理重点领域“三张清单”，由业务及职能部门、合规管理部门、纪检审计部门组成的合规风险防范三道防线已基本形成。
　　4.严守安全底线，夯实发展根基
　　深入学习贯彻习近平总书记关于安全生产重要论述，紧扣安全生产治本攻坚三年行动目标，常态化开展安全生产专项整治、风险隐患排查治理，不断完善应急管理体系，提升应急处置能力，抓实安全教育培训与各类应急演练。全年实现安全生产“零伤害、零事故、零污染”目标。
　　5.强化党建引领，凝聚奋进合力
　　不断加强政治建设，充分发挥党委“把方向、管大局、保落实”的领导作用，以党的政治优势提升治理效能。聚力打造“风光聚能-领航未来”党建品牌，系统实施六大党建工程与党员先锋行动，强化示范引领。深化中央八项规定精神学习教育，深入开展专项整治，为高质量发展构筑廉洁屏障。
　　
　　四、报告期内核心竞争力分析
　　1.区位资源优势奠定发展基石
　　福建省地处我国东南沿海，台湾海峡独特的“狭管效应”赋予了福建地区优越的风力资源，福建省的海上风电资源更是处于全国前列。公司主力风电场项目位于风资源优越的莆田、福清、平潭、连江等福建沿海地区，实际运行年利用小时数高、无弃风限电；省外陆上风电场主要位于黑龙江省等风资源较好地区。显著的资源禀赋和区位优势为公司长期发展奠定了良好的基础。
　　2.全面发挥专业化运营管理优势
　　公司深耕清洁能源发电领域，是福建省内从事风电行业专业化程度较高的公司之一。凭借专业化的经营和管理，公司项目常年保持良好的运营效率。2025年，公司在福建省所属陆上风电场的平均发电设备利用小时为2846小时，所属海上风电场的平均发电设备利用小时为3987小时。在中国电力企业联合会2025年公布的2024年度全国电力行业风电运行指标对比结果中，公司旗下福清旗狮风电场被评为5A级优胜风电场，两个风电场被评为3A级优胜风电场。2025年，运管公司全面实体化运行，所辖福建省内陆上风电场实现跨场域流动运维，进一步构建标准化、精细化的风机运维体系。
　　3.持续强化资源获取能力
　　公司控股股东投资集团是福建省级国有资本投资公司，承担福建省内民生工程和基础设施建设的重要角色，在获配省内新能源资源方面具有一定优势。大股东的资源优势为公司可持续发展提供了强有力的支持。报告期内，投资集团为履行其做出的关于避免同业竞争的承诺，加快推进闽投抽水蓄能股权注入本公司的工作，目前已完成股权变更手续。
　　除了大股东的鼎力支持，公司坚持自主开发和优质项目并购双轮驱动，一方面在福建省内奋力争取优质资源，公司申报的三个陆上渔光互补光伏电站列入2025年福建省光伏电站开发建设项目清单，新获得25万千瓦装机容量的资源储备；另一方面坚定实施“走出去”发展战略，积极在省外寻找资源条件较好的新能源项目并购机会，通过项目滚动开发增强发展竞争力。
　　4.积极发挥资金保障优势
　　公司资金保障能力强，融资成本管控有力，通过动态把握信贷政策窗口期，优化配置债务期限与结构，节省利息支出。公司强化资金集约运作，在确保风险可控基础上，合理配置投资产品，增加闲置资金的收益。截至2025年末，公司资产负债率33.90%，在同行业中处于较低水平，资本结构稳健，偿债能力较强。
　　
　　五、报告期内主要经营情况
　　2025年，公司实现营业收入16.07亿元，同比减少7.69%；利润总额7.55亿元，同比减少8.09%；归属于上市公司股东的净利润5.22亿元，同比减少19.89%。
　　截至2025年末，公司控股并网装机容量99.93万千瓦，报告期累计完成上网电量279,326.67万千瓦时，比去年同期减少4.46%。
　　
　　六、公司关于公司未来发展的讨论与分析
　　(一)行业格局和趋势
　　2026年是“十五五”规划开局之年，也是我国新型能源体系建设的关键起步之年，能源电力行业进入“扩量提质、可靠替代、市场化深化”的新阶段。2026年全国能源工作会议强调，以更大力度推动能源绿色低碳转型，持续提高新能源供给比重，全年新增风电、太阳能发电装机2亿千瓦以上，有序推进重大水电项目，积极安全有序发展核电，加强化石能源清洁高效利用；加快推进能源科技自立自强，组织开展“人工智能+”能源融合试点和“人工智能+”能源标准化提升行动，扎实推进智能电网重大专项等能源重大技术装备攻关，前瞻布局氢能、核能等未来能源产业。
　　《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，“十五五”时期，要加快经济社会发展全面绿色转型，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。全面提升电力系统互补互济和安全韧性水平，科学布局抽水蓄能，大力发展新型储能，加快智能电网和微电网建设。提高终端用能电气化水平，推动能源消费绿色化低碳化。加快健全适应新型能源体系的市场和价格机制。
　　根据中国电力企业联合会预测，预计2026年全国全社会用电量10.9-11万亿千瓦时、同比增长5%-6%；预计2026年全年新增发电装机有望超过4亿千瓦，其中，新增新能源发电装机有望超过3亿千瓦；新增有效发电能力1亿千瓦左右，与最大负荷增量基本持平。风、光装机合计占比有望达到总装机的一半左右，其中太阳能发电装机规模预计将首次超过煤电装机规模。预计2026年底，全国发电装机容量达到43亿千瓦左右，其中，非化石能源发电装机27亿千瓦，占总装机的比重在63%左右；煤电装机占总装机比重降至31%左右。
　　公司主营业务顺应能源行业绿色低碳转型的发展趋势，公司将紧跟国家清洁能源发展政策，立足福建区域优势，持续深耕省内新能源市场，重点推进海上风电项目的投资开发，积极拓展省外业务布局，不断提升主业规模与发展质量，为能源强国建设贡献力量。
　　(二)公司发展战略
　　当前，我国正处于新型能源体系建设、绿色低碳转型发展的关键时期，也是公司“十五五”期间推动产业升级与规模扩张的攻坚期。公司将坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，紧扣国家能源安全战略和碳达峰碳中和战略目标，牢牢把握高质量发展首要任务，锚定结构优化与绿色低碳发展路径，积极融入“非化石能源倍增行动”。
　　聚焦主业发展，提升规模质量。深耕海上风电规模化发展，积极探索“海上风电+”融合开发模式，加快重点海上项目建设，通过多元化方式争取优质海风资源；因地制宜拓展集中式光伏，稳步推动一批重大光伏项目落地，积极参与省内光伏资源开发；有序推进存量陆上风电场“上大压小”技改升级，强化数智赋能，提升资产运营效率；重点推进永泰抽蓄项目运营优化，深度构建“风光储”多元融合的新型电力调节体系，提升新能源消纳能力与电网稳定支撑水平。
　　坚持创新驱动，拓展多元融合。依托省内风资源优势，前瞻性布局氢氨醇等战略性新兴产业，探索绿电转化与多元利用路径，拓展非电领域新空间；充分发挥国有控股上市公司平台作用，切实提升资产管理与资本保值增值能力，继续深耕省内资源“基本盘”，拓展省外发展“新空间”，加快形成多元融合的清洁能源事业发展新格局，以实干实效加快打造“一流清洁能源企业”，为我国推进能源绿色低碳转型和建设能源强国做出积极贡献。
　　(三)经营计划
　　2026年度，公司计划完成发电量43.9663亿千瓦时、完成上网电量42.7397亿千瓦时，计划重点做好以下工作：
　　1.持续强化党建引领。推进党建与生产经营深度融合，在重大科技攻关、重点工程项目和市场开拓中成立党支部、党员先锋队，推动党组织活动与业务活动同谋划、同部署。加强意识形态阵地建设，充分利用党建企业文化展厅等载体，深化企业文化和核心价值观的凝练与传播。
　　2.全力推动项目开发建设。一是提速项目建设，确保诏安四都渔光互补光伏电站项目、长乐B区海上风电场项目、长乐外海集中统一送出工程项目按进度计划推进，有序开展福清和莆田地区光伏项目建设，争取部分项目年底前开工。二是深挖增量资源，全面提升项目获取能力。三是优化存量资产，继续推动老旧风场设备改造升级工作。四是加快资产并购步伐，完成控股股东注入资产闽投抽水蓄能的交割手续。
　　3.全面提升精益管理水平。一是提升电力市场化交易能力，加强负荷预测和电力市场交易策略研究，实现交易收益最大化。二是加大科技研发投入，推动授权专利的转化应用。三是深化跨场域流动运维，持续提高风电机组可靠性。四是坚持底线思维，全面筑牢安全生产防线，确保实现全年安全生产“零事故、零伤害、零污染”的HSE目标。
　　4.坚持规范运作与价值提升。持续完善内控体系建设，继续优化公司治理架构，提高规范运作水平。全面深化合规管理体系建设，将合规要求分解落实到重点岗位、嵌入流程，提高合规管理水平和风险防范能力。提升信息披露质量，加强ESG报告披露；健全市值管理工作机制，切实推动公司投资价值提升。
　　上述经营计划并不构成公司对投资者的业绩承诺。
　　(四)可能面对的风险
　　1.电力市场风险
　　2025年2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》（发改价格〔2025〕136号），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。2025年，公司市场化交易电量占比已达98.37%。新能源项目全面入市交易，将导致上网电价波动性和不确定性风险加剧。传统“保发电”的运营模式亟需向“产售协同”的精细化管控转型，对公司的市场化交易能力提出更高要求。
　　公司将认真研究分析电力市场有关政策、交易规则，主动适应市场化改革要求，建立健全电力市场营销工作体制机制，加大专业人才储备和培养力度。同时，积极参与绿电绿证交易，推进绿色电力的环境价值兑现，多措并举降低电力市场风险可能带来的影响。
　　2.电力消纳风险
　　我国新能源资源富集区与用电负荷中心不匹配，叠加风光资源出力不稳定的特性、电网调峰能力不足、接网工程工期不匹配等因素将引发弃风、弃光等限电情况。2025年，公司在新疆哈密的光伏项目与在黑龙江的风电项目利用小时数下降，项目营业收入大幅降低。
　　公司将强化生产运营精细化管理，保障发电设备安全稳定运行，全力实现电量应发尽发。
　　3.税收优惠政策变动风险
　　根据目前相关法律法规和税收政策，公司及部分子公司享有不同程度的税收优惠。财政部、海关总署、税务总局于2025年10月联合发布《关于调整风力发电等增值税政策的公告》，调整风力生产的电力产品适用的增值税即征即退政策，可能对公司的盈利水平产生一定影响。若未来相关法律法规或税收优惠政策发生变动，导致公司所享受的税收优惠出现调整或取消，将会对公司经营业绩带来不利影响。
　　公司将通过持续精益运营，加强成本管控，推动提质增效；优化投资布局与节奏，获取优质新增项目，保障经营效益稳步增长，全面提升核心竞争力。
　　4.市场竞争风险
　　新能源行业已全面进入平价竞价时代，优质风光资源分布区域有限，项目开发受区域消纳能力、电网输送容量等约束，市场竞争空前激烈，公司获取优质项目资源的难度持续加大。
　　公司将抢抓“双碳”发展机遇，积极实施“走出去”发展战略，稳步扩大装机容量与资产规模，持续增强抗风险能力与综合市场竞争力。
　　5.设备老化风险
　　设备质量直接决定项目发电的稳定性与持续性，随着存量项目运营周期增长，设备逐步超出质保期，风机叶片疲劳磨损、齿轮箱老化，光伏板透光率下降、组件隐裂等问题逐步凸显，导致发电效率降低、故障频率上升，既增加运维成本，也造成电量损失。
　　公司注重培养专业运维团队，质保期后实施自主运维；引入先进监测技术，开展预防性维护并合理储备易损备件；持续跟踪政策与标准动态，及时推动老旧风场设备改造升级。
　　6.自然条件变动风险
　　风电、光伏项目收益与自然资源禀赋高度相关，风速、光照强度等自然条件具有随机性与不可预测性，公司经营业绩存在随自然资源状况的变化而波动的风险。
　　公司将在项目投资前开展充分可行性研究，科学评估资源变动影响，同时加强日常运营维护，保障项目运营效率，最大化发挥资源禀赋优势。 收起▲

　　一、报告期内公司所属行业及主营业务情况说明　　（一）报告期内公司所处行业情况　　1.报告期主要行业数据　　2025年上半年，全国全社会用电量4.84万亿千瓦时，同比增长3.7%。电力生产供应方面，全国新增发电装机容量29332万千瓦，同比增加14056万千瓦，其中，风电和太阳能发电合计新增装机26360万千瓦，占新增发电装机总容量的比重近九成。上半年新能源发电量合计占全口径总发电量比重为26.0%，比上年同期提高4.4个百分点，电力行业绿色低碳转型成效显著。　　可再生能源装机规模持续实现新突破。可再生能源继续保持新增装机的主体地位，接近全国总装机的六成。今年上半年，全国可再生能源新增装机2... 查看全部▼

　　一、报告期内公司所属行业及主营业务情况说明
　　（一）报告期内公司所处行业情况
　　1.报告期主要行业数据
　　2025年上半年，全国全社会用电量4.84万亿千瓦时，同比增长3.7%。电力生产供应方面，全国新增发电装机容量29332万千瓦，同比增加14056万千瓦，其中，风电和太阳能发电合计新增装机26360万千瓦，占新增发电装机总容量的比重近九成。上半年新能源发电量合计占全口径总发电量比重为26.0%，比上年同期提高4.4个百分点，电力行业绿色低碳转型成效显著。
　　可再生能源装机规模持续实现新突破。可再生能源继续保持新增装机的主体地位，接近全国总装机的六成。今年上半年，全国可再生能源新增装机2.68亿千瓦，同比增长99.3%，约占新增装机的91.5%。其中，水电新增393万千瓦，风电新增5139万千瓦（陆上风电新增4890万千瓦，海上风电新增249万千瓦），太阳能发电新增2.12亿千瓦，生物质发电新增71万千瓦。截至今年6月底，全国可再生能源装机达到21.59亿千瓦，同比增长30.6%，约占我国总装机的59.2%，其中，水电装机4.4亿千瓦，风电装机5.73亿千瓦（陆上风电5.28亿千瓦，海上风电4420万千瓦），太阳能发电装机11亿千瓦，生物质发电装机0.47亿千瓦。
　　可再生能源发电量再上新台阶。可再生能源发电量接近全国总发电量的四成，超过同期第三产业用电量与城乡居民生活用电量之和。风电、光伏新增发电量超过全社会用电量增量。今年上半年，全国可再生能源发电量达17993亿千瓦时，同比增加15.6%，约占全部发电量的39.7%，超过同期第三产业用电量（9164亿千瓦时）与城乡居民生活用电量（7093亿千瓦时）之和；其中，风电、太阳能发电量合计达11478亿千瓦时，同比增长27.4%，在全社会用电量中占比达到23.7%，较去年同期提高4.4个百分点。风电、光伏合计发电量较去年同期增加2470亿千瓦时，超出全社会用电量增量。
　　2.报告期内重要行业政策
　　2025年2月9日，国家发改委、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)，推动新能源上网电量全面进入电力市场、通过市场交易形成价格，并区分存量项目和增量项目，建立新能源可持续发展价格结算机制，保持存量项目政策衔接，稳定增量项目收益预期。
　　2025年2月27日，国家能源局印发《2025年能源工作指导意见》（国能发规划〔2025〕16号），对2025年度能源工作的重点任务做出部署。其中，在能源绿色低碳转型方面，提出要保持非化石能源良好发展态势，积极推进第二批、第三批“沙戈荒”大型风电光伏基地和主要流域水风光一体化基地建设，科学谋划“十五五”“沙戈荒”新能源大基地布局方案，积极推动海上风电项目开发建设，加大光伏治沙、光热项目建设力度，推动抽水蓄能装机容量达到6200万千瓦以上；在深入推进能源改革方面，提出推动新能源全面参与市场，实现新能源由保障性收购向市场化消纳转变，并提出要深化全国统一电力市场建设，加强国家、区域/省等多层次市场协同，持续完善关键机制设计，进一步健全电力市场“1+N”基础规则体系，推动电力中长期市场连续运营，完善辅助服务市场机制，实现省级电力现货市场基本全覆盖。
　　2025年4月29日，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司发布《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），要求全面加快电力现货市场建设、全面开展连续结算运行，充分发挥现货市场发现价格、调节供需的关键作用，明确了各地区电力现货市场建设的关键时间节点。
　　2025年5月30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》，首次在国家层面明确定义了“绿电直连”模式，即绿电直连是指风电、太阳能发电、生物质发电等新能源不直接接入公共电网，通过直连线路向单一电力用户供给绿电，可实现供给电量清晰物理溯源的模式，同时指出绿电直连项目以满足企业绿色用能需求、提升新能源就近就地消纳水平为目标，按照安全优先、绿色友好、权责对等、源荷匹配原则建设运行，公平合理承担安全责任、经济责任与社会责任。
　　（二）报告期内公司主营业务情况
　　公司的主要业务为新能源发电项目的投资开发及建设运营，包括风力发电、光伏发电、生物质发电三个板块。截至2025年6月30日，公司控股并网装机容量95.73万千瓦，其中，风电项目装机容量90.73万千瓦（陆上风电装机容量61.13万千瓦、海上风电装机容量29.6万千瓦），光伏发电项目装机容量2万千瓦，生物质发电项目装机容量3万千瓦。
　　公司主要经营模式为通过新能源发电项目的开发、建设、运营等流程，将风能、太阳能、生物质能等新能源进行开发并转换为电力后销售，取得收入。
　　公司业绩主要来源于风力发电、光伏发电业务，利润主要来源于发电量的增加和其他管理及运行成本的控制，公司业绩主要受装机规模、上网电价、利用小时、风力资源、光照资源、资金成本等因素影响。
　　报告期内，公司的主要业务、经营模式和主要业绩驱动因素未发生变化。

　　二、经营情况的讨论与分析
　　（一）主要生产经营情况
　　截至2025年6月30日，公司控股并网装机容量95.73万千瓦。上半年，公司下属各项目累计完成发电量140,532.69万千瓦时，比上年同期141,799.22万千瓦时减少0.89%；累计完成上网电量136,613.06万千瓦时，比上年同期137,585.86万千瓦时减少0.71%。
　　2025年上半年，公司福建省区域风电项目发电量较上年同期略有上升，但由于新疆哈密与黑龙江区域限电率上升，导致公司整体发电量与上网电量较上年同期略有下降。因发电量、上网电量较上年同期减少及个别项目电价补贴到限，报告期公司实现营业收入79,410.57万元，比上年同期减少2.95%。
　　（二）重点工作开展情况
　　2025年上半年，公司压茬推进福建省内在建海上风电项目、光伏项目和集中统一送出工程项目前期工作，同时稳步推进老旧风场设备改造工作，对符合条件的项目启动相关前期可行性论证工作。公司充分发挥国有资本优势，审慎、精准地寻找符合公司发展战略、能够补链强链的优质项目并购机会，积极寻求国内外并购标的，力争实现跨越式高质量发展。公司继续推进以扁平化、集约化、专业化改革为重点的组织机构改革，实现专业化运维公司即福建闽投新能源管理有限公司的实体化运作，完成福建省内各陆上风电项目公司运行、检修、技术管理等核心业务的整合，实现业务集中管理、资源统一调配，促进扩规模提效益。为应对新能源全面入市交易的新形势，公司成立电力市场化交易小组，强化交易人员培训，积极提升市场化交易能力。

　　三、报告期内核心竞争力分析
　　1、显著的区位资源优势
　　福建省地处我国东南沿海，台湾海峡独特的“狭管效应”赋予了福建地区优越的风力资源。公司已投产陆上风电场主要位于风资源较优的福清、平潭、连江等福建沿海地区，实际运行年利用小时数高、无弃风限电；省外陆上风电场主要位于黑龙江省等风资源较好地区。福建省近海风能整体优于陆上地区，海上风电资源处于全国前列。公司海上风电场位于福建莆田平海湾，一、二期总装机容量29.6万千瓦，海上风电装机规模占公司风电装机规模的32.62%。显著的资源禀赋和区位优势为公司长期发展奠定了良好的基础。
　　2、丰富的风电场建设运营经验
　　公司深耕清洁能源发电领域，公司所有的经营性资产和收入都与风力发电等清洁能源发电业务相关，是福建省内从事风电行业专业化程度较高的公司之一。公司运营管理16个风电项目、1个光伏电站和1个生物质发电厂，在清洁能源发电项目开发、建设及运行管理等方面具有丰富的经验。凭借专业化的经营和管理，公司项目常年保持良好的运营效率。2025年上半年，公司在福建省所属陆上风电场的平均发电设备利用小时为1356小时，所属海上风电场的平均发电设备利用小时为2037小时，高于国内平均水平（2025年上半年全国并网风电利用小时为1087小时）。公司于2024年成立的专业化运维公司即福建闽投新能源管理有限公司已实体化运作，完成福建省内各陆上风电项目公司运行、检修、技术管理等核心业务的系统整合，实现业务集中管理、资源统一调配，将进一步提升生产管理效率。
　　3、较强的可持续发展能力
　　公司控股股东投资集团是福建省级国有资本投资公司，承担福建省内民生工程和基础设施建设的重要角色，在获配省内新能源资源方面具有一定优势。大股东的资源优势为公司可持续发展提供了强有力的支持。为避免同业竞争，投资集团承诺在闽投海电（莆田平海湾海上风电场三期项目）、宁德闽投（宁德霞浦海上风电场（A、C）区项目）、霞浦闽东（宁德霞浦海上风电场（B区）项目）等海电资产符合一定条件后与上市公司协商，启动资产注入程序。
　　除了大股东的鼎力支持，公司坚持自主开发和优质项目并购双轮驱动，一方面积极在福建省内争取资源配置，一方面坚定实施“走出去”发展战略，积极在省外寻找资源条件良好的平价风电、光伏项目投资机会，通过项目滚动开发促进装机规模不断提升、市场竞争力不断增强。
　　4、持续发挥资金优势
　　公司资金保障能力强，融资成本管控有力。公司始终坚持多元化融资，不断拓宽融资渠道，持续优化融资结构，保证融资渠道畅通、授信额度充足。截至报告期末，公司资产负债率39.46%，在同行业中处于较低水平，资本结构稳健，偿债能力较强。

　　四、可能面对的风险
　　1、电力市场风险
　　2025年以来，全国统一电力市场建设进一步提质增速。2025年上半年，全国各电力交易中心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为60.9%，同比提高0.52个百分点。根据国家发展改革委、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，上网电价通过市场交易形成，新能源项目可报量报价参与交易，也可接受市场形成的价格。新能源全面入市政策将对新能源发电企业的售电量、交易电价等经营指标产生不确定性影响。
　　2025年上半年，公司权属各项目参与市场化交易总电量119,694.76万千瓦时，占总上网电量的87.62%。公司将积极应对电力市场化改革新形势，组织学习和深入研究新能源全面入市政策，强化发电预测和市场分析能力，为交易决策提供精准的数据支持，培养专业交易人才，全方位提升交易能力，保障交易收入的稳定和可控。
　　2、新能源消纳风险
　　消纳问题一直是困扰新能源行业发展的关键问题之一。我国新能源资源丰富区域与用电负荷中心区域不匹配，加上风能、太阳能资源具有随机性强、波动性大、出力不稳定等自然特性，当电网的调峰能力不足，或者项目所在地用电需求较少，且不能通过电量外送等方式消纳，或者新能源发电项目建设工期与接网工程建设工期不匹配等情况下，将产生“弃风”、“弃光”等限电情况，影响项目收益。
　　目前，公司在福建省的风电项目尚未出现弃风限电情况，但公司在黑龙江地区的风电项目和在新疆哈密地区的光伏项目仍存在弃风、弃光限电情况。2025年上半年，公司在黑龙江地区的三个风电项目平均限电率24.67%，限电损失电量2881万千瓦时；在哈密地区的光伏项目限电率49.65%，限电损失电量946万千瓦时。公司将抓好生产运营管理，保障设备安全稳定运行，提高设备可利用率，尽量减少计划外停机，做到“应发尽发”。另一方面，国家也在积极采取各种有效措施提升新能源消纳能力。2024年5月，国家能源局发布《关于做好新能源消纳工作保障新能源高质量发展的通知》（国能发电力〔2024〕44号），强调提升电力系统对新能源的消纳能力，确保新能源大规模发展的同时保持合理利用水平，为做好新形势下新能源消纳工作提出指导意见。
　　3、可再生能源电价补贴风险
　　我国可再生能源发电行业发展迅速，电价补贴资金缺口持续增加，导致国家可再生能源电价补贴结算进度缓慢。目前公司的应收可再生能源电价补贴余额仍然较大，若补贴电费回收持续滞后，将会对公司资金流动性和业绩产生不利影响。此外，根据财政部、发展改革委、国家能源局发布的《关于<关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见>有关事项的补充通知》（财建〔2020〕426号），各类可再生能源发电项目超过全生命周期合理利用小时数的电量部分，不再享受中央财政补贴资金。公司早期投产风电项目的电价补贴已陆续到限。
　　因可再生能源电价补贴以国家信用为基础，该项收入无法收回的风险较低。对于补贴到限的绿电项目，可以通过参与绿电交易获得环境溢价。2025年上半年，公司补贴到限的福清嘉儒风电场一期项目、福清泽岐风电场项目、平潭青峰风电场一期项目继续参与绿电交易，交易电量15,872.6万千瓦时。
　　4、市场竞争风险
　　在“双碳”战略背景下，新能源业务开发竞争异常激烈，电力央企、地方国企、设备厂家等投资主体都在积极争取项目开发资源，公司获取优质项目资源的难度不断增加。
　　公司将加快市场开拓步伐，坚定实施“走出去”发展战略，聚焦重点区域，加大资源获取力度，增加储备项目数量，提升公司的可持续发展能力。
　　5、设备质量风险
　　设备质量对项目发电量的持续性和稳定性至关重要，设备质量问题导致的发电设备不能运行或运行不良，都将对发电企业的生产经营产生不利影响。运行时间较长的存量项目可能存在风电叶片疲劳磨损、齿轮箱老化、光伏板透光率下降、组件隐裂等问题。设备老旧问题将导致发电效率降低，直接影响项目收益，还会导致场站故障频率上升，安全风险增加，而且部分老旧设备可能不符合最新环保、能效标准，面临整改或淘汰压力，需要增加项目升级改造的额外投入。
　　公司在设备采购时会与设备供应商约定质量保证期，并就质保期内设备的运行指标和供应商的服务能力进行考核。公司注重生产队伍的建设和培养，在风机设备质保期内组织人员学习业务技能并督促厂家开展维保工作，在风机设备质保期满后即可接收风机维保工作，进行自主运维。针对设备老化问题，公司将通过引入先进监测技术，提前预警老化趋势；对光伏板、风机叶片等开展定期检测，评估衰减程度，及时维护；同时优化运维策略，开展预防性维护，储备易损件减少停机时间；关注风电场改造升级政策动态，确保改造后符合安全环保标准，延长项目生命周期。
　　6、自然资源变动风险
　　风电项目的盈利状况与项目所在地的风速等气候条件高度相关，光伏项目的盈利状况与当地的光照强度等气候条件高度相关。风速、光照强度等自然资源具有一定的随机性、不可预测性，每年的资源状况可能会存在波动。由此，新能源发电企业存在经营业绩随风资源、光照资源等气候条件的变化而波动的风险。
　　自然资源的变动大多为不可控因素，公司将一方面在项目投资前做好可行性研究，充分评估资源变动对项目投资效益的影响；另一方面在日常管理中加强运营维护，保障项目运营效率，最大程度发挥公司项目的资源禀赋优势。
　　7、自然灾害风险
　　公司所属陆上风电项目大部分分布在福建沿海地区，海上风电项目位于福建省莆田平海湾海域，易受台风等恶劣天气威胁；公司在黑龙江省的三个风电项目位于黑龙江省富锦市，可能受极端严寒、瞬间狂风等气候条件的影响。极端恶劣天气引发的自然灾害可能对设备、输电线路等造成损坏，影响项目的发电能力，从而对公司的发电量和营业收入造成不利影响。
　　公司将持续加强安全管理，落实企业安全生产主体责任，健全风险分级管控和隐患排查治理双重预防机制，进一步加强技术监督，强化设备定检维护和消缺工作，不断提高运行检修质量和设备健康水平。针对极端天气等灾害，加强监测预警，组织开展应急演练，提升突发事件应对能力和防灾抗灾能力，减少各类自然灾害对电力设备安全稳定运行的影响。 收起▲