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▲

　　一、经营情况讨论与分析　　2024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和二十届二中、三中全会精神，积极服务国家能源战略，凝心抓改革、聚力谋发展，较好完成全年各项目标任务。　　（一）主要生产经营情况　　截至2024年底，公司控股并网装机容量95.73万千瓦。　　2024年,公司福建省区域风电项目发电量较上年同期略有上升，但由于生物质发电项目技改停机、新疆哈密与黑龙江区域限电率同比上升，导致福建省外项目发电量与上网电量较上年同期减少。报告期，因公司发电量、上网电量较上年同期增加，实现营业收入17.41亿元，比上年同期增加0.54%；实现利润总额8.21亿... 查看全部▼

　　一、经营情况讨论与分析
　　2024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和二十届二中、三中全会精神，积极服务国家能源战略，凝心抓改革、聚力谋发展，较好完成全年各项目标任务。
　　（一）主要生产经营情况
　　截至2024年底，公司控股并网装机容量95.73万千瓦。
　　2024年,公司福建省区域风电项目发电量较上年同期略有上升，但由于生物质发电项目技改停机、新疆哈密与黑龙江区域限电率同比上升，导致福建省外项目发电量与上网电量较上年同期减少。报告期，因公司发电量、上网电量较上年同期增加，实现营业收入17.41亿元，比上年同期增加0.54%；实现利润总额8.21亿元，受减值损失同比增加等因素影响，比上年同期减少4.74%；归属于上市公司股东的净利润6.51亿元，比上年同期减少4.03%。
　　（二）重点工作开展情况
　　1、坚持项目为先，开拓优质增量
　　2024年，公司在项目开拓方面取得重要进展：一是获取长乐B区（调整）10万千瓦海上风电场项目及长乐外海集中统一送出工程项目开发权，并完成项目核准；二是获取诏安四都8万千瓦渔光互补光伏电站和中闽北岸40万千瓦渔光互补光伏电站项目资源，并完成项目备案；三是积极推进省外风电、光伏项目并购的前期调研；四是紧密跟踪“上大压小”政策动向，推进多个符合技术改造条件的风电项目启动前期可行性研究论证。
　　2、着力改革创新，持续提质增效
　　积极推进以扁平化、集约化、专业化改革为重点的组织机构改革，成立新能源专业化运维公司，系统整合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，实现业务集中管理、资源统一调配，促进扩规模提效益。在项目运维管理上，坚持精细管理与科技赋能，通过精细化运维有效保持风电机组平均可靠性超95%，平潭、福清、莆田等区域风电项目利用小时数居全省前列。在技术创新上，持续加强科技攻关，累计获得2项发明专利和15项实用新型专利的授权。
　　3、强化安全管理，夯实安全基础
　　深入学习贯彻习近平总书记关于安全生产重要论述，开展各类安全生产专项整治、风险隐患排查行动，加强应急管理体系和应急能力建设，强化安全教育培训，组织开展各类应急演练。2024年，公司实现安全生产“零伤害、零事故、零污染”目标，安全生产态势保持总体稳定。
　　4、突出党建引领，筑牢发展根基
　　公司将党的领导融入公司治理各环节，强化政治引领，充分发挥党委“把方向、管大局、保落实”的领导作用。扎实开展党纪学习教育，认真贯彻落实党的二十大和二十届二中、三中全会精神和习近平总书记在福建考察时的重要讲话精神，围绕安全生产、能源保供、绿色发展、科技创新等重点工作，激励党员干部立足岗位做贡献。压紧压实政治责任，凝聚管党治党合力，持续加强廉政风险防控，对公司关键岗位、关键环节、重点领域进行重点监控，推动纪检、审计、合规管理等各类监督贯通协调、形成合力。
　　
　　二、报告期内公司所处行业情况
　　（一）2024年我国电力行业整体情况
　　2024年，全国全社会用电量9.85万亿千瓦时，同比增长6.8%。国民经济运行总体稳定以及电气化水平提升，拉动近年来全行业用电量保持平稳较快增长。
　　截至2024年底，全国全口径发电装机容量33.5亿千瓦，同比增长14.6%。包括风电、太阳能发电以及生物质发电在内的新能源发电装机达到14.5亿千瓦，首次超过火电装机规模；2024年，全国全口径非化石能源发电量同比增长15.4%，全口径非化石能源发电量同比增量占总发电量增量的比重超过八成，达到84.2%，电力行业绿色低碳转型成效显著。
　　）（二）2024年我国可再生能源行业发展情况
　　2024年，我国可再生能源装机规模不断实现新突破，全国可再生能源发电新增装机3.73亿千瓦，同比增长23%，占电力新增装机的86%。其中，水电新增1378万千瓦，风电新增7982万千瓦，太阳能发电新增2.78亿千瓦，生物质发电新增185万千瓦。截至2024年底，全国可再生能源装机达到18.89亿千瓦，同比增长25%，约占我国总装机的56%，其中，水电装机4.36亿千瓦，风电装机5.21亿千瓦，太阳能发电装机8.87亿千瓦，生物质发电装机0.46亿千瓦。
　　可再生能源发电量稳步提升。2024年，全国可再生能源发电量达3.46万亿千瓦时，同比增加19%，约占全部发电量的35%；其中，风电太阳能发电量合计达1.83万亿千瓦时，同比增长27%，与同期第三产业用电量（18348亿千瓦时）基本持平，远超同期城乡居民生活用电量（14942亿千瓦时）。2024年全国可再生能源发电量较去年同期增加5419亿千瓦时，约占全社会新增用电量的86%。
　　2024年，全国6000千瓦及以上电厂发电设备利用小时3442小时，同比降低157小时。其中，并网风电2127小时，同比降低107小时。并网太阳能发电1211小时，同比降低81小时。风电和太阳能发电设备利用小时同比下降，一方面是资源方面原因，2024年全国平均风速、全国水平面辐照量均同比下降；另一方面是部分地区风电和太阳能发电利用率同比下降。
　　（三）2024年我国可再生能源行业主要政策
　　1、推进能源绿色低碳转型
　　2024年3月，《国务院政府工作报告》在2024年政府工作任务中提出，深入推进能源革命，控制化石能源消费，加快建设新型能源体系；加强大型风电光伏基地和外送通道建设，推动分布式能源开发利用，发展新型储能，促进绿电使用和国际互认，发挥煤炭、煤电兜底作用，确保经济社会发展用能需求。
　　2024年3月，国家能源局印发《2024年能源工作指导意见》（国能发规划〔2024〕22号），强调着力推进能源绿色低碳转型，深入落实双碳目标任务，多措并举提高非化石能源比重，优化完善产业发展政策，以能源绿色发展支撑美丽中国建设；巩固扩大风电光伏良好发展态势，稳步推进大型风电光伏基地建设，有序推动项目建成投产；统筹优化海上风电布局，推动海上风电基地建设，稳妥有序推动海上风电向深水远岸发展；做好全国光热发电规划布局，持续推动光热发电规模化发展；因地制宜加快推动分散式风电、分布式光伏发电开发。
　　2024年4月，国家发展改革委、国家能源局、农业农村部发布《关于组织开展“千乡万村驭风行动”的通知》（发改能源〔2024〕378号），提出“十四五”期间，在具备条件的县（市、区、旗）域农村地区，以村为单位，建成一批就地就近开发利用的风电项目，原则上每个行政村不超过20兆瓦，探索形成“村企合作”的风电投资建设新模式和“共建共享”的收益分配新机制，推动构建“村里有风电、集体增收益、村民得实惠”的风电开发利用新格局。
　　2、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。
　　2024年7月，国家发展改革委、国家能源局、国家数据局印发《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》（发改能源〔2024〕1128号），提出提高在运输电通道新能源电量占比、开展新增输电通道先进技术应用，依托先进的发电、调节、控制技术，实现大规模高比例新能源外送。
　　3、规范绿证核发和交易
　　2024年8月，国家能源局印发《可再生能源绿色电力证书核发和交易规则》（国能发新能规〔2024〕67号），明确绿证是我国可再生能源电量环境属性的唯一证明，是认定可再生能源电力生产、消费的唯一凭证，并规定了职责分工、账户管理、绿证核发、绿证交易及划转、绿证核销、信息管理及监管等方面的具体要求。
　　2024年9月，国家能源局综合司、生态环境部办公厅发布《关于做好可再生能源绿色电力证书与自愿减排市场衔接工作的通知》（国能综通新能〔2024〕124号），明确由可再生能源发电项目业主自主选择核发交易绿证或申请CCER，并设置了两年过渡期。
　　4、加快全国统一电力市场建设
　　2024年9月，国家能源局印发《电力市场注册基本规则》（国能发监管规〔2024〕76号），明确了电力市场注册的统一机制，规范了市场经营主体的注册管理流程，以维护电力市场秩序和各类经营主体的合法权益。
　　2024年11月，国家能源局综合司发布《关于进一步规范电力市场交易行为有关事项的通知》（国能综通监管〔2024〕148号），强调各经营主体、电力市场运营机构、电力市场管理委员会等要全面贯彻落实党的二十届三中全会关于全国统一电力市场建设部署要求，加快推动建设统一开放、竞争有序、安全高效、治理完善的全国统一电力市场，依法合规经营，不得利用市场力或串通其他经营主体在电力市场中进行排他性行为、不正当竞争。
　　5、鼓励风电光伏设备更新改造
　　2024年8月，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司联合发布《能源重点领域大规模设备更新实施方案》（发改办能源〔2024〕687号），提出推进风电设备、光伏设备更新和循环利用的方案及保障措施。
　　2024年9月，福建省发展和改革委员会印发《福建省推动能源领域大规模设备更新工作方案的通知》（闽发改能源综〔2024〕427号），对于风电、光伏等清洁发电设施更新改造，提出按照《风电场改造升级和退役管理办法》有关要求，鼓励并网运行超过15年或单机容量小于1.5
　　兆瓦的风电机组有序退役和升级改造，提升装机容量、发电效率，鼓励满足条件的光伏电站在不新增占地面积的基础上将板功率小、能源转化效率低的光伏组件通过升级改造提升发电效率和安全性能。
　　（四）2024年福建省电力行业情况
　　截至2024年底，福建省全省发电装机容量为8974.65万千瓦，同比增长10.2%，比上年底增加833.27万千瓦；其中水电装机1720.03万千瓦，火电装机3860.62万千瓦（其中燃煤装机3099.31万千瓦），核电装机1287.40万千瓦，风电装机803.04万千瓦，光伏发电装机1258.32万千瓦，储能装机45.24万千瓦。发电设备平均利用小时为4203小时，比上年同期增加21小时，其中风电利用小时为3154小时，光伏利用小时为1016小时。
　　2024年，全省发电量完成3585.4亿千瓦时，比上年同期增长9.5%，其中水电完成445.2亿千瓦时，同比增长20.8%；火电完成1927.5亿千瓦时，同比增长9.3%；核电完成853.7亿千瓦时，同比下降0.1%；风电完成249.2亿千瓦时，同比增长15.5%；光伏完成109.1亿千瓦时，同比增长54.8%。
　　）（五）公司所处的行业地位
　　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2024年底，公司控股运营总装机规模95.73万千瓦，其中在福建省内风电装机容量79.78万千瓦（陆上风电装机容量50.18万千瓦、海上风电装机容量29.6万千瓦），占福建省风电装机规模的9.93%；公司福建省内风电项目发电量271,486.89万千瓦时，占福建省风电发电量的10.89%。2024年，公司获得了长乐B区（调整）10万千瓦海上风电场项目、长乐外海集中统一送出工程项目（汇集长乐片区210万千瓦装机容量）开发权以及诏安四都8万千瓦渔光互补光伏电站和中闽北岸40万千瓦渔光互补光伏电站项目资源，继续保持在福建省可再生能源业务领域的较强竞争力。
　　
　　三、报告期内公司从事的业务情况
　　（一）主要业务
　　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2024年底，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。
　　（二）经营模式
　　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、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。
　　（三）业绩驱动因素
　　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。
　　
　　四、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。2024年福建省风电平均利用小时数达到3154小时，远高于全国平均水平2127小时。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。2024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2848小时，所属海上风电场的平均发电设备利用小时为4344小时，高于国内平均水平2127小时。2024年，公司成立新能源专业化运维公司，系统整合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，实现业务集中管理、资源统一调配，并抓紧推进新能源智慧运营管理中心建设，以逐步实现陆上风电和海上风电生产运营、安全管控、故障预警、智慧分析等业务的集中数字化管理。
　　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。2024年底，公司收到投资集团《关于启动永泰抽蓄资产注入中闽能源股份有限公司的通知》，投资集团已启动并筹划将闽投抽水蓄能51%股权注入上市公司的程序。
　　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。2024年，公司有效利用外部信贷宽松的利率市场环境，通过合理配置债务期限和类型，持续推动降低存量融资成本。截至2024年底，公司资产负债率40.65%，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
　　2024年，公司实现营业收入17.41亿元，同比增加0.54%；利润总额8.21亿元，同比减少4.74%；归属于上市公司股东的净利润6.51亿元，同比减少4.03%。
　　截至2024年末，公司控股并网装机容量95.73万千瓦，报告期累计完成上网电量292,354.13万千瓦时，同比增加2.83%。
　　
　　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
　　2025年是“十四五”规划收官之年，《2025年国务院政府工作报告》在2025年政府工作任务中指出要积极稳妥推进碳达峰碳中和，扎实开展国家碳达峰第二批试点，建立一批零碳园区、零碳工厂，加快构建碳排放双控制度体系，扩大全国碳排放权交易市场行业覆盖范围；加快建设“沙戈荒”新能源基地，发展海上风电，统筹就地消纳和外送通道建设。
　　根据中国电力企业联合会预测，预计2025年全国新增发电装机规模有望超过4.5亿千瓦，其中新增新能源发电装机规模超过3亿千瓦。2025年底全国发电装机容量有望超过38亿千瓦，同比增长14%左右。其中，煤电所占总装机比重2025年底将降至三分之一；非化石能源发电装机23亿千瓦、占总装机比重上升至60%左右。水电4.5亿千瓦、并网风电6.4亿千瓦、并网太阳能发电11亿千瓦、核电6500万千瓦、生物质发电4800万千瓦左右。2025年太阳能发电和风电合计装机将超过火电装机规模，部分地区新能源消纳压力凸显。
　　2025年2月，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。
　　公司主营业务符合电力行业绿色低碳转型的发展趋势，公司将继续紧跟国家关于大力发展清洁能源的政策导向，进一步深耕福建新能源电力市场，充分发挥公司在福建省的优势，着力拓展海上风电领域的投资开发，同时积极探索省外市场的发展机遇，不断做强做优做大主业规模，为推动我国能源结构的绿色转型贡献企业力量。
　　(二)公司发展战略
　　公司将紧跟国家清洁能源发展政策，践行“双碳”战略目标，立足福建并实施“走出去”发展战略，对接国家“十四五”新能源战略规划，多措并举获取资源；秉承“创新驱动、效益优先、风险可控”的经营理念，坚持以风能、太阳能发电等清洁能源发电项目投资、建设、运营为重点，自建与并购并举，夯实企业发展基础；深化海上风电布局，积极创新“海上风电+”开发模式，探索产业融合发展新路径；不断推动科技创新，全面优化资本运作手段和渠道，着力提高发展质量和效益，努力将公司打造成为一流清洁能源企业，为我国推动能源绿色低碳转型做出积极贡献。
　　(三)经营计划
　　2025年度，公司计划发电量31.0607亿千瓦时，计划上网电量29.9835亿千瓦时，计划重点做好以下工作：
　　1、以高质量党建引领高质量发展。继续深入贯彻落实习近平总书记关于国企改革和党的建设工作的重要论述，把准新时代党的建设规律特点，落实“高质量发展”总要求，紧跟“党建融入中心”大方向，不断提升党建工作质量，增强企业凝聚力、向心力、战斗力。
　　2、狠抓项目开发与建设。推动诏安四都80MW渔光互补光伏电站项目、长乐B区（调整）海上风电场项目以及中闽北岸渔光互补光伏电站项目在2025年内开工建设；紧跟福建省海上风电资源分配发展方向，积极争取省内海上风电项目资源配置；加大“走出去”发展力度，在省外新能源资源丰富区域开拓市场，努力提升公司资产体量。
　　3、加快推进科技研发和数字化转型。切实推进专业化运维公司的实体化运作，提升风电场管理的“专业化、标准化、集约化”水平，推动扁平化改革走深走实；加快新能源智慧运营管理中心建设进度；积极谋划技术创新和科技研发工作，为公司高质量发展蓄势赋能。
　　4、持续加强上市公司建设。发挥上市公司融资平台作用，精心筹划资产注入方案，加快推动控股股东资产注入事项；持续完善上市公司治理机制，提高公司市值管理水平。
　　5、全面推进精细化管理。贯彻落实习近平总书记关于安全生产重要论述和指示批示精神，全力确保全年零事故、零伤害、零污染；持续推进存量项目精细化管理，保障电力稳定供应；紧密跟踪“上大压小”的政策动向，做好公司存量项目改造准备；持续推进富锦热电安全生产治理工作；深入推进全面深化改革，依靠改革不断破除制约企业高质量发展的体制机制障碍，坚定不移做大做强做优。
　　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
　　随着国家电力体制改革的不断深入，全国统一电力市场建设加速推进，新能源市场化交易规模持续扩大。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。新能源项目全面入市交易，对新能源发电企业的市场化交易能力提出更高要求。
　　2024年，公司权属各项目参与市场化交易总电量143,748.21万千瓦时，占总上网电量的49.17%，同比提高4.89%。其中，福建省风电项目参与市场化交易电量120,351.25万千瓦时。公司参与市场化交易电量占比逐年提升，总体收益受交易市场的价格浮动影响明显。为此，公司将深入理解政策，把握改革方向，积极提升市场化交易能力，同时积极参与绿证交易，挖掘新能源项目的绿色价值，提升综合收益。
　　2、电力消纳风险
　　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。2024年，公司在新疆哈密的光伏项目限电率17.93%，限电损失电量621万千瓦时；在黑龙江的风电项目限电率15.21%，限电损失电量4098万千瓦时。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电力消纳能力。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。公司已有部分早期投产风电项目电价补贴到限。
　　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。国家为实现“双碳”目标，设计了碳排放权交易、CCER、绿电绿证交易等制度，新能源发电企业可通过相关交易获得收入相应替代财政补贴。2024年，公司补贴到限的福清嘉儒风电场一期项目参与绿电交易电量8966.19万千瓦时、平潭青峰风电场一期项目参与绿电交易电量3257.76万千瓦时。公司将密切关注碳排放权交易、CCER、绿电绿证交易等行业政策，积极参与有关交易，力争获得部分替代补贴的收入。
　　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，特别是发生涉及设计、制造、安装等环节遗留下的质量问题，还将带来一定的安全风险。
　　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。若与设备供应商因设备质量问题发生纠纷，公司会积极采取法律措施要求设备供应商履行质量保证义务，维护自身合法权益。
　　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▲

　　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、报告期内主要行业数据　　2024年上半年，全国电力供应安全稳定，电力消费平稳较快增长，电力供需总体平衡，电力绿色低碳转型持续推进。上半年，全国全社会用电量4.66万亿千瓦时，同比增长8.1%，增速比上年同期提高3.1个百分点。截至2024年6月底，全国全口径发电装机容量30.7亿千瓦，同比增长14.1%；其中，非化石能源发电装机占总装机容量比重达到55.7%。从分类型投资、发电装机增速及结构变化等情况看，电力行业绿色低碳转型成效显著。　　一是非化石能源发电投资占电源投资比重达85%。上半年，全国电源投资34... 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、报告期内主要行业数据
　　2024年上半年，全国电力供应安全稳定，电力消费平稳较快增长，电力供需总体平衡，电力绿色低碳转型持续推进。上半年，全国全社会用电量4.66万亿千瓦时，同比增长8.1%，增速比上年同期提高3.1个百分点。截至2024年6月底，全国全口径发电装机容量30.7亿千瓦，同比增长14.1%；其中，非化石能源发电装机占总装机容量比重达到55.7%。从分类型投资、发电装机增速及结构变化等情况看，电力行业绿色低碳转型成效显著。
　　一是非化石能源发电投资占电源投资比重达85%。上半年，全国电源投资3441亿元，同比增长2.5%，其中非化石能源发电投资占电源投资的比重为85%。
　　二是风电和太阳能发电合计装机规模首次超过煤电。上半年，全国新增非化石能源发电装机容量1.36亿千瓦，占新增发电装机总容量的比重为89%。截至6月底，全国全口径发电装机容量30.7亿千瓦，同比增长14.1%。非化石能源发电装机容量17.1亿千瓦，同比增长24.2%，占总装机容量比重为55.7%，比上年同期提高4.5个百分点，电力装机延续绿色低碳发展趋势。分类型看，水电4.3亿千瓦；核电5808万千瓦；并网风电4.7亿千瓦，其中，陆上风电4.3亿千瓦、海上风电3817万千瓦；并网太阳能发电7.1亿千瓦。全国并网风电和太阳能发电合计装机6月底达到11.8亿千瓦，首次超过煤电装机规模，同比增长37.2%，占总装机容量比重为38.4%，比上年同期提高6.5个百分点。
　　三是风电和太阳能发电量保持增长。上半年，全国规模以上工业发电量同比增长5.2%，其中，规模以上电厂太阳能发电、风电发电量同比分别增长27.1%、6.9%。上半年，全口径非化石能源发电量同比增加2935亿千瓦时，占同期全社会用电量同比增量的84.2%。
　　四是风电和太阳能发电设备利用小时同比下降。上半年，全国发电设备累计平均利用小时1666小时，同比降低71小时。其中，并网风电1134小时，同比降低103小时；并网太阳能发电626小时，同比降低32小时。
　　（以上信息来源于国家能源局网站发布的《国家能源局发布2024年1-6月份全国电力工业统计数据》、中国电力企业联合会发布的《2024年上半年全国电力供需形势分析预测报告》。
　　2、报告期内重要行业政策
　　2024年3月，《国务院政府工作报告》在2024年政府工作任务中提出，深入推进能源革命，控制化石能源消费，加快建设新型能源体系；加强大型风电光伏基地和外送通道建设，推动分布式能源开发利用，发展新型储能，促进绿电使用和国际互认，发挥煤炭、煤电兜底作用，确保经济社会发展用能需求。
　　2024年3月，国家能源局印发《2024年能源工作指导意见》（国能发规划〔2024〕22号），强调着力推进能源绿色低碳转型，深入落实双碳目标任务，多措并举提高非化石能源比重，优化完善产业发展政策，以能源绿色发展支撑美丽中国建设；巩固扩大风电光伏良好发展态势，稳步推进大型风电光伏基地建设，有序推动项目建成投产；统筹优化海上风电布局，推动海上风电基地建设，稳妥有序推动海上风电向深水远岸发展；做好全国光热发电规划布局，持续推动光热发电规模化发展；因地制宜加快推动分散式风电、分布式光伏发电开发。
　　2024年4月，国家发展改革委、国家能源局、农业农村部发布《关于组织开展“千乡万村驭风行动”的通知》（发改能源〔2024〕378号），提出“十四五”期间，在具备条件的县（市、区、旗）域农村地区，以村为单位，建成一批就地就近开发利用的风电项目，原则上每个行政村不超过20兆瓦，探索形成“村企合作”的风电投资建设新模式和“共建共享”的收益分配新机制，推动构建“村里有风电、集体增收益、村民得实惠”的风电开发利用新格局。
　　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供指导意见。
　　（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2024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
　　2024年上半年，公司扎实推进各项年度工作任务，项目开拓有序推进，经营质效稳步提升，安全生产可控在控，内部管理不断完善。
　　（一）主要生产经营情况
　　截至2024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141,799.22万千瓦时，比上年同期减少3.42%；累计完成上网电量137,585.86万千瓦时，比上年同期减少3.28%。
　　上半年,公司福建省区域风电项目发电量与上年同期相比略有下降，其中，陆上风电项目风况同比下降，海上风电项目风况同比上升。报告期，由于生物质发电项目因技改停机、新疆哈密与黑龙江区域限电率有所抬头，导致公司各项目整体发电量与上网电量较上年同期减少。因发电量、上网电量较上年同期减少，报告期，公司实现营业收入81,820.44万元，比上年同期减少1.59%。但因财务费用同比减少、生物质发电项目技改使营业成本同比减少以及因存款投资收益同比增加，报告期，公司实现利润总额42,263.41万元，比上年同期增长2.65%；归属于上市公司股东的净利润34,207.53万元，比上年同期增长4.80%。
　　（二）重点工作开展情况
　　1、促进增量做优，增强发展动能
　　积极应对市场竞争与挑战，深入研判省内外产业发展方向、目标和重点任务，全力以赴谋发展，在福建省内、河北、新疆、东北等地加大业务布局和项目投资力度，不断做强做优做大清洁能源发电主业。报告期内，公司通过决策决定利用控股股东提供的长乐B区（调整）海上风电场项目商业机会，并加速推进项目前期工作，项目有望在下半年完成核准。
　　2、推进存量提质，夯实发展根基
　　持续推进存量项目精细化管理，提升设备稳定性可靠性，紧盯国家政策和市场行情，通过参与绿电交易创收增收。压紧压实安全生产责任，统筹安全生产和电力保供责任，扎实做好迎峰度夏防洪度汛各项工作，着力保障能源安全可靠供应，保持长周期零事故、零伤害、零污染。
　　3、加速管理创新，激发内生动力
　　加速推进扁平化改革和集约化管理，加快推进数字化转型和专业能力建设，有序开展组织架构优化，加快提升现代企业治理水平。积极谋划技术创新和科技研发工作，加大科研投入，通过自研、校企合作、产用协同的方式推进公司科技创新工作实现新突破，为公司高质量发展蓄势赋能。

　　三、风险因素
　　1、电力市场风险
　　随着国家电力体制改革的不断深入，全国电力市场正在加快建设，各省纷纷制定并推出各自的电力交易规则，绿电绿证、辅助服务等交易品种日趋完善，发电企业参与市场交易的比例持续提升。2024年1-6月，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量28,470.3亿千瓦时，同比增长7.4%，占全社会用电量比重为61.1%，占电网售电量比重为74.6%。根据国家发展改革委、国家能源局《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号），到2030年，新能源将全面参与市场交易。随着新能源项目参与电力市场化交易程度不断提升，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。
　　2024年上半年，公司权属各项目参与市场化交易总电量70,532万千瓦时，占总上网电量的51.26%。若公司发电项目参与市场化交易电量的比例进一步提高，将导致平均售电单价下降，进而对公司发电项目的盈利状况产生不确定性影响。为此，公司将密切跟踪电力市场相关政策变化，进一步总结分析相关省区的电力市场交易规则，提升交易管理能力。
　　2、可再生能源电力消纳风险
　　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。尽管近年来我国风电、光伏的限电问题已有所缓解，但未来随着新能源装机比例进一步提升，新能源电力消纳压力将会增加，弃风限电、弃光限电风险依然存在。
　　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。2024年上半年，公司在黑龙江地区的三个风电项目平均限电率11.84%，限电损失电量1,662万千瓦时；在哈密地区的光伏项目限电率15.62%，限电损失电量273万千瓦时。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可再生能源电力消纳能力。2024年2月，国家发展和改革委员会出台《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》，对通过监管手段提升可再生能源消纳保障水平提出明确要求。在“双碳”目标背景下，预计国家将会更大力度促进可再生能源电力消纳。
　　3、可再生能源电价补贴风险
　　目前，我国享受中央财政补贴的风力发电、太阳能发电、生物质发电项目的上网电价包括两部分，即燃煤发电上网基准价和可再生能源电价补贴。项目并网发电后，燃煤发电上网基准价的部分，由电网公司直接支付，可以实现及时结算。但是可再生能源电价补贴部分则需要由财政部从可再生能源附加补助资金中拨付至电网公司，再由电网公司与发电企业结算。我国可再生能源发电行业发展迅速，补贴资金缺口持续增加，导致国家可再生能源补贴结算进度缓慢，直接影响发电企业的现金流，进而对实际经营效益产生不利影响。
　　2020年10月，财政部、发展改革委、国家能源局发布《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），明确了各类可再生能源发电项目全生命周期合理利用小时数的数值和补贴的计算方式。在未超过项目全生命周期合理利用小时数时，按可再生能源发电项目当年实际发电量给予补贴。超过全生命周期补贴电量部分，不再享受中央财政补贴资金，核发绿证准许参与绿证交易。风电、光伏发电项目自并网之日起满20年后，生物质发电项目自并网之日起满15年后，无论项目是否达到全生命周期补贴电量，不再享受中央财政补贴资金，核发绿证准许参与绿证交易。根据上述政策，对于实际发电小时数高于政策规定的全生命周期合理利用小时数的项目，存在绿证交易金额低于补贴金额，甚至无绿证交易，项目收益下降的风险。公司已有部分早期投产风电项目电价补贴到限。
　　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。目前，新能源发电已全面进入无补贴时代，新增项目不再纳入国家可再生能源补贴范围，存量项目全生命周期合理利用小时数达到后亦不再享受补贴，长期来看，补贴滞后情况待存量项目补贴到期后将逐渐得到缓解。同时，国家为实现“双碳”目标，设计了碳排放权交易、CCER、绿电绿证交易等制度，继续支持鼓励可再生能源发展，新能源发电企业可通过相关交易获得收入相应替代财政补贴。2024年上半年，公司补贴到限的福清嘉儒风电场一期项目继续参与绿电交易，交易电量3,872.37万千瓦时。公司将密切关注碳排放权交易、CCER、绿电绿证交易等行业政策，积极参与有关交易，力争获得部分替代补贴的收入。
　　4、市场竞争风险
　　新能源行业已进入平价及竞价时代，行业竞争愈渐激烈。由于优质风能、太阳能资源的主要分布区域有限，同时发电和上网能力受到本地消纳能力以及当地电网输送容量制约，对于风能、太阳能资源优越，当地消纳能力充分，电力输送容量充足的优质新能源发电项目，市场竞争十分激烈，公司获取优质项目资源的难度不断增加。
　　国家提出的“双碳”目标给包括公司在内的新能源发电企业提供了广阔的发展空间，公司将乘势而为，加快市场开拓步伐，坚定实施“走出去”发展战略，扩大公司装机容量与资产规模，增强公司抗风险能力和自身“造血功能”，从而进一步提高公司在新能源发电行业的市场竞争力。
　　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，因设备质量问题所导致的电力生产秩序不良甚至停滞，都将对发电企业的生产经营产生影响，特别是发生涉及设计、制造、安装等环节遗留下的质量问题，还将带来一定的安全风险。
　　公司在设备采购时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，在风机设备质保期后即可接收风机维保工作，进行自主运维，通过精细化管理，确保项目运营始终保持在较高水平。
　　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。

　　四、报告期内核心竞争力分析
　　1、资源禀赋优势
　　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、专业化管理优势
　　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。公司通过持续的自我挖掘和培养，已经形成了一支具有丰富理论知识和行业实践经验的专业化的技术、管理团队。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。2024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1272小时，所属海上风电场的平均发电设备利用小时为2070小时，均高于全国平均1134小时。
　　3、可持续发展优势
　　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，投资集团将其在福建省2023年海上风电市场化竞争配置（第一批）中选的长乐B区（调整）海上风电场项目商业机会优先提供给公司。公司已通过决策，同意利用此次商业机会，并完成项目公司设立工作。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、资金优势
　　公司资产盈利能力较强，已投产的各风电项目能为公司带来稳定的利润。公司资信状况良好，与各类金融机构保持稳定的合作关系，融资渠道通畅，资金获取成本较低，具有较强的融资能力。截至报告期末，公司资产负债率41.65%，在同行业中处于较低水平，资本结构稳健，偿债能力较强。 收起▲