一、报告期内公司所属行业及主营业务情况说明　　（一）公司所属行业及主营业务　　报告期内，公司所属行业及主营业务未发生重大变化。公司的主要产品为电力，按照国民经济行业分类，所属行业为电力生产行业中的风力发电和太阳能发电。公司的主营业务为新能源电站的开发、投资、建设及运营，目前主要包括光伏发电和风力发电两个板块，并通过全资子公司金开有限开展核心生产经营活动。　　在做优做强新能源主业的基础上，公司顺应电力供给侧多能互补、需求侧绿色电力与产业融合以及人工智能与能源协同发展趋势，形成以“清洁电力、低碳产品、算电协同”为核心的“三条曲线”战略布局。公司围绕提升电力系统调节能力，积极研究多能互补、支撑性... 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）公司所属行业及主营业务
　　报告期内，公司所属行业及主营业务未发生重大变化。公司的主要产品为电力，按照国民经济行业分类，所属行业为电力生产行业中的风力发电和太阳能发电。公司的主营业务为新能源电站的开发、投资、建设及运营，目前主要包括光伏发电和风力发电两个板块，并通过全资子公司金开有限开展核心生产经营活动。
　　在做优做强新能源主业的基础上，公司顺应电力供给侧多能互补、需求侧绿色电力与产业融合以及人工智能与能源协同发展趋势，形成以“清洁电力、低碳产品、算电协同”为核心的“三条曲线”战略布局。公司围绕提升电力系统调节能力，积极研究多能互补、支撑性调节电源、绿色算力以及绿电与高载能、高附加值产业协同发展等业务模式，持续培育新的发展动能。
　　（二）公司主要经营模式
　　1、开发投资模式
　　公司主要通过自主开发、合作开发和收并购等方式获取项目。业务开发部门对潜在项目进行资源筛选和技术经济论证，对符合公司战略方向和投资标准的项目依次履行立项审核、尽职调查、方案设计、收益测算、风险评估和投资决策程序；项目获批后组织投资建设，并在并网或交割后转入运营和投后管理。公司根据电力市场规则、消纳条件、资源禀赋、建设成本和资金成本变化动态优化投资边界，强化项目全生命周期收益与风险管控。
　　2、采购模式
　　公司建立覆盖采购计划、采购实施、合同履约、供应商评价和后评价的采购管理体系，严格遵循相关法律法规及内部制度，根据工程、货物和服务的不同特点，依法依规采用公开招标、邀请招标、询比采购、谈判采购等方式开展设备和服务采购。公司将价格对标、限价审核、竞争采购和履约评价贯穿采购全过程，在保障质量、安全和建设进度的基础上加强成本控制。
　　3、生产运营模式
　　公司的生产运营以电站资产安全、稳定、高效运行为核心，通过光伏组件、风力发电机组及配套集电、变电系统，将太阳能、风能等自然资源转化为电能并输送至电网或用电客户。公司依托标准化制度、区域化管理和数字化监控体系开展全天候运行监测、预防性维护、定期检修、故障快速响应、技改大修和资产评价，持续提升设备可用率、发电效率和运营质量。
　　4、销售模式
　　公司集中式光伏电站、风电场及“全额上网”的分布式电站，主要依据购售电合同或电力市场交易结果与电网企业结算电费；“自发自用、余电上网”的分布式项目优先向项目业主供电，余电部分与电网企业结算。随着电力市场化改革持续深化，公司积极参与省内及跨省跨区中长期交易、现货交易等市场化交易，相关电量销售价格根据电力市场交易结果确定。
　　5、盈利模式
　　公司的盈利模式是电力销售收入与生产经营成本费用之间的差额，其中收入按实际上网电量与对应电价核算确定。
　　（三）行业发展情况
　　2026年是“十五五”规划开局之年。我国新能源行业在装机规模持续扩大的同时，新增装机较上年同期高位有所回落；全社会用电量稳步增长，新兴产业用电需求保持较快增速；电力市场交易规模继续扩大；政策在保持清洁能源供给增长的基础上，更加突出系统支撑、绿色消费和源荷协同。随着风电、太阳能发电装机占比持续提升，行业竞争重点不再局限于资源获取和工程建设，更加聚焦有效电量获取、市场化运营和全生命周期收益管理。
　　1、供给端：装机规模持续扩大，新增装机同比回落
　　供给端总体保持增长，但新增装机规模及累计装机增速较上年同期有所回落。截至2026年6月底，全国累计发电装机容量40.4亿千瓦，同比增长10.8%；其中，太阳能发电装机容量12.7亿千瓦，同比增长15.8%，风电装机容量6.8亿千瓦，同比增长18.5%。风电和太阳能发电合计装机约19.5亿千瓦，约占全国总装机容量的48.3%。2026年1—6月，全国新增发电装机容量15,870万千瓦，其中太阳能发电和风电新增装机分别为7,207万千瓦、3,862万千瓦，较上年同期分别下降约66.0%和24.8%。新能源供给规模仍在扩大，但增长节奏趋于放缓，行业发展更加注重规模、质量和效益协调。
　　2、需求端：用电需求稳步增长，新兴产业用电增速较快
　　需求侧保持稳步增长，新兴产业成为重要增量。根据国家能源局数据，2026年1—6月，全国全社会用电量50,999亿千瓦时，同比增长5.3%。分产业看，第一产业、第二产业、第三产业和城乡居民生活用电量分别为711亿千瓦时、33,057亿千瓦时、9,916亿千瓦时和7,315亿千瓦时，同比分别增长4.9%、5.1%、8.0%和3.1%。其中，高技术及装备制造业用电量同比增长9.8%，充换电服务业、互联网数据服务业用电量同比分别增长56.9%、44.0%。高技术制造、交通运输电动化和算力基础设施等新增负荷，在带动用电量增长的同时，对可追溯、低碳、稳定的绿色电力提出更强需求。
　　3、市场端：交易规模快速扩大，电量和电价管理要求显著提高
　　全国统一电力市场建设持续深化。2026年1—6月，全国累计完成电力市场交易电量36,848亿千瓦时，同比增长24.2%；其中，省内交易电量29,135亿千瓦时，同比增长27.9%，跨省跨区交易电量7,713亿千瓦时，同比增长12.1%；中长期交易电量和现货交易电量分别为32,568亿千瓦时、4,280亿千瓦时，绿电交易电量1,641亿千瓦时，同比增长6.6%。市场交易规模较快增长，有助于拓展新能源跨区域消纳和绿色价值的实现，同时对发电企业的供需研判、交易组织、出力预测和电价风险管理能力提出更高要求。
　　4、政策端：绿色消费、源荷协同与系统建设加快落地
　　新能源政策主线进一步清晰：在持续扩大清洁能源供给的同时，更加重视电力系统承载、绿色消费责任和源荷协同。政策关注重点进一步拓展至能否稳定送出、有效消纳、参与市场并形成可持续收益，推动行业由单一规模驱动向供给能力、系统适配、消费责任和价值实现协同推进。
　　一是能源绿色转型的顶层设计和碳约束进一步强化。《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》《关于更高水平更高质量做好节能降碳工作的意见》《碳达峰碳中和综合评价考核办法》及《新型能源体系建设“十五五”规划》相继发布，明确加快构建清洁低碳、安全高效的新型能源体系，统筹能源安全保障与非化石能源发展，推动零碳园区和“以绿制绿”模式建设，并自2026年度起对各地区落实碳达峰碳中和目标任务开展综合评价考核。生态环境部《关于做好2026年全国碳排放权交易市场有关工作的通知》进一步细化发电、钢铁、水泥、铝冶炼等行业重点排放单位名录、数据质量、配额分配与清缴安排。相关部署进一步强化绿色低碳转型的战略牵引和制度约束，行业发展重点由单一扩大装机规模向供给能力、系统适配、消费责任和碳效益协同提升转变。
　　二是绿色电力消费核算和履约机制逐步形成闭环。国家发展改革委等五部门印发《非化石能源电力消费核算指南（试行）》，建立省级、地级行政区域和电力用户分层核算体系，明确物理认定、电能量交易认定、绿证交易认定和分摊认定等方式；国家发展改革委等四部门公布《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》，分别从重点用能行业消费端和省级行政区域消纳端设置目标、监测与考核机制，并明确自2026年8月1日起施行。上述制度有利于提升非化石能源电力归属和绿色属性追溯的规范性，增强绿电、绿证消费需求预期，同时对计量结算、绿证划转核销和数据协同管理提出更高要求。
　　三是绿色电力消费场景和源荷协同路径进一步拓展。《关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》将绿电直连由单一用户拓展至多个不同法人主体，支持有绿色电力消费需求的企业、工业园区和零碳园区开展多用户直连，并优先支持算力设施、绿色氢氨醇等新兴产业和未来产业。广西、黑龙江、内蒙古等地相继完善绿电直连实施规则，地方项目管理机制持续细化，为新能源与负荷协同布局拓展了制度空间。《推动新能源重卡规模化应用实施方案》提出推动新能源重卡全场景规模化应用，完善充换电等补能设施，支持“光储充（换）放”一体化、绿电直连等试点，为交通物流领域拓展绿色用能场景提供政策支持。
　　四是算电协同由业务探索加快走向政策引导和场景落地。2026年4月，国家发展改革委、国家能源局等部门印发《关于促进人工智能与能源双向赋能的行动方案》，提出促进能源、算力、场景、数据和模型等要素高效协同，推动算力设施绿色低碳转型，并鼓励算力设施作为灵活可调节负荷参与电网运行。算力用电具有规模大、增长快和对稳定供电要求高等特点，与新能源基地、绿电直连和储能调节等协同布局，有望形成相对稳定的绿色电力需求，拓展新能源就地消纳和价值实现路径。
　　总体看，《新型能源体系建设“十五五”规划》和《可再生能源发展“十五五”规划》进一步明确，未来新能源仍将保持合理发展规模，发展重点将由注重装机规模扩张，进一步转向扩量提质和可靠替代，更加注重电量供应、容量支撑、系统调节和高效消纳能力的协同提升。到2030年，风电和太阳能发电总装机将达到28亿千瓦以上，全国风电、光伏平均置信出力达到8%；“十五五”期间，新增可再生能源可靠顶峰发电能力3亿千瓦以上。为适应高比例新能源发展需要，规划同时强调充分发挥煤电兜底保障和系统调节作用，加快抽水蓄能、新型储能、跨区输电通道和需求响应能力建设；国家层面预计“十五五”期间新型电网投资超过5万亿元。随着增量电源、调节资源和电网基础设施协同建设，电力系统承载能力、灵活调节能力和跨区域资源配置能力有望进一步提升，为新能源大规模开发利用和总体消纳稳定提供有力支撑，行业长期发展空间仍然广阔。
　　二、经营情况的讨论与分析
　　2026年上半年，受全国电力市场化改革持续深化、新能源供给规模扩大、区域电力供需格局变化、电力系统调节消纳能力仍需提升以及市场交易电价承压等行业共性因素影响，新能源发电行业整体面临电量消纳、电价波动和竞争加剧等多重压力。截至报告期末，公司资产总额405.85亿元，同比增长3.19%；报告期内，实现营业收入16.92亿元，同比下降11.99%；实现利润总额2.09亿元，同比下降62.67%。截至2026年6月末，公司新能源项目核准装机规模8,074.57MW；并网装机规模6,253.80MW，其中光伏项目并网4,271.30MW，风电项目并网1,855.80MW，储能及生物质126.70MW。上半年，公司累计发电量41.05亿千瓦时，同比减少10.45%。报告期内，公司围绕战略规划及经营目标，主要开展了以下几方面工作：
　　（一）强化党建引领，持续提升治理效能
　　公司始终将政治建设摆在首位，严格落实“第一议题”制度，制定并落实全面从严治党“两个清单”，持续推进《法人治理主体权责清单》《“三重一大”事项决策实施办法》等制度修订，强化党组织在战略谋划、项目攻坚和风险防控中的把关作用。公司同步加强基层党组织建设、干部队伍建设、警示教育和靠前监督，推动党建工作与生产经营深度融合，为公司规范经营和战略转型提供保障。
　　（二）聚焦项目质量，稳步扩大清洁电力业务规模
　　公司坚持规模增长与质量效益并重，强化资源禀赋、消纳条件、电力市场、建设成本和投资收益等关键要素的综合研判，持续优化项目储备和资产结构，审慎把握新增项目投资节奏，不断提升项目全生命周期价值创造能力。报告期内，公司木垒大石头、邢台巨鹿等项目实现全容量并网，清洁电力资产规模保持稳步增长。通过加强项目开发、工程建设和生产运营衔接，公司持续推动优质储备项目向在建和运营资产转化，进一步夯实清洁电力主业发展基础。
　　（三）加快推进算电协同，培育战略转型动能
　　算电协同方面，公司将算电协同作为培育新质生产力、拓展绿电消纳场景的重要战略方向，按照“自建固基、合作拓展、投资布局”的思路加快业务推进。
　　公司同步推进算电协同项目储备和区域布局，围绕国家算力枢纽节点，加快推进乌兰察布、张家口等项目，持续完善绿色算力项目布局。截至目前，乌兰察布496.80MW绿色智算中心项目已取得乌兰察布市发展改革委等四部门联合下发的关于“两高”项目评估论证意见（乌发改环资字〔2026〕392号），项目前期手续、技术方案及供电、融资等配套保障工作有序推进。公司强化组织保障、机制创新和资源整合，坚持以销定建，统筹推进项目开发、客户拓展、资金保障和运营能力建设，持续提升算电协同业务开发和运营能力。
　　多能互补和低碳产品方面，公司围绕支撑性调节电源、绿电直连、源网荷储一体化及绿电与高载能、高附加值产业融合开展项目研究和资源对接。公司统筹推进尽职调查、合规论证、评估备案和投资决策等工作，加快推动具备条件的项目落地，持续拓展新能源消纳和低碳产品应用场景。
　　（四）强化安全生产，提升建设运营管控水平
　　公司持续健全安全生产责任体系和双重预防机制，优化安全生产委员会架构，开展全业务范围重大风险和重要环境因素辨识，强化危大工程方案审核、项目启动及交割验收、极端天气预警和值班值守。报告期内，公司组织开展春季安全检查、汛前专项排查、地质灾害隐患排查和防汛应急演练，推动风险预控、隐患治理、验收复盘和应急处置形成闭环，工程建设和生产运营总体平稳有序。
　　（五）深化精益运营，增强存量资产收益韧性
　　生产运营方面，公司持续完善设备全生命周期管理制度，推进天津大寺电站智慧运维系统研发应用，强化设备状态监测、检修管理和故障响应。采购管理方面，公司修订采购管理制度，制定采购红线清单，将价格对标和限价管理贯穿采购需求、方案审查、评审定标及合同谈判全过程；按公司内部统计口径，纳入统计的采购项目综合降本约2%。
　　电力交易方面，公司上半年累计完成市场化交易40.48亿千瓦时，占总上网电量的99.58%；完成绿电交易量约4.3亿千瓦时，完成绿证交易47万张。同时，持续拓展资源富集区域与负荷中心区域的跨省交易渠道，实现跨省外送电量13.2亿千瓦时。公司通过组合运用中长期、现货、绿电、绿证和跨省跨区交易，拓展消纳渠道，有效对冲电价下行和限电风险。
　　（六）优化融资结构，持续推进降本增效
　　公司持续拓宽融资渠道，统筹银行授信、项目融资、债券发行和存量债务置换。报告期内，通过提前清偿和融资置换优化存量债务，预计节约年化财务费用约1,500万元。上半年度，完成两期绿色中期票据（碳中和债）发行，累计募集资金10亿元，票面利率分别为1.90%和1.82%，进一步优化债务期限结构和综合融资成本，为项目建设、存量资产运营和业务转型提供资金保障。
　　（七）强化科技创新和数智赋能，提升管理效率
　　公司围绕算电协同、储能和智慧运维加强产学研合作，推进电站智慧运维系统、平地光伏电站应发电量算法模型等重点课题，取得变压器油色谱诊断软件、变压器状态评价软件2项软件著作权，并参与人工智能算力、算电融合相关标准研究。完成投资管理系统二期建设，拓展算力、储能、股权投资、投后运营和审计管理等模块，在管项目实现全覆盖管理。同步推进预算前置校验、付款合规校验、发票验真、银企自动对账和经营分析平台建设，进一步提升数据一致性、流程效率和决策支持能力。
　　（八）完善上市公司治理，强化股东回报和产业协同
　　公司持续规范股东会、董事会及专门委员会运作，完成《公司章程》修订，制定《市值管理制度》《证券违法违规行为内部问责制度》，严格落实信息披露要求，持续畅通投资者热线、上证e互动、业绩说明会和机构调研等沟通渠道。报告期内，公司注销此前存放于回购专用证券账户中的29,938,500股股份；同时，开展新一轮股份回购，用于注销并减少注册资本，通过集中竞价方式累计回购股份5,962.06万股（占公司总股本的3.03%），回购金额达38,760.48万元，积极维护股东权益和公司市场价值。
　　总体看，报告期内公司围绕项目质量、存量运营、电力交易、融资成本和数智化风控采取的措施，进一步巩固了经营管理基础，部分对冲发电量和平均上网电价变化对业绩的影响。下阶段，公司将更加注重有效电量、交易电价、绿色价值和全生命周期成本的协同管理，持续提升存量资产收益韧性和增量项目投资质量。
　　三、报告期内核心竞争力分析
　　公司在长期新能源项目开发、投资建设和生产运营实践中，逐步形成了规范治理、复合型专业团队、项目全生命周期管理、电力交易与绿色价值管理、多元融资以及产业协同布局等方面的综合能力。相关能力贯穿项目开发、投资建设、生产运营和价值实现全过程，为提升存量资产经营质量、增强增量项目投资能力和培育协同业务提供支撑。
　　（一）多元股东结构与规范治理机制
　　公司股东结构多元，天津国资、大型国有金融机构和产业资本相互融合、优势互补，可为公司提供资本、产业和项目资源支持。作为国家开发银行和天津国资“央地协同”混合所有制改革实践企业、国务院国资委“双百行动”改革试点企业，公司持续完善党委领导、董事会决策、经理层执行和各治理主体有效制衡的治理机制，形成权责清晰、运转规范的决策和授权体系。
　　（二）复合型专业团队与资源整合能力
　　公司管理团队及专业人员具有能源、电力、金融、投资、工程建设和数字科技等复合背景，积累了新能源项目开发、投资建设、生产运营和资本运作经验，能够从能源供需、产业发展、项目全生命周期和资本市场等多维度开展战略研判与风险识别。截至报告期末，35岁及以下员工占比56%，本科及以上学历员工占比97%，为新能源主业提质和培育业务拓展提供人才支撑。
　　（三）全生命周期项目管理与规模化运营能力
　　公司已建立覆盖资源筛选、投资测算、尽职调查、工程建设、并网验收、生产运维、投后评价和退出处置的全生命周期管理体系，并根据市场变化动态优化投资边界和项目结构。报告期内，公司对储备项目实施滚动评估，主动退出预期收益不达要求或实施条件不具备的项目。同时依托标准化制度、区域化管理、数字化监控和专业运维管理跨区域、多项目清洁能源资产，持续提升项目质量、设备可用率和资产运营效率。
　　（四）电力交易与绿色价值管理能力
　　公司持续建设省内交易、跨省跨区交易、绿电和绿证交易相结合的电力营销体系，建立交易规则动态跟踪、供需研判和策略优化机制。报告期内，公司已形成绿电、跨省外送和绿证组合交易实践，能够根据不同区域的供需、价格、出力和市场规则调整交易安排，拓宽消纳渠道，挖掘电能量和绿色环境价值，缓释单一结算方式下的电价波动风险。
　　（五）多元融资与资金保障能力
　　公司与多家金融机构保持稳定合作，已形成涵盖银行授信、项目融资、债券发行和存量债务优化等方式的多元融资体系，能够根据项目投资节奏、经营现金流和债务到期安排，统筹融资规模、期限结构和资金成本。报告期内，公司新增项目融资加权平均利率为2.82%，并持续通过低成本资金引入和存量债务置换优化融资结构。畅通的融资渠道和资金统筹能力，为公司项目建设、存量资产运营及业务转型提供了资金保障。
　　（六）产业协同布局与能力储备
　　公司坚持以清洁电力主业为基础，围绕“清洁电力、低碳产品、算电协同”三条战略曲线，持续完善产业协同布局，积极培育与主业协同性较强的新业务、新模式。供给侧，公司探索绿电直连、源网荷储一体化和多能互补等模式，推动电源、负荷与调节资源协同配置；需求侧，围绕算电协同、绿色算力等应用场景，促进绿色电力供给与稳定负荷需求有效衔接；产业链侧，依托供应链、智慧运维和产业投资等平台，加强项目、客户、技术及资金等上下游资源整合。上述布局有利于延伸清洁电力价值链，增强负荷组织、调节资源配置和绿色价值实现能力，为公司由绿色电力生产商向综合绿色能源服务商转型夯实基础。
　　四、可能面对的风险
　　结合行业变化和公司经营特点，公司可能面对的风险主要沿电量、电价、项目投资、资产价值、资金成本及政策等路径传导。相关风险相互影响，可能对发电量、营业收入、利润和现金流产生叠加作用。
　　1、电价和电力市场交易风险
　　电力市场化程度提高后，上网电价和项目收益的不确定性上升。机制电量和机制电价竞价、中长期与现货价格联动、峰谷价差、偏差考核、辅助服务费用分摊，以及跨省跨区输电安排和输电费用等因素将共同影响项目收益。若区域供需宽松、现货价格下行，纳入机制的电量规模、机制电价或相关结算规则发生不利变化，或交易策略与实际出力偏差较大，公司上网电价、收入和利润可能承压。公司将持续跟踪各地市场规则和供需变化，完善功率、电量和电价预测，优化中长期、现货、绿电、绿证及跨省跨区交易组合，提升电力营销和风险控制能力。
　　2、新能源消纳和利用小时下降风险
　　新能源消纳风险具有明显的区域性、时段性和项目差异。若项目所在区域本地负荷增长、外送通道、电网承载能力或调节资源建设不及预期，可能导致弃风弃光增加、利用小时下降和限电损失扩大。报告期内，公司部分项目所在区域限电程度同比上升，对发电量和经营收益形成一定影响。绿电直连等模式虽可拓展就近消纳渠道，但仍受“以荷定源”、“源荷匹配”、接网容量、安全运行和地方实施细则等约束。公司将强化区域供需、并网送出和项目收益动态监测，优化设备运行及交易策略，拓展跨省外送和稳定负荷资源，审慎推进绿电直连、多能互补及源网荷储一体化项目。
　　3、自然资源波动和不可抗力风险
　　公司风电、光伏项目分布区域较广，风速、光照等自然资源变化会直接影响发电量；台风、洪水、暴雪、沙尘、地震、泥石流等极端天气或自然灾害可能造成设备损坏、工程延期和停产损失。若极端气候事件频率和强度上升，可能进一步增加运维成本和发电波动。公司将完善资源评估和气象预警机制，加强重点区域设备巡检、防灾减灾、应急演练和物资保障，并通过财产保险等方式降低相关损失。
　　4、资产减值风险
　　前述电价、消纳、税收及成本变化，可能进一步通过现金流预期变化传导为资产减值风险。若项目所在区域的市场交易电价、利用小时、限电水平、税收政策或运营成本等关键经营假设持续恶化，部分新能源项目资产组的预计未来现金流可能下降，公司固定资产、在建工程、商誉或长期股权投资等资产可能出现减值迹象，并对当期利润产生不利影响。公司将持续开展项目经营监测和减值迹象识别，审慎评估电价、电量、成本、折现率等关键参数，及时采取运营改善、债务优化和资产结构调整等措施。
　　5、培育业务风险
　　公司推进的算电协同、低碳产品和支撑性调节电源等培育业务，还面临技术迭代、客户需求、能耗和碳排放约束、设备采购、运营服务及市场价格等多重不确定性。公司将坚持战略匹配和收益约束，严格履行尽职调查、评估备案和投资决策程序，分阶段控制投资节奏，强化建设成本、客户履约和投后运营管理。
　　6、利率、融资和流动性风险
　　公司新能源项目融资以中长期债务为主，部分融资利率与贷款市场报价利率（LPR）等基准利率挂钩。若市场利率上升、融资环境收紧、经营现金流下降，或培育业务资本开支在短期内集中，可能增加财务费用和流动性管理压力。公司将根据项目现金流和资金计划统筹债务期限，综合运用银行贷款、债券发行和融资置换等工具，持续优化存量债务和融资结构，合理控制资产负债水平及综合资金成本。
　　7、补贴回款、税收及政策风险
　　国家持续开展可再生能源发电补贴合规核查，项目合规性、建设规模、电量、电价及补贴资金等事项可能影响项目进入补贴清单和补贴结算。若后续核查口径变化、个别项目未能通过核查，或补贴资金拨付不及预期，可能增加应收款项规模、影响经营现金流并产生信用减值风险。公司将持续跟踪核查和资金拨付进展，完善项目合规资料，加强应收款项催收、账龄分析和现金流管理。
　　公司部分项目享受企业所得税等税收优惠。自2025年11月1日起，陆上风力发电增值税即征即退50%政策废止，相关政策调整已对部分项目税负和收益水平产生影响。若后续其他税收优惠到期或适用条件变化，绿色电力消费核算、消纳责任权重、设备能效和安全标准等监管要求进一步调整，可能增加项目税负、设备采购与更新支出、数据管理要求和合规成本。公司将加强政策、税务和标准动态跟踪，做好项目合规审查、设备标准核验、绿证及电力消费数据管理，并及时调整经营测算和采购技术要求。 收起▲

　　一、报告期内公司从事的业务情况　　（一）公司所属行业及主营业务　　报告期内，公司所属行业及主营业务未发生变化。公司的主要产品为电力，按照国民经济行业分类，所属行业为电力生产行业中的风力发电以及太阳能发电。公司的主营业务为新能源电站的开发、投资、建设及运营，目前主要包括光伏发电和风力发电两个板块，并通过全资子公司金开有限开展核心生产经营活动。公司重点在消纳情况良好且具备电价优势的津冀、长江经济带及珠三角等地区开展业务布局。目前，公司业务已覆盖全国23个省、自治区和直辖市，资产规模与盈利能力在地方国有新能源上市公司中位居前列。　　在电力市场化改革不断深化的背景下，公司积极布局创新业务领域，在持... 查看全部▼

　　一、报告期内公司从事的业务情况
　　（一）公司所属行业及主营业务
　　报告期内，公司所属行业及主营业务未发生变化。公司的主要产品为电力，按照国民经济行业分类，所属行业为电力生产行业中的风力发电以及太阳能发电。公司的主营业务为新能源电站的开发、投资、建设及运营，目前主要包括光伏发电和风力发电两个板块，并通过全资子公司金开有限开展核心生产经营活动。公司重点在消纳情况良好且具备电价优势的津冀、长江经济带及珠三角等地区开展业务布局。目前，公司业务已覆盖全国23个省、自治区和直辖市，资产规模与盈利能力在地方国有新能源上市公司中位居前列。
　　在电力市场化改革不断深化的背景下，公司积极布局创新业务领域，在持续做大做强清洁电力主业的同时，将“清洁能源转化及应用”确定为培育主业，不断探索绿电与高载能、高附加值产业的融合发展，稳步培育绿电转化相关产业。公司正由单纯的绿色电力生产商，向提供绿色能源、绿色产品、绿色解决方案的绿色能源生态服务商转型。一方面，公司持续巩固提升新能源发电业务规模与运营效益，筑牢主业发展根基；另一方面积极抢抓“低碳产品”和“算电协同”等领域的战略机遇，着力培育新的利润增长点，全面提升公司核心竞争力、市场抗风险能力与可持续发展能力。
　　（二）公司主要经营模式
　　1、开发投资模式
　　公司的项目开发与投资遵循严谨、规范的全流程管理体系，主要包括自主开发、合作开发及收并购等。项目开发投资包含以下关键环节：
　　资源获取与初步评估：业务开发部门负责潜在项目资源的搜寻与筛选，并进行初步的技术与经济可行性论证。立项审核：对符合公司战略与投资标准的项目，提报公司履行内部立项审批程序。尽职调查与投资决策：立项通过后，开展全面的尽职调查、详细设计与收益测算，并依据结果提请内部决策机构审议。投资执行与运营：项目获批后，公司将严格依据要求组织实施项目的投资建设，并在并网后转入长期、稳定的运营期，确保资产安全与效益达成。
　　2、采购模式
　　公司建立健全高效的采购管理体系，严格遵循《中华人民共和国招标投标法》等法律法规，制定并实施《采购管理制度》《采购流程管理办法》等内部制度，对采购计划、采购实施及合同履约等关键环节进行规范管理。公司根据工程、货物、服务等不同标的特性及规模，依法依规采用公开招标、邀请招标、询比采购、谈判采购等方式开展设备及服务采购，通过全过程精细化管控，有效保障项目建设进度、控制投资成本、提升投资效益。
　　3、生产运营模式
　　公司的生产运营以电站资产安全、稳定、高效运行为核心，覆盖电能生产的全生命周期。生产过程本质上是将太阳能、风能等自然资源，通过光伏组件、风力发电机组等设备转化为电能，经站内集电、变电系统输送至电网或用电客户。日常运营中，公司严格遵守国家法律法规及行业规范，依托智能监控系统实现对发电设备进行全天候监测，执行预防性维护、定期检修、故障快速响应与消缺等标准化运维作业，最大化提升设备可用率，保障电力可靠供应。同时，建立涵盖安全生产、运行检修、技改大修、资产管理、运营评价等完整的制度体系。由负责生产管理相关部门负责统筹制度制定、监督考核，各区域分公司作为责任主体落实现场管理与执行，坚持全流程精细化运营管理，不断提升电站运营效能，实现经济效益稳步增长。
　　4、销售模式
　　公司电力销售模式主要包括两种模式：一是集中式光伏电站、风电场及“全额上网”的分布式电站，与电网公司签订购售电合同，将所发电量并入指定电网，与电网公司进行结算；“自发自用，余电上网”分布式光伏项目，电量优先供应项目业主并直接结算电费，余电上网部分与电网公司结算。二是积极参与电力市场交易，部分电量通过参与省级电力现货、中长期交易等市场化方式形成销售价格。
　　5、盈利模式
　　公司的盈利模式是电力销售收入与生产经营成本费用之间的差额，其中收入按实际上网电量与对应电价核算确定。
　　
　　二、报告期内公司所处行业情况
　　2025年中国新能源行业在装机规模上实现历史性跨越，行业发展迈入构建新型电力系统、深化体制机制变革的关键阶段，整体由规模化高速扩张向高质量提质增效转型。与此同时，行业发展面临多重现实考验，限电率攀升、市场化电价下行、部分税收优惠政策逐步退出等因素，行业整体盈利空间受压，电力市场化改革持续深化推动行业运营模式迭代升级。当前行业竞争逻辑不再局限于传统资源获取能力，更聚焦于绿色价值交易变现能力、新能源与特定负荷需求的深度融合能力、产业链成本管控能力及市场化运营能力。
　　（一）供应侧：装机增量再创新高，调节能力建设提速
　　供应端层面，风电、光伏装机容量持续高速增长。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1.20亿千瓦，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23.40亿千瓦，同比增长24%，约占全国电力总装机的60%。其中，水电装机4.50亿千瓦，风电装机6.40亿千瓦，太阳能发电装机12.00亿千瓦，生物质发电装机0.47亿千瓦。风电、太阳能发电装机合计18.40亿千瓦，占比47%。装机量的新增带来绿电占比的提升，2025年，全国风电、太阳能发电量同比增长25%，占全社会发电量的比重达到22%。
　　为适配高比例新能源并网需求，电力系统灵活性调节资源建设同步提速，新型储能结构迎来根本性变革。截至2025年末，全国已建成投运新型储能装机规模达到1.36亿千瓦/3.51亿千瓦时，较“十三五”末相比增长超40倍，实现跨越式发展。与此同时，电网投资建设力度进一步加大，但增速滞后于电源投资，截至2025年底，全国电源、电网重点项目投资分别同比增长10.3%、7.1%，短期新能源消纳问题仍然存在，系统适配性有待优化。
　　（二）需求侧：用电需求稳健增长，绿电消费刚性要求释放
　　在需求侧，全社会用电量保持稳定增长，为新能源消纳筑牢了坚实基础。2025年，全国全社会用电量累计10.37万亿千瓦时，同比增长5.0%，历史性突破10万亿千瓦时里程碑。用电结构持续优化，第一产业用电量1,494亿千瓦时，同比增长9.9%；第二产业用电量66,366亿千瓦时，同比增长3.7%；第三产业用电量19,942亿千瓦时，同比增长8.2%；城乡居民生活用电量15,880亿千瓦时，同比增长6.3%。其中，第三产业和城乡居民生活用电对用电量增长的贡献达到约47.8%。第三产业中，充换电服务业以及信息传输、软件和信息技术服务业用电量增速分别达到48.8%、17.0%，带动绿电消费需求持续攀升。
　　政策引导与市场需求双向发力，绿电消费意愿显著增强，刚性市场需求持续释放。根据《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》，电解铝行业被纳入强制考核范畴，各省要求的绿色电力消费比例在25.2%至70%之间；钢铁、水泥、多晶硅行业及国家枢纽节点新建数据中心纳入监测范围，其中国家枢纽节点新建数据中心的绿电使用比例要求高达80%。系列政策精准发力，扩大刚性绿电市场需求，为新能源电力环境价值、行业长效发展拓宽发展路径。
　　（三）政策与监管环境：健全长效机制，引领行业转型
　　报告期内，行业政策围绕电力市场化改革核心持续纵深推进，出台多项重磅文件规范行业发展、破解发展痛点，全方位引导新能源行业高质量转型，政策红利与监管约束双向发力，重塑行业发展格局。
　　一是深化电价市场化改革，构建新能源定价新机制。2025年1月，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。标志着新能源正式从固定标杆电价迈入市场化定价时代，推动企业强化成本管控、提升市场化运营与竞争力。
　　二是完善消纳与价格协同机制，破解就近消纳难题。针对高比例新能源接入带来的消纳挑战，2025年9月，国家发改委、国家能源局出台《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》（发改价格〔2025〕1192号），明确公共电网提供稳定供应保障服务，规范了绿电直连、零碳园区等就近消纳项目的价格机制与计量要求，鼓励新能源就地转化利用。
　　三是推动集成融合发展，转变行业开发模式。2025年10月，《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》（发改能源〔2025〕1360号）进一步部署，提出2030年建成协同高效的多层次新能源消纳调控体系，明确省级能源主管部门为消纳责任主体，优化新能源利用率目标，推动新增用户转变新能源开发、建设和运行模式，推动新能源与储能、负荷、电网的集成融合发展。文件鼓励通过“源网荷储一体化”、多能互补等模式，实现从“单一项目开发”向“系统集成运营”的范式转型。2026年3月，《政府工作报告》首次明确提出“实施超大规模智算集群、算电协同等新基建工程”，标志着该概念从行业倡议和地方试点升级为顶层设计，为新能源集成融合发展注入新的政策动力。
　　四是夯实电力市场制度基础，强化绿色价值传导。在“1+6”电力市场基础规则体系全面落地的基础上，新版《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》深入实施，将消纳责任主体扩展至供电企业、售电企业和电力用户。此外，《2024—2025年节能降碳行动方案》及重点行业专项行动计划将节能降碳目标直接传导至下游，配合绿证全覆盖体系，进一步强化了绿色电力的环境属性价值，推动形成“能耗双控”向“碳排放双控”转变。
　　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，深入贯彻落实党的二十届三中、四中全会精神，全面推进国企改革深化提升行动，坚持稳中求进、提质增效，按照“先立后破”的节奏，勇于探索，积极稳妥地向“多能互补、负荷融合”方向转型。全力推动“十四五”收好官、“十五五”谋好篇。
　　受电力市场化改革加速、供需格局变化、电力系统调节能力不足、财税政策调整等多重因素影响，新能源发电行业短期内承受着量、价、税、竞争等多维度的严峻压力。截至2025年末，公司核准装机规模7,961.09兆瓦；并网装机规模5,847.81兆瓦，其中光伏项目并网容量4,206.59兆瓦，风电项目并网容量1,514.52兆瓦，储能及生物质126.80兆瓦。全年累计发电量84.32亿千瓦时，同比增长6.66%。营业收入34.52亿元，利润总额3.00亿元。报告期内，公司围绕战略规划及经营目标，主要开展了以下几方面工作：
　　（一）强化党建引领，筑牢政治根基
　　2025年，金开新能党委始终将政治建设摆在首位，以高质量党建引领保障高质量发展。公司坚持把学习习近平新时代中国特色社会主义思想、中央八项规定精神、党的二十届四中全会精神、习近平总书记视察天津重要讲话精神作为“第一议题”的首要内容，持续厚植理论根基。通过精准制定党委工作要点与全面从严治党“两个清单”，公司将党建工作与战略谋划、项目攻坚、改革创新等核心任务深度绑定，纵深推进“强根铸魂”行动，持续擦亮“势起风光-红船领航”党建品牌。在组织建设上，公司严格遵循“四同步、四对接”原则，完善各党支部议事规则和法人治理主体权责清单，确保了党委“把方向、管大局、保落实”的领导作用有效发挥。公司系统深化中央八项规定精神学习教育，制定任务清单，将学习教育成果转化为具体行动，修订相关管理制度，开展违规吃喝、公务用车等专项检查，深入项目一线调研，有效筑牢了作风建设防线。监督保障方面，公司加强内部审计和纪检监察，以“精准监督”为抓手，织密立体防控网络，筑牢发展廉洁屏障，荣获“上市公司内部控制最佳实践案例”奖项。公司坚持“严”的主基调，推动立项监督和关键业务岗位人员监督，组织多次警示教育活动，健全制度化教育长效机制，为公司健康发展营造了风清气正的政治生态。
　　（二）锚定战略航向，深化转型破局
　　面对电力市场限电形势加剧、电价波动风险，单一风光新能源电源结构短板突出等行业痛点，公司主动破局，明确“清洁电力、低碳产品、算电协同”新三条曲线的发展战略。公司聚焦核心能力建设开展系统性战略分解，编制完成2025-2027年三年发展规划，进一步明晰发展路径，压实发展责任。立足行业发展趋势与自身发展优势，公司明确“清洁能源生产和供应”为核心主业、“清洁能源转化及应用”为培育主业，推动企业向综合绿色能源服务商转型，正式开启高质量发展新征程。
　　一是聚焦清洁能源主业，以“立”求稳，重点开发抗风险能力强、盈利有保障的优质项目。公司积极争取京津冀、长三角、珠三角等经济发达地区资源，持续补充优质资产。二是加快构建多能互补体系，以“破”促进。积极探索在发电侧布局出力稳定、调节能力强的等灵活电源，通过多元电源协同联动，有效对冲单一新能源电源的出力波动风险，进一步提升公司在电力市场中的消纳主动权与议价话语权。三是重点推进“低碳产品”和“算电协同”战略落地，形成“绿电支撑产业、产业反哺绿电”的良性循环。低碳产品领域，积极布局金属冶炼相关项目，各项前期手续有序推进；算电协同领域，响应国家东数西算战略，快速布局绿色算力，新疆哈密伊吾智算中心首期2,000P（FP16）项目顺利通过验收并投运，实现智算业务关键突破。
　　（三）强化安全生产格局，筑牢高质量发展的基石
　　2025年，公司以安全生产治本攻坚三年行动为抓手，将安全管理全面融入生产建设全链条，全年未发生一般及以上安全生产事故，安全治理水平持续提升。公司着力健全组织责任体系，通过优化安委会架构、逐级签订安全责任书，实现了三级安全责任全覆盖，并将安全绩效纳入年度约束性考核指标。强化风险管控，系统完成全条线风险评估与隐患治理，确保风险可控、隐患闭环。面对防汛防台风等重点时段，提前部署、储备应急物资、组织演练，成功应对极端天气，保障电站安全稳定运行。培育特色安全文化，以“安全生产月”“安全知识竞赛”等活动为载体，加强安全宣传教育与技能培训，推动全员安全观念从“被动警示”向“主动防范”转变，引导全员牢固树立“安全第一”的理念，筑牢安全生产思想防线，推动安全管理工作走深走实。
　　（四）加强电力交易，精细管理增效益
　　电力交易方面，公司积极应对电力市场化改革深化及136号文对新能源行业带来的挑战，研判14个省份现货市场连续运行的新形势，建立交易规则动态跟踪机制，动态优化申报策略，有效管理电价波动风险，顺利完成增量项目竞价工作，全年累计完成市场化交易34.42亿度，占总上网电量40%以上；同时，筑牢省内绿电交易基本盘，打造跨省外送新增长极，自主开拓渠道提升收入，将绿证交易作为收益的有效补充，2025年绿证交易量达205.96万张，较2024年交易量同比大幅增长248.64%，充分释放绿色电力环境价值。
　　精细化管理方面，通过项目贷款融资置换及利率协商等方式，有效节省财务费用；通过数字化智能化赋能、提升故障响应消缺速率、合理安排检修等方式，减少停工及维修损失，全方位保障存量资产发电效率。公司聚焦精细化生产运营管理、深化提质增效专项行动、强化资源精准配置，持续提高存量资产收益，夯实稳健经营基础。
　　（五）坚持科技创新，有效支撑业务发展
　　聚焦新能源技术研发与智能化管理，在外部合作、知识产权、标准建设、实践创新、行业研究等方面取得系列突破，为公司发展提升注入科技动能。持续完善“1+3+N”产学研协同体系格局，聚焦新能源、镁基新材料等研究领域，加入中国能源研究会可再生能源专委会、中国有色金属协会镁业分会任常务理事单位；与北京科技大学等单位共建“国家能源多模式工业储能技术研发中心”，并通过国家能源局中期评估；与对外经贸大学共同编著的《中国光伏产业发展报告蓝皮书（2024-2025）》在第30届联合国气候变化大会（COP30）、洪堡零碳国际论坛发布，成功入选2025年国务院国资委“国资国企新型智库优秀成果”。
　　围绕电站工程建设、智慧运维等领域，全年新获授权发明专利5项，软件著作权4项，累计获得授权专利27项、软件著作权11项。作为主要起草单位，牵头编制国内首个《风电场无人值守智能运维管理系统技术要求》团体标准，引领行业智能化运维标准化发展；自主研发的“新能源项目固定资产台账管理系统”等获软件著作权。深化工程建设新技术新工艺创新和应用。天津西青大寺镇120MW渔光互补光伏发电项目荣获2025年度中国电力优质工程称号；广西贵港南晶150MW光伏发电项目，获得电力建设科学技术进步奖1项及电力建设工法4项；河北满城区300MW光伏项目，获中电建协质量管理成果奖6项。
　　（六）流程优化提效能，数字转型促升级
　　加强管理制度建设，及时更新公司的各项管理制度，围绕改革发展创新工作机制，推动薪酬职级体系改革，制定中层管理人员选拔任用管理办法，完善人才选拔机制。信息化建设持续提速，建成档案信息系统，全面摸底项目电站档案现状，实现档案规范化管理；搭建投资管理平台，初步实现项目全生命周期流程、文档文件、关键数据的统一管理，提升投资管理精细化水平；上线印控电子签系统，依托智能化技术规范印章管理，确保用印安全可控；引入业界领先的大模型，构建企业级智能体体系，并集成至即时通讯（IM）及核心业务系统，提升管理智能化、便捷化水平；上线经营分析看板，实现经营数据实时监控、精准分析，为经营决策提供数据支撑；持续推进财资系统建设与优化，深化财务共享系统与公司其他业务系统的集成对接；推进税务及发票系统一期建设，实现与税务系统直连，优化税务申报流程，相关成果获评《证券时报》“十四五”全国金融创新——风控创新优秀案例。
　　（七）做优信息披露，加强投资者关系管理
　　公司严格遵循上市公司信息披露相关法律法规及监管要求，持续优化信息披露质量，加强与市场机构、投资者的沟通互动，不断提升公司治理与资本市场形象。
　　2025年，公司累计披露公告及各类上网文件164份，接听投资者热线超过490通，上证e互动有效回复率100%，全年召开4期业绩说明会，通过多渠道、多形式及时、准确、完整地向投资者传递公司经营情况与发展价值。公司严格规范法人治理结构，全年组织召开5次股东会会议、11次董事会会议、2次战略与ESG委员会会议、2次薪酬与考核委员会会议、5次审计委员会会议、1次提名委员会会议，决策程序规范、高效；修订包括《公司章程》在内的20余项制度文件，进一步完善法人治理体系。
　　报告期内，公司入选中国上市公司协会“2025年度董事会最佳实践案例”“董事会办公室最佳实践案例”，公司董事会秘书荣获上市公司董事会秘书履职评价5A最高评级；斩获2025年度新财富杂志最佳董秘、最佳证券事务代表两项大奖，入围第二十届中国上市公司董事会“金圆桌”奖、公司治理特别贡献奖，充分彰显公司在公司治理、信息披露、投资者关系管理等方面的综合实力。
　　公司坚守“提质增效重回报”理念，高质量回馈股东与投资者，2025年分别完成2024年度及2025年半年度现金分红，各派发现金红利1.97亿元，切实保障股东权益。控股股东累计增持公司股份6,282.3519万股，占公司总股本的3.15%，增持金额达3.57亿元，顺利完成股份增持计划；部分董事、管理团队及核心骨干员工自愿累计增持公司股份198.22万股，占公司总股本的0.0992%，累计增持金额1,099.69万元，彰显对公司未来发展的坚定信心。
　　（八）加强企业文化宣传，凝聚奋斗共识
　　公司坚持将企业文化建设作为推动战略转型与高质量发展的重要支撑，深度融合红色基因与绿色发展理念，塑造积极承担社会责任的绿色能源企业品牌形象，凝聚全体员工攻坚克难、奋勇争先的奋斗共识。
　　围绕年度经营成果与战略落地成效，开展系列专题宣传活动，全面展现在服务国家“双碳”战略、推动绿色发展中的实践与担当，持续提升品牌影响力与社会认可度。报告期内，公司入选《天津市国资国企社会责任蓝皮书（2025）》案例，首次荣获人民网“2025人民企业社会责任案例”；在环境、社会与治理（ESG）领域，公司长期实践获得多方权威认可，相继入选“ESG能源青年企业家创新TOP30”、华证指数“A股绿色低碳先锋榜单”，荣膺HRoot“ESG卓越实践”标杆案例，彰显公司可持续发展实力。
　　公司将社会责任根植于主营业务，积极投身公益事业，紧扣绿色低碳、乡村振兴和员工关怀，创新性开展“一度电的旅程、认养一只羊、一颗种子的一生、一个杯子的愿望”的“四个一”公益活动，实现社会、经济、生态多方共赢。公司致力于凝聚发展奋斗共识，通过创建内部宣传平台和意见反馈平台，有效打通信息壁垒，促进文化认同。在项目建设中，推行安全文明与质量工艺标准化管理，将精益求精的工匠精神融入团队血脉。一系列卓有成效的文化建设与责任实践，有力凝聚了全体员工攻坚克难、奋勇争先的团队合力，为公司跨越发展周期注入了强大的精神动力。
　　
　　四、报告期内核心竞争力分析
　　公司立足于新能源电力投资与运营的主业，在激烈的行业竞争中，持续锻造并巩固以下核心竞争优势，为战略目标的实现和长期可持续发展奠定了坚实基础：
　　（一）卓越的治理结构助力科学决策
　　公司拥有多元股东结构，股东中除天津国资外，还包括以国开金融为代表的大型国资金融机构和以通用技术集团为代表的行业龙头企业，国资背景、产业力量和金融资本相互融合、优势互补，为公司提供了有效的资本、产业、项目资源支撑。公司作为国家开发银行和天津国资委“央地协同”混改典范、国务院国资委“双百行动”改革试点企业，形成了市场化的基因与灵活高效的决策机制。公司建立了权责清晰、制衡有效的法人治理结构，通过专业化的董事会运作和充分授权，确保了在面对快速变化的电力市场与产业机遇时，能够迅速响应、科学决策。这种独特的治理优势，是公司人均管理资产、人均创收、人均创利等指标持续位居行业前列的重要保障。
　　（二）高素质的专业化团队引领战略前瞻布局
　　公司核心管理团队兼具深厚的金融投资底蕴与能源产业实践经验，对行业周期、政策脉络和投资风险具有深刻理解，专业背景和业务经验涵盖电力、煤炭、油气、化工、电子信息、金融等，视野更宽、触角更敏捷，熟悉资本运作与金融创新工具的使用，可有效整合各方面资源优势，积极开拓新的业务发展模式，探索适合公司的多元化发展道路。公司坚持打造“金融+实业”的复合型人才队伍，团队整体呈现年轻化、高学历的特征，充满活力与创新精神，总部及分公司员工平均年龄不到35岁。依托这支高素质、复合型人才队伍，公司立足行业前沿、锚定战略目标，前瞻性布局“清洁能源、低碳产品、算电协同”新三条曲线，在坚守新能源电站主业、夯实发展根基的同时，积极拓展绿电与高载能产业融合、绿色算力等新兴赛道。
　　（三）科技创新和数字化转型赋能业务稳健发展
　　公司坚持创新驱动业务发展战略，聚焦新能源技术研发与智能化管理，将科技研发成果转化为示范项目落地，在标准建设、实践创新、行业研究等多方面取得新的突破，实现科技创新与产业创新的深度融合。依托智能系统与先进技术手段，公司大力推进标准化、数字化建设，在智能运维、电力交易辅助决策、全面预算管理、经营分析管理等核心场景实现数字化应用，并积极参与制定能源领域相关数字化、智能化应用的行业标准，助力行业数字化转型升级。
　　（四）精细化管理全面提高风险防控能力和资产运营效率
　　公司将风险管理深度嵌入企业文化与业务流程，构建起覆盖投前、投中、投后的全生命周期风险防控体系，通过自主研发的投资管理平台对项目进行动态监控与量化分析，保障项目决策的科学性与资产安全性。同时，公司已建立涵盖全级次组织的财务共享中心，确保各项流程规范、标准，满足税务及内控相关要求。在资金保障方面，公司拥有优质的信用记录，与金融机构之间建立了稳定互信的合作关系，围绕业务发展需求，科学使用各类金融工具，持续畅通融资渠道、优化融资成本，不断提高资金的管理效率，助力公司高效运转。
　　
　　五、报告期内主要经营情况
　　2025年度公司实现营业收入34.52亿元，同比减少4.44%；实现利润总额3.00亿元，同比减少71.91%；实现归属于上市公司股东的净利润1.01亿元，同比减少87.39%；实现归属于上市公司股东的扣除非经常性损益的净利润-3.36亿元，同比减少145.67%。
　　
　　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
　　党的二十届四中全会明确“要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”，提出初步建成新型能源体系的目标任务，为行业的发展指明了方向。
　　1、电力供需格局重塑，中长期发展空间广阔且确定
　　“十四五”以来，我国风电、光伏加速发展，截至2025年底总装机达到18.4亿千瓦，占全部电源装机比重达到47.3%，已历史性超过火电，跃居系统第一大电源。2025年9月习近平主席在联合国气候变化峰会上宣布我国2035年风电和太阳能发电总装机力争达到36亿千瓦的自主贡献目标，意味未来10年每年还需新增约2亿千瓦风光装机。根据中电联发布的《2025-2026年度全国电力供需形势分析预测报告》，在电力供给侧，预计到2026年底，全国发电装机容量达到43亿千瓦，太阳能发电装机规模将首次超过煤电装机规模，风电和太阳能发电合计装机规模将达到总发电装机的一半；在电力需求侧，预计2026年全国全社会用电量10.9万亿至11万亿千瓦时，同比增长5%至6%；全国电力供需总体平衡。国家能源局提出“十五五”期间将推动新增清洁能源发电量逐步覆盖全社会新增用电需求，到2030年新能源发电量占比达到30%。行业中长期发展态势良好。
　　2、电力市场化改革持续深化，市场化机制成为主导
　　按照136号文要求，新能源上网电量原则上全部进入电力市场，标志着行业全面步入“市场化竞争”时代，电价波动成为企业经营的核心风险。在此背景下，新能源企业的竞争已从资源获取延伸至多元化能源布局、电力交易策略、负荷预测精度、成本控制和客户负荷获取等全方位的市场化运营能力比拼。新能源电力需通过市场竞争定价，其反调峰特性使其在出力高峰时段面临激烈的价格竞争。同时各省交易规则不　　一、跨省区交易存在壁垒、辅助服务市场不完善等问题在短期内依然突出，加剧了电价波动与收益不确定性。这一系列变化直接冲击了发电企业的电费收入，使得行业整体经历从政策保障到市场竞价的“阵痛期”。
　　3、行业向高质量发展全面转型，新型融合发展模式指明方向
　　2025年下半年，国家发改委、国家能源局陆续发布《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》《关于促进新能源集成融合发展的指导意见》三个文件，完善相关体制机制，推动水风光、风光储等多品种电源互补开发和协同联合优化控制，促进新能源与产业负荷间融合发展；积极引导高载能产业向新能源资源富集、资源环境可承载地区转移，实现新能源高效消纳和产业绿色转型的双赢。
　　“多能互补”与“负荷融合”成为新能源发电企业突破消纳瓶颈、提升项目价值的主要路径。一是注重新能源与储能、煤电等灵活性资源的协同规划，以提升电力输出的稳定性。二是贴近负荷、就地消纳的模式受到空前重视，“源网荷储一体化”“绿电直供”等模式将绿色电力生产与数据中心、绿色冶金等高附加值产业需求深度融合，成为提升项目综合价值的关键。三是大数据、人工智能等技术快速发展，在智能运维、功率预测、交易决策等环节深度应用，提升电站的运营精细度，成为企业的核心竞争力。
　　展望未来，中国新能源电力行业将肩负实现“双碳”目标的重任，沿着供需重构、市场主导、融合发展的全新环境下演进。行业的竞争将成为资产质量、度电成本、市场交易、技术创新与模式创新能力的综合比拼。对企业而言，项目开发要更加注重全生命周期经济性，项目运营要熟练掌握电力市场规则，通过“绿电+”模式与终端产业绑定进行布局，才能创造更大的绿色价值增量。尽管短期内行业面临竞争加剧与盈利压力的阵痛，但在新型电力系统建设和终端消费绿色化转型的双重驱动下，行业长期向好的趋势依然稳固。
　　(二)公司发展战略
　　公司基于电力供给侧多能互补、消纳侧负荷融合及数字化转型的趋势，制定了以清洁电力、低碳产品、算电协同为核心的“三条曲线”战略布局。
　　第一条曲线：清洁电力
　　在巩固风电、光伏行业领先地位的前提下，加快布局清洁高效火电、水电，抽水蓄能、新型储能、氢基能源发电、光热及其他新技术发电等，构建多能互补的清洁电力矩阵，积极审慎开拓国际市场。
　　清洁电力业务，是公司的基础性业务，是资产规模和营收规模贡献的基本盘，是发展低碳产品业务与算电协同业务的基础支撑。
　　第二条曲线：低碳产品
　　充分开发“绿电+”的应用场景，聚焦深化与高载能、高附加值产业融合，拓展绿色冶炼、绿色化工、绿色制造等产业，加力绿色科技孵化，打造绿电与绿色产业协同发展新业态。
　　第三条曲线：算电协同
　　布局算力中心等基础设施及管理平台，构建“绿电+”高附加值应用场景，从数据资产中挖潜赋能绿电运营提质增效，探索AI相关高技术研发和电子信息产业培育，抢占算电协同发展新机遇。
　　(三)经营计划
　　1、全面强化党建引领，筑牢强基主线
　　公司始终以习近平新时代中国特色社会主义思想为根本遵循，将学习贯彻党的二十届四中全会精神与实施“十五五”规划深度绑定，贯通落实习近平总书记重要讲话精神，紧扣公司“三条曲线”战略，把高质量发展作为核心发力点，将全会精神转化为破解发展难题、激活创新引擎的具体举措，在京津冀协同发展中彰显国企担当。坚守国有企业“根”与“魂”，完善党组织内嵌公司治理的制度机制，优化党委前置研究清单，推动党的领导贯穿战略谋划、项目攻坚、风险防控全链条，切实把政治优势转化为核心竞争力、发展续航力和治理效能。实施基层党建提质工程，打造党建与业务融合示范标杆，推动基层党组织在关键技术攻关、绿色低碳发展等重点工作中发挥战斗堡垒作用。压实全面从严治党政治责任，健全“大监督”工作格局，紧盯重点领域廉洁风险防控，做实日常监督和专项督查，提升新兴业务监督水平，筑牢党风廉政建设防线，以严的基调涵养风清气正的发展生态，让基层党支部成为贯彻全会精神、推动业务发展的阵地，推动党建优势转化为发展动能，助力经营目标圆满达成。
　　2、围绕“三条曲线”战略，以“先立后破”的节奏，加快转型步伐
　　公司加快构建以清洁电力、低碳产品、算电协同为核心的“三条曲线”战略布局。公司聚焦清洁能源主业，以“立”求稳，重点开发经济发达地区或配套大通道建设区域的风电项目，全力保障新增项目的质量和收益。公司持续构建多能互补、负荷融合体系，以“破”促进，重点探索布局出力稳定、调节能力强的灵活电源，培育发电业务多元发力、收益互补的能力；重点关注高载能、高碳排用电需求侧，推动绿电耦合信息技术服务、绿电+金属冶炼等项目落地，形成“绿电支撑产业、产业反哺绿电”的良性循环。
　　3、持续强化安全治理，筑牢安全生产与风险防控双底线，保障稳健运营
　　公司始终将“隐患清零、风险可控、能力跃升”作为安全目标，系统部署安全生产工作。全面落地安全管理体系优化方案，完善制度规程；建立危大工程专项方案“三级审核”机制，强化过程监管；优化考核体系，推动安全管理向事前预防、事中管控深度转型。优化季节性安全防控体系，完善极端天气应急全链条响应流程，开展实战化演练，全面提升应急处置与后勤保障能力。持续开展系列安全主题活动，提升全员安全理念。
　　4、持续提升精细化管理水平，挖潜增收、控本增效
　　存量资产运营方面，公司坚持精耕细作稳定收益，通过聚焦精细化生产运营管理，深挖效益潜力。电价收入提升方面，公司坚持深化策略研究，优化中长期合约与现货交易组合，进一步提升电力交易水平；聚焦各省内绿电需求刚性用户，挖掘长期稳定用能需求；积极拓展跨省跨区绿电交易；拓展绿证销售渠道，补充电价收益。
　　5、坚持科技创新与数字化转型，赋能业务升级与管理提效
　　公司将继续优化财务共享中心运营水平，加强业财融合，推动公司核心数据标准化，提升数据整合和分析的能力，实现公司核心业务流程效率的实时监控和量化展示，为公司的智慧经营提供决策。公司将结合电站运营实际需求，深化发电能力精准评估与预测，为存量项目运营提供支撑。公司将加大数据治理，推进数据标准统　　一、流程规范与质量管控，建立企业级数据标准体系，提升经营分析报表自动化生成效率，为公司决策提供数据支撑。
　　6、深化公司治理和市值管理，提升投资者对公司的价值认同度
　　公司将不断提升董事会运作效率，确保决策的科学性与及时性，以更好地适应市场变化。持续提升信息披露质量，确保披露内容的真实、准确、完整，及时向投资者传递公司创新转型成果和发展价值，进一步增强投资者的信任和信心。加强与投资者沟通，定期举办业绩说明会和投资者交流活动，全面展示公司业绩成果、战略布局。继续执行长期市值管理计划，通过提升公司业绩和塑造积极的市场形象，促进市值的稳定增长。灵活运用包括股票回购、再融资等多种资本市场工具，以进一步优化资本结构，提升公司价值，为股东创造更大的价值。
　　7、加快推动组织变革，建设适应创新转型发展的学习型组织
　　不断调优组织架构，提升整体协同效率与敏捷性，继续完善“能上能下、能进能出”的市场化用人机制，强化人才队伍建设。建立健全市场化激励约束机制，提高对人才的吸引力，鼓励员工与公司共同发展，利益共享。进一步推动员工技能与岗位需求、行业发展同频升级，激活公司内部活力与凝聚力，全面提升专业水平，打造学习型组织，发挥人才强企作用。
　　(四)可能面对的风险
　　1、电价风险
　　随着电力市场化改革不断深入，市场交易电量比例不断扩大。受反调峰特性影响，新能源面临电价下降、收益下滑的风险。公司将积极应对电力市场改革，加强电力营销能力，通过不同交易策略，实现电力交易收益最大化。
　　2、限电风险
　　受新能源装机持续增加、部分地区电网结构限制、送出能力不足等影响，限电形势仍较为严峻。公司将不断深化政策研究，紧跟国家发展战略，加强研判，拓展消纳渠道，争取有效降低限电风险；同时，积极布局“绿电+高附加值/高载能产业”业务等可以提供调节能力和新能源消纳能力的业务，提高绿电附加值，促进新能源消纳。
　　3、利率风险
　　公司有息负债主要为中长期项目融资，利率普遍为挂钩LPR浮动形式，受资金市场供需影响较大，融资存续期间如果LPR大幅度上浮，可能导致公司财务费用支出增加，从而影响整体现金流情况。公司将持续关注国内外宏观经济走势及政策导向，时刻追踪资金市场利率变化，根据项目资金需求，以项目现金流为核心，运用多种融资手段，控制整体融资成本。
　　4、补贴核查风险
　　2022年3月，国家发改委、国家能源局以及财政部三部委联合下发《关于开展可再生能源发电补贴自查工作的通知》，要求在全国范围内开展可再生能源发电补贴核查工作，进一步摸清可再生能源发电补贴底数。自查对象包括电网和发电企业，范围为截止2021年12月31日已并网有补贴需求的全口径可再生能源发电项目，主要为风电、集中式光伏电站以及生物质发电项目。自查内容主要从项目的合规性、规模、电量、电价、补贴资金、环境保护（仅限于生物质发电）六个方面进行。受国家发改委、财政部、国家能源局委托，国家电网与南方电网分别正式公布了《关于公布第一批可再生能源发电补贴合规项目清单的公告》，公司下属已有36个电站合计容量1,873.75兆瓦进入第一批名单，2025年度下属项目公司共收到可再生能源补贴资金15.77亿元，较去年同期增加147.40%，公司将持续关注后续补贴核查进展情况。
　　5、税收优惠政策变化的风险
　　根据目前相关政策和法律法规，公司下属部分项目公司享有不同程度的税收优惠。
　　（1）增值税优惠政策
　　根据《关于风力发电增值税政策的通知》（财税[2015]74号）等相关文件规定，自2015年7月1日起，对纳税人销售自产的利用风力生产的电力产品，实行增值税即征即退50%的政策。根据2025年10月17日《财政部海关总署税务总局关于调整风力发电等增值税政策的公告》（财政部海关总署税务总局公告2025年第10号），调整风力发电等增值税政策有关事项，只保留利用海上风力生产的电力产品实行增值税即征即退50%的政策到2027年底，财税[2015]74号等文件规定自2025年11月1日起废止。
　　（2）企业所得税优惠政策
　　根据《中华人民共和国企业所得税法》第二十七条及其实施条例第八十七条、八十九条和财政部、国家税务总局《关于执行公共基础设施项目企业所得税优惠目录有关问题的通知》（财税[2008]46号）以及财政部、国家税务总局、国家发改委《关于公布公共基础设施项目企业所得税优惠目录（2008年版）的通知》（财税[2008]116号）等文件规定，从事该优惠目录规定项目的投资经营所得，自项目取得第一笔生产经营收入所属纳税年度起，第一年至第三年免征企业所得税，第四年至第六年减半征收企业所得税。
　　根据《关于深入实施西部大开发战略有关税收政策问题的通知》（财税[2011]58号）及《西部地区鼓励类产业目录（2014）》（国家发展和改革委员会第15号令），经主管税务机关审核认定，可享受按15%的税率缴纳企业所得税。
　　如果未来相关税收优惠政策或法律法规出现变动，公司所享受的全部或部分税收优惠政策出现调整或取消，可能会对公司经营业绩带来不利影响。公司将积极关注税收优惠政策变化并研究跟进对公司的影响。
　　6、不可抗力风险
　　公司财产和盈利存在因自然条件变化等不可抗力因素而遭受损失的可能，如地震、泥石流等重大地质灾害或破坏发电设施，造成公司财产损失，并影响公司的正常生产经营。旱灾、雪灾、冰灾、洪灾、沙尘暴等严重异常气象灾害不仅可能破坏公司的发电设施，而且也会对公司利用水、风、光等自然资源发电带来不利影响。公司将继续提高生产安全意识，加强生产安全管理，通过定期巡检及购买财产保险等方式防范不可抗力对公司经营带来的或有风险。 收起▲

　　一、报告期内公司所属行业及主营业务情况说明
　　公司所处行业为光伏及风力发电行业。报告期内，新能源电力行业保持快速发展趋势，但面临严峻的深化转型挑战。
　　长坡厚雪，履痕印新。新能源电力行业持续快速发展，2024年新能源发电总装机达到14.5亿千瓦，首次超过火电装机规模。2025年上半年增长势头得以延续，风光装机容量合计已达16.7亿千瓦，占全国总装机45.8%。
　　政策驱动行业向高质量发展转型。2025年上半年，国家相关部门密集出台系列政策，旨在深入电力市场化改革、加速推动应用端绿色转型。在政策指导下，中国新能源行业正加速从“量的扩张”向“量质兼顾”转型，技术创新、机制创新与深化改革协... 查看全部▼

　　一、报告期内公司所属行业及主营业务情况说明
　　公司所处行业为光伏及风力发电行业。报告期内，新能源电力行业保持快速发展趋势，但面临严峻的深化转型挑战。
　　长坡厚雪，履痕印新。新能源电力行业持续快速发展，2024年新能源发电总装机达到14.5亿千瓦，首次超过火电装机规模。2025年上半年增长势头得以延续，风光装机容量合计已达16.7亿千瓦，占全国总装机45.8%。
　　政策驱动行业向高质量发展转型。2025年上半年，国家相关部门密集出台系列政策，旨在深入电力市场化改革、加速推动应用端绿色转型。在政策指导下，中国新能源行业正加速从“量的扩张”向“量质兼顾”转型，技术创新、机制创新与深化改革协同推进。行业发展同时面临深化转型挑战。其一，新增装机的持续增长对电网消纳能力提出更高要求，上半年全国发电设备平均利用1,504小时，同比减少162小时；此外，风电光伏利用率均有所下滑，根据电力规划设计总院新能源消纳监测预警中心数据，2025年1-6月风电、光伏发电累计利用率分别为93.4%和94.3%，同比均下降2.7个百分点；其二，全面入市交易的持续推进导致电价下行压力显现、电站运营竞争加剧。
　　（一）供给端：总装机规模持续增长，风光装机历史性超过火电2025年上半年，全国累计发电总装机容量36.5亿千瓦，同比增长18.7%。其中，水电装机容量4.4亿千瓦，同比增长3.0%，新增水电装机393万千瓦；火电装机容量14.7亿千瓦，同比增长4.7%，新增火电装机2,578万千瓦。新能源装机保持较快增长，其中光伏装机容量11.0亿千瓦，同比增长54.2%,新增光伏装机2.1亿千瓦；风电装机容量5.7亿千瓦，同比增长22.7%，新增风电装机0.5亿千瓦；风光装机合计16.7亿千瓦，占全国总装机46.4%。全年展望来看，根据国网能源研究院、国家气候中心发布的《中国电力供需分析报告（2025）》预测，2025年中国电力装机预计达到39.9亿千瓦。其中，新能源（风电与太阳能发电）新增装机规模预计突破5亿千瓦（风电1.4亿千瓦，同比增长77.1%；太阳能发电3.8亿千瓦，同比增长35.5%），占全年新增装机总量的77.6%，新能源累计装机占比提升至48.2%。全国电力结构加速向清洁化转型。
　　（二）需求端：整体仍保持较高水平，但需求增速有所放缓
　　2025年上半年，全社会用电量保持稳定增长，累计达48,418亿千瓦时，同比增长3.7%，整体增速较2024上半年回落4.4个百分点。分产业看，第一、二、三产业及城乡居民生活用电量同比分别增长8.7%、2.4%、7.1%及4.9%，较2024上半年增速分别降低0.1、4.5、4.6、4.1个百分点，对全社会用电量增长的贡献率分别约为3.1%、42.7%、35.2%及19.2%。电力市场方面，上半年全国电力市场交易电量达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；其中跨省跨区交易表现突出，电量达6,707亿千瓦时，同比跃升18.2%，绿电交易量实现49.3%的高速增长，凸显电力资源配置优化与需求端低碳转型加速。
　　展望全年，根据《中国电力供需分析报告（2025）》预测，全社会用电量增速预计为4.0%-6.5%，总量将突破10万亿千瓦时，低于2024年增长率6.8%，但整体需求仍保持较高水平。长期来看，在全球能源转型与数字经济飞速发展的浪潮下，电动汽车、绿氢制备、半导体制造、数据中心等领域用电将呈高速增长趋势且潜力巨大。
　　（三）政策端：聚焦消纳端与市场化改革，政策体系不断完善
　　2025年以来，新能源发电领域政策端顶层设计持续完善，以“破解规模化发展瓶颈、构建良性生态体系”为导向，将发力点精准锚定消纳端与市场化改革。国家发改委、国家能源局等有关部门出台多项政策，覆盖新能源发电、绿电直连、零碳园区、新型能源体系建设等关键环节。2025年1月，国家发改委、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，并配套建立价格形成和结算机制；明确2025年6月1日起投产的增量项目，电量规模由各地根据消纳责任权重等因素确定，机制电价通过竞价形成；对于6月1日前投产的存量项目，电量规模、机制电价衔接现行政策；旨在推动新能源项目全面参与市场竞争，促进产业高质量发展。
　　2025年3月，国家发改委、能源局印发《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》，支持虚拟电厂通过提供电能量、辅助服务等获得相关收益，加快推进虚拟电厂规模化发展，提升电力保供和新能源消纳能力。国家发改委、能源局、工信部、商务部、数据局印发《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》，明确稳定绿证市场供给、激发绿证消费需求、完善绿证交易机制、拓展绿证应用场景、推动绿证应用走出去等具体要求，充分体现综合能源项目绿色价值。
　　2025年4月，国家发改委、能源局印发《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》，全面加快电力现货市场建设，2025年底前基本实现电力现货市场全覆盖，福建、四川、重庆等16个地区2025年底前启动现货市场连续结算试运行，浙江、安徽、陕西等省份也均明确了现货市场正式运行的时限，推动现货市场扩围提速。
　　2025年5月，国家发改委、能源局印发《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》，明确绿电直连模式的定义形态、建设要求、运行管理和权利义务，充分发挥用电负荷就近就地消纳新能源的优势，更好满足企业绿色用能需求，在消纳端拓展绿电应用场景。国家能源局印发《关于组织开展新型电力系统建设第一批试点工作的通知》，围绕智能微电网、算力与电力协同等七个方向探索新型电力系统建设新技术新模式，支持各地结合实际积极参与试点探索。2025年6月，国家发改委、工信部、能源局印发《关于开展零碳园区建设的通知》，提出支持有条件的地区率先建成一批零碳园区，围绕加快用能结构转型、推进节能降碳等任务；原则上园区绿电直供比例≥50%。
　　2025年7月，国家能源局印发《2025年可再生能源消纳责任权重及有关事项的通知》，可再生能源消纳责任权重规则细化丰富，继2024年首次提出电解铝行业可再生能源消纳权重后，2025年新增钢铁、水泥、多晶硅、数据中心行业强制绿电消费比例，高载能行业端绿电应用政策逐步深化，推动应用端加速绿色转型。


　　二、经营情况的讨论与分析
　　2025年上半年，公司装机规模、发电量、营业收入稳定增长。截至报告期末，公司核准装机规模7.85GW,同比增长12.85%；并网装机规模5.91GW，同比增长23.98%。报告期内，公司累计实现发电45.84亿千瓦时，同比增长10.00%；实现营业收入约19.22亿，同比增长2.07%。受限电增加和电价下行的双重影响，公司盈利空间受压，利润有所下降，报告期内实现利润总额5.60亿，同比下降8.53%。
　　报告期内，公司围绕战略规划及经营目标，主要工作成效如下：
　　（一）深化理论学习抓好党建，强化使命担当坚持党建引领，提升把方向、管大局、保落实能力，把稳党委“领航舵”。金开新能党委始终将政治建设作为首要任务，制定了党委理论学习中心组年度学习计划；结合公司实际修订《金开新能党委议事规则》，有效提升公司治理效能。着眼组织队伍建设，打造素质优、能攻坚的战斗队伍，锻造党员“先锋队”。坚持党建引领、推进经营转型，形成党建与业务深度融合为主线，项目建设、人才培养、技术创新综合发力的“1+3”工作模式。扎实开展中央八项规定精神学习教育活动，涵养公司“正风气”。组织覆盖全体中高层的学习教育专题读书班，重点学习《党的十八大以来深入贯彻中央八项规定精神的成效和经验》等文件并开展交流。加强监督和执纪，营造清朗生态的政治环境，紧绷廉政“警戒线”。营造“廉洁促经营”的氛围；组织党员、干部对照清单查摆、剖析问题；围绕经营重点开展专项监督；加强执纪问责，“以案促改”推动举一反三。
　　（二）强化战略牵引，前瞻性谋划转型布局，加力项目落地为有效应对电力市场限电提升、电价波动风险，公司把握形势、统筹谋划，提出构建“清洁电力、低碳产品、电算协同”新三条曲线的发展战略，为稳增长、促转型、攀新高奠定战略基础。一是做强“清洁电力”，公司统筹量的稳步增长与质的有效保障，聚焦京津冀、长三角、珠三角等经济发达地区，定向布局新疆、西藏等战略性机遇地区，加力开发优质风电及消纳保障性强的光伏项目，优中选优确保收益可控。报告期内，公司自主研发的天津市西青区大寺镇120MW渔光互补光伏发电项目，获得电力建设科学技术进步奖2项、实用新型专利1项及中电建协质量管理成果奖2项；广西贵港南晶150MW光伏发电项目，获得电力建设科学技术进步奖1项及电力建设工法4项；河北满城300MW光伏项目，获得中电建协质量管理成果奖6项。上述项目在工程管理及质量控制方面树立了行业标杆，具有显著的示范效应。
　　二是拓展“低碳产品”，围绕“绿电+”产业融合，积极拓展低碳产品，提高绿电附加值。公司紧抓传统产业转型升级及新疆"三基地一通道"战略机遇，双向构建绿色增长极。一方面积极与电解铝、铁合金等高载能用户合作，探索开展源网荷储一体化、绿电直供业务；另一方面，加速推进自主开展的新型绿色化工、绿色冶炼及高端合金制造一体化项目，并已取得阶段性进展。三是布局“电算协同”，建设高端算力基础设施及管理平台，赋能绿电运营提质增效，探索AI相关高技术研发和产业培育，抢占电算协同发展新机遇。上半年，金开伊吾一期算力集群项目在外部环境市场供需紧张的情况下有序推进，顺利完成项目开机点亮。
　　（三）持续提升精细化管理水平，挖潜增收、控本增效不断提高生产运营精细程度，稳定发电量。通过优化运维、增加组件清洗频次、提高故障响应速率、及时消缺、科学安排检修等方式，有效减少电站项目停工及维修损失，平均故障损失率从0.5%下降到0.3%。
　　积极探索多元化电力交易渠道、交易模式。通过积极拓展省内绿电市场，公司上半年绿电交易量超过5.4亿千瓦时，平均度电电价提升近0.03元/kWh，有效夯实了项目基础收益。自主开发跨省送电资源，将宁夏、青海区域电力资源输送至上海、重庆、陕西等高电价区域；在安徽、宁夏主动开展撮合交易套利；加强将绿证交易作为收益补充和风险对冲手段，上半年完成绿证交易92.52万张。
　　积极拓宽融资渠道，降低财务成本，保障资金供应。通过主动优化债务结构及存量债务，公司大幅节省财务费用；完成了两期绿色中期票据(碳中和债)发行，募集资金9.5亿元，票面利率低至2.22%，进一步拓宽公司直接融资渠道并有效降低整体融资成本。
　　（四）以科技创新推动变革向新，不断提升核心竞争力公司通过深化产研协同构建“技术研发-标准制定-成果转化”创新闭环，在数字化技术应用、新质生产力培育等前沿领域取得了系列标志性成果。
　　生产运营创新方面：自主研发的“新能源项目固定资产台账管理系统”获发明专利1项、软件著作权1项。公司主编的团体标准《风电场无人值守智能运维管理系统技术要求》正式发布，首次建立覆盖设计、开发、测试、运维的全生命周期技术标准体系，为行业的标准化建设奠定坚实基础，标志着公司在资产管理精益化、资源评估精准化、运维管理智能化取得阶段性成果。数字化创新方面：以系统化、数字化、智能化为主线纵深推进数智转型。公司发布《AIIAPG0146-2024大模型训练平台技术要求》《AIIA PG0147-2024大模型推理平台技术要求》两项团体标准，并深度参与国际标准《人工智能云平台技术规范-资源管理》的编制工作。产学研用方面：与北京科技大学等单位共建“国家能源多模式工业储能技术研发中心”通过国家能源局中期评估。联合南开大学等高校开展甲醇发动机设备及技术研究，成功应用于中石油长城钻探公司陕西榆林米脂5H井甲醇代油供电项目，已通过油田甲醇替代柴油供电服务验证标（五）深化数智化转型，赋能管理提质增效报告期内，公司投资管理平台系统正式上线，实现项目全流程、文档和关键数据的统一管控，构建集团级信息共享与决策分析中枢。财务共享平台实现业财数据关联打通，单据审核时效业内领先，实现差旅招待等费用智能审核，满足内部管理与审计的监督要求。同时，公司部署了“金知”、“金制”、“金指”、“金执”等大模型智能应用，聚焦内部管理效能提升；上线财政国资系统数据填报RPA项目，实现业务流程自动化处理；升级电力营销系统，有效提高发电收入等数据的及时性和准确性。
　　（六）持续提升公司治理质量，积极践行“提质增效重回报”行动方案构建投资者信任、治理效能与市场信心三位一体的管理体系，全面践行上市公司高质量发展使命。报告期内，公司披露公告及相关上网文件91份，保持上证e互动有效回复率100%，220余次投资者热线高效沟通，成功举办年度及季度业绩说明会，筑牢透明化沟通机制；修订《公司章程》等20项制度，实现治理体系与上位法动态衔接；发布各类主题文章共计33篇，其中部分文章获得新华社、天津国资转载报道，生动展现了公司在布局战新产业、国资链主企业建设、优化资源配置、承担社会责任等方面的积极作用。
　　报告期内，公司积极践行“提质增效重回报”行动方案，报告期内实施2024年度分红方案，派发现金红利约1.97亿元；公司控股股东及部分董事、高管、核心员工合计实施股份增持2.38亿元，充分彰显了股东及管理团队对公司长期发展的信心。

　　三、报告期内核心竞争力分析
　　（一）股权结构多元化，治理结构完善、决策高效
　　公司拥有多元股东结构，卓越的股东背景，股东中除天津国资外，还包括以国开金融为代表的大型国资金融机构和以通用技术集团为代表的行业龙头企业，国资背景、产业力量和金融资本相互融合、优势互补，为公司提供了有效的资本、产业、项目资源支撑。公司以市场化为企业之魂，治理效能突出。作为国家开发银行和天津国资委“央地协同”混改典范、国务院国资委“双百行动”改革试点企业，公司坚持授权充分、灵活高效的机制体制，拥有先进、高效的治理结构，构建了专业、领先的董事会。公司坚持市场化经营管理，配套市场化激励约束机制，建立了快速响应、高效决策的敏捷组织形态，人均管理资产、人均创收、人均创利等人效指标长年保持行业领先水平，为长期稳定发展构筑了坚实的机制保障。
　　（二）高素质专业化团队，战略机遇把握能力强公司管理团队核心成员多具备头部金融机构或能源央企履历背景，深谙新能源电力行业规律与业务模式，能充分把控新能源电力投资风险；专业背景和业务经验涵盖煤炭、油气、电力、化工、电子、金融等，视野更宽、触角更敏捷，可从国民经济发展和能源行业视角把握能源转型机遇。公司管理层熟悉资本运作与金融创新工具的使用，可有效整合股东和合作方的资源优势，积极开拓新的业务发展模式，探索适合公司的多元化发展道路。
　　公司始终坚持“金融+实业”的专业人才队伍建设，现有员工主要来源于能源、金融及咨询领域的头部企业或专业机构，总部及分公司员工平均年龄不到35岁，硕士及以上学历员工占比53%，已经建立起一支有活力、专业化、高能效的专业人才队伍，为公司做大做优做强主业、扎实有效开拓创新业务奠定了人才基础。
　　（三）体系化全面风险管理，科学决策机制完善
　　在业务布局层面，公司科学规划和业务实践探索相结合，聚焦市场空间广阔、具备竞争壁垒、契合公司专业优势的赛道，确保战略方向精准；同时根据内外部形势变化，不断优化完善内控体系建设，推动健全内控制度体系和内部工作机制，确保各业务条线工作开展有制度可依，各项业务开展严格按照规章制度办理。
　　在项目投资方面，公司以全流程投资风险管理为核心，以标准化投资业务手册为规范指引，通过投资方法、标准、流程、权限等制度的建设，构建投前尽调、投中监督、投后评价及全员参与的全面风险管理体系。
　　（四）生产运维安全有序，项目成本严格控制
　　公司在生产运维工作中坚持安全为基、创新赋能，以精细化管理、智能化管控，不断挖潜增收、控本增效。公司在切实保障工程质量及安全的基础上，通过加强质量成本与工期成本控制，树立全员经济意识、成本意识，确保工程成本在预算范围之内，从工程项目建设全过程入手加以良好管控，降本增效，提升利润空间。报告期内，公司开发建设的天津市西青区大寺镇120MW渔光互补光伏发电项目、广西贵港南晶150MW光伏发电项目、河北满城300MW光伏项目获得多个工程建设奖项，标志着公司整体工程管理、工程质量控制水平进一步提升。
　　（五）加速“数智”转型，打造智慧型企业公司数字化工作坚持以赋能主业为核心，以统一的技术基础实现低成本、短周期的建设模式，从内部数字化成果孵化市场化产品机会，实现业务机遇拓展，培育新的业务增长点。生产智能化方面，公司已完成生产数字化系统全面覆盖所属电站，增强人工智能辅助的规则研判，进一步缩短消缺时长，从而降低故障损失。市场前瞻力方面，为主动应对电力改革加速的市场变化，公司加大在功率预测、电力供需和电价预测方面投入。管理精益化方面，为增强经营管理水平，公司已建设涵盖全级次组织的财务共享中心，在保证业务高效发展的同时，确保各项流程规范、标准、合法，并能够满足税务及内控要求，满足信息披露的及时性、准确性及作业效率最优化等目标要求。
　　（六）资信状况良好，资金保障能力强
　　公司拥有优质信用记录和稳定的银企关系，资金保障能力强。公司与金融机构之间已建立了稳定且高互信度的合作关系，拥有良好的信用记录，形成了优质的企业信誉。公司充分利用银行及租赁公司等金融机构的业务差异化，围绕公司业务发展需求，科学使用各类金融工具，高效开展融资及资金管理工作，切实保障了资金来源的稳定性和多元化。
　　（七）丰富主营业务板块，多元布局推动协同发展
　　公司持续做优做强做大新能源电站主业，依托已有经营基础和规模优势，加大绿电与高载能、高附加值产业融合力度，拓展产业链上下游进一步增加绿色附加值，通过“源荷联动、多能互补”等模式，积极探索绿色煤化工、绿色冶炼、电算协同等领域的战略机遇。公司重视新能源产业链上下游投资布局，并取得良好投资效果。高端制造板块，参股英利能源发展有限公司，通过产业上下游融通协同，在天津落地高效组件产能，助力京津冀共建新能源高端制造产业集聚区。供应链板块，全资子公司金开供应链整合产业链上下游资源，致力于打造绿色供应链、构建一体化供应链服务平台。智慧运维板块，全资子公司金开智维实行精细化管理+智能运维+智慧交易模式，提供全方位集约化+专业化的资产管理服务。
　　（八）重视回报股东，实现股东利益最大化公司高度重视回报股东，秉持高质量、可持续发展理念，已建立持续稳定的现金分红政策，与股东共享发展成果，提升股东回报水平。公司积极推动股票市场价格与内在价值相匹配，综合运用股份回购、分红、增持等多种回报股东措施。报告期内，公司完成2024年度分红工作，派发红利金额约1.97亿元，上一年度累计派发红利金额合计约3.93亿元，占公司2024年度归属上市公司股东净利润的49.02%，分红水平居同业公司前列。报告期内，公司控股股东股份增持累计金额达1.61亿元，公司部分董事、管理团队及核心骨干员工自愿增持773.52万元，充分彰显对长期发展前景的信心。
　　四、可能面对的风险
　　1、电价风险
　　随着电力市场化改革不断深入，市场交易电量比例不断扩大，2025年将实现省级电力现货市场基本全覆盖。受反调峰特性影响，新能源面临电价下降、收益下滑的风险。公司将积极应对电力市场改革，加强电力营销能力，通过不同交易策略，实现整体利益最大化。同时，利用专业的项目评价模型与外部专业评估报告，更加精准快速的判断项目实施可行性，提高整体决策效率。最终实现电力交易价值最优化，争取项目利润最大化。
　　2、限电风险
　　受新能源装机持续增加、部分地区电网结构限制、送出能力不足等影响，限电形势仍存在较大压力。公司将不断深化政策研究，紧跟国家发展战略，加强政策研判，优化交易策略，拓展消纳渠道，争取有效降低限电风险；同时，积极布局清洁高效火电、抽水蓄能、“绿电+高附加值/高载能产业”业务等可以提供调节能力和新能源消纳能力的业务，提高绿电附加值，促进新能源消纳。
　　3、利率风险
　　公司有息负债主要为中长期项目融资，利率普遍为挂钩LPR浮动形式，受资金市场供需影响较大，融资存续期间如果LPR大幅度上浮，可能导致公司财务费用支出增加，从而影响整体现金流情况。公司将持续关注国内外宏观经济走势及政策导向，时刻追踪资金市场利率变化，根据项目资金需求，以项目现金流为核心，运用多种融资手段，控制整体融资成本。
　　4、补贴核查风险
　　2022年3月份，国家发改委、能源局以及财政部三部委联合下发《关于开展可再生能源发电补贴自查工作的通知》，要求在全国范围内开展可再生能源发电补贴核查工作，进一步摸清可再生能源发电补贴底数。自查对象包括电网和发电企业，范围为截止到2021年12月31日已并网有补贴需求的全口径可再生能源发电项目，主要为风电、集中式光伏电站以及生物质发电项目。自查内容主要从项目的合规性、规模、电量、电价、补贴资金、环境保护(仅限于生物质发电)六个方面进行。受国家发展改革委、财政部、国家能源局委托，国家电网与南方电网分别正式公布了《关于公布第一批可再生能源发电补贴合规项目清单的公告》，公司下属已有34个电站合计容量1,824兆瓦进入第一批名单，公司将持续关注后续补贴核查进展情况。
　　5、税收优惠政策变化的风险
　　根据目前相关政策和法律法规，公司下属部分项目公司享有不同程度的税收优惠。主要包括：
　　（1）增值税优惠政策
　　根据《关于风力发电增值税政策的通知》（财税[2015]74号）等相关文件规定，自2015年7月1日起，对纳税人销售自产的利用风力生产的电力产品，实行增值税即征即退50%的政策。
　　（2）企业所得税优惠政策
　　根据《中华人民共和国企业所得税法》第二十七条及其实施条例第八十七条、八十九条和财政部、国家税务总局《关于执行公共基础设施项目企业所得税优惠目录有关问题的通知》（财税[2008]46号）以及财政部、国家税务总局、国家发展改革委《关于公布公共基础设施项目企业所得税优惠目录（2008年版）的通知》（财税[2008]116号）等文件规定，从事该优惠目录规定项目的投资经营所得，自项目取得第一笔生产经营收入所属纳税年度起，第一年至第三年免征企业所得税，第四年至第六年减半征收企业所得税。
　　根据《关于深入实施西部大开发战略有关税收政策问题的通知》（财税[2011]58号）及《西部地区鼓励类产业目录（2014）》（国家发展和改革委员会第15号令），经主管税务机关审核认定，可享受按15%的税率缴纳企业所得税。如果未来相关税收优惠政策或法律法规出现变动，公司所享受的全部或部分税收优惠政策出现调整或取消，可能会对公司经营业绩带来不利影响。公司将积极关注税收优惠政策变化并研究跟进对公司的影响。
　　6、不可抗力风险
　　公司财产和盈利存在因自然条件变化等不可抗力因素而遭受损失的可能，如地震、泥石流等重大地质灾害或破坏发电设施，造成公司财产损失，并影响公司的正常生产经营。旱灾、雪灾、冰灾、洪灾、沙尘暴等严重异常气象灾害不仅可能破坏公司的发电设施，而且也会对公司利用水、风、光等自然资源发电带来不利影响。公司将继续提高生产安全意识，加强生产安全管理，通过定期巡检及购买财产保险等方式防范不可抗力对公司经营带来的或有风险。 收起▲