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　　公司主要产品为电力，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。报告期内，公司所属行业及主营业务未发生变化。　　公司以风能、太阳能的开发、投资和运营为主营业务，积极发展陆上风电、光伏发电，大力开发海上风电，加快推进以沙漠、戈壁、荒漠为重点的大型风电、光伏发电基地建设，深入推动源网荷储一体化和多能互补发展，积极开展抽水蓄能、新型储能、氢能、光热等业务。同时，投资与新能源业务关联度高、具有优势互补和战略协同效应的相关产业，基本形成了风电、太阳能、储能、战略投资等相互支撑、协同发展的业务格局... 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
　　公司主要产品为电力，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。报告期内，公司所属行业及主营业务未发生变化。
　　公司以风能、太阳能的开发、投资和运营为主营业务，积极发展陆上风电、光伏发电，大力开发海上风电，加快推进以沙漠、戈壁、荒漠为重点的大型风电、光伏发电基地建设，深入推动源网荷储一体化和多能互补发展，积极开展抽水蓄能、新型储能、氢能、光热等业务。同时，投资与新能源业务关联度高、具有优势互补和战略协同效应的相关产业，基本形成了风电、太阳能、储能、战略投资等相互支撑、协同发展的业务格局。目前，公司业务已覆盖全国30个省、自治区和直辖市，装机规模、盈利能力等居于国内同行业前列。
　　（二）公司经营模式
　　1.前期开发模式
　　公司项目前期开发主要流程包括资源获取及评估、项目立项、投资决策。
　　项目实施单位负责在管辖范围内筛选项目资源，根据情况签订项目开发协议；项目实施单位按公司相关规定开展资源、限制因素、建设条件、造价、经济评价等初评估工作，根据初评估结果并结合区域内政策要求，组织参与项目指标竞争性配置或申报，根据授权情况报请公司决策；取得项目指标后，项目实施单位对项目进一步评估论证，对满足立项条件的项目，组织对项目立项进行内部审核并向公司申请开展项目立项，公司前期工作管理部门对项目立项请示进行审查，提出立项审核意见，审定后报决策机构审议和批准，通过立项决策后项目实施单位组织开展项目可行性研究及前期手续办理等工作；项目可研报告经过评审收口、取得关键前期手续等，满足项目投资决策条件后，项目实施单位向公司申请开展项目投资决策，通过投资决策的项目，由前期工作管理部门商公司相关部门办理批复文件。
　　2.采购及建设模式
　　（1）采购模式
　　公司采用公开招标、邀请招标、询比采购、竞价采购、谈判采购、直接采购等方式开展工程类、货物类和服务类采购，其中，公开招标为公司的主要采购方式。按照《招标投标法》等法律法规，公司制定了《招标及采购管理制度》，招投标及采购的各项流程均按照相关制度进行。
　　（2）建设模式
　　公司项目建设包括施工准备、工程建设和工程验收三个部分。项目施工准备主要包括手续办理、招标采购、初步设计、施工准备工程等；工程建设主要包括技术、进度、造价、安全和职业健康、生态环境保护等管理，由项目建设单位按照国家法律法规、部门规章、行业标准规范及相关制度，严格履行基本建设程序，实现安全、环保、质量、进度、造价的协调统一；工程验收以国家和行业法律法规、标准规范以及项目批准文件、设计文件、有效合同等为依据，按管理职责严格开展项目的单位工程、工程启动、工程试运及移交生产、工程竣工等验收。
　　3.项目运维模式
　　公司在遵守法律法规、确保安全和环保达标排放的基础上进行风电、太阳能发电、储能等电力生产。电力运行与维护方面，公司已经制定电力生产、运行管理、检修管理、设备管理、备品备件管理等各项规章制度，保证机组的安全稳定运行。公司及控股子公司通过建立涵盖安全培训、技能培训和生产管理培训的完整培训体系，保证生产和管理人员的技能与业务水平的提升。
　　公司区域公司、专业化分（子）公司全面负责、组织区域内所有场站的运行、检修及其相关工作。其下设集控中心和检修中心，实现运行集中监控，场站“无人值班（少人值守）”；检修中心根据场站位置分布情况设置集中检修点，实现区域内场站设备自主检修。公司采取以“远程集中监控、现场无人值班（少人值守），区域自主检修，统一规范管理”为核心内容的运维模式，自主运维与对外委托相结合，将区域公司、专业化分（子）公司作为集约式运维管控单位，在生产管理上实施“三个集中”，即生产管理集中、运行集中、检修集中，做到所辖场站电力生产的统一管理、统一部署、统一协调、统一运作、统一营销。
　　4.销售模式
　　根据《中华人民共和国可再生能源法》《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》《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》等相关规定，符合相应标准的可再生能源发电项目的上网电量由电力市场相关成员全额保障性收购。可再生能源发电项目的上网电量包括保障性收购电量和市场交易电量。电网企业、电力调度机构、电力交易机构等应按照国家相关政策要求，组织可再生能源发电企业、售电企业和电力用户等电力市场相关成员，分工完成可再生能源电量全额保障性收购工作。同时坚持市场化方向，推动新能源上网电量全面进入市场、上网电价由市场形成，配套建立可持续发展价格结算机制，区分存量和增量分类施策，促进行业持续健康发展。
　　随着电力市场的不断发展，公司已在全国多省区参与市场化交易，但各省区市场化进程不同，售电模式也存在差异。在未参与市场化交易的区域，公司依据新能源发电项目核准备案时国家能源价格主管部门确定的区域电价或特许权投标电价与电网公司直接结算电费。在参与市场化交易的区域，电能销售模式为部分电能由电网公司采购，按项目批复电价结算；其余电量需参与市场化交易，按交易电价结算。报告期内，公司参与市场化交易的省区有26个：安徽、福建、甘肃、广东、广西、海南、河北、河南、黑龙江、湖南、吉林、江苏、江西、辽宁、内蒙古、宁夏、青海、山东、山西、陕西、四川、天津、新疆、云南、浙江和重庆。随着《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》的逐步实施，新能源上网电量将全面进入电力市场，通过市场交易形成价格。
　　（三）报告期内公司所处行业情况
　　1.全球新能源行业发展情况
　　在全球范围内，随着风能、太阳能、地热能以及氢能等新能源技术不断取得突破，成本持续下降，应用范围不断拓宽，新能源产业已逐步成为推动经济增长的重要引擎。根据国际可再生能源署（IRENA）发布的《2025年可再生能源装机容量统计报告》，2024年，全球可再生能源装机容量新增585吉瓦，占全球新增电力装机容量的92.5%，年增长率达到15.1%，创下历史新高。2024年，太阳能和风能仍然是可再生能源扩展的主力，占新增可再生能源装机容量的96.6%。其中，超过四分之三的新增装机容量来自太阳能，太阳能装机容量新增451.9吉瓦，增长了32.2%，装机总容量达到1865吉瓦；风能新增装机容量达到113吉瓦，增长了11.1%，装机总容量达到1133吉瓦，增长主要集中在中国。根据全球能源互联网发展合作组织与中国气象局国家气候中心联合发布的《2025年全球新能源发电年景预测报告》，预测2025年全球风电、光伏平均可发电小时数为2300小时左右、1350小时左右，综合考虑气象要素变化和装机规模增长，预计2025年全球风电、光伏发电能力相比2024年将分别提高约10%-15%和25%-30%。
　　2.我国新能源行业发展情况
　　2024年是全面贯彻落实党的二十届三中全会“建设全国统一电力市场”部署的关键之年，截至2024年底，全国发电总装机容量为33.5亿千瓦，非化石能源发电装机占总装机容量的比重为58.2%。根据国家能源局《2025年能源工作指导意见》，2025年全国发电总装机达36亿千瓦以上，新增新能源发电装机规模2亿千瓦以上，推动抽水蓄能装机容量达6200万千瓦以上；非化石能源发电装机占比提高到60%左右，非化石能源占能源消费总量比重提高到20%左右。根据《2025年政府工作报告》，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。开展碳排放统计核算，建立产品碳足迹管理体系、碳标识认证制度，积极应对绿色贸易壁垒。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。开展煤电低碳化改造试点示范。规划应对气候变化一揽子重大工程，积极参与和引领全球环境与气候治理。根据国家能源局数据显示，2025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，风电新增5139万千瓦，太阳能发电新增2.12亿千瓦。截至2025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，风电装机5.73亿千瓦，太阳能发电装机11亿千瓦。
　　3.报告期内公司在行业中的地位
　　2025年上半年，公司新增装机容量218.07万千瓦，累计装机容量达到4993.66万千瓦。风电累计装机容量达到2297.02万千瓦，占全国风力发电行业市场份额的4.01%，其中海上风电累计装机容量714.68万千瓦，占全国市场份额的16.17%；太阳能发电累计装机容量达到2590.55万千瓦，占全国太阳能发电行业市场份额的2.35%，其中集中式光伏累计装机容量2523.69万千瓦，占全国市场份额的4.16%。
　　4.报告期内重点行业政策
　　（1）推进能源结构调整优化，持续激发能源发展活力动力。
　　2025年2月28日，国家能源局发布《2025年能源工作指导意见》（国能发规划〔2025〕16号），指出2025年新增新能源2亿千瓦以上，非化石能源装机占比约占60%；新能源消纳和调控政策措施进一步完善，绿色低碳发展政策机制进一步健全。发展质量效益方面，风电、光伏发电利用率保持合理水平，光伏治沙等综合效益更加显著。
　　2025年2月10日，工信部等8部门印发《新型储能制造业高质量发展行动方案》（工信部联电子〔2025〕7号），构建新一代信息技术与新能源等增长引擎，深化新型储能供给侧结构性改革，推动新型储能制造业高质量发展，引导产业加快技术进步和转型升级，明确2025-2027年储能产业高端化、智能化、绿色化目标，为新能源规模化开发提供装备与调节能力支撑。
　　2025年1月17日，国家能源局印发《分布式光伏发电开发建设管理办法（》国能发新能规〔2025〕7号），规范分布式光伏发电开发建设管理，促进分布式光伏发电高质量发展，适应新形势、新要求，分类规范户用/工商业分布式光伏，简化备案、公平接入电网，强化“就近开发、就地消纳”导向。
　　2025年5月23日，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》（国能发电力〔2025〕53号），在消纳紧张区域先行先试“系统友好型新能源电站、虚拟电厂、高比例外送”等七大方向，探索新型电力系统建设新技术、新模式，推动新型电力系统建设取得突破。
　　2025年5月30日，国家发展改革委、国家能源局印发《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），创新“源荷直连”消纳模式：允许新能源通过专用线路直接向用电企业供电，要求新能源电量自用率≥60%，用户侧绿电占比≥30%，缓解外送压力、提升就地消纳比例。
　　2025年6月8日，国家发展改革委、国家能源局印发《2025年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》（发改办能源〔2025〕669号），下达2025/2026两年全国及分省可再生能源电力消纳责任权重，重点用能行业绿色电力消费比例首次量化，建立“监测+考核”闭环，压实地方与电网企业消纳责任。
　　（2）深入推进电力体制改革，不断完善市场体系建设。
　　2025年2月9日，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）提出要坚持分类施策，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。新能源项目参与电力市场交易后，在市场外建立差价结算的机制，纳入机制的新能源电价水平（简称机制电价）、电量规模、执行期限等由省级价格主管部门会同省级能源主管部门、电力运行主管部门等明确。对纳入机制的电量，市场交易均价低于或高于机制电价的部分，由电网企业按规定开展差价结算，结算费用纳入当地系统运行费用。
　　2025年4月29日，国家发展改革委、国家能源局发布《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），提出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，全面开展连续结算试运行。
　　2025年4月9日，国家发展改革委发布关于《电力市场计量结算基本规则（征求意见稿）》公开征求意见的通知。电费结算相关事宜应在电力用户、售电公司与电网企业签订的电费结算协议中予以明确。结算原则上以自然月为周期开展。其中，电力现货市场未连续运行时，按自然月为周期进行结算。电力现货市场连续运行时，原则上采用“日清月结”的结算模式，按日对已执行的成交结果进行量价清分，月度结算结果应是日清分结果的累计值，按自然月为周期进行结算。
　　2025年4月29日，国家发展改革委、国家能源局印发的《电力辅助服务市场基本规则》（发改能源规〔2025〕411号）提出电力现货市场连续运行的地区，要完善现货市场规则，适当放宽市场限价，引导实现调峰功能，调峰及顶峰、调峰容量等具有类似功能的市场不再运行。
　　2025年1月10日，国家能源局发布《2025年能源监管工作要点》（国能发监管〔2025〕3号）。其中提到发挥电力市场资源优化配置作用，加强省间中长期合同履约监管，促进电力资源跨省互济。高效推进绿证核发工作，加强绿证、绿电和碳市场衔接。健全基础规则制度，研究建立全国统一电力市场评价体系，推动绿色电力交易融入电力中长期交易。优化市场机制功能，推动扩大跨省跨区电力市场化交易，加强余缺互济。持续推进各省现货市场建设，2025年底前实现省级现货市场基本全覆盖。
　　2025年2月27日，国家能源局发布关于印发《2025年能源工作指导意见》（国能发规划〔2025〕16号），指出要持续完善能源体制机制。创新新能源价格机制和消纳方式，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。研究制定绿电直连政策措施。出台促进绿证市场高质量发展的政策文件，落实绿色电力消费促进机制，完善可再生能源消纳责任权重制度，压实电力用户绿电消纳责任。深化全国统一电力市场建设。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。推动跨省跨区市场化交易，推进省级市场标准化建设，制定电力现货市场建设指引。
　　2025年4月14日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》（发改能源〔2025〕357号）。意见明确到2027年，虚拟电厂建设运行管理机制成熟规范，参与电力市场的机制健全完善，全国虚拟电厂调节能力达到2000万千瓦以上。到2030年，虚拟电厂应用场景进一步拓展，各类商业模式创新发展，全国虚拟电厂调节能力达到5000万千瓦以上。
　　（3）加快绿电绿证碳市场建设，推动能源消费绿色低碳转型。
　　2025年3月18日，国家发展改革委等部门发布《关于促进可再生能源绿色电力证书市场高质量发展的意见》（发改能源〔2025〕262号）。文件提出，一是稳定绿证市场供给。提升绿色电力交易规模，推动绿证在全国范围内合理流通。二是激发绿证消费需求。依法稳步推进绿证强制消费，逐步提高绿色电力消费比例并使用绿证核算。将绿色电力消费信息纳入上市企业环境、社会和公司治理（ESG）报告体系。三是完善绿证交易机制。加强绿证价格监测，研究建立绿证价格指数，引导绿证价格在合理水平运行。建立绿色电力消费核算机制，开展绿色电力消费认证，推动绿证与其他机制有效衔接。
　　2025年3月26日，生态环境部发布《全国碳排放权交易市场覆盖钢铁、水泥、铝冶炼行业工作方案》（环气候〔2025〕23号）。目前，全国碳排放权交易市场仅覆盖了发电行业重点排放单位2200家，年覆盖二氧化碳排放量超过50亿吨。钢铁、水泥、铝冶炼行业年排放约30亿吨二氧化碳当量，占全国二氧化碳排放总量的20%以上。此次扩围后，全国碳排放权交易市场预计新增1500家重点排放单位，覆盖全国二氧化碳排放总量占比将达到60%以上。
　　2025年3月31日，国家能源局发布《可再生能源绿色电力证书核发实施细则（试行）》（征求意见稿）。对风电、太阳能发电等可再生能源发电项目上网电量核发可交易绿证；对项目自发自用电量、离网项目可再生能源发电电量核发不可交易绿证，绿证随结算电量划转。对存量常规水电项目，依据水电项目对应电量交易方式划转绿证；用能企业直接购买存量常规水电电量的，将电量对应绿证划转至买方账户；电网企业代理购电的，将相应绿证划转至电网企业所在行政区域的省级绿证账户。
　　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》（发改能源〔2025〕650号），探索创新新能源生产和消费融合发展模式，促进新能源就近就地消纳。绿电直连指风电、太阳能发电等新能源不接入公共电网，通过直连线路向单一用户供电且电量可物理溯源。项目按“以荷定源”，新能源年自发自用电量占总可用发电量比例不低于60%，占总用电量比例不低于30%，2030年前该比例不低于35%。

　　二、经营情况的讨论与分析
　　2025年上半年，公司坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入学习贯彻党的二十大和二十届二中、三中全会精神，聚焦价值创造、坚持稳中求进，紧紧围绕“沙戈荒大基地”和“海上风电大基地”两大战略重点，深入落实“四强四化”行动要求，统筹推进陆上风电、光伏发电业务，深入推动抽水蓄能、新型储能、光热、氢能等新兴业务发展，多措并举应对新能源全面入市，坚持做优增量项目，着力挖潜存量效益，加快新能源规模化开发、专业化建设、高质量发展，全面完成生产经营各项重点工作。
　　（一）装机容量分析
　　报告期内，公司新增并网装机218.07万千瓦，其中风电新增并网53.81万千瓦，太阳能发电新增并网164.26万千瓦。新增获取核准/备案项目容量400.56万千瓦，在建项目计划装机容量合计1381.78万千瓦。报告期末公司待建新能源项目计划装机容量2696.49万千瓦，其中风电1143.13万千瓦，太阳能发电1543.36万千瓦，储能10万千瓦。
　　（二）报告期内发电量及上网电量情况分析
　　2025年上半年，公司发电量393.14亿千瓦时，同比增长8.85%，其中风电、太阳能、独立储能发电量增长主要受益于装机增长。公司自2025年1月起不再控股水电项目装机，故未产生水电发电量。
　　（三）报告期内电量、收入及成本情况
　　（四）发电效率情况分析
　　2025年上半年，公司发电设备平均利用小时数有所下降，主要受消纳等因素影响，青海、内蒙古、甘肃等区域消纳压力相对较大。其中风电平均利用小时为1146小时，较上年减少97小时；太阳能发电平均利用小时为597小时，较上年减少96小时；公司风电、太阳能发电利用小时数分别高于全国均值59小时、37小时。风电发电厂可利用率为99.21%，太阳能发电厂可利用率99.83%，较上年均有所上升。

　　三、报告期内核心竞争力分析
　　（一）持续强化资源获取能力
　　公司深入贯彻新发展理念，锚定“双碳”目标，以大基地资源增强发展支撑力，以产业链协同增强发展竞争力，奋力争取优质资源。一方面，不断优化重点区域规模化新能源基地项目布局，着力推动陆上新能源多元发展，积极参与国家大型风电光伏基地项目策划申报和地方常规项目竞配等工作，提供“多场景”开发方案，因地制宜谋划“新能源+”新型储能、光热、制氢、生态环保等创新融合项目，以创新为驱动力，加快打造绿色能源基地；另一方面，巩固拓展海上风电引领优势，大力推动海上风电规模化、融合化开发，积极围绕广东、福建、江苏、山东、广西、辽宁、上海、天津、浙江等区域推动海上风电基地布局及深远海基地项目试点开发，持续巩固海上风电引领发展优势。
　　（二）不断提高工程建设体系化管理水平
　　公司通过优化整合建设资源，进一步完善工程建设管理体系，利用“大建管”专业化和“分公司”区域化管理优势，按照“集约化作战、扁平化协调、一体化建设、专业化管理”管理思路，高效协同，快速应对新能源市场化等内外部挑战，有效聚焦关键节点，持续紧抓关键程序，统筹安全、质量、进度、成本管理，提高建设管理效率，全力推动陆上、海上项目建设。同时，根据项目类型、规模及建设特点，结合区域出现的阶段性特征，以基地项目、海上风电为重点，聚焦优质项目，推动工程建设、合同造价、科技创新、质量安全环保等业务精细化管理，形成市场响应快速、建设管理精益的工作机制，不断培育核心竞争力，全面推动新能源项目持续高质量开发建设。
　　（三）加快提升科技创新能力
　　公司坚持创新驱动发展战略，充分发挥企业创新主体作用及多场景优势，积极开展技术攻关、创新平台建设、科技成果产出及转化，持续提升科技创新能力。参与承担的1项国家重点研发计划项目通过主管部门综合绩效评价。三峡能源“地质安全院士专家工作站”启动，江苏省海上风电运维工程技术研究中心等有序推进建设。“多塔一机塔式光热电站聚光集热系统”入选国家能源局第四批能源领域首台（套）重大技术装备名单，“16MW超大容量海上风电机组技术”、“钙钛矿太阳能电池规模化应用技术”两项低碳技术入选《国家重点推广的低碳技术目录》（第五批）。新增授权专利200余项，完成1项专利密集型产品备案。
　　（四）深入推广精益运维模式
　　公司全面推行“远程集中监控、现场无人值班（少人值守），区域自主检修，统一规范管理”的电力生产运维管理模式，自主运维与对外委托相结合，做到所辖场站电力生产的统一管理、统一部署、统一协调、统一运作、统一营销，全面推进设备检修、维护、消缺、技改各项工作，优化外委电站管理体系，大力推行区域集控与智慧化运营，全面覆盖智能单兵设备，推进智能场站建设，持续提升故障诊断预警水平，借助人工智能、数据挖掘等技术，不断提升智能运维水平、降低运维成本。推进标准化作业包建设，加强故障提级管理，建立技术监督体系，反“三违”工作成效显著。实现高质量能源保供，圆满完成多轮次保供任务。
　　（五）不断增强市场营销能力
　　公司积极应对逐步到来的新能源上网电量全面市场化前景，主动适配市场变化，深入推进场站级精细化管理，提升交易水平。加强人才建设，通过多类型多频次的营销专题培训，打造专业化交易人才梯队。同时深化长周期电力交易实践，推动西北新能源电力跨省消纳，同步开拓外企市场，探索签约“碳电”一体化合作新模式。环境价值方面，探寻“绿电直连”落地路径，统筹区域绿证销售工作，精准传递环境属性以获取溢价。紧抓碳市场发展机遇，主导研究“光伏+生态修复碳汇方法学”，为相关项目后续碳资产开发提供支撑。
　　（六）持续提高技术支撑能力
　　公司重视项目投资、建设、运营全方位全过程技术支撑。设立技术经济中心及四个区域分中心，积极打造涵盖资源、结构、电气、储能、氢能等16个细分领域的专业技术人才队伍。专题研究公司项目共性难点，系统识别项目投资开发全生命周期内的潜在风险，总结、提炼可复制、可推广的成果。持续加强技术储备，及时跟进分析行业新技术、新材料、新设备、新装备、新业态发展动态，跟踪研究新能源产业链上下游前沿技术，分析研判新能源行业技术创新集成应用。对公司项目造价及成本控制研究，形成契合公司业务特点的技术经济评审体系，提高对公司投资决策及项目建设造价管理的支撑能力。
　　（七）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。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。坚持金融机构竞争性比选，把融资成本作为主要选择标准。不断加强对资本市场和信贷政策的跟踪研究，充分利用碳减排支持工具等绿色金融政策，合理把握市场窗口期，全力获取低成本资金，并持续推动存量融资成本下调。加强债务风险管控，严守债务风险底线，维护公司信誉，保持公司AAA级信用评级。
　　（八）加快推进数智化转型
　　聚焦主责主业，持续升级新能源工业互联网平台，持续完善集中监控、生产管理、智能场站、故障诊断预警等功能；深挖数据价值，深化大数据体系建设，压实数据管理主体责任，全面提升数据质量意识与治理效能，充分发挥数据资产价值；强化供应链安全与核心技术掌控能力，加速开展各类生产运营系统的升级改造；落地“AI+”应用场景，初步构建“数据-算力-模型-应用”AI体系，覆盖百余个场景，数智化水平持续跃升。
　　（九）全力建设人才集聚高地
　　公司始终坚持在市场开拓、工程建设、电力生产及重大项目一线培养、选拔、使用、锤炼干部，不断加大年轻干部选拔培养力度，着力提升公司整体经营管理与改革创新能力。按照业务发展需要，不断拓宽人才引进渠道，系统构建“引、育、用”相结合的人才发展机制。持续优化薪酬福利体系，有效落实中长期激励举措，充分激发干部员工干事创业热情，致力打造一支政治素质过硬、专业能力突出、作风优良务实、精简高效的人才队伍。
　　（十）稳步提升法治合规水平
　　公司已发布《中国三峡新能源（集团）股份有限公司合规手册》，明确了合规纲领和全体员工合规公约，并向全体员工、商业伙伴发出合规倡议。公司将持续以法治合规助推公司高质量发展，不断深化“以合规助发展，以合规致久远”的合规理念，树立良好的企业形象，为新型能源体系建设作出更大贡献。

　　四、可能面对的风险
　　1.政策调整风险
　　由于新能源项目全生命周期长，新能源市场化交易规模持续扩大，尤其是国家深化新能源上网电价市场化改革的政策出台，进一步加速新能源行业全面市场化进程，如不及时研究政策变化形势和政策导向，将导致优质资源获取难、工程进度滞后、投资收益率降低等问题。
　　公司将采取加强政策交流、持续开展政策跟踪和研究、持续完善发售电体系、开展市场分析、强化中长期合约“压舱石”作用、扎实推进营销信息化建设等措施加强管控，以提升政策风险管控的效能，助力公司高质量发展。
　　2.电费回收风险
　　由于公司装机规模快速增长，资金需求上涨，同时电费回收滞后，叠加新能源上网电价市场化改革加速推进，公司将面临资产负债管控压力。公司将从健全完善电费回收项目台账、资金保障、融资成本管控等方面着重入手，加强电费回收和资产负债率管理。
　　3.资源获取风险
　　新能源行业竞争激烈，若不能及时、有效调整资源获取策略和方式，对常规新能源资源及新业务、新业态资源获取重点区域判断不准和投入不够，可能导致市场竞争力下降、优质资源储备不足。
　　公司将从提前做好调峰资源储备、不断开拓“新能源+”新路径和充分发挥区域协同发展优势等方面加强管控，强化公司获取资源能力，储备优质项目资源，切实防范化解资源获取风险。
　　4.工程建设及安全、环保、质量风险
　　公司业务规模逐年扩大，工程建设及安全环保质量管控压力总体较大，如不能对现场进行有效管控，或安全培训不到位，可能导致一定建设质量安全隐患。
　　公司将从建设项目现场管理、生态环境保护隐患排查、建设资源优化配置等方面加强管控，推动安全、环保、质量风险得到有效防控，安全、准点完成公司年度工程建设任务。
　　5.项目投后管理风险
　　公司拥有众多存量新能源项目，上述项目在建成后由于电能消纳、市场化交易、设备故障、土地税费、气象异常等原因可能导致运营成本增加、投资收益波动，投后管理风险增加。
　　公司将研究优化新电价机制下的生产运维、电力营销方案，严格控制成本、深入挖潜增效，积极利用智能化手段升级改造场站，提高设备可利用率和上网电量、交易电价，强化参股投资项目动态监测及资产轮动，全面加强项目投后管理。 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，深入学习贯彻党的二十大和二十届二中、三中全会精神，心怀“国之大者”，坚决贯彻落实国家重大战略和三峡集团部署要求，紧紧围绕“陆上大基地、海上风电引领者”两大战略主线，深入落实“四强四化”行动要求，积极把握发展机遇，统筹推进陆上风电、光伏发电业务，加快推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风光基地开发，着力巩固海上风电优势，深入推动抽水蓄能、新型储能、光热、氢能、地热等新兴业务发展，全面完成各项生产经营目标和重点工作任务，综合实力持续提升，公司高质量发展的基础更加坚实。2024年，公司入选全球新能源企业50... 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，深入学习贯彻党的二十大和二十届二中、三中全会精神，心怀“国之大者”，坚决贯彻落实国家重大战略和三峡集团部署要求，紧紧围绕“陆上大基地、海上风电引领者”两大战略主线，深入落实“四强四化”行动要求，积极把握发展机遇，统筹推进陆上风电、光伏发电业务，加快推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风光基地开发，着力巩固海上风电优势，深入推动抽水蓄能、新型储能、光热、氢能、地热等新兴业务发展，全面完成各项生产经营目标和重点工作任务，综合实力持续提升，公司高质量发展的基础更加坚实。2024年，公司入选全球新能源企业500强、《财富》中国500强，荣获国资委中央企业“双百行动”2023年度专项考核“标杆企业”，首次获得2023年度国家科学技术进步奖一等奖，获评上海证券交易所2023-2024年度上市公司信息披露工作评价A级，中国上市公司协会“上市公司董事会最佳实践案例”“上市公司可持续发展最佳实践案例”等荣誉。
　　2024年，公司并网装机规模达到4796.14万千瓦，营业收入297.17亿元、较上年同比增长12.13%，利润总额85.60亿元。报告期内，公司围绕经营目标，主要开展了以下工作：
　　（一）紧跟国家战略，高效推进陆上基地开发
　　公司坚持差异化、常态化策划开发百万千瓦、千万千瓦级新能源大基地，形成“建设一批、推进一批、谋划一批、储备一批”的基地滚动开发格局。推动内蒙古库布齐沙漠鄂尔多斯中北部新能源基地、南疆塔克拉玛干沙漠新能源基地相关工程顺利开工建设。主动把握政策趋势和技术发展方向，因地制宜推进基地项目策划，持续优化青海格尔木西基地规划方案，研究策划其他区域新能源外送基地。
　　（二）强化陆海统筹，全力巩固海上风电引领者地位
　　公司坚持海陆并进、向海图强，持续巩固海上风电引领者地位，全面推进三峡广东阳江青洲六海上风电场工程项目（100万千瓦）、三峡天津南港海上风电示范项目（20万千瓦）等重点项目建设。截至2024年底，公司海上风电并网装机总规模704.98万千瓦，继续保持国内第一、全球领先。加快推进规模化、深远海项目策划开发，探索推动“海上风电＋燃气调峰发电”“海上风电＋产业园”等一体化资源获取模式。举办海上风电现代产业链共链行动大会，推动海上风电产业链融通发展与技术创新，16兆瓦海上风电机组在漳浦海上风电场实现批量化生产运用。
　　（三）打造精品工程，如期建成两个“风光三峡”
　　公司全面统筹建设资源配置，充分提升“大建管”专业化管理效能，克服项目分散、施工难度大、业态种类多等挑战，依法合规推进项目建设。库布其“沙戈荒”基地二期工程（100万千瓦）、内蒙古包头可再生能源综合应用示范项目（50万千瓦）、新疆哈密“光热+光伏”项目光伏部分（90万千瓦）等一批项目全容量并网，青海海西光热项目（10万千瓦）、青豫直流光热项目（10万千瓦）、甘肃瓜州光热项目（10万千瓦）如期实现并网。报告期内，公司新增并网装机791.70万千瓦，其中，风电装机301.55万千瓦，太阳能发电装机444.15万千瓦。公司风电、太阳能发电并网装机容量合计4669.77万千瓦。
　　（四）加强精益运行，坚决扛牢电力保供责任
　　公司持续贯彻落实保供各项工作要求，多措并举提升电力生产精益运维管理水平。深入开展隐患排查治理，做好设备缺陷统计分析，落实重大问题挂牌督办和三级会商机制，充分发挥关键部件（技术）项目团队专业技术力量；推动智慧化运维转型升级，深化故障诊断及预警系统应用，加快智能场站建设推广；全力推进新建项目生产准备工作，保障新建电站安全有序并网。报告期内，公司实现发电量719.52亿千瓦时；圆满完成全国“两会”、迎峰度夏及重大法定节假日期间的保发保供任务；单日发电量最高突破3亿千瓦时。
　　（五）聚焦价值创造，精准施策提升交易质效
　　公司紧跟国家能源发展战略，不断拓展市场营销业务规模与业务范围，全面发展风光电力交易、绿证交易、独立储能交易、碳资产开发交易、售电服务等业务。积极主动对接优质客户，创新策划长期合作方案，因地制宜实施交易策略，提升绿电销售率；借助公司发电资产多省布局优势，主攻跨省跨区交易，提升整体交易效益；统筹组织公司各区域绿证销售工作，打造区域间联合互助模式，有效促进绿证大宗销售。报告期内，公司在23个省区参与电力市场化交易，结算交易电量409.65亿千瓦时，占上网总电量的58.59%；全年绿电交易结算电量同比增长48%，跨省跨区消纳电量同比增长27%，绿证销售数量创新高；除常规电力交易外，公司绿证、独立储能、碳资产、售电服务多品类增收合计2.95亿元（含税）。
　　（六）全面深化改革，持续提升公司治理效能
　　深入推进新一轮国有企业改革深化提升行动，统筹推动国资委世界一流专业领军示范企业创建。全面落实“两个一以贯之”，切实发挥党委“把方向、管大局、保落实”、董事会“定战略、作决策、防风险”、经理层“谋经营、抓落实、强管理”的作用，健全权责法定、权责透明、协调运转、有效制衡的公司治理机制。滚动修订公司党委决定和前置研究重大经营管理事项“两张清单”、总经理办公会事项清单，为规范决策提供制度保障。强化董事会行权履职，优化董事会授权，充分发挥董事会核心职能。科学推动新型经营责任制提质扩面，深入贯彻落实管理人员竞争择优选拔、末等调整和不胜任退出，持续优化人才队伍建设。探索构建ESG指标管理体系，高质量发布ESG专项报告。健全完善法律合规风险内控制度“五位一体”管理体系，创新性开展内控管理提升分析、风险内控合规行业对标，从精从细筑牢合规防线。
　　（七）坚持创新驱动，培育壮大发展核心动力
　　公司将科技创新作为发展的核心动力，不断强化顶层设计，优化科技创新管理体系，通过组织开展重大科技攻关、推进重点科技项目，不断提升科技创新能力。报告期内，公司参与完成的“海上风电安全高效开发成套技术和装备及产业化”荣获2023年度国家科学技术进步奖一等奖，“海上风电场智能运行控制技术研究”等4项国家省部级项目顺利通过验收/综合绩效评价，全年研发投入超7亿元，新增受理专利超1400项、授权专利超500项，累计拥有专利超1200项。
　　（八）突出党建引领，凝心铸魂赋能业务发展
　　公司坚决贯彻落实党中央决策部署和习近平总书记重要指示批示精神，捍卫“两个确立”、做到“两个维护”。将党的领导融入公司治理各环节，强化政治引领，充分发挥“把方向、管大局、保落实”的领导作用。深入学习贯彻党的二十届三中全会精神，推动全会精神落地见效。扎实开展党纪学习教育，持续加强廉洁文化建设，着力推动全面从严治党向纵深发展。注重品牌宣传，持续提升品牌知名度和企业美誉度。开展“堡垒对标先锋引领”行动，持续增强基层党组织政治功能和组织功能。扎实推进“幸福三峡”建设，组织开展庆祝新中国成立75周年系列活动，加强先进典型选拔选树，深化青年精神素养提升工程、“青马工程”，不断激发职工爱国爱企热情。
　　
　　二、报告期内公司所处行业情况
　　（一）全球新能源行业发展情况
　　全球可再生能源发展势头迅猛，根据国际能源署（IEA）发布的2024年《可再生能源报告》，到2030年，可再生能源将满足全球近一半电力需求，太阳能将占可再生能源发电增长80%，中国可再生能源装机容量预计将占全球总装机容量的近60%，中国太阳能设备制造的全球市场份额预计维持在80%-90%。但世界多国仍存在融资成本过高、电网基础设施不足、系统整合程度较弱等多方面挑战，各国还应采取更加强有力的措施，推动实现全球可再生能源装机增长3倍的联合国既定目标。
　　（二）我国新能源行业发展情况
　　党的二十届三中全会审议通过的《中共中央关于进一步全面深化改革推进中国式现代化的决定》提出，要深化能源管理体制改革，建设全国统一电力市场，优化油气管网运行调度机制，推进能源等领域价格改革，优化居民电价、气价制度，推进能源等行业自然垄断环节独立运营和竞争性环节市场化改革，健全监管体制机制。习近平总书记在二十届中共中央政治局第十二次集体学习中指出，要统筹好新能源发展和国家能源安全，坚持规划先行、加强顶层设计、搞好统筹兼顾，注意处理好新能源与传统能源、全局与局部、政府与市场、能源开发和节约利用等关系，推动新能源高质量发展。我国新能源行业坚持稳中求进工作总基调，统筹发展和安全，深入贯彻“四个革命、一个合作”能源安全新战略，积极稳妥推进碳达峰碳中和，加快构建新型电力系统，助力加快建设新型能源体系。加快推动电力绿色低碳转型，着力构建风、光、水、核、火多轮驱动的清洁电力供应体系，新能源保持快速发展势头，电力碳排放强度稳步下降；纵深推进电力市场化改革和科技创新，加快建设统一电力市场，持续完善市场交易机制，推动建立煤电容量电价机制，加大力度开展高效新能源发电、先进核电、灵活煤电、多元新型储能、特高压输电等关键技术攻关，加快推进电力产业数字化进程，电力高质量发展的活力和动力进一步增强；扎实推进共建绿色“一带一路”，构建亚太电力命运共同体取得新成效，高水平电力国际合作全方位拓展。
　　新能源在电力结构中的比重逐渐增加，对推动能源转型、保障国家能源安全具有重要意义，根据国家能源局发布的2024年可再生能源并网情况，可再生能源装机规模不断实现新突破。2024年，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%，约占我国发电总装机的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。
　　（三）报告期内公司在行业中的地位
　　2024年，公司新增装机容量791.70万千瓦，累计装机容量达到4796.14万千瓦。风电累计装机容量达到2243.20万千瓦，占全国风力发电行业市场份额的4.31%，其中海上风电累计装机容量达到704.98万千瓦，占全国市场份额的17.08%；太阳能发电累计装机容量达到2426.57万千瓦，占全国太阳能发电行业市场份额的2.74%。
　　（四）报告期内的重点行业政策
　　1.新能源高质量跃升，发展路径更加清晰
　　2024年3月18日，国家能源局印发《2024年能源工作指导意见》，意见强调，以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，贯彻党的二十大精神，坚持稳中求进，落实能源安全新战略，统筹发展和安全，提升能源保障能力，推进绿色低碳转型，深化能源改革创新，提高国际合作水平，加快规划建设新型能源体系，为中国式现代化提供能源保障。主要目标是增强能源供应保障能力，优化能源结构，提高质量效率，夯实能源保障基础，推进非化石能源高质量发展，深化能源利用方式变革，推进能源技术创新，持续推进能源治理体系和能力现代化，务实推进能源国际合作，以确保经济社会发展和人民群众美好生活用能需求，同时积极应对能源安全风险挑战。
　　2024年3月25日，国家发展改革委、国家能源局、农业农村部印发《关于组织开展“千乡万村驭风行动”的通知》，通知提出，以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻党的二十大精神，深入落实“四个革命、一个合作”能源安全新战略，锚定碳达峰碳中和目标，实施“千乡万村驭风行动”，促进农村地区风电就地就近开发利用，创新开发利用场景、投资建设模式和收益共享机制，推动风电成为农村能源革命的新载体、助力乡村振兴的新动能，为农村能源绿色低碳转型、建设宜居宜业和美乡村提供有力支撑。
　　2024年4月2日，国家能源局印发《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》，通知提出，电力调度机构应根据系统需求，制定新型储能调度运行规程，科学确定新型储能调度运行方式，公平调用新型储能调节资源。积极支持新能源+储能、聚合储能、光储充一体化等联合调用模式发展，优先调用新型储能试点示范项目，充分发挥各类储能价值。
　　2024年5月17日，国家能源局综合司、国家林业和草原局办公室印发《关于有序推进光伏治沙项目开发建设有关事项的通知》，通知提出，在保护好生态的前提下，将光伏开发与传统治沙相结合，开展光伏治沙项目建设，对于推进生态治理和实现双碳目标具有十分重要的意义。要高度重视，按照生态优先、绿色发展、协同推进的总体思路，共同做好规划布局，因地制宜、科学有序实施光伏治沙项目，有效支撑清洁低碳、安全高效的新型能源体系建设，全力推进防沙治沙高质量发展。
　　2024年5月23日，国务院印发《2024—2025年节能降碳行动方案》，提出加大非化石能源开发力度，加快建设以沙漠、戈壁、荒漠为重点的大型风电光伏基地；合理有序开发海上风电，促进海洋能规模化开发利用，推动分布式新能源开发利用；有序建设大型水电基地，积极安全有序发展核电，因地制宜发展生物质能，统筹推进氢能发展；到2025年底，全国非化石能源发电量占比达到39%左右。
　　2024年8月11日，国务院印发《关于加快经济社会发展全面绿色转型的意见》，中央层面首次对加快经济社会发展全面绿色转型进行系统部署，为中国未来绿色转型提供发展路线图。《意见》指出，到2030年，重点领域绿色转型取得积极进展，绿色生产方式和生活方式基本形成，减污降碳协同能力显著增强，主要资源利用效率进一步提升，支持绿色发展的政策和标准体系更加完善，经济社会发展全面绿色转型取得显著成效。到2035年，绿色低碳循环发展经济体系基本建立，绿色生产方式和生活方式广泛形成，减污降碳协同增效取得显著进展，主要资源利用效率达到国际先进水平，经济社会发展全面进入绿色低碳轨道，碳排放达峰后稳中有降，美丽中国目标基本实现。
　　2024年10月18日，国家发展改革委等部门发布《关于大力实施可再生能源替代行动的指导意见》，提出大力实施可再生能源替代行动，旨在推动能源转型，确保能源安全新战略的实施。核心在于统筹谋划安全替代，供需有序替代，多元融合替代，以及科技引领创新替代。到2025年，中国可再生能源消费量目标为11亿吨标煤以上，至2030年达到15亿吨标煤以上，支撑碳达峰目标。
　　2024年11月8日，第十四届全国人民代表大会常务委员会第十二次会议通过《中华人民共和国能源法》。《中华人民共和国能源法》确立了国家能源发展的指导原则和战略目标，强调能源安全，规定了开发、节约、供应、使用和市场监管的基本制度。法律推动非化石能源发展、科技创新和国际合作，旨在优化能源结构，提升效率，减少污染，支持可持续发展。
　　2024年11月29日，中电联发布《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》，提出“三步走”战略：第一步，到2025年初步建成，实现跨省跨区市场与省内市场有序衔接；第二步，到2029年全面建成，实现新能源在市场中的全面参与；第三步，到2035年完善提升，支持新能源大规模接入，形成市场、价格和技术全面协调的市场机制。《蓝皮书》共提出了八条近中期重点任务，一是构建多层次统一电力市场架构；二是构建功能完备、品种齐全的市场体系；三是构建适应绿色低碳转型的市场机制；四是构建系统安全充裕、灵活互动的市场机制；五是构建统一开放、公平有序的市场运营机制；六是构建批发与零售市场顺畅协调的衔接机制；七是构建统筹衔接的政策、管理和市场体系；八是构建科学高效的市场监管体系。
　　2.深入推进电力体制改革，不断完善市场体系建设
　　2024年2月7日，国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》。通知要求，加强电力辅助服务市场与中长期市场、现货市场等统筹衔接，科学确定辅助服务市场需求，合理设置有偿辅助服务品种，规范辅助服务计价等市场规则。按照“谁服务、谁获利，谁受益、谁承担”的总体原则，不断完善辅助服务价格形成机制，推动辅助服务费用规范有序传导分担。电力现货市场未连续运行的地区，原则上不向用户侧疏导辅助服务费用。电力现货市场连续运行的地区，符合相关要求的调频、备用辅助服务费用（不含提供辅助服务过程中产生的电量费用），原则上由用户用电量和未参与电能量市场交易的上网电量共同分担，分担比例由省级价格主管部门确定。
　　2024年3月18日，国家发展改革委发布《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》，该办法自2024年4月1日起施行。文件明确，可再生能源发电项目的上网电量包括保障性收购电量和市场交易电量。保障性收购电量是指按照国家可再生能源消纳保障机制、比重目标等相关规定，应由电力市场相关成员承担收购义务的电量。市场交易电量是指通过市场化方式形成价格的电量，由售电企业和电力用户等电力市场相关成员共同承担收购责任。
　　2024年4月25日，国家发展改革委公布《电力市场运行基本规则》。规则明确，电力市场成员包括经营主体、电力市场运营机构和提供输配电服务的电网企业等。其中，经营主体包括参与电力市场交易的发电企业、售电企业、电力用户和新型经营主体（含储能企业、虚拟电厂、负荷聚合商等）。电力市场交易类型包括电能量交易、电力辅助服务交易、容量交易等。电能量交易按照交易周期分为电力中长期交易和电力现货交易。根据新型电力系统建设需要，逐步推动建立市场化的容量成本回收机制，探索通过容量补偿、容量市场等方式，引导经营主体合理投资，保障电力系统长期容量充裕。国家统筹推进全国统一电力市场体系建设，持续完善电力市场功能，发挥市场机制作用。
　　2024年11月8日，十四届全国人大常委会第十二次会议表决通过《中华人民共和国能源法》。《能源法》提出，完善能源开发利用政策，优化能源供应结构和消费结构，积极推动能源清洁低碳发展，提高能源利用效率；建立能源消耗总量和强度双控向碳排放总量和强度双控全面转型新机制，加快构建碳排放总量和强度双控制度体系；加快建立主体多元、统一开放、竞争有序、监管有效的能源市场体系，依法规范能源市场秩序，平等保护能源市场各类主体的合法权益；完善可再生能源电力消纳保障机制，供电企业、售电企业、相关电力用户和使用自备电厂供电的企业等应当按照国家有关规定，承担消纳可再生能源发电量的责任。
　　2024年11月11日，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》。通知要求各经营主体自觉维护公平公正电力市场秩序，依法合规参与电力市场交易，不得操纵市场价格，不得实行串通报价、哄抬价格及扰乱市场秩序等行为。拥有售电公司的发电企业，不得利用“发售一体”优势直接或变相以降低所属售电公司购电成本的方式抢占市场份额，不得对民营售电公司等各类售电主体和电力大用户进行区别对待。各经营主体原则上以市场注册主体为单位独立进行报价，不得通过口头约定、签订协议等方式串通报价。多个发电厂组成的发电企业进行电能量交易，不得集中报价。发电侧、售电侧相关经营主体之间不得通过线上、线下等方式在中长期双边协商交易外统一约定交易价格、电量等申报要素实现特定交易。
　　3.加快绿电绿证碳市场建设，推动能源消费绿色低碳转型
　　2024年1月27日，国家发展改革委、国家统计局、国家能源局联合发布《关于加强绿色电力证书与节能降碳政策衔接大力促进非化石能源消费的通知》。通知要求，加强绿证交易与能耗双控、碳排放管理等政策有效衔接，激发绿证需求潜力，夯实绿证核发交易基础，拓展绿证应用场景，加强国内国际绿证互认。在绿证与能耗双控政策衔接方面，明确将绿证交易对应电量纳入“十四五”省级人民政府节能目标责任评价考核指标核算。在夯实绿证核发和交易基础方面，要求加快可再生能源项目建档立卡和绿证核发，扩大绿证交易范围。各地区要将可再生能源消纳责任分解到重点用能单位，探索实施重点用能单位化石能源消费预算管理，超出预算部分通过购买绿证绿电进行抵消。
　　2024年5月23日，国务院印发《2024—2025年节能降碳行动方案》。方案明确，重点控制化石能源消费，强化碳排放强度管理，分领域分行业实施节能降碳专项行动。在绿证绿电消费方面，加强可再生能源绿色电力证书交易与节能降碳政策衔接，2024年底实现绿证核发全覆盖。将可再生能源电力消纳责任权重分解至重点用能单位。实行重点用能单位化石能源消费预算管理，超出预算部分通过购买绿电绿证进行抵消。加快建设绿证交易市场，做好与碳市场衔接，扩大绿电消费规模。在电价政策方面，落实煤电容量电价，深化新能源上网电价市场化改革，研究完善储能价格机制。严禁对高耗能行业实施电价优惠。强化价格政策与产业政策、环保政策的协同，综合考虑能耗、环保绩效水平，完善高耗能行业阶梯电价制度。
　　2024年8月23日，国家发展改革委、国家能源局发布《电力中长期交易基本规则—绿色电力交易专章》。规则明确了绿电交易定义、交易组织、交易方式、价格机制、合同签订与执行、交易结算及偏差处理、绿证核发划转等内容。一是绿色电力是指符合国家政策要求的已建档立卡的可再生能源发电项目所生产的全部电量。二是绿色电力交易是电力中长期交易的组成部分，执行电力中长期交易规则。三是绿色电力交易坚持绿色优先、市场导向、安全可靠的原则，充分发挥市场作用，合理反映绿色电力的电能量价值和环境价值。四是绿色电力交易主要包括省内绿色电力交易和跨省区绿色电力交易，绿色电力交易的组织方式主要包括双边协商、挂牌交易等。五是绿色电力交易中，电能量价格与绿证价格应分别明确和分开结算，除国家有明确规定的情况外不得对交易进行限价或指定价格。
　　2024年9月11日，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》。文件提出，避免可再生能源发电项目从绿证和CCER重复获益。对于深远海海上风电、光热发电项目，拟选择参加绿证交易的，相应电量不得申请CCER；拟申请CCER的，在完成自愿减排项目审定和登记后，由国家能源局资质中心“冻结”计入期内未交易绿证；在完成减排量核查和登记后，由国家能源局资质中心注销减排量对应的未交易绿证，并向社会公开信息。
　　2024年10月21日，国家生态环境部发布《关于做好2023、2024年度发电行业全国碳排放权交易配额分配及清缴相关工作的通知》。文件在履约制度、配额分配计算方法、抵销配额清缴、配额结转等方面做出新的要求。随本次通知发布的《2019-2024年度碳排放配额结转方案》明确了配额结转规则。
　　2024年10月30日，国家发展改革委等部门联合印发《关于大力实施可再生能源替代行动的指导意见》。文件提出，一是大力实施可再生能源替代，稳步发展生物质发电，鼓励生物质发电项目提供调峰等辅助服务。二是完善绿色能源消费机制。全面落实非化石能源不纳入能源消耗总量和强度控制要求，使用绿证作为可再生能源电力消费核算的基础凭证，加强绿证与节能降碳政策的有效衔接。三是健全市场机制和价格机制。深化新能源上网电价市场化改革，建立和完善适应可再生能源特性的电力中长期、现货和辅助服务市场交易机制，支持可再生能源发电项目与各类用户开展直接交易及与用户签订多年购售电协议。稳妥有序推动分布式新能源发电参与市场化交易，促进分布式新能源就近消纳。加强新能源在公平接入电网、参与电力市场及消纳利用等方面的监管。
　　4.促进新能源消纳利用，推动新能源高质量发展
　　2024年5月28日，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》。通知明确，要加快推进新能源配套电网项目建设、积极推进系统调节能力提升和网源协调发展、充分发挥电网资源配置平台作用、科学优化新能源利用率目标、扎实做好新能源消纳数据统计管理、常态化开展新能源消纳监测分析和监管工作等重点任务。通知提出，要充分发挥电力市场机制作用，优化省间电力交易机制。加快电力现货市场建设，进一步推动新能源参与电力市场。打破省间壁垒，不得限制跨省新能源交易。探索分布式新能源通过聚合代理等方式有序公平参与市场交易。通知要求，要科学确定各地新能源利用率目标，部分资源条件较好的地区可适当放宽新能源利用率目标，原则上不低于90%，并根据消纳形势开展年度动态评估。
　　2024年7月10日，国家发展改革委发布《关于2024年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》。通知指出，一是本次下达的2024年可再生能源电力消纳责任权重为约束性指标，按此对各省（自治区、直辖市）进行考核评估。二是根据国务院印发的《2024—2025年节能降碳行动方案》，为推动可再生能源电力消纳责任权重向重点用能单位分解，今年新设电解铝行业绿色电力消费比例目标，电解铝行业企业绿色电力消费比例完成情况以绿证核算，2024年只监测不考核。三是各省（自治区、直辖市）按照非水电消纳责任权重合理安排本省（自治区、直辖市）风电、光伏发电保障性并网规模。严格落实西电东送和跨省跨区输电通道可再生能源电量占比要求，2024年的占比原则上不低于2023年实际执行情况。冀北、蒙西、青海、甘肃等地区要切实采取措施提升消纳能力，强化监测预警，保障新能源消纳利用处于合理水平。
　　
　　三、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
　　公司主要产品为电力，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。报告期内，公司所属行业及主营业务未发生变化。
　　公司以风能、太阳能的开发、投资和运营为主营业务，积极发展陆上风电、光伏发电，大力开发海上风电，加快推进以沙漠、戈壁、荒漠为重点的大型风电、光伏发电基地建设，深入推动源网荷储一体化和多能互补发展，积极开展抽水蓄能、新型储能、氢能、光热等业务。同时，投资与新能源业务关联度高、具有优势互补和战略协同效应的相关产业，基本形成了风电、太阳能、储能、战略投资等相互支撑、协同发展的业务格局。目前，公司业务已覆盖全国30个省、自治区和直辖市，装机规模、盈利能力等居于国内同行业前列。
　　（二）公司经营模式
　　1.前期开发模式
　　公司项目前期开发主要流程包括资源获取及评估、项目立项、投资决策。
　　项目实施单位负责在管辖范围内筛选项目资源，根据情况签订项目开发协议；项目实施单位按公司相关规定开展资源、限制因素、建设条件、造价、经济评价等初评估工作，根据初评估结果并结合区域内政策要求，组织参与项目指标竞争性配置或申报，根据授权情况报请公司决策；取得项目指标后，项目实施单位对项目进一步评估论证，对满足立项条件的项目，组织对项目立项进行内部审核并向公司申请开展项目立项，公司前期工作管理部门对项目立项请示进行审查，提出立项审核意见，审定后报决策机构审议和批准，通过立项决策后项目实施单位组织开展项目可行性研究及前期手续办理等工作；项目可研报告经过评审收口、取得关键前期手续等，满足项目投资决策条件后，项目实施单位向公司申请开展项目投资决策，通过投资决策的项目，由前期工作管理部门商公司相关部门办理批复文件。
　　2.采购及建设模式
　　（1）采购模式
　　公司采用公开招标、邀请招标、询比采购、竞价采购、谈判采购、直接采购等方式开展工程类、货物类和服务类采购，其中，公开招标为公司的主要采购方式。按照《招标投标法》等法律法规，公司制定了《招标及采购管理制度》，招投标及采购的各项流程均按照相关制度进行。
　　（2）建设模式
　　公司项目建设包括施工准备、工程建设和工程验收三个部分。项目施工准备主要包括开工手续办理、招标采购、初步设计、施工准备工程等；工程建设主要包括技术、进度、造价、安全和职业健康、生态环境保护、质量等管理，由项目建设单位按照国家法律法规、部门规章、行业标准规范及相关制度，严格履行基本建设程序，实现安全、环保、质量、进度、造价的协调统一；
　　工程验收以国家和行业法律法规、标准规范以及项目批准文件、设计文件、有效合同等为依据，按管理职责严格开展项目的单位工程、工程启动、工程试运及移交生产、工程竣工等验收。
　　3.项目运维模式
　　公司在遵守法律法规、确保安全和环保达标排放的基础上进行风电、太阳能发电、水电、储能等电力生产。电力运行与维护方面，公司已经制定电力生产、运行管理、检修管理、设备管理、备品备件管理等各项规章制度，保证机组的安全稳定运行。公司及控股子公司通过建立涵盖安全培训、技能培训和生产管理培训的完整培训体系，保证生产和管理人员的技能与业务水平的提升。
　　公司区域公司、专业化分（子）公司全面负责、组织区域内所有场站的运行、检修及其相关工作。其下设集控中心和检修中心，实现运行集中监控，场站“无人值班（少人值守）”；检修中心根据场站位置分布情况设置集中检修点，实现区域内场站设备自主检修。公司采取以“远程集中监控、现场无人值班（少人值守），区域自主检修，统一规范管理”为核心内容的运维模式，自主运维与对外委托相结合，将区域公司、专业化分（子）公司作为集约式运维管控单位，在生产管理上实施“三个集中”，即生产管理集中、运行集中、检修集中，做到所辖场站电力生产的统一管理、统一部署、统一协调、统一运作、统一营销。
　　4.销售模式
　　根据《中华人民共和国可再生能源法》《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》等相关规定，符合可再生能源开发利用规划（沼气发电除外）、依法取得行政许可或者报送备案、符合并网技术标准的可再生能源发电项目的上网电量由电力市场相关成员全额保障性收购。可再生能源发电项目的上网电量包括保障性收购电量和市场交易电量。电网企业、电力调度机构、电力交易机构等应按照国家相关政策要求，组织可再生能源发电企业、售电企业和电力用户等电力市场相关成员，按照以下分工完成可再生能源电量全额保障性收购工作：（1）电网企业应组织电力市场相关成员，确保可再生能源发电项目保障性收购电量的消纳；（2）电力交易机构应组织电力市场相关成员，推动可再生能源发电项目参与市场交易；（3）电力调度机构应落实可再生能源发电项目保障性电量收购政策要求，并保障已达成市场交易电量合同的执行。对未达成市场交易的电量，在确保电网安全的前提下，电网企业、电力调度机构可按照相关规定，采用临时调度措施充分利用各级电网富余容量进行消纳。
　　随着电力市场的不断发展，公司已在全国多省区参与市场化交易，但各省区市场化进程不同，售电模式也存在差异。在未参与市场化交易的区域，公司依据新能源发电项目核准备案时国家能源价格主管部门确定的区域电价或特许权投标电价与电网公司直接结算电费。在参与市场化交易的区域，电能销售模式为部分电能由电网公司采购，按项目批复电价结算；其余电量需参与市场化交易，按交易电价结算。报告期内，公司参与市场化交易的省区有23个：甘肃、青海、宁夏、新疆、内蒙古、河北、黑龙江、吉林、辽宁、四川、云南、山西、陕西、山东、福建、湖南、广西、江苏、广东、安徽、浙江、江西和河南。未来随着电力体制改革的不断深入，市场化交易范围和规模可能将不断扩大，可再生能源电量通过参与市场化交易形式销售将成为主要方式。
　　
　　四、报告期内核心竞争力分析
　　（一）持续强化资源获取能力
　　公司深入贯彻新发展理念，锚定“双碳”目标，以大基地资源增强发展支撑力，以产业链协同增强发展竞争力，奋力争取优质资源。一方面，不断优化重点区域规模化新能源基地项目布局，着力推动陆上新能源多元发展，积极参与国家大型风电光伏基地项目策划申报和地方常规项目竞配等工作，提供“多场景”开发方案，因地制宜谋划“新能源+”新型储能、光热、制氢、生态环保等创新融合项目，以创新为驱动力，加快打造绿色能源基地；另一方面，巩固拓展海上风电引领优势，大力推动海上风电规模化、融合化开发，积极围绕广东、福建、江苏、山东、广西、辽宁、上海、天津、浙江等区域推动海上风电基地布局及深远海基地项目试点开发，持续巩固海上风电引领发展优势。
　　（二）全面发挥专业化建设管理优势
　　公司通过优化整合建设资源，推行“大建管”专业化管理模式，建设管理分公司、海上风电项目建设协调领导小组、抽水蓄能建设管理中心按职责开展陆上新能源项目、海上风电项目、抽水蓄能项目建设管理，有效聚焦项目重难点，统筹设备供货进度和施工资源投入，提高建设管理效率，逐步实现项目建设“集约化作战、扁平化协调、一体化建设、专业化管理”。同时，根据项目类型、规模及建设特点，结合区域出现的阶段性特征，以基地项目为重点，聚焦优质项目，推动工程建设、合同造价、科技创新、质量安全环保等相关业务精细化管理，优化决策程序及流程，形成市场响应快速、决策流程高效、建设管理精益的工作机制，不断培育核心竞争力，全面推动新能源项目持续高质量开发建设。
　　（三）加快提升科技创新能力
　　公司秉持创新驱动的发展战略，持续实施“科技研发+示范应用”模式，充分发挥企业作为创新主体作用以及多场景应用优势，主动承担技术攻关、重点研发任务，申报并获批多项国家、省部级科技项目，不断强化科技创新能力。第三批能源领域首台（套）重大技术装备“16MW海上风力发电机组整机和主轴承重大部件”实现批量化应用，年度专利授权数量实现大幅增长。此外，公司各类科创平台建设取得新突破，年度新增获批建设福建、山东两家省级工程研究中心，阳江公司张小曳院士工作站、北京殷跃平院士工作站获批建设，江苏省海上风电运维工程技术研究中心完成首年建设任务，充分发挥科技创新平台协同创新力量，为公司发展提供新动能。
　　（四）深入推广精益运维模式
　　公司全面推行“远程集中监控、现场无人值班（少人值守），区域自主检修，统一规范管理”的电力生产运维管理模式，自主运维与对外委托相结合，做到所辖场站电力生产的统一管理、统一部署、统一协调、统一运作、统一营销，全面推进设备检修、维护、消缺、技改各项工作，优化外委电站管理体系，大力推行区域集控与智慧化运营，全面覆盖智能单兵设备，推进智能场站建设，持续提升故障诊断预警水平，借助人工智能、数据挖掘等技术，不断提升智能运维水平、降低运维成本。推进标准化作业包建设，加强故障提级管理，建立技术监督体系，反“三违”工作成效显著。实现高质量能源保供，圆满完成多轮次保供任务。
　　（五）不断增强市场营销能力
　　公司积极应对新能源市场化挑战，持续强化“全员营销”理念，挖掘各区域销售潜力，积极应对新能源市场化挑战。优化营销管理，与时俱进完善营销体系和制度建设，同时持续加强信息化建设，提升营销管控效率。扩大电力交易长周期协议签约规模，全力拓展长期合作客户群，推动三北地区绿电跨省区输送。创新销售模式，在西北地区试点，积极推进多电源类型曲线打捆的交易模式，提高新能源交易成交量价。把握国内碳市场先机，率先开发公司4个海上风电项目位列国家首批CCER公示名录，为后续CCER签发交易奠定基础。
　　（六）持续提高技术支撑能力
　　公司重视项目投资、建设、运营全方位全过程技术支撑。设立技术经济中心及四个区域分中心，积极打造涵盖资源、结构、电气、储能、氢能等16个细分领域的专业技术人才队伍。持续加强技术储备，及时跟进分析行业发展新形势新业态新技术。不断完善技术经济评审数据管理系统，形成契合公司业务特点的技术经济评审体系，提高对公司投资决策及项目建设造价管理的支撑能力。
　　（七）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。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。坚持金融机构竞争性比选，把融资成本作为主要选择标准。不断加强对资本市场和信贷政策的跟踪研究，充分利用碳减排支持工具等绿色金融政策，合理把握市场窗口期，全力获取低成本资金，并持续推动存量融资成本下调。加强债务风险管控，严守债务风险底线，维护公司信誉，保持公司AAA级信用评级。
　　（八）加快推进数智化转型
　　全面提升监测预警分析能力，推广设备故障预警，加强电站分析对标，推进故障代码库建设，有效提升设备可靠性和发电效能。全面推进智能生产智慧运营，升级新能源工业互联网平台，加快场站智能化升级，甘肃武威光晟等4个智能场站正式投运。深化电力生产系统应用，优化集中监控系统架构，加速计划检修模式向预测性维护转变。建设以数据融合应用为核心的海上风电智慧运营模式。积极开展项目全生命周期数字化建设，完善智慧化运维标准体系。挖掘数据价值，深化数据开发利用，实现数据采集共享。
　　（九）全力建设人才集聚高地
　　公司持续开展干部选拔、竞争上岗、外部引进等工作，推进干部年轻化。精准高质量开展应届高校毕业生招聘等人才引进工作，不断创新引才聚才方式，有效补充新业务、关键领域人才缺口。健全人才激励机制，持续实施股权激励计划，突出价值导向作用。扎实推进员工持续跟踪培养措施落地见效，把人才教育培训贯穿选育管用全过程，不断提升员工岗位胜任力，全力打造聚英才、用英才、出英才的良好氛围。
　　（十）稳步提升法治合规水平
　　公司已发布《中国三峡新能源（集团）股份有限公司合规手册》，明确了合规纲领和全体员工合规公约，并向全体员工、商业伙伴发出合规倡议。公司将持续以法治合规助推公司差异化、高质量、可持续发展，不断深化“以合规助发展，以合规致久远”的合规理念，树立良好的企业形象，为新型能源体系建设作出更大贡献。
　　
　　五、报告期内主要经营情况
　　2024年末，公司并网装机容量达到4796.14万千瓦。其中，风电2243.20万千瓦，光伏发电2426.57万千瓦。2024年度，公司完成发电量719.52亿千瓦时，同比增长30.40%。其中，风电发电量451.73亿千瓦时，同比增长15.96%；光伏发电量254.01亿千瓦时，同比增长65.44%。报告期内，公司上网电量699.15亿千瓦时，其中风电上网电量437.25亿千瓦时，光伏发电上网电量248.31亿千瓦时。其中，参与电力市场交易的电量为409.65亿千瓦时，占全年上网电量的58.59%。
　　2024年度，公司实现营业收入297.17亿元，较上年同期增长12.13%；营业成本140.78亿元，较上年同期增长18.34%；营业利润85.25亿元，较上年同期下降5.12%；利润总额85.60亿元，较上年同期下降5.01%；归属于母公司股东的净利润61.11亿元，较上年同期下降14.81%。
　　2024年末，公司合并资产总额3,568.71亿元，较上年末增长14.44%；负债总额2,532.25亿元，较上年末增长17.01%；所有者权益合计1,036.47亿元，较上年末增长8.60%，其中，归属于上市公司股东的权益867.17亿元，较上年末增长5.14%。2024年末，公司资产负债率为70.96%，较上年末上升1.56个百分点。
　　
　　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
　　党的二十大报告提出，要加快规划建设新型能源体系。“十四五”及今后一段时期是我国能源转型的关键期，以新能源为代表的可再生能源正处于大有可为的战略机遇期，新能源将逐步成长为支撑经济社会发展的主力能源。根据《“十四五”可再生能源发展规划》，“十四五”期间，可再生能源将成为增量主体。到2025年，可再生能源消费总量达到10亿吨标准煤左右，占一次能源消费的18%左右；可再生能源年发电量达到3.3万亿千瓦时左右，风电和太阳能发电量实现翻倍；全国可再生能源电力总量和非水电消纳责任权重分别达到33%和18%左右，利用率保持在合理水平。2025年是“十四五”规划收官之年，《2025年能源工作指导意见》指出，要积极稳妥推进能源绿色低碳转型，积极推进“沙戈荒”新能源大基地建设，加快推动海上风电开发与产业链升级，协同推进光伏治沙与光热发电，根据预测未来几年将保持年均新增2亿千瓦以上新能源的合理消纳利用，为新能源行业高质量发展提供了良好机遇。
　　(二)公司发展战略
　　“十四五”期间，公司将持续深化海上风电布局。聚焦广东、福建、江苏，拓展山东、辽宁、海南、上海、天津、浙江、广西等区域，继续加大资源储备力度，稳步推进项目核准、建设和投产，在规模、技术、标准等方面实现突破，进一步落实“海上风电引领者”战略。持续拓展陆上清洁能源大基地开发。积极创新“风光+”开发模式，全力推进大基地项目落地。加大外送通道资源获取力度，围绕内蒙古、新疆、青海、甘肃等重点区域，谋划一批规模化开发陆上风光项目。稳妥有序开发抽水蓄能项目资源，积极探索新型储能项目，提升公司调峰装机水平和能力。跟踪拓展境外市场，储备并开发一批境外风光项目资源，与国内市场形成优势互补。优化新能源业务结构，寻找并投资孵化一批具有发展潜力、与新能源行业紧密相关的新型战略产业和产业链上下游的新技术企业。
　　持续深化落实国企改革三年行动方案和创建世界一流示范企业目标任务，完善法人治理结构，规范上市公司运作，提升市场竞争能力。全力打造创新型企业，加速技术支撑体系建设，加大科技投入，提升科技创新能力。更加注重精益管理，全力以赴高质量抓好安全生产和生态环境保护工作，推动公司持续降本增效，实现集约化、专业化发展，支撑公司做强做优做大。
　　(三)经营计划
　　2025年，公司以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，持续深入学习贯彻党的二十大和二十届二中、三中全会精神，牢固树立高质量发展理念，坚持稳中求进、以进促稳，深化改革、强化创新、优化结构、防范风险，深入落实新能源业务“四强四化”行动要求，坚定不移做强做优做大新能源，不断增强核心功能，提升核心竞争力，加快建设世界一流专业领军示范企业。
　　持续强化党建引领。巩固拓展主题教育成果，推进党纪学习教育常态化长效化。开展“堡垒对标先锋引领”行动，深化“岗区队”创建。打造劳动竞赛品牌，推进技能比武和职工技能培训。结合“我为职工办实事”，提升职工幸福感、获得感。深化青年精神素养提升工程。深化市场化选人用人改革，加快打造高素质干部人才队伍。形成子品牌话语体系，构建品牌整合传播大生态圈。落实定点帮扶工作责任，拓展“新能源+乡村振兴”模式外延。
　　协同获取优质资源。深入推进国家大型风电光伏基地项目策划申报和地方常规项目竞配等工作，加强“风光蓄”一体化基地规划研究。以深远海项目开发试点为契机，深化、细化海上风电大基地规划方案，策划一批海上风电大基地项目。对“海上风电+”融合发展模式开展战略性、系统性研究。加强与产业链优势企业的战略合作，充分挖掘产业协同优势。
　　多措并举提质增效。做好新能源全面入市政策的分析研究和应对工作，一是加快重点项目建设，优化资源配置，进一步发挥大建管模式专业化、集约化效能，推动一批重点项目落地见效。二是挖掘存量电站潜能，持续推广精益运维模式，提升状态监测水平，做好设备缺陷统计分析，加强长停设备消缺力度，全力以赴完成年度发电任务。三是强化电力营销能力，完善营销体系、配强人员力量，加强区域电价政策跟踪研究，动态优化市场交易策略，重点做好百万千瓦级大基地项目的电力营销，争取大基地输电工程长期合作协议及有利电价机制。
　　强化科技创新引领。加强科技创新的战略性谋划与布局，围绕沙戈荒大基地、深远海试点中的关键技术等开展科技攻关，更好发挥科技创新的战略支撑作用。推进省部级科技创新平台实质化运转，抓好国家重大科技攻关项目实施。做优数智化转型，推进新建场站智能化建设与存量场站智能化改造，推动综合管控数字化赋能及人工智能广泛应用。
　　巩固改革发展质效。统筹推进专业领军示范企业创建、“双百企业”综合改革、价值创造工作，加快打造世界一流新能源企业。深入挖掘改革典型成果，发挥标杆企业示范带动作用。强化顶层设计，做好“十四五”规划总结评估，启动“十五五”规划研究编制。健全市值管理工作机制，提升信息披露水平，加强ESG专项报告披露。
　　筑牢安全合规防线。层层压实安全生产责任，夯实安全生产基础。深入开展质量安全监督检查，实现新业态、大基地、高风险等重点项目全覆盖。试点建设海上风电应急保障基地。健全工程建设安全管理体系，强化组织体系建设和资源配置。落实合规管理“三道防线”，强化全级次穿透式监管。聚焦主营业务关键环节，加强风险监测预警和处置化解。加强普法宣传教育，提高全员法治合规意识。
　　(四)可能面对的风险
　　1.政策调整风险
　　由于新能源项目全生命周期长，新能源市场化交易规模持续扩大，尤其是国家深化新能源上网电价市场化改革的政策出台，进一步加速新能源行业全面市场化进程，如不及时研究政策变化形势和政策导向，将导致优质资源获取难、工程进度滞后、投资收益率降低等问题。
　　公司将采取加强政策交流、持续开展政策跟踪和研究、持续完善发售电体系、开展市场分析、强化中长期合约“压舱石”作用、扎实推进营销信息化建设等措施加强管控，以提升政策风险管控的效能，助力公司高质量发展。
　　2.电费回收风险
　　由于公司装机规模快速增长，资金需求上涨，同时电费回收滞后，叠加新能源上网电价市场化改革加速推进，公司将面临资产负债管控压力。
　　公司将从健全完善电费回收项目台账、资金保障、融资成本管控等方面着重入手，加强电费回收和资产负债率管理。
　　3.资源获取风险
　　新能源行业竞争激烈，若不能及时、有效调整资源获取策略和方式，对常规新能源资源及新业务、新业态资源获取重点区域判断不准和投入不够，可能导致市场竞争力下降、优质资源储备不足。
　　公司将从提前做好调峰资源储备、不断开拓“新能源+”新路径和充分发挥区域协同发展优势等方面加强管控，强化公司获取资源能力，储备优质项目资源，切实防范化解资源获取风险。
　　4.工程建设及安全、环保、质量风险
　　公司业务规模逐年扩大，工程建设及安全环保质量管控压力总体较大，如不能对现场进行有效管控，或安全培训不到位，可能导致一定建设质量安全隐患。
　　公司将从建设项目现场管理、生态环境保护隐患排查、建设资源优化配置等方面加强管控，推动安全、环保、质量风险得到有效防控，安全、准点完成公司年度工程建设任务。
　　5.项目投后管理风险
　　公司拥有众多存量新能源项目，上述项目在建成后由于电能消纳、市场化交易、设备故障、土地税费、气象异常等原因可能导致运营成本增加、投资收益波动，投后管理风险增加。
　　公司将研究优化新电价机制下的生产运维、电力营销方案，严格控制成本、深入挖潜增效，积极利用智能化手段升级改造场站，提高设备可利用率和上网电量、交易电价，强化参股投资项目动态监测及资产轮动，全面加强项目投后管理。 收起▲

　　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　　公司主要产品为电力，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。报告期内，公司所属行业及主营业务未发生变化。　　公司以风能、太阳能的开发、投资和运营为主营业务，积极发展陆上风电、光伏发电，大力开发海上风电，加快推进以沙漠、戈壁、荒漠为重点的大型风电、光伏发电基地建设，深入推动源网荷储一体化和多能互补发展，积极开展抽水蓄能、新型储能、氢能、光热等业务。同时，投资与新能源业务关联度高、具有优势互补和战略协同效应的相关产业，基本形成了风电、太阳能、储能、战略投资等相互支撑、协同发展的业务格局... 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
　　公司主要产品为电力，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。报告期内，公司所属行业及主营业务未发生变化。
　　公司以风能、太阳能的开发、投资和运营为主营业务，积极发展陆上风电、光伏发电，大力开发海上风电，加快推进以沙漠、戈壁、荒漠为重点的大型风电、光伏发电基地建设，深入推动源网荷储一体化和多能互补发展，积极开展抽水蓄能、新型储能、氢能、光热等业务。同时，投资与新能源业务关联度高、具有优势互补和战略协同效应的相关产业，基本形成了风电、太阳能、储能、战略投资等相互支撑、协同发展的业务格局。目前，公司业务已覆盖全国30个省、自治区和直辖市，装机规模、盈利能力等居于国内同行业前列。
　　（二）公司经营模式
　　1.前期开发模式
　　公司项目前期开发主要流程包括资源获取及评估、项目立项、投资决策。
　　项目实施单位负责在管辖范围内筛选项目资源，根据情况签订项目开发协议；项目实施单位按公司相关规定开展资源、限制因素、建设条件、造价、经评等初评估工作，根据初评估结果并结合区域内政策要求，组织参与项目指标竞争性配置或申报，根据授权情况报请公司决策；取得项目指标后，项目实施单位对项目进一步评估论证，对满足立项条件的项目，组织对项目立项进行内部审核，根据授权情况向公司报送立项请示，公司前期工作管理部门对项目立项请示进行审查，提出立项审核意见，审定后报决策机构审议和批准，通过立项决策后项目实施单位组织开展项目可行性研究及前期手续办理等工作；项目可研报告经过评审收口、取得关键前期手续等，满足项目投资决策条件后，项目实施单位向公司申请开展项目投资决策，通过投资决策的项目，由前期工作管理部门商公司相关部门办理批复文件。
　　2.采购及建造模式
　　（1）采购模式
　　公司采用公开招标、邀请招标、竞争性谈判、询价、单一来源采购（自营或外委）等方式开展工程类、货物类和服务类采购，其中，公开招标为公司的主要采购方式。按照《招标投标法》等法律法规，公司制定了招标及采购管理制度，采购及招投标的各项流程均按照相关制度进行。
　　（2）建造模式
　　公司工程建设主要分为设计施工和平行发包两种模式。在工程建造阶段，结合新能源发电工程技术要求高、施工难度大的特点，公司制定了一系列规章制度，从工程设计、招标采购、施工安装和并网投产等各阶段，从质量、安全、进度、投资等各方面，对建设项目进行全过程管理，形成了科学、系统和完善的基建项目管理体系。
　　3.项目运维模式
　　公司在遵守法律法规、确保安全和环保达标排放的基础上进行风电、太阳能发电、水电、储能等电力生产。电力运行与维护方面，公司已经制定电力生产、运行管理、检修管理、设备管理、备品备件管理等各项规章制度，保证机组的安全稳定运行。公司及控股子公司通过建立涵盖安全培训、技能培训和生产管理培训的完整培训体系，保证生产和管理人员的技能与业务水平的提升。
　　公司区域公司、专业化分（子）公司全面负责、组织区域内所有场站的运行、检修及其相关工作。其下设集控中心和检修中心，实现运行集中监控，场站“无人值班（少人值守）”；检修中心根据场站位置分布情况设置集中检修点，实现区域内场站设备自主检修。公司采取以“远程集中监控、现场无人值班（少人值守），区域自主检修，统一规范管理”为核心内容的运维模式，自主运维与对外委托相结合，将区域公司、专业化分（子）公司作为集约式运维管控单位，在生产管理上实施“三个集中”，即生产管理集中、运行集中、检修集中，做到所辖场站电力生产的统一管理、统一部署、统一协调、统一运作、统一营销。
　　4.销售模式
　　根据《中华人民共和国可再生能源法》《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》等相关规定，符合可再生能源开发利用规划（沼气发电除外）、依法取得行政许可或者报送备案、符合并网技术标准的可再生能源发电项目的上网电量由电力市场相关成员全额保障性收购。可再生能源发电项目的上网电量包括保障性收购电量和市场交易电量。电网企业、电力调度机构、电力交易机构等应按照国家相关政策要求，组织可再生能源发电企业、售电企业和电力用户等电力市场相关成员，按照以下分工完成可再生能源电量全额保障性收购工作：（1）电网企业应组织电力市场相关成员，确保可再生能源发电项目保障性收购电量的消纳；（2）电力交易机构应组织电力市场相关成员，推动可再生能源发电项目参与市场交易；（3）电力调度机构应落实可再生能源发电项目保障性电量收购政策要求，并保障已达成市场交易电量合同的执行。对未达成市场交易的电量，在确保电网安全的前提下，电网企业、电力调度机构可按照相关规定，采用临时调度措施充分利用各级电网富余容量进行消纳。
　　随着电力市场的不断发展，公司已在全国多省区参与市场化交易，但各省区市场化进程不同，售电模式也存在差异。在未参与市场化交易的区域，公司依据新能源发电项目核准备案时国家能源价格主管部门确定的区域电价或特许权投标电价与电网公司直接结算电费。在参与市场化交易的区域，电能销售模式为部分电能由电网公司采购，按项目批复电价结算；其余电量需参与市场化交易，按交易电价结算。报告期内，公司参与市场化交易的省区有23个：甘肃、青海、宁夏、新疆、内蒙古、河北、黑龙江、吉林、辽宁、四川、云南、山西、陕西、山东、福建、湖南、广西、江苏、广东、安徽、浙江、江西和河南。未来随着电力体制改革的不断深入，市场化交易范围和规模可能将不断扩大，可再生能源电量通过参与市场化交易形式销售将成为主要方式。
　　（三）报告期内公司所处行业情况
　　1.全球新能源行业发展情况
　　在全球范围内，随着风能、太阳能、地热能以及氢能等新能源技术不断取得突破，成本持续下降，应用范围不断拓宽，新能源产业已逐步成为推动经济增长的重要引擎。根据国际能源署（IEA）发布的《2023年可再生能源》年度市场报告，2023年底，全球可再生能源增速创历史新高，新增装机达510吉瓦，同比增长50%，其中光伏占75%，中国和发达经济体风能和光伏新增装机容量占全球的90%。根据全球风能理事会(GWEC)发布的《全球风能报告2024》，2023年全球新增风电装机容量达到创纪录的117GW，同比增长50%，中国新增装机容量占比近65%。其中，新增海上风电装机容量为10.8GW，成为历史上第二好的一年。2023年全球累计风电装机容量突破第一个TW里程碑，达1021GW，同比增长13%。根据国际能源署（IEA）发布的《管理可再生能源的季节性和年际波动》报告，到2027年，可再生能源装机量预计将增加2400GW，占全球电力装机增长量的90%以上，同时，可再生能源将超过煤炭成为全球最大的发电来源。
　　2.我国新能源行业发展情况
　　党的二十届三中全会审议通过的《中共中央关于进一步全面深化改革推进中国式现代化的决定》提出，要深化能源管理体制改革，建设全国统一电力市场，优化油气管网运行调度机制，推进能源等领域价格改革，优化居民电价、气价制度，推进能源等行业自然垄断环节独立运营和竞争性环节市场化改革，健全监管体制机制。习近平总书记在二十届中共中央政治局第十二次集体学习指出，要统筹好新能源发展和国家能源安全，坚持规划先行、加强顶层设计、搞好统筹兼顾，注意处理好新能源与传统能源、全局与局部、政府与市场、能源开发和节约利用等关系，推动新能源高质量发展。我国新能源行业坚持稳中求进工作总基调，统筹发展和安全，深入贯彻“四个革命、一个合作”能源安全新战略，积极稳妥推进碳达峰碳中和，加快构建新型电力系统，助力加快建设新型能源体系。加快推动电力绿色低碳转型，着力构建风、光、水、核、火多轮驱动的清洁电力供应体系，新能源保持快速发展势头，电力碳排放强度稳步下降；纵深推进电力市场化改革和科技创新，加快建设统一电力市场，持续完善市场交易机制，推动建立煤电容量电价机制，加大力度开展高效新能源发电、先进核电、灵活煤电、多元新型储能、特高压输电等关键技术攻关，加快推进电力产业数字化进程，电力高质量发展的活力和动力进一步增强；扎实推进共建绿色“一带一路”，构建亚太电力命运共同体取得新成效，高水平电力国际合作全方位拓展。
　　新能源在电力结构中的比重逐渐增加，对推动能源转型具有重要意义，《中国能源发展报告2024》表明，2023年一次能源生产总量达到48.3亿吨标准煤，同比增长4.2%。非化石能源发电实现新突破，2023年非化石能源发电装机容量达到15.7亿千瓦，占比达到53.9%。其中，风电、光伏装机突破10亿千瓦。能源储运基础设施进一步完善，电力输送通道不断完善，油气储运设施持续加强，新型储能、抽水蓄能规模再创新高。根据国家能源局发布的2024年1-6月份全国电力工业统计数据，截至6月底，全国累计发电装机容量约30.7亿千瓦，同比增长14.1%。其中，太阳能发电装机容量约7.1亿千瓦，同比增长51.6%；风电装机容量约4.7亿千瓦，同比增长19.9%。根据中国电力企业联合会预计，到2024年底，新能源发电装机规模将达到13亿千瓦左右，首次超过煤电装机。
　　3.报告期内公司在行业中的地位
　　2024年上半年，公司新增装机容量132.64万千瓦，累计装机容量达到4137.08万千瓦。风电累计装机容量达到1962.46万千瓦，占全国风力发电行业市场份额的4.20%，其中海上风电累计装机容量568.64万千瓦，占全国市场份额的14.90%；太阳能发电累计装机容量达到2058.26万千瓦，占全国太阳能发电行业市场份额的2.88%。
　　4.报告期内重点行业政策
　　（1）新能源高质量跃升，发展路径更加清晰
　　2024年3月25日，国家发展改革委、国家能源局、农业农村部印发《关于组织开展“千乡万村驭风行动”的通知》，通知提出，以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻党的二十大精神，深入落实“四个革命、一个合作”能源安全新战略，锚定碳达峰碳中和目标，实施“千乡万村驭风行动”，促进农村地区风电就地就近开发利用，创新开发利用场景、投资建设模式和收益共享机制，推动风电成为农村能源革命的新载体、助力乡村振兴的新动能，为农村能源绿色低碳转型、建设宜居宜业和美乡村提供有力支撑。
　　2024年4月2日，国家能源局印发《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》，通知提出，电力调度机构应根据系统需求，制定新型储能调度运行规程，科学确定新型储能调度运行方式，公平调用新型储能调节资源。积极支持新能源+储能、聚合储能、光储充一体化等联合调用模式发展，优先调用新型储能试点示范项目，充分发挥各类储能价值。
　　2024年5月17日，国家能源局综合司、国家林业和草原局办公室印发《关于有序推进光伏治沙项目开发建设有关事项的通知》，通知提出，在保护好生态的前提下，将光伏开发与传统治沙相结合，开展光伏治沙项目建设，对于推进生态治理和实现双碳目标具有十分重要的意义。要高度重视，按照生态优先、绿色发展、协同推进的总体思路，共同做好规划布局，因地制宜、科学有序实施光伏治沙项目，有效支撑清洁低碳、安全高效的新型能源体系建设，全力推进防沙治沙高质量发展。
　　2024年5月23日，国务院印发《2024—2025年节能降碳行动方案》，提出加大非化石能源开发力度，加快建设以沙漠、戈壁、荒漠为重点的大型风电光伏基地；合理有序开发海上风电，促进海洋能规模化开发利用，推动分布式新能源开发利用；有序建设大型水电基地，积极安全有序发展核电，因地制宜发展生物质能，统筹推进氢能发展；到2025年底，全国非化石能源发电量占比达到39%左右。
　　2024年8月11日，国务院印发《关于加快经济社会发展全面绿色转型的意见》，中央层面首次对加快经济社会发展全面绿色转型进行系统部署，为中国未来绿色转型提供发展路线图。《意见》指出，到2030年，重点领域绿色转型取得积极进展，绿色生产方式和生活方式基本形成，减污降碳协同能力显著增强，主要资源利用效率进一步提升，支持绿色发展的政策和标准体系更加完善，经济社会发展全面绿色转型取得显著成效。到2035年，绿色低碳循环发展经济体系基本建立，绿色生产方式和生活方式广泛形成，减污降碳协同增效取得显著进展，主要资源利用效率达到国际先进水平，经济社会发展全面进入绿色低碳轨道，碳排放达峰后稳中有降，美丽中国目标基本实现。
　　（2）深入推进电力体制改革，不断完善市场体系建设
　　2024年1月9日，国家能源局印发《2024年能源监管工作要点》。文件在强化能源安全保供监管方面，提出充分发挥市场机制保供稳价作用。积极推动跨省跨区电力市场化交易、清洁能源交易、绿电交易，充分发挥区域内、省间资源优化配置作用，促进辅助服务资源跨省互济，加大保供期间发电机组并网运行考核力度。切实发挥需求侧参与系统调节作用，推动用户侧储能、虚拟电厂、负荷聚合商等新型主体进入电力市场。在强化清洁能源发展监管方面，提出有序推进新能源参与市场交易。加强市场机制创新，逐步扩大新能源市场化交易比例，实现新能源发展与市场建设协调推进，更好发挥市场促进消纳作用。建立健全绿色电力交易机制，研究出台绿电交易有关规定，逐步扩大绿电交易规模，着力解决企业购买绿电需求量大、绿电跨省跨区交易难等问题。加快推进绿电、绿证市场建设，培育绿色电力消费市场。在电力市场建设顶层设计方面，提出系统推动全国统一电力市场体系建设。编制全国统一电力市场发展规划，厘清多层次电力市场功能定位，做好各品种之间有效衔接，形成全国统一电力市场“1+N”基础规则体系。研究建立电力市场运行评价体系，组织开展省（区、市）电力市场建设综合示范，推动电力市场一体化设计。深化南方区域电力市场机制，推进京津冀、长三角电力市场建设，推动华中等区域电力市场方案研究，完善跨省跨区市场交易机制，实现多层次市场协同运行。
　　2024年2月7日，国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》。通知要求，加强电力辅助服务市场与中长期市场、现货市场等统筹衔接，科学确定辅助服务市场需求，合理设置有偿辅助服务品种，规范辅助服务计价等市场规则。按照“谁服务、谁获利，谁受益、谁承担”的总体原则，不断完善辅助服务价格形成机制，推动辅助服务费用规范有序传导分担。在调峰市场方面，电力现货市场连续运行的地区，完善现货市场规则，适当放宽市场限价，引导实现调峰功能，调峰及顶峰、调峰容量等具有类似功能的市场不再运行。各地调峰服务价格上限原则上不高于当地平价新能源项目的上网电价。在调频市场方面，原则上采用基于调频里程的单一制价格机制。调频里程出清价格上限不超过每千瓦0.015元。在备用市场方面，原则上采用基于中标容量和时间的单一制价格机制。原则上备用服务价格上限不超过当地电能量市场价格上限。在规范辅助服务价格传导方面，由用户侧承担的辅助服务成本，应当为电能量市场无法补偿的因提供辅助服务而未能发电带来的损失。电力现货市场未连续运行的地区，原则上不向用户侧疏导辅助服务费用。电力现货市场连续运行的地区，符合上述要求的调频、备用辅助服务费用（不含提供辅助服务过程中产生的电量费用），原则上由用户用电量和未参与电能量市场交易的上网电量共同分担，分担比例由省级价格主管部门确定。
　　2024年4月12日，国家发展改革委公布《电力市场监管办法》。办法明确，电力市场监管的对象为电力市场成员。电力市场成员包括电力交易主体、电力市场运营机构和提供输配电服务的电网企业等。电力交易主体包括参与电力市场交易的发电企业、售电企业、电力用户、储能企业、虚拟电厂、负荷聚合商等。电网企业按照国家有关规定对暂未直接参与电力市场交易的用户实施代理购电时，可视为电力交易主体。电力市场运营机构是指电力交易机构、电力调度机构。电力监管机构对电力市场成员的下列情况实施监管：（一）履行电力系统安全义务的情况；（二）进入和退出电力市场的情况；（三）参与电力市场交易资质的情况；（四）执行电力市场运行规则的情况；（五）进行交易和电费结算的情况；（六）披露信息的情况；（七）执行国家标准、行业标准的情况；（八）平衡资金管理和资金使用的情况。办法还明确了除上述情况外电力监管机构针对各类电力市场成员实施的特定监管情况。
　　2024年4月25日，国家发展改革委公布《电力市场运行基本规则》。规则明确，电力市场成员包括经营主体、电力市场运营机构和提供输配电服务的电网企业等。其中，经营主体包括参与电力市场交易的发电企业、售电企业、电力用户和新型经营主体（含储能企业、虚拟电厂、负荷聚合商等）。电力市场交易类型包括电能量交易、电力辅助服务交易、容量交易等。电能量交易按照交易周期分为电力中长期交易和电力现货交易。根据新型电力系统建设需要，逐步推动建立市场化的容量成本回收机制，探索通过容量补偿、容量市场等方式，引导经营主体合理投资，保障电力系统长期容量充裕。国家统筹推进全国统一电力市场体系建设，持续完善电力市场功能，发挥市场机制作用。
　　（3）加快绿电绿证碳市场建设，推动能源消费绿色低碳转型
　　2024年1月27日，国家发展改革委、国家统计局、国家能源局联合发布《关于加强绿色电力证书与节能降碳政策衔接大力促进非化石能源消费的通知》。通知要求，加强绿证交易与能耗双控、碳排放管理等政策有效衔接，激发绿证需求潜力，夯实绿证核发交易基础，拓展绿证应用场景，加强国内国际绿证互认。在绿证与能耗双控政策衔接方面，明确将绿证交易对应电量纳入“十四五”省级人民政府节能目标责任评价考核指标核算。未参与跨省可再生能源市场化交易或绿色电力交易、但参与跨省绿证交易对应的电量，按绿证跨省交易流向计入受端省份可再生能源消费量。受端省份通过绿证交易抵扣的可再生能源消费量，原则上不超过本地区完成“十四五”能耗强度下降目标所需节能量的50%。在夯实绿证核发和交易基础方面，要求加快可再生能源项目建档立卡和绿证核发，扩大绿证交易范围。鼓励各地区实行新上项目可再生能源消费承诺制，加快建立高耗能企业可再生能源强制消费机制，合理提高消费比例要求。鼓励相关项目通过购买绿证绿电进行可再生能源消费替代，扩大绿证市场需求。各地区要将可再生能源消纳责任分解到重点用能单位，探索实施重点用能单位化石能源消费预算管理，超出预算部分通过购买绿证绿电进行抵消。
　　2024年3月27日，中国人民银行、国家发展改革委等七部门（单位）联合发布《关于进一步强化金融支持绿色低碳发展的指导意见》。意见指出，推进碳排放权交易市场建设。依据碳市场相关政策法规和技术规范，开展碳排放权登记、交易、结算活动，加强碳排放核算、报告与核查。研究丰富与碳排放权挂钩的金融产品及交易方式，逐步扩大适合我国碳市场发展的交易主体范围。合理控制碳排放权配额发放总量，科学分配初始碳排放权配额。增强碳市场流动性，优化碳市场定价机制。
　　2024年5月23日，国务院印发《2024—2025年节能降碳行动方案》。方案明确，重点控制化石能源消费，强化碳排放强度管理，分领域分行业实施节能降碳专项行动。在绿证绿电消费方面，加强可再生能源绿色电力证书交易与节能降碳政策衔接，2024年底实现绿证核发全覆盖。将可再生能源电力消纳责任权重分解至重点用能单位。实行重点用能单位化石能源消费预算管理，超出预算部分通过购买绿电绿证进行抵消。加快建设绿证交易市场，做好与碳市场衔接，扩大绿电消费规模。在电价政策方面，落实煤电容量电价，深化新能源上网电价市场化改革，研究完善储能价格机制。严禁对高耗能行业实施电价优惠。强化价格政策与产业政策、环保政策的协同，综合考虑能耗、环保绩效水平，完善高耗能行业阶梯电价制度。
　　（4）促进新能源消纳利用，推动新能源高质量发展
　　2024年5月28日，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》。通知明确，要加快推进新能源配套电网项目建设、积极推进系统调节能力提升和网源协调发展、充分发挥电网资源配置平台作用、科学优化新能源利用率目标、扎实做好新能源消纳数据统计管理、常态化开展新能源消纳监测分析和监管工作等重点任务。通知提出，要充分发挥电力市场机制作用。优化省间电力交易机制，根据合同约定，允许送电方在受端省份电价较低时段，通过采购受端省份新能源电量完成送电计划。加快电力现货市场建设，进一步推动新能源参与电力市场。打破省间壁垒，不得限制跨省新能源交易。探索分布式新能源通过聚合代理等方式有序公平参与市场交易。建立健全区域电力市场，优化区域内省间错峰互济空间和资源共享能力。通知要求，要科学确定各地新能源利用率目标。省级能源主管部门要会同相关部门，在科学开展新能源消纳分析的基础上，充分考虑新能源发展、系统承载力、系统经济性、用户承受能力等因素，与本地区电网企业、发电企业充分衔接后，确定新能源利用率目标。部分资源条件较好的地区可适当放宽新能源利用率目标，原则上不低于90%，并根据消纳形势开展年度动态评估。
　　2024年7月10日，国家发展改革委发布《关于2024年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》。通知指出，一是本次下达的2024年可再生能源电力消纳责任权重为约束性指标，按此对各省（自治区、直辖市）进行考核评估。二是根据国务院印发的《2024—2025年节能降碳行动方案》，为推动可再生能源电力消纳责任权重向重点用能单位分解，今年新设电解铝行业绿色电力消费比例目标，电解铝行业企业绿色电力消费比例完成情况以绿证核算，2024年只监测不考核。三是各省（自治区、直辖市）按照非水电消纳责任权重合理安排本省（自治区、直辖市）风电、光伏发电保障性并网规模。严格落实西电东送和跨省跨区输电通道可再生能源电量占比要求，2024年的占比原则上不低于2023年实际执行情况。冀北、蒙西、青海、甘肃等地区要切实采取措施提升消纳能力，强化监测预警，保障新能源消纳利用处于合理水平。

　　二、经营情况的讨论与分析
　　2024年上半年，公司深入学习贯彻习近平新时代中国特色社会主义思想和党的二十大精神，积极抢抓“双碳”目标机遇，加快新能源规模化开发、专业化建设、高质量发展，统筹推进陆上风电、光伏发电业务，加快推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风光基地开发，着力巩固海上风电优势，深入推动抽水蓄能、新型储能、光热、氢能等新兴业务发展，生产经营形式稳中向好，综合实力持续提升，为创建世界一流新能源公司奠定坚实基础。
　　（一）装机容量分析
　　报告期内，公司新增并网装机132.64万千瓦，其中风电新增并网20.80万千瓦，太阳能发电新增并网75.84万千瓦。新增获取核准/备案项目容量144.12万千瓦，在建项目计划装机容量合计2347.70万千瓦。
　　（二）报告期内发电量及上网电量情况分析
　　2024年上半年，公司发电量361.18亿千瓦时，同比增长28.58%，其中风电、光伏、独立储能发电量增长主要受益于装机增长，水电发电量增长主要因为报告期内来水量明显增加。
　　（三）报告期内电量、收入及成本情况
　　（四）发电效率情况分析
　　2024年上半年，公司风电平均利用小时为1243小时，较上年减少10小时，其中，四川、山东、湖南、江西、广东、浙江、新疆、云南、福建、贵州等区域平均利用小时数有所上升，其他区域均有不同程度的下降。风电发电厂可利用率为99.03%，较上年有所下降。太阳能发电平均利用小时为693小时，较上年减少12小时。其中，山东、陕西、新疆、山西、江苏等区域平均利用小时数有所上升，海南、贵州上年同期无投产发电的光伏项目，其他区域均有不同程度的下降。太阳能发电厂利用率99.24%，较上年略有下降。水电利用小时为1271小时，比上年增加273小时。水电发电厂利用率100%。

　　三、风险因素
　　1.政策风险
　　由于新能源项目受政策影响较大，相关政策可能致使行业竞争更加激烈，如不及时研究政策变化形势和政策导向，装机规模增长的可控性降低，不利于公司进一步提高核心竞争力。
　　公司将密切关注国家政策变化，及时全面了解相关政策信息，多措并举获取资源，加大规模化、集约化开发，充分发挥规模化效益，优化设计方案，持续实现降本增效。
　　2.电费回收风险
　　目前风、光等新能源发电项目存在可再生能源电价附加回收滞后的情况，可能降低公司资金流动性和增加资产负债率，给公司规模扩张带来一定资金压力。
　　公司建立了电费专项清收工作机制，加强政策研究和指导，做好电费申报、回收等工作；加强公司资金统筹管理能力，监控和跟踪项目还本付息资金流；探索有效的风险转移措施，根据金融市场变化和公司发展需要，综合考虑融资成本，综合运用银行贷款、融资租赁、债券等多种融资方式筹措资金，以盘活资产，降低资产负债率。
　　3.电力市场风险
　　新能源市场化交易规模持续扩大，现货市场建设加速推进，绿电及绿证交易行情也受全国和各省政策变化和市场供需等多方面因素影响，市场环境复杂多变，交易电量、交易价格与市场的契合度不断加强，对公司新能源发电预测和交易管理能力水平提出更高要求。
　　公司持续加强市场规则研究，密切关注各省电力市场形势变化，做好市场分析。优化电力交易管理策略，统筹考虑中长期与现货市场、省内与省间市场，提升交易质量。运用管控平台，对营销工作进行智能分析跟踪，打造数字化管理。推进电力市场交易仿真培训系统部署及系统的使用，加大人才培养力度。积极拓展优质客户，深化拓展售电市场，在交易活跃区域积极开展售电业务，主动对接锁定长周期大用户售电协议，积极策划开展绿电、绿证及碳汇等衍生品交易，以售电增收对冲交易让利风险。开展新能源功率预测课题研究，提升公司新能源功率预测精度，适应新能源参与电力市场竞争需求。
　　4.资源获取风险
　　由于新能源行业激烈的竞争，若不能及时、有效调整资源获取策略和方式，对资源获取重点区域判断不准和投入不够，可能导致市场竞争力下降、优质资源储备不足。
　　公司加大政策研判跟踪力度，及时跟踪、解读新能源项目各类政策。保持与行业主管部门常态化沟通，加强与专业咨询机构合作，依托大基地开发推动配套政策完善。积极承担国家“揭榜挂帅”项目、国家和行业标准制定，打造新能源原创技术策源地，提升核心竞争力和行业影响力。多措并举获取资源，加大规模化、集约化开发，充分发挥规模化效益。通过优选高效可靠机型、提高可行性研究及招标采购阶段工作深度、改进投资项目管理等措施，严控项目成本，提升项目收益。
　　5.新业务、新业态发展风险
　　制氢、光热、抽蓄、源网荷储等新业务、新业态快速发展，在新能源市场中占有比重加大，但由于各地陆续出台部分政策和指导性文件，新业务、新业态相关方面的制度、体系、标准正在持续完善中。同时，新业务、新业态项目多数处于技术路线和开发模式的探索阶段，为项目投资开发带来一定不确定性，对项目资源的获取和开发建设带来挑战。
　　公司将对国家和地方现有相关产业政策和需求等进行有计划、有层次的分析，有效支撑市场开发；强化科技创新，进一步加大新技术和新模式研究力度，推动新技术、新模式应用与项目规划方案的有机融合；加强投资分析，加强对项目技术可行性、市场经济性、限制性因素、政策、市场机制等因素的分析研究，提高项目抗风险能力和建设运行水平，充分发挥战略协同作用。

　　四、报告期内核心竞争力分析
　　（一）海陆共进获取优质资源
　　公司深入贯彻高质量新发展理念，锚定“双碳”目标，以大基地资源增强发展支撑力，以产业链协同增强发展竞争力，奋力争取优质资源。一方面，紧抓陆上新能源规模化、集约化发展趋势，不断优化发展布局，积极参与国家大型风电光伏基地项目策划申报和地方常规项目竞配等工作，提供“多场景”开发方案，因地制宜谋划“新能源+”新型储能、光热、制氢、生态环保等创新融合项目，以创新为驱动力，加快打造绿色能源基地；另一方面，坚定实施海上风电引领战略，推动广东、福建、山东、浙江、广西等区域海上风电资源获取，不断拓展新版图，积极围绕山东半岛、长三角、闽南、粤东和北部湾等区域推动海上风电基地布局及深远海项目试点开发，持续巩固公司“海上风电引领者”地位。
　　（二）发挥专业化建设管理优势
　　公司通过优化整合建设资源，推行“大建管”专业化管理模式，建设管理分公司、海上风电项目建设协调领导小组、抽水蓄能建设管理中心按职责开展陆上新能源项目、海上风电项目、抽水蓄能项目建设，有效聚焦项目重难点，统筹设备供货进度和施工资源投入，提高建设管理效率，逐步实现项目建设“集约化作战、扁平化协调、一体化建设、专业化管理”。同时，结合公司项目类型、规模及建设特点，以百万千瓦、千万千瓦级基地项目为重点，推动工程建设、合同造价、科技创新、质量安全环保等相关业务精细化管理，优化决策程序及流程，形成市场响应快速、决策流程高效、建设管理精益的工作机制，不断培育核心竞争力，全面推动新能源项目持续高质量开发建设。
　　（三）稳步提升科技创新能力
　　公司稳步推进构筑高质量发展科技创新底座，持续关注新技术研发，加快创新成果应用，以科技创新推动产业创新，用好公司丰富的应用场景优势，锚定发展战略新兴产业，为创新发展提供持续动力；大力推进院士工作站、工程技术研究中心建设，促进各项资源向公司科技创新平台倾斜，加强多类型产学研合作，开展联学共建，实现优势力量集聚、共享创新成果。2024年上半年，新增获批立项内外部科研项目10项，公司参与的“海上风电场智能运行控制技术研究”等3项国家、省部级项目通过验收/综合绩效评价，“广东浮式海上风电试验样机工程示范应用研究”等5项三峡集团项目通过验收。组织推荐、参与各项科技奖励申报8项，其中“海上风电安全高效开发成套技术和装备及产业化”获得2023年度国家科技进步奖一等奖。
　　（四）持续提升精益运维能力
　　公司全面推行“远程集中监控、现场无人值班（少人值守），区域自主检修，统一规范管理”的电力生产运维管理模式，自主运维与对外委托相结合，做到所辖场站电力生产的统一管理、统一部署、统一协调、统一运作、统一营销，全面推进设备检修、维护、消缺、技改各项工作，优化外委电站管理体系，大力推行区域集控与智慧化运营，全面覆盖智能单兵设备，推进智能场站建设，持续提升故障诊断预警水平，借助人工智能、数据挖掘等技术，不断提升智能运维水平、降低运维成本。实现高质量能源保供，圆满完成元旦、春节、全国两会等期间保供任务。公司单日发电量突破3亿千瓦时。
　　（五）强化电力市场营销成效
　　公司坚持“全局市场营销”理念，坚持以效益为中心，深入分析市场规则，科学规划交易策略。致力实现从销售产品到销售方案的转型，从研究、统筹、创新、服务、提升等多方面入手，实现交易业务增效。把握节能降碳政策机遇，拓展新能源环境权益销路，报告期内公司“电、碳、证”绿色权益增收超过1.37亿元（含税），其中绿电交易结算电量同比增长达57%，绿证交易通过抢抓大宗交易机会，销量创历年新高。重视集团化、国际化大型电力用户开发工作，持续打磨、推广电力交易长周期协议合作机制，防范长期量价风险。报告期内，公司在江苏区域新增签订25年绿电交易合作协议。积极主动开展跨省跨区增量交易，促进资源优化配置，报告期内外送结算电量同比增长达58%。创新营销策略，以西北地区试点，积极探索多电源类型曲线打捆的交易模式，匹配用户需求，增强市场竞争力。
　　（六）持续发挥资金优势
　　公司持续强化资金保障，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；坚持金融机构竞争性比选，把融资成本作为主要选择标准；不断加强对资本市场和信贷政策的跟踪研究，充分利用碳减排支持工具等绿色金融政策，合理把握市场窗口期，全力获取低成本资金，并持续推动存量融资成本下调；加强债务风险管控，严守债务风险底线，维护公司信誉，保持公司AAA级信用评级。
　　（七）加快推进数智化建设
　　公司加快企业数智化转型，赋能高质量发展。加速提升智能生产智慧运营能力，围绕集中监控、生产管理、智能场站、故障诊断预警四大核心领域持续开展建设、优化、推广工作，通过深化应用“云大物移智链”等新技术手段，助力公司新运维模式落地，提升电力生产集约化、精益化、智能化水平。深入推进数据治理与大数据分析应用，夯实数据技术支撑平台，持续提升数据服务能力及管理能力。深入开展数据中心与技术中台建设，为公司数字化转型提供经济高效、安全可靠、开放共享的数字化底座。
　　（八）全力建设人才集聚高地
　　公司持续加强干部队伍建设，根据公司改革发展需要，选拔配置政治素质过硬、年龄梯次配备、专业优势互补、来源渠道广泛、能够适应环境快速变化且直面新形势新挑战的干部队伍。坚持聚天下英才而用之，统筹开展人才引进，持续做好应届高校毕业生招录和“高精尖缺”人才引进，保证业务发展和人才供给动态平衡。持续完善薪酬福利体系，落实中长期激励举措，不断增强干部员工干事创业热情。稳步实施工程硕博士联合培养，持续开展技能人才评价，把人才教育培训贯穿选育管用全过程，培养更多技能型、管理型实用人才。
　　（九）持续提升合规建设水平
　　公司持续优化合规管理组织体系与制度体系，确保经营合规稳健。践行《中国三峡新能源（集团）股份有限公司合规手册》，严格遵守公司合规纲领和全体员工合规公约，并向全体员工、商业伙伴发出合规倡议。三峡能源将持续以法治合规助推公司差异化、高质量、可持续发展，不断深化“以合规助发展，以合规致久远”的合规理念，树立良好的企业形象，为新型能源体系建设作出更大贡献。 收起▲