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　　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... 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
　　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、电价预测、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
　　公司工程建设主要分为设计施工和平行发包两种模式。在项目建设阶段，以专业化、标准化、精细化管理为核心，针对新能源发电项目技术要求高、施工难度大的特点，公司制定了一系列详细的质量控制措施、严格的安全管理制度和科学的进度管理方案，在项目规划设计、招标采购、建设施工和投产运行等各阶段，建立了覆盖质量、安全、进度、投资等多方面的全过程管理体系，形成了科学、系统和完善的基建项目管理体系，有效提升了工程质量和管理效率。
　　3.项目运维模式
　　公司在遵守法律法规、保障安全和环保达标排放的基础上开展风力发电、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、设备管理等各项规章制度，保障场站的安全稳定运行。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，持续提升生产和管理人员的技能与业务水平。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，推行集中监控和片区检修，集控中心实现集中统一监控，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的维护检修。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》（发改价格〔2025〕136号）（简称136号文）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包括：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、西藏、新疆、云南、浙江和重庆。随着136号文的逐步实施，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。
　　
　　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，可再生能源的核心地位将进一步凸显。根据国际可再生能源署相关分析，全球可再生能源发电量占比预计将在2030年提升至43%。其中风电和太阳能作为电力系统低碳转型的核心驱动力，其发电量占比将从2025年的15%跃升至2030年的28%。2025年至2030年间，全球可再生能源装机容量预计将新增约4600吉瓦。
　　（二）我国新能源行业发展情况
　　2025年，我国新能源行业在能源转型进程中取得健康有序发展，多项重要政策举措密集出台，新能源集成融合发展、促进消纳和调控等一系列政策措施助力行业提质增效，新型能源体系建设基础持续夯实，推动构建起全球最大、发展最快的可再生能源体系，超额完成“十四五”非化石能源消费目标任务，为建设能源强国提供了有力支撑。
　　根据国家能源局发布的2025年可再生能源并网运行情况，可再生能源装机规模不断实现新突破。2025年全国新增风电、太阳能发电装机超4.3亿千瓦，同比增长22.0%，再创历史新高。风电、太阳能发电累计并网装机达到18.4亿千瓦，占比达到47.3%，历史性超过火电。2025年全国风光发电量同比增长25%，占发电量比重达到22%，有力带动可再生能源电量占发电量比重达到近4成，电力消费“含绿量”持续提升。
　　（三）报告期内公司在行业中的地位
　　2025年，公司新增装机容量461.53万千瓦，累计装机容量达到5237.41万千瓦。风电累计装机容量达到2443.26万千瓦，占全国风力发电行业市场份额的3.82%，其中海上风电累计装机容量达到754.68万千瓦，占全国市场份额的16.06%；太阳能发电累计装机容量达到2678.05万千瓦，占全国太阳能发电行业市场份额的2.23%，其中集中式光伏累计装机容量2601.20万千瓦，占全国市场份额的3.90%。
　　（四）报告期内的重点行业政策
　　1.推动能源发展规划体系完善与顶层布局落地
　　2025年2月27日，国家能源局印发《2025年能源工作指导意见》。文件要求，2025年全国能源生产总量稳步提升，全国发电总装机达到36亿千瓦以上，新增新能源发电装机规模2亿千瓦以上，发电量达到10.6万亿千瓦时左右，跨省跨区输电能力持续提升，统筹推进新型电力系统建设，提升需求侧协同能力，推进虚拟电厂高质量发展。研究建立能源行业碳排放核算机制，研究制定绿电直连政策措施，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。出台促进绿证市场高质量发展的政策文件，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，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。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6月26日，国家林草局、国家发展改革委、国家能源局联合印发《三北沙漠戈壁荒漠地区光伏治沙规划（2025—2030年）》。规划到2030年，新增光伏装机规模2.53亿千瓦，治理沙化土地1010万亩。文件提出，按照生态优先、绿色发展、协同推进的总体思路，充分考虑气候特征和适建区域，以风光资源为基础，以区域电网、输电通道、调节电源为保障，明确了三大气候区和五大重点发展区域。以实验项目为引领，推进荒漠化防治与风电光伏一体化工程建设，构筑东起内蒙古中部西至新疆“点、线、面”相结合的光伏治沙长城。
　　2025年9月16日，国家发展改革委、国家能源局印发《能源规划管理办法》。文件共6章26条，构建全国综合能源规划为统领、分领域、区域、省级规划衔接互补的体系，明确下级规划服从上级规划。实行规划编制目录清单管理，未列入清单原则上不得编制，期限少于3年或日常工作原则上不编规划。规划须履行前期研究、起草、征求意见、衔接论证、合法性审查、审批发布程序，内容涵盖发展基础、目标、任务、布局、重点项目、保障措施等，按规定开展环评与水资源论证。重点项目纳规须符合政策、具备前期基础并通过经济性评估。规划实施实行中期评估与总结评估，未经法定程序不得随意调整。
　　2025年10月28日，《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十五个五年规划的建议》全文对外公开。文件在“十五五”时期经济社会发展的主要目标中提出“绿色生产生活方式基本形成，碳达峰目标如期实现，清洁低碳安全高效的新型能源体系初步建成”。文件要求：加快建设新型能源体系，持续提高新能源供给比重，推进化石能源安全可靠有序替代，着力构建新型电力系统；坚持风光水核等多能并举，统筹就地消纳和外送；加强化石能源清洁高效利用，推进煤电改造升级和散煤替代；全面提升电力系统互补互济和安全韧性水平，科学布局抽水蓄能，大力发展新型储能，加快智能电网和微电网建设；提高终端用能电气化水平，推动能源消费绿色化低碳化；加快健全适应新型能源体系的市场和价格机制；积极稳妥推进和实现碳达峰，实施碳排放总量和强度双控，深入实施节能降碳改造；完善碳排放统计核算体系，扩大全国碳排放权交易市场覆盖范围，加快温室气体自愿减排交易市场建设；建立健全绿色低碳标准体系，推动引领国际规则标准完善和衔接互认。
　　2.推动新能源电价市场化改革与交易机制优化
　　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》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》，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7月1日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于跨电网经营区常态化电力交易机制方案的复函》。文件明确，国家电网公司、南方电网公司要在2025年迎峰度夏期间，依托跨电网常态化交易机制实现电力资源优化配置，更好支撑电力保供。年底前，进一步统一市场规则、交易品种和交易时序，实现跨电网交易常态化开市。国家电网公司、南方电网公司要持续完善跨电网交易规则，强化技术平台互联互通和信息共享互认，尽快实现电力市场成员“一地注册、全国共享”。要完善跨省跨区应急调度价格机制和结算管理，及时跟踪市场运营状况，加强信息披露和报送。
　　2025年9月9日，国家发展改革委、国家能源局印发《跨省跨区电力应急调度管理办法》。办法明确应急调度是市场化手段无法解决电力安全风险、电量平衡缺口时的兜底调度措施，电网突发故障的电量调整不属于此范畴，由国家发展改革委管理、能源局监管，地方电力主管部门和两大电网公司协同推进相关工作。实施上遵循统一调度、分级管理原则，省级机构提申请，区域或国家级机构按资源情况组织，保安全优先于保供应，跨经营区由受入方申请双方共推，且需与市场化交易有序衔接。同时办法明确了送受端电价定价标准，价差正负时分别按不同规则进行费用分配与分摊，跨经营区结算可依约定或参考本办法，相关电量电费单独归集且不纳入相关考核分摊，还规定了调度、电网、交易机构的职责，要求两大电网完善细则并按月报送执行情况，重大情况及时上报国家发展改革委。
　　2025年11月18日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于优化集中式新能源发电企业市场报价的通知（试行）》。文件指出，新能源发电企业集中报价主要适用于电力现货市场正式运行和连续结算试运行地区电力中长期电能量交易中的集中交易和现货电能量交易。参与集中报价的新能源发电企业，原则上集中后的总装机规模不应超过所在省（区、市）电力市场单个最大燃煤发电厂装机规模（不含特高压输电通道配套电源）。原则上仅允许同一集团（同一母公司、同一控股股东、同一实际控制人等）内同一省（区、市）的新能源发电企业进行集中报价，禁止跨集团、跨省（区、市）集中报价。禁止具有竞争关系的经营者达成固定或变更商品关系的垄断协议。新能源发电企业进行集中报价，不得影响电力系统安全稳定运行。
　　3.促进新能源消纳能力提升与集成融合发展
　　2025年7月1日，国家发展改革委、国家能源局印发《关于2025年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》。下达2025年、2026年可再生能源电力消纳责任权重和重点用能行业绿色电力消费比例，明确2025年各省可再生能源消纳责任权重为约束性指标，2026年为预期性指标。同时，在既有电解铝行业绿电消费比例要求的基础上，将钢铁、水泥、多晶硅、数据中心四大重点用能行业纳入绿色电力消费比例要求范畴。
　　2025年9月9日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳》的通知。通知指出，就近消纳项目电源应接入用户和公共电网产权分界点的用户侧，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年起新增项目不低于35%。就近消纳项目公平承担稳定供应保障费用。按照“谁受益、谁负担”原则，对电力系统提供的稳定供应服务，就近消纳项目公平承担输配电费、系统运行费等费用；未接入公共电网的项目，不缴纳稳定供应保障费用。就近消纳项目平等参与电力市场。
　　2025年10月29日，国家发展改革委、国家能源局印发《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》。文件明确，到2030年，协同高效的多层次新能源消纳调控体系基本建立，持续保障新能源顺利接网、多元利用、高效运行，新增用电量需求主要由新增新能源发电满足。文件围绕分类引导新能源开发与消纳、大力推动新能源消纳新模式新业态创新发展、增强新型电力系统对新能源适配能力、完善促进新能源消纳的全国统一电力市场体系、强化新能源消纳技术创新支撑五项重点任务提出了19项具体举措。为统筹“沙戈荒”新能源基地外送与就地消纳，文件提出，重点在沙漠、戈壁、荒漠、沙化、盐碱化等地区，合理布局外送基地，提高基地经济性。通过新能源集成发展、东部地区产业梯度转移、西部地区挖掘消纳潜力等方式，促进“沙戈荒”新能源基地实现规模化就地消纳。
　　2025年10月31日，国家能源局发布《关于促进新能源集成融合发展的指导意见》。文件提出，要求持续提升新能源发电功率预测精度，积极采用先进构网型技术，推进新能源多品种协同联合优化控制；鼓励新能源与配建储能一体化调用，探索新能源与其他电源在一定条件下实质性联营，整体制定参与市场策略；加强数字化升级改造，提高运营效能；加快推进虚拟电厂规模化发展，加强分散电力资源的聚合协同；完善市场交易与认证机制，支持“沙戈荒”新能源基地、水风光新能源基地以一体化模式参与电力市场交易，推广多年期绿电购电协议，积极探索新能源集成融合项目公平参与电能量市场和电力辅助服务市场；推动完善可靠容量补偿机制，探索将符合条件的新能源集成融合项目纳入容量补偿范围；探索推动建立绿色氢氨醇等非电能源载体的认证机制，逐步完善绿色评价标准、认证规则和标识制度。
　　4.推动绿电绿证体系建设与碳市场高质量发展
　　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》。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》。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》。文件指出，绿电直连项目分为并网型、离网型两类：并网型项目的电源应接入用户侧，项目电源、用户和线路作为整体接入公共电网，与公共电网形成清晰的物理界面与责任界面；离网型项目的电源、用户和线路均与公共电网无电气连接，作为独立系统开展运营。文件要求：新增负荷可配套建设新能源项目；存量负荷在已有燃煤燃气自备电厂足额清缴可再生能源发展基金的前提下开展绿电直连，通过压减自备电厂出力，实现清洁能源替代；有降碳刚性需求的出口外向型企业利用周边新能源资源探索开展存量负荷绿电直连。
　　2025年8月25日，中共中央办公厅、国务院办公厅发布的《关于推进绿色低碳转型加强全国碳市场建设的意见》指出，到2027年，全国碳排放权交易市场基本覆盖工业领域主要排放行业，全国温室气体自愿减排交易市场实现重点领域全覆盖。到2030年，基本建成以配额总量控制为基础、免费和有偿分配相结合的全国碳排放权交易市场，建成诚信透明、方法统　　一、参与广泛、与国际接轨的全国温室气体自愿减排交易市场，形成减排效果明显、规则体系健全、价格水平合理的碳定价机制。
　　5.助力新型电力系统产业升级与可靠发展
　　2025年3月26日，国家发展改革委、国家能源局正式印发《新一代煤电升级专项行动实施方案(2025-2027年)》，为适应新型电力系统发展，围绕清洁降碳、安全可靠、高效调节、智能运行等方向进一步深化拓展煤电技术指标体系，指导现役机组改造升级、新建机组建设运行和新一代煤电试点示范。文件提到，支持现役煤电改造升级机组、新建机组和新一代煤电试点示范机组与新能源实施联营，鼓励联营的新能源项目优先并网；因地制宜采用零碳低碳燃料掺烧、碳捕集利用与封存、煤电与新能源耦合等技术，提升机组清洁降碳技术水平。
　　2025年8月27日，国家发展改革委、国家能源局发布关于印发《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》的通知。文件指出，合理提升新型储能调用水平。电力现货市场连续运行地区，遵循市场交易结果调用各类调节资源。文件明确，加快新型储能市场机制完善。鼓励新型储能全面参与电能量市场。推动“新能源+储能”作为联合报价主体，一体化参与电能量市场交易。推进具备独立计量、控制等技术条件，符合相关标准规范和电力市场注册基本条件，具有法人资格的新型储能项目，作为独立主体参与电能量市场。有序推动新型储能参与中长期市场。
　　2025年12月23日，国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于促进光热发电规模化发展的若干意见》，旨在通过政策引导和技术进步，推动光热发电产业规模化、高质量发展，支撑新型电力系统建设。文件指出，光热发电兼具调峰电源和长时储能功能，能够提供稳定可靠的绿色电力，增强电力系统调节能力，是实现新能源安全可靠替代的重要手段。文件提出，到2030年，光热发电总装机规模达到1500万千瓦，并推动度电成本与煤电基本相当，实现技术国际领先。文件要求，深入开展光热发电资源普查，做好光热发电与产业发展协同布局，结合大型能源基地建设按需合理配置光热发电规模，建设一批以光热发电为主的支撑调节型新能源电站，探索构建以光热发电为基础电源的源网荷储一体化系统，增强光热发电对新型电力系统的调节作用，加快推动光热发电技术与产业创新。
　　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，深入学习贯彻党的二十大和二十届历次全会精神，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，全面落实新能源业务“四强四化”各项要求，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，积极推动抽水蓄能、新型储能、光热、氢能等新兴业务发展。2025年，公司荣获第七届全国文明单位称号，持续入选全球新能源企业500强与《财富》中国500强，荣获国资委中央企业“双百行动”2024年度专项考核“标杆企业”，获评上海证券交易所2024-2025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”等荣誉。
　　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，高效推进新能源项目前期开发
　　公司坚持海上风电引领战略，协同推进“沙戈荒”新能源基地建设，有序布局陆上常规新能源，积极拓展“新能源+”等新业务新业态，构建多能互补、协同发展的清洁能源新格局。海上风电方面，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，重点区域资源获取与项目开发取得积极成效，深远海示范项目前期工作稳步推进。“沙戈荒”新能源基地方面，公司坚持差异化、常态化策划开发千万千瓦级新能源大基地，主动把握政策趋势和技术发展方向，因地制宜推进相关区域“沙戈荒”新能源基地项目策划。
　　（二）打造精品工程，装机规模再上新台阶
　　公司全面统筹建设资源配置，充分发挥工程建设专业化管理效能，大力推进风电、光伏及新业态项目开发建设，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。新疆吉木萨尔县光伏＋全钒液流储能一体化项目（100万千瓦）、新疆哈密“光热+光伏”项目光热部分（10万千瓦）、青海海西州风电项目（50万千瓦）、内蒙古鄂尔多斯多能互补绿色供电项目（30万千瓦）等一批项目全容量并网。报告期内，公司新增并网装机461.53万千瓦，其中，风电装机200.05万千瓦，太阳能发电装机251.48万千瓦，独立储能装机10万千瓦。公司风电、太阳能发电并网装机容量合计5,121.31万千瓦。
　　（三）加强精益运行，扛牢电力保供责任
　　公司深入贯彻落实能源保供工作要求，抓实抓细各项保供举措。有效防范化解安全生产风险，召开风机消防等专题技术交流会，开展电力生产及“雷霆行动”专项检查、电力生产“反三违”专项督查以及风机火灾专项排查整治，全面排查整治安全生产隐患，长停机组实现“存量清零、增量可控”。深化涉网技术改造，优化外委运维管理，有效压降运维成本。报告期内，公司实现发电量762.61亿千瓦时；圆满完成全国“两会”等重要时段保供任务。
　　（四）积极应对挑战，多措并举开拓营销新局
　　公司紧跟电力市场化改革进程，适应市场的营销体系建设得见成效，营销人员规模、素质不断提升，精细化管理能力不断提高。全面发展风光电力交易、积极争取绿色电力环境溢价、拓展与大型企业用能合作，跨省外送电量同比增加超过90%，绿电交易电量同比增加约80%，实现三峡绿证跨境销售“零突破”，CCER开发总量、规模、效率在全国首批减排量签发中位居全国前列，公司绿证、独立储能、碳资产、售电服务多品类增收合计4.09亿元（含税）。同时，积极参与新能源增量项目机制竞价，通过有效策略实现较高中标率保障项目收益。
　　（五）优化工作机制，持续释放科技创新动能
　　公司坚持创新驱动发展战略，持续将科技创新作为发展的核心动力，不断强化顶层设计，优化科技创新工作机制，不断提升科技创新效能，在实践和发展中培育企业新动能。报告期内，新增受理专利1500余项、授权专利700余项，累计拥有知识产权2000余项，新增获批5项国家、省部级科技项目、2个省级科技创新平台，三峡新能源海上风电运维江苏有限公司入选工信部专精特新“小巨人”企业，公司主导研发应用的±525kV交联聚乙烯绝缘光纤复合直流海底电缆系统等4项成果入选第五批能源领域首台（套）重大技术装备清单，获得14项省级、行业协会科学技术奖励，实现3项成果对外转化应用。
　　（六）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，坚定拥护“两个确立”、坚决做到“两个维护”。将党的领导融入公司治理各环节，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、四中全会精神，推动全会精神落地见效。高标准抓好中央巡视整改，做好巡视整改“后半篇文章”。扎实开展深入贯彻中央八项规定精神学习教育，深化以案促改促治，着力推动全面从严治党向纵深发展。坚持强基固本、建强组织体系，在成熟地区设立党委纪委，推动党支部应建尽建、应独立尽独立，深化基层党建标准化规范化建设，推动党建与中心工作深度融合。强化品牌塑造，持续提升品牌知名度和企业美誉度。扎实推进“幸福三峡”“健康企业”建设，选树宣传“两优一先”先进典型，搭建海上风电产业链青年交流平台，深化青年精神素养提升工程与“青马工程”，厚植爱国爱企情怀，凝聚全体职工奋进新征程的强大合力。
　　
　　四、报告期内核心竞争力分析
　　（一）持续获取海陆优质资源
　　公司深入贯彻新发展理念，锚定“双碳”目标，坚持海上风电引领战略，协同推进“沙戈荒”新能源基地建设，有序布局陆上常规新能源，积极拓展“新能源+”等新业务新业态，构建多能互补、协同发展的清洁能源新格局，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、生态环保等融合发展项目，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）发挥专业化建设管理优势
　　公司通过优化整合建设资源，推动建设管理分公司机构改革，充分发挥“大建管”专业化管理优势，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）加快提升数智化能力建设
　　公司数智化能力实现系统性提升，在智能生产与智慧运营领域取得多项成果，并获得多项专利荣誉，彰显了行业影响力。新能源智能化升级加速，自主可控全面落地，北斗规模化应用持续开展，区域集控中心建设不断推进，新能源工业互联网平台已实现千万级测点毫秒级刷新，AI知识助手“智小侠”正式上线应用。全生命周期数字化深入开展，关键业务实现在线化、闭环化管理。数据价值持续释放，建成公司级数据目录，有效赋能经营决策。基础设施与网络安全服务能力不断提升，为业务持续开展提供了稳定可靠的数智支撑。
　　（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。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。贯彻执行能源保供要求，圆满完成多轮次保供任务。
　　（五）不断增强市场营销能力
　　公司树牢市场思维，持续健全营销体系，提高市场营销能力。加强市场研究，深入分析市场规律及行业政策，积极参与电力市场建设，对区域供需形势、电力结构、用电需求、竞争格局持续关注，探寻存量项目效益提升的突破口。优化营销体系建设，以数智化为内核全面提升营销分析信息化水平，从制度建设、机构配置、人员素质等方面不断完善适应市场的营销体系。发挥自身优势，持续扩大绿电交易规模、创新绿证销售模式、开发CCER收益、发展新型储能，不断争取新能源环境价值。发展消纳客户，聚焦石化、钢铁、铝业、数据中心等重点行业，长三角、珠三角、京津冀等重点消纳区域，拓展售电客户规模，争取多年期协议，持续提升公司效益。深度研究增量竞价，全面解读136号文及区域配套政策，集合公司营销骨干深入研究未来市场形势与增量项目情况，以专业队伍支撑精准决策，为公司增量项目竞价争取优势。
　　（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。基于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问题，揭示项目投资开发全生命周期内的风险点，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。开展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）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。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）持续提升科技创新能效
　　公司秉持创新驱动发展战略，围绕行业痛点、企业发展需求，持续推进“科技研发+示范应用”模式走深走实，聚焦“产学研用”提升企业创新主体作用，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，组织实施近百项公司科研项目，不断强化科技创新能力。加强维护企业与主管部门、科技社会团体关系，组织参加数十项技术标准申请、科技奖励及人才申报、典型案例征集、技术交流、学习培训等。
　　（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。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）持续提升合规建设水平
　　公司印发《中国三峡新能源（集团）股份有限公司合规手册》，明确公司合规纲领和全体员工合规公约，向全体员工、商业伙伴发出合规倡议。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
　　2025年末，公司并网装机容量达到5,237.41万千瓦。其中，风电2,443.26万千瓦，太阳能发电2,678.05万千瓦。2025年度，公司完成发电量762.61亿千瓦时，同比增长5.99%。其中，风电发电量479.21亿千瓦时，同比增长6.08%；太阳能发电量276.54亿千瓦时，同比增长8.87%。报告期内，公司上网电量740.78亿千瓦时，其中风电上网电量464.02亿千瓦时，太阳能发电上网电量270.06亿千瓦时。其中，参与电力市场交易的电量为487.41亿千瓦时，占全年上网电量的65.80%。2025年度，公司实现营业收入283.99亿元，较上年同期下降4.43%；营业成本165.25亿元，较上年同期增长17.36%；营业利润50.78亿元，较上年同期下降40.42%；利润总额50.32亿元，较上年同期下降41.19%；归属于母公司股东的净利润37.14亿元，较上年同期下降39.20%。
　　2025年末，公司合并资产总额3,871.56亿元，较上年末增长8.44%；负债总额2,784.11亿元，较上年末增长9.92%；所有者权益合计1,087.44亿元，较上年末增长4.84%，其中，归属于上市公司股东的权益886.58亿元，较上年末增长2.18%。2025年末，公司资产负债率为71.91%，较上年末上升0.96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
　　习近平主席在2025年联合国气候变化峰会上致辞宣布，到2035年中国风电和太阳能发电总装机容量力争达到36亿千瓦，为“十五五”时期新能源总体大规模发展奠定总基调。新能源发展规模预计保持稳健增长态势，“十五五”时期是我国初步建成新型能源体系、建设能源强国、实现碳达峰的关键阶段，新能源行业迎来从补充能源向主体能源跨越的战略机遇期。新能源主动承担能源保供、技术革新、绿色转型核心任务，根据国家十五五规划纲要目标，到2030年，非化石能源消费比重预计达到25%，发电量占比达30%左右；在“十五五”期间，新能源发电装机占比超50%、能源电力需求增量主要由非化石能源满足，行业保持年均新增2亿千瓦以上稳健发展节奏。新能源空间布局持续向“沙戈荒”新能源基地、深远海迈进。国家千万千瓦级“沙戈荒”外送基地“十五五”进入集中投产运营期，成为跨区送电骨干力量；我国海上风电将规范有序向深水远岸发展，并与海洋牧场、海水制氢等产业深度融合，形成“海上风电+”的多元发展模式。新型能源体系与新型电力系统加快构建。风光水（蓄）储、风光火储等多能融合电站加速落地，新型储能、源网荷储一体化、虚拟电厂、绿电直连等新模式快速推广，非电利用成为消纳与价值提升重要方向。电网公司“十五五”规划投资创历史新高，强化“西电东送、北电南供”网架，提升新能源可观可测可控可调能力。数智化深度赋能新能源产业升级。数字化、智能化技术将深刻融入新型电力系统各环节，有效提升能源系统安全可靠与高效运行能力，“人工智能+新能源”有望成为引领新一轮科技革命和产业变革的重要引擎。新能源行业体制机制更趋完善。以《能源法》为核心的能源法律体系更加牢固，绿电直连、就近消纳、虚拟电厂、零碳园区、人工智能+能源等政策协同发力，为新能源高质量发展提供坚实保障。
　　(二)公司发展战略
　　“十五五”期间，公司将牢牢把握新发展机遇，加快构建新发展格局，以高质量发展为主题，以改革创新为根本动力，大力培育发展新质生产力，统筹发展和安全，有效防范化解风险，坚持价值创造、深化提质增效，坚定不移做强做优做大新能源主业，建设“行业引领强、经营效益好、科技创新优、品牌形象佳”的世界一流专业领军示范企业。
　　一是坚定实施“海上风电引领者”战略。构建全海岸线海上风电走廊，在辽宁、山东、长三角、广东、海南、广西等区域稳步推进项目核准、建设和投产，打造规模化项目集群；推动海上风电向深水远岸发展，密切跟踪国家深远海风电开发行动方案、竞配规则与管理办法，聚焦辽东半岛、山东半岛、长三角、闽南闽北、粤东粤西、北部湾等国家深远海重点发展区域开展规划布局，巩固规模化发展与产业链带动优势。
　　二是全力推动陆上新能源项目规划实施。加快内蒙古库布齐、新疆南疆“沙戈荒”新能源基地建设并网，主动争取有利电价与盈利机制；全力推动增量“沙戈荒”新能源基地项目策划开发，力争实现项目获取新突破。推进各地常规新能源项目高质量发展，提升资产运营效益。顺应新能源市场化发展趋势，精益化推进布局结构调整。强化系统友好与市场友好能力建设，坚持市场驱动，密切跟踪各地区新能源上网电价改革衍生政策，深化多方战略合作，谋划一批系统友好型、市场友好型电站项目，提升就地消纳能力与项目收益水平。
　　三是积极挖掘系统调节性电源发展机遇。抓住新型储能、光热发电、抽水蓄能等领域的政策与市场机遇，稳妥有序推动优质抽水蓄能项目开发，科学策划光热、新型储能、灵活性火电等系统支撑调节性资源，探索源网荷储、集成融合等多元发展路径，努力提升新能源消纳利用水平，提高公司发电资产组合能力。
　　四是探索培育新兴领域新增长点。因地制宜培育发展新质生产力，重视绿电直连、算电协同、新能源非电利用、人工智能+等领域发展，探索推动新能源一体化聚合运营，适度兼顾发电侧与用户侧匹配，因地制宜探索推动前瞻性项目示范落地。
　　五是把握投资并购机遇，稳健开展国际业务。积极把握行业新发展周期下的股权并购机会，寻找并投资孵化一批具有发展潜力并与新能源行业紧密相关的优质企业，促进产业链协同高质量发展；稳健开展国际业务、拓展海外市场。
　　六是持续提升企业管理水平及资产运营能力。深化落实国企改革和创建世界一流示范企业目标任务，完善法人治理结构，强化合规管理，加强廉洁队伍建设；强化工程建设、运行维护、电力营销等全流程精益化管理水平，优化方案审查、造价控制、智慧运维、营销筹划等业务能力；加大科技投入，提升科技创新能力，以科技进步推动降本增效；强化安全生产，牢牢守住不发生系统性风险底线，保障公司持续稳定运营；推进集约化、专业化发展，优化资源配置，提升运营效率与核心竞争力，推动实现公司高质量可持续发展。
　　(三)经营计划
　　2026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，深入贯彻党的二十大和二十届历次全会，以及中央经济工作会议精神，认真学习贯彻习近平总书记对中央企业工作重要指示和对三峡集团重要讲话指示批示精神，坚持稳中求进、以进促稳，坚持提质增效、锻造韧性，更好统筹战略使命和价值创造，更好统筹发展和安全，全力完成年度生产经营目标任务，切实增强核心功能、提升核心竞争力，为推动公司“十五五”高质量发展开好局、起好步。
　　强化党建引领。全面落实“立党为公、为民造福、科学决策、真抓实干”总要求，深入组织开展树立和践行正确政绩观学习教育。实施“基层党组织建设”专项行动，推动基层党建与中心工作深度融合。压实管党治党责任，巩固拓展深入贯彻中央八项规定精神学习教育成果，持续整治形式主义为基层减负，完善权力监督机制，加强重点领域日常监督，深化正风肃纪反腐。持续优化本部及所属单位管控模式，引进紧缺领域专业人才。树立正确选人用人导向，落实“三个区分开来”，激励干部职工担当作为。抓好定点帮扶和品牌建设，深化“幸福三峡”“健康企业”建设。
　　做强做优主业。全力推动大基地资源获取，深入挖掘“质优量高价好”常规项目。扎实推进项目前期开发工作，加快推动重点项目投资决策工作。全面谋划重点区域深远海风电基地和融合发展模式，因地制宜布局长时储能、开展绿电直连和算电协同等新模式研究，务实推进配储运行策略优化。深化海上风电产业链建设，不断完善海上风电现代产业链联盟机制。加强招标采购与合同造价管理，全力保障重点项目实施进度，实现“能并早并、应并全并”。扛牢保供责任，全力以赴完成年度发电任务。强化检修精细化管理，实施“一设备一策略”机制。加快场站智能化转型，启动智能场站改造及新建工作。构建营销对标体系，优化“一站一策”竞价、复盘和限电分析机制，全力提升度电营销增益。加强现货及中长期交易管理，动态优化交易策略，实现中长期合同应签尽签。以需求为导向拓展客户群体，推动从电能销售向绿色服务转型。强化营销队伍建设，持续提升专业化水平和市场化能力。严格落实“过紧日子”要求，全方位严控各类成本，聚力深化存量资产效益提升。高质量完成“十五五”规划编制，强化计划刚性执行与责任落实，全力确保主要经营指标实现合理增长。
　　坚持改革创新。确保完成国家级重大攻关任务，积极申报国家能源领域首台（套）重大技术装备。扎实推进省部级平台建设。加速推进新业态领域标准制定。加强与内外部科研单位协同合作，布局重大战略意义科研及示范项目，推动科技创新引领业务发展。深入推进数智化转型，有序完成业务场景的AI赋能增效应用与新能源项目数字化交付工作，深化叶片等关键部件智能诊断与预警。实现数据目录线上管理，打通底层数据链，提升经营分析质效。全面完成自主可控任务，保障网络安全零重大事故。进一步深化改革，制定公司新一轮改革方案，推动市场化经营机制深化落地。贯彻董事会决策支持体系，强化预沟通与深度调研，确保公司战略决策科学高效。持续做好上市公司规范运作，加强市值管理，推动信息披露向主动价值传递转变。
　　守牢安全底线。牢固树立底线思维、极限思维，将风险管控融入生产经营的全流程和各环节，构建系统性风险防控体系，深入推进全级次穿透式监管，有效防范投资、经营、安全、合规各类风险。动态完善内部控制手册，发布全流程合规风险防范指引。健全制度供给体系，强化新机构和新业务领域配套制度建设。聚焦重点领域加强合规履职能力建设，提升审计监督效能。全力完成安全生产治本攻坚目标，全面加强质量监督体系建设，深入开展“四不两直”安全检查，提升本质安全水平。
　　(四)可能面对的风险
　　1.政策及市场变化风险
　　新能源行业政策及市场形势变化快，对新能源高质量发展提出更高要求。如不及时研究政策、市场变化形势，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。
　　公司将采取持续开展政策跟踪和研究、强化行业沟通交流、深入开展市场分析等措施，有效把握政策变化对公司改革发展带来的新机遇，并对可能影响公司生产经营效益的政策文件深入研究，提升政策风险管控的效能，助力公司高质量发展。
　　2.市场营销风险
　　随着电力市场化改革持续推进、电力交易比例持续提升、市场竞争不断加剧，电力市场营销风险日益凸显。
　　公司持续加强市场营销体系建设，持续完善公司发售电体系、强化中长期合约“压舱石”作用、统筹做好增量项目竞价、强化营销信息化建设等方面，多层次提升公司整体市场营销水平。
　　3.电力消纳风险
　　受区域电网发展、项目调峰能力有限、就地消纳不足、跨区送出能力受限、功率预测及负荷响应等多种因素影响，部分新能源项目消纳水平降低。
　　公司将积极提升新能源项目精细化管理水平，从深入分析电力系统接入情况、合理配置储能、引入新增负荷等角度提高消纳利用能力。
　　4.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。
　　5.工程质量安全风险
　　公司业务规模逐年扩大，项目种类多、数量多、分布广，工程建设及安全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，可能导致发生质量安全负面事件。
　　公司将从建设项目现场管理、质量安全隐患排查、建设资源优化配置等方面加强管控，推动工程安全、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。 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▲