一、报告期内公司所属行业及主营业务情况说明　　（一）行业情况说明　　今年上半年，全国能源供应充足，供需总体宽松，能源结构持续优化，新型能源体系建设加快推进，助力我国经济持续回升向好。新能源装机保持快速增长。今年上半年，风电、太阳能发电新增装机规模较去年同期翻一番。　　1、可再生能源装机规模持续实现新突破。可再生能源继续保持新增装机的主体地位，接近全国总装机的六成。今年上半年，全国可再生能源新增装机2.68亿千瓦，同比增长99.3%，约占新增装机的91.5%。其中，水电新增393万千瓦，风电新增5139万千瓦，太阳能发电新增2.12亿千瓦，生物质发电新增71万千瓦。截至今年6月底，全国可再生... 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）行业情况说明
　　今年上半年，全国能源供应充足，供需总体宽松，能源结构持续优化，新型能源体系建设加快推进，助力我国经济持续回升向好。新能源装机保持快速增长。今年上半年，风电、太阳能发电新增装机规模较去年同期翻一番。
　　1、可再生能源装机规模持续实现新突破。可再生能源继续保持新增装机的主体地位，接近全国总装机的六成。今年上半年，全国可再生能源新增装机2.68亿千瓦，同比增长99.3%，约占新增装机的91.5%。其中，水电新增393万千瓦，风电新增5139万千瓦，太阳能发电新增2.12亿千瓦，生物质发电新增71万千瓦。截至今年6月底，全国可再生能源装机达到21.59亿千瓦，同比增长30.6%，约占我国总装机的59.2%，其中，水电装机4.4亿千瓦，风电装机5.73亿千瓦，太阳能发电装机11亿千瓦，生物质发电装机0.47亿千瓦。
　　2、可再生能源发电量再上新台阶。可再生能源发电量接近全国总发电量的四成，超过同期第三产业用电量与城乡居民生活用电量之和。风电、光伏新增发电量超过全社会用电量增量。今年上半年，全国可再生能源发电量达17993亿千瓦时，同比增加15.6%，约占全部发电量的39.7%，超过同期第三产业用电量（9164亿千瓦时）与城乡居民生活用电量（7093亿千瓦时）之和；其中，风电、太阳能发电量合计达11478亿千瓦时，同比增长27.4%，在全社会用电量中占比达到23.7%，较去年同期提高4.4个百分点。风电、光伏合计发电量较去年同期增加2470亿千瓦时，超出全社会用电量增量。
　　（1）风电建设和运行情况。今年上半年，全国风电新增并网容量5139万千瓦，其中陆上风电4890万千瓦，海上风电249万千瓦。截至2025年6月底，全国风电累计并网容量达到5.73亿千瓦，同比增长22.7%，其中陆上风电5.28亿千瓦，海上风电4420万千瓦。今年上半年，全国风电累计发电量5880亿千瓦时，同比增长15.6%，全国风电平均利用率93.2%。
　　（2）光伏发电建设和运行情况。今年上半年，全国光伏新增并网2.12亿千瓦，其中集中式光伏约1亿千瓦，分布式光伏1.13亿千瓦。截至2025年6月底，全国光伏发电装机容量达到约11亿千瓦，同比增长54.1%，其中集中式光伏6.06亿千瓦，分布式光伏4.93亿千瓦。今年上半年，全国光伏累计发电量5591亿千瓦时，同比增长42.9%，全国光伏发电平均利用率94%。
　　（信息来源：上述内容摘录自国家能源局于2025年7月31日发布的《国家能源局2025年第三季度新闻发布会文字实录》）。
　　（二）主营业务情况
　　1、新能源电站开发-建设-运营-出售
　　公司新能源电站的开发-建设-运营-出售业务是基于“滚动开发”的理念，采取“开发一批、建设一批、运营一批、出售一批”的经营模式，依托公司稳定的新能源项目开发和储备能力，确保公司拥有盈利能力更强、并网装机容量更大的新能源发电资产，以开展发电和售电的核心业务。
　　公司每年根据预计开发和建设的新项目数量，结合存量发电资产结构状况，在保证资产规模稳步增长的基础上，综合考虑存量和新增项目的收益率、现金流、运营年限等因素，制定电力资产优化方案，改善发电和售电业务的现金流，提升净资产收益率。
　　2、新能源电站运维管理服务
　　新能源电站运维管理服务专注于电站后服务市场，为新能源发电企业提供安全可靠的生产运维、电力交易（售电）、绿电交易、碳资产交易和综合能源管理等多种服务方式。
　　公司通过提供“全生命周期、全业务范围、全供应链条”的资产管理综合解决方案，为客户提升新能源发电资产的运营效率、降低运营成本，增加发电收入。
　　3、屋顶分布式光伏
　　公司屋顶分布式光伏业务，作为可再生能源发电业态的重要拓展，以中东部经济发达地区为重点开发市场，采用“自发自用、余电上网”的运营模式，专注于工商业领域提供分布式解决方案。公司采用渠道合作开发的模式，迅速在“京津冀”、“鄂豫皖”以及“珠三角地区”等负荷中心区域布局，实现了分布式光伏业务以点带面的快速切入。
　　4、新能源产业基金
　　新能源产业基金业务是指公司为实践绿电产业链资源联动，以投资人或管理人的身份，会同绿电产业合作方共同发起、参与或管理投资于新能源发电领域的产业基金。
　　公司既可以通过产业基金联合开发、储备新能源电站项目资源，也可以将存量新能源电站出售给产业基金，盘活公司现有资产，同时为产业基金持有的新能源发电资产提供运维服务。
　　5、新能源装备制造产业园区
　　公司在重点区域通过合作开发的模式，以新能源装备制造产业园区建设为重要抓手，引入大型风电、储能电池制造等行业头部企业，形成绿电产业链上下游联动，推动新能源发电项目高效开发及就地消纳，助推区域经济在绿电产业链循环中高质量发展。
　　目前，公司与中国中车在黑龙江鸡西市联合投资建设的鸡东县新能源装备制造园区，以及与金风科技合作在广西柳州市投资建设的柳州市北部生态新区零碳新能源智慧装备产业园，都已相继投产运营，形成风电及智能装备制造、绿电供给与就地消纳的循环经济模式。
　　（三）公司主要产品、服务及其用途
　　公司通过开发、建设、运营新能源电站，生产的主要产品为所发电力，用途为向电网供电，满足国民用电需求。
　　可再生能源发电、售电是公司的核心业务。公司通过在西北、东北、华东、华南、华北五大区域，开发、建设、运营风力发电、光伏发电等多种类型电站，实现发电业务销售收入。
　　公司新能源电站所发电量，在最低保障收购部分内按国家主管价格部门制定的价格销售，超出最低保障收购部分的发电量，通过市场化交易的方式进行消纳。因此，公司通过设立售电公司、参与各区域电网交易中心市场化交易等方式，形成直接售电和电力交易能力。
　　此外，公司依托新能源电站开发-建设-运营-出售的业务基础，积极拓展新能源电站运维管理服务，专注于电站后服务市场，提供场内基础运维保障、运行管理以及场外电力交易托管、绿电交易、碳资产交易等综合管理服务。

　　二、经营情况的讨论与分析
　　公司是一家致力于可再生能源发电、售电及其配套服务的综合性新能源电力供应商，形成了新能源电力资产全生命周期运营、托管、交易的核心能力，并探索以绿电产业链联动发展模式，进一步提升并网装机规模和盈利能力。
　　公司以“新能源电站开发-建设-运营-出售、新能源电站运维管理服务、屋顶分布式光伏、新能源产业基金和新能源装备制造产业园区建设”五大板块协同，共同促进核心业务在西北、东北、华东、华南、华北五大区域中心快速发展。
　　新能源电站开发-建设-运营-出售是公司发电、售电的核心板块，新能源电站运维管理服务旨在提升内外部新能源资产盈利能力，屋顶分布式光伏是公司可再生能源发电业态的重要拓展，新能源产业基金和新能源装备制造产业园区建设系公司实践绿电产业链资源、区域联动的重要抓手。
　　经过多年发展，公司打造了北京+银川战略双总部，业务覆盖西北、东北、华东、华南、华北五大区域，构建从风资源优势区、跨省跨区输电通道节点到电力消纳需求旺盛区域的全国性布局。
　　报告期内，公司实现营业收入13.10亿元，较上年同期增长5.87%；归属于上市公司股东的净利润4.60亿元，较上年同期增长11.59%。报告期末，公司总资产226.43亿元，较2024年末增长1.88%，归属于上市公司股东的净资产67.59亿元，较2024年末减少1.99%。
　　截至报告期末，公司拥有并网装机容量2,315.643MW，其中风电2,041MW，集中式光伏30MW，智能微电网6.375MW，屋顶分布式光伏238.268MW。已并网储能项目150MW/300MWh。在建及待建风电项目2,332.4MW。

　　三、报告期内核心竞争力分析
　　（一）全国性业务布局，电站资产结构逐步优化
　　公司自成立初期即扎根宁夏地区开展新能源发电项目，宁夏地区销售占比超过90%。宁夏风能光能富集，为清洁能源发展提供了得天独厚的优势，是全国首个新能源综合示范区。作为我国“西电东送”的重要送端，宁夏亦承担着向全国十几个省份大量送电的重任。
　　2020年开始，公司围绕国家“十四五”规划，研究各省市相关政策和区域发展特点，聚焦重点区域进行战略布局。在重点区域，公司以产业投资与项目开发一体化推进的模式为主，积极与大型风电、储能电池制造等行业头部企业合作，以产业园区、大型基地建设为切入点，加速新能源项目开发。
　　从电价角度来看，公司现有项目储备主要位于黑龙江、广西等地，燃煤标杆电价水平较高，分别为0.374元/千瓦时和0.4207元/千瓦时，一方面，这两个省份对于新能源参与市场化交易的政策较为友好，风资源情况较好，预计投产后给公司带来较高的盈利增量；另一方面，当前较低的风机价格为电价下降提供较高的安全垫。
　　未来，公司业务区域布局将得到进一步拓展与优化，逐步形成以宁夏地区为中心，其他地区共同发展的全国性业务布局。
　　（二）电力市场化交易，场外资产管理模式创新
　　公司新能源发电资产管理业务围绕电站后服务市场，业务覆盖发电侧、用户侧。公司子公司宁夏嘉骏售电有限公司于2021年8月份与宁夏电力交易中心签订了《入市协议》，成为宁夏地区首家既有新能源发电又具备售电（代理）资质的售电公司。
　　在发电侧方面，公司为新能源项目提供专业化电力交易托管服务，在全国范围内代理新能源项目参与交易。目前公司电力交易相关业务已经拓展至西北、华北、华东、华中等多个区域。
　　在用户侧方面，公司先后与多家用户企业建立了电力交易代理、碳排放交易战略合作关系；为用户提供低成本、低风险、低碳排的节能用电方案，促进用电客户高质量低能耗发展，目前服务行业覆盖冶金、钢铁、化工、新材料、医药、纺织等。
　　（三）整合产业链资源，电站资产规模有序扩大
　　公司通过多支新能源产业投资基金，专注于投资新能源发电项目，形成产业链资源互动，联合保障项目开发。一方面，产业基金能够为公司电站出售拓宽渠道，有效盘活公司存量资产，为公司全国性业务布局赋能，并为公司发电资产管理业务带来增量；另一方面，公司通过基金合作方在产业链上下游的经验与渠道，寻求符合公司区域布局的新能源电站项目，为公司参与跨区域电站项目竞争配置，奠定业务基础。
　　此外，新能源装备制造产业园区建设业务已成为公司当前新能源发电项目开发的重要抓手。通过产业园区建设，不但增强了公司的项目开发和获取优势，而且通过形成新能源产业链上下游联动，降低投资成本，提升项目收益，同时也带动了新能源电站运维管理服务不断向深度和广度拓展。
　　（四）多层次人才队伍，推动项目开发高效灵活
　　公司自成立以来始终专注于风力发电、光伏发电的项目开发、建设及运营，通过多年的经营，积累了较强的项目渠道获取及开发能力，并培养出了一支高效率的执行团队，能够高效地完成项目前期选址、开发审批、资金筹措等一系列工作。同时，在创新模式和管理模式的基础上，公司能够快速、保质保量地完成电场建设，并顺利完成并网发电。
　　公司通过数年的发展，已经成功进入国内民营风力发电的领先梯队，随着开发和建设经验的持续积累，以及各项目陆续成功发电，公司已经获得了政府和社会的广泛认可。目前公司已经进入了项目开发的快速发展期，未来随着资金和综合实力的持续增长，公司快速高效地开发和建设能力将快速扩大公司的经营规模，提升公司的盈利水平。

　　四、可能面对的风险
　　1、上网电价变动的风险
　　2025年1月，国家发改委、国家能源局联合发布《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》，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。
　　随着电力体制改革的不断深入，全国电力市场正在加快建设，各省电力交易规则正在逐步出台，发电企业参与电力交易的比例也将逐步提高。随着新能源发电项目参与电力交易程度的加大，未来上网电价存在变动风险，可能对公司的业绩产生不确定性影响。
　　2、税收优惠政策变化的风险
　　支持新能源发电行业健康可持续发展是我国推动宏观经济向高质量、低碳化、环保型方向发展的重要组成部分，是国家政策扶持的重点行业，在财税等方面享受国家制定的优惠政策。
　　根据目前相关政策和法律法规，公司及下属部分子公司享有不同程度的税收优惠。公司及从事风力发电业务的子公司享受“销售自产的利用风力生产的电力”增值税即征即退50%的政策；公司所属风力发电企业、光伏发电企业从事符合《公共基础设施项目企业所得税优惠目录》规定范围、条件和标准的公共基础设施项目的投资经营所得，自该项目取得第一笔生产经营收入所属纳税年度起，第一年至第三年免征企业所得税，第四年至第六年减半征收企业所得税；公司及位于符合西部大开发企业所得税优惠税率条件地区的子公司，享受按15%的税率缴纳企业所得税的优惠政策。另外，公司部分子公司还享受小型微利企业按20%税率缴纳企业所得税等税收优惠政策。
　　如果未来相关税收优惠政策或法律法规出现变动，公司所享受的全部或部分税收优惠政策出现调整或取消，将会对公司经营业绩带来不利影响。
　　3、弃风限电、弃光限电风险
　　由于风力大小、太阳能强度存在间歇性和波动性的特点，风力、光伏发电具有一定的随机性。电网需要根据风力、光伏发电量的大小和电网用电量的变化情况，相应调整火电、水电等常规能源发电机组的发电量，使得电网总发电量与用电量保持平衡。当电网的调峰能力不足，不能完全接受风力、光伏发电向电网输送的电能时，电网会降低风力、光伏发电机组的发电能力，使得部分风力、太阳能资源无法得到利用，产生弃风限电、弃光限电的现象，从而影响发电量。
　　此外，当项目所在地用电需求较少，且不能通过电量外送等方式完全消纳时，电网为了保证电力系统的稳定运营，会通过降低各发电机组的发电能力，保障电网发电量与用电量的一致性，使得部分风力、太阳能资源无法得到利用，产生弃风限电、弃光限电的现象，从而影响发电量。
　　4、可再生能源发电补贴核查风险
　　2022年3月，国家发改委、能源局以及财政部三部委联合下发《关于开展可再生能源发电补贴自査工作的通知》，要求在全国范围内开展可再生能源发电补贴核查工作。自查对象包括电网和发电企业，范围为截止到2021年12月31日已并网有补贴需求的全口径可再生能源发电项目，主要为风电、集中式光伏电站以及生物质发电项目。自查内容主要从项目的合规性、规模、电量、电价、补贴资金、环境保护（仅限于生物质发电）六个方面进行。
　　2023年1月，受国家发展改革委、财政部、国家能源局委托，国家电网与南方电网分别正式公布了《关于公布第一批可再生能源发电补贴合规项目清单的公告》。截至本报告披露日，公司下属电站尚有3个（合计容量225MW）未进入第一批名单,公司将持续关注后续补贴合规清单的公示和进展情况。
　　5、公司开发-建设-运营-出售模式的交易周期不可控风险
　　新能源行业的发展受国家政策、行业发展政策的影响，随着行业政策和宏观经济形势的不断变化，新能源电站交易市场的供求关系也会不断发生改变，新能源电站交易价格存在波动的风险。同时，新能源电站交易涉及的资产规模较大，完成交易所需的专业技术水平较高。从交易前期的尽职调查、商务谈判，到交易过程中各方的审批流程都需要花费较长时间，因此完成每笔交易的时间不确定，通常需要6个月至24个月不等。
　　6、政府审批风险
　　风力、光伏发电项目的开发、建设、运营等各个环节都需不同政府部门的审批和许可。在项目开发初期，首先要获得发改委对前期开发工作的许可，同时上报拟开发项目所在地政府进行预核准，对开发范围及开发周期进行初步审查。之后，需要获得当地政府有关部门对环境保护、水土保持、土地征用、地质灾害等相关事项的行政许可。此外，还需要获取许可接入电网的批复性文件后才能开展项目建设工作。如果未来发电项目的审批标准更加严格，或审批及核准所需时间延长，公司未来可能因为申请程序的拖延而导致失去项目开发的最佳时机，或者因为建设期延长而对项目的投资回收期产生不利影响，从而影响公司的经营业绩。
　　7、利率风险
　　根据公司与金融机构签订的借款合同和融资租赁合同约定，借款利率随着基准利率进行调整，如果未来基准利率大幅上升，将会增加公司财务成本，对公司经营业绩造成不利影响。
　　8、发电及相关设备价格变动风险
　　公司的营业成本主要为电场的固定资产折旧费用。其中，发电设备的采购成本占电场全部投资的比重最大，占比60%以上，故发电设备价格的变动将直接影响公司未来的营业成本。目前来看，风力发电机组和光伏组件的价格经过逐步下滑后基本保持稳定，如未来风力发电机组和光伏组件的价格大幅度上升，则公司新建项目的投资成本将增加，将对公司的经营业绩造成不利影响。
　　9、产业基金投资收益不达预期的风险
　　目前基金业务作为公司业务板块之一，公司将按出资比例承担基金投资项目在运营期间产生的亏损及基金投资项目退出或处置产生的亏损；当基金无投资项目、投资项目未盈利或亏损时，将按出资比例承担基金管理费。
　　10、人才流失风险
　　公司所处的风力和光伏发电行业对具备相关知识和技能的高级人才依赖度较高，人才壁垒也是进入该行业的主要障碍之一。由于该行业人才培养体系建立较晚、相关教育和培训投入有限，专业人才尤其是管理人才出现严重的短缺局面，然而风力和光伏发电行业正处于迅猛发展的阶段，各公司对于优秀人才的竞争逐渐激烈，对具备长期工作经验的管理型人才需求增大。若未来公司核心管理团队发生较大变动或专业人才大规模流失，将对公司未来的运营管理和经营业绩带来不利影响。
　　11、不可抗力风险
　　公司所处的风力、光伏发电行业对天气条件存在比较大的依赖，公司电站实际运行情况与风力和日照等自然因素直接相关，具体包括风速、风向、光照强度、光照时间等。虽然在投建相关电站项目前，公司会持续开展选址、测试工作并编制可行性研究报告，但实际运行中的风能和太阳能资源依然会因当地气候变化及自然灾害等发生波动，与预测水平形成差异，可能对公司的电力生产、收入及经营业绩带来不利影响。 收起▲

　　一、经营情况讨论与分析　　公司是一家致力于可再生能源发电、售电及其配套服务的综合性新能源电力供应商，形成了新能源电力资产全生命周期运营、托管、交易的核心能力，并探索以绿电产业链联动发展模式，进一步提升并网装机规模和盈利能力。　　公司以“新能源电站开发-建设-运营-出售、新能源电站运维管理服务、屋顶分布式光伏、新能源产业基金和新能源装备制造产业园区建设”五大板块协同，共同促进核心业务在西北、东北、华东、华南、华北五大区域中心快速发展。　　新能源电站开发-建设-运营-出售是公司发电、售电的核心板块，新能源电站运维管理服务旨在提升内外部新能源资产盈利能力，屋顶分布式光伏是公司可再生能源发电业态的... 查看全部▼

　　一、经营情况讨论与分析
　　公司是一家致力于可再生能源发电、售电及其配套服务的综合性新能源电力供应商，形成了新能源电力资产全生命周期运营、托管、交易的核心能力，并探索以绿电产业链联动发展模式，进一步提升并网装机规模和盈利能力。
　　公司以“新能源电站开发-建设-运营-出售、新能源电站运维管理服务、屋顶分布式光伏、新能源产业基金和新能源装备制造产业园区建设”五大板块协同，共同促进核心业务在西北、东北、华东、华南、华北五大区域中心快速发展。
　　新能源电站开发-建设-运营-出售是公司发电、售电的核心板块，新能源电站运维管理服务旨在提升内外部新能源资产盈利能力，屋顶分布式光伏是公司可再生能源发电业态的重要拓展，新能源产业基金和新能源装备制造产业园区建设系公司实践绿电产业链资源、区域联动的重要抓手。
　　经过多年发展，公司打造了北京+银川战略双总部，业务覆盖西北、东北、华东、华南、华北五大区域，构建从风资源优势区、跨省跨区输电通道节点到电力消纳需求旺盛区域的全国性布局。
　　报告期内，公司实现营业收入24.22亿元，较上年同期增长0.79%；归属于上市公司股东的净利润6.30亿元，较上年同期下降21.53%。报告期末，公司总资产222.25亿元，较2023年末增长11.92%，公司净资产68.13亿元，较2023年末增长5.68%。
　　
　　二、报告期内公司所处行业情况
　　根据国家能源局2025年1月27日发布的2024年可再生能源并网运行情况显示，2024年我国可再生能源装机规模不断实现新突破、可再生能源发电量稳步提升。
　　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。
　　2024年，全国可再生能源发电量达3.46万亿千瓦时，同比增加19%，约占全部发电量的35%；其中，风电太阳能发电量合计达1.83万亿千瓦时，同比增长27%，与同期第三产业用电量（18348亿千瓦时）基本持平，远超同期城乡居民生活用电量（14942亿千瓦时）。2024年全国可再生能源发电量较去年同期增加5419亿千瓦时，约占全社会新增用电量的86%。
　　（一）风电建设和运行情况
　　2024年，全国风电新增装机容量7982万千瓦，同比增长6%，其中陆上风电7579万千瓦，海上风电404万千瓦。从新增装机分布看，“三北”地区占全国新增装机的75%。
　　截至2024年12月，全国风电累计并网容量达到5.21亿千瓦，同比增长18%，其中陆上风电4.8亿千瓦，海上风电4127万千瓦。
　　2024年，全国风电发电量9916亿千瓦时，同比增长16%；全国风电平均利用率95.9%。
　　（二）光伏发电建设和运行情况。
　　2024年，全国光伏新增装机2.78亿千瓦，同比增长28%，其中集中式光伏1.59亿千瓦，分布式光伏1.18亿千瓦。
　　截至2024年12月，全国光伏发电装机容量达到8.86亿千瓦，同比增长45%，其中集中式光伏5.11亿千瓦，分布式光伏3.75亿千瓦。
　　2024年，全国光伏发电量8341亿千瓦时，同比增长44%；全国光伏发电利用率96.8%。
　　根据中国电力企业联合会2025年1月26日发布的2024年1-12月份全国电力市场交易简况显示，1-12月，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量61795.7亿千瓦时，同比增长9%，占全社会用电量比重为62.7%，同比增长1.3个百分点，占电网售电量比重为76%，同比增长1个百分点。省内交易电量合计为47527.9亿千瓦时，其中电力直接交易45483.5亿千瓦时（含绿电交易2048千瓦时、电网代理购电8781.5亿千瓦时）、发电权交易1995亿千瓦时、其他交易49.4亿千瓦时。省间交易电量合计为14267.9亿千瓦时，其中省间电力直接交易1052.4亿千瓦时、省间外送交易12778.7亿千瓦时、发电权交易56.1亿千瓦时、省间现货交易380.7亿千瓦时。
　　
　　三、报告期内公司从事的业务情况
　　（一）主营业务情况
　　1、新能源电站开发-建设-运营-出售
　　公司新能源电站的开发-建设-运营-出售业务是基于“滚动开发”的理念，采取“开发一批、建设一批、运营一批、出售一批”的经营模式，依托公司稳定的新能源项目开发和储备能力，确保公司拥有盈利能力更强、并网装机容量更大的新能源发电资产，以开展发电和售电的核心业务。
　　公司每年根据预计开发和建设的新项目数量，结合存量发电资产结构状况，在保证资产规模稳步增长的基础上，综合考虑存量和新增项目的收益率、现金流、运营年限等因素，制定电力资产优化方案，改善发电和售电业务的现金流，提升净资产收益率。
　　2、新能源电站运维管理服务
　　新能源电站运维管理服务专注于电站后服务市场，为新能源发电企业提供安全可靠的生产运维、电力交易（售电）、绿电交易、碳资产交易和综合能源管理等多种服务方式。
　　公司通过提供“全生命周期、全业务范围、全供应链条”的资产管理综合解决方案，为客户提升新能源发电资产的运营效率、降低运营成本，增加发电收入。
　　3、屋顶分布式光伏
　　公司屋顶分布式光伏业务，作为可再生能源发电业态的重要拓展，以中东部经济发达地区为重点开发市场，采用“自发自用、余电上网”的运营模式，专注于工商业领域提供分布式解决方案。公司采用渠道合作开发的模式，迅速在“京津冀”、“鄂豫皖”以及“珠三角地区”等负荷中心区域布局，实现了分布式光伏业务以点带面的快速切入。
　　4、新能源产业基金
　　新能源产业基金业务是指公司为实践绿电产业链资源联动，以投资人或管理人的身份，会同绿电产业合作方共同发起、参与或管理投资于新能源发电领域的产业基金。
　　公司既可以通过产业基金联合开发、储备新能源电站项目资源，也可以将存量新能源电站出售给产业基金，盘活公司现有资产，同时为产业基金持有的新能源发电资产提供运维服务。
　　5、新能源装备制造产业园区
　　公司在重点区域通过合作开发的模式，以新能源装备制造产业园区建设为重要抓手，引入大型风电、储能电池制造等行业头部企业，形成绿电产业链上下游联动，推动新能源发电项目高效开发及就地消纳，助推区域经济在绿电产业链循环中高质量发展。
　　目前，公司与中国中车在黑龙江鸡西市联合投资建设的鸡东县新能源装备制造园区，以及与金风科技合作在广西柳州市投资建设的柳州市北部生态新区零碳新能源智慧装备产业园，都已相继投产运营，形成风电及智能装备制造、绿电供给与就地消纳的循环经济模式。
　　（二）公司主要产品、服务及其用途
　　公司通过开发、建设、运营新能源电站，生产的主要产品为所发电力，用途为向电网供电，满足国民用电需求。
　　可再生能源发电、售电是公司的核心业务。公司通过在西北、东北、华东、华南、华北五大区域，开发、建设、运营风力发电、光伏发电等多种类型电站，实现发电业务销售收入。
　　公司新能源电站所发电量，在最低保障收购部分内按国家主管价格部门制定的价格销售，超出最低保障收购部分的发电量，通过市场化交易的方式进行消纳。因此，公司通过设立售电公司、参与各区域电网交易中心市场化交易等方式，形成直接售电和电力交易能力。
　　此外，公司依托新能源电站开发-建设-运营-出售的业务基础，积极拓展新能源电站运维管理服务，专注于电站后服务市场，提供场内基础运维保障、运行管理以及场外电力交易托管、绿电交易、碳资产交易等综合管理服务。
　　
　　四、报告期内核心竞争力分析
　　（一）全国性业务布局，电站资产结构逐步优化
　　公司自成立初期即扎根宁夏地区开展新能源发电项目，宁夏地区销售占比超过90%。宁夏风能光能富集，为清洁能源发展提供了得天独厚的优势，是全国首个新能源综合示范区。作为我国“西电东送”的重要送端，宁夏亦承担着向全国十几个省份大量送电的重任。
　　2020年开始，公司围绕国家“十四五”规划，研究各省市相关政策和区域发展特点，聚焦重点区域进行战略布局。在重点区域，公司以产业投资与项目开发一体化推进的模式为主，积极与大型风电、储能电池制造等行业头部企业合作，以产业园区、大型基地建设为切入点，加速新能源项目开发。
　　从电价角度来看，公司现有项目储备主要位于黑龙江、广西等地，燃煤标杆电价水平较高，分别为0.374元/千瓦时和0.4207元/千瓦时，一方面，这两个省份对于新能源参与市场化交易的政策较为友好，风资源情况较好，预计投产后给公司带来较高的盈利增量；另一方面，当前较低的风机价格为电价下降提供较高的安全垫。
　　未来，公司业务区域布局将得到进一步拓展与优化，逐步形成以宁夏地区为中心，其他地区共同发展的全国性业务布局。
　　（二）电力市场化交易，场外资产管理模式创新
　　公司新能源发电资产管理业务围绕电站后服务市场，业务覆盖发电侧、用户侧。公司子公司宁夏嘉骏售电有限公司于2021年8月份与宁夏电力交易中心签订了《入市协议》，成为宁夏地区首家既有新能源发电又具备售电（代理）资质的售电公司。
　　在发电侧方面，公司为新能源项目提供专业化电力交易托管服务，在全国范围内代理新能源项目参与交易。目前公司电力交易相关业务已经拓展至西北、华北、华东、华中等多个区域。
　　在用户侧方面，公司先后与多家用户企业建立了电力交易代理、碳排放交易战略合作关系；
　　为用户提供低成本、低风险、低碳排的节能用电方案，促进用电客户高质量低能耗发展，目前服务行业覆盖冶金、钢铁、化工、新材料、医药、纺织等。
　　（三）整合产业链资源，电站资产规模有序扩大
　　公司通过多支新能源产业投资基金，专注于投资新能源发电项目，形成产业链资源互动，联合保障项目开发。一方面，产业基金能够为公司电站出售拓宽渠道，有效盘活公司存量资产，为公司全国性业务布局赋能，并为公司发电资产管理业务带来增量；另一方面，公司通过基金合作方在产业链上下游的经验与渠道，寻求符合公司区域布局的新能源电站项目，为公司参与跨区域电站项目竞争配置，奠定业务基础。
　　此外，新能源装备制造产业园区建设业务已成为公司当前新能源发电项目开发的重要抓手。通过产业园区建设，不但增强了公司的项目开发和获取优势，而且通过形成新能源产业链上下游联动，降低投资成本，提升项目收益，同时也带动了新能源电站运维管理服务不断向深度和广度拓展。
　　（四）多层次人才队伍，推动项目开发高效灵活
　　公司自成立以来始终专注于风力发电、光伏发电的项目开发、建设及运营，通过多年的经营，积累了较强的项目渠道获取及开发能力，并培养出了一支高效率的执行团队，能够高效地完成项目前期选址、开发审批、资金筹措等一系列工作。同时，在创新模式和管理模式的基础上，公司能够快速、保质保量地完成电场建设，并顺利完成并网发电。
　　公司通过数年的发展，已经成功进入国内民营风力发电的领先梯队，随着开发和建设经验的持续积累，以及各项目陆续成功发电，公司已经获得了政府和社会的广泛认可。目前公司已经进入了项目开发的快速发展期，未来随着资金和综合实力的持续增长，公司快速高效地开发和建设能力将快速扩大公司的经营规模，提升公司的盈利水平。
　　
　　五、报告期内主要经营情况
　　截至2024年12月31日，公司拥有并网装机容量2,282.118MW，其中风电2,041MW，集中式光伏30MW，智能微电网6.375MW，屋顶分布式光伏204.743MW。已并网储能项目150MW/300MWh。在建及待建风电项目1,982.4MW。
　　截至2024年底，公司运维管理服务的电站规模达3GW。报告期内，公司管理的6个电场被中电联评选为了优胜风电场，其中5A级风电场3个、4A级风电场2个、3A级风电场1个。同时嘉隆运维管理的项目受到业主单位给予的优秀服务商荣誉。
　　报告期内，公司实现营业收入24.22亿元，较上年同期增长0.79%，实现归属于上市公司股东的净利润6.30亿元，较上年同期下降21.53%。
　　
　　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
　　1、行业竞争格局
　　根据《可再生能源法》规定，国家实行可再生能源发电全额保障性收购制度。电网企业应当与按照可再生能源开发利用规划建设、依法取得行政许可或者报送备案的可再生能源发电企业签订并网协议，全额收购其电网覆盖范围内符合并网技术标准的可再生能源并网发电项目的上网电量。发电企业有义务配合电网企业保障电网安全。
　　根据《能源法》规定，国务院能源主管部门会同国务院有关部门制定并组织实施可再生能源在能源消费中的最低比重目标。国家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。
　　在现行的法律及监管环境下，当地电网公司需要对新能源发电项目提供强制并网，按照政府确定的价格机制采购其覆盖范围内新能源发电项目的发电量。然而，受行业性质和监管环境的影响，新能源发电项目的发展受自然条件制约较强，如风能、太阳能资源的分布。项目开发商均致力于在资源更好、上网条件更好的地区开发项目。因此，新能源发电企业之间的竞争主要出现在开发阶段，尤其是在项目搜集、风场选址和完成前期主管部门核准批复工作阶段。我国风电行业目前基本形成了多元化主体、多层次竞争的市场格局。
　　2、行业发展趋势
　　在促进可再生能源电量消纳、助力能源绿色低碳转型、支撑“双碳”目标落实的大背景下，新能源发电行业主要发展趋势如下：
　　（1）新能源消纳是保障新能源高质量发展的关键
　　近年来，国家能源局持续做好新能源消纳工作，大力推进跨省区输电通道、坚强主干网架及配电网建设，不断提升电力系统调节能力，扩大新能源市场化交易电量，推动新能源快速发展、高效利用。
　　截至2024年底，我国风电装机约5.1亿千瓦、光伏装机约8.4亿千瓦，利用率保持在95%以上。我国新能源发展速度快，年均保持两位数的增长率。2013年以来，风电装机增长6倍，年均增长约20%；光伏装机增长180多倍，年均增长约60%。年度新增装机全球占比均在40%以上，为全球绿色发展持续提供动力。近年来，在装机规模不断扩大的同时，我国新能源保持高比例消纳的良好态势。风电、光伏发电利用率平均保持在95%以上，处于世界一流水平，发电量不断增加，占比稳步提高。
　　为适应新能源高速增长形势，保障新能源高质量发展，需要优化完善新能源消纳政策措施，夯实基础、巩固成果、改革创新，以高质量消纳工作促进新能源供给消纳体系建设。
　　（2）新能源电站精细化管理需求有所提升
　　新能源发电行业在发展初期重视场站硬件，如风机功率、光伏板转化效率、场站建设规模等。随着新能源装机规模的高速增加，新能源发电行业的关注重点已从注重规模化发展转向注重精细化发展，致力于通过更精细化的管理获取更高的发电收益。电站智能管理、发电量智能控制等技术在新能源电站中开始逐步得到运用。
　　新能源电力的间歇性和波动性导致发电量难以控制和预测，催生了以实现新能源电力的可视化、信息化、数据化为手段，以促成新能源电力“可看见、可预测、可调控”为目标的信息技术在新能源运维领域的大规模应用。
　　（3）电力交易市场化程度进一步提升
　　党的二十届三中全会提出要“深化能源管理体制改革，建设全国统一电力市场”。建设全国统一电力市场是服务畅通国内大循环、构建新发展格局的重要支撑，是深化电力体制改革、实施能源安全新战略的核心任务，也是构建新型电力系统、促进能源绿色低碳转型的必然选择。
　　根据《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》部署，2029年全国统一电力市场全面建成，新能源全面参与电力市场交易。随着全国统一电力市场建设推进，有望发挥市场机制作用，提升跨省跨区电量交易，优化资源配置，促进新能源消纳，进而提升新能源产业建设的积极性。同时，有望完善储能电站、光伏电站的收益模式，提升项目的收益率水平，进而带动储能等环节的需求增长。
　　(二)公司发展战略
　　在巩固发展新能源发电业务的基础上，大力发展电站开发-建设-运营-出售、新能源电站运维管理服务、屋顶分布式光伏、新能源产业基金、新能源装备制造产业园区建设，形成五大业务板块之间相互协同、相互促进的协同效应，实现公司持续发展。
　　(三)经营计划
　　1、不断夯实公司经营基本盘
　　在发电业务方面，加强对风资源、光资源等的监测和分析，优化发电计划，确保发电设备的稳定运行，提高设备利用率和发电效率，控制弃电率，保障电力的持续供应，减少因设备故障等原因导致的电力供应中断。
　　在电力交易方面，深入研究电力交易策略，灵活运用中长期交易、现货市场等多种交易模式，提升电力交易的效益和市场化水平。
　　在售电方面，积极开展市场调研，深入研究不同地区的电力市场需求和竞争状况，制定针对性的市场拓展策略，扩大售电业务覆盖范围，提高综合能源服务能力和水平，打造差异化的竞争优势，提升公司的市场竞争力。
　　在安全生产方面，持续加强安全风险识别与控制，加强新业务的安全学习，优化安全生产管理体系，完善安全生产管理制度，开展多元化的安全教育活动，提升全员安全素养。
　　2、全力以赴完成向特定对象发行股票工作
　　公司2024年度向特定对象发行股票预案已于2024年11月经公司董事会、股东大会审议通过，尚需上交所审核通过并经中国证监会同意注册。本次发行计划向特定对象发行股票数量不超过459,770,114股，募集资金总额不超过12亿元。本次发行募集的资金将全部用于补充流动资金及偿还银行贷款，有利于公司积极健康的发展，进而提高上市公司的整体盈利能力。本次募集资金到位后，公司资产总额与净资产将增加，资产负债率有所降低，从而有利于优化公司的资产负债结构，增强公司综合竞争力，增强持续盈利能力和抗风险能力，为公司长期可持续发展奠定坚实基础。
　　2025年2月21日，公司收到了上交所出具的《关于受理嘉泽新能源股份有限公司沪市主板上市公司发行证券申请的通知》。公司将根据进展情况，严格按照上市公司向特定对象发行股票相关法律法规的要求及时履行信息披露义务，全力以赴保证发行工作的顺利推进，争取早日通过上交所的审核及证监会的注册。
　　3、加快推进REITs申报发行工作
　　2023年11月14日，公司三届二十六次董事会审议通过了《关于开展基础设施公募REITs申报发行工作的议案》，董事会同意公司开展基础设施公募REITs申报发行工作。本次REITs申报材料已于2024年12月30日报送宁夏回族自治区发展和改革委员会固定资产投资处受理。通过本次REITs发行募集资金，将有助于补充公司开发和建设的资本金，提升公司资本实力，为公司长期可持续发展奠定坚实基础。
　　4、继续加强内部控制，进一步完善法人治理结构
　　公司董事会将继续严格按照《公司法》《证券法》《上海证券交易所股票上市规则》等法律、法规及《公司章程》和公司内部控制管理制度的规定，扎实做好董事会日常工作，切实提升公司治理有效性和决策科学性。针对证监会、交易所等监管机构颁布或修订的各项法规文件，做好董事会、监事会的换届选举及制度修订工作。
　　(四)可能面对的风险
　　1、上网电价变动的风险
　　2022年1月，国家发改委、国家能源局联合发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，到2030年全国统一电力市场体系基本建成，新能源全面参与市场交易。据国家能源局通报，2024年新能源市场化交易电量7699亿千瓦时，占新能源总发电量的51.8%。
　　2025年1月，国家发改委、国家能源局联合发布《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》，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。
　　随着电力体制改革的不断深入，全国电力市场正在加快建设，各省电力交易规则正在逐步出台，发电企业参与电力交易的比例也将逐步提高。随着新能源发电项目参与电力交易程度的加大，未来上网电价存在变动风险，可能对公司的业绩产生不确定性影响。
　　2、税收优惠政策变化的风险
　　支持新能源发电行业健康可持续发展是我国推动宏观经济向高质量、低碳化、环保型方向发展的重要组成部分，是国家政策扶持的重点行业，在财税等方面享受国家制定的优惠政策。
　　根据目前相关政策和法律法规，公司及下属部分子公司享有不同程度的税收优惠。公司及从事风力发电业务的子公司享受“销售自产的利用风力生产的电力”增值税即征即退50%的政策；公司所属风力发电企业、光伏发电企业从事符合《公共基础设施项目企业所得税优惠目录》规定范围、条件和标准的公共基础设施项目的投资经营所得，自该项目取得第一笔生产经营收入所属纳税年度起，第一年至第三年免征企业所得税，第四年至第六年减半征收企业所得税；公司及位于符合西部大开发企业所得税优惠税率条件地区的子公司，享受按15%的税率缴纳企业所得税的优惠政策。另外，公司部分子公司还享受小型微利企业按20%税率缴纳企业所得税等税收优惠政策。
　　如果未来相关税收优惠政策或法律法规出现变动，公司所享受的全部或部分税收优惠政策出现调整或取消，将会对公司经营业绩带来不利影响。
　　3、弃风限电、弃光限电风险
　　由于风力大小、太阳能强度存在间歇性和波动性的特点，风力、光伏发电具有一定的随机性。电网需要根据风力、光伏发电量的大小和电网用电量的变化情况，相应调整火电、水电等常规能源发电机组的发电量，使得电网总发电量与用电量保持平衡。当电网的调峰能力不足，不能完全接受风力、光伏发电向电网输送的电能时，电网会降低风力、光伏发电机组的发电能力，使得部分风力、太阳能资源无法得到利用，产生弃风限电、弃光限电的现象，从而影响发电量。
　　此外，当项目所在地用电需求较少，且不能通过电量外送等方式完全消纳时，电网为了保证电力系统的稳定运营，会通过降低各发电机组的发电能力，保障电网发电量与用电量的一致性，使得部分风力、太阳能资源无法得到利用，产生弃风限电、弃光限电的现象，从而影响发电量。
　　4、可再生能源发电补贴核查风险
　　2022年3月，国家发改委、能源局以及财政部三部委联合下发《关于开展可再生能源发电补贴自査工作的通知》，要求在全国范围内开展可再生能源发电补贴核查工作。自查对象包括电网和发电企业，范围为截止到2021年12月31日已并网有补贴需求的全口径可再生能源发电项目，主要为风电、集中式光伏电站以及生物质发电项目。自查内容主要从项目的合规性、规模、电量、电价、补贴资金、环境保护（仅限于生物质发电）六个方面进行。
　　2023年1月，受国家发展改革委、财政部、国家能源局委托，国家电网与南方电网分别正式公布了《关于公布第一批可再生能源发电补贴合规项目清单的公告》。截至本报告披露日，公司下属电站尚有3个（合计容量225MW）未进入第一批名单,公司将持续关注后续补贴合规清单的公示和进展情况。
　　5、公司开发-建设-运营-出售模式的交易周期不可控风险
　　新能源行业的发展受国家政策、行业发展政策的影响，随着行业政策和宏观经济形势的不断变化，新能源电站交易市场的供求关系也会不断发生改变，新能源电站交易价格存在波动的风险。同时，新能源电站交易涉及的资产规模较大，完成交易所需的专业技术水平较高。从交易前期的尽职调查、商务谈判，到交易过程中各方的审批流程都需要花费较长时间，因此完成每笔交易的时间不确定，通常需要6个月至24个月不等。
　　6、政府审批风险
　　风力、光伏发电项目的开发、建设、运营等各个环节都需不同政府部门的审批和许可。在项目开发初期，首先要获得发改委对前期开发工作的许可，同时上报拟开发项目所在地政府进行预核准，对开发范围及开发周期进行初步审查。之后，需要获得当地政府有关部门对环境保护、水土保持、土地征用、地质灾害等相关事项的行政许可。此外，还需要获取许可接入电网的批复性文件后才能开展项目建设工作。如果未来发电项目的审批标准更加严格，或审批及核准所需时间延长，公司未来可能因为申请程序的拖延而导致失去项目开发的最佳时机，或者因为建设期延长而对项目的投资回收期产生不利影响，从而影响公司的经营业绩。
　　7、利率风险
　　根据公司与金融机构签订的借款合同和融资租赁合同约定，借款利率随着基准利率进行调整，如果未来基准利率大幅上升，将会增加公司财务成本，对公司经营业绩造成不利影响。
　　8、发电及相关设备价格变动风险
　　公司的营业成本主要为电场的固定资产折旧费用。其中，发电设备的采购成本占电场全部投资的比重最大，占比60%以上，故发电设备价格的变动将直接影响公司未来的营业成本。目前来看，风力发电机组和光伏组件的价格经过逐步下滑后基本保持稳定，如未来风力发电机组和光伏组件的价格大幅度上升，则公司新建项目的投资成本将增加，将对公司的经营业绩造成不利影响。
　　9、产业基金投资收益不达预期的风险
　　目前基金业务作为公司业务板块之一，公司将按出资比例承担基金投资项目在运营期间产生的亏损及基金投资项目退出或处置产生的亏损；当基金无投资项目、投资项目未盈利或亏损时，将按出资比例承担基金管理费。
　　10、人才流失风险
　　公司所处的风力和光伏发电行业对具备相关知识和技能的高级人才依赖度较高，人才壁垒也是进入该行业的主要障碍之一。由于该行业人才培养体系建立较晚、相关教育和培训投入有限，专业人才尤其是管理人才出现严重的短缺局面，然而风力和光伏发电行业正处于迅猛发展的阶段，各公司对于优秀人才的竞争逐渐激烈，对具备长期工作经验的管理型人才需求增大。若未来公司核心管理团队发生较大变动或专业人才大规模流失，将对公司未来的运营管理和经营业绩带来不利影响。
　　11、不可抗力风险
　　公司所处的风力、光伏发电行业对天气条件存在比较大的依赖，公司电站实际运行情况与风力和日照等自然因素直接相关，具体包括风速、风向、光照强度、光照时间等。虽然在投建相关电站项目前，公司会持续开展选址、测试工作并编制可行性研究报告，但实际运行中的风能和太阳能资源依然会因当地气候变化及自然灾害等发生波动，与预测水平形成差异，可能对公司的电力生产、收入及经营业绩带来不利影响。
　　(五)其他
　　为更全面、准确地反映公司跨地域业务发展现状及未来战略规划，有效提升公司品牌价值，更好地推动各项业务发展，经公司三届三十二次董事会、2024年第一次临时股东大会审议通过了《关于拟变更公司名称暨修订相关条款的议案》，公司名称由“宁夏嘉泽新能源股份有限公司”变更为“嘉泽新能源股份有限公司”，英文名称由“NingxiaJiazeRenewabesCorporationLimited”变更为“JiazeRenewabesCorporationLimited”。本次变更的是公司名称，公司证券简称和证券代码保持不变。
　　报告期内，公司已完成了公司名称变更登记手续，并取得了由宁夏回族自治区市场监督管理厅换发的营业执照。 收起▲

　　一、报告期内公司所属行业及主营业务情况说明　　（一）行业情况说明　　截至2024年6月底，全国全口径发电装机容量30.7亿千瓦，同比增长14.1%；其中，非化石能源发电装机占总装机容量比重达到55.7%。从分类型投资、发电装机增速及结构变化等情况看，电力行业绿色低碳转型成效显著。　　一是电力投资保持快速增长。上半年，全国重点调查企业电力完成投资合计5981亿元，同比增长10.6%。分类型看，电源完成投资3441亿元，同比增长2.5%，其中非化石能源发电投资占电源投资的比重为85%。　　二是风电和太阳能发电合计装机规模首次超过煤电。上半年，全国新增发电装机容量1.53亿千瓦，同比多投产187... 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）行业情况说明
　　截至2024年6月底，全国全口径发电装机容量30.7亿千瓦，同比增长14.1%；其中，非化石能源发电装机占总装机容量比重达到55.7%。从分类型投资、发电装机增速及结构变化等情况看，电力行业绿色低碳转型成效显著。
　　一是电力投资保持快速增长。上半年，全国重点调查企业电力完成投资合计5981亿元，同比增长10.6%。分类型看，电源完成投资3441亿元，同比增长2.5%，其中非化石能源发电投资占电源投资的比重为85%。
　　二是风电和太阳能发电合计装机规模首次超过煤电。上半年，全国新增发电装机容量1.53亿千瓦，同比多投产1878万千瓦；其中，新增非化石能源发电装机容量1.36亿千瓦，占新增发电装机总容量的比重为89%。截至6月底，全国全口径发电装机容量30.7亿千瓦，同比增长14.1%。火电14.1亿千瓦，其中煤电11.7亿千瓦，同比增长2.5%，占总发电装机容量的比重为38.1%，同比降低4.3个百分点；非化石能源发电装机容量17.1亿千瓦，同比增长24.2%，占总装机容量比重为55.7%，比上年同期提高4.5个百分点，电力装机延续绿色低碳发展趋势。分类型看，水电4.3亿千瓦，其中抽水蓄能5439万千瓦；核电5808万千瓦；并网风电4.7亿千瓦，其中，陆上风电4.3亿千瓦、海上风电3817万千瓦；并网太阳能发电7.1亿千瓦。全国并网风电和太阳能发电合计装机6月底达到11.8亿千瓦，首次超过煤电装机规模，同比增长37.2%，占总装机容量比重为38.4%，比上年同期提高6.5个百分点。
　　三是水电和太阳能发电量快速增长。上半年，全国规模以上工业发电量同比增长5.2%，其中，规模以上电厂太阳能发电、水电、风电、火电、核电发电量同比分别增长27.1%、21.4%、6.9%、1.7%和0.1%。二季度，受降水同比增加以及上年同期低基数因素拉动，4、5、6月水电发电量同比分别增长21.0%、38.6%、44.5%。上半年，全口径非化石能源发电量同比增加2935亿千瓦时，占同期全社会用电量同比增量的84.2%。
　　（信息来源：上述内容摘录自中国电力企业联合会于2024年7月24日发布的《2024年上半年全国电力供需形势分析预测报告》）。
　　（二）主营业务情况说明
　　在公司发展战略规划的指引下，目前公司已形成以灵活的项目开发模式为基础；新能源电站开发-建设-运营-出售、新能源电站运维管理服务、屋顶分布式光伏、新能源产业基金、新能源装备制造产业园区建设五大业务板块协同发展的业务形态；以北京+银川双总部，宁夏、黑龙江、山东、广西、新疆五大区域中心构建的面向全国的业务格局。
　　1、新能源电站开发-建设-运营-出售
　　截至2024年6月30日，公司新能源发电并网装机容量1,927.375MW，其中：风电并网容量1,891MW、光伏发电并网容量30MW、智能微网发电并网容量6.375MW。在建及待建风电项目1,832.4MW，储能项目150MW/300MWh。
　　新能源电站出售业务是基于“滚动开发”的理念，采取“开发一批、建设一批、运营一批、出售一批”的经营模式，在保证资产规模稳定增长的基础上，通过出售存量资产，持续优化资产结构，改善现金流，提升净资产收益率。
　　2、新能源电站运维管理服务
　　新能源电站运维管理服务专注于电站后服务市场，为新能源发电企业提供安全可靠的生产运维、电力交易（售电）、绿电交易、碳资产交易和综合能源管理等多种服务方式。公司通过提供“全生命周期、全业务范围、全供应链条”的资产管理综合解决方案，为客户提升新能源发电资产的运营效率、降低运营成本，增加发电收入。
　　截至2024年6月30日，公司运维管理服务的电站规模已达2.99GW。
　　3、屋顶分布式光伏
　　公司采用渠道合作开发的模式，在“京津冀”、“鄂豫皖”以及“珠三角地区”等负荷中心区域布局，采用“自发自用、余电上网”的运营模式，专注于工商业领域提供分布式解决方案。未来公司在持续开发新用户的同时，将结合售电、跨省购电、绿电交易、碳资产交易、分散式储能以及充电桩等多种技术手段和措施，拓展和深化业务服务的深度和广度，将初级的屋顶分布式光伏解决方案逐步向更高效、更全面的综合能源管理，再到智慧能源管理解决方案过渡，不断优化客户能源管理的解决方案。公司将把节能增效的创新理念及先进技术，通过可靠的方案和设备、设施为客户提供全面的节能增效方案；从而提高公司的核心竞争力，不断扩大市场份额。
　　截至2024年6月30日，公司屋顶分布式光伏项目累计并网83个，累计并网容量达151.25MW。
　　4、新能源产业基金
　　新能源产业基金业务是指公司以投资人的身份，发起、参与或管理投资于新能源发电领域的产业基金。新能源产业基金主要投资于新能源电站。公司既可以将新能源电站出售给产业基金，也可以为产业基金持有的新能源发电资产提供运维服务。产业基金不但为公司电站出售业务拓宽渠道，同时也为公司新能源电站运维业务带来增量，在公司五大业务板块中发挥纽带作用，为公司持续快速发展提供强大的资金支持。
　　5、新能源装备制造产业园区建设
　　公司在新能源发电领域深耕十几年，在新能源发电项目的开发和运营方面积累了丰富的经验。以此为基础，公司通过合作开发的模式，以新能源装备制造产业园区开发建设为重要抓手，大力开发新能源发电项目，形成新能源产业链上下游联动，在保证公司规模快速扩张和利润持续增长的同时，助推地方经济高质量发展。

　　二、经营情况的讨论与分析
　　截至2024年6月30日，完成发电量26.67亿千瓦时（未包含屋顶分布式光伏发电量），同比降低2.33%；公司资产总额215.83亿元，较上年度末增加8.69%；归属于母公司股东权益66.80亿元，较上年度末增长2.28%。2024年上半年，公司实现营业收入12.38亿元，较上年同期减少4.19%；归属于上市公司股东的净利润为4.12亿元，较上年同期减少20.58%。

　　三、风险因素
　　1、上网电价变动的风险
　　随着电力体制改革的不断深入，全国电力市场正在加快建设，各省电力交易规则正在逐步出台，发电企业参与电力交易的比例也将逐步提高。随着新能源发电项目参与电力交易程度的加大，未来上网电价存在变动风险，可能对公司的业绩产生不确定性影响。
　　2、税收优惠政策变化的风险
　　根据目前相关政策和法律法规，公司及下属部分子公司享有不同程度的税收优惠。如果未来相关税收优惠政策或法律法规出现变动，公司所享受的全部或部分税收优惠政策出现调整或取消，将会对公司经营业绩带来不利影响。
　　3、弃风限电、弃光限电风险
　　由于风力大小、太阳能强度存在间歇性和波动性的特点，风力、光伏发电具有一定的随机性。电网需要根据风力、光伏发电量的大小和电网用电量的变化情况，相应调整火电、水电等常规能源发电机组的发电量，使得电网总发电量与用电量保持平衡。当电网的调峰能力不足，不能完全接受风力、光伏发电向电网输送的电能时，电网会降低风力、光伏发电机组的发电能力，使得部分风力、太阳能资源无法得到利用，产生弃风限电、弃光限电的现象，从而影响发电量。
　　此外，当项目所在地用电需求较少，且不能通过电量外送等方式完全消纳时，电网为了保证电力系统的稳定运营，会通过降低各发电机组的发电能力，保障电网发电量与用电量的一致性，使得部分风力、太阳能资源无法得到利用，产生弃风限电、弃光限电的现象，从而影响发电量。
　　4、产业基金投资收益不达预期的风险
　　目前基金业务作为公司业务板块之一，公司将按出资比例承担基金投资项目在运营期间产生的亏损及基金投资项目退出或处置产生的亏损；当基金无投资项目、投资项目未盈利或亏损时，将按出资比例承担基金管理费。
　　5、公司开发-建设-运营-出售模式的交易周期不可控风险
　　新能源行业的发展受国家政策、行业发展政策的影响，随着行业政策和宏观经济形势的不断变化，新能源电站交易市场的供求关系也会不断发生改变，新能源电站交易价格存在波动的风险。同时，新能源电站交易涉及的资产规模较大，完成交易所需的专业技术水平较高。从交易前期的尽职调查、商务谈判，到交易过程中各方的审批流程都需要花费较长时间，因此完成每笔交易的时间不确定，通常需要6个月至24个月不等。
　　6、利率风险
　　根据借款合同和融资租赁合同约定，借款利率随着基准利率进行调整，如果未来基准利率大幅上升，将对公司经营业绩造成不利影响。
　　7、优质资源获取难度增加风险
　　由于优质风能、太阳能资源的主要分布区域有限，同时发电和上网能力也受到本地消纳能力以及当地电网输送容量制约，针对风能、太阳能资源优越，当地消纳能力充分，电力输送容量充足的优质风电或太阳能发电项目，公司面临同行业公司的竞争。随着“双碳”目标持续深入，行业竞争日趋激烈。若未来风光资源竞争进一步加剧，公司获得项目资源的难度可能将进一步加大，进而影响公司项目开发与业务拓展。
　　8、补贴核查风险
　　2022年3月份，国家发改委、能源局以及财政部三部委联合下发《关于开展可再生能源发电补贴自査工作的通知》，要求在全国范围内开展可再生能源发电补贴核查工作。自查对象包括电网和发电企业，范围为截止到2021年12月31日已并网有补贴需求的全口径可再生能源发电项目，主要为风电、集中式光伏电站以及生物质发电项目。自查内容主要从项目的合规性、规模、电量、电价、补贴资金、环境保护(仅限于生物质发电)六个方面进行。
　　受国家发展改革委、财政部、国家能源局委托，国家电网与南方电网分别正式公布了《关于公布第一批可再生能源发电补贴合规项目清单的公告》，公司下属电站尚有3个（合计容量225MW）未进入第一批名单，公司将持续关注后续补贴合规清单的公示和进展情况。
　　9、政府审批风险
　　风力、光伏发电项目的开发、建设、运营等各个环节都需不同政府部门的审批和许可。在项目开发初期，首先要获得发改委对前期开发工作的许可，同时上报拟开发项目所在地政府进行预核准，对开发范围及开发周期进行初步审查。之后，需要获得当地政府有关部门对环境保护、水土保持、土地征用、地质灾害等相关事项的行政许可。此外，还需要获取许可接入电网的批复性文件后才能开展项目建设工作。如果未来发电项目的审批标准更加严格，或审批及核准所需时间延长，公司未来可能因为申请程序的拖延而导致失去项目开发的最佳时机，或者因为建设期延长而对项目的投资回收期产生不利影响，从而影响公司的经营业绩。
　　10、发电及相关设备价格变动风险
　　公司的营业成本主要为电场的固定资产折旧费用。其中，发电设备的采购成本占电场全部投资的比重最大，占比60%以上，故发电设备价格的变动将直接影响公司未来的营业成本。目前来看，风力发电机组和光伏组件的价格经过逐步下滑后基本保持稳定，如未来风力发电机组和光伏组件的价格大幅度上升，则公司新建项目的投资成本将增加，将对公司的经营业绩造成不利影响。11、人才流失风险
　　公司所处的风力和光伏发电行业对具备相关知识和技能的高级人才依赖度较高，人才壁垒也是进入该行业的主要障碍之一。由于该行业人才培养体系建立较晚、相关教育和培训投入有限，专业人才尤其是管理人才出现严重的短缺局面，然而风力和光伏发电行业正处于迅猛发展的阶段，各公司对于优秀人才的竞争逐渐激烈，对具备长期工作经验的管理型人才需求增大。若未来公司核心管理团队发生较大变动或专业人才大规模流失，将对公司未来的运营管理和经营业绩带来不利影响。
　　12、不可抗力风险
　　公司所处的风力、光伏发电行业对天气条件存在比较大的依赖，任何不可预见的天气变化及自然灾害都可能对公司的电力生产、收入及经营业绩带来不利影响。

　　四、报告期内核心竞争力分析
　　（一）管理模式创新优势
　　公司对新能源发电项目，采取了全程控制下的供应商一站式服务的创新模式，即在公司完成项目开发、方案规划、设备选型和电场大数据分析应用的基础上，选定并要求合格供应商按照公司管理、监督和控制的标准，完成工程建设、生产运维和质量安全等各环节的具体执行工作。基于此创新模式，公司与合格供应商建立了长期稳定的合作关系。
　　（二）专业人才优势
　　公司拥有经验丰富、积极进取、稳定团结的管理团队，对风力、光伏发电行业，包括行业发展历史、技术特征以及未来走势具有深刻的理解。公司核心管理层的长期稳定合作，使得公司形成了统一的企业文化，促使公司经营规模快速增长。公司还拥有一支具备丰富理论知识和行业实践经验的专业化的员工团队，能够满足公司日常运营的全部需要。
　　（三）灵活的项目开发模式优势
　　公司针对不同的业务，采取不同的项目开发模式。针对风电、集中式光伏、储能电站、抽水蓄能项目，公司主要采用自主开发、产业投资与项目开发一体化推进的两种模式；针对屋顶分布式光伏项目，公司主要采用渠道合作开发的模式。
　　公司围绕国家“十四五”规划，研究各省市相关政策和区域发展特点，聚焦重点区域进行战略布局。在重点区域，公司以产业投资与项目开发一体化推进的模式为主，积极与大型风电、储能电池制造等行业头部企业合作，以产业园区、大型基地建设为切入点，加速新能源项目开发。（四）五大业务板块协同优势
　　公司的五大业务板块齐头并进、协同发展。新能源电站和屋顶分布式光伏项目的持续开发和规模快速增长，为公司电站出售业务的持续开展奠定了坚实的基础，也为电站运维业务带来了持续增量。
　　新能源产业基金主要投资于新能源电站的开发或运营。公司既可以通过开发基金储备项目资源、扩大资产规模；也可以将新能源电站出售给产业基金，同时为基金持有的电站提供运维管理服务。
　　新能源装备制造产业园区建设业务已经成为公司当前新能源发电项目开发的重要抓手。通过产业园区建设，不但增强了公司的项目开发和获取优势，而且通过形成新能源产业链上下游联动，降低投资成本，提升项目收益，同时也带动了新能源电站运维管理服务不断向深度和广度拓展。
　　五大业务板块之间相互协同、相互促进，形成了一个成熟完整的业务形态，构成了公司独特的核心竞争力。 收起▲