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　　根据《国民经济行业分类》（GB/T4754-2017），公司所属行业为电力、热力生产和供应业（D44）。公司的主营业务为风能发电、光伏发电、新型储能等新能源项目的投资开发及建设运营，截至2026年6月30日，公司累计新能源发电控股装机容量179万千瓦，权益装机容量146万千瓦，其中，风电项目权益装机容量114万千瓦，光伏发电项目权益装机容量21万千瓦，生物质发电项目权益装机容量10万千瓦（停运阶段）；独立储能控股装机容量20万千瓦/40万千瓦时。　　公司新能源发电业务将风能、太阳能等新能源进行开发并转换为电力后销... 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
　　根据《国民经济行业分类》（GB/T4754-2017），公司所属行业为电力、热力生产和供应业（D44）。公司的主营业务为风能发电、光伏发电、新型储能等新能源项目的投资开发及建设运营，截至2026年6月30日，公司累计新能源发电控股装机容量179万千瓦，权益装机容量146万千瓦，其中，风电项目权益装机容量114万千瓦，光伏发电项目权益装机容量21万千瓦，生物质发电项目权益装机容量10万千瓦（停运阶段）；独立储能控股装机容量20万千瓦/40万千瓦时。
　　公司新能源发电业务将风能、太阳能等新能源进行开发并转换为电力后销售，取得收入，新型储能业务部署储能设施，通过充放电调节供需平衡，获取电量交易等收益。
　　公司新能源项目投资运营主要包括三个阶段：项目开发阶段，由公司或下属项目公司负责特定区域的项目开发，项目考察评估后立项，向相关政府部门提出项目投资申请，取得项目核准或备案；项目建设阶段，公司按采购招标程序组织设备和工程施工的采购和招标，工程建设完成、验收调试合格后，项目并网运行；项目运营阶段，由下属项目公司负责项目的运行、维护、管理，公司对各项目运营情况进行监控，并对各下属公司实行经营目标考核。
　　影响公司业绩的主要驱动因素包括装机容量、风力资源和光照资源、售电量、电价、建设成本、资金成本等。
　　报告期内，公司的主要业务、主要产品、经营模式、主要的业绩驱动因素未发生重大变化。
　　（二）报告期内行业情况
　　1、报告期内主要行业政策
　　（1）健全发电侧容量电价补偿机制
　　2026年1月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，《通知》明确总体思路是适应新型电力系统和电力市场体系建设需要，更好统筹电力安全稳定供应、能源绿色低碳转型和资源经济高效配置，分类完善煤电、天然气发电、抽水蓄能、新型储能容量电价机制，优化电力市场机制；电力现货市场连续运行后，有序建立发电侧可靠容量补偿机制，对机组可靠容量根据顶峰能力按统一原则进行补偿，公平反映不同机组对电力系统顶峰贡献。对服务于电力系统安全运行、未参与配储的电网侧独立新型储能电站，各地可基于容量电价，容量电价水平以当地煤电容量电价标准为基础，根据顶峰能力按一定比例折算，并考虑电力市场建设进展、电力系统需求等因素确定。
　　（2）完善全国统一电力市场体系
　　2026年2月，国务院办公厅印发《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》，《意见》明确了2030、2035年两个阶段性目标，到2030年，基本建成全国统一电力市场体系，各类型电源和除保障性用户外的电力用户全部直接参与电力市场，市场化交易电量占全社会用电量的70%左右；到2035年，全面建成全国统一电力市场体系，市场功能进一步成熟完善，市场化交易电量占比稳中有升。《意见》着重部署了推动电力资源在全国范围内优化配置、健全电力市场的各项功能、促进各类经营主体平等广泛参与、构建全国统一的电力市场制度体系、强化政策协同等5方面19项重点任务，并提出了优化全国统一电力市场体系实现路径、完善跨省跨区电力交易制度、探索建立容量市场、助力新能源更好参与电力市场、推动更多民营企业参与电力市场、健全电力市场多元治理体系等创新举措。
　　（3）锚定“十五五”新型能源发展顶层布局
　　2026年3月，《中华人民共和国国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要》正式发布，《纲要》提出要加力建设新型能源基础设施，深入实施能源安全新战略，加快构建清洁低碳安全高效的新型能源体系，建设能源强国，《纲要》还具体提出要在渤海、黄海、东海、南海海域建设海上风电基地，规范有序推进深远海风电开发，海上风电累计并网装机规模达到1亿千瓦以上。6月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《新型能源体系建设“十五五”规划》，明确2030年初步建成清洁低碳安全高效的新型能源体系，能源综合生产能力达到58亿吨标准煤，电力系统互补互济和安全韧性水平全面提升，能源进口多元可控；煤炭和石油消费达峰，非化石能源消费比重达到25%，风电和太阳能发电装机比重超过50%、成为电力装机主体，非化石能源发电量比重达到50%、成为电量主体；坚强韧性、绿色低碳、集成融合、智能高效的新型能源基础设施体系加快建设，新型电力系统初步建成；能源产业链关键技术装备实现总体自主可控，迈入世界能源科技创新国家前列；适应新型能源体系的市场和价格机制加快健全，全国统一电力市场体系基本建成。
　　（4）有序推动多用户绿电直连发展
　　2026年5月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》，《通知》给出了多用户绿电直连模式的定义和形态，在单用户绿电直连基础上拓展适用范围和应用场景，明确多用户绿电直连是指风电、太阳能发电、生物质发电等新能源发电不直接接入公共电网，通过专用线路和变电设施向多个用户供给绿电，实现供给电量清晰溯源和分配的模式。《通知》从负荷范围、适用场景、规划建设、运行管理、市场交易和价格结算机制以及绿电溯源等方面进行了相关规范与引导，旨在推动消费侧新模式新业态新场景创新发展的同时，实现更高水平、更大范围的新能源就近消纳利用。
　　（5）规范非公共电网可再生能源项目绿证核发
　　2026年6月，国家能源局印发《关于组织推进非公共电网可再生能源发电项目绿证核发的通知》，《通知》所指的非公共电网项目是指不直接接入公共电网的可再生能源发电项目，包括离网型项目、接入用户侧内部（或绿电直连等项目内部）的并网型项目，由电网企业安装电量计量装置准确计量各环节电量数据的非公共电网项目，其绿证核发、划转、核销流程与公共电网项目一致，由北京、广州、内蒙古电力交易中心按照绿证核发相关数据接口要求，归集报送基础数据至国家绿证核发交易系统，经审核后核发绿证；不由电网企业安装电量计量装置并归集电量数据的非公共电网项目，相关单位按流程归集报送电量数据，经审核后核发绿证。
　　2、报告期内我国主要行业数据
　　（1）可再生能源装机规模稳步扩大
　　可再生能源新增装机占比超七成，累计装机占比超六成，风光累计装机约19.5亿千瓦、占比接近一半，太阳能发电装机与燃煤发电装机基本持平。2026年上半年，全国可再生能源新增装机1.17亿千瓦，占全部新增装机的73.9%。其中，水电新增并网603万千瓦，风电新增并网3,862万千瓦，太阳能发电新增并网7,207万千瓦，生物质发电新增并网60万千瓦。截至2026年6月底，全国可再生能源装机达到24.55亿千瓦，同比增长13.7%，约占全国电力总装机的60.7%。其中，水电装机4.54亿千瓦，风电装机6.79亿千瓦，太阳能发电装机12.74亿千瓦，生物质发电装机0.48亿千瓦。风光装机合计19.51亿千瓦，约占全国电力总装机的48.3%，太阳能发电装机与燃煤发电装机（12.75亿千瓦）基本持平。
　　2026年上半年，全国可再生能源发电量近2万亿千瓦时，同比增加约9%，占全部发电量的41.2%，超过同期第三产业用电量（9,916亿千瓦时）与城乡居民生活用电量（7,315亿千瓦时）之和。其中，风光发电量合计1.25万亿千瓦时，同比增长9.3%，占全社会用电量的24.6%，达到同期第三产业用电量（9,916亿千瓦时）约1.3倍。可再生能源发电增量1,598亿千瓦时，覆盖全社会用电量增量的61.9%。
　　风电建设和运行情况。2026年上半年，全国风电新增并网容量3,862万千瓦，其中陆上风电3,778万千瓦，海上风电84万千瓦。截至2026年6月底，全国风电累计并网容量达到6.79亿千瓦，同比增长18.5%，其中陆上风电6.3亿千瓦，海上风电4,841万千瓦。2026年上半年，全国风电累计发电量5,984亿千瓦时，全国风电平均利用率90.9%。
　　光伏发电建设和运行情况。2026年上半年，全国光伏新增并网7,177万千瓦，其中集中式光伏2,955万千瓦，分布式光伏4,222万千瓦。截至2026年6月底，全国光伏发电装机容量达到12.72亿千瓦，同比增长15.8%，其中集中式光伏6.96亿千瓦，分布式光伏5.76亿千瓦。2026年上半年，全国光伏累计发电量6,555亿千瓦时，全国光伏发电利用率91.4%。
　　（2）新型储能延续良好发展态势
　　截至2026年6月底，全国已建成投运新型储能装机规模达1.53亿千瓦/3.96亿千瓦时，同比增长61%。据电网公司统计，2026年上半年国网经营区新型储能等效利用小时数达573小时，同比提升9小时，南网经营区达626小时，同比提升41小时。
　　3、江苏省新能源行业数据
　　截至2026年6月底，江苏省发电装机容量25,580.55万千瓦。全省风电和光伏装机容量12,333.04万千瓦，占总装机容量的48.21%，占比同比提高1.24个百分点。其中，风电装机2,503.80万千瓦，占总装机容量的9.79%；光伏装机9,829.24万千瓦，占总装机容量的38.42%。
　　1-6月份，江苏省新增发电能力1,078.72万千瓦，其中风电新增0.54万千瓦；光伏新增869.25万千瓦。
　　1-6月份，江苏省发电量3,551.31亿千瓦时，同比增长10.46%。全省风电和光伏发电量789.04亿千瓦时，同比增长9.52%，占全省发电量的22.22%，占比同比降低0.19个百分点。其中，风电发电量260.70亿千瓦时，同比下降6.57%；光伏发电量528.34亿千瓦时，同比增长19.68%。
　　报告期末，公司控股风电装机容量占江苏省风电装机的5.34%，省内太阳能发电装机容量占江苏省太阳能发电装机的0.27%。

　　二、经营情况的讨论与分析
　　2026年上半年，公司实现营业收入9.37亿元，同比下降11.05%；毛利率48.19%，同比下降3.98个百分点；归属于上市公司股东的净利润1.32亿元，同比下降53.14%。
　　（一）报告期内主要经营数据分析
　　2026年上半年，公司控股新能源发电项目总发电量16.10亿千瓦时，同比下降9.70%，上网电量15.29亿千瓦时，同比下降9.74%。风电方面，公司1-6月累计发电量14.20亿千瓦时，同比下降13.04%，其中，陆上风电累计发电量9.96亿千瓦时，同比下降14.65%；海上风电累计发电量4.24亿千瓦时，同比下降8.82%。光伏发电项目1-6月累计发电量1.90亿千瓦时，上网电量1.52亿千瓦时，分别同比增长26.67%和39.45%。此外，报告期内公司独立储能累计上网电量0.81亿千瓦时。
　　（二）报告期内主要工作开展情况
　　一是项目攻坚筑牢支撑。公司坚持“择优开发”导向，统筹推进前期攻坚，报告期内，大丰王竹垦区渔光互补光伏发电等项目前期工作有序开展，连云港青口盐场渔光一体化发电项目、南京禄口机场光充一体化项目建设序时推进。此外，公司控股股东牵头联合体中选并获得155万千瓦海上风电项目开发权，公司全力协同推进项目前期工作，其中，大丰H19#、东台H4#/H6#海上风电项目目前已取得核准，射阳北区H1#海上风电项目已经成立项目公司。
　　二是精益运营固本提效。公司持续深化生产运营精细化管控，统筹完成多场站年度检修与预防性试验，强化行业运营对标管理，推进设备综合治理和隐患排查，灌云风电连续无故障运行超百天，在2025年度江苏省风力发电生产运行指标评价中，公司新洋风电、淮安风电获评5A陆上风电场；积极盘活碳资产价值，稳步推动分布式平价光伏参与绿电聚合交易，常态化开展绿证交易，报告期内绿证新增核发7.6万张、交易绿证8.89万张。
　　三是坚持科技服务主业。公司控股子公司新能海力积极参与国家重点研发计划“大型海上风电场智能运维关键技术及应用”相关研究。公司与南京大学加强战略合作，共同申报“江苏省碳循环材料与技术重点实验室”，在新能源功率预测、新型光伏和储能技术方面，落地多项关键技术研发。公司联合行业内领军企业，在生产运营关键技术创新方面，开发了风机叶片内外部巡检系统、光伏组件智能巡检与诊断系统、储能电池预诊断系统。同时，公司积极参与各类创新主体、应用场景申报。报告期内，公司科技成果产出丰硕，系统推进10项在研项目，发表17篇论文，授权2项发明专利。
　　四是安全生产常抓不懈。公司牢固树立安全发展理念，坚持底线思维，上半年，公司安全生产形势总体平稳，未发生一般及以上安全事故。报告期内，组织所属企业签订年度安全生产责任状，开展“安全生产月”系列活动及应急演练，部署重大事故隐患排查整治，开展安全检查9次，系统提升安全管理水平，修订发布13项应急预案及5项安全管理制度，健全完善安全生产标准化管理体系。

　　三、报告期内核心竞争力分析
　　1、技术优势
　　新能源发电作为战略性新兴产业，一直处在不断的技术更新和技术进步过程中，也是具有较高技术门槛的产业。当前，加快建设新型能源体系对行业技术提出了更高要求，公司一直关注和跟踪发电领域相关电气设备发展和运维相关前沿技术，并进行大胆的实践和创新，在风电、光伏发电等业务领域都建立起完善的开发以及运维管理体系与技术体系，项目管理水平位于行业前列。公司投资的多个项目被评为国家优质投资项目。在中电联历年举办的全国风电场和全国太阳能光伏电站生产运行统计指标对标及竞赛中，公司投资的项目多次榜上有名。
　　2、人才优势
　　公司是国内较早进入可再生能源发电应用领域的企业，多年来培养和锻炼了一支电站项目开发建设、运行维护的专业队伍，在新能源发电项目投资运营领域积累了丰富的业务经验，熟悉市场开拓、项目备案、工程管理、维护运营等关键环节，能够保障公司在发展、运营、管理等各方面人员需求，同时，公司的专业人才能够准确地把握行业发展趋势，快速应对行业的新变化、新要求。
　　3、资源优势
　　公司的四个发起人股东均为江苏省内大型国有企业，其中，国信集团是江苏重要的省属能源投资集团，在能源项目建设和运营方面拥有丰富的经验及专业的人才；沿海集团是江苏沿海滩涂围垦以及资源综合开发的实施主体，具有丰富的风能、光能等新能源资源；国能投资是履行主导盐城市能源基地建设职责的盐城市属国有企业，对公司在盐城的项目选择、开发具有重要支持作用；农垦集团下属国有农场中具有大量可供开发风电、光伏的土地资源。股东方的资源优势为公司可持续发展提供了强有力的支持。
　　4、区位优势
　　公司已投产新能源项目基本位于江苏，在省内形成了一定的规模优势和品牌优势。江苏是沿海省份，具有漫长的海岸线，风力资源丰富，风资源可开发量巨大。江苏经济规模大，人均用能基数高，能源低碳化、绿色化是江苏未来较长一段时期的主要发展方向。同时，江苏又是能源消耗大省，电力消费总量连续多年位居全国前列。
　　5、资金优势
　　电力行业属于资本密集型行业，尤其是在项目建设期间，需要大额的资金投入。公司资产盈利能力强，已投产的各项目为公司持续带来稳定的利润，资信状况良好，与各类金融机构有较好的合作关系，具备较强的融资能力和资金成本优势。截至报告期末，公司资产负债率为52.63%，资本结构稳健，偿债能力较强。
　　报告期内，公司的核心竞争力未发生重大变化。

　　四、可能面对的风险
　　1、可再生能源电价补贴风险
　　目前可再生能源电价补贴资金仍存在缺口，可再生能源发电补贴核查工作仍在进行过程中，国家发放可再生能源补贴的时间不断滞后，若后续可再生能源补贴政策进一步发生变化，或补贴核查工作的进展不及预期，将会影响发电企业的现金流，对实际的投资效益产生不利影响。
　　对公司的影响及应对措施：目前，新能源发电已全面进入无补贴时代，长期来看，补贴滞后情况待存量项目补贴到期后将逐渐得到缓解。公司方面，现金流状况总体保持在健康水平，2026年上半年公司经营活动产生的现金流量净额3.79亿元，公司现金流状况良好。报告期末，公司合并口径的资产负债率为52.63%，资产负债结构较为稳定，偿债能力较强。未来公司将进一步加强资金管理，提升盈利能力，保持健康的现金流状况，同时，进一步拓宽融资渠道，提高融资能力，保障公司新项目投资及生产运营的资金需求。
　　2、行业政策变动风险
　　新能源发电行业近年来的高速发展，很大程度上受益于国家在政策、法规及激励措施方面的支持，相关政策可能导致行业竞争日益激烈，公司在新能源行业的优质资源获取、快速实现装机规模增长的难度加大，同时，如果新能源行业的相关政策发生变化，公司经营业绩可能会受到影响，项目投资收益率的不确定性增加。
　　对公司的影响及应对措施：国家“双碳”战略目标背景下，我国仍将深入推进能源革命，加快规划建设新型能源体系，公司将密切关注国家政策变化，做好研究判断，积极把握机遇，充分利用自身优势，多措并举获取项目资源，加大新能源项目集约化、规模化开发力度，不断提高核心竞争实力，积极探索能源新业态新模式，做好工程建设领域新技术调研和论证，加强项目运维管控，从严从细控制成本，提升项目收益。
　　3、电力市场风险
　　随着可再生能源装机规模的不断增长，全国统一电力市场体系建设全面加速，新能源项目参与电力市场化交易的程度持续加深，2026年2月，国务院办公厅印发《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》，提出到2030年各类型电源和除保障性用户外的电力用户全部直接参与电力市场。目前，现货、中长期、辅助服务和容量市场建设衔接紧密，电力体制改革向纵深推进，市场环境复杂多变，新能源上网量价变动风险加大，将给项目的盈利状况带来一定的不确定性。
　　对公司的影响及应对措施：公司将认真研判电力市场有关政策变化、规则调整、市场动态等信息，建立健全电力市场营销工作体制机制，加大专业人才储备和培养力度，制定差异化、精准化的电力营销策略，积极拓展优质电力用户。同时，通过参与绿电交易、绿证交易、CCER交易、绿电直连等途径，积极推进绿色电力的环境价值兑现，将绿色电力的环境效益转化为经济效益，降低电价波动的不利影响。
　　4、自然条件变动风险
　　公司风电、光伏项目的盈利状况与项目所在地的风速、风向、光照强度和时间等气候条件高度相关，公司在项目投资前均对相关资源等情况进行了实地可行性研究，然而，风速、风向、光照强度和时间等自然资源具有一定的随机性、不可预测性，实际每年的资源状况可能会存在波动。如遇极端恶劣天气，也可能给公司发电设备、运营设施等造成损坏，给公司生产运营造成不利影响。另外，风电项目附近新建其他风电场、防护林建设等不可控因素也会影响项目所在地风资源状况。由此，公司存在经营业绩随风、光等自然资源以及天气和气候条件的变化而波动的风险。
　　对公司的影响及应对措施：自然条件的变动大多为不可控因素，公司一方面通过加大投资前的可行性研究深度，充分评估资源变动对项目投资效益的影响；另一方面，日常管理中加强运营维护和应急预案管理，保障项目运营效率，尽力使项目在既定的资源条件下“应发尽发”。另外，公司投资范围包括陆上风电、海上风电、集中式光伏、分布式光伏、新型储能等多种新能源业务，未来公司将立足江苏，走出省外，聚焦海上，择优开发项目资源，进一步探索零碳园区、新能源制氢等领域，多举措降低自然条件变化对公司整体业绩的影响。
　　5、新能源电力消纳风险
　　消纳问题是新能源大规模高比例发展的核心问题。我国新能源资源丰富区域与用电负荷中心区域不匹配，加上风能、太阳能资源具有随机性强、波动性大、出力不稳定等自然特性，当电网的可调节资源不足时，或者项目所在地用电需求较少，且不能通过电量外送等方式消纳，将产生“弃风”、“弃光”等限电情况，影响项目收益。随着新能源装机规模高速增长、占比快速提升，消纳需求大幅增加，局部区域受到市场消纳能力、调峰能力、通道输送能力等多种因素影响，限电比例上升，新能源消纳面临着较大的压力。今年以来，公司项目限电率较以往有所提高。
　　对公司的影响及应对措施：公司在投资新项目时，会对选址区域进行严格的论证，同时，公司将通过优化机组运行调度、优化电力市场交易策略、合理配置新型储能等方式提升项目运行的灵活性与稳定性，进一步提高新能源发电利用率，促进有效消纳，降低限电损失。2026年，国家陆续出台《关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》《新型能源体系建设“十五五”规划》《“十五五”碳达峰行动方案》等多项政策，推动解决高比例消纳难题。 收起▲

　　一、报告期内公司从事的业务情况
　　公司的主营业务为风能发电、光伏发电、新型储能等新能源项目的投资开发及建设运营，截至2025年12月31日，公司累计新能源发电控股装机容量179万千瓦，权益装机容量146万千瓦，其中，风电项目权益装机容量114万千瓦，光伏发电项目权益装机容量21万千瓦，生物质发电项目权益装机容量10万千瓦；独立储能控股装机容量20万千瓦/40万千瓦时。
　　公司新能源发电业务将风能、太阳能等新能源进行开发并转换为电力后销售，取得收入，新型储能业务部署储能设施，通过充放电调节供需平衡，获取电量交易等收益。另外，公司报告期内在运的生物质项目为热电联产项目，可向当地其他生产企业... 查看全部▼

　　一、报告期内公司从事的业务情况
　　公司的主营业务为风能发电、光伏发电、新型储能等新能源项目的投资开发及建设运营，截至2025年12月31日，公司累计新能源发电控股装机容量179万千瓦，权益装机容量146万千瓦，其中，风电项目权益装机容量114万千瓦，光伏发电项目权益装机容量21万千瓦，生物质发电项目权益装机容量10万千瓦；独立储能控股装机容量20万千瓦/40万千瓦时。
　　公司新能源发电业务将风能、太阳能等新能源进行开发并转换为电力后销售，取得收入，新型储能业务部署储能设施，通过充放电调节供需平衡，获取电量交易等收益。另外，公司报告期内在运的生物质项目为热电联产项目，可向当地其他生产企业销售蒸汽和热水。
　　公司新能源项目投资运营主要包括三个阶段：项目开发阶段，由公司或下属项目公司负责特定区域的项目开发，项目考察评估后立项，向相关政府部门提出项目投资申请，取得项目核准或备案；项目建设阶段，公司按采购招标程序组织设备和工程施工的采购和招标，工程建设完成、验收调试合格后，项目并网运行；项目运营阶段，由下属项目公司负责项目的运行、维护、管理，公司对各项目运营情况进行监控，并对各下属公司实行经营目标考核。
　　影响公司业绩的主要驱动因素包括装机容量、风力资源和光照资源、上网电价、资金成本等。
　　报告期内，公司的主要业务、主要产品、经营模式、主要的业绩驱动因素未发生重大变化。
　　
　　二、报告期内公司所处行业情况
　　根据《国民经济行业分类》（GB/T4754-2017），公司所属行业为电力、热力生产和供应业（D44）。
　　（一）报告期内主要行业政策
　　1、深化新能源上网电价市场化改革
　　2025年1月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》，改革的总体思路是坚持市场化方向，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。改革主要内容有三方面：一是推动新能源上网电价全面由市场形成，新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成；二是建立支持新能源可持续发展的价格结算机制，新能源参与市场交易后，在结算环节建立可持续发展价格结算机制，对纳入机制的电量，按机制电价结算；三是区分存量和增量项目分类施策，存量项目的机制电价与现行政策妥善衔接，增量项目的机制电价通过市场化竞价方式确定。
　　2、推动能源高质量发展
　　2025年2月，国家能源局印发《2025年能源工作指导意见》，提出了2025年能源工作的主要目标。在供应保障能力方面，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。在绿色低碳转型方面，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。工业、交通、建筑等重点领域可再生能源替代取得新进展。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。在发展质量效益方面，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。初步建成全国统一电力市场体系，资源配置进一步优化。
　　3、多措并举推动绿证市场提质发展
　　2025年3月，国家发展改革委等5部门联合印发《关于促进可再生能源绿色电力证书市场高质量发展的意见》，总体要求到2027年，绿证市场交易制度基本完善，强制消费与自愿消费相结合的绿色电力消费机制更加健全，绿色电力消费核算、认证、标识等制度基本建立，绿证与其他机制衔接更加顺畅，绿证市场潜力加快释放，绿证国际应用稳步推进，实现全国范围内绿证畅通流动。到2030年，绿证市场制度体系进一步健全，全社会自主消费绿色电力需求显著提升，绿证市场高效有序运行，绿证国际应用有效实现，绿色电力环境价值合理体现，有力支撑可再生能源高质量发展，助力经济社会发展全面绿色转型。2025年1-12月，国家能源局共计核发绿证29.47亿个，其中可交易绿证18.93亿个；全国共计交易绿证9.30亿个，其中绿色电力交易绿证2.50亿个。
　　4、有序推动绿电直连发展
　　2025年5月，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》，从适用范围、规划引导、运行管理、价格机制、组织保障五个方面明确发展绿电直连项目的具体要求。明确绿电直连是指风电、太阳能发电、生物质发电等新能源不直接接入公共电网，通过直连线路向单一电力用户供给绿电，可实现供给电量清晰物理溯源的模式。其中，直连线路是指电源与电力用户直接连接的专用电力线路，按照负荷是否接入公共电网分为并网型和离网型两类，并网型项目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，电源应接入用户和公共电网产权分界点的用户侧。
　　5、完善电力市场计量结算体系
　　2025年7月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《电力市场计量结算基本规则》，该规则出台，标志着以《电力市场运行基本规则》为基础，电力中长期、现货、辅助服务规则为主干，信息披露、市场注册、计量结算为支撑的电力市场“1+6”基础规则体系构建完成，为建设全国统一电力市场奠定坚实规则基础。该规则涵盖计量管理、结算管理、监督管理等方面，明确了计量结算的定义与适用范围，覆盖电能量交易、电力辅助服务交易等电力市场类型，并将虚拟电厂（聚合商）、新型储能等新型经营主体纳入其中。在计量业务管理方面，要求市场经营主体安装符合国家标准的计量装置，并规范了数据传输时序要求。在结算业务管理方面，规范了结算准备、结算依据和电费账单编制与发布、电费收付、追退补和清算等结算全业务流程和时限要求。
　　6、构建多元互补新型储能体系
　　2025年8月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》，明确总体目标是：2027年，新型储能基本实现规模化、市场化发展，技术创新水平和装备制造能力稳居全球前列，市场机制、商业模式、标准体系基本成熟健全，适应新型电力系统稳定运行的多元储能体系初步建成，形成统筹全局、多元互补、高效运营的整体格局，为能源绿色转型发展提供有力支撑。全国新型储能装机规模达到1.8亿千瓦以上，带动项目直接投资约2500亿元，新型储能技术路线仍以锂离子电池储能为主，各类技术路线及应用场景进一步丰富，培育一批试点应用项目，打造一批典型应用场景。
　　7、健全新能源消纳保障机制
　　2025年10月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》，明确坚持系统观念、分类施策、多元消纳、市场引导、安全为基、创新驱动，完善新能源消纳举措，优化系统调控，该指导意见提出到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。新型电力系统适配能力显著增强，系统调节能力大幅提升，电力市场促进新能源消纳的机制更加健全，跨省跨区新能源交易更加顺畅，满足全国每年新增2亿千瓦以上新能源合理消纳需求，助力实现碳达峰目标。到2035年，适配高比例新能源的新型电力系统基本建成，新能源消纳调控体系进一步完善，全国统一电力市场在新能源资源配置中发挥基础作用，新能源在全国范围内优化配置、高效消纳，支撑实现国家自主贡献目标。
　　8、新能源集成融合发展
　　2025年10月，国家能源局印发《促进新能源集成融合发展的指导意见》，总体要求到2030年，集成融合发展成为新能源发展的重要方式，新能源可靠替代水平明显增强，市场竞争力显著提升，有力支撑经济社会发展全面绿色转型，为加快中国式现代化建设提供更加安全可靠的绿色能源保障。该指导意见将新能源集成融合发展归纳为新能源多维度一体化开发、新能源与多产业协同发展、新能源多元化非电利用三个方面，并分别提出政策举措。
　　9、促进电网高质量发展
　　2025年12月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于促进电网高质量发展的指导意见》，《指导意见》坚持“统一规划建设、协调运行控制、贯通安全治理、创新技术管理”，加快建设主配微协同的新型电网平台，健全电网自然垄断业务监管机制，为推进中国式现代化提供坚强电力支撑。《指导意见》明确到2030年，主干电网和配电网为重要基础、智能微电网为有益补充的新型电网平台初步建成，主配微网形成界面清晰、功能完善、运行智能、互动高效的有机整体。电网资源优化配置能力有效增强，“西电东送”规模超过4.2亿千瓦，新增省间电力互济能力4000万千瓦左右，支撑新能源发电量占比达到30%左右，接纳分布式新能源能力达到9亿千瓦，支撑充电基础设施超过4000万台，公共电网的基础作用充分发挥，智能微电网多元化发展，电力系统保持稳定运行，服务民生用电更加有力。到2035年，主干电网、配电网和智能微电网发展充分协同，贯通各级电网的安全治理机制更加完善，电网设施全寿命周期智能化、数字化水平明显提升，有效支撑新型电力系统安全稳定运行和各类并网主体健康发展，支撑实现国家自主贡献目标，为基本实现社会主义现代化提供坚强电力保障。
　　（二）报告期内我国主要行业信息
　　1、可再生能源装机规模再创新高
　　2025年，全国可再生能源发电新增装机4.52亿千瓦，同比增长21%，占全国电力新增装机的83%。其中，风电新增1.2亿千瓦，太阳能发电新增3.18亿千瓦，生物质发电新增151万千瓦。截至2025年底，全国可再生能源装机总量达23.4亿千瓦，同比增长24%，约占全国电力总装机的60%。其中，风电装机6.4亿千瓦，太阳能发电装机12亿千瓦，生物质发电装机0.47亿千瓦。风电、太阳能发电装机合计18.4亿千瓦，占比47%。
　　2025年，全国可再生能源发电量3.99万亿千瓦时，同比增长15%，约占全部发电量的38%，超过同期第三产业用电量（19,942亿千瓦时）与城乡居民生活用电量（15,880亿千瓦时）之和。2025年，全国新增可再生能源发电量5,193亿千瓦时，已经覆盖全社会用电增量（5,161亿千瓦时）。
　　风电建设和运行情况。2025年，全国风电新增装机容量1.2亿千瓦，同比增长51%，其中陆上风电新增1.1亿千瓦，海上风电新增659万千瓦。截至2025年12月，全国风电累计并网容量达到6.4亿千瓦，同比增长23%，其中陆上风电5.9亿千瓦，海上风电0.47亿千瓦。2025年，全国风电发电量1.13万亿千瓦时，同比增长13%；全国风电平均利用率94%。
　　光伏发电建设和运行情况。2025年，全国光伏新增装机3.17亿千瓦，同比增长14%，其中集中式光伏新增1.64亿千瓦，分布式光伏新增1.53亿千瓦。截至2025年12月，全国光伏发电装机容量达到12亿千瓦，同比增长35%，其中集中式光伏6.7亿千瓦，分布式光伏5.3亿千瓦。2025年，全国光伏发电量1.17万亿千瓦时，同比增长40%；全国光伏发电利用率95%。
　　2、新型储能发展取得扎实成效
　　截至2025年底，全国已建成投运新型储能装机规模达到1.36亿千瓦/3.51亿千瓦时，较2024年底增长84%，与“十三五”末相比增长超40倍，实现跨越式发展。平均储能时长2.58小时，相较于2024年底增加0.30小时。
　　分地域来看，华北地区装机占比最大。华北地区已投运新型储能装机规模占全国32.5%，西北地区占28.2%，华东地区占14.4%，南方地区占13.1%，华中地区占11.1%，东北地区占0.7%。过去一年里，华北、西北为新型储能主要增长区，新增装机分别为2,188万千瓦、1,966万千瓦，分别占全国新增装机的35.2%、31.6%。
　　分省份来看，新疆、内蒙古等省区发展迅速。受电力需求稳步增长、新能源快速发展及有力政策支持等多重驱动，新疆、内蒙古、云南、河北、山东等省区新型储能发展迅速。累计装机规模排名前3的省份分别为：内蒙古2,026万千瓦，新疆1,880万千瓦，山东1,121万千瓦，河北、江苏、宁夏、云南、甘肃、浙江、河南、广东等8省区装机规模超500万千瓦。
　　从单站规模来看，10万千瓦以上的大型化发展趋势明显。截至2025年底，10万千瓦及以上项目装机占比达72%，较2024年底提高约10个百分点；4小时及以上新型储能电站项目逐步增加，装机占比达27.6%，较2024年底提高约12个百分点。从应用场景来看，独立储能占比提升。2025年，独立储能新增装机3,543万千瓦，累计装机规模占比为51.2%，较2024年底提高约5个百分点。从技术路线来看，锂离子电池储能仍占主导地位，装机占比达96.1%，压缩空气储能、液流电池储能及飞轮电池储能等装机占比合计3.9%。
　　3、江苏省新能源行业数据
　　截至2025年12月底，江苏省发电装机容量24,535.31万千瓦，全省风电和光伏装机容量11,471.64万千瓦，占总装机容量的46.76%，占比同比提高5.18个百分点。其中，风电装机2,503.26万千瓦，占总装机容量的10.20%；光伏装机8,968.38万千瓦，占总装机容量的36.55%。
　　2025年，江苏省新增发电能力4,401.21万千瓦，其中风电新增181.96万千瓦；光伏新增2,807.84万千瓦。
　　2025年，江苏省发电量7,082.82亿千瓦时，同比增长5.65%。全省风电和光伏发电量1,499.71亿千瓦时，同比增长31.15%，占全省发电量的21.17%，占比同比提高4.11个百分点。其中，风电发电量557.86亿千瓦时，同比下降0.44%；光伏发电量941.85亿千瓦时，同比增长61.49%。
　　报告期末，公司控股风电装机容量占江苏省风电装机的5.34%，省内太阳能发电装机容量占江苏省太阳能发电装机的0.30%。
　　三、经营情况讨论与分析
　　2025年，是“十四五”规划收官之年，也是“十五五”规划谋篇布局的关键一年。面对机遇与挑战并存的外部环境，公司始终锚定高质量发展首要任务，统筹发展安全与长远布局，经营质效持续提升，改革发展举措落地落实，核心经营能力与可持续发展根基持续夯实。年内，公司全面完成国企改革三年行动任务，治理体系与治理能力持续优化提升，企业发展内生动力不断增强。全年项目开发建设稳步发展，公司国信溧阳储能电站项目、宁海农光互补发电项目、云台渔光互补发电项目（一期）并网投产，此外，公司控股股东先行投资的国信大丰85万千瓦海上风电项目年内实现全容量并网，牵头联合体中选并获得155万千瓦海上风电项目开发权，公司全力协同推进项目进程，进一步助力区域能源结构优化和绿色低碳发展。
　　（一）报告期内主要经营数据分析
　　2025年，公司控股新能源发电项目总发电量35.19亿千瓦时，同比下降0.54%，上网电量33.41亿千瓦时，同比下降0.57%。风电方面，公司全年累计发电量32.04亿千瓦时，同比下降1.46%，其中：陆上风电累计发电量22.29亿千瓦时，同比增长0.31%；海上风电累计发电量9.75亿千瓦时，同比下降5.29%，风电整体毛利率54.77%，较去年减少1.32个百分点。报告期内，光伏板块新增装机约9万千瓦，项目总体运行平稳，全年发电量3.15亿千瓦时，同比增长10.39%，毛利率41.46%，较去年减少1.81个百分点；截至报告期末，淮安生物质在地方园区供热方案解决后已停止供热，四家生物质项目全部处于停运阶段，报告期内，淮安生物质累计供热量34.17万吨，同比下降28.18%。2025年6月，公司投资的国信溧阳100MW/200MWh储能项目顺利并网，目前公司共运营2座独立电化学储能电站，报告期内累计上网电量1.41亿千瓦时。
　　2025年，公司实现营业收入20.87亿元，同比下降0.58%；毛利率49.98%，同比减少1.45个百分点；归属于上市公司股东的净利润5.07亿元，同比增长21.73%。对2025年度业绩变动影响较大的因素有：（1）2025年，公司资产减值准备同比减少，主要是2024年公司对存在减值迹象及预计可能发生信用减值的资产开展减值测试，并依据测试结果，基于谨慎性原则计提2024年度各项资产减值准备合计2.56亿元；（2）2025年，公司优化融资结构、合理压降融资成本，本期财务费用同比减少。
　　（二）报告期内重点工作
　　1、聚焦主业攻坚，推动项目开发量质并进
　　公司始终将项目开发建设作为公司生存发展的“生命线”和“压舱石”，严格把控项目入口关，积极推动优质项目储备，扩大有效投资，增强市场竞争力。2025年，公司投资的国信溧阳储能电站项目、连云港云台渔光互补发电项目（一期）、连云港宁海农光互补发电项目等投产，助力区域能源结构优化和绿色低碳发展；连云港青口盐场渔光一体化发电项目、南京禄口机场项目顺利开工，推动绿色能源与相关产业深度融合。年内，公司控股股东牵头联合体中选并获得155万千瓦海上风电项目开发权，公司全力协同推进项目前期工作，其中，大丰H19#、东台H4#/H6#海上风电项目目前已取得核准；公司控股股东先行投资的大丰85万千瓦海上风电项目年底前顺利实现全容量并网。报告期内，公司累计新增新能源发电控股装机约9万千瓦、独立储能装机10万千瓦/20万千瓦时。
　　2、强化精益运营，促进质量效益协同增长
　　公司牢固树立“向管理要效率，向经营要效益”的理念，持续深化精细管理，助力提升运营效率和经济效益。2025年，公司深入开展行业对标管理，落实技术监督机制，开展设备专项治理并加强预防性维护，风电故障损失电量大幅降低，灌云风电实现连续无故障运营超百天；树立项目精益运维标杆，储能项目平稳高效运行，关键指标达到设计值，有效发挥顶峰调节作用。报告期内，公司控股子公司QC课题荣获江苏省电力行业质量管理成果一等奖2项和二等奖1项，获得江苏省质量管理小组活动二等技术成果1项。面对新一轮电力体制改革，公司积极研究部署新能源项目参与电力市场相关工作，建立电力市场交易组织管理架构体系，积极参与省内各类电力交易，全年参与市场化交易的总电量20.93亿千瓦时，积极参与增量项目机制电价竞价并成功竞得电量；同步推进绿证申领交易与CCER开发，开辟绿色效益增长新路径。2026年3月，如东H2#海上风电项目已完成CCER减排量登记签发，本期核算减排量127.62万吨二氧化碳当量。
　　3、深化改革攻坚，激发企业发展内生动力
　　公司始终将改革创新摆在发展全局的核心位置，不断激发内生动力。截至报告期末，公司国企改革深化提升行动任务完成率达100%，在完善企业治理、健全市场化经营机制等方面取得了较好成效。公司持续完善法人治理结构，修订企业治理制度，“三重一大”决策运行更加规范高效。公司重视投资者关系管理和市值管理，多渠道开展业绩说明会、机构调研及沟通等活动，向资本市场清晰传递公司价值。公司深入贯彻落实新发展理念，建立健全ESG体系，2025年公司ESG评级由BBB级升至A级，荣获中国上市公司协会“2025年上市公司可持续发展最佳实践案例”和中国证券报“国新杯-ESG金牛奖百强”荣誉。
　　4、严守安全底线，筑牢风险防控坚实屏障
　　公司牢固树立安全发展理念，坚持底线思维，坚决贯彻“安全第　　一、预防为主、综合治理”方针，严格落实“党政同责、一岗双责、齐抓共管、失职追责”和“三管三必须”要求，健全完善安全生产标准化管理体系，修订发布《安全生产工作管理制度》等8项核心制度，层层签订安全生产责任书；扎实开展“安全生产月”“消防宣传月”等主题活动，多措并举加强安全宣传教育；健全完善应急管理体系，编制完善公司综合应急预案和12项专项应急预案，高标准组织开展海上风电应急救援、储能电池火灾扑救等实战化演练，有效提升应对突发事件的快速响应和协同处置能力，公司全年安全生产形势总体保持稳定。
　　
　　四、报告期内核心竞争力分析
　　1、技术优势
　　新能源发电作为战略性新兴产业，一直处在不断的技术更新和技术进步过程中，也是具有较高技术门槛的产业。当前，加快建设新型能源体系对行业技术提出了更高要求，公司一直关注和跟踪发电领域相关电气设备发展和运维相关前沿技术，并进行大胆的实践和创新，在风电、光伏发电等业务领域都建立起完善的开发以及运维管理体系与技术体系，项目管理水平位于行业前列。公司投资的多个项目被评为国家优质投资项目。在中电联历年举办的全国风电场和全国太阳能光伏电站生产运行统计指标对标及竞赛中，公司投资的项目每年都榜上有名。
　　2、人才优势
　　公司是国内较早进入可再生能源发电应用领域的企业，多年来培养和锻炼了一支电站项目开发建设、运行维护的专业队伍，在新能源发电项目投资运营领域积累了丰富的业务经验，熟悉市场开拓、项目备案、工程管理、维护运营等关键环节，能够保障公司在发展、运营、管理等各方面人员需求，同时，公司的专业人才能够准确地把握行业发展趋势，快速应对行业的新变化、新要求。
　　3、资源优势
　　公司的四个发起人股东均为江苏省内大型国有企业，其中，国信集团是江苏重要的省属能源投资集团，在能源项目建设和运营方面拥有丰富的经验及专业的人才；沿海集团是江苏沿海滩涂围垦以及资源综合开发的实施主体，具有丰富的风能、光能等新能源资源；国能投资是履行主导盐城市能源基地建设职责的盐城市属国有企业，对公司在盐城的项目选择、开发具有重要支持作用；农垦集团下属国有农场中具有大量可供开发风电、光伏的土地资源。股东方的资源优势为公司可持续发展提供了强有力的支持。
　　4、区位优势
　　公司已投产新能源项目基本位于江苏，在省内形成了一定的规模优势和品牌优势。江苏是沿海省份，具有漫长的海岸线，风力资源丰富，风资源可开发量巨大。江苏经济规模大，人均用能基数高，能源低碳化、绿色化是江苏未来较长一段时期的主要发展方向。同时，江苏又是能源消耗大省，电力消费总量连续多年位居全国前列。
　　5、资金优势
　　电力行业属于资本密集型行业，尤其是在项目建设期间，需要大额的资金投入。公司资产盈利能力强，已投产的各项目为公司持续带来稳定的利润，资信状况良好，与各类金融机构有较好的合作关系，具备较强的融资能力和资金成本优势。截至报告期末，公司资产负债率为53.34%，资本结构稳健，偿债能力较强。
　　报告期内，公司的核心竞争力未发生重大变化。
　　
　　五、报告期内主要经营情况
　　2025年，公司控股新能源发电项目累计上网电量33.41亿千瓦时，同比下降0.57%；全年营业收入20.87亿元，同比下降0.58%；营业成本10.44亿元，同比增长2.38%；归属于上市公司股东的净利润5.07亿元，同比增长21.73%；实现经营活动产生的现金流量净额11.40亿元，同比增长15.26%。截至2025年12月31日，公司总资产为179.71亿元，较年初增长1.97%；归属于上市公司股东的净资产为70.69亿元，较年初增长5.52%。
　　
　　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
　　当前，全球能源转型进入深度变革期，“双碳”目标成为各国共识，新能源行业正经历从规模扩张转向质量效益、从补充能源跃升为主力能源的历史性跨越。在我国新能源持续大规模、高水平发展，取得历史性发展成就的背景下，党的二十届四中全会作出了建设能源强国的战略擘画，提出初步建成新型能源体系的规划目标，中央经济工作会议强调要制定能源强国建设规划纲要。乘势而上、实干笃行，奋力推进能源强国建设，稳步实现新型能源体系建设目标，为加快中国式现代化建设提供更加安全可靠的绿色能源保障。
　　“十四五”以来，我国能源事业取得显著进展，能源安全保障能力持续提升，绿色低碳转型成效显著，为经济社会高质量发展提供坚实支撑。一是能源结构加速优化，绿色转型成效突出。截至2025年底，可再生能源总装机达到23.4亿千瓦，装机占比由“十三五”末的40%提升至60%左右，其中风电光伏合计装机历史性超过火电。二是能源安全保障持续筑牢，系统韧性不断增强。2025年一次能源生产总量首次突破50亿吨标准煤，原油产量2.16亿吨、天然气产量2,620.6亿立方米，均创历史新高。三是能源绿色消费稳步推进，引领低碳发展导向。2025年，非化石能源消费占比达21.7%，全社会用电量中绿电占比接近四成，可再生能源年发电量约4.0万亿千瓦时，较“十三五”末增长约80%。四是能源体制机制持续创新，取得重大突破。截至2025年底，新型储能装机历史性突破1亿千瓦，较“十三五”末增长超40倍，绿证年度交易规模超过历年总和，全国统一电力市场体系已初步建成。
　　2026年是我国“十五五”规划的开局之年，电力行业作为国民经济的基础支撑，正处于结构调整与高质量发展的攻坚阶段。当前政策导向持续聚焦深化新能源上网电价市场化改革、推动能源绿色低碳高质量发展、构建多元互补新型储能体系、健全新能源消纳保障机制、着力构建新型电力系统等，行业基本面呈现结构优化、绿色发展的良好态势。国家“十五五”规划纲要提出，要深入实施能源安全新战略，加快构建清洁低碳安全高效的新型能源体系，建设能源强国。推进非化石能源安全可靠有序替代化石能源，坚持风光水核等多能并举，实施非化石能源十年倍增行动。着力构建新型电力系统，大力发展新型储能，基本建成全国统一电力市场体系。根据中电联关于2026年度全国电力供需形势的分析预测，预计2026年全国新增发电装机规模有望突破4亿千瓦，其中新能源发电装机增量有望超过3亿千瓦，太阳能发电装机规模预计将首次超过煤电装机规模。至2026年末，全国发电装机容量有望超过43亿千瓦，其中，煤电装机占比预计降至31%左右，能源结构清洁化转型成效显著。
　　站在“十四五”规划收官与“十五五”规划开局的关键时间节点，公司凭借在项目资源选择、工程建设管控、运维管理等方面积累的20多年丰富经验，以精细化运营应对市场变革，以技术创新提升核心竞争能力，今后，公司还将持续强化创新驱动，以稳中求进为总基调，深化产学研协同，加快发展新质生产力，做强做优新能源主业，为构建新型能源体系贡献力量。
　　(二)公司发展战略
　　公司将坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，统筹发展和安全、改革与创新、规模与效益，围绕“深耕省内、开拓省外、聚焦海上、择优开发”的指导原则，坚持以规模拓展为主线、以提质增效为导向、以价值提升为核心的发展路径，努力实现跨越发展、科学发展、高质量发展。公司总体的发展目标是：围绕海上与陆上、省内与省外、集中式与分布式等全场景项目布局，持续扩大装机规模、优化能源结构，力争实现“十五五”期间新能源装机总量跨越式增长；关注新能源技术变革，适时做好储能、新能源制氢、零碳园区、源网荷储一体化等领域布局，做强做大主业；加大创新投入力度，推动“人工智能+”融合应用等符合公司未来发展方向的研发及应用；拓展新型能源业务布局，做好电力市场化交易、碳交易等领域研究，探索布局新增长点；建设以科技创新为驱动，以产业协同发展为导向的一流新能源上市公司，为我国构建以新能源为主体的新型电力系统做出更多贡献。
　　(三)经营计划
　　2026年度，公司计划完成售电量约34.29亿千瓦时，计划重点做好以下工作：
　　1、聚焦项目攻坚，拓展规模增量。聚焦新能源项目资源，坚持“择优开发”，筑牢公司发展根基，协同省属企业摸排、挖掘风光资源，加快连云港青口盐场渔光一体化项目等重点项目建设，推动更多优质新能源项目落地，扩大装机规模。
　　2、精细运营管理，提升经营质效。持续提升精细化管理水平，将成本控制、效率提升、风险管控等精细要求贯穿工作全过程，持续开展设备专项治理和“无故障风场”创建，巩固提升运营管理水平，强化安全生产管控，分层分类构建安全生产标准化管理体系，持续深化“双重预防”机制建设，防范各类安全风险。加强高水平政策研究，密切跟踪电力市场、绿电绿证、碳市场等政策与市场趋势，围绕热点领域，稳步推进试点应用工作。
　　3、深化治理改革，激发内生活力。推动管控模式优化调整，立足公司业务发展格局，着力构建层次分明、协同高效的管控模式架构。健全完善公司治理制度体系，持续巩固国企改革深化提升行动成果，围绕关键领域深化探索实践。以市值管理为抓手，发挥上市公司功能作用，增进资本市场认同。
　　特别提示：上述经营计划、工作计划并不代表公司对2026年度的业绩、投资等情况的预测或承诺，能否实现取决于市场状况变化等多种因素，存在不确定性，请投资者特别注意投资风险。
　　(四)可能面对的风险
　　1、可再生能源电价补贴滞后风险
　　目前可再生能源电价补贴资金仍存在缺口，国家发放可再生能源补贴的时间不断滞后，若此情况得不到改善，将会影响发电企业的现金流，进而对实际的投资效益产生不利影响。未来，补助资金拨付速度、拨付比例等情况存在一定的不确定性。
　　对公司的影响及应对措施：因可再生能源电价补贴以国家信用为基础，该项收入无法收回的风险较低。目前，新能源发电已全面进入无补贴时代，新增项目不再纳入国家可再生能源补贴范围，存量项目全生命周期合理利用小时数用完后亦不再享受补贴，长期来看，补贴滞后情况待存量项目补贴到期后将逐渐得到缓解。公司方面，现金流状况总体保持在健康水平，2025年公司经营活动产生的现金流量净额11.40亿元，公司现金流状况良好。报告期末，公司合并口径的资产负债率为53.34%，资产负债结构较为稳定，偿债能力较强。未来公司将进一步加强资金管理，保持健康的现金流状况，同时，进一步拓宽融资渠道，提高融资能力，保障公司新项目投资及生产运营的资金需求。
　　2、行业政策变动风险
　　新能源发电行业近年来的高速发展，很大程度上受益于国家在政策、法规及激励措施方面的支持，相关政策可能导致行业竞争日益激烈，公司在新能源行业的优质资源获取、快速实现装机规模增长的难度加大，同时，如果新能源行业的相关政策发生变化，公司经营业绩可能会受到影响，项目投资收益率的不确定性增加。
　　对公司的影响及应对措施：国家“双碳”战略目标背景下，我国仍将深入推进能源革命，加快规划建设新型能源体系，公司将密切关注国家政策变化，做好研究判断，积极把握机遇，充分利用自身优势，多措并举获取项目资源，加大新能源项目集约化、规模化开发力度，不断提高核心竞争实力，积极探索能源新业态新模式，做好工程建设领域新技术调研和论证，加强项目运维管控，从严从细控制成本，提升项目收益。
　　3、电力市场风险
　　随着可再生能源装机规模的不断增长，国家加快规划建设新型能源体系、加快构建新型电力系统、加快建设全国统一电力市场体系，新能源项目参与电力市场化交易程度不断提升，2025年1月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》，明确新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。目前，国家电力中长期市场、绿电市场、现货市场、电力辅助服务市场建设进一步换挡提速，电力体制改革向纵深推进，市场环境复杂多变，新能源上网电量、上网电价变动风险加大，将给项目的盈利状况带来一定的不确定性。
　　对公司的影响及应对措施：报告期内，为平稳有序推进我省新能源上网电价市场化改革，江苏省发展改革委印发《江苏省深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展实施方案》，存量项目机制电价参考江苏省燃煤发电基准价0.391元/千瓦时执行，增量项目机制电价通过竞价形成。公司将认真研判电力市场有关政策变化、规则调整、市场动态等信息，建立健全电力市场营销工作体制机制，加大专业人才储备和培养力度，制定差异化、精准化的电力营销策略，积极拓展优质电力用户。同时，通过参与绿电交易、绿证交易、CCER交易、绿电直连等途径，积极推进绿色电力的环境价值兑现，将绿色电力的环境效益转化为经济效益，降低电价波动的不利影响。
　　4、自然条件变动风险
　　公司风电、光伏项目的盈利状况与项目所在地的风速、风向、光照强度和时间等气候条件高度相关，公司在项目投资前均对相关资源等情况进行了实地可行性研究，然而，风速、风向、光照强度和时间等自然资源具有一定的随机性、不可预测性，实际每年的资源状况可能会存在波动。如遇极端恶劣天气，也可能给公司发电设备、运营设施等造成损坏，给公司生产运营造成不利影响。另外，风电项目附近新建其他风电场、防护林建设等不可控因素也会影响项目所在地风资源状况。由此，公司存在经营业绩随风、光等自然资源以及天气和气候条件的变化而波动的风险。
　　对公司的影响及应对措施：自然条件的变动大多为不可控因素，公司一方面通过加大投资前的可行性研究深度，充分评估资源变动对项目投资效益的影响；另一方面，日常管理中加强运营维护和应急预案管理，保障项目运营效率，尽力使项目在既定的资源条件下“应发尽发”。另外，公司投资范围包括陆上风电、海上风电、集中式光伏、分布式光伏、新型储能等多种新能源业务，未来公司将立足江苏，走出省外，聚焦海上，择优开发项目资源，进一步探索零碳园区、新能源制氢等领域，多举措降低自然条件变化对公司整体业绩的影响。
　　5、新能源电力消纳风险
　　消纳问题是新能源大规模高比例发展的核心问题。我国新能源资源丰富区域与用电负荷中心区域不匹配，加上风能、太阳能资源具有随机性强、波动性大、出力不稳定等自然特性，当电网的可调节资源不足时，或者项目所在地用电需求较少，且不能通过电量外送等方式消纳，将产生“弃风”、“弃光”等限电情况，影响项目收益。近年来，我国新能源装机规模高速增长、占比快速提升，消纳需求大幅增加，局部区域受到市场消纳能力、调峰能力、通道输送能力等多种因素影响，限电比例上升，截至2025年底，全国可再生能源装机占比超六成，其中风电、太阳能发电新增装机超4.3亿千瓦，累计装机占比接近一半，历史性超过火电，新能源消纳面临着较大的压力。
　　对公司的影响及应对措施：公司目前投资的新能源发电项目主要位于江苏，江苏省电力需求大，电网消纳能力强，限电风险相对较低。公司在投资新项目时，会对选址区域进行严格的论证，尽量减少项目建成后的弃风、弃光等限电风险。同时，公司将通过优化机组运行调度、积极参与电力市场交易并优化交易策略、合理配置新型储能等方式提升项目运行的灵活性与稳定性，进一步提高新能源发电利用率，促进有效消纳，降低限电损失。未来，新能源发展规模预计仍将保持增长态势，对于高速发展带来的消纳挑战，国家也出台了《关于做好新能源消纳工作保障新能源高质量发展的通知》《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》《关于促进电网高质量发展的指导意见》等多项政策，全力保障新能源高质量发展。 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　　根据《国民经济行业分类》（GB/T4754-2017），公司所属行业为电力、热力生产和供应业（D44）。公司主要从事风能发电、光伏发电、新型储能等新能源业务的投资、建设、运营。　　截至2025年6月30日，公司新能源发电控股装机容量171万千瓦，权益装机容量141万千瓦，其中，风电项目权益装机容量114万千瓦，光伏发电项目权益装机容量17万千瓦，生物质项目权益装机容量10万千瓦；新型储能控股装机容量20.7万千瓦/40.7万千瓦时。　　公司新能源发电业务将风能、太阳能等新能源进行开发并转换为电力后销售，取得收入，... 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
　　根据《国民经济行业分类》（GB/T4754-2017），公司所属行业为电力、热力生产和供应业（D44）。公司主要从事风能发电、光伏发电、新型储能等新能源业务的投资、建设、运营。
　　截至2025年6月30日，公司新能源发电控股装机容量171万千瓦，权益装机容量141万千瓦，其中，风电项目权益装机容量114万千瓦，光伏发电项目权益装机容量17万千瓦，生物质项目权益装机容量10万千瓦；新型储能控股装机容量20.7万千瓦/40.7万千瓦时。
　　公司新能源发电业务将风能、太阳能等新能源进行开发并转换为电力后销售，取得收入，新型储能业务部署储能设施，通过充放电调节供需平衡，获取电量交易等收益。另外，公司在运的生物质项目为热电联产项目，可向当地其他生产企业销售蒸汽和热水。
　　公司新能源项目投资运营主要包括三个阶段：项目开发阶段，由公司或下属项目公司负责特定区域的项目开发，项目考察评估后立项，向相关政府部门提出项目投资申请，取得项目核准或备案；项目建设阶段，公司按采购招标程序组织设备和工程施工的采购和招标，工程建设完成、验收调试合格后，项目并网运行；项目运营阶段，由下属项目公司负责项目的运行、维护、管理，公司对各项目运营情况进行监控，并对各下属公司实行经营目标考核。
　　影响公司业绩的主要驱动因素包括装机容量、风力资源和光照资源、上网电价、资金成本等。
　　报告期内，公司的主要业务、主要产品、经营模式、主要的业绩驱动因素未发生重大变化。
　　（二）报告期内行业情况
　　1、报告期内主要行业政策
　　（1）深化新能源上网电价市场化改革
　　2025年1月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》，改革的总体思路是坚持市场化方向，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。改革主要内容有三方面：一是推动新能源上网电价全面由市场形成，新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成；二是建立支持新能源可持续发展的价格结算机制，新能源参与市场交易后，在结算环节建立可持续发展价格结算机制，对纳入机制的电量，按机制电价结算；三是区分存量和增量项目分类施策，存量项目的机制电价与现行政策妥善衔接，增量项目的机制电价通过市场化竞价方式确定。
　　（2）推动能源高质量发展
　　2025年2月，国家能源局印发《2025年能源工作指导意见》，提出了2025年能源工作的主要目标。在供应保障能力方面，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。在绿色低碳转型方面，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。工业、交通、建筑等重点领域可再生能源替代取得新进展。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。在发展质量效益方面，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。初步建成全国统一电力市场体系，资源配置进一步优化。
　　（3）多措并举推动绿证市场提质发展
　　2025年3月，国家发展改革委等5部门联合印发《关于促进可再生能源绿色电力证书市场高质量发展的意见》，总体要求到2027年，绿证市场交易制度基本完善，强制消费与自愿消费相结合的绿色电力消费机制更加健全，绿色电力消费核算、认证、标识等制度基本建立，绿证与其他机制衔接更加顺畅，绿证市场潜力加快释放，绿证国际应用稳步推进，实现全国范围内绿证畅通流动。到2030年，绿证市场制度体系进一步健全，全社会自主消费绿色电力需求显著提升，绿证市场高效有序运行，绿证国际应用有效实现，绿色电力环境价值合理体现，有力支撑可再生能源高质量发展，助力经济社会发展全面绿色转型。2025年1-6月，国家能源局共计核发绿证13.71亿个，其中可交易绿证9.58亿个；全国共计交易绿证3.48亿个，同比增长1.18倍，其中单独交易绿证2.42亿个、绿色电力交易对应绿证1.07亿个。
　　（4）有序推动绿电直连发展
　　2025年5月，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》，从适用范围、规划引导、运行管理、价格机制、组织保障五个方面明确发展绿电直连项目的具体要求。明确绿电直连是指风电、太阳能发电、生物质发电等新能源不直接接入公共电网，通过直连线路向单一电力用户供给绿电，可实现供给电量清晰物理溯源的模式，其中，直连线路是指电源与电力用户直接连接的专用电力线路。按照负荷是否接入公共电网分为并网型和离网型两类，并网型项目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，电源应接入用户和公共电网产权分界点的用户侧。
　　2、报告期内我国主要行业数据
　　（1）可再生能源装机规模持续实现新突破
　　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，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。
　　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%。
　　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%。
　　（2）新型储能保持平稳较快发展态势
　　2025年6月末，全国新型储能装机规模达到9491万千瓦/2.22亿千瓦时，较2024年底增长约29%。其中，内蒙古、新疆装机规模超过1000万千瓦，山东、江苏、宁夏装机规模超过500万千瓦。河北、浙江、云南、甘肃、广东、安徽、广西、山西、湖南、河南、湖北、青海、贵州等13省区装机规模超过200万千瓦。
　　分区域来看，华北、西北、南方地区是上半年新型储能主要增长区，占全国新增装机80%以上。其中，华北、西北地区已投运新型储能装机分别占全国29.7%、25.7%，占比与2024年底相比基本保持稳定。南方地区增速较快，已投运新型储能装机占全国15.4%，与2024年底相比增加3个百分点，主要原因是广西、云南等水电占比较高、调节资源相对充裕的省份，由于新能源快速发展，调节能力逐步趋紧，新型储能发展需求不断增加。此外，华东、华中、东北地区已投运新型储能装机分别占全国16.6%、12.2%、0.4%。
　　3、报告期内江苏省主要行业数据
　　截至2025年6月底，江苏省发电装机容量22816.93万千瓦。全省风电和光伏装机容量10716.88万千瓦，占总装机容量的46.97%，占比同比提高8.50个百分点。其中，风电装机2344.80万千瓦，占总装机容量的10.28%，占比同比降低1.83个百分点；光伏装机8372.08万千瓦，占总装机容量的36.69%，占比同比提高10.33个百分点。
　　1-6月份，全省新增发电能力2487.96万千瓦，其中风电新增23.60万千瓦；光伏新增2208.33万千瓦。
　　1-6月份，全省发电量3215.02亿千瓦时，同比增长1.17%。全省风电和光伏发电量720.47亿千瓦时，同比增长29.78%，占全省发电量的22.41%，占比同比提高4.94个百分点。其中，风电发电量279.02亿千瓦时，同比下降3.23%；光伏发电量441.45亿千瓦时，同比增长65.47%。
　　报告期末，公司控股风电装机容量占江苏省风电装机的5.71%，省内光伏发电装机容量占江苏省光伏发电装机的0.23%。

　　二、经营情况的讨论与分析
　　2025年上半年，公司实现营业收入10.54亿元，同比增长0.48%；毛利率52.17%，同比下降1.50个百分点；归属于上市公司股东的净利润2.82亿元，同比下降3.62%。
　　（一）报告期内主要经营数据分析
　　2025年上半年，公司控股新能源发电项目总发电量17.83亿千瓦时，同比下降2.67%，上网电量16.94亿千瓦时，同比下降2.76%。风电方面，公司1-6月累计发电量16.33亿千瓦时，同比下降3.26%，其中：陆上风电累计发电量11.67亿千瓦时，同比下降0.09%；海上风电累计发电量4.65亿千瓦时，同比下降10.58%。今年上半年，光伏发电项目1-6月累计发电量1.50亿千瓦时，上网电量1.09亿千瓦时，分别同比增长4.90%和0.93%。报告期内，生物质项目仍处于停运转型阶段，四家生物质项目中，现仅淮安生物质仍承担着为当地园区企业供热的社会责任，2025年1-6月累计供热量18.92万吨，同比下降17.31%。2025年6月，公司投资的国信溧阳100MW/200MWh储能项目顺利并网，目前公司共运营2座独立电化学储能电站，累计上网电量0.46亿千瓦时。
　　（二）报告期内主要工作开展情况
　　报告期内，公司锚定主责主业，始终坚持发展是第一要务，以稳求进、以进固稳，锚定年度目标任务，攻坚克难、狠抓落实，生产经营总体平稳、改革发展稳中提质，各项重点工作持续呈现向好发展态势。
　　一是深挖经营促增效。新一轮电力体制改革以来，我国电力行业“管住中间、放开两头的体制架构”基本形成，主要由市场决定价格的机制初步建立。受政策推动，今年以来，公司新能源项目全面进入电力市场，鉴于公司已投产项目主要位于江苏省内，目前省内配套方案未出台，新能源可持续发展价格结算机制尚不明朗，投资不确定性增加，对公司项目开发建设及投后运营管理形成挑战。对此，公司积极研究部署新能源项目参与电力市场相关工作，建立电力市场交易组织管理架构体系，优化所属企业参与市场交易的内部控制和决策程序，通过气象大模型、人工智能决策优化算法等技术手段，不断提升功率预测、交易价格预测和交易决策水平，力争实现各类市场交易的“量价双优”。此外，公司加快推进如东H2#海上风电项目CCER开发，目前已正式启动减排量登记工作，待主管部门签发后即可参与CCER交易，预计这将成为公司收益增长的新突破。
　　二是精益管理提效能。公司持续做好精细管理，进一步降低成本、提升运营效能，推动公司新能源业务向更高绩效目标迈进。一方面，加强生产运行管理，加大指标管控，健全设备可靠性指标体系，另一方面，开展专题技术攻关，组建专业技术协作组，攻关生产技术难题，提高发电设备的安全和运行可靠性。报告期内，公司控股子公司QC课题荣获江苏省电力行业质量管理成果一等奖2项和二等奖1项。
　　三是项目推进稳发展。公司坚持把优质项目开拓作为企业可持续发展生命线，在新的发展阶段，严格把控项目入口关，积极推动优质项目储备，扩大有效投资，严控在建项目的建设质量和进程，以确保项目成本及效能优势，增强市场竞争力。年初，公司控股股东牵头联合体中选并获得155万千瓦海上风电项目开发权，公司全力协同推进项目前期工作。上半年，靖江整县新时代船厂屋顶分布式光伏项目全容量并网，实现绿色能源与制造业的有效融合；国信溧阳100MW/200MWh储能电站项目投产，进一步助力区域能源结构优化和绿色低碳发展。
　　四是持续推进科技创新。公司联合国信研究院开展制氢相关技术研究，进行海上风电项目制氢方案论证。公司控股子公司参与申报国家重点研发计划项目1项，聚焦未来海上风电重点发展方向，开展海上风电智能运维技术研究。在生产运营关键技术创新方面，公司坚持以需求牵引强化科技创新，联合行业内领军企业，针对风机叶片故障诊断困难、光伏组件巡检及清扫效率低等生产运营痛点，合作开展技术研发与示范应用，推进新技术新手段落地，目前项目立项10项。
　　五是持续强化风险防控。公司牢固树立安全发展理念，坚持底线思维，抓细抓实风险防控各项措施，报告期内，公司组织所属企业签订年度安全生产责任状，部署开展安全体系专项排查暨夏季安全大检查，组织开展“安全生产月”系列活动，持续夯实公司安全管理基础；聚焦重点业务领域，推进《合规风险识别清单》《关键业务流程管控清单》《重点岗位合规职责清单》梳理编制工作，防范化解重大风险。

　　三、报告期内核心竞争力分析
　　1、技术优势
　　新能源发电作为战略性新兴产业，一直处在不断的技术更新和技术进步过程中，也是具有较高技术门槛的产业。风电和光伏发电平价上网时代下，行业技术要求更高，公司一直关注和跟踪发电领域相关电气设备发展和运维相关前沿技术，并进行大胆的实践和创新，在风电、光伏发电等业务领域都建立起完善的开发以及运维管理体系与技术体系，项目管理水平位于行业前列。公司投资的多个项目被评为国家优质投资项目。在中电联历年举办的全国风电场和全国太阳能光伏电站生产运行统计指标对标及竞赛中，公司投资的项目每年都榜上有名。
　　2、人才优势
　　公司是国内较早进入可再生能源发电应用领域的企业，多年来培养和锻炼了一支电站项目开发建设、运行维护的专业队伍，在新能源发电项目投资运营领域积累了丰富的业务经验，熟悉市场开拓、项目备案、工程管理、维护运营等关键环节，能够保障公司在发展、运营、管理等各方面人员需求，同时，公司的专业人才能够准确地把握行业发展趋势，快速应对行业的新变化、新要求。
　　3、资源优势
　　公司的四个发起人股东均为江苏省内大型国有企业，其中，国信集团是江苏重要的省属能源投资集团，在能源项目建设和运营方面拥有丰富的经验及专业的人才；沿海集团是江苏沿海滩涂围垦以及资源综合开发的实施主体，具有丰富的风能、光能等新能源资源；国能投资是履行主导盐城市能源基地建设职责的盐城市属国有企业，对公司在盐城的项目选择、开发具有重要支持作用；农垦集团下属国有农场中具有大量可供开发风电、光伏的土地资源。股东方的资源优势为公司可持续发展提供了强有力的支持。
　　4、区位优势
　　公司已投产新能源项目基本位于江苏，在省内形成了一定的规模优势和品牌优势。江苏是沿海省份，具有漫长的海岸线，风力资源丰富，风资源可开发量巨大。江苏经济规模大，人均用能基数高，能源低碳化、绿色化是江苏未来较长一段时期的主要发展方向。同时，江苏又是能源消耗大省，电力消费总量连续多年位居全国前列，新能源消纳能力强，弃风弃光限电的风险较小。
　　5、资金优势
　　电力行业属于资本密集型行业，尤其是在项目建设期间，需要大额的资金投入。公司资产盈利能力强，已投产的各项目为公司持续带来稳定的利润，资信状况良好，与各类金融机构有较好的合作关系，具备较强的融资能力和资金成本优势。截至报告期末，公司资产负债率为53.91%，资本结构稳健，偿债能力较强。
　　报告期内，公司的核心竞争力未发生重大变化。

　　四、可能面对的风险
　　1、可再生能源电价补贴滞后风险
　　目前可再生能源电价补贴资金仍存在缺口，国家发放可再生能源补贴的时间不断滞后，若此情况得不到改善，将会影响发电企业的现金流，进而对实际的投资效益产生不利影响。未来，补助资金拨付速度、拨付比例等情况存在一定的不确定性。
　　对公司的影响及应对措施：因可再生能源电价补贴以国家信用为基础，该项收入无法收回的风险较低。目前，新能源发电已全面进入无补贴时代，新增项目不再纳入国家可再生能源补贴范围，存量项目全生命周期合理利用小时数用完后亦不再享受补贴，长期来看，补贴滞后情况待存量项目补贴到期后将逐渐得到缓解。公司方面，现金流状况总体保持在健康水平，2025年上半年公司经营活动产生的现金流量净额3.98亿元，公司现金流状况良好。报告期末，公司合并口径的资产负债率为53.91%，资产负债结构较为稳定，偿债能力较强。未来公司将进一步加强资金管理，保持健康的现金流状况，同时，进一步拓宽融资渠道，提高融资能力，保障公司新项目投资及生产运营的资金需求。
　　2、行业政策变动风险
　　新能源发电行业近年来的高速发展，很大程度上受益于国家在政策、法规及激励措施方面的支持，相关政策可能导致行业竞争日益激烈，公司在新能源行业的优质资源获取、快速实现装机规模增长的难度加大，同时，如果新能源行业的相关政策发生变化，公司经营业绩可能会受到影响，项目投资收益率的不确定性增加。
　　对公司的影响及应对措施：国家“双碳”战略目标背景下，我国仍将深入推进能源革命，加快规划建设新型能源体系，公司将密切关注国家政策变化，做好研究判断，积极把握机遇，充分利用自身优势，多措并举获取项目资源，加大新能源项目集约化、规模化开发力度，不断提高核心竞争实力，积极探索能源新业态新模式，做好工程建设领域新技术调研和论证，加强项目运维管控，从严从细控制成本，提升项目收益。
　　3、电力市场风险
　　随着可再生能源装机规模的不断增长，国家加快规划建设新型能源体系、加快构建新型电力系统、加快建设全国统一电力市场体系，新能源项目参与电力市场化交易程度不断提升，2025年1月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》，明确新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。目前，国家电力中长期市场、绿电市场、现货市场、电力辅助服务市场建设进一步换挡提速，电力体制改革向纵深推进，市场环境复杂多变，新能源上网电量、上网电价变动风险加大，将给项目的盈利状况带来一定的不确定性。
　　对公司的影响及应对措施：公司将认真研判电力市场有关政策变化、规则调整、市场动态等信息，建立健全电力市场营销工作体制机制，加大专业人才储备和培养力度，制定差异化、精准化的电力营销策略，积极拓展优质电力用户。同时，通过参与绿电交易、绿证交易、CCER交易、绿电直连等途径，积极推进绿色电力的环境价值兑现，将绿色电力的环境效益转化为经济效益，降低电价波动的不利影响。
　　4、自然条件变动风险
　　公司风电、光伏项目的盈利状况与项目所在地的风速、风向、光照强度和时间等气候条件高度相关，公司在项目投资前均对相关资源等情况进行了实地可行性研究，然而，风速、风向、光照强度和时间等自然资源具有一定的随机性、不可预测性，实际每年的资源状况可能会存在波动。如遇极端恶劣天气，也可能给公司发电设备、运营设施等造成损坏，给公司生产运营造成不利影响。另外，风电项目附近新建其他风电场、防护林建设等不可控因素也会影响项目所在地风资源状况。由此，公司存在经营业绩随风、光等自然资源以及天气和气候条件的变化而波动的风险。
　　对公司的影响及应对措施：自然条件的变动大多为不可控因素，公司一方面通过加大投资前的可行性研究深度，充分评估资源变动对项目投资效益的影响；另一方面，日常管理中加强运营维护和应急预案管理，保障项目运营效率，尽力使项目在既定的资源条件下“应发尽发”。另外，公司投资范围包括陆上风电、海上风电、集中式光伏、分布式光伏、新型储能等多种新能源业务，未来公司将立足江苏，走出省外，聚焦海上，择优开发项目资源，进一步探索零碳园区、新能源制氢等领域，多举措降低自然条件变化对公司整体业绩的影响。
　　5、新能源电力消纳风险
　　消纳问题是新能源大规模可持续发展的核心问题。我国新能源资源丰富区域与用电负荷中心区域不匹配，加上风能、太阳能资源具有随机性强、波动性大、出力不稳定等自然特性，当电网的可调节资源不足时，或者项目所在地用电需求较少，且不能通过电量外送等方式消纳，将产生“弃风”、“弃光”等限电情况，影响项目收益。近年来，我国新能源装机规模实现显著增长，消纳需求大幅增加，传统依赖大电网的新能源消纳模式已难以完全适应当前风光高比例接入电力系统的需求，截至2025年3月底，全国风电、太阳能发电装机已历史性超过火电，新能源消纳面临着较大的压力。
　　对公司的影响及应对措施：公司目前投资的新能源发电项目主要位于江苏，江苏省电力需求大，电网消纳能力强，限电风险相对较低。公司在投资新项目时，会对选址区域进行严格的论证，尽量减少项目建成后的弃风、弃光等限电风险。未来，新能源发展规模预计仍将保持增长态势，对于高速发展带来的消纳挑战，国家也出台了《关于做好新能源消纳工作保障新能源高质量发展的通知》《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》等多项政策，全力保障新能源高质量发展。 收起▲