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...
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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WindESG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。
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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，...
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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。
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一、经营情况讨论与分析 2024年，公司深入贯彻新发展理念，统筹长期目标与短期任务，在攻坚克难中推动质效双提升，顺利完成年度产能目标与改革任务，守住了发展“基本盘”与“安全线”，迈出了加快推动高质量发展的坚实步伐，各项工作亮点纷呈。 （一）报告期内主要经营数据分析 2024年，公司控股新能源发电项目总发电量35.38亿千瓦时，同比增长10.11%，上网电量33.60亿千瓦时，同比增长8.48%。风电方面，公司全年累计发电量32.52亿千瓦时，同比上涨6.33%，其中：陆上风电累计发电量22.22亿千瓦时，同比增长1.04%；海上风电累计发电量10.29亿千瓦时，同比增长19.89%，...
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一、经营情况讨论与分析
2024年，公司深入贯彻新发展理念，统筹长期目标与短期任务，在攻坚克难中推动质效双提升，顺利完成年度产能目标与改革任务，守住了发展“基本盘”与“安全线”，迈出了加快推动高质量发展的坚实步伐，各项工作亮点纷呈。
（一）报告期内主要经营数据分析
2024年，公司控股新能源发电项目总发电量35.38亿千瓦时，同比增长10.11%，上网电量33.60亿千瓦时，同比增长8.48%。风电方面，公司全年累计发电量32.52亿千瓦时，同比上涨6.33%，其中：陆上风电累计发电量22.22亿千瓦时，同比增长1.04%；海上风电累计发电量10.29亿千瓦时，同比增长19.89%，风电毛利率56.09%，较去年增加1.70个百分点。报告期内，光伏板块新增装机约4万千瓦，项目总体运行平稳，全年发电量2.85亿千瓦时，上网电量2.11亿千瓦时，分别较上年同比增长89.12%和78.73%，毛利率43.27%，较去年减少9.21个百分点；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，期间，为保证供热负荷稳定，发电机组带动锅炉运转产生少量电量，公司全年累计供热量47.58万吨，同比下降10.66%。报告期内，公司新投运1座电化学储能电站，全年等效充放电次数约289次，等效利用小时1,154小时，累计上网电量0.53亿千瓦时。
2024年，公司实现营业收入20.99亿元，同比增长7.88%；毛利率51.43%，同比增长1.71个百分点；归属于上市公司股东的净利润4.17亿元，同比下降11.75%。利润下降的主要原因是本期公司对部分可能发生信用减值及存在减值迹象的资产进行了减值测试，根据减值测试结果，基于谨慎性原则，公司计提了相应的减值准备，2024年度计提各项资产减值准备共计2.56亿元，减少2024年度合并报表归属于上市公司股东的净利润1.90亿元。
（二）报告期内重点工作
1、聚焦主责主业，抓好项目开发建设
公司围绕增强核心功能，以提高核心竞争力为抓手，建立重大项目例会督查机制，坚持强化项目储备，狠抓项目建设，以项目之“进”促发展之“稳”，不断稳固发展底盘。2024年，公司新增投资常州市武进区前黄镇渔光一体项目、连云港青口盐场渔光一体化发电项目、国信盐城储能项目、国信溧阳储能项目、东部机场新能源一体化项目，并于报告期内实现公司首个新型储能项目（国信盐城储能项目）并网及连云港云台渔光互补项目首批并网，公司累计新增新能源发电控股装机约4万千瓦、新型储能装机10万千瓦/20万千瓦时。
2、加强精细管理，提升生产经营质效
公司秉承“向管理要效率，向经营要效益”的管理理念，多措并举、综合施策，管理质效不断提高。公司持续加强生产运营管理，全面排查梳理各发电企业生产经营管理风险事件，组织开展风机叶片巡视检查、缺陷处理研讨、QC小组技术攻关，设备性能得到有效提升，项目运营效果良好，2024年，公司海上风电风机可利用率较上年提升1.75个百分点，国信盐城储能项目综合转换效率在盐城范围内储能电站对标中排名第一，生物质盘活存量资产实现扭亏为盈，在盐城生物质项目原厂址改建的国信盐城储能项目还被国家发改委列入盘活存量资产扩大有效投资典型案例。公司积极研判电力市场政策，及时布局参与市场交易，报告期内，公司有序开展如东海上风电CCER开发，顺利完成公司第一单绿电交易，首次参与省内双边协商并签订年度意向协议，截至报告期末，累计取得绿证约10万张。
3、坚持底线思维，强化安全生产管理
公司牢固树立安全发展理念，完善安全生产管理体系，落实各级安全责任，深入开展安全大检查、设备隐患排查治理等专项行动，安全生产基础更加稳固。报告期内，公司制定安全生产“六大体系”建设和安全生产“治本攻坚”三年行动方案，修编发布安全生产工作管理制度等8项制度，建立健全安全生产标准化管理体系；规范完善各所属企业应急组织、预案和保障体系，组织开展海上风电应急救援实战演练，提高应急联动能力；持续开展环保专项督查，深入开展安全生产月和消防宣传月活动，增强全员安全警示教育。公司全年安全生产形势平稳有序。
4、深化改革创新，释放发展内生动力
公司始终坚持改革创新，赋能转型发展，释放发展内生动力。2024年，公司被确定为江苏省国资委直接挂钩的全省国有企业深化改革提升行动基层企业改革联系点单位。公司修订完善“三重一大”决策制度、制定决策事项清单、修订权限指引、完成独立董事制度改革，持续推动议事决策程序科学高效运转。积极开展数智化管理转型升级，改造办公系统一体化平台，搭建财务报表平台，提高管理效能。强化ESG管理实践，编制发布公司ESG指标管理手册，助力可持续发展。加大科技创新力度，年内新立项科技项目11项，新增授权专利4项。
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、《中华人民共和国能源法》出台
2024年11月，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》（以下简称“《能源法》”），自2025年1月1日起施行。《能源法》的出台为我国能源领域的长期发展提供了坚实支撑，将有效促进我国新能源发展，为能源科技进步提供支持，推进高标准新型能源体系建设，进而为中国能源高质量发展提供保障。《能源法》明确，国家支持优先开发利用可再生能源，合理开发和清洁高效利用化石能源，推进非化石能源安全可靠有序替代化石能源，提高非化石能源消费比重。国家推进风能、太阳能开发利用，坚持集中式与分布式并举，加快风电和光伏发电基地建设，支持分布式风电和光伏发电就近开发利用，合理有序开发海上风电，积极发展光热发电。
2、积极有力推进能源绿色低碳转型
2024年3月，国家能源局印发《2024年能源工作指导意见》，对2024年能源领域重点工作进行了部署，提出要巩固扩大风电光伏良好发展态势。稳步推进大型风电光伏基地建设，有序推动项目建成投产。统筹优化海上风电布局，推动海上风电基地建设，稳妥有序推动海上风电向深水远岸发展。做好全国光热发电规划布局，持续推动光热发电规模化发展。因地制宜加快推动分散式风电、分布式光伏发电开发，在条件具备地区组织实施“千乡万村驭风行动”和“千家万户沐光行动”。2024年，非化石能源发电装机占比提高到55%左右。风电、太阳能发电量占全国发电量的比重达到17%以上。
3、进一步规范全额保障性收购可再生能源行为
2024年4月，《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》正式施行，办法中指出，全额保障性收购范围是指至少同时满足以下条件的可再生能源发电项目的上网电量：（一）符合可再生能源开发利用规划（沼气发电除外）；（二）项目依法取得行政许可或者报送备案；（三）符合并网技术标准。办法中明确，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。
4、更高水平高质量做好节能降碳工作
2024年5月，国务院印发《2024—2025年节能降碳行动方案》，提出“节能降碳十大行动”，其中，非化石能源消费提升行动明确，一要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；二要提升可再生能源消纳能力。加快建设大型风电光伏基地外送通道，提升跨省跨区输电能力。加快配电网改造，提升分布式新能源承载力。积极发展抽水蓄能、新型储能；三要大力促进非化石能源消费。科学合理确定新能源发展规模，在保证经济性前提下，资源条件较好地区的新能源利用率可降低至90%。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。
5、开展风电和光伏发电资源普查试点
2024年5月，国家发改委等六部门发布《关于开展风电和光伏发电资源普查试点工作的通知》，为准确掌握我国风电和光伏发电资源条件，以更大力度推动新能源高质量发展，决定在部分地区率先开展风电和光伏发电资源普查试点工作，选择河北、内蒙古、上海、浙江、西藏、青海等6个省（自治区、直辖市）作为试点地区，重点做好摸清开发现状、评估资源禀赋、明确开发条件、评估可开发量四方面工作。
6、多措并举做好新能源消纳
2024年5月，国家能源局印发《关于做好新能源消纳工作保障新能源高质量发展的通知》，针对各方关注、亟待完善的重点方向，提出做好消纳工作的举措，明确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等重点任务。《通知》的出台对规划建设新型能源体系、构建新型电力系统、推动实现“双碳”目标具有重要意义。
7、加快构建新型电力系统
2024年7月，国家发展改革委、国家能源局、国家数据局联合印发《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》，方案围绕规划建设新型能源体系、加快构建新型电力系统的总目标，坚持清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的基本原则，聚焦近期新型电力系统建设亟待突破的关键领域，提出在2024—2027年重点开展电力系统稳定保障行动、大规模高比例新能源外送攻坚行动、配电网高质量发展行动、智慧化调度体系建设行动、新能源系统友好性能提升行动、新一代煤电升级行动、电力系统调节能力优化行动、电动汽车充电设施网络拓展行动、需求侧协同能力提升行动9项专项行动。为进一步落实上述行动方案有关内容，2024年12
月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《电力系统调节能力优化专项行动实施方案（2025—2027年）》，提出到2027年，电力系统调节能力显著提升，各类调节资源发展的市场环境和商业模式更加完善，各类调节资源调用机制进一步完善。支撑2025—2027年年均新增2亿千瓦以上新能源的合理消纳利用，全国新能源利用率不低于90%。
8、规范电力市场交易
2024年11月，国家能源局印发《关于进一步规范电力市场交易行为有关事项的通知》，提出关于全面贯彻落实全国统一电力市场建设部署要求，即各经营主体、电力市场运营机构、电力市场管理委员会等要全面贯彻落实党的二十届三中全会关于全国统一电力市场建设部署要求，加快推动建设统一开放、竞争有序、安全高效、治理完善的全国统一电力市场，依法合规经营，不得利用市场力或串通其他经营主体在电力市场中进行排他性行为、不正当竞争。同月，在国家能源局的统筹组织下，中电联联合多家单位共同发布《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》，首次明确了全国统一电力市场发展的“路线图”和“时间表”，即到2025年，初步建成全国统一电力市场，电力市场顶层设计基本完善，实现全国基础性交易规则和技术标准基本规范统一；到2029年，全面建成全国统一电力市场，推动市场基础制度规则统一、市场监管公平统一、市场设施高标准联通；到2035年，完善全国统一电力市场。
（二）报告期内我国主要行业信息
1、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1,378万千瓦，风电新增7,982万千瓦，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（18,348亿千瓦时）基本持平，远超同期城乡居民生活用电量（14,942亿千瓦时）。2024年全国可再生能源发电量较去年同期增加5,419亿千瓦时，约占全社会新增用电量的86%。
（1）风电建设和运行情况
2024年，全国风电新增装机容量7,982万千瓦，同比增长6%，其中陆上风电7,579万千瓦，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4,127万千瓦。2024年，全国风电发电量9,916亿千瓦时，同比增长16%，全国风电平均利用率95.9%。
（2）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8,341亿千瓦时，同比增长44%，全国光伏发电利用率96.8%。
2、新型储能保持快速发展态势
截至2024年底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达7,376万千瓦/1.68亿千瓦时，约为“十三五”末的20倍，较2023年底增长超过130%。平均储能时长2.3小时，较2023年底增加约0.2小时。新型储能调度运用水平持续提升，据统计，2024年新型储能等效利用小时数约1,000小时。分地域看，新型储能累计装机规模排名前5的省区分别为：内蒙古1,023万千瓦/2,439万千瓦时，新疆857万千瓦/2,871万千瓦时，山东717万千瓦/1,555万千瓦时，江苏562万千瓦/1,195万千瓦时，宁夏443万千瓦/882万千瓦时。河北、浙江、甘肃、广东、湖南、广西、河南、安徽、湖北、贵州等10省区装机规模超过200万千瓦。华北地区已投运新型储能装机规模占全国30.1%，西北地区占25.4%，华东地区占16.9%，华中地区占14.7%，南方地区占12.4%，东北地区占0.5%。从单站装机规模看，新型储能电站逐步呈现集中式、大型化趋势。截至2024年底，10万千瓦及以上项目装机占比62.3%，1万—10万千瓦项目装机占比32.8%，不足1万千瓦项目装机占比4.9%。从储能时长看，4小时及以上新型储能电站项目逐步增加，装机占比15.4%，2—4小时项目装机占比71.2%，不足2小时项目装机占比13.4%。
3、江苏省新能源行业数据
截至2024年12月底，江苏省发电装机容量20,409.26万千瓦，全省风电和光伏装机容量8,486.17万千瓦，占总装机容量的41.58%，占比同比提高6.99个百分点。其中，风电装机2,321.46万千瓦，占总装机容量的11.37%；光伏装机6,164.71万千瓦，占总装机容量的30.21%。
2024年，江苏省新增发电能力2,571.13万千瓦，其中风电新增40.09万千瓦；光伏新增2,240.05万千瓦。
2024年，全省发电量6,703.75亿千瓦时，同比增长6.91%。全省风电和光伏发电量1,143.54亿千瓦时，同比增长27.72%，占全省发电量的17.06%，占比同比提高2.79个百分点。其中，风电发电量560.32亿千瓦时，同比增长4.25%；光伏发电量583.22亿千瓦时，同比增长62.97%。
报告期末，公司控股风电装机容量占江苏省风电装机的5.76%，省内太阳能发电装机容量占江苏省太阳能发电装机的0.29%。
三、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、光伏发电等新能源项目的投资开发及建设运营，截至2024年12月31日，公司累计新能源发电控股装机容量170万千瓦，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，生物质发电项目权益装机容量10万千瓦；新型储能控股装机容量10万千瓦/20万千瓦时。
公司主要通过新能源项目的开发、建设、运营等流程，将风能、太阳能等新能源进行开发并转换为电力后销售。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。
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。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，国信集团是江苏规模最大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55.17%，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
2024年，公司控股新能源发电项目累计上网电量33.60亿千瓦时，同比增长8.48%；全年营业收入20.99亿元，同比增长7.88%；营业成本10.20亿元，同比增长4.21%；归属于上市公司股东的净利润4.17亿元，同比下降11.75%；实现经营活动产生的现金流量净额9.90亿元，同比增长7.71%。截至2024年12月31日，公司总资产为176.24亿元，较年初增长7.17%；归属于上市公司股东的净资产为67.00亿元，较年初增长4.42%。
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
在当前能源发展新形势下，加快构建新型电力系统意义重大，是应对好电力转型挑战的有效举措，是助力实现“双碳”战略目标的关键载体，也是长远保障我国能源安全的战略选择。
“十四五”以来，能源绿色低碳发展不断迈上新台阶，一是能源消费结构进一步低碳化，根据国家统计局初步测算，2024年非化石能源消费占能源消费总量的比重较上年提高1.8个百分点，煤炭消费比重下降1.6个百分点；二是可再生能源装机占比已过半，截至2024年底，全国可再生能源装机容量达到18.89亿千瓦，约占我国总装机容量的56%，2024年，全国可再生能源发电量达3.46万亿千瓦时，约占全部发电量的35%，超前完成部分可再生能源发展规划目标；三是新型储能进入快速发展阶段，2025年正式施行的《中华人民共和国能源法》中明确规定，要推进新型储能高质量发展，发挥各类储能在电力系统中的调节作用。截至2024年底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达7,376万千瓦/1.68亿千瓦时，约为“十三五”末的20倍。
2025年是我国“十四五”规划的收官之年，电力行业作为国民经济的基础支撑，正加速向清洁低碳方向转型。当前政策导向持续聚焦可再生能源规模化发展、新型储能技术突破、全国统一电力市场体系构建及绿色能源监管强化，行业基本面呈现稳中向好发展态势。2025年全国能源工作会议提出，要逐步建立以非化石能源为供应主体、化石能源为兜底保障、新型电力系统为关键支撑、绿色智慧节约为用能导向的新型能源体系，初步建成全国统一电力市场，坚持绿色低碳转型，持续推动能源结构优化调整，大力推进风电光伏开发利用。根据中电联关于2025年度全国电力供需形势的分析预测，预计2025年全国新增发电装机规模有望突破4.5亿千瓦，其中新能源发电装机增量超过3亿千瓦。至2025年末，全国发电装机容量有望超过38亿千瓦，同比增长约14%，其中，煤电装机占比预计降至三分之一左右，能源结构清洁化转型成效显著。
2005年，公司踏上了新能源发展之路，二十年来，公司在新能源项目开发建设、运行维护等方面积累了丰富经验。在新的起点上，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，坚持稳中求进工作总基调，聚焦新能源主业，加快项目拓展、强化科技创新、深化机制改革、规范合规治理，奋力谱写公司高质量发展新篇章。
(二)公司发展战略
公司将积极贯彻落实党的二十大精神，践行以习近平同志为核心的党中央关于“碳达峰”“碳中和”的重大战略部署，坚持以项目开发为基础、以资本运作为抓手、以科技创新为驱动的战略，着力提高发展质量和效益。公司总体的发展目标是：瞄准海上风电、特高压清洁能源基地、“光伏+”综合利用、陆上风电等方向，通过自主开发、合作并购等多种方式，进一步扩大新能源发电的市场份额，力争“十四五”期间装机容量实现突破性增长；关注新能源技术变革，适时做好储能、新能源制氢、零碳园区等领域布局，做强做大主业；加大创新投入力度，推动新能源大数据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
2025年度，公司计划完成售电量约36.86亿千瓦时，供热约45万吨，计划重点做好以下工作：
1、聚焦项目开拓，推动规模增长。加快常州、连云港等地光伏项目建设，严格把控工程安全、质量、进度、造价、廉洁五大关口。紧盯政策导向，把握发展趋势，启动“十五五”规划编制工作。全力谋划争取省内外优质项目资源，跟踪送江苏特高压输电通道规划建设，争取配套项目开发权。
2、抓牢安全生产，提升经营质效。持续开展隐患排查治理，进一步完善应急管理体系，大力推进科技兴安工作。紧盯基建项目，深化“双重预防”机制建设，坚决防范和遏制各类安全事故发生。加强已投产项目设备可靠性管理，积极争创行业一流无故障风电场、光伏场站。推动生产经营管理体系数智化转型和智能化应用。
3、强化改革创新，激发发展活力。对照国企改革深化提升行动实施方案和工作台账清单，高标准谋划推进改革任务，全面完成改革目标。持续关注电力市场化改革，加强电力现货市场、绿电绿证市场及碳市场的政策理论和规则研究，积极参与市场交易。加大行业共性及前沿技术攻关，加强与高校及科研院所的战略合作，推进工程示范应用，加快科技成果转化。
特别提示：上述经营计划、工作计划并不代表公司对2025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
根据相关规定，行业发展前期，我国对风力发电、太阳能发电、生物质发电实行基于固定电价下的补贴政策，项目上网电价包括两部分，即燃煤发电上网基准价和可再生能源电价补贴。项目并网发电后，燃煤发电上网基准价的部分，由电网公司直接支付，可以实现及时结算。但是可再生能源电价补贴部分则需要由财政部从可再生能源电价附加补助资金中拨付至电网公司，再由电网公司与发电企业结算。我国可再生能源发电项目发展迅速，目前可再生能源电价附加补助资金收入远不能满足行业发展需要，补贴资金缺口持续增加，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，2024年公司经营活动产生的现金流量净额9.90亿元，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55.17%，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
我国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资源获取、快速实现装机规模增长的难度将加大，公司实际的投资收益可能受到一定影响。同时，如果新能源行业的相关政策发生不利变化，可能会对公司的经营业绩带来影响。
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
公司经营业绩及财务状况受上网电价显著影响。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，目前，国家绿电、绿证、电力现货市场、电力辅助服务市场建设持续推进，电力中长期交易已基本常态化运行，电力体制改革向纵深推进，市场环境复杂多变，新能源上网电量全面进入电力市场、通过市场交易形成价格，可能存在上网电价变动风险，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：公司将认真研究分析电力市场有关政策变化、规则调整、市场动态等信息，主动适应市场化改革要求。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，积极推进绿色电力的环境价值兑现，开发新的利润增长点，积极储备优质平价项目资源，在确保投资收益的基础上加大新项目开发力度，多举措降低电价政策变化可能带来的影响。
4、自然条件变动风险
公司风电项目的盈利状况与项目所在地的风速、风向等气候条件高度相关，光伏项目的盈利状况与当地的光照强度、光照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、光照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，未来将进一步探索开发零碳园区、新能源制氢等领域，而且，公司还将立足江苏，走出省外，积极寻求全国优质项目资源，通过业务类型、投资区域的多样化，分散特定地区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
消纳问题曾是困扰新能源行业发展的关键问题之一。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，当电网的调峰能力不足，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，或者新能源发电项目建设工期与接网工程建设工期不匹配等情况下，将产生“弃风”、“弃光”等限电情况，影响项目收益。近年来，我国风电光伏的限电问题已有所缓解，但未来，随着新能源装机比例进一步提升，新能源电力消纳压力将会增加，公司可能存在项目所发电力无法全额上网的风险。
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。另一方面，国家能源局数据显示，截至2024年12月底，全国可再生能源发电总装机达18.89亿千瓦，约占全国发电总装机的56%，做好新形势下新能源消纳工作，是规划建设新型能源体系、构建新型电力系统的重要内容，2024年5月，国家能源局印发《关于做好新能源消纳工作保障新能源高质量发展的通知》，就提升电力系统对新能源的消纳能力，做出了明确任务规划。
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