主营业务:
集团从事以下主要业务：工程、采购及建设（‘EPC’）及咨询及整体建设服务、发电、融资服务。
报告期业绩:
集团之收益由截至二零二四年十二月三十一日止年度之人民币1,295,563,000元增加约6.5%至截至二零二五年十二月三十一日止年度之人民币1,379,986,000元。增加乃主要由于截至二零二五年十二月三十一日止年度发电分部的收益增加。截至二零二五年十二月三十一日止年度，公司拥有人应占溢利为人民币188,308,000元，相较于截至二零二四年十二月三十一日止年度按年增加约65.0%。截至二零二五年十二月三十一日止年度之每股基本盈利为人民币10.17分，而截至二零二四年十二月三十一日止年度则为人民币6.16分。
报告期业务回顾：
二零二五年，我国风机技术持续迭代升级，单机性能与运行效率显著提升，成本管控成效突出，行业技术竞争力不断增强。风机装备呈现大型化发展趋势，叶轮直径、塔架高度持续增大，单机容量稳步提升，其中海上风机单机容量最高已达26MW；永磁同步发电机等核心技术的广泛应用，进一步提高了风机运行效率与可靠性。技术突破方面，漂浮式基础等关键技术取得重大进展，成功突破水深限制至200米以上，为深远海风电开发奠定坚实基础。智能运维技术快速应用，通过AI风况预测结合智能偏航、变桨控制，风机机组可利用率达到98.5%；数字孪生与边缘计算技术的落地，实现机组故障提前预判，有效降低运维成本。成本方面，陆上风机含塔筒成本从2020年初的人民币4.8元/W降至人民币2元/W左右，海上风机含塔筒中标均价降至人民币3元/W左右，行业成本管控成效显著；自2025年起，风机价格逐步企稳回暖，行业盈利预期得到改善。二零二五年，宏观经济运行保持稳健，顶住外部环境复杂多变及经贸摩擦带来的压力，全年GDP总量突破人民币140万亿元，同比增长5.0%；就业民生保障坚实有力，居民收入持续稳步增长，新质生产力加速培育成长，高质量发展迈出坚实步伐，为新能源产业发展奠定了良好的宏观基础。
产业层面，我国新能源产业持续保持快速发展态势，装机规模稳步扩大，风电、光伏总装机容量已超越火电，非化石能源装机占比持续稳步提升，能源结构绿色转型成效显著。同时，行业发展也面临阶段性挑战，局部地区电力供需呈现结构性失衡，新能源消纳压力持续加大，限电问题较为突出，制约了产业高质量发展。政策层面，行业监管与支持政策持续完善，分布式电站相关新规、136号文电价市场化改革等政策全面落地实施；各地积极优化峰谷电价机制、延长谷电时长、提高电力自发自用比例，推动新能源行业从规模扩张阶段向高质量发展阶段转型，这既为新能源项目投资开发带来了新的发展机遇，也提出了更高的挑战。
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在此背景下，集团主动顺应行业发展趋势，优化调整业务发展方向，将储能业务列为本年度重点开发领域；同时，积极布局自用电比例较高的分布式光伏项目及可就地优先消纳的分散式风电项目，提升项目收益稳定性。此外，集团持续深化电站运维体制改革，优化机组发电策略与市场化交易策略，积极参与绿电、绿证交易，多措并举推进降本增效，增强核心竞争力。二零二五年，集团立足新能源产业发展机遇，通过资源共享、业务协同等多元化举措，稳步推进新能源业务高质量发展，实现内外部业务协同发力、多点突破，各项业务取得显著成效。集团外部，持续完善市场布局，加大优质新能源项目开发力度，项目落地成效显著、实现多点开花。储能领域，临翔二期100MW/200MWh、济源钢铁80MW/240MWh、河北林洋100MW/400MWh等储能项目相继建成投产；同时完成广西覃塘400MWh、吉林干安400MWh、山西山阴800MWh等覆盖9个省份的10个储能项目备案，累计备案规模达2.4GW/4.84GWh。风光领域，成功取得云南博尚二期160MW光伏项目、广西宾阳50MW风电项目建设指标，完成中兴通讯南京园区光伏项目备案，并中标华润柳新镇25.2MW项目。全年跟踪储备新能源项目规模超8GW，其中重点开拓项目规模达5.6GW，为后续业务发展奠定坚实基础。集团内部，深化产业协同发展，充分依托股东方资源优势，拓展多元化业务场景。分布式光伏领域，积极开发宝湾物流控股有限公司（‘宝湾物流’）屋顶分布式光伏电站，招商局蛇口工业区控股股份有限公司屋顶分布式光伏电站，目前已建成并网项目39个，在建项目3个，另有6个项目正在办理前期合规手续。新兴业务领域，依托股东方丰富的应用场景，积极推进马群花园城、昆山花园城等商业综合体节能改造项目，稳步布局建筑节能改造新兴赛道。同时，主动拓展海外市场，积极推动斯里兰卡汉港光储一体化项目，助力集团业务实现国际化延伸。截至二零二五年十二月三十一日止年度，收益较去年同期上升约6.5%至人民币1,379,986,000元（二零二四年：人民币1,295,563,000元）；集团权益持有人应占盈利人民币188,308,000元（二零二四年：人民币114,136,000元），较去年同期上升约65.0%；每股基本盈利为人民币10.17分，较去年同期之人民币6.16分上涨人民币4.01分，涨幅约65.1%。
EPC及咨询及整体建设业务EPC及咨询及整体建设分部收益乃基于项目完工程度确认。对外部客户的分部销售同比下降约26.0%至人民币382,969,000元（二零二四年：人民币517,228,000元）。分部收益减少主要由于集团业务战略方向变化，一是新能源EPC业务主要围绕自投自建项目展开，确认的大部分收入在公司合并层面予以抵消；二是市政EPC业务因地产业整体呈下行趋势，且公司计划退出该业务领域，为减少资本占用，集团二零二五年未承接市政EPC新项目。二零二五年，集团积极拓展新能源EPC业务，全年共承接新能源EPC项目39个，合同金额约人民币9亿元，业务类型全面覆盖集中式光伏、分布式光伏、储能等核心领域，实现多领域协同发展。典型项目落地成效显著，各重点项目均按计划推进、顺利落地：宝湾物流等37个屋顶分布式光伏项目按时完成并网，保障项目尽早发挥效益；临翔二期100MW/200MWh储能项目于5月份顺利并网，济源钢铁80MW/240MWh储能项目于10月份并网，河北林洋100MW/400MWh储能项目于12月份圆满并网，各储能项目的顺利投运进一步完善了集团储能业务布局；华润柳新镇项目在施工过程中严格把控质量、高效推进进度，获得业主高度好评，彰显了集团过硬的项目施工与管理能力。
集团始终坚持‘安全第一、预防为主、综合治理’的安全生产方针，将安全生产工作贯穿业务全流程，狠抓制度完善与责任落实，持续加大安全生产投入，常态化开展安全隐患排查治理工作，不断筑牢安全生产坚实防线，有效防范和遏制各类安全事故发生，2025年全年未发生一般及以上安全生产事故，保障了业务平稳有序推进。工程管理方面，集团深入推进质量管理标准化建设，严格贯彻首件样板制，通过加密质量巡检、抽检频次，强化施工全过程质量管控，严把工程中间移交质量关，确保所有工程项目一次验收通过率达100%，全年未发生任何质量事故，未收到相关顾客投诉，工程质量与服务水平得到有力保障。二零二五年，集团持续强化核心竞争力，在资质升级、体系建设及科技研发领域均取得显著成效。资质提升方面，集团全资子公司顺利将承装承修承试电力资质从四级升级至三级，资质等级的提升进一步拓宽了公司业务承接范围、增强了市场竞争力；同时，集团顺利通过质量、环境和职业健康安全管理三合一体系换证审核，体系运行的规范性与有效性得到进一步验证，为业务高质量发展提供坚实保障。科技研发方面，集团紧扣主营业务发展需求，聚焦核心技术攻关，成功完成《大型电化学储能系统关键控制技术研究及应用》等3项科研课题立项，持续推进技术创新与成果转化；全年集团获得9项实用新型专利、4项发明专利授权，知识产权储备持续丰富，技术创新能力稳步提升。此外，集团继续保持江苏省高新技术企业资格，凭借该资质持续享受企业所得税减免相关政策支持，有效降低经营成本，为科技研发投入提供有力支撑。发电业务截至二零二五年十二月三十一日，集团在运维电站合计145座，其中风光130座，储能15座，风光总运营规模达2,083MW（按实际装机容量统计），储能电站1,192MWh。风光电站完成发电量21.6亿千瓦时。其中，光伏电站累计发电15.8亿千瓦时，风电站累计发电5.8亿千瓦时，电力供应能力稳步提升。同时，集团积极参与绿电、绿证交易，累计完成绿电交易1.14亿千瓦时，实现增收约人民币168万元；交易绿证约101万张，实现创收约人民币515万元，通过市场化交易进一步优化收益结构。
二零二五年上半年，受《国能发新能规〔2025〕7号》文件影响，为保障分布式光伏项目仍可按原有政策执行，规避新政对电价收入稳定性造成的冲击，集团主动作为，通过优化电站设计方案、推行交叉施工模式、合理安排赶工计划等多项举措，全力推进项目建设，确保宝湾物流14个分布式屋顶光伏项目于4月30日前顺利并网，有效保障了项目收益稳定。面对行业政策变化与发展趋势，集团及时调整投资战略，将储能业务作为重点发展方向，大力拓展储能项目布局。截至二零二五年十二月三十一日，集团储能电站新增并网装机规模885MWh，其中：临翔二期100MW/200MWh储能项目、济源钢铁80MW/240MWh储能项目、河北林洋100MW/400MWh储能项目相继建成投产，落地成效显著。同时，集团完成广西覃塘400MWh、吉林干安400MWh、山西山阴800MWh等覆盖9个省份的10个储能项目备案，累计备案规模达2.4GW/4.84GWh；其中，乌兰察布100MW/400MWh储能项目成功入选乌兰察布独立储能优选项目，彰显了集团在储能领域的项目开发与运营实力。
集团持续推进电站运营标准化建设，多措并举提升智能化运维水平，不断优化运维质效、强化设备管控。通过全面整顿改进运维作业流程，系统排查并消除各类事故隐患，有效提升电站运维效率与规范化水平。同时，积极运用视频监控、红外告警、无人机巡检等现代智能化技术手段，持续加强电站巡检排查力度，保障发电设备稳定运行，全年电站发电设备可用率达99.7%，较行业标准高出0.7个百分点。此外，集团自主开发的智能运维系统顺利投入运行，该系统可全面满足光伏、风电、储能、碳管理等多场景运营管理需求，同时大幅降低数据集采设备投入成本，进一步提升运维智能化、集约化水平，为电站高效稳定运营提供有力支撑。(a)FinanceLeaseReceivables(b)LoanReceivables截至二零二五年十二月三十一日止年度，此分部录得收益较上年同期增长约29.9%，贡献集团收益人民币982,064,000元（二零二四年：人民币756,231,000元）及分部利润（未扣除税项及财务成本）增加约36.0%至人民币475,750,000元（二零二四年：人民币349,908,000元）。分部收益增加由于二零二五年发电业务收入较去年同期增加，主要是新增并网风光装机规模增加164MW、储能装机规模增加885MWh，带来发电量大幅增长。
融资业务
截至二零二五年十二月三十一日止年度，集团融资业务录得收益人民币14,953,000元（二零二四年：人民币22,104,000元），同比减少约32.4%。收益减少主要由于贷款利息收入及手续费收入较去年减少所致。
(a)融资租赁应收款项二零二五年度，集团与22位（二零二四年度：24位）新能源行业承租人签署22个（二零二四年度：25个）融资租赁合同。
(b)应收贷款
二零二五年度，集团与1位（二零二四年度：1位）客户签署1个（二零二四年度：1个）贷款合同。二零二五年，集团立足新能源产业发展机遇，通过资源共享、业务协同等多元化举措，稳步推进新能源业务高质量发展，实现内外部业务协同发力、多点突破，各项业务取得显著成效。集团外部，持续完善市场布局，加大优质新能源项目开发力度，项目落地成效显著、实现多点开花。储能领域，临翔二期100MW/200MWh、济源钢铁80MW/240MWh、河北林洋100MW/400MWh等储能项目相继建成投产；同时完成广西覃塘400MWh、吉林干安400MWh、山西山阴800MWh等覆盖9个省份的10个储能项目备案，累计备案规模达2.4GW/4.84GWh。风光领域，成功取得云南博尚二期160MW光伏项目、广西宾阳50MW风电项目建设指标，完成中兴通讯南京园区光伏项目备案，并中标华润柳新镇25.2MW项目。全年跟踪储备新能源项目规模超8GW，其中重点开拓项目规模达5.6GW，为后续业务发展奠定坚实基础。集团内部，深化产业协同发展，充分依托股东方资源优势，拓展多元化业务场景。分布式光伏领域，积极开发宝湾物流控股有限公司（‘宝湾物流’）屋顶分布式光伏电站，招商局蛇口工业区控股股份有限公司屋顶分布式光伏电站，目前已建成并网项目39个，在建项目3个，另有6个项目正在办理前期合规手续。新兴业务领域，依托股东方丰富的应用场景，积极推进马群花园城、昆山花园城等商业综合体节能改造项目，稳步布局建筑节能改造新兴赛道。同时，主动拓展海外市场，积极推动斯里兰卡汉港光储一体化项目，助力集团业务实现国际化延伸。二零二五年，集团持续强化核心竞争力，在资质升级、体系建设及科技研发领域均取得显著成效。资质提升方面，集团全资子公司顺利将承装承修承试电力资质从四级升级至三级，资质等级的提升进一步拓宽了公司业务承接范围、增强了市场竞争力；同时，集团顺利通过质量、环境和职业健康安全管理三合一体系换证审核，体系运行的规范性与有效性得到进一步验证，为业务高质量发展提供坚实保障。科技研发方面，集团紧扣主营业务发展需求，聚焦核心技术攻关，成功完成《大型电化学储能系统关键控制技术研究及应用》等3项科研课题立项，持续推进技术创新与成果转化；全年集团获得9项实用新型专利、4项发明专利授权，知识产权储备持续丰富，技术创新能力稳步提升。此外，集团继续保持江苏省高新技术企业资格，凭借该资质持续享受企业所得税减免相关政策支持，有效降低经营成本，为科技研发投入提供有力支撑。
业务展望：
四月，国家发改委、能源局印发《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2025〕394号，简称‘394号文’），要求2025年底前基本实现电力现货市场全覆盖，明确20省运行时间表。
五月，国家发改委、能源局发出《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》，明确‘绿电直连’两类模式，要求自发自用比例≥60%，首次允许新能源‘隔墙售电’，契合欧盟CBAM绿电溯源要求。
六月，国家能源局综合司发布《关于组织开展能源领域氢能试点工作的通知》，在电网薄弱地区探索离网制氢，构建风光氢储一体化架构，配套电解槽规模不低于10兆瓦。
七月，国家发改委发布《关于开展零碳园区建设的通知》，推进零碳园区建设，优化园区用能结构，支持绿电直连、新能源就近接入，鼓励绿证交易及氢电耦合开发。
八月，中国人民银行、国家发展改革委等七部门联合印发《关于金融支持新型工业化的指导意见》，支持新能源等新兴产业在多层次资本市场融资，强化金融对新型工业化的支撑。全国光伏发电量达1.17万亿千瓦时，同比增长40%，电力供应能力显著提升；全国光伏发电利用率95%，行业整体运行质效稳步提升。
TOPCon、HJT等新型高效电池技术加速产业化落地，行业技术迭代与效率提升步伐显著加快。TOPCon、HIBC、钙钛矿叠层组件转换效率分别达到25.58%、27.81%、30.60%；钙钛矿叠层技术效率突破迅猛，实验室小尺寸叠层电池效率已突破34%，成为突破单晶硅电池理论效率极限的核心技术方向。
产业链价格方面，TOPCon组件价格由年初人民币0.7元/W回落至人民币0.660.69元/W区间。近期受行业规范竞争、治理无序内卷等因素影响，价格呈现企稳回升态势，但受制于终端需求偏弱，价格上行空间相对有限。
风力发电行业发展状况回顾据国家能源局相关数据显示，2025年我国风电行业实现快速增长，新增装机规模大幅提升，区域布局呈现鲜明特征，累计装机与发电量稳步增长，行业整体运行质效保持良好，为能源结构绿色转型提供有力支撑。二零二六年作为‘十五五’规划开局关键之年，新能源电站投资领域将呈现‘储能定锚、风光分化、电网协同、出海提速、模式升级’的核心发展格局。在新型能源体系加快建设与电力市场化改革持续深化的双重驱动下，行业投资逻辑已从过往的‘规模扩张’全面转向‘量质并进’，独立储能、海上风电、风光储一体化及海外高增长市场成为行业核心布局赛道；与此同时，电价机制完善、并网消纳优化、技术迭代升级与成本精准管控，仍是决定新能源项目收益水平的关键变量，也为行业高质量发展提出了更高要求。
结合行业发展趋势，对于国有能源企业，尤其是风光储电站投资运营类企业而言，未来应聚焦核心赛道、优化布局策略：优先布局独立储能与海上风电项目，稳步推进风光储一体化基地建设，强化多能源协同发展优势；同时，持续加强电力市场交易能力建设，充分运用市场化手段优化收益结构、提升项目盈利水平。
展望未来，随著新型电力系统建设的不断深入与电力市场化改革的持续推进，新能源电站投资将逐步从‘政策驱动’向‘市场驱动’转型，行业竞争将更趋激烈。具备核心技术优势、高效运营能力与优质资源整合能力的投资主体，将在行业洗牌中抢占发展先机、脱颖而出。集团将顺势而为、精准布局，紧扣行业核心赛道，强化技术创新与运营管控，积极拓展海外市场，推动业务实现更高质量发展，把握‘十五五’开局发展机遇。风光：结构优化、价值深耕二零二六年，风光业务将聚焦‘结构优化、价值深耕’核心方向，顺应行业高质量发展趋势，在总量调整与技术迭代中挖掘发展机遇，应对行业挑战，实现质效提升。
光伏领域，二零二六年光伏电站投资将进入总量回调、结构优化、高质量发展的新阶段。预计国内新增装机规模为180240GW，较2025年高位水平有所回落。技术层面，N型高效电池将全面替代PERC电池，大尺寸高功率组件实现普及应用，光储融合成为光伏项目标配；钙钛矿叠层、去银化等前沿技术逐步进入产业化试点阶段，推动行业技术迭代升级。同时，行业发展仍面临多重挑战，市场化电价下行、并网消纳压力较大、产业链产能过剩、项目收益率承压等问题较为突出。投资布局方面，应聚焦沙戈荒光伏大基地与优质分布式光伏项目，优先选择消纳条件良好、电价水平稳健的区域；通过优选N型高效技术、优化储能配置方案、强化数字化运维能力、拓展绿电交易与碳交易收益等举措，以投建营一体化模式提升项目收益率与抗风险能力。风电领域，二零二六年中国风电站投资将保持稳健增长态势，预计国内新增装机规模为120140GW，其中海上风电将成为行业核心增长极。技术层面，大兆瓦机型、构网型风机将全面普及，深远海风电与漂浮式风电加快商业化推进，数字化、智能化运维成为风电项目运营标配，持续提升风机运行效率与可靠性。行业发展同样面临诸多挑战，市场化电价下行、并网消纳紧张、用地用海约束、设备可靠性不足及供应链波动等因素，对项目投资运营提出更高要求。投资布局方面，应聚焦海上风电大基地与优质陆上风电项目，优先布局消纳良好、电价稳定的区域；通过优选高效可靠机型、强化风光储协同发展、优化电力市场化交易策略、提升全生命周期运维水平等方式，以投建营一体化模式保障项目收益率，实现业务稳健发展。
储能：多元赋能、精益发展二零二六年，储能业务将围绕‘多元赋能、精益发展’核心主线，迈入规模化与市场化深度融合的关键发展阶段，市场整体呈现‘总量高增、结构优化’的良好发展格局，同时在技术迭代、盈利模式创新中应对行业挑战，实现高质量发展。市场规模方面，二零二六年国内新型储能新增装机预计达80GW/260GWh左右，同比增长超60%，直接投资规模突破人民币2,500亿元，行业增长势头强劲。结构布局上，独立储能将成为市场绝对主力，投资占比升至68%，主要依托新能源大基地建设与电网侧调节需求持续扩容；用户侧储能加速向工业微网、数据中心等场景渗透，占比约22%，应用场景不断丰富；新能源配套储能则向长时化、高效化转型，占比约10%，适配新能源大规模消纳需求。随著电力现货市场全覆盖推进，储能的功能定位已从新能源配套补充升级为电网核心调节资产，区域布局逐步向西北、华北消纳条件改善区域，以及江苏、广东等市场化机制成熟省份集中，形成差异化发展格局。技术发展层面，呈现‘主流迭代、长时突破、构网赋能’的三重发展趋势。主流技术持续优化，磷酸铁锂技术仍主导市场，500Ah以上大容量电芯实现全面量产，全液冷、高压级联方案成为大型储能项目标配，推动储能系统综合成本下降10%-15%，成本管控成效持续凸显。长时储能迎来规模化发展元年，4小时及以上配置占比快速提升至60%，全钒液流、压缩空气等长时储能技术加速商业化落地，在新能源大基地场景实现规模化应用，有效解决跨时段调峰难题，支撑新能源高效消纳。构网赋能能力持续提升，构网型PCS与储能系统深度融合，通过主动支撑电网电压和频率，实现储能资产从‘被动设备’向‘主动资产’的转型；数字化智能运维与AI能量管理系统广泛应用，可使峰谷套利收益提升20%以上，进一步挖掘储能资产价值。盈利模式方面，已完成从单一依赖向多元叠加的根本性重构，项目收益稳定性显著增强。容量电价机制全面落地，形成‘容量电费+电力现货套利+辅助服务’的三元核心收益结构，其中容量电费为储能项目提供坚实的基础收益保障，江苏、广东等省份明确的补偿标准，可使百兆瓦级储能电站年新增收益超人民币2,000万元。电力现货市场与辅助服务市场协同发力，进一步拓宽项目收益空间，调频、调峰、备用等辅助服务价格逐步市场化，推动项目投资回收期稳定在6-8年，提升行业投资吸引力。同时，源网荷储一体化、虚拟电厂聚合运营成为行业新增长点，通过整合负荷侧资源，实现储能资产价值最大化，吸引国企、民企等多元资本加速入场，推动行业生态持续完善。尽管行业发展前景广阔，但仍面临多重挑战，投资端需以精益化策略提升抗风险能力。核心挑战主要集中在四个方面：一是市场化电价波动及区域政策差异，导致项目收益存在不确定性；二是产业链产能阶段性过剩与核心材料价格波动，给项目成本控制带来较大压力；三是并网消纳约束与土地资源紧张，部分区域项目落地进度受到限制；四是安全合规要求持续趋严，储能系统全生命周期安全管理难度不断加大。应对上述挑战，投资主体应聚焦消纳条件良好、政策体系清晰的核心区域，优先布局独立储能与风光储一体化项目；技术选型上兼顾高效性与可靠性，优先选择长时化、构网型技术方案；运营层面强化投建营一体化管理，通过优化充放电策略、拓展绿电交易与碳交易收益、提升数字化运维水平，实现项目收益率稳步提升，推动储能投资从规模扩张向价值增长转型，助力行业持续健康发展。
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