一、报告期内公司从事的业务情况
　　（一）报告期内公司所从事的主要业务及主要产品
　　报告期内，公司的主营业务未发生变化，为风力发电的项目开发、建设及运营。公司主要产品为所发电力，用途为向电网供电，满足经济社会及国民用电需求。
　　报告期内，为响应国家新能源产业发展战略，把握储能行业政策红利与市场机遇，公司加大对新增独立储能业务的开发、投资及建设，业务范围涵盖独立储能电站的投资、建设、运营，储能系统集成、技术服务及储能相关设备的运维管理，主要面向电网侧、新能源电站配套等场景，提供长时储能、调峰调频、容量租赁等相关服务。报告期内，公司新增备案独立储能项目共计97.1万千瓦。
　　（二）报告期... 查看全部▼

　　一、报告期内公司从事的业务情况
　　（一）报告期内公司所从事的主要业务及主要产品
　　报告期内，公司的主营业务未发生变化，为风力发电的项目开发、建设及运营。公司主要产品为所发电力，用途为向电网供电，满足经济社会及国民用电需求。
　　报告期内，为响应国家新能源产业发展战略，把握储能行业政策红利与市场机遇，公司加大对新增独立储能业务的开发、投资及建设，业务范围涵盖独立储能电站的投资、建设、运营，储能系统集成、技术服务及储能相关设备的运维管理，主要面向电网侧、新能源电站配套等场景，提供长时储能、调峰调频、容量租赁等相关服务。报告期内，公司新增备案独立储能项目共计97.1万千瓦。
　　（二）报告期内公司的经营模式
　　1．主营业务经营模式
　　公司的主营业务为风力发电的项目开发、建设及运营。
　　2．项目开发模式
　　公司项目开发模式主要包括自主开发、合作开发及并购等。其中，各区域公司作为项目实施主体，负责项目资源获取及评估等前期工作；公司负责项目的立项审核、风险控制及投资等事宜。
　　3．采购模式
　　公司遵循集约化管理、专业化运营原则，在采购管理信息平台统一实施采购，采购方式以招标采购为主，实行集中采购、专业管理、分级负责的管理模式。
　　4．生产运营模式
　　公司的主要生产模式是依靠风力发电机组，将风能转化为电能；通过场内集电线路、变电设备，将电能输送到电网上。
　　5．销售模式
　　（1）国内销售模式
　　公司依照国家政策和项目核准时的并网承诺，将风电场所发电量并入电网公司指定的并网点，由电网公司指定的计量装置按月确认上网电量，实现电量交割。上网电能的销售电价在报告期内由两种方式确定：
　　第一种是依据国家定价。即依据风电项目核准时国家能源价格主管部门确定的区域电价或特许权投标电价与电网公司直接结算电费，回笼货币资金。
　　第二种是电力市场化交易。核心是通过市场机制实现电力资源优化配置。通过引入竞争，建立竞争、开放有序、规范高效的电力市场体系，依托电价市场化机制实现电力供需的动态平衡，从而提高效率、降低电价、促进社会经济发展。电力市场化改革全面推进，发电侧可以通过深调改造、配置储能、优化运行管理方式等方面的探索创新，不断提升发电侧灵活性；而负荷侧通过生产工艺改造与优化运行，有效降低用电成本。同时，综合能源系统发展、分布式与自备电源投资，也将得到激发，负荷集成商与虚拟电厂等新的商业模式也会不断出现，推动负荷侧可调资源与发电侧实现源荷互动。
　　2025年2月9日，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》（发改价格〔2025〕136号，简称“136号文”），文件主要内容与前期《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号)《能源法》《新型电力系统发展蓝皮书》等政策文件一脉相承，此政策的出台，标志着新能源“固定电价”时代的结束，全面进入电价市场化的发展周期。政策引入了差价合约的机制来衔接原有的保障化收购，用于稳定电价的预期。新能源参与电力市场交易后，在市场外建立差价结算机制，对纳入机制的电量，当市场交易价格低于机制电价时，对新能源项目进行差价补偿，高于机制电价时，对差价进行回收，实行“多退少补”差价结算，纳入机制的新能源电价水平（机制电价）、电量规模、执行期限等由省级价格主管部门会同省级能源主管部门、电力运行主管部门等明确。
　　（2）澳洲白石风电场销售模式
　　依照澳大利亚现行规定，风电场所发电量的销售，就内容而言，分为电力销售和可再生能源证书销售两部分；就期限而言，分为按照电力和可再生能源证书的即期价格销售及按照与电力购买方约定的长期合约价格销售两种方式。其中，长期合约价格既可以同时包括电力价格和可再生能源证书价格，也可以仅含其中一项价格。白石公司现采用按照电力和可再生能源证书的即期价格进行结算的销售模式。
　　A.电力销售结算
　　白石风电场位于澳大利亚新南威尔士州，依照澳大利亚国家电力法以及白石公司与新南威尔士州电网公司签订的并网协议，风电场所发电量并入电网公司指定的安装有计量装置的并网点，在国家电力市场对即期电量按照即期电价进行销售并记录，由澳大利亚能源市场运营局按周对销售电量的总金额进行结算。
　　B.可再生能源证书销售结算
　　可再生能源配额制度（以下简称“配额制”）是指一个国家或地区用法律的形式，强制性规定可再生能源发电在总发电量中所占比例（即配额），并要求供电公司或电力零售商对其依法收购，对不能满足配额要求的责任人处以相应惩罚的一种制度，而可再生能源证书是实现配额制的一项政策工具，其与配额制配套运行，购买可再生能源证书成为满足配额制要求的一种方式和证明。
　　2000年12月21日，澳大利亚联邦议会审议通过了《可再生能源（电力）法案》，发布强制性可再生能源目标，对相关电力零售商规定了购买一定比例可再生能源电力的法定义务。根据澳大利亚现行的《可再生能源（电力）法案》，白石公司作为可再生能源发电商，可以根据澳大利亚能源市场运营局提供的月度结算销售电量，按照每生产1兆瓦时电力额外获得1个可再生能源证书，向澳大利亚清洁能源监管局申请可再生能源证书的数额认证，该局对白石公司的申请进行复核及审计后，授予相应数额的可再生能源证书。可再生能源证书销售价格根据市场供需关系决定，白石公司可以在可再生能源证书市场进行销售和结算。
　　
　　二、报告期内公司所处行业情况
　　（一）全球风电行业发展情况
　　1．全球风能增长态势
　　根据全球风能理事会（GWEC）发布的《全球风能报告2025》中的统计数据，2024年全球新增风电装机容量达到117GW，再创历史新高。2024年，电力行业90%的扩张来自可再生能源，其中20%的增长来自风能。截至2024年12月31日，总装机容量达到1136GW，同比增长11%。新增陆上风电装机容量连续第二年突破100GW大关，达到109GW，创下历史新高。截至2024年底，全球海上风电装机容量达到83.2GW，海上风电新增装机容量为8GW，同比下降26%，是2021年以来最低水平，但2024年也是海上风电历史上新增装机容量第四高的年份。
　　2024年全球风电新增装机容量仍主要集中在前五大市场，分别是中国、美国、德国、印度和巴西。乌兹别克斯坦、埃及和沙特阿拉伯等新兴国家在2024年表现强劲，代表着下一波风能增长浪潮，覆盖了越来越多的地理区域，并抵消了巴西和美国数量较少的影响。得益于中国市场的爆炸式增长和印度安装量的稳步复苏，亚太地区在2024年进一步巩固了其在风电发展中的领先地位，占全球市场份额的75%，同比增长7%。
　　国际可再生能源署（IRENA）发布《2025年可再生能源装机容量统计报告》指出，2024年，全球可再生能源装机容量新增585GW，占全球新增电力装机容量的92.5%，年增长率达到15.1%，创下历史新高。报告同时指出，虽然2024年全球可再生能源装机总容量达到4448GW，但与《联合国气候变化框架公约》第二十八次缔约方大会（COP28）通过的“到2030年将全球可再生能源装机容量增至3倍，至11.2太瓦”的目标相比，目前进展仍不够理想。为了实现这一目标，可再生能源装机容量2030年前每年需增长16.6%。
　　2．中国保持在风能发展领域的全球领先地位
　　根据全球风能理事会（GWEC）发布的《全球风能报告2025》中的统计数据，2024年，中国新增风电装机容量近80GW，刷新2023年历史纪录。累计装机容量超过520GW，占全球风电总装机容量的近50%。截至2024年底，风电与光伏装机容量达到1400GW，首次超过火电装机规模。风电已占据全国发电量的十分之一，成为仅次于火电和水电的第三大电力来源。清洁能源产业在2024年贡献了中国GDP的10%，已经成为经济增长的首要驱动力。同时，根据GWEC发布的《2025全球海上风电报告》，中国已连续第七年成为全球新增海上风电装机容量最多的国家，2024年全球新增海上风电装机容量中，中国占比达50.47%，累计装机容量中国占比达50.3%。
　　3．全球风电行业的市场前景
　　GWEC预测，2025年全球风电新增装机容量将突破历史最高纪录，达到138GW，2025—2030年的复合年均增长率（CAGR）为8.8%，预计到2030年，新增装机容量总计982GW，相当于到2030年每年新增装机容量为164GW。根据GWEC发布的《2025全球海上风电报告》，尽管当前全球海上风电产业发展还面临诸多不利因素，但其作为能源转型的重要一环，未来10年海上风电容量将超过350GW，到2034年底海上风电总装机容量将达到441GW。但是，预计新增容量中仅有三分之一将在预测期的前半段（2025-2029年）完成。在中国强劲的装机增长带动下，叠加新兴市场海上风电逐步兴起，亚太地区未来10年新增海上风电装机容量预计占到全球的60%左右。中国和欧洲的增长仍将是全球陆上风电发展的支柱。预计到2025-2030年，这两个地区将占到总装机容量的73%。由于美国政策的不确定性，不包括中国在内的亚太地区可能会超过美国，成为该时期第三大陆上风电增长驱动力。从2026年开始，欧洲、印度和澳大利亚的装机容量将加速，从2027年开始，东南亚、中亚以及非洲和中东的新兴市场的装机容量也将加速。
　　国际可再生能源署总干事弗朗西斯科-拉-卡梅拉表示，可再生能源的持续增长，彰显其经济可行性与广泛适用性。虽然每年的纪录都在刷新，但我们依旧面临着区域发展不平衡和2030年目标迫在眉睫的挑战。
　　（二）我国风电行业发展情况
　　1．我国风能资源评估情况
　　《2025年中国风能太阳能资源年景公报》显示，2025年，全国风能资源为正常年景，其中，三北地区、青藏高原、部分海上区域等地风能资源较好。10米高度陆地年平均风速较近10年（2015—2024年）偏小0.65%，地区差异性较大。全国陆地100米高度年平均风速约为4.8米/秒，140米高度年平均风速约为5.1米/秒。其中，华北、东北和西北地区中东部，以及青藏高原大部年平均风速大于6.0米/秒，风能资源丰富，有利于风力发电。全国部分海上区域100米高度年平均风速约为7.8米/秒，140米高度年平均风速约为8.0米/秒，风能资源十分丰富。
　　《2025年中国风能太阳能资源年景公报》以国家能源局、中国气象局等六部门联合开展的“风电和光伏发电资源普查试点工作”所涉河北、内蒙古、浙江、青海等试点省（区）的部分大型新能源基地为例，分析其风能太阳能资源及年景变化情况。2025年，河北张北风电基地风能资源属偏小年景，内蒙古阿拉善右旗风电基地和浙江海上风电基地均属正常年景。
　　2．2025年我国风电行业运行情况
　　根据中国电力企业联合会《2025-2026年度全国电力供需形势分析预测报告》及国家能源局发布数据，2025年，全国电力系统安全稳定运行，电力供应持续绿色低碳转型，电力消费稳中向好，电力供需总体平衡。2025年，我国全社会用电量规模首次突破10万亿千瓦时，达10.37万亿千瓦时，同比增长5.0%，稳居全球电力消费第一大国地位。“十四五”期间，全社会用电量年均增长6.6%，比“十三五”年均增速提高0.9个百分点。2025年，全国所有省份全社会用电量均实现同比正增长，其中，西藏、贵州、浙江、河北、吉林、福建等13个省份增速高于全国平均水平。
　　电力生产供应方面，截至2025年底，全国全口径发电装机容量38.9亿千瓦，同比增长16.1%，较“十三五”末装机容量增加16.9亿千瓦，“十四五”时期全口径发电装机容量年均增长12.0%，全口径风、光、生物质新增发电量占全社会新增用电量的97.1%，已成为新增用电量的主体。2025年，全国新增发电装机容量5.5亿千瓦，同比多投产1.1亿千瓦，其中，风电和太阳能发电全年合计新增装机4.4亿千瓦，占总新增装机比重超过八成，电力系统调节能力建设同步加快。截至2025年底，非化石能源发电装机容量24.0亿千瓦，同比增长23.0%，占总装机容量比重为61.7%，比上年提高3.5个百分点，比“十三五”末提高17.0个百分点，其中，陆上风电5.9亿千瓦，海上风电4739万千瓦，风电装机容量6.4亿千瓦，同比增长22.9%；太阳能发电装机容量12.0亿千瓦，同比增长35.4%。
　　2025年，我国风电、太阳能发电发展取得新成绩。全国新增风电、太阳能发电装机超4.3亿千瓦（风电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；太阳能发电3.18亿千瓦，同比增长14%），同比增长22.0%，再创历史新高。风电、太阳能发电累计并网装机达到18.4亿千瓦，占比达到47.3%，历史性超过火电，截至12月底已超出约3亿千瓦。从新增装机分布看，“三北”地区占全国新增装机的79%。近4年风电光伏新增装机规模连续突破1亿、2亿、3亿、4亿千瓦关口。通过坚持集中式与分布式并举，加快推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏发电基地建设，推动海上风电规范有序建设，积极推广城镇、农村屋顶光伏，鼓励发展乡村分散式风电等举措，我国已构建起全球最大、发展最快的可再生能源体系，风电光伏装机占全球风电光伏总装机的近一半。
　　2025年，全国6000千瓦及以上电厂发电设备利用小时3119小时，同比降低312小时。并网风电1979小时，同比降低148小时。并网太阳能发电1088小时，同比降低113小时。核电、水电发电设备利用小时同比提高。
　　2025年，可再生能源发电量持续增长，绿色低碳发展提速。全社会用电量中每10度电有近4度是绿电，全社会用电增量全部由可再生能源新增发电量提供。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（19942亿千瓦时）与城乡居民生活用电量（15880亿千瓦时）之和。2025年，全国新增可再生能源发电量5193亿千瓦时，已经覆盖全社会用电增量（5161亿千瓦时）。全国风光发电量同比增长25%，占发电量比重达到22%。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%。
　　3．我国风电行业定价机制
　　第一阶段，完全上网竞争阶段（20世纪90年代初-1998年）。这一阶段处于风电发展的初期,上网电价很低,其水平基本是参照当地燃煤电厂上网电价,每千瓦时的上网价格水平不足0.3元。
　　第二阶段，审批电价阶段（1998-2003年）。上网电价由各地价格主管部门批准，报中央政府备案,这一阶段的风电价格高低不一。
　　第三阶段，招标和审批电价并存阶段（2003-2005年）。这是风电电价的“双轨制”阶段。由于这一阶段开启了风电项目特许权招标，出现了招标电价和审批电价并存的局面，即国家从2003年开始组织大型风电场采用招标的方式确定电价，而在省、市、区级项目审批范围内的项目,仍采用审批电价的方式。
　　第四阶段，招标与核准方式阶段（2006-2009年）。根据国家有关政策规定风电电价通过招标方式产生，电价标准根据招标电价的结果来确定。
　　第五阶段，固定标杆电价方式阶段（2009-2020年）。随着《国家发改委关于完善风力发电上网电价政策的通知》（发改价格〔2009〕1906号）的出台，风电电价按照全国四类风能资源区制定相应的风电标杆上网电价。
　　第六阶段，竞争电价与平价电价上网阶段（2019-至今）。国家能源局《关于2019年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》（国能发新能〔2019〕49号）的出台，进一步降低了风电标杆上网电价，确定了平价上网节奏和日程。2019年，国家发改委发布了《国家发改委关于完善风电上网电价政策的通知》（发改价格〔2019〕882号），明确了2019、2020两年陆上风电和海上风电新核准项目的电价政策，将陆上、海上风电标杆上网电价均改为指导价，规定新核准的集中式陆上风电项目及海上风电项目全部通过竞争方式确定上网电价，不得高于项目所在资源区指导价。2021年7月，国家发改委发布了《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》：2021年起，对新核准陆上风电项目（以下简称“新建项目”），中央财政不再补贴，实行平价上网；2021年新建项目上网电价，按当地燃煤发电基准价执行；新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价，以更好体现风电的绿色电力价值；2021年起，新核准（备案）海上风电项目上网电价由当地省级价格主管部门制定，具备条件的可通过竞争性配置方式形成，上网电价高于当地燃煤发电基准价的，基准价以内的部分由电网企业结算。
　　2022年，国家发改委发布的《关于2022年新建风电、光伏发电项目延续平价上网政策的函》通知中提出，2021年，我国新建风电、光伏发电项目全面实现平价上网，行业保持较快发展态势。为促进风电、光伏发电产业持续健康发展，2022年，对新建项目延续平价上网政策，上网电价按当地燃煤发电基准价执行。新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价，充分体现新能源的绿色电力价值。鼓励各地出台针对性扶持政策，支持风电、光伏发电产业高质量发展，重点扶持偏远地区、消纳困难地区风电项目。
　　2024年，国家发改委公布《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》，文件明确，可再生能源发电项目的上网电量包括保障性收购电量和市场交易电量。保障性收购电量是指按照国家可再生能源消纳保障机制、比重目标等相关规定，应由电力市场相关成员承担收购义务的电量。市场交易电量是指通过市场化方式形成价格的电量，由售电企业和电力用户等电力市场相关成员共同承担收购责任。
　　4．报告期内行业政策环境
　　2025年是我国风电行业市场化改革深化、绿电消费推广、产业集成融合发展的关键一年，国家密集出台多项政策，覆盖电价市场化、绿电交易、绿电直连、虚拟电厂、零碳园区等多个领域，进一步完善行业发展环境：
　　2025年2月9日，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》（发改价格〔2025〕136号，以下简称“《通知》”）。《通知》提出，按照价格市场形成、责任公平承担、区分存量增量、政策统筹协调的总体思路，深化新能源上网电价市场化改革，推动风电、太阳能发电等新能源上网电量全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成；同步建立支持新能源可持续发展的价格结算机制，区分存量和增量项目分类施策，促进行业高质量发展。《通知》明确，创新建立新能源可持续发展价格结算机制，以2025年6月1日为节点，对存量项目，纳入机制的电量、电价等与现行政策妥善衔接；对增量项目，纳入机制的电量规模由各地按国家要求合理确定，机制电价通过市场化竞价方式确定。通过建立可持续发展价格结算机制，既妥善衔接新老政策，又稳定行业发展预期，有利于促进新能源可持续发展，助力经济社会绿色低碳转型。
　　2025年3月18日，国家发展改革委等部门印发《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》（发改能源〔2025〕262号），明确绿证市场发展目标：2027年基本建成完善的交易与消费机制，实现绿证全国畅通流通；2030年形成高效有序的市场体系，充分体现绿电环境价值，支撑绿色转型。意见提出扩大绿电交易规模，推动风电、光伏、生物质等各类可再生能源项目参与交易；实施绿证强制消费，逐步提高消纳比例，重点覆盖钢铁、有色、建材、石化、化工及数据中心等用能单位，要求到2030年相关主体绿电消费原则上不低于全国平均消纳责任权重，国家枢纽节点新建数据中心在此基础上进一步提升。同时鼓励建设绿电工厂、绿电园区，支持100%绿电消费，并将绿电消费信息纳入上市公司ESG报告。
　　2025年5月21日，国家发改委、国家能源局联合发布《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源〔2025〕650号）。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，以满足企业绿色用能需求、提升新能源就近就地消纳水平为目标。项目整体新能源年自发自用电量占总可用发电量的比例应不低于60%，占总用电量的比例应不低于30%，并不断提高自发自用比例（2030年前不低于35%）。上网电量占总可用发电量的比例上限由各省级能源主管部门结合实际确定，一般不超过20%。并网型绿电直连项目享有平等的市场地位，按照《电力市场注册基本规则》进行注册，并按照与公共电网的交换功率进行结算。项目负荷不得由电网企业代理购电。项目电源和负荷不是同一投资主体的，也可分别注册，以聚合形式参与电力市场交易。并网型绿电直连项目以项目接入点作为计量、结算参考点，作为整体与公共电网进行电费结算。项目电源和负荷不是同一投资主体的，双方之间交易电量及上网电量应按照绿证和绿色电力交易有关规定执行。
　　2025年5月，国家发改委、国家能源局发布《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》（以下简称《意见》），明确提出加快提升虚拟电厂的发展规模和水平，健全支持虚拟电厂发展的政策和市场体系，鼓励民营企业等各类社会资本结合自身优势参与投资、建设和运营。随着国家对虚拟电厂主体经营地位的进一步明确，未来虚拟电厂的发展空间将被逐渐打开。
　　2025年6月，国家发改委、工信部、国家能源局联合印发《关于开展零碳园区建设的通知》，加快园区用能结构转型，支持园区与周边非化石能源发电资源匹配对接，科学配置储能等调节性资源，因地制宜发展绿电直连、新能源就近接入增量配电网等绿色电力直接供应模式，鼓励参与绿证绿电交易，探索氢电耦合开发利用模式，实现能源供需的智慧高效对接。
　　2025年9月12日，国家发展改革委、国家能源局印发《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》（发改价格〔2025〕1192号），自2025年10月1日起施行。《通知》明确，以新能源为主的就近消纳项目由公共电网提供可靠供电服务。项目新能源年自发自用电量不低于总可用发电量60%、总用电量30%，2030年起新增项目不低于35%，并实行分表计量。按照“谁受益、谁负担”原则，接入公共电网的项目需承担相应输配电费及系统运行费，未接入项目则无需缴纳相关费用。
　　2025年10月29日，国家发展和改革委员会、国家能源局联合发布了《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》（发改能源〔2025〕1360号），合理设置电力辅助服务交易品种，完善费用向用户侧疏导机制，进一步优化风电辅助服务定价传导路径，促进风电大规模发展过程中的系统平稳运行，间接保障风电辅助服务定价的合理性与收益稳定性，完善新能源消纳与调控体系，助力风电等新能源高质量发展。
　　2025年10月31日，国家能源局印发《关于促进新能源集成融合发展的指导意见》（国能发新能〔2025〕93号），以“集成融合”推动新能源开发模式转型，支持产业园区采用绿电直连、源网荷储一体化等方式建设低碳零碳园区。核心包括三方面：空间上推动风光火储互补开发与集约化布局；产业上践行“以绿制绿”，引导高载能产业向新能源富集地区转移；能源形态上拓展新能源制氢、氨、醇及供热等非电利用。同时配套一站式审批、绿色评价标准等机制，破解消纳、空间与产业协同问题，构建“新能源+”发展生态。
　　2025年12月11日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于优化集中式新能源发电企业市场报价的通知(试行)》（发改能源〔2025〕1476号），逐步放开集中式新能源发电企业报价限制，允许多场站集中报价并加强监管，推动新能源更灵活参与电力市场。同月17日，两部门联合印发《电力中长期市场基本规则》，建立全国统一电力市场，纳入跨区常态化交易，整合绿电交易，拓展多年期与按日交易；取消直接交易主体的分时电价限定，代理购电电价依据现货市场优化确定，并由相关机构制定地方实施细则。
　　（三）公司所处的行业地位
　　截至2025年12月31日，公司实现风电累计装机容量6,349.66MW，权益装机容量6,115.36MW。
　　三、经营情况讨论与分析
　　（一）2025年公司整体经营情况
　　2025年，公司坚持“以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入学习贯彻党的二十大和二十届历次全会精神，全面落实中央企业负责人会议和中国节能“价值创造年”安排部署，紧抓年度经营指标核心，精细筹划、扎实苦干，持续深化改革，积极探索第二曲线增长路径，加速市场突破，全面构筑风险防控体系”的整体工作思路，牢牢把握高质量发展首要任务，坚持把实施国企改革深化提升行动与落实价值创造核心任务紧密结合起来，作为贯穿全年工作的关键抓手统筹推进。以精益化管理不断挖掘存量资产的盈利空间，提升运营质量，以战略布局优化和“一业为主、相关多元”引领公司高质量增量，全面实现独立储能、工业园区直供、购售电等新兴业务突破拓展，努力推动公司由专业化风电投资运营企业向综合能源服务商转型升级；以全链条成本管控能力提升为切入点加快锻造核心竞争力，抽丝剥茧研判行业发展走势，高质量谋划“十五五”发展战略，公司高质量发展基础进一步夯实。2025年，公司蝉联“全球新能源企业500强”，获评中国上市公司协会“2025年董事会最佳实践案例”，入选“2025中国上市公司ESG百强”，ESG实践案例入选《中央企业上市公司ESG蓝皮书（2025）》等荣誉。
　　2025年，公司累计实现上网电量119.13亿千瓦时，同比增加1.35%；实现营业收入44.95亿元，同比减少10.57%；实现利润总额8.63亿元，同比减少46.53%；实现归属于上市公司股东净利润6.86亿元，同比减少48.45%。公司经营业绩迎来了近年来最严峻的挑战，公司系统平均电价同比下降，新疆、甘肃等西北重点区域限负荷比例快速增加；同时，公司部分老旧风场拟拆除旧资产，进行“以大代小”改造升级，计提资产减值准备，使得公司的经营业绩面临下滑趋势。面对此局面，公司迅速反应，多措并举，力争最大限度降低影响：
　　1．引领战略布局，市场开发呈现新格局
　　公司立足长远发展，坚定贯彻“向东、向海、向外”的战略优化举措和新兴业务发展要求，坚定不移推进市场开发战略布局，在新市场开拓方面取得实质性进展。一是多措并举拓宽开发路径，项目开发取得实质性进展。本年度公司新增核准风电项目容量约为129.325万千瓦，新增可预见的风电项目资源约为84万千瓦，资源储备持续加码。二是聚焦新兴业务，拓宽业务发展新动能。公司在巩固风电主业的基础上，积极探索多元化发展路径。储能领域实现突破，2025年度公司在广东、甘肃、内蒙古、新疆、湖北等地区获取了6个独立储能项目，总规模达97.1万千瓦，新增可预见的独立储能项目资源约为82.8万千瓦。截至“十四五”末，公司累计在手项目资源突破10GW。三是着力海上风电，持续加大在江苏、广东等地区海上风电项目的开发力度。四是聚焦国际经营，拓展海外市场。成功签订塞尔维亚绿色能源合作协议，并同步推进澳洲等海外地区风电项目。
　　2．推动模式转型，打造价值驱动竞争新势能
　　2025年，公司坚定实施“向东、向海、向外”发展战略，全力优化项目布局。一是加大华东、华南等高电价、高利用小时数区域资源储备，实现天津市场零的突破，同步加大力度开拓海上风电项目，加速布局海外市场，统筹协调公司战略布局的结构性优化，以对冲“三北”限电风险，不断提升整体资产质量与收益稳定性。二是聚力新兴业态突破，综合能源服务能力加速跃升。公司紧抓新型电力系统建设机遇，以“一业为主、相关多元”战略为引领，在新业务拓展上实现系统性突破。独立储能实现从“0到1”跨越式发展；内蒙古50万千瓦工业园区绿色供电项目首次落地“风电+高载能企业”供电模式，打造“源网荷储”融合样板；购售电业务能力显著跃升，构建“总部统筹+区域协同”交易体系，依托智能报价与大数据分析快速捕捉市场机会，公司在新疆与华中两个区域率先取得突破，2025年签约售电电量突破1亿千瓦时。三是重构项目决策机制，强化科学化与敏捷性。升级项目投资决策模型，建立“三级评审+动态复盘”机制，同时压缩审批链条，对优质区域项目实行“绿色通道”。四是构建全生命周期成本管控体系，全力打造度电成本领先优势。五是深化项目后评价赋能，驱动持续迭代升级。形成“实践—反馈—优化”闭环，真正实现“打一仗、进一步”，为核心能力持续进化提供内生动力。
　　3．精耕精益管理，全面提升存量资产运营能力。
　　公司围绕“价值创造年”核心任务，主动对接136号文新政，以电力交易能力提升为核心抓手，全面实施精益化管理措施，提升存量资产的“价值贡献”。一是深化电力与绿证协同交易机制，绿色价值转化效能持续释放。2025年，公司通过电力交易业务合计增收约4.1亿元，通过电力交易业务缓解限电压力，推动绿色电力价值最大化落地。二是纵深推进精益运维管理，全面提升生产运营质效与设备可靠性。通过加大集中采购力度，切实发挥规模采购优势，凸显节资降耗成效；依托跨区域资源共享，显著提升存货周转效率，同时科学管控生产运维费用，推动降本增效双向提升。三是积极开展下网电量代理交易，充分依托市场化交易机制，精准研判市场行情，有效降低下网费用支出，进一步压缩运营成本。四是深化数智赋能与系统升级，智能管控能力大幅跃升。风电研究院锚定数字化转型目标，聚焦平台搭建、数据治理、智能赋能三大重点方向，有序推进各项重点工作落地，信息化与业务融合取得阶段性显著成果。
　　4．统筹资金管理，加强资金保障
　　公司持续优化融资结构，增强多元化资金保障能力。2025年继续开展降本增效工作，通过降低存量贷款利率、提前还贷及置换高成本贷款等措施，在有息债务增加5.66亿元基础上，财务费用较上年下降5527万元，降幅8.28%。同时，公司于2025年发行10亿元科技创新公司债券，并完成存量5亿元碳中和绿色公司债券到期回转售工作，实现低成本全额续期。此外，公司全面推进向特定对象发行A股股票工作，计划通过股权融资方式募集资金36亿元，全额投入7个风电项目建设，该项目已经股东会审议通过，后续工作有序开展。
　　5．改革攻坚释放治理效能，激发公司内生活力
　　公司坚持以改革激活力，坚决全面贯彻国家关于新一轮国企改革深化提升行动的决策部署，认真抓好各项重点任务落实落地，改革攻坚取得阶段性成效。一是公司治理效能持续增强，现代企业制度更加成熟稳定。依法撤销公司监事会并由董事会审计委员会承接监督职能，进一步优化决策流程，完善监督制衡机制。通过深化子企业董事会建设，动态优化“应建尽建”清单，规范系统内全资及控股子公司治理结构，统一撤销其监事会/监事设置并修订章程，实现全层级治理水平同步提升。二是市场化经营机制不断深化，活力效率双提升格局加快形成。扎实推动市场化选聘和“能进能出”动态用工机制，刚性实施经理层成员任期制和契约化管理，明确权责边界，强化考核约束，推动管理人员“能上能下”常态化，充分释放公司发展内生动力。三是以制度建设为坚实保障，全面优化科创体系。立足主业发展需求，完善科技创新管理制度体系，理顺科创管理流程，强化科创资源统筹配置，推动科创工作与核心业务深度融合，进一步激活公司科创团队积极性与创造力，为公司高质量发展注入强劲科技动能。2025年，公司共取得专利19项（含发明专利4项，实用新型专利15项），累计拥有发明专利36项，实用新型专利140项，软件著作权71项。
　　6．筑牢风控坚守安全，护航稳健经营新局面
　　公司坚持底线思维、强化风险意识，将风险防控贯穿经营发展全过程，多措并举筑牢安全与合规防线，为公司高质量发展保驾护航，一是深化安全环保风险隐患排查整治，持续提升本质安全水平。聚焦风电核心业务全流程，常态化开展安全环保风险隐患排查，建立隐患台账、明确整改责任、细化整改措施，着力防范化解各类安全环保风险。二是强化审计与风控协同联动，精准提升合规监督效能。健全审计与风控协同工作机制，打通监督环节、共享监督资源，聚焦重点领域、关键环节开展精准监督，及时发现并化解合规风险，强化监督成果转化。三是以制度体系建设为抓手，全面夯实风险防控长效机制。完善风险防控相关制度体系，推动风险防控工作制度化、规范化、常态化，从源头防范各类经营风险，保障公司稳健有序运营。
　　7．强化党建融合赋能，筑牢坚强组织保障
　　公司党委紧扣“高质量党建引领保障高质量发展”首要任务，抓实党建各项重点工作，赋能改革发展。一是强化理论武装，筑牢政治忠诚根基。二是融入中心大局，赋能高质量发展。连续9年入选全球新能源500强。成功跻身《证券时报》发布的“2025上市公司ESG百强”榜单，公司作品《奋楫十载风吹未来》获第八届中央企业优秀故事三等奖，企业品牌形象持续提升。三是夯实基层基础，锻造坚强战斗堡垒。四是从严正风肃纪，涵养清朗政治生态。五是激发群团动能，凝聚奋进合力。公司作风建设持续加强，干部职工精神面貌、担当精神和行为作风显著提升，为“十四五”圆满收官提供了坚强政治保证和组织保证。
　　（二）影响公司经营的主要因素分析
　　1．弃风限电对公司经营的影响
　　根据电力行业规划研究与监测预警中心发布的2025年全国新能源并网消纳情况，2025年，全国风电利用率为94.3%，弃风最严重的地区为西藏，2025年风电利用率为68.6%，其次为新疆、吉林、蒙西、河北，2025年风电利用率均低于92%。
　　2023年至2025年，公司因“弃风限电”所损失的潜在发电量分别为120,897万千瓦时、140,970万千瓦时、252,234万千瓦时，分别占当期全部可发电量（即实际发电量与“弃风限电”损失电量之和）的9.00%、10.33%、17.41%。
　　“弃风限电”是影响公司经营业绩最主要的因素之一，近年多集中发生在公司新疆、甘肃、青海、内蒙古及河北地区的风电场，这些地区风能资源丰富，全区域性的风电场建设速度快、规模大，但受区域经济结构影响，用电负荷中心与风能资源富集区存在空间错位。国内用电负荷集中区输送电能的输变电通道建设速度及规模未能完全匹配风电等绿色能源的建设速度及规模、部分地区新能源消纳压力凸显，导致“弃风限电”现象的产生。但是，随着行业发展，一方面国家及地方持续加快绿色电力输送通道建设，不断提升跨区域电力输送能力，能够有效破解风电外送瓶颈，另一方面公司持续提升电力市场化交易参与度，通过优化交易策略、拓展交易渠道，稳步提高市场化交易售电量等举措，进一步提升风电消纳水平，将会逐步改善“弃风限电”较为严重的局面。
　　2．电价波动影响
　　2025年，国家发改委、国家能源局联合发布136号文，推动新能源上网电量全面进入电力市场，随着全国电力市场的加快建设，公司市场交易规模扩大，平均电价较上年同期下降约12.09%。
　　（三）公司采取的应对措施
　　1．以市场开拓为引擎，打造公司市场开发新格局
　　坚定贯彻“向东、向海、向外”的战略发展举措和新兴业务发展要求，在项目投资价值较高的东部和南部等区域争取获得更大市场份额，积极响应国家战略导向，加大广东、江苏等地区海上风电项目的开发力度，着力推动资产实现“东西平衡”“海陆平衡”优化配置；在继续开拓澳大利亚市场的同时，也利用澳洲项目经验，加强海外风电市场的跟踪研究及项目前期论证，不断推进海外市场的战略布局。
　　2．坚持“一业为主、相关多元”战略，构建公司第二增长曲线
　　在政策适宜前提下，抢抓储能产业发展机遇，快速推进独立储能布局与项目备案，同时结合市场研判，积极参与分布式能源、工业园区绿电项目、用户侧储能、购售电、虚拟电厂等项目实践，提升新兴业务的盈利占比，构建公司第二增长曲线。
　　3.采取多种措施，最大化实现经营效益
　　一是持续推动降本增效。扎实做好日常经营工作，在降本上持续发力，在增效方面不断挖潜，持续推进以度电成本最低为目标的全链条投资管控。
　　二是持续开展精益化管理。落实全面预算刚性约束，全面开展预防性维护，强化技术创新应用，加强各种故障的预见性，提高整体处理能力，持续提升风机运行可靠性及发电效率。
　　三是持续提升电力交易水平。打造专业团队，持续优化云上风电系统，加快构建电力交易智能辅助决策体系，实现市场化交易决策效率和水平的有效提升。
　　四是加快科技创新体系落地见效。持续强化风电研究院助力公司核心业务的能力建设，积极探索虚拟电厂等新兴业务的商业模式。
　　4．进一步丰富融资手段，提高资本运作能力
　　公司将积极拓展多元化融资渠道，统筹运用股权融资、债权融资、绿色信贷、绿色债券、专项债等多种融资方式，优化融资结构、降低融资成本；强化资本运作专业性，合理盘活存量资产，通过科学的资本运作实现资源优化配置，助力公司破解发展资金瓶颈，增强抗风险能力，为缓解弃风限电、推动公司高质量发展注入持久动力。
　　公司于2025年11月6日召开第六届董事会第四次会议、2025年12月4日召开2025年第四次临时股东会审议通过2025年度向特定对象发行A股股票相关事宜，于2026年3月19日召开的第六届董事会第八次会议审议通过调整2025年度向特定对象发行A股股票方案相关事宜，并于2026年3月20日完成报会工作，本次发行拟募集资金总额（含发行费用）不超过人民币36亿元，拟用于投资7个募投项目。
　　截至年报披露日，该事项已获上交所受理，后续工作正有序推进。
　　
　　四、报告期内核心竞争力分析
　　（一）公司专注于风力发电业务，拥有丰富的建设运营维护经验
　　公司自成立以来一直专注于风力发电的项目开发、建设及运营。公司坚持“有效益的规模和有规模的效益”的市场开发原则，以专业化的经营和管理确保每个项目的盈利能力。
　　公司具有丰富的风电场运营经验，从750kW到6.7MW，从定桨距、双馈、直驱风机再到半直驱风机，从纯进口风机、合资企业风机到全国产风机都有运营维护经验。由于运营时间早，对各种故障处理积累了丰富经验。公司多年来培养和锻炼了一支专业的运行维护技术队伍，通过技术攻关和技术创新，具备了控制系统等核心部件故障的自行解决能力；通过完成核心部件的国产化替代工作，降低了运行维护和备品备件采购成本；通过采用先进的故障监测系统，做到了从被动维修到主动故障监测的转变，降低了停机维修时间。
　　公司投资建设的张北满井风电场一期和新疆托里100MW风电场三期项目分别于2007年、2011年被评为“国家优质投资项目”，河北张北单晶河200MW风电特许权项目、甘肃玉门昌马大坝南、北48MW大型风电机组示范风电场项目及中节能乌鲁木齐托里200MW风电场二期49.5MW项目荣获2014-2015年度“国家优质投资项目”。
　　2025年8月，中国电力企业联合会发布了2024年度全国电力行业风电运行指标对标结果。共有55家发电集团(投资)公司、新能源公司所属的3511家风电场数据有效并参加了2024年度对标。公司共有5家风电场登上2024年度“优胜风电场”名单，其中中节能（靖远）风力发电有限公司沧海风电场荣获全国风电场生产运行统计指标对标5A级“优胜风电场”称号。
　　（二）公司拥有良好的企业品牌形象
　　“中节能风电”在业内具有较高的知名度和良好的品牌形象，公司先后中标并示范建设了国家第一个百万千瓦风电基地启动项目——河北张北单晶河200MW特许权项目；中标并示范建设了国家第一个千万千瓦风电基地启动项目——甘肃昌马200MW特许权项目。
　　2025年1月，中节能（肃北）风力发电有限公司被中共肃北县委、肃北县人民政府授予“2024年度经济发展突出贡献奖”“2024年度诚信守法模范企业”。
　　2025年1月，中节能（山东）风力发电有限公司荣获山东省电力行业协会“2024年度电力行业新能源及可再生能源建设突出单位”荣誉称号。
　　2025年2月，中节能风力发电四川有限公司被四川省剑阁县委、剑阁县人民政府授予“2024年度工业创税增效银牌企业”。
　　2025年2月，中节能（甘肃）风力发电有限公司被甘肃省人民政府评为“央地合作突出贡献企业”。
　　2025年11月、12月，公司分别获得中国上市公司协会2025年度上市公司董事会最佳实践案例及上市公司董事会办公室最佳实践。
　　（三）公司拥有较强的可持续发展能力
　　截至2025年12月31日，公司在建项目装机容量合计为65万千瓦，可预见的风电项目资源约为84万千瓦、独立储能项目资源约为82.8万千瓦。并且在加快风电场开发和建设的同时，加大中部、东部及南方优质区域市场开发力度，在河北、湖北、湖南、广西、河南、四川、黑龙江、陕西、山东等已有项目的区域开发后续项目，在云南、吉林、江苏等区域开展风电项目前期踏勘和测风工作，扩大资源储备。
　　同时，公司拥有良好信用记录和银企关系，资金保障能力较强。公司在过去几年积累了良好的信用记录，银企关系稳定，目前公司除了向特定对象发行A股股票、发行绿色公司债券、发行可转债以外，可以选择的融资渠道和可使用的金融工具也较为丰富，资金来源有保障
　　（四）公司拥有富有专业经验的管理团队和人才队伍
　　公司的管理层及核心骨干拥有丰富的专业知识，对风电行业，包括行业发展历史、特征以及未来发展趋势具有深刻的理解。公司的管理层及核心骨干在电力行业拥有多年的相关经验，并且保持稳定和紧密合作的关系。凭借管理层及核心骨干的丰富经验和专业能力，公司可以有效地控制成本，防范风险，提高运营效率和盈利能力。公司通过持续的自我挖掘和培养，已经形成了一支具有丰富理论知识和行业实践经验的专业化的技术、管理团队。
　　
　　五、报告期内主要经营情况
　　2025年，公司实现营业收入44.95亿元，同比减少10.57%；利润总额8.63亿元，同比减少46.53%；归属于上市公司股东的净利润为6.86亿元，同比减少48.45%。
　　截至2025年12月31日，公司的运营装机容量达614.216万千瓦，实现上网电量119.13亿千瓦时，平均利用小时数为2,035小时。
　　报告期内，公司实现上网电量119.13亿千瓦时，其中参与电力市场化交易的电量为78.72亿千瓦时，保障性电量为40.41亿千瓦时。
　　
　　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
　　根据中国电力企业联合会发布的《2025-2026年度全国电力供需形势分析预测报告》，从电力消费、电力供应及电力供需形势三方面对2026年全国电力供需形势进行预测：
　　1．电力消费需求预测
　　综合考虑我国目前阶段经济增长潜力、国民经济和社会发展第十五个五年规划建议、国家宏观调控政策措施，预计2026年我国宏观经济将继续保持平稳增长，拉动电力消费需求平稳较快增长。按照2026年我国GDP预计增长5%左右，并结合近年来我国电力消费弹性系数水平，以及不同预测方法对全社会用电量的预测结果，综合判断，预计2026年全国全社会用电量10.9-11万亿千瓦时、同比增长5%-6%；全年统调最高用电负荷在15.7-16.3亿千瓦。
　　2．电力供应预测
　　预计2026年太阳能发电装机规模将首次超过煤电装机规模，年底风电和太阳能发电合计装机规模达到总发电装机的一半。在国家“双碳”目标下，新能源继续保持较大投产规模，预计2026年全年新增发电装机有望超过4亿千瓦，其中，新增新能源发电装机有望超过3亿千瓦；新增有效发电能力1亿千瓦左右，与最大负荷增量基本持平。风、光装机合计占比有望达到总装机的一半左右，其中太阳能发电装机规模预计将首次超过煤电装机规模。预计2026年底，全国发电装机容量达到43亿千瓦左右，其中，非化石能源发电装机27亿千瓦，占总装机的比重在63%左右；煤电装机占总装机比重降至31%左右。
　　3．电力供需形势预测
　　预计2026年全国电力供需总体平衡。综合需求增长、电源电网投产以及一次能源情况，预计2026年，全国电力供需总体平衡，局地高峰时段电力供需偏紧，供应不足部分可以通过跨省跨区余缺互济后基本消除。度夏期间，西南、华中、华东等区域部分省份电力供需平衡偏紧；度冬期间，各地电力供需基本平衡。若出现大范围极端天气、一次能源供应紧张等极端情况，局部地区部分时段电力供需形势偏紧，通过供需两侧共同发力，可以保障电力平稳有序供应。
　　(二)公司发展战略
　　1．公司愿景、使命、宗旨和价值观
　　公司将继续秉承“节约能源，献人类清洁绿电；保护环境，还自然碧水蓝天”的企业使命，坚持以“效益为中心、管理为手段、规模为基础、创新为动力”的经营理念，发扬“开拓创新、无私奉献、严格管理、争创一流”的企业精神，努力将公司打造成为“绿色能源综合服务商”。
　　2．战略定位与战略描述
　　积极构建“一业为主、相关多元”的总体发展格局——坚持风力发电主业地位不动摇，积极打造独立储能、虚拟电厂、购售电交易和智慧化风场运维服务等相关多元业务，加速培育新的利润增长点，拓展支撑公司高质量发展的业务纵深。
　　3．指导思想
　　公司将坚持以“存量资产精益化运营和增量资产高质量发展”为抓手，持续稳固风电场基本盘，积极构建第二增长曲线，拓展新的盈利渠道，在实现风险可控前提下实现稳健高质量可持续发展新格局。
　　一是提升存量资产盈利能力。以精益化管理为核心，优化风电场运营全流程，着力降低运营成本及设备停机时长；加强电力交易能力培训与交流，提升交易水平；稳步推进风电场无人值守新格局，通过技术赋能全面提高发电效率，优化度电售价，实现存量资产效益最大化。
　　二是坚持“向东、向海、向外”发展。聚焦东部和南部核心市场，重点发力市场空白区域，补齐区域布局短板；抢抓海上风电发展机遇，加大海上风电项目开发力度；积极拓展澳大利亚等海外市场，稳步推进国际布局，全面优化资产结构配置。
　　三是推进“一业为主、相关多元”经营模式，加快布局新兴业务。坚守风力发电主业核心优势，深度布局储能业务，参与绿电工业园区项目、购售电业务、分布式能源、用户侧储能及“源网荷储”一体化等项目实践，拓展业务边界，实现多元协同发展。
　　(三)经营计划
　　2026年是公司作为“十五五”规划的开篇之年，既是底部夯实、动能积聚、实现筑底回稳的重要节点，更是蓄势待发、趋势反转、开启上行通道的关键一年。新的一年，公司整体工作思路是：以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入学习贯彻党的二十大和二十届历次全会精神，全面落实各项工作安排部署。以“优化战略布局”为落脚点，打造公司新的市场开发新格局；以“独立储能”为业务重点，全力构建第二增长曲线；以“项目建设管理提升”为切入点，着力破解工期管控、成本压降、收益保障等核心课题；以“强化核心竞争力”为目标，持续推动精益管理、风险防控等关键能力建设；以“作风建设”为抓手，全面提升干部职工队伍素质。全力冲刺年度各项任务指标，以良好的业绩为“十五五”开好局、起好步奠定坚实基础。
　　1．聚焦年度目标任务，努力实现“十五五”胜利开篇
　　一是持续推动降本增效，全力冲刺年度各项经营目标；坚持效益优先导向，统筹推进成本管控与效能提升，强化指标考核刚性约束，多措并举压缩运营成本、提升盈利水平，力争全面高质量完成年度各项经营任务，为“十五五”开篇筑牢效益根基；二是持续提升电力交易水平，培养核心交易人才，打造专业团队，通过优化交易策略，灵活调整交易方式，不断提升电力交易专业化、市场化水平；三是强化电网营销赋能，拓宽市场化消纳路径，主动对接电网侧需求，努力降低限负荷比例；四是持续开展精益化管理，落实全面预算刚性约束，优化资源配置逻辑，提高资源配置效率；五是强化技术创新应用，加强各种故障的预见性，以及创新运维组织与技术模式，推动公司整体运营效能持续提升。
　　2．坚持“一业为主、相关多元”战略，以市场开拓为引擎，加速培育高质量发展新动能
　　一是进一步加大市场开发力度，按照公司“向东、向海、向外”发展战略要求，在中东部及南方消纳优势区域积极抢占市场；全面加大在江苏、广东等区域海上风电项目开发力度；稳步推进澳洲等海外市场项目，推进优质项目储备；二是在独立储能、购售电、虚拟电厂等方面发力，开拓新领域新业务，加快商业模式重构和多元化收益来源，形成具有整合多业务多领域新角色的差异化竞争优势；三是建立新兴业务专家团队，以风电研究院为基础，引进部分行业高水平专家，组成不同业务领域的专家团，为公司新兴业务发展提供技术支持、市场准入政策研究和商业可行性论证；四是强化战略引领与前瞻布局，全面完成“十五五”战略规划编制与宣贯。
　　3．全面实施“项目建设管理提升”专项行动，以高质量增量夯实公司长远发展根基
　　2026年，公司将实施“项目建设管理提升”专项行动，全面做好项目建设工作。一是全面做好工期精细化管理，在严格确保施工安全和工程质量的前提下，全力加快项目建设进度，力争实现项目增量最大化，推动项目早投产、早见效。二是进一步深化全链条收益精益管控，压实管控责任，着力降低建设成本、提升项目盈利水平；三是创新项目建设安全监督体系，积极探索实践“安全与监督同步介入、同向发力”的项目建设新模式，将安全管理与监督检查贯穿项目建设全过程。
　　4．纵深推进国企改革深化提升行动，进一步激发干事创业激情
　　一是全面建立改革深化行动长效机制，不断形成“改革-检视-整改-改革”的长效循环；二是纵深推进“三项制度”改革走深走实，持续激发干部人才队伍活力效能；三是加快科技创新体系落地见效，强化企业创新主体地位和成果转化能力；四是强化数字赋能，进一步提升公司信息化、数字化、智能化工作水平。
　　5．牢牢守住风险防控底线，切实保障企业稳健可持续发展
　　一是多渠道筹措资金，持续降低融资成本，牢牢守住资金供给的安全底线；二是系统筑牢安全环保管理根基，全面提升本质安全与绿色发展水平；三是深化内控监督与审计协同联动，强化成果运用与整改闭环；四是严控投资与项目全周期风险，健全源头防控与过程纠偏机制；五是全面加强合规管理与法律风险防控，筑牢依法治企制度屏障。
　　6．强化党建引领赋能高质量发展，全面夯实坚强组织保障
　　一是高举思想旗帜，深学笃行二十届四中全会精神，切实把学习成效转化为履职尽责、担当使命的生动实践；二是聚焦作风建设，以求真务实、真抓实干的优良作风促进“十五五”高质量开局；三是筑牢强基固本，锻造坚强战斗堡垒与清朗生态；四是深化群团协同，赋能人才强企与青年成长。
　　(四)可能面对的风险
　　1．宏观经济波动风险
　　我国宏观经济的发展具有周期性波动的特征。电力行业作为国民经济重要的基础性行业，与宏观经济发展密切相关。宏观经济的周期性波动将导致电力市场的需求发生变化，进而对公司的业务状况和经营业绩产生一定程度的影响。
　　2．资源获取风险
　　风电行业发展迅速，优质风资源竞争日趋激烈，获取难度日益增大，获取成本不断攀升。同时，风能资源存在的区域分布差异及年际大小波动，都将影响新能源项目发电效率和投资收益水平。若公司在资源获取过程中，对优质资源获取重点区域判断偏差或投入不够，可能导致公司优质资源储备不足、影响长远发展布局。
　　3．行业政策调整风险
　　随着电力市场化改革的不断深入，新能源市场交易规模和范围持续扩大，风电平价上网、竞争配置等政策的落地和实施、尤其是新一轮电力体制改革，我国电力市场化建设快速推进。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》（发改价格〔2025〕136号），明确新能源全电量无差别参与电力市场交易，上网电价由市场交易形成，标志着新能源正式告别政府定价，需通过提升交易水平、技术降本等优化运营。随着全国电力市场建设加快，发电企业参与电力交易比例逐步提高，上网电价波动加剧，将给公司业绩带来一定的不确定性。
　　4．税收优惠政策变化带来的风险
　　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。2023年度、2024年度和2025年度，公司享受的所得税优惠金额为25,753.90万元、21,068.77万元和11,987.37万元，分别占当期利润总额的14.21%、13.05%和13.89%。
　　报告期内，公司风力生产的电力产品适用增值税即征即退等税收政策有所变化。2025年10月17日，财政部、海关总署和国家税务总局发布《关于调整风力发电等增值税政策的公告》（财政部海关总署税务总局2025年第10号），将对风力生产的电力产品所享受的增值税退税金额产生一定影响，进而可能对公司的盈利水平产生影响。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。
　　5．“弃风限电”风险
　　风力发电受到风力间歇性和波动性的影响，当电网的调峰能力不足或用电需求较少时，会出现弃风、限电现象，导致风能资源无法充分利用。“弃风限电”问题一直是国家层面的重点关注问题，近年来，国家部分限电地区加快绿色电力输送通道的建设，公司提高参与电力市场化交易的销售电量，积极探索配套储能、独立储能、工业园区绿电项目、虚拟电厂等政策及技术，积极开拓购售电业务，但公司能否实现全额并网仍受电网输送容量、电力消纳能力等多种因素影响，可能对公司经营业绩带来一定影响。
　　6．电费回收风险
　　目前新能源发电项目存在电费回收滞后的情况，一定程度上会降低公司资金流动性，提升资产负债率，给公司规模扩张带来一定资金压力。
　　7．工程建设、安全及环保风险
　　工程建设方面，风电项目多分布在偏远地区、山地或海上，施工环境复杂，受地质条件、气候因素影响较大，可能出现工期延误、施工成本超支等问题，影响项目按期投产及收益兑现。安全风险方面，项目建设及运营过程中，涉及高空作业、设备安装调试、电力运维等环节，若安全管理不到位、操作不规范，可能引发设备故障、安全事故，影响项目正常运营并带来风险损失。环保风险方面，随着《中华人民共和国环境保护税法》《中华人民共和国固体废物污染环境防治法》《排污许可管理条例》等法律法规落地实施，节能环保标准不断严格，能源开发环保要求持续提升。随着国家加大治理环境的力度，国家环保部门对环保关注程度的日趋提高，将可能会造成公司环保改造成本增加。 收起▲

　　一、报告期内公司所属行业及主营业务情况说明
　　（一）全球风电行业发展情况
　　1.全球风能增长态势
　　在过去的20年间，风电行业持续蓬勃发展，2023年全球累计风电装机容量突破了第一个TW里程碑。根据全球风能理事会（GWEC）发布的《全球风能报告2025》中的统计数据，2024年全球新增风电装机容量达到117GW，再创历史新高。2024年，电力行业90%的扩张来自可再生能源，其中20%的增长来自风能。截至2024年12月31日，总装机容量达到1136GW，同比增长11%。新增陆上风电装机容量连续第二年突破100GW大关，达到109GW，创下历史新高。截至2024年底，全球海上风电装机容... 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）全球风电行业发展情况
　　1.全球风能增长态势
　　在过去的20年间，风电行业持续蓬勃发展，2023年全球累计风电装机容量突破了第一个TW里程碑。根据全球风能理事会（GWEC）发布的《全球风能报告2025》中的统计数据，2024年全球新增风电装机容量达到117GW，再创历史新高。2024年，电力行业90%的扩张来自可再生能源，其中20%的增长来自风能。截至2024年12月31日，总装机容量达到1136GW，同比增长11%。新增陆上风电装机容量连续第二年突破100GW大关，达到109GW，创下历史新高。截至2024年底，全球海上风电装机容量达到83.2GW，海上风电新增装机容量为8GW，同比下降26%，是2021年以来最低水平，但2024年也是海上风电历史上新增装机容量第四高的年份。
　　2024年全球风电新增装机容量仍主要集中在前五大市场，分别是中国、美国、德国、印度和巴西。乌兹别克斯坦、埃及和沙特阿拉伯等新兴国家在2024年表现强劲，代表着下一波风能增长浪潮，覆盖了越来越多的地理区域，并抵消了巴西和美国数量较少的影响。得益于中国市场的爆炸式增长和印度安装量的稳步复苏，亚太地区在2024年进一步巩固了其在风电发展中的领先地位，占全球市场份额的75%，同比增长7%。
　　国际可再生能源署（IRENA）发布《2025年可再生能源装机容量统计报告》指出，2024年，全球可再生能源装机容量新增585GW，占全球新增电力装机容量的92.5%，年增长率达到15.1%，创下历史新高。报告同时指出，虽然2024年全球可再生能源装机总容量达到4448GW，但与《联合国气候变化框架公约》第二十八次缔约方大会（COP28）通过的“到2030年将全球可再生能源装机容量增至3倍，至11.2太瓦”的目标相比，目前进展仍不够理想。为了实现这一目标，可再生能源装机容量2030年前每年需增长16.6%。
　　2.中国保持在风能发展领域的全球领先地位
　　根据全球风能理事会（GWEC）发布的《全球风能报告2025》中的统计数据，2024年，中国新增风电装机容量近80GW，刷新2023年历史纪录。累计装机容量超过520GW，占全球风电总装机容量的近50%。截至2024年底，风电与光伏装机容量达到1400GW，首次超过火电装机规模。风电已占据全国发电量的十分之一，成为仅次于火电和水电的第三大电力来源。清洁能源产业在2024年贡献了中国GDP的10%，已经成为经济增长的首要驱动力。同时，根据GWEC发布的《2025全球海上风电报告》，中国已连续第七年成为全球新增海上风电装机容量最多的国家，2024年全球新增海上风电装机容量中，中国占比达50.47%，累计装机容量中国占比达50.3%。
　　3.全球风电行业的市场前景
　　GWEC预测，2025年全球风电新增装机容量将突破历史最高纪录，达到138GW，2025—2030年的复合年均增长率（CAGR）为8.8%，预计到2030年，新增装机容量总计982GW，相当于到2030年每年新增装机容量为164GW。根据GWEC发布的《2025全球海上风电报告》，尽管当前全球海上风电产业发展还面临诸多不利因素，但其作为能源转型的重要一环，未来10年海上风电容量将超过350GW，到2034年底海上风电总装机容量将达到441GW。但是，预计新增容量中仅有三分之一将在预测期的前半段（2025-2029年）完成。在中国强劲的装机增长带动下，叠加新兴市场海上风电逐步兴起，亚太地区未来10年新增海上风电装机容量预计占到全球的60%左右。中国和欧洲的增长仍将是全球陆上风电发展的支柱。预计到2025-2030年，这两个地区将占到总装机容量的73%。由于美国政策的不确定性，不包括中国在内的亚太地区可能会超过美国，成为该时期第三大陆上风电增长驱动力。从2026年开始，欧洲、印度和澳大利亚的装机容量将加速，从2027年开始，东南亚、中亚以及非洲和中东的新兴市场的装机容量也将加速。
　　国际可再生能源署总干事弗朗西斯科·拉·卡梅拉表示，可再生能源的持续增长，彰显其经济可行性与广泛适用性。虽然每年的纪录都在刷新，但我们依旧面临着区域发展不平衡和2030年目标迫在眉睫的挑战。
　　（二）我国风电行业发展情况
　　1.我国风能资源概况
　　《2024年中国风能太阳能资源年景公报》显示，2024年全国风能资源为正常年景，与近10年（2014-2023年）相比，10米高度年平均风速偏大0.27%，地区差异性较大。70米高度年平均风速约5.4米/秒，黑龙江西部和东部、吉林西部、辽宁中西部、内蒙古中东部、河北北部、山西北部、新疆东部和北部的部分地区、青藏高原和云贵高原的山脊地区等地风能资源较好，70米高度风功率密度超过300瓦/平方米，有利于风力发电。100米高度年平均风速约为5.8米/秒，内蒙古、辽宁、吉林等3个省（自治区）年平均风功率密度超过300瓦/平方米。
　　从空间分布看，2024年内蒙古中部及东部、新疆东部和北部的部分地区、甘肃西部、青藏高原大部等地风能资源较好，70米高度平均风速达到7.0米/秒，有利于风力发电。2024年，各省（区、市）70米高度年平均风速在3.9米/秒至6.4米/秒之间，其中，内蒙古、辽宁年平均风速超过6.0米/秒。
　　2.2025年上半年我国风电行业运行情况
　　2025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。2025年上半年，全社会用电量累计48,418亿千瓦时，同比增长3.7%，其中规模以上工业发电量为45371亿千瓦时,全社会用电量增速企稳回升。截至2025年6月底，全国可再生能源装机达到21.59亿千瓦，同比增长30.6%，约占我国总装机的59.2%，其中，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。继3月底全国风电、太阳能发电装机历史性超过火电后，5月底非化石能源发电装机容量占比首次突破六成。
　　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%。风电、太阳能发电新增装机规模较去年同期翻一番。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。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。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%。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。
　　3.我国风电行业定价机制
　　第一阶段，完全上网竞争阶段（20世纪90年代初-1998年）。这一阶段处于风电发展的初期,上网电价很低,其水平基本是参照当地燃煤电厂上网电价,每千瓦时的上网价格水平不足0.3元。
　　第二阶段，审批电价阶段（1998-2003年）。上网电价由各地价格主管部门批准,报中央政府备案,这一阶段的风电价格高低不一。
　　第三阶段，招标和审批电价并存阶段（2003-2005年）。这是风电电价的“双轨制”阶段。由于这一阶段开启了风电项目特许权招标，出现了招标电价和审批电价并存的局面，即国家从2003年开始组织大型风电场采用招标的方式确定电价,而在省、市、区级项目审批范围内的项目,仍采用审批电价的方式。
　　第四阶段，招标与核准方式阶段（2006-2009年）。根据国家有关政策规定风电电价通过招标方式产生，电价标准根据招标电价的结果来确定。
　　第五阶段，固定标杆电价方式阶段（2009-2020年）。随着《国家发改委关于完善风力发电上网电价政策的通知》（发改价格〔2009〕1906号）的出台,风电电价按照全国四类风能资源区制定相应的风电标杆上网电价。
　　第六阶段，竞争电价与平价电价上网阶段（2019-至今）。国家能源局《关于2019年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》（国能发新能〔2019〕49号）的出台,进一步降低了风电标杆上网电价，确定了平价上网节奏和日程。2019年，国家发改委发布了《国家发改委关于完善风电上网电价政策的通知》（发改价格〔2019〕882号），明确了2019、2020两年陆上风电和海上风电新核准项目的电价政策，将陆上、海上风电标杆上网电价均改为指导价，规定新核准的集中式陆上风电项目及海上风电项目全部通过竞争方式确定上网电价，不得高于项目所在资源区指导价。2021年7月，国家发改委发布了《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》：2021年起，对新核准陆上风电项目（以下简称“新建项目”），中央财政不再补贴，实行平价上网；2021年新建项目上网电价，按当地燃煤发电基准价执行；新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价，以更好体现风电的绿色电力价值；2021年起，新核准（备案）海上风电项目上网电价由当地省级价格主管部门制定，具备条件的可通过竞争性配置方式形成，上网电价高于当地燃煤发电基准价的，基准价以内的部分由电网企业结算。
　　（三）报告期内行业政策环境
　　2025年2月9日，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》（发改价格〔2025〕136号，以下简称“《通知》”）。《通知》提出，按照价格市场形成、责任公平承担、区分存量增量、政策统筹协调的总体思路，深化新能源上网电价市场化改革，推动风电、太阳能发电等新能源上网电量全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成；同步建立支持新能源可持续发展的价格结算机制，区分存量和增量项目分类施策，促进行业高质量发展。《通知》明确，创新建立新能源可持续发展价格结算机制，以2025年6月1日为节点，对存量项目，纳入机制的电量、电价等与现行政策妥善衔接；对增量项目，纳入机制的电量规模由各地按国家要求合理确定，机制电价通过市场化竞价方式确定。通过建立可持续发展价格结算机制，既妥善衔接新老政策，又稳定行业发展预期，有利于促进新能源可持续发展，助力经济社会绿色低碳转型。
　　2025年5月21日，国家发改委、国家能源局联合发布《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源〔2025〕650号）。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，以满足企业绿色用能需求、提升新能源就近就地消纳水平为目标。项目整体新能源年自发自用电量占总可用发电量的比例应不低于60%，占总用电量的比例应不低于30%，并不断提高自发自用比例（2030年前不低于35%）。上网电量占总可用发电量的比例上限由各省级能源主管部门结合实际确定，一般不超过20%。并网型绿电直连项目享有平等的市场地位，按照《电力市场注册基本规则》进行注册，并按照与公共电网的交换功率进行结算。项目负荷不得由电网企业代理购电。项目电源和负荷不是同一投资主体的，也可分别注册，以聚合形式参与电力市场交易。并网型绿电直连项目以项目接入点作为计量、结算参考点，作为整体与公共电网进行电费结算。项目电源和负荷不是同一投资主体的，双方之间交易电量及上网电量应按照绿证和绿色电力交易有关规定执行。
　　2025年6月，国家发改委、工信部、国家能源局联合印发《关于开展零碳园区建设的通知》，加快园区用能结构转型，支持园区与周边非化石能源发电资源匹配对接，科学配置储能等调节性资源，因地制宜发展绿电直连、新能源就近接入增量配电网等绿色电力直接供应模式，鼓励参与绿证绿电交易，探索氢电耦合开发利用模式，实现能源供需的智慧高效对接。
　　（四）公司所处的行业地位
　　截至2025年6月30日，公司实现风电累计装机容量6,215.16MW，权益装机容量5,980.86MW。
　　（五）报告期内公司主营业务情况
　　1.报告期内公司所从事的主要业务及主要产品
　　报告期内，公司的主营业务未发生变化，为风力发电的项目开发、建设及运营。
　　公司主要产品为所发电力，用途为向电网供电，满足经济社会及国民用电需求。
　　2.报告期内公司的经营模式
　　（1）主营业务经营模式
　　公司的主营业务为风力发电的项目开发、建设及运营。公司主营业务流程如下：
　　（2）项目开发模式
　　公司风电场项目开发模式与流程如下：
　　（3）采购模式
　　公司遵循集约化管理、专业化运营原则，在采购管理信息平台统一实施采购，采购方式以招标采购为主，实行集中采购、专业管理、分级负责的管理模式。
　　（4）生产模式
　　公司的主要生产模式是依靠风力发电机组，将风能转化为电能；通过场内集电线路、变电设备，将电能输送到电网上。
　　（5）销售模式
　　①国内销售模式
　　公司依照国家政策和项目核准时的并网承诺，将风电场所发电量并入电网公司指定的并网点，由电网公司指定的计量装置按月确认上网电量，实现电量交割。上网电能的销售电价截至报告期内由两种方式确定：
　　第一种是依据国家定价。即依据风电项目核准时国家能源价格主管部门确定的区域电价或特许权投标电价与电网公司直接结算电费，回笼货币资金。
　　第二种是电力市场化交易。电力市场化是指对电力行业通过市场机制对电力资源进行优化配置，引入竞争，建立竞争、开放、规范、有序的电力市场，利用电价机制达到供需平衡的一种市场状态，从而提高效率、降低电价、促进社会经济发展。电力市场改革全面推进，发电侧可以通过深调改造、配置储能、优化运行等方面的探索创新，提供更多的发电侧灵活性；而负荷侧生产工艺改造与优化运行、综合能源系统发展、分布式与自备电源投资，也将得到激发，负荷集成商与虚拟电厂等新的商业模式也会不断出现，推动负荷侧可调资源与发电侧实现源荷互动。电力现货市场形成价格，中长期交易发现价格，在价格信号的引导下，能源企业将从满足安全运行为核心，转变成以追求利润为核心的经营单位。
　　2025年2月9日，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》（发改价格〔2025〕136号，简称“136号文”），文件主要内容与前期《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号)《能源法》《新型电力系统发展蓝皮书》等政策文件一脉相承，此政策的出台，标志着新能源“固定电价”时代的结束，全面进入电价市场化的发展周期。政策使用了差价合约的机制来衔接原有的保障化收购，用于稳定电价的预期。新能源参与电力市场交易后，在市场外建立差价结算机制，对纳入机制的电量，当市场交易价格低于机制电价时差价补偿，高于机制电价时扣除差价，实行“多退少补”差价结算，机制电价由地方主导制定。
　　②澳洲白石风电场销售模式
　　依照澳大利亚现行规定，风电场所发电量的销售，就内容而言，分为电力销售和可再生能源证书销售两部分；就期限而言，分为按照电力和可再生能源证书的即期价格销售及按照与电力购买方约定的长期合约价格销售两种方式。其中，长期合约价格既可以同时包括电力价格和可再生能源证书价格，也可以仅含其中一项价格。白石公司现采用按照电力和可再生能源证书的即期价格进行结算的销售模式。
　　A.电力销售结算
　　白石风电场位于澳大利亚新南威尔士州，依照澳大利亚国家电力法以及白石公司与新南威尔士州电网公司签订的并网协议，风电场所发电量并入电网公司指定的安装有计量装置的并网点，在国家电力市场对即期电量按照即期电价进行销售并记录，由澳大利亚能源市场运营局按周对销售电量的总金额进行结算。
　　B.可再生能源证书销售结算
　　可再生能源配额制度（以下简称“配额制”）是指一个国家或地区用法律的形式，强制性规定可再生能源发电在总发电量中所占比例（即配额），并要求供电公司或电力零售商对其依法收购，对不能满足配额要求的责任人处以相应惩罚的一种制度，而可再生能源证书是实现配额制的一项政策工具，其与配额制配套运行，购买可再生能源证书成为满足配额制要求的一种方式和证明。
　　2000年12月21日，澳大利亚联邦议会审议通过了《可再生能源（电力）法案》，发布强制性可再生能源目标，对相关电力零售商规定了购买一定比例可再生能源电力的法定义务。根据澳大利亚现行的《可再生能源（电力）法案》，白石公司作为可再生能源发电商，可以根据澳大利亚能源市场运营局提供的月度结算销售电量，按照每生产1兆瓦时电力额外获得1个可再生能源证书，向澳大利亚清洁能源监管局申请可再生能源证书的数额认证，该局对白石公司的申请进行复核及审计后，授予相应数额的可再生能源证书。可再生能源证书销售价格根据市场供需关系决定，白石公司可以在可再生能源证书市场进行销售和结算。

　　二、经营情况的讨论与分析
　　（一）报告期内公司整体经营情况
　　2025年以来，公司坚持“以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入学习贯彻党的二十大和二十届二中、三中全会精神，全面落实中央企业负责人会议和公司“价值创造年”安排部署，紧抓年度经营指标核心，精细筹划、扎实苦干，持续深化改革，加速市场突破，全面构筑风险防控体系”的整体工作思路，牢牢把握高质量发展首要任务，将国企改革深化提升行动与价值创造核心任务有机融合、一体推进，作为贯穿全年工作的战略重心与主要抓手。持续优化资产质量、提升核心能力、积聚发展动能，为高质量完成全年目标奠定了坚实基础。
　　1.聚焦效益提升，经营质效稳中求进，发展根基持续巩固
　　公司上下不惧挑战，凝心聚力、迎难而上，持续推动精益化管理水平，不断降本增效。以发电增量积极对冲外部压力。上半年，公司累计完成上网电量649,698万千瓦时，同比增加5.90%；实现营业收入244,423.40万元，同比减少7.52%；实现利润总额79,703.67万元，同比减少24.49%；实现归属于上市公司股东的净利润为63,058.99万元，同比减少27.86%。
　　2.坚持党建引领，赋能改革深度融合，组织保障全面强化
　　公司党委紧扣“高质量党建引领保障高质量发展”首要任务，高标准推进中央八项规定精神学习教育、集团巡视整改、党建经营“双轮驱动”五年行动计划，协同“价值创造年”部署，抓实党建“十项”重点工作，赋能改革发展。
　　3.深化改革攻坚，治理效能显著提升，改革活力有效释放
　　公司坚持以改革激活力，全面坚决贯彻国家关于新一轮国企改革深化提升行动的决策部署，认真抓好各项重点任务落实落地，改革攻坚取得阶段性成效。上半年，公司全面完成了《公司章程》修订，依法撤销监事会并由董事会审计委员会承接监督职能，推动治理规范向三级企业延伸，规范60余家全资及控股子公司治理结构，撤销其监事会/监事设置并修订章程。并扎实推动市场化选聘和“能进能出”动态用工机制，刚性实施经理层成员任期制和契约化管理，强化薪酬与绩效强挂钩，有效激发了全员市场化意识和创效动力。
　　4.深耕精益管理，价值创造纵深突破，运营效能显著提升
　　公司围绕“价值创造年”核心任务，聚焦精细化运营、技术赋能、战略拓展三大主线，深挖精益管理创效益。一是价值赋能助力效益提升。通过提高电力交易能力、提升设备发电效能、严控营业成本等手段保电量、争电价、抢收益。二是多元化融资取得明显成效。成功发行10亿元科技创新公司债，并持续优化资产负债率、现金流等关键指标，确保了公司运营的安全性和可持续性，为持续价值创造提供了坚实保障。三是全面打造全链条建设成本管控体系，从源头做好设计优化，降低建设投资并提升项目收益指标。四是积极应对电力市场变化，创新交易策略，积极把握绿色能源发展机遇，大力开展绿电、绿证交易。五是通过强化精益化管理持续提升生产运维水平。
　　5.加速战略推动，前瞻布局动能转换，业务突破开新篇
　　公司立足长远发展，坚定不移推进市场开发战略布局，在新市场开拓、新业态培育方面取得实质性进展，为持续价值创造开辟了新路径。上半年，公司累计实现新增备案及取得建设指标项目容量93.375万千瓦（含独立储能），约占公司2025年上半年末公司运营装机容量的15.20%。
　　6.深化数字赋能，驱动系统效能升级，智控能力跃上新台阶
　　公司以集团信息化战略为指引，锚定数字化转型目标，聚焦平台搭建、数据治理、智能赋能三大方向，有序推进各项重点工作，信息化与业务融合取得阶段性显著成果。
　　7.强化风险防控，筑牢安全发展护栏，稳健经营开创新局面
　　一是安全环保隐患排查整治取得实效。坚持源头防治，严把复工复产关，发现并督促整治相关问题隐患。二是审计风控多措并举精准发力。聚焦风险防控，通过开展实施审计项目，发现关键问题并推动整改，多措并举有效提升公司内控水平和风险防控能力。三是“两金”管控成效持续巩固。有效盘活存量资产，防范减值风险。四是依托制度建设筑牢防控基础。全面提升制度管理的规范性与实效性，不断加固公司风险防控的制度根基。
　　（二）影响公司经营的主要因素分析
　　1.弃风限电对公司经营的影响
　　造成“弃风限电”的主要原因：一是电力行业产能过剩。近年来，全国用电需求平均增长放缓，而全国电力装机规模仍在较快增长，电力供给能力增长速度快于电力需求增长速度，风电的整体发电能力受到限制；二是现有电力运行管理机制不适应大规模风电并网的需要。我国大量煤电机组发电计划和开机方式的核定不科学，辅助服务激励政策不到位，省间联络线计划制定和考核机制不合理，跨省区补偿调节能力不能充分发挥，需求侧响应能力受到刚性电价政策的制约，多种因素导致系统消纳风电等新能源的能力未有效挖掘，局部地区风电消纳受限问题突出。
　　根据全国新能源消纳监测预警中心发布的2024年全国新能源并网消纳情况，2024年，全国风电利用率为95.9%，弃风最严重的地区为西藏，2024年风电利用率为83%；其次为河北、青海，2024年风电利用率均低于93%。
　　根据全国新能源消纳监测预警中心发布2025年6月全国新能源并网消纳情况，2025年1-6月全国风电利用率为93.4%，弃风最严重的地区为北京（除西藏外），1-6月风电利用率仅89.3%，其次为河北、新疆、吉林、蒙东、甘肃、蒙西、黑龙江、青海、辽宁，1-6月风电利用率均低于93.4%（含）。
　　2023年至2025年6月30日。
　　2023年至2025年6月，公司因“弃风限电”所损失的潜在发电量分别为120,897万千瓦时、140,970万千瓦时、133,385万千瓦时，分别占当期全部可发电量（即实际发电量与“弃风限电”损失电量之和）的9.00%、10.33%、16.47%。
　　“弃风限电”是影响公司经营业绩最主要的因素之一，近年多集中发生在公司河北、新疆、甘肃、青海和内蒙古地区的风电场，这些地区风能资源丰富，全区域性的风电场建设速度快、规模大，但用电负荷中心又不在这些地区，向国内用电负荷集中区输送电能的输变电通道建设速度及规模跟不上风电等绿色能源的建设速度及规模、全国新增电源装机快速增长，加剧了部分地区新能源消纳压力，导致“弃风限电”现象的产生。但是，这些限电地区由于绿色电力输送通道的加快建设和公司参与电力市场化交易销售电量的提高，积极探索绿电直连、绿电替代、配套储能、独立储能、虚拟电厂等政策及技术，开拓电力辅助服务市场，通过政策突破、技术适配与商业模式创新，将弃风限电“困局”逐渐转化为绿电增值的“新增长极”。
　　2.利率变化对公司经营的影响
　　风力发电是资本密集型行业，财务杠杆比率较高，利息变动对项目利润影响较大。以一个10万千瓦的风电场为例，假定总投资8亿元，银行贷款占总投资额的80%，则贷款市场报价每降低1个百分点，财务费用每年可减少640万元。
　　自2014年以来，5年期以上中长期贷款利率从2014年11月的基准利率6.15%一直降至2025年6月30日的LPR利率3.50%，有利于风电运营商财务成本的降低。
　　（三）公司采取的应对措施
　　1.实施战略布局调整，不断加大限电较少地区的开发力度
　　报告期内，公司在四川、广东、山西、山东、河南、广西等限电较少区域已有运营项目183.916万千瓦，并以此为基础，设立华东区域办事处，加大对我国东部地区新项目及优质项目的挖潜，力争实现东部地区突破，不断获取更大市场份额。
　　2.积极推进海外项目，继续加大海外项目开发
　　公司澳大利亚白石17.5万千瓦项目已全部建成投产运营，拟在白石项目的基础上规划二期项目开发。公司在继续开拓澳大利亚市场的同时，也利用澳洲项目并购及建设运营的经验，加强对欧洲及中东等国家风电市场的跟踪研究及项目前期论证，不断推进海外市场的战略布局，继续扩大公司的海外市场份额。
　　3.采取多种措施，最大化实现经营效益
　　一是全面开展预防性维护。公司对风电场日常运行实施无缝隙监控，及时开展预防性维护，降低设备重大事故风险，减少故障停机时间。
　　二是持续提升风机运行可靠性。公司对部分风电场风机可利用率偏低原因开展分析，针对分析发现的问题进行整改或技改，促进风机运行可靠性和发电效率的提升。
　　三是积极参与电力市场化交易，科学利用辅助交易工具，提高公司参与电力交易的能力水平。
　　四是通过科技创新，做好风电研究院能力建设，聚焦主业做研发，以研发促进风电场运维水平的提升。
　　4.优化融资手段，提高资本运作能力
　　2020年，公司以每股2.49元的价格非公开发行人民币普通股股票（A股）83,111.20万股，募集资金净额205,584.73万元。增加股本83,111.20万元，增加资本公积122,473.53万元。
　　2021年，经中国证券监督管理委员会《关于核准中节能风力发电股份有限公司公开发行可转换公司债券的批复》（证监许可〔2021〕1770号）的核准，公司向社会公开发行3,000,000,000.00元的可转换公司债券，期限6年。本次发行的募集资金公司实际发行可转换公司债券总额为3,000,000,000.00元，发行数量为30,000,000.00张，每张面值100.00元，扣除不含增值税进项税额的发行费用人民币3,485,849.04元后，募集资金净额共计人民币2,996,514,150.96元。经上海证券交易所自律监管决定书〔2021〕309号文同意，公司300,000.00万元可转换公司债券于2021年7月22日起在上海证券交易所挂牌交易，债券简称“节能转债”，债券代码“113051”。
　　2022年，经中国证券监督管理委员会《关于同意中节能风力发电股份有限公司向专业投资者公开发行绿色公司债券注册的批复》（证监许可〔2022〕1970号），同意本公司向专业投资者公开发行面值不超过20亿元（含20亿元）的碳中和绿色公司债券，第一期发行规模不超过5亿元（含5亿元）。2022年9月成功发行碳中和绿色公司债券（第一期）5亿元，票面利率为2.65%。2023年3月，成功发行碳中和绿色科技创新公司债券（第一期）15亿元，票面利率为3.18%。
　　2022年，经中国证券监督管理委员会《关于核准中节能风力发电股份有限公司配股的批复》（证监许可[2022]1821号）核准，公司通过配股发行1,462,523,613股人民币普通股（A股），配股价格为2.28元/股，募集资金总额为人民币3,334,553,837.64元，扣除公司自行支付的中介机构费和其他发行费用人民币8,078,978.26元后，实际募集资金净额为3,326,474,859.38元。本次配股发行的股份于2022年12月13日在上海证券交易所上市流通。
　　2024年，中国证券监督管理委员会《关于同意中节能风力发电股份有限公司向专业投资者公开发行科技创新公司债券注册的批复》（证监许可〔2024〕1481号），同意公司向专业投资者公开发行面值总额不超过20亿元科技创新公司债券。2024年11月科技创新公司债券（支持西部大开发）（第一期）成功发行，发行总额10亿元，用途为偿还银行贷款本金。本次发行债券分为两个品种：发行额5亿元，票面利率2.17%，债券期限2+2年；发行额5亿元，票面利率2.25%，债券期限3+2年；扣除承销费100万元，受托管理费2万元，募集资金净额为9.99亿元。
　　2025年5月13日，公司科技创新公司债券(第一期)成功发行上市，发行总额10亿元，债券期限5年，票面利率2.27%，扣除承销费100万元，募集资金净额为9.99亿元。

　　三、报告期内核心竞争力分析
　　（一）公司专注于风力发电业务，拥有丰富的建设运营维护经验
　　公司自成立以来一直专注于风力发电的项目开发、建设及运营，公司所有的经营性资产和收入都与风力发电相关。同时，公司坚持“有效益的规模和有规模的效益”的市场开发原则，以专业化的经营和管理确保每个项目的盈利能力。
　　公司具有丰富的风电场运营经验，从750kW到6.7MW，从定桨距、双馈、直驱风机再到半直驱风机，从纯进口风机、合资企业风机到全国产风机都有运营维护经验。由于运营时间早，对各种故障处理积累了丰富经验。公司多年来培养和锻炼了一支专业的运行维护技术队伍，通过技术攻关和技术创新，具备了控制系统等核心部件故障的自行解决能力；通过完成核心部件的国产化替代工作，降低了运行维护和备品备件采购成本；通过采用先进的故障监测系统，做到了从被动维修到主动故障监测的转变，降低了停机维修时间。
　　公司投资建设的张北满井风电场一期和新疆托里100MW风电场三期项目分别于2007年、2011年被评为“国家优质投资项目”，河北张北单晶河200MW风电特许权项目、甘肃玉门昌马大坝南、北48MW大型风电机组示范风电场项目及中节能乌鲁木齐托里200MW风电场二期49.5MW项目荣获2014-2015年度“国家优质投资项目”。
　　2025年8月，中国电力企业联合会发布了2024年度全国电力行业风电运行指标对标结果。共有55家发电集团(投资)公司、新能源公司所属的3511家风电场数据有效并参加了2024年度对标。公司共有5家风电场登上2024年度“优胜风电场”名单，其中中节能（靖远）风力发电有限公司沧海风电场荣获全国风电场生产运行统计指标对标5A级“优胜风电场”称号。
　　（二）公司拥有良好的企业品牌形象
　　“中节能风电”在业内具有较高的知名度和良好的品牌形象，公司先后中标并示范建设了国家第一个百万千瓦风电基地启动项目——河北张北单晶河200MW特许权项目；中标并示范建设了国家第一个千万千瓦风电基地启动项目——甘肃昌马200MW特许权项目。
　　2025年1月，中节能（肃北）风力发电有限公司被中共肃北县委、肃北县人民政府授予“2024年度经济发展突出贡献奖”“2024年度诚信守法模范企业”。
　　2025年1月，中节能（山东）风力发电有限公司荣获山东省电力行业协会“2024年度电力行业新能源及可再生能源建设突出单位”荣誉称号。
　　2025年2月，中节能风力发电四川有限公司被四川省剑阁县委、剑阁县人民政府授予“2024年度工业创税增效银牌企业”。
　　2025年2月，中节能（甘肃）风力发电有限公司被甘肃省人民政府评为“央地合作突出贡献企业”。
　　（三）公司拥有较强的可持续发展能力
　　截至2025年6月30日，公司在建项目装机容量合计为55万千瓦，可预见的筹备项目装机容量合计达145万千瓦。并且在加快风电场开发和建设的同时，加大中东部及南方区域市场开发力度，在河北、湖北、广西、河南、四川等已有项目的区域开发后续项目，在湖南、吉林等区域开展风电项目前期踏勘和测风工作，扩大资源储备。
　　同时，公司拥有良好信用记录和银企关系，资金保障能力较强。公司在过去几年积累了良好的信用记录，银企关系稳定，目前公司除了向公开市场定向增发、发行绿色公司债券、发行可转债以外，可以选择的融资渠道和可使用的金融工具也较为丰富，资金来源有保障。
　　（四）公司拥有富有专业经验的管理团队和人才队伍
　　公司的管理层拥有丰富的专业知识，对风电行业，包括行业发展历史、特征以及未来发展趋势具有深刻的理解。公司的高级管理层在电力行业拥有多年的相关经验，并且始终保持稳定和紧密合作的关系。凭借管理层的经验和能力，本公司可以有效地控制成本，提高运营效率和公司盈利能力。公司通过持续的自我挖掘和培养，已经形成了一支具有丰富理论知识和行业实践经验的专业化的管理团队、运营团队及电力交易团队。

　　四、可能面对的风险
　　1.政策和市场风险
　　（1）宏观经济波动风险
　　我国宏观经济的发展具有周期性波动的特征。电力行业作为国民经济重要的基础性行业，与宏观经济发展密切相关。宏观经济的周期性波动将导致电力市场的需求发生变化，进而对公司的业务状况和经营业绩产生一定程度的影响。
　　（2）产业政策调整风险
　　随着电力市场化改革的不断深入，新能源市场交易规模和范围持续扩大，风电平价上网、竞争配置等政策的落地和实施、新能源合理利用小时补贴政策的出台，使新能源企业面临着电价下降、收益下滑的风险。
　　（3）风电项目审批风险
　　风电项目审批主要受地方政策影响因素较多，政策环境的变化会直接影响到审批的风险，审批风险主要包括政策变化、审批流程、环境评估和土地审批、市场竞争、电力消纳等。华东及华南沿海地区因资源丰富和消纳能力强的优势，政策支持力度大，项目审批顺畅，而中西部虽资源丰富但受限于消纳及送出等因素项目经济性评估不稳定，在审批阶段需重新评估项目的可行性，从而影响项目审批进度。公司密切关注国家与地方政策动态，提前规划风电项目布局。2025年风电项目审批需综合考量政策、审批及市场多重风险，通过提前规划和动态管理降低不确定性。尽管国家要求简化审批流程和前置条件，但实际执行中仍存在地方执行滞后或是标准不一的问题，未来风电项目审批标准将更加严格，可能会延长风电项目审批周期，公司未来可能因项目审批流程的拖延而导致失去项目开发的最佳时机，或者因建设期延长而影响公司收益不达预期的可能性。
　　（4）市场竞争风险
　　随着风电行业的迅速发展，市场竞争日趋激烈，在当前顶层政策的推动下为新能源发展腾出更大的发展空间，与此同时，行业“内卷”与市场化竞争加剧，未来公司开发的增量项目由于竞争带来的量价不确定性增加，收益带来的风险也将更多，需要充分考虑电价这一核心要素全面引导公司的开发策略。同时，增强应对市场不确定性以及快速调整、适应市场变化的能力，提前布局，积极打造公司差异化市场竞争力，若公司无法持续提高市场竞争力，未能及时适应市场需求的变化，未来可能面临市场份额被蚕食的风险。
　　（5）风机设备价格变动带来的风险
　　公司的营业成本主要为风电场的固定资产折旧费用，其中，风机设备的采购成本占风电场全部投资的比重最大，约为50%至60%，故风机价格的变动将直接影响公司未来的营业成本。如未来风机价格大幅度上升，则公司新建项目的投资成本将增加，对公司未来的经营业绩可能造成重大不利影响。
　　2.自然条件风险
　　（1）气候条件变化所导致的风险
　　风力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都可能对公司的电力生产、收入及经营业绩带来不利影响。虽然在投资开发风电项目前，公司会对每个风电项目场址的风资源情况进行实地测量评估，包括测量风速、风向、气温、气压等，并编制可行性研究报告，但是实际运行中的风力资源仍然会因当地气候变化而发生波动，造成每一年的风资源水平与预测水平产生一定差距，影响公司风电场发电量，进而使公司的盈利能力产生波动。
　　（2）重大自然灾害所导致的风险
　　目前公司大多数风电场位于中国北部及西北部地区，包括新疆、甘肃及河北等地区。当地气候条件恶劣，可能因超过预计的严寒、瞬间狂风等气候条件引发的自然灾害对公司的风电场造成影响，包括对风机设备、风场运营设施的破坏以及输电线路的损坏等。在这种情况下，风电场的生产水平可能会大幅降低甚至暂停运作，风电场的发电能力受到严重影响，从而对公司的发电量和营业收入造成不利影响。
　　3.经营风险和管理风险
　　（1）客户相对集中的风险
　　风电项目需要获取项目所在地区电网公司的许可将风电场连接至当地电网，并通过与地方电网公司签署《购售电协议》进行电力销售，而不能把电力直接出售给用电的终端用户，因此地方电网公司是公司的购电客户。近年来，公司排名前几位的客户均为各地电网公司，尽管上述客户信誉良好，但若未来电网公司不能按照所签署的《购售电协议》条款及条件履行其合同责任，对公司向其销售的电力及时全额付款，将导致公司的应收账款发生损失，对公司的经营业绩造成不利影响。
　　（2）风机质量问题而导致的风险
　　风机设备的质量对风电项目发电量的持续性和稳定性至关重要，尤其对于部分新型风机，因设备质量问题所导致的风机运行不良将对风电场的发电业务造成影响。公司在风机设备采购时会与风机设备供应商签订质量保证协议，质保期通常为自风机进行连续试运行完成后起二年至五年。如果风机在运行质保期内出现质量问题，风机供应商应按照约定支付一定比例的赔偿金额，赔偿金额为双方事先根据具体的质量问题所设定的风机总采购额的一定比例，超过赔偿上限的损失将由公司承担。如风机在质保期以外出现质量问题，发生的损失由公司承担。因此，由风机设备质量问题导致的风机不能运行或运行不良将对公司风电场的经营产生不利影响。且技术快速迭代，现有设备可能面临淘汰的风险。
　　（3）风电场区域集中的风险
　　公司风电场主要集中在河北、甘肃和新疆地区。公司所发电量主要供应华北电网、西北电网和新疆电网。公司的风电项目目前主要集中在上述三个地区，如果上述三个地区风资源条件发生变化，将可能导致公司风机利用小时数波动，会直接影响公司利润水平。另外，上述三个地区的电网送出能力、电价政策变化和电网公司的政策执行情况等因素也会影响公司盈利能力。
　　（4）项目并网风险
　　建设风电项目必须取得项目所属地电网公司同意并网的许可，如果未来公司新开发风电项目不能及时获得相关电网公司的并网许可，项目的建设将会被延误，会出现无法发电并售电的情况，进而影响风电项目的收入。
　　（5）电力消纳风险
　　风力发电受到风力间歇性和波动性的影响，该影响具有一定程度的随机性，当电网的调峰能力不足，或当地用电需求减少，电网消纳能力有限时，电网为保持电力系统的稳定运行，会降低风力发电企业的发电能力，使得部分风能资源没有得到充分利用，该情况称为“弃风”；由于电能不易储存，已投产发电项目需执行电网统一调度，按照电网调度指令调整发电量是各类发电企业并网运行的前提条件。当用电需求小于发电供应能力时，发电企业需要服从调度要求，使得发电量低于发电设备额定能力的情况称为“限电”。
　　“弃风限电”问题一直是国家层面的重点关注问题，近年来先后颁布《解决弃水弃风弃光问题实施方案》《清洁能源消纳行动计划2018—2020》等一系列相关政策。尽管近年来我国“弃风限电”现象逐步好转，但能否实现全额并网发电仍取决于当地电网是否拥有足够输送容量、当地电力消纳能力等多种因素，如未来政策或经济环境出现变化，“弃风限电”问题出现反复，将可能对公司经营业绩产生不利影响。
　　（6）项目建设风险
　　风电场的建造涉及许多风险，其中包括复杂的地质情况、恶劣的天气情况、设备、物料和劳工短缺、原材料等价格波动、当地居民干扰、不可预见的延期和其他如政策或电网接入等问题，上述任何事项都可能导致项目建设的延期或成本超支。公司通常聘用各类专业承包商建造风电场各分部分项工程，如各承包商未能根据规划完工或者项目建设出现质量问题，将会对公司的整体发电效率和经营成本造成影响。
　　（7）风电场及周边环境变化导致的风险
　　公司风电场项目的经营情况依赖于项目所在地的风速及其他气候条件。风电场项目附近的城市扩容、防护林建设及新建其他风电场等因素均会影响项目所在地风速及气候条件，进而影响风资源状况。尽管公司已为项目选址进行审慎的调查，但如果项目邻近的土地被其他方开发，则可能对公司的风电场项目产生负面影响，从而对公司的经营业绩造成不利影响。
　　（8）核心管理团队变动和人才流失的风险
　　风电行业作为国家政策大力鼓励的战略性新兴产业，对于具备风力发电相关知识和技能的高级人才依赖度较高，公司的高级管理人员对公司近年来的高速发展做出了不可或缺的贡献。由于可再生能源行业尤其是风电行业的快速发展，各风力发电公司对于国内具有相关专业知识和技能的优秀人才的竞争逐渐激烈，尤其对于具备风电行业长期工作经验的管理型人才需求量巨大。若未来公司核心管理团队发生较大变动或专业人才流失，将对公司未来的运营管理和经营扩张带来不利影响。
　　（9）上网电价市场化改革风险
　　2025年2月9日，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》（发改价格〔2025〕136号），文件首次明确新能源全电量无差别参与电力市场交易，建立可持续发展价格机制合理保障新能源收益。意味着我国新能源项目的全部上网电量都要逐步参与电力市场交易，上网电价由市场交易形成，新能源从此正式告别政府定价，需要通过提升自身交易水平、技术降本等方式优化运营。
　　4.财务风险
　　（1）利率风险
　　2023年、2024年和2025年6月30日，公司利息支出分别为84,334.39万元、73,347.85万元及34,532.40万元（包括已资本化利息支出）。截至2025年6月30日，公司借款余额总计1,651,884.15万元。截至2023年12月31日、2024年12月31日和2025年6月30日，在其他因素不变的情况下，假设贷款利率上升100个基点将会导致公司的净利润分别减少15,364.01万元、14,386.31万元和7,022.86万元。如果未来利率水平大幅上升，将对公司经营业绩造成不利影响。
　　（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。2023年度、2024年度和2025年1-6月，公司享受的所得税优惠金额25,753.90万元、21,068.77万元和8,306.89万元，分别占当期利润总额14.21%、13.05%和10.42%。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）可再生能源电价补贴滞后风险
　　公司含补贴的风力发电项目的上网电价包括脱硫燃煤机组标杆上网电价和可再生能源电价补贴两部分，即发电项目实现并网发电后，脱硫燃煤机组标杆上网电价部分由电网公司直接支付，可再生能源电价补贴部分则需要上报国家财政部，由国家财政部根据国家能源局发布的补贴企业目录，从可再生能源基金中拨付。
　　近年来，国内新能源发电项目发展迅速，因可再生能源的补贴来自可再生能源基金，而该基金的资金来源则是工商业用户支付的每度电里包含的可再生能源附加费。鉴于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极低。但含补贴项目从投产至进入补贴企业名录间隔时间较长，从而导致国家财政部发放可再生能源电价补贴时间有所滞后。若该等应收补贴款收回时间较长，将对企业现金流造成不利影响，进而对实际的投资效益产生不利影响。 收起▲

　　一、经营情况讨论与分析　　（一）2024年公司整体经营情况　　2024年，公司坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻党的二十大和二十届二中、三中全会精神，扎实落实中央企业负责人会议和中国节能年度工作会议各项安排部署，持续巩固拓展“能力提升年”成果，以“保业绩为目标、冲市场为核心、提质效为重点、防风险为保障”，不断通过深化改革和技术创新赋能企业核心业务，在股东会的大力支持和董事会的正确领导下，全体员工齐心协力、奋力拼搏、开拓进取，取得了良好成效。2024年，公司获评上交所2023-2024年度上市公司信息披露工作评价A级，中国上市公司协会“2024上市公司董办最佳实践案例”“... 查看全部▼

　　一、经营情况讨论与分析
　　（一）2024年公司整体经营情况
　　2024年，公司坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻党的二十大和二十届二中、三中全会精神，扎实落实中央企业负责人会议和中国节能年度工作会议各项安排部署，持续巩固拓展“能力提升年”成果，以“保业绩为目标、冲市场为核心、提质效为重点、防风险为保障”，不断通过深化改革和技术创新赋能企业核心业务，在股东会的大力支持和董事会的正确领导下，全体员工齐心协力、奋力拼搏、开拓进取，取得了良好成效。2024年，公司获评上交所2023-2024年度上市公司信息披露工作评价A级，中国上市公司协会“2024上市公司董办最佳实践案例”“上市公司2023年报业绩说明会优秀实践”“2024年上市公司可持续发展优秀实践案例”等荣誉。
　　1、精益求精、挖潜增效，努力推动主要经营指标落实落地
　　2024年，公司全体干部职工表现出了坚韧的品格和精益求精的作风，主动应对挑战，纷纷立足本职工作，精耕细作、挖潜增效，努力推动主要经营指标落实落地，基本实现了预期目标。2024年，公司累计实现上网电量117.55亿千瓦时，同比增加0.20%；实现营业收入50.27亿元，同比减少1.74%；实现利润总额16.14亿元，同比减少10.98%；实现归属于上市公司股东净利润13.30亿元，同比减少12.02%。
　　2、多措并举、全面开花，市场开发工作取得历史性突破
　　2024年，公司聚焦高质量发展短板，把项目开发工作列为当年度核心工作来抓，一边通过不断开拓创新打破当前的思维和手段瓶颈，一边通过持续调整的策略重新打造并建立更加有效的市场开发体系和格局，把公司市场开发能力水平推向了一个新的更高的台阶，市场开发局面焕然一新，并取得了丰硕成果。全年，公司累计实现新增备案项目201.325万千瓦(含独立储能)，创造了年度备案历史新高，累计新增签约项目36个、容量839万千瓦。截至2024年底，公司累计投产、在建和备案项目总容量首次突破800万千瓦，为稳步推进“十四五”规划目标完成及实现“十五五”良好开局奠定坚实基础。
　　3、先破后立、破立并举，以深化改革激发企业高质量发展内生动力
　　2024年，公司以推动国企改革深化提升行动任务清单中的重点任务落实落地为抓手，以公司发电装机规模与产业布局“双提升”为目标，结合自身经营管理实际，开展了一系列深化改革行动，包括动态优化董事会议事清单，持续增强外部董事履职保障，着力完善董事会制度体系，持续深化董事会建设；以及实施组织机构优化调整、考核激励机制优化调整、干部选拔机制优化调整以及优秀骨干人才选拔培养机制优化调整等等，进一步激发内生动力，引导广大干部职工为实现公司高质量发展而共同努力。
　　4、抓住牛鼻子、管好钱袋子，以严谨规范的作风推进提质增效工作良好成效
　　2024年，公司不断巩固拓展“能力提升年”成果，夯实经营管理基础，持续增强核心竞争力，取得突出成效。一是抓住牛鼻子，持续打造高水平电力交易工作格局和人才团队。2024年，公司各区域公司全面开展市场营销，培养优秀交易人才，充分利用市场化竞争机会，实现了整体交易电价的提升。全年公司通过优化电力交易机制，提升电力交易水平等手段累计提升收入近5亿元（含税）。公司全年累计完成绿电交易约10.5亿千瓦时，占总上网电量的8.93%，售电增收总计5,181万元（含税），与标杆电价相比，绿电交易平均度电增收0.05元/千瓦时；累计销售绿证约202万张（包含国际绿证51万张），绿证交易平均度电增收0.003元/千瓦时。二是管好钱袋子，资金管理能力不断提升，降本增效成果显著。2024年通过降低存量贷款利率、提前还贷及置换高成本贷款等措施，节约财务费用1.2亿元，降本增效效果显著。此外，公司于2024年完成20亿元科创债券注册，同时在同年11月成功发行10亿元，债项贴标“支持西部大开发”为全市场首单发行，具有标杆创新意义。
　　5、调整资源配置、明确研发定位，增强科技创新服务核心业务支持能力
　　2024年，公司进一步明确研发定位，强化科研成果与核心业务的高度融合。调整资源配置，围绕风电主业持续聚焦研发方向，不断充实科技成果转化力量，形成了数字化智能化建设和生产技术服务等两条发展路径。年内，组建交付中心，强化创新需求对接，以问题为导向，促进科技成果与实际需求同频共振，累计签署科技创新成果转化应用合同8个。
　　6、严守底线、绝不松懈，全力提升本质安全、本质环保和风险防控水平
　　2024年，公司积极主动化解重大风险，全面强化风险防控工作，及时开展风险识别与排除，强化安全环保管理，公司风险防控水平得到持续提升。一是聚焦风险揭示和防范，以审计促风险防控水平提升。二是以巡促提，充分发挥巡视巡察作用。三是聚焦依法治企，全面提升法律合规风险防控能力。四是以本质安全为目标，全面提升公司安全环保管理水平。
　　7、一以贯之、创先争优，持续提升党的建设能力和水平
　　公司围绕一个任务、突出两个聚焦、巩固拓展两个成果、实施两项行动，聚焦年度党建“十一项”重点工作，坚持问题导向和目标导向，营造“大抓基层”的鲜明导向和浓厚氛围，积极落地基层党建提质增效“七抓”工程，深入实施党建赋能中心工作专项行动，基层党建质效取得了新突破，强党建能力得到了新提升，高质量党建助推高质量发展取得新成效，实现了党建经营融合联动、双促双升的良好局面，为完成“十四五”规划目标的关键之年、突破之年提供坚强政治保证和组织保证。
　　
　　（二）影响公司经营的主要因素分析
　　1.弃风限电对公司经营的影响
　　造成“弃风限电”的主要原因：一是电力行业产能过剩。近年来，全国用电需求平均增长放缓，而全国电力装机规模仍在较快增长，电力供给能力增长速度快于电力需求增长速度，风电的整体发电能力受到限制；二是现有电力运行管理机制不适应大规模风电并网的需要。我国大量煤电机组发电计划和开机方式的核定不科学，辅助服务激励政策不到位，省间联络线计划制定和考核机制不合理，跨省区补偿调节能力不能充分发挥，需求侧响应能力受到刚性电价政策的制约，多种因素导致系统消纳风电等新能源的能力未有效挖掘，局部地区风电消纳受限问题突出。
　　根据全国新能源消纳监测预警中心发布的2024年全国新能源并网消纳情况，2024年，全国风电利用率为95.9%，弃风最严重的地区为西藏，2024年风电利用率为83%；其次为河北、青海，2024年风电利用率均低于93%。
　　2022年至2024年，公司因“弃风限电”所损失的潜在发电量分别为107,480万千瓦时、120,897万千瓦时、140,970万千瓦时，分别占当期全部可发电量（即实际发电量与“弃风限电”损失电量之和）的8.26%、9.00%、10.33%。
　　“弃风限电”是影响公司经营业绩最主要的因素之一，近年多集中发生在公司河北、新疆、甘肃、青海和内蒙古地区的风电场，这些地区风能资源丰富，全区域性的风电场建设速度快、规模大，但用电负荷中心又不在这些地区，向国内用电负荷集中区输送电能的输变电通道建设速度及规模跟不上风电等绿色能源的建设速度及规模、全国新增电源装机快速增长，部分地区新能源消纳压力凸显，导致“弃风限电”现象的产生。但是，这些限电地区由于绿色电力输送通道的加快建设和公司参与电力市场化交易销售电量的提高，会逐步改善“弃风限电”较为严重的局面。
　　2.利率变化对公司经营的影响
　　风力发电是资本密集型行业，财务杠杆比率较高，利息变动对项目利润影响较大。以一个10万千瓦的风电场为例，假定总投资8亿元，银行贷款占总投资额的80%，则贷款市场报价每降低1个百分点，财务费用每年可减少640万元。
　　自2014年以来，5年期以上中长期贷款利率从2014年11月的基准利率6.15%一直降至2024年末的LPR利率3.6%，有利于风电运营商财务成本的降低。
　　（三）公司采取的应对措施
　　1.实施战略布局调整，不断加大限电较少地区的开发力度
　　报告期内，公司在山西、山东、陕西、四川、广东等限电较少区域已有运营项目102.12万千瓦，并以此为基础对我国中东部和南部地区继续挖掘新的后续项目，争取获得更大市场份额。
　　2.积极推进海外项目，继续加大海外项目开发
　　公司澳大利亚白石17.5万千瓦项目已全部建成投产运营，现拟规划二期项目开发建设。公司在继续开拓澳大利亚市场的同时，也利用澳洲项目并购及建设运营的经验，加强对欧洲及中东等国家风电市场的跟踪研究及项目前期论证，不断推进海外市场的战略布局，继续扩大公司的海外市场份额。
　　3.采取多种措施，最大化实现经营效益
　　一是全面开展预防性维护。公司对风电场日常运行实施无缝隙监控，及时开展预防性维护，降低设备重大事故风险，减少故障停机时间。
　　二是持续提升风机运行可靠性。公司对部分风电场风机可利用率偏低原因开展分析，针对分析发现的问题进行整改或技改，促进风机运行可靠性和发电效率的提升。
　　三是积极参与电力市场化交易，科学利用辅助交易工具，提高公司参与电力交易的能力水平。
　　四是通过科技创新，做好风电研究院能力建设，聚焦主业做研发，以研发促进风电场运维水平的提升。
　　4.优化融资手段，提高资本运作能力
　　2020年，公司以每股2.49元的价格非公开发行人民币普通股股票（A股）83,111.20万股，募集资金净额205,584.73万元。增加股本83,111.20万元，增加资本公积122,473.53万元。
　　2021年，经中国证券监督管理委员会《关于核准中节能风力发电股份有限公司公开发行可转换公司债券的批复》（证监许可〔2021〕1770号）的核准，公司向社会公开发行3,000,000,000.00元的可转换公司债券，期限6年。本次发行的募集资金公司实际发行可转换公司债券总额为3,000,000,000.00元，发行数量为30,000,000.00张，每张面值100.00元，扣除不含增值税进项税额的发行费用人民币3,485,849.04元后，募集资金净额共计人民币2,996,514,150.96元。
　　经上海证券交易所自律监管决定书〔2021〕309号文同意，公司300,000.00万元可转换公司债券于2021年7月22日起在上海证券交易所挂牌交易，债券简称“节能转债”，债券代码“113051”。
　　2022年，经中国证券监督管理委员会《关于同意中节能风力发电股份有限公司向专业投资者公开发行绿色公司债券注册的批复》（证监许可〔2022〕1970号），同意本公司向专业投资者公开发行面值不超过20亿元（含20亿元）的碳中和绿色公司债券，第一期发行规模不超过5亿元（含5亿元）。2022年9月成功发行碳中和绿色公司债券（第一期）5亿元，票面利率为2.65%。2023年3月，成功发行碳中和绿色科技创新公司债券（第一期）15亿元，票面利率为3.18%。
　　2022年，经中国证券监督管理委员会《关于核准中节能风力发电股份有限公司配股的批复》（证监许可[2022]1821号）核准，公司通过配股发行1,462,523,613股人民币普通股（A股），配股价格为2.28元/股，募集资金总额为人民币3,334,553,837.64元，扣除公司自行支付的中介机构费和其他发行费用人民币8,078,978.26元后，实际募集资金净额为3,326,474,859.38元。本次配股发行的股份于2022年12月13日在上海证券交易所上市流通。
　　2024年，中国证券监督管理委员会《关于同意中节能风力发电股份有限公司向专业投资者公开发行科技创新公司债券注册的批复》（证监许可〔2024〕1481号），同意公司向专业投资者公开发行面值总额不超过20亿元科技创新公司债券。2024年11月科技创新公司债券（支持西部大开发）（第一期）成功发行，发行总额10亿元，用途为偿还银行贷款本金。本次发行债券分为两个品种：发行额5亿元，票面利率2.17%，债券期限2+2年；发行额5亿元，票面利率2.25%，债券期限3+2年；扣除承销费100万元，受托管理费2万元，募集资金净额为9.99亿元。
　　
　　二、报告期内公司所处行业情况
　　（一）全球风电行业发展情况
　　1．全球风能增长的态势
　　全球风电行业近年来发展迅速，尽管宏观经济环境动荡，但风电行业正在进入一个加速增长的新时代。风电作为清洁的可再生能源，受到各国政府重视，在迪拜举行的第二十八届联合国气候变化大会（COP28）上，近200个政府同意了到2030年将全球可再生能源产能再增加两倍的历史性目标。根据《全球风能报告2024》中的统计数据，2023年全球累计风电装机容量突破了第一个TW里程碑，截至2023年12月31日，总装机容量达到1021GW，同比增长13%。2023年，全球新增风电装机容量达到创纪录的117GW，较2022年同比增长50%，是有史以来最好的一年，也是有记录以来陆上风电装机容量最高的一年，单年装机首次超过100GW，达到106GW，同比增长54%。中国和美国仍然是全球最大的两个陆上风电新增市场，其次是巴西、德国和印度，这5大市场新增装机容量占全球新增装机容量的82%，比2022年高9%。尽管如此，风电行业仍须将其年新增装机从2023年的117GW提高到2030年的至少320GW，才能实现COP28和温升1.5摄氏度的目标。《全球风能报告2024》为如何实现这一目标提供了路线图。GWEC呼吁政策制定者、投资者和社区在投资、供应链、系统基础设施和公众共识等关键领域共同努力，为风能增长创造条件，直到2030年及以后。
　　2．海上风电有望实现真正的全球增长
　　全球风能理事会(GWEC)发布的《2024全球海上风电报告》中指出，在2023年实现历史第二高的年度装机容量以及关键政策突破之后，海上风电有望实现真正的全球增长，并为该行业在未来十年的加速扩张奠定了基础。2023年，尽管在一些关键市场面临宏观经济挑战，但风电行业仍然实现新增海上风电装机10.8GW，全球累计海上风电装机容量达到75.2GW。2023年新增装机容量比上一年增长了24%，如果目前的政策趋势得以保持，全球风能理事会预计这一增长速度将持续到2030年。GWEC预测，未来十年（2024-2033年）全球将新增410GW的海上风电装机容量，使海上风电部署符合全球海上风电联盟设定的2030年380GW的目标。这种快速发展必须建立在行业和政府之间更加密切的合作以及构建简洁高效的政策和监管框架的基础上。
　　3．中国保持在风能发展领域的全球领先地位
　　2023年，中国风电新增装机容量达75GW，创下新纪录，占全球新增装机容量的近65%，中国的增长支撑了亚太地区创纪录的一年，同比增长106%。截至2023年底，中国累计风电装机容量达到440GW，占全球风电装机总量的43%。同时，中国连续第六年成为全球海上风电装机增速最快的国家，在实现海上风电平价的同时，拉动全球海上风电市场高速增长。2023年，中国新增海上风电装机容量达到6.3GW，占全球海上风电新增装机容量的58%。
　　4．全球风电行业的市场前景
　　根据全球风能理事会（GWEC）发布的《全球风能报告2024》预测，未来五年（2024-2028年），陆上风电的复合年增长率（CAGR）将保持6.6%，预计累计新增装机容量为653GW，预计年平均新增装机容量为130GW，中国、欧洲和美国的增长仍将是全球陆上风电发展的支柱，预计将占未来新增容量的80%以上。海上风电的复合年均增长率（CAGR）将保持28%，预计累计新增装机容量为138GW，预计年平均新增装机容量为27.6GW，2024-2025年，中国和欧洲将继续占主导地位，从2026年起，美国和亚太新兴市场份额逐步增加。GWEC认为，增长势头在2028年后将继续保持，与2023年《全球风能报告》中发布的2030年全球展望相比，对2024-2030年间累计风电装机容量的预测增加了107GW（同比增长10%），主要受中国和欧洲的发展预期提高的影响。根据预测，全球很有可能提前一年于2029年年底实现第二个TW的里程碑，但是实现《巴黎协定》目标仍存在一系列的挑战。
　　（二）我国风电行业发展情况
　　1．我国风能资源评估情况
　　《2024年中国风能太阳能资源年景公报》显示，2024年全国风能资源为正常年景，与近10年（2014-2023年）相比，10米高度年平均风速偏大0.27%，地区差异性较大。70米高度年平均风速约5.4米/秒，黑龙江西部和东部、吉林西部、辽宁中西部、内蒙古中东部、河北北部、山西北部、新疆东部和北部的部分地区、青藏高原和云贵高原的山脊地区等地风能资源较好，70米高度风功率密度超过300瓦/平方米，有利于风力发电。100米高度年平均风速约为5.8米/秒，内蒙古、辽宁、吉林等3个省（自治区）年平均风功率密度超过300瓦/平方米。
　　从空间分布看，2024年内蒙古中部及东部、新疆东部和北部的部分地区、甘肃西部、青藏高原大部等地风能资源较好，70米高度平均风速达到7.0米/秒，有利于风力发电。2024年，各省（区、市）70米高度年平均风速在3.9米/秒至6.4米/秒之间，其中，内蒙古、辽宁年平均风速超过6.0米/秒。
　　2．我国风电行业定价机制
　　至今，我国风电上网电价已经历了六个阶段：第一阶段，完全上网竞争阶段（20世纪90年代初-1998年）。这一阶段处于风电发展的初期，上网电价很低，其水平基本是参照当地燃煤电厂上网电价，每千瓦时的上网价格水平不足0.3元。
　　第二阶段，审批电价阶段（1998-2003年）。上网电价由各地价格主管部门批准，报中央政府备案，这一阶段的风电价格高低不一。
　　第三阶段，招标和审批电价并存阶段（2003-2005年）。这是风电电价的“双轨制”阶段。由于这一阶段开启了风电项目特许权招标，出现了招标电价和审批电价并存的局面，即国家从2003年开始组织大型风电场采用招标的方式确定电价，而在省、市、区级项目审批范围内的项目，仍采用审批电价的方式。
　　第四阶段，招标与核准方式阶段（2006-2009年）。根据国家有关政策规定风电电价通过招标方式产生，电价标准根据招标电价的结果来确定。
　　第五阶段，固定标杆电价方式阶段（2009-2020年）。随着《国家发改委关于完善风力发电上网电价政策的通知》（发改价格〔2009〕1906号）的出台，风电电价按照全国四类风能资源区制定相应的风电标杆上网电价。
　　第六阶段，竞争电价与平价电价上网阶段（2019-至今）。国家能源局《关于2019年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》（国能发新能〔2019〕49号）的出台，进一步降低了风电标杆上网电价，确定了平价上网节奏和日程。2019年，国家发改委发布了《国家发改委关于完善风电上网电价政策的通知》（发改价格〔2019〕882号），明确了2019、2020两年陆上风电和海上风电新核准项目的电价政策，将陆上、海上风电标杆上网电价均改为指导价，规定新核准的集中式陆上风电项目及海上风电项目全部通过竞争方式确定上网电价，不得高于项目所在资源区指导价。2021年7月，国家发改委发布了《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》：2021年起，对新核准陆上风电项目（以下简称“新建项目”），中央财政不再补贴，实行平价上网；2021年新建项目上网电价，按当地燃煤发电基准价执行；新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价，以更好体现风电的绿色电力价值；2021年起，新核准（备案）海上风电项目上网电价由当地省级价格主管部门制定，具备条件的可通过竞争性配置方式形成，上网电价高于当地燃煤发电基准价的，基准价以内的部分由电网企业结算。
　　2022年，国家发改委发布的《关于2022年新建风电、光伏发电项目延续平价上网政策的函》通知中提出，2021年，我国新建风电、光伏发电项目全面实现平价上网，行业保持较快发展态势。为促进风电、光伏发电产业持续健康发展，2022年，对新建项目延续平价上网政策，上网电价按当地燃煤发电基准价执行。新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价，以充分体现新能源的绿色电力价值。鼓励各地出台针对性扶持政策，支持风电、光伏发电产业高质量发展。
　　2024年，国家发改委公布《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》，文件明确，可再生能源发电项目的上网电量包括保障性收购电量和市场交易电量。保障性收购电量是指按照国家可再生能源消纳保障机制、比重目标等相关规定，应由电力市场相关成员承担收购义务的电量。市场交易电量是指通过市场化方式形成价格的电量，由售电企业和电力用户等电力市场相关成员共同承担收购责任。
　　2025年2月9日，国家发改委、国家能源局联合发布的《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号）。新能源参与电力市场交易后，在市场外建立差价结算的机制，纳入机制的新能源电价水平、电量规模、执行期限等由省级价格主管部门会同省级能源主管部门、电力运行主管部门等明确。推动新能源项目上网电量全部进入电力市场，上网电价通过市场化交易形成，同时以2025年6月1日为节点，区分存量和增量项目分类施策。
　　3．2024年我国风电行业运行情况
　　根据中国电力企业联合会《2024-2025年度全国电力供需形势分析预测报告》及国家能源局发布数据，2024年，全国电力供应安全稳定，电力消费平稳较快增长，电力供需总体平衡，电力绿色低碳转型持续推进。2024年，全国全社会用电量9.85万亿千瓦时，同比增长6.8%，增速比上年提高0.1个百分点。2024年，包括第一、二、三产在内的全国全行业用电量比2020年增长了29.5%，“十四五”以来年均增长6.7%。国民经济运行总体稳定以及电气化水平提升，拉动近年来全行业用电量保持平稳较快增长。
　　电力生产供应方面，截至2024年底，全国全口径发电装机容量33.5亿千瓦，同比增长14.6%。风电、太阳能发电以及生物质发电在内的新能源发电装机达到14.5亿千瓦，首次超过火电装机规模。风电和太阳能发电累计装机达到14.1亿千瓦，提前6年完成我国在气候雄心峰会上承诺的“到2030年中国风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上”目标。其中，陆上风电4.8亿千瓦、海上风电4,127万千瓦，风电装机容量共5.2亿千瓦，同比增长18.0%；并网太阳能发电装机容量8.9亿千瓦，同比增长45.2%。
　　2024年，全国新增发电装机容量4.3亿千瓦，再创历史新高，同比多投产6,255万千瓦；国家大力推进荒漠化防治与风电光伏一体化工程建设，加快建设大型风电光伏基地，实施“千乡万村驭风行动”，风电和太阳能发电全年合计新增装机3.6亿千瓦，占新增发电装机总容量的比重达到82.6%。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%。
　　2024年，全国规模以上电厂风电、太阳能发电量同比分别增长11.1%和28.2%。受资源等因素影响，2024年水电和风电月度间增速波动较大，煤电充分发挥了基础保障性和系统调节性作用。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%。
　　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%。2024年，全国6,000千瓦及以上电厂发电设备利用小时3,442小时，同比降低157小时。并网风电2,127小时，同比降低107小时。并网太阳能发电1,211小时，同比降低81小时。风电和太阳能发电设备利用小时同比下降，一方面是资源方面原因，2024年全国平均风速、全国水平面辐照量均同比下降；另一方面是部分地区风电和太阳能发电利用率同比下降。
　　（三）公司所处的行业地位
　　截至2024年12月31日，公司实现风电累计装机容量6,177.66MW，权益装机容量5,943.36MW。
　　
　　三、报告期内公司从事的业务情况
　　（一）报告期内公司所从事的主要业务及主要产品
　　报告期内，公司的主营业务未发生变化，为风力发电的项目开发、建设及运营。
　　公司主要产品为所发电力，用途为向电网供电，满足经济社会及国民用电需求。
　　（二）报告期内公司的经营模式
　　1．主营业务经营模式
　　公司的主营业务为风力发电的项目开发、建设及运营。公司主营业务流程如下：
　　2．项目开发模式
　　公司风电场项目开发模式与流程如下：
　　3．采购模式
　　公司遵循集约化管理、专业化运营原则，在采购管理信息平台统一实施采购，采购方式以招标采购为主，实行集中采购、专业管理、分级负责的管理模式。
　　4．生产模式
　　公司的主要生产模式是依靠风力发电机组，将风能转化为电能；通过场内集电线路、变电设备，将电能输送到电网上。公司风电场生产运营模式：
　　5．销售模式
　　（1）国内销售模式
　　公司依照国家政策和项目核准时的并网承诺，将风电场所发电量并入电网公司指定的并网点，由电网公司指定的计量装置按月确认上网电量，实现电量交割。上网电能的销售电价截至报告期内由两种方式确定：第一种是依据国家定价。即依据风电项目核准时国家能源价格主管部门确定的区域电价或特许权投标电价与电网公司直接结算电费，回笼货币资金。
　　第二种是电力市场化交易。电力市场化是指对电力行业通过市场机制对电力资源进行优化配置，引入竞争，建立竞争、开放、规范、有序的电力市场，利用电价机制达到供需平衡的一种市场状态，从而提高效率、降低电价、促进社会经济发展。电力市场改革全面推进，发电侧可以通过深调改造、配置储能、优化运行等方面的探索创新，提供更多的发电侧灵活性；而负荷侧生产工艺改造与优化运行、综合能源系统发展、分布式与自备电源投资，也将得到激发，负荷集成商与虚拟电厂等新的商业模式也会不断出现，推动负荷侧可调资源与发电侧实现源荷互动。电力现货市场形成价格，中长期交易发现价格，在价格信号的引导下，能源企业将从满足安全运行为核心，转变成以追求利润为核心的经营单位。
　　2025年2月9日，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》，文件主要内容与前期《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》(118号文)《能源法》《新型电力系统发展蓝皮书》等政策文件一脉相承，此政策的出台，标志着新能源“固定电价”时代的结束，全面进入电价市场化的发展周期。政策使用了差价合约的机制来衔接原有的保障化收购，用于稳定电价的预期。新能源参与电力市场交易后，在市场外建立差价结算机制，对纳入机制的电量，当市场交易价格低于机制电价时差价补偿，高于机制电价时扣除差价，实行“多退少补”差价结算，机制电价由地方主导制定。
　　（2）澳洲白石风电场销售模式
　　依照澳大利亚现行规定，风电场所发电量的销售，就内容而言，分为电力销售和可再生能源证书销售两部分；就期限而言，分为按照电力和可再生能源证书的即期价格销售及按照与电力购买方约定的长期合约价格销售两种方式。其中，长期合约价格既可以同时包括电力价格和可再生能源证书价格，也可以仅含其中一项价格。白石公司现采用按照电力和可再生能源证书的即期价格进行结算的销售模式。
　　A.电力销售结算白石风电场位于澳大利亚新南威尔士州，依照澳大利亚国家电力法以及白石公司与新南威尔士州电网公司签订的并网协议，风电场所发电量并入电网公司指定的安装有计量装置的并网点，在国家电力市场对即期电量按照即期电价进行销售并记录，由澳大利亚能源市场运营局按周对销售电量的总金额进行结算。
　　B.可再生能源证书销售结算可再生能源配额制度（以下简称“配额制”）是指一个国家或地区用法律的形式，强制性规定可再生能源发电在总发电量中所占比例（即配额），并要求供电公司或电力零售商对其依法收购，对不能满足配额要求的责任人处以相应惩罚的一种制度，而可再生能源证书是实现配额制的一项政策工具，其与配额制配套运行，购买可再生能源证书成为满足配额制要求的一种方式和证明。
　　2000年12月21日，澳大利亚联邦议会审议通过了《可再生能源（电力）法案》，发布强制性可再生能源目标，对相关电力零售商规定了购买一定比例可再生能源电力的法定义务。根据澳大利亚现行的《可再生能源（电力）法案》，白石公司作为可再生能源发电商，可以根据澳大利亚能源市场运营局提供的月度结算销售电量，按照每生产1兆瓦时电力额外获得1个可再生能源证书，向澳大利亚清洁能源监管局申请可再生能源证书的数额认证，该局对白石公司的申请进行复核及审计后，授予相应数额的可再生能源证书。可再生能源证书销售价格根据市场供需关系决定，白石公司可以在可再生能源证书市场进行销售和结算。
　　
　　
　　四、报告期内核心竞争力分析
　　（一）公司专注于风力发电业务，拥有丰富的建设运营维护经验
　　公司自成立以来一直专注于风力发电的项目开发、建设及运营，公司所有的经营性资产和收入都与风力发电相关。同时，公司坚持“有效益的规模和有规模的效益”的市场开发原则，以专业化的经营和管理确保每个项目的盈利能力。
　　公司具有丰富的风电场运营经验，从750kW到6.7MW，从定桨距、双馈、直驱风机再到半直驱风机，从纯进口风机、合资企业风机到全国产风机都有运营维护经验。由于运营时间早，对各种故障处理积累了丰富经验。公司多年来培养和锻炼了一支专业的运行维护技术队伍，通过技术攻关和技术创新，具备了控制系统等核心部件故障的自行解决能力；通过完成核心部件的国产化替代工作，降低了运行维护和备品备件采购成本；通过采用先进的故障监测系统，做到了从被动维修到主动故障监测的转变，降低了停机维修时间。
　　公司投资建设的张北满井风电场一期和新疆托里100MW风电场三期项目分别于2007年、2011年被评为“国家优质投资项目”，河北张北单晶河200MW风电特许权项目、甘肃玉门昌马大坝南、北48MW大型风电机组示范风电场项目及中节能乌鲁木齐托里200MW风电场二期49.5MW项目荣获2014-2015年度“国家优质投资项目”。
　　2022年8月，中国电力企业联合会发布了2021年度全国电力行业风电运行指标对标结果。当年共有45家发电集团（投资）公司所属的2,639家风电场参加了对标，总装机容量25,142.11万千瓦。公司积极组织参与此次对标，共有5家风电场获得殊荣。
　　2023年7月，中国电力企业联合会发布了2022年度全国电力行业风电运行指标对标结果。当年共有55家发电集团（投资）公司所属的3133家风电场数据有效并参加了最终的对标评选。公司以15家风电场登上2022年度“优胜风电场”名单，创历年上榜数量新高。
　　2024年8月，中国电力企业联合会发布了2023年度全国电力行业风电运行指标对标结果。共有52家发电集团(投资)公司所属3,430家风电场数据有效并参加了2023年度对标。公司共有15家风电场登上2023年度“优胜风电场”名单，其中中节能（靖远）风力发电有限公司沧海风电场荣获全国风电场生产运行统计指标对标5A级“优胜风电场”称号。
　　（二）公司拥有良好的企业品牌形象
　　“中节能风电”在业内具有较高的知名度和良好的品牌形象，公司先后中标并示范建设了国家第一个百万千瓦风电基地启动项目——河北张北单晶河200MW特许权项目；中标并示范建设了国家第一个千万千瓦风电基地启动项目——甘肃昌马200MW特许权项目。
　　2023年1月，公司正式获批北京市经济和信息化局2022年度第二批北京市市级企业技术中心，被授予“北京市企业技术中心”。
　　2023年2月及2024年2月，风电公司所属中节能（甘肃）风力发电有限公司、中节能港建（甘肃）风力发电有限公司连续两年荣获玉门市“年度企业纳税功勋奖”。中节能港建(甘肃)风力发电有限公司荣获玉门市“2023年度推动高质量发展企业贡献奖”。
　　2023年12月，“节能风电”荣获第十七届中国上市公司价值评选“中国上市公司成长百强”和中国上市公司协会“上市公司2022年报业绩说明会优秀实践”等2项行业大奖。
　　2024年2月，经中共五峰土家族自治县委、五峰土家族自治县人民政府评定，中节能（五峰）风力发电有限公司荣获“2023年度高质量发展先进单位”荣誉称号。
　　2024年3月，中节能风力发电四川有限公司荣获四川省剑阁县2023年度全县工业产值贡献先进单位。
　　2024年4月，经中共乌鲁木齐市委员会、乌鲁木齐市人民政府评定，中节能风力发电（新疆）有限公司获得“2023年度乌鲁木齐市促进经济高质量发展先进集体”荣誉称号。
　　2024年6月，恩城节能风电场“风电场有功功率控制技术优化改造项目”获评中国电力市场技术协会“一等奖”。
　　2024年9月，《创新争先御风逐梦》视频作品入选由国务院国资委宣传局联合人民网、中国外文局策划开展的第七届中央企业优秀故事创作展示暨AIGC创意传播作品展示。
　　2025年1月，中节能（肃北）风力发电有限公司被中共肃北县委、肃北县人民政府授予“2024年度经济发展突出贡献奖”“2024年度诚信守法模范企业”。
　　（三）公司拥有较强的可持续发展能力
　　截至2024年12月31日，公司在建项目装机容量合计为62.25万千瓦，可预见的筹备项目装机容量合计达201.325万千瓦。并且在加快风电场开发和建设的同时，加大中东部及南方区域市场开发力度，在河北、湖北、广西、河南、四川等已有项目的区域开发后续项目，在湖南、吉林等区域开展风电项目前期踏勘和测风工作，扩大资源储备。
　　同时，公司拥有良好信用记录和银企关系，资金保障能力较强。公司在过去几年积累了良好的信用记录，银企关系稳定，目前公司除了向公开市场定向增发、发行绿色公司债券、发行可转债以外，可以选择的融资渠道和可使用的金融工具也较为丰富，资金来源有保障。
　　（四）公司拥有富有专业经验的管理团队和人才队伍
　　公司的管理层拥有丰富的专业知识，对风电行业，包括行业发展历史、特征以及未来发展趋势具有深刻的理解。公司的高级管理层在电力行业拥有多年的相关经验，并且始终保持稳定和紧密合作的关系。凭借管理层的经验和能力，本公司可以有效地控制成本，提高运营效率和公司盈利能力。公司通过持续的自我挖掘和培养，已经形成了一支具有丰富理论知识和行业实践经验的专业化的技术、管理团队。
　　
　　
　　五、报告期内主要经营情况
　　2024年，公司实现营业收入50.27亿元，同比减少1.74%；利润总额16.14亿元，同比减少10.98%；归属于上市公司股东的净利润为13.30亿元，同比减少12.02%。
　　截至2024年12月31日，公司的运营装机容量达到604.266万千瓦，实现上网电量117.55亿千瓦时，平均利用小时数为2,163小时。
　　报告期内，公司上网电量117.55亿千瓦时，其中参与电力市场化交易的电量为63.91亿千瓦时，基数电量为53.64亿千瓦时。
　　
　　
　　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
　　根据中国电力企业联合会发布的《2024-2025年度全国电力供需形势分析预测报告》，从电力消费、电力供应及电力供需形势三方面对2025年全国电力供需形势进行预测：
　　1．电力消费预测
　　综合考虑我国目前阶段经济增长潜力、“十四五”规划和2035年远景目标纲要、国家宏观调控政策措施，预计2025年我国宏观经济将继续保持平稳增长。根据不同预测方法对全社会用电量的预测结果，预计2025年全国全社会用电量10.4万亿千瓦时，同比增长6%左右；2025年全国统调最高用电负荷15.5亿千瓦左右（若2025年夏季全国平均气温偏低于2024年同期，则最高用电负荷在15.2亿千瓦左右，若夏季气温再创历年新高，则最高用电负荷可能达到15.7亿千瓦左右）。
　　2．电力供应预测
　　预计2025年全国新增发电装机规模有望超过4.5亿千瓦，其中新增新能源发电装机规模超过3亿千瓦。2025年底全国发电装机容量有望超过38亿千瓦，同比增长14%左右。其中，煤电所占总装机比重2025年底将降至三分之一；非化石能源发电装机23亿千瓦、占总装机比重上升至60%左右。水电4.5亿千瓦、并网风电6.4亿千瓦、并网太阳能发电11亿千瓦、核电6500万千瓦、生物质发电4800万千瓦左右。2025年太阳能发电和风电合计装机将超过火电装机规模，部分地区新能源消纳压力凸显。
　　3．电力供需形势预测
　　电力供应和需求多方面因素交织叠加，给电力供需形势带来不确定性。从供应方面看，2025年，全国新增电源装机仍然保持快速增长，预计常规电源增量与用电负荷增量基本相当；新能源发电装机占比持续提升，风、光资源及来水的不确定性增加了局部地区部分时段电力生产供应的风险。从需求方面看，2025年我国宏观经济将继续保持平稳增长，将为我国电力需求增长提供稳定支撑。但外部环境更趋复杂严峻，外贸出口形势以及极端天气等方面给电力消费需求带来不确定性。综合考虑需求增长、电源投产以及一次能源情况，预计2025年迎峰度夏期间，华东、西南、华中、南方区域中部分省级电网电力供需形势紧平衡，通过增购外电、最大化跨省跨区支援等措施，电力供需偏紧局势可得到缓解。迎峰度冬期间，随着常规电源的进一步投产，电力供需形势改善。
　　(二)公司发展战略
　　1．公司愿景、使命、宗旨和价值观
　　公司将继续秉承“节约能源，献人类清洁绿电；保护环境，还自然碧水蓝天”的企业使命，紧跟国家可再生能源及风电产业发展政策，坚持以“效益为中心、管理为手段、规模为基础、创新为动力”的经营理念，发扬“开拓创新、无私奉献、严格管理、争创一流”的企业精神。“十四五”期末，公司进一步强化“节能风电”品牌效应，装机规模继续保持在行业第二梯队，项目布局更加优化，公司风电产业收益率保持行业领先水平，努力将公司打造成为世界一流的综合能源服务型企业。
　　2．战略定位与战略描述
　　公司将继续以风电场开发、投资、建设和运营为业务立足点，持续通过创新开发模式、加大并购、向海外要市场、聚焦“‘一带一路’倡议”等多种手段，不断扩大装机规模，有效控制成本，追求高质量发展。
　　公司将围绕科技创新、管理创新、业务创新三大驱动因素，为公司升级发展奠定基础。公司将积极推进股权激励等深化改革措施，持续优化人才发展机制和分配制度，全面优化资本运作手段和渠道，使公司不断实现行业内“一流的机制、一流的团队、一流的技术、一流的管理、一流的业绩”的发展理想。
　　(三)经营计划
　　2025年是公司“十四五”战略规划的收官之年，也是公司启动“十五五”工作筹划和积蓄力量的关键一年。2025年，公司总体工作思路是：坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入学习贯彻党的二十大和二十届二中、三中全会精神，全面落实中央企业负责人会议和中国节能“价值创造年”安排部署，紧抓年度经营指标核心，精细筹划、扎实苦干，持续深化改革，加力突破市场，全面构筑风险防控体系，努力推进公司“十四五”规划目标全面实现，全面推进公司高质量发展。
　　新的一年，公司的重点工作有：
　　1.排除万难、全力以赴，确保完成公司2025年业绩指标
　　生产方面，一是要持续强化风电场存量资产精细化管理工作，积极应用公司现有科技成果和行业新产品新技术，不断提高风机设备发电效能和精细化管理水平；二是要持续做好电力交易能力建设工作以及做好电力交易专业人才队伍建设工作，要持续紧盯绿电、绿证政策和市场情况，积极开拓市场，做好绿证和绿电交易市场营销工作。
　　资金方面，一是要持续关注资本市场情况，择机采用适宜的资本运作手段；二是要持续降本增效，节约财务费用；三是要进一步拓展融资渠道，积极开展供应链金融、融资租赁、资产证券化等工作；四是要持续开展司库建设，继续强化资金集中管控。
　　2.守正创新、赋能发展，为完成“十四五”冲刺之年决胜之年各项任务目标提供坚强政治保证和组织保证
　　2025年是学习贯彻党的二十届三中全会精神的关键之年，也是“十四五”规划的决胜之年，风电公司党委持之以恒坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入学习贯彻党的二十大和二十届二中、三中全会精神，一以贯之坚持以“高质量党建引领保障高质量发展”为首要任务，以“全面推动学习贯彻党的二十届三中全会精神”为主题，以“高质量完成中国节能党委巡视反馈问题整改”为主责，以“全面推动党建经营双轮驱动联动发展五年行动计划”为抓手，在全系统持续实施党建赋能中心工作专项行动，锚定年度党建“九个”重点任务，协同赋能改革发展经营各项工作落实落地，为完成“十四五”决胜之年各项任务目标提供坚强政治保证和组织保证。
　　3.再接再厉、乘势出击，市场开发力争实现新突破
　　要继续延续2024年项目开发的强劲势头，进一步丰富市场开发手段、降低市场开发成本。一是要做好任务分解和工作筹划；二是强化重点项目申报，力争全部变现；三是全面推动华东等空白区域突破；四是要加大海上风电的开发；五是要力争在海外市场有新的突破；六是持续关注项目并购不松懈。
　　4.严谨高效、全面深入，落实做好国有企业改革深化行动收官之年各项工作
　　实施国有企业改革深化提升行动，是以习近平同志为核心的党中央站在党和国家工作大局的战略高度，继部署实施国有企业改革三年行动之后，面向新时代新征程作出的一项全局性、战略性重大决策部署。2025年，是新一轮国企改革深化行动的收官之年，公司全系统将以推动公司“十四五”规划目标和发展战略性新兴产业为核心目标，逐项落实6个方面24项具体工作任务。
　　5.统一思想、持之以恒，推动公司科技创新工作出成效
　　2025年，公司将进一步加强关键核心技术的开发，不断迭代升级风电场数字化平台，将云上风电、风电场集中监控系统、风电机组振动在线监测系统和风电机组大数据诊断系统等整合到公司生产运营中心，全面实现风电场的数智化运维；要进一步加强科技成果转化，把研究院自主开发的各类科技产品和服务积极进行行业推广，提高科技成果转化成效；继续开展国重项目的开发，全面完成参与的国重项目“风电机组主控系统关键技术及应用”主控系统应用及测试等工作。
　　6.坚持不懈、精耕细作，持续推动公司市值增长
　　要高度重视公司行业影响力、市场竞争力及品牌价值建设，进一步加强市值管理，切实提高公司在资本市场的影响力，不断提升上市公司筹融资能力，为公司未来快速稳健发展提供坚强资金保障。
　　7.管住风险、绝不松懈，保障公司合规经营生产“零”事故
　　随着公司发展，各种风险也在不断累积，要始终保持战略清醒，对各种风险挑战要有正确认知，要提前预判可能发生的重大风险，确保风险可控。一是全面防范经营风险，对潜在风险要有提前预判；二是全面防范法律合规风险，要坚持公司法治建设的整体性、系统性与协同性，统筹推进全系统各层级法治建设，进一步形成法治建设工作合力；三是要全面防范安全环保风险。要大力推进公司安全生产治本攻坚三年行动，推进36项攻坚提升措施保质保量按时完成，以坚实有效的工作成果，助力公司本质安全本质环保水平提升。
　　(四)可能面对的风险
　　1.政策和市场风险
　　（1）宏观经济波动风险
　　我国宏观经济的发展具有周期性波动的特征。电力行业作为国民经济重要的基础性行业，与宏观经济发展密切相关。宏观经济的周期性波动将导致电力市场的需求发生变化，进而对公司的业务状况和经营业绩产生一定程度的影响。
　　（2）产业政策调整风险
　　随着电力市场化改革的不断深入，新能源市场交易规模和范围持续扩大，风电平价上网、竞争配置等政策的落地和实施、新能源合理利用小时补贴政策的出台，使新能源企业面临着电价下降、收益下滑的风险。
　　（3）风电项目审批风险
　　风电项目审批主要受地方政策影响因素较多，政策环境的变化会直接影响到审批的风险，审批风险主要包括政策变化、审批流程、环境评估和土地审批、市场竞争、电力消纳等。华东及华南沿海地区因资源丰富和消纳能力强的优势，政策支持力度大，项目审批顺畅，而中西部虽资源丰富但受限于消纳及送出等因素项目经济性评估不稳定，在审批阶段需重新评估项目的可行性，从而影响项目审批进度。公司密切关注国家与地方政策动态，提前规划风电项目布局。2025年风电项目审批需综合考量政策、审批及市场多重风险，通过提前规划和动态管理降低不确定性。尽管国家要求简化审批流程和前置条件，但实际执行中仍存在地方执行滞后或是标准不一的问题，未来风电项目审批标准将更加严格，可能会延长风电项目审批周期，公司未来可能因项目审批流程的拖延而导致失去项目开发的最佳时机，或者因建设期延长而影响公司收益不达预期的可能性。
　　（4）市场竞争风险
　　随着风电行业的迅速发展，市场竞争日趋激烈，在当前顶层政策的推动下为新能源发展腾出更大的发展空间，与此同时，行业“内卷”与市场化竞争加剧，未来公司开发的增量项目由于竞争带来的量价不确定性增加，收益带来的风险也将更多，需要充分考虑电价这一核心要素全面引导公司的开发策略。同时，增强应对市场不确定性以及快速调整、适应市场变化的能力，提前布局，积极打造公司差异化市场竞争力，若公司无法持续提高市场竞争力，未能及时适应市场需求的变化，未来可能面临市场份额被蚕食的风险。
　　（5）风机设备价格变动带来的风险
　　公司的营业成本主要为风电场的固定资产折旧费用，其中，风机设备的采购成本占风电场全部投资的比重最大，约为50%至60%，故风机价格的变动将直接影响公司未来的营业成本。如未来风机价格大幅度上升，则公司新建项目的投资成本将增加，对公司未来的经营业绩可能造成重大不利影响。
　　2.自然条件风险
　　（1）气候条件变化所导致的风险
　　风力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都可能对公司的电力生产、收入及经营业绩带来不利影响。虽然在投资开发风电项目前，公司会对每个风电项目场址的风资源情况进行实地测量评估，包括测量风速、风向、气温、气压等，并编制可行性研究报告，但是实际运行中的风力资源仍然会因当地气候变化而发生波动，造成每一年的风资源水平与预测水平产生一定差距，影响公司风电场发电量，进而使公司的盈利能力产生波动。
　　（2）重大自然灾害所导致的风险
　　目前公司大多数风电场位于中国北部及西北部地区，包括新疆、甘肃及河北等地区。当地气候条件恶劣，可能因超过预计的严寒、瞬间狂风等气候条件引发的自然灾害对公司的风电场造成影响，包括对风机设备、风场运营设施的破坏以及输电线路的损坏等。在这种情况下，风电场的生产水平可能会大幅降低甚至暂停运作，风电场的发电能力受到严重影响，从而对公司的发电量和营业收入造成不利影响。
　　3．经营风险和管理风险
　　（1）客户相对集中的风险
　　风电项目需要获取项目所在地区电网公司的许可将风电场连接至当地电网，并通过与地方电网公司签署《购售电协议》进行电力销售，而不能把电力直接出售给用电的终端用户，因此地方电网公司是公司的购电客户。近年来，公司排名前几位的客户均为各地电网公司，尽管上述客户信誉良好，但若未来电网公司不能按照所签署的《购售电协议》条款及条件履行其合同责任，对公司向其销售的电力及时全额付款，将导致公司的应收账款发生损失，对公司的经营业绩造成不利影响。
　　（2）风机质量问题而导致的风险
　　风机设备的质量对风电项目发电量的持续性和稳定性至关重要，尤其对于部分新型风机，因设备质量问题所导致的风机运行不良将对风电场的发电业务造成影响。公司在风机设备采购时会与风机设备供应商签订质量保证协议，质保期通常为自风机进行连续试运行完成后起二年至五年。如果风机在运行质保期内出现质量问题，风机供应商应按照约定支付一定比例的赔偿金额，赔偿金额为双方事先根据具体的质量问题所设定的风机总采购额的一定比例，超过赔偿上限的损失将由公司承担。如风机在质保期以外出现质量问题，发生的损失由公司承担。因此，由风机设备质量问题导致的风机不能运行或运行不良将对公司风电场的经营产生不利影响。且技术快速迭代，现有设备可能面临淘汰的风险。
　　（3）风电场区域集中的风险
　　公司风电场主要集中在河北、甘肃和新疆地区。公司所发电量主要供应华北电网、西北电网和新疆电网。公司的风电项目目前主要集中在上述三个地区，如果上述三个地区风资源条件发生变化，将可能导致公司风机利用小时数波动，会直接影响公司利润水平。另外，上述三个地区的电网送出能力、电价政策变化和电网公司的政策执行情况等因素也会影响公司盈利能力。
　　（4）项目并网风险
　　建设风电项目必须取得项目所属地电网公司同意并网的许可，如果未来公司新开发风电项目不能及时获得相关电网公司的并网许可，项目的建设将会被延误，会出现无法发电并售电的情况，进而影响风电项目的收入。
　　（5）电力消纳风险
　　风力发电受到风力间歇性和波动性的影响，该影响具有一定程度的随机性，当电网的调峰能力不足，或当地用电需求减少，电网消纳能力有限时，电网为保持电力系统的稳定运行，会降低风力发电企业的发电能力，使得部分风能资源没有得到充分利用，该情况称为“弃风”；由于电能不易储存，已投产发电项目需执行电网统一调度，按照电网调度指令调整发电量是各类发电企业并网运行的前提条件。当用电需求小于发电供应能力时，发电企业需要服从调度要求，使得发电量低于发电设备额定能力的情况称为“限电”。
　　“弃风限电”问题一直是国家层面的重点关注问题，近年来先后颁布《解决弃水弃风弃光问题实施方案》《清洁能源消纳行动计划2018—2020》等一系列相关政策。尽管近年来我国“弃风限电”现象逐步好转，但能否实现全额并网发电仍取决于当地电网是否拥有足够输送容量、当地电力消纳能力等多种因素，如未来政策或经济环境出现变化，“弃风限电”问题出现反复，将可能对公司经营业绩产生不利影响。
　　（6）项目建设风险
　　风电场的建造涉及许多风险，其中包括复杂的地质情况、恶劣的天气情况、设备、物料和劳工短缺、原材料等价格波动、当地居民干扰、不可预见的延期和其他如政策或电网接入等问题，上述任何事项都可能导致项目建设的延期或成本超支。公司通常聘用各类专业承包商建造风电场各分部分项工程，如各承包商未能根据规划完工或者项目建设出现质量问题，将会对公司的整体发电效率和经营成本造成影响。
　　（7）风电场及周边环境变化导致的风险
　　公司风电场项目的经营情况依赖于项目所在地的风速及其他气候条件。风电场项目附近的城市扩容、防护林建设及新建其他风电场等因素均会影响项目所在地风速及气候条件，进而影响风资源状况。尽管公司已为项目选址进行审慎的调查，但如果项目邻近的土地被其他方开发，则可能对公司的风电场项目产生负面影响，从而对公司的经营业绩造成不利影响。
　　（8）核心管理团队变动和人才流失的风险
　　风电行业作为国家政策大力鼓励的战略性新兴产业，对于具备风力发电相关知识和技能的高级人才依赖度较高，公司的高级管理人员对公司近年来的高速发展做出了不可或缺的贡献。由于可再生能源行业尤其是风电行业的快速发展，各风力发电公司对于国内具有相关专业知识和技能的优秀人才的竞争逐渐激烈，尤其对于具备风电行业长期工作经验的管理型人才需求量巨大。若未来公司核心管理团队发生较大变动或专业人才流失，将对公司未来的运营管理和经营扩张带来不利影响。
　　（9）上网电价市场化改革风险
　　2025年2月9日，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》（发改价格〔2025〕136号），文件首次明确新能源全电量无差别参与电力市场交易，建立可持续发展价格机制合理保障新能源收益。意味着我国新能源项目的全部上网电量都要逐步参与电力市场交易，上网电价由市场交易形成，新能源从此正式告别政府定价，需要通过提升自身交易水平、技术降本等方式优化运营。
　　4.财务风险
　　（1）利率风险
　　2022年、2023年和2024年，公司利息支出分别为98,433.76万元、84,334.39万元及73,347.85万元（包括已资本化利息支出）。截至2024年12月31日，公司借款余额总计1,696,026.09万元。截至2022年12月31日、2023年12月31日和2024年12月31日，在其他因素不变的情况下，假设贷款利率上升100个基点将会导致公司的净利润分别减少16,555.48万元、15,364.01万元和14,386.31万元。如果未来利率水平大幅上升，将对公司经营业绩造成不利影响。
　　（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。2022年度、2023年度和2024年度，公司享受的所得税优惠金额为25,568.08万元、25,753.90万元和21,068.77万元，分别占当期利润总额的12.95%、14.21%和13.05%。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）可再生能源电价补贴滞后风险
　　公司含补贴的风力发电项目的上网电价包括脱硫燃煤机组标杆上网电价和可再生能源电价补贴两部分，即发电项目实现并网发电后，脱硫燃煤机组标杆上网电价部分由电网公司直接支付，可再生能源电价补贴部分则需要上报国家财政部，由国家财政部根据国家能源局发布的补贴企业目录，从可再生能源基金中拨付。
　　近年来，国内新能源发电项目发展迅速，因可再生能源的补贴来自可再生能源基金，而该基金的资金来源则是工商业用户支付的每度电里包含的可再生能源附加费。鉴于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极低。但含补贴项目从投产至进入补贴企业名录间隔时间较长，从而导致国家财政部发放可再生能源电价补贴时间有所滞后。若该等应收补贴款收回时间较长，将对企业现金流造成不利影响，进而对实际的投资效益产生不利影响。 收起▲