一、业务概要　　（一）商业模式与经营计划实现情况　　1、商业模式　　（1）报告期内公司从事的主要业务　　公司的主要业务为风力发电项目的开发、建设及运营。截至2025年6月30日，公司风电项目权益装机容量为362.12MW，其中全资控股风电项目329.16MW。　　（2）经营模式　　公司主要通过风力发电项目的开发、建设、运营等流程，将风能转化为电能，再将电能销售给客户结算售电收入。公司售电收入扣减成本费用后获取利润。公司商业模式的重点在于不断收购、新建或扩建、高效运营风电场，获得增长。　　公司项目投资运营主要包括三个阶段：项目开发阶段，由公司统一负责目标区域的项目开发，项目考察评估后立项，向... 查看全部▼

　　一、业务概要
　　（一）商业模式与经营计划实现情况
　　1、商业模式
　　（1）报告期内公司从事的主要业务
　　公司的主要业务为风力发电项目的开发、建设及运营。截至2025年6月30日，公司风电项目权益装机容量为362.12MW，其中全资控股风电项目329.16MW。
　　（2）经营模式
　　公司主要通过风力发电项目的开发、建设、运营等流程，将风能转化为电能，再将电能销售给客户结算售电收入。公司售电收入扣减成本费用后获取利润。公司商业模式的重点在于不断收购、新建或扩建、高效运营风电场，获得增长。
　　公司项目投资运营主要包括三个阶段：项目开发阶段，由公司统一负责目标区域的项目开发，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风机设备的采购和招标，下属项目公司负责项目现场施工，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风电场的运行、维护和检修，公司对各下属公司实行经营目标考核。
　　除自主开发项目外，公司还以优质的风力发电项目资产为标的实施股权收购，在并购完成后对并购项目进行运营管理。
　　（3）销售模式
　　公司风机所发电量采用直接销售方式。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由两种方式确定：
　　第一种是依照国家定价。即依据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，物价局核定各新能源发电项目的上网标杆电价。国家定价结算方式是公司电量销售结算的主要方式。
　　第二种是电力多边交易。为缓解弃风限电对风电企业的影响，由地方政府推动，电网公司根据“特定用电侧”需求，提出交易电量和电价的指导意见，组织“发电侧”企业就此部分交易电量和电价进行磋商，确定各发电企业所承担的电量和上网基础电价。多边交易模式下风电场的电费收入由电网公司支付的基础电费和国家新能源补贴两部分组成。多边交易结算方式是公司电量销售结算的补充方式。
　　2、经营计划实现情况
　　截至2025年6月30日，公司全资控股风电项目装机容量329.16MW，旗下共有七个风电场投入正式商业运营。报告期内，公司累计完成发电量40,982.90万千瓦时，比去年同期增加27.06%；上网电量39,749.56万千瓦时，比去年同期增加26.73%。
　　截至2025年6月30日，公司资产总额2,163,470,404.45元，比上年度末2,255,912,355.79元减少4.10%。负债总额986,066,760.10元，比上年度末1,087,622,119.36元减少9.34%。归属挂牌公司股东的净资产1,177,403,644.35元比上年度末1,168,290,236.43元增加0.78%。
　　报告期内，公司实现销售收入150,416,754.56元，同比增加9.12%，实现归属于挂牌公司股东的净利润40,529,652.81元，同比减少18.66%。
　　报告期内，公司旗下各风电场电量完成情况如下：
　　（二）行业情况
　　1、报告期内我国可再生能源整体发展情况
　　今年以来，国家能源局深入贯彻落实党的二十大和二十届二中、三中全会精神，锚定碳达峰、碳中和目标，统筹能源安全供应和绿色低碳发展，全力推动可再生能源发展再上新台阶。
　　可再生能源装机规模持续实现新突破。可再生能源继续保持新增装机的主体地位，接近全国总装机的六成。今年上半年，全国可再生能源新增装机2.68亿千瓦，同比增长99.3%，约占新增装机的91.5%。其中，水电新增393万千瓦，风电新增5139万千瓦，太阳能发电新增2.12亿千瓦，生物质发电新增71万千瓦。截至今年6月底，全国可再生能源装机达到21.59亿千瓦，同比增长30.6%，约占我国总装机的59.2%，其中，水电装机4.4亿千瓦，风电装机5.73亿千瓦，太阳能发电装机11亿千瓦，生物质发电装机0.47亿千瓦。
　　可再生能源发电量再上新台阶。可再生能源发电量接近全国总发电量的四成，超过同期第三产业用电量与城乡居民生活用电量之和。风电、光伏新增发电量超过全社会用电量增量。今年上半年，全国可再生能源发电量达17993亿千瓦时，同比增加15.6%，约占全部发电量的39.7%，超过同期第三产业用电量（9164亿千瓦时）与城乡居民生活用电量（7093亿千瓦时）之和；其中，风电、太阳能发电量合计达11478亿千瓦时，同比增长27.4%，在全社会用电量中占比达到23.7%，较去年同期提高4.4个百分点。风电、光伏合计发电量较去年同期增加2470亿千瓦时，超出全社会用电量增量。
　　2、报告期内我国风电行业政策
　　建设全国统一电力市场，新能源入市步伐加快
　　党的二十届三中全会提出要“深化能源管理体制改革，建设全国统一电力市场”。为推动更多新能源发电主体参与电力市场，使价格更加真实地反映市场供需关系和电力价值，也为新能源占比持续提升的电力市场机制设计和新能源领域的电源规划决策提供参考，新能源入市成为电力市场化建设的关键问题。2025年2月，国家发改委、国家能源局联合发布《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》，文件首次明确新能源项目（风电、太阳能发电）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。新能源入市步伐不断加快，有望发挥市场机制作用，提升跨省跨区电量交易，优化资源配置，促进新能源消纳，进而提升新能源产业建设的积极性。
　　加快规划建设新型能源体系，积极稳妥推进能源绿色低碳转型
　　2025年2月27日，国家能源局印发《2025年能源工作指导意见》，《意见》提出主要目标：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。《意见》要求：保持非化石能源良好发展态势。积极推进第二批、第三批“沙戈荒”大型风电光伏基地和主要流域水风光一体化基地建设，科学谋划“十五五”“沙戈荒”新能源大基地布局方案，稳步推进重大水电工程建设，积极推动海上风电项目开发建设。深化全国统一电力市场建设。加强国家、区域/省等多层次市场协同。持续完善关键机制设计，进一步健全电力市场“1+N”基础规则体系，推动电力中长期市场连续运营，完善辅助服务市场机制，实现省级电力现货市场基本全覆盖。
　　进一步深化资质许可管理，更好服务新型电力系统建设
　　2025年6月3日，国家能源局发布《关于进一步深化电力业务资质许可管理更好服务新型电力系统建设的实施意见》。文件明确，优化资质许可管理制度。支持电力领域新模式、新业态创新发展，除另有规定外，原则上将分布式光伏、分散式风电、新型储能、智能微电网等新型经营主体纳入电力业务许可豁免范围。合理压减承装（修、试）电力设施许可等级，科学调整准入条件标准，进一步激发经营主体活力，推动行业高质量发展。
　　探索创新新能源生产和消费融合发展模式，促进新能源就近就地消纳
　　2025年5月20日，国家发改委、国家能源局印发《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》，文件提到：本文所指的绿电直连是指风电、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。随着我国新能源跃升式发展，新能源消纳压力逐年递增，在远距离输送的同时，通过绿电直连项目等探索新能源生产和消费集成发展模式，挖掘就近就地消纳需求，拓展新能源应用场景，提高新能源资源利用效率。
　　3、报告期内我国风电建设和运行情况
　　2025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%。

　　二、公司面临的重大风险分析
　　自然条件风险
　　1、自然条件风险风力发电行业对天气与风况条件存在比较大的依赖,任何不可预见的天气与风况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。风力资源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，进而影响公司风电场发电量。2、重大自然灾害导致的风险公司现有风场位于黑龙江省、内蒙古自治区、安徽省和广东省。可能因出现超过预计的严寒、台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，严重影响风电场的发电能力，从而对公司的发电量和营业收入造成不利影响。针对上述风险，在开始建造风电项目前，公司会对每个风电项目进行实地调研，进行为期不少于一年的持续风力测试，包括测量风速、风向、气温、气压等，并编制可行性研究报告；对于拟收购的风电项目，公司也会进行详尽的调查，关注实际运行中天气与风况条件，并编制调查报告，尽可能规避风险较大的风电项目。项目投产或收购后，公司也会向保险公司投保，以转移风险。
　　政策风险
　　1、国家相关政策发生变化的风险如果未来国家支持风电行业的相关政策发生变化，将可能减少风电项目的收入，从而对公司的经营业绩带来不利影响。2、政府审批风险风电项目的设计、风场建设、并网发电和上网电价等各个环节都需不同政府部门的审批和许可。本公司风电项目的建造需要获得地方政府投资主管部门的核准，同时还需要获得项目所在地地方政府的其他各项批准和许可。如果未来风电项目的审批标准更加严格，或审批及核准所需时间延长，公司可能因为申请程序的拖延而导致失去项目开发的最佳时机，或者因为建设期延长而对项目的投资回收产生不利影响。针对上述风险，公司将及时关注与了解政府相关政策，在可行性研究阶段，提高应对政策风险的容余量，以确保风电项目的经济可行性。
　　市场风险
　　1、市场竞争风险风电行业也面临来自包括煤炭、天然气以及燃油等传统能源发电行业的竞争，以及其他可再生能源企业的竞争。一方面，如果传统能源价格的下降而降低传统能源发电公司的成本，进而对风电行业造成影响；另一方面包括太阳能、水能、生物质、地热和海洋能源在内的其他可再生能源均享受政府相关激励政策。如果未来国家持续加大对其他可再生能源的政策支持，本公司也可能会面临来自其他可再生能源发电公司的竞争。针对上述风险，公司通过不断扩张融资渠道、提升资本实力，深化运营管理、提升运管能力等手段，提高自身竞争实力，以应对市场竞争。另一方面，公司也在选择合适时机，进入其他可再生能源领域，以规避单一风电业务造成的风险。2、上网电价下降的风险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。针对上述风险，对于未来新建项目，公司将加强分析上网电价下调对风电项目效益的影响，通过优化设备选型、降低工程造价和运行成本、优化风机运行程序以及合理安排风机设备检修时间等方式来保证未来新建项目的效益。对于公司存量项目，公司将提升自身电力交易水平、技术降本等方式优化运营。
　　经营管理风险
　　1、客户集中风险目前国家电网及南方电网两家电网企业基本实现了电力的统购统销，垄断了全国的电力供销市场,包括风电企业在内的所有电力企业，其所生产的电力基本要出售给两家电网公司及其区域分、子公司。针对上述风险，公司将积极开拓新区域项目，分散客户集中的风险。2、因风机质量而导致的风险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。针对上述风险，公司制定了日常巡检制度，加强日常生产经营中的维护工作，确保风机良好的运行状态。3、弃风限电风险对于公司已经投产的风电项目，如果因为区域电网整体负荷发生变化而导致相关电网公司对本公司风电项目限电，会对公司风电项目收入产生不利影响。针对上述风险，公司将积极开发所处区域电网负载与调峰能力强的风电项目，提高此类风电项目收入在公司整体收入中的比重，弱化弃风限电对公司营收的影响。4、项目建设与并网风险公司通常聘用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。针对上述风险，一方面，公司选择与地方电网企业关系良好、有一定影响力的企业合作，发挥双方优势，共同合作风电项目。另一方面，公司通过招投标选择实力强、经验丰富、有较高资质、信誉良好的承包商，并在相关合同中约定对方责任，以降低项目建设风险。
　　税收风险
　　公司所属风电行业为国家扶持行业，享受国家税收优惠。其中：公司下属所有风电场均享受增值税实行即征即退50%的政策，东电茂霖下属单独核算达里风电场与黄岗梁风电场和辉腾锡勒测试公司下属单独核算安达风电场不再享受西部大开发优惠税率政策，均按25%缴纳企业所得税。宿州聚隆秦山风电场享受所得税“三免三减半”税收优惠（2019-2021年免征企业所得税，2022-2024年减半征收企业所得税）。方正江湾团结风电场享受所得税“三免三减半”税收优惠（2021-2023年免征企业所得税，2024-2026年减半征收企业所得税）。国家税收优惠政策的调整或者期满有可能对公司的净利润造成影响。针对上述风险，公司不断提高自身运营管理水平，通过内部挖潜实现管理升级，从而拓展利润空间，减少政策对公司净利润的影响。
　　本期重大风险是否发生重大变化：
　　本期重大风险未发生重大变化。 收起▲

　　一、业务概要　　(一)商业模式与经营计划实现情况　　1、商业模式　　（1）报告期内公司从事的主要业务　　公司的主要业务为风力发电项目的开发、建设及运营。截至2024年12月31日，公司风电项目权益装机容量为362.12MW，其中全资控股风电项目329.16MW。　　（2）经营模式　　公司主要通过风力发电项目的开发、建设、运营等流程，将风能转化为电能，再将电能销售给客户结算售电收入。公司售电收入扣减成本费用后获取利润。公司商业模式的重点在于不断收购、新建或扩建、高效运营风电场，获得增长。　　公司项目投资运营主要包括三个阶段：项目开发阶段，由公司统一负责目标区域的项目开发，项目考察评估后立项，... 查看全部▼

　　一、业务概要
　　(一)商业模式与经营计划实现情况
　　1、商业模式
　　（1）报告期内公司从事的主要业务
　　公司的主要业务为风力发电项目的开发、建设及运营。截至2024年12月31日，公司风电项目权益装机容量为362.12MW，其中全资控股风电项目329.16MW。
　　（2）经营模式
　　公司主要通过风力发电项目的开发、建设、运营等流程，将风能转化为电能，再将电能销售给客户结算售电收入。公司售电收入扣减成本费用后获取利润。公司商业模式的重点在于不断收购、新建或扩建、高效运营风电场，获得增长。
　　公司项目投资运营主要包括三个阶段：项目开发阶段，由公司统一负责目标区域的项目开发，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风机设备的采购和招标，下属项目公司负责项目现场施工，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风电场的运行、维护和检修，公司对各下属公司实行经营目标考核。
　　除自主开发项目外，公司还以优质的风力发电项目资产为标的实施股权收购，在并购完成后对并购项目进行运营管理。
　　（3）销售模式
　　公司风机所发电量采用直接销售方式。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由两种方式确定：
　　第一种是依照国家定价。即依据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，物价局核定各新能源发电项目的上网标杆电价。国家定价结算方式是公司电量销售结算的主要方式。第二种是电力多边交易。为缓解弃风限电对风电企业的影响，由地方政府推动，电网公司根据“特定用电侧”需求，提出交易电量和电价的指导意见，组织“发电侧”企业就此部分交易电量和电价进行磋商，确定各发电企业所承担的电量和上网基础电价。多边交易模式下风电场的电费收入由电网公司支付的基础电费和国家新能源补贴两部分组成。多边交易结算方式是公司电量销售结算的补充方式。
　　2、经营计划实现情况
　　公司于2024年9月5日召开的第三届董事会第十九次会议，审议通过了《关于收购黑龙江顺霆新能源技术有限公司100%股权的议案》，黑龙江顺霆持有方正县江湾风力发电有限公司100%股权，实际控制方正团结风电平价上网项目（“方正团结风电场”），该风电场实际装机容量50MW，已于2021年9月份并网发电，并于2021年11月10日取得国家能源局东北监管局核发的《电力业务许可证》（有效期2021年11月10日至2041年11月9日）。
　　截至2024年12月31日，公司全资控股风电项目装机容量329.16MW，旗下共有七个风电场投入正式商业运营。报告期内，公司累计完成发电量63,011.01万千瓦时，比去年同期增加0.14%；上网电量61,271.81万千瓦时，比去年同期增加0.19%。
　　截至2024年12月31日，公司资产总额2,255,912,355.79元，比上年度末1,745,971,082.83元增加29.21%。负债总额1,087,622,119.36元，比上年度末653,926,863.51元增加66.32%。归属挂牌公司股东的净资产1,168,290,236.43元比上年度末1,092,044,219.32元增加6.98%。
　　报告期内，公司实现销售收入256,658,885.13元，同比减少16.18%，实现归属于挂牌公司股东的净利润112,108,813.94元，同比减少11.59%。
　　报告期内，公司旗下各风电场电量完成情况如下：
　　(二)行业情况
　　1、报告期内我国可再生能源整体发展情况
　　2024年，国家能源局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，完整准确全面贯彻新发展理念，以碳达峰碳中和工作为引领，统筹能源安全和低碳发展，加快规划建设新型能源体系，稳妥推进能源绿色低碳转型，全力推动可再生能源发展再上新台阶。
　　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1378万千瓦，风电新增7982万千瓦，太阳能发电新增2.78亿千瓦，生物质发电新增185万千瓦。截至2024年底，全国可再生能源装机达到18.89亿千瓦，同比增长25%，约占我国总装机的56%，其中，水电装机4.36亿千瓦，风电装机5.21亿千瓦，太阳能发电装机8.87亿千瓦，生物质发电装机0.46亿千瓦。
　　可再生能源发电量稳步提升。2024年，全国可再生能源发电量达3.46万亿千瓦时，同比增加19%，约占全部发电量的35%；其中，风电太阳能发电量合计达1.83万亿千瓦时，同比增长27%，与同期第三产业用电量（18348亿千瓦时）基本持平，远超同期城乡居民生活用电量（14942亿千瓦时）。2024年全国可再生能源发电量较去年同期增加5419亿千瓦时，约占全社会新增用电量的86%。
　　2、报告期内我国风电行业政策
　　可再生能源电力消纳持续向好
　　2024年3月18日，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》，该办法自2024年4月1日起施行。《办法》适用于风力发电、太阳能发电、生物质能发电、海洋能发电、地热能发电等非水可再生能源发电。水力发电参照执行。《办法》重点从全额保障性收购监管范围、监管内容、监管方式、行政处罚等方面，对通过监管手段提升可再生能源消纳保障水平提出明确要求。《办法》的出台为做好全额保障性收购监管工作提供了依据，有助于确保可再生能源得到充分消纳，为产业的健康发展奠定了坚实基础。
　　2024年6月4日，国家能源局发布《关于做好新能源消纳工作保障新能源高质量发展的通知》，《通知》提出4项重点任务：一是加快推进新能源配套电网项目建设；二是积极推进系统调节能力提升和网源协调发展；三是充分发挥电网资源配置平台作用；四是科学优化新能源利用率目标。《通知》针对网源协调发展、调节能力提升、电网资源配置、新能源利用率目标优化等各方关注、亟待完善的重点方向，提出做好消纳工作的举措，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。
　　大力推进非化石能源高质量发展，巩固扩大风电、光伏良好发展态势
　　2024年3月22日，国家能源局印发《2024年能源工作指导意见》，意见要求：能源结构持续优化。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。天然气消费稳中有增，非化石能源占能源消费总量比重提高到18.9%左右，终端电力消费比重持续提高。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”。开展全国风能和太阳能发电资源普查试点工作。
　　实施“千乡万村驭风行动”，促进农村地区风电就地就近开发利用
　　2024年4月1日，国家发展改革委、国家能源局、农业农村部联合印发《关于组织开展“千乡万村驭风行动”的通知》。组织开展“千乡万村驭风行动”，将有力推动风电就地就近开发利用，有效促进农村可再生能源高质量发展，具有重要的现实意义。一是开辟风电发展新的增长极。当前我国风电以“三北”地区规模化开发为主，随着低风速发电技术逐步成熟，中东南部地区就地就近开发风电日益具备可行性和经济性。如每年选择具备条件的1000个村进行试点开发，按每村装机2万千瓦测算，年可新增风电装机2000万千瓦，新增投资约1000亿元，既能为风电发展打开新的市场空间，也能更好发挥促发展、扩投资、稳增长的作用。二是推动农村能源革命的重要抓手。实施“千乡万村驭风行动”，推动农村地区风电发展，与农村分布式光伏、生物质发电等实现多能互补、深度融合，有助于调整农村能源结构，推动农村能源革命，助力落实碳达峰碳中和目标。三是助力乡村振兴的重要载体。支持各类投资主体与当地村集体按“村企合作”模式共同开展风电项目开发建设，支持村集体依法通过土地使用权作价入股等方式共享风电项目收益，并提供相应就业岗位，从而拓宽村集体和农民增收致富渠道，使风电发展真正惠及“三农”，赋能乡村振兴。
　　加大节能降碳工作推进力度，积极稳妥推进碳达峰碳中和
　　2024年5月29日，国务院印发《2024-2025年节能降碳行动方案》，方案提出非化石能源消费提升行动：一是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。到2025年底，全国非化石能源发电量占比达到39%左右。二是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。三是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%。
　　规划建设新型能源体系、以更大力度推动新能源高质量发展
　　2024年10月30日，国家发展改革委、工业和信息化部、住房城乡建设部、交通运输部、国家能源局、国家数据局等六部门对外发布《关于大力实施可再生能源替代行动的指导意见》。《意见》提出，“十四五”重点领域可再生能源替代取得积极进展，2025全国可再生能源消费量达到11亿吨标煤以上；“十五五”各领域优先利用可再生能源的生产生活方式基本形成，2030年全国可再生能源消费量达到15亿吨标煤以上，有力支撑实现2030年碳达峰目标。《意见》围绕规划建设新型能源体系、以更大力度推动新能源高质量发展，重点对可再生能源安全可靠供应、传统能源稳妥有序替代，以及工业、交通、建筑、农业农村等重点领域加快可再生能源替代应用提出具体要求，对加快在各领域各行业实施可再生能源替代，统筹推动全社会绿色低碳转型意义重大。
　　3、报告期内我国风电建设和运行情况
　　2024年，全国风电新增装机容量7982万千瓦，同比增长6%，其中陆上风电7579万千瓦，海上风电404万千瓦。从新增装机分布看，“三北”地区占全国新增装机的75%。截至2024年12月，全国风电累计并网容量达到5.21亿千瓦，同比增长18%，其中陆上风电4.8亿千瓦，海上风电4127万千瓦。2024年，全国风电发电量9916亿千瓦时，同比增长16%；全国风电平均利用率95.9%。

　　二、未来展望
　　（一）行业发展趋势
　　1、“沙戈荒”新能源基地建设提速
　　根据国家发展改革委、国家能源局2022年发布的《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案》，到2030年，规划建设以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风光基地总装机容量达到4.55亿千瓦。目前，以“沙戈荒”为重点的大型风电光伏基地是我国新能源发展的主阵地，截至2024年底，第一批50个基地项目已基本建成投产，装机规模超过9000万千瓦。2025年政府工作报告明确提出加快“沙戈荒”大型风光基地建设。目前，“沙戈荒”新能源基地建设正全面推进，助力“双碳”目标实现。
　　2、乡村风电、深远海风电崛起，风电开启新增长空间
　　2024年，国家发改委、国家能源局、农业农村部联合印发《关于组织开展“千乡万村驭风行动”的通知》。《通知》强调：“十四五”期间，在具备条件的县（市、区、旗）域农村地区，以村为单位，建成一批就地就近开发利用的风电项目，原则上每个行政村不超过20兆瓦，探索形成“村企合作”的风电投资建设新模式和“共建共享”的收益分配新机制，推动构建“村里有风电、集体增收益、村民得实惠”的风电开发利用新格局。据不完全统计，目前已经有14地印发相关“驭风”文件，为风电发展打开新的增长空间。与此同时，海风“单30”政策出台，鼓励海上风电向深远海发展。广东、浙江、上海、河北、山东等重要沿海省市均已经开展国管海域内的深远海海上风电项目竞争性配置工作，随着深远海装备技术的成熟和市场打开，深远海风电也将成为未来我国风电产业重要的增长极。
　　3、升级改造市场迎来快速发展期
　　自2023年《风电场改造升级和退役管理办法》发布以来，2024年全年风电升级改造落地项目不断落地实施。2024年8月，国家发改委办公厅、国家能源局综合司联合下发《能源重点领域大规模设备更新实施方案》，该方案提出：按照《风电场改造升级和退役管理办法》鼓励并网运行超过15年或单台机组容量小于1.5兆瓦的风电场开展改造升级。老旧风电场的升级改造和“以大代小”为市场带来的新增装机需求。
　　4、建设全国统一电力市场，新能源入市步伐加快
　　党的二十届三中全会提出要“深化能源管理体制改革，建设全国统一电力市场”。为推动更多新能源发电主体参与电力市场，使价格更加真实地反映市场供需关系和电力价值，也为新能源占比持续提升的电力市场机制设计和新能源领域的电源规划决策提供参考，新能源入市成为电力市场化建设的关键问题。2025年2月，国家发改委、国家能源局联合发布《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》，文件首次明确新能源项目（风电、太阳能发电）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。新能源入市步伐不断加快，有望发挥市场机制作用，提升跨
　　省跨区电量交易，优化资源配置，促进新能源消纳，进而提升新能源产业建设的积极性。
　　（二）公司发展战略
　　公司发展的总体战略定位是：坚持以国家产业发展政策为导向，以实现跨越式发展为目标，本着打造国内知名的电力能源投资服务及运营商的历史使命，结合电力能源产业的现状，在新能源发电的道路上深耕细作，在保证投资收益的前提下，敢于创新，走出一条可持续发展的自主开发与战略并购相结合之路。
　　具体发展目标：公司立足珠海，放眼全国，在“十四五”期间，公司将以华北、华东、华南三大发电基地为依托，向外扩张自主开发新项目。为了加快公司进军新能源发电行业的步伐，在自主开发项目的同时积极寻求新能源发电项目并购、重组机会。在“十四五”期间，公司将对项目库中储备的项目进行仔细筛选，在符合公司收益目标的前提下积极参与。
　　（三）经营计划
　　1、业务发展计划
　　（1）自主开发与外延并购相结合，不断丰富储备项目库，并对储备项目进行详细评估，择优参与。随着融资渠道的不断拓宽，公司将逐年完成50-100MW左右新能源发电装机，力争“十四五”期末建成并持有超过700MW新能源发电站。
　　（2）夯实运维业务基础，持续提升核心竞争力，在整合内部资源的基础上逐步实现对外提供风电运维服务，实现风电场的全生命周期管理，为公司培育新的利润增长点。
　　（3）进一步优化相关资源，将公司打造成为以清洁能源和可再生能源以及节能减排、资源综合利用为特色的电力能源投资商，逐步发展成为以绿色生产和清洁利用为宗旨的电力能源运营商，积极探索电力能源服务商的发展之路，用新能源成就新梦想。
　　2、人力资源计划
　　加强企业文化建设，秉承“忠诚、勤奋、敬业、奉献”的企业精神，运用奖惩、薪酬、使命感等激励机制吸引和培养优秀人才，尽量保证核心管理、技术、不流失。港昇公司坚持引进人才、培养人才、多策并举,才能为企业发展留足后劲，同时进一步招贤纳士，做好育人、留人、用人三件事，以人文关怀增强企业的向心力和凝聚力，为人才发挥聪明才智创造良好环境。
　　3、筹资计划
　　新能源项目投资大，建设周期短，对资金供给的要求较高。公司将进一步拓宽项目融资渠道，一方面推动银行贷款、股权融资、融资租赁等常规融资模式发展，另一方面通过新三板融资平台，实现能源产业和多层次资本市场的无缝对接，使得更多的投资者有机会参与到新能源发展的盛宴中。
　　4、进一步完善治理结构计划
　　公司将以加强董事会建设为重点，进一步完善法人治理结构。报告期内，公司已建立独立董事制度，并聘请行业及会计专家作为独立董事，独立董事在本公司规范治理、科学决策中将会发挥重要作用，并实施有效监督。同时，公司将进一步建立战略、审计、提名、薪酬与考核四个董事会下属专门委员会及配套的制度，更好的发挥董事会在公司战略方向、重大决策、选择经理人员等方面的作用。此外，公司还将设立内部审计部门，加强公司内部控制的有效性，提高公司的风险防范能力和资源利用效率。未来公司将努力建立和完善内部管理制度、强化各项制度的执行工作，并通过激励约束机制增强员工归属感，调动员工积极性，努力形成积极向上的企业文化，促进公司的规范运作和稳健发展。
　　（四）不确定因素
　　1、上网电价
　　公司经营业绩及财务状况受上网电价显著影响。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，企业需要通过提升自身电力交易水平、技术降本等方式优化运营。
　　2、风电发展与电网规划和建设不协调
　　随着风电产业的快速发展，电力上网销售问题正日益凸显。按照国家鼓励可再生能源发展的相关政策，电网企业必须接纳并全额收购可再生能源电量。然而，由于我国风能资源最丰富的地区，主要分布在“三北”等偏远地区，绝大部分处于电网末端，为电网建设相对薄弱的地区或远离电网，容纳
　　风电能力很小。同时，相比火力发电，风电稳定性较弱，也间接造成了风电上网难。电网建设滞后已经成为制约风电发展的一个重要因素。
　　3、弃风限电
　　电网为保证运作安全，要求各发电企业并网运行的前提条件是各类发电企业按调度指令调整发电量。当区域电力需求与供应不匹配时，电网企业有权根据用电需求调整电力供应。无论是火电、水电，还是风电，所有发电企业均必须在电网统一调度下运行。当用电需求小于发电供应能力时，发电企业服从调度要求，使得发电量低于发电设备额定能力的情况称为“限电”。由于风能资源不能储存，因此“限电”使得风力发电企业的部分风能资源没有得到充分利用，该情况称为“弃风”。

　　三、公司面临的重大风险分析
　　自然条件风险
　　1、自然条件风险风力发电行业对天气与风况条件存在比较大的依赖,任何不可预见的天气与风况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。风力资源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，进而影响公司风电场发电量。2、重大自然灾害导致的风险公司现有风场位于黑龙江省、内蒙古自治区、安徽省和广东省。可能因出现超过预计的严寒、台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，严重影响风电场的发电能力，从而对公司的发电量和营业收入造成不利影响。针对上述风险，在开始建造风电项目前，公司会对每个风电项目进行实地调研，进行为期不少于一年的持续风力测试，包括测量风速、风向、气温、气压等，并编制可行性研究报告；对于拟收购的风电项目，公司也会进行详尽的调查，关注实际运行中天气与风况条件，并编制调查报告，尽可能规避风险较大的风电项目。项目投产或收购后，公司也会向保险公司投保，以转移风险。
　　政策风险
　　1、国家相关政策发生变化的风险如果未来国家支持风电行业的相关政策发生变化，将可能减少风电项目的收入，从而对公司的经营业绩带来不利影响。2、政府审批风险风电项目的设计、风场建设、并网发电和上网电价等各个环节都需不同政府部门的审批和许可。本公司风电项目的建造需要获得地方政府投资主管部门的核准，同时还需要获得项目所在地地方政府的其他各项批准和许可。如果未来风电项目的审批标准更加严格，或审批及核准所需时间延长，公司可能因为申请程序的拖延而导致失去项目开发的最佳时机，或者因为建设期延长而对项目的投资回收产生不利影响。针对上述风险，公司将及时关注与了解政府相关政策，在可行性研究阶段，提高应对政策风险的容余量，以确保风电项目的经济可行性。
　　市场风险
　　1、市场竞争风险风电行业也面临来自包括煤炭、天然气以及燃油等传统能源发电行业的竞争，以及其他可再生能源企业的竞争。一方面，如果传统能源价格的下降而降低传统能源发电公司的成本，进而对风电行业造成影响；另一方面包括太阳能、水能、生物质、地热和海洋能源在内的其他可再生能源均享受政府相关激励政策。如果未来国家持续加大对其他可再生能源的政策支持，本公司也可能会面临来自其他可再生能源发电公司的竞争。针对上述风险，公司通过不断扩张融资渠道、提升资本实力，深化运营管理、提升运管能力等手段，提高自身竞争实力，以应对市场竞争。另一方面，公司也在选择合适时机，进入其他可再生能源领域，以规避单一风电业务造成的风险。2、上网电价下降的风险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。针对上述风险，对于未来新建项目，公司将加强分析上网电价下调对风电项目效益的影响，通过优化设备选型、降低工程造价和运行成本、优化风机运行程序以及合理安排风机设备检修时间等方式来保证未来新建项目的效益。对于公司存量项目，公司将提升自身电力交易水平、技术降本等方式优化运营。
　　经营管理风险
　　1、客户集中风险目前国家电网及南方电网两家电网企业基本实现了电力的统购统销，垄断了全国的电力供销市场,包括风电企业在内的所有电力企业，其所生产的电力基本要出售给两家电网公司及其区域分、子公司。针对上述风险，公司将积极开拓新区域项目，分散客户集中的风险。2、因风机质量而导致的风险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。针对上述风险，公司制定了日常巡检制度，加强日常生产经营中的维护工作，确保风机良好的运行状态。3、弃风限电风险对于公司已经投产的风电项目，如果因为区域电网整体负荷发生变化而导致相关电网公司对本公司风电项目限电，会对公司风电项目收入产生不利影响。针对上述风险，公司将积极开发所处区域电网负载与调峰能力强的风电项目，提高此类风电项目收入在公司整体收入中的比重，弱化弃风限电对公司营收的影响。4、项目建设与并网风险公司通常聘用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。针对上述风险，一方面，公司选择与地方电网企业关系良好、有一定影响力的企业合作，发挥双方优势，共同合作风电项目。另一方面，公司通过招投标选择实力强、经验丰富、有较高资质、信誉良好的承包商，并在相关合同中约定对方责任，以降低项目建设风险。
　　税收风险
　　公司所属风电行业为国家扶持行业，享受国家税收优惠。其中：公司下属所有风电场均享受增值税实行即征即退50%的政策，东电茂霖下属单独核算达里风电场与黄岗梁风电场和辉腾锡勒测试公司下属单独核算安达风电场享受西部大开发按15%缴纳企业所得税的优惠税率政策（2021-2030）。宿州聚隆秦山风电场享受所得税“三免三减半”税收优惠（2019-2021年免征企业所得税，2022-2024年减半征收企业所得税）。方正江湾团结风电场享受所得税“三免三减半”税收优惠（2021-2023年免征企业所得税，2024-2026年减半征收企业所得税）。国家税收优惠政策的调整或者期满有可能对公司的净利润造成影响。针对上述风险，公司不断提高自身运营管理水平，通过内部挖潜实现管理升级，从而拓展利润空间，减少政策对公司净利润的影响。
　　本期重大风险是否发生重大变化：
　　本期重大风险未发生重大变化。 收起▲

　　一、业务概要 （一）商业模式与经营计划实现情况 1、商业模式 （1）报告期内公司从事的主要业务 公司的主要业务为风力发电项目的开发、建设及运营。截至2024年6月30日，公司风电项目权益装机容量为302.68MW，其中全资控股风电项目279.16MW。 （2）经营模式 公司主要通过风力发电项目的开发、建设、运营等流程，将风能转化为电能，再将电能销售给客户结算售电收入。公司售电收入扣减成本费用后获取利润。公司商业模式的重点在于不断收购、新建或扩建、高效运营风电场，获得增长。 公司项目投资运营主要包括三个阶段：项目开发阶段，由公司统一负责目标区域的项目... 查看全部▼

　　一、业务概要
（一）商业模式与经营计划实现情况
1、商业模式
（1）报告期内公司从事的主要业务
公司的主要业务为风力发电项目的开发、建设及运营。截至2024年6月30日，公司风电项目权益装机容量为302.68MW，其中全资控股风电项目279.16MW。
（2）经营模式
公司主要通过风力发电项目的开发、建设、运营等流程，将风能转化为电能，再将电能销售给客户结算售电收入。公司售电收入扣减成本费用后获取利润。公司商业模式的重点在于不断收购、新建或扩建、高效运营风电场，获得增长。
公司项目投资运营主要包括三个阶段：项目开发阶段，由公司统一负责目标区域的项目开发，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风机设备的采购和招标，下属项目公司负责项目现场施工，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风电场的运行、维护和检修，公司对各下属公司实行经营目标考核。
除自主开发项目外，公司还以优质的风力发电项目资产为标的实施股权收购，在并购完成后对并购项目进行运营管理。
（3）销售模式
公司风机所发电量采用直接销售方式。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由两种方式确定：
第一种是依照国家定价。即依据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，物价局核定各新能源发电项目的上网标杆电价。国家定价结算方式是公司电量销售结算的主要方式。
第二种是电力多边交易。为缓解弃风限电对风电企业的影响，由地方政府推动，电网公司根据“特定用电侧”需求，提出交易电量和电价的指导意见，组织“发电侧”企业就此部分交易电量和电价进行磋商，确定各发电企业所承担的电量和上网基础电价。多边交易模式下风电场的电费收入由电网公司支付的基础电费和国家新能源补贴两部分组成。多边交易结算方式是公司电量销售结算的补充方式。
2、经营计划实现情况
截至2024年6月30日，公司全资控股风电项目装机容量279.16MW，旗下共有六个风电场投入正式商业运营。报告期内，公司累计完成发电量32,255.62万千瓦时，比去年同期减少7.93%；上网电量31,366.30万千瓦时，比去年同期减少7.83%。
截至2024年6月30日，公司资产总额1,775,353,047.99元，比上年度末1,745,971,082.83元增加1.68%。负债总额672,430,295.92元，比上年度末653,926,863.51元增加2.83%。归属挂牌公司股东的净资产1,102,922,752.07元比上年度末1,092,044,219.32元增加1.00%。
报告期内，公司实现销售收入137,845,051.31元，同比减少19.37%，实现归属于挂牌公司股东的净利润49,827,057.33元，同比减少40.96%。
报告期内，公司旗下各风电场电量完成情况如下：
（二）行业情况
1、报告期内我国可再生能源整体发展情况
2024年以来，国家能源局深入贯彻落实党的二十大和二十届二中、三中全会精神，锚定碳达峰碳中和目标，统筹能源安全供应和绿色低碳发展，全力增加清洁电力供应，可再生能源发展取得新成效。可再生能源装机规模不断实现新突破。2024年上半年，全国可再生能源发电新增装机1.34亿千瓦，同比增长24%，占全国新增电力装机的88%。其中，水电新增499万千瓦，风电新增2584万千瓦，太阳能发电新增1.02亿千瓦，生物质发电新增116万千瓦。截至2024年6月底，全国可再生能源发电装机达到16.53亿千瓦，同比增长25%，约占我国发电总装机的53.8%，其中，水电装机4.27亿千瓦，风电装机4.67亿千瓦，太阳能发电装机7.14亿千瓦，生物质发电装机4530万千瓦。风电光伏发电合计装机（11.8亿千瓦）已超过煤电装机（11.7亿千瓦）。
可再生能源发电量稳步迈上新台阶。2024年上半年，全国可再生能源发电量达1.56万亿千瓦时，同比增加22%，约占全部发电量的35.1%；其中，风电太阳能发电量合计达9007亿千瓦时，约占全部发电量的20%，同比增长23.5%，超过了同期第三产业用电量（8525亿千瓦时）和城乡居民生活用电量（6757亿千瓦时）。
2、报告期内我国风电行业政策
可再生能源电力消纳持续向好
2024年3月18日，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》，该办法自2024年4月1日起施行。《办法》适用于风力发电、太阳能发电、生物质能发电、海洋能发电、地热能发电等非水可再生能源发电。水力发电参照执行。《办法》重点从全额保障性收购监管范围、监管内容、监管方式、行政处罚等方面，对通过监管手段提升可再生能源消纳保障水平提出明确要求。《办法》的出台为做好全额保障性收购监管工作提供了依据，有助于确保可再生能源得到充分消纳，为产业的健康发展奠定了坚实基础。
2024年6月4日，国家能源局发布《关于做好新能源消纳工作保障新能源高质量发展的通知》，《通知》提出4项重点任务：一是加快推进新能源配套电网项目建设；二是积极推进系统调节能力提升和网源协调发展；三是充分发挥电网资源配置平台作用；四是科学优化新能源利用率目标。《通知》针对网源协调发展、调节能力提升、电网资源配置、新能源利用率目标优化等各方关注、亟待完善的重点方向，提出做好消纳工作的举措，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。
大力推进非化石能源高质量发展，巩固扩大风电、光伏良好发展态势
2024年3月22日，国家能源局印发《2024年能源工作指导意见》，意见要求：能源结构持续优化。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。天
然气消费稳中有增，非化石能源占能源消费总量比重提高到18.9%左右，终端电力消费比重持续提高。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”。开展全国风能和太阳能发电资源普查试点工作。
实施“千乡万村驭风行动”，促进农村地区风电就地就近开发利用
2024年4月1日，国家发展改革委、国家能源局、农业农村部联合印发《关于组织开展“千乡万村驭风行动”的通知》。组织开展“千乡万村驭风行动”，将有力推动风电就地就近开发利用，有效促进农村可再生能源高质量发展，具有重要的现实意义。一是开辟风电发展新的增长极。当前我国风电以“三北”地区规模化开发为主，随着低风速发电技术逐步成熟，中东南部地区就地就近开发风电日益具备可行性和经济性。如每年选择具备条件的1000个村进行试点开发，按每村装机2万千瓦测算，年可新增风电装机2000万千瓦，新增投资约1000亿元，既能为风电发展打开新的市场空间，也能更好发挥促发展、扩投资、稳增长的作用。二是推动农村能源革命的重要抓手。实施“千乡万村驭风行动”，推动农村地区风电发展，与农村分布式光伏、生物质发电等实现多能互补、深度融合，有助于调整农村能源结构，推动农村能源革命，助力落实碳达峰碳中和目标。三是助力乡村振兴的重要载体。支持各类投资主体与当地村集体按“村企合作”模式共同开展风电项目开发建设，支持村集体依法通过土地使用权作价入股等方式共享风电项目收益，并提供相应就业岗位，从而拓宽村集体和农民增收致富渠道，使风电发展真正惠及“三农”，赋能乡村振兴。
加大节能降碳工作推进力度，积极稳妥推进碳达峰碳中和
2024年5月29日，国务院印发《2024-2025年节能降碳行动方案》，方案提出非化石能源消费提升行动：一是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。到2025年底，全国非化石能源发电量占比达到39%左右。二是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。三是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%。
3、报告期内我国风电建设和运行情况
2024年上半年，全国风电新增并网容量2584万千瓦，同比增长12%，其中陆上风电2501万千瓦，海上风电83万千瓦。截至2024年6月底，全国风电累计并网容量达到4.67亿千瓦，同比增长20%，其中陆上风电4.29亿千瓦，海上风电3817万千瓦。2024年上半年，全国风电发电量5088亿千瓦时，同比增长10%，全国风电平均利用率96.1%。

　　二、公司面临的重大风险分析
自然条件风险
1、自然条件风险风力发电行业对天气与风况条件存在比较大的依赖,任何不可预见的天气与风况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。风力资源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，进而影响公司风电场发电量。2、重大自然灾害导致的风险公司现有风场位于内蒙古自治区、安徽省和广东省。可能因出现超过预计的严寒、台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，严重影响风电场的发电能力，从而对公司的发电量和营业收入造成不利影响。针对上述风险，在开始建造风电项目前，公司会对每个风电项目进行实地调研，进行为期不少于一年的持续风力测试，包括测量风速、风向、气温、气压等，并编制可行性研究报告；对于拟收购的风电项目，公司也会进行详尽的调查，关注实际运行中天气与风况条件，并编制调查报告，尽可能规避风险较大的风电项目。项目投产或收购后，公司也会向保险公司投保，以转移风险。
政策风险
1、国家相关政策发生变化的风险如果未来国家支持风电行业的相关政策发生变化，将可能减少风电项目的收入，从而对公司的经营业绩带来不利影响。2、政府审批风险风电项目的设计、风场建设、并网发电和上网电价等各个环节都需不同政府部门的审批和许可。本公司风电项目的建造需要获得地方政府投资主管部门的核准，同时还需要获得项目所在地地方政府的其他各项批准和许可。如果未来风电项目的审批标准更加严格，或审批及核准所需时间延长，公司可能因为申请程序的拖延而导致失去项目开发的最佳时机，或者因为建设期延长而对项目的投资回收产生不利影响。针对上述风险，公司将及时关注与了解政府相关政策，在可行性研究阶段，提高应对政策风险的容余量，以确保风电项目的经济可行性。
市场风险
1、市场竞争风险风电行业也面临来自包括煤炭、天然气以及燃油等传统能源发电行业的竞争，以及其他可再生能源企业的竞争。一方面，如果传统能源价格的下降而降低传统能源发电公司的成本，进而对风电行业造成影响；另一方面包括太阳能、水能、生物质、地热和海洋能源在内的其他可再生能源均享受政府相关激励政策。如果未来国家持续加大对其他可再生能源的政策支持，本公司也可能会面临来自其他可再生能源发电公司的竞争。针对上述风险，公司通过不断扩张融资渠道、提升资本实力，深化运营管理、提升运管能力等手段，提高自身竞争实力，以应对市场竞争。另一方面，公司也在选择合适时机，进入其他可再生能源领域，以规避单一风电业务造成的风险。2、上网电价下降的风险如果国家发改委或其他政府机构未来调低风电上网电价，则会对公司未来项目带来重大不利影响。需要说明的是,在国家调整风电上网电价政策颁布前公司已投产的风电项目上网电价，不受相关政策影响，对于未来新建项目，才会受到相关政策影响。针对上述风险，对于未来新建项目，公司将加强分析上网电价下调对风电项目效益的影响，通过优化设备选型、降低工程造价和运行成本、优化风机运行程序以及合理安排风机设备检修时间等方式来保证未来新建项目的效益。
经营管理风险
1、客户集中风险目前国家电网及南方电网两家电网企业基本实现了电力的统购统销，垄断了全国的电力供销市场,包括风电企业在内的所有电力企业，其所生产的电力基本要出售给两家电网公司及其区域分、子公司。针对上述风险，公司将积极开拓新区域项目，分散客户集中的风险。2、因风机质量而导致的风险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。针对上述风险，公司制定了日常巡检制度，加强日常生产经营中的维护工作，确保风机良好的运行状态。3、弃风限电风险对于公司已经投产的风电项目，如果因为区域电网整体负荷发生变化而导致相关电网公司对本公司风电项目限电，会对公司风电项目收入产生不利影响。针对上述风险，公司将积极开发所处区域电网负载与调峰能力强的风电项目，提高此类风电项目收入在公司整体收入中的比重，弱化弃风限电对公司营收的影响。4、项目建设与并网风险公司通常聘用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。针对上述风险，一方面，公司选择与地方电网企业关系良好、有一定影响力的企业合作，发挥双方优势，共同合作风电项目。另一方面，公司通过招投标选择实力强、经验丰富、有较高资质、信誉良好的承包商，并在相关合同中约定对方责任，以降低项目建设风险。5、对供应商追究违约责任的风险2010年9月，东电茂霖与沈阳中科天道签署了《赤峰克什克腾旗黄岗梁老虎洞39MW风电场项目风力发电机组采购合同》（编号为MLFN-HGL-2010/10号），约定东电茂霖向沈阳中科天道购买风电机组设备，沈阳中科天道除出售风电机组设备之外，还负责风电机组设备的交付、运输、安装指导、调试、试运行以及二年的质量保证期服务、提供相应的技术培训服务、提供有关技术资料等。但沈阳中科天道未履行维保义务，也未按约定对履约担保物办理相关的质押手续。2016年9月21日，东电茂霖向沈阳市仲裁委提交仲裁申请材料申请立案。2016年9月25日，收到沈阳市仲裁委的案件受理通知书（(2016)沈仲通字第16182号）。2017年12月21日，在沈阳市仲裁委正式开庭审理此案。2020年3月24日，沈阳仲裁委员会向申请人东电茂霖风能发展有限公司及被申请人沈阳中科天道新能源装备股份有限公司送达最终裁决书，仲裁庭作出的裁决结果如下：被申请人沈阳中科天道新能源装备股份有限公司应向申请人东电茂霖风能发展有限公司支付的款项合计38,395,338.37元，被申请人应当自收到裁决书之日起10日内支付完毕。逾期，按《中华人民共和国民事诉讼法》第二百五十三条规定执行。2020年4月2日，自动履行裁决期限已满，未收到天道公司款项。我方代理律师出具《强制执行申请》，并邮寄至沈阳市中级人民法院。2020年4月22日，代理律师收到法院电话受理通知，执行案号：2020辽01执641。根据法院要求，东电茂霖已提交《评估拍卖申请书》，申请对沈阳中科天道持有的中科天道新能源有限公司2800万股权进行强制拍卖。2022年2月，我方代理律师再次向沈阳中级法院递交了《评估拍卖申请书》，申请依法评估、拍卖沈阳中科天道持有的股权；8月26日，沈阳中级法院通过摇号方式确定了审计鉴定机构为辽宁恒信达会计师事务所；10月底，我方提前向沈阳中级法院申请继续冻结沈阳中科天道持有的2800万股权，将冻结期限延续至2024年11月24日。目前该案件已进入股权拍卖执行阶段，辽宁恒信达会计师事务所已完成审计工作并出具了审计报告，2024年1月30日法院发出送达公告；2024年3月20日法院委托辽宁永安资产评估有限公司进行资产评估，并已于2024年6月7日送达了辽永安评报字(2024)B026号《资产评估报告》书。2024年6月18日接到沈阳中级人民法院通知，待公告期满后启动司法拍卖程序。鉴于中科天道对裁决结果的可执行金额存在不确定性，东电茂霖可获得的赔偿金额存在不确定。针对上述风险，东电茂霖已委托代理律师积极推进相关工作。
税收风险
公司所属风电行业为国家扶持行业，享受国家税收优惠。其中：公司下属所有风电场均享受增值税实行即征即退50%的政策，东电茂霖下属单独核算达里风电场与黄岗梁风电场和辉腾锡勒测试公司下属单独核算安达风电场享受西部大开发按15%缴纳企业所得税的优惠税率政策（2021-2030）。宿州聚隆秦山风电场享受所得税“三免三减半”税收优惠（2019-2021年免征企业所得税，2022-2024年减半征收企业所得税）。国家税收优惠政策的调整或者期满有可能对公司的净利润造成影响。针对上述风险，公司不断提高自身运营管理水平，通过内部挖潜实现管理升级，从而拓展利润空间，减少政策对公司净利润的影响。 收起▲