新能源光伏发电、风力发电及可再生水力发电的开发和利用等业务。
电力产品销售、项目管理、电站运行维护及其他
电力产品销售 、 项目管理 、 电站运行维护及其他
法律、法规、国务院决定规定禁止的不得经营；法律、法规、国务院决定规定应当许可（审批）的，经审批机关批准后凭许可（审批）文件经营；法律、法规、国务院决定规定无需许可（审批）的，市场主体自主选择经营。太阳能发电技术服务；太阳能热发电产品销售；风力发电技术服务；水力发电；发电业务、输电业务、供（配）电业务；生物质能技术服务；新兴能源技术研发；电力行业高效节能技术研发；储能技术服务；输电、供电、受电电力设施的安装、维修和试验；建设工程施工；电气安装服务；技术服务、技术开发、技术咨询、技术交流、技术转让、技术推广；安全咨询服务（依法须经批准的项目，经相关部门批准后方可开展经营活动）
营业收入 X
| 业务名称 | 营业收入(元) | 收入比例 | 营业成本(元) | 成本比例 | 主营利润(元) | 利润比例 | 毛利率 | |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
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| 客户名称 | 销售额（元） | 占比 |
|---|---|---|
| 贵州电网有限责任公司 |
18.40亿 | 58.02% |
| 广西电网有限责任公司 |
3.73亿 | 11.77% |
| 国网陕西省电力有限公司 |
2.26亿 | 7.14% |
| 广东电网有限责任公司 |
2.12亿 | 6.68% |
| 云南电网有限责任公司 |
1.27亿 | 4.00% |
| 供应商名称 | 采购额（元） | 占比 |
|---|---|---|
| 中国安能集团科工有限公司 |
7.34亿 | 21.23% |
| 中机国际工程设计研究院有限责任公司 |
5.02亿 | 14.51% |
| 上海能源科技发展有限公司 |
2.57亿 | 7.44% |
| 三一重能股份有限公司 |
1.27亿 | 3.66% |
| 中国电建集团江西省电力设计院有限公司 |
1.10亿 | 3.17% |
| 客户名称 | 销售额（元） | 占比 |
|---|---|---|
| 贵州电网有限责任公司 |
18.05亿 | 57.27% |
| 广西电网有限责任公司 |
4.13亿 | 13.09% |
| 国网陕西省电力有限公司 |
2.04亿 | 6.48% |
| 广东电网有限责任公司 |
2.03亿 | 6.43% |
| 云南电网有限责任公司 |
1.61亿 | 5.11% |
| 供应商名称 | 采购额（元） | 占比 |
|---|---|---|
| 上海能源科技发展有限公司 |
4.60亿 | 13.18% |
| 中国安能集团科工有限公司 |
4.06亿 | 11.63% |
| 上海能辉科技股份有限公司 |
2.60亿 | 7.46% |
| 国家电力投资集团有限公司物资装备分公司 |
2.34亿 | 6.69% |
| 协鑫绿能系统科技有限公司 |
2.08亿 | 5.96% |
| 客户名称 | 销售额（元） | 占比 |
|---|---|---|
| 贵州电网有限责任公司 |
19.68亿 | 60.78% |
| 广西电网有限责任公司 |
3.83亿 | 11.83% |
| 广东电网有限责任公司 |
2.25亿 | 6.94% |
| 国网陕西省电力有限公司 |
2.09亿 | 6.45% |
| 云南电网有限责任公司 |
1.10亿 | 3.41% |
| 供应商名称 | 采购额（元） | 占比 |
|---|---|---|
| 中国电建集团贵州电力设计研究院有限公司 |
8.57亿 | 27.67% |
| 正泰新能科技股份有限公司 |
8.39亿 | 27.10% |
| 隆基乐叶光伏科技有限公司 |
2.70亿 | 8.71% |
| 锦州阳光能源有限公司 |
1.78亿 | 5.74% |
| 天合光能股份有限公司 |
1.03亿 | 3.31% |
| 客户名称 | 销售额（元） | 占比 |
|---|---|---|
| 贵州电网有限责任公司 |
18.84亿 | 62.97% |
| 广西电网有限责任公司 |
3.30亿 | 11.04% |
| 广东电网有限责任公司 |
2.16亿 | 7.23% |
| 国网陕西省电力有限公司 |
2.04亿 | 6.82% |
| 云南电网有限责任公司 |
1.05亿 | 3.50% |
| 供应商名称 | 采购额（元） | 占比 |
|---|---|---|
| 中国安能集团第一工程局有限公司 |
2.57亿 | 15.96% |
| 天合光能股份有限公司 |
2.16亿 | 13.44% |
| 常州天合智慧能源工程有限公司 |
1.82亿 | 11.30% |
| 常州亿晶光电科技有限公司 |
1.80亿 | 11.20% |
| 西安隆基清洁能源有限公司 |
4587.16万 | 2.85% |
| 客户名称 | 销售额（元） | 占比 |
|---|---|---|
| 贵州电网有限责任公司 |
14.94亿 | 65.33% |
| 广东电网有限责任公司 |
1.79亿 | 7.85% |
| 海南电网有限责任公司 |
1.19亿 | 5.21% |
| 云南电网有限责任公司 |
1.02亿 | 4.47% |
| 广西电网有限责任公司 |
6871.67万 | 3.00% |
| 供应商名称 | 采购额（元） | 占比 |
|---|---|---|
| 中建材浚鑫科技有限公司 |
5.43亿 | 14.66% |
| 合肥阳光新能源科技有限公司 |
3.04亿 | 8.20% |
| 贵州西能电力建设有限公司 |
2.28亿 | 6.15% |
| 英利能源(江西)有限公司 |
1.80亿 | 4.87% |
| 浙江正泰新能源开发有限公司 |
1.74亿 | 4.69% |
一、业务概要 (一)商业模式与经营计划实现情况 1.商业模式： 公司主要从事新能源光伏发电、风力发电及可再生水力发电的开发和利用等业务，通过光伏电站、风电场、水力发电站的运营发电获得电力销售收入。公司以提供清洁能源为核心，以“农光互补”为主线，充分利用荒山荒地或低产旱地。公司位于“阳光城”之称的贵州省威宁县，地处全省太阳辐射的高值区，是太阳能发电利用的最佳区域，具备得天独厚的光伏项目条件。公司通过向电网公司及下游用户售卖电力产品获得营业收入，成本主要来自新能源电站的投资建设和运营维护所产生的成本和费用。公司业务的核心流程可以概括为如下四个步骤： (1)项目建设前期的可行性研究； ... 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：
公司主要从事新能源光伏发电、风力发电及可再生水力发电的开发和利用等业务，通过光伏电站、风电场、水力发电站的运营发电获得电力销售收入。公司以提供清洁能源为核心，以“农光互补”为主线，充分利用荒山荒地或低产旱地。公司位于“阳光城”之称的贵州省威宁县，地处全省太阳辐射的高值区，是太阳能发电利用的最佳区域，具备得天独厚的光伏项目条件。公司通过向电网公司及下游用户售卖电力产品获得营业收入，成本主要来自新能源电站的投资建设和运营维护所产生的成本和费用。公司业务的核心流程可以概括为如下四个步骤：
(1)项目建设前期的可行性研究；
(2)政府部门及相关主管部门的批复；
(3)项目工程建设；
(4)并网运行、电站维护及电能销售。
公司提出光伏电站投资申请并取得能源局的关于开展前期工作的批文后筹集资金，通过公开招标方式确定工程总包方进行工程项目建设。按照主要设备资产是否由公司采购来划分，上游采购可分为两种采购模式，一是采用工程部分总承包，公司自行采购光伏电池组件、逆变器、箱变等主要设备资产，二是采用EPC工程总承包模式，由工程方完成全部设备资产采购；项目完工验收、取得并网许可后，公司独立运营并维护电站，按照发改委批复的上网电价与电网公司或第三方签订相关售电合同，并根据实际的发电量与电网公司结算电费，获取持续性的收入、利润和现金流。
2.经营计划实现
主要财务指标完成情况：公司的财务状况截至2025年12月31日，资产总额40,117,318,998.05元，负债总额28,598,326,814.80元；公司经营成果2025年1-12月实现营业收入3,171,705,498.09元，较上年同期增加20,223,128.98元，同比提升0.64%；发生营业成本2,013,458,247.49元，较上年同期增加275,679,671.55元，同比提升15.86%；完成净利润354,360,567.22元，较上年同期减少292,615,086.98元，同比降低45.23%。
(二)行业情况
一是行业规模与结构持续优化。预计在“十五五”规划开局之年，全国发电总装机容量将继续保持稳健增长，清洁能源新增装机规模，特别是风电和光伏发电，仍将是增长的主要动力。非化石能源发电装机占比有望进一步提升，绿色电力交易市场的活跃度和规模预计将继续扩大，非化石能源占能源消费总量的比重也将随之提高，能源结构绿色低碳转型的进程将得到进一步巩固和深化。
二是政策支持力度加大。各项新政策的实施效果将逐步显现，针对接网消纳承载力不足的问题，预计将有更具体的配套措施和技术标准出台，以保障新能源项目“发得出、送得走、用得好”。贵州省能源局发布《贵州省风电光伏发电项目管理办法》，延长风电光伏发电项目核准/备案后开工时间要求，更细致规定各项工作开展路径。“千乡万村驭风行动”等乡村能源项目将进入规模化推广和建设阶段，成为乡村振兴和能源转型的重要结合点。同时，大型风电光伏基地的建设将继续推进，第二批、第三批基地项目将陆续建成并网，成为保障能源供应和优化布局的“压舱石”。
三是新能源上网电价市场化改革，电价不确定性增加。2026年，新能源上网电价完全由市场交易形成的机制将更加成熟，同时也意味着电价不确定性将成为行业常态。企业的收入将完全依赖于市场竞争能力，收益波动性可能进一步凸显。经营压力普遍化：不仅2025年6月后投产的项目，更多存量项目也可能逐步全面参与市场交易，所有新能源发电企业都将面临如何在市场中获取合理收益的挑战。竞争维度多元化：竞争将不再局限于电价，还将扩展到发电预测精度、交易策略灵活性、负荷响应能力、绿电环境价值实现等多个维度。缺乏综合市场竞争力的企业将面临更大的盈利压力甚至生存危机。技术创新与成本控制成为关键：在激烈的市场竞争下，通过技术创新持续降低度电成本、提升发电效率，以及通过精细化运营控制非技术成本，将成为企业保持竞争力的核心手段。光伏发电等技术进步带来的成本下降趋势，仍将是行业发展的底层驱动力。
二、公司面临的重大风险分析
工程建设及电站运营安全风险
根据《安全生产法》及国家能源局关于电力安全生产系列专项整治行动的要求，行业对新能源场站及建设项目的安全标准与监管力度持续加强。目前，公司存量项目主要分布于威宁、黔西南、广西、广东等地区，呈现点多面广的分布特点，且新建项目持续增多，重大件设备（如风机叶片、塔筒）运输距离长、吊装难度大，若出现违规操作、机械设备使用不规范、高处作业等可能引发触电、机械伤害、火灾、高空坠落等安全风险。应对措施：一是强化基础保障，确保安全投入与管理体系健全。严格依据《企业安全生产费用提取和使用管理办法》足额提取并有效使用安全费用，持续加大投入以提升设备本质安全水平。已严格按照各省工伤保险条例要求为每位在职员工购买工伤保险。同步健全安全管理制度体系，依托电投智安平台，结合季节性及专项安全检查，深入开展隐患排查治理，对所有隐患严格执行“五定”原则闭环整改；二是深化过程管控，压实作业与承包商安全责任。全面执行风险分级管控机制，加强日常设备巡视与作业前风险辨识，确保管控措施及“两票”制度落实到位。严格承包商准入与施工现场监督，强化施工方案与日风险预控措施落地，通过班前班后会明晰任务、风险及措施，确保作业现场受控；三是聚焦风险预控，提升应急与灾害应对能力。及时修编公司《四大类风险数据库》，明确重点风险清单，对中高风险作业实行报备与旁站监督。针对极端天气及时发布预警并落实预防措施。加强安全培训与应急演练，提升全员应急处置能力；四是强化应急管理，构建全链条应急管理保障体系。健全应急管理组织架构，明确第一责任人、分管责任人及各部门职责；结合新能源企业特点，完善综合、专项及现场处置预案，形成全覆盖、可操作的预案体系。将应急管理纳入日常经营与年度考核，制定科学周密的年度演练计划，明确主题与频次，常态化开展针对性、实效性演练，提升全员应急处置能力与部门协同水平。完善事后处置机制，规范善后安抚、损失统计、原因复盘及整改落实流程，形成“全员参与、层层负责、全程管控、常练不懈、闭环管理”的工作格局；五是严肃事件管理，强化事后处置与应急处理。建立事故事件即时响应机制，第一时间组织内部经验反馈并落实整改闭环。若发生安全事故，立即由管理层牵头成立“安全事故处理专班”，统一指挥应急响应、伤员救治、家属安抚及善后工作，力求源头化解矛盾，防范法律风险。专班统一负责对外信息发布、证据保全及内部调查，为后续程序做好准备。
生态环保违规风险
根据国家《固体废物污染环境防治法》等相关法规政策，生态环境部及多部委持续加强对新能源项目选址、建设及退役阶段的生态环保要求。公司存量及新建项目均面临日益严格的生态合规压力。应对措施：一是建立台账，推动环保管理标准化。全面建立“一项目一清单”生态环保管理台账，组织开展全公司范围内的自查自纠专项行动，重点核查手续合规性与现场设备运行状况，实现台账动态更新与合规化管理闭环；二是压实责任，强化污染源头管控。严格落实企业环保主体责任，规范现场固体废弃物与危险废物的收集、贮存与处置，坚决杜绝遗弃、扬撒及废水外排事件；噪声检测超标时立即采取降噪措施，确保各项指标持续达标；三是严守红线，确保项目手续合规。严把项目前期环保手续关，严格执行环境影响评价与审批程序，坚决防范“未批先建”等违规行为，从源头杜绝环保违法风险；四是快速响应，建立专项应急处置机制。如发生环保违规事件，公司将立即启动应急响应，成立由高级管理层牵头的“生态环保违规处理专班”，实行统一指挥。专班将负责事件处置、对外沟通与信息发布，主动配合主管部门依法高效解决问题，同步做好舆情管理，切实履行企业环境责任，最大限度控制事件影响。
应收账款无法回收的风险
公司应收账款高度集中于可再生能源财政补贴款，一是补贴回款周期受财政预算与拨付流程制约，存在长期占用营运资金的压力；二是若公司电站未能通过国家可再生能源补贴项目合规性核查，对应的应收补贴款将面临无法回收的风险。应对措施：一是全力攻坚，推进项目合规化。目前公司已成立由公司领导牵头的专项工作组，分类施策，待国家可再生能源信息管理平台窗口开放后，第一时间精准申报，全力以赴争取进入后续合规清单；二是多措并举，保障现金流安全。财务部门立即开展极端压力情景下的现金流压力测试，制定详尽的资金应急预案。积极拓展多元化融资渠道，加强与金融机构的沟通，确保授信稳定。同时，强化全面预算与资金精细化管理，保障核心运营支出，守住不发生现金流断裂的底线；三是依法维权，控制衍生风险。对于确因对方责任导致损失的并购项目争议，由法律部门牵头，在充分评估成本收益的基础上，审慎启动法律程序，坚决维护公司合法权益，并将可能产生的声誉影响降至最低。
债务及现金流风险
公司债务呈现出规模大、期限长、兑付时间集中的特点，且增长主要依靠债权融资，渠道较为单一，资产负债率因此持续上行。与此同时，主营业务的补贴款回收受财政拨付进度等因素制约，回款周期较长。若未能妥善管理到期债务，可能引发连锁风险：首先将面临潜在法律诉讼；其次，信用评级可能遭下调，继而通过“融资难度增加-融资成本上升”的传导路径，进一步加剧财务压力。应对措施：一是拓宽融资渠道，保障额度充足。积极与各金融机构对接，全力推进新建项目融资，为项目投资提供稳定资金支持；二是优化融资结构，严控资金成本。通过拓展与优质企业、金融机构及政府部门的合作关系，拓宽融资来源，持续优化融资结构，有效降低财务费用；三是精细资金管理，严守偿付底线。根据资金状况与债务优先级制定科学还款计划，严格执行三个月滚动资金计划编制与报送机制，动态监控现金流，精准安排支付，确保每一笔到期债务如期偿付，维护公司信用；四是建立动态监测与应急机制。持续评估融资环境与自身资金状况，定期进行流动性压力测试，并制定应急预案，确保在任何市场情况下均能守住现金流安全底线，保障公司稳健运营；五是积极应对国补核查，力保补贴回收。针对受国补核查影响的项目，公司已成立由领导牵头的专项工作组，已安排专人持续跟进政策动态与发放进展并按月编制补贴回收工作进展情况报告，确保在补贴恢复发放后第一时间对接电网公司，完成款项回收。
税收优惠政策变动风险
目前，公司所享三免三减、西部大开发等税收优惠政策附有执行期限或区域性政策前提，存在因到期自然终止或国家宏观战略调整而发生变化的风险。该风险具有较高的不可控性。一旦优惠政策无法延续，公司税负将回归法定税率，可能导致税收负担激增，压缩净利润空间，使盈利能力面临下行压力。应对措施：一是优化业务布局，培育新增长点。积极开拓与主营业务协同的新项目，加强项目全周期管理，建立优质项目储备，夯实持续增长基础；二是深化市场拓展与精益运营。全面加强在市场营销、内部运营等方面的精细化管理，通过效率提升与市场占有率的扩大，切实增强主营业务的核心盈利能力；三是构建盈利韧性，降低政策波动影响。将提升主营业务自身盈利水平作为目标，通过前述举措有效降低税收优惠政策变化对公司经营业绩及净利润的敏感度与影响程度。
毛利率下降的风险
电站运营毛利率主要取决于电力销售及成本，光伏、风电发电站发电收入受多种因素影响，一是根据2025年2月9日国家发展改革委、国家能源局联合印发的《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）、2025年12月2日贵州省能源局、贵州省发展和改革委员会印发的《贵州省深化新能源上网电价市场化改革实施方案（试行）》等政策要求，新能源项目超过机制比例的电量需参与市场与其他电源品种同台竞争，若参与市场后因报价等因素导致出清电量减少，弃风弃光率可能增加，项目自身需承担弃电经济损失；二是受输配电设施建设周期长、电力市场交易政策等因素制约，电网结构调整速度难以匹配新能源装机增速，导致局部地区“弃风弃光”现象大幅增长，断面受限与调度受限情况日益频繁。应对措施：一是夯实设备基础，保障发电能力。制定并执行电量优化专项方案，加强对“零电流”、“低电流”支路及设备故障的监控，确保缺陷第一时间消除，从源头减少电量损失；二是加强电网协同，减少计划损失。主动与电网协调沟通，提前获取检修计划，结合气象预报优化场站协同陪停与定检预试安排，最大限度降低计划内的电量损失；三是精准响应调度，抢抓发电时机。动态掌握电网架构与运行方式，熟悉调度限电策略，灵活调整场站运行方式，加强负荷指令跟踪与异常处理，全力争取可发电量；四是推进数智化运营，提升市场竞争力。依托现货辅助决策系统等数智化工具，提升发电预测准确性，构建以市场信号为导向的精益化生产与精细化运营模式；五是优化资产布局，优先发展优质项目。全面梳理存量和增量项目，科学安排建设时序，集中资源优先推动消纳条件好、电价较高区域的项目发展；六是拓展电力销售，创新风险对冲模式。在扩大直售电规模的基础上，积极探索与多方主体的合作模式，以市场化手段平抑发电侧波动风险；七是制定动态交易策略，实现效益最大化。根据实时电力平衡与消纳情况，制定并动态调整电力交易策略，确保发电收益最优化。
市场风险
随着电力改革深入，全国电力现货市场建设全面提速，电力市场体系逐渐完善，市场化价格机制逐步建立。根据2025年2月9日国家发展改革委、国家能源局联合印发的《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）、2025年12月2日贵州省能源局、贵州省发展和改革委员会印发的《贵州省深化新能源上网电价市场化改革实施方案（试行）》等政策要求，市场化交易规模不断扩大，电力市场竞争加剧，电价风险逐步释放。应对措施：一是加强市场研究，优化电量结构。结合区域电力市场特征加强政策研究和市场研判，优化市场化电量结构；二是强化价格预测，把控市场风险。开展现货价格分析预测，加强对市场各类风险总体把控；三是制定对冲策略，应对价格偏差风险。结合项目所在地电力市场形势及项目自身情况制定对价格风险、偏差风险的对冲策略；四是优化投资分析，提升报价准确性。针对项目所在区域，结合价格预测进行投资分析，提升报价科学性和准确性；五是拓展绿电碳交易，增强盈利能力。积极开展绿电交易、绿证交易和碳交易，提升新能源项目盈利能力。
本期重大风险是否发生重大变化：
本期新增生态环保违规风险、债务及现金流风险；减少耕地占用税缴纳风险、部分房产及土地使用权未办理权属证书的风险、应收账款收款权被质押的风险。
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