经营分析☆ ◇001289 龙源电力 更新日期：2026-07-18◇ 通达信沪深京F10
★本栏包括【1.主营业务】【2.主营构成分析】【3.前5名客户营业收入表】【4.前5名供应商采购表】
【5.经营情况评述】
【1.主营业务】
发电业务、输电业务、供（配）电业务；代理记账。电气设备修理；技术服务、技术开发、技术咨询、技
术交流、技术转让、技术推广；环保咨询服务；风力发电技术服务；太阳能发电技术服务；节能管理服务
；储能技术服务；新兴能源技术研发；货物进出口；租赁服务（不含许可类租赁服务）；会议及展览服务
；化工产品销售（不含许可类化工产品）；建筑材料销售；非居住房地产租赁；财务咨询；税务服务；企
业总部管理；自有资金投资的资产管理服务；电子（气）物理设备及其他电子设备制造。
【2.主营构成分析】
截止日期:2025-12-31
项目名 营业收入(元) 收入比例(%) 营业利润(元) 利润比例(%) 毛利率(%)
─────────────────────────────────────────────────
电力行业(行业) 296.89亿 98.14 103.55亿 98.39 34.88
其他(行业) 5.64亿 1.86 1.69亿 1.61 30.06
─────────────────────────────────────────────────
电力产品(产品) 296.89亿 98.14 103.55亿 98.39 34.88
其他收入(产品) 5.64亿 1.86 1.69亿 1.61 30.06
─────────────────────────────────────────────────
国内业务(地区) 295.87亿 97.80 --- --- ---
国外业务(地区) 6.66亿 2.20 3.30亿 3.14 49.58
─────────────────────────────────────────────────
截止日期:2025-06-30
项目名 营业收入(元) 收入比例(%) 营业利润(元) 利润比例(%) 毛利率(%)
─────────────────────────────────────────────────
电力行业(行业) 155.35亿 99.22 63.95亿 99.93 41.16
其他(行业) 1.22亿 0.78 462.34万 0.07 3.80
─────────────────────────────────────────────────
电力产品(产品) 155.35亿 99.22 63.95亿 99.93 41.16
其他收入(产品) 1.22亿 0.78 462.34万 0.07 3.80
─────────────────────────────────────────────────
国内收入(地区) 153.25亿 97.88 62.32亿 97.38 40.66
国外收入(地区) 3.32亿 2.12 1.68亿 2.62 50.55
─────────────────────────────────────────────────
截止日期:2024-12-31
项目名 营业收入(元) 收入比例(%) 营业利润(元) 利润比例(%) 毛利率(%)
─────────────────────────────────────────────────
电力行业(行业) 338.12亿 91.21 136.69亿 98.19 40.43
其他(行业) 32.58亿 8.79 --- --- ---
─────────────────────────────────────────────────
电力产品(产品) 338.12亿 91.21 136.69亿 98.19 40.43
煤炭收入(产品) 19.41亿 5.24 1225.23万 0.09 0.63
其他收入(产品) 7.96亿 2.15 --- --- ---
热力产品(产品) 5.21亿 1.41 --- --- ---
─────────────────────────────────────────────────
国内业务(地区) 363.44亿 98.04 --- --- ---
国外业务(地区) 7.26亿 1.96 4.19亿 3.01 57.69
─────────────────────────────────────────────────
截止日期:2024-06-30
项目名 营业收入(元) 收入比例(%) 营业利润(元) 利润比例(%) 毛利率(%)
─────────────────────────────────────────────────
电力行业(行业) 165.66亿 87.73 66.67亿 97.52 40.24
其他(行业) 23.18亿 12.27 1.70亿 2.48 7.32
─────────────────────────────────────────────────
电力产品(产品) 165.66亿 87.73 66.67亿 97.52 40.24
煤炭收入(产品) 15.42亿 8.16 3155.98万 0.46 2.05
热力产品(产品) 4.42亿 2.34 4205.90万 0.62 9.52
其他收入(产品) 3.35亿 1.77 9611.23万 1.41 28.73
─────────────────────────────────────────────────
国内收入(地区) 185.32亿 98.14 66.06亿 96.64 35.65
国外收入(地区) 3.51亿 1.86 2.30亿 3.36 65.43
─────────────────────────────────────────────────
风电分部(业务) 137.81亿 72.98 63.33亿 92.64 45.95
火电分部(业务) 40.50亿 21.45 2.10亿 3.08 5.19
光伏分部(业务) 9.45亿 5.00 2.62亿 3.84 27.78
其他(业务) 1.07亿 0.57 3065.02万 0.45 28.59
─────────────────────────────────────────────────
【3.前5名客户营业收入表】
截止日期:2025-12-31
前5大客户共销售111.65亿元，占营业收入的36.91%
┌───────────────────────┬───────────┬───────────┐
│客户名称 │ 营收额(万元)│ 占比(%)│
├───────────────────────┼───────────┼───────────┤
│国网江苏省电力有限公司 │ 481672.95│ 15.92│
│国网福建省电力有限公司 │ 189062.86│ 6.25│
│国网冀北电力有限公司 │ 153540.04│ 5.08│
│广西电网有限责任公司 │ 147515.90│ 4.88│
│国网甘肃省电力公司 │ 144753.07│ 4.78│
│合计 │ 1116544.82│ 36.91│
└───────────────────────┴───────────┴───────────┘
【4.前5名供应商采购表】
截止日期:2025-12-31
前5大供应商共采购44.95亿元，占总采购额的24.22%
┌───────────────────────┬───────────┬───────────┐
│供应商名称 │ 采购额(万元)│ 占比(%)│
├───────────────────────┼───────────┼───────────┤
│国家能源投资集团有限责任公司 │ 117877.45│ 6.35│
│中国能源建设集团湖南火电建设有限公司 │ 97845.57│ 5.27│
│中国电建集团华东勘测设计研究院有限公司 │ 88008.79│ 4.74│
│远景能源有限公司 │ 76568.69│ 4.13│
│甘肃省安装建设集团有限公司 │ 69200.65│ 3.73│
│合计 │ 449501.17│ 24.22│
└───────────────────────┴───────────┴───────────┘
【5.经营情况评述】
截止日期:2025-12-31
●发展回顾:
一、报告期内公司从事的主要业务
2025年，面对复杂形势和艰巨任务，本集团在公司董事会的坚强领导下，坚持以习近平新时代中国特色
社会主义思想为指导，牢牢把握“稳经营、谋创新、优投资、强管理、保安全”的工作主线，全面落实“三
个转型”工作要求，深入实施“12355”工作思路，迎难而上、锐意进取，各项工作取得显著成效。
2025年，本集团净新增新能源控股装机容量4851.10兆瓦，其中新增风电控股装机容量1738.60兆瓦、太
阳能发电控股装机容量3142.50兆瓦，减少生物质发电控股装机容量30.00兆瓦。截至2025年12月31日，本集
团控股装机容量为45994.29兆瓦，其中风电32147.37兆瓦，太阳能13840.82兆瓦，其他可再生能源6.10兆瓦
。本集团2025年累计完成发电量76469353兆瓦时，其中风电发电量63086188兆瓦时，同比增长4.19%；太阳
能发电量13377458兆瓦时，同比增长70.92%。
1.全面夯实安全环保基础，筑牢高质量发展根基
2025年，本集团全面构建安全生产管理体系，践行“从零开始、向零奋斗”的安全文化理念，以“零伤
亡、零事故、零损失”为终极目标，以归零心态推进安全生产精细化管理。创新开展安全管理提升“三个一
”、作业现场“三个全面整治”等专项行动，筑牢承包商管理“三个环节”与事故预防“三道防线”，提升
本质安全水平。深度融合数字化转型，全面升级安全环保智能监管平台，实现风险动态管控。完善积分制管
理体系，通过刚性约束推动管理效能提升。系统推进风险分级管控，严格落实年度安全环保重点工作任务，
开展治本攻坚三年行动，组织“安全生产月”警示教育活动，实施海上应急演练观摩，成功抵御超强台风“
桦加沙”正面袭击，实现零损失。构建隐患排查治理闭环体系，显著提升员工安全履责能力与现场监督效能
，全年实现重大安全事故和环保事件“双零”目标。
2025年，本集团着力构建高效运维新格局，以区域维保基地为枢纽辐射周边场站，实现人员配置最优化
。在风电、太阳能等核心业务领域全面应用无人机巡检技术，初步建成智能化运维创新体系。动态完善生产
运营制度体系，构建与高质量发展相适应的规范化管理机制。推行“清单式”消防安全管理，分两轮开展发
电机组火灾隐患专项排查，实现重大隐患100%闭环治理。实施预防性检修策略，提升设备可靠性，完善风电
防倒塔技术标准体系，强化全过程技术监督，构建多层级风险防控网络。
2025年，本集团累计完成发电量76469353兆瓦时，同比增长1.22%，新能源发电量同比增长11.82%，其
中风电发电量63086188兆瓦时，同比增长4.19%。2025年，风电平均利用小时数为2052小时，同比下降138小
时，较行业平均利用小时高73小时。风电平均利用小时数下降主要原因：一是2025年本集团项目分布区域平
均风速同比下降0.1米/秒；二是全国新能源装机高速增长，但用电需求增长幅度小于装机增长幅度，导致部
分区域供需比例失衡，风电限电比例同比升高，限电损失同比增加。
2.拓展优质资源储备，推动高质量规模增长
2025年，本集团坚持存量提质与增量做优协同推进，抢抓战略机遇，优布局调结构，全力拓展优质资源
。积极践行“五个示范”，以重大工程带动高质量发展、突破性进展和创新实践，全力推进“沙戈荒”风光
大基地建设，强化海上风电规模化开发，打造具有龙源特色的新能源标杆基地。聚焦中东南部消纳能力强劲
、电价优势显著区域，优先获取竞配指标。科学实施“以大代小”项目，因地制宜布局共享储能项目，协同
下游产业有序拓展绿电制氢（氨）应用场景。加快深远海项目布局，深化战略谋划与实施推进。
2025年，本集团新签订开发协议5.86吉瓦，其中风电4吉瓦、太阳能0.65吉瓦、储能1.21吉瓦，均位于
资源较好地区。全年累计取得开发指标8.63吉瓦，其中风电4.27吉瓦，太阳能4.36吉瓦。
3.攻坚重点项目建设，打造高质量标杆工程
2025年，本集团聚力项目建设，科学调配施工资源，靶向破解卡点瓶颈，对关键节点推进全流程监督。
针对大基地项目，优化建设方案，实现人力资源共享协同，深化专业协作，群策群力攻坚，打造基地建设新
范式。完善标准体系建设，制定国家能源集团新能源标准化体系，主导完成5个分册共40项附录编制与审查
，发布3册工程建设标准工艺，修订完善光伏部分施工、验收与质量通病手册。优化初设审查与管理，以“
六优”标准统领工程建设，优先选用“两高三友好”机型、组件。构建“124+N”全生命周期成本管控体系
全面落地，成立造价中心，深化设计优化，集采扩围推动造价持续降低，成本管控精益有效。统筹招标及施
工阶段造价目标，细化量价清单，建立动态监控体系，扎实做好“内外双审制度”，严控工程量及工程造价
，深入开展集约采购工作，物资循环创效成果突出。
2025年，本集团天津海晶盐光互补项目、江苏射阳共享储能电站项目获得中国电力优质工程奖。河南清
丰10万千瓦风电项目取得河南省工程建设省级工法证书。本集团《共享储能企业助力新型电力系统建设搭建
“六位一体”储能发展管理体系》被评为中国电力建设企业协会“2025年电力建设科技创新管理成果”。
2025年，本集团净新增新能源控股装机容量4851.10兆瓦，其中新增风电控股装机容量1738.60兆瓦、太
阳能发电控股装机容量3142.50兆瓦，减少生物质发电控股装机容量30.00兆瓦。
4.创新体系提升营销能力，激活高质量发展效能
2025年，本集团主动应对电力市场加速建设与新能源全面入市的双重挑战，紧密跟踪各省“136号文”
实施方案，系统评估对存量及增量项目的影响，制定针对性应对方案，深化“以交易为中心、以补贴为基础
、以绿碳为特色、以人才为抓手、以系统为保障”的“五位一体”营销体系。聚焦机制电量规模、增量项目
竞价、现货价格上下限等核心议题，深度参与各省市场化改革规则制定，积极争取政策支持。在中长期交易
方面，坚持“量价兼顾、效益优先”原则，科学组织开展年度交易，签约电量实现同比增长，夯实收益基础
。通过电网协调、省间交易、储能调峰等举措，多维度降低限电影响，强化补贴资金回收与清单管理。面对
新能源全量现货交易新挑战，推动子分公司提升市场主动应对能力，组建专家团队赴山东、蒙东、甘肃等重
点区域开展专项指导，系统提升交易能力。同步优化营销机构设置，在运营监控中心增设营销岗位，实现生
产营销协同贯通，开展交易员技能认定及多层次培训竞赛。创新推进“一省一策”龙源电力营销系统建设，
通过数据管理、市场分析、预测建模等功能，全面提升交易信息化、智能化水平。
2025年,本集团风电平均上网电价人民币475元╱兆瓦时（含增值税），较2024年风电平均上网电价人民
币527元╱兆瓦时（含增值税）减少人民币52元╱兆瓦时。主要由于风电市场交易规模扩大，平价项目增加
以及结构性因素导致。太阳能发电平均上网电价人民币318元╱兆瓦时（含增值税），较2024年太阳能发电
平均上网电价人民币335元╱兆瓦时（含增值税）减少人民币17元╱兆瓦时。主要由于太阳能发电市场交易
规模扩大，市场交易电价偏低拉低平均上网电价。
5.积极拓展绿证绿电交易市场，深挖高质量发展潜能
2025年，本集团建立绿证集中统一管理工作模式，发挥规模优势，提升绿电绿证营销能力。构建绿证“
一体三翼”销售体系，完成绿证交易管控平台项目台账信息维护，完成建档立卡系统项目授权，最大化兑现
绿色环境价值。2025年核发绿证1620.7万张，交易绿证1632.2万张，同比增长59.47%。加大客户开发力度，
挖掘用户绿电消费需求，深挖绿电价值潜力。2025年完成绿电交易85.6亿千瓦时，同比增长27.74%。推进多
年期绿电交易，在福建签署公司首笔6年期绿色电力合约，签约电价较同期同类合约市场价高逾20元/兆瓦时
。
2025年，本集团积极参与全国温室气体自愿减排市场建设，修编行业技术导则，主笔起草的团体标准《
发电企业碳排放数据管理信息系统技术导则》正式实施，将发电企业建设碳排放信息系统过程中的经验向全
行业推广。自主研发的“碳排放数据区块链上链存证系统”顺利通过中国电力企业联合会组织的科技成果鉴
定，认定该系统整体达到国际先进水平。主持申报的三项能源行业标准获国家能源局批准立项，填补生物质
钾、钠和氟元素仪器法检测标准的空白。积极开发碳普惠项目，储备各类碳资产。
6.坚持科技创新驱动引领，培育高质量发展充沛动能
2025年，本集团持续加强科技创新体系建设，制定“1234”科技创新工作方略，系统创建了以“战略引
领、体系支撑、攻坚突破、数智融合、生态聚合”为核心特征的科技创新平台。建强双驱创新机制，对内深
化“1+1+4+N”科技创新自主研发驱动体系，对外构建多方协同高效创新驱动体系。成功获批设立国家博士
后科研工作站，获批北京市自然科学基金依托单位，成为同时具备国家级和省部级自然科学基金依托单位资
质的发电企业。龙源电力——西安交通大学新能源创新研究中心首批4个协同创新项目获批立项。参与7项国
家级科技创新项目，牵头3项重大攻关课题，勇当国家新型电力系统、国产风资源软件开发、绿电制氢新质
生产力建设排头兵。
2025年，本集团勇挑重担牵头承接“擎源”大模型建设，发布首个新能源行业AI大模型。依托“擎源”
大模型正式发布，实现“生成式人工智能服务”“深度合成服务算法”双备案，所构建的“风电行业高质量
数据集”获国家数据局与国资委双重权威认证，成为风电领域唯一入选典范。全球首座风渔融合浮式平台“
国能共享号”项目完成验收，投运我国首套海上风电综合探测平台“国能海测1号”，建成千吨级风电退役
叶片再生型材生产线。
2025年，本集团科技创新成果持续高质量产出，本年度验收科技创新项目25个，完成科技成果鉴定12项
，其中7项鉴定为国际领先水平，获省部级及行业科技奖14项，获奖数量刷新“十四五”之最，本年新增申
请专利184项，其中发明专利135项再创新高、实用新型专利49项，2项国际标准获批立项，实现本集团国际
标准立项零的突破。
7.强化财务成本精益管控，巩固高质量发展优势
2025年，本集团坚持“结构优化、成本可控”原则，打好资金管理“防御反击战”，在保障流动性安全
前提下系统提升融资效率和资金使用效益。通过统筹安排长短期融资节奏，优化债务结构和期限配置，在融
资规模增长的同时有效控制资金成本，合理搭配债券品种与期限，锁定长期低成本资金以对冲利率波动风险
。同步推进存量债务优化，通过梳理调整贷款结构和利率水平，实现债务成本下降，进一步提升资金使用效
能。
2025年，本集团累计发行23期债券共计448亿元。其中，成功发行14期超短期融资券、8期中期票据，全
年资金成本保持行业优势；成功发行1期绿色中期票据，不仅有效降低资金成本，同时彰显本集团“碳达峰
、碳中和”的责任与担当。
8.落实境外投资运营平台战略，推进高质量国际布局
2025年，本集团持续强化境外资产管理，紧跟国际新能源市场趋势，推进境外绿色能源投资运营平台建
设，系统谋划“一核发展、两翼驱动、五域布局、六维支撑”发展战略，指导海外新能源布局高质量推进。
聚焦战略深耕，在重点区域实现稳健突破：南非塔拉农场、卡弗兰特等合计144万千瓦太阳能项目获遴选批
复；沙特220万千瓦风电项目获投标资格；与南非电力公司（Eskom）签署合作谅解备忘录，形成“多点开花
”的境外储备布局，为国际化发展注入动能。主要生产经营信息
2025年，本集团累计完成售电量75122278.05兆瓦时，同比上升7.77%，其中风电售电量61615675兆瓦时
，同比上升0.26%；太阳能及其他可再生能源售电量13506603.05兆瓦时，同比上升63.73%。
二、报告期内公司所处行业情况
（一）经营环境
2025年，在党中央坚强领导下，我国经济顶压前行、展现强大韧性，国内生产总值增长5%，总量突破14
0万亿元，经济运行总体平稳、稳中有进。预计“十五五”时期全社会用电量年均新增6000亿度，2030年用
电量将达13.5万亿度。作为能源革命核心抓手，风电、太阳能发电等可再生能源装机容量目标大幅提升。在
2025年我国宣布的新一轮国家自主贡献目标中，明确提出风电和太阳能发电总装机容量达到2020年的6倍以
上、力争达到36亿千瓦，为“双碳”目标提供核心支撑。科技创新成果丰硕，人工智能、生物医药等领域全
球领先，现代化产业体系和全国统一大市场建设持续推进，经济社会发展主要目标圆满完成。尽管2026年面
临挑战，但我国经济长期向好的基本面未变，制度、市场、产业和人才优势将持续释放，为能源转型与高质
量发展奠定坚实基础。
根据国家能源局及中国电力企业联合会统计数据，2025年全社会用电量103682亿千瓦时，同比增长5.0%
。2025年全国发电量为104166亿千瓦时，同比增长4.9%，其中，风力发电11274亿千瓦时，同比增长13.1%；
太阳能发电11724亿千瓦时，同比增长39.8%。
截至2025年底，全国发电装机容量38.9亿千瓦，同比增长16.1%。其中，太阳能发电装机容量12.0亿千
瓦，同比增长35.4%；风电装机容量6.4亿千瓦，同比增长22.9%。
2025年，全国6000千瓦及以上电厂发电设备累计平均利用3119小时，比上年同期减少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。
（二）政策环境
1.锚定目标促能源发展，聚力融合建新型体系
2025年2月，国家能源局印发《2025年能源工作指导意见》，提出三大主要目标：一是增强能源供应保
障能力，全国发电总装机达36亿千瓦以上，新增新能源装机2亿千瓦以上；二是深化绿色低碳转型，非化石
能源发电装机占比提升至60%，消费比重达20%，推进“沙戈荒”风光基地、抽水蓄能及核电建设；三是提升
发展质量效益，风电、太阳能发电利用率保持合理水平，太阳能治沙等综合效益更加显著，初步建成全国统
一电力市场体系，资源配置进一步优化。该政策有助于指导各地和各有关单位进一步加快规划建设新型能源
体系，以能源高质量发展和高水平安全助力我国经济持续回升向好。
2025年10月，国家能源局发布《关于促进新能源集成融合发展的指导意见》，明确指出要提升新能源多
品种互补开发水平，优化“沙戈荒”新能源基地电源结构和储能配置比例，因地制宜建设光热发电等调节性
电源，合理控制新建基地煤电装机需求，积极推进主要流域水风光一体化开发，推进省内集中式新能源项目
风光气储等互补开发，探索打造100%新能源基地。鼓励新能源与配建储能一体化调用，探索新能源与其他电
源在一定条件下实质性联营，提升市场竞争力，推动新能源发电企业向系统友好、市场协同、绿色集成方向
转型，增强竞争力、收益稳定性与可持续发展能力。2025年12月，2026年全国能源工作会议在京召开。会议
指出，过去一年能源安全保障有力有效，绿色转型步伐加快，科技创新水平持续提升，全国统一电力市场初
步建成，国际合作迈向更高水平。2026年将紧紧围绕能源强国建设目标，重点推进“十五五”能源规划编制
实施，提升能源安全保障能力，加快绿色低碳转型，新增风电、太阳能装机2亿千瓦以上，推动能源科技自
立自强，深化能源改革与法治建设，拓展全方位国际合作，以高质量能源工作支撑中国式现代化建设。
2.完善规则促市场建设，健全政策助能源转型
2025年1月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源
高质量发展的通知》（“136号文”），明确新能源上网电量全面进入电力市场，电价通过市场交易形成，
并建立可持续发展价格结算机制。“136号文”以2025年6月1日为节点，对存量项目电量规模妥善衔接现行
具有保障性质的相关电量规模政策，机制电价按现行价格政策执行，不高于当地煤电基准价；增量项目则通
过市场化竞价确定机制电价，规模动态匹配消纳责任权重。同时，建立“多退少补”差价结算机制，市场交
易均价与机制电价的差额纳入系统运行费用，保持存量项目政策衔接，稳定增量项目收益预期。政策还明确
绿证收益不重复计算，禁止将储能作为项目并网前置条件，并强化与电力市场、碳核算等政策协同。截至20
26年3月，全国30个省区已发布“136号文”实施细则，山西、山东、安徽等29个省区已完成竞价工作，新能
源将面临更加充分的市场竞争，价格形成机制更加复杂。
2025年4月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》，
明确2025年底前基本实现电力现货市场全国覆盖，全面开展连续结算运行。用户侧主体需在年底前全面参与
现货市场申报、出清及结算，中长期签约履约比例须符合能源安全保供要求。通知强调以第三方机构独立评
估为正式运行前提，未通过系统校验的地区不得开展试运行。该政策加速全国统一电力市场体系建设，推动
电力资源在更大范围优化配置，为行业市场化改革注入强劲动力。
2025年4月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《电力辅助服务市场基本规则》，首次将储能企业
、虚拟电厂、智能微电网等新型经营主体纳入市场范围，明确其与发电企业、售电企业共同参与调峰、调频
、备用、爬坡等辅助服务交易。市场运行遵循“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担”原则，建立“日清月结
”结算机制，并与电力现货市场衔接。该政策通过激活多元化调节资源、完善市场化价格机制，加速新型电
力系统建设，并为储能、虚拟电厂等新质生产力创造规模化发展空间。
2025年9月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《电力现货连续运行地区市场建设指引》，为电力
现货市场从试运行迈向成熟运营提供权威指南。该指引主要聚焦优化现货市场交易机制、完善中长期市场交
易、健全辅助服务市场、建立容量补偿机制、规范零售市场运营等关键环节，并提出优化现货出清机制、推
动新型主体参与市场、加强市场信息披露与监管等一系列具体措施，旨在构建主体多元、竞争充分、功能完
备的电力市场体系，促进电力资源优化配置和新能源高效消纳，为全国统一电力市场建设提供制度保障。
2025年11月，国家发展改革委、国家能源局发布《关于优化集中式新能源发电企业市场报价的通知（试
行）》，明确集中报价适用范围与规模限制，仅允许同一集团内同一省（区、市）的新能源发电企业集中报
价，总规模不超过所在省（区、市）单个最大燃煤发电厂装机规模；规范工作流程，要求企业共同申请、动
态管理；强化风险防控与监管，明确各方职责，防范市场操纵行为。该通知旨在推动构建符合新能源发电特
性、分布格局、经营现状的市场报价方式，规范电力市场运行秩序，提升电力资源优化配置效率，助力新型
电力系统建设。
2025年12月，国家发展改革委、国家能源局印发《电力中长期市场基本规则》，旨在深化电力市场化改
革，适应新型电力系统建设需求。《规则》明确除执行政府定价的电量外，电力中长期市场的成交价格应当
由经营主体通过市场形成，第三方不得干预；对直接参与市场交易的经营主体，不再人为规定分时电价水平
和时段；对电网代理购电用户，由政府价格主管部门根据现货市场价格水平，统筹优化峰谷时段划分和价格
浮动比例。该规则推动提升中长期市场灵活性，促进与现货市场的协同衔接。
3.创造需求引绿色消费，明确比例拓市场空间
2025年3月，国家发展改革委、国家能源局等五部门联合发布《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》，明确到2027年基本建成绿证市场制度体系，2030年实现绿证国际应用与绿色电力环境
价值充分体现，并提出五大行动：通过按月自动核发绿证稳定供给，推动风电、太阳能等全电量入市；建立
“强制+自愿”消费机制，要求钢铁、化工等重点行业2030年绿电消费比例不低于全国消纳责任权重平均水
平，并将绿电消费纳入ESG披露；完善绿证交易机制，支持中长期协议和跨省流通；拓展绿证在碳核算、产
品标识等场景应用；推动国际标准制定，提升中国绿证认可度。该政策为绿证市场发展提供全面支持，有助
于激发企业绿色电力消费需求，促进可再生能源高质量发展。2025年5月，国家发展改革委、国家能源局联
合印发《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》，要求以“以荷定源”确定新能源装机规模，现货市
场地区自发自用电量占比不低于60%（2030年达35%），余电上网比例不超过20%，并强制配置储能及灵活调
节资源。该政策通过物理直连破解绿电溯源难题，加速新能源消纳、降低出口企业碳关税压力，并推动储能
、智能电网及虚拟电厂发展，重构能源供需格局。
2025年7月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于2025年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项
的通知》，下发2025年、2026年可再生能源电力消纳责任权重和重点用能行业绿色电力消费比例。文件提出
在电解铝行业基础上，增设钢铁、水泥、多晶硅行业和国家枢纽节点新建数据中心绿色电力消费比例，其中
钢铁、水泥、多晶硅行业要求绿电使用比例为25.2%-70%，数据中心则均为80%。该政策能够为新能源企业创
造确定性的长期市场需求，实现“环境溢价”，提升收益。
4.提升能力支撑高比例接入，创新机制促新能源消纳
2025年8月，国家发展改革委、国家能源局印发《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）
》，提出要促进新型储能应用场景拓展、推动新型储能利用水平提升、引领新型储能创新融合、加强新型储
能标准体系建设、加快新型储能市场机制完善等五方面举措，明确2027年新型储能基本实现规模化、市场化
发展，全国新型储能装机规模达到1.8亿千瓦以上，带动项目直接投资约2500亿元，推动储能从“补充角色
”向“核心调节资源”转变，降低弃风弃光率，保障电力供应稳定。
2025年9月，国家发展改革委、国家能源局发布《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》
，明确就近消纳项目的界定条件与消纳要求，完善公平合理的输配电费缴纳机制，确立平等参与电力市场的
机制。该政策有效减轻大电网调节压力，提升电力系统安全稳定水平，为新能源就近消纳项目的规范化与规
模化发展奠定坚实基础。
2025年10月，国家发展改革委、国家能源局发布《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》，明确将新
能源开发消纳划分为统筹“沙戈荒”新能源基地外送与就地消纳、优化水风光基地一体化开发与消纳、推动
海上风电规范有序开发与消纳、科学高效推动省内集中式新能源开发与消纳、积极拓展分布式新能源开发与
消纳五类。并增强新型电力系统对新能源适配能力，完善促进新能源消纳全国统一电力市场体系的建设，强
化新能源消纳技术创新支撑。
三、核心竞争力分析
1.协同聚势赋能发展
本集团系统创建了以“内部共享、外部协同”为核心路径的共享协同平台，逐步从独立运营迈向生态共
赢。深化内部共享，以集约高效释放管理红利，凭借控股股东国家能源集团一体化优势，全力角逐基地项目
开发主导权，主动布局大基地、海上及海外大型项目，稳固发展根基。强化外部协同，以开放合作拓展产业
生态，创新“专业化支撑+区域化协同”基地开发模式，延展资源开发链条，促进资源获取、开发、利用协
同并行。搭建涵盖场站设计、功率预测等十一大业内前沿技术服务体系，凭借资源评估、设备选型等经验与
核心技术，为项目推进保驾护航。大力推行“新能源+”模式，借助生态治理等引入产业集群。以规模化开
发增强资源获取能力，持续领航行业，为本集团可持续发展注入强大动能。
2.数智驱动领航突破
本集团加强数智化赋能，拓展大模型在政策分析、电力交易、功率预测等场景应用，革新设备检修模式
，有效提升故障综合研判准确率和一次性修复率，构建高精度气象区域大模型，提升气象、功率预测精度。
聚焦AI深度赋能，数智转型工作提档加速，高标准牵头发布“擎源”发电行业大模型，成功打造首批7个标
杆应用场景，实现“生成式人工智能服务”“深度合成服务算法”双备案。所构建的“风电行业高质量数据
集”获国家数据局与国资委双重权威认证，成为风电领域唯一入选典范，为AI训练与场景落地提供了核心数
据支撑。在深远海风电领域，掌握半潜式基础结构设计与水动力分析技术，布局海上智慧能源岛及张力腿浮
式风电等前沿技术研究。智能化运维体系覆盖故障诊断、智能维护，提升电站运行效率与安全性。深度参与
国家战略，主导行业共建，与龙头企业开展技术交流，推动设备优化选型。从技术突破到数据积累，多维度
强化新能源领域核心竞争力，为发展提供坚实支撑。
3.智慧营销创优引领
本集团构建分析评价、常态监控、专家指导等交易机制，强化全过程穿透式管控，动态优化交易策略。
跟踪政策指导项目规划与收益测算，统筹量价参与市场，开展“一场一站”资源特性分析，结合发电量与交
易价格预测灵活调仓，实现中长期与现货交易协同，保障电价不低于区域平均水平。加强限电管理与跨区外
送，控制限电比例。拓展绿电绿证交易，挖掘碳减排收益，实现项目收益最大化。建立多层次培训体系，培
养专业化交易团队。推进营销辅助决策系统建设，应用“擎源”大模型等AI技术，实现批量交易智能执行等
多项创新功能，构建现货价差分析、日滚搓交易、智能摘挂牌、交易复盘等专业化工具，推动电力交易从“
经验驱动”向“数据驱动”转型。
4.严控成本提质增效
本集团大力实施成本领先战略，落实全生命周期成本管控方案，持续扩大集采规模与适用范围，有效控
制工程造价，实现造价水平行业领先；严控生产费用、利息支出和其他费用。深化对标管理，推行对标体系
，围绕“量价本利”剖析短板，靶向改进，实现效益优先、成本领先。强化设备治理，深化区域运检改革，
优化维保中心布局，探索跨省运维；建设“黑灯场站”提效降本，加快智能电站建设，降低人工成本。同时
，公司以提质增效为核心，全面推行零基预算，聚焦降损优赔等业务主线，通过优化债务结构、锁定长期低
成本资金等措施提升资金使用效益，构建起覆盖采购、仓储、运维、资金的全链条降本增效体系。
5.英才聚力智领优势
本集团大力加强人才队伍建设，优化人才储备、调配、培养和共享管理机制，充分激活内部人才资源。
在“三支队伍”建设上成果斐然，新增集团首席专家2人、国能工匠2人、青年科技创新先锋6人。构建技能
技术专业化人才培养体系，打造具有龙源特色的“匠星训练营”“名师讲堂”培训品牌。建立“1+3+N”培
训基地体系，获多项资质认证，打造龙源电力培训品牌，完善“四库”体系，优化运行管理机制。强化内部
人力资源调配，形成涵盖工程、生产、营销等多个专业领域206人的人才库。薪酬激励机制完善，突出业绩
贡献导向，经理层成员任期制和契约化管理全面推进，不断推进相关管理制度修订，激发员工干事创业新动
能。
四、主营业务分析
1、概述
2025年度，公司实现营业收入30252712873.60元，同比减少18.60%；营业成本19728225075.88元，同比
减少15.01%，利润总额7119152764.49元，同比减少30.56%；归属于上市公司股东的净利润为4526216814.09
元，同比减少28.78%；截至2025年末控股装机容量45994.29兆瓦；2025年度发电量76469353兆瓦时，售电量
75122278兆瓦时。
由于公司原从事火电业务的子公司已于2024年下半年出表，本报告期本公司仅从事新能源发电业务，20
25年度，新能源发电业务实现营业收入30252712873.60元，同比减少3.85%；成本19728225075.88元，同比
增长10.41%，利润总额7119152764.49元，同比减少26.89%；归属于上市公司股东的净利润为4526216814.09
元，同比减少22.46%。
●未来展望:
1.国内外经营环境展望
从全球看，当下全球能源格局正经历深刻变革，可再生能源发展机遇与挑战交织。《联合国气候变化框
架公约》第三十次缔约方大会（COP30）达成一揽子成果，明确全球可再生能源发展关键目标，有力推动能
源转型加速，全球新增新能源装机持续走高。主要经济体持续加码政策，欧盟升级可再生能源政策体系，配
合减碳行动计划明确发展目标；美国政策呈现摇摆，通过关税与壁垒调整产业格局；中国升级政策框架，公
布新一轮自主贡献目标，为产业发展指明方向。国际间可再生能源合作不断深化，“一带一路”绿色能源合
作进入高质量阶段，中国与多国开展合作，助力企业“走出去”；上海合作组织框架下能源合作升温，多边
双边技术交流频繁，绿色能源成合作共识。然而挑战依然突出，能源转型地缘政治色彩浓厚，大国战略分化
削弱治理协同性；贸易保护主义升级，绿色投资壁垒增加，冲击产业链稳定；产业自身面临产能、风险等治
理难题，地区发展不均衡问题亟待改善。
从国内看，“双碳”目标释放政策红利，国内新能源经营环境呈现政策引导、需求增长与竞争优化的共
性特征。政策层面，“136号文”推动电价市场化交易，搭配机制电价、机制电量保障项目收益，各地配套
政策差异化落地，同时“反内卷”政策遏制低价竞争，引导产能退出与技术升级。需求端，长期空间广阔，
“十五五”期间风电、光伏年均新增装机2亿千瓦以上，海上风电因审批疏通、经济性凸显成增长主力，分
布式与就近消纳新业态获政策支持。竞争格局上，行业集中度提升，风电主机厂、光伏组件厂头部效应显现
，技术迭代加速，风电大型化放缓促盈利修复，光伏钙钛矿等新技术重塑竞争格局。尽管仍需关注政策变动
、原材料价格波动、消纳压力及行业竞争加剧等风险，但整体来看，国内新能源行业在政策支持、需求增长
与技术升级驱动下，长期发展潜力显著。
2.公司面临的风险和应对措施
（1）资源风险及应对措施
风光行业面临的主要资源风险是风能、太阳能资源的年际大小波动，即大风光年发电量高于正常年水平
，小风光年低于正常年水平。我国幅员辽阔，区域跨度大，地域间气候条件差异较大，具体表现为同一时段
内各地出现不同的大小风光年气候特征。2025年，我国大部分省（区、市）年水平总辐照量处于正常，发电
水平处于正常状态；龙源电力所属风场平均风速低于常年0.25米/秒，发电水平略低于常年。
为应对地区不同导致的气候条件差异，本集团在全国范围内分散布局，降低投资风险。截至2025年底，
本集团已在全国31个省（区、市）拥有发电业务，覆盖除港澳台外所有地区，项目布局越来越趋向于优化合
理，未来将进一步平衡受不同气候影响区域的项目开发比例。
（2）政策风险及应对措施
当前，全国统一电力市场初步建成，“1+6”市场基础规则体系构建完成、省级现货市场运行基本实现
全覆盖，国网和南网建立跨经营区常态化交易机制，新能源上网电价市场化改革全面推进，预计“十五五”
期间全国统一电力市场将继续深化发展，中长期和现货市场、省内和省间市场、电能量与辅助服务及容量市
场等将加快衔接融合，推动全品类电源和全部用户进入市场，市场机制更加成熟高效，市场规则更加统一协
同，市场竞争也将更加充分激烈。
本集团将持续跟踪国家相关政策，持续做好新能源电力市场分析、交易政策研究，研判形势与机遇，研
判政策影响，采取有效措施，全力克服电价下行压力，引导利好政策落地。根据新能源电力交易特点、交易
规则，加强新能源市场化交易决策、申报、结算全环节管理，主动适应外界变化，提升内生动力。
（3）电网风险及应对措施
在“十四五”期间，新能源并网规模出现显著增长，与之相比，电力需求的增长幅度以及系统调节能力
的提升却较为缓慢。在部分地区，随着新能源装机持续增加，电网建设速度与稳定性不足问题愈发凸显，源
网荷储发展不协调、电网承载与调节能力不匹配的矛盾日益突出，给电力系统安全稳定运行和新能源高效消
纳带来挑战。
本集团将依据各个地区的不同特点和形势，进一步强化与政府主管部门以及电网调度之间的沟通与协作
，主动拓展新能源的消纳渠道，提高营销队伍建设和营销能力，并且积极推动局部电网结构的优化与改善，
以更好地适应新能源发展的需求。
（4）国际化风险及应对措施
当前外部环境复杂严峻，地缘政治与经济格局双重动荡，大国能源博弈加剧，全球能源及供应链秩序受
剧烈冲击。国际经济秩序震荡，叠加脱钩风险倒逼供应链重构，全球化遇阻、区域集团化抬头；中美关系竞
合交织，美方加征对华关税，但双方在气候等领域仍有合作。地缘政治格局深度调整，俄乌冲突延宕已四年
，地缘政治风险不断攀升。地区动荡不仅破坏区域稳定，更易引发全球能源市场波动与人道主义危机，严重
冲击跨国能源项目布局。新能源领域竞争白热化，全球能源转型与能源危机共振，国际能源巨头加速角逐风
光储资源，中东跃升为全球第四大新能源增量市场，区域投标竞争激烈。
本集团将统筹境外前期、在建及在运项目风险防控，持续完善风控合规体系，提升管理效能。继续多渠
道挖掘项目资源，多维度控制开发风险，审慎扩大重点关注国别市场范围，滚动更新“一国一策”开发策略
，切实提高项目执行能力，保障优质项目成熟落地。强化俄乌冲突局势跟踪研判及乌克兰项目风险防控，密
切对接相关部委，同步做好在运项目本地化运维。筑牢境外人员安全防线，严防安全事件发生，推动境外子
公司按计划开展应急演练及安全风险评估。
（5）生产风险及应对措施
本集团自1993年成立以来，一直致力于新能源开发运营管理工作，随着运行年限的增加，早期投产的设
备逐渐暴露出机械部件磨损加剧、电气元件故障率增高、易损件老化等集中性问题，存在一定的安全风险。
为应对设备老化风险，本集团通过智能化手段强化设备全生命周期管理，构建多维度风险防控体系。一
方面，依托智慧监盘、状态评估、点巡检等技术动态监测设备运行，结合专题分析和技术攻关优化系统性能
，通过标准化检修管理及关键设备优先检修保障设备可靠性，同步推进老旧风电场改造升级和机组延寿工作
，确保全生命周期安全高效运行。另一方面，深化设备包保责任制，完善无人值守场站管理规范，通过集采
优化、自主运维能力提升及科技赋能压减外委承包商，建立全机型维护标准并新增2MW以上机型规范，推广
应用螺栓轴力检测等3项新技术，依托新能源数据分中心升级生产监控系统，扩大"擎源"大模型在15个场景
应用，推进30个智能电站建设，构建多模态立体巡检机制，全面提升设备本质安全水平和运维智能化水平。
（6）汇率和利率风险及应对措施
本集团未面临重大信贷风险及流动性风险。本集团面临与现金及银行结余、银行借款相关的利率风险，
整体利率风险水平较低，基本无重大风险。本集团在银行持有外币存款，整体风险可控。本集团通过密切监
控外币汇率的变动来管理外汇风险，并将采取谨慎措施将货币折算风险降至最低。
3.公司2026年经营目标
2026年是“十五五”的开局之年，本集团将全面落实“稳中求进、提质增效、统筹平衡、因企制宜”工
作要求、“管理强化年”专题部署和“五个聚力”工作安排，紧紧围绕“三稳四升五领先”工作主线，重点
实施七大攻坚行动。2026年，本集团计划开工新能源项目450万千瓦，投产450万千瓦。
（1）实施“强根铸魂”攻坚行动，强化党的建设领先保障
以更大力度推进全面从严治党，深入践行“社会主义是干出来的”伟大号召，切实发挥党委把关定向作
用，把党的领导深度融入治理全过程，确保执行有力。以更严标准锻造过硬干部队伍，营造干事创业、人尽
其才的良好环境，深入实施人才强企战略。以更优生态涵养清风正气环境，推动党内监督与业务监督贯通融
合，确保规范发展。
（2）实施“固本强安”攻坚行动，筑牢安全环保领先基石
持续推进体系实施，推动安全生产管理向事前预防转型。深化数智化平台应用，实现数据驱动下的风险
预警、过程管控与闭环管理。健全生态环保协同治理机制，将绿色发展要求深度融入项目全生命周期，形成
项目全链条环保责任闭环。风险防控要更智慧，推动监管能力再升级，深化法律、合规、内控、风险“四位
一体”协同运作，构建更为智慧、高效的现代化风控体系。
（3）实施“精益登高”攻坚行动，夯实效率效益领先支撑
向生产运营市场化要效能，深入推进产销协同，持续强化运行管理与设备治理，构建差异化的高标准、
高适应性运维体系。向市场营销协同化要效益，强化策略引领，锤炼量价协同的精准交易能力，建立“一场
一策、分时定价”的敏捷策略体系，统筹中长期、现货和辅助服务市场，积极争取绿电交易溢价，加大绿证
销售力度，将绿色优势转化为经济效益。向财务管理战略化要价值，搭建“战略-经营-项目-风险”四层分
析框架，围绕项目投资测算、电价波动影响等关键场景打造模型，全面优化资金资本布局，在税收合规基础
上用好政策红利，以精益高效的财务管控保障战略落地。
（4）实施“稳健增长”攻坚行动，厚植规模质量领先优势
坚持战略导向，精准布局拓增量，系统性、前瞻性抢占优质资源，全力推进“十五五”大基地项目落地
，巩固扩大海上项目优势，拓展氢基能源、零碳园区等融合路径。优化开发模式，系统管理增效益，提升资
源整合与政策研究能力，灵活运用以大代小、产业协同、资源置换等手段，提升资源获取质效，确保项目优
质高效。聚力项目攻坚，高效建设提质量，围绕项目建设关键环节，实施节点化、清单式管控，深化“124+
N”全生命周期成本管控，全面推行“两图四表”精细化管理，强化设计优化与设备监造，全力打造“六优
”精品工程和国家、行业优质工程。
（5）实施“创新策源”攻坚行动，增强绿色科技领先动能
加力布局技术创新，攻克制约发展经营的关键技术，围绕深远海资源布局，加快攻关海上柔性直流送出
、超大型风机抗台风等核心技术。围绕“沙戈荒”大基地开发，深化多能互补、构网型储能支撑等关键技术
研究，储备项目开发核心竞争力。加力深化数智赋能，迭代“擎源”大模型，推广无人机、机器人等多模态
立体巡检模式。制定新能源数据入表团体标准，规范入表流程，以数字产业化释放技术能力价值。
（6）实施“治理现代”攻坚行动，提升价值创造领先效能
深化改革攻坚，释放治理机制的内在活力，强化“量价协同”效益导向，以保底电量、电价为基础指标
，以销售收入为核心指标，探索以营收最大化为导向的综合考核机制，全面激发各单位增收创效积极性。强
化资本驱动，用好上市平台的市场推力，筑牢合规信披基石，打造品牌式投关项目，构建ESG项目评价体系
。
（7）实施“海外做优”攻坚行动，彰显战略价值领先担当
聚焦战略深耕，在重点区域内实现稳健突破，打造南非等深耕示范，深入研究国别政策与市场规则，实
现从“机会获取”到“系统经营”的转变，筑牢全球业务的地缘根基。筑牢支撑体系，在专业能力上形成系
统保障，加快完善覆盖投、建、运、管、控全周期的制度流程，大力实施国际化人才强基工程，充分发挥香
港雄亚等境外融资平台功能，创新运用绿色金融工具。强化协同联动，在生态构建中发挥平台作用，加强集
团内协同，深化与国内头部设备商、工程商的战略合作，积极参与国际能源治理对话。
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