经营分析☆ ◇001289 龙源电力 更新日期：2026-04-18◇ 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
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