经营分析☆ ◇600032 浙江新能 更新日期：2026-05-06◇ 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】
风电、光伏、水电、氢能、储能等可再生能源业务方向的投资、开发、建设、运营、管理
【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(%)
─────────────────────────────────────────────────
新能源发电(行业) 48.16亿 98.76 19.12亿 98.37 39.70
其他业务(行业) 6027.34万 1.24 3171.41万 1.63 52.62
─────────────────────────────────────────────────
风力业务(产品) 19.86亿 40.72 8.04亿 41.39 40.51
光伏业务(产品) 18.43亿 37.79 5.82亿 29.94 31.57
水电业务(产品) 9.88亿 20.25 5.26亿 27.04 53.23
其他业务(产品) 6027.34万 1.24 3171.41万 1.63 52.62
─────────────────────────────────────────────────
华东：上海市、江苏省、浙江省、安徽 28.48亿 58.42 13.42亿 69.03 47.10
省、江西省、山东省、福建省，以及中
国台湾省(地区)
西北：陕西省、甘肃省、青海省、宁夏 15.54亿 31.86 4.29亿 22.06 27.60
回族自治区、新疆维吾尔自治区、内蒙
古自治区西部(地区)
西南：重庆市、四川省、贵州省、云南 2.87亿 5.88 1.25亿 6.43 43.58
省、西藏自治区(地区)
东北：黑龙江省、吉林省、辽宁省、内 1.04亿 2.14 1431.74万 0.74 13.73
蒙古自治区东部(地区)
其他业务(地区) 5289.21万 1.08 2433.28万 1.25 46.00
华北：北京市、天津市、河北省、山西 2919.06万 0.60 902.83万 0.46 30.93
省、内蒙古自治区中部(地区)
华中：河南省、湖北省、湖南省(地区) 98.99万 0.02 61.95万 0.03 62.59
─────────────────────────────────────────────────
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(%)
─────────────────────────────────────────────────
风力业务(产品) 9.80亿 39.90 4.03亿 38.37 41.18
光伏业务(产品) 9.32亿 37.95 3.34亿 31.79 35.87
水电业务(产品) 5.11亿 20.83 3.01亿 28.66 58.90
其他业务(产品) 3227.01万 1.31 1247.71万 1.19 38.66
─────────────────────────────────────────────────
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(%)
─────────────────────────────────────────────────
新能源发电(行业) 48.88亿 98.52 22.33亿 98.60 45.68
其他业务(行业) 6102.38万 1.23 1913.49万 0.85 31.36
绿证交易业务(行业) 1263.93万 0.25 --- --- ---
─────────────────────────────────────────────────
风力业务(产品) 20.63亿 41.57 9.05亿 39.98 43.89
光伏业务(产品) 17.51亿 35.30 7.50亿 33.14 42.85
水电业务(产品) 10.74亿 21.64 5.77亿 25.48 53.73
其他业务(产品) 6102.38万 1.23 1913.49万 0.85 31.36
绿证交易业务(产品) 1263.93万 0.25 --- --- ---
─────────────────────────────────────────────────
华东：上海市、江苏省、浙江省、安徽 27.59亿 55.60 14.01亿 61.87 50.79
省、江西省、山东省、福建省，以及中
国台湾省(地区)
西北：陕西省、甘肃省、青海省、宁夏 17.50亿 35.26 7.10亿 31.35 40.57
回族自治区、新疆维吾尔自治区、内蒙
古自治区西部(地区)
西南：重庆市、四川省、贵州省、云南 2.45亿 4.93 9661.20万 4.27 39.47
省、西藏自治区(地区)
东北：黑龙江省、吉林省、辽宁省、内 1.12亿 2.25 2346.82万 1.04 21.03
蒙古自治区东部(地区)
其他业务(地区) 6102.38万 1.23 1913.49万 0.85 31.36
华北：北京市、天津市、河北省、山西 3480.63万 0.70 1379.82万 0.61 39.64
省、内蒙古自治区中部(地区)
华中：河南省、湖北省、湖南省(地区) 103.88万 0.02 57.40万 0.03 55.25
─────────────────────────────────────────────────
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(%)
─────────────────────────────────────────────────
风力业务(产品) 9.06亿 34.89 3.65亿 27.28 40.32
光伏业务(产品) 8.87亿 34.19 4.12亿 30.75 46.40
水电业务(产品) 6.86亿 26.45 4.62亿 34.52 67.32
绿证交易业务(产品) 9082.85万 3.50 --- --- ---
其他业务(产品) 2510.31万 0.97 892.59万 0.67 35.56
─────────────────────────────────────────────────
华东地区(地区) 14.60亿 56.27 8.34亿 62.28 57.09
西北地区(地区) 9.25亿 35.64 4.33亿 32.36 46.83
西南地区(地区) 1.11亿 4.28 4249.24万 3.17 38.28
东北地区(地区) 5487.69万 2.11 1200.16万 0.90 21.87
其他业务(地区) 2510.31万 0.97 892.59万 0.67 35.56
华北地区(地区) 1834.64万 0.71 810.73万 0.61 44.19
华中地区(地区) 45.93万 0.02 18.58万 0.01 40.45
─────────────────────────────────────────────────
【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47.89亿元，占营业收入的98.22%
┌───────────────────────┬───────────┬───────────┐
│客户名称 │ 营收额(万元)│ 占比(%)│
├───────────────────────┼───────────┼───────────┤
│国家电网有限公司 │ 470516.42│ 96.49│
│合计 │ 478930.56│ 98.22│
└───────────────────────┴───────────┴───────────┘
【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10.31亿元，占总采购额的74.02%
┌───────────────────────┬───────────┬───────────┐
│供应商名称 │ 采购额(万元)│ 占比(%)│
├───────────────────────┼───────────┼───────────┤
│合计 │ 103086.80│ 74.02│
└───────────────────────┴───────────┴───────────┘
【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业务情况
公司是浙能集团所属的专业从事风电、光伏、水电、氢能、储能等可再生能源业务方向的投资、开发、
建设、运营、管理的综合型能源企业。公司的主要产品是电力。截至2025年12月底，公司已并网控股装机容
量690.76万千瓦，其中水电113.28万千瓦、光伏364.16万千瓦、风电213.32万千瓦（其中陆上风电123万千
瓦，海上风电90.32万千瓦）。
公司秉承“激水、追风、逐光”的产业发展观，“十四五”以来，积极研究落实国家和浙江省内可再生
能源产业发展趋势，集中优势资源聚焦重点区域、重大项目、重要合作伙伴，致力于系统推进可再生能源业
务方向的投资开发，按照“实施一批、开发一批、储备一批”的理念，注重发展与效益的平衡，加快可再生
能源项目全面发展，产业分布拓展至全国18个省区，为社会提供优质清洁环保的能源产品，促进和谐社会的
建设和发展。2025年5月在浙江省国资委关于“双百企业”2024年度专项评估中获得标杆评级。
二、报告期内公司所处行业情况
（一）2025年全国电力行业情况
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。截至2025年底，全国累计发电装机容量38.9亿千瓦，同比增长16.1%，较“十三五”末装机容量增加1
6.9亿千瓦，“十四五”时期全口径发电装机容量年均增长12.0%。其中，太阳能发电累计装机容量12.0亿千
瓦，同比增长35.4%；风电累计装机容量6.4亿千瓦，同比增长22.9%；核电累计装机容量0.6亿千瓦，同比增
长2.7%；火电累计装机容量15.4亿千瓦，同比增长6.3%；水电累计装机容量4.5亿千瓦，同比增长2.9%。风
电光伏累计装机历史性超过火电，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。
2025年，全国发电量104,166亿千瓦时，同比增长4.9%。分类型看，水电发电量14,635亿千瓦时，同比
增长2.8%；火电发电量61,719亿千瓦时，同比下降0.8%；核电发电量4,814亿千瓦时，同比增长7.7%；风电
发电量11,274亿千瓦时，同比增长13.1%；太阳能发电量11,724亿千瓦时，同比增长39.8%。清洁能源多赛道
齐头并进，成为推动能源结构转型的核心动力。
2025年，全国电力市场交易电量规模再创新高，累计完成电力市场交易电量66,394亿千瓦时，同比增长
7.4%，占全社会用电量比重64.0%，同比提高1.3个百分点。从交易范围看，省内交易电量50,473亿千瓦时，
同比增长6.2%；跨省跨区交易电量15,921亿千瓦时，同比增长11.6%，其中跨电网经营区交易电量34亿千瓦
时。从交易品种看，中长期交易电量63,522亿千瓦时；现货交易电量2,872亿千瓦时。绿电交易电量3,285亿
千瓦时，同比增长38.3%。
2025年，全社会用电量累计103,682亿千瓦时，同比增长5.0%。从分产业用电看，第一产业用电量1,494
亿千瓦时，同比增长9.9%；第二产业用电量66,366亿千瓦时，同比增长3.7%；第三产业用电量19,942亿千瓦
时，同比增长8.2%；城乡居民生活用电量15,880亿千瓦时，同比增长6.3%。我国全社会用电量规模在2025年
实现两大突破，年度用电量规模首次突破10万亿千瓦时大关，月度用电量规模首次突破1万亿千瓦时大关。
（二）2025年全国电力行业主要政策
2025年2月，国家发展改革委、国家能源局印发《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》（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，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2月，国家能源局印发《2025年能源工作指导意见》（以下简称《指导意见》）。《指导意见》
提出了2025年能源工作的主要目标：供应保障能力方面，全国能源生产总量稳步提升。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。绿色低碳转型方面，非化石能源发电装机占比提高到60%左右，非化石能源占能源消费总量比
重提高到20%左右。工业、交通、建筑等重点领域可再生能源替代取得新进展。新能源消纳和调控政策措施
进一步完善，绿色低碳发展政策机制进一步健全。发展质量效益方面，火电机组平均供电煤耗保持合理水平
。风电、光伏发电利用率保持合理水平，光伏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。
2025年3月，国家发展改革委等5部门联合印发《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》（以下简称《意见》）。《意见》指出，加快推进可再生能源绿色电力证书（以下简称绿证）市场建设
，是以更大力度推动可再生能源高质量发展的关键举措，是健全绿色低碳发展机制的重要内容，是经济社会
发展全面绿色转型的内在要求。《意见》要求，到2027年，绿证市场交易制度基本完善，强制消费与自愿消
费相结合的绿色电力消费机制更加健全，绿色电力消费核算、认证、标识等制度基本建立，绿证与其他机制
衔接更加顺畅，绿证市场潜力加快释放，绿证国际应用稳步推进，实现全国范围内绿证畅通流动。到2030年
，绿证市场制度体系进一步健全，全社会自主消费绿色电力需求显著提升，绿证市场高效有序运行，绿证国
际应用有效实现，绿色电力环境价值合理体现，有力支撑可再生能源高质量发展，助力经济社会发展全面绿
色转型。
2025年4月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》（以下简称
《指导意见》）。《指导意见》结合虚拟电厂的发展阶段、在电力系统中的定位及自身特点，明确了虚拟电
厂发展的有关原则。坚持统一认识，明确虚拟电厂的定义和功能定位。坚持开放包容，健全支持虚拟电厂发
展的政策和市场体系。坚持安全可靠，将虚拟电厂纳入电力安全管理体系并明确安全管理要求。坚持多元参
与，鼓励民营企业等各类社会资本结合自身优势参与虚拟电厂投资、建设和运营。《指导意见》提出，到20
27年，虚拟电厂建设运行管理机制成熟规范，参与电力市场的机制健全完善，全国虚拟电厂调节能力达到2,
000万千瓦以上。到2030年，虚拟电厂应用场景进一步拓展，各类商业模式创新发展，全国虚拟电厂调节能
力达到5,000万千瓦以上。
2025年4月，国家发展改革委、国家能源局印发《电力辅助服务市场基本规则》（以下简称《规则》）
。《规则》贯彻落实加快建设全国统一电力市场要求，指导全国电力辅助服务市场建设，适应电力改革发展
需要，与《电力中长期交易基本规则》《电力现货市场基本规则（试行）》共同构筑全国统一电力市场三个
主要交易品种，标志着三大交易品种的规则顶层设计基本建立。《规则》共12章67条，包含总则、市场成员
、市场设立、市场品种、交易组织、费用传导、市场衔接、计量结算、信息披露、风险防控、监督管理、附
则。主要内容包括明确辅助服务市场经营主体范围，规范辅助服务交易品种设立流程，健全辅助服务费用传
导机制，明确与电能量市场衔接机制，理清电力市场运营机构职责。
2025年5月，国家发展改革委、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》（以下
简称《通知》），从总体要求、加强规划引导、加强运行管理、交易与价格机制、加强组织保障五个方面明
确发展绿电直连项目的具体要求。《通知》指出，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。按照负荷是否接入公共电网分为并网型和离网型两
类。并网型项目作为整体接入公共电网，与公共电网形成清晰的物理界面与责任界面，电源应接入用户和公
共电网产权分界点的用户侧。绿电直连项目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
，按照安全优先、绿色友好、权责对等、源荷匹配原则建设运行，公平合理承担安全责任、经济责任与社会
责任。
2025年6月，国家发展改革委、工业和信息化部、国家能源局联合印发《关于开展零碳园区建设的通知
》（以下简称《通知》）。《通知》指出，建设零碳园区有5方面重大意义：一是加快能源绿色转型。要实
现“零碳”，园区必须综合采取绿色电力直接供应、科学配置调节性资源、强化需求侧管理等多种方式，大
幅提高非化石能源消费比重，这将为新能源供给消纳提供新模式新实践。二是引导产业深度脱碳。以零碳园
区为载体，探索绿色能源制造绿色产品的“以绿制绿”模式，引导传统产业探索深度脱碳路径，赋能新兴产
业绿色低碳高质量发展。三是促进区域协调发展。立足区域产业发展和资源禀赋比较优势，统筹布局建设一
批零碳园区，引导高载能产业有序向资源可支撑、能源有保障、环境有容量的园区转移集聚，有利于相关产
业形成合理分工和良性循环。四是适应绿色贸易规则。当前碳排放要求正逐步融入国际贸易规则和供应链体
系。零碳园区拥有可溯源能源供应系统和全流程碳足迹管理体系，可以帮助企业大幅降低产品碳足迹、增强
“绿色竞争力”。五是打造零碳示范样板。建设零碳园区不仅对碳减排有直接贡献，更重要的是通过园区层
面“零碳细胞”的实践，为碳中和目标下建设“零碳社会”积累经验、探索路径、打造样板。
2025年9月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通
知》（以下简称《通知》）。《通知》针对性完善相关价格机制，破解就近消纳项目发展难题，更好促进新
能源消纳、减轻电力系统调节压力。《通知》要求，新能源发电就近消纳项目应当具备以下基本条件：一是
界面清晰，项目的电源、负荷、储能等应作为整体与公共电网连接，形成清晰的物理界面和安全责任界面，
电源应接入用户和公共电网产权分界点的用户侧；二是计量准确，项目应具备分表计量条件，由电网企业在
发电、厂用电、并网、自发自用、储能等关口安装计量装置，准确计量各环节电量数据；三是以新能源发电
为主，项目的新能源年自发自用电量占总可用发电量比例不低于60%，占总用电量比例不低于30%，2030年起
新增项目不低于35%。对符合条件的就近消纳项目，公共电网应当按照规定提供接网、供电服务，并按接网
容量保证可靠供电，保障项目在发电不足时仍能安全稳定用电。
2025年9月，国家发展改革委、国家能源局发布《电力现货连续运行地区市场建设指引》（以下简称《
指引》）。《指引》围绕优化现货市场交易机制、加快完善中长期市场交易机制、因地制宜健全辅助服务市
场体系、研究建立可靠容量补偿机制、打造规范透明的零售市场、完善市场干预与处置机制、持续提升市场
运营能力和强化电力市场秩序监管共八个主题，提出了一系列市场建设要求，旨在进一步规范电力市场连续
结算运营管理、依法维护市场主体权益，建成统一开放、竞争有序的电力市场体系，为电力现货市场连续运
行地区提供指引。《指引》的出台，将进一步推进全国统一电力市场建设，逐步实现电力资源在全国范围内
的“自由流动、高效配置”，为清洁能源更高效消纳、电力商品要素在全国范围内畅通流动提供基础支撑。
2025年12月，国家发展改革委、国家能源局发布《电力中长期市场基本规则》（以下简称《规则》）。
《规则》共13章98条，包含总则、总体要求、市场成员、交易品种和价格机制、交易组织、交易校核、合同
管理、计量和结算、信息披露、市场技术支持系统、风险防控及争议处理、法律责任、附则。主要修订体现
在：一是适应电力市场建设“当前”和“长远”的需要，纳入跨电网经营区常态化交易、区内省间灵活互济
交易等机制，增加结算参考点等要求适应现货市场发展，系统规范电力中长期交易业务各环节，细化电力市
场风险防控要求；承接未来五年中长期市场发展，增加新型经营主体参与中长期交易等概括性、前瞻性条款
。二是做好基础规则体系“加法”和“减法”的衔接，《规则》将原《电力中长期交易基本规则—绿色电力
交易专章》有关内容进行了合并，融入交易品种、交易组织等章节，将市场注册、信息披露、计量结算等已
在其他基本规则里明确的内容进行了删减，强化“1+6”基础规则体系的统筹衔接。三是推动中长期交易向
“更长”和“更短”周期延伸，鼓励开展多年期交易，强化中长期交易“压舱石”作用；明确中长期连续运
营要求，进一步缩短交易周期、提高交易频次，推动按日连续交易，提升中长期市场灵活性，促进与现货市
场的协同衔接。
2025年12月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于促进电网高质量发展的指导意见》（以下简
称《指导意见》）。《指导意见》明确到2030年，主干电网和配电网为重要基础、智能微电网为有益补充的
新型电网平台初步建成。电网资源优化配置能力有效增强，“西电东送”规模超过4.2亿千瓦，新增省间电
力互济能力4,000万千瓦左右，支撑新能源发电量占比达到30%左右，接纳分布式新能源能力达到9亿千瓦，
支撑充电基础设施超过4,000万台。到2035年，主干电网、配电网和智能微电网发展充分协同，贯通各级电
网的安全治理机制更加完善，电网设施全寿命周期智能化、数字化水平明显提升，有效支撑新型电力系统安
全稳定运行和各类并网主体健康发展，支撑实现国家自主贡献目标。
三、经营情况讨论与分析
2025年，面对新能源全面入市的政策市场环境变化，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历次全会精神，深入学习贯彻习近平总书记重要讲话和对浙江工作的系
列重要指示批示精神，坚持稳中求进、以进促稳、先立后破的总基调，全面落实开发建设和管理提升两大中
心任务，顺利完成全年各项工作任务目标。
（一）加快调整发展战略，稳妥推进项目开发建设
公司围绕能源高质量发展战略，坚持市场导向、提升管理质效，战略指引从“规模扩张”转向“质量引
领”。统筹谋划省内外资源，积极寻求各类开发机会，稳步推进项目建设；新增立项项目6个，牵头取得景
宁光伏项目开发权，协同取得文成、泰顺、黄岩、临海等光伏项目开发权，总装机规模61万千瓦；加快推进
普陀2号、象山4号等海风项目前期准备；开展基建管理及收尾项目11个，总装机规模226.88万千瓦，韩城10
万千瓦光伏项目、连云港64万千瓦光伏项目和奉化15万千瓦光伏项目实现并网目标。做好新兴投资机会研究
，积极论证风光同场、绿电直连、零碳园区、独立储能等新兴业态，主动抢占市场机遇。
（二）逐步深化改革创新，持续建设企业治理体系
公司坚持以推动高质量发展为核心，把实施改革创新同企业治理有机结合，纵深推进各领域改革创新。
全面提升精细化管理能力，推动制度化、清单化、表单化管理，全年开展管理提升工作34项，完善公司治理
体系，深化董事会建设与管理，优化各专委会工作机制，完成企业监事会改革。成立“人工智能+新能源”
工作专班，深化数智技术在各领域的应用，申报应用场景21个，探索构建风机异常预警与健康状态评估系统
、研发推进水力发电厂水下环境智能机器人应用、部署无人机巡检平台等，积极开拓可推广场景应用，为运
维工作提供数智化支撑。全年完成申请专利10项。强化投资者关系管理，积极谋划公司市值管理体系建设，
连续三年荣获中上协年报业绩说明会优秀实践。
（三）坚持市场效益意识，稳步提升经营管理质效
为了积极应对新能源“量价齐跌”不利局面，公司牢固树立精益管理理念，坚持以市场效益为导向，推
动经营管理向“集约化、市场化、专业化”转型。落实“过紧日子”要求，推进同类项目打捆招标；持续开
展“一企一策”减亏扭亏专项工作；积极探索集约运维改革，实现4家海风公司统一生产监视管理，甘肃、
松阳集控中心建成投运，运维模式从“单站独立运维”向“集控运行+区域检修”转变。多措并举降低财务
成本，完成公司首次发债，全年综合融资成本较上年末下降0.46个百分点。持续跟进国补最新动态，全年累
计收回国补23.16亿元，较去年同期增加189.47%。电力市场交易“保量竞价”，建强交易团队，持续深化中
长期、现货、绿电交易、绿证交易，多元路径拓宽增收渠道。
（四）夯实安全管理基础，持续筑牢本质安全屏障
公司坚持全面安全发展，进一步夯实安全生产工作基础，严格安全检查稽查，全面做好安全生产和能源
保供工作。修订《安全生产责任制考核办法》等制度，构建“责任可量化、考核可追溯、奖惩可落地”的管
理体系，高效推进安全生产标准化建设，全面抓严外包单位安全管理，落实双重预防机制，推进各类风险隐
患专项排查整治行动。通过生产运行指标竞赛与分析，加大缺陷管理、技术攻关和重点问题跟踪分析力度，
帮助电站找准自身短板和弱项，加大极端气候应对保障能力建设，制定迎峰度夏、迎峰度冬、防汛防台等专
项保供方案，确保关键时段能发出电、发好电。
（五）加强党的全面领导，不断强化政治引领
公司坚持新时代党的建设总要求，严格落实全面从严治党主体责任，把思想和行动统一到党的重大部署
上来，推动党建工作与生产经营深度融合。健全以学铸魂、以学增智、以学正风、以学促干长效机制，严格
贯彻落实意识形态“211111”工作机制，抓好党员思想武装，抓实职工思想政治工作。加强特色党建品牌创
建，持续擦亮“海上堡垒”“塞上堡垒”“千峡红”等党建品牌。
四、报告期内核心竞争力分析
（一）高质量发展规模效益优势
公司紧跟国家“3060”双碳战略目标，积极响应新型电力系统构建要求，精准把握新能源规模化与市场
化发展契机。公司充分利用控股股东浙能集团资源禀赋，实施区域聚焦战略，重点深耕长三角核心市场与西
北能源富集区域；通过标杆项目引领发展，打造行业示范工程；构建战略伙伴协同生态，形成产业联盟体系
。管理层坚持“一盘棋”整体规划、“一直抓”执行韧性、“一根筋”实施决心，持续推进新能源业务规模
与质量的双向提升。
（二）东西互济区位资源优势
公司构建“东西互济、海陆联动”的立体化发展战略布局，形成梯度清晰、优势互补的区域发展格局。
在长三角核心经济区，战略性依托浙江、江苏等经济强省的区位优势，重点布局海上风电与集中式光伏项目
，精准把握高消纳能力与大开发潜力的市场机遇；在“三北”及西南资源富集区域，实施前瞻性项目储备，
加强政策市场研判，系统化建立分类项目储备库。各区域协同形成“省内强消纳、省外重储备”的发展模式
，实现资源禀赋与市场需求的高效匹配与价值最大化。
（三）“风、光、水”多业协同优势
公司“风、光、水”三大核心业务协同发展格局不断深化，业务结构持续优化，时空双维协同效应凸显
成效。具体表现为：水电丰水期与风光枯发期形成季节性互补，构建天然对冲机制；西北地区风光资源与东
南水电资源形成地域性互补，建立跨区域平衡体系。在运营层面，枯水季节风电出力弥补水电生产缺口，雨
季水电高峰平抑风光出力波动。三大业务的战略协同为公司经营业绩的稳定增长提供了系统性保障。
（四）管控体系优势
公司按照“统筹规划、整体设计、分步实施”的原则推进企业“集约化、专业化、市场化”的“5+1”
管控优化改革实施。海上风电按照“一套班子、多块牌子”，完成海上风电集约化、专业化运维团队组建；
陆上风光采用“运管总部+区域公司+场站”管理架构，重点提升生产安全管理和经营管理水平；小水电由小
水电管控中心集约管控，“一企一策”在规范管理中稳步发展壮大；管理建设项目加大自主开发建设比例，
专业化队伍不断提升基建管理经验和优势。同时，建强电力市场交易团队，高度重视现货、绿电、绿证等交
易，不断拓宽交易渠道和交易品种，有效发挥电力交易主力支撑作用。
（五）人才建设储备优势
公司专注主责主业发展，坚持专业化战略，持续优化引才引智、人才培养和发展机制。坚持人力资源战
略与重点任务相匹配、人力资源体系与管控模式相适应、人力资源结构与发展水平相支撑的原则，树立更加
鲜明的“注重基层、注重一线工作经历”选人用人导向，培育“以奋斗者为本”的企业价值导向，完善基于
市场价值、综合绩效为核心的薪酬分配体系，稳步提升板块管理年轻干部比例、不断优化人才结构和梯队建
设、深化经理层任期制和契约化管理、加大薪酬向一线岗位和开发建设岗位倾斜，形成个人发展与企业发展
相互促进的良性循环，进一步加强人才储备，激发人才队伍活力，赋能公司高质量发展。
●未来展望:
(一)行业格局和趋势
2025年以来，电力行业认真贯彻习近平总书记关于能源电力的重要讲话和重要指示批示精神，以及“四
个革命、一个合作”能源安全新战略，落实党中央、国务院决策部署，弘扬电力精神，攻坚克难，统筹做好
保供电、促转型、深改革、稳投资、优服务等各项工作，为经济社会发展和人民美好生活提供了坚强电力保
障。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。
2026年2月，中国电力企业联合会（以下简称“中电联”）发布《2025-2026年度全国电力供需形势分析
预测报告》。报告指出，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。综合电力消费、电力供应及电力供需形势三方面，中电联对2026年全国电力
供需形势进行预测：
1、在电力消费方面，预计2026年全社会用电量同比增长5%-6%。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、电力供应方面，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、电力供需形势方面，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
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