经营分析☆ ◇600905 三峡能源 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】
风能、太阳能的开发、投资和运营
【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(%)
─────────────────────────────────────────────────
风力发电(行业) 188.37亿 66.33 87.54亿 73.56 46.47
太阳能发电(行业) 88.19亿 31.05 29.96亿 25.18 33.98
其他业务(行业) 2.57亿 0.90 1.50亿 1.26 58.51
─────────────────────────────────────────────────
电力(产品) 276.55亿 97.38 117.50亿 98.74 42.49
其他业务(产品) 2.57亿 0.90 1.50亿 1.26 58.51
─────────────────────────────────────────────────
华东(地区) 104.56亿 36.82 53.52亿 44.97 51.18
华北(地区) 56.53亿 19.90 24.35亿 20.46 43.07
西南及华南(地区) 54.57亿 19.22 16.01亿 13.45 29.34
西北(地区) 49.23亿 17.33 20.33亿 17.09 41.30
东北(地区) 11.66亿 4.11 3.29亿 2.76 28.21
其他业务(地区) 2.57亿 0.90 1.50亿 1.26 58.51
─────────────────────────────────────────────────
国有企业(其他) 280.88亿 98.90 119.54亿 100.67 42.56
民营企业(其他) 2.27亿 0.80 -8537.38万 -0.72 -37.66
外资企业(其他) 4646.61万 0.16 2360.78万 0.20 50.81
其他(其他) 3808.74万 0.13 -1810.36万 -0.15 -47.53
─────────────────────────────────────────────────
国网(销售模式) 203.75亿 71.74 94.31亿 79.42 46.28
南网(销售模式) 44.26亿 15.58 13.68亿 11.52 30.90
其他(销售模式) 35.98亿 12.67 10.76亿 9.06 29.91
─────────────────────────────────────────────────
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(%)
─────────────────────────────────────────────────
风力发电(产品) 99.47亿 67.50 51.20亿 73.83 51.47
太阳能发电(产品) 44.53亿 30.22 17.08亿 24.63 38.36
其他(产品) 3.36亿 2.28 1.06亿 1.53 31.66
─────────────────────────────────────────────────
华东(地区) 55.01亿 37.33 28.34亿 40.86 51.50
华北(地区) 31.42亿 21.32 15.94亿 22.98 50.73
西南及华南(地区) 28.73亿 19.50 10.66亿 15.37 37.11
西北(地区) 26.01亿 17.65 12.27亿 17.69 47.17
东北(地区) 6.19亿 4.20 2.14亿 3.09 34.64
─────────────────────────────────────────────────
国有企业(其他) 146.56亿 99.46 68.85亿 99.29 46.98
民营企业(其他) 4598.96万 0.31 3583.53万 0.52 77.92
外资企业(其他) 1706.62万 0.12 699.42万 0.10 40.98
其他(其他) 1694.05万 0.11 616.35万 0.09 36.38
─────────────────────────────────────────────────
国网(销售模式) 105.50亿 71.60 53.69亿 77.43 50.89
南网(销售模式) 22.79亿 15.46 7.31亿 10.54 32.07
其他(销售模式) 19.07亿 12.94 8.34亿 12.03 43.74
─────────────────────────────────────────────────
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(%)
─────────────────────────────────────────────────
风力发电(行业) 198.15亿 66.68 105.07亿 67.18 53.02
光伏发电(行业) 91.20亿 30.69 48.41亿 30.95 53.08
其他(补充)(行业) 4.28亿 1.44 1.46亿 0.93 34.11
其他业务(行业) 1.91亿 0.64 6000.80万 0.38 31.46
水力发电(行业) 1.63亿 0.55 8558.91万 0.55 52.48
─────────────────────────────────────────────────
电力产品(产品) 290.98亿 97.92 154.33亿 98.68 53.04
其他(补充)(产品) 4.28亿 1.44 1.46亿 0.93 34.11
其他业务(产品) 1.91亿 0.64 6000.80万 0.38 31.46
─────────────────────────────────────────────────
华东(地区) 104.21亿 35.07 57.62亿 36.85 55.30
西南及华南(地区) 65.99亿 22.20 31.17亿 19.93 47.24
华北(地区) 57.62亿 19.39 35.80亿 22.89 62.13
西北(地区) 49.75亿 16.74 24.13亿 15.43 48.49
东北(地区) 13.42亿 4.52 5.61亿 3.59 41.81
其他(补充)(地区) 4.28亿 1.44 1.46亿 0.93 34.11
其他业务(地区) 1.91亿 0.64 6000.80万 0.38 31.46
─────────────────────────────────────────────────
国有企业(其他) 296.19亿 99.67 155.87亿 99.67 52.62
民营企业(其他) 5319.32万 0.18 3128.63万 0.20 58.82
外资企业(其他) 3220.58万 0.11 1326.72万 0.08 41.20
其他(其他) 1258.16万 0.04 737.32万 0.05 58.60
─────────────────────────────────────────────────
国网(销售模式) 204.05亿 68.66 107.42亿 68.69 52.64
南网(销售模式) 53.43亿 17.98 24.32亿 15.55 45.51
其他(销售模式) 39.69亿 13.36 24.65亿 15.76 62.11
─────────────────────────────────────────────────
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(%)
─────────────────────────────────────────────────
风力发电(产品) 101.74亿 67.56 56.21亿 67.04 55.25
太阳能发电(产品) 45.91亿 30.49 26.59亿 31.71 57.92
水电及其他(产品) 2.94亿 1.95 1.04亿 1.24 35.51
─────────────────────────────────────────────────
华东(地区) 52.86亿 35.10 29.32亿 34.96 55.46
西南及华南(地区) 36.26亿 24.08 19.26亿 22.97 53.12
华北(地区) 28.54亿 18.95 18.44亿 21.99 64.61
西北(地区) 26.17亿 17.38 13.96亿 16.65 53.36
东北(地区) 6.76亿 4.49 2.87亿 3.42 42.39
─────────────────────────────────────────────────
国网(销售模式) 102.97亿 68.38 56.39亿 67.25 54.76
南网(销售模式) 29.14亿 19.35 14.89亿 17.76 51.09
其他(销售模式) 18.48亿 12.27 12.57亿 14.99 68.00
─────────────────────────────────────────────────
【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278.62亿元，占营业收入的98.10%
┌───────────────────────┬───────────┬───────────┐
│客户名称 │ 营收额(万元)│ 占比(%)│
├───────────────────────┼───────────┼───────────┤
│国家电网有限公司 │ 2037498.01│ 71.74│
│中国南方电网有限责任公司 │ 442602.07│ 15.58│
│内蒙古电力（集团）有限责任公司 │ 289591.63│ 10.20│
│云南保山电力股份有限公司 │ 9190.71│ 0.32│
│内蒙古鄂尔多斯电力有限责任公司 │ 7325.49│ 0.26│
│合计 │ 2786207.91│ 98.10│
└───────────────────────┴───────────┴───────────┘
【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220.60亿元，占总采购额的68.18%
┌───────────────────────┬───────────┬───────────┐
│供应商名称 │ 采购额(万元)│ 占比(%)│
├───────────────────────┼───────────┼───────────┤
│中国电力建设集团有限公司1 │ 820174.60│ 25.35│
│中国能源建设集团有限公司 │ 752936.92│ 23.27│
│中国长江三峡集团有限公司 │ 355536.56│ 10.99│
│中国建筑集团有限公司 │ 158984.84│ 4.91│
│运达能源科技集团股份有限公司 │ 118317.18│ 3.66│
│合计 │ 2205950.10│ 68.18│
└───────────────────────┴───────────┴───────────┘
【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
（一）公司所属行业及主营业务
公司主要产品为电力，按照国民经济行业分类，所属行业为电力生产行业中的风力发电以及太阳能发电
。报告期内，公司所属行业及主营业务未发生变化。
公司以风能、太阳能的开发、投资和运营为主营业务，积极发展陆上风电、光伏发电，大力开发海上风
电，加快推进以沙漠、戈壁、荒漠为重点的大型风电、光伏发电基地建设，深入推动源网荷储一体化和多能
互补发展，积极开展抽水蓄能、新型储能、氢能、光热等业务。同时，投资与新能源业务关联度高、具有优
势互补和战略协同效应的相关产业，基本形成了风电、太阳能、储能、战略投资等相互支撑、协同发展的业
务格局。目前，公司业务已覆盖全国30个省、自治区和直辖市，装机规模、盈利能力等居于国内同行业前列
。
（二）公司经营模式
1.前期开发模式
公司项目前期开发主要流程包括资源获取及评估、项目立项、投资决策。项目实施单位负责在管辖范围
内筛选项目资源，根据情况签订项目开发协议；项目实施单位按公司相关规定开展资源、限制因素、建设条
件、造价、电价预测、经济评价等初评估工作，根据初评估结果并结合区域内政策要求，组织参与项目指标
竞争性配置或申报，根据授权情况报请公司决策；取得项目指标后，项目实施单位对项目进一步评估论证，
对满足立项条件的项目，组织对项目立项进行内部审核并向公司申请开展项目立项，公司前期工作管理部门
对项目立项请示进行审查，提出立项审核意见，审定后报决策机构审议和批准，通过立项决策后项目实施单
位组织开展项目可行性研究及前期手续办理等工作；项目可研报告经过评审收口、取得关键前期手续等，满
足项目投资决策条件后，项目实施单位向公司申请开展项目投资决策，通过投资决策的项目，由前期工作管
理部门商公司相关部门办理批复文件。
2.采购及建设模式
（1）采购模式
公司采用公开招标、邀请招标、询比采购、竞价采购、谈判采购、直接采购等方式开展工程类、货物类
和服务类采购，其中，公开招标为公司的主要采购方式。按照《招标投标法》等法律法规，公司制定了《招
标及采购管理制度》，招投标及采购的各项流程均按照相关制度进行。
（2）建设模式
公司工程建设主要分为设计施工和平行发包两种模式。在项目建设阶段，以专业化、标准化、精细化管
理为核心，针对新能源发电项目技术要求高、施工难度大的特点，公司制定了一系列详细的质量控制措施、
严格的安全管理制度和科学的进度管理方案，在项目规划设计、招标采购、建设施工和投产运行等各阶段，
建立了覆盖质量、安全、进度、投资等多方面的全过程管理体系，形成了科学、系统和完善的基建项目管理
体系，有效提升了工程质量和管理效率。
3.项目运维模式
公司在遵守法律法规、保障安全和环保达标排放的基础上开展风力发电、太阳能发电、储能等电力生产
。电力运行与维护方面，公司已经制定电力生产、运行管理、检修管理、设备管理等各项规章制度，保障场
站的安全稳定运行。公司及控股子公司通过建立涵盖安全培训、技能培训和生产管理培训的完整培训体系，
持续提升生产和管理人员的技能与业务水平。公司区域公司、专业化分（子）公司全面负责、组织区域内所
有场站的运行、检修及其相关工作。其下设集控中心和检修中心，推行集中监控和片区检修，集控中心实现
集中统一监控，检修中心根据场站位置分布情况设置集中检修点，实现区域内场站设备的维护检修。公司采
取以“远程集中监控、现场无人值班（少人值守），区域自主检修，统一规范管理”为核心内容的运维模式
，自主运维与对外委托相结合，将区域公司、专业化分（子）公司作为集约式运维管控单位，在生产管理上
实施“三个集中”，即生产管理集中、运行集中、检修集中，做到所辖场站电力生产的统一管理、统一部署
、统一协调、统一运作、统一营销。
4.销售模式
根据《中华人民共和国可再生能源法》《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》《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）（简称136号文）等相关规
定，符合相应标准的可再生能源发电项目的上网电量由电力市场相关成员全额保障性收购。可再生能源发电
项目的上网电量包括保障性收购电量和市场交易电量。电网企业、电力调度机构、电力交易机构等应按照国
家相关政策要求，组织可再生能源发电企业、售电企业和电力用户等电力市场相关成员，分工完成可再生能
源电量全额保障性收购工作。同时坚持市场化方向，推动新能源上网电量全面进入市场、上网电价由市场形
成，配套建立可持续发展价格结算机制，区分存量和增量分类施策，促进行业持续健康发展。
随着电力市场的不断发展，公司已在全国多省区参与市场化交易，但各省区市场化进程不同，售电模式
也存在差异。在未参与市场化交易的区域，公司依据新能源发电项目核准备案时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与电网公司直接结算电费。在参与市场化交易的区域，电能销售模式为部分电
能由电网公司采购，按项目批复电价结算；其余电量需参与市场化交易，按交易电价结算。报告期内，公司
参与市场化交易的省区包括：安徽、福建、甘肃、广东、广西、海南、河北、河南、黑龙江、湖南、吉林、
江苏、江西、辽宁、内蒙古、宁夏、青海、山东、山西、陕西、四川、天津、西藏、新疆、云南、浙江和重
庆。随着136号文的逐步实施，新能源上网电量将全面进入电力市场，通过市场交易形成价格。
二、报告期内公司所处行业情况
（一）全球新能源行业发展情况
全球可再生能源发展势头迅猛，可再生能源的核心地位将进一步凸显。根据国际可再生能源署相关分析
，全球可再生能源发电量占比预计将在2030年提升至43%。其中风电和太阳能作为电力系统低碳转型的核心
驱动力，其发电量占比将从2025年的15%跃升至2030年的28%。2025年至2030年间，全球可再生能源装机容量
预计将新增约4600吉瓦。
（二）我国新能源行业发展情况
2025年，我国新能源行业在能源转型进程中取得健康有序发展，多项重要政策举措密集出台，新能源集
成融合发展、促进消纳和调控等一系列政策措施助力行业提质增效，新型能源体系建设基础持续夯实，推动
构建起全球最大、发展最快的可再生能源体系，超额完成“十四五”非化石能源消费目标任务，为建设能源
强国提供了有力支撑。
根据国家能源局发布的2025年可再生能源并网运行情况，可再生能源装机规模不断实现新突破。2025年
全国新增风电、太阳能发电装机超4.3亿千瓦，同比增长22.0%，再创历史新高。风电、太阳能发电累计并网
装机达到18.4亿千瓦，占比达到47.3%，历史性超过火电。2025年全国风光发电量同比增长25%，占发电量比
重达到22%，有力带动可再生能源电量占发电量比重达到近4成，电力消费“含绿量”持续提升。
（三）报告期内公司在行业中的地位
2025年，公司新增装机容量461.53万千瓦，累计装机容量达到5237.41万千瓦。风电累计装机容量达到2
443.26万千瓦，占全国风力发电行业市场份额的3.82%，其中海上风电累计装机容量达到754.68万千瓦，占
全国市场份额的16.06%；太阳能发电累计装机容量达到2678.05万千瓦，占全国太阳能发电行业市场份额的2
.23%，其中集中式光伏累计装机容量2601.20万千瓦，占全国市场份额的3.90%。
（四）报告期内的重点行业政策
1.推动能源发展规划体系完善与顶层布局落地
2025年2月27日，国家能源局印发《2025年能源工作指导意见》。文件要求，2025年全国能源生产总量
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，统筹推进新型电力系统建设，提升需求侧协同能力，推进虚拟
电厂高质量发展。研究建立能源行业碳排放核算机制，研究制定绿电直连政策措施，创新新能源价格机制和
消纳方式，推动新能源全面参与市场，实现新能源由保障性收购向市场化消纳转变。出台促进绿证市场高质
量发展的政策文件，完善可再生能源消纳责任权重制度，压实电力用户绿电消纳责任。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。推
动跨省跨区市场化交易，推进省级市场标准化建设，制定电力现货市场建设指引。
2025年6月26日，国家林草局、国家发展改革委、国家能源局联合印发《三北沙漠戈壁荒漠地区光伏治
沙规划（2025—2030年）》。规划到2030年，新增光伏装机规模2.53亿千瓦，治理沙化土地1010万亩。文件
提出，按照生态优先、绿色发展、协同推进的总体思路，充分考虑气候特征和适建区域，以风光资源为基础
，以区域电网、输电通道、调节电源为保障，明确了三大气候区和五大重点发展区域。以实验项目为引领，
推进荒漠化防治与风电光伏一体化工程建设，构筑东起内蒙古中部西至新疆“点、线、面”相结合的光伏治
沙长城。
2025年9月16日，国家发展改革委、国家能源局印发《能源规划管理办法》。文件共6章26条，构建全国
综合能源规划为统领、分领域、区域、省级规划衔接互补的体系，明确下级规划服从上级规划。实行规划编
制目录清单管理，未列入清单原则上不得编制，期限少于3年或日常工作原则上不编规划。规划须履行前期
研究、起草、征求意见、衔接论证、合法性审查、审批发布程序，内容涵盖发展基础、目标、任务、布局、
重点项目、保障措施等，按规定开展环评与水资源论证。重点项目纳规须符合政策、具备前期基础并通过经
济性评估。规划实施实行中期评估与总结评估，未经法定程序不得随意调整。
2025年10月28日，《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十五个五年规划的建议》全文对外公开。
文件在“十五五”时期经济社会发展的主要目标中提出“绿色生产生活方式基本形成，碳达峰目标如期实现
，清洁低碳安全高效的新型能源体系初步建成”。文件要求：加快建设新型能源体系，持续提高新能源供给
比重，推进化石能源安全可靠有序替代，着力构建新型电力系统；坚持风光水核等多能并举，统筹就地消纳
和外送；加强化石能源清洁高效利用，推进煤电改造升级和散煤替代；全面提升电力系统互补互济和安全韧
性水平，科学布局抽水蓄能，大力发展新型储能，加快智能电网和微电网建设；提高终端用能电气化水平，
推动能源消费绿色化低碳化；加快健全适应新型能源体系的市场和价格机制；积极稳妥推进和实现碳达峰，
实施碳排放总量和强度双控，深入实施节能降碳改造；完善碳排放统计核算体系，扩大全国碳排放权交易市
场覆盖范围，加快温室气体自愿减排交易市场建设；建立健全绿色低碳标准体系，推动引领国际规则标准完
善和衔接互认。
2.推动新能源电价市场化改革与交易机制优化
2025年2月9日，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》提出要坚持分类施策，区分存量项目和增量项目，建立新能源可持续发展价格结算机
制，保持存量项目政策衔接，稳定增量项目收益预期。新能源项目参与电力市场交易后，在市场外建立差价
结算的机制，纳入机制的新能源电价水平（简称机制电价）、电量规模、执行期限等由省级价格主管部门会
同省级能源主管部门、电力运行主管部门等明确。对纳入机制的电量，市场交易均价低于或高于机制电价的
部分，由电网企业按规定开展差价结算，结算费用纳入当地系统运行费用。
2025年4月29日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》，
提出全面加快电力现货市场建设，2025年底前基本实现电力现货市场全覆盖，全面开展连续结算试运行。
2025年7月1日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于跨电网经营区常态化电力交易机制方案的复函
》。文件明确，国家电网公司、南方电网公司要在2025年迎峰度夏期间，依托跨电网常态化交易机制实现电
力资源优化配置，更好支撑电力保供。年底前，进一步统一市场规则、交易品种和交易时序，实现跨电网交
易常态化开市。国家电网公司、南方电网公司要持续完善跨电网交易规则，强化技术平台互联互通和信息共
享互认，尽快实现电力市场成员“一地注册、全国共享”。要完善跨省跨区应急调度价格机制和结算管理，
及时跟踪市场运营状况，加强信息披露和报送。
2025年9月9日，国家发展改革委、国家能源局印发《跨省跨区电力应急调度管理办法》。办法明确应急
调度是市场化手段无法解决电力安全风险、电量平衡缺口时的兜底调度措施，电网突发故障的电量调整不属
于此范畴，由国家发展改革委管理、能源局监管，地方电力主管部门和两大电网公司协同推进相关工作。实
施上遵循统一调度、分级管理原则，省级机构提申请，区域或国家级机构按资源情况组织，保安全优先于保
供应，跨经营区由受入方申请双方共推，且需与市场化交易有序衔接。同时办法明确了送受端电价定价标准
，价差正负时分别按不同规则进行费用分配与分摊，跨经营区结算可依约定或参考本办法，相关电量电费单
独归集且不纳入相关考核分摊，还规定了调度、电网、交易机构的职责，要求两大电网完善细则并按月报送
执行情况，重大情况及时上报国家发展改革委。
2025年11月18日，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）》。文件指出，新能源发电企业集中报价主要适用于电力现货市场正式运行和连续结算试运行地区
电力中长期电能量交易中的集中交易和现货电能量交易。参与集中报价的新能源发电企业，原则上集中后的
总装机规模不应超过所在省（区、市）电力市场单个最大燃煤发电厂装机规模（不含特高压输电通道配套电
源）。原则上仅允许同一集团（同一母公司、同一控股股东、同一实际控制人等）内同一省（区、市）的新
能源发电企业进行集中报价，禁止跨集团、跨省（区、市）集中报价。禁止具有竞争关系的经营者达成固定
或变更商品关系的垄断协议。新能源发电企业进行集中报价，不得影响电力系统安全稳定运行。
3.促进新能源消纳能力提升与集成融合发展
2025年7月1日，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》。下达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，明确20
25年各省可再生能源消纳责任权重为约束性指标，2026年为预期性指标。同时，在既有电解铝行业绿电消费
比例要求的基础上，将钢铁、水泥、多晶硅、数据中心四大重点用能行业纳入绿色电力消费比例要求范畴。
2025年9月9日，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。通知指出，就近消纳项目电源应接入用户和公共电网产权分界点的用户侧，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%。就近消纳项目公平
承担稳定供应保障费用。按照“谁受益、谁负担”原则，对电力系统提供的稳定供应服务，就近消纳项目公
平承担输配电费、系统运行费等费用；未接入公共电网的项目，不缴纳稳定供应保障费用。就近消纳项目平
等参与电力市场。
2025年10月29日，国家发展改革委、国家能源局印发《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》。文件
明确，到2030年，协同高效的多层次新能源消纳调控体系基本建立，持续保障新能源顺利接网、多元利用、
高效运行，新增用电量需求主要由新增新能源发电满足。文件围绕分类引导新能源开发与消纳、大力推动新
能源消纳新模式新业态创新发展、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的全国统一电
力市场体系、强化新能源消纳技术创新支撑五项重点任务提出了19项具体举措。为统筹“沙戈荒”新能源基
地外送与就地消纳，文件提出，重点在沙漠、戈壁、荒漠、沙化、盐碱化等地区，合理布局外送基地，提高
基地经济性。通过新能源集成发展、东部地区产业梯度转移、西部地区挖掘消纳潜力等方式，促进“沙戈荒
”新能源基地实现规模化就地消纳。
2025年10月31日，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》。文件提出，要求持续
提升新能源发电功率预测精度，积极采用先进构网型技术，推进新能源多品种协同联合优化控制；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，整体制定参与市场策略；加强
数字化升级改造，提高运营效能；加快推进虚拟电厂规模化发展，加强分散电力资源的聚合协同；完善市场
交易与认证机制，支持“沙戈荒”新能源基地、水风光新能源基地以一体化模式参与电力市场交易，推广多
年期绿电购电协议，积极探索新能源集成融合项目公平参与电能量市场和电力辅助服务市场；推动完善可靠
容量补偿机制，探索将符合条件的新能源集成融合项目纳入容量补偿范围；探索推动建立绿色氢氨醇等非电
能源载体的认证机制，逐步完善绿色评价标准、认证规则和标识制度。
4.推动绿电绿证体系建设与碳市场高质量发展
2025年3月18日，国家发展改革委等部门发布《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》。文件提出，一是稳定绿证市场供给。提升绿色电力交易规模，推动绿证在全国范围内合理流通。二是
激发绿证消费需求。依法稳步推进绿证强制消费，逐步提高绿色电力消费比例并使用绿证核算。将绿色电力
消费信息纳入上市企业环境、社会和公司治理（ESG）报告体系。三是完善绿证交易机制。加强绿证价格监
测，研究建立绿证价格指数，引导绿证价格在合理水平运行。建立绿色电力消费核算机制，开展绿色电力消
费认证，推动绿证与其他机制有效衔接。
2025年3月26日，生态环境部发布《全国碳排放权交易市场覆盖钢铁、水泥、铝冶炼行业工作方案》。
目前，全国碳排放权交易市场仅覆盖了发电行业重点排放单位2200家，年覆盖二氧化碳排放量超过50亿吨。
钢铁、水泥、铝冶炼行业年排放约30亿吨二氧化碳当量，占全国二氧化碳排放总量的20%以上。此次扩围后
，全国碳排放权交易市场预计新增1500家重点排放单位，覆盖全国二氧化碳排放总量占比将达到60%以上。
2025年5月21日，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
》。文件指出，绿电直连项目分为并网型、离网型两类：并网型项目的电源应接入用户侧，项目电源、用户
和线路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；离网型项目的电源、用户和线
路均与公共电网无电气连接，作为独立系统开展运营。文件要求：新增负荷可配套建设新能源项目；存量负
荷在已有燃煤燃气自备电厂足额清缴可再生能源发展基金的前提下开展绿电直连，通过压减自备电厂出力，
实现清洁能源替代；有降碳刚性需求的出口外向型企业利用周边新能源资源探索开展存量负荷绿电直连。
2025年8月25日，中共中央办公厅、国务院办公厅发布的《关于推进绿色低碳转型加强全国碳市场建设
的意见》指出，到2027年，全国碳排放权交易市场基本覆盖工业领域主要排放行业，全国温室气体自愿减排
交易市场实现重点领域全覆盖。到2030年，基本建成以配额总量控制为基础、免费和有偿分配相结合的全国
碳排放权交易市场，建成诚信透明、方法统一、参与广泛、与国际接轨的全国温室气体自愿减排交易市场，
形成减排效果明显、规则体系健全、价格水平合理的碳定价机制。
5.助力新型电力系统产业升级与可靠发展
2025年3月26日，国家发展改革委、国家能源局正式印发《新一代煤电升级专项行动实施方案(2025-202
7年)》，为适应新型电力系统发展，围绕清洁降碳、安全可靠、高效调节、智能运行等方向进一步深化拓展
煤电技术指标体系，指导现役机组改造升级、新建机组建设运行和新一代煤电试点示范。文件提到，支持现
役煤电改造升级机组、新建机组和新一代煤电试点示范机组与新能源实施联营，鼓励联营的新能源项目优先
并网；因地制宜采用零碳低碳燃料掺烧、碳捕集利用与封存、煤电与新能源耦合等技术，提升机组清洁降碳
技术水平。
2025年8月27日，国家发展改革委、国家能源局发布关于印发《新型储能规模化建设专项行动方案（202
5—2027年）》的通知。文件指出，合理提升新型储能调用水平。电力现货市场连续运行地区，遵循市场交
易结果调用各类调节资源。文件明确，加快新型储能市场机制完善。鼓励新型储能全面参与电能量市场。推
动“新能源+储能”作为联合报价主体，一体化参与电能量市场交易。推进具备独立计量、控制等技术条件
，符合相关标准规范和电力市场注册基本条件，具有法人资格的新型储能项目，作为独立主体参与电能量市
场。有序推动新型储能参与中长期市场。2025年12月23日，国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于促
进光热发电规模化发展的若干意见》，旨在通过政策引导和技术进步，推动光热发电产业规模化、高质量发
展，支撑新型电力系统建设。文件指出，光热发电兼具调峰电源和长时储能功能，能够提供稳定可靠的绿色
电力，增强电力系统调节能力，是实现新能源安全可靠替代的重要手段。文件提出，到2030年，光热发电总
装机规模达到1500万千瓦，并推动度电成本与煤电基本相当，实现技术国际领先。文件要求，深入开展光热
发电资源普查，做好光热发电与产业发展协同布局，结合大型能源基地建设按需合理配置光热发电规模，建
设一批以光热发电为主的支撑调节型新能源电站，探索构建以光热发电为基础电源的源网荷储一体化系统，
增强光热发电对新型电力系统的调节作用，加快推动光热发电技术与产业创新。
三、经营情况讨论与分析
2025年，公司坚持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历
次全会精神，心怀“国之大者”，坚决贯彻落实国家重大战略和三峡集团部署要求，紧紧围绕“陆上大基地
、海上风电引领者”两大战略主线，全面落实新能源业务“四强四化”各项要求，积极把握发展机遇，统筹
推进陆上风电、光伏发电业务，加快推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风光基地开发，着力巩固海
上风电优势，积极推动抽水蓄能、新型储能、光热、氢能等新兴业务发展。2025年，公司荣获第七届全国文
明单位称号，持续入选全球新能源企业500强与《财富》中国500强，荣获国资委中央企业“双百行动”2024
年度专项考核“标杆企业”，获评上海证券交易所2024-2025年度上市公司信息披露工作评价A级，中国上市
公司协会“上市公司董事会最佳实践案例”等荣誉。
报告期内，公司围绕经营目标，主要开展了以下工作：
（一）紧跟国家战略，高效推进新能源项目前期开发
公司坚持海上风电引领战略，协同推进“沙戈荒”新能源基地建设，有序布局陆上常规新能源，积极拓
展“新能源+”等新业务新业态，构建多能互补、协同发展的清洁能源新格局。海上风电方面，公司坚持海
陆并进、向海图强，持续巩固海上风电引领者地位，重点区域资源获取与项目开发取得积极成效，深远海示
范项目前期工作稳步推进。“沙戈荒”新能源基地方面，公司坚持差异化、常态化策划开发千万千瓦级新能
源大基地，主动把握政策趋势和技术发展方向，因地制宜推进相关区域“沙戈荒”新能源基地项目策划。
（二）打造精品工程，装机规模再上新台阶
公司全面统筹建设资源配置，充分发挥工程建设专业化管理效能，大力推进风电、光伏及新业态项目开
发建设，克服项目分散、施工难度大、业态种类多等挑战，依法合规推进项目建设。新疆吉木萨尔县光伏＋
全钒液流储能一体化项目（100万千瓦）、新疆哈密“光热+光伏”项目光热部分（10万千瓦）、青海海西州
风电项目（50万千瓦）、内蒙古鄂尔多斯多能互补绿色供电项目（30万千瓦）等一批项目全容量并网。报告
期内，公司新增并网装机461.53万千瓦，其中，风电装机200.05万千瓦，太阳能发电装机251.48万千瓦，独
立储能装机10万千瓦。公司风电、太阳能发电并网装机容量合计5121.31万千瓦。
（三）加强精益运行，扛牢电力保供责任
公司深入贯彻落实能源保供工作要求，抓实抓细各项保供举措。有效防范化解安全生产风险，召开风机
消防等专题技术交流会，开展电力生产及“雷霆行动”专项检查、电力生产“反三违”专项督查以及风机火
灾专项排查整治，全面排查整治安全生产隐患，长停机组实现“存量清零、增量可控”。深化涉网技术改造
，优化外委运维管理，有效压降运维成本。报告期内，公司实现发电量762.61亿千瓦时；圆满完成全国“两
会”等重要时段保供任务。
（四）积极应对挑战，多措并举开拓营销新局
公司紧跟电力市场化改革进程，适应市场的营销体系建设得见成效，营销人员规模、素质不断提升，精
细化管理能力不断提高。全面发展风光电力交易、积极争取绿色电力环境溢价、拓展与大型企业用能合作，
跨省外送电量同比增加超过90%，绿电交易电量同比增加约80%，实现三峡绿证跨境销售“零突破”，CCER开
发总量、规模、效率在全国首批减排量签发中位居全国前列，公司绿证、独立储能、碳资产、售电服务多品
类增收合计4.09亿元（含税）。同时，积极参与新能源增量项目机制竞价，通过有效策略实现较高中标率保
障项目收益。
（五）优化工作机制，持续释放科技创新动能
公司坚持创新驱动发展战略，持续将科技创新作为发展的核心动力，不断强化顶层设计，优化科技创新
工作机制，不断提升科技创新效能，在实践和发展中培育企业新动能。报告期内，新增受理专利1500余项、
授权专利700余项，累计拥有知识产权2000余项，新增获批5项国家、省部级科技项目、2个省级科技创新平
台，三峡新能源海上风电运维江苏有限公司入选工信部专精特新“小巨人”企业，公司主导研发应用的±52
5kV交联聚乙烯绝缘光纤复合直流海底电缆系统等4项成果入选第五批能源领域首台（套）重大技术装备清单
，获得14项省级、行业协会科学技术奖励，实现3项成果对外转化应用。
（六）突出党建引领，凝心铸魂赋能业务发展
公司坚决贯彻落实党中央决策部署和习近平总书记重要指示批示精神，坚定拥护“两个确立”、坚决做
到“两个维护”。将党的领导融入公司治理各环节，充分发挥“把方向、管大局、保落实”的领导作用。深
入学习贯彻党的二十届三中、四中全会精神，推动全会精神落地见效。高标准抓好中央巡视整改，做好巡视
整改“后半篇文章”。扎实开展深入贯彻中央八项规定精神学习教育，深化以案促改促治，着力推动全面从
严治党向纵深发展。坚持强基固本、建强组织体系，在成熟地区设立党委纪委，推动党支部应建尽建、应独
立尽独立，深化基层党建标准化规范化建设，推动党建与中心工作深度融合。强化品牌塑造，持续提升品牌
知名度和企业美誉度。扎实推进“幸福三峡”“健康企业”建设，选树宣传“两优一先”先进典型，搭建海
上风电产业链青年交流平台，深化青年精神素养提升工程与“青马工程”，厚植爱国爱企情怀，凝聚全体职
工奋进新征程的强大合力。
四、报告期内核心竞争力分析
（一）持续获取海陆优质资源
公司深入贯彻新发展理念，锚定“双碳”目标，坚持海上风电引领战略，协同推进“沙戈荒”新能源基
地建设，有序布局陆上常规新能源，积极拓展“新能源+”等新业务新业态，构建多能互补、协同发展的清
洁能源新格局，奋力争取优质资源。一方面，不断优化重点区域规模化新能源基地项目布局，着力推动陆上
新能源多元发展，积极参与国家大型风电光伏基地项目策划申报和地方常规项目竞配等工作，提供“多场景
”开发方案，因地制宜谋划“新能源+”新型储能、光热、制氢、生态环保等融合发展项目，以创新为驱动
力，加快打造绿色能源基地；另一方面，巩固拓展海上风电引领优势，大力推动海上风电规模化、融合化开
发，积极围绕广东、福建、江苏、山东、广西、辽宁、上海、天津、浙江等区域推动海上风电基地布局及深
远海基地项目试点开发，持续巩固海上风电引领发展优势。
（二）发挥专业化建设管理优势
公司通过优化整合建设资源，推动建设管理分公司机构改革，充分发挥“大建管”专业化管理优势，有
效聚焦项目重难点，统筹设备供货进度和施工资源投入，提高建设管理效率，逐步实现项目建设“集约化作
战、扁平化协调、一体化建设、专业化管理”。同时，根据项目类型、规模及建设特点，结合区域出现的阶
段性特征，以基地项目为重点，聚焦优质项目，推动工程建设、合同造价、科技创新、质量安全环保等相关
业务精细化管理，优化决策程序及流程，形成市场响应快速、决策流程高效、建设管理精益的工作机制，不
断培育核心竞争力，全面推动新能源项目持续高质量开发建设。
（三）加快提升数智化能力建设
公司数智化能力实现系统性提升，在智能生产与智慧运营领域取得多项成果，并获得多项专利荣誉，彰
显了行业影响力。新能源智能化升级加速，自主可控全面落地，北斗规模化应用持续开展，区域集控中心建
设不断推进，新能源工业互联网平台已实现千万级测点毫秒级刷新，AI知识助手“智小侠”正式上线应用。
全生命周期数字化深入开展，关键业务实现在线化、闭环化管理。数据价值持续释放，建成公司级数据目录
，有效赋能经营决策。基础设施与网络安全服务能力不断提升，为业务持续开展提供了稳定可靠的数智支撑
。
（四）持续提升精益运维能力
公司全面推行“远程集中监控、现场无人值班（少人值守），区域自主检修，统一规范管理”的电力生
产运维管理模式，自主运维与对外委托相结合，做到所辖场站电力生产的统一管理、统一部署、统一协调、
统一运作、统一营销，全面推进设备检修、维护、消缺、技改各项工作，优化外委电站管理体系，大力推行
区域集控与智慧化运营，全面覆盖智能单兵设备，推进智能场站建设，持续提升故障诊断预警水平，借助人
工智能、数据挖掘等技术，不断提升智能运维水平、降低运维成本。推进标准化作业包建设，加强故障提级
管理，建立技术监督体系，反“三违”工作成效显著。贯彻执行能源保供要求，圆满完成多轮次保供任务。
（五）不断增强市场营销能力
公司树牢市场思维，持续健全营销体系，提高市场营销能力。加强市场研究，深入分析市场规律及行业
政策，积极参与电力市场建设，对区域供需形势、电力结构、用电需求、竞争格局持续关注，探寻存量项目
效益提升的突破口。优化营销体系建设，以数智化为内核全面提升营销分析信息化水平，从制度建设、机构
配置、人员素质等方面不断完善适应市场的营销体系。发挥自身优势，持续扩大绿电交易规模、创新绿证销
售模式、开发CCER收益、发展新型储能，不断争取新能源环境价值。发展消纳客户，聚焦石化、钢铁、铝业
、数据中心等重点行业，长三角、珠三角、京津冀等重点消纳区域，拓展售电客户规模，争取多年期协议，
持续提升公司效益。深度研究增量竞价，全面解读136号文及区域配套政策，集合公司营销骨干深入研究未
来市场形势与增量项目情况，以专业队伍支撑精准决策，为公司增量项目竞价争取优势。
（六）持续提高技术支撑能力
公司重视项目投资、建设、运营全方位全过程技术支撑。基于技术经济中心及四个区域分中心，积极打
造涵盖资源、结构、电气、储能、氢能等16个细分领域的专业技术人才队伍。专题研究公司项目共性问题，
揭示项目投资开发全生命周期内的风险点，总结、提炼可复制、可推广的成果。持续加强技术储备，及时跟
进分析行业新技术、新材料、新设备、新装备、新业态发展动态，跟踪研究新能源产业链上下游前沿技术，
分析研判新能源行业技术创新集成应用。开展公司项目造价及成本控制研究，形成契合公司业务特点的技术
经济评审体系，提高对公司投资决策及项目建设造价管理的支撑能力。
（七）持续发挥资金优势
公司资金保障能力强，融资成本管控有力。始终坚持多元化融资，不断拓宽融资渠道，持续优化融资结
构，保证融资渠道畅通、授信额度充足。坚持金融机构竞争性比选，把融资成本作为主要选择标准。不断加
强对资本市场和信贷政策的跟踪研究，充分利用碳减排支持工具等绿色金融政策，合理把握市场窗口期，全
力获取低成本资金，并持续推动存量融资成本下调。加强债务风险管控，严守债务风险底线，维护公司信誉
，保持公司AAA级信用评级。
（八）持续提升科技创新能效
公司秉持创新驱动发展战略，围绕行业痛点、企业发展需求，持续推进“科技研发+示范应用”模式走
深走实，聚焦“产学研用”提升企业创新主体作用，主动承担技术攻关、重点研发任务，申报并获批多项国
家、省部级科技项目，组织实施近百项公司科研项目，不断强化科技创新能力。加强维护企业与主管部门、
科技社会团体关系，组织参加数十项技术标准申请、科技奖励及人才申报、典型案例征集、技术交流、学习
培训等。
（九）全力建设人才集聚高地
公司持续开展干部选拔、竞争上岗、外部引进等工作，推进干部年轻化。精准高质量开展应届高校毕业
生招聘等人才引进工作，不断创新引才聚才方式，有效补充新业务、关键领域人才缺口。扎实推进员工持续
跟踪培养措施落地见效，把人才教育培训贯穿选育管用全过程，不断提升员工岗位胜任力，全力打造聚英才
、用英才、出英才的良好氛围。
（十）持续提升合规建设水平
公司印发《中国三峡新能源（集团）股份有限公司合规手册》，明确公司合规纲领和全体员工合规公约
，向全体员工、商业伙伴发出合规倡议。将持续以法治合规助推公司差异化、高质量、可持续发展，不断深
化“以合规助发展，以合规致久远”的合规理念，树立良好的企业形象，为新型能源体系建设作出更大贡献
。
五、报告期内主要经营情况
2025年末，公司并网装机容量达到5237.41万千瓦。其中，风电2443.26万千瓦，太阳能发电2678.05万
千瓦。2025年度，公司完成发电量762.61亿千瓦时，同比增长5.99%。其中，风电发电量479.21亿千瓦时，
同比增长6.08%；太阳能发电量276.54亿千瓦时，同比增长8.87%。报告期内，公司上网电量740.78亿千瓦时
，其中风电上网电量464.02亿千瓦时，太阳能发电上网电量270.06亿千瓦时。其中，参与电力市场交易的电
量为487.41亿千瓦时，占全年上网电量的65.80%。2025年度，公司实现营业收入283.99亿元，较上年同期下
降4.43%；营业成本165.25亿元，较上年同期增长17.36%；营业利润50.78亿元，较上年同期下降40.42%；利
润总额50.32亿元，较上年同期下降41.19%；归属于母公司股东的净利润37.14亿元，较上年同期下降39.20%
。2025年末，公司合并资产总额3871.56亿元，较上年末增长8.44%；负债总额2784.11亿元，较上年末增长9
.92%；所有者权益合计1087.44亿元，较上年末增长4.84%，其中，归属于上市公司股东的权益886.58亿元，
较上年末增长2.18%。2025年末，公司资产负债率为71.91%，较上年末上升0.96个百分点。
●未来展望:
(一)行业格局和趋势
习近平主席在2025年联合国气候变化峰会上致辞宣布，到2035年中国风电和太阳能发电总装机容量力争
达到36亿千瓦，为“十五五”时期新能源总体大规模发展奠定总基调。新能源发展规模预计保持稳健增长态
势，“十五五”时期是我国初步建成新型能源体系、建设能源强国、实现碳达峰的关键阶段，新能源行业迎
来从补充能源向主体能源跨越的战略机遇期。新能源主动承担能源保供、技术革新、绿色转型核心任务，根
据国家十五五规划纲要目标，到2030年，非化石能源消费比重预计达到25%，发电量占比达30%左右；在“十
五五”期间，新能源发电装机占比超50%、能源电力需求增量主要由非化石能源满足，行业保持年均新增2亿
千瓦以上稳健发展节奏。新能源空间布局持续向“沙戈荒”新能源基地、深远海迈进。国家千万千瓦级“沙
戈荒”外送基地“十五五”进入集中投产运营期，成为跨区送电骨干力量；我国海上风电将规范有序向深水
远岸发展，并与海洋牧场、海水制氢等产业深度融合，形成“海上风电+”的多元发展模式。新型能源体系
与新型电力系统加快构建。风光水（蓄）储、风光火储等多能融合电站加速落地，新型储能、源网荷储一体
化、虚拟电厂、绿电直连等新模式快速推广，非电利用成为消纳与价值提升重要方向。电网公司“十五五”
规划投资创历史新高，强化“西电东送、北电南供”网架，提升新能源可观可测可控可调能力。数智化深度
赋能新能源产业升级。数字化、智能化技术将深刻融入新型电力系统各环节，有效提升能源系统安全可靠与
高效运行能力，“人工智能+新能源”有望成为引领新一轮科技革命和产业变革的重要引擎。新能源行业体
制机制更趋完善。以《能源法》为核心的能源法律体系更加牢固，绿电直连、就近消纳、虚拟电厂、零碳园
区、人工智能+能源等政策协同发力，为新能源高质量发展提供坚实保障。
(二)公司发展战略
“十五五”期间，公司将牢牢把握新发展机遇，加快构建新发展格局，以高质量发展为主题，以改革创
新为根本动力，大力培育发展新质生产力，统筹发展和安全，有效防范化解风险，坚持价值创造、深化提质
增效，坚定不移做强做优做大新能源主业，建设“行业引领强、经营效益好、科技创新优、品牌形象佳”的
世界一流专业领军示范企业。
一是坚定实施“海上风电引领者”战略。构建全海岸线海上风电走廊，在辽宁、山东、长三角、广东、
海南、广西等区域稳步推进项目核准、建设和投产，打造规模化项目集群；推动海上风电向深水远岸发展，
密切跟踪国家深远海风电开发行动方案、竞配规则与管理办法，聚焦辽东半岛、山东半岛、长三角、闽南闽
北、粤东粤西、北部湾等国家深远海重点发展区域开展规划布局，巩固规模化发展与产业链带动优势。
二是全力推动陆上新能源项目规划实施。加快内蒙古库布齐、新疆南疆“沙戈荒”新能源基地建设并网
，主动争取有利电价与盈利机制；全力推动增量“沙戈荒”新能源基地项目策划开发，力争实现项目获取新
突破。推进各地常规新能源项目高质量发展，提升资产运营效益。顺应新能源市场化发展趋势，精益化推进
布局结构调整。强化系统友好与市场友好能力建设，坚持市场驱动，密切跟踪各地区新能源上网电价改革衍
生政策，深化多方战略合作，谋划一批系统友好型、市场友好型电站项目，提升就地消纳能力与项目收益水
平。
三是积极挖掘系统调节性电源发展机遇。抓住新型储能、光热发电、抽水蓄能等领域的政策与市场机遇
，稳妥有序推动优质抽水蓄能项目开发，科学策划光热、新型储能、灵活性火电等系统支撑调节性资源，探
索源网荷储、集成融合等多元发展路径，努力提升新能源消纳利用水平，提高公司发电资产组合能力。
四是探索培育新兴领域新增长点。因地制宜培育发展新质生产力，重视绿电直连、算电协同、新能源非
电利用、人工智能+等领域发展，探索推动新能源一体化聚合运营，适度兼顾发电侧与用户侧匹配，因地制
宜探索推动前瞻性项目示范落地。
五是把握投资并购机遇，稳健开展国际业务。积极把握行业新发展周期下的股权并购机会，寻找并投资
孵化一批具有发展潜力并与新能源行业紧密相关的优质企业，促进产业链协同高质量发展；稳健开展国际业
务、拓展海外市场。
六是持续提升企业管理水平及资产运营能力。深化落实国企改革和创建世界一流示范企业目标任务，完
善法人治理结构，强化合规管理，加强廉洁队伍建设；强化工程建设、运行维护、电力营销等全流程精益化
管理水平，优化方案审查、造价控制、智慧运维、营销筹划等业务能力；加大科技投入，提升科技创新能力
，以科技进步推动降本增效；强化安全生产，牢牢守住不发生系统性风险底线，保障公司持续稳定运营；推
进集约化、专业化发展，优化资源配置，提升运营效率与核心竞争力，推动实现公司高质量可持续发展。
(三)经营计划
2026年，公司坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入贯彻党的二十大和二十届历次全
会，以及中央经济工作会议精神，认真学习贯彻习近平总书记对中央企业工作重要指示和对三峡集团重要讲
话指示批示精神，坚持稳中求进、以进促稳，坚持提质增效、锻造韧性，更好统筹战略使命和价值创造，更
好统筹发展和安全，全力完成年度生产经营目标任务，切实增强核心功能、提升核心竞争力，为推动公司“
十五五”高质量发展开好局、起好步。
强化党建引领。全面落实“立党为公、为民造福、科学决策、真抓实干”总要求，深入组织开展树立和
践行正确政绩观学习教育。实施“基层党组织建设”专项行动，推动基层党建与中心工作深度融合。压实管
党治党责任，巩固拓展深入贯彻中央八项规定精神学习教育成果，持续整治形式主义为基层减负，完善权力
监督机制，加强重点领域日常监督，深化正风肃纪反腐。持续优化本部及所属单位管控模式，引进紧缺领域
专业人才。树立正确选人用人导向，落实“三个区分开来”，激励干部职工担当作为。抓好定点帮扶和品牌
建设，深化“幸福三峡”“健康企业”建设。
做强做优主业。全力推动大基地资源获取，深入挖掘“质优量高价好”常规项目。扎实推进项目前期开
发工作，加快推动重点项目投资决策工作。全面谋划重点区域深远海风电基地和融合发展模式，因地制宜布
局长时储能、开展绿电直连和算电协同等新模式研究，务实推进配储运行策略优化。深化海上风电产业链建
设，不断完善海上风电现代产业链联盟机制。加强招标采购与合同造价管理，全力保障重点项目实施进度，
实现“能并早并、应并全并”。扛牢保供责任，全力以赴完成年度发电任务。强化检修精细化管理，实施“
一设备一策略”机制。加快场站智能化转型，启动智能场站改造及新建工作。构建营销对标体系，优化“一
站一策”竞价、复盘和限电分析机制，全力提升度电营销增益。加强现货及中长期交易管理，动态优化交易
策略，实现中长期合同应签尽签。以需求为导向拓展客户群体，推动从电能销售向绿色服务转型。强化营销
队伍建设，持续提升专业化水平和市场化能力。严格落实“过紧日子”要求，全方位严控各类成本，聚力深
化存量资产效益提升。高质量完成“十五五”规划编制，强化计划刚性执行与责任落实，全力确保主要经营
指标实现合理增长。
坚持改革创新。确保完成国家级重大攻关任务，积极申报国家能源领域首台（套）重大技术装备。扎实
推进省部级平台建设。加速推进新业态领域标准制定。加强与内外部科研单位协同合作，布局重大战略意义
科研及示范项目，推动科技创新引领业务发展。深入推进数智化转型，有序完成业务场景的AI赋能增效应用
与新能源项目数字化交付工作，深化叶片等关键部件智能诊断与预警。实现数据目录线上管理，打通底层数
据链，提升经营分析质效。全面完成自主可控任务，保障网络安全零重大事故。进一步深化改革，制定公司
新一轮改革方案，推动市场化经营机制深化落地。贯彻董事会决策支持体系，强化预沟通与深度调研，确保
公司战略决策科学高效。持续做好上市公司规范运作，加强市值管理，推动信息披露向主动价值传递转变。
守牢安全底线。牢固树立底线思维、极限思维，将风险管控融入生产经营的全流程和各环节，构建系统
性风险防控体系，深入推进全级次穿透式监管，有效防范投资、经营、安全、合规各类风险。动态完善内部
控制手册，发布全流程合规风险防范指引。健全制度供给体系，强化新机构和新业务领域配套制度建设。聚
焦重点领域加强合规履职能力建设，提升审计监督效能。全力完成安全生产治本攻坚目标，全面加强质量监
督体系建设，深入开展“四不两直”安全检查，提升本质安全水平。
(四)可能面对的风险
1.政策及市场变化风险
新能源行业政策及市场形势变化快，对新能源高质量发展提出更高要求。如不及时研究政策、市场变化
形势，将导致优质资源获取难、工程进度滞后、投资收益率降低等问题。
公司将采取持续开展政策跟踪和研究、强化行业沟通交流、深入开展市场分析等措施，有效把握政策变
化对公司改革发展带来的新机遇，并对可能影响公司生产经营效益的政策文件深入研究，提升政策风险管控
的效能，助力公司高质量发展。
2.市场营销风险
随着电力市场化改革持续推进、电力交易比例持续提升、市场竞争不断加剧，电力市场营销风险日益凸
显。
公司持续加强市场营销体系建设，持续完善公司发售电体系、强化中长期合约“压舱石”作用、统筹做
好增量项目竞价、强化营销信息化建设等方面，多层次提升公司整体市场营销水平。
3.电力消纳风险
受区域电网发展、项目调峰能力有限、就地消纳不足、跨区送出能力受限、功率预测及负荷响应等多种
因素影响，部分新能源项目消纳水平降低。
公司将积极提升新能源项目精细化管理水平，从深入分析电力系统接入情况、合理配置储能、引入新增
负荷等角度提高消纳利用能力。
4.资源获取风险
新能源行业竞争激烈，若不能及时、有效调整资源获取策略和方式，对常规新能源资源及新业务、新业
态资源获取重点区域判断不准和投入不够，可能导致市场竞争力下降、优质资源储备不足。
公司将从提前做好资源储备、不断开拓“新能源+”新路径和充分发挥区域协同发展优势等方面加强管
控，强化公司获取资源能力，储备优质项目资源，切实防范化解资源获取风险。
5.工程质量安全风险
公司业务规模逐年扩大，项目种类多、数量多、分布广，工程建设及安全质量管控压力总体较大，如不
能对现场进行有效管控，或安全培训不到位，可能导致发生质量安全负面事件。公司将从建设项目现场管理
、质量安全隐患排查、建设资源优化配置等方面加强管控，推动工程安全、质量风险得到有效防控，安全、
准点完成公司年度工程建设任务。
〖免责条款〗
1、本公司力求但不保证提供的任何信息的真实性、准确性、完整性及原创性等，投资者使
用前请自行予以核实，如有错漏请以中国证监会指定上市公司信息披露媒体为准，本公司
不对因上述信息全部或部分内容而引致的盈亏承担任何责任。
2、本公司无法保证该项服务能满足用户的要求，也不担保服务不会受中断，对服务的及时
性、安全性以及出错发生都不作担保。
3、本公司提供的任何信息仅供投资者参考，不作为投资决策的依据，本公司不对投资者依
据上述信息进行投资决策所产生的收益和损失承担任何责任。投资有风险，应谨慎至上。
|