经营分析☆ ◇600905 三峡能源 更新日期：2025-09-17◇ 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:2025-06-30
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
─────────────────────────────────────────────────
截止日期:2023-12-31
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) 185.69亿 70.11 105.73亿 72.18 56.94
光伏发电(行业) 74.12亿 27.98 39.43亿 26.92 53.20
水力发电(行业) 1.42亿 0.53 6989.03万 0.48 49.39
其他业务(行业) 1.34亿 0.51 6139.52万 0.42 45.90
─────────────────────────────────────────────────
电力(产品) 261.22亿 98.63 145.87亿 99.58 55.84
其他业务(产品) 1.34亿 0.51 6139.52万 0.42 45.90
─────────────────────────────────────────────────
华东(地区) 91.35亿 34.49 52.01亿 35.51 56.94
西南及华南(地区) 58.67亿 22.15 34.87亿 23.81 59.45
西北(地区) 53.15亿 20.07 29.35亿 20.04 55.22
华北(地区) 42.89亿 16.19 22.55亿 15.39 52.58
东北(地区) 15.16亿 5.73 7.08亿 4.83 46.68
其他业务(地区) 1.34亿 0.51 6139.52万 0.42 45.90
─────────────────────────────────────────────────
国网(销售模式) 194.60亿 73.48 106.68亿 73.07 54.82
南网(销售模式) 47.15亿 17.80 27.65亿 18.94 58.65
其他(销售模式) 23.10亿 8.72 11.67亿 7.99 50.52
─────────────────────────────────────────────────
【3.前5名客户营业收入表】
截止日期:2024-12-31
前5大客户共销售293.26亿元，占营业收入的98.68%
┌───────────────────────┬───────────┬───────────┐
│客户名称 │ 营收额(万元)│ 占比(%)│
├───────────────────────┼───────────┼───────────┤
│国家电网有限公司 │ 2040486.48│ 68.66│
│中国南方电网有限责任公司 │ 534339.63│ 17.98│
│内蒙古电力（集团）有限责任公司 │ 327782.61│ 11.03│
│云南保山电力股份有限公司 │ 25864.55│ 0.87│
│山东黄金电力有限公司 │ 4159.19│ 0.14│
│合计 │ 2932632.46│ 98.68│
└───────────────────────┴───────────┴───────────┘
【4.前5名供应商采购表】
截止日期:2024-12-31
前5大供应商共采购318.13亿元，占总采购额的64.57%
┌───────────────────────┬───────────┬───────────┐
│供应商名称 │ 采购额(万元)│ 占比(%)│
├───────────────────────┼───────────┼───────────┤
│上海勘测设计研究院有限公司 │ 1320293.53│ 26.80│
│中国能源建设集团有限公司 │ 751556.94│ 15.25│
│中国电力建设集团有限公司 │ 492745.56│ 10.00│
│运达能源科技集团股份有限公司 │ 377895.34│ 7.67│
│金风科技股份有限公司 │ 238856.81│ 4.85│
│合计 │ 3181348.18│ 64.57│
└───────────────────────┴───────────┴───────────┘
【5.经营情况评述】
截止日期:2025-06-30
●发展回顾:
一、报告期内公司所属行业及主营业务情况说明
（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、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
公司项目建设包括施工准备、工程建设和工程验收三个部分。项目施工准备主要包括手续办理、招标采
购、初步设计、施工准备工程等；工程建设主要包括技术、进度、造价、安全和职业健康、生态环境保护等
管理，由项目建设单位按照国家法律法规、部门规章、行业标准规范及相关制度，严格履行基本建设程序，
实现安全、环保、质量、进度、造价的协调统一；工程验收以国家和行业法律法规、标准规范以及项目批准
文件、设计文件、有效合同等为依据，按管理职责严格开展项目的单位工程、工程启动、工程试运及移交生
产、工程竣工等验收。
3.项目运维模式
公司在遵守法律法规、确保安全和环保达标排放的基础上进行风电、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、备品备件管理等各项规章制
度，保证机组的安全稳定运行。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，保证生产和管理人员的技能与业务水平的提升。
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，实现运行集中监控，场站“无人值班（少人值守）”；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自主检修。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》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有26个：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、新疆、云南、浙江和重庆。
随着《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》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。
（三）报告期内公司所处行业情况
1.全球新能源行业发展情况
在全球范围内，随着风能、太阳能、地热能以及氢能等新能源技术不断取得突破，成本持续下降，应用
范围不断拓宽，新能源产业已逐步成为推动经济增长的重要引擎。根据国际可再生能源署（IRENA）发布的
《2025年可再生能源装机容量统计报告》，2024年，全球可再生能源装机容量新增585吉瓦，占全球新增电
力装机容量的92.5%，年增长率达到15.1%，创下历史新高。2024年，太阳能和风能仍然是可再生能源扩展的
主力，占新增可再生能源装机容量的96.6%。其中，超过四分之三的新增装机容量来自太阳能，太阳能装机
容量新增451.9吉瓦，增长了32.2%，装机总容量达到1865吉瓦；风能新增装机容量达到113吉瓦，增长了11.
1%，装机总容量达到1133吉瓦，增长主要集中在中国。根据全球能源互联网发展合作组织与中国气象局国家
气候中心联合发布的《2025年全球新能源发电年景预测报告》，预测2025年全球风电、光伏平均可发电小时
数为2300小时左右、1350小时左右，综合考虑气象要素变化和装机规模增长，预计2025年全球风电、光伏发
电能力相比2024年将分别提高约10%-15%和25%-30%。
2.我国新能源行业发展情况
2024年是全面贯彻落实党的二十届三中全会“建设全国统一电力市场”部署的关键之年，截至2024年底
，全国发电总装机容量为33.5亿千瓦，非化石能源发电装机占总装机容量的比重为58.2%。根据国家能源局
《2025年能源工作指导意见》，2025年全国发电总装机达36亿千瓦以上，新增新能源发电装机规模2亿千瓦
以上，推动抽水蓄能装机容量达6200万千瓦以上；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。根据《2025年政府工作报告》，要积极稳妥推进碳达峰碳中和。扎实开
展国家碳达峰第二批试点，建立一批零碳园区、零碳工厂。加快构建碳排放双控制度体系，扩大全国碳排放
权交易市场行业覆盖范围。开展碳排放统计核算，建立产品碳足迹管理体系、碳标识认证制度，积极应对绿
色贸易壁垒。加快建设“沙戈荒”新能源基地，发展海上风电，统筹就地消纳和外送通道建设。开展煤电低
碳化改造试点示范。规划应对气候变化一揽子重大工程，积极参与和引领全球环境与气候治理。根据国家能
源局数据显示，2025年上半年，全国可再生能源新增装机2.68亿千瓦，同比增长99.3%，约占新增装机的91.
5%。其中，风电新增5139万千瓦，太阳能发电新增2.12亿千瓦。截至2025年6月底，全国可再生能源装机达
到21.59亿千瓦，同比增长30.6%，约占我国总装机的59.2%，其中，风电装机5.73亿千瓦，太阳能发电装机1
1亿千瓦。
3.报告期内公司在行业中的地位
2025年上半年，公司新增装机容量218.07万千瓦，累计装机容量达到4993.66万千瓦。风电累计装机容
量达到2297.02万千瓦，占全国风力发电行业市场份额的4.01%，其中海上风电累计装机容量714.68万千瓦，
占全国市场份额的16.17%；太阳能发电累计装机容量达到2590.55万千瓦，占全国太阳能发电行业市场份额
的2.35%，其中集中式光伏累计装机容量2523.69万千瓦，占全国市场份额的4.16%。
4.报告期内重点行业政策
（1）推进能源结构调整优化，持续激发能源发展活力动力。
2025年2月28日，国家能源局发布《2025年能源工作指导意见》（国能发规划〔2025〕16号），指出202
5年新增新能源2亿千瓦以上，非化石能源装机占比约占60%；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，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。
2025年2月10日，工信部等8部门印发《新型储能制造业高质量发展行动方案》（工信部联电子〔2025〕
7号），构建新一代信息技术与新能源等增长引擎，深化新型储能供给侧结构性改革，推动新型储能制造业
高质量发展，引导产业加快技术进步和转型升级，明确2025-2027年储能产业高端化、智能化、绿色化目标
，为新能源规模化开发提供装备与调节能力支撑。
2025年1月17日，国家能源局印发《分布式光伏发电开发建设管理办法》（国能发新能规〔2025〕7号）
，规范分布式光伏发电开发建设管理，促进分布式光伏发电高质量发展，适应新形势、新要求，分类规范户
用/工商业分布式光伏，简化备案、公平接入电网，强化“就近开发、就地消纳”导向。
2025年5月23日，国家能源局印发《关于组织开展新型电力系统建设第一批试点工作的通知》（国能发
电力〔2025〕53号），在消纳紧张区域先行先试“系统友好型新能源电站、虚拟电厂、高比例外送”等七大
方向，探索新型电力系统建设新技术、新模式，推动新型电力系统建设取得突破。
2025年5月30日，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》（
发改能源〔2025〕650号），创新“源荷直连”消纳模式：允许新能源通过专用线路直接向用电企业供电，
要求新能源电量自用率≥60%，用户侧绿电占比≥30%，缓解外送压力、提升就地消纳比例。
2025年6月8日，国家发展改革委、国家能源局印发《2025年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的
通知》（发改办能源〔2025〕669号），下达2025/2026两年全国及分省可再生能源电力消纳责任权重，重点
用能行业绿色电力消费比例首次量化，建立“监测+考核”闭环，压实地方与电网企业消纳责任。
（2）深入推进电力体制改革，不断完善市场体系建设。
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》（发改价格〔2025〕136号）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》（
发改办体改〔2025〕394号），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4月9日，国家发展改革委发布关于《电力市场计量结算基本规则（征求意见稿）》公开征求意见
的通知。电费结算相关事宜应在电力用户、售电公司与电网企业签订的电费结算协议中予以明确。结算原则
上以自然月为周期开展。其中，电力现货市场未连续运行时，按自然月为周期进行结算。电力现货市场连续
运行时，原则上采用“日清月结”的结算模式，按日对已执行的成交结果进行量价清分，月度结算结果应是
日清分结果的累计值，按自然月为周期进行结算。
2025年4月29日，国家发展改革委、国家能源局印发的《电力辅助服务市场基本规则》（发改能源规〔2
025〕411号）提出电力现货市场连续运行的地区，要完善现货市场规则，适当放宽市场限价，引导实现调峰
功能，调峰及顶峰、调峰容量等具有类似功能的市场不再运行。
2025年1月10日，国家能源局发布《2025年能源监管工作要点》（国能发监管〔2025〕3号）。其中提到
发挥电力市场资源优化配置作用，加强省间中长期合同履约监管，促进电力资源跨省互济。高效推进绿证核
发工作，加强绿证、绿电和碳市场衔接。健全基础规则制度，研究建立全国统一电力市场评价体系，推动绿
色电力交易融入电力中长期交易。优化市场机制功能，推动扩大跨省跨区电力市场化交易，加强余缺互济。
持续推进各省现货市场建设，2025年底前实现省级现货市场基本全覆盖。
2025年2月27日，国家能源局发布关于印发《2025年能源工作指导意见》（国能发规划〔2025〕16号）
，指出要持续完善能源体制机制。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。研究制定绿电直连政策措施。出台促进绿证市场高质量发展的政策文件，
落实绿色电力消费促进机制，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。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4月14日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》（发改
能源〔2025〕357号）。意见明确到2027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2000万千瓦以上。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5000万千瓦以上。
（3）加快绿电绿证碳市场建设，推动能源消费绿色低碳转型。
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》（发改能源〔2025〕262号）。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》（
环气候〔2025〕23号）。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3月31日，国家能源局发布《可再生能源绿色电力证书核发实施细则（试行）》（征求意见稿）
。对风电、太阳能发电等可再生能源发电项目上网电量核发可交易绿证；对项目自发自用电量、离网项目可
再生能源发电电量核发不可交易绿证，绿证随结算电量划转。对存量常规水电项目，依据水电项目对应电量
交易方式划转绿证；用能企业直接购买存量常规水电电量的，将电量对应绿证划转至买方账户；电网企业代
理购电的，将相应绿证划转至电网企业所在行政区域的省级绿证账户。
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
》（发改能源〔2025〕650号），探索创新新能源生产和消费融合发展模式，促进新能源就近就地消纳。绿
电直连指风电、太阳能发电等新能源不接入公共电网，通过直连线路向单一用户供电且电量可物理溯源。项
目按“以荷定源”，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%，20
30年前该比例不低于35%。
二、经营情况的讨论与分析
2025年上半年，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
十届二中、三中全会精神，聚焦价值创造、坚持稳中求进，紧紧围绕“沙戈荒大基地”和“海上风电大基地
”两大战略重点，深入落实“四强四化”行动要求，统筹推进陆上风电、光伏发电业务，深入推动抽水蓄能
、新型储能、光热、氢能等新兴业务发展，多措并举应对新能源全面入市，坚持做优增量项目，着力挖潜存
量效益，加快新能源规模化开发、专业化建设、高质量发展，全面完成生产经营各项重点工作。
（一）装机容量分析
报告期内，公司新增并网装机218.07万千瓦，其中风电新增并网53.81万千瓦，太阳能发电新增并网164
.26万千瓦。新增获取核准/备案项目容量400.56万千瓦，在建项目计划装机容量合计1381.78万千瓦。报告
期末公司待建新能源项目计划装机容量2696.49万千瓦，其中风电1143.13万千瓦，太阳能发电1543.36万千
瓦，储能10万千瓦。
（二）报告期内发电量及上网电量情况分析
2025年上半年，公司发电量393.14亿千瓦时，同比增长8.85%，其中风电、太阳能、独立储能发电量增
长主要受益于装机增长。公司自2025年1月起不再控股水电项目装机，故未产生水电发电量。
（四）发电效率情况分析
2025年上半年，公司发电设备平均利用小时数有所下降，主要受消纳等因素影响，青海、内蒙古、甘肃
等区域消纳压力相对较大。其中风电平均利用小时为1146小时，较上年减少97小时；太阳能发电平均利用小
时为597小时，较上年减少96小时；公司风电、太阳能发电利用小时数分别高于全国均值59小时、37小时。
风电发电厂可利用率为99.21%，太阳能发电厂可利用率99.83%，较上年均有所上升。
三、报告期内核心竞争力分析
（一）持续强化资源获取能力
公司深入贯彻新发展理念，锚定“双碳”目标，以大基地资源增强发展支撑力，以产业链协同增强发展
竞争力，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、生态环保等创新融合项目，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）不断提高工程建设体系化管理水平
公司通过优化整合建设资源，进一步完善工程建设管理体系，利用“大建管”专业化和“分公司”区域
化管理优势，按照“集约化作战、扁平化协调、一体化建设、专业化管理”管理思路，高效协同，快速应对
新能源市场化等内外部挑战，有效聚焦关键节点，持续紧抓关键程序，统筹安全、质量、进度、成本管理，
提高建设管理效率，全力推动陆上、海上项目建设
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