节能风电（601016）2025年半年度管理层讨论与分析

证券之星消息，近期节能风电（601016）发布2025年半年度财务报告，报告中的管理层讨论与分析如下：

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）全球风电行业发展情况

    1.全球风能增长态势

    在过去的20年间，风电行业持续蓬勃发展，2023年全球累计风电装机容量突破了第一个TW里程碑。根据全球风能理事会（GWEC）发布的《全球风能报告2025》中的统计数据，2024年全球新增风电装机容量达到117GW，再创历史新高。2024年，电力行业90%的扩张来自可再生能源，其中20%的增长来自风能。截至2024年12月31日，总装机容量达到1136GW，同比增长11%。新增陆上风电装机容量连续第二年突破100GW大关，达到109GW，创下历史新高。截至2024年底，全球海上风电装机容量达到83.2GW，海上风电新增装机容量为8GW，同比下降26%，是2021年以来最低水平，但2024年也是海上风电历史上新增装机容量第四高的年份。

    2024年全球风电新增装机容量仍主要集中在前五大市场，分别是中国、美国、德国、印度和巴西。乌兹别克斯坦、埃及和沙特阿拉伯等新兴国家在2024年表现强劲，代表着下一波风能增长浪潮，覆盖了越来越多的地理区域，并抵消了巴西和美国数量较少的影响。得益于中国市场的爆炸式增长和印度安装量的稳步复苏，亚太地区在2024年进一步巩固了其在风电发展中的领先地位，占全球市场份额的75%，同比增长7%。

    国际可再生能源署（IRENA）发布《2025年可再生能源装机容量统计报告》指出，2024年，全球可再生能源装机容量新增585GW，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。报告同时指出，虽然2024年全球可再生能源装机总容量达到4448GW，但与《联合国气候变化框架公约》第二十八次缔约方大会（COP28）通过的“到2030年将全球可再生能源装机容量增至3倍，至11.2太瓦”的目标相比，目前进展仍不够理想。为了实现这一目标，可再生能源装机容量2030年前每年需增长16.6%。

    2.中国保持在风能发展领域的全球领先地位

    根据全球风能理事会（GWEC）发布的《全球风能报告2025》中的统计数据，2024年，中国新增风电装机容量近80GW，刷新2023年历史纪录。累计装机容量超过520GW，占全球风电总装机容量的近50%。截至2024年底，风电与光伏装机容量达到1400GW，首次超过火电装机规模。风电已占据全国发电量的十分之一，成为仅次于火电和水电的第三大电力来源。清洁能源产业在2024年贡献了中国GDP的10%，已经成为经济增长的首要驱动力。同时，根据GWEC发布的《2025全球海上风电报告》，中国已连续第七年成为全球新增海上风电装机容量最多的国家，2024年全球新增海上风电装机容量中，中国占比达50.47%，累计装机容量中国占比达50.3%。

    3.全球风电行业的市场前景

    GWEC预测，2025年全球风电新增装机容量将突破历史最高纪录，达到138GW，2025—2030年的复合年均增长率（CAGR）为8.8%，预计到2030年，新增装机容量总计982GW，相当于到2030年每年新增装机容量为164GW。根据GWEC发布的《2025全球海上风电报告》，尽管当前全球海上风电产业发展还面临诸多不利因素，但其作为能源转型的重要一环，未来10年海上风电容量将超过350GW，到2034年底海上风电总装机容量将达到441GW。但是，预计新增容量中仅有三分之一将在预测期的前半段（2025-2029年）完成。在中国强劲的装机增长带动下，叠加新兴市场海上风电逐步兴起，亚太地区未来10年新增海上风电装机容量预计占到全球的60%左右。中国和欧洲的增长仍将是全球陆上风电发展的支柱。预计到2025-2030年，这两个地区将占到总装机容量的73%。由于美国政策的不确定性，不包括中国在内的亚太地区可能会超过美国，成为该时期第三大陆上风电增长驱动力。从2026年开始，欧洲、印度和澳大利亚的装机容量将加速，从2027年开始，东南亚、中亚以及非洲和中东的新兴市场的装机容量也将加速。

    国际可再生能源署总干事弗朗西斯科·拉·卡梅拉表示，可再生能源的持续增长，彰显其经济可行性与广泛适用性。虽然每年的纪录都在刷新，但我们依旧面临着区域发展不平衡和2030年目标迫在眉睫的挑战。

    （二）我国风电行业发展情况

    1.我国风能资源概况

    《2024年中国风能太阳能资源年景公报》显示，2024年全国风能资源为正常年景，与近10年（2014-2023年）相比，10米高度年平均风速偏大0.27%，地区差异性较大。70米高度年平均风速约5.4米/秒，黑龙江西部和东部、吉林西部、辽宁中西部、内蒙古中东部、河北北部、山西北部、新疆东部和北部的部分地区、青藏高原和云贵高原的山脊地区等地风能资源较好，70米高度风功率密度超过300瓦/平方米，有利于风力发电。100米高度年平均风速约为5.8米/秒，内蒙古、辽宁、吉林等3个省（自治区）年平均风功率密度超过300瓦/平方米。

    从空间分布看，2024年内蒙古中部及东部、新疆东部和北部的部分地区、甘肃西部、青藏高原大部等地风能资源较好，70米高度平均风速达到7.0米/秒，有利于风力发电。2024年，各省（区、市）70米高度年平均风速在3.9米/秒至6.4米/秒之间，其中，内蒙古、辽宁年平均风速超过6.0米/秒。

    2.2025年上半年我国风电行业运行情况

    2025年上半年，全国能源供应充足，供需总体宽松，能源结构持续优化，新型能源体系建设加快推进，助力我国经济持续回升向好。2025年上半年，全社会用电量累计48,418亿千瓦时，同比增长3.7%，其中规模以上工业发电量为45371亿千瓦时,全社会用电量增速企稳回升。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，水电装机4.4亿千瓦，风电装机5.73亿千瓦，太阳能发电装机11亿千瓦，生物质发电装机0.47亿千瓦。继3月底全国风电、太阳能发电装机历史性超过火电后，5月底非化石能源发电装机容量占比首次突破六成。

    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%。风电、太阳能发电新增装机规模较去年同期翻一番。其中，水电新增393万千瓦，风电新增5139万千瓦，太阳能发电新增2.12亿千瓦，生物质发电新增71万千瓦。全国风电新增并网容量5139万千瓦，其中陆上风电4890万千瓦，海上风电249万千瓦。全国风电累计发电量5880亿千瓦时，同比增长15.6%，全国风电平均利用率93.2%。全国风电累计并网容量达到5.73亿千瓦，同比增长22.7%，其中陆上风电5.28亿千瓦，海上风电4420万千瓦。

    3.我国风电行业定价机制

    第一阶段，完全上网竞争阶段（20世纪90年代初-1998年）。这一阶段处于风电发展的初期,上网电价很低,其水平基本是参照当地燃煤电厂上网电价,每千瓦时的上网价格水平不足0.3元。

    第二阶段，审批电价阶段（1998-2003年）。上网电价由各地价格主管部门批准,报中央政府备案,这一阶段的风电价格高低不一。

    第三阶段，招标和审批电价并存阶段（2003-2005年）。这是风电电价的“双轨制”阶段。由于这一阶段开启了风电项目特许权招标，出现了招标电价和审批电价并存的局面，即国家从2003年开始组织大型风电场采用招标的方式确定电价,而在省、市、区级项目审批范围内的项目,仍采用审批电价的方式。

    第四阶段，招标与核准方式阶段（2006-2009年）。根据国家有关政策规定风电电价通过招标方式产生，电价标准根据招标电价的结果来确定。

    第五阶段，固定标杆电价方式阶段（2009-2020年）。随着《国家发改委关于完善风力发电上网电价政策的通知》（发改价格〔2009〕1906号）的出台,风电电价按照全国四类风能资源区制定相应的风电标杆上网电价。

    第六阶段，竞争电价与平价电价上网阶段（2019-至今）。国家能源局《关于2019年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》（国能发新能〔2019〕49号）的出台,进一步降低了风电标杆上网电价，确定了平价上网节奏和日程。2019年，国家发改委发布了《国家发改委关于完善风电上网电价政策的通知》（发改价格〔2019〕882号），明确了2019、2020两年陆上风电和海上风电新核准项目的电价政策，将陆上、海上风电标杆上网电价均改为指导价，规定新核准的集中式陆上风电项目及海上风电项目全部通过竞争方式确定上网电价，不得高于项目所在资源区指导价。2021年7月，国家发改委发布了《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》：2021年起，对新核准陆上风电项目（以下简称“新建项目”），中央财政不再补贴，实行平价上网；2021年新建项目上网电价，按当地燃煤发电基准价执行；新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价，以更好体现风电的绿色电力价值；2021年起，新核准（备案）海上风电项目上网电价由当地省级价格主管部门制定，具备条件的可通过竞争性配置方式形成，上网电价高于当地燃煤发电基准价的，基准价以内的部分由电网企业结算。

    （三）报告期内行业政策环境

    2025年2月9日，国家发改委、国家能源局联合发布《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，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，以2025年6月1日为节点，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5月21日，国家发改委、国家能源局联合发布《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）。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，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。项目整体新能源年自发自用电量占总可用发电量的比例应不低于60%，占总用电量的比例应不低于30%，并不断提高自发自用比例（2030年前不低于35%）。上网电量占总可用发电量的比例上限由各省级能源主管部门结合实际确定，一般不超过20%。并网型绿电直连项目享有平等的市场地位，按照《电力市场注册基本规则》进行注册，并按照与公共电网的交换功率进行结算。项目负荷不得由电网企业代理购电。项目电源和负荷不是同一投资主体的，也可分别注册，以聚合形式参与电力市场交易。并网型绿电直连项目以项目接入点作为计量、结算参考点，作为整体与公共电网进行电费结算。项目电源和负荷不是同一投资主体的，双方之间交易电量及上网电量应按照绿证和绿色电力交易有关规定执行。

    2025年6月，国家发改委、工信部、国家能源局联合印发《关于开展零碳园区建设的通知》，加快园区用能结构转型，支持园区与周边非化石能源发电资源匹配对接，科学配置储能等调节性资源，因地制宜发展绿电直连、新能源就近接入增量配电网等绿色电力直接供应模式，鼓励参与绿证绿电交易，探索氢电耦合开发利用模式，实现能源供需的智慧高效对接。

    （四）公司所处的行业地位

    截至2025年6月30日，公司实现风电累计装机容量6,215.16MW，权益装机容量5,980.86MW。

    （五）报告期内公司主营业务情况

    1.报告期内公司所从事的主要业务及主要产品

    报告期内，公司的主营业务未发生变化，为风力发电的项目开发、建设及运营。

    公司主要产品为所发电力，用途为向电网供电，满足经济社会及国民用电需求。

    2.报告期内公司的经营模式

    （1）主营业务经营模式

    公司的主营业务为风力发电的项目开发、建设及运营。

    （3）采购模式

    公司遵循集约化管理、专业化运营原则，在采购管理信息平台统一实施采购，采购方式以招标采购为主，实行集中采购、专业管理、分级负责的管理模式。

    （4）生产模式

    公司的主要生产模式是依靠风力发电机组，将风能转化为电能；通过场内集电线路、变电设备，将电能输送到电网上。

    （5）销售模式

    ①国内销售模式

    公司依照国家政策和项目核准时的并网承诺，将风电场所发电量并入电网公司指定的并网点，由电网公司指定的计量装置按月确认上网电量，实现电量交割。上网电能的销售电价截至报告期内由两种方式确定：

    第一种是依据国家定价。即依据风电项目核准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，回笼货币资金。

    第二种是电力市场化交易。电力市场化是指对电力行业通过市场机制对电力资源进行优化配置，引入竞争，建立竞争、开放、规范、有序的电力市场，利用电价机制达到供需平衡的一种市场状态，从而提高效率、降低电价、促进社会经济发展。电力市场改革全面推进，发电侧可以通过深调改造、配置储能、优化运行等方面的探索创新，提供更多的发电侧灵活性；而负荷侧生产工艺改造与优化运行、综合能源系统发展、分布式与自备电源投资，也将得到激发，负荷集成商与虚拟电厂等新的商业模式也会不断出现，推动负荷侧可调资源与发电侧实现源荷互动。电力现货市场形成价格，中长期交易发现价格，在价格信号的引导下，能源企业将从满足安全运行为核心，转变成以追求利润为核心的经营单位。

    2025年2月9日，国家发改委、国家能源局联合发布《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”），文件主要内容与前期《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号)《能源法》《新型电力系统发展蓝皮书》等政策文件一脉相承，此政策的出台，标志着新能源“固定电价”时代的结束，全面进入电价市场化的发展周期。政策使用了差价合约的机制来衔接原有的保障化收购，用于稳定电价的预期。新能源参与电力市场交易后，在市场外建立差价结算机制，对纳入机制的电量，当市场交易价格低于机制电价时差价补偿，高于机制电价时扣除差价，实行“多退少补”差价结算，机制电价由地方主导制定。

    ②澳洲白石风电场销售模式

    依照澳大利亚现行规定，风电场所发电量的销售，就内容而言，分为电力销售和可再生能源证书销售两部分；就期限而言，分为按照电力和可再生能源证书的即期价格销售及按照与电力购买方约定的长期合约价格销售两种方式。其中，长期合约价格既可以同时包括电力价格和可再生能源证书价格，也可以仅含其中一项价格。白石公司现采用按照电力和可再生能源证书的即期价格进行结算的销售模式。

    A.电力销售结算

    白石风电场位于澳大利亚新南威尔士州，依照澳大利亚国家电力法以及白石公司与新南威尔士州电网公司签订的并网协议，风电场所发电量并入电网公司指定的安装有计量装置的并网点，在国家电力市场对即期电量按照即期电价进行销售并记录，由澳大利亚能源市场运营局按周对销售电量的总金额进行结算。

    B.可再生能源证书销售结算

    可再生能源配额制度（以下简称“配额制”）是指一个国家或地区用法律的形式，强制性规定可再生能源发电在总发电量中所占比例（即配额），并要求供电公司或电力零售商对其依法收购，对不能满足配额要求的责任人处以相应惩罚的一种制度，而可再生能源证书是实现配额制的一项政策工具，其与配额制配套运行，购买可再生能源证书成为满足配额制要求的一种方式和证明。

    2000年12月21日，澳大利亚联邦议会审议通过了《可再生能源（电力）法案》，发布强制性可再生能源目标，对相关电力零售商规定了购买一定比例可再生能源电力的法定义务。根据澳大利亚现行的《可再生能源（电力）法案》，白石公司作为可再生能源发电商，可以根据澳大利亚能源市场运营局提供的月度结算销售电量，按照每生产1兆瓦时电力额外获得1个可再生能源证书，向澳大利亚清洁能源监管局申请可再生能源证书的数额认证，该局对白石公司的申请进行复核及审计后，授予相应数额的可再生能源证书。可再生能源证书销售价格根据市场供需关系决定，白石公司可以在可再生能源证书市场进行销售和结算。

    二、经营情况的讨论与分析

    （一）报告期内公司整体经营情况

    2025年以来，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，全面落实中央企业负责人会议和公司“价值创造年”安排部署，紧抓年度经营指标核心，精细筹划、扎实苦干，持续深化改革，加速市场突破，全面构筑风险防控体系”的整体工作思路，牢牢把握高质量发展首要任务，将国企改革深化提升行动与价值创造核心任务有机融合、一体推进，作为贯穿全年工作的战略重心与主要抓手。持续优化资产质量、提升核心能力、积聚发展动能，为高质量完成全年目标奠定了坚实基础。

    1.聚焦效益提升，经营质效稳中求进，发展根基持续巩固

    公司上下不惧挑战，凝心聚力、迎难而上，持续推动精益化管理水平，不断降本增效。以发电增量积极对冲外部压力。上半年，公司累计完成上网电量649,698万千瓦时，同比增加5.90%；实现营业收入244,423.40万元，同比减少7.52%；实现利润总额79,703.67万元，同比减少24.49%；实现归属于上市公司股东的净利润为63,058.99万元，同比减少27.86%。

    2.坚持党建引领，赋能改革深度融合，组织保障全面强化

    公司党委紧扣“高质量党建引领保障高质量发展”首要任务，高标准推进中央八项规定精神学习教育、集团巡视整改、党建经营“双轮驱动”五年行动计划，协同“价值创造年”部署，抓实党建“十项”重点工作，赋能改革发展。

    3.深化改革攻坚，治理效能显著提升，改革活力有效释放

    公司坚持以改革激活力，全面坚决贯彻国家关于新一轮国企改革深化提升行动的决策部署，认真抓好各项重点任务落实落地，改革攻坚取得阶段性成效。上半年，公司全面完成了《公司章程》修订，依法撤销监事会并由董事会审计委员会承接监督职能，推动治理规范向三级企业延伸，规范60余家全资及控股子公司治理结构，撤销其监事会/监事设置并修订章程。并扎实推动市场化选聘和“能进能出”动态用工机制，刚性实施经理层成员任期制和契约化管理，强化薪酬与绩效强挂钩，有效激发了全员市场化意识和创效动力。

    4.深耕精益管理，价值创造纵深突破，运营效能显著提升

    公司围绕“价值创造年”核心任务，聚焦精细化运营、技术赋能、战略拓展三大主线，深挖精益管理创效益。一是价值赋能助力效益提升。通过提高电力交易能力、提升设备发电效能、严控营业成本等手段保电量、争电价、抢收益。二是多元化融资取得明显成效。成功发行10亿元科技创新公司债，并持续优化资产负债率、现金流等关键指标，确保了公司运营的安全性和可持续性，为持续价值创造提供了坚实保障。三是全面打造全链条建设成本管控体系，从源头做好设计优化，降低建设投资并提升项目收益指标。四是积极应对电力市场变化，创新交易策略，积极把握绿色能源发展机遇，大力开展绿电、绿证交易。五是通过强化精益化管理持续提升生产运维水平。

    5.加速战略推动，前瞻布局动能转换，业务突破开新篇

    公司立足长远发展，坚定不移推进市场开发战略布局，在新市场开拓、新业态培育方面取得实质性进展，为持续价值创造开辟了新路径。上半年，公司累计实现新增备案及取得建设指标项目容量93.375万千瓦（含独立储能），约占公司2025年上半年末公司运营装机容量的15.20%。

    6.深化数字赋能，驱动系统效能升级，智控能力跃上新台阶

    公司以集团信息化战略为指引，锚定数字化转型目标，聚焦平台搭建、数据治理、智能赋能三大方向，有序推进各项重点工作，信息化与业务融合取得阶段性显著成果。

    7.强化风险防控，筑牢安全发展护栏，稳健经营开创新局面

    一是安全环保隐患排查整治取得实效。坚持源头防治，严把复工复产关，发现并督促整治相关问题隐患。二是审计风控多措并举精准发力。聚焦风险防控，通过开展实施审计项目，发现关键问题并推动整改，多措并举有效提升公司内控水平和风险防控能力。三是“两金”管控成效持续巩固。有效盘活存量资产，防范减值风险。四是依托制度建设筑牢防控基础。全面提升制度管理的规范性与实效性，不断加固公司风险防控的制度根基。

    （二）影响公司经营的主要因素分析

    1.弃风限电对公司经营的影响

    造成“弃风限电”的主要原因：一是电力行业产能过剩。近年来，全国用电需求平均增长放缓，而全国电力装机规模仍在较快增长，电力供给能力增长速度快于电力需求增长速度，风电的整体发电能力受到限制；二是现有电力运行管理机制不适应大规模风电并网的需要。我国大量煤电机组发电计划和开机方式的核定不科学，辅助服务激励政策不到位，省间联络线计划制定和考核机制不合理，跨省区补偿调节能力不能充分发挥，需求侧响应能力受到刚性电价政策的制约，多种因素导致系统消纳风电等新能源的能力未有效挖掘，局部地区风电消纳受限问题突出。

    根据全国新能源消纳监测预警中心发布的2024年全国新能源并网消纳情况，2024年，全国风电利用率为95.9%，弃风最严重的地区为西藏，2024年风电利用率为83%；其次为河北、青海，2024年风电利用率均低于93%。

    根据全国新能源消纳监测预警中心发布2025年6月全国新能源并网消纳情况，2025年1-6月全国风电利用率为93.4%，弃风最严重的地区为北京（除西藏外），1-6月风电利用率仅89.3%，其次为河北、新疆、吉林、蒙东、甘肃、蒙西、黑龙江、青海、辽宁，1-6月风电利用率均低于93.4%（含）。

    2023年至2025年6月，公司因“弃风限电”所损失的潜在发电量分别为120,897万千瓦时、140,970万千瓦时、133,385万千瓦时，分别占当期全部可发电量（即实际发电量与“弃风限电”损失电量之和）的9.00%、10.33%、16.47%。

    “弃风限电”是影响公司经营业绩最主要的因素之一，近年多集中发生在公司河北、新疆、甘肃、青海和内蒙古地区的风电场，这些地区风能资源丰富，全区域性的风电场建设速度快、规模大，但用电负荷中心又不在这些地区，向国内用电负荷集中区输送电能的输变电通道建设速度及规模跟不上风电等绿色能源的建设速度及规模、全国新增电源装机快速增长，加剧了部分地区新能源消纳压力，导致“弃风限电”现象的产生。但是，这些限电地区由于绿色电力输送通道的加快建设和公司参与电力市场化交易销售电量的提高，积极探索绿电直连、绿电替代、配套储能、独立储能、虚拟电厂等政策及技术，开拓电力辅助服务市场，通过政策突破、技术适配与商业模式创新，将弃风限电“困局”逐渐转化为绿电增值的“新增长极”。

    2.利率变化对公司经营的影响

    风力发电是资本密集型行业，财务杠杆比率较高，利息变动对项目利润影响较大。以一个10万千瓦的风电场为例，假定总投资8亿元，银行贷款占总投资额的80%，则贷款市场报价每降低1个百分点，财务费用每年可减少640万元。

    自2014年以来，5年期以上中长期贷款利率从2014年11月的基准利率6.15%一直降至2025年6月30日的LPR利率3.50%，有利于风电运营商财务成本的降低。

    （三）公司采取的应对措施

    1.实施战略布局调整，不断加大限电较少地区的开发力度

    报告期内，公司在四川、广东、山西、山东、河南、广西等限电较少区域已有运营项目183.916万千瓦，并以此为基础，设立华东区域办事处，加大对我国东部地区新项目及优质项目的挖潜，力争实现东部地区突破，不断获取更大市场份额。

    2.积极推进海外项目，继续加大海外项目开发

    公司澳大利亚白石17.5万千瓦项目已全部建成投产运营，拟在白石项目的基础上规划二期项目开发。公司在继续开拓澳大利亚市场的同时，也利用澳洲项目并购及建设运营的经验，加强对欧洲及中东等国家风电市场的跟踪研究及项目前期论证，不断推进海外市场的战略布局，继续扩大公司的海外市场份额。

    3.采取多种措施，最大化实现经营效益

    一是全面开展预防性维护。公司对风电场日常运行实施无缝隙监控，及时开展预防性维护，降低设备重大事故风险，减少故障停机时间。

    二是持续提升风机运行可靠性。公司对部分风电场风机可利用率偏低原因开展分析，针对分析发现的问题进行整改或技改，促进风机运行可靠性和发电效率的提升。

    三是积极参与电力市场化交易，科学利用辅助交易工具，提高公司参与电力交易的能力水平。

    四是通过科技创新，做好风电研究院能力建设，聚焦主业做研发，以研发促进风电场运维水平的提升。

    4.优化融资手段，提高资本运作能力

    2020年，公司以每股2.49元的价格非公开发行人民币普通股股票（A股）83,111.20万股，募集资金净额205,584.73万元。增加股本83,111.20万元，增加资本公积122,473.53万元。

    2021年，经中国证券监督管理委员会《关于核准中节能风力发电股份有限公司公开发行可转换公司债券的批复》（证监许可〔2021〕1770号）的核准，公司向社会公开发行3,000,000,000.00元的可转换公司债券，期限6年。本次发行的募集资金公司实际发行可转换公司债券总额为3,000,000,000.00元，发行数量为30,000,000.00张，每张面值100.00元，扣除不含增值税进项税额的发行费用人民币3,485,849.04元后，募集资金净额共计人民币2,996,514,150.96元。经上海证券交易所自律监管决定书〔2021〕309号文同意，公司300,000.00万元可转换公司债券于2021年7月22日起在上海证券交易所挂牌交易，债券简称“节能转债”，债券代码“113051”。

    2022年，经中国证券监督管理委员会《关于同意中节能风力发电股份有限公司向专业投资者公开发行绿色公司债券注册的批复》（证监许可〔2022〕1970号），同意本公司向专业投资者公开发行面值不超过20亿元（含20亿元）的碳中和绿色公司债券，第一期发行规模不超过5亿元（含5亿元）。2022年9月成功发行碳中和绿色公司债券（第一期）5亿元，票面利率为2.65%。2023年3月，成功发行碳中和绿色科技创新公司债券（第一期）15亿元，票面利率为3.18%。

    2022年，经中国证券监督管理委员会《关于核准中节能风力发电股份有限公司配股的批复》（证监许可[2022]1821号）核准，公司通过配股发行1,462,523,613股人民币普通股（A股），配股价格为2.28元/股，募集资金总额为人民币3,334,553,837.64元，扣除公司自行支付的中介机构费和其他发行费用人民币8,078,978.26元后，实际募集资金净额为3,326,474,859.38元。本次配股发行的股份于2022年12月13日在上海证券交易所上市流通。

    2024年，中国证券监督管理委员会《关于同意中节能风力发电股份有限公司向专业投资者公开发行科技创新公司债券注册的批复》（证监许可〔2024〕1481号），同意公司向专业投资者公开发行面值总额不超过20亿元科技创新公司债券。2024年11月科技创新公司债券（支持西部大开发）（第一期）成功发行，发行总额10亿元，用途为偿还银行贷款本金。本次发行债券分为两个品种：发行额5亿元，票面利率2.17%，债券期限2+2年；发行额5亿元，票面利率2.25%，债券期限3+2年；扣除承销费100万元，受托管理费2万元，募集资金净额为9.99亿元。

    2025年5月13日，公司科技创新公司债券(第一期)成功发行上市，发行总额10亿元，债券期限5年，票面利率2.27%，扣除承销费100万元，募集资金净额为9.99亿元。

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