节能风电（601016）2026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2026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

    根据全球风能理事会（GWEC）发布的《2026年全球风能报告》中的统计数据，2025年，全球风电新增装机容量达到创纪录的164.6GW，比2024年增长40%。其中，全球陆上风电新增装机容量达到创纪录的155.3GW，海上风电新增装机容量为9.3GW。2025年，全球风电累计装机容量突破1299GW，比2024年增长14%。

    2025年，亚太地区在全球风电市场中进一步巩固了其领先地位，风电新增装机容量市场份额达到80%；得益于德国和土耳其风电的强劲增长，欧洲风电新增装机容量为19.1GW，同比增长16%，截至2025年底，欧洲大陆的风电总装机容量突破300GW大关，成为全球第二大区域风电市场；尽管美国风电新增装机容量同比增长71%，北美在新增装机和累计风电装机容量上仍保持第三位；拉丁美洲风电新增装机容量位列全球第四位，但其市场份额同比下降了24%；非洲及中东地区风电新增装机同比增长32%，但该区域仍是全球风电规模最小的市场。

    2025年全球风电新增装机容量的前五大市场仍是中国、美国、德国、印度和巴西，合计占全球新增容量的86%，比上一年高出5%。中国风电新增装机容量达到近120GW，占全球新增装机容量的73%，几乎赶上了全球2024年风电新增装机总量，中国超过640GW的创纪录的累计装机容量证明了风能在全球最大电力系统中的核心地位。

    国际可再生能源署（IRENA）发布《2026年可再生能源装机容量统计报告》指出，2025年新增全球可再生能源容量692GW，增幅15.5%，实现了有史以来最大的增长。2025年全球可再生能源装机容量达5149GW，占总发电装机容量的49.4%。太阳能和风能继续主导可再生能源装机容量的增长，两者合计占据新增装机容量的96.8%。

    2.全球风电行业的市场前景

    经全球风能理事会（GWEC）发布的《2026年全球风能报告》预测，全球风电新增装机容量将超过以往纪录，到2026年将达到178GW。并预计2026–2030年全球风电将保持5.2%的复合年均增长率，预计未来五年将新增全球风电装机容量969GW，即到2030年平均每年新增194GW。

    《2026全球海上风电报告》指出，各国政府应加快海上风电项目的开发与建设，以增强经济体抵御未来能源危机冲击的能力。报告提出一项涵盖八项措施的行动计划，呼吁决策者将海上风电纳入国家级重点项目，在规划审批和采购框架中优先保障其投资与建设。目前，全球已有超过50GW海上风电项目处于建设阶段。预计2026年全球年度新增装机将较2025年翻倍，到2031年达到2025年的三倍，并在2035年超过每年50GW。GWEC预计，2026—2030年期间全球海上风电市场年均复合增长率将达到24%，海上风电将成为全球增长最快的主流能源技术之一。未来十年，全球海上风电新增装机有望超过327GW，到2035年底全球累计海上风电装机规模将达到420GW。

    GWEC副首席执行官RebeccaWilliams表示“过去不到五年时间里，我们已经经历了两次因依赖进口能源而引发的重大危机。现在已经非常清楚，各国正在与时间赛跑，需要尽快实现经济电气化，并大规模部署可靠的本土可再生能源。在沿海地区建设成片海上风电场，将成为抵御未来能源供应冲击的重要保障。”

    （二）我国风电行业发展情况

    1.我国风能资源概况

    《2025年中国风能太阳能资源年景公报》显示，2025年，全国风能资源为正常年景，其中，三北地区、青藏高原、部分海上区域等地风能资源较好。10米高度陆地年平均风速较近10年（2015—2024年）偏小0.65%，地区差异性较大。全国陆地100米高度年平均风速约为4.8米/秒，140米高度年平均风速约为5.1米/秒。其中，华北、东北和西北地区中东部，以及青藏高原大部年平均风速大于6.0米/秒，风能资源丰富，有利于风力发电。全国部分海上区域100米高度年平均风速约为7.8米/秒，140米高度年平均风速约为8.0米/秒，风能资源十分丰富。

    《2025年中国风能太阳能资源年景公报》以国家能源局、中国气象局等六部门联合开展的“风电和光伏发电资源普查试点工作”所涉河北、内蒙古、浙江、青海等试点省（区）的部分大型新能源基地为例，分析其风能太阳能资源及年景变化情况。2025年，河北张北风电基地风能资源属偏小年景，内蒙古阿拉善右旗风电基地和浙江海上风电基地均属正常年景。

    2.2026年上半年我国风电行业运行情况

    2026年上半年，全国能源供应平稳有序，清洁能源消费比重稳步提高，能源绿色低碳转型步伐加快，保供能力与系统韧性持续提升，有力保障了经济平稳运行和民生用能需求。可再生能源发电量占比首次超四成，全国用的每四度电中，有一度电是风光所发。全国可再生能源发电量近2万亿千瓦时，同比增加约9%，占全部发电量的41.2%，超过同期第三产业用电量（9916亿千瓦时）与城乡居民生活用电量（7315亿千瓦时）之和，可满足全社会近四成的用电需求；其中，风光发电量合计1.25万亿千瓦时，同比增长9.3%，占全社会用电量的24.6%，占到四分之一，达到同期第三产业用电量（9916亿千瓦时）约1.3倍。可再生能源发电增量1598亿千瓦时，覆盖全社会用电量增量的61.9%。全社会用电量累计5.1万亿千瓦时，同比增长5.3%。

    截至2026年6月底，全国可再生能源装机达到24.55亿千瓦，同比增长13.7%，约占我国总装机的60.7%；其中，水电装机4.54亿千瓦，风电装机6.79亿千瓦，太阳能发电装机12.74亿千瓦，生物质发电装机0.48亿千瓦。风光装机合计19.51亿千瓦，约占全国电力总装机的48.3%，太阳能发电装机与燃煤发电装机（12.75亿千瓦）基本持平。2026年上半年，全国可再生能源新增装机1.17亿千瓦，占全部新增装机的73.9%，继续保持新增装机主体地位；其中，水电新增并网603万千瓦，风电新增并网3862万千瓦（陆上风电3778万千瓦，海上风电84万千瓦），太阳能发电新增并网7207万千瓦，生物质发电新增并网60万千瓦。截至2026年6月底，全国风电累计并网容量达到6.79亿千瓦，同比增长18.5%，其中陆上风电6.3亿千瓦，海上风电4841万千瓦。今年上半年，全国风电累计发电量5984亿千瓦时，全国风电平均利用率90.9%。

    3．我国风电行业定价机制发展沿革

    （1）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。

    （2）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。

    （3）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。

    （4）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。

    （5）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。

    （6）竞争电价与平价电价上网阶段（2019-2025年）。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。

    2022年，国家发改委发布的《关于2022年新建风电、光伏发电项目延续平价上网政策的函》通知中提出，2021年，我国新建风电、光伏发电项目全面实现平价上网，行业保持较快发展态势。为促进风电、光伏发电产业持续健康发展，2022年，对新建项目延续平价上网政策，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，充分体现新能源的绿色电力价值。鼓励各地出台针对性扶持政策，支持风电、光伏发电产业高质量发展，重点扶持偏远地区、消纳困难地区风电项目。

    2024年，国家发改委公布《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》，文件明确，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。保障性收购电量是指按照国家可再生能源消纳保障机制、比重目标等相关规定，应由电力市场相关成员承担收购义务的电量。市场交易电量是指通过市场化方式形成价格的电量，由售电企业和电力用户等电力市场相关成员共同承担收购责任。

    （7）全面市场化与托底机制（2025—至今，136号文）。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。政策引入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，对新能源项目进行差价补偿，高于机制电价时，对差价进行回收，实行“多退少补”差价结算，纳入机制的新能源电价水平（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。

    4．报告期内行业政策环境

    2026年为“十五五”规划开局之年，上半年，电力市场化改革持续深化，国家、省、市三级风电长期交易、现货市场、零售市场、结算风控等配套制度规则及政策密集出台，形成完整政策支撑体系；由国家发改委、国家能源局印发的《新型能源体系建设“十五五”规划》，为本阶段风电行业最高层级纲领文件。相关政策呈现激励与约束并举特征：一方面锁定中长期装机增长底线、配套财政与金融扶持；另一方面在用地、并网、储能配套、设备选型、消纳指标上设置硬性合规红线，推动风电产业告别补贴依赖，依托电力交易、绿电直供、技改收益实现自主可持续发展。

    2026年1月30日，国家发改委、国家能源局印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，《通知》提出，适应新型电力系统和电力市场体系建设需要，分类完善煤电、气电、抽水蓄能、新型储能容量电价机制。一是各地结合实际提高煤电容量电价标准，可参照煤电建立气电容量电价机制；二是对近年新开工的抽水蓄能电站，按照弥补平均成本的原则制定当地统一的容量电价；三是建立电网侧独立新型储能容量电价机制，结合放电时长和顶峰时贡献等因素确定容量电价标准。《通知》明确，各地电力现货市场连续运行后，有序建立发电侧可靠容量补偿机制，对各类机组根据可提供的顶峰能力按统一原则进行补偿，并结合电力市场建设和电价市场化改革等情况逐步扩展补偿范围。

    2026年2月11日，国务院办公厅发布《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》，提出到2030年，基本建成全国统一电力市场体系，各类型电源和除保障性用户外的电力用户全部直接参与电力市场，市场化交易电量占全社会用电量的70%左右。到2035年，全面建成全国统一电力市场体系，市场功能进一步成熟完善，市场化交易电量占比稳中有升。

    2026年3月24日，国家能源局发布《2026年能源行业标准计划立项指南》，将包括电力，核电，煤炭，油气，新能源和可再生能源，新型储能和氢能，炼油、煤制油气和绿色燃料，能源碳管理和产业创新融合发展等8个重点领域列入2026年能源行业标准计划立项范围。文件明确将微电网、源网荷储一体化作为新型电力系统的关键组成部分，规范其规划设计、并网运行与协同调度规则；将绿电直连纳入电力市场与供电服务标准体系，明确交易机制、技术接口与计量结算要求；将能源与数据融合、能源与交通融合、能源与工业融合等纳入能源碳管理标准板块，并覆盖碳排放核算、碳足迹评价、碳减排成效评估等全流程规范，为各类场景提供从技术落地到市场运营再到碳效管理的全链条标准依据。

    2026年4月9日，国家能源局发布《2026年电力领域综合监管通知》（国能发监管〔2026〕29号），其中涉及电力市场建设和市场秩序方面，主要包括：全国统一电力市场建设情况：重点监管2025年以来电力中长期、现货、辅助服务等市场建设情况，相关制度规则的合规性、制修订及时性情况等。调研了解全国统一电力市场建设要求落实情况，新能源参与跨省跨区交易情况，零售市场规范管理情况等。电力市场公平竞争情况：重点监管2025年以来电力市场合规交易情况、规范报价情况、按规则披露相关信息情况，是否存在利用市场支配地位行使市场力、串通报价、利用“发售一体”优势进行不正当竞争情况等。电力市场规范运行情况：重点监管2025年以来电网企业、市场运营机构执行国家法律法规及有关政策、交易规则情况，独立规范运行、规范开展结算、组织各类交易情况，履行市场风险防控职责情况，市场信息披露和报送情况等。2026年5月20日，国家发展改革委国家能源局发布《关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》。《通知》指出，一是给出多用户绿电直连模式的定义和形态，在单用户绿电直连基础上拓展适用范围和应用场景，推动实现工业园区、零碳园区等用能清洁替代。二是明确投资与建设要求，按照“以荷定源”原则确定项目新能源规模及投产时序，要求项目通过灵活的投资模式建立主责单位，负责项目内部电力设施的建设和公平运营。三是细化运行管理要求，明确项目及内部主体、公共电网间的安全责任界面，强调项目内部自平衡管理模式，提升项目安全保障和应急管理能力，促进新能源就近消纳。四是交易与价格机制，明确项目作为整体参与电力市场，允许内部协调优化运行方式、灵活调整发用电曲线，明确计量结算要求并按就近消纳价格机制缴纳相关费用；同时，探索基于分时计量的绿电溯源机制，与绿证、碳核算等做好衔接。五是做好组织保障，明确地方能源主管部门、国家能源局派出机构、电网企业和电力市场运营机构等的工作要求。

    2026年6月13日，国家发改委、国家能源局印发《新型能源体系建设“十五五”规划》。其中提到，主要目标是：2030年初步建成清洁低碳安全高效的新型能源体系。能源综合生产能力达到58亿吨标准煤，电力系统互补互济和安全韧性水平全面提升，能源进口多元可控；煤炭和石油消费达峰，非化石能源消费比重达到25%，风电和太阳能发电装机比重超过50%、成为电力装机主体，非化石能源发电量比重达到50%、成为电量主体；坚强韧性、绿色低碳、集成融合、智能高效的新型能源基础设施体系加快建设，新型电力系统初步建成；能源产业链关键技术装备实现总体自主可控，迈入世界能源科技创新国家前列；适应新型能源体系的市场和价格机制加快健全，全国统一电力市场体系基本建成。

    （三）我国新型储能发展情况

    2026年以来，我国新型储能延续了良好的发展态势。为加强行业发展引导，推动新型储能产业高质量发展，国家能源局组织编制了《中国新型储能发展报告（2026）》。总体来看，“十四五”时期，我国新型储能产业由商业化应用初期步入规模化发展新阶段，为新型储能多元价值发挥和产业高质量发展奠定了坚实基础。一是新型储能发展政策“四梁八柱”不断完善。按照“先顶层设计，后专项推动，梯次推进”的思路，会同有关部门构建起覆盖全面、衔接有序、协同发力的政策体系。二是新型储能装机规模实现跨越式发展。按照“系统谋划、因地制宜”原则，推动新型储能装机规模快速发展，全国新型储能装机规模从“十四五”初期的300万千瓦提升至1.36亿千瓦，总体呈现逐年翻倍发展态势。三是多元技术创新实践持续深化。国家能源局深入实施创新驱动发展战略，推动各类技术路线快速发展，逐步形成了“锂离子电池储能主导，多技术路线并举”的多元化发展格局。四是系统调节能力逐步发挥。全国新型储能利用情况逐年向好，2023年、2024年、2025年全国新型储能等效利用小时数分别达到611小时、911小时、1195小时，有效发挥系统调节作用。 

    截至2026年6月底，全国已建成投运新型储能装机规模达1.53亿千瓦/3.96亿千瓦时，同比增长61%。据电网公司统计，2026年上半年国网经营区新型储能等效利用小时数达573小时，同比提升9小时，南网经营区达626小时，同比提升41小时。

    （四）公司所处的行业地位

    截至2026年6月30日，公司实现风电累计装机容量6,474.66MW，权益装机容量6,240.36MW。

    （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。

    报告期内，为响应国家新能源产业发展战略，把握储能行业政策红利与市场机遇，公司持续加大对新增独立储能业务的开发、投资及建设，业务范围涵盖独立储能电站的投资、建设、运营，储能系统集成、技术服务及储能相关设备的运维管理，主要面向电网侧、新能源电站配套等场景，提供长时储能、调峰调频等相关服务。报告期内，公司新增核准独立储能项目共计95万千瓦。

    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。

    （2）项目开发模式

    公司项目开发模式主要包括自主开发、合作开发及并购等。其中，各区域公司作为项目实施主体，负责项目资源获取及评估等前期工作；公司负责项目的立项审核、风险控制及投资等事宜。

    （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）生产运营模式

    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。上网电量的销售电价在报告期内由电力市场化交易形成：

    电力市场化交易。核心是通过市场机制实现电力资源优化配置。通过引入竞争，建立竞争、开放有序、规范高效的电力市场体系，依托电价市场化机制实现电力供需的动态平衡，从而提高效率、降低电价、促进社会经济发展。电力市场化改革全面推进，发电侧可以通过深调改造、配置储能、优化运行管理方式等方面的探索创新，不断提升发电侧灵活性；而负荷侧通过生产工艺改造与优化运行，有效降低用电成本。同时，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。

    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。

    报告期内公司新增重要非主营业务的说明

    报告期内，公司紧抓新型电力系统建设机遇，以“一业为主、相关多元”战略为引领，积极构建公司第二增长曲线，在独立储能业务拓展上实现系统性突破。公司主营业务为风力发电项目开发、建设及运营；独立储能电站具备独立并网、独立调度属性，通过容量电价、电力购销、电力辅助服务获取收益，业态与传统风电运营存在差异，现已纳入公司经营范围。

    2026年上半年，公司持续推进存量独立储能项目稳定运营，加快多地新建独立储能项目前期手续、工程建设工作。布局独立储能系顺应新型电力系统建设政策导向，落实“风电+储能”协同发展战略，提升新能源消纳能力，对冲风电出力波动风险。2026年上半年，公司在甘肃、内蒙、山西等地区获取了5个独立储能项目，总规模达95万千瓦，新增可预见的独立储能项目资源约为162.8万千瓦。后续公司将持续研判各地储能电价、交易政策，稳步推进项目投运，审慎把控投资节奏与项目收益。

    二、经营情况的讨论与分析

    （一）报告期内公司整体经营情况

    2026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，统筹推进稳增长、调结构、防风险、促改革各项重点工作。积极应对行业周期压力，坚持稳存量、拓增量，持续提升存量资产运营质效；独立储能作为公司“第二增长曲线”培育取得实质性进展，为“十五五”良好开局夯实发展基础。

    1.锚定年度经营目标，积极应对行业下行周期挑战

    2026年上半年，受市场电价下行、区域消纳受限、风资源不及预期等多重因素叠加影响，公司经营承压。公司深挖内部潜力，全面推进精益管控，努力对冲外部不利影响。报告期内，公司累计完成上网电量58.50亿千瓦时（含独立储能电站上网电量1.1亿千瓦时），同比减少9.96%；实现营业收入21.88亿元，同比减少10.47%；实现利润总额4.75亿元，同比减少40.35%；实现归属于上市公司股东的净利润为3.64亿元，同比减少42.20%。

    2.聚力存量资产提质增效，持续夯实经营基本盘

    面对新能源行业转型环境，公司深入梳理经营弱项，细化运营管控举措，多措并举盘活存量资产价值。一是深耕电力市场化交易，增强收益对冲能力。各区域公司积极适应电力市场化改革，通过行情研判、交易策略动态优化，有效对冲电价下行压力；上半年，各区域公司通过电力交易合计获得价差收益超过1亿元。二是强化资产全生命周期管理，深挖存量运营潜力。持续推进设备精细化运维，落实常态化定检与故障预警机制，持续推进集中采购管理。加快数字化技术落地，自主推进功率曲线测试数采系统开发，启动虚拟电厂管控平台立项，有序开展云上风电、区域集控系统国产化技术研究。三是创新融资运作模式，筑牢资金安全底线。依托精细化资金统筹与多元化融资工具落实降本目标。持续拓宽直接融资渠道，向特定对象发行36亿元股票项目已通过上交所审核并取得证监会注册批复；取得20亿公司债券批文，并于3月份顺利完成15亿公司债券到期回转售工作，平滑中长期偿债压力。报告期内，公司主体及相关债券信用等级由AA+成功上调至AAA，融资优势进一步巩固，为持续提质增效提供有力支撑。

    3.坚持“一业为主、相关多元”布局，加快培育发展新动能

    公司坚定落实向东、向海、向外发展战略，以独立储能业务为核心打造第二增长曲线，持续完善“一业为主、相关多元”产业布局。一是市场资源开发有序推进。上半年新增核准风电项目容量34万千瓦，新增可预见的风电项目资源64万千瓦。二是独立储能业务多点突破。公司内蒙和新疆2个先期项目先后投产，在甘肃、山西、内蒙等地先后获取储能项目并完成入库或开工，实现多地独立储能市场“零的突破”；上半年公司新增核准独立储能项目95万千瓦，新增可预见的独立储能项目资源约为162.8万千瓦，持续为公司长期发展注入增长动力。三是有序拓展海上、海外新兴市场。坚持“有进有退、择优布局”策略，稳健推进一带一路沿线新能源市场开发力度，拓宽发展空间。四是强化科技创新赋能，数智化转型持续推进。充分发挥风电研究院创新孵化平台作用，在虚拟电厂、智慧运维领域取得阶段性成果，《基于呼和浩特生物智造谷的虚拟电厂关键技术研究》顺利立项；完成云上风电2.0系统、区域集控系统功能迭代优化，搭建“源网荷储”一体化发展技术底座。全力推进科研成果转化，上半年科研合同签约额2579.77万元；自主研发功率曲线测试数据采集柜实现国产化替代，单套设备成本降低约10万元。五是布局综合能源服务，售电业务加快落地。各区域公司筹备设立综合能源事业部，重点发展购售电业务，完善综合能源服务链条。截至上半年，全系统6家下属公司取得售电资质，锁定售电量突破3亿千瓦时，初步构建“发电+售电”双轮驱动业务格局。

    4.高效推进项目建设，稳步扩大装机增量

    加快在建项目投产、推动资源转化落地是本年度重点工作。一是重点项目挂图作战，提速工程建设。对118万千瓦在建项目实施全过程工期管控，针对重点项目开展现场督导、动态跟踪，出台《工程进度专项奖励实施细则》，充分调动项目攻坚积极性。上半年新增风电并网装机22万千瓦，独立储能并网装机10万千瓦。二是健全投资管控体系，严控建设成本。加快在手项目资源转化，全力推进公司在建总容量突破。系统梳理升压站工程造价，统一设计标准，从源头压降工程投资。

    5.健全风险防控体系，严守合规经营底线

    公司统筹发展与安全，牢固树立合规经营理念，持续完善全方位风险防控机制。一是深化研究型审计，前移风险防控关口。发挥审计“经济体检”作用，按期完成2025年度内部控制评价报告，新增3项内控缺陷认定标准，内控管理体系持续优化。二是压实安全生产责任，提升本质安全水平。严格落实安全生产责任制，建立各级岗位履职量化考核机制，推动安全责任落实到“最后一公里”。三是完善法律合规审查机制。将合规审查嵌入重大经营决策流程，把法律审核作为“三重一大”决策必要程序，保障公司治理规范运行。四是持续优化采购与内控管理。推进框架采购体系建设，探索备品备件集中采购模式，持续压降采购成本，不断补齐内控管理薄弱环节。

    6.强化党建引领保障，推动党建经营深度融合

    一是持续加强党的领导党的建设，深入开展树立和践行正确政绩观学习教育，以“树牢政绩观聚力攻坚战”为主线，推动党建工作与生产经营深度融合。二是精准开展纪检监督，持续涵养良好政治生态。围绕跨境业务、招标采购、工程建设等重点领域强化政治监督，护航公司高质量发展。三是建强干部人才队伍，落地人才强企战略。坚持“三个区分开来”，树立实干实绩用人导向，激发队伍干事活力。公司2025年度ESG报告获评WindAA级评价；中节能嵩县九皋镇风电场（风电+乡村振兴项目）顺利并网并获央视网乡村振兴栏目以及新华网报道，切实履行央企社会责任。

    （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

    2024年至2026年6月，公司因“弃风限电”所损失的潜在发电量分别为140,970万千瓦时、252,234万千瓦时、150,687万千瓦时，分别占当期全部可发电量（即境内实际发电量与“弃风限电”损失电量之和）的10.33%、17.41%、20.84%。

    “弃风限电”是影响公司经营业绩的主要因素之一，近年多集中发生在公司新疆、甘肃、青海、内蒙古及河北区域风电场，上述地区风能资源富集，装机规模增长较快，但区域用电负荷与资源分布错位，叠加新能源装机增速远超送出、调节建设进度，系统运行压力较大，造成“弃风限电”。但是，随着行业发展，一方面国家及地方持续加快绿电外送通道投建，持续增强跨区输电能力，逐步打通外送瓶颈，另一方面公司多措并举提升电力交易水平，通过优化交易策略，积极参与调峰辅助服务，因地制宜配套储能调节资源，动态优化项目布局等，“弃风限电”形势有望逐步缓解。

    2.电价波动及增值税政策影响

    2025年国家发改委、国家能源局联合发布136号文，推动新能源上网电量全面进入电力市场，随着全国电力市场的加快建设，公司市场交易规模扩大，平均电价较上年同期下降。同时，陆上风电项目增值税即征即退50%的税收优惠政策于2025年11月1日起废止。

    （三）公司采取的应对措施

    1.深耕存量精益运营，稳步提升资产盈利水平

    公司聚焦存量资产提质增效，以精细化、专业化管理深挖运营潜力，稳固经营基本盘。一是优化市场化电力交易体系。依托各区域电力市场特点，组建专业化交易团队，动态迭代交易策略，精准把握市场行情，有效对冲电价下行压力，持续提升市场化交易收益水平。二是精细化管控运维成本。结合电力市场运行规律，科学统筹机组定检、运维计划，平衡运维投入与发电收益；通过备件精细化管控、修旧利废、库存优化等方式压降运维开支，同步细化第三方运维考核标准，规范外包管理、保障运维质量。三是强化技术赋能安全生产。实施低成本精准技改提升风机出力，升级设备智能监测、故障预警技术，前置化解设备隐患；依托集中运维系统优化人员配置，持续提升运营人效。四是深化全域经营协同。常态化跟踪经营指标进度，复盘短板弱项，推广系统内优秀运营经验，实现全系统运营、交易、管理能力协同提升。

    2.聚焦多元赛道布局，加速培育第二增长曲线

    公司坚定“一业为主、相关多元”战略，落实“向东、向海、向外”发展布局，抢抓政策红利，稳步扩容主业、培育新兴业务。一是提质扩容传统主业。紧抓海上风电、绿电直连、算电协同政策窗口期，择优推进优质陆风、海风项目开拓，稳步开拓“一带一路”沿线海外市场。二是做强独立储能第二增长曲线。加快存量备案储能项目落地投产，充实项目资源储备；动态研判区域电力市场及政策变化，严控运维成本，规避市场波动挤压盈利空间，保障储能项目稳健经营、持续创收。三是完善综合能源业务闭环。依托区域综合能源事业部布局，加快推进购售电资质落地，以风电、储能、绿电为核心支撑，推进呼和浩特虚拟电厂试点项目。

    3.严控项目建设质效，高效释放增量产能

    公司以高品质项目建设为抓手，全链条严控建设、造价、安全，全力释放增量产能。一是全力攻坚项目并网。紧盯年度投产目标，强化重点项目现场督导，靶向疏通建设、并网堵点，确保年度并网任务落地，持续扩充优质装机规模。二是深化全周期造价管控。将度电成本最优贯穿项目全生命周期，持续压降建安工程成本，加快完工项目决算清理，统一建设标准，精准压降投资、提升项目收益。三是严守工程安全质量底线。针对施工高峰期作业特点，强化高风险作业管控，常态化开展老旧设备风险辨识，优化巡检运维规程，全面提升工程建设安全质量管控水平。

    4.深耕资本运作赋能，夯实资金保障底座

    公司持续优化资本结构、创新资本运作模式，全方位筑牢资金安全防线，为主业经营、项目建设提供坚实资本保障。公司将重点推进股权融资落地，有序推进不超过36亿元向特定对象发行股票工作，严格遵照监管批复要求规范实施，确保在批复有效期内顺利完成融资落地。同时精细化统筹资金运作，优化整体融资结构，平滑偿债节奏，有效压降资金成本、防控资金风险，持续提升资本运作与资金使用效益。

    5.深化创新风控并举，筑牢稳健经营根基

    公司坚持创新赋能与风险防控并举，以技术、管理、人才创新激活内生动力，以全方位风控体系保障企业稳健运营。一是提速数智化转型升级。完成安全环保、智能监控系统上线运行，打通各业务系统数据壁垒；深化AI算法在核心设备隐患识别的应用，提升智能预警精度；推进各类核心业务系统国产化替代，筑牢信息安全底座。二是优化采购供应链体系。健全采购预算监督机制，深化集中采购、区域联储模式，依托规模优势压降采购成本，探索设备全生命周期成本评价体系，实现采购提质增效。三是深化科研创新与成果转化。迭代升级设备智能监测、故障预警核心技术，优化集控系统功能，加速科研成果市场化落地，提升对外技术服务创收能力，强化科创对主业的赋能作用。四是健全人才培育激励机制。完善选人用人、育才留工体系，建立灵活的科技人才激励机制，重点培育复合型管理与专业型技术人才，破解人才发展瓶颈。五是筑牢合规风控安全底线。深化研究型审计应用，完善内控体系建设，强化审计成果落地；严格执行重大项目合规审查、法律尽调及合同审核制度，防范经营法律风险。常态化压实安全生产、环保管理责任，全面提升风险防控与应急处置能力，坚守合规安全经营红线。

    三、报告期内核心竞争力分析

    （一）公司专注于风力发电业务，拥有丰富的建设运营维护经验

    公司自成立以来一直专注于风力发电的项目开发、建设及运营。公司坚持“有效益的规模和有规模的效益”的市场开发原则，以专业化的经营和管理确保每个项目的盈利能力。

    公司具有丰富的风电场运营经验，从750kW到6.7MW，从定桨距、双馈、直驱风机再到半直驱风机，从纯进口风机、合资企业风机到全国产风机都有运营维护经验。由于运营时间早，对各种故障处理积累了丰富经验。公司多年来培养和锻炼了一支专业的运行维护技术队伍，通过技术攻关和技术创新，具备了控制系统等核心部件故障的自行解决能力；通过完成核心部件的国产化替代工作，降低了运行维护和备品备件采购成本；通过采用先进的故障监测系统，做到了从被动维修到主动故障监测的转变，降低了停机维修时间。

        公司投资建设的张北满井风电场一期和新疆托里100MW风电场三期项目分别于2007年、2011年被评为“国家优质投资项目”，河北张北单晶河200MW风电特许权项目、甘肃玉门昌马大坝南、北48MW大型风电机组示范风电场项目及中节能乌鲁木齐托里200MW风电场二期49.5MW项目荣获2014-2015年度“国家优质投资项目”。

    2026年7月，中国电力企业联合会发布了2025年度电力行业风电生产运行指标对标结果。中节能（靖远）风力发电有限公司沧海风电场荣获“5A”级风电场，另共有9家风电场获得“3A”级风电场。

    （二）公司拥有良好的企业品牌形象

    “中节能风电”在业内具有较高的知名度和良好的品牌形象，公司先后中标并示范建设了国家第一个百万千瓦风电基地启动项目——河北张北单晶河200MW特许权项目；中标并示范建设了国家第一个千万千瓦风电基地启动项目——甘肃昌马200MW特许权项目。

    （三）公司拥有较强的可持续发展能力

    截至2026年6月30日，公司在建项目装机容量合计为118万千瓦，可预见风电项目资源64万千瓦、独立储能项目资源162.8万千瓦。并且在加快风电场开发和建设的同时，加大中部、东部及南方优质区域市场开发力度，在河北、湖北、湖南、广西、河南、四川、黑龙江、陕西、山东、云南等已有项目的区域开发后续项目，在吉林、江苏等区域开展风电项目前期踏勘和测风工作，扩大资源储备。

    同时，公司拥有良好信用记录和银企关系，资金保障能力较强。公司在过去几年积累了良好的信用记录，银企关系稳定，目前公司除了向特定对象发行A股股票、发行绿色公司债券、发行可转债以外，可以选择的融资渠道和可使用的金融工具也较为丰富，资金来源有保障。

    （四）公司拥有富有专业经验的管理团队和人才队伍

    公司的管理层及核心骨干拥有丰富的专业知识，对风电行业，包括行业发展历史、特征以及未来发展趋势具有深刻的理解。公司的管理层及核心骨干在电力行业拥有多年的相关经验，并且保持稳定和紧密合作的关系。凭借管理层及核心骨干的丰富经验和专业能力，公司可以有效地控制成本，防范风险，提高运营效率和盈利能力。公司通过持续的自我挖掘和培养，已经形成了一支具有丰富理论知识和行业实践经验的专业化的技术、管理团队。

本文数据来源于节能风电2026年中报，仅供参考不构成投资建议。