|
| 立新能源(001258)经营总结 | | 截止日期 | 2025-12-31 | | 信息来源 | 2025年年度报告 | | 经营情况 | （一）经营情况讨论与分析
进入“十五五”规划期，我国能源战略的总体基调从单纯的规模扩张，转向推动新能源真正“立得住、靠得牢”，核心
任务是在积极稳妥推进碳达峰碳中和的框架下，深入推进能源革命，加快构建以清洁能源为主体的新型能源体系，全面迈向能源高质量发展新阶段。在这一宏观背景下，新疆牢牢把握全国能源资源战略保障基地的功能定位，全面对接“十五五”新能源发展规划的核心要求，坚持有序开发与高效利用并重，加快推动新能源与现代产业体系的深度融合。通过强化低碳零碳园区建设，引导新材料、高端装备制造等新兴产业与新能源项目协同布局、集群发展，新疆正逐步构建起以绿色能源为支撑的现代化产业集群。在消纳端，新疆着力完善可再生能源电力消纳责任权重机制，大力拓展新能源就近消纳模式，积极推动氢能、油气开发、碳捕集利用与封存（CCUS）、绿色算力等高载能产业与新能源深度耦合，同步加快新型储能设施布局，持续提升电网对高比例新能源的承载能力。目前，新疆已跃升为西北地区首个新能源装机容量突破亿千瓦的省份，成为我国新能源集约化开发的示范高地。公司作为自治区以新能源发电为核心主业的地方国有控股上市公司，深刻把握“十五五”时期新能源产业从规模扩张向质量效益转型的深刻变革，面对新时期的战略机遇与挑战，公司持续夯实发展底盘，系统推进“降本增效”能力建设，提升精细化管理水平，统筹高质量发展与高速度增长。同时，公司积极探索绿电直连、源网荷储一体化等新兴业态，推动新能源由单一电力供应向多元化终端能源服务延伸，奋力在“十五五”能源转型中抢占新赛道、培育新动能，切实发挥好排头兵和主力军作用，为新疆构建清洁低碳、安全高效的新型能源体系贡献国企力量。1.打造精品工程，新增装机规模接近存量水平
2025年公司新增新能源并网装机容量220万千瓦，其中风电150万千瓦、光伏10万千瓦、独立储能60万千瓦/240万千瓦时，同比增长217%，标志着公司向新型电力系统综合运营商的转型迈出坚实步伐。公司统筹优化建设资源配置，紧密衔接配套电网规划及接入条件，对在建项目进度实施动态优化管控与精准调度，依法合规推进项目建设。报告期内，三塘湖80万千瓦风储一体化项目、奇台县30万千瓦风光同场项目、皮山一期20万千瓦/80万千瓦时独立储能、和田县30万千瓦/120万千瓦时独立储能、和田市10万千瓦/40万千瓦时独立储能项目如期并网。截止目前，公司累计并网装机规模达到443.4万千瓦（含76万千瓦/304万千瓦时独立储能）。2.强化科技创新，赋能高质量发展提质增效公司坚持把科技创新作为核心竞争力，积极申建科技创新平台，加快新能源领域核心技术开发、成果孵化和推广应用。公司及下属全资子公司锐风科技持续加强科技创新孵化及关键成果转化，推动技术落地见效。参与制定由中国电工技术学会发布的《用户侧储能微网系统接入虚拟电厂运营管控平台数据信息规范》（T/CES 385-2025）团体标准，在自治区总工会组织的评选中，公司申报的46项成果荣获“五小”创新成果奖，自主研发的5项创新成果在第七届全国设备管理与技术创新成果评选中荣获二等奖。此外，公司全年新取得12项实用新型专利和4项软件著作权，进一步夯实了技术创新根基。3.深化智能运维，全面提升生产管理效能面对限电挑战，公司将保障上网电量、提升上网电价、降低运维成本作为主攻方向，扎实推进设备全生命周期管理，深化智能运维体系建设，提出调度运行中心与区域维保中心协同运作，推行“无人值守、远程巡检、区域检修”的运维管理模式。其中，2个电站在中电联光伏运行指标对标中荣获5A级评定、4个电站在中电联光伏和风电运行指标对标中荣获4A级评定、3个电站在中电联光伏和风电运行指标对标中荣获3A级评定，充分彰显了公司在运维管理领域的卓越能力。4.优化交易策略，精准施策提升交易质效面对电力市场政策调整与价格波动，公司及时优化电力营销交易策略，精准把握机制电价新政核心要点，全面分析现货交易长周期试运行带来的各类影响，统筹推进中长期交易和现货交易，依托电力市场红利最大化度电价值。全年交易电量突破10亿千瓦时，交易价格高于新疆区域电力市场均价，其中绿电交易约3000万千瓦时、单独绿证交易近103万余张，为全社会降碳减污、扩绿增长贡献积极力量。ANNU AL REPOR T构优化的双重提升。股权融资方面，成功发行“中信建投-立新能源2025清洁能源基础设施绿色资产支持专项计划（碳中和）”，有效盘活了存量新能源资产，将优质基础设施资产转化为流动性较强的金融产品，为公司回笼资金、拓宽融资渠道、降低资产负债率提供多元化路径。债权融资方面，公司与多家银行建立了密切合作关系，保持良好的信用记录和较高的授信额度，同时公司顺利注册绿色债券，为新能源业务发展提供坚实资金保障。6.优化业务结构，推进向综合能源服务转型公司依托新能源主业优势，继续深化售电、充电桩等配套业务，稳步推进从单一发电向“发电+储能+综合服务”的多元化综合能源服务转型。在电力零售端，公司不断扩大合作伙伴网络，累计签约电力用户80家，覆盖加工行业、服务行业、厂矿等多个行业，年代理售电量达1.33亿千瓦时，服务期间无任何电力用户投诉及差评，树立了良好的行业品牌形象。在充电桩业务方面，自首个充电驿站实现商业化运营以来，先后投资运营4个充电驿站，具备慢充、快充、超充充电能力，可满足25辆新能源汽车同时充电需求，全年为乌鲁木齐市新能源车辆提供29024车次充电服务。
（二）主要产品的工艺流程
公司的主要产品为电力，专注于将风能、太阳能等可再生能源进行开发并转换为电能。公司电力生产的具体流程如
下：1.风力发电风力发电的基本原理是将风能通过风机叶轮转化为机械能，再通过发电设备将机械能转化为电能。电能随后经过升压站升压输送至电网，最终通过电网输电线路传输至用电终端。2.光伏发电光伏发电的基本原理是利用半导体界面的光生伏特效应，将太阳能通过太阳能电池板转化为直流电，再通过逆变器转换为交流电。交流电随后经过升压站升压，最终通过电网输电线路传输至用电终端。3.储能电站储能电站的工作原理是通过储能设备将可再生能源发电机组产生的电能存储起来。当可再生能源发电不足时，储能设备可将存储的电能释放，补充发电能力，确保电力供应的稳定性。
（三）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与评估、预启动、项目立项及建设审批（含投资决策），具体流程如下 ：（1）
资源获取与评估。市场营销部筛选项目资源，根据公司主业范畴和发展定位编制预启动申请，经公司审批同意后，向政府部门申报。（2）项目立项。项目取得相关批复后，市场营销部申请正式立项，提交公司审议通过后，履行董事会或股东会审议决策程序。（3）建设审批。项目取得核准（备案）批复后，工程管理部提交建设申请（包括建设筹备情况、效益指标测算、技术路线、建设时序、资金筹措、风险预判及保障措施等），经公司审核同意后开工建设。2.采购及建造模式
（1）采购模式
公司建立了完善的采购管理体系，覆盖资源开发、投资建设、生产运营、筹融资及人力资源等业务条线。采购内容包
括建筑安装等施工类采购、设备材料等物资类采购、智力咨询等服务类采购。采购方式涵盖公开招标、邀请招标、竞争性谈判、询价、零星采购及单一来源采购等，其中“公开招标+集中采购”为主要方式，有效实现了采购行为的规范化、成本优化及质量保障。
（2）生产模式
公司通过风力发电机和光伏电池板将风能、太阳能转化为电能，经输、变、配电设备并入公用电网，完成清洁电力能
源的生产。根据自然资源变化、用电负荷波动、设备检修计划及电力供需平衡性等因素，科学调度生产任务、优化电力交易策略，实现“度电必争、千瓦不让”，最大化度电价值，确保项目投资收益稳定。
（3）销售模式
根据国家发改委《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》，公司上网电量包括保障性收购电量和市场交易电量。保
障性收购电量按照国家可再生能源消纳保障机制确定，由电力市场相关成员承担收购义务 ；市场交易电量通过市场化方式定价，由售电企业和电力用户等共同承担收购责任。公司电场（站）根据接入电网要求参与市场化交易，未参与市场化交易的电场（站）则按核准电价或购售电合同约定电价结算电费。
（4）项目运维模式
公司结合多年运维经验，制定了标准化作业流程和安全、运行、检修规程，建立了完整的安全生产管理体系。根据电
维模式，兼顾运维效率与成本控制，确保电场（站）稳定高效运行。
（四）报告期内公司从事的主要业务
公司主要产品为电力，所属行业为电力生产行业中的风力发电和太阳能发电。报告期内，公司所属行业及主营业务未
发生变化。公司专注于风能、太阳能、独立储能的开发、投资与运营，主营业务涵盖陆上风电、光伏发电和独立储能业务。同时，重点推进沙漠、戈壁、荒漠地区大型风、光基地建设，深化源网荷储一体化和多能互补发展，积极布局新型储能，并投资与新能源高度关联、具有协同效应的相关产业，逐步形成风电、太阳能、储能及战略投资相互支撑、协同发展的多元化格局。主要生产经营信息注 ：以上数据中均包含76万千瓦/304万千瓦时的独立储能。新型电力市场建设贡献力量。2025年度新疆新能源新风售电有限公司代理用户电量1.33亿千瓦时。相关数据发生重大变化的原因涉及到新能源发电业务截至2025年底，公司已投产运营的风力发电并网装机容量2720.50MW、光伏发电并网装机容量953.50MW、独立储能装机容量760MW/3040MWh。此外，公司参与“疆电外送”第三通道新疆侧配套电源项目建设，项目总装机规模8100MW，公司对应权益装机1087MW ；已核准在建的独立储能项目600MW/2400MWh。未来，公司将积极探索绿电直连、绿算等新兴业态，推动新能源由单一电力供应向多元化终端能源应用延伸，推动公司从“规模增长” 向“价值创造” 转型，致力于打造成为全国一流的可再生能源综合应用服务企业。
二、报告期内公司所处行业情况
截至2025年底，全国可再生能源装机总量达23.4亿千瓦，同比增长24%，约占全国电力总装机的60%，其中，风电装机6.4亿千瓦，太阳能发电装机12亿千瓦，合计18.4亿千瓦，占比达到47.3%。2025年，全国可再生能源发电新增装机
4.52亿千瓦，同比增长21%，占全国电力新增装机的83%，其中，风电新增1.2亿千瓦，太阳能发电新增3.18亿千瓦，从新增装机分布看，“三北”地区占全国新增装机的79%。ANNU AL REPOR T倍，实现跨越式发展。平均储能时长2.58小时，相较于2024年底增加0.30小时。2025年全国新型储能等效利用小时数达1195小时，较2024年提升近300小时。
2025年，全国风电发电量1.13万亿千瓦时，同比增长13%，全国风电平均利用率94% ；全国光伏发电量1.17万亿千瓦时，同比增长40%，全国光伏发电利用率95%。
（二）自治区新能源整体发展情况
截至2025年底，新疆已建成6个千万千瓦级新能源基地，新能源装机达1.69亿千瓦，占全疆总装机容量的64%，绿色
电源占比持续提升，为疆电稳定外送、全国低碳发展提供坚实保障。
2025年新疆规模以上工业企业发电量5714.00亿千瓦时，同比增长5.7%。其中，风力和太阳能发电量同比分别增长9.3%和42.9%。自2010年启动电力外送以来，疆电外送实现跨越式发展，覆盖范围从最初7个省区市拓展至22个省区市，外送电量从
2010年的3亿千瓦时增长至2025年的1412.99亿千瓦时，累计外送电量突破1万亿千瓦时大关。经过多年建设，新疆已建成“内供七环网、外送五通道”主网架格局，疆电外送能力达到3300万千瓦，为大规模、稳定化跨区域送电筑牢根基。目前在运的5条外送通道中，特高压直流通道担当主力。
（三）行业重要政策
1.国家层面
（1）新能源行业发展
国家能源局于2025年2月27日印发《关于印发〈2025年能源工作指导意见〉的通知》（国能发规划〔2025〕16号），
文件旨在指导完成“十四五”收官，加快构建新型能源体系。2025年全国发电总装机达到36亿千瓦以上，新增新能源装机2亿千瓦以上，发电量约10.6万亿千瓦时。非化石能源发电装机占比提至60%，消费比重提至20%。风电、光伏利用率保持合理水平。国家发改委、能源局于2025年5月21日印发《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），旨在探索新能源就近消纳新模式，满足企业绿色用能需求。国家发改委、能源局于2025年8月27日发布《关于印发〈新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）〉的通知》（发改能源〔2025〕1144号），提出2025至2027年，全国新型储能新增装机超过1亿千瓦，到2027年底总装机达到1.8亿千瓦以上，带动直接投资约2500亿元。国家发改委、能源局于2025年12月26日印发《关于促进电网高质量发展的指导意见》（发改能源〔2025〕1710号），旨在加快建设主配微协同的新型电网平台，支撑新型电力系统。明确到2030年，新型电网平台初步建成，“西电东送”规模超4.2亿千瓦，支撑分布式新能源达9亿千瓦、充电设施超4000万台 ；到2035年实现各级电网充分协同。
（2）电力市场改革与运行
国家发改委、能源局于2025年1月27日印发《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），推动风电、太阳能发电等上网电量全部进入电力市场，电价通过市场交易形成。同时，创新建立新能源可持续发展价格结算机制。国家发改委、能源局于2025年4月3日印发《关于印发〈电力辅助服务市场基本规则〉的通知》（发改能源规〔2025〕411号），旨在通过市场化机制挖掘系统调节潜力，应对新能源消纳压力。该规则与中长期、现货交易规则共同构成全国统一电力市场三大顶层设计。国家发展改革委办公厅、能源局综合司于2025年4月29日印发《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），要求全面加快电力现货市场建设。湖北于2025年6月底前、浙江于2025年底前转入正式运行 ；安徽、陕西力争2026年6月底前转入正式运行。2025年底前，福建、四川、新疆等15个地区需启动连续结算试运行 ；南方区域启动连续结算试运行，京津冀启动模拟试运行。国家发改委、能源局于2025年9月2日发布《关于印发〈电力现货连续运行地区市场建设指引〉的通知》（发改能源〔2025〕1171号），文件聚焦省间衔接与机制优化，提出一是多品种一体化，二是主体同台竞争，三是完善干预机制 ；同时要求优化现货交易机制，完善辅助服务市场，提升运营透明度，加快构建全国统一电力市场体系。
（3）新能源消纳与调控
国家发展改革委于2025年7月11日印发《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》（发改办能源
〔2025〕669号），指出在电解铝行业基础上增设钢铁、水泥、多晶硅行业和国家枢纽节点新建数据中心绿色电力消费比例 ；可再生能源消纳权重则以本省级行政区域实际消纳的物理电量为主、以省级绿证账户购买省外的绿证为辅，其消纳责任权国家发改委、能源局于2025年9月12日发布《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》（发改价格〔2025〕1192号），针对电源、负荷、储能整体接入电网的就近消纳项目，明确价格机制。国家能源局于2025年10月28日发布《关于印发2024年度全国可再生能源电力发展监测评价结果的通知》（国能发新能〔2025〕92号）。2024年全国可再生能源电力总量消纳责任权重实际完成35.2%，同比提高3.2个百分点。西藏免于考核、新疆只监测。国家发改委、能源局于2025年11月10日发布《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》（发改能源〔2025〕1360号），针对新能源消纳压力，提出系统性解决方案。到2030年建立协同高效的多层次消纳调控体系，满足年均新增2亿千瓦以上新能源消纳需求 ；到2035年建成适配高比例新能源的新型电力系统。
（4）绿证与碳市场
国家发改委、能源局、工业和信息化部等五部门于2025年3月6日联合印发《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》（发改能源〔2025〕262号），提出以构建强制消费与自愿消费相结合的机制为核心，推动绿证市场高质量发展 ；且明确目标到2027年，绿证市场制度体系基本完善 ；到2030年，绿证市场高质量发展，绿色电力消费需求快速增长。中共中央办公厅 国务院办公厅于2025年8月25日发布《关于推进绿色低碳转型加强全国碳市场建设的意见》，提出加快建设全国统一碳市场。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 ；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碳排放权交易市场，形成与国际接轨的自愿减排交易市场。国家能源局于2025年11月28日印发《关于印发〈可再生能源绿色电力证书管理实施细则（试行）〉的通知》，明确了核发、划转、核销、衔接的关键规则，同时建立异议处理机制和数据监管体系，确保权责清晰、数据可溯。2.新疆层面新疆发改委于2025年1月23日发布《新疆独立储能容量租赁试点方案（征求意见稿）意见建议的函》，旨在规范独立储能容量租赁，促进新能源消纳。并明确准入条件、交易与执行、租赁期原则、权益与限制。新疆电力交易中心于2025年2月发布细则《新疆电力交易实施细则3.0（征求意见稿）》，重点修订绿电交易规则。初期优先组织无补贴或补贴到期的风电、光伏企业 ；逐步推进享受补贴的项目参与，其高于煤电基准价的溢价收益需等额冲抵补贴，若放弃全部后续补贴则交易收益归企业所有。分布式发电可由聚合商代理，以发电企业身份参与批发市场。售电公司可提供绿电零售套餐。集中交易的绿电环境价值偏差补偿比例暂按25%执行。新疆发改委于2025年3月22日印发《关于印发〈自治区2025年能源工作要点〉的通知》，明确年度发电装机超2.4亿千瓦，新增新能源装机5000万千瓦，风光发电量占比提至25%左右，能源投资增速10%以上。推动“疆电外送”三通道年底建成、四通道核准，争取外送新能源比例超50% ；加快十大风区及21个县市光伏治沙项目建设，年内建成光热90万千瓦 ；提升系统调节能力，推进煤电灵活性改造和抽水蓄能建设 ；深化体制改革，推动新能源全面参与市场交易。国家能源局新疆监管办公室于2025年7月11日印发《关于印发〈新疆电力辅助服务市场实施细则〉的通知》，提出实时调峰交易采用单段报价方式，单位为元/千瓦时。报价下限为0元/千瓦时，报价上限为0.262元/千瓦时。新能源场站配建储能优先消纳新能源自身发电量，原则上不参与实时调峰交易。明确因电力保供和电力系统安全等原因，相应充电电量补偿价格及各服务提供方申报调频里程价格的最小单位、申报价格上限、申报调频容量的最小单位。。
|
|