（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、经评等初评估工作，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；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，根据授权情况向公司报送立项请示，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.采购及建造模式

（1）采购模式

公司采用公开招标、邀请招标、竞争性谈判、询价、单一来源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，采购及招投标的各项流程均按照相关制度进行。

（2）建造模式

公司工程建设主要分为设计施工和平行发包两种模式。在工程建造阶段，结合新能源发电工程技术要求高、施工难度大的特点，公司制定了一系列规章制度，从工程设计、采购、施工安装和并网投产的各阶段，从质量、安全、进度、投资等各方面进行全过程管理，形成了完善的基建项目管理、考核和工作体系。

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、水电、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。

公司省域分公司、相关直管子公司全面负责、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”为核心内容的运维模式，将省域分公司、相关直管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》《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》等相关规定，电网企业应当与依法取得行政许可或者报送备案的可再生能源发电企业签订并网协议，全额收购其电网覆盖范围内可再生能源并网发电项目的上网电量，并为可再生能源发电提供上网服务。

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22个：甘肃、青海、宁夏、新疆、内蒙古、河北、黑龙江、吉林、辽宁、四川、云南、山西、陕西、山东、福建、湖南、广西、江苏、广东、安徽、浙江和江西。未来随着电力体制改革的不断深入，市场化交易范围和规模可能将不断扩大，可再生能源电量通过参与市场化交易形式销售将成为主要方式。

（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

当前，全球新一轮能源革命和科技革命深度演变、方兴未艾，大力发展可再生能源已经成为全球能源转型和应对气候变化的重大战略方向和一致宏大行动。随着能源低碳目标的推进，全球绿电需求持续高增，新能源占比不断提高。根据国际可再生能源署(IRENA) 发布的《2023年可再生能源装机容量统计报告》(RenewableCapacityStatistics2023) ，2022年底，全球可再生能源发电装机总容量达到3372吉瓦，新增装机容量达295吉瓦。在新增可再生能源中，太阳能和风能继续占主导地位，占比达90%以上。

海上风电覆盖面积广、资源禀赋好，发展潜力巨大。根据全球风能理事会(GWEC) 发布的《全球风能报告2023》，2022年全球风电新增装机容量达77.6GW，其中海上风电新增装机8.8GW。预计到2024年，全球陆上风电新增装机将首次突破100GW；到2025年，全球海上风电新增装机将再创新高，达25GW。未来五年全球风电新增并网容量将达680GW。

2.我国新能源行业发展情况

“双碳”目标背景下，随着我国对新能源产业扶持政策的持续加码，以风电和太阳能发电为代表的新能源快速发展、成效显著，装机规模稳居全球首位，发电量占比稳步提升，成本快速下降，能源结构调整和减碳效果逐步显现，在能源体系中发挥越来越重要的作用。根据国家能源局发布的2023年1-6月份全国电力工业统计数据，截至6月底，全国新增风电装机2299万千瓦，同比增加1005万千瓦，风电装机容量约3.9亿千瓦，同比增长13.7%；新增太阳能发电装机7842万千瓦，同比增加4754万千瓦，太阳能发电装机容量约4.7亿千瓦，同比增长39.8%。

“十四五”时期是为如期实现“双碳”目标打好基础的关键期，以新能源为代表的可再生能源将进入高质量跃升发展新阶段，呈现大规模、高比例、市场化和高质量发展新特征，实现对化石能源的加速替代，新能源将逐步成长为支撑经济社会发展的主力能源。根据《“十四五”可再生能源发展规划》，到2025年，可再生能源消费总量达到10亿吨标准煤左右，占一次能源消费的18%左右；可再生能源年发电量达到3.3万亿千瓦时左右，风电和太阳能发电量实现翻倍；全国可再生能源电力总量和非水电消纳责任权重分别达到33%和18%左右，利用率保持在合理水平。“十四五”期间，我国将坚持可再生能源优先发展，坚持集中式与分布式并举、陆上与海上并举、就地消纳与外送消纳并举、单品种开发与多品种互补并举、单一场景与综合场景并举；以区域布局优化发展，在“三北”地区优化推动风电和光伏发电基地化规模化开发，在中东南部地区重点推动风电和光伏发电就地就近开发，在西南地区统筹推进水风光综合开发，在东部沿海地区积极推进海上风电集群化开发。

新能源大基数、高增速发展成为常态，也成为当前我国稳投资、保增长、扩就业的重要引擎。为规范和促进新能源业务健康持续、高质量发展，国家层面陆续出台了一系列与新能源项目用地、补贴、建设、运营、监管相关的政策规定，为企业新能源业务提供合规支持和保障，助力新能源行业发展行稳致远。

3.报告期内公司在行业中的地位

2023年上半年，公司新增装机容量178.98万千瓦，累计装机容量达到2829.86万千瓦。风电累计装机容量达到1676.38万千瓦，占全国风力发电行业市场份额的4.31%，其中海上风电累计装机容量494.62万千瓦，占全国市场份额的15.72%；太阳能发电累计装机容量达到1093.22万千瓦，占全国太阳能发电行业市场份额的2.32%。

4.报告期内重点行业政策

（1）能源结构转型加快推进

2023年2月27日，国家能源局印发《加快油气勘探开发与新能源融合发展行动方案（2023-2025年）》，提出要形成油气上游领域与新能源新产业融合、多能互补的发展新格局。方案要求，统筹推进陆上油气勘探开发与风光发电，着力提升新能源就地消纳能力，统筹推进海上油气勘探开发与海上风电建设，加快提升油气上游新能源存储消纳能力，积极推进绿色油气田示范建设，创新新能源全产业链开发利用合作模式。

2023年3月23日，国家能源局、生态环境部、农业农村部、国家乡村振兴局联合印发《农村能源革命试点县建设方案》，提出到2025年，试点县可再生能源在一次能源消费总量占比超过30%，在一次能源消费增量中占比超过60%。方案提出，推进可再生能源发电就地就近开发和利用，按照集中开发和分散发展并举的原则，大力发展多能互补，在保护生态的基础上，加快风电、光伏发电建设开发，并探索建设新型农村能源网络。

2023年4月6日，国家能源局印发《2023年能源工作指导意见》。意见提出深入推进结构转型，非化石能源占能源消费总量比重提高到18.3%左右；非化石能源发电装机占比提高到51.9%左右，风电、光伏发电量占全社会用电量的比重达到15.3%；大力发展风电太阳能发电，全年风电、光伏装机增加1.6亿千瓦左右。意见明确要求，推动第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地项目并网投产，建设第二批、第三批项目，积极推进光热发电规模化发展；稳妥建设海上风电基地，谋划启动建设海上光伏；大力推进分散式陆上风电和分布式光伏发电项目建设。

2023年6月2日，国家能源局发布《新型电力系统发展蓝皮书》，按照党中央提出的新时代“两步走”战略安排，锚定“3060”战略目标，以2030年、2045年、2060年为构建新型电力系统的重要时间节点，制定新型电力系统“三步走”发展路径，有计划、分步骤推进新型电力系统建设。在总体架构与重点任务方面，蓝皮书提出要加强电力供应支撑体系、新能源开发利用体系、储能规模化布局应用体系、电力系统智慧化运行体系等四大体系建设，强化适应新型电力系统的标准规范、核心技术与重大装备、相关政策与体制机制创新的三维基础支撑作用。

（2）持续推动光伏发电产业发展

2023年3月20日，自然资源部、国家林业和草原局、国家能源局联合印发《关于支持光伏发电产业发展规范用地管理有关工作的通知》。通知要求，进一步支持绿色能源发展，加快大型光伏基地建设，规范项目用地管理；做好光伏发电产业发展规划与国土空间规划的衔接；优化大型光伏基地和光伏发电项目空间布局；鼓励利用未利用地和存量建设用地发展光伏发电产业；光伏发电项目用地包括光伏方阵用地和配套设施用地，根据用地性质实行分类管理。

2023年6月13日，国家能源局印发《关于开展分布式光伏接入电网承载力及提升措施评估试点工作的通知》。通知提出，为解决分布式光伏接网受限等问题，拟选择山东、黑龙江、河南、浙江、广东、福建6个试点省份，每个省选取5-10个试点县（市）开展为期1年的分布式光伏接入电网承载力及提升措施评估试点工作，逐步探索积累经验，为全面推广相关政策措施奠定基础，为有效解决分布式光伏接网问题及时总结可供推广的经验，确保分布式光伏“应接尽接”，推动分布式光伏高质量发展。

（3）鼓励抽水蓄能及新型储能开发

2023年4月23日，国家能源局发布《关于进一步做好抽水蓄能规划建设工作有关事项的通知》。通知要求，推进抽水蓄能科学规划、合理布局、有序建设，以抽水蓄能高质量发展促进、保障能源高质量发展；抓紧开展抽水蓄能发展需求论证，力争今年上半年全面完成；有序开展新增项目纳规工作；大力提升产业链支撑能力，针对开发建设规模、时序不协同和产业链薄弱环节，研究应对措施，加快各方面能力提升，更好支撑行业加快发展。

2023年6月16日，国家能源局综合司印发《关于开展新型储能试点示范工作的通知》，加快推动新型储能多元化、产业化、市场化高质量发展。通知提出，将以推动新型储能多元化、产业化发展为目标，组织遴选一批典型应用场景下，在安全性、经济性等方面具有竞争潜力的各类新型储能技术示范项目，项目原则上已完成备案，且预计在2024年底前投产。国家能源局将组织评审确定示范项目入围名单，并纳入全国新型储能大数据平台和国家有关重大工程项目库，加强跟踪评估与宣传推广。

（4）加快推进全国统一电力市场体系和碳市场建设

2023年1月18日，国家能源局印发《2023年能源监管工作要点》。文件要求，聚焦市场监管，进一步强化电力市场体系建设。加快推进全国统一电力市场体系建设，研究全国统一电力市场发展规划，强化电力市场基础制度规则的统一，规范电力市场方案规则制定程序。充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，有效反映电力资源时空价值，不断扩大新能源参与市场化交易规模。

2023年3月15日，国家发展改革委发布《关于2022年国民经济和社会发展计划执行情况与2023年国民经济和社会发展计划草案的报告》。报告指出，2023年国民经济和社会发展计划的主要任务包括进一步推进电力体制改革，深入推进全国统一电力市场体系建设，加快推进电力现货市场建设，完善跨省跨区送电电价市场化形成机制；深化新能源上网电价市场化改革，完善供热价格机制；深入推进煤炭与煤电、煤电与可再生能源联营，核定第三监管周期区域电网和省级电网输配电价，研究建立发电侧容量补偿机制；积极推动第二批大型风电光伏基地项目开工建设，有序推进第三批项目核准开工，发展储能产业，大力推进抽水蓄能电站建设；完善碳排放统计核算体系，做好全国碳排放权交易市场第二个履约周期管理工作，健全碳排放权市场交易制度，严厉打击碳排放数据造假行为；推动绿电绿证市场与碳市场、能耗调控制度的有机衔接。

2023年3月28日，国家能源局发布《<关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案>案例解读》。解读指出，目前国家正在谋划第三批大型风电光伏基地项目，并将采煤沉陷区扩展纳入布局范围；按照推动煤炭和新能源优化组合的要求，鼓励煤电企业与新能源开展实质性联营，解决电力支撑、调峰调频与新能源生产之间的协作问题，避免由于新能源生产与辅助服务分离导致的市场主体间沟通协调不畅和利益分配失衡，破除因市场主体不同导致的利益壁垒和生产障碍，促进风光火储综合能源供给模式的构建，推动新型电力系统建设；完善新能源绿色消费认证、标识体系和公示制度，加大认证采信力度，引导企业利用新能源等绿色电力制造产品和提供服务。

2023年4月14日，国家能源局印发《2023年能源工作指导意见》。意见指出，一是深化重点领域改革。加快建设全国统一电力市场体系，持续提升跨省区电力交易市场化程度，推进南方区域电力市场建设运营，研究推动京津冀、长三角电力市场建设。稳步提高电力中长期交易规模，扎实推进现货试点结算试运行，积极稳妥推进电力现货市场建设，加强电力中长期、现货和辅助服务市场有机衔接。积极推进辅助服务市场建设，建立电力辅助服务市场专项工作机制。二是强化能源行业监管。抓好电煤和电力交易合同履约、煤电上网价格上浮政策落实情况监管。加强对电网、油气管网等自然垄断环节的监管，深入推进电网和油气管网设施公平开放，规范电网企业代理购电。

2023年6月7日，上海市生态环境局发布《关于调整本市碳交易企业外购电力中绿色电力碳排放核算方法的通知》。通知提出，上海本市碳交易企业可选择将外购绿电单独核算碳排放，外购绿电排放因子调整为0tCO₂/10⁴kWh，其他外购电力排放因子仍统一为4.2tCO₂/10⁴kWh。通知适用范围为通过北京电力交易中心绿色电力交易平台以省间交易方式购买并实际执行、结算的电量。

二、经营情况的讨论与分析

2023年上半年，公司深入学习贯彻习近平新时代中国特色社会主义思想和党的二十大精神，紧密围绕“大基地、大海上”两大战略主线，抢抓机遇、攻坚克难，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，深入推动抽水蓄能、新型储能、光热、氢能等新兴业务发展，发电量、营业收入等主要经营指标稳中向好，综合实力持续提升，为创建世界一流新能源公司奠定坚实基础。

（一）装机容量分析

报告期内，公司新增并网装机178.98万千瓦，其中风电新增并网84.16万千瓦，太阳能发电新增并网64.82万千瓦。新增获取核准/备案项目容量551.93万千瓦，在建项目计划装机容量合计1315.18万千瓦。

（二）报告期内发电量及上网电量情况分析

2023年上半年，公司发电量280.90亿千瓦时，同比增长14.71%，其中风电、光伏发电量增长主要受益于装机增长，水电发电量降低主要因为报告期内来水量明显降低。

（三）报告期内电量、收入及成本情况

（四）发电效率情况分析

2023年上半年，公司风电平均利用小时为1253小时，高出全国行业平均水平16小时，其中，四川、重庆、黑龙江、湖南等22个区域平均利用小时数有所上升，其他区域均有不同程度的下降。风电可利用率为99.19%，较上年有所上升。太阳能发电平均利用小时为705小时，高出全国行业平均水平47小时。其中，辽宁、云南、四川等10个区域平均利用小时数有所增加，其他区域均有不同程度的下降。太阳能发电厂利用率99.81%，较上年略有降低。水电利用小时为998小时，较上年减少615小时，低于全国平均水平241小时。水电发电厂利用率与去年持平。

三、风险因素

1.资源获取与投资风险

新能源行业市场竞争日趋激烈，若未能根据政策变化及时调整优化资源获取与投资的策略和方式，可能导致优质资源储备不足，开发项目的收益受到影响。

公司加大政策研判跟踪力度，及时跟踪、解读新能源项目各类政策。保持与行业主管部门常态化沟通，加强与电力规划设计总院、水电水利设计总院等国家智囊咨询机构合作，依托大基地开发推动配套政策完善。积极承担国家发展改革委首批揭榜挂帅项目、国家和行业标准制定，打造新能源原创技术策源地，提升核心竞争力和行业影响力。多措并举获取资源，加大规模化、集约化开发，充分发挥规模化效益。通过优选高效可靠机型、提高可行性研究及招标采购阶段工作深度、改进投资项目管理等措施，严控项目成本，提升项目收益。

2.资金及流动性风险

目前国家可再生能源补贴电费结算进展较缓慢，可能降低公司资金流动性和增加资产负债率，给公司规模扩张带来一定资金压力。

公司已建立电费专项清收工作机制，专人专岗负责补贴电费回收相关工作，定期统计分析公司各区域、各业务版块补贴资格申报审核进展与补贴电费回收数据。将项目补贴申报延伸至业务前端，从项目开发建设阶段起注重补贴申报相关手续与要件办理，加强补贴相关政策研究与宣贯，确保符合条件项目第一时间申报补贴资格。加强与地方各主管部门、电网的沟通交流，第一时间解决各环节出现问题，全力确保符合条件项目在最短时间内进入名录。建立与同地区同类型项目发电企业的应对机制，形成合力共同应对，密切跟踪其他发电企业补贴核查进展，有针对性的进行横向动态分析。综合运用银行贷款、融资租赁、债券等多种融资方式筹措资金，保证各融资渠道畅通；加强信用管理，用好信贷优惠政策，降低资金成本，为公司发展提供持续、稳定的资金支持。

3.电力市场风险

新能源市场化交易规模持续扩大，现货市场建设加速推进，国家在绿电、绿证方面不断推进和深化，市场环境复杂多变，交易电量、交易价格与市场的契合度不断加强，对公司新能源发电预测和交易管理能力水平提出更高要求。

公司持续加强市场规则研究，密切关注各省电力市场形势变化，做好市场分析。优化电力交易管理策略，统筹考虑中长期与现货市场、省内与省间市场，提升交易质量。运用管控平台，对营销工作进行智能分析跟踪，打造数字化管理。推进电力市场交易仿真培训系统部署及系统的使用，加大人才培养力度。积极拓展优质客户，深化拓展售电市场，在交易活跃区域通过子企业增项开展购售电业务，主动对接锁定长周期大用户售电协议，积极策划开展绿电、绿证及碳汇等衍生品交易，以售电增收对冲交易让利风险。开展新能源功率预测课题研究，提升公司新能源功率预测精度，适应新能源参与电力市场竞争需求。

4.工程建设风险

公司项目建设进入高峰期，项目规模大，分布广、人员多，现场管理面临较大压力，质量安全、人员、分包等方面存在一定的管理风险。

公司成立建设管理专业化分公司，实行大建管模式，统筹项目管理，均衡建设资源，坚守质量、安全管理底线，围绕项目进度和目标，持续完善建设管理体系、优化现场管理模式，加大监督检查力度，做好问题整改闭环。加强计划执行分析，利用常规检查、专项检查、专题会议、信息化视频监控系统等方式，切实加强质量安全、人员、分包管理。在抽蓄领域与大水电建管团队协同借力，完善预投建运模式，实现一盘棋科学优化配置建管资源，实现大批量工程项目同步建设进度、造价、安全风险受控。

5.电力生产风险

公司电站数量多、分布广且地处偏远，电力生产人员基数大，安全管理风险增加；电网或者极端天气导致的非计划停运，可能对电站正常运行和发电效益带来一定影响；海上风电运维需求快速增长，运维人员存在一定的缺口，同时对于一些新问题可能认识不足，如果不能及时妥善处理，可能影响电力生产。

公司研究制定对应措施，不断提升电力生产精细化管理，加大设备隐患排查治理力度，做好设备巡视检查、检修维护、消缺工作，提高设备可靠性。针对极端天气等灾害，加强监测预警，组织开展应急演练，提升突发事件应对能力，确保应急救援物资充足、有效，减少各类自然灾害对电力设备安全稳定运行的影响。持续开展运维人员技能培训，增强员工技能水平，加强新入职电力生产人员培训。优化完善海上风电“远程集中监控、统一检修维护”的管理模式，持续推进海上风电标准化、数字化、智能化成果运用。

四、报告期内核心竞争力分析

（一）海陆共进获取优质资源

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，抢抓国家千万千瓦级新能源大基地政策机遇，不断优化发展布局，积极推进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+”储能、光热、制氢、生态环保等创新融合项目，加快打造绿色能源基地；另一方面，持续引领海上风电发展，推动海上风电资源获取，持续拓展新版图，规划布局海上风电基地，不断巩固集中连片规模化开发优势。

（二）积极创新建设管理模式

公司优化整合各方资源，全面推行“大建管”专业化管理模式，推动项目管理“集约化作战、扁平化协调、一体化建设”，聚焦项目重难点，推动解决制约因素，统筹设备供货进度和施工资源投入，提高建设管理人员使用效率，全力保障项目工程建设进度。同时，组建海上风电建设协调领导小组，统筹推动海上风电高标准高质量高效率建设；组建抽水蓄能建设管理中心（建设管理分公司抽水蓄能建设管理部），统筹推动抽水蓄能项目专业化管理。结合公司项目类型及建设特点，设立“五大片区”，由各建设管理部直接负责工程建设、合同造价、科技创新、技术管理、质量安全环保等相关业务；优化决策程序及管理流程，提升建设管理专业化水平，不断培育跨越式发展的核心竞争力，做到市场响应快速、决策流程高效、建设管理精益，推动项目持续高质量开发建设。

（三）多措并举提升电力运维与营销水平

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，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。同时，强化“全局市场营销”理念，提高市场交易水平，实现电费收入提升精准发力；主动拓展多月跨省区增量交易，实现专项任务再突破；深化绿色布局，“电、碳、证”三线齐头并进，绿色权益创收同比翻番；深挖绿色价值链，创造最长周期、最大电量国内绿电合作新典范，获得行业高度关注；云南会泽仓房风电项目通过全球碳理事会（GCC）审核，成为国际首批、国内首个GCC机制自愿减排项目。

（四）稳步提高科技创新能力

公司积极践行“科技研发+示范应用”融合创新模式，全力推进年度科技指标落实、流程优化、知识产权登高和重点科研项目实施，以“风光三峡”和“海上风电引领者”重大工程为载体，开展国家级、省部级等各级科研项目四十余项，涵盖了光热、新型储能、制氢、海上风电核心技术等重要业务领域，并持续联合外部单位申报2023年国家重点研发计划及其他省级科技项目超十项，参与建设的“国家能源深远海海上风能开发利用工程技术研发中心”入围国家能源局“十四五”第一批“赛马争先”海上风电工程与运行技术赛道，“三峡乌兰察布氢电耦合交直流混合智能微电网示范工程”获批国家发展改革委氢能示范工程项目，着力打造高质量研发创新平台。

（五）持续发挥资金优势

公司资产负债率在同行业中处于较低水平，融资成本低，授信额度较高，信用评级稳定，融资渠道通畅，能够为公司项目开发等提供持续稳定的资金支持。

（六）深入推进数智化建设

公司围绕“智慧三峡能源”建设，加快推进数字化转型。深化智能生产与智慧运营建设系统融合应用，加快推进智能风光场站试点示范实施，打造云边端运检协同能力。深入推进数据治理与大数据分析应用，加速生产运营数据贯通，构建企业级报表服务能力。持续深化技术中台建设，打造强大算力平台、夯实技术底座。新能源集控系统通过中国电机工程学会项目技术成果鉴定，项目整体技术处于国际领先水平。

（七）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。扩展优秀高校毕业生招聘渠道，持续弥补基础性人才缺口。不断创新引才聚才方式，为公司储备一批抽水蓄能、电力营销、氢能、新型储能等“高精尖缺”新业务人才。稳步推进教育培训基地建设，持续完善课程开发体系，扎实推进员工跟踪培养。健全人才激励机制方式，持续实施股权激励计划，突出价值导向作用。统筹推进教育培训“实体+网络”双平台建设，培养更多技能型、管理型实用人才。

（八）持续提升合规建设水平

公司正式发布《中国三峡新能源（集团）股份有限公司合规手册》，明确了公司合规纲领和全体员工合规公约，并向全体员工、商业伙伴发出合规倡议。三峡能源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。