龙源电力 001289

2025年,面对复杂形势和艰巨任务,本集团在公司董事会的坚强领导下,坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导,牢牢把握“稳经营、谋创新、优投资、强管理、保安全”的工作主线,全面落实“三个转型”工作要求,深入实施“12355”工作思路,迎难而上、锐意进取,各项工作取得显著成效。

2025年,本集团净新增新能源控股装机容量4,851.10兆瓦,其中新增风电控股装机容量1,738.60兆瓦、太阳能发电控股装机容量3,142.50兆瓦,减少生物质发电控股装机容量30.00兆瓦。

截至2025年12月31日,本集团控股装机容量为45,994.29兆瓦,其中风电32,147.37兆瓦,太阳能13,840.82兆瓦,其他可再生能源6.10兆瓦。

本集团2025年累计完成发电量76,469,353兆瓦时,其中风电发电量63,086,188兆瓦时,同比增长4.19%；太阳能发电量13,377,458兆瓦时,同比增长70.92%。

1.全面夯实安全环保基础,筑牢高质量发展根基2025年,本集团全面构建安全生产管理体系,践行“从零开始、向零奋斗”的安全文化理念,以“零伤亡、零事故、零损失”为终极目标,以归零心态推进安全生产精细化管理。

创新开展安全管理提升“三个一”、作业现场“三个全面整治”等专项行动,筑牢承包商管理“三个环节”与事故预防“三道防线”,提升本质安全水平。

深度融合数字化转型,全面升级安全环保智能监管平台,实现风险动态管控。

完善积分制管理体系,通过刚性约束推动管理效能提升。

系统推进风险分级管控,严格落实年度安全环保重点工作任务,开展治本攻坚三年行动,组织“安全生产月”警示教育活动,实施海上应急演练观摩,成功抵御超强台风“桦加沙”正面袭击,实现零损失。

构建隐患排查治理闭环体系,显著提升员工安全履责能力与现场监督效能,全年实现重大安全事故和环保事件“双零”目标。

2025年,本集团着力构建高效运维新格局,以区域维保基地为枢纽辐射周边场站,实现人员配置最优化。

在风电、太阳能等核心业务领域全面应用无人机巡检技术,初步建成智能化运维创新体系。

动态完善生产运营制度体系,构建与高质量发展相适应的规范化管理机制。

推行“清单式”消防安全管理,分两轮开展发电机组火灾隐患专项排查,实现重大隐患100%闭环治理。

实施预防性检修策略,提升设备可靠性,完善风电防倒塔技术标准体系,强化全过程技术监督,构建多层级风险防控网络。

2025年,本集团累计完成发电量76,469,353兆瓦时,同比增长1.22%,新能源发电量同比增长11.82%,其中风电发电量63,086,188兆瓦时,同比增长4.19%。

2025年,风电平均利用小时数为2,052小时,同比下降138小时,较行业平均利用小时高73小时。

风电平均利用小时数下降主要原因：一是2025年本集团项目分布区域平均风速同比下降0.1米/秒；二是全国新能源装机高速增长,但用电需求增长幅度小于装机增长幅度,导致部分区域供需比例失衡,风电限电比例同比升高,限电损失同比增加。

2.拓展优质资源储备,推动高质量规模增长2025年,本集团坚持存量提质与增量做优协同推进,抢抓战略机遇,优布局调结构,全力拓展优质资源。

积极践行“五个示范”,以重大工程带动高质量发展、突破性进展和创新实践,全力推进“沙戈荒”风光大基地建设,强化海上风电规模化开发,打造具有龙源特色的新能源标杆基地。

聚焦中东南部消纳能力强劲、电价优势显著区域,优先获取竞配指标。

科学实施“以大代小”项目,因地制宜布局共享储能项目,协同下游产业有序拓展绿电制氢（氨）应用场景。

加快深远海项目布局,深化战略谋划与实施推进。

2025年,本集团新签订开发协议5.86吉瓦,其中风电4吉瓦、太阳能0.65吉瓦、储能1.21吉瓦,均位于资源较好地区。

全年累计取得开发指标8.63吉瓦,其中风电4.27吉瓦,太阳能4.36吉瓦。

3.攻坚重点项目建设,打造高质量标杆工程2025年,本集团聚力项目建设,科学调配施工资源,靶向破解卡点瓶颈,对关键节点推进全流程监督。

针对大基地项目,优化建设方案,实现人力资源共享协同,深化专业协作,群策群力攻坚,打造基地建设新范式。

完善标准体系建设,制定国家能源集团新能源标准化体系,主导完成5个分册共40项附录编制与审查,发布3册工程建设标准工艺,修订完善光伏部分施工、验收与质量通病手册。

优化初设审查与管理,以“六优”标准统领工程建设,优先选用“两高三友好”机型、组件。

构建“124+N”全生命周期成本管控体系全面落地,成立造价中心,深化设计优化,集采扩围推动造价持续降低,成本管控精益有效。

统筹招标及施工阶段造价目标,细化量价清单,建立动态监控体系,扎实做好“内外双审制度”,严控工程量及工程造价,深入开展集约采购工作,物资循环创效成果突出。

2025年,本集团天津海晶盐光互补项目、江苏射阳共享储能电站项目获得中国电力优质工程奖。

河南清丰10万千瓦风电项目取得河南省工程建设省级工法证书。

本集团《共享储能企业助力新型电力系统建设搭建“六位一体”储能发展管理体系》被评为中国电力建设企业协会“2025年电力建设科技创新管理成果”。

2025年,本集团净新增新能源控股装机容量4,851.10兆瓦,其中新增风电控股装机容量1,738.60兆瓦、太阳能发电控股装机容量3,142.50兆瓦,减少生物质发电控股装机容量30.00兆瓦。

4.创新体系提升营销能力,激活高质量发展效能2025年,本集团主动应对电力市场加速建设与新能源全面入市的双重挑战,紧密跟踪各省“136号文”实施方案,系统评估对存量及增量项目的影响,制定针对性应对方案,深化“以交易为中心、以补贴为基础、以绿碳为特色、以人才为抓手、以系统为保障”的“五位一体”营销体系。

聚焦机制电量规模、增量项目竞价、现货价格上下限等核心议题,深度参与各省市场化改革规则制定,积极争取政策支持。

在中长期交易方面,坚持“量价兼顾、效益优先”原则,科学组织开展年度交易,签约电量实现同比增长,夯实收益基础。

通过电网协调、省间交易、储能调峰等举措,多维度降低限电影响,强化补贴资金回收与清单管理。

面对新能源全量现货交易新挑战,推动子分公司提升市场主动应对能力,组建专家团队赴山东、蒙东、甘肃等重点区域开展专项指导,系统提升交易能力。

同步优化营销机构设置,在运营监控中心增设营销岗位,实现生产营销协同贯通,开展交易员技能认定及多层次培训竞赛。

创新推进“一省一策”龙源电力营销系统建设,通过数据管理、市场分析、预测建模等功能,全面提升交易信息化、智能化水平。

2025年,本集团风电平均上网电价人民币475元╱兆瓦时（含增值税）,较2024年风电平均上网电价人民币527元╱兆瓦时（含增值税）减少人民币52元╱兆瓦时。

主要由于风电市场交易规模扩大,平价项目增加以及结构性因素导致。

太阳能发电平均上网电价人民币318元╱兆瓦时（含增值税）,较2024年太阳能发电平均上网电价人民币335元╱兆瓦时（含增值税）减少人民币17元╱兆瓦时。

主要由于太阳能发电市场交易规模扩大,市场交易电价偏低拉低平均上网电价。

5.积极拓展绿证绿电交易市场,深挖高质量发展潜能2025年,本集团建立绿证集中统一管理工作模式,发挥规模优势,提升绿电绿证营销能力。

构建绿证“一体三翼”销售体系,完成绿证交易管控平台项目台账信息维护,完成建档立卡系统项目授权,最大化兑现绿色环境价值。

2025年核发绿证1,620.7万张,交易绿证1,632.2万张,同比增长59.47%。

加大客户开发力度,挖掘用户绿电消费需求,深挖绿电价值潜力。

2025年完成绿电交易85.6亿千瓦时,同比增长27.74%。

推进多年期绿电交易,在福建签署公司首笔6年期绿色电力合约,签约电价较同期同类合约市场价高逾20元/兆瓦时。

2025年,本集团积极参与全国温室气体自愿减排市场建设,修编行业技术导则,主笔起草的团体标准《发电企业碳排放数据管理信息系统技术导则》正式实施,将发电企业建设碳排放信息系统过程中的经验向全行业推广。

自主研发的“碳排放数据区块链上链存证系统”顺利通过中国电力企业联合会组织的科技成果鉴定,认定该系统整体达到国际先进水平。

主持申报的三项能源行业标准获国家能源局批准立项,填补生物质钾、钠和氟元素仪器法检测标准的空白。

积极开发碳普惠项目,储备各类碳资产。

6.坚持科技创新驱动引领,培育高质量发展充沛动能2025年,本集团持续加强科技创新体系建设,制定“1234”科技创新工作方略,系统创建了以“战略引领、体系支撑、攻坚突破、数智融合、生态聚合”为核心特征的科技创新平台。

建强双驱创新机制,对内深化“1+1+4+N”科技创新自主研发驱动体系,对外构建多方协同高效创新驱动体系。

成功获批设立国家博士后科研工作站,获批北京市自然科学基金依托单位,成为同时具备国家级和省部级自然科学基金依托单位资质的发电企业。

龙源电力——西安交通大学新能源创新研究中心首批4个协同创新项目获批立项。

参与7项国家级科技创新项目,牵头3项重大攻关课题,勇当国家新型电力系统、国产风资源软件开发、绿电制氢新质生产力建设排头兵。

2025年,本集团勇挑重担牵头承接“擎源”大模型建设,发布首个新能源行业AI大模型。

依托“擎源”大模型正式发布,实现“生成式人工智能服务”“深度合成服务算法”双备案,所构建的“风电行业高质量数据集”获国家数据局与国资委双重权威认证,成为风电领域唯一入选典范。

全球首座风渔融合浮式平台“国能共享号”项目完成验收,投运我国首套海上风电综合探测平台“国能海测1号”,建成千吨级风电退役叶片再生型材生产线。

2025年,本集团科技创新成果持续高质量产出,本年度验收科技创新项目25个,完成科技成果鉴定12项,其中7项鉴定为国际领先水平,获省部级及行业科技奖14项,获奖数量刷新“十四五”之最,本年新增申请专利184项,其中发明专利135项再创新高、实用新型专利49项,2项国际标准获批立项,实现本集团国际标准立项零的突破。

7.强化财务成本精益管控,巩固高质量发展优势2025年,本集团坚持“结构优化、成本可控”原则,打好资金管理“防御反击战”,在保障流动性安全前提下系统提升融资效率和资金使用效益。

通过统筹安排长短期融资节奏,优化债务结构和期限配置,在融资规模增长的同时有效控制资金成本,合理搭配债券品种与期限,锁定长期低成本资金以对冲利率波动风险。

同步推进存量债务优化,通过梳理调整贷款结构和利率水平,实现债务成本下降,进一步提升资金使用效能。

2025年,本集团累计发行23期债券共计448亿元。

其中,成功发行14期超短期融资券、8期中期票据,全年资金成本保持行业优势；成功发行1期绿色中期票据,不仅有效降低资金成本,同时彰显本集团“碳达峰、碳中和”的责任与担当。

8.落实境外投资运营平台战略,推进高质量国际布局2025年,本集团持续强化境外资产管理,紧跟国际新能源市场趋势,推进境外绿色能源投资运营平台建设,系统谋划“一核发展、两翼驱动、五域布局、六维支撑”发展战略,指导海外新能源布局高质量推进。

聚焦战略深耕,在重点区域实现稳健突破：南非塔拉农场、卡弗兰特等合计144万千瓦太阳能项目获遴选批复；沙特220万千瓦风电项目获投标资格；与南非电力公司（Eskom）签署合作谅解备忘录,形成“多点开花”的境外储备布局,为国际化发展注入动能。

注1：2024年下半年公司处置了火电业务,本表格中的上年数均为新能源业务相关数据。

注2：2024年的售电量大于发电量的原因为,售电量为财务口径数据,已按照会计准则要求对同一控制下企业合并进行了重述调整,而发电量为实际业务数据,未进行重述调整,从而导致售电量大于发电量。

公司售电业务情况2025年,本集团累计完成售电量75,122,278.05兆瓦时,同比上升7.77%,其中风电售电量61,615,675兆瓦时,同比上升0.26%；太阳能及其他可再生能源售电量13,506,603.05兆瓦时,同比上升63.73%。

售电量的增加,主要是因为装机容量上升影响所致。

1、概述2025年度,公司实现营业收入30,252,712,873.60元,同比减少18.60%；营业成本19,728,225,075.88元,同比减少15.01%,利润总额7,119,152,764.49元,同比减少30.56%；归属于上市公司股东的净利润为4,526,216,814.09元,同比减少28.78%；截至2025年末控股装机容量45,994.29兆瓦；2025年度发电量76,469,353兆瓦时,售电量75,122,278兆瓦时。

由于公司原从事火电业务的子公司已于2024年下半年出表,本报告期本公司仅从事新能源发电业务,2025年度,新能源发电业务实现营业收入30,252,712,873.60元,同比减少3.85%；成本19,728,225,075.88元,同比增长10.41%,利润总额7,119,152,764.49元,同比减少26.89%；归属于上市公司股东的净利润为4,526,216,814.09元,同比减少22.46%。

1.国内外经营环境展望从全球看,当下全球能源格局正经历深刻变革,可再生能源发展机遇与挑战交织。

《联合国气候变化框架公约》第三十次缔约方大会（COP30）达成一揽子成果,明确全球可再生能源发展关键目标,有力推动能源转型加速,全球新增新能源装机持续走高。

主要经济体持续加码政策,欧盟升级可再生能源政策体系,配合减碳行动计划明确发展目标；美国政策呈现摇摆,通过关税与壁垒调整产业格局；中国升级政策框架,公布新一轮自主贡献目标,为产业发展指明方向。

国际间可再生能源合作不断深化,“一带一路”绿色能源合作进入高质量阶段,中国与多国开展合作,助力企业“走出去”；上海合作组织框架下能源合作升温,多边双边技术交流频繁,绿色能源成合作共识。

然而挑战依然突出,能源转型地缘政治色彩浓厚,大国战略分化削弱治理协同性；贸易保护主义升级,绿色投资壁垒增加,冲击产业链稳定；产业自身面临产能、风险等治理难题,地区发展不均衡问题亟待改善。

从国内看,“双碳”目标释放政策红利,国内新能源经营环境呈现政策引导、需求增长与竞争优化的共性特征。

政策层面,“136号文”推动电价市场化交易,搭配机制电价、机制电量保障项目收益,各地配套政策差异化落地,同时“反内卷”政策遏制低价竞争,引导产能退出与技术升级。

需求端,长期空间广阔,“十五五”期间风电、光伏年均新增装机2亿千瓦以上,海上风电因审批疏通、经济性凸显成增长主力,分布式与就近消纳新业态获政策支持。

竞争格局上,行业集中度提升,风电主机厂、光伏组件厂头部效应显现,技术迭代加速,风电大型化放缓促盈利修复,光伏钙钛矿等新技术重塑竞争格局。

尽管仍需关注政策变动、原材料价格波动、消纳压力及行业竞争加剧等风险,但整体来看,国内新能源行业在政策支持、需求增长与技术升级驱动下,长期发展潜力显著。