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当前位置： 金年会_金字招牌(中国)官方平台 » 荣誉资质 » 专业团队根据中国电力企业联合会发布的《2023-2024年度全国电力供需形势分析预测报告》，2023年，我国电力供应安全稳定，电力消费稳中向好，电力供需总体平衡，电力绿色低碳转型和高质量发展深入推进。2023年，我国能源绿色低碳转型步伐加快，可再生能源保持高速度发展、高比例利用、高质量消纳良好态势。
2023年，全国全社会用电量9.22万亿千瓦时，人均用电量6539千瓦时；全社会用电量同比增长6.7%，增速比2022年提高3.1个百分点，国民经济回升向好拉动电力消费增速同比提高。用电量是经济的“晴雨表”。整体来看，我国第二、三产业今年用电量增速加快，远超去年水平。在用电量整体呈上升的趋势时，第二产业用电量比重的小幅下降与第三产业用电量比重的小幅上升也说明第三产业复苏快于第二产业。国民经济回升向好拉动电力消费增速同比提高。
截至2023年底，全国全口径发电装机容量29.2亿千瓦，同比增长13.9%；人均发电装机容量自2014年底历史性突破1千瓦/人后，在2023年首次历史性突破2千瓦/人，达到2.1千瓦/人。非化石能源发电装机在2023年首次超过火电装机规模，占总装机容量比重在2023年首次超过50%，煤电装机占比首次降至40%以下。从分类型投资、发电装机增速及结构变化等情况看，电力行业绿色低碳转型趋势持续推进。
一是电力投资快速增长，非化石能源发电投资占电源投资比重达到九成。2023年，重点调查企业电力完成投资同比增长20.2%。分类型看，电源完成投资同比增长30.1%，其中非化石能源发电投资同比增长31.5%，占电源投资的比重达到89.2%。太阳能发电、风电、核电、火电、水电投资同比分别增长38.7%、27.5%、20.8%、15.0%和13.7%。电网工程建设完成投资同比增长5.4%。电网企业进一步加强农网巩固提升及配网投资建设，110千伏及以下等级电网投资占电网工程完成投资总额的比重达到55.0%。
二是可再生能源发展实现新突破。新增并网太阳能发电装机规模超过2亿千瓦，并网风电和太阳能发电总装机规模突破10亿千瓦。2023年，全国新增发电装机容量3.7亿千瓦，同比多投产1.7亿千瓦；其中，新增并网太阳能发电装机容量2.2亿千瓦，同比多投产1.3亿千瓦，占新增发电装机总容量的比重达到58.5%。截至2023年底，全国全口径发电装机容量29.2亿千瓦，其中，非化石能源发电装机容量15.7亿千瓦，占总装机容量比重在2023年首次突破50%，达到53.9%。分类型看，水电4.2亿千瓦，其中抽水蓄能5094万千瓦；核电5691万千瓦；并网风电4.4亿千瓦，其中，陆上风电4.0亿千瓦、海上风电3729万千瓦；并网太阳能发电6.1亿千瓦。全国并网风电和太阳能发电合计装机规模从2022年底的7.6亿千瓦，连续突破8亿千瓦、9亿千瓦、10亿千瓦大关，2023年底达到10.5亿千瓦，同比增长38.6%，占总装机容量比重为36.0%，同比提高6.4个百分点。火电13.9亿千瓦，其中，煤电11.6亿千瓦，同比增长3.4%，占总发电装机容量的比重为39.9%，首次降至40%以下，同比降低4.0个百分点。
三是火电、核电、风电发电设备利用小时均同比提高。2023年，全国6000千瓦及以上电厂发电设备利用小时3592小时，同比降低101小时。分类型看，水电3133小时，同比降低285小时，其中，常规水电3423小时，同比降低278小时；抽水蓄能1175小时，同比降低6小时。火电4466小时，同比提高76小时；其中，煤电4685小时，同比提高92小时。核电7670小时，同比提高54小时。并网风电2225小时，同比提高7小时。并网太阳能发电1286小时，同比降低54小时。
四是跨区、跨省输送电量较快增长。2023年，全国新增220千伏及以上输电线千伏及以上变电设备容量（交流）2.57亿千伏安，同比少投产354万千伏安；新增直流换流容量1600万千瓦。2023年，全国完成跨区输送电量8497亿千瓦时，同比增长9.7%；其中，西北区域外送电量3097亿千瓦时，占跨区输送电量的36.5%。2023年，全国跨省输送电量1.85万亿千瓦时，同比增长7.2%。
五是市场交易电量同比增长39.0%。2023年，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量5.67万亿千瓦时，同比增长7.9%，占全社会用电量比重为61.4%，同比提高0.6个百分点。其中全国电力市场中长期电力直接交易电量4.43万亿千瓦时，同比增长7%。
在全球实现碳中和目标的共识下，可再生能源的发展成为主流，尤其是风、光、水的碳排放量远低于传统能源，而风电相较于其他可再生能源又具有更加明显的低碳排放特性。因此，在中国实现碳中和的道路上，风电任重而道远，将扮演重要的角色。
2024年1月30日，中国电力企业联合会发布了《2023-2024年度全国电力供需形势分析预测报告》，报告指出：在新能源发电持续快速发展的带动下，预计2024年全国新增发电装机将再次突破3亿千瓦，新增规模与2023年基本相当。2024年底，全国发电装机容量预计达到32.5亿千瓦，同比增长12%左右。火电14.6亿千瓦，其中煤电12亿千瓦左右，占总装机比重降至37%。非化石能源发电装机合计18.6亿千瓦，占总装机的比重上升至57%左右；其中，并网风电5.3亿千瓦、并网太阳能发电7.8亿千瓦，并网风电和太阳能发电合计装机规模将超过煤电装机，占总装机比重上升至40%左右，部分地区新能源消纳压力凸显。
一是市场化交易电量持续上升。2023年1-12月，全国电力市场交易电量5.7万亿千瓦时，同比增长7.9%，占全社会用电量比例61.4%，比上年提高0.6个百分点。在交易机构注册的主体数量达到70.8万家，市场活力有效激发。
二是多层次电力市场体系有效运行。电力中长期交易已在全国范围内常态化运行，交易周期覆盖多年到多日，中长期交易电量占市场化电量比重超90%，充分发挥“压舱石”作用，稳定了总体市场规模和交易价格。在国家开展的第一批电力现货试点8个地区中，山西、广东电力现货市场相继转入正式运行，南方区域电力现货市场首次实现全区域结算试运行，长三角电力市场建设正式启动，电力现货市场发现价格起到了“晴雨表”作用。跨省跨区中长期市场平稳运行，省间现货市场调剂余缺，对大范围电力资源优化配置和互济保供发挥了积极作用。
三是电力市场规则体系进一步完善。国家能源局修订《电力市场运营基本规则》，出台《电力现货市场基本规则(试行)》，发布《电力企业信息披露规定》，《电力辅助服务市场基本规则》《电力市场信息披露基本规则》正在抓紧制定中。国家发展改革委、国家能源局出台了《关于建立煤电容量电价机制的通知》，国家能源局印发了《关于明确煤电容量电价适用范围有关事项的暂行通知》，初步形成了容量电价回收固定成本、电量电价回收变动成本、辅助服务回收调节成本的煤电价格新机制。
绿色电力证书是可再生能源发电企业所发绿色电力的“电子身份证”，1个绿证对应1000度可再生能源电量，每一张绿证的产生或交易，就意味着有1000度可再生能源绿色电力已经上网或者消费。因此，绿证是可再生能源电量绿色属性的证明，也是认定可再生能源生产、消费的唯一凭证。发电企业通过出售绿证获取绿色电力的环境价值收益，电力用户通过购买并持有绿证证明其消费绿色电力。2022年8月，发展改革委、统计局、能源局联合印发《关于进一步做好新增可再生能源消费不纳入能源消费总量控制有关工作的通知》，明确将绿证作为可再生能源电力消费量认定的基本凭证。
2024年2月，国家发展改革委、国家统计局、国家能源局印发《关于加强绿色电力证书与节能降碳政策衔接大力促进非化石能源消费的通知》，明确绿证与能耗双控、碳排放管理等政策衔接机制，并提出夯实绿证核发和交易基础、拓展绿证应用场景等一系列举措，对支持各有关方面增加非化石能源消费、加快经济社会发展全面绿色转型、助力实现碳达峰碳中和目标具有重要意义。该通知明确，到2024年6月底，基本完成全国集中式可再生能源发电项目建档立卡，分布式项目建档立卡规模进一步提升。
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2023年全国新能源并网消纳情况，2023年1-12月，全国风电利用率为97.3%，弃风最严重的地区为蒙西，1-12月份风电利用率为93.2%；其次为青海、河北，1-12月份风电利用率均低于95%。
2021年至2023年，公司因“弃风限电”所损失的潜在发电量分别为112,316万千瓦时、107,480万千瓦时、120,897万千瓦时，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11.05%、8.26%、9.00%。
“弃风限电”是影响公司经营业绩最主要的因素，近年多集中发生在公司河北区域、新疆区域、甘肃区域、青海区域和内蒙区域的风电场，这些区域风能资源丰富，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，导致“弃风限电”现象的产生。随着公司战略布局的调整，限电较少区域风电场的陆续投产，这一状况会得到逐步的改善。同时，这些限电区域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，也极大地改善了“弃风限电”较为严重的局面。
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2023年末的LPR利率4.20%，有利于风电运营商财务成本的降低。
报告期内，公司，在山东、陕西、四川、广东、广西等限电较少区域已有运营项目96.12万千瓦，并以此为基础对我国中东部和南部地区继续挖掘新的后续项目，争取获得更大市场份额。
公司澳大利亚白石17.5万千瓦项目已全部建成投产运营。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“一带一路”沿线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。
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。
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。
风能是一种清洁的可再生能源。在过去的30多年里，风电发展不断超越其预期的发展速度，成为世界上增长速度最快的能源之一。根据全球风能理事会统计数据，全球风电累计总装机容量从截至2001年12月31日的24GW增至截至2022年12月31日的906GW。
根据全球风能理事会(GWEC)发布的《2023全球风能报告》，得益于技术进步和商业模式创新，风能行业正在快速发展。2022年全球新增风电装机容量77.6GW，较去年同期下降17.1%。其中陆上风电新增装机容量68.8GW，海上风电新增装机容量为8.8GW，海上风电新增装机容量大幅上升。
2022年，中国风电新增装机容量居全球第一，占全球新增装机容量的49%。其中，新增陆上风机装机容量32,579MW，占全球新增陆上风电装机容量32.6%，新增海上风机装机容量5,052MW，占全球新增海上风电装机容量57.60%；其次为美国，占全球新增装机容量的11%；第三名为巴西，占全球风电新增装机容量的5%；第四名为德国，占全球风电新增装机容量的4%。
根据全球风能理事会(GWEC)发布的《2023全球风能报告》，中国继续引领全球的海上风电发展，截至2022年底，中国的海上风电累计装机容量超过30GW，超过了欧洲过去三十年达到的水平。
根据全球风能理事会（GobaWindEnergyCounci,GWEC）发布《2023全球风能报告》预测，未来5年（2023—2027年），预计全球风电新增装机容量为680GW，相当于到2027年每年增加136GW。由于欧洲的能源革命、中国承诺进一步扩大可再生能源的占比及IRA通过的原因，GWEC之前预测2022年至2030年将建成1078GW，现在预测2023年至2030年将新增1221GW的容量，增加了13%。
中国幅员辽阔、海岸线长，拥有丰富的风能资源。2023年《中国风能太阳能资源年景公报》在风能资源方面，2023年全国风能资源为正常年景，与近10年（2013年至2022年）相比，10米高度年平均风速偏小0.03%；新疆南部、内蒙古中西部、四川大部、云南东北部、华南北部等地70米高度风能资源较近10年偏好。从空间分布看，内蒙古中东部、黑龙江东部、河北北部、山西北部、新疆北部和东部、青藏高原、云贵高原的山脊地区等地风能资源较好，70米高度平均风功率密度超300瓦/平方米，有利于风力发电。在“十四五”重大陆上新能源基地中，新疆、河西走廊、黄河几字弯、冀北等新能源基地风能资源好。
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《国家发展改革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。
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，以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。
公司的采购模式主要是招标采购，公司对采购工作实行统一招标、集中采购、专业管理、分级负责的管理模式。
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。公司风电场生产运营模式：
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。国家定价结算方式是发行人电量销售结算的主要方式。
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，利用电价机能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。
为健全适应新型电力系统的市场机制国家发改委、国家能源局于2022年1月28日发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，意见指出，到2025年，全国统一电力市场体系初步建成，电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营，跨省跨区资源市场化配置和绿色电力交易规模显著提高，推进新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成。到2030年，全国统一电力市场体系基本建成，适应新型电力系统要求，新能源全面参与市场交易，市场主体平等竞争、自主选择，电力资源在全国范围内得到进一步优化配置。同时，积极推进分布式发电市场化交易，支持分布式发电与同一配电网内的电力用户通过电力交易平台就近进行交易。新的政策环境下，新能源电力市场将逐步放开，形成“基准价+上下浮动”的上网电价。
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。
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。
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。
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，公司所有的经营性资产和收入都与风力发电相关。同时，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”。
2022年8月11日，中国电力企业联合会发布了2021年度全国电力行业风电运行指标对标结果。此次共有45家发电集团（投资）公司所属的2,639家风电场参加了对标，总装机容量25,142.11万千瓦。公司积极组织参与此次对标，共有5家风电场获得殊荣，其中4A级风电场4家，分别是张北单晶河风电场（三期）、甘肃马鬃山风电场、内蒙古兴和风电场（一期）和邓家梁风电供热项目。3A风电场1家，为张北单晶河风电场（二期）。
2023年7月，中国电力企业联合会发布2022年度全国电力行业风电运行指标对标结果。公司以16家风电场登上2022年度“优胜风电场”名单，创历年上榜数量新高。
“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。
2021年，公司在2021中国清洁能源科技资本峰会上获颁2021中国清洁能源卓越创新奖。
2022年10月，公司参与的“复杂工况条件下风电齿轮传动系统故障诊断技术及应用”项目，获得2022年度由中国机械工业联合会和中国机械工程学会共同设立，面向全国机械工业的综合性科技奖项“机械工业科学技术奖”技术发明二等奖。
2022年11月，中国电力企业联合会发布《中国电力企业联合会关于授予2021-2022年度先进会员企业、先进个人称号的通知》（第297号文件），授予公司“先进会员企业”荣誉称号。
2022年12月，全国高新技术企业认定管理工作领导小组办公室发布了《新疆尔自治区认定机构2022年认定的第二批高新技术企业备案名单》，荣获“国家高新技术企业”称号。
2022年12月，肃北县委、县政府联合印发《关于表彰2022年度达标升规、财税贡献、诚信守法、支持县域经济发展先进企业的决定》，肃北风电获得“2022年度财税贡献突出企业”“年度诚信守法模范企业”两项荣誉。
2023年1月，湖北省五峰土家族自治县经济工作会召开，五峰风电被授予“2022年度经济建设突出贡献单位”。
2023年1月，公司正式获批北京市经济和信息化局2022年度第二批北京市市级企业技术中心，被授予“北京市企业技术中心”。
2023年2月，玉门市委召开经济工作、农业农村工作会议暨招商引资动员大会，表彰了玉门市先进集体和个人。风电公司所属中节能（甘肃）风力发电有限公司、中节能港建（甘肃）风力发电有限公司荣获玉门市“2022年度企业纳税功勋奖”。
2023年12月，“节能风电”荣获第十七届中国上市公司价值评选“中国上市公司成长百强”和中国上市公司协会“上市公司2022年报业绩说明会优秀实践”等2项行业大奖。
截至2023年12月31日，公司在建项目装机容量合计为121.05万千瓦，可预见的筹建项目装机容量合计达147万千瓦。并且在加快风电场开发和建设的同时，加大中东部及南方区域市场开发力度，在河北、湖北、广西、河南、四川等已有项目的区域开发后续项目，在湖南、吉林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，目前公司除了向公开市场定向增发、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。
公司的管理层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。公司的高级管理层在电力行业拥有多年的相关经验，并且始终保持稳定和紧密合作的关系。凭借管理层的经验和能力，本公司可以有效地控制成本，提高运营效率和公司盈利能力。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。
2023年，公司实现营业收入511,590.60万元，同比降低2.37%；利润总额181,264.15万元，同比降低8.16%；归属于上市公司股东的净利润为151,101.47万元，同比降低7.31%。
截至2023年12月31日，公司的运营装机容量达到535.47万千瓦，实现上网电量117.31亿千瓦时，平均利用小时数为2331小时。
报告期内，公司上网电量117.31亿千瓦时，其中参与电力市场化交易的电量为50.96亿千瓦时，基数电量为66.35亿千瓦时。
十四五期间，可再生能源无论是装机容量占比还是发电量占比都将持续增加。风电行业的市场化程度不高。随着我国对能源安全、生态环境等问题日益重视，加快发展风电已成为我国乃至全世界推动能源转型发展、应对全球气候变化的普遍共识和一致行动。从技术及经济性看，风电技术逐渐成熟，产品质量可靠，是一种安全可靠的能源；风电经济性日益提高，度电成本已逐渐接近煤电，低于油电与核电，如果考虑煤电的环境成本与交通运输的间接投资，则风电经济性将优于煤电。从供电形式来看，除了并网发电以外，风电对于远离大电网的边远山区、沿海岛屿、草原牧场等地区而言，是解决生产和生活能源的一种有效途径。现阶段，风电是集环保、经济性于一身的综合价值所具备的竞争力，已具有与传统石化能源竞争的基本条件。伴随风电去补贴完成，风力发电的常规能源属性更加突出，风电行业的竞争形势与煤电、水电、核电趋同。但风力发电的规模效益不明显，相较集中式风电，分散式风电具有占地小、就近消纳等优势，自2021年国家能源局正式提出“千乡万村驭风计划”后，国家和地方层面均出台多项政策推动分散式风电的发展。在国家层面，2022年5月14日，国务院办公厅转发国家发改委、国家能源局《关于促进新时代新能源高质量发展实施方案的通知》，提出风电项目由核准制调整为备案制，简化分散式风电立项核准手续。在地方层面，2022年湖北、山西、江西、上海、北京、内蒙古、青海、河南、甘肃等地区陆续出台分散式风电建设计划，降低项目立项难度，推动分散式风电的发展。加之能源分布广泛和我国负荷分配不均衡，风电发展将是大规模集中开发与灵活的分散式开发相结合模式，各类型各种规模的企业都有生存空间。
新的风电场开发建设项目需要经过相当严格的审批程序。通常首先需要通过当地（市级）政府主管部门以及各职能主管单位对土地、环保、地灾、水保、林业、军事、文物、电网接入等方面的审查并获得所有前期支持性批复文件，在取得各项支持性文件的基础上，获得发改委核准之后，仍需要履行土地使用权证办理程序以及办理后续项目开工建设权证等。风电项目建设政策壁垒较高。
风力发电开发项目属于技术密集型行业，风电项目开发及运营全过程对技术要求都非常高。以风电项目开发为例，开发全过程通常分为三个阶段：1）风场选址、签订开发协议及风能资源评估；2）内部评估及政府审批；3）设计、建造及调试。以其中的风场选址与风资源评估为例，风场选址需要对众多影响因素进行深入的研究与分析，包括风能资源及其他气候条件、可施工性、运输条件、风电场的规模及位置、风机初步选型及分布位置、上网电价、升压站等配套系统、并网条件、电网系统的容量等。在风资源评估环节中，通常运营企业需要首先建造测风塔，收集特定场址的风力数据并进行反复的分析与论证。通常测风过程需要至少12个月以收集相关风力数据。风电项目开发需要开发企业具备丰富的实践经验，拥有属于行业专有的技术诀窍，对缺乏技术积累的新进入者构成了较高的技术壁垒。
风力发电行业投资规模大，属于资金密集型行业。单个风电开发项目至少需要几个亿，甚至十几亿的投资规模，并且根据《国务院关于调整固定资产投资项目资本金比例的通知》（自2009年5月25日起发布并实施）第一条的规定，风电开发项目的最低资本金比例要求为20%，因此，风电运营企业需要大量资金作为项目开发资本金。通常，在风电场开发的前几年，尤其是开发、建设期，风电场项目回报率较低，风电运营企业将面临更大的资金压力，融资能力已经成为风电运营企业的核心竞争力之一。
我国风电产业刚刚起步，与火电、水电相比，风电产业缺乏从设计、制造、安装、调试及运营管理的人才培养体系。近几年，我国风电装机容量爆发式的增长，对专业风电人才的需求也越来越大。全国风电技术研发和管理人才不足，特别是系统掌握风电理论并具有风电工程设计实践经验的复合型人才匮乏，构成了进入本行业的人才壁垒。
根据资源状况、工程建设条件等因素，优质风力资源项目往往面临激烈竞标。因此，竞标企业往往面临注册资金、装机容量等一系列涉及企业规模、业务规模的门槛要求，作为综合实力评价的重要依据。大型风力发电企业在规模化发展方面具备明显优势，一些指标不够投标门槛的中小型能源企业往往较难参与竞争，构成了风力发电行业的规模壁垒。
五大电力集团旗下风电业务板块包括：国能投集团、大唐集团、华能集团、华电集团和国电投集团的风电业务板块。在风电市场中，该类企业占市场份额的主要部分。
其他大型国有综合性能源企业旗下风电业务板块代表企业包含：三峡集团、中广核集团、华润集团，该类企业同样在我国风电市场占据重要市场份额。
主要包括部分民营企业和外资企业，代表企业包含：协鑫集团旗下风电业务板块，嘉泽新能601619）旗下风电业务板块等，该类企业普遍规模相对较小。
在“双碳”目标的引领下，风电发展迎来了新的历史机遇期。2022年3月，国家能源局印发《“十四五”现代能源体系规划》，提到全面推进风电和太阳能发电大规模开发和高质量发展，有序推进风电和光伏发电集中式开发，开展风电、光伏发电制氢示范。鼓励建设海上风电基地，推进海上风电向深水远岸区域布局。5月，国家发展改革委、国家能源局《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》经国务院办公厅同意印发，其中强调加快推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设，引导全社会消费新能源等绿色电力，稳妥推进新能源参与电力市场交易等内容。根据国家能源局2023年四季度新闻发布会相关数据显示，以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设进展顺利。第一批风电光伏基地9705万千瓦基地项目已全面开工，第二批基地项目已陆续开工，第三批基地项目清单已正式印发实施。大力推进农村风电光伏、海上风电发展。加快常规水电、抽水蓄能重点工程建设。
2022年10月，国家能源局印发《能源碳达峰碳中和标准化提升行动计划》，贯彻落实了《中央国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》《国务院关于印发2030年前碳达峰行动方案的通知》，有力支撑能源碳达峰、碳中和。其中提到，到2025年，建立完善以光伏、风电为主的可再生能源标准体系，研究建立支撑新型电力系统建设的标准体系，加快完善新型储能标准体系，有力支撑大型风电光伏基地、分布式能源等开发建设、并网运行和消纳利用。加快完善风电、光伏等可再生能源标准。依托大型风电光伏基地建设及海上风电基地、海上光伏项目建设，设立标准化示范工程，充分发挥国家新能源实证实验平台的作用，抓紧补充完善一批标准，形成完善的风电光伏技术标准体系。
国务院印发的《2030年前碳达峰行动方案》，其中提到“全面推进风电、太阳能发电大规模开发和高质量发展，坚持集中式与分布式并举，加快建设风电和光伏发电基地。加快智能光伏产业创新升级和特色应用，创新“光伏+”模式，推进光伏发电多元布局。坚持陆海并重，推动风电协调快速发展，完善海上风电产业链，鼓励建设海上风电基地。积极发展太阳能光热发电，推动建立光热发电与光伏发电、风电互补调节的风光热综合可再生能源发电基地。因地制宜发展生物质发电、生物质能清洁供暖和生物天然气。探索深化地热能以及波浪能、潮流能、温差能等海洋新能源开发利用。进一步完善可再生能源电力消纳保障机制。到2030年，风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上”。
2024年2月7日，国家能源局组织召开2024年1月份全国可再生能源开发建设形势分析视频会。会议指出，2023年我国可再生能源保持高速度发展、高比例利用、高质量消纳的良好态势，为保障电力供应、促进能源转型、扩大有效投资发挥了重要作用。截至2023年12月底，全国可再生能源发电总装机达15.16亿千瓦，占全国发电总装机的51.9%，在全球可再生能源发电总装机中的比重接近40%；2023年全国可再生能源新增装机3.05亿千瓦，占全国新增发电装机的82.7%，占全球新增装机的一半，超过世界其他国家的总和；全国可再生能源发电量近3万亿千瓦时，接近全社会用电量的1/3；全国主要可再生能源发电项目完成投资超过7697亿元，占全部电源工程投资约80%；2023年风电机组等关键零部件的产量占到全球市场的70%以上。
2019年5月22日，发改委、能源局公布了第一批平价上网项目，其中包含10个省份的56个风电项目，总规模4.51GW，平均单个项目规模约81MW，拉开了全国性风电平价上网的序幕。2019年5月24日，发改委发布关于完善风电上网电价政策的通知，将2019年I-Ⅳ类资源区符合规划、纳入财政补贴年度规模管理的新核准陆上风电指导价分别调整为每千瓦时0.34元、0.39元、0.43元、0.52元（含税、下同）；2020年指导价分别调整为每千瓦时0.29元、0.34元、0.38元、0.47元。自2021年1月1日开始，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴。平价上网政策将进一步推动风电新技术应用，提高风电市场竞争力，促进风电产业持续健康发展。
2022年4月，国家发改委价格司发布《关于2022年新建风电、光伏发电项目延续平价上网政策的函》的通知，通知提出：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，对新核准陆上风电项目、新备案集中式光伏电站和工商业分布式光伏项目(以下简称“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，以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。随着风电行业技术进步与建设成本逐步下降，风电项目已逐步具备与燃煤标杆上网电价平价（不需要国家补贴）的条件。
国内风电产业大规模发展已超过十年，随着风电机组20年使用寿命的临近，国内将会出现大批的退役机组。在我国风电发展早期，大多数风电整机制造商缺乏自主研发实力，普遍从国外引进技术或者通过许可证方式生产，消化吸收并不彻底，导致很多早期安装的风电机组设备质量不高。因此，尽管风电机组设计寿命通常为20年，但运行到中后期阶段，老化的风电机组出现事故的几率大大增加，发电量亦有可能产生较动，设备技术性能无法满足电网的要求，维护及保养成本增加，其经济性已大大降低。因此，为了高效利用原有的优质风区，提前退役技术过时的旧机组，代之以目前技术先进的大功率机组，经济效益更好。2023年6月，国家能源局发布《风电场改造升级和退役管理办法》，鼓励并网运行超过15年或单台机组容量小于1.5兆瓦的风电场开展改造升级，对风电机组进行“以大代小”，旨在对运营较久的风电场进行整体或局部改造，拆除老旧风电机组后安装容量更大、叶片更长、塔筒更高的风电机组。过去十余年我国风电市场经历了爆发式的增长，目前累计装机容量占全球的1/3以上，旧机组退役更新的市场庞大。伴随未来我国老旧风电场的快速增加以及相关技术的持续进步，风电场改造将成为行业重点发展领域，风电项目全周期管理体系逐渐完善，存量市场替代空间逐渐打开。
相比陆上风电，海上风电具备风电机组发电量高、单机装机容量大、机组运行稳定以及不占用土地，不消耗水资源，适合大规模开发等优势，同时，海上风电一般靠近传统电力负荷中心，便于电网消纳，免去长距离输电的问题，因而全球风电场建设已出现从陆地向近海发展的趋势。根据中国可再生能源学会风能专业委员会数据，2023年海上风电装机量超过7GW，预计2024年海上风电装机量有望超过10GW。
海上风电是最优质的新能源资源之一，对电力低碳转型具有重要意义。我国拥有发展海上风电的天然优势，可利用海域面积300多万平方公里，海上风电产业正从近海向深水远岸发展。从地域看，我国海上风电资源主要集中在东部沿海负荷中心，将会成为缓解东部地区电力供需压力的重要途径。
从《中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》发布以来，电力市场化改革不断深入，市场化交易电量占比从2016年不到17%上升到2023年超过61%，市场机制已在资源配置中起到决定性作用。当前，多层次电力市场体系有效运行。电力中长期交易已在全国范围内常态化运行，交易周期覆盖多年到多日，中长期交易电量占市场化电量比重超90%，充分发挥“压舱石”作用，稳定了总体市场规模和交易价格。
根据2022年颁布的《国家发展改革委国家能源局关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》的总体目标：到2025年，全国统一电力市场体系初步建成，国家市场与省（区、市）/区域市场协同运行，电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营，跨省跨区资源市场化配置和绿色电力交易规模显著提高，有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成。到2030年，全国统一电力市场体系基本建成，适应新型电力系统要求，国家市场与省（区、市）/区域市场联合运行，新能源全面参与市场交易，市场主体平等竞争、自主选择，电力资源在全国范围内得到进一步优化配置。
公司将继续秉承“节约能源，献人类清洁绿电；保护环境，还自然碧水蓝天”的企业使命，紧跟国家可再生能源及风电产业发展政策，坚持以“效益为中心、管理为手段、规模为基础、创新为动力”的经营理念，发扬“开拓创新、无私奉献、严格管理、争创一流”的企业精神。“十四五”期末，公司进一步强化“节能风电”品牌效应，装机规模继续保持在行业第二梯队，项目布局更加优化，公司风电产业收益率保持行业领先水平，努力将公司打造成为世界一流的综合能源服务型企业。
公司将继续以风电场开发、投资、建设和运营为业务立足点，持续通过创新开发模式、加大并购、向海外要市场、聚焦“一带一路”等多种手段，不断扩大装机规模，有效控制成本，追求高质量发展。
公司将围绕科技创新、管理创新、业务创新三大驱动因素，为公司升级发展奠定基础。公司将积极推进股权激励等深化改革措施，持续优化人才发展机制和分配制度，全面优化资本运作手段和渠道，使公司不断实现行业内“一流的机制、一流的团队、一流的技术、一流的管理、一流的业绩”的发展理想。
2024年，公司总体工作思路是：坚持以习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全会精神，坚持稳中求进、以进促稳、先立后破总基调，全面落实中央经济工作会议、中央企业负责人会议和集团公司年度工作会议部署安排，深入执行提质增效年各项措施，以创新为引擎、改革促动力，积极打造风电公司高质量发展格局，力争圆满实现任期考核各项指标，向“十四五”规划目标全力冲刺！
坚持以习新时代中国特色社会主义思想为指导，全面学习贯彻党的二十大和二十届二中全会精神，持续巩固拓展全国国企党建会精神贯彻落实成果，建立巩固拓展主题教育成果长效机制，全面落实集团公司“提质增效年”各项部署，围绕基层党建提质增效“七抓”工程，突出问题导向和目标导向，聚焦增强基层党组织的政治功能和组织功能，聚力年度党建“九个”重点任务，深入实施党建赋能中心工作专项行动，持续推动党建经营“双轮”驱动联动发展机制五年规划落地，力争大党建品牌矩阵构建取得新突破，高质量党建助推高质量发展取得新成效，为完成“十四五”冲刺之年突破之年各项任务目标提供坚强政治保证和组织保证。
2.以精益求精的管控和不遗余力的挖潜推动公司提质增效年各项目标落实落地。
一是继续发扬“大干100天”的风电精神，全力做好风电场日常生产运营，科学筹划好生产与维护的时间安排，并针对不同场景做出预案；
二是关注电价交易政策和变化情况，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；
实施国有企业改革深化提升行动，是以习同志为核心的党中央站在党和国家工作大局的战略高度，继部署实施国有企业改革三年行动之后，面向新时代新征程作出的一项全局性、战略性重大决策部署。公司以“十四五”规划目标，逐项落实工作任务，以改革发展的实际成效促进公司高质量发展。
一是要做好风电研究院能力建设。在持续加强专业研发人才补充引进的同时，进一步通过建立技术信息收集共享平台、技术研发课题选择与决策、研发团队人员合理配置与结构优化、研发课题负责人培养等措施提升研究院的研发能力；
一是要丰富开发手段，创新开发模式。在开发方式、在合作方式及风能资源利用坚持创新驱动发展战略，依靠政策、依靠技术不断创新新方式新方法新路径，积极探索并实施各种形式的“风电+”模式，把风电的清洁、绿色环保等特性充分发挥出来，打造公司差异化竞争优势；
二是强化“集团意识”，以综合解决方案为纽带，加强市场开发的协同协作，积极与兄弟单位、央企央地开展合作对接，加强合作开发的力度；
三是持续加速在全国的宏观战略布局，在新区域继续寻找潜在的可开发风能资源，填补江苏、江西、安徽、云南、贵州等战略空白区域，并积极获取优质资源，为公司实现增量发展提供资源保障；
四是充分利用公司在澳大利亚白石项目投资经验以及节能澳洲公司在澳大利亚多年来的耕耘积累，重点加大对澳大利亚风电项目的开发，进一步扩大规模。同时密切关注海外项目政策变化调整，以“一带一路”沿线国家为重点，充分了解各国政治、行业政策、资源和商业环境等变化趋势，综合研判投资机会，稳健拓展境外业务；
五是持续深耕在长江大保护和黄河流域生态保护所涉及区域的风电业务，充分利用集团优势，通过“风电+”模式加快这些区域的重点项目尽快落地，努力在推进长江经济带绿色发展中发挥示范作用，以风电开发高质量发展的新成效服务长江经济带高质量发展；
六是加强项目信息收集和分析能力，针对“竞配类项目”，制定出具有差异化和竞争性的竞配方案，为参与竞配争取机会，争取在今年的“大基地”竞配中有所突破；
七是拓宽渠道，积极挖掘具备并购价值的项目资源，精准开展收购项目的详细尽调、风险评估、商业价值测算等工作，筛选出具备收购条件的项目，通过强化并购手段获取增量。
一是要有“再创业”的精神状态。要对公司过去多年来取得的成绩感到骄傲，更要以从头开始的魄力和勇气，主动打破舒适区，凝聚激情继续奋斗；
二是要巩固落实“能力提升年”措施。坚持以人为本，持续优化培养培训体系，继续以问题为导向，紧密围绕能力提升这一主线，通过培训进一步提升人才队伍的能力和本领；
三是要充分发挥考核指挥棒作用，进一步优化考核激励机制。坚持正确导向、公开公平客观真实等原则，优化考核体系；
四是持续深化“三项制度”改革。强化干部选拔培养，创造开放的竞争环境，强化管理层进出机制和人员优化调整机制；
六是进一步强化知识经验的更新、传承与分享。及时更新自己的知识库，要时刻跟上时代和公司发展的步伐，有经验的员工主动担当“师带徒”角色，把好的经验知识传承给年轻的员工，有专长的员工分享工作经验和体会。
一是要持续加强宣传教育，提升安全生产意识，不间断加大对员工的宣传教育力度，进一步提升全员安全意识；
三是要扎实做好应急演练。要针对极寒、高温、暴雨雪等极端天气灾害以及高空作业、带电作业、风机倒塔等重大安全事故制定出有效的应对措施和应急预案，并组织实施演练和模拟训练，提高应急应对能力；
四是要全面提升公司安全环保管理水平。要围绕公司本质安全水平提升和环保意识措施提升，全面评估现有体系的有效性，不断补充完善，持续改进。
我国宏观经济的发展具有周期性波动的特征。电力行业作为国民经济重要的基础性行业，与宏观经济发展密切相关。宏观经济的周期性波动将导致电力市场的需求发生变化，进而对公司的业务状况和经营业绩产生一定程度的影响。根据国家能源局统计，2023年，全国全社会用电量9.22万亿千瓦时，同比增长6.7%，反应出我国宏观经济持续稳中向好的趋势，其中，国内经济持续恢复发展、乡村振兴战略全面推进、高技术及装备制造业快速发展、服务业经济运行稳步恢复、极端天气等因素为用电量增长主要因素。但是2023年全国电力供需总体紧平衡，部分地区用电高峰时段电力供需偏紧，电力供应和需求多方面因素交织叠加，给电力供需形势带来不确定性。而电力消费方面，宏观经济增长、外贸出口形势以及极端天气等方面给电力消费需求带来不确定性。
2019年国家发改委颁布的《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》对电力消费设定可再生能源电力消纳责任权重，有利于可再生能源的开发和消纳。2020年财政部《可再生能源电价附加资金管理办法》以及2019年、2020年国家发改委风电、光伏发电上网电价有关文件，明确补助资金年度收支预算按照以收定支的原则编制，2021年1月1日后新核准风电、光伏项目按燃煤标杆电价执行，优先发展平价上网项目，对公司未来相关投资项目可能产生不确定性影响。
随着电力市场化改革的不断深入，新能源市场交易规模和范围持续扩大，风电平价上网、竞争配置等政策的落地和实施、新能源合理利用小时补贴政策的出台，使新能源企业面临着电价下降、收益下滑的风险。
风电项目的设计、风场建设、并网发电和上网电价等各个环节都需不同政府部门的审批和许可。公司风电项目的建造需要获得地方政府投资主管部门的核准，同时还需要获得项目所在地地方政府的其他各项批准和许可，其中包括项目建设用地的审批、环境评价等多项审批或许可。如果未来风电项目的审批标准更加严格，或审批及核准所需时间延长，公司未来可能因为申请程序的拖延而导致失去项目开发的最佳时机，或者因为建设期延长而对项目的投资回收期产生不利影响。
风电项目的开发很大程度上受到在有限的地区和特定位置所具备风能资源以及当地电网输送容量的限制。目前风电行业的竞争主要存在于新风电场的开发，风电运营企业通过与地方政府协商，以协议的形式约定获取在特定时期、特定区域内开发风电项目的权利。因此，各个风电运营企业在风能资源优越、电力输送容量充足的地理区域开发新风电项目的竞争非常激烈。
我国包括风能、太阳能、水能、生物质、地热和海洋能源在内的可再生能源均享受政府相关激励政策，包括上网电价补贴和电力上网优先权等。如果未来国家持续加大对其他可再生能源的政策支持，公司也可能会面临来自其他可再生能源发电公司的激烈竞争。风电行业也面临来自包括煤炭、天然气以及燃油等传统能源发电行业的竞争。如果因为传统能源开采技术革新或者勘探到大量能源矿藏，则可能因其价格的下降而降低传统能源发电公司的成本，进而对风电行业造成影响。
公司的营业成本主要为风电场的固定资产折旧费用，其中，风机设备的采购成本占风电场全部投资的比重最大，约为50%至60%，故风机价格的变动将直接影响公司未来的营业成本。如未来风机价格大幅度上升，则公司新建项目的投资成本将增加，对公司未来的经营业绩可能造成重大不利影响。
风力发电行业对天气条件存在比较大的依赖，任何不可预见的天气变化都可能对公司的电力生产、收入及经营业绩带来不利影响。虽然在开始建造风电项目前，公司会对每个风电项目进行实地调研，有针对性地进行为期不少于一年的持续风力测试，包括测量风速、风向、气温、气压等，并编制可行性研究报告，但是实际运行中的风力资源仍然会因当地气候变化而发生波动，造成每一年的风资源水平与预测水平产生一定差距，影响公司风电场发电量，进而使公司的盈利能力产生波动。
目前公司大多数风电场位于中国北部及西北部地区，包括新疆、甘肃、内蒙古及河北等地区。当地气候条件恶劣，可能因超过预计的严寒、瞬间狂风等气候条件引发的自然灾害对公司的风电场造成影响，包括对风机设备、风场运营设施的破坏以及输电线路的损坏等。在这种情况下，风电场的生产水平可能会大幅降低甚至暂停运作，风电场的发电能力受到严重影响，从而对公司的发电量和营业收入造成不利影响。
风电项目需要获取项目所在地区电网公司的许可将风电场连接至当地电网，并通过与地方电网公司签署《购售电协议》进行电力销售，而不能把电力直接出售给用电的终端用户，因此地方电网公司是公司的购电客户。近年来，公司排名前几位的客户均为各地电网公司，尽管上述客户信誉良好，但若未来电网公司不能按照所签署的《购售电协议》条款及条件履行其合同责任，对公司向其销售的电力及时全额付款，将导致公司的应收账款发生损失，对公司的经营业绩造成不利影响。
风机设备的质量对风电项目发电量的持续性和稳定性至关重要，尤其对于部分新型风机，因设备质量问题所导致的风机运行不良将对风电场的发电业务造成影响。公司在风机设备采购时会与风机设备供应商签订质量保证协议，质保期通常为自风机进行连续试运行完成后起二年至五年。如果风机在运行质保期内出现质量问题，风机供应商应按照约定支付一定比例的赔偿金额，赔偿金额为双方事先根据具体的质量问题所设定的风机总采购额的一定比例，超过赔偿上限的损失将由公司承担。如风机在质保期以外出现质量问题，发生的损失由公司承担。因此，由风机设备质量问题导致的风机不能运行或运行不良将对公司风电场的经营产生不利影响。
公司风电场主要集中在河北、甘肃和新疆地区。公司所发电量主要供应华北电网、西北电网和新疆电网。公司的风电项目目前主要集中在上述三个地区，如果上述三个地区风资源条件发生变化，将可能导致公司风机利用小时数波动，会直接影响公司利润水平。另外，上述三个地区的电网送出能力、电价政策变化和电网公司的政策执行情况等因素也会影响公司盈利能力。
建设风电项目必须取得项目所属地电网公司同意并网的许可，如果未来公司新开发风电项目不能及时获得相关电网公司的并网许可，项目的建设将会被延误，会出现无法发电并售电的情况，进而影响风电项目的收入。
风力发电受到风力间歇性和波动性的影响，该影响具有一定程度的随机性，当电网的调峰能力不足，或当地用电需求较少时，电网为保持电力系统的稳定运行，会降低风力发电企业的发电能力，使得部分风能资源没有得到充分利用，该情况称为“弃风”；由于电能不易储存，已投产发电项目需执行电网统一调度，按照电网调度指令调整发电量是各类发电企业并网运行的前提条件。当用电需求小于发电供应能力时，发电企业需要服从调度要求，使得发电量低于发电设备额定能力的情况称为“限电”。
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“弃风限电”问题一直是国家层面的重点关注问题，近年来先后颁布《解决弃水弃风弃光问题实施方案》《清洁能源消纳行动计划2018—2020》等一系列相关政策。尽管近年来我国“弃风限电”现象逐步好转，但能否实现全额并网发电仍取决于当地电网是否拥有足够输送容量、当地电力消纳能力等多种因素，如未来政策或经济环境出现变化，“弃风限电”问题出现反复，将可能对公司经营业绩产生不利影响。
风电场的建造涉及许多风险，其中包括恶劣的天气情况、设备、物料和劳工短缺、当地居民干扰、不可预见的延期和其他问题，上述任何事项都可能导致项目建设的延期或成本超支。公司通常聘用各类专业承包商建造风电场各分部分项工程，如各承包商未能根据规划完工或者项目建设出现质量问题，将会对公司的整体发电效率和经营成本造成影响。
公司风电场项目的经营情况依赖于项目所在地的风速及其他气候条件。风电场项目附近的城市扩容、防护林建设及新建其他风电场等因素均会影响项目所在地风速及气候条件，进而影响风资源状况。尽管公司已为项目选址进行审慎的调查，但如果项目邻近的土地被其他方开发，则可能对公司的风电场项目产生负面影响，从而对公司的经营业绩造成不利影响。
风电行业作为国家政策大力鼓励的战略性新兴产业，对于具备风力发电相关知识和技能的高级人才依赖度较高，公司的高级管理人员对公司近年来的高速发展做出了不可或缺的贡献。由于可再生能源行业尤其是风电行业的快速发展，各风力发电公司对于国内具有相关专业知识和技能的优秀人才的竞争逐渐激烈，尤其对于具备风电行业长期工作经验的管理型人才需求量巨大。若未来公司核心管理团队发生较大变动或专业人才流失，将对公司未来的运营管理和经营扩张带来不利影响。
2021年、2022年和2023年，公司利息支出分别为98,857.98万元、98,433.76万元及84,334.39万元（包括已资本化利息支出）。截至2023年12月31日，公司借款余额总计1,664,464.37万元。截至2021年12月31日、2022年12月31日和2023年12月31日，在其他因素不变的情况下，假设贷款利率上升100个基点将会导致公司的净利润分别减少10,725.02万元、16,555.48万元和15,364.01万元。如果未来利率水平大幅上升，将对公司经营业绩造成不利影响。
根据目前相关政策和法律法规，公司及下属部分子公司享有不同程度的税收优惠。2021年度、2022年度和2023年度，公司享受的所得税优惠金额为25,058.97万元、25,568.08万元和25,753.90万元，分别占当期利润总额的19.16%、12.95%和14.21%。
如果未来相关税收优惠政策或法律法规出现变动，公司所享受的全部或部分税收优惠政策出现调整或取消，将会对公司经营业绩带来不利影响。
公司含补贴的风力发电项目的上网电价包括脱硫燃煤机组标杆上网电价和可再生能源电价补贴两部分，即发电项目实现并网发电后，脱硫燃煤机组标杆上网电价部分由电网公司直接支付，可再生能源电价补贴部分则需要上报国家财政部，由国家财政部根据国家能源局发布的补贴企业目录，从可再生能源基金中拨付。
近年来，国内新能源发电项目发展迅速，因可再生能源的补贴来自可再生能源基金，而该基金的资金来源则是工商业用户支付的每度电里包含的可再生能源附加费。鉴于可再生能源电价补贴以国家信用为基础，该项收入无法收回的风险极低。但含补贴项目从投产至进入补贴企业名录间隔时间较长，从而导致国家财政部发放可再生能源电价补贴时间有所滞后。若该等应收补贴款收回时间较长，将对企业现金流造成不利影响，进而对实际的投资效益产生不利影响。
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