立新能源 - 001258.SZ

主营业务：风力发电、光伏发电为主的新能源电力的资源开发、投资建设、生产销售、技术服务咨询等业务

经营范围：无(国家法律、法规规定有专项审批的项目除外;需取得专项审批待取得有关部门的批准文件或颁发的行政许可证书后方可经营,具体经营项目期限以有关部门的批准文件和颁发的行政许可证为准):风电、光伏/光热电、水电、天然气、煤层气、页岩气、地热的清洁能源开发建设、运营管理、技术咨询及对外投资。(依法须经批准的项目,经相关部门批准后方可开展经营活动)。

新疆立新能源股份有限公司的主营业务为风力发电、光伏发电项目的投资、开发、建设和运营。

公司经营范围为:风电、光伏/光热电、水电、天然气、煤层气、页岩气、地热的清洁能源开发建设、运营管理、技术咨询及对外投资。

（一）主要业务公司主要经营风力发电、光伏发电为主的新能源电力的资源开发、投资建设、生产销售、技术服务咨询等业务,生产商品为清洁电力能源。

截至2026年6月30日,公司拥有34家下属子公司,另有1家参股公司；已投产运营的发电项目装机规模为4634MW（含独立储能）,其中,风力发电项目并网装机容量2720.50MW；光伏发电项目并网装机容量953.50MW；独立储能项目并网装机容量960MW/3840MWh。

另外,公司已核准的在建独立储能项目装机规模为400MW/1600MWh。

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。

报告期内,公司所属行业及主营业务未发生变化。

（二）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）生产模式公司在遵守法律法规、保障安全和环保达标排放的基础上开展风力发电、太阳能发电、储能等电力生产,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。

独立储能项目,作为独立主体参与电能量市场,以电网为纽带,将独立分散的电网侧、电源侧、用户侧储能电站资源进行全网的优化配置。

（3）销售模式根据《中华人民共和国可再生能源法》《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》、国家发改委《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）及新疆维吾尔自治区《自治区贯彻落实深化新能源上网电价市场化改革实施方案（试行）》（新发改能价〔2025〕350号）等政策法规,可再生能源发电项目需落实全额保障性消纳义务。

传统模式下可再生能源上网电量分为保障性收购电量与市场化交易电量；136号文实施后,推动新能源上网电量原则上全部进入电力市场,上网电价由市场交易形成,同时配套建立新能源可持续发展价格结算机制,区分存量、增量项目分类施策,保障行业平稳健康发展。

电网企业、电力调度机构、电力交易机构按照国家及自治区政策,组织发电企业、售电企业、电力用户等市场主体共同完成可再生能源消纳工作。

按照新疆电力市场化改革政策,公司新能源项目全部电量参与电力市场交易,通过中长期交易、现货交易等市场化方式形成交易电价。

对符合条件纳入可持续发展价格结算机制的机制电量,在市场交易基础上由电网企业按照机制电价实施差价结算；未纳入机制的电量,按照电力市场交易结果结算电费。

（4）项目运维模式公司依托多年深耕新能源领域的实战经验,全面构建了科学严密的安全生产管理体系。

不仅制定了涵盖安全、运行、检修全业务链条的标准化作业流程与规程,更打破了传统运维的单一模式,创新实施“一企一策、一站一案”的差异化运维战略。

综合考量电场（站）的地理环境、设备规模及技术特征,量身打造了三大核心运维模式：一是“集控中心+区域化自主运维”,通过集中监控与属地化专业检修的高效联动,实现资源的最优配置；二是“集控中心+委托运维”,引入市场化机制,借助第三方专业力量降低管理成本；三是“集控中心+无人值守”,依托数字化、智能化技术,推动场站向“无人值班、少人值守”的智慧化转型。

这一套灵活多变、因地制宜的运维矩阵,在大幅提升运维效率的同时,实现了成本的有效管控,为电场（站）的长周期安全稳定运行筑牢了坚实根基。

（三）行业情况说明1.报告期重点行业政策（1）能源体系建设顶层布局落地2026年3月13日《中华人民共和国国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要》（以下简称“《十五五规划》”）全文发布。

《十五五规划》明确提出“绿色生产生活方式基本形成,碳达峰目标如期实现,单位国内生产总值二氧化碳排放降低17%,清洁低碳安全高效的新型能源体系初步建成”等核心目标。

在实施路径上,强调加力建设新型能源基础设施,统筹就地消纳与外送,建设“三北”风电光伏等清洁能源基地,加强分布式能源就近开发利用；着力构建新型电力系统,全面提升系统互补互济和安全韧性水平,优化全国电力流向和跨区域通道布局,加快智能电网建设。

国家发展改革委、国家能源局于2026年6月13日印发《关于印发〈新型能源体系建设“十五五”规划〉的通知》（发改能源〔2026〕884号)。

《规划》锚定2030年核心量化目标：能源综合生产能力达58亿吨标准煤；煤炭和石油消费达峰,非化石能源消费比重达25%；风电和太阳能发电装机比重超50%、成为电力装机主体,非化石能源发电量比重达50%、成为电量主体；基本建成全国统一电力市场体系。

在空间布局上,坚持“全国一盘棋”,推动非化石能源供应形成五大增长板块,巩固化石能源生产基地,加强能源开发与用能产业协同,统筹骨干通道并拓展多元进口通道。

（2）建立全国统一电力市场体系与优化交易机制国家能源局于2026年1月1日印发《电力业务许可证延续及注销管理办法》（国能发资质规〔2026〕2号）,《办法》是对原《电力业务许可证注销管理办法》的修订升级。

随着2006年首批颁发的电力业务许可证陆续在2026年届满,新规重点增加了许可证延续的制度规定,并与《电力业务许可证管理规定》等配套,构建了更为完善的市场准入与退出机制。

国务院办公厅于2026年2月8日印发《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》（国办发〔2026〕4号）,旨在打破市场分割与区域壁垒,促进市场高效联通,健全统一开放、竞争有序、安全高效的电力市场体系,并明确了到2030年基本建成、2035年全面建成全国统一电力市场体系的战略目标。

《意见》要求打通国家电网、南方电网经营区之间市场化交易渠道,尽快实现跨经营区常态化交易；同时健全电力市场的各项功能,完善容量电价与调节性资源保障机制,扩大并有序推动各类主体参与市场。

新疆能源监管办公室、自治区发展改革委、兵团发展改革委于2026年3月27日印发《关于印发〈新疆电力中长期市场实施细则〉的通知》（新监能市场〔2026〕30号）,已于4月1日起正式执行。

《细则》明确了新型主体地位,将独立储能、虚拟电厂等纳入市场成员,允许虚拟电厂以发电或用户身份聚合资源参与交易并分项结算。

在价格机制上,对直接交易主体不再人为规定分时电价,设置交易价格上下限（40-650元/兆瓦时）,并鼓励签订随供需变化的灵活价格合同。

此外,文件规范了合同管理、计量结算等流程,旨在构建更加开放、有序的省级电力市场体系。

国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司于2026年4月14日印发《关于修订省间电力现货交易规则的复函》（发改办体改〔2026〕275号）。

新规对省间电力现货交易的内涵进行了重新界定,明确其核心功能是利用省间通道剩余输电能力,开展省间日前及日内电能量交易。

同时,在原有发电企业、电网企业、售电公司和电力用户的基础上,正式将储能电站、虚拟电厂、聚合商等新型经营主体纳入省间现货市场体系,进一步丰富了市场参与主体。

国网新疆电力有限公司于2026年6月2日发布《新疆维吾尔自治区2027年度上半年增量新能源项目机制电价竞价预公告（补充通知）》,旨在统筹做好2027年上半年增量新能源项目机制电价竞价衔接工作。

针对竞得2025年度机制电量但尚未投产的新能源项目,《通知》明确了差异化的资质申报与审核要求,并设定了严格的延期惩罚机制,以督促新能源项目按期投产,切实保障机制电价竞价工作的公平与高效。

国家发展改革委、国家能源局于2026年1月30日印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号）,旨在适应新型电力系统建设,保障电力安全稳定运行。

《通知》首次在国家层面明确建立容量电价机制,规定对服务于电力系统安全运行、未参与配储的电网侧独立新型储能电站,各地可给予容量电价。

其标准以当地煤电容量电价为基础,结合放电时长和顶峰贡献等因素按一定比例折算确定,并实行清单制管理。

新疆维吾尔自治区发展改革委于2026年5月21日印发《关于完善我区发电侧容量电价机制有关事宜的通知》（新发改能价〔2026〕346号）,自2026年6月1日起执行。

《通知》首创电网侧独立新型储能容量电价折算机制,针对纳入清单管理的储能项目,对机组在全年系统顶峰时段能够持续稳定供电的可靠容量进行统一补偿,彻底推动新建调节性电源进入完全市场化模式。

新疆能源监管办公室、自治区发展改革委、兵团发展改革委于2026年3月27日印发《关于印发〈新疆集中式新能源发电企业市场报价管理实施方案（试行）〉的通知》（新监能市场〔2026〕29号）。

《方案》是落实国家相关通知精神的重要地方性配套细则,适用于新疆电力现货市场正式运行及连续结算试运行下的中长期与现货电能量交易（不含分布式、“沙戈荒”大基地及直流配套等项目）。

《方案》规范了疆内已完成电力市场注册的集中式新能源发电企业,在同一固定物理场所参与电能量市场交易的集中报价行为,旨在促进新能源高效消纳。

（3）促进新能源消纳能力提升与集成融合发展中共中央办公厅、国务院办公厅于2026年4月23日印发《碳达峰碳中和综合评价考核办法》。

《办法》首次以党内法规形式将碳排放双控纳入制度体系,标志着我国从“能耗双控”全面转向“碳排放双控”。

《办法》构建了“5项控制指标+9项支撑指标”的考核体系,打破以往“自上而下”一刀切派发指标的传统,创新采用“上下结合”机制,由各地因地制宜提出目标并编制行动方案,经国家层面衔接审核并报党中央、国务院审定后作为考核依据,实现了刚性约束与地方实际的有机结合,切实压实了地方党政“双碳”责任。

新疆维吾尔自治区发展改革委于2026年1月8日发布《关于加快推进新疆新能源就近消纳有关事项的通知》。

《通知》明确拓展新能源就近消纳模式,加快推动绿电直连与增量配电网新能源消纳。

在绿电直连方面,支持新增负荷配套新能源,推动电源、负荷、储能作为整体与公共电网连接,形成清晰的物理与安全责任界面；支持拥有燃煤燃气自备电厂的存量负荷通过压减出力开展绿电直连；并探索出口外向型存量负荷及国家级零碳园区因地制宜开展就近消纳。

此外,《通知》鼓励通过合理配置储能、深挖负荷灵活调节潜力、建设一体化调控平台及探索虚拟电厂等新技术,提升消纳水平并减轻公共电网调节压力。

在市场机制上,要求项目平等参与电力市场并公平承担社会责任。

国家发展改革委、国家能源局于2026年5月14日印发《关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源〔2026〕688号）,旨在实现更高水平、更大范围的新能源就近消纳。

新规允许风电、光伏、生物质等新能源通过专用线路和变电设施向“多个不同法人实体”（不含居民和农业用户）供给绿电,实现电量清晰溯源与分配。

适用范围明确涵盖工业园区、零碳园区、增量配电网负荷,支持分布式光伏集中汇流参与,并优先支持算力设施、绿色氢氨醇等新兴产业开展直连。

项目规划坚持“以荷定源”原则,严格要求年自发自用电量占总可用发电量比例不低于60%,占总用电量比例不低于30%（2030年前提升至35%）。

国家发展改革委、国家能源局、工业和信息化部、国家数据局于2026年4月8日印发《〈关于促进人工智能与能源双向赋能的行动方案〉的通知》（国能发科技〔2026〕34号）,旨在加快构建协同高效、绿色低碳的“人工智能+能源”发展新格局。

《方案》明确了分阶段发展目标：到2027年,初步构建支撑人工智能创新发展的安全、绿色、经济的能源保障体系,显著提升清洁能源与算力设施的互动能力；到2030年,算力设施的清洁能源供给保障能力及能源领域人工智能专用技术研发应用达到世界领先水平。

该《方案》的发布,标志着我国正式将“人工智能+”能源从点状的技术尝试提升至国家层面的战略整合,开启了“算力与电力”深度耦合的新格局。

（4）推动绿电绿证体系建设与碳市场高质量发展国家发展改革委等部门于2026年5月6日印发《关于印发〈非化石能源电力消费核算指南（试行）〉的通知》（发改能源〔2026〕622号）。

《指南》自印发之日起试行,适用于2026年及以后年份的非化石能源电力消费核算工作。

作为落实“碳排放双控”的基础性制度,《指南》首次打通了电能量交易、绿证核发与交易体系、碳排放统计核算体系三条制度线,有效解决了此前核算规则不统一、不同政策机制衔接不畅等问题,为精准支撑电力消费间接碳排放核算、推动碳排放双控制度实施奠定了坚实的制度基础。

中华人民共和国国家发展和改革委员会、中华人民共和国工业和信息化部、中华人民共和国住房和城乡建设部、中华人民共和国交通运输部于2026年6月22日印发第42号令《可再生能源消费最低比重目标和可再生能源电力消纳责任权重制度实施办法》。

《办法》构建了“消费端刚性义务+消纳端属地责任”双轮驱动的全新格局,将宏观的碳达峰碳中和目标精准拆解为可量化、可考核的刚性约束,标志着可再生能源发展从“装机驱动”正式转向“消费与消纳双约束”的新阶段。

《办法》明确将绿证作为核算可再生能源电力消费最低比重目标完成情况的基本法定凭证,企业可通过自发自用、绿电直连、绿证绿电交易等多元化方式履约。

国家能源局综合司于2026年6月5日印发《关于组织推进非公共电网可再生能源发电项目绿证核发的通知》（国能综通资质〔2026〕60号）。

《通知》首次明确了不直接接入公共电网的可再生能源发电项目的绿证核发路径,全面涵盖离网型项目以及接入用户侧内部（含绿电直连等项目内部）的并网型项目。

这标志着工厂屋顶光伏自发自用、偏远地区独立供电、绿电直连等长期游离在绿证体系外的项目,正式获得申领绿证的资格,进一步完善了绿色能源消费促进机制。

2.全国新能源整体发展情况截至6月末,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%；其中风电、太阳能发电装机容量合计达到19.5亿千瓦,较上年同期增长16.8%。

上半年,可再生能源发电量保持增长,约占全部发电量的四成,高于同期第三产业和城乡居民生活合计用电量,其中,风电、太阳能发电总量突破1.2万亿千瓦时,约占全社会用电量的四分之一。

同时,特别要强调的是,今年前6个月,我国煤电发电量为2.5万亿千瓦时,占总发电量的比重降至49.7%,半年发电量占比首次低于50%,是长期以来推进非化石能源发电替代的阶段性成果,标志着我国能源绿色低碳转型步伐取得新的突破。

（1）风电建设和运行情况。

今年上半年,全国风电新增并网容量3862万千瓦,其中陆上风电3778万千瓦,海上风电84万千瓦。

截至今年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%。

（2）光伏发电建设和运行情况。

今年上半年,全国光伏新增并网7177万千瓦,其中集中式光伏2955万千瓦,分布式光伏4222万千瓦。

截至今年6月底,全国光伏发电装机容量达到12.72亿千瓦,同比增长15.8%,其中集中式光伏6.96亿千瓦,分布式光伏5.76亿千瓦。

今年上半年,全国光伏累计发电量6555亿千瓦时,全国光伏发电利用率91.4%。

（3）新型储能建设和运行情况。

截至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%。

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。

“十五五”时期,国家能源局将锚定碳达峰目标,紧扣建设能源强国要求,坚持“需求引领,创新驱动,市场主导,规范管理”,积极推动新型储能技术创新能力、产业发展水平稳居全球前列,以更大的力度、更务实的举措推动新型储能高质量发展。

（4）电力市场交易总体情况。

2026年上半年,我国电力市场总体运行平稳,市场交易电量规模呈增长态势,达36848亿千瓦时,同比增长24.2%。

从交易范围看,新能源全面入市,上半年各地省内交易电量达到29135亿千瓦时,同比增长27.9%；同时,市场促进电力资源大范围优化配置,跨省跨区交易电量达到7713亿千瓦时,同比增长12.1%。

从交易品种看,上半年中长期交易电量达到32568亿千瓦时,占市场交易电量比重88.4%,发挥“压舱石”作用；现货交易电量4280亿千瓦时,发挥发现实时价格、调节供需的积极作用。

（5）绿证交易情况。

2026年1-6月,国家能源局核发绿证16.65亿个,交易绿证4.26亿个,分电源类型来看,风电、太阳能发电绿证交易规模位居前两位,是市场交易核心品类。

3.自治区新能源整体发展情况2026年上半年,新疆电网新增新能源装机1180万千瓦,其中风电新增780万千瓦、光伏新增400万千瓦。

截至6月底,新疆电网新能源总装机达1.73亿千瓦,同比增长35.4%。

如今的天山南北,北疆连片风电集群迎风运转,南疆规模化光伏矩阵追光发电,搭配储能、光热调峰设施协同稳控出力波动,源源不断的绿色电力从戈壁荒漠输送至千家万户、产业一线,新能源规模化发展格局基本形成。

2026年上半年,全疆规模以上工业企业发电量2951.80亿千瓦时,同比增长10.0%。

其中,火力、风力和太阳能发电量同比分别增长5.0%、28.1%和30.3%,水力发电量同比下降11.0%。

上半年新疆电网累计售电量1150.41亿千瓦时,同比增长14.26%,创下历史同期纪录。

节节攀升的电力消费曲线,直观勾勒出新疆经济稳步向好、产业业态蓬勃发展、民生消费持续升温的生动图景,也见证电网持续夯实供电保障根基、赋能高质量发展的坚实成效。

截至7月8日,新疆绿电交易电量达161.7亿千瓦时,总量已达去年全年交易规模的2倍。

其中省内绿电交易102.3亿千瓦时,同比增长414%,交易规模位居西北各省区首位；省间绿电交易59.4亿千瓦时,同比增长41%,省内、省间绿电交易规模均创下历史同期新高。

新疆省内累计绿电交易电量159亿千瓦时,折合减排二氧化碳约1268万吨。

公司主要经营风力发电、光伏发电为主的新能源电力的资源开发、投资建设、生产销售、技术服务咨询等业务,生产商品为清洁电力能源。

截至2026年6月30日,公司拥有34家下属子公司,另有1家参股公司；已投产运营的发电项目装机规模为4634MW（含独立储能）,其中,风力发电项目并网装机容量2720.50MW；光伏发电项目并网装机容量953.50MW；独立储能项目并网装机容量960MW/3840MWh。

另外,公司已核准的在建独立储能项目装机规模为400MW/1600MWh。

发行人由新风投资整体变更设立,新风投资成立于2013年8月28日,控股股东为新能源集团2013年8月28日,公司取得新疆维吾尔自治区工商局乌鲁木齐经济技术开发区分局颁发的《企业法人营业执照》(注册号:650000038004606)。

2020年8月6日,新疆国资委出具《关于新疆新能源新风投资开发有限公司整体变更设立股份公司的批复》(新国资企改[2020]152号),同意发行人整体变更设立股份有限公司。

2020年7月8日,新风投资召开2020年第四次临时股东会,审议通过了《公司整体变更设立股份公司之改制方案》的决议。

全体股东一致同意以2020年5月31日为改制基准日,以经审计的账面净资产151,129.5971万元中的70,000.00万元人民币作为变更后的股份有限公司的注册资本,按1:0.4632的比例进行折股,整体变更设立新疆立新能源股份有限公司,每股面值为1.00元,剩余81,129.5971万元计入股份公司的资本公积。

2020年6月29日,发行人在乌鲁木齐晚报刊登《减资公告》,因股改需要将注册资本由126,639.10万元减少为70,000.00万元,本次注册资本减少对公司的总资产、净资产和负债总额不发生任何变化。

2020年8月7日,发行人全体股东作为发起人签署了《发起人协议书》。

2020年9月10日,公司就本次股改事项办理了工商登记,乌鲁木齐经济技术开发区(乌鲁木齐市头屯河区)市场监督管理局向股份公司核发了《营业执照》,公司名称为新疆立新能源股份有限公司,统一社会信用代码为:91650100076066559G。