东数西算产业园区绿电聚合试点项目二期工程 100 万千瓦新能源项目可行性研究报告

研究一部 思瀚产业研究院

2025 年，全国电力系统安全稳定运行，电力供应持续绿色低碳转型，电力消费稳中向好，电力供需总体平衡。2025 年，全国全社会用电量 10.37 万亿千瓦时，同比增长 5.0%。

截至2025 年底，全国发电装机容量 38.9 亿千瓦，同比增长 16.1%，其中火电 15.4 亿千瓦，同比增长6.3%；水电4.5 亿千瓦，同比增长 2.9%；风电 6.4 亿千瓦，同比增长 22.9%；太阳能发电 12.0 亿千瓦，同比增长35.4%。

预计2026 年全国全社会用电量 10.9-11 万亿千瓦时、同比增长 5%-6%。综合需求增长、电源电网投产以及一次能源情况，预计 2026 年，全国电力供需总体平衡，局地高峰时段电力供需偏紧，供应不足部分可以通过跨省跨区余缺互济后基本消除。

度夏期间，西南、华中、华东等区域部分省份电力供需平衡偏紧；度冬期间，各地电力供需基本平衡。（上述数据来源于中电联发布的《2025-2026 年度全国电力供需形势分析预测报告》和国家能源局发布的《2025 年全国电力工业统计数据》）甘肃省是我国能源资源富集地区、新能源综合开发示范区和“西电东送”的重要输送走廊。

2025年，全省全社会用电量 1,803.94 亿千瓦时，同比增长 3.30%。截至 2025 年底，全省发电装机容量12,442.11 万千瓦，同比增长 24.51%。其中，水电 971.99 万千瓦，同比增长0.06％，占总装机比重（下同）为 7.81%；火电 3,428.56 万千瓦，同比增长 32.63％，占 27.56％；风电4,093.76 万千瓦，同比增长 27.34%，占 32.90%；太阳能发电 3,915 万千瓦，同比增长 22.70%，占31.47%。（上述甘肃省数据来源于甘肃省工业和信息化厅发布的《2025 年 12 月全省电力生产运行情况》）

一、对外投资概述

公司为一家集火电、水电、风电、光伏为一体的综合性能源电力上市公司，形成了“风光水火储”多能互补的电源结构。其中，所属火电是西北地区最大的调峰火电项目，同时也是国家“西电东送”战略重点工程祁韶±800 千伏特高压直流输电工程的配套调峰电源；所属水电装机在甘肃省具有一定的规模优势，在甘肃电源市场具有较高的竞争力，且相对其他发电业务而言，水力发电业务长期业绩受经济周期影响较小，短期业绩受流域河流来水波动影响，长期看盈利能力较为稳定；所属光伏电站、风电场主要位于甘肃省河西地区，是我国太阳能和风能资源较丰富的地区，具备一定的区位优势。

2024 年 11 月，甘肃能源收到控股股东甘肃省电力投资集团有限责任公司《关于启动庆阳数据中心集群绿电聚合项目有关事宜的函》（甘电投函〔2024﹞42 号），由公司组织实施甘肃庆阳东数西算产业园区绿电聚合试点项目。

经公司第八届董事会第二十四次会议、2025 年第二次临时股东大会审议通过，公司全资子公司甘肃酒泉汇能风电开发有限责任公司（所属甘肃电投庆阳新能源有限责任公司（以下简称“庆阳新能源公司”）投资建设甘肃庆阳东数西算产业园区绿电聚合试点项目一期工程 100 万千瓦新能源项目，详见公司分别于 2024 年 11 月 11 日、2025 年 3 月 12 日在巨潮资讯网披露的相关公告。

2026 年 4 月 10 日，公司第九届董事会第六次会议审议通过了《关于投资建设甘肃庆阳东数西算产业园区绿电聚合试点项目二期工程 100 万千瓦新能源项目的议案》，拟由庆阳新能源公司投资建设甘肃庆阳东数西算产业园区绿电聚合试点项目二期工程 100 万千瓦新能源项目（以下简称“庆阳绿电聚合试点项目二期工程”），该项目装机规模 100 万千瓦（其中风电项目 75 万千瓦，光伏项目 25万千瓦），动态总投资为 437,671.40 万元，资金来源中资本金占总投资的 20%，其余为银行贷款等。

二、本次对外投资的基本情况

（一）项目基本情况

项目名称：甘肃庆阳东数西算产业园区绿电聚合试点项目二期工程 100 万千瓦新能源项目。

项目动态总投资：437,671.40 万元。

资金来源：资本金为自筹资金，占总投资的 20%，其余为银行贷款等。

建设内容：750MW 风电电场，250MW 光伏电场。

建设总工期：15 个月。

项目场址：甘肃省庆阳市环县境内。

项目效益评价：

1、紧抓“算力+能源”融合发展机遇。在《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027 年）》《算力基础设施高质量发展行动计划》《关于深入实施“东数西算”工程加快构建全国一体化算力网的实施意见》等政策性文件的支持下，“算力+能源”主题下的融合业务价值进一步凸显。本次投资建设庆阳绿电聚合试点项目二期工程，是积极落实国家“东数西算”重大战略部署及甘肃省委省政府战略部署、推动甘肃省庆阳数据中心集群绿电供应工作的重要举措，将有效创新算力电力协同机制，促进“算力+能源”融合发展。

2、积极探索新能源新型消纳模式。随着新能源装机规模及发电占比的不断提高，电力市场竞争环境日益激烈，电力消纳的挑战逐步凸显。本次投资建设庆阳绿电聚合试点项目二期工程，是继续探索新能源就近供电、聚合交易、就地消纳的“绿电聚合供应”模式的有益尝试，通过为庆阳数据中心集群配套建设一定规模的新能源就近接入公网，对实现新能源最大化消纳、加快建设新型电力系统具有示范意义。

3、提升公司市场影响力。投资建设庆阳绿电聚合试点项目二期工程是贯彻落实国家区域发展战略、加快规划建设新型能源体系、提高安全保障能力的重要举措，对促进国家能源转型、保障地区电力供应具有积极作用，项目投产后将扩大公司在陇东地区的新能源发电业务，进一步提升公司新能源发电装机规模及在甘肃省的新能源市场份额，推动公司更好发挥能源安全保障功能，产生良好的节能降碳社会效应，提升公司市场影响力。

4、盈利能力分析。庆阳绿电聚合试点项目二期工程就近接入公网，充分利用公网调节能力，园区用电量约 55%通过调度和交易实现发用优先匹配，新能源多发电力可以上网参与市场交易，增加收益，实现新能源最大化消纳。

根据项目可行性研究报告，项目总装机容量 1,000MW，预计上网部分经营期年均电量为70,057.13 万 kW·h、发用匹配部分经营期年均电量为 94,062.88 万 kW·h，按上网部分经营期年均电价 0.2375 元/kWh、发用匹配部分经营期年均电价 0.1948元/kWh 测算，投资回收期（所得税后）为 16.34 年，资本金财务内部收益率 2.17%。

未来，随着国家“双碳”战略目标推进，市场对绿色电力需求的提升，以及甘肃-浙江±800kV 特高压直流输电工程等特高压外送通道的建成投运，甘肃新能源消纳能力将进一步提升。同时，根据《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），伴随新能源上网电价市场化改革的逐步深化，新能源产业将进一步高质量发展。

而庆阳绿电聚合试点项目二期工程多发电力可以上网参与市场交易，公司也将不断优化市场化交易策略，持续提升项目盈利能力。根据可行性研究报告敏感性分析，建设投资变化、上网部分电量变化、上网部分电价变化、发用匹配部分电量变化、发用匹配部分电价变化、经营成本变化、贷款利率变化等均对项目财务指标影响较大，在相关指标优化 20%幅度内，资本金财务内部收益率变化区域为[2.17%，12.01%]。

投资进度：庆阳绿电聚合试点项目二期工程已经完成可行性研究及评审等相关前期工作，开工建设前尚需完成项目核准、备案，开展土地征用及租用、环境影响评价、电网接入方案设计等工作。

（二）项目建设主体基本情况

庆阳绿电聚合试点项目二期工程由甘肃能源全资子公司酒汇公司的全资子公司庆阳新能源公司投资建设。庆阳新能源公司成立日期为 2024 年 12 月 13 日，注册地址为甘肃省庆阳市环县环城镇环县电商创业孵化基地四楼 409 室，法定代表人王家学，注册资本为 50 万元。

经营范围为一般项目：技术服务、技术开发、技术咨询、技术交流、技术转让、技术推广；风力发电技术服务；太阳能发电技术服务（除许可业务外，可自主依法经营法律法规非禁止或限制的项目）许可项目：发电业务、输电业务、供（配）电业务（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）。庆阳新能源公司非失信被执行人。

本次项目投资资本金由公司通过酒汇公司间接增资或酒汇公司直接增资的方式根据项目建设进展情况分批陆续注入庆阳新能源公司，增资前后庆阳新能源公司股权结构不变。庆阳新能源公司主要负责投资建设甘肃庆阳东数西算产业园区绿电聚合试点项目一期工程 100 万千瓦新能源项目，2025 年该项目处于建设期、尚未并网发电，无实质生产经营活动。

三、对外投资的目的和对公司的影响

公司投资建设庆阳绿电聚合试点项目二期工程是紧抓“算力+能源”融合发展机遇、继续探索新能源新型消纳模式、提升公司市场影响力的重要举措，有利于提高公司新能源发电装机规模，增加公司发电量及发电业务收入，扩大公司在陇东地区的新能源发电业务，进一步提升公司在甘肃省的新能源市场份额，不存在损害公司及股东利益的情形。本次对外投资，存在以下风险：

1、项目无法投资建设的风险。庆阳绿电聚合试点项目二期工程尚需取得政府主管部门的核准或备案，能否顺利实施存在不确定性，存在无法投资建设的风险。

2、项目进度未达预期的风险。开工建设前尚需开展土地征用及租用、环境影响评价、电网接入方案设计等工作，建设过程中可能存在市场及政策变化、资金筹措、拟建工程场地地貌单元以黄土梁（峁）和沟壑为主等因素的影响，项目建设进度存在一定的不确定性，庆阳绿电聚合试点项目二期工程存在项目进度未达预期的风险。

3、项目未能达到预期收益的风险。该项目为探索新能源就近供电、聚合交易、就地消纳的“绿电聚合供应”模式的试点项目，同时在实际经营过程中，可能受到包括但不限于政策法规、宏观经济、行业竞争、行业周期、市场变化、投资成本、价格波动、市场需求、经营管理、输电费用和网损及系统运行费的变化性分析，建设投资增加、上网部分电量及发用匹配部分电量减少、上网部分电价及发用匹配部分电价下降、经营成本增加、贷款利率提高等均对项目财务指标影响较大，存在未能达到预期收益风险。

四、公司未来发展的展望

（一）行业格局和趋势

1、清洁化转型成效凸显。在国家“双碳”目标引领下，我国新能源持续保持较大投产规模，清洁化转型成效愈发凸显。预计 2026 年全年新增发电装机有望超过 4 亿千瓦，其中新增新能源发电装机有望超过 3 亿千瓦；新增有效发电能力 1 亿千瓦左右，与最大负荷增量基本持平。从全年装机格局来看，风、光装机合计占比有望达到总发电装机的一半左右，其中太阳能发电装机规模将首次超过煤电装机规模，成为行业发展的重要里程碑。预计 2026 年底，全国发电装机容量达到43 亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机 27 亿千瓦，占总装机的比重在 63%左右；煤电装机占总装机比重降至31%左右。

2、电力供需总体平衡。2026 年全国电力供需总体平衡，能够有效支撑经济社会高质量发展。综合用电需求增长、电源电网投产进度以及一次能源供应情况，预计全年电力供需保持总体平衡态势，局地高峰时段出现的电力供需偏紧问题，可通过跨省跨区余缺互济基本消除。分时段来看，度夏期间，西南、华中、华东等区域部分省份电力供需平衡偏紧；度冬期间，各地电力供需基本平衡。若出现大范围极端天气、一次能源供应紧张等极端情况，局部地区部分时段电力供需形势可能偏紧，但通过供需两侧共同发力，可保障电力平稳有序供应。

3、能源强省建设提速。2026 年，甘肃省将全力打造全国重要的新能源及新能源装备制造基地，力争新能源装机规模达到 1 亿千瓦。建成陇电入浙输电工程，开工建设陇电入川工程，加快推进河西走廊750 千伏北通道工程建设，同步开展库姆塔格、巴丹吉林二回等电力外送通道前期工作。持续推进抽水蓄能电站建设，深入实施“新能源+”行动，推动新能源实现多维度、多产业、多元化融合发展。积极开展绿电直连试点，加快新型储能项目布局建设，着力打造河西“绿氢走廊”。

4、市场化转型提速。国家发展改革委、国家能源局《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》提出推动新能源上网电量参与市场交易，完善现货市场交易规则，适当放宽现货市场限价；不断完善中长期市场交易规则，缩短交易周期，提高交易频次，实现周、多日、逐日开市。通过完善市场交易规则，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用。

2026 年2 月国务院办公厅发布《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），该政策以构建全国统一电力市场为目标，打破市场分割和区域壁垒，重点推进现货市场 2027 年前基本实现正式运行，健全中长期市场、辅助服务市场、绿色电力市场等多元市场功能，推动新能源、煤电等各类电源及用户侧主体平等参与市场，打通跨省跨区电力交易渠道，进一步加速新能源行业市场化转型进程，为新能源市场化交易提供更完善的制度支撑。

在全国能源清洁化转型持续深化、电力供需总体保持平衡的大背景下，甘肃省正加快推进能源强省建设，新能源装机规模、外送通道、储能及多元融合发展均迎来快速发展阶段。与此同时，全国电力市场化改革不断深入，新能源全面参与市场化交易、全国统一电力市场体系加快构建，电力市场运行机制日趋完善，市场在资源配置中的作用进一步凸显。随着甘肃省新能源装机规模持续扩大、电力外送与消纳格局不断优化，叠加电力市场化改革全面落地，公司新能源业务将面临市场化电价下行、项目利用小时数及消纳水平存在不确定性等挑战，对项目收益水平和经营发展将产生一定影响。

（二）公司发展战略

依托电投集团资源及品牌优势，立足于综合能源电力发展思路，紧抓国家电力体制改革、国企改革的机遇，深耕运营、精细管理，不断提高抗风险能力和竞争能力，通过投资建设相关项目或其他有效途径，实现“风光水火储”多种电源种类协同发展，将公司发展成为资本市场上具有一定竞争力、能为股东创造更大价值的综合性能源电力上市公司。

（三）经营计划

2025 年，公司各控股发电公司预计总发电量 336.97 亿千瓦时，实际完成296.03 亿千瓦时，完成年度计划的 87.85%；预计全年发生营业成本（不含折旧及税金）及管理费用494,493.93 万元，实际发生 392,010.37 万 元 ， 完 成 计 划 的 79.28% ； 经 营 、 投 资 计 划 预 计 898,796.54 万元，实际完成535,489.43 万元，完成计划的 59.58%；预计融资 1,025,824.00 万元，实际完成600,944.85 万元，完成融资计划的 58.58%；计划处置净值为 1,325.57 万元的资产，实际处置净值882.52 万元的资产，完成资产处置计划的 66.58%。

上述计划完成情况受自然资源、市场环境、成本管控、内部业绩考核指标加压等因素影响。2026 年，主要计划经营预计如下：2026 年公司各控股发电公司预计总发电量 315.82 亿千瓦时；预计全年发生营业成本（不含折旧及税金）及管理费用 425,237.51 万元。其中，营业成本（不含折旧及税金）419,572.46 万元，管理费用5,665.05 万元；经营、投资计划预计 620,459.70 万元，经营、投资计划资金来源为自有资金、银行贷款等；预计融资 1,257,194.40 万元；计划处置净值为 2,558.17 万元的资产，主要为因设备更新改造、办公设施报废等需处置的资产。措施：

1、充分发挥“水火风光储”多能互补的独特优势，强化外送市场拓展，深化电力市场政策和规则的研究，系统性的推进市场电价分析，灵活调整中长期交易和现货操作策略，增发效益电量。火电企业要加强设备运行工况管理和故障消缺，提升机组安全可靠水平，最大程度获取容量补偿收益。水电企业要提高长趋势水情预测精准度，把握“低蓄高发”时机，提高现货收益。新能源企业要提升全时段功率预测精度，合理把握中长期持仓量，控制阻塞损失。

2、聚焦新建项目全生命周期管理，精准发力手续办理、资金筹措、造价控制、设备供货、施工组织等关键环节，全面排查并疏通项目推进中的堵点、难点问题，全力压缩建设周期、提速项目进度。科学统筹各阶段建设时序，持续优化施工组织与工期计划，强化过程管控与资源保障，确保项目高标准、高质量按期建成投产，顺利实现预期收益目标。

3、坚持以提质增效为目标，以财务预算为抓手，以现金流为核心，以成本管控为基础，全面落实财务预算各项指标，严控预算外收支项目，充分发挥财务预算引领作用。从严管控“两金”规模，纵深推进低效无效资产清查盘活，提升资产运营质量与整体效益。认真研究国家宏观经济、财政货币政策，积极争取信贷政策支持，优化公司债务结构，保障现金流安全，防范财务风险。

4、建立健全横向对标机制，强化设备、技术、生产等基础管理的标准化与规范化。不断完善统计分析体系，持续优化关键能耗指标，不断提升机组运行的可靠性和经济性。不断提升成本核算的精准度与前瞻性，严格控制生产成本支出，全面提升运营收益。

5、推行全面覆盖和重点督导相结合的安全监督模式，健全完善“风险动态管控+隐患闭环治理”预防机制。加强设备管理“四大标准”执行落实，“一企一策”细化设备设施巡视检查、检修维护流程，提升设备健康管理水平。

公司 2026 年经营计划并不构成公司对投资者的业绩承诺，投资者应对此保持足够的风险意识，并且应当理解经营计划与业绩承诺之间的差异。

（四）公司可能面临的风险及应对措施

1、新建电力项目效益不及预期风险。由于市场整体新能源装机规模增大、电价下行、配套新增负荷未投产、消纳条件未落实等原因，从而可能对项目投资收益和公司整体业绩产生不利影响。防范化解措施：积极关注行业政策、市场竞争环境、项目进度、技术更新、项目消纳及并网等各类因素，做好电力市场营销工作，提高机组运行管理能力和机组生产效率，提升新建新能源项目的经营效益。

2、电力市场风险。在省内常规能源调峰能力和省内用电量没有大幅提升情况下，新能源利用率将受到一定影响。同时，随着电力现货市场建设的加快推进，在市场化交易规模持续扩大、全国和省内政策变化、市场供需等多方面因素影响下，电价存在市场竞争，公司所属各类发电企业面临电价波动的风险。防范化解措施：不断研究电力市场交易及规则变化，深入研判区域电力供需形势，跟踪外送通道建设进度，提高公司新能源利用率，降低电力市场风险对公司的影响。

3、自然因素、市场供需及不可抗力影响的风险。公司所属火电厂、光伏电站、风电场主要位于甘肃省河西地区，水电站分属甘肃省内不同流域，气候变化、来水不稳定、风能、光照资源以及供需变化将对公司发电量产生较大影响。发电量计划指标能否实现存在重大不确定性。防范化解措施：不断提高经济运行能力，科学、合理地做好经济、安全运行工作，力争使自然资源发挥最大效用。

4、货币政策变动引起的风险。货币政策调整和利率水平的变化，对公司在市场上获取资金的难易程度和经营业绩产生重要影响。防范化解措施：积极主动拓展融资渠道，创新融资手段，合理利用财务杠杆，优化债务结构，有效应对货币政策变动的风险。

5、生态环境保护政策的相关风险。随着社会发展对自然及生态环保要求的不断提高，国家有可能出台更为严格的生态环保政策，要求更高的自然生态环保水平、更严格的固废排放标准、资金投入和环保措施。防范化解措施：牢固树立绿色发展理念，坚持环保优先，大力加强环保综合能力建设。保证生态流量下泄等环保设施正常运行，持续改善生态环境质量。火电企业严格按照国家相关排放标准要求，规范达标排放。

6、安全生产风险。公司水电站分属省内不同流域，公司所属光伏、风电场、火电站主要位于甘肃省河西地区，面临的生产环境各有不同。在日常生产经营中，存在意外事故、设备故障、自然灾害等造成的人员伤亡或设备损坏的风险，可能对公司正常生产经营造成较大影响，公司面临一定的安全生产风险。防范化解措施：全面落实安全生产责任制，完善关键环节的安全管控措施，持续加强安全培训、安全隐患排查治理、防汛度汛和应急演练等工作，确保安全生产持续稳定。

7、火电企业煤炭供应及价格变动风险。可能受煤炭市场供需、煤炭市场价格波动、物流运输等因素，影响火电企业生产经营。防范化解措施：持续关注煤炭市场价格，签订物流运输协议，做好煤炭保供工作。

8、税收风险。公司在多个地区缴纳企业所得税，在正常的经营活动中，可能存在因经营行为适用税法不准确等原因，造成应纳税而未纳税、少纳税，从而面临补税、罚款、加收滞纳金、刑罚处罚以及声誉损害等风险。防范化解措施：加强税收政策学习，定期开展税务自查与风险评估，规范纳税申报流程，确保依法合规纳税。

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