上半年新增新能源开发指标：2.89GW
风电指标：1.96GW（占 68%），集中山西、内蒙、山东、江苏
光伏指标：0.93GW（占 32%），集中式 + 分布式并行推进
基础经营数据
截至 6 月末并网总装机 5.02GW；上半年发电量33.29 亿 kWh，同比‑9.4%，受限电、风光资源波动影响
营收 21.31 亿元（‑11.2%），归母溢利 2.48 亿元（‑36.9%）；风电利用小时 1216h，优于全国均值
在建 + 获批待开发储备＞7.8GW，其中≥100MW 大项目共 36 个；现金等价物 52.1 亿元，资产负债率 59.89%
战略重点：指标加速转化并网，推进源网荷储、绿电直连新业态
重要区分：开发指标≠并网装机开发指标 = 拿到地方配置 / 规模批复，是项目入场券，还需要土地、环评、建设、并网；7.8GW 储备是未来 2‑3 年的产能池，短期业绩看每年实际并网规模。
结合前面绿证政策视角，怎么理解这份公告
1、指标结构：明显倾斜风电，光伏占比仅 32%
上半年拿指标 2.89GW，风电接近 2GW，光伏 0.93GW。
现实背景：国内部分地区光伏消纳压力大、指标竞争激烈；风电（陆上、分散式）配置空间更大，部分省份风电小时回报优于光伏。
对绿证供给影响：未来这批项目建成后，风电绿证增量会显著大于光伏绿证增量，会改变公司内部风光绿证产出结构。
2、当前经营痛点：存量资产承压，增长靠储备兑现
现有 5.02GW 已并网资产，上半年发电量下滑，来自限电加剧 + 市场化电价下行，直接压制电费主业利润；绿证出售成为电站补充收益抓手。
公司存量光伏 2.64GW 集中式 + 1.09GW 分布式，持续产生绿证；在 7 月光伏绿证交易率约 25.6% 的市场环境下，绿证变现效率直接影响公司整体 IRR。
风险点：7.8GW 储备只是 “纸面资源”，如果土地、并网审批慢，指标会过期作废，不能转化为发电量、也不能核发绿证。财报也明确提出，当前核心任务就是指标转并网。
3、对行业的信号
国资新能源开发商策略转变：不再单纯追光伏规模，风电配置权重提升，风光配比动态调整，规避光伏消纳风险。
行业进入 “指标获取不难，并网兑现很难” 阶段：拿 2.89GW 指标代表资源能力，但业绩拐点看每年实际并网多少 GW。
未来增量项目投产后，会新增大量风光绿证；如果届时市场交易需求回暖，绿证收益会对冲电价下行压力；若交易持续低迷，新项目测算收益会被压缩。
关键跟踪指标
年度实际并网规模：区分拿到指标 vs 真正建成并网，这是业绩核心。
风光内部配比：风电占比抬升后，风光发电量、绿证产出结构变化。
绿证销售情况：公司风光资产体量较大，绿证变现对利润弹性可观。
源网荷储项目落地：源网荷储项目绿电自用比例高，对外流出绿证会变少。
