电投能源:关于投资建设国家电投兴安盟突泉县6.385万千瓦风电项目公告

证券代码：002128 证券简称：电投能源 公告编号：2025056
内蒙古电投能源股份有限公司
关于投资建设国家电投兴安盟突泉县6.385万千瓦风电项目
公告
本公司及董事会全体成员保证信息披露的内容真实、准确、完整，没有虚假记载、误导性陈述或重大遗漏。
内蒙古电投能源股份有限公司（简称“电投能源”或“公司”）2025 年第九次临时董事会审议通过了《关于投资建设国家电投兴安盟突泉县 6.385 万千瓦风电项目的议案》。现将相关事项公告如下：
一、对外投资概述
（一）国家电投兴安盟突泉县 6.385 万千瓦风电项目已于 2025
年 1 月立项，由公司全资子公司兴安电投能源有限责任公司投资建设。项目静态总投资为 28,397.72 万元，动态总投资为 28,695.12 万元；考虑分摊后，项目静态投资 31,074.33 万元，动态投资 31,399.76 万元。
（二）公司 2025 年第九次临时董事会审议通过了《关于投资建设国家电投兴安盟突泉县 6.385 万千瓦风电项目的议案》。该议案经战略与投资委员会审议通过。
（三）该投资事宜不构成关联交易。
二、项目基本情况
（一）规划情况
项目于 2024 年 4 月取得建设指标，规划建设 6.385 万千瓦集中
式风电。

项目场址位于兴安盟突泉县，区域范围约 45 平方公里，在兴安盟突泉县 44.5 万千瓦风电项目西北方向，两项目场址相邻。项目场址距乌兰浩特市直线距离约 73 千米，距突泉镇直线距离约 18 千米。场址区域地形主要为平原丘陵，交通状况良好，满足大型设备运输条件。
（三）项目建设内容
项目拟安装 3 台单机容量 6.7 兆瓦、7 台单机容量 6.25 兆瓦风力
发电机组，10 台箱式变压器，50.89 千米集电线路。项目接入已建成
投运的突泉县 44.5 万千瓦风电项目 220 千伏升压站 35 千伏侧，通过
一条送出线路，共同送出。
（四）项目前期进展
2024 年 4 月 10 日，取得项目建设指标。
2024 年 12 月 30 日，取得核准批复。
2025 年 9 月 4 日，取得可研评审意见。
（五）资金及来源
项目静态总投资为28,397.72万元，动态总投资为28,695.12万元。
项目与突泉 44.5 万千瓦风电项目共用升压站与送出线路，按照公司《境内新能源项目经济评价工作指引（3.0）》要求，在经济性评价过程中，需对升压站、送出线路进行投资分摊。由于 44.5 万千瓦风电项目尚未完成竣工决算，结合项目实际已发生费用，升压站分摊费用暂按 1,972.65 万元，送出线路分摊费用暂按 731.99 万元计列。
考虑分摊后，项目静态投资 31,074.33 万元，动态投资 31,399.76 万元。
项目由电投能源投资建设，项目资本金比例 20%，其余为银行贷款，项目可研贷款利率暂按 3.5％考虑。后续工作中，将积极对接各银行，争取较低贷款利率，降低项目融资成本。
三、项目投资的经济性评价和技术性分析
（一）经济性评价
项目动态投资按照 31,399.76 万元，电价按 0.2255 元/千瓦时，利
用小时数 2,266 小时边界条件进行测算，项目投资回收期（税后）为13.31 年，投资财务内部收益率（税后）为 5.01%，资本金财务内部收益率为 8.07%，符合标准。
（二）技术性分析
项目拟安装 3 台单机容量 6.7 兆瓦、7 台单机容量 6.25 兆瓦风力
发电机组，叶轮直径为 220 米，轮毂高度为 125 米，机组出口电压
1.14 千伏，配套选用 10 台箱式变压器进行升压，通过 3 回 35 千伏
集电线路接入自建升压站 35 千伏侧。
四、项目建设必要性
（一）助力通辽市、兴安盟新能源跨区域开发早见成效
2022 年 10 月，为推动通辽市、兴安盟两地新能源开发合作，促
进区域经济深度协同发展，通辽市、兴安盟签署两地新能源产业协同发展框架协议。本项目是两地新能源协同开发的又一重要实践，进一步推动两地经济社会实现高质量发展。

（二）符合公司发展规划
本项目与突泉县 44.5 万千瓦风电项目共同开发，可在当地形成规模化效应，进一步扩大公司在蒙东地区影响力，为后续在兴安盟进行项目开发奠定良好基础。
五、项目风险及应对措施以及项目投资对公司的影响
（一）项目风险及应对措施
1.消纳风险
风险描述：随着蒙东地区新能源装机逐年增加，电网消纳能力可能影响本项目消纳。
应对措施：一是深入研究、掌握国家能源主管部门发布关于平价风电项目的相关政策，制定最优应对方案，促进电量消纳。二是做好生产运维，保障机组设备正常运转，提高机组利用率。
2.电价下行风险
风险描述：按照自治区工作安排，2025 年底蒙东现货实现连续
结算试运行，且 2025 年 6 月 1 日后投产的新能源增量项目暂不安排
机制电量，电价存在下行风险。
应对措施：一是通过可研、初设控制项目造价，确保项目单位千瓦造价、度电成本在同地区靠前，提高项目“议价”竞争力及抗风险能力。二是后续组建专业交易团队，制定精准营销策略，通过节点电价分析与现货电价预测，动态优化中长期合约持仓比例，同时着力提升设备可靠性水平，确保项目在现货市场中的竞争优势。
（二）前述项目对公司未来财务状况和经营成果的主要影响

根据项目可研测算，在边际条件保持一定情形下，该项目在投产运营期预计累计实现利润总额 13,723.65 万元，资本金财务内部收益率 8.07%，项目投资财务净现值（税后）30.09 万元，资本金财务净现值 40.48 万元；项目资本金净利润率（ROE）为 8.41%，项目投资回收期（税后）为 13.31 年。通过计算结果进行分析，本项目投资财务内部收益率（税前、税后）及资本金财务内部收益率均高于行业基准收益率，资本金财务净现值大于零，说明本项目在财务上可行。在经济性评价过程中，项目动态投资 31,399.76 万元（含分摊），资本金投资比例为动态投资的 20%，其余 80%为国内银行贷款，项目累计盈余资金 7,389.11 万元，整个运行期每年累计盈余资金均大于零，有足够的净现金流量维持正常运营。项目资产负债率最大值为 80%，随着项目投产发电，资产负债率逐渐下降，还清固定资产投资借款本息后，资产负债率趋于 0。说明本项目财务风险较低，偿还债务能力较强。除此之外，项目对公司未来财务状况和经营成果无其他重大影响。
六、备查文件
2025 年第九次临时董事会决议。
内蒙古电投能源股份有限公司董事会
2025 年 9 月 28 日