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公司主要是利用风能、太阳能从事可再生能源发电业务，风能、太阳能均为大自然资源，无需采购。公司采购主要包括施工工程采购、备品备件设备及材料采购、运维服务采购等；公司在开展新电场（站）项目建设时，采购主要包括设计采购、发电设备采购、工程采购等，其中，工程采购是在平行承发包模式的基础上又分为EPC采购、PC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。公司采购管理工作，结合实际业务开展情况，已制定《采购计划管理办法》、《供应商信息库管理办法（试行）》、《招标管理办法》以及《非招标采购管理办法》等相关制度。
公司的生产经营活动主要是利用大自然中的风能、太阳能通过发电设备生产电力，并入电网。公司在遵守法律法规、确保安全和环保达标排放的基础上进行生产发电，在生产运行阶段，各电场（站）做好运营监控与日常维护，保证机组的安全稳定运行。公司运行的各种类型发电场（站）均需定期对设备进行检修，消除重要缺陷，完成重大技术改造及技术监督项目。公司编制完整的安全管理、生产管理、技术管理程序和制度等组成的文件体系来规范部门职责和接口流程。公司通过建立涵盖安全培训、技能培训和生产管理培训的完整的培训体系，保证电场（站）生产和管理人员的技能与业务水平的提升。
根据《中华人民共和国可再生能源法》等相关规定，电网企业应当与依法取得行政许可或者报送备案的可再生能源发电企业签订并网协议，全额收购其电网覆盖范围内可再生能源并网发电项目的上网电量，并为可再生能源发电提供上网服务。随着电力市场的不断发展，公司所运营的电场（站）已陆续参与市场化交易。对于未参与市场化交易的电场（站），公司依据新能源发电项目核准时国家能源价格主管部门确定的上网电价或特许权投标电价与电网公司直接结算
报告期内，公司所运营的奎屯金太阳（300606）30MW光伏电站、胡杨河锦华60MW光伏电站所生产电量由新疆生产建设兵团第七师电网锦龙电力公司收购；第九师一六六团36MW光伏电站所生产电量由新疆生产建设兵团第九师热电有限公司收购；公司运营的其余电场（站）项目，均由国网新疆收购，并分为国家电网保障性收购和参与市场化交易两种模式，在保障性收购和市场化交易模式下，公司各电场（站）所生产电力并入电网公司指定的并网点，实现电量交割与销售，电网公司按月出具电量及电费结算单，项目公司予以确认后由电网公司进行结算。
2023年2月15日国家发展和改革委员会、财政部、国家能源局联合印发《关于享受中央政府补贴的绿电项目参与绿电交易有关事项的通知》（发改体改〔2023〕75号），明确指出享受国家可再生能源补贴的绿色电力，参与绿电交易时高于项目所执行的煤电基准电价的溢价收益等额冲抵国家可再生能源补贴或归国家所有；发电企业放弃补贴的，参与绿电交易的全部收益归发电企业所有。参与电力市场的绿电由项目单位自行参加绿电或绿证交易。绿电溢价收益及绿证收益在国家补贴发放时等额扣减。
2023年4月6日国家能源局发布《2023年能源工作指导意见》（国能发规划〔2023〕30号），围绕2023年能源工作提出3个主要目标、6方面重要工作，并明确全国能源生产总量达到47.5亿吨标准煤左右，非化石能源占能源消费总量比重提高到18.3%左右等具体要求。《意见》以“四个坚持”为基本原则：坚持把能源保供稳价放在首位、坚持积极稳妥推进绿色低碳转型、坚持创新驱动提升产业现代化水平、坚持高水平改革开放增强发展动力。《意见》提出2023年能源工作的3个主要目标：一是供应保障能力持续增强，二是结构转型深入推进，三是质量效率稳步提高。《意见》明确2022年能源工作的6方面重要工作：一是着力增强能源供应保障能力，二是深入推进能源绿色低碳转型，三是提升能源产业现代化水平，四是扎实推动区域能源协调发展，五是加强能源治理能力建设，六是扩大能源领域高水平开放合作。
2023年7月25日国家发展改革委、财政部、国家能源局联合发布《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》（发改能源〔2023〕1044号），进一步明确了绿证的权威性、唯一性和通用性，实现对可再生能源电量绿证核发全覆盖，对规范绿证核发、完善绿证交易、做好绿证应用、鼓励绿电消费、强化绿证监管等提出了具体要求。《通知》的印发实施，将有力推动绿证核发、交易全覆盖，进一步为扩大绿电供给、促进绿电消费奠定基础；将有力提升绿证的权威性、唯一性，进一步增强绿电消费的公信力；将有效拓展绿证应用，扩展绿证消费需求，进一步激发绿电消费市场活力，对于推动能源绿色低碳转型、营造绿色消费环境、加快形成绿色生产方式和生活方式，助力经济社会全面绿色低碳发展具有重要的现实意义。
2023年4月20日自治区发展改革委发布《关于印发〈自治区2023年能源工作要点〉的通知》（新发改能源〔2023〕191号），提出预计2023年全区发电量5100亿千瓦时、同比增长10%；电力装机达到1.4亿千瓦以上；“疆电外送”100亿千瓦时、同比增长3.4%。《要点》要求：推动新能源又好又快发展、推动新能源与新型储能、氢能糯合发展、推动市场主体优先消纳可再生能源；同时，着力提升“疆电外运”能力；并积极补强750千伏骨干电网，积极推进区域输配电网建设。
2023年5月15日自治区发展改革委、国家能源局新疆监管办公室、国网新疆电力有限公司发布《关于加快推进新能源及关联产业协同发展的通知》（新发改规〔2023〕2号），提出根据国家关于氢能产业发展、油气勘探开发与新能源融合发展等政策要求，结合我区实际，以新增负荷为支撑、就地就近消纳为重点、系统调节能力为依托，研究提出新能源规模化制氢、油气行业增产扩绿、产业园区低碳转型、服务抽水蓄能快速推进、支持共享储能和新型储能发展、加快煤电机组灵活性改造、引导自备机组转型、鼓励自备电厂绿电替代、支持发电企业建设配套送出工程等9个新能源及关联产业协同发展重点推进方向，体系化、系统化推进新能源、电网、负荷和储能建设，服务新能源新材料等战略性新兴产业集群高质量发展。
2023年5月16日自治区发展和改革委员会发布《关于建立健全支持新型储能健康有序发展配套政策的通知》（新发改规〔2023〕5号），此次出台的配套政策包括一个协同机制、四项激励政策、三项配套措施。一个协同机制：优化储能与新能源协调机制，鼓励发展多种技术方式的新型储能，定期测算分地区储能建设规模需求，合理确定储能区域布局和投运时序，制定年度储能建设方案。四条激励政策：一是完善新型储能市场价格机制，鼓励储能以独立身份参与电力市场中长期交易或现货交易，独立储能放电时作为发电市场主体参与中长期交易，充电时视同电力用户执行峰谷电价政策，充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。二是试行独立储能容量电价补偿，在国家出台统一新型储能容量电价政策前，对我区投运的独立储能先行按照放电量实施0.2元/千瓦时的容量补偿，2024年起逐年递减20%直至2025年。三是加快推动独立储能参与调峰辅助服务市场，现阶段执行特殊调用支持政策，对根据电力调度机构指令充电的，按照充电电量予以0.55元/千瓦时的补偿，放电时按照0.25元/千瓦时补偿，获得放电补偿时不再同时享受容量电价补偿；新疆电力辅助服务市场运营规则完善后，独立储能按照相关规则参与辅助服务市场交易。四是建立共享储能容量租赁机制，鼓励新能源企业以共建、租赁的形式实现配置储能需求，支持共享储能项目通过出售、租赁等共享服务回收建设成本。三项配套措施：一是加大分时电价实施力度，研究进一步优化现行分时电价政策，提高峰谷分时浮动比例，拉大峰谷价差，延长午间谷段时长，出台深谷电价政策。二是健全储能灵活调度管理机制，完善调度运行规程，创新调度控制手段，保障各类储能公平合理、灵活优化调用。三是提高独立储能设施利用效率，督促储能项目单位规范上传运行信息、接受调度指令，不定期对独立储能项目开展调度测试。
2023年5月24日自治区发展改革委、国网新疆电力有限公司联合印发《关于做好源网荷储一体化项目建设有关工作的通知》，明确源网荷储一体化项目建设并网、运营管理相关要求：一是坚持一体化原则，电源、接网线路、负荷、储能设施原则上由一个投资主体建设，分属不同投资主体的应成立合资公司。二是规范开展电网接入工作，制定源网荷储一体化项目并网技术规范（试行），对电网接入办理时限作出要求。三是公平承担社会责任，源网荷储一体化项目自发自用电量应按规定缴纳政府性基金及附加、系统备用费等。四是支持参与市场交易，源网荷储一体化项目在充分自我消纳新能源电量基础上，可作为独立市场主体，按照自治区相关电力市场规则购入电量，用电价格按照国家政策执行。
据2023年7月31日国家能源局2023年三季度网上新闻发布会文字实录公布。2023年上半年，全国可再生能源新增装机1.09亿千瓦，同比增长98.3%，占新增装机的77%。其中，风电新增并网2299万千瓦，光伏发电新增并网7842万千瓦。截至6月底，全国可再生能源装机达到13.22亿千瓦，同比增长18.2%，历史性超过煤电，约占我国总装机的48.8%，其中，风电装机3.89亿千瓦，光伏发电装机4.7亿千瓦，可再生能源发电已成为全国电力新增装机的主要方向。据2023年7月31日国家能源局2023年三季度网上新闻发布会文字实录公布。2023年上半年，全国可再生能源发电量达1.34万亿千瓦时，其中，风电光伏发电量达7291亿千瓦时，同比增长23.5%。（全国风电发电量4628亿千瓦时，同比增长20%，风电平均利用率96.7%，同比提升0.9个百分点；全国光伏发电量2663亿千瓦时，同比增长30%，光伏发电利用率98.2%，同比提升0.4个百分点。
公司目前运营的风电场、光伏电站主要位于新疆，区位优势明显。新疆地域辽阔，风能、太阳能等新能源资源丰富，是国家“十四五”规划和2035年远景目标纲要中推进建设的大型清洁能源基地。风能资源方面，年平均风功率在150瓦/平方米以上的面积约为12.6万平方千米，新疆各地区均被列为全国Ⅰ类、Ⅲ类风能资源区；风能资源总储量8.9亿千瓦，70米高度潜在开发量≥200瓦/平方米的风能资源技术可开发量7.8亿千瓦，占全国技术可开发量的15.4%，居全国第二。风能资源富集区主要集中在达坂城、阿拉山口、塔城老风口、额尔齐斯河谷、小草湖、哈密三塘湖—淖毛湖、哈密东南部、十三间房、罗布泊、准东等十大风区，非常适合大型并网风力发电项目；太阳能方面，新疆地区具有日照时间长，大气透明度高，光照充足等特点，全疆各地全年日照小时数介于2,550—3,500小时，年辐射照度总量居于全国第二位，仅次于西藏高原，各地区被列为全国Ⅰ类、Ⅱ类太阳能资源区，新疆戈壁、沙漠、荒漠等未利用土地广阔，非常适合规模化开发建设太阳能发电工程。
根据《新疆尔自治区国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》，“十四五”期间，新疆将全面落实国家能源发展战略，围绕国家“三基地一通道”定位，加快煤电油气风光储一体化示范，构建清洁低碳、安全高效的能源体系，保障国家能源安全供应，打造国家级新能源基地，建成准东千万千瓦级新能源基地，推进建设哈密北千万千瓦级新能源基地和南疆环塔里木千万千瓦级清洁能源供应保障区。建设国家能源资源陆上大通道，扩大疆电外送能力。2023年8月8日，“疆电外送”第三通道哈密送重庆±800千伏特高压直流输电工程开工建设。工程起点位于新疆哈密市，落点位于重庆渝北区，全长2290公里。工程建成后，每年可从新疆向重庆输送电量超360亿度。工程接入配套风电、光伏、光热等新能源1020万千瓦，支撑性煤电400万千瓦，其中新能源的电量占比超过50%，工程将促进新疆新能源在更大范围内消纳；同时，积极推进“疆电外送”第四通道、新疆若羌—青海花土沟750千伏联网等工程前期工作，适时开工建设，力争到“十四五”末疆电外送电量达到1,800亿千瓦时。
公司运营的哈密国投新风三塘湖200MW风电项目、哈密新风能源烟墩200MW风电项目、哈密新风光红星二场50MWp光伏项目、哈密国投新光山口50MWp光伏项目和伊吾淖毛湖49.5MW风电项目均为“天中直流”外送项目。天中直流工程是国家实施“疆电外送”的首个特高压输电项目，也是大型火电、风电基地电力“打捆”送出的首个特高压工程，工程起点位于哈密南部能源基地，落点在河南郑州，每年可向河南提供超过400亿千瓦时的电量，相当于向河南输送2,000多万吨煤炭。
公司于2020年建设的吉木萨尔合计300MW光伏发电项目为“吉泉直流”外送项目。吉泉±1100千伏特高压直流输电工程总投资达407亿元，是国家“西电东送”战略重点工程，也是世界上电压等级最高、输送容量最大、输电距离最远、技术水平最高的特高压输电工程。随着吉泉直流功率提升，西北电网外送能力进一步加强，当前3,608万千瓦的直流外送功率已经超过了西北单个省份负荷的历史最大值，充分展现了特高压直流超远距离大容量送电的优越性，保障了全国东部地区的电力供应。
公司控股股东新能源集团是自治区一家以“绿色产业”为鲜明特色的国有独资企业，是自治区加速推进战略性新兴产业发展的重要投资运营平台，在新疆具有较高的品牌知名度和较强的行业影响力。公司是新能源集团旗下唯一以风电与光伏发电项目投资、开发、建设、运营管理为主业的专业化新能源公司，新能源集团为公司主营业务的拓展和壮大提供了有力支持和帮助。新能源集团与自治区各级政府的良好战略合作关系亦为公司新能源发电项目的资源配置提供了有利条件。为了加快国有企业高质量发展，推动国有资本向优势重点产业、战略性产业集中，积极建设新疆“八大产业集群”特色优势产业，自治区政府进一步加大整合力度，同意新能源集团与新疆能源（集团）有限责任公司整体合并重组，股东实力进一步增强。
公司成立于2013年，作为可再生能源发电企业，经过十年的经营发展，公司已培养出一支高效的管理团队和生产组织团队，积累了丰富的可再生能源电场（站）投资建设、运营管理经验，具备良好的成本管控能力，能够熟练掌控市场开拓、项目备案、工程造价、施工管理、运营维护等关键环节，保障了项目实施的高效与安全。自公司成立以来，各电场（站）运行稳定，安全生产实现零事故，零伤亡，此外，公司通过优化管理措施、提升技术水平等手段，不断提高电场（站）发电效率，增加经济效益。
公司自成立以来，始终聚焦主业发展，坚持走专业化道路。经营期间，公司十分注重人才培养并持续投入大量资源，通过不间断的内部轮岗培训、定岗培训等多种形式培养复合型人才和专业岗位人才，不断提高员工综合素质和专业技能。公司核心管理团队成员致力于电力行业多年，熟悉新能源行业业务模式和发展趋势，在项目投资、开发、建设、运营等方面拥有丰富的经验。截止2023年6月30日，公司正式员工186名，平均年龄35岁，其中本科及以上学历占比为68%，经过多年实践已培育出一支年龄结构合理、文化层次高、专业能力强、综合素质好的人才队伍。
2015年3月，中央、国务院印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号），明确电力体制改革的重点和路径是“三放开”、“一加强”和“一独立”，即有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序放开配售电业务，有序放开公益性和调节性以外的发用电计划，推进交易结构相对独立，加强政府监督，强化电力统筹规划。2017年10月3日，自治区人民政府发布《关于印发新疆尔自治区电力体制改革综合试点方案的通知》（新政办发〔2017〕191号），提出以国家“三基地一通道”建设为载体，按照“管住中间、放开两头”的体制架构，推进电价改革，有序放开输配以外的竞争性环节电价，理顺电价形成机制，推进电力市场建设，完善市场化交易机制，培育多元市场主体，促进公平竞争，形成具有竞争活力、较为完善的现代电力市场体系。随着电力体制改革的不断深入，电价改革的逐步实施，新的电力市场交易格局的构建和电价机制的形成，公司未来的电价水平和电量销售存在一定的不确定性，有可能对公司的业务或盈利造成不利影响。
面对电力市场化交易电价的不确定性，公司将坚持“争量争价、精准营销”的理念，以年度双边交易为主，月度双边交易、援疆外送交易为辅，其余电力交易方式为补充，紧盯市场需求，灵活调整交易策略，争取度电收益最大化。新疆尔自治区发展改革委于2022年4月7日印发《关于印发〈完善我区新能源价格机制的方案〉的通知》（新发改能价〔2022〕185号），明确将2021年起投产的新能源平价项目发电量全部纳入电力市场，目标上网电价0.262元/千瓦时，高于现行0.25元/千瓦时。若新建项目疆内实际交易电价低于市场均价，则按照市场均价与0.262元/千瓦时的价差给予电价支持，价差部分由大工业用电顺价均摊，进一步提高了新能源平价项目上网电价。
由于风力大小、太阳光照强度存在间歇性和波动性的特点，风力、光伏发电具有一定的随机性。电网需要根据包括风电、光伏在内的各类型发电机组发电量的大小和电网用电量的变化情况，相应调整各类型发电机组的发电量，使得电网总发电量与用电量保持平衡。当电网的调峰能力不足，不能完全接受风力、光伏发电向电网输送的电能时，电网会降低风力、光伏发电机组的发电能力，使得部分风力、太阳能资源无法得到利用。此外，因公司目前运营的风力电站、光伏电站主要位于新疆区域，虽然风能、太阳能资源丰富，但受限于本地消纳需求有限、电网远距离输送能力有限等不利因素影响，新疆地区弃风率、弃光率一直高于全国平均水平。
根据2015年6月《财政部、国家税务总局关于风力发电增值税政策的通知》（财税〔2015〕74号）文件：自2015年7月1日起，对纳税人销售自产的利用风力生产的电力产品，实行增值税即征即退50%的政策。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，将会对公司投资新能源项目的经营业绩带来不利影响。截止报告日，以上税收优惠政策未发生变化。公司会密切关注国家税收政策及相关法律法规的变化，并积极研究对新能源行业产生的影响，如遇发生政策调整或取消的情形，公司会将相关影响因素纳入投资收益测算指标，确保公司未来投资开发的新能源项目保持合理的收益水平。
公司通过持续推进“三标一体”、安全生产标准化、应急能力建设、认真开展安全生产专项整治工作等重点工作提高安全生产管理水平；通过提前谋划，做好防汛防灾工作，确保公司安全度汛；加强危险源辨识、应急演练、安全会议、安全监督检查、安全教育培训、安全生产月活动、车辆交通等安全管理基础工作，防止生产安全事故发生。通过建立网络安全保障指挥体系与应急机制，压实责任，对违规和不作为进行追责，对常见的低级错误“零容忍”；全面开展网络安全隐患自查与风险评估，及时整改加固网络安全防护的薄弱环节；严格落实电力监控系统重点防护措施、主机设备重点防护措施、网络设备重点防护措施、办公终端重点防护措施；提高公司全员网络安全防范意识，重点防范钓鱼邮件、电话、短信、微信等。
