（一）报告期内主要经营情况
　　截至2024年9月30日，公司资产总额4,122,226.84万元，较上年度末增长21.37%；归属于上市公司股东的所有者权益1,173,481.13万元，较上年度末减少1.04%。2024年1-9月，公司实现营业收入755,225.29万元，较上年同期下降15.70%；归属于上市公司股东的净利润60,593.69万元，较上年同期下降36.43%；归属于上市公司股东的扣除非经常性损益的净利润46,230.08万元，较上年同期上升60.10%。
　　公司2024年1-9月业绩变动的主要原因是：
　　（1）煤炭等燃料价格同比下降，存量电厂业绩同比有所提升；公司积... 查看全部▼

　　（一）报告期内主要经营情况
　　截至2024年9月30日，公司资产总额4,122,226.84万元，较上年度末增长21.37%；归属于上市公司股东的所有者权益1,173,481.13万元，较上年度末减少1.04%。2024年1-9月，公司实现营业收入755,225.29万元，较上年同期下降15.70%；归属于上市公司股东的净利润60,593.69万元，较上年同期下降36.43%；归属于上市公司股东的扣除非经常性损益的净利润46,230.08万元，较上年同期上升60.10%。
　　公司2024年1-9月业绩变动的主要原因是：
　　（1）煤炭等燃料价格同比下降，存量电厂业绩同比有所提升；公司积极响应国家双碳战略，持续推进分布式光伏电站、储能电站等项目的开发与投建，相关项目收入及利润同比大幅提升；在国家绿色低碳金融政策的支持下，公司在调整融资结构和渠道、降低融资成本等方面取得显著效果，财务费用同比有所下降。上述因素致使归属于上市公司股东的扣除非经常性损益的净利润同比上升。
　　（2）上年同期公司因优化资产结构等原因取得有关股权处置收益和债权清偿收益，2024年前三季度相关收益大幅减少，导致归属于上市公司股东的净利润同比下降。
　　1、投运新型储能电站：抓时间抢进度建设投运独立共享储能电站，为迎峰度夏（冬）电力安全保障提供有力支撑新型储能已成为我国建设新型电力系统和新型能源体系的关键支撑技术，电网侧独立储能是公司发展能源新业态、抢占战略新高地的重要领域。公司独立储能项目重点在江苏、广东、浙江、河南、山东、安徽、重庆等区域布局。截至2024年9月底，公司独立储能项目累计备案9.14GW/17.89GWh，纳入省级电力规划的项目2.35GW/4.7GWh；公司在苏州、无锡、南京、南通、徐州、重庆等城市负荷中心投运12座独立储能电站，并网投运总规模达0.7GW/1.4GWh。独立储能电站的建成投运，对省级电网迎峰度夏（冬）保障电力安全运行和建设新型电力系统具有重要意义。
　　此外，公司还在长三角、珠三角等区域储备了一大批优质的工商业储能项目。截至2024年9月底，公司工商业储能项目累计备案超过15MW/38MWh，在建项目7.6MW/16MWh，并网投运5.25MW/17.5MWh。通过投运优质工商业储能项目，为客户节约用能成本和提高效益。
　　2、强化虚拟电厂运营实践：提升虚拟电厂平台智能化水平，扩大负荷聚合规模
　　虚拟电厂在提高需求侧响应灵活性、增强电力系统可靠性、降低电力成本等方面具有很大的潜力，是荷源协同运营的重要途径。公司通过数字化技术赋能，提升公司虚拟电厂运营管理平台的智能化水平，在电力失衡或突发情况下可以发挥快速响应、移峰填谷、负荷调控等作用，保障电力供应的稳定，降低能源消耗。
　　公司持续开发多种应用场景的负荷聚合市场，将分布式能源、电动汽车充电站、工商业储能和工业负荷等纳入虚拟电厂运营平台，提供多负荷聚合场景的解决方案，扩大了负荷聚合规模，使得虚拟电厂的运营更智能、高效和可靠。截至2024年9月底，公司虚拟电厂可调负荷规模约300MW，占江苏省内实际可调负荷规模比例约20%，公司需求响应规模约500MW。随着省内最高用电负荷的逐步提高，公司开发力度的加大，未来公司在省内的虚拟电厂运营占比有望进一步提高。同时，公司在其它区域市场也持续开拓虚拟电厂，加强智能化软件和硬件创新合作，优化虚拟电厂数字化平台，从开展示范项目进行技术创新和运营经验积累，不断提高负荷聚合规模，推动虚拟电厂运营走深走实。
　　3、推进综合能源服务多元应用：以售电为切入点，拓宽业务渠道，拓展多元场景应用服务
　　公司在江苏、浙江、广东、山东、蒙西、川渝等电力负荷集中区域，以公司优势的清洁能源供热园区和碳中和园区客户为基础，持续拓展售电业务，壮大客户群体，扩大业务规模。同时，公司结合客户用能特点、负荷特性和区域新能源消纳需求以及资源禀赋，为客户提供定制化的服务和解决方案，从单一服务延伸拓展至多元服务。
　　在项目建设、运行方式和运营策略方面注重系统思维，整合配售电、需量管理、需求侧响应、虚拟电厂、用户侧储能、碳资产管理等创新商业模式，提升运行效益。聚焦已合作项目，积极拓展其他能源服务，深度挖掘用户需求，建立更丰富的合作关系，增加用户黏性。
　　公司也做好全面市场化筹划，利用好内部售电公司平台，提升绿电、绿证交易规模。在传统供热服务方面，公司积极拓展热用户，稳住传统业务利润基础，并拓展新型电力系统下市场化电力交易辅助服务。
　　2024年1-9月，公司市场化交易服务电量202.68亿kWh，配电项目累计管理容量3,204MVA，浙江和四川售电市场业务全面开展，服务用户超600家；公司绿电交易3.39亿kWh，国内国际绿证对应电量合计4.6亿kWh，辅助服务响应电量累计约1,400万kWh。公司全面开展碳资产管理、碳中和认证、绿电、绿证交易等碳中和服务；公司拥有国家“需求侧管理服务机构”一级资质，用户侧管理容量超1,600万kVA。
　　截至报告期末，公司成功投运了超千P的算力资源。同时，公司还储备了一定量的库存算力和在途算力，以满足公司能源+算力协同发展的需求。
　　4、优化资产结构：加强能源资产管理，聚焦工商业分布式光伏，择优稳妥拓展户用光伏
　　2024年前三季度，公司持续通过优化资产结构，提升可再生能源占比，不断加大风光等新能源项目的开发力度，提高可再生能源发电装机容量，助力新型电力系统的建设。截至2024年9月30日，公司并网总装机容量为5,976.36MW，其中：燃机热电联产2,017.14MW，光伏发电2,083.37MW，风电817.85MW，垃圾发电149MW，燃煤热电联产209MW，储能700MW；公司可再生能源装机占发电总装机的比例进一步提高为57.81%。
　　在风电业务上，2024年1月，公司控股的重庆石柱七曜山玉龙73.95MW风电项目全容并网，这是公司在西南地区布局的首个风力发电项目，有效填补区域电力供需缺口，缓解结构性矛盾，促进重庆市能源产业结构进一步优化。在光伏发电业务上，公司打造创新解决方案的项目开发能力，加强对分布式光伏项目的投资、建设和运营管理，不断拓展项目合作渠道，创新发展模式和商业模式，提高项目收益水平。2024年1-9月，“鑫阳光”户用光伏业务新增发货33,446户，共1,081.62MW，新增并网32,940户，共计1,015.33MW；工商业分布式光伏业务新增建设365.26MW，新增并网199.64MW。此外，公司控股持有浙江建德协鑫抽水蓄能有限公司，装机规模2,400MW，建德抽水蓄能电站项目被列入国家《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》重点实施项目，同时也被列入浙江省能源发展“十四五”规划，已获得浙江省发展和改革委员会核准，该项目正在按照建设节点稳步推进中。
　　5、拓展终端补能智能化应用：聚焦核心城市，丰富商业应用场景，打造“光储充”一体化补能业务
　　公司为新能源汽车用户提供充换电服务，补能业务面向工商业端和C端用户，打造“开鑫充电”的品牌形象。公司通过自主创新，与无人驾驶智能化平台公司合作，为无人驾驶车辆平台公司提供智能化换电解决方案。采用协鑫“光储充”一体化解决方案，结合各种应用场景的特点，加速投入无人驾驶电动车换电、全液冷超充、直流快充、交流慢充等高质量充换电产品，打通绿色出行“最后一公里”，为车主提供极致的补能体验。
　　公司的光储充一体化业务主要集中在长三角、大湾区等经济发达地区的重点城市，致力于打造一流的开发团队，并已形成一套成熟的项目开发管理模式，积极参与市场竞争。截至2024年9月底，公司累计开发直流快充10,938枪（折算60kW/枪），已投建（开工及投运）3,201枪，上线投运1,367枪。在换电业务方面，公司业务涵盖了乘用车和商用车两大场景，截至2024年9月底，公司在运营换电站共计52座。其中，乘用车换电站主要分布在杭州、广州、衡阳、荆州、福州、乌鲁木齐和鄂尔多斯等城市，为城市出租车及网约车辆提供便捷的补能服务；商用车换电站主要集中在内蒙、陕西、山西及徐州等地区，服务于煤炭短倒、渣土运输，矿山运输等应用场景。 收起▲

　　一、报告期内公司从事的主要业务　　（一）报告期内公司所处的行业情况　　党的二十大提出，积极稳妥推进碳达峰碳中和、深入推进能源革命、加快规划建设新型能源体系及确保能源安全。2023年12月召开的中央经济工作会议强调，加快建设新型能源体系，加强资源节约集约循环高效利用，提高能源资源安全保障能力。2024年7月，党的二十届三中全会决定进一步全面深化改革，推动中国式现代化，聚焦建设美丽中国，加快经济社会发展全面绿色转型，推进绿色低碳发展，推进能源等行业自然垄断环节独立运营和竞争性环节市场化改革，构建作为全国大市场重要组成部分的全国统一电力市场，推动能源革命高质量发展。　　能源绿色低碳高质量发展，与... 查看全部▼

　　一、报告期内公司从事的主要业务
　　（一）报告期内公司所处的行业情况
　　党的二十大提出，积极稳妥推进碳达峰碳中和、深入推进能源革命、加快规划建设新型能源体系及确保能源安全。2023年12月召开的中央经济工作会议强调，加快建设新型能源体系，加强资源节约集约循环高效利用，提高能源资源安全保障能力。2024年7月，党的二十届三中全会决定进一步全面深化改革，推动中国式现代化，聚焦建设美丽中国，加快经济社会发展全面绿色转型，推进绿色低碳发展，推进能源等行业自然垄断环节独立运营和竞争性环节市场化改革，构建作为全国大市场重要组成部分的全国统一电力市场，推动能源革命高质量发展。
　　能源绿色低碳高质量发展，与能源新质生产力紧密相关。公司以科技创新为引领，在战略发展上与国家加快建设新型能源体系、构建以新能源为主体的新型电力系统的方向保持一致。公司以清洁能源资产管理为基石，紧抓新能源高速发展机遇，稳步推进综合能源服务，扩大服务规模，延伸拓展应用场景，在配售电、虚拟电厂、碳资产管理、碳中和管理和微电网等领域为客户提供服务，以“源、网、荷、储”一体化助力新型电力系统建设，以“源、网、售、用、云”一体化促进面向终端客户的能源服务，在数字化平台和智能算力新质生产力赋能下，逐步转型为绿色能源服务商。
　　1、清洁低碳的国家能源变革和能源高质量发展深入推进
　　习近平总书记指出：“要把促进新能源和清洁能源发展放在更加突出的位置”。2024年以来，能源行业深入贯彻党的二十大和二十届二中、三中全会精神，深入落实中央经济工作会议部署，扎实推动能源革命落地见效，持续推动能源高质量发展。安全稳定、经济高效、清洁低碳是能源高质量发展的目标方向，通过发展新能源、减少碳排放寻求可持续发展的能源解决方案已成普遍共识，能源清洁低碳发展大势已成。
　　（1）可再生能源实现跨越式发展，新能源发展势头强劲，成为新增并网电源的主力
　　锚定双碳战略，加快能源绿色低碳转型，落实应对气候变化下的国家自主贡献目标，我国能源革命的重要途径就是大力发展可再生能源。我国可再生能源呈现大规模、高比例、市场化和高质量发展的新特征，实现了跨越式发展，为新型能源体系构建奠定坚实基础。
　　根据国家能源局统计数据，截至2024年6月底，全国全口径发电装机容量30.7亿千瓦，同比增长14.1%。其中，可再生能源发电装机约16.53亿千瓦，同比增长25%，约占我国发电总装机的53.8%。可再生能源装机中，并网风电装机4.67亿千瓦，太阳能发电装机7.14亿千瓦，风电和光伏总装机达到11.8亿千瓦，占总装机容量比例38.4%，超过煤电装机的38.1%，我国新能源发电装机规模首次超过煤电。
　　2024年上半年，全国新增发电装机容量1.53亿千瓦。其中，新增并网风电和太阳能发电装机容量1.28亿千瓦，占新增发电装机总容量的比重达到84%，新能源业已成为新增并网电源的主力。
　　我国电力电源装机结构的变化，对电网运营可靠性以及统筹源网荷互动方式提出更高要求。
　　（2）新型储能规模发展迅速，成为新型电力系统安全稳定运行的重要支撑
　　新型电力系统的构建，离不开新型储能。新型储能在新型电力系统的安全稳定运行中起到基础性的支撑作用，大大提高电网运行的弹性和灵活性，可以发挥顶峰、调峰、调频、调压、黑启动、备用等功能。
　　新能源发电呈现出间歇性、波动性和缺乏功率惯性支撑的特点。在新能源装机占比不断提高、新能源发电量不断增加和新能源发电量消纳区域不平衡的情景下，新型储能在发电侧、电网侧和用电侧可分别起到调节发电功率输出、调峰调频和削峰填谷的作用，是电力系统安全稳定可靠运行的核心支撑。
　　2024年以来，我国新型储能装机规模不断扩大，调度运用水平持续提高，调节作用不断增强，技术应用场景不断增多。
　　根据国家能源局发布信息，截至2024年上半年，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达4444万千瓦/9906万千瓦时，较2023年底增长超过40%。从技术路线看，已投运锂离子电池储能占比97.0%，压缩空气储能占比1.1%，铅炭（酸）电池储能占比0.8%，液流电池储能占比0.4%，其他技术路线占比0.7%。从地区分布看，西北、华北地区已投运新型储能装机占全国超过50%。其中，西北地区占比27.3%，华北地区占比27.2%。从应用场景看，独立储能、共享储能装机占比45.3%，新能源配建储能装机占比42.8%，其他应用场景占比11.9%，电网侧共享独立储能电站装机规模逐渐超过新能源配储装机，是规模化储能发展的重要方向。
　　全国新型储能电站逐步呈现集中式、大型化趋势，平均储能时长2.2小时。新型储能保持持续快速发展，电网安全稳定运行保障性进一步提高。
　　（3）分布式光伏与集中式光伏并驾齐驱，分布式应用新模式促进能源高效利用
　　我国积极稳妥实施“千乡万村驭风行动”和“千家万户沐光行动”，坚持集中式和分布式并重发展，大力发展分布式光伏发电，我国农村屋顶可安装光伏发电约20亿kW，全年可发电量近3万亿kWh，约为长江三峡电站全年发电量的30倍，开发利用潜力巨大。
　　根据国家能源局统计数据，2024年上半年，我国集中式光伏电站累计装机量4.034亿千瓦，分布式光伏3.095亿千瓦，其中户用光伏1.318亿千瓦。2024年上半年新增光伏并网容量1.0248亿千瓦，包括集中式光伏发电新增0.496亿千瓦，分布式光伏新增0.5288亿千瓦，其中户用光伏新增0.1585亿千瓦。分布式光伏的新增装机快速发展的区域主要在江苏、山东、浙江、广东、安徽、河南、陕西和广西等省份。
　　此外，通过探索推进农村能源绿色低碳转型，助力乡村振兴。结合分布式新能源发展，积极开展智能电网建设，完善源网荷储多要素互动模式，持续提升分布式新能源智能化调控水平和就地就近消纳能力。分布式光伏发展较快的区域，比如江苏省发展和改革委员会近日发布关于公开征求《关于高质量做好全省分布式光伏接网消纳的通知(征求意见稿)》提出，提升电网综合承载能力，到2025年，江苏省电网分布式光伏接入能力不低于5000万千瓦，到2030年不低于8000万千瓦，并提出分布式光伏配建一定的分布式储能，探索分布式光伏共享、租赁电网侧独立储能的新模式。
　　在创新技术引领和应用下，随着政策的逐步出台，推进分布式光伏+储能进行电力辅助服务，为源网荷储协同融合发展创造条件，提升运行效率和提高经济性。
　　2、电力市场化交易机制加快推进，综合能源服务价值凸显
　　（1）电力市场化交易由试点到正式运行，电价激励机制和传导机制引导综合能源服务快速发展
　　构建以新能源为主体的新型电力系统，我国能源电力发展格局和市场环境发生深刻变化。
　　一方面，新能源装机占比首次超过煤电，可再生能源装机占比已经超过53%，但新能源装机量大，发电量总体占比小，同时煤电发展受限，我国大部分区域用电负荷冬夏双峰特征日益明显，我国电力供需呈现区域性阶段性趋紧态势，从而需要建立电力安全运行兜底机制和综合保障机制，这为新型储能、虚拟电厂、需求侧响应、光储充换等综合能源服务导入电力服务市场创造了条件。
　　另一方面，随着新能源逐步成为主力电源，煤电将逐步向基础保障性和灵活调节性电源转变。电力市场交易机制发展必然与电源结构、负荷特征及促进新能源消纳、提高效率和电网保障稳定运行相适应。传统以电量竞争为主的市场机制，不能准确体现电力市场各经营主体为电力系统提供的电能量价值、容量价值、安全价值、绿色价值。为了保障新型电力系统安全稳定运行，平衡多元经营主体利益，需加快建立适应新型电力系统的市场机制，通过资源配置和市场价格激励机制和传导机制，以市场价格信号，引导全社会公平承担新能源消纳责任和系统容量、调节成本，实现促进能源转型和经济高效的有机统一。
　　山西、广东、山东电力现货市场已经“转正”运行，蒙西、浙江、福建、四川、甘肃等地区正进行电力现货市场建设试点运行，预期到2030年全国范围内将实现电力市场化交易和电力现货市场。全电量出清机制、容量补偿机制、分时电价机制、分时节点价格机制、中长期交易价差结算模式、电力辅助服务补偿机制等电力市场交易机制逐步建立，并引导各类能源主体参与电力辅助服务和源网荷端能源服务，丰富服务场景，平衡各主体收益。比如独立储能顶峰调峰、工商业储能移峰填谷、负荷聚合需求侧响应、虚拟电厂填谷响应、虚拟电厂现货交易或辅助服务、光储充换一体协同等。
　　同时，电力现货市场低谷电价和分时电价信号的充分传导，调动各类资源参与新能源消纳。在新能源大发、电力需求下降的低谷时段，现货市场低电价激励储能充电，分时电价机制引导市场化用户、负荷聚合商、电动汽车充电桩开展午间填谷，有效促进新能源消纳，推动能源结构转型和绿色低碳发展。
　　（2）绿证交易量大幅增长，碳资产交易机制持续完善
　　实施绿证制度是我国促进可再生能源开发利用、保障可再生能源电力消纳的有力抓手，是推动社会绿色低碳转型、实现“双碳”目标的重要内容。2024年以来，随着一系列完善绿证制度相关政策的出台，绿证与能耗双控政策衔接更加紧密，绿证应用场景不断扩展，绿证交易市场活跃度显著提升。随着我国可再生能源装机容量和发电量不断攀升，实现绿证核发全覆盖后，我国将成为全球最大绿证供应市场。
　　根据国家能源局发布的信息，2024年上半年，我国绿证核发数量快速增长。国家能源局核发绿证4.86亿个，同比增长13倍。其中风力发电1.97亿个，常规水电1.02亿个，太阳能发电1.33亿个，生物质发电5435万个，其他可再生能源发电1.65万个。核发补贴项目绿证1.29亿个，核发无补贴项目绿证3.57亿个。自2017年实施绿证制度以来，累计核发绿证约7.07亿个，其中风力发电3.15亿个、常规水电1.02亿个、太阳能发电2.29亿个、生物质发电6068万个、其他可再生能源发电2万个。我国绿证交易市场更加活跃。2024年上半年，全国参与绿证市场交易的买方企业和个人主体3.9万个，同比增长4倍，交易绿证1.6亿个（其中随绿电交易绿证7737万个），同比增长6倍，其中风力发电9539万个，太阳能发电6413万个，生物质发电18.5万个，市场活力有效激发。
　　电力能源行业需要关注的另一个市场就是碳市场。全国碳市场是中国实施应对气候变化国家战略和推动实现碳达峰、碳中和目标的重要政策工具，也是中国碳定价的主体机制，覆盖年二氧化碳排放量51亿吨，是全球覆盖排放量最大的市场。国家相关政策也明确，尽早实现“能耗双控”向碳排放“总量和强度双控”转变，这为未来提升碳排放双控方面的服务创造更多的市场机遇。
　　国内碳排放权市场和自愿碳市场进一步发展。2021年，全国碳市场首个履约周期启动，并于当年6月底前启动上线交易。全国碳市场首批纳入了发电行业的2225家重点排放单位。2023年全国碳市场碳排放配额年度成交量为2.12亿吨，年度成交额144.44亿元。生态环境部数据显示，第二个履约周期碳排放配额累计成交量和成交额较第一个履约周期分别上涨47.01%和125.26%，参与交易的重点排放单位数量较第一个履约周期上涨31.79%。
　　此外，碳价由市场决定，碳市场交易价格整体呈现逐步上升态势，综合价格收盘价于2024年4月24日首次突破100元/吨大关。根据《中国碳管理市场规模预测》，中国碳管理市场规模在2025年将达到1099亿元，2030年将达到4504亿元，发展潜力巨大。
　　（3）算力赋能电力，促进电力运行和电力交易高质量协同
　　新型电力系统与算力关系密切，比特+瓦特将构筑经济社会发展底座，数据+算力+算法与新型电力系统将产生“光合作用”，未来的算力和能源将并轨同行，成为两种相互转化的“关键货币”，而AI让万象新生的同时，也催生巨大能源需求。
　　国务院国资委发布信息，截至2024年6月底，中央企业智能算力规模同比实现翻倍增长。在上海、呼和浩特等地已建成万卡集群。工业和信息化部的统计数据显示，从全国来看，智能算力在算力总规模中的比重超过了30%。中国算力结构正在不断优化。中央企业和各地一批数字基建项目都在加快建设落地，而智算中心是布局重点。
　　算力与电力正在形成相互支撑、协同发展的新态势。一方面，智能算力中心的高效运转离不开大量电力支撑；另一方面，智能算力赋能智能电网和电力系统，使得电网更高效更智能运行。统筹算力电力协同布局，有助于促进风光绿电消纳和算力中心零碳发展，加快实现“双碳”目标。算力成为支撑新型电力系统的重要组成部分。
　　3、新能源汽车产销两旺，充电设施亟待完善升级
　　2024年上半年，在国内外经济环境等多重因素叠加下，我国新能源汽车在国家政策支持和市场需求驱动下，仍然保持快速发展，产销两旺。根据中国汽车工业协会发布的数据，2024年1月至6月，我国新能源汽车产销量分别达492.9万辆和494.4万辆，同比分别增长30.1%和32%，市场占有率达35.2%。
　　同时，我国继续推动构建高质量充电基础设施体系，助力交通运输绿色低碳转型，促进现代化充电基础设施体系建设。
　　（1）充电桩装机量高速增长，高质量公共充电设施仍亟待完善
　　根据公安部数据，截至2024年6月，全国新能源汽车保有量达2472万辆，占汽车总量的7.18%；其中，纯电动汽车保有量1813.4万辆，占新能源汽车总量的73.35%。根据国家能源局发布信息，截至6月底，全国充电桩总量达到1024.4万台，同比增长54%，车桩比约2.4:1，较好保障了新能源汽车充电需求。
　　目前我国充电设施增长快，但公共充电站基础设施，特别是高质量公共充电设施仍然不能满足新能源汽车增长和人们便捷出行的需要。截止今年6月，公共桩312.2万台，其中，直流充电桩139.2万台，交流充电桩占173.0万台，公共桩额定总功率超过1.1亿千瓦，公共直流桩的单枪充电功率普遍在60-150kW，占比近九成，单枪150kW以上的公共直流桩占比仅为5%。随着大容量高功率及长行驶里程的电动汽车快速增长和充电网络范围持续延伸，大功率直流快充充电桩已经成为充电桩行业未来发展的主流趋势，市场发展空间巨大。
　　（2）充电设施向光储充一体化延伸，荷随源动，科技加持的多元化应用场景未来可期
　　随着新能源渗透率的增加、电力市场化交易机制的建立以及创新技术的应用，越来越多的传统电力企业进入负荷端，分享电力在负荷端的高附加值。充电设施可作为负荷与电动汽车及电网联动，也可通过光储充一体化进行源荷互动，还可以通过虚拟电厂方式参与电力交易和辅助服务，从而延伸多元化综合能源服务。比如，国内已经有应用场景，将充电桩等电力负荷侧资源通过“5G+边缘计算”等技术聚合起来加以控制，相当于一个“云端电厂”，可以快速调度海量的新能源汽车充电需求。在新能源发电大发时段，利用用电的低谷期，调控新能源营运车辆进行充电，这个充电站也接入负荷聚合商的虚拟电厂平台，从而促进消纳新能源电量，为电网填谷。新型电力系统与负荷端深度融合，通过光储充一体化数字平台，实现多能源协同的能源应用生态及能源服务。
　　（二）报告期内公司从事的主要业务
　　1、报告期内公司所从事的主要业务、经营模式及市场地位
　　报告期内，公司锚定双碳战略目标，围绕助力建设新型电力系统这个主题，稳增长、调结构、促转型，保持清洁能源业务稳健增长，逐步提高新能源业务比重，加快综合能源服务业务升级步伐。公司继续深耕热电联供，进一步发展热负荷用户，扩大供热范围，降本增效，保持总成本领先优势，夯实发展基础。公司大力开发分布式光伏，择优拓展户用光伏，打造“鑫阳光”户用光伏品牌，并加快光伏业务开发、投资、建设、转让滚动周期。公司以“源-网-荷-储”、“光-储-充-换-算”、“源-网-售-用-云”等能源一体化解决方案，打造综合能源服务业务转型升级的多元应用场景的经营模式，保持差异化市场竞争优势，培育新增长动能。
　　2、报告期内主要经营情况
　　截至2024年6月30日，公司资产总额3,919,676.16万元，较上年度末增长15.40%；归属于上市公司股东的所有者权益1,163,994.72万元，较上年度末减少1.84%。2024年半年度，公司实现营业收入470,335.08万元，较上年同期下降19.77%；归属于上市公司股东的净利润41,079.02万元，较上年同期下降48.25%；归属于上市公司股东的扣除非经常性损益的净利润27,643.63万元，较上年同期上升23.82%。
　　公司2024年半年度业绩变动的主要原因是：
　　（1）报告期内煤炭等燃料价格同比下降，存量电厂业绩同比有所提升；公司积极响应国家双碳战略，持续推进分布式光伏电站等可再生能源项目的开发与投建，分布式光伏电站收入及利润在报告期内同比大幅提升；在国家绿色低碳金融政策的支持下，公司在调整融资结构和渠道、降低融资成本等方面取得显著效果，报告期内财务费用同比有所下降。上述因素致使本报告期归属于上市公司股东的扣除非经常性损益的净利润同比上升。
　　（2）上年同期公司因优化资产结构等原因取得有关股权处置收益和债权清偿收益，报告期内相关收益大幅减少，导致本报告期归属于上市公司股东的净利润同比下降。
　　（1）投运新型储能电站：抓时间抢进度建设投运独立共享储能电站，为迎峰度夏（冬）电力安全保障提供有力支撑
　　新型储能已成为我国建设新型电力系统和新型能源体系的关键支撑技术，电网侧独立储能是公司发展能源新业态、抢占战略新高地的重要领域。公司独立储能项目重点在江苏、广东、浙江、河南、山东、安徽、重庆等区域布局。截至2024年7月底，公司独立储能项目累计备案超过8GW/17GWh，纳入省级电力规划的项目超过2GW/4GWh；公司在苏州、无锡、南京、南通、徐州、重庆等城市负荷中心投运12座独立储能电站，并网投运总规模达0.7GW/1.4GWh（其中，截至报告期末，并网投运0.35GW/0.7GWh）。独立储能电站的建成投运，对省级电网迎峰度夏（冬）保障电力安全运行和建设新型电力系统具有重要意义。
　　此外，公司还在长三角、珠三角等区域储备了一大批优质的工商业储能项目。截至2024年7月底，公司工商业储能项目累计备案超过12MW/33MWh，在建项目5MW/10.59MWh，并网投运5.25MW/17.5MWh，通过投运优质工商业储能项目，为客户节约用能成本和提高效益。
　　（2）强化虚拟电厂运营实践：提升虚拟电厂平台智能化水平，扩大负荷聚合规模
　　虚拟电厂在提高需求侧响应灵活性、增强电力系统可靠性、降低电力成本等方面具有很大的潜力，是荷源协同运营的重要途径。公司通过数字化技术赋能，提升公司虚拟电厂运营管理平台的智能化水平，在电力失衡或突发情况下可以发挥快速响应、移峰填谷、负荷调控等作用，保障电力供应的稳定，降低能源消耗。
　　公司持续开发多种应用场景的负荷聚合市场，将分布式能源、电动汽车充电站、工商业储能和工业负荷等纳入虚拟电厂运营平台，提供多负荷聚合场景的解决方案，扩大了负荷聚合规模，使得虚拟电厂的运营更智能、高效和可靠。截至2024年7月底，公司虚拟电厂可调负荷规模约300MW，占江苏省内实际可调负荷规模比例约20%，公司需求响应规模约500MW。随着省内最高用电负荷的逐步提高，公司开发力度的加大，未来公司在省内的虚拟电厂运营占比有望进一步提高。同时，公司在其它区域市场也持续开拓虚拟电厂，加强智能化软件和硬件创新合作，优化虚拟电厂数字化平台，从开展示范项目进行技术创新和运营经验积累，不断提高负荷聚合规模，推动虚拟电厂运营走深走实。
　　（3）推进综合能源服务多元应用：以售电为切入点，拓宽业务渠道，拓展多元场景应用服务
　　公司在江苏、浙江、广东、山东、蒙西、川渝等电力负荷集中区域，以公司优势的清洁能源供热园区和碳中和园区客户为基础，持续拓展售电业务，壮大客户群体，扩大业务规模。同时，公司结合客户用能特点、负荷特性和区域新能源消纳需求以及资源禀赋，为客户提供定制化的服务和解决方案，从单一服务延伸拓展至多元服务。
　　在项目建设、运行方式和运营策略方面注重系统思维，整合配售电、需量管理、需求侧响应、虚拟电厂、用户侧储能、碳资产管理等创新商业模式，提升运行效益。聚焦已合作项目，积极拓展其他能源服务，深度挖掘用户需求，建立更丰富的合作关系，增加用户黏性。
　　公司也做好全面市场化筹划，利用好内部售电公司平台，提升绿电、绿证交易规模。在传统供热服务方面，公司积极拓展热用户，稳住传统业务利润基础，并拓展新型电力系统下市场化电力交易辅助服务。
　　2024年1-6月，公司市场化交易服务电量131.53亿kWh，配电项目累计管理容量3,204MVA，同比增长超50%，浙江和四川售电市场业务全面开展，服务用户超600家；公司绿电交易2.33亿kWh，国内国际绿证对应电量合计1.77亿kWh，辅助服务响应电量累计约1,400万kWh。公司全面开展碳资产管理、碳中和认证、绿电、绿证交易等碳中和服务；公司拥有国家“需求侧管理服务机构”一级资质，用户侧管理容量超1,500万kVA。
　　截至报告期末，公司成功投运了超千P的算力资源。同时，公司还储备了一定量的库存算力和在途算力，以满足公司能源+算力协同发展的需求。
　　（4）优化资产结构：加强能源资产管理，聚焦工商业分布式光伏，择优稳妥拓展户用光伏
　　2024年上半年，公司持续通过优化资产结构，提升可再生能源占比，不断加大风光储等新能源项目的开发力度，提高可再生能源发电装机容量，助力新型电力系统的建设。截至2024年6月30日，公司并网总装机容量为4,950.3MW，其中：燃机热电联产1,777.14MW，光伏发电1,647.31MW，风电817.85MW，垃圾发电149MW，燃煤热电联产209MW，储能350MW。公司可再生能源装机占发电总装机的比例进一步提高为56.83%，环比一季度末增长5.08%，燃机燃煤热电联产装机比例为43.17%，环比一季度末下降5.08%。
　　报告期内，公司控股的重庆石柱七曜山玉龙73.95MW风电项目全容并网，这是公司在西南地区布局的首个风力发电项目，有效填补区域电力供需缺口，缓解结构性矛盾，促进重庆市能源产业结构进一步优化。在户用光伏业务上，2024年上半年，“鑫阳光”业务新增发货27,939户，共898.81MW，新增并网22,301户，共计684.82MW。在工商业分布式光伏业务上，新增建设301.68MW，新增并网111.87MW。公司打造创新解决方案的项目开发能力，加强对分布式光伏项目的投资、建设和运营管理，不断拓展项目合作渠道，创新发展模式和商业模式，提高项目收益水平。在储能业务上，公司充分发挥自身在综合能源服务技术、数字化技术和服务渠道的深厚积累，不断提升独立储能和工商业储能的开发力度，打造具有竞争力的新型储能业务。此外，公司控股持有浙江建德协鑫抽水蓄能有限公司，装机规模2,400MW，建德抽水蓄能电站项目被列入国家《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》重点实施项目，同时也被列入浙江省能源发展“十四五”规划，已获得浙江省发展和改革委员会核准，该项目正在按照建设节点稳步推进中。
　　（5）拓展终端补能智能化应用：聚焦核心城市，丰富商业应用场景，打造“光储充”一体化补能业务
　　公司为新能源汽车用户提供充换电服务，补能业务面向工商业端和C端用户，打造“开鑫充电”的品牌形象。公司通过自主创新，与无人驾驶智能化平台公司合作，为无人驾驶车辆平台公司提供智能化换电解决方案。采用协鑫“光储充”一体化解决方案，结合各种应用场景的特点，加速投入无人驾驶电动车换电、全液冷超充、直流快充、交流慢充等高质量充换电产品，打通绿色出行“最后一公里”，为车主提供极致的补能体验。
　　公司的光储充一体化业务主要集中在长三角、大湾区等经济发达地区的重点城市，致力于打造一流的开发团队，并已形成一套成熟的项目开发管理模式，积极参与市场竞争。截至2024年7月底，公司累计开发直流快充10,419枪（折算60kW/枪），已投建（开工及投运）2,753枪，上线投运1,168枪。其中，2024年3月，苏州阳澄国际电竞馆超充站正式开业，作为公司光储超充技术的示范站点，该场站的超充充电桩采用全液冷超充技术，共配置47把充电枪，总装机功率2,152kW，可同时为47辆电动汽车提供充电服务。2024年5月，上海川沙城丰路充电站完成改建并投运，该场站充电桩全部采用标准快充技术，共配置84把充电枪，总装机功率6,720kW；配置储能设备，总装机容量464kWh，可同时为84辆电动汽车提供充电服务；该场站的投运标志着公司在公共充电桩领域实现了储能技术的商业化应用，展现了公司在光储充一体化技术方面的市场化应用能力。
　　在换电业务方面，公司业务涵盖了乘用车和商用车两大场景。乘用车换电站主要分布在杭州、广州、衡阳、荆州、福州、乌鲁木齐和鄂尔多斯等城市，为城市乘用车提供便捷的补能服务。商用车换电站主要集中在内蒙、陕西、山西及徐州等地区，服务于重卡车辆密集的封闭行驶场景。截至2024年7月底，公司在运营换电站共计57座。
　　2023年10月，公司公告收购协鑫新能源光伏资产规模合计583.87MW。其中，2023年度完成并表装机容量325.41MW（2024年5月转让出表50MW），2024年第一季度完成并表装机容量258.46MW。2023年度公司自主开发分布式光伏发电业务并网装机容量316.75MW；报告期内，公司新增自主开发分布式光伏发电业务并网装机容量796.69MW。截至报告期末，公司光伏发电业务累计并网装机容量1,647.31MW。

　　二、核心竞争力分析
　　1、公司依托在全国重点区域的清洁能源布局，具有强大的市场渠道拓展和业务协同能力
　　公司在长三角、珠三角等负荷集中区域布局清洁能源热电联供多年，与区域内上下游业务客户保持紧密联系，了解客户需求，根据客户负荷特点、用能需求和节能需要，为客户提供针对性的能源服务解决方案。依托粘性客户资源，加强与央企、地方国企、工业园区和行业内客户的合作，持续拓展市场合作渠道，在能源资产管理、项目开发、工程建设和投资领域，为用户提供全栈能源服务。公司开发资源共享，强化业务协同，信息互通，拓宽思路，在前期开发过程中，各业务公司就建立信息共享机制进行深度沟通与信息梳理，持续创新开发模式，在集中式电站、工商业分布式和用户侧，均可协同推进。此外，公司通过建立代理商渠道方式，增强在用户侧分布式能源的开拓应用能力。
　　2、公司以科技创新为引领，强化项目执行落地，拥有打造具有协鑫特色的差异化竞争能力
　　公司始终将科技创新放在企业内生增长的突出位置，加强应用科技创新和落地，增强行业差异化竞争优势。公司在无人驾驶电动车换电补能技术、液冷超充场站建设运营、数字化虚拟电厂运营平台技术、新型储能集成优化运营应用技术、电力交易和辅助服务提升技术等方面，持续开展技术创新和应用实践，保持行业内领先水平。
　　在储能业务上，公司依托供应链管理、研发、规划、建设等方面的优势，迅速切入储能市场。短短半年时间，从采购、设计、建设、测试，快速投运电网侧独立储能电站。所有储能电站均顺利通过电网安全性测试和并网测试，凸显公司在新型储能应用技术优势。此外，公司通过提供“光储充”一体化解决方案，实现光伏、储能、充电、算力等要素的深度融合与高效协同，打造具有协鑫特色的差异化竞争力。
　　3、公司以丰富的行业经验，拥有应对行业变化，优化调整业务模式和资产结构的能力
　　今年上半年以来，能源行业市场竞争加剧，行业内卷严重，传统的开发应用模式难以适应新时代能源行业发展环境需要。在此背景下，公司保持战略定力，锚定双碳战略目标，依托于在电力行业深耕多年的深厚积淀，凭借丰富的电站运营经验，涵盖了光伏、风电、天然气热电联产、垃圾发电等多种能源资产，积极应对行业变化，调整优化能源资产结构，优化绿色能源发展模式，扩大能源综合服务规模，快速进入新型储能领域，打造新型储能多元化应用场景，适应新型电力系统构建需要。
　　同时，公司还具备运营集中式和分布式电站的经验。这些多样化的能源结构和电站类型运营经验，使公司能够敏锐地洞察行业周期的变化，精准地识别出其中潜在的机遇与风险，并使公司能根据国家政策导向和行业发展趋势，不断优化调整业务模式，灵活应对行业的转型升级，确保公司在激烈的市场竞争中保持领先地位。同时，公司通过对行业趋势的精准判断，动态优化调整资产结构，通过拥有的存量优质资产，提高公司对周期性风险的抵御能力，并在未来实现稳定的投资收益。
　　4、公司具备稳健的盈利能力及多样化的融资方式，拥有较强的财务风险抵御能力
　　公司所投资的发电资产均属于国家鼓励的发电业态，因此享有诸多优惠政策，如优先调度、全额上网保障以及固定电价机制等。相较于其他发电业态，公司发电资产的机组利用小时数高、所执行的电价政策清晰明了，为公司的盈利能力提供了有力的保障。近年来，公司的发电业务为公司提供了稳定的利润来源和充足的现金流保障。多年的利润累积，为公司进一步探索新业务奠定了坚实的资金基础。同时公司还具备多样化的融资能力，能够灵活运用再融资、银行贷款、融资租赁、贸易融资等多种融资方式，从而具备较强的财务风险抵御能力，确保公司的长期健康发展。
　　5、公司秉承“创业创新，争先领先”的企业精神，拥有不断进行业务创新的能力
　　在稳固原有业务的基础上，公司积极寻求新业务领域的探索及创新。为实现向全球领先的绿色能源服务商的转型目标，公司成功打造了新型储能电站、“鑫阳光”分布式光伏、“开鑫充电”以及协鑫智算等多个新业务板块。凭借灵活、高效的运营能力，公司迅速完成了新业务团队的初步搭建和渠道建设工作，并已形成稳定可持续的业务模式。在未来新业务板块将成为公司收入及利润新的增长点，为公司的持续发展注入新的动力。

　　三、公司面临的风险和应对措施
　　1、宏观经济及政策风险
　　（1）宏观经济风险
　　公司当前的营业收入主要来自于售电和热力供应，其量与国民经济发展状况和工业发展需求相关，其价与国家电力体制改革与经济宏观调控相关，因此公司清洁能源业务盈利水平与经济周期有一定的相关性。当国民经济增速放缓，工业生产及居民生活对蒸汽及电力需求可能减少，发电机组利用小时数会略微下降，给公司的盈利能力带来一定的负面影响。
　　从国家能源局公布数据分析，2020年、2021年、2022年和2023全社会用电量分别为75,110亿千瓦时、83,128亿千瓦时、86,372亿千瓦时和92,241亿千瓦时，同比增长率分别为3.1%、10.3%、3.6%和6.7%。2023年，国民经济回升向好拉动电力消费增速同比提高。2024年国内外多家机构预测中国GDP增速在4.5%-5%左右，但当前全球经济持续疲软，外部形势依然复杂严峻，国内重点领域风险以及微观主体对经济信心不足对宏观经济发展带来诸多挑战，可能会对公司的生产经营产生一定程度的不利影响。
　　（2）政策风险
　　2023年11月，国家发改委、能源局下发《关于建立煤电容量电价机制的通知》，明确用于计算容量电价的煤电机组固定成本实行全国统一标准，为每年每千瓦330元；通过容量电价回收的固定成本比例，综合考虑各地电力系统需要、煤电功能转型情况等因素确定，2024-2025年多数地方为30%左右，部分煤电功能转型较快的地方适当高一些，为50%左右。2026年起，将各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50%。煤电容量电费的保底机制，影响上网电价的小幅下降，进而影响新能源、燃机等其他电源参与市场交易部分电量电价下行，市场化的电价竞价机制，一定程度上也会对公司自身运营产生影响。
　　2024年4月1日，《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》正式实施。该文件的实施实际上弱化了全额保障性收购制度，体现了可再生能源电量收购价格。由全部政府定价转变为部分政府定价、其余部分通过市场化交易形成价格的重大机制转变。国家政策的调整，可能会对公司的经营情况产生一定程度的不利影响。
　　各地相继出台了分时电价政策和促进储能发展的实施政策，在一定程度上促进了储能的应用。但是，因区域电力结构和电力供需差异性，多地也完善和调整了分时电价机制和相应的价格。这些对储能系统的长期运行的收益产生影响。
　　（3）政府审批风险
　　发电项目的设计、建设、并网发电和上网电价等各个环节都需不同政府部门的审批和许可。公司新项目开发需要获得地方政府投资主管部门的核准或备案，同时还需要获得项目所在地地方政府的其他各项批准和许可，其中包括项目建设用地的审批、环境评价等多项审批或许可。如果未来新发电项目的审批标准更加严格，或审批及核准所需时间延长，公司未来可能因为申请程序的拖延而失去项目开发的最佳时机，或者因为建设期延长而对项目的投资回收期产生不利影响。
　　2、经营风险
　　作为基本盘的能源电力资产运营管理，以及作为升级的能源服务业务，公司均面临一定的经营风险。
　　宏观经济状况、市场竞争、燃料供给和价格、行业政策导向等因素对公司存量清洁能源电力资产运营会产生一定的影响。宏观经济发展相对疲软的经营环境下，园区用户对热力需求量可能会减少，热力销售价格在新技术应用竞争下也可能降低，地缘政治或市场因素也存在影响天然气供给或价格上升的可能性，这些带来了经营收益存在不确定性的风险。公司能源服务新业务的开发建设运营受国家及行业政策导向、相关技术发展应用状况、投资建设运营成本等因素的影响较大，在实际投资建设过程中可能存在因政策、法规、市场等方面的变化导致实施计划延缓、投资计划变更及收益不达预期的风险。从公司内部来看，如果公司未能及时搭建完善的团队，可能导致项目的开发进度不及预期。从外部来看，优质的地区或点位对分布式光伏、储能及其它工商业业务的开拓有着重要的战略意义。目前国内行业竞争较为激烈，行业内跑马圈地现象频发，优质地区或点位的竞争较为激烈，可能导致市场开拓不及预期，另一方面价格竞争在某些城市趋于白热化，也可能导致业务的开拓不及预期。电力市场化改革下，上网电价、分时电价、容量电价和辅助服务补偿电价均有可能被调整，从而使得能源服务收益存在不及预期的风险。
　　3、财务风险
　　贷款利率波动将直接对本公司的盈利水平及项目建设成本造成影响，如果未来央行上调贷款基准利率，导致公司财务费用增加，从而在一定程度上降低本公司的盈利水平，从而给公司带来一定的财务风险。
　　4、风险应对措施
　　公司将顺应电力体制改革的浪潮，助力建设新型电力体系，加快转型升级和科技创新，满足电力市场化改革的需要，持续加快在分布式光伏、工商业储能、独立储能、虚拟电厂、光储充算、售配电、能源交易管理等新业务领域的拓展，降低对传统发电业务收入和利润的依赖性。同时公司将时刻关注经济形势的变化，跟踪市场需求，以国家政策为指导，以市场为导向，通过及时改变开发、运营策略及提升服务品质等手段降低公司的经营风险。
　　公司聚焦能源资产投资运营管理服务、电力辅助服务、电力交易服务、能源综合管理服务和综合能供服务，提升公司轻资产服务范围和规模，公司通过开展“源网荷储”联动，打造“光储充”一体化，探索多种应用场景下的绿色能源服务。
　　公司重点在迎峰度夏（冬）存在较高电力缺口、新能源装机占比高和电力供需相对紧缺的区域，充分发挥公司数十年的电力运营经验和技术优势，开发建设规模化的电网侧独立储能电站，提供顶峰调峰服务。公司也在电力接入条件较好、电力市场化交易改革较充分、分时电价政策趋势良好及开发资源丰富的区域，发展分布式光伏、工商业储能及光储充一体化，创建多方合作生态圈，持续创新生态共赢的商业模式、盈利模式，打造差异化的核心竞争力。
　　在财务管理方面，充分利用公司与各类金融机构、央国企的良好合作关系及上市公司地位，以再融资、搭建基金、融资租赁、贸易融资等各种金融工具，促进资金运用的合理性，做好降本增效，保障公司开展业务所需的资金需求，并为客户提供配套的金融解决方案。 收起▲

　　（一）2024年1-3月主要经营情况　　截至2024年3月31日，公司资产总额3,622,744.69万元，较上年度末增加6.59%；归属于上市公司股东的所有者权益 1,163,849.71万元，较上年度末减少 1.82%。2024年 1-3月，公司实现营业收入241,420.38万元，较上年同期下降11.09%；利润总额28,434.42万元，较上年同期下降21.53%；归属于上市公司股东的净利润18,767.37万元，较上年同期下降39.58%。　　报告期内，公司积极响应国家加快建设新型能源体系的号召，持续进行发电机组节能改造与运营优化，以新质生产力助推新型能源体系的转型升级。公司立足... 查看全部▼

　　（一）2024年1-3月主要经营情况
　　截至2024年3月31日，公司资产总额3,622,744.69万元，较上年度末增加6.59%；归属于上市公司股东的所有者权益 1,163,849.71万元，较上年度末减少 1.82%。2024年 1-3月，公司实现营业收入241,420.38万元，较上年同期下降11.09%；利润总额28,434.42万元，较上年同期下降21.53%；归属于上市公司股东的净利润18,767.37万元，较上年同期下降39.58%。
　　报告期内，公司积极响应国家加快建设新型能源体系的号召，持续进行发电机组节能改造与运营优化，以新质生产力助推新型能源体系的转型升级。公司立足于成熟稳健增长的清洁能源投资、开发、运营，延伸拓展以售配电、微电网、碳资产管理、虚拟电厂为核心的综合能源服务，在上述清洁能源业务的基础上，围绕“源网荷储”联动，打造以算为基，以储为核，“光储充算”一体化的数字能源业务。报告期内，公司在新业务布局上，持续加大对于团队及渠道的建设，加快从传统电力企业逐步向新型电力系统综合服务商进行转变。
　　1、源侧资产结构进一步优化
　　2024年一季度，公司持续通过优化资产结构，提升可再生能源占比，不断加大光伏和风电新能源项目的开发力度，提高可再生能源发电装机容量，助力新型电力系统的建设。截至2024年3月31日，公司并网总装机容量为4,215.27MW，其中：燃机热电联产1,777.14MW，光伏发电1,214.28MW，风电817.85MW，垃圾发电149MW，燃煤热电联产257MW。公司可再生能源装机占比进一步提高为51.74%，环比增长8.34%，燃煤燃机装机比例为48.26%，环比下降8.32%。报告期内，公司控股的重庆石柱七曜山玉龙 73.95MW风电项目全容并网，这是公司在西南地区布局的首个风力发电项目，有效填补区域电力供需缺口，缓解结构性矛盾，促进重庆市能源产业结构进一步优化。在户用光伏业务上，2024年一季度，“鑫阳光”业务新增发货10,767户，共334.6MW，新增并网6336户，共计179.5MW。在工商业分布式光伏业务上，新增开发426MW，新增建设160MW。
　　在储能业务上，公司充分发挥自身在综合能源服务技术、数字化技术和服务渠道的深厚积累，不断提升独立储能和工商业储能的开发力度，打造具有竞争力的电网侧独立储能和工商业储能业务。2024年一季度，公司新增独立储能备案项目1.8GW/3.6GWh，新增独立储能开工0.95GW/1.9GWh。公司新增工商业储能备案项目5.5MW/11MWh，新增工商业储能开发项目3MW/6MWh。此外，公司控股持有浙江建德协鑫抽水蓄能有限公司，装机规模 2,400MW，建德抽水蓄能电站项目被列入国家《抽水蓄能中长期发展规划(2021-2035年)》重点实施项目，同时也被列入浙江省能源发展“十四五”规划，已获得浙江省发展和改革委员会核准，目前项目已开工，正按建设节点稳步推进中。
　　2、用户侧能源应用进一步延伸
　　截至2024年3月31日，公司累计开发直流桩3,483枪（折算60kW/枪，下同），累计投建（开工+投运）932枪。2024年 3月 28日，公司位于苏州北站附近的苏州阳澄国际电竞馆超充站正式开业。该光储超充示范站总装机容量2,152kW，超充充电桩采用全液冷超充技术，场站共配置47个充电终端，能同时满足 47台电动汽车同时充电的需求。在换电业务上，公司依然以矿山、港口、码头等特定封闭场景的开发，以及出租车、公交车等特定用户对象的开发为主要切入点，布局换电业务。截至2024年3月31日，公司在运营换电场站共71个，其中包括54个乘用车站及17个商用车站。乘用车站主要分布在江浙、广东、湖南、湖北、山东、内蒙古等地区，商用车站主要分布在河北、内蒙、陕西、山西及江苏等地区的煤电、矿山、钢厂及城市渣土场景。
　　3、以综合能源服务进一步打通源侧到用户侧的业务链条
　　2024年一季度，公司与时俱进地拓展业务范畴，在碳中和认证、碳交易、跨省绿电交易等方面取得了一系列新突破。2024年 1-3月，公司市场化交易服务电量 63.5亿kWh，配电项目累计管理容量3,204MVA，环比增长14.26%，浙江和四川售电市场业务全面开展，服务用户超600家；公司绿电交易1.14亿kWh，国内国际绿证对应电量合计3,300万kWh，辅助服务响应电量累计约300万kWh。公司全面开展碳资产管理、碳中和认证、绿电、绿证交易等碳中和服务，2024年一季度新增苏州协鑫香格里拉酒店碳中和认证；公司拥有国家“需求侧管理服务机构”一级资质，用户侧管理容量超1,400万kVA；已投运储能、分布式能源、微网等能源服务项目超 45项。在算力业务上，公司继续大力推进智算与能源的深度融合，不断加强算力基础设施的建设。2024年一季度，公司成功投运了超千P的算力资源。同时，公司还储备了一定量的库存算力和在途算力，以满足公司能源+算力协同发展的需求。 收起▲