一、报告期内公司所属行业及主营业务情况说明
　　（一）报告期内公司所属行业情况
　　1、两个政策开篇，光伏进入高质量可持续发展新阶段
　　2025年1月，国家能源局印发《分布式光伏发电开发建设管理办法》（以下简称“《分布式光伏管理办法》”），在分布式光伏的定义与分类、并网接入、备案建设和运行管理等方面做出了规范，对工商业分布式光伏自发自用比例提出了更高要求，对大型工商业项目上网模式进行了限制，鼓励加强本地消纳的同时，有利于推动行业更加规范和高质量发展，同时以2025年5月1日为时间节点，对于该办法发布之日前已备案且并网投产的分布式光伏发电项目，仍按原有政策执行。
　　2025年2月，国家发... 查看全部▼

　　一、报告期内公司所属行业及主营业务情况说明
　　（一）报告期内公司所属行业情况
　　1、两个政策开篇，光伏进入高质量可持续发展新阶段
　　2025年1月，国家能源局印发《分布式光伏发电开发建设管理办法》（以下简称“《分布式光伏管理办法》”），在分布式光伏的定义与分类、并网接入、备案建设和运行管理等方面做出了规范，对工商业分布式光伏自发自用比例提出了更高要求，对大型工商业项目上网模式进行了限制，鼓励加强本地消纳的同时，有利于推动行业更加规范和高质量发展，同时以2025年5月1日为时间节点，对于该办法发布之日前已备案且并网投产的分布式光伏发电项目，仍按原有政策执行。
　　2025年2月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《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，以下简称“136号文”），明确提出推动新能源上网电量全面进入电力市场、通过市场交易形成价格。以2025年6月1日为时间节点，区分存量项目和增量项目，建立新能源可持续发展价格结算机制，保持存量项目政策衔接，稳定增量项目收益预期，从而更好支撑新能源发展规划目标实现。
　　以上两个政策，特别是136号文，标志着新能源行业由之前的规模化发展正式迈入高质量可持续发展的新阶段。今年正处于政策切换窗口期，上半年的2个时间节点引发了报告期内新能源“抢装潮”，进而引起上游各环节价格波动、以及包括公司在内的电站运营商主动调整投资决策和业务节奏，并针对更长期新能源发展新阶段的挑战，全面升级各业务线精细化运营能力。
　　2、上游价格有所波动，但总体保持低位运行
　　近两年光伏上游制作端，包括硅料、硅片、电池、组件在内产业链各环节持续产能过剩，价格也随之下降进入低位运行区间。据中国光伏协会统计数据，目前各环节主流型号平均价格较2020年以来的最高价格降幅分别已达88.3%、89.6%、80.8%、66.4%。
　　报告期内，除了3、4月份受到前述两项政策新老项目划分时间节点的影响，行业形成抢装潮，各环节价格部分回升之外，年初以及4月份之后随着抢装潮进入尾声，价格均处于历史低位水平。在此情况下，中央定调综合整治“内卷式”竞争逐步升级，推动落后产能有序退出，引导行业高质量发展正在进行中。
　　3、新老划断促抢装潮，光伏新增装机再创纪录
　　年初的《分布式光伏管理办法》和136号文均给出了明确的“新老划断”时间节点，2025年5月1日和2025年6月1日，从而引发了光伏行业上半年的一轮抢装潮，据国家能源局公布数据，2025年上半年我国新增光伏总装机为211.6GW，同比增长106.5%。其中地面电站、工商业分布式、户用光伏新增装机分别为：98.8GW、87.18GW、25.63GW,同比分别增长99.19%、61.7%和135.43%。
　　尤其是5月份单月装机创天量达92.92GW，然而政策窗口催动行情一定程度上透支了未来需求，在尚待各地发布136号文承接方案，光伏下游市场投资决策偏谨慎投资节奏放缓的大背景下，6月份新增装机直接下降到14.36GW，同比降低38%，环比5月下降84.54%。
　　4、高装机导致消纳压力，新能源全面入市带来更多挑战
　　自2023年到报告期，连续创纪录高装机，快速将中国光伏总规模推升至超过1,000GW，正式进入太瓦时代。然而由于装机速度过快，电力系统调节能力尚需协同补强，外送通道和省间交易机制也有待完善，供需关系矛盾在西北为代表的局部地区和光伏大发的午间时段愈发突显。行业正面临日益严峻电力的消纳不足挑战，弃光限电率呈现持续走高趋势，直接影响了光伏电站的经济效益。
　　同时，为适应新能源大规模发展需要，新能源入市节奏进一步加快，中国电力企业联合会发布《中国电力行业年度发展报告2025》数据显示，2024年，全国新能源上网电量18,351亿千瓦时，其中市场化交易电量达10,117亿千瓦时，占全部新能源发电的比重为55%。而今年2月份发布的136号文进一步明确指出推动新能源上网电量全面进入电力市场。市场化交易会在一定程度上导致电价波动，进而改变新能源电站项目原有固定电价结算的收益模式，对新能源项目的投资边界确定带来挑战，同时也对运营企业的资产精细化运营能力特别是电力交易能力，提出了更高要求。
　　5、多项积极政策举措，新能源依然有更多期待
　　虽然面临挑战，但是我们依然可以看到国家持续坚定不移地推进能源绿色低碳转型，一系列支持政策相继推出，新能源行业正逐步进入可持续高质量发展阶段，值得后续期待。
　　关于136号文，截至本报告期末陆续已有山东、上海、内蒙古、山西等省份先后发布了承接正式方案或征求意见稿。总体上各省贯彻“平稳过渡”宗旨，对存量项目较为友好，机制电价和规模基本有效衔接了原有政策，收益率得到一定程度的保障。而对增量项目，则通过设定机制电价上下限和机制规模竞标的方式，保障项目收益率预期。
　　关于绿证和绿电，今年3月，国家发展改革委、国家能源局、工业和信息化部、商务部、国家数据局联合发布《关于促进可再生能源绿色电力证书市场高质量发展的意见》，明确绿证强制消费要求，国家枢纽节点新建数据中心绿色电力消费比例在80%基础上进一步提升，在有条件的地区分类分档打造一批高比例消费绿色电力的绿电工厂、绿电零碳园区等，鼓励其实现100%绿色电力消费。同时，国家有序推进高耗能行业消纳绿色电力。继去年8月份增加对电解铝行业单独的绿电消费比例之后，今年7月1日，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司联合印发《关于2025年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》，再次增设钢铁、水泥、多晶硅行业和国家枢纽节点新建数据中心绿色电力消费比例。
　　独立储能方面，136号文提到取消强制配储要求，明确储能收益需通过市场化机制实现，推动行业从政策驱动转向市场驱动，也为未来光储结合参与市场化交易提出了发展道路。2025年4月，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司联合发布《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》（394号文），明确2025年底前实现电力现货市场全覆盖，要求配套容量市场，储能可通过提供备用容量获取固定收益，为储能参与电力市场提供制度保障，推动容量电价机制从试点向全国推广。目前内蒙古、河北、甘肃等省份已推出容量电价相关政策。
　　绿电直连方面，继2024年底发布《关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》之后，2025年5月，国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》，加快探索创新新能源生产和消费融合发展。“绿电直连”政策对新能源发电渗透率持续提升将起到重要作用。2025年7月，国家发展改革委、能源局联合发布《关于有序推动绿电直连发展的通知》，首次在全国范围明确绿电直连的定义、条件和管理规则。政策一经落地，河北、云南、陕西、青海四省已经率先响应发布方案。
　　（二）主要业务及经营模式
　　公司主要从事光伏电站开发运营转让业务和光伏电站EPC等业务，按照《中国上市公司协会上市公司行业统计分类指引》，公司属于“电力、热力生产和供应业”。报告期内，公司的主营业务未发生重大变化。
　　光伏电站开发运营转让业务，主要包括太阳能光伏电站的开发、投资、建设、运营和转让，业务范围涵盖地面集中式、工商业分布式、户用光伏等各种电站类型，并在全球范围内广泛开展海外新能源电站投资业务。公司通过大量前期工作，在设计、开发、选型、资源配置上形成最优方案，建成多类型、高收益的光伏电站，打造电站“产品化”能力。在为用户提供清洁能源的同时，公司既可在持有电站时获得稳定发电收入，亦可通过择机出售相关电站获取收益。通过持续推行滚动开发、持有、出售这种轻重资产相结合的经营模式，公司有效提升了电站产品开发核心能力，保障现金流稳定的同时，亦提高了资金使用效率，业务和业绩发展的空间和弹性得到进一步提升。
　　除了各类型光伏电站相关业务，作为一家行业领先的清洁能源供应商和服务商，公司充分发挥民营企业的灵活创新优势，在多种新能源应用场景和业务模式上持续做到引领和突破，包括：陆上风电、海上风电、分散式风电、海上光伏、火电调峰合作、抽蓄调峰合作、源网荷储一体化、微电网、风光制氢一体化等等。
　　同时随着新能源电站存量规模的快速增加，以及电力市场化改革、新型电力系统建设的逐步推进，公司一直也在重点关注和布局各类综合能源服务等新兴业务，例如：各类型储能、代运维、售电、绿电交易、虚拟电厂、碳交易等，可为用户提供冷、热、电、气等一揽子综合能源节能降碳方案。其中多个业务已经具备商业化产品和解决方案，保持快速增长的同时对业绩也形成了正向贡献。
　　公司围绕“行业领先的清洁能源供应商和服务商”定位。
　　光伏电站EPC业务，也是公司的传统业务，公司会根据市场环境，制定EPC业务发展目标，灵活制定发展策略和投入资源。公司主要通过市场招投标和以开发带动EPC两种模式获取EPC订单，为客户提供涵盖光伏电站工程总承包、整套设备采购供应以及光伏电站整体解决方案的综合服务。

　　二、经营情况的讨论与分析
　　当前光伏下游市场正处在从高规模到高质量可持续发展过渡的关键阶段。报告期内，政策切换窗口期叠加“新能源可持续发展价格结算机制”的差价补偿模式对“新老”项目的不同机制，带动光伏市场迎来上半年抢装潮，装机规模再次爆发，达到211.6GW，同比增长106.5%。然而行业面临的挑战也加剧，如部分地区项目消纳不足带来弃光限电率进一步提升，同时新能源上网电价全面市场化改革，预计也将加速行业格局重构进程。行业政策频出，市场环境快速变化，企业需要快速响应灵活制定发展策略。
　　作为一家行业领先的清洁能源供应商和服务商，公司在新能源发电领域发展多年，已经在国内形成“开发—建设—发电—交易”全链条一体化的电站开发运营体系，业务范围涵盖地面集中式、工商业分布式、户用光伏等各种电站类型，并在全球范围内广泛开展海外新能源电站投资业务。公司还积极布局储能等新兴业务领域，同时也为客户提供智慧运维、售电、绿电市场化交易、综合降碳解决方案等一揽子综合能源服务。多元化的业务布局，为公司提供了更强的抵御政策和市场环境变化风险，跨越产业周期，以及更好的面向未来发展的综合能力。
　　截至2025年6月底，公司自持电站规模约5,953MW，自持独立储能电站规模约657MWh，2025年上半年共完成发电约35.91亿千瓦时。报告期内，公司实现营业收入21.24亿元，同比上升10.47%；实现归属于母公司的净利润1.23亿元，同比上升39.76%。其中营业收入增长，主要系户用光伏电站滚动开发业务营收规模增长所致；归属于母公司净利润上涨，主要系报告期内公司电站产品化交易规模增加，电站交易带来的收益较上年同期增长所致。
　　报告期内，公司主要业务经营情况具体如下：
　　（一）电站开发运营转让业务
　　近年来，公司面对快速变化的市场环境，保持战略定力的同时灵活应对，凭借自身强大的开发优势和打造多类型高收益新能源电站的产品化能力，持续推行滚动开发、持有、出售这种轻重资产相结合的经营模式，保障现金流稳定的同时，亦提高了资金使用效率，业务发展的空间和弹性得到持续提升。
　　报告期内，公司除把握新老划断时间窗口“抢装”一批光伏项目外，在政策和快速变化的产业环境有待进一步明朗情况下，公司主动控制了自投项目的投资节奏。同时公司继续深耕和拓展区域市场，积极储备更多新能源指标和签约项目，为未来发展蓄力，并进一步推进轻资产运营战
　　略，加大电站转让力度，提高开发服务收益，为公司各项业务的持续健康稳定发展打下坚实基础，也为应对未来行业的不确定性以及业务多元化布局、新兴业务投入进行相应储备。具体体现在：
　　1、把握窗口，多类型电站高质量开发并网
　　公司涵盖地面集中式光伏、工商业分布式光伏和户用分布式光伏等不同类型电站业务，截至报告期末，公司自持电站装机容量达到5,953MW，在收紧自投节奏的情况下，上半年新增装机量约233MW。其中：
　　（1）地面集中式电站
　　报告期内，公司地面集中式电站新增装机并网约97MW，主要集中在安徽省。获取开发指标1,465MW，其中包含风电330MW，延续了多年来的民企领域头部优势。过程中公司进一步加强向负荷集中、新能源消纳和电价友好地区风电和光伏资源的侧重，并重点关注源网荷储、绿电直连、零碳园区、电算融合、交能融合、光伏制氢、外送基地特高压通道类项目等新场景新类型资源，下半年有望持续斩获。
　　（2）工商业分布式电站
　　报告期内，公司工商业分布式光伏业务，持续战略聚焦优质客户和优质项目的同时，把握政策时间窗口，实现新增装机并网124MW，合作业主包括阿里云、京东、顺丰、福特、苏泊尔等等。公司下半年亦将主要围绕乙方服务模式开展工商业分布式业务，力争创造更多核心利润。
　　（3）户用光伏
　　报告期内，面对政策和市场变化，公司快速决策，推动户用光伏业务聚焦存货周转，实现出售652MW，对比年初存量1,077MW，周转率超过60%，助力公司实现“轻资产转型”。下半年持续推进存量资产转让的同时，合作共建模式继续开展。随着户用运维规模提升，公司也正在打造专业的运维商团队，通过数字化运维，提升发电效率，同时围绕分布式光伏资源聚合，寻求绿电交易、虚拟电厂等长期能源服务模式创新。
　　2、直面挑战，发电业务精细化运营
　　随着近年来国内新能源装机快速攀升，部分地区消纳压力陡增造成弃光限电率持续走高，同时国家大力推进电力市场化改革，新能源上网电价将全面市场化，发电项目收益面临挑战。
　　公司拥有专业运维和运营团队，通过搭建辅助交易体系、电站收益分析模型，推动通过数据驱动决策。一方面加强智能化运维管控，以综合收益为目标围绕电价曲线科学保发电，同时打造电力营销中心，以发电侧和售电侧两端为抓手，重点打造从总部中心到基层电站的全员电力交易能力，通过优化市场化交易策略、积极参与绿电交易、配储、源网荷储协同等精细化运营方式手段，稳定和提高项目结算量价水平。
　　报告期内，公司山西部分电站合理利用市场机会，通过提前锁定高价中长期，择机峰谷套利，上半年平均结算电价高于市场均价。另有江西丰城电站2025年非现货月份通过绿电交易，平均度电较燃煤基准价实现溢价。
　　3、轻资产化，电站转让持续高效推进
　　报告期内公司持续高效推进“轻资产”运营战略，不断优化公司业务发展模式与资产结构，转让电站获得开发服务收益的同时，进一步加快了资产周转和资金使用效率。2025年上半年，公司共完成电站转让出售合计约729MW，实现资产周转和现金回拢，其中包括工商业分布式资产包约77MW，户用光伏约652MW，对营收和利润形成一定正向贡献。公司预计今年电站转让整体规模较去年将进一步增长，覆盖不同类型电站产品，下半年也将持续兑现。
　　（二）综合能源服务与新兴业务
　　1、储能业务发力放量
　　近年来，我国陆续出台了一系列重要储能政策，涵盖并网调度、市场机制、发展规划等多个方面，加之辅助服务市场和容量电价机制逐步走向成熟，独立储能项目迎来重要发展机遇。
　　截至2025年6月30日，公司在甘肃省新增网侧独立储能并网360MWh，当前自持独立储能电站规模已达657MWh。同时报告期内，公司新增开发储能项目规模达到3.9GWh，储备资源快速放量，为后续储能业务发展奠定坚实基础。
　　2、售电业务保持增长
　　2025年上半年，公司售电业务持续盈利，在已实现业务覆盖的9个省份内，实现新签约客户686家，签约电量16亿度，交易电量75亿度。
　　作为公司综合能源服务在用电侧的关键一环，公司售电业务凭借多年积累的强大用电客户资源，有望同公司发电侧联动形成协同效应，打造电力资产精细化运营立体矩阵和平台化服务能力。
　　3、代运维业务循序渐进
　　报告期内，公司运维团队通过精细化管理，提高人效、降低成本，充分发挥专业技术优势，在保障公司自持电站安全稳定高效运行的同时，进一步扩大对外运维规模，实现新增签约容量936MW，服务覆盖光伏、风电、变电站、独立储能等多种场站类型。未来围绕电站综合收益为中心的覆盖专业运维+电力交易的精细化运营能力，将构筑公司代维业务核心竞争力。
　　4、创新业务多点开花
　　报告期内，围绕“行业领先的清洁能源供应商和服务商”这一定位，公司依托覆盖全国的新能源电站及用能客户优势，深化市场研究，充分挖掘用户需求，持续发展多种类型创新业务。
　　作为新型电力系统的重要组成，虚拟电厂方面，当前公司已在浙江、上海、四川、江西、天津五个省份布局虚拟电厂业务，持续探索电网辅助服务、峰谷套利、EMC、市场交易优化等多元化商业模式。
　　源网荷储微电网方面，继去年腾讯河北怀来东园数据中心“风光储”新能源微电网示范项目之后，报告期内公司于江西上饶打造的园区级源网荷储一体化微电网项目也正式投运，项目依托园区电源侧、电网侧、负荷侧资源的优化整合，构筑“主-配-微”高效协同的新型电力系统运行格局，致力打造省级源网荷储示范标杆，为城市提供绿色动能。
　　此外，公司依托自身绿色能源规模体量、运营经验以及服务覆盖网络，积极探索更多平台化服务能力，市场化储能代运营实现突破，成功签约66MWh，新能源电站代理交易规模达到342MW。公司另拥有涵盖余热改造、节能咨询、碳服务等低碳解决方案在内的多个创新业务，均在发展推进中。
　　（三）海外电站投资开发业务
　　公司在海外市场拥有卓越的项目开发能力，良好的金融机构合作关系及成功的EPC管理经验。凭借海外业务的品牌优势和开发经验，公司持续在全球范围内广泛开展海外发电业务。
　　截至2025年6月30日，公司海外电站已并网运营规模达到444MW，同时海外团队持续加大全球范围内绿地项目开发，报告期内累计新增开发光伏和储能项目达到900MW，并持续推进部分储备项目的后续开发工作，包括：沙特400MW项目正在建设中；西班牙175MW项目正在建设中，该项目已在去年完成预出售；哥伦比亚200MW项目工程总包确定，并启动与意向合作方进行股权收购协议谈判等等。公司海外项目已建立从项目开发到出售的利润闭环模式，未来这些海外项目也将逐步兑现，对公司业绩持续增长形成强大支撑。

　　三、报告期内核心竞争力分析
　　报告期内，公司围绕“行业领先的清洁能源供应商和服务商”的战略定位，持续保持和加强自身以光伏发电为主的多类型新能源电站一体化综合解决方案、新能源业务精细化运营、综合能源服务、全球资源整合以及人才储备方面的核心竞争力。
　　（一）多类型光伏电站一体化解决方案能力
　　公司主营业务覆盖以光伏电站为主的各类型新能源电站的开发、投资、建设、运营、管理和转让及光伏电站EPC。拥有设计、施工等多项资质，积累了丰富的新能源电站建设、运营及管理经验，具备多类型电站产品化和一体化解决方案的能力。
　　作为行业的代表性企业，近年来公司陆续揽获多项企业荣誉。报告期内，公司荣获APVIA亚洲光储奖-科技成就奖（企业类）、共享储能电站系统先锋企业贡献奖、2025北极星杯智慧风场运营商、第七届中国户用和工商业光储充行业年度系统品牌奖、2024工商业光伏投资商年度之星等荣誉，具备较好的行业品牌知名度。
　　项目开发方面，公司多年保持开发规模在民营企业内行业领先的竞争地位，拥有一支开发能力卓越的项目团队，面对不断变化的市场形势和各类开发环境，能够灵活调整开发策略，抢占市场先机。近年来，公司紧跟新能源行业发展趋势，稳定获取各省风光发电项目指标。同时持续创新，积极探索打造包括源网荷储、风光制氢、抽蓄调峰合作、绿电直连、零碳园区等在内的开发新模式标杆样板，落地多个首次开发项目，包括首个火电调峰合作、首个分散式风电、首个海上光伏、首个独立共享储能电站等等，充分体现出公司在新能源领域业务开发的丰富经验与技术优势，引领公司向复合型开发和业务模式转型。
　　电站建设方面，公司始终重视电站项目建设的质量水平，以高要求、高标准、严规格不断加强质量控制，保证光伏电站持续稳定运行。通过对采购、组装、集成、调试等各环节控制，有针对性地设计高标准的技术规范与管理体系，以充分保障电站运营的可靠品质。公司及子公司拥有电力工程施工总承包二级资质、新能源设计乙级资质、承装(修、试)电力设施许可证（承装类三级、承修类三级、承试类三级）资质。公司及子公司江西晶科电力设计有限公司、上海晶坪管理体系已经取得ISO14001:2015认证、ISO45001:2018认证及ISO9001:2015认证。
　　电站运维方面，公司拥有多年光伏电站运维经验，熟悉多样的光伏电站运维环境，能高效完成客户的服务需求。公司基于远程智能化集控中心，为公司旗下电站和第三方代维服务电站，提供线上监控、智能运维、发电预测等大数据支持。同时，公司通过自主研发的O2O运维管理服务平台，有效实现“线上管控治理、线下维护检修”；利用无人机巡检、红外线检测等多项先进技术，电站运维效率显著提升。基于公司在电站运维方面的专业技术和丰富积累，公司承接电站运维服务能力不断加强，保障发电安全稳定的同时，为发电量和电站收益提升提供强大助力。
　　（二）新能源业务精细化运营能力
　　近年来，随着光伏电站装机规模快速增长，诸如消纳压力、并网限制、市场化交易比例提升造成电价波动等问题在一些地区暂时突显。对新能源电力企业而言，持续获得高价值项目资源、打造高水平高收益的电站产品、电站资产结构的优化配置、以电力交易为中心的电站运营，以及以电站资产交易闭环能力等，构成了覆盖新能源电站项目全生命周期的精细化运营核心竞争力。
　　公司每年获取光伏项目指标开发规模持续保持民营企业领先位置，并不断根据产业政策和市场环境变化灵活调整，加强高价值项目的开发和储备力度，为公司每年优选更具盈利能力和资源价值的项目进行投资建设提供了足够的选择空间，实现健康可持续发展。同时，公司持续关注各种新能源应用场景发展机会，除了保持传统地面集中式和工商业分布式光伏的竞争优势之外，切入周转更快的户用光伏领域迅速形成突破，亦在风电和储能领域持续斩获，并连续突破创新，进一步延展到海上光伏、海上风电、分散式风电、源网荷储、火电调峰、抽蓄调峰、风光制氢等新的开发和业务模式，保障公司可以持续获得和打造多类型高水平高收益，符合最新政策和市场需求的新能源项目资源和电站产品。
　　除了获取项目资源和电站的产品化能力，公司在电站资产的区域布局上一直不断进行优化配置。公司以发展战略和经营目标为中心，充分考虑电站的投资收益水平，作为项目投资建设核心依据。近年来公司电站从华东、华中、华南、西北等区域均衡分布，到逐渐往经济发展较好、消纳和电价更有保障地区进一步侧重。自2024年以来，公司实现并网的地面集中式光伏项目除青海募投项目之外，主要集中在广东、安徽和福建等省份，新增户用光伏亦高比例分布在以江苏省为代表的南方地区，而工商业分布式光伏则一直以经济发达地区和优质业主作为项目投建的重要标准，而伴随《分布式光伏发电开发建设管理办法》发布，项目发电的自发自用比例也成为了核心考量要素。
　　电力交易运营方面，随着公司自持电站规模的提升，新能源电力参与市场化比例和范围逐步扩大，公司较早地在行业内成立资产运营部门，面向旗下电站，制定针对性的电力交易运营策略，为公司在部分地区电站项目稳定甚至提升结算电价做出了积极贡献。同时，公司亦前瞻性布局面向第三方电站提供服务的售电业务子公司，在全国多个省份开展售电业务，高速发展的同时，也从发电侧和用电侧两端构建了立体电力运营协同优势。
　　此外，公司已在全类型电站，从国内到海外，实现了电站资产交易的利润闭环，建立了覆盖央国企、跨国能源巨头、产业基金、金融机构等不同类型企业或组织的合作网络，也是电站全生命周期的精细化运营全能力图谱的重要拼图，为公司实现轻资产化转型、优化资产配置、提高资金使用效率以及经营利润目标兑现提供助力。
　　（三）综合能源服务能力
　　伴随新型电力系统建设和能源结构转型大背景，公司积极响应“新电改”。旗下晶科慧能子公司，自2015年注册成立以来，提前布局多项综合能源服务相关业务，其中部分业务已经形成规模，对公司产生正向业绩贡献，在市场上形成一定的先发优势。
　　公司已经在江西、四川、山东、安徽、浙江、广东、上海、江苏、山西等多个省份开展售电业务，签约有数千家代理客户，开展对应售电业务，围绕用户需求，提供电碳结合的绿色权益服务。公司亦根据不同应用场景为各类客户提供针对性的储能运营服务，为储能参与电力市场提供交易支撑，并通过虚拟电厂实现对多个跨区域分散式能源集中管理形成聚合，以虚拟电厂作为主体参与电力市场实现电力调频调峰、需求侧响应等辅助服务。同时公司积极参与先进制造业集群建设，针对工商业与公共机构不同类型客户，提供冷、热、电能效提升综合解决方案，助力企业向高端化、智能化、绿色化转型，提高综合能效和绿色用能水平，实现从高碳排放模式向低碳排放模式转变。
　　（四）全球资源整合能力
　　自开发海外光伏发电市场以来，公司充分利用全球资源整合能力，与法国电力集团（EDF）、阿布扎比未来能源公司（Masdar）、韩国电力公司（KEPCO）、法国道达尔（Total）、中国电力国际有限公司等多家全球能源巨头和大型财团开展过良好的业务合作。公司以光伏发电技术服务优势，联合合作方的融资渠道优势，近年合作投资开发了阿布扎比一期1.2GW和二期2.1GW等光伏发电项目，并连续中标阿曼500MW、沙特阿拉伯三期300MW和四期400MW、西班牙182.5MW等海外大型光伏发电项目，在欧洲、中东等地区树立了较强的品牌影响力，并在全球范围内开展光伏项目开发业务，形成丰富的海外新增项目储备规模。公司在海外市场的持续斩获，进一步彰显了公司在全球资源整合以及项目开发能力方面的核心优势。
　　（五）专业人才和团队优势
　　人力资源和人才优势是光伏企业持续进行技术创新和模式创新，不断引领突破的重要保障。公司管理层和核心团队，在新能源光伏和电力相关领域具有深厚的专业背景、行业资源以及丰富的跨越周期的实践经验，能够敏锐把握行业发展趋势，并以强有力的执行力推动与落实公司发展战略和经营目标。
　　公司不断进行人才管理和创新，除了采用灵活且市场化的方式持续吸引“高精尖”人才，也建立了科学合理的激励机制，推进了员工持股计划的实施，进一步激发团队的创新活力，推动企业的持续发展。同时，公司非常注重人才梯队建设，通过定期组织技术培训、交流活动等方式，提高员工的专业技能和综合素质，为企业的持续发展提供有力的人才保障。公司目前已经建立了超过千人，覆盖以光伏发电为主的各类新能源应用场景的业务和管理人才队伍，为公司持续创新引领行业发展，应对市场变化跨越产业周期构建了较高的安全壁垒。

　　四、可能面对的风险
　　1、产业政策变化风险
　　公司主要从事以光伏为主的新能源电站开发运营转让以及EPC业务。国家大力发展新能源发电产业，相关利好政策为公司的盈利带来了稳定预期。近年来，随着可再生能源产业的快速发展，相关政策也随之调整，光伏发电产业先后进入无补贴的平价时代以及市场化交易时代，光伏电价政策多次调整且总体呈下降趋势。如果光伏行业不能及时通过技术进步、产业优化升级、光储联合运营等创新方式与“平价上网”和“市场化交易”进程同步实现成本下降、效率提升以及电力市场化交易收益最大化，项目收益可能会受到不利影响。
　　公司核心管理团队在光伏行业拥有多年丰富经验，深谙国际与国内光伏行业发展的基本规律，能够敏锐把握行业发展趋势。公司将持续加强对产业政策的研判，构建灵活适应时代的核心竞争力，提高对产业政策变化的应对能力。
　　2、市场竞争加剧风险
　　光伏发电项目的发展受自然条件的制约较多，项目开发受到所在地区太阳能资源以及当地电网输送容量等电网调节能力的限制。因此，光伏电站运营企业在太阳能资源优越、电力输送容量充足的地区开发建设或收购优质光伏发电项目的市场竞争非常激烈。同时，在分布式光伏“整县推进”的背景下，近年分布式光伏发电项目的市场热度急剧攀升，在终端市场具有渠道优势的企业强势进军分布式光伏发电领域，渠道建设、客户资源、品牌影响力方面的市场竞争进一步加剧。若未来光伏发电行业市场竞争持续加剧，而公司不能利用自身的竞争优势巩固及提升市场地位，公司的市场份额、新增业务规模将受到一定不利影响，进而可能对公司的经营业绩产生不利影响。
　　公司作为较早进入光伏发电行业的企业之一，在集中式光伏电站和分布式光伏电站领域均积累丰富的项目开发、建设和运营经验。在新市场形势下，公司将充分发挥先发优势，保持在光伏发电领域的品牌、经验和技术优势，以灵活的应对机制、快速的响应能力、较好的服务体验和持续创新的能力应对行业竞争加剧的风险。
　　3、新能源发电消纳问题和市场化交易带来的电价波动风险
　　随着近年来风、光装机规模的迅猛增长，自2023年以来新增装机连续创历史新高，国内尤其是西北部分省份地区消纳压力突出，弃光限电率总体呈增长趋势。
　　考虑到国家相关政策以及行业领域的积极因素，比如国家对于特高压建设和配电网侧升级改造的持续加码，各类型储能、虚拟电厂等电网调节性资源的多样化应用，源网荷储一体化的大力推广，以及光伏制氢制氨制甲醇等绿色化工技术的进一步成熟，再加上国家对于电解铝、钢铁、水泥、化工、数据中心等高耗能行业逐步明确可再生能源消纳责任权重比例，均为提高电网的灵活调节能力，增加新能源发电消纳，提供了有效解决办法。
　　同时随着电力市场化改革深入，集中式和分布式新能源参与市场化交易的比例逐步提高。特别是随着136号文正式启动新能源上网电价全面市场化改革，标志着我国新能源行业"固定电价"保障机制的历史性终结，行业收益模式将由"保量保价"向"量价双风险"模式转变，预计将加速行业格局重构进程，进而增加行业、企业以及具体到新能源电站项目收益的更多不确定性。
　　市场化机制的核心在于通过价格信号引导资源配置。新能源入市后，其波动性出力特性将显著拉大电力现货市场峰谷价差，午间光伏出力集中时段可能面临零电价甚至负电价风险，这要求企业不仅需优化发电侧技术（如科学设计储能配套比例、加强风光功率预测精度），还需引入AI等新技术参与电力交易，以及积极参与需求侧响应和虚拟电厂等灵活性资源交易，通过多元收益对冲价格风险。同时企业对于项目系统成本、自身管理成本和资金成本的管控，也会向纵深推进，从而形成更为强调全面专业化精细化运营能力的核心竞争力和行业门槛。
　　公司具有多年电站投资开发建设运营经验和资源积累，通过有效控制前期成本、多元化的电力产品组合，以及智能运维、电力交易等运营能力，抵御电价波动影响。同时，公司亦将积极通过储能、售电业务、主动参与需求侧响应等方式，获取更多增收和发展机会。
　　4、应收账款及合同资产回收风险
　　近年来国家对光伏电费补贴发放方式进行了改革，但补贴缺口和拖欠问题并未得到实质性解决，公司的电费补贴应收余额仍然较高。若国家光伏电费补贴持续累加拖欠，将会影响公司的现金流，对实际投资效益产生不利影响。若未来光伏电费补贴相关政策发生不利变化，公司可能面临补贴电费收入无法收回、光伏发电收入下降的风险。针对EPC业务回款及工商业分布式项目电费回款，如果项目业主的财务状况发生恶化或者经济形势发生不利变化，可能会导致公司的应收账款及合同资产存在一定的回收风险。
　　公司将积极跟进补贴政策最新情况，并通过多元化的业务布局，逐步降低应收国家电费补贴对公司的影响，也将不断加强EPC业务的回款管理，降低相关款项回收风险。
　　5、项目开发及建设风险
　　新能源发电项目从设计、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。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，公司可能因为申请程序的拖延而失去项目开发的最佳时机。同时项目建设过程中参建单位多，对企业的工程管理能力要求高。施工中还会涉及各类复杂地形及状况，诸多不确定因素可能导致项目建设期延长，对项目的投资回报产生不利影响。
　　公司在新能源项目开发方面拥有多年经验及专业优势，并审慎进行项目投资决策，将尽可能选择并网条件较好、装机成本可控、毛利较高的项目，同时公司努力提升施工管理能力，尽可能减少项目延期对公司经营的影响。 收起▲

　　一、经营情况讨论与分析
　　2024年伴随上游产业链各环节价格持续低位运行，加上国家双碳目标的坚定推进，光伏电站新增装机再破纪录，创新高达到近278GW。高装机的同时，行业面临的挑战也进一步加剧，如部分地区项目消纳不足带来弃光限电率提升，新能源入市造成电价波动等。当前光伏下游市场处在从高规模到高质量可持续发展阶段过渡的关键时间窗口，政策频出，市场环境快速变化。
　　作为一家行业领先的清洁能源供应商和服务商，公司在新能源发电领域发展多年，已经在国内形成“开发—建设—发电—交易”全链条一体化的电站开发运营体系，业务范围涵盖地面集中式、工商业分布式、户用光伏等各种电站类型，并在全球范围内广泛开展... 查看全部▼

　　一、经营情况讨论与分析
　　2024年伴随上游产业链各环节价格持续低位运行，加上国家双碳目标的坚定推进，光伏电站新增装机再破纪录，创新高达到近278GW。高装机的同时，行业面临的挑战也进一步加剧，如部分地区项目消纳不足带来弃光限电率提升，新能源入市造成电价波动等。当前光伏下游市场处在从高规模到高质量可持续发展阶段过渡的关键时间窗口，政策频出，市场环境快速变化。
　　作为一家行业领先的清洁能源供应商和服务商，公司在新能源发电领域发展多年，已经在国内形成“开发—建设—发电—交易”全链条一体化的电站开发运营体系，业务范围涵盖地面集中式、工商业分布式、户用光伏等各种电站类型，并在全球范围内广泛开展海外新能源电站投资业务。公司还积极布局储能等新兴业务领域，同时也为客户提供智慧运维、售电、绿电市场化交易、综合降碳解决方案等一揽子综合能源服务。多元化的业务布局，为公司提供了更强的抵御政策和市场环境变化风险，跨越产业周期，以及更好的面向未来发展的综合能力。
　　截至2024年12月底，公司自持电站规模约6,448MW，自持独立储能电站规模298MWh。2024年度共完成发电约67.14亿千瓦时，实现营业收入47.75亿元，同比上升9.25%；实现归属于母公司的净利润3.24亿元，同比下降15.39%。其中营业收入增长，主要系公司自持电站装机规模增加致发电量和发电收入提升，同时户用光伏电站滚动开发业务营收规模增长所致；归属于母公司净利润下降，主要系报告期内光伏行业弃光限电率进一步提升，同时受制于电力市场政策环境变化，公司处置长期股权投资产生的投资收益下降所致。
　　报告期内，公司主要业务经营情况具体如下：
　　（一）电站开发与运营业务
　　近年来，公司面对快速变化的市场环境，保持战略定力的同时灵活应对，凭借自身强大的开发优势和打造多类型高收益新能源电站的产品化能力，持续推行滚动开发、持有、出售这种轻重资产相结合的经营模式，保障现金流稳定的同时，亦提高了资金使用效率，业务发展的空间和弹性得到持续提升。报告期内，公司一方面持续深耕和拓展区域市场，储备更多新能源指标和签约项目；另一方面主动控制自投电站的节奏，充分发挥自身项目资源优势，将自投项目范围锁定在经济发展较好、高消纳和高电价地区。此外公司进一步推进轻资产运营战略，加大电站转让力度，提高开发服务收益，为公司各项业务的持续健康稳定发展打下坚实基础，也为应对未来行业的不确定性以及业务多元化布局、新兴业务投入进行相关储备。
　　1、多类型电站有序开发并网
　　公司拥有涵盖地面集中式、工商业分布式和户用光伏等不同类型光伏电站业务，截至报告期末，公司自持电站装机容量达到6,448MW，增长约20%。其中新增装机并网约1,879MW，较2023年同比下降约20%。
　　（1）地面集中式电站
　　截至报告期末，公司地面集中式电站持有规模达到3,983MW，全年新增装机并网960MW，主要集中在国内的广东、青海、安徽、福建等省份以及境外的中东地区。
　　地面电站指标获取方面，多年来公司一直在民企领域保持头部优势。2024年，面对多省份政策收紧的环境与日益激烈的市场竞争格局，公司开发团队在开发业务类型和合作模式上均实现新突破，积极拓展火电灵活性改造、风火光打捆、数据中心负荷、源网荷储定制开发等多元化开发模式。全年合计获取国内地面电站开发指标3,349MW，其中光伏2,789MW，风电560MW，进一步丰富了项目资源储备，为公司电站业务的高质量可持续发展提供长期支撑。
　　（2）工商业分布式电站
　　截至报告期末，公司工商业分布式电站持有规模达到1,388MW，全年新增装机并网186MW。面对分布式入市的政策预期，公司进一步控制自投项目规模，持续战略聚焦优质客户和优质项目。期间，公司工商业分布式实现新增签约307MW，其中500强公司和上市公司企业占比超80%。过程中公司与京东完成一揽子项目签约合作，并成功落地腾讯怀来东园数据中心“风光储充放”一体化示范项目。
　　（3）户用光伏
　　截至报告期末，公司户用光伏业务持有规模达到1,077MW，全年新增装机并网733MW，建档548MW，主要并网集中在上半年且以江苏等南方省份为主。过程中，公司推出晶品全款购、整村汇流方案、台区配储方案、户用光伏+AI算力模型等新产品形态，并重点向更具轻资产属性的合作共建预收购模式布局和转型，目前已签约多家资方，重点覆盖广东、江苏、浙江、安徽、天津、广西和湖北等区域市场。
　　2、电力交易精细运营
　　在新能源电站参与市场化交易的大背景下，公司组织专业运营团队，针对旗下自持电站，通过优化市场化交易策略、积极参与绿电交易等精细化运营方式，稳定甚至提高部分项目的结算电价水平。
　　报告期内，公司甘肃金昌电站合理利用市场机会，通过提前锁定高价中长期合约，择机峰谷套利，全年平均结算电价高于市场均价，其中2024年9月的结算均价达到312.85元/MWh，高于市场139元/MWh，达到省均价180%以上；江西丰城电站2024年通过绿电交易，平均度电电价较燃煤基准价溢价5.5分；安徽来安电站平均度电电价较燃煤基准价溢价5.19分。
　　3、电站转让持续高效推进
　　报告期内公司持续高效推进“轻资产”运营战略，不断优化公司业务发展模式与资产结构，转让电站获得开发服务收益的同时，进一步加快了资产周转和资金使用效率。2024年，公司共完成电站转让出售合计790MW，实现资产周转和现金回笼，其中包括地面电站301MW，工商业分布式资产包55MW，户用光伏434MW。此外，报告期内，公司亦有西班牙175MW电站项目完成预出售，目前该项目正在建设中，待项目建成投运并满足各项交割先决条件后，将按协议进行股权交割。
　　（二）综合能源服务与新兴业务
　　1、储能业务持续放量
　　2024年，我国陆续出台了一系列重要储能政策，涵盖并网调度、市场机制、发展规划等多个方面，独立储能项目迎来重要发展机遇。
　　报告期内，公司在全国多点布局储能业务，覆盖网侧和用户侧等多种应用场景。截至报告期末，公司自持独立储能电站规模298MWh，全年新增网侧储能55MWh、用户侧储能18MWh，新增获取备案储能项目容量超1,970MWh。与此同时，依托于过去开发储备的大量资源，公司目前已有多个储能项目超GWh纳入推进计划中。
　　2、售电业务蓬勃发展
　　随着我国新型电力系统建设和电力市场化改革的逐步深入，公司积极响应相关政策和市场需求，开拓售电业务，建立了高效、快速、完善的售电服务体系，可对电力用户提供从企业接入市场、电力市场化交易、电费结算等一站式服务，同时公司提供多样化、个性化的电力购销服务，满足各类用户的电力购销需求，帮助用户降低能源成本，提高经济效益。
　　2024年，公司售电业务持续盈利，售电导流和其他配套综合能源业务继续推进落地，主要业务省份覆盖江西、四川、山东、安徽、浙江、广东、上海、江苏等地，实现签约电量187亿度，交易电量139亿度，签约客户4,380户。全年绿电交易电量8.29亿度，同比增长超3倍，绿证交易11.85万张，碳普惠7,028吨，进一步扩大绿色权益交易规模。
　　3、代运维业务稳中有增
　　报告期内，公司运维团队通过精细化管理，提高人效、降低成本，充分发挥专业技术优势，推行低效电站改造和发电量提升两项专项工作。在保障公司自持电站安全稳定高效运行的同时，进一步建设对外业务开发团队，拓展多类型业务渠道，寻求更多利润增长点。
　　截至2024年底，公司代维业务累计代维规模2,536MW，同比增长61.73%，新签约容量1,618MW，其中新拓展客户签约1,264MW，老客户续签354MW，服务对象以央国企和地方能源平台为主。
　　4、虚拟电厂方兴未艾
　　随着中央到地方虚拟电厂相关政策的持续驱动，为可控负荷、新型储能、分布式新能源等灵活性资源提供了进入市场的机会，虚拟电厂市场将快速发展。
　　公司旗下综合能源服务商晶科慧能于2022年率先在浙江开展虚拟电厂运营业务，并以负荷聚合商身份助力浙江完成全国首个接入调度系统、参与系统实时响应调节的虚拟电厂项目。当前公司已在浙江、上海、四川、江西、天津五个省份布局虚拟电厂业务，探索电网辅助服务、峰谷套利、EMC、市场交易优化等多元化商业模式。截至2024年底，公司虚拟电厂实现接入容量1,150MW，聚合客户数量超1,200家。
　　5、创新业务多点开花
　　报告期内，围绕“行业领先的清洁能源供应商和服务商”这一定位，公司依托覆盖全国的新能源电站及用能客户优势，深化市场研究，充分挖掘用户需求，持续发展多种类型创新业务。报告期内公司腾讯河北怀来东园数据中心“风光储”新能源微电网示范项目实现建成投运。该项目整合风力发电、屋顶光伏、储能系统、光储充车棚等多种新能源形式，多能互补、集成优化，打造了绿色数据中心微电网标杆解决方案。
　　公司拥有涵盖余热改造、节能咨询、碳服务、光储直柔微电网等低碳解决方案在内的多个创新业务，均在发展推进中。
　　（三）海外电站投资开发业务
　　公司在海外市场拥有卓越的项目开发能力，良好的金融机构合作关系及成功的EPC管理经验。凭借海外业务的品牌优势和开发经验，公司持续在全球范围内广泛开展海外发电业务。截至2024年末，公司海外项目储备总量超2.4GW，包括光伏、储能、光储一体、数据中心配套等多种类型项目。
　　同时公司持续推进储备项目后续开发工作。包括：2022年中标的沙特300MW光伏项目，报告期内实现并网发电；2023年中标的沙特400MW项目顺利完成融资闭合，正在建设中；西班牙175MW项目已经在开工建设中，报告期内已通过预售模式提前与中国华电香港有限公司锁定出售协议；哥伦比亚200MW项目工程总包确定等等。公司海外项目已建立从项目开发到出售的利润闭环模式，未来这些海外项目也将逐步兑现，对公司业绩持续增长形成有力支撑。
　　
　　二、报告期内公司所处行业情况
　　（一）光伏上游产业链各环节价格持续低位运行
　　报告期内，光伏上游制造端，随着TOPCon、HJT、BC电池、钙钛矿及其叠层电池转换效率不断创新高的同时，包括硅料、硅片、电池、组件在内的主产业链各环节陷入持续的产能过剩和价格“内卷”，部分企业产品跌破成本价，利润率下降甚至出现亏损情况。
　　全年来看硅料价格同比下滑近40%，硅片价格降幅超50%，电池片和组件价格下跌30%左右。直到2024年四季度末，受行业自律限产、政策呼吁及部分落后产能出清影响，光伏上游各环节价格出现一定的触底企稳态势。光伏上游价格持续低位，对于光伏电站开发投资运营企业而言，有助于进一步降低项目建设成本和投资风险，提高项目收益率水平，这极大程度催生了近两年国内光伏新增装机规模的快速放量。
　　（二）光伏下游电站装机规模再破纪录呈分化趋势
　　2024年，中国光伏新增装机量达277.57GW，连续第二年创历史新高的同时，增速趋缓，同比增长28.3%，累计光伏装机规模达到886GW。
　　这一增长主要得益于上游产业链价格大幅下降带来的成本优势，以及政策层面对可再生能源快速发展的持续支持。尽管行业面临产能过剩、企业亏损等挑战，但光伏电站投资经济性提升叠加“十四五”收官年的项目集中建设，推动装机规模突破预期。
　　从装机类型看，2024年集中式光伏新增装机159GW（占比57%），同比增长33%；分布式光伏新增装机118GW（占比43%），同比增长23%。分布式光伏中，工商业分布式占比提升，新增装机88.63GW，同比增长68%；而户用光伏受渠道成本上升、消纳形势严峻、市场竞争加剧等难题影响增速放缓，新增装机29.55GW，同比下降23%。地区层面，新疆、内蒙古、江苏三省领衔，新增光伏规模均超20GW，占总新增规模1/3；其次为山东、河北、云南、广东、浙江、陕西、青海、安徽、湖北9省，新增规模超10GW。多个省份已在2024年提前完成“十四五”规划内新能源装机目标。
　　（三）高装机带来新能源电站限电风险与消纳问题
　　“十四五”期间，我国风电、光伏发电迎来高速增长，新能源在电力系统中的比重明显提升，由于“与电网建设协同有待提升、电力系统调节能力快速增长但仍不足以匹配新能源装机速度、外送通道和省间交易机制尚需完善、供需关系在西北为代表的局部地区和光伏大发的午间时段形成制约”等原因，行业正面临日益严峻的限电和电力消纳不足的挑战。限电问题不仅直接影响光伏电站的发电量，还会影响电站的整体收益。在光伏发电量高峰期，电网往往无法吸收过多的新能源发电量，导致发电企业不得不降低出力，对场站发出的清洁能源造成了一定浪费，还影响了光伏电站的经济效益。
　　（四）新能源全面入市背景下电力市场化交易步伐加快
　　2024年11月，《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》在京发布，提出“三步走”战略：第一步，到2025年初步建成，实现跨省跨区市场与省内市场有序衔接；第二步，到2029年全面建成，实现新能源在市场中的全面参与；第三步，到2035年完善提升，支持新能源大规模接入，形成市场、价格和技术全面协调的市场机制。蓝皮书提到的新能源全面入市时间较2022年《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》有所提前。
　　在相关政策指引下，伴随新能源快速发展，我国电力参与市场化交易比例继续上升。2024年1-12月，全国电力市场交易电量达到617,956亿千瓦时，同比增长9.0%，占全社会用电量比例62.7%，比上年提高1.3%。2024年，全国各省加快推进风电、光伏项目入市，集中式项目入市比例已大幅提高，参与电力市场化交易的比例中位数基本已达到60%左右，最高的则达到90%以上。
　　而工商业分布式方面，河北南网、山东等区域市场也已试点开展分布式发电入市探索。未来集中式、大型工商业、一般工商业、户用光伏电站也将陆续全面入市。市场化交易会在一定程度上导致电价波动，进而改变新能源电站项目原有固定电价结算的收益模式，对新能源项目的投资边界确定带来挑战，同时也对运营企业的资产精细化运营能力特别是电力交易能力，提出了更高要求。
　　（五）支持政策持续加码推动新能源高质量发展
　　2024年是实现“十四五”规划目标任务的关键一年，国家持续坚定不移地推进能源绿色低碳转型。新能源装机规模再创新高的同时，新型电力系统建设和电力市场改革也在加速推进，一系列支持政策相继推出，新能源行业逐步进入可持续高质量发展阶段。
　　进入2025年，随着国家发改委、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》（以下简称“136号文”）发布，进一步明确新能源全面入市电价通过市场交易形成的同时，特别提出了建立新能源可持续发展价格结算机制，保障了老项目的收益稳定，也可以防范新能源全面入市后新项目的系统电价风险，这很大程度上稳定了市场以及绿电运营企业的长期发展预期，标志着新能源在快速发展的同时，也将进入可持续高质量发展阶段。
　　
　　三、报告期内公司从事的业务情况
　　公司主要从事光伏电站开发运营转让业务和光伏电站EPC等业务，按照《中国上市公司协会上市公司行业统计分类指引》，公司属于“电力、热力生产和供应业”。报告期内，公司的主营业务未发生重大变化。
　　光伏电站开发运营转让业务，主要包括太阳能光伏电站的开发、投资、建设、运营和转让，业务范围涵盖地面集中式、工商业分布式、户用光伏等各种电站类型，并在全球范围内广泛开展海外新能源电站投资业务。公司通过大量前期工作，在设计、开发、选型、资源配置上形成最优方案，建成多类型、高收益的光伏电站，打造电站“产品化”能力。在为用户提供清洁能源的同时，公司既可在持有电站时获得稳定发电收入，亦可通过择机出售相关电站获取收益。通过持续推行滚动开发、持有、出售这种轻重资产相结合的经营模式，公司有效提升了电站产品开发核心能力，保障现金流稳定的同时，亦提高了资金使用效率，业务和业绩发展的空间和弹性得到进一步提升。
　　除了各类型光伏电站相关业务，作为一家行业领先的清洁能源供应商和服务商，公司充分发挥民营企业的灵活创新优势，在多种新能源应用场景和业务模式上持续做到引领和突破，包括：陆上风电、海上风电、分散式风电、海上光伏、火电调峰合作、抽蓄调峰合作、源网荷储一体化、微电网、风光制氢一体化等等。
　　同时随着新能源电站存量规模的快速增加，以及电力市场化改革、新型电力系统建设的逐步推进，公司一直也在重点关注和布局各类综合能源服务等新兴业务，例如：各类型储能、代运维、售电、绿电交易、虚拟电厂、碳交易等，可为用户提供冷、热、电、气等一揽子综合能源节能降碳方案。其中多个业务已经具备商业化产品和解决方案，保持快速增长的同时对业绩也形成了正向贡献。
　　公司围绕“行业领先的清洁能源供应商和服务商”定位，主要业务模式如：
　　光伏电站EPC业务，也是公司的传统业务，公司会根据市场环境，制定EPC业务发展目标，灵活制定发展策略和投入资源。公司主要通过市场招投标和以开发带动EPC两种模式获取EPC订单，为客户提供涵盖光伏电站工程总承包、整套设备采购供应以及光伏电站整体解决方案的综合服务。
　　
　　四、报告期内核心竞争力分析
　　报告期内，公司围绕“行业领先的清洁能源供应商和服务商”的战略定位，持续保持和加强自身以光伏发电为主的多类型新能源电站一体化综合解决方案能力、新能源业务精细化运营能力、综合能源服务能力、全球资源整合能力以及人才储备方面的核心竞争力。
　　（一）多类型新能源电站一体化综合解决方案能力
　　公司主营业务覆盖以光伏电站为主的各类型新能源电站的开发、投资、建设、运营、管理和转让及光伏电站EPC。拥有设计、施工等多项资质，积累了丰富的新能源电站建设、运营及管理经验，具备多类型电站产品化和一体化解决方案的能力。
　　作为行业的代表性企业，近年来公司陆续揽获多项企业荣誉。报告期内，公司荣获2024年度优秀企业、2024年度优质光伏EPC企业、2024年度影响力分布式光伏品牌、2024工商业储能领军投资商奖、2024年度工商业光伏系统十大品牌、PVBL2024全球最具影响力分布式品牌奖、PVBL2024全球最佳光储项目应用案例奖等荣誉，具备较好的行业品牌知名度。
　　项目开发方面，公司多年保持开发规模在民营企业内行业领先的竞争地位，拥有一支开发能力卓越的项目团队，面对不断变化的市场形势和各类开发环境，能够灵活调整开发策略，抢占市场先机。近年来，公司紧跟新能源行业发展趋势，稳定获取各省风光发电项目指标。同时持续创新，打造包括源网荷储一体化、风光制氢一体化、抽蓄调峰合作在内的开发新模式标杆样板，落地多个首次开发项目，包括首个火电调峰合作、首个分散式风电、首个海上光伏、首个独立共享储能电站等等，充分体现出公司在新能源领域业务开发的丰富经验与技术优势，引领公司向复合型开发和业务模式转型。
　　电站建设方面，公司始终重视电站项目建设的质量水平，以高要求、高标准、严规格不断加强质量控制，保证光伏电站持续稳定运行。通过对采购、组装、集成、调试等各环节控制，有针对性地设计高标准的技术规范与管理体系，以充分保障电站运营的可靠品质。公司及子公司拥有电力工程施工总承包二级资质、新能源设计乙级资质、承装(修、试)电力设施许可证（承装类三
　　级、承修类三级、承试类三级）资质。公司及子公司江西晶科电力设计有限公司、上海晶坪管理体系已经取得ISO14001:2015认证、ISO45001:2018认证及ISO9001:2015认证。
　　电站运维方面，公司拥有多年光伏电站运维经验，熟悉多样的光伏电站运维环境，能高效完成客户的服务需求。公司基于远程智能化集控中心，为公司旗下电站和第三方代维服务电站，提供线上监控、智能运维、发电预测等大数据支持。同时，公司通过自主研发的O2O运维管理服务平台，有效实现“线上管控治理、线下维护检修”；利用无人机巡检、红外线检测等多项先进技术，电站运维效率显著提升。基于公司在电站运维方面的专业技术和丰富积累，公司承接电站运维服务能力不断加强，保障发电安全稳定的同时，为发电量和电站收益提升提供强大助力。
　　（二）新能源业务精细化运营能力
　　近年来，随着光伏电站装机规模快速增长，诸如消纳压力、并网限制、市场化交易比例提升造成电价波动等问题在一些地区暂时突显。对新能源电力企业而言，持续获得高价值项目资源、打造高水平高收益的电站产品、电站资产结构的优化配置、以电力交易为中心的电站运营，以及以电站资产交易闭环能力等，构成了覆盖新能源电站项目全生命周期的精细化运营核心竞争力。
　　公司每年获取光伏项目指标开发规模持续保持民营企业领先位置，并不断根据产业政策和市场环境变化灵活调整，加强高价值项目的开发和储备力度，为公司每年优选更具盈利能力和资源价值的项目进行投资建设提供了足够的选择空间，实现健康可持续发展。同时，公司持续关注各种新能源应用场景发展机会，除了保持传统地面集中式和工商业分布式光伏的竞争优势之外，切入周转更快的户用光伏领域迅速形成突破，亦在风电和储能领域持续斩获，并连续突破创新，进一步延展到海上光伏、海上风电、分散式风电、源网荷储、火电调峰、抽蓄调峰、风光制氢等新的开发和业务模式，保障公司可以持续获得和打造多类型、高水平、高收益且符合最新政策及市场需求的新能源项目资源和电站产品。
　　除了获取项目资源和电站的产品化能力，公司在电站资产的区域布局上一直不断进行优化配置。公司以发展战略和经营目标为中心，充分考虑电站的投资收益水平，作为项目投资建设核心依据。近年来公司电站从华东、华中、华南、西北等区域均衡分布，到逐渐往经济发展较好、消纳和电价更有保障地区进一步侧重。以2024年为例，公司实现并网的国内地面集中式光伏项目除青海募投项目之外，主要集中在广东、安徽和福建，新增户用光伏亦高比例分布在江苏等南方地区，而工商业分布式光伏则一直以经济发达地区和优质业主作为项目投建的重要标准。
　　电力交易运营方面，随着公司自持电站规模的提升，新能源电力参与市场化比例和范围逐步扩大，公司较早地在行业内成立资产运营部门，面向旗下电站，制定针对性的电力交易运营策略，为公司在部分地区电站项目稳定甚至提升结算电价做出了积极贡献。同时，公司亦前瞻性布局面向第三方电站提供服务的售电业务子公司，在全国多个省份开展售电业务，高速发展的同时，也构建了电力运营核心竞争优势。
　　此外，公司已在全类型电站，从国内到海外，实现了电站资产交易的利润闭环，建立了覆盖央国企、跨国能源巨头、产业基金、金融机构等不同类型企业或组织的合作网络，也是电站全生命周期的精细化运营全能力图谱的重要拼图，为公司实现轻资产化转型、优化资产配置、提高资金使用效率以及经营利润目标兑现提供助力。
　　（三）综合能源服务能力
　　伴随新型电力系统建设和能源结构转型大背景，公司积极响应“新电改”。旗下晶科慧能子公司，自2015年注册成立以来，提前布局多项综合能源服务相关业务，其中部分业务已经形成规模，对公司产生正向业绩贡献，在市场上形成一定的先发优势。
　　公司已经在江西、四川、山东、安徽、浙江、广东、上海、江苏等多个省份开展售电业务，签约数千家代理客户，开展售电业务，围绕用户需求，提供电碳结合的绿色权益服务。公司亦根据不同应用场景为各类客户提供针对性的储能运营服务，为储能参与电力市场提供交易支撑，并通过虚拟电厂实现对多个跨区域分散式能源集中管理形成聚合，以虚拟电厂作为主体参与电力市场实现电力调频调峰、需求侧响应等辅助服务。同时公司积极参与先进制造业集群建设，针对工商业与公共机构不同类型客户，提供冷、热、电能效提升综合解决方案，助力企业向高端化、智能化、绿色化转型，提高综合能效和绿色用能水平，实现从高碳排放模式向低碳排放模式转变。
　　（四）全球资源整合能力
　　自开发海外光伏发电市场以来，公司充分利用全球资源整合能力，与法国电力集团（EDF）、阿布扎比未来能源公司（Masdar）、韩国电力公司（KEPCO）、法国道达尔（Tota）、中国电力国际有限公司等多家全球能源巨头和大型财团开展过良好的业务合作。公司以光伏发电技术服务优势，联合合作方的融资渠道优势，近年合作投资开发了阿布扎比一期1.2GW和二期2.1GW等光伏发电项目，并连续中标阿曼500MW、沙特阿拉伯三期300MW和四期400MW、西班牙182.5MW等海外大型光伏发电项目，在欧洲、中东等地区树立了较强的品牌影响力，并在全球范围内开展光伏项目开发业务，形成丰富的海外新增项目储备规模。公司在海外市场的持续斩获，进一步彰显了公司在全球资源整合以及项目开发能力方面的核心优势。
　　（五）专业人才和团队优势
　　人力资源和人才优势是光伏企业持续进行技术创新和模式创新，不断引领突破的重要保障。公司管理层和核心团队，在新能源光伏和电力相关领域具有深厚的专业背景、行业资源以及丰富的跨越周期的实践经验，能够敏锐把握行业发展趋势，并以强有力的执行力推动与落实公司发展战略和经营目标。
　　公司不断进行人才管理和创新，除了采用灵活且市场化的方式持续吸引“高精尖”人才，也建立了科学合理的激励机制，推进了员工持股计划的实施，进一步激发人才的创新活力，推动企业的持续发展。同时，公司非常注重人才梯队建设，通过定期组织技术培训、交流活动等方式，提高员工的专业技能和综合素质，为企业的持续发展提供有力的人才保障。公司目前已经建立了超过千人，覆盖以光伏发电为主的各类新能源应用场景的业务和管理人才队伍，为公司持续创新引领行业发展，应对市场变化跨越产业周期构建了较高的安全壁垒。

　　五、公司关于公司未来发展的讨论与分析
　　(一)行业格局和趋势
　　1、行业不确定性增加，高装机规模延续
　　源自中国光伏行业协会观点，2025年，受分布式光伏发电管理办法、新能源上网电价市场化改革等政策以及各省具体实施办法出台时间差的影响，行业存在一定观望情绪，从而增加2025年装机预期的不确定性。
　　近年来，国家支持新能源快速发展的相关政策持续发布和实施，光伏下游市场增长基本面依然有较强依托。风光大基地等项目受新政策影响较小，装机预期稳定。136号文明确“新老划断”原则并预留宽限期，已引发2025年上半年抢装。再考虑到近年来社会用电总量一直稳步增长，能源绿色转型进程持续推进，叠加储能/氢能等产业链技术进一步成熟和成本下降，AI算力数据中心对绿电需求的迅猛增长，以及光伏产业链技术持续进步推动行业挖掘更多应用场景等因素，虽然行业面临较多不确定性，但预计我国光伏下游市场新增装机规模依然可维持200GW以上的高位运行，为中国光伏行业协会预测2025年装机情况。
　　2、新能源进入全面入市时代，精细化运营构筑行业门槛
　　2025年2月9日，国家发改委、国家能源局联合发布136号文，正式启动新能源上网电价全面市场化改革。该政策标志着我国新能源行业"固定电价"保障机制的历史性终结，行业收益模式将由"保量保价"向"量价双风险"模式转变，预计将加速行业格局重构进程。
　　市场化机制的核心在于通过价格信号引导资源配置。新能源入市后，其波动性出力特性将显著拉大电力现货市场峰谷价差，午间光伏出力集中时段可能面临零电价甚至负电价风险，这要求企业不仅需优化发电侧技术（如提升储能配套比例、加强风光功率预测精度），还需引入AI等新技术参与电力交易，以及积极参与需求侧响应和虚拟电厂等灵活性资源交易，通过多元收益对冲价格风险。同时企业对于项目系统成本、自身管理成本和资金成本的管控，也会向纵深推进，从而形成更为强调专业化精细化运营能力的核心竞争力和行业门槛。
　　3、多举措并行，新能源消纳问题有望重点解决
　　近年随着新能源装机规模快速增长，消纳问题凸显，弃光限电率呈现走高趋势，成为制约新能源发电运营企业利润增长的核心命题。
　　据国网、南网预告，今年的电网总投资将超8,250亿元，比2024年陡增2,200亿元，将极大缓解近年电网投资落后于电源侧装机快速增长的问题，特高压建设和配电网侧升级改造，都将有助于新能源消纳能力提升。2025年1月，国家发改委、国家能源局关于印发《电力系统调节能力优化专项行动实施方案（2025—2027年）》的通知提出，到2027年，电力系统调节能力显著提升，支撑2025-2027年年新增200GW以上新能源装机，利用率不低于90%，优先调度新型储能，日内应调尽调，减少弃风弃光。多类型储能的应用，另外加上高耗能企业的迁移，源网荷储微电网模式的推广，风光制氢制氨制甲醇等绿色化工技术的逐步成熟等，多举措并行，新能源消纳问题有望在2025年以及不远的未来得到重点解决。
　　4、国内外政策推动，新能源绿色环境价值回归
　　据国家能源局数据显示，2024年我国绿证核发质效显著提升，全年核发绿证47.34亿个，同比增长28.4倍，其中可交易绿证31.58亿个，占66.71%。绿证交易规模增长迅速达到4.46亿个，同比增长3.6倍，其中绿证单独交易2.77亿个、绿电交易绿证1.69亿个。
　　在政策层面，2024年8月2日，国家发改委办公厅、国家能源局综合司发布《关于2024年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》，首次新设电解铝行业绿色电力消费比例目标。
　　2024年10月，国家发改委等六部门发布《关于大力实施可再生能源替代行动的指导意见》，加强高耗能企业使用绿色电力的刚性约束。2025年3月17日，国家发展改革委等部门联合下发《关于促进可再生能源绿色电力证书市场高质量发展的意见》文件，提出明确绿证强制消费要求，加快提升钢铁、有色、建材、石化、化工等行业企业和数据中心，以及其他重点用能单位和行业的绿色电力消费比例，到2030年原则上不低于全国可再生能源电力总量消纳责任权重平均水平；国家枢纽节点新建数据中心绿色电力消费比例在80%基础上进一步提升；将绿色电力消费信息纳入上市企业环境、社会和公司治理（ESG）报告体系等。在此基础上叠加2026年欧盟将正式面向中国出口的特定高碳排放产品征收碳关税的预期，高耗能企业以及出口制造类企业，消费绿电绿证的需求将出现井喷式发展。进而新能源发的每度电，除了基本电能量价值之外，还会获得额外的绿色环境收益，在市场化交易比例不断提升背景下，可以进一步保障新能源项目的合理收益水平，有利于新能源高质量可持续发展。
　　(二)公司发展战略
　　公司专注于光伏发电为主的新能源下游产业链，秉承“改变能源结构，承担未来责任”的发展理念，致力于成为全球领先的清洁能源供应商和服务商，为更多的客户提供差异化和个性化的能源生产和服务。
　　未来，公司将充分发挥项目开发核心优势，集中式与分布式业务并举，维持一定新能源电站权益装机量、获得稳定现金流的同时，坚持“轻资产”运营战略，加大电站的周转，获得相应的开发服务收益。通过持续推行滚动开发、持有、出售的轻重资产相结合经营模式，打造电站“产品化”和商业闭环能力，从而实现不断增厚公司业绩、增加股东回报的目标。同时公司积极探索储能、风电等投资机会，充分利用核心开发优势和充足的项目资源储备，以开发带动EPC、开发带动对外合作等多种模式，满足新能源投资市场的多样化需求。除了国内市场，公司充分发挥全球资源整合能力的核心优势，继续推进海外业务发展，分散经营风险的同时，寻求优质市场的更多利润增长点。在综合能源服务方面，公司积极探索储能、代运维、售电业务、碳交易、虚拟电厂、微电网等新兴业务发展机会，通过业务模式创新和技术服务创新，逐步推动公司从清洁能源投资商向清洁能源服务商的转型。
　　(三)经营计划
　　2025年2月，国家发改委、国家能源局联合发布136号文，正式启动新能源上网电价全面市场化改革。该政策标志着我国新能源行业"固定电价"保障机制的历史性终结以及全面市场化的到来，伴随该政策提出的可持续发展电价结算机制的推出，行业也将逐步进入到新的高质量可持续发展阶段，同时亦对新能源电力运营企业提出了更多的能力要求和挑战。
　　面对挑战，公司已形成应对行动计划，2025年公司将围绕以下五项重点工作展开:
　　1、深化资管体系建设，聚焦电站资产增值保值
　　公司将紧跟政策变动趋势，整合公司资源，建立资管体系，以“资产增值保值”为核心抓手，围绕资产全生命周期管理，从“高效周转、精细化运营和电力交易人才队伍建设”三个方面优化资源配置、提升资产效能，推动企业向集约化、专业化、市场化转型。
　　2、地面开发聚优势，向复合型开发转型
　　公司开发团队对外将进一步整合战略供应商资源、实现投产联动，对内将重点聚焦锁定已有产业基地区域、深耕历史开发具备规模区域、同时关注其他资源禀赋较好区域，形成可持续的开发优势。在公司已实现集中式风电、分散式风电、网侧共享储能、火电调峰合作、海上光伏等模式新突破的基础上，持续创新、打造包括源网荷储一体化、风光制氢一体化、抽蓄调峰合作在内的开发新模式标杆样板，加大力度开发负荷侧项目，建立乙方服务体系，引领公司转向复合型开发业务。
　　3、大力发展储能业务，实现数量级跨越
　　2025年，独立储能项目和新能源电站市场化配储，将迎来政策和产业发展支持的关键时间窗口。储能业务发展是公司2025年核心战略工作之一，公司将依托近年持续储备的丰富项目签约资源，以及覆盖多场景多类型的储能项目开发建设和运营经验，并结合136号文等政策细则落地情况，进一步扩大储能项目建设和运营规模，力争推进项目实现数量级的跨越。
　　4、积极开拓新兴业务，创新增长提升能力
　　面向未来，公司将顺应综合能源服务市场变化，围绕用户需求，持续密切关注各场景储能电站、售电业务、绿色权益开发、虚拟电厂、光储充一体化、微电网等新兴业务发展，不断提升综合能源增值服务能力。
　　5、强化组织建设，支撑公司高质量发展
　　2025年公司将通过开展组织效能提升、全面升级绩效体系、重塑激励机制、启动贡献者计划、加强人才盘点和人才供给体系建设等项目，进一步强化组织建设，支撑公司高质量发展。
　　(四)可能面对的风险
　　1、产业政策变化风险
　　公司主要从事以光伏为主的新能源电站开发运营转让以及EPC业务。目前国家大力发展新能源发电产业，相关利好政策为公司的盈利带来了稳定预期。近年来，随着可再生能源产业链的发展，相关政策也随之调整，光伏发电产业先后进入无补贴的平价时代以及市场化交易时代，光伏电价政策多次调整且总体呈下降趋势。如果光伏行业不能及时通过技术进步、产业优化升级、光储联合运营等创新方式与“平价上网”和“市场化交易”进程同步实现成本下降、效率提升以及电力市场化交易收益最大化，项目收益可能会受到不利影响。
　　公司核心管理团队在光伏行业拥有多年丰富经验，深谙国际与国内光伏行业发展的基本规律，能够敏锐把握行业发展趋势。公司将持续加强对产业政策的研判，提高对产业政策变化的应对能力。
　　2、市场竞争加剧风险
　　光伏发电项目的发展受自然条件的制约较多，项目开发受到所在地区太阳能资源以及当地电网输送容量等电网调节能力的限制。因此，光伏电站运营企业在太阳能资源优越、电力输送容量充足的地区开发建设或收购优质光伏发电项目的市场竞争非常激烈。同时，在分布式光伏“整县推进”的背景下，近年分布式光伏发电项目的市场热度急剧攀升，在终端市场具有渠道优势的企业强势进军分布式光伏发电领域，渠道建设、客户资源、品牌影响力方面的市场竞争进一步加剧。若未来光伏发电行业市场竞争持续加剧，而公司不能利用自身的竞争优势巩固及提升市场地位，公司的市场份额、新增业务规模将受到一定不利影响，进而可能对公司的经营业绩产生不利影响。
　　公司作为较早进入光伏发电行业的企业之一，在集中式光伏电站和分布式光伏电站领域均积累丰富的项目开发、建设和运营经验。在新市场形势下，公司将充分发挥先发优势，保持在光伏发电领域的品牌、经验和技术优势，以灵活的应对机制、快速的响应能力、较好的服务体验和持续创新的能力应对行业竞争加剧的风险。
　　3、新能源发电消纳和市场化交易带来的电价波动风险
　　随着近年来风、光装机规模的迅猛增长，连续两年新增装机创历史新高，国内尤其是西北部分省份地区消纳压力突出。同时随着电力市场化改革深入，集中式和分布式新能源参与市场化交易的比例逐步提高，最终会面临全面入市，这改变了原有的电站收益模型，对公司所持电站的结算电价形成一定的波动风险。
　　考虑到国家相关政策以及行业领域的积极因素，比如国家对于特高压建设和配电网侧升级改造的持续加码，各类型储能、虚拟电厂等电网调节性资源的多样化应用，源网荷储一体化的大力推广，以及光伏制氢制氨制甲醇等绿色化工技术的进一步成熟，再加上国家对于电解铝、钢铁、水泥、化工、数据中心等高耗能行业逐步明确可再生能源消纳责任权重比例，均为提高电网的灵活调节能力，增加新能源发电消纳，提供了有效解决办法。
　　公司具有多年电站投资开发建设运营经验和资源积累，通过有效控制前期成本、多元化的电力产品组合，以及智能运维、电力交易等运营能力，抵御电价波动影响。同时，公司亦将积极通过储能、售电业务、主动参与需求侧响应等方式，获取更多增收和发展机会。
　　4、应收账款及合同资产回收风险
　　近年来国家对光伏电费补贴发放方式进行了改革，但补贴缺口和拖欠问题并未得到实质性解决，公司的电费补贴应收余额仍然较高。若国家光伏电费补贴持续累加拖欠，将会影响公司的现金流，对实际投资效益产生不利影响。若未来光伏电费补贴相关政策发生不利变化，公司可能面临补贴电费收入无法收回、光伏发电收入下降的风险。针对EPC业务回款及工商业分布式项目电费回款，如果项目业主的财务状况发生恶化或者经济形势发生不利变化，可能会导致公司的应收账款及合同资产存在一定的回收风险。
　　公司将积极跟进补贴政策最新情况，并通过多元化的业务布局，逐步降低应收国家电费补贴对公司的影响，也将不断加强EPC业务的回款管理，降低相关款项回收风险。
　　5、项目开发及建设风险
　　新能源发电项目从设计、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。如果未来新发电项目的审批及核准所需时间延长，或审批标准更加严格，公司可能因为申请程序的拖延而失去项目开发的最佳时机。同时，项目建设过程中参建单位多，对企业的工程管理能力要求高。施工中还会涉及各类复杂地形及状况，诸多不确定因素可能导致项目建设期延长，对项目的投资回报产生不利影响。
　　公司在新能源项目开发方面拥有多年经验及专业优势，并审慎进行项目投资决策，将尽可能选择并网条件较好、装机成本可控、毛利较高的项目，同时公司努力提升施工管理能力，尽可能减少项目延期对公司经营的影响。 收起▲

　　一、报告期内公司所属行业及主营业务情况说明　　（一）行业发展状况分析　　1、光伏上游产业链各环节内卷，价格维持低位运行　　2024年上半年，光伏上游制作端，随着TOPCon、HJT、BC电池、钙钛矿及其叠层电池转换效率不断拔高的同时，包括硅料、硅片、电池、组件在内的主产业链各环节陷入持续的产能过剩和价格“内卷”，部分企业产品跌破成本价，利润率下降甚至出现亏损情况。　　据中国光伏行业协会数据显示，国内制造端2024年上半年多晶硅、硅片、电池、组件产量同比增长均超32%，但价格进一步下降并持续低位运行，其中光伏多晶硅和硅片的价格下滑超40%，电池片和光伏组件的价格下滑超15%。　　2、光伏下游... 查看全部▼

　　一、报告期内公司所属行业及主营业务情况说明
　　（一）行业发展状况分析
　　1、光伏上游产业链各环节内卷，价格维持低位运行
　　2024年上半年，光伏上游制作端，随着TOPCon、HJT、BC电池、钙钛矿及其叠层电池转换效率不断拔高的同时，包括硅料、硅片、电池、组件在内的主产业链各环节陷入持续的产能过剩和价格“内卷”，部分企业产品跌破成本价，利润率下降甚至出现亏损情况。
　　据中国光伏行业协会数据显示，国内制造端2024年上半年多晶硅、硅片、电池、组件产量同比增长均超32%，但价格进一步下降并持续低位运行，其中光伏多晶硅和硅片的价格下滑超40%，电池片和光伏组件的价格下滑超15%。
　　2、光伏下游电站装机稳定增长，集中式和分布式双足鼎立
　　伴随上游组件价格持续低位运行，在国家对双碳目标推进和新能源发展的大力支持下，光伏下游电站装机规模持续高速增长。据国家能源局统计数据显示，今年上半年，光伏新增装机达到102.48GW，同比增长30.7%。虽较去年增速有所放缓，但综合叠加消纳红线放开至90%、大基地项目建设提速、电网升级改造进程加快等因素，援引自中国光伏协会观点，预计2024年我国的光伏新增装机规模仍然将保持高位。
　　另外，今年上半年集中式光伏和分布式光伏装机分别达到49.60GW和52.88GW，同比增长32.4%和29.1%，两者基本持平，形成双足鼎立之势。
　　3、伴随高速增长，光伏电站面临的挑战加剧
　　“十四五”后，我国风电、光伏发电迎来高速增长，新能源在电力系统中的比重明显提升，由于“与电网建设协同有待提升、电力系统调节能力快速增长但仍不足以匹配新能源装机速度、外送通道和省间交易机制尚需完善、供需关系在西北为代表的局部地区和光伏大发的午间时段形成制约”等原因，随着2023年和2024年光伏新增装机持续高速增长，光伏下游电站消纳压力，尤其是在近年来风电光伏装机快速增长，发电能力远超本地用电需求的“三北”地区进一步加剧。
　　与此同时，近年来农业部、自然资源部、水利部、林业部等国家部委及下属省级管理机构会同国家能源局，逐渐开始对各类“光伏+”用地政策加以规范，项目的用地管理，也逐渐从粗放型转向规范化，“光伏+”用地政策有趋严态势。另外伴随新能源建设资源总量逐渐减少，项目建设用地的土地成本，也有所增加。
　　此外，随着第一批现货试点省份“山西、广东、山东”陆续“转正”，2024年也将会有更多省份地区开启现货结算试运行，新能源的市场化交易已经是大势所趋，且面临比例持续提升。市场化交易会在一定程度上导致电价上下波动，进而改变新能源电站项目原有固定电价结算的收益模式，对新能源项目和运营企业围绕电力交易为中心构建综合运营能力提出了更高挑战。同时企业的项目资源储备，从产品类型到所属地区更加合理的电站资产配置情况，以及覆盖电站项目从开发到投资建设运营再到转让的全生命周期资产运营能力，都会进一步构筑行业核心竞争壁垒。
　　4、面对挑战，新能源发展支持政策持续加码
　　2024年是实现“十四五”规划目标任务的关键一年，国家持续坚定不移地推进能源绿色低碳转型，加强新型电力系统建设和电力市场改革，一系列支持新能源发展的政策相继推出。
　　1月15日，财政部办公厅、国家发改委、国家能源局等部门联合发文，加强可再生能源电价附加补助资金常态化管理。2月2日，国家发改委、国家统计局、国家能源局《关于加强绿色电力证书与节能降碳政策衔接大力促进非化石能源消费的通知》发布，提出将加强绿证交易与能耗双控、碳排放管理等政策有效衔接，激发绿证需求潜力，拓展绿证应用场景，加强国内国际绿证互认等。2月6日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》，明确提出到2025年，配电网承载力和灵活性显著提升，具备5亿千瓦左右分布式新能源、1200万台左右充电桩接入能力。3月5日，两会政府工作报告中提出，加强大型风电光伏基地和外送通道建设，推动分布式能源开发利用，包括户用光伏和工商业分布式光伏。3月18日，国家发改委《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》发布，明确要求解决并网、消纳相关问题。5月23日，总书记在山东召开电力行业企业家座谈会，进一步强调了电力市场改革和新型电力系统建设方向。5月29日，国务院印发《2024-2025年节能降碳行动方案》通知，明确提出2025年新能源发展相关具体目标，包括非化石能源发电占比达到39%、消纳红线放开到90%、新型储能建设达到40GW、新建公共建筑和厂房屋顶光伏覆盖率力争达50%、2024年底实现绿证核发全覆盖、大力发展微电网和虚拟电厂、各地需求响应应达最大用电负荷3%-5%等等。
　　5、迎接未来，新能源电力的绿色价值逐步提升
　　在“双碳”目标指引下，企业将面临越发严格的碳排放限额，需履行减排责任，实现绿色转型。尤其是对于高耗能企业以及一些进出口企业，在“碳排放双控”背景下，消费绿电购买绿证将成为其未来重点需求。
　　根据北京电力交易中心数据，2024年上半年，国家电网经营区绿电交易结算量达到607亿度，对比2023年全年成交611亿度，有显著提升。绿证方面，国家能源局发布数据显示，2024年上半年共核发绿证4.86亿个，同比增长1300%，我国参与绿证市场交易的买方企业和个人主体达3.9万个，同比增长400%，交易绿证1.6亿个，同比增长600%。
　　随着绿电和绿证逐渐被更多行业和企业认可，交易量得到提升，发电企业可以在基本电能量价值以外获得绿色环境收益，在市场化交易比例不断提升背景下，可以进一步保障新能源项目的合理收益水平，同时也有助于扩大绿色电力的消费份额，促进可再生能源消纳，利于新能源快速发展。
　　（二）主要业务及经营模式
　　公司主要从事光伏电站开发运营转让业务和光伏电站EPC业务，按照《中国上市公司协会上市公司行业统计分类指引》，公司属于“电力、热力生产和供应业”。报告期内，公司的主营业务未发生重大变化。
　　光伏电站开发运营转让业务，主要包括太阳能光伏电站的开发、投资、建设、运营和转让。公司通过大量前期工作，在设计、开发、选型、资源配置上形成最优方案，建成多类型、高收益的光伏电站，打造电站“产品化”能力。在为用户提供清洁能源的同时，公司既可在持有电站时获得稳定发电收入，亦可通过择机出售相关电站获取收益。通过持续推行滚动开发、持有、出售这种轻重资产相结合的经营模式，公司有效提升了电站产品开发核心能力，保障现金流稳定的同时，亦提高了资金使用效率，业务和业绩发展的空间和弹性得到进一步提升。
　　除了各类型光伏电站相关业务，作为一家行业领先的清洁能源供应商和服务商,公司充分发挥民营企业的灵活创新优势，在多种新能源应用场景和业务模式上持续做到引领和突破，包括：陆上风电、海上风电、分散式风电、海上光伏、火电调峰合作、抽蓄调峰合作、源网荷储一体化、微电网、风光制氢一体化等等。
　　同时随着新能源电站存量规模的快速增加，以及电力市场化改革、新型电力系统发展的逐步推进，公司一直也在重点关注和布局相关综合能源服务，例如：代运维、各类型储能、电力交易、功率预测、虚拟电厂、碳交易、节能技改等等。其中多个业务已经具备商业化产品和解决方案，保持快速增长的同时对业绩也形成了正向贡献。
　　光伏电站EPC业务，也是公司的传统业务，公司会根据市场环境，制定EPC业务发展目标，灵活制定发展策略和投入资源。公司主要通过市场招投标和以开发带动EPC两种模式获取EPC订单，为客户提供涵盖光伏电站工程总承包、整套设备采购供应以及光伏电站整体解决方案的综合服务。

　　二、经营情况的讨论与分析
　　2024年上半年，伴随光伏上游产业链各环节产能过剩，原材料价格“内卷”持续维持低位，加上国家双碳目标的坚定推进，光伏下游电站装机保持快速增长。同时，行业依然面临挑战，如“光伏+”用地资源趋紧、光伏发电消纳压力增大、电力市场化交易造成电站项目收益模型发生变化等等。
　　公司一方面保持了各类型光伏电站新增装机并网的速度，同时充分考虑行业当前面临的挑战因素，发挥自身储备项目资源优势，优选经济发展较好、新能源发电消纳能力强和电价坚挺的地区项目进行投资建设，同时将轻资产运营模式下的电站转让计划纳入重点工作，有效规避项目收益风险的同时，也为业务持续健康稳定发展和业绩逐步兑现释放打下坚实基础。
　　截至2024年6月底，公司电站管理规模合计达到7.16GW，其中自持电站装机容量约6.02GW，对外代维电站装机容量约1.14GW（不含户用）。上半年，公司共完成发电量约32.83亿千瓦时，同比增长43.93%。同时，公司积极探索储能、售电等综合能源服务，并持续稳固海外业务的品牌优势。
　　报告期内公司实现营业收入19.23亿元，同比上升9.83%；实现归属于母公司的净利润0.88亿元，同比下降36.21%。其中营业收入提升的主要原因来自公司发电量和发电收入提升；归属于母公司的净利润同比下降的主要原因系上半年公司电站转让投资收益低于去年同期所致。单就第二季度而言，公司第二季度实现营业收入11.45亿元，同比增长22.78%；第二季度实现归属于母公司的净利润1.86亿元,同比增长64.42%。随着下半年公司电站转让计划的实施,全年业绩目标也将逐步兑现。
　　报告期内公司主要业务经营情况具体如下：
　　（一）高质量推进各类型电站业务
　　1、多类型电站有序并网
　　公司涵盖地面集中式光伏、工商业分布式光伏和户用分布式光伏等不同类型电站业务。2024年上半年，公司根据政策和市场情况灵活调整，充分发挥公司多年积累的项目开发经验和资源优势，保障各类型电站新增装机并网有序推进。
　　截至报告期末，公司自持电站装机容量达到6.02GW，同比增长约47%。报告期内，新增装机量约842MW，较2023年上半年同比增长35%。其中：
　　（1）地面集中式光伏
　　报告期内，公司地面集中式光伏电站完成并网150MW，较2023年上半年增长194%；获取开发指标2005MW，同比增长163%，其中包含80MW风电。指标获取规模在民企领域继续保持头部优势，同时进一步提升优质项目的开发和储备力度，为公司地面集中式电站业务的高质量可持续发展提供长期支撑。
　　（2）工商业分布式光伏
　　报告期内，公司工商业分布式光伏业务，持续战略聚焦优质客户和优质项目，新增签约162MW，500强和上市公司业主比例超过80%。完成并网100MW，较2023年上半年减少49%，另有包括京东等重点合作客户在内的多个项目约83MW已在开工建设中。
　　（3）户用分布式光伏
　　报告期内，公司户用光伏业务中后台运营能力进一步加强，信息系统和数字化建设完善，品牌影响力和渠道体系加强构建，供应链支持能力高效提升，高周转模式维持运行。上半年新增并网591MW，较2023年上半年增长56%，其中江苏集中并网量占比接近一半。过程中，公司推出晶品全款购、整村汇流方案、台区配储方案、户用光伏+AI算力模型等新产品形态，并重点向更具轻资产属性的合作共建预收购模式开始布局。
　　2、电力交易精细运营
　　在新能源电站参与市场化交易的大背景下，公司组织专业运营团队，针对旗下自持电站，通过优化市场化交易策略、积极参与绿电交易等精细化运营方式，稳定和提高项目结算电价水平。报告期内，甘肃300MW项目合理利用市场机会，通过提前锁定高价中长期，择机峰谷套利，2024年2月份的结算均价达到279.8元/MWh，平均度电高于市场6.3分钱，达到省均价130%以上；江西宜春一期200MW电站绿电交易量达7,600万千瓦时，平均度电较江西燃煤基准价溢价6.69分；安徽来安渔光互补11MW电站交易490万千瓦时，平均度电较安徽燃煤基准价溢价5.19分。
　　3、电站转让重点推进
　　报告期内公司持续推进“轻资产”运营战略，不断优化公司业务发展模式与资产结构，转让电站获得开发服务利润的同时，进一步加快了资产周转和资金使用效率。2024年上半年，公司对外转让工商业分布式电站55MW、户用光伏电站131MW，对营收和利润形成一定正向贡献。预计今年电站转让整体规模较去年将进一步增长，覆盖不同类型电站产品，并将在下半年逐步兑现。
　　（二）重点发展综合能源服务业务
　　1、储能业务持续放量
　　2024年上半年，各地持续出台储能相关补贴政策，独立储能项目迎来发展机遇。报告期内，公司新增开发储能项目1.6GWh，新增并网59MWh，公司当前自持独立储能电站规模已达284MWh。同时依托于过去开发储备的大量资源，公司目前已有多个覆盖网侧和用户侧储能项目约1.5GWh纳入推进计划。
　　2、售电业务稳中有增
　　2024年上半年，公司售电业务持续盈利，售电导流和其他配套综合能源业务进一步推进落地，在已实现业务覆盖的8个省份内，实现签约客户679家，签约电量26.53亿度，交易电量68亿度，同比增长11%。此外，报告期内公司于多省开展多种类绿电交易，达2.45亿度，绿证交易10.69万张，进一步扩大绿色权益交易规模。
　　3、代运维业务厚积薄发
　　报告期内，公司运维团队通过精细化管理，提高人效、降低成本，充分发挥专业技术优势，推行低效电站改造和发电量提升两项专项工作。在保障公司自持电站安全稳定高效运行的同时，进一步建设对外业务开发团队，拓展多类型业务（风电、储能、升压站代维、国际业务等）渠道，寻求更多利润增长点。截至报告期末，公司代维电站容量约1.14GW（不含户用），其中新增签约容量327MW。未来，围绕电站收益为中心的专业运维+电力交易的精细化运营能力，将构筑公司代维业务核心竞争力。
　　4、创新业务多点开花
　　报告期内，能源结构转型和“电改加速”大背景下，公司深化市场研究，围绕客户需求，持续发展多种类型创新业务。
　　虚拟电厂方面，公司在浙江持续开展虚拟电厂业务，分别以虚拟电厂身份参加辅助服务市场及以聚合商身份参与需求侧响应，已聚合超过一千家客户，实现收入贡献；另外上海和天津已经完成虚拟电厂身份注册，平台建设中。
　　源网荷储微电网方面，公司于2023年成功并网天津腾讯数据中心微电网项目，报告期内另有青海、新疆源网荷储项目在推进，江西上饶源网荷储微电网平台亦在建设中，计划今年投入运行。
　　此外，公司亦推出涵盖余热改造、能源托管、碳服务、光储充一体化等低碳解决方案，其中余热改造项目，目前已在光伏上游制作企业复制推广。
　　（三）稳步拓展海外市场项目开发
　　公司在海外市场拥有卓越的项目开发能力，良好的金融机构合作关系及成功的EPC管理经验。凭借海外业务的品牌优势和开发经验，公司持续在全球范围内广泛开展海外发电业务。
　　2024年上半年，公司海外团队持续加大全球范围内绿地项目开发，除了光伏亦包括储能项目，并积极准备国际招投标扩大整体项目储备。报告期内公司海外新增项目储备2.8GW，同时公司持续推进储备项目后续开发工作。其中，2022年中标的沙特300MW光伏项目建设进行中，计划下半年完工；2023年中标的沙特400MW项目已签署工程总包合同，融资安排达到预期目标；西班牙175MW项目，正式进入项目施工阶段；哥伦比亚200MW项目工程总包确定等等。公司海外项目已建立从项目开发到出售的利润闭环模式，未来这些项目也将逐步兑现，对公司业绩持续增长形成强大支撑。
　　（四）健全完善经营管理体系
　　2024年上半年，公司进一步健全和完善经营管理体系，以经营结果为导向，推动各项管理提升工作。从公司、各业务部门，再到一线员工，均围绕目标制定行动计划，通过搭建PMO、定期跟踪、协调推进、重点督办等方式进行过程管理，保障年度目标的达成。
　　同时公司不断强化开发、工程、运维、分布式和综合能源等业务板块的中台运营管理职能定位；延续“优结构”的管理方针，持续引进优秀人才，完善人才梯队，使前后台人员结构更趋合理；坚持“精工程”战略，持续健全工程管理体系，全面提升工程管理能力和跨专业协同效率，并综合运用各类信息系统，提升业务的合规性、处理效率和处理质量；同时公司推行数字化赋能管理，梳理公司关键管理流程，有效缩短管理链条，持续优化审批与授权体系，与此同时，强化数据管理的理念，优化数字化经营管理看板，搭建适配公司业务需求的协同办公系统，进一步提高决策效率与沟通效率。

　　三、风险因素
　　1、政策风险
　　新能源项目受政策影响较大，“双碳”目标之下，行业政策不断更新，致使市场竞争进一步加剧，如不能及时研判和把握政策导向，缺乏政策变化的应对能力，将对公司提高市场份额、保持核心竞争力产生不利影响。
　　公司作为较早进入光伏发电行业的企业之一，核心管理团队在光伏行业拥有多年丰富经验，深谙国际与国内光伏行业发展的基本规律，能够敏锐把握行业发展趋势。公司将积极跟踪国家及行业有关政策，前瞻性研判政策走向，保持在新能源发电领域的品牌和技术优势，来应对政策变化风险。
　　2、电力市场风险
　　随着电力体制改革深入推进，新能源发电项目参与市场化交易的比例逐步提高，由此给公司所持电站的售电量、结算电价带来不确定性风险。
　　公司具有多年电站投资开发建设运营经验和资源积累，将通过有效控制前期成本（设备成本和非技术成本）、多元化的电力产品组合（储能、虚拟电厂等），以及智能运维、功率预测、电力交易等运营能力，抵御电价波动影响。同时，公司将积极通过储能、售电业务、主动参与需求侧响应等方式，获取更多增收和发展机会。
　　3、电力消纳风险
　　随着新能源建设深入推进，近年来风、光装机规模快速增长，电网的消纳压力日益增大，部分地区新能源弃光限电风险增加。以西北某些地区为例，因为集中了大量新能源风电和光伏装机，而当地用电需求并没有匹配新能源装机高增长，在特高压等外送通道尚未完全建设投入运行的情况下，高效消纳面临挑战，弃光限电率有所上升，对当地新能源项目收益率带来不利影响。公司亦有少部分项目面临上述情况。
　　考虑到国家相关政策以及行业领域的积极因素，比如国家对于特高压建设的支持加强，给予水电火电容量电价为电网加强提供灵活性资源，各类型储能的多样化应用，源网荷储一体化和光伏制氢的进一步推广，以及电力市场化交易辅助服务市场的完善，均为提高电网的灵活性、增加新能源发电消纳，提供了解决的途径。公司也将做好项目运营管理、提高市场化交易能力，加强与当地电网沟通，尽可能提高项目所发电量的消纳比例。
　　4、电费回收风险
　　目前风、光等新能源发电项目存在可再生能源补贴发放滞后的情况，公司的应收可再生能源补贴余额仍然较大，若补贴电费回收持续滞后，将对公司资金流动性、经营业绩和规模扩张带来不利影响。若未来相关政策发生不利变化，公司可能面临补贴电费收入无法收回、光伏发电收入下降的风险。针对工商业分布式项目电费回款，如果项目业主的财务状况发生恶化或者经济形势发生不利变化，将对公司回收电费带来不利影响。
　　公司将积极跟进最新政策情况，做好可再生能源补贴申报、回收等工作；加快提高平价项目占比，逐步降低应收可再生能源补贴规模；加强投后管理，降低电费回收风险。
　　5、项目开发及建设风险
　　新能源发电项目从设计、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。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，公司可能因为申请程序的拖延而失去项目开发的最佳时机。
　　同时，项目建设过程中参建单位多，对企业的工程管理能力要求高。施工中还会涉及各类复杂地形及状况，诸多不确定因素可能导致项目建设期延长，对项目的投资回报产生不利影响。
　　公司在新能源项目开发方面拥有多年经验及专业优势，并审慎进行项目投资决策，将尽可能选择并网条件较好、装机成本可控、毛利较高的项目，同时公司努力提升施工管理能力，尽可能减少项目延期对公司经营的影响。

　　四、报告期内核心竞争力分析
　　报告期内，公司围绕“行业领先的清洁能源供应商和服务商”的战略定位，持续保持和加强自身以光伏发电为主的多类型新能源电站一体化综合解决方案、新能源业务精细化运营、综合能源服务、全球资源整合以及人才储备方面的核心竞争力。
　　（一）多类型光伏电站一体化解决方案能力
　　公司主营业务覆盖以光伏电站为主的各类型新能源电站的开发、投资、建设、运营、管理和转让及光伏电站EPC。拥有设计、施工等多项资质，积累了丰富的新能源电站建设、运营及管理经验，具备多类型电站产品化和一体化解决方案的能力。
　　作为行业的代表性企业，近年来公司陆续揽获多项企业荣誉。报告期内，公司荣获“2023年度影响力品牌-光伏电站投资单位”、“2023年度优质户用&工商业系统品牌”、“2023年度优质户用&工商业创新产品”、“2023户用光伏系统品牌奖”、“2023上海最佳雇主50强”、“2024全球最具影响力分布式品牌奖”、“2024全球最佳光储项目应用案例奖”等荣誉，具备较好的行业品牌知名度。
　　项目开发方面，公司多年保持开发规模在民营企业内行业领先的竞争地位，拥有一支开发能力卓越的项目团队，面对不断变化的市场形势和各类开发环境，能够灵活调整开发策略，抢占市场先机。近年来，公司紧跟新能源行业发展趋势，稳定获取各省风光发电项目指标。同时持续创新，打造包括源网荷储一体化、风光制氢一体化、抽蓄调峰合作在内的开发新模式标杆样板，落地多个首次开发项目，包括首个火电调峰合作、首个分散式风电、首个海上光伏、首个独立共享储能电站等等，充分体现出公司在新能源领域业务开发的丰富经验与技术优势，引领公司向复合型开发和业务模式转型。
　　电站建设方面，公司始终重视电站项目建设的质量水平，以高要求、高标准、严规格不断加强质量控制，保证光伏电站持续稳定运行。通过对采购、组装、集成、调试等各环节控制，有针对性地设计高标准的技术规范与管理体系，以充分保障电站运营的可靠品质。公司及子公司拥有电力工程施工总承包二级资质、新能源设计乙级资质、承装(修、试)电力设施许可证（承装类三级、承修类三级、承试类三级）资质。公司及子公司江西晶科电力设计有限公司、上海晶坪管理体系已经取得ISO14001:2015认证、ISO45001:2018认证及ISO9001：2015认证。
　　电站运维方面，公司拥有多年光伏电站运维经验，熟悉多样的光伏电站运维环境，能高效完成客户的服务需求。公司基于远程智能化集控中心，为公司旗下电站和第三方代维服务电站，提供线上监控、智能运维、发电预测等大数据支持。同时，公司通过自主研发的O2O运维管理服务平台，有效实现“线上管控治理、线下维护检修”；利用无人机巡检、红外线检测等多项先进技术，电站运维效率显著提升。基于公司在电站运维方面的专业技术和丰富积累，公司承接电站运维服务能力不断加强，保障发电安全稳定的同时，为发电量和电站收益提升提供强大助力。
　　（二）新能源业务精细化运营能力
　　近年来，随着光伏电站装机规模快速增长，诸如消纳压力、并网限制、市场化交易比例提升造成电价波动等问题在一些地区暂时突显。对新能源电力企业而言，持续获得高价值项目资源、打造高水平高收益的电站产品、电站资产结构的优化配置、以电力交易为中心的电站运营，以及以电站资产交易闭环能力等，构成了覆盖新能源电站项目全生命周期的精细化运营核心竞争力。
　　公司每年获取光伏项目指标开发规模持续保持民营企业领先位置，并不断根据产业政策和市场环境变化灵活调整，加强高价值项目的开发和储备力度，为公司每年优选更具盈利能力和资源价值的项目进行投资建设提供了足够的选择空间，实现健康可持续快速发展。同时，公司持续关注各种新能源应用场景发展机会，除了保持传统地面集中式和工商业分布式光伏的竞争优势之外，切入周转更快的户用光伏领域迅速形成突破，亦在风电和储能领域持续斩获，并连续突破创新，进一步延展到海上光伏、海上风电、分散式风电、源网荷储、火电调峰、抽蓄调峰、风光制氢等新的开发和业务模式，保障公司可以持续获得和打造多类型高水平高收益，符合最新政策和市场需求的新能源项目资源和电站产品。
　　除了获取项目资源和电站的产品化能力，公司在电站资产的区域布局上一直不断进行优化配置。公司以发展战略和经营目标为中心，充分考虑电站的投资收益水平，作为项目投资建设核心依据。近年来公司电站从华东、华中、华南、西北等区域均衡分布，到逐渐往经济发展较好、消纳和电价更有保障地区进一步侧重。以今年为例，公司计划并网的地面集中式光伏项目主要集中在广东、安徽和福建，上半年新增并网的户用光伏高比例分布在江苏，而工商业分布式光伏则一直以经济发达地区和优质业主作为项目投建的重要标准。
　　电力交易运营方面，随着公司自持电站规模的提升，新能源电力参与市场化比例和范围逐步扩大，公司较早地在行业内成立资产运营部门，面向旗下电站，制定针对性的电力交易运营策略，为公司在部分地区电站项目稳定甚至提升结算电价做出了积极贡献。同时，公司亦前瞻性布局面向第三方电站提供服务的售电业务子公司，在全国多个省份开展售电业务，高速发展的同时，也构建了电力运营核心竞争优势。
　　此外，公司已在全类型电站，从国内到海外，实现了电站资产交易的利润闭环，建立了覆盖央国企、跨国能源巨头、产业基金、金融机构等不同类型企业或组织的合作网络，也是电站全生命周期的精细化运营全能力图谱的重要拼图，为公司实现轻资产化转型、优化资产配置、提高资金使用效率以及经营利润目标兑现提供助力。
　　（三）综合能源服务能力
　　伴随新型电力系统建设和能源结构转型大背景，公司积极响应“新电改”。旗下晶科慧能子公司，自2015年注册成立以来，提前布局多项综合能源服务相关业务，其中部分业务已经形成规模，对公司产生正向业绩贡献，在市场上形成一定的先发优势。
　　公司已经在江西、四川、安徽、山东、浙江等多个省份开展售电业务，签约有数千家代理客户，开展对应售电业务，围绕用户需求，提供电碳结合的绿色权益服务。公司亦根据不同应用场景可为各类客户提供针对性的储能运营服务，为储能参与电力市场提供交易支撑，并通过虚拟电厂实现对多个跨区域分散式能源集中管理形成聚合，以虚拟电厂作为主体参与电力市场实现电力调频调峰、需求侧响应等辅助服务。同时公司积极参与先进制造业集群建设，针对工商业与公共机构不同类型客户，提供冷、热、电能效提升综合解决方案，助力企业向高端化、智能化、绿色化转型，提高综合能效和绿色用能水平，实现从高碳排放模式向低碳排放模式转变。
　　（四）全球资源整合能力
　　自开发海外光伏发电市场以来，公司充分利用全球资源整合能力，与法国电力集团（EDF）、阿布扎比未来能源公司（Masdar）、韩国电力公司（KEPCO）、法国道达尔（Total）、中国电力国际有限公司等多家全球能源巨头和大型财团开展过良好的业务合作。公司以光伏发电技术服务优势，联合合作方的融资渠道优势，近年合作投资开发了阿布扎比一期1.2GW和二期2.1GW等光伏发电项目，并连续中标阿曼500MW、沙特阿拉伯三期300MW和四期400MW、西班牙182.5MW等海外大型光伏发电项目，在欧洲、中东等地区树立了较强的品牌影响力，并在全球范围内开展光伏项目开发业务，形成丰富的海外新增项目储备规模。公司在海外市场的持续斩获，进一步彰显了公司在全球资源整合以及项目开发能力方面的核心优势。
　　（五）专业人才和团队优势
　　人力资源和人才优势是光伏企业持续进行技术创新和模式创新，不断引领突破的重要保障。公司管理层和核心团队，在新能源光伏和电力相关领域具有深厚的专业背景、行业资源以及丰富的跨越周期的实践经验，能够敏锐把握行业发展趋势，并以强有力的执行力推动与落实公司发展战略和经营目标。
　　公司不断进行人才管理和创新，除了采用灵活且市场化的方式持续吸引“高精尖”人才，也建立了科学合理的激励机制，推进了员工持股计划的实施，进一步激发人才的创新活力，推动企业的持续发展。同时，公司非常注重人才梯队建设，通过定期组织技术培训、交流活动等方式，提高员工的专业技能和综合素质，为企业的持续发展提供有力的人才保障。公司目前已经建立了超过千人，覆盖以光伏发电为主的各类新能源应用场景的业务和管理人才队伍，为公司持续创新引领行业发展，应对市场变化跨越产业周期构建了较高的安全壁垒。 收起▲