一、报告期内公司所属行业及主营业务情况说明　　（一）公司所属行业及主营业务　　根据《国民经济行业分类》（GB/T4754-2017），公司所属行业为电力、热力生产和供应业（D44）。主要从事风能发电、光伏发电、生物质能发电供热等新能源业务的投资、建设、运营。　　截至2024年6月30日，公司新能源发电控股装机容量170万千瓦，权益装机容量141万千瓦，其中，风电项目权益装机容量114万千瓦，光伏发电项目权益装机容量17万千瓦，生物质项目权益装机容量10万千瓦；新型储能控股装机容量10万千瓦/20万千瓦时。　　公司主要通过新能源项目的开发、建设、运营等流程，将风能、太阳能等新能源进行开发并转... 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）公司所属行业及主营业务
　　根据《国民经济行业分类》（GB/T4754-2017），公司所属行业为电力、热力生产和供应业（D44）。主要从事风能发电、光伏发电、生物质能发电供热等新能源业务的投资、建设、运营。
　　截至2024年6月30日，公司新能源发电控股装机容量170万千瓦，权益装机容量141万千瓦，其中，风电项目权益装机容量114万千瓦，光伏发电项目权益装机容量17万千瓦，生物质项目权益装机容量10万千瓦；新型储能控股装机容量10万千瓦/20万千瓦时。
　　公司主要通过新能源项目的开发、建设、运营等流程，将风能、太阳能等新能源进行开发并转换为电力后销售，取得收入。另外，公司部分生物质项目为热电联产项目，可向当地其他生产企业销售蒸汽和热水。
　　公司新能源项目投资运营主要包括三个阶段：项目开发阶段，由公司或下属项目公司负责特定区域的项目开发，项目考察评估后立项，向相关政府部门提出项目投资申请，取得项目核准或备案；项目建设阶段，公司按采购招标程序组织设备和工程施工的采购和招标，工程建设完成、验收调试合格后，项目并网运行；项目运营阶段，由下属项目公司负责项目的运行、维护、管理，公司对各项目运营情况进行监控，并对各下属公司实行经营目标考核。
　　影响公司业绩的主要驱动因素包括装机容量、风力资源和光照资源、上网电价、资金成本、生物质燃料成本等。
　　报告期内，公司的主要业务、主要产品、经营模式、主要的业绩驱动因素未发生重大变化。
　　（二）报告期内行业情况
　　1、报告期内主要行业政策
　　（1）积极有力推进能源绿色低碳转型
　　2024年3月，国家能源局印发《2024年能源工作指导意见》，对2024年能源领域重点工作进行了部署，提出要巩固扩大风电光伏良好发展态势。稳步推进大型风电光伏基地建设，有序推动项目建成投产。统筹优化海上风电布局，推动海上风电基地建设，稳妥有序推动海上风电向深水远岸发展。做好全国光热发电规划布局，持续推动光热发电规模化发展。因地制宜加快推动分散式风电、分布式光伏发电开发，在条件具备地区组织实施“千乡万村驭风行动”和“千家万户沐光行动”。2024年，非化石能源发电装机占比提高到55%左右。风电、太阳能发电量占全国发电量的比重达到17%以上。
　　（2）进一步规范全额保障性收购可再生能源行为
　　2024年4月，《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》正式施行，办法中指出，全额保障性收购范围是指至少同时满足以下条件的可再生能源发电项目的上网电量：（一）符合可再生能源开发利用规划（沼气发电除外）；（二）项目依法取得行政许可或者报送备案；（三）符合并网技术标准。办法中明确，可再生能源发电项目的上网电量包括保障性收购电量和市场交易电量。保障性收购电量是指按照国家可再生能源消纳保障机制、比重目标等相关规定，应由电力市场相关成员承担收购义务的电量。市场交易电量是指通过市场化方式形成价格的电量，由售电企业和电力用户等电力市场相关成员共同承担收购责任。
　　（3）更高水平高质量做好节能降碳工作
　　2024年5月，国务院印发《2024—2025年节能降碳行动方案》，提出“节能降碳十大行动”，其中，非化石能源消费提升行动明确，一要加大非化石能源开发力度。加快建设以沙漠、戈壁、荒漠为重点的大型风电光伏基地。合理有序开发海上风电，促进海洋能规模化开发利用，推动分布式新能源开发利用。有序建设大型水电基地，积极安全有序发展核电，因地制宜发展生物质能，统筹推进氢能发展。到2025年底，全国非化石能源发电量占比达到39%左右；二要提升可再生能源消纳能力。加快建设大型风电光伏基地外送通道，提升跨省跨区输电能力。加快配电网改造，提升分布式新能源承载力。积极发展抽水蓄能、新型储能；三要大力促进非化石能源消费。科学合理确定新能源发展规模，在保证经济性前提下，资源条件较好地区的新能源利用率可降低至90%。加强可再生能源绿色电力证书（以下简称绿证）交易与节能降碳政策衔接，2024年底实现绿证核发全覆盖。
　　（4）开展风电和光伏发电资源普查试点
　　2024年5月，国家发改委等六部门发布《关于开展风电和光伏发电资源普查试点工作的通知》，为准确掌握我国风电和光伏发电资源条件，以更大力度推动新能源高质量发展，决定在部分地区率先开展风电和光伏发电资源普查试点工作，选择河北、内蒙古、上海、浙江、西藏、青海等6个省（自治区、直辖市）作为试点地区，重点做好摸清开发现状、评估资源禀赋、明确开发条件、评估可开发量四方面工作。
　　（5）多措并举做好新能源消纳
　　2024年5月，国家能源局印发《关于做好新能源消纳工作保障新能源高质量发展的通知》，针对各方关注、亟待完善的重点方向，提出做好消纳工作的举措，明确加快推进新能源配套电网项目建设、积极推进系统调节能力提升和网源协调发展、充分发挥电网资源配置平台作用、科学优化新能源利用率目标等重点任务。《通知》的出台对规划建设新型能源体系、构建新型电力系统、推动实现“双碳”目标具有重要意义。
　　2、报告期内我国主要行业数据
　　（1）可再生能源装机规模不断实现新突破
　　2024年上半年，全国可再生能源发电新增装机1.34亿千瓦，同比增长24%，占全国新增电力装机的88%。其中，水电新增499万千瓦，风电新增2584万千瓦，太阳能发电新增1.02亿千瓦，生物质发电新增116万千瓦。截至2024年6月底，全国可再生能源发电装机达到16.53亿千瓦，同比增长25%，约占我国发电总装机的53.8%，其中，水电装机4.27亿千瓦，风电装机4.67亿千瓦，太阳能发电装机7.14亿千瓦，生物质发电装机4530万千瓦。风电光伏发电合计装机（11.8亿千瓦）已超过煤电装机（11.7亿千瓦）。2024年上半年，全国可再生能源发电量达1.56万亿千瓦时，同比增加22%，约占全部发电量的35.1%；其中，风电太阳能发电量合计达9007亿千瓦时，约占全部发电量的20%，同比增长23.5%，超过了同期第三产业用电量（8525亿千瓦时）和城乡居民生活用电量（6757亿千瓦时）。
　　风电建设和运行情况。2024年上半年，全国风电新增并网容量2584万千瓦，同比增长12%，其中陆上风电2501万千瓦，海上风电83万千瓦。截至2024年6月底，全国风电累计并网容量达到4.67亿千瓦，同比增长20%，其中陆上风电4.29亿千瓦，海上风电3817万千瓦。2024年上半年，全国风电发电量5088亿千瓦时，同比增长10%，全国风电平均利用率96.1%。
　　光伏发电建设和运行情况。2024年上半年，全国光伏新增并网1.02亿千瓦，同比增长31%，其中集中式光伏4960万千瓦，分布式光伏5288万千瓦。截至2024年6月底，全国光伏发电装机容量达到7.13亿千瓦，同比增长52%，其中集中式光伏4.03亿千瓦，分布式光伏3.1亿千瓦。2024年上半年，全国光伏发电量3914亿千瓦时，同比增长47%，全国光伏发电利用率97%。
　　（2）新型储能装机规模稳步增长
　　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27.3%，华北地区27.2%，华中地区15.3%，南方地区15.2%，华东地区14.6%，东北地区0.4%。从技术路线看，多个压缩空气储能、液流电池储能、钠离子电池储能项目投产，构网型储能探索运用，推动技术多元化发展。截至2024年上半年，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%。
　　3、报告期内江苏省主要行业数据
　　截至2024年6月底，江苏省发电装机容量18980.36万千瓦。全省风电和光伏装机容量7302.15万千瓦，占总装机容量的38.47%，占比同比提高6.73个百分点。其中，风电装机2298.89万千瓦，占总装机容量的12.11%，占比同比下降1.39个百分点；光伏装机5003.26万千瓦，占总装机容量的26.36%，占比同比提高8.11个百分点。
　　1-6月份，全省新增发电能力1126.17万千瓦，其中风电新增17.52万千瓦；光伏新增1074.43万千瓦。
　　1-6月份，全省发电量3177.92亿千瓦时，同比增长8.17%。全省风电和光伏发电量555.14亿千瓦时，同比增长21.36%，占全省发电量的17.47%，占比同比提高1.90个百分点。其中，风电发电量288.35亿千瓦时，同比下降0.90%；光伏发电量266.79亿千瓦时，同比增长60.25%。
　　报告期末，公司控股风电装机容量占江苏省风电装机的5.83%，省内太阳能发电装机容量占江苏省太阳能发电装机的0.36%。

　　二、经营情况的讨论与分析
　　2024年上半年，公司实现营业收入10.49亿元，同比下降3.90%；毛利率53.67%，比上年同期下降2.44个百分点；归属于上市公司股东的净利润2.92亿元，同比下降13.60%。
　　（一）报告期内主要经营数据分析
　　2024年上半年，公司控股新能源项目总发电量18.32亿千瓦时，同比增长6.08%，上网电量17.42亿千瓦时，同比增长4.12%。风电方面，江苏地区一季度江苏地区风资源较好，但二季度风资源状况不及上年同期，公司1-6月累计发电量16.88亿千瓦时，同比上涨1.81%，其中：陆上风电项目累计发电量11.68亿千瓦时，同比下降5.35%；海上风电累计发电量5.20亿千瓦时，同比增长22.64%。今年上半年，光伏板块新增装机约4万千瓦，光伏发电项目1-6月累计发电量1.43亿千瓦时，同比增长120.00%，上网电量1.08亿千瓦时，同比增长100.00%。报告期内，生物质项目仍处于停运转型阶段，四家生物质中，现仅淮安生物质仍承担着为当地园区企业供热的社会责任，期间，为保证供热负荷稳定，发电机组带动锅炉运转产生少量电量，2024年1-6月累计供热量22.88万吨，同比下降29.43%。2024年6月，公司盐城储能项目顺利并网，截至7月底，该项目等效利用小时数约243小时、等效充放电次数约61次。
　　（二）报告期内主要工作开展情况
　　报告期内，公司紧紧围绕年初制定的经营目标，聚焦主责主业，服务发展大局，各项工作稳中有进、进中向好。一是项目开发建设稳步推进。公司坚持强化项目储备、狠抓项目建设，以项目之“进”促发展之“稳”，取得一系列进展，报告期内，新增光伏控股装机约4万千瓦，公司首个新型储能项目国信盐城100MW/200MWh储能电站项目正式并网。二是生产经营提质增效。公司牢固树立“向管理要效率，向经营要效益”的管理理念，多措并举、综合施策，绿证申领工作进展顺利，截至报告期末，公司分布式光伏项目已取得绿证共计4837张；生产运营管理持续加强，上半年完成12家风电光伏项目的年度全停检修预防性试验，组织开展2024年度QC小组技术攻关，设备性能有效提升，项目运营效果良好。三是风险防控抓细抓实。公司始终坚持底线思维，提高防控能力，着力防范化解重大风险，报告期内，公司及时开展风机叶片覆冰专项检查和指导工作，制订安全生产“六大体系”和“治本攻坚”三年行动，围绕“人人讲安全、个个会应急——畅通生命通道”主题，组织开展“安全生产月”系列活动，整体安全生产形势平稳有序。

　　三、风险因素
　　1、可再生能源电价补贴滞后风险
　　根据相关规定，行业发展前期，我国对风力发电、太阳能发电、生物质发电实行基于固定电价下的补贴政策，项目上网电价包括两部分，即燃煤发电上网基准价和可再生能源电价补贴。项目并网发电后，燃煤发电上网基准价的部分，由电网公司直接支付，可以实现及时结算。但是可再生能源电价补贴部分则需要由财政部从可再生能源电价附加补助资金中拨付至电网公司，再由电网公司与发电企业结算。我国可再生能源发电项目发展迅速，目前可再生能源电价附加补助资金收入远不能满足行业发展需要，补贴资金缺口持续增加，国家发放可再生能源补贴的时间不断滞后，若此情况得不到改善，将会影响发电企业的现金流，进而对实际的投资效益产生不利影响。未来，补助资金拨付速度、拨付比例等情况存在一定的不确定性。
　　对公司的影响及应对措施：因可再生能源电价补贴以国家信用为基础，该项收入无法收回的风险极低。目前，新能源发电已全面进入无补贴时代，新增项目不再纳入国家可再生能源补贴范围，存量项目全生命周期合理利用小时数用完后亦不再享受补贴，长期来看，补贴滞后情况待存量项目补贴到期后将逐渐得到缓解。公司方面，现金流状况总体保持在健康水平，2024年上半年公司经营活动产生的现金流量净额4.69亿元，公司现金流状况良好。报告期末，公司合并口径的资产负债率为54.84%，资产负债结构较为稳定，偿债能力较强。未来公司将进一步加强资金管理，保持健康的现金流状况，同时，进一步拓宽融资渠道，提高融资能力，保障公司新项目投资及生产运营的资金需求。
　　2、行业政策变动风险
　　我国新能源发电行业近年来的高速发展，很大程度上受益于国家在政策、法规及激励措施方面的支持，相关政策可能导致行业竞争日益激烈，公司在新能源行业的资源获取、快速实现装机规模增长的难度将加大，公司实际的投资收益可能受到一定影响。同时，如果国家支持新能源行业的相关政策发生变化，可能对公司的经营业绩带来不利影响。
　　对公司的影响及应对措施：国家“双碳”战略目标背景下，我国仍将深入推进能源革命，加快规划建设新型能源体系，预计未来新能源发展将保持大规模高质量发展。公司将积极响应国家相关政策，充分利用自身优势，多措并举获取项目资源，加大新能源项目集约化、规模化开发力度，不断提高核心竞争实力，积极探索能源新业态新模式，做好工程建设领域新技术调研和论证，加强项目运维管控，从严从细控制成本，提升项目收益。
　　3、生物质发电项目运营风险
　　根据《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》《关于<关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见>有关事项的补充通知》，生物质发电项目全生命周期合理利用小时数82500小时用完后，或者并网满15年后，项目所发电量不再享受中央财政补贴资金。上述合理利用小时数低于生物质设备设计使用时间，而上述文件中提出的，用以替代财政补贴的配额制下的全面绿证交易政策仍在健全完善。未来生物质项目绿证交易数量、交易价格等都还存在不确定性。在当前生物质发电的政策形势、生物质燃料价格高难收购的市场环境下，电价补贴结束后，生物质发电项目上网电价收入可能无法覆盖燃料成本，继续运营不再具有经济价值。电价补贴未结束的项目，亦面临因燃料价格过高，运营持续亏损的风险。公司全资及控股的四家生物质发电企业项目并网时间较早，并网年限均已满15年，为了优化资产配置、减少运营亏损，公司部分生物质项目已暂停运行。虽然停运有利于减少亏损，但仍会带来公司收入下滑的风险。
　　对公司的影响及应对措施：截至报告期末，公司新能源发电权益装机容量中，风光装机占比进一步提升，占比为92.91%，生物质发电项目仅占7.09%，对公司整体影响较小。“十四五”期间，公司将持续加快风电、光伏发电等新项目的推进速度，生物质发电对公司的影响将进一步降低。报告期内，公司投资的4个生物质项目中，盐城、如东、泗阳生物质项目已停运，仅淮安仍承担地方园区企业供热社会责任。公司按照“一企一策”“以发展解决困难、增量化解存量”原则，多渠道谋求生物质电厂停运后转型路径。
　　4、上网电价变动风险
　　公司经营业绩及财务状况受上网电价显著影响。当前，新建新能源发电项目已进入平价上网时代，根据《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，到2030年，新能源将全面参与市场交易。随着可再生能源装机规模的不断增长，新能源项目参与电力市场化交易程度不断提升，目前，国家绿电、绿证、电力现货市场、电力辅助服务市场建设持续推进，电力体制改革不断深化，市场环境复杂多变，可能存在上网电价变动风险，将给项目的盈利状况带来一定的不确定性。
　　对公司的影响及应对措施：为实现双碳目标，国家在多渠道促进绿色电力消费，以绿证为基础的绿电消费制度在我国基本建立，绿证核发交易平稳有序，市场化交易有益于促进消纳，有益于体现绿电的能量和环境价格，电力市场价格较高时可以提高平价项目收益。公司将认真研究政策变动，加大专业人才储备，做好随时参与市场化交易的准备。同时，积极储备优质平价项目资源，在确保投资收益的基础上加大新项目开发力度，多举措降低电价政策变化可能带来的影响。
　　5、客户相对集中风险
　　新能源发电项目需要获取项目所在地区电网公司的许可才能将电厂连接至当地电网，并通过与地方电网公司签署《购售电协议》进行电力销售，因此地方电网公司是本公司的主要购电客户。公司目前已投产的项目主要分布在江苏地区。如果未来江苏地区的新能源市场环境、政策环境发生重大变化，将可能对公司经营带来不利影响。
　　对公司的影响及应对措施：江苏省新能源资源丰富，电网消纳能力强，属于发展新能源风险相对较低的区域。公司业务范围覆盖了陆上风电、海上风电、集中式光伏、分布式光伏、生物质发电供热、新型储能多种新能源业务，在业务类型方面有一定的分散风险作用。同时，公司在巩固江苏优势市场的同时，积极采取灵活的方式，探索开发省外市场。
　　6、自然条件变动风险
　　公司风电项目的盈利状况与项目所在地的风速、风向等气候条件高度相关，光伏项目的盈利状况与当地的光照强度、光照时间等气候条件高度相关。公司在项目投资前均对相关资源等情况进行了实地可行性研究，然而，风速、风向、光照强度、光照时间等自然资源具有一定的随机性、不可预测性，实际每年的资源状况可能会存在波动。如遇极端恶劣天气，也可能给公司发电设备、运营设施等造成损坏，给公司生产运营造成不利影响。另外，风电项目附近新建其他风电场、防护林建设等不可控因素也会影响项目所在地风资源状况。由此，公司存在经营业绩随风、光等自然资源以及天气和气候条件的变化而波动的风险。
　　对公司的影响及应对措施：自然条件的变动大多为不可控因素，公司一方面通过加大投资前的可行性研究深度，充分评估资源变动对项目投资效益的影响；另一方面，日常管理中加强运营维护和应急预案管理，保障项目运营效率，尽力使项目在既定的资源条件下“应发尽发”。另外，公司投资范围包括陆上风电、海上风电、集中式光伏、分布式光伏、生物质发电供热、新型储能等多种新能源业务，未来将进一步探索开发能源微网、新能源制氢等领域，而且，公司还将立足江苏，走出省外，积极寻求全国优质项目资源，通过业务类型、投资区域的多样化，分散特定地区自然条件变化对公司整体业绩的影响。
　　7、新能源电力消纳风险
　　消纳问题曾是困扰新能源行业发展的关键问题之一。我国新能源资源丰富区域与用电负荷中心区域不匹配，加上风能、太阳能资源具有随机性强、波动性大、出力不稳定等自然特性，当电网的调峰能力不足，或者项目所在地用电需求较少，且不能通过电量外送等方式消纳，或者新能源发电项目建设工期与接网工程建设工期不匹配等情况下，将产生“弃风”、“弃光”等限电情况，影响项目收益。近年来，我国风电光伏的限电问题已有所缓解，但未来，随着新能源装机比例进一步提升，新能源电力消纳压力将会增加，公司可能存在项目所发电力无法全额上网的风险。
　　对公司的影响及应对措施：公司目前投资的新能源发电项目主要位于江苏，江苏省电力需求大，电网消纳能力强，限电风险相对较低。公司在投资新项目时，会对选址区域进行严格的论证，尽量减少项目建成后的弃风、弃光等限电风险。另一方面，国家能源局数据显示，截至2024年6月底，全国可再生能源发电总装机达16.53亿千瓦，占全国发电总装机的53.8%，做好新形势下新能源消纳工作，是规划建设新型能源体系、构建新型电力系统的重要内容，2024年5月，国家能源局印发《关于做好新能源消纳工作保障新能源高质量发展的通知》，就提升电力系统对新能源的消纳能力，做出了明确任务规划。

　　四、报告期内核心竞争力分析
　　1、技术优势
　　新能源发电作为战略性新兴产业，一直处在不断的技术更新和技术进步过程中，也是具有较高技术门槛的产业。风电和光伏发电平价上网时代下，行业技术要求更高，公司一直关注和跟踪发电领域相关电气设备发展和运维相关前沿技术，并进行大胆的实践和创新，在风电、光伏发电等业务领域都建立起完善的开发以及运维管理体系与技术体系，项目管理水平位于行业前列。公司投资的多个项目被评为国家优质投资项目。在中电联历年举办的全国风电场和全国太阳能光伏电站生产运行统计指标对标及竞赛中，公司投资的项目每年都榜上有名。
　　2、人才优势
　　公司是国内较早进入可再生能源发电应用领域的企业，多年来培养和锻炼了一支电站项目开发建设、运行维护的专业队伍，在新能源发电项目投资运营领域积累了丰富的业务经验，熟悉市场开拓、项目备案、工程管理、维护运营等关键环节，能够保障公司发展、运营、管理等各方面人员需求，同时，公司的专业人才能够准确的把握行业发展趋势，快速应对行业的新变化、新要求。
　　3、资源优势
　　公司的四个发起人股东均为江苏省内大型国有企业，其中，国信集团是江苏规模最大的省属能源投资集团，在能源项目建设和运营方面拥有丰富的经验及专业的人才；沿海集团是江苏沿海滩涂围垦以及资源综合开发的实施主体，具有丰富的风能、光能等新能源资源；国能投资是履行主导盐城市能源基地建设职责的盐城市属国有企业，对公司在盐城的项目选择、开发具有重要支持作用；农垦集团下属国有农场中具有大量可供开发风电、光伏的土地资源。股东方的资源优势为公司可持续发展提供了强有力的支持。
　　4、区位优势
　　公司已投产新能源项目基本位于江苏，在省内形成了一定的规模优势和品牌优势。江苏是沿海省份，具有漫长的海岸线，风力资源丰富，风资源可开发量巨大。江苏经济规模大，人均用能基数高，能源低碳化、绿色化是江苏未来较长一段时期的主要发展方向。同时，江苏又是能源消耗大省，电力消费总量连续多年位居全国前列，新能源消纳能力强，弃风弃光限电的风险较小。
　　5、资金优势
　　电力行业属于资本密集型行业，尤其是在项目建设期间，需要大额的资金投入。公司资产盈利能力强，已投产的各项目为公司持续带来稳定的利润，资信状况良好，与各类金融机构有较好的合作关系，具备较强的融资能力和资金成本优势。截至报告期末，公司资产负债率为54.84%，资本结构稳健，偿债能力较强。
　　报告期内，公司的核心竞争力未发生重大变化。 收起▲

　　2024年1-3月，公司控股新能源发电项目总发电量11.11亿千瓦时，同比上涨24.13%，上网电量10.66亿千瓦时，同比上涨22.67%。风电方面，一季度江苏地区风资源较好，累计发电量10.59亿千瓦时，同比上涨22.71%，其中：陆上风电项目累计发电量7.25亿千瓦时，同比上涨10.52%；海上风电累计发电量3.34亿千瓦时，同比上涨61.35%。光伏板块累计发电量0.51亿千瓦时，同比上涨82.14%，上网电量0.39亿千瓦时，同比上涨62.50%，公司部分光伏发电项目属于“自发自用、余电上网”模式的分布式发电项目，包含上网电量及分布式项目直接销售给用户侧的电量在内，光伏累计售电量... 查看全部▼

　　2024年1-3月，公司控股新能源发电项目总发电量11.11亿千瓦时，同比上涨24.13%，上网电量10.66亿千瓦时，同比上涨22.67%。风电方面，一季度江苏地区风资源较好，累计发电量10.59亿千瓦时，同比上涨22.71%，其中：陆上风电项目累计发电量7.25亿千瓦时，同比上涨10.52%；海上风电累计发电量3.34亿千瓦时，同比上涨61.35%。光伏板块累计发电量0.51亿千瓦时，同比上涨82.14%，上网电量0.39亿千瓦时，同比上涨62.50%，公司部分光伏发电项目属于“自发自用、余电上网”模式的分布式发电项目，包含上网电量及分布式项目直接销售给用户侧的电量在内，光伏累计售电量0.50亿千瓦时，同比上涨85.19%。生物质项目仍处于停运转型阶段，报告期内，仅淮安生物质存在供热业务，1-3月，公司累计供热量10.57万吨，同比下降24.12%，此外，为保障锅炉检修期间单炉供热负荷稳定，发电机组带动锅炉运转产生少量电量。 收起▲

　　一、经营情况讨论与分析　　2023年，是全面贯彻党的二十大精神的开局之年，是实施“十四五”规划承上启下的关键之年，公司坚持稳中求进工作总基调，统筹发展和安全，秉持“锐意开拓、精细管理”的理念，坚定不移推动转型发展，各项重点工作成效显著。年内，公司主业发展跑出新动能，连云港云台12万千瓦渔光互补发电项目正式开工、成功中标常州市武进区前黄镇渔光一体项目、控股股东先行投资的大丰85万千瓦海上风电项目获得核准；山西平鲁70兆瓦光伏项目分期分批有序并网、省内8个区域分布式光伏项目工程建设稳步推进。截至2023年末，公司累计控股装机容量约166万千瓦，同比增长7.10%。协同发展迈上新台阶，省属企业新... 查看全部▼

　　一、经营情况讨论与分析
　　2023年，是全面贯彻党的二十大精神的开局之年，是实施“十四五”规划承上启下的关键之年，公司坚持稳中求进工作总基调，统筹发展和安全，秉持“锐意开拓、精细管理”的理念，坚定不移推动转型发展，各项重点工作成效显著。年内，公司主业发展跑出新动能，连云港云台12万千瓦渔光互补发电项目正式开工、成功中标常州市武进区前黄镇渔光一体项目、控股股东先行投资的大丰85万千瓦海上风电项目获得核准；山西平鲁70兆瓦光伏项目分期分批有序并网、省内8个区域分布式光伏项目工程建设稳步推进。截至2023年末，公司累计控股装机容量约166万千瓦，同比增长7.10%。协同发展迈上新台阶，省属企业新能源合作发展取得重要进展，江苏新能投资管理有限公司正式成立。改革发展取得新成效，生物质企业大幅减亏，脱困转型和止亏减损工作取得阶段性成果。
　　（一）报告期内主要经营数据分析
　　2023年，公司控股新能源发电项目总发电量32.13亿千瓦时，同比增长0.42%，上网电量30.97亿千瓦时，同比增长0.22%。风电方面，公司全年累计发电量30.58亿千瓦时，同比上涨2.26%，其中：陆上风电项目累计发电量22.00亿千瓦时，同比增长3.01%；海上风电累计发电量8.58亿千瓦时，同比增长0.39%，风电毛利率54.39%，较去年减少1.88个百分点。报告期内，光伏板块新增装机约11万千瓦，项目总体运行平稳，全年发电量1.51亿千瓦时，上网电量1.18亿千瓦时，分别较上年同比增长27.95%和15.11%，毛利率52.48%，较去年减少3.01个百分点；报告期内，生物质项目仍处于停运转型阶段，发电量大幅减少，2023年仅一季度存在少量发电量，部分生物质项目承担着为当地园区企业供热的社会责任，全年累计供热量53.26万吨，同比增长30.67%。
　　2023年，公司实现营业收入19.46亿元，同比下降1.28%；毛利率49.72%，同比减少0.59个百分点；归属于上市公司股东的净利润4.72亿元，同比下降0.77%。对2023年度业绩变动影响较大的因素有：（1）2023年，受江苏电力“两个细则”考核影响，本期公司风电项目分摊的辅助服务补偿费用同比增加，本期营业收入同比减少；（2）2023年，公司收到的可再生能源电价附加补助资金同比减少，本期计提信用减值损失同比增加；（3）2023年，公司优化融资结构、合理压降融资成本，本期财务费用同比减少。
　　（二）报告期内重点工作
　　1、开拓优质增量，增添发展动能
　　公司围绕“立足省内、聚焦海上、走出省外”工作思路，大力推进新项目开发建设，加快培育新的利润增长点。2023年，多个重点项目取得新进展，连云港云台12万千瓦渔光互补发电项目顺利开工、成功中标常州市武进区前黄镇渔光一体项目、控股股东先行投资的大丰85万千瓦海上风电项目获得核准；光伏项目建设成绩斐然，公司目前单体容量最大的省外集中式光伏项目—山西平鲁70兆瓦光伏项目分批分期有序并网，省内8个区域分布式光伏项目工程建设稳步推进，其中，近年开发建设的单体容量最大的分布式光伏项目——信悦南高齿16.26兆瓦屋顶分布式光伏项目实现了全容量并网。报告期内，公司累计新增控股装机约11万千瓦。
　　2、统筹规划布局，汇聚协同效应
　　为积极响应国家“双碳”战略要求，江苏省属企业持续优化资源布局，提升国有资本配置效率，不断加大省属企业协同发展力度。报告期内，公司携手农垦集团、沿海集团、苏盐井神，合资成立江苏新能投资管理有限公司，该公司将作为投资管理平台，利用股东方各自资源和优势，在新能源领域加强合作，集约化、规模化开发新能源资源，为进一步推动江苏新能源规模发展壮大、建设新型能源体系贡献更大江苏新能力量。
　　3、坚持创新引领，涵育核心竞争力
　　报告期内，公司围绕风电、光伏、储能等领域，积极推进实施3个科创项目；与南京大学、中车株洲所等高等院校、行业龙头企业在新能源管理创新、新型光伏发电技术、海上风电产品及技术变革等领域深化协同合作；成立新型储能产业研究专班，积极调研储能技术路线和市场情况，推进储能项目前期工作，为后续新能源项目建设并网、参与海上风电竞配等提供刚性支撑。
　　4、着力深化改革，提升管理效益
　　2023年，公司全面深入开展“十加强十提升”管理提升年行动，以打造系统完备、科学规范、运行高效的管理体系为重点，促进管理效能进一步释放。公司深化对标管理，组织风电企业QC小组活动，开展专题技术攻关，风机设备稳定性和利用率大幅提升；持续提升财务管理水平，围绕年度重点工作，强化预算约束，完善内控管理，细化落实财务监督职能，服务公司业务发展；组织开展专项合规管理提升行动，督促问题整改，加强重点领域合规管理，风险管理与合规管理体系更加健全。
　　5、安全生产形势稳定向好
　　公司深入贯彻习近平总书记关于安全生产系列重要指示批示精神，树牢安全发展理念，压紧压实各级各方责任，坚决守好安全红线底线，统筹抓好新项目开发建设和存量项目安全管理工作，常态化开展安全检查，开展隐患排查治理，推进安全生产专项整治，加强主题宣传教育和应急救援综合演练，报告期内，公司安全生产态势保持总体稳定。
　　
　　二、报告期内公司所处行业情况
　　根据国民经济行业分类(GB/T4754-2017)，公司所属行业为电力、热力生产和供应业（D44），主要从事风能发电、光伏发电、生物质能发电供热等新能源发电业务的投资、建设、运营。
　　（一）报告期内主要行业政策
　　（1）深入推进能源绿色低碳转型
　　国家能源局在2023年4月下发的《2023年能源工作指导意见》中要求，要坚持积极稳妥推进绿色低碳转型，深入推进能源领域碳达峰工作，加快构建新型电力系统，大力发展非化石能源，夯实新能源安全可靠替代基础，加强煤炭清洁高效利用，重点控制化石能源消费，扎实推进能源结构调整优化。并提出要大力发展风电太阳能发电，推动第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地项目并网投产，建设第二批、第三批项目，积极推进光热发电规模化发展。稳妥建设海上风电基地，谋划启动建设海上光伏。大力推进分散式陆上风电和分布式光伏发电项目建设。推动绿证核发全覆盖，做好与碳交易的衔接，完善基于绿证的可再生能源电力消纳保障机制，科学设置各省（区、市）的消纳责任权重，全年风电、光伏装机增加1.6亿千瓦左右。
　　（2）新型电力系统建设进入全面启动和加速推进的重要阶段
　　2023年6月，国家能源局组织发布《新型电力系统发展蓝皮书》，《蓝皮书》全面阐述了新型电力系统的发展理念、内涵特征，提出构建新型电力系统的总体架构和重点任务，并以2030年、2045年、2060年为新型电力系统构建战略目标的重要时间节点，制定新型电力系统“三步走”发展路径，即加速转型期（当前至2030年）、总体形成期（2030年至2045年）、巩固完善期（2045年至2060年），有计划、分步骤推进新型电力系统建设，其中，为加速推进清洁低碳化转型，提出到2030年，推动新能源成为发电量增量主体，装机占比超过40%，发电量占比超过20%，到2045年，新能源逐渐成为装机主体电源，到2060年，新能源逐步成为发电量结构主体电源。
　　（3）加强电力系统稳定工作
　　2023年9月，国家发改委、国家能源局印发了《关于加强新形势下电力系统稳定工作的指导意见》，意见指出，要夯实电力系统稳定基础，推动系统友好型电站建设，有序推动储能与可再生能源协同发展，逐步实现新能源对传统能源的可靠替代；协同推进大型新能源基地、调节支撑资源和外送通道开发建设，推动基地按相关标准要求配置储能，保障外送电力的连续性、稳定性和高效性。要积极推进新型储能建设。充分发挥电化学储能、压缩空气储能、飞轮储能、氢储能、热（冷）储能等各类新型储能的优势，结合应用场景构建储能多元融合发展模式，提升安全保障水平和综合效率。
　　（4）绿电交易机制进一步完善
　　2023年2月，国家发改委、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》，通知主要明确了享受国家可再生能源补贴的绿电项目参与绿电交易的规则，包括：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。绿电交易结算电量占上网电量比例超过50%且不低于本地区绿电结算电量平均水平的绿电项目，由电网企业审核后可优先兑付中央可再生能源补贴。
　　（5）绿证核发全覆盖
　　2023年7月，国家发改委、财政部、国家能源局联合印发《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》，明确了绿证适用范围，绿证是我国可再生能源电量环境属性的唯一证明，是认定可再生能源电力生产、消费的唯一凭证，国家对符合条件的可再生能源电量核发绿证，1个绿证单位对应1000千瓦时可再生能源电量，绿证作为可再生能源电力消费凭证，用于可再生能源电力消费量核算、可再生能源电力消费认证等，其中：可交易绿证除用作可再生能源电力消费凭证外，还可通过参与绿证绿电交易等方式在发电企业和用户间有偿转让。通知还明确，对全国风电、太阳能发电、常规水电、生物质发电、地热能发电、海洋能发电等已建档立卡的可再生能源发电项目所生产的全部电量核发绿证，实现绿证核发全覆盖。上述通知对我国绿证制度进行了全面修订完善，标志着绿证核发进入新阶段，2023年12月，国家能源局召开绿证核发工作启动会，首批核发绿证约1191万个，涉及项目1168个、发电企业755家。
　　（6）积极稳妥推进电力现货市场建设
　　2023年9月，国家发改委、国家能源局联合印发中国首个电力现货市场基本规则——《电力现货市场基本规则（试行）》，对规范电力现货市场建设和运营作出部署，其中，明确近期建设主要任务，要稳妥有序推动新能源参与电力市场，设计适应新能源特性的市场机制，与新能源保障性政策做好衔接；推动分布式发电、负荷聚合商、储能和虚拟电厂等新型经营主体参与交易。10月，两部门再次联合印发《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》，通知要求进一步扩大经营主体范围，按照2030年新能源全面参与市场交易的时间节点，现货试点地区结合实际制定分步实施方案。分布式新能源装机占比较高的地区，推动分布式新能源上网电量参与市场，探索参与市场的有效机制。推动储能、虚拟电厂、负荷聚合商等新型主体在削峰填谷、优化电能质量等方面发挥积极作用，探索“新能源+储能”等新方式。
　　（7）温室气体自愿减排交易市场启动
　　2023年10月，国家生态环境部、市场监管总局联合发布《温室气体自愿减排交易管理办法（试行）》，办法对自愿减排交易及其相关活动的各环节作出规定，明确了项目业主、审定与核查机构、注册登记机构、交易机构等各方权利、义务和法律责任，以及各级生态环境主管部门和市场监督管理部门的管理责任。自愿减排交易市场启动后，各类社会主体可以按照相关规定，自主自愿开发温室气体减排项目，项目减排效果经过科学方法量化核证并申请完成登记后，可在市场出售，以获取相应的减排贡献收益。同时，生态环境部根据《温室气体自愿减排交易管理办法（试行）》，制定发布了造林碳汇、并网光热发电、并网海上风力发电、红树林营造等4项温室气体自愿减排项目方法学，其中，并网海上风力发电方法学适用于离岸30公里以外，或者水深大于30米的并网海上风力发电项目。
　　（二）报告期内我国主要行业信息
　　1、新增并网太阳能发电装机规模超过2亿千瓦，并网风电和太阳能发电总装机规模突破10亿千瓦
　　2023年，全国新增发电装机容量3.7亿千瓦，其中，新增并网太阳能发电装机容量2.2亿千瓦，占新增发电装机总容量的比重达到58.5%。截至2023年底，全国全口径发电装机容量29.2亿千瓦，同比增长13.9%，其中，非化石能源发电装机容量15.7亿千瓦，占总装机容量比重在2023年首次突破50%。分类型看，并网风电4.4亿千瓦，同比增长20.7%，其中，陆上风电4.0亿千瓦、海上风电3729万千瓦；并网太阳能发电6.1亿千瓦，同比增长55.2%。全国并网风电和太阳能发电合计装机规模从2022年底的7.6亿千瓦，连续突破8亿千瓦、9亿千瓦、10亿千瓦大关，2023年底达到10.5亿千瓦，同比增长38.6%，占总装机容量比重为36.0%，同比提高6.4个百分点。
　　2、新型储能发展迅速，已投运装机超3000万千瓦
　　截至2023年底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达3139万千瓦/6687万千瓦时，平均储能时长2.1小时。2023年新增装机规模约2260万千瓦/4870万千瓦时，较2022年底增长超过260%，近10倍于“十三五”末装机规模。截至2023年底，新型储能累计装机规模排名前5的省区分别是：山东398万千瓦/802万千瓦时、内蒙古354万千瓦/710万千瓦时、新疆309万千瓦/952万千瓦时、甘肃293万千瓦/673万千瓦时、湖南266万千瓦/531万千瓦时，装机规模均超过200万千瓦，宁夏、贵州、广东、湖北、安徽、广西等6省区装机规模超过100万千瓦。分区域看，华北、西北地区新型储能发展较快，装机占比超过全国50%，其中西北地区占29%，华北地区占27%。新型储能新技术不断涌现，技术路线“百花齐放”。锂离子电池储能仍占绝对主导地位，压缩空气储能、液流电池储能、飞轮储能等技术快速发展，截至2023年底，已投运锂离子电池储能占比97.4%，铅炭电池储能占比0.5%，压缩空气储能占比0.5%，液流电池储能占比0.4%，其他新型储能技术占比1.2%。
　　3、江苏省新能源行业数据
　　截至2023年12月底，江苏省发电装机容量17965.79万千瓦，其中新能源装机容量6519.72万千瓦，占总装机容量的36.29%；风电装机容量2286.34万千瓦，占总装机容量的12.73%；太阳能发电装机容量3928.04万千瓦，占总装机容量的21.86%；垃圾发电装机容量215.32万千瓦，占总装机容量的1.20%；农林生物质发电装机容量90.02万千瓦，占总装机容量的0.50%。
　　2023年，江苏省新增发电能力1887.91万千瓦，其中风电新增33.12万千瓦；太阳能发电新增1421.07万千瓦；垃圾发电新增18.50万千瓦；农林生物质发电新增3.00万千瓦。
　　2023年，江苏省发电量6272.54亿千瓦时，其中新能源发电量1034.71亿千瓦时，占全省发电量的16.50%。在新能源发电量中，风电发电量537.47亿千瓦时，同比增长4.80%；太阳能发电量357.87亿千瓦时，同比增长40.37%；垃圾发电量113.08亿千瓦时，同比增长5.16%；农林生物质发电量26.29亿千瓦时，同比增长0.18%。
　　报告期末，公司控股风电装机容量占江苏省风电装机的5.86%，生物质装机容量占江苏省生物质装机的12.77%，省内太阳能发电装机容量占江苏省太阳能发电装机的0.36%。
　　
　　三、报告期内公司从事的业务情况
　　公司的主营业务为新能源项目的投资开发及建设运营，主要包括风能发电、光伏发电和生物质能发电供热三个板块。截至2023年12月31日，公司累计新能源发电控股装机容量166万千瓦，权益装机容量138万千瓦，其中，风电项目权益装机容量114万千瓦，光伏发电项目权益装机容量14万千瓦，生物质发电项目权益装机容量10万千瓦。
　　公司主要通过新能源项目的开发、建设、运营等流程，将风能、生物质能、太阳能等新能源进行开发并转换为电力后销售，取得收入。另外，公司部分生物质项目为热电联产项目，除发电外，亦可向当地其他生产企业销售蒸汽和热水。
　　公司新能源项目投资运营主要包括三个阶段：项目开发阶段，由公司或下属项目公司负责特定区域的项目开发，项目考察评估后立项，向相关政府部门提出项目投资申请，取得项目核准或备案；项目建设阶段，公司按采购招标程序组织设备和工程施工的采购和招标，工程建设完成、验收调试合格后，项目并网运行；项目运营阶段，由下属项目公司负责项目的运行、维护、管理，公司对各项目运营情况进行监控，并对各下属公司实行经营目标考核。
　　影响公司业绩的主要驱动因素包括装机容量、风力资源和光照资源、上网电价、资金成本、生物质燃料成本等。
　　报告期内，公司的主要业务、主要产品、经营模式、主要的业绩驱动因素未发生重大变化。
　　
　　四、报告期内核心竞争力分析
　　1、技术优势
　　新能源发电作为战略性新兴产业，一直处在不断的技术更新和技术进步过程中，也是具有较高技术门槛的产业。风电和光伏发电平价上网时代下，行业技术要求更高，公司一直关注和跟踪发电领域相关电气设备发展和运维相关前沿技术，并进行大胆的实践和创新，在风电、光伏发电及生物质发电业务领域都建立起完善的开发以及运维管理体系与技术体系，项目管理水平位于行业前列。公司投资的临海风电、东凌风电、泗阳太阳能、淮安生物质项目被评为国家优质投资项目。在中电联历年举办的全国风电场和全国太阳能光伏电站生产运行统计指标对标及竞赛中，公司投资的项目每年都榜上有名。
　　2、人才优势
　　公司是国内较早进入可再生能源发电应用领域的企业，多年来培养和锻炼了一支电站项目开发建设、运行维护的专业队伍，在风电、太阳能和生物质能项目投资运营领域积累了丰富的业务经验，熟悉市场开拓、项目备案、工程管理、维护运营等关键环节，能够保障公司发展、运营、管理等各方面人员需求，同时，公司的专业人才能够准确的把握行业发展趋势，快速应对行业的新变化、新要求。
　　3、资源优势
　　公司的四个发起人股东均为江苏省内大型国有企业，其中，国信集团是江苏规模最大的省属能源投资集团，在能源项目建设和运营方面拥有丰富的经验及专业的人才；沿海集团是江苏沿海滩涂围垦以及资源综合开发的实施主体，具有丰富的风能、光能等新能源资源；国能投资是履行主导盐城市能源基地建设职责的盐城市属国有企业，对公司在盐城的项目选择、开发具有重要支持作用；农垦集团下属国有农场中具有大量可供开发风电、光伏的土地资源。股东方的资源优势为公司可持续发展提供了强有力的支持。
　　4、区位优势
　　公司已投产新能源项目基本位于江苏，在省内形成了一定的规模优势和品牌优势。江苏是沿海省份，具有漫长的海岸线，风力资源丰富，风资源可开发量巨大。江苏经济规模大，人均用能基数高，能源低碳化、绿色化是江苏未来较长一段时期的主要发展方向。同时，江苏又是能源消耗大省，电力消费总量连续多年位居全国前列，新能源消纳能力强，弃风弃光限电的风险较小。
　　5、资金优势
　　电力行业属于资本密集型行业，尤其是在项目建设期间，需要大额的资金投入。公司资产盈利能力强，已投产的各项目为公司持续带来稳定的利润，资信状况良好，与各类金融机构有较好的合作关系，具备较强的融资能力和资金成本优势。截至报告期末，公司资产负债率为55.16%，资本结构稳健，偿债能力较强。
　　报告期内，公司的核心竞争力未发生重大变化。
　　
　　五、报告期内主要经营情况
　　2023年，公司控股新能源发电项目累计上网电量30.97亿千瓦时，同比增长0.22%；全年营业收入19.46亿元，同比下降1.28%；营业成本9.78亿元，同比下降0.10%；归属于上市公司股东的净利润4.72亿元，同比下降0.77%；实现经营活动产生的现金流量净额9.19亿元，同比下降32.77%。截至2023年12月31日，公司总资产164.44亿元，较年初增长3.74%；归属于上市公司股东的净资产为64.16亿元，较年初增长5.64%。
　　
　　六、公司关于公司未来发展的讨论与分析
　　(一)行业格局和趋势
　　为应对全球气候变化，中国承诺二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和，在“双碳”背景下，党的二十大报告强调，要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，这为我国能源发展提供了根本遵循。
　　2024年是深入实施“四个革命、一个合作”能源安全新战略十周年，是完成“十四五”规划目标任务的关键一年。2024年国务院政府工作报告指出，2024年要积极稳妥推进碳达峰碳中和，扎实开展“碳达峰十大行动”，要深入推进能源革命，控制化石能源消费，加快建设新型能源体系，要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，提高电网对清洁能源的接纳、配置和调控能力，发展新型储能，促进绿电使用和国际互认。2024年3月，国家能源局印发《2024年能源工作指导意见》，对2024年能源领域重点工作进行了部署，明确了基本原则“坚持把保障国家能源安全放在首位、坚持积极有力推进能源绿色低碳转型、坚持依靠科技创新增强发展新动能、坚持以深化改革开放激发发展活力”，提出要巩固扩大风电光伏良好发展态势、持续完善绿色低碳转型政策体系，要持续推动重点领域清洁能源替代、加快培育能源新业态新模式。根据中国电力企业联合会2024年度全国电力供需形势分析预测，在新能源发电持续快速发展的带动下，预计2024年全国新增发电装机将再次突破3亿千瓦，全国发电装机容量预计达到32.5亿千瓦，其中，并网风电和太阳能发电合计装机规模将超过煤电装机，占总装机比重上升至40%左右。绿色低碳已成为建设美丽中国的必由之路。
　　公司在新能源行业已深耕近二十年，在资源选择、技术方案、工程管控、运维管理等方面，均具有较强实力，项目投资管理能力、成本控制能力优于行业平均水平，公司将充分利用技术优势和资本平台，加大改革力度，抓住机遇，迎接挑战，聚焦新能源主业，立足江苏，布局全国，通过自主开发与合作并购等方式，推动公司规模不断发展壮大，创新发展思路，加快探索新型能源业务的开发利用，构建公司多元化、立体化、高质量发展新格局。
　　(二)公司发展战略
　　公司将积极贯彻落实党的二十大精神，践行以习近平同志为核心的党中央关于“碳达峰”“碳中和”的重大战略部署，坚持以项目开发为基础、以资本运作为抓手、以科技创新为驱动的战略，着力提高发展质量和效益。公司总体的发展目标是：瞄准海上风电、特高压清洁能源基地、“光伏+”综合利用、分布式光伏等方向，通过自主开发、合作并购等多种方式，进一步扩大新能源发电的市场份额，力争“十四五”期间装机容量实现突破性增长；关注新能源技术变革，适时做好微电网、储能、新能源制氢等领域布局，做强做大主业；加大创新投入力度，推动新能源大数据等符合公司未来发展方向的研发及应用；拓展新型能源业务布局，做好电力市场化交易、碳交易等领域研究，探索布局新增长点；建设以科技创新为驱动，以产业协同发展为导向的一流新能源上市公司，为我国构建以新能源为主体的新型电力系统做出更多贡献。
　　(三)经营计划
　　2024年度，公司计划完成售电量约34亿千瓦时，供热约40万吨，计划重点做好以下工作：
　　1、稳生产守底线。建立包括推进落实以企业安全生产、工程建设、消防安全标准化达标评级和提升为抓手的安全生产管理体系、强化全员安全生产教育培训体系等在内的“六大体系”。加强已投产项目设备管理，提升运行可靠性，特别要抓好海上风电设备管理，全面提升发电能力，深入开展“标杆风机”“无故障风场”创建活动。完善生产运营管理体系建设，整合专业力量，加强制度规范顶层设计。
　　2、拓增量稳存量。加快推进集中式光伏、分布式光伏、新型储能项目等的建设工作。加强与有关单位的对接合作，全力谋划争取省内优质光伏项目和省外直供江苏特高压清洁基地项目。积极开展深远海项目探索研究。稳妥推进项目市场化并购。持续提升基建管理水平，开展“项目基建管理提升年”活动，全方位提升项目管控水平。进一步推进生物质企业转型，培育发展动能，推动生物质企业进一步止损减亏。
　　3、抓融合促提升。以提高核心竞争力和增强核心功能为重点，谋划开展新一轮国有企业改革深化提升行动。加大科技创新投入，推动科技创新与经营管理深度融合。开展钠离子储能电池、钙钛矿光伏组件等技术研究。加强与龙头企业、科研院校在新型光伏发电技术、海上风电等领域合作，深化产学研融合。做好电力市场化改革、绿电交易、碳交易等领域的研究。结合实际，紧跟能源领域数智化转型趋势，升级运营管理系统功能。
　　特别提示：上述经营计划、工作计划并不代表公司对2024年度的业绩、投资等情况的预测或承诺，能否实现取决于市场状况变化等多种因素，存在不确定性，请投资者特别注意投资风险。
　　(四)可能面对的风险
　　1、可再生能源电价补贴滞后风险
　　根据相关规定，行业发展前期，我国对风力发电、太阳能发电、生物质发电实行基于固定电价下的补贴政策，项目上网电价包括两部分，即燃煤发电上网基准价和可再生能源电价补贴。项目并网发电后，燃煤发电上网基准价的部分，由电网公司直接支付，可以实现及时结算。但是可再生能源电价补贴部分则需要由财政部从可再生能源电价附加补助资金中拨付至电网公司，再由电网公司与发电企业结算。我国可再生能源发电项目发展迅速，目前可再生能源电价附加补助资金收入远不能满足行业发展需要，补贴资金缺口持续增加，国家发放可再生能源补贴的时间不断滞后，若此情况得不到改善，将会影响发电企业的现金流，进而对实际的投资效益产生不利影响。未来，补助资金拨付速度、拨付比例等情况存在一定的不确定性。
　　对公司的影响及应对措施：因可再生能源电价补贴以国家信用为基础，该项收入无法收回的风险极低。目前，新能源发电已全面进入无补贴时代，新增项目不再纳入国家可再生能源补贴范围，存量项目全生命周期合理利用小时数用完后亦不再享受补贴，长期来看，补贴滞后情况待存量项目补贴到期后将逐渐得到缓解。公司方面，现金流状况总体保持在健康水平，2023年公司经营活动产生的现金流量净额9.19亿元，公司现金流状况良好。报告期末，公司合并口径的资产负债率为55.16%，资产负债结构较为稳定，偿债能力较强。未来公司将进一步加强资金管理，保持健康的现金流状况，同时，进一步拓宽融资渠道，提高融资能力，保障公司新项目投资及生产运营的资金需求。
　　2、行业政策变动风险
　　我国新能源发电行业近年来的高速发展，很大程度上受益于国家在政策、法规及激励措施方面的支持，相关政策可能导致行业竞争日益激烈，公司在新能源行业的资源获取、快速实现装机规模增长的难度将加大，公司实际的投资收益可能受到一定影响。同时，如果国家支持新能源行业的相关政策发生变化，可能对公司的经营业绩带来不利影响。
　　对公司的影响及应对措施：国家“双碳”战略目标背景下，我国仍将深入推进能源革命，加快规划建设新型能源体系，预计未来新能源发展将保持大规模高质量发展。公司将积极响应国家相关政策，充分利用自身优势，多措并举获取项目资源，加大新能源项目集约化、规模化开发力度，不断提高核心竞争实力，积极探索能源新业态新模式，做好工程建设领域新技术调研和论证，加强项目运维管控，从严从细控制成本，提升项目收益。
　　3、生物质发电项目运营风险
　　根据《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》《关于<关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见>有关事项的补充通知》，生物质发电项目全生命周期合理利用小时数82500小时用完后，或者并网满15年后，项目所发电量不再享受中央财政补贴资金。上述合理利用小时数低于生物质设备设计使用时间，而上述文件中提出的，用以替代财政补贴的配额制下的全面绿证交易政策仍在健全完善。未来生物质项目绿证交易数量、交易价格等都还存在不确定性。在当前生物质发电的政策形势、生物质燃料价格高难收购的市场环境下，电价补贴结束后，生物质发电项目上网电价收入可能无法覆盖燃料成本，继续运营不再具有经济价值。电价补贴未结束的项目，亦面临因燃料价格过高，运营持续亏损的风险。公司全资及控股的四家生物质发电企业项目并网时间较早，合理利用小时数已用尽或即将用尽，并网年限也基本满15年，为了优化资产配置、减少运营亏损，公司部分生物质项目已暂停运行。虽然停运有利于减少亏损，但仍会带来公司收入下滑的风险。
　　对公司的影响及应对措施：截至报告期末，公司权益装机容量中，风光装机占比进一步提升，占比为92.75%，生物质发电项目仅占7.25%，对公司整体影响较小。“十四五”期间，公司将持续加快风电、光伏发电等新项目的推进速度，生物质发电对公司的影响将进一步降低。截至目前，公司投资的4个生物质项目中，盐城、如东、泗阳生物质项目已停运，仅淮安仍承担地方园区企业供热社会责任。公司按照“一企一策”“以发展解决困难、增量化解存量”原则，多渠道谋求生物质电厂停运后转型路径。
　　4、上网电价变动风险
　　公司经营业绩及财务状况受上网电价显著影响。当前，新建新能源发电项目已进入平价上网时代，根据《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，到2030年，新能源将全面参与市场交易。随着可再生能源装机规模的不断增长，新能源项目参与电力市场化交易程度不断提升，目前，国家绿电、绿证、电力现货市场建设持续推进，电力体制改革不断深化，市场环境复杂多变，可能存在上网电价变动风险，将给项目的盈利状况带来一定的不确定性。
　　对公司的影响及应对措施：为实现双碳目标，国家在多渠道促进绿色电力消费，以绿证为基础的绿电消费制度在我国基本建立，绿证核发交易平稳有序，市场化交易有益于促进消纳，有益于体现绿电的能量和环境价格，电力市场价格较高时可以提高平价项目收益。公司将认真研究政策变动，加大专业人才储备，做好随时参与市场化交易的准备。同时，积极储备优质平价项目资源，在确保投资收益的基础上加大新项目开发力度，多举措降低电价政策变化可能带来的影响。
　　5、客户相对集中风险
　　新能源发电项目需要获取项目所在地区电网公司的许可才能将电厂连接至当地电网，并通过与地方电网公司签署《购售电协议》进行电力销售，因此地方电网公司是本公司的主要购电客户。公司目前已投产的项目主要分布在江苏地区。如果未来江苏地区的新能源市场环境、政策环境发生重大变化，将可能对公司经营带来不利影响。
　　对公司的影响及应对措施：江苏省新能源资源丰富，电网消纳能力强，属于发展新能源风险相对较低的区域。公司业务范围覆盖了陆上风电、海上风电、集中式光伏、分布式光伏、生物质发电供热、新型储能多种新能源业务，在业务类型方面有一定的分散风险作用。同时，公司在巩固江苏优势市场的同时，积极采取灵活的方式，探索开发省外市场。
　　6、自然条件变动风险
　　公司风电项目的盈利状况与项目所在地的风速、风向等气候条件高度相关，光伏项目的盈利状况与当地的光照强度、光照时间等气候条件高度相关。公司在项目投资前均对相关资源等情况进行了实地可行性研究，然而，风速、风向、光照强度、光照时间等自然资源具有一定的随机性、不可预测性，实际每年的资源状况可能会存在波动。如遇极端恶劣天气，也可能给公司发电设备、运营设施等造成损坏，给公司生产运营造成不利影响。另外，风电项目附近新建其他风电场、防护林建设等不可控因素也会影响项目所在地风资源状况。由此，公司存在经营业绩随风、光等自然资源以及天气和气候条件的变化而波动的风险。
　　对公司的影响及应对措施：自然条件的变动大多为不可控因素，公司一方面通过加大投资前的可行性研究深度，充分评估资源变动对项目投资效益的影响；另一方面，日常管理中加强运营维护和应急预案管理，保障项目运营效率，尽力使项目在既定的资源条件下“应发尽发”。另外，公司投资范围包括陆上风电、海上风电、集中式光伏、分布式光伏、生物质发电供热、新型储能等多种新能源业务，未来将进一步探索开发能源微网、新能源制氢等领域，而且，公司还将立足江苏，走出省外，积极寻求全国优质项目资源，通过业务类型、投资区域的多样化，分散特定地区自然条件变化对公司整体业绩的影响。
　　7、新能源电力消纳风险
　　消纳问题曾是困扰新能源行业发展的关键问题之一。我国新能源资源丰富区域与用电负荷中心区域不匹配，加上风能、太阳能资源具有随机性强、波动性大、出力不稳定等自然特性，当电网的调峰能力不足，或者项目所在地用电需求较少，且不能通过电量外送等方式消纳，或者新能源发电项目建设工期与接网工程建设工期不匹配等情况下，将产生“弃风”、“弃光”等限电情况，影响项目收益。近年来，我国风电光伏的限电问题已有所缓解，但未来，随着新能源装机比例进一步提升，新能源电力消纳压力将会增加，公司可能存在项目所发电力无法全额上网的风险。
　　对公司的影响及应对措施：公司目前投资的新能源发电项目主要位于江苏，江苏省电力需求大，电网消纳能力强，限电风险相对较低。公司在投资新项目时，会对选址区域进行严格的论证，尽量减少项目建成后的弃风、弃光等限电风险。另一方面，国家能源局数据显示，截至2023年12月底，全国可再生能源发电总装机达15.16亿千瓦，占全国发电总装机的51.9%，在全球可再生能源发电总装机中的比重接近40%，在当前可再生能源发展新形势新要求下，国家更加重视消纳工作，2024年2月，国家发改委发布《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》，对通过监管手段提升可再生能源消纳保障水平提出明确要求，在“双碳”目标背景下，预计国家将会更大力度促进可再生能源电力消纳。 收起▲