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说明　　1、光伏新增装机节奏回归理性　　2026年上半年，全国光伏新增装机约72.07GW，同比下降约66%，装机节奏回归理性区间。增速回落受多重因素叠加影响：一是2025年上半年电价改革前的抢装潮形成高基数效应，阶段性透支部分市场需求；二是新能源上网电价全面市场化改革落地后，项目收益模型发生变化，投资收益率不确定性提升，开发主体普遍放缓投建节奏；三是伴随近年来持续新增高装机，国内新能源消纳压力持续上升、土地资源约束逐步显现，行业发展逻辑从“拼规模”转向“提质量”。　　2、独立储能利好助推储能装机持续快速增长　　去... 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说明
　　1、光伏新增装机节奏回归理性
　　2026年上半年，全国光伏新增装机约72.07GW，同比下降约66%，装机节奏回归理性区间。增速回落受多重因素叠加影响：一是2025年上半年电价改革前的抢装潮形成高基数效应，阶段性透支部分市场需求；二是新能源上网电价全面市场化改革落地后，项目收益模型发生变化，投资收益率不确定性提升，开发主体普遍放缓投建节奏；三是伴随近年来持续新增高装机，国内新能源消纳压力持续上升、土地资源约束逐步显现，行业发展逻辑从“拼规模”转向“提质量”。
　　2、独立储能利好助推储能装机持续快速增长
　　去年在《新型储能规模化建设专项行动方案》推动下，作为电网调节能力的重要补充，储能行业迎来快速发展。2026年上半年延续高装机增长，全国新型储能新增装机同比大增74%、达到21.64GW/60.22GWh。其中，受益于年初《完善发电侧容量电价机制》政策，全国多省落地独立储能容量电价细则，形成容量保底+现货套利+辅助服务三重稳定收益模式，显著提升项目收益率，西北、华北风光富集省份集中公示百余个独立储能入库项目，独立储能项目成为储能装机增长主力，占比超过6成，为13.93GW。
　　3、弃光限电与市场化交易对光伏电站收益影响加剧
　　报告期内，光伏发电行业持续面临消纳与电价的双重压力，电站盈利空间受到挤压。消纳层面，随着近年来新能源装机持续创纪录增长，电网送出通道建设与系统调节能力难以匹配装机增速，市场弃光压力加剧，光伏利用率同比下滑，午间大发时段弃电现象更为突出；电价层面，新能源全面入市后，市场化交易电量占比持续提升，光伏发电出力与用电负荷的时空错配问题凸显，午间高峰时段现货电价走低，部分省份出现零电价甚至负电价。行业整体受到“量价双压”的经营挑战影响加剧。
　　4、政策持续发力推动行业向高质量可持续发展转型升级
　　报告期内，国家与地方层面政策持续密集出台，围绕消纳疏通、机制完善、规范发展三大方向，为行业长期健康发展筑牢制度基础。消纳端，源网荷储一体化、绿电直供项目加速落地，配套独立储能平抑风光日间出力波动，实现绿电就近就地消纳；多用户绿电直连政策全面落地，“一对一”模式拓展至“一对多”园区共享模式；分布式光伏接入承载力评估导则修订落地，取消接入比例限制，通过储能配置可进一步提升接入空间，多渠道拓宽新能源消纳路径。机制端，发电侧容量电价机制正式实施，独立储能收益闭环逐步形成，电力现货市场建设稳步推进，市场化定价机制持续完善。规范端，行业产能调控与反内卷治理持续推进，引导产业淘汰落后产能、优化竞争格局，避免同质化恶性竞争。多项政策协同发力，推动行业从高速增长向高质量可持续发展平稳过渡和转型升级。
　　5、算电协同优势互补为行业开辟新场景并打开增长空间
　　报告期内，算电协同首次写入政府工作报告，正式上升为国家级重点发展战略。伴随AI快速发展以及算力中心建设提速，算力产业正成为新增电力负荷核心增长极，单座数据中心用电规模攀升至百MW甚至GW级别。而国家明确要求东数西算八大枢纽新建数据中心绿电消费比例需达到80%以上，刚性考核指标推动算力产业与风光新能源深度绑定。政策层面多部委配套出台算电协同行动方案，依托八大算力枢纽先行试点，引导算力集群向西北、西南风光富集区域集中。
　　稳定算力负荷消化新能源富余发电量，廉价低碳绿电降低算力运营成本，双向赋能形成完整产业闭环，为行业和企业打开长期增长空间。
　　（二）公司主要业务及经营模式
　　公司主要从事以光伏为主的新能源电站开发运营转让业务和电站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。
　　公司的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，项目分布在我国二十多个省份以及海外多个国家和地区。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。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较稳定的发电收入，亦可通过择机出售电站获取相关溢价收益。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，公司有效打造了属于自身特色的电站“产品化”能力，整体现金流保持稳定的同时，亦提高了资金使用效率，增加了业务的灵活性和发展空间。
　　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，公司充分利用自身资源和经验优势，积极将光伏电站业务模式复制到储能、风电等其他新能源电站类型，并在多种应用场景和业务模式上持续做到引领和突破，包括：微电网、源网荷储、绿电直连、零碳园区、光伏制氢、算电协同、绿色算力等等。
　　同时随着我国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：代运维、代运营、售电、虚拟电厂、能源管理、绿电交易和碳交易等等，其中多个业务已经具备商业化产品和解决方案。
　　公司围绕“行业领先的清洁能源供应商和服务商”定位。
　　其中，随着多项支持政策落地，新型储能行业进入快速发展期。公司布局储能业务较早，积累了丰富项目资源和运营经验，涵盖电网侧、用户侧、光储一体化等多类型储能应用场景。目前公司已将储能业务上升到战略层级，纳入到主营业务之中，立足“重开发、强落地、高周转、精运营”的经营策略，加快网侧独立储能和用户侧储能项目的投资并网节奏，并通过施行快速周转模式，有望将储能业务培养成公司未来新的增长引擎。
　　关于光伏电站EPC业务，公司根据市场环境，灵活制定EPC业务发展目标、策略计划并投入相关资源。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
　　2026年，新能源全面进入市场化交易，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，国内光伏新增装机同比大幅度下降，近年来持续高装机带来的消纳压力进一步增大，加之电价在市场化交易环境下因供需关系难以短期平衡也呈走低趋势，为新能源运营企业带来阶段性压力和挑战。
　　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，同时也为客户提供智慧运维、售电、绿电市场化交易、节能降碳解决方案等一揽子综合能源服务。多元化的业务布局，让公司可以更灵活抵御政策和市场环境变化风险，跨越产业周期并面向未来发展。
　　截至2026年6月底，公司自持电站规模5,331MW，自持独立储能电站规模657MWh。2026年上半年公司完成光伏发电约28.07亿千瓦时，实现营业收入14.03亿元，同比下降33.94%；实现归属于母公司的净利润-1.87亿元。业绩下降，主要原因是区域光照资源不及上年同期，叠加新能源结算电价回落、电力消纳受限加剧，使得公司光伏发电量及发电收入同比下滑，进而导致本期经营业绩阶段性承压。
　　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
　　2026年上半年，面对行业电价下行叠加弃光限电攀升等情况，公司进一步收紧光伏电站开工并网节奏，同时继续深耕和拓展区域市场，积极储备优质新能源指标和签约项目，为未来发展蓄力，并持续推进轻资产化运营战略以及乙方服务模式。具体体现在：
　　1、积极储备项目指标和签约资源
　　报告期内，地面电站指标开发方面，公司重点关注风电、优质光伏、绿电直连和算电协同等场景资源，合计获取开发指标1,752.5MW，其中包含光伏项目755MW，风电项目997.5MW，过程中公司获批1GW风光基地项目，取得重要突破；工商业分布式开发签约方面，公司聚焦优质客户和高价值项目，新增签约规模42MW。
　　2、进一步收紧开工并网节奏
　　2026年上半年，公司延续“精工程”战略，收紧项目开工并网节奏，新增装机并网约280MW。详情如下：
　　地面集中式光伏。截至2026年6月底，公司地面集中式电站持有规模约3,961MW，报告期内新增并网约249MW。
　　工商业分布式光伏。截至2026年6月底，公司工商业分布式电站持有规模约1,344MW。报告期内新增装机并网约31MW，合作业主包括顺丰、苏泊尔等；乙方服务模式达成规模69MW。
　　户用光伏。截至2026年6月底，公司户用光伏电站持有规模约26MW。报告期内无新增并网，后续公司户用业务将继续向运维管理方向转型。
　　3、电站资产精细运营提质增效
　　报告期内，存量光伏电站收益，持续受到弃光限电增加和市场化交易电价走低双重影响，这也是绿电运营企业当前面临的重要经营挑战。
　　面对上述情况，公司已组建专业运营团队，针对旗下电站，通过多重手段提质增效，降低度电成本，构建多元收益。一方面，通过精细化数字化运维、减少故障停机，提升功率水平；在现货价差大、限电严重的场站探索通过配置储能方式，利用峰谷套利减少日间低价电量抛售。另一方面，通过电力交易控制风险，合理利用中长期、现货、绿电、虚拟电厂需求响应等多品种组合构建多层收益结构，控制交易风险，争取保收增收。同时以电量为入口，叠加碳咨询、绿证托管等方式，打造一体化解决方案，提升客户粘性与用户侧综合毛利率。
　　4、持续推进轻资产化运营战略
　　近年来公司持续推进“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收益的同时，实现资产高周转和现金快速回笼。
　　报告期内，公司继续推进轻资产运营战略，完成项目出售合计约374MW，其中地面集中式电站出售约249MW，工商业分布式电站出售约59MW，户用光伏电站出售约66MW。同时，公司积极拓展各类型资产交易客户合作，探索如经营性租赁、机构间REITs等交易模式。
　　（二）新兴业务与综合能源服务
　　近年来，围绕“行业领先的清洁能源供应商和服务商”这一定位，公司持续布局多项新兴业务和综合能源服务。
　　1、储能业务快速发展
　　近年来，我国陆续出台了一系列重磅储能政策，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成熟，独立储能项目迎来重要发展机遇。
　　公司布局储能业务较早，积累了丰富项目资源和运营经验，涵盖电网侧、用户侧、光储一体化等多类型储能应用场景。当前公司立足“重开发、强落地、高周转、精运营”的经营策略，加快网侧独立储能和用户侧储能项目的投资并网节奏，并确立了轻资产高周转模式，打造利润转化闭环。
　　截至2026年6月底，公司自持独立储能电站规模已达657MWh，项目签约备案规模超过24GWh。报告期内，公司持续践行轻资产、高周转运营思路，实现储能电站转让规模达200MWh，进一步打通开发、建设、流转的盈利闭环；处于开工状态的项目规模为1.2GWh，另有约10GWh亦在开工推进计划中，后续有望成为公司新的利润增长点。
　　2、售电业务有序运营
　　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，为客户提供多样化、个性化的电力购销服务，帮助用户降低能源成本，提高经济效益。
　　目前，公司售电业务已覆盖江西、四川、山东、安徽、浙江、广东、上海、江苏、青海等省份。报告期内，公司售电业务持续盈利，实现签约电量13.15亿度，交易电量28.65亿度，签约客户273户。
　　3、代运维业务稳中求进
　　报告期内，公司运维团队持续通过精细化管理，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2026年6月底，公司代维总容量约4.5GW，服务客户包含央国企和地方能源平台、金融投资机构以及行业民营龙头企业等，项目覆盖光伏、风电、变电站、独立储能等多种场站类型。
　　4、绿色算力开始布局
　　在算电协同首次被写入政府工作报告，纳入国家级新基建重点方向的背景下，公司依托自身绿电资源与成本优势积极布局切入绿色算力赛道，推动公司由新能源发电运营商向绿色算力与综合能源服务商转型，优化业务结构，提升抗周期能力与长期成长空间，打造公司的第二增长曲线。报告期内，公司坚定迈出了布局绿色算力的第一步。至今公司已相继与宁夏中卫、内蒙古和林格尔和乌兰察布等地政府就算力中心项目投资建设达成合作意向，相关项目正在推进过程中。7月份2026世界人工智能大会（WAIC）期间，公司与商汤科技签署战略合作协议，双方将锚定“以规模化绿电赋能智算低碳发展、以源网荷储一体化重塑算力能源成本优势”的战略方向，拓展绿电直连、算电协同、资本联动及“新能源+AI”出海合作等多元合作路径，打造“清洁能源+智算产业”深度融合的创新合作范式。
　　此外，作为电力系统的重要新型市场主体，公司在虚拟电厂领域已完成浙江、上海、四川、江西、天津五省市业务布局，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。同时，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，新能源电站代理交易规模达到195MW。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，亦在发展推进中。
　　（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。
　　报告期内，公司沙特400MW光伏项目已实现通电，目前正在并网测试过程中。截至2026年6月30日，海外存量运营规模达到444MW。同时，海外团队持续加大全球范围内绿地项目开发，新增在开发项目容量380MW，并持续推进部分储备项目的后续商业转化工作。包括：西班牙175MW项目已实现并网发电，因原定交割计划受阻，后续推进方案视进展而定；哥伦比亚200MW项目工程总包确定，积极同合作方进行预收购谈判等。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，对公司业绩提供助力。

　　三、报告期内核心竞争力分析
　　报告期内，公司围绕“向绿色算力与综合能源服务商转型升级”的战略方向，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、算电协同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。
　　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）精细化运营和综合能源管理能力
　　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头部位置，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，在户用光伏、风电和储能等领域持续斩获新项目资源，并不断创新项目开发形态，将业务边界延展至海上光伏、海上风电、分散式风电、源网荷储、火电调峰、抽蓄调峰、风光制氢等新品类，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。
　　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结算电价做出了积极贡献。
　　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。
　　同时，伴随新型电力系统建设和能源结构转型大背景，公司亦前瞻性布局各类综合能源服务。公司已经在江西、四川、山东、安徽、浙江、广东、上海、江苏、山西、青海等多个省份开展售电业务，签约了数千家代理客户，围绕用户需求，提供电碳结合的绿色能源服务。公司亦根据不同应用场景为各类客户提供针对性的电站代运营代运维服务，为项目参与电力市场提供交易支撑，并通过虚拟电厂形式实现对多个跨区域分散式能源集中聚合管理，参与电力市场调频调峰、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。
　　（三）全球资源整合能力
　　海外光伏发电市场，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，并连续中标及开发了阿曼500MW、沙特阿拉伯三期300MW和四期400MW、西班牙175MW、哥伦比亚200MW、澳洲600MW等海外大型光储项目，在全球范围内树立了较强的品牌影响力，形成丰富的海外项目储备规模。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。
　　（四）算电协同优势
　　在国家“东数西算”战略落地、AI产业爆发催生海量算力需求的大环境下，算电协同成为行业重要发展方向。公司深耕新能源发电领域多年，在绿色算力领域具备独特的算电协同资源禀赋。首先，公司自持并运营规模化光伏电站，业务覆盖国内及海外市场多地区，在电力市场化交易、绿电资源整合领域深耕多年，有望发挥绿电资源优势，降低算力用电成本，助力打造零碳算力。且自建算力可形成稳定内部负荷，有效对冲主业电价波动、弃光消纳风险，延伸产业链收益，形成绿色算力领域差异化竞争基础。其次，公司拥有大型项目落地与资金管控能力，在大型能源基建报批、政企对接、建设运维等方面实践经验丰富，可向算电协同基础设施建设方向复制；同时公司自有现金流充裕，融资渠道通畅，为公司依托自身绿电资源与成本优势切入绿色算力赛道提供有力支撑，推动公司由新能源发电运营商向绿色算力与综合能源服务商转型，优化业务结构，提升抗周期能力与长期成长空间，打造第二增长曲线。
　　（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计划。
　　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，促进企业的持续发展。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各类型新能源电站开发运营转让以及EPC业务。虽然国家一直鼓励支持并大力发展新能源发电产业，相关利好政策为公司的盈利水平带来了稳定预期，但是随着近几年可再生能源产业的快速规模化，行业政策也在快速变化，新能源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，电价政策多次调整且总体呈下降趋势。如果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、消纳保障、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。此外国家对可再生能源消纳责任权重始终贯彻推进，源网荷储、零碳园区、绿电直连等相关鼓励政策密集推出，如果这些政策出现变化，亦可能影响新能源产业发展的良好预期。
　　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相对激烈。同时，在分布式光伏终端市场，渠道建设、客户资源、品牌影响力等方面也成为行业争夺的焦点。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。此外，当前储能市场快速发展，优质项目与合作竞争激烈，叠加碳酸锂价格波动，推高全产业链成本，供应链稳定性承压。若竞争持续且公司未借优势巩固地位，业务份额、拓展规模及业绩兑现节奏或受影响。
　　公司作为较早进入新能源发电行业的企业之一，在各类型新能源电站场景均积累了丰富的项目资源，以及开发、建设、运营和转让经验。在新市场形势下，公司将充分发挥先发优势，保持自身在行业领域的品牌、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年以来每年新增装机连续创历史新高，国内多个区域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、零碳园区和绿电直连的大力推广，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、建设及运营风险
　　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。项目开发过程中，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；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；项目运营阶段，也存在设备故障、运维管理不当、安全事故、环保合规处罚等风险，极端天气、自然灾害等突发情况还可能造成资产损毁、发电量中断，影响项目安全稳定运行及收益实现。
　　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，完善安全环保合规管理体系，建立灾害预警与快速抢修机制，足额投保财产险，尽可能减少项目延期对公司经营的影响，防范合规风险，最大限度降低极端天气与突发事项造成的损失。
　　6、绿色算力等新业务布局不及预期风险
　　绿色算力是公司当前重点布局、推动业务转型的重要方向，相关项目需窗口指导、能耗指标、节能审查、电力接入等多项审批手续，且受地方产业政策调整影响，最终落地及实施节奏存在不确定性。同时作为重资产基础设施项目，通常投资规模较大，除投入自有资金外还需依赖外部合作和融资，对公司现金流和财务费用会形成一定压力，若外部合作和融资进度不及预期，也可能导致项目延期或终止。此外公司主营光伏发电业务，缺乏算力中心的直接建设运营经验，在技术、人才、客户拓展等方面暂时存在短板，项目投产后的运营效率和盈利能力存在不确定性。算力行业竞争加剧，若后续市场需求变化或客户拓展不及预期，可能出现产能闲置情况，影响项目投资回报。
　　公司具备新能源开发、绿电运营、电力交易核心能力，可打造低成本、高可靠、全生命周期零碳算力供给能力，契合数据中心绿色化发展趋势，形成与传统算力企业的差异化竞争优势。公司亦将通过引进人才、积极寻找具备相关行业经验的合作方、优化合作和融资模式等方式管控风险。 收起▲

　　一、报告期内公司从事的业务情况　　公司主要从事以光伏为主的新能源电站开发运营转让业务和电站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。　　公司的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，项目分布在我国二十多个省份以及海外多个国家和地区。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。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较稳定的发电收入... 查看全部▼

　　一、报告期内公司从事的业务情况
　　公司主要从事以光伏为主的新能源电站开发运营转让业务和电站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。
　　公司的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，项目分布在我国二十多个省份以及海外多个国家和地区。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。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较稳定的发电收入，亦可通过择机出售电站获取相关溢价收益。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，公司有效打造了属于自身特色的电站“产品化”能力，整体现金流保持稳定的同时，亦提高了资金使用效率，增加了业务的灵活性和发展空间。
　　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。
　　同时随着我国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，也可为用户提供冷、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。
　　公司围绕“行业领先的清洁能源供应商和服务商”定位。
　　其中，随着《新型储能规模化建设专项行动方案》正式对外发布，新型储能行业进入快速发展期。公司布局储能业务较早，积累有丰富项目资源和运营经验，涵盖电网侧、用户侧、光储一体化等多类型储能应用场景。2025年公司最新把储能业务上升到战略层级，纳入到主营业务之中，立足“重开发、强落地、高周转、精运营”的经营策略，加快网侧独立储能和用户侧储能项目的投资并网节奏，并通过施行快速周转模式，有望将储能业务培养成公司未来新的增长引擎。
　　关于光伏电站EPC业务，公司根据市场环境，灵活制定EPC业务发展目标、策略计划和投入资源。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、报告期内公司所处行业情况
　　1、光伏抢装致新增装机再创纪录，上下半年节奏迥异
　　2025年是“十四五”规划的收官之年，光伏行业新增装机延续强势增长态势。根据国家能源局数据，全年光伏新增并网容量达到316.57GW，同比增长14%，创下历史新高，连续三年大幅度刷新纪录。从全年时间线来看，装机节奏呈现明显的阶段化差异，受行业政策影响，1-5月出现抢装现象，光伏装机猛增近200GW，其中仅4月单月就新装超45GW，5月再度暴增至近93GW，但此后光伏装机迅速回落，个别月份单月装机未超过10GW。截至2025年底，全国光伏累计装机容量已达12亿千瓦，占全国电力总装机的31%。
　　从市场结构上看，全年分布式光伏新增装机153GW，占比达到48%、同比增长29%，增速远超集中式光伏。其中，工商业分布式新增107GW，占分布式总量的70%，户用光伏新增46GW，占分布式总量的30%。
　　2、产业链价格剧烈震荡，电站投资不确定性增加
　　2025年，光伏产业链价格波动剧烈，成为影响电站投资的重要因素。上半年初，由于抢装潮导致组件等核心产品价格上涨且出现供货紧张情况，后随着需求阶段性回落价格也跌至历史低位；下半年开始，在“反内卷”政策和供给侧减产的共同作用下，多晶硅等原材料价格开始快速反弹，8-9月，随着部分央企的大型集采招标完成，价格趋于稳定；年末，伴随银浆等原材料价格上涨，向产业链下游传导至价格继续上行。价格波动使得电站投资的成本预测和项目经济性评估更加复杂，给企业的经营决策带来较大挑战。为应对市场风险，行业普遍采用长协锁量、动态灵活采购等策略，加强成本管控，推动光伏投资向高质量发展模式转型。
　　3、弃光限电与市场化交易双重制约，电站收益面临挑战加剧
　　2025年，全国发电装机容量累计达到38.9亿千瓦，同比增长16.1%，对比负荷侧全年社会总用电量增长仅为5%。具体到光伏而言，报告期累计装机容量同比增长更是高达35.4%，加之本身新能源出力在时间维度和资源空间分布的不均衡特点，供需关系矛盾在全国多个省份地区愈发突显，特别是光伏装机较集中的西北地区以及光伏大发的午间时段。行业正面临日益严峻的电力消纳不足挑战，弃光限电率呈走高趋势，这直接影响了光伏电站的经济效益。
　　与此同时，光伏发电正逐步进入全面市场化交易阶段，电价转由市场供需关系决定，电站收益模式从以往的类固收模式逐步转向复杂的多维价格模型，影响资产收益和投资预期，在此背景下电站资产如何保值乃至进一步增值成为新课题。为应对这一挑战，亟需进一步加快电力基础设施建设步伐，完善市场化风险对冲机制，确保行业长期健康可持续发展。
　　4、新型储能加速发展，市场驱动格局全面形成
　　2025年9月《新型储能规模化建设专项行动方案》正式对外发布，提出到2027年全国新型储能装机规模达到180GW以上的总体目标，新型储能行业进入快速发展期。全年新增装机规模达66GW/189GWh，功率规模和能量规模同比增长52%和73%，新增投运项目超过1,800个。截至2025年底，全国新型储能累计装机容量突破145GW，是“十三五”时期末的45倍，正在成为缓解光伏电站消纳压力的重要手段。伴随政策利好，储能市场的商业模式逐渐成熟，未来储能产业将在政策、技术、规模、收益模式等多维度实现发展，各类储能路线呈现多元化场景与规模突破的特征，长时储能技术研发和应用也将进入关键期。
　　5、政策体系持续完善，行业迈向规范化发展新阶段
　　2025年，新能源电力行业相关政策密集出台，逐步构建了覆盖全产业链的监管与支持体系。部分重要政策如下：首先，年初《分布式光伏发电开发建设管理办法》（7号文）正式发布，对分布式电站实施了分类管理，明确“430”并网节点，帮助发电企业明确发展边界，引导企业聚焦合规项目，优化项目规划和落地流程。1月底，《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》（136号文）正式发布，结束了光伏上网电价计划定价模式，自6月1日起新增项目全部面临入市交易，存量项目也告别了保量保价时代，标志着电力市场改革进入高速期，也倒逼发电企业提升市场化运营能力和电力交易能力。4月份，《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》（394号文）发布，明确要求全面加快电力现货市场建设，2025年底前基本实现全覆盖，让市场价格真正"活"起来。5月份，《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（650号）发布，在国家层面首次为绿电直连"开闸"，打开新能源就地消纳空间，探索新能源生产和消费融合新模式。650号文连同9月份发布的《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》（1192号文），形成了“规范+保障”组合，通过创新容量电价机制降低项目落地成本，保障企业在市场交易中的平等参与权。这些政策为绿电运营企业转型升级提供了有力支持，推动了行业的规范化、市场化和高效可持续化发展。
　　三、经营情况讨论与分析
　　2025年，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，市场环境快速变化，政策频出。受行业政策尤其是《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》（136号文）影响，机制电价虽然稳定了当前存量市场，但全面市场化趋势也增加了未来市场长期发展的不确定性。此外政策切换窗口期的新老划断模式引发新能源抢装潮，全年装机规模再创历史新高，然而高装机反而带来更多困扰，弃光限电率持续攀升，加之电价在市场化交易环境下因供需关系难以短期平衡也呈走低趋势，为新能源运营企业带来持续压力和挑战。
　　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，同时也为客户提供智慧运维、售电、绿电市场化交易、节能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12月底，公司自持电站规模5,428MW，自持独立储能电站规模857MWh。2025年度完成发电约69.66亿千瓦时，公司共实现营业收入约39.00亿元，实现归属于母公司的净利润约3.30亿元，同比增长1.69%。报告期内，受弃光限电及市场化交易双重因素影响，公司营业收入、发电毛利有所下降。公司通过精细化经营实现有效降本增效，期间费用显著下降；同时强化应收账款与资产管理，资产减值损失、信用减值损失及营业外支出等资产损失同比明显减少，整体经营质量持续改善。
　　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
　　2025年，公司除把握新老划断时间窗口“抢装”一批光伏项目外，面对行业弃光限电压力以及市场化交易环境尚未稳定等客观情况，坚定践行“精工程”战略，主动收紧自投项目的开工节奏，同时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，并加大轻资产化转型力度，持续推进电站资产转让的同时亦开始向乙方服务模式侧重。具体体现在：
　　1、深耕市场，积极储备项目指标和签约资源
　　报告期内，面对十四五后期叠加136号文细则落地、多省份政策收紧等情况，公司坚持从优原则，积极进行项目储备，未来亦将加速资源落地转化节奏，缩短收入转化周期。
　　地面电站指标开发方面，2025年合计获取开发指标1,495MW，其中包含光伏项目1,165MW，风电项目330MW，并着手积极向零碳园区、绿电直连和制氢制甲醇等新兴场景模式做探索和机会储备；工商业分布式开发签约方面，2025年新增签约191MW，其中500强公司和上市公司企业占比超88%。
　　2、把握窗口，多类型电站高质量开工并网
　　报告期内，在行业政策剧变的背景下，公司严把开工审核关，持续践行“精工程”战略，全年新增装机并网约395MW。详情如下：
　　地面集中式光伏。截至2025年底，公司地面集中式电站持有规模为3,961MW。报告期内，公司重点关注各地市场消纳情况以及电价政策，坚持以轻资产模式为驱动、以市场需求为导向，严控项目开工标准和投资节奏。全年新增并网274MW，主要集中在安徽省等南方地区。
　　工商业分布式光伏。截至2025年底，公司工商业分布式电站持有规模为1,371MW。报告期内，公司持续战略聚焦优质客户和优质项目，把握政策时间窗口，全年实现新增装机并网124MW，合作业主包括阿里云、京东、顺丰、福特、苏泊尔等。同时乙方服务模式亦取得突破，建立资方合作超过40家，新增规模达到141MW。
　　截至2025年底，公司户用光伏电站持有规模为96MW。报告期内，面对政策和市场变化，公司加速推动户用光伏业务转型聚焦存货周转，报告期内完成出售978MW，大比例实现存货出清。后续公司户用业务将继续向合作共建和对外运维方向转型。
　　3、直面挑战，电力交易精细运营
　　报告期内，受到煤炭价格下降、容量电价调整等因素影响，年度长协电价下降。新能源全面入市预期下，光伏发电在现货市场交易价格亦表现乏力，故平价交易结算电价整体呈现下降趋势。加之近年来光伏装机高增长导致消纳压力陡增，弃光限电率快速走高，对绿电运营企业业绩形成一定制约。消纳压力与电价波动，已成为绿电运营企业当前面临的主要经营挑战。
　　面对上述挑战，公司已组建专业运营团队，针对旗下电站，持续以价值创造为导向，通过多种精细化运营和电力交易手段，力争稳定整体收益水平。
　　4、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，实现资产高周转和现金快速回拢。
　　在136号文出台导致光伏投资预期不稳定、市场观望情绪变重的不利背景下，公司积极开拓市场，创新交易模式，完成项目出售合计1,415MW，其中，地面集中式电站出售296MW，工商业分布式电站出售141MW，户用光伏电站出售978MW，实现大比例存货电站出清，有效保障了公司的现金流和资产周转效率。
　　综合上述，报告期内，公司新增装机并网395MW，完成电站出售1,415MW，公司持有电站规模较2024年年底减少1,020MW，轻资产战略向纵深发展。
　　（二）新兴业务与综合能源服务
　　近年来，围绕“行业领先的清洁能源供应商和服务商”这一定位，公司持续布局多项新兴业务和综合能源服务。
　　1、储能业务提升战略
　　近年来，我国陆续出台了一系列重磅储能政策，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成熟，独立储能项目迎来重要发展机遇。
　　公司布局储能业务较早，积累有丰富项目资源和运营经验，涵盖电网侧、用户侧、光储一体化等多类型储能应用场景。2025年，公司提高储能业务战略层级，立足“重开发、强落地、高周转、精运营”的经营策略，加快网侧独立储能和用户侧储能项目的投资并网节奏，并确立轻资产高周转模式，打造利润转化闭环。
　　截至2025年底，公司自持独立储能电站规模已达857MWh。报告期内，储能板块在全国多点布局、逐步开展业务，在项目开发、工程建设方面均取得了较大收获，资产交易方面亦在同步推进中。项目开发端，全年新获取网侧储能项目资源超11GWh，项目遍布山西、河北、山东、广东、安徽、江西、宁夏、内蒙等全国各地，获取3个用户侧储能项目资源，容量合计13MWh；工程建设端，甘肃金塔二期储能（180MW/360MWh）于2025年9月投入运营，安徽肥东储能（100MW/200MWh）于2025年12月投入运营；资产交易端，报告期内公司亦同步探索储能项目利润转让路径，相关工作正深入推进中，有望于2026年取得阶段性成效。
　　2、售电业务有序发展
　　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，为客户提供多样化、个性化的电力购销服务，帮助用户降低能源成本，提高经济效益。
　　目前，公司售电业务已覆盖江西、四川、山东、安徽、浙江、广东、上海、江苏、山西、青海等省份。报告期内，公司售电业务持续盈利，实现签约电量97亿度，交易电量160亿度，签约客户2,306户。
　　此外，公司依托自身绿色能源规模体量、运营经验以及客户覆盖网络，积极探索更多平台化服务，实现电站代理交易规模668.4MW。
　　3、代运维业务稳中求进
　　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2025年底，公司代维总容量为4,115MW，服务客户包含央国企和地方能源平台、金融投资机构以及行业民营龙头企业等，项目覆盖光伏、风电、变电站、独立储能等多种场站类型。
　　4、创新业务多点开花
　　作为电力系统的重要新型市场主体，公司在虚拟电厂领域已完成浙江、上海、四川、江西、天津五省市业务布局，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。
　　绿色权益交易业务方面，公司充分挖掘光伏发电的绿色权益价值，积极进行绿电和绿证的市场化交易，报告期内，共完成4.44亿度绿电交易，110万张绿证销售。
　　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。
　　公司另拥有余热改造等创新业务，已落地商业化应用案例，形成业绩贡献。
　　（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年底，公司海外电站存量运营规模为444MW，绿地项目储备总量达到9GW，主要分布在欧洲、拉丁美洲、中东和亚太等地区，包括光伏、储能、光储互补及数据中心类项目等不同类型。报告期内，公司新增开发光伏和储能项目815MW，并持续推进部分储备项目的后续转化工作。目前，沙特400MW项目主体工程已基本完工；西班牙175MW项目主体工程已完工；哥伦比亚200MW项目工程总包确定，并启动与意向合作方进行预收购协议谈判等。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，对公司业绩提供支撑。
　　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，近年来公司陆续斩获多项企业荣誉。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、2025工商业光伏系统优秀服务商、2025亚洲光伏创新企业、2025上市公司可持续发展最佳实践案例等荣誉，并任“中国电力企业联合会”理事单位，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头部位置，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，在户用光伏、风电和储能等领域持续斩获，并连续创新，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。
　　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、青海等多个省份开展售电业务，签约有数千家代理客户，围绕用户需求，提供电碳结合的绿色能源服务。公司亦根据不同应用场景为各类客户提供针对性的电站代运营代运维服务，为项目参与电力市场提供交易支撑，并通过虚拟电厂形式实现对多个跨区域分散式能源集中聚合管理，参与电力市场调频调峰、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
　　海外光伏发电市场，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175MW、哥伦比亚200MW、澳洲600MW等海外大型光储项目，在全球范围内树立了较强的品牌影响力，形成丰富的海外项目储备规模。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。
　　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、投资需求降低，光伏装机放缓
　　近年来，在国家政策鼓励下，以光伏为代表的新能源装机规模迅猛增长连创新高，进而引发各地均出现不同程度的弃光限电，并呈快速走高趋势，对光伏电站收益造成直接影响。同时，随着新能源发电逐步进入全面市场化交易，电价转由市场供需关系决定，而当前电网消纳新能源能力不足，新能源出力的不均衡性加剧了市场化交易环境下特别是现货市场的供需矛盾，绿电价格整体呈现下降趋势，进一步加剧了市场各类投资主体投资光伏资产的顾虑。
　　据中国光伏行业协会预测，2026年中国光伏新增装机或将出现补贴取消以来的首次负增长，规模预计在180-240GW区间。这也意味着我国光伏市场将正式告别快速规模化的过去时，迈向可持续高质量发展的新纪元，目前正处在政策和市场快速发展变化的阵痛过渡期。以下是中国光伏行业协会预测十五五期间光伏装机规模情况。
　　2、多举措加码，全面提升新能源消纳水平
　　据国家电网发布，“十五五”期间（2026-2030年）固定资产投资预计将达到惊人的4万亿元，较“十四五”时期的2.85万亿增长幅度高达40%，创历史新高。在新能源装机降速的大背景下，这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。
　　此外，相关政策上也打出“组合拳”，全方位破解消纳难题：
　　一是激活灵活调节资源。2025年1月启动电力系统调节能力优化行动，明确提升新型储能调用水平；2025年9月印发《新型储能规模化建设专项行动方案》，将2027年装机目标大幅提升至1.8亿千瓦，后又确立容量电价机制，为电网配备“超级充电宝”。
　　二是重塑新型市场主体。2025年4月发布国家级虚拟电厂指导意见，明确作为聚合分布式资源、储能的“新型经营主体”地位，目标2027年调节能力达2,000万千瓦，并推动其参与电能量与辅助服务市场。
　　三是深化电力市场化改革。2025年2月实施的136号文推动新能源全面入市，通过“新老划断”稳定收益；2025年7月实现跨区域电力交易常态化，打破省间壁垒。
　　四是拓展消纳新模式。从绿电直连试点到“人工智能+能源”应用，再到2025年11月明确社会新增用电量主要由新能源满足，多维度构建了适应高比例新能源接入的新型电力系统。
　　五是拓展新能源非电利用途径。2025年11月《关于促进新能源集成融合发展的指导意见》明确，重点推动风光制氢氨醇、风光供热供暖等多元转化和就地利用，加快建设风光氢氨醇一体化基地，鼓励工业领域以风光绿电替代化石能源供热供汽，拓宽新能源消纳场景。
　　六是强化制度保障与市场协同。2025年10月及11月相继出台可再生能源消费最低比重目标及消纳责任权重制度实施办法（征求意见稿）、绿证管理实施细则，健全绿证交易机制，加强电—碳—证市场协同衔接，从制度层面压实新能源消纳责任，完善市场化激励约束机制。
　　3、绿电直连/零碳园区/算电协同，打开新的增长空间
　　2025年，650号文首次在国家层面为绿电直连“开闸”，允许民营资本参与投资，推动风光资源富集区与高耗能产业园区或者企业直接耦合（如“沙戈荒”基地直供化工园区），既带来新的装机需求，又为盘活存量弃光限电项目带来巨大想象空间。同时各地加速推进零碳园区建设，如要求园区内光伏覆盖率不低于60%、配储比例超20%，通过“光伏+储能+虚拟电厂”实现就地消纳，为更大范围提升新能源应用助力。
　　2025年3月五部委绿证新规明确“国家枢纽节点新建数据中心绿电消费比例80%以上”，拉开算电协同的序幕。为深入实施“东数西算”工程、加快构建全国一体化算力网，国家多部门联合发文明确提出，推动算力与绿色电力一体化融合，创新算力电力协同机制，支持“源网荷储”、绿电直供等模式，新建数据中心绿电占比目标清晰，算电协同已成为国家级新基建重点方向。进入到2026年随着AI算力需求的进一步爆发，加之最新的两会政府工作报告首次将“算电协同”纳入重点任务，标志着政策重心进一步升级，通过深度绑定算力基础设施的刚性负荷与绿电供应，将绿电价值从单纯的能源属性延伸至数字经济的增值链条，彻底打破了传统消纳天花板，为光伏产业在“十五五”期间构建了从制度保障到场景落地的全新增量逻辑。
　　(二)公司发展战略
　　公司专注于光伏发电为主的新能源下游市场，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，为更多客户提供差异化、个性化的能源生产与综合服务。
　　未来，公司将充分发挥项目开发核心优势，坚持集中式与分布式业务并举，在保持一定新能源电站权益装机量、保障稳定现金流的基础上，持续深化“轻资产”运营战略，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”的商业闭环能力，力争为广大股东创造更大价值。并且，公司将积极拓展储能、风电等领域投资机会，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元模式，更好地满足新能源投资市场的多样化需求。在巩固国内市场的基础上，公司将凭借全球资源整合能力稳步推进海外业务发展，有效分散经营风险，开拓优质市场的更多利润增长点。综合能源服务领域，公司将积极探索代运维、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，逐步推动公司由清洁能源投资商向清洁能源服务商转型升级。同时，在政府将算电协同纳入国家级新基建重点方向的当下，公司将寻求机会依托自身绿电资源与成本优势切入绿色算力赛道，推动公司由新能源发电运营商向绿色算力与综合能源服务商转型，优化业务结构，提升抗周期能力与长期成长空间，打造公司的第二增长曲线。
　　(三)经营计划
　　2025年，《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》（136号文）、《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》（394号文）、《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（650号文）等一系列重磅行业政策相继推出。新能源上网电价全面市场化改革正式启动，电力现货市场全国全覆盖建设提速，对行业精细化运营提出更高要求。同时，“绿电直连”、“算电协同”等新场景新方向又将新能源就地消纳和发展空间打开，从而提升绿电价值和对应企业估值。公司所处行业正在快速演进，加速迈入新的高质量可持续发展阶段。
　　面对机遇和挑战，公司已形成应对行动计划，2026年公司将围绕以下五项重点工作展开：1、传统业务稳中求进，重点关注新型场景
　　针对传统光伏业务，公司强化资管体系建设，坚持以价值创造为导向，主动顺应行业政策与市场机制深度调整趋势，统筹投融资、建设交付、运营管理与交易管理等关键环节，持续增强资产收益稳定性、现金流创造能力和风险抵御能力，夯实公司高质量发展基础。在新项目开发层面，公司亦将保持自身光伏优势的同时，加大风电资源的获取，并创新工作模式，聚焦算力中心、工厂负荷侧核心场景，重点关注绿电直连、零碳园区、算电协同等新型场景。公司也将加速存量与增量指标落地转化节奏，缩短从指标获取到项目转化及实现收入的周期，有效落实商业闭环。
　　2、储能加快发展，走“重开发、强落地、高周转、精运营”的发展道路
　　储能作为重要新兴业务，公司将紧跟政策和市场，把握行业快速发展的窗口期，坚持“重开发、强落地、高周转、精运营”策略。依托储备项目资源优势，公司将重点加快网侧独立储能项目推进节奏，并深挖用户侧储能潜力，以综合方案服务高耗能客户，联动虚拟电厂及售电公司，逐步向综合能源服务商转型。过程中，我们将力争快速周转资产，创造经营业绩和利润。
　　3、海外业务聚焦高质量发展，顺应全球能源转型
　　公司海外电站业务将坚持稳中求进、以质取胜，依托原有多国项目储备进行闭环转化周转变现的同时，顺应全球能源转型与海外用能结构变化趋势，推动海外业务进一步体系化经营。关注数据中心等负荷特征清晰、用电需求稳定、对供电可靠性与绿色属性要求较高的应用场景，进行新项目开发与综合解决方案能力建设，持续增强海外业务可持续发展能力。
　　4、寻求算电协同算力中心等重点领域布局机会，协同发展公司第二曲线
　　面对日趋复杂的新能源消纳和电价机制等外部环境，公司所处的光伏下游市场，收益稳定性和持续发展能力受到制约。算力中心作为绿电消纳要求高的大功率稳定负荷，可以和新能源电站形成有效联动，相辅相成。公司将依托自身绿电资源与成本优势切入绿色算力赛道，积极寻求布局算电协同和算力中心基础设施的发展机会，以应对行业变革，培育公司第二曲线。
　　5、持续强化组织建设，支撑公司高质量发展
　　2026年，公司将持续强化组织建设。通过深化组织效能提升，动态优化人力结构，协同推进成本集约与活力释放，同步提升运营效率与核心业务竞争力。并以目标为导向，升级绩效体系和激励机制，依托信息化工具实现动态跟进与考核闭环。不断强化人才建设，通过内培外引完善人才供给体系，从而支撑公司传统以及新兴业务的高质量发展。
　　(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各类型新能源电站开发运营转让以及EPC业务。虽然我们国家一直鼓励支持并大力发展新能源发电产业，相关利好政策为公司的盈利水平带来了稳定预期，但是随着近几年可再生能源产业的快速规模化，行业政策也在快速变化，新能源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，电价政策多次调整且总体呈下降趋势。如果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、消纳保障、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。此外国家对可再生能源消纳责任权重始终贯彻推进，源网荷储、零碳园区、绿电直连等相关鼓励政策密集推出，如果这些政策出现变化，亦可能影响新能源产业发展的良好预期。
　　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攀升，在终端市场具有渠道优势的企业纷纷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。此外，当前储能市场快速发展，优质项目与合作竞争激烈，叠加碳酸锂价格攀升，推高全产业链成本，供应链稳定性承压。若竞争持续且公司未借优势巩固地位，业务份额、拓展规模及业绩兑现节奏或受影响。
　　公司作为较早进入新能源发电行业的企业之一，在各类型新能源电站场景均积累丰富的项目资源，以及开发、建设、运营和转让经验。在新市场形势下，公司将充分发挥先发优势，保持自身在行业领域的品牌、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年以来每年新增装机连续创历史新高，国内多个区域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、零碳园区和绿电直连的大力推广，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，且2025年收到补贴规模同比有较大提高，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、建设及运营风险
　　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。项目开发过程中，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；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；项目运营阶段，也存在设备故障、运维管理不当、安全事故、环保合规处罚等风险，极端天气、自然灾害等突发情况还可能造成资产损毁、发电量中断，影响项目安全稳定运行及收益实现。
　　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，完善安全环保合规管理体系，建立灾害预警与快速抢修机制，足额投保财产险，尽可能减少项目延期对公司经营的影响，防范合规风险，最大限度降低极端天气与突发事项造成的损失。
　　6、绿色算力等新业务布局风险
　　作为公司计划最新重点布局的新兴业务方向，绿色算力相关项目需能耗指标、节能审查、电力接入等多项审批手续，且受地方产业政策调整影响，最终落地及实施节奏存在不确定性。同时作为重资产基础设施项目，通常投资规模较大，除自有资金还需依赖外部合作和融资，对公司现金流和财务费用会形成一定压力，若外部合作和融资进度不及预期，也可能导致项目延期或终止。此外公司主营光伏发电业务，缺乏算力中心的直接建设运营经验，在技术、人才、客户拓展等方面暂时存在短板，项目投产后的运营效率和盈利能力存在不确定性。算力行业竞争加剧，若后续市场需求变化或客户拓展不及预期，可能出现产能闲置情况，影响项目投资回报。
　　公司具备新能源开发、绿电运营、电力交易核心能力，可打造低成本、高可靠、全生命周期零碳算力供给能力，契合数据中心绿色化发展趋势，形成与传统算力企业的差异化竞争优势。公司亦将通过引进人才、积极寻找具备相关行业经验的合作方、优化合作和融资模式等方式管控风险。 收起▲

　　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▲