一、报告期内公司所属行业及主营业务情况说明
　　公司所属行业为光伏产业，所在行业细分领域是分布式光伏领域，且公司聚焦的是“自发自用、余电上网”工商业屋顶分布式光伏电站的投资运营，区别于“全额上网”分布式光伏电站。工商业屋顶分布式光伏的主要特点是利用分散闲置的屋顶资源建设电站，实现光能与电能的转化，具备清洁环保、所发电量就地消纳等优点，在给公司提供稳定的发电收入的同时也能满足屋顶资源业主部分用电需求并降低其用电成本，实现公司与屋顶资源业主之间的互利共赢。当前光伏行业整体发展呈现以下趋势和特点：
　　（一）行业整体情况
　　1、双碳战略持续推进，光伏长期成长逻辑稳固，行业由高速抢装转入结构调整... 查看全部▼

　　一、报告期内公司所属行业及主营业务情况说明
　　公司所属行业为光伏产业，所在行业细分领域是分布式光伏领域，且公司聚焦的是“自发自用、余电上网”工商业屋顶分布式光伏电站的投资运营，区别于“全额上网”分布式光伏电站。工商业屋顶分布式光伏的主要特点是利用分散闲置的屋顶资源建设电站，实现光能与电能的转化，具备清洁环保、所发电量就地消纳等优点，在给公司提供稳定的发电收入的同时也能满足屋顶资源业主部分用电需求并降低其用电成本，实现公司与屋顶资源业主之间的互利共赢。当前光伏行业整体发展呈现以下趋势和特点：
　　（一）行业整体情况
　　1、双碳战略持续推进，光伏长期成长逻辑稳固，行业由高速抢装转入结构调整与理性增长阶段在“双碳”战略的引领下，构建以新能源为主体的新型电力系统，是推动经济社会全面绿色转型的核心路径。我国能源体系仍呈现“偏煤、偏重、偏紧”的阶段性特征，煤电等化石能源由传统主力供电电源逐步转向基础性调节支撑电源；风光发电等非化石能源电力正有序替代传统燃煤电力，推动我国能源体系发生根本性变革。截至2026年6月底，我国燃煤发电装机容量约1275GW，煤电发电量占总发电量的比重为49.7%，半年发电量占比首次低于50%，成为我国能源绿色低碳转型取得突破性进展的重要标志。在此进程中，光伏发电已从能源消费的增量补充，跃升为电力供给主体增量支柱，在能源转型过程中发挥主导性作用。国家统计局数据显示，截至2026年6月，我国光伏与风电合计装机容量已达1951GW，约占全国电力总装机的48.3%，其中光伏装机容量累计约1274GW，与燃煤发电装机基本持平。虽然非化石能源消费占比已从2020年的16%提升至2025年的20%以上，其中风光发电是推动这一增长的核心力量。但从静态占比来看，化石能源消费仍占近八成，仍是能源消费的主导，为达成2030年非化石能源消费占比达25%的目标，我国能源绿色低碳转型仍需稳步攻坚，未来增长潜力巨大。
　　2026年上半年，行业发展节奏有所调整，受前期“机制电价”政策的影响，集中抢装后项目储备阶段性回落，叠加产业链产能扩张、市场供给充足，组件价格维持低位区间，下游项目投资收益水平有所分化。同时新能源消纳呈现区域分化特征，西北集中式光伏区域消纳压力有所增加，行业发展由高速规模扩张逐步转向提质增效、择优开发的理性阶段。
　　2、新型电力系统建设持续深化，源网荷储协同推进有序落地，但光储协同增效仍受结构与机制约束以新能源为主体的新型电力系统，核心是打破源、网、荷、储各环节壁垒，构建深度协同的运行体系。当前新能源正加速向主体能源转型，而化石能源逐步向基础性、调节性电源转型，为新能源并网运行提供辅助支撑，形成“优先以新能源满足新增用能需求并逐步替代存量化石能源”的能源生产消费格局。在各类新能源中，光伏、风电以其安全可靠、建设资源丰富、建设周期短、相关产业链完整、技术成熟等诸多优势承担着新能源规模增长的主要任务。2026年1-6月，全国风电、光伏合计新增装机占新增发电装机总容量的比重近70%，是推动电源侧结构转型的绝对主力。随着风光装机规模与发电量持续提升，全社会用电需求刚性增长，发电侧出力不稳定与用电侧峰谷差已成为电力系统稳定运行的主要挑战，源网荷储一体化是核心破局路径。新型储能作为贯穿全环节的关键调节资源，可联动新能源发挥调峰调频、平抑波动等灵活调节作用，既是完善新能源消纳体系的核心抓手，也是推动源网荷储全环节协同发力的关键支撑。目前行业光储协同发展仍处于持续完善阶段，国内储能装机以电源侧、电网侧大型储能项目为主，工商业用户侧储能配套规模相对不足，与分布式光伏就近消纳、就近调节的适配性有待提升。随着电力市场化持续推进，部分区域峰谷价差有所收窄，传统工商业储能套利模式收益空间发生变化；现货交易、电网辅助服务、虚拟电厂聚合等多元化收益模式仍在试点培育，各地规则标准尚未完全统一，光储协同的综合价值仍在逐步释放过程中
　　3、新能源电价市场化改革全面落地，行业进入市场驱动阶段，项目收益不确定性增加
　　国内新能源电价市场化改革全面落地，行业发展由传统政策兜底模式全面转向市场化驱动模式。2025年2月，国家发改委、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》，文件指出2025年6月1日后并网的光伏、风力发电项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成，引入可持续发展价格结算机制作为过渡保障，构建起“双轨并行、渐进过渡”的市场化转型路径，推动发电侧向完全市场化稳步迈进。2026年3月，《电力中长期市场基本规则》正式实施，对直接参与市场交易的经营主体，不再人为规定分时电价水平和时段，将价格形成权交还市场。政策发布后，辽宁、陕西、湖北等多地随即在2026年电力交易方案中落地取消行政峰谷分时电价政策，有效激活了用户侧可调节负荷、虚拟电厂等资源的参与潜力。两项政策前后衔接、相互支撑，分别从发电侧与用户侧两端同步发力，构建起发用联动、全链条贯通的市场化改革闭环。
　　在此基础上，部分新能源渗透率较高的省份进一步结合本地供需格局细化电价机制。2026年5月，浙江省发布《关于优化工商业分时电价政策有关事项的通知》，于7月1日正式实施。政策取消上午高峰时段、延长午间低谷3小时，旨在缓解系统负荷与光伏出力曲线的供需错配问题，通过价格信号引导负荷转移、提升新能源消纳水平，是新能源高渗透率地区推进电力市场化改革的重要实践；但该调整也在客观上改变了分布式光伏自发自用的收益结构，在光伏出力集中的时段，电力供给相对充裕，现货电价易出现阶段性低位，余电上网电价亦存在波动，进而放大了项目收益的不确定性；部分省份优化电价时段划分后，项目自发自用节电收益区域分化明显，对企业项目研判、精细化电力交易运营能力提出了更高要求。
　　4、配电网承载能力短期承压，主配微协同新型电网建设提速
　　2025年国内风光装机总量历史性超越火电，新能源高渗透率倒逼电网体系持续升级。国家明确2030年主配微协同新型电网建设目标，国家电网“十五五”期间加大电网投资力度，重点推进配网改造、配变扩容与智能化升级，长期将有效提升新能源并网承载与消纳能力。从现阶段来看，配电网承载能力仍是影响分布式光伏规模化落地的关键因素，东中部开发成熟区域部分台区配变容量趋于饱和，并网接入空间受限。配网改造工程流程环节较多、建设周期较长，电网配套建设节奏无法满足分布式光伏快速扩张的需求。同时主配微协同调度、智能微网自治运行等技术仍以试点示范为主，全网规模化协同运行体系仍在建设完善中，区域电网承载能力不均衡的现状短期客观存在。随着后续新型电网配套体系不断完善，分布式光伏的申报、建设节奏将与电网接纳能力更加匹配。
　　5、工商业分布式光伏回归就近消纳本源，行业加速优胜劣汰，东中部“自发自用，余电上网”业务发展受益
　　随着行业规范政策相继落地，国内工商业分布式光伏逐步告别早期粗放式扩张模式，回归就近开发、就近消纳的发展定位，相关政策明确大型工商业分布式光伏原则上采用全额自发自用模式，一般工商业项目可选择自发自用、余电上网模式，引导行业回归就近消纳的本源；同时为进一步释放园区集中负荷区域开发潜力，2026年5月国家发改委、国家能源局出台《关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》，在原有单用户绿电直连基础上推出多用户直连模式，严格落实“以荷定源”核心原则，明确新能源发电项目满足自发自用电量占比不低于30%（2030年前不低于35%）等条件后，可通过专用线路、变电设施为多户工商业用户直供绿电，实现电量精准溯源与分配，为产业集群、工业园区场景下分布式光伏规模化开发打通制度壁垒；地方层面，《浙江省工业领域光伏开发建设指导意见（征求意见稿）》提出，十五五（2026-2030年）期间，全省新建工业厂房具备安装条件的可利用屋顶光伏安装比例达到100%，存量工业厂房按照“能装尽装”原则推进光伏改造，全省工业领域力争新增光伏装机10GW；结合国家《可再生能源发展“十五五”规划》部署，中东南部被明确划定为工商业分布式新能源开发的重点区域，在上述政策体系引导规范下，行业进入加速洗牌阶段，重规模、轻消纳、依赖政策套利的低效投资主体将逐步出清或被迫转型，而深耕优质项目开发、注重负荷精准匹配、具备精细化运营能力的市场主体，则能够依托东中部持续增长的工商业用电需求，凭借在项目资源筛选、系统集成优化以及运维管理创新等方面的积淀，进一步巩固自身在区域市场的领先地位。
　　6、工商业储能收益模式持续拓展，但短期盈利稳定性偏弱，规模化放量保持平稳
　　电力市场化改革持续推进，推动工商业储能收益结构持续优化，由传统单一峰谷价差套利，逐步拓展至电力现货交易、电网辅助服务、需量管理、虚拟电厂聚合等多元渠道。多元收益体系进一步拓宽了储能项目的盈利边界，但目前各类市场化收益机制仍处于完善阶段，各地交易规则、补偿标准、结算机制尚未完全统一，收益稳定性存在区域差异。成本端方面，电芯为储能系统核心成本构成，锂资源价格存在周期性波动，新型储能技术规模化应用仍需时间，储能系统度电成本下行节奏相对平缓，叠加并网、运维等配套成本，现阶段工商业储能投资性价比呈现分化特征。整体来看，工商业储能长期市场空间广阔，现阶段受机制完善、成本优化进度影响，规模化放量保持平稳节奏。
　　7、能耗双控转向碳排放双控，碳资产价值稳步释放，行业收益结构更趋多元
　　国内能耗管控机制逐步由能耗双控转向碳排放双控，绿电、绿证成为重点行业碳排放核算、绿电消纳考核的重要依据，政策持续刚性引导高耗能行业提升绿电消费比例，国内绿电绿证体系稳步对接国际碳核算规则。2025年国内绿证市场交易规模显著增长，市场价值与资产属性持续凸显，有效增厚分布式光伏项目综合收益。进入2026年，随着光伏装机稳步增长，绿证供给持续释放，叠加市场需求随工业生产节奏波动，绿证价格由单边上行转为区间波动，收益稳定性有所变化。同时国内碳核算机制与国际碳关税政策的互认细则仍在完善过程中，中小分布式项目绿证市场化溢价能力相对有限。长期来看，碳减排、绿色用能的政策趋势明确，光伏碳资产增值空间可期，短期市场则处于动态平衡与理性调整阶段。
　　总体来看，光伏行业长期向好的发展逻辑未发生改变，能源转型、新型电力系统建设、全社会用电刚性增长的底层支撑持续稳固。与此同时，行业发展阶段已发生明显变化，由政策驱动的高速扩张期，进入市场化机制完善、结构持续优化、质量稳步提升的调整发展阶段。现阶段行业面临装机节奏放缓、区域消纳分化、项目收益市场化波动、电网配套约束等阶段性特征，行业竞争由单纯规模扩张，逐步转向资源获取、系统集成、精细化运营、综合能源服务与碳资产管理的综合能力竞争，行业集中度稳步提升，具备综合竞争优势的头部企业有望持续受益于行业高质量发展进程。
　　8、人工智能与算力爆发带来电力需求结构性增量，算电协同打开行业新空间
　　随着大模型训练、AI推理、云计算、超算中心等数字产业快速扩张，人工智能与算力产业进入规模化建设周期，数据中心、智算中心、超算中心用电规模持续攀升，成为全社会电力需求增长的核心增量来源，带动电力消费结构发生显著变化，也为分布式光伏行业创造广阔市场空间。算力基础设施具备高能耗、长时运行、负荷稳定的用电特征，不同于传统工业、居民用电的季节性、昼夜性波动。通用智算机柜、GPU集群常年7×24小时不间断运行，单台高功率AI服务器能耗远高于传统IT设备；大规模智算集群落地后，区域基础电力负荷显著抬升。当前多地规划建设大型智算枢纽、算力产业园，新建算力项目对可靠、低成本绿色电力的需求持续提升，催生大量就近配套分布式光伏、储能一体化项目。
　　算力产业的布局特征同样适配分布式光伏开发模式。大量智算中心、数据中心选址于产业园区、经开区，厂区屋顶、配套停车场、闲置空地资源充足，具备建设屋顶分布式光伏、BIPV光伏建筑一体化、园区地面分布式电站的良好条件。采用“分布式光伏+储能+算力负荷”源网荷储一体化模式，落地算电协同、绿电直连实施路径，一方面可以实现绿电就地生产、就地消纳，减少远距离输电损耗，缓解区域配电网扩容压力；另一方面通过储能平抑光伏发电昼夜波动，保障算力负荷不间断供电，改善算力项目用电稳定性，契合算力基础设施对供电可靠性的严苛要求。
　　从产业链协同角度，算力与AI产业不仅拉动电力总量需求，还带动虚拟电厂、智能配电、光伏智能化运维等配套技术升级。依托AI算法可优化分布式光伏出力预测、储能调度策略，提升电站发电效率与自发自用比例；分布式光伏电站产生的绿电、绿证，又可用于算力企业完成碳中和披露、满足客户ESG合规要求，形成双向协同的产业闭环。
　　（二）公司主营业务情况
　　公司是一家以分布式光伏为核心的清洁能源服务商，主营业务包括分布式光伏电站投资运营(自持分布式光伏电站)、光伏电站EPC(资源开发+EPC+运维)、光伏产品生产销售、储能(工商业储能+储能产品)以及充电桩投资运营，其中以分布式光伏电站投资运营为主。
　　1、分布式光伏电站投资运营业务（自持分布式光伏电站）
　　分布式光伏电站投资运营业务主要是自持并运营分布式光伏电站，通过销售电站所发电量，从中获得稳定的发电收入。公司与屋顶资源业主签订能源管理合同，根据“自发自用，余电上网”的原则，以业主需求为导向，在电站建成运营后，所发电量优先供应屋顶资源业主使用，采用固定折扣模式或固定电价模式结算电费或者支付屋顶资源业主一定的租赁费用。若电站所发电量供屋顶资源业主使用后尚有余电，则余电全额上网。其中，按照设计、施工和安装方式的不同，分为BAPV(在现有建筑上安装光伏组件）与BIPV（光伏建筑一体化）两种形式，以上两种形式皆是利用屋顶资源开发分布式光伏电站实现光伏发电。在公司的自持电站中，BAPV数量及装机规模相较BIPV占比较高。自2017年至今，公司累计已建成、并网BIPV项目装机规模超110MW，具备成熟的BIPV方案实施经验。
　　（1）盈利能力较强，电费现金流持续、回款可靠
　　分布式光伏电站按应用场景，可细分为工商业屋顶光伏、渔光互补光伏、农光互补光伏、林光互补光伏、户用光伏等类型光伏电站。按消纳模式可分为“全额上网”与“自发自用，余电上网”两种模式。渔光、农光、林光、户用光伏等分布式电站就地消纳能力有限，自发自用比例较低，其运营模式与全额上网电站基本相近。公司自持分布式光伏电站绝大部分为采用“自发自用、余电上网”模式的工商业分布式电站，与工商业屋顶资源业主（用电方）结算光伏电费主要分为两种模式：一是固定折扣模式，该模式电费收入=屋顶资源业主自用电量×业主大工业实时电价×折扣+余电上网电量×上网电价。二是固定电价模式，即采用固定的度电价格收取光伏电费。“自发自用，余电上网”的工商业分布式电站具有以下显著特点：采用固定折扣模式结算的电站，由于“自用”部分电费参照大工业电价结算，与大工业电价具备同步变动的特点，因此电费收入及利润具备较强弹性。采用固定电价模式结算的电站，度电价格保持稳定，不受大工业电价波动影响，故电费收入与利润确定性较强，可规避电价波动带来的收益风险。公司综合考量电站投资成本、大工业电价水平及变动趋势，在确保合理利润率与充足安全垫的前提下，结合历史运营经验，与用电业主协商并确定具体结算模式，实现双方的合作共赢。两种结算模式下，“自用”部分度电价格均高于上网电价（电力市场化交易电价），电站综合度电收入显著高于全额上网电站，投资回报水平更优，盈利能力较强。在用电业主经营及信用状况正常的情况下，电站可实现持续稳定发电，按月完成电费结算与回款，电费现金流持续性强、回款安全性高。
　　（2）资源质量要求较高，开发难度较大
　　在筛选屋顶资源时，既要对屋面情况、屋顶承重等有所要求，又要对屋顶资源业主的用电量、信用情况、经营情况有所要求，以保证高自用比例及电费的稳定收取，对屋顶资源的质量要求较高，屋顶资源开发难度较大，相对“全额上网”来说，较不易实现电站规模的快速扩张。
　　（3）客户粘性强，可深度挖掘资源价值
　　光伏电站依托于屋顶资源业主的工商业屋顶建设，需根据业主需求及条件量身设计电站，电站建成后所发电量“自用”部分电费向屋顶资源业主持续收取20年，具有极强的客户黏性，融洽、紧密的合作关系能为后续拓展充电桩、工商业储能等分布式新应用提供业务空间，实现资源价值的深度挖掘，其他参与者、竞争者不易介入。
　　2、光伏电站EPC业务（资源开发+EPC+运维）
　　光伏电站EPC业务主要包括以下三项子业务：一是EPC业务，电站投资方负责提供建设光伏电站的所需资源及所需资金，公司根据投资方需求提供EPC服务实现收入，EPC承包范围可涵盖屋顶整理、电站设计、施工安装、自产组件供应、配件采购、试运行、并网支持等多环节，以快速度、高质量地完成工程实施并交付电站；二是光伏项目开发及服务业务，该业务与EPC业务不同之处在于屋顶资源由公司开发，通过工程实施并交付电站，以“组件+服务”的形式实现收入。在每年屋顶资源开发能力有限的情况下，公司所获取的优质屋顶资源优先用于建设自持电站，在满足自持电站业务需求前提下，若有余力将合理发展此项业务；三是电站运维业务，公司通过多年的电站运维积累，已具备成熟的运维体系、丰富的运维经验，能够为电站持有方提供专业化、精细化的运维服务实现运维收入。
　　3、光伏产品业务
　　光伏产品业务主要为光伏组件的生产销售。公司组件生产规模较小，其定位是在优先满足电站业务对光伏组件需求的前提下，根据市场行情及订单情况生产销售光伏组件。同时公司视收益情况开展电池片等光伏产品相关的贸易业务。
　　4、储能业务
　　储能业务主要分为工商业储能和储能产品两项子业务。工商业储能业务主要指工商业储能系统的投资运营或者EPC服务。目前仍处在单点布局逐步推进的状态，采取成熟一个推进一个的业务策略，当前收入体量仍然较小。储能产品业务主要指户用储能产品的研发、制造与销售业务，共有离网储能逆变器、混合储能逆变器（并离网）和储能系统（以逆变器为核心、配套光伏组件与储能电池的一体化能源解决方案）三大产品线，已完成核心产品线的技术迭代、功能优化与产品定型，通过美国FCC、欧盟CE等主流市场准入认证，具备规模化量产与市场化销售条件，目前已迈入商业化运营阶段；同时正推进大功率三相、裂相逆变器研发，以进一步完善产品矩阵。
　　5、充电桩业务
　　充电桩业务主要为充电桩的投资运营。主要依托现有分布式光伏屋顶资源企业主，在业主产业园区及网点投资、铺设并持有、运营直流快充充电桩。充电桩对外部运营车辆及企业员工提供充电服务，并根据电网购电价格向电动车主收取相应的充电电费及服务费。当前市场竞争加剧，公司按照“收益优先，稳步推进”的原则，充分利用自身优势，稳健发展该业务。

　　二、经营情况的讨论与分析
　　2026年上半年，光伏行业延续结构性调整态势，在供给出清、价格筑底、竞争重构的转型背景下，行业整体呈现出“制造端加速整合、应用端结构优化、出口市场重塑、技术迭代深化”的鲜明特征。受动力煤价格回落带动火电成本中枢下移、多地工商业峰谷电价机制优化调整等市场与政策因素共同影响，叠加新能源装机规模持续释放、电力供需格局从紧平衡转向整体宽松，使得国内大工业电价、光伏余电上网电价出现回落，光伏运营端普遍面临发电收益收窄、新项目收益不确定性增加的压力，行业发展逐步从规模扩张转向效益优先的高质量发展阶段。面对行业深刻变革与短期经营压力，公司坚定贯彻“夯实自持分布式电站业务，紧跟产品技术发展，依托主业优势探索新增长”的核心发展战略，坚持“质量优先、效益为先”的发展原则，审慎推进新增电站项目布局，持续巩固存量电站运营效率。尽管受电价政策调整影响，发电业务收入与盈利阶段性承压，但存量GW级电站规模依然为公司提供了有力的现金流支撑，构筑了坚实的经营安全垫，保障公司整体经营的可持续性与抗风险能力。
　　在夯实电站运营基本盘的同时，公司积极拓展分布式光伏新应用场景，持续验证新商业模式。依托深厚的客户资源积累，结合储能、微网、虚拟电厂等前沿技术，伴随着算电协同、绿电直连等相关政策的落地，公司围绕工商业园区、智算中心、算力产业园等客群差异化用能需求，培育适配不同负荷特征的“光伏+储能”一体化运营服务能力，稳步推进示范项目落地。与此同时，公司全面启动户储多场景产品布局，加快完善海外销售渠道建设，全力推动储能产品销售实现规模化突破。
　　报告期内，受电力市场变化、电价政策调整的影响，公司光伏发电业务收益出现阶段性下滑，整体经营业绩承压。本期实现营业收入32,363.34万元，同比下降10.86%；归属于上市公司股东的净利润2,413.41万元，同比减少77.09%；归属于上市公司股东的扣除非经常性损益后净利润2,610.47万元，同比减少74.75%。面对行业变化，公司相应控制装机节奏，严格执行项目准入与收益测算标准，优先筛选具备稳定收益预期的优质项目，避免低效盲目扩张，全力保障存量资产盈利质量与长期投资回报水平。截至本报告期末，公司累计自持分布式光伏电站并网容量约1015.99MW，较上年末增加15.24MW。
　　（一）公司2026年上半年整体经营情况如下：
　　1、光伏发电业务情况
　　本报告期内，公司实现光伏发电收入26,736.03万元，占主营业务收入的83.06%，较上年同期的31,734.50万元减少4,998.47万元；本期实现光伏发电毛利15,011.67万元，较上年同期减少5,527.51万元。核心原因主要有两点：一是受电力市场化交易及电价政策影响，本期大工业用电价格同比下降较多，公司客户结算电价随之下降，光伏发电业务收入和毛利受影响较大；二是公司电站所在区域阴雨天气较往年同期增加较多，光照条件同比较弱，发电量不及预期。本期光伏发电等效利用小时数由上年同期的536小时降至485小时，减少51小时，对应约少发5,100万度电。未来，公司将持续扩大自持电站装机规模，不断优化光伏电站运营管理，充分发挥光伏组件技术及效率优势，推动光伏发电量、收入及毛利稳步增长。
　　2、其他业务情况
　　在光伏产品生产与销售方面，公司本期电池片相关贸易业务较上年销售额有所增加，故光伏产品销售收入较上年同期有所增长。在光伏电站EPC业务方面，公司本期承接EPC订单较少，光伏EPC业务收入较上年同期下降。但由于两项业务整体收入规模较小、毛利率偏低，对公司经营业绩的影响较为有限。
　　3、利润表分析
　　本期公司实现营业收入32,363.34万元，较上年同期减少3,942.68万元，同比下降10.86%；本期总毛利14,533.90万元，较上年同期减少6,093.68万元，同比下降29.54%。本年归属于上市公司股东的净利润为2,413.41万元，同比下降77.09%，核心原因是本期公司营业收入和净利润的主要来源光伏发电业务收入减少。
　　在其他损益项目方面，本期管理费用、研发费用及资产处置损失较上年同期有所增加，主要系公司搬迁至新厂区后厂区运营成本增加，同步处置旧厂区固定资产产生相关损失；同时公司加大研发投入力度，研发人员规模有所扩充，推动研发费用相应增长。本期财务费用、销售费用与业务经营规模基本匹配，整体维持相对稳定水平。所得税费用同比有所下降，主要受当期利润总额同比回落影响，导致所得税费用相应减少。
　　（二）下半年工作重点
　　2026年下半年，行业结构性调整与经营压力仍将持续，公司将紧扣年度生产经营和发展计划，坚持稳健经营的核心策略，围绕既定发展战略统筹推进光伏主业提质、储能业务拓面与创新业务布局，以效益优先为导向推动公司高质量可持续发展。
　　1、立足主业提质增效，稳健经营管控风险
　　（1）存量项目：精细化运营降本增效。建立电价、现货价格、峰谷时段政策动态监测机制，定期测算项目IRR，对收益不达预期的资产制定技改等资产优化方案；设置回款预警，严控回款风险，保障资产盈利质量和长期投资回报。
　　（2）增量项目：严格执行项目准入与收益测算标准，重点关注项目自发自用率、负荷曲线匹配度、晚高峰用电规模、业主信用与电费回款风险，优先开发高耗能、稳定连续生产、有绿电采购需求的优质工商业屋顶。公司现阶段落地和正在推进的项目已由固定折扣模式为主转为固定电价模式为主，固定电价模式不受大工业电价波动影响，电费收入与利润确定性较强，可规避电价波动带来的收益风险。
　　（3）长期：由单一光伏电站运营商转型升级综合能源服务商。积极挖掘绿电交易、CCER碳资产开发等环境价值收益，并逐步由单一光伏电站运营商向综合能源服务商转型，拓展能效诊断、配电运维、节能改造、碳管理咨询等持续性服务收入，构建“电费价差+环境溢价+电力辅助服务+综合能效服务”的多元收益结构，降低业务对单一发电价差的依赖，实现业务平稳可持续经营。
　　2、储能业务双轨推进，光储联动拓展多元场景
　　在业务拓展层面，公司将持续深化“工商业储能运营服务+户用储能产品研发销售”的多元体系布局，推动光伏与储能业务的有机联动。工商业储能业务依托前期“网荷光储充智能微网”示范项目积累的技术基础与运营经验，结合存量、增量工商业分布式客户资源，面向智算中心、算力产业园等新客群，打造适配不同负荷特征的“光伏+储能”一体化运营服务能力，深挖峰谷套利、需量管理、需求侧响应、电网辅助服务、绿电及碳资产增值等多元收益模式，推动项目落地与规模化应用；户用储能业务则围绕离网逆变器、混合逆变器及储能系统三大品类，在现有欧美市场认证基础上深化供应链降本，完善“线上+线下”海外渠道布局，同步推进大功率产品研发，加快销售规模化突破。
　　3、积极探索新兴产业，打造第二增长曲线
　　公司将以光伏发电业务的稳定现金流为依托，借助主业积累的资金与资源优势，积极向太空光伏、新材料、人工智能、储能技术突破等高精尖产业延伸，通过技术合作、资本运作等多元方式培育具备核心技术优势的创新型企业，为公司可持续发展注入新方向、新动能，力争打造公司第二增长曲线。
　　三、报告期内核心竞争力分析
　　公司所在行业细分领域是分布式光伏领域，聚焦的是“自发自用，余电上网”工商业屋顶分布式光伏电站的投资运营。在分布式光伏电站主要构成部件光伏组件的研发生产上，公司采取“紧跟产品技术”的战略，采用最成熟、可靠的技术工艺路线，其他部件如逆变器、电缆皆采购华为、阳光电源、上上电缆等一线品牌，通过系统集成建设光伏电站。相较于技术竞争力而言，分布式光伏行业的核心竞争力关键体现在屋顶资源的获取能力上。“自发自用，余电上网”分布式客户更加关注实施方的案例经验，能否根据屋顶条件尽可能多地安装光伏组件；能否在电站建成后提供优质的运维服务。公司经过多年业务积累，具备丰富的实施经验，拥有高效、专业的运维团队，塑造了良好的品牌口碑，能够与客户需求高度匹配，由此形成了公司强大的屋顶资源获取能力。公司的具体竞争优势如下：
　　（一）强大的优质工业屋顶资源开发能力及由此获取的庞大客户群
　　屋顶资源的获取是分布式光伏电站开发建设所需解决的核心问题之一。在行业发展初期，国内掌握屋顶资源的业主对分布式电站开发模式尚显陌生，行业市场仍在培育过程中。对于屋顶业主来说，电站开发后的电费折让受益程度、屋顶建筑耗损、发电可靠性、电量计量准确性与电站安全等因素是其决定是否开发建设屋顶分布式电站的主要顾虑。经过多年的市场教育叠加现如今“双碳目标”的提出以及能耗双控政策的出台，市场对分布式光伏的认可度和屋顶资源业主的装机意愿相比以往大大提高。
　　公司在筛选屋顶资源和用电业主时，优先考虑高耗电、高购电的上市公司、拟上市公司、海内外知名企业等优质企业，这类企业用电量大、经营稳定、信用良好、存续期长，自持电站所发电量有较高的比例被企业消纳，平均度电收入和项目投资回报率较高，也能保障后期电费稳定、及时的收取，坏账风险较小。公司在获取屋顶资源过程中主要采取以下方法：
　　1、组建团队，普及推广
　　设立了专门的屋顶资源开发部门，并组建专业的技术团队，通过一对一走访的形式，以及组织专业的上门宣讲、对已竣工电站案例参观、业务推广活动等方式，向潜在的屋顶资源业主进行关于分布式电站的业务普及和技术培训，从多角度、多方面打消屋顶资源业主对于在屋顶建设分布式电站的顾虑，并最终通过屋顶分布式电站的开发，实现投资方、建设方以及屋顶资源业主等多方的共赢。
　　2、未雨绸缪，提前布局
　　对于拟建而未建的部分大型工业项目，因其具有较大规模的潜在屋顶资源，公司屋顶开发团队在该类项目立项阶段即开始介入进行推介，甚至参与厂房设计，做到未雨绸缪，提前布局。及早介入工业项目开发一方面有利于公司先于竞争对手及时锁定屋顶资源，同时也有利于确保目标屋顶满足和适应未来建设分布式光伏电站的各项设计和施工标准。
　　3、优质服务，赢得口碑
　　在屋顶资源开发的过程中，公司通过为众多屋顶资源业主提供优质的服务，赢得了越来越多客户的信任，在行业内形成了良好的口碑。在此基础之上，公司逐渐形成了强大的屋顶资源获取能力。截至2026年6月30日，公司已累计获取屋顶资源超1500万平方米，涉及工业企业1251家，年发电能力最高可超15亿度。上述企业客户中不乏娃哈哈、中国巨石、桐昆股份、立讯精密、华孚时尚、敏实集团、联鑫集团、利欧股份、珀莱雅、雅戈尔、索菲亚、火星人、飞利浦、法国赛峰集团、景兴纸业、兄弟科技、德赛电池、聚赛龙、天成自控等海内外知名优质企业。
　　经过多年经营积累，公司现拥有GW级以上的优质分布式客户资源，优质的服务使公司赢得了客户的充分认可和信任，形成了较强的客户黏性和品牌效应，为后续电站规模再扩大、推进充电桩和工商业分布式储能业务提供了有利条件，也为后期进一步拓宽分布式新应用场景，深度挖掘客户潜在价值提供了可能性。
　　（二）品牌及经验优势
　　分布式光伏电站根据屋顶资源业主屋顶屋面状况、变压器容量等参数进行电站设计、建设，具有个性化特点，属于非标产品，案例经验对建成优质电站至关重要，行业存在一定程度的品牌和经验壁垒。公司是目前国内较早从事分布式光伏开发的企业之一，积累了丰富的经验，“芯能”品牌已经在行业内形成了较高的知名度。具体如下：
　　1、相对于行业内其他企业，公司进入分布式光伏发电服务行业较早，在屋顶资源整合、电站材料供应、并网服务以及电站运维等领域均已积累了丰富的业务经验和技术实力，为以后新业务开拓和实施奠定了坚实的基础；
　　2、由于已成功实施了众多项目，公司在分布式光伏发电投资方、地方电网、屋顶资源业主方面均享有较好的声誉，有较强的客户黏性，已经形成随客户业务发展向外地辐射的业务发展趋势，如敏实集团、中国巨石、华孚时尚、娃哈哈等案例；
　　3、自公司2014年开始分布式光伏项目开发及服务业务以来，公司已对该行业和业务模式有了更为深刻的理解和洞察，对行业的深入理解是公司未来能够抓住新业务机会的前提条件。
　　（三）优质的电站运维服务和突出的电站设计、并网支持能力
　　“自发自用，余电上网”分布式电站服务的对象是众多工商企业，各个电站分布零散，各地的气候、环境、情况各异，需要配置足够专业的运维人员和设备，提供优质的运维服务才能降低电站的故障率，提高发电效率和发电寿命，不断提升客户体验感和满意度。
　　公司设立了专门的电站运维部，组建了专业维护检修团队，开发了光伏电站、储能、充电桩三合一智能监测运维平台，现已具备了丰富的分布式光伏电站的运营维护经验。公司目前投资运营的分布式光伏电站通过通信装置接入公司智能监测运维平台，该平台具有以下几大优势：（1）全天候的实时智能化监测：对各个电站的运行情况进行连续不间断的监控，随时掌握各电站当日当月发电量、日照辐射强度等数据；（2）故障的及时发现、定位并排除：通过私有云端大数据智能处理分析，能够及时的检测出电站故障、逆变器故障、太阳能光伏组件故障及通信故障，并迅速定位进行排除；（3）大数据分析优化能力：能够记录历史运行数据，通过大数据对比分析，帮助运维人员优化运维方案，提高电站综合运行效率，同时也为后期电站项目的设计与建设优化提供数据支撑。公司后续若大规模对外承接电站运维业务同样可接入此系统。此外，公司还使用多种技术手段进一步提升运维效率。通过安装摄像头实现可视化监控，实时了解当地雨雪、台风情况，第一时间判断当地自然灾害的破坏性，及时制定处理方案；通过自动清洗机器人，按照设定频率参数或远程遥控操作对电站组件表面灰尘、积雪进行清洗，提高发电效率。
　　公司通过多年来的项目经验积累，具备突出的电站设计能力，可根据各类屋顶的情况提供个性化的解决方案，例如能够处理柔性屋面，解决有关屋面防水性、连续性等疑难问题，进而保障项目实施后的电站质量和屋顶寿命，也可根据业主屋面情况灵活设计、实施BIPV光伏电站，有效提升屋顶资源利用率，节约建材成本，降低建筑能耗。同时公司拥有无边框双玻组件、微型逆变器等多类产品应用的分布式光伏项目，在实践应用中不断优化方案，为后续新项目的实施提供案例参考。
　　公司的并网支持能力主要体现在两个方面。一方面，公司协助相关方将并网时间缩短；另一方面，由于分布式光伏发电并网个性化程度高，技术方案复杂，受屋顶面积、地方标准、电站规模等多种因素影响，导致并网服务仍具有较高的技术难度。公司能够协助并网方在较短时间内高质高效的解决上述并网难题，保证了电站及早发电，从而为电站投资者和屋顶资源业主创造更多效益。
　　（四）具有较为完整的分布式光伏产业链
　　公司拥有GW级以上的分布式光伏电站实施经验，具备较为完整的分布式光伏产业链，能够迅速、高效、自主地完成屋顶资源获取、电站设计、施工监理、组件供应、电站备案并网等多个环节的作业，有效降低电站的投资成本，同时保证电站的建设质量和稳定运营。
　　光伏组件是光伏电站系统的核心部件，关乎光伏电站的发电效率和运行安全，公司拥有自建的光伏组件生产线，公司自持电站所用组件通过自产的方式，在严格把控组件质量、保证自持电站发电寿命和发电效率的基础上能够对成本进行较好的控制。目前，公司组件厂已获得ISO9001、ISO14001、ISO45001、两化融合管理体系认证以及CE、CB、北德TUV、CQC、IEC61215、IEC61730产品认证。
　　公司光伏产品生产销售业务将优先满足公司电站业务对光伏产品的需求，为公司目前持续加大自持分布式电站规模奠定了坚实基础，有助于公司保证所供应产品的质量和稳定的供货周期，提升电站开发的效率和可控性。
　　（五）拥有拓展新业务所需的资源优势
　　公司通过稳定可靠的电站质量、优质的运维服务、良好的品牌口碑，已与各个屋顶资源业主形成了紧密、融洽、共赢的合作关系。经初步统计，公司拥有的近千家工商业客户大多为高耗能的大工业用电客户，年总用电量近100亿度，涉及的工商业厂房面积超1500万平方米。客户巨大的用电需求和资源空间为公司工商业储能、充电桩、储能产品等多元化业务提供了广阔的应用空间。未来，公司将围绕这些黏性极强的工商业客户，提供“发电+充电+储电”的一体化服务，以拓宽分布式投资运营的新商业模式，实现工商业资源价值的深度挖掘。
　　（六）人才及技术优势
　　公司拥有具备逆变器研发能力的分布式光伏专业管理团队。在技术方面，该团队具备扎实的技术基础，曾深度参与头部光伏逆变器企业新产品的研发与设计，产品围绕公司自持电站项目展开研究和试用，从而获取应用效果的真实反馈，通过项目与产品高度结合，助推光伏逆变器产品的迭代创新和效率提升。过硬的技术实力和高水平的人才队伍，也为公司的储能产品业务打下坚实基础；在管理经验方面，通过不断的项目积累，不断总结项目的执行与经营管理过程中的经验，形成了公司自有的项目数据资源，进而能够在后续业务开展过程中加以合理推广。经过多年的摸索，公司在分布式光伏领域已逐步建立起涵盖研发、生产、财务、市场营销和公司治理等方面的现代科学管理体系，在该领域积累了丰富的项目经营管理经验。公司通过多年在光伏领域积累，在分布式电站开发、电站运维、光伏产品制造、分布式光伏新应用场景等领域均形成了较强的技术优势。公司为国家高新技术企业、浙江省“专精特新”中小企业、浙江省博士后工作站、浙江省企业技术中心、浙江省省级研发中心，研发项目覆盖分布式电站开发、电站运维、光伏产品制造、充电桩和分布式储能等分布式光伏新应用场景等领域。截至2026年6月底，公司拥有专利172项，其中发明专利25项，实用新型专利139项，外观设计专利8项，另有软件著作权10项。

　　四、可能面对的风险
　　1、市场开拓风险
　　公司位于浙江嘉兴海宁，浙江嘉兴是全国分布式光伏的示范区，且浙江省本身工业用电需求大、基础好，分布式光伏发展在国内居于领先地位，公司经过多年的业务积累，具备了较强的经验、技术优势，并通过成功实施的众多项目，以优质的服务形成了良好的口碑和较强的客户粘性，公司分布式光伏业务已拓展到浙江省的绝大部分地区，也开拓了江苏、广东、江西、安徽、天津、湖北、上海等地的市场，并积极推进业务向全国范围发展。但在“碳达峰、碳中和”及加快构建新型电力系统等政策背景下，公司在未来业务拓展过程中，将面临日益激烈的市场竞争和各地区可能相异的地方产业政策，如果缺乏当地营销网络资源或受到地方保护主义等不利因素的影响，市场拓展的难度将增加，同时随着《分布式光伏开发建设管理办法》的出台，单体规模大于6MW的新增分布式光伏项目只能采用自发自用模式，屋顶资源开发有所制约，公司存在一定的市场开拓风险。
　　虽然存在一定的市场开拓风险，但“双碳目标”的提出以及能耗双控政策的出台，让闲置的屋顶资源进一步释放，同时随着光伏组件价格的大幅下降，公司“自发自用，余电上网”分布式电站的投资回报率依旧可观，满足投资条件的屋顶资源更多，许多在光伏产品组件价格下降前，未达公司投资收益目标而被舍弃的屋顶资源，随着投资成本的降低，具备“重拾”起来再投资的可能。公司自持“自发自用，余电上网”分布式光伏电站业务市场空间仍无比巨大。另一方面，公司存量自持电站中，单体规模大于6MW的项目合计装机量仅占自持电站总装机量的14%，且该类大型电站项目的自发自用水平普遍都超过85%。根据自持电站总装机量/项目总数的公式得出，大部分的自持电站项目单体规模小于6MW，平均单体规模在1.3MW左右，虽然新政仅对2025年4月30日以后的新增分布式光伏项目做出要求，存量项目不受影响，但从公司存量自持电站的特点，可知公司长期以往的项目开发策略，即电站呈现小而分散、自用比例高的特点，故新政不会对公司后续屋顶资源开发形成过于明显的约束和影响。
　　应对措施：公司将充分发挥在分布式领域深耕多年所形成的品牌、经验和技术优势，利用成熟的分布式电站项目实施经验和优质的运维能力和服务等，在保证自持电站投资收益的前提下给客户提供尽可能好的项目体验感和满意度。在开发单体项目大于6MW的电站时，公司对电站的自发自用比例将做更高要求，收益测算将更加审慎，使其在余电无法上网的情况下仍能具备较可观的收益率。
　　2、电站运营稳定性风险
　　根据公司的发展战略，公司将持续扩大自持工商业屋顶分布式光伏电站规模。公司通过提供电价折扣或者支付固定租金的方式租用屋顶资源业主的闲置屋顶来投资建设自持电站。由于屋顶租赁通常租赁年限较长，一般20年左右，在此过程中，可能发生企业经营不稳或不善、建筑物征拆、自然灾害等不可抗力因素等致使光伏电站自发自用比例降低、屋顶不能继续存续的情况，因此，公司存在一定的电站运营稳定性风险。
　　虽然存在一定的电站运营稳定性风险，但公司现有自持电站的屋顶资源业主普遍都是经营风险低、信用风险低、用电量大、经营稳定的优质上市公司和海内外知名企业，自持电站呈现小而分散的特点，自发自用比例也常年维持在77%-80%，整体消纳水平相对稳定，即便部分客户出现经营波动，电站所产生的余电也能以上网价格进行销售，对总体投资回报率不会造成较大影响。公司在进行投资决策前也已根据政府城建规划等评估了后续企业被政府征拆的风险，同时已为电站资产购买了保险，公司出现屋顶租赁稳定性风险导致公司整体业绩遭受影响的可能性较小。
　　应对措施：公司会继续沿用既有的屋顶资源开发策略，选择经营稳定的、能耗水平高、负荷稳定的优质企业合作来保障自发自用水平，确保整体的投资收益率相对稳定、可观，并明确合同约定违约责任、选择法律上安全性高的建筑物、分散布局屋顶自持电站、为自持电站投保等一系列措施来规避或者降低电站运营稳定性风险。
　　3、应收账款回收风险
　　公司自持“自发自用，余电上网”分布式电站的发电收入由三部分组成，一是由屋顶资源业主支付自发自用的电费，二是由电网收购并支付的余电上网电费，三是源于国家可再生能源基金的国家光伏补贴（公司享受补贴的自持电站主要集中在浙江省，从2023年开始国家电网下属浙江电网公司不再先行垫付，而是由可再生能源基金下发补贴后由电网转付企业）。对于屋顶资源业主需要支付的自发自用部分电费、电网需要支付的余电电费，公司每月定时与业主、电网进行电费结算，皆能及时、足额收到电费。但随着自持电站规模的持续扩大，应收电费规模相应增加，可能存在客户违约或内部控制未能有效执行等情形。对于国家光伏补贴，鉴于当前可再生能源基金的资金来源不足，国家光伏补贴结算周期变长导致发放存在一定滞后，因此公司存在一定的应收账款回收风险。
　　自发自用电费收取方面，多年来公司以优质的运维服务，赢得了屋顶资源业主的充分认可和信任，已形成了融洽、紧密、共赢的合作关系，从过往历史经验来看，基本不存在电费收取困难的问题。同时工商业分布式光伏具有小而分散的特点，个别电站屋顶资源业主经营存在困难对公司整个自持电站投资收益影响非常有限；余电上网电费方面，公司每月与电网公司定时结算和足额收取，未出现电费发放滞后的情况；国家光伏补贴方面，2022年8月，国家发展改革委、财政部、国资委同意由两大电网公司分别设立北京、广州可再生能源发展结算服务有限公司，以帮助可再生能源基金统筹解决国家光伏补贴问题，在财政拨款基础上，补贴资金缺口按照市场化原则通过专项融资解决。近年来，随着全社会用电量持续增长，可再生能源发展基金收入稳步提升，存量可再生能源补贴清缴工作有序推进。截至2026年6月末，公司自持分布式光伏电站2023年度可再生能源补贴继上年末基本收回后，本报告期内再收回剩余大部分款项，目前仅余小额尾款待收；同时2024年度对应补贴累计已开票29.63%。尚未发放的部分国家光伏补贴亦有望逐步落地。
　　应对措施：电费收取方面，公司将继续采取筛选优质的分布式客户进行投资、与屋顶资源业主签订条款周密、清晰、有效的能源管理合同保障自身合法权益、以优质的服务增强公司美誉度等多种措施降低电费收取所带来的应收账款回收风险，并将严格按照会计政策计提坏账准备；补贴方面，公司将紧密跟踪光伏补贴政策情况，加强补贴收入管理分析，并参考同行业内拥有一定规模的已并网电站公司判定应收风电、光伏的补贴电费组合预期信用损失风险，对相关的应收补贴计提坏账风险准备，以更加客观、公允地反映公司的财务状况和经营成果。
　　4、电价下调导致收益率下降风险
　　公司自持“自发自用，余电上网”分布式光伏电站的核心收益来源于电费收入。当前，电力市场化交易全面推进，大工业用电价格波动幅度显著加大。同时，浙江省自2026年7月1日起实施新版工商业分时电价政策，通过重新划分峰谷时段、调整电价浮动比例，对分布式光伏收益形成结构性冲击：光伏出力较高的上午、正午时段由原高峰电价调整为平价、低谷电价，而电价较高的晚高峰时段，光伏已基本停止出力，导致电站高发电量对应时段单位发电收益缩水。受市场化电价整体下行和省内分时电价结构不利重构的双重影响，光伏电站收益承压风险有所加大。目前公司80%存量自持电站光伏电费结算采用折扣模式，即光伏电站所发电量的业主自用部分，参照业主的大工业用电价格给予一定折扣，该模式虽能为业主提供电价优惠、增强公司售电价格灵活性，但也使得公司收益与大工业电价、分时电价规则深度绑定。当大工业用电价格上涨时，公司综合度电收入提升，发电收益增加；反之，若出现大工业用电价格下调，或分时电价时段发生不利变动，分布式光伏电站收益减少，收益率下降的风险相应上升。
　　但在“碳达峰、碳中和”目标引领下，工商业企业用能管控趋严，能耗双控政策持续收紧，传统能源使用受到限制，而新增可再生能源发电不纳入能源消费总量控制，“自发自用，余电上网”分布式光伏因自发自用经济性突出，成为工商业主更具性价比的用能选择；同时，电价市场化改革后，目录电价全面取消，电力商品属性得以还原，电价随市场供需形势动态变动。根据现阶段大工业、一般工商业交易电价水平测算，“自发自用，余电上网”模式的工商业分布式光伏电站仍具备良好的投资回报率，收益率安全垫较高。未来，可再生能源将逐步取代传统化石能源成为电力供应的主体，发电量持续增长，面对日益扩大的用电需求，电力供需整体仍趋紧张，电价预计将在合理区间内波动。但仍需警惕阶段性市场电价走低，或是省内分时电价时段、计价规则再度调整优化，进而导致“自发自用，余电上网”工商业分布式光伏电站投资回报率下行，对电站项目发电收入造成不利影响。
　　应对措施：公司将实时跟踪大工业电价、分时电价机制的变动趋势，结合电价走势、区域资源禀赋及项目自身特点，在项目开发阶段审慎决策结算模式，灵活选择锚定大工业电价给予折扣结算，或采用固定电价结算，以此降低电价波动带来的风险；同时，同步测算拟建、待建分布式项目的收益率水平，持续优化项目合作模式与收益保障机制，确保新增“自发自用，余电上网”分布式电站项目的经济性与抗风险能力。 收起▲

　　一、报告期内公司从事的业务情况　　公司是一家以分布式光伏为核心的清洁能源服务商，主营业务包括分布式光伏电站投资运营(自持分布式光伏电站)、光伏电站EPC(资源开发+EPC+运维)、光伏产品生产销售、储能(工商业储能+储能产品)以及充电桩投资运营，其中以分布式光伏电站投资运营为主。　　分布式光伏电站投资运营业务主要是自持并运营分布式光伏电站，通过销售电站所发电量，从中获得稳定的发电收入。公司与屋顶资源业主签订能源管理合同，根据“自发自用，余电上网”的原则，以业主需求为导向，在电站建成运营后，所发电量优先供应屋顶资源业主使用，采用固定折扣模式或固定电价模式结算电费或者支付屋顶资源业主一定的租赁... 查看全部▼

　　一、报告期内公司从事的业务情况
　　公司是一家以分布式光伏为核心的清洁能源服务商，主营业务包括分布式光伏电站投资运营(自持分布式光伏电站)、光伏电站EPC(资源开发+EPC+运维)、光伏产品生产销售、储能(工商业储能+储能产品)以及充电桩投资运营，其中以分布式光伏电站投资运营为主。
　　分布式光伏电站投资运营业务主要是自持并运营分布式光伏电站，通过销售电站所发电量，从中获得稳定的发电收入。公司与屋顶资源业主签订能源管理合同，根据“自发自用，余电上网”的原则，以业主需求为导向，在电站建成运营后，所发电量优先供应屋顶资源业主使用，采用固定折扣模式或固定电价模式结算电费或者支付屋顶资源业主一定的租赁费用。若电站所发电量供屋顶资源业主使用后尚有余电，则余电全额上网。其中，按照设计、施工和安装方式的不同，分为BAPV(在现有建筑上安装光伏组件）与BIPV（光伏建筑一体化）两种形式，以上两种形式皆是利用屋顶资源开发分布式光伏电站实现光伏发电。在公司的自持电站中，BAPV数量及装机规模相较BIPV占比较高。自2017年至今，公司累计已建成、并网BIPV项目装机规模超110MW，具备成熟的BIPV方案实施经验。
　　分布式光伏电站按应用场景，可细分为工商业屋顶光伏、渔光互补光伏、农光互补光伏、林光互补光伏、户用光伏等类型光伏电站。按消纳模式可分为“全额上网”与“自发自用，余电上网”两种模式。渔光、农光、林光、户用光伏等分布式电站就地消纳能力有限，自发自用比例较低，其运营模式与全额上网电站基本相近。
　　（1）盈利能力较强，电费现金流持续、回款可靠
　　电站，与工商业屋顶资源业主（用电方）结算光伏电费主要分为两种模式：一是固定折扣模式，该模式电费收入=屋顶资源业主自用电量×业主大工业实时电价×折扣+余电上网电量×上网电价。二是固定电价模式，即采用固定的度电价格收取光伏电费。“自发自用，余电上网”的工商业分布式电站具有以下显著特点：采用固定折扣模式结算的电站，由于“自用”部分电费参照大工业电价结算，与大工业电价具备同步变动的特点，因此电费收入及利润具备较强弹性。采用固定电价模式结算的电站，度电价格保持稳定，不受大工业电价波动影响，故电费收入与利润确定性较强，可规避电价波动带来的收益风险。公司综合考量电站投资成本、大工业电价水平及变动趋势，在确保合理利润率与充足安全垫的前提下，结合历史运营经验，与用电业主协商并确定具体结算模式，实现双方的合作共赢。两种结算模式下，“自用”部分度电价格均高于上网电价（电力市场化交易电价），电站综合度电收入显著高于全额上网电站，投资回报水平更优，盈利能力较强。在用电业主经营及信用状况正常的情况下，电站可实现持续稳定发电，按月完成电费结算与回款，电费现金流持续性强、回款安全性高。
　　（2）资源质量要求较高，开发难度较大
　　在筛选屋顶资源时，既要对屋面情况、屋顶承重等有所要求，又要对屋顶资源业主的用电量、信用情况、经营情况有所要求，以保证高自用比例及电费的稳定收取，对屋顶资源的质量要求较高，屋顶资源开发难度较大，相对“全额上网”来说，较不易实现电站规模的快速扩张。
　　（3）客户粘性强，可深度挖掘资源价值
　　光伏电站依托于屋顶资源业主的工商业屋顶建设，需根据业主需求及条件量身设计电站，电站建成后所发电量“自用”部分电费向屋顶资源业主持续收取20年，具有极强的客户黏性，融洽、紧密的合作关系能为后续拓展充电桩、工商业储能等分布式新应用提供业务空间，实现资源价值的深度挖掘，其他参与者、竞争者不易介入。
　　光伏电站EPC业务主要包括以下三项子业务：一是EPC业务，电站投资方负责提供建设光伏电站的所需资源及所需资金，公司根据投资方需求提供EPC服务实现收入，EPC承包范围可涵盖屋顶整理、电站设计、施工安装、自产组件供应、配件采购、试运行、并网支持等多环节，以快速度、高质量地完成工程实施并交付电站；二是光伏项目开发及服务业务，该业务与EPC业务不同之处在于屋顶资源由公司开发，通过工程实施并交付电站，以“组件+服务”的形式实现收入。在每年屋顶资源开发能力有限的情况下，公司所获取的优质屋顶资源优先用于建设自持电站，在满足自持电站业务需求前提下，若有余力将合理发展此项业务；三是电站运维业务，公司通过多年的电站运维积累，已具备成熟的运维体系、丰富的运维经验，能够为电站持有方提供专业化、精细化的运维服务实现运维收入。
　　3、光伏产品业务
　　光伏产品业务主要为光伏组件的生产销售。公司组件生产规模较小，其定位是在优先满足电站业务对光伏组件需求的前提下，根据市场行情及订单情况生产销售光伏组件。同时公司视收益情况开展电池片等光伏产品相关的贸易业务。
　　4、储能业务
　　储能业务主要分为工商业储能和储能产品两项子业务。工商业储能业务主要指工商业储能系统的投资运营或者EPC服务。目前仍处在单点布局逐步推进的状态，采取成熟一个推进一个的业务策略，当前收入体量仍然较小。储能产品业务主要指户用储能产品的研发、制造与销售业务，共有离网储能逆变器、混合储能逆变器（并离网）和储能系统（以逆变器为核心、配套光伏组件与储能电池的一体化能源解决方案）三大产品线，已完成核心产品线的技术迭代、功能优化与产品定型，通过美国FCC、欧盟CE等主流市场准入认证，具备规模化量产与市场化销售条件，目前已迈入商业化运营阶段；同时正推进大功率三相、裂相逆变器研发，以进一步完善产品矩阵。
　　5、充电桩业务
　　充电桩业务主要为充电桩的投资运营。主要依托现有分布式光伏屋顶资源企业主，在业主产业园区及网点投资、铺设并持有、运营直流快充充电桩。充电桩对外部运营车辆及企业员工提供充电服务，并根据电网购电价格向电动车主收取相应的充电电费及服务费。当前市场竞争加剧，公司按照“收益优先，稳步推进”的原则，充分利用自身优势，稳健发展该业务。
　　二、报告期内公司所处行业情况
　　（一）行业整体情况
　　1、“碳达峰，碳中和”背景下，光伏行业迎来能源转型的历史发展契机
　　当前我国能源体系仍呈现“偏煤、偏重、偏紧”的阶段性特征。截至2025年底，全国煤电装机容量约12.6亿千瓦，占总发电装机容量的32.4%，煤电发电量占总发电量的比重仍高达51.1%，传统化石能源仍在电力供应中占据重要地位。在“双碳”战略的引领下，构建以新能源为主体的新型电力系统已成为推动经济社会全面绿色转型的核心路径，风光发电等非化石能源电力对传统燃煤电力的有序替代，正推动我国能源体系发生根本性变革。在此进程中，光伏发电已从能源消费的增量补充，跃升为能源增量供给的主体之一，在能源转型过程中发挥主导性作用。国家统计局数据显示，截至2025年底，我国光伏与风电合计装机容量达1842GW，已提前六年超额完成2030年风光总装机1200GW的底线目标；非化石能源消费占比从2020年的16%提升至2025年的20%以上，其中风光发电是推动这一增长的核心力量。但从静态占比来看，化石能源消费仍占近八成，仍是能源消费的主导，要实现2030年非化石能源消费占比达25%的目标，我国能源绿色低碳转型仍需持续发力。从政策导向来看，2025年9月习近平主席在联合国气候变化峰会上明确宣布，到2035年我国非化石能源消费占比将达到30%以上，风光总装机力争实现3600GW的远景目标；同年12月，国家发改委发布《以碳达峰碳中和为牵引加快经济社会发展全面绿色转型》文件，明确“十五五”时期将以更大力度发展非化石能源，持续优化能源结构，加速推进能源转型进程。从电力需求端来看，“十四五”期间，我国全社会用电量年均增长6.6%，并首次突破10万亿千瓦时大关，电力消费需求的持续攀升为新能源发展提供了广阔空间。2025年，我国风光发电新增发电量约4651亿千瓦时，其中光伏发电新增占比达64%，已然成为增量电力供应的绝对主力。考虑到未来全社会用电需求将持续增长，以及水电资源有限、核电安全约束的现实情况，用电增量将主要由风光发电保障，光伏发电承担着补齐能源“缺口”的重要使命，其装机规模将持续扩大，而东中部高耗电、高购电成本的经济发达地区将是分布式光伏规模的重要增长区域。在能源转型加速、政策导向明确、市场动力强劲的多重驱动下，光伏行业迈入高质量发展新阶段，迎来历史性发展契机。
　　2、推进以新能源为主体的新型电力系统建设，光伏与储能协同助力源网荷储深度融合
　　以新能源为主体的新型电力系统，核心是打破源、网、荷、储各环节壁垒，构建深度协同的运行体系。当前新能源正加速向主体能源转型，而化石能源逐步向基础性、调节性电源转型，为新能源并网运行提供辅助支撑，形成“优先以新能源满足新增用能需求并逐步替代存量化石能源”的能源生产消费格局。在各类新能源中，光伏、风电以其安全可靠、建设资源丰富、建设周期短、相关产业链完整、技术成熟等诸多优势承担着新能源规模增长的主要任务。2025年，全国风电、光伏合计新增装机占新增发电装机总容量的比重超过80%，是推动电源侧结构转型的绝对主力。随着风光装机规模与发电量持续提升，全社会用电需求刚性增长，发电侧出力不稳定与用电侧峰谷差已成为电力系统稳定运行的主要挑战，源网荷储一体化是核心破局路径。新型储能作为贯穿全环节的关键调节资源，可联动新能源发挥平抑波动等灵活调节作用，既是完善新能源消纳体系的核心抓手，也是推动源网荷储全环节协同发力的关键支撑。截至2025年底，全国已建成投运新型储能装机规模达136GW/351GWh，较“十三五”末增长超40倍，稳居电力系统第二大灵活性调节资源。鉴于未来调峰调频需求日益增长的趋势，以及“十五五”源网荷储全环节深度融合的行业主线，预计新型储能将保持每年百GWh级的规模增量，凭借其灵活的调节能力和高效的存储特性，与光伏紧密协同加速推进新型电力系统建设，助力源网荷储一体化向更高水平迈进。
　　3、新能源上网电价市场化加速光伏从“政策驱动”向“市场驱动”转型
　　根据国家能源局数据统计，2025年全国光伏新增并网317GW，其中工商业分布式光伏新增装机107GW，占光伏新增总量的34%。产业快速发展背景下，传统新能源上网电价机制的结构性弊端日益凸显。原先新能源上网电价实行固定价格，即电网按照标杆电价对新能源上网电量全额收购，再到所发电量部分保量保价收购，上网电价并未反映实时的供需变化，新能源未公平承担电力系统调节责任，其他调峰调频等调节性资源的服务价值难以通过市场机制充分体现，打击了调节性电源的积极性。为破解这一机制难题，2025年2月，国家发改委、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》，文件指出2025年6月1日后并网的光伏、风力发电项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成，推动新能源主体真正直面市场竞争；引入可持续发展价格结算机制，按项目申报及中标结果锁定机制电价，当市场交易均价低于机制电价时，由电网企业按月兑付差价补偿，相关差额纳入省级电网系统运行费用统筹管理。该政策构建起“双轨并行、渐进过渡”的市场化转型路径，推动发电侧向完全市场化稳步迈进。截至2025年底，全国27省已公布机制电价竞价结果；多个省区市已陆续出台政策规范电力零售市场秩序，完善市场化交易配套机制。2025年12月，国家发改委、国家能源局出台《电力中长期市场基本规则》，对直接参与市场交易的经营主体，不再人为规定分时电价水平和时段。政策发布后，辽宁、陕西、湖北等多地随即在2026年电力交易方案中落地取消行政峰谷分时电价政策，将价格形成权全面交还市场，使其能更真实地反映电力供需瞬时变化与系统调节成本，也有效激活了用户侧可调节负荷、虚拟电厂等资源的参与潜力。两项政策前后衔接、相互支撑，分别从发电侧与用户侧两端同步发力，构建起发用联动、全链条贯通的市场化改革闭环，推动新能源电价机制向“市场驱动”转型。
　　4、配变容量扩容为分布式光伏规模高质量增长保驾护航
　　截至2025年底，我国光伏、风电合计装机历史性超过火电，全年风光发电量占总发电量比重达到22%。“十四五”时期，随着光伏、风电大规模发展，其波动性、随机性强的能源特点逐步显现，国家层面密集出台政策，持续提升电网大范围资源配置能力、安全保供能力及新能源高效消纳能力，有力支撑了全国超18亿千瓦的新能源接入和高效消纳。其中配电网的建设、更新、改造，尤其是配变容量的扩容，有效解决了传统配电网变压器容量不足和供配电紧张等重点难题，为分布式光伏的接入和电力市场化交易创造了有利条件。但随着新能源装机占比快速提高和新型电力系统的不断发展，未来电力系统将呈现高新能源渗透率、高供需随机性等特点，复杂性与不确定性显著增加，对电网高质量发展提出了新的更高要求。2025年12月，国家发改委、国家能源局联合印发《关于促进电网高质量发展的指导意见》，明确提出到2030年初步建成以主干电网和配电网为重要基础、以智能微电网为有益补充的新型电网平台，电网需具备支撑新能源发电量占比30%左右的安全运行能力，接纳分布式新能源能力达到9亿千瓦，为配变容量扩容明确了清晰的目标方向。2026年1月，国家电网发布规划，明确“十五五”期间预计投资4万亿元，较“十四五”投资增长40%，将支撑主配微协同新型电网平台搭建与配电网建设，将进一步提升配电网整体承载能力，深化电网配变容量扩容工作，持续为分布式光伏大规模、高质量增长保驾护航，助力双碳目标顺利实现。我国工商业分布式光伏历经“政策哺育-套利扩张-规范治理”三阶段转型：初期采用“补贴+固定电价”扶持应用端市场，中期转向平价上网逐步向市场化过渡，但固定的上网电价催生出套利空间，诸多投资主体借全额上网项目、低自用比例项目开展粗放式扩张，导致并网电量激增，电网调节困难。为引导行业可持续健康发展，2025年1月23日，国家能源局印发《分布式光伏发电开发建设管理办法》，文件规定一般工商业分布式光伏可选择全部自发自用或自发自用、余电上网模式，大型工商业分布式光伏原则上只能选择全部自发自用。通过分类管理和消纳约束，贯彻分布式能源的设计初衷，推动工商业分布式光伏回归就近消纳的本质属性。2025年6月，国家发改委、工业和信息化部和国家能源局联合印发《关于开展零碳园区建设的通知》，从应用场景层面强化分布式光伏发电就近消纳导向，明确工商业等各类园区可通过因地制宜发展绿电直连、新能源就近接入增量配电网等绿色电力直接供应模式，进一步拓宽了工商业分布式光伏在园区场景的落地路径。
　　5、工商业分布式光伏回归就近消纳本质，东中部“自发自用，余电上网”业务发展受益
　　6、峰谷电价市场化调整下，工商业储能收益模式向多元化转型
　　商业用电主力区域与“自发自用、余电上网”的工商业分布式光伏高度适配，企业可通过安装光伏实现降碳减排，享受绿电消费不纳入能源消费总量控制的政策支持，助力完成碳排放双控目标，同时通过“自发自用、余电上网”模式优先替代日间高价电网购电，锁定部分长期用能成本，可谓一举多得。在新政的规范下，行业进入加速洗牌阶段，重规模、轻消纳、依赖政策套利的低效投资主体面临出清或转型，而专注于优质开发、精准负荷匹配、精细运营的投资建设主体，将依托东中部持续增长的工商业用电需求，凭借在项目资源筛选、系统集成优化以及运维管理创新等方面的深厚积累，进一步巩固在区域市场的领先地位。当前，工商业储能主要采用“谷充峰放”模式，依托峰谷价差套利在用户侧实现收益兑现。近年来，我国新型储能装机规模呈现爆发式增长，但存量及增量装机仍以政策驱动的源网侧大型储能为主，工商业储能规模相对偏小。其投资与运行仍受多重因素制约，包括峰谷电价市场化波动、企业用电负荷不稳定、配网容量限制引发的成本波动等，因此需通过增收与降本双向发力，提升项目收益率。在增收端，随着行政固定分时电价逐步取消、电力市场化交易渗透率持续提升，峰谷电价已转向市场动态定价模式。未来，用户侧储能的收益来源将摆脱单一价差套利的局限，转向由动态现货交易套利、辅助服务、容量管理、需量降本等多元板块构成的收益体系。尽管收益确定性有所下降，但收益模式的拓宽使得收益来源多元化，同时也对工商业储能的功能升级、精细化运营能力提出了更高要求。在降本端，受锂资源价格波动影响，工商业储能投资成本仍处于较高水平，当前储能系统中电芯成本占比约50%，电芯价格大幅波动制约了工商业储能的大规模推广。这也意味着，通过产能释放与技术创新降低电池成本，是推动工商业储能实现商业化落地的根本路径。未来，随着技术迭代升级与新型电池规模化应用，将从多个维度持续降低储能系统度电成本（LCOS）。届时，工商业储能凭借广阔的市场空间，在商业化条件趋于成熟后，其装机量有望迎来稳步快速增长。
　　7、能耗双控转向碳排放双控，激发碳资产价值，光伏发电潜在收益可期
　　2025年3月，国家五部委联合印发《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》，文件明确绿证强制消费要求，划定钢铁、有色、建材等高耗能行业及数据中心等重点用能单位的绿电消费导向，同步推动我国绿电消费标准与国际核算认证体系接轨，从全维度夯实绿证市场发展的制度基础。同年7月，国家发改委、国家能源局印发《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》，在电解铝行业基础上，新增钢铁、水泥、多晶硅及国家枢纽节点新建数据中心的绿电消费比例要求，并明确以绿证作为核算依据，从考核端为绿证需求释放提供刚性支撑。分布式光伏作为绿电生产的核心载体之一，价值愈发凸显：一方面，企业自建分布式光伏可直接提升自身绿电消费比例，满足重点用能单位绿电消纳考核要求，降低碳排放强度，为企业争取更大产能空间；另一方面，对出口型企业而言，分布式光伏所发绿电搭配绿证形成的可溯源清洁电力凭证，可有效降低产品碳足迹，助力企业规避欧盟CBAM等碳关税风险，直接缩减计税基数、降低碳税成本，增强产品国际竞争力。随着绿证制度体系持续完善，2025年我国绿证市场呈现量价齐升的良好态势。交易规模上，全年累计交易绿证9.3亿个，同比增长1.2倍，交易量超历年总和；交易价格上，2025年下半年绿证平均交易价格较上半年上涨90%，价格企稳回升，绿证的资产属性持续凸显。未来，在政策持续完善、需求加速释放、资产价值不断凸显的多重驱动下，分布式光伏附加收益可观，具备较大潜在收益空间。公司将秉持积极参与、尽早申报的原则，紧密跟踪各地相关政策，通过绿电、绿证交易为公司争取更多稳定可观的利润。
　　（二）公司行业地位
　　公司所属行业为光伏产业，所在行业细分领域是分布式光伏领域，且公司聚焦的是“自发自用、余电上网”工商业屋顶分布式光伏电站的投资运营，区别于“全额上网”分布式光伏电站。工商业屋顶分布式光伏的主要特点是利用分散闲置的屋顶资源建设电站，实现光能与电能的转化，具备清洁环保、所发电量就地消纳等优点，在给公司提供稳定的发电收入的同时也能满足屋顶资源业主部分用电需求并降低其用电成本，实现公司与屋顶资源业主之间的互利共赢。公司自成立以来，秉承“让天更蓝，水更清，生活更美好”的企业愿景，围绕“以太阳能分布式为核心，向客户提供更高效、更便捷、更智慧的清洁能源综合服务”的使命，多年来专注于自持分布式光伏电站建设，深耕于太阳能分布式发电这一细分领域，立志成为“碳达峰、碳中和”宏伟目标的先行者、示范者、领跑者。作为国内领先的专业从事分布式光伏的清洁能源服务商，公司凭借优质的服务，在行业内赢得了良好声誉，并迅速在分布式光伏细分领域内积累了众多的案例和丰富的经验，具有较强的竞争实力。截至报告期末，公司已先后为近千家企业提供绿色环保方案，自持分布式光伏电站项目及分布式光伏开发及服务项目总规模已超1.5GW，年发电量最高可超15亿度，年节约标准煤约54万吨，年减少二氧化碳排放约150万吨、年减少二氧化硫排放约4.5万吨，为实体经济年节约能源成本超1亿元。未来公司将继续扩大自持分布式光伏电站规模，通过众多分布式光伏项目，加速推进降碳减排，为实现“碳达峰、碳中和”战略目标及节约实体经济成本持续贡献力量。
　　三、经营情况讨论与分析
　　2025年，光伏行业经历了从深度调整到供给出清、价格筑底、竞争重构的关键转型期，呈现出“制造端加速整合、应用端结构优化、出口市场重塑、技术迭代深化”的鲜明特征。面对行业深刻变革，公司坚定贯彻“夯实自持分布式电站业务，紧跟产品技术发展，依托主业优势探索新增长”的核心发展战略，稳步扩张高毛利率的自持分布式电站业务规模，持续增厚发电业务收入及收益，以稳定、可靠的发电现金流不断提升公司经营可持续性与抗风险能力。在夯实业务基本盘的基础上，公司积极拓展分布式光伏新应用场景，充分验证分布式业务新商业模式，依托丰富的客户资源，结合储能、微网、虚拟电厂等前沿技术，稳步推进工商业储能项目落地。同时，公司启动户储多场景产品布局，持续完善海外销售渠道建设与资质认证体系，践行“促销量、树品牌、增利润”的三步走策略，全力推动储能产品、工商业储能业务实现规模化市场突破。
　　报告期内，公司实现营业收入73,827.73万元，同比增加7.17%。归属于上市公司股东的净利润20,075.77万元，同比增加3.70%。归属于上市公司股东的扣除非经常性损益后净利润19,614.94万元，同比增加6.53%。截至本报告期末，公司累计自持分布式光伏电站并网容量约1000.75MW，较上年末增加89MW，自持电站规模实现GW级里程碑式突破，整体保持稳定增长态势。
　　公司2025年整体经营情况如下：
　　（一）光伏发电业务情况
　　本报告期内，公司实现光伏发电收入64,679.35万元，占主营业务收入的88.24%，较上年同期的62,248.91万元增加2,430.44万元；本期实现光伏发电毛利40,977.63万元，较上年同期增加1,098.08万元。尽管受大工业电价调整影响，本期光伏发电平均度电收入较上年有所下降，但光伏发电毛利增长额仍较上年同期进一步扩大，凸显出该业务的强劲发展韧性。核心原因主要有两点：一是公司自持电站规模持续扩张，带动光伏发电量稳步增长；二是受光照时长增加影响，叠加公司精细化电站运营管理，本期光伏发电等效利用小时数较上年同期显著提升，同比增加63个小时，对应多发电量约6,024万度。未来，公司将持续扩大自持电站装机规模，不断优化光伏电站运营管理，充分发挥光伏组件技术及效率优势，推动光伏发电量、收入及毛利持续稳步增长。
　　截至报告期末，公司并网自持电站总装机容量达1000.75MW，已成功突破1GW装机规模大关，继续向第二个GW目标迈进。在不考虑极端天气干扰的前提下，按报告期内平均大工业用电价格测算,公司自持电站未来全年发电预计可实现年发电收入约6.03亿元（不含税），毛利约3.70亿元，毛利率稳定在61%-62%水平，此收益模型可持续9-25年。依托按月结算的稳定电费现金流，该业务将持续支撑电站规模扩张，形成“装机增长—现金流增强—再投资”的复合增长循环，同时为储能产品等关联业务拓展提供坚实的资金保障。未来，公司将依托存量与增量电站的协同运营，强化核心资产长期价值，驱动业绩稳健增长与经营可持续发展。
　　（二）其他业务情况
　　在光伏产品生产与销售方面，公司本期开展电池片相关贸易业务，光伏产品销售收入较上年同期有所增长。在光伏电站EPC业务方面，公司下半年积极承接EPC订单，全年光伏EPC业务收入较上年实现增长。但由于两项业务整体收入规模较小、毛利率偏低，对公司经营业绩的影响较为有限。
　　（三）利润表分析
　　本期公司实现营业收入73,827.73万元，较上年增加4,941.75万元，同比增长7.17%；本期总毛利41,379.15万元，较上年略有增加。本年归属于上市公司股东的净利润为20,075.77万元，较上年同期微增，核心原因是本期高毛利率的光伏发电业务收入及毛利实现稳步增长，为公司业绩提供了坚实支撑。在其他损益方面，管理费用、销售费用、研发费用与公司业务规模基本匹配，整体保持相对稳定。所得税费用同比上年有所减少，主要是根据会计准则，随着可转债金融负债相关折价额摊销，相关递延所得税负债冲回，所得税费用相应减少。关于财务费用、其他收益、信用减值损失的具体分析如下：
　　1、有息负债管控成效良好，财务费用整体略有下降
　　本期财务费用9,007.70万元，较上年同期的9,243.40万元减少235.70万元，利息结构较上年同期发生一定变化。一方面，随着LPR逐步下行，公司持续优化负债结构、严控融资成本，银行借款利率相应下调，带动利息支出显著下降；另一方面，公司于2023年10月26日完成向不特定对象发行8.8亿元可转换公司债券，该债券按票面利率付息（当前为发行第三年，票面利率1.00%），对公司现金流的压力较小。但根据会计准则相关规定，需参照发行当年二级市场同评级普通信用债平均利率，按6.62%的实际利率计提债券利息费用，而同期公司新增电站项目对应的银行长期借款平均利率仅约3.00%。受此影响，本期可转债较同等规模银行长期借款多计提利息费用约2,600万元，对财务费用形成一定抬升压力。即便存在上述计提因素影响，公司仍通过精细化负债管理有效控制整体融资成本，最终实现财务费用同比小幅下降。
　　2、部分自持分布式光伏电站地方补贴到期，其他收益相应减少
　　公司本期其他收益减少约1,000万元，主要系部分存量自持光伏电站所享受的地方补贴政策到期所致。鉴于各地分布式光伏电站地方补贴政策存在差异且期限普遍较短，公司收到的地方补贴金额有所波动，且收到的补贴金额整体将呈现逐步减少的趋势。虽然最终会因为政策到期而不再收到地方补贴，但公司自持电站发电业务始终维持较高毛利水平，其电费收入足以支撑良好的投资回报率，对地方补贴的依赖性较弱，因此收到地方补贴金额的变动对公司整体业绩的影响有限。
　　3、2023年可再生能源补贴已基本收回，相应冲回信用减值损失
　　近年来，随着全社会用电量持续增长，可再生能源发展基金收入稳步提升，本年度可再生能源补贴发放节奏较往年显著加快。截至2025年末，公司自持分布式光伏电站2023年度可再生能源补贴已基本收回，并相应冲回信用减值损失，公司经营活动现金流得到同步改善。展望后续，可再生能源发展基金有望逐步实现收支平衡，存量补贴清缴进程或将持续提速，进一步推动公司自持分布式光伏电站资产价值稳步回归。
　　四、报告期内核心竞争力分析
　　公司所在行业细分领域是分布式光伏领域，聚焦的是“自发自用，余电上网”工商业屋顶分布式光伏电站的投资运营。在分布式光伏电站主要构成部件光伏组件的研发生产上，公司采取“紧跟产品技术”的战略，采用最成熟、可靠的技术工艺路线，其他部件如逆变器、电缆皆采购华为、阳光电源、上上电缆等一线品牌，通过系统集成建设光伏电站。相较于技术竞争力而言，分布式光伏行业的核心竞争力关键体现在屋顶资源的获取能力上。“自发自用，余电上网”分布式客户更加关注实施方的案例经验，能否根据屋顶条件尽可能多地安装光伏组件；能否在电站建成后提供优质的运维服务。公司经过多年业务积累，具备丰富的实施经验，拥有高效、专业的运维团队，塑造了良好的品牌口碑，能够与客户需求高度匹配，由此形成了公司强大的屋顶资源获取能力。公司的具体竞争优势如下：
　　（一）强大的优质工业屋顶资源开发能力及由此获取的庞大客户群
　　屋顶资源的获取是分布式光伏电站开发建设所需解决的核心问题之一。在行业发展初期，国内掌握屋顶资源的业主对分布式电站开发模式尚显陌生，行业市场仍在培育过程中。对于屋顶业主来说，电站开发后的电费折让受益程度、屋顶建筑耗损、发电可靠性、电量计量准确性与电站安全等因素是其决定是否开发建设屋顶分布式电站的主要顾虑。经过多年的市场教育叠加现如今“双碳目标”的提出以及能耗双控政策的出台，市场对分布式光伏的认可度和屋顶资源业主的装机意愿相比以往大大提高。
　　公司在筛选屋顶资源和用电业主时，优先考虑高耗电、高购电的上市公司、拟上市公司、海内外知名企业等优质企业，这类企业用电量大、经营稳定、信用良好、存续期长，自持电站所发电量有较高的比例被企业消纳，平均度电收入和项目投资回报率较高，也能保障后期电费稳定、及时的收取，坏账风险较小。公司在获取屋顶资源过程中主要采取以下方法：
　　1、组建团队，普及推广
　　设立了专门的屋顶资源开发部门，并组建专业的技术团队，通过一对一走访的形式，以及组织专业的上门宣讲、对已竣工电站案例参观、业务推广活动等方式，向潜在的屋顶资源业主进行关于分布式电站的业务普及和技术培训，从多角度、多方面打消屋顶资源业主对于在屋顶建设分布式电站的顾虑，并最终通过屋顶分布式电站的开发，实现投资方、建设方以及屋顶资源业主等多方的共赢。
　　2、未雨绸缪，提前布局
　　对于拟建而未建的部分大型工业项目，因其具有较大规模的潜在屋顶资源，公司屋顶开发团队在该类项目立项阶段即开始介入进行推介，甚至参与厂房设计，做到未雨绸缪，提前布局。及早介入工业项目开发一方面有利于公司先于竞争对手及时锁定屋顶资源，同时也有利于确保目标屋顶满足和适应未来建设分布式光伏电站的各项设计和施工标准。
　　3、优质服务，赢得口碑
　　在屋顶资源开发的过程中，公司通过为众多屋顶资源业主提供优质的服务，赢得了越来越多客户的信任，在行业内形成了良好的口碑。在此基础之上，公司逐渐形成了强大的屋顶资源获取能力。截至2025年12月31日，公司已累计获取屋顶资源超1500万㎡，涉及工业企业1217家，年发电能力最高可超15亿度。上述企业客户中不乏娃哈哈、中国巨石、桐昆股份、立讯精密、华孚时尚、敏实集团、联鑫集团、利欧股份、珀莱雅、雅戈尔、索菲亚、火星人、飞利浦、法国赛峰集团、景兴纸业、兄弟科技、德赛电池、聚赛龙、天成自控等海内外知名优质企业。
　　经过多年经营积累，公司现拥有GW级以上的优质分布式客户资源，优质的服务使公司赢得了客户的充分认可和信任，形成了较强的客户黏性和品牌效应，为后续电站规模再扩大、推进充电桩和工商业分布式储能业务提供了有利条件，也为后期进一步拓宽分布式新应用场景，深度挖掘客户潜在价值提供了可能性。
　　（二）品牌及经验优势
　　分布式光伏电站根据屋顶资源业主屋顶屋面状况、变压器容量等参数进行电站设计、建设，具有个性化特点，属于非标产品，案例经验对建成优质电站至关重要，行业存在一定程度的品牌和经验壁垒。公司是目前国内较早从事分布式光伏开发的企业之一，积累了丰富的经验，“芯能”品牌已经在行业内形成了较高的知名度。具体如下：
　　1、相对于行业内其他企业，公司进入分布式光伏发电服务行业较早，在屋顶资源整合、电站材料供应、并网服务以及电站运维等领域均已积累了丰富的业务经验和技术实力，为以后新业务开拓和实施奠定了坚实的基础；
　　2、由于已成功实施了众多项目，公司在分布式光伏发电投资方、地方电网、屋顶资源业主方面均享有较好的声誉，有较强的客户黏性，已经形成随客户业务发展向外地辐射的业务发展趋势，如敏实集团、中国巨石、华孚时尚、娃哈哈等案例；
　　3、自公司2014年开始分布式光伏项目开发及服务业务以来，公司已对该行业和业务模式有了更为深刻的理解和洞察，对行业的深入理解是公司未来能够抓住新业务机会的前提条件。
　　（三）优质的电站运维服务和突出的电站设计、并网支持能力
　　“自发自用，余电上网”分布式电站服务的对象是众多工商企业，各个电站分布零散，各地的气候、环境、情况各异，需要配置足够专业的运维人员和设备，提供优质的运维服务才能降低电站的故障率，提高发电效率和发电寿命，不断提升客户体验感和满意度。
　　公司设立了专门的电站运维部，组建了专业维护检修团队，开发了光伏电站、储能、充电桩三合一智能监测运维平台，现已具备了丰富的分布式光伏电站的运营维护经验。公司目前投资运营的分布式光伏电站通过通信装置接入公司智能监测运维平台，该平台具有以下几大优势：（1）全天候的实时智能化监测：对各个电站的运行情况进行连续不间断的监控，随时掌握各电站当日当月发电量、日照辐射强度等数据；（2）故障的及时发现、定位并排除：通过私有云端大数据智能处理分析，能够及时的检测出电站故障、逆变器故障、太阳能光伏组件故障及通信故障，并迅速定位进行排除；（3）大数据分析优化能力：能够记录历史运行数据，通过大数据对比分析，帮助运维人员优化运维方案，提高电站综合运行效率，同时也为后期电站项目的设计与建设优化提供数据支撑。公司后续若大规模对外承接电站运维业务同样可接入此系统。此外，公司还使用多种技术手段进一步提升运维效率。通过安装摄像头实现可视化监控，实时了解当地雨雪、台风情况，第一时间判断当地自然灾害的破坏性，及时制定处理方案；通过自动清洗机器人，按照设定频率参数或远程遥控操作对电站组件表面灰尘、积雪进行清洗，提高发电效率。
　　公司通过多年来的项目经验积累，具备突出的电站设计能力，可根据各类屋顶的情况提供个性化的解决方案，例如能够处理柔性屋面，解决有关屋面防水性、连续性等疑难问题，进而保障项目实施后的电站质量和屋顶寿命，也可根据业主屋面情况灵活设计、实施BIPV光伏电站，有效提升屋顶资源利用率，节约建材成本，降低建筑能耗。同时公司拥有无边框双玻组件、微型逆变器等多类产品应用的分布式光伏项目，在实践应用中不断优化方案，为后续新项目的实施提供案例参考。
　　公司的并网支持能力主要体现在两个方面。一方面，公司协助相关方将并网时间缩短；另一方面，由于分布式光伏发电并网个性化程度高，技术方案复杂，受屋顶面积、地方标准、电站规模等多种因素影响，导致并网服务仍具有较高的技术难度。公司能够协助并网方在较短时间内高质高效的解决上述并网难题，保证了电站及早发电，从而为电站投资者和屋顶资源业主创造更多效益。
　　（四）具有较为完整的分布式光伏产业链
　　公司拥有GW级以上的分布式光伏电站实施经验，具备较为完整的分布式光伏产业链，能够迅速、高效、自主地完成屋顶资源获取、电站设计、施工监理、组件供应、电站备案并网等多个环节的作业，有效降低电站的投资成本，同时保证电站的建设质量和稳定运营。
　　光伏组件是光伏电站系统的核心部件，关乎光伏电站的发电效率和运行安全，公司拥有自建的光伏组件生产线，公司自持电站所用组件通过自产的方式，在严格把控组件质量、保证自持电站发电寿命和发电效率的基础上能够对成本进行较好的控制。目前，公司组件厂已获得ISO9001、ISO14001、ISO45001、两化融合管理体系认证以及CE、CB、北德TUV、CQC、IEC61215、IEC61730产品认证。
　　公司光伏产品生产销售业务将优先满足公司电站业务对光伏产品的需求，为公司目前持续加大自持分布式电站规模奠定了坚实基础，有助于公司保证所供应产品的质量和稳定的供货周期，提升电站开发的效率和可控性。
　　（五）拥有拓展新业务所需的资源优势
　　公司通过稳定可靠的电站质量、优质的运维服务、良好的品牌口碑，已与各个屋顶资源业主形成了紧密、融洽、共赢的合作关系。经初步统计，公司拥有的近千家工商业客户大多为高耗能的大工业用电客户，年总用电量近100亿度，涉及的工商业厂房面积超1500万㎡。客户巨大的用电需求和资源空间为公司工商业储能、充电桩、储能产品等多元化业务提供了广阔的应用空间。未来，公司将围绕这些黏性极强的工商业客户，提供“发电+充电+储电”的一体化服务，以拓宽分布式投资运营的新商业模式，实现工商业资源价值的深度挖掘。
　　（六）人才及技术优势
　　公司拥有具备逆变器研发能力的分布式光伏专业管理团队。在技术方面，该团队具备扎实的技术基础，曾深度参与头部光伏逆变器企业新产品的研发与设计，产品围绕公司自持电站项目展开研究和试用，从而获取应用效果的真实反馈，通过项目与产品高度结合，助推光伏逆变器产品的迭代创新和效率提升。过硬的技术实力和高水平的人才队伍，也为公司的储能产品业务打下坚实基础；在管理经验方面，通过不断的项目积累，不断总结项目的执行与经营管理过程中的经验，形成了公司自有的项目数据资源，进而能够在后续业务开展过程中加以合理推广。经过多年的摸索，公司在分布式光伏领域已逐步建立起涵盖研发、生产、财务、市场营销和公司治理等方面的现代科学管理体系，在该领域积累了丰富的项目经营管理经验。公司通过多年在光伏领域积累，在分布式电站开发、电站运维、光伏产品制造、分布式光伏新应用场景等领域均形成了较强的技术优势。公司为国家高新技术企业、浙江省“专精特新”中小企业、浙江省博士后工作站、浙江省企业技术中心、浙江省省级研发中心，研发项目覆盖分布式电站开发、电站运维、光伏产品制造、充电桩和分布式储能等分布式光伏新应用场景等领域。截至2025年12月，公司拥有专利167项，其中实用新型专利137项、发明专利23项、外观设计专利7项，另有软件著作权10项，具备较强的研发实力。
　　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、行业格局
　　公司所在行业细分领域是工商业分布式光伏领域，工商业分布式光伏主要利用经济较为发达地区闲置屋顶资源建设分布式光伏电站，并通过光伏发电为屋顶资源业主提供清洁能源，相较于集中式光伏，工商业分布式光伏具有个性化、规模小、分散布局、就近发电、就近使用（自发自用，余电上网）、适用各类细分场景的特点，不仅能够有效降低实体经济的用电成本，也能实现降碳减排，是替代化石能源、发展清洁能源的主要方向之一。可有效解决地面集中式光伏电站存在的远距离输送导致的电损、土地占用、弃光、弃电等问题。
　　分布式光伏具有投资收益相对稳定、闲置资源利用以及国家政策大力支持等优势，在“双碳目标”战略驱动和加快构建新型电力系统等政策催化下，行业价值获得资本市场广泛认同，行业的市场认可度不断提高，除原有光伏行业内上市公司和国有企业等主体外，吸引了其他跨界资本纷纷进入，投资主体呈现多元化的趋势。伴随着分布式装机规模的迅猛增加，其出力波动性特征引发的电网调节压力日益凸显，为解决这一难题，《分布式光伏开发建设管理办法》、《新能源上网电价市场化》新政的出台，对光伏电站的消纳水平提出了更高要求。在此背景下，粗放式开发模式下依赖全额上网策略、忽视用户用能特征分析、无法提供能源管理服务的投资主体面临淘汰或转型，而聚焦自发自用场景、深度融合用户用能曲线进行定制化系统设计，并能提供全周期能源管理解决方案的专业化投资主体其竞争优势将继续放大。当前行业竞争维度已从单纯规模扩张、成本竞争转向屋顶资源的竞争、配套能力的竞争、运维服务的竞争的全方位比拼，竞争格局也将迎来加速分化阶段。
　　行业竞争具体表现如下：
　　（1）屋顶资源的竞争
　　屋顶资源是建设分布式光伏电站的基础，也是分布式光伏得以应用的前提。分布式光伏电站对屋顶的荷载、构造、周边环境、电力配套设施、日照情况等方面都有严格要求，且屋顶资源业主需用电量大、负荷高且稳定、产权明晰、资信过关，优质的屋顶资源往往需要经过多次搜寻和筛选才能加以开发；由于屋顶资源业主对光伏电站的安全性、可靠性抱有顾虑，部分业主存在抵触心理，其缺少提供屋顶资源以建设光伏电站的意愿；对于缺少成功案例的竞争者，不具备知名度和品牌效应，无法为屋顶资源业主提供有效项目借鉴，进而无法获取屋顶资源业主充分信任，光伏电站项目难以落地。在对屋顶资源高标准、严要求的背景下，未来在屋顶资源获取方面，业内竞争将愈加激烈。竞争者需拥有专业的屋顶资源开发团队，对屋顶资源实地场景的精细考察，对屋顶资源业主的充分背调，根据业主的用能特性和曲线对光伏发电项目可行性深入分析，同时需积累丰富的电站建设经验，具备大量的光伏电站成功案例供屋顶资源业主借鉴，以打消屋顶资源业主顾虑和获取充分信任，形成良好口碑和品牌效应，才能获取优质的屋顶资源，进而保证光伏电站的顺利建设、运营和获取收益。业内竞争者间也因以上条件，产生实力分化。
　　（2）配套能力的竞争
　　在工商业分布式光伏项目投资领域内，一些资金实力强，但不具备电站建设相关的专业技术团队的竞争对手，他们往往以投资者身份进入，将屋顶资源整合开发、并网服务、材料供应、电站设计和施工等业务全部外包，致使多个实施环节无法有效管控，建设周期较长，电站建设成本较高，投资回报率较低，进而影响投资积极性，制约投资规模。对于具备电站开发、建设、材料供应、运营、服务一体化能力的竞争者，其可通过各环节的紧密协调和配合，凭借丰富的建设经验、稳定的材料供应、成熟的实施技术，强大的配套能力能够有效控制并降低电站投资成本，最大化享受自持电站的投资收益，进一步增强资金实力，持续推动光伏电站规模的扩大，业内竞争者间也因此产生规模分化。
　　（3）运维服务的竞争
　　由于工商业分布式光伏具有分散布局的特点，对于碎片化的电站项目难以形成集中式管理，电站的后续运维不仅需要运维团队，还需要配套相应的监控措施，由于较高的运维成本和管理难度，竞争者往往忽视该部分的资金和技术投入，导致运维质量的下滑，其不仅影响光伏电站发电效率和发电收入，也无法保障电站的运行安全性和供电稳定性，并逐渐失去屋顶资源业主的信任。未来随着工商业分布式光伏规模的持续扩大，电站运维质量影响着电站的发电效益和业务发展的可持续性。对于拥有专业运维团队，配套先进监控设备，以技术和设备有效协同进行电站精细化管理的竞争者，其电站综合运行效率和服务质量将进一步提高，竞争优势不断突显，业内竞争者间也因此产生服务口碑的分化。
　　相较于行业内的其他竞争者，公司主要竞争优势在于具备较完整的分布式光伏产业链，拥有较强的分布式光伏电站配套能力，提供优质的运维服务。通过众多分布式光伏项目运行的成功案例，塑造了良好的口碑，形成了强大的品牌效应和屋顶资源获取能力。
　　2、行业趋势
　　围绕习近平总书记提出的“3060双碳目标”，目前主要规划文件为《中华人民共和国国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要》，纲要明确指出：加快构建清洁低碳安全高效的新型能源体系，推进非化石能源安全可靠有序替代化石能源，坚持风光水核等多能并举，实施非化石能源十年倍增行动，统筹就地消纳和外送，加强分布式能源就近开发利用。以上规划表明，未来实现“3060双碳目标”及构建现代化能源体系，将以光伏和风电行业发展作为支撑，光伏发电已从辅助性能源跃升为能源增量供给的主体之一。未来光伏行业将呈现以下发展趋势：
　　（1）在能源转型政策的扶持下，光伏发电消纳能力不断提升，电力存储相关配套设施逐步更新、完善，光伏电站装机容量将以大规模、高比例、市场化、高质量的形式不断扩大，通过行业的高速发展提升国内非化石能源消费占比将是长期发展趋势。
　　（2）随着国内工商业持续发展，工商业用电需求稳步提升，东中部经济发达、用电负荷较高的区域，仍是分布式光伏电站重要的增量市场。截至2025年末，我国已提前超额完成2030年风电、太阳能发电总装机1200GW的既定目标，并进一步提出到2035年非化石能源消费占比达30%以上、风光总装机力争实现3600GW的远景目标。在此背景下，能源结构加速转型与绿电消费需求持续释放，行业长期增长动力充足。
　　（3）随着碳排放权交易市场的加速建设，对传统煤电的限制，企业碳排放成本将大幅提高，企业对低成本的光伏发电的需求将日益增长，势必激活大量工商业屋顶资源，将为分布式光伏带来巨大的市场空间。
　　(二)公司发展战略
　　公司深耕光伏行业十余年，秉承“让天更蓝，水更清，生活更美好”的企业愿景，围绕“以太阳能分布式为核心，向客户提供更高效、更便捷、更智慧的清洁能源综合服务”的使命，多年来专注于自持分布式光伏电站建设，深耕于太阳能分布式发电这一细分领域，立志成为“碳达峰、碳中和”宏伟目标的先行者、示范者、领跑者。
　　公司将按照“夯实自持分布式电站业务，紧跟产品技术发展，依托主业优势探索新增长”的业务发展战略，继续增加优质自持电站规模，进一步巩固在分布式领域的行业地位。在立足主业稳健经营的基础上，一方面以分布式客户为基础，结合储能、微网、虚拟电厂等技术的应用场景，稳步推进工商业储能运营业务，不断拓宽分布式新商业模式。同时依托分布式业务储备的技术，加快多功能、多品类、全功率段的储能产品研发和认证，着力供应体系及销售渠道的搭建，寻求新的利润增长点；另一方面，在自身发展经营条件允许的情况下，将寻求通过孵化培育、收购、股权投资等多种方式积极布局具有良好发展前景及盈利能力的产业，稳步推动公司业务适度多元化，助力公司发展步入新台阶。
　　(三)经营计划
　　2026年，公司将紧扣年度生产经营和发展计划，坚持稳健经营的核心策略，遵循“夯实自持分布式电站业务，紧跟产品技术发展，依托主业优势探索新增长”的业务发展战略，统筹推进核心业务提质、新兴业务拓面、创新业务布局，推动公司高质量可持续发展。在分布式光伏业务方面，公司将坚持“立足本省、辐射全国”的布局原则，通过加速在建电站并网进度、重点布局工业用电需求旺盛及电价较高区域、积极开发和储备优质工商业屋顶资源，持续巩固行业地位，保障发电规模与经营效益同步提升；在业务拓展层面，着力打造“工商业储能运营服务+户用储能产品研发销售”的多元体系，依托现有分布式客户资源推动工商业储能规模化应用，同时加快户用储能产品海外布局与市场推广，培育多元化盈利增长点，实现光伏主业与新兴储能业务的有机联动；在探索新产业方面，以光伏发电业务为战略支点，借助主业积累的资金、资源优势，积极向太空光伏、新材料、人工智能、储能技术突破等高精尖产业延伸，通过技术合作、资本运作等方式培育具备核心技术优势的创新型企业，为公司可持续发展注入新方向、新动能。
　　1、立足本省，辐射全国，推动省内、省外装机规模持续扩张
　　公司深耕光伏发电业务多年，目前业务已覆盖浙江省绝大部分区域，自持电站中近80%布局于省内。业务发展初期，公司精准把握浙江省经济发达、工业用电需求旺盛、光伏产业链完备、分布式光伏投资回报率较高等多重优势，将浙江省确立为前期核心开拓市场。随着光伏行业全面进入平价上网，再到机制电价上网阶段，项目投资与筛选不再依托补贴政策，那些电价水平高、用电负荷大、光照条件优良、优质企业集聚且符合公司投资收益要求的经济发达地区，皆是公司的目标市场。近年来，公司坚持立足本省、辐射全国，持续加大省外市场开拓力度并取得显著成效。截至报告期末，省外自持电站累计装机规模达212MW，占总装机比重21.19%，已形成以江苏、广东为重点开拓区域，辐射江西、安徽、天津、湖北、上海等潜力市场的全国化布局。未来，公司将依托各区域已积累的客户资源与标杆项目案例，以存量电站为支点、以点带面继续向周边区域开发渗透，持续扩大“芯能”品牌影响力，充分发挥规模效益，进一步提升省外自持电站装机规模及占比。
　　2、加快户用储能产品海外布局速度，稳步推进工商业储能运营业务。
　　（1）户用储能产品研发、制造与销售业务：全球能源结构转型持续提速，叠加中东地缘局势紧张、国际能源价格大幅上涨，进一步加速了新能源对传统化石能源的替代进程。储能作为新能源系统的核心配套设备，海外户用离网、混合储能逆变器（并离网）需求持续旺盛增长，行业高景气度持续延续。公司依托前期深度市场调研，以现有逆变器研发团队为核心开展储能产品技术攻关，已搭建起专业化的户用储能产品体系，核心涵盖三大品类：离网储能逆变器聚焦东南亚、非洲、中东等电力基础设施薄弱地区；混合储能逆变器主攻欧美澳日等高电价发达地区；储能系统则是以逆变器为核心、配套光伏组件与储能电池的一体化能源解决方案，可为家庭及轻型应用场景提供一站式能源保障，全面适配多元化用电需求。目前公司核心产品线已完成技术迭代、功能优化与产品定型，相继通过美国FCC、欧盟CE等主流市场准入认证，具备规模化量产与市场化销售条件。2025年，公司实现海外渠道首单落地，完成产品销售收入382.56万元，正式迈入商业化运营阶段。在商业化推进过程中，公司在生产端持续整合供应链资源、深化降本增效，在市场端构建“线上电商+线下经销”的立体化海外渠道网络，持续提升市场覆盖效率，同时加快大功率产品研发延伸，重点布局三相逆变器与裂相逆变器，产品覆盖更高功率段，可适配小型工商业应用场景及美日等不同电压等级地区市场，进一步完善产品矩阵，增强产品组合竞争力与多场景适配能力。未来，公司将紧抓全球能源替代加速的市场机遇，持续加大海外市场投入、加快产品出海节奏，精准匹配各区域市场需求特征，不断完善海外售后服务体系，全力拓展大批量海外订单，推动户用储能业务实现规模化放量增长。（2）工商业储能业务：在新能源装机规模持续扩大的背景下，新型储能技术已成为平抑发电波动的重要支撑。在峰谷电价市场化调整、用户侧储能收益向多元化转型的行业趋势下，工商业储能已告别单一价差套利模式，逐步形成涵盖现货交易套利、辅助服务、容量管理、需量降本等在内的综合收益体系，对项目精细化运营与综合价值挖掘能力提出更高要求。公司依托前期落地的多个“网荷光储充智能微网”示范项目，积累了扎实的技术基础与成熟的项目实施经验，已具备工商业储能自主投资、建设与运营能力。下一步，公司将紧抓新型储能市场化发展机遇，依托存量优质分布式光伏客户资源开展精准转化，重点筛选用电负荷平稳可测、具备连续生产特征的高耗能优质客户，以EMC及EPC模式深度挖掘峰谷套利、需量管理、市场化电力交易等综合商业价值，通过精细化运营优化收益结构、提升储能资产IRR水平，稳步拓展业务规模，加快构建工商业储能先发优势，推动业务从试点示范迈向规模化成熟应用，在持续拓宽分布式能源综合服务收益的同时实现与客户合作关系的再升级。
　　3、依托光伏发电业务基本盘，向新兴产业方向积极探索
　　公司将以光伏发电业务基本盘作为战略支点，依托光伏发电产生的稳定现金流和资源优势，向高精尖、高门槛、技术密集型领域积极探索，目前已围绕太空光伏开展技术研究，针对砷化镓、超薄HJT、钙钛矿叠层等材料电池开展适配性调研，并就太空环境下强辐射、极端温差、原子氧腐蚀等严苛真空工况，进行耐久特性论证与衰减机理分析，为后续太空光伏产业化应用做好前期资源和技术储备。与此同时，重点瞄准如人工智能应用、新材料研发、储能技术突破等具备高技术壁垒的细分赛道，计划通过与知名高校及科研院所共建联合实验室或产业创新中心，加速前沿技术成果转化。现阶段，公司正系统梳理各新兴产业链价值环节，加快构建产业资源协同体系，未来将借助资本运作优势，积极尝试通过孵化培育、战略并购、股权投资等多元方式，重点筛选拥有核心技术壁垒的优质初创企业与创新项目，依托自身资源进行赋能、联合协同开发等，以加快实现技术落地转化并形成产业化能力。公司争取在未来3年内通过投资并购或自主培育、孵化一家创新型公司，在巩固光伏主业优势的前提下向新兴产业方向延展，以寻求经营业务多元化，实现公司的可持续发展、可持续增长。
　　(四)可能面对的风险
　　1、市场开拓风险
　　公司位于浙江嘉兴海宁，浙江嘉兴是全国分布式光伏的示范区，且浙江省本身工业用电需求大、基础好，分布式光伏发展在国内居于领先地位，公司经过多年的业务积累，具备了较强的经验、技术优势，并通过成功实施的众多项目，以优质的服务形成了良好的口碑和较强的客户粘性，公司分布式光伏业务已拓展到浙江省的绝大部分地区，也开拓了江苏、广东、江西、安徽、天津、湖北、上海等地的市场，并积极推进业务向全国范围发展。但在“碳达峰、碳中和”及加快构建新型电力系统等政策背景下，公司在未来业务拓展过程中，将面临日益激烈的市场竞争和各地区可能相异的地方产业政策，如果缺乏当地营销网络资源或受到地方保护主义等不利因素的影响，市场拓展的难度将增加，同时随着《分布式光伏开发建设管理办法》的出台，单体规模大于6MW的新增分布式光伏项目只能采用自发自用模式，屋顶资源开发有所制约，公司存在一定的市场开拓风险。
　　虽然存在一定的市场开拓风险，但“双碳目标”的提出以及能耗双控政策的出台，让闲置的屋顶资源进一步释放，同时随着各个省份大工业用电价格的陆续上调，光伏组件价格的大幅下降，公司“自发自用，余电上网”分布式电站的投资回报率进一步提高，满足投资条件的屋顶资源更多，许多电价上涨前和光伏产品组件价格下降前，未达公司投资收益目标而被舍弃的屋顶资源，随着投资回报率的提高，具备“重拾”起来再投资的可能。公司自持“自发自用，余电上网”分布式光伏电站业务市场空间仍无比巨大。另一方面，公司存量自持电站中，单体规模大于6MW的项目合计装机量仅占自持电站总装机量的14.52%，且该类大型电站项目的自发自用水平普遍都超过85%。根据自持电站总装机量/项目总数的公式得出，大部分的自持电站项目单体规模小于6MW，平均单体规模在1.5MW左右，虽然新政仅对2025年4月30日以后的新增分布式光伏项目做出要求，存量项目不受影响，但从公司存量自持电站的特点，可知公司长期以往的项目开发策略，即电站呈现小而分散、自用比例高的特点，故新政不会对公司后续屋顶资源开发形成过于明显的约束和影响。
　　应对措施：公司将充分发挥在分布式领域深耕多年所形成的品牌、经验和技术优势，利用成熟的分布式电站项目实施经验和优质的运维能力和服务等，在保证自持电站投资收益的前提下给客户提供尽可能好的项目体验感和满意度。在开发单体项目大于6MW的电站时，公司对电站的自发自用比例将做更高要求，收益测算将更加审慎，使其在余电无法上网的情况下仍能具备较可观的收益率。
　　2、电站运营稳定性风险
　　根据公司的发展战略，公司将持续扩大自持工商业屋顶分布式光伏电站规模。公司通过提供电价折扣或者支付固定租金的方式租用屋顶资源业主的闲置屋顶来投资建设自持电站。由于屋顶租赁通常租赁年限较长，一般20年左右，在此过程中，可能发生企业经营不稳或不善、建筑物征拆、自然灾害等不可抗力因素等致使光伏电站自发自用比例降低、屋顶不能继续存续的情况，因此，公司存在一定的电站运营稳定性风险。
　　虽然存在一定的电站运营稳定性风险，但公司现有自持电站的屋顶资源业主普遍都是经营风险低、信用风险低、用电量大、经营稳定的优质上市公司和海内外知名企业，自持电站呈现小而分散的特点，自发自用比例也常年维持在77%-80%，整体消纳水平相对稳定，即便部分客户出现经营波动，电站所产生的余电也能以上网价格进行销售，对总体投资回报率不会造成较大影响。公司在进行投资决策前也已根据政府城建规划等评估了后续企业被政府征拆的风险，同时已为电站资产购买了保险，公司出现屋顶租赁稳定性风险导致公司整体业绩遭受影响的可能性较小。
　　应对措施：公司会继续沿用既有的屋顶资源开发策略，选择经营稳定的、能耗水平高、负荷稳定的优质企业合作来保障自发自用水平，确保整体的投资收益率相对稳定、可观，并明确合同约定违约责任、选择法律上安全性高的建筑物、分散布局屋顶自持电站、为自持电站投保等一系列措施来规避或者降低电站运营稳定性风险。
　　3、应收账款回收风险
　　公司自持“自发自用，余电上网”分布式电站的发电收入由四部分组成，一是由屋顶资源业主支付自发自用的电费，二是由电网收购并支付的余电上网电费，三是源于国家可再生能源基金的国家光伏补贴（公司享受补贴的自持电站主要集中在浙江省，以前年度由国家电网下属浙江电网公司先行垫付），四是由省财政拨付的省级光伏补贴（由电网转付）。对于屋顶资源业主需要支付的自发自用部分电费、电网需要支付的余电电费、省财政拨付的省级光伏补贴，公司每月定时与业主、电网进行电费、省级光伏补贴结算，皆能及时、足额收到电费和省级光伏补贴。但随着自持电站规模的持续扩大，应收电费和省级光伏补贴规模将增加，可能存在客户违约或内部控制未能有效执行等情形。对于国家光伏补贴，从2023年开始电网不再先行垫付，而是由可再生能源基金下发补贴后由电网转付企业，鉴于当前可再生能源基金的资金来源不足，国家光伏补贴结算周期变长导致发放存在一定滞后，因此公司存在一定的应收账款回收风险。
　　自发自用电费收取方面，多年来公司以优质的运维服务，赢得了屋顶资源业主的充分认可和信任，已形成了融洽、紧密、共赢的合作关系，从过往历史经验来看，基本不存在电费收取困难的问题。同时工商业分布式光伏具有小而分散的特点，个别电站屋顶资源业主经营存在困难对公司整个自持电站投资收益影响非常有限；余电上网电费及省级光伏补贴方面，公司每月与电网公司定时结算和足额收取，未出现电费及补贴发放滞后的情况；国家光伏补贴方面，2022年8月，国家发展改革委、财政部、国资委同意由两大电网公司分别设立北京、广州可再生能源发展结算服务有限公司，以帮助可再生能源基金统筹解决国家光伏补贴问题，在财政拨款基础上，补贴资金缺口按照市场化原则通过专项融资解决，后续随着方案的落地将有望解决或改善光伏补贴问题。
　　应对措施：电费收取方面，公司将继续采取筛选优质的分布式客户进行投资、与屋顶资源业主签订条款周密、清晰、有效的能源管理合同保障自身合法权益、以优质的服务增强公司美誉度等多种措施降低电费收取所带来的应收账款回收风险，并将严格按照会计政策计提坏账准备；补贴方面，公司将紧密跟踪光伏补贴政策情况，加强补贴收入管理分析，并参考同行业内拥有一定规模的已并网电站公司判定应收风电、光伏的补贴电费组合预期信用损失风险，对相关的应收补贴计提坏账风险准备，以更加客观、公允地反映公司的财务状况和经营成果。
　　4、电价下调导致收益率下降风险
　　公司自持“自发自用，余电上网”分布式光伏电站的核心收益来源于电费收入。当前，电力市场化交易逐步渗透，大工业用电价格波动幅度显著加大，电价下调风险也相应增加。目前公司80%存量自持电站光伏电费结算采用折扣模式，即光伏电站所发电量的业主自用部分，参照业主的大工业用电价格给予一定折扣，该模式虽能为业主提供电价优惠、增强公司售电价格灵活性，但也使得公司收益与大工业电价深度绑定。当大工业用电价格上涨时，公司综合度电收入提升，发电收益增加；反之，若大工业用电价格出现下调，分布式光伏电站的收益减少。公司自持分布式电站业务因电价下调、分时电价结构变动导致收益率下降的风险相应上升。
　　但在“碳达峰、碳中和”目标引领下，工商业企业用能管控趋严，能耗双控政策持续收紧，传统能源使用受到限制，而新增可再生能源发电不纳入能源消费总量控制，“自发自用，余电上网”分布式光伏因自发自用经济性突出，成为工商业主更具性价比的用能选择；同时，电价市场化改革后，目录电价全面取消，电力商品属性得以还原，电价随市场供需形势动态变动。根据现阶段大工业、一般工商业交易电价水平测算，“自发自用，余电上网”模式的工商业分布式光伏电站仍具备良好的投资回报率，收益率安全垫较高。未来，可再生能源将逐步取代传统化石能源成为电力供应的主体，发电量持续增长，面对日益扩大的用电需求，电力供需整体仍趋紧张，电价预计将在合理区间内波动。但需警惕，部分时期仍可能出现电价回落或峰谷电价结构发生不利变化的情况，进而导致“自发自用，余电上网”工商业分布式光伏电站投资回报率下行，对电站项目发电收入造成不利影响。
　　应对措施：公司将实时跟踪大工业电价、分时电价机制的变动趋势，结合电价走势、区域资源禀赋及项目自身特点，在项目开发阶段审慎决策结算模式，灵活选择锚定大工业电价给予折扣结算，或采用固定电价结算，以此降低电价波动带来的风险；同时，同步测算拟建、待建分布式项目的收益率水平，持续优化项目合作模式与收益保障机制，确保新增“自发自用，余电上网”分布式电站项目的经济性与抗风险能力。
　　5、募集资金投资项目实施风险
　　公司前期已结合行业格局、政策环境、市场环境、公司当前业务状况及未来战略规划等情况对可转债募集资金拟投资的光伏电站项目进行了充分、审慎地可行性研究与分析。“分布式光伏电站建设项目”由于涉及在浙江省、江苏省、广东省、湖北省、安徽省及天津市等六个省市的工商业企业的屋顶建设数十个分布式光伏电站，整个项目的实施存在一定周期。在实施周期内，“分布式光伏电站建设项目”各实施地点的客户（屋顶资源业主）所处行业及市场最新环境、资源交付进度、屋面类型以及电量消纳达到预期的时间等均有所差异，各分布式电站项目的具体实施进度不尽相同。
　　当前光伏产业链价格快速下跌，分布式电站投资成本降低，行业竞争加大，部分未开工项目因宏观经济环境、地方产业政策、市场供求关系、业主资源规划等发生变化或目标屋顶自身原因导致业主屋顶资源无法及时交付。公司经综合研判后于2025年8月，在保持募集资金继续投向分布式光伏电站的前提下，对公司2023年度向不特定对象发行可转换公司债券募投项目“分布式光伏电站建设项目”的部分屋顶资源实施置换，以公司储备的具备实施条件的新分布式光伏电站项目置换原募集资金投资的“分布式光伏电站建设项目”中经评估已不具备实施条件的部分子项目，相应调整投资总额及项目总装机容量，拟投入募集资金金额保持不变，并对整体“分布式光伏电站建设项目”实施期限进行调整，延长至2026年10月。在延长期内，公司将在保证自身合理投资收益的前提下，强化与合作客户的沟通，积极协调好人力物力资源配置，保障募投项目按期完成。但在延长期内，延期子项目中若出现继续按原计划实施可能无法达到公司预期的合理投资收益率或者因业主屋顶资源规划发生变化可能导致子项目最终难以实施的情形，则可能对募投项目的实施带来不利影响。
　　应对措施：项目延长期内，公司将实时跟进合作企业的生产经营及分布式光伏产业政策变化，结合市场环境、电价机制、客户信用及电量预期消纳等情况，审慎决策募投项目实施进度及建设安排，在确保投资风险可控、能够实现自身合理投资收益率的前提下，与合作客户加强沟通，友好协商，积极消除影响募投项目实施的不利因素，尽全力稳步推进未开工项目尽快达到可进场实施条件。若最终经公司评估确认相关延期电站建设子项目继续按原计划实施无法达到公司预期的合理投资收益率或者因业主屋顶资源规划发生变化导致项目无法实施，从而对募集资金使用效率和公司经营效益产生影响，则公司将在履行相应程序后对募集资金使用计划进行调整，以更好地维护公司和全体股东及全体债权人的利益。 收起▲

　　一、报告期内公司所属行业及主营业务情况说明：
　　公司所属行业为光伏产业，所在行业细分领域是分布式光伏领域，且公司聚焦的是“自发自用、余电上网”工商业屋顶分布式光伏电站的投资运营，区别于“全额上网”分布式光伏电站，也区别于渔光互补光伏、农光互补光伏、林光互补光伏、户用光伏等类型的分布式光伏电站。“自发自用、余电上网”工商业屋顶分布式光伏的主要特点是利用分散闲置的屋顶资源建设电站，实现光能与电能的转化，所发电量优先供应屋顶资源业主使用，具备清洁环保、所发电量就地消纳等优点，在给公司提供稳定的发电收入的同时也能满足屋顶资源业主部分用电需求并降低其用电成本，实现公司与屋顶资源业主之间的互利共赢。... 查看全部▼

　　一、报告期内公司所属行业及主营业务情况说明：
　　公司所属行业为光伏产业，所在行业细分领域是分布式光伏领域，且公司聚焦的是“自发自用、余电上网”工商业屋顶分布式光伏电站的投资运营，区别于“全额上网”分布式光伏电站，也区别于渔光互补光伏、农光互补光伏、林光互补光伏、户用光伏等类型的分布式光伏电站。“自发自用、余电上网”工商业屋顶分布式光伏的主要特点是利用分散闲置的屋顶资源建设电站，实现光能与电能的转化，所发电量优先供应屋顶资源业主使用，具备清洁环保、所发电量就地消纳等优点，在给公司提供稳定的发电收入的同时也能满足屋顶资源业主部分用电需求并降低其用电成本，实现公司与屋顶资源业主之间的互利共赢。
　　当前光伏行业整体发展呈现以下趋势和特点：
　　(一)公司所属行业及行业情况
　　1、“碳达峰，碳中和”背景下，光伏行业迎来能源转型的历史发展契机
　　当前我国能源体系面临“偏煤、偏重、偏紧”的显著特征，截至2024年底，我国煤电装机容量约11.9亿千瓦，发电用煤约占全国煤炭消费总量的60%，电力碳排放量约占全国碳排放总量的40%。在“双碳”战略的引领下，构建以新能源为主体的新型电力系统已成为推动经济绿色转型的核心路径，要求通过大力发展风光发电等非化石能源电力有序替代传统燃煤电力，实现能源体系的根本性变革。在此趋势下，光伏发电的角色正在发生根本性转变，由原来能源消费的增量补充跃升为能源消费增量的主体之一，在能源转型过程中发挥主导性作用。根据国家统计局统计数据，近十年国内非化石能源消费占比由11.3%提升至19.7%，提升比例约8.4%，其中风光发电贡献了主要力量。但反观能源静态占比，化石能源仍以80.3%的比例占据绝对主导地位。为实现2030年非化石能源比重达25%的目标，加速能源转型已势在必行。2024年7月31日中共中央国务院发布《关于加快经济社会发展全面绿色转型的意见》，意见指出从能源、产业结构、交通运输、城乡建设、消费模式等全方位、多维度地倡导和推进绿色、低碳转型，进一步强调了新能源在转型过程中的核心地位。2024年，我国风光发电量较上年增加3,566亿千瓦时，约占全社会新增用电量56.6%。考虑到未来全国用电量将持续增长，以及水电资源受限、核电安全约束的现实情况，全社会用电需求增量将大部分由风光发电满足，光伏发电将承担补齐能源“缺口”的重要使命，其装机规模将继续大规模增加，而东中部高耗电、高购电等经济发达地区将是未来分布式光伏规模的重要增长区域。因此2030年风、光发电总装机规模1200GW目标仅为下限，产业内在需求将远超这一数值，在加速能源转型背景下光伏行业迎来历史发展契机。
　　2、推进以新能源为主体的新型电力系统建设，光伏、储能承担着主要任务
　　新型电力系统建设将推动新能源向主体能源转变，而化石能源将作为调节性电源为新能源提供辅助，形成优先通过新能源满足新增用能需求并逐步替代存量化石能源的能源生产消费格局。在新能源中，光伏、风电以其安全可靠、建设资源丰富、建设周期短、相关产业链完整、技术成熟等诸多优势承担着新能源规模增长的主要任务。未来随着光伏、风电装机规模及发电量的不断增加，全国用电需求刚性增长，发电侧出力不稳定与用电侧峰谷差将对电力系统造成较大冲击，亟需相关调节性资源作为支撑、辅助以构建清洁高效、安全稳定的新型电力系统，推进新型储能将是一种有效平抑新能源出力波动的解决方案，也是完善消纳体系的关键。根据国家能源局数据统计，2023年我国新增新型储能装机规模为22.7GW/48.6GWh，同比增速为260%。2024年，我国新增新型储能装机规模为42.4GW/101.1GWh，同比增速为135%，近两年新型储能规模呈现爆发增长态势。截至2024年底，我国已建成投运新型储能项目累计装机规模达74GW/168GWh，较“十三五”末实现了20倍增长，累计装机首次超过抽水蓄能，跻身电力系统中继火电之后的第二大灵活性调节资源。鉴于未来调峰调频需求日益增长的趋势，预计新型储能将保持每年百GWh级的规模增量，凭借其灵活的调节能力和高效的存储特性，与光伏紧密协同加速推进新型电力系统建设。
　　3、新能源上网电价市场化加速光伏从“政策驱动”向“市场驱动”转型
　　根据国家能源局数据统计，截至2025年6月底，全国光伏发电累计装机容量达到约1100GW，较上年同期增长54.1%。2025年上半年，全国光伏新增并网212GW，其中工商业分布式光伏表现尤为突出，新增装机87GW，占光伏新增总量的41%。在产业高速发展的背景下，传统新能源上网电价机制的弊端日益显现。原先新能源上网电价实行固定价格，即电网按照标杆电价对新能源上网电量全额收购，再到所发电量部分保量保价收购，上网电价并未反映实时的供需变化，新能源未公平承担电力系统调节责任，其他调峰调频等调节性资源的服务价值难以通过市场机制充分体现，打击了调节性电源的积极性。为破解这一机制难题，2025年2月9日，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》，文件指出2025年6月1日后并网的光伏、风力发电项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。同时为保障转型平稳过渡，引入可持续发展价格结算机制，按项目申报及中标结果锁定机制电价，当市场交易均价低于机制电价时，由电网企业按月进行差价补偿，相关差额纳入省级电网系统运行费用统筹管理。这一制度设计既为新能源企业收益提供“缓冲垫”，又通过成本传导机制将系统调节费用向工商业用户端合理疏导。从长效机制来看，该政策构建了“双轨并行、渐进过渡”的市场化路径，随着新能源装机规模持续扩容，政策托底电量占比将设定逐年递减目标，推动发电侧向完全市场化迈进，并通过建立发用电价格联动机制，以中长协为主、现货交易为辅、机制电量托底的交易形式，使终端电价能动态反映电力商品价值和对应的调节成本，进而形成“发电侧充分竞争、用户侧弹性响应、调节侧价值兑现”的电力市场体系。这种价格信号的全链条传导机制，将有效引导源网荷储各环节资源优化配置，为构建新型电力系统奠定制度基础。截至披露日，上海、山东、广东、浙江等十余省市已结合本地经济水平、消纳责任权重等，针对增量项目与存量项目的定价、执行期限和增量项目机制电量纳入比例等内容，出台该通知承接方案的正式文件或征求意见稿，上网电价市场化改革进入地方实践深化阶段，推动新能源电价机制加速向“市场驱动”转型。
　　4、配变容量扩容为分布式光伏规模高质量增长保驾护航
　　截至2024年底，我国光伏、风电合计装机达1407GW，历史性首次超过煤电装机，成为第一大电源，新能源主体地位更加突出。但随着光伏、风电大规模发展，波动性、随机性强的能源特点逐步被放大，电网的调节能力难以较好匹配新能源装机的扩张节奏，主要原因是传统电网规划基于“源随荷动”的确定性调度逻辑构建，而风光发电呈现的“荷随源动”特性彻底颠覆了原有运行模式，从而导致部分地区承载力接近极限，存在配电网电压越限、电网调节困难的情况，电站所发电量上网承压，新能源电力无法充分消纳。为解决该矛盾，2024年3月1日，国家发改委、国家能源局联合发布《关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》，意见明确了到2025年，配电网承载力和灵活性将有显著提升，具备500GW左右分布式新能源接入能力。配电网的建设、更新、改造，配变容量的扩容将有效解决变压器容量不足和供配电紧张等重点难题，为光伏的接入和电力市场化交易创造有利条件。同年5月14日，国家能源局发布施行《电力市场运营基本规则》（以下简称“《规则》”），《规则》旨在通过容量交易、辅助服务交易，为火力等传统发电机组提供容量补偿和调峰、调频收益，以新的盈利模式推动火力发电由主体电源向调节电源转变，成为电力系统稳定的重要支撑。同时将储能、虚拟电厂、负荷聚合商纳入经营主体，刺激各类储能投资主体投资意愿，进一步扩大稳定的电源容量规模，以构建“源网荷储协同”新型电力系统转型来适配高规模增长的新能源。2025年6月，国家能源局发布《关于进一步深化电力业务资质许可管理更好服务新型电力系统建设的实施意见》，将分布式光伏等新型经营主体纳入电力业务许可豁免范围，优化资质管理，进一步激发经营主体活力。同时，通过强化监管保障增量配电企业权益，要求电网企业公平提供互联服务、禁止其他企业在已许可区域发展新用户，为配变容量扩容营造规范环境，推动分布式光伏大规模、高质量增长，以更加清晰、可靠的电力系统结构向双碳目标迈进。
　　5、工商业分布式光伏回归就近消纳本质，东中部“自发自用，余电上网”业务发展受益
　　我国工商业分布式光伏历经“政策哺育-套利扩张-规范治理”三阶段转型：初期采用“补贴+固定电价”扶持应用端市场，中期转向平价上网逐步向市场化过渡，但固定的上网电价催生出套利空间，诸多投资主体借全额上网项目、低自用比例项目开展粗放式扩张，导致并网电量激增，电网调节困难。后期为引导行业可持续健康发展，2025年1月23日，国家能源局印发《分布式光伏发电开发建设管理办法》1，文件规定一般工商业分布式光伏可选择全部自发自用或自发自用、余电上网模式，大型工商业分布式光伏原则上只能选择全部自发自用。通过分类管理和消纳约束，贯彻分布式能源的设计初衷，推动工商业分布式光伏回归就近消纳的本质属性。2025年6月，国家发展改革委、工业和信息化部和国家能源局在《关于开展零碳园区建设的通知》，从应用场景层面强化分布式光伏发电就近消纳导向，明确工商业等各类园区可通过因地制宜发展绿电直连、新能源就近接入增量配电网等绿色电力直接供应模式、强化需求侧管理等多种方式，提高非化石能源消费比重，加快用能结构转型。鉴于我国作为全球制造业大国，用电结构呈现显著的工商业主导特征，东中部工商业用电主力区域与“自发自用、余电上网”的工商业分布式光伏高度适配，企业可通过安装光伏实现降碳减排，享受能源消费总量考核豁免，有效缓解限电压力，助力企业完成能耗双控目标，并在“分时电价”的机制下节约更多用能成本，可谓一举多得。在新政的规范下，行业进入加速洗牌阶段，那些重规模、轻消纳、依赖政策套利的低效投资主体面临出清或转型，而专注于优质开1《分布式光伏发电开发建设管理办法》中对工商业分布式光伏的定义：一般工商业分布式光伏是指利用党政机关、学校、医院、市政、文化、体育设施、交通场站等公共机构以及工商业厂房等建筑物及其附属场所建设，与公共电网连接点电压等级不超过10千伏（20千伏）、总装机容量原则上不超过6兆瓦的分布式光伏；大型工商业分布式光伏是指利用建筑物及其附属场所建设，接入用户侧电网或者与用户开展专线供电（不直接接入公共电网且用户与发电项目投资方为同一法人主体），与公共电网连接点电压等级为35千伏、总装机容量原则上不超过20兆瓦或者与公共电网连接点电压等级为110千伏（66千伏）、总装机容量原则上不超过50兆瓦的分布式光伏。
　　发、精准负荷匹配、精细运营的投资建设主体，将依托东中部持续增长的工商业用电需求，凭借在项目资源筛选、系统集成优化以及运维管理创新等方面的深厚积累，进一步巩固在区域市场的领先地位。
　　6、峰谷价差拉大，电池价格回落将加快工商业储能迈向商业化
　　当前工商业储能主要以“谷充峰放”模式，通过峰谷价差套利在用户侧获取收益。虽然近年来我国新型储能装机规模呈现爆发性增长态势，但从存量与增量装机的构成来看，主要是由政策性推动配置的源网侧大储主导。工商业储能在存量装机中占比约8%，在增量装机中占比不足9%。尽管项目数量近年来显著增加，但装机规模依旧较小，在投资运行过程中仍存在诸多制约因素。其一，用电企业在尖峰电价时段需维持高负荷运行，以便工商业储能实现尖峰放电收益，理想的用电负荷曲线是确保储能充放利用率的前提。但企业用电负荷因生产安排、停产检修、节假日等因素存在间歇性与波动性，导致工商业储能收益率出现偏差。其二，大部分用电企业采用两部制电价，工商业储能在谷时充电需占用变压器容量，对于低压并网而言，可供配置的空间相对有限，规模效益欠佳。其三，以需量申报基本电费的用电企业，工商业储能可能拉高企业整体负荷水平，增加需量电费成本，进而压低项目收益率。因此，工商业储能需通过增收与降本两种途径提升收益率，从而为充放利用率、价差分成比例创造更大的容忍空间。在增收方面，随着全国分时电价的推行，峰谷价差拉大，诸多省份逐渐具备两充两放条件，工商业储能价差套利更为可观，目前部分工商业储能项目已具备较强经济性，优质工商企业的资源价值开始浮现。在降本方面，由于工商业储能投资成本中电芯成本占比约40%，这意味着通过产能释放和技术手段降低电池成本是推动工商业储能商业化的根本路径。当前电芯价格较前期高位跌幅约70%，工商业储能经济性显著增强。随着未来产能持续释放，叠加技术进步带动电池循环次数及系统效率提升，钠离子、液流电池及固态、半固态电池等产品的研发及规模应用，也将从多个维度继续降低LCOS2。届时，工商业储能凭借巨大的市场空间，在具备成熟商业化条件下，装机量有望迎来爆发式增长。
　　7、能耗双控转向碳排放双控，激发碳资产价值，光伏发电潜在收益可期
　　2023年7月，中央全面深化改革委员会审议通过了《关于推动能耗双控逐步转向碳排放双控的意见》等多个意见，并强调完善能源消耗总量和强度调控，逐步转向碳排放总量和强度双控制度。该意见为碳交易市场提供了明确的政策导向，强调清洁能源消费将有利于绿电使用比例的提升，增加下游绿证需求，激发清洁能源潜在的碳资产价值。2023年8月，国家发展改革委、财政部、国家能源局联合发布《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》，将分布式光伏纳入绿证核发范围。在核发与交易方面，2024年绿证核发量达47.34亿个，同比激增28.4倍，交易量同步攀升至4.46亿个，增幅达3.6倍，但市场呈现显著的结构性矛盾，需求侧缺口较大。针对这一现状，2025年3月18日，五部委联合出台《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，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、绿电园区等，鼓励其实现100%绿色电力消费，同时推动我国绿色电力消费标准用于国际绿色电力消费核算与认证。预计重点用能单位、出口型企业和新建工厂将率先形成需求突破点，并逐步形成全行业绿证需求覆盖，构建起具有国际公信力的绿色电力认证体系。在政策的持续加码下，分布式光伏作为绿电、绿证产生的主体之一将明显受益。未来随着需求的逐步放大，分布式光伏的附加收益十分可观，具备较大的潜在收益空间。公司将秉持积极参与、尽早申报的原则，同时紧密跟踪各地相关政策，通过绿电、绿证交易为公司争取更多稳定可观的利润。
　　(二)公司主营业务情况
　　公司是一家以分布式光伏为核心的清洁能源服务商，主营业务包括分布式光伏电站投资运营(自持分布式光伏电站)、光伏电站EPC(资源开发+EPC+运维)、光伏产品生产销售、储能(工商业储能+储能产品)以及充电桩投资运营，其中以分布式光伏电站投资运营为主。
　　1、分布式光伏电站投资运营业务（自持分布式光伏电站）
　　分布式光伏电站投资运营业务主要是自持并运营分布式光伏电站，通过销售电站所发电量，从中获得稳定的发电收入。根据“自发自用，余电上网”的原则，公司与屋顶资源业主签订能源管理合同，以业主需求为导向，在电站建成运营后，所发电量优先供应屋顶资源业主使用，给予屋顶资源业主一定的电价折扣或者支付屋顶资源业主一定的租赁费用。若电站所发电量供屋顶资源业主使用后尚有余电，则余电全额上网。其中，按照设计、施工和安装方式的不同，分为BAPV(在现有建筑上安装光伏组件）与BIPV（光伏2LCOS:储能的全生命周期成本即平准化储能成本（Levelized Cost of Storage，LCOS）。LCOS可以概括为一项储能技术的全生命周期成本除以其累计传输的电能量或电功率，反映了净现值为零时的内部平均电价，即该项投资的盈利点。平准化储能成本（LCOS）量化了特定储能技术和应用场景下单位放电量的折现成本，考虑了影响放电寿命成本的所有技术和经济参数，可以与平准化度电成本（LCOE）类比，是进行储能技术成本比较的合适工具。
　　建筑一体化）两种形式，以上两种形式皆是利用屋顶资源开发分布式光伏电站实现光伏发电。在公司的自持电站中，BAPV数量及装机规模相较BIPV占比较高。自2017年至今，公司累计已建成、并网BIPV项目装机规模超100MW，具备成熟的BIPV方案实施经验。
　　分布式光伏电站按应用场景，可细分为工商业光伏、户用光伏等类型电站。按消纳模式可分为“全额上网”与“自发自用，余电上网”两种模式。户用光伏等类型分布式电站由于就地消纳能力有限，“自发自用”电量占比较低，几乎等同于“全额上网”分布式电站。公司自持分布式光伏电站绝大部分是“自发自用，余电上网”工商业分布式电站，该模式电费收入=屋顶资源业主自用电量×业主大工业实时电价×折扣+余电上网电量×上网电价，“自发自用，余电上网”的工商业分布式电站具有以下显著特点：
　　（1）盈利能力强，收入、利润弹性大
　　由于“自用”部分的电费结算价格参照大工业电价与屋顶资源业主（用电主）结算，与大工业电价具备同步变动的特点，故综合度电收入远高于“全额上网”电站，投资回报率更可观，且随着电力市场化改革的持续推进，具备较强的收入、利润弹性。
　　（2）资源质量要求较高，开发难度较大
　　在筛选屋顶资源时，既要对屋面情况、屋顶承重等有所要求，又要对屋顶资源业主的用电量、信用情况、经营情况有所要求，以保证高自用比例及电费的稳定收取，对屋顶资源的质量要求较高，屋顶资源开发难度较大，相对“全额上网”来说，较不易实现电站规模的快速扩张。
　　（3）客户粘性强，可深度挖掘资源价值
　　光伏电站依托于屋顶资源业主的工商业屋顶建设，需根据业主需求及条件量身设计电站，电站建成后所发电量“自用”部分电费向屋顶资源业主持续收取20年，具有极强的客户黏性，融洽、紧密的合作关系能为后续拓展充电桩、工商业储能等分布式新应用提供业务空间，实现资源价值的深度挖掘，其他参与者、竞争者不易介入。
　　2、光伏电站EPC业务（资源开发+EPC+运维）
　　光伏电站EPC业务主要包括以下三项子业务：一是EPC业务，电站投资方负责提供建设光伏电站的所需资源及所需资金，公司根据投资方需求提供EPC服务实现收入，EPC承包范围可涵盖屋顶整理、电站设计、施工安装、自产组件供应、配件采购、试运行、并网支持等多环节，以快速度、高质量地完成工程实施并交付电站。随着“整县推进”项目的逐步落地，该项业务收入有望进一步增加；二是光伏项目开发及服务业务，该业务与EPC业务不同之处在于屋顶资源由公司开发，通过工程实施并交付电站，以“组件+服务”的形式实现收入。在每年屋顶资源开发能力有限的情况下，公司所获取的优质屋顶资源优先用于建设自持电站，在满足自持电站业务需求前提下，若有余力将合理发展此项业务；三是电站运维业务，公司通过多年的电站运维积累，已具备成熟的运维体系、丰富的运维经验，能够为电站持有方提供专业化、精细化的运维服务实现运维收入。随着“整县推进”项目的逐步落地，项目分布更加呈现零散化、碎片化的特征，电站持有方对运维需求放大。公司在运维方面具备较强优势，能够与电站持有方形成优势互补，预计该业务收入有望增长。
　　3、光伏产品业务
　　光伏产品业务主要为光伏组件的生产销售。公司组件生产规模较小，其定位是在优先满足电站业务对光伏组件需求的前提下，根据市场行情及订单情况生产销售光伏组件。
　　4、储能业务
　　储能业务主要分为工商业储能和储能产品两项子业务。工商业储能业务主要指工商业储能系统的投资运营或者提供EPC服务。目前仍处在单点布局逐步推进的状态，采取成熟一个推进一个的业务策略，当前虽然工商业储能业务收入开始增加，但收入体量仍然较小；储能产品业务主要指的是户用储能产品的研发、制造与销售业务，共有离网储能逆变器、便携式移动电源和并离网储能逆变器三大产品线，已完成核心功率段的技术、功能、外观升级迭代和产品定型，通过美国FCC、欧盟CE、澳洲SAA等关键市场认证，初步具备规模化销售条件，当前正在努力开拓市场中。
　　5、充电桩业务
　　充电桩业务主要为充电桩的投资运营。主要依托现有分布式光伏屋顶资源企业主，在业主产业园区及网点投资、铺设并持有、运营直流快充充电桩。充电桩对外部运营车辆及企业员工提供充电服务，并根据电网购电价格向电动车主收取相应的充电电费及服务费。当前市场竞争加剧，公司按照“收益优先，稳步推进”的原则，充分利用自身优势，稳健发展该业务。


　　二、经营情况的讨论与分析
　　2025年上半年，光伏行业进入深度调整期，呈现出“制造端全面承压、应用端逆势增长、出口市场分化、技术迭代加速”的复杂格局。公司积极应对行业形势变化，坚定贯彻“聚焦自持分布式电站业务，紧跟产品技术发展，依托主业优势探索新增长”的业务发展战略，稳步扩张高毛利率的自持分布式电站业务规模，增厚发电业务收入及收益，以持续、可靠的发电现金流不断提升公司经营可持续性和抗风险能力。在夯实业务基本盘的前提下，拓展相关分布式新应用场景，充分验证分布式新商业模式，以丰富的客户资源为基础，结合储能、微网、虚拟电厂等技术，开发工商业储能项目。同时同步推进户储多场景产品布局，完善海外销售渠道建设与资质认证体系，力争工商业储能业务、储能产品业务实现规模化的市场突破。
　　报告期内，公司实现营业收入36,306.01万元，同比增加7.21%。归属于上市公司股东的净利润10,534.53万元，同比增加1.14%。归属于上市公司股东的扣除非经常性损益后净利润10,338.93万元，同比增加6.55%。截至本报告期末，公司累计自持分布式光伏电站并网容量约962MW，较上年末增加51MW，自持电站规模继续以稳定的增长态势向GW级迈进。
　　（一）公司2025年上半年整体经营情况如下：
　　1、光伏发电业务情况
　　本报告期公司实现光伏发电收入31,734.50万元，占主营业务收入87.90%，较上年同期29,824.94万元增加1,909.56万元；本期实现光伏发电毛利20,539.18万元，较上年同期增加1,202.78万元。本期光伏发电收入、毛利增加额与去年同期相比有所扩大，主要原因是：一是公司自持电站规模持续扩大，光伏发电量持续增加；二是受光照时长增加影响，本期光伏发电等效利用小时数较上年同期有显著提高，同比增加了33个小时，对应多发电量约3,100万度。公司将坚持通过持续扩增自持电站装机规模，推动发电量、收入及毛利保持增长。
　　截至报告期末，公司并网自持电站总装机容量达962MW，在不考虑极端天气干扰的前提下，按报告期内平均大工业用电价格测算，该电站群未来实现全年发电，预计年发电收入约6.14亿元（不含税），毛利约3.93亿元，毛利率稳定在64%水平，此收益模型可持续9-25年。基于按月结算的电费现金流，该业务将持续支撑电站规模扩张，形成"装机增长-现金流增强-再投资"的复合增长循环，并为储能产品等关联业务拓展提供资金保障。未来公司将依托存量与增量电站的协同运营，强化核心资产长期价值，驱动业绩稳健增长与经营可持续发展。
　　2、其他业务情况
　　光伏产品生产销售方面，公司自产组件主要用于满足自持电站建设需求，根据市场行情及订单情况生产销售光伏组件。本期较上年同期光伏组件销售收入有所增加，但整体收入规模较小，毛利率较低，故对经营业绩影响有限；光伏电站EPC业务方面，公司本期承接光伏电站EPC订单较少，光伏EPC收入有所降低；充电桩投资运营方面，当前充电桩市场竞争逐渐加剧，度电服务费有所降低，充电桩投资运营收入减少，毛利较低。但由于公司审慎开展充电桩业务，充电桩持有数量较少，故对公司经营业绩影响很小。本期营业收入36,306.01万元，较上年增加2,442.30万元；本期总毛利20,627.58万元，较上年增加867.91万元。本年归属于上市公司股东的净利润为10,534.53万元，较上年10,415.61万元增加118.92万元，同比增长1.14%。主要原因是本期高毛利率的光伏发电收入和毛利稳定增加。
　　3、利润表分析
　　在其他的损益方面，管理费用、销售费用与公司业务规模基本匹配，费用相对稳定。研发费用较上年同期减少30%，主要原因是光伏产品试制品收入较去年同期增加，与试制品相关的研发支出结转为营业成本，故研发费用较上年同期明显减少。关于财务费用、其他收益和企业所得税费用的具体分析如下：
　　（1）可转债按照实际利率计提利息，财务费用较上年同期略微增加
　　本期财务费用4,538.37万元，相较上年同期4,491.22万元，略微增加47.15万元。主要原因是公司于2023年10月26日向不特定对象成功发行8.8亿元可转换公司债券，该可转债虽然每年按照票面利率付息（当前第二年票面利率为0.50%），对现金流影响甚小，但根据会计准则，债券利息费用需按照实际利率6.62%计提（实际利率参照发行年度二级市场同期同评级无可转换权债券平均利率），而同期增量电站项目的平均银行长期借款利率约为3.00%，由于该实际利率远高于银行长期借款利率，本期可转债相较同等规模银行借款需多计提约1,300万元利息费用，从而对财务费用形成一定影响。
　　（2）部分自持分布式光伏电站地方补贴到期，其他收益相应减少
　　公司本期其他收益减少约1,000万元，主要系部分存量自持光伏电站所享受的地方补贴政策到期所致。鉴于各地分布式光伏电站地方补贴政策存在差异且期限普遍较短，公司收到的地方补贴金额有所波动，且收到的补贴金额整体将呈现逐步减少的趋势。虽然最终会因为政策到期而不再收到地方补贴，但公司自持电站发电业务始终维持较高毛利水平，其电费收入足以支撑良好的投资回报率，对地方补贴的依赖性较弱，因此收到地方补贴金额的变动对公司整体业绩的影响有限。
　　（3）电站项目税收优惠政策陆续到期，企业所得税费用增加
　　公司的自持分布式光伏电站项目享受《企业所得税法》中规定的“三免三减半”税收优惠政策，随着公司自持电站的持续运营，存量电站享受所得税政策减免陆续到期，本期企业所得税费用2,023.03万元，较上年同期1,605.92万元，增加417.11万元。
　　（二）下半年工作重点
　　2025年下半年，公司将紧扣年度生产经营和发展计划，坚持稳健经营的策略，按照“聚焦分布式电站业务，紧跟产品技术发展，依托主业优势探索新增长”的业务发展战略。在核心业务方面，通过加速在建电站并网进度、重点布局全国工业用电需求旺盛及电价较高区域、积极开发和储备优质工商业屋顶资源，持续巩固分布式光伏行业地位，保障发电规模与经营效益同步提升；在业务拓展层面，着力打造"工商业储能运营服务+户用储能产品研发销售"的业务体系，依托现有分布式客户资源推动工商业储能规模化应用，同时加速户用储能产品的市场推广和产品销售，以培育多元化盈利增长点，实现光伏主业与新兴储能业务的有机联动发展；在探索新产业方面，借助主业所形成的资金、资源优势，积极向高精尖产业延伸布局，力争通过培育具备核心技术优势的创新型企业，为公司的可持续发展提供新方向、新动能。
　　1、立足本省，辐射全国，推动省内、省外装机规模持续扩张
　　公司经过多年的业务积累，光伏发电业务已覆盖浙江省绝大部分地区，自持电站中接近80%集中在浙江省。在业务发展初期，由于浙江省经济发达，公司精准把握省内工业用电需求旺盛、光伏产业链完备、分布式项目投资回报率高的多重优势，将浙江省作为公司业务前期的重点开拓省份。自光伏产业全面进入平价上网时代后，对于项目的筛选和投资已无需考虑补贴，那些电价高、用电量大、光照条件好、优质企业多、符合公司投资收益要求的经济发达地区皆是公司的目标市场。近年来公司立足本省辐射全国，不断加大省外市场开拓力度，并取得明显成效。报告期末，省外自持电站累计装机已达206MW，占总装机比重为21.47%，形成以江苏、广东为开拓重点，辐射江西、安徽、天津、湖北、上海等潜力市场的全国化布局。凭借在项目所在地积累的客户资源和成功案例，公司将围绕当地电站项目，以点带面向其周边地区继续开发、渗透，不断扩大芯能品牌影响力，发挥规模效益，未来省外自持电站装机及占比将会进一步提升。
　　（1）工商业储能业务：在新能源装机规模持续扩大的背景下，新型储能技术已成为平抑发电波动的重要支撑。工商业储能通过用户侧“谷充峰放”模式，既发挥分布式虚拟电厂缓解电网压力的功能，又可获取峰谷价差收益及需求响应补贴，帮助用户节约用能成本，提高供电稳定性，是一种多方受益的商业模式。尽管当前存在用户负荷波动难预测、变压器容量限制及需量电费增加等制约因素，但随着电价机制改
　　2、稳步推进工商业储能运营业务，适度推动户用储能产品海外布局
　　（1）工商业储能业务：在新能源装机规模持续扩大的背景下，新型储能技术已成为平抑发电波动的重要支撑。工商业储能通过用户侧“谷充峰放”模式，既发挥分布式虚拟电厂缓解电网压力的功能，又可获取峰谷价差收益及需求响应补贴，帮助用户节约用能成本，提高供电稳定性，是一种多方受益的商业模式。尽管当前存在用户负荷波动难预测、变压器容量限制及需量电费增加等制约因素，但随着电价机制改革革深化、储能电芯成本大幅下降，项目经济性逐渐提升，投资主体的投资意愿也明显增强，商业模式和应用条件逐渐走向成熟，高用电、稳负荷的大型制造企业已成为工商业储能应用的优质资源。在此背景下，公司前期已实施多个“网荷光储充智能微网”示范项目，通过若干项目公司储备了扎实的技术基础和丰富的实施经验，已具备工商业储能自主投资、建设与运营的能力。下一步公司将依托在手优质分布式客户资源进行精准转化，通过筛选用电负荷相对平稳、可测，具备连续生产特点的优质高耗能客户，以EMC3及EPC的业务模式深度挖掘峰谷套利、需量管理的商业价值，持续提升工商业储能资产的IRR，不断加大该业务拓展力度，以建立用电端储能先发优势，实现业务规模从小到大，从探索到应用，从示范到成熟，在为公司创造更多分布式能源综合服务收益的同时实现与客户合作关系的再升级。
　　（2）户用储能产品研发、制造与销售业务：
　　在全球能源结构转型加速的背景下，近年来海外户用储能需求持续增长，行业景气度不断延续。基于前期大量市场调研，公司已依托既有的逆变器研发团队构建起全场景储能产品矩阵，完成了离网储能逆变器、便携式移动电源和并离网储能逆变器三大产品线的核心功率段迭代定型和关键市场认证，具备规模化销售条件。公司坚持生产端整合供应链降本增效，市场端构建“线上电商+线下经销”立体化渠道网络，并基于此开展延伸研发，完善产品序列以增强竞争力。未来，公司将酌情推动产品出海，通过调节销售资源投入、匹配区域市场需求、提升售后服务能力，力争承接更多订单以促进产品销售增长。
　　3、依托光伏发电业务基本盘，向新兴产业方向积极探索
　　公司将以光伏发电业务基本盘作为战略支点，依托光伏发电产生的稳定现金流和资源优势，瞄准国家新兴产业方向，向高精尖、高门槛、技术密集型领域持续积极探索，目前已在系统梳理各新兴产业链价值节点并建立相关产业资源网络，重点探索机器人、人工智能、新材料研发、智能微电网系统集成、储能技术突破等高技术门槛赛道，并依托自有的绿色产业园打造和提供实验平台，计划与知名高校、科研机构共建联合实验室或产业创新中心，加速前沿科技成果的转化。同时，借助资本运作能力，通过孵化培育、战略收购和股权投资等路径，优先筛选掌握核心技术的初创企业或项目，通过资源赋能与协同开发，推动产业化进程。公司目标在未来三年内，实现在巩固光伏主业优势的基础上，成功自主培育至少一家创新型公司，有序推进业务多元化战略，为公司可持续增长与长期发展注入新动力。

　　三、报告期内核心竞争力分析
　　公司所在行业细分领域是分布式光伏领域，聚焦的是“自发自用，余电上网”工商业屋顶分布式光伏电站的投资运营。在分布式光伏电站主要构成部件光伏组件的研发生产上，公司采取“紧跟产品技术”的战略，采用最成熟、可靠的技术工艺路线，其他部件如逆变器、电缆皆采购华为、阳光电源、上上电缆等一线品牌，通过系统集成建设光伏电站。相较于技术竞争力而言，分布式光伏行业的核心竞争力关键体现在屋顶资源的获取能力上。“自发自用，余电上网”分布式客户更加关注实施方的案例经验，能否根据屋顶条件尽可能多地安装光伏组件；能否在电站建成后提供优质的运维服务。公司经过多年业务积累，具备丰富的实施经验，拥有高效、专业的运维团队，塑造了良好的品牌口碑，能够与客户需求高度匹配，由此形成了公司强大的屋顶资源获取能力。公司的具体竞争优势如下：
　　（一）强大的优质工业屋顶资源开发能力及由此获取的庞大客户群
　　屋顶资源的获取是分布式光伏电站开发建设所需解决的核心问题之一。在行业发展初期，国内掌握屋顶资源的业主对分布式电站开发模式尚显陌生，行业市场仍在培育过程中。对于屋顶业主来说，电站开发后的电费折让受益程度、屋顶建筑耗损、发电可靠性、电量计量准确性与电站安全等因素是其决定是否开发建设屋顶分布式电站的主要顾虑。经过多年的市场教育叠加现如今“双碳目标”的提出以及能耗双控政策的出台，市场对分布式光伏的认可度和屋顶资源业主的装机意愿相比以往大大提高。
　　公司在筛选屋顶资源和用电业主时，优先考虑高耗电、高购电的上市公司、拟上市公司、海内外知名企业等优质企业，这类企业用电量大、经营稳定、信用良好、存续期长，自持电站所发电量有较高的比例被企业消纳，平均度电收入和项目投资回报率较高，也能保障后期电费稳定、及时的收取，坏账风险较小。公司在获取屋顶资源过程中主要采取以下方法：EMC：合同能源管理模式，由出资方与耗能企业签订能源服务合同，投资建设并运营，实现节能效益共享。
　　1、组建团队，普及推广
　　设立了专门的屋顶资源开发部门，并组建专业的技术团队，通过一对一走访的形式，以及组织专业的上门宣讲、对已竣工电站案例参观、业务推广活动等方式，向潜在的屋顶资源业主进行关于分布式电站的业务普及和技术培训，从多角度、多方面打消屋顶资源业主对于在屋顶建设分布式电站的顾虑，并最终通过屋顶分布式电站的开发，实现投资方、建设方以及屋顶资源业主等多方的共赢。
　　2、未雨绸缪，提前布局
　　对于拟建而未建的部分大型工业项目，因其具有较大规模的潜在屋顶资源，公司屋顶开发团队在该类项目立项阶段即开始介入进行推介，甚至参与厂房设计，做到未雨绸缪，提前布局。及早介入工业项目开发一方面有利于公司先于竞争对手及时锁定屋顶资源，同时也有利于确保目标屋顶满足和适应未来建设分布式光伏电站的各项设计和施工标准。
　　3、优质服务，赢得口碑
　　在屋顶资源开发的过程中，公司通过为众多屋顶资源业主提供优质的服务，赢得了越来越多客户的信任，在行业内形成了良好的口碑。在此基础之上，公司逐渐形成了强大的屋顶资源获取能力。截至2025年6月30日，公司已累计获取屋顶资源超1500万平方米，涉及工业企业1171家，年发电能力最高可超15亿度。上述企业客户中不乏娃哈哈、中国巨石、桐昆股份、立讯精密、华孚时尚、敏实集团、联鑫集团、利欧股份、珀莱雅、雅戈尔、索菲亚、火星人、飞利浦、法国赛峰集团、景兴纸业、兄弟科技、德赛电池、聚赛龙、天成自控等海内外知名优质企业。
　　经过多年经营积累，公司现拥有GW级以上的优质分布式客户资源，优质的服务使公司赢得了客户的充分认可和信任，形成了较强的客户黏性和品牌效应，为后续电站规模再扩大、推进充电桩和工商业分布式储能业务提供了有利条件，也为后期进一步拓宽分布式新应用场景，深度挖掘客户潜在价值提供了可能性。
　　（二）品牌及经验优势
　　分布式光伏电站根据屋顶资源业主屋顶屋面状况、变压器容量等参数进行电站设计、建设，具有个性化特点，属于非标产品，案例经验对建成优质电站至关重要，行业存在一定程度的品牌和经验壁垒。公司是目前国内较早从事分布式光伏开发的企业之一，积累了丰富的经验，“芯能”品牌已经在行业内形成了较高的知名度。具体如下：
　　1、相对于行业内其他企业，公司进入分布式光伏发电服务行业较早，在屋顶资源整合、电站材料供应、并网服务以及电站运维等领域均已积累了丰富的业务经验和技术实力，为以后新业务开拓和实施奠定了坚实的基础；
　　2、由于已成功实施了众多项目，公司在分布式光伏发电投资方、地方电网、屋顶资源业主方面均享有较好的声誉，有较强的客户黏性，已经形成随客户业务发展向外地辐射的业务发展趋势，如敏实集团、中国巨石、华孚时尚、娃哈哈等案例；
　　3、自公司2014年开始分布式光伏项目开发及服务业务以来，公司已对该行业和业务模式有了更为深刻的理解和洞察，对行业的深入理解是公司未来能够抓住新业务机会的前提条件。
　　（三）优质的电站运维服务和突出的电站设计、并网支持能力
　　“自发自用，余电上网”分布式电站服务的对象是众多工商企业，各个电站分布零散，各地的气候、环境、情况各异，需要配置足够专业的运维人员和设备，提供优质的运维服务才能降低电站的故障率，提高发电效率和发电寿命，不断提升客户体验感和满意度。
　　公司设立了专门的电站运维部，组建了专业维护检修团队，开发了光伏电站、储能、充电桩三合一智能监测运维平台，现已具备了丰富的分布式光伏电站的运营维护经验。公司目前投资运营的分布式光伏电站通过通信装置接入公司智能监测运维平台，该平台具有以下几大优势：
　　（1）全天候的实时智能化监测：对各个电站的运行情况进行连续不间断的监控，随时掌握各电站当日当月发电量、日照辐射强度等数据；
　　（2）故障的及时发现、定位并排除：通过私有云端大数据智能处理分析，能够及时的检测出电站故障、逆变器故障、太阳能光伏组件故障及通信故障，并迅速定位进行排除；
　　（3）大数据分析优化能力：能够记录历史运行数据，通过大数据对比分析，帮助运维人员优化运维方案，提高电站综合运行效率，同时也为后期电站项目的设计与建设优化提供数据支撑。公司后续若大规模对外承接电站运维业务同样可接入此系统。此外，公司还使用多种技术手段进一步提升运维效率。通过安装摄像头实现可视化监控，实时了解当地雨雪、台风情况，第一时间判断当地自然灾害的破坏性，及时制定处理方案；通过自动清洗机器人，按照设定频率参数或远程遥控操作对电站组件表面灰尘、积雪进行清洗，提高发电效率。
　　公司通过多年来的项目经验积累，具备突出的电站设计能力，可根据各类屋顶的情况提供个性化的解决方案，例如能够处理柔性屋面，解决有关屋面防水性、连续性等疑难问题，进而保障项目实施后的电站质量和屋顶寿命，也可根据业主屋面情况灵活设计、实施BIPV光伏电站，有效提升屋顶资源利用率，节约建材成本，降低建筑能耗。同时公司拥有无边框双玻组件、微型逆变器等多类产品应用的分布式光伏项目，在实践应用中不断优化方案，为后续新项目的实施提供案例参考。
　　公司的并网支持能力主要体现在两个方面。一方面，公司协助相关方将并网时间缩短；另一方面，由于分布式光伏发电并网个性化程度高，技术方案复杂，受屋顶面积、地方标准、电站规模等多种因素影响，导致并网服务仍具有较高的技术难度。公司能够协助并网方在较短时间内高质高效的解决上述并网难题，保证了电站及早发电，从而为电站投资者和屋顶资源业主创造更多效益。
　　（四）具有较为完整的分布式光伏产业链
　　公司拥有GW级以上的分布式光伏电站实施经验，具备较为完整的分布式光伏产业链，能够迅速、高效、自主地完成屋顶资源获取、电站设计、施工监理、组件供应、电站备案并网等多个环节的作业，有效降低电站的投资成本，同时保证电站的建设质量和稳定运营。
　　光伏组件是光伏电站系统的核心部件，关乎光伏电站的发电效率和运行安全，公司拥有自建的光伏组件生产线，公司自持电站所用组件通过自产的方式，在严格把控组件质量、保证自持电站发电寿命和发电效率的基础上能够对成本进行较好的控制。目前，公司组件厂已获得ISO9001、ISO14001、OHSAS18001、ISO145001、两化融合管理体系认证以及CE、CB、北德TUV、CQC、IEC61215、IEC61730产品认证。
　　公司光伏产品生产销售业务将优先满足公司电站业务对光伏产品的需求，为公司目前持续加大自持分布式电站规模奠定了坚实基础，有助于公司保证所供应产品的质量和稳定的供货周期，提升电站开发的效率和可控性。
　　（五）拥有拓展新业务所需的资源优势
　　公司通过稳定可靠的电站质量、优质的运维服务、良好的品牌口碑，已与各个屋顶资源业主形成了紧密、融洽、共赢的合作关系。经初步统计，公司拥有的近千家工商业客户大多为高耗能的大工业用电客户，年总用电量近100亿度，涉及的工商业厂房面积超1400万平方米。客户巨大的用电需求和资源空间为公司工商业储能、充电桩、储能产品等多元化业务提供了广阔的应用空间。未来，公司将围绕这些黏性极强的工商业客户，提供“发电+充电+储电”的一体化服务，以拓宽分布式投资运营的新商业模式，实现工商业资源价值的深度挖掘。
　　（六）人才及技术优势
　　公司拥有具备逆变器研发能力的分布式光伏专业管理团队。在技术方面，该团队具备扎实的技术基础，曾深度参与头部光伏逆变器企业新产品的研发与设计，产品围绕公司自持电站项目展开研究和试用，从而获取应用效果的真实反馈，通过项目与产品高度结合，助推光伏逆变器产品的迭代创新和效率提升。过硬的技术实力和高水平的人才队伍，也为公司的储能产品业务打下坚实基础；在管理经验方面，通过不断的项目积累，不断总结项目的执行与经营管理过程中的经验，形成了公司自有的项目数据资源，进而能够在后续业务开展过程中加以合理推广。经过多年的摸索，公司在分布式光伏领域已逐步建立起涵盖研发、生产、财务、市场营销和公司治理等方面的现代科学管理体系，在该领域积累了丰富的项目经营管理经验。公司通过多年在光伏领域积累，在分布式电站开发、电站运维、光伏产品制造、分布式光伏新应用场景等领域均形成了较强的技术优势。公司为国家高新技术企业、浙江省“专精特新”中小企业、浙江省博士后工作站、浙江省企业技术中心、浙江省省级研发中心，研发项目覆盖分布式电站开发、电站运维、光伏产品制造、充电桩和分布式储能等分布式光伏新应用场景等领域。截至2025年6月，公司拥有专利148项，其中实用新型专利125项，发明专利18项，外观设计专利5项，另有软件著作权10项，具备较强的研发实力。
　　四、可能面对的风险
　　1、市场开拓风险
　　公司位于浙江嘉兴海宁，浙江嘉兴是全国分布式光伏的示范区，且浙江省本身工业用电需求大、基础好，分布式光伏发展在国内居于领先地位，公司经过多年的业务积累，具备了较强的经验、技术优势，并通过成功实施的众多项目，以优质的服务形成了良好的口碑和较强的客户粘性，公司分布式光伏业务已拓展到浙江省的绝大部分地区，也开拓了江苏、广东、江西、安徽、天津、湖北、上海等地的市场，并积极推进业务向全国范围发展。但在“碳达峰、碳中和”及分布式光伏“整县推进”的背景下，公司在未来业务拓展过程中，将面临日益激烈的市场竞争和各地区可能相异的地方产业政策，如果缺乏当地营销网络资源或受到地方保护主义等不利因素的影响，市场拓展的难度将增加，同时随着《分布式光伏开发建设管理办法》的出台，单体规模大于6MW的新增分布式光伏项目只能采用自发自用模式，屋顶资源开发有所制约，公司存在一定的市场开拓风险。
　　虽然存在一定的市场开拓风险，但“双碳目标”的提出以及能耗双控政策的出台，让闲置的屋顶资源进一步释放，同时随着各个省份大工业用电价格的陆续上调，光伏组件价格的大幅下降，公司“自发自用，余电上网”分布式电站的投资回报率进一步提高，满足投资条件的屋顶资源更多，许多电价上涨前和光伏产品组件价格下降前，未达公司投资收益目标而被舍弃的屋顶资源，随着投资回报率的提高，具备“重拾”起来再投资的可能。公司自持“自发自用，余电上网”分布式光伏电站业务市场空间仍无比巨大。另一方面，公司存量自持电站中，单体规模大于6MW的项目合计装机量仅占自持电站总装机量的不到五分之一，且该类大型电站项目的自发自用水平普遍都超过85%。根据自持电站总装机量/项目总数的公式得出，大部分的自持电站项目单体规模小于6MW，平均单体规模在1.5MW左右，虽然新政仅对2025年4月30日以后的新增分布式光伏项目做出要求，存量项目不受影响，但从公司存量自持电站的特点，可知公司长期以往的项目开发策略，即电站呈现小而分散、自用比例高的特点，故新政不会对公司后续屋顶资源开发形成过于明显的约束和影响。
　　应对措施：公司将充分发挥在分布式领域深耕多年所形成的品牌、经验和技术优势，利用成熟的分布式电站项目实施经验和优质的运维能力和服务等，在保证自持电站投资收益的前提下给客户提供尽可能好的项目体验感和满意度。在开发单体项目大于6MW的电站时，公司对电站的自发自用比例将做更高要求，收益测算将更加审慎，使其在余电无法上网的情况下仍能具备较可观的收益率。
　　2、电站运营稳定性风险
　　根据公司的发展战略，公司将持续扩大自持工商业屋顶分布式光伏电站规模。公司通过提供电价折扣或者支付固定租金的方式租用屋顶资源业主的闲置屋顶来投资建设自持电站。由于屋顶租赁通常租赁年限较长，一般20年左右，在此过程中，可能发生企业经营不稳或不善、建筑物征拆、自然灾害等不可抗力因素等致使光伏电站自发自用比例降低、屋顶不能继续存续的情况，因此，公司存在一定的电站运营稳定性风险。
　　虽然存在一定的电站运营稳定性风险，但公司现有自持电站的屋顶资源业主普遍都是经营风险低、信用风险低、用电量大、经营稳定的优质上市公司和海内外知名企业，自持电站呈现小而分散的特点，自发自用比例也常年维持在77%-80%，整体消纳水平相对稳定，即便部分客户出现经营波动，电站所产生的余电也能以上网价格进行销售，对总体投资回报率不会造成较大影响。公司在进行投资决策前也已根据政府城建规划等评估了后续企业被政府征拆的风险，同时已为电站资产购买了保险，公司出现屋顶租赁稳定性风险导致公司整体业绩遭受影响的可能性较小。
　　应对措施：公司会继续沿用既有的屋顶资源开发策略，选择经营稳定的、能耗水平高、负荷稳定的优质企业合作来保障自发自用水平，确保整体的投资收益率相对稳定、可观，并明确合同约定违约责任、选择法律上安全性高的建筑物、分散布局屋顶自持电站、为自持电站投保等一系列措施来规避或者降低电站运营稳定性风险。
　　3、应收账款回收风险
　　公司自持“自发自用，余电上网”分布式电站的发电收入由四部分组成，一是由屋顶资源业主支付自发自用的电费，二是由电网收购并支付的余电上网电费，三是源于国家可再生能源基金的国家光伏补贴（公司享受补贴的自持电站主要集中在浙江省，以前年度由国家电网下属浙江电网公司先行垫付），四是由省财政拨付的省级光伏补贴（由电网转付）。对于屋顶资源业主需要支付的自发自用部分电费、电网需要支付的余电电费、省财政拨付的省级光伏补贴，公司每月定时与业主、电网进行电费、省级光伏补贴结算，皆能及时、足额收到电费和省级光伏补贴。但随着自持电站规模的持续扩大，应收电费和省级光伏补贴规模将增加，可能存在客户违约或内部控制未能有效执行等情形。对于国家光伏补贴，从2023年开始电网不再先行垫付，而是由可再生能源基金下发补贴后由电网转付企业，鉴于当前可再生能源基金的资金来源不足，国家光伏补贴结算周期变长导致发放存在一定滞后，因此公司存在一定的应收账款回收风险。
　　自发自用电费收取方面，多年来公司以优质的运维服务，赢得了屋顶资源业主的充分认可和信任，已形成了融洽、紧密、共赢的合作关系，从过往历史经验来看，基本不存在电费收取困难的问题。同时工商业分布式光伏具有小而分散的特点，个别电站屋顶资源业主经营存在困难对公司整个自持电站投资收益影响非常有限；余电上网电费及省级光伏补贴方面，公司每月与电网公司定时结算和足额收取，未出现电费及补贴发放滞后的情况；国家光伏补贴方面，自2022年8月，国家发展改革委、财政部、国资委同意由两大电网公司分别设立北京、广州可再生能源发展结算服务有限公司，以帮助可再生能源基金统筹解决国家光伏补贴问题，在财政拨款基础上，补贴资金缺口按照市场化原则通过专项融资解决以来，财政部已多次拨付资金，直接或间接地通过电网公司转付的方式，将暂缓发放的部分国家光伏补贴发放至发电企业。2024年，公司收到2023年度暂缓发放的国家光伏补贴中约21%的款项，根据财务部下达的关于2025年可再生能源电价附加补助地方资金预算的有关通知，尚未发放的部分国家光伏补贴亦有望随政策推进逐步落地。
　　应对措施：电费收取方面，公司将继续采取筛选优质的分布式客户进行投资、与屋顶资源业主签订条款周密、清晰、有效的能源管理合同保障自身合法权益、以优质的服务增强公司美誉度等多种措施降低电费收取所带来的应收账款回收风险，并将严格按照会计政策计提坏账准备；补贴方面，公司将紧密跟踪光伏补贴政策情况，加强补贴收入管理分析，并参考同行业内拥有一定规模的已并网电站公司判定应收风电、光伏的补贴电费组合预期信用损失风险，对相关的应收补贴计提坏账风险准备，以更加客观、公允地反映公司的财务状况和经营成果。
　　4、电价下调导致收益率下降风险
　　公司自持“自发自用，余电上网”分布式光伏电站的核心收益来源于电费收入。电站所发电量业主自用部分在跟用电业主结算电费时，不是约定一个固定的度电价，而是参照资源所在地工商业用电价格给予一定折扣，该方式既能给予客户电价优惠，又能使公司售电价格更具弹性。在工商业用电价格上涨的时候，公司的综合度电收入将提高，从而增加发电收益。而若用电价格下降的时候，分布式光伏电站的收益率将会出现下滑。在当前电价市场化改革背景下，工商业电价存在一定的波动性，公司自持分布式电站业务存在一定的电价下调导致收益率下降的风险。
　　虽然存在一定的电价下调风险，但是在“碳达峰、碳中和”目标下，工商业企业用能方面，能耗双控政策更趋严格，传统能源使用受限，但新增可再生能源发电不纳入能源消费总量控制，“自发自用，余电上网”分布式光伏因其自发自用经济性强成为工商业主更经济的用能选择，有利于拉动工商业光伏装机需求。同时电价市场化改革后，目录电价被取消，电力被还原商品属性，电价随供需形势变动。根据现阶段一般工商业、大工业交易电价水平测算，“自发自用，余电上网”的工商业分布式光伏电站具备较好的投资回报率。另一方面，随着可再生能源发电总量及占比的提高，配套新型储能将是一种有效平抑可再生能源出力波动的解决方案，而电价上行以拉大峰谷电价差是驱动新型储能大规模、商业化应用的有效途径。未来可再生能源将逐步取代传统化石能源，成为电力供应的主体能源，虽然可再生能源发电量将持续提高，但面对日益增长的庞大用电需求，电力供需仍然趋紧，且为推动新型储能的应用，电价大幅下调的可能性较小，预计电价将在当前位置上合理波动，“自发自用，余电上网”的工商业分布式光伏电站投资回报率大幅降低的可能性较小。
　　应对措施：公司将实时跟踪工商业电价变动情况，同步测算公司拟建待建分布式项目收益率水平，保证公司新增“自发自用，余电上网”分布式电站项目的经济性。
　　5、募集资金投资项目实施风险
　　公司前期已结合行业格局、政策环境、市场环境、公司当前业务状况及未来战略规划等情况对可转债募集资金拟投资的光伏电站项目进行了充分、审慎地可行性研究与分析。“分布式光伏电站建设项目”由于涉及在浙江省、江苏省、广东省、湖北省、安徽省及天津市等六个省市的工商业企业的屋顶建设数十个分布式光伏电站，整个项目的实施存在一定周期。在实施周期内，“分布式光伏电站建设项目”各实施地点的客户（屋顶资源业主）所处行业及市场最新环境、资源交付进度、屋面类型以及电量消纳达到预期的时间等均有所差异，各分布式电站项目的具体实施进度不尽相同。
　　募投项目实施期间光伏产业链价格快速下跌，分布式电站投资成本降低，行业竞争加大，部分未开工项目因宏观经济环境、地方产业政策、市场供求关系、业主资源规划等发生变化或目标屋顶自身原因导致屋顶资源未能在原实施期限及时交付。公司经综合研判后已对“分布式光伏电站建设项目”实施期限进行调整，延长至2025年10月。2025年8月6日，公司召开“芯能转债”2025年第一次债券持有人会议和2025年第一次临时股东大会审议通过了《关于变更部分募集资金投资子项目的议案》，公司在保持募集资金继续投向分布式光伏电站的前提下，对公司2023年度向不特定对象发行可转换公司债券募投项目“分布式光伏电站建设项目”的部分屋顶资源实施置换，以公司储备的具备实施条件的15个新分布式光伏电站项目置换原募集资金投资5个的“分布式光伏电站建设项目”中经评估已不具备实施条件的部分子项目，相应调整投资总额及项目总装机容量，拟投入募集资金金额保持不变。对于延期的其他电站建设子项目，公司将在剩余延长期内实时跟进合作企业的生产经营及分布式光伏产业政策变化等情况，以提高募集资金使用效率、加快募投项目建设为导向，在保证自身合理收益率的前提下，与合作客户加强沟通，友好协商，积极消除影响募投项目实施的不利因素，做好项目实施前的各项准备工作，尽全力稳步推进未开工项目尽快达到可进场实施条件，保障募集资金投资项目的顺利实施。但在剩余延长期内，尚未完成的子项目中若出现继续按原计划实施可能无法达到公司预期的合理投资收益率或者因业主屋顶资源规划发生变化可能导致子项目最终难以实施的情形，则可能对募投项目的实施带来不利影响。
　　应对措施：公司将实时跟进合作企业的生产经营及分布式光伏产业政策变化等情况，以提高募集资金使用效率、加快募投项目建设为导向，在保证自身合理收益率的前提下，与合作客户加强沟通，友好协商，积极消除影响募投项目实施的不利因素，做好项目实施前的各项准备工作，尽全力稳步推进未开工项目尽快达到可进场实施条件，保证募集资金投资项目的顺利实施。若经公司评估确认相关延期电站建设子项目继续按原计划实施无法达到公司预期的合理投资收益率或者因业主屋顶资源规划发生变化导致项目无法实施，从而对募集资金使用效率和公司经营效益产生影响，则公司将在履行相应程序后对相关屋顶资源进行变更置换或调整募集资金使用计划，以更好地维护公司和全体股东及全体债权人的利益。 收起▲