晶科科技2023年年度董事会经营评述

发布时间：2024-07-21 作者: 华体会连接

　　2023年，在“双碳”目标背景下，全球正处于能源结构转型的重要阶段，世界主要国家和地区纷纷加码清洁能源转型，调高未来光伏等新能源装机规模发展预期。随着上游产业链各环节技术迭代和产能释放，公司所处的光伏发电行业投资所需成本持续下降，国内乃至全球光伏电站新增装机规模再创新高，迎来爆发式增长，据国家能源局统计多个方面数据显示，2023年光伏新增装机216.30GW，同比增长147.5%。快速地发展的同时，随着装机规模的迅速增加，光伏发电行业也面临一些挑战，比如消纳压力增大、光伏用地限制加大、分布式光伏接网受限、市场化交易面临电价波动风险等等。作为行业领先的清洁能源供应商与服务商，晶科科技顺势而为，持续推进光伏电站产品化的发展理念，不断夯实核心竞争力，在保持自身开发优势的前提下，有力地保障了光伏电站的建设进度和新增并网规模目标，推进了集中式光伏、工商业分布式光伏、户用分布式光伏、风电、储能等多样化电站的装机并网。截至2023年12月底，公司电站管理规模合计达到6.93GW，其中自持电站装机容量达到5.36GW，对外代维电站装机容量达到1.57GW。报告期内，公司共完成发电量约52.59亿千瓦时，同比增长36%。同时，公司以利润为导向，逐步优化对外代维电站结构，持续推进储能、售电等综合能源服务，并持续稳固海外业务的品牌优势。报告期内公司实现营业收入43.70亿元，同比上升36.72%；实现归属于母公司的净利润3.83亿元，同比上升77.05%，主要系报告期内公司持有的电站规模扩大，公司发电量、发电收入均实现同比上升。同时，公司加速推进“滚动开发”的轻资产运营战略，2023年完成了风电、地面集中式光伏和工商业分布式光伏等多类型新能源电站的对外转让，户用分布式光伏的“高周转”路径进一步打通，电站“产品化”能力得到非常明显提升，资产周转价值和利润贡献实现同比大幅度增长。此外，报告期内公司完成非公开发行股票，并通过融资置换、融资方案优化等方式加强资金管理，降低融资成本，改善负债结构，使得公司财务费用同比下降。作为行业领先的清洁能源整体解决方案供应商，公司在光伏发电行业发展多年，已形成成熟的“项目开发-施工并网-运营发电-资产交易”光伏一体化解决方案能力，在光伏发电领域稳步推进的进程中，公司凭借扎实的项目开发能力不断探索风力发电、储能等其他可再次生产的能源领域，展现了优秀的总实力。公司发电业务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。2023年，公司成功把握产业链价格下行带来的周期利好，充分的发挥公司多年积累的项目开发经验和资源优势，各类型电站新增装机迎来增长。报告期内，公司自持电站装机容量达到5.36GW，同比增长49%，其中全年新增装机量约2,356MW，相较2022年同期增长达到263%。报告期内，公司地面集中式光伏电站完成并网1,037MW，较2022年增长646MW，同比增长165%；获取开发指标2,899MW，指标获取规模在民企领域继续保持一马当先的优势，其中光伏项目开发指标2,379MW、风电项目开发指标520MW，为保障2024年地面集中式电站业务的高质量可持续增长提供了有力支撑。报告期内，工商业分布式项目完成并网350MW，较2022年增长166MW，同比增长90%；合计完成项目新增签约426MW，与腾讯、顺丰、三棵树603737）等有名的公司达成项目合作，在某些特定的程度上确保了公司工商业分布式业务2024年继续保持高水平发展。公司户用业务凭借经验比较丰富的工作团队、完善的中后台支持体系、高速周转的经营模式、稳定的业务能力等优势，完成了1GW的跨越式增长，已进入高速发展轨道。报告期内，公司户用光伏业务完成建档1,418MW，新增并网969MW，较2022年增长894MW，同比增长1,192%，累计并网超过1GW。同时，公司户用光伏业务已覆盖全国20+省区直辖市、500+区县，发展和健全了强大的代理商团队和运营体系，为2024年的高增长目标奠定基础。公司在持续推进电站产品化过程中，快速打造多类型高质量新能源电站，一部分选择持有，持续获得稳定发电收益，一部分择机转让，提高资金使用效率，形成新能源电站快速开发持有和转让的轻资产运营模式，增厚业绩的同时，也逐步优化了公司业务布局与资产结构。报告期间，公司以转让股权的方式，完成国内外项目出售规模合计592MW，其中地面项目约221MW、工商业分布式项目约106MW、户用光伏项目约265MW，实现快速周转的交易闭环。在国内新型电力系统加速推进的背景下，公司不断探索战略新兴业务的开发合作模式，积极做出响应国家新能源发展的战略号召，致力于为国家构建清洁低碳、安全高效的能源体系不断输出标杆项目，与多方新型资源伙伴形成战略合作伙伴关系，共同推进综合性新型项目的开发建设。报告期内，公司持续创新、打造包括源网荷储一体化、风光制氢一体化、抽蓄调峰合作在内的开发新模式标杆样板，落地多个首次开发项目，包括首个火电调峰合作——湖北阳新50MW项目，首个分散式风电——辽宁抚顺20MW项目，首个海上光伏——福建莆田125MW项目。此外，报告期间公司首个陆上风电项目——达坂城100MW风电项目成功并网发电，首个独立共享储能电站——金塔县晶曦280MW/560MWh储能电站一期100MW/200MWh项目成功并网。上述项目的实施充足表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。2023年，随着可再次生产的能源装机规模迅速增加,电力系统对各类调节性电源需求亦迅速增长，各地密集出台储能有关政策，除电源侧配储外，独立储能项目应用场景范围越发广泛，商业性得到验证，装机规模迎来爆发式增长。报告期间，公司储能业务全国多点布局开展，网侧储能项目与用户侧储能项目均有所收获。其中网侧储能项目并网200MWh，新获取备案3,650MWh；用户侧储能项目并网5MWh，新获取备案30MWh。公司旗下晶科慧能在四川、江西、浙江区域注册成为负荷聚合商，其中2023年浙江海宁的用户侧储能助力国内首个实时调度虚拟电厂参与第三方辅助服务。通过多次参与“填谷、削峰”的实践验证和数据积累，晶科慧能已经建立用户侧的储能需量状态优化调度模型，以及储能、光伏与用电负荷联合优化参与辅助服务调度模型。随着我们国家售电侧市场化程度的逐步的提升，市场化交易体系的加强完善，我国市场化交易电量占全社会用电量比重将持续增加。公司成立了高效、快速、完善的售电服务体系，可对电力用户更好的提供从企业接入市场、电力市场化交易、电费结算等一站式服务。同时，企业来提供多样化、个性化的电力购销服务，满足各类用户的电力购销需求，帮助用户降低能源成本，提供经济效益。2023年，公司售电业务持续盈利，售电导流和其他配套综合能源业务进一步推进落地，已实现业务覆盖8个省份，签约客户3,929户，签约电量178亿度，同比增长37%；交易电量139亿度，同比增长101%。此外，报告期内公司实现绿电交易电量约2亿度，同比增长411%，较标杆电价实现溢价。2023年，公司继续以利润为导向，筛选并终止了部分低盈利或亏损的代维项目合同，持续推行低效电站改造和发电量提升专项工作。报告期内，公司代维业务新增签约容量1,239MW，其中，新签电站容量327MW，续签电站容量912MW。报告期末代维容量达到1.57GW。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伙伴关系及成功的EPC管理经验。凭借海外业务的品牌优势和开发经验，公司持续在全世界内广泛开展海外发电业务。2023年，公司海外项目开发工作在欧洲、拉美、中东以及亚太地区均有所建树，全年实现新增海外项目储备1.8GW，涉及沙特阿拉伯、西班牙、哥伦比亚、意大利等国家。继中标阿联酋阿布扎比2.1GW项目、沙特阿拉伯300MW光伏发电项目后，报告期内公司再次中标沙特阿拉伯400MW光伏发电项目，充分体现公司在中东地区光伏发电市场的竞争力和品牌影响力。报告期内，公司海外自持电站完成发电量2.46亿千瓦时；新增达到可开建状态项目625MW，新开工建设项目350MW，参股项目阿布扎比2.1GW项目实现全容量并网发电；完成西班牙11MW项目股权出售，实现利润闭环。2023年，公司不断健全完善经营管理体系，以经营结果为导向，推动各项管理提升工作。公司明确组织变革和管理提升方向及思路，不断强化开发、工程、运维、分布式业务板块的中台运营管理职能定位；延续“优结构”的管理方针，持续引进优秀人才，完善人才梯队，使前后台人员结构更趋合理；坚持“精工程”战略，持续健全工程管理体系，全方面提升工程管理能力和跨专业协同效率，并综合运用各类信息系统，提升业务的合规性、处理效率和处理质量；同时公司推行数字化赋能管理：梳理公司关键管理流程，有效缩短管理链条，持续优化审批与授权体系，与此同时，强化数据管理的理念，优化数字化经营管理看板，搭建适配公司业务需求的协同办公系统，进一步提升决策效率与沟通效率。依照国家能源局官方多个方面数据显示，2023年全国光伏新增装机规模达到216.30GW，较2022年增幅达到147.5%，超过了2021年和2022年两年新增装机规模总和，再创历史上最新的记录。在疫情影响消退后，叠加上游组件价格大大下行利好，前期积压待建项目今年陆续开工、投产，光伏投资建设已形成中国经济发展不可或缺的增长力量。随着光伏上游产业链各环节产能释放到逐步走向过剩，2023年，上游价格进入持续下降通道，组件中标价格年底较年初下降超过40%，跌破1元/W。上游制造环节价格下降迅速释放了电站成本空间，提升了电站投资收益率水平，提振了广大下游电站投资商的热情。此外，由于成本的下降，很多原本受制于光照、场地等条件一般的区域和场景，也具备了电站开发所要求的收益率条件，市场空间进一步打开。与此同时，快速波动的上游价格也对公司供应链快速响应能力提出了新要求，快速决策、快速下单、快速交付成为2023年电站投资领域采购的主旋律。（三）集中式电站与分布式电站双足鼎立，户用市场重心逐步南移，应用场景持续多样化集中式电站与分布式电站继续保持双足鼎立的态势，2023年全国新增装机容量按电站类型集中式电站新增装机约120.01GW，占比55%，分布式电站新增装机约96.28GW，占比45%。其中，工商业分布式光伏52.80GW、户用光伏43.48GW。2023年的户用光伏市场也出现重大变化，受各地接入政策和消纳情况影响，区域占比发生转变、逐渐向南转移。同时，户用光伏应用场景也逐步呈现多样化、定制化的特点，从原先基本单一的阵列式场景逐步演变出南北坡、阳光棚、庭院等多种场景，满足多种用户的产品需求，进一步释放户用潜力。（四）电力市场化交易比例逐年提高，电价交易能力成为电站资产管理核心能力近年来，我国电力参与市场化交易比例持续上升，2023年1-12月，全国电力市场交易电量5.7万亿千瓦时，同比增长7.9%，占全社会用电量比例61.4%，比上年提高0.6个百分点。2023年以来，在国家开展的第一批电力现货试点8个地区中，山西、广东电力现货市场相继转入正式运行，南方区域电力现货市场首次实现全区域结算试运行，长三角电力市场建设真正开始启动。多地相继出台政策进一步提升地面电站参与市场化交易的电量比例，同时推动工商业分布式和储能项目逐步进入市场，伴随电力市场化交易大趋势，电价交易能力将成为电站资产管理与增值的核心能力。（五）各地相继开展电网承载能力评估，电网承载能力限制将成为制约规模扩张的重要的条件为解决分布式光伏接网受限等问题，2023年以来国家能源局在全国范围选取6个试点省份开展分布式光伏接入电网承载力及提升措施评估试点工作，并根据电网承载力情况作出“良好”、“一般”、“受限”的等级评估，评估等级为红色的区域在电网承载力未得到一定效果改善前，暂停新增分布式电源项目接入。各地评估结果电网承载力受限（红域）比例屡创新高，将推动台区储能和整区汇流模式发展，以突破电网承载限制、实现规模扩张。（六）CCER正式重启，绿证新规扩大覆盖范围，电碳市场联动成为综合能源服务聚焦重点2023年8月，国家发改委、财政部、国家能源局联合发布的《关于做好可再次生产的能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再次生产的能源电力消费的通知》，通知扩大了原有绿证核发范围，所有种类的可再次生产的能源上网电量均可核发可交易绿证。2023年10月生态环境部发布《温室气体自愿减排交易管理办法》，同时发布了4项温室气体自愿减排项目方法学，标志着暂停6年之久的自愿核证减排量CCER申报和交易即将重启。在我国“3060碳达峰碳中和”宏观政策稳固向前的背景下，各部委相继出台有利政策支持可再生能源变现环境价值，下一步如何打通电量市场和环境权益市场、实现电碳市场的实质性联动和有效协同，将成为综合能源服务的聚焦重点。企业主要从事光伏电站开发运营转让业务和光伏电站EPC业务，按照《中国上市公司协会上市公司行业统计分类指引》，公司属于“电力、热力生产和供应业”。报告期内，公司的主营业务未发生重大变化。光伏电站开发运营转让业务，主要包括太阳能光伏电站的开发、投资、建设、运营和转让。公司通过大量前期工作，在设计、开发、选型、资源配置上形成最优方案，建成多类型、高收益的光伏电站，打造电站“产品化”能力。在为用户提供清洁能源的同时，公司既可在持有电站时获得稳定发电收入，亦可通过择机出售相关电站获取收益。通过持续推行滚动开发、持有、出售这种轻重资产相结合的经营模式，公司有效提升了电站产品开发核心能力，保障现金流稳定的同时，亦提高了资金使用效率，业务和业绩发展的空间和弹性得到进一步提升。报告期内，公司各类型电站发电业务新增装机并网，均迎来高速增长，保持行业头部水平，户用业务较好地完成了从0到1，实现到GW级别的跨越式发展，有望成为公司未来业绩重要增长引擎。同时公司推行轻资产化运营战略，各类型电站转让业务有序执行，提升资金使用效率的同时，为公司贡献相应的转让溢价收益。除了各类型电站相关业务，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创新优势，在众多新兴新能源应用场景和业务模式上持续做到引领和突破，包括：分散式风电、海上光伏、火电调峰合作、抽蓄调峰合作、源网荷储一体化、微电网、风光制氢一体化等等。同时随着新能源电站存量规模的快速增加，以及电力市场化改革、新型电力系统发展的逐步推进，公司一直也在重点关注和布局相关综合能源服务，例如：代运维、各类型储能、电力交易、功率预测、虚拟电厂、碳交易、节能技改等等。其中多个业务已经具备商业化产品和解决方案，保持快速增长的同时对业绩也形成了正向贡献。光伏电站EPC业务，也是公司的传统业务，公司会根据市场环境，制定EPC业务发展目标，灵活制定发展策略和投入资源。公司主要通过市场招投标和以开发带动EPC两种模式获取EPC订单，为客户提供涵盖光伏电站工程总承包、整套设备采购供应以及光伏电站整体解决方案的综合服务。报告期内公司核心竞争力未发生重大变化，公司继续保持在光伏发电领域的提供光伏电站一体化综合解决方案、光伏电站运营规模、电站区域布局、全球资源整合能力以及人才储备方面的核心竞争力。公司主营业务覆盖光伏电站的开发、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，积累了丰富的光伏电站建设、运营及管理经验，具备光伏电站一体化解决方案的能力。近年来公司成功入选上饶市市级企业技术中心认定名单，并陆续揽获多项企业荣誉，报告期内，公司荣获“2023年度优秀企业”、“2023年度影响力品牌-光伏电站投资单位”、“2023年度光伏EPC优质企业”、“2023年度影响力分布式光伏品牌”、“2023工商业领军投资商”、“2023年度工商业光伏系统十大品牌”、“2023卓越户用光伏品牌”、“2023年度户用光伏系统十大品牌”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行业领先的核心优势，拥有一支开发能力领先的项目团队，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，在获取各省光伏发电项目指标、大基地开发合作、整县推进光伏项目开发等方面均保持领先优势，为公司各项业务开展及对外合作提供了更多可能性。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。公司拥有电力工程施工总承包二级资质，公司及子公司江西晶科电力设计有限公司管理体系已经取得ISO14001:2015认证、OHSAS18001:2007认证。此外，公司专门设置有光伏EPC团队，已积累了丰富的光伏电站工程经验，能够提供规划编制、融资方案、运维管理等整体解决方案，多次荣获“优质光伏EPC企业”等行业荣誉奖项。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。公司拥有上海及浙江海宁2个远程智能化集控中心，庞大的光伏电站数据库为电站参与电力市场化交易提供有效的数据分析支持，有利于公司通过电力市场化交易降低限电损失；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，公司电站运维规模实现逐年攀升。公司是国内排名居前的光伏电站运营商，已在全国二十多个省份拥有包括大型地面式、屋顶分布式、渔光互补型、农光互补型等多类型光伏电站，并凭借长期积累的丰富经验和技术能力，逐渐在海外不同地区布局投资不同性质、不同容量的光伏电站，以多元化、可持续的运营模式和资产分布，降低经营风险和区域风险。此外，公司在综合考虑光照资源、社会经济条件、土地环境状况、政策支持力度等情况的基础上，合理布局电站资产。华东、华中、西北区域是公司光伏发电装机的主要集中区，较好的区位条件和电站布局，有利于公司光伏电力的上网消纳，有效保证了公司运营的稳健性。其中，华东、华中区域因其社会经济基础相对较好，工商业发展水平相对较高，经济总量大，人口总量多，用电需求旺盛，标杆电价价格较高，弃光限电问题明显好于其他地区。而在西北区域，光照资源丰富，公司充分利用沙漠、戈壁、荒漠等地域特点，积极参与国家大型风电光伏基地项目建设，充分展示出公司扎实的项目开发能力和跨领域涉猎的综合实力，在有效改善当地生态环境的同时带动当地经济社会高质量发展。自开发海外光伏发电市场以来，公司充分利用全球资源整合能力，与法国电力集团（EDF）、阿布扎比未来能源公司（Masdar）、韩国电力公司（KEPCO）、法国道达尔（Tota）、中国电力国际有限公司等多家全球能源巨头和大型财团开展过良好的业务合作。公司以光伏发电技术服务优势，联合合作方的融资渠道优势，近年陆续中标阿布扎比2.1GW、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。人力资源和人才优势是光伏企业在技术创新方面不断取得新突破的重要保障。公司主要管理层在光伏行业拥有超过10年的丰富经验，是国内光伏行业发展壮大的见证人，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，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。此外，公司一直致力于开发创新，并不断采用更加有效的管理模式，在实际应用中以明确且高效的执行细则强化操作的精细化，采用更加灵活且市场化的方式持续吸引“高精尖”人才。目前，公司拥有分布在20多个省份、数百名专业运维技术人员，为光伏电站的正常运营奠定了良好的人力基础。2023年11月15日，中美两国发表《关于加强合作应对气候危机的阳光之乡声明》，声明提出，在21世纪20年代这关键十年，两国支持二十国集团领导人宣言所述，努力争取到2030年全球可再生能源装机增至三倍。中国光伏行业协会展望未来中国每年新增光伏装机情况，我国将进入200GW以上规模的高速发展平台区。作为光伏下游市场民营代表性企业，公司持续重点打造各类型新能源电站的产品化能力，推行轻资产化运营战略，在未来光伏新增并网维持高位运行情况下，公司每年从业务开发到打造高水平高收益电站产品，再到电站资产运营和转让，都将获得更具持续性的快速发展空间。随着以光伏为代表的新能源装机规模快速增长，对电网的消纳水平、承载能力以及平衡性和稳定性等，均提出了更高要求，也对新能源持续高质量发展提出了挑战。报告期间，在党和国家领导下，全社会共同努力，新能源高质量发展取得新进展，为建设新能源发电为主的新型电力系统逐步扫除障碍：加快全国统一电力市场体系建设，电力市场交易规模稳步扩大，电力现货市场建设稳步推进，23个省级行政区域启动电力现货市场试运行；加快推动各地辅助服务市场建设，挖掘调峰潜力超1.17亿千瓦、增加清洁能源消纳1,200亿千瓦时；推动出台煤电容量电价政策，实现煤电灵活性改造“三改联动”约1.9亿千瓦；抽水蓄能投产和在建规模达2亿千瓦；建成投运新型储能项目2,260万千瓦，较2022年底增长超过260%；可再生能源制氢项目产能超6万吨/年；电动汽车充电基础设施超过800万台。近年来，我国电力参与市场化交易比例持续上升，2023年，全国电力市场交易电量5.7万亿千瓦时，同比增长7.9%，占全社会用电量比例61.4%，比上年提高0.6个百分点。报告期内，在国家开展的第一批电力现货试点8个地区中，山西、广东电力现货市场相继转入正式运行，南方区域电力现货市场首次实现全区域结算试运行，长三角电力市场建设正式启动。多地相继出台政策进一步提高地面电站参与市场化交易的电量比例，同时推动工商业分布式和储能项目逐步进入市场，伴随电力市场化交易大趋势，电价交易能力将成为电站资产管理与增值的核心能力。公司顺应行业发展要求，较早地在行业内成立电力交易部门，面向旗下电站，制定针对性的电力交易运营策略，积极参与市场化交易，为公司在部分地区电站项目稳定甚至提升结算电价做出了积极贡献。同时，公司亦前瞻性布局面向第三方电站提供服务的售电业务子公司，在全国多个省份开展售电业务，高速发展的同时，也构建了电力运营核心竞争优势，形成了面向未来的综合能源服务能力。报告期内，随着“能耗双控”向“碳排放双控”的转变，终端用户对于绿色电力的需求显著提升，绿色电力消费责任意识逐步形成。2023年8月，发改委和能源局印发《关于2023年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》中提出，省级能源主管部门将稳步推进绿色电力消纳责任向市场主体下沉，推动加强可再生能源消纳责任权重与绿证的政策衔接，带动可再生能源电力消纳量及其占全社会用电量比重持续提高。同样也在8月，国家发改委、财政部、国家能源局联合发布的《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》，通知扩大了原有绿证核发范围，所有种类的可再生能源上网电量均可核发可交易绿证。据中国电力企业联合会发布2023年全年全国电力市场交易简况，数据显示，2023年，全国绿电省内交易量537.7亿千瓦时，同比增112%。而此前2022年绿电交易量为227.8亿千瓦时、2021年仅为6.3亿千瓦时。据能源局官方数据统计绿证交易数据，2022年，国内绿证累积交易1,031万张，其中当年新增绿证交易量969万张，较2021年增长15.8倍，而到了2023年7月底，国内累计交易绿证4,620万张，仅用7个月的时间，就超过了2022年底绿证历史交易量总和的近3.5倍。当然，我们也需要看到随着新能源新增装机水平快速增长，也引发了市场一连串的变化，尤其在西北一些省份地区，因为当地新增装机规模较大地超出了当地电力需求增长，消纳压力增大，伴随而来的弃风弃光现象引起行业和社会更大重视。同时随着地面电站市场化交易的比例逐步提高，部分分布式光伏占比高的省份，分布式光伏也逐渐开始参与市场化交易，新能源上网电价在一些工业基础不够坚实电力供应大于需求的省份，形成一定的向下波动风险。截至2023年底，全国已建成投运新型储能项目累计规模为3,139万千瓦/6,687万千瓦时，同比增长260%。这也体现了电网对于灵活性资源需求的迫切性。同时国家对于特高压建设的支持加强，抽水蓄能和火电容量电价的推出，各类型储能的多样化应用，源网荷储一体化和光伏制氢的进一步推广、以及电力市场化交易的推进，辅助服务市场的完善，均为提高电网的灵活性，增加新能源发电消纳，提供了积极的解决信号。然而，短期的困境，依然值得重视。公司专注于光伏发电行业下游产业链，秉承“改变能源结构，承担未来责任”的发展理念，致力于成为全球领先的清洁能源服务商，为更多的客户提供差异化和个性化的能源生产和服务。未来，公司将充分发挥项目开发核心优势，集中式与分布式业务共同发展，稳步提高光伏电站权益装机量；大力推进整县深度开发，全方位挖掘工商业、户用等分布式项目以及储能、风电等投资机会；充分利用核心开发优势和充足的项目资源储备，以开发带动EPC、开发带动对外合作等多种模式，满足新能源投资市场的多样化需求；坚持“轻资产”运营战略，加速提升电站代维和综合能源服务规模，并持续推行滚动开发、持有、出售的轻重资产相结合经营模式，打造电站“产品化”能力；充分发挥全球资源整合能力的核心优势，继续推进海外业务发展，分散经营风险；积极探索碳交易、虚拟电厂、微电网等新兴业务机会，通过业务模式创新和技术服务创新，逐步推动公司从清洁能源投资商向清洁能源服务商的转型。2024年，公司将继续秉持“重开发、精工程、优结构、谋合作”的经营管理总体思路，重点做好以下工作：对外进一步整合战略供应商资源、实现投产联动，对内重点聚焦锁定已有产业基地区域、深耕历史开发具备规模区域、同时关注其他资源禀赋较好区域，形成可持续的开发优势。与此同时，在公司已实现集中式风电、分散式风电、网侧共享储能、火电调峰合作、海上光伏等模式新突破的基础上，持续创新、打造包括源网荷储一体化、风光制氢一体化、抽蓄调峰合作在内的开发新模式标杆样板，分阶段变现开发资源，引领公司转向复合型开发业务。户用业务发展是公司2024年核心战略工作，公司将进一步开拓高质量渠道，实施高品质交付，形成规模化的高质量户用资产，成为国内最具品牌号召力的户用光伏平台之一。户用事业部当前已形成7大战区、28大营销中心，2024年，户用事业部将重点打造产品、发货、结算、运维四大中后台支撑体系，聚焦发展更多优质生态合作伙伴，推动绿色低碳示范县的建设，从而实现并网规模的新突破。同时公司将加大户用资产周转力度，加快销售进程，扩大业务收入，并通过多种融资渠道筹集资金，降低融资成本，追求可持续高质量快速发展。顺应综合能源服务市场变化，围绕用户需求，密切关注各类型储能电站、虚拟电厂、光储充一体化、绿色权益开发、微电网等新兴业务发展，不断提升综合能源增值服务能力，包括：壮大储能运营团队，搭建储能综合运营平台；利用自身资源优势，搭建虚拟电厂平台；结合CCER重启新政以及绿证扩大覆盖新政策，组建绿色权益专业化团队，进一步开发绿色权益碳资产；构建微电网业务的体系化能力，发展和参与重点城市微电网建设工程。为保障公司全年新增并网快速增长的施工与设备资源匹配，同时不断降低全链条成本以提升公司竞争力，加强供应链体系化建设、实施成本全链条管控将成为公司2024年的重点工作。公司将着力于打造精准匹配业务需求、快速响应市场波动、高效联动、提高成本价值贡献的供应链管理体系，提升全链条成本管控能力。2024年公司将围绕经营收入和利润目标，持续优化组织管理、业务流程、绩效考核、激励机制以及系统建设等项目。同时引入数字化理念赋能管理，创新改进各项流程，提高效率降低成本，构建协同高效运营管理模式，以期快速响应行业市场变化，构建核心竞争力。公司主要是做光伏电站开发运营转让以及光伏电站EPC业务。目前国家大力发展光伏发电产业，相关利好政策为公司的盈利带来了良好预期。随着可再生能源产业链的发展，相关政策也随之调整，光伏发电产业进入无补贴时代，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、产业优化升级等方式与“平价上网”进程同步实现成本下降或效率提升，项目收益可能会受到不利影响。公司核心管理团队在光伏行业拥有多年丰富经验，深谙国际与国内光伏行业发展的基本规律，能够敏锐把握行业发展趋势。公司将持续加强对产业政策的研判，提高决策层对产业政策变化的应对能力。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的影响。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，公司将充分的发挥先发优势，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。随着近年来风、光装机规模的迅猛增长，国内尤其是西北部分省份地区消纳压力突出。同时随着电力体制改革深入推进，集中式和分布式新能源参与市场化交易的比例逐步提高，对公司所持电站的结算电价形成一定的向下波动风险。考虑到国家相关政策以及行业领域的积极因素，比如国家对于特高压建设的支持加强，水电、火电容量电价的推出，各类型储能的多样化应用，源网荷储一体化和光伏制氢的进一步推广，以及电力市场化交易辅助服务市场的完善，均为提高电网的灵活性，增加新能源发电消纳，提供了解决的途径。公司具有多年电站投资开发建设运营经验和资源积累，将通过有效控制前期成本（设备成本和非技术成本）、多元化的电力产品组合（储能、虚拟电厂等等），以及智能运维、功率预测、电力交易等运营能力，抵御电价波动影响。同时，公司将积极通过储能、售电业务、主动参与需求侧响应等方式，获取更多增收和发展机会。国家近期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，同时加快提高平价项目占比，逐步降低应收国家电费补贴规模，并慢慢地增加EPC业务的回款管理，降低相关款项回收风险。光伏电站项目投资金额大、周期短，涉及地面、屋顶等各类资源，不仅投资决策非常慎重，而且在项目建设实施中存在诸多不确定因素，可能导致项目延期，难以及时并网发电，给公司的项目管理带来了新的难度，加大工程的流动资金需求。公司始终慎重选择电站项目，尤其是选择并网条件较好，装机成本可控，毛利较高的项目，同时进一步加强项目施工管理，提高项目管理水平。EPC业务实施过程中，根据项目的进展情况与客户进行充分沟通，及时调整施工计划，尽量消除和缓解项目延期对公司生产经营的影响。

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