☆经营分析☆ ◇601778 晶科科技 更新日期：2025-10-28◇
★本栏包括 【1.主营业务】【2.主营构成分析】【3.经营投资】【4.参股控股企业经营状况】
【1.主营业务】
光伏电站开发运营转让业务和光伏电站EPC等业务。
【2.主营构成分析】
【2025年中期概况】
┌────────────┬─────┬─────┬───┬──────┐
｜项目名称 ｜营业收入( ｜营业利润( ｜毛利率｜占主营业务收｜
｜ ｜万元) ｜万元) ｜(%) ｜入比例(%) ｜
├────────────┼─────┼─────┼───┼──────┤
｜光伏电站开发运营转让业务｜ 166062.90｜ 76844.66｜ 46.27｜ 78.18｜
｜户用光伏电站滚动开发业务｜ 38949.52｜ 3858.20｜ 9.91｜ 18.34｜
｜光伏电站EPC业务 ｜ 5325.90｜ 866.49｜ 16.27｜ 2.51｜
｜其他 ｜ 2047.75｜ 634.03｜ 30.96｜ 0.96｜
｜其他业务 ｜ 33.08｜ --｜ -｜ 0.02｜
├────────────┼─────┼─────┼───┼──────┤
｜光伏发电业务 ｜ 160509.64｜ 74033.75｜ 46.12｜ 75.56｜
｜户用光伏电站滚动开发业务｜ 38949.52｜ 3858.20｜ 9.91｜ 18.34｜
｜光伏电站EPC业务 ｜ 5325.90｜ 866.49｜ 16.27｜ 2.51｜
｜光伏电站运营维护业务 ｜ 4197.71｜ 1641.81｜ 39.11｜ 1.98｜
｜组件逆变器等销售 ｜ 1677.77｜ 477.62｜ 28.47｜ 0.79｜
｜光伏电站开发咨询服 ｜ 1355.55｜ 1169.10｜ 86.25｜ 0.64｜
｜其他 ｜ 369.98｜ 156.42｜ 42.28｜ 0.17｜
｜其他业务 ｜ 33.08｜ --｜ -｜ 0.02｜
├────────────┼─────┼─────┼───┼──────┤
｜境内 ｜ 202134.84｜ 76365.11｜ 37.78｜ 95.16｜
｜境外 ｜ 10251.23｜ 5838.28｜ 56.95｜ 4.83｜
｜其他业务 ｜ 33.08｜ --｜ -｜ 0.02｜
└────────────┴─────┴─────┴───┴──────┘
【2024年年度概况】
┌────────────┬─────┬─────┬───┬──────┐
｜项目名称 ｜营业收入( ｜营业利润( ｜毛利率｜占主营业务收｜
｜ ｜万元) ｜万元) ｜(%) ｜入比例(%) ｜
├────────────┼─────┼─────┼───┼──────┤
｜光伏电站开发运营转让业务｜ 362324.18｜ 181709.08｜ 50.15｜ 75.88｜
｜户用光伏电站滚动开发业务｜ 82875.23｜ 1539.43｜ 1.86｜ 17.36｜
｜光伏电站EPC业务 ｜ 27535.86｜ 3088.40｜ 11.22｜ 5.77｜
｜其他业务 ｜ 3365.31｜ 672.15｜ 19.97｜ 0.70｜
｜其他 ｜ 1368.25｜ 363.84｜ 26.59｜ 0.29｜
├────────────┼─────┼─────┼───┼──────┤
｜光伏电站开发运营转让业务｜ 362324.18｜ 181709.08｜ 50.15｜ 75.88｜
｜户用光伏电站滚动开发业务｜ 82875.23｜ 1539.43｜ 1.86｜ 17.36｜
｜光伏电站EPC业务 ｜ 27535.86｜ 3088.40｜ 11.22｜ 5.77｜
｜其他业务 ｜ 3365.31｜ 672.15｜ 19.97｜ 0.70｜
｜其他 ｜ 1368.25｜ 363.84｜ 26.59｜ 0.29｜
├────────────┼─────┼─────┼───┼──────┤
｜境内 ｜ 463016.01｜ 179121.72｜ 38.69｜ 96.97｜
｜境外 ｜ 11087.51｜ 7579.04｜ 68.36｜ 2.32｜
｜其他业务 ｜ 3365.31｜ 672.15｜ 19.97｜ 0.70｜
└────────────┴─────┴─────┴───┴──────┘
【2024年中期概况】
┌────────────┬─────┬─────┬───┬──────┐
｜项目名称 ｜营业收入( ｜营业利润( ｜毛利率｜占主营业务收｜
｜ ｜万元) ｜万元) ｜(%) ｜入比例(%) ｜
├────────────┼─────┼─────┼───┼──────┤
｜光伏电站开发运营转让业务｜ 181619.15｜ 90072.60｜ 49.59｜ 94.46｜
｜光伏电站EPC业务 ｜ 9933.14｜ 378.13｜ 3.81｜ 5.17｜
｜其他 ｜ 413.51｜ 108.53｜ 26.25｜ 0.22｜
｜其他业务 ｜ 313.82｜ 140.09｜ 44.64｜ 0.16｜
├────────────┼─────┼─────┼───┼──────┤
｜光伏发电业务 ｜ 166126.19｜ 83225.54｜ 50.10｜ 86.40｜
｜光伏电站开发咨询服务 ｜ 13380.51｜ 6400.79｜ 47.84｜ 6.96｜
｜光伏电站EPC ｜ 9933.14｜ 378.13｜ 3.81｜ 5.17｜
｜光伏电站运营维护业务 ｜ 2112.45｜ 446.27｜ 21.13｜ 1.10｜
｜其他 ｜ 399.27｜ 102.07｜ 25.57｜ 0.21｜
｜组件逆变器等销售 ｜ 218.79｜ 37.27｜ 17.04｜ 0.11｜
｜其他业务 ｜ 109.27｜ --｜ -｜ 0.06｜
├────────────┼─────┼─────┼───┼──────┤
｜境内 ｜ 187117.38｜ 87287.05｜ 46.65｜ 97.32｜
｜境外 ｜ 5052.98｜ 3303.03｜ 65.37｜ 2.63｜
｜其他业务 ｜ 109.27｜ --｜ -｜ 0.06｜
└────────────┴─────┴─────┴───┴──────┘
【2023年年度概况】
┌────────────┬─────┬─────┬───┬──────┐
｜项目名称 ｜营业收入( ｜营业利润( ｜毛利率｜占主营业务收｜
｜ ｜万元) ｜万元) ｜(%) ｜入比例(%) ｜
├────────────┼─────┼─────┼───┼──────┤
｜光伏电站开发运营 ｜ 325317.04｜ 171738.29｜ 52.79｜ 74.44｜
｜户用光伏电站滚动开发业务｜ 64845.46｜ 3301.22｜ 5.09｜ 14.84｜
｜光伏电站EPC业务 ｜ 29007.61｜ 1060.65｜ 3.66｜ 6.64｜
｜其他业务 ｜ 16873.26｜ 77.02｜ 0.46｜ 3.86｜
｜其他 ｜ 992.71｜ 275.87｜ 27.79｜ 0.23｜
├────────────┼─────┼─────┼───┼──────┤
｜光伏电站开发运营转让业务｜ 325317.04｜ 171738.29｜ 52.79｜ 74.44｜
｜户用光伏电站滚动开发业务｜ 64845.46｜ 3301.22｜ 5.09｜ 14.84｜
｜光伏电站EPC业务 ｜ 29007.61｜ 1060.65｜ 3.66｜ 6.64｜
｜其他业务 ｜ 16873.26｜ 77.02｜ 0.46｜ 3.86｜
｜其他 ｜ 992.71｜ 275.87｜ 27.79｜ 0.23｜
├────────────┼─────┼─────┼───┼──────┤
｜境内 ｜ 398467.97｜ 161137.18｜ 40.44｜ 91.18｜
｜境外 ｜ 21694.85｜ 15238.84｜ 70.24｜ 4.96｜
｜其他业务 ｜ 16873.26｜ 77.02｜ 0.46｜ 3.86｜
└────────────┴─────┴─────┴───┴──────┘
【3.经营投资】
【2025-06-30】
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“1
36号文”），明确提出推动新能源上网电量全面进入电力市尝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%、6
6.4%。
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1,000G
W，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
全面进入电力市常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，主要集中在安徽剩获取开发
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矗
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、20
25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ISO1
4001:2015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50
0MW、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。
【4.参股控股企业经营状况】
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