芯能科技（603105）2025年半年度管理层讨论与分析

证券之星消息，近期芯能科技（603105）发布2025年半年度财务报告，报告中的管理层讨论与分析如下：

发展回顾：

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1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LCOS。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。

    3、利润表分析

    本期营业收入36306.01万元，较上年增加2442.30万元；本期总毛利20627.58万元，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10534.53万元，较上年10415.61万元增加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。

    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4538.37万元，相较上年同期4491.22万元，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1300万元利息费用，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1000万元，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2023.03万元，较上年同期1605.92万元，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。

    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。

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