EPC：Engineering Procurement Construction，是指公司受业主委托，按照合同约定对工程建设项目的设计、采购、施工、试运行等实行全过程或若干阶段的承包。

LCOE：平准化度电成本(Levelized Cost of Energy)是对项目生命周期内的成本和发电量先进行平准化，再计算得到的发电成本，即生命周期内的成本现值/生命周期内发电量现值。 

LCOS：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。

一、主营业务

公司坚定贯彻“聚焦自持分布式电站业务，紧跟产品技术发展，围绕主业拓展分布式新应用 领域”业务发展战略，以发电业务为核心，依托分布式光伏电站屋顶资源业主布局“充电、储电”新应用领域。分布式电站业务方面，持续扩大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， 不断提升公司经营的可持续性和抗风险能力；拓展分布式新应用领域方面，以分布式客户为基础，结合充电桩、储能、微网、虚拟电厂等技术的应用场景，布局电动汽车充电桩业务，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，加快户储产品的研发、制造和销售渠 道的搭建，寻求新的利润增长点。作为以分布式光伏为核心的清洁能源服务商，公司以提供清洁、安全、 高效的绿色能源为己任，未来将继续扩大自持分布式电站规模，为企业源源不断输送绿色电力，助力国家实现“碳达峰、碳中和”的宏伟目标。

二、经营情况

公司累计自持分布式光伏电站并网容量约 726MW，较期初并网容量增 加约 121MW，另有在建、待建和拟签订合同的自持分布式光伏电站约 172MW,公司自持分布式光伏电站规模 继续以稳定的增长态势向 GW 级迈进。 

1、光伏发电业务实现量、价、利齐升，盈利能力显著增强

报告期内，公司业绩实现大幅增长，主要原因是光伏发电业务收入及毛利大幅增加。本期实现光伏发 电业务收入 52,871.27 万元，同比增加 29.72%。光伏发电业务毛利 34,653.79 万元，同比增加 41.19%。 毛利率达 65.54%，较上年同期提升 5.32 个百分点。光伏发电业务收入、毛利大幅增加的主要原因有以下 两点：

（1）大工业电价同比上调，光伏发电业务收入、利润进一步增厚

公司自持电站的消纳模式皆为“自发自用，余电上网”，自用部分电费在与用电业主结算时，结算价格是以业主大工业实时电价为基础，给予业主一定的电价折扣，故光伏发电的度电收入紧扣大工业电价而 同步变动。受“分时电价”、“电力市场化”政策驱动，自 2021 年下半年至今，全国绝大部分省份陆续上调大工业电价，其中公司自持电站广泛分布及重点开发的浙江省、江苏省、广东省等诸多东中部经济发达 省份电价上调尤为明显。电价上调对公司业绩的积极影响在本期得到体现，公司光伏发电业务的综合度电 收入及利润进一步增厚。经测算，本期综合度电收入（不含补贴）较上年同期增加约 0.1 元/度，同比增加 约 21%。大工业电价的上调及组件价格回落带动投资成本下降使得未来新增电站项目的投资回报率更加可观，同时也体现了“自发自用，余电上网”光伏电站相较于“全额上网”光伏电站的优势所在。 

（2）自持电站规模持续扩大，光伏发电量稳步增加

得益于公司坚定贯彻“聚焦自持分布式电站”的发展战略，公司自持电站规模持续扩大，光伏发电业 务体量实现稳步增长。本期自持电站实现光伏发电量约 67,531 万度，较上年同期 56,548 万度，增加 10,983 万度，光伏发电业务收入随着发电量的增加而同步提高。

2、加快光伏发电业务全国布局，省外装机占比进一步提升

在全国各省大工业用电价格上调的背景下，“自发自用，余电上网”光伏电站的投资经济性进一步凸 显。公司凭借前期积累的丰富经验和良好的品牌口碑为光伏发电业务全国布局打下的坚实基础，近年来加 速光伏发电业务向省外扩张，并取得明显成效。从装机总量来看，截至报告期末，省外累计装机约 95MW， 占总装机比例为 13.02%，较上年提升近 4 个百分点；从年内新增装机量的角度来看，报告期内，公司省外 装机增加约 39MW，占新增装机比例为 32.23%；从储备的装机量来看，截至报告期末，公司储备省外装机约 58MW，占储备装机比例为 33.72%。从总量、增量、储备量及其占比来看，省外装机较上年皆有明显提升。 公司通过自身优势打破地域限制，实现了跨区域、多省份自持光伏电站装机量的联动增长，且随着储备电 站项目的陆续建设、并网，增长态势仍将持续，省外装机占比将进一步提升。

3、光伏组件对外销售规模扩大，产能利用率提升，产品毛利率修复

受地缘冲突影响，全球能源价格上涨拉动光伏组件海外需求高增。报告期内，公司在优先满足自持电 站组件需求的前提下，根据市场行情扩大了光伏组件对外销售规模，产能利用率进一步提升，光伏组件单瓦盈利改善，产品毛利由负转正。本期实现光伏组件销售收入 8,380.60 万元，同比增加 472.26%。

4、EPC业务收利双增，充电桩业务稳步推进 

EPC 业务方面，在“整县推进”背景下，公司充分发挥自身优势与央、国企实现优势互补。报告期内， 公司陆续承接央、国企 EPC 项目，实现分布式光伏开发建设服务业务（开发+EPC+运维）收入 2,899.44 万 元，同比增加 194.56%，毛利率达 19.90%，毛利较上年增加 520.39 万元；充电桩业务方面，在新能源汽车 充电需求放大的背景下，公司按照“收益优先，稳步推进”的原则，围绕现有分布式客户资源铺设充电桩。 报告期内，充电桩业务实现收入 433.80 万元，同比增加 66.51%。虽然 EPC 和充电桩业务总体收入和利润 规模目前相对较小，但呈现出良好的增长态势，公司将继续稳步推进 EPC、充电桩业务。

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

“双碳目标”的提出为国家构建现代能源体系指明了发展方向，即大力发展风光发电为主的非化石能源，以非化石能源电力逐步替代传统燃煤电力，构建以新能源为主体的新型电力系统。在此趋势下，光伏发电作为原来能源消费的增量补充，将跃升为能源电力消费增量的主体之一，在能源转型过程中起到主导 性作用。根据国家统计局统计数据推算，近十年来国内非化石能源消费占比由 8%提升至 17.5%，提升比例 约 9.5%，其中光伏发电从无到有，异军突起，为其占比提升贡献近 4%。但反观现有能源静态占比，当前化 石能源仍以 82.5%比例占据绝对主导地位，为实现 2025 年及 2030 年非化石能源比重达 20%及 25%的目标， 任重而道远，加速能源转型已势在必行。作为能源转型“主力军”之一的光伏发电，其装机规模预计将大 比例提升，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。伴随着未来全国用电量的持续增长，2030 年风、光发电总装机规模 1200GW 目标仅仅只是下限，预计产业的内在需 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，水电、 核电等非化石能源受资源、站址，安全性的约束，建设逐步放缓，而光伏、风电以其安全可靠、建设资源 丰富、建设周期短、相关产业链及技术完整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，全国用电需求的刚性增长，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。当前由于 储能系统成本相对较高尚未具备大规模商业化应用条件，未来随着技术的革新、上下游产业链的配套升级， 储能的系统成本将逐步降低，结合分时电价政策的出台拉大峰谷价差，提高储能的投资回报率，逐渐具备的大规模商业化条件将为新型储能打开广阔的市场空间。 

3、伏组件价格高企，工商业分布式光伏成为装机增量主力

根据国家能源局公布数据，2022 年全国光伏新增装机 87.41GW，装机增量再创新高。其中工商业分布式光伏装机高达 26.9GW，占新增装机比重 31%，一跃而起成为装机增长的主要力量。主要原因是上游硅料 产能不足，下游需求持续扩大，形成供需阶段性不平衡，在光伏组件价格高企的背景下，集中式光伏受限于支架、土地、接入设备等成本费用较高，项目投资回报率较低，对光伏组件价格的波动敏感性较强，诸 多投资商采取观望态度，装机增量不及预期。而工商业分布式光伏由于度电收入较高，电站系统的投资成 本较低，较高的收益率对光伏组件价格波动容忍度较高，且以浙江、江苏为首的东中部经济发达地区优质 企业众多，能源消纳能力强，屋顶资源分布广泛，可开发空间巨大，受到投资方青睐。从长远来看，光伏产业仍将通过技术革新、材料多元化等方式继续推动行业发展。硅料方面，随着棒状硅生产工艺的不断成 熟，颗粒硅生产工艺的创造性突破，综合能源利用率、颗粒硅掺杂比例逐年提升，单吨硅耗、能耗呈持续 下降趋势；硅片制造方面，大尺寸硅片技术、硅片薄片化技术大大降低了硅片的单瓦生产成本；组件方面， 随着 TOPCon 产能的逐步释放将提升组件的光电转换效率，同时 HJT 的规模化应用，对应设备及材料价格 的逐步下降，进一步降低了组件的单瓦成本；材料应用方面，钙钛矿因其自身特性，可单结、可多结、可 柔性，且制备成本低、效率提升空间大，为光伏组件的多样化全场景应用注入了更多的想象空间。未来随着技术进步叠加硅料产能的释放，光电转化效率不断提高，光伏发电 LCOE的下降将增厚光伏电站投资收益，集中式光伏可能迎来新一轮热潮，同时也将释放更多符合收益条件的分布式屋顶资源，工商业及户用光伏的投资意愿将得到刺激，整体将呈现“三足鼎立，齐头并进”的良好发展态势。

4、“分时电价”“能耗双控”政策驱动，“自发自用，余电上网”业务发展受益 

2021 年下半年全国绝大部分省份陆续出台分时电价政策，调整峰谷电价及峰谷时段，其中以江苏、广 东、浙江为例的经济发达省份率先、多次调整，峰谷价差有较大幅度的扩大，尖、峰时段也有不同程度的 延长，大工业平均用电价格提高。与此同时，各地“能耗双控”政策频出，部分企业被通过停产、限电的 方式控制能耗以完成年度能源“双控”目标。在此背景下，“自发自用，余电上网”的工商业分布式光伏 作为能从供给侧贯穿至消费侧实现零碳排放的清洁能源，迎来了发展的新机遇。首先，对电站投资方来说，大工业平均用电价格提高意味着“自发自用，余电上网”分布式光伏电站综合度电收入相应提高，存量和新增的分布式电站项目收益率将提高；其次，对业主来说，使用光伏电不仅能降低用电成本，且由于所用光伏电不纳入能源消费总量考核，还可缓解其限电压力，可谓一举多得。业主出于降本增效的目的，安装 光伏电站的意愿大大增强；最后，对分布式光伏行业来说，在“双碳目标”顶层设计下，降碳控能的意识 深入人心，市场对“自发自用，余电上网”的工商业分布式光伏电站接受度大大提高，屋顶资源的开发效 率明显提升。

当前工商业储能主要以“谷充峰放”的形式，通过峰谷价差套利在用户侧获取收益，虽然全国各省大 工业用电峰谷价差在逐渐拉大，但同时锂电池价格却一路“暴涨”，高昂的投资成本使得该模式收益率仍 然欠佳，为使工商业储能具备成熟的商业化条件，需要通过提价和降本这两种途径解决。在提价方面，基 于当前的电池价格，需要继续拉大工业用电峰谷价差，以提高度电收益；在降本方面，电池价格近两年来 的持续上涨是压低工商业储能收益的根本原因，但也意味着通过产能释放和技术手段降低电池成本将是推 动工商业储能商业化的根本途径。随着电池产业链逐步完备，产业化体系的形成将使上游产能及下游需求 愈趋平衡，近期电池价格已出现回落。未来，随着技术进步带动电池循环次数及充放效率的提高，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 凭借着巨大的市场空间，装机量有望迎来爆发式增长。

6、分布式光伏整县推进下，EPC 及运维服务业务的市场空间进一步打开

“整县推进”政策的出台旨在鼓励分布式光伏宜建尽建，应接尽接，通过开发学校、医院、写字楼等 闲置、低效的分布式屋顶资源，以提高分布式光伏渗透率及屋顶资源利用率，实现降碳减排。“整县推进” 背景下，有较多的企业纷纷涌入分布式光伏中，客观上加剧了屋顶资源的竞争，但它另一方面也促使闲置 的屋顶资源得到进一步释放，为行业内企业创造了更多合作共赢的机会：一方面，由于分布式光伏是利用 闲散屋顶资源建设分布式光伏电站，其需要根据不同的应用场景定制高度个性化的解决方案，属于非标产 品。许多参与者对分布式光伏稍显陌生，缺乏实施经验和技术优势，无法兼顾设计、采购、安装施工、并 网等诸多环节，他们需要于与具有高度专业、丰富经验、成熟技术的工程承包商合作。在此形势下，对于 已在分布式光伏市场崭露头角的企业，包括系统集成商、EPC 企业将迎来新契机，EPC 业务的市场空间将进 一步打开；另一方面，落地的电站项目分布零散，极度碎片化，较难自主地形成系统性、规范性的运维体 系。许多参与者因缺少运维团队和运维经验，需要与那些能够提供优质运维服务的企业开展合作，对于已 在运维服务方面深耕多年，享有良好口碑，拥有专业运维团队和经验技术，成熟、完整的运维体系，能够 提供高效、智能、数据化运维服务的企业，其竞争力将进一步提升，运维业务的市场空间也将进一步打开。

7、中国碳市场基本框架建立，光伏发电潜在收益可期 

当前我国碳排放权交易市场主要有两种交易产品，分别为碳排放配额（CEA）及国家核证自愿减排量 （CCER），CEA 交易对象主要为重点排放单位获配的碳排放额，CCER 的交易对象主要是通过实施项目削减 温室气体而取得的减排凭证，主要涉及风电、光伏、生物质能等清洁能源企业。2021 年 7 月 16 日，全国 碳排放权交易在上海环境能源交易所正式启动，碳排放配额（CEA）为首个上线交易的碳排放权产品，自上 线以来，CEA 累计成交量接近 3 亿吨，交易金额突破百亿元，市场运行平稳有序，碳交易促进企业减排温 室气体和加快绿色低碳转型的作用初步显现，有效发挥了碳定价功能。但相较于发达国家，国内市场活力 仍有待被激发。2022 年，EUS（欧洲碳排放配额期货）成交价逐步逼近 100 欧元/吨，ETS（欧洲碳排放交 易体系）全年成交金额达 7,514.59 亿欧元，如此巨量的成交额也为国内碳市场空间提供了一定参考。未 来，随着我国碳排放权分配方案的进一步完善，碳排放核算标准的逐步明晰，交易机制及产品将更加健全， CEA 交易放量的同时有望加速 CCER 上市交易，碳市场也将逐步渗透至各个高排放、高洁能行业及企业。全 国碳排放总量逐步收紧，碳交易价格上涨也将是长期趋势。光伏发电作为清洁能源的典型代表，光伏电站 将成为 CCER 重要的绿色“生产线”，光伏发电企业可通过 CCER 上线交易、CCER 质押等多种形式，从碳交 易市场、金融市场取得额外收益，享受融资便利，进而提高投资收益率，激发投资热情，推动光伏发电规 模的不断扩大。由此可见光伏发电具备较大的潜在收益空间。

公用事业 -- 电力 -- 光伏发电

可比公司：光伏工程

所属地域：浙江省

公司亮点：在“自发自用，余电上网”的工商业屋顶分布式光伏电站领域拥有较高市占率

主营业务：分布式光伏电站投资运营（自持分布式光伏电站）、分布式光伏项目开发建设及服务（开发+EPC+运维）、光伏产品生产销售、充电桩投资与运营

关键字：光伏发电、BIPV、BAPV、光伏建筑一体化、分布式光伏、EPC电站运营、储能、充电桩

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