经营分析☆ ◇603105 芯能科技 更新日期：2026-08-29◇ 通达信沪深京F10
★本栏包括【1.主营业务】【2.主营构成分析】【3.前5名客户营业收入表】【4.前5名供应商采购表】
【5.经营情况评述】
【1.主营业务】
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。
【2.主营构成分析】
截止日期:2026-06-30
项目名 营业收入(元) 收入比例(%) 营业利润(元) 利润比例(%) 毛利率(%)
─────────────────────────────────────────────────
分布式光伏电站发电(产品) 2.67亿 82.61 1.50亿 103.29 56.15
光伏产品销售(产品) 4735.19万 14.63 -399.80万 -2.75 -8.44
充电桩充电服务、材料销售及其他(产 693.83万 2.14 103.85万 0.71 14.97
品)
其他(补充)(产品) 157.76万 0.49 40.23万 0.28 25.50
光伏电站项目相关服务(产品) 40.52万 0.13 -222.06万 -1.53 -547.98
─────────────────────────────────────────────────
境内(地区) 3.18亿 98.11 1.45亿 99.93 45.74
境外(地区) 454.07万 1.40 -30.44万 -0.21 -6.70
其他(补充)(地区) 157.76万 0.49 40.23万 0.28 25.50
─────────────────────────────────────────────────
截止日期:2025-12-31
项目名 营业收入(元) 收入比例(%) 营业利润(元) 利润比例(%) 毛利率(%)
─────────────────────────────────────────────────
光伏行业(行业) 7.25亿 98.23 4.12亿 99.48 56.76
储能行业(行业) 677.86万 0.92 151.10万 0.37 22.29
其他业务收入(行业) 528.90万 0.72 100.29万 0.24 18.96
充电桩行业(行业) 98.85万 0.13 -36.06万 -0.09 -36.48
─────────────────────────────────────────────────
光伏发电(产品) 6.47亿 87.61 4.10亿 99.03 63.36
光伏电站EPC(产品) 6189.25万 8.38 274.22万 0.66 4.43
光伏产品(产品) 1653.53万 2.24 -88.03万 -0.21 -5.32
其他业务收入(产品) 528.90万 0.72 100.29万 0.24 18.96
储能产品(产品) 386.14万 0.52 41.36万 0.10 10.71
工商业储能(产品) 291.72万 0.40 109.74万 0.27 37.62
充电桩(产品) 98.85万 0.13 -36.06万 -0.09 -36.48
─────────────────────────────────────────────────
浙江(地区) 6.00亿 81.23 3.55亿 85.85 59.23
江苏(地区) 5371.65万 7.28 2686.86万 6.49 50.02
广东(地区) 1736.76万 2.35 937.07万 2.26 53.95
天津(地区) 1135.05万 1.54 391.54万 0.95 34.50
黑龙江(地区) 1134.68万 1.54 27.29万 0.07 2.40
江西(地区) 1012.71万 1.37 591.32万 1.43 58.39
安徽(地区) 997.05万 1.35 566.97万 1.37 56.86
湖北(地区) 814.28万 1.10 449.82万 1.09 55.24
广西(地区) 636.83万 0.86 6.66万 0.02 1.05
其他业务收入(地区) 528.90万 0.72 100.29万 0.24 18.96
福建(地区) 270.74万 0.37 11.13万 0.03 4.11
上海(地区) 117.49万 0.16 77.43万 0.19 65.91
境外(地区) 79.62万 0.11 9.82万 0.02 12.34
辽宁(地区) 11.15万 0.02 2435.88 0.00 2.18
山东(地区) 9.54万 0.01 3479.45 0.00 3.65
河南(地区) 6876.11 0.00 1178.76 0.00 17.14
─────────────────────────────────────────────────
截止日期:2025-06-30
项目名 营业收入(元) 收入比例(%) 营业利润(元) 利润比例(%) 毛利率(%)
─────────────────────────────────────────────────
分布式光伏电站发电(产品) 3.17亿 87.41 2.05亿 99.57 64.72
光伏电站项目相关服务(产品) 2326.07万 6.41 -111.42万 -0.54 -4.79
光伏产品销售(产品) 1804.09万 4.97 103.83万 0.50 5.76
充电桩充电服务、材料销售及其他(产 285.27万 0.79 40.58万 0.20 14.23
品)
其他(补充)(产品) 156.08万 0.43 55.40万 0.27 35.49
─────────────────────────────────────────────────
境内(地区) 3.61亿 99.54 2.06亿 99.71 56.91
其他(补充)(地区) 156.08万 0.43 55.40万 0.27 35.49
境外(地区) 10.35万 0.03 4.71万 0.02 45.49
─────────────────────────────────────────────────
截止日期:2024-12-31
项目名 营业收入(元) 收入比例(%) 营业利润(元) 利润比例(%) 毛利率(%)
─────────────────────────────────────────────────
光伏行业(行业) 6.78亿 98.46 4.03亿 99.35 59.35
储能行业(行业) 503.29万 0.73 119.65万 0.30 23.77
其他业务(行业) 425.93万 0.62 185.31万 0.46 43.51
充电桩行业(行业) 130.83万 0.19 -42.15万 -0.10 -32.21
─────────────────────────────────────────────────
光伏发电(产品) 6.22亿 90.37 3.99亿 98.43 64.06
光伏电站EPC(产品) 4505.19万 6.54 350.07万 0.86 7.77
光伏产品(产品) 1071.82万 1.56 23.06万 0.06 2.15
其他业务(产品) 425.93万 0.62 185.31万 0.46 43.51
工商业储能(产品) 331.69万 0.48 103.84万 0.26 31.31
储能产品(产品) 171.60万 0.25 15.82万 0.04 9.22
充电桩(产品) 130.83万 0.19 -42.15万 -0.10 -32.21
─────────────────────────────────────────────────
浙江(地区) 5.77亿 83.70 3.51亿 86.59 60.84
江苏(地区) 4389.46万 6.37 2652.81万 6.55 60.44
广东(地区) 1432.22万 2.08 859.60万 2.12 60.02
辽宁(地区) 1194.85万 1.73 -9.35万 -0.02 -0.78
江西(地区) 1003.97万 1.46 591.08万 1.46 58.87
安徽(地区) 806.93万 1.17 490.77万 1.21 60.82
福建(地区) 686.19万 1.00 7107.20 0.00 0.10
天津(地区) 551.59万 0.80 336.91万 0.83 61.08
湖北(地区) 548.37万 0.80 322.68万 0.80 58.84
其他业务(地区) 425.93万 0.62 185.31万 0.46 43.51
广西(地区) 157.17万 0.23 0.00 0.00 0.00
上海(地区) 31.24万 0.05 4.37万 0.01 13.99
河北(地区) 7743.36 0.00 674.62 0.00 8.71
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【3.前5名客户营业收入表】
截止日期:2025-12-31
前5大客户共销售3.28亿元，占营业收入的44.48%
┌───────────────────────┬───────────┬───────────┐
│客户名称 │ 营收额(万元)│ 占比(%)│
├───────────────────────┼───────────┼───────────┤
│合计 │ 32838.25│ 44.48│
└───────────────────────┴───────────┴───────────┘
【4.前5名供应商采购表】
截止日期:2025-12-31
前5大供应商共采购2.24亿元，占总采购额的40.83%
┌───────────────────────┬───────────┬───────────┐
│供应商名称 │ 采购额(万元)│ 占比(%)│
├───────────────────────┼───────────┼───────────┤
│苏州金螳螂集团（新进前五） │ 6101.54│ 11.12│
│浙江天隆光电科技有限公司（新进前五） │ 4571.11│ 8.33│
│合计 │ 22403.98│ 40.83│
└───────────────────────┴───────────┴───────────┘
【5.经营情况评述】
截止日期:2026-06-30
●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。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。
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：
（1）盈利能力较强，电费现金流持续、回款可靠
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32363.34万元，同比下降10.86%；归属于上市公司股东的净利润2413.41万元
，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2610.47万元，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26736.03万元，占主营业务收入的83.06%，较上年同期的31734.50
万元减少4998.47万元；本期实现光伏发电毛利15011.67万元，较上年同期减少5527.51万元。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5100万度电。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32363.34万元，较上年同期减少3942.68万元，同比下降10.86%；本期总毛利145
33.90万元，较上年同期减少6093.68万元，同比下降29.54%。本年归属于上市公司股东的净利润为2413.41
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。
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