晶科科技 601778

2025年,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,市场环境快速变化,政策频出。

受行业政策尤其是《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》（136号文）影响,机制电价虽然稳定了当前存量市场,但全面市场化趋势也增加了未来市场长期发展的不确定性。

此外政策切换窗口期的新老划断模式引发新能源抢装潮,全年装机规模再创历史新高,然而高装机反而带来更多困扰,弃光限电率持续攀升,加之电价在市场化交易环境下因供需关系难以短期平衡也呈走低趋势,为新能源运营企业带来持续压力和挑战。

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,同时也为客户提供智慧运维、售电、绿电市场化交易、节能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12月底,公司自持电站规模5,428MW,自持独立储能电站规模857MWh。

2025年度完成发电约69.66亿千瓦时,公司共实现营业收入约39.00亿元,实现归属于母公司的净利润约3.30亿元,同比增长1.69%。

报告期内,受弃光限电及市场化交易双重因素影响,公司营业收入、发电毛利有所下降。

公司通过精细化经营实现有效降本增效,期间费用显著下降；同时强化应收账款与资产管理,资产减值损失、信用减值损失及营业外支出等资产损失同比明显减少,整体经营质量持续改善。

报告期内,公司主要业务经营情况具体如下：（一）电站开发与运营业务2025年,公司除把握新老划断时间窗口“抢装”一批光伏项目外,面对行业弃光限电压力以及市场化交易环境尚未稳定等客观情况,坚定践行“精工程”战略,主动收紧自投项目的开工节奏,同时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,并加大轻资产化转型力度,持续推进电站资产转让的同时亦开始向乙方服务模式侧重。

具体体现在：1、深耕市场,积极储备项目指标和签约资源报告期内,面对十四五后期叠加136号文细则落地、多省份政策收紧等情况,公司坚持从优原则,积极进行项目储备,未来亦将加速资源落地转化节奏,缩短收入转化周期。

地面电站指标开发方面,2025年合计获取开发指标1,495MW,其中包含光伏项目1,165MW,风电项目330MW,并着手积极向零碳园区、绿电直连和制氢制甲醇等新兴场景模式做探索和机会储备；工商业分布式开发签约方面,2025年新增签约191MW,其中500强公司和上市公司企业占比超88%。

2、把握窗口,多类型电站高质量开工并网报告期内,在行业政策剧变的背景下,公司严把开工审核关,持续践行“精工程”战略,全年新增装机并网约395MW。

详情如下：地面集中式光伏。

截至2025年底,公司地面集中式电站持有规模为3,961MW。

报告期内,公司重点关注各地市场消纳情况以及电价政策,坚持以轻资产模式为驱动、以市场需求为导向,严控项目开工标准和投资节奏。

全年新增并网274MW,主要集中在安徽省等南方地区。

工商业分布式光伏。

截至2025年底,公司工商业分布式电站持有规模为1,371MW。

报告期内,公司持续战略聚焦优质客户和优质项目,把握政策时间窗口,全年实现新增装机并网124MW,合作业主包括阿里云、京东、顺丰、福特、苏泊尔等。

同时乙方服务模式亦取得突破,建立资方合作超过40家,新增规模达到141MW。

户用光伏。

截至2025年底,公司户用光伏电站持有规模为96MW。

报告期内,面对政策和市场变化,公司加速推动户用光伏业务转型聚焦存货周转,报告期内完成出售978MW,大比例实现存货出清。

后续公司户用业务将继续向合作共建和对外运维方向转型。

3、直面挑战,电力交易精细运营报告期内,受到煤炭价格下降、容量电价调整等因素影响,年度长协电价下降。

新能源全面入市预期下,光伏发电在现货市场交易价格亦表现乏力,故平价交易结算电价整体呈现下降趋势。

加之近年来光伏装机高增长导致消纳压力陡增,弃光限电率快速走高,对绿电运营企业业绩形成一定制约。

消纳压力与电价波动,已成为绿电运营企业当前面临的主要经营挑战。

面对上述挑战,公司已组建专业运营团队,针对旗下电站,持续以价值创造为导向,通过多种精细化运营和电力交易手段,力争稳定整体收益水平。

4、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,实现资产高周转和现金快速回拢。

在136号文出台导致光伏投资预期不稳定、市场观望情绪变重的不利背景下,公司积极开拓市场,创新交易模式,完成项目出售合计1,415MW,其中,地面集中式电站出售296MW,工商业分布式电站出售141MW,户用光伏电站出售978MW,实现大比例存货电站出清,有效保障了公司的现金流和资产周转效率。

综合上述,报告期内,公司新增装机并网395MW,完成电站出售1,415MW,公司持有电站规模较2024年年底减少1,020MW,轻资产战略向纵深发展。

（二）新兴业务与综合能源服务近年来,围绕“行业领先的清洁能源供应商和服务商”这一定位,公司持续布局多项新兴业务和综合能源服务。

1、储能业务提升战略近年来,我国陆续出台了一系列重磅储能政策,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成熟,独立储能项目迎来重要发展机遇。

公司布局储能业务较早,积累有丰富项目资源和运营经验,涵盖电网侧、用户侧、光储一体化等多类型储能应用场景。

2025年,公司提高储能业务战略层级,立足“重开发、强落地、高周转、精运营”的经营策略,加快网侧独立储能和用户侧储能项目的投资并网节奏,并确立轻资产高周转模式,打造利润转化闭环。

截至2025年底,公司自持独立储能电站规模已达857MWh。

报告期内,储能板块在全国多点布局、逐步开展业务,在项目开发、工程建设方面均取得了较大收获,资产交易方面亦在同步推进中。

项目开发端,全年新获取网侧储能项目资源超11GWh,项目遍布山西、河北、山东、广东、安徽、江西、宁夏、内蒙等全国各地,获取3个用户侧储能项目资源,容量合计13MWh；工程建设端,甘肃金塔二期储能（180MW/360MWh）于2025年9月投入运营,安徽肥东储能（100MW/200MWh）于2025年12月投入运营；资产交易端,报告期内公司亦同步探索储能项目利润转让路径,相关工作正深入推进中,有望于2026年取得阶段性成效。

2、售电业务有序发展随着我国新型电力系统建设和电力市场化改革的逐步深入,公司积极响应相关政策和市场需求,开拓售电业务,建立了高效、快速、完善的售电服务体系,为客户提供多样化、个性化的电力购销服务,帮助用户降低能源成本,提高经济效益。

目前,公司售电业务已覆盖江西、四川、山东、安徽、浙江、广东、上海、江苏、山西、青海等省份。

报告期内,公司售电业务持续盈利,实现签约电量97亿度,交易电量160亿度,签约客户2,306户。

此外,公司依托自身绿色能源规模体量、运营经验以及客户覆盖网络,积极探索更多平台化服务,实现电站代理交易规模668.4MW。

3、代运维业务稳中求进报告期内,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,进一步建设对外业务开发团队,拓展多类型业务渠道,寻求更多利润增长点。

截至2025年底,公司代维总容量为4,115MW,服务客户包含央国企和地方能源平台、金融投资机构以及行业民营龙头企业等,项目覆盖光伏、风电、变电站、独立储能等多种场站类型。

4、创新业务多点开花作为电力系统的重要新型市场主体,公司在虚拟电厂领域已完成浙江、上海、四川、江西、天津五省市业务布局,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。

绿色权益交易业务方面,公司充分挖掘光伏发电的绿色权益价值,积极进行绿电和绿证的市场化交易,报告期内,共完成4.44亿度绿电交易,110万张绿证销售。

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。

公司另拥有余热改造等创新业务,已落地商业化应用案例,形成业绩贡献。

（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年底,公司海外电站存量运营规模为444MW,绿地项目储备总量达到9GW,主要分布在欧洲、拉丁美洲、中东和亚太等地区,包括光伏、储能、光储互补及数据中心类项目等不同类型。

报告期内,公司新增开发光伏和储能项目815MW,并持续推进部分储备项目的后续转化工作。

目前,沙特400MW项目主体工程已基本完工；西班牙175MW项目主体工程已完工；哥伦比亚200MW项目工程总包确定,并启动与意向合作方进行预收购协议谈判等。

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,对公司业绩提供支撑。

(一)行业格局和趋势1、投资需求降低,光伏装机放缓近年来,在国家政策鼓励下,以光伏为代表的新能源装机规模迅猛增长连创新高,进而引发各地均出现不同程度的弃光限电,并呈快速走高趋势,对光伏电站收益造成直接影响。

同时,随着新能源发电逐步进入全面市场化交易,电价转由市场供需关系决定,而当前电网消纳新能源能力不足,新能源出力的不均衡性加剧了市场化交易环境下特别是现货市场的供需矛盾,绿电价格整体呈现下降趋势,进一步加剧了市场各类投资主体投资光伏资产的顾虑。

据中国光伏行业协会预测,2026年中国光伏新增装机或将出现补贴取消以来的首次负增长,规模预计在180-240GW区间。

这也意味着我国光伏市场将正式告别快速规模化的过去时,迈向可持续高质量发展的新纪元,目前正处在政策和市场快速发展变化的阵痛过渡期。

以下是中国光伏行业协会预测十五五期间光伏装机规模情况。

2、多举措加码,全面提升新能源消纳水平据国家电网发布,“十五五”期间（2026-2030年）固定资产投资预计将达到惊人的4万亿元,较“十四五”时期的2.85万亿增长幅度高达40%,创历史新高。

在新能源装机降速的大背景下,这将极大缓解近年电网投资落后于电源侧装机快速增长的问题,特高压建设和配电网侧升级改造,都将有助于新能源消纳能力提升。

此外,相关政策上也打出“组合拳”,全方位破解消纳难题：一是激活灵活调节资源。

2025年1月启动电力系统调节能力优化行动,明确提升新型储能调用水平；2025年9月印发《新型储能规模化建设专项行动方案》,将2027年装机目标大幅提升至1.8亿千瓦,后又确立容量电价机制,为电网配备“超级充电宝”。

二是重塑新型市场主体。

2025年4月发布国家级虚拟电厂指导意见,明确其作为聚合分布式资源、储能的“新型经营主体”地位,目标2027年调节能力达2,000万千瓦,并推动其参与电能量与辅助服务市场。

三是深化电力市场化改革。

2025年2月实施的136号文推动新能源全面入市,通过“新老划断”稳定收益；2025年7月实现跨区域电力交易常态化,打破省间壁垒。

四是拓展消纳新模式。

从绿电直连试点到“人工智能+能源”应用,再到2025年11月明确社会新增用电量主要由新能源满足,多维度构建了适应高比例新能源接入的新型电力系统。

五是拓展新能源非电利用途径。

2025年11月《关于促进新能源集成融合发展的指导意见》明确,重点推动风光制氢氨醇、风光供热供暖等多元转化和就地利用,加快建设风光氢氨醇一体化基地,鼓励工业领域以风光绿电替代化石能源供热供汽,拓宽新能源消纳场景。

六是强化制度保障与市场协同。

2025年10月及11月相继出台可再生能源消费最低比重目标及消纳责任权重制度实施办法（征求意见稿）、绿证管理实施细则,健全绿证交易机制,加强电—碳—证市场协同衔接,从制度层面压实新能源消纳责任,完善市场化激励约束机制。

3、绿电直连/零碳园区/算电协同,打开新的增长空间2025年,650号文首次在国家层面为绿电直连“开闸”,允许民营资本参与投资,推动风光资源富集区与高耗能产业园区或者企业直接耦合（如“沙戈荒”基地直供化工园区）,既带来新的装机需求,又为盘活存量弃光限电项目带来巨大想象空间。

同时各地加速推进零碳园区建设,如要求园区内光伏覆盖率不低于60%、配储比例超20%,通过“光伏+储能+虚拟电厂”实现就地消纳,为更大范围提升新能源应用助力。

2025年3月五部委绿证新规明确“国家枢纽节点新建数据中心绿电消费比例80%以上”,拉开算电协同的序幕。

为深入实施“东数西算”工程、加快构建全国一体化算力网,国家多部门联合发文明确提出,推动算力与绿色电力一体化融合,创新算力电力协同机制,支持“源网荷储”、绿电直供等模式,新建数据中心绿电占比目标清晰,算电协同已成为国家级新基建重点方向。

进入到2026年随着AI算力需求的进一步爆发,加之最新的两会政府工作报告首次将“算电协同”纳入重点任务,标志着政策重心进一步升级,通过深度绑定算力基础设施的刚性负荷与绿电供应,将绿电价值从单纯的能源属性延伸至数字经济的增值链条,彻底打破了传统消纳天花板,为光伏产业在“十五五”期间构建了从制度保障到场景落地的全新增量逻辑。

(二)公司发展战略公司专注于光伏发电为主的新能源下游市场,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供应商和服务商,为更多客户提供差异化、个性化的能源生产与综合服务。

未来,公司将充分发挥项目开发核心优势,坚持集中式与分布式业务并举,在保持一定新能源电站权益装机量、保障稳定现金流的基础上,持续深化“轻资产”运营战略,通过持续推行滚动开发、持有、出售的轻重资产相结合经营模式,打造电站“产品化”的商业闭环能力,力争为广大股东创造更大价值。

并且,公司将积极拓展储能、风电等领域投资机会,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元模式,更好地满足新能源投资市场的多样化需求。

在巩固国内市场的基础上,公司将凭借全球资源整合能力稳步推进海外业务发展,有效分散经营风险,开拓优质市场的更多利润增长点。

综合能源服务领域,公司将积极探索代运维、售电业务、碳交易、虚拟电厂、微电网等新兴业务发展机会,通过业务模式创新和技术服务创新,逐步推动公司由清洁能源投资商向清洁能源服务商转型升级。

同时,在政府将算电协同纳入国家级新基建重点方向的当下,公司将寻求机会依托自身绿电资源与成本优势切入绿色算力赛道,推动公司由新能源发电运营商向绿色算力与综合能源服务商转型,优化业务结构,提升抗周期能力与长期成长空间,打造公司的第二增长曲线。

(三)经营计划2025年,《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》（136号文）、《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》（394号文）、《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（650号文）等一系列重磅行业政策相继推出。

新能源上网电价全面市场化改革正式启动,电力现货市场全国全覆盖建设提速,对行业精细化运营提出更高要求。

同时,“绿电直连”、“算电协同”等新场景新方向又将新能源就地消纳和发展空间打开,从而提升绿电价值和对应企业估值。

公司所处行业正在快速演进,加速迈入新的高质量可持续发展阶段。

面对机遇和挑战,公司已形成应对行动计划,2026年公司将围绕以下五项重点工作展开：1、传统业务稳中求进,重点关注新型场景针对传统光伏业务,公司强化资管体系建设,坚持以价值创造为导向,主动顺应行业政策与市场机制深度调整趋势,统筹投融资、建设交付、运营管理与交易管理等关键环节,持续增强资产收益稳定性、现金流创造能力和风险抵御能力,夯实公司高质量发展基础。

在新项目开发层面,公司亦将保持自身光伏优势的同时,加大风电资源的获取,并创新工作模式,聚焦算力中心、工厂负荷侧核心场景,重点关注绿电直连、零碳园区、算电协同等新型场景。

公司也将加速存量与增量指标落地转化节奏,缩短从指标获取到项目转化及实现收入的周期,有效落实商业闭环。

2、储能加快发展,走“重开发、强落地、高周转、精运营”的发展道路储能作为重要新兴业务,公司将紧跟政策和市场,把握行业快速发展的窗口期,坚持“重开发、强落地、高周转、精运营”策略。

依托储备项目资源优势,公司将重点加快网侧独立储能项目推进节奏,并深挖用户侧储能潜力,以综合方案服务高耗能客户,联动虚拟电厂及售电公司,逐步向综合能源服务商转型。

过程中,我们将力争快速周转资产,创造经营业绩和利润。

3、海外业务聚焦高质量发展,顺应全球能源转型公司海外电站业务将坚持稳中求进、以质取胜,依托原有多国项目储备进行闭环转化周转变现的同时,顺应全球能源转型与海外用能结构变化趋势,推动海外业务进一步体系化经营。

关注数据中心等负荷特征清晰、用电需求稳定、对供电可靠性与绿色属性要求较高的应用场景,进行新项目开发与综合解决方案能力建设,持续增强海外业务可持续发展能力。

4、寻求算电协同算力中心等重点领域布局机会,协同发展公司第二曲线面对日趋复杂的新能源消纳和电价机制等外部环境,公司所处的光伏下游市场,收益稳定性和持续发展能力受到制约。

算力中心作为绿电消纳要求高的大功率稳定负荷,可以和新能源电站形成有效联动,相辅相成。

公司将依托自身绿电资源与成本优势切入绿色算力赛道,积极寻求布局算电协同和算力中心基础设施的发展机会,以应对行业变革,培育公司第二曲线。

5、持续强化组织建设,支撑公司高质量发展2026年,公司将持续强化组织建设。

通过深化组织效能提升,动态优化人力结构,协同推进成本集约与活力释放,同步提升运营效率与核心业务竞争力。

并以目标为导向,升级绩效体系和激励机制,依托信息化工具实现动态跟进与考核闭环。

不断强化人才建设,通过内培外引完善人才供给体系,从而支撑公司传统以及新兴业务的高质量发展。