杏彩体育:芯能科技2023年年度董事会经营评述

　　2023年，宏观经济平稳复苏，在双碳目标和国内外市场的巨大需求下，中国光伏产业取得亮眼成绩。制造端和应用端规模持续扩大，上游产品产销量和下游新增装机再创历史新高。但与此同时光伏制造端产能过剩，供需形势严峻，企业间竞争态势加剧，诸多光伏企业经营承压，产业发展仍面临诸多挑战。在此背景下，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，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，实现经营业绩稳步增长，彰显光伏电站投资运营业务韧性。光伏电站投资运营业务方面，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，加快多功能、多品类、全功率段的户储产品研发和认证，着力供应体系及销售渠道的搭建，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，助力国家早日实现能源自主，达成“碳达峰、碳中和”的宏伟目标。报告期内，公司实现营业收入68,621.37万元，同比增加5.59%；归属于上市公司股东的净利润22,015.69万元，同比增加14.99%；归属于上市公司股东的扣除非经常性损益后净利润21,304.57万元，同比增加13.79%。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828MW，较期初并网容量增加约102MW，另有在建、待建和拟签订合同的自持分布式光伏电站约163MW,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。报告期内，公司净利润实现增长，主要原因是随着自持电站规模持续扩大，光伏发电量增加，光伏发电收入、毛利随发电量增加而同步提升。本期公司自持电站发电量80,854万度，较上年同期发电量67,531万度，增加13,323万度。本期实现光伏发电收入59,594.96万元，较上年同期52,847.58万元，业务收入增加6,747.38万元。本期实现光伏发电毛利39,130.35万元，较上年同期毛利34,645.18万元，毛利增加4,485.17万元。报告期内，高毛利率的光伏发电收入占主营业务收入比重为88.86%，较上年同期比重81.83%，提升7.03个百分点，光伏发电收益对整体经营业绩的贡献持续放大，销售毛利率、净利率进一步提升。本期销售毛利率57.38%，较上年同期54.90%，提升2.48个百分点。本期净利率32.08%，较上年同期29.46%，提升2.62个百分点。光伏发电业务较好的盈利能力和收益质量有效支撑公司业绩保持稳定增长。其他主营业务方面，一是受光伏行业阶段性产能过剩，产业供需关系暂时性失衡，光伏产品价格持续走低，行业光伏组件和EPC的平均单瓦盈利被压缩。公司审时度势灵活调整业务规模，在满足自持电站建设对光伏组件、人员、资源等需求的前提下，视毛利率对外销售光伏组件和承接EPC订单。本期两项业务规模有所收缩，业务收入和毛利相应减少。二是充电桩业务竞争加剧，公司相应降低服务费收取比例，业务毛利率相应降低。虽然其他主营业务盈利能力有所减弱，但业务收入占总收入的比重较低，对公司经营业绩影响有限。未来，随着光伏行业落后产能的逐步出清，光伏产业链价格企稳，供需逐渐恢复平衡，光伏产品业务和EPC业务毛利率有望得到修复。同时根据2023年12月19日，浙江发改委、省市场监管局联合发布的《关于进一步优化规范电动汽车充换电设施用电价格有关事项的通知》，浙江充电设施平均取电价格预计将下降10%-15%，该政策将有效降低充电桩的取电成本，充电桩业务收益率预计有所回升。公司将根据产业动态和市场行情，灵活调整其他各项业务的规模，在风险可控、收益可观的前提下获取更多利润。报告期内，公司成功发行可转换公司债券，募集资金共计8.8亿元，资金主要用于分布式光伏电站建设项目和偿还银行，其中分布式光伏电站建设项目分布于浙江、江苏、广东、湖北、安徽、天津六个经济发达地区。此次发行将扩大公司资产规模，财务状况和资产负债结构进一步改善，以更加扎实的资金实力推动光伏电站继续向全国高电价、高耗电、优质企业众多的地区布局，为公司和投资者带来更好的投资回报，进而长远提升公司持续经营能力和盈利水平。截止本报告期末，公司并网的自持电站总装机容量约828MW，在排除长时间阴、雨、雪天气等不可抗力因素条件下，以当前大工业用电执行价格进行测算，该部分电站未来实现全年发电，预计年发电收入将提高至约6.05亿元（不含税），毛利提高至约4亿元，毛利率可达66%左右，持续13-20年。发电业务电费收入每月结算，能够提供持续稳定的收入现金流，有效支撑自持电站规模的再扩大，实现复合式增长，同时也将为工商业储能、户储产品、充电桩等相关多元化业务拓展提供强有力的资金支持。“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9%提升至18%，提升比例约9%，其中光伏发电从无到有，异军突起，为其占比提升贡献超4%。但反观现有能源静态占比，当前化石能源仍以82%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，又鉴于近年水电来水欠佳，呈现水力发电装机容量增加但发电量不增反降的情况，风、光发电需做出更大贡献以补齐能源“缺口，预计”2030年风、光发电总装机规模1200GW目标仅仅只是下限，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。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。根据国家能源局公布数据，2023年全国光伏新增装机216.30GW，同比增长147.45%，累计装机已达608.92GW，光伏已成为中国装机规模仅次于火电的第二大电源。其中工商业分布式光伏装机新增52.80GW，占光伏新增装机比重24.41%，为光伏装机增长的主要力量之一。随着光伏产业上游制造端产能持续、巨量的释放，阶段性产能过剩促使光伏组件价格大幅下降，再次激发光伏装机规模快速增长。集中式光伏项目落地不再受制于组件价格，迎来新一轮开工热潮。工商业分布式光伏的电站系统的投资成本得到降低，电站项目的投资回报率进一步提升，释放出更多符合收益条件的工商业分布式屋顶资源。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，商业化应用进程也明显加速。未来，随着技术水平持续进步，光电转化效率不断提高，光伏发电LCOE1的下降增厚光伏电站投资收益，投资商的投资意愿得到刺激，国内光伏装机增量将迈进百GW级别，并将整体呈现集中式、工商业及户用光伏“三足鼎立，齐头并进”的良好发展态势，继续保持可观增长。1LCOE:平准化度电成本(LeveizedCostofEnergy)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。我国分布式光伏发展较快，截至2023年底累计装机规模已超250GW，当前部分地区承载力接近极限，存在配电网电压越限、电网调峰困难的情况，部分新增分布式光伏项目审批受阻、接入受限，存量项目所发电量上网承压，新能源电力无法充分消纳。2024年3月1日，国家发改委、国家能源局联合发布《关于新形式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。到2030年，基本完成配电网柔性化、智能化、数字化转型，实现主配微网多级协同、海量资源聚合互动有效促进分布式智能电网与大电网融合发展。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，给予分布式光伏开发更高的充裕度和灵活性。未来随着配电网的提质升级，新能源电力上网、调控、输送、供给效率将显著提高，为电力市场化交易创造有利条件，推动分布式光伏以大规模、高质量的方式继续保持强劲增长，以更可加清晰、可靠的电力系统结构向双碳目标迈进。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。根据CNESA不完统计，2023年，新型储能新增装机21.5GW/46.6GWh，但装机增量主要源于政策性推动配置的源网侧大储，而工商业储能新增装机占比不足3%，当前工商业储能的投资运行仍存在一些制约条件。一是用电企业在尖峰电价时段需保持高负荷状态运行，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保证储能充放利用率的前。