根据国民经济行业分类（GB/T4754-2017），公司所属行业为电力、热力生产和供应业（D44）。公司的主营业务为新能源项目的开发及建设运营，目前主要包括风能发电、太阳能发电和生物质能发电供热业务。截至2023年6月30日，公司控股装机容量157万千瓦，权益装机容量132.3万千瓦，其中，风电项目权益装机容量113.9万千瓦，光伏发电项目权益装机容量8.5万千瓦，生物质项目权益装机容量9.9万千瓦。
公司主要通过新能源项目的开发、建设、运营等流程，将风能、太阳能、生物质能等新能源进行开发并转换为电力后销售，取得收入。另外，公司部分生物质项目为热电联产项目，除发电外，亦可向当地其他生产企业销售蒸汽和热水。
公司新能源项目运营主要包括三个阶段：项目开发阶段，由公司或下属项目公司负责特定区域的项目开发，项目考察评估后立项，向相关政府部门提出项目申请，取得项目核准或备案；项目建设阶段，公司按采购招标程序组织设备和工程施工的采购和招标，工程建设完成、验收调试合格后，项目并网运行；项目运营阶段，由下属项目公司负责项目的运行、维护、管理，公司对各项目运营情况进行监控，并对各下属公司实行经营目标考核。
影响公司业绩的主要驱动因素包括装机容量、风力资源和光照资源、上网电价、资金成本、生物质燃料成本等。
报告期内，公司的主要业务、主要产品、经营模式、主要的业绩驱动因素未发生重大变化。
2023年是全面贯彻的二十大精神的开局之年，是实施“十四五”规划承前启后的关键一年，国家继续大力推动新能源高质量安全发展，加快构建新型电力系统。
2023年2月，国家发改委、财政部、国家能源局联合下发《关于享受中央政府补贴的绿电项目参与绿电交易有关事项的通知》，通知主要明确了享受国家可再生能源补贴的绿电项目参与绿电交易的规则，包括：享受国家可再生能源补贴的绿色电力，参与绿电交易时高于项目所执行的煤电基准电价的溢价收益等额冲抵国家可再生能源补贴或归国家所有；发电企业放弃补贴的，参与绿电交易的全部收益归发电企业所有。绿电交易结算电量占上网电量比例超过50%且不低于本地区绿电结算电量平均水平的绿电项目，由电网企业审核后可优先兑付中央可再生能源补贴等。
国家能源局在2023年4月下发的《2023年能源工作指导意见》中要求，要坚持积极稳妥推进绿色低碳转型，深入推进能源领域碳达峰工作，加快构建新型电力系统，大力发展非化石能源，夯实新能源安全可靠替代基础，加强煤炭清洁高效利用，重点控制化石能源消费，扎实推进能源结构调整优化。并提出要大力发展风电太阳能发电，推动第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地项目并网投产，建设第二批、第三批项目，积极推进光热发电规模化发展。稳妥建设海上风电基地，谋划启动建设海上光伏。大力推进分散式陆上风电和分布式光伏发电项目建设。推动绿证核发全覆盖，做好与碳交易的衔接，完善基于绿证的可再生能源电力消纳保障机制，科学设置各省（区、市）的消纳责任权重，全年风电、光伏装机增加1.6亿千瓦左右。
2023年6月，国家能源局组织发布《新型电力系统发展蓝皮书》，《蓝皮书》全面阐述了新型电力系统的发展理念、内涵特征，提出构建新型电力系统的总体架构和重点任务，并以2030年、2045年、2060年为新型电力系统构建战略目标的重要时间节点，制定新型电力系统“三步走”发展路径，即加速转型期（当前至2030年）、总体形成期（2030年至2045年）、巩固完善期（2045年至2060年），有计划、分步骤推进新型电力系统建设，其中，为加速推进清洁低碳化转型，提出到2030年，推动新能源成为发电量增量主体，装机占比超过40%，发电量占比超过20%，到2045年，新能源逐渐成为装机主体电源，到2060年，新能源逐步成为发电量结构主体电源。
2023年上半年，国家能源局深入贯彻落实的二十大精神，锚定碳达峰碳中和目标，统筹能源安全供应和绿色低碳发展，持续推进大型风电光伏基地、重大水电项目和抽水蓄能建设，可再生能源发展实现了新突破，全国可再生能源新增装机1.09亿千瓦，同比增长98.3%，占新增装机的77%。其中，常规水电新增并网206万千瓦，抽水蓄能330万千瓦，风电新增并网2299万千瓦，光伏发电新增并网7842万千瓦，生物质发电新增并网176万千瓦。截至2023年上半年，全国可再生能源装机突破13亿千瓦，达到13.22亿千瓦，同比增长18.2%，历史性超过煤电，约占我国总装机的48.8%，其中，水电装机4.18亿千瓦，风电装机3.89亿千瓦，光伏发电装机4.7亿千瓦，生物质发电装机0.43亿千瓦。风电光伏发电量快速增长。上半年，全国可再生能源发电量达1.34万亿千瓦时，其中，风电光伏发电量达7291亿千瓦时，同比增长23.5%。
（1）风电建设和运行情况。上半年，全国风电新增并网容量2299万千瓦，其中陆上风电2189万千瓦，海上风电110万千瓦。从新增装机分布看，“三北”地区占全国新增装机的70.6%。截至2023年6月底，全国风电累计装机达到3.89亿千瓦，同比增长13.7%，其中陆上风电3.58亿千瓦，海上风电3146万千瓦。2023年上半年，全国风电发电量4628亿千瓦时，同比增长20%。全国风电平均利用率96.7%，同比提升0.9个百分点。
（2）光伏发电建设和运行情况。上半年，全国光伏新增并网7842万千瓦，同比增长154%，其中集中式光伏发电3746万千瓦，同比增长234%，分布式光伏发电4096万千瓦，同比增长108%。截至2023年6月底，全国光伏发电装机容量达到4.7亿千瓦，其中集中式光伏2.72亿千瓦，分布式光伏1.98亿千瓦。上半年，全国光伏发电量2663亿千瓦时，同比增长30%。全国光伏发电利用率98.2%，同比提升0.4个百分点。
（3）生物质发电建设和运行情况。上半年，全国生物质发电新增装机176万千瓦，累计装机达4308万千瓦，同比增长9.2%，生物质发电量984亿千瓦时，同比增长10.1%。新增装机排名前五位的省份是河北、广东、江苏、湖北和黑龙江，分别为21.5万千瓦、20.1万千瓦、16.3万千瓦、14.8万千瓦和14.1万千瓦；今年累计发电量排名前五位的省份是广东、山东、浙江、江苏和安徽，分别为112.7亿千瓦时、93.8亿千瓦时、71.6亿千瓦时、70亿千瓦时和63.9亿千瓦时。
截至2023年6月底，江苏省发电装机容量16826.00万千瓦，其中新能源装机容量5645.58万千瓦，占总装机容量的33.55%；风电装机容量2270.74万千瓦，占总装机容量的13.49%；太阳能发电装机容量3070.62万千瓦，占总装机容量的18.25%；垃圾发电装机容量212.32万千瓦，占总装机容量的1.26%；农林生物质发电装机容量91.90万千瓦，占总装机容量的0.55%。
1-6月份全省新增发电能力728.08万千瓦，其中风电新增17.52万千瓦；太阳能发电新增563.95万千瓦；垃圾发电新增13.10万千瓦；农林生物质发电新增3.11万千瓦。
1-6月份全省发电量2938.28亿千瓦时，其中新能源发电量526.53亿千瓦时，占全省发电量的17.92%。在新能源发电量中，风电发电量290.97亿千瓦时，同比增长8.77%；太阳能发电量166.48亿千瓦时，同比增长32.29%；垃圾发电量55.77亿千瓦时，同比增长6.88%；农林生物质发电量13.31亿千瓦时，同比增长2.90%。
报告期末，公司控股风电装机容量占江苏省风电装机的5.89%，生物质装机容量占江苏省生物质装机的12.51%，省内太阳能发电装机容量占江苏省太阳能发电装机的0.36%。二、经营情况的讨论与分析
2023年上半年，公司实现营业收入10.91亿元，同比增长0.45%；毛利率56.11%，比上年同期增加0.80个百分点；归属于上市公司股东的净利润3.38亿元，同比增长10.91%。
2023年上半年，公司控股新能源项目总发电量17.27亿千瓦时，同比下降0.59%，上网电量16.73亿千瓦时，同比下降0.48%。风电方面，公司1-6月累计发电量16.58亿千瓦时，同比上涨2.57%，其中：陆上风电项目累计发电量12.34亿千瓦时，同比上涨6.25%；海上风电累计发电量4.24亿千瓦时，同比下降6.81%。今年上半年，光伏板块新增分布式装机约2万千瓦，整体光照条件不及去年同期，光伏发电项目1-6月累计发电量0.65亿千瓦时，同比上涨4.73%，上网电量0.54亿千瓦时，同比下降1.77%。生物质项目处于停运转型阶段，发电量大幅减少，上半年仅一季度存在少量发电量，报告期内，公司部分生物质项目仍有供热业务，1-6月累计供热量32.42万吨，同比上涨28.65%。
报告期内，公司围绕年度生产经营目标，谋发展、强管理、抓落实，各项工作有序推进。一是安全生产可控在控。报告期内，公司组织开展年度安全考评和安全生产专项整治工作，聚焦“人人讲安全，个个会应急”安全月主体，开展应急预案演练和观摩，持续提升安全生产意识，做好安全生产和生产经营协调发展，各新能源发电企业2023年上半年安全生产形势和设备健康状况总体稳定。二是光伏发电项目开发建设有序推进。公司分布式光伏发电项目按照“成熟一批，建设一批，投产一批”的原则稳步推进项目进程，报告期内，新增光伏并网控股装机约2万千瓦，与去年年底相比增长21%。截至报告期末，公司在建机组容量约11.7万千瓦，其中，山西平鲁70MW光伏项目已于今年7月中旬完成首批并网发电，容量约20MW。三是内部管理不断完善。结合公司改革发展定位、业务发展需要和经营管理实际，研究制定管理提升年行动实施方案，开展管理提升年行动。此外，报告期内，公司修订发布年度内部控制管理手册，切实发挥内部控制在提升公司经营管理水平、风险管控能力等方面的积极作用。三、风险因素
根据相关规定，行业发展前期，我国对风力发电、太阳能发电、生物质发电实行基于固定电价下的补贴政策，项目上网电价包括两部分，即燃煤发电上网基准价和可再生能源电价补贴。项目并网发电后，燃煤发电上网基准价的部分，由电网公司直接支付，可以实现及时结算。但是可再生能源电价补贴部分则需要由财政部从可再生能源电价附加补助资金中拨付至电网公司，再由电网公司与发电企业结算。我国可再生能源发电项目发展迅速，全面平价上网前，可再生能源电价附加补助资金收入远不能满足行业发展需要，补贴资金缺口持续增加，国家发放可再生能源补贴的时间不断滞后，若此情况得不到改善，将会影响发电企业的现金流，进而对实际的效益产生不利影响。2020年1月，《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》《可再生能源电价附加资金管理办法》先后印发，国家对存量项目的补贴发放机制进行了调整，不再发布可再生能源发电项目补助目录，符合条件的存量项目均纳入补贴清单，按合理利用小时数核定中央财政补贴额度。光伏扶贫、自然人分布式、参与绿色电力证书交易、自愿转为平价项目等项目可优先兑付补助资金，其他存量项目由电网企业按照相同比例统一兑付。上述政策2020年开始实施，随着符合条件的存量项目陆续纳入补贴清单，未来补助资金拨付速度、拨付比例等情况存在一定的不确定性。
对公司的影响及应对措施：因可再生能源电价补贴以国家信用为基础，该项收入无法收回的风险极低。目前，新能源发电已全面进入无补贴时代，新增项目不再纳入国家可再生能源补贴范围，存量项目全生命周期合理利用小时数用完后亦不再享受补贴，长期来看，补贴滞后情况待存量项目补贴到期后将逐渐得到缓解。公司方面，现金流状况总体保持在健康水平，2023年上半年公司经营活动产生的现金流量净额5.09亿元，公司现金流状况良好。报告期末，公司合并口径的资产负债率为56.09%，资产负债结构较为稳定，偿债能力较强。未来公司将进一步加强资金管理，保持健康的现金流状况，同时，进一步拓宽融资渠道，提高融资能力，保障公司新项目及生产运营的资金需求。
我国新能源发电行业近年来的高速发展，很大程度上受益于国家在政策、法规及激励措施方面的支持。如果国家支持新能源行业的相关政策发生变化，可能对公司的经营业绩带来不利影响。2020年，财政部、发展改革委、国家能源局发布了《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》《关于有关事项的补充通知》，明确了各类可再生能源发电项目全生命周期合理利用小时数的数值和补贴的计算方式。未超过项目全生命周期合理利用小时数时，按项目当年实际发电量给予补贴。超过全生命周期补贴电量部分，不再享受中央财政补贴资金，核发绿色电力证书准许参与绿证交易。风电、光伏发电项目自并网之日起满20年后，生物质发电项目自并网之日起满15年后，无论项目是否达到全生命周期补贴电量，不再享受中央财政补贴资金，核发绿证准许参与绿证交易。自2021年1月1日起，实行配额制下的绿色电力证书交易，同时研究将燃煤发电企业优先发电权、优先保障企业煤炭进口等与绿证挂钩，持续扩大绿证市场交易规模，并通过多种市场化方式推广绿证交易，企业通过绿证交易获得收入相应替代财政补贴。但截至目前，上述配额制下的全面绿证交易政策制度还在健全完善，绿证核发交易尚未全覆盖，绿证交易未形成有效的需求市场，新能源发电项目在全生命周期合理利用小时数用完后，存在绿证交易金额低于补贴金额，甚至无绿证交易，项目收益下降的风险。
对公司的影响及应对措施：我国已向世界宣布力争2030年前碳达峰，努力争取2060年前碳中和的目标，为实现这一目标，我国将实施可再生能源替代行动，大力发展风能、太阳能、生物质能、海洋能、地热能等，不断提高非化石能源消费比重，目前，碳达峰、碳中和“1+N”政策体系已基本构建，“双碳”各方面工作有序推进，国家《“十四五”可再生能源发展规划》等也已印发，预计未来我国可再生能源发展将保持大规模高质量发展。公司将积极响应国家相关政策，大力储备平价风电及光伏项目资源，探索能源微网、储能、分散式风电等新领域，通过装机规模的增加、项目类型的多样化，降低存量项目补贴等政策变化的影响。
根据《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》《关于有关事项的补充通知》，生物质发电项目全生命周期合理利用小时数82500小时用完后，或者并网满15年后，项目所发电量不再享受中央财政补贴资金。上述合理利用小时数低于生物质设备设计使用时间，而上述文件中提出的，用以替代财政补贴的配额制下的全面绿证交易政策仍在健全完善。虽然国家发展改革委、财政部、国家能源局2023年8月联合发布《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》，首次明确将生物质发电纳入绿证核发范围，但是自愿认购制度下，未来生物质项目绿证交易数量、交易价格等都还存在不确定性。生物质发电项目运营需要持续采购、消耗农林废弃物等生物质燃料。考虑到项目的经济性，生物质燃料需就近采购，燃料价格与项目所在地周边生物质燃料市场供求状况、人工工资、运输成本等因素相关。在当前生物质发电的政策形势、生物质燃料价格高难收购的市场环境下，电价补贴结束后，生物质发电项目上网电价收入可能无法覆盖燃料成本，继续运营不再具有经济价值。电价补贴未结束的项目，亦面临因燃料价格过高，运营持续亏损的风险。公司全资及控股的四家生物质发电企业项目并网时间较早，合理利用小时数已用尽或即将用尽，并网年限也基本满15年，为了优化资产配置、减少运营亏损，公司部分生物质项目已暂停运行。虽然停运有利于减少亏损，但仍会带来公司收入下滑的风险。
对公司的影响及应对措施：截至报告期末，公司权益装机容量中，风电光伏发电占比为92.7%，生物质发电项目仅占7.3%，对公司整体影响较小。“十四五”期间，公司将加快风电、光伏发电等新项目的推进速度，生物质发电对公司的影响将进一步降低。公司的4个生物质项目中，盐城、如东生物质项目已停运，淮安、泗阳生物质项目因承担了地方园区部分企业供热社会责任，报告期内，两公司通过单机抽汽供热、锅炉直接供热不发电等运行方式尽可能减少亏损，同时多方协调提高供热单价，申请相关补贴，缓解运营压力。截至报告期末，泗阳生物质项目因其供热园区企业已找到供热替代方案，该项目供热任务履行完成后已暂停运行。公司根据各个项目的实际情况，多渠道谋求生物质电厂停运后转型路径。
公司经营业绩及财务状况受上网电价显著影响。根据《关于2022年新建风电、光伏发电项目延续平价上网政策的通知》《江苏省2021年度海上风电项目竞争性配置工作细则》等文件，新建新能源发电项目已全面平价上网。若单位发电成本未能同步下降，新项目的收益率将会降低。根据《中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，完善市场化交易机制，是我国电力体制改革的重要方向。2022年1月发布的《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》明确要加快建设电力市场体系，到2030年，新能源将全面参与市场交易。随着可再生能源装机规模的不断增长，新能源项目参与电力市场化交易程度不断提升，目前，电力市场化交易市场建设和配套机制仍在完善，改革还将不断深入，可能存在上网电价变动风险，将给项目的盈利状况带来一定的不确定性。
对公司的影响及应对措施：根据国家发改委已发布的平价上网等相关政策文件，适用平价上网等新的电价政策的是新增项目，并非直接调整存量项目上网电价。2022年5月，国家发展改革委、国家能源局《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》提出，对国家已有明确价格政策的新能源项目，电网企业应严格落实全额保障性收购，全生命周期合理小时数外电量可以参与电力市场交易，2023年2月下发的《关于享受中央政府补贴的绿电项目参与绿电交易有关事项的通知》，进一步明确了享受国家可再生能源补贴的绿电项目参与绿电交易的规则，电力市场政策调整对补贴项目全生命周期收益的整体影响应该有限。而且，为实现双碳目标，国家在多渠道促进绿色电力消费，市场化交易有益于促进消纳，有益于体现绿电的环境价格，电力市场价格较高时可以提高平价项目收益。公司将认真研究政策变动，做好参与市场化交易的准备；积极储备优质平价项目资源，确保收益的基础上加大新项目开发力度，多举措降低电价政策变化可能带来的影响。
新能源发电项目需要获取项目所在地区电网公司的许可才能将电厂连接至当地电网，并通过与地方电网公司签署《购售电协议》进行电力销售，因此地方电网公司是本公司的主要购电客户。公司目前已投产的项目主要分布在江苏地区。如果未来江苏地区的新能源市场环境、政策环境发生重大变化，将可能对公司经营带来不利影响。
对公司的影响及应对措施：江苏省新能源资源丰富，电网消纳能力强，属于发展新能源风险相对较低的区域。公司业务范围覆盖了陆上风电、海上风电、集中式光伏、分布式光伏、生物质发电供热多种新能源业务，在业务类型方面有一定的分散风险作用。同时，公司在巩固江苏优势市场的同时，积极采取灵活的方式，探索开发省外市场，目前，公司山西项目已完成首批并网，项目工程建设有序推进中，未来，公司还将进一步加大江苏省外项目的开发力度。
公司风电项目的盈利状况与项目所在地的风速、风向等气候条件高度相关，光伏项目的盈利状况与当地的光照强度、光照时间等气候条件高度相关。公司在项目前均对相关资源等情况进行了实地可行性研究，然而，风速、风向、光照强度、光照时间等自然资源具有一定的随机性、不可预测性，实际每年的资源状况可能会存在波动。如遇极端恶劣天气，也可能给公司发电设备、运营设施等造成损坏，给公司生产运营造成不利影响。另外，风电项目附近新建其他风电场、防护林建设等不可控因素也会影响项目所在地风资源状况。由此，公司存在经营业绩随风、光等自然资源以及天气和气候条件的变化而波动的风险。
对公司的影响及应对措施：自然条件的变动大多为不可控因素，公司一方面通过加大前的可行性研究深度，充分评估资源变动对项目效益的影响；另一方面，日常管理中加强运营维护和应急预案管理，保障项目运营效率，尽力使项目在既定的资源条件下“应发尽发”。另外，公司范围包括陆上风电、海上风电、集中式光伏、分布式光伏、生物质发电供热等多种新能源业务，未来将进一步探索开发能源微网、储能、分散式风电、光热等领域，而且，公司还将立足江苏，走出省外，积极寻求全国优质项目资源，通过业务类型、区域的多样化，分散特定地区自然条件变化对公司整体业绩的影响。
消纳问题曾是困扰新能源行业发展的关键问题之一。我国新能源资源丰富区域与用电负荷中心区域不匹配，加上风能、太阳能资源具有随机性强、波动性大、出力不稳定等自然特性，当电网的调峰能力不足，或者项目所在地用电需求较少，且不能通过电量外送等方式消纳，或者新能源发电项目建设工期与接网工程建设工期不匹配等情况下，将产生“弃风”、“弃光”等限电情况，影响项目收益。近年来，我国风电光伏的限电问题已有所缓解，但未来，随着新能源装机比例进一步提升，新能源电力消纳压力将会增加，公司可能存在项目所发电力无法全额上网的风险。
对公司的影响及应对措施：公司目前的新能源发电项目主要位于江苏，江苏省电力需求大，电网消纳能力强，限电风险相对较低。公司在新项目时，会对选址区域进行严格的论证，尽量减少项目建成后的弃风、弃光等限电风险。另一方面，国家高度重视并积极采取各种有效措施提升可再生能源电力消纳能力，出台了《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》等多项政策。在“碳达峰”“碳中和”目标的背景下，预计国家将会更大力度促进可再生能源电力消纳。四、报告期内核心竞争力分析
新能源发电作为战略性新兴产业，一直处在不断的技术更新和技术进步过程中，也是具有较高技术门槛的产业。风电和光伏发电平价上网时代下，行业技术要求更高，公司一直关注和跟踪发电领域相关电气设备发展和运维相关前沿技术，并进行大胆的实践和创新，在风电、光伏发电及生物质发电业务领域都建立起完善的开发以及运维管理体系与技术体系，项目管理水平位于行业前列。公司的临海风电、东凌风电、泗阳太阳能、淮安生物质项目被评为国家优质项目。在中电联历年举办的全国风电场和全国太阳能光伏电站生产运行统计指标对标及竞赛中，公司的项目每年都榜上有名。
公司是国内较早进入可再生能源发电应用领域的企业，多年来培养和锻炼了一支电站项目开发建设、运行维护的专业队伍，在风电、太阳能和生物质能项目运营领域积累了丰富的业务经验，熟悉市场开拓、项目备案、工程管理、维护运营等关键环节，能够保障公司发展、运营、管理等各方面人员需求，同时，公司的专业人才能够准确的把握行业发展趋势，快速应对行业的新变化、新要求。
公司的四个发起人股东均为江苏省内大型国有企业，其中，国信集团是江苏规模最大的省属能源集团，在能源项目建设和运营方面拥有丰富的经验及专业的人才；沿海集团是江苏沿海滩涂围垦以及资源综合开发的实施主体，具有丰富的风能、光能等新能源资源；国能是履行主导盐城市能源基地建设职责的盐城市属国有企业，对公司在盐城的项目选择、开发具有重要支持作用；农垦集团下属国有农场中具有大量可供开发风电、光伏的土地资源。股东方的资源优势为公司可持续发展提供了强有力的支持。
公司已投产新能源项目基本位于江苏，在省内形成了一定的规模优势和品牌优势。江苏是沿海省份，具有漫长的海岸线，风力资源丰富，风资源可开发量巨大。江苏经济规模大，人均用能基数高，能源低碳化、绿色化是江苏未来较长一段时期的主要发展方向。同时，江苏又是能源消耗大省，电力消费总量连续多年位居全国前列，新能源消纳能力强，弃风弃光限电的风险较小。
电力行业属于资本密集型行业，尤其是在项目建设期间，需要大额的资金投入。公司资产盈利能力强，已投产的各项目为公司持续带来稳定的利润，资信状况良好，与各类机构有较好的合作关系，具备较强的融资能力和资金成本优势。截至报告期末，公司资产负债率为56.09%，资本结构稳健，偿债能力较强。
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