公司代码：600821 公司简称：金开新能
金开新能源股份有限公司
2023 年年度报告摘要
第一节 重要提示
1 本年度报告摘要来自年度报告全文，为全面了解本公司的经营成果、财务状况及未来发展规
划，投资者应当到 www.sse.com.cn 网站仔细阅读年度报告全文。
2 本公司董事会、监事会及董事、监事、高级管理人员保证年度报告内容的真实性、准确性、
完整性，不存在虚假记载、误导性陈述或重大遗漏，并承担个别和连带的法律责任。
3 公司全体董事出席董事会会议。
4 毕马威华振会计师事务所（特殊普通合伙）为本公司出具了标准无保留意见的审计报告。
5 董事会决议通过的本报告期利润分配预案或公积金转增股本预案
根据毕马威华振会计师事务所出具的审计报告，上市公司2023年实现合并口径归母净利润
80,234.60万元。
为了回报广大股东，秉承长期现金分红的原则，公司2023年度利润分配预案如下：
1、公司2023年度拟以实施权益分派股权登记日登记的总股本扣除公司回购专用账户的股份余
额为基数向全体股东每10股派发现金红利0.75元（含税）。以截至2024年3月31日公司总股本股扣
减公司回购账户29,938,500股后的股本数1,967,324,953股测算，拟派发现金红利147,549,371.48元
（含税）,占公司2023年度归属上市公司股东净利润（经审计）的18.39%。
2、2023年半年度已向公司全体股东每10股派发现金红利1元(含税)，合计派发现金红利
199,726,345.30元（含税），2023年度公司累计回购金额为21,287,590.95元(含印花税及交易金等费
用)。综上，2023年度公司累计分红金额预计为368,563,307.73元(含税)，占公司2023年度归属上市
公司股东净利润的45.94%。
3、根据《上市公司股份回购规则》规定，本次利润分配方案中公司回购证券专用账户中的股
份不享有利润分配的权利。如在本次2023年度利润分配预案披露之日起至实施权益分派的股权登
记日期间，公司总股本发生变动的，依照变动后的股本为基数实施，并按照上述每股分配比例不
变的原则，相应调整分红总额。
本预案需提交股东大会审议批准后实施。
第二节 公司基本情况
1 公司简介
公司股票简况
股票种类 股票上市交易所 股票简称 股票代码 变更前股票简称
A股 上海证券交易所 金开新能 600821 *ST劝业、津劝业
联系人和联系方式 董事会秘书 证券事务代表
姓名 范晓波 张宇光
办公地址 北京市西城区新兴东巷10
北京市西城区新兴东巷10号
号
电话 010-50950528 010-50950528
电子信箱 ir@nyocor.com ir@nyocor.com
2 报告期公司主要业务简介
公司所处行业为光伏及风力发电行业。
（一）全球新能源行业发展情况
2023 年仍是动荡、分化和变革的一年，俄乌冲突、巴以冲突持续，日本核污水排海争议不断；
中美经济增长稳定，欧洲经济呈现衰退，全球经济两极分化；全球债务水平持续攀升，贸易投资
增长动力不足。在各种因素相互交织影响下，世界经济下行成为意料之中的趋势。国际货币基金
组织（IMF）估计，2023 年世界经济增长率为 3.0%，较 2022 年下降 0.5 个百分点。
全球新能源市场信心进一步提振。中美两国发布《关于加强合作应对气候危机的阳光之乡声
明》，力挺二十国集团领导人宣言，旨在到 2030 年将全球可再生能源装机容量增至三倍。根据三
倍目标的设定，2021-2030 年年均新增装机容量达到 560GW 左右，而 2021-2022 年年均新增装机
容量仅为 287GW，因此 2023-2030 年年均新增装机容量将高达 628GW。多国提升可再生能源发展
目标，欧洲议会投票通过了推动可再生能源部署的提案，欧盟 2030 年可再生能源在终端能源消费
中的比重目标从 32%提升为 42.5%，各成员国应努力实现 45%；印度提出 2031-2032 年可再生能源
装机将达到 596GW，约为 2022 年装机的 3.7 倍；意大利将 2030 年可再生能源装机目标从 80 吉
瓦提升至 131 吉瓦，葡萄牙将 2030 年可再生能源装机目标从 27.4 吉瓦提升至 42.8 吉瓦；越南、
马来西亚等将 2050 年可再生能源电力目标提高至 70%左右，全球新能源市场发展信心进一步提
振。
（二）我国新能源行业发展情况
1、宏观环境
2023 年，面临复杂多变的国际环境，面对有效需求不足、部分行业产能过剩、社会预期偏弱、
风险隐患仍然较多等严峻的国内挑战，政府、企业、社会各界积极应对挑战，宏观调控力度不断
增强，扩大内需、优化结构、提振信心、防范化解风险等工作有效落实，我国经济回升向好，高
质量发展扎实推进，主要预期目标圆满实现，全年国内生产总值超过 126 万亿元，同比增长 5.2%。
生产方面，新质生产力正在形成：太阳能电池、新能源汽车、发电机组等新动能已经成为引
领高质量发展的重要引擎，产品产量分别增长 54.0%、30.3%、28.5%。三驾马车方面，文旅、餐
饮等服务业消费的突起，拉动消费对经济增长的贡献率达到 82.5%，但社零总额 7.2%的增长仍未
恢复到疫情前水平；固定资产投资同比增长 3%，较去年回落 2.1 个百分点，房地产投资持续负增
长，制造业和基建投资保持较快增长但其带动边际减弱；在世界经济持续低迷、全球产业链供应
链深刻调整的国际不利环境下，2023 年我国外贸运行总体平稳，同比增长 0.2%。
2、行业发展
国民经济回升拉动全社会用电量需求较快增长。2023 年，全社会用电量累计 9.22 万亿千瓦时，
同比增长 6.7%，增速比 2022 年提高 3.1 个百分点。分产业看，一、二、三产业及居民生活用电量
同比分别增长 11.5%、6.5%、12.2%、0.9%，对新增用电量的贡献率分别约为 3%、64%、31%、2%。
第二产业仍是用电增长的主力，其中高技术及装备制造业用电量同比增长 11.3%，成为拉动工业
用电量增长的重要力量；第三产业用电量快速增长，主要得益于住宿和餐饮业、交通运输业的复
苏。分地区看，东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长 6.9%、4.3%、8.1%和 5.1%，
东部地区仍是拉动用电量增长的主力，全国 31 个省份用电量均实现正增长。综合考虑宏观经济、
用能电气化等因素，中国电力企业联合会预计 2024 年全年全社会用电量 9.8 万亿千瓦时，比 2023
年增长 6%左右。
风电、光伏发电装机远超预期增长 83%。截至 2023 年末，全国发电装机容量 29.2 亿千瓦，
同比增长 13.9%；非化石能源发电装机容量 15.7 亿千瓦，占总装机容量比重首次突破 50%，达到
53.9%。其中，风电 4.4 亿千瓦，同比增长 20.7%，太阳能发电 6.1 亿千瓦，同比增长 55.2%；风电、
太阳能发电新增装机分别为 0.76 亿千瓦、2.17 亿千瓦，合计新增装机占总新增装机的 76%，超过
《2023 年能源工作指导意见》中 1.6 亿千瓦的年度目标的 83%。从发电量看，全国规模以上电厂
发电量 8.91 万亿千瓦时，同比增长 5.2%；从发电设备利用小时看，全国 6000 千瓦及以上电厂发
电设备利用小时 3592 小时，同比降低 101 小时，并网风电 2225 小时，同比提高 7 小时。并网太
阳能发电 1286 小时，同比降低 54 小时。
3、市场交易
电力市场化改革稳步推进。2023 年，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量 5.67
万亿千瓦时，同比增长 7.9%，占全社会用电量比重为 61.4%。现货交易方面，《电力现货市场基本
规则（试行）》《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》发布，优化价格结算方式，明确
现货市场全电量以现货市场价格结算；放宽市场经营主体的准入，将分布式发电、储能和虚拟电
厂等新型主体纳入市场交易，其中山西成为首个转入正式运行的电力现货市场。煤电容量电价机
制正式建立，用于回收煤电机组一定比例固定成本，推动煤电向基础性调节机组转型，服务新能
源消纳。
峰谷分时电价进一步完善和推广。2023 年，我国多省优化调整分时电价政策，青海、宁夏、
甘肃、山东、蒙西、新疆、河北、湖北、浙江、山西、辽宁等 11 个省份执行午间低谷电价，峰谷
分时电价差不断增大，峰谷电价差≥4:1 的省份达 17 个。受反调峰特性的影响，分时电价将对新能
源的收益产生一定影响，但这也是新能源更大规模、更可持续发展的必经阶段；对于储能、虚拟
电厂等新业态来说，电力系统峰更高、谷更深的特点以及辅助服务市场不断完善，使得储能、可
调负荷、虚拟电厂等新业态获得了更为积极的价格引导信号。
4、重点政策
回顾 2023 年，新能源行业相关政策更加注重综合施策、系统推进，新型电力系统建设蓝图逐
渐清晰；电力体制改革全面推进，绿色电力价值有望进一步释放；新型储能、氢能、抽水蓄能等
新型能源业态发展更加规范化；示范试点工作多点开花，以点带面拉动“双碳”工作取得实效。
（1）新型电力系统建设蓝图逐渐清晰
2023 年 1 月 6 日，国家能源局发布《新型电力系统发展蓝皮书(征求意见稿)》，制定新型电力
系统“三步走”的发展路径，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)。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，新能源成为系统装机主体电源，2060 年新能源逐步成为发电
量结构主体电源。
2023 年 4 月 6 日，国家能源局制定《2023 年能源工作指导意见》，坚持积极稳妥推进绿色低
碳转型，加快构建新型电力系统。意见强调，加快建设智能配电网、主动配电网，提高接纳新能
源的灵活性和多元负荷的承载力；意见要求，提高能源系统灵活感知和高效生产运行能力，促进
源网荷互动、多能协同互补；意见明确，加快完善新型储能技术标准，根据新能源发电并网配置
和源网荷储一体化需要，抓紧建立涵盖新型储能项目建设、生产运行全流程以及安全环保、技术
管理等专业技术内容的标准体系。
2023 年 7 月 11 日，中央深改委第二次会议审议通过《关于深化电力体制改革加快构建新型
电力系统的指导意见》，习近平总书记在会上首次提出，加快构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、
供需协同、灵活智能的新型电力系统，建设新型电力系统的蓝图逐渐清晰，持续大力发展以风电、
光伏为代表的新能源发电是建设新型电力系统的核心任务，安全、灵活、经济等也是建设新型电
力系统的必备要素。
2023 年 10 月 25 日，国家发改委、能源局发布《关于加强新形势下电力系统稳定工作的指导
意见》，明确夯实电力系统稳定基础、加强电力系统全过程稳定管理、构建稳定技术支撑体系三项
重点任务。要求大力提升新能源主动支撑能力，有序推动储能与可再生能源协同发展，协同推进
大型新能源基地、调节支撑资源和外送通道开发建设；提升新能源预测水平，严格开展各类电源
及储能设施涉网性能管理；提升新能源和配电网的可观、可测、可控能力，研究分布式电源、可
控负荷的汇聚管理形式，实现海量分散可控资源的精准评估、有效聚合和协同控制。
（2）电力体制改革全面推进，绿色电力价值有望进一步释放
2023 年 1 月 10 日，国家发展改革委发布《关于进一步做好电网企业代理购电工作的通知》。
明确保持居民、农业用电价格基本稳定；逐步优化代理购电制度，各地要适应当地电力市场发展
进程，鼓励支持 10 千伏及以上的工商业用户直接参与电力市场，逐步缩小代理购电用户范围。优
化代理购电市场化采购方式，完善集中竞价交易和挂牌交易制度，规范挂牌交易价格形成机制。
2023 年 2 月 15 日，国家发展改革委、财政部、能源局下发《国家发展改革委财政部国家能
源局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》。提出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。享
受国家可再生能源补贴并参与绿电交易的绿电优先兑付补贴。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。
2023 年 8 月 3 日，国家发展改革委、财政部、能源局发布《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》，明确绿证是我国可再生能源电量环境属性的唯一
证明，是认定可再生能源电力生产、消费的唯一凭证。国家对符合条件的可再生能源电量核发绿
证，1 个绿证单位对应 1000 千瓦时可再生能源电量。实现绿证核发全覆盖，对全国风电（含分散
式风电和海上风电）、太阳能发电（含分布式光伏发电和光热发电）、常规水电、生物质发电、地
热能发电、海洋能发电等已建档立卡的可再生能源发电项目所生产的全部电量核发绿证。
2023 年 9 月 15 日，国家发展改革委、能源局发布《电力现货市场基本规则（试行）》，是首
部国家层面发布，用于指导电力现货市场建设和规范市场规则的文件。从市场规则发布、技术支
持系统建设、经营主体培训与规则宣贯、市场运行情况分析、市场风险防控等方面，明确了电力
现货市场模拟试运行、结算试运行和正式运行等不同阶段的启动条件和工作内容。要求提升电力
系统调节能力，促进可再生能源消纳，保障电力安全可靠供应，促进电力系统向清洁低碳、安全
高效转型。
2023 年 11 月 1 日，国家发展改革委、能源局发布《关于进一步加快电力现货市场建设工作
的通知》。要求在确保有利于电力安全稳定供应的前提下，有序实现电力现货市场全覆盖。提出在
分布式新能源装机占比较高的地区，推动分布式新能源上网电量参与市场，探索参与市场的有效
机制；同时通过市场化方式形成分时价格信号，推动储能、虚拟电厂、负荷聚合商等新型主体在
削峰填谷、优化电能质量等方面发挥积极作用，探索“新能源+储能”等新方式。
2023 年 11 月 10 日，国家发展改革委、能源局发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》。
明确将现行煤电单一制电价调整为两部制电价，其中电量电价通过市场化方式形成，灵敏反映电
力市场供需、燃料成本变化等情况；容量电价水平根据转型进度等实际情况合理确定并逐步调整，
充分体现煤电对电力系统的支撑调节价值，稳定煤电行业预期、保障电力系统安全运行、促进新
能源加快发展。
（3）新型能源业态发展更加规范化
2023 年 2 月 24 日，国家标准委员、国家能源局发布《新型储能标准体系建设指南》，出台 205
项新型储能标准，并提出根据新型储能技术现状、产业应用需求及未来发展趋势，“2023 年制修
订 100 项以上新型储能重点标准”。要求“尽快建立完善安全标准体系，结合新型电力系统建设需
求，初步形成新型储能标准体系，基本能够支撑新型储能行业商业化发展”。该《建设指南》的发
布，为我国各类储能示范工程应用和新型储能行业发展营造了良好政策环境，对加速新型储能系
统建设及其安全稳定运行提供了保障。
2023 年 5 月 15 日，国家发展改革委发布《关于抽水蓄能电站容量电价及有关事项的通知》，
核定在运及 2025 年底前拟投运的 48 座抽水蓄能电站容量电价，自当年 6 月 1 日起执行。要求电
网企业要统筹保障电力供应、确保电网安全、促进新能源消纳等，合理安排抽水蓄能电站运行；
要与电站签订年度调度运行协议并对外公示，公平公开公正实施调度；要严格执行本通知核定的
抽水蓄能电站容量电价，按月及时结算电费，结算情况单独归集、单独反映，并于每年 5 月底前
将上年度电价执行情况、可用率情况等报我委（价格司）和相关省级价格主管部门。
2023 年 8 月 8 日，国家标准委、国家发展改革委、工业和信息化部、生态环境部、应急管理
部、国家能源局六部门印发《氢能产业标准体系建设指南（2023 版）》，明确近三年国内国际氢能
标准化工作重点任务，系统构建了氢能制、储、输、用全产业链标准体系，涵盖基础与安全、氢
制备、氢储存和输运、氢加注、氢能应用五个子体系。指南旨在贯彻落实国家关于发展氢能产业
的决策部署，充分发挥标准对氢能产业发展的规范和引领作用。
2023 年 8 月 22 日，工业和信息化部、科技部、国家能源局、国家标准委联合印发关于《新
产业标准化领航工程实施方案（2023─2035 年）》的通知，明确提出加快双高双峰形势下新能源并
网安全稳定运行和控制领域标准研究，制修订大型风电场集群、光伏电站、分布式光伏、户用光
伏等新能源并网标准。同时面向新能源汽车车网互动等需求，制修订电动汽车充放电双向互动标
准。
2023 年 9 月 27 日，国家发展改革委等六部门印发《电力需求侧管理办法（2023 年版）》，明
确积极拓宽需求响应主体范围，鼓励推广新型储能、分布式电源、电动汽车、空调负荷等主体参
与需求响应。其中还提出进一步加强需求响应、电能替代、节约用电、绿色用电、智能用电、有
序用电等领域的技术研发和推广。重点推进新型储能、虚拟电厂、车网互动、微电网等技术的创
新和应用。
2023 年 10 月 7 日，国家能源局印发《开展新能源及抽水蓄能开发领域不当市场干预行为专
项整治工作方案》。要求着力破除新能源及抽水蓄能开发领域各种形式的地方保护和市场分割，清
理影响生产经营成本和生产经营行为等妨碍统一市场和公平竞争的各种做法。重点整治内容主要
包括两方面，其一为通过文件等形式对新能源发电和抽水蓄能项目强制要求配套产业，其二为通
过文件等形式对新能源发电和抽水蓄能项目强制要求投资落地地方政府或相关主管部门通过印发
文件等形式，强制要求新能源发电和抽水蓄能项目投资落地。
2023 年 11 月 20 日，国家能源局发布《关于促进新型储能并网和调度运用的通知(征求意见
稿)》。明确接受电力系统调度新型储能范围。接入电力系统并签订调度协议的新型储能电站，可
分为调度调用新型储能和电站自用新型储能两类。调度调用新型储能指具备独立计量装置，并且
按照市场出清结果或电力调度机构指令运行的新型储能电站，包括独立储能电站、具备条件独立
运行的新能源配建储能等电站自用新型储能指与发电企业、用户等联合运行，由发电企业、用户
等根据自身需求进行控制的新型储能电站，包括未独立运行的新能源配建储能、火电联合调频储
能、签订调度协议且具备接受调度指令能力的用户侧储能等。
（4）示范试点工作多点开花
2023 年 6 月 13 日，国家能源局发布《开展分布式光伏接入电网承载力及提升措施评估试点
工作》的通知，选择山东、黑龙江、河南、浙江、广东、福建 6 个试点省份，每个省选取 5－10
个试点县（市）开展试点工作。要求充分考虑当前电力系统技术进步，积极评估采用新型配电网、
新型储能、负荷侧响应、虚拟电厂等措施打造智能配电网，挖掘源、网、荷、储的调节能力，提
高分布式光伏接入电网承载能力。
6 月 16 日，国家能源局发布关于开展《新型储能试点示范工作》的通知。确定了新型储能试
点示范工作的规则，同时指出，国家能源局将把示范项目纳入全国新型储能大数据平台，开展示
范项目建设运行情况跟踪监测，并做好示范项目实施情况评估总结，为推动新型储能多元化、产
业化、市场化高质量发展，支持建设新型能源体系具有相当意义。
2023 年 8 月 17 日，国家发展改革委等六部门印发《关于促进退役风电、光伏设备循环利用
的指导意见》。指出到 2025 年，集中式风电场、光伏发电站退役设备处理责任机制基本建立，退
役风电、光伏设备循环利用相关标准规范进一步完善，资源循环利用关键技术取得突破。到 2030
年，风电、光伏设备全流程循环利用技术体系基本成熟，资源循环利用模式更加健全，资源循环
利用能力与退役规模有效匹配，标准规范更加完善，风电、光伏产业资源循环利用水平显著提升，
形成一批退役风电、光伏设备循环利用产业集聚区。
2023 年 8 月 22 日，国家发展改革委等十部门印发《绿色低碳先进技术示范工程实施方案》，
明确建设一批绿色低碳先进技术示范工程，健全相关支持政策、商业模式、监管机制，持续加强
绿色低碳技术和产业的国际竞争优势。要求建设先进电网和储能示范项目。包括先进高效“新能
源+储能”、新型储能、抽水蓄能、源网荷储一体化和多能互补示范，长时间尺度高精度可再生能
源发电功率预测、虚拟电厂、新能源汽车车网互动、柔性直流输电示范应用。
2023 年 10 月 18 日，国家能源局发布《关于组织开展可再生能源发展试点示范的通知》，围
绕技术创新、开发建设和高比例应用三方面予以具体支持。通知提出“发供用高比例新能源示范”。
主要支持园区、企业、公共建筑业主等用能主体，利用新能源直供电、风光氢储耦合、柔性负荷
等技术，探索建设以新能源为主的多能互补、源荷互动的综合能源系统，打造发供用高比例新能
源示范，实现新能源电力消费占比达到 70%以上。
报告期内，公司的主营业务未发生变化，为新能源电力的开发、投资、建设及运营，目前主
要包括光伏发电和风力发电两个板块。公司主要通过全资子公司金开有限开展生产经营活动，主
要经营模式为光伏电站和风电场的开发、投资、建设及运营。
（一）公司主营业务
新能源发电业务是公司的核心业务。报告期内，公司在投资、管理、市场多线发展，资产规
模进一步扩大。报告期内，公司重点在消纳情况良好且具备电价优势的津冀、长江经济带及珠三
角等中东南地区开展业务布局。目前，公司业务已覆盖全国 20 个省、自治区和直辖市，资产规模、
盈利能力等在地方国有新能源上市公司中位居前列。
在电力市场化大背景下，公司近年来积极布局创新业务领域，不断探索绿电与高载能、高附
加值产业融合，加强培育绿电转化相关产业，从单纯地生产绿电，逐步向提供绿色能源、绿色产
品、绿色解决方案的绿色能源生态服务商发展。报告期内，公司通过“源荷联动、多能互补”等
多种模式，赋能绿色电力项目开发，积极探索绿色算力等领域的战略机遇，持续提升公司核心竞
争力。
（二）公司主要经营模式
1、项目开发模式
公司新能源项目的开发模式主要分为三类，即自开发项目、合作开发项目及收购类项目。
（1）自开发项目，是指自主开发建设电站的项目，从前期申报和获得建设指标、取得各类备
案许可文件、现场踏勘了解项目用地及其他有关信息，到工程建设，直到后期项目运维等，全程
参与电站开发建设的各个环节。
（2）合作开发项目，是指通过与政府、合作方从各自的资源优势出发，合作开发建设电站的
项目。一般通过与合作方签署合作协议，设立合资公司作为项目申报及建设的主体。
（3）收购类项目，是指通过收购股权或收购资产的方式收购新能源电站的项目，根据股权收
购协议签署时点的不同，收购类项目分为 BT 类项目的收购和已建成资产项目的收购。在全容量并
网前签署股权收购协议的为 BT 类项目，在全容量并网后签署股权收购协议的为已建成资产项目。
2、采购模式
公司拥有独立的采购体系，制定了《采购管理办法》、《招标管理办法》等相关制度规范，加
强对采购与付款的内部控制，采购流程的流程图如下所示：
3、生产模式
公司生产模式是依靠光伏发电组件设备、风力发电机组等，将太阳能、风能等转化为电能，
通过电站内的集电线路、变电设备，将电能输送至电网，发电过程无需人工干预。日常生产过程
中，公司需要做好运营监控与日常维护工作，以保证发电设备的安全稳定运行。
4、销售模式
（1）地面式电站、“全额上网”分布式电站、风电场、生物质发电厂及储能电站
地面式电站、“全额上网”分布式电站、风电场、生物质发电厂及储能电站的销售模式主要是
通过与电网公司签订售电合同，将电力销售给电网公司。依照国家政策和项目核准时的并网承诺，
在项目建设及运营过程中，项目公司与电网公司签署购售电协议，将所发电量并入指定的并网点，
实现电量交割。其中电量计量由电网公司指定的计量装置按月确认，电价按照国家能源价格主管
部门确定的区域电价确定。
现阶段，公司部分项目除采取上述交易模式外，还采用市场化交易的模式。
（2）“自发自用，余电上网”分布式电站
“自发自用，余电上网”模式是指屋顶分布式光伏电站使用业主企业建筑物屋顶架设光伏发
电组件，所发电量优先供业主企业使用，若存在剩余电量则并入当地电网公司系统。该模式下，
发电企业与业主企业自行根据电表结算自发自用部分电量，当地电网公司月度下发结算单确认总
发电量和余电上网部分电量。
5、盈利模式
公司盈利模式为获取销售给电网公司或电力用户的电力的收入，扣除生产经营的各项成本费
用后获得利润，其中收入根据单位上网电价价格与供应电网公司的电量计算或通过电力用户约定
电价与用户实际使用电量等方式计算得出。
3 公司主要会计数据和财务指标
3.1 近 3 年的主要会计数据和财务指标
单位：元 币种：人民币
2022年 本年比上
2023年 年 2021年
调整后 调整前 增减(%)
总资产 31,932,660,212. 32,694,922 32,693,792,144 25,270,322,
-2.33
51 ,572.36 .55 481.25
归属于上市公
8,943,128,953.8 8,369,224, 8,371,365,239. 4,963,280,1
司股东的净资 6.86
0 503.82 84 17.14
产
营业收入 3,327,748,339.4 3,082,262, 3,082,262,482. 1,956,771,6
7.96
4 482.54 54 69.87
归属于上市公
732,483,07 480,531,786
司股东的净利 802,346,013.59 732,019,820.49 9.54
9.57 .25
润
归属于上市公
司股东的扣除 683,767,99 438,401,948
732,598,598.11 683,304,740.62 7.14
非经常性损益 9.70 .95
的净利润
经营活动产生
2,155,268,219.3 3,045,438, 3,045,438,513. 921,865,670
的现金流量净 -29.23
2 513.82 82 .88
额
加权平均净资 减少3.49
9.20 12.69 12.67 11.52
产收益率（%） 个百分点
基本每股收益
0.40 0.45 0.45 -11.11 0.34
（元／股）
稀释每股收益
0.40 0.45 0.45 -11.11 0.34
（元／股）
3.2 报告期分季度的主要会计数据
单位：元 币种：人民币
第一季度 第二季度 第三季度 第四季度
（1-3 月份） （4-6 月份） （7-9 月份） （10-12 月份）
营业收入 777,244,809.30 930,841,257.22 879,886,961.40 739,775,311.52
归属于上市公司股
169,346,627.06 347,334,278.22 220,871,873.24 64,793,235.07
东的净利润
归属于上市公司股
东的扣除非经常性 167,124,153.82 301,629,248.53 219,697,972.25 44,147,223.51
损益后的净利润
经营活动产生的现
151,071,241.34 599,124,368.42 572,316,930.09 832,755,679.47
金流量净额
季度数据与已披露定期报告数据差异说明
□适用 √不适用
4 股东情况
4.1 报告期末及年报披露前一个月末的普通股股东总数、表决权恢复的优先股股东总数和持有特
别表决权股份的股东总数及前 10 名股东情况
单位: 股
截至报告期末普通股股东总数（户） 57,675
年度报告披露日前上一月末的普通股股东总数（户） 56,818
截至报告期末表决权恢复的优先股股东总数（户） 0
年度报告披露日前上一月末表决权恢复的优先股股东总数（户） 0
前 10 名股东持股情况
持有有 质押、标记或冻
股东名称 报告期内增 期末持股数 比例 限售条 结情况 股东
（全称） 减 量 (%) 件的股 股份 性质
数量
份数量 状态
天津金开企业管理有 国有
0 189,078,638 9.47 0 无 0
限公司 法人
国开金融有限责任公 国有
0 134,118,015 6.72 0 无 0
司 法人
通用技术集团国际控 国有
0 100,000,000 5.01 0 无 0
股有限公司 法人
天津津诚财富投资管
理有限公司－天津津
0 66,702,186 3.34 0 无 0 未知
诚二号股权投资基金
合伙企业（有限合伙）
资舟资产管理（深圳）
有限公司－资舟睿舟 3 66,583,480 66,583,480 3.33 0 无 0 未知
号私募证券投资基金
中意资管－工商银行
－中意资产－卓越枫 -2,716,800 65,659,268 3.29 0 无 0 未知
叶 32 号资产管理产品
宁波梅山保税港区鑫
芯私募基金管理合伙
企业（有限合伙）－中
0 62,877,358 3.15 0 无 0 未知
青芯鑫致胜（上海）股
权投资合伙企业（有限
合伙）
天津津融国信资本管 国有
0 54,918,156 2.75 0 无 0
理有限公司 法人
海南共裕私募基金管
理合伙企业（有限合
-57 53,435,840 2.68 0 无 0 未知
伙）－共裕盛世私募证
券投资基金
北京景星资产管理有
限公司－景星富胜私 85 51,384,700 2.57 0 无 0 未知
募证券投资基金
上述股东关联关系或一致行动的说 天津金开企业管理有限公司、天津津诚财富投资管理有限
明 公司－天津津诚二号股权投资基金合伙企业（有限合伙）、
天津津融国信资本管理有限公司为一致行动人。
表决权恢复的优先股股东及持股数
不涉及
量的说明
4.2 公司与控股股东之间的产权及控制关系的方框图
√适用 □不适用
4.3 公司与实际控制人之间的产权及控制关系的方框图
√适用 □不适用
4.4 报告期末公司优先股股东总数及前 10 名股东情况
□适用 √不适用
5 公司债券情况
□适用 √不适用
第三节 重要事项
1 公司应当根据重要性原则，披露报告期内公司经营情况的重大变化，以及报告期内发生的对
公司经营情况有重大影响和预计未来会有重大影响的事项。
报告期内，公司完成发电量 71.48 亿千瓦时，比上年同期增加 8.7 亿千瓦时，同比增长 13.86%；
实现利润总额 9.74 亿元，同比增长 9.26%；实现归属上市公司股东净利润 8.02 亿元，同比增长
9.54%。
2 公司年度报告披露后存在退市风险警示或终止上市情形的，应当披露导致退市风险警示或终
止上市情形的原因。
□适用 √不适用
