2021年光伏行业机遇与挑战并存，新能源利好政策密集出台促进我国光伏产业蓬勃发展，供应链成本上升、市场之间的竞争加剧、疫情反复等不确定因素也给光伏企业的运营管理带来更大挑战。面对复杂多变的市场形势，公司积极克服外部坏因影响，以项目开发核心优势为基础，稳步推进业务模式和运营战略优化转型，资产结构和电站收益质量进一步改善，债务结构更合理，融资成本加速下降，资金流动性显著提升。报告期内，公司克服2021年各省光伏发电项目指标公布滞后、组件价格大大上涨等因素的影响，有力保障自持电站的建设进度及新增并网规模目标，但较预期进度存在一定差距。截至2021年末，公司持有的光伏电站权益装机容量约2.85GW，其中集中式电站规模约2.02GW，分布式电站规模约0.83GW。报告期内，公司完成发电量34.3亿千瓦时，实现营业收入36.75亿元，同比增长2.44%，其中光伏电站开发运营转让业务收入27.76亿元，同比下降2.99%，光伏电站EPC业务收入8.89亿元，同比增长38.49%；实现归属于母公司的净利润3.61亿元，同比下降24.13%。由于存量补贴电站部分出售、自持电站新增并网量未达预期、上游原材料价格上涨、非流动资产毁损报废损失增加，公司整体毛利有所下降，营业外支出增加，从而导致报告期内公司净利润同比下降。在国企等各界社会资本大举涌入的激烈市场竞争中，公司开发团队砥砺前行，紧抓“大基地开发”、“整县推进”机遇，再次以累累硕果向各界展现晶科的强大竞争力。报告期内，公司获得各省光伏发电项目指标规模约3.6GW，在江西、广西和甘肃三省均领衔民企第一，广西更是取得综合排名第二的优异成绩；完成大基地项目签约规模约20.8GW，为后续深入开发奠定基础；与75个县区政府部门签订整县屋顶分布式光伏开发合作协议，为2022年度分布式和户用业务实现突破式增长提前锁定资源。公司储备有丰富的项目资源，为满足新能源投资市场的多样化需求，报告期内公司与多个新能源投资商进行战略合作，合计新增1,130MW的开发项目资源合作。通过“开发+”模式，公司充分挖掘开发资源转化的更多商业模式，以开发带动EPC、开发带动对外技术服务等方式，大幅缩短项目投资回报周期，实现资本金高周转，改善公司流动性。此外，在对外良好合作基础上，公司还可进一步获取电站运维业务机会，继续保有及加强在运维端的核心竞争优势。围绕“轻资产”运营战略，公司继续加强电站运维业务和综合能源服务的市场开拓力度，坚定不移地推动公司从清洁能源投资商向清洁能源服务商的战略转型。电站运维方面，报告期内公司电站运维规模继续扩大，运维结构进一步优化。截至报告期末，公司电站运维总规模提升至5.28GW，其中对外代维规模2.36GW，同比增长39%，代维规模占比提升至45%。报告期内公司实现运维业务收入8,488.13万元，同比增长53.23%。截至本报告披露日，公司电站运维总规模及对外代维规模进一步分别提升至5.87GW和2.88GW，电站运维独立化进程加快。在2021年度公司电站权益装机容量同比下降的不利局面下，运维团队充分发挥专业技术优势，公司全年完成发电量34.3亿千瓦时，实现逆势增长。综合能源服务方面，2021年公司旗下全资子公司晶科慧能新增开展综合能源服务，积极面向产业园区和工商业客户提供节能改造、购售电等综合能源服务。在第四季度电力市场政策突变、各省购电价格顶格上涨的情况下，公司全年完成签约电量87亿千瓦时，交易电量48亿千瓦时，签约客户1,985户，实现综合能源服务收入2,732万元，同比增长94.69%。报告期内，受2021年各省光伏发电项目指标公布滞后、组件价格大面积上涨以及疫情反复等不利因素影响，公司新增并网量、EPC业务容量产值虽较上年有所增长，但较年初规划仍有一定差距。面对艰难市场形势，公司积极提升供应链能力，构建“成本与IRR测算联动模型”，动态跟踪各类成本，同时充分发挥专业技术优势，优化发电系统设计方案，保障项目收益率水平。报告期内公司完成自持电站新增并网量约232MW，EPC业务完成容量产值约356MW，EPC业务容量产值较2020年度提升56.83%。在“精工程”策略下，打造出耗时短、质量优的甘肃金塔二期、袁花阳光科技小镇等精品工程项目。公司积极从不利环境中寻找有利机会，通过提高存量电站入国补名录比例、存量电站资产交易，改善公司电站资产结构，提升电站收益质量。截至2021年末，公司进入国补名录的电站规模约2,319MW，存量补贴电站85%以上进入国补名录。随着公司存量补贴电站陆续进入国补名录、平价电站规模逐步提升，公司补贴电费不确定性风险大幅降低，电站现金流进一步改善。随着光伏发电跨入平价时代，补贴发放延迟等影响公司项目融资的不利因素消除，公司借助光伏行业长期向好、利好政策支持，报告期内融资渠道进一步拓宽，融资品种更加丰富，债务结构逐步改善，融资成本进一步下降。2021年，在金融政策支持下，公司通过存量贷款置换、国补质押再融资等方式获取的低利率贷款金额增加，并通过主动调整及优化债务结构，整体融资成本在2020年的基础上进一步下降。报告期内公司完成存量贷款置换6.31亿元，获得国补质押融资7.30亿元，取得银行综合授信41.89亿元，并相继完成公司债和可转债的公开发行。截至报告期末，公司债务结构进一步优化，资产负债率下降4.03个百分点至57.92%，短期债务余额下降18%，长期融资租赁余额下降12.55%，长期银行借款余额下降14.01%。得益于可转债发行及增量融资成本下降，以及长短期债务结构优化，报告期内公司平均融资利率下降0.42个百分点，综合融资成本及财务费用进一步降低。此外，报告期内公司多个流动性指标显著提升，短期偿债能力进一步增强。根据“精工程”的经营策略，公司EPC业务规模有所控制，对流动资金的占用减少；同时，报告期内公司出售存量电站448MW、实现1,130MW的开发资源对外战略合作，完成回款合计22.88亿元，进一步提升了公司的流动性。2021年末，公司现金比率、流动比率、速动比率等各项流动性指标均较2020年末有大幅提升，资金流动性提高，短期偿债能力进一步增强。根据行业情况变化及公司经营策略的调整，公司内部及时调整优化业务架构，加强内部协同和人才队伍建设，强化风险管控，规范管理体系，多方位促进经营管理效率提升。报告期内，公司整合资源，新设分布式事业部，调整内部考核机制，推动分布式业务发展再上新台阶；成立东北区域公司及云川基地办，优化开发布局和深度；将晶科慧能及售电业务纳入新兴业务管理版块，强化售电业务与分布式业务的市场拓展协同；总部工程管理部统一开展工程管理，全面提升工程管控能力；梳理调整员工岗级薪酬，改进干部选拔机制，引进关键岗位优秀人才，充实业务一线人员力量，进一步提升公司凝聚力和团队士气。同时，公司持续强化内部风险管控，提升管理体系运行有效性，多方位促进经营管理效率的提升。内部不断加强业务风险审查，优化制度和流程设计，规范电站运行管理体系，多次开展“安全月”、“质量月”培训活动提升全员安全意识；外聘咨询机构全面梳理管理架构和治理体系，提出有效整改意见并予以落实，通过内外合力提升公司的管理水平和治理能力。根据国家能源局发布的数据,2021年我国可再生能源新增装机1.34亿千瓦，占全国新增发电装机的76.1%。截至2021年底，我国可再生能源发电装机达到10.63亿千瓦，占总发电装机容量的44.8%。2021年，全国可再生能源发电量达2.48万亿千瓦时，占全社会用电量的29.8%，可再生能源发电量稳步增长。2021年我国新增光伏发电并网容量5,488万千瓦，连续9年稳居世界首位，为历年以来年投产最多。其中集中式光伏电站新增并网2,560万千瓦，分布式光伏新增并网2,928万千瓦。截至2021年底,光伏发电累计并网容量3.06亿千瓦，突破3亿千瓦大关，连续7年稳居全球首位，其中集中式光伏电站1.98亿千瓦，分布式光伏1.08亿千瓦。2021年我国光伏发电量3,259亿千瓦时，同比增长25.1%。全国利用小时数1,163小时，同比增加3小时。光伏发电利用率98%，与上年基本持平。新疆、西藏等地光伏消纳水平显著提升，光伏利用率同比分别提升2.8%和5.6%。一是光伏发电集中式与分布式并举的发展趋势明显。截至2021年底，分布式光伏累计并网容量突破1亿千瓦，约占全部光伏发电并网容量的三分之一；2021年度的新增光伏发电并网容量中，分布式光伏约占全部新增光伏发电装机的55%，历史上首次突破50%。二是户用光伏已经成为我国如期实现碳达峰、碳中和目标和落实乡村振兴战略的重要力量。2021年度新增分布式光伏中，户用光伏继2020年首次超过1,000万千瓦后，2021年超过2,000万千瓦，达到2,160万千瓦，创历史新高。为积极落实双碳目标，以及2030年非化石能源占一次能源消费比重达到25%左右，风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上等任务，国家能源局、发改委、财政部等部委陆续发布《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》、《关于报送整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点方案的通知》、《关于加快推动新型储能发展的指导意见》、《关于引导加大金融支持力度促进风电和光伏发电等行业健康有序发展的通知》及《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》等重要支持性、规范性政策文件，进一步对以“风、光”为代表的新能源大基地、分布式整县推进，及配套的能源消纳、新型储能发展、绿色金融支持、全国统一电力市场体系建立等重大事项作出部署，明确了“十四五”期间集中式和分布式能源并举的发展模式、新型储能发展及全国统一电力市场体系建立的时间目标等。通过上述政策的发布，国家对于光伏发电的政策规划进一步清晰，有效支撑并推动我国实现能源体系绿色低碳转型的总体目标。2021年以来，终端需求旺盛以及硅料产能供给增幅有限，同时叠加能耗双控政策等因素影响，光伏产业链主要环节纷纷掀起涨价潮，供应链价格大幅上涨几乎贯穿整个年度，直至2021年末各环节供应链价格才有所下滑。上游供应链价格持续上涨导致终端需求萎缩，也是造成光伏新增装机量未达到年初预期的主要原因之一。基于当前形势预测，供应链价格波动和市场博弈可能贯穿整个“十四五”期间，迫使光伏企业要进一步加强市场研判和供应链管理能力。公司主要从事光伏电站开发运营转让业务和光伏电站EPC业务。报告期内，公司的主营业务未发生重大变化。光伏电站开发运营转让业务，主要包括太阳能光伏电站的开发、投资、建设、运营和转让。公司通过开发、投建各类光伏电站，为用户提供清洁能源，并从中获得稳定的发电收入。其中，集中式光伏电站采用“全额上网”的售电模式，所发电量全部销售给电网公司；分布式光伏电站分为“自发自用、余电上网”和“全额上网”两种售电模式，其中“自发自用、余电上网”模式下的发电量优先出售给屋顶资源业主，剩余电量出售给电网公司，“全额上网”模式下的发电量全部出售给电网公司。在光伏电站运营业务下，公司同时对外承接光伏电站运维业务，通过为客户提供智能、精准的电站运维服务，有效提升光伏系统发电效率，降低度电成本，满足客户需求，获取运维服务收入。光伏电站EPC业务，主要包括为国内光伏电站投资商提供光伏电站工程总承包、电站运营综合服务解决方案等。公司EPC业务主要通过市场招投标和以开发带动EPC两种模式获取EPC订单，为客户提供涵盖光伏电站工程总承包、整套设备采购供应以及光伏电站整体解决方案的综合服务。此外，为充分利用公司在光伏发电领域的经验优势，公司延伸开展购售电、绿证业务以及储能项目的投资运营业务，并积极探索光伏建筑一体化（BIPV）等新兴业务机会。作为一家行业领先的清洁能源供应商和服务商，公司在新能源领域深耕多年，已在提供光伏电站一体化解决方案、光伏电站区域布局、全球资源整合、人才建设及储备等方面积累了行业领先优势。公司在光伏发电行业从业多年，积累了丰富的光伏电站建设、运营及管理经验，拥有电站设计、施工、运维等多项专业资质，具备光伏发电一体化解决方案的能力。凭借在光伏发电领域的专业技术和丰富经验，公司陆续揽获“2021优质光伏EPC企业”、“2020年度光伏电站开发最具影响力品牌企业”、“2020年中国光伏电站EPC总包企业20强”、“2020年度优秀光伏电站运维服务商”等多项荣誉，并成功入选上饶市市级企业技术中心认定名单。项目开发方面，公司多年保持开发规模行业领先的核心优势，拥有一支开发能力领先的项目团队，面对不断变化的市场形势和各类开发环境，能够灵活调整开发策略，抢占市场先机。2021年，公司获得各省光伏发电项目指标规模约3.6GW，签约基地开发协议规模约20.8GW，与全国75个县区政府部门签订整县屋顶分布式光伏开发合作协议，为后续深入开发奠定基础。充足的项目储备，为公司各项业务开展及对外合作提供了更多可能性。电站建设方面，公司拥有专业的EPC团队，积累了超3GW的光伏电站工程经验，拥有电力工程施工总承包二级资质，在项目可研、申报审批、设计施工、设备运管等方面已形成一整套、全方位的经验，可提供规划编制、融资方案、运维管理等一站式整体解决方案，并有针对性地设计了高标准的技术规范与管理体系，以充分保障电站运营的可靠品质。电站运维方面，公司拥有多年光伏电站运维经验，全国超过110个现场运维团队，90%从业人员来自电力行业，熟悉多样的光伏电站运维环境，能高效完成客户的服务需求。公司拥有上海及浙江海宁2个远程智能化集控中心，庞大的光伏电站数据库为电站效率提升、电站融资和综合电力市场化交易提供真实的数据分析支持；通过自主研发的O2O运维管理服务平台，实现“线上管控治理、线下维护检修”；利用无人机巡检、红外线检测等多项先进技术，电站运维效率显著提升。基于公司在电站运维方面的专业技术和丰富积累，公司对外承接的电站运维规模逐年攀升。截至2021年末，公司电站运维总规模5.28GW，其中对外代维规模约2.36GW。公司是国内排名居前的光伏电站运营商，已在全国二十多个省份拥有包括大型地面式、屋顶分布式、渔光互补型、农光互补型等多类型光伏电站，并凭借长期积累的丰富经验和技术能力，逐渐在海外不同地区布局投资不同性质、不同容量的光伏电站，以多元化、可持续的运营模式和资产分布，降低经营风险和区域风险。此外，公司在综合考虑光照资源、社会经济条件、土地环境状况、政策支持力度等情况的基础上，合理布局电站资产。我国华东、华北等中东部地区，因其社会经济基础相对较好，工商业发展水平相对较高，经济总量大，人口总量多，用电需求旺盛，标杆电价价格较高，弃光限电问题明显好于其他地区。华东地区和华北地区是公司光伏发电装机的主要集中区。较好的区位条件和电站布局，有利于公司光伏电力的上网消纳，有效保证了公司运营的稳健性。自2017年开发海外光伏发电市场以来，公司充分利用全球资源整合能力，与法国电力集团（EDF）、阿布扎比未来能源公司（Masdar）、韩国电力公司（KEPCO）、法国道达尔（Tota）、中国电力国际有限公司等多家全球能源巨头和大型财团开展过良好的业务合作。公司以专业的光伏发电技术服务优势，联合合作方的融资渠道优势，陆续中标阿布扎比2,100MW、沙特阿拉伯300MW、西班牙182.5MW、约旦109MW等海外大型光伏发电项目，在欧洲、中东等地区树立了较强的品牌影响力。2021年度，公司荣获OFweek维科网评选的“维科杯-OFweek2021卓越海外市场表现企业奖”，中标的阿布扎比项目先后荣获中东太阳能行业协会（MESIA）颁发的“2020年度公用事业规模太阳能项目”和基础建设专业媒体IJGoba评选的“2020年度中东非可再生能源太阳能交易”荣誉称号，进一步彰显了公司在全球资源整合能力方面的核心优势。人力资源和人才优势是光伏企业在技术创新方面不断取得新突破的重要保障。公司主要管理层在光伏行业拥有超过10年的丰富经验，是国内光伏行业发展壮大的见证人，深谙国际与国内光伏行业发展的基本规律，能够敏锐把握行业发展趋势，并以强有力的执行力推动与落实公司发展战略和经营目标。此外，公司一直致力于开发创新，并不断采用更加有效的管理模式，在实际应用中以明确且高效的执行细则强化操作的精细化，采用更加灵活且市场化的方式持续吸引“高精尖”人才。目前，公司拥有分布在20多个省份、数百名专业运维技术人员，为光伏电站的正常运营奠定了良好的人力基础。碳中和背景下，全球能源格局正在重塑，众多国家积极发展可再生能源，并努力使其替代化石能源。根据国际可再生能源署（IRENA）发布的《可再生能源市场报告》预测，到2026年，全球可再生能源发电量将跃升至4,800吉瓦以上，比2020年的水平增长60%以上，并且预计到2026年，可再生能源将占全球新增发电量的95%。国际能源署还表示，作为世界上主要的碳排放国之一，中国正在推动全球转向可再生能源。预计到2026年，中国的风能和太阳能总装机容量将达到1,200吉瓦，比目标日期提前四年。“十四五”时期是我国为实现“双碳”目标打好基础的关键时期，国家层面及各地方政府密集出台相关政策措施，从不同维度围绕实现“3060”目标、构建以新能源为主体的新型电力系统进行设计和实施，这些政策为光伏行业发展带来历史性机遇，零碳路径上可再生能源将成为主导能源，风光等新能源实现跃升发展成为共识。我国“十四五”规划目标明确提出2025年我国非化石能源消费比重提高到20%左右，非化石能源发电量比重达到39%左右。中国光伏行业协会(CPIA)预测，2022-2025年我国年均新增光伏装机将达到83-99GW，2022年在国内巨大的光伏发电项目储备量推动下，我国光伏新增装机量可能增至75GW以上，相比2021年增幅达到36%以上。与大型集中式地面电站相比，分布式光伏布局分散灵活，直接安装在工商业和住宅屋顶上。2021年以来，国家在政策层面多次提及分布式光伏的相关内容。6月，国家能源局《关于报送整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点方案的通知》提出，整合资源实现集约开发。全国31个省共申报676县。9月，国家发改委、自然资源部等十部委发布《关于印发全国特色小镇规范健康发展导则的通知》，指出有条件的可开展屋顶分布式光伏开发。10月，国务院印发《2030年前碳达峰行动方案》，到2025年，城镇建筑可再生能源替代率达到8%，新建公共机构建筑、新建厂房屋顶光伏覆盖率力争达到50%。11月，国家机关事务管理局、国家发改委等四部委联合印发《深入开展公共机构绿色低碳引领行动促进碳达峰实施方案》，提出到2025年公共机构新建建筑可安装光伏屋顶面积力争实现光伏覆盖率达到50%。同时，国家发革委进一步深化燃煤发电上网电价市场化的改革。扩大市场交易电价上下浮动范围。将燃煤发电市场交易价格浮动范围由现行的上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，扩大为上下浮动原则上均不超过20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。推动工商业用户都进入市场，按照市场价格购电，取消工商业目录销售电价。在政策引导下，分布式光伏在2021年重新进入高速增长通道。根据国家能源局统计数据，2021年分布式光伏新增装机量约占全部新增光伏发电装机的55%，历史上首次突破50%，光伏发电集中式与分布式并举的发展趋势明显；新增分布式光伏中，户用光伏新增装机达到2,160万千瓦，创历史新高。户用光伏已经成为我国如期实现碳达峰、碳中和目标和落实乡村振兴战略的重要力量。此外，国家发改委表示，与国际上其他国家相比，我国居民电价偏低，工商业电价偏高。下一步要完善居民阶梯电价制度，逐步缓解电价交叉补贴，使电力价格更好地反映供电成本，还原电力的商品属性。伴随着国家政策支持、地方政府响应、企业热情高涨、具备有利条件，分布式光伏迎来规模化发展的市场空间。除民营电力投资企业这支分布式光伏的传统主力之外，电力投资央企、海外投资企业、跨界投资者纷纷大举进入分布式市场，将进一步为2022年的分布式市场提供强劲支撑。目前我国已经初步建立了覆盖中长期、现货、辅助服务交易的电力市场体系，根据中电联统计，2021年全国电力市场化交易电量37,787.4亿千瓦时，同比增长19.3%，占全社会用电量45.5%，同比提高3.3个百分点。各地区年度、月度电力中长期交易常态化开展，现货试点陆续进入不间断运行，省间交易力促大范围资源优化配置。2022年1月28日，国家发改委发布《加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（以下简称“118号文”），文件提出有序推动新能源参与电力市场交易，到2025年绿色电力交易规模显著提高，到2030年新能源全面参与市场交易。全国统一电力市场体系建设将在“十四五”期间全面提速。随着新能源的规模提升和成本下降，新能源市场化收益模式有望逐渐替代原有的保障性收益模式，通过良性竞争提高新能源项目管理水平，促进新型电力系统构建。全国统一电力市场下，新能源参与电力市场比例将逐渐提高，新能源运营商有望进一步获益。平价项目通过参与绿电交易，可实现溢价交易，提升项目收益，改善新能源运营商盈利能力；补贴项目通过参与绿电交易，有望改善项目现金流表现，有助于新能源运营商的资金宽松，为后续项目开发助力。同时，电力市场化交易改变了新能源项目保量保价的收益模式，而电力现货市场将大大提高新能源参与电力市场的复杂度。在现货市场环境下新能源预测管理水平和交易能力可能成为影响收益的关键因素，未来具备专业交易能力、管理水平较高的新能源运营商将拥有更大的竞争优势。4、上游制造端产能迅速扩张和技术的持续进步有望拉低组件价格，增厚新能源运营商的利润空间2021年我国光伏制造端规模仍保持迅速扩大态势。2021年，我国多晶硅产量达50.5万吨，同比增长27.5%；硅片产量约为227GW，同比增长40.6%；电池片产量为198GW，同比增长46.9%，增幅最大；组件产量为182GW，同比增长46.1%。除此之外，多晶硅产业涌现一批新进入者，包括宝丰能源600989）规划60万吨产能，青海丽豪规划20万吨产能，江苏润阳规划10万吨，新疆晶诺规划10万吨，合盛硅业603260）规划20万吨等，新进入者不仅将大幅缓解行业单环节供应紧张的局面，也将为行业注入更多的活力。2021年，规模化生产的p型PERC电池片平均转换效率达到23.1%，同比提高0.3个百分点。组件的最高功率进一步提升，从2020年的600W提升至2021年的700W。上游制造端产能的迅速扩张和技术的持续进步有望在中短期拉低组件价格，从而增厚新能源运营商的利润空间。公司专注于光伏发电行业下游产业链，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服务商，为更多的客户提供差异化和个性化的能源生产和服务。未来，公司将充分发挥项目开发核心优势，集中式与分布式业务共同发展，稳步提高光伏电站权益装机量；大力推进整县深度开发，全方位挖掘工商业、户用、储能等分布式项目投资机会；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种模式，满足新能源投资市场的多样化需求；坚持“轻资产”运营战略，加速提升电站代维和综合能源服务规模；充分发挥全球资源整合能力的核心优势，继续推进海外业务发展，分散经营风险；积极探索碳交易、BIPV等新兴业务机会，通过业务模式创新和技术服务创新，逐步推动公司从清洁能源投资商向清洁能源服务商的转型。2022年，公司将继续秉持“重开发、精工程、优结构、谋合作”的经营管理总体思路，重点做好以下工作：聚焦重点省份进行深度自主开发，形成未来可持续的开发优势；围绕大基地和两个一体化等国家政策导向，排查相关省份电力供需形势、土地资源禀赋以及电网规划等关键要素，制定有针对性的开发策略和实施计划。继续加大人才盘点和选拨力度，建立更具竞争力的开发激励和费用包干机制，提高一线开发人员的积极性；打造专业化的开发团队，研究制定标准化开发指导手册，提升一线开发人员的专业能力。健全工程管理体系，建立以项目管理为中心、设计为龙头、可操作性强的工程项目管理体系；严格工程计划管理，逐步建立里程碑控制、关键路径分析、项目资源匹配等机制管控；实施全过程成本管控，从项目预算管理、动态成本跟踪、成本效益分析三个角度实施精细化管理。完善组织架构，强化工程团队建设和绩效考核；实行项目经理负责制，项目经理负责项目全过程管控；相关业务部门做好项目协同，确保工程进度、成本、质量和安全等各项目标实现。加大“整县推进”成果转化，推动分布式快速落地。聚焦长三角地区的工商业分布式项目开发，加快推进优势地区的整片深度开发；积极探索户用商业模式，实现户用业务突破式发展；在峰谷价差大的地区，加快发展分布式储能业务。把握电力市场化改革机遇，推动配售电业务全面发展。加强晶科慧能售电平台建设，提升专业能力，培养专业人才，为未来新能源全面进入市场化交易打好基础。深耕江西、山东、四川、安徽地区市场，不断扩大电量交易和客户规模。同时密切关注绿电交易、碳交易、虚拟电厂、需求侧响应等新兴业务类型，不断提升综合能源增值服务能力。继续加大与国企的战略合作，在开发资源转化、资产交易基础上，积极寻找定向开发、电站运维和售电代理等方面的合作机会；加强与金融资本的合作，探索分布式和户用业务的合作模式。充分利用好各资源方，在公司现有优势地区，挖掘更多业务机会。与供应商建立互利互惠、合作共赢的战略合作关系，利用公司的品牌效应、采购规模等优势，与更多供应商结成战略合作伙伴。公司所处新能源行业发展与国家宏观经济发展、产业政策情况紧密相关，如果国家宏观政策变化、宏观经济不振、能源发展战略和产业结构调整，都可能对公司的盈利能力造成冲击。随着光伏发电技术的逐步成熟，光伏发电的成本持续下降，光伏发电产业已全面进入平价上网时代，光伏发电受国家政策或宏观经济影响的程度也会逐步降低。公司核心管理团队在光伏行业拥有多年丰富经验，深谙国际与国内光伏行业发展的基本规律，能够敏锐把握行业发展趋势。公司将持续跟踪国家宏观政策和产业发展趋势，增强决策层对经济形势和政策变化的预测和判断能力。“十四五”期间，“清洁、低碳、安全、高效”的能源发展与转型主题将更加鲜明。流入能源转型相关领域的国有资本、社会资本和财政资金显著增多，在抢夺优质光照地区、取得地方政府支持、获得信贷融资等方面的市场之间的竞争日趋激烈。在2021年新能源利好政策密集出台的刺激下，大量非能源行业企业跨界进入光伏行业。随着资本的大规模持续涌入，未来光伏行业的竞争格局和商业规则都将面临巨大变化，公司将面临更大的竞争压力。公司作为进入较早进入光伏发电行业的企业之一，将充分的发挥先发优势，牢牢把握双碳发展契机，始终保持在光伏发电领域的开发、建设和运营一体化解决能力的核心竞争优势，以灵活的应对机制和持续创新的能力应对行业竞争加剧的风险。光伏电站建设中光伏组件占原材料的采购成本比重较大，光伏组件价格的波动直接影响项目成本和收益，进而影响企业自持电站和EPC项目的招标及建设安排。基于2021硅料紧缺、能耗双控政策等情况预测，供应链价格波动和市场博弈将贯穿整个“十四五”期间，给公司的生产经营活动和供应链管理带来更大挑战。如果原材料价格持续处于高位，或者公司不能及时做好应对，将制约公司光伏电站装机规模和经营利润的增长。公司将持续密切关注光伏组件价格走势，进一步加强市场研判和供应链管理能力，做好工程建设安排，进而降低光伏组件等原材料价格波动对公司的影响。国家光伏电费补贴近年呈逐步扩大趋势。虽然国家近期对补贴发放方式进行了改革，但补贴缺口和拖欠问题并未得到实质性解决。受上述影响，公司补贴应收余额较高。若国家光伏电费补贴持续累加拖欠，将使公司现金流承压。另外，如果公司EPC客户的财务状况发生恶化或者经济形势发生不利变化，可能导致公司EPC回款存在回收风险。公司将积极跟进补贴政策最新情况，同时通过出售存量补贴电站提高平价项目占比，逐步降低应收国家电费补贴规模，并不断加强EPC业务的回款管理，降低相关款项回收风险。光伏电站项目投资金额大、周期短，涉及地面、屋顶等各类资源，不仅投资决策非常慎重，而且在项目建设实施中存在诸多不确定因素，可能导致项目延期，难以及时并网发电，给公司的项目管理带来了新的难度，加大工程的流动资金需求。公司始终慎重选择电站项目，尤其是选择并网条件较好，装机成本可控，毛利较高的项目，同时进一步加强项目施工管理，提高项目管理水平。EPC业务实施过程中，根据项目的进展情况与客户进行充分沟通，及时作出调整施工计划，尽量消除和缓解项目延期对公司生产经营的影响。

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