新能源行业专题报告双碳平价时代，绿电运营盈利逻辑迎重塑

　　（报告出品方作者：华安证券，陈晓）1双碳承诺下，中国绿电装机潜力巨大
　　基于非化石能源消耗比重目标的绿电装机预测
　　在2020年12月的气候雄心峰会与2021年10月《中共中央国务院关于全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》中，中国针对2030年绿电装机量达1200GW及2025年、2030年、2060年，中国非化石能源消费比重分别达20、25、30。
　　基于非化石能源消费占比的目标，我们对中国2022年2030年的风电光伏装机潜力进行了保守预测：2022年2030年，中国将至少累计新增346GW风电、739GW光伏。
　　中国每年的一次能源消耗总量国民经济各行业和居民家庭在一定时间消费的各种能源的总和，分为化石能源消耗总量与非化石能源消耗总量。
　　非化石能源消耗总量中是指除了化石能源消耗之外的其他能源消耗总量，其中主要包括核能、水能、生物质以及风电光伏。（由于地热能、潮汐能等可再生能源占比较少，预测时暂不考虑）
　　风电与光伏的年发电总量按照分别装机量乘以发电小时数。
　　预测验证
　　由于我们的预测主要是基于非化石能源消耗占比的目标展开，对于其他与风电光伏装机规划相关的指标仍需要进行验证，以确保我们的预测满足不同维度的目标。
　　风电光伏发电量占比：《2022年能源工作指导意见》要求2022年风电、光伏发电量占全社会用电量的比重达到12。2；《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》要求到2025年风电光伏发电量占全社会用电量占比达到16。5左右。
　　非水可再生能源发电量占比：《关于征求2021年可再生能源电力消纳责任权重和20222030年预期目标建议的函》测算2030年全国非水可再生能源消纳责任权重为25。9。
　　非化石能源发电占比：《十四五现代能源体系规划》明确，2025年非化石能源发电比重应达到39左右。
　　可再生能源消费总量：《十四五可再生能源发展规划》预计总量达到10亿吨标准煤
　　可再生能源发电量：《十四五可再生能源发展规划》预计达到3。3万千瓦时
　　可再生能源及非水可再生能源消纳权重：《十四五可再生能源发展规划》预计可再生能源电力消纳权重与非水可再生能源消纳权重分别为33及18。
　　上述验证中，通过我们的预测计算的2022年、2025年及2030年风光发电量、非水可再生能源发电量及非化石能源发电量占比均满足不同政策文件及行业预测给出的目标。2发电侧、消费侧政策齐发，助力装机落实
　　配合双碳承诺，包括国家发改委、能源局等多个行业政策制定及监管部门陆续出台多项政策支持绿电行业发展，旨在通过政策规划助力电源结构绿色化，最终实现双碳目标。
　　首先对于西北部风光资源禀赋较强的地区，规划集中建设绿电项目，形成清洁能源基地。随之公布的两批大基地项目细化了各基地的装机方案，规划十四五期间新增263GW绿电，并同步的提出配合消纳的送出方案。
　　而后针对较为零散但装机潜力巨大的分布式光伏，提出了整县推进的模式，整合零散的屋顶资源，统一规划，并公布了涉及超过600个县、区的试点方案，旨在让投资能力较强的国央企参与分布式光伏的开发与投资市场，拉动分布式光伏的装机容量。
　　除针对发电侧的直接装机的刺激政策外，为顺应我国经济由高速增长向高质量发展的转型，对于消费侧鼓励绿电消费的政策也陆续出台。中国内地上市公司ESG强制披露势在必行，高耗能企业煤电电价不设上限。都将从消费终端刺激绿电消费，企业间购电协议（CPPA）这一新型绿电商业模式也将在中国迎来发展契机。
　　大基地规划锚定装机基数，特高压提供消纳配套
　　2021年3月12日，新华社公布《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》。根据规划，十四五期间将重点发展西部地区、北部地区等新能源资源富集地区，布局一批以新能源为主的九大清洁能源基地、四大海上风电基地。
　　紧随新华社发布十三大基地的地理规划后，2021年11月24日，国家能源局、国家发改委印发的《第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电、光伏基地建设项目清单的通知》，涉及19省份，规模总计97。05GW，预计在2022年与2023年陆续并网投产。截止2021年底，第一批大基地项目已开工月75GW，其余项目也将在2022年一季度陆续开建。
　　根据通知，各省级能源主管部门要切实承担牵头责任，按照通知要求，认真抓好组织落实。国家发展改革委、国家能源局将按月调度大型风电光伏基地项目建设情况，协调解决项目建设过程中的重大问题。
　　2022年2月，国家发改委与国家能源局继续针对风光大基地的整体规划，发布《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案》，提出以库布齐，乌兰布和，腾格里以及巴丹吉林沙漠为重点，规划2030年风光大基地。
　　方案规划2030年风光大基地项目合计投产455GW，其中库布齐，乌兰布和、腾格里、巴丹吉林沙漠基地规划284GW；采煤深陷区规划37GW；其他沙漠及戈壁地区装机134GW。十四五期间总装机200GW，十五五期间总装机255GW。
　　加上第一批的97GW规划，十四五期间第一批与第二批大基地绿电项目装机合计约262GW。
　　从大基地地理规划，可以看出大基地主要集中在风光资源禀赋较好的西北、东北地区，与我国负荷中心呈现逆分布的特点。所以往往需要跨省区的电力通道外送，以解决绿电消纳问题。
　　根据2020年底我国已投产的22条特高压线路的输送情况来看，特高压线路共输送5，318亿千瓦时，可再生能源占比已经超过45达到2，441亿千瓦时。
　　2022年1月30日国家发展改革委与国家能源局发布《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》，强调整体优化输电网络和电力系统运行，提升对可再生能源电力的输送和消纳能力。伴随着大基地的规划公布，国家电网也同时公布了十四五期间计划投资3，800亿元，新建24交14直特高压工程，超过现有特高压总数。2022年就将有10交3直共13条（南方电网也有1直计划开工）特高压线路开工。按照过往经验，特高压由于投资额较大，往往在五年计划最后一年投资开工。2022年出现如此密集的投资，我们认为是国家电网为了配合大基地项目的开发，提前布局电力通道。配合现有的16交19直特高压线路（其中1交1直在建），一方面，可以解决大基地绿电的消纳问题；另一方面，跨区域的电力传输与调节可以解决光伏、风电的波动性问题，提高电网的整体稳定性。
　　整县推进引流国央企与民营企业合作布局分布式
　　分布式光伏自2014年《关于分布式光伏发电项目补助资金管理有关意见的通知》下发，明确度电补贴0。42元后，在国内市场开始成规模地发展。2016年开始，随着《电力发展十三五规划》提出2020年60GW分布式的目标，行业开始进入快速增长期。随后2018年的531政策虽然给行业带来了极大的冲击，但也有效地促进了分布式光伏行业的市场化进程。
　　2021年之前，分布式光伏由于天然存在单体体量小，项目数量多，地理分布分散，开发难度大，运维难度大等瓶颈，市场的参与者以民营企业为主，而民营企业自身资金实力、融资成本受限，间接地制约了分布式光伏市场的扩张。面对这样的市场瓶颈，国家能源局综合司2021年6月正式下发《关于报送整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点方案的通知》，拟在全国组织开展整县（市、区）推进屋顶分布式光伏开发试点工作。试点方案应按照宜建尽建原则，在党政机关、公共建筑、工商业、农村居民屋顶总面积可安装光伏发电比例分别不低于50、40、30、20。
　　参照全国目前各类建筑屋顶面积与试点方案的要求，我们预测全国分布式光伏市场潜在装机潜力超过1，000GW。
　　2021年9月14日，国家能源局正式发布《关于公布整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点名单的通知》，共计676个县（市、区）进入试点名单。
　　与大基地项目集中在西北、东北不同，名单中的试点集中在中部及东部沿海等用电负荷较大的省份，这些省份电网电力设施集中，有助于绿电的就地消纳。
　　整县打包签约的方式使得分布式光伏由民营企业开发为主的格局产生了变化，有效地整合了整县的屋顶资源，引流资金实力更强的国央企布局分布式光伏市场。就目前试点签约情况来看，五大四小发电集团和国家电网成为了整县推进的主力军。同时，地方性发电公司在调动当地资源方面具有独到优势，也是政府积极合作的对象，例如水发兴业的签约集中在山东省，闽东电力则集中在福建省。
　　同时，2022年4月发改委与能源局联合下发《关于做好新能源领域增量混合所有制改革重点推进项目工作的通知》，提出要充分发挥国有企业、民营企业在新能源领域的各自优势，鼓励以合作新设市场主体等增量混合所有制方式推进项目建设。旨在引导签约较多的国央企与分布式光伏开发管理经验丰富的民营企业合作，发挥各自优势，落实整县推进。
　　ESG披露燃煤电价松绑，衍生CPPA市场
　　双碳承诺下，政策制定部门除了针对电源侧直接地进行装机规划，刺激行业发展外。随着我国经济由高速增长阶段向高质量发展阶段的转型，对于企业的环境及能源消耗也有相关监管政策的陆续出台。最明显的就是证监会及交易所对于中国内地上市公司ESG披露以及针对燃煤电价政策调整。
　　ESG（Environmental，SocialandGovernance）投资意味着投资人在进行投资决策时，除了考量企业的营业收入、利润率等财务指标外，还进一步考察企业在环境保护、社会责任、公司治理等维度的非财务指标。
　　联合国负责任投资原则（PRI）应证监会要求，给予中国ESG披露政策的建议中就明确的提出企业应当披露自身可再生能源消耗占比。从企业自身对于市值、投资者关系等角度考量，对于环境指标，特别是企业消耗的可再生能源占比这样的量化指标，也会受到越来越多的关注。
　　自2006年，深交所及上交所就开始鼓励上市公司进行ESG的披露，而近些年来，可以明显看到企业自发披露意愿越来越强烈，被要求强制披露的企业范围越来越大。2022年5月，国资委《提高央企控股上市公司质量工作方案》中提到，央企控股上市公司，应当发挥带头示范作用并力争到2023年相关专项报告披露全覆盖。
　　同时，为了激励消费侧对于绿电消纳的重视。2021年10月，发改委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，确定燃煤电价通过市场化交易在基准价浮动（15向下浮动限制20向上浮动限制）范围内确定，高耗能企业不受上浮限制。通知发布后，部分城市的工商业用户电价顶格上浮20，而一些高耗能产业，例如IDC等信息基础设施项目明显感受到用电成本的增加。
　　政策与关注度的变化，将为绿电行业带来一个增量市场，即企业间购电协议（CPPA）。
　　对于发电企业来说，与用电企业签署购电协议，可以以固定电价售电，且固定电价一般会高于上网电价，相比于保障性并网的电站收益高，相对于参与市场化交易的电量收益又较为稳定。
　　而对于用电企业来说，使用绿电一方面可以满足自身可再生能源占比要求。另一方面，签署企业购电协议可以一定程度上锁定企业自身电力成本。
　　德国化工巨头巴斯夫预计其2021年的全球电力需求将在2030年100由可再生能源电力实现。近日与中国国家电力投资集团公司根据广东省可再生能源交易规则，签署了一份为期25年的企业购电协议（CPPA），为其位于广东湛江的新一体化基地后续装置采购可再生能源电力。目标到2025年为巴斯夫全球第三大一体化基地，湛江一体化基地提供100可再生能源电力。3补贴到位绿电REITs发行，运营商将获巨量现金流补充
　　绿电资产的投资因其初始投资高，投资周期长等特点，往往运营商需要针对绿电项目进行融资，而自身投资节奏也会受制于企业现金流状况。目前存量补贴项目中补贴款项普遍存在拖欠发放的情况，这就使得许多运营商现金流难以匹配其装机规划，而过高的负债率也会为新一轮带来融资较高的利率成本。补贴的拖欠问题，渐渐成为了行业发展的羸弱一环。
　　2022年3月5日，财政部发布《关于2021年中央和地方预算执行情况与2022年中央和地方预算草案的报告》。在2022年的中央政府性基金预算中，可再生能源补贴支出所属的其他政府性基金支出预算较2021增加超过3，600亿。结合报告中强调推动解决可再生能源发电补贴资金缺口的论述，与3月24日财政部、发改委、国家能源局联合下发的《关于开展可再生能源发电补贴自查工作的通知》，我们预计2022年中央政府性基金对于可再生能源补贴的支出超过4，400亿，与当前累计补贴缺口大致相当，多年来绿电企业补贴资金到位慢的问题有望在年内得到一次性解决。
　　假设4，400亿到位的补贴被绿电企业用来再投资，融资比例75来预测，可以撬动超过17，600亿元的绿电投资。根据前文中预测的装机量进行测算，4，400亿元作为资本金可以满足绿电企业近3年的国内绿电投资。
　　补贴的拖欠问题不单单影响运营商自身现金流，也造成企业负债率过高，影响其再融资能力及成本。
　　自2020年4月，发改委发布《关于做好基础设施领域不动产投资信托（REITs）试点项目申报工作的通知》中将绿电资产列为试点后，绿电运营商就一直在探索通过REITs这一权益融资方式盘活资产，改善自身现金流状况增强自身持续开发投资能力，扩大绿电装机。但受制于REITs项目申报需要收益持续稳定且运营时间超过三年的要求。一方面，自身存量补贴项目存在补贴拖欠，补贴发放金额及时间点不明确，无法满足收益要求；而另一方面，平价项目虽然不存在补贴拖欠问题，但往往运营时间较短，无法满足运营时间要求，绿电REITs的发行始终未能成行。
　　而随着行业羸弱一环，补贴拖欠问题的解决，项目收益情况确定；以及2018年光伏531后平价项目运营期已满三年。结合近期国务院《关于进一步盘活存量资产扩大有效投资的意见》，绿电资产发行REITs将呼之欲出。这将进一步改善绿电运营商的现金流状况与再融资能力，为2030年前的巨量装机规划，提供足够的弹药。4多维敏感性分析，平价绿电收益逻辑迎重塑
　　随着国补陆续退坡，绿电面临在电价平价的基础上直接与燃煤等传统能源竞争的情况。
　　一直以来，平价绿电资产收益过低，也约束了相关上市绿电运营商的估值水平。
　　双碳承诺后，行业的整体环境也发生了悄然地变化，基于这些的变化情况，我们从融资端（融资成本与融资比例）、设备成本端以及收入端三个维度进行了独立的敏感性分析，考察不同的变化对于项目的资本金IRR以及净利润带来的影响。根据分析的结果，我们认为绿电底层资产的收益预测逻辑将迎来颠覆性的变化。
　　以100MWp光伏项目为例，在基础假设下，该项目资本金IRR为5。87。
　　4。1融资端：高杠杆率低息贷款，助力收益提升、规模扩大
　　受益于补贴到位及潜在的绿电REITs发行的可能性，绿电企业的现金流状况将得到极大改善。未来新投建的绿电资产，将有机会获得融资机构更高的融资比例。
　　针对潜在高融资比例的可能性，我们针对基础模型中的融资比例变动，对资本金IRR进行了敏感性分析。
　　随着融资比例的扩大，企业在投资过程中获得了更高的杠杆率，有益于企业扩大自身资本金收益率。
　　2021年11月，人民银行通过碳减排支持工具向金融机构提供低成本资金，引导金融机构在自主决策、自担风险的前提下，向碳减排重点领域内的各类企业一视同仁提供碳减排贷款，贷款利率应与同期限档次贷款市场报价利率（LPR）大致持平。
　　碳减排支持工具为绿电投资的整体市场提供了低息的利率环境。同时，现金流与负债率得到改善绿电企业在相同利率环境下的融资成本，还将进一步下降。
　　我们将基础假设模型中的融资利率与资本金IRR进行了敏感性分析。
　　基于基础假设利率降低1将能有效提高资本金IRR约0。5，对项目年均净利润贡献达5。94。
　　在融资利率高于项目IRR时，意味着项目的资金成本高于项目自身收益，则项目不具备投资价值。针对项目的融资行为对于投资人来说实质是一种放大利差（项目IRR融资利率）的杠杆。
　　一方面，当融资利率下降。使得原本一些不具备投资价值的项目标的（项目IRR小于原融资利率）具备了投资价值，扩大了绿电企业整体的投资范围。
　　另一方面，在低息贷款能够通过杠杆将利差（项目IRR融资利率）放大，提高投资人实际资本金IRR。
　　对于拥有大量存量补贴项目的行业龙头企业来说，补贴的到位将极大改善企业负债率及现金流的状况。未来新投建的项目在享受碳减排工具带来的低息环境的同时，还可以获得自身现金流状况改善带来的融资增益。
　　4。2设备成本端：高效组件红利向绿电运营倾斜
　　绿电行业近十年蓬勃发展的原动力来自于其设备价格不断的降本增效。中国光伏LCOE近10年下降了85，风电LCOE近二十多年下降了82。
　　而展望2030风电与光伏随着风机大型化与组件效率不断突破，单瓦成本降低，LCOE也还将进一步下降。
　　上游设备的降本增效手段主要包括规模化、设备国产化以及高效率技术的不断突破。
　　2022年被普遍认为是光伏N型Topcon组件的元年，相比于现在主流的PERC组件，Topcon组件具有更低的衰减系数、更低的温度系数、更高的双面率等优点。
　　我们以Topcon组件与PERC组件的价格与衰减系数作为变量，从两个维度进行资本金IRR的敏感性分析。
　　首先，Topcon组件相比PERC在全生命周期具有更低的衰减系数，即更高的发电量。相同价格下，Topcon组件收益率明显高于PERC。而在同等收益率要求的情况下，Topcon相对于PERC的溢价大约在0。1元W左右。
　　今年一、二季度实际成交的Topcon与PERC价差已经从去年的0。09元W收窄至0。060。08元W。这意味着Topcon的红利在向下游运营商倾斜。
　　Topcon组件除了上述敏感性分析中可以具体量化的衰减系数优势外。还具有更低的温度系数、更高的双面率，在温度较高、地面反射率较高的情况下（沙漠及戈壁场景），Topcon的增益将更强，收益率也将更高。而且由于单位面积的Topcon比PERC组件具有更高的功率，在相同的装机容量以及同样的组件排布下，Topcon占用的面积将更小，项目在开发阶段及运营期土地相关费用也将降低。
　　去年以来各大组件厂陆续宣布了GW级Topcon产能的扩充。晶科能源在今年一月宣布其合肥8GWTopcon产能正式投产，并预计海宁8GW产线也能在二季度末满产，一道新能与中来股份也具备GW级N型组件的生产能力。随着上游料产能逐步释放，硅料供需的紧张关系缓和、Topcon规模化生产和良品率的提升以及银浆等耗材消耗的改良，Topcon组件的成本相比技术相对成熟的PERC组件还具备更大的降本空间。
　　新技术带来的红利已经出现从设备供应向运营商倾斜的趋势。下游集采规模大、供应链管理能力强、具备较强议价能力的行业龙头企业将在采购环节未来的项目中博取更多红利。
　　4。3收入端：绿色溢价逐步体现，绿电市场化交易提供便捷通道
　　伴随ESG体系及RE100合作倡议在中国的推广，企业的绿电消纳状况将越来越受到政策及市场的要求。绿电的收益与传统发电方式相比，除了为购电方提供电力供应的电价收益外，还应该包括其绿色属性带来的绿色溢价，主要体现为额外碳排放权以绿电消纳配额。
　　2021年9月国家发改委与能源局下发的《绿色电力交易试点工作方案》，将光伏、风电发电企业所发的上网电量，纳入指定电力市场进行交易，并为其分档。第一档即最优先安排的是无享受国家补贴、无保障性收购安排的电量；第二档为保障性收购电量；第三档为补贴电量，但溢价将于补贴所抵消，避免绿色属性双重收费。
　　绿电市场化交易的启动一方面将绿电发电量最大程度的消纳（优先级最高的是无补贴不收保障性收购的电量）；另一方面，意味着绿电资产除了可以带来正常的电力供应收益外，还可以通过出售绿色电力证书、碳排放权（CCER）以及进行绿电市场化交易这三条途径来兑现自身的绿色溢价。尤其是绿电市场化交易的启动，为发电端与消费端提供了一个公开且便捷的交易平台，溢价的兑现流程相比绿证与CCER需要冗长的审批流程也更加便捷。
　　沿用前文使用的基础假设，我们针对电价的不同溢价水平进行敏感性分析。
　　以平价项目电价0。374元kWh（全国燃煤基准电价中位数）为基准，当度电绿色溢价达到0。05元kWh时，资本金IRR可以从5。87提高到13。04，全生命期净利润可以提升超过30。
　　从去年十月燃煤电价松绑后，各地燃煤市场成交价均出现了顶格上浮的现象，绿电作为具有溢价属性的电力，市场化的定价应当在此煤电上进一步上浮。发改委与能源局在今年1月就提出发布加快建设全国统一电力市场体系。到2030年，风电光伏等新能源将全面参与市场化交易。随着绿电交易市场不断成熟，试点范围的不断扩大，平价绿电项目获得即时的绿色溢价将成为常态。
　　随着市场对于绿电属性的溢价意识提高，绿色溢价的常态化。对于存量绿电占比高、尤其是参与绿电市场化交易比例较高的企业可以更加直接、便捷的享受到溢价带来的收入增益。5投资分析
　　绿电行业具有资金密集度高、投资回收期长的特点，对于参与者的资金成本、开发以及融资能力有着综合的考验。目前国内的绿电装机，主要以五大四小发电集团下属公司为主，其中：中广核旗下的中广核风电，华能旗下华能新能源，国电投旗下黄河水电，华电旗下华电福新风光装机量超过10GW的二级公司暂未上市。
　　对于行业内绿电装机尤其是存量补贴项目装机靠前的企业来将受益于补贴到位带来的现金流与负债率的改善，有助于企业优化自身融资结构。为接下来的装机规划储备资金，同时获得更强的融资优势。同时，丰富的绿电投资经验为企业带来了优秀的供应链管理能力，有助于企业增强自身议价能力。
　　对于绿电装机占比高的企业来说，绿电的溢价属性可以最大程度的有效传导至上市公司主体，增益上市公司利润。绿电市场化交易参与程度较深的企业则可以在燃煤电价相对较高的窗口期，享受市场化溢价，同时在市场化交易的大趋势下，储备交易经验，提高现货交易水平。
　　龙源电力
　　公司为全球风电运营龙头，截止2021年底，绿电占比93，达到24。7GW。A股上市后，集团为规避同业竞争，将于20222024年期间陆续将集团旗下其他平台合计超过20GW风电资产注入公司，剥离火电资产，增强绿电属性。截止2022年一季度，公司应收款项融资达338。5亿元，占比总资产超过16。结合中央政府性基金预算及补贴自查通知，将纾困公司应收补贴。补贴的发放将有益于公司提高自身再融资能力，提升公司在十四五期间的项目开发、投资能力。
　　公司作为国内率先实现出海的电力企业，现已在加拿大、南非、乌克兰等不同地区拥有绿电资产，具有丰富的海外绿电开发、并购经验；在供应链管理、融资能力、运营能力等方面相比于海外投资人具备优势。有能力进行全球化的资产布局，进行多样化经营。
　　三峡能源
　　截止2021年底，公司绿电占比99，达到22。7GW，如期建成第一个风光三峡。公司坚持以海上风电的引领者为战略目标，累计海风装机规模达4。6GW，在全国海风装机规模中占比超过17，具有丰富的海风开发、投资、建设经验以及项目储备。截止2022年一季度末，公司货币资金达173亿元，具有充足的现金流来按照规划进行项目投资，补贴问题得到解决后，公司项目投资能力将得到进一步提升。
　　2021年，公司参与了19个省区的中长期绿电交易，合计总交易电量超过94亿千瓦时，占总上网电量约30；绿电市场化现货成交电量达2亿千瓦时，增收近600万元；碳减排销售收益超4，200万元。
　　受益于国企改革，公司2021年发布的股权激励计划可以充分调动项目开发人员积极性，有助于公司在流程复杂、利益相关方众多绿电开发市场快速扩张。
　　正泰电器
　　公司为全球户用光伏运营龙头，截止2021年底，光伏电站装机量达8。4GW，其中国内集中式1。23GW，工商业1。59GW，户用5。34GW；海外电站共0。22GW。公司旗下户用光伏子公司正泰安能，自2015年成立后，深耕分布式光伏赛道多年，累计建设户用光伏电站超过50万座，在全国户用光伏市场占有率约25。针对户用光伏市场积极开创多种商业模式，包括金顶宝，富民购等，为屋顶业主提供多种合作模式。同时自主研发整套户用光伏运维软件系统，涵盖勘测、设计、施工及运营期运维等全寿命周期，形成完整的智能运维业务体系。
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