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| 灿能电力(870299)经营总结 | | 截止日期 | 2023-06-30 | | 信息来源 | 2023年中期报告 | | 经营情况 | 七、 经营情况回顾
（一） 经营计划
2023年，公司管理层围绕年初制定的经营目标，积极开展各项工作，推进公司业务和经营业绩的持续稳健发展。财务状况：报告期末，公司资产总额为 299,516,873.91元，相比期初减少 14,167,733.59元，下降4.52 %，流动资产相比期初减少 14,824,472.70元，下降5.60%，主要原因系一是上半年公司加大了回款力度，应收账款减少；二是以前年度延缓缴纳的增值税到期，缴纳了相关税费后，办理了软件退税，其他应收款减少；三是本期权益分派现金分红，货币资金减少。经营成果：报告期内，公司共实现营业收入 40,125,681.39元，相比上年同期增加 6,062,691.98元，增长17.80 %，主要系疫情后公司加大市场工作力度，上半年电力系统项目中标率增加，同时疫情结束后，部分电网项目实施完成。报告期内，公司加强内控，强化激励，完善了绩效考核体系，也引进了相关专业人才，人工成本、研发费用投入都有所增加，共实现净利润 7,672,039.15元，相比上年同期增加 373,244.38元，增长5.11 %。现金流情况：报告期内，公司经营活动产生的现金流量净额为-2,830,616.19元，相比上年同期增加 216,031.33元，增长7.09%。 2023年公司研发投入 4,804,830.60元，占营业收入的比例为 11.97%，公司依托现有核心软件技术研发团队，坚持自主创新。报告期末，公司拥有专利 19项，其中发明专利 7项。
（二） 行业情况
（一）发展现状
目前我国电力系统发电装机总容量、非化石能源发电装机容量、远距离输电能力、电网规模等指标均稳居世界第一，电力装备制造、规划设计及施工建设、科研与标准化、系统调控运行等方面均建立了较为完备的业态体系，为服务国民经济快速发展和促进人民生活水平不断提高提供了有力支撑，为全社会清洁低碳发展奠定了坚实基础。电力供应保障能力稳步夯实。截至2022年底，我国各类电源总装机规模 25.6亿千瓦，西电东送规模达到约 3亿千瓦。全国形成以东北、华北、西北、华东、华中、南方六大区域电网为主体、区域间有效互联的电网格局，电力资源优化配置能力稳步提升。2022年，全社会用电量达到 8.6万亿千瓦时，总发电量 8.7万亿千瓦时。电力可靠性指标持续保持较高水平，城市电网用户平均供电可靠率约 99.9%，农村电网供电可靠率达 99.8%。电力绿色低碳转型不断加速。截至2022年底，非化石能源装机规模达 12.7亿千瓦，占总装机的 49%，超过煤电装机规模（11.2亿千瓦）。2022年，非化石能源发电量达 3.1万亿千瓦时，占总发电量的 36%。其中，风电、光伏发电装机规模 7.6亿千瓦，占总装机的 30%；风电、光伏发电量 1.2万亿千瓦时，占总发电量的 14%，分别比2010年和2015年提升 13 个、10 个百分点。
2022年全国各类电源撞击和发电量占比电力系统调节能力持续增强。截至2022年底，煤电灵活性改造规模累计约 2.57亿千瓦，抽水蓄能装机规模达到 4579万千瓦，新型储能累计装机规模达到 870万千瓦。新能源消纳形势稳定向好，全国风电、光伏发电利用率达到 97%、98%，特别是西北地区风电、光伏发电利用率达到 95%、96%，电力技术创新水平持续提升。清洁能源装备制造产业链基本完备，全球最大单机容量 100万千瓦水电机组投入运行，华龙一号全球首堆投入商业运行，全球首个具有四代技术特征的高温气冷堆商业示范核电项目成功并网发电，单机容量 16 兆瓦全系列风电机组成功下线，晶体硅光伏电池转换效率创造 26.8%的世界纪录。全面掌握 1000 千伏交流、±1100 千伏直流及以下等级的输电技术，世界首个 ±800 千伏特高压多端柔性直流工程昆柳龙直流工程成功投运。大电网仿真技术广泛应用，新型储能技术多元化发展态势明显，工农业生产、交通运输、建筑等领域电气化水平快速提升。电力体制改革攻坚成效突出。2022年，全国电力市场交易规模进一步扩大，全年完成市场化交易电量 5.25万亿千瓦时。全国统一电力市场体系启动建设，具有中国特色的电力中长期、辅助服务市场机制和规则体系全面建立，6个电力现货试点地区进入长周期结算试运行。上网电价改革进一步深化，输配电价改革持续优化，分时电价、阶梯电价机制逐步健全。配售电业务加快放开，多元化市场主体参与的新格局正在形成。用电营商环境持续优化，一般工商业电价连续三年降低，世界银行“获得
（二）问题挑战
一是多重因素叠加，部分地区电力供应紧张，保障电力供应安全面临突出挑战。当前国际局势依然复杂多变，能源价格高企，动力煤、天然气等大宗商品价格大幅上涨；国内煤炭、天然气供应紧张，价格处于阶段高位，火电企业经营困难。另外，近年来极端天气突发频发造成电力负荷大幅攀升，也影响了可再生能源出力，增加了电力安全供应压力。长期来看，我国电力需求仍维持稳步增长趋势，尖峰负荷特征日益凸显，规模持续增加，但累计时间短，出现频次低，所占电量小，增加了投资成本与保供难度。新能源装机比重持续增加，但电力支撑能力与常规电源相比存在较大差距，未能形成可靠替代能力。需要始终坚持底线思维，全力保障能源安全，推动构建适应大规模新能源发展的源网荷储多元综合保障体系。二是新能源快速发展，系统调节能力和支撑能力提升面临诸多掣肘，新能源消纳形势依然严峻。新能源占比不断提高，快速消耗电力系统灵活调节资源，其间歇性、随机性、波动性特点使得系统调节更加困难，系统平衡和安全问题更加突出。部分网架薄弱、缺乏同步电源支撑的大型新能源基地，系统支撑能力不足，新能源安全可靠外送受到影响。近年来，虽然全国新能源利用率总体保持较高水平，但消纳基础尚不牢固，局部地区、局部时段弃风弃光问题依然突出。未来，新能源大规模高比例发展要求系统调节能力快速提升，但调节性资源建设面临诸多约束，区域性新能源高效消纳风险增大，制约新能源高效利用。我国各类电源装机结构三是高比例可再生能源和高比例电力电子设备的“双高”特性日益凸显，安全稳定运行面临较大风险挑战。相比于同步发电机主导的传统电力系统，“双高”电力系统低惯量、低阻尼、弱电压支撑等特征明显，且我国电网呈现交直流送受端强耦合、电压层级复杂的电网形态，送受端电网之间、高低压层级电网之间协调难度大，故障后易引发连锁反应。中东部地区多条直流集中馈入，本地电源支撑能力弱，电压频率稳定问题严峻，同时形成多个密集通道，电网安全风险突出。随着高比例新能源、新型储能、柔性直流输电等电力技术快速发展和推广应用，系统主体多元化、电网形态复杂化、运行方式多样化的特点愈发明显，对电力系统安全、高效、优化运行提出了更大挑战。四是电力系统可控对象从以源为主扩展到源网荷储各环节，控制规模呈指数级增长，调控技术手段和网络安全防护亟待升级。随着数量众多的新能源、分布式电源、新型储能、电动汽车等接入，电力系统信息感知能力不足，现有调控技术手段无法做到全面可观、可测、可控，调控系统管理体系不足以适应新形势发展要求，需要不断深化电力体制改革和电力市场建设，提升新能源消纳能力和源网荷储灵活互动调节能力。电网控制功能由调控中心向配电、负荷控制以及第三方平台前移，电网的攻击暴露面大幅增加，电力系统已成为网络攻击的重要目标，网络安全防护形势更加复杂严峻，电力系统重点环节网络安全防护能力亟需提升。五是电力关键核心技术装备尚存短板，电力系统科技创新驱动效能还需持续提升。我国能源电力领域已形成具有较强国际竞争力的完整产业链、供应链和价值链，电力科技整体水平实现从跟跑向并行、领跑的战略性转变，但个别技术领域同世界能源电力科技强国相比仍有差距，先进核电、碳捕捉利用及封存（CCUS）、高效率低成本可再生能源发电装备、大功率柔性输变电装备、长时储能、燃料电池、大型燃气轮机、高温材料、高端电工材料、关键元器件等支撑新型电力系统构建的技术、装备、材料亟需攻关突破。需要加强政策引导，激发创新潜力。打造新型电力系统多维技术路线，推动能源电力全产业链融通发展。六是电力系统转型过程中面临诸多改革任务，适应新型电力系统的体制机制亟待完善。随着电力系统的转型发展，电力体制改革进入“深水区”，深层次矛盾不断凸显。电力市场不协调不平衡问题较为突出，满足新型电力系统灵活、高效、便捷互动的市场机制和价格体系亟需完善，适应新能源低边际成本、高系统成本、大规模高比例发展的市场设计亟待创新，各类调节性、支撑性资源的成本疏导机制尚需健全，输配电价、上网电价、销售电价改革有待进一步深化。新形势下的电力行业管理体制仍需健全优化，适应高比例新能源和源网荷储互动的电力设计、规划、运行方法有待调整完善，电力监管机制需要创新改革，电力企业治理效能亟待持续提升。
（三）形势要求与内涵特征
党的二十大报告强调：“要积极稳妥推进碳达峰碳中和，深入推进能源革命，加快规划建设新型能源体系”，这为新时代我国能源电力高质量跃升式发展指明了前进方向，提出了更高要求。为完整、准确、全面贯彻落实党中央决策部署，积极践行“双碳”战略，推动构建新型能源体系，电力系统必须立足新发展阶段、贯彻新发展理念，重点在功能定位、供给结构、系统形态、运行机理、调控体系等领域顺应发展形势、响应变革要求，主动实现“四个转变”。一是电力系统功能定位由服务经济社会发展向保障经济社会发展和引领产业升级转变。二是电力供给结构以化石能源发电为主体向新能源提供可靠电力支撑转变。三是系统形态由“源网荷”三要素向“源网荷储”四要素转变，电网多种新型技术形态并存。四是电力系统调控运行模式由源随荷动向源网荷储多元智能互动转变。2021年3月15日，习近平总书记在中央财经委员会第九次会议上对能源电力发展作出了系统阐述，首次提出构建新型电力系统，党的二十大报告强调加快规划建设新型能源体系，为新时代能源电力发展提供了根本遵循。新型电力系统是以确保能源电力安全为基本前提，以满足经济社会高质量发展的电力需求为首要目标，以高比例新能源供给消纳体系建设为主线任务，以源网荷储多向协同、灵活互动为坚强支撑，以坚强、智能、柔性电网为枢纽平台，以技术创新和体制机制创新为基础保障的新时代电力系统，是新型能源体系的重要组成和实现“双碳”目标的关键载体。新型电力系统具备安全高效、清洁低碳、柔性灵活、智慧融合四大重要特征，其中安全高效是基本前提，清洁低碳是核心目标，柔性灵活是重要支撑，智慧融合是基础保障，共同构建了新型电力系统的“四位一体”框架体系。
（四）电能质量行业发展概况
“安全、可靠、经济、优质、环保”一直以来都是我国电力系统运行的基本要求，尤其电力体制改革以来，电能正逐渐回归其商品的属性，质量至关重要。电能质量对电力系统及电气设备的安全和效率，以及生产、生活和国民经济的总体效益均有着巨大的影响力。随着光伏、风电等新能源产业的快速发展，电网建设的不断推进，轨道交通建设的加速，冶金等高能耗类企业用电需求的增加，以及半导体、汽车制造等电能质量高要求用户不断发展，不但加剧了一些以往长期存在的谐波、三相不对称等电能质量问题，电压瞬降等一系列新的电能质量问题也不断产生，世界各国每年因电能质量问题造成的损失巨大。随着我国社会转型和经济高速发展，电能质量问题呈现出了新的特点：一方面，我国电网规模越来越大，各种非线性负荷和新能源发电的接入以及无法避免的各种故障，给系统带来越来越多的电能质量问题；另一方面，对电能质量问题敏感的用电设备应用越来越广泛，如高精度的生产仪器、精密机床等，用户对电能质量的要求也越来越高。因此，对电能质量的改善与治理就显得尤为重要。《中华人民共和国电力法》第四章第二十八条规定：供电企业应当保证供给用户的供电质量符合国家标准。对于公用供电设施引起的供电质量问题，应当及时处理。用户对于供电质量有特殊要求的，供电企业应当根据其必要性和电网的可能，提供相应的电力。上述规定将电网公司的电能质量责任提到了一个新的高度。近年来，随着电能质量问题的不断加剧以及造成的损失增加，我国电能质量总体市场在各方面的推动下呈稳步增长的趋势。电能质量治理是一个从发电、 输电、配电到用电均需要进行的一项工作。尤其是当前我国电力结构的改变和负载类型的增多，带来的谐波、电压暂降等各种电能质量问题越来越多，这对一些高精尖制造业隐患极大。随着我国电气化铁路、城市轨道交通建设的加速，新能源汽车充电桩的大规模使用和各种新型电子设备的出现，由此产生了一系列新的电能质量问题，也加剧了以往一些长期存在的电能质量问题。从市场需求看，国内电能质量的市场空间非常广阔，且随着用户对电能质量的认知度不断提高，用户侧电能质量治理市场空间将越来越大。随着社会的发展，电能质量问题越来越受到社会的关注，其原因不但与电力部门有关，有的电能质量指标(例如谐波、电压波动和闪变、三相电压不平衡度)往往是由用户干扰引起的，牵涉发电方、供电方和用电方，关系到各方的利益。因此，为了切实维护电力部门和电力用户的共同利益，保证电网的安全运行，净化电气环境，必须加强电力系统电能质量的管理，建立完善的电能质量监测与分析系统，以便对电能质量进行准确的检测、评估和分类电能质量监测技术的发展与完善关系到电网和用电的安全问题。我国电能质量监测开展的历史相对欧美发达国家较短，20世纪 80年代由科研院所开始谐波的研究工作，随后有一些公司开始致力于电能质量监测装置的开发和研究工作，并取得了一定的成果。目前，国内已普遍建成区域电能质量监测系统以全面掌握区域各处的电能质量情况。电能质量监测终端分为非在线监测和在线监测两种方式，非在线监测主要采用便携监测产品，这种方式投资小、测点选择灵活，但存在一定的局限性；在线监测一次性投入成本相对较高，但由于具有技术先进，可以通过计算机实现连续、远程监测，能够对电能质量指标超限报警、数据录取、电能质量故障分析预报等诸多功能而被广泛使用。随着电力电子化的整合需求提升，未来在线监测需求将不断增长。国内电能质量问题越来越得到关注，电能质量监测装置在电网中的应用也向着普及化方向发展。自 20世纪 80年代以来，电能质量监测系统经历了巨大的发展。电能质量信息平台将整合监测系统和其他相关系统，成为构建新型电力系统以及电力行业数字化转型至关重要的数据支撑平台。目前，电能质量管理的实际需求和发展趋势已经远远超出了传统电能质量监测系统中仅仅对各电能质量指标进行监测的范畴，因此构造一个完整的电能质量信息平台至关重要，其未来将可能成为与 SCADA，PMU和 AMI并驾齐驱的重要平台，电能质量监测行业正处于成长期。
（三） 财务分析
1、 资产负债结构分析
(1) 存货：相比期初增加2,922,846.35元，其中原材料增加614,487.17元，主要原因系材料备货；发出2,046,794.10商品增加 元，主要原因系对应的合同未达到收入的确认条件，其中电网项目实施需要一定的周期，公司发出商品大部分在1年以内实现收入结转，期末发出商品中库龄一年之内的发出商品占比85.13%。
(2) 1,019,907.33
在建工程：相比期初增加 元，主要原因系今年厂房装修及配套工程的建设所致；
(3) 应收款项融资：相比期初增加1,830,259.61元，主要原因系本期”6+9”银行的承兑汇票增加所致；
(4) 1,604,658.40
其他应收款：相比期初减少 元，主要原因系延缓缴纳的软件增值税到期缴纳后，收回软件增值税退税款所致。
(5) 应交税费：相比期初减少5,252,573.96元，主要原因系缴纳了延缓缴纳的增值税和所得税所致；
(6) 266,526.67
其他流动负债：相比期初增加 元，主要原因系已背书转让但尚未终止确认的应收票据增加所致。
2、 营业情况分析
（1） 利润构成
(1) 6,062,691.98 17.80%
营业收入：较上年同期增加 元，增长 ，主要原因系电力系统的收入增加，疫情结束后，部分电网项目实施完成所致；
(2) 营业成本：较上年同期增加3,558,518.11元，毛利率下降3.02%，主要原因系人工成本的增加以及技术服务费的增加所致；
(3) 管理费用：较上年同期增加818,389.98元，主要为公司薪酬绩效结构调整所带来的管理薪酬增
加和项目咨询费增加所致；
(4) 研发费用：较上年同期增加1,972,784.32元，主要为根据公司募投项目的展开、薪酬绩效结构
调整以及研发人员增加，带来的研发薪酬增加，直接投入增加，以及开展外部合作，委外研发费用的增加所致；
(5) 财务费用：较上年同期减少1,275,210.66元，主要原因系上年5月募集资金到账导致货币资金增
加，利息收入增加所致；
(6) 信用减值损失：较上年同期增加28,920.55元，主要为长账龄的应收账款增加，坏账准备增加所致；
(7) 124,572.14
资产减值损失：较上年同期减少 元，主要为合同资产减值准备转回所致。
（2） 收入构成
报告期内，公司营业收入增长17.80%，主要系疫情后公司加大市场工作力度，上半年电力系统项目中标率增加，同时疫情结束后，部分电网项目实施完成。电能质量监测装置毛利率减少 5.90%，主要原因系合同外购成本和人工成本增加；技术服务类毛利率减少 3.68%，主要原因系差旅费和技术服务费增加。公司的产品均为内销，销售区域遍布全国，其中主要是在华东区域，华东区域经济较为发达，年用电量位居全国前列、电力基础状况良好，因此对于电能质量监测设备的需求最多；其次是华中区域。
（1）华东地区收入增长27.82%，主要原因系电网业务收入的增长；
（2）华中地区收入增加 70.61%，主要原因系拓展治理业务有所进展，收入增加；同时加大治理业务投入，人工成本增加，毛利率有所下降。
3、 现金流量状况
（1） 投资活动产生的现金流量净额本期比上年同期增加了 19,864,941.88元，主要原因系今年未购
买投资理财产品；
（2） 筹资活动产生的现金流量净额本期比上年同期减少了 118,362,755.07元，主要原因系上年在北
交所上市，收到募集资金所致。
4、 理财产品投资情况
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