主营业务：数字能源业务和清洁能源业务
经营范围：许可项目:建设工程设计;保险兼业代理业务;发电业务、输电业务、供(配)电业务(依法须经批准的项目,经相关部门批准后方可开展经营活动,具体经营项目以审批结果为准)一般项目:发电技术服务;热力生产和供应;电力行业高效节能技术研发;技术服务、技术开发、技术咨询、技术交流、技术转让、技术推广;以自有资金从事投资活动;对外承包工程;工程管理服务;电气设备销售;人工智能基础资源与技术平台;人工智能行业应用系统集成服务;数据处理服务;计算机系统服务;软件开发;合同能源管理;企业管理;供应链管理服务;互联网数据服务;煤炭及制品销售(除依法须经批准的项目外,凭营业执照依法自主开展经营活动)
协鑫能源科技股份有限公司(证券简称:协鑫能科002015.SZ)系协鑫(集团)控股有限公司旗下核心企业,专注于能源资产管理和综合能源服务,致力于成为全球领先的能源生态服务商。
公司持续锚定国家“双碳”目标,坚持“能源资产+能源服务”双轮驱动战略。
在加速拓展清洁能源资产建设运营的同时,协同新型电力系统建设,构建了以“鑫零碳”园区、“聚星AIVP”虚拟电厂及“鑫阳光”户用能源为核心的三大业务品牌矩阵,聚焦综合能源服务与交易。
坚持科技引领与数字赋能,协鑫能科将AI技术深度融入新能源与电力交易的应用场景,在能源AI大模型、智能体及算法开发层面持续创新,培育高科技新质生产力,打造一体化的“Al+能源”生态。
公司始终恪守以客户为中心,为全球用户提供一站式智慧能源解决方案,推动能源消费绿色变革,在全球能源转型的宏大进程中,为实现人与自然的和谐共生贡献协鑫力量。
（一）报告期内公司所属行业发展情况1、绿色低碳能源转型持续深化,新型电力系统建设加速推进2026年全国两会及《“十五五”碳达峰行动方案》明确加快新型电力系统建设,推动绿色能源高质量发展,并将“零碳园区”作为落实双碳目标、培育新质生产力的重要载体。
依托绿色能源赋能实体经济,以零碳园区微电网为先导系统性重构综合能源解决方案,已形成广泛共识,我国能源体系加速向绿色低碳全面演进。
（1）电力绿色低碳转型稳步推进,新能源装机与发电贡献持续提升截至2026年5月底,全国累计发电装机规模突破40.1亿千瓦,同比增长11.0%。
风光新能源合计装机约19.26亿千瓦,占总电力装机比重约48.0%,非化石能源装机占比持续提升。
2026年1-5月,全国新增发电装机约1.25亿千瓦,其中新能源新增规模占比超过七成,持续引领电力供给侧绿色变革。
全社会用电需求平稳增长,新能源发电支撑作用持续增强。
2026年1-6月,全国全社会用电量累计50,999亿千瓦时,同比增长5.3%；全国总发电量4.75万亿千瓦时,同比增长3.5%。
风光新能源合计发电量约8,985亿千瓦时,发电贡献度稳步攀升,新能源逐步成为电力保供的重要支撑。
（2）光伏装机规模保持强劲扩容,分布式加速迈入提质增效新周期截至2026年5月底,全国光伏发电累计装机12.62亿千瓦,1-5月新增5,959万千瓦,行业规模稳步扩张,集中式与分布式项目协同发展,分布式光伏占比持续提升。
在并网政策及电价市场化改革引导下,行业装机节奏趋于理性,开发重点向负荷匹配、消纳条件较好的负荷中心转移。
随着装机规模不断增长,部分区域电网承载压力加大,光伏利用率有所回落,一季度全国光伏利用率91.2%,消纳约束凸显,推动行业由规模优先转向质量效益优先。
分布式光伏进入提质增效阶段。
2025年,《分布式光伏发电开发建设管理办法》引导项目与用电负荷适配；2026年6月,新版接入承载力评估导则废止变压器反向负载率硬性限制,实行三色分区动态管控,鼓励配套灵活性资源,释放屋顶资源,促进精细化开发。
叠加工商业分布式全电量入市、多用户绿电直连政策落地,分布式光伏迈入以自发自用、光储协同、市场化收益优化为核心的高质量发展阶段。
（3）新型储能延续规模化发展态势,在保障电力系统安全稳定运行中发挥重要调节作用新型储能行业呈规模化、多元化发展,装机与技术实现跨越式提升,成为电力系统重要调节支撑。
截至2026年6月底,全国新型储能累计装机1.68亿千瓦,同比增长58.6%；上半年新增21.6GW/58.2GWh,项目平均储能时长提高,长时储能加快工程化落地,行业由规模扩张转向高质量运营。
2026年1月,国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号）,首次在国家层面明确电网侧独立新型储能容量电价,为产业市场化高质量发展筑牢政策基础。
据中关村储能产业技术联盟预测,2030年国内新型储能累计装机有望突破3.7亿千瓦,年均复合增长率20%-25%。
（4）零碳园区建设全面提速,“源网荷储”微电网开启综合能源服务新蓝海工业园区是我国实体经济、制造业的重要载体,也是落实“双碳”目标的关键阵地。
据国家发改委、中国信通院统计,工业园区能耗约占全社会总能耗69%,碳排放约占全国总量31%。
受欧盟CBAM机制深化、全国碳市场扩容至高耗能行业影响,出口及高载能企业对绿电保供、碳排抵消的刚性需求快速增长。
政策层面,零碳园区顶层设计与标准体系持续健全。
2026年,《“十五五”碳达峰行动方案》提出“十五五”期间建成约100个国家级零碳园区、500个零碳工厂。
3月,新版《生态工业园区建设标准》正式实施,增设绿电相关硬性考核指标。
5月,《关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》明确多用户绿电直连相关政策打通园区规模化绿电供应通道。
7月,《能源领域节能降碳行动计划（2026-2028年）》将零碳园区纳入专项政策支持。
国家大力推动园区源网荷储一体化、工业绿色微电网建设,园区转型已由简单光伏建设,迈入微电网协同、多能互补、碳能联动的高质量发展阶段。
行业发展趋势重塑综合能源服务的商业模式与盈利空间。
零碳园区建设已从单一设备采购转向全链路综合运营,核心考验企业能源资产统筹与精细化运营能力。
通过将分布式光伏（源）、微电网配电（网）、灵活工商业负荷（荷）与新型储能（储）进行深度物理耦合,并叠加虚拟电厂（VPP）与数字化能碳管理平台,综合能源服务商能够为园区客户提供“高比例绿电直供+峰谷套利+绿证碳资产管理”一站式闭环服务。
该模式突破传统单项能源资产收益瓶颈,将客户关系从简单买卖电升级为零碳战略伙伴,为拥有“资产+服务”双轮驱动能力的能源企业,开辟增长潜力突出、确定性较强的万亿级增量市场。
2、电力市场化改革纵深推进,新能源全面入市打开能源服务增长空间（1）全国统一电力市场体系加速成型,市场化交易规模持续扩容2026年2月,国务院正式印发《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》（国办发〔2026〕4号）,明确全国统一电力市场“2030年基本建成、2035年全面建成”的时间表与路线图,首次提出各层次市场逐步向“统一报价、联合交易”转型,为新能源全面入市、适配新型电力系统运行确立顶层制度保障,引导社会资本加速布局储能、灵活性调节电源与虚拟电厂等市场化调节资源。
市场建设层面,全国统一电力市场“1+6”基础规则体系落地成效持续释放,电力现货市场进入常态化运行新阶段。
截至2026年6月,全国省级电力现货市场已实现全覆盖,“能涨能跌”的市场化电价机制全面落地,电力资源配置效率持续提升。
7月,国家发改委、国家能源局正式批复跨电网经营区常态化电力交易机制方案,两大电网经营区首次建立涵盖中长期、现货、辅助服务的常态化市场化交易通道,配套统一结算与绿证互认规则,区域市场分割壁垒进一步破除；同期,国家发改委发布第四监管周期省级电网输配电价政策,优化工商业两部制电价结构,推动输配电成本分摊更趋合理,夯实电力市场长期高效运行的价格基础。
交易规模方面,市场化电量占比持续攀升。
据中国电力企业联合会统计,2026年1-6月,全国市场化交易电量约3.4万亿千瓦时,占全社会用电量比重提升至66.7%,电力市场化改革红利进一步显现。
（2）绿电绿证交易量价齐升,环境价值与碳市场协同深度深化绿证核发与交易规模保持高速增长。
截至2026年5月底,全国累计核发绿证超42亿个,可交易绿证供给规模稳步扩容；2026年1-5月全国累计核发绿证12.92亿个,累计交易绿证3.43亿个。
价格层面,市场已形成分年度电量的梯度价格体系,2026年核发绿证交易价格中枢抬升,可再生能源的环境价值与时间价值同步得到市场化兑现。
需求端多重驱动因素持续发力。
国际层面,中国绿证获得RE100无条件认可,出口导向型企业绿证采购需求释放；国内方面,数据中心、高耗能行业绿电消费约束趋严,拉动绿电绿证需求扩容。
2026年5月,多用户绿电直连相关政策落地,支持工业园区、高载能集群聚合开展绿电直供,打通规模化绿电采购通道。
制度层面,绿证全覆盖与价值传导机制持续完善。
2026年6月,相关政策将离网项目、园区微网、绿电直连等非公共电网可再生能源项目纳入绿证核发范围。
同月,多部门联合印发《非化石能源电力消费核算指南（试行）》,从国家层面统一核算规则,彻底打通“绿电—绿证—非化石能源消费—碳减排”价值传导链条。
碳市场建设持续深化,与绿证协同衔接不断强化。
2025年,钢铁、水泥、铝冶炼纳入全国碳排放权交易市场,覆盖排放量占全国60%以上。
截至2026年6月底,全国碳排放权交易市场配额累计成交量9.18亿吨,累计成交额超617亿元,市场活跃度稳步提升。
绿证与碳排放核算体系的制度化衔接持续深化,环境价值市场化兑现机制日趋成熟,为综合能源服务商开展绿证碳资产一体化服务打开广阔空间。
（3）AI大模型深度赋能电力交易,智能化运营重塑能源服务核心能力随着全国统一电力市场体系纵深推进,高比例新能源全面入市带来交易规则复杂化、电价波动加剧,传统人工交易模式已难以适配市场要求。
2026年,AI大模型与电力交易融合由试点走向规模化落地,智能化运营成为能源服务商构建差异化竞争力的核心方向。
2026年5月,国家能源局发布《中国“人工智能+”能源发展报告2026》,将电力交易仿真、电价智能预测、市场运行评估列为AI高价值场景,提出到2030年能源核心运营场景AI辅助覆盖率不低于80%的目标。
AI技术可实现风光功率、用户负荷、电价的智能预测,并开展多市场的自动化交易决策,有效降低偏差考核风险,实现策略寻优,为电力交易精细化运营提供技术支撑。
3、新型电力体系的构建叠加政策加持,虚拟电厂提速发展（1）分布式资源规模化并网叠加电力市场化,夯实虚拟电厂海量资源池国内分布式光伏、工商业储能等资源规模快速增长,为虚拟电厂发展提供海量可调资源基础。
虚拟电厂作为分布式资源聚合载体,可对接电网与电力交易市场,通过参与辅助服务、电力交易获取收益,逐步成为新型电力系统的重要调节支撑。
（2）“独立市场主体”地位确立叠加电网高质量演进,开启全面市场化新阶段2026年2月,我国首个虚拟电厂国家标准《虚拟电厂技术导则》（GB/T47241-2026）正式发布,并于9月1日起实施,明确了虚拟电厂的总体框架、资源接入、系统与终端、信息与通信、安全防护、运行与管理等技术要求,为全国虚拟电厂统一建设、规范运行提供了核心技术遵循。
3月,国家能源局将虚拟电厂纳入行业标准重点支持方向,覆盖市场准入、辅助服务等领域。
国家发展改革委、国家能源局《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》（发改能源〔2025〕357号）明确虚拟电厂可作为独立经营主体参与电力市场交易,全国虚拟电厂调节能力到2027年达到2,000万千瓦以上,到2030年突破5,000万千瓦。
《新型电力系统建设“十五五”规划》首次将虚拟电厂明确为用电侧协同互动的重要载体,进一步拓展其发展空间。
随着相关政策落地,虚拟电厂逐步从技术示范转向常态化商业运营,形成“电能量峰谷套利+调频调峰辅助服务+需求响应补贴”的多元盈利模式,长期成长空间广阔,将成为新型电力系统重要调节支撑。
4、新能源资产与金融模式创新深度耦合,打通绿色金融新通道新能源资产凭借现金流稳定、实体价值明确、全生命周期运营成本低等优势,已成为国内资产证券化的优质底层标的。
通过公募REITs、资产支持证券（ABS）、类REITs及产业基金等多元化金融工具,新能源资产产权与收益权可实现标准化拆分,显著提升资产流动性,突破传统能源资产转让限制,有效解决新能源项目资金沉淀久、投资回报周期长、资产出表流程复杂等行业痛点。
自2026年以来,绿色金融顶层设计持续深化,为新能源资产证券化筑牢制度支撑。
市场层面,多层次证券化工具体系持续完善,存量资产盘活路径不断拓宽。
截至2026年6月底,能源基础设施类公募REITs存续总市值超2,200亿元,底层资产覆盖风电、光伏等多元场景；机构间REITs与绿色ABS同步高速扩容,分布式光伏、电网侧独立储能实现首单项目突破,打通用户侧、电网侧资产标准化退出路径。
在市场需求与金融创新驱动下,机构间类REITs、经营性租赁成为盘活存量资产、优化资产负债结构的重要路径,推动行业形成“投、融、建、管、退”全生命周期闭环,降低重资产投资门槛。
5、人工智能催生海量绿色用能需求,“算电协同”升维国家战略赋予能源企业价值跃升新契机生成式AI带动算力需求快速攀升,智算中心成为用电增长的重要来源。
2025年全国算力中心总用电量达1,700亿千瓦时；八大算力枢纽节点用电量近三年平均增速39.5%。
2026年1-6月,互联网数据服务用电量同比增长41.4%,电力保障与绿色低碳水平成为算力产业规模化发展的关键要素。
政策层面,算电协同上升至国家战略。
2026年3月,“算电协同”首次写入政府工作报告；5月,多部委印发《关于促进人工智能与能源双向赋能的行动方案》,明确新建大型算力中心绿电消费比例不低于80%,要求配套储能系统,推动新能源基地与算力枢纽就近消纳。
此外,国家枢纽节点新建数据中心执行80%绿电消费强制考核,以绿证作为合规核算凭证,不达标项目不予能耗审批与运营备案。
算力项目布局逐步向绿电资源富集区域倾斜,绿电获取能力成为项目落地前置条件。
能源企业由传统电力供应商向“绿电直供+储能配套+智能调度+绿证碳服务”的算电协同综合运营商转型。
具备绿电资源、运营能力与绿证渠道的能源企业,可依托源网荷储运营、电力交易、环境价值变现获取增量收益。
同时,随着能源企业向下游延伸布局智算中心与算力运营业务,可形成双向赋能的产业协同效应。
一方面通过发电侧及虚拟电厂智能调度体系,摊低智算中心综合用电成本,形成核心成本竞争力；另一方面,智算中心作为稳定刚性的高载能负荷,可为新能源项目提供确定性消纳渠道,提升发电资产利用效率与收益水平,同时可聚合为可调资源参与电力辅助服务市场,进一步拓宽能源端盈利边界。
商业模式上,盈利结构从电力销售、能源服务升级为电力、算力、AI电力交易等多元收益组合,抗周期能力与整体盈利空间同步提升。
（二）报告期内公司主要业务及经营情况1、报告期内公司的业绩情况及业绩变动的主要原因截至2026年6月30日,公司资产总额3,958,529.43万元,较上年度末增长2.53%；归属于上市公司股东的所有者权益1,237,166.36万元,较上年度末增长4.74%。
2026年半年度,公司实现营业收入488,991.54万元,较上年同期下降9.82%；归属于上市公司股东的净利润54,801.81万元,较上年同期增长5.53%；归属于上市公司股东的扣除非经常性损益的净利润51,509.57万元,较上年同期增长10.97%。
公司2026年半年度业绩变动的主要原因是：能源服务业务方面,公司储能电站业务盈利能力增强,通过拓展调频业务增加运营收入；同时,售电业务不断拓展,利润贡献较去年同期有大幅提升,成为能源服务业务新增长点。
电力、热力销售方面,公司下属热电联产等存量电厂本期业绩同比有所提升。
2、报告期内公司所从事的主要业务、经营模式报告期内,公司紧扣“双碳”战略机遇与全球人工智能带来的产业快速发展趋势,围绕新型电力系统建设,夯实“能源资产+能源服务”双轮驱动业务根基的同时,锚定能源与AI转型叠加的关键窗口期,以“算电协同”为核心加快战略转型升级,稳步推进算电一体化布局。
在能源资产方面,公司以电力、热力销售为业务根基,自持优质能源资产,并通过精细化的资产运营,稳固整体收益底盘。
在能源服务方面,公司不断深化能源服务领域布局,聚焦节能服务及交易服务两大方向：在节能服务端,公司滚动开发分布式光伏等节能服务业务,同步延伸零碳园区全链路服务能力；在交易服务端,围绕电力交易,公司持续提升能源资产管理、虚拟电厂、售电、绿电、绿证、碳资产交易等能源服务的业务规模,深度挖掘电力市场化交易的盈利放大效应,持续打造能源AI大模型,实现电力交易与调度的智能化赋能。
此外,报告期内公司稳步推进算力业务战略布局,在多个核心枢纽启动AIDC智算集群开发工作,未来将依托深厚的能源产业积淀,实现“以电促算、以算强电”的双向赋能。
（1）巩固能源资产收益：夯实核心热电联产、新能源资产,稳固公司收益底盘公司以热电联产、风电等能源资产为收益“压舱石”,持续夯实收益基本盘。
一方面,公司对各类能源资产全面实施精细化的运营管理,针对热电联产资产,公司进一步发展热负荷用户,扩大供热范围,并通过新增和对现有机组改造或异地重建,提质降本增效,保持成本领先优势,夯实发展基础；针对集中式新能源资产,公司全面引入能源+AI一体化管理模式,通过提升市场化交易能力提高项目收益,并通过自主运维,减少限电与电网考核,以降低运维成本。
另一方面,公司持续优化资产结构,依托专业化新能源开发平台,不断加大风光等新能源资产的开发力度,加快新旧动能转换,确保自持资产收益稳定。
截至2026年6月30日,公司并网运营总装机容量为6,050.02MW。
其中,燃机热电联产2,017.14MW,燃煤热电联产182.00MW,光伏发电2,067.04MW（分布式光伏1,603.33MW,集中式光伏463.71MW）,风电837.85MW,垃圾发电149.00MW,储能796.99MW（电网侧储能750.00MW,用户侧储能46.99MW）。
公司可再生能源装机占发电总装机的比例为58.14%。
报告期内,石柱七曜山玉龙风电二期项目20MW已建成并网。
此外,公司建德抽水蓄能电站项目(2,400MW)、南通热电联产项目(27MW)、湖州热电联产技改项目(20MW)和兰溪热电联产技改项目（15MW）等重点项目正在按照既定建设节点稳步推进中。
（2）深耕能源节能服务：聚焦优质区域布局,打造零碳园区标杆公司聚焦长三角、大湾区等经济发达、高耗能产业集聚的优质区域,以零碳园区建设为核心抓手推进能源节能服务落地。
在工商业场景锁定高耗能优质客户群,定制化推广“分布式+绿电+智慧运维”一体化模式；围绕园区全周期降碳需求,深度布局绿电直连、光储融合、光储充一体、微电网运营等多元场景,打造全链路零碳综合解决方案。
同时,公司持续打通分布式能源资产流通渠道,通过能源资产证券化、产业基金合作、经营性租赁等金融工具加速资产周转,构建“区域深耕—场景创新—价值变现—滚动开发”的可持续发展闭环。
截至2026年6月30日,公司分布式光伏项目并网装机容量1,603.33MW。
报告期内,公司分布式光伏新增并网250.05MW,转让281.70MW。
零碳园区方面,报告期内公司签约25家零碳园区。
截至2026年6月30日,公司累计签约63家零碳园区（31家单体类、22家产业园或园中园类、10家大型工业园区类）。
其中,国家级零碳园区5家,如甘肃庆阳东数西算产业园区、宁夏中卫工业园区等；省级零碳园区20余家,如江苏苏州工业园区、云南玉溪高新区、贵州红果经开区等。
（3）升级能源交易生态：持续扩大电力交易及虚拟电厂业务规模,强化科技赋能能力公司以电力市场改革深化为契机,打造以“电力交易为核心、能源资产管理为基底、碳中和服务为延伸、AI数智平台为中枢”的四维业务体系。
公司坚持内生拓展与行业并购双轮驱动,快速扩大电力交易与虚拟电厂业务规模,持续提升资源聚合能力与市场份额。
依托清洁能源供热园区、零碳园区等优质客户基础,公司通过能源资产运营整合多方资源,夯实规模化交易底盘；同时整合售电、绿电、绿证、碳资产等多元化产品,为客户提供一站式综合能源解决方案,深化客户绑定,进一步放大交易聚合效应。
业务运营沉淀的海量交易与运行数据持续反哺AI平台迭代,不断提升电价预测、负荷预判与交易策略的精准度；智能化交易创造的超额收益,既可通过收益分成转化为公司利润,也能强化客户口碑、吸引更多资产托管,最终形成“聚合资源—交易创效—AI迭代—规模扩张”的正向收益飞轮。
报告期内,公司管理售电量228亿kWh,全国售电资质已覆盖18个省市；绿电交易13亿kWh,国内国际绿证对应电量合计7.7亿kWh。
公司虚拟电厂业务已由江苏逐步拓展至上海、浙江、四川、广东、安徽、山东等10个省市,截至2026年6月30日,公司虚拟电厂业务可调负荷规模为1,243MW。
公司拥有国家“需求侧管理服务机构”一级资质,截至2026年6月30日,公司平台管理用户规模超31GW。
（4）拓展创新业务版图：深化算电协同布局,释放算电协同价值公司持续探索“电力+算力”协同发展路径,落实绿色电算一体化科技服务战略。
公司依托已落地算力资源为中国电信等提供算力租赁支持,有效支撑城市政务云、医疗云、教育云等民生业务数智化升级和满足部分科技型企业的算力需求。
今年以来,公司有序推进AIDC业务布局,已与广东韶关、宁夏中卫、内蒙乌兰察布等国家算力枢纽节点地方政府签署框架性合作协议,并与无问芯穹、清程极智等签订战略合作协议。
目前公司正在积极推进相关合作的窗口指导、项目备案等前期工作。
同时,公司结合AIDC业务需要,持续引进核心技术与管理人才,为业务推进提供基础支撑。
此外,公司将充分利用发、用、调、储等能源端的指标与成本优势,为公司AIDC业务构建核心竞争壁垒,夯实“以电促算”的资源禀赋；同时,依托能源AI大模型对能源调度与电力市场交易进行深度赋能,实现“以算强电”的智能化升级。
在新兴产业投资方面,公司稳步推进创新业务拓展,以直接或间接投资方式,前瞻布局天数智芯、阶跃星辰、赛普恩、幺正量子等多家创新科技企业,通过“产业+金融”的良性互动,坚守科技创新战略,持续储备新一代技术方向,为从能源企业向能源科技企业转型积累坚实基础。
公司的前身为江阴霞客色纺有限公司(以下简称"有限公司"),有限公司由江苏万翔集团公司和朱涵琴等49位自然人共同出资组建而成。
2000年12月4日,经江苏省人民政府苏政复[2000]224号文批复同意,有限公司整体变更为股份公司,整体变更后,有限公司之债权债务全部由本公司承接。
经中国证券监督管理委员会证监发行字[2004]83号文核准,本公司于2004年6月22日以全部向二级市场投资者定价配售方式成功公开发行了20,000,000股人民币普通股(A股),于2004年7月8日在深圳证券交易所上市交易。
股票简称"霞客环保"。
公司已于2019年6月20日完成了法定代表人、经营范围、名称、注册资本的工商变更登记手续,公司名称由江苏霞客环保色纺股份有限公司变更为协鑫能源科技股份有限公司,英文名称由XiakeColorSpinningCo.,Ltd.变更为GCLEnergyTechnologyCo.,Ltd. 公司证券简称自2019年6月26日起发生变更,中文证券简称由“霞客环保”变更为“协鑫能科”,英文简称由“XIAKE”变更为“GCLET”