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//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。

　　4 苏亚金诚会计师事务所（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。

　　公司拟以实施权益分派股权登记日登记的总股本为基数，向全体股东每10股派发现金红利1.5元（含税）。截至2023年12月31日，公司总股本891,475,880股，以此计算合计拟派发现金红利133,721,382.00元（含税）。如在实施权益分派的股权登记日前，公司总股本发生变动的，拟维持每股分配比例不变，相应调整分配总额。本次利润分配不采用股票股利分配方式，亦不进行资本公积金转增股本。该预案尚需提交公司股东大会审议通过后实施。

　　根据国民经济行业分类(GB/T 4754-2017)，公司所属行业为电力、热力生产和供应业（D44），主要从事风能发电、光伏发电、生物质能发电供热等新能源发电业务的投资、建设、运营。

　　国家能源局在2023年4月下发的《2023年能源工作指导意见》中要求，要坚持积极稳妥推进绿色低碳转型，深入推进能源领域碳达峰工作，加快构建新型电力系统，大力发展非化石能源，夯实新能源安全可靠替代基础，加强煤炭清洁高效利用，重点控制化石能源消费，扎实推进能源结构调整优化。并提出要大力发展风电太阳能发电，推动第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地项目并网投产，建设第二批、第三批项目，积极推进光热发电规模化发展。稳妥建设海上风电基地，谋划启动建设海上光伏。大力推进分散式陆上风电和分布式光伏发电项目建设。推动绿证核发全覆盖，做好与碳交易的衔接，完善基于绿证的可再生能源电力消纳保障机制，科学设置各省（区、市）的消纳责任权重，全年风电、光伏装机增加1.6亿千瓦左右。

　　2023年6月，国家能源局组织发布《新型电力系统发展蓝皮书》，《蓝皮书》全面阐述了新型电力系统的发展理念、内涵特征，提出构建新型电力系统的总体架构和重点任务，并以2030年、2045年、2060年为新型电力系统构建战略目标的重要时间节点，制定新型电力系统“三步走”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），有计划、分步骤推进新型电力系统建设，其中，为加速推进清洁低碳化转型，提出到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，新能源逐渐成为装机主体电源，到2060年，新能源逐步成为发电量结构主体电源。

　　2023年9月，国家发改委、国家能源局印发了《关于加强新形势下电力系统稳定工作的指导意见》，意见指出，要夯实电力系统稳定基础，推动系统友好型电站建设，有序推动储能与可再生能源协同发展，逐步实现新能源对传统能源的可靠替代；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，推动基地按相关标准要求配置储能，保障外送电力的连续性、稳定性和高效性。要积极推进新型储能建设。充分发挥电化学储能、压缩空气储能、飞轮储能、氢储能、热（冷）储能等各类新型储能的优势，结合应用场景构建储能多元融合发展模式，提升安全保障水平和综合效率。

　　2023年2月，国家发改委、财政部、国家能源局联合印发《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》，通知主要明确了享受国家可再生能源补贴的绿电项目参与绿电交易的规则，包括：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。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7月，国家发改委、财政部、国家能源局联合印发《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》，明确了绿证适用范围，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，绿证作为可再生能源电力消费凭证，用于可再生能源电力消费量核算、可再生能源电力消费认证等，其中：可交易绿证除用作可再生能源电力消费凭证外，还可通过参与绿证绿电交易等方式在发电企业和用户间有偿转让。通知还明确，对全国风电、太阳能发电、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，实现绿证核发全覆盖。上述通知对我国绿证制度进行了全面修订完善，标志着绿证核发进入新阶段，2023年12月，国家能源局召开绿证核发工作启动会，首批核发绿证约1191万个，涉及项目1168个、发电企业755家。

　　2023年9月，国家发改委、国家能源局联合印发中国首个电力现货市场基本规则——《电力现货市场基本规则（试行）》，对规范电力现货市场建设和运营作出部署，其中，明确近期建设主要任务，要稳妥有序推动新能源参与电力市场，设计适应新能源特性的市场机制，与新能源保障性政策做好衔接；推动分布式发电、负荷聚合商、储能和虚拟电厂等新型经营主体参与交易。10月，两部门再次联合印发《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》，通知要求进一步扩大经营主体范围，按照2030年新能源全面参与市场交易的时间节点，现货试点地区结合实际制定分步实施方案。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。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10月，国家生态环境部、市场监管总局联合发布《温室气体自愿减排交易管理办法（试行）》，办法对自愿减排交易及其相关活动的各环节作出规定，明确了项目业主、审定与核查机构、注册登记机构、交易机构等各方权利、义务和法律责任，以及各级生态环境主管部门和市场监督管理部门的管理责任。自愿减排交易市场启动后，各类社会主体可以按照相关规定，自主自愿开发温室气体减排项目，项目减排效果经过科学方法量化核证并申请完成登记后，可在市场出售，以获取相应的减排贡献收益。同时，生态环境部根据《温室气体自愿减排交易管理办法（试行）》，制定发布了造林碳汇、并网光热发电、并网海上风力发电、红树林营造等4项温室气体自愿减排项目方法学，其中，并网海上风力发电方法学适用于离岸30公里以外，或者水深大于30米的并网海上风力发电项目。

　　1、新增并网太阳能发电装机规模超过2亿千瓦，并网风电和太阳能发电总装机规模突破10亿千瓦

　　2023年，全国新增发电装机容量3.7亿千瓦，其中，新增并网太阳能发电装机容量2.2亿千瓦，占新增发电装机总容量的比重达到58.5%。截至2023年底，全国全口径发电装机容量29.2亿千瓦，同比增长13.9%，其中，非化石能源发电装机容量15.7亿千瓦，占总装机容量比重在2023年首次突破50%。分类型看，并网风电4.4亿千瓦，同比增长20.7%，其中，陆上风电4.0亿千瓦、海上风电3729万千瓦；并网太阳能发电6.1亿千瓦，同比增长55.2%。全国并网风电和太阳能发电合计装机规模从2022年底的7.6亿千瓦，连续突破8亿千瓦、9亿千瓦、10亿千瓦大关，2023年底达到10.5亿千瓦，同比增长38.6%，占总装机容量比重为36.0%，同比提高6.4个百分点。

　　截至2023年底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达3139万千瓦/6687万千瓦时，平均储能时长2.1小时。2023年新增装机规模约2260万千瓦/4870万千瓦时，较2022年底增长超过260%，近10倍于“十三五”末装机规模。截至2023年底，新型储能累计装机规模排名前5的省区分别是：山东398万千瓦/802万千瓦时、内蒙古354万千瓦/710万千瓦时、新疆309万千瓦/952万千瓦时、甘肃293万千瓦/673万千瓦时、湖南266万千瓦/531万千瓦时，装机规模均超过200万千瓦，宁夏、贵州、广东、湖北、安徽、广西等6省区装机规模超过100万千瓦。分区域看，华北、西北地区新型储能发展较快，装机占比超过全国50%，其中西北地区占29%，华北地区占27%。新型储能新技术不断涌现，技术路线“百花齐放”。锂离子电池储能仍占绝对主导地位，压缩空气储能、液流电池储能、飞轮储能等技术快速发展，截至2023年底，已投运锂离子电池储能占比97.4%，铅炭电池储能占比0.5%，压缩空气储能占比0.5%，液流电池储能占比0.4%，其他新型储能技术占比1.2%。

　　截至2023年12月底，江苏省发电装机容量17965.79万千瓦，其中新能源装机容量6519.72万千瓦，占总装机容量的36.29%；风电装机容量2286.34万千瓦，占总装机容量的12.73%；太阳能发电装机容量3928.04万千瓦，占总装机容量的21.86%；垃圾发电装机容量215.32万千瓦，占总装机容量的1.20%；农林生物质发电装机容量90.02万千瓦，占总装机容量的0.50%。

　　2023年，江苏省新增发电能力1887.91万千瓦，其中风电新增33.12万千瓦；太阳能发电新增1421.07万千瓦；垃圾发电新增18.50万千瓦；农林生物质发电新增3.00万千瓦。

　　2023年，江苏省发电量6272.54亿千瓦时，其中新能源发电量1034.71亿千瓦时，占全省发电量的16.50%。在新能源发电量中，风电发电量537.47亿千瓦时，同比增长4.80%；太阳能发电量357.87亿千瓦时，同比增长40.37%；垃圾发电量113.08亿千瓦时，同比增长5.16%；农林生物质发电量26.29亿千瓦时，同比增长0.18%。

　　报告期末，公司控股风电装机容量占江苏省风电装机的 5.86%，生物质装机容量占江苏省生物质装机的12.77%，省内太阳能发电装机容量占江苏省太阳能发电装机的0.36%。

　　（以上全国行业数据来源于：国家能源局2024年一季度新闻发布会、国家能源局发布2023年全国电力工业统计数据、中国电力企业联合会发布的《2023-2024年度全国电力供需形势分析预测报告》；江苏省行业数据来源于：江苏省电力行业协会2023年1-12月份新能源行业数据统计分析。）

　　公司的主营业务为新能源项目的投资开发及建设运营，主要包括风能发电、光伏发电和生物质能发电供热三个板块。截至2023年12月31日，公司累计新能源发电控股装机容量166万千瓦，权益装机容量138万千瓦，其中，风电项目权益装机容量114万千瓦，光伏发电项目权益装机容量14万千瓦，生物质发电项目权益装机容量10万千瓦。

　　公司主要通过新能源项目的开发、建设、运营等流程，将风能、生物质能、太阳能等新能源进行开发并转换为电力后销售，取得收入。另外，公司部分生物质项目为热电联产项目，除发电外，亦可向当地其他生产企业销售蒸汽和热水。

　　公司新能源项目投资运营主要包括三个阶段：项目开发阶段，由公司或下属项目公司负责特定区域的项目开发，项目考察评估后立项，向相关政府部门提出项目投资申请，取得项目核准或备案；项目建设阶段，公司按采购招标程序组织设备和工程施工的采购和招标，工程建设完成、验收调试合格后，项目并网运行；项目运营阶段，由下属项目公司负责项目的运行、维护、管理，公司对各项目运营情况进行监控，并对各下属公司实行经营目标考核。

　　影响公司业绩的主要驱动因素包括装机容量、风力资源和光照资源、上网电价、资金成本、生物质燃料成本等。

　　报告期内，公司的主要业务、主要产品、经营模式、主要的业绩驱动因素未发生重大变化。

　　第一季度（1-3月份） 第二季度（4-6月份） 第三季度（7-9月份） 第四季度（10-12月份）

　　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

　　股东名称（全称） 报告期内增减 期末持股数量 比例(%) 持有有限售条件的股份数量 质押、标记或冻结情况 股东性质

　　上述股东关联关系或一致行动的说明 江苏国信股份有限公司为江苏省国信集团有限公司的控股子公司，为江苏省国信集团有限公司的一致行动人。江苏省国信集团有限公司、江苏省沿海开发集团有限公司、江苏省农垦集团有限公司的实际控制人均为江苏省人民政府。除上述情况外，未知其他股东之间是否存在关联关系，也未知是否属于《上市公司收购管理办法》规定的一致行动人。

　　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。

　　2023年，公司控股新能源发电项目累计上网电量30.97亿千瓦时，同比增长0.22%；全年营业收入19.46亿元，同比下降1.28%；营业成本9.78亿元，同比下降0.10%；归属于上市公司股东的净利润4.72亿元，同比下降0.77%；实现经营活动产生的现金流量净额9.19亿元，同比下降32.77%。截至2023年12月31日，公司总资产164.44亿元，较年初增长3.74%；归属于上市公司股东的净资产为64.16亿元，较年初增长5.64%。

　　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。