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节能风电2021年半年度董事会经营评述

发布时间:2021-09-21 05:11:28 来源:乐鱼体育官网

  报告期内,公司的主营业务未发生变化,为风力发电的项目开发、建设及运营。公司生产的绿色电力源源不断地输入电网,满足经济社会及国民用电需求。公司的采购模式主要是招标采购,公司对采购工作实行统一招标、集中采购、专业管理、分级负责的管理模式。公司的主要生产模式是依靠风力发电机组,将风能转化为电能;通过场内集电线路、变电设备,将电能输送到电网上。公司依照国家政策和项目核准时的并网承诺,将风电场所发电量并入电网公司指定的并网点,由电网公司指定的计量装置按月确认上网电量,实现电量交割。上网电能的销售电价截至报告期内由两种方式确定:第一种是依照国家定价。即依据风电项目核准时国家能源价格主管部门确定的区域电价或特许权投标电价与电网公司直接结算电费,回笼货币资金。国家定价结算方式是公司电量销售结算的主要方式。第二种是近两年逐渐形成的多边协商定价,简称电力多边交易。为缓解弃风限电对风电企业的影响,由地方政府推动,电网公司根据“特定用电侧”需求,提出交易电量和电价的指导意见,组织“发电侧”企业就此部分交易电量和电价进行磋商,确定各发电企业所承担的电量和上网基础电价。多边交易模式下风电场的电费收入由电网公司支付的基础电费和国家新能源补贴两部分组成。多边交易结算方式是公司电量销售结算的补充方式。为引导全社会绿色消费,促进清洁能源消纳利用,进一步完善风电、光伏发电的补贴机制,国家发改委、财政部、国家能源局于2017年1月18日发布《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》,要求根据《绿色电力证书核发及自愿认购规则》(试行)建立可再生能源绿色电力证书自愿认购体系。从2017年7月1日起,在全国范围内试行可再生能源绿色电力证书(简称绿证)核发和自愿认购,每1000kW/h的绿色电力核发一张绿证,绿证的价格不高于国家新能源补贴电价。在目前的自愿认购阶段,没有售出的绿证仍由国家补贴,所以,在自愿认购阶段,无论绿证是否售出,对公司绿色电力的销售没有任何影响。依照澳大利亚现行规定,风电场所发电量的销售,就内容而言,分为电力销售和可再生能源证书销售两部分;就期限而言,分为按照电力和可再生能源证书的即期价格销售及按照与电力购买方约定的长期合约价格销售两种方式。其中,长期合约价格既可以同时包括电力价格和可再生能源证书价格,也可以仅含其中一项价格。白石公司现采用按照电力和可再生能源证书的即期价格进行结算的销售模式。白石风电场位于澳大利亚新南威尔士州,依照澳大利亚国家电力法以及白石公司与新南威尔士州电网公司签订的并网协议,风电场所发电量并入电网公司指定的安装有计量装置的并网点,在国家电力市场对即期电量按照即期电价进行销售并记录,由澳大利亚能源市场运营局按周对销售电量的总金额进行结算。可再生能源配额制度(以下简称“配额制”)是指一个国家或地区用法律的形式,强制性规定可再生能源发电在总发电量中所占比例(即配额),并要求供电公司或电力零售商对其依法收购,对不能满足配额要求的责任人处以相应惩罚的一种制度,而可再生能源证书是实现配额制的一项政策工具,其与配额制配套运行,购买可再生能源证书成为满足配额制要求的一种方式和证明。2000年12月21日,澳大利亚联邦议会审议通过了《可再生能源(电力)法案》,发布强制性可再生能源目标,对相关电力零售商规定了购买一定比例可再生能源电力的法定义务。根据澳大利亚现行的《可再生能源(电力)法案》,白石公司作为可再生能源发电商,可以根据澳大利亚能源市场运营局提供的月度结算销售电量,按照每生产1兆瓦时电力额外获得1个可再生能源证书,向澳大利亚清洁能源监管局申请可再生能源证书的数额认证,该局对白石公司的申请进行复核及审计后,授予相应数额的可再生能源证书。可再生能源证书销售价格根据市场供需关系决定,白石公司可以在可再生能源证书市场进行销售和结算。风能是一种清洁的可再生能源。在过去的30多年里,风电发展不断超越其预期的发展速度,成为世界上增长速度最快的能源之一。根据全球风能理事会统计数据,全球风电累计总装机容量从截至2001年12月31日的24GW增至截至2020年12月31日的743GW。新能源发电技术,已在全球范围内实现大规模开发应用。到2020年底,全球风电累计装机容量达743GW,遍布100多个国家和地区。通过技术创新和规模经济,过去十年间,全球风力发电市场规模几乎翻了一番,成为全球最具成本竞争力和最具韧性的电力来源之一。2020年,中国和美国这两个全球最大风能市场的发电设施安装量激增,推动了创纪录的增长,两国安装的新风力发电设施占全球总量的75%,风能发电容量占全球总量的一半以上。洲新增装机的30%,2007年以来风电占美国新增装机的33%。随着全球发展可再生能源的共识不断增强,风电在未来能源电力系统中将发挥更加重要作用。美国提出到2030年20%的用电量由风电供应,丹麦、德国等国把开发风电作为实现2050年高比例可再生能源发展目标的核心措施。于求导致价格面临下行压力;在紧缩驱动的经济格局下,可再生能源补贴机制的波动;在价格上面临与传统的化石燃料与核电站竞争的挑战,但是风电发展的根本驱动力仍然存在,并且全球都需要干净清洁、价格实惠、当地开发、安全可靠,安装迅速的能源供应。这些驱动力将成为促进风电发展的长效动力,也成为突破挑战的主要动力。机装机容量大、机组运行稳定以及不占用土地,不消耗水资源,适合大规模开发等优势,同时,海上风电一般靠近传统电力负荷中心,便于电网消纳,免去长距离输电的问题,因而全球风电场建设已出现从陆地向近海发展的趋势。经过近二十余年的发展,从全球范围来看,海上风电技术日益成熟,过去制约其快速发展的技术壁垒高、建设难度大、维护成本高、整机防腐要求强等弊端正得到逐步改善。近十年来,海上风电成本下降了29%,其度电成本也从2010年的178美元/兆瓦时降低到了2019年的约115美元/兆瓦时。根据全球风能理事会(GWEC)发布的最新数据,2020年全球海上风电新增装机容量超过6吉瓦,增长量仅次于2019年;中国连续三年领跑全球,新增容量超过3吉瓦,占全球新增装机的50.45%;海上风电总容超过德国,仅次于英国,成为全球第二大海上风电市场。作为能源系统去碳化和实现零排放的最关键技术之一,海上风电的地位日趋重要。目前,全球海上风电总容量超过35吉瓦,海上风电的发电量已经帮助我们减少了6250万吨的碳排放——相当于2000多万辆汽车启动的排放。随着各国制定绿色经济复苏战略,海上风电的社会经济效益也比以往任何时候更值得重视,处于寿命期内的海上风电项目相关建设和运营也已为全球提供了约70万个工作岗位。GWECDE的报告中提到:世界银行集团报告显示,以目前的技术,全球还有超过7.1万吉瓦的海上风电潜力,开发这一资源将是将全球变暖控制在1.5℃以下的关键,同时也会带来巨大的经济效益。要充分开发这一潜力,稳定的政策将为行业发展提供长期保障,企业与政府的合作将成为关键。此外,在未来十年加快海上浮动式风能的商业化进程,对于挖掘新的海上风电的增长潜力、尽可能多地开发风能资源来说至关重要。中国幅员辽阔、海岸线长,拥有丰富的风能资源。根据全国900多个气象站将陆地上离地10m高度资料进行估算,全国平均风功率密度为100W/m2,风能资源总储量约32.26亿kW,可开发和利用的陆地上风能储量有2.53亿kW,近海可开发和利用的风能储量有7.5亿kW,共计约10亿kW。根据中国气象局公布的数据显示,2019年我国陆地70m高度年平均风速约为5.5m/s,年平均风功率密度约为232.4W/m2。我国风能资源丰富的地区主要集中在北部、西北和东北的草原、戈壁滩以及东部、东南部的沿海地带和岛屿上。这些地区缺少煤炭及其他常规能源,并且冬春季节风速高,雨水少;夏季风速小,降雨多,风能和水能具有非常好的季节补偿。另外在中国内陆地区,由于特殊的地理条件,有些地区具有丰富的风能资源,适合发展风电。我国风能资源地理分布与现有电力负荷不匹配。沿海地区电力负荷大,但是风能资源丰富的陆地面积小,“三北”地区风能资源很丰富,电力负荷却较小,给风电的经济开发带来困难。由于大多数风能资源丰富区,远离电力负荷中心,电网建设相对薄弱,大规模开发需要电网延伸的支撑。我国风电场建设始于20世纪80年代,在其后的十余年中,经历了初期示范阶段和产业化建立阶段,装机容量平稳、缓慢增长。自2003年起,随着国家发改委首期风电特许权项目的招标,风电场建设进入规模化及国产化阶段,装机容量增长迅速。特别是2006年开始,连续四年装机容量翻番,形成了爆发式的增长。据全球风能理事会的统计,2013年至2020年,我国风电新增装机容量,连续七年保持全球新增装机容量第一位。我国累计风电装机容量2009年跃居世界第一位,直至2020年一直保持全球第一位。截至2020年底,我国仍保持全球最大的风能市场地位不变。自2005年开始,我国风电行业进入高速发展期,前十年,风电行业主要是依靠集约式发展,国家鼓励在“三北”(华北、西北、东北)地区新建大型风电基地,通过超高压长距离输电线路将绿色电能输送到经济发达地区使用。但由于电源建设速度高于输变电线路的建设速度,导致了“弃风限电”现象的发生。进入“十三五”时期,国家推进“四个革命,一个合作”能源发展战略,根据《可再生能源发展“十三五”规划》,按照“统筹规划、集散并举、陆海齐进、有效利用”的原则,严格开发建设与市场消纳相统筹,着力推进风电的就地开发和高效利用,积极支持中东部分散风能资源的开发,在消纳市场、送出条件有保障的前提下,有序推进大型风电基地建设,积极稳妥开展海上风电开发建设,完善产业服务体系。进入“十四五”时期,根据国家能源局综合司发布的《关于做好可再生能源发展“十四五”规划编制工作有关事项的通知》(国能综通新能〔2020〕29号),明确了可再生能源发展“十四五”规划重点,即优先开发当地分散式和分布式可再生能源资源,大力推进分布式可再生电力、热力、燃气等在用户侧直接就近利用,结合储能、氢能等新技术,提升可再生能源在区域能源供应中的比重。在电源侧研究水电扩机改造、抽水蓄能等储能设施建设、火电灵活性改造等措施,提升系统调峰能力。根据《可再生能源法》及《可再生能源发电有关管理规定》,可再生能源发电项目的上网电价,由国务院价格主管部门根据不同类型可再生能源发电的特点和不同地区的情况,按照有利于促进可再生能源开发利用和经济合理的原则确定,并根据可再生能源开发利用技术的发展适时调整和公布。到2021年,我国风电上网电价已经历了六个阶段:第一阶段,完全上网竞争阶段(20世纪90年代初-1998年)。这一阶段处于风电发展的初期,上网电价很低,其水平基本是参照当地燃煤电厂上网电价,每千瓦时的上网价格水平不足0.3元。第二阶段,审批电价阶段(1998-2003年)。上网电价由各地价格主管部门批准,报中央政府备案,这一阶段的风电价格高低不一。第三阶段,招标和审批电价并存阶段(2003-2005年)。这是风电电价的“双轨制”阶段。由于这一阶段开启了风电项目特许权招标,出现了招标电价和审批电价并存的局面,即国家从2003年开始组织大型风电场采用招标的方式确定电价,而在省、市、区级项目审批范围内的项目,仍采用审批电价的方式。第四阶段,招标与核准方式阶段(2006-2009年)。根据国家有关政策规定风电电价通过招标方式产生,电价标准根据招标电价的结果来确定。第五阶段,固定标杆电价方式阶段(2009-2020年)。随着《国家发展改革委关于完善风力发电上网电价政策的通知》(发改价格〔2009〕1906号)的出台,风电电价按照全国四类风能资源区制定相应的风电标杆上网电价。第六阶段,竞争电价与平价电价上网阶段(2019-至今)。国家能源局《关于2019年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》(国能发新能〔2019〕49号)的出台,进一步降低了风电标杆上网电价,确定了平价上网节奏和日程。2019年5月21日,国家发改委发布了《国家发改委关于完善风电上网电价政策的通知》(发改价格〔2019〕882号),明确了2019、2020两年陆上风电和海上风电新核准项目的电价政策,将陆上、海上风电标杆上网电价均改为指导价,规定新核准的集中式陆上风电项目及海上风电项目全部通过竞争方式确定上网电价,不得高于项目所在资源区指导价。2019年Ⅰ~Ⅳ类资源区新核准陆上风电指导价分别调整为每千瓦时0.34元、0.39元、0.43元、0.52元,2020年指导价分别调整为每千瓦时0.29元、0.34元、0.38元、0.47元;对于海上风电,2019年符合规划、纳入财政补贴年度规模管理的新核准近海风电指导价调整为每千瓦时0.8元,2020年调整为每千瓦时0.75元,指导价低于当地燃煤标杆电价(含脱硫、脱硝、除尘)的地区,以燃煤标杆电价作为指导价,2021年新核准陆上风电项目全面实现平价上网,国家不再补贴。2021年6月,国家发展改革委印发《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》(发改价格〔2021〕833号),明确了2021年风电、光伏发电等新能源上网电价政策。该通知规定,从2021年起,对新备案的集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准的陆上风电项目(以下简称“新建项目”),中央财政不再补贴,实行平价上网,2021年新建项目的电价按照当地燃煤发电基准价执行,并仍可自愿通过参与市场化交易形成上网电价。2021年起,新核准的海上风电项目,电价由当地省级价格主管部门制定,具备条件的可通过竞争性配置方式形成。2021年1-6月,全国风电新增并网装机1084万千瓦,其中陆上风电新增装机869.4万千瓦、海上风电新增装机214.6万千瓦。从新增装机分布看,中东部和南方地区占比约59%,“三北”地区占约41%,风电开发布局进一步优化。截至2021年6月底,全国风电累计装机达到2.92亿千瓦,其中陆上风电累计装机2.81亿千瓦、海上风电累计装机1113.4万千瓦。2021年1-6月,全国风电发电量3441.8亿千瓦时,同比增长44.6%;利用小时数1212小时,利用小时数较高的省区中,云南1769小时、蒙西1426小时、四川1415小时。今年上半年,全国弃风电量约126.4亿千瓦时,弃风率3.6%,同比下降0.3个百分点,尤其是新疆、湖南和甘肃,弃风率同比显著下降,新疆弃风率8%、湖南弃风率2%、甘肃弃风率4%,同比分别下降4.2、3.2和3个百分点。公司自成立以来一直专注于风力发电的项目开发、建设及运营,公司所有的经营性资产和收入都与风力发电相关。同时,公司坚持“有效益的规模和有规模的效益”的市场开发原则,以专业化的经营和管理确保每个项目的盈利能力。公司具有丰富的风电场运营经验,对从750kW到3MW,从定桨距、双馈到直驱风机,从纯进口风机、合资企业风机到全国产风机都有运营维护经验。由于运营时间早,对各种故障处理积累了丰富经验。公司多年来培养和锻炼了一支专业的运行维护技术队伍,通过技术攻关和技术创新,具备了控制系统等核心部件故障的自行解决能力;通过完成核心部件的国产化替代工作,降低了运行维护和备品备件采购成本;通过采用先进的故障监测系统,做到了从被动维修到主动故障监测的转变,降低了停机维修时间。公司投资建设的张北满井风电场一期和新疆托里100MW风电场三期项目分别于2007年、2011年被评为“国家优质投资项目”,河北张北单晶河200MW风电特许权项目、甘肃玉门昌马大坝南、北48MW大型风电机组示范风电场项目及中节能乌鲁木齐托里200MW风电场二期49.5MW项目荣获2014-2015年度“国家优质投资项目”。2021年8月9日,中国电力企业联合会发布了2020年度全国电力行业风电运行指标对标结果。此次共有49家发电集团(投资)公司所属的2164家风电场参加了对标,总装机容量19564.59万千瓦。经过评审,共439个风电场获得全国AAA级以上风电场称号。公司积极组织参与此次对标,共有4家风电场获得殊荣,其中4A级风电场2家,分别是中节能(肃北)风力发电有限公司马鬃山风电场和中节能(内蒙古)风力发电有限公司兴和风电场(一期)。3A风电场2家,分别是中节能(天祝)风力发电有限公司松山滩营盘风电场和青海东方华路新能源投资有限公司德令哈尕海风电场(二期)。“中节能风电”在业内具有较高的知名度和良好的品牌形象,公司先后中标并示范建设了国家第一个百万千瓦风电基地启动项目——河北张北单晶河200MW特许权项目;中标并示范建设了国家第一个千万千瓦风电基地启动项目——甘肃昌马200MW特许权项目。截至2021年6月30日,公司在建项目装机容量合计为193.5万千瓦,可预见的筹建项目装机容量合计达201.8万千瓦。并且在加快风电场开发和建设的同时,加大中东部及南方区域市场开发力度,在湖北、广西、河南、四川等已有项目的区域开发后续项目,在山东、湖南、吉林等区域开展风电项目前期踏勘和测风工作,扩大资源储备。同时,公司拥有良好信用记录和银企关系,资金保障能力较强。公司在过去几年积累了良好的信用记录,银企关系稳定,目前公司除了向公开市场定向增发、发行绿色公司债券、发行可转债以外,可以选择的融资渠道和可使用的金融工具也较为丰富,资金来源有保障。公司的管理层拥有丰富的专业知识,对风电行业,包括行业发展历史、特征以及未来发展趋势具有深刻的理解。公司的高级管理层在电力行业拥有多年的相关经验,并且始终保持稳定和紧密合作的关系。凭借管理层的经验和能力,本公司可以有效地控制成本,提高运营效率和公司盈利能力。公司通过持续的自我挖掘和培养,已经形成了一支具有丰富理论知识和行业实践经验的专业化的技术、管理团队。一是可再生能源装机规模稳步扩大。截至2021年6月底,全国可再生能源发电装机达到9.71亿千瓦。其中,水电装机3.78亿千瓦(其中抽水蓄能3214万千瓦)、风电装机2.92亿千瓦、光伏发电装机2.68亿千瓦、生物质发电装机3319万千瓦。二是可再生能源发电量持续增长。2021年1-6月,全国可再生能源发电量达1.06万亿千瓦时。其中,规模以上水电4826.7亿千瓦时,同比增长1.4%;风电3441.8亿千瓦时,同比增长约44.6%;光伏发电1576.4亿千瓦时,同比增长约23.4%;生物质发电779.5亿千瓦时,同比增长约26.6%。三是可再生能源保持高利用率水平。2021年1-6月,全国主要流域弃水电量约53.64亿千瓦时,水能利用率约98.43%,较上年同期提高0.07个百分点;全国弃风电量约126.4亿千瓦时,平均利用率96.4%,较上年同期提高0.3个百分点;全国弃光电量33.2亿千瓦时,平均利用率97.9%,较上年同期提高0.07个百分点。2020年12月18日召开的中央经济工作会议定调2021年8项重点任务,其中包括做好碳达峰、碳中和工作。会议提出,我国二氧化碳排放力争2030年前达到峰值,力争2060年前实现碳中和。要抓紧制定2030年前碳排放达峰行动方案,支持有条件的地方率先达峰。要加快调整优化产业结构、能源结构,推动煤炭消费尽早达峰,大力发展新能源,加快建设全国用能权、碳排放权交易市场,完善能源消费双控制度。要继续打好污染防治攻坚战,实现减污降碳协同效应。要开展大规模国土绿化行动,提升生态系统碳汇能力。在资源约束和高质量发展的双重压力下,中国实现“双碳”目标必须切中要害,施力于能源、电力领域减碳。风电作为可再生能源的核心主体之一,天然具备不可替代的禀赋优势和规模化优势,也在发展中逐步形成了对电力系统的支撑作用。因此扩大以风电为代表的非化石能源的消纳比例、构建以新能源为主体的新型电力系统,是实现中国电力减碳、能源减碳、实现双碳目标的必由之路。2020年3月,国家能源局发布《国家能源局关于2020年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》,明确风电项目建设相关要求,一是对省级能源主管部门,要求根据国家可再生能源“十三五”相关规划、电网消纳能力、监测预警要求等,合理安排新增核准(备案)项目规模,规范有序组织项目建设,并加强项目信息管理。二是对电网企业,要求及时测算论证2020年风电、光伏发电新增消纳能力并落实消纳方案,做好电力送出工程建设衔接,合理安排项目并网时序。三是对投资企业,要求理性投资、防范投资风险,严格落实各项建设条件,有序组织项目开工建设,加强工程质量管控。四是对各派出机构,要求加强对规划落实、消纳能力论证、项目竞争配置、电网送出工程建设、项目并网消纳等事项的监管,强化电力送出和消纳保障机制,促进产业高质量健康发展。上半年,全国全社会用电量3.93万亿千瓦时,同比增长16.2%,两年平均增长7.6%。分产业看,第一产业用电量451亿千瓦时,同比增长20.6%;第二产业用电量2.66万亿千瓦时,同比增长16.6%;第三产业用电量6710亿千瓦时,同比增长25.8%;城乡居民生活用电量5568亿千瓦时,同比增长4.5%。截至6月底,全国全口径发电装机容量22.6亿千瓦,同比增长9.5%。全国全口径非化石能源发电装机占总装机容量的比重为45.4%,同比提高3.2个百分点。全口径煤电装机容量占总装机容量比重降至48.2%,同比降低3.3个百分点,在碳达峰、碳中和目标下,电力行业绿色低碳转型趋势明显。上半年,全国规模以上电厂总发电量为3.87万亿千瓦时,同比增长13.7%;全国发电设备平均利用小时1853小时,同比提高119小时。主要特点有:第一产业和城乡居民生活用电保持较快增长;全口径非化石能源发电装机占总装机容量比重上升至45.4%;除水电、太阳能外的其他发电设备利用小时均同比提高,核电、风电发电同比分别提高286、88小时;全国跨区送出电量保持较快增长;市场交易电量同比增长41.6%。未来随着产业结构转型加速,生活水平提高带来的生活用电量的继续上升,将进一步带动风电行业的发展。造成“弃风限电”的主要原因:一是电力行业产能过剩。2015年以来我国GDP年度增长率降低到7%以下,全国用电需求平均增长放缓,而全国电力装机规模仍在较快增长,电力供给能力增长速度快于电力需求增长速度,风电的整体发电能力受到限制;二是现有电力运行管理机制不适应大规模风电并网的需要。我国大量煤电机组发电计划和开机方式的核定不科学,辅助服务激励政策不到位,省间联络线计划制定和考核机制不合理,跨省区补偿调节能力不能充分发挥,需求侧响应能力受到刚性电价政策的制约,多种因素导致系统消纳风电等新能源的能力未有效挖掘,局部地区风电消纳受限问题突出。根据国家能源局发布的数据,2019年,全国弃风电量169亿千瓦时,同比减少108亿千瓦时;全国平均弃风率4%,弃风率同比下降3个百分点。全国弃风电量和弃风率持续“双降”。大部分弃风限电地区的形势进一步好转,其中,甘肃、新疆、内蒙古弃风率分别下降至7.6%、14%和7.1%,分别同比下降了11.4、8.9和3个百分点。弃风率超过5%的地区是新疆(弃风率14.0%、弃风电量66.1亿千瓦时),甘肃(弃风率7.6%、弃风电量18.8亿千瓦时),内蒙古(弃风率7.1%、弃风电量51.2亿千瓦时)。三省(区)弃风电量合计136亿千瓦时,占全国弃风电量的81%。根据国家能源局发布的数据,2020年,全国弃风电量约166亿千瓦时,同比减少3亿千瓦时,全国平均弃风率3%,较去年同比下降1个百分点,尤其是新疆、甘肃、蒙西,弃风率同比显著下降,新疆弃风率10.3%、甘肃弃风率6.4%、蒙西弃风率7%,同比分别下降3.7、1.3、1.9个百分点。根据国家能源局发布的数据,2021年上半年,全国弃风电量约126.4亿千瓦时,弃风率3.6%,同比下降0.3个百分点,尤其是新疆、湖南和甘肃,弃风率同比显著下降,新疆弃风率8%、湖南弃风率2%、甘肃弃风率4%,同比分别下降4.2、3.2和3个百分点。2019年、2020年及2021年上半年,公司因“弃风限电”所损失的潜在发电量分别为104,561万千瓦时、89,753万千瓦时、58,218万千瓦时,分别占当期全部可发电量(即境内实际发电量与“弃风限电”损失电量之和)的15.55%、6.52%、10.61%。“弃风限电”是影响公司经营业绩最主要的因素,多集中发生在公司新疆区域、甘肃区域和内蒙区域的风电场,这些区域风能资源丰富,全区域性的风电场建设速度快、规模大,但用电负荷中心又不在这些地区,向国内用电负荷集中区输送电能的输变电通道建设速度及规模跟不上风电等绿色能源的建设速度及规模,导致“弃风限电”现象的产生。随着公司战略布局的调整,南方非限电区域风电场的陆续投产,这一状况会得到逐步的改善。同时,这些限电区域由于绿色电力输送通道的加快建设和公司参与当地的多边交易销售电量的提高,也极大地改善了“弃风限电”较为严重的局面。风力发电是资本密集型行业,财务杠杆比率较高,利息变动对项目利润影响较大。以一个10万千瓦的风电场为例,假定总投资8亿元,银行贷款占总投资额的80%,则银行基准利率每降低1个百分点,财务费用每年可减少640万元。自2014年以来,5年期以上中长期贷款利率从2014年11月的基准利率6.15%一直降至目前的LPR利率4.65%,有利于风电运营商财务成本的降低。报告期内,公司在湖北、湖南、广西、广东、浙江、四川、河南、山西、陕西等非限电区域已有在建项目137万千瓦,核准、储备项目72.95万千瓦,并以此为基础对我国中东部和南部地区继续挖掘新的后续项目,争取获得更大市场份额。2018年,公司澳大利亚白石17.5万千瓦项目已全部建成投产运营。公司在继续开拓澳大利亚市场的同时,也在利用澳洲项目并购及建设运营的经验,加强对欧洲及“一带一路”沿线等国家风电市场的跟踪研究及项目前期论证,不断推进海外市场的战略布局,继续扩大公司的海外市场份额。一是全面开展预防性维护。公司对风电场日常运行实施无缝隙监控,及时开展预防性维护,降低设备重大事故风险,减少故障停机时间。二是持续提升风机运行可靠性。公司对部分风电场风机可利用率偏低原因开展分析,针对分析发现的问题进行整改或技改,促进风机运行可靠性和发电效率的提升。三是积极学习借鉴行业先进经验。公司对已经出现的风机重大故障发生情况认真总结分析,借鉴行业内优秀的处理案例和失败的处理教训,不断提升公司系统处理风机重大风险的技术能力和管理水平。通过发行绿色公司债券,拓宽了公司的融资渠道,探索了新的融资方式,为公司发展提供了中长期稳定的资金支持。2020年3月31日,公司取得中国证监会核发的《关于核准节能风电非公开发行股票的批复》(证监许可[2020]525号),核准公司的此次非公开发行。2020年8月19日,公司以每股2.49元的价格非公开发行人民币普通股股票(A股)83,111.20万股。根据中勤万信会计师事务所于2020年8月27日出具的勤信验字[2020]第0016号《验资报告》,截至2020年8月26日,公司本次非公开发行人民币普通股(A股)新股实际收到的募集资金净额205,584.73万元,其中增加股本83,111.20万元,增加资本公积122,473.53万元。2021年,经中国证券监督管理委员会《关于核准中节能风力发电股份有限公司公开发行可转换公司债券的批复》(证监许可〔2021〕1770号)的核准,公司向社会公开发行面值3,000,000,000.00元的可转换公司债券,期限6年。本次发行募集资金总额为人民币3,000,000,000.00元,公司实际发行可转换公司债券总额为3,000,000,000.00元,发行数量为30,000,000.00张,每张面值100.00元,按面值发行。募集资金以人民币缴足,共计人民币3,000,000,000.00元,扣除不含增值税进项税额的发行费用人民币3,485,849.04元后,募集资金净额共计人民币2,996,514,150.96元。经上海证券交易所自律监管决定书〔2021〕309号文同意,公司300,000.00万元可转换公司债券于2021年7月22日起在上海证券交易所挂牌交易,债券简称“节能转债”,债券代码“113051”。2021年上半年,公司实现营业收入179,512.16万元,同比增长32.38%;利润总额73,520.98万元,同比增长56.27%;归属于上市公司股东的净利润为58,673.61万元,同比增加58.09%。国内风力发电行业高速发展,很大程度上受益于国家对可再生能源行业,尤其是风电行业在上网电价保护、强制并网、强制购电以及各项税收优惠政策等方面的大力支持。如果未来国家支持风电行业的相关政策弱化,风电项目的收入将可能减少。风电项目的设计、风场建设、并网发电和上网电价等各个环节都需不同政府部门的审批和许可。公司风电项目的建造需要获得地方政府投资主管部门的核准,同时还需要获得项目所在地地方政府的其他各项批准和许可,其中包括项目建设用地的审批、环境评价等多项审批或许可。如果未来风电项目的审批标准更加严格,或审批及核准所需时间延长,公司未来可能因为申请程序的拖延而导致失去项目开发的最佳时机,或者因为建设期延长而对项目的投资回收期产生不利影响。当地电网输送容量的限制。目前风电行业的竞争主要存在于新风电场的开发,风电运营企业通过与地方政府协商,以协议的形式约定获取在特定时期、特定区域内开发风电项目的权利。因此,各个风电运营企业在风能资源优越、电力输送容量充足的地理区域开发新风电项目的竞争非常激烈。我国包括风能、太阳能、水能、生物质、地热和海洋能源在内的可再生能源均享受政府相关激励政策,包括上网电价补贴和电力上网优先权等。如果未来国家持续加大对其他可再生能源的政策支持,公司也可能会面临来自其他可再生能源发电公司的激烈竞争。风电行业也面临来自包括煤炭、天然气以及燃油等传统能源发电行业的竞争,如果因为传统能源开采技术革新或者勘探到大量能源矿藏,则可能因其价格的下降而降低传统能源发电公司的成本,进而对风电行业造成影响。公司的营业成本主要为风电场的固定资产折旧费用。其中,风机设备的采购成本占风电场全部投资的比重最大,约为50%至60%,故风机价格的变动将直接影响公司未来的营业成本。如未来风机价格大幅度上升,则公司新建项目的投资成本将增加,对公司未来的经营业绩可能造成重大不利影响。发电行业是为国民经济运行提供能源动力的基础性产业,其市场需求与国家宏观经济发展密切相关。经济周期的变化将影响电力的需求。如果国民经济对电力总体需求下降,将直接影响电力销售。宏观经济的发展周期以及公司风电场所在区域的经济发展周期变化,将会对公司的生产经营产生一定影响。风力发电行业对天气条件存在比较大的依赖,任何不可预见的天气变化都可能对公司的电力生产、收入及经营业绩带来不利影响。虽然在开始建造风电项目前,公司会对每个风电项目进行实地调研,有针对性地进行为期不少于一年的持续风力测试,包括测量风速、风向、气温、气压等,并编制可行性研究报告,但是实际运行中的风力资源仍然会因当地气候变化而发生波动,造成每一年的风资源水平与预测水平产生一定差距,影响公司风电场发电量,进而使公司的盈利能力产生波动。目前公司大多数风电场位于中国北部及西北部地区,包括新疆、甘肃、内蒙古及河北等地区。当地气候条件恶劣,可能因超过预计的严寒、瞬间狂风等气候条件引发的自然灾害对公司的风电场造成影响,包括对风机设备、风场运营设施的破坏以及输电线路的损坏等。在这种情况下,风电场的生产水平可能会大幅降低甚至暂停运作,风电场的发电能力受到严重影响,从而对公司的发电量和营业收入造成不利影响。风电项目需要获取项目所在地区电网公司的许可将风电场连接至当地电网,并通过与地方电网公司签署《购售电协议》进行电力销售,而不能把电力直接出售给用电的终端用户,因此地方电网公司是公司的购电客户。近三年公司排名前三位的客户均为电网公司,分别为冀北电力、新疆电力和甘肃电力。尽管上述客户信誉良好,近三年内未发生坏账,但若未来电网公司不能按照所签署的《购售电协议》条款及条件履行其合同责任,对公司向其销售的电力及时全额付款,将导致公司的应收账款发生损失,对公司的经营业绩造成不利影响。风机设备的质量对风电项目发电量的持续性和稳定性至关重要,尤其对于部分新型风机,因设备质量问题所导致的风机运行不良将对风电场的发电业务造成影响。公司在风机设备采购时会与风机设备供应商签订质量保证协议,质保期通常为自风机进行连续试运行完成后起二年至五年。如果风机在运行质保期内出现质量问题,风机供应商应按照约定支付一定比例的赔偿金额,赔偿金额为双方事先根据具体的质量问题所设定的风机总采购额的一定比例,超过赔偿上限的损失将由公司承担。如风机在质保期以外出现质量问题,发生的损失由公司承担。因此,由风机设备质量问题导致的风机不能运行或运行不良将对公司风电场的经营产生不利影响。公司风电场主要集中在河北张北、甘肃酒泉和新疆达坂城地区。公司所发电量主要供应华北电网、西北电网和新疆电网。公司的风电项目目前主要集中在上述三个地区,如果上述三个地区风资源条件发生变化,将可能导致公司风机利用小时数波动,会直接影响公司利润水平。另外,上述三个地区的电网送出能力、电价政策变化和电网公司的政策执行情况等因素也会影响公司盈利能力。建设风电项目必须取得项目所属地电网公司同意并网的许可,如果未来公司新开发风电项目不能及时获得相关电网公司的并网许可,项目的建设将会被延误,会出现无法发电并售电的情况,进而影响风电项目的收入。已投产风电项目需执行电网统一调度,按照电网调度指令调整发电量是各类发电企业并网运行的前提条件。当用电需求小于发电供应能力时,发电企业服从调度要求,使得发电量低于发电设备额定能力的情况称为“限电”。由于风能资源不能储存,因此“限电”使得风力发电企业的部分风能资源没有得到充分利用,该情况称为“弃风”。2019年、2020年及2021年上半年,公司因“弃风限电”所损失的潜在发电量分别为104,561万千瓦时、89,753万千瓦时、58,218万千瓦时,分别占当期全部可发电量(即境内实际发电量与“弃风限电”损失电量之和)的15.55%、6.52%、10.61%。能否实现全额并网发电取决于当地电网是否拥有足够输送容量、当地电力消纳能力等多种因素。因此,对于已经投产的风电项目,如果因为区域电网整体负荷发生变化而导致相关电网公司对公司风电项目限电,会对公司风电项目收入产生不利影响。风电场的建造涉及许多风险,其中包括恶劣的天气情况、设备、物料和劳工短缺、当地居民干扰、不可预见的延期和其他问题,上述任何事项都可能导致项目建设的延期或成本超支。公司通常聘用各类专业承包商建造风电场各分部分项工程,如各承包商未能根据规划完工或者项目建设出现质量问题,将会对公司的整体发电效率和经营成本造成影响。公司风电场项目的经营情况依赖于项目所在地的风速及其他气候条件。风电场项目附近的城市扩容、防护林建设及新建其他风电场等因素均会影响项目所在地风速及气候条件,进而影响风资源状况。尽管公司已为项目选址进行审慎的调查,但如果项目邻近的土地被其他方开发,则可能对公司的风电场项目产生负面影响,从而对公司的经营业绩造成不利影响。风电行业作为国家政策大力鼓励的战略性新兴产业,对于具备风力发电相关知识和技能的高级人才依赖度较高,公司的高级管理人员对公司近年来的高速发展做出了不可或缺的贡献。由于可再生能源行业尤其是风电行业的迅猛发展,各风力发电公司对于国内具有相关专业知识和技能的优秀人才的竞争逐渐激烈,尤其对于具备风电行业长期工作经验的管理型人才需求量巨大。虽然公司给员工提供了具有市场竞争力的薪酬福利待遇,且过去几年公司高级管理人员团队的稳定性相对较高,但若未来公司核心管理团队发生较大变动或专业人才流失,将对公司未来的运营管理和经营扩张带来不利影响。2019年、2020年和2021年6月,公司利息支出分别为59,468.57万元、78,009.25万元及46,288.28万元(包括已资本化利息支出)。截至2021年6月30日,公司借款余额总计2,010,324.89万元,截至2019年12月31日、2020年12月31日和2021年6月30日,在其他因素不变的情况下,假设贷款利率上升100个基点将会导致公司的净利润分别减少7,141.42万元、7,692.08万元和4,822.77万元。如果未来利率水平大幅上升,将对公司经营业绩造成不利影响。根据目前相关政策和法律法规,公司及下属部分子公司享有不同程度的税收优惠。2019年、2020年和2021年1-6月,公司享受的所得税优惠金额为9,418.32万元、10,708.84万元和9,508.60万元,分别占当期利润总额的12.61%、13.87%和12.93%。如果未来相关税收优惠政策或法律法规出现变动,公司所享受的全部或部分税收优惠政策出现调整或取消,将会对公司经营业绩带来不利影响。受新型冠状病毒疫情影响,各地政府根据疫情发展情况执行疫情常态化防控政策。在项目建设方面,2021年上半年,国内疫情防控严格,虽局部地区出现疫情反复,但未出现大面积疫情扩散的情况,公司风电项目受疫情影响较小。如未来新冠疫情进一步蔓延,或存在进一步对全社会生产、服务、出行等各方面产生负面影响的可能性,进而对公司风电场的建设和运营造成不利影响。


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