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火狐体育安卓版最新版:三峡能源2021年年度董事会经营评述

发布时间:2022-09-03 22:22:51 来源:火狐体育安卓版最新版 作者:火狐体育官网链接

  2021年,公司认真学习贯彻习新时代中国特色社会主义思想,深入贯彻落实党的十九大、十九届历次全会精神,坚决贯彻落实习总书记系列重要讲话精神特别是对三峡集团重要讲话指示批示精神,坚决贯彻落实国家重大战略和三峡集团部署要求。在公司党委和董事会的领导下,公司围绕“风光三峡”和“海上风电引领者”目标,坚持规模和效益并重,实施差异化发展和成本领先战略,积极发展陆上风电、光伏发电,大力开发海上风电,深入推

  

  2021年,公司认真学习贯彻习新时代中国特色社会主义思想,深入贯彻落实党的十九大、十九届历次全会精神,坚决贯彻落实习总书记系列重要讲话精神特别是对三峡集团重要讲话指示批示精神,坚决贯彻落实国家重大战略和三峡集团部署要求。在公司党委和董事会的领导下,公司围绕“风光三峡”和“海上风电引领者”目标,坚持规模和效益并重,实施差异化发展和成本领先战略,积极发展陆上风电、光伏发电,大力开发海上风电,深入推动以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风光基地开发,开拓发展抽水蓄能、新型储能、氢能等新兴业务,积极投资与新能源业务关联度高、具有优势互补和战略协同效应的相关产业,推动公司实现跨越式发展。2021年,公司圆满完成首发上市工作,公司装机规模突破2200万千瓦,资产总额超过2100亿元,主要经营业绩指标持续增长,实现“十四五”良好开局,为助力实现“双碳”目标、构建新型电力系统贡献“三峡”力量。

  2021年,公司首次公开发行股票85.71亿股,募集资金总额227.13亿元。6月10日,公司股票在上海证券交易所主板正式挂牌交易,上市首日公司市值突破1000亿元。三峡能源成功上市,标志着公司圆满完成“股改—引战—上市”三步走改革路线图,迈入自我滚动发展的新阶段。2021年,公司经营业绩显著增长、盈利能力进一步提升,全年实现营业收入154.84亿元,同比增长36.85%;归属于上市公司股东的净利润56.42亿元,同比增长56.26%;净资产收益率达到10.14%,较上年提高1.16个百分点。结合实际经营和财务状况,综合考虑正常经营和长远发展、股东合理回报等因素,公司2021年分派现金红利10.83亿元(含税)。

  2021年,公司积极应对疫情多点散发、光伏组件价格上涨等挑战,抢进度、抓质量、控成本,按期高质量完成重点项目投产任务。三峡乌兰察布新一代电网友好绿色电站示范项目实现首期并网;青海锡铁山矿区三期风电项目、河北康保平价上网示范项目等陆上风光项目按期并网发电;广东阳江沙扒、福建兴化湾二期、江苏如东、大丰二期等海上风电项目如期并网发电;公司首个独立储能电站、山东省首批储能示范项目之一——三峡能源庆云储能电站示范项目首期工程成功并网。报告期内,公司新增并网装机容量729.98万千瓦,其中,风电装机538.87万千瓦,太阳能发电装机191.11万千瓦。2021年末,公司并网装机容量达到2,289.63万千瓦,其中,风电装机1,426.92万千瓦,光伏发电装机841.19万千瓦。公司风电、光伏发电并网装机容量合计2,268.11万千瓦,超过三峡水电站装机容量(2,250万千瓦),如期建成首个“风光三峡”。

  公司坚持集中连片规模化开发海上风电,报告期末在广东、江苏、福建、辽宁等地建成投产的海上风电项目装机容量合计457.52万千瓦。2021年海上风电“抢装潮”期间,面对船机资源紧缺、设备供货紧张、施工窗口期短等诸多困难,公司统筹调配各方资源,提高海上作业效率,努力实现“应并尽并”。其中,福建兴化湾二期海上风电项目为“抢装潮”下公司首个全容量并网发电的海上风电项目,广东阳江沙扒海上风电项目为国内首个百万千瓦级海上风电基地,江苏如东海上风电项目为亚洲首个采用柔性直流输电技术的海上风电项目,江苏大丰海上风电二期项目为目前国内离岸最远的海上风电项目。

  公司密切跟踪国家和地方政策,认真研判行业发展形势,及时调整应对策略,与国家部委、地方政府保持沟通联系,与产业链企业结成战略伙伴,与兄弟单位发挥协同作用,多模式、多渠道获取项目开发资源。报告期内,新增项目核准/备案、新增建设指标均超过1600万千瓦。在国家首批约1亿千瓦大型风电光伏基地项目中,公司获取685万千瓦基地项目。全球单体最大光伏治沙项目——内蒙古蒙西基地库布其200万千瓦光伏治沙示范项目实现备案当年开工。青海海西基地格尔木光伏光热项目、海南基地青豫直流二期光伏光热项目稳步推进,填补了公司光热发电项目的空白。公司还积极布局抽水蓄能,多个抽水蓄能项目纳入国家抽水蓄能中长期发展规划重点实施项目库。

  公司全面推行“远程集中监控、现场无人值班(少人值守),区域自主检修,统一规范管理”的电力生产运维管理模式,自主运维与对外委托相结合,大力推行区域集控与智慧化运营,积极推进电力生产省域实体化管理。2021年,建成9座省域集控中心,成立35个片区检修点,在生产管理上实施“三个集中”,即生产管理集中、运行集中、检修集中,做到所辖场站电力生产的统一管理、统一部署、统一协调、统一运作、统一营销。借助人工智能、数据挖掘等技术,实现设备状态智能监测与感知、智能评价、设备故障智能诊断及预警远程专家支持等,提升智能运维水平。积极推进新技术、新设备运用于检修工作,通过无人机实现对光伏组件、风机叶片、输电线路等高质量、高效率巡视;开展机器人智能巡视试点工作;安装光伏组件机器人自动清扫装置。面对秋冬季能源保供严峻形势,公司积极承担能源安全保供主体责任,多渠道提升保障水平。2021年,公司提供绿色电力330.69亿千瓦时,公司风电、光伏发电平均利用小时数均达到全国平均水平。

  公司坚持以电力体制改革发展方向为行动指南,积极布局参与电力交易、碳交易等绿色市场。2021年,全年共参加19个交易省区的中长期交易363次,结算交易电量94.17亿千瓦时,占上网总电量的29.23%。在全国绿色电力交易试点工作中,积极在山西、山东、江苏、广东等多个省份参与绿色电力交易,共成交超2亿千瓦时,实现增收近600万元。根据市场形势变化及时盘活和储备各类存量碳资产,取得碳减排销售收益超4,200万元。公司电力营销管控平台上线家电力交易机构,积极参与国内区域性碳排放权交易中心建设。积极参与冬奥绿电交易,向赛区及附属设施累计供应绿色电能超过5,100万千瓦时,向北京冬奥会赞助20万吨碳减排量,助力绿色冬奥。福建海上风电产业园取得北京绿色交易所颁发的碳中和证书,成为全国首个实现“碳中和”的工业园区。

  以国企改革三年行动和公司上市为契机,公司加大改革力度,释放改革效应、激发新活力。2021年,公司完成国企改革三年行动阶段目标,入选国有重点企业管理标杆创建行动“标杆企业”。公司严格按上市公司治理准则,建立健全股东大会、董事会、监事会协调运转和有效制衡的法人治理结构,实施经理层成员任期制和契约化管理。为适应行业竞争、快速发展的需要,公司积极应变、主动求变,对内部资源进行重组与整合,完成公司总部机构改革,组建专业化直属机构,推行“大建管”模式,做实做强省域分公司,实现减员增效、提升管理效率。公司深入推动三项制度改革,充分调动员工的积极性和主动性,实施“揭榜挂帅、竞聘上岗、差异化薪酬、中长期股权激励”等改革措施,增强创造价值的能力,激发创造价值的活力。

  公司深入贯彻落实党的十九届六中全会精神、习总书记“七一”重要讲话和白鹤滩贺信精神,持续加强党的建设。扎实开展党史学习教育,推动党员领导干部汲取精神之钙、筑牢信仰之基。压实“两个责任”,强化“一岗双责”,深入推进党风廉政建设和反腐败工作。持续履行社会责任,坚持“四个不摘”,积极践行巩固脱贫攻坚成果与乡村振兴有效衔接。面对山西、河南、内蒙古等多地突发暴雨、洪灾、雪灾、疫情等,公司及时捐款捐物,助力地方政府和当地群众灾后重建、抗击疫情。

  随着社会对能源需求的不断增长、对绿色生态环境需求的增加和低碳社会的到来,从传统化石能源向非化石能源的重大转变不可避免,新能源和可再生能源是未来全球能源转型的主要方向。发展新能源是低碳发展的关键,新能源开发利用步伐加快,已成为全球能源增长的新动力。根据国际可再生能源署(IRENA)发布的《2022年可再生能源装机数据》(RenewabeCapacityStatistics2022),2021年底,全球可再生能源装机容量达到3,064吉瓦,其中,全球风电累计装机容量为825吉瓦,太阳能发电累计装机容量为849吉瓦。在新增可再生能源中,太阳能和风能继续占主导地位,占比达88%。

  近年来,我国发电装机容量持续提升,电力供应能力不断加强,有力支撑国家经济发展与人民生活需要;非化石能源发展规模世界领先,可再生能源消纳保障机制不断完善,电源结构绿色低碳转型成效显著。

  我国是全球新能源装机容量增长的主力。2021年3月15日,中央财经委员会第九次会议提出构建以新能源为主体的新型电力系统。2021年10月12日,国家主席习在《生物多样性公约》第十五次缔约方大会领导人峰会发表主旨讲话中明确提出构建起碳达峰、碳中和“1+N”政策体系。我国将持续推进产业结构和能源结构调整,大力发展可再生能源,在沙漠、戈壁、荒漠地区加快规划建设大型风电光伏基地项目,擘画了我国构建“清洁低碳、安全高效”现代能源体系美好蓝图。2021年,我国能源结构调整加速,非化石能源发展迈上新台阶,全国可再生能源发电装机规模历史性突破10亿千瓦,风电、光伏装机均超3亿千瓦,海上风电装机规模跃居世界第一;新能源年发电量首次突破1万亿千瓦时大关,继续保持领先优势;清洁能源消纳取得新进展,风电、光伏利用率分别达到96.9%和97.9%。

  2021年,全国可再生能源新增装机1.34亿千瓦,占全国新增发电装机的76.1%,累计装机10.63亿千瓦。其中,风电、光伏发电新增装机分别占全国新增装机的27%、31.1%,风电、光伏累计装机分别占总发电装机容量的13.8%、12.9%。

  (1)风电。2021年,全国新增风电装机容量4,757万千瓦,同比降低34%;累计装机容量约3.28亿千瓦,同比增长16.6%。

  其中,新增海上风电装机容量1,690万千瓦,同比增长约340%;累计装机达到2,639万千瓦,同比增长142.7%,跃居世界第一。

  (2)太阳能发电。2021年,全国新增太阳能发电装机5,493万千瓦,同比增长14.0%;累计太阳能发电装机容量约3.07亿千瓦,同比增长20.9%。

  2021年,全国可再生能源发电量达2.48万亿千瓦时,占全社会用电量的29.8%。其中,风电6,526亿千瓦时,同比增长40.5%;光伏发电3,259亿千瓦时,同比增长25.1%。风电、光伏发电量分别占全社会用电量的7.9%、3.9%。全国风电平均利用率96.9%,较上年同期提高0.4个百分点;光伏发电平均利用率97.9%,较上年同期基本持平。全国风电平均利用小时数2,246小时,同比提高超150小时;光伏发电利用小时数1,163小时,同比增加3小时。

  储能作为一种柔性电力调节资源,是清洁能源转型下的必然选择,也必将在以新能源为主体的新型电力系统中承担关键角色。储能主要分为抽水蓄能和新型储能。抽水蓄能是当前最为成熟、装机最多的主流储能技术,在各种储能技术中成本最低。以电化学为主的新型储能是支撑大规模新能源并网消纳的关键技术,近年来新增装机已超过抽水蓄能。2021年,我国抽水蓄能电站累计装机规模超过3,600万千瓦,新型储能累计装机超过400万千瓦,储能建设跨出新步伐。

  其中,风电累计装机容量达到1,426.92万千瓦,占全国风力发电行业市场份额的4.34%,同比提升1.2个百分点,其中海上风电累计装机容量达到457.52万千瓦,占全国市场份额的17.34%,同比提升2.5个百分点;光伏发电累计装机容量达到841.19万千瓦,占全国太阳能发电行业市场份额的2.74%,同比提升0.2个百分点。

  “碳达峰、碳中和”目标提出以来,国家发展改革委、国家能源局等部委出台系列政策,提出多种路径、措施,2021年出台了多个文件,从顶层设计层面全力支撑“构建以新能源为主体的新型电力系统”新要求,服务“四个革命、一个合作”国家能源战略,积极打造清洁低碳安全高效的能源体系,助力经济绿色高质量发展。

  2月1日,《碳排放权交易管理办法(试行)》正式施行,明确重点排放单位每年可以使用国家核证自愿减排量抵销碳排放配额的清缴,抵销比例不得超过应清缴碳排放配额的5%。国家核证自愿减排量(CCER)可以作为排放权配额交易的有益补充,为碳市场注入流动性,有助于节约排放企业的减排成本。

  3月11日,第十三届全国人民代表大会第四次会议表决通过《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》,聚焦新能源等战略新兴产业,提出要构建我国现代能源体系。

  9月22日,《中共中央国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》(中发〔2021〕36号文)发布,强调了能源绿色低碳发展在碳达峰、碳中和目标上的关键作用,明确提出碳达峰碳中和发展的主要目标和重点工作任务,在面向“双碳”目标的“1+N”政策体系中发挥统领作用。

  10月12日,国家主席习出席《生物多样性公约》第十五次缔约方大会领导人峰会并发表主旨讲话指出,为推动实现碳达峰、碳中和目标,中国将陆续发布重点领域和行业碳达峰实施方案和一系列支撑保障措施,构建起碳达峰、碳中和“1+N”政策体系;大力发展可再生能源,在沙漠、戈壁、荒漠地区加快规划建设大型风电光伏基地项目。

  10月26日,国务院印发《关于印发2030年前碳达峰行动方案的通知》(国发〔2021〕23号),聚焦2030年前碳达峰目标,对推进碳达峰工作作出总体部署,提出到2030年,风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上。

  11月27日,国务院国资委编制印发《关于推进中央企业高质量发展做好碳达峰碳中和工作的指导意见》,提出了中央企业碳达峰、碳中和的明确目标,扎实推进中央企业在推进国家碳达峰、碳中和中发挥示范引领作用。

  2月25日,国家发展改革委、国家能源局下发《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》(发改能源规〔2021〕280号),明确分级规划实施源网荷储一体化、分类推进多能互补,构建清洁低碳、安全高效的能源体系,提升可再生能源消纳水平。

  4月30日,国家发展改革委发布《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》(发改价格〔2021〕633号),坚持并优化两部制电价政策,积极推动抽水蓄能健康可持续发展。

  5月11日,《国家能源局关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》(国能发新能〔2021〕25号)正式印发,要求强化可再生能源电力消纳责任权重引导机制、建立并网多元保障机制、加快推进存量项目建设。

  6月20日,国家能源局印发《关于报送整县(市、区)屋顶分布式光伏开发试点方案的通知》,充分调动和发挥地方积极性,进一步开拓市场,扩大屋顶分布式光伏建设规模,保障并网消纳。

  7月15日,国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》(发改能源规〔2021〕1051号),将发展新型储能作为提升能源电力系统调节能力、综合效率和安全保障能力,支撑新型电力系统建设的重要举措,明确提出到2025年实现新型储能装机规模达3000万千瓦以上,到2030年实现新型储能全面市场化发展。

  7月29日,国家发展改革委、国家能源局下发《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》(发改运行〔2021〕1138号),鼓励发电企业通过自建或购买调峰储能能力的方式,增加可再生能源发电装机并网规模。

  9月7日,国家能源局发布《抽水蓄能中长期发展规划(2021-2035年)》,明确到2025年,抽水蓄能投产总规模达到6200万千瓦以上;到2030年,抽水蓄能投产总规模达到1.2亿千瓦左右。

  10月15日,国家能源局发布《关于积极推动新能源发电项目能并尽并、多发满发有关工作的通知》,要求加快风电、光伏发电项目建设并网,增加清洁电力供应,按照“能并尽并”、“多发满发”原则,保障新能源发电项目及时并网,进一步提高电力供应能力。

  4月26日,国家发展改革委、国家能源局印发《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》(发改办体改〔2021〕339号),提出积极稳妥推进电力市场建设,加快建立完善有利于促进风电、光伏等新能源发展消纳的市场规则与机制。

  6月7日,国家发展改革委发布《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年光伏发电、风电等新能源上网电价政策,同时鼓励各地出台针对性扶持政策支持新能源产业持续健康发展。

  9月7日,国家发展改革委、国家能源局批复了《绿色电力交易试点工作方案》,国家电网和南方电网在各自所辖区域内纷纷启动了国内首次绿色电力交易试点工作。绿色电力交易作为电力中长期市场机制框架内设立的交易品种,能够全面反映绿色电力的电能价值和环境价值,并提供相应的绿色电力消费认证。

  11月24日,中央全面深化改革委员会第二十二次会议审议通过了《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》,指出要健全多层次统一电力市场体系,加快建设国家电力市场,引导全国、省(区、市)、区域各层次电力市场协同运行,推动形成多元竞争的电力市场格局。要推进适应能源结构转型的电力市场机制建设,有序推动新能源参与市场交易,科学指导电力规划和有效投资,发挥电力市场对能源清洁低碳转型的支撑作用。

  12月21日,国家能源局修订发布《电力并网运行管理规定》(国能发监管规〔2021〕60号)、《电力辅助服务管理办法》(国能发监管规〔2021〕61号),明确了储能的市场主体地位,鼓励市场化方式提供有偿辅助服务,加快构建新型电力系统。

  公司主要产品为电力,电力是当前世界重要能源之一,将自然界的一次能源转化成电力,再经输电、变电和配电将电力供应到各用户。

  风力发电是通过叶片转动将风能转化为机械动能,再通过发电机将机械动能转化为电能的过程。发电机产生的电能通过升压变电站升压后输送至电网,通过电网输电线路将电能传输到用电端。

  光伏发电是利用半导体界面产生的光生伏特效应,将光能直接转变为电能的过程。发电机产生的直流电能通过逆变器转化为交流电能,通过升压变电站升压后输送至电网,通过电网输电线路将电能传输到用电端。光伏发电工艺流程如下图所示:

  项目实施单位负责在管辖范围内筛选项目资源,项目资源开发协议签订后,项目实施单位按公司相关规定开展评估工作。项目实施单位组织对项目立项进行内部审核,满足立项条件后,根据授权情况向公司报送立项请示。公司前期工作管理部门对项目立项请示进行审查,提出立项审核意见,审定后报决策机构审议和批准。项目实施单位根据项目前期工作开展情况,适时向公司申请开展项目投资决策。通过投资决策的项目,由前期工作管理部门商公司相关部门办理批复文件。

  公司采用公开招标、邀请招标、竞争性谈判、询价、单一来源采购等方式开展工程类、货物类和服务类采购,其中,公开招标为公司的主要采购方式。按照《招投标法》等法律法规,公司制定了招标及采购管理制度,采购及招投标的各项流程均按照相关制度进行。

  公司工程建设主要分为EPC总承包和平行发包两种模式。在工程建造阶段,结合新能源发电工程技术要求高、施工难度大的特点,公司制定了一系列规章制度,从工程设计、采购、施工安装和并网投产的各阶段,从质量、安全、进度、投资等各方面进行全过程管理,形成了完善的基建项目管理、考核和工作体系。

  公司在遵守法律法规、确保安全和环保达标排放的基础上进行风电、太阳能发电、水电等电力生产。电力运行与维护方面,公司经制定电力生产、运行管理、检修管理、设备管理、备品备件管理等各项规章制度,保证机组的安全稳定运行。公司及控股子公司通过建立涵盖安全培训、技能培训和生产管理培训的完整培训体系,保证生产和管理人员的技能与业务水平的提升。

  公司省域分公司的电力生产部门全面负责、组织区域内所有场站的运行、检修及其相关工作。其下设集控中心和检修中心,实现运行集中监控,场站“无人值班(少人值守)”;检修中心根据场站位置分布情况设置集中检修点,实现区域内场站设备自主检修。公司采取以“远程集中监控、现场无人值班(少人值守)、区域自主检修”为核心内容的运维模式,将省域分公司作为集约式运维管控单位,在生产管理上实施“三个集中”,即生产管理集中、运行集中、检修集中,做到所辖场站电力生产的统一管理、统一部署、统一协调、统一运作、统一营销。

  根据《中华人民共和国可再生能源法》《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》等相关规定,电网企业应当与依法取得行政许可或者报送备案的可再生能源发电企业签订并网协议,全额收购其电网覆盖范围内可再生能源并网发电项目的上网电量,并为可再生能源发电提供上网服务。

  随着电力市场的不断发展,公司已在全国多省区参与市场化交易,但各省区市场化进程不同售电模式也存在差异。在未参与市场化交易的区域,公司依据新能源发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。在参与市场化交易的区域,电能销售模式为部分电能由电网公司采购,按项目批复电价结算;其余电量需参与市场化交易,按交易电价结算。报告期内,公司参与市场化交易的省区有19个:甘肃、青海、宁夏、新疆、内蒙古、国网冀北、黑龙江、吉林、辽宁、四川、云南、山西、陕西、山东、福建、湖南、贵州、江苏和广东。未来随着电力体制改革的不断深入,市场化交易范围和规模可能将不断扩大,可再生能源电量通过参与市场化交易形式销售将成为主要方式。

  公司注重陆上风电、太阳能发电、海上风电协同发展和区域均衡布局,全方位把握行业发展机遇、有效整合地方项目资源、打造综合性新能源品牌,不断加强对行业政策和市场形势的分析预判,自主开发与合作并购双轮驱动,拓宽资源获取渠道。报告期内,公司风电装机规模实现较快增长,风电、太阳能发电项目前期工作取得突破,海上风电装机规模位居行业前列。

  公司坚定不移实施“海上风电引领者”战略,全力推进广东、福建、江苏、辽宁、山东等地前期工作,不断巩固海上风电集中连片规模化开发优势,打造多个“百万千瓦级”海上风电场。公司海上风电资源储备能够支撑公司可持续发展,报告期末投产发电的海上风电规模占全国海上风电装机总规模的17.34%,报告期内新增海上风电规模占全国新增海上风电规模的19.15%。公司海上风电已形成“投产一批、建设一批、核准一批、储备一批”的滚动开发格局,具备一定先发优势。

  公司坚持风光并举、海陆共进的开发理念,合理筹划业务布局。报告期末累计并网装机中,陆上风电装机占42%,海上风电装机占20%,光伏发电装机占37%。公司陆上风电项目遍及内蒙古、新疆、云南等25个省区;海上风电项目主要位于广东、福建、江苏、辽宁等地;光伏发电项目遍及甘肃、青海、河北等22个省区。同时,公司积极布局抽水蓄能、新型储能业务,探索光热、氢能技术,融合多种能源形式,打造“新能源+生态治理”、“新能源+抽水蓄能”、“新能源+制氢”等项目,不断为可再生能源规模化开发、安全平稳送出、高比例消纳做出有益探索。

  新能源发电作为新兴产业,新技术蓬勃兴起,开发模式推陈出新,新业务、新业态不断涌现。公司持续关注行业发展动态,不断适应新发展形势、把握新发展机遇,敢于创新、大胆实践,在新能源发电业务领域建立起较为成熟的开发模式、管理机制与技术体系。公司不断开拓新市场模式,扩大资源开发朋友圈,参与产业发展生态链;积极应对陆上风电、光伏发电和海上风电平价化的挑战,持续在有效控制造价、优化管理等方面做出积极探索和实践,持续实现降本增效;创新技术发展,注重掌握核心技术,大容量海上风机、柔性直流输电、漂浮式风机、新型储能等构建新型电力系统的关键技术取得相应技术成果。

  公司拥有经验丰富、稳定团结的管理团队,对可再生能源发电行业,包括行业发展历史、技术特征以及未来走势具有深刻的理解,在项目投资运营领域积累了丰富的业务经验,熟悉市场开拓、项目核准备案、工程管理、运营维护等关键环节,能够快速了解相关行业政策信息,较为准确地把握行业发展趋势。

  公司作为优质央企,资金实力强,融资成本低,融资渠道通畅。公司资产负债率在同行业中处于较低水平,授信额度较高,后续融资空间较大,能够有效支撑项目开发的资金需求。

  新能源发电行业,尤其是海上风电行业,对人才需求较为迫切。一方面,公司加强内部人才培养,加大前期开发、建设管理、运行管理专业人才队伍培养力度,对有发展潜力、具备条件的优秀员工敢于大胆使用和提拔。另一方面,公司广泛从产业链相关单位引进各类专业化人才,增强公司人才队伍建设。同时,公司健全人才激励机制方式,实施股权激励计划,突出价值导向作用。

  2021年末,公司并网装机容量达到2,289.63万千瓦。其中,风电1,426.92万千瓦,光伏发电841.19万千瓦。2021年度,公司完成发电量330.69亿千瓦时,同比增长42.5%。其中,风电发电量228.89亿千瓦时,同比增长44.70%;光伏发电量94.99亿千瓦时,同比增长42.90%。报告期内,公司上网电量322.20亿千瓦时,其中风电上网电量221.28亿千瓦时,光伏发电上网电量93.17亿千瓦时。其中,参与电力市场交易的电量为94.17亿千瓦时,占全年上网电量的29.23%。

  2021年度,公司实现营业收入154.84亿元,较上年同期增长36.85%;营业成本64.40亿元,较上年同期增长34.52%;营业利润67.84亿元,较上年同期增长57.65%;利润总额66.40亿元,较上年同期增长54.93%;归属于母公司股东的净利润56.42亿元,较上年同期增长56.26%。

  2021年末,公司合并资产总额2,171.96亿元,较上年末增长52.34%;负债总额1,406.01亿元,较上年末增长46.24%;所有者权益合计765.95亿元,较上年末增长64.95%,其中,归属于上市公司股东的权益688.30亿元,较上年末增长64.22%。2021年末,公司资产负债率为64.73%,较上年末下降2.7个百分点。六、公司关于公司未来发展的讨论与分析

  习总书记提出,到2030年我国风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上,非化石能源占一次能源消费比重达到25%左右,构建新型电力系统,将新能源开发利用提升至前所未有的新高度。随着大规模风光基地、海上风电基地,以及两个“一体化”项目和大范围的整县屋顶分布式光伏的推进,新能源发电将呈现“集中式和分布式布局并存,在网离网运营并存”的发展格局。此外,根据生态环境部2020年12月发布的《碳排放权交易管理办法(试行)》,重点排放单位每年可以使用国家核证自愿减排量(CCER)抵消碳排放配额的清缴,CCER可以作为排放权配额交易的有益补充,为碳市场注入流动性,有助于节约排放企业的减排成本。对于新能源发电企业来说,符合CCER申请条件的新能源项目可以在产生绿色电力的同时,产生一定数量的碳减排量,并通过销售碳减排量获取减排收益,一方面可以补充新能源项目的现金流,另一方面,随着我国碳金融市场的逐步发展,碳债券、CCER质押等金融工具也为新能源企业提供更多的融资渠道。

  在“碳中和”愿景下,行业政策频出,开发模式持续推陈出新,新业务、新业态、新技术不断涌现,投资主体呈现多元化,非技术成本日趋增加,对新能源企业同时实现效益增长、规模增速的健康快速高质量发展提出了更高要求。海上风电推进平价开发,对关键核心技术国产化、技术进步和应对深远海规模化发展、创新发展等方面提出了迫切要求。随着“脱碳”任务的层层分解,无论是传统以火电为主的发电集团,还是其他碳排放量大的企业,均努力扩大新能源方面的投资,导致市场竞争进一步加剧,行业整体呈投资主体多元化、竞争白热化态势,资源获取难度将进一步加大。

  “十四五”期间,公司将持续深化海上风电布局。聚焦广东、福建、江苏,拓展山东、辽宁、海南、上海、浙江、广西等区域,继续加大资源储备力度,稳步推进项目核准、建设和投产,在规模、技术、标准等方面实现突破,进一步落实“海上风电引领者”战略。持续拓展陆上清洁能源大基地开发。积极创新“风光+”开发模式,全力推进大基地项目落地。加大外送通道资源获取力度,围绕内蒙古、青海、甘肃等重点区域,谋划一批规模化开发陆上风光项目。有序开发抽水蓄能项目资源,积极探索新型储能项目,提升公司调峰装机水平和能力。跟踪拓展境外市场,储备并开发一批境外风光项目资源,与国内市场形成优势互补。优化新能源业务结构,寻找并投资孵化一批具有发展潜力、与新能源行业紧密相关的新型战略产业和产业链上下游的高新技术企业。

  持续深化落实国企改革三年行动方案和创建世界一流示范企业目标任务,完善法人治理结构,规范上市公司运作,提升市场竞争能力。全力打造创新型企业,加速技术支撑体系建设,加大科技投入,提升科技创新能力。更加注重精益管理,全力以赴高质量抓好安全生产和生态环境保护工作,推动公司持续降本增效,实现集约化、专业化发展,支撑公司做强做优做大。

  2022年,公司以习新时代中国特色社会主义思想为指导,坚持稳中求进工作总基调,围绕“十四五”规划目标,按照“差异化、跨越式、高质量发展”的要求,进一步加大新能源开发建设力度,推动科技创新、加大科技投入,主动防范化解风险,着力提升运维和营销水平,稳步推进深化国企改革,全面加强党的领导党的建设,高质高效完成年度生产经营目标任务,以优异成绩迎接党的二十大胜利召开。

  坚持党的领导拓展党建新途径。围绕迎接、学习、贯彻党的二十大这条主线,深入学习贯彻党的十九届六中全会和习总书记系列重要讲话精神,拓展党史学习教育成果,推动全面从严治党、“我为群众办实事”向基层延伸、向纵深推进。加强基层党组织建设,推进党建与业务深度融合,提升基层党建工作水平。深入开展“堡垒工程”建设、“示范党支部”创建和劳动竞赛、技能竞赛、青年建功活动。完善人才培养机制、健全人才激励机制。加强人才梯队建设,加大对中层干部、青年员工培优选拔,弥补基础性人才缺口。加快构建教育培训体系,推进实训基地和网络学习平台建设。落实意识形态责任制,持续提升品牌价值。发挥主业优势,在定点帮扶旗县做好新能源结合文章,打造乡村振兴的示范样板。

  积极争取优质资源。聚焦以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风光基地、源网荷储一体化、多能互补等项目,拓展“新能源+”模式,扩大合作“朋友圈”,打造共建、共享、共赢的产业生态圈。充分发挥资金成本优势,以大项目、资产包、规模化为重点,加强合作开发。利用海外平台,稳健拓展国际业务。推进海上风电集群化开发,坚定不移实施“海上风电引领者”战略,不断巩固海上风电集中连片规模化开发优势。

  全力以赴加快工程建设。把握政策机遇,谋划争取一批、加快建设一批、建成投产一批重大工程项目,更好发挥有效投资对稳增长的关键作用,培育多个利润总额“十亿元”级的标杆区域。通过“大建管”模式,推动建设管理专业化、集约化,持续优化设计方案,严控工程造价。有序推进条件成熟、指标优良、生态友好的抽水蓄能项目开发工作。

  持续加大科技创新力度。聚力攻坚核心技术,持续加大科研投入,增强自主创新能力,以“科研+示范应用”模式,开展关键技术示范研究。加快布局新技术新领域,积极开展产业链上下游投资,加强创新技术成果的应用。完善科技创新体系,探索以“揭榜挂帅”方式开展重大科技项目攻关,加快形成产学研用一体的科技创新体系,大力发扬一线首创精神,积极营造鼓励创新氛围,激励引导广大员工集智创新、协同攻关。深度参与行业标准、国家标准等制定。

  扎实筑牢安全屏障。完成安全生产管理体系优化和安全生产专项整治三年行动任务,打造本质安全型企业。完善安全风险管控与隐患排查治理双重预防机制,并借助“智慧化”手段提升安全管理水平。研究制定专项措施,有效应对氢能、光热、抽水蓄能等新业务带来的安全管理挑战。健全质量管理体系,全面提升质量管理水平。落实生态环保责任清单,建设环境友好型项目。

  不断提升电力运维和营销水平。加快新并网项目消缺、验收、电力许可证办理,争取早发电、多发电。建立片区检修中心,统筹调配人员、物资等要素。提前谋划,做好光热发电等新型电站运维管理。加大电费回收力度,拓展售电市场,积极参与绿电交易和碳交易。

  蹄疾步稳推进深化改革。全面打好国企改革三年行动收官战,深化“放、管、服”改革,不断增强体制机制活力。加强董事会建设,进一步落实董事会各项职权。实施中长期股权激励和差异化激励,健全市场化薪酬体系。优化融资结构,发挥资本市场融资功能,拓宽融资渠道。加快数字化转型步伐,推进两化深度融合;加快生产智能化、项目数字化建设推广,开发完善智慧运营平台。以“合规管理强化年”为契机,加强法律、合规、风险、内控一体化建设。

  资源获取受政策影响较大,相关政策可能致使行业竞争更加激烈,装机规模增长的可控性降低,公司开发项目的收益受到影响。

  公司将密切关注国家政策变化,及时全面了解相关政策信息,多措并举获取资源,加大规模化、集约化开发,充分发挥规模化效益,优化设计方案,持续实现降本增效。

  公司项目开发建设过程中,可能会面临林地、土地、压矿、生态红线等重要风险点,如审批和验收程序办理不及时,或者出现违规行为,可能面临行政处罚或刑事处罚。

  公司在投资决策过程中,通过立项前研究、法律尽职调查等不同阶段的把关,确保项目合规性,在项目环评报告和水土保持方案编制阶段详细调查当地环境现状,对生态红线、湿地公园、自然保护区的环境敏感目标进行重点关注。

  非技术成本增加导致平准化度电成本(LCOE)控制难度加大,技术进步不符合预期可能造成项目收益不及预期。

  公司通过优化方案设计,采用最新技术,改进投资项目管理,尽可能提升项目收益水平;对于项目并购,做好前期调查,适时进行尽职调查及专业评审;根据公司规定有序开展项目后评价工作,后评价结论作为同类或同地区新投资项目论证、决策、实施管理的重要参考依据。

  新能源项目尤其是海上风电项目,涉及土建、电气、海洋工程等多个行业,参建单位多,工序复杂,工作面多且广,需协调设备厂商和施工单位,配合监理单位,可能导致公司项目特别是大型基地项目或海上风电项目存在质量问题或者不能如期达产;同时工程建设过程中如果分包管理不善,可能导致违法分包及转包,给工程建设质量带来不利影响。

  公司认真执行有关工程建设质量管理的法律、法规及质量标准、规程规范等,组织开展质量监督检查和进行专业化培训;高度重视以进度控制为核心的施工组织设计编制与实施,定期召开项目建设例会,对建设进度进行动态管控;在招标文件中要求投标单位明确关于专业工程分包的界限、范围要求和工程施工的总体安排,严格分包单位的进场、退场管理,并开展监督检查,禁止违法分包和转包。

  国家可再生能源补贴电费政策落实不到位,风、光等新能源发电项目补贴电费回收滞后,可能降低公司资产流动性和增加资产负债率,影响公司偿债能力和融资成本。

  公司建立了电费专项清收工作机制,加强政策研究和指导,做好电费申报、回收等工作;加强公司资金统筹管理能力,监控和跟踪项目还本付息资金流,避免出现偿债违约信用风险;探索有效的风险转移措施,根据金融市场变化和公司发展需要,综合考虑融资成本,以补贴电费为基础资产发行债券或证券化,盘活资产,降低资产负债率。

  现货交易对新能源发电预测和交易管理提出更高要求,交易电量、交易价格的不确定性增加;通过市场化交易方式确定上网电量、电价的项目将越来越多,电力市场化交易对公司发电效益的影响程度将进一步加大;新能源装机规模增长和电网建设进度不匹配等原因产生的限电问题将长期存在,并且将随着供需形势的变化不断变化,而且目前不限电的区域也可能面临弃风弃光问题,影响公司发电效益。以上各项均对公司的发电效益有一定的影响。

  公司通过强化现货理论及实操培训,提高营销队伍现货交易水平;建立交易信息化管控平台,利用信息化手段,提高交易的效率和准确性;完善交易考评机制,进一步完善营销过程考核机制,对交易质量进行科学考评,通过过程性考核对交易质量进行全方位把控;进一步加强电网沟通协调力度,对于因网架制约的项目积极跟踪,积极通过直接交易、发电权转让和跨省区外送交易等多种增量交易实现电量促发、多发,减少限电。

  根据目前相关政策和法律法规,公司下属部分子公司开发新能源项目时可不同程度享受风力生产的电力产品增值税即征即退、西部大开发企业所得税优惠税率、公共基础设施投资经营所得企业所得税享受三免三减半的优惠政策,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,将会对公司投资新能源项目的经营业绩带来不利影响。

  公司会密切关注国家税收政策及相关法律法规的变化,并积极研究对新能源行业产生的影响,如遇发生政策调整或取消的情形,公司会将相关影响因素纳入投资收益测算指标,确保公司未来投资开发的新能源项目保持合理的收益水平。

  工程建设、电力生产等生产经营活动中,可能发生人身伤害、设备设施损毁、火灾、交通运输事故(包括车辆与船舶)等突发事件;公司项目分布地域辽阔、地质状况复杂,地质灾害、气象灾害和海洋灾害直接影响工程建设与电力生产,可能造成人员伤亡和财产损失;公司信息系统可能存在因有害程序事件、网络攻击事件、IT类设备设施故障等,对公司生产经营安全产生不利影响。

  公司通过持续推进“三标一体”、安全生产标准化、应急能力建设、认真开展安全生产专项整治三年行动工作等重点工作提高安全生产管理水平;通过提前谋划,做好防汛防台风工作,确保公司安全度汛;加强危险源辨识、应急演练、安全会议、安全监督检查、安全教育培训、安全生产月活动、车辆交通等安全管理基础工作,防止生产安全事故发生。通过建立网络安全保障指挥体系与应急机制,压实责任,对违规和不作为进行追责,对常见的低级错误“零容忍”;全面开展网络安全隐患自查与风险评估,及时整改加固网络安全防护的薄弱环节;严格落实电力监控系统重点防护措施、主机设备重点防护措施、网络设备重点防护措施、办公终端重点防护措施;提高公司全员网络安全防范意识,重点防范假冒国家机关或公司名义通过钓鱼邮件、钓鱼网站、电话、短信、微信等方式进行的电信网络诈骗活动。