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节能风电2019年年度董事会经营评述

2020-04-21 15:20节能环保 人已围观

简介嫁给百万富翁(1)电力延续绿色低碳发展趋势,非化石能源发电装机和发电量均保持较快增长一是全国发电装机容量突破20亿千瓦。截至2019年底,全国全口径发电装机容量20.1亿千瓦、同比增长5.8%。...

  (1)电力延续绿色低碳发展趋势,非化石能源发电装机和发电量均保持较快增长一是全国发电装机容量突破20亿千瓦。截至2019年底,全国全口径发电装机容量20.1亿千瓦、同比增长5.8%。分类型看,水电3.6亿千瓦、核电4874万千瓦、并网风电2.1亿千瓦、并网太阳能发电2.0亿千瓦、火电11.9亿千瓦。火电装机容量中,煤电装机10.4亿千瓦、气电9022万千瓦。2019年,全国新增发电装机容量10173万千瓦,比上年少投产2612万千瓦;其中新增非化石能源发电装机容量6389万千瓦,占新增发电装机总容量的62.8%。全国新增并网风电和太阳能发电装机容量分别为2574万千瓦和2681万千瓦,分别比上年多投产447万千瓦和少投产1844万千瓦。新增煤电、气电装机容量分别为2989万千瓦和629万千瓦,分别比上年少投产67万千瓦和255万千瓦。二是核电、风电和太阳能发电量快速增长。2019年,全国全口径发电量为7.33万亿千瓦时,比上年增长4.7%。全国非化石能源发电量2.39万亿千瓦时,比上年增长10.4%,占全国发电量的比重为32.6%,比上年提高1.7个百分点,其中,水电、核电、并网风电和并网太阳能分别比上年增长5.7%、18.2%、10.9%和26.5%。全国全口径火电发电量5.05万亿千瓦时,比上年增长2.4%;其中,煤电发电量4.56万亿千瓦时,比上年增长1.7%。2019年,全国电网工程建设完成投资4856亿元,其中110千伏及以下电网投资占电网投资的比重为63.3%,比上年提高5.9个百分点。全国基建新增220千伏及以上变电设备容量23042万千伏安,比上年多投产828万千伏安;新增220千伏及以上输电线千米;新增直流换流容量2200万千瓦,比上年减少1000万千瓦。2019年,全国跨区、跨省送电量分别完成5405亿千瓦时和14440亿千瓦时,分别比上年增长12.2%和11.4%。电力的清洁化和低碳化发展是当今世界潮流。电力行业要不断地创新生产消费模式,坚定不移走清洁发展道路,坚持两个替代,即能源开发实施清洁替代、以清洁能源替代化石能源,能源消费实施电能替代,以电代煤、以电代油。从电力行业的供需情况以及国家清洁能源战略来看,电力行业需要加大推进供给侧结构性改革的力度,发展包括风电在内的可再生能源,抑制火电等化石能源,持续优化供给结构,提高供给质量,满足有效需求,进一步提高电力行业发展的质量截至2019年12月31日,公司实现风电累计装机容量3,105.50MW,权益装机容量2,871.20MW。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缓慢,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,2017年,风电弃风电量419亿千瓦时,同比减少78亿千瓦时。弃风限电形势大幅好转。其中弃风较重的地区为甘肃(弃风电量91.8亿千瓦时、弃风率33%)、新疆(弃风电量132.5亿千瓦时、弃风率29%)、吉林(弃风电量22.6亿千瓦时、弃风率21%)、内蒙古(弃风电量95亿千瓦时、弃风率15%),弃风率同比下降近10个百分点。根据国家能源局发布的数据,2018年,全国风电弃风电量277亿千瓦时,同比减少142亿千瓦时,平均弃风率7%,同比下降5个百分点,弃风限电状况明显缓解。弃风率超过8%的地区是新疆(弃风率23%、弃风电量107亿千瓦时),甘肃(弃风率19%、弃风电量54亿千瓦时),内蒙古(弃风率10%、弃风电量72亿千瓦时)。三省(区)弃风电量合计233亿千瓦时,占全国弃风电量的84%。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。目前,全国弃风率超过5%的省(区、市)仅剩上述这三个地区,风电并网消纳工作取得明显成效。2017年、2018年及2019年,公司因“弃风限电”所损失的潜在发电量分别为117,261万千瓦时及111,321万千瓦时、104,561万千瓦时,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19.64%、16.92%及15.55%。“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,央行连续调低基准利率,5年以上中长期贷款利率从2014年11月的6.15%一直降至目前的4.90%,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142.4万千瓦,核准、储备项目72.8万千瓦,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2017年,公司成功发行绿色公司债券第一期3亿元,票面利率4.83%。2018年,公司成功发行绿色公司债券第二期7亿元,票面利率4.90%。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。2019年5月13日及2019年8月1日,公司分别召开第三届董事会第二十九次会议及公司2019年第三次临时股东大会,审议通过了关于非公开发行A股股票的相关议案,公司拟非公开发行不超过831,112,000股(含本数)A股股票。通过本次非公开发行,将有利于增强公司资本实力,降低资产负债率,减少财务费用,改善公司财务状况,提高公司抗风险能力。2019年,公司实现营业收入248,737.07万元,同比增长4.68%;利润总额74,696.54万元,同比增加5.28%;归属于上市公司股东的净利润为58,410.71万元,同比增加13.38%。截至2019年12月31日,公司的并网装机容量达到285.82万千瓦,实现上网电量59.64亿千瓦时,平均利用小时数为2208小时,高出全国行业平均水平约126小时。报告期内,公司的上网电量为59.64亿千瓦时,其中直接售电电量为38.82亿千瓦时;参与电力多边交易的电量为20.82亿千瓦时。“十三五”期间,全国风电装机规模保持稳步增长,开发布局不断优化,技术水平显著提升,政策体系逐步完善,风电已经从补充能源进入到替代能源的发展阶段,突出表现为:到2019年底,全国风电累计并网装机容量达到2.10亿千瓦,占全部发电装机容量的10.4%,同比增长14%;年发电量4,057亿千瓦时,占全部发电量的5.5%,同比增长10.85%。2019年,全国风电新增并网装机2,579万千瓦,比上年增加520万千瓦,继续保持稳步增长势头。产业技术水平显著提升。嫁给百万富翁风电全产业链基本实现国产化,产业集中度不断提高,多家企业跻身全球前10名。风电设备的技术水平和可靠性不断提高,基本达到世界先进水平,在满足国内市场的同时出口到28个国家和地区。风电机组高海拔、低温、冰冻等特殊环境的适应性和并网友好性显著提升,低风速风电开发的技术经济性明显增强,全国风电技术可开发资源量大幅增加。行业管理和政策体系逐步完善。我国基本建立了较为完善的促进风电产业发展的行业管理和政策体系,出台了风电项目开发、建设、并网、运行管理及信息监管等各关键环节的管理规定和技术要求,简化了风电开发建设管理流程,完善了风电技术标准体系,开展了风电设备整机及关键零部件型式认证,建立了风电产业信息监测和评价体系,基本形成了规范、公平、完善的风电行业政策环境,保障了风电产业的持续健康发展。为实现2020年和2030年非化石能源占一次能源消费比重15%和20%的目标,促进能源转型,我国必须加快推动风电等可再生能源产业发展。但随着应用规模的不断扩大,风电发展也面临不少新的挑战,突出表现为: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。缺乏对风电经济性和清洁性的全面评价。与传统的化石能源电力相比,一方面受弃风限电影响,风机效率不能充分体现;另一方面,反映化石能源环境成本的价格和绿电补偿机制尚未建立,风电等清洁能源的环境效益无法得到体现。因此,风电的补贴需求和政策依赖性仍较强,行业发展受政策变动影响较大。支持风电发展的政策和市场环境尚需进一步完善。风电开发地方保护问题较为突出,部分地区对风电“重建设、轻利用”,对优先发展可再生能源的政策落实不到位。设备质量管理体系尚不完善,产业优胜劣汰机制尚未建立,产业集中度有待进一步提高,低水平设备仍占较大市场份额。风电作为使用便利和高速发展的新兴可再生能源,已经在全球范围内实现大规模应用。随着全球低碳清洁能源利用共识不断增强,风电在未来能源系统中将扮演更加重要的角色,成为能源可持续发展的重要选择。2007年以来美国新增发电装机的33%来自风电,欧洲自2000年以来近30%的新增发电装机来自风电。风电已逐步成为一些国家和地区电力系统中的重要组成部分,美国提出到2030年电力供应的20%要由风电提供的目标,德国、丹麦等国家也把开发利用风电作为2050年高比例可再生能源发展的核心。另一方面,全球范围内风能利用技术不断进步,开发利用成本迅速下降,巴西、南非、埃及等国家的风电招标电价已低于当地传统化石能源上网电价,美国风电长期协议价格已下降到化石能源电价同等水平。风电技术比较成熟,成本不断下降,是目前应用规模最大的新能源发电方式。发展风电已成为许多国家推进能源转型的核心内容和应对气候变化的重要途径,也是我国深入推进能源生产和消费革命、促进大气污染防治的重要手段。“十三五”时期是我国推进“四个革命,一个合作”能源发展战略的重要时期,为实现2020年和2030年非化石能源分别占一次能源消费比重15%和20%的目标,推动能源结构转型升级,促进风电产业持续健康发展,按照《可再生能源法》要求,2016年11月,国家能源局制定并下发了《风电发展“十三五”规划》,此规划明确了2016年至2020年我国风电发展要落实创新、协调、绿色、开放、共享的发展理念,坚持坚持清洁低碳、安全高效的发展方针,顺应全球能源转型大趋势,不断完善促进风电产业发展的政策措施,尽快建立适应风电规模化发展和高效利用的体制机制,加强对风电全额保障性收购的监管,积极推动技术进步,不断提高风电的经济性,持续增加风电在能源消费中的比重,实现风电从补充能源向替代能源的转变。《风电发展“十三五”规划》中明确了“十三五”期间风电发展目标:到2020年底,风电累计并网装机容量确保达到2.1亿千瓦以上,其中海上风电并网装机容量达到500万千瓦以上;风电年发电量确保达到4,200亿千瓦时,约占全国总发电量的6%;到2020年,有效解决弃风问题,“三北”地区全面达到最低保障性收购利用小时数的要求;风电设备制造水平和研发能力不断提高,3-5家设备制造企业全面达到国际先进水平,市场份额明显提升。根据我国风电开发建设的资源特点和并网运行现状,“十三五”时期风电主要布局原则如下:(1)加快开发中东部和南方地区陆上风能资源,到2020年,中东部和南方地区陆上风电新增并网装机容量4200万千瓦以上,累计并网装机容量达到7000万千瓦以上;(2)有序推进“三北”地区风电就地消纳利用,到2020年,“三北”地区在基本解决弃风问题的基础上,通过促进就地消纳和利用现有通道外送,新增风电并网装机容量3500万千瓦左右,累计并网容量达到1.35亿千瓦左右;(3)利用跨省跨区输电通道优化资源配置,“十三五”期间,有序推进“三北”地区风电跨省区消纳4000万千瓦(含存量项目);(4)积极稳妥推进海上风电建设,重点推动江苏、浙江、福建、广东等省的海上风电建设,到2020年四省海上风电开工建设规模均达到百万千瓦以上。积极推动天津、河北、上海、海南等省(市)的海上风电建设。探索性推进辽宁、山东、广西等省(区)的海上风电项目。到2020年,全国海上风电开工建设规模达到1000万千瓦,力争累计并网容量达到500万千瓦以上。公司的战略愿景是,紧跟国家可再生能源及风电产业发展政策,坚持以“效益为中心、管理为手段、规模为基础、创新为动力”的经营理念,发扬“开拓创新、无私奉献、严格管理、争创一流”的企业精神,强化“中节能风电”品牌,继续秉承“节约能源,献人类清洁绿电;保护环境,还自然碧水蓝天”的企业愿景,努力将公司打造成为国内外一流的绿色电力提供商。为达成此愿景,公司制定如下发展战略:继续立足国内市场,坚持专业化发展道路,积极实施规模化战略,进一步实现装机规模的扩张。(1)加快中东部和南方地区项目布局。公司在中东部和南方地区市场有在建项目114.75万千瓦,在现有中东部和南方地区项目公司的基础之上,公司将快速开发后续项目,形成规模化发展;(2)加快其它非限电区域的开拓。对未涉足布点的非限电区域,公司正在积极开展踏勘测风工作及可行性研究论证工作,力争早日取得项目核准并开工建设;(3)加快海外市场的开发步伐。借鉴澳洲项目经验,公司将在澳大利亚白石风电项目的基础上,不断扩大澳洲规模,并积累海外经验、培养员工队伍;(4)加快海上风电布局。公司已经获得了广东阳江海上风电项目的核准,海上风电项目迈出了实质性的一步,未来公司将在紧抓建设实施现有项目的基础上,继续寻求福建、浙江、辽宁等其他省份海上开发机会,再立1-2个测风塔,完善国内海上布局,为公司未来海上风电发展储备更多资源。在实施国际化战略过程中,公司将优先选择社会稳定、风资源好、电网条件成熟、拥有可再生能源政策支持的国家和区域,以保障公司投资效益;将积极关注目前尚处于发展初期、可再生能源发展潜力大、鼓励外国资本进入、地缘政治稳定的国家和区域,在条件成熟时择机介入;时刻跟踪世界范围的可再生能源和风电产业发展动态,深入研究一些尚未开展但未来需求强劲的国家作为公司未来国际化战略的目标。未来五年,公司还将重点关注南美、欧洲、北非等地区的市场变化,择机介入;同时,结合国家“一带一路”战略的实施,积极寻求“一带一路”的发展机会。公司将进一步细化现有的管理体系和管控手段,提升管理效率,降低各环节成本,使公司实现低成本发展。(1)做好前期论证,项目优中选优。公司将加强风电场特性等技术性研究,依靠自身经验的积累和先进的技术方法,对拟开发项目开展严格的论证,做到优中选优,为公司筛选出最理想的投资项目。(2)抓好项目建设,优化成本控制。公司将进一步加强设备成本、施工成本控制,降低度电成本,提高投资效益。一是积极利用国内风机等设备市场竞争加剧的状况,不断提升自身的议价能力,选取性价比最优的风机设备;二是加强工程管理,降低工程施工成本;三是通过优化设计等技术手段降低建设成本。(3)抓好生产运维,提高运行效率。公司将通过持续的技术创新和严格的管理,不断降低生产运维成本,提高风电场运行效率。一是通过严格的管理,提高风电场日常运行维护管理水平,提高风机可利用率水平;二是通过技术创新和标准化建设等手段,持续提升公司生产运维的技术水平;三是通过国产化替代等手段持续降低公司备品备件采购成本,缩短采购停机时间。公司将在现有业务基础上,通过鼓励创新、持续创新、应用创新等手段推进公司健康发展。(1)科技创新争取获取新成果。公司在经历几年快速发展周期后,形成了一系列实用性的新技术,这些技术对于提高风电场的建设管理水平将起到重要的提升作用。公司未来将持续鼓励实用性技术的总结、研究和应用,并及时推广到生产实践中,不断提高风电场运维效率。开展全系统科技创新研究,加强对超高塔筒的研究,努力提高低风速平原区域项目发电小时数。加强加长桨叶应用研究,努力提高老风电机组发电能力。(2)新业务要争取获得新突破。要加强对电力体制改革和全国减排配额市场的新形势研究,适应售电侧改革和建立全国减排配额市场的新形势,积极参与有关业务,力争形成新的业务板块。一是要力争使公司获得售电资质,必要时成立售电事业部或售电公司;二是针对于2017年7月试行的全国可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度,公司要时刻关注政策实施情况及市场情况,做好各项准备工作,适时参与。2020年是公司“十三五”战略规划目标的收关之年,也是公司发展改革的关键一年。新的一年,公司的主要工作思路是:(1))继续在存量上下功夫,挖掘已投产项目的最大潜力。一方面要继续强化运行监控,做到及时消缺;另一方面还要利用大数据,认真总结过去多年来的运行经验,加快创新成果应用,不断提升风机维修效率。(2)着手在增量上做文章。一是要持续加大工期管理力度,确保应投产项目按期或提前投产;二是要继续挖掘市场上已投产的项目并购资源,持续扩大规模;三是认真筛选可开发平价项目的资源区域,多储备项目资源,为后续发展提供支撑。(3)持续开展管理提升。一是关注降本增效。二是关注对标管理,进一步建立健全覆盖财务、生产运维到工程建设等各项业务,多维度的综合对标体系,深入挖掘管理提升的空间,进一步发挥对标工作的牵引提升作用。三是继续梳理备品备件库存。(1)要建立并完善公司现金流预警机制。进一步完善现有的资金监测平台功能,及时开展现金流压力测试,根据公司融资能力,提前做好筹划。(2)要紧密跟踪公司定向增发的批复进度,择机完成发行。为公司项目建设获取足够的资金。2020年是全行业“抢工期”的关键一年,抢工潮的来临对项目建设造成的压力是巨大的,要以更加超前的筹划和更加紧密的协作才能确保各个项目顺利完成。一是要紧盯外部市场,密切关注设备供应,防范供应商风险;二是项目进度纠偏,及时组织调度,保障项目按计划进行;三是加强质量管理,防止抢装引起的质量风险;四是严控项目投资,及时调整战略,错峰建设;五是海上风电项目要重点防范建设安全风险和投资风险,做好安全预案。在坚定发展风力发电核心产业不动摇的基础上,抓好升级战略设计。要认真分析研判目前风电相关、可再生能源、能源服务等业务发展的规律,在统筹规划的基础上,挖掘公司升级发展的机会和路径,解决目前单一业务模式带来的经营风险。同时,要积极做好人才队伍的培养和梯次建设,加强后备干部培养,弥补公司在人才队伍上的短板。一是围绕“十三五”战略规划目标,针对每个项目制定出核准计划,密切跟踪各项目核准进度,确保项目开发目标全面落地。四是持续拓展海外市场,争取更多项目机会。要抢抓“一带一路”带来的历史性机遇,采取务实有效的行动,加大海外市场开拓力度。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。风电项目的开发很大程度上受到在有限的地区和特定位置所具备风能资源以及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,进而影响该风电项目的收入。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”。2017年、2018年和2019年,公司因“弃风限电”所损失的潜在发电量分别为117,261万千瓦时、111,321万千瓦时及104,561万千瓦时,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19.64%、16.92%及15.55%。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。2017年、2018年和2019年,公司利息支出分别为46,354.32万元、53,627.82万元及59,468.57元(包括已资本化利息支出)。截至2019年12月31日,公司借款余额总计1,242,760.32万元,截至2017年12月31、2018年12月31日和2019年12月31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7,103.89万元、7,397.12万元和7,141.42万元。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。2017年、2018年和2019年,公司享受的所得税优惠金额为7,902.06万元、5,602.58万元和9,418.32万元,分别占当期利润总额的14.79%、7.90%和12.61%。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。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”。“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2019年12月31日,公司在建项目装机容量合计为219.35万千瓦,可预见的筹建项目装机容量合计达188.3万千瓦。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、浙江、河南、四川等已有项目的区域开发后续项目,在贵州、安徽、湖南、广东、重庆、江西、山东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增发、发行绿色公司债券以外,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。

  资产负债表强健 格力、美的疫情中争当“家电回购王” 更多跟进公司在这里(附表)

  迄今为止,共43家主力机构,持仓量总计27.43亿股,占流通A股66.01%

  近期的平均成本为2.24元,股价在成本下方运行。空头行情中,目前正处于反弹阶段,投资者可适当关注。该公司运营状况尚可,暂时未获得多数机构的显著认同,后续可继续关注。

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