一、报告期内公司所处行业情况 公司需遵守《深圳证券交易所上市公司自律监管指引第3号——行业信息披露》中电力供应业的披露要求 (一)经营环境 2023年,面对复杂严峻的国际环境和艰巨繁重的国内改革发展稳定任务,在以习近平同志为核心的党中央坚强领导下,各地区各部门认真贯彻落实党中央、国务院决策部署,坚持稳中求进工作总基调,完整、准确、全面贯彻新发展理念,加快构建新发展格局,全面深化改革开放,加大宏观调控力度,着力扩大内需、优化结构、提振信心、防范化解风险,我国经济回升向好,供给需求稳步改善,转型升级积极推进,就业物价总体稳定,民生保障有力有效,高质量发展扎实推进,主要预期目标圆满实现。 ...
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一、报告期内公司所处行业情况
公司需遵守《深圳证券交易所上市公司自律监管指引第3号——行业信息披露》中电力供应业的披露要求
(一)经营环境
2023年,面对复杂严峻的国际环境和艰巨繁重的国内改革发展稳定任务,在以习近平同志为核心的党中央坚强领导下,各地区各部门认真贯彻落实党中央、国务院决策部署,坚持稳中求进工作总基调,完整、准确、全面贯彻新发展理念,加快构建新发展格局,全面深化改革开放,加大宏观调控力度,着力扩大内需、优化结构、提振信心、防范化解风险,我国经济回升向好,供给需求稳步改善,转型升级积极推进,就业物价总体稳定,民生保障有力有效,高质量发展扎实推进,主要预期目标圆满实现。
根据中国电力企业联合会统计数据,2023年,全社会用电量92,241亿千瓦时,同比增长6.7%。全国发电量92,888亿千瓦时,同比增长 6.7%,其中,火电发电量61,019亿千瓦时,同比增长 6.2%;风电发电量8,858亿千瓦时,同比增长16.2%;太阳能发电5,833亿千瓦时,同比增长36.4%。全国6,000千瓦及以上电厂发电设备平均利用小时数为3,592小时,同比降低101小时,其中,燃煤发电4,685小时,同比增加92小时;燃气发电2,436小时,同比降低4小时;并网风电2,225小时,同比增加7小时;并网太阳能发电1,286小时,同比降低54小时。
截至 2023年底,全国发电装机容量29.2亿千瓦,同比增长13.9%,其中,水电4.2亿千瓦(含抽水蓄能5,094万千瓦),占全部装机容量的14.4%;火电13.9亿千瓦(含煤电11.6亿千瓦、气电1.3亿千瓦),占全部装机容量的47.6%;核电5,691万千瓦,占全部装机容量的1.9%;并网风电4.4亿千瓦,占全部装机容量的15.1%;并网太阳能发电6.1亿千瓦,占全部装机容量的20.9%。2023年,全国基建新增发电装机容量3.7亿千瓦,同比多投产1.7亿千瓦,其中,新增风电7,566万千瓦、太阳能发电2.2亿千瓦,风电和太阳能发电装机规模保持较快增长,占新增发电装机总容量的比重达到58.5%。
(二)政策环境
1.政策架构稳步优化,绿色低碳转型加速实施
2023年1月,国家能源局发布关于公开征求《新型电力系统发展蓝皮书(征求意见稿)》。意见提到,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”的发展路径,有计划分步骤推进新型电力系统建设的“进度条”。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,新能源成为系统装机主体电源。到2060年,新型电力系统进入成熟期,具有全新形态的电力系统全面建成。2023年6月,《新型电力系统发展蓝皮书》正式印发。
2023年4月,国家能源局发布《2023年能源工作指导意见》,指出要大力发展风电、太阳能发电。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。要强化能源建设助力乡村振兴,稳步推进整县屋顶分布式光伏开发试点,促进农村用能清洁化。
2023年4月,国家能源局发布《关于加强新型电力系统稳定工作的指导意见(征求意见稿)》,指出要完善合理的电源结构,构建坚强柔性电网平台,深挖电力负荷侧灵活性,科学安排储能建设,建立完善市场化激励机制,加快新型电力负荷管理系统建设。2023年9月,国家发展改革委、国家能源局正式印发《关于加强新形势下电力系统稳定工作的指导意见》。
2023年4月,国家能源局发布《国家能源局综合司关于推动光热发电规模化发展有关事项的通知》,指出光热发电规模化开发利用将成为我国新能源产业新的增长点,提出力争“十四五”期间,全国光热发电每年新增开工规模达到300万千瓦左右。
2023年8月,国家发改委发布《关于2023年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》。通知指出,各省(自治区、直辖市)按照非水电消纳责任权重合理安排本省(自治区、直辖市)风电、光伏发电保障性并网规模。严格落实西电东送和跨省跨区输电通道可再生能源电量占比要求,2023年的占比原则上不低于2022年实际执行情况。2023年可再生能源电力消纳责任权重为约束性指标,各省(自治区、直辖市)按此进行考核评估;2024年权重为预期性指标,各省(自治区、直辖市)按此开展项目储备。
2023年10月,国家能源局发布《关于组织开展可再生能源发展试点示范的通知》,提出“发供用高比例新能源示范”,主要支持园区、企业、公共建筑业主等用能主体,利用新能源直供电、风光氢储耦合、柔性负荷等技术,探索建设以新能源为主的多能互补、源荷互动的综合能源系统,打造发供用高比例新能源示范,实现新能源电力消费占比达到70%以上。
2.扶持政策持续出台,电力市场体系快速完善
2023年1月,国家能源局发布《关于印发2023年能源监管工作要点的通知》,指出要加快推进全国统一电力市场体系建设,加强区域电力市场设置方案研究,充分发挥市场在资源配置中的决定性作用,不断扩大新能源参与市场化交易规模,推动更多工商业用户直接参与交易。加快推进辅助服务市场建设,研究制定电力辅助服务价格办法。
2023年2月,国家发改委、财政部、国家能源局印发《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》,提出扩大绿电参与市场规模,由国家保障性收购的绿色电力可统一参加绿电交易或绿证交易,并确定参与电力市场交易的绿色电力由项目单位自行参加绿电交易或绿证交易。
2023年5月,国家发改委发布关于向社会公开征求《电力需求侧管理办法(征求意见稿)》意见的公告,指出有序引导具备响应能力的非经营性电力用户参与需求响应。鼓励需求响应主体参与相应电能量市场、辅助服务市场、容量市场等。鼓励行业龙头企业、大型国有企业、跨国公司等消费绿电。推动外向型企业较多、经济承受能力较强的地区逐步提升绿电消费比例。提升新型基础设施绿电消费水平,促进绿电就近消纳。2023年9月,《电力需求侧管理办法(2023年版)》正式印发。
2023年8月,国家发改委、财政部、国家能源局联合发布《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。通知要求,规范绿证核发,对全国风电(含分散式风电和海上风电)、太阳能发电(含分布式光伏发电和光热发电)、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。
2023年9月,国家发改委、国家能源局组织印发《电力现货市场基本规则(试行)》,要求提升电力系统调节能力,促进可再生能源消纳,保障电力安全可靠供应,促进电力系统向清洁低碳、安全高效转型,并将“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”列为电力现货市场近期建设主要任务。
2023年10月,国家发改委、国家能源局发布《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》,要求在确保有利于电力安全稳定供应的前提下,有序实现电力现货市场全覆盖。提出在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。同时通过市场化方式形成分时价格信号,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11月,国家发改委、国家能源局正式印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》,决定自2024年1月1日起建立煤电容量电价机制,对煤电实行两部制电价政策。明确煤电容量电价机制适用于合规在运的公用煤电机组。煤电容量电价按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定。
3.监管规范逐步优化,可再生能源项目治理效能不断增强
2023年5月,国家能源局发布《电力建设工程质量监督管理暂行规定》指出,装机容量6兆瓦以下发电建设工程,经能源主管部门以核准或备案等方式明确的分布式、分散式发电建设工程,功率 5兆瓦以下新型储能电站建设工程,不需进行质量监督。
2023年6月,国家能源局发布《风电场改造升级和退役管理办法》,鼓励并网运行超过15年或单台机组容量小于1.5兆瓦的风电场开展改造升级。改造升级原并网容量不占用新增消纳空间,鼓励新增并网容量通过市场化方式并网。风电场改造升级项目补贴电量的上网电价按改造前项目电价政策执行,其他电量的上网电价执行项目核准变更当年的电价政策。
2023年10月,国家能源局发布《关于进一步规范可再生能源发电项目电力业务许可管理的通知》。通知明确,在现有许可豁免政策基础上,将分散式风电项目纳入许可豁免范围,不要求其取得电力业务许可证。同时,通知调整可再生能源发电项目(机组)许可延续政策。达到设计寿命的风电机组,经评估符合安全运行条件且评估结果报当地能源主管部门后,相关运营企业申请许可延续。
二、报告期内公司从事的主要业务
公司需遵守《深圳证券交易所上市公司自律监管指引第3号——行业信息披露》中电力供应业的披露要求
2023年,本集团始终以“奉献清洁能源、建设美丽中国”为己任,紧紧围绕“本质安全、规模翻番、数字转型、创新引领、健康进取”的新龙源建设,攻坚克难、团结奋进,高质量完成了全年各项任务目标,呈现出稳中有进、蓬勃发展的良好态势。2023年,本集团新增控股装机容量4,509.83兆瓦,其中风电1,562.55兆瓦;累计完成发电量76,225,816兆瓦时,同比增加7.92%,其中风电发电量61,352,968兆瓦时,同比增加5.22%;火电发电量10,319,796兆瓦时,同比下降2.39%;其他可再生能源发电量 4,553,052兆瓦时,同比增加159.83%。截至2023年12月31日,本集团控股装机容量为35,593.67兆瓦,其中风电控股装机容量27,754.39兆瓦,火电控股装机容量1,875.00兆瓦,其他可再生能源控股装机容量5,964.28兆瓦。
1.稳固安全环保防线,生产运营质量稳步提升
2023年,本集团深入贯彻安全生产重要指示精神,编制印发《龙源电力本质安全三年规划》。围绕安全环保“一号文件”落实各项任务,健全安全包保责任制,强化安全环保领导责任。完善制度体系,聚焦生产、基建等重点领域,新编安全环保制度4项,修订制度18项。本集团着力提升防范风险能力,将“可见的领导、可见的现场、标准作业”作为保障生产工程安全的有效手段。全年全覆盖高风险作业远程检查,下发检查周通报,就典型问题进行提醒考核。积极健全风险隐患双重预防机制,厘清风险排查清单和程序,动态更新风险数据库。
2023年,面对极端天气频发的不利局面,本集团提前布局全年应急工作,完善应急物资储备、应急预案演练,强化24小时应急值守纪律,本年内高质量完成11项应急演练,有效提高了应急响应能力。下属2家单位获评国家卫健委健康企业优秀案例,4家单位获评省级健康企业。
2023年,本集团累计完成发电量76,225,816兆瓦时,同比增加7.92%,其中风电发电量61,352,968兆瓦时,同比增加5.22%,光伏等其他可再生能源发电量4,553,052兆瓦时,同比增加159.83%。2023年风电平均利用小时数为2,346小时,比2022年上升50小时,主要是因为本集团各类故障预警预测模型准确率提升,化被动检修为主动运维,以及年平均风速同比上升,有效提升机组利用小时。公司所属风电场2022年及2023年控股发电量按地域分别为:
公司所属风电场2022年及2023年风电平均利用小时╱容量系数按地域分别为:
报告期内,本集团火电控股发电量为10,319,796兆瓦时,比2022年同期10,572,663兆瓦时减少2.39%,主要是江苏省新能源装机大幅增加,新能源发电量同比增加较多,压降了火电发电空间,导致江苏省火电机组负荷同比降低。2023年本集团火电机组平均利用小时数为5,504小时,较2022年5,639小时下降135小时。
2.聚焦重点攻坚,新能源开发再创新增速
2023年,本集团加强顶层设计,强化战略引领,确保规划先行,围绕“十四五”发展目标,科学研判发展形势,充分发挥本集团在品牌、技术、人才、布局等方面的优势,加快推进高质量发展。结合战略坚定性和策略灵活性,坚持一省一策,按照“三驾马车、双核并发、四轮驱动”的发展思路,全力推进基地式、场站式、分布式项目开发;强化战略协同,借助国家能源集团一体化优势、合作企业的产业配套优势及自身专业优势,争取基地开发主导权;坚持集中式与分布式并举,推动光伏高效快速发展;深化政策技术研究,拓展新型储能、氢能及其他氢基能源等新兴领域的发展与引领。持续谋划推进大基地项目,紧密跟踪国家发改委基地项目开发政策,规划特高压线路和配套火电容量,推动特高压送出线路建设,配套建设大型基地项目。抢抓海上风电发展机遇,扩大海上布局,江苏、海南、上海、广东等地项目开发实现新突破。
2023年,本集团新增资源储备54吉瓦(风电24.65吉瓦、光伏23.95吉瓦,抽蓄及储能5.4吉瓦),均位于资源较好地区。新疆、湖北、内蒙古、辽宁、广西、山东、吉林等十个省份新增协议容量均超百万千瓦。全年取得开发指标突破22.75吉瓦,其中新能源开发指标19.84吉瓦(风电5.07吉瓦,光伏14.77吉瓦),抽水蓄能2.38吉瓦,独立储能0.53吉瓦。
3.打造优质工程,高质量发展保持行业领先
2023年,本集团不断推进“看得见”工程现场建设,建设项目开发建设管理系统,实现了工程建设信息数字化,工程现场可视化,成为工程管理的有效工具。落实安全生产百日攻坚“十项措施”,推动安全风险分级管控和隐患排查治理双重预防机制在项目现场有效落地。编制风机塔架、主变、箱变、GIS、高压开关柜等企业技术标准。完成预制舱变电站典型设计、标准施工工艺手册和初步设计内容及深度规定手册编制。加强在建项目“三同时”管理,严格开工、严控过程、加强检查,打造优质精品工程。
2023年,本集团浙江温岭100兆瓦潮光互补智能发电项目获评2023年度中国电力优质工程。江苏射阳海上南区40万千瓦风电项目获得2023年度国家优质工程奖。陕西彬州大佛寺光伏项目获得2021-2022年度中国安装工程优质奖。江苏射阳海上南区40万千瓦风电项目、贵州威宁小海风电项目、宁夏盐池西大井风电项目、山东临沭玉山青云风电项目、陕西彬州大佛寺光伏项目获评2023年电力行业设备管理示范工程。上海崇明北堡风电项目获评百县千项清洁能源示范项目。
2023年,本集团新增投产风电控股装机容量1,562.55兆瓦,光伏控股装机容量2,947.28兆瓦,生物质控股装机容量由于东海生物质发电有限公司破产清算减少24兆瓦。截至2023年12月31日,公司控股装机容量为35,593.67兆瓦,其中风电控股装机容量27,754.39兆瓦,火电控股装机容量1,875.00兆瓦,其他可再生能源控股装机容量5,964.28兆瓦。公司所属风电场于2022年12月31日及2023年12月31日控股装机容量按地域分别为:
4.强化创新引领,数智科技塑造优势
2023年,本集团持续优化新能源生产数字化平台,数据赋能智慧运营能力全面增强,公司数字化转型试点企业方案通过国资委审查。全面提升数据质量,聚焦源头数据感知,强化数据治理,启动首届新能源智能算法竞赛,设置故障预警、功率预测、图像识别三条赛道,数据价值加快释放。加强数据应用,研发理论功率曲线精准拟合算法、预测电量智能模拟等技术,为生产运行提供可靠依据。开发长周期电价预测、多周期交易策略风险控制等模型,辅助电力营销科学决策。
健全“1+1+4+N”科技创新体系,科技创新成果多点开花。全球首个漂浮式风渔融合示范项目“国能共享号”突破十余项新型关键技术,已于2023年末完成并网调试工作,为深远海风电开发提供有力技术支撑。国家重点研发计划“风力发电复杂风电场特性研究及其应用与验证”项目完成国家科学技术部绩效评价,顺利结题验收。国内首个电源侧新型电力系统的新能源发电仿真平台完成10座大型风电、光伏发电场站涉网建模和仿真任务。阿拉善大型风光基地制氢合成氨项目入围国家发改委《关于组织实施清洁低碳氢能创新应用工程的通知》获批复立项,列入第一批工程项目名录。投建营一体化项目数据挖掘系统平台价值进一步发挥,用户友好性进一步提升。新能源固废无害化回收与资源化利用项目废旧叶片粉碎成型技术的关键配方研制成功。完成《基于国产BIM的新能源工程数字化关键技术研究》等6个科技项目验收,新增申请发明专利32项。
行业引领优势持续巩固,发布龙源电力科技创新三年规划,部署未来三年科技创新工作,全年发布《风力发电机组风力发电场监控系统通信第4部分:映射到通信规约》等4项国家标准,《风电机组优化效果评估方法》等11项能源行业标准。《风力发电机组叶片前缘防护改造技术规程》等3项能源行业标准获国家能源局立项批复。
5.优化经营管理,生产创效水平提升
2023年,本集团密切关注政策导向,用足用好绿色金融政策,不断优化融资结构,主动开展存量贷款置换,压降存量贷款资金成本。同时借助本集团信用优势加大资本市场融资频率,本年度顺利获得深交所 100亿元公司债发行批复。坚持开展刚性管理资金计划,利用资金归集、统一调配、股东借款等措施,加大资金使用频率,实现资金时间价值最大化。2023年,本集团成功发行15期超短期融资券,紧抓政策动态获取超300亿元绿色贷款,全年资金成本保持行业优势。
2023年,本集团深入贯彻“集、价、本、利”经营理念,以保价争量为重点,积极开展市场交易工作。加强电力市场重要政策的预研储备,科学应对形势变化。顺应电力市场变化趋势,科学分解年度电量计划,跟踪掌握全年交易完成进度,加大计划执行监督检查力度,确保了计划执行的准确性。深入分析各省区基数电量情况、供需平衡调整、网架结构、外送条件等因素,准确研判区域需求形势,持续优化完善交易策略。积极争取年度、月度、绿电等交易指标,确保了获得足额发电空间。坚持“以价优先、量价兼顾、风险防控”的目标原则,高质量参与市场交易,签订优质中长期协议。精准施策提升交易收益,主动探索现货盈利新模式,深入剖析现货规则变动情况,根据规则要求和实际运行情况及时调整策略。
2023年,本集团所有发电业务平均上网电价人民币443元╱兆瓦时(不含增值税),较2022年的平均上网电价人民币468元╱兆瓦时(不含增值税)减少人民币25元╱兆瓦时。风电平均上网电价人民币457元╱兆瓦时(不含增值税),较2022年风电平均上网电价人民币481元╱兆瓦时(不含增值税)减少人民币24元╱兆瓦时。主要是由于风电市场交易规模扩大、平价项目增加以及结构性因素综合所致。光伏平均上网电价人民币308元╱兆瓦时(不含增值税),较2022年光伏平均上网电价人民币403元╱兆瓦时(不含增值税)减少人民币95元╱兆瓦时。主要是由于新投产的光伏项目均为平价项目。火电平均上网电价人民币417元╱兆瓦时(不含增值税),较2022年火电平均上网电价人民币400元╱兆瓦时(不含增值税)增加人民币17元╱兆瓦时,主要是因为市场交易电价上升。
6.深挖碳资产管理价值,拓展绿色增收新途径
2023年,本集团积极参与碳市场建设,深度参与中电联牵头的分布式可再生能源发电和海上风电两个减排方法学的编制工作,自主申报可再生能源制氢减排方法学,发布海上风电减排方法学。建成碳盘查数字化管控系统,在国家能源集团108家火电企业碳盘查中进行应用,持续加强碳排放数据质量。开展碳资产交易操作平台系统升级,推进智能化、信息化、数字化建设。积极参与全国碳排放权交易市场、国内国际温室气体自愿减排市场及国内绿证市场交易。龙源碳资产公司完成国家能源集团全部重点排放单位全国碳市场第二个履约周期交易履约工作,连续两个履约周期提前实现 100%清缴履约;积极研究应用抵销机制,完成国家能源集团CCER(核证自愿减排量)交易21万吨。充分挖掘国际市场机会,在英国CTX交易所完成首笔国际自愿减排量场内现货线上交易,为国家能源集团浙江公司所属单位提供国际自愿减排量,用于杭州第19届亚运会碳中和。本集团全年销售绿证425万张。公司本部办公楼宇2023年通过绿证交易实现100%绿电消费。
7.聚焦重点国别,海外业务潜力稳步提升
2023年,本集团编制《龙源电力集团股份有限公司海外三年开发发展规划(2023-2025年)》,围绕全球政治、经济、可再生能源资源三要素进行研究分析,聚焦南非及东南亚区域新加坡、文莱等 5个国别,制定“一国一策”实施路径,以任务目标为导向,统筹开展发展工作,完善国际战略规划和管理体系。研判“金砖峰会”扩容和“一带一路”国际合作高峰论坛新增国家,更新海外开发发展规划,新增6个重点国别,为实现海外高质量发展打下良好基础。
2023年,本集团助力南非应对电力危机,在做好德阿风电项目电力保供的同时,密切跟踪市场动态,梳理锁定拟参与南非下一轮可再生能源投标项目。主动对接在南中资工矿业企业直供电需求,化解限电问题的同时降低企业碳排放。推动东南亚国家能源转型,向文莱能源局提交林业碳汇开发意向书助力其创建碳交易市场。本集团与当地合作方签署协议共同开发文莱摩拉港渔光互补项目,该项目已获取政府开发核准,为文莱政府批复的首个IPP项目,占据文莱市场份额的75%。创新思路推动新加坡绿色低碳电力进口项目取得进展,向新加坡能源市场管理局递交了技术方案。
2023年,本集团持续强化境外资产管理,深化合作交流,各在运项目运营情况良好。截至2023年12月31日,本集团所属加拿大德芙林风电项目完成发电量232,848兆瓦时,利用小时数达到2,350小时,累计实现安全生产3,317天;南非德阿风电项目完成发电量832,622兆瓦时,利用小时数达到3,405小时,累计实现安全生产2,252天;乌克兰尤日内风电项目完成发电量204,018兆瓦时,利用小时数达到2,667小时,累计实现安全生产871天。
公司售电业务情况
2023年,本集团累计完成售电量73,922,459兆瓦时,同比增长8.48%,其中风电售电量59,897,562兆瓦时,同比增长 6.40%,风电售电量的增加,主要是因为风电装机容量同比增加、机组可利用率同比提升以及限电比例同比下降等因素综合影响。火电售电量9,513,555兆瓦时,同比下降6.40%,火电售电量的减少,主要原因是江苏省新能源装机大幅增加,新能源发电量同比增加较多,压降了火电发电空间,导致江苏省火电机组负荷同比降低。
三、核心竞争力分析
1.优质资源获取保障行业领先
本集团围绕前期发展、科技创新、数字转型、公司治理、本质安全等重点工作,分项编制三年规划,全方位引领高质量发展。通过构建业内领先的场站设计、功率预测、数据分析、建模仿真、前期咨询等十一大技术服务体系,在资源评估、设备选型、微观选址等方面具备丰富的经验和核心技术。借助国家能源集团一体化优势,争取基地开发主导权,主动培育、谋划、创造大基地、海上、海外大型整装项目,加快推动腾格里二期、巴丹吉林、甘肃张掖、新疆乌恰等存量基地项目落地。通过农光互补、生态治理等“新能源+”模式,引入产业集群,配合规模化开发新能源项目。充分利用新型电力系统下可再生能源发展优势,聚焦源网荷储一体化和终端用能电气化,挖掘绿电需求空间。把握氢能产业发展大势,结合新能源制氢,积极稳妥推进新能源+氢基能源项目。坚持“一省(市)一策”,强化自主开发,深化内外部合作,海上风电攻坚破难,“以大代小”支撑发展空间,取得开发指标、开工、投产规模均创历史新高,保持资源获取能力行业领先优势。
2.安全生产夯实基础
本集团安全生产围绕“现场、现实、现在”管理要求,始终坚持“事故可预防”理念,抓住“关键少数”,强化责任落实。开展安全岗位履职能力评估,动态调整安全岗位人员,持续优化现场管理团队。逐步推广外委承包商长协机制,稳定高质量外委队伍,确保管理措施有效落实。持续深化标准化作业体系,“检修作业清单化、安全管理标准化、风险管控数字化”,制度流程内嵌于 280万份标准作业票。严查现场无计划、无措施、无风控、无监护、变方案的作业行为,持续强化作业风险分级管控机制。通过数字化转型提升安全生产保障能力,全年高风险作业远程视频提级管控,风险管控能力有效提升。
3.科技赋能提质增效
本集团坚持前瞻性推动数字化转型升级,赋能生产运营,依托新能源领域的规模优势、管理优势和技术优势,推动“全量采集对标管理;预知维护、设备可靠;源网协调、无人值守”,建成全球数据规模最大的新能源生产数字化平台,打通数据“采、传、存、用、评”五大环节,构建泛在感知、网络传输、数据管理、数据应用、评价考核五大层级,全面提升数据质量,感知4.2万余台设备,强化每日580亿条数据治理。坚持“两个分开”“三统三同”“数据集中”原则,加强数字技术和新能源产业的交叉融合,不断提升能源生产和运营效率。健全“1+1+4+N”科技创新体系,研发投入强度稳步提升,以科技创新赋能提质增效。优化三维数字化设计,提升场站设计水平。深化大基地场群协调控制和智能化运维,开展 PLC、主控系统、润滑油、IGBT、北斗等国产化替代应用,优化气象和功率预测,提高机组并网发电效率。深化全量数据治理、灾备和算力中心建设、数据挖掘平台应用、智能辅助决策平台建设应用以及“龙源云”服务建设,推进数字智能转型。
4.营销管理构建智慧新格局
本集团坚持“一企一策”深化限电管理,对内强化限电考核,重点企业重点督导,确保限电情况可控在控,对外积极寻找消纳空间,充分利用省间输电通道空间,提高跨省区消纳能力。深入贯彻“集、价、本、利”经营理念,以保价争量为重点,研判电力市场政策,顺应电力市场变化趋势,深入分析各省区基数电量情况、供需平衡调整、网架结构、外送条件等因素,精准施策提升交易收益,主动探索现货盈利新模式。试点建设运行新能源现货辅助支持系统,采用多维度多层级功率预测优化方法,提高电量预测准确度,首创“最小能效损失率”指标,为制定设备预知维护与智慧排产提供依据。加强交易人员队伍建设,培养一批技术水平高,市场意识强的骨干力量,提高市场交易整体水平。
5.资源共享提升管理效能
本集团以“六个共享”深化内部管理变革,实现财务风控能力、工程管理经验、生产人力资源、闲置储能资产、发展规模和数字赋能共享,增强管理效能,提升经营业绩。成立财务共享服务分公司,全面托管境内项目公司财务报表,实现财务风控能力共享。组建海上工程事业部,推行海上项目“交钥匙工程”,实现工程管理经验共享。加快筹建各省运营分公司,打破场站行政壁垒,“运检分离、区域维保、专业化维护”,实现生产人力资源共享。成立共享储能技术公司,实现电源侧强配的闲置储能资产共享。加强工程建设“三统三通”,提升设备、材料的技术规范标准化程度,通过长协标准化采购,实现发展规模共享。整合数字化业务服务,按照“统一标准、统一服务、统一管理”,推动“同时设计、同时安装、同时投运”,持续夯实数据基础,实现数字赋能共享。
6.人才队伍建设激发新动能
本集团高度重视人才队伍培养,树立实干实绩用人导向,全方位夯实人才支撑,选优建强“三支队伍”,推进职位职级调整,深化首席师评聘管理,加强专业化人才梯队建设,人才序列结构更加优化,技术序列人才增加48%。经理层成员任期制和契约化管理全面推进,推动薪酬分配向一线岗位和做出突出贡献人才倾斜,突出容量增长等 6个增量考核,引入A-E等级强制分布、末位降级,浮动工资占比达70%,强化全员绩效考核,激发干事创业新动能,着力提升企业核心竞争力。
四、主营业务分析
1、概述
2023年度,公司实现营业收入37,641,913,685.72元,同比减少5.57%;成本28,311,512,789.16元,同比减少7.80%,利润总额8,239,430,162.05元,同比增加7.88%;归属于上市公司股东的净利润为6,249,287,320.64元,同比增加22.27%;截止2023年末控股装机容量35,593.67兆瓦;2023年度发电量76,225,816兆瓦时,售电量73,922,459兆瓦时。
本公司按业务的类别划分为各个分部以管理业务,其中:
新能源发电:该分部建造、管理和营运新能源发电厂和生产电力,出售予外间电网公司。2023年度,该分部实现营业收入28,918,802,320.85元,同比增长2.74%;成本16,208,625,970.55元,同比增长8.64%,利润总额8,713,604,770.82元,同比增长22.92%;
火力发电:该分部建造、管理和营运煤炭发电厂和生产电力,出售予外间电网公司并且进行煤炭贸易。2023年度,该分部实现营业收入 8,418,208,335.94元,同比减少28.14%;成本 7,997,620,188.34元,同比减少 28.72%;利润总额724,763,404.70元,同比增加32.07%。
五、公司未来发展的展望
1.国内外经营环境展望
从全球看,脱碳加速要求加快新能源发展。全球能源生产和消费格局、市场供需形势和价格面临前所未有的冲击,俄乌冲突、巴以冲突深刻改变地缘政治格局,极端气候现象频发、欧洲能源危机,加剧了国际社会低碳转型的紧迫感。随着全球对可再生能源的需求不断增加,海外新能源项目开发有着巨大的市场机遇。许多国家制定了政策和法规,鼓励和支持新能源项目的发展,为海外项目提供了政策保障和市场机会。中美元首阳光之乡声明,提出争取到2030年全球可再生能源装机增至三倍目标;《联合国气候变化框架公约》第二十八次缔约方大会达成“阿联酋共识”,承诺了2030年三倍可再生能源增长和2倍能效提升,以及在2050年实现净零排放的目标。
从国内看,规模增长保持强劲势头。在国家推动能源消费领域逐渐由能耗双控转向碳排放双控背景下,高载能行业纷纷寻求清洁用能替代,政策环境更加有利,新能源产业发展政策环境及其保障体系得到显著加强与完善。《“十四五”现代能源体系规划》等重要文件陆续发布,为新型能源体系的顶层设计奠定了基础。在专注高质量发展的同时,新能源已被明确为未来电源装机结构的增量主体,新型储能技术更是在电力系统中确立了核心地位,其商业模式和配套电价政策也在逐渐清晰化。可再生能源继续快速增长,2023年装机规模历史性超过火电,成为保障电力供应的新力量,2024年投产规模预计远超2亿千瓦,新能源进入非常确定的快速增长赛道。其中,海上风电“十四五”规划近6000万千瓦,未来两年将启动大规模开发建设。
从行业看,市场洗牌机遇风险并存。当前,新能源开发竞配受制于电网消纳能力,可供开发指标有限,竞争愈发激烈。分布式项目发展迅速,各类土地综合利用、立体利用场景花样翻新、层出不穷,配电网容量成为发展瓶颈。多能互补、源网荷储、增量配电网、制氢氨醇转化、供热转化、终端用户电气化等多种形态,推动扩围破局,提高新能源消纳空间,市场热度飙升。新能源受随机性、间歇性和波动性影响,存在电价下行风险。央企能源巨头深度参与,加之近年来越来越多可再生能源项目采用竞争招标方式,加大了项目竞争程度。
2.公司面临的风险和应对措施
(1)政策风险及应对措施
2023年,国家能源局发布《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》,进一步明确了加快电力现货市场建设工作的各区域及时间节点,为现货市场进入下一阶段的正式运行奠定基础,为我国电力现货市场建设和区域市场建设提供了时间表和路线图。随着电力现货市场的加快建设,新能源装机容量大幅增长,市场竞争更加充分、激烈,导致新能源结算电价存在下行风险。
本集团将持续跟踪国家相关政策,持续做好新能源电力市场分析和交易政策研究,研判形势机遇与政策影响,采取有效措施,全力克服电价下行压力,引导利好政策落地。根据新能源电力交易特点、交易规则,加强新能源市场化交易决策、申报、结算全环节管理,主动适应外界变化,提升内生动力。
(2)气候风险及应对措施
风光行业面临的主要气候风险是风能、太阳能资源的年际大小波动,即大风光年发电量高于正常年水平,小风光年低于正常年水平。我国幅员辽阔,区域跨度大,地域间气候条件差异较大,具体表现为同一时段内各地出现不同的大小风光年气候特征。2023年,我国大部分省(区、市)平均风速、总辐照量处于正常年水平,发电水平处于正常状态。为应对地区不同导致的气候条件差异,本集团在全国范围内分散布局,降低投资风险。截至2023年底,本集团已在全国 31个省(区、市)拥有实质性项目,覆盖除港澳台外所有地区,项目布局越来越趋向于优化合理,未来将进一步平衡受不同气候影响区域的项目开发比例。
(3)电网风险及应对措施
在“30-60”战略的大背景下,“十四五”期间我国新能源年均装机规模将达到历史新高,局部地区电网架构薄弱、外送通道不足的问题仍然存在,甘肃、内蒙古、吉林、陕西、河北等地局部网架结构制约存在加剧风险。另一方面,以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地项目陆续并网投产,风光大基地的消纳,需要新增特高压与提高存量特高压输电通道的利用效率两种方式双管齐下,但目前新建特高压通道建设与电源建设进度不匹配,部分地区消纳压力增大。本集团将结合各地区不同特点形势,全力应对电网风险,持续加强与政府主管部门、电网调度沟通,积极推动局部电网结构改善,并主动拓展消纳渠道,争取有利政策和发电空间。
(4)国际化风险及应对措施
当前外部环境复杂多变,俄乌冲突、巴以冲突持续,欧洲及中亚国别的地缘政治风险不断增加,全球化出现逆转;世界宏观经济前景低迷,通胀和利率高企,汇率利率波动加剧;东南亚、南非等重点区域国别项目竞争日趋激烈。2023年,本集团统筹兼顾境外前期、在建和在运项目的风险防范,持续完善风控合规体系建设,提升管理效能;加强俄乌冲突局势跟踪分析及乌克兰项目风险防范,与相关部委保持紧密沟通,同时做好在运项目当地运营维护和在建项目设备安全、供应商关系维护,为后续复工复产筑牢基础;夯实人员安全基础,规避安全事件发生,境外公司按计划分别开展应急演练和安全风险评估;落实信息收集与研判机制,不断提升整体安全防范能力。
(5)利率风险及应对措施
国际、国内宏观经济环境的变化以及国家经济政策的变动等因素会引起市场利率水平的变化,市场利率的波动对公司贷款以及相关债券的发行利率水平造成一定程度的影响。本集团紧跟市场变动,与多家金融机构建立金融市场信息共享机制,保持对宏观环境、财政货币政策、央行具体操作、市场风险事件等的关注,选择良好的发行窗口,规避市场剧烈波动带来的利率风险。不断拓宽融资品种,做好产品期限、额度设置,长短期搭配,保证整体利率水平平稳。保持与金融机构的紧密合作,保障发行利率处于市场化程度上的可比较低水平。
(6)汇率风险及应对措施
本集团外汇管理原则以规避风险为目的,不参与任何投机套利行为。外汇风险管理贯穿于公司整个生命周期。在境外新项目前期考察与筹备阶段,本集团会指派所属雄亚公司介入,根据新项目可研报告等相关数据,结合当地整体社会经济态势,咨询专业金融机构外部意见,提出外汇风险防控建议,从而规避基建期可能出现的潜在外汇风险。在新项目投产阶段,雄亚公司主要通过各境外子公司上报的资金计划与财务报表数据,审核相关外汇风险项目。同时,与各新项目的财务负责人员保持密切的日常工作联络,一旦发现境外子公司出现币种错配等因素引起的外汇风险敞口,雄亚公司会立即召集各海外财务负责人核实相关潜在风险。确认后,雄亚公司上报本公司,并由雄亚公司召集在港各金融机构与涉险海外公司、本公司财务部成立临时风控小组,研判并提出相关对冲方案。待方案审批后,各方严格执行,确保外汇风险可控在控。
(7)燃料价格风险及应对措施
本集团拥有两家火电厂,控股装机容量为 1,875兆瓦,煤炭价格的波动将影响本集团火电业务的经营业绩。目前风险主要是煤炭市场的供需关系、政策调整和国际市场变化等因素,均可能对煤炭价格产生影响。2023年,本集团全力做好煤炭供应年度长期协议的全覆盖工作,签订国家能源集团内部煤炭年度长期协议。同时,做好进口煤年度配额争取工作,密切关注煤价及运价变化趋势,尽量在成本低位进行釆购。
(8)生产风险及应对措施
本集团自1993年成立以来,一直致力于新能源开发运营管理工作,运行年限最长的风电场最早于1994年投运,现有1.5MW及以下机组近 1万台,占在运总台数的68%。光伏电站最早于2010年投运,运行超10年的光伏电站11座。早期投产的设备逐渐暴露出电气元件损坏、电缆绝缘降低、密封圈老化等集中性问题,治理成本较高,存在一定的安全风险。
为应对设备老化风险,本集团加强设备治理,通过增强设备监测、状态评估、点巡检与智慧监盘等手段及时发现异常和隐患,同时优化设备系统,通过专题分析和技术攻关解决问题。标准化的机组检修管理、对关键设备的优先检修安排、全过程管理,都旨在确保设备运行的稳定性和可靠性。另外,本集团加速老旧风电场的改造升级,成立专班负责规划和实施,依托“整体规划、分步实施”的原则,同时持续进行机组延寿工作,确保有针对性的方案和措施,从而保障风电场的高效和长期运行。
3.公司2024年经营目标
2024年,本集团将以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导,深入贯彻党的二十大、二十届二中全会和中央经济工作会议精神,坚持稳中求进、以进促稳、先立后破,完整、准确、全面贯彻新发展理念,加快构建新发展格局,着力推动高质量发展,深入践行“四个革命、一个合作”能源安全新战略,全面落实“一个目标、三个作用、六个担当”发展战略,按照“紧盯一个目标、坚持两条路径、实现五个提升”的工作要求,重点抓好安全稳定、规模发展、数字赋能、科技创新、深化改革、党建引领工作,加快建设世界一流新能源领军企业。
紧盯一个目标就是加快打造“本质安全、规模翻番、数字转型、创新引领、健康进取”新龙源,全面建设世界一流新能源领军企业。坚持两条路径,一是坚持规模发展,实现量的合理增长;二是坚持创新创变,实现质的有效提升。实现五个提升,一是提升“非干不可”的使命担当精神;二是提升“谋定快动”的战略规划能力;三是提升“数字赋能”的示范引领成效;四是提升“对标对表”的补短强弱意识;五是提升“不破不立”的进取创新魄力。2024年,本集团计划新开工新能源项目1000万千瓦,投产750万千瓦,重点做好以下六个方面工作:
(1)坚定不移实现以进促稳,勇当安全稳定的“排头兵”。做好安全管理,抓好提质增效,守好风险底线,坚持将安全摆在重要位置,更好统筹发展和安全,在稳节奏、强管控、除隐患、增效益上积极进取,实现高质量发展和高水平安全良性互动。
(2)坚定不移推动低碳转型,勇当规模发展的“主力军”。坚持规模发展,打造清洁能源发展高地。坚持技术与模式叠加创新,加大综合能源开发力度。“一省一策”定点帮扶补短板。稳妥推进,有序开拓海外市场。快开快投,强化节点管控抓投产。
(3)坚定不移深化数智赋能,勇当数字变革的“引领者”。坚定数字化转型原则,全面全量采集数据资源,深化数字化平台建设,深挖数据辅助决策价值,不断提升能源生产和运营效率,实现由“抢先半步”到“示范引领”的根本性跨越。
(4)坚定不移推动技术领先,勇当科技创新的“先锋队”。着力健全科技创新体系、提升科技创新能力以及推动成果转化落地,增强科技创新主体地位,加大投入力度,加快成果转化,推动高水平科技自立自强,引领驱动新能源产业发展。
(5)坚定不移推动改革创新,勇当国企改革的“示范队”。全面提升治理现代化水平,构建新型经营责任制,以深化改革打造新型劳动者队伍、推动生产要素创新型配置、塑造适应新质生产力的生产关系,不断增强企业活力和竞争力。
(6)坚定不移加强党的建设,勇当党建引领的“新标杆”。抓好抓实党的政治建设、基层组织建设以及全面从严治党,深入推进新时代党的建设新的伟大工程,扛牢强党建重大责任,纵深推进全面从严治党,为高质量发展提供引领保障。
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一、报告期内公司从事的主要业务 (一)行业经营环境 2023年上半年,面对复杂严峻的国际环境和艰巨繁重的国内改革发展稳定任务,党中央、国务院决策部署各项工作措施,加快构建新发展格局,着力推动高质量发展,市场需求逐步恢复,生产供给持续增加,就业物价总体稳定,居民收入平稳增长,经济运行整体回升向好。 根据国家能源局及中国电力企业联合会统计数据,2023年上半年,全国全社会用电量43,076亿千瓦时,同比增长5.0%。上半年,全国可再生能源发电量达1.34万亿千瓦时,其中,风电发电量4,628亿千瓦时,同比增长20%;光伏发电量2,663亿千瓦时,同比增长30%。 2023年1-6月,全...
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一、报告期内公司从事的主要业务
(一)行业经营环境
2023年上半年,面对复杂严峻的国际环境和艰巨繁重的国内改革发展稳定任务,党中央、国务院决策部署各项工作措施,加快构建新发展格局,着力推动高质量发展,市场需求逐步恢复,生产供给持续增加,就业物价总体稳定,居民收入平稳增长,经济运行整体回升向好。
根据国家能源局及中国电力企业联合会统计数据,2023年上半年,全国全社会用电量43,076亿千瓦时,同比增长5.0%。上半年,全国可再生能源发电量达1.34万亿千瓦时,其中,风电发电量4,628亿千瓦时,同比增长20%;光伏发电量2,663亿千瓦时,同比增长30%。
2023年1-6月,全国发电设备累计平均利用小时1,733小时,比上年同期降低44小时。其中,全国并网风电设备平均利用小时1,237小时,比上年同期增加83小时;全国太阳能发电设备平均利用小时658小时,比上年同期降低32小时;全国火电设备平均利用小时为2,142小时,比上年同期增加84小时。
截至2023年6月30日,全国发电装机容量27.1亿千瓦,同比增长10.8%。其中,非化石能源发电装机容量13.9亿千瓦,同比增长18.6%,占总装机容量的51.5%,占比同比提高3.4个百分点。风电3.9亿千瓦,同比增长13.7%。太阳能发电4.7亿千瓦,同比增长39.8%。水电4.2亿千瓦,同比增长4.5%。火电13.6亿千瓦,同比增长3.8%。核电5,676万千瓦,同比增长2.2%。
(二)行业政策环境
1.政策布局持续向好,全社会绿色低碳转型提速推进
2023年1月,国家机关事务管理局印发《关于2023年公共机构能源资源节约和生态环境保护工作安排的通知》,提出要持续优化能源消费结构,有序实施煤炭消费替代,加大可再生能源利用,鼓励市场化方式推动分布式光伏、光热项目建设。
2023年2月,国家发改委、财政部和国家能源局联合发布《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》,指出要稳步推进享受国家可再生能源补贴的绿电项目参与绿电交易,积极引导绿电、绿证价格,确保绿色电力的环境价值有效实现。享受国家可再生能源补贴的绿电项目参与绿电、绿证交易所产生的溢价收益,专项用于解决可再生能源补贴缺口。对于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4月,国家能源局发布《2023年能源工作指导意见》,指出要大力发展风电、太阳能发电。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。要强化能源建设助力乡村振兴,稳步推进整县屋顶分布式光伏开发试点,促进农村用能清洁化。
2023年4月,国家能源局发布《关于加强新型电力系统稳定工作的指导意见(征求意见稿)》,指出要完善合理的电源结构,构建坚强柔性电网平台,深挖电力负荷侧灵活性,科学安排储能建设,建立完善市场化激励机制,加快新型电力负荷管理系统建设。
2023年4月,国家能源局发布《〈关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案〉案例解读》第二、三章部分。《实施方案》要求“不得以任何名义增加新能源企业的不合理投资或成本”,即除国家法律法规规定的费用外,各级地方政府不得另行设立名目收取费用,也不得强制企业以捐赠等名义收取费用。
2.明确能源工作要点,加速推进全国统一电力市场体系建设
2023年1月,国家能源局发布《关于印发2023年能源监管工作要点的通知》,指出要加快推进全国统一电力市场体系建设,加强区域电力市场设置方案研究,进一步发挥电力市场机制作用。充分发挥市场在资源配置中的决定性作用,不断扩大新能源参与市场化交易规模,推动更多工商业用户直接参与交易。加快推进辅助服务市场建设,研究制定电力辅助服务价格办法。
2023年4月,国家能源局发布《2023年能源工作指导意见》,提出要加快建设全国统一电力市场体系,持续提升跨省区电力交易市场化程度。稳步提高电力中长期交易规模,积极稳妥推进电力现货市场建设。加强电力中长期、现货和辅助服务市场有机衔接,积极推进辅助服务市场建设。
2023年5月,国家发改委发布《关于向社会公开征求电力需求侧管理办法(征求意见稿)意见的公告》,指出有序引导具备响应能力的非经营性电力用户参与需求响应。鼓励需求响应主体参与相应电能量市场、辅助服务市场、容量市场等。鼓励行业龙头企业、大型国有企业、跨国公司等消费绿电。推动外向型企业较多、经济承受能力较强的地区逐步提升绿电消费比例。提升新型基础设施绿电消费水平,促进绿电就近消纳。
3.优化监管规范审批,项目推进效率有效提升
2023年5月,国家能源局发布《关于进一步规范可再生能源发电项目电力业务许可管理有关事项的通知(征求意见稿)》,指出在现有许可豁免政策基础上,将全国范围内接入35kV及以下电压等级电网的分散式风电项目纳入许可豁免范围,不再要求取得电力业务许可证。
2023年6月,国家能源局发布《电力建设工程质量监督管理暂行规定》,指出装机容量6兆瓦以下发电建设工程,经能源主管部门以备案或核准等方式明确的分布式、分散式发电建设工程,功率5兆瓦以下新型储能电站建设工程,不需进行质量监督。
2023年6月,国家能源局发布《风电场改造升级和退役管理办法》,鼓励并网运行超过15年或单台机组容量小于1.5兆瓦的风电场开展改造升级。改造升级原并网容量不占用新增消纳空间,鼓励新增并网容量通过市场化方式并网。风电场改造升级项目补贴电量的上网电价按改造前项目电价政策执行,其他电量的上网电价执行项目核准变更当年的电价政策。
(三)公司业务回顾
2023年上半年,本集团深入学习贯彻党的二十大精神和习近平总书记视察黄骅港重要讲话精神,全面落实“一个目标、三型五化、七个一流”发展战略,坚定践行“六个担当”,全面强化“六种思维”,加快世界一流新能源公司建设,全力打造“本质安全、规模翻番、数字转型、创新引领、健康进取”的新龙源,保持了稳中有进的良好态势。2023年上半年,本集团新增投产36个项目,控股装机容量515.41兆瓦,其中风电4个项目,控股装机容量125.20兆瓦;光伏32个项目,控股装机容量390.21兆瓦。2023年上半年,本集团累计完成发电量39,746,820兆瓦时,同比增长9.48%,其中风电发电量33,108,421兆瓦时,同比增长9.57%;火电发电量5,027,922兆瓦时,同比下降4.61%;光伏等其他可再生能源发电量1,610,476兆瓦时,同比增长96.75%。
1.安全管理成果稳固,风险预防机制健全完善
2023年上半年,本集团深入贯彻习近平总书记安全生产重要指示精神,全面落实“安全管理强化年”行动要求,制定专项方案,成立行动领导小组,分四个阶段,落实“七个切实强化”整体目标。以推动落实本集团安全环保一号文件为主线,抓好“四个专项行动”、“安全生产标准化”、健康企业创建、生态环保监督等重点工作,确保高质量完成年度安全环保目标。本集团所属天津公司和安徽公司获评“国家健康企业”建设优秀案例。
2023年上半年,本集团全面部署“百日攻坚”行动,将“可见的领导、可见的现场”作为保障生产工程安全的有效手段,加大在线率的考核力度,进一步巩固提升安全管理水平。通过安全文明生产专项行动,系统设备问题治理成效显著,本集团上半年连续长周期运行机组台数同比升高23.80%。
2023年上半年,本集团累计完成发电量39,746,820兆瓦时,其中风电发电量33,108,421兆瓦时,同比增长9.57%,主要得益于装机容量同比增加、机组可靠性同比提升以及平均风速同比上升。2023年上半年,风电平均利用小时数为1,271小时,较2022年同期提高98小时,主要是因为机组可靠性同比提升以及平均风速同比上升。
本集团所属风电场2022年上半年及2023年上半年控股发电量按地域分别为:
本集团所属风电场2022年上半年及2023年上半年风电平均利用小时╱容量系数按地域分别为:
报告期内,本集团火电控股发电量为5,027,922兆瓦时,较2022年同期下降4.61%。2023年上半年,火电机组平均利用小时数为2,682小时,较2022年同期下降129小时,发电量及利用小时数同比降低主要原因为2023年上半年江苏省火电发电负荷率同比下降。
2.一省一策精准策划,新能源发展善作善成
2023年上半年,本集团结合战略的坚定性和策略的灵活性,坚持一省一策,按照“三驾马车、双核并发、四轮驱动”的发展思路,全力推进基地式、场站式、分布式项目开发。强化战略协同,借助国家能源集团一体化优势、合作企业的产业配套优势及自身专业优势,争取基地项目开发主导权。抢抓海上新能源发展机遇,扩大海上布局,全面参与海上风电光伏竞配投标。坚持集中式与分布式并举,推动光伏高效快速发展。深化政策技术研究,拓展储能、氢能、氨能等新兴技术的发展与引领。
2023年上半年,本集团新签订开发协议29.34吉瓦,比去年同期增加77.94%,其中风电15.32吉瓦、光伏14.02吉瓦,均位于资源较好地区。上半年累计取得开发指标4.01吉瓦,其中通过平竞价取得开发指标3.07吉瓦,包括风电1.58吉瓦,光伏1.49吉瓦。
3.“可视化”建设不断推进,技术标准化不断加强
2023年上半年,本集团不断推进“看得见”工程现场建设,加速搭建项目开发建设管理系统,实现工程建设信息数字化、工程现场可视化,有效落实安全生产百日攻坚“十项措施”。编制风机塔架、主变、箱变、GIS系统(地理信息系统)、高压开关柜等65个企业技术标准,撰写预制舱变电站典型设计、标准施工工艺手册和初步设计内容及深度规定手册。加强在建项目“三同时”管理,严格开工,严控过程,加强检查,打造绿色生态工程。本集团浙江温岭100兆瓦潮光互补智能发电项目获评2023年度“中国电力优质工程奖”。
2023年上半年,本集团新增投产36个项目,控股装机容量515.41兆瓦,其中风电4个项目,控股装机容量125.20兆瓦;光伏32个项目,控股装机容量390.21兆瓦。截至2023年6月30日,本集团控股装机容量为31,623.25兆瓦,其中风电控股装机容量26,317.04兆瓦,光伏等其他可再生能源控控股装机容量3,431.21兆瓦,火电控股装机容量1,875兆瓦。
本集团所属风电场于2022年6月30日及2023年6月30日控股装机容量按地域分别为:
4.市场营销管理深化,增收创效势头稳健
2023年上半年,本集团深入贯彻“集、价、本、利”经营理念,大力开发优质客户,深化与优质大用户开展双边协商交易,与宝武清能签署合作框架协议,在拓展电力市场交易、跨区域资源市场配置等领域展开深入合作。坚持“一场一策”深化限电管理,加强限电基础信息管理,科学预判区域限电风险和变化趋势,着重分析限电原因及同比变化原因,确保限电情况可控在控。把握市场因素和交易规则,持续优化电力交易策略,积极开展风火置换、绿色电力、省间现货等高质量交易,不断提升营销创效能力。
2023年上半年,本集团所有发电业务平均上网电价人民币457元╱兆瓦时(不含增值税),较2022年同期平均上网电价人民币478元╱兆瓦时(不含增值税)减少人民币21元╱兆瓦时。风电平均上网电价人民币469元╱兆瓦时(不含增值税),较2022年同期风电平均上网电价人民币486元╱兆瓦时(不含增值税)减少人民币17元╱兆瓦时。主要是由于风电市场交易规模扩大、平价项目增加以及结构性因素综合所致。光伏平均上网电价人民币313元╱兆瓦时(不含增值税),较2022年同期光伏平均上网电价人民币472元╱兆瓦时(不含增值税)下降人民币159元╱兆瓦时,主要是由于新投产的光伏项目均为平价项目,拉低了光伏发电业务整体平均电价。火电平均上网电价人民币415元╱兆瓦时(不含增值税),较2022年同期火电平均上网电价人民币423元╱兆瓦时(不含增值税)减少人民币8元╱兆瓦时,主要是因为市场交易电价下降。
5.科技创新取得突破,行业影响稳步增强
2023年上半年,本集团科技创新项目取得新突破,漂浮式风渔融合“共享号”基础主体全部合拢、准备下水拖航安装。国内首个电源侧新型电力系统的新能源发电仿真平台完成5座大型风电、光伏发电场站涉网建模和仿真任务。国家重点研发计划“风力发电复杂风电场特性研究及其应用与验证”项目自研软件第三方机构盲测计算风速准确率结果比国外主流测算软件提升7%-22%。投建营一体化项目数据挖掘系统平台价值进一步发挥,用户友好性进一步提升。新能源固废无害化回收与资源化利用项目完成可行性研究报告编制,废旧叶片粉碎成型技术的关键配方研制成功。阿拉善风光氢氨一体化项目通过国家发改委高技术司组织的专家评审,列入第一批示范工程目录。
2023年上半年,本集团新增申请发明专利14项,主编的能源行业标准《风电机组控制与保护参数运行管理规范》发布,另有1项行业标准编制完成,上报国家能源局批准。3项行标通过国家能源局阶段性审查。申报新能源领域国家标准验证点,完成《国家能源集团碳减排因素分析、效率评估及能源转型策略研究》等6个项目验收。
6.用足用好绿色信贷政策,全力保障资金安全
2023年上半年,本集团密切关注政策导向,用足用好绿色信贷政策,加大间接融资力度,抢抓降准窗口多渠道提取低成本资金。明确融资思路,发挥所属子公司绿色项目融资优势,稳健调整债务结构,规避债务风险。同时,持续发起存量贷款利率优化置换,进一步压降资金成本。不断开展资金使用效率提升专项工作,刚性资金计划管理,实现资金时间价值最大化。在融资层面紧盯境内外两大资金市场,确保融资渠道畅通有效。
2023年上半年,本集团共成功发行11期超短期融资券,累计提取超300亿元低成本银行贷款,资金成本保持行业领先。
7.国际合作布局持续优化,海外业务储备逐步提升
2023年上半年,本集团以加强战略规划为引领,完善重点区域和国别研究,确立了“聚焦重点国别,强化储备,稳妥开发”的发展思路,通过与南非、文莱等国来访的政要贵宾开展高层对话,高效推进新加坡、南非、文莱等国项目。稳妥推进南非光伏等超3吉瓦境外重点项目前期工作,努力实现海外业务新突破。
2023年上半年,本集团积极应对复杂多变国际局势,强化境外资产管理,各在运项目运营情况良好。截至2023年6月30日,本集团所属加拿大德芙林风电项目完成发电量132,056兆瓦时,利用小时数达到1,333小时,累计实现安全生产3,133天;南非德阿风电项目完成发电量377,492兆瓦时,利用小时数达到1,544小时,累计实现安全生产2,068天;乌克兰尤日内风电项目累计发电量94,646兆瓦时,利用小时数达到1,237小时,累计实现安全生产687天。
8.碳资产管理日趋完善,多元化拓展增收新途径
2023年上半年,本集团积极参与碳市场建设,深度参与中国电力企业联合会牵头的分布式可再生能源发电和海上风电两个方法学的编制工作,并自主申报可再生能源制氢减排方法学。深入多项碳领域科技项目研究,开展碳资产交易操作平台系统升级,推进智能化、信息化、数字化建设。本集团按照碳排放、碳交易管理工作“四统一”(统一管理、统一核算、统一开发、统一交易)原则,积极开发CDM、CCER、VCS、绿色电力证书等项目,落实碳排放、碳交易计划,拓展绿色增收新途径。高效开展多笔绿证交易,目前已申领绿证约172万张,本集团本部办公楼和伊春北方培训基地通过购买绿证的方式完成2023年百分之百用绿电的目标。
(四)未来工作展望
2023年下半年,本集团将深入开展学习贯彻习近平新时代中国特色社会主义思想主题教育,紧紧围绕全年工作任务和“十四五”目标,切实用好提高企业核心竞争力和增强核心功能“两个途径”,充分发挥科技创新、产业控制、安全支撑“三个作用”,突出保安全、谋发展、稳增长、勇创新、促改革、强党建,高效统筹各项工作,确保高质量完成全年目标任务。
2023年下半年,本集团将重点做好以下工作:
1.坚持强化责任、标本兼治,着力提升本质安全水平;
2.坚持自主开发、多元快速,着力提升新能源发展质效;
3.坚持优化经营、提质增效,着力提升价值创造能力;
4.坚持创新驱动、成果转化,着力提升科技支撑作用;
5.坚持深化改革、精准施策,着力提升企业管理能力;
6.坚持党建引领、纵深推进,着力提升引领保障实效。
二、核心竞争力分析
1.资源获取克难而进
在竞争日益激烈的资源获取市场,本集团通过构建业内领先的场站设计、功率预测、数据分析、建模仿真、前期咨询等十大技术服务体系,在资源评估、设备选型、微观选址等方面具备丰富的经验和技术核心,通过农光互补、生态治理等“新能源+”模式,引入产业集群,配合规模化开发新能源项目,从而全面提升资源获取能力,保持资源获取能力行业领先优势。
2.数字赋能提质增效
本集团积极倡导“科技兴安”“数字兴安”,坚定不移推动生产数字化转型,按照“三年三步走”战略构建“感知+决策+执行”协调联动系统,分阶段实现“全量采集、对标管理;预知维护、设备可靠;源网协调、无人值守”,助力推动以新能源为主体的新型电力系统构建,不断提高电网对高比例可再生能源的消纳和调控能力。本集团建成全球数据规模最大的新能源生产数字化平台,构建了“泛在感知、网络传输、数据管理、数据应用、评价考核”五大层级,实现了智能生产监控、标准化生产管控、故障预警、功率预测、远程视频监督、在线振动分析、人车船实时定位和智能图像视频识别等服务功能,形成数字化生产运维保障体系,持续保障安全生产运营,安全生产智能化、管理智慧化水平不断提高,积极引领新能源行业数字化转型,促进新能源行业数字化发展。
3.人才发展赋能聚力
本集团高度重视人才队伍培养,通过持续强化人才队伍建设,全方位夯实人才支撑,薪酬激励机制完善,突出业绩贡献导向,经理层成员任期制和契约化管理全面推进,修订工资总额、新能源专项奖励等管理办法,推动薪酬分配向一线岗位和做出突出贡献人才倾斜,激发干事创业新动能。截至2023年6月30日,本集团拥有高级职称367人、中级职称1,961人,高级管理团队多数在电力行业从业20年以上,具备丰富的新能源管理经验,且具有国际化视野;拥有4个层级首席师471人,10个“劳模和工匠创新工作室”,充分发挥劳模和工匠等骨干人才的技术引领作用;建立了“1+2+N”的培训基地体系;拥有国际化、科技创新、法律、董监事和“注册师”等5个专业人才库共计459人。
4.物资采购集约创效
本集团深入贯彻落实“统一制度、统一流程、统一标准,通用设计、通用设备、通用造价”的管理理念,明确新能源场站标段划分原则和标准采购范围,并从设计源头入手,编制了68个设备及施工工程的标准化企业技术要求,实现采购技术要求标准化。在实现典型通用设计的基础上,大力推广框架等集约化采购模式,中标供应商按照标准化供货要求提前开展瓶颈零部件的备货工作,有效控制缺货成本。服务类按照三年采购管理模式,鼓励优质供应商长期投入资源,以规模体量创效,深挖采购领域降本增效潜力。
5.“共建共享”提升效率
本集团将“共建共享”理念贯穿公司管理内核,在规模效应优势下,管理水平及效率大幅提高。本集团通过深化内部组织变革,成立财务共享服务分公司,实现财务管理能力共享。加快筹建各省运营分公司,进一步打破场站壁垒,实现生产人员共享。组建法治龙源共享工作组,提高法律事务工作集约化水平,实现法律专业人员共享。成立共享储能技术公司,研究集中式共享配储方式,规范统一储能电站设计。
6.合规管理筑牢防线
本集团持续完善合规管理体系建设,明确合规管理三道防线职责,设立风险、内控、合规“三位一体”体系,着力打造“法治龙源”,通过识别、监控,防范业务全流程合规风险,建立防火墙,远离违法违规风险。同时,通过对商业伙伴、重点客户、投资并购目标企业等第三方合作伙伴的合规监控和调查,从而增强本集团防范和抵御重大合规风险的能力,实现业务运营的合规、安全和稳定。
三、公司面临的风险和应对措施
1.政策风险及应对措施
根据《加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》,到2025年全国统一电力市场体系初步建成,绿色电力交易规模显著提高,有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成。从顶层设计角度,明确了可再生能源进一步参与市场化交易的政策方向,各省区也开展了不同程度的市场化建设与尝试,新能源市场交易规模将持续扩大,新能源市场交易比例将进一步提高,未来面临着电价下降的风险。另外,2023年随着煤价下行,火电成本下降,企业边际成本下降,预计在现货市场中报价将降低,火电交易价格下降会进而带动新能源交易电价下降,现货交易电价下降将进一步带动中长期交易价格下降。本集团将跟踪国家相关政策,持续做好新能源电力市场分析和交易政策研究,研判形势机遇与政策影响,采取有效措施,引导利好政策落地,全力克服电价下行压力。根据新能源电力交易特点、交易规则,加强新能源市场化交易决策、申报、结算全环节管理,主动适应外界变化,提升内生动力。
2.气候风险及应对措施
风光行业面临的主要气候风险是风能和太阳能资源的年际大小波动,即大风光年发电量高于正常年水平,小风光年低于正常年水平。我国幅员辽阔,区域跨度大,地域间气候条件差异较大,具体表现为同一时段内各地出现不同的大小风光年气候特征。2023年上半年,我国大部分省(自治区、直辖市)平均风速、总辐照量接近于正常年水平,发电水平处于正常状态。为应对地区不同导致的气候条件差异,本集团在全国范围内分散布局,降低投资风险。截至2023年6月底,本集团已在全国31个省级行政区拥有实质性项目,项目布局越来越趋向于优化合理,未来将进一步平衡受不同气候影响区域的项目开发比例。
3.电网风险及应对措施
双碳目标之下,本集团装机容量持续增加,但电网建设相较于新能源的发展速度比较滞后,局部地区电网架构薄弱、外送通道不足的问题仍然存在,甘肃、内蒙古、吉林、陕西、河北等地局部网架结构制约存在加剧风险。另一方面,以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地项目陆续并网投产,风光大基地的消纳,需要新增特高压与提高存量特高压输电通道的利用效率两种方式双管齐下,但目前新建特高压通道建设与电源建设进度不匹配,新能源项目集中度增大,西部和北部部分地区消纳压力增大。本集团将结合各地区不同特点形势,持续加强与政府主管部门、电网调度沟通,积极推动局部电网结构改善,并主动拓展消纳渠道,争取有利政策和发电空间。
4.利率风险及应对措施
国际、国内宏观经济环境变化,国家经济政策变动等因素会引起市场利率水平的变化,市场利率的波动将对本集团贷款以及相关债券的发行利率水平造成一定程度的影响。本集团通过与多家金融机构建立金融市场信息共享机制,保持对宏观环境、财政货币政策、央行具体操作以及市场风险事件等的关注,选择良好的发行窗口,规避市场剧烈波动带来的利率风险;不断拓宽融资品种,做好产品期限和额度设置,长短期搭配,保证整体利率水平平稳;保持与金融机构的紧密合作,保障发行利率在市场化程度上的可比较低水平。
5.汇率风险及应对措施
本集团外汇管理以规避风险为原则,将外汇风险管理贯穿于整个生命周期,不参与任何投机套利行为。针对境外新项目,本集团所属雄亚公司于前期考察与筹备阶段介入,根据新项目可研报告等相关数据,结合当地整体社会经济态势,咨询专业金融机构外部意见,提出外汇风险防控建议,从而规避基建期可能出现的潜在外汇风险。在新项目投产阶段,雄亚公司主要通过本集团所属各境外子公司上报的资金计划与财务报表数据,审核相关外汇风险项目。同时,雄亚公司与新项目的财务负责人员保持密切日常工作联络,一旦发现境外子公司可能出现币种错配等因素引起的外汇风险敞口,就立即召集各海外财务负责人核实相关潜在风险,经确认后上报本集团成立临时风控小组,研判并提出相关对冲方案,确保外汇风险可控在控。
6.燃料价格风险及应对措施
本集团拥有两家火电厂,控股装机容量为1,875兆瓦。2023年上半年,面对煤炭市场行情波动,本集团主动作为,多措并举,持续调整燃料采购的方案策略,保证煤炭库存在15天以上,有效保障了燃料供应。加强与国家能源集团、中煤集团、伊泰集团等原有长协供应商的沟通,确保原有合同煤按时、足量兑现。同时紧盯市场行情变化,加强市场分析,科学把握燃料采购策略和采购节奏,在保证机组入炉煤热值的同时积极寻找市场相对价格较低的经济煤种,充分发挥主观能动性,保证入炉热值和入炉煤价均在可控范围内。在上述有效应对措施作用下,本集团火电厂发电成本较前两年逐步下降。
7.海外项目风险及应对措施
当前外部环境复杂多变,新时代中美关系竞争与合作交错;俄乌冲突持续,欧洲及中亚国别的地缘政治风险不断增加,全球化出现逆转;东南亚、南非等重点区域国别项目竞争日趋激烈,全球通胀高位运行,汇率利率波动加剧。2023年上半年,本集团提升管理效能,统筹兼顾境外在运及新开发项目风险防范,持续完善合规体系建设;加强俄乌冲突局势跟踪分析及乌克兰项目风险防范,与相关部委保持紧密沟通,同时做好在运项目当地运营维护和在建项目设备安全、供应商关系维护,为后续复工复产筑牢基础;夯实人员安全基础,规避安全事件发生,南非、加拿大公司按计划分别开展应急演练和安全风险评估,在落实信息收集与研判机制方面不断提升安全防范整体能力。
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一、报告期内公司所处行业情况
公司需遵守《深圳证券交易所上市公司自律监管指引第3号——行业信息披露》中电力相关业的披露要求
(一)经营环境
2022年,面对风高浪急的国际环境和艰巨繁重的国内改革发展稳定任务,以习近平同志为核心的党中央团结带领全国各族人民迎难而上,加大宏观调控力度,实现了经济平稳运行、发展质量稳步提升、社会大局保持稳定,我国发展取得来之极为不易的新成就。
根据中国电力企业联合会统计数据,2022年,全社会用电量86,372亿千瓦时,同比增长3.6%。全国全口径发电量86,941亿千瓦时,同比增长3.6%。其中,非化石能源发电量31,473亿千瓦时,同比增长8...
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一、报告期内公司所处行业情况
公司需遵守《深圳证券交易所上市公司自律监管指引第3号——行业信息披露》中电力相关业的披露要求
(一)经营环境
2022年,面对风高浪急的国际环境和艰巨繁重的国内改革发展稳定任务,以习近平同志为核心的党中央团结带领全国各族人民迎难而上,加大宏观调控力度,实现了经济平稳运行、发展质量稳步提升、社会大局保持稳定,我国发展取得来之极为不易的新成就。
根据中国电力企业联合会统计数据,2022年,全社会用电量86,372亿千瓦时,同比增长3.6%。全国全口径发电量86,941亿千瓦时,同比增长3.6%。其中,非化石能源发电量31,473亿千瓦时,同比增长8.7%,占总发电量的36.2%,占比同比提高1.7个百分点。并网风电和并网太阳能发电量分别为7,624和4,276亿千瓦时,同比分别增长16.3%和30.8%,占全国发电量的比重均比上年提高1.0个百分点。全国6,000千瓦及以上电厂发电设备平均利用小时数为3,687小时,同比降低125小时。其中,燃煤发电平均利用小时4,594小时,同比降低8小时;并网风电平均利用小时2,221小时,同比降低9小时;并网太阳能发电平均利用小时1,337小时,同比增加56小时。
截至2022年底,全国发电装机容量25.6亿千瓦,同比增长7.8%。其中,并网风电3.7亿千瓦(含陆上风电33,498万千瓦、海上风电3,046万千瓦),占全部装机容量的14.3%;并网太阳能发电3.9亿千瓦(含光伏发电39,204万千瓦、光热发电57万千瓦),占全部装机容量的15.3%。2022年,全国基建新增发电设备容量19,974万千瓦。其中,并网风电容量3,763万千瓦、并网太阳能发电容量8,741万千瓦。
(二)政策环境
1.完善清洁能源政策法规,有序推进碳达峰、碳中和
2022年3月,国务院发布《关于落实〈政府工作报告〉重点工作分工的意见》,提出要有序推进碳达峰、碳中和工作,推进大型风光电基地及其配套调节性电源规划建设,加强抽水蓄能电站建设,提升电网对可再生能源发电的消纳能力,推进绿色低碳技术研发和推广应用,建设绿色制造和服务体系,完善减污降碳激励约束政策,发展绿色金融,加快形成绿色低碳生产生活方式。
2022年3月,国家发展改革委、外交部、生态环境部、商务部联合发布《关于推进共建“一带一路”绿色发展的意见》,提出深化绿色清洁能源合作,推动能源国际合作绿色低碳转型发展,鼓励太阳能发电、风电等企业“走出去”,推动建成一批绿色能源最佳实践项目。
2022年6月,国家发展改革委等9部门联合印发《“十四五”可再生能源发展规划》。《规划》锚定可再生能源消费总量、发电量、消纳责任权重及非电利用4个主要目标,提出在供给方面优化发展方式,大规模开发可再生能源,完善可再生能源电力消纳保障机制,加强可再生能源土地和环境支持保障,加强可再生能源财政政策支持,完善可再生能源绿色金融体系等。
2022年7月,国家发展改革委等16部门联合发布《贯彻实施〈国家标准化发展纲要〉行动计划》,指出要出台建立健全碳达峰碳中和标准计量体系实施方案,加强新型电力系统标准建设,完善风电、光伏、输配电、储能、氢能、先进核电和化石能源清洁高效利用标准。
2022年8月,工信部、国家发展改革委、生态环境部联合发布《关于工业领域碳达峰实施方案的通知》,指出要引导企业、园区加快分布式光伏、分散式风电、多元储能等一体化系统开发运行,促进就近大规模高比例消纳可再生能源。
2022年10月,国家能源局印发《能源碳达峰碳中和标准化提升行动计划》。《行动计划》提出,到2025年,初步建立起较为完善、可有力支撑和引领能源绿色低碳转型的能源标准体系,能源标准与技术创新和产业发展良好互动,有效推动能源绿色低碳转型、节能降碳、技术创新、产业链碳减排。到2030年,建立起结构优化、先进合理的能源标准体系,能源标准与技术创新和产业转型紧密协同发展,能源标准化有力支撑和保障能源领域碳达峰、碳中和。
2.多元化应用新型储能,推动新能源高效消纳利用
2022年1月,国家发展改革委、国家能源局发布《关于印发“十四五”现代能源体系规划的通知》,为电力各个环节发展提供了详细的政策细则和实施路径。在推动构建新型电力系统上,文件着重提出,要加大力度规划建设以大型风光电基地为基础、以其周边清洁高效先进节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系,积极推动源网荷储一体化发展。
2022年4月,国家发展改革委发布《完善储能成本补偿机制助力构建以新能源为主体的新型电力系统》,提出要加快制定各类储能在不同应用场景下的成本疏导机制,聚焦储能行业面临的成本疏导不畅等共性问题。
2022年4月,国家发展改革委公布《电力可靠性管理办法(暂行)》。自6月1日起,沙漠、戈壁、荒漠地区的大规模风力、太阳能等可再生能源发电企业要建立与之适应的电力可靠性管理体系,要建立新型储能建设需求发布机制,允许各类储能设施参与系统运行。
2022年6月,国家发展改革委、国家能源局发布《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》,明确新型储能可作为独立储能参与电力市场,鼓励新能源场站和配建储能联合参与市场。
2022年8月,科技部等9部门印发《科技支撑碳达峰碳中和实施方案(2022—2030年)》,统筹提出支撑2030年前实现碳达峰目标的科技创新行动和保障举措,并为2060年前实现碳中和目标做好技术研发储备。
3.稳步推动结构转型,高质量发展可再生能源
2022年3月,国家能源局印发《2022年能源工作指导意见》,提出稳步推动结构转型,使煤炭消费比重稳步下降,非化石能源占能源消费总量比重提高到17.3%左右,新增电能替代电量1,800亿千瓦时左右,风电、光伏发电量占全社会用电量的比重达到12.2%左右。
2022年5月,国家发展改革委、国家能源局印发《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》,提出创新新能源开发利用模式,加快推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设,引导全社会消费新能源等绿色电力,加快构建适应新能源占比逐渐提高的新型电力系统,全面提升电力系统调节能力和灵活性,着力提高配电网接纳分布式新能源的能力,稳妥推进新能源参与电力市场交易,完善可再生能源电力消纳责任权重制度。
2022年6月,国家发展改革委等6部门联合印发《工业能效提升行动计划》,支持具备条件的工业企业、工业园区建设工业绿色微电网,加快分布式光伏、分散式风电、智慧能源管控等一体化系统开发运行,鼓励优先使用可再生能源满足电能替代项目的用电需求。
2022年11月,国家发展改革委等3部门发布《关于进一步做好新增可再生能源消费不纳入能源消费总量控制有关工作的通知》。文件提出,要准确界定新增可再生能源电力消费量范围,不纳入能源消费总量的可再生能源,现阶段主要包括风电、太阳能发电、水电、生物质发电、地热能发电等可再生能源。
2022年11月,国家能源局发布《关于积极推动新能源发电项目应并尽并、能并早并有关工作的通知》,要求各电网企业对具备并网条件的风电、光伏发电项目,切实采取有效措施,保障及时并网,允许分批并网,不得将全容量建成作为新能源项目并网必要条件。
4.统筹推动绿色电力交易,建设全国统一电力市场
2022年1月,国家发展改革委等7部门联合印发《促进绿色消费实施方案》,提出落实新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制要求,统筹推动绿色电力交易、绿证交易。鼓励行业龙头企业、大型国有企业、跨国公司等消费绿色电力,推动外向型企业较多、经济承受能力较强的地区逐步提升绿色电力消费比例。强调各地可根据实际情况制定高耗能企业电力消费中绿色电力最低占比。
2022年1月,国家发展改革委、国家能源局发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》,提出完善电力交易平台运营管理和跨省跨区市场交易机制,鼓励支持发电企业与售电公司、用户等开展直接交易,提高跨省跨区输电价格机制灵活性。
2022年4月,《中共中央、国务院关于加快建设全国统一大市场的意见》发布,意见明确加快建立全国统一的市场制度规则,打破地方保护和市场分割,促进商品要素资源在更大范围内畅通流动,加快建设高效规范、公平竞争、充分开放的全国统一大市场。
2022年4月,国家发展改革委价格司印发《关于2022年新建风电、光伏发电项目延续平价上网政策的函》,明确2022年,对新核准陆上风电项目、新备案集中式光伏电站和工商业分布式光伏项目,延续平价上网政策;新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价;同时鼓励各地出台针对性扶持政策。
2022年11月,国家能源局综合司发布关于公开征求《电力现货市场基本规则(征求意见稿)》《电力现货市场监管办法(征求意见稿)》意见的通知,通知指出按照“统一市场、协同运行”的框架,构建省间、省/区域现货市场,加强中长期市场与现货市场的衔接,稳妥有序推动新能源参与电力市场,探索建立市场化容量补偿机制。
2022年12月,国家发展改革委、国家能源局发布《关于做好2023年电力中长期合同签订履约工作的通知》,文件指出要完善绿电价格形成机制,鼓励电力用户与新能源企业签订年度及以上的绿电交易合同,为新能源企业锁定较长周期并且稳定的价格水平,鼓励新能源高占比地区探索丰富新能源参与市场交易品种。
5.落实可再生能源补贴,大力发展绿色金融
2022年3月,财政部发布《关于2021年中央和地方预算执行情况与2022年中央和地方预算草案》,指出要研究设立国家低碳转型基金,完善清洁能源支持政策,大力发展可再生能源,推动解决可再生能源发电补贴资金缺口。
2022年3月,国家发展改革委、国家能源局、财政部联合发布《关于开展可再生能源发电补贴自査工作的通知》,决定在全国范围内开展可再生能源发电补贴核查工作,进一步摸清可再生能源发电补贴底数。
2022年6月,生态环境部等7部门发布《减污降碳协同增效实施方案》,指出要大力发展绿色金融,用好碳减排货币政策工具,引导金融机构和社会资本加大对减污降碳的支持力度;要建立有助于企业绿色低碳发展的绿色电价政策,推动绿色电力交易试点;要实施可再生能源替代行动,大力发展风能、太阳能、生物质能、海洋能、地热能等,不断提高非化石能源消费比重。
2022年8月,财政部印发《中央财政关于推动黄河流域生态保护和高质量发展的财税支持方案》,提出在保护好生态的基础上,推动黄河流域智能光伏产业创新升级和特色应用,支持在黄河上游沙漠、戈壁、荒漠地区继续推进大型风电光伏基地建设。
二、报告期内公司从事的主要业务公司售电业务情况
2022年,本集团累计完成售电量68,145,463兆瓦时,同比增长14.08%,其中风电售电量56,295,804兆瓦时,同比增长14.95%,风电售电量的增加,主要是因为风电装机容量同比增加、机组可利用率同比提升以及限电比例同比下降等因素综合影响。火电售电量10,163,689兆瓦时,同比增加1.60%,火电售电量的增加,主要原因是江阴苏龙热电有限公司、南通天生港发电有限公司厂用电率较上年下降。
涉及到新能源发电业务公司需遵守《深圳证券交易所上市公司自律监管指引第3号——行业信息披露》中电力相关业的披露要求2022年,本集团始终以“奉献清洁能源、建设美丽中国”为己任,致力于建设成为具有全球竞争力的世界一流新能源公司,为实现国家“碳达峰、碳中和”目标贡献力量。2022年,本集团新增自建项目控股装机容量2,409.60兆瓦,其中风电控股装机容量534.40兆瓦、光伏控股装机容量1,875.20兆瓦;资产重组并购新增风电控股装机容量1,989.60兆瓦、光伏控股装机容量10.00兆瓦。截至2022年12月31日,本集团控股装机容量为31,107.84兆瓦,其中风电控股装机容量26,191.84兆瓦,火电控股装机容量1,875.00兆瓦,其他可再生能源控股装机容量3,041.00兆瓦。2022年,累计完成发电量70,633,024兆瓦时,同比增长11.6%,其中风电发电量58,308,065兆瓦时,同比增长13.7%;火电发电量10,572,663兆瓦时,同比下降1.9%;其他可再生能源发电量1,752,296兆瓦时,同比增长44.9%。
1.数智赋能生产管理,防范风险稳固基础
2022年,本集团加快推进安全生产数字化技术平台和管理体系建设,实现数智赋能管理。深挖数据价值,解决中断设备长周期运行问题;开发故障预警模型,建成全覆盖的在线振动监测网络,从“被动检修”向“预知维护”转变。不断创新设备监管方式,部署机组摄像头、移动布控球和工作记录仪,新接入86台车辆数据,实现542台生产车辆、17条船舶实时定位,扫除了安全管理盲区。推行运检分离、集中监控、区域维保新模式,整合区域资源,打破场站间壁垒,解决人员忙闲不均、技术不平衡等问题;优化工作流程,实现作业标准化,通过推行标准作业票卡包,将风险预控、安全措施、维护质量、检修工艺融入生产作业全过程,实现作业安全和设备维护质量可控在控。
2022年,本集团深入贯彻安全生产重要指示精神,制定印发《深入贯彻落实习近平总书记重要指示精神,进一步加强安全生产工作实施方案》,围绕安全环保“一号文件”,落实各项任务,健全安全包保责任制,强化安全环保领导责任。完善制度体系,聚焦生产、基建等重点领域,制定、修订高风险作业、海上风电作业等管理制度9项。深入落实全国安全生产专项整治三年行动计划“巩固提升年”专项行动,“两个清单”(问题隐患和制度措施)和重点项目基本完成。制定重大节日活动保电方案,圆满完成本年度各项保电任务。着力提升防范风险能力,全年全覆盖高风险作业远程检查,下发检查周通报,就典型问题进行提醒考核,积极健全风险隐患双重预防机制,厘清风险排查清单和程序,动态更新风险数据库。结合实际工作情况,修订发布公司突发事件综合应急预案和20项突发事件专项应急预案,确保应急处置科学有效。2022年,本集团累计完成发电量70,633,024兆瓦时,同比增长11.6%,其中风电发电量58,308,065兆瓦时,同比增长13.7%,主要是因为风电装机容量同比增加、机组可利用率同比提升以及限电比例同比下降等因素影响。2022年风电平均利用小时数为2,296小时,比2021年下降70小时,主要是因为2022年平均风速同比下降所致。
本集团所属风电场2021年及2022年控股发电量按地域分别为:本集团所属风电场2021年及2022年风电平均利用小时╱容量系数按地域分别为:报告期内,本集团火电控股发电量为10,572,663兆瓦时,比2021年同期10,776,027兆瓦时下降1.9%,主要是因为火电机组调停次数和调停时长同比增加。2022年本集团火电机组平均利用小时数为5,639小时,较2021年5,747小时下降108小时。
2.持续推进资源获取,优化新能源开发布局
2022年,本集团加强顶层设计,强化战略引领,确保规划先行,围绕“十四五”发展目标,科学研判发展形势,充分发挥本集团在品牌、技术、人才、布局等方面的优势,加快推进高质量发展。结合战略坚定性和策略灵活性,坚持一省一策,按照“三驾马车、双核并发、四轮驱动”的发展思路,全力推进基地式、场站式、分布式项目开发;强化战略协同,借助国家能源集团一体化优势、合作企业的产业配套优势及自身专业优势,争取基地开发主导权;坚持集中式与分布式并举,推动光伏高效快速发展;深化政策技术研究,拓展储能、氢能、氨能等新兴技术的发展与引领。本集团持续谋划不断推进大基地项目,紧密跟踪国家发展改革委基地项目开发政策,规划特高压线路和配套火电容量,推动特高压送出线路建设,配套建设大型基地项目。抢抓海上风电发展机遇,扩大海上布局,成功中标海上风电和光伏项目合计容量2,100兆瓦。2022年,本集团新增资源储备62吉瓦(风电25.63吉瓦、光伏36.37吉瓦),较去年同期56.46吉瓦增长9.8%,均位于资源较好地区。安徽、云南、内蒙古、山东、湖南等十九个省份新增协议容量均超百万千瓦。全年取得开发指标突破18.37吉瓦,其中包括通过竞配及其他方式取得集中式开发指标13.14吉瓦(风电4.67吉瓦、光伏8.47吉瓦),分布式光伏项目备案5.23吉瓦。
3.工程建设高效推进,建设现场安全稳定
2022年,本集团全面推行视频监控设备应用,推动工作记录仪完成“一人一机”配置,生产车辆、船舶实时定位,实现作业现场可视化。加快基建高风险作业视频接入生产管控系统的建设,完成建设管理等6个业务模块的开发,全面加强工程数字化管理。工程建设现场智能管理平台已正式上线并稳定运营,共开通视频监控、车载定位、工作计划、人员打卡等11个模块。通过视频监控,可实时反馈项目现场施工情况,做到对项目安全管理进行远程监控。利用电子围栏、人员打卡、车载定位等功能制定精准工作计划,使施工更有组织性和针对性。
2022年,本集团坚持全过程上下联动,强化工程设计引领,优化施工组织方案,有力推动项目高标准建设,工程建设安全形势总体平稳,各单位克服极端天气带来的挑战,压紧压实各级安全责任,做强做细现场应急管理,狠抓高风险作业管控,加大安全检查力度,狠抓问题整改,全年未发生较大及以上安全事故和设备损坏事故。
2022年,本集团新增控股装机容量共计4,409.20兆瓦。包括自建项目控股装机容量2,409.60兆瓦,其中风电项目10个、控股装机容量534.40兆瓦,光伏项目61个、控股装机容量1,875.20兆瓦;资产重组并购风电项目36个、控股装机容量1,989.60兆瓦,并购光伏项目1个、控股装机容量10.00兆瓦。截至2022年12月31日,本集团控股装机容量达到31,107.84兆瓦,其中风电26,191.84兆瓦,火电1,875.00兆瓦,光伏等其他可再生能源3,041.00兆瓦。
本集团所属风电场2021年12月31日及2022年12月31日控股装机容量按地域分别为:
4.持续做好市场营销,提升增收创效水平
2022年,本集团多渠道寻求盈利模式,组织分子公司积极参与绿色电力交易,持续扩大交易规模,提高交易收益;抓住火电燃料成本高位运行的市场因素,积极开展风火置换交易,提升协同创效能力,交易收入同比增加;积极参与省间现货交易,提高新能源消纳水平;完成绿证交易46.6万张,同比增长47.5%;持续提升碳资产管理能力,深化碳排放权交易工作,完成碳配额交易10万吨,为火电企业履约打下坚实基础,切实开展碳减排行动,承担企业社会责任。
2022年,本集团所有发电业务平均上网电价人民币468元╱兆瓦时(不含增值税),较2021年的平均上网电价人民币475元╱兆瓦时(不含增值税)减少人民币7元╱兆瓦时。风电平均上网电价人民币481元╱兆瓦时(不含增值税),较2021年风电平均上网电价人民币494元╱兆瓦时(不含增值税)减少人民币13元╱兆瓦时,主要是由于风电市场交易规模扩大、平价项目增加以及结构性因素综合所致。火电平均上网电价人民币400元╱兆瓦时(不含增值税),较2021年火电平均上网电价人民币352元╱兆瓦时(不含增值税)增加人民币48元╱兆瓦时,主要是因为市场交易电价上升所致。
5.优化资金增效模式,降低整体资金成本
2022年,本集团密切关注政策导向,用足用好绿色金融政策,不断优化融资结构,主动开展存量贷款置换,压降存量贷款资金成本。同时借助本集团信用优势加大资本市场融资频率,本年顺利完成DFI(非金融企业债务融资工具)注册工作,确保超短融资券、短期融资券、中期票据等产品融资渠道通畅。本集团坚持开展刚性管理资金计划,利用资金归集、统一调配等措施,加大资金使用频率,实现资金的时间价值最大化。
2022年,本集团成功发行了二十五期超短融资券、一期短期融资券、一期中期票据,全年资金成本保持行业优势,并成功发行一期绿色中期票据,不仅有效降低了资金成本,还彰显了本集团“碳达峰、碳中和”的责任与担当。
6.全面强化科技创新,深化创新驱动战略
2022年,本集团科技创新工作取得新突破,龙源电力首座风储示范电站并网运行;全国首座潮光互补型智能光伏电站实现全容量并网发电;国内首个智能风电领域行业标准获批发布;国内首个三维数字化风电设计平台完成建设并上线运行;龙源电力风电防覆冰技术填补行业空白;龙源电力首套自主可控的安全生产监控系统上线运行;全球首个漂浮式风电与网箱养殖融合项目开工;牵头编纂的《中国电力工业史——可再生能源发电卷》工作收官。本年度申请发明专利44项、实用新型专利36项,发明专利申请创历史新高。
2022年,本集团建成国家能源风电运营研发(实验)中心西安基地,扩建电控实验室、油液实验室、振动实验室。组织完成11个科技项目的验收工作,其中3项成果鉴定为国际领先水平,3项成果鉴定为国内领先水平;形成行业科技创新优秀奖2项、二等奖3项、三等奖5项。
7.应对国际环境挑战,强化境外资产管理
2022年,本集团成功完成文莱30兆瓦光伏项目投标;积极参与新加坡低碳电力进口项目投标并进入第二轮;牵头联合体通过莫桑比克潘达库瓦1.5吉瓦水电项目资格预审。面对俄乌冲突爆发的风险挑战,本集团第一时间启动应急预案,采取措施及时安全撤离中方员工,并维持所属尤日内项目正常运行。同时,本集团统筹境外项目运营管理,优化境外风控合规体系建设,成功实现海外业务数据高效管理与共享。加大力度梳理南部非洲、东南亚、上合组织等“一带一路”国家投资机会研究。密切跟踪市场动态,聚焦重点国别项目,力争实现区域滚动发展及新兴市场突破。
2022年,本集团持续强化境外资产管理,深化合作交流,在运项目运营情况整体良好。截至2022年12月31日,本集团所属加拿大德芙林风电项目完成发电量283.22吉瓦时,利用小时数达到2,858小时,累计实现安全生产2,952天;南非德阿风电项目完成发电量693.04吉瓦时,利用小时数达到2,835小时,累计实现安全生产1,887天;乌克兰尤日内风电项目累计发电量228.53吉瓦时,利用小时数达到2,987小时,累计实现安全生产506天。
8.碳排放数据质量提升,积极拓展交易业务
2022年,本集团以专业碳资产管理机构为驱动,构建碳资产管理网络;持续加强碳排放数据质量提升、碳排放监测技术研究、碳减排项目开发、碳交易体系建设和碳管理机制创新;积极拓展全国碳排放权交易市场和国际自愿减排市场业务,完成国际核证碳标准(VCS)项目超1,500万吨减排量开发工作,开展国家核证自愿减排量(CCER)项目收资工作,确保符合CCER备案条件的项目应申请尽申请。率先建设碳盘查数字化管控系统,梳理必到现场、必查证据、必看材料,将碳盘查过程标准化、数字化、信息化,该项目软件著作及专利均已获得国家授权。始终重视碳交易风险防控,夯实碳交易管理基础,推动碳资产交易操作平台系统升级工作,实现交易操作智能化、风险控制自动化、指标分析可视化。多措并举加快推进碳排放领域科技项目研究,提高碳数据精准度,严把数据质量关,成功开发行业首个火电厂燃料端碳排放在线监测系统。涉及到新能源发电业务本集团主营业务为风力、光伏发电。
三、核心竞争力分析
1.资源获取持续领跑
2022年,本集团积极利用自身品牌佳、负债率低、项目布局广、技术管理领先以及专业人员充足等优势,加快获取优质资源。本集团创新项目合作模式,本着“优势互补、互利共赢、资源共享、共同发展”的原则与多方开展全方位、宽领域、多层次的深度合作,逐步形成明确的全局发展战略。本集团进一步推进基地式、场站式、分布式项目开发,提前布局沙漠戈壁海上基地项目,积极有序开展分布式光伏,全力争取竞配指标;强化战略协同,借助合作企业的产业配套优势及自身专业优势,争取基地开发主导权;抢抓海上风电发展机遇,扩大海上布局,全面参与海上风电和光伏竞配投标;坚持集中式与分布式并举,推动光伏高效快速发展。
2.风险防控全面加强
2022年,本集团持续围绕战略发展、运营绩效、财务报告、资产安全和法律合规五大目标,健全完善内控体系,建立信息化管控平台,打造内控风险管理新格局。完成115项核心制度的内控流程及风险点控制审核,重点审核制度业务内控流程及风险管控有效性,将内控风险嵌入日常管理,为公司依法合规经营提供标准指引;以内控风险合规管理系统建设为契机,全面细化风险导向的内控矩阵、评价标准、预警指标等运行机制,推进内控管理体系上下贯通、线上监测和动态更新;加强常态化审计监督,创新审计开展模式,实现“一审多项”“一审多果”;加强境外风险管控,建立境外财务一体化信息系统;统筹抓好网络安全、信访维稳、安全保密等工作,圆满完成各项保电任务;坚持“重大决策先问法”(重大决策先征求法律意见),深化法律决策把关机制,将法律合规审核嵌入管理流程,使法律审核成为经营管理必经环节,确保重大决策、合同、制度三项法律审核率始终保持100%;严格执行《诚信合规手册》《境外合规管理办法》等重点领域合规制度,合规承诺签约率达100%,优化组织落实机制,确保相应制度不断健全、相关工作有效落地。
3.营销管理稳步提升
本集团坚持“一场一策”深化限电管理,加强限电信息分析,对电源装机、电网运行方式、网架结构、负荷消纳及重大政策变化等信息进行跟踪收集,科学预判区域限电风险和变化趋势,限电比例同比下降,顺利完成全年目标。本集团深化“集、价、本、利”经营理念,精准把握电力市场和交易节奏,坚持市场化方向和量价协同原则,深入分析各省区基数电量情况、供需平衡调整、网架结构、外送条件等因素,因地制宜,持续优化完善交易策略。加强省间电力现货交易管理,密切关注各省区省内现货市场建设进度及省间现货参与情况,建立权责清晰、灵活高效的决策机制,持续提升经营创效能力。强化绿色电力交易管理,持续扩大交易规模,拓宽平价项目盈利模式,提高交易收益。加强交易人员队伍建设,培养一批技术水平高,市场意识强的骨干力量,提高市场交易整体水平。
4.科技应用深入推进
2022年,本集团在全国范围大规模应用分布式智能算法平台,将视音频等数据和安全生产相结合,智能监控水平持续提升。工程数字化管理不断加强,通过搭建GIS(地理信息系统)系统平台,实现基建现场远程监控,安全隐患大幅降低。
本集团积极优化科技创新体系,提升科技创新能力,驱动科技创新高质量发展。聚焦科技创新痛点难点,完善了科技创新体制机制,系统修订了《科技创新项目管理办法》《科学技术奖励办法》等管理制度。深刻领悟习近平总书记关于“深入实施科教兴国战略、人才强国战略、创新驱动发展战略”重要指示精神,对本公司“十四五”科技创新规划进行修订,进一步明确了2023-2025年期间本公司科技创新发展路径、各项目标和落实措施,保证“三年一大步,每年一台阶”。
5.财税管理模式成熟
本集团不断完善税收政策信息库,指导分子公司用足用好税收优惠政策,做到“应缴尽缴,应享尽享”,在依法合规、防范风险的前提下,实现税收优惠金额颗粒归仓,体现税费管理的价值创造力;同时针对重点业务、重点税种展开税务分析研究,排除风险点,不断提升税务风险防控能力。扎实开展财务“数智化转型推进年”专项行动,建立统一数智化平台和管理会计标准;通过开展商业智能(BI)课题研究,搭建经营分析模型,提升数据分析能力。本集团资产负债率相对同行业处于较低水平,授信额度较高,且坚持资金精益化管理,保持资金领先优势,多渠道多途径开展融资工作,具有良好的信用评级,获得中诚信国际信用评级有限责任公司、大公国际资信评估有限公司等多家境内评级机构AAA评级,获得标普A-评级和穆迪A3评级。
6.人才队伍建设不断加强
本集团拥有4个层级、40个专业方向首席师500余人,充分发挥首席师人才的技术引领作用。建立了“1+2+N”(1个新能源培训中心、2个公司级培训基地、N个省级培训基地)培训基地体系,持续实施“将(匠)星训练营”,培养和储备一批优秀的风电管理及生产人才,累计培养将星班学员214人,匠星班学员280人。本集团拥有高级职称454人,中级职称2,172人,高级管理团队多数在电力行业从业20年以上,具备丰富的新能源管理经验,且具有国际化视野。
四、主营业务分析
1、概述
2022年度,公司实现营业收入39,863,079,555.45元,同比减少0.07%;成本26,139,146,927.82元,同比增长3.12%,利润总额7,637,549,484.80元,同比减少23.74%;归属于上市公司股东的净利润为5,112,188,852.32元,同比减少31.14%;2022年度发电量70,633,024兆瓦时,售电量68,145,463兆瓦时。
本公司按业务的类别划分为各个分部以管理业务,其中:新能源发电:该分部建造、管理和营运新能源发电厂,生产电力并出售给电网公司。2022年度,该分部实现营业收入28,147,821,945.49元,同比增长2.61%;成本14,918,919,623.03元,同比增长12.45%,利润总额7,088,795,449.81元,同比减少25.29%。
火力发电:该分部建造、管理和营运煤炭发电厂,生产电力出售给电网公司并且进行煤炭贸易。2022年度,该分部实现营业收入11,715,257,609.96元,同比减少5.98%;成本11,220,227,304.79元,同比减少7.13%;利润总额548,754,034.99元,同比增加4.08%。
五、公司未来发展的展望
1.国内外经营环境展望
在国家提出“3060”碳达峰碳中和目标后,随着相关政策陆续出台,新能源发展保障体系逐渐完善。在规划层面,随着《“十四五”现代能源体系规划》等一系列文件的陆续发布,面向新型能源体系的顶层设计基本完成。本着先立后破的原则,新能源在未来电源装机结构中的增量主体地位进一步明确,新型储能在电力系统中的主体地位得以确立,其商业模式和配套电价政策正逐渐清晰。虽然政策体系有利于新能源产业的发展壮大,但新能源企业竞争进一步加剧,各企业争先恐后开展以风电、光伏为核心基础,“新能源+”新产业、新业态、新模式开发为主要路径的能源结构调整转型,同时在各指标分配过程中,能源保供能力、捆绑调节电源配合送出、引入配套产业落地等前置条件愈发增多。作为新能源专业化公司,需更多联合内外部资源、以获取开发指标,加大了项目开发难度。
外部环境复杂多变,海外新能源行业竞争加剧,境外新能源市场挑战与机遇并存。俄乌冲突导致世界局势动荡,随着俄乌冲突不断升级,国际格局重塑加快;能源危机引发高通胀,大量新兴买家的涌入引发新能源市场发展热潮,海外能源市场竞争愈发白热化;国际传统能源行业巨头和互联网企业纷纷加大新能源转型力度,积极抢占全球优质风光资源,中资企业将面临更大的挑战。另一方面,新一轮能源危机在全球蔓延,能源安全再次成为焦点,绿色低碳转型正成为各国刺激经济增长、实现绿色复苏的新动能,为国际新能源发展带来机遇,也为中资企业“走出去”提供了广阔市场。本集团将继续密切跟踪国际局势动态,不断加强境外业务指导管理,持续高效管控境外风险。同时坚持“风光并举、多能互补”发展主线,采取多元化投资模式,稳步推进国际化战略布局。
2.公司发展战略
2023年,本集团将积极践行绿色发展理念,继续以目标为导向,全面落实前期发展专项规划,提升优质资源获取和开发能力;结合战略坚定性和策略灵活性,坚持“一省一策”,按照“三驾马车、双核并发、四轮驱动”的发展思路,积极推动业内聚合、跨界联合、产业融合,充分挖掘新能源发展潜力,抢抓发展机遇,推动建设成为世界一流新能源公司。本集团统筹发展和安全,树牢底线思维,增强风险意识,深化系统观念,抓早抓小、抓常抓细,全面提升本质安全水平,以新安全格局保障新发展格局。
本集团将把高质量发展作为首要任务,强化战略引领和顶层设计,全面提高风电开发规模和比例,突出风电传统优势。借助能源保供、“两个联营”(煤炭与煤电、煤电与新能源)的优势和契机,在重碳产业区域谋划新能源基地项目,同时整合零散资源,推动形成百万千瓦以上基地项目。全面落实前期发展专项规划,提升优质资源获取和开发能力,加快实现“十四五”规模翻番目标。
3.经营计划
2023年,本集团将以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导,全面系统深入贯彻党的二十大精神,坚持稳中求进工作总基调,完整、准确、全面贯彻新发展理念,加快构建新发展格局,着力推动高质量发展,深入践行“社会主义是干出来的”伟大号召,全面贯彻“一个目标、三型五化、七个一流”发展战略,坚定践行“六个担当”,全面强化六种思维,牢固树立全球领先新能源企业的战略目标,坚持稳健增长和可持续发展,重点抓好保安全、促发展、稳增长、谋创新、推改革、强党建等六个方面工作,加快世界一流新能源公司建设,全力打造“本质安全、规模翻番、数字转型、创新引领、健康进取”的新龙源。
2023年,本集团将全面提升本质安全水平,守牢发展“生命线”;全面提高发展能力,持续巩固领先地位;全面落实提质增效,确保业绩稳健增长;全面强化创新引领,提升公司核心竞争力;全面拓展改革深度,加快建设一流企业;全面加强党的领导,不断汇聚奋进力量。
4.公司面临的风险和应对措施
(1)政策风险及应对措施
2022年,电力市场化改革不断深入,新能源市场交易规模持续扩大。国家发展改革委、国家能源局发布《加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》,提出将进一步激励清洁能源参与市场化交易,扩大绿色电力交易规模。今年以来,参与新能源市场化交易的地区持续扩大,新能源市场化交易电量占比提升,未来面临着电价下降、收益下滑的风险。2022年4月,东北能源监管局印发《关于调整东北电力辅助服务市场运营规则的通知》,东北地区新能源企业需要分摊的辅助服务费用规模增大,未来可能持续影响辅助服务分摊费用。本集团将持续跟踪国家相关政策,研判政策影响,采取有效措施,克服新能源交易价格上浮阻力,引导利好政策落地,积极争取优质中长期交易,锁定售电收益;梳理各省区已发布的辅助服务市场机制和政策,研究主动应对措施,利用省间现货交易等手段减少费用支出。
(2)气候风险及应对措施
风光行业面临的主要气候风险是风能、太阳能资源的年际大小波动,即大风光年发电量高于正常年水平,小风光年低于正常年水平。我国幅员辽阔,区域跨度大,地域间气候条件差异较大,具体表现为同一时段内各地出现不同的大小风光年气候特征。2022年,我国大部分省(区、市)平均风速、总辐照量接近于正常年水平,发电水平处于正常状态。为应对地区不同导致的气候条件差异,本集团在全国范围内分散布局,降低投资风险。截至2022年底,本集团已在全国32个省(区、市)拥有实质性项目,覆盖除港澳台外所有地区,项目布局越来越趋向于优化合理,未来将进一步平衡受不同气候影响区域的项目开发比例。
(3)电网风险及应对措施
2022年,新能源装机的持续增加,给电网输送能力带来较大考验,部分地区电网结构限制、送出能力不足的情况存在加剧风险,新能源限电形势仍存在较大压力。本集团将结合各地区不同特点形势,持续加强与政府主管部门、电网调度沟通,争取有利政策和发电空间。同时,主动拓展消纳渠道,积极推动局部电网结构改善。
(4)国际化风险及应对措施
目前国际形势剧烈变化、行业竞争环境激烈、全球金融动荡,本集团开展境外投资面临的国际化经营风险和国际投资不确定性,主要受东道国政治、法律及经济环境、当地文化等多种因素影响。本集团将做好对投资所在国的国别情况分析及项目筛选,从政治、经济等多个方面全面评估国际化经营风险,有效防范系统风险。加强境外政策研究,定期开展风险排查工作,对于存在投资风险的项目可以通过项目投保等方式分担风险,降低境外投资的不确定性。
(5)利率风险及应对措施
国际、国内宏观经济环境的变化以及国家经济政策的变动等因素会引起市场利率水平的变化,市场利率的波动对公司贷款以及相关债券的发行利率水平造成一定程度的影响。本集团紧跟市场变动,与多家金融机构建立金融市场信息共享机制,保持对宏观环境、财政货币政策、央行具体操作、市场风险事件等的关注,选择良好的发行窗口,规避市场剧烈波动带来的利率风险。不断拓宽融资品种,做好产品期限、额度设置,长短期搭配,保证整体利率水平平稳。保持与金融机构的紧密合作,保障发行利率处于市场化程度上的可比较低水平。
(6)汇率风险及应对措施
本集团外汇管理原则以规避风险为目的,不参与任何投机套利行为。外汇风险管理贯穿于公司整个生命周期。在境外新项目前期考察与筹备阶段,本集团会根据新项目可研报告等相关数据,结合当地整体社会经济态势,咨询专业金融机构外部意见,提出外汇风险防控建议,从而规避基建期可能出现的潜在外汇风险。在新项目投产阶段,主要通过各境外子公司上报数据,审核相关外汇风险项目。同时,不断加强境外财务人员管理,一旦发现境外子公司出现币种错配等因素引起的外汇风险敞口,会第一时间核实相关潜在风险。待确认后,召集在港各金融机构与涉险海外公司、本公司财务部成立临时风控小组,研判并提出相关对冲方案。待方案审批后,各方严格执行,确保外汇风险可控在控。
(7)燃料价格风险及应对措施
本集团拥有两家火电厂,控股装机容量为1,875兆瓦,煤炭价格的波动将影响本集团火电业务的经营业绩。目前风险主要是煤炭价格上涨并持续维持在高位风险。2022年,本集团全力做好煤炭供应年度长期协议的全覆盖工作,签订国家能源集团内部煤炭年度长期协议。同时,做好进口煤年度配额争取工作,密切关注煤价及运价变化趋势,尽量在成本低位加大釆购量。
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