一、报告期内公司所属行业及主营业务情况说明　　（一）报告期内公司所处行业情况　　1、报告期内主要行业数据　　2024年上半年，全国电力供应安全稳定，电力消费平稳较快增长，电力供需总体平衡，电力绿色低碳转型持续推进。上半年，全国全社会用电量4.66万亿千瓦时，同比增长8.1%，增速比上年同期提高3.1个百分点。截至2024年6月底，全国全口径发电装机容量30.7亿千瓦，同比增长14.1%；其中，非化石能源发电装机占总装机容量比重达到55.7%。从分类型投资、发电装机增速及结构变化等情况看，电力行业绿色低碳转型成效显著。　　一是非化石能源发电投资占电源投资比重达85%。上半年，全国电源投资34... 查看全部▼

　　一、报告期内公司所属行业及主营业务情况说明
　　（一）报告期内公司所处行业情况
　　1、报告期内主要行业数据
　　2024年上半年，全国电力供应安全稳定，电力消费平稳较快增长，电力供需总体平衡，电力绿色低碳转型持续推进。上半年，全国全社会用电量4.66万亿千瓦时，同比增长8.1%，增速比上年同期提高3.1个百分点。截至2024年6月底，全国全口径发电装机容量30.7亿千瓦，同比增长14.1%；其中，非化石能源发电装机占总装机容量比重达到55.7%。从分类型投资、发电装机增速及结构变化等情况看，电力行业绿色低碳转型成效显著。
　　一是非化石能源发电投资占电源投资比重达85%。上半年，全国电源投资3441亿元，同比增长2.5%，其中非化石能源发电投资占电源投资的比重为85%。
　　二是风电和太阳能发电合计装机规模首次超过煤电。上半年，全国新增非化石能源发电装机容量1.36亿千瓦，占新增发电装机总容量的比重为89%。截至6月底，全国全口径发电装机容量30.7亿千瓦，同比增长14.1%。非化石能源发电装机容量17.1亿千瓦，同比增长24.2%，占总装机容量比重为55.7%，比上年同期提高4.5个百分点，电力装机延续绿色低碳发展趋势。分类型看，水电4.3亿千瓦；核电5808万千瓦；并网风电4.7亿千瓦，其中，陆上风电4.3亿千瓦、海上风电3817万千瓦；并网太阳能发电7.1亿千瓦。全国并网风电和太阳能发电合计装机6月底达到11.8亿千瓦，首次超过煤电装机规模，同比增长37.2%，占总装机容量比重为38.4%，比上年同期提高6.5个百分点。
　　三是风电和太阳能发电量保持增长。上半年，全国规模以上工业发电量同比增长5.2%，其中，规模以上电厂太阳能发电、风电发电量同比分别增长27.1%、6.9%。上半年，全口径非化石能源发电量同比增加2935亿千瓦时，占同期全社会用电量同比增量的84.2%。
　　四是风电和太阳能发电设备利用小时同比下降。上半年，全国发电设备累计平均利用小时1666小时，同比降低71小时。其中，并网风电1134小时，同比降低103小时；并网太阳能发电626小时，同比降低32小时。
　　（以上信息来源于国家能源局网站发布的《国家能源局发布2024年1-6月份全国电力工业统计数据》、中国电力企业联合会发布的《2024年上半年全国电力供需形势分析预测报告》。
　　2、报告期内重要行业政策
　　2024年3月，《国务院政府工作报告》在2024年政府工作任务中提出，深入推进能源革命，控制化石能源消费，加快建设新型能源体系；加强大型风电光伏基地和外送通道建设，推动分布式能源开发利用，发展新型储能，促进绿电使用和国际互认，发挥煤炭、煤电兜底作用，确保经济社会发展用能需求。
　　2024年3月，国家能源局印发《2024年能源工作指导意见》（国能发规划〔2024〕22号），强调着力推进能源绿色低碳转型，深入落实双碳目标任务，多措并举提高非化石能源比重，优化完善产业发展政策，以能源绿色发展支撑美丽中国建设；巩固扩大风电光伏良好发展态势，稳步推进大型风电光伏基地建设，有序推动项目建成投产；统筹优化海上风电布局，推动海上风电基地建设，稳妥有序推动海上风电向深水远岸发展；做好全国光热发电规划布局，持续推动光热发电规模化发展；因地制宜加快推动分散式风电、分布式光伏发电开发。
　　2024年4月，国家发展改革委、国家能源局、农业农村部发布《关于组织开展“千乡万村驭风行动”的通知》（发改能源〔2024〕378号），提出“十四五”期间，在具备条件的县（市、区、旗）域农村地区，以村为单位，建成一批就地就近开发利用的风电项目，原则上每个行政村不超过20兆瓦，探索形成“村企合作”的风电投资建设新模式和“共建共享”的收益分配新机制，推动构建“村里有风电、集体增收益、村民得实惠”的风电开发利用新格局。
　　2024年5月，国家能源局发布《关于做好新能源消纳工作保障新能源高质量发展的通知》（国能发电力〔2024〕44号），强调提升电力系统对新能源的消纳能力，确保新能源大规模发展的同时保持合理利用水平，为做好新形势下新能源消纳工作提供指导意见。
　　（二）报告期内公司主营业务情况
　　公司的主要业务为新能源发电项目的投资开发及建设运营，包括风力发电、光伏发电、生物质发电三个板块。截至2024年6月30日，公司控股并网装机容量95.73万千瓦，其中，风电项目装机容量90.73万千瓦（陆上风电装机容量61.13万千瓦、海上风电装机容量29.6万千瓦），光伏发电项目装机容量2万千瓦，生物质发电项目装机容量3万千瓦。
　　公司主要经营模式为通过新能源发电项目的开发、建设、运营等流程，将风能、太阳能、生物质能等新能源进行开发并转换为电力后销售，取得收入。
　　公司业绩主要来源于风力发电、光伏发电业务，利润主要来源于发电量的增加和其他管理及运行成本的控制，公司业绩主要受装机规模、上网电价、利用小时、风力资源、光照资源、资金成本等因素影响。
　　报告期内，公司的主要业务、经营模式和主要业绩驱动因素未发生变化。

　　二、经营情况的讨论与分析
　　2024年上半年，公司扎实推进各项年度工作任务，项目开拓有序推进，经营质效稳步提升，安全生产可控在控，内部管理不断完善。
　　（一）主要生产经营情况
　　截至2024年6月30日，公司控股并网装机容量95.73万千瓦。上半年，公司下属各项目累计完成发电量141,799.22万千瓦时，比上年同期减少3.42%；累计完成上网电量137,585.86万千瓦时，比上年同期减少3.28%。
　　上半年,公司福建省区域风电项目发电量与上年同期相比略有下降，其中，陆上风电项目风况同比下降，海上风电项目风况同比上升。报告期，由于生物质发电项目因技改停机、新疆哈密与黑龙江区域限电率有所抬头，导致公司各项目整体发电量与上网电量较上年同期减少。因发电量、上网电量较上年同期减少，报告期，公司实现营业收入81,820.44万元，比上年同期减少1.59%。但因财务费用同比减少、生物质发电项目技改使营业成本同比减少以及因存款投资收益同比增加，报告期，公司实现利润总额42,263.41万元，比上年同期增长2.65%；归属于上市公司股东的净利润34,207.53万元，比上年同期增长4.80%。
　　（二）重点工作开展情况
　　1、促进增量做优，增强发展动能
　　积极应对市场竞争与挑战，深入研判省内外产业发展方向、目标和重点任务，全力以赴谋发展，在福建省内、河北、新疆、东北等地加大业务布局和项目投资力度，不断做强做优做大清洁能源发电主业。报告期内，公司通过决策决定利用控股股东提供的长乐B区（调整）海上风电场项目商业机会，并加速推进项目前期工作，项目有望在下半年完成核准。
　　2、推进存量提质，夯实发展根基
　　持续推进存量项目精细化管理，提升设备稳定性可靠性，紧盯国家政策和市场行情，通过参与绿电交易创收增收。压紧压实安全生产责任，统筹安全生产和电力保供责任，扎实做好迎峰度夏防洪度汛各项工作，着力保障能源安全可靠供应，保持长周期零事故、零伤害、零污染。
　　3、加速管理创新，激发内生动力
　　加速推进扁平化改革和集约化管理，加快推进数字化转型和专业能力建设，有序开展组织架构优化，加快提升现代企业治理水平。积极谋划技术创新和科技研发工作，加大科研投入，通过自研、校企合作、产用协同的方式推进公司科技创新工作实现新突破，为公司高质量发展蓄势赋能。

　　三、风险因素
　　1、电力市场风险
　　随着国家电力体制改革的不断深入，全国电力市场正在加快建设，各省纷纷制定并推出各自的电力交易规则，绿电绿证、辅助服务等交易品种日趋完善，发电企业参与市场交易的比例持续提升。2024年1-6月，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量28,470.3亿千瓦时，同比增长7.4%，占全社会用电量比重为61.1%，占电网售电量比重为74.6%。根据国家发展改革委、国家能源局《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号），到2030年，新能源将全面参与市场交易。随着新能源项目参与电力市场化交易程度不断提升，将对新能源发电企业的售电量、交易电价等经营指标产生不确定性影响。
　　2024年上半年，公司权属各项目参与市场化交易总电量70,532万千瓦时，占总上网电量的51.26%。若公司发电项目参与市场化交易电量的比例进一步提高，将导致平均售电单价下降，进而对公司发电项目的盈利状况产生不确定性影响。为此，公司将密切跟踪电力市场相关政策变化，进一步总结分析相关省区的电力市场交易规则，提升交易管理能力。
　　2、可再生能源电力消纳风险
　　消纳问题一直是困扰新能源行业发展的关键问题之一。我国新能源资源丰富区域与用电负荷中心区域不匹配，加上风能、太阳能资源具有随机性强、波动性大、出力不稳定等自然特性，当电网的调峰能力不足，或者项目所在地用电需求较少，且不能通过电量外送等方式消纳，或者新能源发电项目建设工期与接网工程建设工期不匹配等情况下，将产生“弃风”、“弃光”等限电情况，影响项目收益。尽管近年来我国风电、光伏的限电问题已有所缓解，但未来随着新能源装机比例进一步提升，新能源电力消纳压力将会增加，弃风限电、弃光限电风险依然存在。
　　目前，公司在福建省的风电项目尚未出现弃风限电情况，但公司在黑龙江地区的风电项目和在新疆哈密地区的光伏项目仍存在弃风、弃光限电情况。2024年上半年，公司在黑龙江地区的三个风电项目平均限电率11.84%，限电损失电量1,662万千瓦时；在哈密地区的光伏项目限电率15.62%，限电损失电量273万千瓦时。公司将抓好生产运营管理，保障设备安全稳定运行，提高设备可利用率，尽量减少计划外停机，做到“应发尽发”。另一方面，国家也在积极采取各种有效措施提升可再生能源电力消纳能力。2024年2月，国家发展和改革委员会出台《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》，对通过监管手段提升可再生能源消纳保障水平提出明确要求。在“双碳”目标背景下，预计国家将会更大力度促进可再生能源电力消纳。
　　3、可再生能源电价补贴风险
　　目前，我国享受中央财政补贴的风力发电、太阳能发电、生物质发电项目的上网电价包括两部分，即燃煤发电上网基准价和可再生能源电价补贴。项目并网发电后，燃煤发电上网基准价的部分，由电网公司直接支付，可以实现及时结算。但是可再生能源电价补贴部分则需要由财政部从可再生能源附加补助资金中拨付至电网公司，再由电网公司与发电企业结算。我国可再生能源发电行业发展迅速，补贴资金缺口持续增加，导致国家可再生能源补贴结算进度缓慢，直接影响发电企业的现金流，进而对实际经营效益产生不利影响。
　　2020年10月，财政部、发展改革委、国家能源局发布《关于<关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见>有关事项的补充通知》（财建〔2020〕426号），明确了各类可再生能源发电项目全生命周期合理利用小时数的数值和补贴的计算方式。在未超过项目全生命周期合理利用小时数时，按可再生能源发电项目当年实际发电量给予补贴。超过全生命周期补贴电量部分，不再享受中央财政补贴资金，核发绿证准许参与绿证交易。风电、光伏发电项目自并网之日起满20年后，生物质发电项目自并网之日起满15年后，无论项目是否达到全生命周期补贴电量，不再享受中央财政补贴资金，核发绿证准许参与绿证交易。根据上述政策，对于实际发电小时数高于政策规定的全生命周期合理利用小时数的项目，存在绿证交易金额低于补贴金额，甚至无绿证交易，项目收益下降的风险。公司已有部分早期投产风电项目电价补贴到限。
　　因可再生能源电价补贴以国家信用为基础，该项收入无法收回的风险较低。目前，新能源发电已全面进入无补贴时代，新增项目不再纳入国家可再生能源补贴范围，存量项目全生命周期合理利用小时数达到后亦不再享受补贴，长期来看，补贴滞后情况待存量项目补贴到期后将逐渐得到缓解。同时，国家为实现“双碳”目标，设计了碳排放权交易、CCER、绿电绿证交易等制度，继续支持鼓励可再生能源发展，新能源发电企业可通过相关交易获得收入相应替代财政补贴。2024年上半年，公司补贴到限的福清嘉儒风电场一期项目继续参与绿电交易，交易电量3,872.37万千瓦时。公司将密切关注碳排放权交易、CCER、绿电绿证交易等行业政策，积极参与有关交易，力争获得部分替代补贴的收入。
　　4、市场竞争风险
　　新能源行业已进入平价及竞价时代，行业竞争愈渐激烈。由于优质风能、太阳能资源的主要分布区域有限，同时发电和上网能力受到本地消纳能力以及当地电网输送容量制约，对于风能、太阳能资源优越，当地消纳能力充分，电力输送容量充足的优质新能源发电项目，市场竞争十分激烈，公司获取优质项目资源的难度不断增加。
　　国家提出的“双碳”目标给包括公司在内的新能源发电企业提供了广阔的发展空间，公司将乘势而为，加快市场开拓步伐，坚定实施“走出去”发展战略，扩大公司装机容量与资产规模，增强公司抗风险能力和自身“造血功能”，从而进一步提高公司在新能源发电行业的市场竞争力。
　　5、设备质量风险
　　设备质量对项目发电量的持续性和稳定性至关重要，因设备质量问题所导致的电力生产秩序不良甚至停滞，都将对发电企业的生产经营产生影响，特别是发生涉及设计、制造、安装等环节遗留下的质量问题，还将带来一定的安全风险。
　　公司在设备采购时与设备供应商约定质量保证期，并就质保期内设备的运行指标和供应商的服务能力进行考核。公司注重生产队伍的建设和培养，在风机设备质保期内组织人员学习业务技能并督促厂家开展维保工作，在风机设备质保期后即可接收风机维保工作，进行自主运维，通过精细化管理，确保项目运营始终保持在较高水平。
　　6、自然资源变动风险
　　风电项目的盈利状况与项目所在地的风速等气候条件高度相关，光伏项目的盈利状况与当地的光照强度等气候条件高度相关。风速、光照强度等自然资源具有一定的随机性、不可预测性，每年的资源状况可能会存在波动。由此，新能源发电企业存在经营业绩随风资源、光照资源等气候条件的变化而波动的风险。
　　自然资源的变动大多为不可控因素，公司将一方面在项目投资前做好可行性研究，充分评估资源变动对项目投资效益的影响；另一方面在日常管理中加强运营维护，保障项目运营效率，最大程度发挥公司项目的资源禀赋优势。
　　7、自然灾害风险
　　公司所属陆上风电项目大部分分布在福建沿海地区，海上风电项目位于福建省莆田平海湾海域，易受台风等恶劣天气威胁；公司在黑龙江省的三个风电项目位于黑龙江省富锦市，可能受极端严寒、瞬间狂风等气候条件的影响。极端恶劣天气引发的自然灾害可能对设备、输电线路等造成损坏，影响项目的发电能力，从而对公司的发电量和营业收入造成不利影响。
　　公司将持续加强安全管理，落实企业安全生产主体责任，健全风险分级管控和隐患排查治理双重预防机制，进一步加强技术监督，强化设备定检维护和消缺工作，不断提高运行检修质量和设备健康水平。针对极端天气等灾害，加强监测预警，组织开展应急演练，提升突发事件应对能力和防灾抗灾能力，减少各类自然灾害对电力设备安全稳定运行的影响。

　　四、报告期内核心竞争力分析
　　1、资源禀赋优势
　　福建省地处我国东南沿海，台湾海峡独特的“狭管效应”赋予了福建地区优越的风力资源。公司已投产陆上风电场主要位于风资源较优的福清、平潭、连江等福建沿海地区，实际运行年利用小时数高、无弃风限电；省外陆上风电场主要位于黑龙江省等风资源较好地区。福建省近海风能整体优于陆上地区，海上风电资源处于全国前列。公司海上风电场位于福建莆田平海湾，一、二期总装机容量29.6万千瓦，海上风电装机规模占公司风电装机规模的32.62%。显著的资源禀赋和区位优势为公司长期发展奠定了良好的基础。
　　2、专业化管理优势
　　公司深耕清洁能源发电领域，公司所有的经营性资产和收入都与风力发电等清洁能源发电业务相关，是福建省内从事风电行业专业化程度较高的公司之一。公司运营管理16个风电项目、1个光伏电站和1个生物质发电厂，在清洁能源发电项目开发、建设及运行管理等方面具有丰富的经验。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。凭借专业化的经营和管理，公司项目常年保持良好的运营效率。2024年上半年，公司在福建省所属陆上风电场的平均发电设备利用小时为1272小时，所属海上风电场的平均发电设备利用小时为2070小时，均高于全国平均1134小时。
　　3、可持续发展优势
　　公司控股股东投资集团是福建省级国有资本投资公司，承担福建省内民生工程和基础设施建设的重要角色，在获配省内新能源资源方面具有一定优势。大股东的资源优势为公司可持续发展提供了强有力的支持。报告期内，投资集团将其在福建省2023年海上风电市场化竞争配置（第一批）中选的长乐B区（调整）海上风电场项目商业机会优先提供给公司。公司已通过决策，同意利用此次商业机会，并完成项目公司设立工作。为避免同业竞争，投资集团承诺在闽投海电（莆田平海湾海上风电场三期项目）、宁德闽投（宁德霞浦海上风电场（A、C）区项目）、霞浦闽东（宁德霞浦海上风电场（B区）项目）等海电资产符合一定条件后与上市公司协商，启动资产注入程序。
　　除了大股东的鼎力支持，公司坚持自主开发和优质项目并购双轮驱动，一方面积极在福建省内争取资源配置，一方面坚定实施“走出去”发展战略，积极在省外寻找资源条件良好的平价风电、光伏项目投资机会，通过项目滚动开发促进装机规模不断提升、市场竞争力不断增强。
　　4、资金优势
　　公司资产盈利能力较强，已投产的各风电项目能为公司带来稳定的利润。公司资信状况良好，与各类金融机构保持稳定的合作关系，融资渠道通畅，资金获取成本较低，具有较强的融资能力。截至报告期末，公司资产负债率41.65%，在同行业中处于较低水平，资本结构稳健，偿债能力较强。 收起▲

　　一、经营情况讨论与分析　　2023年，公司认真贯彻落实股东大会、董事会决策部署，扎实推进保安全、促发展、推改革、强管理等各项工作，较好完成全年各项目标任务。　　（一）报告期内主要经营数据　　截至2023年底，公司控股并网装机容量95.73万千瓦。　　公司福建省区域风电项目发电量同比减少幅度较大，主要原因为项目风资源状况不及上年同期。受发电量、上网电量较上年同期减少影响，报告期内，公司实现营业收入17.32亿元，同比减少3.30%；利润总额8.62亿元，同比减少5.95%；归属于上市公司股东的净利润6.78亿元，同比减少6.91%。　　（二）报告期内重点工作　　1、强安全重落实　　以“安全是... 查看全部▼

　　一、经营情况讨论与分析
　　2023年，公司认真贯彻落实股东大会、董事会决策部署，扎实推进保安全、促发展、推改革、强管理等各项工作，较好完成全年各项目标任务。
　　（一）报告期内主要经营数据
　　截至2023年底，公司控股并网装机容量95.73万千瓦。
　　公司福建省区域风电项目发电量同比减少幅度较大，主要原因为项目风资源状况不及上年同期。受发电量、上网电量较上年同期减少影响，报告期内，公司实现营业收入17.32亿元，同比减少3.30%；利润总额8.62亿元，同比减少5.95%；归属于上市公司股东的净利润6.78亿元，同比减少6.91%。
　　（二）报告期内重点工作
　　1、强安全重落实
　　以“安全是技术、安全是管理、安全是文化、安全是责任”理念为引领，扎实推进公司本质安全建设，健全完善全员安全生产岗位责任，深入开展各类安全生产专项整治行动，推动安全生产治理模式向事前预防转型。扎实开展安全生产月、安全教育培训、应急演练等工作，巩固完善安全生产双重预防机制，积极推进班组安全建设，持续保持安全生产形势平稳可控，实现全年零事故、零伤害、零污染的HSE工作目标。
　　2、强项目谋发展
　　积极应对复杂多变的外部形势，全力以赴提升公司资源获取能力，在福清新厝、莆田北岸、宁德霞浦、黑龙江孙吴、新疆伊犁、西藏昌都等区域开拓项目、寻求突破，力争打开光伏、风电等清洁能源项目开发新局面。
　　3、强运营提质效
　　全面实施精细化管理提升专项行动，在生产管理上加大技改检修力度，全面持续做好设备运行检修，通过精细运维有效保持设备的高可利用率。积极参与绿电、绿证交易，年度绿电交易增收取得新突破。
　　4、强管理固基本
　　强化制度保障和合规管理，抓好队伍建设，加强对标管理，公司核心竞争力不断提升。一是加强制度建设，进一步完善内部管理体系和运行机制。二是抓好干部人才队伍建设，开展系列培训、组织开展人事人才调研，分类建立中青年人才信息库，加大专业技能技术人才培养力度。三是全力打造标杆，以对标一流企业为切入点，实施各个领域提质增效，2023年公司入选福建省国资系统管理提升标杆企业名单。积极开展合规管理与依法治企工作，推动公司系统加强合规管理，切实防范化解法律纠纷风险。四是科学开展财务运营分析，有效减少管理费等支出，促进降本增效。
　　
　　二、报告期内公司所处行业情况
　　1、报告期内我国电力行业整体情况
　　2023年，全国全社会用电量9.22万亿千瓦时，同比增长6.7%，增速比2022年提高3.1个百分点，国民经济回升向好拉动电力消费增速同比提高。
　　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%；人均发电装机容量自2014年底历史性突破1千瓦/人后，在2023年首次历史性突破2千瓦/人，达到2.1千瓦/人。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%，达到53.9%，煤电装机占比首次降至40%以下，电力行业绿色低碳转型趋势持续推进。
　　2、报告期内我国可再生能源行业发展情况
　　可再生能源装机规模不断实现新突破。2023年，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，同比多投产1.7亿千瓦；其中，新增并网太阳能发电装机容量2.2亿千瓦，同比多投产1.3亿千瓦，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，其中，并网风电4.4亿千瓦（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。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。
　　可再生能源发电量稳步提升。2023年，全国规模以上工业发电量8.91万亿千瓦时，同比增长5.2%，其中，风力发电量8090亿千瓦时，同比增长12.3%；太阳能发电量2940亿千瓦时，同比增长17.2%。
　　风电发电设备利用小时同比提高。2023年，全国6000千瓦及以上电厂发电设备利用小时3592小时，同比降低101小时。其中，并网风电2225小时，同比提高7小时。并网太阳能发电1286小时，同比降低54小时。
　　3、报告期内福建省电力行业情况
　　截至2023年底，福建省发电装机容量为8141.38万千瓦，同比增长8.1%，比上年底增加610.39万千瓦；其中水电装机1606.24万千瓦，火电装机3716.99万千瓦（其中燃煤装机3009.51万千瓦），核电装机1166.20万千瓦，其它能源发电装机1651.95万千瓦（其中风电装机761.72万千瓦、光伏发电装机874.53万千瓦、储能装机15.70万千瓦）。发电设备平均利用小时为4182小时，比上年同期减少53小时，其中火电设备利用小时为4781小时，比上年同期增加413小时；核电设备利用小时为7575小时，比上年同期减少125小时。
　　2023年，全省发电量完成3272.94亿千瓦时，比上年同期增长6.5%，其中水电完成368.51亿千瓦时，同比减少4.8%；火电完成1763.51亿千瓦时（其中燃煤发电1542.62亿千瓦时），同比增长11.2%；核电完成854.33亿千瓦时，同比增长2.7%；风电完成215.74亿千瓦时，同比减少6.5%；光伏完成70.47亿千瓦时，同比增长84.7%。
　　4、公司所处的行业地位
　　公司是福建省境内最早介入风电项目前期工作和开发建设的风电企业之一。公司所投资风电项目的区位优势明显、风能资源丰富，风电项目年发电量在福建省内名列前茅。截至2023年底，公司控股运营总装机规模95.73万千瓦，其中在福建省内风电装机容量79.78万千瓦（陆上风电装机容量50.18万千瓦、海上风电装机容量29.6万千瓦），占福建省风电装机规模的10.47%；公司福建省内风电项目发电量253,291.15万千瓦时，占福建省风电发电量的11.74%，继续保持在福建省可再生能源业务领域的较大市场份额和较强竞争力。
　　
　　三、报告期内公司从事的业务情况
　　（一）主要业务
　　公司的主要业务为新能源发电项目的投资开发及建设运营，包括风力发电、光伏发电、生物质发电三个板块。截至2023年底，公司控股并网装机容量95.73万千瓦，其中，风电项目装机容量90.73万千瓦（陆上风电装机容量61.13万千瓦、海上风电装机容量29.6万千瓦），光伏发电项目装机容量2万千瓦，生物质发电项目装机容量3万千瓦。
　　（二）经营模式
　　公司主要通过新能源发电项目的开发、建设、运营等流程，将风能、太阳能、生物质能等新能源进行开发并转换为电力后销售，取得收入。
　　（三）业绩驱动因素
　　公司业绩主要来源于风力发电、光伏发电业务，利润主要来源于发电量的增加和其他管理及运行成本的控制，公司业绩主要受装机规模、上网电价、利用小时、风力资源、光照资源、资金成本等因素影响。
　　报告期内，公司的主要业务、经营模式和主要业绩驱动因素未发生变化。
　　
　　四、报告期内核心竞争力分析
　　1、资源禀赋优势
　　福建省地处我国东南沿海，台湾海峡独特的“狭管效应”赋予了福建地区优越的风力资源。2023年福建省风电平均利用小时数达到2880小时，远高于全国平均水平2225小时。公司已投产陆上风电场主要位于风资源较优的福清、平潭、连江等福建沿海地区，实际运行年利用小时数高、无弃风限电；省外陆上风电场主要位于黑龙江省等风资源较好地区。福建省近海风能整体优于陆上地区，海上风电资源处于全国前列。公司海上风电场位于福建莆田平海湾，一、二期总装机容量29.6万千瓦，海上风电装机规模占公司风电装机规模的32.62%。显著的资源禀赋和区位优势为公司长期发展奠定了良好的基础。
　　2、专业化管理优势
　　公司深耕清洁能源发电领域，公司所有的经营性资产和收入都与风力发电等清洁能源发电业务相关，是福建省内从事风电行业专业化程度较高的公司之一。公司运营管理16个风电项目、1个光伏电站和1个生物质发电厂，在清洁能源发电项目开发、建设及运行管理等方面具有丰富的经验。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。凭借专业化的经营和管理，公司项目常年保持良好的运营效率。2023年度，公司在福建省所属陆上风电场的平均发电设备利用小时为2744小时,所属海上风电场的平均发电设备利用小时为3905小时，在黑龙江省所属三个风电场平均发电设备利用小时为2443小时，高于国内平均水平2225小时。2023年，根据中国电力企业联合会发布的全国电力行业风电运行指标对标结果，公司所属平潭青峰二期、福清大帽山、王母山、马头山风电场分别获评5A、4A、4A、3A级风电场，创公司历年最好成绩。
　　3、可持续发展优势
　　公司控股股东投资集团是福建省级国有资本投资公司，承担福建省内民生工程和基础设施建设的重要角色，在获配省内新能源资源方面具有一定优势。大股东的资源优势为公司可持续发展提供了强有力的支持。为避免同业竞争，投资集团承诺在闽投海电（莆田平海湾海上风电场三期项目）、宁德闽投（宁德霞浦海上风电场（A、C）区项目）、霞浦闽东（宁德霞浦海上风电场（B区）项目）等海电资产符合一定条件后与上市公司协商，启动资产注入程序。除了大股东的鼎力支持，公司坚持自主开发和优质项目并购双轮驱动，一方面积极在福建省内争取资源配置，一方面坚定实施“走出去”发展战略，积极在省外寻找资源条件良好的平价风电、光伏项目投资机会，通过项目滚动开发促进装机规模不断提升、市场竞争力不断增强。
　　4、资金优势
　　公司资产盈利能力较强，已投产的各风电项目能为公司带来稳定的利润。公司资信状况良好，与各类金融机构保持稳定的合作关系，融资渠道通畅，资金获取成本较低，具有较强的融资能力。截至2023年底，公司资产负债率44.21%，在同行业中处于较低水平，资本结构稳健，偿债能力较强。
　　
　　五、报告期内主要经营情况
　　2023年，公司实现营业收入17.32亿元，同比减少3.30%；利润总额8.62亿元，同比减少5.95%；归属于上市公司股东的净利润6.78亿元，同比减少6.91%。
　　截至2023年末，公司控股并网装机容量95.73万千瓦，其中：风电90.73万千瓦（陆上风电61.13万千瓦，海上风电29.6万千瓦）、光伏发电2万千瓦、生物质热电3万千瓦，报告期累计完成上网电量284,294.74万千瓦时，同比减少8.76%。
　　
　　六、公司关于公司未来发展的讨论与分析
　　(一)行业格局和趋势
　　1、行业格局与发展趋势
　　2024年《国务院政府工作报告》在2024年政府工作任务中提出，深入推进能源革命，控制化石能源消费，加快建设新型能源体系；加强大型风电光伏基地和外送通道建设，推动分布式能源开发利用，发展新型储能，促进绿电使用和国际互认，发挥煤炭、煤电兜底作用，确保经济社会发展用能需求。
　　根据中国电力联合协会预测，预计2024年新投产发电装机规模将再超3亿千瓦，新能源发电累计装机规模将首次超过煤电装机规模。在新能源发电持续快速发展的带动下，预计2024年全国新增发电装机将再次突破3亿千瓦，新增规模与2023年基本相当。2024年底，全国发电装机容量预计达到32.5亿千瓦，同比增长12%左右。火电14.6亿千瓦，其中煤电12亿千瓦左右，占总装机比重降至37%。非化石能源发电装机合计18.6亿千瓦，占总装机的比重上升至57%左右；其中，并网风电5.3亿千瓦、并网太阳能发电7.8亿千瓦，并网风电和太阳能发电合计装机规模将超过煤电装机，占总装机比重上升至40%左右，部分地区新能源消纳压力凸显。
　　着力推进能源绿色低碳转型。2024年3月18日，国家能源局印发《2024年能源工作指导意见》（国能发规划〔2024〕22号），强调着力推进能源绿色低碳转型，深入落实双碳目标任务，多措并举提高非化石能源比重，优化完善产业发展政策，以能源绿色发展支撑美丽中国建设；巩固扩大风电光伏良好发展态势，稳步推进大型风电光伏基地建设，有序推动项目建成投产；统筹优化海上风电布局，推动海上风电基地建设，稳妥有序推动海上风电向深水远岸发展；做好全国光热发电规划布局，持续推动光热发电规模化发展；因地制宜加快推动分散式风电、分布式光伏发电开发。
　　加快全国统一电力市场体系建设，推动电力现货市场转正式运行。2023年，全国电力市场化交易电量持续上升。2023年1-12月，全国电力市场交易电量5.7万亿千瓦时，同比增长7.9%，占全社会用电量比例61.4%，比上年提高0.6个百分点。在交易机构注册的主体数量达到70.8万家，市场活力有效激发。从《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》发布以来，电力市场化改革不断深入，市场化交易电量占比从2016年不到17%上升到2023年超过61%，市场机制已在资源配置中起到决定性作用。在国家开展的第一批电力现货试点8个地区中，山西、广东电力现货市场相继转入正式运行，南方区域电力现货市场首次实现全区域结算试运行，长三角电力市场建设正式启动。新能源逐步进入电力市场，市场化交易电量6845亿千瓦时，占新能源总发电量的47.3%。
　　实现绿证对可再生能源电力全覆盖。可再生能源绿色电力证书，即“绿证”，一个绿证对应着1000度可再生能源电量。对于供给端，绿证是对可再生能源发电项目颁发的绿色电力的电子证书，可以证明可再生能源电量的环境属性。对于消费端，绿证则是认定绿色电力消费的凭证。2023年7月25日，国家发改委、财政部、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》（发改能源〔2023〕1044号），将绿证核发范围从陆上风电和集中式光伏发电项目扩展到所有已建档立卡的可再生能源发电项目，实现绿证核发全覆盖。随着绿证制度不断完善，有望进一步扩大绿电交易需求，新能源运营商有望受益于绿证带来的绿色收益。
　　老旧风场“以大代小”市场打开。2003年以来，我国风电进入产业化发展阶段，装机规模不断扩大。早期建成的风电场所处区域风能资源好，但使用的机组额定功率小，随着运行时间增长，普遍面临发电效率下降问题。使用新的机组进行改造升级，能够进一步用好优质资源，合理扩大装机规模，有效提高发电效率，提升项目经济性。2023年6月2日，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，规定并网运行达到设计使用年限的风电场应当退役，经安全运行评估，符合安全运行条件可以继续运营，并首次明确了风电场改造升级可遵循的电价和电网接入政策。该办法的出台填补了风电场改造升级和退役管理政策的“空白”，打开了国内“以大代小、以新换旧”市场，为未来风电市场健康有序发展提供了指导方案。
　　2、行业发展趋势对公司的影响
　　公司主营业务符合电力行业绿色低碳转型的发展趋势，公司将继续响应国家关于大力发展清洁能源的号召，利用福建省地理资源优势加大海上风电领域的投资开发力度，同时积极寻求省外发展机会，参与我国大型风光基地项目建设，不断做强做优做大主业规模。
　　2023年度，公司权属各项目参与市场化交易总电量137,051.30万千瓦时，占总上网电量的48.21%，市场化交易电量及比重持续提高；福清嘉儒风电场一期项目完成首次绿电交易，成交电量1088.7万度。在我国电力现货市场建设提速、绿电绿证交易制度逐步完善的趋势下，公司将继续“苦练内功、开源节流、提质增效”，为全国各省电力市场正式运行做好准备，同时积极开拓CCER、绿电交易等新的盈利增长点。
　　公司部分早期投产的风电场，并网运行时间已超过15年。公司将依照国家关于老旧风电场改造的相关规定，按照2024年2月2日《福建省发展和改革委员会关于组织开展2024年度风电场改造升级和退役实施方案申报工作的通知》要求，积极推进老旧风电场的改造升级工作。
　　(二)公司发展战略
　　公司将紧跟国家清洁能源发展政策，践行“双碳”战略目标，立足福建并实施“走出去”发展战略，对接国家“十四五”新能源战略规划，多措并举获取资源；秉承“创新驱动、效益优先、风险可控”的经营理念，坚持以风能、太阳能发电等清洁能源发电项目投资、建设、运营为重点，自建与并购并举，夯实企业发展基础；深化海上风电布局，积极创新“海上风电+”开发模式，探索产业融合发展新路径；不断推动科技创新，全面优化资本运作手段和渠道，着力提高发展质量和效益，努力将公司打造成为一流清洁能源企业，为我国推动能源绿色低碳转型做出积极贡献。
　　(三)经营计划
　　2024年度公司计划发电量33.0507亿千瓦时，计划上网电量32.0608亿千瓦时,其中：风力发电机组计划发电量32.0636亿千瓦时,计划上网电量31.1652亿千瓦时；光伏发电机组计划发电量0.3600亿千瓦时，计划上网电量0.3500亿千瓦时；生物质热电计划发电量0.6271亿千瓦时，计划上网电量0.5456亿千瓦时。
　　2024年度计划重点做好以下工作：
　　1、突出党建引领把方向。坚持不懈用习近平新时代中国特色社会主义思想凝心铸魂，巩固拓展主题教育成果。以推进全面从严治党为重点，全面系统提升党建质量，坚持以高质量党建引领高质量发展，持之以恒抓好党风廉政建设和作风建设。大力加强干部人才队伍建设，建强经营管理、专业技术和技能操作三支人才队伍，把党的政治优势、组织优势转化为企业的发展优势。
　　2、突出项目龙头抓发展。加快推动现有储备项目向前推进，积极拓展省内集中式光伏市场，紧密跟踪“上大压小”相关政策动向，做好公司存量项目改造准备。加大“走出去”拓展力度，在河北、河南、云南等新能源资源丰富区域开拓市场，争取项目资源指标，提升公司发展后劲。加快并购步伐，在市场上寻找具有一定规模、效益良好的电力资产进行收购，提升公司资产体量。
　　3、突出安全管理补短板。牢固树立安全发展理念，构建分级负责、人人有责、各负其责的安全生产责任体系，全面落实全员安全生产责任制。严格落实主要负责人安全职责、“一岗双责”和“三管三必须”，结合“春查”“秋冬查”“消防专项检查”“网络安全专项检查”等季节性和专项安全检查，加强生产、建设项目的安全监管和隐患排查治理，以时时放心不下的责任感，在夯实基础、狠抓落实上下功夫，全力确保全年零事故、零伤害、零污染。
　　4、突出生产运营增效益。持续推进存量项目精细化管理，提升设备稳定性和可靠性，统筹抓好电力安全生产与供应工作，坚决保障能源电力稳定供应。紧盯国家政策和市场行情，组织参与绿证、绿电交易，确保公司利益最大化。高度重视富锦热电项目安全生产与稳定运行，持续推进设备治理，提升项目运营管理水平。
　　5、突出管理创新提质量。深入实施国有企业改革深化提升行动，加快推进数字化转型工作，有序开展组织架构优化，增强核心功能，提高核心竞争力。积极谋划技术创新和科技研发工作，推进公司科技创新工作实现新突破，为公司高质量发展蓄势赋能。
　　上述经营计划并不构成公司对投资者的业绩承诺。
　　(四)可能面对的风险
　　1、电力市场风险
　　加快建设高效规范、公平竞争、充分开放的全国统一大市场是我国电力体制改革的重要方向。2023年，山西、广东电力现货市场相继转入正式运行，预计后续山东、甘肃等第一批试点省份电力现货市场也将陆续转为正式运行。2023年1-12月，全国电力市场交易电量5.7万亿千瓦时，同比增长7.9%，占全社会用电量比例61.4%，比上年提高0.6个百分点。随着电力现货市场建设加速推进，新能源市场化交易规模持续扩大，由此将对新能源发电企业的售电量、交易电价等经营指标产生不确定性影响。
　　2023年，公司权属各项目参与市场化交易总电量137,051.30万千瓦时，占总上网电量的48.21%，同比提高22.27%。其中，福建省风电项目参与市场化交易电量113,556.90万千瓦时，同比增长100.50%。公司2023年参与电力市场交易电量占比较上年大幅提升，总体收益受交易市场的价格浮动影响明显。为此，公司将密切跟踪电力市场相关政策变化，进一步总结分析相关省区的电力市场交易规则，提升企业电力交易能力。
　　2、可再生能源电力消纳风险
　　消纳问题一直是困扰新能源行业发展的关键问题之一。我国新能源资源丰富区域与用电负荷中心区域不匹配，加上风能、太阳能资源具有随机性强、波动性大、出力不稳定等自然特性，当电网的调峰能力不足，或者项目所在地用电需求较少，且不能通过电量外送等方式消纳，或者新能源发电项目建设工期与接网工程建设工期不匹配等情况下，将产生“弃风”、“弃光”等限电情况，影响项目收益。尽管近年来我国风电、光伏的限电问题已有所缓解，但未来随着新能源装机比例进一步提升，新能源电力消纳压力将会增加，弃风限电、弃光限电风险依然存在。
　　目前，公司在福建省的风电项目尚未出现弃风限电情况，但公司在黑龙江地区的风电项目和在新疆哈密地区的光伏项目仍存在弃风、弃光限电情况。2023年，公司在新疆哈密的光伏项目限电率4.91%，限电损失电量163万千瓦时；在黑龙江的风电项目限电率5.30%，限电损失电量1498万千瓦时。公司将抓好生产运营管理，保障设备安全稳定运行，提高设备可利用率，尽量减少计划外停机，做到“应发尽发”；此外，公司也将加强与项目所在地国家电网公司沟通，优先确保项目所发电量得到消纳。另一方面，国家也在积极采取各种有效措施提升可再生能源电力消纳能力，出台了《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》等多项政策。在“碳达峰”“碳中和”目标的背景下，预计国家将会更大力度促进可再生能源电力消纳。
　　3、可再生能源电价补贴风险
　　目前，我国享受中央财政补贴的风力发电、太阳能发电、生物质发电项目的上网电价包括两部分，即燃煤发电上网基准价和可再生能源电价补贴。项目并网发电后，燃煤发电上网基准价的部分，由电网公司直接支付，可以实现及时结算。但是可再生能源电价补贴部分则需要由财政部从可再生能源附加补助资金中拨付至电网公司，再由电网公司与发电企业结算。我国可再生能源发电行业发展迅速，补贴资金缺口持续增加，导致国家可再生能源补贴结算进度缓慢，直接影响发电企业的现金流，进而对实际经营效益产生不利影响。
　　2020年10月，财政部、发展改革委、国家能源局发布《关于<关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见>有关事项的补充通知》（财建〔2020〕426号），明确了各类可再生能源发电项目全生命周期合理利用小时数的数值和补贴的计算方式。在未超过项目全生命周期合理利用小时数时，按可再生能源发电项目当年实际发电量给予补贴。超过全生命周期补贴电量部分，不再享受中央财政补贴资金，核发绿证准许参与绿证交易。风电、光伏发电项目自并网之日起满20年后，生物质发电项目自并网之日起满15年后，无论项目是否达到全生命周期补贴电量，不再享受中央财政补贴资金，核发绿证准许参与绿证交易。根据上述政策，对于实际发电小时数高于政策规定的全生命周期合理利用小时数的项目，存在绿证交易金额低于补贴金额，甚至无绿证交易，项目收益下降的风险。报告期内，公司已有部分早期投产风电项目电价补贴到限。
　　因可再生能源电价补贴以国家信用为基础，该项收入无法收回的风险较低。目前，新能源发电已全面进入无补贴时代，新增项目不再纳入国家可再生能源补贴范围，存量项目全生命周期合理利用小时数达到后亦不再享受补贴，长期来看，补贴滞后情况待存量项目补贴到期后将逐渐得到缓解。同时，国家为实现“双碳”目标，设计了碳排放权交易、CCER、绿电绿证交易等制度，继续支持鼓励可再生能源发展，新能源发电企业可通过相关交易获得收入相应替代财政补贴。2023年，公司绿电交易增收取得突破，福清嘉儒风电场一期项目实现首次绿电交易。公司将密切关注碳排放权交易、CCER、绿电绿证交易等行业政策，积极参与有关交易，力争获得部分替代补贴的收入。
　　4、市场竞争风险
　　新能源行业已进入平价及竞价时代，行业竞争愈渐激烈。由于优质风能、太阳能资源的主要分布区域有限，同时发电和上网能力受到本地消纳能力以及当地电网输送容量制约，对于风能、太阳能资源优越，当地消纳能力充分，电力输送容量充足的优质新能源发电项目，市场竞争非常激烈，公司获取优质项目资源的难度不断增加。
　　国家提出的“双碳”目标给包括公司在内的新能源发电企业提供了广阔的发展空间，公司将乘势而为，加快市场开拓步伐，坚定实施“走出去”发展战略，扩大公司装机容量与资产规模，增强公司抗风险能力和自身“造血功能”，从而进一步提高公司在新能源发电行业的市场竞争力。
　　5、设备质量风险
　　设备质量对项目发电量的持续性和稳定性至关重要，因设备质量问题所导致的电力生产秩序不良甚至停滞，都将对发电企业的生产经营产生影响，特别是发生涉及设计、制造、安装等环节遗留下的质量问题，还将带来一定的安全风险。
　　公司在设备采购时会与设备供应商约定质量保证期，并就质保期内设备的运行指标和供应商的服务能力进行考核。公司注重生产队伍的建设和培养，在风机设备质保期内组织人员学习业务技能并督促厂家开展维保工作，在风机设备质保期后即可接收风机维保工作，进行自主运维，通过精细化管理，确保项目运营始终保持在较高水平。
　　6、自然资源变动风险
　　风电项目的盈利状况与项目所在地的风速等气候条件高度相关，光伏项目的盈利状况与当地的光照强度等气候条件高度相关。风速、光照强度等自然资源具有一定的随机性、不可预测性，每年的资源状况可能会存在波动。由此，新能源发电企业存在经营业绩随风资源、光照资源等气候条件的变化而波动的风险。
　　自然资源的变动大多为不可控因素，公司将一方面在项目投资前做好可行性研究，充分评估资源变动对项目投资效益的影响；另一方面在日常管理中加强运营维护，保障项目运营效率，最大程度发挥公司项目的资源禀赋优势。
　　7、自然灾害风险
　　公司所属陆上风电项目大部分分布在福建沿海地区，海上风电项目位于福建省莆田平海湾海域，易受台风等恶劣天气威胁；公司在黑龙江省的三个风电项目位于黑龙江省富锦市，可能受极端严寒、瞬间狂风等气候条件的影响。极端恶劣天气引发的自然灾害可能对设备、输电线路等造成损坏，影响项目的发电能力，从而对公司的发电量和营业收入造成不利影响。
　　公司将持续加强安全管理，落实企业安全生产主体责任，健全风险分级管控和隐患排查治理双重预防机制，进一步加强技术监督，强化设备定检维护和消缺工作，不断提高运行检修质量和设备健康水平。针对极端天气等灾害，加强监测预警，组织开展应急演练，提升突发事件应对能力和防灾抗灾能力，减少各类自然灾害对电力设备安全稳定运行的影响。 收起▲

　　一、报告期内公司所属行业及主营业务情况说明
　　（一）报告期内公司所处行业情况
　　2023年上半年，全国电力供应安全稳定，电力消费增速稳中向好，电力供需形势总体平衡。
　　上半年，全国全社会用电量4.31万亿千瓦时，同比增长5.0%；全国新增发电装机容量1.4亿千瓦；截至2023年6月底全国全口径发电装机容量27.1亿千瓦，同比增长10.8%。从分类型投资、发电装机增速及结构变化等情况看，电力行业延续绿色低碳转型趋势。
　　一是非化石能源发电投资占电源投资比重达到88.6%。上半年，非化石能源发电投资2940亿元，同比增长60.9%，占电源投资的比重达到88.6%。太阳能发电、核电、风电... 查看全部▼

　　一、报告期内公司所属行业及主营业务情况说明
　　（一）报告期内公司所处行业情况
　　2023年上半年，全国电力供应安全稳定，电力消费增速稳中向好，电力供需形势总体平衡。
　　上半年，全国全社会用电量4.31万亿千瓦时，同比增长5.0%；全国新增发电装机容量1.4亿千瓦；截至2023年6月底全国全口径发电装机容量27.1亿千瓦，同比增长10.8%。从分类型投资、发电装机增速及结构变化等情况看，电力行业延续绿色低碳转型趋势。
　　一是非化石能源发电投资占电源投资比重达到88.6%。上半年，非化石能源发电投资2940亿元，同比增长60.9%，占电源投资的比重达到88.6%。太阳能发电、核电、风电、火电、水电投资同比分别增长113.6%、56.1%、34.3%、13.0%和10.6%。
　　二是可再生能源装机规模实现新突破。上半年，全国可再生能源新增装机1.09亿千瓦，同比增长98.3%，占新增装机的77%。其中，常规水电新增并网206万千瓦，抽水蓄能330万千瓦，风电新增并网2299万千瓦（其中陆上风电2189万千瓦，海上风电110万千瓦），光伏发电新增并网7842万千瓦，生物质发电新增并网176万千瓦。截至2023年上半年，全国可再生能源装机突破13亿千瓦，达到13.22亿千瓦，同比增长18.2%，历史性超过煤电，约占我国总装机的48.8%，其中，水电装机4.18亿千瓦，风电装机3.89亿千瓦（其中陆上风电3.58亿千瓦，海上风电3146万千瓦），光伏发电装机4.7亿千瓦，生物质发电装机0.43亿千瓦。
　　三是风电、核电发电设备利用小时同比提高。上半年，全国6000千瓦及以上电厂发电设备利用小时1733小时，同比降低44小时。分类型看，水电1239小时，同比降低452小时，其中，常规水电1330小时，同比降低498小时；抽水蓄能612小时，同比提高32小时。核电3770小时，同比提高97小时。并网风电1237小时，同比提高83小时。并网太阳能发电658小时，同比降低32小时。
　　四是风电光伏发电量快速增长。上半年，全国可再生能源发电量达1.34万亿千瓦时，其中，全国风电发电量4628亿千瓦时，同比增长20%；全国光伏发电量2663亿千瓦时，同比增长30%；全国生物质发电量984亿千瓦时，同比增长10.1%。
　　（以上信息来源于国家能源局网站发布的《国家能源局2023年三季度网上新闻发布会文字实录》、中国电力企业联合会发布的《2023年上半年全国电力供需形势分析预测报告》。
　　（二）主要业务和经营模式
　　公司的主要业务为新能源发电项目的投资开发及建设运营，包括风力发电、光伏发电、生物质发电三个板块。截至2023年6月30日，公司控股并网装机容量95.73万千瓦，其中，风电项目装机容量90.73万千瓦（陆上风电装机容量61.13万千瓦、海上风电装机容量29.6万千瓦），光伏发电项目装机容量2万千瓦，生物质发电项目装机容量3万千瓦。
　　公司主要经营模式为通过新能源发电项目的开发、建设、运营等流程，将风能、太阳能、生物质能等新能源进行开发并转换为电力后销售，取得收入。
　　公司业绩主要来源于风力发电、光伏发电业务，利润主要来源于发电量的增加和其他管理及运行成本的控制，公司业绩主要受装机规模、上网电价、利用小时、风力资源、光照资源、资金成本等因素影响。
　　报告期内，公司的主要业务、经营模式和主要业绩驱动因素未发生变化。

　　二、经营情况的讨论与分析
　　2023年上半年，公司扎实推进抓项目、保安全、稳运营、促管理等各项工作，为高质量完成全年目标任务奠定良好基础。
　　（一）主要生产经营情况
　　截至2023年6月30日，公司控股并网装机容量95.73万千瓦。上半年，公司下属各项目累计完成发电量146,813.21万千瓦时，比上年同期减少8.85%；累计完成上网电量142,257.74万千瓦时，比上年同期减少9.18%。
　　上半年公司福建省区域风电项目发电量同比减少的主要原因为项目风资源状况不及上年同期，新疆哈密光伏项目发电量同比减少也主要与当地光资源状况有关。因发电量、上网电量较上年同期减少，报告期内，公司实现营业收入83,141.04万元，比上年同期减少9.89%；利润总额41,174.24万元，比上年同期减少20.63%；归属于上市公司股东的净利润32,640.40万元，比上年同期减少22.33%。
　　（二）主要工作开展情况
　　1、聚焦精细运营管理
　　全面贯彻落实精细化管理提升专项行动，激活电力保供内生潜能，一是加大技改检修力度，加强巡检保养工作，着力抓好设备关键指标实时监控和机组故障预警，及时发现和解决影响发电问题，保障设备可靠运行，减少机组故障率、“非停”次数，促进机组多发满发。二是继续推进同质项目集中采办工作，建立单一来源采办清单，加强各项目公司协同合作，降低采购成本，提升管理效率。
　　2、多方发力获取资源
　　积极应对复杂多变的外部形势，全力以赴提升资源获取能力，在福建省内外有序推进项目开拓，力争打开光伏、风电等项目开发新局面。上半年，为做好福建省对口援藏工作，深化闽昌两地清洁能源开发合作，公司与昌都市康电清洁能源投资有限公司、重庆缙云资产经营（集团）有限公司、天津泰达股份有限公司共同出资在西藏昌都市投资设立合资公司昌都市康援新能源有限公司，注册资本为人民币100,000万元，其中，公司认缴出资16,000万元，占注册资本的16%。目前，昌都市康援新能源有限公司通过参加竞配，已中标金沙江上游70万千瓦光伏项目。
　　3、凝心聚力打造标杆
　　一是扎实推进总部管理体系与管理能力现代化建设，以对标一流企业为切入点，实施各个领域提质增效，获评省国资系统“管理提升标杆企业”。二是深入开展组织优化工作，释放组织效能，试点财务中心、省级集控中心建设，逐步推进场站车间化管理、压缩管理层级，不断激发各层级活力。
　　4、全面夯实安全基础
　　时刻绷紧安全生产这根弦，坚守底线、压实责任，深入开展安全生产重大事故隐患专项排查整治2023行动，扎实开展安全生产大检查、安全生产月、安全教育培训、应急演练等工作，巩固完善安全生产双重预防机制，积极推进班组安全建设，持续保持安全生产形势平稳可控。

　　三、风险因素
　　1、上网电价变动风险
　　目前，新建新能源发电项目已全面平价上网，若单位发电成本未能同步下降，新项目的收益率将会降低。根据《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，完善市场化交易机制，是我国电力体制改革的重要方向。2023年上半年，全国统一电力市场体系建设正在持续推动中，市场化交易电量规模延续稳步增长态势，全国各电力交易中心累计组织完成市场化交易电量26,501亿千瓦时，同比增长6.7%。随着新能源发电项目参与市场化交易电量比例持续提高，可能存在上网电价变动风险。
　　目前，公司在福建、黑龙江、新疆地区发电项目的部分电量均需参与市场化交易，造成此部分电量上网电价低于批复电价。2023年上半年，公司权属各项目参与市场化交易总电量68,080万千瓦时，占总上网电量的47.86%。若公司发电项目参与市场化交易电量的比例进一步加大，将导致平均售电单价下降，对公司的盈利能力产生不利影响。公司将认真总结分析福建、黑龙江、新疆电力市场化交易政策，加强与项目所在地国家电网公司沟通，优先确保项目所发电量得到消纳，同时积极储备优质平价项目资源，在确保投资收益的基础上加大新项目开发力度，多措并举降低电价政策变化可能带来的影响。
　　2、可再生能源电力消纳风险
　　消纳问题一直是困扰新能源行业发展的关键问题之一。我国新能源资源丰富区域与用电负荷中心区域不匹配，加上风能、太阳能资源具有随机性强、波动性大、出力不稳定等自然特性，当电网的调峰能力不足，或者项目所在地用电需求较少，且不能通过电量外送等方式消纳，或者新能源发电项目建设工期与接网工程建设工期不匹配等情况下，将产生“弃风”、“弃光”等限电情况，影响项目收益。尽管近年来我国风电、光伏的限电问题已有所缓解，但未来随着新能源装机比例进一步提升，新能源电力消纳压力将会增加，弃风限电、弃光限电风险依然存在。
　　目前，公司在福建省的风电项目尚未出现弃风限电情况，但公司在黑龙江地区的风电项目和在新疆哈密地区的光伏项目仍存在弃风、弃光限电情况。2023年上半年，公司在黑龙江地区的三个风电项目平均限电率6.76%，限电损失电量1,018万千瓦时；在哈密地区的红星二场光伏一电站限电率3.88%，限电损失电量65万千瓦时。公司将抓好生产运营管理，保障设备安全稳定运行，提高设备可利用率，尽量减少计划外停机，做到“应发尽发”。另一方面，国家也在积极采取各种有效措施提升可再生能源电力消纳能力，出台了《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》等多项政策。在“碳达峰”“碳中和”目标的背景下，预计国家将会更大力度促进可再生能源电力消纳。
　　3、可再生能源电价补贴风险
　　目前，我国享受中央财政补贴的风力发电、太阳能发电、生物质发电项目的上网电价包括两部分，即燃煤发电上网基准价和可再生能源电价补贴。项目并网发电后，燃煤发电上网基准价的部分，由电网公司直接支付，可以实现及时结算。但是可再生能源电价补贴部分则需要上报国家财政部，财政部从可再生能源附加补助资金中拨付至电网公司，再由电网公司与发电企业结算。因可再生能源补贴资金来自于从电价中征收的可再生能源电价附加，近年来，我国可再生能源发电行业发展迅速，可再生能源电价附加收入远不能满足行业发展需要，补贴资金缺口持续增加，国家发放可再生能源补贴的时间不断滞后。若此情况得不到改善，将会影响发电企业的现金流，进而对实际经营效益产生不利影响。
　　2020年10月，财政部、发展改革委、国家能源局发布《关于<关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见>有关事项的补充通知》（财建〔2020〕426号），明确了各类可再生能源发电项目全生命周期合理利用小时数的数值和补贴的计算方式。在未超过项目全生命周期合理利用小时数时，按可再生能源发电项目当年实际发电量给予补贴。超过全生命周期补贴电量部分，不再享受中央财政补贴资金，核发绿证准许参与绿证交易。风电、光伏发电项目自并网之日起满20年后，生物质发电项目自并网之日起满15年后，无论项目是否达到全生命周期补贴电量，不再享受中央财政补贴资金，核发绿证准许参与绿证交易。根据上述政策，对于实际发电小时数高于政策规定的全生命周期合理利用小时数的项目，存在绿证交易金额低于补贴金额，甚至无绿证交易，项目收益下降的风险。报告期内，公司已有部分早期投产风电项目电价补贴到限。
　　因可再生能源电价补贴以国家信用为基础，该项收入无法收回的风险较低。目前，新能源发电已全面进入无补贴时代，新增项目不再纳入国家可再生能源补贴范围，存量项目全生命周期合理利用小时数达到后亦不再享受补贴，长期来看，补贴滞后情况待存量项目补贴到期后将逐渐得到缓解。同时，国家为实现“双碳”目标，设计了碳排放权交易、CCER、绿证交易等制度，继续支持鼓励可再生能源发展，新能源发电企业可通过相关交易获得收入相应替代财政补贴。公司将密切跟踪碳排放权交易、绿证交易、电力现货市场等行业政策，积极参与有关交易，力争获得部分替代补贴的收入。
　　4、市场竞争风险
　　目前可再生能源发电行业的竞争主要在于新项目的开发。由于优质风能、太阳能资源的主要分布区域有限，同时发电和上网能力也受到本地消纳能力以及当地电网输送容量制约，针对风能、太阳能资源优越，当地消纳能力充分，电力输送容量充足的优质风电或太阳能发电项目，公司面临同行业公司的激烈竞争，获取优质项目资源的难度不断增加。
　　国家提出的“双碳”目标给包括公司在内的可再生能源发电企业提供了广阔的发展空间，公司将乘势而为，加快市场开拓步伐，继续实施“走出去”发展战略，扩大公司装机容量与资产规模，增强公司抗风险能力和自身“造血功能”，从而进一步提高公司在可再生能源发电行业的市场竞争力。
　　5、设备质量风险
　　设备质量对项目发电量的持续性和稳定性至关重要，因设备质量问题所导致的电力生产秩序不良甚至停滞，都将对发电企业的生产经营产生影响，特别是发生涉及设计、制造、安装等环节遗留下的质量问题，还将带来一定的安全风险。
　　公司在设备采购时会与设备供应商约定质量保证期，并就质保期内设备的运行指标和供应商的服务能力进行考核。公司注重生产队伍的建设和培养，在风机设备质保期内组织人员学习业务技能并督促厂家开展维保工作，在风机设备质保期后即可接收风机维保工作，进行自主运维，通过精细化管理，确保项目运营始终保持在较高水平。
　　6、自然资源变动风险
　　风电项目的盈利状况与项目所在地的风速等气候条件高度相关，光伏项目的盈利状况与当地的光照强度等气候条件高度相关。风速、光照强度等自然资源具有一定的随机性、不可预测性，每年的资源状况可能会存在波动。由此，新能源发电企业存在经营业绩随风资源、光照资源等气候条件的变化而波动的风险。
　　自然资源的变动大多为不可控因素，公司将一方面在项目投资前做好可行性研究，充分评估资源变动对项目投资效益的影响；另一方面在日常管理中加强运营维护，保障项目运营效率，最大程度发挥公司项目的资源禀赋优势。
　　7、自然灾害风险
　　公司所属陆上风电项目大部分分布在福建沿海地区，海上风电项目位于福建省莆田市秀屿区平海湾海域，易受台风等恶劣天气威胁；公司在黑龙江省的三个风电项目位于黑龙江省佳木斯地区，可能受极端严寒、瞬间狂风等气候条件的影响。极端恶劣天气引发的自然灾害可能对设备、输电线路等造成损坏，进而影响项目的发电能力，从而对公司的发电量和营业收入造成不利影响。
　　公司将持续加强安全管理，落实企业安全生产主体责任，加强安全生产标准化建设，完善安全保障和监督体系，健全风险分级管控和隐患排查治理双重预防机制，进一步加强技术监督，强化设备定检维护和消缺工作，不断提高运行检修质量和设备健康水平，增强突发事件应对能力和防灾抗灾能力。

　　四、报告期内核心竞争力分析
　　1、资源禀赋优势
　　福建省地处我国东南沿海，台湾海峡独特的“狭管效应”赋予了福建地区优越的风力资源。公司已投产陆上风电场主要位于风资源较优的福清、平潭、连江等福建沿海地区，实际运行年利用小时数高、无弃风限电；省外陆上风电场主要位于黑龙江省等风资源较好地区。福建省近海风能整体优于陆上地区，海上风电资源处于全国前列。公司海上风电场位于福建莆田平海湾，一、二期总装机容量29.6万千瓦，海上风电装机规模占公司风电装机规模的32.62%。显著的资源禀赋和区位优势为公司长期发展奠定了良好的基础。
　　2、专业化管理优势
　　公司深耕清洁能源发电领域，公司所有的经营性资产和收入都与风力发电等清洁能源发电业务相关，是福建省内从事风电行业专业化程度较高的公司之一。公司运营管理16个风场、1个光伏电站和1个生物质发电厂，在清洁能源发电项目开发、建设及运行管理等方面具有丰富的经验。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。凭借专业化的经营和管理，公司项目常年保持良好的运营效率。2023年上半年，公司在福建省所属陆上风电场的平均发电设备利用小时为1390小时，所属海上风电场的平均发电设备利用小时为1885小时，在黑龙江省所属三个风电场平均发电设备利用小时为1281小时，均高于国内平均水平1237小时。
　　3、可持续发展优势
　　公司控股股东投资集团是福建省级国有资本投资公司，承担福建省内民生工程和基础设施建设的重要角色，在获配省内新能源资源方面具有一定优势。2023年7月，在福建省2023年海上风电市场化竞争配置（第一批）中，投资集团中选长乐外海J区项目（装机容量65万千瓦），投资集团与与国投电力控股股份有限公司联合体中选长乐外海I区（南）项目（装机容量30万千瓦）。大股东的资源优势为公司可持续发展提供了强有力的支持。投资集团在中闽能源2019年重大资产重组时承诺，在闽投海电（莆田平海湾海上风电场三期项目）、闽投电力、闽投抽水蓄能、宁德闽投（宁德霞浦海上风电场（A、C）区项目）、霞浦闽东（宁德霞浦海上风电场（B区）项目）等中的任意一家实体稳定投产、于一个完整会计年度内实现盈利、不存在合规性问题并符合上市条件后一年内，将与上市公司充分协商，启动将相关符合上市条件的资产注入上市公司的程序。
　　公司坚持自主开发和优质项目并购双轮驱动，一方面积极在福建省内争取资源配置，一方面坚定实施“走出去”发展战略，积极在省外寻找资源条件良好的平价风电、光伏项目投资机会，并积极开拓生物质发电项目领域的投资。公司通过项目滚动开发与资产并购，促进装机规模不断提升、市场竞争力不断增强。
　　4、资金优势
　　公司资产盈利能力较强，已投产的各项目能为公司带来稳定的利润。近几年，得益于风电项目装机容量不断增加，公司业绩保持持续增长。公司资信状况良好，与各类金融机构保持稳定的合作关系，融资渠道和方式多样，资金获取成本较低，具有较强的融资能力。截至报告期末，公司资产负债率为48%，资本结构稳健，偿债能力较强。 收起▲