中闽能源（600163）

　　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、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▲

　　一、经营情况讨论与分析
　　2022年，公司聚焦“建设一流清洁能源企业”目标，凝心聚力、笃行不怠，扎实抓好生产经营，全力推进项目开发，持续强化内部管理，较好地完成全年各项目标任务。
　　（一）报告期内整体经营情况
　　1.安全生产：全年安全生产无事故，实现零事故、零伤害、零污染的HSE工作目标。
　　2.发电量：全年累计发电32.05亿千瓦时，同比增长17.72%。
　　3.财务指标：全年实现营业收入17.91亿元，同比增长14.84%；实现利润总额9.17亿元，同比增长17.66%；实现归属于上市公司股东的净利润7.29亿元，同比增长6.98%。
　　4.资产总额：2022年末，公司资产总额116.54亿元，比年初113.36亿元增加3.18亿元。
　　（二）报告期内重点工作
　　1.全力以赴推进项目开发
　　坚持项目为王，强化实干为先，成立项目工作组，落实“项目挂帅”制度，紧盯重点区域和重点项目。继续推进福建省内集中式光伏试点项目申报工作，并在福清注册成立项目公司；完成黑龙江孙吴县新能源项目规划编制，继续跟踪黑龙江富锦市可再生能源项目申报，争取项目开发权；积极拓展云南抽水蓄能项目、西藏昌都市清洁能源项目。
　　2.多措并举加强生产管理
　　全力做好安全保供电，抓好设备管理，做深做实技术监督，加大设备整治力度，全年投入检修技改资金6000多万元，持续提升设备可靠性水平。深化智慧运维应用，实施数字中闽APP、移动办票、电子巡检等平台建设，促进数字技术与生产运营相融合，提升智能化管理水平。持续开展降本增效，实施年度检修技改共性项目集中采购，发挥集采规模效益，打造安全高效供应链。统筹推进电力市场、碳市场和绿证市场的政策研究，紧跟政策优化市场交易策略。
　　3.深挖内潜强化经营管控
　　深入实施国企改革三年行动，加强党组织、“三会”、经理层行权履职等配套制度建设，形成有效管控方式。启动实施财务中心建设，促进信息共享和高效协同。推进集控中心建设，持续推动数字化转型诊断工作。用好信贷税收政策，推进存量固定资产贷款降息工作，加权融资成本显著降低。提高内控工作质效，坚持体系建设与重点领域合规管理并举，多种手段、多项措施推动合规管理要求向下纵向延伸，有效管控经营风险。
　　4.压实责任夯实安全管理
　　坚持发展和安全并重，压紧压实安全生产责任，立足风险防控、隐患排查，巩固提升专项整治三年行动成果，巩固完善安全生产双重预防体系，持续推进安全生产标准化，全力提升员工的安全意识、操作技能和自我防护能力、突发事件应对能力，全年公司系统安全生产态势平稳。
　　
　　二、报告期内公司所处行业情况
　　1、报告期内我国电力市场整体情况
　　2022年，全国电力供需总体紧平衡，全国全社会用电量8.64万亿千瓦时，同比增长3.6%。
　　截至2022年底，全国全口径发电装机容量25.6亿千瓦，同比增长7.8%。从发电装机增速、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装机占总装机容量比重接近50%。2022年，全国新增发电装机容量2.0亿千瓦，其中新增非化石能源发电装机容量1.6亿千瓦，新投产的总发电装机规模以及非化石能源发电装机规模均创历史新高。截至2022年底，全国全口径发电装机容量25.6亿千瓦，其中非化石能源发电装机容量12.7亿千瓦，同比增长13.8%，占总装机比重上升至49.6%，同比提高2.6个百分点。二是全口径非化石能源发电量同比增长8.7%，煤电发电量占全口径总发电量的比重接近六成。2022年，全国规模以上工业企业发电量8.39万亿千瓦时、同比增长2.2%，其中，规模以上工业企业火电、水电、核电发电量同比分别增长0.9%、1.0%和2.5%。2022年，全口径并网风电、太阳能发电量同比分别增长16.3%和30.8%。全口径非化石能源发电量同比增长8.7%，占总发电量比重为36.2%，同比提高1.7个百分点。全口径煤电发电量同比增长0.7%，占全口径总发电量的比重为58.4%，同比降低1.7个百分点，煤电仍是当前我国电力供应的最主要电源。
　　2、报告期内我国可再生能源行业情况
　　2022年，可再生能源呈现发展速度快、运行质量好、利用水平高、产业竞争力强的良好态势。
　　全国风电、光伏发电新增装机突破1.2亿千瓦，创历史新高，带动可再生能源装机突破12亿千瓦。2022年，全国风电、光伏发电新增装机突破1.2亿千瓦，达到1.25亿千瓦，连续三年突破1亿千瓦，再创历史新高。全年可再生能源新增装机1.52亿千瓦，占全国新增发电装机的76.2%，已成为我国电力新增装机的主体。其中风电新增3763万千瓦、太阳能发电新增8741万千瓦、生物质发电新增334万千瓦、常规水电新增1507万千瓦、抽水蓄能新增880万千瓦。截至2022年底，可再生能源装机突破12亿千瓦，达到12.13亿千瓦，占全国发电总装机的47.3%，较2021年提高2.5个百分点。其中，风电3.65亿千瓦、太阳能发电3.93亿千瓦、生物质发电0.41亿千瓦、常规水电3.68亿千瓦、抽水蓄能0.45亿千瓦。
　　可再生能源在保障能源供应方面发挥的作用越来越明显。2022年，全国可再生能源发电量达到2.7万亿千瓦时，占全社会用电量的31.6%，较2021年提高1.7个百分点。其中，风电、光伏年发电量首次突破1万亿千瓦时，达到1.19万亿千瓦时，较2021年增加2073亿千瓦时，同比增长21%，占全社会用电量的13.8%，同比提升2个百分点，接近全国城乡居民生活用电量。
　　可再生能源竞争力不断增强。一是可再生能源发展市场化程度高，各类市场主体多、竞争充分，创新活力强。二是技术进步推动成本大幅下降，陆上6兆瓦级、海上10兆瓦级风机已成为主流，量产单晶硅电池的平均转换效率已达到23.1%。三是光伏治沙、“农业+光伏”、可再生能源制氢等新模式新业态不断涌现，分布式发展成为风电光伏发展主要方式，2022年分布式光伏新增装机5111万千瓦，占当年光伏新增装机58%以上。
　　3、报告期内福建省电力行业情况
　　截至2022年底，福建省发电装机容量为7,530.99万千瓦，同比增长7.8%，比上年底增加547.67万千瓦；其中水电装机1,538.31万千瓦，火电装机3,681.44万千瓦（其中燃煤装机2,989.81万千瓦），核电装机1,101.20万千瓦，其它能源发电装机1,210.04万千瓦（其中风电装机742.02万千瓦、光伏发电装机464.93万千瓦、储能装机3.10万千瓦）。
　　2022年，全省发电量完成3,073.96亿千瓦时，比上年同期增长4.9%，其中水电完成386.95亿千瓦时，同比增长41.1%，火电完成1,585.96亿千瓦时（其中燃煤发电1,398.83亿千瓦时），同比减少6.9%；核电完成831.94亿千瓦时，同比增长7.0%；风电完成230.63亿千瓦时，同比增长51.9%；光伏完成38.15亿千瓦时，同比增长52.4%。
　　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2022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10.75%，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，目前包括风力发电、光伏发电、生物质发电三个板块。截至2022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。
　　公司自主开发项目主要包括三个阶段：项目开发阶段，由公司或下属项目公司负责特定区域的项目开发，项目初步选址后，与当地政府签署项目开发框架协议，编制并审查可行性研究报告，在通过公司内部评估与决策后开展项目前期工作，取得项目核准或备案后开展项目建设；项目建设阶段，公司按采购招标程序组织设备和工程施工的采购和招标，由建设施工单位负责具体建设工作，工程建设完成、验收调试合格后，项目并网运行；项目运营阶段，由下属项目公司负责电站的运行、维护和检修，公司对各个电站的运营情况进行监控，并对各下属项目公司实行经营绩效考核。
　　除自主开发项目外，公司还以优质的风力发电、光伏发电项目资产为标的实施股权收购，在并购完成后对并购项目进行运营管理。
　　（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。2022年福建省风电平均利用小时数达到3132小时，远高于全国平均水平。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。2022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3328小时,所属海上风电场的平均发电设备利用小时为4038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2518小时，均高于国内平均水平2221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。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49.10%，资本结构稳健，偿债能力较强。
　　
　　五、报告期内主要经营情况
　　2022年度，公司实现营业收入17.91亿元，同比增长14.84%；实现利润总额9.17亿元，同比增长17.66%；实现归属于上市公司股东的净利润7.29亿元，同比增长6.98%。
　　截至2022年12月31日，公司控股并网装机容量为95.73万千瓦，其中：风电装机90.73万千瓦（陆风装机61.13万千瓦，海风装机29.6万千瓦）、光伏装机2万千瓦、生物质热电装机3万千瓦。2022年度，公司权属各项目累计完成上网电量311,602.94万千瓦时，同比增长17.41%。

　　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
　　党的二十大报告中提出，积极稳妥推进碳达峰碳中和，为我国能源发展指明了前进方向，提供了根本遵循。截至2022年底，全国全口径发电装机容量25.6亿千瓦，其中非化石能源发电装机容量12.7亿千瓦，同比增长13.8%，占总装机比重上升至49.6%，同比提高2.6个百分点，电力延续绿色低碳转型趋势。根据中国电力企业联合会的预测：在新能源发电快速发展带动下，预计2023年全年全国新增发电装机规模有望达到2.5亿千瓦左右，其中新增非化石能源发电装机1.8亿千瓦。预计2023年底全国发电装机容量28.1亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机合计14.8亿千瓦，占总装机比重上升至52.5%左右。水电4.2亿千瓦、并网风电4.3亿千瓦、并网太阳能发电4.9亿千瓦、核电5846万千瓦、生物质发电4500万千瓦左右，太阳能发电及风电装机规模均将在2023年首次超过水电装机规模。
　　推动大型风电光伏等可再生能源基地建设。2022年6月，国家发展改革委、国家能源局等九部门联合印发《“十四五”可再生能源发展规划》（发改能源〔2021〕1445号），明确提出以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点，加快建设黄河上游、河西走廊、黄河几字弯、冀北、松辽、新疆、黄河下游等七大陆上新能源基地；科学有序推进大型水电基地建设；依托西南水电基地调节能力和外送通道，统筹推进川滇黔桂、藏东南二大水风光综合基地开发建设；优化近海海上风电布局，开展深远海海上风电规划，推动近海规模化开发和深远海示范化开发，重点建设山东半岛、长三角、闽南、粤东、北部湾五大海上风电基地集群。
　　新能源延续平价上网政策。2022年4月，国家发改委价格司印发《关于2022年新建风电、光伏发电项目延续平价上网政策的函》。文件明确，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（以下简称“新建项目”），延续平价上网政策，上网电价按当地燃煤发电基准价执行。新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价，以充分体现新能源的绿色电力价值。鼓励各地出台针对性扶持政策，支持风电、光伏发电产业高质量发展。
　　海上风电发展提速。相比陆上风电，海上风电具备风电机组发电量高、单机装机容量大、机组运行稳定以及不占用土地，不消耗水资源，适合大规模开发等优势，同时，海上风电一般靠近传统电力负荷中心，便于电网消纳，免去长距离输电的问题。根据克拉克森风电数据库统计，2022年中国投产海上风场9座，涵盖海上风机507台，新增装机量共计3.8GW（全容量并网口径），占全球新增装机总量的47%；其中6座风场共2.4GW实现了“年内开工、年内全容量并网”的目标。海上风电作为中国可再生能源的重点领域，“十四五”期间将进入新的发展时期，呈现新的发展趋势：风电场布局，从近海向深水沿岸转变；项目开发建设进一步向基地化、规模化方向转变；海上风电与海洋牧场，海上油气，海水淡化，氢能、储能多种能源综合开发利用融合发展也是未来海上风电重要发展方向。福建省海上风能资源丰富，发展海上风电拥有得天独厚的优势，根据《福建省“十四五”能源发展专项规划》，“十四五”期间福建省将增加并网海风装机410万千瓦，新增开发省管海域海上风电规模约1030万千瓦，力争推动国管海域深远海风电开工480万千瓦。
　　老旧风场“以大代小”，存量市场替代空间打开。国内风电产业大规模发展已超过十年，存量的老旧风场机组安全隐患多，可靠性和发电效率下降明显，运维难、成本高，收益率低，成为早期投运风机的“通病”。随着我国风电加速度发展，老旧风机服役寿命到期的容量将迎来爆发式增长，预计到2030年前后，每年将有超过13000台，容量约2000万千瓦风电场面临机组延寿或退役的决策。除退役之外，针对“老旧小”风机，目前的升级工作总体分为技改增效和“以大代小”（包括等容更新和扩容更新）两种方式。2021年8月，宁夏自治区发改委发布《关于开展宁夏老旧风电场“以大代小”更新试点的通知》，打响了全国“以大代小”第一枪；2021年12月，国家能源局《风电场改造升级和退役管理办法》（征求意见稿）提出，国家鼓励并网运行超过15年的风电场开展改造升级和退役。随着国家和各地方政策的出台，风电场“以大代小”项目进入实操和示范阶段，市场潜力巨大。
　　绿证绿电交易推动可再生能源高质量发展。党的二十大报告明确提出，倡导绿色消费，推动形成绿色低碳生产方式和生活方式。2022年，国家能源局积极推进绿色电力证书交易，引导绿色电力消费，全年核发绿证2060万个，对应电量206亿千瓦时，较2021年增长135%；交易数量达到969万个，对应电量96.9亿千瓦时，较2021年增长15.8倍。截至2022年底，全国累计核发绿证约5954万个，累计交易数量1031万个。绿证的核发和交易对推动可再生能源高质量发展有重要意义。通过出售绿证，发电企业可以获得独立于可再生能源电能量价值的额外绿色环境收益，有利于调动市场主体投资建设可再生能源的积极性，同时有利于促进可再生能源消纳利用。目前，国家有关部门正在结合新形势新要求，进一步完善绿色电力证书制度，明确绿证的权威性、唯一性、通用性和主导性，拓展绿证核发范围，推广绿证绿电交易，引导绿色电力消费，为促进可再生能源开发利用，推动全社会更好消费绿色电力发挥更大的作用。
　　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未来发展趋势。国家提出的“碳达峰”、“碳中和”目标给包括公司在内的可再生能源发电企业提供了巨大的发展空间，公司将努力把握历史机遇，利用福建省作为“十四五”规划五大海上风电基地之一的有利条件，加大海上风电领域的投资开发力度，同时开展老旧风机改造研究工作，做好老旧风场“以大代小”的改造准备。
　　平价上网时代的到来将倒逼可再生能源发电企业苦练内功、开源节流、提质增效。公司在行业已深耕多年，在项目开发和建设运营上积累了丰富的经验，公司将充分利用自身优势，把握新政策，抓住新机遇，一方面积极寻找CCER、绿电交易等新的盈利增长点，一方面提升经营管理水平，提高上市公司质量，在“十四五”期间赢得发展先机。
　　(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“效益优先、风险可控、创新驱动”的经营理念，坚持以风电、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，争取在海上风电、大型抽水蓄能、生物质热电联产、充电桩等清洁能源领域取得更大突破，实现企业新的利润增长点；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，为我国构建以新能源为主体的新型电力系统做出积极贡献。
　　(三)经营计划
　　2023年，公司计划完成发电量331,209万千瓦时、上网电量320,303万千瓦时，计划重点做好以下工作：
　　1.党建引领促发展。坚持政治引领，坚持党的全面领导，聚焦“防风险、保安全、护稳定、促发展”，顶层设计和实践探索相结合，不断完善公司治理，把党的领导优势转化为竞争优势、发展优势，为实现公司发展提供坚强保证。紧紧扭住高质量发展这一主题主线，聚焦“双碳”目标，以党建凝聚合力，以深化体制机制改革为动力，推动生产经营指标再创新高，力争项目发展取得新突破，提升公司管理的精细化、智能化和现代化水平，促进上市公司平台做强做优做大。2.抓牢项目“主战场”。持续拓展新资源，积极探索新业态，坚持多电并举、建购结合，积极推动与央企、民企的合作，共享资源、发挥优势，共同出资开发省内外抽蓄、风电、光伏等能源项目。加强与各级政府及有关部门的对接沟通，借力福建对口援疆援藏、云南省福建招商渠道和设计单位技术力量，统筹各方，争取黑龙江孙吴、富锦等地新的资源项目落地，争取云南相关抽水蓄能项目取得新进展，紧密跟踪西藏光伏项目开发。全力推进福清新厝50MW渔光互补项目开发，积极争取后续福清、平潭更多渔光互补项目列入集中式光伏电站试点项目。精心筹划闽投海电注入上市公司的方案，适时启动闽投海电资产注入上市公司工作，积极推进控股股东关于解决同业竞争承诺事项的履行。
　　3.优化管理提效益。按照组织机构专业化、生产要素集中化、集中管理精细化的思路，实施风电场车间化、财务集中化管理，厘清管理层级，优化资源配置，发挥公司系统的管理效应、规模效应与协作效应。优化管控模式，提升公司内部各项资源的整合与协同发展。对富锦热电项目实施技术改造、工艺调整、燃料配比调整，提升锅炉燃烧效率，保持项目稳定运行，推动提质增效。
　　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、上网电价变动风险
　　根据2022年4月国家发改委价格司《关于2022年新建风电、光伏发电项目延续平价上网政策的函》，新建新能源发电项目延续平价上网政策。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。2022年1月国家发展改革委、国家能源局发布的《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》明确要加快建设电力市场体系，到2030年，新能源将全面参与市场交易。按交易结算口径统计，2022年全国市场交易电量共5.25万亿千瓦时，同比增长39%，占全社会用电量比重达60.8%，同比提高15.4个百分点。随着可再生能源电力市场化改革的进一步深入，可能存在上网电价变动风险，将给项目的盈利状况带来一定的不确定性。
　　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。2022年度，公司权属各项目参与市场化交易总电量80840.35万千瓦时，占总上网电量的25.94%。如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，多举措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。2022年，公司在黑龙江地区的三个风电项目平均限电率2.68%，限电损失电量760万千瓦时；在哈密地区的红星二场光伏一电站限电率10.06%，限电损失电量354万千瓦时。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。公司部分早期投产风电项目就将面临电价补贴到限风险。
　　另一方面，2022年3月，国家发改委、能源局以及财政部三部委联合下发《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，通过企业自查、现场检查、重点督查相结合方式，进一步摸清可再生能源发电补贴底数。
　　2023年1月6日，受国家发展改革委、财政部、国家能源局委托，国家电网与南方电网分别正式公布了《关于公布第一批可再生能源发电补贴合规项目清单的公告》，共计7335个项目，其中公司有14个项目。公司福清大帽山风电场项目未列入此批清单，目前正在补报相关材料过程中，存在无法获得全部电价补贴的风险。
　　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、绿电交易、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。就存在无法获得全部电价补贴风险的福清大帽山风电场项目，公司基于审慎性原则已按照燃煤发电上网基准价确认该项目营业收入。
　　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。自2019年起，风电、光伏项目均要通过竞争方式配置和确定上网电价。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。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项目的竞争非常激烈。
　　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。 收起▲

　　一、 报告期内公司所属行业及主营业务情况说明
　　（一）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，目前包括风力发电、光伏发电、生物质发电三个板块。截至2022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）报告期内行业情况说明
　　1、报告期内主要行业政策
　　为落实碳达峰、碳中和目标，聚焦以风电、光伏发电为代表的新能源大规模、高比例、高质量发展，报告期内国家出台了多项行业政策。
　　（1）规划布局以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地。
　　2022年2月，国家发改委、国家能源局发布《关于印发<以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案>的通知》。根据方案，计划以库布齐、乌兰布和、腾格里、巴丹吉林沙漠为重点，以其他沙漠和戈壁地区为补充，综合考虑采煤沉陷区，规划建设大型风电光伏基地。到2030年，规划建设风光基地总装机约4.55亿千瓦。此前2021年11月24日，国家能源局、国家发改委印发《第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电、光伏基地建设项目清单的通知》，涉及19省份，规模总计97.05GW。
　　（2）加快发展风电、太阳能发电。
　　2022年3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》，提出要加快发展风电、太阳能发电。全面推进风电和太阳能发电大规模开发和高质量发展，优先就地就近开发利用，加快负荷中心及周边地区分散式风电和分布式光伏建设，推广应用低风速风电技术。在风能和太阳能资源禀赋较好、建设条件优越、具备持续整装开发条件、符合区域生态环境保护等要求的地区，有序推进风电和光伏发电集中式开发，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项目建设，积极推进黄河上游、新疆、冀北等多能互补清洁能源基地建设。积极推动工业园区、经济开发区等屋顶光伏开发利用，推广光伏发电与建筑一体化应用。开展风电、光伏发电制氢示范。鼓励建设海上风电基地，推进海上风电向深水远岸区域布局。积极发展太阳能热发电。
　　（3）新建风电、光伏发电项目延续平价上网政策。
　　2022年4月，国家发改委价格司印发《关于2022年新建风电、光伏发电项目延续平价上网政策的函》。文件明确，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（以下简称“新建项目”），延续平价上网政策，上网电价按当地燃煤发电基准价执行。新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价，以充分体现新能源的绿色电力价值。鼓励各地出台针对性扶持政策，支持风电、光伏发电产业高质量发展。
　　（4）促进新时代新能源高质量发展。
　　2022年5月，国家发改委、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》。方案围绕更好发挥新能源在能源保供增供方面的作用等，提出了7个方面、21项具体政策举措，主要包括：一是创新新能源开发利用模式，加快推进以沙漠、戈壁、荒漠化地区为重点的大型风电光伏发电基地建设，促进新能源开发利用与乡村振兴融合发展，推动新能源在工业和建筑领域应用，引导全社会消费新能源绿色电力。二是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。三是深化新能源领域“放管服”改革，持续提高项目审批效率，优化新能源项目接网流程，健全新能源相关公共服务体系。四是支持引导新能源产业健康有序发展，推进科技创新与产业升级，保障产业链供应链安全，提高新能源产业国际化水平。五是保障新能源发展合理空间需求，完善新能源项目用地管制规则，提高国土空间利用效率。六是充分发挥新能源的生态环境保护效益，大力推广生态修复类新能源项目，助力农村人居环境整治提升。七是完善支持新能源发展的财政金融政策，优化财政资金使用，完善金融相关支持措施，丰富绿色金融产品服务。
　　2、报告期内我国主要行业数据
　　2022年上半年，全国电力系统安全稳定运行，电力供需总体平衡，为疫情防控和经济社会发展提供了坚强电力保障。2022年1-6月，全社会用电量累计40977亿千瓦时，同比增长2.9%。
　　截至2022年6月底，全国全口径发电装机容量24.4亿千瓦，同比增长8.1%。其中，非化石能源发电装机容量11.8亿千瓦，同比增长14.8%，占总装机容量的48.2%，占比同比提高2.8个百分点，绿色低碳转型效果继续显现。分类型看，并网风电3.4亿千瓦，同比增长17.2%，其中，陆上风电3.16亿千瓦、海上风电2666万千瓦；并网太阳能发电3.4亿千瓦，同比增长25.8%，其中，集中式光伏发电2.1亿千瓦，分布式光伏发电1.3亿千瓦，光热发电57万千瓦；生物质发电3950万千瓦，同比增长17.7%
　　2022年1-6月份，全国规模以上电厂发电量39631亿千瓦时，同比增长0.7%。上半年，全口径并网风电、太阳能发电量同比分别增长12.2%和29.8%。由于电力消费需求放缓以及水电等非化石能源发电量快速增长，上半年全口径煤电发电量同比下降4.0%，占全口径总发电量比重为57.4%，煤电仍是当前我国电力供应的最主要电源。
　　2022年上半年，全国6000千瓦及以上电厂发电设备累计平均利用小时1777小时，同比降低81小时。分类型看，并网风电1154小时，同比降低58小时；并网太阳能发电690小时，同比提高30小时。
　　（以上信息来源于国家能源局网站发布的2022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《2022年1-6月份电力工业运行简况》及《2022年上半年全国电力供需形势分析预测报告》）

　　二、经营情况的讨论与分析
　　2022年上半年，公司围绕年度生产经营目标，狠抓工作落实，各项工作扎实有力推进，取得良好成效。
　　（一）主要生产经营情况
　　截至2022年6月30日，公司控股并网装机容量95.73万千瓦。2022年上半年，公司下属各项目累计完成发电量161,072.29万千瓦时，比上年同期增长23.85%；累计完成上网电量156,638.12万千瓦时，比上年同期增长23.47%。
　　2022年1-6月，公司实现营业收入92,264.32万元，比上年同期增长22.52%；利润总额51,873.16万元，比上年同期增长31.35%；归属于上市公司股东的净利润41,854.82万元，比上年同期增长24.45%。
　　（二）主要工作开展情况
　　1、项目开发持续推进
　　公司认真落实国家双碳目标，积极参与福建省内集中式光伏试点项目开发，出资5000万元在福清市设立中闽（福清）光伏发电有限公司，加快推进中闽福清新厝50MW渔光互补项目前期工作，同时积极寻找省外新能源发电项目开发和优质标的并购机会，进一步完善公司产业布局，壮大清洁能源主营业务。
　　2、生产势头保持良好
　　公司牢牢扭住电量“龙头”，将增发电量作为提升效益的根本，挖潜增效、聚力攻坚，高效高质实施设备定检预试和技术改造工作，精心维护保养、快速消除设备缺陷隐患，夯实平稳发电的设备基础。报告期内，公司在运风电场保持了良好的运营效率。此外，公司投建的富锦市二龙山镇30MW生物质热电联产项目于报告期内顺利通过了72+24小时满负荷试运行，开始投入商业运行。
　　3、安全生产大局平稳
　　公司统筹疫情防控和安全管理工作，强化红线意识和底线思维，全面落实安全生产主体责任，扎实开展安全生产专项整治三年行动、房屋结构隐患排查“回头看”、防汛安全大检查、安全生产月等各项工作，巩固完善双重预防体系，强化全员安全意识，不断提升技能水平和应急能力，保障公司系统安全平稳态势。报告期内实现零事故、零伤害、零污染。
　　报告期内公司经营情况的重大变化，以及报告期内发生的对公司经营情况有重大影响和预计未来会有重大影响的事项

　　三、可能面对的风险
　　1、上网电价变动风险
　　根据国家发改委价格司《关于2022年新建风电、光伏发电项目延续平价上网政策的函》，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，上网电价按当地燃煤发电基准价执行；新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价。2022年3月，国家发改委、国家能源局下发《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》，提出有序推动新能源参与市场交易，建立与新能源特性相适应的交易机制，满足新能源对合同电量、曲线的灵活调节需求，在保障新能源合理收益的前提下，鼓励新能源以差价合约形式参与现货市场。
　　随着新能源发电项目参与市场化交易程度的加大，新能源发电项目的上网电价水平可能存在变动风险，由此将对项目的盈利状况产生一定不确定性影响。
　　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。因此，如果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。
　　2、可再生能源电力消纳风险
　　由于风力大小、太阳能强度存在间歇性和波动性的特点，风力、光伏发电具有一定的随机性。电网需要根据风力、光伏发电量的大小和电网用电量的变化情况，相应调整火电、水电等常规能源发电机组的发电量，使得电网总发电量与用电量保持平衡。当电网的调峰能力不足，不能完全接受风力、光伏发电向电网输送的电能时，电网会降低风力、光伏发电机组的发电能力，使得部分风力、太阳能资源无法得到利用，产生弃风限电、弃光限电的现象。此外，当项目所在地用电需求较少，且不能通过电量外送等方式完全消纳时，电网为了保证电力系统的稳定运营，会通过降低各发电机组的发电能力，保障电网发电量与用电量的一致性，使得部分风力、太阳能资源无法得到利用，也会产生弃风限电、弃光限电的现象。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。可再生能源电力消纳问题一直是国家层面的重点关注问题，近年来国家先后颁布《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，采取各种有效措施促进可再生能源电力消纳。
　　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。2022年上半年，公司在黑龙江地区的三个风电项目平均限电率4.75%，限电损失电量685万千瓦时；在哈密地区的红星二场光伏一电站限电率4.83%，限电损失电量88万千瓦时。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”。
　　3、可再生能源电价补贴滞后及补贴到限风险
　　目前，我国风力发电、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项目发展迅速，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。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，项目收益下降的风险。公司部分早期投产风电项目就将面临电价补贴到限风险。
　　2022年3月，国家发改委、能源局以及财政部三部委联合下发《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；财政部《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的报告》中提出推动解决可再生能源发电补贴资金缺口。长久以来的补贴拖欠问题有望得到解决。同时，国家为实现“双碳”目标，设计了碳排放权交易、CCER、绿电交易等制度，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、绿电交易、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。自2019年起，风电、光伏项目均要通过竞争方式配置和确定上网电价。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。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项目的竞争非常激烈。
　　国家提出的“碳达峰”、“碳中和”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均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。公司在福建省已投产的陆上风电场主要位于风资源较优的福清、平潭、连江等沿海地区，实际运行年利用小时数高、无弃风限电，为公司长期发展奠定了良好的基础。同时，福建省近海风能整体优于陆上地区，发展海上风电拥有得天独厚的优势。公司旗下的中闽海电在莆田平海湾海域专业从事海上风电项目的开发与运营，报告期内，公司海上风电装机规模占公司风电装机规模的32.62%，区位竞争优势得到进一步发挥。此外，公司在黑龙江省也有投运和储备的风电项目，我国“三北”（西北、华北和东北）地区风能资源丰富，公司在该区域投运的项目也具有较好的资源禀赋。
　　2、专业化优势
　　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，公司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，是福建省内从事风电行业专业化程度较高的公司之一。公司秉承“效益优先、风险可控、创新驱动”的经营理念，以专业化的经营和管理确保所投资项目的盈利能力。
　　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，在福建省经济社会发展中发挥着引领、示范、带动作用，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。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、运营管理优势
　　公司具有丰富的风电场运营管理经验，培养了一支理论扎实、作风严谨、技能精湛、具有技术创新和攻关能力的运行维护技术队伍，积累了各种故障处理和维修保养经验，具备技术攻关、技术创新能力和核心部件故障解决能力。2022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1658小时，所属海上风电场的平均发电设备利用小时为2040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1255小时，均高于国内平均水平1154小时，整体保持了良好的运营效率。
　　5、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。 收起▲

　　一、经营情况讨论与分析
　　2021年，公司深入学习贯彻习近平新时代中国特色社会主义思想，聚焦“建设一流清洁能源企业”目标，统筹疫情防控和高质量发展，圆满完成全年各项工作任务。
　　1.统筹谋划推进，全力以赴谋发展抓发展
　　紧密跟踪黑龙江可再生能源项目开发布局，全力争取资源配置机会；省内集中式光伏项目取得重要进展，中闽福清新厝50MW渔光互补项目顺利列入福建省2021年试点名单，项目备案等相关手续正抓紧办理。同时，全力推进在建项目建设，2021年末，富锦生物质热电项目成功并网，莆田平海湾海上风电场二期项目实现全容量并网。
　　2.强化设备管理，存量项目实现提质增效
　　始终坚持以电量为龙头，将抢发电量作为投运项目的工作主线，针对部分风电场风电机组投运时间长、设备老旧、设计缺陷等问题，以设备技改为切入点，在设备治理上持续发力，常抓设备维护、定检不放松，不断提升设备可利用率，增强存量项目的整体发电能力。
　　3.强化经营管控，企业治理持续优化调整
　　持续抓好建章立制工作，按照“符合工作实际，满足管理需要”目标，全年制定、修编各类制度36项，进一步优化流程、理顺关系，增强管控能力；严把风险控制关，组织对各业务口风险隐患事项进行辨识和排查，研究落实应对措施，确保生产经营风险可控在控；切实抓好国企改革发展工作，持续推进市场化转型；积极布局数字化转型，探索建立生产运营、经营管理信息化平台，推动数字技术与生产实际深度融合，提升管理效能；聚焦资金需求，加强财务统筹，有效拓宽金融机构授信渠道，大力落实税收优惠政策。
　　4.强化底线思维，安全生产态势保持稳定
　　坚持常态化疫情防控不放松，保持零疑似、零感染、零确诊的态势；强化HSE管理工作，定期召开安委会研究部署安全生产工作，各级领导带头深入现场排查隐患，各项问题整改率达90%以上；全力巩固应急管理体系和应急能力建设、专项整治三年行动成果，持续推进双重预防机制建设。报告期内实现零事故、零伤害、零污染目标。
　　
　　二、报告期内公司所处行业情况
　　1、报告期内我国电力市场整体情况
　　2021年，全国电力供需形势总体偏紧，全年电力消费增速实现两位数增长，电力装机结构延续绿色低碳发展态势。
　　2021年，全国全社会用电量8.31万亿千瓦时，同比增长10.3%。截至2021年底，全国全口径发电装机容量23.8亿千瓦，同比增长7.9%；其中，全口径非化石能源发电装机容量11.2亿千瓦，占总装机容量比重为47.0%，同比提高2.3个百分点，历史上首次超过煤电装机比重；全国规模以上工业企业发电量8.11万亿千瓦时，同比增长8.1%；全口径非化石能源发电量2.90万亿千瓦时，同比增长12.0%，占全口径总发电量的比重为34.6%，同比提高0.7个百分点。
　　2、报告期内我国可再生能源行业情况
　　可再生能源装机规模突破10亿千瓦，风电、光伏发电装机均突破3亿千瓦，海上风电装机跃居世界第一。2021年，我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%。其中，水电新增2349万千瓦、风电新增4757万千瓦、光伏发电新增5488万千瓦、生物质发电新增808万千瓦，分别占全国新增装机的13.3%、27%、31.1%和4.6%。2021年是国家财政补贴海上风电新并网项目的最后一年，全国全年新增并网海上风电1690万千瓦，创历年新高。截至2021年底，我国可再生能源发电装机达到10.63亿千瓦，占总发电装机容量的44.8%。其中，水电装机3.91亿千瓦（其中抽水蓄能0.36亿千瓦）、风电装机3.28亿千瓦、光伏发电装机3.06亿千瓦、生物质发电装机3798万千瓦，分别占全国总发电装机容量的16.5%、13.8%、12.9%和1.6%。可再生能源发电量稳步增长。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，水电13401亿千瓦时，同比下降1.1%；风电6526亿千瓦时，同比增长40.5%；光伏发电3259亿千瓦时，同比增长25.1%；生物质发电1637亿千瓦时，同比增长23.6%。水电、风电、光伏发电和生物质发电量分别占全社会用电量的16.1%、7.9%、3.9%和2%。
　　可再生能源持续保持高利用率水平。2021年，全国风电平均利用小时数2246小时，风电平均利用小时数较高的省区中，福建2836小时、蒙西2626小时、云南2618小时；全国风电平均利用率96.9%，较上年同期提高0.4个百分点。2021年，全国光伏利用小时数1163小时，同比增加3小时；全国光伏发电利用率98%，与上年基本持平。
　　3、报告期内福建省电力行业情况
　　截至2021年底，福建省发电装机容量为6983.32万千瓦，同比增长9.6%，比上年底增加611.74万千瓦；其中水电装机1385.75万千瓦，火电装机3596.24万千瓦（其中燃煤装机2936.30万千瓦），核电装机986.20万千瓦，其它能源发电装机1015.13万千瓦（其中风电装机735.02万千瓦、光伏发电装机277.01万千瓦、储能装机3.10万千瓦）。
　　2021年，福建省全口径发电量2931.2亿千瓦时，同比增长11.2%。其中，水电274.3亿千瓦时，同比减少6%；火电1702.8亿千瓦时,同比增长9.8%；核电777.2亿千瓦时，同比增长19.1%；风电151.9亿千瓦时，同比增长24.2%；光伏25亿千瓦时，同比增长30.3%。
　　4、公司所处的行业地位
　　公司全资子公司中闽有限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，风电项目年投产装机容量和年发电量在福建省内均名列前茅。截至2021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10.85%。报告期内，莆田平海湾海上风电场二期24.6万千瓦项目实现全容量并网发电，公司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，目前包括风力发电、光伏发电、生物质发电三个板块。截至2021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。
　　公司自主开发项目主要包括三个阶段：项目开发阶段，由公司或下属项目公司负责特定区域的项目开发，项目初步选址后，与当地政府签署项目开发框架协议，编制并审查可行性研究报告，在通过公司内部评估与决策后开展项目前期工作，在取得当地发改委核准或备案后开展项目建设；项目建设阶段，公司按采购招标程序组织设备和工程施工的采购和招标，由建设施工单位负责具体建设工作，工程建设完成、验收调试合格后，项目并网运行；项目运营阶段，由下属项目公司负责电站的运行、维护和检修，公司对各个电站的运营情况进行监控，并对各下属项目公司实行经营绩效考核。
　　除自主开发项目外，公司还以优质的风力发电、光伏发电项目资产为标的实施股权收购，在并购完成后对并购项目进行运营管理。
　　（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。2021年福建省风电平均利用小时数2836小时,居全国第一。公司在福建省已投产陆上的风电场主要位于风资源较优的福清、平潭、连江等沿海地区，实际运行年利用小时数高、无弃风限电，为公司长期发展奠定了良好的基础。同时，福建省近海风能整体优于陆上地区，发展海上风电拥有得天独厚的优势。公司旗下的中闽海电在莆田平海湾海域专业从事海上风电项目开发与运营，报告期内，其负责建设的莆田平海湾海上风电场二期项目实现全容量并网发电，海上风电装机规模占公司风电装机规模的32.62%，使公司的区位竞争优势得到进一步发挥。此外，公司在黑龙江省也有投运和储备的风电项目，黑龙江省属于风能资源丰富的“三北”地区，项目也具有较好的资源禀赋。
　　2、专业化优势
　　公司全资子公司中闽有限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。公司长久以来一直专注于风力发电等清洁能源项目的开发、建设及运营，公司所有的经营性资产和收入都与风力发电等清洁能源发电业务相关，公司在新能源发电项目开发、建设及运行管理等方面均具有丰富的经验，是福建省内从事风电行业专业化程度较高的公司之一。
　　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，在福建省经济社会发展中发挥着引领、示范、带动作用，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。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。其中，由公司子公司中闽海电受托管理的闽投海电投资的莆田平海湾海上风电场三期项目已于2021年底实现全容量并网。
　　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、运营管理优势
　　公司具有丰富的风电场运营管理经验，培养了一支理论扎实、作风严谨、技能精湛、具有技术创新和攻关能力的运行维护技术队伍，积累了各种故障处理和维修保养经验，具备技术攻关、技术创新能力和核心部件故障解决能力。2021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3030小时（其中王母山风电场项目和青峰二期风电场项目利用小时数均超过了3900小时）,所属海上风电场的平均发电设备利用小时为4224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2285小时，均高于国内平均水平2246小时，整体保持了良好的运营效率。
　　5、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。报告期内，公司利用“双碳减排”政策优势，与国开行福建省分行签订我省首个可再生能源电价补贴确权贷款项目合同，贷款总额6.29亿元。
　　
　　五、报告期内主要经营情况
　　2021年度，公司实现营业收入15.33亿元，同比增长22.41%；利润总额7.53亿元，同比增长24.38%；归属于上市公司股东的净利润6.56亿元，同比增长35.11%。
　　截至2021年12月31日，公司控股并网装机容量为95.73万千瓦，其中：风电装机90.73万千瓦（陆风装机61.13万千瓦，海风装机29.6万千瓦）、光伏装机2万千瓦、生物质热电装机3万千瓦。2021年度，公司权属各项目累计完成上网电量265,389.28万千瓦时，同比增长18.48%。

　　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
　　截至2021年底，全国全口径发电装机容量23.8亿千瓦，同比增长7.9%；全口径非化石能源发电装机容量11.2亿千瓦，同比增长13.4%，占总装机容量比重为47.0%，同比提高2.3个百分点，历史上首次超过煤电装机比重。根据中国电力企业联合会的预测：在新能源快速发展带动下，预计2022年基建新增装机规模将创历年新高，全年基建新增发电装机容量2.3亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机投产1.8亿千瓦左右。预计2022年底全口径发电装机容量达到26亿千瓦左右，其中，非化石能源发电装机合计达到13亿千瓦左右，将有望首次达到总装机规模的一半。水电4.1亿千瓦、并网风电3.8亿千瓦、并网太阳能发电4.0亿千瓦、核电5557万千瓦、生物质发电4500万千瓦左右。煤电装机容量11.4亿千瓦左右。
　　“碳中和”指引能源结构转型，清洁能源发电迎来发展新机遇。2021年，在“双碳”目标的指引下，清洁能源发电迎来了新的历史机遇期。2021年5月，国家能源局印发《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），提出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、抓紧组织开展保障性并网项目竞争性配置等方面举措，推动风电、光伏发电高质量跃升发展。
　　2021年10月24日，国务院印发了《2030年前碳达峰行动方案》（国发〔2021〕23号），提出“在保障能源安全的前提下，大力实施可再生能源替代，加快构建清洁低碳安全高效的能源体系”，其中提到要“大力发展新能源。全面推进风电、太阳能发电大规模开发和高质量发展，坚持集中式与分布式并举，加快建设风电和光伏发电基地。加快智能光伏产业创新升级和特色应用，创新“光伏+”模式，推进光伏发电多元布局。坚持陆海并重，推动风电协调快速发展，完善海上风电产业链，鼓励建设海上风电基地。积极发展太阳能光热发电，推动建立光热发电与光伏发电、风电互补调节的风光热综合可再生能源发电基地。因地制宜发展生物质发电、生物质能清洁供暖和生物天然气。探索深化地热能以及波浪能、潮流能、温差能等海洋新能源开发利用。进一步完善可再生能源电力消纳保障机制。到2030年，风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上。”未来风电、太阳能装机规模具有较大的增长空间，以风光为代表的清洁能源发展空间广阔。
　　新能源开启平价上网时代。2021年6月，国家发展改革委印发《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》（发改价格〔2021〕833号），释放明确的价格信号：2021年起，对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目，中央财政不再补贴，实行平价上网；2021年新建项目上网电价，按当地燃煤发电基准价执行；新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价，以更好体现光伏发电、风电的绿色电力价值；2021年起，新核准（备案）海上风电项目、光热发电项目上网电价由当地省级价格主管部门制定，上网电价高于当地燃煤发电基准价的，基准价以内的部分由电网企业结算。平价上网政策将进一步推动新技术应用，促进行业由政策补贴驱动向市场驱动转变,促使新能源运营商更加注重项目的运营和发电效率，促进新能源行业持续健康发展。
　　海上风电发展进入快车道。相比陆上风电，海上风电具备风电机组发电量高、单机装机容量大、机组运行稳定以及不占用土地，不消耗水资源，适合大规模开发等优势，同时，海上风电一般靠近传统电力负荷中心，便于电网消纳，免去长距离输电的问题。2021年，全国全年新增并网海上风电1690万千瓦，创历年新高。截至2021年底，我国海上风电累计装机规模达到2639万千瓦，跃居世界第一。海上风电作为中国可再生能源的重点领域，“十四五”期间将进入新的发展时期，呈现新的发展趋势：风电场布局，从近海向深水沿岸转变；项目开发建设进一步向基地化、规模化方向转变；海上风电与海洋牧场，海上油气，海水淡化，氢能、储能多种能源综合开发利用融合发展也是未来海上风电重要发展方向。
　　“以大代小”陆续启动，老旧风场更新改造推进。风电技术经过多年的变革已经有了极大的进步，但在我国风电发展早期，大多数风电整机制造商缺乏自主研发实力，普遍从国外引进技术或者通过许可证方式生产，消化吸收并不彻底，导致很多早期安装的风电机组存在功率低、效率低、使用时长短、维修保养费用高以及安全隐患大等问题，因此针对这部分老旧风场的“以大代小”就显得尤为重要。过去十余年我国风电市场经历了爆发式的增长，目前累计装机容量占全球的1/3以上，旧机组退役更新的市场庞大。2021年8月30日，宁夏自治区发改委发布《关于开展宁夏老旧风电场“以大代小”更新试点的通知》，成为首个推出“以大代小”细则的省份，预计未来其他省份也将陆续展开。
　　新能源绿色附加收益将凸显。2021年7月，全国碳排放权交易市场正式启动，根据生态环境部发布的《碳排放权交易管理办法》的有关规定，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，抵消比例不得超过应清缴碳排放配额的5%。2021年纳入全国碳市场的覆盖排放量约40亿吨，按照CCER可抵消配额比例5%测算，CCER年需求约为2亿吨。目前纳入碳市场管理的行业主要为电力行业，若未来建材、钢铁、化工等其他行业也纳入到碳交易市场中，则对于碳排放配额和CCER的需求有望进一步增长。CCER项目备案于2017年暂停至今，随着全国碳市场开启和未来CCER备案的重启，CCER交易将为可再生能源发电项目带来额外收入。
　　2021年9月，全国绿色电力交易试点启动，首次交易电量79.35亿千瓦时。目前，绿电的出售方主要以五大发电企业的平价项目为主，未来随着覆盖范围扩大，更多的平价项目将纳入绿电交易体系。在与绿证衔接方面，绿电交易中采用“证电合一”模式。对于需求侧市场，用户可以通过电力直接交易的方式购买风电、光伏发电等新能源电量，在收获电能价值的同时，还能享受环境价值，得到可溯源的绿电消费认证，由此激发消费侧对新能源电力的购买需求，推动新能源电力在绿电市场产生溢价效益。绿电市场的推进，能够极大促进新能源高效消纳，缓解“弃风限电”现象，从而支撑风电等新能源实现更大规模的增长，为未来实现新型电力系统电力平衡打下坚实基础。随着新型电力系统中新能源电量占比的持续增加，绿电交易将为新能源带来更高的附加收益。
　　2、行业发展趋势对公司的影响
　　公司现已建成投产项目为可再生能源风电和光伏发电项目，符合电力行业未来发展趋势。国家提出的“碳达峰”、“碳中和”目标给包括公司在内的可再生能源发电企业提供了巨大的发展空间，公司将努力把握历史机遇，利用福建省作为“十四五”规划五大海上风电基地之一的有利条件，加大海上风电领域的投资开发力度，同时开展老旧风机改造研究工作，做好老旧风场“以大代小”的改造准备。
　　平价上网时代的到来将倒逼可再生能源发电企业苦练内功、开源节流、提质增效。公司在行业已深耕多年，在项目开发和建设运营上积累了丰富的经验，公司将充分利用自身优势，把握新政策，抓住新机遇，一方面积极寻找CCER、绿电交易等新的盈利增长点，一方面提升经营管理水平，提高上市公司质量，在“十四五”期间赢得发展先机。
　　(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“效益优先、风险可控、创新驱动”的经营理念，坚持以风电、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，争取在海上风电、大型抽水蓄能、生物质热电联产、充电桩等清洁能源领域取得更大突破，实现企业新的利润增长点；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，为我国构建以新能源为主体的新型电力系统做出积极贡献。
　　(三)经营计划
　　2022年，公司计划完成发电量333,718万千瓦时、上网电量322,443万千瓦时。
　　2022年，公司将紧紧抓住高质量发展这一主题主线，以深化国有企业体制机制改革为动力，突出党建引领作用，坚决守住安全环保底线红线，全力推进“提高效率、提升效能、提增效益”行动，确保生产经营指标再创新高、项目拓展取得新突破、上市公司质量进一步提高，公司将重点做好以下工作：
　　1、发挥党建引领作用，凝聚干事创业强大合力。始终坚持党的全面领导不动摇，持之以恒加强政治理论学习，深入学习贯彻习近平新时代中国特色社会主义思想、习近平总书记重要讲话精神，提升党性修养，坚定理想信念。以严细实的作风建好班子、带好队伍、抓好工作，夯实党建基础，建强基层组织，不断增强各级党组织的凝聚力和战斗力，切实发挥把方向、管大局、保落实作用。坚持服务生产经营不偏离，深入开展主题教育实践活动，把党的政治优势、思想优势、组织优势转化为创新优势、竞争优势和发展优势。
　　2、加大力度拓展项目，加快培育增长新动能。在当前“双碳”背景下，着眼于公司长远发展，将项目资源储备列为重中之重工作。一是深耕福建，放眼全国，通过建设与并购、全资或控股方式，着重在陆上风电、海上风电、太阳能发电等可再生能源项目的投资与开发下大力气，重点推进福清新厝渔光互补项目建设，同时争取在抽水蓄能、生物质热电联产项目上取得新的突破。二是在严控风险的基础上，拓展业务范围，寻找适合投资的清洁能源项目投资机会，积极在资本市场上研究探索收购低成本发电资产的投资机会，拓宽新的业务增长领域。
　　3、持续强化安全责任意识，提高安全管理能力。深刻认识安全生产形势的严峻性、特殊性、复杂性，不断提高政治站位，深入贯彻落实习近平总书记关于安全生产重要论述，坚持人民至上、生命至上，进一步增强抓紧抓好安全生产工作的思想自觉政治自觉行动自觉。按照“党政同责，一岗双责”要求，全面加强组织领导，科学研判各类风险挑战，统筹做好安全生产和电力稳定可靠供应各项工作，消除安全盲区和死角，确保公司安全生产形势持续平稳。
　　4、加强生产经营管理，全力提质增效稳增长。一是建立健全生产运营制度体系和标准体系，全力推动生产管理规范化、专业化、精细化。二是全方位加强人才培养，提高生产人员专业技能，加大技术攻关力度，及时解决设备存在的技术难题。三是加强设备运行维护，不断提高设备健康水平，防范重大设备损坏，减少非计划停运。四是积极开展老旧风机改造研究，探索推进风电场的“以大代小”改造工作。
　　5.全面深化管理创新，激发企业发展内生动力。一是进一步深化改革，健全企业市场化经营机制，全力保障国企改革三年行动各项工作落地。二是围绕全面预算、成本控制、精细化管理、合规建设等重点，改进方法、创新举措、建好机制，规范高效运行。三是积极推进数字化转型诊断工作，加快信息化建设，促进扁平化管理，加快向数字化、智能化企业迈进。
　　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、平均售电单价下降风险
　　目前我国可再生能源以“保量保价”的保障性收购为主，部分可再生能源电量参与市场，由市场形成价格。为缓解局部地区可再生能源消纳矛盾，部分核定保障性消纳小时数的省份，采用“保量保价”与“保量竞价”相结合开展可再生能源电力交易。保障小时数内对应的电量执行按资源区的标杆上网电价，保障小时数以外部分采用市场化方式形成价格。采用“保量保价”与“保量竞价”相结合开展可再生能源电力交易，一定程度上是建立在要求超出保障性消纳小时数的可再生能源电量降价销售的基础上开展的交易，尚未能完全体现可再生能源电力特殊的“绿色”属性。
　　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。因此，如果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。
　　2、可再生能源电力消纳风险
　　由于风力大小、太阳能强度存在间歇性和波动性的特点，风力、光伏发电具有一定的随机性。电网需要根据风力、光伏发电量的大小和电网用电量的变化情况，相应调整火电、水电等常规能源发电机组的发电量，使得电网总发电量与用电量保持平衡。当电网的调峰能力不足，不能完全接受风力、光伏发电向电网输送的电能时，电网会降低风力、光伏发电机组的发电能力，使得部分风力、太阳能资源无法得到利用，产生弃风限电、弃光限电的现象。此外，当项目所在地用电需求较少，且不能通过电量外送等方式完全消纳时，电网为了保证电力系统的稳定运营，会通过降低各发电机组的发电能力，保障电网发电量与用电量的一致性，使得部分风力、太阳能资源无法得到利用，也会产生弃风限电、弃光限电的现象。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。可再生能源电力消纳问题一直是国家层面的重点关注问题，近年来国家先后颁布《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，采取各种有效措施促进可再生能源电力消纳。
　　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。2021年，公司在黑龙江地区的三个风电项目平均限电率3.33%，限电损失电量862万千瓦时；在哈密地区的红星二场光伏一电站限电率2.89%，限电损失电量101万千瓦时。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”。
　　3、可再生能源电价补贴滞后及补贴到限风险
　　目前，我国风力发电、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，国内可再生能源发电项目发展迅速，可再生能源电价附加收入远不能满足可再生能源发电需要，补贴资金缺口持续增加，国家发放可再生能源补贴的时间有所滞后。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。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，项目收益下降的风险。公司部分早期投产风电项目就将面临电价补贴到限风险。
　　国家为实现“双碳”目标，设计了碳排放权交易、CCER、绿电交易等制度，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、绿电交易、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。自2019年起，风电、光伏项目均要通过竞争方式配置和确定上网电价。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项目的竞争非常激烈。
　　国家提出的“碳达峰”、“碳中和”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、自然条件风险
　　公司所属陆上风电项目大部分均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。
　　7、疫情风险
　　2021年，国内疫情防控严格，虽局部地区出现疫情反复，但未出现大面积疫情扩散的情况，如未来新冠肺炎疫情进一步蔓延，或存在进一步对全社会生产、服务、出行等各方面产生负面影响的可能性，进而对公司项目的建设和运营造成不利影响。
　　公司在应对疫情过程中，已经形成一套行之有效的疫情防控方案，并制定了相应的疫情防控应急预案，在公司所属的各风电场进行推广，通过各种措施，尽可能降低疫情对项目建设和运营的影响。 收起▲

　　一、 报告期内公司所属行业及主营业务情况说明
　　（一）主要业务和经营模式
　　公司的主要业务为风力发电、光伏发电等新能源项目的投资开发及建设运营。截至2021年6月30日，公司控股并网装机容量84.93万千瓦，其中，风电项目装机容量82.93万千瓦，光伏发电项目装机容量2万千瓦。
　　公司主要经营模式为通过新能源项目的开发、建设、运营等流程，将风能、太阳能等新能源进行开发并转换为电力后销售，取得收入。除自主开发项目外，公司还以优质的风力发电、光伏发电项目资产为标的实施股权收购，在并购完成后对并购项目进行运营管理。
　　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，影响公司业绩的主要驱动因素包括装机规模、上网电价、利用小时、风力资源、光照资源、资金成本等。
　　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）报告期内行业情况说明
　　2021年上半年，全国全社会用电量3.93万亿千瓦时，同比增长16.2%。截至2021年6月底，全国全口径发电装机容量22.6亿千瓦，同比增长9.5%。全国全口径非化石能源发电装机占总装机容量的比重为45.4%，同比提高3.2个百分点。全口径煤电装机容量占总装机容量比重降至48.2%，同比降低3.3个百分点，在碳达峰、碳中和目标下，电力行业绿色低碳转型趋势明显。上半年，全国规模以上电厂总发电量为3.87万亿千瓦时，同比增长13.7%；全国发电设备平均利用小时1853小时，同比提高119小时。
　　2021年上半年，我国可再生能源装机规模稳步扩大，可再生能源发电量持续增长，可再生能源保持高利用率水平。截至2021年6月底，全国可再生能源发电装机达到9.71亿千瓦。其中，风电装机2.92亿千瓦、光伏发电装机2.68亿千瓦、生物质发电装机3319万千瓦。2021年1-6月，全国可再生能源发电量达1.06万亿千瓦时。其中，风电3441.8亿千瓦时，同比增长约44.6%；光伏发电1576.4亿千瓦时，同比增长约23.4%；生物质发电779.5亿千瓦时，同比增长约26.6%。2021年1-6月，全国并网风电设备利用小时1212小时，同比提高88小时；太阳能发电设备利用小时660小时，同比降低3小时；全国弃风电量约126.4亿千瓦时，平均利用率96.4%，较上年同期提高0.3个百分点；全国弃光电量33.2亿千瓦时，平均利用率97.9%，较上年同期提高0.07个百分点。
　　从2020年双碳目标概念的提出，到2021上半年各省市陆续发布“十四五”规划和二〇三五年远景目标，各地都明确要落实2030年碳达峰和2060年碳中和目标，坚定优化能源结构，大力发展清洁能源，可以说双碳目标的提出为新能源行业带来了新的发展契机。为持续推动风电、光伏发电高质量发展，落实碳达峰、碳中和目标，以及2030年非化石能源占一次能源消费比重达到25%左右、风电太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上等任务，国家能源局在《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）中提出要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、稳定推进户用光伏发电建设、抓紧推进项目储备和建设，并要求采取保障措施保障风电、光伏发电开发建设运行规范有序。
　　（以上信息来源于国家能源局网站发布的2021年1-6月份全国电力工业统计数据、中国电力企业联合会《2021年上半年全国电力供需形势分析预测报告》）
　　（三）公司所处的行业地位
　　截至2021年6月底，公司风电项目装机容量82.93万千瓦，其中，福建省内71.98万千瓦，占福建省风电装机规模540万千瓦的13.33%。报告期内，公司下属各项目累计完成发电量130,057.46万千瓦时，比去年同期增长50.89%；累计完成上网电量126,858.91万千瓦时，比去年同期增长51.33%。

　　二、经营情况的讨论与分析
　　2021年上半年，公司围绕全年工作思路，攻坚克难，精准发力，综合施策，全面开启“十四五”期间建设“一流清洁能源企业”新征程。
　　（一）主要生产经营情况
　　截至2021年6月30日，公司控股并网装机容量84.93万千瓦，公司下属各项目累计完成发电量130,057.46万千瓦时，比去年同期86,192.68万千瓦时增长50.89%；累计完成上网电量126,858.91万千瓦时，比去年同期83,831.33万千瓦时增长51.33%。2021年1-6月，公司实现营业收入73,121.03万元，比上年同期增长64.03%；实现利润总额37,331.14万元，比上年同期增长101.14%；实现净利润34,465.92万元，比上年同期增长113.03%；实现归属于母公司股东的净利润31,536.99万元，比上年同期增长124.15%。
　　（二）主要工作开展情况
　　1.项目建设全力推进
　　报告期内，公司不断强化各项措施，积极协调参建各方，持续加大并科学调配船机资源、资金、人力等要素投入，全力保障在建工程有序推进。截至报告期末，莆田平海湾海上风电场二期项目已完成32个风机基础施工，已吊装29台风机，其中28台风机已并网发电，剩余9个风机基础正在施工；富锦市二龙山镇生物质热电联产项目锅炉本体、启动锅炉等主体设备已安装，其他配套设备设施多已安装到位，即将开展单体设备调试。
　　2.生产运营精细高效
　　公司坚持“安全、经济、稳发、多供”的理念，以降本增效为目标，进一步加强生产运营管理：利用天气预报和功率预测系统，科学制定风机和光伏组件运维计划，合理储备备品备件，有效降低定检消缺和维护造成的电量损失；加大资金、人力投入，精心实施检修技改，努力提升设备安全可靠性；参与多模式电量交易，释放发电潜能，提高利用小时数；继续推进集控中心建设，提升运检管理专业化、信息化水平，促进提质增效。
　　3.安全生产稳中向好
　　公司严格落实安全生产主体责任和全员安全责任，扎实推进双重预防机制、安全生产标准化和“5S”管理工作，认真开展春季及防台防汛安全大检查、安全生产隐患大排查大整治、消防安全集中攻坚行动；加强现场督查，规范“两票三制”管理，扎实开展隐患排查治理，防范安全风险；坚持常态化疫情防控不放松，落实落细各项防控措施，组织疫苗接种工作，保障员工生命安全和身体健康。报告期内实现零事故、零伤害、零污染。
　　4.业务拓展有序实施
　　公司在经营好投运项目、加快建设在建项目的同时，立足福建，放眼全国，积极拓展新项目投资机会，推动清洁能源业务做大做强。报告期内，公司与富锦市人民政府签署了《黑龙江省富锦市可再生能源基地项目投资开发框架协议书》，拟推动在富锦市行政区域内建设100万千瓦可再生能源基地项目，共同争取该项目列入黑龙江省可再生能源建设计划；同时，公司还在福建省内进一步开拓渔光互补项目的投资机会。
　　报告期内公司经营情况的重大变化，以及报告期内发生的对公司经营情况有重大影响和预计未来会有重大影响的事项

　　三、可能面对的风险
　　1、电价风险
　　根据财政部、国家发展改革委、国家能源局《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》（财建〔2020〕4号）的规定，按规定完成核准（备案）并于2021年12月31日前全部机组完成并网的存量海上风力发电和太阳能光热发电项目，按相应价格政策纳入中央财政补贴范围。公司全资子公司中闽海电投资的莆田平海湾海上风电场二期项目于2016年5月核准，目前正在建设。若该项目全部机组未能于2021年12月31日前完成并网，则无法纳入中央财政补贴范围，将直接影响项目的收入和盈利能力。
　　此外，国家正积极推动电力市场化交易机制，目前，部分地区可再生能源电力市场化交易规则已出台，超出保障性收购电量的可再生能源电力将参与市场化交易。根据福建、黑龙江、新疆等地区现行的有关风电、光伏交易政策，公司发电项目的部分电量需参与市场化交易，造成此部分电量上网电价低于批复电价。
　　针对莆田平海湾海上风电场二期项目，公司正不断强化各项措施，积极协调参建各方，持续加大并科学调配船机资源、资金、人力等要素投入，全力争取在2021年12月31日前项目全部机组完成并网。根据部分地区已出台的可再生能源电力市场化交易规则，市场化交易以保障性收购政策为前提，对上网电价的整体影响有限，而且市场化交易一定程度上有益于促进可再生能源电力消纳。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。
　　2、弃风限电、弃光限电风险
　　由于风力大小、太阳能强度存在间歇性和波动性的特点，风力、光伏发电具有一定的随机性。电网需要根据风力、光伏发电量的大小和电网用电量的变化情况，相应调整火电、水电等常规能源发电机组的发电量，使得电网总发电量与用电量保持平衡。当电网的调峰能力不足，不能完全接受风力、光伏发电向电网输送的电能时，电网会降低风力、光伏发电机组的发电能力，使得部分风力、太阳能资源无法得到利用，产生弃风限电、弃光限电的现象。此外，当项目所在地用电需求较少，且不能通过电量外送等方式完全消纳时，电网为了保证电力系统的稳定运营，会通过降低各发电机组的发电能力，保障电网发电量与用电量的一致性，使得部分风力、太阳能资源无法得到利用，也会产生弃风限电、弃光限电的现象。近年来，我国风电、光伏的限电问题已不断缓解。2021年上半年，全国弃风电量约126.4亿千瓦时，平均利用率96.4%，较上年同期提高0.3个百分点；全国弃光电量33.2亿千瓦时，平均利用率97.9%，较上年同期提高0.07个百分点。
　　国家依据《可再生能源法》建立了可再生能源发电全额保障性收购制度，并通过《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》进一步细化规则，同时采取各种措施确保可再生能源电力消纳保障机制落实到位。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依然存在弃风、弃光限电情况。2021年1-6月份，公司在黑龙江地区的三个风电项目平均限电率2.32%，限电损失电量336万千瓦时；在哈密地区的红星二场光伏一电站限电率1.41%，限电损失电量25万千瓦时。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”。
　　3、可再生能源电价补贴风险
　　目前，我国风力发电、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，国内可再生能源发电项目发展迅速，可再生能源电价附加收入远不能满足可再生能源发电需要，补贴资金缺口持续增加，导致国家发放可再生能源补贴的时间有所滞后，由此可能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。
　　另一方面，2020年1月，财政部、国家发展改革委、国家能源局印发《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》（财建〔2020〕4号），明确了按合理利用小时数核定可再生能源发电项目财政补贴资金额度。2020年9月，财政部、发展改革委、国家能源局联合印发《〈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），进一步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电量的计算方式，即项目全生命周期补贴电量=项目容量×项目全生命周期合理利用小时数。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。所发电量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，对于投产时间较早、所发电量超过政策规定的全生命周期补贴电量的项目，若绿证交易金额低于补贴金额，则存在项目收益下降的风险。
　　上述政策出台的主要目的是完善可再生能源发电补贴机制，积极解决补贴资金拖欠问题，促进可再生能源发电行业稳定健康发展，同时政策还提出了企业可以通过参与绿证交易获得收入的替代方案。公司将密切跟踪绿证交易、国家核证自愿减排量与碳排放权交易等行业政策，积极参与有关业务，力争获得部分替代补贴的收入。同时，公司将积极储备优质平价项目资源，在确保投资收益的基础上推动新项目的开发，多举措降低补贴政策变化可能带来的影响。
　　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。自2019年起，风电、光伏项目均要通过竞争方式配置和确定上网电价。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项目的竞争非常激烈。
　　国家提出的“碳达峰”、“碳中和”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、项目建设风险
　　风电等新能源项目在建设过程中不可避免地面临多种风险，包括恶劣天气导致无法施工、设备供应商供货能力不足、设备和材料的质量不达标、施工作业队伍短缺等问题，上述任何事项都可能导致项目建设的延期或成本超支，造成项目建设存在一定风险。
　　在项目建设过程中，公司将督促施工单位确保施工设备充足并合理有效配置，保持设备良好状态，满足施工现场需要，同时合理组织施工人员施工，利用好施工窗口期，推进项目按期投产。
　　6、自然条件风险
　　公司所属陆上风电项目大部分均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。
　　公司将加强安全管理，落实企业安全生产主体责任，实施公司系统安全绩效考核，同时完善安全保障和监督体系，进一步加强技术监督，强化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。公司已投产的陆上风电场主要位于风资源较优的福清、平潭、连江等沿海地区，实际运行年利用小时数高、无弃风限电，为公司长期发展奠定了良好的基础。同时，福建省近海风能资源整体优于陆上地区，发展海上风电拥有得天独厚的优势。公司2020年重组并购的中闽海电在莆田平海湾海域专业从事海上风电项目开发与运营，使公司的区位竞争优势得到进一步发挥。此外，公司在黑龙江省也有投运和储备的风电项目，黑龙江省属于风能资源丰富的“三北”地区，项目也具有较好的资源禀赋。
　　2、专业化优势
　　公司全资子公司中闽有限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。公司长久以来一直专注于风力发电等清洁能源项目的开发、建设及运营，公司所有的经营性资产和收入都与风力发电等清洁能源发电业务相关，公司在新能源发电项目开发、建设及运行管理等方面均具有丰富的经验，是福建省内从事风电行业专业化程度较高的公司之一。
　　3、项目拓展优势
　　公司坚持项目开发和优质项目并购双轮驱动，拥有较强的可持续发展能力。报告期内，公司继续实施“走出去”发展战略，借助于在黑龙江省富锦市多年与当地政府建立的良好合作关系，与富锦市人民政府签署了《黑龙江省富锦市可再生能源基地项目投资开发框架协议书》，拟推动在富锦市行政区域内建设100万千瓦可再生能源基地项目，共同争取该项目列入黑龙江省可再生能源建设计划。公司通过项目滚动开发与优质资产并购，促进装机规模不断提升、市场竞争力不断增强。
　　4、运营管理优势
　　公司具有丰富的风电场运营管理经验，培养了一支理论扎实、作风严谨、技能精湛、具有技术创新和攻关能力的运行维护技术队伍，积累了各种故障处理和维修保养经验，具备技术攻关、技术创新能力和核心部件故障解决能力。公司2020年重组并购的中闽海电在海上风电项目建设和运营管理方面拥有丰富的经验，其投建的莆田平海湾海上风电场一期项目是东南沿海地区首个投入商业运行的海上风电项目。2021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1458小时，所属海上风电场的平均发电设备利用小时为2003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1294小时，均高于国内平均水平1212小时，整体保持了良好的运营效率。
　　5、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。 收起▲

　　一、经营情况讨论与分析
　　2020年，公司以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，努力克服新冠疫情和“抢装潮”等不利影响，凝心聚力抓项目，冲锋在前谋发展，各项工作取得较好成效。
　　1.疫情防控成效显著
　　自2020年初新冠疫情突发以来，公司始终把疫情防控作为一项重大政治任务，把员工生命安全和身体健康放在第一位，充分认识防控工作的复杂性、严峻性、长期性，从严从细落实常态化疫情防控措施，织牢织密“防护网”，实现零感染、零疑似、零确诊，取得显著的防控成果。在国内疫情得到有效控制后，公司有序开展复工复产，自2020年4月起各权属公司、在建项目复工率达到100%。
　　2.经营业绩创新高
　　公司坚持以电量为龙头，以效益为中心，以设备健康为保障，抢抓时机增发电，实现大风年创造大效益。一是坚持应修必修、修必修好的方针，全年投入6100多万元实施设备检修技改，消除重大设备隐患，设备保持较高可利用率，为稳发电打好基础；二是树立度电必争、电量就是效益的意识，加强生产过程技术监督，强化对标管理和运行分析，积极协调调度，优化运行方式，促进机组经济运行，为多发电创造条件；三是树立电力市场营销新理念，主动对接调度中心、市场交易中心，积极参与电量市场化交易、辅助服务市场交易、疆电替代交易与外送交易，争取合理电量电价，确保发电收入最大化。报告期，公司权属各项目累计发电量230,417.64万千瓦时，比去年同期136,171.71万千瓦时增长69.21%；上网电量223,987.58万千瓦时，比去年同期132,347.49万千瓦时增长69.24%。
　　3.项目建设攻坚创效
　　面对疫情防控和“抢装潮”的复杂形势，公司扛住电价补贴政策的倒逼压力，科学排布，抢抓工期，克服多重困难，携手打赢工程建设“百日攻坚战”、电价保卫战，截至2020年底，实现福清马头山、王母山、大帽山风电场项目54台风机，平潭青峰二期风电场项目18台风机的全部并网发电；莆田平海湾海上风电场二期项目22台风机并网发电，5个机位具备风机吊装条件；富锦市二龙山镇生物质热电联产项目主体工程建成。
　　4.重大资产重组顺利实施
　　公司发行股份和可转换公司债券购买资产并募集配套资金暨关联交易事项于2020年实施完毕。中闽海电资产顺利交割，公司业务范围增加了海上风电业务，装机规模进一步提升。本次重组充分利用资本市场再融资工具，特别是利用定向可转债新政完成了配套融资，成功向6个配售对象发行5.6亿元可转换公司债券，为募投项目提供了低成本的建设资金。
　　5.经营管理优中求进
　　一是坚持“制度管人，流程管事”思维，进一步完善管理制度体系，全年新制定、修编制度33项，为公司管理制度化、规范化、标准化提供持续动力；二是贯彻“效益是干出来的，也是省出来的”的理念，严控开支，过紧日子，接待、差旅、车辆、会议培训等费用支出明显下降；三是坚持稳健经营的原则，通过事前预防监督主动作为、事中监督追责落实责任、事后监督整改举一反三，将内控嵌入业务全流程，并结合专项审计及检查督查联动机制，提升风险防范能力。
　　6.安全生产长治久安
　　一是主体责任落实到位，贯彻实施“一把手”责任和全员责任制；二是员工安全素质不断提升，全年组织多次安全教育培训和应急预案演练，员工专业技能、处突能力稳步增强；三是隐患查治成效明显，持续开展自查、整改，补短堵漏，消除风险；四是安全行动开展有力，深入开展春季、秋冬季及防台防汛、隐患大排查大整治专项行动及电力建设施工安全、消防安全、安全生产专项整治三年行动等专项活动，进一步夯实安全基础。报告期内实现零事故、零伤害、零污染。

　　二、报告期内主要经营情况
　　公司主要从事风力和光伏发电业务，主营业务收入为电力销售收入。截至2020年12月31日，公司并网装机容量为81.83万千瓦，其中：风电装机79.83万千瓦，共有机组323台；光伏装机2万千瓦。2020年度公司权属各项目累计完成上网电量223,987.58万千瓦时，比上年同期132,347.49万千瓦时增长69.24%。公司权属福建省内陆上风电项目平均利用小时数为3206小时，同比增加541小时；海上风电项目平均利用小时数为4530小时，同比增加1102小时；黑龙江省三个风电项目平均利用小时数为2607小时，同比减少97小时；新疆光伏项目利用小时数为1766小时，同比增加57小时。
　　2020年度，公司实现营业收入125,201.27万元，比上年同期增长74.42%；实现利润总额60,566.37万元，比上年同期增长135.24%；实现净利润53,504.87万元，比上年同期增长162.86%；实现归属于母公司股东的净利润48,588.75万元，比上年同期增长151.95%。

　　三、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
　　截至2020年底，全国全口径发电装机容量22.0亿千瓦，同比增长9.5%。其中，水电、风电、光伏发电、生物质发电等可再生能源发电装机达到9.34亿千瓦，同比增长约17.5%，占总装机容量的42.5%。根据中国电力企业联合会的预测：预计2021年全国基建新增发电装机容量1.8亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机投产1.4亿千瓦左右。预计2021年底全国发电装机容量23.7亿千瓦，同比增长7.7%左右。非化石能源发电装机容量达到11.2亿千瓦左右，占总装机容量比重上升至47.3%，比2020年底提高2.5个百分点左右。风电和太阳能发电装机比重比2020年底提高3个百分点左右。
　　“碳中和”背景下将大力推动能源结构转型，可再生能源发展空间广阔。近年来，随着“生态优先、绿色发展”的发展理念逐步深入人心，大力发展可再生能源、加快能源转型发展已成为全球共识。2020年9月22日，国家主席习近平在第七十五届联合国大会一般性辩论上发表重要讲话，提出“二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”，为我国能源发展描绘了新的宏伟蓝图。习近平主席在气候雄心峰会上宣布：到2030年，中国单位国内生产总值二氧化碳排放将比2005年下降65%以上，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，森林蓄积量将比2005年增加60亿立方米，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。在此背景下，风电、光伏发电等可再生能源发电将成为我国能源结构转型的重要力量，可再生能源发电行业未来发展空间巨大。
　　风电进入平价上网时代。根据2019年5月国家发展改革委发布的关于《完善风电上网电价政策的通知》（发改价格〔2019〕882号），自2021年1月1日开始，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴；新核准海上风电项目全部通过竞争方式确定上网电价。2020年1月，财政部、国家发展改革委、国家能源局印发的《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》（财建〔2020〕4号）明确新增海上风电项目不再纳入中央财政补贴范围。平价上网政策将进一步推动风电新技术应用，预计未来风电成本将持续下降，推进风电向平价上网过渡，摆脱依赖国家补贴支持，加快提高风电的市场竞争力，促进风电产业持续健康发展。
　　海上风电发展进入快车道。相比陆上风电，海上风电具备风电机组发电量高、单机装机容量大、机组运行稳定以及不占用土地，不消耗水资源，适合大规模开发等优势，同时，海上风电一般靠近传统电力负荷中心，便于电网消纳，免去长距离输电的问题，因而全球风电场建设已出现从陆地向近海发展的趋势。根据国家能源局发布的数据，2020年，全国新增并网风电装机容量7167万千瓦，其中海上风电新增装机306万千瓦；截至2020年底，全国风电装机2.81亿千瓦，其中海上风电累计装机约900万千瓦。
　　完善可再生能源发电补贴机制。2020年1月，财政部、国家发展改革委、国家能源局印发的《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》（财建〔2020〕4号），明确了按合理利用小时数核定可再生能源发电项目财政补贴资金额度。2020年9月，财政部、发展改革委、国家能源局联合印发《〈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，以下简称《通知》），规定了各类项目全生命周期合理利用小时数，确定了可再生能源发电项目享受中央财政补贴资金的总额度。《通知》首次以文件形式正式明确了可再生能源发电项目可以享受的补贴总额度=项目全生命周期补贴电量×补贴标准，项目全生命周期补贴电量=项目容量×项目全生命周期合理利用小时数，解决了项目补贴额度不确定的历史遗留问题。《通知》同时规定纳入可再生能源发电补贴清单范围的项目，所发电量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。2020年12月，生态环境部出台《碳排放权交易管理办法（试行）》，加快推进全国碳排放权交易市场建设。碳排放权和绿证交易将为可再生能源发电项目带来额外收入。上述政策的发布，进一步完善了可再生能源发电补贴机制，为解决补贴资金拖欠问题奠定了基础，有利于进一步规范行业投资行为，促进可再生能源发电行业稳定健康发展。
　　实施可再生能源电力消纳保障机制。2020年5月，国家发展改革委、国家能源局发布《关于印发各省级行政区域2020年可再生能源电力消纳责任权重的通知》（发改能源〔2020〕767号），明确了各省（区、市）2020年可再生能源电力消纳总量责任权重、非水电责任权重的最低值和激励值。可再生能源电力消纳保障机制的实施是促进可再生能源消纳的重要举措，一方面，通过消纳责任权重指标约束，可以激励提高本地可再生能源消纳水平；另一方面，为满足消纳责任权重要求，受端省份消纳可再生能源意愿增强，借助消纳保障机制，打破省间壁垒，促进可再生能源跨省区交易，实现可再生能源在更大范围内优化配置。2020年全国风电平均利用率达97%，较上年同期提高1个百分点；光伏发电利用率平均利用率达98%，与去年持平。可再生能源电力消纳趋势稳步向好。
　　2、行业发展趋势对公司的影响
　　公司现已建成投产项目为可再生能源风电和光伏发电项目，符合电力行业未来发展趋势。国家提出的“碳达峰”、“碳中和”目标给包括公司在内的可再生能源发电企业提供了巨大的发展空间，公司将努力把握历史机遇，加快市场开拓步伐，做强做优做大清洁能源发电主业。同时，平价上网时代的到来以及补贴总额度的确定，将倒逼可再生能源发电企业苦练内功、开源节流、提质增效。公司在行业已深耕多年，在项目开发和建设运营上积累了丰富的经验，公司将充分利用自身优势，把握新政策，抓住新机遇，提升经营管理水平，提高上市公司质量，在“十四五”期间赢得发展先机。
　　(二)公司发展战略
　　公司将紧跟国家可再生能源发展政策，紧紧抓住福建省“21世纪海上丝绸之路核心区”和“中国(福建)自由贸易试验区”发展机遇，立足福建并实施“走出去”发展战略，对接国家“一带一路”发展战略，积极寻求“一带一路”的发展机会；以建设一流清洁能源企业为目标，秉承“有效投资、保证效益、风险可控、创新驱动”的经营理念，以风电、太阳能发电、生物质热电联产等可再生能源发电项目投资、建设、运营为发展重点，自建与并购并举，继续做强做大主业，夯实企业发展基础；密切关注新一轮电力体制改革方向，积极拓展业务范围，培育上市公司新的利润增长点。
　　(三)经营计划
　　2021年，公司计划完成发电量285,597万千瓦时（含在建项目新增发电量85,321万千瓦时）、上网电量277,591万千瓦时（含在建项目新增上网电量82,818万千瓦时），实现营业收入164,068.70万元。
　　2021年，公司将以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，对照党中央、福建省委提出的“十四五”经济社会发展主要目标和2035年远景目标，积极践行新发展理念，为实现“碳达峰”、“碳中和”贡献力量，争当能源清洁低碳转型的先行者、推动者，重点做好以下工作：
　　1.抓好疫情防控，确保人员健康和企业稳定。压紧压实防控责任，落实落细防控措施，牢牢守住战疫防线，全力保障员工生命安全和身体健康，全面确保企业安全稳定、工作有序开展。
　　2.持续提升安全环保水平，确保零事故零伤害零污染。牢固树立安全发展、绿色发展理念，做实做细人、机、环境、管理四大要素，顺利实现“三杜绝”“四不发生”“四防止”的HSE目标。
　　3.全力提升生产管理水平，深挖潜力激发内生动力。强化技术监督、技术攻关，加强日常巡检维护。全面加强技改检修精细管理，继续实施设备老旧改造，积极开展修旧利废工作，不断提升设备精细化管理水平。提高功率预测精度，探索优化生产运行的有效路子，尽量减少非计划停运和不必要的弃风弃光，聚力打好“存量牌”，实现效益最大化。重视科技创新工作，贯彻“数字福建”战略部署，积极推进大数据、移动互联、人工智能等信息技术在生产经营中的运用，稳步推进集控中心建设，探索风电场智慧化运营管理模式。
　　4.做优增量扩大储备，积极拓展绿色低碳领域业务。集中力量、抢抓窗口，加快在建项目工程建设，争取早投产、早收益。立足省内、深耕福建，积极争取省内渔光互补等多种形式的光伏项目、分散式风电项目以及福清、莆田、长乐区域远海风电资源，继续参与投资省内充电桩设施建设，同时积极探寻新业态，拓宽新业务，培育新的利润增长点。眼睛向外、迈大步子，紧抓黑龙江可再生能源基地项目开发机遇，加强与当地政府对接联系，争取基地项目资源指标。稳步推进黑龙江和新疆地区的风光项目以及生物质发电项目前期工作，跟进哈密光热项目进展，择机并购优质电源资产，力争取得实质性的新突破。
　　5.提升经营管理水平，提高上市工作质量。坚持问题导向、目标导向，补短板、固优势，健全对标管理体系，持续深化对标对表，促进管理精细化。改进业绩考核与薪酬分配机制，建立健全中长期激励机制。以标准化、规范化建设为抓手，继续做好建章立制工作，进一步修改、完善内部控制制度，促进管理融合提升。落实提高上市公司质量的工作方案，提高上市公司治理水平，促进公司实现高质量发展。
　　6.全面加强党的建设，充分发挥融合引领作用。传承好、巩固好、发挥好国有企业党的政治优势，发挥党组织把方向、管大局、保落实作用，为完成全年及“十四五”时期各项任务目标提供坚强政治保证。
　　上述经营计划并不构成公司对投资者的业绩承诺，投资者应保持足够的风险意识，并且应当理解经营计划与业绩承诺之间的差异。
　　(四)可能面对的风险
　　1、电价风险
　　根据财政部、国家发展改革委、国家能源局《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》（财建〔2020〕4号）的规定，按规定完成核准（备案）并于2021年12月31日前全部机组完成并网的存量海上风力发电和太阳能光热发电项目，按相应价格政策纳入中央财政补贴范围。公司2019年重大资产重组的标的资产中闽海电投资的莆田平海湾海上风电场二期项目于2016年5月核准，目前正在建设。若该项目全部机组未能于2021年12月31日前完成并网，则无法纳入中央财政补贴范围，将直接影响标的资产的收入和盈利能力。
　　此外，国家正积极推动电力市场交易，根据福建、黑龙江、新疆等地区现行的有关风电、光伏交易政策，公司发电项目的部分电量需参与市场化交易，造成此部分电量上网电价低于批复电价。
　　针对莆田平海湾海上风电场二期项目，公司将密切关注海上风电行业动态，多方协调稀缺大型海工船机资源，督促施工单位确保船机设备充足，并密切关注海况、风况等气象条件，充分利用海上施工窗口期，全力争取在2021年12月31日前项目全部机组完成并网。同时，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。
　　2、弃风限电、弃光限电风险
　　由于风力大小、太阳能强度存在间歇性和波动性的特点，风力、光伏发电具有一定的随机性。电网需要根据风力、光伏发电量的大小和电网用电量的变化情况，相应调整火电、水电等常规能源发电机组的发电量，使得电网总发电量与用电量保持平衡。当电网的调峰能力不足，不能完全接受风力、光伏发电向电网输送的电能时，电网会降低风力、光伏发电机组的发电能力，使得部分风力、太阳能资源无法得到利用，产生弃风限电、弃光限电的现象。此外，当项目所在地用电需求较少，且不能通过电量外送等方式完全消纳时，电网为了保证电力系统的稳定运营，会通过降低各发电机组的发电能力，保障电网发电量与用电量的一致性，使得部分风力、太阳能资源无法得到利用，也会产生弃风限电、弃光限电的现象。2020年，全国平均弃风率3%，较去年同比下降1个百分点；全国平均弃光率2%，与去年同期基本持平。
　　国家依据《可再生能源法》建立了可再生能源发电全额保障性收购制度，并通过《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》进一步细化规则，同时采取各种措施确保可再生能源电力消纳保障机制落实到位。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依然存在弃风、弃光限电情况。2020年，公司在黑龙江地区的三个风电项目平均限电率1.66%，限电损失电量482万千瓦时；在哈密地区的红星二场光伏一电站限电率4.01%，限电损失电量148万千瓦时。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”。
　　3、可再生能源电价补贴滞后风险
　　目前，我国风力发电、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，国内可再生能源发电项目发展迅速，可再生能源电价附加收入远不能满足可再生能源发电需要，补贴资金缺口持续增加，国家发放可再生能源补贴的时间有所滞后。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，财政部联合国家发展改革委、国家能源局先后发布了《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》（财建〔2020〕4号）、《可再生能源电价附加资金管理办法》（财建〔2020〕5号）、《〈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）等政策文件，完善可再生能源发电补贴机制，积极解决补贴资金拖欠问题，并提出全面推行绿色电力证书交易，企业通过绿证交易获得收入相应替代财政补贴。公司将密切跟踪绿证交易、碳排放权交易、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。自2019年起，风电、光伏项目均要通过竞争方式配置和确定上网电价。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项目的竞争非常激烈。
　　国家提出的“碳达峰”、“碳中和”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、项目建设风险
　　风电等新能源项目在建设过程中不可避免地面临多种风险，包括恶劣天气导致无法施工、设备供应商供货能力不足、设备和材料的质量不达标、施工作业队伍短缺等问题，上述任何事项都可能导致项目建设的延期或成本超支，造成项目建设存在一定风险。
　　在项目建设过程中，公司将督促施工单位确保施工设备充足并合理有效配置，保持设备良好状态，满足施工现场需要，同时合理组织施工人员施工，利用好施工窗口期，推进项目按期投产。
　　6、自然条件风险
　　公司所属陆上风电项目大部分均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。
　　公司将加强安全管理，落实企业安全生产主体责任，实施公司系统安全绩效考核，同时完善安全保障和监督体系，进一步加强技术监督，强化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。
　　7、疫情风险
　　2020年初新冠疫情爆发，为防控疫情，各地政府相继出台并严格执行关于延迟复工、限制物流、人流等防控政策。受此影响，设备供应企业产能大幅下滑，设备供货普遍出现延迟，工程施工队伍复工时间迟延、人手不足、人员流动受到限制。公司在建的莆田平海湾海上风电场二期项目、富锦市二龙山镇农林生物质热电联产项目因上游设备供应不足、运输受阻、人员和安装设备资源紧缺等，导致项目工期有所滞后。运营方面，疫情未对公司运营机组的发电效率产生重大负面影响。目前，国内新冠疫情虽然已得到平稳控制，但在全球疫情没有彻底结束之前仍然存在爆发风险。如未来新冠疫情进一步蔓延，或存在进一步对全社会生产、服务、出行等各方面产生负面影响的可能性，进而对公司项目的建设和运营造成不利影响。
　　在疫情防控常态化形势下，公司将严格执行国家疫情防控规定，在项目建设过程中积极与设备供应商、施工单位沟通协调，督促其加大人力和设备投入，加强对风机设备重要部件采购、生产排产、运输计划的监督，要求施工单位优化施工组织，采取各项赶工措施，尽可能降低疫情对项目进度的影响。

　　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。2020年福建省风电平均利用小时数2880小时,居全国第一。公司在福建省已投产和在建的风电场主要位于风资源较优的福清、平潭、莆田、连江等沿海地区，实际运行年利用小时数高、无弃风限电，为公司长期发展奠定了良好的基础。同时，福建省近海风能整体优于陆上地区，发展海上风电拥有得天独厚的优势。报告期内，公司重大资产重组并购中闽海电事项实施完毕，公司在现有业务范围基础上增加了海上风电业务，区位竞争优势得到进一步发挥。此外，公司在黑龙江省也有投运和储备的风电项目，黑龙江省属于风能资源丰富的“三北”地区，项目也具有较好的资源禀赋。
　　2、专业化优势
　　公司全资子公司中闽有限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。公司长久以来一直专注于风力发电等清洁能源项目的开发、建设及运营，公司所有的经营性资产和收入都与风力发电等清洁能源发电业务相关，公司在新能源发电项目开发、建设及运行管理等方面均具有丰富的经验，是福建省内从事风电行业专业化程度较高的公司之一。
　　3、项目拓展优势
　　公司坚持项目开发和优质项目并购双轮驱动，拥有较强的可持续发展能力。报告期内，公司完成并购中闽海电重大资产重组事项，成功收购控股股东所属优质海上风电项目资产；同时，公司继续实施“走出去”战略，积极在省外寻找资源条件良好的平价风电、光伏项目，并立足于正在建设的黑龙江富锦市二龙山镇30MW农林生物质热电联产项目，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、运营管理优势
　　公司具有丰富的风电场运营管理经验，培养了一支理论扎实、作风严谨、技能精湛、具有技术创新和攻关能力的运行维护技术队伍，积累了各种故障处理和维修保养经验，具备技术攻关、技术创新能力和核心部件故障解决能力。2020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3206小时，所属海上风电场的平均发电设备利用小时为4530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2607小时，均高于国内平均水平2097小时，整体保持了良好的运营效率。
　　5、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。 收起▲

　　一、经营情况的讨论与分析
　　2020年上半年，面对新冠肺炎疫情带来的严峻考验和复杂多变的国内外环境，公司围绕全年工作目标，克服重重困难，积极作为，统筹推进疫情防控和业务发展各项工作，取得了阶段性成果。
　　（一）主要生产经营情况
　　截至2020年6月30日，公司控股并网装机容量70.75万千瓦，公司下属各项目累计完成发电量86,192.68万千瓦时，比去年同期57,780.02万千瓦时增长49.17%；累计完成上网电量83,831.33万千瓦时，比去年同期56,089.95万千瓦时增长49.46%。2020年1-6月，公司实现营业收入44,576.58万元，比上年同期增长52.32%；实现利润总额18,560.19万元，比上年同期增长125.81%；实现净利润16,178.53万元，比上年同期增长170.19%；实现归属于母公司股东的净利润14,069.54万元，比上年同期增长155.81%。
　　（二）主要工作开展情况
　　1、全力做好防疫情、保生产工作
　　报告期内，公司成立了应对疫情防控工作领导小组，对加强疫情防控、安全生产等工作进行周密安排，压紧压实防控主体责任，科学有效落实落细防控措施，确保公司各已投产项目在疫情期间保持正常生产经营，并于2020年3月初实现全面复工。在疫情防控常态形势下，公司继续坚持常态化疫情防控不放松，切实守护员工生命安全和身体健康。
　　2、在建工程建设有序推进
　　报告期内，福清马头山风电场项目19台风电机组和福清王母山风电场项目19台风电机组相继全部并网发电；福清大帽山风电场项目完成12个机位的基础开挖、10台风机基础混凝土浇筑；平潭青峰二期风电场项目完成17台风机基础施工、15台风机并网发电；莆田平海湾海上风电场二期项目已完成20个风机基础施工、14台风机吊装、12台风机并网发电；富锦生物质热电项目已完成锅炉钢结构吊装施工，正在进行锅炉设备安装，主厂房、行政服务楼、启动锅炉房正在结构施工，其他各辅助系统已全面开展基础施工。公司参股的福建省充电设施投资发展有限责任公司累计投运自建充电站13座、204个桩，完成充电量331.40万千瓦时；收购充电站52座、480个桩，完成充电量599.96万千瓦时。
　　3、重大资产重组成功实施
　　自2019年12月获中国证监会核准后，公司积极推进发行股份和可转换公司债券购买资产并募集配套资金暨关联交易事项的实施事宜，分别于2020年2月底完成标的资产中闽海电100%股权过户的工商变更登记手续，于3月底完成本次购买资产发行的股份和可转换公司债券的登记手续，并于6月下旬正式启动发行可转换公司债券募集配套资金的发行工作，最终获得配售的投资者共6家，募集资金总额5.6亿元；7月22日，完成本次募集配套资金定向可转换公司债券的登记工作。
　　4、安全生产保持平稳态势
　　公司扎实开展安全生产隐患大排查大整治“百日攻坚”专项行动和春季及防汛防台、消防安全大检查，积极发动、广泛开展“安全生产月”和“5S”管理示范区评比活动，深入推进双重预防机制建设工作，报告期内未发生安全生产事故。

　　二、可能面对的风险
　　1、电价风险
　　2017年11月8日，国家发改委印发《关于全面深化价格机制改革的意见》（发改价格〔2017〕1941号），明确提出根据技术进步和市场供求，实施风电、光伏等新能源标杆上网电价退坡机制，2020年实现风电与燃煤发电上网电价相当、光伏上网电价与电网销售电价相当。2015年以来国家发改委已多次下调陆上风电和光伏发电标杆上网电价（自2019年7月1日起均改为指导价）。根据国家发展改革委《关于完善风电上网电价政策的通知》（发改价格〔2019〕882号）和《关于完善光伏发电上网电价机制有关问题的通知》（发改价格〔2019〕761号），新核准的集中式陆上风电项目上网电价全部通过竞争方式确定，不得高于项目所在资源区指导价；新增集中式光伏电站上网电价原则上通过市场竞争方式确定，不得超过所在资源区指导价。未来陆上风电、光伏发电指导价退坡和竞价上网的不确定性，将对公司新开发陆上风电、光伏发电项目的收入和盈利能力带来不利影响。
　　根据国家发改委《关于完善风电上网电价政策的通知》（发改价格〔2019〕882号）、国家财政部《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》（财建〔2020〕4号）等文件规定，新增海上风电和光热项目不再纳入中央财政补贴范围，按规定完成核准（备案）并于2021年12月31日前全部机组完成并网的存量海上风力发电和太阳能光热发电项目，按相应价格政策纳入中央财政补贴范围。公司2019年重大资产重组的标的资产中闽海电投资的莆田平海湾海上风电场二期项目于2016年5月核准，目前正在建设。若该项目全部机组因工程建设延期等意外因素未能于2021年12月31日前完成并网，则无法纳入中央财政补贴范围，将直接影响标的资产的收入和盈利能力。
　　此外，国家正积极推动电力市场交易，根据福建、黑龙江、新疆等地区现行的有关风电、光伏交易政策，公司发电项目的部分电量需参与市场化交易，由此造成上网电价低于批复电价的风险。
　　鉴于新的电价政策主要针对的是新建项目，公司在未来新项目投资时，将有效评估项目开发的可行性，做好成本收益分析，在确保投资收益的同时尽力获取新项目资源，降低电价政策变化对新建项目盈利水平的影响。针对莆田平海湾海上风电场二期项目，公司将密切关注海上风电行业动态，多方协调稀缺大型海工船机资源，督促施工单位确保船机设备充足，并密切关注海况、风况等气象条件，充分利用海上施工窗口期，全力争取在2021年12月31日前项目全部机组完成并网。同时，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。
　　2、弃风、弃光限电风险
　　2020年上半年，我国弃风、弃光限电状况持续改善，但弃风、弃光限电问题短期内难以得到彻底解决。在“三北”地区（指西北、华北、东北）因为消纳问题风电装机增长受限的状况下，中东部和南方地区无疑成为风电新增量的重要接替区。根据《风电发展“十三五”规划》，到2020年，中东部和南方地区陆上风电新增并网装机容量4,200万千瓦以上，累计并网装机容量达到7,000万千瓦以上。中东部和南方地区风电在加快发展的同时也将面临着消纳风险。
　　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依然存在弃风、弃光限电情况。弃风、弃光限电风险的存在将持续对公司在相关地区项目的收益产生不利影响。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和不必要的弃风、弃光。
　　3、市场竞争风险
　　自2019年起，风电、光伏项目将要通过竞争方式配置和确定上网电价。因此，风电、光伏运营企业对项目资源开发的竞争将异常激烈。同时，福建省已暂缓陆上风电开发，风电项目资源获取难度加大。在福建省外，新能源产业经过数年高速发展，获取优质项目资源成本不断增加，难度也越来越大。
　　公司将积极稳妥推进项目开发，继续实施“走出去”发展战略，做好省外项目开发或并购，重点开拓不限电地区或具备特高压外送条件地区的新能源市场；在效益保证、风险可控的前提下，适时选择优质项目资产实施并购，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”。拓展新能源业务范围，积极争取在生物质热电联产、充电桩、储能等业务领域取得突破，培育上市公司新的利润增长点。
　　4、项目建设风险
　　风电等新能源项目在建设过程中不可避免地面临多种风险，包括恶劣天气导致无法施工、设备供应商供货能力不足、设备和材料的质量不达标、施工作业队伍短缺等问题，上述任何事项都可能导致项目建设的延期或成本超支，造成项目建设存在一定风险。
　　受疫情影响，市场上设备供应企业产能大幅下滑，设备供货普遍出现延迟；工程施工队伍复工时间迟延、人手不足、人员流动受到限制。公司在建的莆田平海湾海上风电场二期项目、富锦市二龙山镇农林生物质热电联产项目受上游设备供应不足、运输受阻、人员和安装设备资源紧缺等影响，建设进度暂时滞后于原定计划，从而可能对公司年度生产经营目标和项目建设目标的实现造成较大影响。
　　在疫情防控常态化形势下，公司将在项目建设过程中进一步积极与设备供应商、施工单位沟通协调，督促其加大人力和设备投入，加强对风机设备重要部件采购、生产排产、运输计划的监督，要求施工单位优化施工组织，充分利用有限的施工窗口期，采取各项赶工措施，尽可能降低疫情对项目进度的影响。
　　5、补贴发放滞后风险
　　目前，我国风力发电、太阳能发电、生物质发电项目的上网电价包括两部分，即脱硫燃煤机组标杆上网电价和可再生能源电价补贴。发电项目实现并网发电后，脱硫燃煤机组标杆上网电价的部分，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，国内可再生能源发电项目发展迅速，可再生能源电价附加收入远不能满足可再生能源发展需要，补贴资金缺口持续增加，国家发放可再生能源补贴的时间有所滞后。若该情况得不到改善，将会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。
　　截至2020年6月底，公司尚有84326.72万元补贴款项未得到拨付。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，公司的现金流状况总体保持在健康水平。公司将进一步加强资金管理，提高资金使用和保障的计划性，继续对公司系统闲散资金进行归集管理、统一调拨，满足生产经营过程中所需资金，确保资金使用效率最优。
　　6、调频、调峰等辅助服务市场考核风险
　　为了增强电力系统灵活性，保障安全运行，提升清洁能源的消纳能力，实现多种电源互利共赢，黑龙江、福建等地区电力调峰、调频辅助服务市场已基本建成。公司风电场将分担系统容量调峰、调频辅助服务的费用，从而将对营业收入造成一定影响。截至2020年6月底，公司所属项目累计分摊的调峰、调频辅助服务费用为1585.09万元，其中福建省项目471.94万元（暂结算至2020年5月份）、黑龙江省项目1100.91万元、哈密光伏项目12.24万元。未来公司可考虑探索多能互补运营模式，配套建设储能项目参与电力辅助服务。
　　7、自然条件风险
　　公司所属陆上风电项目大部分均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。
　　公司将加强安全管理，落实企业安全生产主体责任，实施公司系统安全绩效考核，同时完善安全保障和监督体系，进一步加强技术监督，强化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。

　　三、报告期内核心竞争力分析
　　1、区位优势
　　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。公司已投产和在建的陆上风电场主要位于风资源质量较优的福建福清、平潭、连江等地，为公司长期发展奠定了良好的基础。同时，福建省近海风能资源是沿海陆上风能资源的数倍，发展海上风电拥有得天独厚的优势。报告期内，公司2019年重大资产重组并购中闽海电事项实施完毕，公司在现有业务范围基础上增加了海上风电业务，区位竞争优势得到进一步发挥。
　　此外，福建省位于21世纪海上丝绸之路核心区，有较大的发展潜力和社会用电需求，弃风限电的风险较小。
　　2、专业化优势
　　公司全资子公司中闽有限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。公司自2015年完成重大资产重组以来一直专注于风力发电等清洁能源项目的开发、建设及运营，公司所有的经营性资产和收入都与风力发电等清洁能源发电业务相关，公司在新能源发电项目开发、建设及运行管理等方面均具有丰富的经验，是福建省内从事风电行业专业化程度较高的公司之一。
　　3、项目拓展优势
　　公司坚持项目开发和优质项目并购双轮驱动，拥有较强的可持续发展能力。报告期内，公司完成并购中闽海电重大资产重组事项，成功收购控股股东所属优质海上风电项目资产；同时，公司继续实施“走出去”战略，立足于正在建设的黑龙江富锦市二龙山镇30MW农林生物质热电联产项目，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优质资产并购，促进装机规模不断提升、市场竞争力不断增强。
　　4、运营管理优势
　　公司具有丰富的陆上风电场运营管理经验，培养了一支理论扎实、作风严谨、技能精湛、具有技术创新和攻关能力的运行维护技术队伍，积累了各种故障处理和维修保养经验，具备技术攻关、技术创新能力和核心部件故障解决能力。公司2019年重大资产重组的标的资产中闽海电在海上风电项目建设和运营管理方面拥有丰富的经验，其投资的莆田平海湾海上风电场一期项目是东南沿海地区首个投入商业运行的海上风电项目。
　　2020年上半年，公司在福建省所属风电场的平均发电设备利用小时为1396小时，高于全国平均水平24.31%，在黑龙江省所属三个风电场平均发电设备利用小时为1262小时，高于全国平均水平12.38%，整体保持了良好的运营效率。
　　5、人才优势
　　公司建立了全面的电力项目建设运营人才体系，构建符合企业发展需要的教育培训机制，努力打造专业知识过硬、行业经验丰富、开拓能力强、职业素养好、综合素质高的各类人才梯队。
　　公司高级管理层大多为电力专业科班出身，从事工作以来就投身于电力项目管理，能够较为准确的把握行业发展趋势。公司通过外部招聘和内部挖潜，实施系统全面的专业知识与技能培训制度，形成了一支具有丰富理论知识和行业实践经验的专业化员工团队。 收起▲