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会直接影响公司利润水平
浏览: 发布日期:2018-08-20

  (1)能源消费较快增长。煤炭消费稳中有升。上半年,全国煤炭消费同比增长3.1%左右。石油消费保持平稳。上半年,石油表观消费量同比增长2.5%左右。汽油消费增速回升,柴油消费相对平稳,煤油消费增长较快。天然气消费大幅增长。上半年,天然气表观消费量同比增长16.8%左右。城市燃气、工业燃料和发电用气都保持较快增长,化工用气同比下降。

  电力消费快速增长。上半年,全社会用电量32,291亿千瓦时,同比增长9.4%,增速比去年同期提高3.1个百分点,创6年来新高。分部门看,二产用电增速持续回升,上拉用电增长5.3个百分点;三产、居民生活用电保持两位数增长,合计上拉用电增长4.0个百分点。二季度以来,煤炭、电力和天然气消费淡季不淡特征明显。

  (2)能源补短板举措加快落实。天然气产供储销体系建设加快。协调境内外资源增加供应,已落实的2018年天然气供应增量比上年大幅增长,并且向大气污染防治重点地区倾斜。加快推进天然气管网互联互通重点工程和环渤海地区天然气储运体系建设,构建全国一张网格局,力争今冬明春向北方地区增供量大于去冬今春增量。

  能源系统调峰能力建设提速。天然气上游供气企业储气能力建设规划和方案正在加快制定。

  抽水蓄能电站选点规划滚动调整。新型储能电站示范项目启动建设,龙头水库、燃气调峰电站、太阳能热发电等各类灵活调节电源建设加快,热电解耦改造和纯凝火电机组深度调峰改造持续推进,部分机组改造已经完成,系统调峰能力逐步增强。

  能源民生保障工程加快实施。贫困地区、边疆地区、民族地区的农网改造,以及东北老工业基地的配电网改造升级加快。城中村、城乡结合部、棚户区燃气设施改造稳步实施。农村电力、燃气和洁净型煤供应范围扩大。光伏扶贫项目稳步推进。

  能源投资结构进一步优化。补短板领域投资增加,去产能领域投资放缓。上半年,燃气生产供应业投资同比增长10.2%,油气开采业投资同比增长2.8%,煤炭采选业投资同比增长1.4%;电力热力生产供应业投资同比下降17.3%,石油加工炼焦核燃料加工业投资同比下降7.9%。

  (3)绿色低碳发展深入推进。发电结构进一步优化。上半年,核电、风电、太阳能发电合计新增装机容量占新增装机总容量的66.1%,比去年同期提高5.4个百分点;核电、风电、太阳能发电量合计同比增长19.0%,高于火电发电增速11.0个百分点。

  清洁能源消纳成效明显。上半年,金沙江中游送广西、扎鲁特至青州及大气污染防治12条输电通道全面建成,张北基地送电北京、乌东德送电两广输电通道开工建设。跨区、跨省送出电量同比分别增长19.4%、20.3%,比去年同期分别提高11.1个、13.4个百分点。全国弃风率、弃光率比去年同期分别下降5.0个、3.2个百分点。

  北方清洁取暖稳步实施。各地陆续明确年度工作计划和实施方案。按照以气定改的原则,因地制宜稳步推进煤改气。张家口、内蒙古风电供暖工程加快推进。百个城镇136个生物质热电联产清洁供暖示范项目建设已经启动,装机容量380万千瓦。

  电力行业节能降耗取得新进展。上半年,电力行业继续淘汰关停环保、能耗、安全等不达标的30万千瓦以下燃煤机组,装机结构持续优化,节能技术改造大力推进,供电煤耗比去年同期下降1.3g/kWh。

  (4)能源行业效益总体改善。煤炭采选业实现利润约1279亿元,同比增长14.8%;油气开采业实现利润约696亿元,同比增长2.6倍;石油、煤炭及其它燃料加工业实现利润约1100多亿元,同比增长27.9%;电力、热力生产和供应业实现利润约1800多亿元,同比增长26.1%,但火电企业因煤价上涨、发电成本上升,经营形势仍然比较严峻,亏损面接近一半。

  造成弃风限电的主要原因:一是电力行业产能过剩。近两年来我国GDP增速下降,全国用电需求增长缓慢,而全国电力装机规模仍在较快增长,电力供给能力增长速度快于电力需求增长速度,风电的整体发电能力受到限制;二是现有电力运行管理机制不适应大规模风电并网的需要。

  我国大量煤电机组发电计划和开机方式的核定不科学,辅助服务激励政策不到位,省间联络线计划制定和考核机制不合理,跨省区补偿调节能力不能充分发挥,需求侧响应能力受到刚性电价政策的制约,多种因素导致系统消纳风电等新能源的能力未有效挖掘,局部地区风电消纳受限问题突出。

  根据国家能源局发布的《2015年度风电产业发展情况》,2015年,全国风电弃风限电形势加剧,全年弃风电量339亿千瓦时,同比增加213亿千瓦时,平均弃风率15%,同比增加7个百分点,其中弃风较重的地区是内蒙古(弃风电量91亿千瓦时、弃风率18%)、甘肃(弃风电量82亿千瓦时、弃风率39%)、新疆(弃风电量71亿千瓦时、弃风率32%)、吉林(弃风电量27亿千瓦时、弃风率32%)。

  根据国家能源局发布的数据,2016年,风电弃风电量497亿千瓦时,创历史新高;其中弃风较重的地区为甘肃(弃风电量104亿千瓦时、弃风率43%)、新疆(弃风电量137亿千瓦时、弃风率38%)、吉林(弃风电量29亿千瓦时、弃风率30%)、内蒙古(弃风电量124亿千瓦时、弃风率21%)。

  根据国家能源局发布的数据,2017年,风电弃风电量419亿千瓦时,同比减少78亿千瓦时。弃风限电形势大幅好转。其中弃风较重的地区为甘肃(弃风电量91.8亿千瓦时、弃风率33%)、新疆(弃风电量132.5亿千瓦时、弃风率29%)、吉林(弃风电量22.6亿千瓦时、弃风率21%)、内蒙古(弃风电量95亿千瓦时、弃风率15%),弃风率同比下降近10个百分点。

  根据国家能源局发布的数据,2018年上半年,全国弃风电量182亿千瓦时,同比减少53亿千瓦时,弃风率8.7%,同比下降5个百分点。上半年,有18个省(区、市)没有弃风限电,另有9个省弃风率在5%以下,弃风率超过5%的只有内蒙古、吉林、甘肃和新疆4省(区)。弃风限电大幅改善。

  2016年至2018年1-6月,公司受到弃风限电影响所间接损失的发电量情况如下:单位:万千瓦时

  2016年、2017年、2018年1-6月,公司因弃风限电所损失的潜在发电量分别为135,650万千瓦时、117,261万千瓦时、67,498万千瓦时,分别占当期全部可发电量(即境内实际发电量与弃风限电损失电量之和)的27.08%、19.64%和19.11%。2015年、2016年因全国风电弃风限电形势加剧,导致弃风限电比例较高,2017年及2018年上半年,弃风限电明显缓解。

  弃风限电是影响公司经营业绩最主要的因素,多集中发生在公司新疆区域、甘肃区域和内蒙区域的风电场,这些区域风能资源丰富,全区域性的风电场建设速度快、规模大,但用电负荷中心又不在这些地区,向国内用电负荷集中区输送电能的输变电通道建设速度及规模跟不上风电等绿色能源的建设速度及规模,导致弃风限电现象的产生。随着公司战略布局的调整,南方非限电区域风电场的陆续投产,这一状况会得到逐步的改善。同时,这些限电区域由于绿色电力输送通道的加快建设和公司参与当地的多边交易销售电量的提高,也极大地改善了弃风限电较为严重的局面。

  风力发电是资本密集型行业,财务杠杆比率较高,利息变动对项目利润影响较大。以一个10万千瓦的风电场为例,假定总投资8亿元,银行贷款占总投资额的80%,则银行基准利率每降低1个百分点,财务费用每年可减少640万元。

  自2014年以来,央行连续调低基准利率,5年以上中长期贷款利率从2014年11月的6.15%一直降至目前的4.90%,有利于风电运营商财务成本的降低。

  目前,公司在湖北、湖南、广西、广东、浙江、四川、河南、山西、陕西等非限电区域已有在建项目65.8万千瓦、备案项目97.8万千瓦,并以此为基础对我国中东部和南部地区继续挖掘新的后续项目,争取获得更大市场份额。

  今年上半年,公司澳大利亚白石17.5万千瓦项目已经建成投产。公司将以白石项目的并购及建设运营的经验,继续加大澳大利亚市场的开拓。同时,加强对一带一路相关国家风电市场的跟踪研究及项目前期论证,不断推进海外市场的战略布局,继续扩大公司的海外市场份额。

  一是努力提高公司生产运维水平。公司对风电场日常运行实施无缝隙监控,确保同等条件下风机最大出力;以对标为手段,积极开展营销工作;深化大部件管理,努力提高备件保障速度;建立常用备品备件的最低库存模型和储备方案,不断提高使用效率。

  二是千方百计节支增效。对各单位预算进行严格控制,并鼓励修旧利用、变废为宝。

  三是合理利用资金。通过深挖资金运用潜力、积极探索长短贷款搭配等形式,努力降低财务费用和资金成本。

  (4)优化融资手段,提高资本运作能力公司通过发行绿色公司债券,拓宽了公司的融资渠道,探索了新的融资方式,为公司发展提供了中长期稳定的资金支持。

  5、报告期内主要经营情况截至2018年6月30日,公司的并网装机容量达到261.47万千瓦,实现上网电量30.08亿千

  2018年上半年,公司实现营业收入121,319.66万元,同比增长30.56%;利润总额44,954.82万元,同比增长48.06%;归属于上市公司股东的净利润为33,785.57万元,同比增长47.11%。

  报告期内,公司的上网电量为30.08亿千瓦时,其中直接售电电量为21.27亿千瓦时;参与电力多边交易的电量为8.81亿千瓦时。

  (1)国家支持风电行业的相关政策发生变化的风险国内风力发电行业高速发展,很大程度上受益于国家对可再生能源行业,尤其是风电行业在上网电价保护、强制并网、强制购电以及各项税收优惠政策等方面的大力支持。如果未来国家支持风电行业的相关政策弱化,风电项目的收入将可能减少。

  风电项目的设计、风场建设、并网发电和上网电价等各个环节都需不同政府部门的审批和许可。公司风电项目的建造需要获得地方政府投资主管部门的核准,同时还需要获得项目所在地地方政府的其他各项批准和许可,其中包括项目建设用地的审批、环境评价等多项审批或许可。如果未来风电项目的审批标准更加严格,或审批及核准所需时间延长,公司未来可能因为申请程序的拖延而导致失去项目开发的最佳时机,或者因为建设期延长而对项目的投资回收期产生不利影响。

  (3)市场竞争风险风电项目的开发很大程度上受到在有限的地区和特定位置所具备风能资源以及当地电网输送容量的限制。目前风电行业的竞争主要存在于新风电场的开发,风电运营企业通过与地方政府协商,以协议的形式约定获取在特定时期、特定区域内开发风电项目的权利。因此,各个风电运营企业在风能资源优越、电力输送容量充足的地理区域开发新风电项目的竞争非常激烈。

  我国包括风能、太阳能、水能、生物质、地热和海洋能源在内的可再生能源均享受政府相关激励政策,包括上网电价补贴和电力上网优先权等。如果未来国家持续加大对其他可再生能源的政策支持,公司也可能会面临来自其他可再生能源发电公司的激烈竞争。风电行业也面临来自包括煤炭、天然气以及燃油等传统能源发电行业的竞争,如果因为传统能源开采技术革新或者勘探到大量能源矿藏,则可能因其价格的下降而降低传统能源发电公司的成本,进而对风电行业造成影响。

  公司的营业成本主要为风电场的固定资产折旧费用。其中,风机设备的采购成本占风电场全部投资的比重最大,约为50%至60%,故风机价格的变动将直接影响公司未来的营业成本。如未来风机价格大幅度上升,则公司新建项目的投资成本将增加,对公司未来的经营业绩可能造成重大不利影响。

  (5)宏观经济波动风险发电行业是为国民经济运行提供能源动力的基础性产业,其市场需求与国家宏观经济发展密切相关。经济周期的变化将影响电力的需求。如果国民经济对电力总体需求下降,将直接影响电力销售。宏观经济的发展周期以及公司风电场所在区域的经济发展周期变化,将会对公司的生产经营产生一定影响。

  (1)气候条件变化所导致的风险风力发电行业对天气条件存在比较大的依赖,任何不可预见的天气变化都可能对公司的电力

  生产、收入及经营业绩带来不利影响。虽然在开始建造风电项目前,公司会对每个风电项目进行实地调研,有针对性的进行为期不少于一年的持续风力测试,包括测量风速、风向、气温、气压等,并编制可行性研究报告,但是实际运行中的风力资源仍然会因当地气候变化而发生波动,造成每一年的风资源水平与预测水平产生一定差距,影响公司风电场发电量,进而使公司的盈利能力产生波动。

  目前公司大多数风电场位于中国北部及西北部地区,包括新疆、甘肃、内蒙古及河北等地区。

  当地气候条件恶劣,可能因超过预计的严寒、瞬间狂风等气候条件引发的自然灾害对公司的风电场造成影响,包括对风机设备、风场运营设施的破坏以及输电线路的损坏等。在这种情况下,风电场的生产水平可能会大幅降低甚至暂停运作,风电场的发电能力受到严重影响,从而对公司的发电量和营业收入造成不利影响。

  (1)客户相对集中的风险风电项目需要获取项目所在地区电网公司的许可将风电场连接至当地电网,并通过与地方电网公司签署《购售电协议》进行电力销售,而不能把电力直接出售给用电的终端用户,因此地方电网公司是公司的购电客户。近三年公司排名前三位的客户均为电网公司,分别为冀北电力、新疆电力和甘肃电力。尽管上述客户信誉良好,近三年内未发生坏账,但若未来电网公司不能按照所签署的《购售电协议》条款及条件履行其合同责任,对公司向其销售的电力及时全额付款,将导致公司的应收账款发生损失,对公司的经营业绩造成不利影响。

  (2)风机质量问题而导致的风险风机设备的质量对风电项目发电量的持续性和稳定性至关重要,尤其对于部分新型风机,因设备质量问题所导致的风机运行不良将对风电场的发电业务造成影响。虽然公司在风机设备采购时会与风机设备供应商签订质量保证协议,质保期通常为自风机进行连续试运行完成后起二年至五年。如果风机在运行质保期内出现质量问题,风机供应商应按照约定支付一定比例的赔偿金额,赔偿金额为双方事先根据具体的质量问题所设定的风机总采购额的一定比例,超过赔偿上限的损失将由公司承担。如风机在质保期以外出现质量问题,发生的损失由公司承担。因此,由风机设备质量问题导致的风机不能运行或运行不良将对公司风电场的经营产生不利影响。

  公司风电场主要集中在河北张北、甘肃酒泉和新疆达坂城地区。公司所发电量主要供应华北电网、西北电网和新疆电网。公司的风电项目主要集中在上述三个地区,如果上述三个地区风资源条件发生变化,将可能导致公司风机利用小时数波动,会直接影响公司利润水平。另外,上述三个地区的电网送出能力、电价政策变化和电网公司的政策执行情况等因素也会影响公司盈利能力。

  (4)项目并网风险建设风电项目必须取得项目所属地电网公司同意并网的许可,如果未来公司新开发风电项目不能及时获得相关电网公司的并网许可,项目的建设将会被延误,会出现无法发电并售电的情况,进而影响该风电项目的收入。

  (5)弃风限电风险已投产风电项目需执行电网统一调度,按照电网调度指令调整发电量是各类发电企业并网运行的前提条件。当用电需求小于发电供应能力时,发电企业服从调度要求,使得发电量低于发电设备额定能力的情况称为限电。由于风能资源不能储存,因此限电使得风力发电企业的部分风能资源没有得到充分利用,该情况称为弃风。

  2016年、2017年、2018年1-6月,公司因弃风限电所损失的潜在发电量分别为135,650万千瓦时、117,261万千瓦时、67,498万千瓦时,分别占当期全部可发电量(即境内实际发电量与弃风限电损失电量之和)的27.08%、19.64%和19.11%。

  能否实现全额并网发电取决于当地电网是否拥有足够输送容量、当地电力消纳能力等多种因素。因此,对于已经投产的风电项目,如果因为区域电网整体负荷发生变化而导致相关电网公司对公司风电项目限电,会对公司风电项目收入产生不利影响。

  风电场的建造涉及许多风险,其中包括恶劣的天气情况、设备、物料和劳工短缺、当地居民干扰、不可预见的延期和其他问题,上述任何事项都可能导致项目建设的延期或成本超支。公司通常聘用各类专业承包商建造风电场各分部分项工程,如各承包商未能根据规划完工或者项目建设出现质量问题,将会对公司的整体发电效率和经营成本造成影响。

  公司风电场项目的经营情况依赖于项目所在地的风速及其他气候条件。风电场项目附近的城市扩容、防护林建设及新建其他风电场等因素均会影响项目所在地风速及气候条件,进而影响风资源状况。尽管公司已为项目选址进行审慎的调查,但如果项目邻近的土地被其他方开发,则可能对公司的风电场项目产生负面影响,从而对公司的经营业绩造成不利影响。

  (8)核心管理团队变动和人才流失的风险风电行业作为国家政策大力鼓励的战略性新兴产业,对于具备风力发电相关知识和技能的高

  级人才依赖度较高,公司的高级管理人员对公司近年来的高速发展做出了不可或缺的贡献。由于可再生能源行业尤其是风电行业的迅猛发展,各风力发电公司对于国内具有相关专业知识和技能的优秀人才的竞争逐渐激烈,尤其对于具备风电行业长期工作经验的管理型人才需求量巨大。虽然公司给员工提供了具有市场竞争力的薪酬福利待遇,且过去几年公司高级管理人员团队的稳定性相对较高,但若未来公司核心管理团队发生较大变动或专业人才流失,将对公司未来的运营管理和经营扩张带来不利影响。

  2016年、2017年和2018年1-6月,公司借款利息支出分别为41,928.42万元、46,354.32万元、和25,118.89万元(包括已资本化利息支出)。截至2018年6月30日,公司借款余额总计1,096,237.06万元,截至2016年12月31日、2017年12月31日和2018年6月30日,在其他因素不变的情况下,假设贷款利率上升100个基点将会导致公司的净利润分别减少6,505.53万元、7,103.89万元、4,040.61万元。如果未来利率水平大幅上升,将对公司经营业绩造成不利影响。

  根据目前相关政策和法律法规,公司及下属部分子公司享有不同程度的税收优惠。2016年、2017年和2018年1-6月,公司享受的所得税优惠金额为3,977.26万元、7,902.06万元、6,004.69万元,分别占当期利润总额的11.82%、14.79%和13.36%。

  如果未来相关税收优惠政策或法律法规出现变动,公司所享受的全部或部分税收优惠政策出现调整或取消,将会对公司经营业绩带来不利影响。

  公司自成立以来一直专注于风力发电的项目开发、建设及运营,公司所有的经营性资产和收入都与风力发电相关。同时,公司坚持有效益的规模和有规模的效益的市场开发原则,以专业化的经营和管理确保每个项目的盈利能力。

  公司具有丰富的风电场运营经验,对从750kW到3MW,从定桨距、双馈到直驱风机,从纯进口风机、合资企业风机到全国产风机都有运营维护经验。由于运营时间早,对各种故障处理积累了丰富经验。公司多年来培养和锻炼了一支专业的运行维护技术队伍,通过技术攻关和技术创新,具备了控制系统等核心部件故障的自行解决能力;通过完成核心部件的国产化替代工作,降低了运行维护和备品备件采购成本;通过采用先进的故障监测系统,做到了从被动维修到主动故障监测的转变,降低了停机维修时间。

  公司投资建设的张北满井风电场一期和新疆托里100MW风电场三期项目分别于2007年、2011年被评为国家优质投资项目,河北张北单晶河200MW风电特许权项目、甘肃玉门昌马大坝南、北48MW大型风电机组示范风电场项目及中节能乌鲁木齐托里200MW风电场二期49.5MW项目荣获2014-2015年度国家优质投资项目。

  中节能风电601016)在业内具有较高的知名度和良好的品牌形象,公司先后中标并示范建设了国家第一个百万千瓦风电基地启动项目——河北张北单晶河200MW特许权项目;中标并示范建设了国家第一个千万千瓦风电基地启动项目——甘肃昌马200MW特许权项目。

  3、公司拥有较强的可持续发展能力截至2018年6月30日,公司在建项目装机容量合计为122.75万千瓦,可预见的筹建项目装机容量合计达346.8万千瓦。并且在加快风电场开发和建设的同时,加大中东部及南方区域市场开发力度,在湖北、广西、浙江、河南、四川等已有项目的区域开发后续项目,在贵州、安徽、湖南、广东、重庆、江西、山东等区域开展风电项目前期踏勘和测风工作,扩大资源储备。

  同时,公司拥有良好信用记录和银企关系,资金保障能力较强。公司在过去几年积累了良好的信用记录,银企关系稳定,目前公司除了向公开市场增发、发行绿色公司债券以外,可以选择的融资渠道和可使用的金融工具也较为丰富,资金来源有保障。

  公司的管理层拥有丰富的专业知识,对风电行业,包括行业发展历史、特征以及未来发展趋势具有深刻的理解。公司的高级管理层在电力行业拥有多年的相关经验,并且始终保持稳定和紧密合作的关系。凭借管理层的经验和能力,本公司可以有效地控制成本,提高运营效率和公司盈利能力。公司通过持续的自我挖掘和培养,已经形成了一支具有丰富理论知识和行业实践经验的专业化的技术、管理团队。

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