中节能风力发电股份有限公司2019年年度报告摘要

　　公司代码：601016         公司简称：节能风电

　　一重要提示

　　1本年度报告摘要来自年度报告全文，为全面了解本公司的经营成果、财务状况及未来发展规划，投资者应当到上海证券交易所网站等中国证监会指定媒体上仔细阅读年度报告全文。

　　2本公司董事会、监事会及董事、监事、高级管理人员保证年度报告内容的真实、准确、完整，不存在虚假记载、误导性陈述或重大遗漏，并承担个别和连带的法律责任。

　　3公司全体董事出席董事会会议。

　　4中勤万信会计师事务所（特殊普通合伙）为本公司出具了标准无保留意见的审计报告。

　　5经董事会审议的报告期利润分配预案或公积金转增股本预案

　　公司第四届董事会第十一次会议审议通过了《2019年度利润分配预案》：以截至2019年12月31日公司股本总额4,155,560,000股为基数，向全体股东进行现金分红，每10股分配现金0.51元（含税），共计分配现金211,933,560元（含税），占公司2019年度合并报表归属于上市公司股东净利润584,107,064.84元的36.28%。本年度不进行资本公积金转增股本。

　　上述利润分配预案尚需提交公司股东大会审议批准。

　　二公司基本情况

　　1公司简介

　　2报告期公司主要业务简介

　　（一）报告期内公司所从事的主要业务报告期内，公司的主营业务未发生变化，为风力发电的项目开发、建设及运营。公司生产的绿色电力，源源不断地输入电网，满足经济社会及国民用电需求。

　　（二）报告期内公司的经营模式

　　1、主营业务经营模式

　　公司的主营业务为风力发电的项目开发、建设及运营。公司主营业务流程如下：

　　2、项目开发模式

　　公司风电场项目开发模式与流程如下：

　　3、采购模式

　　公司的采购模式主要是招标采购，公司对采购工作实行统一招标、集中采购、专业管理、分级负责的管理模式。

　　4、生产模式

　　公司的主要生产模式是依靠风力发电机组，将风能转化为电能；通过场内集电线路、变电设备，将电能输送到电网上。公司风电场生产运营模式图如下：

　　5、销售模式

　　（1）国内销售模式

　　公司依照国家政策和项目核准时的并网承诺，将风电场所发电量并入电网公司指定的并网点，由电网公司指定的计量装置按月确认上网电量，实现电量交割。上网电能的销售电价截至报告期内由两种方式确定：

　　第一种是依照国家定价。即依据风电项目核准时国家能源价格主管部门确定的区域电价或特许权投标电价与电网公司直接结算电费，回笼货币资金。国家定价结算方式是公司电量销售结算的主要方式。

　　第二种是近两年逐渐形成的多边协商定价，简称电力多边交易。为缓解弃风限电对风电企业的影响，由地方政府推动，电网公司根据“特定用电侧”需求，提出交易电量和电价的指导意见，组织“发电侧”企业就此部分交易电量和电价进行磋商，确定各发电企业所承担的电量和上网基础电价。多边交易模式下风电场的电费收入由电网公司支付的基础电费和国家新能源补贴两部分组成。多边交易结算方式是公司电量销售结算的补充方式。

　　为引导全社会绿色消费，促进清洁能源消纳利用，进一步完善风电、光伏发电的补贴机制，国家发改委、财政部、国家能源局于2017年1月18日发布《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》，要求根据《绿色电力证书核发及自愿认购规则》（试行）建立可再生能源绿色电力证书自愿认购体系。从2017年7月1日起，在全国范围内试行可再生能源绿色电力证书（简称绿证）核发和自愿认购，每1000kW/h的绿色电力核发一张绿证，绿证的价格不高于国家新能源补贴电价。在目前的自愿认购阶段，没有售出的绿证仍由国家补贴，所以，在自愿认购阶段，无论绿证是否售出，对公司绿色电力的销售没有任何影响。

　　（2）澳洲白石风电场销售模式

　　依照澳大利亚现行规定，风电场所发电量的销售，就内容而言，分为电力销售和可再生能源证书销售两部分；就期限而言，分为按照电力和可再生能源证书的即期价格销售及按照与电力购买方约定的长期合约价格销售两钟方式。其中，长期合约价格既可以同时包括电力价格和可再生能源证书价格，也可以仅含其中一项价格。WHITE ROCK WIND FARM PTY LTD（以下简称“白石公司”）现采用按照电力和可再生能源证书的即期价格进行结算的销售模式。

　　①电力销售结算

　　白石风电场位于澳大利亚新南威尔士州，依照澳大利亚国家电力法以及白石公司与新南威尔士州电网公司签订的并网协议，风电场所发电量并入电网公司指定的安装有计量装置的并网点，在国家电力市场对即期电量按照即期电价进行销售并记录，由澳大利亚能源市场运营局按周对销售电量的总金额进行结算。

　　②可再生能源证书销售结算

　　可再生能源配额制度（以下简称“配额制”）是指一个国家或地区用法律的形式，强制性规定可再生能源发电在总发电量中所占比例（即配额），并要求供电公司或电力零售商对其依法收购，对不能满足配额要求的责任人处以相应惩罚的一种制度，而可再生能源证书是实现配额制的一项政策工具，其与配额制配套运行，购买可再生能源证书成为满足配额制要求的一种方式和证明。

　　2000年12月21日，澳大利亚联邦议会审议通过了《可再生能源（电力）法案》，发布强制性可再生能源目标，对相关电力零售商规定了购买一定比例可再生能源电力的法定义务。根据澳大利亚现行的《可再生能源（电力）法案》，白石公司作为可再生能源发电商，可以根据澳大利亚能源市场运营局提供的月度结算销售电量，按照每生产1兆瓦时电力额外获得1个可再生能源证书，向澳大利亚清洁能源监管局申请可再生能源证书的数额认证，该局对白石公司的申请进行复核及审计后，授予相应数额的可再生能源证书。可再生能源证书销售价格根据市场供需关系决定，白石公司可以在可再生能源证书市场进行销售和结算。

　　（三）报告期内行业情况说明

　　1、全球风电行业发展情况

　　风能是一种清洁的可再生能源。在过去的30多年里，风电发展不断超越其预期的发展速度，成为世界上增长速度最快的能源之一。根据全球风能理事会统计数据，全球风电累计总装机容量从截至2001年12月31日的24GW增至截至2018年12月31日的591GW。

　　全球风电装机累计容量（2001年-2018年）

　　资料来源：全球风能理事会

　　注：截至本报告发布时，全球风能理事会尚未发布完整版2019年度全球风电数据，公司将于2020年半年度报告时更新此项数据。

　　全球风电行业发展呈现如下特征与趋势：

　　（1）风电已在全球范围内实现规模化应用。风电作为应用最广泛和发展最快的新能源发电技术，已在全球范围内实现大规模开发应用。到2018年底，全球风电累计装机容量达5.91亿千瓦，同比增长9.6%，遍布100多个国家和地区。

　　（2）风电已成为部分国家新增电力供应的重要组成部分。2000年以来风电占欧洲新增装机的30%，2007年以来风电占美国新增装机的33%。随着全球发展可再生能源的共识不断增强，风电在未来能源电力系统中将发挥更加重要作用。美国提出到2030年20%的用电量由风电供应，丹麦、德国等国把开发风电作为实现2050年高比例可再生能源发展目标的核心措施。

　　（3）风电发展进入平稳期。虽然风电产业面临全球市场紧缩、大部件市场供过于求导致价格面临下行压力；在紧缩驱动的经济格局下，可再生能源补贴机制的波动；在价格上面临与传统的化石燃料与核电站竞争的挑战，但是风电发展的根本驱动力仍然存在，并且全球都需要干净清洁、价格实惠、当地开发、安全可靠，安装迅速的能源供应。这些驱动力将成为促进风电发展的长效动力，也成为突破挑战的主要动力。

　　（4）海上风电加速发展。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。经过近二十余年的发展，从全球范围来看，海上风电技术日益成熟，过去制约其快速发展的技术壁垒高、建设难度大、维护成本高、整机防腐要求强等弊端正得到逐步改善。自第一座海上风电场投运以来，海上风电成本的下降幅度超过了30%，其度电成本（以亚洲地区为例）也从2010年的178美元/兆瓦时降低到了2018年的约106美元/兆瓦时（参见国际可再生能源署《2018年可再生能源发电成本》）。根据全球风能理事会(GWEC)发布的最新数据，全球海上风电2019年新增装机6.1GW，再次创下了海上风电新增装机记录，与2018年相比增长了35.5%(2018年全球海上风电新增装机4.5GW)。目前，全球海上风电总装机量已达到29GW。2019年，海上风电约占新风电装机的10%，高于2015年的5%。欧洲仍然是海上风电的最大市场，占2019年新风电装机量的59%，而亚太地区占其余41%。中国以2.3GW再次成为海上风电新增装机最多的国家，英国和德国位居第二和第三，分别装机1.8GW和1.1GW。据GWEC Market Intelligence的初步预测，预计到2024年全球海上风电将新增50 GW的装机容量。这意味着，未来五年全球海上风电总装机容量将达到近80GW，将比目前装机容量增长172%。随着在美国，中国台湾，日本，越南和韩国等海上风电新兴市场项目目标的实现，预计2020年到2024年全球海上风电将新增装机超过50GW。GWEC首席执行官Ben Backwell表示：“在2019年，看到海上风电的强劲持续增长趋势，目前海上风电已占风能总安装量的10%。另外，欧洲成熟市场虽然继续占据新增装机大部分，但是亚太地区正在逐步成为新增装机的中坚力量。尤其是中国，目前已经连续成为海上风电新增装机最多的国家。”Ben Backwell还认为:“海上风能是实现气候目标的巨大机遇，因为它可以代替昂贵的进口燃料，为土地有限的国家提供清洁能源解决方案，并大规模提供竞争日益激烈的零碳能源。海上风电的经济利益不可低估，它有可能产生数千亿美元的投资，创造数万个就业机会并建立供应链，所有这些都可以为蓬勃发展的地方经济做出贡献。”

　　2、我国风电行业发展情况

　　（1）我国风能资源概况

　　中国幅员辽阔、海岸线长，拥有丰富的风能资源。根据全国900多个气象站将陆地上离地10m高度资料进行估算，全国平均风功率密度为100W/m2，风能资源总储量约32.26亿kW，可开发和利用的陆地上风能储量有2.53亿kW，近海可开发和利用的风能储量有7.5亿kW，共计约10亿kW。根据中国气象局公布的数据显示，2018年我国陆面70m高度年平均风速约为5.5m/s，年平均风功率密度约为237.1W/m2。我国风能资源丰富的地区主要集中在北部、西北和东北的草原、戈壁滩以及东部、东南部的沿海地带和岛屿上。这些地区缺少煤炭及其他常规能源，并且冬春季节风速高，雨水少；夏季风速小，降雨多，风能和水能具有非常好的季节补偿。另外在中国内陆地区，由于特殊的地理条件，有些地区具有丰富的风能资源，适合发展风电。

　　我国风能资源地理分布与现有电力负荷不匹配。沿海地区电力负荷大，但是风能资源丰富的陆地面积小，“三北”地区风能资源很丰富，电力负荷却较小，给风电的经济开发带来困难。由于大多数风能资源丰富区，远离电力负荷中心，电网建设相对薄弱，大规模开发需要电网延伸的支撑。

　　（2）我国风电产业发展历程和现状

　　我国风电场建设始于20世纪80年代，在其后的十余年中，经历了初期示范阶段和产业化建立阶段，装机容量平稳、缓慢增长。自2003年起，随着国家发改委首期风电特许权项目的招标，风电场建设进入规模化及国产化阶段，装机容量增长迅速。特别是2006年开始，连续四年装机容量翻番，形成了爆发式的增长。据全球风能理事会的统计，2013年至2018年，我国风电新增装机容量，连续六年保持全球新增装机容量第一位。我国累计风电装机容量2009年跃居世界第一位，直至2018年一直保持全球第一位。截至2018年底，我国仍保持全球最大的风能市场地位不变。

　　2001年至2018年我国风电累计装机容量及年增长率如下表所示：

　　资料来源：全球风能理事会《全球风电装机数据》、《Annual Markets Update》、《全球风电市场发展报告2012》、《GLOBAL WIND STATISTICS 2013》、《GLOBAL WIND REPORT 2014》、《GLOBAL WIND STATISTICS 2015》《GLOBAL WIND STATISTICS 2016》《GLOBAL WIND STATISTICS 2017》《GWEC Global Wind Report 2018》

　　（3）我国风电行业发展模式

　　自2005年开始，我国风电行业进入高速发展期，过去十年，风电行业主要是依靠集约式发展，国家鼓励在“三北”（华北、西北、东北）地区新建大型风电基地，通过超高压长距离输电线路将绿色电能输送到经济发达地区使用。但由于电源建设速度高于输变电线路的建设速度，导致了“弃风限电”现象的发生。进入“十三五”时期，国家推进“四个革命，一个合作”能源发展战略，根据《可再生能源发展“十三五”规划》，按照“统筹规划、集散并举、陆海齐进、有效利用”的原则，严格开发建设与市场消纳相统筹，着力推进风电的就地开发和高效利用，积极支持中东部分散风能资源的开发，在消纳市场、送出条件有保障的前提下，有序推进大型风电基地建设，积极稳妥开展海上风电开发建设，完善产业服务体系。2019年，全国风电新增并网装机2574万千瓦，其中陆上风电新增装机2376万千瓦、海上风电新增装机198万千瓦。从地区分布看，中东部和南方地区占比约45%，“三北”地区占55%，风电开发布局进一步优化。到2019年底，全国风电累计装机2.1亿千瓦，其中陆上风电累计装机2.04亿千瓦、海上风电累计装机593万千瓦。从地区分布看，中东部和南方地区占30%，“三北”地区占70%。

　　（4）我国风电行业定价机制

　　根据《可再生能源法》及《可再生能源发电有关管理规定》，可再生能源发电项目的上网电价，由国务院价格主管部门根据不同类型可再生能源发电的特点和不同地区的情况，按照有利于促进可再生能源开发利用和经济合理的原则确定，并根据可再生能源开发利用技术的发展适时调整和公布。到2019年，我国风电上网电价已经历了六个阶段：

　　第一阶段，完全上网竞争阶段（20世纪90年代初-1998年）。这一阶段处于风电发展的初期,上网电价很低,其水平基本是参照当地燃煤电厂上网电价,每千瓦时的上网价格水平不足0.3元。

　　第二阶段，审批电价阶段（1998-2003年）。上网电价由各地价格主管部门批准,报中央政府备案,这一阶段的风电价格高低不一。

　　第三阶段，招标和审批电价并存阶段（2003 -2005年）。这是风电电价的“双轨制”阶段。由于这一阶段开启了风电项目特许权招标，出现了招标电价和审批电价并存的局面，即国家从2003年开始组织大型风电场采用招标的方式确定电价,而在省、市、区级项目审批范围内的项目,仍采用审批电价的方式。

　　第四阶段，招标与核准方式阶段（2006-2009年）。根据国家有关政策规定风电电价通过招标方式产生，电价标准根据招标电价的结果来确定。

　　第五阶段，固定标杆电价方式阶段（2009-2020年）。随着《国家发展改革委关于完善风力发电上网电价政策的通知》（发改价格〔2009〕1906号）的出台,风电电价按照全国四类风能资源区制定相应的风电标杆上网电价。

　　第六阶段，竞争电价与平价电价上网阶段（2019-至今）。国家能源局《关于2019年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》（国能发新能〔2019〕49号）的出台,进一步降低了风电标杆上网电价，确定了平价上网节奏和日程。2019年5月21日，国家发改委发布了《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），明确了2019、2020两年陆上风电和海上风电新核准项目的电价政策，将陆上、海上风电标杆上网电价均改为指导价，规定新核准的集中式陆上风电项目及海上风电项目全部通过竞争方式确定上网电价，不得高于项目所在资源区指导价。2019年Ⅰ～Ⅳ类资源区新核准陆上风电指导价分别调整为每千瓦时0.34元、0.39元、0.43元、0.52元，2020年指导价分别调整为每千瓦时0.29元、0.34元、0.38元、0.47元；对于海上风电，2019年符合规划、纳入财政补贴年度规模管理的新核准近海风电指导价调整为每千瓦时0.8元，2020年调整为每千瓦时0.75元，指导价低于当地燃煤标杆电价（含脱硫、脱硝、除尘）的地区，以燃煤标杆电价作为指导价，2021年新核准陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴。

　　我国陆上风电标杆电价/指导电价（元/kWh）变化情况

　　注：（1）2018年底前核准的陆上风电项目，2020年底前完成并网的，执行当初的核准电价；（2）2019年1月1日至2020年底，这两年期间核准的陆上项目，必须在2021年底前并网，执行当年电价；（3）2021年起，新核准的陆上风电项目全面实行平价，不再补贴。

　　我国海上风电上网电价（元/kWh）变化情况

　　注：对2018年底前已核准的海上风电项目，如在2021年底前全部机组完成并网的，执行核准时的上网电价；2022年及以后全部机组完成并网的，执行并网年份的指导价。

　　3公司主要会计数据和财务指标

　　3.1近3年的主要会计数据和财务指标

　　单位：元  币种：人民币

　　3.2报告期分季度的主要会计数据

　　单位：元  币种：人民币

　　季度数据与已披露定期报告数据差异说明

　　□适用  √不适用

　　4股本及股东情况

　　4.1普通股股东和表决权恢复的优先股股东数量及前10 名股东持股情况表

　　单位: 股

　　4.2公司与控股股东之间的产权及控制关系的方框图

　　√适用  □不适用

　　4.3公司与实际控制人之间的产权及控制关系的方框图

　　√适用  □不适用

　　4.4报告期末公司优先股股东总数及前10 名股东情况

　　□适用  √不适用

　　5公司债券情况

　　√适用  □不适用

　　5.1公司债券基本情况

　　单位:元  币种:人民币

　　5.2公司债券付息兑付情况

　　√适用□不适用

　　报告期内，公司绿色公司债券涉及兑息情况，具体如下：

　　5.3公司债券评级情况

　　√适用  □不适用

　　“G17风电1”、“G18风电1”的资信评级机构大公国际资信评估有限公司于2019年5月14日出具了《中节能风力发电股份有限公司主体与相关债项2019年度跟踪评级报告》（大公报SD【2019】042号），综合评定公司主体信用等级维持AA+，评级展望稳定；债券信用等级维持AAA。

　　5.4公司近2年的主要会计数据和财务指标

　　√适用  □不适用

　　三经营情况讨论与分析

　　1报告期内主要经营情况

　　2019年，公司实现营业收入248,737.07万元，同比增长4.68%；利润总额74,696.54万元，同比增加5.28%；归属于上市公司股东的净利润为58,410.71万元，同比增加13.38%。

　　截至2019年12月31日，公司的并网装机容量达到285.82万千瓦，实现上网电量59.64亿千瓦时，平均利用小时数为2208小时，高出全国行业平均水平约126小时。

　　报告期内，公司的上网电量为59.64亿千瓦时，其中直接售电电量为38.82亿千瓦时；参与电力多边交易的电量为20.82亿千瓦时。

　　2导致暂停上市的原因

　　□适用  √不适用

　　3面临终止上市的情况和原因

　　□适用  √不适用

　　4公司对会计政策、会计估计变更原因及影响的分析说明

　　√适用  □不适用

　　财政部于2019年5月9日、2019年5月16日分别发布了《关于印发修订<企业会计准则第7号——非货币性资产交换>的通知》（财会〔2019〕8号）和《关于印发修订<企业会计准则第12号——债务重组>的通知》（财会〔2019〕9 号），公司自2019年6月10日起执行新非货币性资产交换准则，自2019年6月17日起执行新债务重组准则，并对相关会计政策进行了修订，执行上述新准则未对公司财务报表产生重大影响，具体参见第十一节五、44重要会计政策和会计估计的变更。

　　本公司自2019年1月1日起首次执行新金融工具准则，将原分类为“可供出售金融资产”的权益工具投资，依据新金融工具准则规定，分类调整至“以公允价值计量且其变动计入其他综合收益的金融资产”，报表列报的项目为“其他权益工具投资”，具体参见第十一节五、44重要会计政策和会计估计的变更。

　　财政部于2019年4月30日和2019年9月19日分别颁布了《关于修订印发 2019年度一般企业财务报表格式的通知》（财会[2019]6 号）和《关于修订印发合并财务报表格式（2019 版）的通知》（财会[2019]16 号），对一般企业财务报表格式进行了调整。本公司对财务报表格式相应进行了修订，年初（2019年1月1日）及上期（2018年度）受影响的财务报表项目明细情况请参见第十一节五、44重要会计政策和会计估计的变更。

　　5公司对重大会计差错更正原因及影响的分析说明

　　□适用  √不适用

　　6与上年度财务报告相比，对财务报表合并范围发生变化的，公司应当作出具体说明。

　　√适用□不适用

　　本公司2019年度纳入合并范围的子公司共38户，本期合并财务报表范围及其变化情况详见本附注“八、合并范围的变更”和“九、在其他主体中的权益”。