节能风电2023年半年度董事会经营评述

  风能是一种清洁的可再次生产的能源。在过去的30多年里，风电发展不断超越其预期的发展速度，变成全球上上涨的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2022年12月31日的906GW。

  根据全球风能理事会(GWEC)发布的《全球风能报告2023》，得益于技术进步和商业模式创新，风能行业正在加快速度进行发展。2022年全球新增风电装机容量77.6GW，较去年同期下降17.1%。其中陆上风电新增装机容量68.8GW，海上风电新增装机容量为8.8GW，海上风电新增装机容量大幅上升。

  2022年，中国风电新增装机容量居全球第一，占全球新增装机容量的49%。其中，新增陆上风机装机容量32,579MW，占全球新增陆上风电装机容量32.6%，新增海上风机装机容量5,052MW，占全球新增海上风电装机容量57.60%；其次为美国，占全球新增装机容量的11%；第三名为巴西，占全球风电新增装机容量的5%；第四名为德国，占全球风电新增装机容量的4%。

  根据全球风能理事会(GWEC)发布的《全球风能报告2023》，中国继续引领全球的海上风电发展，截至2022年底，中国的海上风电累计装机容量超过30GW，超过了欧洲过去三十年达到的水平。

  根据全球风能理事会（Global Wind Energy Council,GWEC）发布《2023年全球风能报告》预测，未来5年（2023—2027年），预计全球风电新增装机容量为680GW，相当于到2027年每年增加136GW。由于欧洲的能源革命、中国承诺逐步扩大可再次生产的能源的占比及IRA通过的原因，GWEC之前预测2022年至2030年将建成1078GW，现在预测2023年至2030年将新增1221GW的容量，增加了13%。

  中国幅员辽阔、海岸线长，拥有丰富的风能资源。2022年《中国风能太阳能资源年景公报》统计分析了2022年我国陆地10m高度的风速特征，全国10米高度年平均风速较近10年平均值偏小0.82%，较2021年偏小0.96%，属正常略偏小年景。2022年，我国70米高度平均风速约为5.4米/秒，100米高度年平均风速约为5.7米/秒。其中，70米高度平均风速大于6.0米/秒的地区主要分布在东北大部、华北北部、内蒙古大部、宁夏中南部、陕西北部、甘肃西部、新疆东部和北部的部分地区、青藏高原大部、云贵高原和广西等地的山区、东南沿海等地。2022年年平均风功率密度为193.1瓦/平方米，与近10年相比，2022年70米高度年平均风功率密度偏小的区域主要分布在新疆北部、青海中部、云南北部、贵州南部、河北北部和南部、山东大部、江苏南部、浙江东北部沿海等地；偏大的区域主要分布在黑龙江南部、吉林东部、四川东部、重庆、湖北东南部、湖南西北部、广西南部的部分地区、福建东部的部分地区。100米高度平均风速大于6.0米/秒的地区主要分布在东北大部、内蒙古、华北北部、华东北部、宁夏中南部、陕西北部、甘肃西部、新疆东部和北部的部分地区、青藏高原、云贵高原和广西等地的山区、中东部地区沿海等地。2022年，年平均风功率密度为227.4瓦/平方米。平均风功率密度大值区主要在内蒙古中东部、黑龙江东部、吉林西部和东部的部分地区、河北北部、山西北部、新疆北部和东部的部分地区、青藏高原大部、云贵高原的山脊地区、福建东部沿海等地。

  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，电网建设薄弱，大规模开发需要电网延伸的支撑。

  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）。依照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,逐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，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。2021年7月，国家发改委发布了《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》：2021年起，对新核准陆上风电项目（以下简称“新建项目”），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，以更好体现风电的绿色电力价值；2021年起，新核准（备案）海上风电项目上网电价由当地省级价格主管部门制定，具备条件的可通过竞争性配置方式形成，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。

  2022年，国家发改委发布的《关于2022年新建风电、光伏发电项目延续平价上网政策的函》通知中提出，2021年，我国新建风电、光伏发电项目全面实现平价上网，行业保持较快发展形态趋势。为促进风电、光伏发电产业持续健康发展，2022年，对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，以充足表现新能源的绿色电力价值。鼓励各个地区出台针对性扶持政策，支持风电、光伏发电产业高质量发展。

  报告期内，公司的主营业务未发生明显的变化，为风力发电的项目开发、建设及运营。公司基本的产品为所发电力，用途为向电网供电，满足经济社会及国民用电需求。

  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。

  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。

  公司依据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：

  第一种是按照国家定价。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发行人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，电网发行人根据“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发行人支付的基础电费和国家新能源补贴两部分所组成。多边交易结算方式是公司电量销售结算的补充方式。

  随着2021年12月21日《电力辅助服务管理办法》的发布，深化辅助市场建设再进一程。新版“两个细则”生效后，电力辅助服务领域的顶层规则将迎来重大变化。各类灵活性资源、市场化用户的参与，为辅助服务市场带来更多商机。

  为健全适应新型电力系统的市场机制国家发改委、国家能源局于2022年1月28日发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，意见指出，到2025年，全国统一电力市场体系初步建成，电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营，跨省跨区资源市场化配置和绿色电力交易规模明显提高，推进新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成。到2030年，全国统一电力市场体系基本建成，适应新型电力系统要求，新能源全面参与市场交易，市场主体平等竞争、自主选择，电力资源在全国范围内得到逐步优化配置。同时，积极地推进分布式发电市场化交易，支持分布式发电与同一配电网内的电力用户通过电力交易平台就近进行交易。新的政策环境下，新能源电力市场将逐步放开，形成“基准价+上下浮动”的上网电价。

  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次生产的能源证书销售两部分；就期限而言，分为按照电力和可再次生产的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种方式。其中，长期合约价格既可以同时包括电力价格和可再次生产的能源证书价格，也可以仅含其中一项价格。白石公司现采用按照电力和可再次生产的能源证书的即期价格进行结算的销售模式。

  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。

  可再次生产的能源配额制度（以下简称“配额制”）是指一个国家或地区用法律的形式，强制性规定可再次生产的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，而可再次生产的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，购买可再次生产的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《可再次生产的能源（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特殊的比例可再次生产的能源电力的法定义务。根据澳大利亚现行的《可再次生产的能源（电力）法案》，白石公司作为可再次生产的能源发电商，能够准确的通过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个可再次生产的能源证书，向澳大利亚清洁能源监管局申请可再次生产的能源证书的数额认证，该局对白石公司的申请做复核及审计后，授予相应数额的可再次生产的能源证书。可再次生产的能源证书销售价格依据市场供需关系决定，白石企业能在可再次生产的能源证书市场进行销售和结算。

  2023年上半年，国内能源供给保障能力稳步提升，能源绿色低碳转型快速推进，全国能源供需总体平稳有序。

  一是能源消费持续增长。上半年，全社会用电量累计4.3万亿千瓦时，同比增长5.0%。前六个月，第一、二、三产业用电量同比分别增长12.1%、4.4%、9.9%。工业用能整体延续增长态势。煤炭、天然气消费量平稳增长，成品油消费量较快增长。

  二是能源生产供应平稳有序。上半年，国内原煤、原油、天然气产量稳步提高，同比分别增长4.4%、2.1%、5.4%。全国发电装机规模达到27.1亿千瓦，同比增长10.8%。全国能源重点项目完成投资额超过1万亿元，同比增长23.9%。国际煤炭、原油、天然气价格明显回落，降幅3~5成左右，我国能源进口较快增长。

  三是迎峰度夏能源保供基础进一步夯实。煤炭、煤电兜底保障能力持续增强，支撑性保障性电源并网快速推进。电煤中长期合同履约率保持比较高水平，电煤供应平稳有序。电厂存煤保持历史高位，有力满足高峰时段用煤需求。跨省跨区通道输电能力逐步提升，电力互济能力持续增强。各类电源调峰潜力充分挖掘，新型储能装机规模迅速增加，电力调节能力逐步提升。

  四是能源绿色低碳转型快速推进。上半年，我国可再次生产的能源继续保持良好发展势头，非化石能源装机达到13.8亿千瓦。新型储能装机规模持续迅速增加，上半年新增装机规模相当于此前历年装机规模总和。国家能源局发布《新型电力系统蓝皮书》，首次明白准确地提出建设新型电力系统的总体架构和重点任务，加快构建新型电力系统。积极推动能源科学技术创新攻关和关键核心技术推广应用，发布新型储能试点示范工作规则，促进新型储能多元化、产业化、市场化发展。

  2023年上半年，全国可再次生产的能源发展势头良好，发电装机和发电量稳定增长。全国可再次生产的能源新增装机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，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，全国可再次生产的能源装机突破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，光伏发电装机4.7亿千瓦，生物质发电装机0.43亿千瓦。

  风电光伏发电量迅速增加。上半年，全国可再次生产的能源发电量达1.34万亿千瓦时，其中，风电光伏发电量达7291亿千瓦时，同比增长23.5%。

  （一）水电建设和运作情况。上半年，全国新增水电并网容量536万千瓦，其中常规水电206万千瓦，抽水蓄能330万千瓦。截至2023年6月底，全国水电累计装机容量达4.18亿千瓦，其中常规水电3.69亿千瓦，抽水蓄能0.49亿千瓦。上半年，全国水电发电量5166亿千瓦时，全国水电平均利用小时数为1239小时。

  （二）风电建设和运作情况。上半年，全国风电新增并网容量2299万千瓦，其中陆上风电2189万千瓦，海上风电110万千瓦。从新增装机分布看，“三北”地区占全国新增装机的70.6%。截至2023年6月底，全国风电累计装机达到3.89亿千瓦，同比增长13.7%，其中陆上风电3.58亿千瓦，海上风电3146万千瓦。2023年上半年，全国风电发电量4628亿千瓦时，同比增长20%。全国风电平均利用率96.7%，同比提升0.9个百分点。

  （三）光伏发电建设和运作情况。上半年，全国光伏新增并网7842万千瓦，同比增长154%，其中集中式光伏发电3746万千瓦，同比增长234%，分布式光伏发电4096万千瓦，同比增长108%。截至2023年6月底，全国光伏发电装机容量达到4.7亿千瓦，其中集中式光伏2.72亿千瓦，分布式光伏1.98亿千瓦。上半年，全国光伏发电量2663亿千瓦时，同比增长30%。全国光伏发电利用率98.2%，同比提升0.4个百分点。

  （四）生物质发电建设和运作情况。上半年，全国生物质发电新增装机176万千瓦，累计装机达4308万千瓦，同比增长9.2%，生物质发电量984亿千瓦时，同比增长10.1%。新增装机排名前五位的省份是河北、广东、江苏、湖北和黑龙江，分别为21.5万千瓦、20.1万千瓦、16.3万千瓦、14.8万千瓦和14.1万千瓦；今年累计发电量排名前五位的省份是广东、山东、浙江、江苏和安徽，分别为112.7亿千瓦时、93.8亿千瓦时、71.6亿千瓦时、70亿千瓦时和63.9亿千瓦时。

  可再生能源作为我国发电新增装机主体地位进一步夯实，保障能源供应和推动清洁低碳转型的地位作用越来越突出。

  （3）电力系统对各类调节性资源需求增加，全国新型储能装机规模持续快速增长

  截至2023年6月底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模超过1733万千瓦/3580万千瓦时，平均储能时长2.1小时。1-6月，新投运装机规模约863万千瓦/1772万千瓦时，相当于此前历年累计装机规模总和。从投资规模来看，按当前市场行情报价测算，新投运新型储能拉动直接投资超过300亿元人民币。

  锂离子电池储能仍占绝对主导地位，压缩空气储能、液流电池储能、飞轮储能等相对成熟的储能技术保持加快速度进行发展，超级电容储能、固态电池储能、钛酸锂电池储能等新技术也慢慢的开始投入工程示范应用，各类新型储能技术发展你追我赶，总体呈现多元化快速发展形态趋势。截至2023年6月底，全钒液流电池储能占1.1%、压缩空气储能占1.0%、铅酸（炭）电池储能占0.9%。

  截至2023年6月底，新型储能累计装机规模排名前5的省区分别为：山东294万千瓦/590万千瓦时、湖南264万千瓦/527万千瓦时、宁夏197万千瓦/391万千瓦时、内蒙古165万千瓦/329万千瓦时、新疆122万千瓦/313万千瓦时，装机规模均超过100万千瓦。华北、西北、华中地区合计超过全国总量的80%。其中，华北地区已投运新型储能装机占全国30.0%、西北地区占比26.8%、华中地区占比23.5%。

  从2023年上半年新增装机规模来看，排名前5名的省区分别为：湖南200万千瓦/400万千瓦时，山东139万千瓦/272万千瓦时，宁夏107万千瓦/211万千瓦时、内蒙古106万千瓦/210万千瓦时、新疆83万千瓦/228万千瓦时。

  国家能源局会同有关部门针对新型储能的科学配置和调度运用持续发力，先后出台《关于逐步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》《新能源基地送电配置新型储能规划技术导则》等政策规范，规范和指导新能源基地送电配置新型储能相关规划工作，推动新型储能科学优先调度运用和参与电力市场。目前，国家能源局正在组织并且开展电力领域综合性监管。新型储能项目运行调度、市场交易等情况已纳入重点监管内容，推动新型储能等调节性资源更好地发挥作用，促进风光等可再次生产的能源大规模开发消纳，保障电力安全稳定供应。

  2023年上半年，全社会用电量累计43076亿千瓦时，同比增长5.0%。全国各电力交易中心累计组织完成市场化交易电量26501亿千瓦时，同比增长6.7%，占全社会用电量比重达61.5%，同比提高0.9个百分点。

  从交易范围看，省内交易电量21318亿千瓦时。其中，直接交易20558亿千瓦时，发电合同转让及其他交易760亿千瓦时。跨省跨区交易电量5183亿千瓦时。其中，直接交易584亿千瓦时，“网对网”“点对网”等省间外送交易4557亿千瓦时，发电合同转让交易42亿千瓦时。

  从经营区域看，国家电网经营区域市场化交易电量20898亿千瓦时，同比增长7.1%，占该区域全社会用电量比重为61.3%；南方电网经营区域市场化交易电量4268亿千瓦时，同比增长2.2%，占该区域全社会用电量比重为59.3%；内蒙古电网经营区域市场化交易电量1335亿千瓦时，同比增长17%，占该区域全社会用电量比重为74.4%。

  造成“弃风限电”的根本原因：一是电力行业产能过剩。近年来，全国用电需求平均增长放缓，而全国电力装机规模仍在较快增长，电力供给能力上涨的速度快于电力需求上涨的速度，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，省间联络线计划定制和考核机制不合理，跨省区补偿调节能力不能充分的发挥，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数据，2021年，全国风电平均利用率96.9%，同比提升0.4个百分点；尤其是湖南、甘肃和新疆，风电利用率同比明显提升，湖南风电利用率99%、甘肃风电利用率95.9%，新疆风电利用率92.7%、同比分别提升4.5、2.3、3.0个百分点。

  根据全国新能源消纳监测预警中心发布《2022年12月全国新能源并网消纳情况》，2022年1-12月，全国风电利用率为96.8%，弃风最严重的地区为蒙东，1-12月份风电利用率仅有90%；其次为青海、蒙西、甘肃，1-12月份风电利用率均低于95%。

  根据全国新能源消纳监测预警中心发布《2023年6月全国新能源并网消纳情况》，2023年上半年，全国风电利用率为96.7%，弃风最严重的地区为蒙东，1-6月份风电利用率仅有90.1%；其次为河北、蒙西、甘肃，1-6月份风电利用率均低于95%。

  2021年至2023年6月，公司因“弃风限电”所损失的潜在发电量分别为112,316万千瓦时、107,480万千瓦时、64,403万千瓦时，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11.05%、8.26%、9.13%。

  “弃风限电”是影响企业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、河北区域、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。随公司战略布局的调整，公司在非限电区域及限电较少区域的风电场陆续投产，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%，则贷款市场报价每降低1个百分点，财务费用每年可减少640万元。

  自2014年以来，5年期以上中长期贷款利率从2014年11月的基准利率6.15%一直降至2023年6月30日的LPR利率4.20%，有利于风电运营商财务成本的降低。

  报告期内，公司在广东等非限电区域已有运营项目30万千瓦，在山西、陕西、四川等限电较少区域已有运营项目32.12万千瓦，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。

  公司澳大利亚白石17.5万千瓦项目已全部建成投产运营。公司在继续开拓澳大利亚市场的同时，也在利用澳洲项目并购及建设运营的经验，加强对欧洲及“一带一路”沿线等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。

  一是全面开展预防性维护。公司对风电场日常运行实施无缝隙监控，及时开展预防性维护，降低设备重大事故风险，减少故障停机时间。

  二是持续提升风机运行可靠性。公司对部分风电场风机可利用率偏低原因开展分析，针对分析发现的问题进行整改或技改，促进风机运行可靠性和发电效率的提升。

  三是积极学习借鉴行业先进经验。公司对已然浮现的风机重大故障发生情况认真总结分析，借鉴行业内优秀的处理案例和失败的处理教训，不断的提高公司系统处理风机重大风险的技术能力和管理水平。

  2020年，公司以每股2.49元的价格非公开发行人民币普通股股票（A股）83,111.20万股，募集资金净额205,584.73万元。增加股本83,111.20万元，增加资本公积122,473.53万元。

  2021年，经中国证券监督管理委员会《关于核准中节能风力发电股份有限公司公开发行可转换公司债券的批复》（证监许可〔2021〕1770号）的核准，公司向社会公开发行3,000,000,000.00元的可转换公司债券，期限6年。这次发行募集资金公司实际发行可转换公司债券总额为3,000,000,000.00元，发行数量为30,000,000.00张，每张面值100.00元，募集资金净额共计人民币2,996,514,150.96元。经上海证券交易所自律监管决定书〔2021〕309号文同意，公司300,000.00万元可转换公司债券于2021年7月22日起在上海证券交易所挂牌交易，债券简称“节能转债”，债券代码“113051”。

  2022年，经中国证券监督管理委员会《关于同意中节能风力发电股份有限公司向专业投资者公开发行绿色公司债券注册的批复》（证监许可〔2022〕1970号），同意本公司向专业投资者公开发行面值不超过20亿元（含20亿元）的碳中和绿色公司债券，第一期发行规模不超过5亿元（含5亿元）。2022年9月成功发行碳中和绿色公司债券（第一期）5亿元，票面利率为2.65%。

  2022年，经中国证券监督管理委员会《关于核准中节能风力发电股份有限公司配股的批复》（证监许可[2022]1821号）核准，公司通过配股发行1,462,523,613股人民币普通股（A股），配股价格为2.28元/股，募集资金总额为人民币3,334,553,837.64元，实际募集资金净额为3,326,474,859.38元。本次配股发行的股份于2022年12月13日在上海证券交易所上市流通。

  2023年，经中国证券监督管理委员会《关于同意中节能风力发电股份有限公司向专业投资者公开发行绿色公司债券注册的批复》（证监许可〔2022〕1970号），同意本公司向专业投资者公开发行面值不超过20亿元（含20亿元）的绿色公司债券，2023年面向专业投资者公开发行碳中和绿色科学技术创新公司债券（第一期）发行规模不超过15亿元（含15亿元）。2023年3月成功发行碳中和绿色科学技术创新公司债券（第一期）15亿元，票面利率为3.18%。

  我国宏观经济的发展具有周期性波动的特征。电力行业作为国民经济重要的基础性行业，与宏观经济发展紧密关联。宏观经济的周期性波动将导致电力市场的需求发生明显的变化，进而对公司的业务状况和经营业绩产生某些特定的程度的影响。依照国家能源局统计，2022年，全国全社会用电量8.64万亿千瓦时，同比增长3.6%，反应出我国宏观经济持续稳中向好的趋势，其中，国内经济持续恢复发展、乡村振兴战略全方面推进、高技术及装备制造业加快速度进行发展、极端天气等因素为用电量增长重要的因素。但是2022年全国电力供需总体紧平衡，部分地区用电高峰时段电力供需偏紧，电力供应和需求多方面因素交织叠加，给电力供需形势带来不确定性。而电力消费方面，宏观经济稳步的增长、外贸出口形势以及极端天气等方面给电力消费需求带来不确定性。

  2019年国家发改委颁布的《关于建立健全可再次生产的能源电力消纳保障机制的通知》对电力消费设定可再次生产的能源电力消纳责任权重，有利于可再次生产的能源的开发和消纳。2020年财政部《可再次生产的能源电价附加资金管理办法》以及2019年、2020年国家发改委风电、光伏发电上网电价有关文件，明确补助资金年度收支预算按照以收定支的原则编制，2021年1月1日后新核准风电、光伏项目按燃煤标杆电价执行，优先发展平价上网项目，对公司未来相关投资项目可能会产生不确定性影响。

  随着电力市场化改革的不断深入，新能源市场交易规模和范围持续扩大，风电平价上网、竞争配置等政策的落地和实施、新能源合理规划利用小时补贴政策的出台，使新能源企业面临着电价下降、收益下滑的风险。

  风电项目的设计、风场建设、并网发电和上网电价等所有的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，这中间还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。

  风电项目的开发特别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次生产的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，公司也有一定可能会面临来自其他可再次生产的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。

  公司的经营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经营成本。如未来风机价格大幅度上升，则公司新建项目的投资所需成本将增加，对公司未来的经营业绩会造成重大不利影响。

  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，有明确的目的性地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平均状态随时间的变化而发生波动，造成每一年的风资源水平与预测水平产生一定差距，影响企业风电场发电量，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。当地天气特征情况恶劣，可能因超过预计的严寒、瞬间狂风等天气特征情况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度降低甚至暂停运作，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。

  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最终用户，因此地方电网公司是公司的购电客户。公司排名前三位的客户均为电网公司，2020-2021年的主要客户为冀北电力、新疆电力和甘肃电力，2022年的主要客户是甘肃电力、冀北电力、广东电网。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。

  风机设备的质量对风电项目发电量的持续性和稳定能力至关重要，尤其对于部分新型风机，因设备质量上的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。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上的问题，风机供应商应按照约定支付特殊的比例的赔偿金额，赔偿金额为双方事先根据具体的质量上的问题所设定的风机总采购额的特殊的比例，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上的问题，发生的损失由公司承担。因此，由风机设备质量上的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。

  公司风电场大多分布在在河北张北、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。公司的风电项目目前大多分布在在上述三个地区，如果上述三个地区风资源条件发生明显的变化，将可能会引起公司风机利用小时数波动，会直接影响企业利润水准。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。

  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，进而影响风电项目的收入。

  风力发电受到风力间歇性和波动性的影响，该影响具有某些特定的程度的随机性，当电网的调峰能力不够，或当地用电需求较少时，电网为保持电力系统的稳定运行，会降低风力发电企业的发电能力，使得部分风能资源没有正真获得充分的利用，该情况称为“弃风”；由于电能不易储存，已投产发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。当用电需求小于发电供应能力时，发电企业要服从调度要求，使得发电量低于发电设备额定能力的情况称为“限电”。

  “弃风限电”问题一直是国家层面的重点关注问题，近年来先后颁布《解决弃水弃风弃光问题实施方案》《清洁能源消纳行动计划2018—2020》等一系列有关政策。依照国家能源局统计，全国平均弃风率呈下降趋势，弃风现象得到明显好转。尽管近年来我国“弃风限电”现象逐步好转，但能否实现全额并网发电仍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，如未来政策或经济环境出现变化，“弃风限电”问题出现反复，将可能对公司经营业绩产生不利影响。

  风电场的建造涉及许多风险，这中间还包括恶劣的天气情况、设备、物料和劳工短缺、当地居民干扰、不可预见的延期和别的问题，上述任何事项都可能会引起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上的问题，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天气特征情况。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天气特征情况，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。

  风电行业作为国家政策大力鼓励的战略性新兴起的产业，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。由于可再次生产的能源行业尤其是风电行业的迅猛发展，各风力发电公司对国内具有相关专业相关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比来说较高，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。

  2021年、2022年和2023年6月30日，公司利息支出分别为98,857.98万元、98,433.76万元及43,277.65万元（包括已资本化利息支出）。截至2023年6月30日，公司银行借贷余额总计1,736,222.23万元，截至2021年12月31日、2022年12月31日和2023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10,725.02万元、16,555.48万元和8,053.82万元。如果未来利率水平大幅度上升，将对公司经营业绩造成不利影响。

  根据目前有关政策和法律和法规，公司及下属部分子公司享有不同程度的税收优惠。2021年度、2022年度和2023年1-6月，公司享受的所得税优惠金额为25,058.97万元、25,568.08万元和14,475.55万元，分别占当期总利润的19.16%、12.95%和13.44%。

  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。

  公司有着非常丰富的风电场运营经验，对从750kW到5.5MW，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，具备了控制管理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；通过使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”。

  2023年7月5日，中国电力企业联合会发布了2022年度全国电力行业风电运行指标对标结果。此次共有55家发电集团（投资）公司所属的3133家风电场数据有效并参加了最终的对标评选。公司以15家风电场登上2022年度“优胜风电场”名单，创历年上榜数量新高，其中河南恩城节能风电场（平原一期）荣获全国风电场生产运行统计指标对标5A级“优胜风电场”称号，也是近年来公司所属风电场首次获此项殊荣，标志着恩城节能风电场生产运行管理已走在了全国前列。此外，甘肃沧海风电场、蒙天风电场、胶泥梁风电场、内蒙锦旗风电场、兴和风电场（一期）、青海富曼风电场、阳江融兴海风电场获得4A级风电场称号。甘肃天水风电场、新疆达坂城20万千瓦风电项目、青海纽真风电场、德奥风电场、正精风电场、内蒙邓家梁风电供热项目、五峰公司庐红山风电场获得3A级风电场称号。

  “中节能风电”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。

  2021年，公司在2021中国清洁能源科技资本峰会上获颁2021中国清洁能源卓越创新奖，参加了碳中和征程中的清洁能源投资机遇圆桌论坛。

  2021年9月，氢能产业高质量发展论坛暨第十一届全球新能源企业500强峰会举行，公司入围全球新能源企业500强，位列第358名，比2020年上升9名。

  2022年10月，公司参与的“复杂工况条件下风电齿轮传动系统故障诊断技术及应用”项目，获得2022年度由中国机械工业联合会和中国机械工程学会共同设立，对全国机械工业的综合性科技奖项“机械工业科技奖”技术发明二等奖。

  2022年11月，中国电力企业联合会发布《中国电力企业联合会关于授予2021-2022年度先进会员企业、先进个人称号的通知》（第297号文件），授予公司“先进会员企业”荣誉称号。

  2023年5月，公司全资子公司中节能风力发电（张北）有限公司荣获张家口市总工会2023年度“张家口市五一劳动奖状”。

  截至2023年6月30日，公司在建项目装机容量合计为103.05万千瓦，可预见的筹建项目装机容量合计达147万千瓦。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、山西、甘肃、内蒙等已有项目的区域开发后续项目，在湖南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，企业具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定向增发、发行绿色公司债券、发行可转债以外，可以再一次进行选择的融资渠道和可使用的金融工具也较为丰富，资产金额来源有保障。

  公司的管理层拥有丰富的专业相关知识，对风电行业，包括行业发展历史、特征以及未来发展的新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，并且从始至终保持稳定和紧密合作的关系。凭借管理层的经验和能力，本企业能有效地控制成本，提高运营效率和公司纯收入能力。公司通过持续的自我挖掘和培养，已形成了一支有着非常丰富理论知识和行业实践经验的专业化的技术、管理团队。

  证券之星估值分析提示太阳能盈利能力平平，未来营收成长性一般。综合基本面各维度看，股价偏低。更多

  证券之星估值分析提示国新能源盈利能力比较差，未来营收成长性较差。综合基本面各维度看，股价偏高。更多

  证券之星估值分析提示节能风电盈利能力平平，未来营收成长性良好。综合基本面各维度看，股价偏低。更多

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