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2021年12月31日的837GW。（1）海上风电新增装机量大幅上升。全球风能理事会(GWEC)发布的《全球风能报告2022》指出，得益于技术进步和商业模式创新，风能行业正在快速发展，2021年全球新增风电装机容量93.6GW，较2020年下降1.8%。其中陆上风电新增装机容量72.5GW，海上风电新增装机容量为21.1GW，与往年相比，海上风电新增装机容量大幅上升。（2）全球风电行业进入快速发展阶段。2021年全球新增近94GW风电装机，为历史第二高年份欧洲、拉丁美洲、非洲及中东地区创历史最高新增装机纪录，海上风电新增装机为历史新高，中国增量惊人，英国漂浮式风电安装量持续增长。全球风电招标量为88GW，上升153%。全球风能理事会(GWEC)发布的《全球风能报告2022》预计未来五年（2022-2026）全球风电新增557GW，复合年均增长率为6.6%。（3）加快风电配置成为很多国家的重要战略。新冠疫情的影响显而易见，美国、印度、中国台湾等市场的项目交付都有所放缓。但2021年的招标活动说明加快风电配置是很多国家的重要战略。相比2020年，全球风电招标量上升了153%，达到88GW，其中陆上风电为69GW（占78%），海上风电为19GW。（4）中国仍为风电发展最快的国家。在全球风电增速放缓的背景下，中国风电装机量有所回落。但2021年中国风电新增装机容量仍居全球第一，实现新增装机容量47.57GW，占全球新增装机容量的51%，其中陆上风机装机容量新增30.67GW，海上风机装机容量新增16.90GW;其次为美国，新增装机容量12.75GW，占比14%，全为陆上风机;巴西和越南紧随其后，均占全球风电新增装机容量的4%;英国新增装机量2.32GW，占比也达到3%。五大国共计新增装机量69.19GW，占全球新增装机量比重约72%。中国幅员辽阔、海岸线长，拥有丰富的风能资源。2020年《中国风能太阳能资源年景公报》统计分析了2020年我国陆地10m高度的风速特征，显示全国陆地70米高度层平均风速均值约为5.4米/秒。其中，平均风速大于6米/秒的地区主要分布在东北西部和东北部、华北平原北部、内蒙古大部、宁夏中南部的部分地区、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、川西高原大部、云贵高原中东部、广西、广东沿海以及福建沿海地区。2020年，全国陆地70米高度层年平均风功率密度为184.5瓦/平方米，青海、山东、浙江、江苏、甘肃、上海、宁夏、河南、新疆、河北、安徽、湖北、陕西、北京风能资源偏小；福建、吉林、黑龙江、云南、广西偏大；其他地区接近常年。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）。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，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。截至2022年6月30日，公司实现风电累计装机容量5,334.06MW，权益装机容量5,039.76MW。可再生能源装机规模稳步扩大。2022年上半年，我国可再生能源发电新增装机5475万千瓦，占全国新增发电装机的80%。其中，水电新增941万千瓦、风电新增1294万千瓦、光伏发电新增3088万千瓦、生物质发电新增152万千瓦，分别占全国新增装机的13.6%、18.7%、44.7%和2.2%。截至2022年6月底，我国可再生能源发电装机达11.18亿千瓦。其中，水电装机4.0亿千瓦（其中抽水蓄能0.42亿千瓦）、风电装机3.42亿千瓦、光伏发电装机3.36亿千瓦、生物质发电装机3950万千瓦。可再生能源发电量稳步增长。2022年上半年，全国可再生能源发电量达1.25万亿千瓦时。可再生能源持续保持高利用率水平。2022年上半年，全国主要流域水能利用率约98.6%，较上年同期提高0.2个百分点；全国风电平均利用率95.8%，较上年同期降低0.6个百分点；全国光伏发电平均利用率97.7%，较上年同期降低0.2个百分点。2022年1月27日，中国电力企业联合会发布了《2021-2022年度全国电力供需形势分析预测报告》，风电、太阳能发电装机2021年底分别为3.3亿千瓦、3.1亿千瓦；预期2022年底将分别达到3.8亿千瓦、4亿千瓦，即风电、光伏2022年新增规模约为50GW、90GW。以能源结构转型的角度来看，“30-60”双碳背景之下，风电光伏为主的非水可再生能源在我国能源结构中的占比预计将持续提高，多重政策与行业规划均支撑风电装机量长期保持高增态势。其一，国家能源局发布的《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》中明确指出，至2030年风电光伏装机总容量将达到12亿千瓦以上（约合1200GW）。其二，2020年10月北京风能大会中，400余家风能企业联合发布《北京风能宣言》，保证“十四五”期间年均保证风电新增装机50GW以上，2025年后年均新增风电装机60GW以上，至2030年装机总量达到8亿千瓦（800GW）。2022年上半年，全国风电新增并网装机1294万千瓦，其中陆上风电新增装机1206万千瓦、海上风电新增装机27万千瓦。从新增装机分布看，“三北”地区占比约72.5%，中东部和南方地区占比约27.5%。截至2022年6月底，全国风电累计装机3.42亿千瓦，其中陆上风电累计装机3.16亿千瓦、海上风电累计装机2666万千瓦。2022年上半年，全国风电利用小时数1156小时，利用小时数较高的省区中，福建1599小时、四川1309小时、黑龙江1270小时。上半年，全国风电平均利用率95.8%，同比降低0.6个百分点；青海、新疆风电利用率同比显著提升，分别达到93.5%、93.8%，同比分别提升5.3个、1.5个百分点。2020年3月，国家能源局发布《国家能源局关于2020年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》，明确风电项目建设相关要求，一是对省级能源主管部门，要求根据国家可再生能源“十三五”相关规划、电网消纳能力、监测预警要求等，合理安排新增核准（备案）项目规模，规范有序组织项目建设，并加强项目信息管理。二是对电网企业，要求及时测算论证2020年风电、光伏发电新增消纳能力并落实消纳方案，做好电力送出工程建设衔接，合理安排项目并网时序。三是对投资企业，要求理性投资、防范投资风险，严格落实各项建设条件，有序组织项目开工建设，加强工程质量管控。四是对各派出机构，要求加强对规划落实、消纳能力论证、项目竞争配置、电网送出工程建设、项目并网消纳等事项的监管，强化电力送出和消纳保障机制，促进产业高质量健康发展。2022年7月28日，中央政治局召开会议，分析研究当前经济形势，部署下半年经济工作，审议《关于十九届中央第九轮巡视情况的综合报告》。中央习主持会议。会议指出，要全方位守住安全底线。要强化粮食安全保障，提升能源资源供应保障能力，加大力度规划建设新能源供给消纳体系。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%；上半年全国规模以上电厂发电量3.96万亿千瓦时，同比增长0.7%。从分类型投资、发电装机、发电量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。一是电力投资同比增长12.0%，非化石能源发电投资占电源投资比重达到84.7%。上半年，重点调查企业电力完成投资4063亿元，同比增长12.0%。电源完成投资2158亿元，同比增长14.0%，其中非化石能源发电投资占比为84.7%。电网完成投资1905亿元，同比增长9.9%，其中，交流工程投资同比增长5.9%，直流工程投资同比增长64.2%。二是非化石能源发电装机占总装机容量比重上升至48.2%。截至6月底，全国全口径发电装机容量24.4亿千瓦，其中，非化石能源发电装机容量11.8亿千瓦，同比增长14.8%，占总装机比重为48.2%，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，水电4.0亿千瓦；核电5553万千瓦；并网风电3.4亿千瓦，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，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。火电13.0亿千瓦，其中煤电11.1亿千瓦，占总发电装机容量的比重为45.5%，同比降低2.8个百分点。三是水电和太阳能发电量增速均超过20%。上半年，全国规模以上电厂水电、核电发电量同比分别增长20.3%和2.0%，火电发电量同比下降3.9%。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，也是保障我国电力安全稳定供应的基础电源。四是水电和太阳能发电设备利用小时同比分别提高195和30小时。上半年，全国6000千瓦及以上电厂发电设备利用小时1777小时，同比降低81小时。分类型看，水电设备利用小时1691小时，同比提高195小时。核电3673小时，同比降低132小时。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。火电2057小时，同比降低133小时，其中，煤电2139小时，同比降低123小时；气电1090小时，同比降低239小时。五是市场交易电量同比增长45.8%。上半年，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量24826亿千瓦时，同比增长45.8%。上半年，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为19971亿千瓦时，同比增长45.0%。其中，省内电力直接交易（含绿电、电网代购）电量合计为19336亿千瓦时，省间电力直接交易（外受）电量合计为635亿千瓦时。造成“弃风限电”的主要原因：一是电力行业产能过剩。2015年以来我国GDP年度增长率降低到7%以下，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数据，2019年，全国弃风电量169亿千瓦时，同比减少108亿千瓦时；全国平均弃风率4%，弃风率同比下降3个百分点。全国弃风电量和弃风率持续“双降”。大部分弃风限电地区的形势进一步好转，其中，甘肃、新疆、内蒙古弃风率分别下降至7.6%、14%和7.1%，分别同比下降了11.4、8.9和3个百分点。弃风率超过5%的地区是新疆（弃风率14.0%、弃风电量66.1亿千瓦时），甘肃（弃风率7.6%、弃风电量18.8亿千瓦时），内蒙古（弃风率7.1%、弃风电量51.2亿千瓦时）。三省（区）弃风电量合计136亿千瓦时，占全国弃风电量的81%。根据国家能源局发布的数据，2020年，全国弃风电量约166亿千瓦时，同比减少3亿千瓦时，全国平均弃风率3%，较去年同比下降1个百分点，尤其是新疆、甘肃、蒙西，弃风率同比显著下降，新疆弃风率10.3%、甘肃弃风率6.4%、蒙西弃风率7%，同比分别下降3.7、1.3、1.9个百分点。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，风电利用率同比显著提升，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。2020年至2022年，公司受到“弃风限电”影响所间接损失的发电量情况如下：2020至2022年上半年，公司因“弃风限电”所损失的潜在发电量分别为89,753万千瓦时、112,316万千瓦时、74,494万千瓦时，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6.52%、11.05%、10.95%。“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2022年6月30日的LPR利率4.45%，有利于风电运营商财务成本的降低。报告期内，公司在湖北、广西、广东、四川、河南、山西、陕西等非限电区域已有运营项目154.4千瓦，在建项目11万千瓦，核准、储备项目176.8万千瓦，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。2018年，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。公司对已经出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，不断提升公司系统处理风机重大风险的技术能力和管理水平。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。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面值3,000,000,000.00元的可转换公司债券，期限6年。本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，扣除不含增值税进项税额的发行费用人民币3,485,849.04元后，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1月7日及1月24日，公司分别召开第四届董事会第三十六次会议及2022年第二次临时股东大会，审议通过了配股公开发行股票方案及预案等议案，本次配股募集资金总额不超过40亿元人民币，用于补充流动资金及偿还有息借款，补充公司的营运资金，缓解流动性和优化资产负债结构，从而全面提升公司的市场竞争力和抗风险能力。2022年5月13日及5月30日，公司召开第四届董事会第四十次会议及2022年第四次临时股东大会，审议通过了发行绿色公司债券方案及预案等议案，本次绿色公司债券注册20亿元，期限为不超过5年（含5年），可以为单一期限品种，也可以为多种期限的混合品种，募集资金将用于绿色产业项目建设、运营、收购或偿还绿色产业项目的贷款及补充公司流动资金等。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，与宏观经济发展密切相关。宏观经济的周期性波动将导致电力市场的需求发生变化，进而对公司的业务状况和经营业绩产生一定程度的影响。根据国家能源局统计，2021年，全国全社会用电量8.31万亿千瓦时，同比增长10.3%，反应出我国宏观经济持续稳中向好的趋势，用电量快速增长主要受国内经济持续恢复发展、上年同期低基数、外贸出口快速增长等因素拉动。但是鉴于当前国内外经济形势复杂多变，不确定性因素较多，如未来宏观经济出现滞涨甚至下滑，国民电力总体需求将呈下降态势，从而影响公司电力销售业务，公司经营业绩将可能受到不利影响。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。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。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。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。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。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。公司的风电项目目前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。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，该影响具有一定程度的随机性，当电网的调峰能力不足，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得到充分利用，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条件。当用电需求小于发电供应能力时，发电企业需要服从调度要求，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》等一系列相关政策。根据国家能源局统计，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，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。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。2020年、2021年和2022年1-6月，公司利息支出分别为78,009.25万元、98,857.98万元及50,904.66万元（包括已资本化利息支出）。截至2022年6月30日，公司借款余额总计2,021,733.53万元，截至2020年12月31日、2021年12月31日和2022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7,692.08万元、10,725.02万元和7,512.40万元。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。2020年、2021年和2022年1-6月，公司享受的所得税优惠金额为10,708.84万元、25,058.97万元和17,919.27万元，分别占当期利润总额的13.87%、27.71%和14.97%。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。受新型冠状病毒疫情影响，各地政府根据疫情发展情况执行疫情常态化防控政策。在项目建设方面，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，公司风电项目受疫情影响较小。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，进而对公司风电场的建设和运营造成不利影响。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”。2021年8月9日，中国电力企业联合会发布了2020年度全国电力行业风电运行指标对标结果。此次共有49家发电集团（投资）公司所属的2164家风电场参加了对标，总装机容量19564.59万千瓦。经过评审，共439个风电场获得全国AAA级以上风电场称号。公司积极组织参与此次对标，共有4家风电场获得殊荣，其中4A级风电场2家，分别是中节能（肃北）风力发电有限公司马鬃山风电场和中节能（内蒙古）风力发电有限公司兴和风电场（一期）。3A风电场2家，分别是中节能（天祝）风力发电有限公司松山滩营盘风电场和青海东方华路新能源投资有限公司德令哈尕海风电场（二期）。“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。截至2022年6月30日，公司在建项目装机容量合计为71.55万千瓦，可预见的筹建项目装机容量合计达331.8万千瓦。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、河南、四川、山东等已有项目的区域开发后续项目，在湖南、吉林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定向增发、发行绿色公司债券、发行可转债以外，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。

　　中报收官，近四成公司营收净利双增，564家公司净利翻番！新冠检测与锂矿采选频现业绩暴增股

　　欧洲8国计划将海上风电装机扩张6倍,国内海风企业海外订单迎机遇(附概念股)

　　迄今为止，共128家主力机构，持仓量总计3.19亿股，占流通A股7.11%

　　近期的平均成本为4.95元，股价在成本下方运行。该股资金方面呈流出状态，投资者请谨慎投资。该公司运营状况良好，多数机构认为该股长期投资价值较高。

　　限售解禁：解禁834.9万股(预计值)，占总股本比例0.17%，股份类型：股权激励限售股份。(本次数据根据公告推理而来，实际情况以上市公司公告为准)

　　投资者关系关于同花顺软件下载法律声明运营许可联系我们友情链接招聘英才用户体验计划涉未成年人违规内容举报算法推荐专项举报

　　不良信息举报电话举报邮箱：增值电信业务经营许可证：B2-20090237