中节能风力发电股份有限公司

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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,投资者应当到网站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性、准确性、完整性,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。

4 中审众环会计师事务所(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。

以截至2022年12月31日公司股本总额6,475,078,278股为基数,向全体股东进行现金分红,每10股分配现金0.91元(含税),共计分配现金589,232,123.30元(含税),占公司2022年度合并报表归属于上市公司股东净利润1,630,226,823.82元的36.14%,该现金分红比例符合《公司章程》和分红规划中现金分红政策的有关规定。

如在本预案披露之日起至实施权益分派股权登记日期间,因可转债转股/回购股份/股权激励授予股份回购注销/重大资产重组股份回购注销等致使公司总股本发生变动的情形,公司拟维持每股分配比例不变,相应调整分配总额。

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,风能行业正在快速发展。2022年全球新增风电装机容量77.6GW,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年全球海上风电装机容量增长58%,成为海上装机容量增加第二高的年份。

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、中国承诺进一步扩大可再生能源的占比及IRA通过的原因,GWEC之前预测2022年至2030年将建成1078 GW,现在预测2023年至2030年将新增1221 GW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。2021年《中国风能太阳能资源年景公报》统计分析了2021年我国陆地10m高度的风速特征,显示全国陆地70米高度平均风速均值约为5.5米/秒,全国陆地100米高度平均风速均值约为5.8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。2021年年平均风功率密度为196.7瓦/平方米,与近10年相比,2021年70米高度年平均风功率密度偏小的区域主要分布在甘肃西部、广西中部的部分地区、广东西南部沿海、海南西北部、江苏东南部沿海、浙江东北部沿海、山东半岛东部等地;偏大的区域主要分布在黑龙江北部、内蒙古中部和东北部的部分地区、宁夏东部、陕西北部、山西、河南中部、山东西部以及四川西部的部分地区。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。2021年,年平均风功率密度为234.9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)。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。


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