节能风电：2023年年度报告摘要2

公司代码：601016 公司简称：节能风电

中节能风力发电股份有限公司

2023年年度报告摘要

第一节 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www.sse.com.cn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。

3 未出席董事情况

4 致同会计师事务所（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 董事会决议通过的本报告期利润分配预案或公积金转增股本预案以截至2023年12月31日公司股本总额6,474,715,616股为基数，向全体股东进行现金分红，每10股分配现金0.84元（含税），共计分配现金543,876,111.74元（含税），占公司2023年度合并报表归属于上市公司股东净利润1,511,014,688.85元的35.99%，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。

第二节 公司基本情况1 公司简介

2 报告期公司主要业务简介

（一） 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2022年12月31日的906GW。

全球风能发展呈现以下特征：

（1）海上风电新增装机量大幅上升

根据全球风能理事会(GWEC)发布的《2023全球风能报告》，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，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。

（2）中国仍为风电发展最快的国家

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《2023全球风能报》，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。

（3）全球风电行业的市场前景将更加乐观

根据全球风能理事会（Global Wind Energy Council,GWEC）发布《2023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1078GW，现在预测2023年至2030年将新增1221GW的容量，增加了13%。

（二） 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。2023年《中国风能太阳能资源年景公报》在风能资源方面，2023年全国风能资源为正常年景，与近10年（2013年至2022年）相比，10米高度年平均风速偏小0.03%；新疆南部、内蒙古中西部、四川大部、云南东北部、华南北部等地70米高度风能资源较近10年偏好。从空间分布看，内蒙古中东部、黑龙江东部、河北北部、山西北部、新疆北部和东部、青藏高原、云贵高原的山脊地区等地风能资源较好，70米高度平均风功率密度超300瓦/平方米，有利于风力发电。在“十四五”重大陆上新能源基地中，新疆、河西走廊、黄河几字弯、冀北等新能源基地风能资源好。

（2）我国风电行业定价机制

到2023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，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，行业保持较快发展态势。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，以充分体现新能源的绿色电力价值。鼓励各地出台针对性扶持政策，支持风电、光伏发电产业高质量发展。

（3）公司所处的行业地位

截至2023年12月31日，公司实现风电累计装机容量5,666.76MW，权益装机容量

5,432.46MW。报告期内，公司在全国风力发电行业的市场份额情况如下表：

资料来源：国家能源局数据，公司数据。

（三）报告期内公司所从事的主要业务及主要产品

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。公司主要产品为所发电力，用途为向电网供电，满足经济社会及国民用电需求。

（四）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：

第一种是依据国家定价。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。

第二种是电力市场化交易。电力市场化是指对电力行业通过市场机制对电力资源进行优化配置，引入竞争，建立竞争、开放、规范、有序的电力市场，利用电价机能达到供需平衡的一种市场状态，从而提高效率、降低电价、促进社会经济发展。电力市场改革全面推进，发电侧可以通过深调改造、配置储能、优化运行等方面的探索创新，提供更多的发电侧灵活性；而负荷侧生产工艺改造与优化运行、综合能源系统发展、分布式与自备电源投资，也将得到激发，负荷集成商与虚拟电厂等新的商业模式也会不断出现，推动负荷侧可调资源与发电侧实现源荷互动。电力现货市场形成价格，中长期交易发现价格，在价格信号的引导下，能源企业将从满足安全运行为核心，转变成以追求利润为核心的经营单位。

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显著提高，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进一步优化配置。同时，积极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。

（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生能源证书价格，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。

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 股东情况

4.1 报告期末及年报披露前一个月末的普通股股东总数、表决权恢复的优先股股东总数和持有特

别表决权股份的股东总数及前10名股东情况

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 公司所有在年度报告批准报出日存续的债券情况

单位:亿元 币种:人民币

5.2 报告期内债券的付息兑付情况

5.3 报告期内信用评级机构对公司或债券作出的信用评级结果调整情况

5.4 公司近2年的主要会计数据和财务指标

√适用 □不适用

单位：元 币种：人民币

第三节 重要事项

1 公司应当根据重要性原则，披露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。2023年，公司实现营业收入511,590.60万元，同比降低2.37%；利润总额181,264.15万元，同比降低8.16%；归属于上市公司股东的净利润为151,101.47万元，同比降低7.31%。截至2023年12月31日，公司的运营装机容量达到535.47万千瓦，实现上网电量117.31亿千瓦时，平均利用小时数为2331小时。

报告期内，公司上网电量117.31亿千瓦时，其中参与电力市场化交易的电量为50.96亿千瓦时，基数电量为66.35亿千瓦时。

2 公司年度报告披露后存在退市风险警示或终止上市情形的，应当披露导致退市风险警示或终止上市情形的原因。

□适用 √不适用