1、1 2021 珠海港昇 NEEQ：836052 珠海港昇新能源股份有限公司 Zhuhai Port Risen Energy Co.Ltd 年度报告 2 公司年度大事记公司年度大事记 3 目录 第一节第一节 重要提示、目录和释义重要提示、目录和释义 .4 4 第二节第二节 公司概况公司概况 .8 8 第三节第三节 会计数据和财务指标会计数据和财务指标 .1010 第四节第四节 管理层讨论与分析管理层讨论与分析 .1212 第五节第五节 重大事件重大事件 .3333 第六节第六节 股份变动、融资和利润分配股份变动、融资和利润分配 .3838 第七节第七节 董事、监事、高级管理人员及核心员工情况董
2、事、监事、高级管理人员及核心员工情况 .4545 第八节第八节 行业信息行业信息 .4949 第九节第九节 公司治理、内部控制和投资者保护公司治理、内部控制和投资者保护 .5050 第十节第十节 财务会计报告财务会计报告 .5454 第十一节第十一节 备查文件目录备查文件目录 .169169 4 第一节第一节 重要提示、目录和释义重要提示、目录和释义 【声明】公司控股股东、实际控制人、董事、监事、高级管理人员保证本报告所载资料不存在任何虚假记载、误导性陈述或者重大遗漏，并对其内容的真实性、准确性和完整性承担个别及连带责任。公司负责人时启峰、主管会计工作负责人万本华及会计机构负责人（会计主管人员
3、）罗涛保证年度报告中财务报告的真实、准确、完整。立信会计师事务所（特殊普通合伙）对公司出具了标准无保留意见的审计报告。本年度报告涉及未来计划等前瞻性陈述，不构成公司对投资者的实质承诺，投资者及相关人士均应对此保持足够的风险认识，并且应当理解计划、预测与承诺之间的差异。事项事项 是或否是或否 是否存在控股股东、实际控制人、董事、监事、高级管理人员对年度报告内容存在异议或无法保证其真实、准确、完整 是 否 是否存在半数以上董事无法完全保证年度报告的真实性、准确性和完整性 是 否 董事会是否审议通过年度报告 是 否 是否存在未出席董事会审议年度报告的董事 是 否 是否存在未按要求披露的事项 是 否
4、【重大风险提示表】【重大风险提示表】重大风险事项名称重大风险事项名称 重大风险事项简要描述重大风险事项简要描述 自然条件风险 1、自然条件风险 风力发电行业对天气与风况条件存在比较大的依赖,任何不可预见的天气与风况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。风力资源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，进而影响公司风电场发电量。2、重大自然灾害导致的风险 公司现有风场位于内蒙古自治区、安徽省和广东省。可能因出现超过预计的严寒、台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，
5、风电场的生产水平可能会大幅降低甚至暂停运作，严重影响风电场的发电能力，从而对公司的发电量和营业收入造成不利影响。政策风险 1、国家相关政策发生变化的风险 如果未来国家支持风电行业的相关政策发生变化，将可能减少风电项目的收入，从而对公司的经营业绩带来不利影响。5 2、政府审批风险 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。本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。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
6、建设期延长而对项目的投资回收产生不利影响。市场风险 1、市场竞争风险 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，以及其他可再生能源企业的竞争。一方面，如果传统能源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；另一方面包括太阳能、水能、生物质、地热和海洋能源在内的其他可再生能源均享受政府相关激励政策。如果未来国家持续加大对其他可再生能源的政策支持，本公司也可能会面临来自其他可再生能源发电公司的竞争。2、上网电价下降的风险 如果国家发改委或其他政府机构未来调低风电上网电价，则会对公司未来项目带来重大不利影响。需要说明的是,在国家调整风电上网电价政策颁布前
7、公司已投产的风电项目上网电价，不受相关政策影响，对于未来新建项目，才会受到相关政策影响。经营管理风险 1、客户集中风险 目前国家电网及南方电网两家电网企业基本实现了电力的统购统销，垄断了全国的电力供销市场,包括风电企业在内的所有电力企业，其所生产的电力基本要出售给两家电网公司及其区域分、子公司。2、因风机质量而导致的风险 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。3、弃风限电风险 对于公司已经投产的风电项目，如果因为区域电网整体负荷发生变化而导致相关电网公司对本公司风电项目限电，会对公司风电项目收入产生不利影响。4、项目建设与并网风险 公司通常聘用承包商建
8、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。5、对供应商追究违约责任的风险 2010 年 9 月，东电茂霖与沈阳中科天道签署了 赤峰克什克腾旗黄岗梁老虎洞 39MW 风电场项目风力发电机组采购合同（编号为 MLFN-HGL-2010/10 号），约定东电茂霖向沈阳中科天道购买风电机组设备，沈阳中科天道除出售风电机组设备之外，还负责风电机组设备的交付、运输、安装指导、调试、6 试运行以及二年的质量保证期服务、提供相应的技术培训服务、提供有关技术资料等。但沈阳中科天道未履行维保义务，也未按约定对履约担保物办理相关的质押手续
9、。2016 年 9 月21 日，东电茂霖向沈阳市仲裁委提交仲裁申请材料。仲裁请求为：1、请求依法裁决被申请人向申请人支付更换风机备件所发生费用人民 币 2,458,677.74 元（暂计算至 2016 年 5 月 31日）；2、请求依法裁决被申请人向申请人支付电量损失人民币10,965,780 元（暂计算至 2016 年 5 月 31 日）；3、请求依法裁决被申请人向申请人支付因机组可利用率未达标的违约金人民币 18,795,858.20 元（暂计算至 2016 年 5 月 31 日）；4、请求依法裁决被申请人向申请人支付风机质保期内调试、代维所发生费用人民币 1,671,834.50 元（自
10、 2015 年 1 月起暂计算至 2016 年 6 月 30 日）；5、请求依法裁决被申请人承担本案全部仲裁费用及申请人为此案支付的全部律师代理费。在提出以上各项仲裁请求的同时并拟申请仲裁保全，将沈阳中科天道新能源装备股份有限公司持有的中科天道新能源有限公司 28%的股权（该公司注册资本 10,000 万元，沈阳中科天道新能源装备股份有限公司实缴出资 2,800 万元）进行查封。2016 年 9月 25 日，收到沈阳市仲裁委的案件受理通知书（【2016】沈仲通字第 16182 号）。2017 年 8 月 24 日，向仲裁委提交增加仲裁请求申请书及证据材料，追加仲裁申请 1,631,165.70
11、 元。其中：更换风机备件所发生费用 621,255.62 元；电量损失人民币 695,250.00元；代维所发生费用人民币 314,660.08 元。2020 年 3 月 24 日，沈阳仲裁委员会向申请人东电茂霖风能发展有限公司及被申请人沈阳中科天道新能源装备股份有限公司送达最终裁决书，仲裁庭作出的裁决结果如下：被申请人沈阳中科天道新能源装备股份有限公司应向申请人东电茂霖风能发展有限公司支付的款项合计 38,395,338.37 元，被申请人应当自收到裁决书之日起 10 日内支付完毕。逾期，按 中华人民共和国民事诉讼法第二百五十三条规定执行。2020 年 4 月 2 日，自动履行裁决期限已满，
12、未收到天道公司款项。我方代理律师出具强制执行申请，并邮寄至沈阳市中级人民法院。2020 年 4 月 22 日，代理律师收到法院电话受理通知，执行案号：2020 辽 01 执 641。根据法院要求，2020 年 11 月 18 日提交评估拍卖申请书。由于疫情影响，法院还在排期前往克旗开展评估工作。鉴于中科天道对裁决结果的可执行金额存在不确定性，东电茂霖可获得的赔偿金额存在不确定性。税收风险 公司所属风电行业为国家扶持行业，享受国家税收优惠。其中：公司下属所有风电场均享受增值税实行即征即退 50%的政策，东电茂霖下属单独核算达里风电场与黄岗梁风电场和辉腾锡勒测试公司下属单独核算安达风电场享受西部大
13、开发按15%缴纳企业所得税的优惠税率政策（2021-2030）。宿州聚隆7 秦山风电场享受所得税“三免三减半”税收优惠（2019-2021年免征企业所得税，2022-2024 年减半征收企业所得税）。天长聚合杨村风电场享受所得税“三免三减半”税收优惠（2018-2020 年免征企业所得税，2021-2023 年减半征收企业所得税）。国家税收优惠政策的调整或者期满有可能对公司的净利润造成影响。本期重大风险是否发生重大变化：本期重大风险未发生重大变化 是否存在被调出创新层的风险是否存在被调出创新层的风险 是 否 释义释义 释义释义项目项目 释义释义 公司、本公司、股份公司、港昇新能源 指 珠海港昇
14、新能源股份有限公司 珠海港股份、控股股东母公司 指 珠海港股份有限公司 珠海港集团、珠海港 指 珠海港控股集团有限公司 主办券商、申万宏源承销保荐 指 申万宏源证券承销保荐有限责任公司 东电茂霖 指 东电茂霖风能发展有限公司 辉腾锡勒测试公司 指 内蒙古辉腾锡勒风电机组测试有限公司 安徽埇秦 指 安徽埇秦新能源技术有限公司 宿州聚隆 指 宿州聚隆风力发电有限公司 安徽天杨 指 安徽天杨能源科技发展有限公司 天长聚合 指 天长聚合风力发电有限公司 赤峰港昇 指 赤峰港昇新能源有限公司 风电场 指 将风能捕获、转换成电能并通过输电线路送入电网的场所 平均利用小时数 指 在一个完整年度内,一个风电运
15、营商或者一个风电场所发电量与其风电机组装机容量的比值,计算时不考虑运营未满一个完整年度的装机容量及其所发电量 高栏风电场 指 珠海市高栏岛风电场 达里风电场 指 内蒙古赤峰市克什克腾旗达里风电场 黄岗梁风电场 指 内蒙古赤峰市克什克腾旗黄岗梁老虎洞风电场 安达风电场 指 内蒙古乌兰察布市察哈尔右翼后旗安达风电场 秦山风电场 指 聚隆宿州秦山风电场 杨村风电场 指 聚合天长市杨村风电场 中科天道 指 沈阳中科天道新能源装备股份有限公司 珠海市国资委 指 珠海市人民政府国有资产监督管理委员会 本报告期 指 2021 年 1-12 月 8 第二节第二节 公司概况公司概况 一、一、基本信息基本信息 公
16、司中文全称 珠海港昇新能源股份有限公司 英文名称及缩写 Zhuhai Port Risen Energy Co.,Ltd 证券简称 珠海港昇 证券代码 836052 法定代表人 时启峰 二、二、联系方式联系方式 董事会秘书姓名 王煜 联系地址 珠海市吉大景山路东大商业中心 12 楼 电话 0756-3321056 传真 0756-3321263 电子邮箱 公司网址 办公地址 珠海市吉大景山路东大商业中心 10 楼 邮政编码 519015 公司指定信息披露平台的网址 公司年度报告备置地 公司董事会办公室 三、三、企业信息企业信息 股票交易场所 全国中小企业股份转让系统 成立时间 2005 年 1
17、2 月 16 日 挂牌时间 2016 年 3 月 28 日 分层情况 创新层 行业（挂牌公司管理型行业分类）电力、热力、燃气及水生产和供应业（D）-电力、热力生产和供应业（D44）-电力生产（D441）-风力发电（D4414）主要产品与服务项目 风能开发 普通股股票交易方式 集合竞价交易 做市交易 普通股总股本（股）496,275,000 优先股总股本（股）0 做市商数量 24 控股股东 控股股东为（珠海经济特区电力开发集团有限公司）实际控制人及其一致行动人 实际控制人为（珠海市人民政府国有资产监督管理委员会），无一致行动人 9 四、四、注册情况注册情况 项目项目 内容内容 报告期内报告期内是
18、否变更是否变更 统一社会信用代码 914404007838543352 否 注册地址 广东省珠海市南水镇南港西路596 号 10 栋一楼 101-56 房 否 注册资本 496,275,000 否-五、五、中介机构中介机构 主办券商（报告期内）申万宏源承销保荐 主办券商办公地址 上海市长乐路 989 号 报告期内主办券商是否发生变化 否 主办券商（报告披露日）申万宏源承销保荐 会计师事务所 立信会计师事务所（特殊普通合伙）签字注册会计师姓名及连续签字年限 廖慕桃 刘婷婷 2 年 1 年 会计师事务所办公地址 上海市黄浦区南京东路 61 号四楼 六、六、自愿自愿披露披露 适用 不适用 七、七、报
19、告期后更新情况报告期后更新情况 适用 不适用 10 第三节第三节 会计数据和会计数据和财务指标财务指标 一、一、盈利能力盈利能力 单位：元 本期本期 上年同期上年同期 增减比例增减比例%营业收入 326,491,311.93 251,493,973.25 29.82%毛利率%59.05%55.19%-归属于挂牌公司股东的净利润 122,542,795.58 81,572,296.38 50.23%归属于挂牌公司股东的扣除非经常性损益后的净利润 122,231,314.76 81,598,256.78 49.80%加权平均净资产收益率%（依据归属于挂牌公司股东的净利润计算）14.59%10.36
20、%-加权平均净资产收益率%（依据归属于挂牌公司股东的扣除非经常性损益后的净利润计算）14.56%10.36%-基本每股收益 0.2469 0.1644 50.20%二、二、偿债能力偿债能力 单位：元 本期期末本期期末 上年期末上年期末 增减比例增减比例%资产总计 1,874,165,455.84 1,869,525,179.83 0.25%负债总计 981,817,429.65 1,084,831,699.22-9.50%归属于挂牌公司股东的净资产 892,348,026.19 784,693,480.61 13.72%归属于挂牌公司股东的每股净资产 1.7981 1.5812 13.72%资
21、产负债率%（母公司）52.83%57.75%-资产负债率%（合并）52.39%58.03%-流动比率 0.95 0.61-利息保障倍数 4.37 4.15-三、三、营运情况营运情况 单位：元 本期本期 上年同期上年同期 增减比例增减比例%经营活动产生的现金流量净额 184,530,598.80 153,667,796.16 20.08%应收账款周转率 1.07 1.23-存货周转率 6.88 5.92-四、四、成长情况成长情况 本期本期 上年同期上年同期 增减比例增减比例%总资产增长率%0.25%28.01%-营业收入增长率%29.82%19.22%-11 净利润增长率%50.23%25.82
22、%-五、五、股本情况股本情况 单位：股 本期期末本期期末 本期期初本期期初 增减比例增减比例%普通股总股本 496,275,000.00 496,275,000.00 0.00%计入权益的优先股数量 0 0 0.00%计入负债的优先股数量 0 0 0.00%六、六、境内外会计准则下会计数据差异境内外会计准则下会计数据差异 适用 不适用 七、七、与业绩预告与业绩预告/业绩业绩快报快报中披露的财务数据差异中披露的财务数据差异 适用 不适用 八、八、非经常性非经常性损益损益 单位：元 项目项目 金额金额 非流动资产处置损益-9,392.00 计入当期损益的政府补助 169,281.94 其他营业外收
23、入和支出 188,831.48 非经常性损益合计非经常性损益合计 348,721.42 所得税影响数 37,240.60 少数股东权益影响额（税后）非经常性非经常性损益净额损益净额 311,480.82 九、九、补充财务指标补充财务指标 适用 不适用 十、十、会计数据追溯调整或重述情况会计数据追溯调整或重述情况 会计政策变更 会计差错更正 其他原因 不适用 12 第四节第四节 管理层讨论与分析管理层讨论与分析 一、一、业务业务概要概要 商业模式：商业模式：（一）报告期内公司从事的主要业务 公司的主要业务为风力发电项目的开发、建设及运营。截至 2021 年 12 月 31 日，公司控股风电项目装
24、机容量 279.16MW。（二）经营模式 公司主要通过风力发电项目的开发、建设、运营等流程，将风能转化为电能，再将电能销售给客户结算售电收入。公司售电收入扣减成本费用后获取利润。公司商业模式的重点在于不断收购、新建或扩建、高效运营风电场，获得增长。公司项目投资运营主要包括三个阶段：项目开发阶段，由公司统一负责目标区域的项目开发，项目考察评估后立项，向相关政府部门提出项目投资申请，取得项目核准或备案；项目建设阶段，公司按采购招标程序组织风机设备的采购和招标，下属项目公司负责项目现场施工，工程建设完成、验收调试合格后，项目并网运行；项目运营阶段，由下属项目公司负责风电场的运行、维护和检修，公司对各
25、下属公司实行经营目标考核。除自主开发项目外，公司还以优质的风力发电项目资产为标的实施股权收购，在并购完成后对并购项目进行运营管理。（三）销售模式 公司风机所发电量采用直接销售方式。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由两种方式确定：第一种是依照国家定价。即依据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，物价局核定各新能源发电项目的上网标杆电价。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“
26、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。与创新属性相关的认定情况与创新属性相关的认定情况 适用 不适用 报告期内变化情况：报告期内变化情况：事项事项 是或是或否否 所处行业是否发生变化 是 否 主营业务是否发生变化 是 否 主要产品或服务是否发生变化 是 否 客户类型是否发生变化 是 否 关键资源是否发生变化 是 否 销售渠道是否发生变化 是 否 收入来源是否发生变化
27、是 否 商业模式是否发生变化 是 否 13 二、二、经营情况回顾经营情况回顾(一一)经营经营计划计划 截至 2021 年 12 月 31 日，公司控股风电项目装机容量 279.16MW，旗下共有六个风电场投入正式商业运营。报告期内，公司累计完成发电量 65,349.43 万千瓦时，比去年同期增长 31.54%；上网电量63,194.62 万千瓦时，比去年同期增长 31.41%。截止 2021 年 12 月 31 日，公司资产总额 1,874,165,455.84 元，比上年度末 1,869,525,179.83 元增加 0.25%。负债总额 981,817,429.65 元，比上年度末 1,0
28、84,831,699.22 元减少 9.50%。归属挂牌公司股东的净资产 892,348,026.19 元比上年度末 784,693,480.61 元增加 13.72%。报告期内，公司实现销售收入 326,491,311.93 元，同比增长 29.82%，实现归属于挂牌公司股东的净利润 122,542,795.58 元，同比增长 50.23%。报告期内，珠海高栏风电场累计完成发电量 7,157.58 万千瓦时，上网电量 6,977.52 万千瓦时，由于处于珠三角负荷中心，目前不存在“弃风限电”情况。东电茂霖旗下的达里风电场和黄岗梁风电场位于内蒙古赤峰市克什克腾旗，东电茂霖累计完成发电量 23,
29、513.84 万千瓦时，上网电量 23,366.40 万千瓦时。弃风率在风电场所属蒙东电网处于行业平均水平。内蒙古辉腾锡勒风电机组测试有限公司旗下安达风电场累计完成发电量 12,975.14 万千瓦时，上网电量 12,116.39 万千瓦时，由于地方政策及消纳情况影响，弃风限电高于行业平均水平，限电率对风电场经济效益产生一定影响。安徽埇秦新能源技术有限公司旗下的秦山风电场累计完成发电量 7,348.26 万千瓦时，上网电量6,913.54 万千瓦时，由于靠近华东负荷中心，目前不存在弃风限电情况。安徽天杨能源科技发展有限公司旗下的杨村风电场累计完成发电量 14,354.60 万千瓦时，上网电量
30、13,820.77 万千瓦时，由于靠近华东负荷中心，目前不存在弃风限电情况。(二二)行业情况行业情况 1、报告期内我国可再生能源整体发展情况 2021 年，国家能源局认真贯彻落实习近平生态文明思想和“四个革命、一个合作”能源安全新战略，锚定碳达峰碳中和目标任务，加强行业顶层设计，加快推进大型风电光伏基地等重大项目建设，聚焦能源民生保障，全力增加清洁电力供应，努力推动可再生能源高质量跃升发展，实现了“十四五”良好开局。可再生能源装机规模突破 10 亿千瓦，风电、光伏发电装机均突破 3 亿千瓦，海上风电装机跃居世界第一。2021 年，我国可再生能源新增装机 1.34 亿千瓦，占全国新增发电装机的
31、76.1%。其中，水电新增 2349 万千瓦、风电新增 4757 万千瓦、光伏发电新增 5488 万千瓦、生物质发电新增 808 万千瓦，分别占全国新增装机的 13.3%、27%、31.1%和 4.6%。截至 2021 年底，我国可再生能源发电装机达到 10.63 亿千瓦，占总发电装机容量的 44.8%。其中，水电装机 3.91 亿千瓦（其中抽水蓄能 0.36 亿千瓦）、风电装机 3.28 亿千瓦、光伏发电装机 3.06 亿千瓦、生物质发电装机 3798 万千瓦，分别占全国总发电装机容量的 16.5%、13.8%、12.9%和 1.6%。可再生能源发电量稳步增长。2021 年，全国可再生能源发
32、电量达 2.48 万亿千瓦时，占全社会用电量的 29.8%。其中，水电 13401 亿千瓦时，同比下降 1.1%；风电 6526 亿千瓦时，同比增长 40.5%；光伏发电 3259 亿千瓦时，同比增长 25.1%；生物质发电 1637 亿千瓦时，同比增长 23.6%。水电、风14 电、光伏发电和生物质发电量分别占全社会用电量的 16.1%、7.9%、3.9%和 2%。可再生能源持续保持高利用率水平。2021 年，全国主要流域水能利用率约 97.9%，较上年同期提高 1.5 个百分点，弃水电量约 175 亿千瓦时；全国风电平均利用率 96.9%，较上年同期提高 0.4 个百分点；全国光伏发电平均
33、利用率 98%，较上年同期基本持平。2、报告期内我国风电行业政策 关于引导加大金融支持力度促进风电和光伏发电等行业健康有序发展的通知 2021 年 2 月 24 日，国家发改委、财政部、中国人民银行等五部委联合发布关于引导加大金融支持力度促进风电和光伏发电等行业健康有序发展的通知，通知的亮点之一是提出“已纳入补贴清单的可再生能源项目所在企业，对已确权应收未收的财政补贴资金，可申请补贴确权贷款”，这一规定，对那些受补贴缺口影响、现金流为负的项目和资金链比较紧张的企业意义重大。此次对可再生能源企业加大金融支持力度，其主要内容如下：金融机构按照商业化原则，与可再生能源企业协商展期或续贷；自主发放补贴
34、确权贷款；通过核发绿色电力证书方式，适当弥补企业分担的利息成本；足额征收可再生能源电价附加，保证可再生能源补贴资金来源等。关于 2021 年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知 2021 年 5 月 20 日，国家能源局发布了 关于 2021 年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知，要求各省（区、市）完成年度非水电最低消纳责任权重所必需的新增并网项目，由电网企业实行保障性并网，2021 年保障性并网规模不低于 9000 万千瓦。此外，通知要求，各地要按照 2022 年非水电可再生能源电力消纳责任权重确定 2022 年度保障性并网规模，结合实施可再生能源发展“十四五”规划，抓紧组织开展保障性并网
35、项目竞争性配置，组织核准（备案）一批新增风电、光伏发电项目，做好项目储备，推动项目及时开工建设，实现接续发展。为推动风电、光伏发电高质量跃升发展，通知建立了三方面的长效机制：一是建立消纳责任权重引导机制，根据“十四五”规划目标，制定发布各省年度可再生能源电力消纳责任权重，引导各地据此安排风电、光伏发电项目建设；二是建立并网多元保障机制，保障性并网项目由电网企业实行保障性并网，市场化并网项目落实并网条件后由电网企业予以并网；三是建立保障性并网竞争性配置机制，保障性并网项目由各省级能源主管部门通过竞争性配置统一组织。关于 2021 年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知 2021 年 5 月
36、 25 日，国家发改委、国家能源局发布关于 2021 年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知，明确提出各省（区、市）2021 年可再生能源电力消纳责任权重和 2022 年预期目标，此外，通知提出：从 2021 年起，每年初滚动发布各省权重，同时印发当年和次年消纳责任权重，当年权重为约束性指标，各省按此进行考核评估，次年权重为预期性指标，各省按此开展项目储备；各省在确保完成 2025 年消纳责任权重预期目标的前提下，由于当地水电、核电集中投产影响消纳空间或其他客观原因，当年未完成消纳责任权重的，可以将未完成的消纳责任权重累计到下一年度一并完成。各省可以根据各自经济发展需要、资源禀赋和消纳能
37、力等，相互协商采取灵活有效的方式，共同完成消纳责任权重。对超额完成激励性权重的，在能源双控考核时按国家有关政策给予激励。关于 2021 年新能源上网电价政策有关事项的通知 2021 年 6 月 11 日，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，明确 2021 年起，新核准陆上风电项目上网电价按当地燃煤发电基准价执行，中央财政不再补贴，实行平价上网；新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价；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；鼓励各地出台
38、针对性扶持政策，支持光伏发电、陆上风电、海上风电、光热发电等新能源产业持续健康发展。关于积极推动新能源发电项目能并尽并、多发满发有关工作的通知 2021 年 10 月 20 日，国家能源局综合司发布了关于积极推动新能源发电项目能并尽并、多发满15 发有关工作的通知：在并网方面，通知要求各电网企业按照“能并尽并”原则，对具备并网条件的风电、光伏发电项目，切实采取有效措施，保障及时并网。在电力供应方面，通知提出，请各电网企业按照“多发满发”原则，严格落实优先发电制度，加强科学调度，优化安排系统运行方式，实现新能源发电项目多发满发，进一步提高电力供应能力。在电力投运方面，通知指出，请各单位加大统筹协
39、调力度，加快风电、光伏发电项目配套接网工程建设，与新能源发电项目建设做好充分衔接，保障同步投运。关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见 2021 年 10 月 24 日，中共中央、国务院发布了关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见，意见提出了主要目标：到 2025 年，绿色低碳循环发展的经济体系初步形成，非化石能源消费比重达到 20%左右；到 2030 年，经济社会发展全面绿色转型取得显著成效，非化石能源消费比重达到 25%左右，风电、太阳能发电总装机容量达到 12 亿千瓦以上；到 2060 年，绿色低碳循环发展的经济体系和清洁低碳安全高效的能源体系全面建立
40、，非化石能源消费比重达到 80%以上。意见还明确了碳达峰碳中和工作重点任务：一是推进经济社会发展全面绿色转型，二是深度调整产业结构，三是加快构建清洁低碳安全高效能源体系，四是加快推进低碳交通运输体系建设，五是提升城乡建设绿色低碳发展质量，六是加强绿色低碳重大科技攻关和推广应用，七是持续巩固提升碳汇能力，八是提高对外开放绿色低碳发展水平，九是健全法律法规标准和统计监测体系，十是完善政策机制。2030 年前碳达峰行动方案的通知 2021 年 10 月 26 日，国务院印发了2030 年前碳达峰行动方案，方案提出全面推进风电、太阳能发电大规模开发和高质量发展，坚持集中式与分布式并举，加快建设风电和光
41、伏发电基地。坚持陆海并重，推动风电协调快速发展，完善海上风电产业链，鼓励建设海上风电基地；进一步完善可再生能源电力消纳保障机制。到 2030 年，风电、太阳能发电总装机容量达到 12 亿千瓦以上。3、报告期内我国风电建设和运行情况 2021 年，全国风电新增并网装机 4757 万千瓦，为“十三五”以来年投产第二多，其中陆上风电新增装机 3067 万千瓦、海上风电新增装机 1690 万千瓦。从新增装机分布看，中东部和南方地区占比约 61%，“三北”地区占 39%，风电开发布局进一步优化。到 2021 年底，全国风电累计装机 3.28 亿千瓦，其中陆上风电累计装机 3.02 亿千瓦、海上风电累计装
42、机 2639 万千瓦。2021 年，全国风电发电量 6526 亿千瓦时，同比增长 40.5%；利用小时数 2246 小时，利用小时数较高的省区中，福建 2836 小时、蒙西 2626 小时、云南 2618 小时。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。(三三)财务分析财务分析 1.1.资产负债结构分析资产负债结构分析 单位：元 项目项目 本期期末本期期末 上年期末上年期末 本期期末与本期
43、本期期末与本期期初金额变动比期初金额变动比例例%金额金额 占总资产占总资产的的比重比重%金额金额 占总资产占总资产的的比重比重%货币资金 93,833,282.82 5.01%69,822,358.69 3.73%34.39%应收票据 18,790,000.00 1.00%20,694,538.20 1.11%-9.20%应收账款 306,654,656.95 16.36%152,777,697.28 8.17%100.72%16 预付款项 284,315.03 0.02%455,488.20 0.02%-37.58%存货 19,806,895.47 1.06%19,065,660.00 1.
44、02%3.89%投资性房地产 0.00%0.00%长期股权投资 61,194,074.35 3.27%52,118,613.99 2.79%17.41%固定资产 1,235,409,538.64 65.92%1,330,235,543.24 71.15%-7.13%在建工程 880,561.76 0.05%858,773.76 0.05%2.54%无形资产 9,365,680.21 0.50%9,119,687.03 0.49%2.70%商誉 49,722,829.08 2.65%49,786,265.03 2.66%-0.13%其他非流动资产 20,755,893.84 1.11%37,84
45、9,739.87 2.02%-45.16%短期借款 50,066,458.33 2.67%50,063,402.78 2.68%0.01%应付账款 8,412,490.40 0.45%6,048,563.81 0.32%39.08%其他应付款 327,492,050.63 17.47%430,699,596.84 23.04%-23.96%长期借款 365,422,054.00 19.50%377,227,398.08 20.18%-3.13%资产负债项目重大变动原因资产负债项目重大变动原因：公司在报告期末的货币资金为 9,383.33 万元，比上年期末增加 2,401.09 万元，变动比例为
46、34.39%，主要原因为在报告期内销售电量收入增加，销售电量收到的现金相应增加。公司在报告期末的应收账款为 30,665.47 万元，比上年期末增加 15,387.70 万元，变动比例为100.72%，主要原因为在报告期内公司之子公司经营风电场秦山风电场与杨村风电场进入可再生能源国家补贴目录，应收可再生能源款项由合同资产重分类至应收账款。公司在报告期末的预付账款为 28.43 万元，比上年期末减少 17.12 万元，变动比例为-37.58%，主要原因为在报告期内公司预付合同款项结算。公司在报告期末的其他非流动资产为 2,075.59 万元，比上年期末减少 1,709.38 万元，变动比例为 4
47、5.16%，主要原因为在报告期内子公司宿州聚隆及天长聚合应交增值税销项税额增加，应交增值税重分类至其他非流动资产。公司在报告期末的应付账款为 841.25 万元，比上年期末增加 236.39 万元，变动比例为 39.08%，主要原因为采购备品备件款增加。2.2.营业情况营业情况分析分析(1)(1)利润构成利润构成 单位：元 项目项目 本期本期 上年同期上年同期 本期与上年同期金本期与上年同期金额变动比例额变动比例%金额金额 占营业收入占营业收入的的比重比重%金额金额 占营业收入占营业收入的的比重比重%营业收入 326,491,311.93-251,493,973.25-29.82%营业成本 1
48、33,708,356.87 40.95%112,702,814.70 44.81%18.64%毛利率 59.05%-55.19%-销售费用-0.00%-0.00%0.00%管理费用 17,389,909.42 5.33%16,671,307.12 6.63%4.31%研发费用-0.00%-0.00%0.00%财务费用 41,129,166.03 12.60%28,383,327.85 11.29%44.91%17 信用减值损失-13,649,545.39-4.18%-5,490,528.93-2.18%-148.60%资产减值损失 4,238,452.55 1.30%-1,151,447.48
49、-0.46%468.10%其他收益 12,396,667.42 3.80%11,802,359.04 4.69%5.04%投资收益 9,075,460.36 2.78%-324,242.75-0.13%2,898.97%公允价值变动收益-0.00%-0.00%0.00%资产处置收益-9,392.00 0.00%-2,486.36 0.00%-277.74%汇兑收益-0.00%-0.00%0.00%营业利润 142,871,736.52 43.76%95,283,456.86 37.89%49.94%营业外收入 231,797.00 0.07%154,000.00 0.06%50.52%营业外支
50、出 42,965.52 0.01%284,486.16 0.11%-84.90%净利润 122,542,795.58 37.53%81,572,296.38 32.44%50.23%项目重大变动原因项目重大变动原因：公司 2021 年的财务费用为 4,112.92 万元，比上年度增加 1,274.58 万元，变动比例为 44.91%，主要原因是：公司 2021 年贷款本金增加，财务费用相应增加。公司2021年的信用减值损失为-1,364.95万元，比上年度减少815.90万元，变动比例为-148.60%，主要原因是：子公司经营风电场秦山风电场与杨村风电场进入可再生能源国家补贴目录，应收可再生能
