1. 天然气业务回顾
(1) 天然气售气量同比提升
报告期内,受环保政策持续推进及「煤改气」政策影响,本集团天然气售气量上升,全年实现售气量35.25亿立方米,同比上升8.90%。其中:批发气量为20.91亿立方米,同比增长4.39%,占总销售气量的59.3%;零售气量为13.51亿立方米,同比增长19.02%,占总销售气量的38.3%;CNG气量为0.70亿立方米,同比降低28.41%,占总销售气量的2.0%;LNG气量为0.13亿立方米,同比增长1,170.73%,占总销售气量的0.4%。
(2) 积极推进基建工程建设
本集团2020年度新增天然气管道1,333.11公里。截至2020年12月31日止,本集团累计运营管道6,501.77公里,其中长输管道958.26公里,城市燃气管道5,543.51公里;累计运营22座分输站、18座门站。
报告期内,赞皇县次高压天然气管道工程主体完工;涿州-永清输气管道工程、中石化鄂安沧输气管道与京邯输气管道连接线项目已开工建设,预计2021年达到投产条件;「京石邯」输气管道复线工程已开工建设。
(3) 持续开拓天然气市场
本报告期内,本集团依托新投运管线,大力发展天然气终端用户,新增各类用户85,927户。截至2020年12月31日止,本集团累计拥有用户430,854户。
本报告期内,本集团稳步推进区域市场开发。冀中管网四期工程、中石化鄂安沧与京邯线保定南部联络线项目、中石化鄂安沧鹿泉输气站与公司鹿泉站连接线项目获得河北省发改委核准。完成收购衡水鸿华燃气有限公司30%股权,参与投资建投鄂安沧衡水支线天然气管道工程。
唐山LNG项目,3码头已开工建设;接收站工程基本完成4座储罐外罐施工,其中3、4储罐完成气压升顶。外输管线曹宝段累计完成纳潮河等11处定向钻、1处铁路、8处一般公路等穿越工程,累计布管59.65公里,焊接41.61公里。外输管线宝永段完成永定河等7处定向钻、4处铁路、4处高速公路、8处一般公路河流等穿越工程,累计布管60.60公里,焊接53.53公里。
(4) 输气网络逐步完善
本报告期内,本集团积极参与输气管线建设、输气网络得到进一步完善。中石化鄂安沧输气管道与京邯输气管道连接线项目、「京石邯」输气管道复线工程开工建设,秦皇岛-丰南输气管道工程、冀中管网四期工程开展开工前期准备工作。
(5) 稳健发展CNG、LNG业务
报告期内,本集团稳健发展CNG、LNG业务,新增运营CNG子站1座。截至2020年12月31日止,本集团累计运营CNG母站7座、CNG子站7座、LNG加气站3座。
(6) 创新驱动发展
本集团附属河北天然气紧跟时代发展,积极探索新技术、新业态,不断将丰富的运营经验转化为智慧运营能力,以数据大融合和智能化决策为目标加速「智慧燃气」进程。2020年着手开展无人值守站场改造、自动分输控制系统建设,通过对老旧站场设备及系统的改造和数据中心的建设,打造管网的「智慧大脑」,逐步实现长输管道站场的无人化运行,进一步提高站场自动化、现代化水平。抢抓新基建发展机遇,结合5G信息发展趋势,新建长输管道增加伴行光缆敷设,提前做好信息化佈局。
2. 风电业务回顾
(1) 装机容量稳步增长
2020年度,本集团新增风电控股装机容量1,056.2兆瓦,累计控股装机容量为5,471.95兆瓦;新增风电权益装机容量1,026.28兆瓦,累计权益装机容量为4,965.90兆瓦。年内新增转商业运营项目容量694.1兆瓦,累计转商业运营项目容量4,400.25兆瓦。
截至2020年12月31日止,本集团风电在建工程建设容量总计632兆瓦。
(2) 风电场可利用小时数持续保持较高水平
2020年度,本集团控股风电场平均利用小时数为2,420小时,较上年度同期减少52小时。主要原因是本集团控股风电场所在区域平均风速较上年略有降低,且受新冠肺炎疫情影响分时段调峰限电,限电率有所上升。本集团控股风电场实现发电量98.81亿千瓦时,较上年度同期增长11.86%。平均风电机组可利用率98.31%。
(3) 稳步推进风资源储备
2020年度,本集团新增核准容量200兆瓦,累计核准未开工项目容量1,178兆瓦。
报告期内,本集团共计615.8兆瓦风电项目列入国家核准计划,本集团累计取得国家核准计划容量已达7,309.1兆瓦,分佈于全国16个省份。报告期内,本集团新增风电协议容量3,100兆瓦,分佈于河北、河南、山东、山西、辽宁、云南、安徽、甘肃、江西、江苏、陕西、四川、西藏、湖北、湖南、广西、青海、黑龙江、浙江、重庆、新疆、内蒙古、吉林等23个地区。(4) 强力推进科技创新
公司坚持守正与创新统一,强力推进科技创新。2020年获得授权发明专利7项、实用新型专利28项,取得软件着作权35项。公司联合河北科技大学等单位共同申报的「大规模可再生能源耦合制氢关键技术及应用示范」项目,经省科技厅批准,获得专项资金支持,创造了公司承担省级重点研发计划项目所获专项资金支持纪录;「基于大数据云平台的风电集群智慧调控与高效消纳技术及应用」项目喜获2020年河北省科技进步二等奖,对公司未来科技创新工作意义重大。
3. 其他清洁能源业务
报告期内,本集团在大力发展风电、天然气业务的同时,也在稳步推进其他新能源项目的开发、建设进度。
2020年度,本集团稳步发展光伏发电项目,新增光伏项目协议容量1,300兆瓦,累计光伏协议容量为7,349兆瓦。无新增光伏备案容量,累计备案未开工项目容量260兆瓦。
截至2020年底,本集团累计运营118.59兆瓦光伏发电项目。
(一) 行业格局和趋势
十三五」期间国内经济增长趋势放缓,下行压力有所加大,但总体形势稳定,我国经济韧性不断加强。「十四五」时期,国内经济将由高速度发展向高质量发展转变,科技创新和绿色经济将成为未来经济发展的主题之一。从宏观环境来看在严控传统能源消费总量和强度以及持续改善生态环境的形势和要求下,特别是「3060」目标的提出,风电、光伏和天然气作为绿色清洁能源,在未来一段时间内将成为国家的主要战略能源。
在新能源板块,国家鼓励在「十四五」期间重点推动电力绿色升级转型,继续大力支持风光发展,且发展空间巨大,如何抢占优质风光资源,将成为行业发展的首要任务。新建风电、光伏项目迈入平价时代,已建项目参与电力市场化交易或成常态,消纳问题仍然是制约风电、光伏行业发展的重要因素。不断探索发展其他绿色清洁能源,氢能有望纳入国家能源战略体系。
在天然气板块,国家着力推进天然气协调稳定发展,行业发展前景较为乐观。国家大力推动天然气储备体系建设,国家管网公司成立,打破了现有资源和管道的垄断格局,我国天然气产供储销体系建设迈出了关键步伐,促使原有天然气市场体系发生重大重构,LNG接收站佈局将进一步完善,天然气进口来源多元化趋势更加明显,产业链上下游市场竞争将日趋激烈。
综上,随着国家电力体制改革、天然气市场化改革的不断深入,公司主营的风力发电板块、天然气板块业务市场竞争愈加激烈,但总体仍呈现出机遇与挑战并存的局面。
(二) 公司发展战略
中国特色社会主义进入了新时代,我国经济发展也进入了新时代。我国经济已由高速增长阶段转向高质量发展阶段。「十四五」期间,本公司将充分把握国家能源发展大趋势、大方向,顺势而为。紧扣公司发展实情,顺应国企改革大势,坚持把调结构、补短板、抓创新、增后劲作为主攻方向,推动公司高质量发展。公司将保持战略定力不动摇,紧紧围绕新能源、清洁能源两个主业方向扎实推进各项工作,以抓好多元化业务市场开发、推进重点项目落地、丰富拓展融资渠道、打造数字新天,加大科技创新力度、确保安全生产为重点,不断完善公司内部管理机制,努力打造一支综合素质、业务素质过硬且具有良好修养的员工队伍,大力开展企业文化建设,培育具有新天特色的企业文化,努力提升公司的市场化、专业化、国际化水平。
(三) 经营计划
2021年是「十四五」开局之年,也是中国共产党建党一百週年。百年风华正青春,十年新天再出发。在公司上下砥砺前行、逐梦圆梦的征程上,让我们共同奋力跑出未来高质量发展的加速度。
(一) 新能源业务
到2030年,我国非化石能源占一次能源消费比重将达25%左右,风电、太阳能发电装机容量将达12亿千瓦以上。这为我国能源行业设立了新的航标,为公司新能源事业后续发展提供了广阔空间。为此,本集团将:
1. 着力抢抓新一轮的历史发展机遇,努力实现风电业务高质量发展。陆上风电方面,将加强现有协议资源的推进力度,力争尽快实现协议资源的核准。同时,重点研究「大通道、大基地」项目,推动风电项目规模化、基地化发展。海上风电方面,将在认真总结菩提岛一期项目投产经验的基础上,密切跟踪江苏、广东、福建等东南沿海地区项目规划,力争尽快取得新的突破。
2. 积极推动光伏业务发展,加大资源储备与开发力度,在更大范围内寻找可开发的项目资源,推进大型地面集中式平价光伏项目建设。
3. 紧抓项目工程综合管控,上下联动,调整风电、光伏基建工作流程,有计划、按步骤推进工程建设,保证建设项目的安全、质量、进度与投资可控,力促各在建项目按期投产,按质达效。
4. 认真落实各项安全防范措施,在设备选型、工程基建、生产运营等各环节严格执行安全生产「五同时」要求,确保本集团安全生产的持续稳定。
5. 尽快把公司已有科研成果产品化并在市场上推广应用。加强外部渠道开发,加快将科研成果转化为价值;进一步探索、开发与高端装备和监控系统相关的技术,形成规模化的面向风电后市场的服务与产品;提升生产管理的信息化建设水平。
(二) 天然气业务
2021年是「十四五」开局之年,面对国家油气体制改革和国家管网公司成立的新局面,上游油气资源多主体多渠道供应、中间「一张网」高效集输、下游市场化良性竞争的油气市场体系逐步形成,油气企业面临的挑战和机遇并存。为此,本集团将:
1. 按计划完成唐山LNG项目建设进度,其中4座储罐工程完成土建施工、外输管线曹宝段完成焊接80%,宝永段主体完工。同时,积极推进与国际气源企业的沟通对接,力争签署海外LNG长协协议,实现上游气源多元化。
2. 坚持「市场为王」的发展战略,依托现有的省级天然气干线管道优势,积极拓展城市天然气项目,采取收购、兼併等多种措施,不断开拓新的下游市场,扩大终端市场规模。
3. 加快京邯复线、涿州-永清管线、邯郸联络线工程进度,加大秦丰管线、冀中十县四期项目的前期手续办理进度,进一步完善「一张网」佈局,不断提升安全、平稳供气能力。
4. 继续推动科技创新,打造「智慧燃气」,继续推进无人值守站场改造及自动分输控制系统建设工作,争取年内完成项目建设,全面实现站场无人化、自动化管理,降低人力成本;进一步加强工程、客服、运行等工作自动化程度,实现提质增效。
(三) 持续拓宽融资方式
2021年,本集团将继续拓宽筹融资渠道,创新融资方式,吸引低成本资金用于项目建设,保证本集团资金链的稳健。
1. 及时梳理公司存量贷款,合理置换低息贷款,进一步优化融资结构,压降融资成本;紧盯国家、地方等相关财税、金融政策调整,与各大金融机构开展定期沟通与对接,积极做好资金提取等工作。
2. 稳步推进非公开发行项目进程,时刻关注最新发行政策及审核标准的变动情况,不断优化、调整相关方案及工作节奏,保障项目的顺利实施;适时发行公司债、融资券等债务融资产品,以满足本集团未来的资金需求。
(四) 可能面对的风险
1. 风电业务
(1) 风资源不确定
风电行业面临的主要气候风险是风资源的年际大小波动,主要表现在大风年发电量高于正常年水平,小风年低于正常年水平。由于风资源固有的随机性及不可控性,2021年风速较2020年存在下降的风险。本集团在项目规划阶段及风电场建设之前,均会进行较为全面的风资源测试以评估该地点的潜在装机容量,以降低气候风险。
(2) 电价下降风险
按照国家相关政策,到2020年实现「风火同价」,为此,本集团将充分研读国家的有关政策,梳理待开发项目的实际情况,积极、合理安排工程开发、建设进度,确保项目早日併网投产。同时,本集团将继续加强运行维护管理,提高设备的安全可靠性,提升生产运维水平,为后续项目开展打下坚实基础。
(3) 弃风限电问题依然存在
由于电网建设滞后于风电项目的建设,风电输出问题制约风电项目的开发,尤其是在风资源集中的张家口区域。今后几年随着张家口区域新增风电项目的不断投产,预计限电情况有可能会进一步加剧。
本集团将根据各个风电项目所在地电网建设情况,优先发展建设电网设施及併网条件完善区域的风电项目,同时,探索发展创新风电消纳方式。预计随着电网公司推进电网改造工程及投资建设特高压配电网,电网输出问题有望得到逐步改善。
(4) 工程建设管理难度加大
部分风电项目在建设过程中面临阻工、土地审批缓慢、林牧场及自然保护区所处项目的林地手续办理复杂困难等不可控因素,影响项目建设总体进度。本集团将合理安排工期,加强与风电设备厂商、地方政府等各方面的协调、沟通,有效控制影响风电项目建设进度的各种不利因素,确保建设项目如期投产。
(5) 电力市场化交易的风险
随着国家电力体制改革的不断深化,高市场化交易电量规模预计将进一步扩大,公司所经营的风电、光伏业务将面临市场化竞价交易而导致电价下降的风险。本公司将深入研究电力市场化交易业务规则,认真研读国家及各省份出台的售电政策,理解并掌握相关操作规程,通过积极参与市场化交易,增加公司上网电量,争取本公司利益的最大化。
2. 天然气业务
(1) 管输费、城市燃气收费下降的风险
近几年,国家按照「管住中间,放开两头」的总思路,持续推进天然气价格改革。未来如果随着供给侧结构性改革的不断深入,以及降低能源价格以支持实体经济工作的继续推进,本公司天然气业务的利润空间将存在可能下降的风险。公司将抓住我国大力推进清洁化能源工作的有利时机,充分利用政府推广清洁能源、加强污染治理的政策导向,充分发挥资源、服务优势,不断继续加大天然气客户开发力度,努力扩大公司经营区域范围,提升市场份额。
(2) 上游资源不能得到充分保障的风险
冬季保供事关民生,责任重大,伴随公司资源结构持续完善,资源压力有所缓解,管网供气保障能力不断提升,但用气峰谷差仍处于较高水平,冬季保供形势依然不容放松。
本集团将提前做好资源统筹与相关部署,依靠多年积累的保供经验,发现和总结问题,提早开展全线设备的体检和输气瓶颈的改造,确保全部供气设备达到冬供要求;借助「智慧燃气」平台,保障生产系统稳定运行,切实加强安全生产和运营管理工作,密切与上游资源单位、下游用气企业、调控中心衔接,动态监控供需状况。
(3) 市场拓展难度进一步加大的风险
目前,天然气市场主体从「一对一」的模式正在向「多对多」的模式转变,交易方式从双边协商向多边竞争转变。随着原上游主要气源供应商向下游业务的不断延展,公司将直面与各大上游企业的竞争,大用户直供、价格战等方式都将成为上游企业进军终端市场的有利措施,未来市场拓展难度将进一步加大。
本集团将坚定「市场为王」的理念,进一步优化资源组合、市场佈局和销售政策,不断拓宽市场范围,深入挖掘市场潜力,充分利用资源优势、协同优势,在激烈的市场竞争中开闢新渠道,多措并举确保气量持续增长。(4) 应收账款无法全部收回的风险
通过本集团的不懈努力,天然气下游欠款用户数量及欠款金额都在逐年下降,但剩余欠款回收仍需一定时间。
本集团将积极探索回款新举措、新思路,重点关注政府政策和资产债务处置方案,加快天然气欠款的回收进度,主动防范各类风险,维护本集团利益。
(5) 其他替代能源价格偏低的风险
2020年,受国际油价波动和国家宏观经济形势下行影响,石油、煤炭等替代性能源价格变化较大,天然气的竞争优势受到一定程度的影响,预期仍将对本集团2021年的销售气量增长带来一定的不利影响。为此,本集团将积极引入低成本气源,努力拓展开发下游用户,提高销售气量。
3. 利率风险
本集团主要从事境内风电、光伏、天然气项目投资,需要一定的资本开支,对借贷资金需求度较高,利率的变化将会对本集团资金成本产生一定的影响。本集团密切关注国家货币政策走势,加强与各金融机构的密切联繫,争取最优利率贷款,多方拓展融资渠道实现金融创新,探索采取发行债券、融资租赁、境外融资、应收账款保理等方式,保证资金链畅通和低成本资金用于项目建设。
