1.天然气业务回顾
(1)天然气售气量同比提升
报告期内,本集团天然气业务总输气量为41.57亿立方米,较上年同期增长7.30%,其中售气量达38.08亿立方米,较上年同期增长8.03%,包括(i)批发气量20.81亿立方米,较上年同期下降0.51%;(ii)零售气量16.32亿立方米,较上年同期增长20.81%;(iii)CNG售气量0.83亿立方米,较上年同期增长18.76%;(iv)LNG售气量0.12亿立方米,较上年同期下降3.88%;代输气量3.49亿立方米,较上年同期下降0.11%。
(2)积极推进基建工程建设
本集团2021年度新增天然气管道1,102.98公里。截至2021年12月31日止,本集团累计运营管道7,604.75公里,其中长输管道1,059.42公里,城市燃气管道6,545.33公里;累计运营25座分输站、19座门站。
报告期内,中石化鄂安沧输气管道与京邯输气管道连接线项目建成投产;涿州-永清输气管道工程具备投产条件;「京石邯」输气管道复线工程线路全线贯通;沙河LNG储气调峰项目开工;赞皇县次高压(门站-县城)天然气管道工程完成7公里线路焊接。
唐山LNG项目,3 码头已完成箱梁安装及桥面铺装工作;一阶段接收站工程3 、4 、7 、8 储罐完成气压升顶,内罐焊接完成75%,安装单位已进场进行钢结构安装;二阶段1 、2 、5 、6 储罐桩基施工完成,2 储罐承台施工完成。唐山LNG接收站外输管线项目(曹妃甸-宝坻段)及(宝坻-永清段)主体焊接完成。
(3)持续开拓中下游天然气市场
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50,082户。截至2021年12月31日止,本集团累计拥有用户480,936户。
本报告期内,本集团稳步推进区域市场开发。鹿泉-井陉输气管线项目、秦丰沿海管线项目调整部分建设内容、沿海管线沧州段项目获得河北省发改委核准,京邯线LNG储气调峰站项目获邢台市审批局核准。完成收购邢台天宏祥燃气有限公司67%股权,控股经营邢台经济开发区南部区域。
(4)进一步完善输气管网
本报告期内,本集团积极参与输气管线建设,努力进一步完善中游输气网络。除上述正在建设过程中的中石化鄂安沧输气管道与京邯输气管道连接线项目、涿州-永清输气管道工程、「京石邯」输气管道复线工程等项目外,秦皇岛-丰南输气管道工程、冀中管网四期工程完成开工前手续办理,开展招标工作;鄂安沧与保定南部联络线工程、鹿泉-井陉输气管道工程正在履行内部核准程序。
(5)稳健发展CNG、LNG业务
报告期内,本集团稳健发展CNG、LNG业务,无新增运营CNG子站。截至2021年12月31日止,本集团累计运营CNG母站6座、CNG子站3座、LNG加气(加注)站3座,L-CNG合建站2座。
2.风电业务回顾
(1)装机容量稳步增长
2021年度,本集团新增风电控股装机容量350兆瓦,崇礼风电制氢项目、沽源西坝风电项目及康保大英图风电项目等已全部并网发电,累计控股装机容量5,673.85兆瓦,累计管理装机容量5,869.45兆瓦;新增风电权益装机容量345.7兆瓦,累计权益装机容量为5,311.60兆瓦。年内新增转商业运营项目容量1,111.00兆瓦,累计转商业运营项目容量5,363.15兆瓦。截至2021年12月31日止,本集团风电在建工程建设容量总计501兆瓦。
(2)风电场利用小时数持续保持较高水平
2021年度,本集团控股风电场平均利用小时数为2,501小时,较上年度同期增加81小时。主要原因是新投运风电场利用小时数较高。本集团控股风电场实现发电量134.69亿千瓦时,较上年度同期增长36.31%,平均风电机组可利用率97.94%。
(3)稳步推进风资源储备
2021年度,本集团新增核准容量565.8兆瓦,累计核准未开工项目容量1,590.6兆瓦。新增240兆瓦风电项目列入政府开发建设方案,本集团累计纳入各地开发建设方案容量已达7,549.1兆瓦,分佈于全国16个省份。
报告期内,本集团新增风电协议容量5,100兆瓦,累计风电协议容量49,102.5兆瓦,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。
3.其他业务情况
报告期内,本集团新增光伏备案容量234.7兆瓦,累计备案未开工项目容量494.7兆瓦,新增900兆瓦光伏发电项目列入政府开发建设方案。新增光伏协议容量4,850兆瓦,累计光伏协议容量为12,199兆瓦。截至2021年底,本集团累计运营118.59兆瓦光伏发电项目,累计管理装机容量288.59兆瓦。
本公司参股投资建设河北丰宁抽水蓄能电站项目,电站设计总装机容量3,600兆瓦,分两期开发,每期开发1,800兆瓦,承担电力系统调峰、填谷等抽水蓄能功能。截至2021年12月31日,河北丰宁抽水蓄能电站项目的上水库和下水库正式蓄水,1号、10号两台机组投产发电。
4.数智化建设及科技创新情况
报告期内,本集团加大数智化投入,积极推动新技术应用,生产智能化水平稳步提高。一是公司成立了数智化委员会,完善了顶层领导架构,为信息化建设工作奠定了基础;二是构建了管理驾驶舱平台,集财务、经营、工程、生产等核心数据为一体并建立了详尽的指标评价体系;三是基于大数据云平台的海上风电、天然气数据集成与应用,风电机组设备可靠性分析、预警分析与数据分析等多个信息化建设项目取得新进展;四是采用智能巡检系统、计量数据智能分析系统、高效GIS现场采集系统、城镇燃气埋地管线洩露监测项目、特殊地段三维可视化、DR检测新技术、抢险踏勘机器人等系列先进生产管理系统,助力公司生产运行水平实现全面智能化提升;五是河北天然气无人值守站场改造和自动分输控制系统建设完成,成为国内首家实现无人值守和自动分输的省网公司;风电机组叶片局部加长技术研发项目获得突破,单台样机发电量明显提升;六是注重知识产权保护工作,取得授权知识产权75项;七是《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》项目喜获河北省科技进步二等奖。
2021年度,在中国电力联合会组织的全国风(光)电场生产运行统计指标对标中,本集团获奖场站数量达到17个,创历史新高。
(一)行业格局和趋势
近期,我国连续印发《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》、《2030年前碳达峰行动方案》(以下简称《方案》),后者更是在「碳达峰」「碳中和」政策体系中发挥着统领的作用,是「1+N」中的「1」。在《方案》中列出的「碳达峰十大行动」将成为实现碳达峰的核心手段,且「能源绿色低碳转型行动」被放在第一位,这就充分说明化石能源转向非化石能源、清洁能源将是实现碳达峰的有力抓手。而且国家已明确提出相关发展目标:到2030年,非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右,风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上。公司聚焦的风电、光伏、天然气业务板块,势必在我国实现「碳达峰」「碳中和」的进程中大有可为。
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已成常态,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。目前,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已迈出关键步伐,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,「十四五」期间随着国家「碳达峰」相关行动的深入推进,公司主营的风电、光伏板块、天然气板块业务机遇与挑战并存,且势必在我国实现「碳达峰」「碳中和」的进程中大有可为。
(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、打造数智新天,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。
在新能源板块,按照区域规模化发展的思路,进一步拓宽开发思路,丰富开发模式,抓紧项目佈局。「十四五」期间,公司将以更强的力度、更多的举措来抢占市场空间。资源储备注重质、量并重,以期寻找最优质资源,增强项目抗风险能力。到「十四五」末,新能源装机容量力争达到1,000万千瓦。
在天然气板块,紧抓国家在天然气领域改革所创造的战略机遇,充分发挥地缘优势,继续强化公司在省内清洁能源业务板块的比较优势,加快上中下游各环节的发展,进一步完善产业链条的延伸,形成上中下游各环节均衡发展,齐头并进的发展格局。上游方面,加快曹妃甸LNG项目建设,项目儘早投产,儘早产生效益。中游方面,按照「互联、互通、互保」的原则,结合市场需求,不断推进省内管网互联互通建设。下游方面,依托公司已形成的管网优势,努力拓展管网覆盖范围内城市燃气项目,进一步发挥管线资源与城市燃气市场的协同效应。到「十四五」末,天然气输气量力争达到83亿立方米。
(三)经营计划
1.新能源业务
(1)持续重点关注大通道、大基地项目,从源头抓起,积极筹划、主动佈局;将大通道周边资源的储备作为开发工作的重中之重,通过与风电制氢、风光互补、农光(农林、农渔等)互补、可再生能源微网建设等方式结合起来,努力实现规模化发展。
(2)密切跟踪省内综合能源基地项目,做好项目谋划,稳妥落实项目边界,择优适时落地。
(3)依托公司已投产的乐亭菩提岛海上风电项目,积极推进河北省内海上风电项目开发工作;积极加强与其他沿海省份的联络,探索多种合作模式,努力开闢新的海上资源。
(4)重点关注储能及调峰相关政策和技术,为公司未来业务扩展增加新的增长极;以提升公司老旧风电场发电能力为宗旨,积极响应国家对老旧机组技改升级政策,推进「上大压小」技改工作,提升目前公司风资源的空间效率。
(5)对于公司新增的诸如整县屋顶分佈式光伏项目等,认真做好投资测算和风控论证,为未来该类项目投资决策提供科学、有效指导。
2.天然气业务
(1)确保公司重点天然气项目顺利建成投产,唐山LNG项目一阶段码头、接收站工程按计划投产,外输管线项目在上半年具备投产条件,京石邯输气管道复线工程具备投产条件。
(2)2021年,公司签订了首单LNG购买和销售长期协议,合同量100万吨╱年,供应週期15年,标誌着公司成功打通了天然气上游长期采购渠道。未来公司将继续积极开展LNG国际贸易,努力获取境外上游优质气源。
(3)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.发挥产业协同优势
本集团将发挥公司内部新能源、天然气两大产业的协同互补优势,谋划建设风电+光伏+储能(气电)多能互补一体化项目,构建综合智慧能源系统,进一步促进新能源高比例消纳,保障电力系统安全稳定供应。
4.持续拓宽融资方式
2022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、安全。
(1)及时梳理公司存量贷款,合理置换原有高成本贷款,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)及时研究并充分利用国家、行业金融优惠政策,结合市场变化对公司融资成本进行分析,统筹资金整体安排,合理谋划到期债务承接,认真做好银行贷款的各项风险管控工作,适时发行公司债、中期票据、超短期融资券等债务融资产品,以满足本集团未来的资金需求。
5.务实安全生产工作
(1)2022年,本集团安全管理要以「建体系、强责任」为关键词,全面启动HSE(健康、安全、环境)管理体系建设。
(2)持续深入开展「安全生产专项整治三年行动」和「安全素质提升三年行动」两大主题活动,具体组织开展好唐山LNG项目等重点项目投产前重大危险源的应急演练,切实抓好森林防火、天然气管道安全等工作,务必确保公司系统安全稳定运行。
(四)可能面对的风险
1.风电╱光伏业务
(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,2022年风速较2021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)限电问题依然存在
由于电网建设滞后于风电、光伏项目的建设,电力输出问题制约风电、光伏项目的开发,尤其是在风、光资源集中的部分区域。今后几年,在国内风、光资源较为集中的地区,随着新增风电、光伏项目的不断投产,预计限电情况有可能会进一步加剧。
本集团将根据各个项目所在地电网建设情况,优先发展建设电网设施及并网条件完善区域的风电项目,同时,探索发展创新消纳方式。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。
(3)工程建设管理难度加大
部分风电、光伏项目在建设过程中面临土地审批缓慢、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、光伏设备厂商、地方政府等各方面的协调、沟通,有效控制影响风电、光伏项目建设进度的各种不利因素,确保建设项目如期投产。
(4)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,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,努力增加公司上网电量,争取本公司利益的最大化。
(5)储能配置要求导致项目投资加大
十四五」以来,全国多个省份陆续出台新能源配置储能方案,新增风电、光伏项目配置储能已逐步成为行业常态,势必增加新能源运营商的项目初始投资成本。部分地区相对过高的配置储能比例要求及储能时长要求,可能导致项目难以达到合理的回报率水平。
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,目前本集团管输费执行文件已达三年,根据相关规定需重新进行管输费成本监审,本集团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)市场拓展难度进一步加大的风险
随着国家管网基础设施的逐步公平开放,上游主要气源供应商向下游业务不断延展,本集团将直面与各大上游企业的竞争,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、寻求资源单位合作,完善市场佈局、制定销售策略,不断拓宽市场范围,深入挖掘市场潜力,充分利用管网优势、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。
(3)原有应收账款无法全部收回的风险
受以前年度玻璃行业低迷影响,公司天然气销售业务中,历史上产生了部分应收下游玻璃行业客户的天然气用气款。近几年来,通过本集团的不懈努力,相关欠款已大部分收回,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,加快天然气原有欠款的回收进度,主动防范各类风险,维护本集团利益。
(4)天然气价格上涨的风险
2021年受大宗商品涨价影响,石油、煤炭等能源价格持续上涨,天然气价格较同期也出现了大幅上涨,且整体资源呈现紧平衡状态,可能会导致下游用户减少天然气使用量。
本集团将不断扩大下游市场开发力度,积极引入机动资源和低成本气源,努力保证销售气量的增长。
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。
4.安全风险
(1)新能源板块,投运时间较长的老旧风电场风机等设备健康水平是直接影响公司安全生产持续稳定运行的主要因素,需要提前做好运维工作,降低新能源领域安全风险。
(2)燃气板块,存量管网运行年限较长,燃气场站设备设施、燃气管道等出现不同程度老化,加之可能出现的第三方破坏影响,都从客观上增加了燃气领域安全风险,给公司安全管理工作带来较大压力和难度。
