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2022年是公司发展历史上具有里程碑意义的一年,公司坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导,牢牢把握迎接党的二十大、贯彻党的二十大精神这条主线,坚决落实党中央重大决策部署,踔厉奋发、勇毅前行,推进改革发展、生产经营各项工作,圆满完成全年各项目标任务。
(一)坚持在服务“双碳”大局下行动,领跑抽水蓄能和新型储能两条赛道优势进一步巩固
抽水蓄能发展实现新突破。提前全面投产梅蓄一期、阳蓄一期项目,公司抽水蓄能装机容量突破1000万千瓦。开工建设南宁、梅蓄二期、肇庆浪江、惠州中洞项目,容量共480 万千瓦,抽蓄电站开工数量和规模创历史新高。抽蓄总储备超2800万千瓦。
新型储能发展取得新成效。建成海口药谷、河北保定储能项目,梅州五华储能项目并网调试,启动建设佛山南海百兆瓦级新型储能项目,新型储能项目储备超700万千瓦。
标准化建设迈出新步伐。构建抽水蓄能及新型储能标准化建设管理体系,740余项标准化成果在新建项目陆续推广应用。完善公司首创的抽水蓄能电站绿色指标体系,优化征地规模及植被保护策略,打造绿色电站。实现项目管理、土建工程、机电设备、行政后勤等业务流程标准化,有效提升项目建设管理效率。
(二)坚持围绕防范化解安全风险隐患出招发力,安全生产基础进一步夯实
公司系统全年未发生安全事故、二级及以上有责任的电力事件和网络安全事件。机组等效可用系数90.4%、机组启动成功率99.87%、机组强迫停运率
0.34%,各项生产指标均优于考核值。
本质安全型企业建设全面加强。压实安全主体责任,认真贯彻落实安全生产十五条硬措施,深化安风体系建设,强化安全巡查、检查和现场督查,成立作业风险监控中心,着力防范化解安全风险隐患,特别是有力保障施工人身安全。圆满完成党的二十大、北京冬奥会及冬残奥会等重大保供电任务。
设备设施健康水平持续提升。及时完成一批重大设备缺陷隐患处理,深入开展电化学储能站火灾、水电站大坝、小水电安全隐患专项排查整治,确保设备设施安全运行。公司系统机组非计划停运小时数同比下降58.2%,清蓄电站一台机组荣获全国发电可靠性标杆机组称号。
(三)坚持以钉钉子精神突破改革重点难点,公司高质量发展内生动力进一步迸发
国企改革三年行动圆满收官。围绕上市公司治理准则修改章程、完善制度、健全机制,规范“四会一层”运作,公司治理水平和治理效能不断提升。“三项制度”改革持续深化,在科技型企业开展岗位分红,进一步激发队伍活力。
集约化、专业化改革纵深推进。在基建、检修、信息通信、供应链业务集约化专业化管理基础上,成立运行公司、财务共享中心,建成国内首个抽水蓄能多厂站集控中心,建立后勤集约化管理机制,公司主要业务全面实行集约化专业化管理。
世界一流企业建设有序开展。扎实推进世界一流企业建设对标工作,公司主编的行标《世界一流抽水蓄能电厂评价指标规范》正式发布。开展全员劳动生产率提升行动,2022年指标同口径同比大幅提高。高起点开展ESG试点,公司入选2022年ESG金牛奖“双碳先锋”企业。
(四)坚持提质增效、开源节流,公司经营基本面进一步优化
全力以赴稳增长。保障调峰水电站稳定运行,全年发电量同比增长。梅蓄一期、阳蓄一期投产首年实现盈利。认真配合开展抽蓄成本监审。积极参与“两个细则”修编并提出建议,推动储能参与调频市场。检修试验、技术服务等领域非股东业务收入快速增长。
多措并举控成本。全年成本增速低于收入增速,成本费用占营业收入比重稳中有降。圆满完成闲置物资清理再利用专项工作任务,实现“两金”压降目标。
不折不扣保合规。扎实开展“合规管理强化年”工作,全面加强内控体系建设。依法合规做好信息披露、内幕信息管理、董事会监事会换届等工作,守牢上市公司合规底线。加强投资者关系管理,真实准确传递公司价值。扎实开展各类综合治理专项行动,全面完成问题整改。新增3家纳税A 级单位。
(五)坚持聚焦主营业务加强科技攻关,公司核心竞争力进一步增强
科技体制改革三年攻坚成效初显。成功入选国资委“科改示范企业”。新增发明专利62项;获PCT国际专利2项,实现“零突破”;立项、发布国际标准、国家标准、行业标准26项。成立知识产权运营中心、产业研发中心,着力打通科技成果转化“最后一公里”,科技成果转化收入同比翻番。
关键核心技术攻关取得突破。完成一项入选国家能源局“补齐能源技术短板”清单和国资委攻关清单的科技项目。2项国重项目顺利通过国家部委验收,成功申报1项国资委二期核心攻关项目,新增1项国重项目,新增参与1项国家能源局项目,肇庆抽蓄项目入选能源领域首台(套)重大技术装备(项目)清单。
(六)持之以恒推进全面从严治党,党建引领保障作用进一步强化
持续强化党建工作质量。认真落实“两个一以贯之”,不断在完善公司治理中加强党的领导。深入推进“党建+业务”机制建设,用好“党员突击队”“党员责任区”等各种载体,有力保障公司重点、难点工作取得突破。
1机组等效可用系数=(统计周期内可用小时-统计周期内降出力等效停运小时)/统计期间小时×100%;机组启动成功率=Σ(成功启动次数)/Σ(启动总次数)×100%;机组强迫停运率=Σ(机组强迫停运小时+非计划降出力等效停运小时)/Σ(运行小时+强迫停运小时+非计划降出力等效停运小时)×100%。
加强“选育管用”全过程管理,努力打造堪当重任的高素质干部人才队伍。坚持选人用人正确导向,把政治标准放在首位,选优配强各级领导干部。健全培养选拔优秀年轻干部常态化工作机制,培养造就大批堪当公司改革发展重任的接班人。实施专家队伍的“人才+项目”、“人才+工程”模式的精准培养和管理,提升人才研究创新能力和解决问题能力。
(一)电力行业总体情况
根据国家能源局统计数据,2022年,全国全社会用电量8.64万亿千瓦时,同比增长3.6%。截至2022年底,全国全口径发电装机容量25.6亿千瓦,同比增长7.8%。从分类型投资、发电装机增速及结构变化等情况看,电力行业绿色低碳转型成效显著。2022年,全国新增发电装机容量
2.0亿千瓦,其中新增非化石能源发电装机容量1.6亿千瓦,新投产的总发电装机规模以及非化石能源发电装机规模均创历史新高。截至2022年底,全国非化石能源发电装机容量12.7亿千瓦,同比增长13.8%,占总装机比重上升至49.6%,同比提高2.6个百分点。
(二)抽水蓄能行业情况
抽蓄价格长效机制建立。2021 年4 月,国家发展改革委印发《关于进一步完善抽水蓄能电站价格形成机制的意见》(发改价格[2021]633号)。《意见》在承接过往对抽水蓄能电站发展的相关政策基础上,解决了长久以来影响抽水蓄能行业发展的容量电费疏导问题,进一步理顺了抽水蓄能电价形成和疏导机制,提出建立与电力市场建设发展相衔接的机制。《意见》明确,通过签订中长期合同、实施“三公”调度、严格执行两部制电价政策、及时结算电费等方式,按对标行业先进水平,经营期内资本金内部收益率6.5%核定容量电价。2022年,国家发展改革委对已投产抽蓄电站组织开展容量电价核价工作。
抽蓄发展空间巨大。2021年,国务院《2030年前碳达峰行动方案》明确提出,到2030年,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。据统计,2022年全国风电、光伏发电新增装机达到1.25亿千瓦,连续三年突破1亿千瓦,再创历史新高。新能源具有波动性、间歇性与随机性等特性,电力系统亟需配套建设抽水蓄能等调节电源,以保障系统安全稳定运行。国家能源局《抽水蓄能中长期发展规划(2021-2035年)》明确提出:到2025年,抽水蓄能投产总规模较“十三五”翻一番,达到6200万千瓦以上;到2030 年,抽水蓄能投产总规模较“十四五”再翻一番,达到1.2亿千瓦左右;到2035年,形成满足新能源高比例大规模发展需求的,技术先进、管理优质、国际竞争力强的抽水蓄能现代化产业,培育形成一批抽水蓄能大型骨干企业。可见,发展抽水蓄能前景光明、空间广阔。2022年,国内新核准抽水蓄能项目创历史新高。
据中国水力发电学会抽水蓄能分会统计数据,2022年全国共核准48个项目,共计6889.6万千瓦。2022年项目核准数量约为2021年的4.4倍,核准装机容量约为2021年的5倍。据中电联《2023年度全国电力供需形势分析预测报告》统计数据,截至2022年12月底,全国累计已投运抽水蓄能电站4579万千瓦,有力提升了电力系统调节能力,促进了新能源发展。
国家政策支持力度不断增强。2021 年以来,随着国家发展改革委《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》(发改价格〔2021〕633 号)、国家能源局《抽水蓄能中长期发展规划(2021-2035年)》等一批政策文件发布,抽水蓄能发展驶入“快车道”。2022 年1 月,《国家发展改革委国家能源局关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》(发改能源[2022]206 号)印发,提出“完善抽水蓄能、新型储能参与电力市场的机制,更好发挥相关设施调节作用”。国家发展改革委、国家能源局印发的《“十四五”现代能源体系规划》,提出“加快推进抽水蓄能电站建设,实施全国新一轮抽水蓄能中长期发展规划,推动已纳入规划、条件成熟的大型抽水蓄能电站开工建设。优化电源侧多能互补调度运行方式,充分挖掘电源调峰潜力。力争到2025年抽水蓄能装机容量达到6200 万千瓦以上、在建装机容量达到6000万千瓦左右”。
4月,国家发展改革委、国家能源局要求按照“能核尽核、能开尽开”的原则,加快推进2022年抽水蓄能项目核准工作,确保2022 年底前核准一批项目,并做好与“十四五”后续年度核准工作的衔接,促进抽水蓄能又好又快大规模高质量发展。
(三)新型储能行业情况
2022年,尽管面临国际局势动荡、全球通胀等不利因素,但新型储能产业继续保持高速发展态势。根据中国能源研究会储能专委会/中关村储能产业技术联盟(CNESA)全球储能数据库的不完全统计,截至2022年12月底,国内已投运的电力储能项目累计装机达59.4GW,同比增长37%。其中,新型储能累计装机规模首次突破10GW,超过2021年同期的2倍,达到12.7GW。2022年,国内新增投运新型储能项目装机规模达6.9GW/15.3GWh,与2021年同期相比,增长率均超过180%。总体上,新型储能行业发展呈以下特点和趋势。
发展目标进一步清晰。2022年,国家和地方政府继续密集出台新型储能相关政策,支持储能发展的政策体系不断完善。1月,国家发展改革委、国家能源局印发《“十四五”新型储能发展实施方案》(发改能源〔2022〕209号),对新型储能发展的重点任务、目标和实施路径进行部署。为贯彻落实《“十四五”新型储能发展实施方案》,各省陆续明确新型储能规划目标。截至2023年1月,全国约有26个省市规划了“十四五”时期新型储能装机目标,总规模约71GW,各地规划的装机规模超过国家规划近两倍。
市场化方向进一步明确。国家和各地方持续推进电力市场机制改革,共发布市场规则相关的政策85项,推动新型储能参与电力市场。2022年5月,国家发展改革委、国家能源局印发《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》(发改办运行〔2022〕475 号),明确了新型储能市场机制、调用机制、价格机制等推进方向,加快了各地推动新型储能参与现货市场、中长期市场、辅助服务市场的进程。山东省新型储能首次参与现货市场,独立储能可以通过现货套利、容量租赁、容量电价补偿获得收益。甘肃省建立了首个新型储能参与的调峰容量市场,通过容量补偿实现灵活性调节资源固定成本的有效疏导,独立储能可以通过参与现货市场、调峰容量市场、调频市场获得多重收益。
各类商业模式进一步丰富。目前新型储能正处于从商业化初期向规模化发展阶段,产业体系逐步成熟,是形成多种商业模式的关键时期。在政策的催化下,2022年全国电力市场机制改革深化推进,各类新型储能商业模式被不断激活。共享储能模式发展比较迅速,共享储能以新能源租赁收益为基础,还可作为独立主体参与市场,可接受电网统一调用,提升系统的利用效率,降低新能源场站配储的初始投资。青海、湖南、山东等地依据不同的需求,已陆续建立并形成相应的共享储能商业模式。2022年,南方、西北、华北、华东等区域修订了新版“两个细则”,再次明确新型储能的市场主体地位,并推动新型储能参与多项品种的交易,标志着参与电力辅助服务市场获得收益成为新型储能重要的商业模式之一。另外,2022年山东率先推动新型储能参与现货市场交易,山西、甘肃等现货试点区域也陆续发布政策推动新型储能参与现货市场运行。
公司主营业务为抽水蓄能、新型储能和调峰水电,主要业务范围为南方五省区(广东、广西、云南、贵州、海南)。截至2022年12月底,公司在运机组总装机容量1242.1万千瓦,其中抽水蓄能1028万千瓦、新型储能11.1万千瓦(含投产和并网调试项目)、调峰水电203万千瓦。2022年,公司在运机组各项生产指标优于考核值。
调峰水电方面。公司调峰水电机组发电量101.7062亿度,同比增加31.77%;上网电量100.6084亿度,同比增加31.85%。
抽水蓄能方面。截至2022年底,公司抽水蓄能装机总规模1028万千瓦,其中2022年新投产170万千瓦,分别是阳江抽水蓄能电站2台机组(80万千瓦)、梅州抽水蓄能电站(一期)3台机组(90万千瓦)。2022年,公司新增开工抽水蓄能4 座,即:广西的南宁抽水蓄能电站(120万千瓦),广东的肇庆浪江抽水蓄能电站(120万千瓦)、惠州中洞抽水蓄能电站(120万千瓦)以及梅州抽水蓄能电站二期工程(120万千瓦),总装机容量480万千瓦,抽蓄电站开工数量和规模创历史新高,项目储备达2800万千瓦,为公司加快完成“十四五”及中长期抽水蓄能发展目标打下了坚实基础。
新型储能业务方面。截至2022年底,公司新型储能装机总规模111MW/219.2MWh,突破百兆瓦,其中2022年新建成投产电化学储能电站2座,分别为河北保定(6MW/7.2MWh)、海口药谷(5MW/10MWh),梅州(70MW/140MWh)电池储能电站完工并进入调试,佛山南海独立储能电站
(300MW/600MWh)启动建设。新型储能项目储备增长迅速,规模超700万千瓦,为公司实现“十四五”投产200万千瓦目标打下坚实基础。
参股内蒙古乌海抽蓄项目。截至2021年底,完成注资6000万元,2022年完成第二次出资5000万元,截至2022年底,累计注资额达11000万元。乌海抽水蓄能电站工程于2022年1月30日正式通过核准,筹建期工程陆续开工建设,截止2022 年底累计完成投资44,147.83万元,项目工程建设进展顺利。
一、领先的投资开发建设能力
紧扣公司发展战略提升抽水蓄能和新型储能投资开发建设能力。公司作为我国最早进入高水头、大容量抽水蓄能领域的企业,也是全国第一座兆瓦级电化学储能站的建设运营商,在新型电力系统运行特性研究、抽水蓄能和新型储能项目筛选、投资价值分析评价、项目开发管理、工程建设安全质量进度造价管控方面积累了丰富经验,在抽蓄和新型储能领域处于领先地位,形成了先进的项目投资开发建设制度体系、管理机制、最佳实践,提前储备足够的优质项目库,打造了突出的竞争优势。公司与抽水蓄能、新型储能产业链上游设计、制造、施工等单位建立了良好的合作关系,公司项目建设具有充足的资源保障。
二、先进的资产运营能力
贯彻资产全生命周期总体成本最优的理念,构建完备的标准化设计方案和设备选型技术规范,从设计源头把控资产运营质量。基于RCM(以可靠性为中心的检修)策略开展抽水蓄能电站设备检修,精准投入检修资源,优化设备检修项目与检修周期,在保障安全质量的前提下降低检修成本。在全面实行抽水蓄能电站ON-CALL(24小时在线呼叫,随时待命)管理机制基础上,建成国内首个抽水蓄能多厂站集控中心,有效提升电站运行管控效率。建成多源数据融合的生产设备大数据智能分析云计算平台,开发了系列基于人工智能的数据分析决策算法,稳步推行机器替代、智慧运维。
三、扎实的安全管理能力
对标国际标准,借鉴先进经验,对安全生产进行系统化管理,形成具有自身特色的安全生产风险管理体系。贯彻落实安全风险分级管控和隐患排查治理双重预防机制,统筹开展安全生产专项整治、安全检查,确保安全风险可控在控。深入推进安全文化建设,牢固树立“一切事故都可以预防”的安全理念,制定安健环政策,常态化开展员工安全教育培训,实现“要我安全”到“我要安全、我会安全”的自觉。
四、持续的科技创新能力
聚焦公司战略和行业新技术、新模式发展趋势,加快推进科技创新体制改革,加大科技人才培养力度,持续激发创新活力。公司成功入选国资委“科改示范企业”,被认定为“科创中国”抽水蓄能与新型储能创新基地、国家技术标准创新基地储能技术领域分基地、广东省电力储能工程技术研究中心,牵头成立了中国水力发电工程学会智能与智慧化专委会,牵头承担了南方电网先进储能技术联合实验室、储能与可再生能源重大科研团队任务,牵头建设南方电网储能示范基地。紧紧围绕推动抽水蓄能和新型储能高质量发展开展科技创新,承担了“抽水蓄能机组成套开关设备”、“可变速抽蓄机组”、“大容量储能系统设计及其监控管理与保护技术”、“梯次利用动力电池规模化工程应用关键技术”、“锂离子电池储能系统全寿命周期应用安全技术”等重点研发攻关任务。牵头编制了多项国际、国家及行业标准。
五、高效的运营管理能力
在工程建设、运维、检修、信通、供应链、财务管理等主要业务领域全面实施“集约化、专业化”管理,实现以要素组合的集结、协调和优化为手段,以提高效率和效益为目标的“内涵增长”,有效提升管理效能。持续推行标准成本体系建设,常态化“过紧日子”,成本费用收入比不断优化。
六、优秀的干部人才团队
坚持德才兼备、以德为先、任人唯贤,打造堪当重任的高素质干部人才队伍。公司干部人才队伍保持良好的年龄、学历和专业结构,员工平均年龄38.41岁,本科及以上学历占比约79%。分层分类开展干部人才培养,为公司发展提供有力的人力资源支撑。明确分层级的人才队伍培养目标、发展措施和评价流程,培养具有公司特色的人才队伍。推行“人才+项目”、“人才+工程”模式的精准培养和管理,提升人才研究创新能力和解决问题能力。
报告期内,公司完成重大资产置换及发行股份购买资产,公司主要业务发生重大转变,从电力行业中的供电行业转为发电行业,主营业务转变为抽水蓄能、新型储能和调峰水电。
2022年,公司实现营业收入82.61亿元,同比增加0.64%;营业成本42.69亿元,同比减少19.33%;归属于上市公司股东的净利润16.63亿元;基本每股收益0.64元。
上年同期调峰调频公司经营文昌燃气电厂,该资产已于2021年12月底出售,报告期内无燃气发电业务,无相应的收入和成本。
科目|本期数|上年同期数|变动比例(%)
营业收入|8,260,893,377.42|8,208,253,104.63|0.64
营业成本|4,268,790,707.84|5,291,346,623.09|-19.33
税金及附加|127,140,982.01|95,464,593.96|33.18
销售费用|3,709,188.74|5,718,712.46|-35.14
管理费用|559,111,476.10|686,703,646.59|-18.58
研发费用|58,321,316.35|32,622,254.63|78.78
财务费用|646,730,403.01|433,598,106.92|49.15
其中:利息费用|672,908,845.27|449,052,395.06|49.85
利息收入|31,801,289.78|21,019,597.45|51.29
投资收益(损失以“-”号填列)|9,274,349.92|25,527,198.88|-63.67
其中:对联营企业和合营企业的投资收益|9,265,873.19|25,527,198.88|-63.70
资产减值损失(损失以“-”号填列)|-5,438,198.93|120,312,457.74|-104.52
资产处置收益(损失以“-”号填列)|9,348,849.62|179,958,269.19|-94.80
营业外支出|19,343,637.94|14,090,978.82|37.28
所得税费用|522,019,677.76|389,033,662.33|34.18
经营活动产生的现金流量净额|4,600,633,362.14|5,376,772,821.60|-14.44
投资活动产生的现金流量净额|-6,640,976,748.40|-3,774,983,991.18|75.92
筹资活动产生的现金流量净额|2,287,407,294.96|1,004,852,882.76|127.64
营业收入变动原因说明:报告期内营业收入同比增加0.64%,主要是公司9月完成重大资产置换后,公司业务范围和业务性质发生改变,原文山电力置出业务报告期内仅发生1-9月,此部分业务对应的营业收入同比减少;置入资产中文昌燃气电厂2021年底已售出,2022 年已无相关收入;置入资产的西部调峰水电厂售电量同比增加,梅蓄一期、阳蓄一期全部机组投产形成增收因素综合影响所致。
营业成本变动原因说明:报告期内营业成本同比减少19.33%,主要是9月完成重大资产置换后,公司业务范围和业务性质发生改变,原文山电力置出业务报告期内仅发生1-9月,此部分业务对应的营业成本同比减少;同时置入资产中文昌燃气电厂2021年底已售出,2022 年已无相关支出。
税金及附加变动原因说明:报告期内税金及附加同比增加33.18%,主要是西部调峰水电厂售电量同比增加所致。
销售费用变动原因说明:报告期内销售费用同比减少35.14%,主要是9月完成重大资产置换后,公司业务范围和业务性质发生改变,原文山电力置出业务报告期内仅发生1-9月,此部分业务对应的销售费用同比减少。
管理费用变动原因说明:报告期内管理费用同比减少1.28亿元,同比减少18.58%,主要是9月完成重大资产置换后,公司业务范围和业务性质发生改变,原文山电力置出业务报告期内仅发生1-9月,此部分业务对应的管理费用同比减少。
研发费用变动原因说明:报告期内研发费用同比增加78.78%,主要是报告期内研发活动相关项目增多所致。
财务费用变动原因说明:报告期内财务费用同比增加49.15%,主要是梅蓄一期、阳蓄一期全部机组投产,相关借款的利息支出不再计入固定资产建造成本,而是计入财务费用。
利息费用变动原因说明:报告期内利息费用同比增加49.85%,主要是梅蓄一期、阳蓄一期全部机组投产,相关借款的利息支出不再计入固定资产建造成本,而是计入财务费用。
利息收入变动原因说明:报告期内利息收入同比增加51.29%,主要是募集资金到位及文昌燃气电厂出售尾款收回,资金存量增加,对应利息收入增加。
投资收益变动原因说明:报告期内投资收益同比减少0.16亿元,同比减少63.67%,主要是2021年清理完成对文山平远供电有限责任公司的投资,报告期内无此项对应的收益。
对联营企业和合营企业的投资收益变动原因说明:报告期内对联营企业和合营企业的投资收益同比减少63.70%,主要是2021年清理完成对文山平远供电有限责任公司的投资,报告期内无此项对应的收益。
资产减值损失变动原因说明:报告期内资产减值损失同比减少104.52%,主要是公司上年部分资产按会计准则要求重分类所致。
资产处置收益变动原因说明:报告期内资产处置收益同比减少94.80%,主要是上年出售文昌燃气电厂取得资产处置收益1.79亿元,报告期内无同类型收益。
营业外支出变动原因说明:营业外支出同比增加0.05 亿元,同比增加37.28%,主要是报告期内报废资产增加导致。
所得税费用变动原因说明:所得税费用同比增加34.18%,主要是报告期内利润总额同比增加30.25%。
经营活动产生的现金流量净额变动原因说明:经营活动的现金净流入同比减少14.44%,主要是2021年取消资金归集业务,由其他应收款转入货币资金,增加2021年现金净流入约18亿元;报告期内无相关事项。
投资活动产生的现金流量净额变动原因说明:投资活动的现金净流出同比增加75.92%,主要是暂时闲置的募集资金现金管理所致。
筹资活动产生的现金流量净额变动原因说明:筹资活动的现金净流入同比增加127.64%,主要是报告期内完成重大资产置换并募集配套资金到位所致。
报告期内,公司完成重大资产置换及发行股份购买资产,公司主要业务发生重大转变,从电力行业中的供电行业转为发电行业,主营业务转变为抽水蓄能、新型储能和调峰水电。具体指标变化说明见上表。
报告期内,公司完成重大资产置换及发行股份购买资产,公司业务发生重大转变,从电力行业中的供电行业转为发电行业,主营业务转变为抽水蓄能、新型储能和调峰水电。
2022年,公司实现营业收入82.61亿元,同比增加0.64%,主要是公司9月完成重大资产置换后,公司业务范围和业务性质发生改变,原文山电力置出业务报告期内仅发生1-9月,此部分业务对应的营业收入同比减少;同时置入资产西部调峰水电厂售电量同比增加,梅蓄一期、阳蓄一期全部机组投产形成增收因素综合影响所致。
营业成本42.69亿元,同比减少19.33%,主要是9月完成重大资产置换后,公司业务范围和业务性质发生改变,原文山电力置出业务报告期内仅发生1-9月,此部分业务对应的营业成本同比减少。
主营业务分行业情况||||||
|营业收入|分行营业成本业|毛利率(%)|营业收入比上年增减(%)|营业成本比上年增减(%)|毛利率比上年增减(%)
发电行业|6,538,648,718.12|2,772,585,897.22|57.60|8.97|-17.22|增加13.41个百分点
供电行业|1,626,026,985.94|1,444,540,541.49|11.16|-22.35|-23.50|增加1.33 个百分点
其他行业|27,791,460.40|16,476,133.32|40.72|-34.10|-33.65|减少0.40 个百分点
主营业务分产品情况||||||
|营业收入|营业成本|毛利率(%|营业收入比上年增减(%)|营业成本比上年增减(%)|毛利率比上年增减(%)
抽水蓄能|4,604,537,152.12|2,123,568,667.99|53.88|38.18|40.12|减少0.64 个百分点
调峰水电|1,902,688,054.19|628,478,859.14|66.97|40.08|5.84|增加10.68个百分点
电池储能|31,423,511.81|20,538,370.09|34.64|43.76|51.58|减少3.37 个百分点
供电产品|1,626,026,985.94|1,444,540,541.49|11.16|-22.35|-23.50|增加1.33 个百分点
设计产品|24,138,192.89|16,372,509.47|32.17|-32.28|-33.80|增加1.55 个百分点
服务产品|3,653,267.51|103,623.85|97.16|-43.99|4.70|减少1.32 个百分点
燃气发电产品|0|0|0|-100|-100|减少4.78 个百分点
主营业务分地区情况||||||
|营业收入|营业成本|毛利率(%)|营业收入比上年增减(%)|营业成本比上年增减(%)|毛利率比上年增减(%)
广东地区|4,235,132,057.79|1,933,915,090.57|54.34|42.94|41.94|增加0.32 个百分点
云南地区|2,098,610,231.53|1,675,425,968.40|20.16|-15.04|-19.70|增加4.63 个百分点
贵州地区|1,457,896,269.00|414,069,565.54|71.60|42.30|-1.50|增加12.63个百分点
海南地区|400,828,606.14|210,191,947.52|47.56|-76.13|-84.91|增加30.52个百分点
1、供电行业、供电产品营业收入同比减少22.35%,营业成本同比减少23.50%,主要是公司完成重大资产置换,供电产品已从公司置出,报告期内仅包含1-9月收入和成本。
2、其他行业营业收入同比减少34.10%,营业成本同比减少33.65%,主要是2022 年9月,公司完成重大资产置换,设计产品和服务产品已从公司置出,报告期内仅包含1-9月收入和成本。
3、抽水蓄能产品营业收入同比增加38.18%,营业成本同比增加40.12%,主要是梅蓄一期、阳蓄一期全面投产,营业收入、营业成本同比增加。
4、调峰水电产品营业收入同比增加40.08%,主要是西部调峰水电厂售电量同比增加。
5、电池储能产品营业收入同比增加43.76%,营业成本同比增加51.58%,主要是报告期内增加了杨屋、黎贝、芙蓉三座电池储能站的营业收入、营业成本。
6、设计产品营业收入同比减少32.28%,营业成本同比减少33.80%,主要是2022 年9月,公司完成重大资产置换,设计产品已从公司置出,报告期内仅包含1-9月收入和成本。
7、服务产品营业收入同比减少43.99%,主要是2022 年9月,公司完成重大资产置换,服务产品已从公司置出,报告期内仅包含1-9月收入。
8、燃气产品同比减少100%,主要是上年同期调峰调频公司经营文昌燃气电厂,该资产已于2021年12月底出售,报告期内已无燃气发电产品,无相应的收入和成本。
9、广东地区营业收入同比增加42.94%,营业成本同比增加41.94%,主要是报告期内增加了梅蓄一期、阳蓄一期两座抽水蓄能电站及杨屋、黎贝、芙蓉三座电池储能站的收入、成本。
10、贵州地区营业收入同比增加42.30%,主要是天二电厂售电量同比增加。营业成本同比减少1.5%,主要是水电厂折旧同比降低。
11、海南地区营业收入同比减少76.13%,营业成本同比减少84.91%,主要是上年同期调峰调频公司经营文昌燃气电厂,该资产已于2021年12月底出售,报告期内无燃气发电业务,无相应的收入和成本。
分行业情况|||||||
分行业|成本构成项目|本期金额|本期占总成本比例(%)|上年同期金额|上年同期占总成本比例(%)|本期金额较上年同期变动比例(%)|情况说明
供电行业|供电成本|1,444,540,541.49|34.12|1,888,177,204.45|35.88|-23.50|
发电行业|发电成本|2,772,585,897.22|65.49|3,349,230,566.86|63.65|-17.22|
其他行业|其他成本|16,476,133.32|0.39|24,830,860.90|0.47|-33.65|
分产品情况|||||||
分产品|成本构成项目|本期金额|本期占总成本比例(%)|上年同期金额|上年同期占总成本比例(%)|本期金额较上年同期变动比例(%)|情况说明
供电产品|供电产品成本|1,444,540,541.49|34.12|1,888,177,204.45|35.88|-23.50|
抽水蓄能|抽水蓄能成本|2,123,568,667.99|50.15|1,515,581,128.23|28.81|40.12|
调峰水电|调峰水电成本|628,478,859.14|14.85|593,802,169.69|11.28|5.84|
电池储能|电池储能成本|20,538,370.09|0.49|13,549,400.37|0.26|51.58|
设计产品|设计产品成本|16,372,509.47|0.39|24,731,893.30|0.47|-33.80|
服务产品|服务产品成本|103,623.85|0|98,967.60|0.00|4.70|
燃气发电产品|燃气发电产品成本|0|0|1,226,297,868.57|23.30|-100.00|
1、供电行业和其他行业成本同比分别减少23.50%、33.65%,主要是2022年9月资产置换完成后,供电产品、设计产品和服务产品已从公司置出,报告期内仅包含1-9月成本。
2、抽水蓄能产品成本同比增加40.12%,主要是报告期内梅蓄一期、阳蓄一期全面投产,相应成本增加。
3、电池储能产品成本同比增加51.58%,主要是报告期内增加了杨屋、芙蓉、黎贝三座储能电站的成本。
4、设计产品成本同比减少33.80%,主要是2022年9月资产置换完成后,设计产品已从公司置出,报告期内仅包含1-9 月成本。
5、报告期内无燃气发电产品,主要是上年同期调峰调频公司经营文昌燃气电厂,该资产已于2021年12月底出售,报告期内无燃气发电业务,无相应的成本。
根据《企业会计准则第33号-合并财务报表》规定,将调峰调频公司纳入南网储能公司合并范围,并调整报表期初数。
前五名客户销售额702,222.20万元,占年度销售总额85.01%;其中前五名客户销售额中关联方销售额655,938.71万元,占年度销售总额79.40%。
序号|客户名称|销售额|占年度销售总额比例(%)
1|中国南方电网有限责任公司及其控股子公司|655,938.71|79.40
根据《国务院关于印发电力体制改革方案的通知》(国发〔2002〕5号)等相关文件规定,包括广东、广西、云南、贵州、海南在内的南方五省区电网统一由南方电网公司负责运营,各省范围内的电网运营具体由南方电网公司下属各省电网公司负责。南方电网公司作为公司经营区域内唯一电网运营商,是公司最主要的结算对手方。
向前五名供应商采购额333,855.34万元,占年度采购总额65.91%;其中前五名供应商采购额中关联方采购额106,141.60万元,占年度采购总额20.95%。
科目|本期数|上年同期数|变动比例(%)
销售费用|3,709,188.74|5,718,712.46|-35.14
管理费用|559,111,476.10|686,703,646.59|-18.58
财务费用|646,730,403.01|433,598,106.92|49.15
研发费用|58,321,316.35|32,622,254.63|78.78
本期费用化研发投入|58,321,316.35
本期资本化研发投入|2,134,192.18
研发投入合计|60,455,508.53
研发投入总额占营业收入比例(%)|0.73
研发投入资本化的比重(%)|3.53
公司研发人员的数量|75
研发人员数量占公司总人数的比例(%)|3.59
研发人员学历结构|
学历结构类别|学历结构人数
博士研究生|0
硕士研究生|22
本科|53
专科|0
高中及以下|0
研发人员年龄结构|
年龄结构类别|年龄结构人数
30 岁以下(不含30岁)|10
30-40岁(含30岁,不含40 岁)|34
40-50岁(含40岁,不含50 岁)|19
因公司重大资产重组,主营业务发生变化,导致研发人员的构成发生变化。研发人员的增加有利于提升公司的创新活力和核心竞争力,促进公司高质量可持续发展。
科目|本期数|上年同期数|变动比例(%)
收到的税费返还|67,557,693.86|35,104.73|192,346.13
收到其他与经营活动有关的现金|323,258,773.50|2,220,144,166.87|-85.44
购买商品、接受劳务支付的现金|1,723,974,315.26|3,232,711,391.24|-46.67
支付的各项税费|1,319,846,875.96|913,987,934.25|44.41
经营活动产生的现金流量净额|4,600,633,362.14|5,376,772,821.60|-14.44
收回投资收到的现金|40,500.00|89,834,273.38|-99.95
取得投资收益收到的现金|13,409,572.78|2,608,316.17|414.11
处置固定资产、无形资产和其他长期资产收回的现金净额|745,312,240.90|360,724,300.53|106.62
投资支付的现金|2,338,000,000.00|60,000,000.00|3,796.67
支付其他与投资活动有关的现金|60,816,884.53|1,921,450.01|3,065.16
投资活动产生的现金流量净额|-6,640,976,748.40|-3,774,983,991.18|75.92
吸收投资收到的现金|8,009,586,318.15||不适用
收到其他与筹资活动有关的现金|155,310,000.00|2,300,000,000.00|-93.25
偿还债务支付的现金|7,265,659,980.69|3,492,706,817.37|108.02
分配股利、利润或偿付利息支付的现金|2,315,889,953.59|1,094,751,932.27|111.54
支付其他与筹资活动有关的现金|72,921,062.01|135,167,994.50|-46.05
筹资活动产生的现金流量净额|2,287,407,294.96|1,004,852,882.76|127.64
收到的税费返还变动原因说明:收到的税费返还同比增加0.68亿元,主要是本年收到增值税留抵退税款0.68亿元。
收到其他与经营活动有关的现金变动原因说明:收到其他与经营活动有关的现金同比减少
85.44%,主要是2021年取消资金归集业务,由其他应收款转入货币资金,增加2021 年现金净流入约18亿元;报告期内无相关事项。
购买商品、接受劳务支付的现金变动原因说明:购买商品、接受劳务支付的现金同比减少
46.67%,主要是上年同期调峰调频公司经营文昌燃气电厂,该资产已于2021年12月底出售,报告期内无燃气发电业务,发电燃料费同比减少。
支付的各项税费变动原因说明:支付的各项税费同比增加44.41%,主要是报告期内西部调峰电厂售电量同比增加,营业收入同比增加。
收回投资收到的现金变动原因说明:收回投资收到的现金同比减少0.9亿元,减少99.95%,主要是上年收回绿色能源基金转让款0.73亿元,报告期内无相关事项。
取得投资收益收到的现金变动原因说明:取得投资收益收到的现金同比增加0.11亿元,同比增加414.11%,主要是参股企业分红金额变动。
处置固定资产、无形资产和其他长期资产收回的现金净额变动原因说明:处置固定资产、无形资产和其他长期资产收回的现金净额同比增加106.62%,主要是报告期内收到重大资产置出款及文昌燃气电厂出售尾款共6.93亿元。
投资支付的现金变动原因说明:投资支付的现金同比增加22.78亿元,主要是暂时闲置的募集资金现金管理所致。
支付其他与投资活动有关的现金变动原因说明:支付其他与投资活动有关的现金同比增加
0.59亿元,主要是本期完成重大资产置换后,原控股子公司(文电设计和文电能投)持有的现金及现金等价物一同置出。
吸收投资收到的现金变动原因说明:吸收投资收到的现金本年同比增加80.10 亿元,主要是本年完成重大资产置换并募集配套资金所致。
收到其他与筹资活动有关的现金变动原因说明:收到其他与筹资活动有关的现金本年同比减少21.45亿元,同比减少93.25%,主要是报告期内收到控股股东提供的无需担保的、低于贷款市场报价利率的低成本融资款1.55亿元,上年收到23亿元。
偿还债务支付的现金变动原因说明:偿还债务支付的现金同比增加108.02%,主要是公司灵活运用募集资金、大幅消减债务融资规模所致。
分配股利、利润或偿付利息支付的现金变动原因说明:分配股利、利润或偿付利息支付的现金同比增加111.54%,主要是报告期内分配置入资产中归属于原股东的所有者权益。
支付其他与筹资活动有关的现金变动原因说明:支付其他与筹资活动有关的现金同比减少
46.05%,主要是上年同期调峰调频公司经营文昌燃气电厂,该资产已于2021年12月底出售,对应的分期付款购买资产减少。
筹资活动产生的现金流量净额变动原因说明:筹资活动的现金净流入同比增加127.64%,主要是报告期内完成重大资产置换并募集配套资金所致。
项目名称|本期期末数|本期期末数占总资产的比例(%)|上期期末数|上期期末数占总资产的比例(%)|本期期末金额较上期期末变动比例(%|情况说明
交易性金融资产|2,288,501,479.45|5.62||0.00|100.00|具体变动情况说明见“其他说明”
应收票据||0.00|74,725,368.29|0.20|-100.00|
应收账款|482,890,577.48|1.19|708,203,697.88|1.91|-31.81|
预付款项|5,712,223.39|0.01|11,171,765.37|0.03|-48.87|
其他应收款|7,560,230.80|0.02|466,032,873.22|1.26|-98.38|
其他流动资产|411,338,569.20|1.01|312,123,093.51|0.84|31.79|
长期股权投资|206,694,262.48|0.51|149,650,339.50|0.40|38.12|
投资性房地产|43,690,685.50|0.11|31,258,099.76|0.08|39.77|
固定资产|28,534,803,921.97|70.04|21,040,698,910.96|56.87|35.62|
在建工程|3,653,200,016.74|8.97|9,359,678,305.91|25.30|-60.97|
使用权资产|95,942,497.62|0.24|70,200,467.72|0.19|36.67|
短期借款||0.00|190,178,722.22|0.51|-100.00|
应付账款|1,228,200,015.09|3.01|465,500,039.29|1.26|163.85|
合同负债|2,796,698.12|0.01|129,379,890.37|0.35|-97.84|
其他应付款|111,738,224.48|0.27|370,594,646.13|1.00|-69.85|
其他流动负债|4,344,923.90|0.01|28,547,125.63|0.08|-84.78|
租赁负债|56,316,462.43|0.14|32,740,536.32|0.09|72.01|
递延收益|1,668,631.22|0.00|54,879,320.50|0.15|-96.96|
实收资本(股本)|3,196,005,805.00|7.85|478,526,400.00|1.29|567.88|
资本公积|11,135,205,048.43|27.33|7,783,552,107.52|21.04|43.06|
专项储备|9,135,475.99|0.02|0.00|0.00|不适用|
开发支出|2,134,192.18|0.01|0.00|0.00|不适用|
1、交易性金融资产期末余额228,850.15万元,较上期期末增加228,850.15万元,主要是本期暂时闲置的募集资金现金管理所致。
2、应收票据期末余额0万元,较上期期末减少7,472.54万元,主要是报告期内无新增商业票据。
3、应收账款期末余额较上期期末减少22,531.31万元,减少31.81%,主要是公司9月完成重大资产置换后,业务范围和性质发生改变,归属于置出资产的应收账款一并置出。
4、预付账款期末余额较上期期末减少545.95万元,减少48.87%,主要是公司9月完成重大资产置换后,业务范围和性质发生改变,归属于置出资产的预付账款一并置出。
5、其他应收款期末余额较上期期末减少45,847.26万元,减少98.38%,主要是上期期末应收中海油文昌燃气电厂出售尾款4.39亿元于本期收回。
6、其他流动资产期末余额较上期期末增加9,921.55万元,增加31.79%,主要是本期待抵扣进项税额增加8,952万元所致。
7、长期股权投资期末余额较上期期末增加5,704.39万元,增加38.12%,主要是本期对乌海抽水蓄能项目增加注资所致。
8、投资性房地产期末余额较上期期末增加1,243.26万元,增加39.77%,主要是本期新增对外房产出租。
9、固定资产期末余额较上期期末增加749,410.50万元,增加35.62%,主要是梅蓄一期、阳蓄一期全部机组投产,在建工程暂估固定资产所致。
10、在建工程期末余额较上期期末减少570,647.83万元,减少60.97%,主要是梅蓄一期、阳蓄一期全部机组投产,在建工程暂估转入固定资产;加之公司固定资产项目投资增加综合影响所致。
11、使用权资产期末余额较上期期末增加2,574.20万元,增加36.67%,主要是按租赁准则要求,报告期确认经营性房产使用权资产所致。
12、开发支出期末余额较上期期末增加213.42万元,主要是报告期内增加研发项目所致。
13、短期借款期末余额0元,较上期期末减少19,017.87万元,主要是公司9 月完成重大资产置换后,业务范围和性质发生改变,归属于置出资产的短期借款一并置出。
14、应付账款期末余额较上期期末增加76,270.00万元,增加163.85%,主要是梅蓄一期、阳蓄一期全面投产,暂估已完工未结算工程量所致。
15、合同负债期末余额较上期期末减少12,658.32万元,减少97.84%,主要是公司9月完成重大资产置换后,业务范围和性质发生改变,归属于置出资产的合同负债一并置出。
16、其他应付款期末余额较上期期末减少25,885.64 万元,减少69.85%,主要是公司9月完成重大资产置换后,业务范围和性质发生改变,归属于置出资产的其他应付款一并置出。
17、其他流动负债期末余额较上期期末减少2,420.22 万元,减少84.78%,主要是公司9月完成重大资产置换后,业务范围和性质发生改变,归属于置出资产的其他流动负债一并置出。
18、租赁负债期末余额较上期期末增加2,357.59万元,增加72.01%,主要是按租赁准则要求,报告期确认经营性房产租赁负债所致。
19、递延收益期末余额较上期期末减少5,321.07万元,减少96.96%,主要是公司9月完成重大资产置换后,业务范围和性质发生改变,归属于置出资产的递延收益一并置出。
20、实收资本期末余额较上期期末增加271,747.94万元,增加567.88%,主要是报告期内公司完成重大资产置换及发行股份购买资产和募集资金所致。
21、资本公积期末余额较上期期末增加335,165.29万元,增加43.06%,主要是报告期内公司完成重大资产置换及发行股份购买资产和募集资金所致。
22、专项储备期末余额较上期期末增加913.55万元,主要是报告期根据《关于印发<企业安全生产费用提取和使用管理办法>的通知》(财资〔2022〕136号),按电力生产企业提取标准计提安全生产费所致。
详见第十节财务报告之七、合并财务报表项目注释-81、所有权或使用权受到限制的资产。
报告期内,公司完成重大资产置换及发行股份购买资产,公司主要业务发生重大转变。供电业务已置出,公司从电力行业中的供电行业转为发电行业,主营业务转变为抽水蓄能、新型储能和调峰水电。
报告期内公司在运机组总装机容量1242.1万千瓦,其中抽水蓄能1028万千瓦、新型储能11.1万千瓦、调峰水电203万千瓦。上年同期调峰调频公司经营文昌燃气电厂,该资产已于2021年12月底出售,报告期内无燃气发电业务。
|发电量(万千瓦时)|||上网电量(万千瓦时)|||售电量(万千瓦时)|||外购电量(如有)(万千瓦时)|||上网电价(元/兆瓦时)|售电价(元/兆瓦时)
经营地区/发电类型|今年|上年同期|同比|今年|上年同期|同比|今年|上年同期|同比|今年|上年同期|同比|今年|今年
调峰水电|1,017,062|771,825|31.77%|1,006,084|763,033|31.85%|1,006,084|763,033|31.85%|/|/|/|222|222
合计|1,017,062|771,825|31.77%|1,006,084|763,033|31.85%|1,006,084|763,033|31.85%|/|/|/|222|222
发电类型|发电量(万千瓦时)|||上网电量(万千瓦时)|||抽水电量(万千瓦时)|||上网电价(元/兆瓦时)|抽水电价(元/兆瓦时)
发电类型|今年|去年同期|同比(%)|今年|去年同期|同比(%)|今年|去年同期|同比(%||
抽水蓄能|932,983|787,909|18.41|926,753|784,761|18.09|1,187,528|1,009,943|17.58|451|338
合计|932,983|787,909|18.41|926,753|784,761|18.09|1,187,528|1,009,943|17.58|451|338
发电类型|放电量(万千瓦时)|||充电量(万千瓦时)||
|2022年|2021年|同比|2022年|2021年|同比
电池储能|555|50|1,010.00%|647|67|865.67%
类型|发电量(万千瓦时)|同比|售电量(万千瓦时)|同比|收入|上年同期数|变动比例(%)|成本构成项目|本期金额|本期占总成本比例(%)|上年同期金额|上年同期占总成本比例(%)|本期金额较上年同期变动比例(%)
水电|1,017,062|31.77%|1,006,084|31.85%|19.03|13.58|40.08|折旧、运维成本、其他|6.28|14.85|5.94|11.28|5.84
抽水蓄能|-|-|-|-|46.05|33.32|38.18|折旧、运维成本、其他|21.24|50.15|15.16|28.81|40.12
电池储能|-|-|-|-|0.31|0.22|43.76|折旧、运维成本、其他|0.21|0.49|0.14|0.26|51.58
燃气产品|-|-|-|-|0|12.88|-100.00|/|0|0|12.26|23.3|-100
合计|1,017,062|31.77%|1,006,084|31.85%|65.39|60|8.97|-|27.73|65.49|33.5|63.65|-17.22
公司规划十四五、十五五、十六五分别新增投产抽蓄600万千瓦、1500万千瓦和1500万千瓦,分别新增投产新型储能200万千瓦、300万千瓦和500 万千瓦。2022年,抽水蓄能方面,广东梅州(一期)、阳江(一期)抽水蓄能电站全面投产,新增装机容量240万千瓦,公司抽水蓄能总装机规模达到1028万千瓦;广西南宁、广东梅州(二期)、肇庆浪江、惠州中洞项目开工建设,在建项目装机容量480万千瓦;储备项目装机容量达2800万千瓦左右。新型储能方面,建成河北保定、海口药谷电化学储能项目,梅州五华电化学储能项目并网调试,新增装机容量8.1 万千瓦/15.75万千瓦时(含投产和并网调试),公司新型储能装机规模达到11.1万千瓦/21.9万千瓦时(含投产和并网调试);佛山南海项目开工建设,在建项目装机容量30万千瓦/60万千瓦时;储备项目装机容量达到700万千瓦左右。调峰水电方面,拥有天生桥二级和鲁布革2座调峰水电站,文山州小水电12座,总装机容量约203万千瓦,报告期内无新增调峰水电。
2022年,抽水蓄能电站运行小时为2850小时,同比下降5.00%,直接厂用电率为0.36%,同比持平;调峰水电站年利用小时为4920小时,同比增加25.95%,直接厂用电率为0.10%,同比下降23.08%。
项目名称|项目计划投入金额|项目进度|本年投入资金|累计实际投资金额
南宁抽水蓄能电站|793,613|在建|113,896|141,030
阳江抽水蓄能电站(一期)|762,738|投产|110,655|653,280
梅州抽水蓄能电站(一期)|705,170|投产|107,138|608,849
肇庆浪江抽水蓄能电站|867,049|在建|55,910|67,907
惠州中洞抽水蓄能电站|837,254|在建|38,716|42,117
梅州抽水蓄能电站(二期)|471,627|在建|21,593|21,595
宝湖储能电站|39,550|在建|12,400|12,400
东莞杨屋储能电站|5,804|投产|4,106|4,474
茂名电白抽水蓄能电站|844,581|前期|3,651|3,651
韶关新丰抽水蓄能电站|808,622|前期|2,517|2,517
|本年度|上年度|同比变动
市场化交易的总电量|287,409|357,784|-19.67
总上网电量|1,933,392|1,547,844|24.91
占比|14.87%|23.11%|-8.24
报告期内,调峰水电、抽水蓄能及电池储能的上网电量均不参与电力市场化交易。
报告期内供电业务售电量481,762万千瓦时,同比减少17.67%。此为置出资产报告期内1-9月交易量,2022年9月重大资产置换完成后,供电业务已从公司置出。
报告期内调峰水电业务售电量(上网电量)1,006,084万千瓦时,同比增加31.85%。
报告期内,公司对外股权投资金额为129.32亿元,其中对全资及控股子公司增资128.82亿元,对参股企业增资0.5 亿元,报告期末公司共持有19家控股参股公司股权。
被投资公司名称|主要业务|标的是否主营投资业务|投资方式|投资金额|持股比例|是否并表|报表科目(如适用)|资金来源|合作方(如适用)|截至资产负债表日的进展情况|预计收益(如有)|披露日期(如有)|披露索引(如有)
南方电网调峰调频发电有限公司|投资、规划、建设、经营和管理调峰调频电厂等|是|其他|11,276,977,209.21|100%|是|长期股权投资|发行股份|/|已全部到位|/|2022年9月3日|《关于重大资产置换及发行股份购买资产并募集配套金暨关联交易之标的资产过户情况的公告》(公告编号:临2022- 60)
阳江蓄能发电有限公司|水力发电,通用设备修理,专用设备修理,电气设备修理等。|是|增资|320,000,000.00|100%|是|长期股权投资|自有资金|/|已完成总股权投资计划100%|6.5%||
南方电网调峰调频(广东)储能科技有限公司|电网侧独立电池储能项目投资运营、科技成果转化、水下机器人研发等。|是|增资|210,000,000.00|100%|是|长期股权投资|自有资金|/|已完成总股权投资计划44.28%|/|2022年11月12日|《南方电网储能股份有限公司关于向全资子公司增资及新设全资子公司的公告》(公告编号:临2022-100)
南宁蓄能发电有限公司|水力发电,发电、输电、供电业务,电力设施承装、承修、承试,各类工|是|其他|310,000,000.00|100%|是|长期股权投资|自有资金|/|已完成总股权投资计划19.38%|6.5%||
|程建设活动等。||||||||||||
梅州蓄能发电有限公司|水力发电,电力设施承装,承修、承试,各类工程建设活动。|是|增资|625,310,000.00|100%|是|长期股权投资|自有资金|/|已完成总股权投资计划72.56%|6.5%|2022年11月12日|《南方电网储能股份有限公司关于向全资子公司增资及新设全资子公司的公告》(公告编号:临2022-100)
惠州中洞蓄能发电有限公司|水力发电;发电、输电、供电业务;电力设施承装、承修、承试,各类工程建设活动。|是|新设|140,000,000.00|70%|是|长期股权投资|自有资金|中广核电力销售公司|已完成总股权投资计划8.75%|6.5%|2022年10月31日|《南网电网储能股份有限公司关于投资建设惠州中洞抽水蓄能电站项目的公告》(临2022-93)
乌海抽水蓄能有限责任公司|水力发电:发电业务、输电业务、供(配)电业务等|是|增资|50,000,000.00|20%|否|长期股权投资|自有资金|内蒙古电力(集团)有限责任公司,中国三峡新能源(集团)股份有限公司,北京天润新能投资有限公司,内蒙古狮城国有资本投资运营集团有限公司|已完成总股权投资计划34.38%|6.5%||
合计|/|/|/|12,932,287,209.21|/|/|/|/|/|/||/|/
备注:1.投资金额为实际注资金额。
2.预计收益的6.5%为根据633号文预计的经营期资本金内部收益率。
详见(四)行业经营性分析之5、资本性支出情况。
资产类别|期初数|本期公允价值变动损益|计入权益的累计公允价值变动|本期计提的减值|本期购买金额|本期出售/赎回金额|其他变动|期末数
其他|0.00|501,479.45|0.00|0.00|2,288,000,000.00|0.00|0|2,288,501,479.45
合计|0.00|501,479.45|0.00|0.00|2,288,000,000.00|0.00|0|2,288,501,479.45
2021年9月,云南文山电力股份有限公司(以下简称“文山电力”)策划以资产置换及发行股份的方式购买南方电网公司所持有的调峰调频公司100%股权,同时向不超过35名(含35名)特定投资者以非公开发行股份的方式募集配套资金。
2021年10月15 日,文山电力召开第七届董事会第十三次会议,会议审议通过了《关于云南文山电力股份有限公司重大资产置换及发行股份购买资产并募集配套资金暨关联交易预案及其摘要的议案》,并于2021 年10月16日披露了《云南文山电力股份有限公司重大资产置换及发行股份购买资产并募集配套资金暨关联交易预案》及其摘要等相关文件。同日,公司发布了《云南文山电力股份有限公司关于披露重大资产重组预案暨公司股票复牌的提示性公告》(公告编号:临2021-41),公司股票于2021年10月18日(星期一)开市起复牌。
2022年5月6日,公司召开第七届董事会第十九次会议,会议审议通过了《关于<云南文山电力股份有限公司重大资产置换及发行股份购买资产并募集配套资金暨关联交易报告书(草案)>及其摘要的议案》,并于2022年5月7日公告了《文山电力重大资产置换及发行股份购买资产并募集配套资金暨关联交易报告书(草案)》及其摘要等相关文件,并提交公司2022年第二次临时股东大会审议。