TigerResearch/tigerbot-earning-plugin huggingface dataset:
项目类别|项目位置|河北天然气所持权益|项目概况
|涿州市至邯郸市1|100%|本集团天然气供货商向集团的多个分支管道及城市天然气管道网输送天然气
|高邑县至清河县2|100%|本集团天然气供货商向高邑县至清河县管道及周边城市供应天然气
|肃宁县至深州市3|100%|本集团天然气供货商向肃宁县至深州市管道沿线及周边城市供应天然气
|藁城区至深州市4|100%|本集团天然气供货商向藁城区至深州市管道沿线及周边城市供应天然气
|承德兴洲首站至承德市5|90%|本集团天然气供货商向承德市供应天然气
|清河县至临西县6|60%|本集团天然气供货商向临西县、临清市供应天然气
|馆陶县至邯郸市7|100%|本集团天然气供货商向馆陶县至邯郸市管道沿线及周边城市供应天然气
|8涿州市至永清县|100%|本集团天然气供货商向涿州市至永清县管道沿线及周边城市供应天然气
|9涿州市至保定市|100%|本集团天然气供货商向涿州市至保定市管道沿线及周边城市供应天然气
|石家庄高新技术产业开发区、经济开发区、长安区|100%|向石家庄经济技术开发区、高新技术产业开发区及长安区的零售客户分销天然气
|石家庄循环化工园区|60%|向石家庄循环化工园区及周边的零售客户分销天然气
|石家庄南部工业区|55%|向石家庄南部工业区的零售客户分销天然气
|辛集市|100%|向辛集市辖区内的零售客户分销天然气
|晋州市|100%|向晋州市辖区内的零售客户分销天然气
|高邑县|100%|向高邑县区域内零售客户分销天然气
|保定市|100%|在保定市分销天然气
|保定开发区|17%|向保定国家高新技术产业开发区的零售客户分销天然气
|涞源县|100%|向涞源县辖区内的零售客户分销天然气
|安国市|51%|向安国市辖区内的零售客户分销天然气
|蠡县|60%|向蠡县辖区内的零售客户分销天然气
|沙河市|100%|向沙河市及周边的零售客户分销天然气
|清河县|80%|向清河县辖区内的零售客户分销天然气
|宁晋县|51%|向宁晋县辖区的零售客户分销天然气
|大曹庄管理区|51%|向大曹庄管理区辖区内的零售客户分销天然气
|临西县|60%|向临西县辖区内的零售客户分销天然气
|邯郸开发区|52.50%|向邯郸经济技术开发区的零售客户分销天然气
|肥乡县|52.50%|向肥乡县辖区内的零售客户分销天然气
|衡水市|51%|向衡水市辖区内的零售客户分销天然气
|深州市|100%|向深州市辖区内的零售客户分销天然气
|饶阳县|60%|向饶阳县辖区内的零售客户分销天然气
|安平县|100%|向安平县区域内的零售客户分销天然气
|承德市|90%|向承德市辖区内的零售客户分销天然气
|滦平县|90%|向滦平县辖区内的零售客户分销天然气
|平泉县|100%|向平泉县辖区内的零售客户分销天然气
|卢龙县|100%|向秦皇岛西部工业区卢龙园区域内的零售客户分销天然气
|昌黎县|100%|向秦皇岛西部工业园区昌黎园(含朱各庄镇)辖区内的零售客户分销天然气
|乐亭县|100%|向乐亭新区的零售客户分销天然气
|肃宁县|100%|向肃宁县辖区内的零售客户分销天然气
|赞皇县|100%|向赞皇县辖区内的零售客户分销天然气
|邢台经济开发区|67%|向邢台经济开发区南部区域分销天然气
|石家庄市藁城区|80%|向藁城区域内的零售客户分销天然气
CNG母站|石家庄10|100%|石家庄开发区
|沙河11|100%|沙河市东环路
|承德市12|90%|承德双滦区
|保定市13|100%|保定新市区
|宁晋县14|51%|宁晋县
|安平县15|100%|安平县马店镇
1.涿州市至邯郸市长途输送管道规格为:6.3 兆帕标准管道,长度374.9 公里。2.高邑县至清河县长途输送管道规格为:6.3 兆帕标准管道,长度116 公里。
3.肃宁县至深州市长途输送管道规格为:6.3 兆帕标准管道,长度125.14 公里。4.藁城区至深州市长途输送管道规格为:6.3 兆帕标准管道,长度101 公里。
5.承德兴洲首站至承德市长途输送管道规格为:4.0 兆帕标准管道,长度31.8 公里。6.清河县至临西县长途输送管道规格为:6.3 兆帕标准管道,长度35.2 公里。
7.馆陶县至邯郸市长途输送管道规格为:6.3 兆帕标准管道,长度83.7 公里。
8.涿州市至永清县长途输送管道规格为:10.0 兆帕标准管道,长度82.566 公里。9.涿州市至保定市长途输送管道规格为:10.0 兆帕标准管道,长度103 公里。10.石家庄CNG 母站设计总容量为每日压缩0.20 百万立方米。
11.沙河CNG 母站设计总容量为每日压缩0.08 百万立方米。12.承德CNG 母站设计总容量为每日压缩0.10 百万立方米。13.保定CNG 母站设计总容量为每日压缩0.20 百万立方米。14.宁晋CNG 母站设计总容量为每日压缩0.04 百万立方米。15.安平CNG 母站设计总容量为每日压缩0.05 百万立方米。
四、本集团天然气项目分布图
第四节公司简介和主要财务指标
公司的中文名称|新天绿色能源股份有限公司
公司的中文简称|新天绿色能源
公司的外文名称| China Suntien Green Energy Corporation Limited
公司的外文名称缩写| China Suntien Green Energy
公司的法定代表人|曹欣
|董事会秘书|证券事务代表
姓名|班泽锋|于萍
联系地址|石家庄市裕华西路9号|石家庄市裕华西路9号
电话|86-311-85516363|86-311-85516363
传真|86-311-85288876|86-311-85288876
电子信箱|ir@suntien.com|ir@suntien.com
公司注册地址|石家庄市裕华西路9号
公司注册地址的历史变更情况|不涉及
公司办公地址|石家庄市裕华西路9号裕园广场A座
公司办公地址的邮政编码|050001
公司网址|www.suntien.com
电子信箱|ir@suntien.com
公司披露年度报告的媒体名称及网址|《上海证券报》(www.cnstock.com)、《中国证券报》(www.cs.com.cn)、《证券时报》(www.stcn.com)、《证券日报》(www.zqrb.cn)
公司披露年度报告的证券交易所网址|www.sse.com.cn www.hkexnews.hk
公司年度报告备置地点|石家庄市裕华西路9号裕园广场A座公司董事会办公室
公司股票简况||||
股票种类|股票上市交易所|股票简称|股票代码|变更前股票简称
 A股|上交所|新天绿能|600956|不适用
 H股|香港联交所|新天绿色能源(China Suntien)|00956|不适用
公司聘请的会计师事务所(境内)|名称|安永华明会计师事务所(特殊普通合伙)
|办公地址|北京市东城区东长安街1 号东方广场安永大楼15 层
|签字会计师姓名|张宁宁、王宁
报告期内履行持续督导职责的保荐机构|名称|中德证券有限责任公司
|办公地址|北京市朝阳区建国路81号华贸中心1 号写字楼22 层
|签字的保荐代表人姓名|孙乃玮、崔胜朝
|持续督导的期间|2020 年6 月29 日至2023 年12 月31 日
主要会计数据|2022年|2021年||本期比上年同期增减(%)|2020年
||调整后|调整前||
营业收入|18,560,522,731.81|16,137,769,830.60|15,985,268,252.01|15.01|12,510,885,312.89
归属于上市公司股东的净利润|2,294,116,322.38|2,295,057,264.37|2,160,133,969.16|-0.04|1,510,555,357.16
归属于上市公司股东的扣除非经常性损益的净利润|2,268,592,374.75|2,289,621,485.27|2,154,698,190.06|-0.92|1,466,927,837.58
经营活动产生的现金流量净额|7,463,360,158.38|4,332,641,166.95|4,332,641,166.95|72.26|3,898,510,463.71
|2022年末|2021年末||本期末比上年同期末增减(%)|2020年末
||调整后|调整前||
归属于上市公司股东的净资产|20,464,970,898.87|19,834,599,822.27|19,684,364,276.94|3.18|13,164,966,950.11
总资产|77,408,666,608.07|72,077,013,277.00|71,917,756,790.97|7.40|57,257,714,548.41
主要财务指标|2022年|2021年||本期比上年同期增减(%)|2020年
||调整后|调整前||
基本每股收益(元/股)|0.53|0.57|0.54|-7.02|0.38
稀释每股收益(元/股)|0.53|0.57|0.54|-7.02|0.38
扣除非经常性损益后的基本每股收益(元/股)|0.53|0.57|0.54|-7.02|0.38
加权平均净资产收益率(%)|11.97|17.58|16.61|减少5.61个百分点|11.46
扣除非经常性损益后的加权平均净资产收益率(%)|11.83|17.54|16.57|减少5.71个百分点|11.11
基本每股收益、稀释每股收益、扣除非经常性损益后的基本每股收益较去年有所减少,主要原因为本集团2021 年下半年非公开发行A 股股票导致2022 年末发行在外普通股的加权平均数增加所致。
项目|2022 年|2021 年(经重述)|2020 年|2019 年|2018 年
利润表摘要|||||
营业收入|18,560,522,731.81|16,137,769,830.60|12,510,885,312.89|11,985,837,618.15|9,992,012,599.22
利润总额|3,295,069,142.96|3,271,311,398.34|2,264,016,314.19|2,190,641,643.43|1,743,157,955.55
所得税费用|476,105,066.56|416,611,131.47|331,284,660.61|356,306,759.24|167,993,960.34
净利润|2,818,964,076.40|2,854,700,266.87|1,932,731,653.58|1,834,334,884.19|1,575,163,995.21
归属母公司所有者的净利润|2,294,116,322.38|2,295,057,264.37|1,510,555,357.16|1,420,669,278.97|1,268,505,976.29
基本/稀释每股收益|0.53|0.57|0.38|0.36|0.33
资产负债表摘要|||||
资产总额|77,408,666,608.07|72,077,013,277.00|57,257,714,548.41|46,047,677,000.01|39,160,827,406.66
负债总额|52,223,427,296.61|48,153,452,750.53|40,562,225,451.00|31,256,950,889.38|26,764,275,590.58
净资产|25,185,239,311.46|23,923,560,526.47|16,695,489,097.41|14,790,726,110.63|12,396,551,816.08
归属母公司所有者的净资产|20,464,970,898.87|19,834,599,822.27|13,164,966,950.11|11,854,399,559.40|10,036,356,738.91
|第一季度(1-3 月份)|第二季度(4-6 月份)|第三季度(7-9 月份)|第四季度(10-12 月份)
营业收入|6,333,782,761.29|3,891,527,124.14|2,822,036,992.12|5,513,175,854.26
归属于上市公司股东的净利润|937,481,286.59|679,131,309.81|49,958,217.46|627,545,508.52
归属于上市公司股东的扣除非经常性损益后的净利润|937,178,708.16|671,789,634.22|43,381,105.05|616,242,927.32
经营活动产生的现金流量净额|987,292,399.19|1,102,475,801.03|738,154,947.98|4,635,437,010.18
非经常性损益项目|2022年金额|附注(如适用)|2021年金额(经重述)|2020年金额
非流动资产处置损益|-2,568,979.94||-11,752,187.79|-362,282.14
越权审批,或无正式批准文件,或偶发性的税收返还、减免||||
计入当期损益的政府补助,但与公司正常经营业务密切相关,符合国家政策规定、按照一定标准定额或定量持续享受的政府补助除外|19,825,980.99||11,022,699.74|7,087,202.36
计入当期损益的对非金融企业收取的资金占用费||||
企业取得子公司、联营企业及合营企业的投资成本小于取得投资时应享有被投资单位可辨认净资产公允价值产生的收益||||
非货币性资产交换损益||||
委托他人投资或管理资产的损益||||
因不可抗力因素,如遭受自然灾害而计提的各项资产减值准备||||
债务重组损益||||
企业重组费用,如安置职工的支出、整合费用等||||
交易价格显失公允的交易产生的超过公允价值部分的损益||||
同一控制下企业合并产生的子公司期初至合并日的当期净损益||||397,456.14
与公司正常经营业务无关的或有事项产生的损益||||
除同公司正常经营业务相关的有效套期保值业务外,持有交易性金融资产、衍生金融资产、交易性金融负债、衍生金融负债产生的公允价值变动损益,以及处置交易性金融资产、衍生金融资产、交易性金融负债、衍生金融负债和其他债权|17,139,186.28|||
投资取得的投资收益||||
单独进行减值测试的应收款项、合同资产减值准备转回|1,500.00||3,066,718.74|82,232,221.12
对外委托贷款取得的损益||||274,873.47
采用公允价值模式进行后续计量的投资性房地产公允价值变动产生的损益||||
根据税收、会计等法律、法规的要求对当期损益进行一次性调整对当期损益的影响||||
受托经营取得的托管费收入||||
除上述各项之外的其他营业外收入和支出|13,856,124.28||16,690,028.33|10,068,452.28
其他符合非经常性损益定义的损益项目|1,886,586.26||2,213,368.03|-62,600.00
减:所得税影响额|10,671,593.70||5,726,525.85|24,070,022.81
少数股东权益影响额(税后)|13,944,856.54||10,078,322.10|31,937,780.84
合计|25,523,947.63||5,435,779.10|43,627,519.58
项目|涉及金额|原因
增值税返还|147,687,261.06|与公司正常经营业务密切相关,符合国家政策规定、按照一定标准定额或定量持续享受的政府补助,界定为经常性损益。
项目|涉及金额|原因
增值税返还|114,324,263.77|与公司正常经营业务密切相关,符合国家政策规定、按照一定标准定额或定量持续享受的政府补助,界定为经常性损益。
项目名称|期初余额|期末余额|当期变动|对当期利润的影响金额
交易性金融资产||520,000,000.00|520,000,000.00|0.00
应收款项融资|494,976,373.69|169,290,765.51|-325,685,608.18|0.00
其他权益工具投资|218,605,700.00|218,605,700.00|0.00|0.00
合计|713,582,073.69|907,896,465.51|194,314,391.82|0.00
项目|2022|2021|2020|2019|2018
风电控股装机容量(单位:兆瓦)|5,811.85|5,673.85|5,471.95|4,415.75|3,858.15
风电控股净售电量(单位:兆瓦时)|13,707,883.95|12,999,682.6|9,233,497.2|8,347,450.2|7,263,374.4
天然气售气量(单位:亿立方米)|38.85|38.079|35.249|32.369|26.311
第五节管理层讨论与分析
(一)经营环境
2022 年,面对风高浪急的国际环境和艰巨繁重的国内改革发展稳定任务,以习近平同志为核心的党中央团结带领全党全国各族人民迎难而上、沉着应对,统筹国内国际两个大局,统筹发展和安全,加大宏观调控力度,有效应对超预期因素冲击,宏观经济大盘总体稳定,高质量发展取得新的成效,民生保障持续加强,经济社会大局保持稳定。初步核算,全年国内生产总值人民币1,210,207 亿元,按不变价格计算,比上年增长3.0%。同时也要看到,2022 年国际形势依然复杂严峻,国内需求收缩、供给冲击、预期转弱三重压力仍然较大,经济恢复基础仍不牢固。
2022 年,党的二十大就深入推进能源革命、确保能源安全、推进碳达峰碳中和、规划建设新型能源体系、科技自立自强、积极参与应对气候变化全球治理等作出重要安排部署,提出新的明确要求。积极推动能源供给革命,全面推进供给侧结构性改革,大力增强国内资源生产保障能力,持续增加高质量有效供给。非化石能源发展领跑全球,多轮驱动的能源供应体系进一步巩固完善,为经济社会健康持续发展提供了坚强的能源保障。初步测算,2022 年能源消费总量比上年增长2.9%。非化石能源消费占能源消费总量比重较上年提高0.8 个百分点,煤炭比重提高0.2 个百分点,石油比重下降0.6 个百分点,天然气比重下降0.4 个百分点。
1.天然气行业经营环境
根据国家发改委、国家能源局披露数据,2022 年,生产天然气2,178 亿立方米,比上年增长6.4%;进口天然气10,925 万吨,比上年下降9.9%。2022 年,全国天然气表观消费量3,663 亿立方米,同比下降1.7%。
2022 年5 月20 日,国家发改委印发《关于完善进口液化天然气接收站气化服务定价机制的指导意见》(以下简称“《指导意见》”),指导各地进一步完善气化服务定价机制,规范定价行为,合理制定价格水平。《指导意见》是国家首次专门就接收站气化服务价格制定的政策文件,为各地制定和调整气化服务价格提供了政策指导,有利于促进接收站公平开放。同时,通过实行相对灵活的政府指导价管理方式,有利于激发接收站活力和积极性,更好发挥价格杠杆调节供需的作用。
国务院印发的《2030 年前碳达峰行动方案》明确指出:有序引导天然气消费,优化利用结构,优先保障民生用气,大力推动天然气与多种能源融合发展,因地制宜建设天然气调峰电站,合理引导工业用气和化工原料用气。支持车船使用液化天然气作为燃料。
2.风电及光伏行业经营环境
根据国家能源局发布的数据,2022 年全社会用电量86,372 亿千瓦时,同比增长3.6%。2022年,我国风电新增并网装机容量3,763 万千瓦,累计装机3.65 亿千瓦,同比增长11.2%;光伏发电新增装机容量8,741 万千瓦,光伏发电累计装机容量3.93 亿千瓦,同比增长28.1%。
2022 年,全国可再生能源继续保持高利用水平,其中,风电利用率96.8%,同比降低0.1 个百分点;光伏利用率98.3%,同比提升0.3 个百分点。
2022 年3 月24 日,国家发改委办公厅、国家能源局综合司及财政部办公厅联合下发《关于开展可再生能源发电补贴自査工作的通知》,决定在全国范围内开展可再生能源发电补贴核查工作,进一步摸清可再生能源发电补贴底数,自查范围为截止到2021 年12 月31 日已并网有补贴需求的全口径可再生能源发电项目,主要为风电、集中式光伏电站以及生物质发电项目,并于2022年10 月28 日公示第一批经核查确认的项目7,334 个,目前核查仍在持续进行中。
2022 年6 月1 日,国家发改委、国家能源局、财政部等九部门联合印发《“十四五”可再生能源发展规划》,规划锚定碳达峰、碳中和与2035 年远景目标,按照2025 年非化石能源消费占比20%左右任务要求,大力推动可再生能源发电开发利用,积极扩大可再生能源非电利用规模。
2022 年10 月16 日,中国共产党第二十次全国代表大会在京召开。二十大报告提出,积极稳妥推进碳达峰碳中和,立足我国能源资源禀赋,坚持先立后破,有计划分步骤实施碳达峰行动,深入推进能源革命,加强煤炭清洁高效利用,加快规划建设新型能源体系,积极参与应对气候变化全球治理。
2022 年11 月28 日,国家能源局发布《国家能源局综合司关于积极推动新能源发电项目应并尽并、能并早并有关工作的通知》(以下简称“《通知》”)。《通知》提出,各电网企业在确保电网安全稳定、电力有序供应前提下,按照“应并尽并、能并早并”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,允许分批并网,不得将全容量建成作为新能源项目并网必要条件。《通知》强调,各单位应加大统筹协调力度,加大配套接网工程建设,与风电、光伏发电项目建设做好充分衔接,力争同步建成投运。
(二)业务回顾
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45.01 亿立方米,较上年同期增长8.27 %,其中售气量达38.85 亿立方米,较上年同期增长2.01%,包括(i)批发气量19.57 亿立方米,较上年同期下降5.9%;(ii)零售气量18.38 亿立方米,较上年同期增长12.6%;(iii)CNG 售气量0.84亿立方米,较上年同期增长1.6%;(iv)LNG 售气量0.05 亿立方米,较上年同期下降62.3%;代输气量6.16 亿立方米,较上年同期增长76.6%。
(2)积极推进基建工程建设
本集团2022 年度新增天然气管道742.49 公里。截至2022 年12 月31 日止,本集团累计运营管道8,347.23 公里,其中长输管道1,260.67 公里,城市燃气管道7,086.56 公里;累计运营31 座分输站、19 座门站。
报告期内,“京石邯”复线项目投产试运行;冀中管网四期工程、秦皇岛-丰南沿海输气管道工程、鄂安沧与京邯线保定南部联络线工程项目进展顺利,工程建设进度有序推进。京邯线LNG储气调峰站一期工程LNG 储罐外罐浇筑完成,内罐施工完成96%,工艺区完成总体进度的96%。唐山LNG 项目一阶段工程基本建成,其中,唐山LNG 项目一阶段配套码头工程(#3 码头)全部完工,接收站一阶段工程3#、4#、7#、8#储罐已全部完成;二阶段1#、2#、5#、6#储罐工程完成四个储罐气升顶,9#、10#、15#、16#储罐工程完成四个储罐承台施工。唐山LNG 项目接收站外输管线(曹妃甸-宝坻段)、外输管线(宝坻-永清段)工程项目基本建成。
(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78,112 户。截至2022 年12 月31 日止,本集团累计拥有用户559,048 户。
本报告期内,完成收购石家庄市捷诚天然气贸易有限公司80%股权,控股经营包括石家庄经济开发区东扩区域、藁城区部分燃气市场;完成收购石家庄新奥城市燃气发展有限公司51%股权,控股经营石家庄三环管线,供气范围覆盖石家庄市鹿泉区和栾城区。
(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。京邯线天然气管道(栾城段)迁改项目、沧州东南天然气(鄂安沧气源)利用工程、鹿泉-井陉输气管道工程完成招标,进行开工前准备工作;保定清苑-沧州肃宁管道工程项目、秦丰管线秦西工业园支线项目正在办理核准手续。
(5)稳健经营城市CNG、LNG 业务
报告期内,本集团稳健经营城市CNG、LNG 业务,无新增运营CNG 子站。截至2022 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
2022 年度,本集团新增风电管理装机容量203 兆瓦,其中:控股装机容量138 兆瓦,丰宁外沟门风光互补一期项目、湖南通道二期项目、库尔勒白鹭洲分散式风电项目等已全部并网发电,累计控股装机容量5,811.85 兆瓦,累计管理装机容量6,072.45 兆瓦;新增风电权益装机容量170.89兆瓦,累计权益装机容量为5,482.49 兆瓦。年内新增转商业运营项目容量304.1 兆瓦,累计转商业运营项目容量5,667.25 兆瓦。
截至2022 年12 月31 日止,本集团风电在建工程建设容量总计516.4 兆瓦。本集团投资建设的唐山乐亭菩提岛海上风电300 兆瓦示范项目、康保永丰200 兆瓦风电项目荣获2021-2022 年度中国安装工程优质奖(中国安装之星),该奖项是我国安装行业工程质量最高荣誉。
(2)风电场利用小时数持续保持较高水平
2022 年度,本集团控股风电场平均利用小时数为2,485 小时,较上年同期基本持平,高于全国264 小时。本集团控股风电场实现发电量140.31 亿千瓦时,较上年度同期增长4.17%,平均风电机组可利用率98.16%,主要原因是新投运项目贡献。
(3)加快推进风资源储备
2022 年度,本集团新增核准容量771.5 兆瓦,累计核准未开工项目容量2,020 兆瓦。新增600兆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8,149.1 兆瓦,分布于河北、内蒙古、黑龙江、新疆、云南、山西、江苏等全国16 个省份。
报告期内,本集团新增风电协议容量14,200 兆瓦,累计风电协议容量63,302.5 兆瓦,分布于河北、黑龙江、新疆、内蒙古等19 个省份。
3.其他业务情况
报告期内,本集团新增光伏备案容量320.08 兆瓦,累计备案未开工项目容量607.2 兆瓦。新增光伏协议容量7,260 兆瓦,累计光伏协议容量为19,459 兆瓦。截至2022 年底,本集团累计运营120.32 兆瓦光伏发电项目,累计管理装机容量296.12 兆瓦。光伏项目可利用小时数为1,404 小时,较上年增加9 小时,高于全国光伏平均利用小时数67 小时。
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2022 年12 月31 日,河北丰宁抽水蓄能电站项目累计投产7 台机组。同时,报告期内,本集团新增抽水蓄能协议容量6,400 兆瓦。河北保定涞源黄花滩抽水蓄能电站、河北保定易县桥家河抽水蓄能电站、河北承德滦平三道沟抽水蓄能电站、河北石家庄平山县杨家桥抽水蓄能电站等4 个项目共计5,800 兆瓦成功纳入河北省抽水蓄能“十四五”规划重点前期项目。
本集团积极尝试探索开展新型储能项目投资工作,报告期内,本集团开发的围场飞轮储能示范项目、井陉飞轮储能示范项目已列入河北省发改委下发的《2022 年度列入省级规划电网侧独立储能示范项目清单(第一批)》,两个项目分别位于冀北电网和河北南网区域。同时本集团也将继续尝试在省外地区开展新型储能项目投资工作。
4.数智化建设及科技创新情况
报告期内,本集团加大数智化和研发投入,积极推动新技术应用,生产智能化水平稳步提高。一是构建数据体系管理制度框架。公司以《数据管理办法》为核心,发布10 项数智化管理制度,构建起了公司数据管理体系框架,覆盖了公司数据管理的基本面;搭建公司统一门户,实现经营、工程、协同办公、人资、绩效、网络课堂、企业邮箱、智慧仓风电大数据平台、数据管理与分析平台等系统的集中展示。
二是深化多场景数智化场景建设。报告期内,公司不断深化生产指挥、可靠性管理、管理驾驶舱、知识仓等多个生产经营管理的数智化场景建设,进一步夯实以数据资产目录、数据湖为基础的数智化底座,为业务数据化、数据业务化做好保障。
三是运用先进技术结合公司生产经营。报告期内,公司将北斗、第四代激光分析技术、公钥加密、数字签名等先进技术与生产实际相结合,开发基于北斗精准服务的燃气泄漏检测装置以及计量凭证电子签章系统、非居民用户安检管理系统等先进生产管理系统,助力公司生产智能化水平进一步提升;全面推进基于多技术融合的长输站场无人值守模式以及自动分输控制系统的开发与应用,长输站场实现无人值守和自动分输管理模式。
四是研发成果应用取得突破性进展。公司基于国产控制器的风机控制系统已应用在国外某品牌2MW 风机主轴监测系统、低温启动系统和国内某品牌风机自研主控系统等多项产品中;加强知识产权保护工作,累计获得授权发明专利39 件、实用新型专利269 件;“风电机组/场群调频控制关键技术及规模化应用”项目喜获2022 年度河北省科技进步二等奖,“风电一次调频控制理论与关键技术”课题同时获得中国电工技术学会科技进步一等奖和中电联电力科技创新二等奖。
(三)经营业绩讨论与分析
1.概览
根据2022年度经审计的合并财务报表,本集团实现净利润人民币28.19亿元,同比减少1.25%,其中,归属于上市公司股东的净利润为人民币22.94 亿元,同比减少0.04%,主要原因为所得税费用较上年增加导致净利润减少。
2.收入
2022 年度,本集团的营业收入为人民币185.61 亿元,同比增加15.01%,其中:
(1)风力/光伏板块业务的营业收入为人民币63.46 亿元,同比增加0.34%,风力/光伏板块业务的营业收入占本集团营业收入的34.19%。收入上升的主要原因为本集团风电场运营装机容量增加,导致售电量同比增加、售电收入增加。
(2)天然气板块业务营业收入人民币122.02 亿元,同比增加24.43%,天然气板块业务的营业收入占本集团业务收入的65.74%。收入增加的主要原因为报告期内本集团天然气售气量及售气单价均较上年增加所致。
3.净利润
本报告期内,本集团实现净利润人民币28.19 亿元,同比下降1.25%。本报告期内风电/光伏板块售电收入增加,实现净利润人民币21.35 亿元,同比下降6.74%,主要是风电板块可利用小时数较上年同期下降影响;天然气业务板块实现净利润人民币7.27 亿元,同比增加4.23%,主要是由于天然气售气量较上年同期增加,同时天然气单方毛利有所上升影响。
4.归属于上市公司股东的净利润
本报告期内,归属于上市公司股东的净利润人民币22.94 亿元,与上年同期的人民币22.95亿元相比,减少人民币0.01 亿元,主要为本集团净利润较上年同期下降所致。
本公司股东应占基本每股盈利为人民币0.53 元。
5.少数股东损益
本报告期内,本公司归属于少数股东的净利润为人民币5.25 亿元,与上年同期的人民币5.60亿元相比,减少人民币0.35 亿元,主要原因为本集团净利润较上年同期下降所致。
6.对外股权投资
本报告期内,本集团对合营、联营公司的投资收益为人民币2.25 亿元,与上年同期的人民币2.82 亿元相比,减少人民币0.57 亿元,主要原因为本年度合营、联营公司的利润减少。
本报告期内,本集团对外投资额为人民币3.29 亿元,与上年同期的人民币3.07 亿元相比,增加人民币0.22 亿元,主要是对新增联营企业的投资额较上年增加。
7.或有负债
截至2022 年12 月31 日止,本集团为一家合营企业河北新天国化燃气有限责任公司向金融机构申请贷款信用额度提供的担保剩余担保金额为人民币1.37 亿元。
截至2022 年12 月31 日止,本集团涉及与供应商等之间的若干未决诉讼/仲裁人民币0.64 亿元,该等案件尚在审理中。
8.现金流情况
截至2022 年12 月31 日止,本集团流动负债净额为人民币41.24 亿元,现金及现金等价物减少净额人民币3.67亿元。本集团已取得国内多家银行提供的共计人民币818.39亿元银行信用额度,其中已使用的授信额度为人民币232.71 亿元。
本集团大部分的收益及开支乃以人民币计值。由于预期并无重大外汇风险,本集团并无就对冲目的订立任何金融工具。
9.资本性支出
|2022 年(人民币千元|2021 年(人民币千元|变动比率(%)
天然气|4,708,156.2|4,864,515.5|-3.21
风电及太阳能|2,527,745.3|3,077,598.3|-17.87
未分配资本开支|5,246.6|3,915.9|33.9
总计|7,241,148.2|7,946,029.8|-8.87
10.借款情况
截至2022 年12 月31 日,本集团长期及短期借款总额人民币372.03 亿元,比2021 年底增加人民币36.15 亿元。在全部借款中,短期借款(含一年内到期的长期借款)为人民币67.74 亿元,长期借款为人民币304.29 亿元。
本报告期内,本集团积极拓宽融资渠道,强化资金管理,保证资金链畅通,降低资金成本。一是置换高息存量贷款,争取新增贷款最优利率;二是强化资金管理,提高资金使用效率,减少资金沉淀。
11.资产负债率
截至2022 年12 月31 日止,本集团资产负债率(即负债总额除以资产总额的比值)为67.46%,比2021 年12 月31 日的66.81%增加了0.65 个百分点,主要原因是本期外部融资增加所致。
12.重大资产抵押
本集团本年度无重大资产抵押。
13. 重大收购及出售
本集团本年度无重大收购及出售。
(一)天然气业务
1.天然气消费量首次出现下降,未来仍将保持稳定增长趋势
根据国家发改委统计数据,2022 年全国天然气表观消费量3,663 亿立方米,同比下降1.7%。由于经济增长放缓以及国际天然气价格高企等原因,近十年来年度天然气消费量首次出现下降。随着经济复苏,中国天然气消费在2023 年预计将恢复正增长。
近年来,碳达峰、碳中和“1+N”政策体系逐步完善,进一步推动清洁低碳转型,引导在工业、建筑、取暖、交通运输等领域采取天然气等清洁能源替代其他能源。天然气作为优质高效、绿色清洁的低碳能源,在双碳进程中将发挥重要的桥梁作用。此外,国家仍在加快推进油气体制改革,持续推动天然气产供储销体系建设。预计天然气在未来一段时间内仍将保持稳定增长。
2.全球LNG 价格震荡上行,能源价格因素风险突出
2022 年,国际环境导致地缘政治局势多变,俄乌冲突爆发,国际能源价格震荡上行,进口 LNG 价格高涨。在国外市场价格普遍大幅上涨的形势下,虽然我国能源价格总体保持稳定,但仍存在受国际能源价格大幅波动影响的风险。
3.天然气体制改革不断推进,终端市场竞争加剧
近年来国家大力推进天然气体制改革,随着国家管网公司的正式运营,公平开放水平不断提高,三大油等气源企业利用资源优势,正在加速布局终端市场,未来市场竞争将愈加激烈,燃气行业将从“资源为王”“供给为主”的时期进入到一个“多元竞争”“市场至上”的全新发展阶段。
(二)新能源业务
1.新能源行业仍保持高速发展态势
双碳目标提出以来,风电、光伏等新能源作为实现双碳目标的主力能源,持续保持高速发展态势。根据国家能源局数据,2022 年全国风电装机容量约3.7 亿千瓦,同比增长11.2%;太阳能发电装机容量约3.9 亿千瓦,同比增长28.1%。与此同时,围绕实现中国式现代化河北场景,河北省制定加快建设新型能源强省战略,提出到2027 年,全省电力供需实现平衡,风光装机达1.14亿千瓦,海上风电装机达500 万千瓦,抽水蓄能并网装机达1,500 万千瓦;到2035 年,陆上风光装机达到1.66 亿千瓦,海上风电开发规模力争达到1,500 万千瓦,“风、光、水、火、核、储、氢”多能互补供应格局基本形成。未来,新能源行业发展空间非常广阔。
2.新能源项目的国家政策不断出现新变化
2022 年新能源项目已全面进入平价时代,年度保障性并网新能源配置储能项目收益模式正在逐步发生深刻变化,市场化并网规模新能源项目及抽水蓄能电站正式走上行业发展快车道。
3.海上风电进入高速发展阶段
海上风电作为全球脱碳的核心驱动技术,具备处理稳定、发电小时数高及距沿海用电高负荷区域近等优势,是国家高度重视和大力发展的产业之一。2014-2022 年,我国海上风电行业装机规模不断扩大,行业进入高速发展期。目前,我国沿海11 省市均提出“十四五”期间海上风电发展计划,同时开工或规划的海风总规模已接近110GW,计划并网容量达到51GW 左右。我国海上风电行业在十四五期间进入了发展“快车道”。
4.加快推进沙漠、戈壁、荒漠地区大型风电、光伏发电基地建设
2022 年12 月,国家发改委印发《“十四五”扩大内需战略实施方案》(以下简称《实施方案》)。《实施方案》指出:加强能源基础设施建设,持续提高清洁能源利用水平,建设多能互补的清洁能源基地,以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点加快建设大型风电、光伏基地。
公司系华北地区领先的清洁能源开发与利用公司。公司借助河北省丰富的风光资源、十余年的风光项目建设管理经验及丰富的项目资源储备,业务立足河北,辐射全国。公司的主营业务聚焦于天然气销售业务及风力发电业务,主营业务中的其他各项业务系公司利用其在天然气领域及风力发电领域的资源和技术优势开展的配套或延伸业务,光伏发电业务也是公司的重要战略投资和业务布局方向之一。
1.天然气业务
天然气业务的运营主要涉及向上游企业购气、长输管线的建设及运营管理、向下游客户销售天然气等环节。公司目前的主要业务处于天然气行业的中下游,涉及天然气长输管线的建设及运营管理、天然气销售等环节。
(1)天然气长输管线的建设及运营管理
天然气长输管线项目的建设必须经过可行性研究、项目申请报告报批、初步设计、施工图设计、施工、竣工验收等阶段,项目建设应取得发改委等政府主管部门的核准,经政府相关部门竣工验收合格后方可投入生产经营。
在项目可行性研究阶段,公司根据天然气的供应情况,确定气源;天然气长输管线建设完成后,通过各站点与下游用户进行对接。公司根据与下游用户签署的供气合同向下游用户供气。长输管线建成后,省级物价主管部门综合建设成本等因素,核定管输价格。
(2)天然气销售
天然气销售业务主要是从上游生产商购买气源后再分销到下游终端消费者。天然气销售业务的收益主要来自于管输收入及城市配气收入,此项业务的单位利润率相对稳定,收入与利润总额的提高主要源自天然气销售量的增加。
2.风电、光伏业务
公司风力发电、光伏发电业务的运营主要涉及风电场、光伏电站建设及运营管理、向下游电网客户销售电力等环节。
(1)风电场、光伏电站建设及运营管理
风电场、光伏电站的建设需要在前期选择风能、太阳能资源丰富、稳定、适合发电及便于上网的项目,开展前期调研及可研等相关工作,并取得发改、环保、自然资源等监管部门的相关核准或批复文件方可实施;此外,还需要获取拟并入电网公司的接入批复。在项目建设及竣工验收后,依据行业规程,风电场、光伏电站需要通过试运行后方可转入商业运营。
目前,风电、光伏电量销售主要采用直接销售方式。依照国家政策和项目核准时的并网承诺,在项目建设过程中,项目公司与当地电网公司签署《购售电协议》,将风电场、光伏电站所发电量并入指定的并网点,实现电量交割。其中电量计量由电网公司认定的计量装置按月确认,电价按照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确定。
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。
本公司经过数年发展积淀,在风电、光伏板块和天然气板块上已建立起专业化队伍,并在管理、经营、技术、人才等领域积累了丰富的经验,为未来提供了发展动力。同时,本公司已搭建起一套适合未来发展的高效管理机制,并不断努力完善,争取在未来激烈的市场竞争中占据优势地位。报告期内,公司的核心竞争力未发生重大变化。
1.本公司是华北地区领先的清洁能源公司,目前主要业务位于河北省内,同时稳步推动全国化布局进程。由于在河北省内深耕新能源、清洁能源领域时间较久,公司已经在政策支持、技术、客户、品牌知名度等方面具有较强竞争优势,在华北地区保持优势的同时正继续积极开发空白省份市场,完善业务布局。
2.本公司的管理团队从事清洁能源行业多年,在风电、光伏和天然气领域均拥有丰富的管理经验,并且公司已建立起了由数百名生产及技术服务人员组成的团队,具有高水平的专业知识和相应技术资格,拥有较强的专业运营维护能力。报告期内,公司依托物联网、大数据、云计算技术打造集团级智能生产数字化平台,全面推行“远程集中监控、现场无人值守(少人值守)”的管理模式,持续提升运营维护降本增效和精细化管理能力。
3.本公司风电、光伏和天然气业务可以形成良性互补,能够有效降低公司盈利的波动性,有利于防范单一业务的不利变动,分散经营风险。
4.本公司建立了完善的天然气产、供、储、销体系。资源多元化供应不断加强,天然气输气管网建设加快,储气调峰能力稳步提升,充分发挥资源、管网、价格等优势,积极开拓下游市场,研究布局燃气电厂项目,同时以合作、并购的方式拓展优质天然气城燃项目,提高终端市场占有率。
5. 本公司已建立完善有效的可持续发展管理体系,重视环境、社会及管治管理。公司从2014年开始关注ESG 议题,并逐年披露ESG 报告。公司建立了内部控制治理架构以及完善全面的风险管理体系,并于报告期内荣获中国企业ESG“金责奖”——最佳环境(E)责任奖。公司持续推进环境保护和乡村振兴,以实际行动兑现可持续发展的承诺。
6.本公司积极进行科技创新,布局数智化领域,全力打造“数字新天”。为进一步降本增效,公司不断加大“数智化”研发与科技创新力度,以数据和技术为手段,基于企业架构持续优化业务流程,从而不断提高公司经营管理和生产运营水平,实现公司组织效能的最大化。
报告期内主要经营情况如下:
科目|本期数|上年同期数(经重述)|变动比例(%)
营业收入|18,560,522,731.81|16,137,769,830.60|15.01
营业成本|13,318,562,338.06|11,243,375,530.93|18.46
销售费用|3,287,198.88|3,108,585.99|5.75
管理费用|659,800,606.76|675,455,283.69|-2.32
财务费用|1,185,123,687.32|1,215,605,465.95|-2.51
研发费用|427,157,752.69|72,022,183.84|493.09
经营活动产生的现金流量净额|7,463,360,158.38|4,332,641,166.95|72.26
投资活动产生的现金流量净额|-7,648,675,576.32|-7,311,400,135.16|4.61
筹资活动产生的现金流量净额|-175,591,681.98|8,649,377,654.09|-102.03
营业收入变动原因说明:本报告期内,收入上升的主要原因为风电板块中的风电场运营装机容量增加,带来售电量及售电收入同比增加;天然气板块售气量及售气单价均较上年同期增加。
营业成本变动原因说明:本报告期内,本集团营业成本较上年同期增长18.46%。主要原因是新风电场投运营业成本增加及购气成本增加所致。
销售费用变动原因说明:本报告期内,本集团销售费用人民币328.72 万元,同比增长5.75%,主要原因是销售人员薪酬较上年同期增加。
管理费用变动原因说明:本报告期内,本集团管理费用人民币6.60 亿元,同比减少2.32%,主要原因是2022 年人员薪酬减少。
财务费用变动原因说明:本报告期内,本集团财务费用为人民币11.85 亿元,与上年同期的人民币12.16 亿元相比,同比减少2.51%。主要原因是本集团对募集资金进行现金管理取得收益,增加利息收入所致。
研发费用变动原因说明:本报告期内,本集团研发费用为人民币42,715.78 万元,与上年同期的人民币7,202.22 万元相比,同比增加493.09%。主要原因是本期加大科技项目研发投入所致。
经营活动产生的现金流量净额变动原因说明:2022 年度及2021 年度,本公司经营活动产生的现金流量净额分别为人民币74.63 亿元和人民币43.33 亿元,同比增加72.26 %。2022 年度及2021年度,本公司经营活动产生的现金流入主要来自销售商品、提供劳务收到的现金,分别占经营活动现金流入的比重为98.10 %、98.55%。本公司经营活动产生的现金流出主要为购买商品、接受劳务支付的现金等,2022 年度及2021 年度占经营活动现金流出的比重分别为84.83%、84.34%。
投资活动产生的现金流量净额变动原因说明:2022 年度及2021 年度,本公司投资活动产生的现金流量净额为人民币-76.49 亿元和人民币-73.11 亿元,本公司投资活动主要为本期购建固定资产所支付的现金。本公司投资活动的现金流入主要为收回投资收到的现金、收到其他与投资活动有关的现金和取得投资收益收到的现金,2022 年度及2021 年度分别占到投资活动现金流入的比重为99.67%、99.57%。现金流出主要为购建固定资产、无形资产和其他长期资产支付的现金与投资支付的现金,2022 年度及2021 年度分别占投资活动现金流出的比重为98.36%、98.57 %。
筹资活动产生的现金流量净额变动原因说明:2022 年度及2021 年度,本公司筹资活动产生的现金流量净额分别为人民币-1.76 亿元和人民币86.49 亿元。筹资活动净流入较上年同期大额减少,主要是上年同期发行股份、永续债等融资金额较多,本期无此项融资,同时本期偿还债务及永续债现金流出较上年同期增加。本公司筹资活动的现金流入主要为取得借款所收到的现金,分别占到2022 年度及2021 年度筹资活动现金流入的比重为95.74%及70.39 %;本公司筹资活动的现金流出主要为偿还债务和分配股利,分别占到2022 年度及2021 年度筹资活动现金流出的70.01%、20.07%及74.73 %、18.72 %。
收入与成本分析如下:
主营业务分产品情况||||||
分产品|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(%)
天然气销售业务|11,850,603,245.84|10,716,572,623.62|9.57|24.49|23.58|增加0.67个百分点
风力/光伏发电业务|6,294,904,687.69|2,420,534,388.87|61.55|-0.08|1.30|减少0.52个百分点
接驳及建设燃气管网业务|191,427,130.36|108,013,558.97|43.57|-9.37|-28.00|增加14.60个百分点
与天然气相关的商品销售|58,880,426.56|53,103,550.61|9.81|700.38|1,260.95|减少37.15个百分点
租赁收入|2,769,740.91|1,859,081.28|32.88|16.37|0.07|增加10.94个百分点
其他|161,937,500.45|18,479,134.71|88.59|66.27|-29.81|增加15.62个百分点
报告期内,本集团天然气销售业务营业收入人民币118.51 亿元,其中管道批发业务销售收入人民币56.20 亿元,占本集团天然气销售业务收入的47.42%;城市燃气等零售业务销售收入人民币59.31 亿元,占本集团天然气销售业务收入的50.05%;CNG 业务销售收入人民币2.86 亿元,占本集团天然气销售业务收入的2.41%;其他收入人民币0.14 亿元,占本集团天然气销售业务收入的0.12%。
本集团逾90%的收入来源于华北地区,由管理层对其进行统一、集中管理。故本集团只有一个地区分部。
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(经重述)|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
天然气|营业成本|10,887,531,947.34|81.75|8,831,442,643.15|78.55|23.28|无
风电及光|营业成|2,425,161,045.40|18.21|2,409,621,532.91|21.43|0.64|无
伏发电|本||||||
其他|营业成本|5,869,345.32|0.04|2,311,354.86|0.02|153.94|无
报告期内,本集团风电及光伏业务的营业成本为人民币24.25 亿元,同比增长0.64%。主要原因是随着风电项目的陆续投运,营业成本相应增长。
报告期内,本集团天然气业务的营业成本为人民币108.88 亿元,比上年的人民币88.31 亿元增加了23.28%,主要原因为购气量及购气单价较上年增加,相应营业成本增加。
前五名客户销售额人民币802,476.37 万元,占年度销售总额43.24%;其中前五名客户销售额中最大客户销售额人民币585,519.93 万元,占年度销售总额31.55%,关联方销售额人民币0.00 万元,占年度销售总额0.00 %。
前五名供应商采购额人民币1,351,179.36 万元,占年度采购总额69.95%;其中前五名供应商采购额中最大供应商采购额人民币730,996.04 万元,占年度采购总额37.84%,关联方采购额人民币0.00 万元,占年度采购总额0.00%。
据董事所知,本公司主要股东(拥有本公司5%以上股本权益的股东)或董事、监事的联系人概无在本集团前五名供货商或前五名客户中拥有权益。
(1)本报告期内,本集团销售费用人民币328.72 万元,同比增长5.75 %,主要原因是销售人员薪酬较上年同期增加。
(2)本报告期内,本集团管理费用人民币6.60 亿元,同比减少2.32%,主要原因是2022 年人员薪酬减少。
(3)本报告期内,本集团财务费用为人民币11.85 亿元,与上年同期的人民币12.16 亿元相比,同比减少2.51 %。主要原因是本集团对募集资金进行现金管理取得收益,增加利息收入所致。其中,风电及光伏业务财务费用为人民币10.58 亿元,同比减少1.99%,主要原因是本期新增风电及光伏在建项目,借款费用资本化金额增加导致计入当期费用的利息支出减少;天然气业务财务费用为人民币1.14 亿元,同比增加26.03%,主要原因是银行借款利息支出较上年增加。
(4)本报告期内,本集团研发费用为人民币42,715.78 万元,与上年同期的人民币7,202.22万元相比,同比增加493.09%。主要原因是本期加大科技项目研发投入所致。
本期费用化研发投入|427,157,752.69
本期资本化研发投入|5,730,511.43
研发投入合计|432,888,264.12
研发投入总额占营业收入比例(%)|2.33
研发投入资本化的比重(%)|1.32
公司研发人员的数量|158
研发人员数量占公司总人数的比例(%)|6.16%
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|3
硕士研究生|76
本科|78
专科|1
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)|44
30-40 岁(含30 岁,不含40 岁)|88
40-50 岁(含40 岁,不含50 岁)|22
50-60 岁(含50 岁,不含60 岁)|4
60 岁及以上|0
报告期内,本集团研发投入及研发人员增加,未来将持续加大研发投入,进一步提升公司科技研发水平。
报告期内的现金流详情见上文“(一)主营业务分析1.利润表及现金流量表相关科目变动分析表”有关内容。
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(经重述)|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|520,000,000.00|0.67|0.00|0.00|0.00|由公司购买银行结构性存款形成
应收票据|235,764,112.96|0.30|0.00|0.00|0.00|根据本集团管理应收票据的业务模式和承兑银行风险划分期末未到期银行承兑汇票的列示所致
应收款项融资|169,290,765.51|0.22|494,976,373.69|0.69|-65.80|根据本集团管理应收票据的业务模式和承兑银行风险划分期末未到期银行承兑汇票的列示所致
预付款项|534,453,113.73|0.69|161,631,341.92|0.22|230.66|主要由于预付天然气购气款增加所致
其他应收款|207,110,462.03|0.27|135,599,831.17|0.19|52.74|主要由于本期新增天然气采购合同履约保证金所致
存货|104,531,171.77|0.14|214,186,265.69|0.30|-51.20|主要由于本期结存的天然气存货减少所致
一年内到期的非流动资产|22,349,480.00|0.03|0.00|0.00|0.00|本期新增一年内到期的长期应收款所致
长期应收款|1,664,186.71|0.00|41,133,817.83|0.06|-95.95|本期部分长期应收款到期所致
在建工程|19,162,911,804.71|24.76|13,724,320,499.93|19.04|39.63|本期工程项目投资增加所致
商誉|96,922,283.74|0.13|55,450,878.54|0.08|74.79|主要为本期新增非同一控制下企业合并产生商誉
短期借款|2,698,366,568.48|3.49|1,978,114,966.89|2.74|36.41|本期金融机构借款增加所致
预收款项|1,161,061,946.88|1.50|778,761,061.94|1.08|49.09|预收储罐委托建设费增加所致
其他流动负债|1,086,927,077.13|1.40|704,107,945.21|0.98|54.37|本期超短期融资券发行金额增加所致
应付债券|1,500,000,000.00|1.94|1,000,000,000.00|1.39|50.00|本期中期票据金额增加所致
长期应付款|186,079,230.66|0.24|361,236,137.17|0.50|-48.49|本期偿还售后回租融资租赁款项导致
其中:境外资产2.20(单位:亿元币种:人民币),占总资产的比例为0.28%。
项目|期末账面价值|受限原因
货币资金|160,370,310.33|土地复垦保证金、风险抵押金、政府保证金等
应收账款|4,459,760,109.54|融资质押
固定资产|261,713,427.79|融资抵押
无形资产|3,228,776.38|融资抵押
合计|4,885,072,624.04|
报告期内投资额|上年同期投资额|变动幅度
32,869.96|30,703.56|7.06%
资产|期初数|本期|计入权益的|本期|本期购买金额|本期|其他变动|期末数
类别||公允价值变动损益|累计公允价值变动|计提的减值||出售/赎回金额||
交易性金融资产|||||520,000,000.00|||520,000,000.00
应收款项融资|494,976,373.69||||||-325,685,608.18|169,290,765.51
其他权益工具投资|218,605,700.00||11,805,700.00|||||218,605,700.00
合计|713,582,073.69||11,805,700.00||520,000,000.00||-325,685,608.18|907,896,465.51
公司2022 年1 月18 日召开第四届董事会第二十九次临时会议,同意本公司的全资子公司建投汇能作为有限合伙人,出资人民币17,900 万元参与设立河北新天绿色水发碳中和股权投资基金(有限合伙),基金总规模为36,000 万元,其中建投汇能的出资比例为49.722%。2022 年9 月,新天水发碳中和基金已在中国证券投资基金业协会完成备案手续。截至2022 年12 月31 日,建投汇能实际出资人民币100.00 万元。
公司名称|持股比例|主要业务|注册资本|总资产|净资产|营业收入|营业利润|净利润
河北建投新能源有限公司|100%|风力发电、风电场投资及服务咨询|519,730.00|2,534,870.28|832,858.34|364,949.94|120,862.10|107,566.54
河北省天然气有限责任公司|55%|销售天然气及天然气具以及接驳及建设天然气管道|190,000.00|1,201,461.93|407,249.80|1,220,152.68|104,153.98|81,532.43
河北丰宁建投新能源有限公司|100%|风力发电|93,483.00|462,908.42|166,267.36|99,087.11|60,601.14|54,148.91
在全球双碳目标、能源短缺背景下,能源结构加速向清洁能源转型,目前全球已有130 多个国家和地区提出了“零碳”或“碳中和”的气候目标,实现绿色可持续发展已经成为全世界的广泛共识。
我国于2020年提出“二氧化碳排放力争2030年前达到峰值,努力争取2060年前实现碳中和”的战略目标,勾画出绿色低碳转型的发展远景。中央政府出台的《“十四五”可再生能源发展规划》明确提出可再生能源年发电量2025 年达到3.3 万亿千瓦时左右;“十四五”时期,可再生能源发电量增量在全社会用电量增量中的占比超过50%,风电和光伏发电量实现翻番。