风电业务. 截至 2022 年 3 月末，公司风电业务合计控股装机容量为 76.60 万千瓦。公司目前风电装机主要集中在山东省和贵州省，其主要情况如下：
风电业务. 发行人是以风力发电等新能源及其附加产业开发为主的可再生能源发电企业。根据《可再生能源法》，电网公司一般必须购买其覆盖地区内风电场的全部发电。本公司通过与各地电网公司签订购电协议销售电力（该协议通常包括上网电价，计量及付款等标准条款，一般期限为1-3年，并于届满时与电网公司续约）。 我国风电上网电价的确定，目前实行政府制定的固定电价。2009年7月24日国家发改委发布的《关于完善风力发电上网电价政策的通 知》，按照国内风能资源状况和工程建设条件，将全国分为四类风能 资源区，相应制定风电标杆上网电价（包括增值税）。四类资源区的 标杆电价分别为每千瓦时0.51元、0.54元、0.58元或0.61元。上述规定 从2009年8月1日起生效，并适用于其后获批准的所有陆上风电项目。对于2009年8月1日之前核准的风电项目，上网电价仍按原有规定执行，即根据2006年1月国家发改委颁布的《可再生能源发电价格和费用分 摊管理试行办法》，2005年12月31日后（2009年8月1日前）获国家发 改委或省级发改委批准的风电项目，其上网电价为政府指导价，特许 权项目的上网电价通过公开招标方式确定并须经政府批准，非特许权 项目的上网电价乃经有关定价行政部门参考邻近地区特许权项目已 获批电价确定。2014年12月31日，国家发改委发布了《国家发展改革委关于适当调整陆上风电标杆上网电价的通知》(发改价格[2014]3008号)，对于2015年1月1日以后核准的风电项目，以及2015年1月1日以前核准但于2016年1月1日以后投产发电的项目下调上网标杆电价，将第Ⅰ类、第Ⅱ类、第Ⅲ类资源区风电标杆上网电价每千瓦时降低2分钱，第Ⅳ类资源区标杆上网电价不变。调整后的标杆上网电价分别为每千瓦时0.49元、0.52元、0.56元和0.61元。2016年12月，国家发改委发布《关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》（发改价格 [2016]2729号），根据当前新能源产业技术进步和成本降低情况，降低2017年1月1日之后新建光伏发电和2018年1月1日之后新核准建设的陆上风电标杆上网电价。调整后的第I类、第II类、第III类以及第IV类标杆上网电价分别为每千瓦时0.40元、0.45元、0.49元和0.57元。同 时，通知明确了海上风电标杆上网电价，对非招标的海上风电项目，区分近海风电和潮间带风电两种类型确定上网电价。近海风电项目标杆上网电价为每千瓦时0.85元，潮间带风电项目标杆上网电价为每千瓦时0.75元。
风电业务. 公司风电业务运营主体为公司全资子公司华电新能源发展有限公司。近年来公司风电业务取得快速发展。截至 2020 年末，公司控股装机容量达 1,107.74 万千瓦。公司的风电项目绝大多数位于我国规划的风资源条件优越的“八大风电基地”，包括新疆、甘肃、蒙西、蒙东、吉林等，风电主要是与项目所在省份电力公司销售电量，公司风电 2020 年累计完成发电量 226.45 亿千瓦时；平均上网电 价（不含税）为人民币 0.44 元/千瓦时，风电国家虽有保障性收购政策，但北方大部分省份无法足额落实保障性收购政策。2020 年，公司积极开发风电项目，稳妥有序推进海上风电项目开发，福建福清海壇海峡海上风电项目逐步推进，浙江玉环海上风电开工条件落实加速；紧跟特高压风电基地项目进展，内蒙古、新疆等外送风电项目已完成开工决策，积极对接内蒙古、山西、吉林等区域清洁能源基地规划开发。 公司的风电装机总容量在中国排名前列，且拥有丰富的风资源储备，为未来增长奠定扎实的基础。此外，公司还拥有丰富的风电开发、建设、运营经验，专业的人才队伍，以及高科技含量的风机等设备，有助于风电业务增长。 图表3-15：最近两年公司风电业务情况 指标 2020 年 12 月 31 日/2020 年 2019 年 12 月 31 日/2019 年 平均上网电价（元/千瓦时，不含税） 0.44 0.42 限电率（%） - 6.63 截至 2020 年末，公司风电控股装机容量 1,107.74 万千瓦。公司稳步优化风电发展布局，有序开发优质风电项目，重点推进中部及东南部不限电地区风电项目。 公司依靠当地电网公司进行并网、电力传输及调度服务。电网调度量在很大程度上决定了公司的电力销售额，当地电网公司的调度能力可能受到电网阻塞、输电能力限制、电网连接及电网的稳定性等多种因素的影响，如果当地电网没有足够容量调度发电公司在其覆盖范围内生产的所有电量，从而未予全额购买其电网覆盖区域内符合并网技术标准的风电项目所生产的上网电量，就容易产生弃风限电的情况。虽然公司正在加快向较少弃风限电的南方等区域发展，但目前三北 （华北、东北、西北）是弃风限电比较严重的地区，涉及上述地区的项目容易受到弃风限电问题的影响。受国家消纳政策及电网结构改善等因素影响，限电率有所下降，截至 2019 年末，公司风电限电率为 6.63%，目前限电主要新疆、河北、内蒙等区域。 总体而言，公司风电业务规模发展迅速，未来随着公司在建项目的投产，风电业务仍将保持较快增长，具有良好的成长性。
风电业务. 截至 2021 年 6 月末，公司控股装机容量达 1233.96 万千瓦。风电业务占主营业务的 85%。公司的风电项目绝大多数位于我国规划的风资源条件优越的“八大风电基地”，包括新疆、甘肃、蒙西、吉林等资源富集区，风电主要是与项目所在省份电力公司销售电量，公司三北地区风光电 2021 年 1-3 月累计完成市场 化电量 72.93 亿千瓦，国家虽有风电保障性收购政策，但北方大部分省份无法足额落实保障性收购政策。 公司的风电装机总容量在中国排名前列，且拥有丰富的风资源储备，为未来增长奠定扎实的基础。此外，公司还拥有丰富的风电开发、建设、运营经验，专业的人才队伍，以及高科技含量的风机等设备，有助于风电业务增长。