1 本年度报告摘要来自年度报告全文，为全方面了解本公司的经营成果、财务情况及未来发展规划，投资者应当到网站仔细阅读年度报告全文。

  2 本公司董事会、监事会及董事、监事、高级管理人员保证年度报告内容的真实性、准确性、完整性，不存在虚假记载、误导性陈述或重大遗漏，并承担个别和连带的法律责任。

  4 信永中和会计师事务所（特殊普通合伙）为本公司出具了标准无保留意见的审计报告。

  公司第一届董事会第四十六次会议审议通过了《关于2021年度利润分配预案的议案》，拟向全体股东每10股派发现金红利0.2122元（含税）。截至2022年03月31日，公司总股本为28,620,950,000股，以此计算合计拟派发现金股利人民币607,336,559元（含税）。除前述现金分红外，本次利润分配不以资本公积金转增股本，不送红股，剩余未分配利润结转至下一年度。本次分配预案尚需提交公司股东大会审议批准。

  随着社会对能源需求的一直增长、对绿色生态环境需求的增加和低碳社会的到来，从传统化石能源向非化石能源的重大转变不可避免，新能源和可再次生产的能源是未来全球能源转型的主要方向。

  发展新能源是低碳发展的关键，新能源开发利用步伐加快，已成为全世界能源增长的新动力。根据国际可再次生产的能源署(IRENA)发布的《2022年可再次生产的能源装机数据》(Renewable Capacity Statistics 2022)，2021年底，全球可再次生产的能源装机容量达到3,064吉瓦，其中，全球风电累计装机容量为825吉瓦，太阳能发电累计装机容量为849吉瓦。在新增可再次生产的能源中，太阳能和风能继续占主导地位，占比达88％。

  近年来，我国发电装机容量持续提升，电力供应能力慢慢地增加，有力支撑国家经济发展与人民生活需要；非化石能源发展规模世界领先，可再次生产的能源消纳保障机制逐渐完备，电源结构绿色低碳转型成效显著。

  我国是全球新能源装机容量增长的主力。2021年3月15日，中央财经委员会第九次会议提出构建以新能源为主体的新型电力系统。2021年10月12日，国家主席习在《生物多样性公约》第十五次缔约方大会领导人峰会发表主旨讲话中明白准确地提出构建起碳达峰、碳中和“1+N”政策体系。我国将持续推进产业体系和能源结构调整，全力发展可再次生产的能源，在沙漠、戈壁、荒漠地区加快规划建设大型风电光伏基地项目，擘画了我国构建“清洁低碳、安全高效”现代能源体系美好蓝图。2021年，我国能源结构调整加速，非化石能源发展迈上新台阶，全国可再次生产的能源发电装机规模历史性突破10亿千瓦，风电、光伏装机均超3亿千瓦，海上风电装机规模跃居世界第一；新能源年发电量首次突破1万亿千瓦时大关，继续保持一马当先的优势；清洁能源消纳取得新进展，风电、光伏利用率分别达到96.9%和97.9%。

  2021年，全国可再次生产的能源新增装机1.34亿千瓦，占全国新增发电装机的76.1%，累计装机10.63亿千瓦。其中，风电、光伏发电新增装机分别占全国新增装机的27%、31.1%，风电、光伏累计装机分别占总发电装机容量的13.8%、12.9%。

  （1）风电。2021年，全国新增风电装机容量4,757万千瓦，同比降低34%；累计装机容量约3.28亿千瓦，同比增长16.6%。

  其中，新增海上风电装机容量1,690万千瓦，同比增长约340%；累计装机达到2,639万千瓦，同比增长142.7%，跃居世界第一。

  （2）太阳能发电。2021年，全国新增太阳能发电装机5,493万千瓦，同比增长14.0%；累计太阳能发电装机容量约3.07亿千瓦，同比增长20.9%。

  2021年，全国可再次生产的能源发电量达2.48万亿千瓦时，占全社会用电量的29.8%。其中，风电6,526亿千瓦时，同比增长40.5%；光伏发电3,259亿千瓦时，同比增长25.1%。风电、光伏发电量分别占全社会用电量的7.9%、3.9%。全国风电平均利用率96.9%，较上年同期提高0.4个百分点；光伏发电平均利用率97.9%，较上年同期基本持平。全国风电平均利用小时数2,246小时，同比提高超150小时；光伏发电利用小时数1,163小时，同比增加3小时。

  储能作为一种柔性电力调节资源，是清洁能源转型下的必然选择，也必将在以新能源为主体的新型电力系统中承担关键角色。储能大致上可以分为抽水蓄能和新型储能。抽水蓄能是当前最为成熟、装机最多的主流储能技术，在各种储能技术中成本最低。以电化学为主的新型储能是支撑大规模新能源并网消纳的关键技术，近年来新增装机已超过抽水蓄能。2021年，我国抽水蓄能电站累计装机规模超过3,600万千瓦,新型储能累计装机超过400万千瓦，储能建设跨出新步伐。

  2021年，公司新增装机容量729.98万千瓦，累计装机达到2,289.63万千瓦。

  其中，风电累计装机容量达到1,426.92万千瓦，占全国风力发电行业市场占有率的4.34%，同比提升1.2个百分点，其中海上风电累计装机容量达到457.52万千瓦，占全国市场占有率的17.34%，同比提升2.5个百分点；光伏发电累计装机容量达到841.19万千瓦，占全国太阳能发电行业市场占有率的2.74%，同比提升0.2个百分点。

  注：全国数据源自国家能源局网站；2021年，公司因转让等原因减少装机容量2.05万千瓦，其中光伏装机减少0.79万千瓦，水电装机减少1.26万千瓦。

  “碳达峰、碳中和”目标提出以来，国家发展改革委、国家能源局等部委出台系列政策，提出多种路径、措施，2021年出台了多个文件，从顶层设计层面全力支撑“构建以新能源为主体的新型电力系统”新要求，服务“四个革命、一个合作”国家能源战略，积极打造清洁低碳安全高效的能源体系，助力经济绿色高质量发展。

  2月1日，《碳排放权交易管理办法（试行）》正式施行，明确重点排放单位每年能够正常的使用国家核证自愿减排量抵销碳排放配额的清缴，抵销比例不允许超出应清缴碳排放配额的5%。国家核证自愿减排量（CCER）可当作排放权配额交易的有益补充，为碳市场注入流动性，有助于节约排放企业的减排成本。

  3月11日，第十三届全国人民代表大会第四次会议表决通过《中华人民共和国国民经济与社会持续健康发展第十四个五年规划和2035年远大目标纲要》，聚焦新能源等战略新兴起的产业，提出要构建我国现代能源体系。

  9月22日，《中央 国务院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》（中发〔2021〕36号文）发布，强调了能源绿色低碳发展在碳达峰、碳中和目标上的关键作用，明白准确地提出碳达峰碳中和发展的主要目标和重点工作任务，在面向“双碳”目标的“1+N”政策体系中发挥统领作用。

  10月12日，国家主席习出席《生物多样性公约》第十五次缔约方大会领导人峰会并发表主旨讲话指出，为推动实现碳达峰、碳中和目标，中国将陆续发布重点领域和行业碳达峰实施方案和一系列支撑保障措施，构建起碳达峰、碳中和“1+N”政策体系；全力发展可再次生产的能源，在沙漠、戈壁、荒漠地区加快规划建设大型风电光伏基地项目。

  10月26日，国务院印发《关于印发2030年前碳达峰行动方案的通知》（国发〔2021〕23号），聚焦2030年前碳达峰目标，对推进碳达峰工作作出总体部署，提出到2030年，风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上。

  11月27日，国务院国资委编制印发《关于推进中央企业高水平发展做好碳达峰碳中和工作的指导意见》，提出了中央企业碳达峰、碳中和的明确目标，扎实推进中央企业在推进国家碳达峰、碳中和中发挥示范引领作用。

  2月25日，国家发展改革委、国家能源局下发《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕280号），明确分级规划实施源网荷储一体化、分类推进多能互补，构建清洁低碳、安全高效的能源体系，提升可再次生产的能源消纳水平。

  4月30日，国家发展改革委发布《关于加强完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（发改价格〔2021〕633号），坚持并优化两部制电价政策，积极推动抽水蓄能健康可持续发展。

  5月11日，《国家能源局关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》（国能发新能〔2021〕25号）正式印发，要求强化可再次生产的能源电力消纳责任权重引导机制、建立并网多元保障机制、快速推进存量项目建设。

  6月20日，国家能源局印发《关于报送整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点方案的通知》，充分调动和发挥地方积极性，进一步开拓市场，扩大屋顶分布式光伏建设规模，保障并网消纳。

  7月15日，国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于加快推进新型储能发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕1051号），将发展新型储能作为提升能源电力系统调节能力、综合效率和安全保障能力，支撑新型电力系统建设的重要举措，明白准确地提出到2025年实现新型储能装机规模达3000万千瓦以上，到2030年实现新型储能全面市场化发展。

  7月29日，国家发展改革委、国家能源局下发《关于鼓励可再次生产的能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》（发改运行〔2021〕1138号），鼓励发电企业通过自建或购买调峰储能能力的方式，增加可再次生产的能源发电装机并网规模。

  9月7日，国家能源局发布《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》，明确到2025年，抽水蓄能投产总规模达到6200万千瓦以上；到2030年，抽水蓄能投产总规模达到1.2亿千瓦左右。

  10月15日，国家能源局发布《关于积极推动新能源发电项目能并尽并、多发满发有关工作的通知》，要求加快风电、光伏发电项目建设并网，增加清洁电力供应，按照“能并尽并”、“多发满发”原则，保障新能源发电项目及时并网，进一步提升电力供应能力。

  4月26日，国家发展改革委、国家能源局印发《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》（发改办体改〔2021〕339号），提出积极稳妥推进电力市场建设，加快建立完善有利于促进风电、光伏等新能源发展消纳的市场规则与机制。

  6月7日，国家发展改革委发布《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》（发改价格〔2021〕833号），明确了2021年光伏发电、风电等新能源上网电价政策，同时鼓励各个地区出台针对性扶持政策支持新能源产业持续健康发展。

  9月7日，国家发展改革委、国家能源局批复了《绿色电力交易试点工作方案》，国家电网和南方电网在各自所辖区域内纷纷启动了国内首次绿色电力交易试点工作。绿色电力交易作为电力中长期市场机制框架内设立的交易品种，能够全面反映绿色电力的电能价值和环境价值，并提供对应的绿色电力消费认证。

  11月24日，中央全面深化改革委员会第二十二次会议审议通过了《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，指出要健全多层次统一电力市场体系，加快建设国家电力市场，引导全国、省（区、市）、区域各层次电力市场协同运行，推动形成多元竞争的电力市场格局。要推进适应能源结构转型的电力市场机制建设，有序推动新能源参与市场交易，科学指导电力规划和有效投资，发挥电力市场对能源清洁低碳转型的支撑作用。

  12月21日，国家能源局修订发布《电力并网运行管理规定》（国能发监管规〔2021〕60号）、《电力辅助服务管理办法》（国能发监管规〔2021〕61号），明确了储能的市场主体地位，鼓励市场化方式提供有偿辅助服务，加快构建新型电力系统。

  公司基本的产品为电力，电力是当前世界重要能源之一，将自然界的一次能源转化成电力，再经输电、变电和配电将电力供应到各用户。

  风力发电是通过叶片转动将风能转化为机械动能，再通过发电机将机械动能转化为电能的过程。发电机产生的电能通过升压变电站升压后输送至电网，通过电网输电线路将电能传输到用电端。风力发电工艺流程如下图所示：

  光伏发电是利用半导体界面产生的光生伏特效应，将光能直接转变为电能的过程。发电机产生的直流电能通过逆变器转化为交流电能，通过升压变电站升压后输送至电网，通过电网输电线路将电能传输到用电端。光伏发电工艺流程如下图所示：

  项目实施单位负责在管辖范围内筛选项目资源，项目资源开发协议签订后，项目实施单位按公司相关规定开展评估工作。项目实施单位组织对项目立项进行内部审核，满足立项条件后，根据授权情况向公司报送立项请示。公司前期工作管理部门对项目立项请示进行审核检查，提出立项审核意见，审定后报决策机构审议和批准。项目实施单位根据项目前期工作开展情况，适时向公司申请开展项目投资决策。通过投资决策的项目，由前期工作管理部门商公司有关部门办理批复文件。

  公司采用公开对外招标、邀请招标、竞争性谈判、询价、单一来源采购等方式开展工程类、货物类和服务类采购，其中，公开对外招标为公司的主要采购方式。按照《招投标法》等法律和法规，公司制定了招标及采购管理制度，采购及招投标的各项流程均按照相关制度进行。

  公司工程建设大致上可以分为EPC总承包和平行发包两种模式。在工程建造阶段，结合新能源发电工程技术方面的要求高、施工难度大的特点，公司制定了一系列规章制度，从工程设计、采购、施工安装和并网投产的各阶段，从质量、安全、进度、投资等各方面做全过程管理，形成了完善的基建项目管理、考核和工作体系。

  公司在遵守法律和法规、确保安全和环保达标排放的基础上进行风电、太阳能发电、水电等电力生产。电力运行与维护方面，公司经制定电力生产、运行管理、检修管理、设备管理、备品备件管理等各项规章制度，保证机组的安全稳定运行。公司及控股子公司通过建立涵盖安全培训、技能培训和生产管理培训的完整培训体系，保证生产和管理人员的技能与业务水平的提升。

  公司省域分公司的电力生产部门全面负责、组织区域内所有场站的运行、检修及其相关工作。其下设集控中心和检修中心，实现运行集中监控，场站“无人值班（少人值守）”；检修中心根据场站位置分布情况设置集中检修点，实现区域内场站设备自主检修。公司采取以“远程集中监控、现场无人值班（少人值守）、区域自主检修”为核心内容的运维模式，将省域分公司作为集约式运维管控单位，在生产管理上实施“三个集中”，即生产管理集中、运行集中、检修集中，做到所辖场站电力生产的统一管理、统一部署、统一协调、统一运作、统一营销。

  根据《中华人民共和国可再次生产的能源法》《电网企业全额收购可再次生产的能源电量监管办法》等相关规定，电网企业应当与依法取得行政许可或者报送备案的可再次生产的能源发电企业签订并网协议，全额收购其电网覆盖范围内可再次生产的能源并网发电项目的上网电量，并为可再次生产的能源发电提供上网服务。

  随着电力市场的持续不断的发展，公司已在全国多省区参与市场化交易，但各省区市场化进程不同售电模式也存在一定的差异。在未参与市场化交易的区域，公司依照新能源发电项目核准时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与电网公司直接结算电费。在参与市场化交易的区域，电能销售模式为部分电能由电网公司采购，按项目批复电价结算；其余电量需参与市场化交易，按交易电价结算。报告期内，公司参与市场化交易的省区有19个：甘肃、青海、宁夏、新疆、内蒙古、国网冀北、黑龙江、吉林、辽宁、四川、云南、山西、陕西、山东、福建、湖南、贵州、江苏和广东。未来随着电力体制改革的不断深入，市场化交易范围和规模可能将逐步扩大，可再次生产的能源电量通过参与市场化交易形式销售将成为主要方式。

  4.1 报告期末及年报披露前一个月末的普通股股东总数、表决权恢复的优先股股东总数和持有特别表决权股份的股东总数及前 10 名股东情况