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新奥股份2021年年度董事会经营评述

时间:2022-03-18 22:44    作者:admin     点击:

  2021年,全球疫情持续反复,经济复苏放缓,世界百年变局加速演进。世纪疫情冲击下,经济环境更趋复杂严峻和不确定。受供需错配、极端气候、能源转型等因素影响,能源价格波动剧烈,能源危机席卷全球。中国沉着应对百年变局和世纪疫情,构建新发展格局迈出新步伐,经济发展和疫情防控保持全球领先地位,国家战略科技力量加快壮大,产业链韧性得到提升,实现了“十四五”良好开局,全年GDP同比增长8.1%。中国“双碳”承诺驱动能源结构调整,气、电、碳市场化改革深入推进,天然气迎来历史发展新机遇。同时,数字技术与产业发展深度融合,助力能源数字化加速转型。

  在“双碳”目标引导下,中国天然气消费量持续增加,国家管网公司加大中游基础设施开放力度,国家和地方持续出台天然气行业相关文件,这些都为中国天然气市场参与主体增加、市场规模不断扩大、市场稳定高效运行奠定基础。

  面对复杂多变、极具挑战的外部环境,公司紧抓机遇,坚持“天然气产业智能生态运营商”的战略定位,深入推进清洁能源全场景布局,加快数智化产品打造,天然气产业智能生态运营格局逐渐成型。

  由全世界178个缔约方共同签署的《巴黎协定》,承诺把全球平均气温较工业化水平前升高控制在2摄氏度之内,实现本世纪后半叶全球温室气体净零排放。在此背景下,越来越多的国家政府将净零排放转化为国家战略,提出无碳未来的愿景。基于天然气经济性、清洁性的特点,能源系统的低碳转型将给天然气产业带来广阔的发展前景。

  根据国际能源署发布的数据,2021年,全球天然气消费量同比上涨4.6%,达到4.1万亿立方米。在亚洲地区,2021年,亚洲天然气需求呈稳健上涨态势,同比涨幅高达7%。其中,东北亚地区国家是消费“主力”,天然气需求增量占亚洲净增长量的82%以上。在供应端,产能增速放缓及LNG设施检修共同导致全球供应紧平衡。

  2021年,中国天然气保持高速增长,表观消费量3726亿立方米,同比增长12.7%,工业燃料和城市燃气贡献了主要增量。从供应端看,2021年鄂尔多斯盆地和四川盆地增产上量助力中国天然气总产量同比增长8.2%,达2053亿立方米(国家统计局数据)。与此同时,由于国内天然气产量增速不及天然气消费增速,2021年中国天然气进口量及天然气净进口依存度均保持增长。根据思亚能源数据,2021年中国天然气净进口依存度达到43.6%,为近6年来最高水平。根据海关总署数据,2021年我国天然气进口12,136万吨,较2020年增加19.9%,其中LNG进口7893万吨,进口管道气4243万吨。目前中国已超越日本,成为全球第一大LNG进口国。

  在天然气市场化改革方面,国家管网公司通过资产并入、调度权等方式整合省网,在原有跨省长输管网的基础上,持续完善全国一张网布局。同时,国家管网首次开放跨省管线储气库库容能力和接收站中长期窗口申请机制,为市场参与方在资源采购、输配、储存、供应方面增加更多灵活性。在政策层面,2021年,国家及地方先后出台《天然气管网和LNG接收站公平开放专项监管工作方案》、《天然气管道运输价格管理办法(暂行)》等相关政策,上述政策将进一步推动天然气管网设施公平开放,促进管网设施高效利用,加速推动中国天然气市场化改革推进和深化。

  天然气基础设施是带动天然气快速发展的基本要素之一。在中国天然气需求快速增长的背景下,中国天然气基础设施建设也取得了亮眼的成果。根据国家能源局发布的《中国天然气发展报告(2021)》,截至2020年底,国内长输天然气管道总里程约为11万千米,天然气“全国一张网”骨架初步形成。在储气设施方面,截至2020年采暖季前,全国储气能力达到234亿立方米。中国天然气基础设施建设虽发展迅猛,但在管线互联互通、调峰能力方面,距离发达国家仍有一些滞后。以储气设施为例,目前我国天然气调峰总储气量仅占天然气总消费量7%左右,远低于国际水平(15%-20%)。在中国天然气需求高速增长的情况下,完善管网布局、增加储气调峰设施将是天然气行业发展的关键举措。

  工程安装方面,根据国家统计局数据显示,2021年末中国常住人口城镇化率为64.72%,比上一年末提高0.83个百分点,城镇常住人口达到9.1亿人,比2020年末增加1205万人;乡村常住人口5亿人,减少1157万人。人口持续向沿江、沿海地区和内地城区集聚。随着城镇化水平的不断提高,天然气使用人口也在不断提升。根据国家住建部数据,2020年中国城市天然气用气人口数为4.1亿人,较2019年增加5.8%。

  2021年3月,中共中央政治局常委、国务院总理李克强主持召开节能减排及应对气候变化工作会议,指出要调整优化能源结构,积极发展风电、核电、水电、光伏发电,大力推广分布式能源,发展智能电网。各地也先后出台相关政策,加快推动光伏、风电等新能源产业发展。在强力政策引导下,2021年末,全国发电装机容量较上年末增长7.9%,其中并网风电

  容量增长16.6%、并网光伏容量增长20.9%,新增光伏容量中,分布式光伏发展亮点突出,年内新增装机规模约占光伏新增装机55%。在发电量方面,2021年可再生能源发电量稳步增长,占全社会用电量的近30%。在用电量方面,中国用电需求快速增长,2021年全国全社会用电量8.31万亿千瓦时,同比增长10.3%。(数据来源:国家发改委、国家统计局、国家能源局)

  同时,电力市场化改革大局已基本确定,《能源领域深化“放管服”改革优化营商环境实施意见》、《绿色电力交易试点工作方案》等众多重磅电改政策的密集出台,指出要完善市场交易机制,推动开展分布式发电就近交易,建立适应可再生能源微电网、存量地方电网、增量配电网与大电网开展交易的机制,对综合能源业务打破“隔墙售电”政策限制带来新机遇。

  2021年,煤炭市场经历过山车行情,煤价呈现倒“V”走势。从2021年初至10月,供需不平衡推动煤炭价格持续上涨,并在10月达到高点。需求增量主要由于国内疫情控制较好,用电需求快速增长,而水电发力不足,导致对煤炭的需求大幅增加。在供应方面,国内煤炭生产在安全、环保、煤票管控等因素共同作用下,产能释放缓慢。同时,进口煤炭量由于疫情、天气、地缘政治等因素影响,增量有限。10月份后,随着国家出台相关政策保障动力煤供应,主产区煤炭新增产能开始快速释放,叠加国家加强政策调控力度,煤炭价格开始回调。2021年全年,国内原煤生产原煤40.7亿吨,进口煤炭3.2亿吨(国家统计局数据)。未来几年,煤炭供需将维持相对平衡的状态,2021年煤炭价格暴涨也将持续推动煤炭价格形成机制的调整和优化,促使未来煤炭价格中枢上涨。

  2021年,甲醇市场整体呈现走高行情,煤炭、天然气等甲醇的基础原料价格推涨整个产业链条价格走高。10月份后,随着国家对煤炭调控,间接导致甲醇价格开始回落。在供应方面,国内甲醇整体开工较低,2021年中国甲醇产能在9770.5万吨,较2020年略有下滑,加之业内碳中和、能耗双控等政策影响,行业步入调整期,后续新增产能也有放缓势头。同时,国际供应偏紧也导致甲醇进口量减小,2021年中国甲醇进口量或减少至1150万吨以内,同比减少150余万吨。需求方面,2021年整体需求较为平稳,我国甲醇表观消费量大约7826万吨,烯烃仍占我国甲醇需求的半壁江山,传统下游需求稳中有增。

  公司主要业务包含天然气销售业务、综合能源业务、工程建造及安装业务、能源生产业务、增值及数智化业务。

  根据天然气资源采购、客户结构、商业模式等要素的区别,公司将天然气销售业务进一步划分为天然气直销、天然气零售及天然气批发。

  公司以采购国际天然气资源为主,配合国内自有和托管LNG液厂资源及非常规资源等,向国内工业、城市燃气、电厂、交通能源等客户销售天然气。在国际采购方面,公司通过长期购销协议及现货采购的方式,向国际天然气生产商或贸易商采购天然气。目前公司已与切尼尔能源和诺瓦泰克公司合计签署了150万吨/年的长约采购协议。在此基础上,公司根据下游客户需求、国内外天然气市场形势等因素,灵活进行现货的招标及采购。公司的国际天然气资源与原油、JKM、HH、TTF等国际主流能源指数挂钩,以达到分散价格风险的目的。在国内资源方面,公司进行煤制气、煤层气、散井气等资源采购,同时,公司通过控股、包销等方式获取LNG液厂资源。

  公司天然气零售业务为采购天然气,经过气化、调压、除杂、脱水、加臭等环节后,通过管网输送给工商业、居民、交通运输等终端用户。

  现有上游气源供应企业包含中石油、中石化、中海油,公司也与道达尔、锐进及雪佛龙、BP签署了长期及短期购销协议。同时,公司会结合下游客户需求、国内外天然气市场形势等因素,采购LNG现货资源进行补充。

  在采购定价方面,非管道气(以LNG为主)采购价格为市场化定价,主要受国内以及全球供需关系影响。管道气价格正处于由国家发改委制定并调整各省门站价向灵活的价格形成机制过渡。2016年以来,随着国内天然气行业市场化改革的推进,国家正在逐步放宽门站价格管制,采取国家发改委制基准定门站价格,上游气源供应单位根据供需情况在此基础上在一定比例内上浮,下浮不限。

  在销售价格方面,工商业用户的销售价格采取政府指导价,目前各城市已经基本建立非居民用气销售价格联动机制,在上游门站价格变动时,公司可依据变动幅度申请非居民用户燃气销售价格调整。居民用户销售价格采取政府定价的方式。

  作为零售气业务的气源补充,公司从国内近百个LNG液厂、沿海接收站等供应方采购天然气,利用庞大气源网络优势、智能调度系统以及强大的物流运输能力,向天然气贸易商等客户销售天然气。

  在综合能源业务中,公司以泛能理念为牵引,以天然气为切入,根据客户当地风、光、地源热、生物质等可再生资源禀赋,将天然气与多种可再生能源相融合,根据客户用能需求、用能规律、节能减排等诉求,因地制宜的为客户提供冷、热、气、电综合能源供应及解决方案,实现多能协同供应和能源综合梯级利用。同时,利用泛能站集成技术,形成多个泛能站之间的能源调配,以最优的运行和控制策略来满足用户安全、高效、清洁、经济的能源需求,实现能效提高和排放下降。

  工程建造主要涉及天然气工程、市政工程、化工医药工程及低碳与数智化四大工程领域。公司以竞标形式获取项目,为客户提供咨询与设计、装备集成、项目建造与数字化交付、采购、技术研发在内的项目全生命周期建设整体解决方案。截至目前,公司参与的工程项目包含3座LNG接收站,10余座LNG液化工厂,超过2500公里长输管线公里中高压管网。同时,公司自2011年起承接氢能相关工程项目,经过10余年积累,目前已拥有成熟的氢能制取工程项目经验,参与的制氢工程项目达到32个,覆盖煤制氢、天然气制氢、电解水制氢在内的所有主流氢能制取路径。未来,工程建造业务将通过自主研发及合作的方式获取更多绿氢制取、储能、CCUS、地热等方面的前沿低碳技术,以核心技术为牵引,依托行业领先的智能化项目管理和交付能力,为客户交付低碳工程设计、碳足迹追踪、碳交易、智慧安全生产运营、数字孪生工厂等全周期碳链贯通的智能工程项目。

  公司面向居民用户和工商业用户,提供燃气使用相关设备的安装、管道建设服务。居民用户工程安装对象包括新建商品房、原有未安装管道燃气的居民住宅等,主要是对居民小区建筑红线内的庭院管网及户内设施进行安装建设,并收取工程安装费用。工商户工程安装业务是对工业、商业、福利性单位等客户进行管道燃气工程安装。工程安装业务主要由通过招标方式选定工程承包及物资供应商。工程安装业务的定价在部分地区依据省、市级发改委有关工程安装费等有关政策法规执行,部分地区已建立市场化定价机制。

  公司拥有王家塔煤矿采矿权,煤炭的开采、洗选、外输等均委托第三方运营。王家塔煤矿矿区地质构造简单稳定,煤质较好,主要煤种为不粘煤,极少数为长焰煤。公司主要煤炭产品包括混煤和洗精煤,其中混煤因灰分较高通常用作动力煤,洗精煤的灰分及其他杂质含量较低,适合作为一些专门用途的优质煤炭,可以用作煤化工原材料。公司根据国内和周边区域煤炭市场价格走势、环渤海动力煤价格走势以及周边煤矿相似煤质的煤炭售价作为参考,拟定隔日煤炭销售价格,向终端客户或贸易商销售煤炭,交易方式以先款后货为主。

  甲醇业务为甲醇的生产、销售业务。公司甲醇产品主要原料为煤炭,集中在内蒙古鄂尔多斯市及周边采购。公司目前共拥有两套生产装置,合计设计产能为120万吨/年。公司目前客户主要集中于大中型终端化工企业,并已逐步开拓精细化工、甲醇燃料等新兴下游客户。

  公司在保障燃气安全服务基础上,不断创新服务模式,拓展服务产品品类,以安全、低碳和智慧为切入点和核心价值,形成了满足客户多元化、差异化需求的创值产品族,包括360°厨房产品、管道暗装、供暖产品、安防产品、精装房全屋配套、LoRa数智物联、NFC惠民卡等,进一步释放燃气用户延伸服务价值。

  公司依托自身在能源全场景中沉淀的海量业务数据,结合行业发展趋势,综合运用物联网、大数据、人工智能、边缘计算、联合学习等技术,构建能源全场景数字化产业智能平台,提供多样化“能+碳”交易,云化数智SaaS产品、解决方案、信息咨询、信息服务、数据服务、运营服务、金融服务、其他衍生服务等。

  对内提供多样化能+碳+服务产品组合,及智能交易、智能交付服务,助推公司数字化转型升级,提高产业智能化水平;对外以智能交易+产业积累的最佳实践链接生态伙伴,提供平台化SaaS产品及解决方案服务,共建产业智能生态。

  2021年度,公司持续延长和纵深在天然气产业全场景的布局,在需求、资源、输储等方面不断进行业务探索与创新,同时促进各业务场景中的协同,不断放大产业聚合效应。

  客户是公司业务稳定发展的基石。过去一年,公司依托深耕天然气下游20余年的发展经验,对城市燃气、工业、电厂、交通能源等客户的用能需求进行精准认知,根据客户在能源供应、经济性等方面的诉求,为客户提供个性化的能源供应方案。例如,公司为广东地区客户提供代输、代采等新型业务模式;在山东、江苏等地通过“基础量+增量”细分客户需求,采用差异化定价;为浙江地区客户利用海外资源直供当地大客户。这些创新型业务模式帮助公司持续扩大客户规模、增加客户粘性,为公司天然气销售量增长奠定坚实基础。

  在资源获取方面,公司不断扩大并优化资源构成,以匹配日益增长的下游需求。在管道气方面,公司继续夯实与三大油的战略合作,获取优势存量及增量资源。同时,公司紧抓国家天然气市场化改革契机,在新疆、内蒙、山西等地获取非常规资源,将内陆资源直接供应至河北、山东、浙江、福建等中国东部地区客户。2021年度,公司累计获取的非常规资源接近5亿立方米,为公司形成灵活的资源补充。在国际资源方面,2021年全球天然气市场动荡起伏,在面临诸多不确定性,公司沉着应对、前瞻布局,落地150万吨/年长约资源。其中与切尼尔能源的长约协议是公司首单FOB(FreeOnBoard,又称“离岸价”)长期资源。基于FOB资源的灵活性,未来公司可将该资源运至世界各地,为公司开拓国际市场打下良好基础。与诺瓦泰克公司的长约协议则指定新奥舟山接收站作为卸载港,为保障国内供应提供长期、稳定基础。2021年度,公司国际资源获取量达到500万吨。同时,为进一步锁定资源成本,平抑采购与销售之间的风险,公司持续开展实纸结合业务。公司的实纸结合团队在国际采购、市场研判、衍生产品设计及交易等方面拥有丰富经验,自主研发的能源交易和风险管理系统,ETMO,为实纸结合业务决策提供准确的数据支持。2021年度,国际LNG价格持续走高,JKM由2021年2月最低点5美元/百万英热一路升高至超过50美元/百万英热,对所有资源采购方都形成了巨大的成本压力。公司实纸结合团队在能源价格处于低点时已对市场进行了准确判断,提前布仓,将公司全年的海外采购资源进行成本锁定,成功帮助公司抵御国际资源价格大幅上涨对公司产生的不利因素,进一步为公司稳定的盈利能力保驾护航。

  作为链接客户与资源的途径,依托国家管网公司基础设施向第三方公平开放的契机,公司也在不断探索资源输储方面的可能。在国内管容能力获取方面,2021年度,公司根据上游资源所在地,合理规划资源流向,成功获取西气东输一线、二线、榆济线等多个管容,累计获取的管网托运能力超过200万方/日,实现资源跨省、跨区域的灵活调度,成为目前除三大油以外唯一具备全国跨省陆上管输网络的运营商。

  在国际资源交付方面,公司以新奥舟山接收站为支点,通过向国家管网公司接收站获取增量窗口期、与生态伙伴进行窗口期串换等模式,打通全国沿海接收站进口通路。2021年度,公司申请并使用了10个国家管网公司接收站窗口期,是除三大油以外,使用国网接收站窗口期最多的托运商,良好的履约能力也为公司未来与国网及其他接收站的合作打下良好基础。

  在资源储备方面,作为目前国家管网公司唯一对第三方开放的地下储气库,文23也成为公司链接资源与客户,储气调峰、平抑供需错配的重要环节。2021年度,公司成功获取5000万方文23储库租赁库容,以库容及配套管容能力为切入点,进一步贯通非常规资源和客户需求,在国际LNG价格高企的背景下,首次实现将更具经济性的非常规资源供应至浙江省,在保证客户供应的同时降低整体资源成本。同时,公司在华北地区落实河南储运、河北金藁、淄博诚意等多个储库库容,配合自有资源储备能力,极大降低需求、资源、通道间的供需错配,提升多元化调节能力。截至报告期末,公司自有中输及主干管道长度约7.3万公里,自有、托管及租赁储气能力超过6亿立方米。

  全产业链上深耕不辍的探索与创新帮助公司持续拓展在天然气行业中的深度与广度,成为公司天然气业务稳健发展的核心驱动力。

  公司根据综合能源项目所在地的资源条件、客户的能源需求、负荷预测等设计最优的供能技术路线。年内投产的综合能源项目规划方案融合了生物质、光伏、地热、天然气、储能等低碳能源及技术。其中已于去年投运的北京大兴国际机场临空经济区是国家级临空经济示范区,该项目依托智慧城市+“LoRa”物联网技术及数字化终端,搭建智慧能源系统,综合利用地热能、太阳能等可再生能源,为区域综合能源管理和“双碳”目标提供支撑。项目达产后每年用能规模为4,431万千瓦时,预计每年可节约0.9万吨标准煤,减少二氧化碳排放2.4万吨。

  为进一步完善天然气全产业链布局,打造天然气产业智能生态运营商,公司在继2020年完成对新奥能源的重大资产重组后,在2021年启动了对新奥舟山LNG接收站的置入工作。依托舟山接收站,公司在“国际国内、气态液态、自有三方、现货长约、实货纸货”等方面拥有更多业务选择权和灵活性。舟山接收站在帮助公司保障客户供应、灵活调整业务策略、夯实战略定位等方面贡献了不可或缺的力量。

  在综合能源业务方面,公司重点开发低碳园区、低碳工厂、低碳建筑、低碳交通四大类客户,以绿色低碳整体解决方案切入,大力发展终端节能、工艺优化、能源设施托管运营等用能侧服务业务。公司发挥综合能源方案的协同优势,积极布局分布式光伏,年内已签约光伏装机规模达380兆瓦;策略性布局储能业务,探索“荷源网储”的整体解决方案以提升项目收益;推动交通行业的低碳转型,以统一模式、统一标准、统一数据,在泉州、上海建设充、换电站的试点项目,目前共投运20座,在建超过25座。

  氢能方面,公司在氢能制取技术、工程等方面均有完善且深入的布局。在制氢技术方面,公司拥有14项专利技术,这些专利已在21个项目中得到成熟应用。在制氢工程方面,公司拥有丰富的项目积累,在建和已经为客户交付的制氢工程项目达32个。强大的制氢工程能力也吸引了中国船舶重工集团公司第七一八研究所(以下简称“718所”)。718所是集科研开发、设计生产、技术服务于一体的国家级军工科研院所,在氢能产业咨询、规划设计等方面拥有核心优势。公司与718所合作,在河北张家口建设氢能产业化应用示范园并配套加氢站项目。该项目在2020年开始试生产,2021年正式投入运营,制氢规模为2000标方/小时,为张家口地区300余辆氢燃料公交车在北京冬奥会期间及后期提供原料。同时,公司与718所全资子公司中船派瑞氢能科技有限公司签署战略合作协议,未来双方将在氢能技术开发、技术产业化推广及服务等领域扩大合作的深度和广度,实现资源共享、合作共赢。在辽宁葫芦岛,公司以自有天然气为原料,依托自有制氢专利技术,自主设计并建设制氢工厂,为药化行业客户提供1200万方/年的氢气供应。同时,为促进公司天然气业务与氢能利用更好结合,公司与国内知名院校合作,公司将在石家庄建设氢能实验室,依托现有资源,发挥能源全场景优势,开展氢能全产业链相关技术研发工作。

  在储能技术研发方面,公司依托自身拥有的丰富天然气资源,瞄准固体氧化物燃料电池(SOFC)在国内市场的空缺,自主设计并研发6kWSOFC系统,同时申报相关技术专利9项。该系统发电效率在国内首次达到60%以上,并实现连续稳定运行。领先的核心技术优势帮助公司获得国家科技部2020年国家重点研发项目“固体氧化物燃料电池发电系统技术”,承接30kWSOFC的研发工作。SOFC以天然气为原料,通过电化学反应直接将化学能转化为电能,这也使得SOFC比传统化学能-热能-机械能-电能的发电技术,拥有更高的发电效率。据研究,SOFC发电效率可超过60%,远超出质子交换膜燃料电池、传统燃气轮机等40%以下的发电效率。基于其发电效率高、运行安静、灵活模块化设计等优势,SOFC在欧美已得到广泛应用,客户以数据中心、大型仓储、医疗中心为主,应用项目包含美国苹果总部、纽约市政大楼、AT&T数据中心、诺基亚办公大楼等。在国内,由于较高的技术壁垒,SOFC暂未达到商用规模。公司对SOFC的研究旨在发开满足商业用电的系统输出标准,并形成具有自主知识产权的SOFC系统集成技术。公司计划在明年完成30kW的系统集成,力争在2024年实现外部商业化运行。

  报告期内,公司已基本实现城市燃气、天然气贸易、物流输配、基础设施运营、设计与建造、安全运营等业务领域的天然气核心场景数智化。城燃数智安全体系、需供输储智能匹配、运输安全管控、基础设施智慧运营、工厂网络设计平台等数智化产品的升级、应用均取得了显著进展。

  后续公司将以构建数智能源生态、推动商业创新发展为目标,利用数智产品贯穿天然气业务全场景,通过需供输储智能匹配和智能交易与交付,实现供应链智能协同与优化创值,助推公司业务转型升级;同时深入推进安全运营数智化,以物联为基础,沉淀产业智能,迭代安全数智产品,完善数智安全防控体系,打造行业安全品牌,赋能生态伙伴安全运营。

  2021年,公司深入推行可持续发展战略,参照国际标准搭建了完整的治理架构与执行体系,通过设立ESG委员会及管理团队,不断强化ESG的战略引领作用,将ESG要素根植于核心业务与企业文化中。公司在2021年初首次发布《2020环境、社会及管治报告》,获评MSCI的ESG管理水平BB级,同时被纳入MSCI中国A股指数及恒生A股可持续发展企业基准指数,反映出资本市场专业机构对公司ESG管理水平、长期投资价值的充分肯定。

  为积极应对气候变化,实现“2050年自身净零排放”的宏伟目标,公司于本月发布了《绿色行动2030—新奥股份的碳中和之路》或《绿色行动2030—新奥股份碳中和白皮书》(暂定)。该项行动计划全面覆盖公司各业务板块及办公层面范围一、范围二排放的2030年阶段性目标,旨在推进自身实现净零排放进度,同时服务于社会清洁低碳发展取得更大进展。

  展望未来,新奥股份将踔厉奋发、全力以赴,为实现经济、环境与社会的可持续发展贡献更多力量,努力推动中国乃至世界的绿色低碳能源的高效发展和社会经济的进步,共建清洁美丽新世界。二、报告期内主要经营情况二、报告期内主要经营情况二、报告期内主要经营情况二、报告期内主要经营情况二、报告期内主要经营情况二、报告期内主要经营情况二、报告期内主要经营情况二、报告期内主要经营情况二、报告期内主要经营情况二、报告期内主要经营情况二、报告期内主要经营情况二、报告期内主要经营情况二、报告期内主要经营情况二、报告期内主要经营情况二、报告期内主要经营情况二、报告期内主要经营情况二、报告期内主要经营情况二、报告期内主要经营情况二、报告期内主要经营情况二、报告期内主要经营情况二、报告期内主要经营情况二、报告期内主要经营情况二、报告期内主要经营情况二、报告期内主要经营情况二、报告期内主要经营情况二、报告期内主要经营情况二、报告期内主要经营情况二、报告期内主要经营情况二、报告期内主要经营情况二、报告期内主要经营情况二、报告期内主要经营情况二、报告期内主要经营情况二、报告期内主要经营情况二、报告期内主要经营情况二、报告期内主要经营情况二、报告期内主要经营情况二、报告期内主要经营情况二、报告期内主要经营情况二、报告期内主要经营情况二、报告期内主要经营情况

  2021年,公司依托庞大的下游客户及新奥舟山为业务支点,在资源、需求、实纸结合方面前瞻布局、灵活决策,全年直销气量达41亿方,同比增加3.4倍。

  公司紧抓行业整合的机遇,凭借敏锐的市场洞察力、卓越的安全运营管理及灵活的项目开发策略,配合领先的泛能理念,于年内获取了河南汝阳产业聚集区等17个城市燃气项目独家经营权。截至2021年末,公司在全国拥有252个城市燃气项目,地域覆盖包括安徽、福建、广东、广西、河北、河南、湖南、江苏、江西、辽宁、山东、浙江、上海、天津等20个省市及自治区。2021年度,天然气零售气量达252.7亿立方米,同比增长15.1%。

  “双碳”背景下,政府重点突出绿色低碳发展,深化大气污染防治,加速各领域绿色转型。随着新开发的工商业用户逐步用气及新项目获取,公司的客户规模和燃气分销网络将进一步扩大。报告期内,公司对工商业用户的零售气量达199亿立方米,同比增长17.9%,占天然气零售气量的78.8%。

  报告期内,受惠于新开发居民用户逐步开始使用天然气,公司对居民用户的零售气量达47亿立方米,同比增长12.4%,占天然气零售气量的18.6%。

  2021年,公司把握碳中和、产业转移、清洁供热、能源体制改革推进等多重机遇,充分运用数智技术,强化泛能理念牵引,紧抓政府、客户绿色低碳需求,聚焦双高行业及园区客户,能碳融合升级,积极发展综合能源业务。年内,公司共有31个综合能源项目完成建设并投入运营,累计已投运综合能源项目达150个,为公司带来冷、热、电等总共190.65亿千瓦时的综合能源销售量,同比增长58.3%。另有在建综合能源项目42个,当在建及已投运项目全部达产后,综合能源需求量可达360亿千瓦时。

  报告期内,公司开发25,331个工商业用户(已装置日设计供气量2103.6万立方米之燃气器具)。“煤改气”的新用户开口气量约568万立方米/日,占新开发工商业用户的27%。截至2021年底,公司服务的工商业用户累计达到202,459个(已装置日设计供气量1.63亿立方米之燃气器具)。

  报告期内,公司区域内的房地产市场平稳,完成262万户新开发家庭用户的工程安装,较去年同期增加32.9万户。当中新房、老房及“农村煤改气”用户分别占新开发家庭用户的71%、15%及14%。每户平均工程安装费为2,536元。截至2021年底,公司累计已开发2,583.5万个家庭用户,平均管道燃气气化率为62.4%。

  2021年度,工程建造业务逐步实现外部转型。报告期内,公司成功签约邯钢焦炉煤气制氢项目,该采用焦炉气制LNG后配套PSA制氢及充装装置,设计LNG生产规模14吨/小时,氢气生产1吨/小时。该项目将有力推动当地焦炉煤气的综合利用,通过利用焦炉煤气中一氧化碳、氢气等有效成本,同时脱除焦炉煤气中硫等有害成分,实现“双向减排”,为焦炉煤气制氢行业打造标杆项目。同时,公司承接中海油石化工程项目管理服务项目(PMC项目),为中海油石化总承包的接收站、石化、原油储备等多个项目派驻土建、安装、质量、安全、进度、费控等各类专业项目管理人员。该PMC项目是公司首次进入专业项目管理服务领域,将极大提升公司工程建造业务项目管理水平,同时为公司后续发掘工程业务商机奠定良好基础。

  2021年度,公司通过精益运营充分释放资源价值。报告期内,公司实现商品煤销量390万吨,甲醇销量142万吨,自有及托管液厂LNG销量40万吨。

  公司坚持以客户为中心,持续深化客户需求认知,在保障燃气安全服务基础上,不断创新服务模式,拓展服务产品品类,以安全、低碳和智慧为切入点和核心价值,形成了满足客户多元化、差异化需求的创值产品族。报告期内,公司推广了包括360°厨房产品、管道暗装、供暖产品、安防产品、精装房全屋配套、LoRa数智物联、NFC惠民卡等产品及服务,进一步释放了燃气用户的延伸服务价值。目前,增值服务在公司现有客户群的渗透率仅为9%,在年内新开发客户中的渗透率则有21%,业务正在快速发展阶段,相信增长潜力巨大。

  数智化业务方面,公司持续开拓外部客户,2021年度,好气网实现新增注册企业用户900余家。针对LNG接收站、化工工厂的多用户智慧运营系统也成功推广至多个外部接收站、化工园区。在危化品运输方面,运途云平台2021年新增物联危化品运力2703台,LNG槽车行业覆盖率达到75%。

  公司主要资金来源包括经营所得、融资、投资所得及股本。经营收支、资本开支以及借贷偿还是影响公司未来货币资金的主要因素。

  注1:本报告期公司执行企业会计准则解释第15号,将上市公司合并范围内的财务公司业务按照金融类企业的报表列报要求单独列示,部分货币资金重分类至拆出资金科目,该部分货币资金不受限。

  注2:借贷总额及借贷净额为剔除长期应付款及一年内到期的非流动负债中与融资行为无关的部分。

  截止2021年12月31日,公司不受限货币资金合计123.48亿元,较年初增加7.17亿元,主要为经营所得。报告期内,公司合理高效的使用经营收入及银行信贷资源,实现有息负债规模下降15.33亿元,同时储备未使用银行授信424亿元(2020年:196亿元),以满足公司各方面业务的融资需求。公司无需过度依赖借贷,而会维持适度的债务规模来为公司经营提供资金。

  截止2021年12月31日,公司借贷总额为305.58亿元,较去年初下降15.33亿元,主要由于公司稳定的自由现金产出能力、优秀的流动性管理以及严格稳健的财务政策所致。同时,受公司重大资产重组项目影响,公司2020年总权益较19年同期有所下降,截止本报告期末已恢复并增加至461.66亿元,导致净资产负债比率较去年同期下降18.56%至39.45%。

  截止2021年12月31日,公司以外币计价的融资金额为30.84亿美元(2021年年初为30.78亿美元),相当于人民币196.61亿元(2021年年初相当于人民币200.85亿元),其中长期债务占比59.62%(2020年为54.34%)。

  公司使用外汇衍生产品对本公司以美元计价的应付债券及银行借款面临的外汇风险进行管理,以此来规避本公司承担的随着美元汇率变化波动,美元计价的应付债券和银行借款偿还带来的预计未来现金流量发生波动的风险。鉴于人民币兑美元的汇率波动风险仍在,公司将持续密切关注外汇市场走势,并适时采用外币衍生品合约来降低其对公司经营的影响。

  公司致力于严格控制债务水平,在借款期限与融资成本之间取得平衡。在管理借款时,尽可能将还款时间分散,以降低短期流动性压力。2021年,公司持续控制短期债务规模:报告期内,公司完成重大重组项目非公开发行A股股票工作,募集资金用于支付交易价款并置换部分前期自有及自筹资金投入,有效减少融资需求;公司在境外成功发行5年期美元债券8亿美元,募集资金全部用于偿还当年到期的美元债券5亿美元及其他借款,实现降低财务费用,优化债务结构;公司使用2.27亿美元的6年期借款完成公司重大重组项目的短期并购借款置换工作,降低财务费用,并合理安排未来的偿付计划,将还款时间均衡分散于不同年份。公司多措并举,年末短期债务较年初下降14.26亿元人民币。2022年,公司即将到期的银行及其他金融机构借款将继续使用自有资金及银行信贷资源偿付。因此,公司具有前瞻性的偿付规划及充足的信贷资源储备足够支持借贷偿付。

  报告期内,公司国际评级取得提升,穆迪于2021年2月将公司国际评级由Ba2上调至Ba1,评级展望稳定;惠誉维持公司BBB-的国际评级,评级展望稳定。公司下属子公司新奥能源控股有限公司亦取得评级提升,穆迪于2021年12月将新奥能源国际评级由Baa2上调至Baa1,评级展望稳定;惠誉维持新奥能源BBB的国际评级,评级展望稳定,并于2022年1月将新奥能源BBB的国际评级上调至BBB+,评级展望稳定;标普维持新奥能源BBB的国际评级,评级展望稳定。境内评级方面,联合信用评级有限公司给予公司下属子公司新奥(中国)燃气投资有限公司AAA(稳定)评级。上述评级结果反映了公司稳健的财务状况,高度可预见和稳定的营运现金流产出能力,以及强大的信用融资能力所带来的充足财务资源。三、公司未来发展的讨论与分析

  2022年2月,在欧盟发表的绿色新能源方案中,天然气相关基础设施也被纳入“绿色投资”范围,这也进一步验证了天然气作为低碳转型路径中,关键过渡能源的地位,天然气在未来将有更大的发展空间。随着减碳目标的深入推进,亚洲的LNG需求仍将保持强劲,对全球LNG市场产生强劲的稳定和拉动作用。2022年,随着全球多条LNG生产线投产,天然气供应将有较大增长。根据FGE数据,未来2年,新投产LNG产能超过2700万吨,为全球市场带来一定的供应宽松。

  在中国“双碳”目标牵引下,作为能源转型过渡的首选,中国天然气消费量仍将保持快速增长。能耗“双控”等政策将加速拉动工业用气增长。在城市燃气领域,随着中国城镇化进程以及更加完善的供气网络,全国总用气人口将不断增加,创造增量刚性需求。与此同时,可再生能源发电的占比增加也进一步带动启停灵活、供应稳定的燃气发电需求增加,天然气需求在“十四五”及未来更长一段时间内将稳步提升。与天然气市场日益增长的需求相比,国产天然气仍存在缺口。虽然国内上游勘探开发资本支出预计仍会增加,但受制于资源禀赋,2022年度,国产气仍将保持超百亿立方米增量(数据来源:思亚能源)。与此同时,中国将持续增加天然气进口。据公开数据统计,2021年度,中国LNG买家新签27份长期合同,合同量达到2813万吨/年,创下历史最高水平。在进口管道气方面,中国也在持续扩大天然气进口。近期与俄罗斯签订了远东天然气购销协议,合同量至多可达到100亿立方米/年。与土库曼斯坦也重启了中亚D线谈判。随着中国天然气市场化改革不断推进,中国天然气行业仍将处于高质量快速发展时期。

  在中国天然气需求高速增长的前提下,优化天然气管网、储气库等天然气相关基础设施将变得尤为重要。在天然气管网方面,到2025年,国家管网公司计划实现输气干线全互联的目标,形成“四大(进口)通道”和“五纵五横”的干线管网格局。此外,还将规划实现区域用气负荷中心之间互联的干线管道双向输送,直辖市和省会城市双气源双通道供气,以及百万人或年供气3亿方以上地县级城市双通道供气。在储气设施建设方面,作为天然气调峰保供中不可或缺的一环,中国将加快建设,东北、华北两个百亿立方米级储气库基地、环渤海等重点地区LNG储运体系建设工程,为公司工程建造业务带来机会。

  同时,国务院在2021年2月发布的《关于加快建立健全绿色低碳循环发展经济体系的指导意见》中,提出加快基础设施绿色升级,大力推动风电、光伏发电发展,因地制宜发展水能、地热能、海洋能、氢能、生物质能、光热发电。加快大容量储能技术研发推广,这也为工程业务在新能源方面的布局提供支持。

  数据作为新时代的重要生产要素,数智化转型也成为工程建造行业的大势所趋。根据国家工业和信息化部发布的《“十四五”大数据产业发展规划》,支持管网、危化品等企业综合运用设备物联、生产经营等数据,建立分析模型,提升全流程智能化,实现工艺优化、节能减排和安全生产。同时,在工信部发布的《“十四五”信息化和工业化深度融合发展规划》中提出,希望企业通过智能传感、物联网等技术推动全业务链数据的实时采集和全面贯通,构建数字化供应链管理体系,引导企业打造数字化驾驶舱。国家政策的有力引导将为公司工程建造业务数字化转型升级提供有力保障。

  工程安装方面,从国家规划来看,我国未来城镇化仍有较大空间,未来中国城镇化水平仍将逐渐提高,带动天然气消费人口稳步增长。同时,根据《中国天然气发展报告(2021)》,2040年前,中国城镇燃气重点满足新型城镇化建设、北方清洁取暖推进、长江流域采暖需求释放等带来的城镇燃气用能缺口;稳步拓展工业“煤改气”,以打造低碳工业园区为着力点,助力重点工业领域碳达峰。满足化工产业需要,合理引导化工原料用气发展。这一系列需求将进一步推动公司工程安装业务增长。

  2021年党中央国务院出台的《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》及《国务院2030年前碳达峰行动方案》等双碳纲领性文件体现了中国在碳治理理念和方式上的深刻变化。国家提出在以能源安全和经济发展为底线的情况下,同时重视供能侧及用能侧优化。2021年3月,国家发展改革委、国家能源局联合发布了《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》,《指导意见》指出,源网荷储一体化和多能互补是促进能源行业转型和社会经济发展的重要举措。一方面,建设综合能源系统就是整合区域内可再生能源、天然气等多种能源资源,实现异质能源子系统间的协调规划、优化运行、协同管理、交互响应和互补互济,有效提升能源利用效率、促进能源可持续发展。另一方面,依托综合能源系统,通过天然气冷热电联供、分布式能源和能源智能微网等方式,结合数智技术,可实现多能协同供应和能源综合梯级利用,提高能源系统效率,降低能源生产与消费成本。国家碳治理思路的逐步落地也为公司综合能源业务快速发展带来机会。

  在新能源方面,2021年3月,中央首次提出“构建以新能源为主体的新型电力系统”。此基础上,各省中纷纷将光伏、风电等装机规模纳入“十四五”规划中。例如山东计划到2025年,风电累计装机容量达到25GW,光伏累计装机容量达到57GW以上,整县分布式光伏规模化开发容量达到20GW以上。浙江计划到“十四五”末,力争光伏装机达到2750万千瓦以上,新增装机在1200万千瓦(12GW)以上。广东计划到2025年,新能源发电装机规模约10250万千瓦,新增的风电、光伏、生物质装机将达到29.11GW。

  在储能方面,2022年2月,国家发改委、能源局发布《“十四五”新型储能发展实施方案》,要求到2025年,新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段,具有大规模商业化应用条件,新型储能技术创新能力显著提高,核心技术装备自主可控水平大幅提升,标准体系基本完善,产业体系日趋完备,市场环境和商业模式基本成熟;到2030年,新型储能全面市场化发展。

  展望未来,光伏、风电等新能源发电以及储能业务仍将有极大的发展机遇,这也将提升公司在综合能源业务中融合新能源的速度和力度。

  2022年,煤炭供需矛盾将得到缓和,煤炭供应在政策支持下将稳定增加,但受极端天气频发、进口煤资源紧张、需求持续增长等因素影响,季节性、区域性供求关系紧张仍然存在。需求方面,由于我国经济结构调整步伐加快以及能源结构调整,固定资产投资回落将带动电力、冶金、建材、化工等高耗能产业增速回落,新能源、可再生能源快速发展,消费比重提高,对煤炭的替代作用逐渐增强。但作为我国主要能源,煤炭产业在短期内不会有很大的转变或直接被替代。煤价方面,受政府引导煤价回归合理区间的坚定决心,2022年电煤中长期合同执行新的长效定价机制、依据《价格法》引导市场煤价等实质性措施影响,2022年动力煤价格将逐步回归合理区间。

  2022年,甲醇产业将进入有序调整期,但市场仍有不确定性,价格预计宽幅震荡。从供应角度看,国内供给端大概率出现收缩,国际供给因运力、仓储等问题也将进入稳定期。在需求端,甲醇下游消费大类预计总体变化不大,围绕传统下游、烯烃、燃料三类。传统下游需求或稳中有增,部分小类品种值得关注,如BDO、DMF、有机硅等高利润下游未来可能成为引起市场价格变化的波动点。甲醇制烯烃新项目的投建或将继续引领中国甲醇需求格局的调整和优化。除甲醇基本面外,随着甲醇衍生品交易的增加,期货、期权以及互换等,预计2022年甲醇交易模式或进一步多样化。

  新奥股份定位于天然气产业智能生态运营商,公司以能源全场景为“一体”,两大创新数智平台为“两翼”,以泛能理念为牵引,通过“需供互通、多能互补,智能匹配”,不断提升核心竞争力。借助庞大的分销能力,深化客户认知,夯实客户需求管理,持续扩大需求生态;发挥舟山接收站支点作用,统筹优化资源,提升资源可控度,着力构建长期稳定、有竞争力的资源生态;多措并举构建包括储气库、接收站、城燃储罐在内的多级储备网络,做强储备生态;构建气液态互补的智能交付网络,加快区域基础设施的互联互通,持续做大交付生态;加速聚合天然气需求/资源/储备/交付生态,基于全国动、静态产业数据,通过智能算法,进行全国资源统筹优化、通路智能寻优、需供输储智能匹配,实现生态伙伴的高效互动和精准赋能。不断沉淀产业智能,打造天然气行业智能平台。同时,立足能量全价值链,从单个企业和园区优化、到区域优化,再到广域优化,逐级延展,扩展可再生为主的综合能源形态,加速布局泛能产业,打造智能化低碳解决方案,实现能效最高、价值最优。

  2022年,公司将积极把握低碳发展和天然气市场化改革机遇,通过数智技术,加速聚合天然气产业生态。为确保上述目标达成,公司将重点做好如下工作:

  在客户需求方面,深度挖掘客户需求,充分运用数智技术,创新业务模式,推动可再生能源、天然气、余热等低碳能源替代高碳能源,因地制宜为客户提供多产品组合的能源解决方案。同时紧抓行业窗口期,依托安全、高效等核心能力,以安全品牌、数智化运营、灵活资本手段等方式切入,满足生态伙伴对清洁能源的需求。

  在资源统筹方面,通过生态协同,公司将持续深化与三大油的合作,并与非常规资源商、LNG液厂等伙伴建立长期合作关系,同时也将持续加强在国际资源中获取长中短期LNG资源的能力,着力构建起长期稳定、多元、可控的资源生态。此外,公司将积极获取LNG接收站、管容、资源上下载点等关键中游设施基础能力,从而实现资源灵活组合和优化。

  在输储方面,公司将多措并举构建地下储库、接收站、城燃储罐为主的多级储备网络,同时加快区域管网互联互通,打造高效、便捷的托运网络,实现资源高弹性和最优化配置,满足客户需求与资源的高效链接。

  随着中国“双碳”政策的密集推出,能耗双控日益严格,气、电、碳市场化改革深入推进,公司将精准把握低碳产业主动权,紧抓市场窗口期,因地制宜,从安全、热能、光伏、电能、碳、数智化等六个切入点加速拓展客户。新客户多点切入、灵活扩展,存量客户深耕细作、多维延伸,重点开发低碳工厂和低碳园区业务,培育低碳建筑业务,探索低碳交通业务。

  低碳工厂业务以制造业、高耗能企业为重点,从热力托管向电能服务方向扩展、从运维向托管延伸,由点及面,逐步实现冷、热、气、电多能源协同、用供一体优化。园区作为节能减碳的主战场,公司将立足区域视角,因地施策,以低碳规划、低碳资源、用能侧服务等方式切入,实现高质量发展。同时公司将把握低碳、绿色发展契机,快速落地低碳建筑解决方案,既有建筑采用平台、方案、设施租赁等多点切入,新建筑从规划设计入手,向能源托管延伸,通过节能、低碳能源替代等拓展。对于低碳交通业务,公司将聚焦重点城市持续推动换电站布局,快速落地以换电为基础的交通泛能新模式。

  能源生产业务,公司将坚持以需求为牵引,通过供需高效互动,提升能源生产服务能力。公司通过持续提升精益运营水平、稳产提效,释放资产价值;通过深化工贸融合,构建全国煤炭资源网络,聚焦西北、华东等区域建立重要储运支点,实现多能源快速调配供应。同时公司将积极探索甲醇在交通、燃料、储能等领域潜在市场,进一步扩大能源产品供应品类和规模,提升产品价值。

  工程建造业务,一方面通过技术研发、联盟合作等方式快速获取核心技术,做强工程能力生态,重点聚焦LNG接收站、储气库、大管线等天然气优势领域,加快区域化布局,实现天然气建造业务的快速增长与延伸发展。另一方面公司将发挥全场景业务协同优势,重点聚焦高耗、高排产业和园区,加速布局光伏、氢能、生物质等综合能源业务,内联外拓、创新模式,落地标杆示范项目,探索增长新赛道。

  公司将以客户需求为原点,聚焦用能服务、交易和供应链三大核心业务场景,以提升客户体验为目标,持续迭代能源客户认知、需供输储智能匹配、智能交易交付、城燃智能管网调度、接收站多用户运营、安全生产等核心数智产品。同时基于新奥自身业务场景,通过全场景数智产品应用,打通业务闭环,沉淀产业智能,例如通过智能交易交付产品,实现天然气线上采购、运力跟踪与结算支付,确保灵活交易、便捷交付,提升客户用能服务体验,助推天然气产业转型升级。

  公司的天然气主要依靠向上游供应商采购,对上游供应商的依赖性较强。若上游气源单位出现供应短缺,则会对公司的经营产生不利影响。受国内外复杂经济形势影响,天然气价格近年来波动较大。未来公司不能积极应对天然气价格改革,灵活采取价格策略,天然气销售价格的调整幅度不能覆盖公司在管道及非管道气销售业务中所付出的原材料、劳动力等成本的变动幅度,原材料价格波动可能会影响公司的经营业绩。

  天然气属于易燃、易爆气体,天然气的储存、配送对安全经营要求很高。尽管报告期内新奥能源没有因为储存、配送运输设备意外发生故障、员工操作不当等原因,导致发生火灾、爆炸等安全事故或者因为上述原因被有关部门要求停工、检修的情形,但未来如果由于储存、配送运输设备意外发生故障、员工操作不当或者自然灾害等原因,导致发生火灾、爆炸等安全事故,威胁生产人员的健康和安全,安监部门可能要求停工、检修,将会给生产经营带来损失,从而影响企业的日常经营。

  截至本报告报出日,公司存续美元融资余额为29.19亿美元,随着人民币汇率形成机制的市场化程度不断提高,人民币的币值受国内和国际经济、政治形势和货币供求关系影响,未来人民币兑美元的汇率可能与现行汇率产生较大差异,公司可能面临一定的汇率波动风险。针对可能存在的汇率风险,公司拟通过加强汇率趋势研究、控制资金收付节奏、匹配资金收付币种,采取有利的币种和结算方式并根据汇率变动走势,适时利用金融工具进行套期保值、约定保护性合同条款等措施降低汇率波动对公司业绩的不利影响。

  公司的利率风险产生于银行借款等带息债务。浮动利率的金融负债使公司面临现金流量利率风险,固定利率的金融负债使公司面临公允价值利率风险。公司根据市场环境来调整固定利率及浮动利率贷款的相对比例,并利用利率掉期等衍生产品进行套期保值。

  公司的衍生产品是以降低外汇敞口和商品价格风险为目的,与若干金融机构签订的多份外币衍生合约和商品衍生合约。外币衍生合约允许公司在到期日以约定人民币/美元汇率购买美元,绝大部分该合约指定为套期工具;商品衍生合约则可以对冲与原油、HH、TTF、JKM等多种指数挂钩的LNG合约,以稳定其未来LNG采购成本,部分该合约指定为套期工具。公司衍生产品面对的风险主要为大宗商品价格风险与操作风险。针对大宗商品价格风险,公司依据市场情况及公司上游采购与下游销售需求,择机、分批建仓,并在控制风险的条件下灵活调整仓位。针对操作风险,公司通过认真研究基差的变化规律,合理选择远期品种,并在基差可能出现重大不利变化时及时调整保值操作,将套期工具与被套期产品之间价格波动不同步所带来的风险降至最低。而对于降低电脑系统或内部控制系统的不完善而导致的操作风险,公司通过减少不适当的人工干预和完善电子信息系统来规避此风险。

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  最后3分钟,多股尾盘异动原因曝光!北向资金挂单量一度超390亿元,股民发问“弄啥嘞?”

  迄今为止,共23家主力机构,持仓量总计9268.28万股,占流通A股6.47%

  近期的平均成本为15.10元,股价在成本下方运行。空头行情中,目前反弹趋势有所减缓,投资者可适当关注。该股资金方面呈流出状态,投资者请谨慎投资。该公司运营状况良好,多数机构认为该股长期投资价值较高。

  限售解禁:解禁28.25万股(预计值),占总股本比例小于0.01%,股份类型:股权激励限售股份。(本次数据根据公告推理而来,实际情况以上市公司公告为准)

  限售解禁:解禁2459万股(预计值),占总股本比例0.86%,股份类型:定向增发机构配售股份。(本次数据根据公告推理而来,实际情况以上市公司公告为准)

  限售解禁:解禁430.3万股(预计值),占总股本比例0.15%,股份类型:股权激励限售股份。(本次数据根据公告推理而来,实际情况以上市公司公告为准)

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