主营业务:
集团的主要业务为在中国境内建设、经营发电厂，包括大型高效的燃煤、燃气发电机组及多项可再生能源项目，所生产的电力供应至电厂所在地的电网公司。
报告期业绩:
二零二三年集团实现营业额约为人民币1,163.76亿元，比二零二二年度增加约9.83%；其中售电收入约为人民币961.52亿元，比二零二二年度增加约0.69%；售热收入约为人民币96.24亿元，比二零二二年度增加约7.28%；售煤收入约为人民币106.01亿元，比二零二二年度增加约609.59%。
报告期业务回顾：
发电生产截至本报告日，集团控股发电装机容量为58,449.78兆瓦。二零二三年集团完成发电量223.80百万兆瓦时，较上年同期增长约1.30%；完成上网电量209.55百万兆瓦时，较上年同期增长约1.21%；集团发电机组设备的全年利用小时为3,956小时，其中燃煤发电机组的利用小时为4,301小时，天然气发电机组的利用小时为2,188小时，水力发电机组的利用小时为3,795小时。供电煤耗累计完成289.34克╱千瓦时。
业务展望：
(1)行业竞争格局和发展趋势中央经济工作会议强调，要坚持稳中求进、以进促稳、先立后破，牢牢把握高质量发展的首要任务，不断巩固和增强经济回升向好的态势，著力扩大中国国内需求、扩大高水平对外开放等，都将有力拉动电力需求保持增长。产发电装机规模将再超3亿千瓦，于二零二四年底，全国发电装机容量预计达到32.5亿千瓦，同比增长12%左右。火电装机容量将达到14.6亿千瓦，其中煤电装机容量将达到12亿千瓦左右。预计二零二四年迎峰度夏和迎峰度冬期间全国电力供需形势总体紧平衡。电力供应和需求，以及气候的不确定性等多方面因素交织叠加，给电力供需形势带来不确定性。
从我国的现实国情、资源禀赋、能源转型进程看，二零三零年前煤电仍是保障国家能源安全、供应链安全、稳增长促发展及民生供热的重要支撑。国家大力推进煤电联营、煤电与可再生能源联营，开展‘三改联动’与专业化整合，同时出台金融优惠、电价调节、能源保供特别债以及煤炭优质产能核增、保量控价扩能等系列纾困政策，有助于缓解煤电企业经营压力、改善经营绩效。
(2)集团发展战略以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻落实党的二十大和二十届二中全会精神、中央经济工作会议部署，坚持稳中求进、以进促稳、先立后破。以加快打造强而大的一流能源上市公司为目标，扎实开展上市公司质量提升年活动，统筹推进安全环保、转型发展、提质增效和内控合规风险一体化管理等工作，著力增强集团高质量发展能力和创新协同服务保障能力，不断提高集团形象和市场美誉度。
(3)集团二零二四年经营计划二零二四年集团预计完成发电量约2,200亿千瓦时左右，与上年相比基本持平，发电设备利用小时预期将保持基本稳定。根据各项目的实际进展情况，集团计划二零二四年将投入约人民币97亿元，用于电源项目建设，环保和节能技术改造及参股投资等。
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二零二四年，集团将重点抓好以下四方面的工作：
经营督导不断深入，持续优化财务管控，从效益贡献、盈利能力等方面对所属火电企业进行综合评价，深入研究运营改善方案，助力有关企业改善经营状况，推动集团整体效益大幅提升。加强能源产业政策研究和市场形势研判，督导落实电价政策，量价统筹开展市场交易，不断夯实盈利基础。加强煤炭市场研判与政策分析，督促拓展进煤渠道、优化进煤结构，增加有价格优势的年度长协合同量。持续加强亏损企业治理，煤机、燃机板块亏损面、亏损额实现‘双降’。多措并举压降资金成本，通过存量置换、提前还贷等方式，完成高利率贷款置换及降低财务费用。强化安全环保督导，保持集团安全稳定良好态势。跟踪关注集团系统重大、重要安全隐患治理情况，做好国家重大活动、重要节日期间及迎峰度夏和迎峰度冬期间安全生产和电热保障，确保电热能源稳定供应。深入研究国家环保政策，抓实环保管理，特别是新开工项目，要严格开展竣工环保和水土保持验收，确保新建项目合法合规。持续加强碳资产研究和碳排放管理，跟踪掌握碳排放相关政策，深入研究碳排放权交易对企业效益的影响，做好碳市场交易价格的分析预判，不断提高碳资产管理水平。
强化战略管控，统筹推进集团转型发展。结合各区域政策机遇和投资收益等情况，主动加强项目发展维度研究，不断拓展集团发展空间，统筹有序推进实施，以高质量投资保障集团高质量发展。要深刻认识中央经济工作会议提出的‘传统能源逐步退出要建立在新能源安全可靠的替代基础上’的具体要求，统筹谋划集团战新产业布局，推动更多优质项目加快落地。争取通过参股投资等方式，尽快实现集团海外发展的‘零突破’。
著力增进市场认同，巩固提升集团良好形象。根据新修订的公司法，修订完善公司章程，进一步完善现代企业制度体系，与时俱进完善公司治理机制。对照监管机构最新要求，持续抓好集团‘三会’运作管理，推动集团治理质量和管理效率‘双提升’。密切关注市场动态，坚持市场导向和问题导向，不断密切与投资者的关系，加强与资本市场的沟通互动，不断提高企业的市场形象和品牌价值。
(4)可能面对的风险及对策一是电力市场风险。随著我国新能源装机比例持续快速增长，火电企业的发电空间进一步被压减，集团存在电量下降的风险。煤电容量电价机制正式实施，电力现货交易市场全面推开，都给集团的经营带来了不确定性。集团作为以火电装机为主体的传统能源发电企业，正在由发电向发电兼调峰转型，随著技改的深入、调峰的增加，利用小时数也会出现持续下降的风险。
集团将立足于我国能源资源禀赋、经济社会发展等实际国情，积极融入和服务新型电力市场建设。深入研究国家发改委、国家能源局关于加快电力现货市场建设和建立煤电容量电价机制的有关政策要求，落实燃煤上网电价政策和煤电容量电价机制落地，争取燃机电价政策，提升集团发电效益。科学参与现货市场交易，确保中长期交易电量不低于各区域装机占比，交易电价不低于市场交易平均价格。认真研究辅助服务相关规则，制定措施参与辅助服务市场，提升辅助服务收益。二是项目发展风险。随著新型电力系统的加速构建，抽水蓄能项目已经进入大规模建设周期，受到国家抽蓄规划深度调整，项目选址和建设周期长等因素的影响，集团部分抽水蓄能项目的纳规仍存在较大不确定性，短期很难形成规模效应。新型储能、地热、制氢与氢能利用等新领域的发展前景较好，但配套政策不完善、市场条件不成熟等因素也部分制约了预期发展速度。
集团结合各区域政策机遇和投资收益等情况，主动加强项目发展维度研究，不断拓展集团发展空间，统筹有序推进实施，以高质量投资保障集团高质量发展。统筹谋划集团战略性新兴产业布局，推动更多优质项目加快落地。
三是燃料市场风险。煤炭保供政策将逐步取消，电煤中长期合同不再要求全覆盖，煤炭供应增速将有所下降，集团部分发电企业可能因长协合同占比下降而承担燃料成本升高的风险。
集团将持续加强新形势下煤炭采购策略的研究，优化订货结构、供煤结构，统筹量价管控，按照企业边际贡献，分类做好保障，争取集团整体效益最大化。巩固与传统优质大矿的供需关系，结合市场形势及时优化采购和库存策略，做好季节性电煤储备，确保迎峰度夏和迎峰度冬期间稳定供应。
四是安全环保风险。集团目前受机组频繁启停、长时间深度调峰、尖峰负荷突出等运行方式影响，设备可靠性和机组灵活性问题开始增多，安全环保形势面临严峻挑战。生态环境保护等主管部门制定了非常严厉的环保管理制度，碳履约也由以前的‘两年一履约’改为‘一年一履约’，碳配额核算基础值逐步降低，也导致火电企业环保压力和经营风险进一步加大。
集团将深入开展安全生产隐患排查治理、防汛、‘安全生产月’活动，不断夯实安全生产基础。面对二零二四年碳排放配额盈余量降低的情况，集团作为以煤电企业为重资产的常规能源上市公司，要提前谋划、早做准备，将持续加强碳资产研究和碳排放管理，跟踪掌握碳排放相关政策，深入研究碳排放权交易对企业效益的影响，指导各发电企业按照碳排放‘双控’要求，有针对性地进行技术改造，做好碳市场交易价格的分析预判，不断提高碳资产管理水平。
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