一、报告期内公司所属行业及主营业务情况说明　　报告期内公司所属行业情况说明：　　根据国家相关机构统计，2025年上半年全社会用电量完成4.84万亿千瓦时，同比增长3.7%，增速比上年同期下降4.4个百分点；其中第一产业同比增长8.7%，第二产业同比增长2.4%，第三产业同比增长7.1%，居民用电同比增长4.9%。　　截至2025年6月底，全国全口径发电装机容量36.5亿千瓦，同比增长18.7%。其中火电14.7亿千瓦；水电4.4亿千瓦；风电和太阳能发电合计装机规模16.7亿千瓦，同比增长41.7%，占总装机容量的45.9%。　　2025年上半年全国规模以上电厂发电量4.54万亿千瓦时，同比... 查看全部▼

　　一、报告期内公司所属行业及主营业务情况说明
　　报告期内公司所属行业情况说明：
　　根据国家相关机构统计，2025年上半年全社会用电量完成4.84万亿千瓦时，同比增长3.7%，增速比上年同期下降4.4个百分点；其中第一产业同比增长8.7%，第二产业同比增长2.4%，第三产业同比增长7.1%，居民用电同比增长4.9%。
　　截至2025年6月底，全国全口径发电装机容量36.5亿千瓦，同比增长18.7%。其中火电14.7亿千瓦；水电4.4亿千瓦；风电和太阳能发电合计装机规模16.7亿千瓦，同比增长41.7%，占总装机容量的45.9%。
　　2025年上半年全国规模以上电厂发电量4.54万亿千瓦时，同比增长0.8%。其中，火电同比下降2.4%；水电同比下降2.9%；核电同比增长11.3%。
　　2025年上半年全国发电设备平均利用小时为1,504小时，同比下降162小时，其中火电1,968小时，同比下降130小时；并网风电1,087小时，同比下降47小时；太阳能发电560小时，同比下降66小时；水电1,377小时，同比下降100小时。
　　中国电力企业联合会预计2025年全年全社会用电量增速处在5%-6%左右，全国新增电源装机仍然保持快速增长。
　　今年以来，电力市场建设持续推进。2月9日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号），规范有序推动新能源项目全部进入电力市场，上网电价由市场交易形成，并在电力市场外建立可持续发展差价结算机制，支持新能源高质量发展。4月29日，国家发展改革委、国家能源局印发《电力辅助服务市场基本规则》，健全电力辅助服务市场价格形成机制和费用传导机制。4月29日，
　　国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司发布《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2025〕394号），要求全面加快电力现货市场建设、全面开展连续结算运行，充分发挥现货市场发现价格、调节供需的关键作用，明确了各地区电力现货市场建设的关键时间节点。
　　报告期内公司主营业务情况说明：
　　2025年上半年，公司实现营业收入人民币1,120.32亿元，同比下降5.70%；实现归属于母公司股东的净利润人民币92.62亿元，同比增长24.26%，每股收益为人民币0.50元。上半年，公司火电板块税前利润汇总金额为人民币80.66亿元，同比增利人民币35.60亿元；风电板块税前利润汇总金额为人民币39.10亿元，同比减利人民币1.21亿元；光伏板块税前利润汇总金额为人民币18.23亿元，同比增利人民币5.78亿元。
　　公司新增并网可控发电装机容量7,987.31兆瓦，均为低碳清洁能源项目，公司低碳清洁能源装机比重同比提高6.34个百分点。截至2025年6月30日，公司拥有可控发电装机容量152,992兆瓦。其中，风电可控发电装机容量为20,038兆瓦，太阳能发电可控装机容量为24,050兆瓦。公司中国境内各运行电厂平均上网结算电价为人民币485.27元/兆瓦时，同比下降2.69%；公司中国境内各运行电厂按合并报表口径累计完成上网电量2,056.83亿千瓦时，同比下降2.37%。公司境内电厂年累计平均利用小时1,502小时，同比减少178小时。其中，燃煤机组利用小时1,839小时，同比减少141小时；风电机组利用小时1,133小时，同比减少67小时；太阳能发电机组利用小时583小时，同比减少11小时。公司累计完成供热量1.88亿吉焦，同比下降5.05%。
　　上半年，国内煤炭市场供需矛盾继续缓解，供需延续宽松局面，煤价整体呈现下跌趋势。公司抓住市场有利时机，科学优化采购策略，统筹长协与现货，提高长协合同履约质量，采购低价现货煤，努力优化存煤结构，燃料成本控制成效显著。上半年，公司累计采购煤炭8,713.67万吨，同比下降10.70%；境内除税发电耗用标煤单价人民币917.05元/吨，同比下降9.23%。
　　公司安全生产、技术经济及能耗指标继续保持较好水平，公司境内火电机组平均等效可用率为93.52%，生产供电煤耗为288.66克/千瓦时,生产厂用电率为4.26%。公司高度重视节能环保工作，目前，公司全部燃煤机组均装有脱硫、脱硝和除尘装置，并完成超低排放改造，各项指标均符合环保要求。
　　公司持续发挥资本市场融资优势，积极响应“两新”等国家支持政策，用好稳增长扩投资专项债资金，利用自身优质等级，积极开拓融资渠道，保持合理稳健的债务结构，助力公司绿色低碳转型和高质量发展。上半年，公司累计落实债务融资超800亿元，综合资金成本进一步下降。上半年，中国会计准则下，新加坡业务实现营业收入人民币96.03亿元，实现税前利润人民币13.63亿元；巴基斯坦业务实现营业收入人民币21.36亿元，实现税前利润人民币4.36亿元。

　　二、经营情况的讨论与分析
　　2025年上半年，公司实现营业收入人民币1,120.32亿元，同比下降5.70%；营业成本人民币900.75亿元，同比下降10.20%；利润总额人民币147.62亿元，同比增长31.93%；净利润人民币123.07亿元，同比增长34.41%；归母净利润人民币92.62亿元，同比增长24.26%。利润增长的主要原因一是公司把握燃料价格下行窗口，科学统筹煤炭长协与现货采购，进一步降低燃料成本，火电板块利润同比增长；二是新能源规模有序扩增，光伏板块利润稳中有增。

　　三、报告期内核心竞争力分析
　　1、规模和装备优势
　　截至2025年6月30日，公司可控发电装机容量为152,992兆瓦，境内电厂累计完成上网电量2,056.83亿千瓦时。公司燃煤机组中，60万千瓦以上的大型机组装机容量超过55%，包括16台已投产的百万千瓦等级超超临界机组。公司风电装机容量迅速增长的同时，装备技术水平也在不断升级，单机5兆瓦及以上的大型风机装机容量超过7,800兆瓦，超过公司风电装机总容量的38%；公司参与研发的全球单机功率和风轮直径最大的直驱型漂浮式17兆瓦海上风电机组顺利下线。
　　2、电厂的区域布局优势
　　公司在中国境内的电厂分布在二十六个省、自治区和直辖市，其中位于沿海沿江经济发达地区的机组利用率和电价水平较高，内陆电厂大多分布在环绕首都和燃料陆运直达区域，有利于多渠道采购煤炭、稳定供给。公司拥有港口及码头资源，对提高集约化燃料管理起到了极大的支持作用，有利于公司统一库存、发挥淡储旺耗的功能，加速煤炭周转，减少滞期费用。公司新能源项目大多分布在消纳能力较强、电价相对较高的区域，同时坚持海上风电规模化、集群化开发，目前已在辽宁、山东、江苏、浙江、广东、海南等沿海地区形成海上风电发展带，有力保障了新能源项目的收益率水平。此外，公司在新加坡全资拥有一家营运电力公司，在巴基斯坦投资一家营运电力公司。公司电厂的境内外区域布局可以形成优势互补、增强抵抗经营风险的能力。3、低碳清洁能源比例不断提高
　　公司积极贯彻能源安全新战略，以“双碳”目标为引领，围绕“十四五”发展目标和战略布局，顺应构建新型电力系统的政策趋势，充分发挥“两个联营”优势，加快绿色低碳转型步伐。截至2025年6月30日，公司风电装机容量为20,038兆瓦（含海上风电5,880兆瓦），太阳能装机容量为24,050兆瓦，水电装机容量为370兆瓦，天然气发电装机容量为15,232兆瓦，生物质能源装机容量为160兆瓦，低碳清洁能源装机容量占比提升至39.12%。
　　4、科技创新节能环保成绩显著
　　2025年上半年公司聚焦服务国家战略，增进对战略新兴产业、未来产业的研发投入，前瞻性布局网络安全、科技兴安、海上风电、燃机自主运维等多个领域，持续推进高质量科技成果转化。“先进低能耗二氧化碳捕集技术”入选生态环境部发布的国家重点推广的低碳技术目录；临沂电厂COAP近零排放技术成果获中国电机工程学会“国际领先”技术鉴定；河南安阳“光伏+生态建设”10万千瓦综合能源创新示范项目全容量并网；湖北虚拟电厂首次参与电力现货市场调电试运行圆满成功。上半年，公司及所属单位共有494件发明专利、45件实用新型专利和141件国际专利获得授权。
　　5、不断完善的公司治理结构和市场信誉优势
　　作为境内外上市公司，公司认真贯彻落实上市地监管要求，积极接受广大投资者的监督。目前公司由股东大会、董事会、监事会和管理层组成的公司治理结构形成了决策权、监督权和经营权之间相互制衡、运转协调的运行机制。不断完善的治理结构、严谨的内控体系、健全的制度机制，有效保障了公司的规范化运作。公司在境内外资本市场积累了良好的市场信誉优势，融资渠道广、融资能力强、融资成本低。
　　6、丰富的资本运作经验和海外发展经验
　　公司先后于1994年、1998年和2001年在纽约、香港和上海三地上市，利用境内外资本市场完成了一系列权益和债务融资，为公司经营筹措了大量资金。公司自成立以来，秉持“开发与收购并重”的发展战略，持续开展多种形式的收购，助力公司快速成长。公司实施“走出去”战略，收购、运营新加坡大士能源，响应国家“一带一路”倡议，全面建成中巴经济走廊首个重大能源项目——巴基斯坦萨希瓦尔燃煤电站，积累了海外发展的宝贵经验。新加坡大士能源通过精益管理、智慧运营等一系列措施，打造了新加坡最具竞争力的综合能源企业之一，获评国务院国资委价值创造行动优秀案例。
　　7、卓越的市场运营管理和客户服务能力
　　公司以市场为导向、客户为中心、效益为目标，通过政策和市场研判、量价统筹，努力增发效益电量。积极参与全国统一电力市场建设，适应市场新形势，不断优化市场营销管理流程、创新运营模式，提升市场交易水平，增强市场竞争力。建立完善的客户服务体系，构建营销数字化系统，建成售电新媒体宣传矩阵体系，按照建设品牌提声誉、新媒体宣传促流量的策略，扩大小微市场份额，推动售电量和用户数量提升，完善用户结构和用电质量，持续保持和巩固公司优秀的客户服务水平。把握需求侧响应、虚拟电厂等新业态市场机遇，加强多市场统筹协同，探索电碳绿证多市场业务协同增效。
　　8、高素质的员工和经验丰富的管理层
　　公司坚持“人才资源是第一资源”的理念，积极推进人才强企战略，注重专业人才、青年人才和国际化人才培养，聚焦公司事业发展，形成了一支结构合理、专业配套、素质优良、忠于华能事业、符合公司发展战略需要的忠诚、干净、担当的高素质专业化人才队伍。公司的管理团队拥有全面的行业知识并深刻了解国内国际业务所在地相关监管制度，紧跟电力行业的最新发展趋势，能够把握市场商机，制定并实施可行的商业策略，评估及管控风险，高质量执行管理及生产计划，有效提高公司价值。
　　9、大股东的强有力支持
　　自公司上市以来，公司大股东在新项目开发、燃料稳定供应、创新技术内部共享及人才联合培养等方面，一直为公司提供强有力资源支持，同时不断将优质资产注入公司，并通过参与公司的股权融资注入现金，有效支持公司持续、稳定、健康发展。

　　四、可能面对的风险
　　1.电力行业及市场风险
　　上半年全国新能源装机增速高于负荷增长，新能源电量增长大幅挤占火电空间。整体看，预计2025年电力供应能力增长高于用电需求增长，电力供需整体宽松，部分地区新能源消纳压力凸显。
　　新能源全面入市交易，中长期市场供给量跃升，新能源边际成本远低于煤电，将对市场价格造成一定冲击；随着现货市场全面铺开，叠加新能源装机持续增长，在供需宽松情况下，现货市场竞争更加激烈，电能量价格将呈下行趋势，或将影响公司总体收益。
　　公司将积极跟踪国家及行业有关政策，主动适应“双碳”目标下的电力市场发展需要，综合考虑系统需求、空间价值、价格走势和交易机制等市场因素，优化投资区域与电源组合，寻求经济效益最大化；加快煤电机组的技术升级和转型发展；加强电力供需形势研判，及时调整定价策略，积极应对市场的不确定性。同时，电力辅助服务、容量补偿以及价格传导机制的不断完善，也将为公司稳健经营和可持续发展创造良好的基础条件。
　　2.燃料采购市场方面的风险
　　随着国内宏观经济的复苏，社会用电量不断提升，迎峰度夏、迎峰度冬及极端天气等用电高峰时段，火电将继续发挥能源兜底保障作用，煤炭需求将出现季节性回升，供需过度宽松的状况或将有所改变。
　　沿海区域进口煤采购比例较大，煤炭供应受政策及国际煤炭市场影响，存在一定的不确定性。
　　公司将密切跟踪煤炭市场变化，贯彻落实国家政策要求，充分发挥长协合同“压舱石”作用，提高长协合同履约质量；抢抓市场机会，阶梯采购低价现货煤；把握政策及国际煤炭市场形势，做优进口煤；继续优化供应结构，提升机组顶峰保供能力，提高新型电力系统的适应能力；强化库存管理，发挥淡储旺耗、低储高耗作用，多措并举控制煤炭采购成本。
　　3.碳市场风险
　　全国碳市场已完成三个履约周期，第三履约期，公司全部企业均提前按期完成履约任务。第四履约期（2024年度），配额发放持续收紧，配额结转政策刺激下市场价格或将出现波动风险。
　　公司将密切关注全国碳市场政策变化，加快节能减排升级改造，有效控制碳排放总量，统筹优化碳交易策略，努力降低履约成本。
　　4.环保风险
　　根据生态文明建设的现状和需求，国家还在不断完善和深化包括但不限于京津冀、长江经济带、珠三角、黄河流域等重点区域的环保政策，在水体保护、扬尘治理等方面提出新的、更严格的标准和工作要求，有关基层企业的环保费用支出有可能增加。
　　公司严格执行国家环保政策，所属燃煤发电厂全部完成超低排放改造，实现超低排放运行，对天气状况、燃料品质、电热负荷等内外因素的波动具有良好的适应性，已全部通过地方环保部门的验收。同时，公司积极响应中央生态环境保护督察工作要求，以谨慎的态度科学选取先进、适用的技术方案，在提高节水和废水处理能力、建设煤场封闭设施、完善灰渣综合利用等方面积极作为，努力识别和有效化解各类环保风险。
　　5.电力建设风险
　　在电力建设方面，公司可能面临极端天气、人工成本上涨、项目前期手续办理不及预期、建设用地取得周期较长等风险。
　　公司将积极应对风险挑战，主动作为，加大组织协调力度，调动项目参建各方积极性，攻坚克难，保障项目按计划有序推进。 收起▲

　　一、经营情况讨论与分析　　2024年，公司实现营业收入人民币2,455.51亿元，同比减少88.46亿元,降幅3.48%，主要由于电价同比下降。公司实现归属于母公司股东的净利润人民币101.35亿元，同比增加16.90亿元，增幅20.01%，每股收益人民币0.46元，同比增加0.11元，主要由于境内燃料成本降低促进火电增利，且公司新能源规模有序扩增带来增量增利。　　2024年，全社会用电量增长带动公司发电量同比上升。受全国新能源电量增长等因素影响，公司火电机组在完成电热保供前提下，优化运行方式，多发有效益的电量，电量同比略有下降。公司积极推进绿色低碳发展，风电、光伏装机容量及发电量同比快速... 查看全部▼

　　一、经营情况讨论与分析
　　2024年，公司实现营业收入人民币2,455.51亿元，同比减少88.46亿元,降幅3.48%，主要由于电价同比下降。公司实现归属于母公司股东的净利润人民币101.35亿元，同比增加16.90亿元，增幅20.01%，每股收益人民币0.46元，同比增加0.11元，主要由于境内燃料成本降低促进火电增利，且公司新能源规模有序扩增带来增量增利。
　　2024年，全社会用电量增长带动公司发电量同比上升。受全国新能源电量增长等因素影响，公司火电机组在完成电热保供前提下，优化运行方式，多发有效益的电量，电量同比略有下降。公司积极推进绿色低碳发展，风电、光伏装机容量及发电量同比快速增加。2024年，公司中国境内各运行电厂累计完成上网电量4,529.39亿千瓦时，同比增长1.13%；全年平均利用小时3556小时，同比减少220小时，其中燃煤机组利用小时4,285小时，同比减少103小时。公司积极开拓供热市场，扩大供热面积，供热量年累计完成3.41亿吉焦，同比基本持平。平均上网结算电价为494.26元/兆瓦时，同比下降2.85%。
　　2024年，国内煤炭消费增速有所放缓，供应保障有力有序，供需总体宽松，价格震荡下行。公司准确研判市场走势，强化落实国家政策，积极推动电煤中长期合同高质量签约、履约，不断优化内外贸供应结构，燃料成本管控成效显著，圆满完成迎峰度夏、冬季供暖和重要时段电力、热力保供任务。2024年，公司共采购煤炭2.07亿吨，煤炭采购均价（包括运输成本、其他税费）同比下降8.27%。
　　截至2024年底，公司可控发电装机容量145,125兆瓦，其中煤机装机容量为93,143兆瓦，燃机装机容量为13,508兆瓦。公司煤机全年税前利润汇总金额为71.38亿元，同比增加67.04亿元，燃机税前利润汇总金额为10.84亿元，同比增加3.07亿元。公司高度重视节能环保工作，公司全部燃煤机组均装有脱硫、脱硝和除尘装置，各项指标均符合环保要求。截至2024年底，公司超低排放机组容量占比达到100%。公司境内火电机组平均等效可用率为93.67%，生产供电煤耗为293.90克/千瓦时,生产厂用电率为4.44%，安全生产、技术经济及能耗指标继续保持较好水平。
　　截至2024年末，公司风电装机容量为18,109兆瓦，太阳能装机容量为19,836兆瓦；全年风电税前利润汇总金额为67.72亿元，同比增加8.59亿元；太阳能发电税前利润汇总金额为27.25亿元，同比增加6.81亿元。
　　2024年，公司新加坡业务利润总额26.83亿元，同比减少16.72亿元，降幅38.39%。利润下降的主要原因是自2023年三季度起新加坡电力市场供应更加宽裕，以及新加坡能源管理局自2023年7月起实施了新的电力批发市场最高限价政策。面对市场变化，公司认真研判新加坡电力和燃料市场变化，不断加强安全生产管理，保持机组安全稳定运行，充分利用市场的周期性变化，提前做好了零售市场、现货市场的电量安排，调整优化电力市场策略，优化燃料供应结构和组合方式。公司巴基斯坦业务全年利润总额9.74亿元，同比增加3.69亿元，增幅60.92%，经营业绩创历史最优。
　　
　　二、报告期内公司所处行业情况
　　根据中国电力企业联合会（“中电联”）发布的数据，2024年，全社会用电量98,521亿千瓦时，同比增长6.8%；发电量99,129亿千瓦时，同比增长6.7%,其中火电发电量62,069亿千瓦时，同比增长1.8%；风电发电量9,968亿千瓦时，同比增长12.5%；水电发电量14,239亿千瓦时，同比增长10.5%；太阳能发电量8,383亿千瓦时，同比增长43.7%；核电发电量4,469亿千瓦时，同比增长2.9%。截至2024年底，全国发电装机容量33.5亿千瓦，同比增长14.6%，其中火电14.4亿千瓦，占全部装机容量的43.14%；并网风电5.2亿千瓦，占全部装机容量的15.55%；水电4.4亿千瓦，占全部装机容量的13.02%；并网太阳能发电8.9亿千瓦，占全部装机容量的26.48%；核电6,083万千瓦，占全部装机容量的1.82%。全年发电设备平均利用小时数为3,442小时，同比降低157小时，其中，全年火电设备平均利用小时数为4,400小时，同比降低76小时。
　　2024年2月8日，国家发改委、国家能源局印发《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》，明确了电力辅助服务市场的重要地位，并对交易及价格机制的统一、新能源消纳机制等方面作出新要求。2024年8月，《电力中长期交易基本规则—绿色电力交易专章》公布，标志着绿电交易纳入电力中长期交易体系，并明确了参与主体和交易原则。2024年8月6日，国家发展改革委、国家能源局等部门联合印发《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》，明确了未来三年的工作方向、技术路径及示范项目，旨在推动清洁能源规模化发展和传统能源清洁化发展。2024年11月8日，《中华人民共和国能源法》通过，2025年1月1日起施行，涵盖能源规划、开发利用、市场体系等内容，并强调加快构建新型电力系统。这些政策的出台和实施，旨在推动电力行业的市场化改革、促进新能源发展、优化电力资源配置，并为实现碳达峰、碳中和目标提供有力支持。2024年11月29日，国家能源局统筹、中国电力企业联合会联合多家单位共同编制的《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》发布，明确了全国统一电力市场的发展规划，分为三个阶段：2025年初步建成，2029年全面建成，2035年完善提升。
　　国家高度重视能源安全供应工作，充分释放优质煤炭产能，2024年全国原煤产量47.8亿吨，同比增长1.2%，保持平稳增长态势，并通过继续减免关税的方式降低企业进口成本，进口煤供应量同比大幅增长，再创历史新高，在中长协“高签约、高兑现”政策保障下，煤炭供应总体稳定。受绿色低碳转型推动、传统非电行业需求放缓等因素影响，煤炭消费增速有所放缓。整体看，煤炭市场供需形势持续改善，煤炭价格波动下行。全年北方港口5500大卡动力煤年度均价重心在840-860元/吨，同比回落110元/吨左右。
　　
　　三、报告期内公司从事的业务情况
　　公司的主要业务是利用现代化的技术和设备，利用国内外资金，在国内外开发、建设和运营燃煤、燃气发电厂、新能源发电项目及配套港口、航运、增量配电网等设施，为社会提供电力、热力及综合能源服务。截至2024年12月31日，公司可控发电装机容量145,125兆瓦，其中低碳清洁能源装机容量51,982兆瓦，占比达到35.82%，同比提升4.58个百分点。公司中国境内电厂广泛分布在二十六个省、自治区和直辖市，在新加坡全资拥有一家营运电力公司，在巴基斯坦投资一家营运电力公司。
　　报告期内，公司电力、热力销售收入约占营业收入的96.74%。公司的主要业绩驱动因素包括但不限于上网电量（供热量）、电价（热价）及燃料价格等方面。同时，国家政策、改革发展、技术创新、卓越运营、人才队伍等亦会间接影响公司当期业绩和发展潜力。
　　2024年，公司加强量价统筹，电热保供和增收提效工作取得明显成效。公司中国境内各运行电厂按合并报表口径累计完成上网电量4,529.39亿千瓦时，同比增长1.13%。公司交易电量3,956.43亿千瓦时，交易电量占比87.35%；其中公司燃煤发电量基本全部进入市场。全年公司供热量累计完成3.41亿吉焦，同比基本持平。
　　电价和燃料价格主要受国家政策、市场竞争和供求关系影响。2024年，公司中国境内各运行电厂平均上网结算电价为494.26元/兆瓦时，同比下降2.85%。公司平均交易电价448.22元/兆瓦时，较基准电价上浮12.78%，其中燃煤交易电价446.45元/兆瓦时，较基准电价上浮13.25%。2024年，国内煤炭供需关系不断改善，价格中枢下移，境内火电厂售电单位燃料成本为300.31元/兆瓦时，同比下降8.00%。
　　公司积极参与全国电力辅助服务市场，加快机组灵活性改造，提升辅助服务能力。2024年完成10台煤电机组灵活性改造，装机容量6572兆瓦。2024年，公司调峰辅助服务电费净收入21.65亿元，调频辅助服务电费净收入2.93亿元。
　　在碳市场配额履约方面，根据生态环境部发布的《关于做好2023、2024年度发电行业全国碳排放权交易配额分配及清缴相关工作的通知》（国环规气候〔2024〕1号），第三履约期（2023年）配额分配进一步收紧，公司通过内部协调及外部购买，于2024年底前全部完成第三个履约周期配额清缴工作。
　　公司充分发挥上市公司平台优势，利用自身优质等级，不断开拓融资渠道，持续优化资本结构。积极响应“两新”等国家支持政策，用好稳增长扩投资专项债资金，助力公司绿色低碳转型和高质量发展；抢抓资金市场低位运行窗口，多措并举落实低息新增融资；高效发行十年期、十五年期、二十年期债券，持续优化融资结构；接续发行“碳中和债”，践行绿色低碳发展理念；成功发行5单交易所权益并表类REITs，合计发行规模达230.51亿元，加权平均成本为2.26%，发行成本创同期市场最优。2024年，公司累计落实债务融资约2,000亿元，全年综合资金成本逐步下降。
　　境外业务方面，2024年，公司在新加坡全资拥有的大士能源公司持续做好市场政策的动态跟踪和影响评估，积极优化调整市场策略，着力加强安全生产运行管理，保持了机组长周期安全稳定运行，全年发电量市场占有率19.2%，保持了较高的电力市场占比；积极加强与燃料供应商合作，持续优化供应结构，确保了燃料供应稳定，实现营业收入216.90亿元，利润总额26.83亿元，同比减少16.72亿元。巴基斯坦项目管理水平不断提升，安全生产2,700余天，连续六年荣获巴基斯坦多项社会责任奖项，深化提质增效，大力压减生产费用、管理费用，强化资金管理，加强电费回收，本年度创投运以来利润最好水平，实现营业收入35.28亿元，利润总额9.74亿元，同比增加3.69亿元。
　　
　　四、报告期内核心竞争力分析
　　1、规模和装备优势
　　截至2024年12月31日，公司可控发电装机容量为145,125兆瓦，境内电厂全年累计完成上网电量4,529.39亿千瓦时。公司燃煤机组中，60万千瓦以上的大型机组装机容量超过55%，包括16台已投产的百万千瓦等级超超临界机组。公司风电装机容量迅速增长的同时，装备技术水平也在不断升级，单机5兆瓦及以上的大型风机装机容量超过6900兆瓦，占公司风电装机总容量约38%；单机18兆瓦的风机已在辽宁营口建成。
　　2、电厂的区域布局优势
　　公司在中国境内的电厂分布在二十六个省、自治区和直辖市，其中位于沿海沿江经济发达地区的机组利用率和电价水平较高，内陆电厂大多分布在环绕首都和燃料陆运直达区域，有利于多渠道采购煤炭、稳定供给。公司拥有港口及码头资源，对提高集约化燃料管理起到了极大的支持作用，有利于公司统一库存、发挥淡储旺耗的功能，加速煤炭周转，减少滞期费用。公司新能源项目大多分布在消纳能力较强、电价相对较高的区域，同时坚持海上风电规模化、集群化开发，目前已在辽宁、山东、江苏、浙江、广东、海南等沿海地区形成海上风电发展带，有力保障了新能源项目的收益率水平。此外，公司在新加坡全资拥有一家营运电力公司，在巴基斯坦投资一家营运电力公司。公司电厂的境内外区域布局可以形成优势互补、增强抵抗经营风险的能力。
　　3、低碳清洁能源比例不断提高
　　公司积极贯彻能源安全新战略，以“双碳”目标为引领，围绕“十四五”发展目标和战略布局，顺应构建新型电力系统的政策趋势，充分发挥“两个联营”优势，加快绿色低碳转型步伐。截至2024年12月31日，公司风电装机容量为18,109兆瓦（含海上风电5,490兆瓦），太阳能装机容量为19,836兆瓦，水电装机容量为370兆瓦，天然气发电装机容量为13,508兆瓦，生物质能源装机容量为160兆瓦，低碳清洁能源装机容量占比提升至35.82%。
　　4、科技创新节能环保成绩显著
　　2024年公司继续保持了较大的研发投入力度，科技创新工作成绩显著，科技成果转化持续推进。华能18兆瓦超大风电机组在辽宁营口建成；国际首套低温法污染物一体化近零排放工程在华能临沂电厂投运；千吨级低温吸附法燃煤烟气二氧化碳捕集中试装置在华能岳阳电厂投运，可实现烟气污染物和二氧化碳的高效协同脱除；全国首例熔盐储热耦合百万机组调频调峰示范项目在华能海门电厂投运，首次实现了国内熔盐成套装备控制全国产化运行；全国首套脱硫浆液余热节能利用设备在华能杨柳青电厂投运。公司及所属单位全年共有1021件发明专利、746件实用新型专利和316件国际专利获得授权。
　　5、不断完善的公司治理结构和市场信誉优势
　　作为境内外上市公司，公司认真贯彻落实上市地监管要求，积极接受广大投资者的监督。目前公司由股东大会、董事会、监事会和管理层组成的公司治理结构形成了决策权、监督权和经营权之间相互制衡、运转协调的运行机制。不断完善的治理结构、严谨的内控体系、健全的制度机制，有效保障了公司的规范化运作。公司在境内外资本市场积累了良好的市场信誉优势，融资渠道广、融资能力强、融资成本低。
　　6、丰富的资本运作经验和海外发展经验
　　公司先后于1994年、1998年和2001年在纽约、香港和上海三地上市，利用境内外资本市场完成了一系列权益和债务融资，为公司经营筹措了大量资金。公司自成立以来，秉持“开发与收购并重”的发展战略，持续开展多种形式的收购，助力公司快速成长。公司实施“走出去”战略，收购、运营新加坡大士能源，响应国家“一带一路”倡议，全面建成中巴经济走廊首个重大能源项目——巴基斯坦萨希瓦尔燃煤电站，积累了海外发展的宝贵经验。
　　7、卓越的市场运营管理和客户服务能力
　　公司以市场为导向、客户为中心、效益为目标，通过政策和市场研判、量价统筹，努力增发效益电量。积极参与全国统一电力市场建设，适应市场新形势，不断优化市场营销管理流程、创新运营模式，提升市场交易水平，增强市场竞争力。建立完善的客户服务体系，构建营销数字化系统，建成售电新媒体宣传矩阵体系，按照建设品牌提声誉、新媒体宣传促流量的策略，扩大小微市场份额，推动售电量和用户数量提升，完善用户结构和用电质量，持续保持和巩固公司优秀的客户服务水平。把握需求侧响应、虚拟电厂等新业态市场机遇，加强多市场统筹协同，探索电碳绿证多市场业务协同增效。
　　8、高素质的员工和经验丰富的管理层
　　公司坚持“人才资源是第一资源”的理念，积极推进人才强企战略，注重专业人才、青年人才和国际化人才培养，聚焦公司事业发展，形成了一支结构合理、专业配套、素质优良、忠于华能事业、符合公司发展战略需要的忠诚、干净、担当的高素质专业化人才队伍。公司的管理团队拥有全面的行业知识并深刻了解国内国际业务所在地相关监管制度，紧跟电力行业的最新发展趋势，能够把握市场商机，制定并实施可行的商业策略，评估及管控风险，高质量执行管理及生产计划，有效提高公司价值。
　　9、大股东的强有力支持
　　自公司上市以来，公司大股东在新项目开发、燃料稳定供应、创新技术内部共享及人才联合培养等方面，一直为公司提供强有力资源支持，同时不断将优质资产注入公司，并通过参与公司的股权融资注入现金，有效支持公司持续、稳定、健康发展。
　　
　　五、报告期内主要经营情况
　　报告期内，本公司实现营业收入2,455.51亿元，同比下降3.48%；营业成本2,083.63亿元，同比下降6.80%；营业利润187.43亿元，同比增长41.51%；净利润141.10亿元，同比增长55.35%。
　　
　　六、公司关于公司未来发展的讨论与分析
　　(一)行业格局和趋势
　　2025年是“十四五”规划的收官之年，也是将全面深化改革推向纵深的收官之年。中央经济工作会议要求，2025年要坚持稳中求进、以进促稳，保持经济稳定增长。实施更加积极的财政政策，适度宽松的货币政策。会议明确要大力提振消费、提高投资效益，全方位扩大国内需求；以科技创新引领新质生产力发展，建设现代化产业体系，加强基础研究和关键核心技术攻关；协同推进降碳减污扩绿增长，加紧经济社会发展全面绿色转型，进一步深化生态文明体制改革。
　　电力供需方面，根据中电联年度电力供需形势分析预测，综合考虑我国目前阶段经济增长潜力、“十四五”规划和2035年远景目标纲要、国家宏观调控政策措施，预计2025年全社会用电量同比增长6%左右；新投产发电装机规模有望超过4.5亿千瓦，预计2025年底煤电所占总装机比重将降至三分之一。
　　电力市场方面，2024年国家层面印发了《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》，并对《电力辅助服务市场基本规则》公开征求了意见。预计各地区将结合国家最新政策，在辅助服务领域持续出台和更新政策，不断完善市场化机制。电力现货市场建设持续加速推进，23个省级现货市场已开展结算试运行，省间现货市场转正式运行，南方区域市场首次实现“跨省+省内联合出清”整月结算试运行，电力市场在灵活优化资源配置方面正在发挥越来越重要的作用；新能源入市政策已印发，新能源面临全电量入市，电价将通过市场化方式形成，新能源上网电价市场化改革将重塑新能源发展运营模式，并对参与市场交易的各类电源以及下一步市场建设产生全面而深远的影响。
　　碳市场方面，随着碳达峰、碳中和工作逐步推进，全国碳市场第四个履约期对碳排放基准值进行下调，配额发放持续收紧，单位电量碳排放履约成本预计将持续增加。
　　煤炭市场方面。煤炭生产政策由保供转向稳产，安全生产监管力度不减，煤炭企业的投资中心向煤矿安全与智能化改造转变，煤炭增产空间有限，煤炭市场“总体平衡、时段波动”的态势不变。我国产业结构调整和绿色低碳转型的持续推进，新能源对煤电的替代效应持续增强，预计电煤消费与上年基本持平，增速进一步放缓。非电行业需求有所恢复，钢铁、建材等行业用煤增速有所提升，煤化工用煤需求仍然强劲。预计2025年煤炭价格将以稳为主，价格中心小幅下移。
　　资金市场方面，根据中央经济工作会、央行货币政策委员会季度例会等相关精神，2025年要推动经济持续回升向好，坚持稳中求进、以进促稳，守正创新、先立后破，系统集成、协同配合，充分完善政策工具箱，提高宏观调控的前瞻性、针对性、有效性。要实施更加积极的财政政策和适度宽松的货币政策，创新金融工具，维护金融市场稳定。
　　(二)公司发展战略
　　公司全面贯彻“创新、协调、绿色、开放、共享”的新发展理念，坚持以质量效益为中心，统筹能源安全和绿色发展，全面推进高质量发展，力争在“十四五”末期公司低碳清洁能源装机占比达到45%左右，推动公司成为治理完善、运营卓越、节能环保和市场价值优秀的国际一流上市发电公司。
　　公司以“四个革命、一个合作”能源安全新战略为根本遵循，以碳达峰、碳中和为目标，以质量效益为先，推动能源绿色低碳转型。加快新能源跨越式发展，在“三北”地区和辽宁、山东、江苏、浙江、广东等沿海区域及中部新能源资源良好地区打造基地型清洁型互补型、集约化数字化标准化的“三型三化”大型清洁能源基地；加快煤电结构优化升级，按照控增量、优存量、促减量的思路优化煤电发展，实现向基础保障性和系统调节性电源并重转型，择优发展气电及其它清洁能源发电；以科技创新支撑高质量发展，坚持服务国家战略，坚持面向公司发展重大需求，坚持数字化智能化发展，深化提升自主创新能力，实施科技示范工程；做强做优综合能源服务，主动适应国家能源供应结构转型，坚持以数字化为手段，积极发展战略新兴产业，围绕核心产业开展多元供应和能源服务；坚持融入国内国际双循环新发展格局，加强国际合作，加强境外资产高效运营，提升境外资产抗风险能力和盈利水平；坚持以提升效益、创造价值为导向，夯实经营管理基础，提高管理效能，全面提高公司现代化经营管控水平，完善公司治理，提升公司品牌价值，认真履行社会责任。
　　(三)经营计划
　　2025年，公司将坚持以加快建设世界一流企业为主线，认真落实上市地监管要求，坚持稳中求进工作总基调，深化提升风险控制力、价值创造力、发展新动力、改革驱动力等核心能力，确保全面完成年度各项目标任务，奋力开创公司高质量发展新局面。
　　电力建设方面，公司将突出抓好绿色低碳转型，大力发展新能源，持续优化火电发展，择优布局调峰气电。以安全发展为基础，以质量效益为中心，以科技创新为支撑，以现代化管理为手段，统筹抓好安全、质量、造价、技术创新、智慧基建等全方位工作，确保实现质的有效提升和量的合理增长，助力构建新型电力系统。
　　电力生产方面，公司在做好清洁能源发电系统运行维护工作的同时，重视现有火电机组在全社会能源安全体系中的基础性、调节性作用，积极开展延寿测评和改造，保持应急备用机组的健康水平。公司积极发展供热产业，升级综合能源服务；深入研究生物质耦合发电的应用前景，捕捉市场机遇；根据各地生态文明建设的需求认真做好各项环保治理工作，努力巩固安全生产、节能环保方面的领先优势。
　　电力营销方面，公司将坚持量价统筹、效益为先，密切跟踪电力市场变化，综合研判市场竞争形势和电价走势，充分挖掘电量空间，力争全年发电量实现正增长。全力以赴做好2025年市场交易工作，紧盯重点地区，做好火电、新能源交易策略研究，力争保持电价在合理水平。全力开拓售电市场，做好华能售电品牌建设工作，提升售电收益。优化碳交易策略，降低履约成本。2025年，公司力争完成境内发电量4,850亿千瓦时左右。
　　燃料采购方面，公司将聚焦燃料控价目标，科学统筹保供与控价的关系，在保障供应安全的前提下控制燃料成本。全力提高煤炭中长协签约履约质量，发挥长协合同“压舱石”作用。刚性落实煤电产业协同计划，充分发挥内部供应兜底保障作用。加强市场研判，把握市场机会，优化采购策略，坚持“淡储旺耗”，保障燃料成本可控在控。同时，进一步优化煤炭采购结构，精准采购进口煤，全力压降采购成本。
　　资金方面，公司将进一步密切跟踪、认真研究宏观政策走向，充分发挥信用优势和管理优势，积极抢抓政策机遇，进一步拓展资金来源，优化资金时序，确保有稳定的现金流和合理的资本结构，持之以恒抓好金融风险防范，在确保资金安全的基础上努力压降资金成本。
　　(四)可能面对的风险
　　1.电力行业及市场风险
　　根据中电联发布的数据，预计2025年全社会用电量同比增长6%左右，全年新增发电装机规模有望超过4.5亿千瓦，其中新增新能源发电装机规模超过3亿千瓦，2025年底煤电所占总装机比重将降至三分之一。煤机利用小时将进一步下降，部分地区新能源消纳压力凸显。在极端天气和需求尖峰时期，局部地区个别时段可能出现电力供应紧张的风险。
　　新能源上网电量将全面进入市场，上网电价通过市场交易形成。受新能源出力特性影响，叠加消纳压力等因素，新能源或将面临消纳和电价的双重不确定因素，公司结算电价存在下降风险，或将影响公司总体收益。
　　公司将积极跟踪国家及行业有关政策，主动适应“双碳”目标下的电力市场发展需要，综合考虑系统需求、空间价值、价格走势和交易机制等市场因素，优化投资区域与电源组合，寻求经济效益最大化；加快煤电机组的技术升级和转型发展；加强电力供需形势研判，及时调整定价策略，全力防范电力行业及市场风险。同时，电力辅助服务、容量补偿以及价格传导机制的不断完善，也将为公司稳健经营和可持续发展创造良好的基础条件。
　　2.燃料采购市场方面的风险
　　随着国内宏观经济的复苏，社会用电量不断提升，迎峰度夏、迎峰度冬及极端天气等用电高峰时段，局部地区个别时段或将出现时段性电力供应紧张局面，火电将继续发挥能源兜底保障作用，局部煤炭保供依然面临较大压力。
　　沿海区域进口煤采购比例较大，煤炭供应受国际市场影响较大，存在一定的不确定性。
　　公司将密切跟踪煤炭市场变化，贯彻落实国家政策要求，充分发挥长协合同“压舱石”作用；把握国际煤炭市场形势，在防范进口煤风险的前提下进一步做优进口煤；继续优化供应结构，提升机组顶峰保供能力，提高新型电力市场的适应能力；强化库存管理，发挥淡储旺耗、低储高耗作用，多措并举控制煤炭采购成本。
　　3.碳市场风险
　　全国碳市场已完成三个履约周期，第三履约期，公司全部企业均提前按期完成履约任务。第四履约期（2024年度），配额发放持续收紧，可能推高碳交易价格，存在碳履约成本增加的风险。
　　公司将密切关注全国碳市场政策变化，加快节能减排升级改造，有效控制碳排放总量，统筹优化碳交易策略，努力降低履约成本。
　　4.环保风险
　　根据生态文明建设的现状和需求，国家还在不断完善和深化包括但不限于京津冀、长江经济带、珠三角等重点区域的环保政策，在水体保护、扬尘治理等方面提出新的、更严格的要求并加大现场检查力度，有关基层企业的环保费用支出有可能增加。
　　公司严格执行国家环保政策，所属燃煤发电厂全部完成超低排放改造，实现超低排放运行，对天气状况、燃料品质、电热负荷等内外因素的波动具有良好的适应性，已全部通过地方环保部门的验收。同时，公司积极跟进环保部门的关切，以谨慎的态度科学选取先进、适用的技术方案，在改进节水与废水处理系统、建设煤场封闭设施、完善灰渣综合利用等方面积极作为，确保各类环保风险得到及时识别和有效化解。
　　5.电力建设风险
　　在电力建设方面，公司可能面临极端天气、人工成本上涨、四证一书等手续办理不及预期、建设用地取得周期较长等风险。
　　公司将提前应对风险挑战，主动作为，加大组织协调力度，调动项目参建各方积极性，攻坚克难，保障项目按计划有序推进。 收起▲

　　一、报告期内公司所属行业及主营业务情况说明：
　　报告期内公司所属行业情况说明：根据中国电力企业联合会（“中电联”）发布的数据，2024年上半年全社会用电量完成4.66万亿千瓦时，同比增长8.1%，增速比上年同期提高3.1个百分点；其中第一产业同比增长8.8%，第二产业同比增长6.9%，第三产业同比增长11.7%，居民用电同比增长9.0%。
　　截至2024年6月底，全国全口径发电装机容量30.7亿千瓦，同比增长14.1%。其中火电14.1亿千瓦；水电4.3亿千瓦；风电和光伏合计装机规模11.8亿千瓦，首次超过煤电，同比增长37.2%，占总装机容量的38.4%。
　　2024年上半年全国规... 查看全部▼

　　一、报告期内公司所属行业及主营业务情况说明：
　　报告期内公司所属行业情况说明：根据中国电力企业联合会（“中电联”）发布的数据，2024年上半年全社会用电量完成4.66万亿千瓦时，同比增长8.1%，增速比上年同期提高3.1个百分点；其中第一产业同比增长8.8%，第二产业同比增长6.9%，第三产业同比增长11.7%，居民用电同比增长9.0%。
　　截至2024年6月底，全国全口径发电装机容量30.7亿千瓦，同比增长14.1%。其中火电14.1亿千瓦；水电4.3亿千瓦；风电和光伏合计装机规模11.8亿千瓦，首次超过煤电，同比增长37.2%，占总装机容量的38.4%。
　　2024年上半年全国规模以上电厂发电量4.44万亿千瓦时，同比增长5.2%。其中，火电同比增长1.7%；风电同比增长6.9%；光伏同比增长27.1%；水电同比增长21.4%。
　　2024年上半年全国发电设备平均利用小时为1,666小时，同比减少71小时，其中火电设备利用小时2,099小时，同比减少43小时；风电设备利用小1,134小时，同比减少103小时；光伏设备利用小时626小时，同比减少32小时；水电设备利用小时1,477小时，同比增加238小时。
　　中电联预计2024年全年全社会用电量增速处在6.5%左右，预计2024年并网风电和光伏合计新增装机规模达到3亿千瓦，累计装机占比将首次超过40%。
　　2024年1月容量电价政策正式执行，现行煤电单一制电价调整为两部制电价，其中电量电价通过市场化方式形成，容量电价水平根据转型进度等实际情况合理确定并逐步调整，充分体现煤电对电力系统的支撑调节作用，确保煤电行业持续健康运行。
　　2024年2月7日，国家发展改革委员会印发《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》（196号文），主要内容包括：一是优化调峰、调频、备用等辅助服务交易和价格机制，对影响辅助服务价格形成的交易机制作出原则性规定，统一明确计价规则。二是规范辅助服务价格传导，明确由用户侧承担的辅助服务成本，限定在电能量市场无法补偿的因提供辅助服务而未能发电带来的损失。三是强化政策配套保障，推动各类经营主体公平参与辅助服务市场，加强辅助服务市场与中长期市场、现货市场等统筹衔接；健全辅助服务价格管理工作机制，加强市场运行和价格机制跟踪监测，及时评估完善价格机制，促进辅助服务价格合理形成。
　　2024年5月，国家能源局发布《关于做好新能源消纳工作保障新能源高质量发展的通知》，强调提升电力系统对新能源的消纳能力，确保新能源大规模发展的同时保持合理利用水平，要求加快电力市场建设，从经济上促进新能源的消纳。
　　报告期内公司主营业务情况说明：2024年上半年，公司实现营业收入人民币1,188.06亿元，同比下降5.73%；实现归属于母公司股东的净利润人民币74.54亿元，同比增长18.16%，每股收益为人民币0.38元；利润同比增长的主要原因一是公司持续加大成本管控力度，发挥煤电机组对电力供应的“稳定器”和“压舱石”支撑作用，实现单位燃料成本同比下降和煤机利润同比增长；二是新能源规模扩大，利润贡献同比增长。上半年，公司火电板块税前利润汇总金额为人民币45.50亿元，同比增利人民币36.06亿元；风电板块税前利润汇总金额为人民币40.30亿元，同比增利人民币0.06亿元；太阳能发电板块税前利润汇总金额为人民币12.45亿元，同比增利人民币2.43亿元。
　　公司新增基建并网可控发电装机容量3,102.19兆瓦，均为低碳清洁能源项目，公司低碳清洁能源装机比重同比提高4.76个百分点。截至2024年6月30日，公司拥有可控发电装机容量138,570兆瓦。其中，风电可控发电装机容量为16,518兆瓦，太阳能发电可控装机容量为15,090兆瓦。
　　公司中国境内各运行电厂平均上网结算电价为人民币498.70元/兆瓦时，同比下降3.21%；公司中国境内各运行电厂按合并报表口径累计完成上网电量2,106.78亿千瓦时，同比下降0.22%。
　　公司境内电厂年累计平均利用小时1,680小时，同比减少120小时。其中，燃煤机组利用小时1,980小时，同比减少66小时；公司风电机组利用小时1,200小时，同比减少53小时；太阳能发电机组利用小时594小时，同比减少14小时。公司积极开拓供热市场，扩大供热面积，供热量累计完成1.98亿吉焦，同比增长8.74%。
　　国内煤炭市场供需矛盾继续缓解，供需延续宽松局面，煤价整体呈现下跌趋势，保持弱稳运行。上半年，公司抓住市场有利时机，科学优化采购策略，积极夯实长协资源保供控价基础，把握政策机遇持续做优进口煤，利用市场供应相对宽松的窗口期，努力优化存煤结构，燃料成本控制成效显著。上半年，公司累计采购煤炭9,758.33万吨，同比下降6.82%；累计入炉除税标煤单价人民币1,010.32元/吨，同比下降11.20%。
　　公司安全生产、技术经济及能耗指标继续保持较好水平，公司境内火电机组平均等效可用率为91.61%，生产供电煤耗为291.09克/千瓦时，生产厂用电率为4.39%。公司高度重视节能环保工作，目前，公司全部燃煤机组均装有脱硫、脱硝和除尘装置，并完成超低排放改造，各项指标均符合环保要求。
　　公司积极发挥资本市场融资功能，充分用好用足国家支持政策和绿色金融政策，在保障能源供应安全及降低资金成本的同时，助力公司绿色低碳转型。抓住市场窗口，滚动发行超短期融资券，接续发行“碳中和债”，持续压降资金成本，发行长期限中期票据，逐步优化负债结构。上半年，公司累计落实债务融资超过人民币840亿元，综合资金成本逐步下降。
　　上半年，中国会计准则下，新加坡业务实现营业收入人民币119.02亿元，实现税前利润人民币17.24亿元；巴基斯坦业务实现营业收入人民币17.82亿元，实现税前利润人民币4.29亿元。

　　二、报告期内核心竞争力分析
　　1、规模和装备优势突出
　　截至2024年6月30日，公司可控发电装机容量为138,570兆瓦，境内电厂全年累计完成上网电量2,106.78亿千瓦时。公司燃煤机组中，超过55%是60万千瓦以上的大型机组，包括16台已投产的百万千瓦等级超超临界机组。公司风电装机容量迅速增长的同时，装备技术水平也在不断升级，单机5兆瓦及以上的大型风机装机容量已达5,413兆瓦，占公司风电装机总容量约32.77%；单机11兆瓦的风机已在广东勒门海上风电建成。
　　2、电厂的区域布局优势
　　公司在中国境内的电厂分布在二十六个省、自治区和直辖市，其中位于沿海沿江经济发达地区的机组利用率和电价水平较高，内陆电厂大多分布在环绕首都和燃料陆运直达区域，有利于多渠道采购煤炭、稳定供给。公司拥有港口及码头资源，对提高集约化燃料管理起到了极大的支持作用，有利于公司统一库存、发挥淡储旺耗的功能，加速煤炭周转，减少滞期费用。公司新能源项目大多分布在消纳能力较强、电价相对较高的区域，同时坚持海上风电规模化、集群化开发，目前已在山东、江苏和浙江等沿海地区形成海上风电发展带，有力保障了新能源项目的收益率水平。此外，公司在新加坡全资拥有一家营运电力公司，在巴基斯坦投资一家营运电力公司。公司电厂的境内外区域布局可以形成优势互补、增强抵抗经营风险的能力。
　　3、低碳清洁能源比例不断提高
　　公司积极贯彻能源安全新战略，以“双碳”目标为引领，围绕“十四五”发展目标和战略布局，顺应构建新型电力系统的政策趋势，充分发挥“两个联营”优势，加快绿色低碳转型步伐。
　　截至2024年6月30日，公司风电装机容量为16,518兆瓦（含海上风电4,918兆瓦），太阳能发电装机容量为15,090兆瓦，水电装机容量为370兆瓦，天然气发电装机容量为13,291兆瓦，生物质能源装机容量为160兆瓦，低碳清洁能源装机容量占比提升至32.78%。
　　4、科技创新成绩显著
　　公司不断加大科技创新力度，科技成果转化持续推进，科技创新工作取得显著成绩。上半年，公司共有394件发明专利、453件实用新型专利和148件国际专利获得授权。公司参与的“超大型国产化海上风电机组关键技术研究（一期）（18MW风电机组示范应用）”项目取得阶段性成绩，18MW半直驱型风电机组与直驱型风电机组均已完成研制并顺利下线，正在广东开展应用示范工程建设。
　　5、不断完善的公司治理结构和市场信誉优势
　　作为境内外上市公司，公司认真贯彻落实上市地监管要求，积极接受广大投资者的监督。目前由股东大会、董事会、监事会和管理层组成的公司治理结构形成了所有权、决策权、监督权和经营权之间权责分明、各司其职、相互制衡、运转协调的运行机制。不断完善的治理结构、严谨的内控体系、健全的制度机制，有效保障了公司的规范化运作。公司在境内外资本市场积累了良好的市场信誉优势，融资渠道广、融资能力强、融资成本低。
　　6、丰富的资本运作经验和海外发展经验
　　公司先后于1994年、1998年和2001年在纽约、香港和上海三地上市，利用境内外资本市场完成了一系列权益和债务融资，为公司经营筹措了大量资金。公司自成立以来，秉持“开发与收购并重”的发展战略，持续开展多种形式的收购，助力公司快速成长。公司实施“走出去”战略，收购、运营新加坡大士能源，响应国家“一带一路”倡议，全面建成中巴经济走廊首个重大能源项目——巴基斯坦萨希瓦尔燃煤电站，积累了海外发展的宝贵经验。
　　7、卓越的市场运营管理和客户服务能
　　公司以市场为导向、客户为中心、效益为目标，通过政策和市场研判、量价统筹、区域间协同，努力增发效益电量。积极参与电力市场化改革，建立完善的客户服务体系，构建营销数字化系统，建成售电新媒体宣传矩阵体系，按照建设品牌提声誉、新媒体宣传促流量、电话直销全覆盖的策略，扩大小微市场份额，推动售电量和用户数量提升，完善用户结构和用电质量，持续保持和巩固公司优秀的客户服务水平。把握需求侧响应、虚拟电厂等新业态市场机遇，扩大市场份额，提升售电收益；加强多市场统筹协同，探索电碳绿证多市场业务协同增效。
　　8、高素质的员工和经验丰富的管理层
　　公司坚持“人才资源是第一资源”的理念，积极推进人才强企战略，开发人才资源、优化人才配置，提高人才能力素质，聚焦公司事业发展，形成了一支结构合理、专业配套、素质优良、忠于华能事业、符合公司发展战略需要的忠诚、干净、担当的高素质专业化人才队伍。公司的管理团队拥有全面的行业知识并深刻了解国内国际业务所在地电力监管制度，紧跟电力行业的最新发展趋势，能够把握市场商机，制定全面商业策略，评估及管理风险，执行管理及生产计划并提升整体利润，从而提高公司价值。
　　9、大股东的强有力支持
　　自公司上市以来，公司大股东不断将优质资产注入公司，并通过参与公司的股权融资注入现金，始终支持公司的持续、稳定、健康发展。


　　三、经营情况的讨论与分析
　　2024年上半年，公司实现营业收入人民币1,188.06亿元，同比下降5.73%；营业成本人民币1,003.07亿元，同比下降9.52%；利润总额人民币111.89亿元，同比增长34.08%；净利润人民币91.56亿元，同比增长38.36%；归母净利人民币74.54亿元，同比增长18.16%。利润增长的主要原因一是公司持续加大成本管控力度，发挥煤电机组对电力供应的“稳定器”和“压舱石”支撑作用，实现单位燃料成本同比下降和煤机利润同比增长；二是新能源规模扩大，利润贡献同比增长。

　　四、其他披露事项
　　(一)可能面对的风险
　　1、电力行业及市场风险
　　（1）预计2024年全年用电量同比增长6.5%左右，在新能源持续快速发展带动下，预计全年并网风电和太阳能发电合计新增装机规模达到3亿千瓦左右，“十四五”以来，全国有效发电能力增长低于负荷增长，尤其是不参与功率调节的分布式光伏装机快速增长，低谷调峰压力较大，新能源弃电风险增加，同时局部地区个别时段可能出现电力供应紧张风险。
　　（2）电力市场建设体系式推进，电力商品的电能量价值、容量价值、调节价值、环境价值不断明晰，在现货市场环境以及两部制电价体系下，煤电机组的边际成本控制尤为重要，“老”“小”机组边际成本偏高，面临电量电价双降风险；此外，供热机组还面临容量电费难以足额回收风险。
　　（3）随着新型电力系统建设加快，新能源大比例接入，电网的消纳压力日益增大。但当前发电侧调节能力相对不足，同时用户侧调节资源未充分调动，无法满足日益增大的系统灵活调节需求。随着新能源发电市场化比例进一步提高，新能源发电项目存在利用率下降、电价下行的风险。
　　公司将积极跟踪国家及行业有关政策，主动适应“双碳”目标下的电力市场发展需要，加快煤电机组的技术升级和转型发展，加强电力供需形势研判，及时调整定价策略，全力防范电力行业及市场风险。另一方面，电力辅助服务、容量补偿以及价格传导机制的不断完善，也将为公司稳健经营和可持续发展创造良好的基础条件。
　　2、燃料采购市场方面的风险
　　（1）随着国内宏观经济的复苏，社会用电量不断提升，迎峰度夏、迎峰度冬及极端天气等用电高峰时段，局部地区或将出现时段性电力供应紧张局面，火电将继续发挥能源兜底保障作用，局部煤炭保供依然面临较大压力。
　　（2）国内煤炭产量进一步增长空间有限，受进口煤税收政策影响，利用国际市场资源平抑内贸煤价的作用将有所减弱，煤炭价格虽有一定程度下降，但整体仍处于相对高位且波动频繁，公司煤电业务经营压力依然较大。
　　（3）沿海区域进口煤采购比例较大，煤炭供应受国际市场影响较大，保供控价存在双重压力。
　　公司将密切跟踪煤炭市场变化，贯彻落实国家政策要求，充分发挥长协合同“压舱石”作用；把握国际煤炭市场形势，做优进口煤；继续优化供应结构，提升机组顶峰保供能力，提高新型电力市场的适应能力；强化库存管理，发挥淡储旺耗、低储高耗作用，多措并举控制煤炭采购成本。
　　3、碳市场风险
　　随着碳市场建设的稳步推进，全国碳市场已完成第二个履约周期。第二履约期，公司全部企业均按期完成履约任务。第三履约期（2023年度），配额分配方案尚未正式下发，根据征求意见稿，配额发放持续收紧，可能推高碳交易价格，发电企业存在碳履约成本增加的风险。
　　公司将密切关注全国碳市场政策变化，加快节能减排升级改造，统筹优化碳交易策略，努力降低履约成本。
　　4、环保风险
　　根据生态文明建设的现状和需求，国家还在不断完善和深化包括但不限于京津冀、长江经济带、珠三角等重点区域的环保政策，在水体保护、扬尘治理等方面提出新的、更严格的要求并加大现场检查力度，有关基层企业的环保费用支出有可能增加。
　　公司严格执行国家环保政策，所属燃煤发电厂全部完成超低排放改造，实现超低排放运行，对天气状况、燃料品质、电热负荷等内外因素的波动具有良好的适应性，已全部通过地方环保部门的验收。同时，公司积极跟进环保部门的关切，以谨慎的态度科学选取先进、适用的技术方案，在改进节水与废水处理系统、建设煤场封闭设施、完善灰渣综合利用等方面积极作为，确保各类环保风险得到及时识别和有效化解。
　　5、电力建设风险
　　在电力建设方面，公司可能面临极端天气、人工成本上涨、“四证一书”办理环节多、建设用地取得周期长等风险。
　　公司将提前应对风险挑战，主动作为，加大组织协调力度，调动项目参建各方积极性，攻坚克难，保障项目按计划有序推进。 收起▲