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▲

　　一、经营情况讨论与分析　　2023年，公司实现营业收入人民币2,543.97亿元，同比增长3.11%。由于本年度公司实现境内业务单位燃料成本同比下降和电量同比增长，以及公司新加坡业务利润同比大幅增长，公司全年业绩扭亏为盈，归属于母公司股东的净利润为人民币84.46亿元，同比增长158.33亿元，增长214.33%，每股收益为人民币0.35元，同比增长0.96元。　　2023年，全社会用电量增长带动公司发电量同比上升。受全国水电减发、大范围持续高温和寒潮天气等因素影响，公司火电在迎峰度夏和冬季供暖期间发挥顶峰保供及支撑调节作用，火电发电量同比增长。公司加快推进绿色低碳发展，风电、太阳能装机容... 查看全部▼

　　一、经营情况讨论与分析
　　2023年，公司实现营业收入人民币2,543.97亿元，同比增长3.11%。由于本年度公司实现境内业务单位燃料成本同比下降和电量同比增长，以及公司新加坡业务利润同比大幅增长，公司全年业绩扭亏为盈，归属于母公司股东的净利润为人民币84.46亿元，同比增长158.33亿元，增长214.33%，每股收益为人民币0.35元，同比增长0.96元。
　　2023年，全社会用电量增长带动公司发电量同比上升。受全国水电减发、大范围持续高温和寒潮天气等因素影响，公司火电在迎峰度夏和冬季供暖期间发挥顶峰保供及支撑调节作用，火电发电量同比增长。公司加快推进绿色低碳发展，风电、太阳能装机容量及发电量同比快速增加。2023年，公司中国境内各运行电厂累计完成上网电量4,478.56亿千瓦时，同比增长5.33%；全年平均利用小时3,776小时，同比减少9小时，其中燃煤机组利用小时4,388小时，同比增加160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3.42亿吉焦，同比增长5.93%。平均上网结算电价为508.74元/兆瓦时，同比下降0.23%。
　　2023年，国内煤炭供应保持高位，进口煤供应量同比大幅增长，煤炭供需关系从紧平衡向宽松转变，煤炭价格波动下行，但依然处于高位水平。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，控制燃料成本成效显著，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。2023年，公司共采购煤炭2.12亿吨，煤炭采购均价（包括运输成本、其他税费）同比降低115.78元/吨。
　　2023年末，公司可控发电装机容量135,655兆瓦，其中煤机装机容量为93,283兆瓦，燃机装机容量为13,233兆瓦。全年煤机税前利润汇总金额为4.33亿元，同比扭亏为盈，增加177.58亿元，燃机税前利润汇总金额为7.77亿元，同比增加2.02亿元。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2023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93.76%，生产供电煤耗为291.88克/千瓦时,生产厂用电率为4.33%，安全生产、技术经济及能耗指标继续保持较好水平。
　　2023年末，公司风电装机容量为15,511兆瓦，太阳能装机容量为13,100兆瓦；全年风电税前利润汇总金额为59.13亿元，同比减少3.22亿元，主要是因为风电电价同比下降，下降原因主要包括风电的平价项目增加、承担的电力系统调峰调频等市场运营成本增加等因素；太阳能发电税前利润汇总金额为20.44亿元，同比增加8.96亿元。
　　2023年，公司新加坡子企业不断加强安全生产管理，保持机组安全稳定运行，抓住市场机遇，通过动态调整市场竞争策略，优化燃料供应结构和组合方式，积极拓展电力零售市场，单位售电边际贡献不断提高，经营业绩同比增长。新加坡业务实现税前利润43.55亿元，同比增加24.77亿元。公司巴基斯坦子企业深化提质增效，加强电费回收，全年经营效益保持稳定，实现营业收入40.61亿元，利润总额6.05亿元，同比增加0.09亿元。
　　
　　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，2023年，全社会用电量92,241亿千瓦时，同比增长6.7%；发电量92,888亿千瓦时，同比增长6.7%,其中火电发电量61,019亿千瓦时，同比增长6.2%；风电发电量8,858亿千瓦时，同比增长16.2%；水电发电量12,836亿千瓦时，同比下降5.0%；太阳能发电量5,833亿千瓦时，同比增长36.4%;核电发电量4,341亿千瓦时，同比增长3.9%。截至2023年底，全国发电装机容量29.2亿千瓦，同比增长13.9%，其中火电13.9亿千瓦，占全部装机容量的47.6%；并网风电4.4亿千瓦，占全部装机容量的15.1%；水电4.2亿千瓦，占全部装机容量的14.4%；并网太阳能发电6.1亿千瓦，占全部装机容量的20.9%；核电5691万千瓦，占全部装机容量的1.9%。全年发电设备平均利用小时数为3,592小时，同比降低101小时，其中，全年火电设备平均利用小时数为4,466小时，同比增加76小时。
　　2023年7月，国家发改委、财政部、国家能源局联合印发《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》，对国内绿证制度进行了全面修订完善，对风电、太阳能发电、常规水电、生物质发电、地热能发电、海洋能发电等已建档立卡的可再生能源发电项目所生产的全部电量核发绿证。2023年10月，国家发改委、国家能源局发布《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》，明确了省级、区域级、省间电力现货试运行时间节点，电力现货市场加速推进。2023年11月，国家发改委《关于建立煤电容量电价机制的通知》正式出台，将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，灵敏反映电力市场供需、燃料成本变化等情况；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价值，确保煤电行业持续健康运行。2023年12月，山西、广东电力现货市场转入正式运行，南方区域现货市场完成首次全域结算试运行，标志着全国统一电力市场体系建设取得新进展。
　　国家高度重视能源安全供应工作，充分释放优质煤炭产能，持续强化电煤中长期合同签订、履约和监管工作。鼓励国内终端用好国内国外两种资源保障能源安全供应，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，创历史新高。全年非电用煤需求不及预期，各环节库存处于历史高位。煤炭供需关系不断改善，煤炭价格波动下行。全年北方港5500大卡动力煤现货均价为968元/吨，比2022年降低25.3%。
　　
　　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2023年12月31日，公司可控发电装机容量135,655兆瓦，其中低碳清洁能源装机容量42,373兆瓦，占比达到31.24%，同比提升5.17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96.76%。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。
　　2023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4,478.56亿千瓦时，同比增长5.33%。公司交易电量3,959.07亿千瓦时，交易电量占比88.40%；其中公司燃煤发电量基本全部进入市场，交易电量占比99.85%。全年公司供热量累计完成3.42亿吉焦，同比增长5.93%。
　　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。2023年，公司中国境内各运行电厂平均上网结算电价为508.74元/兆瓦时，同比下降0.23%。公司平均交易电价484.14元/兆瓦时，较基准电价上浮19.76%，其中燃煤交易电价481.01元/兆瓦时，较基准电价上浮21.19%。2023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326.43元/兆瓦时，同比下降12.38%。
　　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。2023年完成白杨河7号和应城热电2号等机组灵活性改造项目，杨柳青热电7、8号机组灵活性改造等13个项目入选中电联“三改联动”技术改造示范案例。2023年，公司调峰辅助服务电费净收入22.23亿元，调频辅助服务电费净收入4.95亿元。
　　在碳市场配额履约方面，根据生态环境部发布的《关于做好2021、2022年度全国碳排放权交易配额分配相关工作的通知》（国环规气候〔2023〕1号）要求，公司火电机组已于2023年底前全部完成第二个履约周期（2021-2022年）配额清缴工作。
　　公司持续加强和统筹外部融资安排，不断优化资本结构。积极响应碳减排支持工具、煤炭清洁高效利用专项再贷款等各项政策，高效筹措和利用资金，助力公司绿色低碳转型；抢抓银行间市场窗口和创新产品，创公司有史以来最密集超短融滚动发行记录，有效降低公司资金成本；2023年，公司累计落实债务融资超过2,100亿元，全年综合资金成本逐步下降。
　　境外业务方面，2023年，公司在新加坡全资拥有的大士能源公司积极应对国际市场天然气供应紧张、新加坡电力市场政策调整等影响，保持了机组长周期安全稳定运行，全年发电量市场占有率20.4%，保持行业市场领先地位；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；抓住市场机遇，通过积极拓展零售市场，不断优化零售合同结构，售电边际贡献同比提升，盈利能力同比增强。2023年，大士能源完成发电量112.71亿千瓦时，同比减少10.84亿千瓦时；实现利润总额43.55亿元，同比增利24.77亿元。巴基斯坦业务管理水平不断提升，安全生产2,400天，连续5年荣获可靠电站奖。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，全年经营效益保持稳定，实现营业收入40.61亿元，利润总额6.05亿元，同比增加0.09亿元。
　　
　　四、报告期内核心竞争力分析
　　1、规模和装备优势突出
　　截至2023年12月31日，公司可控发电装机容量为135,655兆瓦，境内电厂全年累计完成上网电量4,478.56亿千瓦时。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4,470兆瓦，占公司风电装机总容量的29%；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。同时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。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，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2023年12月31日，公司风电装机容量为15,511兆瓦（含海上风电4,451兆瓦），太阳能发电装机容量为13,100兆瓦，水电装机容量为370兆瓦，天然气发电装机容量为13,233兆瓦，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31.24%。
　　4、科技创新成绩显著
　　2023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。由公司承办，由国家科技部资助的大型海上风电设计、制造、安装、调试与运行技术研发工作圆满收官；高温金属材料的研究工作取得了十余项技术突破；燃机关键部件故障分析、无损检测、效能诊断等科研成果被纳入中央企业科技创新成果推荐目录；燃煤机组深度调峰过程节能技术在山东威海电厂600兆瓦机组应用成功，变负荷过程的节煤效益达1.5克/千瓦时；国内首套燃机烟气CO2捕集装置（2000吨/年）在海南洋浦燃机研制成功；目前世界上容量最大的5兆瓦超级电容储能系统在福建罗源电厂研制成功；世界上规模最大的燃机烟气高效余热利用装置在北京热电厂投运，供热面积增大750万平方米；天津杨柳青电厂研制出新型保温纤维材料，灰渣综合利用价值显著提高。公司及所属单位全年共有617件发明专利、3,239件实用新型专利和320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、区域间协同，努力增发效益电量。积极参与电力市场化改革，通过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，明确了建设品牌提声誉、新媒体宣传促流量、电话直销全覆盖的策略，以扩大小微市场份额，推动售电量和用户数量提升、完善用户结构和用电质量。积极开拓综合能源服务新业务，推动形成电碳绿证多市场业务协同能力，持续保持和巩固公司优秀的客户服务水平。
　　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。
　　
　　五、报告期内主要经营情况
　　报告期内，本公司实现营业收入2,543.97亿元，同比增长3.11%；营业成本2,235.75亿元，同比下降6.54%；营业利润132.46亿元，同比增长227.23%；净利润90.82亿元，同比增长190.06%。
　　
　　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
　　中央经济工作会议强调，2024年要坚持稳中求进、以进促稳、先立后破。在宏观政策方面，会议着重要求增强宏观政策取向一致性。会议要求积极的财政政策要适度加力、提质增效。稳健的货币政策要灵活适度、精准有效。着力扩大国内需求，激发有潜能的消费，扩大有效益的投资，形成消费和投资相互促进的良性循环。2024年将围绕推动高质量发展，突出重点，把握关键，扎实做好经济工作。深入实施国有企业改革深化提升行动，增强核心功能、提高核心竞争力。深入推进生态文明建设和绿色低碳发展，积极稳妥推进碳达峰、碳中和。
　　电力供需方面，根据中电联年度电力供需形势分析预测，综合考虑国内外经济形势，终端用能电气化等因素，预计2024年全社会用电量同比增长6%左右；新投产发电装机规模将再超3亿千瓦，新能源发电累计装机规模有望首次超过煤电装机规模。
　　电力市场方面，国家发改委出台《关于建立煤电容量电价机制的通知》政策，将现行煤电单一制电价调整为两部制电价，燃煤发电企业固定成本可通过容量电价进行疏导；电力现货市场持续推进，电力市场竞争加剧，市场不确定性将进一步增加；新能源项目受电量交易比例增加、分时政策调整等影响，预计电价将有所下降。
　　碳市场方面，随着碳达峰、碳中和工作逐步推进，全国碳市场第二个履约期对碳排放基准值进行下调，配额发放大幅收紧，碳排放履约成本增加。第三个履约期配额分配方案尚未发布，预计碳排放履约成本将逐步增加。
　　煤炭市场方面，前两年国内煤炭核增产能已大部分达产满产，煤炭主产地安监力度持续趋严，2024年国内煤炭增产空间有限。国际市场方面，受国家进口煤免税政策终止影响，蒙煤、俄煤煤价上涨导致相应进口量或将收缩，印尼、澳煤保持平稳，国际海运贸易煤炭整体增量有限，进口煤对国内补充作用减弱。需求方面，2024年国家总体经济运行有望继续回升，非化石能源占比将在2024年继续提高，煤炭消费增速放缓。政策保障下电煤中长期合同签约履约质量将得到提升，有效发挥电煤长协“压舱石”作用。2024年煤炭供需格局进一步改善，整体平衡、局部紧张。煤价走势总体平稳，价格中枢有所下移，但下降幅度有限。
　　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，2024年要坚持稳中求进、以进促稳、先立后破，坚持稳健的货币政策，落实好灵活适度、精准有效的要求，继续为实体经济稳定增长营造良好的货币金融环境。
　　(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，把公司建设成为治理完善、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。坚持“集中式与分布式并重，自主建设为主”的原则，进一步在“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，加快新能源跨越式发展，加快煤电结构优化升级，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
　　2024年，公司将坚定贯彻落实国务院国资委提高央企控股上市公司质量工作部署，以创建世界一流企业为主线，围绕公司“十四五”规划和发展战略，坚定绿色低碳发展的决心，着力推进公司转型发展。公司将进一步发挥上市公司功能，更加注重卓越运营、更加注重价值创造、更加注重品牌建设，锐意进取、真抓实干，确保全面完成年度各项目标任务，推动公司高质量发展迈上新台阶。
　　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，公司将坚持效益为先、量价统筹，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，积极应对煤机容量电价出台和新能源电量交易，全力稳定中长期收益，并合理利用现货市场规则获取现货收益。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，同时进一步优化碳市场交易。持续提升营销信息化水平，强化人才培养。2024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，公司将科学统筹保供与控价的关系，保障燃料供应，控制采购成本。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。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，公司将深化资金市场研判，加大融资力度，保障资金供给，持续优化融资结构。合理确定融资规模和资金到位时间。拓宽融资渠道，用好用足绿色金融政策，在保障资金安全的同时努力降低资金成本。
　　(四)可能面对的风险
　　1.电力行业及市场风险
　　（1）2024年，国内经济继续回升，预计全社会用电量同比增长6%左右，新能源保持快速发展，装机规模有望首次超过煤电，煤电企业发挥兜底保供和支撑调节作用更加凸显，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。
　　（2）电力现货市场在多省市全面铺开，煤电容量电价机制正式执行，市场竞争更加激烈。可靠性能低、发电煤耗高的煤电机组，市场竞争能力不强、容量电费无法全额获取，存在收益下降的风险。
　　（3）新能源电量交易规模不断扩大，保障收购电量规模持续下降，新能源参与市场化交易的电价进一步下降，因此现货市场地区新能源交易电价降幅将更大，存在收益下降的风险。
　　公司将强化政策研究工作，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，继续坚持推动市场规范运行，及时调整定价策略，全力防控经营风险。
　　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，煤价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
　　第二履约期配额发放大幅收紧，碳排放履约成本增加。在第三履约期，随着碳市场参与主体规模扩大和配额发放可能进一步收紧，将继续推高碳交易价格，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，加强自愿减排项目（CCER）开发，统筹优化碳交易策略，努力以低成本完成碳排放履约工作。
　　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，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、物资设备供应不畅、人工成本上涨、“四证一书”办理环节多、建设用地取得周期长、并网协调难度大等风险。
　　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。
　　6.资金市场风险
　　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，2024年要坚持稳中求进、以进促稳、先立后破，稳健的货币政策将会精准有力，综合运用多种货币政策工具，保持流动性合理充裕，保持货币供应量和社会融资规模增速同名义经济增速基本匹配，为实体经济提供更有力支持。继续加大对绿色发展、科技创新等国民经济重点领域和薄弱环节的支持力度。
　　2024年，公司将着力提升经营业绩，进一步拓宽融资渠道，保障能源安全供应和绿色低碳转型资金需求。密切关注境内外资金市场变化，用好用足绿色金融政策，降低利率波动风险，努力控制融资成本，优化债务期限结构，防范资金风险，实现降本增效。 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，2023年上半年全社会用电量完成4.31万亿千瓦时，同比增长5.0%；其中第一产业同比增长12.1%，第二产业同比增长4.4%，第三产业同比增长9.9%，居民用电同比增长1.3%。
　　2023年上半年全国规模以上电厂发电量4.17万亿千瓦时，同比增长3.8%。其中，水电同比下降22.9%；火电同比增长7.5%；风电同比增长21.2%。
　　火电、风电利用小时同比增加：2023年上半年全国发电设备平均利用小时为1,733小时，同比降低44小时，其中火电设备利... 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，2023年上半年全社会用电量完成4.31万亿千瓦时，同比增长5.0%；其中第一产业同比增长12.1%，第二产业同比增长4.4%，第三产业同比增长9.9%，居民用电同比增长1.3%。
　　2023年上半年全国规模以上电厂发电量4.17万亿千瓦时，同比增长3.8%。其中，水电同比下降22.9%；火电同比增长7.5%；风电同比增长21.2%。
　　火电、风电利用小时同比增加：2023年上半年全国发电设备平均利用小时为1,733小时，同比降低44小时，其中火电设备利用小时2,142小时，同比增加84小时；风电设备利用小时1,237小时，同比增加83小时；光伏设备利用小时658小时，同比减少32小时；水电设备利用小时1,239小时，同比减少452小时。
　　中电联预计下半年全社会用电量同比增长6.0%左右，增速比上半年有所回升，预计2023年全年的全社会用电量增速处在5%-6%之间。
　　2023年3月，生态环境部印发《2021、2022年度全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施方案（发电行业）》，该方案对2021、2022年度配额预分配、调整、核定、预支、清缴等各项工作进行了安排部署，配额分配方法在整体上保持了政策的延续性和稳定性，碳配额发放较上一履约期明显收紧，体现了积极稳妥推进发电行业绿色低碳转型的导向。
　　2023年5月，国家发展改革委印发《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》，在严格成本监审基础上核定第三监管周期省级电网输配电价，进一步深化输配电价改革。改革后，输配电价结构更加合理，不同电压等级电价更好反映了供电成本差异，为促进电力市场交易、推动增量配电网微电网等发展创造有利条件。同时将用户用电价格逐步归并为居民生活用电、农业生产用电及工商业用电三类，此次电价调整的对象为原大工业用户和一般工商业用户（包括直接参与市场用户、电网企业代理购电用户），居民、农业用户电价没有变化，继续执行现行目录销售电价政策。
　　报告期内公司主营业务情况说明：
　　2023年上半年，公司实现营业收入人民币1,260.32亿元，较上年同期上升7.84%；实现归属于母公司股东的净利润63.08亿元，较上年同期上升309.67%，每股收益为人民币0.31元；利润同比上升的主要原因，一是境内燃煤价格同比下降和电量同比上涨的综合影响，二是公司新加坡业务利润同比大幅增长。上半年，公司火电板块税前利润汇总金额为9.42亿元，同比增利96.86亿元；风电板块税前利润汇总金额为40.24亿元，同比增利5.99亿元；太阳能发电板块税前利润汇总金额为10.02亿元，同比增利4.73亿元。
　　公司新增基建并网可控发电装机容量4,051兆瓦。其中，新增低碳清洁能源装机容量3,401兆瓦。公司低碳清洁能源装机比重同比提高3.69个百分点。截至2023年6月30日，公司拥有可控发电装机容量129,995兆瓦。其中，风电可控发电装机容量为13,886兆瓦，太阳能发电可控装机容量为8,774兆瓦。
　　公司中国境内各运行电厂平均上网结算电价为515.23元/兆瓦时，同比上升1.89%；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2,111.48亿千瓦时，同比上升7.43%。公司境内电厂年累计平均利用小时1,799小时，同比增加39小时；其中燃煤机组利用小时2,046小时，同比增加100小时。公司大部分燃煤电厂的利用小时数在所在地区处于领先水平。公司风电机组利用小时1,253小时，同比增加94小时；太阳能发电机组利用小时603小时，同比减少46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1.82亿吉焦，同比增长2.39%。
　　国内煤炭供应保持高位水平，进口煤供应量同比大幅增长，非电用煤需求不及预期，库存处于历史高位水平，煤炭供需关系从紧平衡向宽松转变，煤炭价格波动下行。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且高热值煤性价比较好的窗口期，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1.05亿吨，同比增加18.72%；累计入炉除税标煤单价1,137.76元/吨，同比下降10.49%。
　　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92.76%，生产供电煤耗为287.25克/千瓦时,生产厂用电率为4.25%。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。
　　在碳市场配额履约方面，公司上半年出售碳排放配额交易收入约0.61亿元。
　　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442亿元；圆满完成国常会能源保供特别债发行工作，做好煤电企业保供资金支持。上半年，公司累计落实债务融资超过1,200亿元，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161.41亿元，实现税前利润28.90亿元；巴基斯坦业务实现营业收入22.19亿元，实现税前利润3.12亿元。

　　二、经营情况的讨论与分析
　　2023年上半年，公司实现营业收入人民币1,260.32亿元，同比增长7.84%；营业成本1,108.64亿元，同比下降3.27%；利润总额83.45亿元，同比增长299.84%；净利润66.18亿元，同比增长269.54%；归母净利润63.08亿元，同比增长309.67%。利润增长的主要原因，一是境内燃煤价格同比下降和电量同比增长的综合影响，二是本公司之子公司中新电力利润同比大幅增长。
　　报告期内公司经营情况的重大变化，以及报告期内发生的对公司经营情况有重大影响和预计未来会有重大影响的事项

　　三、报告期内核心竞争力分析
　　1、规模和装备优势突出
　　截至2023年6月30日，公司可控发电装机容量达到129,995兆瓦，境内电厂上半年累计完成上网电量2,111.48亿千瓦时。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的超超临界机组和国内首次采用超超临界二次再热技术的燃煤发电机组。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的装机容量已达292万千瓦，占公司风电装机总容量的22%；单机7.5兆瓦的风机已在大连庄河海上风电建成。
　　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用电量和电价水平较高，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。同时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。新能源项目大多分布在消纳能力较强、电价较高的区域，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。2023年上半年，公司新增基建并网可控发电装机容量4,051兆瓦，其中新增低碳清洁能源装机容量3,401兆瓦，低碳清洁能源装机比重进一步提高至28.02%。
　　4、科技创新节能环保成绩显著
　　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。国家重点研发计划海上风电项目研发工作已全部完成，经专家组绩效评价评审，各项指标均达到合同要求；700℃高温锅炉管通过全国锅炉与压力容器标委会纳标评审。燃机自主化项目多项技术成果投入应用。燃煤机组深度调峰过程节能项目成功在威海电厂600MW机组示范应用，实现瞬态变负荷过程供电煤耗降低不少于1.5g/kWh。洋浦热电成功投运全国首套燃气烟气2000吨/年二氧化碳捕集装置。罗源电厂成功投运全球最大容量5MW超级电容储能系统。上半年，公司共有184件发明专利、1502件实用新型专利和30件国际专利获得授权。公司的环保排放水平符合国家标准，燃煤机组均已按国家要求实现了烟气超低排放，供电煤耗等主要能耗指标相较电力行业的总体水平具有明显的领先优势。在中电联2022年度全国电力行业火电机组能效水平对标中，公司共有55台次机组获奖,占获奖总数的14%；其中11台获5A级评价，占5A级获奖总数的19%。
　　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，公司受到上市地证券监管部门的监管和广大投资者的监督。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，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、区域间协同，实现增发效益电量。积极应对电力市场化改革，通过建立完善的客户服务体系、构建营销数字化系统，培育多渠道新媒体网络售电体系；适时根据市场运营变化和客户服务需求开展相关培训，积极开拓综合能源服务新业务，推动形成电碳绿证多市场业务协同能力，持续保持和巩固公司优秀的客户服务水平。
　　8、高素质的员工队伍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。
四、可能面对的风险
　　1.电力行业及市场风险（1）随着电力市场化改革不断深入，电力现货市场全面铺开，市场化交易电量比例持续提高，电力市场竞争愈发激烈,煤价呈现回落趋势，电价下行压力加大。
　　（2）新能源装机保持快速增长，保障收购电量规模持续下降，参与市场交易规模逐步扩大，绿电交易价格形成机制尚不完善，新能源企业稳定收益存在困难。
　　（3）当前辅助服务市场、容量市场等配套市场机制有待完善，中长期、现货交易价格无法完全体现备用、调节服务价值，发电机组难以获得应有的投资回报，发电企业可持续发展还需相关政策支撑。
　　公司将积极推进绿色转型，加快提升清洁能源比重，实现公司装机结构优化升级；强化政策研究，主动适应“双碳”目标下的电力市场发展，继续推动市场规范运行，及时调整定价策略，全力防控经营风险。随着国家逐步健全电力辅助服务、容量补偿以及价格传导机制，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）随着国家宏观经济的复苏，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）国家增产保供政策持续发力，国内煤炭产量快速增长，煤炭供需矛盾明显缓解，煤炭价格下行，但整体仍处于相对高位，公司煤电企业经营压力依然较大。
　　（3）沿海区域内贸中长协占比低，进口煤采购比例高，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，努力提高长协合同履约率，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，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.碳市场风险生态环境部《关于做好2021、2022年度全国碳排放权交易配额分配相关工作的通知》明确碳排放基准值下调，2023年底为全国碳市场第二个履约周期履约截止时间。配额发放大幅收紧，但自愿减排机制等政策尚未正式出台，碳市场价格走势存在一定不确定性。
　　公司将密切关注全国碳市场政策变化及价格走势，持续强化碳交易管理，优化碳交易策略，力争以较低成本按期完成全国碳市场第二个周期交易履约工作。
　　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，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，所属燃煤发电厂新建机组均配备了技术先进、功能强大的烟气净化系统，境内其他燃煤机组也已按国家的规定实施了超低排放改造，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，通过了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.资金市场风险央行货币政策委员会第二季度例会指出，央行将精准有力实施稳健的货币政策，为实体经济提供更有力支持，保持流动性合理充裕。继续加大对绿色发展、科技创新等国民经济重点领域和薄弱环节的支持力度。发挥贷款市场报价利率改革效能和指导作用，推动企业融资成本稳中有降。以促进实现碳达峰、碳中和为目标完善绿色金融体系。
　　公司将着力提升经营业绩，加强资本运作，进一步拓宽融资渠道，保障能源安全供应和绿色低碳转型资金需求。密切关注资金市场变化，用好用足绿色金融政策，努力控制融资成本，防范资金风险，实现降本增效。 收起▲