一、报告期内公司所属行业及主营业务情况说明　　（一）行业情况及形势分析　　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，火电装机占比进一步降低，火电装机14.75亿千瓦，同比增长4.7%，占总装机容量40.4%；光伏、风电装机高速增长，新能源装机16.73亿千瓦，同比增长41.7%，占总装机容量45.8%，其中，太阳能发电装机容量11.0亿千瓦，同比增长54.2%... 查看全部▼

　　一、报告期内公司所属行业及主营业务情况说明
　　（一）行业情况及形势分析
　　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，火电装机占比进一步降低，火电装机14.75亿千瓦，同比增长4.7%，占总装机容量40.4%；光伏、风电装机高速增长，新能源装机16.73亿千瓦，同比增长41.7%，占总装机容量45.8%，其中，太阳能发电装机容量11.0亿千瓦，同比增长54.2%，风电装机容量5.7亿千瓦，同比增长22.7%。
　　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。
　　2025年全年全社会用电量预计增速在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。
　　（二）公司主营业务说明
　　公司是首都大型能源国有控股上市公司，主营业务覆盖火电、风电、光伏发电多种业态，主要管理和控股的发电企业分布在内蒙、山西、河北、宁夏、河南、湖北等地，主要向京津唐电网、蒙西电网、山西电网、豫北电网等供电，经营业绩主要来源于发电及供热业务。截至本报告期末，公司控股装机容量2,362.18万千瓦，其中：火电装机容量2,139万千瓦；集中式风电和光伏容量216.54万千瓦，上半年新并网山西武乡13万千瓦光伏项目；分布式光伏容量6.64万千瓦，较年初新增4.69万千瓦。公司在建项目187.8万千瓦，均为新能源发电项目。
　　报告期内，公司控股各运行发电企业累计完成发电量438.95亿千瓦时，较上年同期减少5.4%，其中：火电发电量减少9.6%，新能源发电量增加344%（主要是岱海新能源140万并网风电增发）。18家热电联产企业累计完成供热量5482万吉焦，同比增长8.7%。

　　二、经营情况的讨论与分析
　　2025年上半年，公司以“稳中求进，服务首都，提质增效，严控风险”为工作主线，坚持“抓安全，控成本，转作风，促发展”工作思路不动摇，严格落实“四增四提”“四控四降”工作要求，牢牢把握“抢、稳、进、保”工作措施，坚守安全生产底线，全力抢电量、争电价、降煤价，深化成本管控，强化责任落实，安全生产经营形势持续向好，盈利能力稳步提升。2025年上半年，公司实现营业收入170.80亿元，同比增长1.05%；实现归属上市公司股东的净利润为19.49亿元，同比增长116.63%，每股收益0.28元。
　　1.低成本战略实现煤电企业全部盈利
　　严格落实“四增四提”“四控四降”经营策略，全要素、全过程、全员参与的成本控制措施，全方位降低成本。2025年上半年，公司控股煤电企业实现全部盈利。
　　2.紧盯市场实现电价水平进一步提升
　　公司深入研究电力市场政策，充分发挥“1+3+N”快速决策和市场营销机制，灵活调整机组运行方式和营销策略，抢发电量，精准参与电力现货市场和辅助服务市场交易，有效提高适应市场变化的敏感性和前瞻性，实现全口径电价同比升高。
　　3.分类施策实现燃料成本进一步降低
　　公司坚持“长协为主、市场为辅”的原则，实施长协A、B分类管理，推动长协供应商提质降价，积极开展区域集采价格谈判，推动区外优质供应商资源共享，入厂标煤单价大幅下降，同比降幅达13.5%。
　　4.机组运行进一步可靠
　　公司积极应对机组深调时间加长、启停频次增多的新变化，深入剖析设备潜在隐患，多维强化检修质效，上半年组织火电机组等级检修30台次，有力保障机组安全启停435台次。在2025年中电联行业机组对标中收获荣誉12台次，其中京宁热电、京隆热电2台机组获得最高认证5A机组称号，7台机组跻身4A行列实现集群式跃升，3台机组单项指标进入同类型机组前列。
　　5.多措并举实现财务成本进一步压降
　　不断拓展多元化融资渠道，优化融资结构。积极应对利率市场变化，用足用好金融政策红利，多措并举实现财务成本进一步压降，截至2025年6月末，加权平均融资成本较年初降低35个基点。

　　三、报告期内核心竞争力分析
　　1.低成本战略优势
　　公司严格落实“四增四提”“四控四降”经营策略，全要素、全过程、全员参与的成本控制措施，全方位降低成本，控股煤电企业全部实现盈利。
　　2.电力市场营销优势
　　2025年上半年，公司深入研究市场政策，在“1+3+N”电力市场营销机制的引领下，充分落实横向快速响应机制。装机重点分布区域实施扁平化管理，按照“一企一策、一机一法”实施差异化营销策略，公司整体电力营销工作取得较好的成效。
　　3.绿电市场拓展优势
　　公司积极把握市场机遇、大力拓展北京绿电市场。上半年，公司所属售电公司完成绿电交易68.01亿千瓦时，其中北京地区完成交易电量26.64亿千瓦时，占全市绿电比例约四分之一。
　　4.企业任期制和契约化管理优势
　　报告期内，公司纳入任期制契约化管理的人员由经理层延伸至中层管理人员，引入关键指标机制，激励各级管理人员全力以赴抓落实，挑战更高目标，极大提升企业活力和竞争力。

　　四、可能面对的风险
　　1.电力市场风险
　　根据国家能源局发布数据，上半年全国新投产发电装机容量2.93亿千瓦，同比增长92%，规模再创历史新高，新能源占比近九成，其中光伏、风电新增容量同比分别增长107%和99%，新能源电量增长大幅挤占火电空间。预计2025年电力供应能力增长高于用电需求增长，新能源企业全面参与电力市场交易竞争加剧，将带动电力市场电量价格走低的可能性加大。电力供需整体宽松，部分地区新能源消纳压力凸显。
　　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，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．环保风险
　　国家持续完善环保政策，在京津冀等重点区域进一步提高水体保护、扬尘治理等要求标准，并加大现场检查力度，对第三方监测报告的监察力度也在持续加大，可能导致企业环保管控风险加大，环保支出增加。
　　公司将持续严格执行国家环保政策，主动识别并有效化解各类环保风险。
　　3.燃料市场采购风险
　　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，局部地区煤炭保供可能会面临较大压力。受国家产业政策，以及安全、环保和产能核查等因素影响，煤炭产量存在波动，煤炭价格可能出现大幅度波动。
　　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；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。
　　4.碳市场履约风险
　　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，加快煤电机组节能减排升级改造，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。
　　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，京能电力以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻党的二十大和二十届二中、三中全会精神，以“改革创新、数字创效、对标创优、价值创造”工作为主线，以“一个理念、两个转型、三个京能、四个市场、五精管理、六大建设”为抓手，奋力推进质的有效提升和量的合理增长，公司呈现出稳中有进、进中向好的高质量发展态势。　　1.能源保供，展现首都国企担当　　公司持续发挥能源国企保供“压舱石”作用，着力推动能源安全保障能力提升，圆满完成重要时期的保电任务，以坚定的责任担当和实干实绩彰显了首都国企的风范。　　2.强基固本，安全管理走深走实　　2024年，公司推动安全生产治... 查看全部▼

　　一、经营情况讨论与分析
　　2024年，京能电力以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻党的二十大和二十届二中、三中全会精神，以“改革创新、数字创效、对标创优、价值创造”工作为主线，以“一个理念、两个转型、三个京能、四个市场、五精管理、六大建设”为抓手，奋力推进质的有效提升和量的合理增长，公司呈现出稳中有进、进中向好的高质量发展态势。
　　1.能源保供，展现首都国企担当
　　公司持续发挥能源国企保供“压舱石”作用，着力推动能源安全保障能力提升，圆满完成重要时期的保电任务，以坚定的责任担当和实干实绩彰显了首都国企的风范。
　　2.强基固本，安全管理走深走实
　　2024年，公司推动安全生产治本攻坚三年行动，基层和基础安全管理工作进一步夯实，坚持“安全五精”管理，推行企业领导带班制度，带头落实全员安全生产责任制，全面开展安全巡查工作，形成以安全综合巡查为主，兼顾机组检修、工程建设等相结合的巡查体系。以设备治理为重点，制定机组深调时间长、启停频次多等安全防范措施，确保生产经营安全稳定。
　　3.提质增效，经营业绩持续增长
　　截至报告期末，公司控股运营装机容量2,344.49万千瓦，同比增长323.94万千瓦，其中：燃煤发电企业21家，装机容量2,139万千瓦，较上年新投产1台350MW超临界燃煤发电供热机组，新收购2台660MW超超临界燃煤机组；新能源装机容量205.49万千瓦，其中集中式风光装机203.54万千瓦，分布式光伏1.95万千瓦。
　　公司实现营业收入354.28亿元，同比增长6.54%。归属于母公司股东净利润为17.23亿元，同比增长95.52%。
　　2024年度，公司累计完成发电量982.19亿千瓦时，同比增加56.49亿千瓦时（同比已还原锡林能源数据），火电机组年累计发电利用小时4584小时，同比降低295小时，高于全国火电设备平均利用小时118小时；新能源机组累计发电利用小时1477小时，同比增加174小时。
　　2024年度，公司积极开拓供热市场，累计完成供热量9,061万吉焦，同比增加896万吉焦；供热面积达2.43亿平米，同比基本持平。
　　4.强化转型，项目开发取得阶段性成果
　　2024年，公司统筹煤电和可再生能源发展，积极融入新型电力系统建设进程，大力发展风光能源，坚持基地式、规模化开发和集中、分布式开发并举，加大转型力度，加强转型质量。2024年，公司新投产集中式新能源项目3个，总并网容量160.99万千瓦。截至2024年底，公司已累计取得新能源建设指标超过700万千瓦。开拓储能、综合能源服务等新兴业务，滑州热电50兆瓦/100兆瓦时独立储能获批国家级新型储能试点示范项目。
　　5.统筹协调，燃料成本稳中有降
　　2024年，公司坚持“长协为主、市场为辅”的原则，全年采购长协煤量占总耗煤量的94%，积极优化运输方式，部分发电企业长协煤采取公转铁措施，降低燃料运输费用，加大全年内部协同煤量，全年入厂标煤单价同比降低3.9%，实现电煤“保量控价”。
　　6.拓宽融资渠道，资本管控稳步向好
　　公司紧跟金融市场形势，拓展多元化融资渠道，优化融资结构，积极应对利率市场变化，用足用好金融政策红利，资产负债率降低至63.70%，依托集团内部金融体系，深化内部协同，全年融资成本率在上一年度基础上再降低33个基点。
　　
　　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”）《2024-2025年度全国电力供需形势分析预测报告》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
　　公司主营生产、销售电力热力产品、电力设备运行，发电设备检测、修理、脱硫石膏销售等，产品为电力和热力。业绩主要来源于火力发电及供热业务。公司是北京市能源投资主体，主营业务为投资、建设、运营管理以电力生产为主的能源项目，公司电力业务以燃煤发电和供热为主，新增风电、光伏、储能等新能源发电业务，同时涉及综合能源服务、煤矿等项目投资。公司发展战略从传统煤电向综合能源型企业转型，公司经营思路从安全生产型企业向安全生产经营型企业转型。
　　截至报告期末，公司主要控股燃煤发电公司21家，25家新能源公司、3家售电公司、5家综合能源公司，参股发电公司13家，参股煤矿1家。
　　公司业务主要覆盖内蒙、山西、河北、宁夏、河南、湖北等区域，以煤电为主导并加速新能源转型。截至2024年末，公司控股运营装机容量2,344.49万千瓦，同比增长323.94万千瓦，其中：燃煤发电企业21家，装机容量2,139万千瓦；新能源装机容量205.49万千瓦，其中集中式风光装机203.54万千瓦，分布式光伏1.95万千瓦。内蒙古为核心产区，煤电装机容量达1372万千瓦，占煤电装机容量的64.14%，报告期内收购集团持有的锡林能源51%股权，新增132万千瓦超超临界机组；山西、河北、宁夏等区域煤电装机规模平稳；湖北区域报告期内新投产十堰热电二期1×350MW超临界燃煤机组。公司新能源总装机突破205.49万千瓦，战略布局呈现"煤电托底+风光增量+跨区协同"特征，供热业务同步增长，多区域能源供应持续强化。
　　
　　四、报告期内核心竞争力分析
　　1．电力市场化转型优势
　　公司构建落实“1+3+N”市场营销快速决策机制，加强市场形势分析，实现营销、生产、经营、燃料深度衔接，快速响应。重点装机区域发售电企业一体化营销，充分发挥中长期交易“电量蓄水池、电价稳定器”作用，电力市场收益持续提升，售电公司全年代理用户和代理电量实现连续三年稳步增长。
　　2．高质量生产运营管理优势
　　公司持续深化对标一流管理，在中电联行业对标中，11台机组收获荣誉，其中：京宁热电3号机组获得5A机组称号，盛乐热电2号机组获得4A机组称号，十堰热电1号机组获得最优厂用电率荣誉，高质量运营管理能力增添企业市场竞争实力。
　　3．人才激励优势
　　公司大力推进“三项制度”改革，坚持多元选拔与动态调整协同发力，激发干部队伍活力，深化薪酬制度改革，坚持目标导向、效益导向，刚性执行绩效与收入联动机制；有序推进“干部能上能下”，坚持“上”有机制，“下”有依据；深入推进“收入能增能减”，落实全员绩效考核及内部薪酬分配指导意见，人力资源配置持续优化，极大提升企业活力和竞争力。
　　4．公司治理结构和市场信誉优势
　　公司认真贯彻落实监管要求，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。
　　5.高素质的员工和经验丰富的管理层
　　公司注重专业人才、青年人才培养，形成了一支结构合理、专业配套、素质优良、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。公司的管理团队能够紧跟电力行业的最新发展趋势，积极应对市场竞争形势变化，制定并实施可行的经营策略，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。
　　6.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、业务协同方面，一直为公司提供强有力资源支持，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
　　截至2024年末，公司总资产969.34亿元；负债总额617.49亿元；归属于母公司所有者权益283.08亿元；归属于上市公司股东净利润17.23亿元。
　　2024年，公司下属控股各运行发电企业全年累计完成发电量982.19亿千瓦时，同比增长6.10%，其中火力发电累计完成发电量964.87亿千瓦时，同比增长4.69%，新能源累计完成发电量17.32亿千瓦时，同比增长326.21%。2024年全年累计完成上网电量909.50亿千瓦时，同比增长6.04%，其中火力发电累计完成上网电量892.45亿千瓦时，同比增长4.55%，新能源累计完成上网电量17.05亿千瓦时，同比增长322.19%。
　　
　　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
　　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
　　公司将坚持以服务新时代首都发展为统领，以“稳中求进，服务首都，提质增效，严控风险”为工作主线，坚持“抓安全，控成本，转作风，促发展”工作思路不动摇，严格落实“四增四提”“四控四降”工作要求，牢牢把握“抢、稳、进、保”工作措施，深耕“四个市场”，着力打造差异化竞争优势，全力以赴保障能源安全，坚定不移推进能源绿色低碳转型，全面推进公司高质量发展。公司将持续聚焦安全生产，加强过程管控，确保能源供给持续可靠；聚焦“四个市场”，抓牢“五精”管理，确保经营质效持续提升；聚焦清洁低碳，主动把握机遇，确保转型发展持续向好；聚焦对标一流，抓实强弱补短，确保深化改革持续创效；聚焦对标一流，抓实强弱补短，确保深化改革持续创效。
　　(三)经营计划
　　2025年是“十四五”规划的收官之年，是京能电力“管理提升年”。要通过抓实“五精”管理，提升内控、合规管理质量，推进对标管理等具体措施，全面提升公司管理水平。
　　1．夯实安全基础，强化设备治理，确保能源可靠供应
　　深入贯彻“生命至上、平安京能”的安全理念，加强安全生产责任体系建设，建立持续可控的安全生产长效机制。深化安全生产治本攻坚三年行动，落实重大安全隐患动态清零行动。持续开展机组限负荷与非停治理，优化运行调整和检修安排，提升机组启停调峰、顶峰压谷能力，为能源可靠稳定供应提供保障。
　　2．深化“四个市场”，增强核心竞争力
　　以对标为抓手，践行“五精”管理，强化“四个市场”建设。电力市场方面，充分发挥“两机制一平台”作用，以“增电量、提电价”为目标，通过“保存量、拓增量、争政策、抢先机、抓现货、强培训”等措施，抢发“效益电”，实现公司整体效益最大化；燃料市场方面，紧扣“保量控价”，坚持“长协为主、市场为辅”不动摇，提升长协煤占比，强化燃料运输、入厂煤质及库存管控；供热市场方面，积极开拓供热（汽）、供冷市场，争取利润增长点，加快推进存量项目智慧改造，提高供热能效；碳市场方面，精确碳排放数据，谋划碳配额交易，科学开展节能降碳，拓宽降碳增配渠道，促进碳资产管理水平提升。
　　3．加快低碳转型，促新能源指标落地
　　依托燃煤发电企业，建设区域热、电、冷、储综合能源中心。加快推进储备项目核准进程，已核准项目尽早落实开工外部条件盘点，确保岱海风电、查干风光、武乡二期、察右后旗、酒泉风电等项目如期全容量并网。
　　4．挖掘成本潜能，推进分层治企
　　落实“四增四提”“四控四降”工作举措，强化资源统筹和合理分配，持续开展成本控制专项行动，全面控制基建成本和运营成本，打造差异化成本控制优势，针对经营压力较大的企业，一企一策，分类治企。
　　5.拓宽资金来源，努力压降资金成本
　　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。同时，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。
　　公司将加快煤电机组的技术升级和转型发展，提升机组顶峰保供能力，提高新型电力市场的适应能力；加强电力供需形势研判，及时调整定价策略，全力防范电力市场风险。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。
　　公司将密切跟踪煤炭市场变化，坚持“长协为主，市场为辅”，充分发挥长协合同“压舱石”作用；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。统筹碳资产管理，优化碳交易策略，推动碳配额保值增值，探索碳资产收益新模式。公司将加快煤电低碳化改造，推进绿氨掺烧、碳捕集等技术研究，降低碳排放强度。
　　4.环保风险
　　环保政策趋严，重点区域在水体保护、扬尘治理等领域提出更高要求，叠加低碳技术（如绿氨掺烧、碳捕集等）应用需求，环保费用支出面临上升压力。
　　公司将严格执行超低排放标准，完善煤场封闭、灰渣综合利用等环保设施，确保污染物达标排放。 收起▲

　　一、报告期内公司所属行业及主营业务情况说明　　（一）报告期内所属行业说明　　根据中国电力企业联合会（以下简称：“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
　　（一）报告期内所属行业说明
　　根据中国电力企业联合会（以下简称：“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。
　　（二）报告期内公司主营业务说明
　　公司是首都大型能源国有控股上市公司，主营业务覆盖火电、风电、光伏发电多种业态，主要管理和控制的发电企业分布在内蒙、山西、河北、宁夏、河南、湖北等地，主要向京津唐电网、蒙西电网、山西电网、豫北电网供电，经营业绩主要来源于发电及供热业务。公司现役火电机组49台，其中96%为热电联产机组，火电总装机容量2007万千瓦，集中式可再生能源项目5个，并网容量109.21万千瓦，本报告期末公司装机容量2116.21万千瓦。上半年乌兰察布150万千瓦大型风光项目并网66.66万千瓦，十堰热电并网35万千瓦，京泰发电一期机组容量根据相关政策核减6万千瓦。公司参股的对外投资燃煤火力发电企业、煤矿等能源行业，投资回报率始终保持较高水平。
　　公司目前拥有控股火力发电公司20家、运营新能源公司7家、售电公司3家、综合能源公司5家，参股发电公司11家，参股煤矿1家。报告期内，公司下属控股各运行发电企业累计完成发电量443.34亿千瓦时，同比增长11.18%；累计完成供热量5043万吉焦，同比增长13%。
　　2024年上半年，公司实现营业收入162.7亿元，同比增长8.42%；实现归属上市公司股东的净利润为9.13亿元，同比增长147.98%，每股收益0.12元。利润同比增长的主要原因一是2024年上半年社会用电量需求增加，公司通过优化营销策略和电量分配，实现销售电量同比增加；二是公司坚持“长协为主、市场为辅”的燃料采购策略，加强燃料成本管控，提高采购议价能力，有效降低燃料成本，经营业绩同比大幅增长。

　　二、经营情况的讨论与分析
　　我国经济运行整体向好，电力需求持续增长，公司发电量和上网电量稳步提高，报告期内，公司下属各控股企业深研电力市场交易政策，合理安排机组运行，积极争取双细则奖补收入，通过深度调峰增加收益，发电收入增长明显。2024年上半年，公司下属控股各运行发电企业累计完成发电量443.34亿千瓦时，同比增长11.18%，其中火力发电完成发电量437.91亿千瓦时，同比增幅10.27%，新能源累计完成发电量5.43亿千瓦时，同比增幅235.19%。
　　公司火电机组平均利用小时2185小时，同比基本持平。全口径结算电价405元/兆瓦时（含税），同比降低12元/兆瓦时，双细则及调峰收入同比增长40%，售电收入同比增加8个百分点。
　　公司积极践行双碳使命，协调落实京津唐、山西、蒙东等区域进京“绿电”4.87亿千瓦时，占北京市“绿电”交易规模的四分之一。

　　三、风险因素
　　1、电力市场风险
　　(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)根据国家统计局和中电联公布数据，二季度GDP同比增长4.7%，增速较一季度回落0.6个百分点，低于市场预期，6月份财新中国PMI报告显示，制造业和服务业市场乐观情绪减弱，受经济下行压力较大影响，下半年全社会用电量增长约5%，低于上半年增速。社会用电量需求增速下行对发电企业的盈利将产生不利影响。
　　(3)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。
　　(4)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.燃料市场风险
　　(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；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，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，有关所属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，确保各类环保风险得到及时识别和有效化解。

　　四、报告期内核心竞争力分析
　　1.转型发展优势
　　公司大力推进新能源项目开发建设进度，取得项目指标49万千瓦，核准备案81.8万千瓦，开工建设113.34万千瓦，新增并网容量66.66万千瓦。上半年，新能源发电利润贡献占比超10%（不含投资收益）。
　　2.市场信誉优势
　　公司在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。公司持续管控资产负债率，拓展融资渠道，压降担保规模，定期开展债券信用评级工作，连续数年取得企业信用评级最高等级AAA级评级，公司深耕发债市场。上半年，发行超短期融资券，发行价格创近两年债券发行最低利率，公司整体贷款利率同比降低0.36个百分点。
　　3.成本管控优势
　　公司加大力度开展亏损企业治理和成本管控工作，上半年，8家控股企业实现扭亏为盈。单位产量成本费用同比降低3.28个百分点，其中单位期间费用降低近7个百分点。
　　4.电力协同优势
　　公司针对当前结构复杂、形势多变的电力市场，建立“1+3+N”协同营销机制，统筹规划营销策略，争取有利政策支持，拓宽市场信息渠道；取得较高市场收益。同时，公司发挥市属国企优势，积极抢抓绿电市场机遇。上半年，代理北京区域绿电用户同比增加14户，增幅近20%，完成交易电量同比增加5亿千瓦时，增幅近50%。
　　5.公司治理结构优势
　　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。
　　6.高素质的员工和经验丰富的管理层
　　公司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、忠于京能事业、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较全面的行业知识并深刻了解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，制定全面发展策略，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。 收起▲