一、报告期内公司所属行业及主营业务情况说明　　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，公司现役火电机组46台，其中91%为热电联产机组，火电总装机容量1846万千瓦，可再生能源项目2个，装机容量25万千瓦。公司同时还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。　　根据中电联发布《2023年上半年全国电力供需形势分析预测报告》，2023年上半年全社会用电量4.31万亿千瓦时，同比增长5%，预计全年同比增长6%左右，其中下半年增长6%～7%。截至6月底全国全口径... 查看全部▼

　　一、报告期内公司所属行业及主营业务情况说明
　　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，公司现役火电机组46台，其中91%为热电联产机组，火电总装机容量1846万千瓦，可再生能源项目2个，装机容量25万千瓦。公司同时还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。
　　根据中电联发布《2023年上半年全国电力供需形势分析预测报告》，2023年上半年全社会用电量4.31万亿千瓦时，同比增长5%，预计全年同比增长6%左右，其中下半年增长6%～7%。截至6月底全国全口径发电装机容量27.1亿千瓦，同比增长10.8%，新增太阳能发电装机占总新增装机比重达到55.6%，煤电发电量占全口径总发电量的比重保持在六成，充分发挥兜底保供作用。
　　2023年上半年，公司发电机组主要分布区域电力现货市场全面铺开，上网电价随行就市波动，各发电企业加大长协煤签订力度，狠抓长协煤覆盖率、兑现率，受国内煤炭行业扩产能、进口煤增加等利好因素影响，公司燃料采购成本稳中有降，6月份入厂标煤价格较1月份降低16%，较上年同期降低5%。

　　二、经营情况的讨论与分析
　　2023年上半年，京能电力积极应对全国煤炭市场供应紧张、煤价居高不下的不利情况，公司董事会与管理层积极应对，扎实推进稳增长措施，通过严控燃料成本、开展合理的低热值煤掺烧，严控成本费用，强化市场营销，稳步推进在建火电机组项目进度，大力推进综合能源、清洁能源项目拓展，加快低碳转型步伐。
　　报告期内公司完成累计发电量398.76亿千瓦时，同比增幅9.87%，其中火力发电累计完成发电量397.14亿千瓦时，同比增幅9.42%，新能源累计完成发电量1.62亿千瓦时。2023年上半年累计完成上网电量367.82亿千瓦时，同比增幅10.20%，其中火力发电累计完成上网电量366.21亿千瓦时，同比增幅9.72%，新能源累计完成上网电量1.61亿千瓦时。
　　报告期内，18家热电联产企业累计完成供热量4,469万吉焦，同比增供356万吉焦。
　　1.多措并举提升经营效益
　　（1）严控燃料成本
　　报告期内，国内煤炭供应处于紧平衡、煤价维持历史高位。二季度以来，随着煤炭先进产能逐步释放，进口煤政策逐步放开，公司充分利用供需紧平衡相对缓解的市场形势，采取有效措施严控煤价、提升煤质，加大低质煤掺烧可行性研究，在保证安全生产前提下，一机一策制定掺烧方案，有效降低燃料成本。
　　（2）精准构建营销体系，提升市场竞争力
　　报告期内，公司主动作为，转变思路，积极构建以电力市场营销为龙头的生产经营管理体系，不断完善集中商讨、分散决策的现货营销策略，充分发挥中长期交易的统一协调作用，做好政策研究、协同营销、用户维系、客户拓展相关工作。发挥售电公司营销中心、运营中心、信息中心的职能作用，公司主力机组所在区域售电公司总代理、代管用户及电量不断提升，并积极争取市场绿电资源，满足代理用户绿电需求。
　　（3）“三改联动”提升机组清洁高效发电能力
　　公司根据所属燃煤电厂机组特性和在电网中的位置和作用，科学论证并编制“十四五”期间“三改”投资计划和改造方案。报告期内，公司积极推进双欣发电#1、#2机组灵活性改造，完成岱海发电、康巴什热电和漳山发电等多项机组灵活性改造项目；京泰发电和宁东发电完成工业供汽改造，截至目前，公司46台运营发电机组中，供热机组台数占比达91%，公司供热能力进一步提升。
　　2.新建火电机组项目稳步推进
　　公司在新建火电项目方面，京宁二期2×660MW热电联产工程#3机组已于去年12月底并网运行，#4机组于今年4月24日完成168试运，并网运行；京泰二期2×660MW机组工程已通过整套启动前监检，计划8月投运；涿州2×1000MW扩建工程已开展土地征收工作。上述煤电项目陆续投产将给公司带来稳定的利润贡献，有效提升公司在区域电力、热力市场竞争力，并为公司进一步争取新能源项目配置指标奠定坚实基础。
　　3.新能源项目稳步推进，低碳转型加速
　　公司以灵活性煤电为支撑，以输电通道为载体，部分配套新能源项目成功落地。报告期内，京海10万千瓦光伏发电于今年1月全容量并网，湖北十堰丹江口10万千瓦光伏项目和山西长治长子县10万千瓦光伏项目预计年底全容量并网，岱海150万千瓦风电项目、滑州10万千瓦风电项目和酒泉20万千瓦风电项目陆续开工建设。

　　三、风险因素
　　未来新型电力系统中，非化石能源占一次能源比重从2030年的25%增长至2060年80%,电能将成为能源消费的绝对主体，到2060年电能占终端能源比重将达70%，电力系统呈现数字化、智能化、柔性化特点。
　　从传统能源供给体系向新型电力系统衍进过程中，可再生能源与传统能源协调作业、能够有效承载电力输送的电网建设，以及配套两个市场的政策优化调整，所产生的时间成本和摩擦成本将较多的由传统行业承担，从供给侧看，煤电企业面临更大压力和不确定风险。
　　同时，随着电力市场化改革不断深入，电力现货市场逐步铺开，新能源发电规模大幅增加，电力市场竞争愈发激烈。

　　四、报告期内核心竞争力分析
　　1.机组灵活性优势
　　公司积极主动适应煤电由常规主力电源向基础保障性和系统调节性电源的转型思路，结合机组特性“一企一策”科学开展“三改联动”，进一步降低能耗水平，提高机组供热能力，总设计供热能力达到3.4万Gh/h，九成以上机组实现30%负荷深度调峰运行。
　　2.治理能力优势
　　面对复杂多变的电力供需环境和相对滞后的交易规则优化，面对煤炭卖方市场传导给企业的巨大经营压力，公司坚持刀刃向内，前置成本控制关口，严控各项可控成本费用，上半年，公司单位产量成本费用同比降低，其中单位产量材料费用降低10%，修理费降低9.4%，外购电费降低10.3%，财务费用降低19.59%。
　　3.融资优势
　　为强化企业资金管理，增强融资议价能力及债务偿还能力，公司持续管控资产负债率，拓展融资渠道，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。上半年，公司累计提取能源保供贷款超50亿元，平均提款利率2.08%，公司融资成本保持在合理较低水平，贷款利率同比降低0.62个百分点。
　　4.人才优势
　　公司坚持坚持精干高效用工原则，对部分关键岗位实行社会化公开招聘，上半年，累计录用84名高端技术人才，充分激发企业员工干事创业活力，同时，优化调整企业工资总额管理办法，薪酬分配坚持向核心岗位、生产骨干员工倾斜，着力推进以业绩为导向的能升能降的绩效激励机制。 收起▲

　　一、经营情况讨论与分析　　2022年，公司作为首都能源国企，以强烈的政治担当坚决贯彻“经济要稳住、发展要安全”的总要求，为党和国家一系列大事要事提供了坚强可靠的能源保障，实现了“亏损”到“增盈”的华丽转变。京能电力并按照“做强存量，走内涵式创新发展之路，做优增量，走外延式转型发展之路”的工作要求，坚持规划引领，优化煤电发展布局，加大新能源开发力度，推动公司转型发展。　　截至报告期末，公司控股运营装机容量1,805万千瓦，其中：燃煤发电企业20家，装机容量1780万千瓦，光伏发电项目2个，装机容量25万千瓦。权益装机容量2,032.3万千瓦。公司实现营业收入为304.85亿元，比上年同期上升... 查看全部▼

　　一、经营情况讨论与分析
　　2022年，公司作为首都能源国企，以强烈的政治担当坚决贯彻“经济要稳住、发展要安全”的总要求，为党和国家一系列大事要事提供了坚强可靠的能源保障，实现了“亏损”到“增盈”的华丽转变。京能电力并按照“做强存量，走内涵式创新发展之路，做优增量，走外延式转型发展之路”的工作要求，坚持规划引领，优化煤电发展布局，加大新能源开发力度，推动公司转型发展。
　　截至报告期末，公司控股运营装机容量1,805万千瓦，其中：燃煤发电企业20家，装机容量1780万千瓦，光伏发电项目2个，装机容量25万千瓦。权益装机容量2,032.3万千瓦。公司实现营业收入为304.85亿元，比上年同期上升37.07%。公司全年业绩扭亏为盈，归属于母公司股东净利润为8.03亿元，比上年同期上升125.77%。
　　2022年度，累计完成发电量793.86亿千瓦时，同比增加72.48亿千瓦时，年累计发电利用小时数超4,629小时，同比升高374小时，较全国6000千瓦及以上电厂火电设备平均发电利用小时数高253小时，平均交易电价实现同比上涨85元/兆瓦时，涨幅26%。
　　2022年度，累计供热量7,411.55万吉焦，同比增加1,152.95万吉焦；供热面积2.02亿平米，同比增加2,047万平米。
　　（一）稳慎拓展火电项目，积极培育绿色低碳新动能。
　　报告期内，公司强化基建管理，高标准开展建设项目工程管理，京泰二期、京宁二期、锡林能源、十堰二期四个火电项目基建工程有序推进，京宁二期#3机年内顺利投产，公司发展基础更加坚实；新能源转型由点成面，报告期内，公司开工建设风光项目45万千瓦，全容量并网25万千瓦（宁东光伏和京海光伏），落地新能源指标240万千瓦，公司绿色转型初见成效。
　　（二）深度参与辅助服务市场，有序推进“三改”项目。
　　公司结合所属煤电企业机组特性及运行情况，“一企一策、一机一法”制定改造方案，报告期内，先后开展7项供热改造、6项灵活性改造和20项节能降耗技术改造。改造后机组均具备30%及以下调峰能力，供暖季在确保稳定热源基础上兼具深度调峰能力，报告期内，公司所属发电企业参与调峰机组40台，累计争取辅助服务收益同比增长26%，实现煤电机组清洁高效运行和经济性效果显著提升。
　　（三）创新售电公司服务模式，推动售电业务蓬勃发展。
　　公司主力电源所在蒙西、山西、京津唐区域实体化运营三家售电公司，2022年累计代理用户超200家，代理交易电量合计约169亿千瓦时，完成绿电（新能源）交易电量约15亿千瓦时。
　　报告期内，公司不断强化电力市场营销，积极研究各地区交易政策，提前积累营销经验，抢抓市场交易机会，累计完成省间现货交易电量4.26亿千瓦时，其中，夏季大负荷期间，公司所在山西、宁夏、冀北区域企业争取省间现货交易电量、京津唐区域企业争取省间应急支援电量累计超3亿千瓦时，较高的现货/应急支援电价拉升期间平均交易电价56元/兆瓦时。
　　（四）积极争取政策扶持资金，大幅降低融资成本。
　　为缓解因燃料成本过快上涨引起的资金压力，积极开拓融资渠道、优化融资结构，依托3A信用评级资质，取得包括能源保供专项贷款、煤炭清洁高效利用专项贷款、科技创新领域再贷款等政策性资金支持。
　　（五）参与行业能效对标，强化能耗强度约束性指标管理。
　　报告期内，公司所属企业24台机组参加中电联组织开展的电力行业火电机组能效水平对标竞赛，总容量11220MW，居全国第8位，其中，参与对标的600MW级机组装机容量6420MW，居全国第7位；参与对标的300MW级机组装机容量4800MW，居全国第8位，300MW级机组（不含循环流化床机组）供电煤耗低于行业平均值10.75克/千瓦时，发电厂用电率低于行业平均值0.6%。
　　（六）加大科技创新成果应用，促进火电机组技术升级。
　　报告期内，公司积极推动“双轮驱动”战略，探索开展关键技术应用、能源机器人开发、成熟科技成果转化等工作，累计科技投入7.23亿元。获得授权发明专利3项，软件著作权9项，实用新型专利超50项，京隆发电《增汽机乏汽余热利用技术示范工程》项目和锡林发电《大功率风氢储系统高效集成及灵活性控制关键技术重大专项》。
　　（七）安全环保长抓不懈，高度重视节能减排
　　京能电力高度重视无组织排放治理，积极推进煤场全封闭改造，所属20家煤电企业，17家已经实现煤场全封闭，岱海、京隆、宁东正在开展煤场全封闭改造。预计到2023年末所属企业均将实现煤场全封闭，届时煤尘治理将从根本上得到解决。监督指导各企业加强危废识别、收集、贮存、转移等全流程规范化管理，坚决杜绝出现危废违规处置。加强灰场规范化管理，解决粉煤灰综合利用难题。督促各企业深入做好灰场地下水监测、无组织排放治理，做好灰场溃坝、坍塌、洪涝等应急管理。立足本地消纳，积极拓展铁路外运、生态修复等方式，克服区域不利因素，粉煤灰利用率逐年提高，2022年粉煤灰利用率超过54%。
　　
　　二、报告期内公司所处行业情况
　　（一）电力行业情况
　　1.2022年度全社会用电量
　　2022年，全国全社会用电量86,372亿千瓦时，同比增长3.6%，其中：第一产业用电量1146亿千瓦时（同比增长10.4%），第二产业用电量57,001亿千瓦时（同比增长1.2%），第三产业用电量14,859亿千瓦时（同比增长4.4%），城乡居民生活用电量13,366亿千瓦时（同比增长13.8%）。全国27个省份用电量正增长，中部地区用电量增速领先，公司发电机组所在内蒙古、宁夏、河南、湖北用电量增速超5%，京津冀地区用电量增速较缓。
　　2.2022年度发电量情况
　　2022年，全国全口径发电量86,941亿千瓦时，同比增长3.6%。其中：全国非化石能源发电量31,473亿千瓦时（同比增长8.7%），占全国发电量的比重为36.2%（同比提高1.7个百分点）；煤电发电量50,770亿千瓦时(同比增长0.7%)，占全国发电量的比重为58.4%（同比降低1.7个百分点），在来水不足的三季度，煤电仍是电力供应的主力电源，发挥了兜底保障作用。
　　3.2022年度发电装机情况
　　截至2022年底，全国全口径发电装机容量25.6亿千瓦，同比增长7.8%。其中：非化石能源发电装机容量12.7亿千瓦，占总装机容量的比重接近50%，同比增长13.8%；煤电装机容量11.2亿千瓦，占总装机容量的比重为43.8%，比上年降低2.8个百分点。
　　4.电力行业政策变化对公司的影响
　　近两年全社会用电量始终保持增速，电力供需维持紧平衡状态，煤电价格倒挂矛盾，使电力市场化改革加速推进，2021年11月份，国家能源局印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，全国统一电力市场体系初步建成，电力中长期、现货、辅助服务市场一体化交易规模显著提升，公司所属煤电企业全部发电量参与市场交易，全年平均含税结算电价同比增长25.5%。
　　2022年末，召开的全国能源工作会议，肯定了煤炭作为能源安全保障的“压舱石”作用，强调要立足国情稳步推进能源转型，积极安全有序推动能源绿色低碳发展。公司坚定不移把国家能源转型要求融入企业发展战略，坚持高质量发展，坚持低碳转型，以“两个联营”为抓手，稳慎推进煤电项目开发，实现集团百万千瓦级煤电机组历史性突破；充分发挥存量煤电资源优势，以现有输电通道为依托，快速推动煤电灵活性改造配置新能源项目开发，深入推进“煤电+新能源”一体化模式，稳步开展网源荷储等新业态、新模式研究，以现有新能源项目为支点，着力建设乌兰察布、鄂尔多斯、锡盟、酒泉、京津冀能源基地，快速提升新能源在总装机种的占比。
　　（二）售电业务情况
　　1.京津唐电网区域
　　2022年，京津唐电网统调装机容量12,091.49万千瓦，同比增加1,801.51万千瓦，其中，煤电装机5,583.86万千瓦，同比增加141.36万千瓦。京津唐电网总发电量3,899.55亿千瓦时，同比增长11.63%，平均利用小时数3,353小时，同比减少144小时；其中，煤电机组发电量2470.49亿千瓦时，同比增长2.90%，平均利用小时数4,419小时，同比增加64小时。
　　公司京津唐电网区域发电企业包括岱海发电、京隆发电、涿州热电、秦皇岛热电及锡林发电（京津唐特高压配套电源）。京津唐区域控股企业年发电利用小时数为4,576小时。
　　2.蒙西电网区域
　　2022年，蒙西电网公用电厂总装机7,295.8万千瓦，同比增加375.83万千瓦，其中，煤电装机3,741.3万千瓦，同比增加189.4万千瓦。蒙西电网公用电厂总发电量2,608.58亿千瓦时，同比增加92.36亿千瓦时，平均利用小时数3,760小时，同比增长40小时；其中，煤电发电量1847.8亿千瓦时，同比增加87.28亿千瓦时，平均利用小时数5,296小时，同比增加264小时。
　　公司蒙西电网区域公用火电企业包括京泰发电、盛乐热电、康巴什热电、京海发电、京宁（华宁）热电及京欣发电，年累计发电利用小时数为5,219小时。
　　2022年，东北电网全口径装机容量18,942.67万千瓦，其中，火电装机10,508.96万千瓦，同比增加223万千瓦；全网总发电量5,770.83亿千瓦时，同比增长2.38%，平均利用小时数3,213小时，同比减少184小时；其中，火电发电量3,785.11亿千瓦时，同比减少5.02%，平均发电利用小时数3,677小时，同比减少257小时。
　　公司控股发电企业赤峰能源年发电利用小时数为4,041小时。
　　4.山西电网区域
　　2022年，山西省调发电装机容量9,296.15万千瓦，同比增加713.4万千瓦，其中，燃煤火电装机5,033.5万千瓦，同比增加130万千瓦。省调机组发电量2,930.75亿千瓦时，同比增长4.71％，平均利用小时3,409小时，同比减少12小时；其中，省调火电发电量2,221.82亿千瓦时，同比增长6.15％，平均利用小时数4,494小时，同比增加92小时。
　　公司山西电网区域发电企业包括漳山发电、京玉发电及吕临发电。山西区域控股企业年发电利用小时数为4,098小时。
　　5.宁夏电网区域
　　2022年，宁夏电网统调总装机容量6,053.75万千瓦，同比增加201.76万千瓦。其中：火电装机2,971.04万千瓦，同比持平。宁夏电网统调发电量2,043.95亿千瓦时，同比增长6.06%。宁夏电网跨区跨省累计外送电量944.47亿千瓦时，同比增长4.47%，其中银东直流宁夏外送电量197.70亿千瓦时，同比降低7.03%；灵绍直流宁夏外送电量526.08亿千瓦时，同比增长16.32%；昭沂直流宁夏外送电量18.84亿千瓦时，同比降低79.28%；宁夏送西北其他省及华中西南电量134.67亿千瓦时；现货交易电量送出18.37亿千瓦时。
　　公司控股企业宁东发电为宁夏地区送山东点对网配套电源，报告期内，宁东发电年利用小时为4,543小时。
　　6.湖北电网区域
　　2022年，湖北省总装机容量9,436.97万千瓦（含三峡2240万千瓦），同比增加620.97万千瓦，其中，火电装机3,563.17万千瓦，同比增加190.79万千瓦。全省发电量3,105.67亿千瓦时,同比下降5.64%，剔除三峡发电量，统调电厂发电量1,885.73亿千瓦时,同比增长2.47%，平均利用小时数3,753小时,同比减少471小时；其中，火电发电量1,415.25亿千瓦时,同比增长7.68%，平均利用小时数4,739小时,同比增加251小时。
　　报告期内，公司控股发电企业十堰热电年发电利用小时数为4,701小时。
　　7.河南电网区域
　　2022年，河南全省装机容量11,946.66万千瓦，同比增加832.97万千瓦，其中，火电装机7,272.23万千瓦,占比60.87%。全省机组累计发电量3,329.13亿千瓦时，同比增长率13.6%，平均利用小时数2921小时，同比增加117小时。其中，火电机组累计发电量2,619.28亿千瓦时，同比增长率11.45%，平均利用小时数3,625小时，同比增加353小时。
　　报告期内，公司控股发电企业滑州热电年发电利用小时数为4326小时。
　　
　　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。
　　截至报告期末，控股燃煤发电公司20家、售电公司4家、综合能源公司5家，专业化管理公司3家，年内成立新能源分公司4家，对区域内新能源项目（公司）实行集约化管理。参股发电公司11家，参股煤矿1家。
　　公司主要经营地区在内蒙、山西、宁夏、河北、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。
　　
　　四、报告期内核心竞争力分析
　　1．区位优势
　　公司企业多分布于煤炭资源丰富的内蒙、山西、宁夏地区，除“坑口”煤源优势外，这些地区风光资源密集，公司依托现有电力外送通道，在打造多能互补的大型综合能源基地项目上具有竞争优势。报告期内，乌兰察布150万千瓦“风光火储氢一体化”大型风电光伏基地项目取得核准，酒泉市两个10万千瓦风电投资建设。
　　2．市场营销优势
　　公司提早布局、主动应对燃煤发电量全部进入市场交易，且交易品种及规则繁杂多变的市场形势，发挥重点装机区域发售一体营销优势，实施“分区协调，统筹管理”电量营销模式，报告期内，通过优化电量分配置换，实现京津唐“点对网”发电企业年累计交易电价突破上网限价；统筹协调山西区域内部交易电价，有效提升市场交易价格及电网代购价格；把握交易规则调整机遇，提升湖北十堰热电高价电量占比，实现电价对标排名前列。
　　3．科技创新优势
　　公司大力推动火电企业技术升级，积极对标行业先进，参与中电联等协会组织科技成果评比，报告期内，荣获科技奖项一等奖1项，二等奖5项，三等奖8项；获得授权发明专利3项，软件著作权9项，实用新型专利超50项；锡林发电《具备内置安全监测功能的工业控制系统》项目入选国家工信部科技项目。
　　4．人才结构优势
　　公司统筹推进企业班子建设和干部培养工作，不拘一格大力培养优秀年轻干部，任用干部中80后占比达54%，先后选拔12名优秀青年骨干到大型电厂、困难企业和艰苦地区锤炼培养，完成“100+300”优秀年轻干部人才库建立，通过“以干代训”方式调动基层优秀人才到不同岗位学习锻炼，人才队伍朝气蓬勃。
　　
　　五、报告期内主要经营情况
　　截至2022年末，公司总资产846.93亿元；负债总额552.80亿元；归属于母公司所有者权益244.07亿元；归属于上市公司股东净利润8.03亿元。
　　2022年，公司年度累计发电量793.86亿千瓦时；交易电量483.97亿千瓦时；全年累计利用小时4629小时；供热量7,411.55万吉焦。

　　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
　　2023年，我国经济运行有望总体回升，根据国家发改委《关于2022年国民经济和社会发展计划执行情况与2023年国民经济和社会发展计划草案的报告》（简称《计划报告》）和国际货币基金组织预测结果，2023年中国国内生产总值增长5%左右。《计划报告》指出，2023年要积极稳妥推进碳达峰、碳中和，立足中国资源禀赋，坚持“先立后破”，科学把握推进节奏，要强化煤炭兜底保障作用，在确保安全的前提下有序释放煤炭先进产能，加强各类电源特别是煤电等可靠性电源建设，深入推进煤炭与煤电、煤电与可再生能源联营。
　　根据中电联预测，电力能源供需关系方面，综合考虑新投产装机、跨省跨区电力交换、发电出力及合理备用等方面，预计全国电力供需总体紧平衡，部分区域用电高峰时段电力供需偏紧。电力需求侧，正常气候情况下，全社会用电量预计比2022年增长6%左右。电力供应侧，在新能源发电快速发展带动下，预计2023年新投产的总发电装机以及非化石能源发电装机规模将再创新高，非化石能源发电装机比重上升至52.5%左右。
　　(二)公司发展战略
　　2023年，是全面贯彻落实党的二十大精神开局之年，是实施“十四五”规划承上启下的关键一年，绿色转型和稳供保供将成为电力能源领域主旋律，2023年以至今后一短时期，公司发展将紧密围绕这两条主线，通过“三改”优化存量燃煤机组性能，满足区域新能源消纳需求同时保障民生供暖，立足“两个联营”和能源保供，积极稳妥开发火电项目，大刀阔斧开发新能源基地项目和分布式能源项目，为企业发展积蓄新动能。
　　(三)经营计划
　　1．夯实安全基础，全面提升能源保障能力。
　　贯彻落实“生命至上，平安京能”安全理念，不断完善安全责任落实机制和双重预防机制，严控隐患重复率、“三违”现象和机组非停，狠抓“六安工程”和“安全五精”体系建设，强化考核问责机制，对事故单位，实施领导班子安全绩效、工资总额基础考核。
　　2.加速市场营销观念转变，提升市场资源占有率。
　　树立市场危机意识，认真分析行业政策和市场交易规则，扩大战略合作用户规模，发挥长协电量“压舱石”作用，做好现货、绿电等市场交易知识储备，应用数字化手段快速进行度电成本测算、机组检修计划安排、可靠性保障等沟通衔接工作，把握高价时机机组可调出力不受限，做到电量应发尽发。
　　3.加快构建煤电数字化运营体系，在“三个系统”上谋突破。
　　一要在能源管理平台基础上，构建智慧运营系统，实现智能生产与智慧管理；二要重构统计和经营分析系统，构建智慧经营系统，为精准指定经营计划、精细分析成本利润、精确开展电力交易提供辅助决策；三要以燃料管理为突破口，构建智慧辅控系统，通过燃料采制化、数字煤场等实现智慧燃料管理。
　　4．全面加强燃料管理，有效控制燃料成本。
　　主动适应电煤卖方市场形势，积极落实“三个100%”政策要求，做好长协供应商关系维护，确保中长协合同保质保量兑现，发挥内部协同优势，根据机组负荷计划哟针对性的做好配煤计划，科学有序进行劣质煤掺烧。
　　5．多错并举节支降耗，提升企业经济效益。
　　坚持“四控四降”工作总思路，严控运输成本、灰渣处置成本、大宗材料成本，特别针对固定成本占比较高的费用，以三年均值为基值，再压降5%；进一步拓宽融资渠道和融资方式，置换高息贷款，控制财务费用；加快推进“三改联动”，适度超前使用新技术降能耗。
　　6．做优存量做强增量，实现企业内涵式转型发展。
　　深刻认识煤电变为调节性电源的历史趋势，立足公司以发电供热为主的存量煤电机组特性，把握“三改联动”蓄势时机，坚持“三严谨”，做到“三降造”,形成“三个机制”，实现“三个一批”，狠抓增量煤工程质量和造价管理，真正将煤电打造成具有竞争力的核心主业。
　　充分发挥存量煤电资源优势，加快推动煤电灵活性改造配置新能源项目开发，以“五大能源基地”为主战场，快速提高新能源在总装机中的占比，增强整体抗风险能力，丰富利润增长点。适时推进源网荷储一体化前期工作，开展储能项目、光热示范项目调研工作。
　　(四)可能面对的风险
　　1．燃料市场风险
　　近几年，燃料价格多轮调整，燃煤发电企业燃料成本占比上升到70%以上，但燃料市场总体供应量不足或紧平衡状态仍将持续，加之煤矿对长协煤限价政策落实的消极情绪和能源保供库存保障政策的影响，缺煤且煤价上涨是煤电企业面临重要风险。
　　2.转型发展新挑战
　　新能源发电具有随机性、波动性和间隙性特点，作为电力供应主要来源后，传统火电除跟随负荷变化外，还要平衡新能源出力波动，对火电机组调节能力提出新挑战；另外，虽然新能源单位造价降速明显，但新能源年利用小时远低于火电机组，装机规模要大幅增加，总投资较高。
　　3．人才结构风险
　　公司结构性缺员和人才分布不均衡问题仍是制约高质量发展的重要因素，尤其公司新能源项目即将“上马”，新能源项目具有分布散、建设周期短、人员流动性强等特点，相应人才队伍组建若不能跟紧项目发展进度，势必制约项目效果。 收起▲

　　一、 报告期内公司所属行业及主营业务情况说明　　1、公司主营业务情况：　　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。经营业绩主要来源于火力发电及供热业务。公司主营业务为投资、建设、运营管理以电力生产为主的能源项目，电力业务以燃煤火力发电和供热为主，同时涉及综合能源服务、煤矿等项目投资。　　目前拥有控股发电公司20家、售电公司4家、综合能源公司4家，参股发电公司11家，参股煤矿1家。　　公司主要经营地区在内蒙、山西、宁夏、河北、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。　　2、行业情况：　　2022年上半年，... 查看全部▼

　　一、 报告期内公司所属行业及主营业务情况说明
　　1、公司主营业务情况：
　　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。经营业绩主要来源于火力发电及供热业务。公司主营业务为投资、建设、运营管理以电力生产为主的能源项目，电力业务以燃煤火力发电和供热为主，同时涉及综合能源服务、煤矿等项目投资。
　　目前拥有控股发电公司20家、售电公司4家、综合能源公司4家，参股发电公司11家，参股煤矿1家。
　　公司主要经营地区在内蒙、山西、宁夏、河北、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。
　　2、行业情况：
　　2022年上半年，国际环境复杂严峻，推升能源价格大幅走高，二季度国内疫情多发散发，经济下行压力加大，随着国家层面果断出台稳经济一揽子政策落地显效，国民经济6月企稳回升，能源保供措施持续发力，电煤中长期合同覆盖率和兑现率同比升高，煤炭价格监管机制为电煤套上“紧箍咒”，煤电价格市场化形成机制全面落实，煤电市场交易电价实现“煤电联动”。煤电改造升级全面推开，“三改联动”成效显著，煤电清洁低碳转型步伐进一步加快，煤电正在向可持续、高质量发展迈进。
　　（一）用电量
　　报告期内，全社会用电量同比增长2.9%，第一产业用电量513亿千瓦时，同比增长10.3%；第二产业用电量27415亿千瓦时，同比增长1.3%；第三产业用电量6938亿千瓦时，同比增长3.1%；城乡居民生活用电量6112亿千瓦时，同比增长9.6%。
　　（二）装机容量
　　全国发电装机容量24.4亿千瓦，同比增长8.1%，燃煤发电同比增长1.9%。煤电装机占比由去年底首次降至50%以下后，今年6月底进一步降至45.5%。
　　（三）发电量
　　上半年，全国发电量3.96万亿千瓦时，同比增长0.7%，全口径并网风电和太阳能发电量同比涨幅最高，“双碳”目标下，新能源消纳趋势明显，火电发电量占比69%，火电仍是我国电力供应的主要电源。

　　二、经营情况的讨论与分析
　　2022年上半年，京能电力积极应对全国煤炭市场供应紧张、煤价居高不下的不利情况，公司董事会与管理层积极应对，扎实推进稳增长措施，通过严控燃料成本、开展合理的低热值煤掺烧，加强调峰服务，强化市场营销等多种形式，营业收入实现同比增加，净利润实现扭亏为赢。与此同时，公司报告期内稳步推进在建火电机组项目进度，大力推进综合能源、清洁能源项目拓展，加快低碳转型步伐。
　　1、多措并举增收创效
　　报告期内，公司实现营业收入140.71亿元，较上年同期增长40.26%；由于煤炭成本同比大幅上涨，报告期内营业成本127.67亿元，较上年同期增加33.82%；公司归属于上市公司股东的净利润为5.15亿元，同比增加271.63%。
　　上半年累计发电量362.95亿千瓦时，较去年同期增长2.99%；上网电量年累计333.77亿千瓦时，较去年同期增长2.73%。报告期内，公司供热面积为19,250万平方米，较去年同期增长11.52%，累计供热量4,113万吉焦，较去年同期增长13.52%。
　　（1）严控燃料成本
　　报告期内，国内煤炭供应处于紧平衡、煤价维持历史高位。公司加大低质煤掺烧可行性研究，在保证安全生产前提下，一机一策制定掺烧方案，有效降低燃料成本。
　　（2）强化售电市场营销，提升交易电价
　　报告期内，公司加强售电信息化手段应用，投入使用蒙西、山西电力现货交易辅助决策系统，为区域内企业现货报价提供决策支持，有效争取高价现货电量，实现平均上网电价同比上涨。
　　（3）争取辅助服务市场收益
　　报告期内，公司控股18家发电运营企业参与辅助服务市场，调峰能力进一步增强，调峰收入较上年同期增幅38%，成为公司利润增长点之一。
　　（4）“三改联动”提升机组清洁高效发电能力
　　公司根据所属燃煤电厂机组特性和在电网中的位置和作用，科学论证并编制“十四五”期间“三改”投资计划和改造方案。报告期内，公司积极推进机组灵活性改造，完成漳山发电、京海发电、康巴什热电、十堰热电等多项机组灵活性改造项目；京隆发电实现向大同地区供热，截至目前，公司44台运营发电机组中，供热机组台数占比达86%，公司供热能力进一步提升。
　　2、在建火电机组项目稳步推进
　　公司在建火电项目3个，总装机容量299万千瓦，计划总投资约114亿元。京泰二期2×660MW机组工程和京宁二期2×660MW热电联产工程年内具备并网条件。十堰二期1×350MW热电联产工程计划2023年底前投产。上述煤电项目陆续投产将给公司带来稳定的利润贡献，有效提升公司在区域电力、热力市场竞争力，并为公司进一步争取新能源项目配置指标奠定坚实基础。
　　3、新能源项目稳步推进，低碳转型加速
　　公司以灵活性煤电为支撑，以输电通道为载体，公司部分配套新能源项目落地。报告期内，湖北十堰丹江口10万千瓦光伏项目、山西长治长子县10万千瓦光伏项目、宁夏宁东15万千瓦光伏项目、内蒙古京海10万千瓦光伏项目陆续开工建设。
　　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、可能面对的风险
　　1.市场风险
　　从产业链上游看，国际局势多变，以及国内“双碳”目标下煤炭企业谨慎释放产能，导致煤炭市场供应紧张，价格持续高位运行，煤电企业巨大成本压力短期内无法破解。从产业链下游看，在国家政策扶持和去碳背景下，传统煤电装机规模增速远低于全国发电装机增速平均值，报告期内，在全社会用电里同比增加的情况下，火电发电量同比减少3.9%，煤电设备利用小时进一步下降。
　　2.疫情影响
　　目前，各地新冠疫情形势有所缓解，但新冠病毒高变异性和强传播性特点，仍存在局地复发风险，或对项目建设、设备检修、交通运输产生一定影响。公司将严格落实疫情防控措施，针对重点项目和重大事项制定应急预案，确保风险可控、在控。
　　3.安全环保风险
　　燃料成本大幅上升，以及电煤供应紧张，推动企业进行劣质煤掺烧，煤种变化极易对机组出力、设备安全、煤耗产生不利影响，公司将努力协调提高长协煤供应比例，改善煤质，科学开展煤种掺配研究，加强设备运行监督，确保大负荷期间机组安全稳定运行。

　　四、报告期内核心竞争力分析
　　1.机组规模优势
　　目前，公司控制运营装机容量1,714万千瓦，同比增加35万千瓦；权益运营总机容量1,946万千瓦，同比增加35万千瓦。2022年上半年，公司控制运营和在建机组容量突破2,000万千瓦。公司主要电力资产集中布局在京津唐、山西、内蒙古等地区，具有产业集群优势和较强的抗风险能力。
　　2.机组素质优势
　　公司积极落实国家对煤电机组升级改造要求，以提升机组清洁、高效发电能力，同时兼顾热电联产能力提升及灵活性能力提升为目标，制定并实施“十四五”期间机组三改方案，上半年，已经完成（或正在实施）17个重点推进的三改联动项目，公司民生供热保障能力、辅助调峰能力和清洁运营能力显著提升。
　　3.市场营销优势
　　公司加强对电力市场交易规则及市场形势的研析，积极参与并做好各类交易电量的配比与衔接工作，上半年实现了电量电价同比双升高。其中，京津唐区域发挥“发售一体、产销对接”优势，获取外送山东高价交易电量；蒙西区域灵活运用交易规则做好中长期与现货交易衔接，通过现货交易提升中长期合约电价；山西区域建立数据模型综合分析市场形势，灵活调整营销策略，实现提价增收。
　　四家专业化售电子公司发挥首都国企区位优势，代理交易电量和代理用户创历史最高，绿电交易取得新突破。
　　4.公司融资优势
　　公司积极拓展融资渠道，近年来公司信用评级连年保持在3A最高等级。公司强化直接融资发行力度，报告期内，以低于同期市场利率水平发行中期票据和超短期融资券；研判专项资金发放政策，积极组织所属企业申请国家第二期能源保供专项贷款，报告期内取得低利率能源保供专项贷款。 收起▲