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▲

　　一、经营情况讨论与分析　　2023年，京能电力聚焦企业“战略推进、业务经营、利润创造、绩效优化”四个中心功能定位和管理职能，深入推动“三个京能”建设，全力落实“四增四提”“四控四降”经营工作举措，保持了稳中有进、进中提质的发展态势。安全生产和转型发展双提升、双平稳，圆满完成了迎峰度夏重要时期能源保障工作。　　截至报告期末，公司控股运营装机容量2,020.55万千瓦，其中：燃煤发电企业20家，装机容量1,978万千瓦，较上年新增3台660MW超超临界燃煤机组；光伏发电项目4个，装机容量42.55万千瓦。公司权益装机容量1,522.05万千瓦。公司实现营业收入328.78亿元，同比增长7.85... 查看全部▼

　　一、经营情况讨论与分析
　　2023年，京能电力聚焦企业“战略推进、业务经营、利润创造、绩效优化”四个中心功能定位和管理职能，深入推动“三个京能”建设，全力落实“四增四提”“四控四降”经营工作举措，保持了稳中有进、进中提质的发展态势。安全生产和转型发展双提升、双平稳，圆满完成了迎峰度夏重要时期能源保障工作。
　　截至报告期末，公司控股运营装机容量2,020.55万千瓦，其中：燃煤发电企业20家，装机容量1,978万千瓦，较上年新增3台660MW超超临界燃煤机组；光伏发电项目4个，装机容量42.55万千瓦。公司权益装机容量1,522.05万千瓦。公司实现营业收入328.78亿元，同比增长7.85%。归属于母公司股东净利润为8.78亿元，同比增长9.31%。
　　2023年度，累计完成发电量912.43亿千瓦时，同比增加118.57亿千瓦时，火电机组年累计发电利用小时数4855小时，同比升高225小时，较全国6,000千瓦及以上燃煤发电设备平均发电利用小时数高170小时，平均交易电价同比下降26元/兆瓦时，同比下降6.2%。
　　2023年度，累计完成供热量8,165万吉焦，同比增加753万吉焦；供热面积2.38亿平米，同比增加3,616万平米。
　　（一）担当作为，安全生产平稳可控
　　公司发布安全管理履职清单，施行企业领导干部带班制，紧紧抓住关键少数，压紧第一责任人安全职责。全面履行岗位安全生产责任，完善安全责任过程考核机制，层层压实责任链条。深入推行外委单位一体化管理，加大监督检查力度，安全巡查检查实现全覆盖，有效推进主体责任落实，巩固了安全生产平稳态势，实现了安全生产环保“零”目标。
　　（二）把握大势，低碳转型蹄疾步稳
　　公司煤电主业布局持续优化，京宁二期4号机组、京泰二期3台高参数、大容量660MW火电机组投入运营，持续推进涿州二期两台百万千瓦热电联产机组项目，投产后可进一步增强保障首都电热能力。深入开展“三改”联动，优化参数，降低能耗，提高机组清洁高效利用水平。顺应新发展格局，围绕“聚焦主业、相关多元、做优做强”的转型思路，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、规模化开发和集中式、分布式开发并举，加大转型力度，加强转型质量。2023年落实新能源指标230万千瓦，新开工建设180万千瓦，初步形成新能源梯级有序开发局面。
　　（三）抢抓机遇，市场化转型思路清晰
　　公司加强顶层设计，推动企业从安全生产型向安全生产经营型转变，着力打造以市场为龙头，按市场需求变化指导机组运行、设备管理、燃料掺烧等密切配合、快速协同的决策机制。持续增售电量，提高电价，抢发“效益电”。科学制定营销策略，推动电量交易协同，优化电量分配置换，增加企业收益。2023年，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，代管用户311户，代理、代管合同交易电量合计为267.63亿千瓦时，完成绿电（新能源）交易电量16.88亿千瓦时。
　　（四）奋力进取，积极开拓热（汽）市场
　　报告期内，公司供热量、价双增，供热市场拓展效益显现，公司热电联产企业供热平均价格31.24元/吉焦，同比上涨1.61元/吉焦。工业供汽用户同比增加10户，供汽收入增长超3,500万元。供热面积2.38亿平米，同比增加3,616万平米。新投产京宁二期超超临界热电联产机组，为集宁地区提供充足、清洁热源，其他存量供热机组经过改造后，经济供热能力获得极大提升，实现民生保障与自我发展的双赢。
　　（五）统筹协调，燃料供应量足价稳
　　2023年，公司以保供为前提，坚持“长协为主、市场为辅”的采购策略，狠抓长协煤兑现率、严控市场煤特别是市场贸易煤采购，全年签订长协合同6,246万吨，同比增加1840万吨。密切跟踪动力煤市场动态，保质控价，推动采购集约化、管理精细化、流程自动化，不断提高议价能力，千方百计降低燃料成本。
　　（六）精准施策，不懈压降融资成本
　　公司积极开拓融资渠道、优化融资结构，在保障战略发展新增资金需求的同时资金成本稳步下降，加权平均融资成本率同比降低超过0.5个百分点。成功发债61亿元，永续中票发行利率三次突破公司历史最低水平。依托3A信用评级优势，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，累计提取政策性贷款51.05亿元。
　　
　　二、报告期内公司所处行业情况
　　（一）电力行业情况
　　1.全社会用电量及发电量情况
　　根据中电联发布的《2023-2024年度全国电力供需形势分析预测报告》2023年，全社会用电量92241亿千瓦时，同比增长6.7%，增速较2022年度提高了3.1个百分点。公司主要装机区域内蒙古地区全社会用电量同比增长12.4%；发电量92,888亿千瓦时，同比增长6.7%，其中，水电同比下降5%，火电增长6.2%，风电、太阳能分别增长16.2%、36.4%，煤电发电量占比57.9%，仍为电力供应主力军。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。
　　2.2023年度发电装机情况
　　截至2023年底，全国全口径发电装机容量29.2亿千瓦，同比增长13.9%。非化石能源发电装机在2023年首次超过火电装机规模，占总装机容量比重在2023年首次超过50%，煤电装机占比首次降至40%以下。从分类型投资、发电装机增速及结构变化等情况看，电力行业绿色低碳转型趋势持续推进。2023年，中国新能源新增装机2.93亿千瓦，同比增长138%，其中，风电新增装机7590万千瓦，光伏发电新增装机2.17亿千瓦。
　　3.电力行业政策对公司重大影响
　　2023年9月，国家发改委、国家能源局发布《电力现货市场基本规则（试行）》，以规范电力现货市场运营和管理，依法维护经营主体的合法权益，推进统一开放、竞争有序的电力市场体系建设。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。
　　4.公司主要经营地区、生产经营规模及当年变动情况
　　公司煤电产能分布主要集中在内蒙、山西、河北、宁夏等地。
　　2023年，公司内蒙古地区11家企业装机容量1,246万千瓦，报告期内公司新投产3台机组全部在内蒙古区域，全年完成发电量585.48亿千瓦时，同比增加108.07亿千瓦时，占公司全年发电量的64.17%；全年完成供热量4,617万吉焦，同比增加472万吉焦，占公司全年供热量的56.55%。华宁热电按国家政策及当地政府要求在2023年供暖季结束后转为应急备用电源。
　　山西地区3家企业装机容量316万千瓦，全年完成发电量138.68亿千瓦时，同比增加9.19亿千瓦时，占公司全年发电量的15.20%；全年完成供热量1,147万吉焦，同比增加65万吉焦，占公司全年供热量的14.05%。
　　河北地区2家企业装机容量140万千瓦，全年完成发电量62.37亿千瓦时，同比减少0.42亿千瓦时，占公司全年发电量的6.84%；全年完成供热量1,067万吉焦，同比减少29万吉焦，占公司全年供热量的13.07%。
　　宁夏、河南、湖北和江西地区各1家企业，总装机容量276万千瓦，全年完成发电量121.84亿千瓦时，同比减少2.3亿千瓦时，占公司全年发电量的13.35%；全年完成供热量1334万吉焦，同比增加246万吉焦，占公司全年供热量的16.33%。
　　公司新能源产能分布主要集中在内蒙、山西、湖北、宁夏等地。
　　内蒙古京海发电灵活性配套光伏项目10万千瓦；山西长子县光伏项目10万千瓦，湖北丹江口农（林）光互补光伏电站项目9.8万千瓦，宁夏宁东集中式光伏复合发电项目12.75万千瓦。（装机容量按照交流侧容量调整为12.75万千瓦）。
　　（二）售电业务
　　1.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、锡林发电、京泰二期（后两家企业为京津唐特高压配套电源）。京津唐区域控股企业年累计发电利用小时数为4,694小时。
　　2.公司蒙西电网区域公用火电企业包括京泰发电二期、盛乐热电、康巴什热电、京海发电、京宁热电、华宁热电及京欣发电，蒙西区域控股企业年累计发电利用小时数为5,805小时。
　　3.公司蒙东电网区域控股发电企业赤峰能源，年累计发电利用小时数为3,558小时。
　　4.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累计发电利用小时数为4,388小时。
　　5.公司宁夏送山东“点对网”配套电源控股企业宁东发电，年发电利用小时为4,550小时。
　　6.公司湖北电网区域控股发电企业十堰热电，年累计发电利用小时数为4,405小时。
　　7.公司河南电网区域控股发电企业滑州热电，年累计发电利用小时数为4,203小时。
　　8.公司江西电网区域控股发电企业宜春热电，年累计发电利用小时数为3,791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。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，控股燃煤发电公司20家、在建火电项目1个（十堰二期#3机组装机容量35万千瓦），17家新能源公司、3家售电公司、4家综合能源公司，参股发电公司11家，参股煤矿1家。
　　
　　四、报告期内核心竞争力分析
　　1．民生供热优势
　　公司9家热电联产企业完成供热改造，在不增加燃煤量、环保排放量等的基础上，通过汽轮机乏汽梯级利用供热节能改造等方式，有效降低单位煤耗，实现清洁供热，同时提升供热经济性。
　　2．人才激励优势
　　公司全面推行以市场化为导向的选人用人机制，开展经理层任期制和契约化管理，所属44家运营企业百余名经理层成员全部签订聘任协议和业绩合同，突出业绩导向，干部“能上能下”，提拔和进一步使用30名业绩突出的年轻干部；收入“能升能降”，两家经营亏损企业核减工资总额，经理层成员扣发绩效薪酬。
　　3．经营业绩优势
　　公司党委举旗定向，经营班子深入一线、周密部署，电、热两量再创新高，能耗指标持续降低，燃料供应质优价稳，全体员工凝心聚力、握指成拳，取得了全年持久战的最终胜利，圆满完成全年经营任务。
　　4．转型发展优势
　　公司煤电机组方面，京宁二期4号机组和京泰二期共3台合计198万千瓦的清洁高效绿色低碳煤电机组顺利建成，投产规模创历史新高。公司新能源机组方面，全年落实指标230万千瓦，开工建设180万千瓦，五大能源基地建设初具规模。
　　5.市场营销优势
　　2023年，公司有着“发售一体、产销对接”的市场优势。控股发电企业90%以上的装机容量布局在煤源丰富的内蒙、宁夏和山西地区，近50%的发电量通过特高压和京津唐电网送往北京、天津和山东等经济发达地区。
　　公司充分运用集团融合发展理念，依托集团发挥上下游产业互补市场优势，在集团内各平台板块间、电力企业间积极开展协同营销工作，实现资源的互补和共赢发展。
　　公司本部售电公司及蒙西、山西区域售电公司依托所在地理位置优势，打造为区域所属企业“信息中心、营销中心、运营中心”，与区域内发电企业形成合力开展营销工作，为用户提供更加“及时、专业、高效”的周到服务，抗风险能力及偏差考核调节能力强，合作用户数量持续上升，在电力市场树立了优质品牌形象。
　　
　　五、报告期内主要经营情况
　　截至2023年末，公司总资产899.63亿元；负债总额571.70亿元；归属于母公司所有者权益274.98亿元；归属于上市公司股东净利润8.78亿元。
　　2023年，公司下属控股各运行发电企业全年累计完成发电量912.43亿千瓦时，同比增长14.94%，其中火力发电累计完成发电量908.37亿千瓦时，同比增长14.42%，新能源累计完成发电量4.06亿千瓦时。2023年全年累计完成上网电量845.53亿千瓦时，同比增长15.85%，其中火力发电累计完成上网电量841.49亿千瓦时，同比增长15.30%，新能源累计完成上网电量4.04亿千瓦时。
　　
　　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。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。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，全国发电装机容量预计达到32.5亿千瓦，同比增长12%左右。火电装机容量达到14.6亿千瓦，其中煤电装机容量达到250亿千瓦左右。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。
　　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年煤价走势总体平稳，价格中枢有所下移，但下降幅度有限。
　　(二)公司发展战略
　　公司以“改革创新、数字创效、对标创优、价值创造”为工作主线，以“抓安全、控成本、转作风、促发展”为工作思路，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，坚持煤电与可再生能源协同发展，充分发挥煤电“压舱石”作用，做强存量，继续推动“三改联动”出实效，做优增量，高标准开展涿州二期百万千瓦项目建设。充分发挥新能源低成本优势，加大开发建设力度，确保“十四五”规划新能源发展目标实现。
　　(三)经营计划
　　1．持续夯实安全管理基础，不断加强机组治理水平
　　树立“安全生产零事故”理念，完善安全责任落实机制和双重预防机制，强化事故隐患排查治理，开展重大隐患清零行动。树立机组“零”非停理念，准确把握难点、重点和薄弱点，有的放矢，精准施策，以高水平安全保障高质量发展。
　　2．加快“两个转型”推进速度，着力提升内驱动力
　　聚焦经营转型，建立“1+3+N”市场营销机制。以公司电力市场部、三家区域售电公司及所属企业市场营销部为主线的大市场体系建设，推动经营转型。以战略发展部为管控主体，以五大能源基地为开发主体，以各项目公司为责任落实主体，建立“1+5+N”新能源项目开发机制，推动公司获取新能源项目开发指标。
　　3．围绕“三个京能”创新驱动，着力激发转型活力
　　打造高质量“绿色京能”，持续推动岱海150万千瓦“绿电进京”建设。打造高质量“数字京能”，以数字创效和价值驱动为导向，形成具有京能电力特色的生产运营数字化生态，以数字化转型支撑“两个转型”发展。打造高质量“创新京能”，全面落实北京市科技创新战略部署，做好创新型国有企业培育提升工程。
　　4．全面实施低成本战略，着力展现竞争优势
　　聚焦企业高质量发展，建立健全成本控制责任与绩效考核激励机制，处理好质量与成本的关系、当前利益与长远利益的关系、责任与绩效的关系。深耕“四个市场”，全力落实“四增四提”“四控四降”经营工作举措，深挖成本控制潜力，多措并举拓宽融资渠道，持续优化融资结构，压降资金成本，全力创造成本优势。
　　5．推进业务结构优化调整，着力提升资产效能
　　利用存量煤电优势，加大新能源开发建设规模，积极开拓“风光”资源，合理配置储能，探索氢能发展创新链、产业链，推动“风光火储氢”综合能源基地建设，发挥多能互补在保障能源安全中的作用。
　　(四)可能面对的风险
　　容量电价机制将于2024年正式实施，对煤电企业机组稳定性、灵活性均提出更严苛要求，可靠性能低、发电煤耗高的机组存在容量电费无法全额回收，存在收益下降的风险。
　　火电企业调峰时长和深度进一步加深，火电利用小时减少成为趋势，预计2024年电价不会产生较大波动，火电售电收入存在减少风险。
　　新能源装机和发电量占比大幅提升，其程度远高于输送通道建设速度，新能源消纳问题凸现，预计新能源利用率将有所降低。新能源进入电力现货市场，交易电价进一步下降，上网电量和电价不确定性提高，使新能源发电存在收益下降的风险。 收起▲

　　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▲