一、报告期内公司所属行业及主营业务情况说明　　（一）报告期内公司所属行业情况说明　　1.全社会电力需求增速加快　　根据中国电力企业联合会发布的《2024年上半年全国电力供需形势分析预测报告》，全国电力消费平稳较快增长，供需总体平衡，绿色低碳转型持续推进，全国电力系统安全稳定运行。全国全社会用电量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。今年夏季我国大部地区气温偏高，预计全年全社会用电量9.82万亿千瓦时，同比增长6.5%左右，全国电力供需形势呈现总体紧平衡态势，迎峰度夏和度冬用电高峰期，部分区域中的部分省级电网电力供需形势偏紧。　　2.电力装机延续绿色低碳发展... 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）报告期内公司所属行业情况说明
　　1.全社会电力需求增速加快
　　根据中国电力企业联合会发布的《2024年上半年全国电力供需形势分析预测报告》，全国电力消费平稳较快增长，供需总体平衡，绿色低碳转型持续推进，全国电力系统安全稳定运行。全国全社会用电量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。今年夏季我国大部地区气温偏高，预计全年全社会用电量9.82万亿千瓦时，同比增长6.5%左右，全国电力供需形势呈现总体紧平衡态势，迎峰度夏和度冬用电高峰期，部分区域中的部分省级电网电力供需形势偏紧。
　　2.电力装机延续绿色低碳发展趋势
　　上半年，全国新增发电装机容量1.53亿千瓦，其中新增非化石能源发电装机容量1.36亿千瓦，占新增发电装机总容量的比重为89%。全国可再生能源发电量1.56万亿千瓦时，同比增加22%，约占全部发电量的35.1%；其中，风电太阳能发电量合计9007亿千瓦时，约占全部发电量的20%。截至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%，其中煤电11.7亿千瓦，占总装机容量的比重为38.1%；非化石能源17.1亿千瓦，占总装机容量比重为55.7%；全国并网风电和太阳能发电合计装机达到11.8亿千瓦，占总装机容量比重为38.4%，首次超过煤电装机规模。
　　3.传统能源转型适应新型电力系统
　　党的二十届三中全会提出，加快规划建设新型能源体系，完善新能源消纳和调控政策措施。全国能源工作会议提出，要更好统筹高质量发展和高水平安全，聚焦落实“双碳”目标任务，持续优化调整能源结构，大力提升新能源安全可靠替代水平。随着新能源大规模、高比例接入电力系统，煤电加快向基础保障型和系统调节型电源转变，火电低碳化、灵活性改造势在必行，《煤电低碳化改造建设行动方案(2024—2027年)》将为煤电清洁低碳转型探索有益经验，新能源发展也将有效推动支撑性电源的高效清洁利用和耦合替代，实现常规能源与可再生能源融合发展。
　　4.电力市场规则体系进一步完善
　　今年以来，事关能源改革发展的重大政策密集出台。《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》通过优化价格机制，提升市场运行效率；《2024年能源工作指导意见》鼓励新能源参与市场，增强系统调节能力，推动电力市场向更加市场化、绿色化、高效化的方向发展，同时确保能源供应的稳定性和安全性；《关于做好新能源消纳工作保障新能源高质量发展的通知》加速新能源配套电网建设，优化市场机制，提升消纳能力。《电力市场运行基本规则》的实施，明确市场成员、交易类型与方式，强化风险防控和信息披露，为构建全国统一电力市场体系提供了制度保障。
　　5.煤炭生产供需总体平稳
　　2024年上半年，受部分地区专项安全检查及极端气候等因素影响，全国规模以上工业原煤产量22.7亿吨，同比下降1.7%，原煤产量有所下滑；煤炭进口保持较高水平，国内煤炭供应整体充足。需求端方面，全社会用电量保持增长，但非电需求整体较弱，煤炭消费增速有所回落，煤炭供需总体向宽松方向转变，国内动力煤市场震荡运行，煤炭价格同比下行。
　　（二）报告期内公司主营业务情况说明
　　2024年上半年，公司坚决贯彻党中央、国务院决策部署，面对极端天气频发、市场竞争更加激烈的形势，充分发挥国家能源集团常规能源发电业务整合平台、核心电力上市公司作用，推动公司高质量发展。主要经济技术指标完成情况如下：
　　营业收入：858.28亿元，同比减少3.22%。
　　利润总额：120.98亿元，同比增长60.73%。
　　归属于上市公司股东的净利润：67.16亿元，同比增长127.35%。
　　加权平均净资产收益率：12.852%，同比增加6.542个百分点。
　　基本每股收益：0.377元/股，同比增长127.11%。
　　电量热量：发电量2137.50亿千瓦时，较上年同期增长3.19%；上网电量2029.69亿千瓦时，较上年同期增长3.34%；供热量1.12亿吉焦，较上年同期增长11.54%；发电利用小时2023小时，较上年同期下降91小时。
　　入炉综合标煤单价：918.94元/吨，同比下降25.46元/吨。
　　供电煤耗：292.0克/千瓦时，同比降低1.2克/千瓦时。
　　发电厂用电率：3.84%，同比下降0.16个百分点。
　　资本性支出：公司前期及基建支出302.28亿元（151.79亿元用于新能源项目，42.83亿元用于水电项目，105.94亿元用于火电项目，1.72亿元用于其他项目），技改及零购支出16.31亿元，信息化及科技项目支出2.69亿元，股权投资17.93亿元，前期及基建投资用于新能源项目支出较上年同期增加32.79%。
　　新能源项目发展：2024年上半年公司新增新能源装机177.03万千瓦，其中风电23万千瓦，光伏154.03万千瓦；获取新能源资源量842.47万千瓦，完成核准或备案新能源容量669.71万千瓦，其中风电97.4万千瓦，光伏572.31万千瓦；截至2024年6月末公司在建风电项目225.00万千瓦，主要分布在内蒙、陕西、江西等区域，在建光伏发电项目683.17万千瓦，主要分布在内蒙、天津、四川等区域。

　　二、经营情况的讨论与分析
　　1.盈利能力进一步增强
　　2024年上半年，公司实现营业收入858.28亿元，同比减少3.22%；归属于上市公司股东的净利润67.16亿元，同比增长127.35%，其中火电板块19.95亿元，水电板块-0.26亿元（扣除大兴川电站减值影响后为8.16亿元），风电及光伏板块11.99亿元。基本每股收益0.377元/股，比上年同期增加了127.11%。
　　2.新能源发电量保持增长
　　2024年上半年，公司新能源发电量继续保持增长。公司累计完成发电量2137.50亿千瓦时，上网电量2029.69亿千瓦时，较上年同期分别增长3.19%和3.34%；火电企业累计完成发电量1743.75亿千瓦时，上网电量1641.77亿千瓦时，较上年同期分别降低1.37%和1.42%；水电企业累计完成发电量244.44亿千瓦时，上网电量242.47亿千瓦时，较上年同期分别增长31.90%和32.11%；风电企业累计完成发电量102.88亿千瓦时，上网电量99.67亿千瓦时，较上年同期分别增长6.07%和5.88%；光伏企业累计完成发电量46.44亿千瓦时，上网电量45.78亿千瓦时，较上年同期分别增长118.61%和119.46%。
　　3.加强电力营销增效
　　2024年上半年，公司深入研究电力市场机制，做好电力营销增效，平均上网电价439.21元/兆瓦时，参与市场化交易电量1874.35亿千瓦时，占上网电量的92.35%。市场化电量电价溢价62.32元/兆瓦时，较上年同期缩窄7.54元/兆瓦时，煤机电价较基准价上浮20.09%。
　　2024年上半年，受水电来水较多挤占火力发电及新能源装机容量增加等因素影响，公司发电设备平均利用小时完成2023小时，同比下降91小时，其中：火电完成2403小时，同比下降67小时；水电完成1635小时，同比增加395小时；风电完成1105小时，同比下降173小时；光伏完成525小时，同比下降28小时。供热量完成1.12亿吉焦，同比增长11.54%。
　　4.有效控降燃料成本
　　2024年上半年，全国煤炭供需保持平稳，公司加大成本管控，通过适时采购进口煤炭、补充质优价廉外部现货等手段，节约燃料成本。公司共采购煤炭8975万吨，其中长协煤总量8356万吨，占比93%；入炉标煤量约5319.38万吨，入炉综合标煤单价918.94元/吨，同比下降25.46元/吨。
　　5.火电转型提质增效
　　2024年上半年，公司紧抓能源转型重要战略机遇期，加快火电扩能升级，深化“三改联动”，多个机组完成深调改造，调峰能力、供热能力不断提高。公司火力发电机组平均供电煤耗为292.0克/千瓦时，较上年同期下降1.2克/千瓦时。发电厂用电率为3.84%，较上年同期下降0.16个百分点。
　　2024年上半年分板块主要经营数据

　　三、风险因素
　　1.电力供需风险
　　根据中电联《2024年上半年全国电力供需形势分析预测报告》，预计2024年全年用电量同比增长6.5%左右，最高用电负荷14.5亿千瓦左右，比2023年增加1亿千瓦。近年来，全国常规能源装机增速小于最高负荷增长，电力供应结构变化、电力需求增长等多方面因素交织，增加了供应与需求的不确定性，电力市场的供需关系易出现不平衡的情况。新能源大规模发展对电力系统灵活调节能力提出了更高要求，火电调峰频次快速增加，火电“日”启停调峰趋势愈加明显，给设备治理、生产控制等带来较大考验。
　　公司将做好能源保供应急准备和保障方案，打造“常态供应有弹性、短时紧张有措施、极端情况有预案”的能源保供新格局。火电做好煤炭储备、稳固进煤渠道，确保关键时刻发得出、顶得上、稳得住；水电加强来水预测，合理规划库容，减少弃水损失；新能源充分利用数字化管控平台，加强功率预测和设备预知检修，提升可靠供电能力。
　　2.电量电价风险
　　电力改革深入实施，市场竞争更加充分激烈。随着全国统一电力市场加速构建，输配电价、电力现货市场、容量电价、辅助服务市场等各方面政策或规则均在近一年内完成更新。新能源呈现市场化电量交易比例越来越高，高比例地区发电时间与负荷不匹配等特点,多省执行光伏分时电价，降低盈利水平。受煤价下行、新能源投产等因素影响，电力保价工作压力加大，整体电价同比降低，交易电价存在下行风险，发电企业稳价争量面临更大挑战。
　　面对加速构建的新型电力市场，公司将跟踪研究国家及各省区有关能源政策信息，分析预测电力市场发展趋势，提升发电的计划性、确定性以及市场规则把握能力；紧抓迎峰度夏有利时机，全面加强日前负荷、电价预测，多发机会电、抢发效益电；及时优化经营策略，积极参与绿电交易、绿证交易，统筹跨省跨区资源，合理利用交易规则，提价保量；积极参与辅助服务市场交易，提高度电收入。
　　3.新能源发展风险
　　新能源规模化发展过程中，企业面临政策、技术等方面风险以及开发难度和消纳能力等问题，特别是2024年《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》发布后，新能源电站的发电量消纳保障性降低。随着新能源进入电力市场交易，受政策、负荷、电力结构等多种因素影响，新能源电价存在不确定性。
　　公司将在项目开发过程中，严格遵守国家法律法规，确认所在地接入条件，详细分析项目消纳限电水平；充分考虑“两个细则”和“辅助调峰”成本，分析市场化交易、分时电价等相关情况，做好项目综合电价预测分析；从设备选型、布置、桩型、施工工艺等方面不断优化可研，提升项目经济性，提高抗风险能力；积极推动“板上发电、板下种植或养鱼”模式，避免土地荒废和资源浪费，提高项目经济性；积极谋划新能源与常规能源协同发展，探索综合能源基地模式，推进新能源规划可持续发展。
　　4.碳配额收紧风险
　　生态环境部发布《2023、2024年度全国碳排放权交易发电行业配额总量和分配方案（征求意见稿）》，2024年全行业碳配额基准值在2023年的基础上下降0.5%，未来碳配额发放会进一步收紧，火电的碳配额会逐年减少，碳排放权交易市场的价格将更加反映真实的供需关系和减排成本，碳价上涨的预期趋于一致，要求企业更加灵活地管理碳资产。
　　公司将深入研究跟进碳交易政策变化，结合企业实际，加快推进降碳、扩绿、减污工作，提高碳资产管理能力，加快火电综合能源转型、优质新能源开发和发展新质生产力，加强新技术、新模式和数字化开发应用，聚合“源网荷储数碳”等各类要素，统筹实现低碳发展。
　　5.煤炭市场风险
　　预计下半年煤炭市场供需格局整体仍偏宽松，进口煤数量将保持在高位水平，但煤炭产能持续释放空间有限，需求端的支撑可能有所增强，二十届三中全会后国民经济将进一步恢复，用能需求将持续改善，煤炭市场先后进入电煤“迎峰度夏、迎峰度冬”以及非电煤“金九银十”传统旺季，市场煤采购量存在增长预期。预计煤价走势或相对平稳，局部地区、部分时段煤炭市场供需可能出现结构性紧张的局面。
　　公司将加大燃料成本管控力度，跟踪研判煤炭市场形势，深度开展重点区域市场分析，及时优化采购节奏，科学安排储煤计划，抓住煤炭下行有利时机，做好“迎峰度夏”“迎峰度冬”低价储煤，持续优化采购的节奏和结构，确保内外部优质长协兑现率100%，适时采购低价高热值市场现货，在确保保供稳定的前提下，全力控降燃料成本。同时做好精细化燃料管理工作，力求做到精准负荷预测、精确燃料采购、精细配煤掺烧。

　　四、报告期内核心竞争力分析
　　1.常规能源布局优势
　　公司作为国家能源集团常规能源发电业务整合平台，拥有优质的资产结构，展现出稳健且高效的发展态势，资产分布在全国29个省、市、自治区。火电机组主要聚焦沿江、沿海、沿线及电力负荷中心、特高压外送源头、一体化优势区域。煤电机组清洁高效，60万千瓦以上煤电机组69台，占煤电装机容量的70.68%，100万千瓦及以上煤电机组20台，占煤电装机容量的28.09%，持续盈利能力优良。水电机组主要集中在四川大渡河流域、新疆开都河流域及伊犁河流域，均为流域梯级电站开发，实现了流域集控联调，具备较强的盈利能力。
　　2.新能源发展优势
　　公司坚持多元快速创新发展可再生能源，绿色低碳发展持续深化，依托已投产火电、水电布局及送出通道优势，深化产业协同开拓新能源发展模式，新能源装机规模快速增长，项目布局更加合理，形成了建设、优选、储备的发展格局。在风光资源富集的新疆、内蒙古、宁夏、青海等西北地区，大基地式整装化项目开发建设规模不断扩大，在中东部地区布局的场站式项目覆盖区域进一步扩大，在经济发达、电价承受能力较强的东部地区布局的分布式项目已初具规模，海上风电、海上光伏发展优势明显，进入快速规模化开发阶段。公司新能源项目储备深度进一步增强，2024年上半年获取资源842.47万千瓦，核准备案669.71万千瓦，开工397.18万千瓦，新增装机177.03万千瓦，为后续项目开发及高质量开工投产提供坚实保障。
　　3.火电转型发展优势
　　公司全力推进低碳发展，抢占能源转型制高点。公司积极开展火电综合能源转型，加速融入城市发展，为周边提供综合能源服务，“一厂一策”细化实施路径、量化转型目标，高效建设“发电+”综合能源示范基地；积极开展电热冷气水等多联供和固废综合利用，打开区域用能“蓝海市场”。火电企业加快新能源开发，降低公司碳排放因子；深化火电机组“三改联动”，更多机组实现20%深调能力，提供长期可靠的有效调节容量，从中获取较高电量和容量电价收入，同时取得一次调频服务、AGC服务等辅助服务收入。
　　4.科技创新驱动优势
　　2024年上半年，公司推进科技项目全周期精益化管理，牵头完成的“基于国产BIM的发电工程数字化关键技术研究”经鉴定为国际领先；开发具有自主知识产权的新型低能耗碳捕集吸收剂，突破商业技术封锁；煤电CCUS成果累计获得电力、能源、环保、煤炭等行业7项重量级科技奖项，并入选“科创中国”绿色低碳领域先导技术榜。持续开展数据治理、技术支持，服务数字化转型，火电、新能源、水电、财务等各模块数据采集、功能应用不断优化，避免火电机组非降和设备异常及风机设备故障能力不断增强。
　　5.新兴产业布局优势
　　为支撑新能源快速发展，公司积极布局战新产业。公司产业涉及水电、火电、风电、光伏等多个领域，形成了多元丰富的应用场景，抽水蓄能可结合既有常规水电布局开发，新型储能、绿氢氨醇可与新能源有机结合形成“电网友好型新能源电站”“火储联调”“绿氨掺烧”等新兴业态，煤电可开展污泥与固废掺烧、“冷热气水电多联供”等综合能源服务。公司在战新产业方面投入强度大、研发经验足、平台建设完善，持续加大研发投入，推动技术突破和产业升级，在智慧电厂、碳捕集封存利用等领域积累了丰富的研发经验。
　　6.成本管控优势
　　公司充分利用国家能源集团“煤电路港航、煤电油气化、产运销储用”一体化产业协同优势，保持优质长协煤炭资源比例及兑现率。做好公司所在各地区的经济和燃料成本相关的市场分析研判，加大成本管控，节约燃料支出。对市场动态保持高度关注并灵活调整融资策略，结合政策偏好、长短期配比、直接间接市场情况、资金需求时点等多方面因素，持续锁定低成本资金。健全采购管理体系，与采购代理机构、新能源供给端等密切协作，集成、优化整合标包资源，确保采购价格合理、供应及时，管控采购成本。
　　7.上市公司质量提升优势
　　公司作为国家能源集团常规能源发电业务整合平台和核心上市公司之一，始终致力于提高上市公司质量，为股东提供合理回报。近年来，公司通过股份回购、资产置换、资产重组、产业整合等，不断优化资产结构和业务布局，合理提高分红频次，增强投资者获得感，公司投资价值逐步得到资本市场认可。
　　8.产业供应链管理优势
　　公司加强与新能源头部企业战略对接，通过有效采购管理提高新能源市场抗风险能力。聚焦公司战略发展，实现采购价值创造，通过及时把握产业政策、供应市场及资源情况，踏准市场节奏，确定采购时机，为开发并购项目提供战略支撑。通过有效集中共性需求，深入分析需求数据，发挥集约化管理能力，不断整合上下资源，大力开展集中采购、寄售等技术应用，努力降低成本。 收起▲

　　一、经营情况讨论与分析　　1.公司业绩显著提高　　由于燃料成本及财务费用下降等因素影响，公司经营业绩显著提高。2023年，公司实现营业收入1809.99亿元，比上年减少7.02%；归属于上市公司股东的净利润实现56.09亿元,同比增加104.41%。火电板块净利润85.25亿元，水电板块净利润24.89亿元，风电及光伏板块净利润22.30亿元。基本每股收益0.314元/股，比上年同期增加了103.90%。　　2.新能源实现跨越式发展　　截至2023年末，公司控股装机容量10557.97万千瓦，较2022年增加819.87万千瓦，其中火电控股装机容量增加95.90万千瓦，主要由于上海庙公司投... 查看全部▼

　　一、经营情况讨论与分析
　　1.公司业绩显著提高
　　由于燃料成本及财务费用下降等因素影响，公司经营业绩显著提高。2023年，公司实现营业收入1809.99亿元，比上年减少7.02%；归属于上市公司股东的净利润实现56.09亿元,同比增加104.41%。火电板块净利润85.25亿元，水电板块净利润24.89亿元，风电及光伏板块净利润22.30亿元。基本每股收益0.314元/股，比上年同期增加了103.90%。
　　2.新能源实现跨越式发展
　　截至2023年末，公司控股装机容量10557.97万千瓦，较2022年增加819.87万千瓦，其中火电控股装机容量增加95.90万千瓦，主要由于上海庙公司投产100万千瓦、邯郸东郊热电退城进园项目新增50.40万千瓦、大同第二发电厂关停60万千瓦火电机组；新能源控股装机增加724.57万千瓦，其中风电增加183.40万千瓦，太阳能光伏增加541.17万千瓦。
　　截至2023年末，公司权益装机容量5876.98万千瓦，其中火电3255.29万千瓦，占比55.39%；水电1159.83万千瓦，占比19.74%；风电798.90万千瓦,占比13.59%；太阳能光伏662.95万千瓦，占比11.28%；风电、光伏、水电等非化石能源权益装机合计2621.68万千瓦，占比44.61%。
　　3.新能源发电量显著增加
　　2023年，公司累计完成发电量4526.36亿千瓦时，上网电量4298.38亿千瓦时，较2022年同比分别下降2.31%和2.43%，剔除2022年9月转让宁夏区域火电资产影响，同比分别增长3.67%和3.37%。火电企业累计完成发电量3729.26亿千瓦时，上网电量3512.16亿千瓦时，较上年分别下降3.97%和4.17%；水电企业累计完成发电量550.97亿千瓦时，上网电量546.60亿千瓦时，较上年分别下降1.79%和1.82%；风电企业累计完成发电量188.54亿千瓦时，上网电量182.14亿千瓦时，较上年分别增长13.10%和12.54%；光伏企业累计完成发电量57.60亿千瓦时，上网电量57.48亿千瓦时，较上年分别增长155.74%和163.38%。
　　4.深入适应电力市场改革
　　2023年，公司深入研究电力市场机制，做好电力营销增效，平均上网电价437.78元/兆瓦时，参与市场化交易电量3967.08亿千瓦时，占上网电量的92.29%。市场化电量电价溢价62.63元/兆瓦时，较上年改善0.84元/兆瓦时，煤机电价较基准价上浮20.66%。
　　2023年，受新能源装机容量增加及水电发电量下降等因素影响，公司发电设备平均利用小时完成4511小时，较去年下降145小时，其中：火电完成5163小时，水电完成3685小时，风电完成2296小时，光伏完成1161小时。供热量完成1.91亿吉焦，同比增长4.53%。
　　5.燃料成本稳中有降
　　2023年煤炭产能持续释放，煤炭供需形势持续向宽松方向转变，公司深入挖潜增效，加大燃料成本管控，通过开展内部调剂等措施节约燃料成本。全年共采购原煤1.84亿吨，其中长协煤总量1.74亿吨，占比94%，入炉标煤量1.13亿吨，入炉标煤单价934.96元/吨，同比下降43.82元/吨，降幅4.48%。
　　6.火电转型提质增效
　　2023年，公司高度重视节能降耗工作，推进现役煤电机组实施节能降耗改造、供热改造、灵活性改造“三改联动”，调峰能力、供热能力不断提升，多台机组实现20%负荷深调能力；持续推进综合能源转型，大力开拓综合能源市场，非煤非电收入显著增加。公司火力发电机组平均供电煤耗为294.19克/千瓦时，较上年下降0.89克/千瓦时。发电厂用电率为3.96%。
　　2023年分板块主要经营数据
　　
　　二、报告期内公司所处行业情况
　　1.全社会电力供需基本平衡
　　根据中国电力企业联合会发布的《2023年度全国电力供需形势分析预测报告》，2023年国民经济回升向好拉动电力消费增速同比提高，全国全社会用电量9.22万亿千瓦时，同比增长6.7%，增速比2022年提高3.1个百分点。电力系统安全稳定运行，全国电力供需总体平衡，多方努力有效保障电力供应，平稳应对年初来水偏枯、电煤供应紧张、用电负荷增长带来的用电紧张及迎峰度夏、冬季雨雪冰冻天气等复杂形势。
　　2.绿色低碳转型持续推进
　　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%，人均发电装机容量历史性突破2千瓦/人。非化石能源发电装机首次超过火电装机规模，占总装机容量比重超过50%，煤电装机占比降至40%以下。电力投资快速增长，从分类型投资、发电装机增速及结构变化等情况看，绿色低碳转型趋势持续推进，非化石能源发电投资占电源投资比重达到九成，新增并网太阳能发电装机规模超过2亿千瓦，新增风电超7000万千瓦，并网风电和太阳能发电总装机规模突破10亿千瓦。
　　3.煤电继续发挥兜底保障作用
　　由于年初主要水库蓄水不足以及上半年降水持续偏少，导致上半年规模以上电厂水电发电量同比下降22.9%，下半年降水形势好转，水电发电量全年同比下降5.6%。2023年全国规模以上电厂中的火电发电量同比增长6.1%，煤电发电量占总发电量比重接近六成，煤电仍是当前我国电力供应的主力电源，有效弥补了水电出力的下降，充分发挥兜底保供作用。
　　4.电力市场体系建设取得积极成效
　　电力市场化改革不断深入，市场化交易电量持续上升，2023年全国电力市场交易电量5.67万亿千瓦时，占全社会用电量比例61.4%，市场机制已在资源配置中起到决定性作用。多层次电力市场体系有效运行，电力中长期交易在全国范围内常态化运行，充分发挥“压舱石”作用，稳定了总体市场规模和交易价格。电力现货市场转正式运行由山西、广东逐步铺开，电力现货市场发现价格起到了“晴雨表”作用。
　　5.电力市场规则机制进一步完善
　　全国统一电力市场“1+N”基础规则体系加速构建，为全国统一电力市场体系建设奠定制度基础。《关于建立煤电容量电价机制的通知》《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》有助于煤电盈利稳定及新建煤电机组回收投资成本，实现煤电由主体电源向灵活支撑电源功能转变，标志着燃煤发电功能转型速度加快、电价管理机制主动与市场化改革方向相衔接、适应新型电力系统的定价机制初具雏形，初步形成了容量电价回收固定成本、电量电价回收变动成本、辅助服务回收调节成本的煤电价格新机制。
　　6.煤炭经济运行总体相对稳定
　　2023年我国经济增长拉动能源需求，商品煤消费量保持增长，煤炭产能持续释放，根据中国煤炭工业协会发布的《2023煤炭行业发展年度报告》，全国原煤产量47.1亿吨，同比增长3.4%，进口煤炭4.74亿吨，同比增长61.8%。在供需形势好转、社会库存高位等多重因素影响下，全国煤炭经济运行基本平稳，煤炭价格中枢整体回落，全年秦皇岛港5500大卡动力煤成交均价约980元/吨，同比下降约23.7%。
　　
　　三、报告期内公司从事的业务情况
　　公司是国家能源集团控股的全国性上市发电公司，主要经营业务为电力、热力生产及销售，产业涉及火电、水电、风电、光伏发电及煤炭等领域，业务分布在全国29个省、市、自治区。公司业绩主要受发电量（供热量）、电价（热价）及燃料价格直接影响，技术创新、发展战略等对公司业绩产生长期驱动作用。2023年面对冬夏极端天气频发等困难挑战，公司全力以赴抓生产、保安全、促发展、提效益，高质高效推进各项工作。
　　2023年公司牢记保供政治责任，大力推动以煤电保电力稳定，加强机组运行管理，全力提升保供成效，有力保障重要时段、重大活动、重点地区电力安全可靠供应。2023年累计完成发电量4526.36亿千瓦时，上网电量4298.38亿千瓦时，较2022年可比口径分别增长3.67%和3.37%。供热量完成1.91亿吉焦，同比增长4.53%。
　　2023年公司有效应对电力现货市场改革，积极构建“集中统一营销”的大营销格局，组织开展省级区域公司的集中交易、信息共享，研究区域电力现货市场规则、熟悉电网架构，积极争取电量电价。2023年平均上网电价437.78元/兆瓦时，较上年下降1.10元/兆瓦时。市场化电量电价溢价62.63元/兆瓦时，较上年改善0.84元/兆瓦时，煤机电价较基准价上浮20.66%。随着煤炭市场供求关系改善，煤炭价格整体下行，公司燃料成本有所下降，2023年入炉标煤单价934.96元/吨，较上年下降43.82元/吨。
　　2023年公司新能源发展提质加速，与多家企业、地方政府等深化合作，全力攻坚、加速推进项目开发，象山二期50.4万千瓦海上风电等一批重大项目全容量投产，上海庙300万千瓦光伏、天津海晶100万千瓦光伏等大基地项目开工建设。公司全年获取新能源建设指标1674万千瓦，核准备案1528.80万千瓦，开工853.64万千瓦，新增装机724.57万千瓦，再创历史新高。
　　2023年公司保持在常规能源领域开发力度，上海庙公司100万千瓦火电机组投产，开工火电项目664万千瓦，核准水电项目280.70万千瓦，大渡河流域约352万千瓦水电机组在建。
　　
　　四、报告期内核心竞争力分析
　　1.装机结构布局优势
　　公司作为国家能源集团常规能源发电业务整合平台，拥有优质的资产结构，展现出稳健且高效的发展态势，资产分布在全国29个省、市、自治区。火电机组主要聚焦沿江、沿海、沿线及电力负荷中心、特高压外送源头、一体化优势区域。煤电机组清洁高效，60万千瓦及以上煤电机组69台，占煤电装机容量的70.46%，100万千瓦及以上煤电机组20台，占煤电装机容量的28%，持续盈利能力优良。水电机组主要集中在四川大渡河流域、新疆开都河流域及伊犁河流域，均为流域梯级电站开发，实现了流域集控联调，具备较强的盈利能力。
　　2.新能源发展优势
　　公司坚持多元快速创新发展可再生能源，绿色低碳发展持续深化，依托已投产火电、水电布局及送出通道优势，深化产业协同开拓新能源发展模式，新能源装机规模快速增长，项目布局更加合理，形成了建设、优选、储备的发展格局。在风光资源富集的内蒙古、宁夏、青海等西北地区，大基地式整装化项目开发建设规模不断扩大，在中东部地区布局的场站式项目覆盖区域进一步扩大，在经济发达、电价承受能力较强的东部地区布局的分布式项目已初具规模，海上风电、海上光伏发展优势明显，进入快速规模化开发阶段。公司新能源项目储备深度进一步增强，2023年获取资源1674万千瓦，核准备案1528.80万千瓦，开工853.64万千瓦，新增装机724.57万千瓦，为后续项目开发及高质量开工投产提供坚实保障。
　　3.火电转型发展优势
　　公司所属火电企业积极开展灵活性改造工作，为电网提供长期可靠的有效调节容量，从中获取较高电量和容量电价收入，同时取得一次调频服务、AGC服务等辅助服务收入。持续推进综合能源转型，按照“一企一策”原则，根据地方未来规划，融合城市发展进行火电转型，为电厂周边提供综合能源服务，打造“汽、水、冷、灰渣石膏、二氧化碳等”综合能源基地，提高多元化收入。
　　4.科技创新驱动优势
　　公司高度重视科技创新对产业发展的支撑作用，加强科技创新能力建设，深化创新驱动战略。加快推进数字化建设，“一中心、一平台、三模块”数字化架构基本成型，在运新能源场站全部完成平台接入，生产调度中心、智能管控平台、火电运营模块投入运行，营销模块计划2024年上线。加强科技创新攻关，大型火电高效灵活自主化智能控制系统研究与应用、煤基固废规模化处置与资源化利用等示范项目，有效围绕降低煤耗、提升深度调峰和灵活运行能力、提高智能化水平、加快绿色低碳转型等开展技术研发与应用，推动首台套技术装备示范试点。
　　5.成本管控优势
　　公司深挖管理、发展潜力，实施精细化成本管控，全力推进降本增效。充分利用“煤电路港航、煤电油气化、产运销储用”一体化产业协同优势，把握采购结构和节奏，优化采购煤种和热值，深入开展精细配煤掺烧。抓好全流程对标管理，全面提升燃料管理效能。抓住市场利率下行有利时机，发行超短期融资券、置换高息贷款，坚持“无预算不开支，无计划不支付”的原则，合理预测资金收支情况，努力控降融资规模，进一步降低融资成本。
　　6.上市公司质量提升优势
　　公司作为国家能源集团常规能源发电业务整合平台和核心上市公司之一，始终致力于提高上市公司质量，为股东提供合理回报。公司持续通过资产布局优化、完善公司治理、强化创新发展等增进市场认同，全方位、多手段提高竞争力，为建设具有全球竞争力的世界一流电力公司提供动力。2023年公司首次实施中期分红，控股股东国家能源集团全资子公司国家能源集团资本控股有限公司增持公司股份，截至2024年1月31日累计增持84,675,935股，占公司总股本的0.47%，公司先后荣获主板上市公司价值百强、上市公司投资者关系天马奖等多个奖项。
　　7.产业供应链管理优势
　　2023年，公司与多家新能源头部企业签订“总对总”战略协议，加大新能源储备力度，加强产业供应链管理。聚焦公司战略发展，实现采购价值创造，通过及时把握产业政策、供应市场及资源情况，踏准市场节奏，确定采购时机，为开发并购项目提供战略支撑。通过有效集中共性需求，深入分析需求数据，发挥集约化管理能力，不断整合上下资源，大力开展集中采购努力降低成本。
　　
　　五、报告期内主要经营情况
　　报告期内，本公司实现营业收入为1,809.99亿元，比上年同期减少7.02%;营业成本为1,545.40亿元，比上年同期减少8.34%;归属于上市公司股东的净利润为56.09亿元;基本每股收益为0.314元/股。
　　
　　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
　　以进促稳、先立后破构建新型能源体系。2024年是深入实施“四个革命、一个合作”能源安全新战略十周年，十年来，我国能源工业高质量发展，新型能源体系、新型电力系统加速构建。中央经济工作会议强调，要坚持稳中求进、以进促稳、先立后破，有利于更好统筹质的有效提升和量的合理增长、更好统筹高质量发展和高水平安全。
　　新能源装机高速增长要求更好统筹发展与安全。根据国家能源局印发的《2024年能源工作指导意见》，2024年非化石能源发电装机占比将提高到55%，风电、太阳能发电量占全国发电量的比重达到17%以上，预计新能源发电累计装机规模将首次超过煤电装机规模。全国能源工作会议提出，要更好统筹高质量发展和高水平安全，聚焦落实“双碳”目标任务，持续优化调整能源结构，大力提升新能源安全可靠替代水平，加快推进能源绿色低碳转型。2024年全国新能源投产规模将超过2亿千瓦、呈现高速发展态势，要求企业深入分析新能源消纳情况，合理优化产业布局，把握发展节奏。
　　科技创新支撑作用更加凸显。随着新能源大规模高比例快速增长，对传统煤电支撑保障和系统调节提出更高要求，也对新能源友好并网带来更大挑战，面向实现“双碳”目标和建设新型电力系统，发电企业面临保障电力系统安全稳定、推动绿色低碳转型等多重挑战。要求公司强化科技支撑，增强新能源主动支撑能力，抓紧布局战新产业和未来产业，突出时代感、现代感、未来感，打造新的支柱产业，积极抢占新领域新赛道，培育价值创造“新动能”。
　　电力市场改革持续深化。综合考虑宏观经济、终端用能电气化等因素，预计2024年全年全社会用电量9.8万亿千瓦时，比2023年增长6%左右。预计2024年全国统调最高用电负荷14.5亿千瓦左右，比2023年增加1亿千瓦左右，全国电力供需形势总体紧平衡。电力体制改革将持续深化，新型电力系统加速构建，《2024年能源工作指导意见》指出要加强全国统一电力市场体系建设，推动落实电力现货市场基本规则，落实煤电两部制电价政策，持续深化电力市场化改革。
　　多因素交织影响煤炭供需。国内经济平稳发展将拉动煤炭需求继续适度增长,清洁能源发电并网规模快速增长，对燃煤发电的替代作用增强，但迎峰度夏、度冬、极端天气等情况下，对煤电的顶峰保供能力提出了更高要求。煤炭行业供给侧结构性改革稳步推进，全国煤炭安全稳定供应能力大幅提升；考虑进口煤的补充调剂，预计全国煤炭供应总量仍将保持增长态势。综合判断，2024年煤炭市场供需将保持基本平衡态势，同时考虑极端天气等不确定因素，可能存在区域性、时段性、品种性的煤炭供需错配情况。
　　(二)公司发展战略
　　2024年是新中国成立75周年，是完成“十四五”规划目标的关键之年。公司将坚持领先发展方略不动摇，锚定建设世界一流企业目标不放松，聚焦增强企业核心功能、提高核心竞争力，围绕安全发展、创新发展、绿色发展、协同发展和价值发展，加大工作投入，促进成果转化，以点带面提升公司全产业、全业务竞争能力和价值贡献，努力实现高供给创新、高质量发展、高水平安全、高效益运营、高价值增长的良性互动，摆脱同质化竞争约束，提高公司差异化发展能力。
　　公司将坚持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全会精神，坚持稳中求进、以进促稳、先立后破，锚定“常规电力能源转型排头兵、新能源发展主力军、世界一流企业建设引领者”的战略定位和“行业领先、世界一流”目标导向，做优做强安全保障、创新驱动、绿色转型、协同运营和价值培育，积极融入新型能源体系、新型电力系统建设，推动公司主要资源向绿色转型、科技创新、培育新质生产力、探索新发展模式等领域集中，建设具有全球竞争力的世界一流电力公司。
　　(三)经营计划
　　1.绿色引领，重塑发展格局
　　紧抓“十四五”重要战略机遇期，聚力绿色发展，优化产业布局，不断提升公司转型发展专业化能力和竞争优势。一是以新能源引领转型，推进项目攻坚，加快重点项目开发，重点发展消纳好、资源优、规模化、基地式的项目，打造“陆上基地化推进、水火周边辐射、沿海风光延伸、境外三线布局”新能源开发新格局。2024年计划获取新能源资源超过1400万千瓦,核准1200万千瓦，开工830万千瓦，投产860万千瓦。二是做强煤电扩能提效，深入推进煤电机组“三改联动”，增加调峰能力、供热能力，更多机组实现20%负荷深调水平；推进综合能源转型，不断拓展“煤电+”开发场景，全力推动煤电扩围增效，提高综合能源收入。
　　2.降本提效，扩大发展成效
　　加大营销增效，研究电力市场政策和深层次问题，深化市场化运营机制建设，按照“以价优先、量价兼顾、风险防控”的目标原则，合理完善中长期电力市场分析预测，争取实现电价上浮20%目标，稳固全年电力收入“基本盘”。开展容量市场、电量市场平衡测算，积极争取省间现货、跨区外送等高价电交易，足额争取容量电费，提价保量，维护电价收益水平。管控燃料成本，跟踪研判区域煤炭市场和政策形势，控制采购结构和节奏，保持合理库存水平，用足优质长协资源，降低市场采购风险，择机采购进口煤，发挥补充煤源作用。
　　3.加大创新，培育发展优势
　　加快前沿技术攻关，积极开展新能源前沿技术研究，加快推进深远海大容量风电、规模储能储热、离网制氢制氨等项目实施，抢占新能源技术制高点，完善科技创新体制机制，发挥好国家级等各类研发平台作用，提升技术持续供给能力，提高研发投入强度。培育战略新兴产业，大力开展共享储能、“新能源+”等新兴产业研究，不断丰富应用场景，提升战新产业营收占比，积极培育CO2转化燃料、火电掺烧甲烷等未来产业，形成更多新质生产力。
　　4.聚力安全，夯实发展基础
　　加强能源安全保供，以确保设备可靠、灵活调度为基础，持续抓好设备治理和经济运行，提升公司整体保供弹性和盈利空间。推进企业本质安全，全面贯通“生产指挥、应急救援”体系，深化安全生产标准化建设，严格落实各产业岗位标准作业流程，守住安全生产红线底线，实现高质量发展和高水平安全的良性互动。
　　(四)可能面对的风险
　　1.煤电保供风险
　　随着“双碳”工作推进，新能源为主体的新型电力系统加速构建，煤电向清洁高效绿色发展方向转变，由主力电源向保障调节电源转变，产业定位转变为能源供应的“压舱石”“稳定器”。预计2024年全社会用电量仍将保持较快增长，电力系统依然面临尖峰供应能力不充裕、抗扰动能力不足等多方挑战。
　　公司坚持“双碳”目标实施与能源电力保供并重，结合国家最新政策，对于新（扩）建项目，优化机组选型方案，提高机组可靠性、经济性、适应性及灵活性；对于存量机组通过技改优化机组性能，提高综合能源服务水平，确保关键时刻顶得上、发得出、稳得住。
　　2.新能源发展风险
　　近年来，我国以风电、光伏发电为代表的新能源发展成效显著，发电量占比稳步提升，成本快速下降，已基本进入平价无补贴发展的新阶段。风电、光伏项目在开发过程中仍面临市场、政策等风险，如基地项目通道消纳比例、电价政策不明确，电网接入不清晰等；渔光互补、林光互补等复合项目地方用地政策不够完善，存在合规风险。分时电价政策要求合理拉大峰谷价差，各地方落实国家分时电价政策的过程中可能会对当地的新能源发电企业尤其是光伏发电企业的收益带来一定的不确定性。
　　面对错综复杂的市场及政策形势，公司将严格把关边界条件，针对基地项目在立项及投资决策阶段严格落实接入、消纳及电价情况，充分论证项目经济性，提高项目抗风险能力；确保复合项目合法合规，及时掌握各省、市有关光伏复合项目用林、用草、水库湖泊等项目用地政策，扎实开展项目前期工作。为应对分时电价政策，公司新能源企业将在优化电量结构、降低辅助服务成本支出等方面制定相应的营销专项方案。
　　3.电力市场风险
　　电力供应和需求多方面因素交织叠加，给电力供需形势带来不确定性，产业结构调整将导致用电负荷尖峰化的特征更加凸显。随着全国统一电力市场加速构建，新型电力系统建设进入新阶段，电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营，跨省跨区资源市场化配置和绿色电力交易规模显著提高，对企业统筹资源、应对市场规则变化、防范市场风险提出迫切要求。
　　公司将紧盯国家政策，深入研究市场交易规则，分析区域经济发展形势，不断优化交易策略，了解现货市场制定相应现货规则，积极参与绿电交易、绿证交易，统筹跨省跨区资源，合理利用交易规则，提价保量。进一步研究容量电价机制、辅助服务市场，把握市场价值空间。
　　4.煤炭市场风险
　　当前煤炭依然是我国主体能源，火电继续发挥能源兜底保障作用，煤炭消费仍然处于较高水平，2024年地方政府保供稳价、安全监管力度加大等因素影响煤炭增产，煤炭供需仍将有个别区域、个别时段供应紧张状态，内外部优质长协资源持续紧张，控价保供形势依然复杂严峻。
　　公司将积极应对燃料市场波动，认真研判电煤供需形势，精准把握煤炭、电力、运输三个市场走势，落实好稳定可靠的煤炭供应资源，优化采购节奏和结构，合理控制库存，做好低价储煤。适应新形势下燃料采购管理体制，合理设置、科学调配长协、市场现货的比例，争取优质长协兑现，在满足发电供热需求的同时，力争采购价格稳中有降。 收起▲

　　一、报告期内公司所属行业及主营业务情况说明　　（一）报告期内公司所属行业情况说明　　1.全社会电力供需基本平稳　　根据中国电力企业联合会发布的《2023年上半年全国电力供需形势分析预测报告》，上半年，国民经济恢复向好拉动电力消费增速同比提高，电力行业全力以赴保安全、保民生、保重点供电，电力系统安全稳定运行，电力供需总体平衡，全国全社会用电量4.31万亿千瓦时，同比增长5.0%，受来水偏枯、电煤供应紧张等因素叠加影响，西南地区少数省级电网在部分时段电力供需形势较为紧张。预计2023年全年全社会用电量9.15万亿千瓦时，同比增长6%左右，其中下半年全社会用电量同比增长6%～7%。　　2.煤电继... 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）报告期内公司所属行业情况说明
　　1.全社会电力供需基本平稳
　　根据中国电力企业联合会发布的《2023年上半年全国电力供需形势分析预测报告》，上半年，国民经济恢复向好拉动电力消费增速同比提高，电力行业全力以赴保安全、保民生、保重点供电，电力系统安全稳定运行，电力供需总体平衡，全国全社会用电量4.31万亿千瓦时，同比增长5.0%，受来水偏枯、电煤供应紧张等因素叠加影响，西南地区少数省级电网在部分时段电力供需形势较为紧张。预计2023年全年全社会用电量9.15万亿千瓦时，同比增长6%左右，其中下半年全社会用电量同比增长6%～7%。
　　2.煤电继续发挥兜底保障作用
　　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，火电同比增长7.5%；水电同比下降22.9%；风电同比增长21.2%。受主要水库蓄水不足以及今年以来降水持续偏少影响，叠加上年同期高基数等因素，今年以来水电发电量同比持续下降，且降幅扩大，煤电仍是当前我国电力供应的最主要电源，煤电发电量占全口径总发电量的比重保持在六成，有效弥补了水电出力的大幅下降，充分发挥兜底保供作用。
　　3.非化石能源装机比重超过50%
　　截至2023年6月末，全国全口径发电装机容量27.1亿千瓦；其中，非化石能源发电装机容量13.9亿千瓦，同比增长18.6%，占总装机容量比重为51.5%，同比提高3.4个百分点。上半年，全国新增发电装机容量1.4亿千瓦，其中，新增并网太阳能发电装机容量7842万千瓦，占新增发电装机总容量的比重达到55.6%；电力投资同比增长32.2%，非化石能源发电投资占电源投资比重达到88.6%。新能源发展步伐迅猛，进一步印证了以多元快速保可再生能源规模化发展的必要性和紧迫性，在新能源发电快速发展带动下，预计2023年全年全国新增发电装机规模将有望历史上首次突破3.0亿千瓦，其中新增非化石能源发电装机规模超过2.3亿千瓦。
　　4.新型电力系统建设格局加速演进
　　《新型电力系统发展蓝皮书》正式发布，全面阐述新型电力系统的发展理念、内涵特征，突出适应可再生能源发展趋势，适应清洁、安全、经济、供需协同的能源发展需求。国家发改委修订《电力需求侧管理办法（征求意见稿）》《电力负荷管理办法（征求意见稿）》，需求侧、负荷侧管理升级，将指导各地进一步建立健全需求响应机制，积极支持需求响应常态化运行，引导用户优化用电方式，调节电力负荷，促进解决新能源消纳问题，助力新型电力系统与统一电力市场建设。
　　5.煤炭生产供应总体平稳
　　2023年上半年，我国煤炭经济运行总体相对稳定，煤炭产能持续释放，全国煤炭生产产量稳定增长，煤炭进口量大幅增加，全国主要铁路运输干线的运输能力增加，而国内煤炭需求增长较小，煤炭供需形势持续向宽松方向转变，各环节煤炭库存持续攀升，煤炭价格同比下行。下半年我国煤炭供需可能延续相对宽松局面，需求增量继续保持在供应增量之下。
　　（二）报告期内公司主营业务情况说明
　　2023年上半年，公司深入学习贯彻党的二十大精神，面对复杂多变市场形势，攻坚克难，乘势而上，各项工作取得实效，主要经济技术指标完成情况如下：
　　营业收入：883.52亿元，同比减少3.08%。
　　利润总额：75.87亿元，同比增长15.06%。
　　归属于上市公司股东的净利润：29.88亿元，同比增长30.37%。
　　加权平均净资产收益率：6.397%，同比增长1.297个百分点。
　　基本每股收益：0.168元/股，同比增长31.25%。
　　电量热量：发电量2071.43亿千瓦时，合并报表口径同比下降3.89%，可比口径同比增长4.46%；上网电量1963.97亿千瓦时，合并报表口径同比下降4.08%，可比口径同比增长4.03%；供热量1.002亿吉焦，同比下降0.66%；发电利用小时2114小时，同比下降43小时。
　　入炉综合标煤单价：944.40元/吨，同比下降23.82元/吨。
　　供电煤耗：293.19克/千瓦时，同比降低1.04克/千瓦时。
　　发电厂用电率：4.00%，同比上升0.05个百分点。
　　资本性支出：公司前期及基建支出186.56亿元（114.30亿元用于新能源项目，43.18亿元用于水电项目，28.52亿元用于火电项目，0.56亿元用于其他项目），技改及零购支出14.50亿元，信息化及科技项目支出2.37亿元，股权投资42.63亿元，前期及基建投资用于新能源项目支出较上年同期增加107.59%。
　　新能源项目发展：2023年上半年公司新增新能源装机173.32万千瓦，其中风电21.36万千瓦，光伏151.96万千瓦；获取新能源资源量1500.95万千瓦，完成核准或备案新能源容量1175.16万千瓦，其中风电200.63万千瓦，光伏974.54万千瓦；截至2023年6月末公司在建风电项目102.63万千瓦，主要分布在浙江、云南、江西等区域，在建光伏发电项目517.38万千瓦，主要分布在新疆、天津、浙江等区域。

　　二、经营情况的讨论与分析
　　1.盈利水平同比改善
　　2023年上半年，公司实现营业收入883.52亿元，同比减少3.08%；归属于上市公司股东的净利润29.88亿元，同比增长30.37%，其中火电板块13.17亿元，水电板块4.91亿元，风电及光伏板块14.40亿元。基本每股收益0.168元/股，比上年同期增长31.25%。
　　2.新能源发电量显著增加
　　2023年上半年，由于新能源投产机组不断增加，公司新能源发电量较上年大幅增长。公司累计完成发电量2071.43亿千瓦时，上网电量1963.97亿千瓦时，合并报表口径较上年同期分别下降3.89%和4.08%，可比口径较上年同期分别增加4.46%和4.03%；风电企业累计完成发电量96.99亿千瓦时，上网电量94.13亿千瓦时，合并报表口径较上年同期分别增加14.34%和14.28%；光伏企业累计完成发电量21.24亿千瓦时，上网电量20.86亿千瓦时，合并报表口径较上年分别增加195.84%和204.44%。
　　3.水电发电量同比减少
　　今年以来，西南地区降水量偏少，6月四川省平均降水量86.4毫米，比多年同期偏少近四成，位列历史同期第一少位。四川多条河流来水较多年平均水平偏枯，大渡河5、6月降水及天然来水同比大幅减少，其中5月同比减少四成，6月同比减少超过六成，6月大渡河天然来水为1937年有水文资料以来的历史同期最枯。受此影响，公司上半年水电发电量同比下降，水电企业累计完成发电量185.31亿千瓦时，上网电量183.54亿千瓦时，较上年分别下降20.12%和20.20%。
　　4.市场化电量电价同比提升
　　2023年上半年，公司平均上网电价455.82元/兆瓦时，同比增长12.61元/兆瓦时，增幅2.85%。公司参与市场化交易电量1816.60亿千瓦时，占上网电量的92.50%；市场化电量电价溢价69.86元/兆瓦时，较上年改善9.02元/兆瓦时，煤机电价较基准价上浮21.21%。
　　2023年上半年，公司发电设备平均利用小时2114小时，同比下降43小时，其中：火电2469小时，水电1240小时，风电1277小时，光伏553小时。供热量完成1.002亿吉焦，同比下降0.66%。
　　5.燃料供需转向平稳
　　2023年上半年，公司坚持以煤炭保能源安全,以煤电保电力稳定,严格落实保供责任，通过优化采购结构，开展内部燃料调剂，节约燃料成本。2023年上半年，公司共采购煤炭8959万吨，入炉标煤量约5466万吨，入炉综合标煤单价944.40元/吨，同比下降23.82元/吨。
　　6.发电效率持续提高
　　2023年上半年，公司高度重视节能降耗工作，深入开展经济运行挖潜增效，推进现役煤电机组实施节能降耗改造、供热改造、灵活性改造“三改联动”，持续深化负荷分配、方式调整和参数优化，深挖节能降耗潜力，公司火力发电机组平均供电煤耗为293.19克/千瓦时，较上年下降1.04克/千瓦时。发电厂用电率为4.00%，较上年升高0.05个百分点。公司火电机组平均等效可用系数91%。
　　2023年上半年分板块主要经营数据
　　公司控股子公司国电建投内蒙古能源有限公司所属察哈素煤矿，因正在办理采矿许可证，按照属地政府有关要求临时停产。

　　三、风险因素
　　1.宏观经济风险
　　今年以来经济在年初脉冲式回升过后进入平台期，房地产回调、外贸疲软，民间投资下滑导致复苏有所放缓。在中美贸易冲突、俄乌冲突以及全球供应链、产业链重构的环境下，全球经济增长下滑。需求收缩、供给冲击、预期转弱三重压力仍然较大，全球经济增长模式、发展格局以及全球风险特性的变化，都会对国内经济产生深远的影响。
　　中央政治局会议分析研究当前经济形势,部署下半年经济工作,释放支持民营经济发展、提振房地产市场、活跃资本市场、促销费等方面多重利好，扩大内需的各项政策仍在陆续发力出台，公司将密切跟踪宏观经济政策，顺应市场规律，抓好生产经营，助力经济发展。
　　2.新能源发展风险
　　近年来，我国以风电、光伏发电为代表的新能源发展成效显著，发电量占比稳步提升，成本快速下降，已基本进入平价无补贴发展的新阶段。风电、光伏项目在开发过程中仍面临市场、政策等风险，如基地项目通道消纳比例、电价政策不明确，电网接入不清晰；渔光互补、林光互补等复合项目地方用地政策指导各不相同，存在合规风险。
　　面对错综复杂的市场及政策形势，公司将严格把关边界条件，针对基地项目在立项及投资决策阶段严格落实接入、消纳及电价情况，充分论证项目经济性，提高项目抗风险能力；确保复合项目合法合规，及时掌握各省、市有关光伏复合项目用林、用草、水库湖泊等项目用地政策，扎实开展项目前期工作。
　　3.电力市场风险
　　今年以来经济复苏弱于预期，非电行业用煤需求仍相对疲软，煤炭需求端乏力，伴随着动力煤价格的持续回落，煤机燃料成本下降，如煤炭价格持续下行，电价下行压力加大，在用电高峰时段将挤压煤电企业盈利空间。全国统一电力市场加速构建，发用两侧竞争性环节完全放开，中长期交易周期缩短，现货市场不断扩容，新能源全面入市、绿电绿证交易和电力辅助服务市场建设加速推进，对企业统筹市场资源、应对市场变化、防范市场风险提出迫切要求。
　　公司将提升营销能力建设，提高电力交易创效水平，建立健全电力营销规章制度体系，加强电力营销人才队伍建设，精研交易规则，把握市场节奏，提升交易价格。优质签约电力年度长协，稳固电力收入“基本盘”，按照“以价优先、量价兼顾、风险防控”的目标原则，组织电力中长协签约工作。重点关注省间现货、跨区外送以及发电权替代等交易电价不受上浮20%限制的高价电交易，准确把握发电收益与煤炭价格的动态关系，积极参与高价电交易，提升企业效益。
　　4.煤炭市场风险
　　国内经济需求恢复速度滞后于产能释放，能源供需形势正从量变到质变转化阶段，煤炭市场整体趋于宽松，呈现出煤炭高产、进口高位、库存高企、需求增长低于预期、价格持续走低的“三高两低”态势，煤炭供应转入趋于宽松的新阶段，“迎峰度夏”维持供大于求市场格局，“迎峰度冬”预计整体供需平衡，但区域性、时段性紧张问题依然存在。
　　公司将跟踪研判煤炭市场形势，准确把握采购节奏，科学安排储煤计划，抓住煤炭下行有利时机，做好“迎峰度夏”“迎峰度冬”低价储煤，持续优化采购的节奏和结构，确保内、外部优质长协兑现率，适时采购低价高热值市场现货，在确保保供稳定的前提下，全力控降煤价。

　　四、报告期内核心竞争力分析
　　1.装机结构布局优势
　　公司主营电力、热力生产及销售，是国家能源集团常规能源发电业务整合平台。公司资产分布在全国28个省、自治区、直辖市。截至2023年6月末，公司控股装机容量10001.22万千瓦，其中火电控股装机容量7273.90万千瓦，60万千瓦及以上机组69台，占火电装机容量的71.52%，100万千瓦及以上机组20台，占火电装机容量的28.03%，主要分布在东部沿海地区、大型煤电基地和外送电通道，电煤保障能力强，市场竞争优势明显；水电控股装机容量1495.06万千瓦，主要集中在大渡河、开都河流域，实现了流域集控联调、梯级综合利用，规模盈利能力突出；风电、光伏控股装机容量1232.26万千瓦，分布在风资源、光资源富集区，资源储备规模逐渐增加，新建机组相继投产，盈利能力不断提升。
　　2.新能源转型支撑优势
　　公司绿色低碳发展持续深化，新能源项目布局更加合理。截至2023年6月末，公司权益装机容量5498.95万千瓦，非化石能源权益装机规模达到2245.35万千瓦，占权益装机总容量的比重为40.83%，较上年同期提高5.19个百分点。在风光资源富集的北方地区布局的基地式项目形成了建设、开发、储备的有序发展格局，在中部地区布局的场站式项目覆盖区域进一步扩大，在经济发达、电价承受能力较强的东部地区布局的分布式项目已初具规模，海上风电、海上光伏已制定整体发展策略，进入快速规模化开发阶段。公司新能源项目储备深度进一步增强，2023年上半年获取资源1500.95万千瓦，核准备案1175.16万千瓦，开工283.74万千瓦，新增装机173.32万千瓦，在建620.01万千瓦，为后续项目开发及高质量开工投产提供坚实保障。
　　3.科技创新成果优势
　　公司坚持创新引领发展，建立健全科技创新体系，持续加大科技研发投入。统筹布局公司“十四五”科技攻关方向，积极承研国家重大专项，聚焦电力清洁化、低碳化、高效化、智能化等领域开展关键核心技术攻关。加强科技创新平台建设，拥有国家级研发平台1个、省部级研发平台2个，促进CCUS等关键核心技术研究和高质量落实见效，引领绿色低碳发展。加强科技人才培养,依托国家重大专项、科技研发平台、院士专家工作站等优势，加强高层次科技人才培养，在清洁燃煤发电技术、新能源、低碳等领域培养了一批科技创新骨干和创新团队，为公司可持续发展提供科技人才支撑。
　　4.资金成本管控优势
　　公司长期信用等级维持AAA，评级展望为稳定，2023年上半年公司本部累计发行超短期融资券85亿元，票面利率在2.2%-2.29%之间，发行债券利率在同期限内均处于货币市场较低水平，并与银行等金融机构通过多种方式降低贷款利率，公司资金成本率3%，同比降低0.64个百分点。此外，公司更加注重资金的合理安排，坚持“无预算不开支，无计划不支付”的原则，合理预测资金收支情况，努力控降融资规模，进一步降低融资成本。
　　5.产业供应链管理优势
　　2023年上半年，公司与多家新能源头部企业签订“总对总”战略协议，加大新能源储备力度，加强产业供应链管理。持续发挥规模优势，提升集约化效能，建设规范高效的新能源采购体系，持续挖掘规模化采购价值的广度与深度。通过有效集中共性需求，深入分析需求数据，全面开展市场调研，积极多方沟通协调，合理策划集采方案，高效完成采购工作。通过在新能源领域的持续研究，分析预判市场价格走势，在光伏组件原材料价格持续走低的时期，踏准市场节奏，迅速确定采购时机，短时高效完成采购任务，凸显经济效应。 收起▲