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.全社会用电量稳步增长结构优化　　根据中国电力企业联合会发布的《2025年上半年全国电力供需形势分析预测报告》，上半年国民经济运行总体平稳，稳中有进。全国全社会用电量累计达4.84万亿千瓦时，同比增长3.7%，一、二季度全社会用电量同比分别增长2.5%、4.9%，总体呈现回升态势，东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长4.4%、3.8%、2.8%和3.1%，东部地区用电量增速相对领先。整体而言，2025年上半年电力供应整体充足，供需总体平衡。　　2.电力行业绿色低碳转型成效显著　　截至2025年6... 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.全社会用电量稳步增长结构优化
　　根据中国电力企业联合会发布的《2025年上半年全国电力供需形势分析预测报告》，上半年国民经济运行总体平稳，稳中有进。全国全社会用电量累计达4.84万亿千瓦时，同比增长3.7%，一、二季度全社会用电量同比分别增长2.5%、4.9%，总体呈现回升态势，东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长4.4%、3.8%、2.8%和3.1%，东部地区用电量增速相对领先。整体而言，2025年上半年电力供应整体充足，供需总体平衡。
　　2.电力行业绿色低碳转型成效显著
　　截至2025年6月底，全国全口径发电装机容量36.5亿千瓦，同比增长18.7%。其中，风电和太阳能发电装机分别达5.73亿千瓦和11亿千瓦，分别同比增长22.7%、54.2%，合计装机规模超过火电，风电和太阳能发电合计新增装机2.64亿千瓦，占新增发电装机总容量的比重近九成，达到89.9%。新能源发电量保持快速增长，占总发电量比重超四分之一。在“双碳”目标背景下，煤炭消费面临结构性调整，氢能、储能等新兴技术需实现规模化应用，支撑高比例可再生能源并网消纳，倒逼能源生产端向智能化、低碳化方向深度变革。
　　3.电力行业市场化改革加速推进
　　国家发改委、能源局印发《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》，提出2025年底前基本实现电力现货市场全覆盖、全面开展连续结算试运行的目标，电力交易全面进入“现货时代”。《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》（136号文），推动新能源上网电量全面进入电力市场，建立新能源可持续发展价格结算机制，保持存量项目政策衔接，稳定增量项目收益预期，重构新能源发展业态，推动新能源行业从“政策哺育型”向“市场主导型”转型，对新能源行业健康可持续发展产生深远影响。
　　4.煤炭市场运行基本平稳
　　2025年上半年，全国煤炭产量明显增长，进口量同比有所下降，全国规模以上原煤产量24.0亿吨，同比增长5.4%；全国共进口煤炭2.2亿吨，同比下降11.1%。可再生能源快速发展，火电发电量下降，煤炭市场整体呈宽松态势，煤炭价格震荡下行，7月以来“迎峰度夏”需求支撑煤价小幅上行。
　　（二）报告期内公司主营业务情况说明
　　2025年上半年，面对不断变化的电力市场形势，公司深入贯彻党中央、国务院决策部署，统筹高质量发展和高水平安全，抓实稳增长举措，推动公司发展行稳致远。主要经济技术指标完成情况如下：
　　营业收入：776.55亿元，同比减少9.52%。
　　利润总额：87.84亿元，同比减少27.39%。
　　归属于上市公司股东的净利润：36.87亿元，同比减少45.11%。
　　归属于上市公司股东的扣除非经常性损益的净利润：34.10亿元，同比增长56.12%。
　　基本每股收益：0.207元/股，同比减少45.09%。
　　扣除非经常性损益后的基本每股收益：0.191元/股，同比增长56.56%。
　　电量热量：发电量2060.26亿千瓦时，上网电量1958.01亿千瓦时，可比口径分别下降2.03%和1.96%；供热量1.13亿吉焦，较上年同期增长1.41%；发电利用小时1761小时，较上年同期下降262小时。
　　入炉综合标煤单价：831.48元/吨，同比下降87.46元/吨。
　　供电煤耗：292.10克/千瓦时，同比上升0.10克/千瓦时。
　　发电厂用电率：3.7%，同比下降0.14个百分点。
　　资本性支出：公司前期及基建支出211.91亿元（72.24亿元用于新能源项目，66.28亿元用于水电项目，73.04亿元用于火电项目，0.35亿元用于其他项目），技改及零购支出12.64亿元，信息化及科技项目支出4.95亿元，股权投资11.51亿元。
　　新能源项目发展：2025年上半年公司新增新能源控股装机645.16万千瓦，其中风电32.93万千瓦，光伏612.23万千瓦；获取新能源资源量353.48万千瓦，完成核准或备案新能源容量377.39万千瓦，其中风电144.45万千瓦，光伏232.94万千瓦。截至2025年6月末公司在建风电项目211.83万千瓦，主要分布在内蒙、甘肃等区域，在建光伏发电项目343.34万千瓦，主要分布在天津、新疆、内蒙等区域。

　　二、经营情况的讨论与分析
　　1.盈利质效稳步增长
　　2025年上半年，在电力量价下行的市场形势下，公司逆势求进，突出价值创造，实现营业收入776.55亿元，同比减少9.52%；归属于上市公司股东的净利润36.87亿元，同比减少45.11%，其中火电板块19.67亿元，水电板块8.83亿元，风电及光伏板块11.20亿元。考虑上年转让国电建投内蒙古能源公司影响，归属于上市公司股东的扣除非经常性损益的净利润实现34.10亿元，同比增长56.12%。
　　2.能源保供彰显担当
　　2025年上半年，公司累计完成发电量2060.26亿千瓦时，较上年同期下降3.61%，可比口径下降2.03%，上网电量1958.01亿千瓦时，较上年同期下降3.53%，可比口径下降1.96%；火电企业累计完成发电量1614.67亿千瓦时，上网电量1518.40亿千瓦时，较上年同期分别下降7.40%和7.51%；水电企业累计完成发电量228.70亿千瓦时，上网电量226.85亿千瓦时，较上年同期分别下降6.44%；风电企业累计完成发电量113.55亿千瓦时，上网电量110.74亿千瓦时，较上年同期分别增长10.37%和11.11%；光伏企业累计完成发电量103.35亿千瓦时，上网电量102.02亿千瓦时，较上年同期分别增长122.55%和122.85%。
　　3.运营能力持续提升
　　2025年上半年，公司积极应对“量价双降”市场形势，聚力价值创造和市场竞争力提升。平均上网电价409.70元/兆瓦时，同比下降29.51元/兆瓦时。参与市场化交易电量1793.52亿千瓦时，占上网电量的91.60%，煤机电价较基准价上浮12.56%。受电力供需总体宽松，新能源出力挤压常规能源发电空间等因素影响，公司发电设备平均利用小时完成1761小时，同比下降262小时，其中：火电完成2155小时，同比下降248小时；水电完成1530小时，同比下降105小时；风电完成1127小时，同比增加22小时；光伏完成606小时，同比增加81小时。供热量完成1.13亿吉焦，同比增长1.41%。公司将继续强化生产运营组织，加强生产管控，全力稳量保价。
　　4.燃料成本有效控降
　　2025年上半年，全国煤炭供需总体宽松，公司加大成本管控，多措并举控降采购价格，节约燃料成本。公司共采购原煤8097万吨，其中长协煤总量7858万吨，占比97.05%；入炉标煤量4972.60万吨，入炉综合标煤单价831.48元/吨，同比下降87.46元/吨，降幅9.52%。
　　5.火电转型加快推进
　　2025年上半年，公司积极开展新一代煤电升级专项行动，浙江北仑、广东肇庆共200万千瓦火电机组高质量投产，大力推进存量机组“三改联动”、生物质掺烧和新能源耦合开发。公司火力发电机组平均供电煤耗为292.10克/千瓦时，较上年同期上升0.10克/千瓦时。发电厂用电率为3.70%，较上年同期下降0.14个百分点。
　　2025年上半年分板块主要经营数据

　　三、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30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共72台,占煤电装机容量的71.88%,100万千瓦及以上煤电机组23台,占煤电装机容量的30.96%，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，盈利能力较强。
　　2.火电转型优势
　　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。
　　3.水电资源开发优势
　　公司水电板块前期开发优势显著，依托国家能源集团协同效应，锁定大渡河、开都河等流域资源，超前储备开发权并系统论证梯级规划。大渡河公司负责建设投运的水电总装机约占四川省调水电总装机1/4，电源点交通便利，距成都负荷中心较近，是省网主力调峰调频电源，是四川省能源保供主力军，大渡河流域水电站2025年计划投产136.50万千瓦、2026年计划投产215.50万千瓦。开都河流域水电建成后可形成大型水电基地，为电网提供稳定零碳电力；水电机组启停灵活，是电网重要的调峰调频资源；流域周边可配套建设风电、光伏项目，形成“水风光储”一体化基地，提升流域周边可再生能源利用率20%以上。
　　4.成本管控优势
　　公司挖潜增效，精益成本管控，深入落实全面成本领先战略，推广应用作业成本法，健全全周期成本管控体系，切实提升成本管控水平。扎实做好燃料保供控价，主动开展与外部长协供应商谈判，按照市场价格适时调降煤价。充分利用“煤电路港航”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，准确掌握标杆企业情况，运用“结构化对标”分析方法，全面提升燃料管理水平。
　　5.科技创新驱动优势
　　公司大力推进科技创新，突出应用领航、数据赋能、智算筑基，有序布局实施现场数字化监控、火电低碳发电、风机和燃机控制系统国产化等工作，积极构建“1+M+N”大数据体系，推行“分域分级”治理。统筹推进“AI+”行动计划，通过系统性规划与创新实践，按照“高、实、精、快、效”五字方针和“六统一、大集中”建设原则，深度融合AI平台与大数据平台，围绕全业务链挖掘典型“AI+”应用场景，推进应用场景开发工作。

　　四、可能面对的风险
　　1.能源保供风险
　　今年以来，电力供需整体宽松，但高比例新能源下的电力系统安全稳定运行仍面临挑战，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。入夏以来，全国多地出现高温天气，叠加经济增长拉动，各地电力负荷快速攀升。据预测，全国最高负荷将达15.2-15.7亿千瓦，时段性、区域性电力供应紧张情况依然存在。
　　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；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.新能源发展风险
　　近年来，新能源装机规模快速提升，优质项目资源日益稀缺，电网消纳能力不足、新能源项目用地需求日益增长、生态保护要求提高等因素增加新能源项目开发难度。136号文发布后，新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价不确定带来项目收益风险。
　　公司将坚持规模质量并重发展新能源，严格履行投资机会研究、立项、投资决策各阶段流程，确保项目合法合规；系统研究政策文件，充分应对市场化交易、分时电价等交易模式带来的考验，借助国家级智库平台，做好项目综合电价预测分析；合理控制项目造价，提升项目经济性，提高抗风险能力；积极谋划新能源与常规能源协同发展，深化综合能源基地模式，推进新能源规划可持续发展。
　　3.电力市场风险
　　当前，全国统一电力市场加速推进，电力现货市场全面铺开，价格信号对电力生产、消费的引导作用更加明显，电价由市场实时供需情况决定，波动性和不确定性增强。同时，新能源全面入市后，机制电价虽然能够对新能源收益形成托底，但保障水平仍存在不确定性，电价呈下行趋势，市场竞争日益加剧。
　　面对构建新型电力系统的多重挑战，公司将建立适应全电量现货市场需求的电力营销体系，健全市场分析、交易决策、交易实施、复盘优化的全流程高效运行机制；加强政策研判，密切跟踪电力产业政策信息，加强交易能力建设，重视交易员的培养和选拔，探索运用大数据、AI等科技手段，提升市场分析预测能力，围绕争电量、稳电价核心任务，研判电力市场趋势，加强电网负荷前瞻性、科学性预测，强化内外沟通协调、协同联动。
　　4.煤炭市场风险
　　下半年随着安全生产月结束和环保督察收尾，主产区煤矿开工率有望回升，产量存增长预期，进口煤价格优势与往年相比仍不明显，短期内煤炭进口增量空间不大。在新能源发电出力增强等客观局势下，预计煤炭供需维持整体宽松格局，火电企业燃料控价工作迎来有利契机，但受环保检查、迎峰度夏、迎峰度冬、极端天气等因素影响，煤炭价格仍有可能小幅震荡上行。
　　公司将准确研判煤炭市场走势，科学合理制定最高限价，择机开展低价现货采购。密切关注安全、环保、治超、极端天气等动态，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；发挥内部资源的兜底保障和外部煤源的优势互补作用。 收起▲

　　一、经营情况讨论与分析　　（一）报告期内公司主营业务情况　　1.公司盈利水平增强　　2024年，公司实现营业收入1791.82亿元，比上年减少1.00%；归属于上市公司股东的净利润实现98.31亿元,同比增加75.28%。火电板块净利润100.51亿元，水电板块净利润19.94亿元，风电及光伏板块净利润19.23亿元。基本每股收益0.551元/股，比上年同期增加了75.48%。　　2.保供能力稳步提升　　截至2024年末，公司控股装机容量11170万千瓦，其中火电7462.90万千瓦，占比66.81%；水电1495.06万千瓦，占比13.39%；风电983.98万千瓦，占比8.81%；太阳... 查看全部▼

　　一、经营情况讨论与分析
　　（一）报告期内公司主营业务情况
　　1.公司盈利水平增强
　　2024年，公司实现营业收入1791.82亿元，比上年减少1.00%；归属于上市公司股东的净利润实现98.31亿元,同比增加75.28%。火电板块净利润100.51亿元，水电板块净利润19.94亿元，风电及光伏板块净利润19.23亿元。基本每股收益0.551元/股，比上年同期增加了75.48%。
　　2.保供能力稳步提升
　　截至2024年末，公司控股装机容量11170万千瓦，其中火电7462.90万千瓦，占比66.81%；水电1495.06万千瓦，占比13.39%；风电983.98万千瓦，占比8.81%；太阳能光伏1228.06万千瓦，占比10.99%,风电、光伏、水电等非化石能源控股装机合计3707.10万千瓦，占比33.19%。公司控股装机容量较2023年增加612.03万千瓦，其中火电控股装机容量增加183.50万千瓦，主要由于博兴发电投产200万千瓦、舟山发电投产132万千瓦，转让国电建投减少132万千瓦，邯郸热电退城进郊项目减少22万千瓦；新能源控股装机增加428.53万千瓦，其中风电增加54.65万千瓦，太阳能光伏增加373.88万千瓦。
　　截至2024年末，公司权益装机容量6267.30万千瓦，其中火电3307.88万千瓦，占比52.78%；水电1159.83万千瓦，占比18.51%；风电848.18万千瓦,占比13.53%；太阳能光伏951.42万千瓦，占比15.18%；风电、光伏、水电等非化石能源权益装机合计2959.43万千瓦，占比47.22%。
　　3.火电低碳转型加快
　　2024年，公司紧扣“降碳、减污、扩绿、增长”目标，积极推进煤电机组三改联动，转型升级取得成效，全年开展多台次灵活性、节能降耗及供热等升级改造，更多机组实现20%深调能力，提供长期可靠的有效调节容量，从中获取效益电量和容量电价收入。积极应对利用小时数下滑影响，深入拓展综合能源业务，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293.40克/千瓦时，较上年下降0.79克/千瓦时。发电厂用电率为3.83%。
　　4.发电量平稳增长
　　2024年，公司累计完成发电量4594.52亿千瓦时，上网电量4366.82亿千瓦时，较上年同期分别增长1.51%和1.59%；剔除2024年6月转让国电建投50%股权影响，同比分别增长2.00%和2.08%。火电企业累计完成发电量3685.24亿千瓦时，上网电量3470.24亿千瓦时，较上年分别下降1.18%和1.19%；水电企业累计完成发电量594.68亿千瓦时，上网电量590.27亿千瓦时，较上年分别增长7.93%和7.99%；风电企业累计完成发电量201.75亿千瓦时，上网电量195.30亿千瓦时，较上年分别增长7.01%和7.23%；光伏企业累计完成发电量112.84亿千瓦时，上网电量111.01亿千瓦时，较上年分别增长95.89%和93.13%。
　　5.市场创效能力增强
　　2024年，公司深入研究电力市场交易规则和政策变化，发挥公司交易运营中心平台作用，公司平均上网电价429.82元/兆瓦时，较上年下降7.97元/兆瓦时；参与市场化交易电量4003.47亿千瓦时，占上网电量的91.68%，较上年下降0.61个百分点；市场化电量电价溢价56.24元/兆瓦时，较上年下降6.39元/兆瓦时，煤机电价较基准价上浮19.29%。
　　2024年，公司发电设备平均利用小时完成4301小时，优于全国平均水平，其中火电完成5137小时，同比下降26小时，水电完成3978小时，同比增长292小时，风电完成2122小时，同比下降174小时，光伏完成1061小时，同比下降100小时。供热量完成2.04亿吉焦，同比增长6.75%。
　　6.燃料成本持续下降
　　2024年，煤炭供需形势持续宽松，公司深入挖潜增效，及时掌握市场动态，适时调整策略，紧抓“迎峰度夏”、“迎峰度冬”最佳采购时点，加大燃料成本管控。全年共采购原煤1.88亿吨，其中长协煤总量1.76亿吨，占比94%，入炉标煤量1.12亿吨，入炉标煤单价922.17元/吨，同比下降12.79元/吨，降幅1.37%。
　　2024年分板块主要经营数据
　　（二）“提质增效重回报行动方案”落实情况
　　为落实国务院国资委、中国证监会关于提高上市公司质量和加强市值管理工作要求，积极响应上海证券交易所《关于开展沪市公司“提质增效重回报”专项行动的倡议》，公司于2024年5月24日在上海证券交易所网站披露《2024年度“提质增效重回报”行动方案》。在方案指引下，2024年公司以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入践行能源安全新战略，强化党建引领、强化安全保障、强化业绩导向、强化创新驱动，圆满完成年度各项目标任务。
　　公司持续提升盈利能力，强化市场营销，全力降本增效，全年实现归属于上市公司股东的净利润98.31亿元，同比增加75.28%。公司扛牢保供担当，优化生产运营管理，不断提升发电效率和管理水平，控股装机容量1.12亿千瓦，同比增加612.03万千瓦。公司加快绿色低碳转型，积极融入以新能源为主体的新型电力系统建设，以“陆上基地、海上风电、新能源与火电耦合开发”为主线，持续推进新能源产业优质规模发展。公司固化中期利润分配举措，加大分红力度，2024年全年预计派发现金红利35.67亿元（含税，含中期分红金额），占公司当年合并报表归属于上市公司股东的净利润比例为36.28%，多措并举提高股东回报水平。公司持续推动投资价值实现，按照《上市公司监管指引第10号——市值管理》工作要求，制定《市值管理制度》，将市值管理工作纳入战略管理、考核管理等体系，不断提高上市公司质量。
　　2024年，公司获评中国上市公司协会2024年上市公司董事会优秀实践案例、中国上市公司投资者关系天马奖、金牛最具投资者价值奖等荣誉，市场美誉度持续提升。
　　
　　二、报告期内公司所处行业情况
　　1.全社会用电量保持平稳较快增长
　　根据中国电力企业联合会发布的《2024-2025年度全国电力供需形势分析预测报告》，2024年全国电力供应安全稳定，电力消费平稳较快增长，电力供需总体平衡，电力绿色低碳转型持续推进，全国全社会用电量9.85万亿千瓦时，同比增长6.8%，增速比上年提高0.1个百分点。全国6000千瓦及以上电厂发电设备利用小时3442小时，同比降低157小时。2024年全行业用电指数为129.5，全行业用电量比2020年（基期）增长了29.5%，“十四五”以来年均增长6.7%。国民经济运行总体稳定以及电气化水平提升，拉动近年来全行业用电量保持平稳较快增长。
　　2.煤电发挥基础保障性和系统调节性作用
　　2024年，全国规模以上电厂火电、水电、核电、风电、太阳能发电量同比分别增长1.5%、10.7%、2.7%、11.1%和28.2%；全口径煤电发电量占总发电量比重为54.8%，比上年降低3.0个百分点；非化石能源发电量同比增长15.4%，非化石能源发电量同比增量占总发电量增量的比重达到84.2%。受资源等因素影响，2024年水电和风电月度间增速波动较大，煤电充分发挥了基础保障性和系统调节性作用。
　　3.电力行业绿色低碳转型成效显著
　　截至2024年底，全国全口径发电装机容量33.5亿千瓦，同比增长14.6%；其中煤电装机11.9亿千瓦，同比增长2.6%，占总发电装机容量的比重为35.7%，同比降低4.2个百分点；非化石能源发电装机容量19.5亿千瓦，同比增长23.8%，占总装机容量比重为58.2%，同比提高4.3个百分点；包括风电、太阳能发电以及生物质发电在内的新能源发电装机达到14.5亿千瓦，首次超过火电装机规模。2024年，全国新增发电装机容量4.3亿千瓦，风电和太阳能发电全年合计新增装机3.6亿千瓦，占新增发电装机总容量的比重达到82.6%，“十四五”以来新能源发电装机规模累计增长了157.4%，年均增长26.7%。
　　4.全国统一电力市场建设加快推进
　　党的二十届三中全会提出，要深化能源管理体制改革，建设全国统一电力市场。发改委、国家能源局密集出台《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》《电力系统调节能力优化专项行动实施方案（2025—2027年）》《电力市场运行基本规则》等一系列政策文件，新型电力系统和全国统一电力市场建设步伐明显加快、措施更加具体、监管更加严格。2024年，跨省和跨区输送电量较快增长，全国完成跨区输送电量9247亿千瓦时，同比增长9.0%；全国完成跨省输送电量2.0万亿千瓦时，同比增长7.1%。
　　5.电力市场化改革不断深入
　　2024年，我国电力市场化改革深入推进，全国电力市场交易规模持续扩大，跨省交易活跃度提升。《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》的出台，明确新能源全电量入市、实现上网电价全面由市场形成，标志着新能源上网电价市场化改革进入新阶段，电力市场从“计划主导”迈向“市场主导”的全面转型。对发电企业的市场预测、风险管理和运营策略提出了更高的要求。
　　6.煤炭价格中枢有所回落
　　2024年煤炭产量保持增长，根据国家统计局数据，全年全国规模以上工业原煤产量达47.6亿吨，同比增长1.3%，进口量5.4亿吨，同比增长14.4%；商品煤消费量保持增长，2024年我国商品煤消费量同比增长约1.3%，全国煤炭经济运行基本平稳，煤炭价格中枢有所回落，全年秦皇岛港5500大卡动力煤成交均价约861元/吨，同比下降约11.0%。
　　
　　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。2024年面对年初大范围极端严寒以及夏季多轮高温、台风，公司聚焦“降碳、减污、扩绿、增长”，坚持稳中求进工作总基调，抓实安全生产、加强经营管理、提速结构调整、深化创新驱动，高质高效推进各项工作。
　　2024年公司强化能源稳产保供，扛牢能源保供政治责任，优化运行调度，严抓设备治理，全力提升保供成效，顺利完成重要会议、雨汛台风等重要时段、极端天气保供任务。2024年累计完成发电量4594.52亿千瓦时，上网电量4366.82亿千瓦时，较2023年可比口径分别增长2.00%和2.08%。加强热力市场攻坚，供热量完成2.04亿吉焦，同比增长6.75%。
　　2024年公司主动适应电力市场变化，优化调整营销策略，紧抓迎峰度夏、冬季供暖等有利时机，抢发机会电、效益电。2024年平均上网电价429.82元/兆瓦时，较上年下降7.97元/兆瓦时。市场化电量电价溢价56.24元/兆瓦时，较上年下降6.39元/兆瓦时，煤机电价较基准价上浮19.29%。随着煤炭市场供求关系改善，公司燃料成本有所下降，2024年入炉标煤单价922.17元/吨，较上年下降12.79元/吨。
　　2024年公司加快火电低碳转型，积极推进“三改联动”，深挖机组节能降耗和灵活保供潜力，进行灵活性、节能降耗及供热等升级改造，多台机组实现20%负荷深调能力。加大传统发电技术布局，稳步推进高效灵活燃煤发电机组关键技术研究，攻坚煤电低碳转型和风机控制系统全国产化技术，多点发力提升发展质效；稳妥进行新能源开发建设，优化布局、抢抓机遇，公司全年新增新能源装机428.53万千瓦。
　　2024年公司稳步推进常规能源开发，全年火电新增装机183.50万千瓦，主要包括新投385万千瓦，转让国电建投减少132万千瓦，邯郸热电厂退城进郊项目减少22万千瓦；截至2024年末公司在建火电项目835万千瓦，主要包括大同湖东公司200万千瓦、北仑公司200万千瓦、福州热电132万千瓦、池州公司132万千瓦、肇庆热电100万千瓦等。截至2024年末公司在建水电项目492.35万千瓦，主要分布在四川、新疆等省份，包括大渡河流域424万千瓦、霍尔古吐水电站42.65万千瓦、滚哈布奇勒水电站25.70万千瓦。
　　
　　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，60万千瓦及以上煤电机组共71台，占煤电装机容量的71.50%，100万千瓦及以上煤电机组22台，占煤电装机容量的30.02%，本年新增博兴发电2台100万千瓦及舟山发电2台66万千瓦机组，持续盈利能力优良，盘山电厂创新升级及延寿改造项目入选国家“能源领域首台（套）重大技术装备示范项目”。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，盈利能力较强。
　　2.火电转型发展优势
　　公司积极推动火电向综合能源服务商转型，深度融入区域经济发展，为周边工业园区、城市社区提供多元化能源解决方案。通过“一厂一策”精准施策，明确转型路径和目标，高效打造“发电+”综合能源示范项目，全面开展电、热、冷、气、水等多能联供以及固废资源化利用，开拓区域能源服务新市场，挖掘综合用能潜力。公司深入推进火电机组节能降耗、供热改造和灵活性提升“三改联动”，深挖机组节能降耗和灵活保供潜力，为电力系统提供稳定可靠的调节支撑，在获取电量和容量收益的同时，积极参与电力辅助服务市场，实现经济效益与社会效益双赢。
　　3.水电资源开发优势
　　公司水电板块前期开发优势显著，依托国家能源集团协同效应，锁定大渡河、开都河等流域资源，超前储备开发权并系统论证梯级规划；立足绿色开发理念，健全环保评估体系，创新生态友好设计；发挥技术先行优势，充分利用设计院遥感测绘、地质勘探、水文模拟等数字化研判工具，结合电网消纳能力精准规划电站参数及输电工程，加速项目落地。2024年大渡河老鹰岩二级水电站、新疆和静抽水蓄能电站和滚哈布奇勒水电站、察汗乌苏生态电站等一批项目获批开工，大渡河流域水电站2025年计划投产136.50万千瓦、2026年计划投产215.50万千瓦。未来公司将深化流域统筹开发，推进“水风光储”一体化布局，强化规划集成优势，培育发展新动能。
　　4.新能源发展优势
　　公司坚持多元化发展可再生能源，以精细化管理把控项目风险，深入研究项目所在地机制电价实施方案和电力市场化交易细则，加强对电力供需、电力交易量价、电网消纳等对比分析，明确投资重点和策略；持续压降新能源项目开发建设成本，增强项目市场竞争力，夯实项目发展根基，以高质量、高收益保障新能源开发优势。2024年境内获取新能源资源1678.84万千瓦，核准备案1803.67万千瓦，为后续项目开发及高质量开工投产提供坚实保障。
　　5.成本管控优势
　　公司挖潜增效，精益成本管控。聚焦“一利五率”目标，扎实开展归母净利润提升行动，推动成本管控、财务税费和资本运作协同创效，积极开展高息贷款置换，带息负债增加242.64亿元的情况下，公司综合资金成本率较年初下降0.29个百分点，节约资金成本9.09亿元。充分利用“煤电路港航”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，通过厂间调剂、超前低价储煤等方式，节约燃料开支。抓好全流程对标管理，准确掌握标杆企业情况，运用“结构化对标”分析方法，全面提升燃料管理效能。2024年，公司入炉综合标煤单价完成922.17元/吨，同比下降12.79元/吨。
　　6.科技创新驱动优势
　　公司深入实施科技创新战略，强化重点科技项目攻关。“燃煤电厂低能耗CO2捕集、资源化利用与驱油封存技术及应用”项目获得中国电机工程学会电力科技进步奖一等奖，并入选“科创中国”绿色低碳领域先导技术榜；“CCUS关键技术助力煤基能源绿色低碳转型”案例获评2024年保尔森可持续发展奖绿色创新类别十大提名项目。“基于国产BIM的发电工程数字化关键技术研究”等2个项目经鉴定国际领先；“火电智慧管理平台关键技术研究与应用”整体达到国际先进水平，其中火电厂设备故障预测的模型回验、残差限制动态调整融合技术达到国际领先水平。加快火电机组“日启停”、氨燃机设备、低碳煤电等先进技术研发，抢占能源技术制高点。
　　7.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，降低采购成本。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，优化采购业务全流程工作标准，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1,791.82亿元，比上年同期减少1.00%;营业成本为1,536.74亿元，比上年同期减少0.56%；归属于上市公司股东的净利润为98.31亿元;基本每股收益为0.551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
　　1.火电兜底作用持续发挥
　　根据中电联预测，2025年全国全社会用电量10.4万亿千瓦时，同比增长6%左右；预计2025年全国统调最高用电负荷15.5亿千瓦左右。面对用电负荷大幅波动，火电凭借稳定的燃料供应和可靠的发电设备，将更多承担调峰、调频等辅助服务功能，充分发挥“稳定器”“压舱石”作用，配合新能源发电特性，与新能源形成更加紧密的协同发展关系，实现电力系统稳定运行，持续保障能源供应安全。
　　2.新型能源体系加速构建
　　2025年和“十五五”时期是加快构建新型能源体系、推动能源高质量发展、高水平安全的关键时期，对能源保障和绿色转型提出更高要求，能源电力领域改革全面深化，新型电力系统和全国统一电力市场建设全面提速。《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》通过市场化机制、技术配套和分类管理，推动新能源全面入市，从“政策依赖”转向“市场驱动”，提升行业竞争力并加速新型电力系统构建。
　　3.电力系统稳定性有待加强
　　2025年是习近平总书记提出“双碳”目标五周年，预计全国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，煤电所占总装机比重2025年底将降至三分之一，非化石能源发电装机比重上升至60%左右。随着“双碳”目标深入推进，新能源已跃升为电源装机主体，新能源固有的波动性和间歇性等特性，给电网稳定运行带来一定挑战，跨区域电力通道及电网结构有待进一步优化。
　　4.煤炭市场平衡偏宽松格局
　　预计2025年我国经济保持平稳增长态势，电力和化工用煤是煤炭消费的主要增量来源，国内煤炭需求仍将保持增长。2025年煤炭产量预计总体保持稳定，进口煤继续维持高位，煤炭市场供需向平衡偏宽松方向发展，煤炭市场价格中枢或小幅下降，稳定在合理区间。受季节性波动、突发事件等因素影响，局部地区、部分时段可能出现供应偏紧的局面。
　　(二)公司发展战略
　　公司坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指引，深入践行新发展理念和“双碳”战略，围绕“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”的战略使命，统筹能源安全和绿色发展，协同推进“降碳、减污、扩绿、增长”，积极适应新型电力系统构建和市场化改革带来的行业变革和运营环境变化，体系化、系统化提升发电机组可靠性水平，全面增强电热供应保障核心功能。持续推动结构优化调整，清洁可再生能源高质量规模化发展，煤基能源清洁高效和低碳发展水平显著提升，全面建成绿色低碳技术体系，大幅增强创新发展支撑能力，构建能源领域新质生产力，把公司建设成为具有全球竞争力的世界一流电力上市公司。
　　(三)经营计划
　　1.加强生产管控，践行能源保供使命
　　更高标准提升能源保供水平，以提升设备可靠性为基础，持续开展设备治理控降机组非停，确保火电电量要得来、发得出、顶得上。水电板块结合新技术、新工艺与水电机组实际情况，更新关键设备和控制系统，确保机组安全稳定运行。新能源板块继续落实高频故障治理计划，加强隐患排查治理，降低大部件故障频次，提升风能利用率，做好光伏电站的运维管理，减少自身原因的电量损失。
　　2.加强绿色转型，彰显低碳发展担当
　　夯实煤电机组兜底保障作用，深入推进煤电机组“三改联动”，增加现役机组调峰能力，开拓供热市场，推进火电企业综合能源转型，提高综合能源收入。坚持多元创新发展可再生能源，坚持质量第一、效益优先，持续扩大有效投资，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。2025年计划火电核准备案200万千瓦，开工147万千瓦，投产764万千瓦；水电核准备案272.15万千瓦，开工363.10万千瓦，投产136.50万千瓦；新能源核准备案1141.81万千瓦，开工519.62万千瓦，投产641.59万千瓦。
　　3.加强经营管理，加快提质增效升级
　　深入研究电力现货、绿电、绿证、辅助服务等市场规则和政策变化，利用大模型、大数据等信息化手段，强化各板块经济运行管理，提升发电效益。拓展综合能源市场，实现“火电+”多联供等优势项目产业化、成熟项目规模化。精益管理提质增效，管控燃料成本，准确把控采购关键节点，适时采购“质优价廉”市场现货，有效控降成本。发挥统谈统签的集中管控优势，不断优化结构，遴选优质长协单位。发挥进口煤控价补充煤源作用，密切跟踪相关政策，关注国际煤炭市场形势，性价比适宜时择机采购。
　　4.加强科技创新，打造先发竞争优势
　　加大科技创新力度，结合公司产业发展和新型电力系统建设，积极谋划有行业代表性的重大科技项目，集中精力和资源加强攻关，加大CCUS领域和煤炭绿色智能开发方面的资金投入、项目布局，打造CCUS领域行业标杆，培育更多新质生产力。加快数字化转型，优化火电、新能源、水电等各模块数据采集和功能应用，实现“数据同源、业务同构、平台共享、系统共建”，提升数据价值。
　　5.加强内部改革，提升企业管理效能
　　细化实施公司推进全面深化改革工作措施，切实解决影响高质量发展的体制机制问题，推动企业改革取得实质性突破，优化公司治理，加强市值管理，发挥国家能源集团常规能源整合平台作用，优化公司资产结构。扎实推进世界一流企业建设，积极开展对标一流价值创造行动，培育打造更多标杆企业、项目和模式。瞄准世界一流企业目标，加强战略思考，增强创新思维，提升专业管理能力。
　　(四)可能面对的风险
　　1.电力市场风险
　　2024年电力体制改革重大政策集中落地，政策环境不确定性加大。新能源装机将保持年均2亿千瓦以上的高增速，成为发电增量“主力军”，受调节电源和外送能力不足影响，区域性、时段性消纳压力增大，全年发电利用小时下降。系统尖峰负荷刚性增长，净负荷曲线峰谷差拉大，煤电容量支撑、安全保供价值凸显，季节性、时段性顶峰压谷运行常态化。
　　面对新能源发展与经营环境的不确定性，公司以国家能源战略为指引，市场需求为导向，抓实抓细过程管控。围绕各类电源的时空价值属性，有效参与市场竞争，用足用好市场化手段，确保中长期交易电量份额不低于装机占比，抢抓增量交易、外部替代、省间外送机会电量，全力获取发电指标巩固提升市场份额，大力开拓电热客户，坚持以效益为中心，全力稳价提价，确保增收增效，争取电力价值最大化。
　　2.煤炭价格波动风险
　　2025年国内煤炭需求仍将保持增长，原煤产量稳步增长，进口煤继续维持高位，煤炭供需维持整体偏宽松格局，港口库存维持高位，但迎峰度夏、迎峰度冬及极端天气等用电高峰时段，局部地区个别时段仍可能出现时段性电力供应紧张局面。
　　公司积极应对燃料市场波动。密切关注安全、环保、治超、极端天气等动态，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；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。
　　3.新能源发展风险
　　随着新能源规模提升，开发难度和消纳能力等问题表现突出，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，全额保障性收购难以为继，新能源电站的发电量消纳缺少保障。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，结算电价存在下降风险。
　　面对错综复杂的市场及政策形势，公司将严格履行机会研究、立项、投资决策各阶段流程，加强项目颠覆性因素排查，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，加强技术审查力度，压降项目造价，提升项目经济性，提高抗风险能力，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.煤电运营保供风险
　　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2025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。同时，随着可再生能源成本的下降，新型电力系统的不断完善，煤电的利用小时将被挤压。
　　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；推动煤电与可再生能源协同发展，探索“风光火储一体化”基地模式；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。 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▲