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▲

　　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▲