粤电力A（000539）

　　一、报告期内公司所处行业情况
　　公司需遵守《深圳证券交易所上市公司自律监管指引第3号——行业信息披露》中电力供应业的披露要求
　　根据国家能源局公布的数据显示，2023年我国全社会用电量为9.22万亿千瓦时，同比增长6.7%。其中，第一产业用电量1278亿千瓦时，同比增长11.5%；第二产业用电量6.07万亿千瓦时，同比增长6.5%；第三产业用电量1.67万亿千瓦时，同比增长12.2%；城乡居民生活用电量1.35万亿千瓦时，同比增长0.9%。
　　电力供给方面，随着“双碳”目标的深化实施和构建新型电力系统发展要求的持续推进，非化石能源发电投资快速增长，新能源在全国总装机容量的占比不断提升。截至2023年底，全国累计发电装机容量约29.2亿千瓦，同比增长13.9%。其中，太阳能发电装机容量约6.1亿千瓦，同比增长55.2%；风电装机容量约4.4亿千瓦，同比增长20.7%；煤电装机容量11.6亿千瓦，同比增长3.4%，占总发电装机容量的比重为39.9%，首次降至40%以下，同比降低4个百分点。2023年煤电发电量占全口径总发电量比重接近六成，结合装机规模和发电量来看，煤电仍是当前我国电力供应的主力电源，将在相当一段时间内持续发挥“稳定器”作用。
　　2023年，国家能源局印发《2023年能源工作指导意见》，要求加强国内能源资源勘探开发和增储上产，积极推进能源资源进口多元化，全力保障能源供应持续稳定、价格合理可控。此外，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》，决定自2024年1月1日起建立煤电容量电价机制，推动煤电转变经营发展模式，更好保障电力安全稳定供应。根据广东省发改委、广东省能源局、国家能源局南方监管局《关于我省煤电气电容量电价机制有关事项的通知》，广东省将在落实国家煤电容量电价机制的同时，同步实施广东省气电容量电价机制。
　　根据广东电力交易中心于2023年12月公布的交易结果显示，全省2024年年度双边协商交易、年度挂牌交易、年度集中竞争交易的成交均价同比有所下降，其中双边协商成交电量2,431.14亿千瓦时，成交均价465.64元/千千瓦时（含税，下同），同比上年下降88.24元/千千瓦时。广东省中长期市场交易电价的下降，将对公司营业收入产生负面影响，公司将持续优化电力市场交易策略，着力控制燃料采购成本，严控各项成本费用，锚定经营目标全力以赴，争取巩固经营成果。
　　
　　二、报告期内公司从事的主要业务
　　公司需遵守《深圳证券交易所上市公司自律监管指引第3号——行业信息披露》中电力供应业的披露要求
　　公司主要从事电力项目、新能源项目的投资、建设和经营管理，电力的生产和销售业务，属中国证监会《上市公司行业分类指引》中的电力、热力生产和供应业。公司自成立以来，一直坚持“取资于民，用资于电，惠之于众”的经营宗旨和“办电为主，多元发展”的经营方针，专注于电力主业，电源结构呈多元化发展，拥有大型燃煤发电、天然气发电、生物质发电、风力发电、太阳能发电和水力发电等多种能源项目，通过电网公司向用户提供可靠、清洁的能源。截至2023年末，公司拥有可控装机容量3,448.10万千瓦，其中控股装机3,212.58万千瓦，参股权益装机235.52万千瓦。其中，燃煤发电控股装机容量1,989万千瓦，占比61.91%；气电控股装机容量705.9万千瓦，占比21.97%；风电、水电、光伏、生物质等可再生能源发电控股装机容量517.68万千瓦，占比16.12%。此外，公司受托管理装机容量885.4万千瓦，以上可控装机容量、受托管理装机容量合计4,302.30万千瓦。
　　公司主要收入来源为电力生产和销售，主营业务收入主要来源于广东省内。公司销售电价分为以政府价格主管部门核定的上网电价以及根据电力市场交易规则等文件实施市场交易产生的交易电价。报告期内，公司售电量1,140.02亿千瓦时，同比增长5.87%；合并报表售电均价为583.43元/千千瓦时，同比增加37.88元/千千瓦时，增幅为6.94%；营业收入5,970,840万元，同比增加704,731万元，增幅13.38%。
　　公司主营业务以火力发电为主，燃料成本在营业成本中占较大比重，煤炭、天然气价格波动对公司经营业绩影响较大。报告期内，公司燃料成本4,026,588万元，占营业成本的79.00%，受益于燃料价格回落，燃料成本同比下降298,611万元，降幅6.90%。
　　报告期内，受益于各主要电源类型上网电量均实现同比增长，公司营业收入出现较大增长，同时煤炭市场价格回落，煤电业务边际收益改善，2023年公司实现归母净利润97,466万元，同比增加395,509万元。其中，公司煤电业务实现归母净利润86,540万元；气电业务实现归母净利润46,877万元；水电业务实现归母净利润-58,472万元；新能源业务实现归母净利润35,153万元；公司本部投资业务实现归母净利润92,519万元。
　　(1)火电业务经营情况
　　（2）风电业务经营情况
　　（3）水电业务经营情况
　　（4）生物质业务经营情况
　　（5）光伏业务经营情况
　　公司旗下全资的广东粤电电力销售有限公司（“售电公司”）成立于2015年7月，是广东省首批电力销售公司，售电资质代码为SD01。售电公司以购售电业务为基础，以提高用电效能为核心，为客户提供需求响应策略、节能改造、耗能策略咨询、合同能源管理、电力储能等服务，并开展垂直（行业）领域、大型集团企业、大型园区等综合能源服务项目（智慧能源管理、碳资产管理、用能托管、能源审计等）。
　　2023年，售电公司代理用户用电量558.73亿千瓦时，同比增加13.58%。其中代理公司控股子公司电量428.04亿千瓦时，占公司上网电量比重为37.55%。
　　涉及到新能源发电业务
　　“十四五”期间，公司初步计划新增新能源装机约1400万千瓦，其中陆上风电约160万千瓦、海上风电约280万千瓦、光伏约960万千瓦（上述计划装机规模及发电类型将根据项目核准备案及投资开发的实际情况确定，具体实施存在一定的调整空间）。截至2023年末，公司共计拥有风电、光伏等新能源装机约494.40万千瓦，其中海上风电约160.16万千瓦、陆上风电约119.34万千瓦、光伏发电约214.90万千瓦；在建阳江青洲二海上风电项目、新疆莎车光伏项目等合计装机容量207.53万千瓦；完成决策拟建及签订收购协议的项目233.5万千瓦；公司已核准备案及已取得指标的新能源项目规模约620.4万千瓦。未来公司将继续积极把握“碳达峰”、“碳中和”目标下加快能源转型的发展大势，实施“1+2+3+X”战略，积极通过自建和收购等多种形式，进一步拓展新能源项目资源，全力推进新能源跨越式发展，建设生态文明发电企业。
　　
　　三、核心竞争力分析
　　1、广东省最大电力上市公司
　　公司主要发电资产位于广东省内，资产规模总额达1,612亿元，是广东省属国资控股资产规模最大的上市公司。截至2023年12月31日，公司作为广东省装机规模最大的电力上市公司，拥有省内统调机组共3,013.7万千瓦，占广东省统调装机容量（19,280.4万千瓦）的15.63%。
　　2、雄厚的背景资源优势
　　公司控股股东广东能源集团作为省属重点能源企业，利用其资源、技术、资产规模等优势，一直以来积极支持上市公司做优做强做大。作为广东能源集团唯一上市公司和主力军，公司始终服从服务于广东省、广东能源集团改革发展大局，深耕电力主业，积极发挥资本市场的价值发现功能和资源配置功能，助力广东省能源改革发展。
　　3、主业综合优势
　　“十四五”期间，公司以国家能源发展战略为指引，实施“1+2+3+X”战略——建设一流绿色低碳电力上市公司，统筹安全与发展，做优做强煤电、气电、生物质发电业务，大力发展新能源、储能、氢能、土地园区开发等。公司项目储备丰富，发展前景广阔；主业清晰、结构合理，产业地位和市场份额突出，具有较强的综合实力和广阔的发展前景。
　　4、电力市场竞争优势
　　公司发电机组参数高、容量大、运行效率高、煤耗低、运行稳定、环保性能优越，具有较强的市场竞争优势。2023年，公司累计完成广东省内上网电量1,093.01亿千瓦时，售电规模继续稳居全省第一，售电价格优于全省平均水平。公司充分发挥规模、品牌、服务三大优势，以遍布全省的营销服务网络、深耕电力行业的技术积淀和综合资源，为电网提供调峰、调频、备用等辅助增值服务，为用户提供综合节能、用电咨询等优质增值服务。
　　5、财务资源优势
　　目前公司总资产超千亿，存量业务现金流较为充沛，为公司的持续发展提供了良好支撑，公司财务状况良好，银行信贷、债券及证券市场等融资渠道通畅、融资方式丰富，公司将充分利用内外部金融资源，为企业生产经营、重点项目建设及新能源产业的快速发展提供强有力的资金保障。
　　6、区域发展优势
　　公司作为广东省能源主力军，肩负着助力广东省构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系重任。公司将主动融入粤港澳大湾区、深圳先行示范区建设和广东“一核一带一区”发展，稳步推进省重点能源项目建设和新能源开发，积极寻求向资源条件较好和电力需求较高的区域扩张，立足广东，布局全国，助力“30-60”目标落到实处。
　　
　　四、主营业务分析
　　1、概述
　　2023年，国民经济回升向好拉动电力消费，广东省全社会用电需求同比增长，达8502亿千瓦时，同比增长8.0%。装机容量方面，截至2023年底，广东统调装机容量为1.93亿千瓦，同比增长12.7%，其中煤电装机容量7241.1万千瓦，同比增长5.6%；气电装机容量3955.2万千瓦，同比增长15.5%；风电、太阳能发电合计装机容量4066.9万千瓦，同比增长43.4%。报告期内，公司累计完成合并报表口径上网电量1140.02亿千瓦时，同比增长5.87%。其中，煤机上网电量897.35亿千瓦时，气机上网电量181.44亿千瓦时，水电、风电、光伏等上网电量55.01亿千瓦时。
　　2023年，受益于电力市场需求稳步回升、新能源项目有序推进投产，公司开源节流、降本增效成效显著，火电盈利能力有所恢复，新能源业绩保持稳定，经营业绩同比实现扭亏为盈。公司合并报表口径总资产1,612.07亿元，同比增长22.48%；合并报表口径负债合计1,272.96亿元，资产负债率78.96%；归属于母公司股东的权益221.42亿元，同比增长8.80%。公司实现合并报表口径营业收入597.08亿元，同比增长13.38%；归属于母公司股东的净利润9.75亿元，每股收益0.1856元。
　　2023年，公司通过自建及收购新增装机容量308.96万千瓦，关停煤机66万千瓦，新增总装机容量合计约242.96万千瓦；截至2023年底，公司拥有气电、风电、水电、光伏、生物质等清洁能源发电控股装机容量1,223.58万千瓦，占比提升至38.09%。此外，公司积极推进大亚湾综合能源站、宁州替代电源、阳江青洲二海上风电、新疆莎车光伏等项目建设，持续优化电源结构，促进公司绿色低碳转型。
　　
　　五、公司未来发展的展望
　　（一）行业格局和趋势
　　2023年6月，国家能源局发布的《新型电力系统发展蓝皮书》确定了新型电力系统建设“三步走”发展路径，即加速转型期（当前-2023年）、巩固完善期（2045年-2060年）及巩固完善期（2045年-2060年）。加速转型期（当前-2023年）期间新能源提升可调可控能力，提升其可靠替代能力；巩固完善期（2045年-2060年）期间新能源成为系统装机主体电源，煤电依托燃煤耦合生物质发电，CCUS和提质降碳燃烧等清洁低碳技术实现低碳转型，水电增速放缓，核电装机规模进一步拓展；巩固完善期（2045年-2060年）期间新能源逐步成为发电量结构主体电源，促进电能与氢能等二次能源深度融合利用。综上所述，电力行业的未来发展将聚焦于推动大容量、高参数、先进节能煤电、清洁气电以及新能源发展以优化整体电源结构，通过增强技术研发实力提升电力品质和效率，采取积极的市场营销策略争取更有利的电量和电价，依托精细化管理降低成本费用。
　　（二）公司发展战略
　　公司未来将聚焦能源生产供应，兼顾综合能源服务，围绕碳达峰、碳中和目标，立足广东、面向全国，实施“1+2+3+X”战略——建设一流绿色低碳电力上市公司，统筹安全与发展，做优做强煤电、气电、生物质发电业务，大力发展新能源、储能、氢能、土地园区开发等。全力推进新能源跨越式发展；把握火电发展窗口期，加快重点项目开发建设；探索开展“源网荷储一体化”项目布点，推动“风光火储氢一体化”融合发展，建设生态文明发电企业。
　　（三）生产经营计划
　　（四）可能面对的风险和应对措施
　　1、安全生产风险
　　极端天气事件日益频发，给企业正常生产经营带来一定不利影响，公司需进一步加强自然灾害防御工作力度；公司部分火电机组由于运行年份已久，存在效能水平下降、设备老化、运行安全可靠性下降等问题；部分承包商安全意识不足，安全管理不到位。
　　应对措施：一是密切关注雨情、汛情，从严从实做好防汛防台工作；二是加强设备检修和作业管理，认真开展检修维护、运行管理、技术监督，完善设备管理体系，做好设备消缺工作，提高机组设备可靠性；三是严格管理承包商，把好“准入关”，坚决杜绝非法转包、违法分包，加强承包商的安全教育培训，持续改善承包商安全管理。
　　2、电力市场竞争愈发激烈
　　在市场化交易电量比重不断提升的背景下，广东省发改委发布《关于我省煤电气电容量电价机制有关事项的通知》，指出在落实国家煤电容量电价机制的同时，广东省将结合自身实际，参考煤电容量电价机制，同步实施气电容量电价机制。广东省容量电价的推出将影响到竞争主体的市场行为，现货市场报价策略将更加激进，带动电量价格持续下行。考虑到煤电机组成本回收比例逐步提高的政策预期，机组的跨期行为调整将更加复杂。同时，伴随电改以来持续加剧的跨区域多元竞争、市场主体数量激增、火电电价浮动范围扩大、市场交易规模持续增长、交易方式更加多元等变化，在为公司创造更广阔市场空间的同时，也将使电力企业竞争强度进一步增大。
　　应对措施：一是全力拓市场。强化发电过程管理，优化机组运行方式，确保火电机组各类型电量合同执行到位、新能源机组多发满发，力争完成公司年度电量目标。二是加强电力市场研判，动态优化市场竞争策略，持续完善加强电力营销体系建设，力争市场化交易电量电价优于市场平均水平，进一步完善电力现货市场协同运作机制，科学制定交易策略。三是着力控成本。树牢过“紧日子”思想，严控一般性管理费用和非生产性费用支出，努力控制发电成本和运营成本，提高公司市场竞争力。
　　3、电源结构调整风险
　　在碳达峰、碳中和“30-60”目标背景下，能源生产和消费加速向低碳转型。根据国家优化能源结构的要求，火电将逐步由主体性电源向调峰调频基础性电源转变，风电、光伏等新能源装机及电量增长将进一步挤压煤电机组生存空间。截至2023年12月末，公司煤电控股装机容量占比为61.91%，比例偏高，电源清洁低碳化转型压力较大。
　　应对措施：一是稳步推进电源结构转型升级，力争在结构调整上实现更大突破，加快推动重点能源项目取得进展，扎实推进大亚湾综合能源站、新疆莎车光伏项目、云浮天然气热电联产项目、阳江青洲二海上风电项目等，确保按进度完成项目投资、建设计划。二是持续丰富新能源项目储备，积极开拓国内其他省区新能源发展空间，加大在新疆、河北、广西等区域的新能源开发力度。三是深入探索冷、热、电、气多联供分布式能源，以及换电、充电桩、储能等基础设施建设和氢能开发利用。四是持续优化碳资产管理，充分利用内外部资源，加强碳排放数据管理及碳资产经营管理等工作，推动节能降碳，实现碳资产的增值与收益。 收起▲

　　（一）报告期内公司经营情况
　　2023年前三季度，公司累计完成合并报表口径发电量914.52亿千瓦时，同比增加6.47%；其中煤电完成724.02亿千瓦时，同比增加2.47%，气电完成146.74亿千瓦时，同比增加28.30%，风电完成33.87亿千瓦时，同比增加13.59%，水电完成2.97亿千瓦时，同比增加1.02%，生物质完成5.18亿千瓦时，同比减少1.33%，光伏完成1.74亿千瓦时，去年同期为0；公司累计完成合并报表口径上网电量864.56亿千瓦时，同比增加6.68%，合并报表平均上网电价为583.19元/千千瓦时（含税，下同），同比增加40.25元/千千瓦时。
　　受益于电力市场需求稳步回升以及公司新能源项目有序推进投产，2023年前三季度公司实现营业收入4,517,522万元，同比增长14.41%。同时，受燃料价格下降影响，公司前三季度发电燃料成本3,042,117万元，同比下降155,083万元，降幅4.85%，公司毛利率同比上升14.75%。综合以上因素，2023年前三季度公司经营活动产生的现金流量净额为702,926万元，同比增加173.62%；实现归属于上市公司股东的净利润172,684万元，每股收益0.3289元，同比增加201.15%；实现归属于上市公司股东的扣非净利润171,115万元，同比增加198.49%。 收起▲

　　一、报告期内公司从事的主要业务
　　公司主要从事电力项目、新能源项目的投资、建设和经营管理，电力的生产和销售业务，属中国证监会《上市公司行业分类指引》中的电力、热力生产和供应业。公司自成立以来，一直坚持“取资于民，用资于电，惠之于众”的经营宗旨和“办电为主，多元发展”的经营方针，专注于电力主业，电源结构呈多元化发展，拥有大型燃煤发电、天然气发电、水力发电和新能源发电等多种能源项目，通过电网公司向用户提供可靠、清洁的能源。截至2023年6月30日，公司拥有可控装机容量3,151.17万千瓦，其中控股装机2,976.39万千瓦，参股权益装机174.78万千瓦。其中：燃煤发电控股装机容量2,055万千瓦，占比69.04%；气电控股装机容量639.2万千瓦，占比21.48%；风电、光伏、水电、生物质等可再生能源发电控股装机容量282.19万千瓦，占比9.48%。此外，公司受托管理装机容量885.4万千瓦（火电665万千瓦、水电220.4万千瓦），以上可控装机容量、受托管理装机容量合计4,005.37万千瓦。
　　公司主要收入来源为电力生产和销售，主营业务收入主要来源于广东省内。公司销售电价分为以政府价格主管部门核定的上网电价以及根据电力市场交易规则等文件实施市场交易产生的交易电价。报告期内，公司累计完成合并报表口径上网电量534.57亿千瓦时，同比增加15.34%；合并报表售电均价为591.86元/千千瓦时（含税，下同），同比上升49.12元/千千瓦时，增幅为9.05%；营业总收入2,834,084万元，同比增加572,960万元，增幅25.34%。
　　公司主营业务为火力发电为主，燃料成本在营业成本中占比较大，煤炭、天然气价格波动对公司经营业绩影响显著。报告期内，公司燃料成本1,979,394万元，占主营业务成本的78.73%，受发电量增加等影响，公司燃料成本同比增加161,066万元，增幅8.86%。
　　报告期内，我国经济运行整体回升向好，电力需求持续增长，公司发电量和上网电量稳步提高，发电收入增长明显。火电业务受益于燃料价格下降，盈利能力有所恢复，新能源业务保持稳定收益，公司2023年上半年整体业绩实现扭亏为盈。报告期内，公司实现归母净利润85,654万元，同比增加222,828万元。其中，公司煤电业务实现归母净利润20,702万元；气电业务实现归母净利润25,418万元；水电业务实现归母净利润-2,396万元；新能源业务实现归母净利润30,146万元；公司本部投资业务实现归母净利润57,012万元。
　　截至2023年6月末，公司共计拥有风电、光伏等新能源装机258.90万千瓦，其中海上风电约120万千瓦、陆上风电114.5万千瓦、光伏发电24.41万千瓦；2023年上半年，公司新增新能源装机6.75万千瓦，均为光伏发电项目；在建阳江青洲一、二海上风电项目、新疆莎车光伏项目等合计装机容量约442万千瓦，取得备案及核准的新能源项目约1180万千瓦。未来公司将继续积极把握“碳达峰”、“碳中和”目标下加快能源转型的发展大势，积极通过自建和收购等多种形式，进一步拓展新能源项目资源，全力推进新能源跨越式发展，建设生态文明发电企业。

　　二、核心竞争力分析
　　1、广东省最大电力上市公司
　　公司主要发电资产位于广东省内，资产规模总额达1,430.13亿元，是广东省属国资控股唯一资产过千亿的上市公司。截至2023年6月30日，公司作为广东省装机规模最大的电力上市公司，拥有可控装机容量、受托管理装机容量合计4,005.37万千瓦，约占广东省统调装机容量的四分之一。
　　2、雄厚的背景资源优势
　　公司控股股东广东能源集团作为省属重点能源企业，利用其资源、技术、资产规模等优势，一直以来积极支持上市公司做优做强做大。作为广东能源集团唯一上市公司和主力军，公司始终服从服务于广东省、广东能源集团改革发展大局，深耕电力主业，积极发挥资本市场的价值发现功能和资源配置功能，助力广东省能源改革发展。
　　3、主业综合优势
　　“十四五”期间，公司以国家能源发展战略为指引，实施“1+2+3+X”战略——建设一流绿色低碳电力上市公司，统筹安全与发展，做优做强煤电、气电、生物质发电业务，大力发展新能源、储能、氢能、土地园区开发等。公司项目储备丰富，发展前景广阔；主业清晰、结构合理，产业地位和市场份额突出，具有较强的综合实力和广阔的发展前景。
　　4、电力市场竞争优势
　　公司发电机组参数高、容量大、运行效率高、煤耗低、运行稳定、环保性能优越，具有较强的市场竞争优势。2023年上半年，公司累计完成市场电量534.57亿千瓦时，售电规模继续稳居全省第一，售电价格优于全省平均水平。公司充分发挥规模、品牌、服务三大优势，以遍布全省的营销服务网络、深耕电力行业的技术积淀和综合资源，为电网提供调峰、调频、备用等辅助增值服务，为用户提供综合节能、用电咨询等优质增值服务。
　　5、财务资源优势
　　目前公司总资产达千亿规模，存量业务现金流较为充沛，为公司的持续发展提供了良好支撑，公司财务状况良好，银行信贷、债券及证券市场等融资渠道通畅、融资方式丰富，公司将充分利用内外部金融资源，为企业生产经营、重点项目建设及新能源产业的快速发展提供强有力的资金保障。
　　6、区域发展优势
　　公司作为广东省能源主力军，肩负着助力广东省构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系重任。公司将主动融入粤港澳大湾区、深圳先行示范区建设和广东“一核一带一区”发展，稳步推进省重点能源项目建设和新能源开发，积极寻求向资源条件较好和电力需求较高的区域扩张，立足广东，布局全国，助力“30-60”目标落到实处。

　　三、公司面临的风险和应对措施
　　1、经营成果需进一步巩固
　　今年来燃料价格整体呈震荡下行趋势，公司火电业务盈利能力持续修复，但仍有部分电厂处于连续亏损状态，经营形势尚未稳定。目前，公司正处在“迎峰度夏”关键时期，下半年燃料价格走势仍不明朗，公司能否在下半年进一步巩固经营成果存在不确定性。
　　应对措施：一是继续推进“精准库存”策略，实时跟进电量和耗量进度，及时调整经营决策，进一步提高燃料管理水平；二是优化采购结构，加强燃煤掺烧管理，做好迎峰度夏煤炭库存管理；三是积极适应电力营销模式变化，主动求变、精准出击，提高营销数据分析管理质量，科学统筹公司电量交易决策，积极争取多发效益电。
　　2、安全管理基础有待加强
　　公司部分火电厂运行年份较长，且在现货市场环境下机组启停频繁，设备故障问题日益突出，影响机组安全运行可靠性以及经济性；部分承包商对安全生产工作重视不够、安全管理能力不足，公司安全管理体系有待进一步完善。
　　应对措施：一是强化设备全生命周期管理和预防性管理，守好检修质量关，保证机组运行稳定可靠；二是完善安全管理体系建设，加强安全生产规范化标准化建设，编制指南体系文件；三是加强基建项目调试指导，创新管理办法加强承包商管理，确保工程安全优质投产；四是深入开展安全隐患排查整治，持续开展事故隐患专项排查整治行动，强化隐患闭环管理。
　　3、电源结构调整压力大
　　随着我国双碳目标逐步落地，火电将由主体性电源向基础性、调节性电源转变，新能源装机占比将逐步提高。截至2023年6月末，公司煤电控股装机容量占比69.04%，比例较高。“十四五”期间，公司大力推进清洁能源项目投资建设，持续优化调整电源结构，但部分新能源项目受政策、市场等因素影响，最终能否落地仍存较大变数。
　　应对措施：一是坚持自主开发与收并购双轮驱动，集中式与分布式开发并举，重点开发广东、新疆、湖南、河北等地区新能源项目，拓展甘肃、山东、广西、山西等区域开发，全力争取项目落地；二是把握发展机遇，加快建设步伐，大力推进清洁火电、新能源在建项目的建设进度；三是加强高质量发展的人才保障工作，举办基建项目管理培训班，提升基建项目管理人员项目全过程管理能力。 收起▲

　　一、报告期内公司所处行业情况
　　公司需遵守《深圳证券交易所上市公司自律监管指引第3号——行业信息披露》中电力相关行业的披露要求
　　根据国家能源局公布的数据显示，2022年我国全社会用电量为8.64万亿千瓦时，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5.7万亿千瓦时，同比增长1.2%；第三产业用电量1.49万亿千瓦时，同比增长4.4%；城乡居民生活用电量1.34万亿千瓦时，同比增长13.8%。电力供给方面，随着“双碳”目标和构建新型电力系统发展要求的提出，风电、太阳能发电等新能源步入高质量发展的“快车道”，装机容量在全国发电总装机的占比逐年提升，电力行业绿色低碳转型成效显著。截至2022年底，全国累计发电装机容量约25.6亿千瓦，同比增长7.8%。其中，风电装机容量约3.7亿千瓦，同比增长11.2%；太阳能发电装机容量约3.9亿千瓦，同比增长28.1%；煤电装机容量约11.21亿千瓦，同比增长1%，煤电发电量同比增长0.7%，占全口径总发电量的比重为58.4%。结合装机规模和发电量来看，煤电仍然是当前我国电力供应的最主要电源，也是保障我国电力安全稳定供应的“压舱石”。
　　2022年，煤炭、天然气等燃料价格继续维持高位运行，火电企业经营面临较大挑战。根据广东电力交易中心于2022年12月公布的交易结果显示，全省2023年年度双边协商交易、年度挂牌交易、年度集中竞争交易的成交均价同比有所提高，其中双边协商成交均价553.88元/千千瓦时，同比上年提高56.84元/千千瓦时。同时，广东省能源局、南方能监局联合印发《关于2023年电力市场交易有关事项的通知》，提出当一次能源价格波动超出一定范围时，视市场运行情况启动一次性能源价格波动传导机制，推动成本端压力向下游传导。此外，2022年上半年国家发改委陆续出台《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》及相关文件，以加强煤炭市场价格调控监管，引导煤炭价格在合理区间运行，促进煤、电上下游协同发展，保障能源安全稳定供应。综上所述，中长期市场交易电价的提高，有利于上游煤价成本压力合理地向下游疏导，同时煤价若可在国家政策指导下回落至合理区间，公司的经营压力将得到一定程度释放，盈利展望预期有所提升。
　　
　　二、报告期内公司从事的主要业务
　　公司需遵守《深圳证券交易所上市公司自律监管指引第3号——行业信息披露》中电力相关行业的披露要求
　　公司主要从事电力项目、新能源项目的投资、建设和经营管理，电力的生产和销售业务，属中国证监会《上市公司行业分类指引》中的电力、热力生产和供应业。公司自成立以来，一直坚持“取资于民，用资于电，惠之于众”的经营宗旨和“办电为主，多元发展”的经营方针，专注于电力主业，电源结构呈多元化发展，拥有大型燃煤发电、天然气发电、风力发电和水力发电等多种能源项目，通过电网公司向用户提供可靠、清洁的能源。截至2022年末，公司拥有可控装机容量3,144.4万千瓦，其中控股装机 2,969.62万千瓦，参股权益装机174.78万千瓦。其中，燃煤发电控股装机容量2,055万千瓦，占比69.2%；气电控股装机容量639.2万千瓦，占比21.52%；风电、水电、光伏、生物质等可再生能源发电控股装机容量275.42万千瓦，占比9.27%。此外，公司受托管理装机容量885.4万千瓦，以上可控装机容量、受托管理装机容量合计3,998.6万千瓦。
　　公司主要收入来源为电力生产和销售，主营业务收入主要来源于广东省内。公司销售电价分为以政府价格主管部门核定的上网电价以及根据电力市场交易规则等文件实施市场交易产生的交易电价。报告期内，公司售电量1,076.79亿千瓦时，同比增长2.16%；合并报表售电均价为545.55元/千千瓦时（含税，下同），同比增加78.44元/千千瓦时，增幅为16.8%；营业收入5,266,109万元，同比增加820,322万元，增幅18.45%。
　　公司主营业务以火力发电为主，燃料成本在营业成本中占较大比重，煤炭、天然气价格波动对公司经营业绩影响较大。报告期内，公司燃料成本4,325,248万元，占营业成本的81.84%，受发电量增加及燃料价格高企影响，燃料成本同比增加458,878万元，增幅11.87%。
　　报告期内，受益于上网电价同比上涨及风电、光伏等新能源项目有序推进投产，公司营业收入出现较大增长。但受多种因素影响，燃料价格居高不下，公司下属火电厂亏损严重，2022年公司实现归母净利润-300,392万元，同比下降2.59%。其中，公司煤电业务实现归母净利润-395,078万元；气电业务实现归母净利润18,604万元；水电业务实现归母净利润-2,723万元；新能源业务实现归母净利润32,568万元；公司本部投资业务实现归母净利润104,298万元。
　　（1）火电业务经营情况
　　（2）风电业务经营情况
　　（3）水电业务经营情况
　　（4）生物质业务经营情况
　　（5）光伏业务经营情况
　　公司售电业务情况
　　公司旗下全资的广东粤电电力销售有限公司（“售电公司”）成立于2015年7月，是广东省首批电力销售公司，售电资质代码为SD01。售电公司以购售电业务为基础，以提高用电效能为核心，为客户提供需求响应策略、节能改造、耗能策略咨询、合同能源管理、电力储能等服务，并开展垂直（行业）领域、大型集团企业、大型园区等综合能源服务项目（智慧能源管理、碳资产管理、用能托管、能源审计等）。
　　2022年，售电公司代理用户用电量491.93亿千瓦时，同比增加8.59%。其中代理公司控股子公司电量410.84亿千瓦时，占公司上网电量比重为38.15%。
　　涉及到新能源发电业务
　　“十四五”期间，公司初步计划新增新能源装机约1400万千瓦，其中陆上风电约160万千瓦、海上风电约280万千瓦、光伏约960万千瓦（上述计划装机规模及发电类型将根据项目核准备案及投资开发的实际情况确定，具体实施存在一定的调整空间）。截至2022年末，公司共计拥有风电、光伏等新能源装机约252.14万千瓦，其中海上风电约120万千瓦、陆上风电约114.5万千瓦、光伏发电约17.64万千瓦；在建阳江青洲一、二海上风电项目、新疆瀚海光伏项目等合计装机容量331.55万千瓦；公司已核准备案的新能源项目规模约 1000万千瓦。未来公司将继续积极把握“碳达峰”、“碳中和”目标下加快能源转型的发展大势，实施“1+2+3+X”战略，积极通过自建和收购等多种形式，进一步拓展新能源项目资源，全力推进新能源跨越式发展，建设生态文明发电企业。
　　
　　三、核心竞争力分析
　　1、广东省最大电力上市公司
　　公司主要发电资产位于广东省内，资产规模总额达 1,315.04亿元，是广东省属国资控股唯一资产过千亿的上市公司。截至2022年12月31日，公司作为广东省装机规模最大的电力上市公司，拥有可控装机容量、受托管理装机容量合计3,998.6万千瓦，约占广东省统调装机容量的四分之一。
　　2、雄厚的背景资源优势
　　公司控股股东广东能源集团作为省属重点能源企业，利用其资源、技术、资产规模等优势，一直以来积极支持上市公司做优做强做大。作为广东能源集团唯一上市公司和主力军，公司始终服从服务于广东省、广东能源集团改革发展大局，深耕电力主业，积极发挥资本市场的价值发现功能和资源配置功能，助力广东省能源改革发展。
　　3、主业综合优势
　　“十四五”期间，公司以国家能源发展战略为指引，实施“1+2+3+X”战略——建设一流绿色低碳电力上市公司，统筹安全与发展，做优做强煤电、气电、生物质发电业务，大力发展新能源、储能、氢能、土地园区开发等。公司项目储备丰富，发展前景广阔；主业清晰、结构合理，产业地位和市场份额突出，具有较强的综合实力和广阔的发展前景。
　　4、电力市场竞争优势
　　公司发电机组参数高、容量大、运行效率高、煤耗低、运行稳定、环保性能优越，具有较强的市场竞争优势。2022年，公司累计完成市场电量1028.34亿千瓦时，售电规模继续稳居全省第一，售电价格优于全省平均水平。公司充分发挥规模、品牌、服务三大优势，以遍布全省的营销服务网络、深耕电力行业的技术积淀和综合资源，为电网提供调峰、调频、备用等辅助增值服务，为用户提供综合节能、用电咨询等优质增值服务。
　　5、财务资源优势
　　目前公司总资产达千亿规模，存量业务现金流较为充沛，为公司的持续发展提供了良好支撑，公司财务状况良好，银行信贷、债券及证券市场等融资渠道通畅、融资方式丰富，公司将充分利用内外部金融资源，为企业生产经营、重点项目建设及新能源产业的快速发展提供强有力的资金保障。
　　6、区域发展优势
　　公司作为广东省能源主力军，肩负着助力广东省构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系重任。公司将主动融入粤港澳大湾区、深圳先行示范区建设和广东“一核一带一区”发展，稳步推进省重点能源项目建设和新能源开发，积极寻求向资源条件较好和电力需求较高的区域扩张，立足广东，布局全国，助力“30-60”目标落到实处。
　　
　　四、主营业务分析
　　1、概述
　　2022年，受经济下行压力增大等影响，广东省全社会用电需求整体与上年持平，达7,870.34亿千瓦时，同比增长0.05%。装机容量方面，截至2022年底，广东统调装机容量为1.71亿千瓦，同比增长7.9%，其中煤电装机容量6,857.7万千瓦，同比增长1%；气电装机容量3,423.3万千瓦，同比增长12.1%；风电、太阳能发电合计装机容量为2,835.1万千瓦，同比增长27.3%。报告期内，公司累计完成合并报表口径上网电量1,076.79亿千瓦时，同比增长2.16%。其中，煤机上网电量878.05亿千瓦时，气机上网电量147.58亿千瓦时，水电、风电、光伏等上网电量51.16亿千瓦时。
　　2022年，随着电力市场化改革持续向纵深推进，广东省市场化交易规模继续扩大，根据广东电力交易中心数据，2022年全省市场直接交易电量2,985.7亿千瓦时，其中双边协商成交电量2,529.24亿千瓦时，同比增长17.62%，成交均价496厘/千瓦时；公司合并报表口径平均上网电价为545.55元/千千瓦时（含税，下同），同比增加 78.44元/千千瓦时，增幅为16.8%。
　　2022年，面对电力能源行业保供应、调结构、稳增长多重目标平衡的艰巨考验，公司坚决履行国有企业经济责任、政治责任和社会责任，全力保障电力安全生产和稳定供应。尽管存在上网电价同比上涨以及风电、光伏等新能源项目有序推进投产等利好因素，但仍难以覆盖燃料成本居高不下的重压，公司发电业务持续亏损。截至2022年底，公司合并报表口径总资产1,315.04亿元，同比增长14.86%；合并报表口径负债合计1027.82亿元，资产负债率78.16%；归属于母公司股东的权益202.42亿元，同比减少13.45%。公司实现合并报表口径营业收入526.61亿元，同比增长18.45%；归属于母公司股东的净利润-30.04亿元，每股收益-0.57元。
　　2022年，公司新增花都热电92万千瓦、湘潭昌山风电4.4万千瓦、平远泗水风电4万千瓦、河北子牙河风电10万千瓦、肇庆九州1.7万千瓦分布式光伏、湛江雷高与调风风电15万千瓦等清洁能源项目，新增装机容量合计约147.1万千瓦；截至2022年底，公司拥有气电、风电、水电、光伏、生物质等清洁能源发电控股装机容量914.62万千瓦，占比提升至30.79%。此外，公司积极推进大亚湾综合能源站、宁州替代电源、肇庆永安天然气热电、阳江青洲海上风电、新疆瀚海光伏等项目建设，持续优化电源结构，促进公司绿色低碳转型。

　　五、公司未来发展的展望
　　（一）行业格局和趋势
　　2023年1月，国家能源局发布的《新型电力系统发展蓝皮书（征求意见稿）》提出我国将推动新能源成为发电量增量主体，到2030年装机占比超过40%，发电量占比超过20%。但我国以煤为主的能源资源禀赋决定了较长时间内煤炭在能源供给结构中将仍占较高比重，煤电作为煤炭清洁高效的利用途径之一，仍是电力系统中的基础性保障电源。因此2030年前煤电装机和发电量仍将适度增长，并重点围绕送端大型新能源基地、主要负荷中心、电网重要节点等区域统筹优化布局。煤电机组通过灵活性改造和节能减排改造，逐步向清洁低碳化转型，进一步提升调节能力，可以更好地支撑“双碳”战略和电力系统稳定运行。同时，清洁高效的气电机组有利于增强以新能源为主体的新型电力系统的电网调峰能力和安全可靠性，有助于构建清洁低碳、安全高效的能源体系，具有一定的发展空间。综上所述，未来火电行业主要靠发展大容量、高参数、先进节能煤电及加快气电发展以优化电源结构，通过提升技术研发实力以促进提质增效，靠积极的市场营销争取电量、电价，靠精细化管理降低成本费用。此外，公司也将坚持新发展理念，持续推进电源结构优化调整，积极稳步有序推动新能源发电项目建成投产，为构建清洁低碳、安全高效的能源体系贡献力量。
　　（二）公司发展战略
　　公司未来将聚焦能源生产供应，兼顾综合能源服务，围绕碳达峰、碳中和目标，立足广东、面向全国，实施“1+2+3+X”战略——建设一流绿色低碳电力上市公司，统筹安全与发展，做优做强煤电、气电、生物质发电业务，大力发展新能源、储能、氢能、土地园区开发等。全力推进新能源跨越式发展；把握火电发展窗口期，加快重点项目开发建设；探索开展“源网荷储一体化”项目布点，推动“风光火储氢一体化”融合发展，建设生态文明发电企业。
　　（三）生产经营计划
　　2023年，公司合并报表口径上网电量预算目标值1,203.56亿千瓦时，与2022年实际完成上网电量同比上升11.77%；主营业务收入预算目标值为612.87亿元，比2022年实际主营业务收入522.16亿元增加约90.71亿元；母公司全年计划投资预算值为62.75亿元，较2022年实际完成投资80.56亿元减少17.81亿元。
　　（注：上述生产经营计划不代表公司对2023年度的盈利预测，能否实现取决于电力市场及煤炭、天然气市场状况变化等多种因素，存在较大的不确定性，请投资者特别注意。）
　　（四）可能面对的风险和应对措施
　　1、安全生产风险
　　极端天气事件日益频发，给企业正常生产经营带来一定不利影响，公司需进一步加强自然灾害防御工作力度；公司部分火电机组由于运行年份已久，存在效能水平下降、设备老化、运行安全可靠性下降等问题；部分承包商安全意识不足，安全管理不到位。
　　应对措施：一是密切关注雨情、汛情，从严从实做好防汛防台工作；二是加强设备检修和作业管理，认真开展检修维护、运行管理、技术监督，完善设备管理体系，做好设备消缺工作，提高机组设备可靠性；三是严格管理承包商，把好“准入关”，坚决杜绝非法转包、违法分包，鼓励开展奖励优秀承包商评比活动，加强承包商的安全教育培训，持续改善承包商安全管理。
　　2、燃料成本风险
　　国内煤炭在保供稳价政策推动下产能持续释放，但是季节性、区域性供求紧张关系仍然存在，煤炭价格依旧高企。同时由于国际能源市场地缘博弈加剧，全球煤炭、天然气供应预期不明朗，海外燃料价格未来走势不确定性加大。燃料成本占公司主营业务成本的比重较大，燃料价格波动对公司经营业绩有显著影响，若燃料价格持续居高不下，公司经营效益将持续严重承压。
　　应对措施：一是贯彻煤炭管理策略，进一步落实“精准库存”策略，加大经济煤种掺烧、优化机组能耗等降低成本；二是拓宽煤炭采购渠道，坚持以经济效益为先的采购原则，降低燃料成本；三是实时跟踪天然气价格走势，优化发电经营策略，多发效益电，同时积极向上级部门争取气电补贴、加强安全生产管理和成本费用控制，努力实现气电稳定保供。
　　3、电源结构调整风险
　　在碳达峰、碳中和“30-60”目标背景下，能源生产和消费加速向低碳转型。根据国家优化能源结构的要求，火电将逐步由主体性电源向调峰调频基础性电源转变，风电、光伏等新能源装机及电量增长将进一步挤压煤电机组生存空间。截至2022年12月末，公司煤电控股装机容量占比为69.2%，比例偏高，电源清洁低碳化转型压力较大。
　　应对措施：一是稳步推进电源结构转型升级，力争在结构调整上实现更大突破，加快推动重点能源项目取得进展，扎实推进大亚湾综合能源站、肇庆永安天然气热电项目、新疆瀚海光伏项目、云浮天然气热电联产项目、阳江青洲海上风电项目等，确保按进度完成项目投资、建设计划。二是持续丰富新能源项目储备，积极开拓国内其他省区新能源发展空间，加大在新疆、贵州、河北、青海、广西等区域的新能源开发力度。三是深入探索冷、热、电、气多联供分布式能源，以及换电、充电桩、储能等基础设施建设和氢能开发利用。四是持续优化碳资产管理，充分利用内外部资源，加强碳排放数据管理及碳资产经营管理等工作，推动节能降碳，实现碳资产的增值与收益。 收起▲

　　一、报告期内公司从事的主要业务
　　公司主要从事电力项目、新能源项目的投资、建设和经营管理，电力的生产和销售业务，属中国证监会《上市公司行业分类指引》中的电力、热力生产和供应业。公司自成立以来，一直坚持“取资于民，用资于电，惠之于众”的经营宗旨和“办电为主，多元发展”的经营方针，专注于电力主业，电源结构呈多元化发展，拥有大型燃煤发电、天然气发电、风力发电和水力发电等多种能源项目，通过电网公司向用户提供可靠、清洁的能源。截至2022年6月30日，公司拥有可控装机容量3,043.3万千瓦，其中控股装机2,868.52万千瓦，参股权益装机174.78万千瓦。其中：燃煤发电控股装机容量2,055万千瓦，占比71.64%；气电控股装机容量593.2万千瓦，占比20.68%；风电、水电、生物质等可再生能源发电控股装机容量220.32万千瓦，占比7.68%。此外，公司受托管理装机容量885.4万千瓦（火电665万千瓦、水电220.4万千瓦），以上可控装机容量、受托管理装机容量合计3,928.7万千瓦。
　　公司主要收入来源为电力生产和销售，主营业务收入主要来源于广东省内。公司销售电价分为以政府价格主管部门核定的上网电价以及根据电力市场交易规则等文件实施市场交易产生的交易电价。报告期内，公司售电量463.49亿千瓦时，同比下降6.46%；合并报表售电均价为542.74元/千千瓦时（含税，下同），同比上升84.74元/千千瓦时，增幅为18.5%；营业总收入2,261,124万元，同比增加201,720万元，增幅9.8%。
　　公司主营业务为火力发电为主，燃料成本在营业成本中占比较大，煤炭、天然气价格波动对公司经营业绩影响显著。报告期内，公司燃料成本1,818,328万元，占主营业务成本的78.72%，受燃料价格同比大幅上涨影响，公司燃料成本同比增加315,292万元，增幅20.98%。
　　报告期内，受新冠疫情及天气等因素影响，广东省社会用电需求下滑，公司上网电量同比小幅下降6.46%。受益于电价上浮，公司营业收入略有增长，但由于煤炭等燃料价格居高不下，公司下属火电厂出现大面积亏损。2022年上半年，公司火电业务实现归母净利润-195,968万元，新能源业务实现归母净利润32,277万元，同比增长39.49%。虽然公司新能源发电业务利润贡献同比增长显著，但该业务占比相对较小，难以弥补公司火电业务亏损，导致公司主营业务毛利率及归母净利润大幅下滑，公司实现归母净利润-137,574万元，同比下降521.19%。
　　公司新能源开发立足广东，面向全国，呈现出广东、新疆、青海、贵州四省重点开发和国内其他区域积极拓展的“4+N”区域布局态势。截至报告期末，公司已投产的新能源项目21个，控股装机容量197.04万千瓦；在建新能源项目14个，其中风电104万千瓦，光伏100.6万千瓦，控股装机容量合计204.6万千瓦。十四五期间公司将积极把握“碳达峰”、“碳中和”目标下加快能源转型的发展大势，实施“1+2+3+X”战略，积极通过自建和收购等多种形式，进一步拓展新能源项目资源，全力推进新能源跨越式发展，建设生态文明发电企业。
　　1、截至2022年6月30日，公司已投产控股的新能源发电项目如下：
　　2、截至2022年6月30日，公司在建的新能源发电项目如下：

　　二、核心竞争力分析
1、广东省最大电力上市公司
公司主要发电资产位于广东省内，资产规模总额达1174.73亿元，是广东省属国资控股唯一资产过千亿的上市公司。截至2022年6月30日，公司可控装机容量、受托管理装机容量合计3,928.7万千瓦，约占广东省统调装机容量的24%，是广东省装机规模最大的电力上市公司。
2、雄厚的背景资源优势
公司控股股东广东能源集团作为省属重点能源企业，利用其资源、技术、资产规模等优势，一直以来积极支持上市公司做优做强做大。作为广东能源集团唯一上市公司和主力军，公司始终服从服务于广东省、广东能源集团改革发展大局，深耕电力主业，积极发挥资本市场的价值发现功能和资源配置功能，助力广东省能源改革发展。
3、主业综合优势
“十四五”期间，公司以国家能源发展战略为指引，实施“1+2+3+X”战略——建设一流绿色低碳电力上市公司，统筹安全与发展，做优做强煤电、气电、生物质发电业务，大力发展新能源、储能、氢能、土地园区开发等。公司项目储备丰富，发展前景广阔；主业清晰、结构合理，产业地位和市场份额突出，具有较强的综合实力和广阔的发展前景。
4、电力市场竞争优势
公司发电机组参数高、容量大、运行效率高、煤耗低、运行稳定、环保性能优越，具有较强的市场竞争优势。2022年上半年，公司累计完成上网电量463.49亿千瓦时，售电规模继续稳居全省第一，售电价格优于全省平均水平。公司充分发挥规模、品牌、服务三大优势，以遍布全省的营销服务网络、深耕电力行业的技术积淀和综合资源，为电网提供调峰、调频、备用等辅助增值服务，为用户提供综合节能、用电咨询等优质增值服务。
5、财务资源优势
公司目前总资产达千亿规模，存量业务现金流较为充沛，为公司的持续发展提供了良好支撑，公司资产负债率良好，融资渠道丰富，能够充分利用内外部金融资源，为公司生产经营、重点项目建设及新能源产业的快速发展提供强有力的资金保障。
6、区域发展优势
公司作为广东省能源主力军，肩负着助力广东省构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系重任。公司将主动融入粤港澳大湾区、深圳先行示范区建设和广东“一核一带一区”发展，稳步推进省重点能源项目建设和新能源开发，积极寻求向资源条件较好和电力需求较高的区域扩张，助力“30-60”目标落到实处。

　　三、公司面临的风险和应对措施
1、安全生产风险
极端天气事件日益频发，给企业正常生产经营带来一定不利影响，公司需进一步加强自然灾害防御工作力度；公司部分火电机组由于运行年份已久，存在效能水平下降、设备老化、运行安全可靠性下降等问题；部分承包商安全意识不足，安全管理不到位。
应对措施：一是密切关注雨情、汛情，从严从实做好防汛防台工作；二是加强设备检修和作业管理，认真开展检修维护、运行管理、技术监督，完善设备管理体系，做好设备消缺工作，提高机组设备可靠性；三是严格管理承包商，把好“准入关”，坚决杜绝非法转包、违法分包，鼓励开展奖励优秀承包商评比活动，加强承包商的安全教育培训，持续改善承包商安全管理。
2、燃料成本风险
2022年，国内煤炭在保供稳价政策推动下产能持续释放，但国内煤炭基本面仍呈现为供紧需增，煤炭价格维持高位运行。同时由于国际能源市场地缘博弈加剧，全球煤炭供应预期不明朗，海外煤炭价格未来走势不确定性加大。煤炭成本占公司主营业务成本的比重较大，煤炭价格波动对公司经营业绩影响显著，若煤炭价格持续居高不下，公司经营效益将持续严重承压。
应对措施：一是优化燃料采购，通过“精准库存”策略、加大经济煤种掺烧、优化机组能耗等降低成本；二是提升市场经营水平，多发效益电；三是积极争取国家调控政策执行到位，提高长协合同履行率；四是加大预算管控力度，强化其他成本费用管理。
3、电源结构调整风险
在碳达峰、碳中和“30-60”目标背景下，中央明确构建以新能源为主体的新型电力系统，促进我国能源生产与消费加速向绿色低碳化转型，风电、光伏等新能源装机及电量增长将进一步挤压煤电机组生存空间。目前公司煤电业务占比较高，电源清洁低碳化转型压力较大。
应对措施：一是公司将根据国家双碳目标和新能源发展规划的相关要求，积极加大新能源项目投资力度，加快推动新能源项目取得进展。二是持续加大清洁能源投资开发和项目储备力度，稳步有序推进大亚湾综合能源站、肇庆永安天然气热电项目、云浮天然气热电联产项目、阳江青洲海上风电项目等建设工作，积极开拓国内其他省区新能源发展空间，加大在新疆、贵州、河北、青海、广西等区域的新能源开发力度，丰富新能源项目储备。三是深入探索冷、热、电、气多联供分布式能源，以及换电、充电桩、储能等基础设施建设和氢能开发利用。四是持续优化碳资产管理，充分利用内外部资源，发挥集团化作战优势，加强碳排放数据管理及碳资产经营管理等工作，增强内部协同，推动节能降碳，实现碳资产的增值与收益。 收起▲

　　一、报告期内公司所处的行业情况
　　公司需遵守《深圳证券交易所上市公司自律监管指引第3号——行业信息披露》中电力相关业的披露要求
　　2021年，全球疫情形势复杂多变，我国经济发展面临需求收缩、供给冲击、预期转弱三重压力，外部环境更趋复杂严峻与不确定，能源电力行业面临保供应、调结构、稳增长多重目标平衡的艰巨考验，公司经营发展面临严峻复杂的风险挑战。从电力需求侧看，根据国家能源局公布的2021年全国电力工业统计数据，2021年我国全社会用电量为8.31万亿千瓦时，同比增长10.3%，用电量大幅增长主要受国内经济持续恢复发展、上期同期低基数、外贸出口快速增长等因素影响。其中，第一产业用电量1023亿千瓦时，同比增长16.4%；第二产业用电量5.61万亿千瓦时，同比增长9.1%；第三产业用电量1.42万亿千瓦时，同比增长17.8%；城乡居民生活用电量1.17万亿千瓦时，同比增长7.3%。从电力供给侧看，随着碳达峰、碳中和工作深入推进，我国全面推动风电、太阳能发电大规模、高质量发展，新能源装机增速加快，在全国发电总装机容量的占比也不断提升。截至2021年底，我国风电装机容量3.28亿千瓦，同比增长16.6%；太阳能发电装机容量3.06亿千瓦，同比增长20.9%；煤电装机容量11.1亿千瓦，同比增长2.8%。此外，风电发电量6,526亿千瓦时，同比增长40.5%；太阳能发电量3,259亿千瓦时，同比增长25.1%；煤电发电量5.03万亿千瓦时，同比增长8.6%，占全口径发电量的比重为60.0%，同比降低0.7%。结合装机规模和发电量来看，煤电仍然是我国目前电力供应的最主要电源，也是保障我国电力安全稳定供应的基础电源。
　　2021年，受安全检查、环保监管、进口煤配额有限等因素影响，煤炭供应持续紧张，电煤价格屡创历史新高，火电企业整体受燃料成本上涨的影响，经营业绩持续承压。2021年10月11日，国家发改委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，燃煤发电市场交易价格浮动范围由先前的上浮不超过10%、下浮原则不超过15%，扩大为上下浮动原则不超过20%，高效能企业市场交易电价不受上浮20%限制。此外，国家发改委出台了《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》等系列政策，加强煤炭供应保障和价格合理干预，完善电力市场价格传导机制。随着国家政策逐步到位，市场交易电价浮动幅度有所放大，以及上游供给保障水平不断提高等积极因素影响，预计煤炭采购形势将出现一定好转，上游煤价成本压力将合理向下游用电侧疏导，发电企业的经营压力将得到一定程度释放。
　　
　　二、报告期内公司从事的主要业务
　　公司需遵守《深圳证券交易所上市公司自律监管指引第3号——行业信息披露》中电力相关业的披露要求
　　公司主要从事电力项目的投资、建设和经营管理，电力的生产和销售业务，属中国证监会《上市公司行业分类指引》中的电力、热力生产和供应业。公司自成立以来，一直坚持“取资于民，用资于电，惠之于众”的经营宗旨和“办电为主，多元发展”的经营方针，专注于电力主业，电源结构呈多元化发展，拥有大型燃煤发电、天然气发电、风力发电和水力发电等多种能源项目，通过电网公司向用户提供可靠、清洁的能源。截至报告期末，公司拥有可控装机容量2,994.26万千瓦，其中控股装机2,822.92万千瓦，参股权益装机171.34万千瓦。其中：燃煤发电控股装机容量2055万千瓦，占比72.8%；气电控股装机容量547.2万千瓦，占比19.4%；风电、水电、生物质等可再生能源发电控股装机容量220.72万千瓦，占比7.8%。此外，公司受托管理装机容量885.4万千瓦，以上可控装机容量、受托管理装机容量合计3879.66万千瓦。
　　公司主要收入来源为电力生产和销售，主营业务收入主要来源于广东省内。公司销售电价分为以政府价格主管部门核定的上网电价以及根据电力市场交易规则等文件实施市场交易产生的交易电价。报告期内，公司售电量1049.51亿千瓦时，同比上升32.49%；合并报表售电均价为465.70元/千千瓦时（含税，下同），同比下降2.08元/千千瓦时，降幅为0.44%；营业总收入4,416,722万元，同比增加1,056,433万元，增幅31.44%。
　　公司主营业务以火力发电为主，燃料成本在营业成本中占较大比重，煤炭、天然气价格波动对公司经营业绩影响较大。
　　报告期内，公司燃料成本3,866,370万元，占营业成本的82.59%，受发电量剧增及煤价大幅上涨影响，燃料成本同比增加1,937,011万元，增幅100.4%。
　　报告期内,受经济增长稳定向好等因素影响，广东省社会用电需求超预期高速增长，电力供应持续紧张，公司全力保障电力安全生产和稳定供应，上网电量同比增长32.49%。但受燃煤、燃气价格高企影响，发电成本与上网电价严重倒挂，电厂大面积亏损，公司主营业务毛利率及归母净利润同比下降，实现归母净利润-314,775万元，同比下降253.26%。
　　（1）火电业务经营情况
　　（2）风电业务经营情况
　　（3）水电业务经营情况
　　（4）生物质业务经营情况
　　（5）光伏业务经营情况
　　公司售电业务情况
　　公司旗下全资的广东粤电电力销售有限公司（“售电公司”）成立于2015年7月，是广东省首批电力销售公司，售电资质代码为SD01。公司以购售电业务为基础，以提高用电效能为核心，为客户提供需求响应策略、节能改造、耗能策略咨询、合同能源管理、电力储能等服务，并开展垂直（行业）领域、大型集团企业、大型园区等综合能源服务项目（智慧能源管理、碳资产管理、用能托管、能源审计等）。
　　2021年，售电公司代理用户用电量453.02亿千瓦时，同比减少8.01%。其中代理公司控股子公司电量148.23亿千瓦时，占公司上网电量比重为14.12%。
　　涉及到新能源发电业务
　　2021年，公司以“30-60”双碳战略目标为引领，坚持清洁、低碳、安全、高效的能源发展战略，持续优化电源结构和资产结构。截至报告期末，公司已投产的新能源发电项目共22个，控股装机容量197.44万千瓦；在建新能源项目4个，控股装机容量126万千瓦。此外，公司与新疆生产建设兵团第三师图木舒克市、贵州大方县、广西贺州市、青海刚察县等地方政府分别签订合作框架协议，未来将充分利用当地太阳能、风能现有资源优势，在集中式和分散式光伏发电与风电项目开发、产业融合、碳中和等方面进行合作，推动绿色能源、绿色经济的发展，促进公司能源清洁低碳化转型。
　　
　　三、核心竞争力分析
　　1、广东省最大电力上市公司
　　公司主要发电资产位于广东省内，资产规模总额达1,142.71亿元，是广东省属国资控股唯一资产过千亿的上市公司。截至2021年12月31日，公司可控装机容量、受托管理装机容量合计3,879.66万千瓦，约占广东省统调装机容量的24.4%，是广东省装机规模最大的电力上市公司。
　　2、雄厚的背景资源优势
　　公司控股股东广东能源集团作为省属重点能源企业，利用其资源、技术、资产规模等优势，一直以来积极支持上市公司做优做强做大。作为广东能源集团唯一上市公司和主力军，公司始终服从服务于广东省、广东能源集团改革发展大局，深耕电力主业，积极发挥资本市场的价值发现功能和资源配置功能，助力广东省能源改革发展。
　　3、主业综合优势
　　“十四五”期间，公司以国家能源发展战略为指引，实施“1+2+3+X”战略——建设一流绿色低碳电力上市公司，统筹安全与发展，做优做强煤电、气电、生物质发电业务，大力发展新能源、储能、氢能、土地园区开发等。公司项目储备丰富，发展前景广阔；主业清晰、结构合理，产业地位和市场份额突出，具有较强的综合实力和广阔的发展前景。
　　4、电力市场竞争优势
　　公司发电机组参数高、容量大、运行效率高、煤耗低、运行稳定、环保性能优越，具有较强的市场竞争优势。2021年，公司累计完成市场电量842.61亿千瓦时，售电规模继续稳居全省第一，售电价格优于全省平均水平。公司充分发挥规模、品牌、服务三大优势，以遍布全省的营销服务网络、深耕电力行业的技术积淀和综合资源，为电网提供调峰、调频、备用等辅助增值服务，为用户提供综合节能、用电咨询等优质增值服务。
　　5、财务资源优势
　　公司目前总资产达千亿规模，存量业务现金流较为充沛，为公司的持续发展提供了良好支撑，公司资产负债率良好，融资渠道丰富，能够充分利用内外部金融资源，为公司生产经营、重点项目建设及新能源产业的快速发展提供了强有力的资金保障。
　　6、区域发展优势
　　公司作为广东省能源主力军，肩负着助力广东省构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系重任。公司将主动融入粤港澳大湾区、深圳先行示范区建设和广东“一核一带一区”发展，稳步推进省重点能源项目建设和新能源开发，积极寻求向资源条件较好和电力需求较高的区域扩张，助力“30-60”目标落到实处。
　　
　　四、主营业务分析
　　1、概述
　　2021年，受益于我国经济持续稳健恢复，广东省全社会用电需求超预期高速增长，达到7,866.63亿千瓦时，同比增长13.58%。2021年，广东受西电1893.85亿千瓦时，同比下降7.97%；装机容量方面，全省新投产核电、火电机组容量579万千瓦，新增统调装机容量占统调容量3.65%。受西电减送、天然气价格高企导致气机欠发、省内可再生能源大幅增长导致调峰需求同步增加等因素影响，广东省内煤机发电利用小时数大幅上升。报告期内，公司煤机上网电量855.19亿千瓦时，同比增长51.43%；气机上网电量166.27亿千瓦时，同比增长42.27%；风电上网电量17.42亿千瓦时，同比增长41.97%。
　　2021年，随着电力市场改革的加速推进，广东省市场化交易规模继续扩大，根据广东电力交易中心数据，2021年度全省双边协商交易电量2150.3亿千瓦时，同比增长1.9%，平均价差-53.6厘/千瓦时；公司合并报表平均上网电价为465.70元/千千瓦时（含税，下同），同比下降2.08元/千千瓦时，降幅为0.44%。
　　公司全力保障电力安全生产和稳定供应，忠实履行国有企业经济责任、政治责任和社会责任，但由于燃煤、燃气价格持续上涨，发电燃料成本与上网电价严重倒挂，公司发电业务出现亏损。截至2021年底，公司合并报表口径总资产1,142.71亿元，同比增长14.87%；归属于母公司股东的权益231.85亿元，同比减少27.14%。公司实现合并报表口径营业收入441.67亿元，同比增长31.44%；归属于母公司股东的净利润-31.48亿元，同比减少253.26%；每股收益-0.6元（去年同期为0.39元）。公司合并报表口径负债合计815.26亿元，资产负债率71.34%。
　　2021年，公司建成投产珠海金湾、阳江沙扒、外罗二期及新寮海上风电合计100万千瓦、平远茅坪5万千瓦、湖南通道大高山风电5万千瓦、湖南溆浦太阳山风电5万千瓦、广西武宣5万千瓦、韶关南雄朱安村风电5万千瓦、汕尾电厂分散式风电1.1万千瓦，并完成徐闻五兔山、徐闻灯角楼风电场10万千瓦收购项目，合计新增新能源装机136万千瓦，清洁能源占比提升至27.2%。此外，公司积极推进永安热电、东莞宁洲气电、平远泗水风电、湛江坡头光伏、阳江青洲海上风电等项目，加快绿色低碳化转型步伐。

　　五、公司未来发展的展望
　　（一）行业格局和趋势
　　目前，我国发电行业继续呈现多元化竞争格局。公司主要发电机组集中于广东省，该区域存在诸多其他发电商，且受到西电东送的较大影响。我国电源结构主要以火力发电为主，近年来随着“双碳”目标的提出、电力供给侧改革等政策深入推进，风电、光伏、核电、水电、生物质发电等新能源和可再生能源快速发展，火电逐步由主体性电源向调峰调频基础性电源转变。2021年中央经济工作会议提出传统能源逐步退出要建立在新能源安全可靠的替代基础上，要立足以煤为主的基本国情，抓好煤炭清洁高效利用，推动煤炭和新能源优化组合。未来随着燃煤机组节能降耗改造、灵活性改造、供热改造深入推动，大容量、高参数、先进节能的煤电机组仍是重要电力支撑。此外，清洁高效的气电机组有利于增强以新能源为主体的新型电力系统的电网调峰能力和安全可靠性，有助于构建清洁低碳、安全高效的能源体系，具有一定的发展空间。综上所述，未来火电行业主要靠发展大容量、高参数、先进节能煤电及加快气电发展以优化电源结构，通过提升技术研发实力以促进提质增效，靠积极的市场营销争取电量、电价，靠精细化管理降低成本费用；同时公司将积极把握“碳达峰”、“碳中和”目标下加快能源转型的发展大势，积极通过自建和收购等多种形式，进一步拓展新能源项目资源，全力推动新能源跨越式发展，促进公司能源清洁低碳化转型。
　　（二）公司发展战略
　　公司未来将聚焦能源生产供应，兼顾综合能源服务，围绕碳达峰、碳中和目标，立足广东、面向全国，实施“1+2+3+X”战略——建设一流绿色低碳电力上市公司，统筹安全与发展，做优做强煤电、气电、生物质发电业务，大力发展新能源、储能、氢能、土地园区开发等。全力推进新能源跨越式发展；把握火电发展窗口期，加快重点项目开发建设；探索开展“源网荷储一体化”项目布点，推动“风光火储氢一体化”融合发展，建设生态文明发电企业。
　　（三）生产经营计划
　　2022年，公司合并报表口径上网电量预算目标值1,092.12亿千瓦时，与2021年实际完成上网电量同比上升4.06%；主营业收入预算目标值为508.89亿元，比2021年实际主营业务收入435.74亿元上升约73.15亿元；母公司全年计划投资预算值为64.73亿元，较2021年实际完成投资45.42亿元增加19.32亿元。
　　（注：上述生产经营计划不代表公司对2022年度的盈利预测，能否实现取决于电力市场及煤炭、天然气市场状况变化等多种因素，存在较大的不确定性，请投资者特别注意。）
　　（四）可能面对的风险和应对措施
　　1、电力市场竞争日益激烈。随着全国统一电力市场建设加快推进，全部工商业用户进入电力市场、燃煤电厂基数电量取消、电力现货市场全年连续结算试运行，跨区域多元竞争在为公司创造更广阔市场空间的同时，也将带来市场主体数量激增、煤电电价浮动范围扩大、市场交易规模持续增长、交易方式更加多元等变化，电力企业竞争强度进一步增大。应对措施：一是全力拓市场。强化发电过程管理，优化机组运行方式，确保火电机组各类型电量合同执行到位、新能源机组多发满发，力争完成公司年度电量目标。二是加强电力市场研判，动态优化市场竞争策略，持续完善加强电力营销体系建设，力争市场化交易电量电价优于市场平均水平，进一步完善电力现货市场协同运作机制，科学制定交易策略。三是着力控成本。树牢过“紧日子”思想，严控一般性管理费用和非生产性费用支出，努力控制发电成本和运营成本，提高公司市场竞争力。
　　2、燃料价格高位徘徊。受安全检查、环保监管、进口配额有限等因素影响，燃料供应持续紧张，以致燃料价格屡创新高，叠加地缘政治局势不明朗等因素，燃料价格未来走势不确定性增大，公司经营业绩可能持续承压。应对措施：一是持续跟进公司燃煤供耗动态情况，加强与燃料公司协同合作，建立燃料供耗存情况分析模型及库存结构模型，科学优化发电及燃料采购策略，控制燃料采购成本，减少燃料资金占用，形成兼顾保供任务及经济效益的库存策略。二是扎实推动对标世界一流工作取得新成效。通过动态更新对标实施方案与工作清单，学习、汲取行业标杆、业务标杆的宝贵实践经验，推动管理创新提升，以更精细、先进化管理促进公司降本增效。
　　3、安全生产形势复杂。公司部分火电机组运行年份久，机组设备老化问题突出，设备可靠性下降；部分承包商安全管理不到位，现场作业人员安全意识有待加强。
　　应对措施：一是深入贯彻安全生产责任制，组织各层级人员签订安全生产责任状，层层分解、落实各项安全生产目标。二是加强设备运维管理，切实做好设备点巡检工作、消缺工作，加强缺陷隐患分析和排查，消灭电厂设备共性隐患，做好安全排查的整改闭环工作。三是加强全体员工、承包商的安全教育培训，全面普及新《安全生产法》，增强员工安全意识，同时强化应急救援和消防演练，着力防范化解重大人员伤亡与财产损失风险。
　　4、电源结构调整力度加大。随着我国双碳目标逐步落地，能源生产与消费加速向绿色低碳化转型，以新能源为主体的新型电力系统正加快形成，火电将逐步由主体性电源转变为基础性电源。截至2021年末，公司煤电控股装机容量占比72.8%，比例偏高；公司主要发电资产位于广东省，省内机组竞争加剧，新增核电装机和可再生能源电量增长将进一步挤压火电机组上网电量，叠加“西电东送”、电力市场化改革加速、碳排放等因素影响，公司需大力推进新能源项目投资建设，持续优化调整电源结构，加快能源清洁低碳化转型。
　　应对措施;一是公司将根据国家双碳目标和新能源发展规划的相关要求，积极加大新能源项目投资力度，加快推动新能源项目取得进展。二是持续加大清洁能源投资开发和项目储备力度，加快推进大亚湾综合能源站、肇庆永安天然气热电项目、云
　　浮天然气热电联产项目、阳江青洲海上风电项目等建设工作，积极开拓国内其他省区新能源发展空间，加大在新疆、贵州、河北、青海、广西等区域的新能源开发力度，加快新能源项目落地。三是深入探索冷、热、电、气多联供分布式能源，以及换电、充电桩、储能等基础设施建设和氢能开发利用。四是持续优化碳资产管理，充分利用内外部资源，发挥集团化作战优势，加强碳排放数据管理及碳资产经营管理等工作，增强内部协同，推动节能降碳，实现碳资产的增值与收益。 收起▲

　　一、报告期内公司从事的主要业务
　　
　　公司主要从事电力项目的投资、建设和经营管理，电力的生产和销售业务，属中国证监会《上市公司行业分类指引》中的电力、热力生产和供应业。公司自成立以来，一直坚持“取资于民，用资于电，惠之于众”的经营宗旨和“办电为主，多元发展”的经营方针，专注于电力主业，电源结构呈多元化发展，拥有大型燃煤发电、LNG发电、风力发电和水力发电等多种能源项目，通过电网公司向用户提供可靠、清洁的能源。截至报告期末，公司拥有可控装机容量2347.3万千瓦，其中控股装机2175.9万千瓦，参股权益装机171.4万千瓦。其中：燃煤发电控股装机容量1715万千瓦；气电控股装机容量372万千瓦；风电、水电等可再生能源发电控股装机容量88.9万千瓦，清洁能源装机占比21.2%。此外，公司受托管理装机容量1328.6万千瓦。公司主要收入来源为电力生产和销售，主营业务收入主要来源于广东省内。公司销售电价分为以政府价格主管部门核定的上网电价以及根据电力市场交易规则等文件实施市场交易产生的交易电价。报告期内，公司售电量447.57亿千瓦时，同比上升43.07%；合并报表售电均价为440.05元/千千瓦时（含税，下同），同比下降2.41元/千千瓦时，降幅为0.54%；营业总收入1,778,152万元，同比增加524,160万元，增幅41.8%。
　　公司主营业务以火力发电为主，燃料成本在营业成本中占有较大比重，煤炭、天然气价格波动对公司经营业绩影响较大。报告期内，公司燃料成本1,321,815万元，占营业成本的78.77%，受发电量回升及煤价上涨影响，发电燃料成本同比增加617,519万元，增幅87.68%。
　　报告期内，受益于国内宏观经济逐步复苏，社会用电总需求增加，公司上半年上网电量同比增长43%，但受大宗商品价格上涨影响，煤电、气电发电燃料成本同比大幅增长，叠加天然气标杆上网电价下调、市场交易电量增加、电力现货试运行等因素影响，公司发电毛利及归母净利润同比下降，实现归母净利润10,902.89万元，同比下降86.60%。
　　2021年上半年，公司坚决贯彻落实电力行业供给侧结构性改革工作要求，坚持清洁、低碳、安全、高效的能源发展战略，围绕“双碳”目标，持续优化电源结构和资产结构。截至报告期末，公司已投产控股的新能源发电项目共12个，控股装机容量75.75万千瓦；在建风电项目10个，控股装机容量126.18万千瓦。此外，公司与新疆生产建设兵团第三师图木舒克市、大方县、贺州市等地方政府分别签订合作框架协议，未来将充分利用当地太阳能、风能资源优势，在集中式和分散式光伏发电与风电项目开发、产业融合、碳中和等方面进行合作，变资源优势为产业优势、经济优势，推动绿色能源、绿色经济的发展，促进公司能源清洁低碳化转型。
　　1、截至2021年6月30日，公司已投产控股的新能源发电项目如下：
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　　2、截至2021年6月30日，公司在建的新能源发电项目如下：

　　二、核心竞争力分析
1、广东省最大电力上市公司
公司主要发电资产位于广东省内，资产规模总额达923亿。截至2021年6月30日，公司可控装机容量、受托管理装机容量合计3641.6万千瓦，约占广东省统调装机容量的25.30%，是广东省最大的电力上市公司。
2、雄厚的背景资源优势
公司控股股东广东能源集团作为省属重点能源企业，利用其资源、技术、资产规模等优势，一直以来积极支持上市公司做优做强做大。作为广东能源集团唯一上市公司和主力军，公司始终服从服务于广东省、广东能源集团改革发展大局，深耕电力主业，积极发挥资本市场的价值发现功能和资源配置功能，助力广东省能源改革发展。
3、主业综合优势
“十四五”期间，公司以国家能源发展战略为指引，实施“1+2+3+X”战略——建设一流绿色低碳电力上市公司，统筹安全与
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发展，做优做强煤电、气电、生物质发电业务，大力发展新能源、储能、氢能、土地园区开发等。公司项目储备丰富，发展前景广阔；主业清晰、结构合理，产业地位和市场份额突出，具有较强的综合实力和广阔的发展前景。
4、电力市场竞争优势
公司发电机组参数高、容量大、运行效率高、煤耗低、运行稳定、环保性能优越，具有较强的市场竞争优势。2021年上半年，公司累计完成市场电量447.57亿千瓦时，售电规模继续稳居全省第一，售电价格优于全省平均水平。公司充分发挥规模、品牌、服务三大优势，以遍布全省的营销服务网络、深耕电力行业的技术积淀和综合资源，为电网提供调峰、调频、备用等辅助增值服务，为用户提供综合节能、用电咨询等优质增值服务。
5、财务资源优势
截至2021年6月30日，公司总资产923.31亿元，净资产350.40亿元，归母净资产269.33亿元；经营活动净现金流入30.97亿元，投资活动净现金流出41.91亿元，筹资活动净现金流入8.70亿元。公司资产规模大、现金流量充沛，具有较强的财务资源。
6、区域发展优势
公司作为广东省能源主力军，肩负着助力广东省构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系重任。公司将主动融入粤港澳大湾区、深圳先行示范区建设和广东“一核一带一区”发展，稳步推进省重点能源项目建设和新能源开发，积极寻求向资源条件较好和电力需求较高的区域扩张，助力“30-60”目标落到实处。

　　三、公司面临的风险和应对措施
（一）电源结构面临调整
在碳达峰、碳中和“30-60”目标背景下，能源生产和消费加速向低碳转型。根据国家优化能源结构的要求，火电将逐步由主体性电源向调峰调频基础性电源转变。截至2021年6月，公司煤电控股装机容量占比为78.8%，比例偏高；主要电力资产集中于广东省，该区域存在诸多其他发电商，且受到西电东送的较大影响。公司需要持续推进电源结构优化调整，大力发展新能源项目建设，推动公司能源清洁低碳化转型。
应对措施：一是加快推动重点能源项目取得进展，扎实推进宁州替代电源项目、花都热电项目、阳江沙扒、外罗二期、新寮海上风电项目、广西武宣、通道大高山、溆浦太阳山陆上风电项目建设，确保按进度完成全年项目投资、建设计划；二是加大清洁能源投资开发和项目储备力度，加快推进大亚湾综合能源站、肇庆永安天然气热电项目、阳江青洲海上风电项目等前期工作，加快新疆、青海、贵州、广西等地新能源项目落地；三是探索冷、热、电、气多联供分布式能源，以及换电、充电桩、储能等基础设施建设和氢能开发利用；四是通过建立并完善碳排放管理体系，实现碳资产的增值与收益。
（二）安全生产形势复杂
公司部分火电机组运行年份久、深度调峰，机组非计划停运问题突出，对企业安全经济运营造成了不利后果；部分单位现场人员违章作业、不落实安全措施等情况时有发生，隐患排查整改不到位现象突出。随着《安全生产法》修正案正式实施，对企业安全生产管理能力和力度提出了更高的要求。
应对措施：一是进一步强化安全风险分级管控和隐患排查治理工作，加强员工的安全教育培训，强化应急救援和消防演练等，全面落实好企业安全生产主体责任；二是加速推进安全生产标准化建设，提高安全生产水平，确保安全生产；三是持续增强风险识别及风险管控能力，着力防范化解重大风险，完善并落实安全风险管控措施。
（三）电力体制改革持续深化
目前，我国已明确电力交易机构独立运行时间表，要求“十四五”期内基本建成全国统一的电力交易组织体系，2021年5月，广东电力市场开展现货结算试运行，在现有基数计划电量、年度价差中长期合同电量和零售代理关系不变的基础上，连续组
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织“价差月度交易+绝对价格周交易+现货”结算试运行，广东电力市场竞争将日趋激烈，同时，2021年广东电力市场交易规模扩大为2700亿千瓦时，对电力营销提出了更高的要求。
应对措施：一是持续加强电力营销体系建设，优化电力现货交易机制，提高参与电力现货市场竞争的能力，实现电力生产、营销、服务一体化联动。二是持续推进全员全方位精细化管理，重点加强对燃料成本、生产成本、财务费用等成本费用的管控。三是稳妥推进体制机制改革创新，健全与上市公司高质量发展相适应的体制机制，激发企业内生动力和活力，研究构建容增量激励、底线约束和容错机制为一体的考核分配激励机制。 收起▲

　　一、概述
　　2020年初受新冠疫情影响，全社会工业用电需求下降，但随着复工复产复商复市的扎实推进，广东省全年全社会用电量在经历低谷后逆势上扬，达到6926.12亿千瓦时，同比增长3.44%，增速放缓2.5个百分点。2020年，广东受西电2057亿千瓦时，同比增长1.76%，西电电量超计划输送356亿千瓦时；装机容量方面，全省新投产核电、火电机组容量1427万千瓦，新增统调装机容量占统调容量9.67%。受西电持续增送、省内统调机组容量同比增长、省内风电等可再生能源电量大幅增长等因素影响，公司省内煤机发电利用小时数3882小时，煤机上网电量564.73亿千瓦时，同比下降3.76%，气机上网电量116.87亿千瓦时，同比增长2.71%，风电上网电量12.79亿千瓦时，同比增长4.24%。
　　2020年，公司市场化交易规模扩大，折价幅度有所提高，合并报表平均上网电价为447.27元/千千瓦时（含税，下同），同比下降16.22元/千千瓦时，降幅3.50%。但受燃料价格同比回落，减税降费政策实施的红利以及公司对各项成本费用有效管控的综合影响，公司发电业务利润同比大幅增长。截至2020年底，公司合并报表口径总资产859.71亿元，同比增长13.91%；归属于母公司股东的权益273.70亿元，同比增长4.55%。公司实现合并报表口径营业收入283.29亿元，同比下降3.51%；归属于母公司股东的净利润17.46亿元，同比增长52.28%；每股收益0.33元（去年同期为0.22元）。公司合并报表口径负债合计502.27亿元，资产负债率58.42%。
　　2020年，公司坚决贯彻落实电力行业供给侧结构性改革工作要求，坚持清洁、低碳、安全、高效的能源发展战略，持续优化电源结构和资产结构。湛江外罗一期海上风电机组全部正式投产、博贺项目#1、2机组（200万千瓦）通过168小时试运正式投产，花都、东莞宁洲气电项目、珠海金湾、阳江沙扒、湛江外罗二期、湛江新寮海上风电项目加快推进，电源结构持续优化。截至2020年底，公司拥有可控装机容量2327.3万千瓦，同比增长10.80%，其中清洁能源占比提升至20.65%。未来公司也将坚持新发展理念，持续推进电源结构优化调整，主动融入粤港澳大湾区、深圳先行示范区建设和广东“一核一带一区”发展，积极应对我国碳达峰、碳中和“30-60”目标，大力推动公司能源清洁低碳化转型。
　　2020年，公司贯彻落实《上市公司治理准则》和证监会关于提高上市公司质量的相关要求，切实做到稳健审慎经营、守法合规、突出做精主业、尊重投资者，不断提升公司治理水平，提高上市公司发展质量。董事会组织召开了9次现场会议、3次通讯会议，完成55项董事会议案审批，议题涉及定期报告、内部控制评价、全面风险管理、利润分配方案、重大投融资、重大关联交易等，全部议案获得通过并有效执行。董事会还召集召开了4次股东大会，提交股东大会审议的17项议案全部获得通过并有效执行。公司顺利完成定期报告与临时公告的编制与披露，全年共发布公告107份，信息披露连续七年获得深圳证券交易所考核“A”级。
　　2020年广东省市场化交易规模继续扩大，年度交易和月度集中竞争交易电量2488.5亿千瓦时，同比增长27.60%，平均成交价差-45.43厘/千瓦时。其中年度交易电量2162.08亿千瓦时，平均成交价差-47.12厘/千瓦时；累计月度集中竞价电量326.45亿千瓦时，平均成交价差-34.23厘/千瓦时。2020年公司上网电量698.59亿千瓦时，其中市场交易电量合计586.49亿千瓦时，占比83.95%，同比增加235.57亿千瓦时。
　　2020年广东市场电交易规模为2488.5亿千瓦时，占省内火力发电量3262.63亿千瓦时的76.27%。2021年，广东电力市场交易总规模预计将达到2700亿千瓦时，预计公司市场电电量占比将由2020年的八成进一步提升。
　　主要生产经营信息
　　（1）广东省火电业务经营情况
　　（2）广东省风电业务经营情况
　　（3）云南省水电业务经营情况
　　公司旗下全资的广东粤电电力销售有限公司（“售电公司”）成立于2015年7月，是广东省首批电力销售公司，售电资质代码为SD01。公司以购售电业务为基础，以提高用电效能为核心，为客户提供需求响应策略、节能改造、耗能策略咨询、合同能源管理、电力储能等服务，并开展垂直（行业）领域、大型集团企业、大型园区等综合能源服务项目（智慧能源管理、碳资产管理、用能托管、能源审计等）。
　　2020年，售电公司代理用户用电量492.44亿千瓦时，同比增长37.72%。其中代理公司控股子公司电量303.42亿千瓦时，占公司上网电量比重为43.43%。
　　2020年，售电公司代理用户用电量同比增长37.72%，主要系2020年广东电力市场交易规模进一步扩大，售电公司代理用户用电量同步增长。

　　二、核心竞争力分析
　　1、广东省最大电力上市公司
　　公司主要发电资产位于广东省内，资产规模总额达859亿。截至2020年底，公司可控装机容量、受托管理装机容量合计3621.6
　　万千瓦，约占广东省统调装机容量的25%，是广东省最大的电力上市公司。
　　2、雄厚的背景资源优势
　　公司控股股东广东能源集团作为省属重点能源企业，利用其资源、技术、资产规模等优势，一直以来积极支持上市公司做优做强做大。作为广东能源集团唯一上市公司和主力军，公司始终服从服务于广东省、广东能源集团改革发展大局，深耕电力主业，积极发挥资本市场的价值发现功能和资源配置功能，助力广东省能源改革发展。
　　3、主业综合优势
　　公司正以国家能源发展战略为指引，结合自身实际编制“十四五”规划，未来将实施“1+2+3+X”战略——建设一流绿色低碳电力上市公司，统筹安全与发展，做优做强煤电、气电、生物质发电业务，大力发展新能源、储能、氢能、土地园区开发等。公司项目储备丰富，发展前景广阔；主业清晰、结构合理，产业地位和市场份额突出，具有较强的综合实力和广阔的发展前景。
　　4、电力市场竞争优势
　　公司发电机组参数高、容量大、运行效率高、煤耗低、运行稳定、环保性能优越，具有较强的市场竞争优势。2020年度，公司累计完成市场电量586.49亿千瓦时，售电规模继续稳居全省第一，售电价格优于全省平均水平。公司充分发挥规模、品牌、服务三大优势，以遍布全省的营销服务网络、深耕电力行业的技术积淀和综合资源，为电网提供调峰、调频、备用等辅助增值服务，为用户提供综合节能、用电咨询等优质增值服务。
　　5、财务资源优势
　　截至2020年末，公司总资产859.71亿元，净资产357.43亿元，归母净资产273.70亿元，归母净利润17.46亿元；经营活动净现金流入62.81亿元，投资活动净现金流出81.14亿元，筹资活动净现金流入25.17亿元。公司资产规模大、经营业绩稳、现金流量充沛，具有较强的财务资源。
　　6、区域发展优势
　　公司作为广东省能源主力军，肩负着助力广东省构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系重任。公司将主动融入粤港澳大湾区、深圳先行示范区建设和广东“一核一带一区”发展，稳步推进省重点能源项目建设和新能源开发，积极寻求向资源条件较好和电力需求较高的区域扩张，助力“30-60”目标落到实处。

　　三、公司未来发展的展望
　　（一）行业格局和趋势
　　目前，我国发电行业继续呈现多元化竞争格局。公司主要电力资产集中于广东省，该区域存在诸多其他发电商，且受到西电东送的较大影响。我国电力生产一直以火电为主，近十年来随着核电、水电、风电、太阳能等新能源和可再生能源快速发展，火电占比有所下降，逐步由主体性电源向调峰调频基础性电源转变。2020年，习近平主席代表中国政府提出了中国在碳达峰和碳中和方面的“30-60”目标，能源生产和消费加速向低碳转型。在此环境下，火电行业未来主要靠发展大容量、高参数煤电及加快气电发展以优化结构，靠提升技术实力以降耗增效，靠市场营销争取电量、电价，靠精细管理降低成本费用；同时公司也将坚持新发展理念，持续推进电源结构优化调整，大力发展新能源项目建设，推动公司能源清洁低碳化转型。
　　（二）公司发展战略
　　目前，公司正在以国家能源发展战略为指引，结合自身实际编制“十四五”规划，未来将聚焦能源生产供应，兼顾综合能源服务，围绕碳达峰、碳中和目标，立足广东、面向全国，实施“1+2+3+X”战略——建设一流绿色低碳电力上市公司，统筹安全与发展，做优做强煤电、气电、生物质发电业务，大力发展新能源、储能、氢能、土地园区开发等。全力推进新能源跨越式发展；把握火电发展窗口期，加快重点项目开发建设；探索开展“源网荷储一体化”项目布点，推动“风光火储氢一体化”融合发展，建设生态文明发电企业。
　　（三）生产经营计划
　　2021年，公司合并报表口径上网电量预算目标值784.69亿千瓦时，与2020年实际完成上网电量同比上升12.32%；主营业务收入预算目标值为296.24亿元，比2020年实际主营业务收入278.81亿元上升约17.43亿元；母公司全年计划投资预算值为22.9亿元，比2020年实际完成投资26.54亿元下降约3.64亿元。
　　（注：上述生产经营计划不代表公司对2021年度的盈利预测，能否实现取决于宏观经济、产业政策、电力市场变化等多种因素，存在较大的不确定性，请投资者特别注意。）
　　（四）可能面对的风险
　　一是当前新冠肺炎疫情和外部环境仍存在诸多不确定性，煤价气价高位徘徊，电价下行压力较大；应收未收新能源补贴缺口逐步扩大，对公司经营影响问题不容忽视。
　　二是安全生产形势复杂严峻，违章作业现象依然较多，安全管理水平参差不齐。
　　三是机组综合利用小时数逐年递减，煤机煤耗水平居高不下，经营形势长期承压。
　　四是火电由主体性电源向调峰调频基础性电源转变，煤电发展空间受限，新能源项目开发布局底子薄、储备的优质项目不够多，对公司大力发展清洁能源提出了更高要求。
　　（五）应对措施
　　一是坚定推进电源结构转型升级，力争在结构调整上实现更大突破。大力推动公司“风光火储氢”融合发展，争抢发展机遇。加快推动重点能源项目取得进展，扎实推进宁州替代电源项目、花都热电项目、阳江沙扒、外罗二期、新寮海上风电项目、广西武宣、通道大高山、溆浦太阳山陆上风电项目建设，确保按进度完成全年项目投资、建设计划。加大清洁能源投资开发和项目储备力度，加快推进深圳光明气电项目、大亚湾综合能源站、肇庆永安天然气热电项目、阳江青洲海上风电项目等前期工作。探索冷、热、电、气多联供分布式能源，以及换电、充电桩、储能等基础设施建设和氢能开发利用。
　　二是深化改革创新驱动，提高上市公司发展质量。深入开展对标世界一流管理提升行动，持续构建和优化对标管理体系，提升公司核心竞争力。紧密围绕落实创新驱动发展战略，在凝练科技成果和打造数字能源、智慧能源上迈出更大步伐。提前部署能源安全、智慧系统、燃料高效利用等领域基础性、前瞻性技术研究。主动顺应电力市场化改革，持续完善电力营销管理，大力开拓电力市场，搭建增益服务产销一体化平台和电力企业经营环境态势感知决策平台。
　　三是贯彻落实国资国企改革相关部署，制订并有序实施国企改革三年行动计划、资本运营三年行动方案。稳妥推进体制机制改革创新，健全与上市公司高质量发展相适应的体制机制，激发企业内生动力和活力，建立和完善子企业考核办法，研究构建容增量激励、底线约束和容错机制为一体的考核分配激励机制。
　　四是持续增强风险辩识和风险控制能力，着力防范化解重大风险。根据新修订实施的《证券法》《深交所规范运作指引》等法律法规，优化制度体系和管理流程，进一步完善公司治理结构，全面提升公司治理体系和治理能力。牢固树立合规意识，夯实以合规管理为基础、以内控为手段、以全面风险管理为导向的风控管理体系，切实防范安全生产、战略投资、经营管理、工程项目等重大风险。 收起▲

　　一、概述
　　2020年上半年，受新冠疫情影响，全社会工业用电需求下降，但随着复工复产复商复市的扎实推进，广东省全社会用电量已达2964.84亿千瓦时，接近去年同期水平，降幅持续收窄。2020年1-6月广东省全省发购电量同比减少1.93%，省内核电和风电同比增长19.54%和23.1%，西电购电量同比大幅减少20.36%，公司完成上网电量312.84亿千瓦时，同比下降0.76%，控股燃煤机组平均利用小时数为1764小时，同比下降60小时。
　　2020年，广东省市场化交易规模继续扩大，总量达2600亿千瓦时（比2019年增加约30%）。根据广东电力交易中心公布的数据，其组织开展的2020年度双边协商交易电量为2117.13亿千瓦时，成交平均价差-47.1厘/千瓦时；2020年上半年，广东省月度集中竞价交易电量98.37亿千瓦时，平均出清价差-33.4厘/千瓦时。2020年，公司预算上网电量728.67亿千瓦时，其中基数电量60.54亿千瓦时，占比约10%；已签约年度长协503.17亿千瓦时，占比约70%；剩余部分为月度竞价电量，占比约20%。
　　2020年上半年，合并报表售电均价为442.46元/千千瓦时（含税，下同），同比下降17.28元/千千瓦时。
　　2020年上半年，在疫情防控常态化和统筹经济社会发展各项工作的积极作用下，公司电力生产总体平稳，主要成本费用管控效果良好，主营业务利润率有所提高，使得公司经营业绩同比实现一定增长。截至2020年6月，公司合并报表口径总资产792.66亿元，比年初增加5.03%，归属于母公司股东的权益263.56亿元，比年初增加0.68%。公司实现合并报表口径营业收入125.40亿元，同比下降2.60%；归属于母公司股东的净利润8.14亿元，同比增长39.91%；每股收益0.1550元。公司合并报表口径负债合计448.77亿元，资产负债率56.62%。
　　2020年上半年，公司控股建设的外罗海上风电项目（36×0.55万千瓦）36台风机全部并网投运，其中34台通过250h试运，正式投产，增加可控装机容量18.7万千瓦。截至2020年6月，公司拥有可控装机容量2119.2万千瓦，其中控股装机1953.6万千瓦，参股权益装机165.7万千瓦。其中：燃煤发电控股装机容量1509万千瓦，占比77.2%；气电控股装机容量372万千瓦，占比19.0%；风电、水电等可再生能源发电控股装机容量72.6万千瓦，占比3.7%。此外，公司受托管理装机容量1327.3万千瓦（火电1106.9万千瓦、水电220.4万千瓦），以上可控装机容量、受托管理装机容量合计3446.5万千瓦。

　　二、公司面临的风险和应对措施
（一）可能面对的风险
当前，受新冠疫情影响，世界大变局加速演变的特征更趋明显，全球动荡源和风险点显著增多。同时，我国正处在转变发展方式、优化经济结构、转换增长动力的攻关期，经济下行压力加大。国企国资改革向纵深推进，能源政策和市场环境深刻变化，公司深化改革促发展的任务将更加艰巨。
一是外部政策及市场形势严峻。2020年是“十三五”最后一年，根据国家优化能源结构的要求，全国煤电装机规模控制在11亿千瓦以内，占比降至55%，煤电发展空间有限。截至2020年6月，公司煤电控股装机容量占比为77.2%，比例偏高。另一方面，受新冠疫情影响，全社会用电需求增速放缓甚至出现负增长，省内机组竞争加剧，新增核电装机和可再生能源电量增长将进一步挤压统调火电机组上网电量，加上“西电东送”超计划增送、电力市场化改革提速扩围、碳排放及机组经济性等因素叠加影响，煤电利润受到明显挤压。
二是安全生产形势复杂。公司部分火电机组运行年份久、深度调峰，机组设备老化问题突出，设备可靠性严重下降；基建期间设计审核、设备安装验收、调试监督及系统移交等方面存在把关不严问题；对氨站等重大危险源的管理刚性有待提高；承包商安全管理仍有待加强。
三是电力体制改革持续深化。2020年，电价新政暗潮涌动，我国明确电力交易机构独立运行时间表，要求“十四五”期内基本建成全国统一的电力交易组织体系，广东省于2020年上半年开展电力现货市场首次全月结算试运行，并计划全月连续组织“价差月度交易+绝对价格周交易+现货”结算试运行，广东电力市场竞争将日趋激烈，电力现货交易将带来全新挑战，同时2020年广东电力市场交易规模扩大为2600亿千瓦时，同比增加600亿千瓦时，对电力营销提出了更高的要求。
（二）应对措施
2020年，是全面建成小康社会和“十三五”规划收官之年，同时又面临新冠肺炎疫情的较大冲击，做好各项工作至关重要。一是坚持防疫和生产“两手抓”，确保公司生产经营稳定有序。疫情发生以来，公司按照党中央和上级主管部门部署，积极推动疫情防控措施落实，经营班子坚守岗位、靠前指挥，统筹做好疫情防控和复工复产各项工作。当前，经过全国上下艰苦努力，已初步呈现疫情防控形势持续向好、生产生活秩序加快恢复的态势，公司要慎终如始加强疫情防控，做到对疫情的警惕性不降低，防控要求不降低，坚决落实疫情防控期加强安全生产的相关要求，对重点部位、重点区域、重点作业、重点人员继续实行严格的安全和防控措施，进一步加强供应链管理，创新电力营销和客户服务方式，确保安全生产和经营管理稳定有序。
二是坚持新发展理念，持续推进电源结构优化调整。抓好公司“十三五”发展规划任务闭环管理，科学编制“十四五”发展规划。
主动融入粤港澳大湾区、深圳先行示范区建设和广东“一核一带一区”发展，积极寻求向资源条件较好和电力需求较高的区域扩张。加快推进现有重点项目，确保博贺煤电项目、湛江外罗海上风电项目全面投产；扎实推进珠海金湾、阳江沙扒、湛江外罗二期、湛江新竂等海上风电项目和东莞宁洲项目、花都项目等天然气热电联产项目建设，确保按进度完成全年项目投资、建设计划；加大清洁能源投资开发和项目储备力度，加快推进深圳光明气电、惠州美孚化工综合体配套热电项目、肇庆永安天然气热电项目、阳江青洲海上风电项目前期工作。坚决落实污染防治攻坚责任，大力推进“碧水工程”，加快实施火电厂废水零排放改造。
三是深化改革创新驱动，提高上市公司发展质量。贯彻落实党中央、国务院关于积极发展混合所有制经济的决策部署及省国资委、广东能源集团推进混合所有制改革的相关安排，制定实施托管发电资产产权整合方案，逐步解决产权关系与管理关系不一致的问题。稳妥推进体制机制改革创新，健全与上市公司高质量发展相适应的体制机制，激发企业内生动力和活力，建立和完善子企业考核办法，研究构建容增量激励、底线约束和容错机制为一体的考核分配激励机制。
四是持续增强风险辩识和风险控制能力，着力防范化解重大风险。根据新修订实施的《证券法》《深交所规范运作指引》等法律法规，优化制度体系和管理流程，进一步完善公司治理结构，全面提升公司治理体系和治理能力。建立和完善防控管理体系，充分发挥内部审计和子公司监事会的监督功能。持续完善大监督工作体系，确保审计监督全覆盖，扩大子公司监事会日常监督检查范围，加强审计、监督、检查结果在考核评价中的采信和应用。牢固树立合规意识，夯实以合规管理为基础、以内控为手段、以全面风险管理为导向的风控管理体系，切实防范上市公司决策风险、经营风险和债务风险。

　　三、核心竞争力分析
1、广东省最大电力上市公司
公司主要发电资产位于广东省内，资产规模总额超过790亿，是广东省最大的电力上市公司。截至2020年6月，公司可控装机容量、受托管理装机容量合计3446.5万千瓦，约占广东省统调装机容量的26%。
2、雄厚的背景资源优势
公司控股股东广东能源集团作为省属重点能源企业，利用其资源、技术、资产规模等优势，一直以来积极支持公司的发展和扩张。作为广东能源主力军，公司始终服从服务于广东省、广东能源集团改革发展大局，深耕电力主业，充分发挥资本市场的价值发现功能和资源配置功能，助力广东省能源改革发展。
3、主业综合优势
公司“十三五”规划确定了以发电为核心主业，优化发展煤电，稳步发展气电，大力发展风电、水电等清洁能源，不断优化电源结构，走高效、清洁、低碳之路的总体战略。公司项目储备丰富，发展前景广阔，目前在建及前期的火力发电、陆上风电与海上风电等电源项目装机规模合计约1000万千瓦，主业清晰、结构合理，产业地位和市场份额突出，具有较强的综合实力和广阔的发展前景。
4、电力市场竞争优势
公司发电机组参数高、容量大、运行效率高、煤耗低、运行稳定、环保性能优越，具有较强的市场竞争优势。2020年半年度，公司累计完成市场电量312.84亿千瓦时，售电规模继续稳居全省第一，售电价格优于全省平均水平。公司充分发挥规模、品牌、服务三大优势，以遍布全省的营销服务网络、深耕电力行业的技术积淀和综合资源，为电网提供调峰、调频、备用等辅助增值服务，为用户提供综合节能、用电咨询等优质增值服务，实现从发电企业向能源综合服务企业的转型。
5、财务资源优势
截至2020年6月，公司总资产792.66亿元，净资产343.89亿元，归母净资产263.56亿元，归母净利润8.14亿元；经营活动净现金流入40.18亿元，投资活动净现金流出33.27亿元，筹资活动净现金流出0.47亿元。公司资产规模大、经营业绩稳、现金流量充沛，具有较强的财务资源。
6、区域发展优势
公司作为广东省能源主力军，肩负着助力广东省构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系重任。公司将主动融入粤港澳大湾区、深圳先行示范区建设和广东“一核一带一区”发展，稳步推进省重点能源项目建设和新能源开发，积极寻求向资源条件较好和电力需求较高的区域扩张。 收起▲