华能国际（600011）

　　一、经营情况讨论与分析
　　2023年，公司实现营业收入人民币2,543.97亿元，同比增长3.11%。由于本年度公司实现境内业务单位燃料成本同比下降和电量同比增长，以及公司新加坡业务利润同比大幅增长，公司全年业绩扭亏为盈，归属于母公司股东的净利润为人民币84.46亿元，同比增长158.33亿元，增长214.33%，每股收益为人民币0.35元，同比增长0.96元。
　　2023年，全社会用电量增长带动公司发电量同比上升。受全国水电减发、大范围持续高温和寒潮天气等因素影响，公司火电在迎峰度夏和冬季供暖期间发挥顶峰保供及支撑调节作用，火电发电量同比增长。公司加快推进绿色低碳发展，风电、太阳能装机容量及发电量同比快速增加。2023年，公司中国境内各运行电厂累计完成上网电量4,478.56亿千瓦时，同比增长5.33%；全年平均利用小时3,776小时，同比减少9小时，其中燃煤机组利用小时4,388小时，同比增加160小时。公司积极开拓供热市场，扩大供热面积，供热量年累计完成3.42亿吉焦，同比增长5.93%。平均上网结算电价为508.74元/兆瓦时，同比下降0.23%。
　　2023年，国内煤炭供应保持高位，进口煤供应量同比大幅增长，煤炭供需关系从紧平衡向宽松转变，煤炭价格波动下行，但依然处于高位水平。公司准确研判市场走势，强化落实国家政策，积极推动电煤中长期合同高质量签约、履约，不断优化内外贸供应结构，控制燃料成本成效显著，圆满完成迎峰度夏、冬季供暖和重要时段电力、热力保供任务。2023年，公司共采购煤炭2.12亿吨，煤炭采购均价（包括运输成本、其他税费）同比降低115.78元/吨。
　　2023年末，公司可控发电装机容量135,655兆瓦，其中煤机装机容量为93,283兆瓦，燃机装机容量为13,233兆瓦。全年煤机税前利润汇总金额为4.33亿元，同比扭亏为盈，增加177.58亿元，燃机税前利润汇总金额为7.77亿元，同比增加2.02亿元。公司高度重视节能环保工作，公司全部燃煤机组均装有脱硫、脱硝和除尘装置，各项指标均符合环保要求。截至2023年底，公司超低排放机组容量占比达到100%。公司境内火电机组平均等效可用率为93.76%，生产供电煤耗为291.88克/千瓦时,生产厂用电率为4.33%，安全生产、技术经济及能耗指标继续保持较好水平。
　　2023年末，公司风电装机容量为15,511兆瓦，太阳能装机容量为13,100兆瓦；全年风电税前利润汇总金额为59.13亿元，同比减少3.22亿元，主要是因为风电电价同比下降，下降原因主要包括风电的平价项目增加、承担的电力系统调峰调频等市场运营成本增加等因素；太阳能发电税前利润汇总金额为20.44亿元，同比增加8.96亿元。
　　2023年，公司新加坡子企业不断加强安全生产管理，保持机组安全稳定运行，抓住市场机遇，通过动态调整市场竞争策略，优化燃料供应结构和组合方式，积极拓展电力零售市场，单位售电边际贡献不断提高，经营业绩同比增长。新加坡业务实现税前利润43.55亿元，同比增加24.77亿元。公司巴基斯坦子企业深化提质增效，加强电费回收，全年经营效益保持稳定，实现营业收入40.61亿元，利润总额6.05亿元，同比增加0.09亿元。
　　
　　二、报告期内公司所处行业情况
　　根据中国电力企业联合会（“中电联”）发布的数据，2023年，全社会用电量92,241亿千瓦时，同比增长6.7%；发电量92,888亿千瓦时，同比增长6.7%,其中火电发电量61,019亿千瓦时，同比增长6.2%；风电发电量8,858亿千瓦时，同比增长16.2%；水电发电量12,836亿千瓦时，同比下降5.0%；太阳能发电量5,833亿千瓦时，同比增长36.4%;核电发电量4,341亿千瓦时，同比增长3.9%。截至2023年底，全国发电装机容量29.2亿千瓦，同比增长13.9%，其中火电13.9亿千瓦，占全部装机容量的47.6%；并网风电4.4亿千瓦，占全部装机容量的15.1%；水电4.2亿千瓦，占全部装机容量的14.4%；并网太阳能发电6.1亿千瓦，占全部装机容量的20.9%；核电5691万千瓦，占全部装机容量的1.9%。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。
　　2023年7月，国家发改委、财政部、国家能源局联合印发《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》，对国内绿证制度进行了全面修订完善，对风电、太阳能发电、常规水电、生物质发电、地热能发电、海洋能发电等已建档立卡的可再生能源发电项目所生产的全部电量核发绿证。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。2023年12月，山西、广东电力现货市场转入正式运行，南方区域现货市场完成首次全域结算试运行，标志着全国统一电力市场体系建设取得新进展。
　　国家高度重视能源安全供应工作，充分释放优质煤炭产能，持续强化电煤中长期合同签订、履约和监管工作。鼓励国内终端用好国内国外两种资源保障能源安全供应，并通过继续减免关税的方式降低企业进口成本，进口煤供应量同比大幅增长，创历史新高。全年非电用煤需求不及预期，各环节库存处于历史高位。煤炭供需关系不断改善，煤炭价格波动下行。全年北方港5500大卡动力煤现货均价为968元/吨，比2022年降低25.3%。
　　
　　三、报告期内公司从事的业务情况
　　公司的主要业务是利用现代化的技术和设备，利用国内外资金，在国内外开发、建设和运营燃煤、燃气发电厂、新能源发电项目及配套港口、航运、增量配电网等设施，为社会提供电力、热力及综合能源服务。截至2023年12月31日，公司可控发电装机容量135,655兆瓦，其中低碳清洁能源装机容量42,373兆瓦，占比达到31.24%，同比提升5.17个百分点。公司中国境内电厂广泛分布在二十六个省、自治区和直辖市，在新加坡全资拥有一家营运电力公司，在巴基斯坦投资一家营运电力公司。
　　报告期内，公司电力、热力销售收入约占营业收入的96.76%。公司的主要业绩驱动因素包括但不限于上网电量（供热量）、电价（热价）及燃料价格等方面。同时，国家政策、改革发展、技术创新、卓越运营、人才队伍等亦会间接影响公司当期业绩和发展潜力。
　　2023年，公司加强量价统筹，电热保供和增收提效工作取得明显成效。公司中国境内各运行电厂按合并报表口径累计完成上网电量4,478.56亿千瓦时，同比增长5.33%。公司交易电量3,959.07亿千瓦时，交易电量占比88.40%；其中公司燃煤发电量基本全部进入市场，交易电量占比99.85%。全年公司供热量累计完成3.42亿吉焦，同比增长5.93%。
　　电价和燃料价格主要受国家政策、市场竞争和供求关系影响。2023年，公司中国境内各运行电厂平均上网结算电价为508.74元/兆瓦时，同比下降0.23%。公司平均交易电价484.14元/兆瓦时，较基准电价上浮19.76%，其中燃煤交易电价481.01元/兆瓦时，较基准电价上浮21.19%。2023年，国内煤炭供需关系不断改善，价格中枢下移，境内火电厂售电单位燃料成本为326.43元/兆瓦时，同比下降12.38%。
　　公司积极参与全国电力辅助服务市场，加快机组灵活性改造，提升辅助服务能力。2023年完成白杨河7号和应城热电2号等机组灵活性改造项目，杨柳青热电7、8号机组灵活性改造等13个项目入选中电联“三改联动”技术改造示范案例。2023年，公司调峰辅助服务电费净收入22.23亿元，调频辅助服务电费净收入4.95亿元。
　　在碳市场配额履约方面，根据生态环境部发布的《关于做好2021、2022年度全国碳排放权交易配额分配相关工作的通知》（国环规气候〔2023〕1号）要求，公司火电机组已于2023年底前全部完成第二个履约周期（2021-2022年）配额清缴工作。
　　公司持续加强和统筹外部融资安排，不断优化资本结构。积极响应碳减排支持工具、煤炭清洁高效利用专项再贷款等各项政策，高效筹措和利用资金，助力公司绿色低碳转型；抢抓银行间市场窗口和创新产品，创公司有史以来最密集超短融滚动发行记录，有效降低公司资金成本；2023年，公司累计落实债务融资超过2,100亿元，全年综合资金成本逐步下降。
　　境外业务方面，2023年，公司在新加坡全资拥有的大士能源公司积极应对国际市场天然气供应紧张、新加坡电力市场政策调整等影响，保持了机组长周期安全稳定运行，全年发电量市场占有率20.4%，保持行业市场领先地位；积极加强与燃料供应商合作，持续优化供应结构，确保了燃料供应稳定；抓住市场机遇，通过积极拓展零售市场，不断优化零售合同结构，售电边际贡献同比提升，盈利能力同比增强。2023年，大士能源完成发电量112.71亿千瓦时，同比减少10.84亿千瓦时；实现利润总额43.55亿元，同比增利24.77亿元。巴基斯坦业务管理水平不断提升，安全生产2,400天，连续5年荣获可靠电站奖。深化提质增效，大力压减生产费用、管理费用，强化资金管理，加强电费回收，全年经营效益保持稳定，实现营业收入40.61亿元，利润总额6.05亿元，同比增加0.09亿元。
　　
　　四、报告期内核心竞争力分析
　　1、规模和装备优势突出
　　截至2023年12月31日，公司可控发电装机容量为135,655兆瓦，境内电厂全年累计完成上网电量4,478.56亿千瓦时。公司燃煤机组中，超过55%是60万千瓦以上的大型机组，包括16台已投产的百万千瓦等级超超临界机组。公司风电装机容量迅速增长的同时，装备技术水平也在不断升级，单机5兆瓦及以上的大型风机装机容量已达4,470兆瓦，占公司风电装机总容量的29%；单机11兆瓦的风机已在广东勒门海上风电建成。
　　2、电厂的区域布局优势
　　公司在中国境内的电厂分布在二十六个省、自治区和直辖市，其中位于沿海沿江经济发达地区的机组利用率和电价水平较高，内陆电厂大多分布在环绕首都和燃料陆运直达区域，有利于多渠道采购煤炭、稳定供给。同时公司拥有港口及码头资源，对提高集约化燃料管理起到了极大的支持作用，有利于公司统一库存、发挥淡储旺耗的功能，加速煤炭周转，减少滞期费用。新能源项目大多分布在消纳能力较强、电价相对较高的区域，有力保障了新能源项目的收益率水平。此外，公司在新加坡全资拥有一家营运电力公司，在巴基斯坦投资一家营运电力公司。公司电厂的境内外区域布局可以形成优势互补、增强抵抗经营风险的能力。
　　3、低碳清洁能源比例不断提高
　　公司积极贯彻能源安全新战略，以“双碳”目标为引领，围绕“十四五”发展目标和战略布局，顺应构建新型电力系统的政策趋势，充分发挥“两个联营”优势，加快绿色低碳转型步伐。截至2023年12月31日，公司风电装机容量为15,511兆瓦（含海上风电4,451兆瓦），太阳能发电装机容量为13,100兆瓦，水电装机容量为370兆瓦，天然气发电装机容量为13,233兆瓦，生物质能源装机容量为160兆瓦，低碳清洁能源装机容量占比提升至31.24%。
　　4、科技创新成绩显著
　　2023年公司继续保持了较大的研发投入力度，科技创新工作成绩显著，科技成果转化持续推进。由公司承办，由国家科技部资助的大型海上风电设计、制造、安装、调试与运行技术研发工作圆满收官；高温金属材料的研究工作取得了十余项技术突破；燃机关键部件故障分析、无损检测、效能诊断等科研成果被纳入中央企业科技创新成果推荐目录；燃煤机组深度调峰过程节能技术在山东威海电厂600兆瓦机组应用成功，变负荷过程的节煤效益达1.5克/千瓦时；国内首套燃机烟气CO2捕集装置（2000吨/年）在海南洋浦燃机研制成功；目前世界上容量最大的5兆瓦超级电容储能系统在福建罗源电厂研制成功；世界上规模最大的燃机烟气高效余热利用装置在北京热电厂投运，供热面积增大750万平方米；天津杨柳青电厂研制出新型保温纤维材料，灰渣综合利用价值显著提高。公司及所属单位全年共有617件发明专利、3,239件实用新型专利和320件国际专利获得授权。
　　5、不断完善的公司治理结构和市场信誉优势
　　作为境内外上市公司，公司认真贯彻落实上市地监管要求，积极接受广大投资者的监督。目前公司由股东大会、董事会、监事会和管理层组成的公司治理结构形成了决策权、监督权和经营权之间相互制衡、运转协调的运行机制。不断完善的治理结构、严谨的内控体系、健全的制度机制，有效保障了公司的规范化运作。公司在境内外资本市场积累了良好的市场信誉优势，融资渠道广、融资能力强、融资成本低。
　　6、丰富的资本运作经验和海外发展经验
　　公司先后于1994年、1998年和2001年在纽约、香港和上海三地上市，利用境内外资本市场完成了一系列权益和债务融资，为公司经营筹措了大量资金。公司自成立以来，秉持“开发与收购并重”的发展战略，持续开展多种形式的收购，助力公司快速成长。公司实施“走出去”战略，收购、运营新加坡大士能源，响应国家“一带一路”倡议，全面建成中巴经济走廊首个重大能源项目——巴基斯坦萨希瓦尔燃煤电站，积累了海外发展的宝贵经验。
　　7、卓越的市场运营管理和客户服务能力
　　公司以市场为导向、客户为中心、效益为目标，通过政策和市场研判、量价统筹、区域间协同，努力增发效益电量。积极参与电力市场化改革，通过建立完善的客户服务体系、构建营销数字化系统，建成售电新媒体宣传矩阵体系，明确了建设品牌提声誉、新媒体宣传促流量、电话直销全覆盖的策略，以扩大小微市场份额，推动售电量和用户数量提升、完善用户结构和用电质量。积极开拓综合能源服务新业务，推动形成电碳绿证多市场业务协同能力，持续保持和巩固公司优秀的客户服务水平。
　　8、高素质的员工和经验丰富的管理层
　　公司坚持“人才资源是第一资源”的理念，积极推进人才强企战略，注重专业人才、青年人才和国际化人才培养，聚焦公司事业发展，形成了一支结构合理、专业配套、素质优良、忠于华能事业、符合公司发展战略需要的忠诚、干净、担当的高素质专业化人才队伍。公司的管理团队拥有全面的行业知识并深刻了解国内国际业务所在地相关监管制度，紧跟电力行业的最新发展趋势，能够把握市场商机，制定并实施可行的商业策略，评估及管控风险，高质量执行管理及生产计划，有效提高公司价值。
　　9、大股东的强有力支持
　　自公司上市以来，公司大股东不断将优质资产注入公司，并通过参与公司的股权融资注入现金，始终支持公司的持续、稳定、健康发展。
　　
　　五、报告期内主要经营情况
　　报告期内，本公司实现营业收入2,543.97亿元，同比增长3.11%；营业成本2,235.75亿元，同比下降6.54%；营业利润132.46亿元，同比增长227.23%；净利润90.82亿元，同比增长190.06%。
　　
　　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。在宏观政策方面，会议着重要求增强宏观政策取向一致性。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。着力扩大国内需求，激发有潜能的消费，扩大有效益的投资，形成消费和投资相互促进的良性循环。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。深入实施国有企业改革深化提升行动，增强核心功能、提高核心竞争力。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，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；新能源项目受电量交易比例增加、分时政策调整等影响，预计电价将有所下降。
　　碳市场方面，随着碳达峰、碳中和工作逐步推进，全国碳市场第二个履约期对碳排放基准值进行下调，配额发放大幅收紧，碳排放履约成本增加。第三个履约期配额分配方案尚未发布，预计碳排放履约成本将逐步增加。
　　煤炭市场方面，前两年国内煤炭核增产能已大部分达产满产，煤炭主产地安监力度持续趋严，2024年国内煤炭增产空间有限。国际市场方面，受国家进口煤免税政策终止影响，蒙煤、俄煤煤价上涨导致相应进口量或将收缩，印尼、澳煤保持平稳，国际海运贸易煤炭整体增量有限，进口煤对国内补充作用减弱。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年煤炭供需格局进一步改善，整体平衡、局部紧张。煤价走势总体平稳，价格中枢有所下移，但下降幅度有限。
　　资金市场方面，根据中央经济工作会、央行货币政策委员会季度例会等相关精神，2024年要坚持稳中求进、以进促稳、先立后破，坚持稳健的货币政策，落实好灵活适度、精准有效的要求，继续为实体经济稳定增长营造良好的货币金融环境。
　　(二)公司发展战略
　　公司全面贯彻“创新、协调、绿色、开放、共享”的新发展理念，坚持以质量效益为中心，统筹能源安全和绿色发展，全面推进高质量发展，力争在“十四五”末期公司低碳清洁能源装机占比达到45%左右，把公司建设成为治理完善、运营卓越、节能环保和市场价值优秀的国际一流上市发电公司。
　　公司以“四个革命、一个合作”能源安全新战略为根本遵循，以碳达峰、碳中和为目标，以质量效益为先，推动能源绿色低碳转型。坚持“集中式与分布式并重，自主建设为主”的原则，进一步在“三北”地区和辽宁、山东、江苏、浙江、广东等沿海区域及中部新能源资源良好地区打造基地型清洁型互补型、集约化数字化标准化的“三型三化”大型清洁能源基地，加快新能源跨越式发展，加快煤电结构优化升级，择优发展气电及其它清洁能源发电；以科技创新支撑高质量发展，坚持服务国家战略，坚持面向公司发展重大需求，坚持数字化智能化发展，深化提升自主创新能力，实施科技示范工程；做强做优综合能源服务，主动适应国家能源供应结构转型，坚持以数字化为手段，积极发展战略新兴产业，围绕核心产业开展多元供应和能源服务；坚持融入国内国际双循环新发展格局，加强国际合作，加强境外资产高效运营，提升境外资产抗风险能力和盈利水平；坚持以提升效益、创造价值为导向，夯实经营管理基础，提高管理效能，全面提高公司现代化经营管控水平，完善公司治理，提升公司品牌价值，认真履行社会责任。
　　(三)经营计划
　　2024年，公司将坚定贯彻落实国务院国资委提高央企控股上市公司质量工作部署，以创建世界一流企业为主线，围绕公司“十四五”规划和发展战略，坚定绿色低碳发展的决心，着力推进公司转型发展。公司将进一步发挥上市公司功能，更加注重卓越运营、更加注重价值创造、更加注重品牌建设，锐意进取、真抓实干，确保全面完成年度各项目标任务，推动公司高质量发展迈上新台阶。
　　电力建设方面，公司将突出抓好绿色低碳转型，大力发展新能源，持续优化火电发展，择优布局调峰气电，以安全发展为基础，以质量效益为中心，以科技创新为支撑，以现代化管理为手段，统筹抓好安全、质量、造价、技术创新、智慧基建等全方位工作，确保实现质的有效提升和量的合理增长，助力构建新型电力系统。
　　电力生产方面，公司在做好清洁能源发电系统运行维护工作的同时，重视现有火电机组在全社会能源安全体系中的基础性、调节性作用，积极开展延寿测评和改造，保持应急备用机组的健康水平。公司积极发展供热产业，升级综合能源服务；深入研究生物质耦合发电的应用前景，捕捉市场机遇；根据各地生态文明建设的需求认真做好各项环保治理工作，努力巩固安全生产、节能环保方面的领先优势。
　　电力营销方面，公司将坚持效益为先、量价统筹，密切跟踪电力市场变化，综合研判市场竞争形势和电价走势，积极应对煤机容量电价出台和新能源电量交易，全力稳定中长期收益，并合理利用现货市场规则获取现货收益。全力开拓售电市场，做好华能售电品牌建设工作，提升售电收益，同时进一步优化碳市场交易。持续提升营销信息化水平，强化人才培养。2024年，公司力争完成境内发电量4,850亿千瓦时左右。
　　燃料采购方面，公司将科学统筹保供与控价的关系，保障燃料供应，控制采购成本。全力提高煤炭中长协签约履约质量，发挥长协合同“压舱石”作用。刚性落实煤电产业协同计划，充分发挥内部供应兜底保障作用。同时，进一步优化煤炭采购结构，精准采购进口煤，全力压降采购成本。
　　资金方面，公司将深化资金市场研判，加大融资力度，保障资金供给，持续优化融资结构。合理确定融资规模和资金到位时间。拓宽融资渠道，用好用足绿色金融政策，在保障资金安全的同时努力降低资金成本。
　　(四)可能面对的风险
　　1.电力行业及市场风险
　　（1）2024年，国内经济继续回升，预计全社会用电量同比增长6%左右，新能源保持快速发展，装机规模有望首次超过煤电，煤电企业发挥兜底保供和支撑调节作用更加凸显，在极端天气和需求尖峰时期，局部地区个别时段可能出现电力供应紧张的风险。
　　（2）电力现货市场在多省市全面铺开，煤电容量电价机制正式执行，市场竞争更加激烈。可靠性能低、发电煤耗高的煤电机组，市场竞争能力不强、容量电费无法全额获取，存在收益下降的风险。
　　（3）新能源电量交易规模不断扩大，保障收购电量规模持续下降，新能源参与市场化交易的电价进一步下降，因此现货市场地区新能源交易电价降幅将更大，存在收益下降的风险。
　　公司将强化政策研究工作，主动适应“双碳”目标下的电力市场发展需要，加快煤电机组的技术升级和转型发展，继续坚持推动市场规范运行，及时调整定价策略，全力防控经营风险。
　　2.燃料采购市场方面的风险
　　（1）随着国内宏观经济的复苏，社会用电量不断提升，迎峰度夏、迎峰度冬及极端天气等用电高峰时段，局部地区或将出现时段性电力供应紧张局面，火电将继续发挥能源兜底保障作用，局部煤炭保供依然面临较大压力。
　　（2）国内煤炭产量进一步增长空间有限，受进口煤税收政策影响，利用国际市场资源平抑内贸煤价的作用将有所减弱，煤价整体仍处于相对高位且波动频繁，公司煤电业务经营压力依然较大。
　　（3）沿海区域进口煤采购比例较大，煤炭供应受国际市场影响较大，保供控价存在双重压力。
　　公司将密切跟踪煤炭市场变化，贯彻落实国家政策要求，充分发挥长协合同“压舱石”作用；把握国际煤炭市场形势，做优进口煤；继续优化供应结构，提升机组顶峰保供能力，提高新型电力市场的适应能力；强化库存管理，发挥淡储旺耗、低储高耗作用，多措并举控制煤炭采购成本。
　　3.碳市场风险
　　第二履约期配额发放大幅收紧，碳排放履约成本增加。在第三履约期，随着碳市场参与主体规模扩大和配额发放可能进一步收紧，将继续推高碳交易价格，发电企业存在碳履约成本增加的风险。
　　公司将密切关注全国碳市场政策变化，加快节能减排升级改造，加强自愿减排项目（CCER）开发，统筹优化碳交易策略，努力以低成本完成碳排放履约工作。
　　4.环保风险
　　根据生态文明建设的现状和需求，国家还在不断完善和深化包括但不限于京津冀、长江经济带、珠三角等重点区域的环保政策，在水体保护、扬尘治理等方面提出新的、更严格的要求，有关基层企业的环保费用支出有可能增加。
　　公司严格执行国家环保政策，所属燃煤发电厂全部完成超低排放改造，实现超低排放运行，对天气状况、燃料品质、电热负荷等内外因素的波动具有良好的适应性，已全部通过地方环保部门的验收。同时，公司积极跟进环保部门的关切，以谨慎的态度科学选取先进、适用的技术方案，在改进节水与废水处理系统、建设煤场封闭设施、完善灰渣综合利用等方面积极作为，确保各类环保风险得到及时识别和有效化解。
　　5.电力建设风险
　　在电力建设方面，公司可能面临极端天气、物资设备供应不畅、人工成本上涨、“四证一书”办理环节多、建设用地取得周期长、并网协调难度大等风险。
　　公司将提前应对风险挑战，主动作为，加大组织协调力度，调动项目参建各方积极性，攻坚克难，保障项目按计划有序推进。
　　6.资金市场风险
　　根据中央经济工作会、央行货币政策委员会季度例会等相关精神，2024年要坚持稳中求进、以进促稳、先立后破，稳健的货币政策将会精准有力，综合运用多种货币政策工具，保持流动性合理充裕，保持货币供应量和社会融资规模增速同名义经济增速基本匹配，为实体经济提供更有力支持。继续加大对绿色发展、科技创新等国民经济重点领域和薄弱环节的支持力度。
　　2024年，公司将着力提升经营业绩，进一步拓宽融资渠道，保障能源安全供应和绿色低碳转型资金需求。密切关注境内外资金市场变化，用好用足绿色金融政策，降低利率波动风险，努力控制融资成本，优化债务期限结构，防范资金风险，实现降本增效。 收起▲

　　一、 报告期内公司所属行业及主营业务情况说明
　　报告期内公司所属行业情况说明：
　　根据中国电力企业联合会（“中电联”）发布的数据，2023年上半年全社会用电量完成4.31万亿千瓦时，同比增长5.0%；其中第一产业同比增长12.1%，第二产业同比增长4.4%，第三产业同比增长9.9%，居民用电同比增长1.3%。
　　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，水电同比下降22.9%；火电同比增长7.5%；风电同比增长21.2%。
　　火电、风电利用小时同比增加：2023年上半年全国发电设备平均利用小时为1,733小时，同比降低44小时，其中火电设备利用小时2,142小时，同比增加84小时；风电设备利用小时1,237小时，同比增加83小时；光伏设备利用小时658小时，同比减少32小时；水电设备利用小时1,239小时，同比减少452小时。
　　中电联预计下半年全社会用电量同比增长6.0%左右，增速比上半年有所回升，预计2023年全年的全社会用电量增速处在5%-6%之间。
　　2023年3月，生态环境部印发《2021、2022年度全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施方案（发电行业）》，该方案对2021、2022年度配额预分配、调整、核定、预支、清缴等各项工作进行了安排部署，配额分配方法在整体上保持了政策的延续性和稳定性，碳配额发放较上一履约期明显收紧，体现了积极稳妥推进发电行业绿色低碳转型的导向。
　　2023年5月，国家发展改革委印发《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》，在严格成本监审基础上核定第三监管周期省级电网输配电价，进一步深化输配电价改革。改革后，输配电价结构更加合理，不同电压等级电价更好反映了供电成本差异，为促进电力市场交易、推动增量配电网微电网等发展创造有利条件。同时将用户用电价格逐步归并为居民生活用电、农业生产用电及工商业用电三类，此次电价调整的对象为原大工业用户和一般工商业用户（包括直接参与市场用户、电网企业代理购电用户），居民、农业用户电价没有变化，继续执行现行目录销售电价政策。
　　报告期内公司主营业务情况说明：
　　2023年上半年，公司实现营业收入人民币1,260.32亿元，较上年同期上升7.84%；实现归属于母公司股东的净利润63.08亿元，较上年同期上升309.67%，每股收益为人民币0.31元；利润同比上升的主要原因，一是境内燃煤价格同比下降和电量同比上涨的综合影响，二是公司新加坡业务利润同比大幅增长。上半年，公司火电板块税前利润汇总金额为9.42亿元，同比增利96.86亿元；风电板块税前利润汇总金额为40.24亿元，同比增利5.99亿元；太阳能发电板块税前利润汇总金额为10.02亿元，同比增利4.73亿元。
　　公司新增基建并网可控发电装机容量4,051兆瓦。其中，新增低碳清洁能源装机容量3,401兆瓦。公司低碳清洁能源装机比重同比提高3.69个百分点。截至2023年6月30日，公司拥有可控发电装机容量129,995兆瓦。其中，风电可控发电装机容量为13,886兆瓦，太阳能发电可控装机容量为8,774兆瓦。
　　公司中国境内各运行电厂平均上网结算电价为515.23元/兆瓦时，同比上升1.89%；公司中国境内各运行电厂按合并报表口径累计完成上网电量2,111.48亿千瓦时，同比上升7.43%。公司境内电厂年累计平均利用小时1,799小时，同比增加39小时；其中燃煤机组利用小时2,046小时，同比增加100小时。公司大部分燃煤电厂的利用小时数在所在地区处于领先水平。公司风电机组利用小时1,253小时，同比增加94小时；太阳能发电机组利用小时603小时，同比减少46小时。公司积极开拓供热市场，扩大供热面积，供热量累计完成1.82亿吉焦，同比增长2.39%。
　　国内煤炭供应保持高位水平，进口煤供应量同比大幅增长，非电用煤需求不及预期，库存处于历史高位水平，煤炭供需关系从紧平衡向宽松转变，煤炭价格波动下行。上半年，公司抓住市场有利时机，科学优化采购策略，积极夯实长协资源保供控价基础，把握政策机遇持续做优进口煤，利用市场供应相对宽松且高热值煤性价比较好的窗口期，努力优化存煤结构，燃料成本控制成效显著。上半年，公司累计采购煤炭1.05亿吨，同比增加18.72%；累计入炉除税标煤单价1,137.76元/吨，同比下降10.49%。
　　公司安全生产、技术经济及能耗指标继续保持较好水平，公司境内火电机组平均等效可用率为92.76%，生产供电煤耗为287.25克/千瓦时,生产厂用电率为4.25%。公司高度重视节能环保工作，目前，公司全部燃煤机组均装有脱硫、脱硝和除尘装置，并完成超低排放改造，各项指标均符合环保要求。
　　在碳市场配额履约方面，公司上半年出售碳排放配额交易收入约0.61亿元。
　　公司积极发挥资本市场融资功能，充分用好用足国家支持政策和绿色金融政策，在保障能源供应安全及降低资金成本的同时，助力公司绿色低碳转型。抓住市场窗口，滚动发行超短期融资券442亿元；圆满完成国常会能源保供特别债发行工作，做好煤电企业保供资金支持。上半年，公司累计落实债务融资超过1,200亿元，综合资金成本逐步下降。
　　上半年，中国会计准则下，新加坡业务实现营业收入161.41亿元，实现税前利润28.90亿元；巴基斯坦业务实现营业收入22.19亿元，实现税前利润3.12亿元。

　　二、经营情况的讨论与分析
　　2023年上半年，公司实现营业收入人民币1,260.32亿元，同比增长7.84%；营业成本1,108.64亿元，同比下降3.27%；利润总额83.45亿元，同比增长299.84%；净利润66.18亿元，同比增长269.54%；归母净利润63.08亿元，同比增长309.67%。利润增长的主要原因，一是境内燃煤价格同比下降和电量同比增长的综合影响，二是本公司之子公司中新电力利润同比大幅增长。
　　报告期内公司经营情况的重大变化，以及报告期内发生的对公司经营情况有重大影响和预计未来会有重大影响的事项

　　三、报告期内核心竞争力分析
　　1、规模和装备优势突出
　　截至2023年6月30日，公司可控发电装机容量达到129,995兆瓦，境内电厂上半年累计完成上网电量2,111.48亿千瓦时。公司燃煤机组中，超过55%是60万千瓦以上的大型机组，包括16台已投产的百万千瓦等级的超超临界机组和国内首次采用超超临界二次再热技术的燃煤发电机组。公司风电装机容量迅速增长的同时，装备技术水平也在不断升级，单机5兆瓦及以上的大型风机的装机容量已达292万千瓦，占公司风电装机总容量的22%；单机7.5兆瓦的风机已在大连庄河海上风电建成。
　　2、电厂的区域布局优势
　　公司在中国境内的电厂分布在二十六个省、自治区和直辖市，其中位于沿海沿江经济发达地区的用电量和电价水平较高，内陆电厂大多分布在环绕首都和燃料陆运直达区域，有利于多渠道采购煤炭、稳定供给。同时公司拥有港口及码头资源，对提高集约化燃料管理起到了极大的支持作用，有利于公司统一库存、发挥淡储旺耗的功能，加速煤炭周转，减少滞期费用。新能源项目大多分布在消纳能力较强、电价较高的区域，有力保障了新能源项目的收益率水平。此外，公司在新加坡全资拥有一家营运电力公司，在巴基斯坦投资一家营运电力公司。公司电厂的境内外区域布局可以形成优势互补、增强抵抗经营风险的能力。
　　3、低碳清洁能源比例不断提高
　　公司积极贯彻能源安全新战略，以“双碳”目标为引领，围绕“十四五”发展目标和战略布局，顺应构建新型电力系统的政策趋势，充分发挥“两个联营”优势，加快绿色低碳转型步伐。2023年上半年，公司新增基建并网可控发电装机容量4,051兆瓦，其中新增低碳清洁能源装机容量3,401兆瓦，低碳清洁能源装机比重进一步提高至28.02%。
　　4、科技创新节能环保成绩显著
　　公司不断加大科技创新力度，科技成果转化持续推进，科技创新工作取得显著成绩。国家重点研发计划海上风电项目研发工作已全部完成，经专家组绩效评价评审，各项指标均达到合同要求；700℃高温锅炉管通过全国锅炉与压力容器标委会纳标评审。燃机自主化项目多项技术成果投入应用。燃煤机组深度调峰过程节能项目成功在威海电厂600MW机组示范应用，实现瞬态变负荷过程供电煤耗降低不少于1.5g/kWh。洋浦热电成功投运全国首套燃气烟气2000吨/年二氧化碳捕集装置。罗源电厂成功投运全球最大容量5MW超级电容储能系统。上半年，公司共有184件发明专利、1502件实用新型专利和30件国际专利获得授权。公司的环保排放水平符合国家标准，燃煤机组均已按国家要求实现了烟气超低排放，供电煤耗等主要能耗指标相较电力行业的总体水平具有明显的领先优势。在中电联2022年度全国电力行业火电机组能效水平对标中，公司共有55台次机组获奖,占获奖总数的14%；其中11台获5A级评价，占5A级获奖总数的19%。
　　5、不断完善的公司治理结构和市场信誉优势
　　作为境内外上市公司，公司受到上市地证券监管部门的监管和广大投资者的监督。目前公司由股东大会、董事会、监事会和管理层组成的公司治理结构形成了决策权、监督权和经营权之间相互制衡、运转协调的运行机制。不断完善的治理结构，保障了公司的规范化运作。公司在境内外资本市场积累了良好的市场信誉优势，融资渠道广、融资能力强、融资成本低。
　　6、丰富的资本运作经验和海外发展经验
　　公司先后于1994年、1998年和2001年在纽约、香港和上海三地上市，利用境内外资本市场完成了一系列权益和债务融资，为公司经营筹措了大量资金。公司自成立以来，秉持“开发与收购并重”的发展战略，持续开展多种形式的收购，助力公司快速成长。公司实施“走出去”战略，收购、运营新加坡大士能源；响应国家“一带一路”倡议，全面建成中巴经济走廊首个重大能源项目——巴基斯坦萨希瓦尔燃煤电站，积累了海外发展的宝贵经验。
　　7、卓越的市场运营管理和客户服务能力
　　公司以市场为导向、客户为中心、效益为目标，通过政策和市场研判、量价统筹、区域间协同，实现增发效益电量。积极应对电力市场化改革，通过建立完善的客户服务体系、构建营销数字化系统，培育多渠道新媒体网络售电体系；适时根据市场运营变化和客户服务需求开展相关培训，积极开拓综合能源服务新业务，推动形成电碳绿证多市场业务协同能力，持续保持和巩固公司优秀的客户服务水平。
　　8、高素质的员工队伍和经验丰富的管理层
　　公司坚持“人才资源是第一资源”的理念，积极推进人才强企战略，注重青年人才和国际化人才培养，聚焦公司事业发展，形成了一支结构合理、专业配套、素质优良、忠于华能事业、符合公司发展战略需要的忠诚、干净、担当的高素质专业化人才队伍。公司的管理团队拥有全面的行业知识并深刻了解国内国际业务所在地电力监管制度，紧跟电力行业的最新发展趋势，能够把握市场商机，制定全面商业策略，评估及管理风险，执行管理及生产计划并提升整体利润，从而提高公司价值。
　　9、大股东的强有力支持
　　自公司上市以来，公司大股东不断将优质资产注入公司，并通过参与公司的股权融资注入现金，始终支持公司的持续、稳定、健康发展。
四、可能面对的风险
　　1.电力行业及市场风险（1）随着电力市场化改革不断深入，电力现货市场全面铺开，市场化交易电量比例持续提高，电力市场竞争愈发激烈,煤价呈现回落趋势，电价下行压力加大。
　　（2）新能源装机保持快速增长，保障收购电量规模持续下降，参与市场交易规模逐步扩大，绿电交易价格形成机制尚不完善，新能源企业稳定收益存在困难。
　　（3）当前辅助服务市场、容量市场等配套市场机制有待完善，中长期、现货交易价格无法完全体现备用、调节服务价值，发电机组难以获得应有的投资回报，发电企业可持续发展还需相关政策支撑。
　　公司将积极推进绿色转型，加快提升清洁能源比重，实现公司装机结构优化升级；强化政策研究，主动适应“双碳”目标下的电力市场发展，继续推动市场规范运行，及时调整定价策略，全力防控经营风险。随着国家逐步健全电力辅助服务、容量补偿以及价格传导机制，将为公司稳健经营和可持续发展创造良好的基础条件。
　　2.燃料采购市场方面的风险（1）随着国家宏观经济的复苏，社会用电量不断提升，迎峰度夏、迎峰度冬及极端天气等用电高峰时段，局部地区或将出现时段性电力供应紧张局面，火电将继续发挥能源兜底保障作用，局部煤炭保供依然面临较大压力。
　　（2）国家增产保供政策持续发力，国内煤炭产量快速增长，煤炭供需矛盾明显缓解，煤炭价格下行，但整体仍处于相对高位，公司煤电企业经营压力依然较大。
　　（3）沿海区域内贸中长协占比低，进口煤采购比例高，煤炭供应受国际市场影响较大，保供控价存在双重压力。
　　公司将密切跟踪煤炭市场变化，贯彻落实国家政策要求，努力提高长协合同履约率，充分发挥长协合同压舱石作用；把握国际煤炭市场形势，做优进口煤；继续优化供应结构，提升机组顶峰保供能力，强化库存管理，发挥淡储旺耗、低储高耗作用，多措并举控制煤炭采购成本。
　　3.碳市场风险生态环境部《关于做好2021、2022年度全国碳排放权交易配额分配相关工作的通知》明确碳排放基准值下调，2023年底为全国碳市场第二个履约周期履约截止时间。配额发放大幅收紧，但自愿减排机制等政策尚未正式出台，碳市场价格走势存在一定不确定性。
　　公司将密切关注全国碳市场政策变化及价格走势，持续强化碳交易管理，优化碳交易策略，力争以较低成本按期完成全国碳市场第二个周期交易履约工作。
　　4.环保风险根据生态文明建设的现状和需求，国家还在不断完善和深化包括但不限于京津冀、长江经济带、珠三角等重点区域的环保政策，在水体保护、扬尘治理等方面提出新的、更严格的要求，有关基层企业的环保费用支出有可能增加。
　　公司严格执行国家环保政策，所属燃煤发电厂新建机组均配备了技术先进、功能强大的烟气净化系统，境内其他燃煤机组也已按国家的规定实施了超低排放改造，对天气状况、燃料品质、电热负荷等内外因素的波动具有良好的适应性，通过了地方环保部门的验收。同时，公司积极跟进环保部门的关切，以谨慎的态度科学选取先进、适用的技术方案，在改进节水与废水处理系统、建设煤场封闭设施、完善灰渣综合利用等方面积极作为，确保各类环保风险得到及时识别和有效化解。
　　5.资金市场风险央行货币政策委员会第二季度例会指出，央行将精准有力实施稳健的货币政策，为实体经济提供更有力支持，保持流动性合理充裕。继续加大对绿色发展、科技创新等国民经济重点领域和薄弱环节的支持力度。发挥贷款市场报价利率改革效能和指导作用，推动企业融资成本稳中有降。以促进实现碳达峰、碳中和为目标完善绿色金融体系。
　　公司将着力提升经营业绩，加强资本运作，进一步拓宽融资渠道，保障能源安全供应和绿色低碳转型资金需求。密切关注资金市场变化，用好用足绿色金融政策，努力控制融资成本，防范资金风险，实现降本增效。 收起▲

　　一、经营情况讨论与分析
　　2022年，公司实现营业收入人民币2,467.25亿元，比上年同期上升了20.31%。由于本年度煤价仍居高位，且公司煤机装机比例较高，新能源发电盈利未能覆盖煤电亏损等情况影响，全年业绩亏损，归属于母公司股东净利润为人民币-73.87亿元，比上年同期减亏26.17%，每股收益为人民币-0.61元。
　　2022年，公司持续优化火电机组运行方式，合理安排检修时间，在完成电热保供任务的同时，努力多发有效益的电量，但受燃料价格高位运行、电力市场交易规模扩大、用电量增长不及预期等多重因素影响，公司火电发电量同比略有下降。公司大力推进绿色低碳发展，风电和光伏装机容量持续增长，新能源发电量同比有较大幅度增长，促进年累计发电量降幅收窄。2022年，公司中国境内各运行电厂累计完成上网电量4,251.86亿千瓦时，同比下降1.44%；全年平均利用小时3,785小时，同比减少273小时，其中燃煤机组利用小时4,228小时，同比减少260小时。公司积极开拓供热市场，扩大供热面积，供热量年累计完成3.22亿吉焦，同比增长8.3%。平均上网结算电价为509.92元/兆瓦时，同比上升18.04%。
　　2022年，公司认真研判市场走势，强化国家政策落实，积极推动电煤中长期合同和进口煤应急保障合同的签约、履约，不断优化内外贸供应结构，积极有效应对进口煤价格倒挂、煤炭资源紧张、煤价高企等情况，全年共采购煤炭1.94亿吨，有效完成迎峰度夏、冬季供暖和重要时段电力、热力保供任务。受国内外能源市场供应紧张形势影响，燃煤价格高位运行，2022年公司煤炭采购均价（包括运输成本、其他税费）较去年同比上涨49.26元/吨；境内火电厂售电单位燃料成本为372.56元/兆瓦时，同比上涨17.73%。
　　2022年末，公司中国境内火电可控发电装机容量为106,956兆瓦，其中，煤机94,058兆瓦，燃机12,738兆瓦；全年各燃煤电厂税前利润汇总金额为-173.25亿元，同比减亏29.64亿元，各燃机电厂税前利润汇总金额为5.75亿元，同比减利7.40亿元。公司高度重视节能环保工作，目前全部燃煤机组均装有脱硫、脱硝和除尘装置，并全部达到超低排放标准，各项指标均符合环保要求。公司全年境内火电机组平均等效可用率为93.37%，生产供电煤耗为287.69克/千瓦时，生产厂用电率为4.37%，主要能耗指标相较电力行业的总体水平具有明显的领先优势。
　　2022年末，公司中国境内风电可控发电装机容量为13,628兆瓦，光伏装机6,276兆瓦；全年各风电场税前利润汇总金额为62.35亿元，同比增利13.41亿元；各光伏电站税前利润汇总金额为11.48亿元，同比增利4.23亿元。
　　2022年，公司境外项目整体效益同比大幅增长。公司所属新加坡大士能源通过动态优化市场策略，积极拓展电力零售市场，单位售电边际贡献不断提高。中国准则下，新加坡业务实现收入284.43亿元，同比增加121.07亿元；税前利润18.78亿元，同比增加17.14亿元。巴基斯坦业务实现营业收入57亿元，实现利润总额5.97亿元，同比减利1.80亿元。
　　
　　二、报告期内公司所处行业情况
　　根据中国电力企业联合会（“中电联”）发布的数据，2022年，全国全口径发电量86,941亿千瓦时，同比增长3.6%。其中煤电发电量为50,770亿千瓦时，同比增长0.7%；风电和并网太阳能发电量分别为7,624和4,276亿千瓦时，同比分别增长16.3%和30.8%。2022年，全国6,000千瓦及以上电厂发电设备平均利用小时数为3,687小时，同比减少125小时，其中，燃煤发电利用小时为4,594小时，同比减少8小时。
　　2022年1月，国家发改委、国家能源局联合印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，要实现电力资源在全国更大范围内共享互济和优化配置，加快形成统一开放、竞争有序、安全高效、治理完善的电力市场体系。
　　国家高度重视能源安全供应工作，相继推出一系列电煤保供稳价政策措施。2022年2月，国家发改委印发《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，明确中长协价格合理区间，并表示将运用《价格法》调控煤炭市场价格；进一步加强电煤中长期合同签订、履约和监管工作，并要求电煤中长期合同实现发电供热企业全年用煤量签约、电煤中长期合同月度履约率以及执行国家电煤中长期合同价格政策的“三个100%”。同时，陕西榆林、内蒙鄂尔多斯等主产地相继取消煤管票制度，推动国内先进产能进一步释放，上述政策措施对促进煤价理性回归起到积极作用。
　　然而，国际煤炭市场受地缘政治冲突等因素影响，供应紧张，进口煤减量明显，煤炭价格大幅上涨，国内煤炭供应增加不及预期，煤价继续持续高位运行。2022年北方港5500大卡动力煤市场均价为1,296元/吨，同比上涨24.2%，煤电企业燃料采购成本大幅增加，给公司的煤电经营带来极大压力。
　　
　　三、报告期内公司从事的业务情况
　　公司的主要业务是利用现代化的技术和设备，利用国内外资金，在国内外开发、建设和运营燃煤、燃气发电厂、新能源发电项目及配套港口、航运、增量配电网等设施，为社会提供电力、热力及综合能源服务。截至2022年12月31日，公司可控发电装机容量127,228兆瓦，其中清洁能源装机容量33,171兆瓦，清洁能源装机占比达到了26.07%，同比提升3.68个百分点。公司中国境内电厂广泛分布在二十六个省、自治区和直辖市，在新加坡全资拥有一家营运电力公司，在巴基斯坦投资一家营运电力公司。
　　报告期内，公司电力、热力销售收入约占营业收入的95%。公司的主要业绩驱动因素包括但不限于上网电量（供热量）、电价（热价）及燃料价格等方面。同时，技术创新、环境政策、人才队伍等亦会间接影响公司当期业绩和发展潜力。
　　2022年，公司积极采取加强电量督导、减少机组备用等措施努力提升电量水平,但由于受到国家整体经济运行形势、公司装机容量、区域布局、装机结构、市场竞争等多重因素综合影响,公司中国境内各运行电厂按合并报表口径累计完成上网电量4,251.86亿千瓦时，同比下降1.44%。公司交易电量3,758.7亿千瓦时，交易电量占比88.4%；其中公司燃煤发电量基本全部进入市场，交易电量占比99.65%。全年公司供热量累计完成3.22亿吉焦，同比增长8.3%。
　　电价和燃料价格主要受国家政策、市场竞争和供求关系影响。2022年，公司中国境内各运行电厂平均上网结算电价为509.92元/兆瓦时，同比上升18.04%。公司平均交易电价481.4元/千千瓦时，较基准电价上升19.4%。国家电价政策（发改价格〔2021〕1439号）基本落实到位，燃煤交易电价478.6元/千千瓦时，较基准价上浮20.28%。受国内外能源市场供应紧张形势影响，2022年燃煤价格高位运行，公司全年境内火电厂售电单位燃料成本为372.56元/兆瓦时，同比上涨17.73%。
　　公司积极参与全国电力辅助服务市场。2022年，除广西外，公司其他区域电厂均参与了辅助服务，其中调峰辅助服务电费净收入14.23亿元，调频辅助服务电费净收入0.50亿元。
　　在碳市场配额履约方面，2022年，公司出售碳排放配额交易收入约4.78亿元，购买碳排放配额履约支出约1.04亿元，净收益约3.74亿元。
　　公司积极发挥资本市场融资功能，充分用好用足国家支持政策和绿色金融政策。2022年，公司利用碳减排支持工具、煤炭清洁高效利用专项再贷款以及政策性开发性金融工具等各项政策，发行国内首批转型债，在保障能源供应安全及降低资金成本的同时，助力公司绿色低碳转型；有效落实国常会能源保供特别债，做好煤电企业保供资金支持；积极回收可再生能源补贴及留抵退税，有效补充公司经营现金流。2022年，公司累计落实债务融资超过2,700亿元，全年综合资金成本逐步下降。
　　境外业务方面，2022年，公司在新加坡全资拥有的大士能源公司克服国际市场天然气供应紧张等影响，保持了机组长周期安全稳定运行，全年发电量市场占有率22.3%，同比上升3.1个百分点；积极加强与燃料供应商合作，持续优化供应结构，确保了燃料供应稳定；积极拓展零售市场，不断优化零售合同结构，售电边际贡献持续提升，盈利能力不断增强。2022年，大士能源完成发电量123.54亿千瓦时，同比增加18.60亿千瓦时；实现收入284.43亿元，同比增加121.07亿元；实现利润总额18.78亿元，同比增利17.14亿元。
　　
　　四、报告期内核心竞争力分析
　　1、规模和装备优势突出
　　截至2022年12月31日，公司可控发电装机容量达到127,228兆瓦，境内电厂全年累计完成上网电量4,251.86亿千瓦时。公司燃煤机组中，超过54%是60万千瓦以上的大型机组，包括16台已投产的百万千瓦等级的超超临界机组和国内首次采用超超临界二次再热技术的燃煤发电机组。公司风电装机容量迅速增长的同时，装备技术水平也在不断升级，单机5兆瓦及以上的大型风机的装机容量已达278万千瓦，占公司风电装机总容量的21%；单机7.5兆瓦的风机已在大连庄河海上风电建成。
　　2、低碳清洁能源比例不断提高
　　公司贯彻能源安全新战略，以“双碳”目标为引领，围绕“十四五”发展目标和战略布局，加快绿色低碳转型步伐，绿色发展跃上新台阶。2022年，公司新增基建并网可控发电装机容量8,614兆瓦，其中新增清洁能源装机容量6,564兆瓦，低碳清洁能源装机比重进一步提高至26.07%。
　　3、科技创新成绩显著，节能环保指标优异
　　公司不断加大科技创新力度，科技成果转化持续推进，科技创新工作取得显著成绩。“液态排渣锅炉全烧高碱煤技术”成果达到国际领先水平，为公司在中国西部的业务拓展奠定了坚实的技术基础，并进一步改善现有液态排渣锅炉的灰渣综合利用条件，具备良好的效益潜力。完成700℃高温材料、燃机自主化项目的主要研发任务，取得十余项技术突破。深度调峰过程节能技术已完成试验，开始工程示范。共有10项科技成果在中电建协、中电联等科技创新评选中获奖。全年共有264件发明专利、4,357件实用新型专利和113件国际专利获得授权。
　　公司的环保排放水平符合国家标准，燃煤机组均已按国家要求实现了烟气超低排放，供电煤耗等主要能耗指标相较电力行业的总体水平具有明显的领先优势。在中电联2021年度电力行业风电运行指标对标中，公司有24家风电场获奖。
　　4、电厂的区域布局优势
　　公司在中国境内的电厂分布在二十六个省、自治区和直辖市，其中位于沿海沿江经济发达地区的电厂机组利用率和电价水平较高，内陆电厂大多分布在环绕首都和燃料陆运直达区域，这些电厂有利于多渠道采购煤炭、稳定供给。同时公司拥有港口及码头资源，对提高集约化燃料管理起到了极大的支持作用，有利于公司统一库存、发挥淡储旺耗的功能，加速煤炭周转，减少滞期费用。新能源项目大多分布在消纳能力较强、电价较高的区域，有力保障了新能源项目的收益率水平。此外，公司在新加坡全资拥有一家营运电力公司，在巴基斯坦投资一家营运电力公司。公司电厂的境内外区域布局可以形成优势互补、增强抵抗经营风险的能力。
　　5、不断完善的公司治理结构和市场信誉优势
　　作为境内外上市公司，公司受到上市地证券监管部门的监管和广大投资者的监督。目前公司由股东大会、董事会、监事会和管理层组成的公司治理结构形成了决策权、监督权和经营权之间相互制衡、运转协调的运行机制。不断完善的治理结构，保障了公司的规范化运作。公司在境内外资本市场积累了良好的市场信誉优势，融资渠道广、融资能力强、融资成本低。
　　6、丰富的资本运作经验和海外发展经验
　　公司先后于1994年、1998年和2001年在纽约、香港和上海三地上市，利用境内外资本市场完成了一系列权益和债务融资，为公司经营筹措了大量资金。公司自成立以来，秉持“开发与收购并重”的发展战略，持续开展多种形式的收购，助力公司快速成长。公司实施“走出去”战略，收购、运营新加坡大士能源；响应国家“一带一路”倡议，全面建成中巴经济走廊首个重大能源项目——巴基斯坦萨希瓦尔燃煤电站，积累了海外发展的宝贵经验。
　　7、卓越的市场运营管理和客户服务能力
　　公司以市场为导向、客户为中心、效益为目标，通过政策和市场研判、量价统筹、区域间协同，实现增发效益电量。积极应对电力市场化改革，通过建立完善的客户服务体系、构建营销数字化系统，培育多渠道新媒体网络售电体系；适时根据市场运营变化和客户服务需求开展相关培训，积极开拓综合能源服务新业务，推动形成电碳绿证多市场业务协同能力，持续保持和巩固公司优秀的客户服务水平。
　　8、高素质的员工和经验丰富的管理层
　　公司坚持“人才资源是第一资源”的理念，积极推进人才强企战略，注重青年人才和国际化人才培养，聚焦公司事业发展，形成了一支结构合理、专业配套、素质优良、忠于华能事业、符合公司发展战略需要的忠诚、干净、担当的高素质专业化人才队伍。公司的管理团队拥有全面的行业知识并深刻了解国内国际业务所在地电力监管制度，紧跟电力行业的最新发展趋势，能够把握市场商机，制定全面商业策略，评估及管理风险，执行管理及生产计划并提升整体利润，从而提高公司价值。
　　9、大股东的强有力支持
　　自公司上市以来，公司大股东不断将优质资产注入公司，并通过参与公司的股权融资注入现金，始终支持公司的持续、稳定、健康发展。
　　
　　五、报告期内主要经营情况
　　报告期内，本公司实现营业收入2,467.25亿元，比上年同期增长了20.31%；营业成本2，392.21亿元，比上年同期增长了16.39%；营业利润-104.11亿元，比上年同期减亏了28.42%；净利润-100.85亿元，比上年同期减亏了18.78%。

　　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，2023年坚持稳中求进工作总基调，全面深化改革开放，大力提振市场信心。会议要求坚持稳字当头、稳中求进，继续实施积极的财政政策和稳健的货币政策，加大宏观政策调控力度，加强各类政策协调配合，形成共促高质量发展合力。优化产业政策实施方式，狠抓传统产业改造升级和战略性新兴产业培育壮大，在落实碳达峰、碳中和目标任务过程中锻造新的产业竞争优势。
　　电力供需方面，根据中电联分析预测，综合考虑国内外经济形势、冬夏两季气温情况及2022年低基数等因素影响，预计2023年全社会用电量同比增长6%左右；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，全年全国新增发电装机规模有望达到2.5亿千瓦左右。
　　电力市场方面，2022年国家发改委《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》要求得到落实，燃煤发电电量全面进入电力市场，交易电价上下浮动范围扩大至20%。2023年，国家要求电力中长期交易高比例签约，各地高耗能企业名录将陆续推出，以及煤炭价格预计有所回调，燃煤发电企业经营状况将得到一定程度的改善。但现货市场的全面铺开，电力市场竞争加剧，市场不确定性将进一步增加。受新能源平价投产项目增多，入市比例提高的影响，风电、光伏电价预计有所下降。
　　碳市场方面，2023年3月15日，生态环境部发布《关于做好2021、2022年度全国碳排放权交易配额分配相关工作的通知》，根据配额分配方案，碳排放基准值下调，配额发放大幅收紧，随着碳达峰、碳中和工作逐步推进，碳排放履约成本将随之增加。
　　煤炭市场方面，政策性保供将持续发力，推动煤炭先进产能继续核增释放，但由于前两年核增产能已释放大部分，大幅增产空间有限。国际市场方面，随着印尼、印度煤炭产量提升，蒙煤、俄煤、澳煤的进口采购机会增加，进口煤对国内补充作用增强。需求方面，非化石能源电量占比将在2023年继续提高，煤炭消费增速将进一步放缓。2023年，政策保障下电煤中长期合同签约履约率将得到提升，有效发挥电煤长协“压舱石”作用，预计煤炭市场供需将有所缓解，煤炭价格中枢有所下移。
　　资金市场方面，根据国务院工作报告和中国人民银行货币政策执行报告，2023年稳健的货币政策将会精准有力，搞好跨周期调节，既着力支持扩大内需，为实体经济提供更有力支持，又兼顾短期和长期、经济增长和物价稳定、内部均衡和外部均衡，稳固对实体经济的可持续支持力度，保持流动性合理充裕。
　　(二)公司发展战略
　　公司全面贯彻“创新、协调、绿色、开放、共享”的新发展理念，坚持系统观念，按照构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系要求，坚持以质量效益为中心，以改革创新为动力，以体制机制为保障，以深化供给侧结构性改革为主线，统筹能源安全和绿色发展，全面推进高质量发展，把公司建设成为管理规范、技术领先、节能环保、结构合理、运营卓越、公司治理和市场价值优秀的国际一流上市发电公司。
　　公司以“四个革命、一个合作”能源安全新战略为根本遵循，以碳达峰、碳中和为目标，推动能源绿色低碳转型，以质量效益为先，坚持“集中式与分布式并重，自主建设为主”的原则，充分利用我国“三北”、沿海、西南和部分中部地区新能源集中式开发的有利条件，进一步打造基地型清洁型互补型、集约化数字化标准化的“三型三化”大型清洁能源基地，加快新能源跨越式发展，加快煤电结构优化升级，择优发展气电及其它清洁能源发电；做强做优综合能源服务，主动适应国家能源供应结构转型，坚持以数字化为手段，积极发展战略新兴产业，围绕核心产业开展多元供应和能源服务转型；坚持融入国内国际双循环新发展格局，按照清洁为主、效益为先、稳健为要的原则加强国际合作，加强境外资产高效运营，提升境外资产抗风险能力和盈利水平；以科技创新支撑高质量发展，坚持服务国家战略，坚持面向公司发展重大需求，坚持数字化、智能化发展，深化提升自主创新能力，实施科技示范工程，加强基础性、前瞻性技术研究；坚持以提升效益、改进效率、创造价值为导向，夯实经营管理基础，提高管理效能，优化资产结构，全面提高公司现代化经营管控水平，大力推进提质增效，完善公司治理，提升公司品牌价值，认真履行社会责任。
　　(三)经营计划
　　2023年，公司将坚持稳中求进工作总基调，完整、准确、全面贯彻新发展理念，助力构建新发展格局，围绕公司“十四五”规划和公司发展战略，坚定绿色低碳发展的决心，着力推进公司转型发展，全面完成年度各项目标任务，奋力开创公司高质量发展新局面。
　　电力建设方面，公司秉持绿色发展理念，将以安全发展为基础，以质量效益为中心，以科技创新为支撑，以现代化管理为手段，统筹抓好安全、质量、进度、造价、设备、设计、技术创新、智慧基建等全方位工作，大力发展清洁能源，持续优化火电结构，加快转型升级步伐，确保实现质的有效提升和量的合理增长。
　　电力生产方面，公司在做好清洁能源发电系统运行维护工作的同时，重视现有火电机组在全社会能源安全体系中的基础性、调节性作用，积极开展延寿测评和改造，保持应急备用机组的健康水平。公司积极发展供热产业，升级综合能源服务；深入研究生物质耦合发电的应用前景，捕捉市场机遇；根据各地生态文明建设的需求认真做好各项环保治理工作，努力巩固安全生产、节能环保方面的领先优势。
　　电力营销方面，公司将坚持效益为先、量价统筹，全力做好市场交易工作，着力稳定长协收益，同时合理利用现货市场规则增加现货收益。积极应对电力市场化改革，推进体制机制建设，完善信息系统，增强技术支撑能力，强化人才培养。全力开拓售电市场，提升能销公司运营水平，同时进一步推动优化碳市场交易。2023年力争完成境内发电量4,690亿千瓦时左右。
　　燃料方面，公司将科学统筹保供与控价的关系，保障供应，在履行能源安全责任的同时严格控制燃料成本。全力提高煤炭中长协签约履约率，发挥长协合同压舱石作用。刚性落实煤电产业协同计划，充分发挥内部供应兜底保障作用。同时，积极优化煤炭采购结构，精准采购进口煤，全力压降采购成本。
　　资金方面，公司将紧跟国际国内资金市场变化，充分发挥信用优势和管理优势，用好用足绿色金融政策，在确保信贷融资主渠道畅通的同时，加大银行间市场发行力度，拓宽融资渠道，创新融资方式，在确保资金安全的同时努力降低资金成本。
　　新的一年，公司将进一步坚定信心、顽强拼搏，躬身实干、狠抓落实，统筹抓好安全保障、提质增效、转型升级、改革创新等各项工作，深入实施公司发展战略，加快创建国际一流上市发电公司步伐。
　　(四)可能面对的风险
　　1.电力行业及市场风险
　　（1）2023年，随着国家一系列稳经济政策措施落实到位，预计国内经济运行有望总体回升，全社会用电量同比提高，电力和燃料保障供应压力增大，煤电企业持续亏损造成兜底保障能力下降，在极端天气和尖峰负荷时，局部地区个别时段可能出现电力供应紧张的风险。
　　（2）随着新型电力市场建设，跨省区不同能源类型之间差异化竞争更加激烈，电价存在下行风险。
　　（3）全国新能源保持快速增长，大量平价新能源项目入市，固定电价的保障收购电量规模持续下降，参与市场交易规模逐步扩大，新能源发电特性造成普遍以降价的方式参与市场化交易，存在收益下降风险。
　　公司将积极推进绿色转型，加快提升清洁能源比重，实现公司装机结构优化升级；强化政策研究工作，主动适应“双碳”目标下的电力市场发展，继续坚持推动市场规范运行，及时调整定价策略，全力防控经营风险。
　　2.燃料采购市场方面的风险
　　（1）国家增产保供政策持续发力，国内煤炭产量快速增长，动力煤保持高位供应，但由于前两年核增产能已大部分释放，大幅增产空间有限，实际供应增量存在不确定性。
　　（2）随着国家宏观经济全面复苏，全社会用电量将得到提升，部分地区或将出现时段性供应紧张局面，火电将继续发挥能源兜底保障作用，煤炭保供依然面临较大压力。
　　（3）受国际形势不确定性等因素影响，全球能源供应紧张，进口煤量难有大幅增加，进口煤价格中枢下行存在不确定性，有可能出现国内煤炭市场阶段性供需紧张的局面。
　　（4）在煤炭供需紧张、价格高位运行的市场形势下，全面落实国家发改委有关电煤中长期合同3个100%的政策要求难度较大，煤炭价格持续高位运行，燃料保供控价存在双重压力。
　　公司将密切跟踪煤炭市场变化，贯彻落实国家政策要求，推动电煤中长期合同签约，努力提高长协合同覆盖率；严格按照国家政策执行价格机制，强化长协合同履约，提高中长期合同兑现率，充分发挥长协合同压舱石作用；优化调整下水煤供应结构，精准采购进口煤，开辟落实内贸替代资源，有效控制煤炭采购价格，保障煤炭安全稳定供应；强化库存管理，发挥淡储旺耗作用，加大经济煤种掺烧力度，多措并举努力控制煤炭采购成本。
　　3.碳市场风险
　　2023年3月15日，生态环境部发布《关于做好2021、2022年度全国碳排放权交易配额分配相关工作的通知》，根据配额分配方案，碳排放基准值下调，配额发放大幅收紧。同时，碳市场未来将纳入机构与个人等交易主体，可能会进一步推高碳交易价格，存在发电企业碳履约成本增加的风险。
　　公司将密切关注全国碳市场政策及自愿减排项目重启进展，持续强化碳交易管理，优化碳交易策略，力争以较低成本按期完成全国碳市场第二个周期交易履约工作。
　　4.环保风险
　　根据生态文明建设的现状和需求，中国政府还在不断地完善和深化包括但不限于京津冀、长江经济带、珠三角等重点区域的环保政策，在水体保护、扬尘治理等方面提出新的、更严格的要求，有关基层企业的环保费用支出有可能增长。
　　公司严格执行国家环保政策，所属燃煤发电厂新建机组均配备了技术先进、功能强大的烟气净化系统，境内其他燃煤机组也已按中国政府的规定实施了超低排放改造，对天气状况、燃料品质、电热负荷等内外因素的波动具有良好的适应性，通过了地方环保部门的验收。同时，公司积极跟进环保部门的关切，谨慎选取先进、适用的技术方案，在改进节水与废水处理系统、建设煤场封闭设施、完善灰渣综合利用等方面积极作为，确保各类环保风险得到及时的响应和有效的化解。
　　5.资金市场风险
　　根据国务院工作报告和中国人民银行货币政策执行报告，2023年稳健的货币政策将会精准有力，搞好跨周期调节，既着力支持扩大内需，为实体经济提供更有力支持，又兼顾短期和长期、经济增长和物价稳定、内部均衡和外部均衡，稳固对实体经济的可持续支持力度，保持流动性合理充裕。外币债务方面，公司外币债务规模较小，外币债务利率波动对公司总体影响不大。
　　2023年，公司将着力提升经营业绩，加强资本运作，创新融资方式，进一步拓宽融资渠道，用好用足绿色金融政策，发行能源保供特别债。通过加大超短融发行规模等手段，加速资金周转。同时，密切关注境内外资金市场变化，在保证资金需求的前提下，及时调整融资策略，抓住市场窗口期，用好碳减排支持工具和支持煤炭清洁高效利用专项再贷款等政策，降低利率波动风险，努力控制融资成本，防范资金风险，实现降本增效。 收起▲

　　一、 报告期内公司所属行业及主营业务情况说明
　　报告期内公司所属行业情况说明：
　　根据中电联发布的数据，全社会用电需求增长：2022年上半年全社会用电量完成4.10万亿千瓦时，同比增长2.9%；其中第一产业同比增长10.3%，第二产业同比增长1.3%，第三产业同比增长3.1%，居民用电同比增长9.6%。
　　发电量同比基本持平：2022年上半年全国规模以上电厂发电量3.96万亿千瓦时，同比增长0.7%。其中，水电同比增长20.3%；火电同比下降3.9%，风电同比增长12.2%。
　　火电、风电利用小时同比降低：2022年上半年全国发电设备平均利用小时为1,777小时，同比降低81小时，其中火电设备利用小时2,057小时，同比减少133小时；风电设备利用小时1,154小时，同比减少58小时。水电设备利用小时1,691小时，同比增加195小时。
　　中电联预计下半年全社会用电量同比增长7.0%左右，增速比上半年明显回升，预计2022年全年的全社会用电量增速处在5%-6%之间。
　　报告期内公司主营业务情况说明：
　　2022年上半年，公司实现营业收入为人民币1,168.69亿元，比上年同期上升了22.68%。受燃煤采购价格同比大幅上涨影响，公司上半年业绩亏损，归属于母公司股东净利润为人民币-30.09亿元，比上年同期下降了167.60%，每股收益为人民币-0.26元。
　　2022年上半年，公司中国境内各运行电厂平均上网结算电价为505.69元/兆瓦时，同比上升20.70%；公司中国境内各运行电厂按合并报表口径累计完成上网电量1,965.44亿千瓦时，同比下降5.61%。公司境内电厂年累计平均利用小时1,760小时，同比下降220小时；其中燃煤机组利用小时1,946小时，同比下降220小时。公司大部分燃煤电厂的利用小时数在所在地区处于领先水平。供热量累计完成1.78亿吉焦，同比增长8.61%。
　　2022年上半年，公司共采购煤炭8,821万吨。面对高企的煤价，公司科学研判煤炭市场走势，抓好国家政策落实，优化采购策略、区域供应结构，加强与重点大矿合作的力度，提前锁定优质资源，积极有效地应对煤价高涨的挑战，持续履行为社会提供充足、可靠环保电能的职责。2022年上半年，公司原煤采购综合价为840.27元/吨，同比上涨41.20%。境内火电厂售电单位燃料成本为376.70元/兆瓦时，同比上涨50.49%。
　　2022年上半年，公司安全生产、技术经济及能耗指标继续保持行业领先，公司境内火电机组平均等效可用率为93.17%，生产供电煤耗为286.04克/千瓦时,生产厂用电率为4.24%。公司高度重视节能环保工作，目前，公司全部燃煤机组均装有脱硫、脱硝和除尘装置，各项指标均符合环保要求。截至2022年6月30日，公司超低排放机组容量占比达到99%。
　　2022年上半年,公司新增可控发电装机容量3,504兆瓦。其中，新增低碳清洁能源装机容量3,154兆瓦。公司低碳清洁能源装机比重同比提高3.26个百分点。截至2022年6月30日，公司拥有可控发电装机容量122,199兆瓦。
　　2022年上半年，公司境外项目盈利较好。中国准则下，新加坡业务实现营业收入145.54亿元，实现净利润6.16亿元；巴基斯坦业务实现营业收入32.68亿元，实现净利润2.49亿元。

　　二、经营情况的讨论与分析
　　2022年上半年，本公司实现营业利润-43.98亿元，较上年同期下降了167.47%；实现归属于母公司股东的净利润-30.09亿元，较上年同期下降了167.60%；利润同比下降，主要由于燃料价格同比大幅上涨影响公司燃料成本增加。
　　2022年上半年，本公司营业收入、营业成本均同比上升：实现营业收入1168.69亿元，较上年同期上升了22.68%；实现营业成本1146.12亿元，较上年同期上升了38.92%。
　　2022年上半年，本公司发生管理费用24.03亿元，较上年同期下降了3.34%；发生销售费用0.94亿元，较上年同期上升1.86%；发生财务费用48.65亿元，较上年同期上升16.15%；发生研发费用2.79亿元，较上年同期上升129.67%。
　　报告期内公司经营情况的重大变化，以及报告期内发生的对公司经营情况有重大影响和预计未来会有重大影响的事项

　　三、可能面对的风险
　　1.新冠疫情的风险
　　当前，全球疫情持续反弹，中国境内外部输入压力不断加大，多地出现本土聚集性疫情，防控形势依旧严峻复杂。
　　公司将坚持“动态清零”总方针不动摇，及时响应、积极应对新发疫情，认真落实各级政府疫情防控有关要求，从严落实常态化疫情防控举措，把牢疫情防控“关卡”，切实保障公司正常工作秩序。
　　2.电力行业及市场风险
　　（1）上半年，受疫情影响，部分区域电力需求下降较多，全社会用电量增速明显放缓。下半年，随着国家一系列稳经济政策措施落实到位，用电增速明显回归正常，但疫情在局部地区散发风险依然存在，进而影响用电需求恢复，发电量增长存在不确定性。
　　（2）上半年，新能源保持快速发展势头，新能源装机容量占比持续提高，火电厂顶峰保供和调节服务压力持续增大。预计下半年个别地区存在时段性电力供应紧张风险，燃料价格居高不下，进口煤价格倒挂，火电企业存在经营和保供双重压力。
　　（3）部分区域市场电价合理上浮依然存在一定限制，新能源固定电价的保障收购电量规模持续下降，市场交易以降价为主，绿电价格形成机制尚不明确，新能源企业难以获得真实环境溢价；此外，电力中长期、现货交易价格仅体现电能量价值，没有充分体现备用、调节服务价值，发电机组难以获得足够的投资回报。
　　上述困难给公司经营带来很大压力。但从政策导向看，国家持续加大煤炭保供稳价力度，推动电力辅助服务、容量补偿以及价格传导机制健全，保障市场主体利益平衡。随着市场机制不断完善，将为公司稳健经营和可持续发展创造良好的基础和条件。公司将积极推进绿色转型，加快提升清洁能源比重，实现公司装机结构优化升级；强化政策研究工作，主动适应“双碳”目标下的电力市场发展，继续坚持推动市场规范运行，及时调整定价策略，全力防控电价风险。
　　3.煤炭市场风险
　　（1）上半年，国内煤炭产量较快增长，价格高位运行，进口煤价格倒挂。下半年，受全球能源供应紧张，以及环保安全督查、疫情等因素影响，国内煤炭供应增量存在不确定性。
　　（2）下半年，国家宏观经济全面复苏，社会用电量也将得到提升。随着清洁能源转入淡季，火电将继续发挥能源兜底保障作用，电煤耗用将较上半年出现增长。
　　（3）目前，电煤中长期合同全覆盖、价格机制等政策尚未完全落实到位，进口煤应急保障中长期合同替代补签全面落地难度较大，煤炭价格持续高位运行，燃料保供控价存在双重压力。
　　公司将密切跟踪国家政策及煤炭市场的变化，积极推动电煤中长期合同签约，推进进口煤应急保障中长期合同补签，持续提升内部煤电协同水平，充分发挥产业协同的支撑作用，努力提高长协合同比例，强化长协合同履约，提高中长期合同兑现率，稳定长协供应基本盘，有效控制煤炭采购价格，保障煤炭安全稳定供应。
　　4.碳市场风险
　　全国碳排放权交易市场启动后，公司创建碳交易管理体系，顺利完成全国碳市场首次履约任务。公司整体能源利用水平处于行业领先水平，2019-2020年度整体碳交易履约成本与其他同类公司相比处于较好水平。2021年及后续年度配额分配方案尚未出台，预计配额发放逐步趋紧，存在发电成本增加的风险。碳市场的启动初期暂未纳入机构与个人交易，后期如机构与个人入市交易，存在发电企业履约成本增加的风险。此外，新加坡政府宣布计划在2024和2025年进一步提高碳税水平，如果碳税不能完全通过市场方式向电力用户传导，预计会影响公司下属新加坡大士能源公司的经济效益。
　　公司将密切关注境内外碳市场政策，持续加强碳交易管理，优化碳交易策略；同时，密切关注自愿减排项目重启进展，充分用好抵销政策，力争以较低成本按期完成全国碳市场交易履约工作。
　　5.环保风险
　　公司所属燃煤发电厂的新建机组均配备了技术先进、功能强大的烟气净化系统，其他机组也按中国政府的规定实施了超低排放改造，对天气状况、燃料品质、电热负荷等内外因素的波动具有良好的适应性，符合地方环保部门和能源监管机构的要求。中国政府高度重视环境污染防治工作，对电力企业的污染防治提出了严格的要求。公司位于长江、黄河流域，以及环渤海地区的部分电厂，在废水、灰场、煤场等方面，面临一定的环保风险。
　　公司积极跟进环保部门的关切，谨慎选取先进、适用的技术方案，在改进废水处理系统、建设煤场封闭设施、完善灰渣综合利用等方面有所作为，确保各类环保风险得到及时的响应和有效的化解。
　　6.资金市场风险
　　从央行货币政策委员会二季度例会来看，稳健货币政策将继续加大实施力度，发挥好货币政策工具的总量和结构双重功能，为实体经济提供更有力支持，发挥贷款市场报价利率改革效能和指导作用，推动降低企业综合融资成本。外币债务方面，公司外币债务规模较小，外币债务利率波动对公司总体影响不大。公司将加强资本运作，创新融资工具，拓宽融资渠道，积极利用绿色金融政策，通过超短融发行等手段，加速资金周转。同时，密切关注境内外资金市场变化，在保证资金需求的前提下，及时调整融资策略，抢抓市场窗口期并用好支持煤炭清洁高效利用专项再贷款和碳减排支持工具等政策，努力控制融资成本，防范资金风险，实现降本增效。

　　四、报告期内核心竞争力分析
　　1、规模和装备优势突出
　　截至2022年6月30日，公司可控发电装机容量达到122,199兆瓦，境内电厂上半年上网电量1,965.44亿千瓦时。公司燃煤机组中，超过54%是60万千瓦以上的大型机组，包括16台已投产的百万千瓦等级的超超临界机组和国内首次采用的超超临界二次再热燃煤发电机组。
　　2、低碳清洁能源比例不断提高
　　公司大力推进能源结构转型,低碳清洁能源比例不断提高。截至2022年6月30日，公司风电装机容量为12,481兆瓦（含海上风电3,161兆瓦），太阳能发电装机容量为4,478兆瓦，水电装机容量为370兆瓦，天然气发电装机容量为12,243兆瓦，生物质能源装机容量为160兆瓦，低碳清洁能源装机容量占比提升至24.33%。
　　3、创新力度持续增强，节能环保指标保持领先
　　公司不断加大科技创新力度，科技成果转化持续推进，科技创新工作取得新进展。海上风电、高温材料、燃机自主运维、深度调峰全过程节能等重大重点科技项目加快推进。全国产DCS在公司系统7家电厂12台机组推广应用；50台风机完成国产化PLC改造应用；智能化本质安全管控项目大幅度提升了安全管理工作的智能化水平；污泥垃圾耦合发电技术、汽轮机低压缸零出力技术实现规模化应用。上半年，公司获得发明专利授权63件，实用新型专利授权1472件，国际专利授权5件。公司火电机组的能耗水平稳居行业领先地位，污染物排放水平符合或优于国家标准，燃煤机组均已实施烟气超低排放改造。
　　4、电厂的区域布局优势
　　公司在中国境内的电厂分布在二十六个省、自治区和直辖市，其中位于沿海沿江经济发达地区的电厂，是公司机组利用率高的优质火力发电资产。这些区域运输便利，有利于多渠道采购煤炭、稳定供给。同时，公司拥有港口及码头资源，对提高集约化燃料管理起到了极大的支持作用，有利于公司统一库存、发挥淡储旺耗的功能，加速煤炭周转，减少滞期费用。此外，公司在新加坡全资拥有一家营运电力公司，在巴基斯坦投资一家营运电力公司。
　　5、不断完善的公司治理结构和市场信誉优势
　　作为公众公司，公司受到上市地证券监管部门的监管和广大投资者的监督。目前公司由股东大会、董事会、监事会和管理层组成的公司治理结构形成了决策权、监督权和经营权之间相互制衡、运转协调的运行机制。不断完善的治理结构，保障了公司的规范化运作。公司在境内外资本市场积累了良好的市场信誉优势，融资渠道广、融资能力强、融资成本低。
　　6、丰富的资本运作经验和海外发展经验
　　公司先后于1994年、1998年和2001年在纽约、香港和上海三地上市，利用境内外资本市场完成了一系列权益和债务融资，为公司经营筹措了大量资金。公司自成立以来，秉持“开发与收购并重”的发展战略，持续开展多种形式的收购，助力公司快速成长。公司实施“走出去”战略，收购、运营新加坡大士能源，响应国家“一带一路”倡议，全面建成中巴经济走廊首个重大能源项目——巴基斯坦萨希瓦尔燃煤电站，积累了海外发展的宝贵经验。
　　7、卓越的市场运营管理和客户服务能力
　　公司坚持以市场为导向、以客户为中心、以效益为目标的市场理念，强化政策和市场分析，坚持灵活策略，坚持量价统筹，坚持区域间协同，努力增发效益电量。积极应对电力市场化改革，推动电碳绿证多市场业务协同，推动营销数字化建设，完善客户服务体系，提升能销公司客户服务水平，积极开拓综合能源服务新业务。
　　8、高素质的员工和经验丰富的管理层
　　公司坚持“人才资源是第一资源”的理念，积极推进人才强企战略，注重青年人才和国际化人才培养，聚焦公司事业发展，形成了一支结构合理、专业配套、素质优良、忠于华能事业、符合公司发展战略需要的忠诚、干净、担当的高素质专业化人才队伍。公司的管理团队拥有全面的行业知识并深刻了解国内国际业务所在地电力监管制度，紧跟电力行业的最新发展趋势，能够把握市场商机，制定全面商业策略，评估及管理风险，执行管理及生产计划并提升整体利润，从而提高公司价值。
　　9、大股东的强有力支持
　　自公司上市以来，公司大股东不断将优质资产注入公司，并通过参与公司的股权融资注入现金，始终支持公司的持续、稳定、健康发展。 收起▲

　　一、经营情况讨论与分析
　　2021年，公司实现营业收入为人民币2,046.05亿元，比上年同期上升了20.75%。受燃煤采购价格同比大幅上涨影响，公司全年业绩亏损，归属于母公司股东净利润为人民币-102.64亿元，比上年同期下降了324.85%，每股收益为人民币-0.79元。
　　2021年，公司中国境内各运行电厂按合并报表口径累计完成上网电量4,301.65亿千瓦时，同比增长13.23%；公司境内电厂全年平均利用小时4,058小时，同比增长314小时。其中燃煤机组利用小时4,488小时，同比增长429小时。公司大部分燃煤电厂的利用小时数在所在地区处于领先水平。供热量累计完成2.97亿吉焦，同比增长12.64%。
　　2021年，公司全年共采购煤炭2.03亿吨。面对高企的煤价，公司准确研判煤炭市场走势，抓好国家政策落实，优化采购策略、区域供应结构，加强与重点大矿合作的力度，提前锁定优质资源，积极有效地应对国内电力需求快速增长、煤炭资源缺口大、煤价高涨等新的形势和挑战，持续履行为社会提供充足、可靠环保电能的职责。2021年，公司原煤采购综合价为770.67元/吨，同比上涨60.85%。境内火电厂售电单位燃料成本为316.36元/兆瓦时，同比上涨51.32%。
　　2021年，公司安全生产、技术经济及能耗指标继续保持行业领先，公司境内火电机组平均等效可用率为93.26%，生产供电煤耗为290.69克/千瓦时,生产厂用电率为4.34%。公司高度重视节能环保工作，目前，公司全部燃煤机组均装有脱硫、脱硝和除尘装置，各项指标均符合环保要求。截至2021年底，公司超低排放机组容量占比达到99%。
　　2021年,公司新增可控发电装机容量5,232.45兆瓦。其中，低碳清洁能源项目投产3,232.45兆瓦。公司低碳清洁能源装机比重同比提高1.79个百分点。截至2021年12月31日，公司拥有可控发电装机容量118,695兆瓦，权益发电装机容量103,875兆瓦。
　　2021年，公司境外项目盈利。中国准则下，新加坡业务实现营业收入163亿元，实现净利润1.25亿元；巴基斯坦业务实现营业收入52亿元，实现净利润7.62亿元。
　　二、报告期内公司所处行业情况
　　根据中电联发布的数据，2021年，全国全口径发电量83,768亿千瓦时，同比增长9.8%。其中煤电50,270亿千瓦时，同比增长8.6%；风电和并网太阳能发电量分别为6,556亿千瓦时和3,270亿千瓦时，同比分别增长40.5%和25.2%。2021年，全国6,000千瓦及以上电厂发电设备平均利用小时数为3,817小时，同比增加60小时，其中，燃煤发电4,586小时，同比增加263小时。
　　2021年，全球能源供应紧张，境内外煤炭市场供需形势偏紧，煤价大幅上涨。进入四季度国家相关主管部门多措并举保供稳价，释放优质保供产能，确保迎峰度冬能源安全。2021年10月15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》，燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，燃煤发电市场交易电价上下浮动范围原则上扩大为不超过20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制，取消工商业目录销售电价，推动工商业用户全部进入电力市场。尽管如此，全年CECI5500大卡动力煤指数均价为1,044元/吨，同比大幅上涨81.3%。2021年，因电煤价格上涨导致全国煤电企业电煤采购成本大幅增加，对煤电企业形成了巨大冲击。
　　2022年1月18日，国家发改委、国家能源局联合印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，要实现电力资源在全国更大范围内共享互济和优化配置，加快形成统一开放、竞争有序、安全高效、治理完善的电力市场体系。随着政策端和基本面共同发力，煤炭价格逐渐向合理区间回归，煤炭价格上涨逐步向电价端传导。2022年2月24日，国家发改委印发《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，明确煤炭中长期交易价格合理区间为570元-770元/吨，并表示将运用《价格法》调控煤炭市场价格，以上措施将会对煤价理性回归起到积极的促进作用。
　　三、报告期内公司从事的业务情况
　　公司主要在中国全国范围内开发、建设和经营管理大型发电厂,是中国最大的上市发电公司之一。截至2021年12月31日，公司拥有可控发电装机容量118,695兆瓦，权益发电装机容量103,875兆瓦，天然气、水电、风电、太阳能和生物质发电等低碳清洁能源装机占比达到了22.39%。公司中国境内电厂广泛分布在二十六个省、自治区和直辖市；公司在新加坡全资拥有一家营运电力公司，在巴基斯坦投资一家营运电力公司。
　　公司的主要业务是利用现代化的技术和设备，利用国内外资金，在国内外开发、建设和运营大型燃煤、燃气发电厂、新能源发电项目及配套港口、航运、增量配电网等设施，为社会提供电力、热力及综合能源服务。报告期内，公司电力、热力销售收入约占主营业务收入的99.84%。公司的主要业绩驱动因素包括但不限于发电量（供热量）、电价（热价）及燃料价格等方面。同时，技术创新、环境政策、人才队伍等亦会间接影响公司当期业绩和发展潜力。
　　公司上网电量受到国家整体经济运行形势、公司装机容量、区域布局、装机结构、市场竞争等多重因素综合影响。2021年，全社会用电需求高速增长，拉动发电侧电量同比大幅上升，公司采取加强电量督导、减少机组备用等措施,公司中国境内各运行电厂按合并报表口径累计完成上网电量4,301.65亿千瓦时，同比增长13.23%。供热量累计完成2.97亿吉焦，同比增长12.64%。
　　电价和燃料价格主要受国家政策、市场竞争和供求关系影响。2021年公司中国境内各运行电厂平均上网结算电价为431.88元/兆瓦时，同比上升4.41%；境内火电厂售电单位燃料成本为316.36元/兆瓦时，同比上涨51.32%。
　　四、报告期内核心竞争力分析
　　1、规模和装备优势突出
　　截至2021年底，公司可控发电装机容量达到118,695兆瓦，境内电厂全年上网电量4,301.65亿千瓦时。公司燃煤机组中，超过54%是60万千瓦以上的大型机组，包括16台已投产的世界最先进的百万千瓦等级的超超临界机组和国内首次采用的超超临界二次再热燃煤发电机组。新能源方面，公司在国内首次实现了5兆瓦风机批量投产。
　　2、低碳清洁能源比例不断提高
　　公司大力推进能源结构转型,低碳清洁能源比例不断提高。截至2021年底，公司风电装机容量为10,535兆瓦（含海上风电2,012兆瓦），太阳能发电装机容量为3,311兆瓦，水电装机容量为368兆瓦，天然气发电装机容量为12,243兆瓦，生物质能源装机容量为120兆瓦，低碳清洁能源装机容量占比提升至22.39%。
　　3、创新力度持续增强，节能环保指标保持领先
　　公司不断加大科技创新力度，科技成果转化持续推进，科技创新对公司高质量发展的支撑作用日益凸显。供热增容、热电解耦、灵活性改造、污泥耦合等先进技术广泛应用，首套大型火电机组国产DCS分散控制系统、PLC工控系统投入运行，高碱煤液态排渣锅炉技术、700℃高效超超临界发电技术和燃机自主运维技术完成主要研发工作并开展应用示范。2021年，公司系统授权发明专利80件、实用新型专利2,365件，申请PCT专利28件、美日欧专利20件，授权国际专利5件。此外，公司的环保排放水平符合国家标准，燃煤机组均已按国家要求实现了烟气超低排放，平均煤耗、厂用电率、水耗等能耗指标也处于行业领先地位。
　　4、电厂的区域布局优势
　　截至2021年底，公司在中国境内的电厂分布在二十六个省、自治区和直辖市，其中位于沿海沿江经济发达地区的电厂，是公司机组利用率高、盈利能力强的优质火力发电资产。这些区域运输便利，有利于多渠道采购煤炭、稳定供给，降低发电成本。同时，公司拥有诸多港口及码头资源，对提高集约化燃料管理起到了极大的支持作用，有利于公司统一库存、发挥淡储旺耗的功能，加速煤炭周转，减少滞期费用。此外，公司在新加坡全资拥有一家营运电力公司，在巴基斯坦投资一家营运电力公司。
　　5、不断完善的公司治理结构和市场信誉优势
　　作为三地上市的公众公司，公司受到境内外三个上市地证券监管部门的监管和广大投资者的监督。目前公司由股东大会、董事会、监事会和管理层组成的公司治理结构形成了决策权、监督权和经营权之间相互制衡、运转协调的运行机制。不断完善的治理结构，保障了公司的规范化运作。公司在境内外资本市场积累了良好的市场信誉优势，融资渠道广、融资能力强、融资成本低。
　　6、丰富的资本运作经验和海外发展经验
　　公司先后于1994年、1998年和2001年在纽约、香港和上海三地上市，利用境内外资本市场完成了一系列权益和债务融资，为公司经营筹措了大量资金。公司自成立以来，秉持“开发与收购并重”的发展战略，持续开展多种形式的收购，助力公司快速成长。公司实施“走出去”战略，收购、运营新加坡大士能源，响应国家“一带一路”倡议，全面建成中巴经济走廊首个重大能源项目——巴基斯坦萨希瓦尔燃煤电站，积累了海外发展的宝贵经验。
　　7、卓越的市场运营管理和客户服务能力
　　公司坚持以市场为导向、以客户为中心、以效益为目标的市场理念，强化政策和市场分析，坚持灵活策略，坚持量价统筹，坚持区域间协同，努力增发效益电量。积极应对电力市场化改革，推动电碳绿证多市场协同，推动营销数字化建设，完善客户服务体系，提升能销公司客户服务水平，积极开拓综合能源服务新业务。
　　8、高素质的员工和经验丰富的管理层
　　公司坚持“人才资源是第一资源”的理念，积极推进人才强企战略，注重青年人才和国际化人才培养，聚焦公司事业发展，形成了一支结构合理、专业配套、素质优良、忠于华能事业、符合公司发展战略需要的忠诚、干净、担当的高素质专业化人才队伍。公司的管理团队拥有全面的行业知识并深刻了解国内国际电力监管制度，紧跟电力行业的最新发展趋势，能够把握市场商机，制定全面商业策略，评估及管理风险，执行管理及生产计划并提升整体利润，从而提高公司价值。
　　9、大股东的强有力支持
　　自公司上市以来，公司大股东不断将优质资产注入公司，并通过参与公司的股权融资注入现金，始终支持公司的持续、稳定、健康发展。

　　五、报告期内主要经营情况
　　报告期内，本公司实现营业收入2,046.05亿元，比上年同期增长了20.75%；营业成本2,052.81亿元，比上年同期增长了46.75%；营业利润-148.02亿元，比上年同期下降了253.74%；净利润-126.73亿元，比上年同期下降了322.20%。

　　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
　　2021年底召开的中央经济工作会议着眼于国家经济发展大势，稳字当头、稳中求进，提出了要实施稳健有效的宏观政策、持续激发市场主体活力、畅通国民经济循环、扎实落地科技政策、通过改革开放政策激活发展动力、增强区域发展的平衡性和协调性、兜牢民生底线等重点任务，是2022年以及更长一段时间我国经济发展的根本遵循和行动指南。会议提出，要正确认识和把握碳达峰、碳中和，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，增加新能源消纳能力，推动煤炭和新能源优化组合。会议同时提出可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制。
　　电力供需方面，根据中电联的分析预测，综合考虑国内外经济形势、电能替代等带动电气化水平稳步提升、上年基数前后变化等因素，以及疫情和外部环境存在的不确定性，预计2022年全社会用电量同比增长5%-6%，增速同比降低约4个百分点。预计2022年全国基建新增发电装机容量2.3亿千瓦左右，将创历年新高，预计2022年火电利用小时同比略有下降。
　　电力市场方面，2022年1月18日，国家发改委、国家能源局联合印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，要实现电力资源在全国更大范围内共享互济和优化配置，加快形成统一开放、竞争有序、安全高效、治理完善的电力市场体系。随着燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，交易比例呈现上升趋势。考虑煤炭市场价格波动、外送交易电价仍需省间谈判、现货价格随煤价波动、抽水蓄能电价为政府定价等影响，煤电电价上涨幅度将低于20%。受新能源平价投产项目增多影响，风、光电价较2021年有所下降，水电电价与2021年基本持平。碳市场方面，全国碳排放权交易市场在2021年正式启动，2019-2020年度第一个履约周期顺利完成。国家政策逐步从能耗“双控”向碳排放总量和强度“双控”转变，预计碳配额将趋紧。
　　煤炭市场方面，当前党中央高度重视煤炭安全供应工作，相关部委密集发布相关政策，部署煤炭市场稳产稳供稳价工作。2022年2月24日，国家发改委印发《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，明确中长期合同价格合理区间为570元-770元/吨，并表示将运用《价格法》调控煤炭市场价格，以上措施将会对煤价理性回归起到积极的促进作用。消费方面，“十四五”期间严格合理控制煤炭消费增长的基调已经确立，加上清洁能源规模化增长，预计2022年煤炭消费增速放缓。供应方面，国内先进产能持续释放，加上印尼出口供应恢复正常，后期电煤市场供应能力将继续好转，供需格局相较于2021年明显改善，煤价有望在未来逐渐回归合理区间。
　　资金市场方面，根据国务院工作报告和人民银行货币政策执行报告，2022年稳健的货币政策将会灵活适度，加大跨周期调节力度，发挥货币政策工具的总量和结构双重功能，注重充足发力、精准发力、靠前发力，既不搞“大水漫灌”，又满足实体经济合理有效融资需求，着力加大对重点领域和薄弱环节的金融支持，实现总量稳、结构优的较好组合，保持流动性合理充裕。
　　(二)公司发展战略
　　公司全面贯彻“创新、协调、绿色、开放、共享”的新发展理念，坚持系统观念，按照构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系要求，坚持以质量效益为中心，以改革创新为动力，以体制机制为保障，以深化供给侧结构性改革为主线，统筹能源安全和绿色发展，全面推进高质量发展，把公司建设成为管理规范、技术领先、节能环保、结构合理、运营卓越、公司治理和市场价值优秀的国际一流上市发电公司。
　　公司以“四个革命、一个合作”能源安全新战略为根本遵循，以碳达峰、碳中和为目标，推动能源绿色低碳转型，以质量效益为先，坚持“集中式与分布式并重，自主建设为主”的原则，充分利用我国“三北”、沿海、西南和部分中部地区新能源集中式开发的有利条件，进一步打造基地型清洁型互补型、集约化数字化标准化的“三型三化”大型清洁能源基地，加快新能源跨越式发展，加快煤电结构优化升级，择优发展气电及其它清洁能源发电；做强做优综合能源服务，主动适应国家能源供应结构转型，坚持以数字化为手段，积极发展战略新兴产业，围绕核心产业开展多元供应和能源服务转型；坚持融入国内国际双循环新发展格局，按照清洁为主、效益为先、稳健为要的原则加强国际合作，加强境外资产高效运营，提升境外资产抗风险能力和盈利水平；以科技创新支撑高质量发展，坚持服务国家战略，坚持面向公司发展重大需求，坚持数字化智能化发展，深化提升自主创新能力，实施科技示范工程，加强基础性、前瞻性技术研究；坚持以提升效益、改进效率、创造价值为导向，夯实经营管理基础，提高管理效能，优化资产结构，全面提高公司现代化经营管控水平，大力推进提质增效，完善公司治理，提升公司品牌价值，认真履行社会责任。
　　(三)经营计划
　　2022年，公司将坚持稳字当头、稳中求进，完整、准确、全面贯彻新发展理念，服务构建新发展格局，继续实施绿色发展、创新发展、安全发展、卓越运营四大战略，着力提升转型发展、自主创新、经营管理、风险防范、国际化管理“五种能力”，深入实施公司发展战略，奋力开创公司高质量发展新局面。
　　电力建设方面，公司秉持绿色发展理念，将以安全发展为基础，以质量效益为中心，以科技创新为支撑，以现代化管理为手段，大力发展清洁能源，优化火电结构，加快转型升级步伐，实现高质量发展。
　　电力生产方面，公司认真贯彻安全生产领域的法规、政策，不断优化管理，预防安全事故。开展发电机组评级工作，全面提高设备管理的精益化水平。在做好清洁能源发电系统运行维护工作的同时，重视现有火电机组在全社会能源安全体系中的基础性、调节性作用，积极开展延寿测评和改造，保持应急备用机组的健康水平。公司一贯重视发电设备的经济性和灵活性，通过技术改造迎合新的市场需求；积极发展供热产业，升级综合能源服务；深入研究生物质耦合发电的应用前景，捕捉市场机遇；根据各地生态文明建设的需求认真做好各项环保治理工作。
　　电力营销方面，公司将以整体利益最大化为原则，强化市场分析，坚持量价统筹，全力做好市场交易工作，努力多发增发效益电量。积极应对电力市场化改革，推进体制机制建设，强化市场交易人才培养。全力开拓售电市场，提升能销公司运营水平，同时进一步推动优化碳市场交易。力争全年完成境内发电量4,650亿千瓦时左右。
　　燃料方面，公司将密切跟踪政策及国内外煤炭市场的变化，努力推动煤炭中长期合同签约工作，确保合同严格履约。统筹考虑资源产地、运输方式、煤种匹配等因素，持续优化供应结构，实现采购成本最优。强化库存管理，发挥淡储旺耗、低买高用的作用，努力降低采购成本。
　　资金方面，公司将紧跟国际国内资金市场变化，充分发挥信用优势和管理优势，抢抓绿色金融政策，在确保信贷融资主渠道畅通的同时，加大银行间市场发行力度，积极探索资本市场创新融资工具，拓宽融资渠道，在确保资金安全的同时努力降低资金成本。
　　公司将进一步增强机遇意识和风险意识，抢抓发展机遇，有效应对挑战，保持战略定力，合力攻坚克难，统筹抓好安全保障、提质增效、转型升级、改革创新、党的建设，踔厉奋发、笃行不怠，加快创建国际一流上市发电公司步伐。
　　(四)可能面对的风险
　　1.新冠疫情的风险
　　新型冠状病毒肺炎疫情依然存在局部性、季节性爆发的风险，或对宏观经济、用电需求、项目建设、煤炭生产、交通运输产生一定影响。
　　公司将严格落实常态化新冠疫情防控措施，严格执行应急预案，确保人员安全、电力生产、项目建设、物资保障、燃料供应等风险可控、在控。
　　2.电力行业及市场风险
　　（1）随着中国及全球有关国家碳达峰、碳中和目标及相关政策的提出，未来大量新能源项目规划及投产将对传统火电业务造成直接冲击，机组利用小时可能持续下降、部分小机组根据政策要求和实际运行情况被迫关停以及其他限制火电的相关政策等都将对公司境内外火电业务产生负面影响。
　　（2）国家逐步从能耗“双控”向碳排放总量和强度“双控”转变。当前，煤电机组容量回收成本机制不健全、辅助服务市场不完善、电力煤炭价格协调的市场化机制尚未形成等诸多因素，制约了发电成本的有效疏导，加大了煤电业务的经营风险。部分高耗能用户用电受限，区域燃煤消耗总量受限，燃煤发电空间不断被压缩，利用小时存在下降风险。
　　（3）随着中国电力市场改革进程进一步加快，市场直接交易规模将不断扩大，现货市场一、二批试点全面加速推进，新能源绿电交易的陆续开市，2022年电煤供需形势不明朗，预计市场竞争将更加激烈，不确定性增加，交易电价存在下行风险。
　　（4）随着新能源机组不断投产，2022年全国非化石能源发电装机将达到总装机的50%左右。由于新能源出力特性，对燃煤机组辅助服务能力的要求更高，在电力迎峰度夏和迎峰度冬期间，部分区域可能存在电力供应紧张风险。
　　公司将积极推进绿色转型，加快提升清洁能源比重。通过替代发展一批、转型改造一批、淘汰备用一批、资本运作一批，实现公司煤电结构优化升级；统筹安排现役煤电机组开展节能减排改造、灵活性改造、供热改造、生物质耦合改造，打造市场竞争新优势；强化政策研究工作，主动适应“双碳”目标下的电力市场发展，继续坚持推动市场规范运行，及时调整定价策略，全力防控电价风险。
　　3.煤炭市场风险
　　（1）国家对煤炭市场的调控力度增强，煤炭“政策市”特征明显，后期价格的不可预见因素继续增加。
　　（2）受年初印尼限制煤炭出口，以及国际形势不确定性的影响，国际煤炭市场供需紧张，年度进口煤补充供应作用或将减弱。
　　（3）国家环保安全督察常态化保持高压，主产区煤炭产能释放将受到一定影响。
　　（4）2022年，国际多数经济体选择与疫情共存，经济复苏步伐加快。中国“稳增长”经济政策持续发力，能耗双控政策弹性增加，工业品生产将保持旺盛，煤炭消费量或持续增长，对电煤供应存在一定影响。
　　公司将密切跟踪国家政策及煤炭市场的变化，努力推动煤炭中长期合同签约工作，加强与有竞争力大矿的合作，确保合同严格履约，保障煤炭安全稳定供应。统筹考虑资源产地、运输方式、煤种匹配等因素，持续优化供应结构，实现采购成本最优。强化库存管理，发挥淡储旺耗作用，加大经济煤种掺烧力度，多措并举努力降低煤炭采购成本。
　　4.碳市场风险
　　全国碳排放权交易市场已经启动，碳排放强度较高机组将会增加碳交易履约成本，碳排放强度较低的机组可获得减排收益，公司整体能源利用水平处于行业领先水平，2019-2020年度整体碳交易履约成本与其他同类公司相比处于较好水平。2021年及后续年度配额分配方案尚未出台，预计配额逐步趋紧，造成发电成本增加的风险。碳市场的启动初期暂未纳入机构与个人交易，后期如机构与个人入市交易，存在发电企业履约成本增加的风险。此外，新加坡政府近日宣布计划在2024和2025年进一步提高碳税水平，如果碳税不能完全通过市场方式向电力用户传导，预计会影响新加坡大士能源的经济效益。
　　公司将密切关注境内外碳市场政策，持续加强碳交易管理，制订碳交易策略；同时，密切关注自愿减排项目重启进展，充分用好抵销政策，力争以较低成本按期完成全国碳市场交易履约工作。
　　5.环保风险
　　公司所属燃煤发电厂的新建机组均配备了技术先进、功能强大的烟气净化系统，其他机组也已按中国政府的要求完成了超低排放改造，对天气状况、燃料品质、电热负荷等内外因素的波动具有良好的适应性，通过了地方环保部门的验收，获得了能源监管机构的认可。
　　根据生态文明建设的现状和需求，中国政府还在不断地完善和深化包括但不限于京津冀、长江经济带、珠三角等重点区域的环保政策，在水体保护、扬尘治理等方面提出新的、更严格的要求。
　　公司积极跟进环保部门的关切，谨慎选取先进、适用的技术方案，在改进废水处理系统、建设煤场封闭设施、完善灰渣综合利用等方面有所作为，确保各类环保风险得到及时的响应和有效的化解。
　　6.资金市场风险
　　2021年公司燃料采购支出大幅增加，导致经营活动现金净流入显著下降。公司多年来搭建起畅通的融资渠道，积累了良好的融资能力，帮助公司快速筹措资金，但也致使公司债务融资规模大幅增加。公司整体负债率上升，财务风险上升，财务费用预期增加。
　　根据国务院工作报告和人民银行货币政策执行报告，2022年国家稳健的货币政策将会灵活适度，加大跨周期调节力度，发挥货币政策工具的总量和结构双重功能，注重充足发力、精准发力、靠前发力，既不搞“大水漫灌”，又满足实体经济合理有效融资需求，着力加大对重点领域和薄弱环节的金融支持，实现总量稳、结构优的较好组合，保持流动性合理充裕。外币债务方面，公司外币债务规模较小，外币债务利率波动对公司总体影响不大。
　　2022年，公司将着力提升经营业绩，加强资本运作，创新融资工具，拓宽融资渠道，积极利用绿色金融政策，通过争发能源保供债券，加大超短融发行规模等手段，加速资金周转。同时，密切关注境内外资金市场变化，在保证资金需求的前提下，及时调整融资策略，抓住市场窗口期，用好碳减排支持工具和支持煤炭清洁高效利用专项再贷款等政策，降低利率波动风险，努力控制融资成本，实现降本增效。 收起▲

　　一、报告期内公司所属行业及主营业务情况说明.
　　公司主要在中国全国范围内开发、建设和经营管理大型发电厂,是中国最大的上市发电公司之一。截至2021年6月30日，公司拥有可控发电装机容量114,042兆瓦，权益发电装机容量99,891兆瓦，风电、太阳能、水电、天然气和生物质发电等低碳清洁能源装机占比21.07%。公司中国境内电厂广泛分布在二十六个省、自治区和直辖市；公司在新加坡全资拥有一家营运电力公司，在巴基斯坦投资一家营运电力公司。
　　公司的主要业务是利用现代化的技术和设备，利用国内外资金，在国内外开发、建设和运营大型燃煤、燃气发电厂、新能源发电项目及配套港口、航运、增量配电网等设施，为社会提供电力、热力及综合能源服务。报告期内，公司电力产品销售收入约占公司主营业务收入的91.04%。
　　公司的主要业绩驱动因素包括但不限于售电量（供热量）、电价（热价）及燃料价格等方面。
　　同时，技术创新、环境政策、人才队伍等亦会间接影响公司当期业绩和发展潜力。
　　公司售电量受到国家整体经济运行形势、公司装机容量、区域布局、装机结构、市场竞争等多重因素综合影响，2021年上半年，公司中国境内各运行电厂按合并报表口径累计完成售电量2,079.26亿千瓦时，同比上升20.80%。
　　电价和燃料价格主要受国家政策、市场竞争和供求关系影响。2021年上半年，公司中国境内各运行电厂平均上网结算电价为418.81元/兆瓦时，同比上升0.52%；受煤炭价格同比上升的影响，2021年上半年公司境内火电厂售电单位燃料成本为250.31元/兆瓦时，同比上升21.21%。
　　2021年上半年，全社会用电需求高速增长，拉动发电侧电量同比大幅上升，公司采取加强电量督导、减少机组备用、加大开机方式等措施，完成发电量2,207亿千瓦时，同比增长22.85%。基于对经济运行和电力供需形势的分析研判，预计公司2021年发电量将达4,400亿千瓦时左右。

　　二、报告期内核心竞争力分析.
　　1、规模和装备优势突出.
　　截至2021年上半年，公司可控发电装机容量达到114,042兆瓦，境内电厂上半年售电量2,079.26亿千瓦时。公司燃煤机组中，超过50%是60万千瓦以上的大型机组，包括14台已投产的世界最先进的百万千瓦等级的超超临界机组，以及国内蒸汽参数最高的66万千瓦高效超超临界燃煤机组和国内首次采用的超超临界二次再热燃煤发电机组。新能源方面，建成我国规模最大、国产化程度最高的海上风电场江苏如东海上风电场。
　　2、低碳清洁能源比例不断提高.
　　公司大力推进能源结构转型,低碳清洁能源比例不断提高。截至上半年末，公司风电装机容量为8,601兆瓦（含海上风电997兆瓦），太阳能发电装机容量为2,702兆瓦，水电装机容量为368兆瓦，天然气发电装机容量为12,243兆瓦，生物质能源装机容量为120兆瓦，低碳清洁能源装机容量占比提升至21.07%。
　　3、不断加大科技创新力度，节能环保指标保持领先.
　　公司不断加大科技创新力度，科技成果转化持续推进，科技创新对公司高质量发展的支撑作用日益凸显。供热增容、热电解耦、灵活性改造、污泥耦合等先进技术广泛应用，首套大型火电机组国产DCS分散控制系统、PLC工控系统投入运行，高碱煤液态排渣锅炉、700℃高效超超临界发电、大型海上风电等方面的科研攻关加速推进，建成容量最大、参数最高的超临界二氧化碳循环发电试验装置。上半年，公司授权发明专利20件、实用新型专利454件，申请PCT专利2件、美日欧专利1件。此外，公司的环保排放水平符合国家标准，燃煤机组均已按国家要求实现了烟气超低排放，平均煤耗、厂用电率、水耗等能耗指标也处于行业领先地位。在中国电力企业联合会能效指标竞赛中，公司有52台次机组获奖，占全国获奖机组台次的14.57%。
　　4、电厂的区域布局优势.
　　截至2021年上半年，公司在中国境内的电厂分布在二十六个省、自治区和直辖市，其中位于沿海沿江经济发达地区的电厂，是公司机组利用率高、盈利能力强的优质火力发电资产。这些区域运输便利，有利于多渠道采购煤炭、稳定供给，降低发电成本。同时，公司拥有诸多港口及码头资源，对提高集约化燃料管理起到了极大的支持作用，有利于公司统一库存、发挥淡储旺耗的功能，加速煤炭周转，减少滞期费用。此外，公司在新加坡全资拥有一家营运电力公司，在巴基斯坦投资一家营运电力公司。
　　5、健全的公司治理结构和市场信誉优势.
　　作为三地上市的公众公司，公司受到境内外三个上市地证券监管部门的监管和广大投资者的监督。
　　目前公司由股东大会、董事会、监事会和总经理班子组成的公司治理结构形成了决策权、监督权和经营权之间相互制衡、运转协调的运行机制。完善健全的治理结构，保障了公司的规范化运作。
　　公司在境内外资本市场积累了良好的市场信誉优势，融资渠道广、融资能力强。
　　6、丰富的资本运作经验和海外发展经验.
　　公司先后于1994年、1998年和2001年在纽约、香港和上海三地上市，利用境内外资本市场完成了一系列权益和债务融资，为公司经营筹措了大量资金。公司自成立以来，秉持“开发与收购并重”的发展战略，持续开展多种形式的收购，助力公司快速成长。公司实施“走出去”战略，收购、运营新加坡大士能源，响应国家“一带一路”倡议，全面建成中巴经济走廊首个重大能源项目——萨希瓦尔燃煤电站，积累了海外发展的宝贵经验。
　　7、高素质的员工和经验丰富的管理层.
　　公司坚持“人才资源是第一资源”的理念，积极推进人才强企战略，注重青年人才和国际化人才培养，聚焦公司事业发展，形成了一支结构合理、专业配套、素质优良、忠于华能事业、符合公司发展战略需要的忠诚、干净、担当的高素质专业化人才队伍。公司的管理团队拥有全面的行业知识并深刻了解国内国际电力监管制度，紧跟电力行业的最新发展趋势，能够把握市场商机，制定全面商业策略，评估及管理风险，执行管理及生产计划并提升整体利润，从而提高公司价值。
　　8、大股东的强有力支持.
　　自公司上市以来，华能集团不断将优质资产注入公司，并通过参与公司的股权融资注入现金，始终支持公司的持续、稳定、健康发展。

　　三、经营情况的讨论与分析.
　　报告期内，本公司实现营业收入951.16亿元，比上年同期上升了20.17%；营业成本824.88亿元，比上年同期上升了29.74%；营业利润63.45亿元，比上年同期下降了30.02%；归属于母公司股东的净利润42.82亿元，比上年同期下降了25.30%。

　　四、可能面对的风险.
　　1.新冠疫情的风险.
　　新型冠状病毒肺炎疫情虽然得到有效控制，但依然存在局部性、季节性爆发的风险，或对宏观经济、用电需求、项目建设、煤炭生产、交通运输产生一定影响。
　　公司将严格落实常态化新冠疫情防控措施，严格执行应急预案，确保人员安全、电力生产、项目建设、物资保障、燃料供应等风险可控、在控。
　　2.电力行业及市场风险.
　　（1）随着中国及全球有关国家碳达峰、碳中和目标及相关政策的提出，未来大量新能源项目规划及投产将对传统火电业务造成直接冲击，机组利用小时可能持续下降、部分小机组根据政策要求和实际运行情况被迫关停以及其他限制火电的相关政策等都将对公司境内外火电业务产生负面影响。
　　（2）中国境内煤电机组的定位将逐步从电量型电源向电力调节型电源转变。当前，容量回收成本机制不健全、辅助服务市场不完善以及单边降价的电力市场导向，制约了发电成本的有效疏导，加大了火电业务的经营风险。
　　（3）未来中国部分区域将执行更加严格的“能源双控”政策，部分高耗能用户用电受限，区域燃煤消耗总量受限，对火力发电影响持续存在。
　　（4）随着电力市场改革进程进一步加快，直接交易规模不断扩大，现货市场试点全面推进，新能源开始平价并进入市场。公司市场交易电量比例将继续扩大，结算电价存在下行风险。
　　公司将加快绿色转型，加快提升清洁能源比重，积极推进减碳化发展；煤电机组通过替代发展一批、转型改造一批、淘汰备用一批、资本运作一批，实现公司煤电结构优化升级；统筹安排现役煤电机组开展节能减排改造、灵活性改造、供热改造、生物质耦合改造，打造市场竞争新优势；密切跟踪国家政策和电力市场改革进展，积极同价格主管部门沟通，积极配合政府建立合理、公平、规范的市场环境，积极应对市场变化，及时调整定价策略，全力防控电价风险。
　　3.碳市场风险.
　　全国碳排放权交易市场已经启动，碳排放水平较高机组将会增加碳交易履约成本，碳排放水平较低的机组可获得减排收益。公司整体能源利用水平处于行业领先水平，2019-2020年度整体碳交易履约成本与其他同类公司相比应处于较好水平。但2021年及后续年度配额分配方案尚未出台，不排除未来配额发放逐渐收紧，造成发电成本增加的风险。碳市场启动初期暂未纳入机构与个人交易，后期如机构与个人入市交易，存在发电企业履约成本增加的风险。
　　公司将密切关注碳市场政策，持续加强碳交易管理，制订碳交易策略，力争以较低成本按期完成全国碳市场交易履约工作。此外，如国家重启自愿减排项目备案，可用于履约的减排量供给增加，将有助于发电企业控制碳交易履约成本。
　　4.煤炭市场风险.
　　2021年上半年，煤价中枢大幅上移。下半年市场风险仍然存在，一是超能力生产正式入刑，矿山严格按照核定产能生产，双碳背景下产能释放幅度有限，产量增加受到影响。二是国际煤炭资源整体偏紧，再加上原油价格大幅上涨，海运费用达到十年新高，内外贸价差明显收窄，对进口煤供应影响较大。我国进口煤的主要来源国是印尼，如印尼疫情形势发生较大变化，将对进口量产生很大影响，需密切关注下半年进口煤政策及国外供需形势变化情况。三是预测电量负荷继续增长，下半年火电将继续发挥基础性保障作用，加上电厂库存水平较低，预计下半年基本面维持紧平衡态势，煤价或将继续高位运行。
　　面对错综复杂的煤炭市场形势，公司一是强化燃料集中管控优势，大力控制采购成本；二是努力加大资源开发力度，不断提升长协合同履约兑现，优化煤种结构和采购结构，优化调配电厂资源；三是发挥公司在进口煤采购方面的固有优势，提前锁定优质源头资源，发挥自有运力优势，进行稳定采购；四是利用内部产业链优势及华能集团煤炭产能优势，稳定市场、平抑煤价。五是在保证安全、环保的前提下加大配煤掺烧工作力度，千方百计降低燃料成本。六是公司就高煤价一事积极发声，将高煤价对于电厂保供产生的不利影响传递给国家监管部门，争取政策支持，多措并举引导煤价下行。
　　5.环保风险.
　　根据生态文明建设的现状和需求，中国中央政府和各级政地方府正在持续完善和深化环保政策，在水体保护、扬尘治理等方面不断提出新的、更严格的要求。公司所属电力生产单位建立时间不同，地域分布较广，所处自然环境和社会环境差异大，不同程度地面临着环保风险。
　　公司一贯注重发电企业和发电设备从规划阶段到最后关停全生命周期的环境保护工作，按照“三同时”的要求协调推进发电项目的管理和运营。公司新建的燃煤发电机组均配备了技术先进、功能强大的烟气净化系统，其他机组也已按中国政府的要求完成了超低排放改造，对天气状况、燃料品质、电热负荷等内外因素的波动具有良好的适应性，通过了地方环保部门的验收，获得了能源监管机构的认可。
　　公司各级机构积极跟进环保部门的关切，谨慎选取先进、适用的技术方案，在改进废水处理系统、建设煤场封闭设施、完善灰渣综合利用等方面有所作为，各类环保风险得到了及时的响应和有效的化解。
　　6.利率风险.
　　2021年下半年货币政策将保持连续性、稳定性、可持续性，大力服务实体经济，有效防控金融风险；推动绿色低碳发展，设立支持碳减排货币政策工具，以稳步有序、精准直达方式，支持清洁能源、节能环保、碳减排技术的发展。外币债务方面，公司外币债务规模较小，外币债务利率波动对公司总体影响不大。
　　公司将密切关注境内外资金市场变化，在保证资金需求的前提下，及时调整融资策略，利用好绿色低碳等优惠政策，降低利率波动风险，努力控制融资成本。 收起▲

　　一、经营情况讨论与分析
　　截至2020年12月31日止的十二个月，公司实现营业收入为人民币1,694.39亿元，比上年同期下降了2.39%。归属于母公司股东净利润为人民币45.65亿元，比上年同期上升了191.51%；每股收益为人民币0.18元。
　　2020年公司中国境内各运行电厂按合并报表口径累计完成发电量4,040.16亿千瓦时，同比下降0.24%；完成售电量3,798.94亿千瓦时，同比下降2.14%（按经重述的上年售电量计算，则同比下降2.17%)；公司境内电厂全年平均利用小时3,744小时，同比下降171小时。其中燃煤机组利用小时4,059小时，同比下降163小时。在公司燃煤电厂所在的大部分地区中，公司利用小时领先当地水平。供热量累计完成2.63亿吉焦，同比增长11.18%。
　　2020年公司全年共采购煤炭1.71亿吨,公司继续准确研判煤炭市场走势，优化采购策略、区域供应结构，加强与重点供应商合作的力度，提前锁定优质低价资源，有效降低了公司标煤采购单价，采购均价（包括运输成本、其他税费）同比下降26.01元/吨，较好地控制了公司的燃料采购成本。2020年公司境内电厂售电单位燃料成本为209.07元/兆瓦时，同比下降6.34%。
　　2020年公司安全生产、技术经济及能耗指标继续保持行业领先，公司境内火电机组平均等效可用率为94.92%，生产供电煤耗为291.08克/千瓦时,生产厂用电率为4.33%。公司高度重视节能环保工作，目前，公司全部燃煤机组均装有脱硫、脱硝和除尘装置，各项指标均符合环保要求。截至2020年底，公司超低排放机组容量达到98%。

　　二、报告期内主要经营情况
　　报告期内，本公司实现营业收入1,694.39亿元，比上年同期下降了2.39%；营业成本1,398.81亿元，比上年同期下降了5.65%；营业利润96.28亿元，比上年同期上升了114.45%；净利润57.04亿元，比上年同期上升了155.98%。

　　三、公司未来发展的讨论与分析
　　(一)行业格局和趋势
　　中央经济工作会议着眼于国家经济发展大势，提出了强化国家战略科技力量、全面推进改革开放、做好碳达峰碳中和等重点任务，为2021年以及更长一段时间我国经济发展定向导航。电力市场方面，综合考虑国际国内形势、产业运行和地方发展等因素影响，在平水年、没有大范围极端气温影响的情况下，结合2020年低基数用电量，预计2021年全社会用电量增长6%-7%，全国基建新增发电装机容量1.8亿千瓦左右，预计2021年火电利用小时与2020年基本持平或略有下降。
　　煤炭市场方面，2021年全社会用电量增长将带来煤炭需求的增加，但在碳达峰、碳中和等政策影响下，清洁能源占比提高将抵消部分煤炭需求增量，预判总体耗煤水平将较去年小幅增长。供应方面，迈入“十四五”，煤炭行业去产能任务已基本完成，先进产能继续有序释放将使得煤炭供应维持在较好水平，同时进口煤将继续发挥对国内煤炭的补充作用。总体来看，2021年中国煤炭市场供需两端都将出现一定增长，基本面呈现平衡态势，电煤价格中枢将较2020年小幅上移。
　　资金市场方面，2021年央行货币政策将保持连续性、稳定性、可持续性，稳健的货币政策会更加灵活精准，合理适度；保持流动性合理充裕，保持货币供应量和社会融资规模增速同名义经济增速基本匹配，预计2021年资金市场利率基本维持稳定。
　　(二)公司发展战略
　　公司全面贯彻“创新、协调、绿色、开放、共享”的新发展理念，按照构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系要求，坚持以质量效益为中心，以改革创新为动力，以体制机制为保障，以深化供给侧结构性改革为主线，统筹能源安全和绿色发展，全面推进高质量发展，把公司建设成为管理规范、技术领先、节能环保、结构合理、运营卓越、公司治理和市场价值优秀的国际一流上市发电公司。
　　公司以“四个革命、一个合作”能源安全新战略为根本遵循，大力实施绿色发展战略，以质量效益为先，坚持自主开发与收购并重，充分利用我国“三北”、沿海、西南和部分中部地区新能源集中式开发的有利条件，进一步打造“基地型、清洁型、互补型及集约化、数字化、标准化”大型清洁能源基地，加快新能源跨越式发展，加快煤电结构优化升级，择优发展气电及其它清洁能源发电，积极拓展综合能源服务；大力实施创新发展战略，以科技创新引领高质量发展，服务服从国家科技战略，坚持面向公司重大需求，完善科技创新体制机制，加快推进数字化转型，着力做好国际化发展；大力实施安全发展战略，持续夯实基础管理，提升本质安全水平，筑牢环保安全屏障，深化全面风险管理，完善风险防控和应急处置机制，提升风险防控化解能力；大力实施卓越运营战略，坚持以提升效益、改进效率、创造价值为
　　导向，夯实经营管理基础，提高管理效能，优化资产结构，全面提高公司现代化经营管控水平，大力推进提质增效，完善公司治理，提升公司品牌价值，认真履行社会责任。
　　(三)经营计划
　　2021年，公司将落实“在‘十四五’期间重点实施绿色发展、创新发展、安全发展、卓越运营四大战略”的要求，防风险、调结构、稳增长、强科技、促改革，实现“十四五”高起点开局、高标准起步、高质量推进。
　　电力建设方面，公司秉持绿色发展理念，将以安全发展为基础，以质量效益为中心，以科技创新为支撑，以现代化管理为手段，大力发展清洁能源，优化火电结构，加快转型升级步伐，实现高质量发展。
　　电力生产方面，公司认真贯彻安全生产领域的法规、政策，不断优化管理，预防安全事故。开展发电机组评级工作，全面提高设备管理的精益化水平。在做好清洁能源发电系统运行维护工作的同时，重视现有火电机组在全社会能源安全体系中的基础性、调节性作用，积极开展延寿测评和改造，保持应急备用机组的健康水平。公司一贯重视发电设备的经济性和灵活性，通过技术改造迎合新的市场需求；积极发展供热产业，升级综合能源服务；深入研究生物质耦合发电的应用前景，捕捉市场机遇；根据各地生态文明建设的需求认真做好各项环保治理工作。
　　电力营销方面，公司将继续坚持以电力营销为龙头，切实落实一把手抓营销、整个班子抓营销的工作机制。树立以市场为导向、以客户为中心、以效益为目标的市场观念。强化政策和市场分析，优化调整营销策略，做好量价统筹，积极应对电力市场化改革，加快运营中心建设，构建客户服务体系，提升能销公司运营水平，积极开拓综合能源服务新业务。力争全年完成境内发电量4100亿千瓦时。
　　燃料方面，公司一是加强政策及市场形势的解读研判，持续提升市场研判能力，主动争取政策引导市场；二是持续提升燃料集约化、精益化管控水平，抓实长协合同签订与履约工作，坚持做优进口煤采购，合理优化库存，发挥淡储旺耗的作用，坚持采购结构优化调整，抓好燃料创新工作，降低采购成本；三是持续提升燃料的数字化管理水平，推进燃料管理智能化，提高管理效率，挖潜增效。四是强化资源开发，打造长期稳定的供应商队伍，抓实源头资源挖掘，做好内贸高卡低硫煤资源的开发，加强供应商管理等。
　　资金方面，公司将紧跟国际国内资金市场变化，充分发挥信用优势和管理优势，在确保信贷融资主渠道畅通的同时，加大债券发行力度，创新融资手段，扩大融资渠道，在确保资金安全的同时努力降低资金成本。
　　公司将以本质安全为基础，以清洁低碳为方向，以质量效益为中心，以科技创新为引领，以深化改革为手段，以党的建设为保障，着力防控风险、转型发展、经营提效、开放发展、提升竞争力、激发活力、强基铸魂，加快创建国际一流上市发电公司步伐。
　　(四)可能面对的风险
　　1.新冠疫情的风险：
　　新型冠状病毒肺炎疫情虽然得到有效控制，但依然存在局部性、季节性爆发的风险，或对宏观经济、用电需求、项目建设、煤炭生产、交通运输产生一定影响。
　　公司将严格落实常态化新冠疫情防控措施，严格执行应急预案，确保人员安全、电力生产、项目建设、物资保障、燃料供应等风险可控、在控。
　　2.电力行业及市场风险：
　　（1）随着中国及全球有关国家碳达峰、碳中和目标及相关政策的提出，未来大量新能源项目规划及投产将对传统火电业务造成直接冲击，机组利用小时可能持续下降、部分小机组根据政策要求和实际运行情况被迫关停以及其他限制火电的相关政策等都将对公司境内外火电业务产生负面影响。
　　（2）中国境内煤电机组的定位将逐步从电量型电源向电力调节型电源转变。当前，容量回收成本机制的缺失、辅助服务市场的不健全以及单边降价的电力市场导向，制约了发电成本的有效疏导，加大了火电业务的经营风险。
　　（3）未来中国部分区域将执行更加严格的“能源双控”政策，部分高耗能用户用电受限，区域燃煤消耗总量受限，对火力发电影响持续存在。
　　（4）随着中国电力市场改革进程进一步加快，直接交易规模不断扩大，现货市场试点全面推进，新能源开始平价并进入市场，特高压输送电对发达地区电力市场产生冲击，预计市场竞争将更加激烈。同时公司市场交易电量比例将继续扩大，结算电价存在下行风险。
　　公司将把煤电作为电力供应的稳定器和压舱石，同时加快新能源跨越式发展，优化调整公司能源结构。加快煤电结构优化升级，通过淘汰、替换、转型，向清洁高效煤电、灵活性调峰、热电冷多联产、污泥耦合发电、综合能源服务等方向发展。主动参与市场建设，发挥稳定市场作用。
　　3.燃料采购市场风险：
　　（1）国内煤炭市场，主产地安监环保政策、矿难、恶劣天气等对煤炭供应影响很大；同时，大型煤炭企业合并重组，煤炭产能继续向山西、陕西、蒙西等地区集中，火电企业议价能力进一步减弱。
　　（2）国际煤炭市场，经过前期减产，对国内市场的补充功能或将被动降低。
　　（3）2021年，伴随全球经济复苏，中国宏观经济持续向好，耗煤量较大，对电煤供应影响加大。同时，清洁能源快速发展，火电的调峰作用进一步加强，再加上电力现货市场推进，发电量预测难度加大，燃料采购的不确定性增加。
　　公司将密切跟踪煤炭市场变化，加强政策及市场形势的解读研判，持续提升公司燃料集约化、精益化管控水平，打造长期稳定的供应商队伍，抓实源头资源挖掘，降低采购成本，保证燃料稳定供应。
　　4.环保风险
　　公司所属燃煤发电厂的新建机组均配备了技术先进、功能强大的烟气净化系统，其他机组也已按中国政府的要求完成了超低排放改造，对天气状况、燃料品质、电热负荷等内外因素的波动具有良好的适应性，通过了地方环保部门的验收，获得了能源监管机构的认可。根据生态文明建设的现状和需求，中国政府还在不断地完善和深化包括但不限于京津冀、长江经济带、珠三角等重点区域的环保政策，在水体保护、扬尘治理等方面提出新的、更严格的要求，公司各级机构认真研判社会舆论的走向，积极跟进环保部门的关切，谨慎选取先进、适用的技术方案，在改进废水处理系统、建设煤场封闭设施、完善灰渣综合利用等方面有所作为，各类环保风险得到了及时的响应和有效的化解。
　　5.利率风险
　　2021年央行货币政策将保持连续性、稳定性、可持续性，稳健的货币政策会更加灵活精准，合理适度；保持流动性合理充裕，保持货币供应量和社会融资规模增速同名义经济增速基本匹配，预计2021年资金市场利率基本维持稳定。外币债务方面，公司外币债务规模较小，外币债务利率波动对公司总体影响不大。
　　公司将密切关注境内外资金市场变化，在保证资金需求的前提下，及时调整融资策略，合理选择融资品种，降低利率波动风险，努力控制融资成本。

　　四、报告期内核心竞争力分析
　　1、规模和装备优势突出
　　截至2020年底，公司可控发电装机容量达到113,357兆瓦。境内电厂全年发电量4,040.16亿千瓦时，居国内行业可比公司第一。公司燃煤机组中，超过50%是60万千瓦以上的大型机组，包括14台已投产的世界最先进的百万千瓦等级的超超临界机组，以及国内蒸汽参数最高的66万千瓦高效超超临界燃煤机组和国内首次采用的超超临界二次再热燃煤发电机组。清洁能源比例不断提高，其中天然气发电装机容量达到12,244兆瓦，风电装机容量达到8,135兆瓦，其中海上风电900兆瓦，光伏发电机组装机容量达到2,512兆瓦。
　　2、节能环保指标保持领先
　　公司的环保排放水平符合国家标准，燃煤机组均已按国家要求实现了烟气超，低排放，平均煤耗、厂用电率、水耗等能耗指标也处于行业领先地位。供热增容、热电解耦、灵活性改造、污泥耦合等先进技术广泛应用，首套大型火电机组国产DCS分散控制系统、PLC工控系统投入运行，高碱煤液态排渣锅炉、700℃高效超超临界发电、大型海上风电等方面的科研攻关加速推进，凸显了科技创新对公司高质量发展的支撑作用。
　　3、电厂的区域布局优势
　　截至2020年底，公司在中国境内的电厂分布在二十六个省、自治区和直辖市，其中有25家电厂位于沿海沿江经济发达地区，是公司机组利用率高、盈利能力最强的优质火力发电资产。这些区域运输便利，有利于多渠道采购煤炭、稳定供给，降低发电成本。同时，公司拥有诸多港口及码头资源，对提高集约化燃料管理起到了极大的支持作用，有利于公司统一库存、发挥淡储旺耗的功能，加速煤炭周转，减少滞期费用。此外，公司在新加坡全资拥有一家营运电力公司，在巴基斯坦投资一家营运电力公司。
　　4、健全的公司治理结构和市场信誉优势
　　作为三地上市的公众公司，公司受到境内外三个上市地证券监管部门的监管和广大投资者的监督。目前公司由股东大会、董事会、监事会和总经理班子组成的公司治理结构形成了决策权、监督权和经营权之间权责分明、各司其职、相互制衡、运转协调的运行机制。公司完善健全的治理结构，保障了公司的规范化运作。公司在境内外资本市场积累了良好的市场信誉优势，融资渠道广泛、融资能力强。
　　5、丰富的资本运作经验和海外发展经验
　　公司先后于1994年、1998年和2001年在纽约、香港和上海三地上市，利用境内外资本市场完成了一系列权益和债务融资，为公司经营筹措了大量资金。公司自成立以来，秉持“开发与收购并重”的发展战略，持续开展多种形式的收购，助力公司快速成长。公司实施“走出去”战略，收购、运营新加坡大士能源，响应国家“一带一路”倡议，全面建成中巴经济走廊首个重大能源项目——萨希瓦尔燃煤电站，积累了海外发展的宝贵经验。
　　6、高素质的员工和经验丰富的管理层
　　公司坚持“人才资源是第一资源”的理念，积极推进人才强企战略，注重青年人才和国际化人才培养，聚焦公司事业发展，形成了一支结构合理、专业配套、素质优良、忠于华能事业、符合公司发展战略需要的忠诚、干净、担当的高素质专业化人才队伍。公司的管理团队拥有全面的行业知识并深刻了解国内国际电力监管制度，紧跟电力行业的最新发展趋势，能够把握市场商机，制定全面商业策略，评估及管理风险，执行管理及生产计划并提升整体利润，从而提高公司价值。
　　7、大股东的强有力支持
　　自公司上市以来，华能集团不断将优质资产注入公司，并通过参与公司的股权融资注入现金，始终支持公司的持续、稳定、健康发展。 收起▲

　　一、经营情况的讨论与分析
　　2020上半年，公司合并营业收入为791.22亿元，较上年同期下降5.21%；营业成本为635.67亿元，较上年同期下降8.87%；利润总额为91.53亿元，较上年同期上升43.50%；权益利润为57.33亿元，较上年同期上升49.73%；每股收益为0.32元，较上年同期增加0.09元。利润上升主要原因为燃料价格同比下降。

　　二、可能面对的风险
　　一、电力市场方面的风险
　　受新冠肺炎疫情影响，全社会用电量增速放缓，根据中电联分析报告,上半年全社会用电量同比下降1.3%，全年预计增长2%-3%。气候、风况、水情较难预测，清洁能源抢装投产速度加快，导致发电侧供给形势不确定。同时电力体制改革深入推进，经营性电力用户全面放开，全国各省区的交易规模进一步扩大，市场竞争更加激烈。公司将克服新增装机较少等不利因素，进一步落实国家各项政策，增发抢发电量；深入研究市场供需形势，积极参与现货市场建设，强化分析研判，加强营销管理，严控电力市场风险。
　　此外，全面放开经营性用户发用电计划后，市场化交易电量将大幅增长。现货市场加速推进，试点省份试运行价格普遍低于年度长协价格水平，甚至部分省份已低于变动成本水平，公司平均结算电价存在下滑的风险。公司将密切跟踪国家政策和电力市场改革进展，加强与国家和地方政府价格主管部门的沟通，积极配合政府建立合理、公平、规范的市场环境；积极应对市场变化，及时调整定价策略，全力防控电价风险。
　　二、环保风险
　　大气污染排放方面，虽然各燃煤发电厂均已按中国政府的要求完成了超低排放改造，且全公司平均排放浓度均能持续地优于超低排放标准，但仍存在环保设施因短暂故障而排放超标的风险。
　　在废水，以及煤场、灰场等无组织排放方面，虽然公司已安排资金实施重点区域电厂的节水与废水综合治理、煤场封闭、灰场治理等项目，但在改造项目完成前，个别电厂存在环保风险。
　　三、燃料采购市场方面的风险
　　2020年上半年，受新冠疫情、安全检查、水电出力不足等因素影响，煤炭价格大幅波动，下半年市场风险仍然存在，一是内蒙古煤炭领域违法违规问题倒查20年，煤炭产能释放、产量增加受到影响。二是国际能源市场的不确定性加大，再加上汇率波动，对进口煤供应影响较大。三是新冠疫情仍有二次爆发的风险，可能会影响煤炭供应及需求。但随着政府增产增供等一系列保供、稳价措施落实到位，保供控价风险可控、在控，预计2020年下半年煤炭供应总体平稳，价格将小幅震荡运行。公司将密切跟踪政策及国内外煤炭市场的变化，加强与有竞争力的大矿的合作，确保长协合同严格履约；不断开辟新的供煤渠道，并开展现货招标采购；加强库存管理，发挥淡储旺耗的作用，加大经济煤种掺烧力度，多举措降低燃料采购成本。
　　四、利率风险
　　人民币债务方面，上半年央行围绕疫情应对，综合采用多种货币政策工具，加大逆周期调节力度，金融市场利率下行，资金市场总体宽松。当前经济形势仍然严峻复杂，不稳定性不确定性较大，下半年货币政策将更加灵活适度、精准导向，保持货币供应量和社会融资规模的合理性增长，推动综合融资成本明显下降，预计资金市场继续保持一定程度的宽松。另外，公司外币债务规模较小，预计外币债务利率波动对公司总体影响不大。
　　公司将密切关注境内外资金市场变化，在保证资金需求的前提下，及时调整融资策略，合理选择融资品种，降低利率波动风险，努力控制融资成本。

　　三、报告期内核心竞争力分析
　　1、规模和装备优势突出
　　截至2020年上半年，公司可控发电装机容量达到108,111兆瓦，境内电厂发电量1,796.50亿千瓦时，居国内行业可比公司第一。公司火电机组中，超过50%是60万千瓦以上的大型机组，包括14台已投产的百万千瓦等级超超临界机组、高效超超临界燃煤机组和国内首次采用的超超临界二次再热燃煤发电机组，天然气发电装机容量达到10,891.5兆瓦，风电装机容量达到6,383.4兆瓦，其中海上风电767.5兆瓦，光伏发电机组装机容量达到1,966.4兆瓦，清洁能源比例不断提高。
　　2、节能环保指标保持领先
　　公司开展机组供热改造、节能新技术应用及升级改造、运行小指标达标治理、环保设施经济运行，以及推进重点地区废水治理和煤场封闭等工作，机组安全、经济、环保运行水平得到持续提升，能耗指标和污染物排放绩效持续保持行业领先。公司的燃煤机组按照中国政府的要求完成了超低排放改造，火电机组二氧化硫、氮氧化物、烟尘平均排放浓度全面优于超低排放标准。在中电联公布的2019年度全国火电机组能效水平对标中，公司63台次机组荣获佳绩，5A级获奖机组和能耗指标最优机组均是全国电力板块获奖机组台次最多的上市发电公司。
　　3、电厂的区域布局优势
　　截至2020年上半年，公司在中国境内的电厂分布在二十六个省、自治区和直辖市，主要位于沿海沿江地区和电力负荷中心区域，机组利用率高。这些区域运输便利，有利于多渠道采购煤炭、稳定煤炭供给以及降低采购成本。此外，公司在新加坡全资拥有一家营运电力公司，在巴基斯坦投资一家营运电力公司。
　　4、健全的公司治理结构和市场信誉优势
　　作为三地上市的公众公司，公司受到境内外三个上市地证券监管部门的监管和广大投资者的监督。目前公司由股东大会、董事会、监事会和总经理班子组成的公司治理结构形成了决策权、监督权和经营权之间相互制衡、运转协调的运行机制。公司完善健全的治理结构，保障了公司的规范化运作。公司在境内外资本市场积累了良好的市场信誉优势，融资渠道广泛、融资能力强。
　　5、丰富的资本运作经验和海外发展经验
　　公司先后于1994年、1998年和2001年在纽约、香港和上海三地上市，利用境内外资本市场完成了一系列股权和债务融资，为公司经营筹措了大量资金。公司自成立以来，秉持“开发与收购并重”的发展战略，持续开展多种形式的收购，助力公司快速成长。公司实施“走出去”战略，收购、运营新加坡大士能源，响应国家“一带一路”倡议，全面建成运营中巴经济走廊首个重大能源项目——萨希瓦尔燃煤电站，积累了海外发展的宝贵经验。
　　6、高素质的员工和经验丰富的管理层
　　公司坚持“人才资源是第一资源”的理念，大力实施人才强企战略，形成了一支结构合理、专业配套、素质优良、忠于华能事业、符合公司发展战略需要的人才队伍。公司的管理团队拥有全面的行业知识并深刻了解国内国际电力监管制度，紧跟电力行业的最新发展趋势，能够把握市场商机，制定全面商业策略，评估及管理风险，执行管理及生产计划并提升整体利润，从而提高公司价值。
　　7、大股东的强有力支持
　　自公司上市以来，华能集团不断将优质资产注入公司，并通过参与公司的股权融资注入现金，始终支持公司的持续、稳定、健康发展。 收起▲