长源电力2023年半年度董事会经营评述

长源电力（000966）2023年半年度董事会经营评述内容如下：

(资料图)

一、报告期内公司从事的主要业务

公司主要经营模式为电力、热力生产，电力、热力产品均在湖北省就地消纳和销售。报告期内，公司经营模式未发生重大变化。

截至本报告期末，公司可控总装机容量807.75万千瓦，其中火电629万千瓦，水电58.55万千瓦，风电26.4万千瓦，光伏91.64万千瓦（其中已实现项目全容量投产的光伏装机为18.98万千瓦），生物质2.16万千瓦。公司装机容量占湖北全省发电装机容量10,065.36万千瓦（含三峡2,240万千瓦）的8.03%，公司火电装机容量占湖北全省火电装机容量3,579.37万千瓦的17.57%。报告期内，公司完成发电量153.26亿千瓦时，占湖北省上半年发电量1,431.49亿千瓦时的10.71%。

公司的主要业绩驱动因素包括但不限于发电量（售热量）、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。公司发电量（售热量）受到国家及湖北省整体经济运行形势、公司装机容量及装机结构、电力市场竞争等多重因素综合影响。电价、热价和燃料价格主要受国家政策、市场竞争和供求关系影响。

公司电源种类主要为火电、水电、风电、光伏。报告期内，公司完成发电量153.26亿千瓦时，同比增长7.33%。其中，火电发电量141.1亿千瓦时，同比增长7.25%；水电发电量7.94亿千瓦时，同比下降9.93%；风电发电量2.95亿千瓦时，同比增长33.95%；光伏发电量1.27亿千瓦时，同比增长477.27%。完成售热量1,047.58万吉焦，同比增长13.52%。火电机组利用小时2,243小时，同比增加151小时。火电机组发电厂用电率4.78%，同比增加0.24个百分点。不含税平均上网电价432.74元/千千瓦时，同比减少3.2元/千千瓦时。不含税平均售热价格58.78元/吉焦，同比上升5.58元/吉焦。

“十四五”期间，公司将积极落实“碳达峰碳中和”政策，加快新能源和水电等清洁能源发展，大力推进新能源基地建设，稳步推进水电项目开发，实现绿色低碳转型。

报告期内，公司获取新能源项目资源180万千瓦。2022年申报的随县基地二期、巴东沿渡河项目2个光伏项目（共计20万千瓦）均纳入湖北省能源局公布的2022年第三批新能源发展项目名单。2023年上半年，公司新能源项目开工92万千瓦，在建145万千瓦，投产78万千瓦。2023年，公司新能源项目发展计划为开工145万千瓦、投产110万千瓦。

二、核心竞争力分析

1.电源布局优势。公司所属电厂在湖北省内分布较为合理，子公司青山公司、长源一发处于湖北省用电负荷中心武汉市内，荆门公司处于湖北电网中部的电源支撑点，汉川公司、汉川一发为武汉江北的重要大电源点，以上区域布局有利于发挥各电厂的地理优势，提高机组利用小时，增加公司主营业务收入。

2.电煤保供控价优势。公司控股股东国家能源集团是全球规模最大的煤炭生产企业，并拥有自营铁路、港口和航运公司。其旗下国能销售集团有限公司为本公司重要的年度长协煤炭供应商，借助国家能源集团“煤炭产运需”一体化运营优势，煤源组织及运输保障能力强，且煤质优良、价格稳定，有利于增强公司电煤保供控价能力，有效应对煤炭市场风险。

3.技术经济指标优势。公司的火力发电机组全部为30万千瓦以上机组，并拥有2台100万千瓦超超临界燃煤机组。经过不断的技术改造，主要污染物排放指标优于国家标准，能耗指标处于区域先进水平，并已全部具备供热能力，在区域发电市场竞争中可比优势明显。

4.新能源资源获取优势。根据湖北省源网荷储和多能互补百万千瓦基地的配套标准，公司可按照不超过煤电机组新增调峰容量的2.5倍配套新能源项目。公司作为湖北省内最大的煤电企业，拥有比其他企业更多的配套指标，在新能源项目资源的获取竞争中具有相对优势。公司2021、2022年分别获得128万千瓦、155万千瓦的新能源配置建设规模，均列全省第一。

5.公司治理与人才优势。公司治理结构健全完善，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，保障了公司的规范高效运作。坚持实施人才强企战略，培养形成了一支结构合理、专业配套、素质优良、符合公司发展战略需要的忠诚、干净、担当的高素质干部人才队伍。

三、公司面临的风险和应对措施

根据公司所属能源保供行业的特点，公司在对2022年重大风险监控的基础上，结合国内外市场环境等形势变化因素，组织开展了2023年度重大风险评估工作，评估结果依次为：投资风险；安全、环保、质量风险；市场竞争风险；合规风险和战略管理风险。

1.投资风险

为抢抓发展机遇，多元快速发展新能源，公司加大了新能源投资强度，对公司融资和资产负债率控制带来较大压力；因电网调节能力的限制及未来电力市场化交易的深化，不排除对公司新能源项目发电消纳造成一定的影响。目前，公司已启动资本市场再融资工作，以期缓解投资资金压力，控降资产负债率和财务费用。下一步，公司将加强投资项目的综合评价，严格投资标准，严控投资风险，深入开展设计优化和工程标准化管理，降低工程造价，提升市场竞争力和抗风险能力。

2.安全、环保、质量风险

公司连续安全生产已超过10年，还存在一些薄弱环节。公司三个火电厂沿江，水电站地处偏远山区，两个在建火电项目进入整套启动阶段，新能源电站分布广泛，防洪度汛、迎峰度夏的安全风险压力较大。下一步，公司将全力以赴做好防洪度汛、迎峰度夏工作，深入排查重大事故隐患，坚决守牢安全底线，同时还将加强固废、危废依法合规管理，加快生态水保治理，防范生态环保风险。

3.市场竞争风险

随着煤价回落，火电发电盈利能力增加，市场竞争可能加大。湖北省内新能源装机快速增长，部分时段电网消纳困难，省内实施竞价上网政策，可能影响公司新能源电价水平。下一步，公司将落实“集价本利”经营理念，进一步推进内部专业深度协同，以获取最大收益为目标，整合公司各类资源，充分发挥机组潜能，总体优化交易方案与运行方式，合理匹配中长期与现货、省内与跨省跨区等各类交易，持续提升整体市场竞争能力。

4.合规风险

当前，依法合规经营的重要性在日趋激烈的企业竞争中愈发突显，公司必须主动适应市场环境变化，加快提升依法合规经营管理水平，确保改革发展各项任务在法治轨道上稳步推进。公司已初步搭建起合规管理的总体框架，合规管理意识不断提升，但在管理制度衔接、专业合规指引、强化流程管控等具体环节仍存在较大的提升空间。下一步，公司将进一步完备合规管理体系，把合规管控要求和措施嵌入关键节点，开展专业领域合规指引编制与运用，全力推进合规人才队伍建设，实现合规管理与经营管理的真正融合。

5.战略管理风险

根据公司发展战略，公司提出了“力争2025年底新能源装机规模超过500万千瓦”的发展目标。随着湖北省新能源装机快速增长，未来若出现新能源消纳需求降低，将导致“十四五”中后期建设指标获取难度进一步加大，影响到公司新能源发展目标的实现。公司后续将根据湖北省“十四五”相关规划及实际情况，对“十四五”期间公司新能源装机规模进行动态评估调整。下一步，公司将坚定绿色低碳转型方向，积极争取政策支持，进一步推动煤电与新能源联营，多元化、快速化、规模化、效益化、科学化发展新能源，努力达成战略目标。

四、主营业务分析

报告期内，公司实现营业收入692,113.17万元，同比增加52,830.53万元，其中电力销售收入621,042.40万元，占营业收入的89.73%；热力销售收入61,491.44万元，占营业收入的8.88%。发生营业成本610,887.30万元，同比增加11,103.18万元，其中电力成本532,439.67万元，占营业成本的87.16%；热力成本77,109.34万元，占营业成本的12.62%。实现营业利润53,971.80万元，同比增加38,606.02万元；实现利润总额54,579.35万元，同比增加38,593.18万元；实现归属母公司的净利润38,088.29万元，同比增加28,344.00万元。

与上年同期相比，公司利润总额增长，影响利润的主要原因：一是增利因素合计增利67,071万元，其中标煤单价同比下降增利33,371万元，售电量同比增加增利26,971万元，热价同比增加增利5,843万元，财务费用同比减少增利886万元；二是减利因素合计减利28,478万元，其中固定成本同比增加减利11,482万元，售电均价同比下降减利8,755万元，其他业务收益同比减少减利4,674万元，信用减值损失同比增加减利2,001万元，管理费用同比增加减利1,566万元。