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长源电力2023年半年度董事会经营评述

2023-08-24 22:23:15 来源: 同花顺金融研究中心

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。

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