长源电力（000966）2021年半年度董事会经营评述内容如下：

　　一、报告期内公司从事的主要业务

　　公司主要在湖北省境内开发、建设和经营管理火电、水电、新能源等发电企业，是湖北省内骨干发电企业集团，主营业务为电力、热力生产和销售，所生产的电力全部输入湖北电网，热力主要供给当地企事业单位。2021年4月，经履行有关决策和审批程序，公司完成重大资产重组（即向控股股东国家能源集团发行股份及支付现金购买其持有的湖北电力100%股权），湖北电力已成为公司全资子公司。重组后，新增装机容量328.51万千瓦，其中火电装机270万千瓦，水电装机58.51万千瓦，公司主营业务未发生变化。

　　截至2021年6月30日，公司可控在运总装机容量为708.97万千瓦，其中火电装机629万千瓦，水电装机58.51万千瓦，风电装机19.3万千瓦，生物质装机2.16万千瓦。根据主管部门披露数据，公司可控在运总装机容量占湖北全省发电装机容量8,484万千瓦(含三峡2240万千瓦)的8.36%，火电装机容量占湖北全省火电装机容量3,336万千瓦的18.86%。在建项目的总装机容量为219.1万千瓦，其中火电202万千瓦、风电7.1万千瓦、光伏10万千瓦。

　　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。

　　今年上半年，湖北省经济运行总体呈现持续恢复、快速增长态势。根据主管部门披露数据，全社会用电量1,154.17亿千瓦时，同比增长24.87%。全省发电量1,467.31亿千瓦时，同比增长17.62%，其中三峡电厂发电量369.67亿千瓦时，同比降低4.17%；其它水电250.09亿千瓦时，同比增长10.16%；火电751.58亿千瓦时，同比增长33.63%；风电59.26亿千瓦时，同比增长43.54%；太阳能36.70亿千瓦时，同比增长18.56%。根据行业交流数据，全省统调火电机组利用小时2,313小时，同比增长524小时；水电1,679小时，同比减少27小时。

　　公司电源种类主要为火电、水电和风电。报告期内，公司完成发电量158.18亿千瓦时，同比（重组后口径，以下同）增长33.88%。其中，火电发电量148.29亿千瓦时，同比增长37.9%；水电发电量7.66亿千瓦时，同比下降18.25%；风电发电量2.23亿千瓦时，同比增长79.38%。完成售热量786.89万吉焦，同比增长66.62%。火电机组利用小时2358小时，同比增长648小时。火电机组发电厂用电率4.45%，同比下降0.29个百分点。不含税平均上网电价356.56元/千千瓦时，同比增加3.5元/千千瓦时。平均售热价格47.69元/吉焦，同比下降0.57元/吉焦。累计入炉综合标煤单价847.2元/吨，同比上涨152.4元/吨。公司发电量、火电发电量、售热量同比增幅较大主要原因是上半年湖北用电、用热增幅较大；水电发电量同比下降主要原因是公司所属水电站来水少于上年；风电发电量同比增幅较大主要原因一是中华山二期风电项目于2020年11月并网发电转商运，二是本年风场平均风速增加；煤炭价格大幅上涨主要原因是受主产煤区安全环保监管力度不断加大、煤炭进口不及预期等因素影响，煤炭产量增幅受限，煤炭市场供应紧张，价格维持高位运行。

　　报告期内，公司火电机组均参与电力市场化交易，完成市场化交易总电量89.09亿千瓦时，同比增加85.02亿千瓦时，约占公司火电总上网电量63.77%，同比增加59.79个百分点。交易电量同比增加主要原因是上年同期受疫情影响，6月份方才组织年度市场化交易，上半年暂未结算省内市场交易电量。

　　“十四五”期间，公司将积极落实“碳达峰碳中和”政策，加大力度发展新能源和水电等清洁能源，实现绿色低碳转型。全力推进风电、光伏等新能源发展，大力推进新能源基地建设，2021年预计新增约25万千瓦新能源装机（含光伏和风电项目）。稳步推进恩施、十堰地区水电项目开发，对已有水电机组进行小规模的增容增效、增容扩机，提高水能利用率，增加部分水电容量。

二、核心竞争力分析 1.资产规模和结构优势。公司完成重大资产重组后，发电装机规模、市场份额明显提升，总装机容量由380.46万千瓦增加至708.97万千瓦；资产结构进一步优化，水电成为公司第二大发电来源，清洁能源占比提升至11.28%。由此，较大地提高了公司抗风险能力及业绩的稳定性。 2.电厂的布局优势。公司所属电厂在湖北省内分布较为合理，子公司青山热电、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。 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100万千瓦级超超临界燃煤机组。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，在发电市场竞争中可比优势明显。 4.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，报告期内获评深交所2020年度主板上市公司信息披露考核A级。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 1.新冠肺炎疫情风险 进入7月份以来，由境外输入引发的本土聚集性疫情已先后波及多个省份，呈现多点散发、局部扩散的特点，影响了社会生产生活，给复苏势态良好的中国经济运行造成了一定压力。同时，新一轮疫情在全球各地爆发，感染人数快速增长，给国内疫情防控带来较大压力。预计下半年，疫情在国内依然存在局部性、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.电力市场风险 报告期内，湖北省经济持续快速稳定恢复，但全球疫情走势出现变化，国际环境依然错综复杂，经济持续回升向好的基础还需进一步巩固，经济形势全面恢复到较高水平困难较大。 6月份以来，湖北多地降水过程频繁，水电出力增加；湖北入伏初期依然天气凉爽，出现凉夏的可能性增加，下半年用电保持高增长存在较多不确定性。当前，全省可再生能源装机占比不断提高、燃料价格高位运行，火电面临调峰压力增加、调度计划执行偏差增大、发电收益下降等风险。 公司将不断强化市场营销工作，一是主动开拓电热市场，大力争取发电计划，积极参加跨省区外送电和发电权交易；二是加强市场形势分析，根据快速变化的市场形势，及时采取应对措施；三是积极反映煤价高企态势下火电经营困难局面，争取地方政府理解支持，改善市场交易电价水平。 3.煤炭市场风险 报告期内，经济复苏加快，全社会用电快速回升，全国煤炭需求同比出现较大幅度增长。煤炭供应侧，受主产煤区安全环保监管力度不断加大，煤炭进口不及预期等因素影响，煤炭产量增幅受限，煤炭市场供应紧张，价格及涨幅屡创历史新高，公司面临的保供及控价形势严峻。 面对错综复杂的煤炭市场形势，公司将着力加大与煤炭长协供应商的稳定合作，积极发挥长协煤炭保供稳价支撑作用，夯实煤炭保供基础；密切跟踪区域火电发电市场，加强内部煤电业务环节的协同，精准把控现货采购节奏，确保电煤供应安全可靠。 4.资金市场风险 上半年国内煤炭现货价格创历史新高，公司所属火电企业经营面临巨大压力，同时随着下半年重大资产重组资金兑现和火电、新能源等基建项目资本金加大投入，公司资金保供和融资能力面临较大挑战。 公司将密切关注资金市场变化，及时调整融资策略，利用好绿色低碳等优惠政策，努力控制融资成本。树立全公司资金一盘棋理念，对外深化银企战略合作，持续扩大授信规模，密切关注债市信息，加大直接融资力度；对内细化资金计划管理，充分发挥公司资金调度平台作用，最大限度利用好企业自由现金流，防控资金链风险。 5.安全环保风险 新《安全生产法》将于2021年9月1日起实施，进一步强化了企业的安全主体责任，提高了安全生产违法处罚力度。公司系统外委施工点多面广、人员分散、素质参差不齐，存在一定的安全管理风险。各级政府持续完善和深化环保政策，在水体保护、污染物排放、扬尘治理等方面不断提出新的、更严格的要求。 公司将进一步强化安全生产，压实各级人员安全生产责任，狠抓“安全生产责任清单”监督考核，加大隐患排查治理力度，深入推进安全生产专项整治工作，强化承包商安全管理，加强检修和运行管理，严控机组非停，全面提高设备可靠性，夯实安全生产基础。强化环保设施运行维护，确保运行良好、达标排放；加快完成火电厂废水综合整治、煤场封闭等环保治理项目，有效化解环保风险。

四、主营业务分析

　　概述

　　报告期内，公司实现营业收入592,951.92万元，同比增加162,095.22万元，其中电力营业收入536,921.48万元，占营业收入的90.55%；热力营业收入37,527.32万元，占营业收入的6.33%。发生营业成本532,282.74万元，同比增加165,586.82万元，其中电力成本462,020.62万元，占营业成本的86.79%；热力成本44,037.29万元，占营业成本的8.27%。实现营业利润34,288.07万元，同比减少1,570.15万元；实现利润总额37,479.67万元，同比增加1,519.93万元；实现归属母公司净利润25,822.09万元，同比增加1,120.88万元。

　　与上年同期相比公司营业利润下降，营业利润同比下降的主要原因：一是燃煤价格同比上升减利约69,714万元；二是财务费用同比下降增利约4,492万元；三是发电量同比上升增利约50,012万元；四是售电均价同比上升增利约2,802万元；五是固排物等其他业务利润同比增利5,187万元；六是售热量同比上升增利3,102万元。

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