浙能电力（600023）2021年年度董事会经营评述内容如下：

　　一、经营情况讨论与分析

2021年是公司发展进程中极为特殊、极不平凡的一年。在极其严峻的经营形势下，负重前行、迎难而上、主动作为、爬坡过坎，为能源保供作出重大贡献。

（一）坚决扛牢政治责任，扎实做好能源保供。在巨大经营亏损压力下，始终坚决落实能源保供工作部署，将电力热力保供作为最重要的政治任务抓紧抓好，关键时刻充分发挥全省能源供应主力军作用，聚力保障电、热连续稳定供应。发电机组应开尽开、应发尽发，供热机组和管网不限热、不断供，全力以赴保民生、保发电、保供热，坚决守住能源保供安全底线。全年顺利完成平安护航中国共产党成立100周年、互联网大会、迎峰度夏、防台防汛等重要时期的能源安全保供重任，为促进浙江经济社会稳定运行提供有力支撑，切实履行国企保民生、保供应的社会责任。

（二）夯实本质安全基础，提升安全管控水平。统筹推进企业安全治理体系和治理能力建设，有效应对机组连续高负荷运行、燃机启停次数翻倍等严峻挑战。深入开展以安全生产三年行动、平安国企建设和“安全生产制度执行年”专项活动为抓手的基础提升工作，大力推动外包队伍同质化管理、班组标准化建设、7S精益管理等工作走深走实。着力提升机组竞争能力，深化“降非停”行动，切实强化隐患排查治理和闭环整改，不断提升设备可靠性。多措并举推进节能环保工作，全面完成省内煤场封闭改造。疫情防控精准有效，切实保障员工生命健康和企业平稳运行。

（三）主动应对市场变化，着力抓好增收节支。面对资源价格超常规飙升带来的经营困境，千方百计稳住经营形势，深入挖潜增效。大力开拓供热业务，落实好热价煤价联动机制，量利实现双提升，均创历史新高。持续开展提质增效和资金精细化管理，争取减税降费优惠政策和电价补贴，全年享受各项税收优惠1亿元，新增阿克苏热电援疆电量14亿千瓦时。主动适应能源体制改革，全力支持并积极参与全省电力市场化改革和全国绿色电力交易。

（四）抓好项目投资发展，全力推进转型升级。滨海三期成功投产，乐清三期加快建设，六横二期、滨海四期已获核准，镇海燃机迁建项目具备核准条件。设立专项基金参股康恒环境，收购河北新华龙间接参股张北巨人项目，增资参股浙江爱康光电，大比例增资浙能财务公司，参股核能供暖平台中核燕龙，收购台州临港热电,合资设立可再生能源项目投资公司，参与浙江省电力交易中心二次增资，二级市场低位增持中国核电（601985）股票，稳步实施回购公司股票。大力开拓新兴产业，台州椒江心海社区集中供热项目成为浙江省未来社区低碳场景采用集中供能方式首个落地项目，萧山电厂储能示范项目开工建设。

（五）坚持党建引领发展，推进党风廉政建设。高质量开展党史学习教育，深入学习贯彻党的十九届六中全会精神，学习成效与“三为”实践相结合。全面建立“第一议题”制度和重大决策前专题学习制度，落实党委理论中心组学习巡听旁听制度。深化班组政治宣传员队伍建设，积极推进党建试点工作，发挥党组织在能源保供、迎峰度夏等重点工作中的堡垒作用。不断深化全面从严治党，坚持“四责协同”，推进清廉浙能迭代升级。深化作风建设，保持正风肃纪高压态势，营造风清气正良好氛围。周洁同志荣获“全国优秀党务工作者”荣誉称号，参加中央庆祝建党百年大会；滨海热电荣获“全国五一劳动奖状”。

二、报告期内公司所处行业情况

中国电力企业联合会《电力行业碳达峰碳中和发展路径研究》指出，我国电力需求还处在较长时间的增长期。双循环发展新格局带动用电持续增长，新旧动能转换，传统用电行业增速下降，高技术及装备制造业和现代服务业将成为用电增长的主要推动力量。新型城镇化建设将推动电力需求刚性增长。能源转型发展呈现明显的电气化趋势，电能替代潜力巨大。综合考虑节能意识和能效水平提升等因素，预计2025年、2030年、2035年我国全社会用电量分别为9.5万亿、11.3万亿、12.6万亿千瓦时，“十四五”、“十五五”、“十六五”期间年均增速分别为4.8%、3.6%、2.2%。预计2025年、2030年、2035年我国最大负荷分别为16.3亿、20.1亿、22.6亿千瓦，“十四五”、“十五五”、“十六五”期间年均增速分别为5.1%、4.3%、2.4%。“十四五”期间，为保障电力供应安全，为保障电力供应安全，满足电力实时平衡要求，需新增煤电1.9亿千瓦。考虑退役情况，到2025年煤电装机达到12.5亿千瓦。

根据中国电力企业联合会《2021-2022年度全国电力供需形势分析预测报告》，2021年全国全社会用电量8.31万亿千瓦时，同比增长10.3%，用电量快速增长主要受国内经济持续恢复发展、上年同期低基数、外贸出口快速增长等因素拉动。

截至2021年底，全国全口径发电装机容量23.8亿千瓦，其中煤电11.1亿千瓦，占总发电装机容量的比重为46.7%；2021年全国规模以上工业企业发电量8.11万亿千瓦时，其中全口径煤电发电量5.03万亿千瓦时，占全口径总发电量的比重为60.0%。无论从装机规模看还是从发电量看，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基础电源。

2021年，全国煤炭供应紧张导致电煤价格屡创历史新高。由于电煤价格的非理性上涨，燃料成本大幅上涨，煤电企业和热电联产企业持续大幅亏损。大致测算，2021年因电煤价格上涨导致全国煤电企业电煤采购成本额外增加6000亿元左右。8月以来大型发电集团煤电板块整体亏损，8-11月部分集团的煤电板块亏损面达到100%，全年累计亏损面达到80%左右。2021年底的电煤价格水平仍显著高于煤电企业的承受能力。

2021年，受到整体经济形势趋好影响，浙江省全社会累计用电量达到5514亿千瓦时，同比增长14.17%，全年保持较快增长，成为全国第四个用电量超过5000亿的省份；全社会最高负荷1.0022亿千瓦，同比增长8.1%，首次突破亿级千瓦。

三、报告期内公司从事的业务情况

公司是浙江省内规模最大的发电企业，主要从事火电、气电、核电、热电联产、综合能源等业务，管理及控股发电企业主要集中在浙江省内。

电力是国民经济的基础性行业，发电企业业绩驱动的主要因素包括售电量（供热量）、电价（热价）及燃料价格等，受国家政策、经济运行形势、市场竞争和供求关系的影响较大。

2021年10月12日，国家发展和改革委员会印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格[2021]1439号），就进一步深化电力市场化改革工作作出了部署。要求有序放开全部燃煤发电电量上网电价，推动工商业用户全部进入市场，是对于电力市场化改革“管住中间，放开两头”的进一步落实。

四、报告期内核心竞争力分析

公司管理及控股装机容量约占省统调火电装机容量的一半左右,在浙江电力市场中占有较大份额。除火电行业外，公司深度布局核电领域，参股中国核电以及秦山核电、核电秦山联营、秦山第三核电、三门核电、中核辽宁核电、中核海洋核动力、三澳核电、中核燕龙、国核浙能等核电及核能多用途公司。

公司具有丰富的电力行业管理经验，管理机组在全国各项评比中屡获殊荣。2021年发布了2020年度的以下获奖情况：中电联电力行业火电能效水平对标竞赛中，共有8台机组获奖。兰电1号、滨电2号机组为5A级机组，北电4号、北电5号、滨电1号机组为4A级机组，兰电4号、乐电1号、北电3号机组为3A级机组；全国发电机组可靠性对标标杆机组评比中，嘉华7号机组位列100万千瓦等级第一，兰电1号、嘉华3号、凤电4号机组获得600MW等级煤机标杆机组，长电4号机组获得300MW等级煤机标杆机组。

公司控股股东浙能集团为全国装机容量最大、资产规模最大、能源产业门类最全、盈利能力最强的省属地方能源企业之一，为公司发展提供坚强后盾。

五、报告期内主要经营情况

2021年，公司全资及控股发电企业（因合并报表范围变更，淮浙电力有限责任公司于2021年10月起作为控股子公司纳入统计口径）完成发电量1,469.73亿千瓦时，上网电量1,389.95亿千瓦时，同比分别增长29.24%和29.70%；实现用户侧供热量2,918.49万吨，同比增长12.80%；实现营业总收入710.73亿元，同比增长37.51%。由于煤炭价格大幅上涨，公司燃料成本大幅增加，归属于上市公司股东的净利润亏损8.55亿元。

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10月26日，国务院印发《2030年前碳达峰行动方案》（以下简称《方案》）。《方案》提出非化石能源消费比重提高、能源利用效率提升、二氧化碳排放强度降低等主要目标，并要求将碳达峰贯穿于经济社会发展全过程和各方面，重点实施“碳达峰十大行动”。

《方案》提出，到2025年，我国非化石能源消费比重达到20%左右，单位国内生产总值能源消耗比2020年下降13.5%，单位国内生产总值二氧化碳排放比2020年下降18%，为实现碳达峰奠定坚实基础。到2030年，我国非化石能源消费比重达到25%左右，单位国内生产总值二氧化碳排放比2005年下降65%以上，顺利实现2030年前碳达峰目标。

《方案》要求，重点实施能源绿色低碳转型行动、节能降碳增效行动、工业领域碳达峰行动、城乡建设碳达峰行动、交通运输绿色低碳行动、循环经济助力降碳行动、绿色低碳科技创新行动、碳汇能力巩固提升行动、绿色低碳全民行动、各地区梯次有序碳达峰行动等“碳达峰十大行动”。

“碳达峰十大行动”中多项任务直接涉及能源领域。其中，能源绿色低碳转型行动要求坚持安全降碳，在保障能源安全的前提下，大力实施可再生能源替代，加快构建清洁低碳安全高效的能源体系。包括推进煤炭消费替代和转型升级、大力发展新能源、因地制宜开发水电、积极安全有序发展核电、合理调控油气消费、加快建设新型电力系统等6项任务。明确将加快煤炭减量步伐，“十四五”时期严格合理控制煤炭消费增长，“十五五”时期逐步减少。严格控制新增煤电项目，新建机组煤耗标准达到国际先进水平，有序淘汰煤电落后产能，加快现役机组节能升级和灵活性改造，积极推进供热改造，推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型。

节能降碳增效行动要求落实节约优先方针，完善能源消费强度和总量双控制度，严格控制能耗强度，合理控制能源消费总量，推动能源消费革命，建设能源节约型社会。包括全面提升节能管理能力、实施节能降碳重点工程、推进重点用能设备节能增效、加强新型基础设施节能降碳等4项任务。明确将推行用能预算管理，强化固定资产投资项目节能审查，对项目用能和碳排放情况进行综合评价，从源头推进节能降碳。优化新型基础设施用能结构，采用直流供电、分布式储能、“光伏+储能”等模式，探索多样化能源供应，提高非化石能源消费比重。

绿色低碳科技创新行动要求发挥科技创新的支撑引领作用，完善科技创新体制机制，强化创新能力，加快绿色低碳科技革命。包括完善创新体制机制、加强创新能力建设和人才培养、强化应用基础研究、加快先进适用技术研发和推广应用等4项任务。明确将聚焦化石能源绿色智能开发和清洁低碳利用、可再生能源大规模利用、新型电力系统、节能、氢能、储能、动力电池、二氧化碳捕集利用与封存等重点，深化应用基础研究。积极研发先进核电技术，加强可控核聚变等前沿颠覆性技术研究。并将集中力量开展复杂大电网安全稳定运行和控制、大容量风电、高效光伏、大功率液化天然气发动机、大容量储能、低成本可再生能源制氢、低成本二氧化碳捕集利用与封存等技术创新。

(二)公司发展战略

以坚决贯彻新发展理念、积极融入新发展格局为总纲，立足传统火电和集中供热清洁化高效生产再提升，协同推进核能、储能、清洁能源、综合能源以及煤电联营、煤电一体化为战略方向的能源项目开发建设工作，全力打造国内最具竞争力的综合能源供应商。

(三)经营计划

(四)可能面对的风险

1、宏观经济下行和用电需求下降的风险。发电作为国民经济的基础性产业，与宏观经济密切相关，电力需求下降对发电企业的盈利将产生不利影响。

2、电力市场竞争及电价市场化形成机制的风险。随着电力体制改革的深入，电价市场化形成机制逐步建立，电力直接交易扩大，电力现货市场建设不断加快，电力市场竞争加剧，发电企业的经营压力加大。

3、原材料价格波动的风险。煤炭成本在燃煤发电企业的发电成本中占比较大，煤炭价格的波动将对燃煤发电企业的盈利产生直接影响。

4、发电份额受到清洁能源挤占的风险。在“碳达峰碳中和”的大背景下，高碳化石能源利用将大幅减少，实现清洁替代、逐步降低煤电装机占比是大势所趋，公司装机结构中煤电占比高，低碳转型压力大。

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