内蒙华电（600863）2023年年度董事会经营评述内容如下：
一、经营情况讨论与分析
2023年，公司管理层坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，紧扣新时代新征程国有企业使命任务，把握能源电力绿色低碳转型趋势，积极应对电力、煤炭市场变化，科学谋划公司发展路径，认真贯彻落实股东大会、董事会整体安排，统筹协调推进转型发展和提质增效。公司全年累计完成发电量607.13亿千瓦时，同比减少0.59%；完成供热量1,868.74万吉焦，同比增长5.51%；完成煤炭产量1,326.17万吨，同比增长52.09%。 报告期，公司实现营业收入225.25亿元，同比减少2.34%。其中：电力产品销售收入实现193.54亿元，同比减少6.80%；供热产品销售收入实现4.89亿元，同比减少0.97%；煤炭销售收入实现25.01亿元，同比增加43.02%。实现归属于母公司股东净利润20.05亿元，同比增长13.44%；实现归属于母公司股东的扣除非经常性损益的净利润19.41亿元，同比增长11.07%。 （一）能源保供有力有效，安全基础不断夯实。 面对低温寒潮、冰冻雨雪等极端天气，公司坚决扛牢保供责任，全力以赴保发电、保供热、保煤炭供应，机组应开尽开、应发尽发，煤矿开足马力、稳产达产，以高度的政治担当圆满完成两节、两会、亚运会、“一带一路（885494）”峰会等重要时段电力热力安全保障工作和公司煤炭产业协同保供任务。 扎实开展安全管理提升年和反违章专项整治深化年活动。高质量完成“一岗一标准一清单”上线工作，大力开展春检秋查、防洪防汛、“六个专项”等活动。坚持驻矿蹲点盯守，常态化开展采掘（剥）工程质量、顶板（边坡）、雨季“三防”等专项检查、突击检查，全面构筑安全隐患防范堤坝。持续深化“控非停”，蒙达公司3号机连续运行542天，创公司机组大修后长周期安全运行新纪录。在全国火电（884146）机组能效水平对标中，上都发电公司2号机组被评为全国发电机组可靠性标杆机组。 （二）产业协同持续发力，经营业绩稳定增长。 公司积极争取煤炭产能核增，夯实煤炭板块盈利基础，强力推进煤炭增产保供扩销。 报告期公司实现煤炭产量1,326.17万吨，同比增长52.09%，公司合并范围内电厂供应煤炭量415.19万吨，同比增长98.96%，外销量622.81万吨，同比增加64.09%。归属于母公司股东净利润实现20.05亿元，同比增长13.44%。 （三）突出营销龙头作用，精益营销稳扎稳打。 2023年，公司全力以赴抢发增发效益电，不断优化中长期、现货交易策略，电力板块经营业绩稳定有序。报告期公司完成上网电量562.71亿千瓦时，与去年基本持平，其中市场化交易电量546.44亿千瓦时，占上网电量比例为97.11%。2023年，公司蒙西电网市场上网电量同比增加4.78%。 供热方面，公司积极开拓供热市场，供热量完成1,868.74万吉焦，同比增长5.51%。 （四）争取新能源项目储备，转型发展蹄疾步稳。 7月，经公司第十一届董事会第二次会议审议批准，公司决定向参股的大唐托克托发电公司按照15%的现有持股比例增资人民币约45,751.88万元（最终以可研收口概算为准），用于投资建设蒙西托克托外送200万千瓦风光项目。 9月，经公司第十一届董事会第四次会议审议批准，公司决定投资建设丰镇市整市屋顶分布式108.903m（MMM）W光伏试点项目,由公司控股子公司丰川新能源公司负责建设。 至此，公司已投产的新能源装机占比提高至13.81%。 （五）积极落实政策红利，降本节支成效显著。 公司紧跟金融政策变化，大力压降财务费用支出。报告期，公司综合融资成本率同比下降61个BP，财务费用发生3.89亿元，同比减少1.97亿元，同比下降33.61%。成功发行内蒙古自治区首单定向资产支持票据（类REITs），权益融资20.01亿元。在第八届CNABS资产证券化“金桂奖”评选活动中，公司类REITs产品荣获“最具创新突破产品奖”。 （六）公司治理走深走实，企业形象有力彰显。 2023年，公司合规治理体系、法人治理结构更加规范有效，企业竞争力、创新力、控制力、影响力、抗风险能力进一步增强。在第十八届中国上市公司董事会“金圆桌奖”评选活动中，公司荣获“金圆桌”之优秀董事会奖。公司严格遵守中国证监会、上海证券交易所关于信息披露的各项规定和要求，不断提升信息披露透明度与及时性。2023年公司首次对外披露ESG报告，进一步拓宽了投资者了解公司的渠道，展现了国有企业践行社会责任的担当，并成功跻身第一届“国新”杯-ESG金牛奖碳中和（885919）五十强。 2023年，公司以卓越的业绩和良好的投资者关系赢得了市场和投资者的广泛认可，荣获第十四届“天马奖”之“投资者关系奖”。同时公司2022年年报业绩说明会凭借董监高参与程度高、举办模式新、问题代表性强等特点，获得中国上市公司协会“2022年报业绩说明会优秀实践奖”。 （七）燃料管理持续优化，煤价成本有效控制。 2023年，公司坚持“长协+自产+市场”采购模式，标煤单价完成594.62元/吨，同比降低77.92元/吨，同比下降11.59%。在售电单价同比下降22.87元/千千瓦时的情况下，度电边际贡献同比增加2.52%。 （八）改革创新成效显现，党建引领持续深化。 坚持理论学习、调查研究、推动发展、检视整改有机贯通、一体推进。深入推进“党建引领提质年”专项行动，把党员示范“区岗队组”建在生产经营、重大项目第一线。大力推动科技创新，全面推进煤矿智能化三期建设，魏家峁露天煤矿输煤系统实现无人值守。2023年，公司获得专利授权360件，其中发明专利授权数30件。 二、报告期内公司所处行业情况 （一）总体分析 2023年，电力行业以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，认真贯彻“四个革命、一个合作”能源安全新战略，落实党中央、国务院决策部署，为经济社会发展和人民美好生活提供了坚强电力保障。电力供应安全稳定，电力消费稳中向好，电力供需总体平衡，电力绿色低碳转型持续推进。 2023年，全国电力系统安全稳定运行，全国电力供需总体平衡，电力保供取得好成效。具体来看，电力供应方面，全国规模以上电厂发电量8.91万亿千瓦时，同比增长5.2%，其中煤电发电量占总发电量比重接近六成，煤电仍是当前我国电力供应的主力电源。电力需求方面，全国全社会用电量9.22万亿千瓦时，同比增长6.7%，增速比2022年提高3.1个百分点，国民经济回升向好拉动电力消费增速同比提高。 设备利用小时方面，2023年，全国6000千瓦及以上电厂发电设备利用小时3,592小时，同比降低101小时。其中火电（884146）4,466小时，同比提高76小时；并网风电（885641）2,225小时，同比提高7小时；并网太阳能发电1,286小时，同比降低54小时。 装机容量方面，截至2023年底，全国全口径发电装机容量29.2亿千瓦，同比增长13.9%。人均发电装机容量自2014年底历史性突破1千瓦/人后，在2023年首次历史性突破2千瓦/人，达到2.1千瓦/人。其中非化石能源发电装机在2023年首次超过火电（884146）装机规模，占总装机容量比重在2023年首次超过50%，煤电装机占比首次降至40%以下，电力行业绿色低碳转型趋势持续推进。 （二）区域分析 根据内蒙古电力行业协会统计，截至2023年底，全区6000千瓦及以上电厂装机容量为21,432万千瓦，同比增长26.01%；其中水电装机238万千瓦，与去年同期持平；火电（884146）装机11,821万千瓦，同比增长10.53%；风电（885641）装机为6,954万千瓦，同比增长52.38%，太阳能发电2,190万千瓦，同比增长48.19%。 2023年全区全社会用电量4,823亿千瓦时，同比增长12.40%；其中工业用电量4,201亿千瓦时，同比增长11.74%。2023年全区发电设备累计平均利用小时为3,797小时，同比减少202小时；其中，水电1,864小时，同比增加89小时；火电（884146）5,064小时，同比增加64小时；并网风电（885641）2,277小时，同比减少229小时；太阳能发电1,466小时，同比减少144小时。 1.蒙西电力市场 电价方面，2023年，蒙西电力市场中长期交易继续执行2021年11月1日内蒙古自治区工信厅下发的《关于调整蒙西地区电力交易市场价格浮动上下限和进一步放开电力市场交易相关事宜的通知》,燃煤发电市场交易价格在“基准价+上下浮动”范围内形成，上下浮动原则上均不超过20%，钢铁、电解铝、铁合金、电石、聚氯乙烯、焦炭等高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。2023年以来，蒙西电力市场按照《关于做好2023年内蒙古电力多边交易市场中长期交易有关事宜的通知》（内工信经运字〔2022〕472号）有关要求，组织开展年度、月度以及月内等交易。截至2023年12月底，内蒙古电力多边市场主体数量已超3000家。 报告期，公司蒙西电网地区平均售电单价为341.36元/千千瓦时，同比下降9.85%。 2024年，根据内蒙古自治区能源局《关于做好2024年内蒙古电力多边交易市场中长期交易有关事宜的通知》（内能源电力字〔2024〕55号），预计蒙西电网区内电力市场交易电量规模为2800亿千瓦时。同时中长期交易在以往市场交易的基础上做出了一些优化和调整，其中最主要的调整是取消了新能源发电（884150）企业与电力用户之间的交易电量比例上限。 新能源方面，根据内蒙古自治区第十四届人民代表大会第二次会议《政府工作报告》，2024年，内蒙古自治区新能源全产业链要力争完成投资3000亿元，新增装机规模4000万千瓦以上,提前一年实现超过火电（884146）装机规模的目标，力争新能源装机新增规模、在建规模、总体规模保持全国第1。根据国家能源局《关于2023年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》，内蒙古自治区2024年可再生能源电力消纳责任权重最低预期值目标为24%，非水电消纳责任权重最低预期值为23.7%。 2.华北电力市场 根据中电联报告，2023年华北区域电力供需总体紧平衡，部分地区用电高峰时段电力供需偏紧。2024年，迎峰度夏和迎峰度冬期间，在充分考虑跨省跨区电力互济的前提下，华北区域中有部分省级电网电力供应偏紧，部分时段需要实施需求侧响应等措施。 （三）电煤市场 1.煤炭供应方面，2023年，根据国家统计局统计，规模以上工业原煤产量46.6亿吨，同比增长2.9%。 2.煤价方面，2023年以来煤炭供需形势总体稳定，迎峰度冬期间煤炭价格处于合理区间，电煤库存保持历史高位。受煤炭供求格局宽松影响，国内动力煤市场整体价格持续下行。煤炭企业继续落实增产保供政策，煤炭产量整体稳中有增；同时进口煤价格受零关税政策影响，性价比突出，使得进口煤数量增加明显，对国内供应形成有效补充。 （四）公司所处的行业地位 公司主营业务主要为发电、供热和煤炭产销，是内蒙古自治区大型独立发电公司之一。公司全部发电资产均位于内蒙古自治区，所发电量除保证内蒙古自治区外，还向华北、京津唐等地区输送；同时拥有煤炭产能1,500万吨，充分发挥煤电一体化协同优势，为内蒙古自治区及我国社会经济发展和居民生产生活用电提供重要的电力能源保障，是内蒙古自治区重要的电源支撑点。 公司将继续贯彻国家能源安全新战略，以“双碳”目标为引领，围绕“十四五”发展目标和战略布局，贯彻新发展理念，顺应能源绿色低碳转型和电力市场化改革趋势要求，加快发展新能源产业，提高煤电产业协同效应，不断提升经营管理水平，为社会提供清洁能源，为股东创造长期、稳定回报，努力把公司建设成为区域一流现代化综合清洁能源公司。 三、报告期内公司从事的业务情况 （一）主营业务 公司是内蒙古自治区首家电力上市公司，是区域大型的综合性能源公司之一。公司发电资产遍布自治区九个盟市，项目主要处于电力、热力负荷中心或煤炭资源丰富区域，以及特高压（885425）外送通道上。公司业务范围包括火力发电、供热，蒸汽、热水的生产、供应、销售、维护和管理；风力发电以及其他新能源发电（884150）和供应；对煤炭、铁路及配套基础设施项目的投资，对煤化工（885398）、煤炭深加工行业投资、建设、运营管理，对石灰石、电力生产相关原材料投资，与上述经营内容相关的管理、咨询服务。 （二）经营模式 公司主要经营以火电（884146）为主的发电、供热业务以及风电（885641）和太阳能等为主的新能源发电（884150）业务，并经营煤炭生产及销售等业务。截止本报告日，公司已经投入运行的发电厂共计18家，装机容量1,322.62万千瓦，其中燃煤发电机组装机容量1,140万千瓦，占比86.19%；新能源装机容量182.62万千瓦，占比13.81%；公司煤炭产能1,500万吨/年。 公司发电业务主要向蒙西电网、华北电网、蒙东电网供电，其中，蒙西电网、蒙东电网区域主要以直调、大用户交易等方式销售；华北电网主要以“点对网”和特高压（885425）直送等方式销售。随着电力体制改革逐步深入，竞价上网成为发电企业主要的销售方式。 公司供热业务主要包括居民供热及工业供汽，其中，居民供热直接销售给热力用户或通过协议以趸售方式销售给热力公司；工业供汽以协议方式直售给客户。 公司煤炭业务为魏家峁煤电一体化项目，部分煤炭用于电厂自用和公司合并范围内电厂销售，其余全部外销。 （三）主要业绩驱动因素 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）、煤炭产销量以及煤炭销售价格、燃料采购价格等方面。同时，技术创新、环境政策、人才队伍等亦会间接影响公司当前业绩和发展潜力。 公司发电量、供热量以及煤炭产销量受到国家整体经济形势、区域分布、市场竞争、政策导向等多重因素综合影响。报告期内公司合并口径累计完成发电量607.13亿千瓦时，同比减少0.59%；完成供热量1,868.74万吉焦，同比增长5.51%；完成煤炭产量1,326.17万吨，同比增长52.09%。 公司电价、热价和煤炭销售价格主要受国家政策、市场竞争和供求关系影响，报告期内公司平均上网结算电价完成343.94元/千千瓦时（不含税），同比下降6.23%；售热单价完成26.18元/吉焦（不含税），同比下降6.13%；煤炭平均销售单价完成401.50元/吨（不含税），同比下降12.84%；标煤单价完成594.62元/吨，同比下降11.59%。 四、报告期内核心竞争力分析 （一）区位资源优势 内蒙古自治区是我国重要的能源基地，资源储备丰富，具有较明显的发电区域优势。公司电源结构以火力发电为主，电厂布局主要在煤炭资源丰富、电力负荷较大区域，凭借央企管理与地方政策结合的优势，推进公司发展。随着蒙西电网改革的推进，公司将面临更加开放的市场格局和竞争态势，公司将积极开发内在潜力，优化电力结构，增强企业竞争力。 （二）发电装机规模优势 截止报告期日，公司可控装机容量1,322.62万千瓦，参股电厂权益装机容量277.82万千瓦，在内蒙古电力市场保持了较高的份额，规模优势进一步凸显。 （三）战略布局优势 公司控股的上都发电厂属于“点对网”直送华北电源项目，具有跨区域送电的市场优势；公司全资子公司魏家峁公司属于煤电一体化项目，通过蒙西至天津南特高压（885425）输变电工程外送，综合优势明显。2017年收购北方龙源风电（885641）公司以后，公司形成了跨区域送电、煤电一体化及新能源发展三条经营主线。2019年末成功收购察尔湖光伏项目，2020年12月，乌达莱风电（885641）项目实现全容量并网，次年转入商业运行，通过锡盟-泰州直流特高压（885425）线路外送。2023年，公司投资建设的内蒙古聚达发电有限责任公司灵活性改造促进市场化消纳38万千瓦新能源项目实现全容量并网发电，公司的新能源装机达到182.62万千瓦，装机占比提高至13.81%。公司煤电、新能源、煤炭三足鼎立协同互补的产业格局已经初步形成。 （四）结构调整优势 近年来，公司大力推进能源结构转型，低碳清洁能源比例不断提高。2017年，公司通过发行可转债完成了收购北方龙源风电（885641）公司股权事项，大幅提高了公司新能源装机占比，并将乌达莱公司47.5万千瓦风电（885641）项目纳入公司合并范围。2020年12月31日乌达莱公司风电（885641）项目实现全容量并网，2021年4月进入商业运行。2023年，公司取得库布齐沙漠基地鄂尔多斯（600295）新能源项目120万千瓦风电（885641）项目（二期暖水60万千瓦风电（885641）项目）、丰镇市整市屋顶分布式108.903m（MMM）W光伏试点项目的核准批复，同年内蒙古聚达发电有限责任公司灵活性改造促进市场化消纳38万千瓦新能源项目实现全容量并网发电，进一步增强了公司的核心竞争力。截至目前，公司在运行风电（885641）装机容量175.62万千瓦，光伏发电装机容量7万千瓦，已获得备案或核准的新能源项目约118.8万千瓦。随着自治区新能源政策陆续出台，公司将多措并举，全力以赴提升新能源占比。 （五）煤电协同优势 公司全资子公司魏家峁公司属于煤电一体化项目，所产煤炭除用于其自身电厂项目外，还供应公司合并范围内其他电厂。 （六）科技创新优势 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。2023年，公司获得专利授权360件，其中发明专利授权数30件。 （七）节能环保（885563）优势 公司的环保排放水平符合国家标准，燃煤机组均已按环保要求实现了超低排放。报告期，公司强化污染物排放管理，氮氧化物、二氧化硫、烟尘排放等均符合国家环保要求。2023年魏家峁公司5.8兆瓦分布式光伏+换电矿卡项目投运后，有效降低厂区用电消耗。在全国火电（884146）机组能效水平对标中，魏家峁公司1号机组荣获同类型机组能效水平对标5A优胜机组奖；魏家峁公司2号机组荣获同类型机组能效水平对标4A优胜机组奖；上都第二发电公司6号机组、京达公司5号和6号机组荣获同类型机组能效水平对标3A优胜机组奖；魏家峁公司2号机组获同类型机组供电煤耗最优奖；魏家峁公司2号机组、上都发电公司1号机组获同类型机组厂用电率最优奖；丰泰两台机组在200兆瓦级得分排序进入前20%。上都发电公司2号机组被评为全国发电机组可靠性标杆机组。 （八）公司治理优势 公司自上市以来，高度重视现代企业制度建设，形成了一整套相互制衡、行之有效的内部管理、规范化运作和内部控制体系。公司股东大会、董事会、监事会和经理层依法规范运作，使全体股东利益得以有效保障。公司连续获得上交所信息披露良好以上评价，其中2017年-2022年获得信息披露A级评价，在资本市场树立了规范透明的良好形象，积累了良好的市场信誉。2023年，公司在第十七届“中国上市公司价值评选”中，荣获“中国上市公司年度卓越管理团队”奖项。 （九）资本运作优势 公司自1994年上市以来，融资渠道日益广泛，融资能力不断增强，利用资本市场完成了一系列权益和债务融资，为公司经营、发展筹措了大量资金。2023年，公司主体信用评级继续保持“AAA”级别。 2023年，公司继续积极发挥资本市场融资功能，以全资子公司聚达发电公司2×600兆瓦火电（884146）机组作为基础设施项目成功发行了20.01亿元权益型定向资产支持票据（类REITs），票面利率3.5%。本次发行是内蒙古自治区在中国银行间交易商协会发行的首单类REITs产品，更是公司在金融创新创效上的又一突破。在第八届CNABS资产证券化“金桂奖”评选活动中，公司类REITs产品荣获“最具创新突破产品奖”。 2023年，公司通过创新可续期公司债发行策略，采用2+N和3+N两个期限品种双向回拨方式，同时引入竞争性销售模式，成功发行15亿元可续期公司债。发行利率不仅创内蒙古地区历史以来同期限信用债券最低票面利率，同时再次刷新了公司历次发行中长期债券的最优票面利率水平。 （十）管理团队优势 公司拥有悠久的历史，拥有一批高素质管理人员、工程师和技术人员队伍，其中大部分高级管理人员拥有多年丰富的发电经营管理、煤炭安全生产管理经验，管理团队保持稳定。 （十一）大股东强有力支持 2023年10月至2024年1月期间，北方公司基于对公司未来发展的坚定信心，累计增持公司股份26,607,683股，约占公司已发行股份总数的0.408%，累计增持金额100,096,715.57元（不含佣金及交易税费）。增持后，北方公司直接持有公司3,332,081,486股A股股份，约占公司已发行股份总数的51.05%，与一致行动人合计持有公司3,461,821,626股A股股份，合计约占公司已发行股份总数的53.04%。 五、报告期内主要经营情况 报告期内，公司实现营业收入225.25亿元，同比减少5.4亿元，减少2.34%。其中：电力产品销售收入实现193.54亿元，同比减少6.80%；供热产品销售收入实现4.89亿元，同比减少0.97%；煤炭销售收入实现25.01亿元，同比增加43.02%。实现归属于母公司股东净利润20.05亿元，同比增加13.44%；实现归属于母公司股东的扣除非经常性损益的净利润19.41亿元，同比增加11.07%。主要原因如下： （一）报告期，公司密切关注电力市场供需变化、外部环境及区域电力市场动态，累计完成发电量607.13亿千瓦时，较上年同期减少3.58亿千瓦时，同比下降0.59%；完成上网电量562.71亿千瓦时，较上年同期减少3.43亿千瓦时，同比下降0.61%。其中，蒙西地区燃煤发电企业发电量同比增长4.70%，蒙西地区风力发电企业发电量同比降低2.75%，光伏发电量同比增长93.38%；公司直送华北地区燃煤发电企业发电量同比降低8.36%，直送华北地区风力发电企业发电量同比降低1.62%；蒙东地区风力发电企业发电量同比降低14.33%。 （二）报告期，公司统筹协调机组运行、设备检修、燃料采购、配煤掺烧等工作，电力交易市场份额持续增长，公司市场化交易电量为546.44亿千瓦时，占上网电量比例为97.11%。 （三）报告期，公司实现平均售电单价343.94元/千千瓦时（不含税），同比下降22.87元/千千瓦时，同比降低6.23%。 （四）报告期，公司落实能源保供责任，跟紧煤炭市场供需变化，公司魏家峁煤电一体化项目煤炭对外销售量同比增长64.09%（已扣除自用及内部销售），煤炭平均销售单价完成401.50元/吨（不含税），同比下降59.16元/吨（不含税）,同比降低12.84%。 （五）报告期，公司标煤单价完成594.62元/吨，比上年同期下降77.92元/吨，同比下降11.59%。 （六）报告期，公司财务费用同比减少19,718.81万元，同比下降33.61%。 （七）报告期，公司投资收益同比增加491.65万元,同比增长2.73%。 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 1、电力市场 （1）总体分析 2024年中央经济工作会议强调，2024年要在以习近平同志为核心的党中央坚强领导下，以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻落实党的二十大和二十届二中全会精神，按照中央经济工作会议部署，坚持稳中求进工作总基调，完整、准确、全面贯彻新发展理念，加快构建新发展格局，着力推动高质量发展。 清洁能源方面，2023年1月，国家能源局发布《新型电力系统发展蓝皮书（征求意见稿）》，强调到2030年新能源要成为发电量增量主体，装机占比超过40%，发电量占比超过20%；2045年新能源成为装机主体电源，重点是增强安全可靠替代能力和积极推进就地就近消纳利用；2060年新能源成为发电量结构主体电源和基础保障型电源。 电价方面，2023年11月，国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》，明确自2024年1月1日起，将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；容量电价按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定。从长远看，容量电价有利于保障煤电企业固定成本的回收，确保煤电板块的收益，并减少电力市场竞争对煤电企业带来的影响，减轻煤电企业生存压力。但容量电价对煤电企业机组的灵活调节能力、顶峰能力、工控系统自主可控能力，生产运行能力、设备检修及燃料管理模式提出了更高的要求，想要足额享受容量电价收益还需付出更大努力。同时，蒙西、京津冀、蒙东三个电力市场2024年交易政策均已发布，蒙西市场交易政策得到进一步完善，有利于公司电价整体稳定。但随着电力现货市场以及全国大市场的建立，市场化电量占比大幅提升，竞争越来越激烈，新能源入市进度加快，对电价带来较大下行压力，增量不增效，发电项目盈利模式面临深层次重构，发电企业将面临严峻的市场竞争形势。 根据中电联预测报告，2024年预计全年全社会用电量9.8万亿千瓦时，比2023年增长6%左右。全国新增发电装机预计将再次突破3亿千瓦，2024年底，全国发电装机容量预计达到32.5亿千瓦，同比增长12%左右。火电（884146）14.6亿千瓦，其中煤电12亿千瓦左右，占总装机比重降至37%。非化石能源发电装机合计18.6亿千瓦，占总装机的比重上升至57%左右，并网风电（885641）和太阳能发电合计装机规模将超过煤电装机，占总装机比重上升至40%左右，部分地区新能源消纳压力凸显。 公司将坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，贯彻中央经济工作会议部署，坚持稳中求进工作总基调，以党建为引领，以安全为基础，以奋进新征程，加快建设区域一流现代化综合清洁能源公司为主线，着力加快绿色发展，着力抓好提质增效，着力推进科技创新，着力深化内部改革，着力抓好安全生产，着力提升党建质量，努力实现质的稳步提升和量的合理增长。 （2）区域分析 2023年，国务院印发了《关于推动内蒙古高质量发展奋力书写中国式现代化新篇章的意见》，并配套出台了一系列政策措施和项目规划，自治区进入到一个历史性的转型跨越窗口期和高质量发展机遇期，2024年预计地区生产总值增长6%以上。孙绍骋书记在自治区年度经济工作会议上提出2024年要抓好“六个工程”，其中“防风治沙和风电（885641）光伏一体化工程”“温暖工程”为公司加快转型发展提供了重大机遇。同时我们也要看到，自治区新能源外送通道不畅、市场消纳不足、项目开发“标准地”推高用地成本等问题不同程度上制约了公司新能源项目开发建设。优质项目资源越来越少，资源竞争却日趋白热化，这些都给公司转型升级带来不小压力和挑战。 公司将积极发挥区位优势、规模优势和产业优势，乘着自治区大发展的东风，进一步优化结构，全面稳固煤电、新能源、煤炭三足鼎立协同互补的产业格局，推动公司进入跨越式发展快车道。 2、煤炭市场 根据《内蒙古自治区2024年坚持稳中求进以进促稳推动产业高质量发展政策清单》，2024年，内蒙古自治区将进一步支持煤炭优质产能释放，提高发电供热用煤中长期合同履约水平，同时优化电价政策，支持煤电企业提高发电出力。鼓励产业链重点企业与煤炭企业积极开展供需对接，高比例签订煤炭长期购销合同。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年煤炭供需格局将进一步改善，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。 3、资金市场 2024年，国内经济复苏的确定性有所提升，国家将进一步优化财政支出结构，强化国家重大战略任务财力保障，引导金融机构加大小微企业、科技创新、绿色发展等领域支持力度，并适时出台支持实体经济的再贷款工具。总体来看，公司2024年能源保供和新能源发展资金保障情况总体稳定。 (二)公司发展战略 公司全面贯彻“创新、协调、绿色、开放、共享”新发展理念，立足新阶段、展现新作为，实现新跨越。坚持以“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，以高质量发展为主线，以质量效益为根本，以改革创新为动力，以体制机制为保障，持续优化调整布局结构，不断增强公司竞争力、创新力、影响力和抗风险能力。坚持自主开发与收购并重，全面落实清洁能源转型、全面提升可持续发展能力、全面提升改革创新能力、全面提升价值创造能力、全面提升协同协作能力、全面提升风险防控能力、全面提升党的建设能力，实现安全生产长治久安、实现经营效益行稳致远、实现转型发展计日程功、实现企业经营稳健规范，更加注重发展的质量和效益，树立全生命周期成本控制理念实施精益化管理，全面提升公司的竞争力，力争成为区域一流现代化综合清洁能源公司。 (三)经营计划 2024年是新中国成立75周年，是实现“十四五”规划目标的关键之年，更是公司站在上市30周年新的历史起点上，乘势而上、提速前行，奋力开启实现跨越式发展新征程的开局之年。公司将全面贯彻落实党的二十大精神以及自治区有关会议精神，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，坚持稳中求进工作总基调，突出转型发展、提质增效“两大重点任务”，奋力开创公司高质量发展新局面。 （一）标本兼治，坚决守牢安全底线红线 坚持将安全工作作为头等大事抓牢抓实，采取强有力措施，坚决遏制事故发生。切实抓好能源保供，确保重要时段电热保供工作万无一失。深化落实全员安全生产责任制，深入开展全口径人员安全教育。突出严字当头、实字为要、细字着力，打造一支令行禁止、执行有力、落实有效的干部职工队伍。依托安全生产统一平台，强化作业现场安全风险防控，确保现场作业安全。 （二）紧抓快干，全面加快绿色转型发展 充分发挥区域资源优势，全力争取新能源资源储备，积极参与新能源项目竞争性配置。坚持“并购与开发”两手抓，不断提高清洁能源占比。加快煤电产业优化升级，全力推进煤炭资源增产扩能和综合开发，充分发挥煤电产业协同优势。积极拓展供热市场，有效整合热力资源，挖掘拓展供热综合价值。 （三）固优补短，巩固提升公司盈利水平 坚决打好效益巩固提升战，抢抓重要窗口期，全力推动各产业板块协同增效，努力实现利润奋斗目标。火电（884146）产业要坚持外稳电价、内降成本，进一步强化效益发电、效益调煤、效益用电等措施，加大亏损企业治理力度，不断巩固提升自身盈利能力；煤炭产业要在确保安全的前提下增产达产，持续压降吨煤生产成本，抢抓现货市场机遇，提高销售价格，全力以赴争取更多利润空间；新能源产业要切实抓好存量机组设备改造提效和“以大代小”，新建项目要应投尽投、能投早投，确保利润增长与电量增长相匹配。 （四）精准施策，全力推进提质增效 以更大力度强化精益营销。坚持以经营效益为中心，突出营销龙头作用。继续抓好“日营销”，分层分类测算效益边界，优化报价策略，强化配煤掺烧，提升顶峰深调能力，全力捕捉高电价时段电量。加强沟通协调，积极争取容量电费政策收益。夯实长协电量基础，紧盯大宗材料市场价格及成本变化，优化交易品种，坚决守牢结算电价超过地区平均水平底线。 （五）增产扩销，做优做强煤炭产业 开展煤矿生产专项治理，优化内供和市场销售结构，加强国家政策解读分析，适时提升高价市场煤销售比例。健全自产煤内部科学分配和联动机制，确保公司效益最大化。 （六）创新赋能，全面强化科技支撑 加强创新机制建设。持续完善科技创新体制机制，健全科技成果转化应用机制，激发职工创新潜力和活力。严格按照国资委和集团公司研发投入要求，加强研发投入合规管理，充分发挥科技创新对公司高质量发展的支撑作用。深入推进高温蒸汽熔盐储热关键技术等重点项目研发，积极争取国家和自治区科技奖项。围绕重点技术领域及项目做好专利导航、布局与挖掘，推进高价值专利培育，提升发明专利数量质量。 （七）对标对表，深入推进改革提升 深化改革提升行动。以加快建设一流企业为主线，不断完善各产业领域和管理领域的改革体系、机制和措施，建立创一流考核体系，制定核心指标对标清单，以更严更实的举措一体化推动创一流、改革深化提升和对标一流价值创造工作取得突出实效。 (四)可能面对的风险 2024年，我国发展仍是机遇和挑战并存。从困难挑战看，外部环境的复杂性、严峻性、不确定性上升，国内有效需求仍显不足，部分行业产能过剩，社会预期偏弱，风险隐患仍然较多，国内大循环也存在堵点。从机遇条件看，新一轮科技革命和产业变革正在重塑世界经济格局，我国高水平社会主义市场经济体制也在不断完善，中国特色社会主义制度优势持续彰显，物质基础更加坚实，产业体系更加完备，政策空间依然充足。总体上看，有利条件强于不利因素，支撑中国经济平稳健康发展的因素仍然较多。 1.电力市场风险 （1）电量风险：2024年，预计全社会用电量同比增长6%左右，新能源保持快速发展，火电（884146）从主体电源逐渐转变为支撑性和调节性电源，存量火电（884146）市场空间进一步缩减，公司火电（884146）板块存在电量下降的风险。 （2）电价风险：电力现货全面推开，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，煤电电价存在下降风险；新能源入市进度加快，市场化交易电量比例持续提高，电价带来较大下行压力。 公司将加强电力市场分析与预测，加快煤电机组的技术升级，进一步强化效益发电、效益用电，及时调整定价策略，全力应对市场风险。 2.燃料采购市场风险 （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（884146）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。受近期安全生产事故频发、检查力度不断加码、煤炭保供政策退出等影响，部分煤矿减量保价意愿增强，产能产量可能出现滑坡。长协煤方面，2024年，国家电煤长协签订量要求不低于需求量的80%，未强调签约全覆盖，中长期合同覆盖比例将明显下降，订货和保供稳价难度加大，需要我们及时优化调整采购策略，积极主动做好应对。 （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。 公司将充分发挥长协合同“压舱石”作用，提升优质长协兑现率，保证电煤采购基本盘；在迎峰度夏、迎峰度冬等关键时段保证电煤供应稳定；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.煤炭销售市场风险 2024年以来，用煤企业特别是煤电企业在中长协电煤和进口煤的支撑下，库存保持高位，采购积极性较低。一是随着电源结构和用电特性变化，作为基础保障性和系统调节性电源的煤电将更多地参与系统调节，煤电年利用小时数呈下降趋势，电煤消费量也随之下降，市场需求不足会使公司煤炭销售价格面临下降风险。二是随着中长协电煤全覆盖，煤炭季节性涨价的态势能否延续面临挑战，上游产地挺价意愿和下游用煤企业拉高库存压价意愿形成博弈，市场交易氛围冷清，煤炭价格波动偏弱运行情势较为明显。 公司将密切跟踪煤炭市场变化，贯彻落实国家政策要求，持续优化生产接续，扩大煤炭市场销售，加强产业协同，进一步降低生产成本，提升利润空间。 4.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（885986）价格，发电企业存在碳履约成本增加的风险。 公司将密切关注碳市场政策变化，持续加强碳交易（885986）管理，研究制订碳交易（885986）策略，力争实现公司减碳效益最大化。 5.环保风险 根据生态文明建设的现状和需求，政府将持续完善和深化环保政策，提出更为严格的要求。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。 公司将进一步优化产业结构、调整布局，加强环保、技术创新。按计划加大现役机组技术改造力度，进一步提高清洁能源的比例，通过调整结构、升级改造、加强管理等措施，提高节能环保（885563）绩效，实现清洁发展。 6.资金市场风险 公司作为发电企业，为资本密集型行业，具有投资规模大，投资回收期长，资产规模大，负债较高的特点，LPR利率的调整以及对资金市场的宏观调控将直接影响公司的债务成本。 公司将密切关注市场变化，不断拓展融资渠道，合理安排融资，并积极探索新的融资方式，在保证资金需求的基础上，努力控制融资成本。
