赣能股份2024年半年度董事会经营评述

赣能股份（000899）2024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

　　（一）报告期内公司所属行业发展情况

　　1、2024年上半年全国电力供需情况

　　（1）电力消费需求情况

　　根据国家能源局和国家统计局发布的能源生产情况以及电力工业统计数据显示，2024年上半年，全国全社会用电量46,575亿千瓦时，同比增长8.1%。从分产业用电看，第一产业用电量623亿千瓦时，同比增长8.8%；第二产业用电量30,670亿千瓦时，同比增长6.9%；第三产业用电量8,525亿千瓦时，同比增长11.7%；城乡居民生活用电量6,757亿千瓦时，同比增长9.0%。

　　（2）电力生产供应情况

　　根据中国电力企业联合会公布的数据显示，截至2024年6月底，全国累计发电装机容量约30.71亿千瓦，同比增长14.1%；其中，火电装机14.05亿千瓦，同比增长3.6%，风电装机4.67亿千瓦，同比增长19.9%，光伏发电装机7.14亿千瓦，同比增长51.6%。2024年1-6月份，全国新增发电装机容量1.53亿千瓦，同比增长1,878万千瓦；其中，新增火电装机容量1,825万千瓦，同比减少29.86%；新增光伏发电装机容量10,248万千瓦，同比增加30.68%；新增风电装机容量2,584万千瓦，同比增加12.40%。

　　2024年上半年，全国规模以上工业发电量44,354亿千瓦时，同比增长5.2%；其中，火电发电量30,053亿千瓦时，同比增长1.66%，水电发电量5,526亿千瓦时，同比增长21.41%，风电发电量4,755亿千瓦时，同比增长6.86%，光伏发电量1,899亿千瓦时，同比增长27.13%，核电发电量2,122亿千瓦时，同比增长0.12%。1-6月份，全国发电设备累计平均利用小时1,666小时，同比降低71小时。

　　2、2024年上半年江西省电力供需情况

　　（1）电力消费需求情况

　　根据江西省统计局能源统计处显示，2024年上半年，江西省全社会用电量同比增长7.4%；其中，第一产业用电量增长8.3%；第二产业用电量增长6.8%；第三产业用电量增长10.7%；城乡居民生活用电量增长5.9%。

　　（2）电力生产供应情况

　　2024年上半年，全省规模以上工业发电量同比下降3.3%，其中，火力发电量下降5.5%；风力发电量下降7.4%；水力发电量增长38.3%；光伏发电量增长1.4%。

　　（二）报告期内公司主要业务及经营情况

　　公司是江西省重点打造的电力上市企业，深耕电力生产业务多年，主营业务包括火力、水力及新能源发电，在推进传统能源和新能源协同发展的同时，打造发电售电、综合能源服务多轮驱动的综合型电力企业。

　　1、电力生产情况

　　截至本报告期末，公司总装机规模394.71万千瓦，累计完成发电量72.92亿千瓦时，较上年同期减少9.88%。其中：

　　（1）火力发电

　　公司所属已投运火电厂赣能丰电装机容量340万千瓦，位于江西省丰城市，包括两台70万千瓦超临界火电机组和两台100万千瓦超超临界火电机组。公司所属江西赣能上高2×100万千瓦清洁煤电项目于2022年11月获得江西省发改委核准，报告期内项目正按照计划有序推进建设中，截至目前已顺利完成锅炉大板梁吊装、冷却塔筒壁环梁混凝土浇筑等节点工作。另外，公司受托管理江投集团下辖信电公司所属信丰2×66万千瓦超超临界清洁燃煤发电机组。

　　报告期内，公司火力发电量为69.22亿千瓦时，同比减少12.12%。

　　（2）水力发电

　　公司所属已投运水电厂两家，总装机容量10万千瓦，其中：赣能居电装机容量为2×3万千瓦，位于江西省赣州市、赣能抱电装机容量为2×2万千瓦，位于江西省九江市修水县。公司所属江西赣县抽水蓄能电站项目装机容量为4×30万千瓦，项目于2024年1月获得江西省发改委核准批复，目前正按照计划稳步推进项目前期工作。另外，公司受托管理江投集团下辖东电公司所属水电厂，其装机容量为2×3万千瓦。

　　报告期内，公司水力发电量为2.14亿千瓦时，同比增加42.2%。

　　（3）光伏发电

　　公司所属已投运光伏发电项目装机容量合计约为44.71万千瓦，主要由公司全资子公司赣能智慧及控股子公司赣能能源投资建设。

　　报告期内，公司光伏发电量为1.56亿千瓦时，同比增加139.27%。

　　2、电力销售情况

　　报告期内，公司累计完成上网电量69.46亿千瓦时，较上年同期减少9.84%，其中市场化交易电量66.13亿千瓦时，占上网电量的95.21%，所售电力区域均为江西省内。

　　截至本报告期末，公司已投运的光伏发电装机容量为44.71万千瓦，各光伏项目运行正常，已投运的光伏发电装机容量占公司总装机容量的11.33%。未来，公司将按照“十四五”规划，坚持走绿色低碳发展路线，大力推进绿色低碳电力项目的投资建设，不断优化电源结构。

二、核心竞争力分析

　　（一）发电机组高效节能

　　公司目前在运的火电装机规模340万千瓦，所属机组均为高参数、低能耗的大型发电机组，质量优良，技术先进，机组发电效率等指标处于江西省同类型火电机组前列，在节能及环保能力方面具有显著的优势；在建的赣能上高清洁煤电机组选用100万千瓦等级高效超超临界、二次中间再热、凝汽式燃煤发电机组，设计理念严格按照燃机排放标准的要求，在汽轮机、锅炉、辅机、运行控制等机组工艺上都进行了优化，致力于提升机组发电效率、燃煤效率，达到节能降耗的最佳水平。

　　（二）区域市场优势

　　“十四五”时期，江西省经济崛起势头依然强劲，用电需求旺盛，根据《江西省“十四五”能源发展规划》及《江西省碳达峰实施方案》的有关指示精神，江西省积极构建清洁低碳、安全高效的能源体系，稳妥有序推动碳达峰碳中和。新型电力系统转型需要传统能源支撑，公司火电装机约占全省火电总装机容量的13.64%，所属电厂积极参与省内辅助服务市场、深度调峰等相关领域，对构建安全、高效、清洁、低碳的新型电力系统发挥支撑性作用。同时，公司积极布局能源新业态，大力发展新能源发电项目，密切跟踪新能源、储能等产业前沿技术，通过建购并举、多点布局、协同推进等方式，持续提高公司可再生电源装机比重，为实现“双碳”目标贡献企业力量。

　　（三）专业化团队及管理优势

　　公司作为江西省省属电力上市公司，深耕电力生产多年，在项目投资运营领域积累了丰富的业务经验，熟悉市场开拓、工程管理、运营维护等关键环节，通过持续优化外部人才引进、强化内部人才挖掘，构建完善人才队伍建设体系，人才优势不断积累和提升，培养了一批经验丰富的管理人员及专业技术人员为公司安全生产运行、高质量发展保驾护航。

　　（四）科技创新引领发展

　　公司充分发挥科技创新的支撑引领作用，持续完善科技创新体系，促进产学研深度融合，以科技创新增强企业发展动能。全资子公司能源研究公司已具备“能源技术监督与服务”“零碳负碳技术创新与研究”“场站数智化运营管控”等专项服务能力，承担多项省级重大科技专项、公司生产运营指挥中心、电力交易辅助决策平台、能碳管控平台等综合智慧能源平台建设，有力支撑公司绿色低碳、高效协同、灵活智能发展。

三、公司面临的风险和应对措施

　　（一）煤炭市场风险

　　随着国家煤炭保供政策的延续，不断释放煤炭先进产能，煤炭供应量持续维持较高水平，虽然报告期内煤价有所回落，但整体仍保持高位运行态势，燃料成本占据公司营业成本的大部分，公司所属火电厂经营仍然面临较大压力。

　　应对措施：公司将不断强化燃料采购管理，全力提升主力供应渠道的长协量和兑现率，积极扩宽采购渠道，持续优化电煤运输策略，持续深化“煤电联营”合作，降低燃料采购成本；同时，深入开展节能减排技术攻关，认真学习7月15日国家发改委发布《煤电低碳化改造建设行动方案(2024—2027年)》的通知，按照《2024—2025年节能降碳行动方案》有关要求，探索煤电清洁低碳转型实施路径，推动构建清洁低碳安全高效的新型能源体系。

　　（二）政策风险

　　随着国家“碳达峰、碳中和”目标及相关政策的提出，对能源行业高质量发展提出了更高的新要求，根据国家优化能源结构的要求，火电将逐步由主体性电源向调峰调频基础性电源转变。另外，在国家提出加快建设新型电力系统的背景下，新能源发电消纳并网问题亟待解决，公司产业布局及发展规划上可能会面临新能源政策不及预期、行业竞争加剧等风险。

　　应对措施：公司密切跟踪国家相关政策，持续做好电力市场政策分析研究，一方面加快转型升级力度，积极布局电力能源新业态，在加速推进清洁煤电建设、挖掘清洁煤电多能利用，提升机组顶峰保供能力，提高新型电力市场的适应能力；另一方面多举措持续提高公司可再生电源装机比重，大力推进公司电源结构多元化，以项目规划为抓手，优化新能源项目方案设计，不断增强发电侧出力的可调可控性。

　　（三）电力市场风险

　　随着新型电力系统的不断深化，电力市场化改革逐步迈入“深水区”，电力市场交易品种不断丰富，交易频次日渐增多，交易复杂度不断加深，伴随全国电力现货市场逐步从试点试运行转向长周期运行发展，煤电容量电价机制自2024年1月日正式执行，对公司火电机组的可靠性运行及新能源参与市场化交易都带来挑战。

　　应对措施：公司内部建立健全风险管控体系与规章制度，确保市场化交易下的各类风险可知、可测、可控，同时紧跟电力市场改革形势和市场动态，加强政策研究分析和市场应对，做好负荷预测、电价预测和新能源出力预测，结合电力市场形势需要，制定科学灵活的交易方案和报价策略，进一步统筹协调好中长期与现货市场关系，在风险可控的前提下提升公司发电收益。

　　（四）碳市场风险

　　自2021年启动全国碳排放权交易以来，碳排放配额成交价格总体呈现波动上涨态势，在已纳入全国碳市场的发电企业中，火电企业目前面临煤电利用小时数下降、进一步减碳空间有限、配额成本在电价中未疏导至用户等挑战，经营压力将增大。2024年7月2日，生态环境部组织发布了《2023、2024年度全国碳排放权交易发电行业配额总量和分配方案（征求意见稿）》，碳配额发放基准值进一步趋减，公司所属控排企业碳排放履约成本存在增加的风险。

　　应对措施：公司所属控排企业已顺利完成全国碳市场两个履约周期碳配额履约清缴工作，公司将密切关注碳市场政策变化，持续提升碳资产管理水平，优化碳交易、碳履约策略，最大限度降低公司碳履约清缴成本；此外，随着全国温室气体自愿减排交易市场重启，可用于履约的减排量供给增加，将有助于发电企业控制履约成本。