湖北能源2023年半年度董事会经营评述

湖北能源（000883）2023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

　　公司主营业务为能源投资、开发与管理，作为湖北省能源安全保障平台和三峡集团综合能源发展平台，从事或投资的主要业务包括水电、火电、核电、新能源发电、天然气管输与销售、煤炭贸易和金融投资等，初步建成了鄂西水电和鄂东火电及覆盖全省的新能源场站，逐步构建起湖北省煤炭和天然气供应保障网络和煤炭储配网络，同时还投资参股长江证券、长源电力（000966）、长江财险等上市公司或金融企业。 　　（一）行业情况 　　1.湖北省用电需求总体偏弱 　　2023年上半年，湖北省电力供需总体平衡，全省用电量1,242.21亿千瓦时，同比下降0.35%，低于全国用电量增速。全省发电量1,431.49亿千瓦时，同比减少6.90%，主要是水电发电量同比大幅减少。全省发电设备平均利用小时1,463小时，比上年减少258小时。 　　2.延续绿色低碳转型趋势 　　根据中国电力企业联合会《2023年上半年全国电力供需形势分析预测报告》，2023年上半年，非化石能源发电投资占电源投资比重达到88.6%，其中太阳能发电、风电投资同比分别增长113.6%、34.3%。新增并网太阳能发电装机容量7,842万千瓦，占新增发电装机总容量的比重达到55.6%。截至2023年6月底，全国全口径发电装机容量27.1亿千瓦，其中非化石能源发电装机容量13.9亿千瓦，占比上升至51.5%，同比提高3.4个百分点，电力行业延续绿色低碳转型趋势。 　　3.煤炭价格弱势下行 　　2023年上半年，煤炭产能继续释放、进口大幅增长，煤炭供应能力稳步提升；我国宏观经济保持恢复发展态势，但部分行业用煤需求增幅有限，国内煤炭价格波动下行，2023年6月底，秦皇岛及周边港口主流动力煤（5500大卡）市场价格报价在800元/吨左右。 　　（二）报告期公司生产经营工作的主要特点 　　报告期内，面对流域来水偏枯、起调水位大幅降低、市场环境复杂严峻等诸多挑战，公司迎难而上，各项工作取得积极进展。 　　1.牢牢稳住生产经营基本盘 　　报告期内，由于水电板块整体起调水位大幅降低、流域来水持续偏枯，水电发电量大幅下降，同比下降47.50%。面临不利局面，公司火电企业合理把控检修时机，加强与煤企的战略合作，持续提升长协比例，发电量及盈利均同比大幅上升；新能源板块实现发电量22.79亿千瓦时，创历史新高。此外，公司科学制定市场交易策略，努力提高市场化交易电量价格、主动开拓绿证市场。上半年，公司实现利润总额12.84亿元，归属于母公司所有者净利润9.01亿元。 　　2.持续推动绿色低碳转型 　　公司围绕服务国家“双碳”目标和构建以新能源为主体的新型电力系统的战略部署，优化布局、调整结构，加快绿色转型发展。报告期内，公司新能源业务发展势头良好。陕武特高压配套新能源大基地项目一期已取得140万千瓦接入系统批复，部分项目已正式开工，为年底全容量并网奠定了基础。宜城、监利汪桥等在建新能源项目均按节点目标加快推进。此外，罗田平坦原抽蓄、南漳张家坪抽蓄，清江长阳抽蓄等抽水蓄能项目稳步推进。 　　3.夯实安全生产基础 　　报告期内，公司强化重大危险源管控，狠抓工程建设安全管理，多次开展安全检查、防汛检查，高质量完成各类机组检修，加强安全隐患整改。2023年上半年，公司未发生人身伤亡事故和一般及以上的设备安全事故，继续保持安全生产“双零”目标，总体安全形势持续向好。 　　（三）公司主营业务情况 　　截至报告期末，公司已投产可控装机容量为1,274.69万千瓦，上半年可控装机净增加33.64万千瓦，均为新能源装机。在湖北省境内可控装机容量1,146.51万千瓦，占全省发电总装机容量7,825.36万千瓦（不含三峡电站2,240万千瓦）的14.65%。其中，公司水电装机465.73万千瓦（含秘鲁查格亚电站45.6万千瓦），在湖北省内水电装机420.13万千瓦，占湖北省水电总装机容量1,544.28万千瓦（不含三峡电站容量）的27.21%；火电装机463万千瓦(含新疆楚星电站30万千瓦)，在湖北省内火电装机433万千瓦，占湖北省火电总装机容量3,579.37万千瓦的12.10%；风电总装机容量111.58万千瓦，占湖北省风电总装机容量818.37万千瓦的13.63%；光伏总装机234.38万千瓦，在湖北省内光伏发电装机181.80万千瓦，占湖北省光伏发电总装机容量1,883.33万千瓦的9.65%。 　　报告期内，公司天然气业务已在湖北省内建成38座场站，省内天然气长输管线675公里，覆盖湖北全省13个省辖市、州中除十堰市外的12个；煤炭业务方面，上半年煤炭贸易经销量为1,555.5万吨。 　　（四）报告期内公司生产经营情况 　　2023年上半年，湖北省发电量1,431.49亿千瓦时，同比下降6.90%。三峡电厂发电量287.10亿千瓦时，同比下降35.63%。剔除三峡发电量，湖北省发电量1,144.39亿千瓦时，同比增长4.48%。其中，水电197.45亿千瓦时，同比下降28.66%；火电762.68亿千瓦时，同比增长12.40%；风电90.92亿千瓦时，同比增长15.42%；太阳能93.34亿千瓦时，同比增长62.51%。 　　2023年上半年，公司完成发电量161.33亿千瓦时，同比下降9.06%。其中湖北省内发电量为137.25亿千瓦时，占湖北省发电量（不含三峡电厂）1,144.39亿千瓦时的11.99%。2023年上半年，公司水电发电量为41.45亿千瓦时（含查格亚电站），同比下降47.50%；火电发电量为97.09亿千瓦时（含新疆楚星电站），同比增长19.84%；新能源发电量为22.79亿千瓦时，同比增长30.46%；输销天然气14.10亿方，同比减少14.18%；煤炭销售量1555.5万吨，同比下降6.68%。 　　2023年上半年，公司售电量153.72亿千瓦时，同比下降9.06%；平均售电价格为0.4914元/千瓦时（含税），较上年同期增长0.0268元/千瓦时；发电厂平均用电率3.89%，平均利用小时数约为1,279.73小时。上半年，公司所属境内电站市场化交易总电量87.28亿千瓦时，同比增长约24.58%，占公司所属境内电站上网电量的63.25%。 　　（五）报告期内公司总体经营业绩 　　报告期内，公司实现营业收入90.89亿元，同比减少15.37亿元，降幅14.47%。营业收入下降的主要原因：一是年初起调水位大幅降低且来水持续偏枯，水电发电量减少，致水电收入同比减少11.41亿元；二是因煤炭价格下降及煤炭销售量减少，致煤炭贸易收入同比减少9.5亿。报告期火电业务发电量增加，致火电收入同比增加5.97亿元；新能源装机容量增加，新能源发电收入同比增加1.92亿元。 　　2023年上半年，公司实现归属于上市公司股东的净利润9.01亿元，同比减少5.43亿元，降幅37.58%。主要是水电站年初起调水位大幅降低且来水持续偏枯，发电量大幅下降，水电业务净利润减少10.29亿元。报告期内，因火电发电量增加且煤价呈下降趋势，火电业务度电燃料成本同比减少，致火电业务利润同比增加4.51亿元;因装机规模增加、覆冰情况好于同期，致新能源发电量增加，新能源发电业务利润同比增加0.42亿元。 　　报告期内，湖北能源集团新能源项目合计可控装机容量345.96万千万，其中风电111.58万千万，光伏234.38万千瓦。报告期内投产新能源装机净增加33.64万千瓦。报告期内新能源发电量22.79亿千瓦时，同比增长30.46%；实现净利润3.71亿元。2023年下半年，公司将继续加强新能源资源的获取工作。

二、核心竞争力分析

　　（一）业务结构合理 　　公司拥有水电、煤电、天然气发电、风电、光伏等多种类型的发电机组，避免单一煤电或水电等单一电源所带来的业绩波动，实现了“水火互济、风光互补”的协同优势。同时参股长江证券，积极推动天然气和煤炭贸易物流业务，多元化产业结构有效平滑单个业务波动的影响，有利于保障公司业绩稳定，降低经营风险。 　　（二）资产质量优良 　　截止2023年6月30日，公司清洁能源装机容量为848.69万千瓦，清洁能源装机容量不断上升，新能源装机比例持续保持省内领先态势。公司所属清江公司在清江干流运营管理水布垭、隔河岩、高坝洲三级电站，通过全面推进清江流域梯级电站优化调度，开展清江与三峡、葛洲坝（600068）电站五库联调，水库安全生产和精益管理能力不断提升。火电方面，公司已投产的百万千瓦超超临界发电机组，在发电效率和运营成本等方面均有较强的竞争优势，在机组运行安全性、可靠性、稳定性等方面均处于较好水平。 　　（三）资源获取能力较强 　　公司近年来加大能源项目获取力度，发展工作进入“启动一批、开工一批、储备一批”良性循环。公司目前正在推进的项目包括罗田平坦原抽蓄、南漳张家坪抽蓄、清江长阳抽蓄、陕武直流新能源基地等项目。此外，根据湖北省关于新能源项目获取的相关政策，煤电灵活性改造或新建清洁高效煤电机组、储能电站均按一定比例配套新能源项目，公司多元化电力结构有助于新能源项目指标的获取。 　　（四）持续推进改革，推动企业高质量发展 　　扎实推进公司国企改革各项工作，优化新能源业务战略布局、抢占抽蓄及清洁火电业务先机，积极探索布局储能等新兴产业，有序推进主责主业做优做实；进一步落实董事会各项职权，持续完善公司治理；组建区域性子公司，推进区域资产集约化管理经营和投资发展；完善公司授放权体制，进一步提高公司决策效率，激发公司活力。 　　（五）财务状况优良 　　公司财务状况优良，现金流保持稳定充足，财务杠杆处于行业较低水平；公司资本市场信誉良好，持续保持AAA信用评级；筹集资金渠道畅通，通过合理选取安全可靠的融资组合，有效降低公司综合融资成本。

三、公司面临的风险和应对措施

　　（一）安全生产风险 　　公司拥有水电、火电、风电等众多发电机组，运营易燃易爆的天然气业务，同时还有众多在建工程项目。上述业务在日常生产经营中，存在意外事故、设备故障、自然灾害等造成的人员伤亡或设备损坏的风险，可能造成公司正常生产经营的中断，甚至生命、财产的重大损失。针对安全生产风险，公司积极落实企业的安全生产主体责任，加强安全生产管理，建立、健全安全生产责任制和安全生产规章制度，推进安全生产标准化建设，提高安全生产水平，确保安全生产；建设单位发挥业主主导作用，监督参建各方履职情况，加大管控力度；持续开展危险源辨识及风险管控，完善并落实安全风险管控措施。 　　（二）流域来水偏枯风险 　　自2022年下半年以来，公司主要水电机组所在的清江流域降水持续偏少，清江流域来水的不稳定性，可能对公司当年的发电量及经营业绩产生影响。 　　公司一方面统筹做好防洪度汛和电力生产，加强与气象、调度机构和防汛主管部门的沟通联系，及时发布预警信息，掌握水文情况，加强各水库精确调度、精益运行和精心维护，提高水能利用效率，力争增电量、晚消落、不弃水，确保雨洪资源高效利用。另一方面，公司已建立水电、火电、新能源、天然气、煤炭等多个业务板块，形成发电与售电、火电与煤炭、天然气上下游产业链的协同效应，能够有效抵御来水偏枯风险。 　　（三）煤电机组电价下调风险 　　2023年6月，湖北省委省政府审议通过《关于进一步降低企业成本的若干措施》，提出要强化电力保供，进一步降低用能成本。同时明确完善电力市场交易价格机制，推进电力行业上下游协调联动发展。2023年下半年，公司煤电机组参与月度、月内等市场化交易存在电价下调风险。 　　公司将继续加强机组可靠性管理，坚持安全生产第一、电力保供优先，落实双重预防机制和防非停、防非降措施，全力迎战迎峰度夏保供；加强与能源主管部门、电网公司沟通协调，积极争取跨省跨区外送、电网代购电量，协同售电公司、相关市场主体争取更多市场化交易合同电量。 　　（四）新能源消纳风险 　　2023年6月，湖北省能源局印发《关于进一步做好2023年电力市场化交易有关工作的通知》（鄂能源调度〔2023〕37号），要求组织开展新能源季节性竞价上网。在新能源消纳困难时段，由省电力公司作为代理购电方，组织开展新能源竞价上网。在双碳目标下，随着新能源电站大量投产发电，新能源企业将逐步被推向市场，参与消纳和电价竞争，存在时段性弃风弃光和电价下调风险。 　　公司湖北省内项目将合理制定新能源季节性竞价上网交易方案，积极跟踪统计竞价上网期间参与项目限电情况，及时更新后续交易申报策略。 　　（五）煤炭、天然气等燃料成本增加风险 　　受国际、国内经济形势复杂、能源产品供应不均衡等因素影响，国内能源产品市场存在供应紧张和价格高企的情况。虽然国家对煤炭、天然气等产能供应和价格出台相关政策意见和进行宏观调控，但优质煤炭和天然气依然可能会出现价格高企的情况。 　　公司将持续加强市场分析和研判，强化成本管控意识；通过提升长协煤签约率及兑现率、开展煤电联营、煤炭集采、锁定合同气量等举措控制燃料成本；加大煤炭天然气板块市场拓展力度，大力争取资源方股东更多支持，获取更多优质资源。

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