【独家】15家电力企业业绩及核心竞争力分析-第7页-北极星火力发电网

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国投电力：

根据中电联 7 月 21 日发布的电力工业运行简况：上半年全国 6000 千瓦及以上电厂装机容量13.6 亿千瓦，同比增长 8.7%。全国规模以上电厂发电量 27091 亿千瓦时，同比增长 0.6%。全国发电设备累计平均利用小时 1936 小时，同比下降 151 小时，其中：火电设备平均利用小时 2158小时，同比下降 217 小时;水电设备平均利用小时 1512 小时，同比提高 82 小时;风电设备平均利用小时 1002 小时，同比提高 16 小时。在电力需求增长乏力的背景下，发电装机容量仍保持较快增长，火电利用小时同比降幅较大，水电、核电、风电利用小时同比提高。

煤炭方面，根据相关统计数据：2015 年上半年全国煤炭开采和洗选业固定资产投资为 1686 亿元，同比下降 12.8%。上半年全国煤炭产量累计完成 17.25 亿吨，同比下降 7.4%;煤炭销量累计完成 16.22 亿吨，同比下降 8.1%。全国煤炭投资和产销量持续下降，煤炭进出口大幅降低，煤炭价格自年初以来继续下降。

1、报告期经营情况

报告期内，公司认真研判政策和市场形势变化，抓住经营和发展两条主线，不断开拓发展空间，积极克服用电需求持续不振、上网电价连续下调的困难，努力把握煤炭成本下降的机遇，不断提高专业化、精细化管理水平，公司继续保持健康发展的良好态势。 2015 年上半年主要工作完成情况如下:

(1) 经营业绩再创同期历史新高

截至报告期末，公司已投产控股装机 2587.1 万千瓦、权益装机 1580.9 万千瓦，与上年末基本持平。已投产控股装机中：水电 1612 万千瓦，占比 62.3%;火电 909.6 万千瓦，占比 35.2%，新能源 65.5 万千瓦，占比 2.5%。

报告期公司全资及控股企业完成发电量 521.90 亿千瓦时，上网电量 506.87 亿千瓦时，与去年同期相比分别增长了 11.41%和 11.84%。

报告期公司实现营业收入 149.26 亿元，同比提高 2.08 %;实现归属于上市公司股东的净利润 24.50 亿元，同比提高 21.54 %;实现基本每股收益 0.3610 元，同比提高 21.51 %。

报告期公司盈利能力大幅增长的主要原因：

水电：报告期公司水电企业盈利同比增长 60%以上，主要原因一是受益于雅砻江水电锦屏一级、二级电站 2014 年下半年新投机组在 2015 年上半年全面发挥效益，以及锦屏一级水库补偿作用充分释放，发电量同比大幅增加;二是报告期收到水电增值税退税，上年一季度无此收入。

火电：报告期公司火电企业盈利同比基本持平，主要原因一是本期火电企业燃煤成本普遍下降，基本弥补了电价下调、电量下降带来的不利影响;二是去年下半年收购湄洲湾一期火电，报告期贡献利润。

报告期末公司资产总额 1,749.84 亿元，较上年末增长 1.37%。资产负债率 75.24%，与上年末基本持平。每股净资产 3.48 元，较上年末增长 2.05%。

(2)开拓发展空间取得新进展

雅砻江水电重点项目开发顺利。报告期末雅砻江水电下游已投产装机 1410 万千瓦，在建项目桐子林电站(4x15 万千瓦)计划年内开始投产;雅砻江中游各电站均获得“路条”，其中两河口、杨房沟两电站(合计 450 万千瓦)已获得核准;雅砻江上游河段规划环评报告和水电规划报告送审等工作继续推进。

公司发展模式创新取得进展。公司通过参与赣能股份非公开发行首次参股电力上市公司，该方案已由赣能股份上报证监会待批，公司参股后将持有赣能股份 33.72%的股权(以最终确认值为准)，成为第二大股东，有利于公司发挥自身优势，拓展江西电力业务。公司主动适应电改带来的机遇和挑战，2015 年 7 月 7 日与兰州新区签订了电力智能园区示范项目合同书，投资新增配电网建设，为下一步介入售电业务领域探索和积累经验。

丰富的项目储备助力可持续发展。2015 年以来，雅砻江水电杨房沟电站(150 万千瓦)、国投南阳(2×100 万千瓦)、湄洲湾二期(2×100 万千瓦)、国投云南风电二期(4.8 万千瓦)、国投哈密风电景峡 5B 项目(10 万千瓦)等共计 564.8 万千瓦的发电项目陆续获得核准，为公司可持续发展奠定了坚实的基础。

(3) 重点工作扎实推进

安全管理和节能减排。公司继续深化安全生产红线意识，加强应急管理和安全管理体系化建设，确保安全管理全覆盖。通过深化对标管理，加强节能升级和技术创新，多措并举促进节能减排。报告期公司未发生一般及以上直接责任事故及电力安全事件;公司控股火电企业完成供电煤耗 314.34 克/千瓦时，同比下降 1.64 克/千瓦时;控股火电企业发电厂用电率 5.87%，同比提高 0.13个百分点，主要原因是市场需求不足，机组负荷率降低;控股水电企业发电厂用电率 0.15%，同比降低 0.01 个百分点。控股火电企业脱硫、脱硝设备配置率 100%。

电力营销。受需求不足等因素影响，公司电力营销仍面临较大压力。报告期公司火电及雅砻江水电外送江苏水电上网电价下调，控股企业平均上网电价为 0.339 元/千瓦时(含税)，同比降低 0.017 元/千瓦时。报告期公司控股企业设备利用小时 2017 小时，同比降低 82 小时，高于全国平均利用小时 81 小时。其中：火电企业设备利用小时 2190 小时，同比降低 210 小时，高于全国平均利用小时 32 小时。水电企业设备利用小时 1971 小时，同比提高 21 小时，高于全国平均利用小时 459 小时。

燃料成本。把握煤炭成本下降机遇，公司积极推进燃煤采购侧和厂内精细化管理，燃料成本继续下降。报告期内公司控股企业平均标煤单价同比降低 14.1%。

资金平衡。伴随着公司开拓发展空间的新进展、雅砻江中上游开发持续推进，以及火电后续项目基建投入的陆续展开，公司仍面临较大资金需求。为保障发展需要，公司加强了资金平衡相关工作，力争多渠道合理筹措资金，严控融资成本。

内控建设。应对电改和当前市场环境下电价、电量、利用小时大幅波动的情况，公司建立了电力企业盈利能力分析模型，快速计算各项目盈利能力，以适应改革背景下日益复杂的市场竞争。

公司继续推进基建全过程管理，以设计为龙头、以制度为规范、以后评价为警示和约束，不断提升基建管理水平。报告期公司进一步修订了全面预算和财务核算管理制度，持续加强财务管控和全面内控。

3、下半年展望

根据中电联预测：下半年全国电力消费增速有望回升，预计全年全社会用电量同比增长 2%-4%。全年新投产发电装机超过 1 亿千瓦，同比增长 7.5%左右。预计下半年东北和西北区域电力供应能力富余较多，华中区域电力供需总体宽松，华东和南方区域电力供需总体平衡、部分省份电力供应能力盈余，华北区域电力供需总体平衡、部分省份高峰时段供应偏紧。预计全年发电设备利用小时 4100 小时左右。

公司下半年经营和发展仍将面临诸多压力：电改带来新的机遇和挑战，电力需求不足，竞价和电价调整风险，节能减排的成本压力，公司发展所需的持续资金平衡等。公司下半年将紧密围绕年度工作目标，突出电力营销核心工作，严控成本费用，培育竞争优势，继续推动发展模式的创新，保障发展资金需求，全力以赴保证经营和发展目标的实现。

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