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附註:
(1) 不含非现金收支,包括减值损失、衍生金融工具公平价值的变动及匯兑损益。
二零一五年的业务回顾
本集团从事开发、建设及经营电厂,包括大型高效的燃煤发电机组、风力发电场、水电站、燃气发电及光伏发电项目,以及建设及经营煤矿。
二零一五年,全国发电量5.60万亿千瓦时,较二零一四年增长0.6%,增速同比回落3.0个百分点。其中,火电4.1万亿千瓦时,较二零一四年下降2.3%;风电0.19万亿千瓦时,较二零一四年增长15.8%。
二零一五年,受宏观经济尤其是工业生产下行、国内经济转型和产业结构调整影响,国内煤炭市场供大于求,煤炭市场价格继续下行。煤炭供需宽鬆和现货煤价下跌有利于本集团控制燃料成本。
二零一五年,受电力消费增速放缓和水电发电量快速增长等因素影响,全国火电机组的平均利用小时同比下降410小时或8.7%,为4,329小时。本集团旗下电厂大部分为高效大型机组,且主要分佈于用电需求较为强劲的地区,具有一定市场优势。
二零一五年,本集团旗下全年运营的附属火电厂的机组满负荷平均利用小时达到4,989小时,超出全国火电平均水平660小时。
二零一五年,全国风电机组平均利用小时为1,728小时。本集团旗下风电场主要位于华东、华中、华南等限电较少区域,全年运营的风电场满负荷平均利用小时达到1,988小时,超出全国风电机组平均利用小时260小时。
装机容量增长
于二零一五年十二月叁十一日,本集团发电厂的运营权益装机容量由二零一四年十二月叁十一日的31,331兆瓦增加至34,731兆瓦。
于二零一五年十二月叁十一日,煤电运营权益装机容量达30,120兆瓦,佔本集团总运营权益装机容量的86.7%,较二零一四年底下降0.8个百分点。风电、燃气、水电及光伏运营权益装机容量分别达4,235兆瓦、77兆瓦、280兆瓦及20兆瓦,共佔本集团总运营权益装机容量的13.3%,较二零一四年底提升0.8个百分点。
于二零一五年,本集团投产了五台火力发电机组,包括位于广东的海丰发电厂两台1,000兆瓦超超临界发电机组、位于河北的渤海新区发电厂两台350兆瓦热电联产机组及位于河南的焦作龙源发电厂一台660兆瓦热电联产机组,合共增加运营权益装机容量3,360兆瓦。此外,新增风电运营权益装机容量合共681兆瓦,新增光伏运营权益装机容量20兆瓦。本集团于2015年内关停了位于河北的唐山发电厂及位于河南的焦作发电厂3台小机组,权益装机容量合共440兆瓦。
发电量及售电量
于二零一五年,本集团附属运营发电厂及风电场的总发电量为151,278,105兆瓦时,较二零一四年的140,068,174兆瓦时增长8.0%。
于二零一五年,本集团附属运营发电厂及风电场的总售电量为142,906,824兆瓦时,较二零一四年的132,036,399兆瓦时增长8.2%。
按于二零一五年及二零一四年全年投入商业运营的23座附属燃煤发电厂的同厂同口径计算,发电量及售电量均下降6.5%。这23座附属燃煤发电厂于二零一五年的平均满负荷机组利用小时为4,989小时,较二零一四年的5,334小时下降6.5%。
上网电价下调
自二零一五年四月二十日起,中华人民共和国(「中国」)政府对燃煤电厂标杆上网电价进行下调,各地区调整幅度有所差异。本集团燃煤电厂所属区域的电价下调幅度介乎6.7元╱兆瓦时至32.0元╱兆瓦时之间,其中附属燃煤电厂的标杆上网电价算术平均值下调约21.2元╱兆瓦时,或约4.8%,对本集团旗下燃煤电厂盈利造成一定程度的影响,但燃煤电厂依然受惠于煤炭供应宽鬆及煤价下跌。
燃料成本
本集团附属运营发电厂于二零一五年的平均售电单位燃料成本为每兆瓦时人民币146.20元,按年下降21.4%。本集团附属运营发电厂于二零一五年的平均标煤单价为473.17元╱吨,较上年度下降20.8%。
二零一五年,本集团旗下附属燃煤发电厂的平均供电标準煤耗为306.98克╱千瓦时,较二零一四年的310.53克╱千瓦时降低3.55克╱千瓦时或1.1%。
环保费用
于二零一五年,本集团附属燃煤发电厂产生的环保费用总额为人民币1.2亿元,较二零一四年下降20%。环保费用大幅减少主要是由于本公司附属燃煤发电厂所有运营机组均已完成脱硫、脱硝及除尘设备安装而减少排放,且截至二零一五年十二月叁十一日,旗下附属燃煤电厂共有25台燃煤发电机组共10,418兆瓦运营权益装机容量已完成安装超低排放装置。
发展可再生能源项目
于二零一五年,本集团继续增加可再生能源项目的投资,包括开发及建设风电场、光伏电站及水力发电项目。于二零一五年底,本集团的风电运营权益装机容量达4,235兆瓦,在建风电容量为1,415兆瓦;光伏运营权益装机容量20兆瓦,在建光伏容量为130兆瓦;水电运营权益装机容量280兆瓦,在建水电权益装机容量107兆瓦。在建的水电项目位于云南,总装机113兆瓦,本集团拥有该项目95%股权,项目预计于二零一九年内投产。
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