长源电力2023年年度董事会经营评述

　　长源电力2023年年度董事会经营评述内容如下：

　　一、报告期内公司所处行业情况

　　公司需遵守《深圳证券交易所上市公司自律监管指引第3号——行业信息披露》中电力供应业的披露要求

　　2023年，湖北省经济运行回升向好，扎实推进高质量发展。报告期内，全省生产总值5.58万亿元，同比增长6.0%。根据行业主管部门披露数据，全社会用电量累计2706.43亿千瓦时，同比增长2.21%。分产业看，第一产业用电量38.33亿千瓦时，同比增长9.64%;第二产业用电量1575.68亿千瓦时，同比增长2.19%;第三产业用电量562.8亿千瓦时，同比增长9.07%;居民生活用电量529.62亿千瓦时，同比下降4.55%。

　　截至本报告期末，根据行业主管部门相关数据，湖北全省发电总装机容量11,114.65万千瓦(含三峡2240万千瓦)，其中，水电3792.63万千瓦，占34.12%，同比增加12.68万千瓦;火电3998.25万千瓦，占35.97%，同比增加435.08万千瓦;风电836.48万千瓦，占7.53%，同比增加58.34万千瓦;太阳能2487.29万千瓦，占22.38%，同比增加1171.57万千瓦。

　　报告期内，湖北省累计发电量3195.79亿千瓦时(含三峡)，同比增加90.12亿千瓦时，增长2.90%。其中，水电1312.61亿千瓦时，同比增长7.6%;火电1488.07亿千瓦时，同比下降6.56%;风电168.78亿千瓦时，同比增长2.9%;太阳能226.35亿千瓦时，同比增长75.16%。全年统调电厂发电设备平均利用小时3402小时，同比减少351小时，其中火电机组利用小时4015小时，同比减少724小时。

　　报告期内，湖北电力中长期市场平稳运行，电力现货市场建设加快推进。6月21日，湖北省能源局发布《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)》，明确自6月起组织开展新能源季节性竞价上网。8月2日，湖北省能源局印发《关于开展电力中长期市场连续运营融合交易的通知》(鄂能源调度〔2023〕43号)，自8月17日起开展8月连续运营融合交易，湖北市场化交易时间开始细化到日。8月25日，湖北省能源局发布了《省能源局关于开展电力现货市场长周期结算试运行的通知》，从9月1日起开展湖北省电力现货市场长周期结算试运行，市场参与规模进一步扩大，110千伏以上公用电网的新能源场站(不含扶贫项目)全部参与，包括62台燃煤机组，325座新能源场站，34家大用户，35家售电公司，发电侧现货结算电量4.55亿千瓦时，占上网电量的3.86%。12月8日，湖北省能源局印发《2024年湖北省电力市场交易实施方案》，首次引入打捆电量机制，在2024年3-5月、9-11月，电力用户按实际用电需要的70%购入，其余30%电量由湖北省电力公司打捆购入。12月29日，湖北省发改委、能源局印发《关于做好煤电容量电价机制实施工作的通知》，明确2024年1月1日起执行容量电价机制，煤电企业可以通过容量电价回收部分固定成本，长期来看，容量电价机制有利于煤电行业持续健康发展。

　　截至本报告期末，公司可控总装机容量1049.47万千瓦，其中火电831万千瓦，水电58.55万千瓦，风电26.4万千瓦，光伏131.36万千瓦，生物质2.16万千瓦。公司装机容量占湖北全省发电装机容量11,114.65万千瓦(含三峡)的9.44%，公司火电装机容量占湖北全省火电装机容量3998.25万千瓦的20.78%。报告期内，公司完成发电量327.46亿千瓦时，占湖北省全年发电量的10.25%。

　　二、报告期内公司从事的主要业务

　　公司需遵守《深圳证券交易所上市公司自律监管指引第3号——行业信息披露》中电力供应业的披露要求

　　公司主要经营模式为电力、热力生产，电力、热力产品均在湖北省就地消纳和销售。报告期内，公司经营模式未发生重大变化。

　　公司电源种类主要为火电、水电、风电、光伏和生物质发电。报告期内，公司共完成发电量327.46亿千瓦时，同比降低0.68%，其中火电发电量288.34亿千瓦时，同比降低7.45%;水电发电量19.85亿千瓦时，同比增长70.22%;风电发电量5.45亿千瓦时，同比增长14.22%;江南足球意甲直播 量13.19亿千瓦时，同比增长1027.67%;生物质发电量0.63亿千瓦时，同比增长11.9%;售热量2140.72万吉焦，同比增长14.05%;设备平均利用小时3120小时，同比下降1396小时;其中火电机组利用小时4224小时，同比下降729小时。火电发电量同比下降主要由于省内用电需求增长乏力，新能源发电及外购电增加。平均利用小时同比减少的主要原因为：一是利用小时水平相对较低的新能源装机在公司占比增加;二是公司火电利用小时同比减少;三是部分新机组接近2023年末投产，累计利用小时偏低。

　　报告期内，公司火电机组均参与电力市场化交易，全年市场化交易总电量258.54亿千瓦时，同比减少23.66亿千瓦时，约占公司火电总上网电量的94.66%，同比下降1.52个百分点。交易电量及其占比减少的主要原因是2023年湖北省内新增装机较多，新能源发展势头强劲，新增火电装机402万千瓦，新增风电装机92万千瓦，新增光伏装机1263万千瓦。

　　报告期内，公司累计完成售电量311亿千瓦时，同比减少0.26%，其中火电售电量273.11亿千瓦时(含生物质)，水电售电量19.48亿千瓦时，风电售电量5.34亿千瓦时，光伏售电量13.06亿千瓦时。

　　公司设立了全资子公司国能长源能源销售有限公司(以下简称售电公司)，主要从事电、冷、热能销售。报告期内，售电公司完成代理售电量96.47亿千瓦时，同比增加29.24亿千瓦时，占公司总销售电量的31.02%。

　　涉及到新能源发电业务

　　报告期内，公司新能源新增项目储备277万千瓦，其中风电110万千瓦，光伏167万千瓦;光伏项目备案5个共65.14万千瓦。公司于2022年申报的随县基地二期、巴东沿渡河项目2个光伏项目(共计20万千瓦)于2023年3月纳入湖北省能源局公布的2022年第三批新能源发电项目名单。

　　报告期内，公司新能源项目开工145万千瓦，投产112万千瓦。截至报告期末，公司新能源装机容量(包括风电、光伏)共计157.76万千瓦。

　　三、核心竞争力分析

　　1.电源布局优势。公司所属电厂在湖北省内分布较为合理，子公司青山公司、长源一发处于湖北省用电负荷中心武汉市内，荆门公司处于湖北电网中部的电源支撑点，汉川公司、汉川一发为武汉江北的重要大电源点，以上区域布局有利于发挥各电厂的地理优势，提高机组利用小时，增加公司主营业务收入。

　　2.电煤保供控价优势。公司控股股东国家能源集团是全球规模最大的煤炭生产企业，并拥有自营铁路、港口和航运公司。其旗下国能销售集团有限公司为本公司重要的年度长协煤炭供应商，借助国家能源集团“煤炭产运需”一体化运营优势，煤源组织及运输保障能力强，且煤质优良、价格稳定，有利于增强公司电煤保供控价能力，有效应对煤炭市场风险。

　　3.技术经济指标优势。公司的火力发电机组全部为30万千瓦以上机组，并拥有2台100万千瓦超超临界燃煤机组。经过不断的技术改造，主要污染物排放指标优于国家标准，能耗指标处于区域先进水平，并已全部具备供热能力，在区域发电市场竞争中可比优势明显。

　　4.新能源资源获取优势。根据湖北省源网荷储和多能互补百万千瓦基地的配套标准，公司可按照不超过煤电机组新增调峰容量的2.5倍配套新能源项目。公司作为湖北省内最大的煤电企业，拥有比其他企业更多的配套指标，在新能源项目资源的获取竞争中具有相对优势。公司2021、2022年分别获得128万千瓦、155万千瓦的新能源配置建设规模，均列全省第一。

　　5.公司治理与人才优势。公司治理结构健全完善，形成了决策权、监督权和经营权之间相互制衡、运转协调的运行机制，保障了公司的规范高效运作。坚持实施人才强企战略，培养形成了一支结构合理、专业配套、素质优良，符合公司发展战略需要的忠诚、干净、担当的高素质干部人才队伍。

　　四、主营业务分析

　　1、概述

　　报告期内，公司实现营业收入1,445,713.34万元，同比减少20,478.22万元，其中电力销售收入1,298,894.92万元，占营业收入的89.84%;热力销售收入128,861.65万元，占营业收入的8.91%。发生营业成本1,320,712.27万元，同比减少74,571.77万元，其中电力成本1,159,105.39万元，占营业成本的87.76%;热力成本157,215.27万元，占营业成本的11.90%。实现营业利润50,960.91万元，同比增加27,283.29万元;实现利润总额51,391.11万元，同比增加24,970.11万元;实现归属母公司的净利润34,906.20万元，同比增加22,618.52万元。

　　公司利润总额同比增加24,970.11万元的主要原因：一是增利因素合计增利168,943.85万元，其中燃煤价格同比降低增利92,138.75万元，水电、新能源发电量同比增加增利65,563.47万元，售热量、售热均价同比增加增利9,684.73万元，投资收益同比增加增利1,556.90万元。二是减利因素合计减利143,973.74万元，其中，折旧费、安全生产费、财务费用等固定费用同比增加，减利88,724.76万元;售电均价同比下降减利28,500.55万元，计提资产减值、信用减值同比增加、资产处置收益同比减少等，导致减利13,629.49万元;其他业务利润同比减少减利8,936.39万元，营业外收支净收益减少减利2,331.43万元;供电(热)煤耗综合影响减利1,851.12万元。

　　五、公司未来发展的展望

　　(一)行业格局和趋势

　　根据湖北省能源局预测，综合全省经济社会发展主要指标预测、用电需求及用电结构等因素，预计2024年省内全社会用电量2870亿千瓦时，同比增长6%左右，全省电量供需正常情况下迎峰度夏、度冬期间电力总体平衡，极端情况下，可能出现时段性、局部性电力缺口。

　　在“2030前碳达峰、2060前碳中和”的目标要求下，湖北电网新能源迅速发展，风电和太阳能装机比重将继续提高，对电力系统灵活性调节能力的需求将增加。公司作为省内最大煤电装机发电企业，在电网调峰调频、电力保供方面将发挥更大的作用。省内社会用电需求增长能否有效缓解煤电企业因新能源装机规模增长带来的发电市场冲击，目前尚不明确。

　　煤炭市场方面，预计2024年国内煤炭市场供需两侧均呈小幅增长态势，市场供需总体平衡，时段性偏宽松;现货煤价重心有望同比下移，震幅收窄。2024年公司将认真落实国家有关电煤中长协政策要求，规范长协签订、强化履约管控，持续提升公司电煤保供控价能力。

　　(二)公司发展战略

　　公司作为国家能源集团控股的上市公司和湖北区域骨干发电企业，将以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻党的二十大精神，牢牢把握能源保供新形势、牢牢把握双碳政策新要求、牢牢把握能源转型新趋势，积极参与新型能源体系和新型电力系统构建，从传统产业转型升级和战新产业(300832)规模质量发展两端发力，强化煤电保供能力建设和清洁高效利用，大力推动煤电与新能源联营，多元化、快速化、规模化、效益化、科学化发展新能源，积极布局发展储能氢能，不断巩固拓展综合能源服务，实现电力产业、储能产业、综合产业协同发展，努力将公司建成一流综合能源示范企业。

　　(三)经营计划

　　1.2023年目标任务完成情况

　　报告期内，公司持续强化新能源资源获取，全年新增新能源资源储备277万千瓦，现有资源储备达到487万千瓦，其中风电150万千瓦、光伏337万千瓦，新能源布局更加优化，结构更加均衡。快速推进前期工作，汉川四期项目2台百万机组及125万千瓦新能源项目完成投资决策，松滋抽蓄项目完成可研阶段全部工作;扎实推进项目建设，随州火电项目、荆州二期扩建项目共202万千瓦煤电机组相继投产，汉川四期项目煤电主体工程按期高标准开工，新能源项目共计开工145万千瓦、投产112万千瓦，电源项目开工及投产规模均创历史新高。截至报告期末，公司装机容量突破1000万千瓦，可再生能源装机占比20.82%，同比提高6.98个百分点。

　　报告期内，公司系统未发生人身伤亡及设备损坏事故，未发生影响公司形象的安全、环保、违法、廉政和稳定事件。全年完成发电量327.46亿千瓦时，实现年度计划的92.06%，同比降低0.68%;完成售热量2140.72万吉焦，实现年度计划的110.75%，同比增长14.05%。

　　2.2024年经营计划

　　(1)总体工作思路

　　2024年，公司将以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面学习贯彻党的二十大和二十届二中全会精神，全面落实董事会决策部署，牢牢把握“稳健、精进、创新、协同”的工作基调，提升能源保供、转型发展、科技创新、生产运营、企业治理、全面从严治党六项管控能力，聚焦科技创新，提质转型发展，高质量创建一流综合能源示范企业，完成董事会下达的年度目标任务，以良好的经营业绩回报股东和广大投资者。

　　(2)主要工作目标

　　安全稳定目标：全年争取“零非停”，不发生人身伤亡及设备损坏事故，不发生影响公司形象的安全、环保、违法、廉政和稳定事件。

　　经营发展目标：高标准推进新能源建设，全年新能源开工20万千瓦、投产60万千瓦;全力争取更优业绩，实现营业收入162.9亿元，发电量371.85亿千瓦时，售热量2393万吉焦，供电煤耗297.39克/千瓦时，火电利用小时和标煤单价对标保持区域先进。

　　上述经营计划、经营目标并不代表公司对2024年度的盈利预测，并不构成公司对投资者的业绩承诺，能否实现取决于市场状况变化、经营团队的努力程度等多种因素，存在较大的不确定性，请投资者特别注意。

　　(3)主要工作措施

　　持续强化安全环保，在能源稳产保供中体现新担当。强化安全环保体系建设，建立健全涵盖全员、全过程、全方位的安全生产责任体系，牢牢守住安全生产底线。夯实安全生产基层基础，推行运维管理精细化、调峰管理体系化、班组建设规范化。抓实风险管控和隐患排查治理，加强防控体系构建，充分运用风险分级管控、隐患排查治理、事故事件教训三重评估体系。加强重点区域管理，紧盯重点项目、重点领域和重点区域，严格受限空间、高空作业等高风险作业管理，强化风险预防和隐患治理。加强隐患排查治理，深入实施安全生产治本攻坚三年行动，以防人身伤亡、危大工程施工等为重点，持续推进专项排查整治。

　　持续强化价值创造，在业绩稳健增长中创出新亮点。发挥市场引领作用，加强对宏观政策的分析研究，积极利用国企改革、能源保供、绿色低碳等各类发展规划、产业政策和财税优惠政策，向政策要动力、向政策要效益，确保各项政策优惠应得尽得。提升协同创效水平，抓实生产经营协同创效，积极应对火电机组利用小时下降风险，坚持以市场为导向、以营销为龙头，制定竞争策略和工作方案，科学合理安排生产计划。抓实燃料协同创效，优化燃料集中管控，发挥区域燃料统采统配优势，合理制定采购策略，优化内部煤炭分配，完善区域“煤电运”协同、外部长协统谈分签、应急保供协同等机制，不断提升保供控价能力。抓实财务协同创效，着力建设“四位一体”财务价值创造体系，深化财务集中管控。全力推进资本市场再融资工作，助推公司绿色低碳转型发展。加强过程管控，实现前瞻性成本控制，严格控制燃料成本、生产运行成本、采购物流成本、各类管理成本，减少费用性开支和非生产性支出。

　　持续强化科技创新，在赋能产业发展中增强新动能。加大科技创新力度，以数字化促进管理效能提升，进一步用好产学研用的协同机制，共建联合创新平台和研发合作平台，布局实施科技创新项目，发挥示范引领作用。加强知识产权全生命周期管理，培育一批有较高价值的专利。依托重大项目布局知识产权和技术标准，大力开展内外部专利许可转让，推进科技成果转化应用，提升科技投入产出效率。加快智慧企业建设，加快公司应急指挥和运营管理平台建设，实现数据分析和深度应用、设备状态预警和优化控制等功能，提升生产调度中心数字化智能化水平，实现“统一管控、平台赋能、提质增效”。加强人才队伍建设，把人力资源开发放在突出位置，促进各类创新人才发展。

　　持续强化战略管控，在绿色转型发展中实现新突破。高效率抢抓项目资源，加强与政府部门沟通协调，尽快获取更多新能源建设指标。坚持风光并举、集中式和分布式并举，快速规模化发展新能源，加快实现新的突破。高标准推进新能源建设，加强行业和区域对标，不断提升新能源项目创造开发能力、战略研究能力、规划编制能力、工程建设能力和营销管理能力。加快推进厂区分布式光伏“能建尽建、能投早投”，加力提速集中式新能源项目和工商业屋顶光伏项目开发，全年新能源开工20万千瓦、投产60万千瓦。高质量抓好火电建设，高标准高质量推进汉川四期项目建设，加强全周期管理，为投产创效打牢坚实基础，努力打造新一代煤电技术标杆。

　　持续强化公司治理，在深化改革提升中激发新活力。推动改革深化提升，全面实施国企改革深化提升行动，加快制定公司治理、市场化经营、考核激励改革措施，确保按期完成任务。坚持在重大项目、重点领域、艰苦岗位和急难险重任务中识别人才，加快培养一批优秀专家、大国工匠和青年人才，形成人才辈出的良好局面。突出抓实业绩考核，坚持目标导向，发挥考核牵引力作用，优化制定KPI考评体系。建立“大督办”管理体系，紧盯重点任务、关键环节和主要指标，定期盘点分析，及时发现问题，动态调整纠偏，有效督导落实，不断深化结果应用。防范风险提升形象，严格规范信息披露、关联交易管理，严防违规事件发生，不断增进公司的市场认同和价值实现。持续完善内控、风险、合规管理，筑牢风险防控底线。不断优化完善制度体系，规范分级分类管理，保障制度高效执行。

　　(四)可能面对的风险

　　根据公司能源保供行业的特点，公司在对2023年重大风险的监控基础上，结合国内外市场环境等形势变化因素，组织开展了2024年度重大风险的评估工作，评估结果依次为：合规风险、市场竞争风险、投资风险、生产管理风险、工程项目管理风险。

　　1.合规风险

　　随着上市公司严格的监管要求，企业有可能存在关联交易不规范、信息披露不及时、内幕信息泄露、法律纠纷与诉讼等风险。2024年公司将持续强化上市公司运作，遵守法律法规、最新监管规定，严格执行重大关联交易事项提级审查、信息披露呈递单、关联交易报告等制度，确保关联交易及信息披露合规。

　　2.市场竞争风险

　　随着电力中长期市场不断推进，市场竞争风险日益显现，包括交易方式、交易品类增加;现货市场建立，生产运营管理模式面临重塑等。2024年公司深入开展电力交易政策研究，实时测算打捆电量、联动价格对交易量价水平影响，制定切实可行年度交易方案，提高年度交易量价。

　　3.投资风险

　　受国家经济发展、能源供需和市场形势等方面的影响，投资项目可能出现项目设计方案、投资总额、预期收益、产品价格以及产品交易量变动等方面的风险。在项目前期可行性研究与论证中，资产投入运行后出现国家政策变化预估不足、市场形势发展变化较快等情况，从而导致项目投产预期收益率与项目前期可行性研究论证不符。2024年，公司将对项目投资加强战略分析，充分评估，锁定边界条件，以避免投资失误;加强与当地政府和当地居民沟通，争取支持，获得环保、水保、接入系统批复文件;进一步优化建设方案，降低造价，抓好工程管理，确保工程安全、质量和进度，建设“两高一低”工程，提高项目收益。新能源项目投产后密切跟踪电力市场发展情况，积极参与电力市场交易，提升项目发电能力，保证项目上网发电量和电价。

　　4.生产管理风险

　　随着风能、太阳能新能源发电板块的增加，火电、新能源电力生产管理的要求不断提高，电力生产运行管理模式也在发生变化，安全文明生产、设备运行稳定、技术监督管理等信息报送认识不到位，安全监督不到位，设备缺陷隐患未消除等风险。公司将严格落实生产管理风险分级管控和安全隐患排查治理双重预防机制，加强制度建设，压实责任，狠抓整改落实，从根本上消除事故隐患，有效遏制安全事故的发生。

　　5.工程项目管理风险

　　公司制定出台了“十四五”发展规划，由于目前全国新能源项目处在迅速发展期，新能源建设项目开工可能存在工程建设工期未按期完成、工程质量隐患，无法按期投产等，给企业经济利益带来损失。2024年公司将依法依规落实新能源项目开工各项条件，履行开工审批程序及报批手续;建立健全安全体系，明确目标和责任，签订安全协议，强化考核力度;加强教育培训，提升施工人员安全意识;定期进行安全隐患排查工作，及时整改;科学制定应急预案，及时启动应急预案，并开展事故演练;择优选用施工队伍;建立健全质量管理体系，开展精细化管理洁净化施工;实行严格的工程监理制度，发现工程施工不符合设计要求应当立即改正，未经工程监理签字的工程物资不得使用或者安装，不得进行下一道工序施工，不得拨付工程价款;定期进行质量隐患排查工作，提出整改意见，跟踪整改情况;设计方案更加优化、合理、符合流程，降低工程造价。