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京能电力2023年年度董事会经营评述

来源:安博电竞官网    发布时间:2024-09-19 09:43:26

  2023年,京能电力聚焦企业“战略推进、业务经营、利润创造、绩效优化”四个中心功能定位和管理职能,深入推动“三个京能”建设,全力落实“四增四提”“四控四降”经营工作举措,保持了稳中有进、进中提质的发展形态趋势。安全生产和转型发展双提升、双平稳,圆满完成了迎峰度夏重要时期能源保障工作。

  截至报告期末,公司控股运营装机容量2,020.55万千瓦,其中:燃煤发电企业20家,装机容量1,978万千瓦,较上年新增3台660MW超超临界燃煤机组;光伏发电项目4个,装机容量42.55万千瓦。公司权益装机容量1,522.05万千瓦。公司实现营业收入328.78亿元,同比增长7.85%。归属于母公司股东纯利润是8.78亿元,同比增长9.31%。

  2023年度,累计完成发电量912.43亿千瓦时,同比增加118.57亿千瓦时,火电机组年累计发电利用小时数4855小时,同比升高225小时,较全国6,000千瓦及以上燃煤发电设备平均发电利用小时数高170小时,平均交易电价同比下降26元/兆瓦时,同比下降6.2%。

  2023年度,累计完成供热量8,165万吉焦,同比增加753万吉焦;供热面积2.38亿平米,同比增加3,616万平米。

  公司发布安全管理履职清单,施行企业领导干部带班制,紧紧抓住关键少数,压紧第一责任人安全职责。全面履行岗位安全生产责任,完善安全责任过程考核机制,层层压实责任链条。深入推行外委单位一体化管理,加大监督检查力度,安全巡查检查实现全覆盖,有效推进主体责任落实,巩固了安全生产平稳态势,实现了安全生产环保“零”目标。

  公司煤电主业布局持续优化,京宁二期4号机组、京泰二期3台高参数、大容量660MW火电机组投入运营,持续推进涿州二期两台百万千瓦热电联产机组项目,投产后可逐渐增强保障首都电热能力。深入开展“三改”联动,优化参数,降低能耗,提高机组清洁高效利用水平。顺应新发展格局,围绕“聚焦主业、相关多元、做优做强”的转型思路,统筹煤电和可再次生产的能源发展,积极融入新型电力系统建设进程,全力发展风光能源,坚持基地式、规模化开发和集中式、分布式开发并举,加大转型力度,加强转型质量。2023年落实新能源指标230万千瓦,新开工建设180万千瓦,初步形成新能源梯级有序开发局面。

  公司加强顶层设计,推动企业从安全生产型向安全生产经营型转变,着力打造以市场为龙头,按市场需求变化指导机组运行、设备管理、燃料掺烧等密切配合、快速协同的决策机制。持续增售电量,提高电价,抢发“效益电”。科学制定经营销售的策略,推动电量交易协同,优化电量分配置换,增加企业收益。2023年,公司主力电源所在蒙西、山西、京津唐区域实体化运营三家售电公司,代管用户311户,代理、代管合同交易电量合计为267.63亿千瓦时,完成绿电(新能源)交易电量16.88亿千瓦时。

  报告期内,公司供热量、价双增,供热市场拓展效益显现,公司热电联产企业供热平均价格31.24元/吉焦,同比上涨1.61元/吉焦。工业供汽用户同比增加10户,供汽收入增长超3,500万元。供热面积2.38亿平米,同比增加3,616万平米。新投产京宁二期超超临界热电联产机组,为集宁地区提供充足、清洁热源,其他存量供热机组经过改造后,经济供热能力获得极大提升,实现民生保障与自我发展的双赢。

  2023年,公司以保供为前提,坚持“长协为主、市场为辅”的采购策略,狠抓长协煤兑现率、严控市场煤特别是市场贸易煤采购,全年签订长协合同6,246万吨,同比增加1840万吨。密切跟踪动力煤市场动态,保质控价,推动采购集约化、管理精细化、流程自动化,逐步的提升议价能力,千方百计降低燃料成本。

  公司积极开拓融资渠道、优化融资结构,在保障战略发展新增资金需求的同时资金成本稳步下降,加权平均融资成本率同比降低超过0.5个百分点。成功发债61亿元,永续中票发行利率三次突破公司历史最低水平。依托3A信用评级优势,取得包括能源保供专项贷款、煤炭清洁高效利用专项贷款、科学技术创新领域再贷款等政策性资金支持,累计提取政策性贷款51.05亿元。

  根据中电联发布的《2023-2024年度全国电力供需形势分析预测报告》2023年,全社会用电量92241亿千瓦时,同比增长6.7%,增速较2022年度提高了3.1个百分点。企业主要装机区域内蒙古地区全社会用电量同比增长12.4%;发电量92,888亿千瓦时,同比增长6.7%,其中,水电同比下降5%,火电增长6.2%,风电、太阳能分别增长16.2%、36.4%,煤电发电量占比57.9%,仍为电力供应主力军。全年发电设备平均利用小时数为3,592小时,同比降低101小时,其中,全年火电设备平均利用小时数为4,466小时,同比增加76小时。

  截至2023年底,全国全口径发电装机容量29.2亿千瓦,同比增长13.9%。非化石能源发电装机在2023年首次超过火电装机规模,占总装机容量比重在2023年首次超过50%,煤电装机占比首次降至40%以下。从分类型投资、发电装机增速及结构变化等情况看,电力行业绿色低碳转型趋势持续推进。2023年,中国新能源新增装机2.93亿千瓦,同比增长138%,其中,风电新增装机7590万千瓦,光伏发电新增装机2.17亿千瓦。

  2023年9月,国家发改委、国家能源局发布《电力现货市场基本规则(试行)》,以规范电力现货市场运营和管理,依法维护经营主体的合法权益,推进统一开放、竞争有序的电力市场体系建设。2023年10月,国家发改委、国家能源局发布《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》,明确了省级、区域级、省间电力现货试运行时间节点,电力现货市场加速推进。2023年11月,国家发改委《关于建立煤电容量电价机制的通知》正式出台,将现行煤电单一制电价调整为两部制电价,其中电量电价通过市场化方式形成,灵敏反映电力市场供需、燃料成本变化等情况;容量电价水平根据转型进度等真实的情况合理确定并逐步调整,充足表现煤电对电力系统的支撑调节价值,确保煤电行业持续健康运行。

  2023年,公司内蒙古地区11家企业装机容量1,246万千瓦,报告期内公司新投产3台机组全部在内蒙古区域,全年完成发电量585.48亿千瓦时,同比增加108.07亿千瓦时,占公司全年发电量的64.17%;全年完成供热量4,617万吉焦,同比增加472万吉焦,占公司全年供热量的56.55%。华宁热电按国家政策及当地政府要求在2023年供暖季结束后转为应急备用电源。

  山西地区3家企业装机容量316万千瓦,全年完成发电量138.68亿千瓦时,同比增加9.19亿千瓦时,占公司全年发电量的15.20%;全年完成供热量1,147万吉焦,同比增加65万吉焦,占公司全年供热量的14.05%。

  河北地区2家企业装机容量140万千瓦,全年完成发电量62.37亿千瓦时,同比减少0.42亿千瓦时,占公司全年发电量的6.84%;全年完成供热量1,067万吉焦,同比减少29万吉焦,占公司全年供热量的13.07%。

  宁夏、河南、湖北和江西地区各1家企业,总装机容量276万千瓦,全年完成发电量121.84亿千瓦时,同比减少2.3亿千瓦时,占公司全年发电量的13.35%;全年完成供热量1334万吉焦,同比增加246万吉焦,占公司全年供热量的16.33%。

  内蒙古京海发电灵活性配套光伏项目10万千瓦;山西长子县光伏项目10万千瓦,湖北丹江口农(林)光互补光伏电站项目9.8万千瓦,宁夏宁东集中式光伏复合发电项目12.75万千瓦。(装机容量按照交流侧容量调整为12.75万千瓦)。

  1.公司京津唐电网区域发电企业包括岱海发电、京隆发电、涿州热电、秦皇岛热电、锡林发电、京泰二期(后两家企业为京津唐特高压配套电源)。京津唐区域控股企业年累计发电利用小时数为4,694小时。

  2.公司蒙西电网区域公用火电企业包括京泰发电二期、盛乐热电、康巴什热电、京海发电、京宁热电、华宁热电及京欣发电,蒙西区域控股企业年累计发电利用小时数为5,805小时。

  3.公司蒙东电网区域控股发电企业赤峰能源,年累计发电利用小时数为3,558小时。

  4.公司山西电网区域发电企业包括漳山发电、京玉发电及吕临发电。山西区域控股企业年累计发电利用小时数为4,388小时。

  5.公司宁夏送山东“点对网”配套电源控股企业宁东发电,年发电利用小时为4,550小时。

  6.公司湖北电网区域控股发电企业十堰热电,年累计发电利用小时数为4,405小时。

  7.公司河南电网区域控股发电企业滑州热电,年累计发电利用小时数为4,203小时。

  8.公司江西电网区域控股发电企业宜春热电,年累计发电利用小时数为3,791小时。

  公司主营生产、销售电力热力产品、电力设备正常运行,发电设备检验测试、修理、脱硫石膏销售等,产品为电力和热力。业绩主要来自于火力发电及供热业务。公司是北京市能源投资主体,主营业务为投资、建设、运营管理以电力生产为主的能源项目,公司电力业务以燃煤发电和供热为主,新增风电、光伏等新能源发电业务,同时涉及综合能源服务、煤矿等项目投资。公司发展的策略从传统煤电向综合能源型企业转型,公司经营思路从安全生产型企业向安全生产经营型企业转型。

  截至报告期末,控股燃煤发电公司20家、在建火电项目1个(十堰二期#3机组装机容量35万千瓦),17家新能源公司、3家售电公司、4家综合能源公司,参股发电公司11家,参股煤矿1家。

  公司9家热电联产企业完成供热改造,在不增加燃煤量、环保排放量等的基础上,通过汽轮机乏汽梯级利用提供热量并节约能源改造等方式,大大降低单位煤耗,实现清洁供热,同时提升供热经济性。

  公司全面实施以市场化为导向的选人用人机制,开展经理层任期制和契约化管理,所属44家运营企业百余名经理层成员全部签订聘任协议和业绩合同,突出业绩导向,干部“能上能下”,提拔和进一步使用30名业绩突出的年轻干部;收入“能升能降”,两家经营亏损企业核减工资总额,经理层成员扣发绩效薪酬。

  公司党委举旗定向,经营班子深入一线、周密部署,电、热两量再创新高,能耗指标持续降低,燃料供应质优价稳,全体员工凝心聚力、握指成拳,取得了全年持久战的最终胜利,圆满完成全年经营任务。

  公司煤电机组方面,京宁二期4号机组和京泰二期共3台合计198万千瓦的清洁高效绿色低碳煤电机组顺利建成,投产规模创历史上最新的记录。公司新能源机组方面,全年落实指标230万千瓦,开工建设180万千瓦,五大能源基地建设初具规模。

  2023年,公司有着“发售一体、产销对接”的市场优势。控股发电企业90%以上的装机容量布局在煤源丰富的内蒙、宁夏和山西地区,近50%的发电量通过特高压和京津唐电网送往北京、天津和山东等经济发达地区。

  公司充分运用集团融合发展理念,依托集团发挥上下游产业互补市场优势,在集团内各平台板块间、电力企业间积极开展协同营销工作,实现资源的互补和共赢发展。

  公司本部售电公司及蒙西、山西区域售电公司依托所在地理位置优势,打造为区域所属企业“信息中心、营销中心、运营中心”,与区域内发电企业形成合力开展营销工作,为用户更好的提供更加“及时、专业、高效”的周到服务,抗风险能力及偏差考核调节能力强,合作用户数量持续上升,在电力市场树立了优质品牌形象。

  截至2023年末,公司总资产899.63亿元;负债总金额571.70亿元;归属于母企业所有者权益274.98亿元;归属于上市公司股东净利润8.78亿元。

  2023年,公司下属控股各运行发电企业全年累计完成发电量912.43亿千瓦时,同比增长14.94%,其中火力发电累计完成发电量908.37亿千瓦时,同比增长14.42%,新能源累计完成发电量4.06亿千瓦时。2023年全年累计完成上网电量845.53亿千瓦时,同比增长15.85%,其中火力发电累计完成上网电量841.49亿千瓦时,同比增长15.30%,新能源累计完成上网电量4.04亿千瓦时。

  中央经济工作会议强调,2024年要坚持稳中求进、以进促稳、先立后破。会议要求积极的财政政策要适度加力、提质增效。稳健的货币政策要灵活适度、精准有效。2024年将围绕推动高水平质量的发展,突出重点,把握关键,扎实做好经济工作。深入推动生态文明建设和绿色低碳发展,积极稳妥推进碳达峰、碳中和。

  电力供需方面,根据中电联年度电力供需形势分析预测,考虑国内外经济发展形势,终端用能电气化等因素,预计2024年全社会用电量同比增长6%左右;新投产发电装机规模将再超3亿千瓦,全国发电装机容量预计达到32.5亿千瓦,同比增长12%左右。火电装机容量达到14.6亿千瓦,其中煤电装机容量达到250亿千瓦左右。新能源发电累计装机规模有望首次超过煤电装机规模。

  电力市场方面,国家发改委出台《关于建立煤电容量电价机制的通知》政策,将现行煤电单一制电价调整为两部制电价,燃煤发电企业固定成本可通过容量电价进行疏导;电力现货市场持续推进,电力市场之间的竞争加剧,市场不确定性将进一步增加。

  需求方面,2024年国家总体经济运行有望继续回升,非化石能源占比将在2024年继续提高,煤炭消费增速放缓。政策保障下电煤中长期合同签约履约质量将得到提升,有效发挥电煤长协“压舱石”作用。2024年煤价走势总体平稳,价格中枢有所下移,但下降幅度有限。

  公司以“改革创新、数字创效、对标创优、价值创造”为工作主线,以“抓安全、控成本、转作风、促发展”为工作思路,以“一个理念、两个转型、三个京能、四个市场、五精管理、六大建设”为抓手,坚持煤电与可再次生产的能源协同发展,充分的发挥煤电“压舱石”作用,做强存量,继续推动“三改联动”出实效,做优增量,高标准开展涿州二期百万千瓦项目建设。充分的发挥新能源低成本优势,加大开发建设力度,确保“十四五”规划新能源发展目标实现。

  树立“安全生产零事故”理念,完善安全责任落实机制和双重预防机制,强化事故隐患排查治理,开展重大隐患清零行动。树立机组“零”非停理念,精准把握难点、重点和薄弱点,有的放矢,精准施策,以高水平安全保障高质量发展。

  聚焦经营转型,建立“1+3+N”市场营销机制。以公司电力市场部、三家区域售电公司及所属企业市场营销部为主线的大市场体系建设,推动经营转型。以战略发展部为管控主体,以五大能源基地为开发主体,以各项目公司为责任落实主体,建立“1+5+N”新能源项目开发机制,推动公司获取新能源项目开发指标。

  打造高质量“绿色京能”,持续推动岱海150万千瓦“绿电进京”建设。打造高质量“数字京能”,以数字创效和价值驱动为导向,形成具有京能电力特色的生产运营数字化生态,以数字化转型支撑“两个转型”发展。打造高质量“创新京能”,全面落实北京市科学技术创新战略部署,做好创新型国有企业培育提升工程。

  聚焦企业高水平质量的发展,建立完整成本控制责任与绩效考核激励机制,处理好质量与成本的关系、当前利益与长远利益的关系、责任与绩效的关系。深耕“四个市场”,全力落实“四增四提”“四控四降”经营工作举措,深挖成本控制潜力,多措并举拓宽融资渠道,持续优化融资结构,压降资金成本,全力创造成本优势。

  利用存量煤电优势,加大新能源开发建设规模,积极开拓“风光”资源,合理配置储能,探索氢能发展创新链、产业链,推动“风光火储氢”综合能源基地建设,发挥多能互补在保障能源安全中的作用。

  容量电价机制将于2024年正式实施,对煤电企业机组稳定性、灵活性均提出更严苛要求,可靠性能低、发电煤耗高的机组存在容量电费无法全额回收,存在收益下降的风险。

  火电企业调峰时长和深度进一步加深,火电利用小时减少成为趋势,预计2024年电价不可能会产生较动,火电售电收入存在减少风险。

  新能源装机和发电量占比大幅度的提高,其程度远高于输送通道建设速度,新能源消纳问题凸现,预计新能源利用率将有所降低。新能源进入电力现货市场,交易电价进一步下降,上网电量和电价不确定性提高,使新能源发电存在收益下降的风险。