独家丨“五大发电”＋神华集团上半年业绩分析谁是“赢家”？

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来源 | 北极星电力网

2017年8月底，各电力上市公司陆续公布2017年中期报告，面对严峻的宏观经济困局，电力上市公司在今年上半年成绩如何呢?

2017年上半年，受电煤价格大幅上涨影响，发电企业燃料成本大幅上升，导致发电业务出现较大亏损。五大发电集团中营业收入最多的是华能国际，上半年营业收入为714.34亿元，同比增加11.36%；营业收入最少的是国家电投旗下的中国电力，其营业收入为91.44亿元，同比下降9.83%。净利润下降最多的企业是华电国际，上半年归属上市股东净利润为亏损2.12亿元，同比下降约108.04%。大唐发电净利润下降最少，上半年归属上市股东净利润为10.81亿元，同比下降36.19%。

值得一提的是，作为唯一一家集煤炭、发电、铁路、港口、航运、煤化工一体化的独特经营方式和盈利模式的企业，中国神华成为上半年最大的“赢家”。上半年，中国神华实现营业收入1205.18亿元，同比增加53.1%;利润总额358.09亿元，同比增加94.4%;归属上市公司股东的净利润243.15亿元，同比增加147.4%。

下面来看五大发电及神华集团旗下典型的发电上市公司上半年经营情况：

1、营业收入 

2、归属上市股东净利润

3、营业成本

4、总资产

5、利润总额

6、基本每股收益

7、发电量

8、装机容量

华能国际：

截至2017年6月30日，公司可控发电装机容量达到101,698兆瓦。境内电厂上半年发电量1,866.85亿千瓦时，居国内行业可比公司第一。公司火电机组中，超过50%是60万千瓦以上的大型机组，包括14台已投产的世界最先进的百万千瓦等级的超超临界机组，投产国内最高参数的66万千瓦高效超超临界燃煤机组和国内首座超超临界二次再热燃煤发电机组，天然气发电装机容量超过8,700兆瓦，风电装机容量超过3,800兆瓦，海上风电已投产超过100兆瓦，清洁能源比例不断提高。

华电国际：

截至2017年6月30日，华电国际已投入运行的控股发电厂共计61家，控股装机容量为48,498.9兆瓦，其中燃煤发电机组控股装机容量为38,540兆瓦，燃气发电控股装机容量为4,426.5兆瓦，水电、风电、太阳能发电等可再生能源发电控股装机容量共计5,532.4兆瓦。

国电电力：

截至2017年6月30日，控股装机容量5245.94万千瓦，其中：火电装机3374.75万千瓦;水电装机1314.68万千瓦;风电装机535.31万千瓦;太阳能装机21.2万千瓦。公司60万千瓦及以上煤电机组占全部煤电装机的59.44%，超临界煤电机组占全部煤电装机的56.48%，清洁可再生能源装机占全部装机的35.67%。

2017年上半年，国电电力新增发电装机容量157.79万千瓦。其中水电新增装机85万千瓦，分别是猴子岩4号机组42.5万千瓦、猴子岩3号机组42.5万千瓦;风电新增装机72.79万千瓦，分别是新疆新能源三塘湖二期4.95万千瓦、山西新能源宝塔山4.8万千瓦、云南新能源昆明风摆山3万千瓦、河北新能源五福堂15万千瓦、新疆景峡40.05万千瓦、湖南新能源风雨殿(二期)寨子背4.99万千瓦。

大唐发电：

截至2017年6月30日，公司管理装机容量约47,092.175兆瓦。其中，火电煤机33,600兆瓦，约占71.35%;火电燃机2,890.8兆瓦，约占6.14%;水电8,091.275兆瓦，约占17.18%;风电2,190.1兆瓦，约占4.65%;光伏发电320兆瓦，约占0.68%。上半年，大唐发电核准项目共计406.7兆瓦，其中风电项目400兆瓦，光伏项目6.7兆瓦。

中国电力：

截至2017年6月30日，集团发电厂的权益装机容量达到16,843.8兆瓦，同比增加约 351.8兆瓦。其中，燃煤火力发电的权益装机容量为12,633.6兆瓦，占权益装机容量总额约75%，而清洁能源包括水电、风电、光伏发电及天然气发电的权益装机容量合共为 4,210.2兆瓦，占权益装机容量总额约25%，较上年同期上升1.60个百分点。集团现有的天然气发电权益装机容量全部来自上海电力。

中国神华：

截至2017年6月30日，集团发电总装机容量达到56,408兆瓦，占全社会6,000千瓦及以上电厂发电设备总装机容量162,907万千瓦的3.5%。其中，燃煤发电机组总装机容量54,537兆瓦，占集团总装机容量的96.7%。

其他经营情况

【华能国际】

一、节能环保指标保持领先

公司在环保和发电效率方面都处于行业领先地位，平均煤耗、厂用电率、水耗等技术指标均达到世界领先水平。截至2017年6月30日，公司超低排放机组数量达到174台，容量占比超过80%。

二、电厂的战略布局

截至2017年6月30日，公司在中国境内的电厂分布在二十五个省、市和自治区，主要位于沿海沿江地区、煤炭资源丰富地区或电力负荷中心区域。这些区域运输便利，有利于多渠道采购煤炭、稳定煤炭供给以及降低采购成本。此外，公司在新加坡全资拥有一家运营电力公司。

三、可能面对的风险

1、煤炭市场风险：

2017年，受煤炭去产能政策持续影响，煤炭供应将进一步向先进产能集中，行业的集中度会明显提高，煤炭企业话语权和议价能力增强，煤炭供应格局的变化更加明显，加上进口煤受政策、汇率、市场等多方面因素影响，不确定性有所加大，给公司燃料成本的控制带来一定程度的风险。但随着政府加快优质产能释放，预计全年可净增加有效产能约2亿吨，2017年下半年煤炭供应及价格将逐步回归理性。公司将密切跟踪政策及国内外煤炭市场的变化，加强与有竞争力的大矿的合作，不断开辟新的采购渠道，开展现货的招标采购，加强燃料精细化管理，努力控制燃料成本。

2、电力市场风险：

由于电力体制改革全面推进、全面深化和全面加快，发用电计划放开力度将进一步加大，市场交易更加活跃，市场竞争形势更加激烈。公司将进一步落实国家各项政策，增发抢发电量;深入研究市场供需形势，深挖机组节能环保、网络约束等差异化竞争优势，积极主动参与电改，分享电力改革红利;加强营销管理，进一步适应形势，严控电力市场风险。

3、电价风险：

随着电力交易规模进一步扩大，以及逐步放开发电量计划，预计今后一段时期低价交易电量将大幅度增长，公司平均结算电价存在下滑的风险。公司将密切跟踪国家政策和电力市场改革进展，加强与国家和地方政府价格主管部门的沟通，积极呼吁继续完善煤电联动机制，积极配合政府建立合理、公平、规范的市场环境;积极加强新机与各项环保电价的落实，尽快建立大用户直供价格调整机制，多措并举，全力防控电价风险。

4、环保政策风险：

2017年国家实施排污许可证制度，对发电厂大气及废水污染物排放提出更高标准要求，电厂必须对废水处理设施的进行改造升级和加强运行维护管理，保证废水处理达到相关要求。各电厂必须严格按照排污许可证要求，按照大气和废水排放标准和排放量合法排污，否则将承担违法责任。电力生产的环保标准更加完善，执行力度不断提高。公司积极响应国家号召，大力推进以燃煤机组超低排放为中心的环保改造工作，截止2017年6月30日，已有80%的燃煤机组达到了超低排放标准。

5、利率风险

公司计息债务以人民币债务为主，人民币贷款利率的变化将直接影响公司的债务成本。2017年下半年，人民银行货币政策将延续之前的稳健中性，债务成本依然面临上涨压力;美元债务方面，市场预期美元加息可能较大，对公司美元债务成本有一定影响，但由于美元贷款占比较小，预计对整体公司债务成本不会有重大不利影响;新加坡方面，预计SOR利率水平将受美元贷款利率上升和新元汇率波动影响，给大士公司控制融资成本带来不确定性。

公司将密切关注市场变化，合理安排融资，并积极探索新的融资方式，在保证资金需求的前提下，努力控制融资成本，并通过人民币贷款置换及利率掉期等方式努力控制外币利率风险。

【华电国际】

一、主要业务及经营模式

华电国际是中国最大型的综合性能源公司之一，其主要业务为建设、经营发电厂，包括大型高效的燃煤燃气发电机组及多项可再生能源项目。本公司发电资产遍布全国十四个省、市、自治区，主要处于电力、热力负荷中心或煤炭资源丰富区域。

二、经营情况

截至2017年6月30日，华电国际已投入运行的控股发电厂共计61家，控股装机容量为48,498.9兆瓦，其中燃煤发电机组控股装机容量为38,540兆瓦，燃气发电控股装机容量为4,426.5兆瓦，水电、风电、太阳能发电等可再生能源发电控股装机容量共计5,532.4兆瓦。

截至2017年6月底，华电国际的火力发电机组中，90%以上是300兆瓦及以上的大容量、高效率、环境友好型机组，其中600兆瓦及以上的装机比例约占50%，远高于全国平均水平。截至6月30日，已有82.5%的燃煤发电机组已完成超低排放改造。绝大多数300兆瓦及以下的机组都经过了供热改造，供热能力明显提升，为参与后续市场竞争奠定了先发优势。华电国际的火电机组性能优良，单位能耗较低，在节能发电调度中持续保持较高的相对竞争力，并在行业中始终保持领先水平。

按照中国会计准则财务报告合并口径计算的2017年上半年累计发电量为885.74亿千瓦时，比2016年同期增长约2.33%;上网电量为828.32亿千瓦时，比2016年同期增长约2.29%。发电量及上网电量同比增长的主要原因是本公司新建机组投产的电量贡献。报告期内，本公司发电机组的平均利用小时为1,862小时，其中燃煤发电机组的利用小时为2,095小时;供电煤耗为298.65克/千瓦时，显著低于全国平均水平。

2017年上半年利润出现亏损的主要原因是燃煤价格大幅上涨的影响。

三、2017年上半年主营业务分析

公司实现营业总收入约为人民币366.48亿元，同比增加约23.99%，主要原因是售煤收入增加的影响。

公司营业成本约为人民币334.21亿元，同比增加约55.72%，主要原因是燃料成本、煤炭销售成本大幅增加的影响。

公司燃料成本约为人民币185.30亿元，同比增加约65.91%，主要原因是煤炭采购价格大幅上涨的影响。

公司煤炭销售成本约为人民币58.45亿元，同比增加约755.71%，主要原因是煤炭贸易量增加及采购价格大幅升高的影响。

公司折旧与摊销费用约为人民币51.22亿元，同比增加约1.32%，主要原因是新机组投产及技改项目转资的影响。

公司职工薪酬约为人民币21.04亿元，同比减少约10.45%，主要原因是控制了部分单位薪酬支出的影响。

公司维护、保养及检查费用约为人民币12.28亿元，同比减少约29.67%，主要原因是优化机组检修时间及加大费用控制力度的影响。

公司其他生产费用约为人民币5.20亿元，同比增加约31.21%，主要原因是供热市场拓展后购热费增加的影响。

公司税金及附加约为人民币4.56亿元，同比增加约10.79%，主要原因是根据财政部有关规定，房产税等由管理费用调整至税金及附加科目核算的影响。

公司管理费用约为人民币7.51亿元，同比减少约18.31%，主要原因是根据财政部有关规定房产税等由管理费用调整至税金及附加科目核算，以及加大费用控制力度的影响。

公司所得税费用约为人民币1.86亿元，同比减少约84.13%，主要原因是公司利润下降的影响。

公司归属于母公司股东的净亏损约为人民币2.12亿元，同比减少约108.04%，主要原因是煤炭采购价格大幅上涨的影响。

公司经营活动产生的现金净流入额约为人民币59.72亿元，同比减少约49.19%，主要原因是煤炭采购价格大幅上涨的影响。

公司投资活动产生的现金净流出额约为人民币66.77亿元，同比增加了约4.77%主要原因是对参股单位注资的影响。

公司筹资活动产生的现金净流入额约为人民币6.49亿元，上年同期的现金净流出额约为61.87亿元，主要原因是借款增加、分红减少的影响。

四、可能面对的风险

1、电力市场情况

预计2017年全国新增装机将高于电量需求增速，产能过剩问题将更加突出。随着电力体制改革的推进，市场交易规模进一步扩大，交易方式更加丰富，市场竞争有更趋激烈的风险。同时，国家要求自7月1日起合理调整电价结构，进一步降低用能成本，减轻燃煤发电企业负担。本公司将积极参与电力体制改革、超前研究电力市场供需、加强市场营销管理，通过与政府相关部门沟通，呼吁进一步完善煤电联动机制，多措并举，全力控制电力市场风险。

2、煤炭市场情况

煤炭去产能深入推进，政府推进优质产能释放，与环保和安全约束等共同作用，煤炭产量释放相对平稳，而电煤消费增速也趋缓，煤炭市场供需整体平衡，煤炭价格高位运行的压力将得到部分缓解。本公司将时刻关注境内外煤炭市场的供需变化，加大集约化采购力度，适时调整电煤采购策略，不断优化煤炭采购渠道，加强掺配掺烧等精细化管理力度，努力控制燃料采购成本。

3、资金市场情况

我国政府实施积极有效的财政政策和稳健中性的货币政策，货币政策更加寻求“稳定”的讯号，将在宽松和从紧中寻求平衡，这意味着公司资金来源可能趋紧。公司将密切关注资金市场变化并努力扩宽新的融资渠道，在保证资金需求的前提下严格控制资金成本，降低公司的资产负债率，防范债务风险。

【国电电力】

一、主要业务及经营模式

公司是控股股东中国国电旗下的全国性电力上市公司，是中国国电在资本市场的直接融资窗口和实施整体改制的平台。近年来，国电电力始终坚持科学发展，突出质量效益，做强做优主业，推动转型升级，公司电源结构和布局得到持续优化。公司目前拥有直属及控股企业63家，参股企业21家，筹建处10家。截至2017年6月30日，公司控股装机容量5245.94万千瓦，其中新能源和清洁可再生能源装机占总装机容量的35.67%。

报告期内，公司主营业务范围未发生重大变化。

二、经营情况

1、利用小时情况

截至2017年6月30日，完成利用小时1836小时，高于全国平均水平46小时，其中：火电完成2154小时，水电完成1341小时，风电完成1079小时，光伏完成749小时。

2、发展情况

2017年上半年，公司注重发展质量效益，加强结构和布局优化，推动优质风电开发。上半年核准电源项目24.65万千瓦，分别是辽宁黑山景家4.95万千瓦、山西寿阳松塔9.8万千瓦、河北尚义大青山9.9万千瓦。加快推进优质风电项目开发进度，上半年已列入2017年风电开发建设方案项目容量63.5万千瓦。公司抢抓政策机遇，发挥高效清洁火电技术和管理优势，大力拓展“一带一路”周边和沿线国家项目合作开发渠道，有关项目前期开发工作正在积极稳妥推进中。

2017年，公司不断提升工程管理水平，有邯郸东郊、朝阳热电、宁夏方家庄等6个在建火电项目，容量共计624万千瓦;大兴川水电、大渡河沙坪二级、猴子岩、双江口4个在建水电项目，容量共计409.65万千瓦。

3、燃料管理

公司持续优化来煤结构，科学购煤、储煤、配煤掺烧，千方百计控制公司煤炭采购价格。报告期内，公司入炉标煤单价完成567.18元/吨，同比升高215.17元/吨;上半年累计掺烧经济煤种1367.3万吨，节约成本4.91亿元。报告期内，智能化创新不断完善，系统消缺和投运率良好。

4、节能环保

公司加快推进清洁能源发展战略，推进能源绿色发展，着力推动科技创新，持续加大环保投入力度，切实提高企业核心竞争力。截止报告期末，公司未发生环境污染事件，所有燃煤发电机组均已完成达标排放改造工作，处于行业领先水平。公司积极实施燃煤机组“超低排放”改造，截止2017年6月底，公司已完成35台机组的超低排放改造，完成改造的装机容量为1969.5万千瓦，占公司总装机容量的58.36%。公司稳步推动产业升级，持续开展机组整体运行优化，主要技术指标持续改善，公司15台火电机组在国火电600MW及以上大机组能效对标竞赛中获奖，安全生产、清洁能源发电等技术处于国内领先水平。2017年上半年，燃煤发电机组平均供电煤耗为297.81克/千瓦时，较去年同期下降0.04克/千瓦时。

三、可能面对的风险

1、利用小时和电价方面：受电力供求关系的影响，发电设备平均利用小时会有所波动，公司近三年半年度全资及控股发电企业利用小时分别为1944小时、1843小时和1836小时。随着电力体制改革的不断深入和电力供需矛盾的影响，市场交易电量规模日趋扩大，公司未来的发电设备平均利用小时、电价存在波动风险，进而对公司盈利能力产生一定影响。

2、新能源方面：国家能源局下发《(国能新能[2017]52号)2017年度风电投资监测预警结果的通知》将内蒙古、黑龙江、吉林、宁夏、甘肃、新疆(含兵团)等省(区)为风电开发建设红色预警区域。上述区域风电装机总量较高，占比较大、就地消纳较差、外送还有很多问题，短时间内很难扭转限电严重局面。公司上述区域的风电装机占风电总装机比例48%，2017年上半年同比虽有所好转，但受区域、电网结构等诸多因素，风电生产经营压力仍然很大。

3、环保方面：国家环保政策持续加码，年初环保部正式印发了《排污许可证管理暂行规定》、《关于开展火电、造纸行业和京津冀试点城市高架源排污许可证管理工作的通知》，要求在规定时间内所有火电单位必须取得排污许可证。4月份，环保部发布了《“十三五”全国危险废物规范化管理督查考核工作方案》，旨在通过国家、省、市三级督查考核，提升危险废物规范化管理水平，对危废处置的要求进一步提高。上半年环保部连续开展环保督察，首先对京津冀地区“2+26”城市开展为期一年的督察，后续又开展了8个省市的督察，下半年将继续开展，持续保持高压态势。全国碳排放权交易市场将于下半年启动，碳减排的刚性约束逐步逼近，对产业升级提出了更高要求。“十三五”期间，国家在当前节能环保改造基础上，规划对“三北”地区2.2亿千瓦煤电机组实施灵活性改造，未来企业改造任务十分繁重，资金压力巨大，火电企业将面临竞争力下降的风险。

4、火电政策方面：电力产能过剩问题日益凸显，国家加强对火电发展的限制，先后出台了“三个一批”、风险预警、淘汰落后产能等煤电发展政策，提出“十三五”期间将取消和推迟煤电建设项目1.5亿千瓦以上，公司重点煤电项目发展受到一定影响。

5、煤价方面：火力发电的主要燃料为煤炭，燃煤成本在公司营业成本中的比重较高，因此燃煤价格的波动对于公司的经营业绩影响较大。预计下半年煤炭“去产能”政策将持续开展，且减产刚性影响大于往年，安全、环保、公路治超、铁路运力紧张，以及重大政治活动和庆典成为影响供求价格波动的重点催化事件。国家煤价调控政策有所转变，由去年下半年的控制煤价过快上涨，转为5月份的价格维稳，继续大幅降价的可能性很小，年初预测的500元/吨的市场低点预期难以实现。国家正在研究和实施新一轮进口煤限制措施，鼓励燃用国内煤的导向十分明显，显著弱化了进口煤平抑国内高煤价的控价效果。

6、利率方面：公司所属的电力行业是资本密集型行业，新建项目资本金以外部分投资资金主要通过贷款等方式获取。目前全球央行对于货币政策的表态均显鹰派或倾向于紧缩，未来国内货币政策不具备转向宽松的条件。货币政策维持中性使得市场利率存在高位运行的可能性，进而影响公司财务费用。

【大唐发电】

一、主营业务及经营模式

1、业务范围：建设、经营电厂，销售电力、热力;电力设备的检修调试;电力技术服务等。

2、经营模式：公司主要经营以火电为主的发电业务及水电、风电和其他能源发电业务，并涉及煤炭、交通、循环经济等领域。

3、电源布局及发展优势

本公司是中华人民共和国(中国)最大的独立发电公司之一，公司及子公司投产或在建的发电业务主要分布于全国18个省、市、自治区，京津冀、东南沿海区域是公司火电装机最为集中的区域，水电项目大多位于西南地区，风电、光伏广布全国资源富集区域。

报告期内，公司核准项目共计406.7兆瓦，其中风电项目400兆瓦，光伏项目6.7兆瓦。具体包括：

风电项目：江西全南乌梅山风电项目(100兆瓦)，内蒙古镶黄旗特高压外送风电项目(150兆瓦)，内蒙古苏尼特左旗特高压外送风电项目(150兆瓦)。

光伏项目：海南富力海洋欢乐世界6.7兆瓦分布式光伏项目。

报告期内，多个电源项目建成投产，共计2,756.5兆瓦，其中火电项目660兆瓦，水电项目1,950兆瓦，风电项目126.5兆瓦，光伏项目20兆瓦，具体包括：

火电项目：内蒙古大唐国际托克托第二发电有限责任公司10号机组(660兆瓦)。

水电项目：四川大唐国际甘孜水电开发有限公司长河坝2号、3号、4号机组(3*650兆瓦)。

风电项目：江西大唐国际新能源有限公司狮头山风电1期(32.5兆瓦)、乱罗嶂风电1期(66兆瓦)，浙江大唐国际新能源有限公司平湖风电1期(28兆瓦)。

光伏项目：青海大唐国际新能源有限公司格尔木光伏4期(10兆瓦)、5期(10兆瓦)。

2017年2月25日，内蒙古大唐国际托克托发电厂五期工程10号机组顺利通过168小时试运行。至此，托克托发电厂五期扩建工程两台66万千瓦机组全部投产，托克托发电厂总装机达672万千瓦，成为世界在役最大火电厂。托克托发电厂是向首都北京供电的最大发电企业,对促进北京的经济发展和社会进步、改善北京地区大气环境质量发挥了重要作用，2017年将完成全部机组超低排放改造。

二、主要控股参股公司分析

三、可能面对的风险

1、市场风险。截至6月底，全国6000千瓦及以上电厂装机容量16.3亿千瓦，预计2017年底发电装机容量达到17.5亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机比重进一步提高至38%左右;全国电力供应能力总体富余、部分地区相对过剩。加之，可再生能源发电和分布式能源系统发电在电力供应中的比例增加，光伏企业并网容量增多，火电设备利用小时进一步降至4000小时左右，电煤价格继续高位运行，部分省份电力用户直接交易降价幅度较大且交易规模继续扩大，煤电企业效益将进一步被压缩。同时，受国家节能减排力度逐年加大，高耗能产业用电量减少，新增机组投产等因素，企业生产经营继续面临严峻困难与挑战。

应对措施：公司各级责任主体，针对目前生产经营形势及电力市场化进程的不断深入，主动作为，把抢发电量工作贯穿全年，自年初开始，就对抢发电量工作提前发力，争在先、抢在先，确保发电量完成全年既定指标。一是加强与政府相关部门及电网公司的沟通协调，争取年度计划电量，确保各区域计划电量超容量占比。二是仔细研判政策，紧盯市场，继续加强大用户协调、走访工作，培养优质客户，加大市场电量争取力度。三是加强设备管理，确保设备可用率，为抢发电量提供保障。四是加强燃料供应，为提升电量做好燃料保障。

2、价格风险。受国家煤炭供给侧改革继续实施、严格安全环保治理影响，公司预计2017年煤炭供需将总体呈现平衡偏紧格局，但预计在国家精准调控的情况下价格保持在合理区间内波动是大概率事件。

应对措施：公司将继续加大燃料市场研究力度，以电煤采购结构优化调整为重点，加强与供煤企业协商谈判，注重开展精细化调运，建立科学合理的定价机制;因地制宜地推行配煤掺烧工作，有效管控燃料成本。

【中国电力】

一、公司业务回顾

中国电力主要在中国内地从事发电及售电，包括投资、开发、经营及管理火力、水力、风力及光伏发电厂，其业务分布于中国各大电网区域。

2017年上半年，集团总售电量为29,639,547兆瓦时，较上年同期下降8.94%，而本公司股东应占利润为人民币425,138,000元，较上年同期减少77.93%。每股基本盈利为人民币0.06元，较上年同期减少76.92%。于2017年6月30日，每股资产净值(不包括非控股股东权益)为人民币3.60元。

2017年上半年，集团总售电量较上年同期下降8.94%。火电方面，集团于上半年内安排多台大容量火电机组停机进行超低排放改造和例行检修，火电售电量同比下降 2.95%。水电方面，因上年同期集团水电厂所在流域水流量异常丰沛，与上年同期高基数比较，上半年售电量同比下降23.28%。但若与过去歷史同期平均水平记录比较，上半年水电总售电量则属合理范围内。而在集团大力推动清洁能源发展下，风电及光伏发电售电量分别同比大幅增长106.54%及559.10%。

二、经营情况

供电煤耗

2017年上半年，集团供电煤耗率为303.03克╱千瓦时，较上年同期上升0.12克╱千瓦时，主要由于多台火电机组在回顾期内停机进行超低排放改造，减少了发电量，以及新增环保设备增加厂用电，轻微影响供电煤耗。集团近年已有多台大容量、高参数的环保发电机组投产，在节能减排方面已得到实际成效，而这亦有利维持供电煤耗率处于低水平。

发电机组利用小时

2017年上半年，集团火力发电机组平均利用小时为1,745小时，较上年同期下降49 小时。在中国政府为控制煤电发展步伐而推出的一系列政策措施下，全国煤电新增装机规模增速同比下降，集团火力发电机组平均利用小时降速亦有所缓和。水力发电机组平均利用小时为1,917小时，较上年同期下降597小时，主要受上年同期基数偏高所影响。风力发电机组平均利用小时为936小时，较上年同期上升105小时。

节能减排

集团一直以企业可持续发展的角度对环境保护给予高度重视，全力推动节能减排，认真履行社会责任，积极应对全球气候变化。

积极回应中国政府颁佈的《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014–2020年)》政策，继续加强其火电机组的环保治理，积极开展机组超低排放改造工程，採用国内先进成熟技术，进行超低排放改造，有效控制污染物排放量。截至2017年6月30日，集团已合共完成16台火电机组超低排放改造工程。对于余下的火电机组，亦会加快实施超低排放项目的工作。

2017年上半年，集团旗下火电机组脱硫装置投运率为100%(2016年：100%)，而脱硫效率为97.94%(2016年：96.39%);脱硝装置投运率达99.95%(2016年： 99.90%)，而脱硝效率达到92.05%(2016年：83.37%)。

上半年，火电机组环保指标得到进一步改善：

二氧化硫排放绩效为0.077克╱千瓦时，较上年同期降低0.085克╱千瓦时;氮氧化物排放绩效为0.110克╱千瓦时，较上年同期降低0.084克╱千瓦时;烟尘排放绩效为0.016克╱千瓦时，较上年同期降低0.023克╱千瓦时。

【中国神华】

一、公司业务概要

中国神华能源股份有限公司于2004年11月在北京成立，由神华集团公司独家发起。中国神华分别于2005年6月、2007年10月在香港联交所及上海证交所上市。

集团的主营业务是煤炭、电力的生产和销售，铁路、港口和船舶运输，煤制烯烃等业务。煤炭、发电、铁路、港口、航运、煤化工一体化经营模式是集团的独特经营方式和盈利模式。集团的发展战略目标是“建设世界一流的清洁能源供应商”。

二、经营情况

2017年上半年，煤炭市场供需基本平衡，价格高位波动。中国神华紧跟市场，抓住煤炭、电力行业的有利时机，精心组织煤源，加强一体化运营，强化市场营销，优化成本管控，在稳定市场中积极作为，实现煤炭、电力、运输业务量的协同增加，上半年经营业绩大幅增长。

发电分部经营情况

(1)生产经营

2017年上半年，受全社会用电需求增长、水电发电量下降的影响，火电设备发电量有所增加。集团利用有利时机，加大机组管理和市场营销力度，积极参与电力市场化交易，上半年实现发电量122.05十亿千瓦时(2016年上半年：111.01十亿千瓦时)，同比增长9.9%;实现总售电量114.43十亿千瓦时(2016年上半年：103.90十亿千瓦时)，同比增长10.1%，占同期全社会用电量2,950.8十亿千瓦时1的3.9%。

集团积极应对电力体制改革，逐步建立和完善营销制度，交易电量特别是向用户直供电量持续大幅增长。2017年上半年，集团直供电销售量约26十亿千瓦时，同比增长约73%，占总售电量的比例上升约9个百分点。

(2)电量及电价

①按电源种类

②按经营地区

(3)装机容量

本报告期末，集团发电总装机容量达到56,408兆瓦，占全社会6,000千瓦及以上电厂发电设备总装机容量162,907万千瓦1的3.5%。其中，燃煤发电机组总装机容量54,537兆瓦，占集团总装机容量的96.7%。

(4)发电设备利用率

2017年上半年，集团燃煤机组平均利用小时数为2,185小时，较去年同期的2,060小时增加125小时，比全国燃煤机组平均利用小时数2,040小时1高145小时。发电效率持续改善，平均发电厂用电率同比下降0.22个百分点。截至报告期末，集团循环流化床机组装机容量6,484兆瓦，占集团燃煤机组装机容量的11.9%

(5)环境保护

本报告期内，集团继续推动煤电清洁发展，实施燃煤机组“超低排放”改造，共完成5台、3,100兆瓦燃煤机组“超低排放”改造。截至报告期末，集团累计完成新建或改造71台、39,870兆瓦“超低排放”燃煤机组，占集团燃煤发电装机容量的73.1%，“超低排放”燃煤机组装机容量占比继续保持行业领先水平。

上半年集团燃煤发电机组平均售电标准煤耗为311克/千瓦时，较去年同期的314克/千瓦时下降3克/千瓦时。

按照国务院办公厅印发的《控制污染物排放许可制实施方案》规定要求，集团所属全部火力发电厂均已获得各地环保部门发放的排污许可证。

(6)资本性支出

2017年上半年，集团发电分部完成资本开支63.82亿元，主要用于国华印尼爪哇7号煤电项目(2×1,000MW)、神华国华宁东发电厂二期扩建工程(2×660MW)、神华国华江西九江煤炭储备(中转)发电一体化新建工程(2×1,000MW)等。

三、可能面对的风险

本公司已建立闭环的风险管理体系：每年年初进行风险辨识，评估出主要风险，通过重大风险季度监控、专项检查、内部审计等方式进行日常监控，年末对主要风险管控情况进行评价，促进改善决策流程，完善内控制度，不断提升风险管理水平。本公司董事会及审计委员会认为该机制能够评价公司风险管理运行的有效性。

请投资者注意：本公司已评估出主要风险，并采取应对措施，但受各种因素限制，不能绝对保证消除所有不利影响。本公司面对的主要风险有宏观经济波动风险、市场竞争风险、产业政策变动风险、成本上升风险、环境保护风险、煤矿生产安全风险、一体化运营风险、国际化经营风险、自然灾害风险。

国家继续加大供给侧结构性改革，积极推动煤炭行业化解过剩产能。环境约束要求控制煤炭消费，工业结构调整也将减少能源消耗。随着电力体制改革快速推进，计划电量逐步放开，发电市场竞争不断加剧。

本集团将进一步加强对相关行业发展趋势研究，优化产业结构，实施清洁能源战略，持续提升发展质量。

(1)市场与销售方面，提高煤炭市场预判的精准度，均衡安排销售;全面开展和加强电力业务提质增效工作;煤化品销售结合现有的电子交易模式，进一步定位网络销售模式下的目标市场，增加客户粘度，提升产品抗市场风险能力。

(2)环境保护方面，推进风险预控体系建设，开展安全环保管理审计，从源头防范环境保护风险。贯彻落实《京津冀大气污染防治强化措施(2016-2017)》要求，打造煤电超低排放品牌。

(3)国际化经营方面，本集团积极响应国家 “一带一路”倡议，不断拓宽对外合作领域，加强境外项目投资决策前信息的分析研究工作，做好境外项目资源评价、项目评估，确保经济可行性;加强复合型人才的培育和引进，为“走出去” 提供有力保障。本公司存在以日元和美元计价的中长期债务及浮动利率的境外项目美元贷款，为有效防范外币债务汇率及利率风险，本公司已制定金融衍生工具业务 2017 年度方案，根据市场情况和实际需求开展衍生工具交易业务。

(4)应对自然灾害方面，本集团将进一步加强重大自然灾害的预警，制定应急预案，配置必要资源并抓好相关应急演练工作，确保将自然灾害的影响降到最低。

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