会议主要讨论的核心内容 财务表现 - 1H24 营业收入 1,188 亿元，同比-5.73%；归母净利润（扣除永续债后）63.2 亿元，同比+24.8%，每股收益 0.40 元 [1] - 研发费用和管理费用有所增加，主要是一些科研项目逐步进入实施阶段 [2] - 公司根据资产的实际情况以及准则要求计提了减值，未来将继续严格按照监管要求和准则规定进行减值测算和处理 [3] 分红政策 - 公司累计分红 627 亿元，现金分红政策未发生变化，将继续坚持积极稳定的派息政策 [4] - 公司正在研究新国九条中关于进一步推动一年多次分红的要求 [4] 运营情况 - 上半年新增并网装机容量 3102.2MW，其中风电 1054.5MW，光伏 1989.7MW，低碳清洁能源装机占比增至 32.78% [5] - 上半年公司境内电厂上网电量 2,106.78 亿千瓦时，同比-0.22%，平均结算电价 498.7 元/MWh，同比-3.21% [6] - 风电弃电率 5.56%，同比上升 1.16ppts；光伏弃电率 6.05%，同比上升 3.42ppts [6][7] - 风电平均电价 511.89 元/MWh，同比-6.04%；光伏平均电价 426.98 元/MWh，同比-9.77% [7] - 煤电平均电价 483.52 元/MWh，同比-2.7%，年度交易电价 452.45 元/MWh [8][9] - 容量电价折算成度电电价为 25.8 元/MWh，其中 Q1 为 24.4 元/MWh，Q2 为 28.6 元/MWh [10] - 公司现货交易占总电量的 5~6%，现货电价平均为 452.89 元/MWh [11] - 未来电价水平将更多受电量水平的影响 [12] 绿电交易 - 上半年风电参与交易电量 66.2 亿千瓦时，占比 35.07%；光伏参与交易电量 26.48 亿千瓦时，占比 32.3% [13] - 公司共有 14 家区域公司参加绿电交易，总交易量 22 亿千瓦时，同比增长 5.86 亿千瓦时，绿电交易电价 441.68 元/MWh [13] - 公司上半年成交绿证 1,100 万张，平均交易价格 7.6 元/张 [13] 燃料成本 - 上半年公司境内电厂单位燃料成本 300.5 元/MWh，同比-11.18% [14] - Q1 煤机燃料成本 288.08 元/MWh，Q2 为 295.7 元/MWh，主要是因为 Q2 发电煤耗环比增加 [14][15][16] - Q1 入炉除税标煤单价 1038.25 元/吨，Q2 为 979.7 元/吨 [15] 机组延寿 - 目前运行 25 年以上的老旧机组共 51 台，已获批 17 台延寿，正在开展延寿的有 11 台 [17] - 延寿机组在发电和收益等方面和正常机组无区别，延寿期限根据不同省份政策有 5 年或 10 年 [17] 碳交易 - 2023 年全国碳市场交易量 2,500 万吨，交易额约 22 亿元，均价 87.8 元/吨 [18] - CCER 有望在年内启动交易，可缓解全国碳市场配额紧缺 [18] - 公司正积极参与碳市场交易，履约成本随碳价上涨有较大压力 [18] 亏损电厂 - 公司运营的 71 个煤机电厂中，上半年有 20 个电厂亏损，亏损面 28% [19] 低碳改造 - 发改委等部门提出到 2027 年将试点煤电机组碳排放降低 50%左右的目标 [20] - 公司正在筹备掺烧生物质、绿氨、CCUS 等技术改造项目，但目前投资收益率不高 [20] 海外业务 - 新加坡大士能源 1H24 实现税前利润 17.24 亿元人民币，同比减利 11.66 亿元 [21][22] - 新加坡业务连续 7 个季度经营良好，但 3Q23 开始受政策和市场环境变化影响，业绩趋于平稳 [22] - 巴基斯坦萨希瓦尔电厂经营业绩创新高，实现利润总额 4.29 亿元，同比增加 1.17 亿元 [23]