粤电力B（200539）2024年度管理层讨论与分析

证券之星消息，近期粤电力B（200539）发布2024年年度财务报告，报告中的管理层讨论与分析如下：

发展回顾：

一、报告期内公司所处行业情况

    2024年，国家能源局发布《2024年能源工作指导意见》，提出供应保障能力持续增强、能源结构持续优化、质量效率稳步提高等目标。国家发展改革委、国家能源局联合印发《加快构建新型电力系统行动方案（2024―2027年）》，提出2024年至2027年重点开展9项专项行动，包括电力系统稳定保障行动、大规模高比例新能源外送攻坚行动、配电网高质量发展行动等，从多方面推进新型电力系统建设。此外，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于2024年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》，明确了2024年和2025年各省可再生能源电力消纳责任权重，有助于推动各省加大可再生能源的开发利用力度，引导资源向可再生能源领域配置，促进风电、太阳能等新能源的装机增长和电力消纳，加快能源结构转型。

    电力供给方面，随着“双碳”目标的深化实施和新型电力系统建设推进，非化石能源发电投资快速增长，包括风电、太阳能发电以及生物质发电在内的新能源发电装机达到14.5亿千瓦，首次超过火电装机规模。截至2024年底，全国累计发电装机容量约33.5亿千瓦，同比增长14.6%；非化石能源发电装机容量19.5亿千瓦，同比增长23.8%，分类型看，生物质发电4599万千瓦、核电6083万千瓦、水电4.4亿千瓦、风电5.2亿千瓦、太阳能发电8.9亿千瓦；火电装机14.4亿千瓦，其中，煤电11.9亿千瓦、同比增长2.6%，煤电占总发电装机容量的比重为35.7%，同比降低4.2个百分点。

    2024年，全口径煤电发电量占总发电量比重为54.8%，受资源等因素影响，水电和风电月度间增速波动较大，煤电充分发挥了基础保障性和系统调节性作用。

    根据国家能源局公布的数据显示，2024年我国全社会用电量为9.85万亿千瓦时，同比增长6.8%。其中，第一产业用电量1357亿千瓦时，同比增长6.3%；第二产业用电量6.39万亿千瓦时，同比增长5.1%；第三产业用电量1.83万亿千瓦时，同比增长9.9%；城乡居民生活用电量1.49万亿千瓦时，同比增长10.6%。

    根据广东电力交易中心于2024年12月公布的交易结果显示，全省2025年年度双边协商交易、年度挂牌交易、年度集中竞争交易的成交均价同比有所下降，其中双边协商成交电量3310.08亿千瓦时，成交均价391.87元/千千瓦时（含税，下同），同比上年下降73.77元/千千瓦时。广东省中长期市场交易电价的下降，将对公司营业收入产生负面影响，公司将持续优化电力市场交易策略，着力控制燃料采购成本，严控各项成本费用，锚定经营目标全力以赴，争取巩固经营成果。

    二、报告期内公司从事的主要业务

    公司主要从事电力项目、新能源项目的投资、建设和经营管理，电力的生产和销售业务，属中国证监会《上市公司行业分类指引》中的电力、热力生产和供应业。公司自成立以来，一直坚持“取资于民，用资于电，惠之于众”的经营宗旨和“办电为主，多元发展”的经营方针，专注于电力主业，电源结构呈多元化发展，拥有大型燃煤发电、天然气发电、生物质发电、风力发电、太阳能发电和水力发电等多种能源项目，通过电网公司向用户提供可靠、清洁的能源。

    截至2024年末，公司拥有可控装机容量4170.75万千瓦，其中控股装机3930.57万千瓦，参股权益装机240.17万千瓦。其中，燃煤发电控股装机容量1995万千瓦，占比50.76%；气电控股装机容量1184.7万千瓦，占比30.14%；风电、水电、光伏、生物质等可再生能源发电控股装机容量750.87万千瓦，占比19.10%。此外，公司受托管理装机容量895.4万千瓦，以上可控装机容量、受托管理装机容量合计5034.95万千瓦。

    公司主要收入来源为电力生产和销售，主营业务收入主要来源于广东省内。公司销售电价分为以政府价格主管部门核定的上网电价以及根据电力市场交易规则等文件实施市场交易产生的交易电价。报告期内，公司售电量1193.51亿千瓦时，同比增长4.69%；合并报表售电均价为533.16元/千千瓦时，同比下降50.27元/千千瓦时，降幅为8.62%；营业收入5715907万元，同比下降254933万元，降幅4.27%

    公司主营业务以火力发电为主，燃料成本在营业成本中占较大比重，煤炭、天然气价格波动对公司经营业绩影响较大。报告期内，公司燃料成本3754127万元，占营业成本的75.81%，受益于燃料价格回落，燃料成本同比下降272461万元。报告期内，公司大力推进清洁能源及可再生能源新机组建成投产，清洁能源及可再生能源装机占比提升至49.24%，较年初增加11.15%，装机结构不断优化，保障了上网电量同比增长的有利态势。公司把握燃料价格回落的有利条件，深入开展节能降耗各项工作，加强融资成本管控，提高资金使用效益，有效缓解了电价下降的不利影响，经营形势同比基本稳定。2024年公司实现归母净利润96424万元，同比小幅下降1042万元。其中，公司煤电业务实现归母净利润27808万元；气电业务实现归母净利润48252万元；水电业务实现归母净利润-1619万元；新能源业务实现归母净利润17056万元；公司本部投资业务实现归母净利润11533万元，生物质发电及其他业务实现归母净利润-6606万元。

    公司售电业务情况

    公司旗下全资的广东粤电电力销售有限公司（“售电公司”）成立于2015年7月，是广东省首批电力销售公司，售电资质代码为SD01。售电公司以购售电业务为基础，以提高用电效能为核心，为客户提供需求响应策略、节能改造、耗能策略咨询、合同能源管理、电力储能等服务，并开展垂直（行业）领域、大型集团企业、大型园区等综合能源服务项目（智慧能源管理、碳资产管理、用能托管、能源审计等）。

    2024年，售电公司代理用户用电量617.27亿千瓦时，同比增长10.5%；代理公司控股子公司电量503.83亿千瓦时，占控股子公司上网电量比重为42.21%。

    涉及到新能源发电业务

    截至2024年末，公司共计拥有风电、光伏等新能源装机约727.59万千瓦，其中海上风电约220.16万千瓦、陆上风电约119.34万千瓦、光伏发电约388.09万千瓦；在建新疆托克逊风电、莎车光伏项目等合计装机容量207.9万千瓦；完成决策拟建及签订收购协议的项目278.5万千瓦；公司已核准备案的新能源项目规模约557万千瓦。未来公司将继续积极把握“碳达峰”、“碳中和”目标下加快能源转型的发展大势，贯彻落实广东省委“1310”具体部署，积极通过自建和收购等多种形式，进一步拓展新能源项目资源，全力推进新能源跨越式发展，建设生态文明发电企业。

    三、核心竞争力分析

    1、广东省最大电力上市公司

    公司主要发电资产位于广东省内，资产规模总额达1751.54亿元，是广东省属国资控股资产规模最大的上市公司。

    截至2024年12月31日，公司作为广东省装机规模最大的电力上市公司，拥有省内统调机组共3483.7万千瓦，占广东省统调装机容量（22262.8万千瓦）的15.65%。

    2、雄厚的背景资源优势

    公司控股股东广东能源集团作为省属重点能源企业，利用其资源、技术、资产规模等优势，一直以来积极支持上市公司做优做强做大。作为广东能源集团唯一上市公司和主力军，公司始终服从服务于广东省、广东能源集团改革发展大局，深耕电力主业，积极发挥资本市场的价值发现功能和资源配置功能，助力广东省能源改革发展。

    3、主业综合优势

    “十四五”期间，公司以国家能源发展战略为指引，贯彻落实广东省委“1310”具体部署，建设一流绿色低碳电力上市公司，统筹安全与发展，做优做强煤电、气电、生物质发电业务，大力发展新能源。公司项目储备丰富，发展前景广阔；主业清晰、结构合理，产业地位和市场份额突出，具有较强的综合实力和广阔的发展前景。

    4、电力市场竞争优势

    公司发电机组参数高、容量大、运行效率高、煤耗低、运行稳定、环保性能优越，具有较强的市场竞争优势。2024年，公司累计完成广东省内上网电量1129.76亿千瓦时，售电规模继续稳居全省第一，售电价格优于全省平均水平。公司充分发挥规模、品牌、服务三大优势，以遍布全省的营销服务网络、深耕电力行业的技术积淀和综合资源，为电网提供调峰、调频、备用等辅助增值服务，为用户提供综合节能、用电咨询等优质增值服务。

    5、财务资源优势

    目前公司总资产超千亿，存量业务现金流较为充沛，为公司的持续发展提供了良好支撑，公司财务状况良好，银行信贷、债券及证券市场等融资渠道通畅、融资方式丰富，公司将充分利用内外部金融资源，为企业生产经营、重点项目建设及新能源产业的快速发展提供强有力的资金保障。

    6、区域发展优势

    公司作为广东省能源主力军，肩负着助力广东省构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系重任。公司将主动融入粤港澳大湾区发展，稳步推进省重点能源项目建设和新能源开发，积极寻求向资源条件较好和电力需求较高的区域扩张，立足广东，布局全国，助力“30・60”目标落到实处。

    四、主营业务分析

    1、概述

    2024年，国民经济总体平稳，电力消费稳中有升，广东省全社会用电量9121亿千瓦时，同比增长7.3%。装机容量方面，截至2024年底，广东统调装机容量为2.23亿千瓦，同比增长15.5%，其中煤电装机容量7211.3万千瓦，同比下降0.4%；气电装机容量4992.5万千瓦，同比增长26.2%；风电、太阳能发电合计装机容量5913.1万千瓦，同比增长45.4%。报告期内，公司累计完成合并报表口径上网电量1193.51亿千瓦时，同比增长4.69%。其中，煤机上网电量857.34亿千瓦时，气机上网电量251.76亿千瓦时，水电、风电、光伏等上网电量84.40亿千瓦时。

    2024年，公司大力推进清洁能源及可再生能源新机组建成投产，装机结构不断优化，保障了上网电量同比增长的有利态势。公司把握燃料价格回落的有利条件，深入开展节能降耗各项工作，加强融资成本管控，提高资金使用效益，有效缓解了电价下降的不利影响，经营形势同比基本稳定。公司合并报表口径总资产1751.54亿元，同比增长8.65%；合并报表口径负债合计1391.92亿元，资产负债率79.47%；归属于母公司股东的权益228.95亿元，同比增长3.4%。公司实现合并报表口径营业收入571.59亿元，同比下降4.27%；归属于母公司股东的净利润9.64亿元，每股收益0.1837元。

    2024年，公司通过自建及收购新增装机容量717.99万千瓦；截至2024年底，公司拥有气电、风电、水电、光伏、生物质等清洁能源发电控股装机容量1935.57万千瓦，占比提升至49.24%。此外，公司积极推进大南海气电、新疆托克逊风电项目、云浮天然气热电联产项目等建设，持续优化电源结构，促进公司绿色低碳转型。

未来展望：

（一）行业格局和趋势

    国家能源局印发的《2025年能源工作指导意见》明确将从保持非化石能源良好发展态势、统筹推进新型电力系统建设、持续深化能源开发利用方式变革三个方面，积极稳妥推进能源绿色低碳转型。在保持非化石能源良好发展态势上，将积极推进第二批、第三批“沙戈荒”大型风电光伏基地和主要流域水风光一体化基地建设，科学谋划“十五五”“沙戈荒”新能源大基地布局方案，稳步推进重大水电工程建设，积极推动海上风电项目开发建设，加大光伏治沙、光热项目建设力度。在统筹推进新型电力系统建设方面，将推动配电网高质量发展，做好配电网建设改造，建立健全配电网发展指标评价体系，补强供电短板。深入研究谋划煤电降碳思路举措，分阶段、按步骤实施新一代煤电升级专项行动。同时，提升需求侧协同能力，推进虚拟电厂高质量发展。在持续深化能源开发利用方式变革上，将统筹新能源与重点产业优化布局，拓展新能源应用场景，在工业、交通、建筑、数据中心等重点领域大力实施可再生能源替代行动，积极支持零碳园区建设和光伏建筑一体化，更好促进新能源就地消纳。

    （二）公司发展战略

    公司未来将聚焦能源生产供应，兼顾综合能源服务，围绕碳达峰、碳中和目标，立足广东、面向全国，贯彻省委“1310”部署，建设一流绿色低碳电力上市公司，统筹安全与发展，做优做强煤电、气电、生物质发电业务，大力发展新能源。把握火电发展窗口期，加快重点项目开发建设；稳步推进新能源高质量发展，以能源“含绿量”促进发展“含金量”，提升新能源占比，加快推进绿色低碳转型。

    （三）生产经营计划

    2025年，公司合并报表口径上网电量预算目标值1292.22亿千瓦时，与2024年实际完成上网电量1193.51亿千瓦时同比上升98.71亿千瓦时；主营业务收入预算目标值为546.40亿元，比2024年实际主营业务收入568.60亿元减少22.2亿元；根据电源项目实际推进情况，结合项目里程碑节点，2025年度公司计划投资160.96亿元（其中资本金出资部分约18.77亿元），主要用于火电、新能源、技改和科技开发、参控股资本金注入、收购项目等。

    （四）可能面对的风险和应对措施

    1、安全生产风险

    一是自然灾害呈现多发、频发且危害极端性的趋势，一定程度上为企业正常生产经营带来不良影响；二是电力市场现货运调规则致使机组负荷调整及启停频繁，安全运行风险有所增加。三是2025年机组检修台次、基建项目多，安全风险管控难度大。

    应对措施：一是密切关注气象信息，督促各单位根据属地政府发布的三防预警信息及应急响应情况，加强会商研判和应急值守，迅速及时按预案要求启动相应级别的应急响应，严格落实对应应急处置措施；二是加强设备可靠性管理，严抓生产过程管控，强化设备运维管理，提升机组运行可靠性；三是加强作业安全管控，采取专家指导、定期安全督查等方式，加大关键过程监督力度，确保施工安全。四是抓住当前提升企业本质安全的战略机遇期，强化安全生产投入，提升本质安全水平，推动高质量发展和高水平安全良性互动。

    2、电力市场竞争风险

    根据广东电力交易中心于2024年12月公布的交易结果显示，全省2025年年度双边协商交易、年度挂牌交易、年度集中竞争交易的成交均价同比有所下降，其中双边协商成交电量3310.08亿千瓦时，成交均价391.87元/千千瓦时（含税，下同），同比上年下降73.77元/千千瓦时。高比例长协电量的电价大幅降低，给电厂的营收和利润带来巨大压力。同时随着新能源渗透率持续提高，新增煤电、气电、核电进入投产高峰，传统能源发电企业需要直面更加激烈的市场竞争。

    应对措施：一是强化发电过程管理，优化机组运行方式，确保火电机组各类型电量合同执行到位、新能源机组多发满发，力争完成公司年度电量目标。二是加强电力市场研判，动态优化市场竞争策略，持续完善加强电力营销体系建设，力争市场化交易电量电价优于市场平均水平，进一步完善电力现货市场协同运作机制，科学制定交易策略。三是着力控成本。树牢过“紧日子”思想，严控一般性管理费用和非生产性费用支出，努力控制发电成本和运营成本，提高公司市场竞争力。

    3、电源结构调整风险

    在碳达峰、碳中和“30・60”目标背景下，能源生产和消费加速向低碳转型。根据国家优化能源结构的要求，火电将逐步由主体性电源向调峰调频基础性电源转变，风电、光伏等新能源装机及电量增长将进一步挤压煤电机组生存空间。

    截至2024年12月末，公司煤电控股装机容量占比为50.76%，比例偏高，电源清洁低碳化转型压力较大。

    应对措施：一是稳步推进电源结构转型升级，力争在结构调整上实现更大突破，加快推动重点能源项目取得进展，扎实推进大南海气电、新疆托克逊风电项目、云浮天然气热电联产项目等，确保按进度完成项目投资、建设计划。二是持续丰富新能源项目储备，积极开拓国内其他省区新能源发展空间，加大在消纳条件好、经济较发达的中东部区域的风电光伏项目开发力度。

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