1、上半年，公司基建新增装机容量405.1万千瓦，其中风电40.9万千瓦、光伏249.7万千瓦，燃机49.5万于瓦、煤机65万千瓦。上半年关停9台燃煤机组共计146.5万千瓦。截至6月底，公司可控发电装机容量达到1.3亿干瓦，风电、光伏发电装机容量达到2266万干瓦，低碳清洁能源装机占比增至28%。海外运营方面，大士能源上半年实现税前利润28.9亿元人民币，同比增利21.49亿元人民币。从净利润角度看，二李度煤机的净利润在2.6亿元左右。燃机是1400方左右，风电是19亿左右，光伏是6亿左右，水电是2000万左右，生物质是盈亏平衡。从归母净利润维度，煤机板块大约是3.8亿，燃机大约是1400方，风电接近18个亿，光伏板块是5.4亿，水电约2000万，生物质盈亏平衡。

2、从季度环比来看，除税的耗用煤折标煤单价，二季度的数据是1046元/吨左右，一季度是1132元/吨左右，降幅接近8%。但从单位燃料成本的情况来看，二李度煤机的单位燃料成本接近329元/兆瓦时，而一季度天约是333元/兆瓦时，下降超过一个白分点。降幅较少存在供热李之间的差异，所以供电煤耗会有一定的变化。二季度和一季度的供热相比出现大幅的下降，是影响煤耗上升的一个主要因素。同样还有负荷率以及厂用电率的原因，另外就是公司进口了大量的煤，煤质下降也是影响的一个王要原因。公司的燃煤机组大约分布在23个省市区，从亏损的入数来看

二季度23入里边有9个是亏损的。亏损的主要是黑龙江、辽宁、河北山西、安徽、河南、湖南、湖北、甘肃。公司一李度亏损区域是11个。

3、上半年大士能源的平均含税电价是1446元/兆瓦时，去年同期为810元/兆瓦时。上半年平均售电单位边际贡献是637元/兆瓦时，去年同期是180元/兆瓦时。考虑到自前国际市场大然气供应紧张局面的缓和，新加坡其他发电商有一台前期停用的机组在下半年修复后投运，以及新加坡能源管理局从2023年7月1日开始实施建立批发市场最高限价政策等因素，经过测算，在2023年7月1日至7月15日测算的价格帽上限是500新元/兆瓦时。新加坡批发市场上半年的平均电价情况，一李度是262新元/兆瓦时，二李度是375新元/兆瓦时。预计下半年新加坡批发市场电价大幅波动且高企的程度将受到抑制，市场电价预计未来将逐步回归合理水平。

4、公司燃机二季度气折标煤单价天约是2062元/吨，一李度是2257元/吨。同样，燃机的单位燃料成本也会受到燃机负荷的情况和季度供热情况差异的影响。二季度燃机的上网电量大约是56亿千瓦时，而一季度大约是73亿千瓦时。一季度和二季度存在供热之间的差别，单位燃料成本二季度燃机大约是451元/兆瓦时，而在一李度大约是425元/兆瓦时，

5、公司长协煤一季度的履约率大约在75.7%，二季度在74.1%，基本上都在符合价格区间之内。今年公司签订的长协的量在1.5亿吨，需求量的

覆盖比例大概是在95%左右。从兑现情况来看，上半年是75%。从采购商品现金流支出角度来看，公司同比存在净增加。主要就是集中在燃料采购层面，如果从采购煤价降价的角度来看的话，公可大约少支出七十几亿但是还存在存煤和耗用量增加的影响。关于库存方面。7月25日公司的煤炭库存量在1440方吨左右，同比增加了240方吨，可用天数自前是22天。关于今年上半年公司总体煤耗是在9900方吨左石，同比增幅9.5%这也是公司保持一个相对较高库存的原因。

第二部分：交流纪要

领导介绍：

财务业绩

上半年，公司围绕年度自标任务，抓任市场机遇，科学推进生产经营、改革发展等各项工作，经营业绩实现同司比大幅提升。按照中国会计准则计算上半年公司实现合并营业收入1260.32亿元人民币，同比上升7.84%，归属于本公司股东的净利润63.08亿元人民币，同比增利93.17亿元上升309.67%。每股收益为0.31元。

经营情况

电力生产方面，公司积极研判电力市场，在全社会用电量增长、水电出力相对不定的背景下，合理安排公司火电机组运行检修节奏，发挥顶峰保供作用，火电发电量同比增长，同时新能源装机容量持续增加，电量增幅显著。上半年，公司境内各运行电累索计完成上网电量2111.48亿千瓦时

同比增长7.43%。发电设备平均利用小时1799小时，同比增加39小时平均结算电价515.23元/干瓦时，同比上升1.89%。燃料供应方面，公同抓住币场有利时机，积极发挥长协保供控价的作用，持续优化进口煤，存煤结构，燃料成本控制成效显著。上半年公司境内电单位燃料成本为338.31元/兆瓦时，同比下降10.18%。转型发展方面，公司紧紧围绕国家构建新型电力系统的体要求，加快清洁能源项自的升发建设。上半年公司基建新增装机容量405.1万千瓦，其中风电40.9万千瓦、光伏249.7万千瓦，燃机49.5万千瓦、煤机65方千瓦。上半年关停9台燃煤机组共计146.5万千瓦。截至6月底，公司可控发电装机容量达到1.3亿于瓦，风电、光伏发电装机容量达到2266方手瓦，低碳清洁能源装机占比增至28%。海外运营方面，大士能源抓住新加坡电力资产电价相对较高的有利时机，克服关然气市场供应紧张等影响，保持机组安全稳定运行动态优化市场策略，不断提升单位售电边际贡献，经营业绩持续增长，上半年实现税前利润28.9亿元人民币，同比增利21.49亿元人民币。

下一步工作

下半年，公司将全力推进清洁能源项自建设，应投尽投、能投早投，密切跟踪煤炭市场变化，科学制定采购策略，优化供应结构，看力控制燃料成本。深入研究电力市场供需形势，积极应对市场变化，做好保供稳价工作多发增发效益电量。进一步拓宽融资渠道，用定用好绿色金融政策，努力控制融资成本，实现降本增效，进一步推动经营业绩迈上新合阶。

问答环节：

Q：今年上半年公可再生能源补贴有多少？跟去年同期比较如何？

A：关于可再生能源补贴，今年上半年是回收了大约一个亿，由于去年国家政策的安排和集中发放的节奏不同，去年同期大约发放了68亿。

Q：今年上半年单位燃料成本下降，比3月份下降更多，公司2023年单立燃料成本会怎么变化？

A：从李度环比来看，除税的耗用煤折标煤单价，二李度的数据是1046元/吨左石，一李度是1132元/吨左石，降幅接近8%。公司不做比较具体的单位燃料成本的后续的研判，但是入炉的耗用标媒的单价是随看采购单价而波动的。

Q：上半年平均电价为515元/兆瓦时，比一季度518元/兆瓦时有些下降。公司认为未来电价将如何变化？

A：今年上半年，公司完成发电量2240亿千瓦时，同比增长7.5%，高于全国水平3.7%。其中，煤机增长5.3%，燃机增长9.2%，光伏增长77%风电增长22%。电价方面，公司平均上网电价515.23元/兆瓦时，同比上涨1.9%。公司交易电量完成1851亿十瓦时，同比增长7.9%，交易电量占比87.7%，同比持平。交易电价485.8元/兆瓦时，比基准电价上涨81.5元/兆瓦时，增长20.2%。其中，煤机较基准电价增长21.7%，燃机较基准电价增长5.6%。风电交易电量占比27%，较基准电价降低5.2%。

光伏交易电量占比21%，增长1%。关子下半年的电力市场和公司电量、电价的情况，中电联预测全社会用电量下半年仍保持稳定增长的态势，综合考虑国内外经济形势、冬夏两季气温情况以及去年低基础等因素的影响

全国电力供需总体繁平衡，部分区域、部分时段电力供应偏繁，预计下半年全社会用电量同比增长6%到7%。电力供应方面，新能源装机保持快速增长，下半年来水量增加，全国水电量增长，公可煤机发电量将受到影响，预计下半年公司发电量增速低于上半年增长水平。电价方面，由于电价主要受煤炭价格变化、平价新能源项自投产、政策和供需关系等方面的影响。自前公司已经签约了中长期交易电量3029亿千瓦时，基准电价472元/兆瓦时，较基准电价上浮19%。近期随看全国煤价的回落，新能源参与市场交易规模扩天，下半年交易电价下行可能性加大，具体回落程度取决于煤价、供需以及电价政策等因素。公司的综合电价预计会较上半年有所下降。

Q：能否具体拆分分板块的净利润？

A：从净利润角度看，二李度煤机的净利润在2.61亿元左石。燃机是1400万左右，风电是19亿左右，光伏是6亿左右，水电是2000万左右，生物质是盈亏平衡。如果聚焦到煤机板块来看，二季度的利润较一李度增加了5.4亿元左右，增幅在190%以上。公司的客项成本费用得到了有效的控制，二季度的上网电量累计865亿左右，而一季度是895亿左右，煤机的上网电量大约有3.4%左右的下降。在供热季结束之后，季度之间会出现一个规律性的变化。从煤机的电价情况来看，二季度的煤机电价略低于497元/兆瓦时，而一季度略高于497元/兆瓦时。从单位燃料成本的情况来看，二李度煤机的单位燃料成本接近329元/兆瓦时，而一季度天约是333元/兆瓦时，下降超过一个自分点。这里会存在供热季之间的差异，所以供电煤耗会有一定的变化，

二季度和一季李度的供热比出现了天幅的下降，是影响煤耗上升的一主要因素。同样还有负荷率以及厂用电率的原因，另外就是公司进口了大量的煤，煤质下降可能也是影响的一入主要原因。

Q：能否展望下半年新加坡电厂的情况？

A：公司连续四年制定了大士能源稳定经营、防风险促发展工作方案，持续加强了对新加坡大士能源的经营督导，深入研判了新加坡电力、燃料、资金市场，积极开展管理提升行动，全面落实优化机组运行安全管理、优化燃料结构和组合方式、优化运营管理方式、优化零售合同组合的四个优化工作，不断实大士能源的安全生产基础，持续提升大士能源的市场竞争能力，实现了经营业绩的快速增长。上半年大士能源实现税前利润28.90亿元，同比增加利润21.49亿元。上半年大王能源的平均含税电价是1446元/十十瓦时，去年同期为810元/十十瓦时。上半年平均售电单立边际贡献是637元/千千瓦时，去年同期是180元/千于瓦时。下半年大士能源面临的内外部市场环境较前儿年总体相对有利。从自前情况来看预计下半年部分时段币场电价仍有可能保持相对较高的水平。同时考虑到自前国际市场大然气供应紧张局面的缓和，以及新加玻其他发电商有一台前期停用的机组在下半年修复后投运，以及新加坡能源管理局从2023年7月1日开始实施建立批发市场最高限价政策等因素，预计下半年新加坡批发市场电价大幅波动且高企的程度将受到抑制，发电商的高电价收益将受到限制，市场电价预计未来将逐步回归合理水平

Q：请问公司能否批露归母净利润的拆分情况？

A：煤机板块天约是3.8亿，燃机天约是1400万，风电接近18入亿光伏板块是5.4亿，水电约2000万，生物质盈亏平衡，

Q：请问三李度和四李度能否展望煤耗会有所改善？参考去年的水平，二三李度之间的供热煤耗会下降多少？

A：煤耗的影响因素主要是负荷率、供热比还有入炉的热值。三李度的煤耗和去年基本一致。可能随着经济的增长，负荷率逐步上升对煤耗影响比较大。此外由于煤价逐渐降低，采购的煤质也逐渐变好，可能会产生正向的影响。

Q：新加坡现在是否是现货市场机制？下半年批发市场可能会有价格帽价格帽相较于上半年及去年的价格变动幅度如何？

A：新加坡电力市场分为批发电力市场和零售电力市场，也就是一级市场和二级市场。自前两市场都是完全竞争的，电力市场价格主要是由供需关系来影响。批发电力市场，也就是现货市场的价格反唤了实时的电力市场的供需关系。零售市场的价格反映了未来一段时期内的供需关系，一般是一年到两年左右。今年上半年，受新加坡上游管道气供应不稳定，部分发电商机组检修和非计划停用较多，以及今年第二季度新加玻电力需求增加对较快的因素影响，新加坡电力市场的有效供应总体偏紧。部分时段批发电力市场的电价波动较大。批发市场电价的较高水平也带动了零售市场电价保持了较高水平。新加玻的能源资源监管机构EMA也一直在关注电力市场的变化，为了确保新加坡电力供应安全与稳定，实施了一系列的电力市场监管政策。新计划从今年7月1日升开始实施批发市场最高限价

政策，也就是TPC政策，以缓解新加电力批发市场的电价波动。新坡电力批发市场的价格上限是4500新元/千千瓦时。在批发电力市场最高限价政策TPC政策实施后，如果连续48入交易时段，也就是24小时的平均电价超过动态的系数值，将会触发价格上限。该技未经过测算，在2023年7月1日至7月15日测算的价格帽上限是500新元/千千瓦时。

新加坡批发市场上半年的平均电价情况，一季度是262新元/千千瓦时，二季度是375新元/干干瓦时。

Q：大士能源气价和气源的情况？

A：今年以来，公司指导大士能源制定了关然气采购策略，有效应对并化解了新加玻主要发电商天然气合同集中到期后的供应不确定性风险。自前已经签订的合同基本上满足了大士能源今年及未来四年的天然气供应需求。今年上半年天士能源天然气的平均采购单价是12.28美元/MMBTU。

2022年上半年的天然气平均采购单价是16美元/MMBTU

Q：公司现在有大约120亿的商誉，商誉的结构是怎样的？

A：商誉的数值在合开报表上现在不到120亿，从新加坡的角度来讲，天士能源的商誉超过110个亿，所以余额主要由新加坡的商誉构成。同时由于受到新币对人民币汇率的波动的影响，新加玻的商誉的数值会略有波动。

Q：大士能源批发市场和零售市场的销售占比大概如何？新加坡有多入电价，统一能源价格的电价7月份已经出现了天概环比6月30%的下降。

这部分对于公司的影响，是否跟批发零售的比例有较大的关系

A：平均来看，大主能源的固定合同的电价，即政府管制电价的比例约为15%，来自零售市场的电价的比例占比大约在75%-80%左右，剩余的来自于批发市场，即电力库的电量。从7月份批发市场的电价来看，7月份新加坡的批发市场得电价出现了明显的下降，主要是因为7月份新加坡电力需求出现了较5月份和6月份的了一入明显的降低，最高负荷降低的程度大约在50万到60万千瓦。7月份电力需求降低的主要原因是气候。新加坡今年7月份的降雨较多，气温较低，需求相对较低。另外从电力供应方面看，7月份新加坡其他一家发电商一台以前停用的机组投入运行，也带动了批发市场电价的下降。新加坡能源管理局昨关发布的市场信息显示，未来10年新加坡的电力需求还是保持较前期更为乐观的估计。

新加坡能源管理局预计，未来从2023年到2032年，新加坡电力的最高的年度复合需求增长率在2.6%-5.3%之间。EMA此前的估计天约是在2%左右。

Q：公司二季度的调峰收入天概是多少？这部分收入的成本如何计量？

A：上半年公司所处区域的各47家火电单位均参加了辅助服务市场，其中辅助服务电费共计收入15.34亿元，一季度是7.92亿元，二季度是7.42亿元。调峰有基本调峰和深度调峰，在成本计量方面较为复杂，公司没有单独进行计量。

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Q：自前组件价格已经持续回落，从公司十四五的绿电建设自标来看，公司的投运自标和规划建设自标是否有调整，调整的方向如何：

A：按照国家碳达峰和碳中和的以及构建新型电力系统的总体要求，公可在去年已经正式编制了十四五的发展规划，在发展规划里，公司明确了要围绕绿色低碳循环的发展，推进电力源网荷储一体化以及多能互补、智慧能源系统的建设，以碳达峰、碳中和为自标，推动能源绿色低碳转型，有效降低碳排放。通过实施可再生能源的替代，大力发展新能源，转型发展煤电，择优发展气电以及其他清洁能源发电，积极布局抽水蓄能，构建源网荷储一体化以及多能互补的发展格局，也提出到2025年，即十四五末公司的低碳清洁能源的装机占比达到45%左石。从整个十四五规划的执行情况来看，公司的规划已符合国家的有关政策和公司的整体的战略的发展方向，自前公司没有对十四五规划进行调整的安排。鉴于近期虽然光伏组件的价格出现了波动，但是对于新能源在于光伏项自的整体发展的方向来看，虽然价格在波动，但是对于项自资源的获取方面还需要在其他的方面付出更多努力。所以公司对于光伏板块在整个十四五期间整体的发展自标，自前没有新的发展指引，仍继续执行公司十四五规划总体的占比送到45%的自标，

Q：财务报表里有一个与总部相关的亏损，亏损如何构成？它是记录在中国电力分部，还是在各个电力分部之间分摊？

A：这部分费用主要是公司本部和分部在全国各省区的管理机构的费用该费用基本上不对下面的经营单位进行分拆

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Q：上半年或二季度公司煤电是否还有亏损的区域？如果有亏损主要是在哪些地区？

A：公司的燃煤机组大约分布在23入省市区，从亏损的入数来看，23入里边有9个是亏损的。亏损的程度不一，主要是黑龙江、辽宁、河北山西、安徽、河南、湖南，湖北，甘肃。公司一季度在23个煤电资产分布的区域里边，亏损是11个，二李度是9个，二李度的情况有所改观Q：今年公司新能源装机自标是否有更新？

A：公司今年的基建目标也从年初确定了新能源计划开工是890万干瓦，其中今年计划投产的新能源项自是808.5方于瓦，投产218入项自。截正止到上半年公司新能源的投产是290.6万干瓦，83个项自已经投产了。

现在公司的建设条件逐步转好，组件的价格也在降低。但是从自前的评估来讲，新能源的投产自标没有改变。

Q：二李度投产的新增的这些光伏项自重面，组件的采购价格大概是什么水平？

A：二李度的组件价格，集中式光伏和分布式光伏分别在1.91元到1.94元W左右。目前并网的项目都是去年在比较高的光伏组件价格阶段建设虽然自前今年的光伏组件的价格有下降，但是因为投产有建设周期，所以价格是相对偏高的。

Q：境内煤电在二季度的电价是多少？

A：二季度煤机的当季度的电价接近497元/千千瓦时。

Q：如果从政府的角度去看，政府会降低上调20%的这个幅度吗？

A：现在执行的电价主要是1439号文件，基于基准价上下浮动都是20%。

自前没有任何消息说20%的幅度会进行下调，基本都是根据这个币场情况进行波动。

Q：目前一季度和二季度的煤炭长协签订率大概是多少？有多少是在价格区间之内？

A：公司长协一季度的履约率大约在75.7%，二季李度在74.1%，基本上都在符合价格区间之内。今年公司签订的长协的量在1.5亿吨，需求量的覆盖比例大概是在95%左右。从兑现情况来看，上半年是75%。

Q：一季度和二季度的入炉标煤单价以及单位燃料成本大概是多少？

A：燃机二季度气折标煤单价大约是2062元/吨，一季度是2257元/吨同样，燃机的单位燃料成本也会受到燃机负荷的情况和季度供热情况差异的影响。比如二季度燃机的上网电量大约是56亿干瓦时，而一季度大约是73亿十瓦时。一季李度和二李度存在供热之间的差别，单位燃料成本二季度燃机大约是451元/干干瓦时，而在一季度大约是425元/千干瓦时。

Q：上半年经营性现金流的改善不是很明显，购买商品支出的现金流同比有比较大的增长。理论上煤价应该是同比下滑的，但是可能煤炭库存的量是提升了。请可在购买商品支出的现金流中，煤价的下行因素带来的减少13

以及煤炭库存数提升带来的增加的影响分别有多少？以及存这么多煤是基于怎样的采购策略？

A：从支出角度来看，公可同比存在净增加。主要就是集中在燃料采购层面，简单的做一个价和量的拆分，如果从采购降价的角度来看的话，公可大约少支出至少七十几亿。但是其他还存在存煤和耗用量增加的影响。关于库存方面。公司高度重视能源保护工作，贯彻落实国家关于能源电力安全保供的一系列重大决策部署，不断的加强煤炭的采购和库存管理。上半年公司的库存持续也是保持一个相对的高位，以应对迎峰度夏和重要时段的保供任务。7月25号公司的煤炭库存量在1440万吨左右，同比增加了240方吨，可用天数自前是22天，能够充分保障迎峰度夏煤炭的安全关于今年上半年公司总体煤耗是在9,900万吨左右，同比增幅9.5%，这也是公司保持一个相对较高库存的原因。

Q：二季度煤机上网电价环比下滑原因是怎样的？如何看待未来情况？

A：下降的主要原因，一是燃煤电厂发电量结构构成，二是煤价下行，市场竞争更加激烈。

Q：有哪几个省份的价格下滑比较明显？

A：二季度和一季度比，电价方面只是略有下降。一季度和二李度交易电价基准价上浮都在21%以上。

Q：公司章程50%的分红比例，是否会继续落实？未来分红的展望？

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A：公司从1998年开始向股东发放股息，自前已累计分红626.87亿元。

公司的章程明确了公司的现金分红的政策：公司在当年盈利以及累计未分配利润为正，而且公司的现金流可以满足公司正常的经营和可持续发展的情况下，采取现金的方式进行分配公司每年以现金方式分配的利润，原则上不少于当年实现的合并报表可分配利润的50%。该政策在公司章程中的规定自前没有变化

Q：公司上半年容量电价收入大概是多少？

A：关于容量电价，公司15家燃气电厂在上半年容量电价方面收入是12.67亿元。关于煤机容量电价，山东的在电价中体现，云南则刚刚实施。