会议要点

1、公司业绩与经营发展情况

· 2023年公司实现营业收入1809.99亿元，同比减少7.02%；归属于上市公司股东的净利润实现56.09亿元，同比增加104.41%。

· 营业收入的减少与宁夏区域转出带来的口径变化有关。

· 2023年年底资产负债率为73.92%，同比上升0.53个百分点；归属于上市公司股东的净资产487.62亿元，同比增加7.97%。

2、装机结构与发电量

· 2023年末公司控股装机容量1.06亿千瓦时，非化石能源控股装机合计3278.57万千瓦，占比31.05%。

· 公司控股装机容量较22年增加819.87万千瓦，新能源控股装机增加724.57万千瓦。

· 发电量累计完成发电量4526.36亿千瓦，上网电量4298.38亿千瓦；剔除宁夏区域火电资产影响，分别同比增加3.67%和3.37%。

3、成本管控与资本性支出

· 公司全年共采购原煤1.84亿吨，入炉标煤单价934.96元每吨，同比下降43.82元每吨，降幅4.48%。

· 资金成本率3.08%，同比降低0.3个百分点；财务费用67.1亿元，同比降低11.12%。

· 2023年资本性支出723.88亿元，其中前期基建支出539.43亿元，新能源项目支出较22年增加53.59%。

4、股东增持与利润分配

· 国家能源集团资本控股有限公司增持公司A股股份8467.559万股，占公司总股本的0.47%，累计增值金额3.46亿元。

· 2023年公司以每10股派发现金红利0.7元含税，预计现金分红金额12.48亿元，占合并报表归属于上市公司股东净利润比例为38.16%。

5、新能源发展与电价展望

· 公司累计的核准备案的新能源规模已经达到了3800万千瓦，2024年计划的核准规模是在1450万千瓦。

· 2023年风电规模下降主要是由于计提减值和补贴收回存在不确定性。

· 2023年电价上涨约4.9%，预期2024年电价也将呈现上涨趋势。

6、煤矿股权处置与分红政策

· 公司计划处置查处煤矿50%的股权，处置影响大约40亿左右。

· 公司一般不做特别分红，按照年度分红政策进行。

7、火电与水电装机计划

· 2024年计划投产的火电项目共432万千瓦，包括国能肇庆、浙江舟山和山东博兴的项目。

· 大渡河区域及新疆区域的水电项目预计在2025年至2026年投产。

8、电价与成本

· 新能源电价略降，火电平均价格在0.41元每千瓦时，考虑容量电价后全年整体价格约0.43元每千瓦时。

· 2023年煤炭板块亏损4.67亿，同比下降不到1亿，主要由于查哈素煤矿计提专项整治费。

· 2023年供电煤耗下降，公司积极开展三改联动，优化生产运行管理。

9、资本开支与分红展望

· 2024年预计资本开支约780亿，未来几年资本开支量较大。

· 公司承诺分红比例不低于可供分配利润的30%，实际分红比例超过50%。

10、财务费用与借款

· 2023年长期借款和短期借款增加较多，

Q：风电新能源业务净利润下滑的原因及信用减值损失和资产减值损失的具体构成是什么？未来减值的可持续性如何？

A：风电业务净利润下滑主要是由于部分风电单位进行了减值测试后发现不具有使用价值，导致共计提了约4.12亿元的资产减值损失。另外，由于部分新能源单位补贴收回存在不确定性，根据谨慎性原则提取了信用减值损失，其中对收回存在较大不确定性的单位全额计提了2.74亿元。未来减值的可持续性将取决于相关政策和市场条件的变化。

Q：水电业务的电价展望如何？

A：从2023年一季度的情况看，大渡河的电价略有上涨，同比上涨了大约4.9%。预期2024年电价也将呈现上涨趋势，市场交易电量中的水机价格较高，预计占比将增加到10%左右。因此，2024年的电价预期将有所上涨。

Q：公司处置煤矿50%股权对2024年规模净利润的影响及是否会进行特别分红？

A：关于煤矿股权的处置，主要是为了消除付款不确定性的影响，公司选择将股权出售给集团投资者。预计处置影响大约为40亿左右，但具体金额还需等待交割完成。至于特别分红，公司一般不进行此类分红，除非有特殊情况，如中国神华那样的情况。公司会按照年度计划进行分红。

Q：2024年一季度煤电市场化电价和容量电价的结算情况，包括容量电价获得的比例及度电水平？

A：2024年1-2月份，公司火电机组所属的14个省均结算了容量电价，回收比例约为90.22%，超过了90%。由于北方电厂在1月份供热，部分负荷无法增加，影响了度电水平。平均度电水平大约在两分钟左右。

Q：公司2024年新能源新增装机目标及对整个“十四五”新能源新增装机目标的调整？

A：公司2024年的新能源新增装机目标约为860万千瓦。从2021年至2024年，公司累计核准备案的新能源规模已达到3800万千瓦，计划2024年核准规模为1450万千瓦。公司认为前期工作和容量规模可以支撑“十四五”新能源发展规模。尽管2025年的新增装机压力较大，但公司仍将努力完成目标。

Q：火电板块2024年的投产节奏，以及是否有计划在火电板块加码增量发展？

A：公司工程建设部将提供相关信息。（具体回答未在文稿中提及）

Q：水电板块目前的装机投产节奏，以及“十五五”期间水电的开工预期？

A：大渡河水电板块的3.5个G瓦装机预计在2024年至2026年投产。目前装机投产节奏符合预期，公司对“十五五”期间的水电开工有明确的规划和预期。（具体细节未在文稿中提及）请注意，由于文稿中部分回答未提供详细信息，因此无法提供完整的回答。

Q：2024年国电电力计划投产的项目有哪些？

A：2024年国电电力计划投产三个项目，分别是国能肇庆、浙江舟山和山东博兴，总装机容量为432万千瓦。

Q：十四五期间国电电力的火电投产规模和计划？

A：在十四五期间，国电电力将加大火电投产力度，特别是在东部沿海地区。2024年计划投产的项目包括北仑一期改造、福州二期等。预计2025年将有更多项目投产，如常州项目、安庆三期、马鞍山三期等。此外，还有可能在2025年开工、结转到2026年或2027年投产的项目，例如三亚东燃气项目。

Q：水电方面的投产计划和调整？

A：水电方面，主要集中于大渡河区域和新疆区域。大渡河原计划2025年投产300万千瓦，但根据工程进度进行了优化调整。金川项目预计2025年投产64.5万千瓦。霍尔古吐水电站预计2026年投产。新疆流域的哈尔克金郭勒水电站预计在十五五末期或十六五初期投产。

Q：市场化电价的折价情况及与2022年的同比变化？

A：新能源电价略有下降，大约降低了七分钱。火电方面，2023年签订的长期合同平均价格为0.41元，较基准价上浮15%。全年整体价格预计在0.436元/度左右，加上容量电价后，每度电价格约为0.43元。

Q：分部业务中的减值原因是什么？

A：分部业务中的减值主要是由于火电厂技改拆除下来的资产需要进行减值，以及江西公司商誉减值约三亿元。水电减值主要是由于机改拆除下来的资产，金额相对较小。

Q：技改拆除减值的持续性如何展望？

A：技改拆除的持续性需要根据每年的大修情况具体来看。如果拆下来的设备无法再进行应用，就会存在减值迹象，需要进行减值处理。

Q：新规定对火电组织服务收入的影响是什么？

A：新规定对服务费价格设定了上限，虽然降低了新能源的服务费用，对火电产生影响，但由于容量电价的推出，对火箭收益有一定补偿。尽管电价没有增加，但随着新能源总量的增加，火箭收益可能保持持平。

Q：2023年国补收入和可再生能源补贴应收账款增加了多少？期末国股应收账款规模有多大？

A：2023年国补收入约为23.75亿，可再生能源补贴应收账款增加了相应的金额。具体的期末国股应收账款规模没有在回答中提及。

Q：公司未来三到五年的资本开支预计和分红展望是怎样的？大基地项目的获取量和投产进度如何？

A：2024年的资本开支预计为780亿，未来几年由于新能源装机增长，资本开支将保持较高水平。公司承诺分红比例不低于可供分配利润的30%，近几年实际分红比例超过50%。关于大基地项目，目前有两个在建项目，预计分别在11月份和年底前首批投产并结完毕。

Q：煤炭板块亏损增加的原因和燃煤成本与燃料成本之间90亿差值的具体分项目是什么？

A：煤炭板块亏损增加的主要原因是在2022年对查哈素煤矿计提了21亿的煤炭专项整治费，导致2023年净利润下降幅度不大。关于燃煤成本与燃料成本之间的差值，具体分项目没有在回答中明确提及。

Q：供电煤耗中是否包含供热部分，以及燃气是否包含在内？

A：供电煤耗中不包含供热部分，但总体计算中是包含燃气的。

Q：关于内蒙古、宁夏和辽宁应收账款的信用减值问题，以及新能源补贴款的未来影响和集体减值风险。

A：对于存疑的项目，如内蒙古的单项计提，补贴不再计入收入，以避免利润减值风险。公司采取谨慎原则处理长期应收账款，计提较高比例的减值。随着新能源项目的推进，非补贴项目占比增加，补贴项目占比减少，收入结构和利润结构中的补贴影响将越来越小。未来新能源补贴款的不确定性导致不再计入收入，但不会提升资产减值风险。

Q：2024年煤价和燃料成本的展望，以及2023年长期和短期借款上升的原因。

A：2024年煤价预计将略有下降，供需基本平衡，但可能存在时段性、区域性、品种性的供给误差。2023年长期和短期借款增加主要是由于在建新能源项目规模较大，导致项目贷款增多。

Q：一季度风光电价情况，以及单位煤电耗下降的原因。

A：一季度风光电价预计下降，受容量电价政策影响，绿电交易价格也随之下降。公司通过积极开展三改联动和加强生产运行管理，实现了供电煤耗的下降。云南区域由于来水偏枯和高耗能企业用电量增加，供电煤耗有所升高，但公司将持续确保供电煤耗在合理区间。

Q：煤电电价的变化和原因，以及其他板块部分同比改善的原因。

A：2024年长期签下的煤电电价为0.43元，而2023年年报披露的为0.46元，这个差距可能是由于电价调整和市场变化所致。其他板块部分同比改善近五亿，主要原因是公司在经营和管理上的优化措施。

Q：其他板块利润同比改善的原因有哪些？

A：其他板块利润同比增加了近五个亿，主要原因有两个方面：一是税金和期间费用同比有所减少，减少了约2.4亿，其中财务费用增加了2.9亿，管理费用减少了5000万；二是非经常性收益同比增加了近七个亿，主要因为投资收益同比增加了4.2亿，以及收到了宁夏太阳能破产清算的债权款2.27亿。

Q：火电电价下降的原因是什么？

A：火电电价下降的原因有两个方面：一是火电容量电价不能完全回收，导致实际回收率不足1.2%；二是评价项目的拉低效应，包括新能源和工业评价项目，这是导致电价下降的主要原因。

Q：火电资产的盈利能力和未来趋势如何？

A：火电资产在新型电力系统中具有兜底保障的作用，价值凸显。随着国家出台容量电价和相关政策调整，火电资产的保值性较好，弹性也较强。短期内，在煤价下降的通道内，火电资产预计会比较保值。未来电价下降的趋势较为明确，但具体空间还需观察。

Q：公司对今年火电上网电量的预计同比变化情况如何？

A：预计今年全年的火电上网电量可能会下降，因为火电利用小时数肯定会有所减少，且新能源项目的投入较多。去年的投入佣金超过两亿，而今年的趋势是下降的。