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浙能电力年度董事会经营评述
浙能电力（600023）2017年年度董事会经营评述内容如下：
一、经营情况讨论与分析
(一)电力行业发展状况
根据中国电力企业联合会于2018年1月发布的《2017-2018年度全国电力供需形势分析预测报告》，2017年全国电力供需延续总体宽松态势，区域间供需形势差异较大。发电装机结构清洁化趋势明显，非化石能源发电量快速增长。
截至2017年底，全国全口径发电装机容量17.8亿千瓦，同比增长7.6%;其中，非化石能源发电装机容量6.9亿千瓦，占总发电装机容量的比重为38.7%,同比提高2.1个百分点。全国新增发电装机容量13372万千瓦，其中，新增非化石能源发电装机8988万千瓦，均创历年新高。新增煤电装机3855万千瓦、同比减少142万千瓦。煤电发电量比重降低，在全国全口径发电量6.42万亿千瓦时中，非化石能源发电量同比增长10.0%,占总发电量比重为30.4%。全口径火电发电量同比增长5.2%,增速同比提高2.9个百分点；其中煤电发电量同比增长4.8%,增速同比提高3.6个百分点，煤电发电量占总发电量比重为64.5%,同比降低1.0个百分点。2017年全国发电设备利用小时3786小时，与上年大体持平。火电设备利用小时4209小时、同比提高23小时，其中煤电设备利用小时4278小时，同比略有提高。
电煤供需形势偏紧，煤电企业经营形势持续严峻。2017年，煤炭消耗需求增长超预期，煤炭行业去产能超进度，叠加安全、环保等多方面因素影响，煤炭产量增加不足，煤炭市场供应量小于消费量，导致电煤供应持续偏紧，电煤价格持续高位。全年绝大多数时间处于"红色区间"运行，导致煤电企业发电成本大幅增加，出现大面积亏损局面。加之市场化交易电量规模进一步扩大，以及煤电企业环保投入不断增加、环保补贴难以弥补环保投入，加剧煤电企业生产经营困境。
全社会用电量延续平稳较快增长态势。2017年全国全社会用电量6.3万亿千瓦时，同比增长6.6%,增速同比提高1.6个百分点，用电量较快增长的主要原因：一是宏观经济运行稳中向好，第二产业用电平稳增长；二是服务业用电持续快速增长；三是电力消费新动能正在逐步形成，高技术制造业、战略性新兴产业等用电高速增长；四是在工业、交通、居民生活等领域推广的电能替代成效明显；五是夏季长时间极端高温天气拉动用电量快速增长。
预计2018年全国新增装机容量将在1.2亿千瓦左右。其中，非化石能源发电装机7000万千瓦左右。
预计2018年底，全国发电装机容量将达到19.0亿千瓦，其中非化石能源发电7.6亿千瓦、占总装机比重将上升至40%左右。预计煤电装机容量10.2亿千瓦、占全国装机比重53.6%,比2017年底降低1.5个百分点。2018年电力消费仍将延续2017年的平稳较快增长水平。考虑到2017年高基数因素，在平水年、没有大范围极端气温影响情况下，预计2018年全社会用电量增长5.5%左右。2018年全国电力供需总体宽松、部分地区富余，局部地区用电高峰时段电力供需偏紧。预计全年发电设备利用小时3710小时左右；其中，火电设备利用小时4210小时左右，与2017年基本持平。
(二)公司行业地位信息公司为浙江省属国有控股发电上市公司，也是浙江省规模最大的火力发电企业，所属发电企业主要集中在浙江省内。公司管理及控股装机容量约占省统调装机容量的一半左右，位居全国地方性发电企业前列。
(三)报告期内具有重大影响的涉及电力行业发展的政策法规情况
2017年9月，浙江省人民政府印发《浙江省电力体制改革综合试点方案》(浙政发[2017]39号),通知要求确立适合浙江的电力市场模式，培育多元化市场主体，建立以电力现货市场为主体，电力金融市场为补充的省级电力市场体系。力争在2019年上半年实现浙江初期电力市场试运行。
通知要求，在确保电力系统安全稳定的前提下，有序放开输配意外的竞争性环节电价，有序向社会资本放开配售电业务，有序放开公益性和调节性以外的发用电计划，推进交易机构相对独立、规范运行。进一步强化政府监管、强化电力统筹规划、强化电力安全可靠高效运行和可靠供应，加快构建有效竞争的市场结构和市场体系，形成主要由市场决定电力价格的机制。
到2019年，完成输配电价核定，设立相对独立的电力交易机构，确定浙江电力市场模式，完成市场规则制定和技术支持系统开发，有序放开发用电计划，引入售电侧竞争，电力市场体系初步建立，力争在2019年上半年实现浙江初期电力市场试运行。
到2022年，优化现货市场交易机制，提高市场出清价格灵敏度；逐步扩大市场范围，促进市场主体多元化；有序放开零售市场竞争，建立需求侧和可再生能源市场参与机制；丰富合约市场交易品种，完善市场风险防控体系，基本形成较为完备的电力市场体系，逐步过渡到浙江中期电力市场。
2022年以后，开展电力期权等衍生品交易，建立健全电力金融市场体系；完善需求侧参与机制，促进供需平衡和节能减排；探索建立容量市场，科学引导电源投资，形成成熟的电力市场体系，建成浙江目标电力市场。
与此同时，浙江还将开展市场设计研究，启动浙江省电力市场建设。扩大电力直接交易规模，确定市场模式和改革路径，制定市场规则和开发技术支持系统。
二、报告期内主要经营情况
2017年是不平凡的一年，市场环境发生重大变化。煤炭市场价格高企，涨价因素难以有效疏导，公司经济效益明显下滑。在实现营业收入511.91亿元、同比增加30.67%的情况下，实现归属于母公司所有者的净利润43.34亿元，同比下降30.34%。2017年又是富有长进的一年，这一年公司在逆境中求发展，在发展中求转型，解放思想、转变观念、敢闯敢试、开拓进取，取得了一个又一个新突破。
(一)开源节流保效益
2017年，公司全资及控股发电企业完成发电量1153.3亿千瓦时(不含试生产电量),同比增长11.14%。
省内煤机年度基数计划完成率102.63%,电量完成率名列全省发电集团第一。全年机组平均负荷率同比上升1.18个百分点，发电利用小时同比增加333小时。大用户直供竞得电量287亿千瓦时，参与电量替发交易节约发电成本1.7亿元。供热规模进一步提高，全资及控股发电企业全年累计用户侧供热量1531万吨，同比增长超过40%。加强煤炭采购管理，综合加权平均采购价格较CCI现货指数全年均值低约30元/吨。市场煤销售业务大幅增长，全年完成市场煤销售1500万吨。完成动力煤期货套期保值业务量264万吨，全年实现收益约7000万元。
深入推进成本领先行动，推进经营对标管理，积极降本增效。通过抢发电、提供热、降能耗、强管控等提质增效措施，度电综合成本在2016年下降1.01分的基础上再下降0.69分，增加利润近7.83亿元。
扎实推进煤种经济性适烧和掺烧，全年累计燃用进口经济适烧煤132万吨，产生经济效益约5500万元。坚持物资集约化采购，通过燃机生产物资联合仓储管理，直接降低库存约2000万元，减少物资采购约1000万元，煤机物资联储工作开始启动。完成凤凰山庄等僵尸企业股权退出和新疆分公司注销工作。强化全面预算管理，采取有效措施提升财务管理水平，财务费用较年度预算节约7600万元。积极争取税收优惠政策，成为省内首家锅炉等节能环保设备享受所得税抵免优惠的企业。
(二)安全生产夯基础全年未发生员工重伤以上人身事故和一般以上电力安全事故，未发生一般以上环境污染事件及被政府相关部门通报批评的环保事件。管理机组平均全口径异常停运次数0.49次/台年，同比下降0.08次/台年。
平均非计划停运次数0.26次/台年，同比下降0.12次/台年。平均等效可用系数93.19%,同比上升4.03个百分点。强迫停运率0.08%,同比下降0.03%。所属8家燃煤电厂、6家天然气电厂获得全省2017年度电力生产运行考核优秀，奖励额外计划发电量12.6亿千瓦时。嘉华3号、兰电1号和凤电4号3台机组荣获"全国火力发电可靠性金牌机组"称号。
大力推进绿色发展，燃煤机组提前半年全面完成超低排放改造，成为国内第一家实现清洁化生产的大型发电公司。二氧化硫、氮氧化物、烟尘排放总量分别为0.75万吨、1.48万吨、0.1万吨，分别同比减少22.9%、5.1%、33.3%。平均单位电量二氧化硫排放量59毫克/千瓦时、氮氧化物排放量118毫克/千瓦时、烟尘排放量8毫克/千瓦时，分别同比下降28.9%、12.6%、38.5%。二氧化硫、氮氧化物、烟尘排放达标率分别为100%、99.85%、99.99%。管理火电机组累计平均供电标准煤耗296.25克/千瓦时，同比下降0.58克/千瓦时。全面完成汽轮机通流改造工作，共15台60万、14台30万千瓦机组，增加发电容量118万千瓦，年节约标准煤50万吨以上。落实"劣V类水剿灭行动",开展废水综合治理，研究储备废水零排放技术。
环保工作受到中央环境保护督察组及浙江省迎接中央环境保护督察工作协调联络组的表扬。
(三)投资发展促转型
全年累计完成项目投资123.15亿元。收购宁夏"一控五参"电源项目股权，全部建成后将增加权益装机容量348.68万千瓦。参与投资巴西圣西芒水电站特许经营权项目和孟加拉吉大港燃煤电厂项目，实现海外投资零的突破。枣泉、滨海、阿克苏三个煤电项目6台机组相继投产，8个光伏项目建成并网发电，投资建设6个热源和热网项目，长兴能源互联网、象保区综合能源等一批综合能源服务项目落地，长广浙江片区、小洋山增量配网试点工作取得实质性进展，镇海电厂迁建工作有序推进，台二项目获得"国家优质工程金质奖"。深度布局核电领域，参股中核海洋核动力、中核行波堆、中核河北核电、三门高温堆等公司。
借助资本市场战略性投资入股中国核电（601985），成为其第二大流通股股东。成立能源服务公司，深化电力营销体系建设，积极开发培育用户市场。大力推进检修体制创新，对所属3家检修企业进行资源整合组建浙能工程公司。配合浙能集团完成79亿元可交换债券的非公开发行工作。
(四)党建工作强内力
坚定不移推进从严治党、永葆清正廉洁的政治本色。认真贯彻落实中央国有企业党建工作部署，切实把党建融入公司治理中，开展党建写入公司章程、重大事项党委前置讨论、权力清单修订、党建党风考核机制完善等工作。
强化党建引领，扎实推进基层党建工作，有效促进党建与企业发展的深度融合。
三、公司关于公司未来发展的讨论与分析
(一)行业格局和趋势
根据国家发改委、能源局发布的《电力发展"十三五"规划》，"十三五"是我国全面建成小康社会的决胜期，深化改革的攻坚期，也是电力工业加快转型发展的重要机遇期。在世界能格局深刻调整，我国电力供需总体宽松、环境资源约束不断加强的新时期，电力工业发展面临一系列新形势、新挑战。
1、供应宽松常态化。"十三五"期间，随着经济发展进入新常态，增长速度换挡，结构调整加快，发展动力转换，节能意识增强，全社会用电增速明显放缓。"十二五"期间开工建设的发电设备逐步投入运行，局部地区电力供过于求，设备利用小时数偏低，电力系统整体利用效率下降。我国电力供应将进入持续宽松的新阶段。
2、电源结构清洁化。大气污染防治力度加强，气候变化形势日益严峻，生态与环保刚性约束进一步趋紧。我国已向国际社会承诺2020年非化石能源消费比重达到15%左右，加快清洁能源的开发利用和化石能源的清洁化利用以经成为必然趋势。加快能源结构调整的步伐，向清洁低碳、安全高效转型升级迫在眉睫。
3、电力系统智能化。推进电力工业供给侧改革，客观上要求改善供应方式，提高供给效率，增强系统运行灵活性和智能化水平。风电、光伏发电大规模并网消纳，核电安全运行对电力系统灵活性和调节能力提出了新的要求。为全面增强电源与用户双向互动，提升电网互济能力，实现集中和分布式供应并举，传统能源和新能源发电协同，增强调峰能力建设，提升负荷侧响应水平，建设高效智能电力系统成为必然选择。
4、电力发展国际化。随着一带一路建设的逐步推进，全方位、多领域的电力对外开放格局更加明晰，电力产业国际化将成为一种趋势。电力企业"走出去"面临积累国际竞争经验，提高产品和服务多样化水平，电力行业标准与国际标准衔接，履行企业环境责任，完善金融保险配套服务等诸多挑战。电力国际化进程对我国与周边国家的电力互联互通和电力装备制造水平提出了新要求。
5、体制机制市场化。新一轮电力体制改革将改变电网企业的功能定位和盈利模式，促进电网投资、建设和运营向着更加理性化的方向发展。市场主体逐渐成熟，发电和售电侧引入市场竞争，形成主体多元、竞争有序的交易格局。新兴业态和商业模式创新不断涌现，市场在资源配置中的决定性作用开始发挥，市场化正在成为引领电力工业发展的新方向。
(二)公司发展战略
1、战略定位
成为电力核心产业具有相当竞争力，下游产业具有持续发展能力，要素组合更为合理、资源配置更为优化、管理体系更为健全，企业文化更为先进、具有较强核心竞争力的投资控股与产业经营并举的具有一定国内影响力的现代一流综合能源供应商和服务商。
2、发展思路
成本领先、节能优先、绿色低碳、创新驱动。依托管理创新和技术创新，挖潜增效，全面推进成本领先行动，加快人才梯队建设，提高企业核心竞争力；加快构建能源清洁、低碳、高效、可持续的现代能源体系，优先发展清洁煤电，加快发展核电、光伏发电等清洁能源，加快建立清洁能源产业优势；大力发展分步式能源等新型能源业态；加大资本运作力度，为促进全省能源结构优化和产业转型升级作出新贡献。
3、战略手段
着力推进本质安全。牢固树立安全生产的忧患意识和底线意识，继续坚持"以人为本、安全发展"的理念，深入贯彻"安全第一、预防为主、综合治理"的方针，健全"党政同责、一岗双责、齐抓共管"的安全生产责任体系和以安全责任制为核心的安全生产规章制度。坚持以问题为导向，既围绕安全抓安全，又超越安全抓安全，坚决杜绝发生对企业造成重大损失、对社会造成重大影响各类恶性事故，建设本质安全型企业，实现企业本质安全化。
着力推进成本领先。强化成本分析控制，深化成本对标管理，完善成本创先争优新机制，实现公司的精细化管理。
着力推进价值创新。要因时、因地制宜，全方位推进各项技术的新的研究与发展。加强发电、配售电及相关业务领域前沿、关键和核心技术的跟踪、研究、开发和应用。
着力推进管理提升。把人本管理和科学管理有机融于一体，以创建"学习型、智慧型、创新型"企业为抓手践行人本管理理念，以实现管理"系统化、文件化、标准化、精细化、信息化"为重点着力提升科学管理水平。
着力推进资本运作。要大力研究投资发展和深化资本运作，更好地发挥投融资功能。挖掘上市公司的平台价值，加大资本运作力度，改善资产组合结构，增加可控制的资源，提高资产运作效率，创造性地借力资本市场实现资产的保值增值和公司的做大做强。
(三)经营计划
1、主要经营目标：按照浙江省2018年度省内统调电厂发电量计划及新疆、宁夏等两地发电量计划，预计2018年公司全资及控股发电企业完成发电量1262.11亿千瓦时(含光伏电量),上网电量1188.46亿千瓦时。以2018年初电价作为2018年预算编制基础，预计全年营业收入543.69亿元，其中发电收入432.87亿元，营业总成本511.21亿元，利润总额50.48亿元，归属于母公司所有者的净利润36.39亿元。
2、重点工作计划
(1)进一步突出本质安全，从夯实基础上求突破。具体措施：强化本质安全建设，切实提高设备可靠性，有效推进生产技术创新，提升环保规范管理水平。
(2)进一步突出成本领先，从提质增效上求突破。
具体措施：推进成本控制常态化，推进经营对标精细化，推进财务管控科学化。
(3)进一步突出转型升级，从结构调整上求突破
具体措施：推动能源结构调整，全力抓好项目建设，加快资本运作步伐。
(4)进一步突出竞争意识，从市场开拓上求突破。
具体措施：提高市场竞争能力，强化综合能源服务，加快市场平台建设。
(5)进一步突出依法治企，从规范管理上求突破。
具体措施：全力推进企业管理提升，深化内控审计监督作用，强化法律风险防控工作。
(6)进一步突出人才强企，从队伍建设上求突破
具体措施：加强人才队伍建设，推动人力资源优化改革，推进薪酬绩效改革，提高教育培训实效。
(7)进一步突出从严治党，从特色党建上求突破
具体措施：提升党建工作活力，推进党风廉政建设，强化和谐企业建设。
上述经营计划不构成公司对投资者的业绩承诺，投资者应对此保持足够的风险意识，并且应当理解经营计划与业绩承诺之间的差异。
(四)可能面对的风险
1、宏观经济下行压力和用电需求下降的风险发电企业经营状况与经济周期的相关性较高，经济下行周期将直接引起全社会用电需求的减少，进而
降低发电机组平均利用小时，对发电企业的盈利产生不利影响。
2、产能过剩的风险
中国经济发展进入新常态，结构调整加快，用电量的增速明显放缓，电力产能过剩的矛盾显现。产能过剩容易引发发电企业之间的过度竞争，从而影响发电企业的盈利。
3、电力市场竞争及电价调整的风险政府价格主管部门调整上网标杆电价以及随着电力体制改革的深入，电力直接交易扩大，电力市场竞争加剧，发电企业的经营压力加大。
4、环境资源约束的风险我国面临的资源和环境约束日益加大，大力推进节能减排，促进绿色低碳发展，使得发电企业的环保
成本上涨压力不断增加。
5、原材料价格波动的风险
煤炭成本在燃煤发电企业的发电成本中占有较大比重。随着煤炭行业供给侧改革的不断推进，煤炭价格高位运行将对燃煤发电企业的盈利能力产生不利影响。
四、报告期内核心竞争力分析公司为浙江省规模最大的火力发电企业，管理及控股装机容量约占省统调装机容量的一半左右，位居全国地方性发电企业前列。公司管理规范，经营稳健，资金实力较为雄厚，资产负债率保持在较低水平。
公司深度布局核电领域，参股了一批优质的核电企业。包括核电秦山联营有限公司20%的股权、秦山第三核电有限公司10%的股权、三门核电有限公司20%的股权、中核辽宁核电有限公司10%的股权、秦山核电有限公司28%的股权、国核浙能核能有限公司50%的股权、浙江三门高温堆电站有限公司49%的股权、中核海洋核动力发展有限公司9%的股权、中核行波堆科技投资(天津)有限公司10%的股权以及中核河北核电有限公司10%的股权。此外，公司还投资入股中国核能电力股份有限公司(简称"中国核电"),截至本报告期末，公司为中国核电第二大流通股东。
公司管理团队拥有丰富的行业管理经验。2017年嘉华3号、兰电1号和凤电4号3台机组荣获"全国火力发电可靠性金牌机组"称号，台二项目获得"国家优质工程金质奖"。
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