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來源 | 北極星電力網

2017年8月底，各電力上市公司陸續公布2017年中期報告，面對嚴峻的宏觀經濟困局，電力上市公司在今年上半年成績如何呢?

2017年上半年，受電煤價格大幅上漲影響，發電企業燃料成本大幅上升，導致發電業務出現較大虧損。五大發電集團中營業收入最多的是華能國際，上半年營業收入為714.34億元，同比增加11.36%；營業收入最少的是國家電投旗下的中國電力，其營業收入為91.44億元，同比下降9.83%。凈利潤下降最多的企業是華電國際，上半年歸屬上市股東凈利潤為虧損2.12億元，同比下降約108.04%。大唐發電凈利潤下降最少，上半年歸屬上市股東凈利潤為10.81億元，同比下降36.19%。

值得一提的是，作為唯一一家集煤炭、發電、鐵路、港口、航運、煤化工一體化的獨特經營方式和盈利模式的企業，中國神華成為上半年最大的“贏家”。上半年，中國神華實現營業收入1205.18億元，同比增加53.1%;利潤總額358.09億元，同比增加94.4%;歸屬上市公司股東的凈利潤243.15億元，同比增加147.4%。

下面來看五大發電及神華集團旗下典型的發電上市公司上半年經營情況：

1、營業收入 

2、歸屬上市股東凈利潤

3、營業成本

4、總資產

5、利潤總額

6、基本每股收益

7、發電量

8、裝機容量

華能國際：

截至2017年6月30日，公司可控發電裝機容量達到101,698兆瓦。境內電廠上半年發電量1,866.85億千瓦時，居國內行業可比公司第一。公司火電機組中，超過50%是60萬千瓦以上的大型機組，包括14臺已投產的世界最先進的百萬千瓦等級的超超臨界機組，投產國內最高參數的66萬千瓦高效超超臨界燃煤機組和國內首座超超臨界二次再熱燃煤發電機組，天然氣發電裝機容量超過8,700兆瓦，風電裝機容量超過3,800兆瓦，海上風電已投產超過100兆瓦，清潔能源比例不斷提高。

華電國際：

截至2017年6月30日，華電國際已投入運行的控股發電廠共計61家，控股裝機容量為48,498.9兆瓦，其中燃煤發電機組控股裝機容量為38,540兆瓦，燃氣發電控股裝機容量為4,426.5兆瓦，水電、風電、太陽能發電等可再生能源發電控股裝機容量共計5,532.4兆瓦。

國電電力：

截至2017年6月30日，控股裝機容量5245.94萬千瓦，其中：火電裝機3374.75萬千瓦;水電裝機1314.68萬千瓦;風電裝機535.31萬千瓦;太陽能裝機21.2萬千瓦。公司60萬千瓦及以上煤電機組占全部煤電裝機的59.44%，超臨界煤電機組占全部煤電裝機的56.48%，清潔可再生能源裝機占全部裝機的35.67%。

2017年上半年，國電電力新增發電裝機容量157.79萬千瓦。其中水電新增裝機85萬千瓦，分別是猴子巖4號機組42.5萬千瓦、猴子巖3號機組42.5萬千瓦;風電新增裝機72.79萬千瓦，分別是新疆新能源三塘湖二期4.95萬千瓦、山西新能源寶塔山4.8萬千瓦、云南新能源昆明風擺山3萬千瓦、河北新能源五福堂15萬千瓦、新疆景峽40.05萬千瓦、湖南新能源風雨殿(二期)寨子背4.99萬千瓦。

大唐發電：

截至2017年6月30日，公司管理裝機容量約47,092.175兆瓦。其中，火電煤機33,600兆瓦，約占71.35%;火電燃機2,890.8兆瓦，約占6.14%;水電8,091.275兆瓦，約占17.18%;風電2,190.1兆瓦，約占4.65%;光伏發電320兆瓦，約占0.68%。上半年，大唐發電核準項目共計406.7兆瓦，其中風電項目400兆瓦，光伏項目6.7兆瓦。

中國電力：

截至2017年6月30日，集團發電廠的權益裝機容量達到16,843.8兆瓦，同比增加約 351.8兆瓦。其中，燃煤火力發電的權益裝機容量為12,633.6兆瓦，占權益裝機容量總額約75%，而清潔能源包括水電、風電、光伏發電及天然氣發電的權益裝機容量合共為 4,210.2兆瓦，占權益裝機容量總額約25%，較上年同期上升1.60個百分點。集團現有的天然氣發電權益裝機容量全部來自上海電力。

中國神華：

截至2017年6月30日，集團發電總裝機容量達到56,408兆瓦，占全社會6,000千瓦及以上電廠發電設備總裝機容量162,907萬千瓦的3.5%。其中，燃煤發電機組總裝機容量54,537兆瓦，占集團總裝機容量的96.7%。

其他經營情況

【華能國際】

一、節能環保指標保持領先

公司在環保和發電效率方面都處于行業領先地位，平均煤耗、廠用電率、水耗等技術指標均達到世界領先水平。截至2017年6月30日，公司超低排放機組數量達到174臺，容量占比超過80%。

二、電廠的戰略布局

截至2017年6月30日，公司在中國境內的電廠分布在二十五個省、市和自治區，主要位于沿海沿江地區、煤炭資源豐富地區或電力負荷中心區域。這些區域運輸便利，有利于多渠道采購煤炭、穩定煤炭供給以及降低采購成本。此外，公司在新加坡全資擁有一家運營電力公司。

三、可能面對的風險

1、煤炭市場風險：

2017年，受煤炭去產能政策持續影響，煤炭供應將進一步向先進產能集中，行業的集中度會明顯提高，煤炭企業話語權和議價能力增強，煤炭供應格局的變化更加明顯，加上進口煤受政策、匯率、市場等多方面因素影響，不確定性有所加大，給公司燃料成本的控制帶來一定程度的風險。但隨著政府加快優質產能釋放，預計全年可凈增加有效產能約2億噸，2017年下半年煤炭供應及價格將逐步回歸理性。公司將密切跟蹤政策及國內外煤炭市場的變化，加強與有競爭力的大礦的合作，不斷開辟新的采購渠道，開展現貨的招標采購，加強燃料精細化管理，努力控制燃料成本。

2、電力市場風險：

由于電力體制改革全面推進、全面深化和全面加快，發用電計劃放開力度將進一步加大，市場交易更加活躍，市場競爭形勢更加激烈。公司將進一步落實國家各項政策，增發搶發電量;深入研究市場供需形勢，深挖機組節能環保、網絡約束等差異化競爭優勢，積極主動參與電改，分享電力改革紅利;加強營銷管理，進一步適應形勢，嚴控電力市場風險。

3、電價風險：

隨著電力交易規模進一步擴大，以及逐步放開發電量計劃，預計今后一段時期低價交易電量將大幅度增長，公司平均結算電價存在下滑的風險。公司將密切跟蹤國家政策和電力市場改革進展，加強與國家和地方政府價格主管部門的溝通，積極呼吁繼續完善煤電聯動機制，積極配合政府建立合理、公平、規范的市場環境;積極加強新機與各項環保電價的落實，盡快建立大用戶直供價格調整機制，多措并舉，全力防控電價風險。

4、環保政策風險：

2017年國家實施排污許可證制度，對發電廠大氣及廢水污染物排放提出更高標準要求，電廠必須對廢水處理設施的進行改造升級和加強運行維護管理，保證廢水處理達到相關要求。各電廠必須嚴格按照排污許可證要求，按照大氣和廢水排放標準和排放量合法排污，否則將承擔違法責任。電力生產的環保標準更加完善，執行力度不斷提高。公司積極響應國家號召，大力推進以燃煤機組超低排放為中心的環保改造工作，截止2017年6月30日，已有80%的燃煤機組達到了超低排放標準。

5、利率風險

公司計息債務以人民幣債務為主，人民幣貸款利率的變化將直接影響公司的債務成本。2017年下半年，人民銀行貨幣政策將延續之前的穩健中性，債務成本依然面臨上漲壓力;美元債務方面，市場預期美元加息可能較大，對公司美元債務成本有一定影響，但由于美元貸款占比較小，預計對整體公司債務成本不會有重大不利影響;新加坡方面，預計SOR利率水平將受美元貸款利率上升和新元匯率波動影響，給大士公司控制融資成本帶來不確定性。

公司將密切關注市場變化，合理安排融資，并積極探索新的融資方式，在保證資金需求的前提下，努力控制融資成本，并通過人民幣貸款置換及利率掉期等方式努力控制外幣利率風險。

【華電國際】

一、主要業務及經營模式

華電國際是中國最大型的綜合性能源公司之一，其主要業務為建設、經營發電廠，包括大型高效的燃煤燃氣發電機組及多項可再生能源項目。本公司發電資產遍布全國十四個省、市、自治區，主要處于電力、熱力負荷中心或煤炭資源豐富區域。

二、經營情況

截至2017年6月30日，華電國際已投入運行的控股發電廠共計61家，控股裝機容量為48,498.9兆瓦，其中燃煤發電機組控股裝機容量為38,540兆瓦，燃氣發電控股裝機容量為4,426.5兆瓦，水電、風電、太陽能發電等可再生能源發電控股裝機容量共計5,532.4兆瓦。

截至2017年6月底，華電國際的火力發電機組中，90%以上是300兆瓦及以上的大容量、高效率、環境友好型機組，其中600兆瓦及以上的裝機比例約占50%，遠高于全國平均水平。截至6月30日，已有82.5%的燃煤發電機組已完成超低排放改造。絕大多數300兆瓦及以下的機組都經過了供熱改造，供熱能力明顯提升，為參與后續市場競爭奠定了先發優勢。華電國際的火電機組性能優良，單位能耗較低，在節能發電調度中持續保持較高的相對競爭力，并在行業中始終保持領先水平。

按照中國會計準則財務報告合并口徑計算的2017年上半年累計發電量為885.74億千瓦時，比2016年同期增長約2.33%;上網電量為828.32億千瓦時，比2016年同期增長約2.29%。發電量及上網電量同比增長的主要原因是本公司新建機組投產的電量貢獻。報告期內，本公司發電機組的平均利用小時為1,862小時，其中燃煤發電機組的利用小時為2,095小時;供電煤耗為298.65克/千瓦時，顯著低于全國平均水平。

2017年上半年利潤出現虧損的主要原因是燃煤價格大幅上漲的影響。

三、2017年上半年主營業務分析

公司實現營業總收入約為人民幣366.48億元，同比增加約23.99%，主要原因是售煤收入增加的影響。

公司營業成本約為人民幣334.21億元，同比增加約55.72%，主要原因是燃料成本、煤炭銷售成本大幅增加的影響。

公司燃料成本約為人民幣185.30億元，同比增加約65.91%，主要原因是煤炭采購價格大幅上漲的影響。

公司煤炭銷售成本約為人民幣58.45億元，同比增加約755.71%，主要原因是煤炭貿易量增加及采購價格大幅升高的影響。

公司折舊與攤銷費用約為人民幣51.22億元，同比增加約1.32%，主要原因是新機組投產及技改項目轉資的影響。

公司職工薪酬約為人民幣21.04億元，同比減少約10.45%，主要原因是控制了部分單位薪酬支出的影響。

公司維護、保養及檢查費用約為人民幣12.28億元，同比減少約29.67%，主要原因是優化機組檢修時間及加大費用控制力度的影響。

公司其他生產費用約為人民幣5.20億元，同比增加約31.21%，主要原因是供熱市場拓展后購熱費增加的影響。

公司稅金及附加約為人民幣4.56億元，同比增加約10.79%，主要原因是根據財政部有關規定，房產稅等由管理費用調整至稅金及附加科目核算的影響。

公司管理費用約為人民幣7.51億元，同比減少約18.31%，主要原因是根據財政部有關規定房產稅等由管理費用調整至稅金及附加科目核算，以及加大費用控制力度的影響。

公司所得稅費用約為人民幣1.86億元，同比減少約84.13%，主要原因是公司利潤下降的影響。

公司歸屬于母公司股東的凈虧損約為人民幣2.12億元，同比減少約108.04%，主要原因是煤炭采購價格大幅上漲的影響。

公司經營活動產生的現金凈流入額約為人民幣59.72億元，同比減少約49.19%，主要原因是煤炭采購價格大幅上漲的影響。

公司投資活動產生的現金凈流出額約為人民幣66.77億元，同比增加了約4.77%主要原因是對參股單位注資的影響。

公司籌資活動產生的現金凈流入額約為人民幣6.49億元，上年同期的現金凈流出額約為61.87億元，主要原因是借款增加、分紅減少的影響。

四、可能面對的風險

1、電力市場情況

預計2017年全國新增裝機將高于電量需求增速，產能過剩問題將更加突出。隨著電力體制改革的推進，市場交易規模進一步擴大，交易方式更加豐富，市場競爭有更趨激烈的風險。同時，國家要求自7月1日起合理調整電價結構，進一步降低用能成本，減輕燃煤發電企業負擔。本公司將積極參與電力體制改革、超前研究電力市場供需、加強市場營銷管理，通過與政府相關部門溝通，呼吁進一步完善煤電聯動機制，多措并舉，全力控制電力市場風險。

2、煤炭市場情況

煤炭去產能深入推進，政府推進優質產能釋放，與環保和安全約束等共同作用，煤炭產量釋放相對平穩，而電煤消費增速也趨緩，煤炭市場供需整體平衡，煤炭價格高位運行的壓力將得到部分緩解。本公司將時刻關注境內外煤炭市場的供需變化，加大集約化采購力度，適時調整電煤采購策略，不斷優化煤炭采購渠道，加強摻配摻燒等精細化管理力度，努力控制燃料采購成本。

3、資金市場情況

我國政府實施積極有效的財政政策和穩健中性的貨幣政策，貨幣政策更加尋求“穩定”的訊號，將在寬松和從緊中尋求平衡，這意味著公司資金來源可能趨緊。公司將密切關注資金市場變化并努力擴寬新的融資渠道，在保證資金需求的前提下嚴格控制資金成本，降低公司的資產負債率，防范債務風險。

【國電電力】

一、主要業務及經營模式

公司是控股股東中國國電旗下的全國性電力上市公司，是中國國電在資本市場的直接融資窗口和實施整體改制的平臺。近年來，國電電力始終堅持科學發展，突出質量效益，做強做優主業，推動轉型升級，公司電源結構和布局得到持續優化。公司目前擁有直屬及控股企業63家，參股企業21家，籌建處10家。截至2017年6月30日，公司控股裝機容量5245.94萬千瓦，其中新能源和清潔可再生能源裝機占總裝機容量的35.67%。

報告期內，公司主營業務范圍未發生重大變化。

二、經營情況

1、利用小時情況

截至2017年6月30日，完成利用小時1836小時，高于全國平均水平46小時，其中：火電完成2154小時，水電完成1341小時，風電完成1079小時，光伏完成749小時。

2、發展情況

2017年上半年，公司注重發展質量效益，加強結構和布局優化，推動優質風電開發。上半年核準電源項目24.65萬千瓦，分別是遼寧黑山景家4.95萬千瓦、山西壽陽松塔9.8萬千瓦、河北尚義大青山9.9萬千瓦。加快推進優質風電項目開發進度，上半年已列入2017年風電開發建設方案項目容量63.5萬千瓦。公司搶抓政策機遇，發揮高效清潔火電技術和管理優勢，大力拓展“一帶一路”周邊和沿線國家項目合作開發渠道，有關項目前期開發工作正在積極穩妥推進中。

2017年，公司不斷提升工程管理水平，有邯鄲東郊、朝陽熱電、寧夏方家莊等6個在建火電項目，容量共計624萬千瓦;大興川水電、大渡河沙坪二級、猴子巖、雙江口4個在建水電項目，容量共計409.65萬千瓦。

3、燃料管理

公司持續優化來煤結構，科學購煤、儲煤、配煤摻燒，千方百計控制公司煤炭采購價格。報告期內，公司入爐標煤單價完成567.18元/噸，同比升高215.17元/噸;上半年累計摻燒經濟煤種1367.3萬噸，節約成本4.91億元。報告期內，智能化創新不斷完善，系統消缺和投運率良好。

4、節能環保

公司加快推進清潔能源發展戰略，推進能源綠色發展，著力推動科技創新，持續加大環保投入力度，切實提高企業核心競爭力。截止報告期末，公司未發生環境污染事件，所有燃煤發電機組均已完成達標排放改造工作，處于行業領先水平。公司積極實施燃煤機組“超低排放”改造，截止2017年6月底，公司已完成35臺機組的超低排放改造，完成改造的裝機容量為1969.5萬千瓦，占公司總裝機容量的58.36%。公司穩步推動產業升級，持續開展機組整體運行優化，主要技術指標持續改善，公司15臺火電機組在國火電600MW及以上大機組能效對標競賽中獲獎，安全生產、清潔能源發電等技術處于國內領先水平。2017年上半年，燃煤發電機組平均供電煤耗為297.81克/千瓦時，較去年同期下降0.04克/千瓦時。

三、可能面對的風險

1、利用小時和電價方面：受電力供求關系的影響，發電設備平均利用小時會有所波動，公司近三年半年度全資及控股發電企業利用小時分別為1944小時、1843小時和1836小時。隨著電力體制改革的不斷深入和電力供需矛盾的影響，市場交易電量規模日趨擴大，公司未來的發電設備平均利用小時、電價存在波動風險，進而對公司盈利能力產生一定影響。

2、新能源方面：國家能源局下發《(國能新能[2017]52號)2017年度風電投資監測預警結果的通知》將內蒙古、黑龍江、吉林、寧夏、甘肅、新疆(含兵團)等省(區)為風電開發建設紅色預警區域。上述區域風電裝機總量較高，占比較大、就地消納較差、外送還有很多問題，短時間內很難扭轉限電嚴重局面。公司上述區域的風電裝機占風電總裝機比例48%，2017年上半年同比雖有所好轉，但受區域、電網結構等諸多因素，風電生產經營壓力仍然很大。

3、環保方面：國家環保政策持續加碼，年初環保部正式印發了《排污許可證管理暫行規定》、《關于開展火電、造紙行業和京津冀試點城市高架源排污許可證管理工作的通知》，要求在規定時間內所有火電單位必須取得排污許可證。4月份，環保部發布了《“十三五”全國危險廢物規范化管理督查考核工作方案》，旨在通過國家、省、市三級督查考核，提升危險廢物規范化管理水平，對危廢處置的要求進一步提高。上半年環保部連續開展環保督察，首先對京津冀地區“2+26”城市開展為期一年的督察，后續又開展了8個省市的督察，下半年將繼續開展，持續保持高壓態勢。全國碳排放權交易市場將于下半年啟動，碳減排的剛性約束逐步逼近，對產業升級提出了更高要求。“十三五”期間，國家在當前節能環保改造基礎上，規劃對“三北”地區2.2億千瓦煤電機組實施靈活性改造，未來企業改造任務十分繁重，資金壓力巨大，火電企業將面臨競爭力下降的風險。

4、火電政策方面：電力產能過剩問題日益凸顯，國家加強對火電發展的限制，先后出臺了“三個一批”、風險預警、淘汰落后產能等煤電發展政策，提出“十三五”期間將取消和推遲煤電建設項目1.5億千瓦以上，公司重點煤電項目發展受到一定影響。

5、煤價方面：火力發電的主要燃料為煤炭，燃煤成本在公司營業成本中的比重較高，因此燃煤價格的波動對于公司的經營業績影響較大。預計下半年煤炭“去產能”政策將持續開展，且減產剛性影響大于往年，安全、環保、公路治超、鐵路運力緊張，以及重大政治活動和慶典成為影響供求價格波動的重點催化事件。國家煤價調控政策有所轉變，由去年下半年的控制煤價過快上漲，轉為5月份的價格維穩，繼續大幅降價的可能性很小，年初預測的500元/噸的市場低點預期難以實現。國家正在研究和實施新一輪進口煤限制措施，鼓勵燃用國內煤的導向十分明顯，顯著弱化了進口煤平抑國內高煤價的控價效果。

6、利率方面：公司所屬的電力行業是資本密集型行業，新建項目資本金以外部分投資資金主要通過貸款等方式獲取。目前全球央行對于貨幣政策的表態均顯鷹派或傾向于緊縮，未來國內貨幣政策不具備轉向寬松的條件。貨幣政策維持中性使得市場利率存在高位運行的可能性，進而影響公司財務費用。

【大唐發電】

一、主營業務及經營模式

1、業務范圍：建設、經營電廠，銷售電力、熱力;電力設備的檢修調試;電力技術服務等。

2、經營模式：公司主要經營以火電為主的發電業務及水電、風電和其他能源發電業務，并涉及煤炭、交通、循環經濟等領域。

3、電源布局及發展優勢

本公司是中華人民共和國(中國)最大的獨立發電公司之一，公司及子公司投產或在建的發電業務主要分布于全國18個省、市、自治區，京津冀、東南沿海區域是公司火電裝機最為集中的區域，水電項目大多位于西南地區，風電、光伏廣布全國資源富集區域。

報告期內，公司核準項目共計406.7兆瓦，其中風電項目400兆瓦，光伏項目6.7兆瓦。具體包括：

風電項目：江西全南烏梅山風電項目(100兆瓦)，內蒙古鑲黃旗特高壓外送風電項目(150兆瓦)，內蒙古蘇尼特左旗特高壓外送風電項目(150兆瓦)。

光伏項目：海南富力海洋歡樂世界6.7兆瓦分布式光伏項目。

報告期內，多個電源項目建成投產，共計2,756.5兆瓦，其中火電項目660兆瓦，水電項目1,950兆瓦，風電項目126.5兆瓦，光伏項目20兆瓦，具體包括：

火電項目：內蒙古大唐國際托克托第二發電有限責任公司10號機組(660兆瓦)。

水電項目：四川大唐國際甘孜水電開發有限公司長河壩2號、3號、4號機組(3*650兆瓦)。

風電項目：江西大唐國際新能源有限公司獅頭山風電1期(32.5兆瓦)、亂羅嶂風電1期(66兆瓦)，浙江大唐國際新能源有限公司平湖風電1期(28兆瓦)。

光伏項目：青海大唐國際新能源有限公司格爾木光伏4期(10兆瓦)、5期(10兆瓦)。

2017年2月25日，內蒙古大唐國際托克托發電廠五期工程10號機組順利通過168小時試運行。至此，托克托發電廠五期擴建工程兩臺66萬千瓦機組全部投產，托克托發電廠總裝機達672萬千瓦，成為世界在役最大火電廠。托克托發電廠是向首都北京供電的最大發電企業,對促進北京的經濟發展和社會進步、改善北京地區大氣環境質量發揮了重要作用，2017年將完成全部機組超低排放改造。

二、主要控股參股公司分析

三、可能面對的風險

1、市場風險。截至6月底，全國6000千瓦及以上電廠裝機容量16.3億千瓦，預計2017年底發電裝機容量達到17.5億千瓦左右，其中非化石能源發電裝機比重進一步提高至38%左右;全國電力供應能力總體富余、部分地區相對過剩。加之，可再生能源發電和分布式能源系統發電在電力供應中的比例增加，光伏企業并網容量增多，火電設備利用小時進一步降至4000小時左右，電煤價格繼續高位運行，部分省份電力用戶直接交易降價幅度較大且交易規模繼續擴大，煤電企業效益將進一步被壓縮。同時，受國家節能減排力度逐年加大，高耗能產業用電量減少，新增機組投產等因素，企業生產經營繼續面臨嚴峻困難與挑戰。

應對措施：公司各級責任主體，針對目前生產經營形勢及電力市場化進程的不斷深入，主動作為，把搶發電量工作貫穿全年，自年初開始，就對搶發電量工作提前發力，爭在先、搶在先，確保發電量完成全年既定指標。一是加強與政府相關部門及電網公司的溝通協調，爭取年度計劃電量，確保各區域計劃電量超容量占比。二是仔細研判政策，緊盯市場，繼續加強大用戶協調、走訪工作，培養優質客戶，加大市場電量爭取力度。三是加強設備管理，確保設備可用率，為搶發電量提供保障。四是加強燃料供應，為提升電量做好燃料保障。

2、價格風險。受國家煤炭供給側改革繼續實施、嚴格安全環保治理影響，公司預計2017年煤炭供需將總體呈現平衡偏緊格局，但預計在國家精準調控的情況下價格保持在合理區間內波動是大概率事件。

應對措施：公司將繼續加大燃料市場研究力度，以電煤采購結構優化調整為重點，加強與供煤企業協商談判，注重開展精細化調運，建立科學合理的定價機制;因地制宜地推行配煤摻燒工作，有效管控燃料成本。

【中國電力】

一、公司業務回顧

中國電力主要在中國內地從事發電及售電，包括投資、開發、經營及管理火力、水力、風力及光伏發電廠，其業務分布于中國各大電網區域。

2017年上半年，集團總售電量為29,639,547兆瓦時，較上年同期下降8.94%，而本公司股東應占利潤為人民幣425,138,000元，較上年同期減少77.93%。每股基本盈利為人民幣0.06元，較上年同期減少76.92%。于2017年6月30日，每股資產凈值(不包括非控股股東權益)為人民幣3.60元。

2017年上半年，集團總售電量較上年同期下降8.94%。火電方面，集團于上半年內安排多臺大容量火電機組停機進行超低排放改造和例行檢修，火電售電量同比下降 2.95%。水電方面，因上年同期集團水電廠所在流域水流量異常豐沛，與上年同期高基數比較，上半年售電量同比下降23.28%。但若與過去歷史同期平均水平記錄比較，上半年水電總售電量則屬合理范圍內。而在集團大力推動清潔能源發展下，風電及光伏發電售電量分別同比大幅增長106.54%及559.10%。

二、經營情況

供電煤耗

2017年上半年，集團供電煤耗率為303.03克╱千瓦時，較上年同期上升0.12克╱千瓦時，主要由于多臺火電機組在回顧期內停機進行超低排放改造，減少了發電量，以及新增環保設備增加廠用電，輕微影響供電煤耗。集團近年已有多臺大容量、高參數的環保發電機組投產，在節能減排方面已得到實際成效，而這亦有利維持供電煤耗率處于低水平。

發電機組利用小時

2017年上半年，集團火力發電機組平均利用小時為1,745小時，較上年同期下降49 小時。在中國政府為控制煤電發展步伐而推出的一系列政策措施下，全國煤電新增裝機規模增速同比下降，集團火力發電機組平均利用小時降速亦有所緩和。水力發電機組平均利用小時為1,917小時，較上年同期下降597小時，主要受上年同期基數偏高所影響。風力發電機組平均利用小時為936小時，較上年同期上升105小時。

節能減排

集團一直以企業可持續發展的角度對環境保護給予高度重視，全力推動節能減排，認真履行社會責任，積極應對全球氣候變化。

積極回應中國政府頒佈的《煤電節能減排升級與改造行動計劃(2014–2020年)》政策，繼續加強其火電機組的環保治理，積極開展機組超低排放改造工程，採用國內先進成熟技術，進行超低排放改造，有效控制污染物排放量。截至2017年6月30日，集團已合共完成16臺火電機組超低排放改造工程。對于余下的火電機組，亦會加快實施超低排放項目的工作。

2017年上半年，集團旗下火電機組脫硫裝置投運率為100%(2016年：100%)，而脫硫效率為97.94%(2016年：96.39%);脫硝裝置投運率達99.95%(2016年： 99.90%)，而脫硝效率達到92.05%(2016年：83.37%)。

上半年，火電機組環保指標得到進一步改善：

二氧化硫排放績效為0.077克╱千瓦時，較上年同期降低0.085克╱千瓦時;氮氧化物排放績效為0.110克╱千瓦時，較上年同期降低0.084克╱千瓦時;煙塵排放績效為0.016克╱千瓦時，較上年同期降低0.023克╱千瓦時。

【中國神華】

一、公司業務概要

中國神華能源股份有限公司于2004年11月在北京成立，由神華集團公司獨家發起。中國神華分別于2005年6月、2007年10月在香港聯交所及上海證交所上市。

集團的主營業務是煤炭、電力的生產和銷售，鐵路、港口和船舶運輸，煤制烯烴等業務。煤炭、發電、鐵路、港口、航運、煤化工一體化經營模式是集團的獨特經營方式和盈利模式。集團的發展戰略目標是“建設世界一流的清潔能源供應商”。

二、經營情況

2017年上半年，煤炭市場供需基本平衡，價格高位波動。中國神華緊跟市場，抓住煤炭、電力行業的有利時機，精心組織煤源，加強一體化運營，強化市場營銷，優化成本管控，在穩定市場中積極作為，實現煤炭、電力、運輸業務量的協同增加，上半年經營業績大幅增長。

發電分部經營情況

(1)生產經營

2017年上半年，受全社會用電需求增長、水電發電量下降的影響，火電設備發電量有所增加。集團利用有利時機，加大機組管理和市場營銷力度，積極參與電力市場化交易，上半年實現發電量122.05十億千瓦時(2016年上半年：111.01十億千瓦時)，同比增長9.9%;實現總售電量114.43十億千瓦時(2016年上半年：103.90十億千瓦時)，同比增長10.1%，占同期全社會用電量2,950.8十億千瓦時1的3.9%。

集團積極應對電力體制改革，逐步建立和完善營銷制度，交易電量特別是向用戶直供電量持續大幅增長。2017年上半年，集團直供電銷售量約26十億千瓦時，同比增長約73%，占總售電量的比例上升約9個百分點。

(2)電量及電價

①按電源種類

②按經營地區

(3)裝機容量

本報告期末，集團發電總裝機容量達到56,408兆瓦，占全社會6,000千瓦及以上電廠發電設備總裝機容量162,907萬千瓦1的3.5%。其中，燃煤發電機組總裝機容量54,537兆瓦，占集團總裝機容量的96.7%。

(4)發電設備利用率

2017年上半年，集團燃煤機組平均利用小時數為2,185小時，較去年同期的2,060小時增加125小時，比全國燃煤機組平均利用小時數2,040小時1高145小時。發電效率持續改善，平均發電廠用電率同比下降0.22個百分點。截至報告期末，集團循環流化床機組裝機容量6,484兆瓦，占集團燃煤機組裝機容量的11.9%

(5)環境保護

本報告期內，集團繼續推動煤電清潔發展，實施燃煤機組“超低排放”改造，共完成5臺、3,100兆瓦燃煤機組“超低排放”改造。截至報告期末，集團累計完成新建或改造71臺、39,870兆瓦“超低排放”燃煤機組，占集團燃煤發電裝機容量的73.1%，“超低排放”燃煤機組裝機容量占比繼續保持行業領先水平。

上半年集團燃煤發電機組平均售電標準煤耗為311克/千瓦時，較去年同期的314克/千瓦時下降3克/千瓦時。

按照國務院辦公廳印發的《控制污染物排放許可制實施方案》規定要求，集團所屬全部火力發電廠均已獲得各地環保部門發放的排污許可證。

(6)資本性支出

2017年上半年，集團發電分部完成資本開支63.82億元，主要用于國華印尼爪哇7號煤電項目(2×1,000MW)、神華國華寧東發電廠二期擴建工程(2×660MW)、神華國華江西九江煤炭儲備(中轉)發電一體化新建工程(2×1,000MW)等。

三、可能面對的風險

本公司已建立閉環的風險管理體系：每年年初進行風險辨識，評估出主要風險，通過重大風險季度監控、專項檢查、內部審計等方式進行日常監控，年末對主要風險管控情況進行評價，促進改善決策流程，完善內控制度，不斷提升風險管理水平。本公司董事會及審計委員會認為該機制能夠評價公司風險管理運行的有效性。

請投資者注意：本公司已評估出主要風險，并采取應對措施，但受各種因素限制，不能絕對保證消除所有不利影響。本公司面對的主要風險有宏觀經濟波動風險、市場競爭風險、產業政策變動風險、成本上升風險、環境保護風險、煤礦生產安全風險、一體化運營風險、國際化經營風險、自然災害風險。

國家繼續加大供給側結構性改革，積極推動煤炭行業化解過剩產能。環境約束要求控制煤炭消費，工業結構調整也將減少能源消耗。隨著電力體制改革快速推進，計劃電量逐步放開，發電市場競爭不斷加劇。

本集團將進一步加強對相關行業發展趨勢研究，優化產業結構，實施清潔能源戰略，持續提升發展質量。

(1)市場與銷售方面，提高煤炭市場預判的精準度，均衡安排銷售;全面開展和加強電力業務提質增效工作;煤化品銷售結合現有的電子交易模式，進一步定位網絡銷售模式下的目標市場，增加客戶粘度，提升產品抗市場風險能力。

(2)環境保護方面，推進風險預控體系建設，開展安全環保管理審計，從源頭防范環境保護風險。貫徹落實《京津冀大氣污染防治強化措施(2016-2017)》要求，打造煤電超低排放品牌。

(3)國際化經營方面，本集團積極響應國家 “一帶一路”倡議，不斷拓寬對外合作領域，加強境外項目投資決策前信息的分析研究工作，做好境外項目資源評價、項目評估，確保經濟可行性;加強復合型人才的培育和引進，為“走出去” 提供有力保障。本公司存在以日元和美元計價的中長期債務及浮動利率的境外項目美元貸款，為有效防范外幣債務匯率及利率風險，本公司已制定金融衍生工具業務 2017 年度方案，根據市場情況和實際需求開展衍生工具交易業務。

(4)應對自然災害方面，本集團將進一步加強重大自然災害的預警，制定應急預案，配置必要資源并抓好相關應急演練工作，確保將自然災害的影響降到最低。

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