国家能源局综合司发布关于进一步规范电力市场交易行为有关事项的通知。 通知提出，各经营主体要进一步规范市场报价行为，综合考虑机组固定成本、燃料成本、能源供需等客观情况合规报价，推动交易价格真实准确反映电力商品价值。发电侧、售电侧相关经营主体之间不得通过线上、线下等方式在中长期双边协商交易外统一约定交易价格、电量等申报要素实现特定交易。 国家能源局综合司关于进一步规范电力市场交易行为有关事项的通知 国能综通监管〔2024〕148号 各派出机构，国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、中国华能集团有限公司、中国大唐集团有限公司、中国华电集团有限公司、国家能源投资集团有限责任公司、国家电力投资集团有限公司、中国长江三峡集团有限公司、国家开发投资集团有限公司、中国核工业集团有限公司、中国广核集团有限公司、华润（集团）有限公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司，北京、广州电力交易中心，有关发电企业： 近期，国家能源局聚焦全国统一电力市场建设，先后组织开展了电力领域综合监管和电力市场秩序突出问题专项监管。在监管过程中，发现部分经营主体存在违反市场交易规则、实施串通报价等问题，损害了其他经营主体的利益。为有效防范市场运营风险，进一步规范经营主体交易行为，保障电力市场的统一、开放、竞争、有序，根据《电力监管条例》《电力市场运行基本规则》《电力市场监管办法》等有关法规规章，现将有关事项通知如下。 一、全面贯彻落实全国统一电力市场建设部署要求 （一）各经营主体、电力市场运营机构、电力市场管理委员会等要全面贯彻落实党的二十届三中全会关于全国统一电力市场建设部署要求，加快推动建设统一开放、竞争有序、安全高效、治理完善的全国统一电力市场，依法合规经营，不得利用市场力或串通其他经营主体在电力市场中进行排他性行为、不正当竞争。 二、持续推动经营主体合规交易 （二）各经营主体应自觉维护公平公正电力市场秩序，严格遵守电力市场规则及国家相关规定，依法合规参与电力市场交易，不得滥用市场支配地位操纵市场价格，不得实行串通报价、哄抬价格及扰乱市场秩序等行为。 （三）拥有售电公司的发电企业，不得利用“发售一体”优势直接或变相以降低所属售电公司购电成本的方式抢占市场份额，不得对民营售电公司等各类售电主体和电力大用户进行区别对待。 （四）电力市场管理委员会要充分发挥市场自律和社会监督作用，进一步强化市场内部自律管理，督促市场成员签订自律公约并规范执行。 三、着力规范市场报价行为 （五）各经营主体要进一步规范市场报价行为，综合考虑机组固定成本、燃料成本、能源供需等客观情况合规报价，推动交易价格真实准确反映电力商品价值。 （六）各经营主体原则上以市场注册主体为单位独立进行报价。各经营主体间不得通过口头约定、签订协议等方式串通报价。有多个发电厂组成的发电企业进行电能量交易，不得集中报价。 （七）发电侧、售电侧相关经营主体之间不得通过线上、线下等方式在中长期双边协商交易外统一约定交易价格、电量等申报要素实现特定交易。 四、定期做好市场监测分析 （八）电力市场运营机构要按照“谁运营、谁防范，谁运营、谁监控”的原则，履行好市场监控和风险防控责任，对违反交易规则、串通报价等违规行为依规开展监测，发现问题及时向相关派出机构报告，同时每半年向国家能源局及派出机构报送监测情况总结。 五、不断强化日常监管 （九）各派出机构要切实履行监管职责，综合运用现场检查、非现场监管等手段，及时发现扰乱市场秩序问题，督促相关经营主体认真整改。同时加大执法力度，对发现的违法违规的行为，依据《电力监管条例》《电力市场监管办法》等进行严肃查处。 （十）各经营主体、电力市场运营机构、电力市场管理委员会，如发现相关问题线索要及时向属地派出机构报告。重大情况相关派出机构按规定报国家能源局。 国家能源局综合司 2024年11月8日

得益于投资收益，总市值超900亿元的国电电力（600795.SH）前三季度净利同比增长超六成，然而同期扣非净利同比下降超一成，主因大兴川电站计提减值超8亿元。 具体来看，国电电力前三季度实现营业收入1338.62亿元，同比下降2.79%；归母净利91.91亿元，同比增长63.41%。不过，从单季度业绩来看，Q3营收480.34亿元、净利24.75亿元，同比实现双降，分别下降2.08%、6.47%。 国电电力在公告中表示，公司前三季度净利润增长主要得益于转让控股子公司国电建投内蒙古能源有限公司投资收益增加以及公司联营企业投资收益增加。据国电电力此前公告，公司拟向控股股东国家能源集团全资子公司西部能源公司转让国电建投50%股权，股权已于2024年6月30日完成交割，这笔股权对应的权益评估值为67.39亿元。 得益于投资收益，公司前三季度归母净利同比大增，而公司扣非净利同比下降12.49%的主要原因是对大兴川电站计提资产减值准备。 据悉，大兴川电站为公司全资水电项目，位于吉林省二道松花江中游，规划装机容量4.85万千瓦。在项目建设期间，受2010 年、2013年洪水溃坝影响延误工期，后续受坝体重建、生态保护、移民安置等因素影响，大兴川电站于2022年10月处于缓建状态。 国电电力在8月公告中表示，缓建期间，项目经济指标不断恶化。为及时止损、减少亏损，公司聘请沃克森（北京）国际资产评估有限公司对大兴川电站开展减值测试，以2024年3月31日为评估基准日，大兴川电站累计投资完成账面值9.22亿元，可收回金额7989.17万元，评估减值8.42亿元，影响公司当期归母净利润减少8.42亿元。 国电电力主营火力发电、水力发电和新能源发电，其中火力发电去年营收占比超八成。据公司公告，截至2024年9月30日，公司合并报表口径控股装机容量10806.33万千瓦，其中：火电7196.90万千瓦，水电1495.06万千瓦，风电953.23万千瓦，光伏1161.14万千瓦。2024年前三季度，公司新能源控股装机容量增加330.86万千瓦。 今晚国电电力同时公告拟投建安徽霍山抽水蓄能电站项目。公告显示，项目规划装机容量120万千瓦，由公司控股子公司所属神皖能源全资子公司国能霍山抽水蓄能有限公司投资、建设及运营管理。项目动态总投资75.56亿元，资本金比例20%，其余通过银行贷款解决。按照股比计算，神皖能源将向国能霍山抽水蓄能有限公司拨付资本金15.11亿元，用于该项目投资建设。

10月17日，在由上海有色网信息科技股份有限公司（SMM），西部矿业主办，中国金属材料流通协会、铝业加工技术中心特邀指导的 2024 SMM第十三届金属产业年会 上 ， 北京易能中网技术有限公司副总经理王语博分享了电力现货交易如何助力有色金属高载能企业降本增效。 电力现货市场沿革 其对各省区现货市场建设进度、电改后用户侧电力交易更为复杂等进行了详细阐述。 高载能企业面临的挑战 电力交易品种繁多 电力交易频次增高 电价波动剧烈，预测难度大 企业可通过对未来一段时间电价的准确预测来引导来调配用电，合理安排用电计划，实现从“按需用电”到“按价用电”的跨越，给企业节省“真金白银”。 交易决策过程复杂 在每个交易窗口，到底该以什么样的价格、该做多少量？如何控制偏差？ 现货，反应市场近期；平衡，指导中长期。 中长期，反应市场远期；供需，电力市场压舱石。 协同联动困难，难以适应新兴的电力交易工作 有色金属行业是典型的高耗能行业，生产过程中需要消耗大量的电力来驱动各种冶炼、加工设备及维持生产环境。 ►生产工艺复杂 生产流程可调节性不一：不同生产工艺的可调节性不同，可调节持续时间不同，负荷的控制精度、响应速度有差异。 订单情况相关：用电负荷存在明显的订单波动，生产部门和电力部门存在不同步。 ►多主体联动复杂 “牵一发而动全身”：企业往往有生产工厂、自备电厂、售电公司，各主体间彼此联系，一个负荷的波动将对整体电费产生影响。 各主体间协同困难：不同主体的考核指标不尽相同，没有统一的考核指标，各主体之间缺少数据互联。 ►人员构成传统 缺乏电力交易专业人士：企业从事电力交易工作的人员往往出身生产或财务，对电力交易了解有限。交易队伍较为弱小，无法充分挖掘出电力交易对企业降本增效的价值。 电力交易人才培养困难：电力交易为新兴事物，人才的培养需要一个长期的过程，目前来看市场上此类人才较少。 解决方案 统筹管理资源，降低总体成本 基于实际情况与需求，提供一体化服务方案，以数据平台+协同联动+量化交易，降低购电成本。 ►数据平台：计算机处理海量数据信息对供需、价格等信息做出预测 ►协同联动：管理者实时查看生产与交易情况各部门执行人员获得算法工作指令 ►量化交易：设计月/周/多日的发电计划优化策略辅助中长期生产、检修计划调优 数据平台统筹交易所需数据支持 协同联动保证用、购、发电三方优化运行 协同联动的核心是从保证用电、购电、发电三方协同联动，通过优化控制达到最优比例。该最优比例并非一成不变，而是根据生产、用电情况的推进不断进行动态调整。 量化策略为电力交易保驾护航 案例分析 客户背景 2023年以前，以自备电厂发电量确定外购电量，即“以发定购”，主要目标是为完成自备电厂年度发电计划。 2023年以来，随着山西电力现货交易市场由试运行转入正式运行，电力交易价格受市场供需、新能源发电出力大小、煤价等多重因素影响。 该铝电公司研究制定了用电-发电-购电协同联动管理规定，建立微信群和EXCEL报表进行统一调度。调整计划主要是自备电厂分公司在双细则的允许范围内进行调整，无法灵活地调节和优化。 按需搭建智数能源交互管理平台 统筹市场因素、气象因素、政策因素、机组运行检修情况、燃煤价格等多方位信息，建立适用的数学模型和信息化流程，借助 AI 使集团在用电-发电-购电环节紧密互联，最终降低综合用电成本，实现公司综合效益最大化。 其还对优化决策流程：以现货窗口为例、现货交易优化效果进行了介绍。 需量电费优化效果 在长周期预测整体价格较高时，通过抬高全月发电机组的发电下限来进行需量电费的优化，在这种情况下，电能量费用会有一定的损失，但在需量电费上会有显著的收益，整体实现用电单价的下降。 双碳管理效果 通过短周期碳排放核查，及时发现碳配额缺口，在非碳履约高峰期以低价购入碳配额与核证自愿减排量。 降本增效，助力集团碳中和战略发展 通过信息技术实现该总公司与生产工厂、自备电厂、售电公司间的协同联动，及时调整日内机组出力，大幅提升了低价电使用率。另一方面，凭借优化模型算法和电力现货价格预测，在运行日前调整自备电厂计划出力，降低了综合用电单价。 服务期间，帮助客户全年共计节省费用约3600万元。 为实现碳中和目标，集团制定了“主动减排举措优先、碳消除及碳抵消手段辅助”优化能源结构转型的首要举措，易能服务方案紧密契合集团碳中和战略，注重提升运营效率、应用领先技术，通过节能提效，降低总排放规模，根据实际情况，辅助使用碳消除方式，最终实现碳中和。 总结与展望 提升电力交易能力，提高资源可调节性是关键 ►政策支持：国家发展改革委近期印发《电力市场运行基本规则》，自7月1日起正式施行。为全国统一电力市场体系建设提供了基础制度规则遵循，为加快建设高效规范、公平竞争、充分开放的全国统一大市场提供了探索实践。 ►提升交易能力：可以预见，随着现货市场的日趋成熟，辅助服务市场的品种会日趋完善，容量市场、期货市场也会逐步建立。电力交易仍是高载能用户降本增效最有效的方法。 ►提高可调节性：未来的电力系统是以清洁能源为基础的新型电力系统，急需发用两侧提高资源的可调节性。在用电侧，如何聚合负荷，有针对性的提升负荷调节灵活性，将是未来提升收益的关键。 》2024 SMM第十三届金属产业年会专题报道

在全球范围内，大多数人眼下都依然支付着固定电价——每度电的费用在一天内是恒定的。这个价格由电力公司设定，通常每周、每月甚至数年才会更改一次。 然而，随着欧盟电力市场改革法案在今年早些时候的通过，个人也将有权签订固定价格合同和动态价格合同。不少欧洲地区的电力零售商，正越来越多地推出了以实时批发价格向客户收费的套餐。 总部位于挪威的电力零售商Tibber就是其中之一，目前已在北欧国家、德国和荷兰以动态定价电力合同签约了超过100万户家庭。 而这也令一幕过往难以想象的场景正开始反复上演：当消费者用电时，他们经常还能倒赚钱…… 薅负电价羊毛：为汽车充电还能赚钱？ 在今年春季和夏季的大部分时间里，荷兰居民Jeroen van Diesen就通过用电获得了“报酬”。 Van Diesen平时是一名软件销售员，他最近签约了两家电力供应商，这两家供应商按荷兰批发电力市场的小时价格收费，而不是按每月或每年敲定的固定电价收费。当电价降到足够低时，他家的智能电表就会开始为他的两辆电动汽车充电。 通常，一天中的24小时，批发价格都会剧烈波动，而随着近年来风能和太阳能发电设备所占电力份额的增加，波动幅度会更大。由于风能或太阳能发电场的发电成本可以忽略不计，因此当可再生能源电力足以满足一个地区的大部分电力需求时，市场价格就将接近于零。 考虑到频繁关闭机组的代价实在太大，许多发电企业碰到电力供大于求的情况，会大幅降低报价，一定要把电卖出去，有时候他们宁愿自己倒贴一部分钱(许多政府也会提供大量的绿色能源补贴)，也要硬着头皮继续运行、接入电网，因而“负电价”也由此频繁产生。 而Van Diesen显然便是成功“薅到负电价羊毛”的人。 据他表示，在过去五个月里，他通过给他两辆车充电反而赚了30欧元(相当于约236元人民币)，这足以抵消他需向电力供应商Tibber支付的服务费。Van Diesen指出，“我其实在免费为我的汽车充电。” Van Diesen介绍称，他目前是荷兰一个自称为“green nerds”的清洁能源爱好者团体的成员，其设备目前可以监控到自家的电力消耗情况。“对我来说，这也像是一种爱好和游戏——我能(不花钱)走多远？ 负电价愈发成为“家常便饭” Van Diesen的情况其实反映了一种“奇怪”的电力市场新动态，而这种新动态可能很快就会成为世界许多地方的常态： 风能和太阳能发电量的大幅增加，将全年许多时段的电力批发价格推低至零或更低，从而令不少人的用电习惯都发生了巨大变化——根据阳光照射或风力大小来“玩转”电价。 平时也许应该在大晚上洗衣服？当需求减弱、风力增强时，就可以免费用电了。同样，在太阳能资源丰富的地区，早上为电动汽车充电通常比在正午阳光下充电要贵得多。 根据欧洲输电系统运营商集团Entso-E收集的数据，今年整个欧洲大陆有6%的时间，电力批发价格位于零或零以下(负电价)，这一比例较2023年的2.2%和2022年的0.3%大幅上升。 在拥有大量可再生能源的市场，上述数字甚至要更高： 荷兰为8%，芬兰为11%，西班牙为12%。分析师预计，随着更多太阳能电池板和风力涡轮机的安装，负电价时段所占比例还会进一步增长。 (德国今年已有超过500小时处于负电价) 在美国，大多数州目前还不允许这种实时定价收费模式，但许多人认为这种情况将会改变。 由于俄乌冲突引发的能源危机，对于能源转型的积极性近年来加速了欧洲电力市场的变化，这表明在可再生能源能力达到类似规模后，未来几年美国也可能会发生类似的情况。2023年，欧盟的电力中有44%来自可再生能源，而美国这一比例为21%。 在一些美国的电力市场——如阳光明媚的加利福尼亚、风力强劲的中部大平原(Great Plains)和得克萨斯州，零电价和负电价其实也已经很常见了。今年南加州的批发电价在将近20%的时间里为负，这归因于该地区太阳能电池板安装的繁荣。根据美国能源信息管理局收集的数据，这一比例去年仅约为5%。 长期以来，美国监管机构一直对允许家庭和公司签署以批发价格收费的电力合约持谨慎态度。他们担心一旦价格跳涨，消费者可能会收到巨额账单。2021年，一场罕见的冬季暴雪导致电价飙升，签订了此类合同的得克萨斯州消费者就曾被巨额账单砸得“头破血流”。 不过，随着政策制定者越来越多地将实时定价视为降低高峰需求、减少对昂贵基础设施的需求以及将更多可再生能源纳入电网的一种方式，各州的不情愿态度现在可能正在减弱。加州监管机构今年已下令该州的公用事业公司扩大动态价格试点项目，这些项目此前只面向部分客户。 全球电力市场的大变革 在欧洲，一些“耗电大户”企业目前也正在改变运营策略，在价格接近零或负值时，最大限度地提高电力消耗，而在价格高企时则减少用电。 全球领先的工业气体和工程公司林德(Linde)就正在建造新一代工业气体工厂，这些工厂可以根据电力批发价格快速提高或降低发电量。 当太阳能和风能推动电价下跌时，林德的工厂将会启动并将产出输送到大型储罐。当电价再次飙升时，工厂可以减产并从储罐中向客户供应气体。“这就像一个虚拟电池，”林德研发高管Klaus Ohlig表示。 铝生产商Trimet是德国最主要的用电大户之一，该公司目前也正在改造其冶炼厂，以根据电网中可再生能源的可用性调整其电力消耗。 而毫无疑问，全球电力市场在绿色能源转型下的大变革，也加大了储能发展的必要性。 不少业内人士表示，欧洲电网基础设施更新速度，目前还远赶不上可再生能源发展进程，电网投资规模也存在不足，无法满足可再生能源发电接入需求。 西班牙咨询公司“AleaSoft能源预测”首席执行官Antonio Delgado Rigal近期就呼吁扩大储能技术应用规模，以加强需求侧响应，提高工业、运输、供暖等部门的电气化水平，从而维持可再生能源项目的盈利水平。 挪威可再生能源公司Statkraft也在近期指出，电池储能项目可以利用峰谷价差实现盈利，这将使得具有灵活性的可再生能源项目更有吸引力。

9月20日，国家能源局发布8月份全社会用电量等数据。 8月份，全社会用电量9649亿千瓦时，同比增长8.9%。 从分产业用电看，第一产业用电量149亿千瓦时，同比增长4.6%；第二产业用电量5679亿千瓦时，同比增长4.0%；第三产业用电量1903亿千瓦时，同比增长11.2%；城乡居民生活用电量1918亿千瓦时，同比增长23.7%。 1～8月，全社会用电量累计65619亿千瓦时，同比增长7.9% ，其中规模以上工业发电量为62379亿千瓦时。从分产业用电看，第一产业用电量914亿千瓦时，同比增长7.0%；第二产业用电量42006亿千瓦时，同比增长6.3%；第三产业用电量12301亿千瓦时，同比增长11.0%；城乡居民生活用电量10398亿千瓦时，同比增长10.9%。 推荐阅读： 》国家能源局：7月全社会用电量同比增长5.7%

日本自民党总裁参选人小林鹰之（Takayuki Kobayashi）最新表示，日本的能源战略必须进行全面改革，减少未来对可再生能源的依赖，并支持经济增长。 小林鹰之说道：“日本将需要燃煤电厂。”上月，日本首相岸田文雄宣布放弃连任后，小林鹰之率先宣布参加自民党总裁选举，如果最终胜出，将自动接任首相。 小林2012年首次当选众议员，曾在2021至2022年间担任日本首任经济安全保障担当大臣，安倍晋三去世前曾称赞其可以成为“下下任首相”。 小林鹰之计划在当选首相后重新调整日本的能源战略。他表示，在逐步增加间歇性可再生能源的同时，日本需要包括煤炭和核能在内的电力来源来维持能源安全。 作为世界上自然资源最匮乏的国家之一，日本约90%的能源需求依赖进口，能源自给率在主要发达国家中处于最低水平，国际地缘政治的任何波动都会直接影响日本整个能源产业链。 小林说道：“目前的能源计划过于偏向可再生能源，必须进行全面改革。作为一个发达国家，我们不能在夏季和冬季要求民众节约用电。”这些言论代表他是最支持化石燃料的自民党总裁参选人。 但他的立场与环保人士要求加速减排的呼声相悖，日本在这方面落后于其他发达国家。今年5月的时候，日本政府宣布计划在年内制定国家战略《GX（绿色转型）2040愿景》，扩大可再生能源和核电等“脱碳电源”。 日本在2021年公布的能源计划提出应优先发展可再生能源——小林鹰之认为这一措辞应该改变。计划称，到2030年，可再生能源的比例应提高到38%，2022年时的比例为22%，同时减少对煤炭和天然气的依赖。

近日，山西省多家上市公司披露了2024年半年报。 相较于永泰能源（600157）近年来形成煤电互补的综合能源经营格局，2021年至2023年归母净利润由11.28亿元翻番至22.66亿元，经营业绩稳步增长的情况不同，较为依赖电力业务经营的晋控电力(000767) 半年报数据不太如意。 公司2024年半年报显示，晋控电力上半年实现营业收入81亿元，同比下降21.32%；实现净利润-3.76亿元，同比下降幅度高达1,609.47%。 据晋控电力方面表示，亏损的原因主要归结于电力供需形势的宽松和现货市场竞争激烈，特别是山西省内电力市场价格整体同比下行，这导致了公司营业收入的下降。晋控电力表示，公司正面临转型和调整的挑战，需要通过优化成本结构、提高运营效率以及积极适应市场变化来改善其财务状况和业绩表现。 联合资信在最新评级报告中表示，公司作为晋能控股集团有限公司（以下简称“晋控集团”）旗下电力业务开展主体，主营业务中超60%收入来自电力板块，但该板块毛利润率已出现逐年下滑趋势，另一大业务燃煤板块，今年一季度末毛利润率已降至0.96%，不过半年报数据显示，毛利润率略回升至1.11%。 图：晋控电力半年报业务营收情况 资料来源：公司半年报，财联社整理 晋控电力表示，随着电力体制改革的不断深入，电价改革的逐步实施，新的电力市场交易格局的构建和电价机制的形成，公司未来的电价水平和电量销售存在较大的波动性。与此同时，随着电煤中长期合同全覆盖政策深入推进，火电企业以长协煤为主的采购格局逐渐形成，但存在电煤季节性需求不平衡与长协煤均衡供应的矛盾，受市场煤价持续高位运行影响，公司电煤保供控价阶段性压力仍然存在。 截至28日，晋控电力共有存续债券7只合计57亿元，其中1只3亿元私募债将于9月30日到期，票面利率7.5%，其余存续债券以中长期为主，整体债券结构较为合理。 偿债能力方面，据半年报数据显示，公司资产负债率81.17%，仍处于相对高位，但整体有所压降，但受制于净利润由盈转亏，公司各项偿债指标均出现不同程度下滑，其中现金比率0.25倍，利息保障倍数0.41倍，EBITDA/有息债务也仅有0.04倍。 不过公司实控人为山西省人民政府国有资产监督管理委员会，且直接控股股东晋控煤业集团在行业地位、资源禀赋等方面具备综合优势，外部支持力度较大。据联合资信报告显示，在晋控集团协调下晋控煤业集团在煤炭供应保障、担保等方面持续对公司提供支持。2023年及2024年一季度，公司采购自晋控煤业集团的煤炭量占比分别为80.15%和75.86%。截至2023年底，公司作为被担保方，接受晋控煤业集团的担保金额合计为35.38亿元。 或受半年报披露数据影响，晋控电力股价触及近4年来新低，截至今日收盘，公司股价报2.31元，总市值71亿元。

永泰能源8月27日晚间披露半年报显示，2024年上半年实现营业收入145.12亿元，同比增长3.8%；净利润11.89亿元，同比增长17.45%。基本每股收益0.0535元。营业收入变动原因主要系本期发电量同比增加所致。 2024年上半年，公司煤炭业务保持良好利润空间，电力业务经营效益显著改善，使得永泰能源经营业绩持续增长。煤炭业务：公司全力推进集约化生产，提高单产单进水平，煤炭产量保持稳定，优质焦煤产品比重上升，经营效益保持较好水平。电力业务：通过提高长协煤兑现率、抢发电量和多供热、提升调峰能力等措施，公司电力业务经营业绩显著改善。一是优化发电策略，抢发电量创效益。报告期内， 公司实现发电量193.65亿千瓦时，较上年同期增长13.44%，创历史同期新高。 永泰能源半年报显示：2024年上半年，公司所属煤炭业务实现原煤产量598.20万吨、销量592.23万吨（其中：对外销售317.28万吨、内部销售274.95万吨），营业收入251,691.57万元；洗精煤产量147.54万吨、销量143.89万吨，营业收入226,642.35万元；煤炭贸易量49.37万吨，营业收入56,112.59万元；公司所属煤炭业务合计实现营业收入534,446.51万元。公司所属电力业务实现发电量193.65亿千瓦时、售电量183.56亿千瓦时，营业收入880,408.86万元。 永泰能源介绍：2024年上半年，公司主营业务为煤炭和电力业务，形成了以煤电互补为基础的综合能源经营格局。上半年，煤炭行业需求端受宏观经济运行和下游行业不同景气影响，供给端国家安全生产监管强化，结合进口调节补充供应，煤炭市场供需关系整体趋于宽松，煤价有所下降，但仍处于历史较高水平。2024年上半年，国内经济稳中有进，加之电煤价格下行，全国电力系统安全稳定运行。 具体来看其主营业务情况： 1．煤炭业务 公司为焦煤细分行业龙头企业和国内冶炼行业核心供应商，煤炭业务在企业规模、资源储备、煤炭品种和品牌影响等方面具有较强竞争优势。公司煤矿总产能规模为2,110万吨/年，其中：在山西地区拥有华熙矿业、银源煤焦和康伟集团3家煤炭整合主体企业，共15座在产焦煤煤矿，煤炭总产量多年保持在千万吨级以上水平，具有较强的规模优势。公司拥有煤炭资源量达38.29亿吨，其中：优质焦煤资源量9.22亿吨，优质动力煤资源量29.07亿吨，具有较大的煤炭资源储备优势。公司在产煤种均为优质焦煤及配焦煤，属于稀缺煤种，与动力煤相比，焦煤价格优势明显，特别是低灰、低硫焦煤品种的市场价格较高、销售情况良好，抵抗市场波动能力更强。公司通过大力实施精煤战略，提升焦煤品质，打造“永泰精煤”品牌，形成了一批长期稳定的战略合作客户，在区域市场具有较强的议价能力和品牌影响力。 公司煤炭业务主要经营模式：由公司制定年度生产与经营计划，各主体企业按照计划组织生产，由公司煤炭采购销售中心统一销售，以用户为中心，秉承“规范化、集中化、终端化”原则，根据市场行情确定煤炭产品销售价格，与焦煤战略用户和重点用户形成长期稳定的合作关系。 报告期内，公司煤炭业务产品均为优质焦煤和配焦煤，主要用于钢铁冶金行业。主要销往华北、华东和东北地区大型钢焦企业和山西境内区域焦化龙头企业，客户群体稳定且关系良好。公司煤炭业务利润主要源自合理的煤炭产品市场价格以及对采煤成本和其他成本费用的控制。 2．电力业务 公司为优质的区域绿色清洁能源供应商，电力业务在装机规模、地理位置和技术水平等方面具有较强核心竞争力，公司控股总装机容量918万千瓦、参股总装机容量400万千瓦，所属电厂分布在江苏与河南地区，地处经济发达的长三角地区和人口稠密的中原经济区，区域内用电量大，电力业务需求和效益有保障。公司所属电力机组单机容量大、技术参数高，所属燃煤机组发电煤耗低，均实现了超低排放，符合国家节能环保相关产业政策。公司控股机组包括4台百万千瓦级燃煤机组（均为超超临界发电机组）、4台60万千瓦级燃煤机组（2台超超临界和2台超临界发电机组）、2台30万千瓦级热电联产燃煤机组和4台40万千瓦级（9F级）国际技术领先的燃气机组、2台10万千瓦级（6F级）燃机热电联产燃气机组。其中：张家港沙洲电力总装机容量在江苏省排名前五、苏州地区排名第二，是苏南电网和江苏省网重要的电源支撑点；张家港华兴电力是张家港市主城区唯一的集中热源点，燃气机组装机规模在江苏省同类机组中排名第二，为张家港市最大的工业蒸汽供应商；裕中能源总装机容量在河南省排名第三、郑州市周边排名第一，拥有目前全国最大的供热机组（热电联产机组）之一，供热季承担郑州城区约三分之一供热面积和新密市全部供暖任务；周口隆达位于河南省人口排名前三的周口市，投运后结束了周口市无大型支撑电源的历史，极大地缓解了当地长期以来用电紧张的局面，同时也填补了当地无大型热源的空白；丹阳中鑫华海燃机热电联产综合智慧能源项目具有技术先进、热效率高、综合能耗及排放量低等优势，为当地唯一热源点。 公司发电业务主要经营模式：坚持精细管理，细分电量结构，采用国网代理购电、市场直接交易和省间交易电量等多种市场化交易相结合的方式，电力市场化交易比重逐年提高。此外，公司积极探索并踊跃参与电力现货市场和电力辅助服务市场。所有电量接受江苏省和河南省电网及华中电网统一调度。 公司供热业务主要经营模式：民用供暖由发电企业与热力公司按供热需求签订供热合同，工业供汽由发电企业与工业蒸汽用户或热力公司签订供汽合同。依据供热、供汽合同和实时需求组织生产供给，根据供暖量和供汽量与用户进行月度结算。 报告期内，公司电力业务产品为电能和热能，主要为工业和民用提供能源供应。公司电力业务利润主要源自售电量和售汽（热）量以及对发电成本和其他成本费用的控制。 谈及核心竞争力，永泰能源表示：上半年， 公司秉持“煤电为基、储能为翼”发展战略，进一步夯实煤电主业，优化储能战略布局，全面推进煤炭、电力、储能、石化综合能源产业发展，加快形成新质生产力，充分发挥焦煤核心供应商、电力区域保供主力军作用，煤炭与电力业务互补经营，公司业绩继续保持良好增长势头。 同时，公司积极推进重点项目建设，大力推动高质量发展，不断提升公司核心竞争力。一是加快国家发改委跟踪督导的海则滩煤矿建设，争取早日投产见效，实现煤电一体化目标；二是充实全钒液流储能全产业链基本架构，有序推动钒资源开发、钒电池制造等相关生产线建设，公司“传统能源+新型储能”双轮驱动发展新格局正在加快形成。 永泰能源在其半年报中介绍了储能项目进展： 公司结合储能市场发展形势，有序推进全钒液流储能全产业链战略布局。1．依托上游钒矿资源优势，打造电解液优质供应商。目前，公司拥有优质五氧化二钒资源量158.89万吨，上游资源优势彰显。公司正依托资源优势同步拓展电解液制备能力，对汇宏矿业一期3,000吨/年高纯五氧化二钒选冶生产线进行优化，应用短流程先进技术就地直接制备电解液，有效降低成本。2．发挥核心技术领先优势，推动电堆制造迭代升级。截至6月底，公司已授权、受理储能专利合计23项，其中：发明专利18项、实用新型专利5项。依托核心技术和研发优势，公司正持续优化德泰储能装备公司一期300MW/年全钒液流电池储能装备制造产线设计及布局。其中：1MW试验生产线已投入使用，研发的1.2代32kW电堆产品于2024年4月取得中国电力科学研究院国家级检测认证报告，电堆能量效率82.09%，达到国内先进水平。目前，32kW电堆研发已迭代至1.3版本。3．落实全产业链布局，推进示范项目建设。公司所属南山煤业光储一体化示范项目设计容量为2.205MWp+1.5MW/6MWh，已于2024年1月完成可研，4月正式开工建设；目前，光伏组件已安装完成并开始试运行，德泰储能利用1MW电堆产线已完成24个电堆生产，项目预计9月底竣工投运。另外，德泰储能250kW储能展示项目于2024年6月完成设备安装，目前正在进行带电调试。 永泰能源还介绍了资源项目进展 1．优质焦煤资源扩增项目已启动出让程序。2024年5月，山西省自然资源厅发布了《关于进一步完善矿产资源勘查开采管理若干事项的通知》，根据相关规定，公司所属孙义煤矿、金泰源煤矿和孟子峪煤矿周边优质焦煤边界资源符合上述规定要求。 在山西省委、省政府大力支持下，相关部门已启动上述3座矿井边界资源出让程序。上述3座煤矿合计拟扩增边界资源面积5.2919平方公里，预测资源量约1,975万吨，相当于新增一座中型矿井，对公司资产价值和经营业绩提升产生积极影响。按现有产能计算，相关3座矿井平均延长服务年限约6年；按目前市场相关资源价格约120元/吨计算，可增加公司资产价值约24亿元；按公司煤炭采选业务目前吨煤平均净利润约200元/吨及新增可采储量计算，可增加公司净利润总额约30亿元，进一步增厚公司整体经营业绩。 2．所属煤矿被列为第一批获取煤下铝采矿权矿井。 根据山西省自然资源厅《关于进一步完善矿产资源勘查开采管理若干事项的通知》规定，公司前期已委托中国冶金地质三局对所属森达源煤矿等8座矿井进行了煤下铝地质调查，委托山西地科勘查有限公司编制了8座煤矿《铝土矿普查设计方案》，并于2024年2月通过山西省地质协会评审，预估铝土矿资源量共计1.16亿吨，按照采出比60%计算，可采出量约6,958万吨。目前，在山西省委、省政府大力支持下，公司所属矿井作为第一批获取煤下铝土矿采矿权的矿井，正在积极推进地质勘探、储量备案及获取采矿权工作。上述煤下铝土矿采矿权取得后，按8座矿井现有产能和预估铝土矿可采出资源量计算，可有效延长矿井开采年限10年以上；按目前市场相关资源价格约30元/吨计算，可增加公司资产价值约35亿元；按8座煤矿现有产能690万吨/年、煤下铝生产成本约300元/吨、周边同类型铝土矿产品销售价格约450元/吨计算，可增加公司营业收入总额逾27亿元、净利润约4.6亿元。 从永泰能源分行业的营业收入构成来看，受公司电力业务经营业绩显著改善，电力行业占2024年上半年的营业收入同比上升8.86%。煤炭行业占2024年上半年的营业收入同比下降7.71%。煤价的下跌确实使得不少煤炭企业的经营业绩承压。 》点击查看SMM钢铁频道煤焦价格 》订购查看SMM金属现货历史价格走势 据SMM最新报价显示，8月27日，临汾低硫主焦煤报价1650元/吨。吕梁低硫主焦煤报价1600元/吨，唐山低硫主焦煤报价1735元/吨。回顾临汾低硫主焦煤上半年的价格走势可以看到，临汾低硫主焦煤2023年12月29日的均价为2650元/吨，6月28日的均价为1900元/吨，半年的时间里下跌了750元/吨，半年度跌幅为28.3%。 对于现货焦煤和焦炭的后市，据SMM了解，焦煤方面：27日炼焦煤期货震荡上下，市场心态有所好转。市场成交方面，随着期货市场逐步走强，27日现货市场成交有所好转，线上竞拍价格多有小幅上涨，下游焦企和贸易商投机需求均有所回暖。后续来看，由于煤矿供应持续相对高位，且焦炭价格仍有下跌预期，因此炼焦煤价格短期难有大幅反弹，预计仍将延续窄幅波动为主。焦炭市场方面：近日黑色系盘面震荡向上，市场信心有所好转，焦炭看跌情绪有所转弱。但从需求端来看，下游钢厂铁水仍在持续下降，钢厂由于亏损影响，复产积极性并不高，因此短期焦炭需求仍将持续下降。供应方面，焦企目前普遍小幅亏损，但多数焦企出货尚可，厂内焦炭库存压力不大，焦炭供应端减量不及预期。因此，在整体基本面供需矛盾逐步放大的情况下，预计焦炭价格仍将延续偏弱震荡运行。

8月22日，国家能源局发布7月份全社会用电量等数据。 7月份，全社会用电量9396亿千瓦时，同比增长5.7%。从分产业用电看，第一产业用电量142亿千瓦时，同比增长1.5%；第二产业用电量5656亿千瓦时，同比增长5.0%；第三产业用电量1871亿千瓦时，同比增长7.8%；城乡居民生活用电量1727亿千瓦时，同比增长5.9%。 1~7月，全社会用电量累计55971亿千瓦时，同比增长7.7%，其中规模以上工业发电量为53239亿千瓦时。从分产业用电看，第一产业用电量764亿千瓦时，同比增长7.5%；第二产业用电量36329亿千瓦时，同比增长6.6%；第三产业用电量10396亿千瓦时，同比增长11.0%；城乡居民生活用电量8482亿千瓦时，同比增长8.4%。

得益于海内外需求共振，智能电网行业上市公司业绩普遍走高。第二季度，代表企业之一的海兴电力（603556.SH）业绩加速增长，单季实现归属于上市公司股东的净利润3.19亿元，同比增长22.32%，环比提升49.07%，创下历史同期新高。 今日晚间，海兴电力发布半年报，上半年实现营收22.55亿元，同比增长20.04%；归母净利润5.33亿元，同比提升22.00%。此前，多家券商预测海兴电力2024全年营收和归母净利润同比增幅分别在25.65%、23.00%上下。 分季度看，海兴电力业绩保持逐季增长。今年第二季度，公司营收和归母净利润环比分别增长50%和49.07%。一季度，海兴电力实现营收和归母净利润分别为9.02亿元和2.14亿元，到第二季度，这两项数据提升到13.53亿元和3.19亿。 作为出口导向型公司，海兴电力业绩增长主要得益于海外市场贡献。财报显示，今年上半年，公司海外项目多点开花，中标了非洲市场的大用户费控装置项目和巴西的重合器项目；在亚洲实施的首个AMI气表解决方案EPC项目实现了顺利交付和验收。同时，公司在海外的产能布局仍在推进中，其中，欧洲工厂已成功试产，墨西哥工厂建设有序推进，非洲新合资工厂建设规划也已启动。 此前，公司董秘金依接受财联社记者采访时曾表示，“随着海外产能和市场布局的加速扩张，国内智能电表行业头部企业在全球市场的份额将持续提升。”在其看来，海外市场竞争力是海兴电力区别于同行的关键所在。主要电表出海企业中，海兴电力约66%的营收来自海外，占比大幅领先三星医疗（601567.SH）和威胜控股（03393.HK）。 国内市场方面，海兴电力明显受益于电网招标规模扩张。据国家电网公司披露，今年全年电网投资将首次超过6000亿元，比去年新增711亿元。在此背景下，2024年上半年，国家电网和南方电网用电计量产品统招中，海兴电力分别中标3.02亿元和2.52亿元，同比分别增长约21.56%和224.91%，国内用电板块将迎来稳健增长。