2021年是十四五开局之年，在“双碳”目标下，公司所处电力行业进入快速变革期，电力既面临严峻的生产经营形势，也迎来了难得的转型发展机遇。报告期内，公司控制装机容量1714万千瓦，同比增加41万千瓦；权益装机容量1946.2万千瓦，同比增加38.1万千瓦；在建装机容量301.6万千瓦。公司实现营业收入为222.37亿元，比上年同期上升了10.65%。受燃煤采购价格同比大幅上涨影响，公司全年业绩亏损，归属于母公司股东净利润为-31.11亿元，比上年同期下降了322.8%。报告期内，我国正在规划建设以大型风光电基地为基础、以其周边煤电为支撑、以特高压输变电线路为载体的新型电力供给消纳体系。京能电力作为京能集团唯一煤电平台，凭借首都能源企业外送通道优势，紧跟国家推进多能互补、风光火打捆相关政策，把握新增调节能力配套建设市场化并网新能源机遇，公司通过对存量煤电机组灵活性改造，多个配套新能源筹建、在建项目取得积极进展，公司进入新能源转型的跨越式发展期。报告期内公司坚持“聚焦主业、相关多元、转型发展、做优做强”的战略方向，生产经营及转型发展各项工作均有序完成。2021年度，公司面对电力供需形势复杂多变等不利因素，完成保障首都电力供应安全稳定的保供攻坚任务。公司积极拓展电力市场营销，公司采取“分区协调，统筹管理”的电量营销管理体系，充分发挥公司“发售一体、产销对接”的优势，开拓区域电力市场营协同营销。2021年度，公司年度累计发电量721.38亿千瓦时，其中交易电量483.97亿千瓦时，同比增加34.36亿千瓦时，公司平均交易电价实现同比上涨66元/兆瓦时，涨幅24%。公司加大热力市场开发力度，通过开展供热改造，开拓工业蒸汽市场，与蒸汽用户建立热价、煤价联动机制，提升企业经营活力。2021年，公司供热机组容量占运营装机容量的81%。16家热电联产企业累计供热量6258.6万吉焦，同比增加241.6万吉焦。供热面积18,167万平方米，较同期增加1,420万平方米；平均热价28.49元/吉焦，同比上涨1.94元/吉焦。2021年，面对市场煤炭价格持续大幅上涨，电煤供需形势异常复杂严峻，公司多方协调煤源和燃煤运力，通过加大长协合作及内部协同力度，积极拓宽资源供应，在确保电厂库存安全的情况下，努力降低公司燃料成本，完成本年度保电供热任务。公司坚持安全第一、科学清洁的发展理念。报告期内，公司全力抓安全生产，持续开展反事故、防寒、防汛、防火等专项演练，顺利圆满完成了首都春节、两会、迎峰度夏、国庆等重要时段的电力保障及热力供应工作。坚决落实环保改造投入，在完成超低排放改造任务的同时，加强煤场全封闭改造管理，通过增加喷淋、防尘网等措施，确保大气污染防治达标。2021年，京能电力控股发电公司未发生环境污染事故，与2020年相比，2021年度二氧化硫、氮氧化物、烟尘绩效排放分别下降0.008克/千瓦时、0.008克/千瓦时、0.001克/千瓦时，污染物排放全部优于国家和所在地区控制标准，保持行业领先水平。2021年，公司新增6家企业通过高新技术企业认证。目前公司本部及控股12家企业已获高新技术企业认证。全年累计科技投入6.47亿元，同比增加1.92亿元。已取得发明专利10项，实用新型专利156项，锡林发电、涿州热电两项技术入选《国家鼓励的工业节水工艺、技术和装备目录》。按照进一步提升煤电机组清洁高效灵活性水平，存量煤电机组灵活性改造应该尽改的工作要求，公司加快开展机组灵活性改造，进一步提高机组调峰能力。截至2021年末，全部44台机组中38台参与电网调峰，公司多家所属发电企业深度调峰能力优于行业水平，公司煤电机组调峰创收能力极大增强，为公司争取配套新能源项目奠定坚实基础。公司为3A信用评级，融资能力较强，报告期内，公司主动开拓融资渠道、优化融资结构，取得进出口银行低息贷款、发行四期低利率超短期融资券，公司取得国家开发银行专项贷款额度，为公司向新能源转型提供资金保障。报告期内，公司充分发挥所属煤电企业“人才优势、技术优势、通道优势、地域优势”四大优势，坚持做强存量，做优增量，走内涵式创新与外延式转型协同发展之路。按照基地化、规模化、协同化的发展原则，以灵活性煤电为支撑，以输电通道为载体，大力拓展风光火打捆外送、风光火储氢一体化、源网荷储一体化项目，加大京津冀地区能源开发力度，着力打造乌兰察布能源基地、鄂尔多斯能源基地、锡盟能源基地、十堰能源基地。公司充分发挥现有煤电的支点作用，2021年超过百万千瓦新能源指标均已取得项目备案证，近300万千瓦集中式新能源筹建项目取得积极进展。公司下一步将持续依托公司存量先进煤电机组优势，扩大打捆新能源规模，提升适应新型电力系统的能力；同步加大京津冀地区综合能源项目开发力度；稳步推进并购新能源、综合能源资产项目，形成主业突出、结构合理、资源优化的产业结构新格局，力争把京能电力打造成为行业领先的综合能源上市公司。根据中电联发布数据，2021年，全社会用电量83,128亿千瓦时，同比增长10.3%，用电量快速增长主要受国内经济持续恢复发展、上年同期低基数、外贸出口快速增长等因素拉动。其中第一产业用电量1023亿千瓦时，同比增长16.4%。第二产业用电量5.61万亿千瓦时，同比增长9.1%。第三产业用电量1.42万亿千瓦时，同比增长17.8%。城乡居民生活用电量1.17万亿千瓦时，同比增长7.3%。全口径发电量83,768亿千瓦时，同比增长9.8%。其中，燃煤发电量50,270亿千瓦时，同比增长8.6%。核电发电量同比增长11.3%。全口径并网太阳能发电、风电发电量同比分别增长25.2%和40.5%。从电量结构看，燃煤发电量占全口径发电量60%，煤电仍是我国主力电源，发电量占比约为非化石能源电量两倍。2021年，全国发电设备利用小时3,817小时，同比提高60小时。其中，水电设备利用小时3,622小时，同比降低203小时。核电7,802小时，同比提高352小时。并网风电2,232小时，同比提高154小时。并网太阳能发电1281小时，与上年总体持平。火电4,448小时，同比提高237小时；其中，煤电4,586小时，同比提高263小时；气电2814小时，同比提高204小时。从装机容量看，全国能源结构持续向绿色低碳转型，非化石能源发电装机容量11.2亿千瓦，同比增长13.4%，占总装机容量比重为47.0%，首次超过煤电装机规模，风电、光伏等装机占比较2020年上涨2个百分点。2021年，全国发电装机容量23.8亿千瓦，同比增长7.9%。燃煤发电装机容量11.1亿千瓦，同比增长2.8%，占全国发电装机容量比例为46.7%，较2020年下降2.3个百分点，新增装机增速低于去年1个百分点。水电装机容量3.9亿千瓦，同比增长5.6%。核电5326万千瓦，同比增长6.8%。风电3.3亿千瓦，同比增长16.6%。太阳能发电装机3.1亿千瓦，同比增长20.9%煤电企业经营业绩主要受煤炭价格和电力市场形势影响，2021年，前三季度电煤供需阶段性失衡，煤炭价格屡创历史新高，煤电企业大幅亏损，8-10月部分集团煤电板块亏损面达到100%。四季度为缓解煤电“成本倒挂”、电力供应持续偏紧局面，多地开启交易电价上浮空间，国家层面推出多项政策促进煤炭增产增供，10月份，发改革委出台文件，推动燃煤发电电量全部进入市场交易、电煤价格上下浮动范围扩大至20%，用电侧取消工商业目录电价，由市场决定用电价格，此次电价改革有效传导发电企业用煤成本，对激发发电企业经营活力，提振企业经营业绩起到积极作用。报告期内，公司入厂标煤电价在3月份出现低点，随后二、三季度各月煤价持续攀升，至10月份达到最高位，煤价环比涨幅和当月煤价“双高”。11-12月份迎峰度冬，国家密集出台燃煤保量限价政策，煤价下行。全年煤价上涨引起公司整体燃料成本巨幅增长。同时，国家出台政策放开燃煤发电量参与市场交易，公司抓准电力市场营销有利时机，争发抢发高价电。但电价上涨幅度仍然无法直接对冲燃料成本涨幅度。2021年，京津唐地区全社会用电量累计完成4,079.13亿千瓦时，同比增长7.48%。京津唐电网总装机10,229.98万千瓦，同比增长4.84%，其中，煤电设备装机5442.5万千瓦，同比减少0.46%。京津唐电网总发电量3445.1亿千瓦时，同比增长5.02%，其中，煤电设备累计发电量2,400.94亿千瓦时，同比增长1.73%。京津唐电网发电设备平均利用小时数3,470小时，同比减少118小时，其中，煤电设备平均利用小时数4,355小时，同比增长63小时。公司京津唐电网区域发电企业包括岱海发电、京隆发电、涿州热电、秦皇岛热电及锡林发电（京津唐特高压配套电源）。京津唐区域控股企业年发电利用小时数为4,173小时。2021年，蒙西电网全社会用电量2,892.38亿千瓦时，同比下降0.5%。蒙西电网公用电厂总装机6,919.97万千瓦，其中，煤电装机3,551.9万千瓦，同比增加2.82%。蒙西电网公用电厂总发电量2,516.22亿千瓦时，同比下降14.46亿千瓦时，其中，煤电总发电量1,787.52亿千瓦时，同比下降69.47亿千瓦时。蒙西电网公用电厂平均利用小时数3720小时，其中，煤电平均利用小时数5033小时，同比降低343小时。公司蒙西电网区域公用火电企业包括京泰发电、盛乐热电、康巴什热电、京海发电、京宁（华宁）热电及京欣发电，年累计发电利用小时数为4655小时。2021年，东北电网全社会用电量5,188.15亿千瓦时，同比增长6.40%。东北电网全口径装机容量17,344万千瓦，其中：火电装机容量10,286万千瓦，同比增加3.06%；全网总发电量5,636亿千瓦时，同比增长3.88%，发电利用小时数平均为3,397小时，同比减少86小时，其中，火电发电量3,985亿千瓦时，同比减少0.12%，火电平均发电利用小时3,934小时，同比减少135小时。2021年，山西省全社会用电量2,607.91亿千瓦时，同比增长11.36%。省调发电总装机8,582.75万千瓦，其中，燃煤火电4,903.5万千瓦，同比增长2.86%。省调发电量2,835.4亿千瓦时，同比增长9.28%，其中，省调火电发电量2,129.57亿千瓦时。省调机组平均利用小时数3,438小时，其中省调火电平均利用小时数4,418小时。公司山西电网区域发电企业包括漳山发电、京玉发电及吕临发电。山西区域控股企业年发电利用小时数为3,964小时。2021年，宁夏全区全社会用电量1,158亿千瓦时，同比增长11.56%。宁夏电网统调总装机容量为5,851.99万千瓦。其中：火电2,971.04万千瓦，同比持平。宁夏电网统调发电量1,927.19亿千瓦时，同比增加12.7%。其中：火电发电量1,447.08亿千瓦时，同比增加6.01%。宁夏电网火电平均利用小时数4,831小时，同比增加93小时。宁夏电网跨区跨省累计外送电量904.07亿千瓦时，同比增长13.92%，其中送山东（银东）212.64亿千瓦时，送浙江（灵绍）451.77亿千瓦时，送山东（昭沂）90.93亿千瓦时，送西北50.94亿千瓦时，日前实时交易送出49.10亿千瓦时，送华中西南24.58亿千瓦时，其余送出24.11亿千瓦时。公司控股企业宁东发电为宁夏地区送山东点对网配套电源，报告期内，宁东发电年利用小时为4334小时。2021年，湖北省全社会用电量2,471.54亿千瓦时，同比增长15.27%。全省总发电装机8,816万千瓦（含三峡2,240万千瓦），其中，火电装机3,372.38万千瓦。全省发电量3,291.34亿千瓦时，同比增长8.39%，剔除三峡发电量，统调电厂发电量1,840.21亿千瓦时，同比增长17.92亿千瓦时，其中，火电1,314.35亿千瓦时，同比增长19.13%。2021年，河南省全社会用电量3,646.91亿千瓦时，同比增长7.52%。河南省公用电厂总装机11,113.69万千瓦，其中，煤电装机7,300.58万千瓦，同比增加5.53%。公用电厂总发电量2,791.05亿千瓦时，同比降低139.46亿千瓦时，其中，煤电总发电量2,348.73亿千瓦时，同比降低1.48亿千瓦时。公用电厂平均利用小时数，2902小时，其中，煤电平均利用小时数3,308小时，同比降低195小时。公司主营生产、销售电力热力产品、电力设备运行，发电设备检测、修理、脱硫石膏销售等，产品为电力和热力。业绩主要来源于火力发电及供热业务。公司主营业务为投资、建设、运营管理以电力生产为主的能源项目，公司电力业务以燃煤火力发电和供热为主，同时涉及综合能源服务、煤矿等项目投资。目前拥有控股发电公司20家、售电公司4家、综合能源公司4家，参股发电公司11家，参股煤矿1家。公司主要经营地区在内蒙、山西、宁夏、河北、河南、湖北等地，主要向京津唐电网、蒙西电网、山西电网、豫北电网供电。公司企业多分布于煤炭资源丰富的内蒙、山西、宁夏地区，除“坑口”煤源优势外，这些地区风光资源密集，公司依托现有电力外送通道，在打造多能互补的大型综合能源基地项目上具有竞争优势。从机组类型看，公司控股20家发电企业中，18家为热电联产企业，供热机组容量占比达80%，承担了全国7省13市、县，共1.8亿平米的民生供暖任务；从机组调峰能力看，公司灵活性改造机组容量占比62%，全部44台机组中38台参与电网调峰，部分机组深度调峰能力达15%，具有可持续竞争优势。公司持续开展技术创新，年内新增6家、累计13家企业获得高新技术企业认证，授权发明专利10项，授权实用新型专利156项，锡林发电“大功率风氢储系统高效集成及灵活控制关键技术”科技项目入选内蒙古自治区科技厅发布2021年度自治区科技重大专项榜单；涿州热电和锡林发电共2项节水新技术入选由国家工业和信息化部、水利部联合发起的《国家鼓励的工业节水工艺、技术和装备目录（2021年）》，此项评选全国电力行业仅3项技术入选。公司有着“发售一体、产销对接”的市场优势。控股发电企业90%以上的装机容量布局在煤源丰富的内蒙、宁夏和山西地区，近50%的发电量通过特高压和京津唐电网送往北京、天津和山东等经济发达地区。公司充分运用集团融合发展理念，依托集团发挥上下游产业互补市场优势，在集团内各平台板块间、电力企业间积极开展协同营销工作，实现资源的互补和共赢发展。公司本部售电公司及四家控股售电公司依托所在地理位置优势，打造为区域所属企业“信息中心、营销中心、运营中心”，与区域内发电企业形成合力开展营销工作，为用户提供更加“及时、专业、高效”的周到服务，抗风险能力及偏差考核调节能力强，合作用户数量持续上升，在电力市场树立了优质品牌形象。公司已形成日益完善的“煤-电-热”一体化的产业结构。上下游产业协调联动的优势日益明显。通过参股煤矿企业、投资热电联产项目、提前谋划售电业务，初步形成了以发电为核心，涉及煤炭生产、供热、售电的完整产业链，抵御市场风险能力明显增强。公司实施干部人才队伍建设三年行动计划和优秀年轻干部培养方案，形成立于人才发展的制度体系；增加专家序列体系，加强专业技术队伍建设，引领干部人才向高精尖领域发展；本着效益优先、兼顾公平的原则，薪酬分配坚持向核心关键岗位、生产骨干员工倾斜，形成以业绩为导向的能升能降的绩效激励机制。截至2021年末，公司总资产826.31亿元；负债总额563.45亿元；归属于母公司所有者权益215.97亿元；归属于上市公司股东净利润-31.11亿元。2021年，公司年度累计发电量721.38亿千瓦时；交易电量483.97亿千瓦时；全年机组平均利用小时4,255小时；供热量6,258.6万吉焦。2021年底，中央经济工作会议作出“经济发展面临需求收缩、供给冲击、预期转弱三重压力”的判断。国家能源局表示，2022年能源工作要坚持稳中求进，先立后破，重点是提高能源供应稳定性和弹性。增强煤炭供应能力，强化煤电支撑作用，发挥好煤炭、煤电在能源供应体系的基础和兜底保障作用，加强传统能源与新能源优化组合，抓好煤炭清洁高效利用，统筹推动煤电节能降耗改造、供热改造和灵活性改造“三改联动”，发挥煤电调节性作用。加快建设全国统一电力市场体系，积极推进电力市场化交易，加强中长期市场、现货市场和辅助服务市场的统筹衔接，推动完善电价传导机制，有效平衡电力供需。根据中电联发布信息，预计2022年全年全社会用电量8.7万亿千瓦时-8.8万亿千瓦时，同比增长5%-6%，各季度全社会用电量增速总体呈逐季上升态势，迎峰度夏期间，公司所在华北、东北、西北区域电力供需基本平衡，华中区域电力供需偏紧，迎峰度冬期间，华北、东北区域电力供需基本平衡，华中、西北区域电力供需偏紧。煤炭工业协会消息显示，一方面，在2021年四季度临时核增煤炭产能，煤炭主产区已大幅增产的情况下，煤炭继续增产空间较小，煤炭总产量不会大幅走高，另一方面，在“双碳”政策及经济企稳背景下，预计煤炭消费增速将有所回落，全年煤炭供应基本满足需求，甚至部分时段还会比较宽松。“十四五”时期是我国乘势而上开启全面建设社会主义现代化国家新征程的五年，也是公司以高质量发展为中心，做强存量，做优增量，向新型综合能源集团转型发展的关键时期。公司重点把握京津冀协同发展机遇，利用“点对网”、特高压进京线路的优势，加大“风光火”打捆进京规模；凭借能源国企优势，深挖电力、热力跨区域输送的市场机遇，加快推进清洁能源、供热保障水平；在“双碳”目标的指引下，稳步实施机组灵活性、深度调峰、热电解耦、垃圾淤泥掺烧等技术改造，实现源网荷储一体化发展，促进火电企业向综合能源供应商转型升级。健全并落实全员安全生产责任制，加强安全生产监督，加大机组非停奖惩力度，持续推进“六安工程”和“安全五精”管理，在责任落实、闭环管理、教育培训、团队建设、科技攻关上狠下功夫，制定“安全五精”管理实施细则，将“五精管理”理念深度应用到安全管理中。转变市场观念，加大营销力度，把握售电侧市场化改革深入推进时机，强化考核激励和监督检查机制，加强重点合作用户维护管理工作，细分用户市场定位，争取优质用户，提高区域市场资源占有率和渠道控制力。做实山西、内蒙、京津冀三大售电公司。利用月度增量交易、网间外送交易、月内分时交易、现货交易、发电权置换交易等短期交易模式增加发电量空间。加强电力营销科学信息化管理，提高现货交易水平，按政策允许上限争取交易电价。加强煤场“存”“掺”“取”精细化管理，按照“一企一策”原则，持续开展“三降一减一提升”工作，严格落实三年成本管控方案，做到除工资总额外，其它所有可控成本全面降低；引导低价中标，在招标中鼓励合理低价中标，加大对评标办法选取的审核工作；火电厂和新能源项目同区域打捆招标模式，以规模效应节约采购成本。立足区位优势、通道优势，全力争取岱海发电、京隆发电、锡林发电等外送通道新能源发展指标；把握火电机组灵活性改造促进新能源消纳政策，争取已完成灵活性改造容量新能源指标配置，按计划推进十堰丹江口林光互补等已核准项目的建设及投产进度。根据机组性能和所在区域功能定位，“一机一策”制定升级改造措施，通过节能降碳改造、灵活性改造、供热改造，降低机组年平均综合供电煤耗，增加供热能力及非供热季调峰能力。探索“运行智能、巡检智能、操作自主、人机协同”的生产管理模式，实现科技含量和管理能力同步提升，提高核心竞争力。公司主业盈利不稳健，公司煤电产业受上下游价格波动、行业整体态势、目标市场供求影响较大，整体盈利能力不够稳健。同时，对上游煤炭资源掌控力偏弱，平抑原料价格波动风险的能力不够。应对措施：密切跟踪能源政策动向，加强与上游煤炭供应商的沟通协作，签足电煤中长期合约量，合理把控电煤采购节奏和结构，适度开展电煤市场采购，拓宽燃料供应渠道，科学研究低热值煤掺烧，精准预判电煤价格走势，提前做好高峰用煤储备工作。受机组燃料种类限制、频繁参与深度调峰等因素的影响，公司部分机组出力不足、热电比偏低，能耗指标较行业先进值还有差距。应对措施：结合国家能源局进一步降低煤电机组能耗的要求，继续有针对性地实施节能降耗改造，“十四五”时期，各个级别的机组平均供电煤耗指标接近中电联公布的全国排名20%的平均水平。新技术还未实现规模化效益，信息化、自动化集成度距离现代工业智能化发展还有差距，公司部分市场化新增业务在先进的理念、模式、方法应用方面面临挑战。应对措施：开展燃煤发电机组技术升级改造，加强系统余热、余能利用，推广先进节能、节水技术，适时开展示范工程，进行物联网、5G等新技术在燃煤电厂应用的可信性研究，推动传统电厂向智慧电厂转型升级。实施区域一体化营销策略，做实山西、内蒙、京津冀区域售电公司。打造区域控股企业营销中心、信息中心、运营中心，充分发挥售电公司“电量蓄水池、电价稳定器”的作用。

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