建投能源: 公司煤炭采购省外占比约80%

建投能源日前在披露投资者关系活动记录表时表示，2023年以来，随着国内煤炭产能的释放以及进口煤的增加，煤炭市场价格开始下行。预计2023年煤炭市场供需形势较去年将有所缓解，煤炭价格中枢将有所下移。公司将科学研判煤炭供需形势，采取错峰采购、少量多采等策略，多措并举降低燃料成本。

建投能源介绍，一季度业绩亏损主要原因为煤炭成本上涨。受春节、供暖季保供等因素影响，公司一季度平均综合标煤单价为1,046.75元/吨，较去年同期上涨8.23%，对公司一季度的业绩影响较大。

公司一季度标煤价格较高的原因主要为一季度春节休假以及供暖季燃料需求增大影响煤炭市场供需及运力偏紧。

公司煤炭采购来源主要为河北本地、山西、陕西及内蒙古等地区。河北地区主要煤炭供应商为冀中能源和开滦集团，占比约20%，省外占比约80%。

电力方面，建投能源表示，公司发电业务目前主要集中在河北区域，其中在河北南部电网拥有7家发电公司，总装机容量644万千瓦；在冀北电网拥有4家发电公司，总装机容量271万千瓦。另外，公司在山西省拥有1家控股发电公司。公司与国内大型发电集团合作参股投资发电企业12家。目前河北区域内还有国家能源集团、华能集团、华电集团、大唐集团、华润集团和国电投集团等投资的发电公司。

2023年一季度平均上网结算电价为400.00元/兆瓦时，同比提高2.94%。2022年全年河北区域已执行基准上浮20%的市场电价政策，同时从4月开始实施分时电价机制，平段电价按市场交易购电价格和电网代理购电平均上网价格执行，高峰和低谷时段用电价格在平段电价基础上分别上下浮动50%；尖峰时段用电价格在高峰电价基础上上浮20%。自2022年12月1日起河北省进一步完善河北南网的分时段电价政策，对河北南网分时段电价上下浮动比例做了调整，其中高峰和低谷时段用电价格在平段电价基础上分别上下浮动70%，峰谷电价差进一步拉大。根据相关电价政策，公司将在保障电力稳定供应的同时，继续优化峰平谷时段电量结构，努力提高电价水平，增加发电效益。

公司在建项目建投寿阳热电、华阳建投阳泉热电计划2023下半年实现投产。西柏坡电厂四期工程1×66万千瓦项目、任丘热电二期2×35万千瓦项目已于2023年3月获得核准，计划年内开工建设。后续公司将根据区域能源发展规划，稳步有序开展煤电项目的开发工作。

新能源方面，建投能源称，光伏发电领域是公司绿色低碳转型的重要方向，公司采取“一体多翼”策略，以控股子公司建投国融为项目开发、建设和运营主体，同时其他子公司依托自身优势积极争取项目开发机会。截至目前，公司已投运光伏项目容量31万千瓦，备案、在建及待开工项目105万千瓦。公司对光伏项目的开发有盈利能力和开发条件上的筛选，而不是单纯追求规模。

优化转型方面，建投能源表示，公司一是做好存量煤电资产的提质增效，以效益为中心，坚持成本领先，提升市场竞争力；根据区域能源发展规划，稳步有序开展煤电项目的开发，保持煤电装机的规模优势；积极推进煤电机组“三改联动”，主动适应煤电角色转换和市场新需求，拓展煤电生存发展空间。二是坚持绿色低碳战略导向，加快转型升级步伐。推动“煤电+新能源+储能”的耦合发展，加速新能源项目投资，推进抽水蓄能项目落地，密切跟踪储能、氢能等领域的技术和产业发展方向，积极探索将储能、氢能产业与公司现有能源业务深度融合，实现产业布局新突破。