您的当前位置是：首页 > 业务中心 > 新兴产业 2021年是公司加快推进结构转型、各项工作取得显著成效的一年。克服疫情反复、煤炭价格大幅上涨和能耗“双控”带来的不利影响，公司认真贯彻落实股东大会、董事会部署，突出高质量发展和能源保供两大主题，一方面从严开展疫情防控；另一方面全面加强党的领导，统筹做好各项工作。
报告期，公司抓实抓细常态化疫情防控，全方位筑牢疫情防线，公司系统保持“零感染”。全面贯彻能源保供要求，担负供热的电厂全部提前供热。煤炭安全生产持续向好，魏家峁煤矿通过国家安全生产一级标准化自治区初验。
一是面对异常严峻的经营形势，公司充分发挥产业协同优势，在燃料成本大幅上升的严峻形势下，优化发电时序，争取政策支持，结算电价大幅提升，有效缓解了火电企业亏损局面。公司标煤单价完成618.77元/吨，比上年同期增加212.71元/吨，同比上涨52.38%。实现平均售电单价308.67元/千千瓦时（不含税），同比增加48.46元/千千瓦时（不含税），同比增长18.62%。二是抢抓市场机遇，强力推进煤炭增产保供扩销。公司魏家峁煤电一体化项目煤炭对外销售量同比增长10.49%（已扣除自用及内部销售），煤炭平均销售单价完成545.47元/吨（不含税），同比增加252.34元/吨（不含税）,同比增长86.08%。
报告期，公司实现营业收入189.34亿元，同比增加35.73亿元，同比增长23.26%，其中：电力产品销售收入实现163.66亿元，同比增长17.55%；供热产品销售收入实现4.58亿元，同比增长24.28%；煤炭销售收入实现19.96亿元，同比增长105.61%。实现归属于母公司净利润4.52亿元，同比降低40.42%；归属于上市公司股东的扣除非经常性损益的净利润实现4.13亿元，同比降低44.32%。
通过常态化“日营销”，提升营销水平，报告期公司市场化交易电量329.32亿千瓦时，占上网电量比例为62.11%。蒙西地区火电利用小时超地区平均利用小时；上都利用小时高于点对网外送平均利用小时；魏家峁公司利用小时高于特高压外送平均利用小时。供热面积同比增加427.61万平方米。
报告期内，公司积极落实财税优惠政策，大力压降费用支出，财务费用同比减少11,236.51万元，下降13.25%。充分发挥公司融资优势，推进债务结构优化，成功发行了15亿元3+N可续期公司债券，发行利率3.32%，创内蒙古自治区近三年来同品种同期限票面新低；10亿元超短期融资券，发行利率2.49%，为全国首批、内蒙古首单能源保供债券，创公司直接债务融资同期限历史最优水平。
公司严格按照中国证监会、上海证券交易所关于信息披露的各项规定和要求，不断提升信息披露透明度与及时性。公司连续五年获得上海证券交易所信披A级考核。荣获A股主板上市公司社会责任奖。
党史学习教育成效显著，聚焦职工群众“急难愁盼”等问题，推动完成“我为群众办实事”工作任务；推进党建与业务深度融合，深化抓党建促发展；全面从严治党持续深化，形成主体责任和监督责任同向发力、一贯到底的良好局面；深入落实中央八项规定精神，持续纠治“四风”，营造风清气正的政治环境。荣获A股主板上市公司金质量优秀党建奖。
据中电联报告，2021年，面对复杂严峻的国际环境和国内疫情散发等多重考验，在以习同志为核心的党中央坚强领导下，各地区各部门认真贯彻落实党中央、国务院决策部署，坚持稳中求进工作总基调，科学统筹疫情防控，国民经济持续恢复发展。全年电力消费增速实现两位数增长，电力装机结构延续绿色低碳发展态势。受电煤供应紧张等多重因素影响，9、10月全国电力供需总体偏紧，多地出现有序用电。国家高度重视并出台一系列能源电力保供措施。电力行业认真贯彻党中央、国务院决策部署，落实相关部门要求，全力以赴保民生、保发电、保供热，采取有力有效措施提升能源电力安全稳定保障能力。2021年11月7日起至2021年底，全国有序用电规模基本清零，仅个别省份对部分高耗能、高污染企业主动执行有序用电。
截至2021年底，全国全口径发电装机容量23.8亿千瓦，同比增长7.9%；全国规模以上工业企业发电量8.11万亿千瓦时，同比增长8.1%。
根据内蒙古电力行业协会统计，截至2021年底，全区装机容量为15,403.11万千瓦，同比增长5.64%；其中风电装机为3,992.86万千瓦，同比增长5.5%，太阳能发电1,341.13万千瓦，同比增长14.03%。2021年全区全社会用电量3,957亿千瓦时，同比增长1.46%；其中工业用电量3,450亿千瓦时，同比增长1.15%。2021年全区发电设备累计平均利用小时为3,907小时，同比减少242小时；其中，火电4,850小时，同比减少44小时；并网风电2,429小时，同比增加53小时；太阳能发电1563小时，同比减少91小时。
2021年以来，煤价大幅上涨并维持高位运行，煤电企业产销成本严重倒挂，煤电企业煤炭库存普遍偏低，煤量、煤质均无法保障，发电能力受到制约，严重影响蒙西地区电力市场交易的正常开展，已经对电网安全稳定运行及电力平衡带来重大风险。内蒙古自治区工信厅、自治区发展改革委下发《关于明确蒙西地区电力交易市场价格浮动上限并调整部分行业市场交易政策相关事宜的通知》，自2021年8月起，蒙西地区电力交易市场燃煤发电电量成交价格在基准价（每千瓦时0.2829元）的基础上可以上浮不超过10%（即交易电价上限为每千瓦时0.3112元）。11月1日自治区工信厅下发《关于调整蒙西地区电力交易市场价格浮动上下限和进一步放开电力市场交易相关事宜的通知》,自10月15日起，蒙西地区电力交易市场燃煤发电市场交易价格在“基准价+上下浮动”浮动范围内形成，上下浮动原则上均不超过20%，钢铁、电解铝、铁合金、电石、聚氯乙烯、焦炭等高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。
新能源方面，根据内蒙古自治区能源局《内蒙古自治区煤电节能降耗及灵活性改造行动计划（2021-2023年）》，内蒙古自治区将大力淘汰煤电落后产能，加快推进能源生产革命，提升煤电行业高质量发展水平，提高新能源消纳能力，计划到2023年全区淘汰煤电落后产能95.35万千瓦。根据国家能源局《关于2021年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》，内蒙古自治区2021年可再生能源电力消纳责任权重为20.5%，2022年可再生能源电力消纳责任权重预期目标为21.87%。
根据中国电力企业联合会报告，2021年华北区域电力供需总体平衡，预计2022年华北区域电力供需基本平衡。
（1）根据中电联报告，2021年电煤供需阶段性失衡，煤炭价格创历史新高，煤电企业全面亏损。2021年，全国原煤产量同比增长4.7%。3-9月各月原煤产量接近零增长或负增长，四季度原煤产量增速明显回升，电煤供应紧张局势得到缓解。全年进口煤炭3.2亿吨，同比增长6.6%。煤炭供应紧张导致电煤价格屡创历史新高。由于电煤价格的非理性上涨，燃料成本大幅上涨，煤电企业和热电联产企业持续大幅亏损。8月以来大型发电集团煤电板块整体亏损，8-11月部分集团的煤电板块亏损面达到100%，全年累计亏损面达到80%左右。2021年底的电煤价格水平仍显著高于煤电企业的承受能力。报告期，受煤炭市场供需变化，公司魏家峁煤电一体化项目煤炭对外销售量同比增长10.49%（已扣除自用及内部销售），煤炭平均销售单价完成545.47元/吨（不含税），同比增加252.34元/吨（不含税）,同比增长86.08%。公司标煤单价完成618.77元/吨，比上年同期增加212.71元/吨，同比上涨52.38%。
截至本报告披露日，魏家峁公司所属魏家峁露天煤矿已通过煤电油气运保障工作部际协调机制审查，纳入重点保供煤矿范围。经现场核查符合《煤矿生产能力管理办法》和《煤矿生产能力核定标准》（应急〔2021〕30号）以及保供煤矿生产能力核增有关条件。经国家矿山安全监察局2022年第11次局务会议研究决定，同意魏家峁露天煤矿生产能力由600万吨／年核增至1200万吨／年。
公司主营业务主要为发电、供热和煤炭产销。公司的全部发电资产均位于内蒙古自治区境内，为内蒙古自治区大型独立发电公司之一。截止报告期日，公司可控装机容量1284.62万千瓦，所发电量除了保证内蒙古自治区外，还向华北、京津唐等地区输送；同时拥有煤炭产能600万吨，充分发挥煤电一体化协同优势，为内蒙古自治区及我国社会经济发展和居民生产生活用电提供重要的电力能源保障，是内蒙古自治区重要的电力负荷支撑点之一。
公司将根据国家“十四五”经济社会发展目标，贯彻新发展理念，顺应能源绿色低碳转型和电力市场化改革趋势要求，加快发展新能源产业，提高煤电产业协同效应，拓展配售电服务领域，不断提升经营管理水平，为社会提供清洁能源，为股东创造长期、稳定回报，努力把公司建设成为国内一流清洁能源上市公司。
公司是内蒙古自治区首家上市公司，是区域大型的综合性能源公司之一。公司发电资产遍布自治区七个盟市，项目主要处于电力、热力负荷中心或煤炭资源丰富区域。公司业务范围包括火力发电、供热，蒸汽、热水的生产、供应、销售、维护和管理；风力发电以及其他新能源发电和供应；对煤炭、铁路及配套基础设施项目的投资，对煤化工、煤炭深加工行业投资、建设、运营管理，对石灰石、电力生产相关原材料投资，与上述经营内容相关的管理、咨询服务。
公司主要经营以火电为主的发电、供热业务以及风电和太阳能等发电业务，并经营煤炭生产及销售等业务。截止本报告日，公司已经投入运行的控股发电厂共计17家，控股装机容量1,284.62万千瓦，其中燃煤发电机组控股装机容量1,140万千瓦，占比88.74%；新能源装机容量144.62万千瓦，占比11.26%；公司控股煤炭产能600万吨。
从业务分布看，本公司发电业务主要向蒙西电网、华北电网、东北电网（内蒙古东部电网）供电，其中，蒙西电网、东北电网区域主要以直调、大用户交易等方式销售；华北电网主要以“点对网”和特高压直送等方式销售。随着电力体制改革逐步深入，竞价上网将成为发电企业重要的销售方式。
公司供热业务主要包括居民供热及工业供汽，其中，居民供热直接销售给热力用户或通过协议以趸售方式销售给热力公司；工业供汽以协议方式直售给客户。
公司煤炭业务为魏家峁煤电一体化项目，部分煤炭用于电厂自用和内销，其余全部外销。
公司的主要业绩驱动因素包括但不限于发电量（供热量）、电价（热价）、煤炭产销量以及煤炭价格等方面。同时，技术创新、环境政策、人才队伍等亦会间接影响公司当前业绩和发展潜力。公司发电量、供热量以及煤炭产销受到国家整体经济形势、区域分布、市场竞争、政策导向等多重因素综合影响，报告期内公司合并口径累计完成发电量572.12亿千瓦时，同比降低0.86%；供热量累计完成1675万吉焦，同比增长18.27%；公司煤炭产量710.36万吨，同比增长18.39%。公司电价和煤炭价格主要受国家政策、市场竞争和供求关系影响，报告期内公司平均上网结算电价完成308.67元/千千瓦时（不含税），同比上涨18.62%；标煤单价完成618.77元/吨，同比上升52.38%；煤炭销售价格完成545.47元/吨（不含税），同比增长86.08%。
内蒙古自治区是我国重要的发电和能源基地，资源储备丰富，具有较明显的发电区域优势。公司电源结构以火力发电为主，电厂布局主要在煤炭资源丰富、电力负荷较大区域，凭借央企管理与地方政策结合的优势，推进公司发展。随着内蒙古西部电网改革的推进，将使公司面临更加开放的市场格局和竞争态势，公司将积极开发内在潜力，优化电力结构，增强企业竞争力。
截止报告期日，公司可控装机容量1,284.62万千瓦，在内蒙古电力市场保持了较高的份额，规模优势进一步凸显。
公司控股的上都发电厂属于“点对网”直送华北电源项目，具有跨区域送电的市场优势；公司全资控股的魏家峁公司属于煤电一体化项目，通过蒙西至天津南特高压输变电工程外送，综合优势明显。2017年收购北方龙源风电公司以后，公司形成了跨区域送电、煤电一体化及新能源发展三条经营主线年年末又成功收购察尔湖光伏项目，公司在新能源发展方面又迈出了一步。
根据国家的政策导向，清洁能源是未来的发展方向，内蒙古自治区无论风资源或是光资源条件均很优越，2017年，公司通过可转债发行完成了收购北方龙源风电公司股权事项，大幅提高了公司新能源装机占比。2020年12月31日乌达莱公司风电项目实现全容量并网，2021年4月进入商业运行，进一步增强了公司的核心竞争力。公司大力推进能源结构转型，低碳清洁能源比例不断提高。报告期末，公司风电装机容量为1376.2兆瓦，光伏发电70兆瓦。随着自治区新能源政策陆续出台，公司多措并举，全力以赴提升新能源占比。
公司不断加大科技创新力度，科技成果转化持续推进，科技创新对公司高质量发展的支撑作用日益凸显。供热增容、热电解耦、灵活性改造、污泥耦合等先进技术广泛应用。智慧绿色矿山建设取得成效，魏家峁煤矿进入全国绿色矿山名录。
公司的环保排放水平符合国家标准，燃煤机组均已按环保要求实现了超低排放，厂用电率、发电水耗等能耗指标逐年下降，处于区域行业领先地位。报告期，公司强化污染物排放管理，二氧化硫、氮氧化物、烟尘污染物超标排放小时数均实现同比下降。在全国火电机组能效水平对标中，公司魏家峁1号、2号机组荣获5A优胜机组奖；达拉特电厂1号机组荣获“2020年度全国发电机组可靠性标杆机组”。
公司自上市以来，高度重视现代企业制度建设，形成了一整套相互制衡、行之有效的内部管理、规范化运作和内部控制体系，本公司股东大会、董事会、监事会和经理层依法规范运作，使全体股东利益得以有效保障。公司在资本市场树立了规范透明的良好形象，积累了良好的市场信誉，融资渠道方式广泛，融资保障能力较强。
公司于1994年上市，利用资本市场完成了一系列权益和债务融资，为公司经营筹措了大量资金。自成立以来，公司始终秉持“开发与收购并重”的发展战略，持续开展多种形式的内外部收购，可再生能源比例持续升高，煤电协同效益突显，全面助力公司快速成长。
公司拥有悠久的历史，拥有一批高素质管理人员、工程师和技术人员队伍，其中大部分高级管理人员拥有多年丰富的发电经营管理经验，管理团队保持稳定。
控股股东北方公司不断将优质资产注入公司，同时全面落实大股东承诺，解决“一厂多制”历史问题，始终支持公司的持续、稳定、健康发展。
报告期内，本公司实现营业收入189.34亿元，同比增加35.73亿元，增长23.26%；其中：电力产品销售收入实现163.66亿元，同比增长17.55%；供热产品销售收入实现4.58亿元，同比增长24.28%；煤炭销售收入实现19.96亿元,同比增长105.61%。实现归属于母公司净利润4.52亿元，同比减少3.07亿元，同比降低40.42%。归属于上市公司股东的扣除非经常性损益的净利润实现4.13亿元，同比降低44.32%。主要原因如下：
（一）2021年度，受电力市场供需变化、外部环境综合影响及区域电力市场共同影响，公司累计完成发电量572.12亿千瓦时，较上年同期减少4.97亿千瓦时，同比降低0.86%；完成上网电量530.19亿千瓦时，较上年同期减少0.91%。其中，蒙西地区燃煤发电企业发电量同比降低4.11%，蒙西地区风力发电企业发电量同比增长13.18%，光伏发电量同比降低3.83%；公司直送华北地区燃煤发电企业发电量同比降低1.10%。
（二）报告期，通过提升精益营销水平，电力交易市场份额持续增长，公司市场化交易电量为329.32亿千瓦时，占上网电量比例为62.11%。
（三）报告期，公司积极争取政策支持，交易电价大幅上升，实现平均售电单价308.67元/千千瓦时（不含税），同比增加48.46元/千千瓦时（不含税），同比增长18.62%。
（四）受煤炭市场供需变化，报告期内，公司魏家峁煤电一体化项目煤炭对外销售量同比增长10.49%（已扣除自用及内部销售），煤炭平均销售单价完成545.47元/吨（不含税），同比增加252.34元/吨（不含税）,同比增长86.08%。
（五）报告期内，公司标煤单价完成618.77元/吨，比上年同期增加212.71元/吨，同比上涨52.38%。
（六）报告期内，公司财务费用同比减少11,236.51万元，下降13.25%。
（七）报告期内，公司投资收益同比减少37,843.50万元,下降114.62%。
根据中电联《2021-2022年度全国电力供需形势分析预测报告》，中央经济工作会议强调2022年经济工作要稳字当头、稳中求进，各方面要积极推出有利于经济稳定的政策，为2022年全社会用电量增长提供了最主要支撑。综合考虑国内外经济形势、电能替代等带动电气化水平稳步提升、上年基数前后变化等因素，并结合多种方法对全社会用电量的预测，以及电力供需形势分析预测专家的预判，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。2022年底非化石能源发电装机占总装机比重有望首次达到50%。全国电力供需总体平衡，迎峰度夏和迎峰度冬期间部分区域电力供需偏紧。
2022年1月29日，国家发展改革委、国家能源局正式印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号，以下简称《指导意见》），明确了全国统一电力市场体系建设的总体目标，从健全市场体系、完善市场功能、健全交易机制、加强规划监管、适应新型电力系统等方面指明了发展方向。明确提出“十四五”和“十五五”期间电力市场建设的总体目标：到2025年，全国统一电力市场体系初步建成，国家市场与省（区、市）/区域市场协同运行，有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成；到2030年，全国统一电力市场体系基本建成，国家市场与省（区、市）/区域市场联合运行，新能源全面参与市场交易，市场主体平等竞争、自主选择，电力资源在全国范围内得到进一步优化配置。
2022年3月5日，国务院总理李克强在十三届全国人大五次会议作政府工作报告指出，加强煤炭清洁高效利用，有序减量替代，推动煤电节能降碳改造、灵活性改造、供热改造。推进大型风光电基地及其配套调节性电源规划建设，提升电网对可再生能源发电的消纳能力。
2022年3月22日，国家发展改革委国家能源局印发了《“十四五”现代能源体系规划》，坚持生态优先、绿色发展，壮大清洁能源产业，实施可再生能源替代行动，推动构建新型电力系统，促进新能源占比逐渐提高，推动煤炭和新能源优化组合。坚持全国一盘棋，科学有序推进实现碳达峰、碳中和目标，不断提升绿色发展能力。到2025年，非化石能源消费比重提高到20%左右，非化石能源发电量比重达到39%左右
2022年也是公司转型发展的关键之年，公司将紧扣高质量发展任务，科学谋划。一是深刻把握外部环境形式变化。“稳中求进”是2022年国家经济工作总基调。要把稳增长、防风险摆在更加突出位置，努力实现质的稳步提升和量的合理增长。二是深刻认识转型发展的紧迫性，开展多维、多元、多层次研究，加快新能源项目争取工作，重视质效水平双提升，保证转型发展的科学性。
一是内蒙古自治区作为国家重要能源和战略资源基地，“十四五”期间将推动能源和战略资源基地优化升级，加大电网基础设施投入，推进跨省跨网联络互通，出台招商引资、税收优惠等利好政策，为电力行业安全稳定提供坚实基础。二是内蒙古自治区实施的“能耗双控”产业政策逐步趋紧，部分高能耗产业受到停限产措施影响，开工率受限。2021是“十四五”开局之年，按照内蒙古自治区党委、政府的部署，内蒙古自治区发改委、工业和信息化厅、能源等有关部门围绕内蒙古“十四五”能耗双控工作，密集研究制定了一系列政策措施，建立健全相关制度机制。坚持把能耗双控工作摆在更加突出位置，加大力度调整产业结构和能源结构，持续提高能源利用效率，严格控制能耗强度，合理控制能耗总量增速。三是随着电力市场体系逐步完善及内蒙古自治区“能耗双控”产业政策的逐步趋紧，公司面临更加开放的市场格局和竞争态势，公司将积极开发内在潜力，增强企业竞争力。另外，“一带一路”战略为内蒙古自治区带来新的机遇，同时，国家提出的绿水青山的理念将为公司提供更好的发展空间。
2021年以来，受产能释放幅度有限、进口煤配额有限等影响，电煤供应紧张，煤价大幅上涨，达到历史最高位，局部地区煤电企业库存持续处于警戒状态。依据中国煤炭工业协会资料，2021年，全球能源市场绿色转型加速，我国煤炭市场供需偏紧，煤价一度大幅波动，为确保煤炭稳定供应，我国出台多项保供稳价政策，已取得阶段性成效。展望2022年，全球煤炭供需不平衡问题大概率将缓解，我国煤炭价格有望进一步回落企稳，在“双碳”目标引领下，在“变”中求“稳”应为我国煤炭市场主旋律。
2021年央行货币政策将保持连续性、稳定性、可持续性，稳健的货币政策会更加灵活精准，合理适度；保持流动性合理充裕，保持货币供应量和社会融资规模增速同名义经济增速基本匹配，预计2022年资金市场利率基本维持稳定。
公司全面贯彻“创新、协调、绿色、开放、共享”新发展理念，立足新阶段、展现新作为，实现新跨越。坚持以“四个革命、一个合作”能源安全新战略为根本遵循，大力实施绿色发展战略，以高质量发展为主线，以质量效益为根本，以改革创新为动力，以体制机制为保障，持续优化调整布局结构，不断增强公司竞争力、创新力、影响力和抗风险能力。坚持自主开发与收购并重，全面落实清洁能源转型“两线两化”战略，充分利用内蒙古清洁能源充足的有利条件，进一步打造“基地型、清洁型、互补型及集约化、数字化、标准化”大型清洁能源基地，全面加快新能源跨越式发展。加快存量煤电转型升级，积极探索发展储能、氢能等新兴产业，积极推动开发“源网荷储一体化”和“多能互补”能源基地建设，积极拓展综合能源服务。坚持依法治企和规范运作，努力把公司建设成为发展质量更“高”、经济效益更“优”、运营效率更“快”、创新能力更“强”、资本空间更“广”；治理效能更“好”、品牌形象更“佳”的一流上市发电公司。
2022年是公司推动转型发展的关键之年。公司坚持以习新时代中国特色社会主义思想为指导，认真贯彻落实党的十九届六中全会精神、中央经济工作会议精神，坚持稳中求进工作总基调，突出“安全稳定、转型发展、效益效率”主题，突出抓好转型升级，统筹抓好绿色转型、创新驱动、安全发展、卓越运营和党的建设等各方面工作，为实现“十四五”规划目标打好关键基础。一、突出重点，夯实安全环保责任。
一是科学精准做好疫情常态化防控工作，构建可靠防疫安全屏障，确保生产经营各项工作平稳有序。二是能源保供作为最重要、最紧迫的政治任务，认真落实各项保供措施，全力做好冬奥会、两会、党的二十大等重大活动电力热力安全保障工作。三是构建安全生产长效机制，突出抓好安全保障和应急能力建设，强化源头治理，完善双重预防机制建设，抓好安全生产。四是提升设备管理水平，深入开展技术监督，认真开展隐患排查治理。加大新能源设备治理维度，提高利用小时。五是持续抓好节能降耗。六是加强供热精细化管理，不断提升供热经济性和优质供热服务水平。七是做好污染物全时段达标排放，扎实推进扬尘治理、节水与废水综合治理等环保改造，强化环保舆情风险管控。八是全面做好碳排放配额统计，统筹做好内部碳资产管理，不断优化碳排放配额资源。
依托达拉特、魏家峁等大型火电基地布局的能源项目，实现“风光火储”一体化发展。依据《内蒙古自治区“十四五”可再生能源发展规划》，加快发展新能源产业布局。充分发挥区域资源优势，全力争取新能源资源储备，积极参与新能源项目竞争性配置，探索推动能源耦合发展。坚持“并购与开发”两手抓，积极推进新能源项目并购，不断提高清洁能源占比。加快煤电产业优化升级，在做优节能环保、灵活性、智慧化等改造的基础上，加强碳捕集等碳减排技术的研究和探索，加快实践应用。积极拓展供热市场，有效整合热力资源，挖掘拓展供热综合价值。全力推进煤炭资源增产扩能和综合开发，充分发挥煤电产业协同优势。
紧盯市场，全力以赴增供扩销。坚持“日营销”，以客户为中心，以精益营销和行业对标为抓手，突出抓好政策保障，精准制定电力交易策略，统筹做好电力市场、碳市场、绿证市场工作，发挥营销资源协同优势，全力推进保价保量增收。持续加强供热精细化管理，推进供热产业降本增效。加大清收当期发行和陈欠热费回收力度。
发挥优势，强化降本节支。深化燃料集中管控，打好长协+自产煤+市场煤组合拳，科学研判市场，持续统筹优化电煤供应结构；抓实采制化、供耗存全过程精细管理，力争标煤单价区域可比最低。加大成本管控力度，持续实施成本领先战略，推动成本线下移，降低度电可控成本。拓宽融资渠道，优化融资结构，确保融资成本持续下降。统筹做好税务优化，加大房、土税减免推进力度，积极争取各项优惠政策。加强资金精细化管理，做好存量资金管控。
强化协同，提升产业协同效益。加强煤矿生产组织，统筹抓好安全、掘进和剥采工作，确保煤炭稳产保供，充分发挥产业协同优势。进一步优化煤炭储备，提升应对市场能力。优化产品销售结构，不断提升煤炭产业竞争力。
落实国企改革三年行动方案，打通体制机制堵点。全面落实各级人员依法治企责任，健全合规管理体系，推进法治建设与经营管理深度融合。抓好内控体系建设，加强风险监测预警。完善公司治理制度规则，加强投资者关系管理，强化市值管理，提振投资者信心，激发上市公司活力。五、坚持政治保障，实现高质量党建新提升。
突出抓好党的政治建设。深入学习贯彻习总书记重要讲话和指示批示精神，贯彻好党的十九届六中全会精神，深刻认识“两个确立”的决定性意义，不断增强“四个意识”，坚定“四个自信”，做到“两个维护”，不断开创各项工作新局面。常态化开展“我为群众办实事”主题实践活动。持续加强基层组织建设，着力提升政治功能，推动党的建设与生产经营、改革发展深度融合。强化政治监督和日常监督，紧盯关键环节和重点领域风险，深化整治形式主义、官僚主义，持之以恒纠正“四风”，为高质量发展营造风清气正、干事创业的良好政治生态。大力弘扬劳动精神、劳模精神和工匠精神，常态化开展劳动竞赛和技能竞赛，不断提升职工技术技能水平。加强新闻宣传，讲好一线故事，讲好蒙电故事，积极营造“立足新阶段、实现新跨越”的干事创业氛围，汇聚起建设多能互补一流综合能源公司的强大合力。
新型冠状病毒肺炎疫情虽然得到有效控制，但从目前形势看，依然存在局部性、季节性爆发的风险，或对宏观经济、能源需求、项目建设、煤炭生产、交通运输产生一定影响。公司将严格落实常态化新冠疫情防控措施，严格执行疫情防控应急预案，确保人身安全、电热生产、煤炭产销、工程建设、物资保障、燃料供应等风险可控、在控。
（1）随着中国30/60碳达峰、碳中和目标及相关政策的提出，未来大量新能源项目规划及投产将对传统火电业务造成直接冲击，机组利用小时可能下降、部分小机组根据政策要求和实际运行情况被迫关停以及其他限制火电的相关政策等都将对火电业务产生负面影响。同时按照总目标要求，未来地方政府将可能执行更加严格的“能源双控”政策，部分高耗能用户用电受限，区域燃煤消耗总量受限，对火力发电影响持续存在。
（2）根据中电联《电力行业“十四五”发展规划研究》，电力供给将向清洁能源转变，电源发展动力由传统煤电向清洁能源为主体增量转变，煤电定位将向电力调节型电源转变，严控煤电新增规模，推动煤电灵活、高效发展。随着电力市场改革进程进一步加快，直接交易规模不断扩大，现货市场试点全面推进，竞争更为激烈。新能源陆续投运并开始平价并进入市场，将对电力市场带来重大冲击。
（3）2022年2月，国家发展改革委国家能源局发布了《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》，对电力能源未来绿色低碳转型进行了部署，以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点，加快推进大型风电、光伏发电基地建设，对区域内现有煤电机组进行升级改造，探索建立送受两端协同为新能源电力输送提供调节的机制，支持新能源电力能建尽建、能并尽并、能发尽发。原则上不新增企业燃煤自备电厂，推动燃煤自备机组公平承担社会责任，加大燃煤自备机组节能减排力度。支持利用退役火电机组的既有厂址和相关设施建设新型储能设施或改造为同步调相机。完善火电领域二氧化碳捕集利用与封存技术研发和试验示范项目支持政策。
公司将加快绿色转型，加快提升清洁能源比重，积极推进减碳化发展；煤电机组通过替代发展、转型改造、产业合作、资本运营等方式，实现公司煤电结构优化升级；统筹安排现役煤电机组开展节能减排改造、灵活性改造、供热改造，打造市场竞争新优势；密切跟踪国家政策和电力市场改革进展，积极同价格主管部门沟通，积极配合政府建立合理、公平、规范的市场环境，积极应对市场变化，及时调整定价策略，全力严控电力市场风险。
随着国家继续深化电力体制改革，电力市场逐步形成固定价格、“基准+浮动”等多样式的市场价格机制，交易品种不断增多，售电产业也愈加复杂。根据国家发改委发布的《国家发展改革委关于“十四五”时期深化价格机制改革行动方案的通知》，十四五期间将持续深化电价改革，不断完善绿色电价政策。根据国家发改委发布的《关于进一步完善分时电价机制的通知》，将完善峰谷电价机制，并建立尖峰电价机制，尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%，充分发挥市场决定价格作用，形成有效的市场化分时电价信号。根据国家发展改革委发布的《关于新能源上网电价政策有关事项的通知》，2021年起对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目（以下简称“新建项目”），中央财政不再补贴，实行平价上网；2021年新建项目上网电价，按当地燃煤发电基准价执行。公司将密切跟踪国家政策和电力市场改革进展，积极参与各类市场交易，制定有效的营销策略以应对市场变化。
受能源保供政策影响，煤炭产能释放加快，自治区内煤炭供需将进一步有效平衡。国家已明确提出煤炭价格港口、坑口的限价要求，各主产地价格回落，随着煤炭及大宗材料价格调控政策持续加强，公司火电产业经营压力得到缓解，煤炭产业经营效益将有所回落。
中央“十四五”规划提出加快推动绿色低碳发展，在2030年前碳排放达峰；增强全社会生态环保意识，深入打好污染防治攻坚战，全面实行排污许可制，推进排污权、用能权、用水权、碳排放权市场化交易。2021年7月份，全国碳排放权交易市场已经正式启动，未来碳排放市场格局带来新的更深的变化，碳排放水平较高机组将会增加碳交易履约成本，碳排放水平较低的机组可获得减排收益。公司整体能源利用水平处于地区行业领先水平。但2021年及后续年度配额分配方案尚未出台，不排除未来配额发放逐渐收紧，造成发电成本增加的风险。公司将密切关注碳市场政策变化，持续加强碳交易管理，研究制订碳交易策略，力争实现公司减碳效益最大化。此外，如国家重启自愿减排项目备案，可用于履约的减排量供给增加，将有助于发电企业控制碳交易成本。
根据生态文明建设的现状和需求，中国中央政府和各级地方政府正在持续完善和深化环保政策，在水体保护、扬尘治理等方面不断提出新的、更严格的要求。公司所属电力生产单位建立时间不同，地域分布较广，所处自然环境和社会环境差异大，不同程度地面临着环保风险。公司一贯注重发电企业和发电设备从规划阶段到最后关停全生命周期的环境保护工作，按照“三同时”的要求协调推进发电项目的管理和运营。公司新建的燃煤发电机组均配备了技术先进、功能强大的烟气净化系统，其他机组也已按政府要求完成了超低排放改造，对天气状况、燃料品质、电热负荷等内外因素的波动具有良好的适应性，通过了地方环保部门的验收，获得了能源监管机构的认可。
公司各级机构积极跟进环保部门的关切，谨慎选取先进、适用的技术方案，在改进废水处理系统、建设煤场封闭设施、完善灰渣综合利用等方面有所作为，各类环保风险得到了及时的响应和有效的化解。
公司环保工作始终贯彻“绿水青山就是金山银山”的发展理念，完成对所有机组超低排放改造，加大灰场、煤场治理力度，努力创建资源节约型、环境友好型企业。今后，公司将进一步优化产业结构、调整布局，加强环保、技术创新。按计划加大现役机组技术改造力度，进一步提高清洁能源和高参数大容量高效火电机组的比例，通过调整结构、升级改造、加强管理等措施，提高节能环保绩效，实现清洁发展。
2021年下半年央行货币政策将保持连续性、稳定性、可持续性，稳健的货币政策会更加灵活精准，合理适度；保持流动性合理充裕，保持货币供应量和社会融资规模增速同名义经济增速基本匹配，预计2022年资金市场利率基本维持稳定。公司作为火电企业，为资本密集型行业，具有投资规模大，投资回收期长，资产规模大，负债较高的特点，LPR基础利率的调整以及对资金市场的宏观调控将直接影响公司的债务成本。公司将密切关注市场变化，合理安排融资，并积极探索新的融资方式，不断拓展融资渠道，在保证资金需求的基础上，努力控制融资成本。
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迄今为止，共25家主力机构，持仓量总计39.99亿股，占流通A股65.16%
近期的平均成本为3.62元，股价在成本下方运行。多头行情中，并且有加速上涨趋势。该股资金方面受到市场关注，多方势头较强。该公司运营状况良好，多数机构认为该股长期投资价值较高。
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