二零二四年，各经营分部的净利润（亏损）及彼等与上年度比较各自的变动如下：

与二零二三年相比，净利润变动主要是由于以下因素：

收入

本集团的收入主要来自售电、提供代发电及储能相关服务。二零二四年，本集团录得收入人民币54,212,792,000元，较上年度的人民币44,261,767,000元增加22.48%。

二零二四年，各经营分部的收入详情载列如下：

• 水电收入增加人民币1,753,567,000元，主要因年内水电售电量增加。

• 风电及光伏发电的收入合计增加人民币6,497,998,000元，主要是由于透过战略性并购，扩大合并装机容量，以及年内多个发电项目投入商业运营。

• 火电收入录得温和增长人民币339,401,000元，主要受惠于电力系统对电源调频调峰的需求增加。

• 储能收入增加人民币1,360,059,000元，反映本集团的储能业务持续扩张。

经营成本

本集团经营成本主要包括燃料成本、发电机组和设施的维修及保养开支、折旧与摊销、员工成本、工程承包成本、储能设备销售成本、消耗品及其他经营开支。二零二四年，本集团的经营成本为人民币45,319,966,000元，较上年度的人民币38,544,960,000元上涨17.58%。上涨主因为清洁能源收购事项、多个清洁能源项目投产及并入，以及储能业务扩张。

总燃料成本

总燃料成本减少人民币444,558,000元或2.65%，主要原因是煤炭价格同比下降。

单位燃料成本

本集团煤电业务的平均单位燃料成本为人民币270.58元╱兆瓦时，较上年度的人民币285.51元╱兆瓦时下降5.23%。进口煤炭量同比的增加对年内动力煤价格构成下行压力。同时，为了进一步降低燃料成本，本集团持续优化采购结构，捕捉煤炭价格下行的机会，增加市场煤和进口煤采购，以补充或置换长协煤项下的煤炭供应。此外，本集团深入分析铁路运输成本优惠政策，以保障铁路运力和优惠措施，进一步降低单位燃料成本。

折旧及员工成本

主要因清洁能源收购事项及年内大量新增发电机组开始商业运营所带来的业务拓展，导致物业、厂房及设备与使用权资产的折旧以及员工成本合计增加人民币4,483,811,000元。

储能设备销售成本及工程承包成本

本集团的储能板块主要从事储能设备销售及提供储能一体化电站开发和组装集成的工程承包服务。二零二四年，储能设备销售成本及工程承包成本为人民币3,212,636,000元，较上年度增加人民币963,197,000元或42.82%，主要得益于本集团在国内外市场不断拓展储能业务。拓展导致业务量同比大幅提升，从而导致工程承包及物料的成本大幅增加。

其他经营开支

其他经营开支同比增加人民币1,854,404,000元或44.74%，主要是由于发电相关营运成本上升、其他无形资产摊销增加，以及应收账款及其他应收款项减值拨备有所增加。

其他收益及亏损，净额

其他收益及亏损净收益同比增加人民币56,758,000元或8.36%，主要是由于售热及出售煤炭、煤炭副产品、备件与其他贸易所产生的利润增加。此外，还录得确认负商誉收益及处置物业、厂房及设备的收益。然而，该等净收益因二零二四年的物业、厂房及设备减值增加而被削减。

经营利润

二零二四年，本集团的经营利润为人民币12,167,191,000元，较上年度的经营利润人民币8,715,187,000元增加39.61%。

财务费用

二零二四年，本集团的财务费用为人民币5,043,066,000元（二零二三年：人民币4,273,867,000元），较上年度增加人民币769,199,000元或18.00%。财务费用增加主要因为去年下半年发生的清洁能源收购事项。未来，本集团将继续关注市场变化，把握融资利率下调的机遇，积极优化其债务结构，置换高息借贷。

应占联营公司业绩

二零二四年，本集团应占联营公司业绩为利润人民币551,145,000元，较上年度增加人民币46,290,000元或9.17%。增长主要得益于煤电业务的售电量增加，以及煤炭平均单价等单位燃料成本的下降。这增强了煤电业务的获利能力，并有助抵销风电及光伏发电利润的下降。

应占合营公司业绩

二零二四年，本集团应占合营公司业绩为利润人民币181,455,000元，较上年度减少人民币19,839,000元或9.86%。利润下降主要是由于特定地区需求减少，导致煤电业务的售电量减少。虽然风电及光伏发电售电量大幅增加，相关利润不足以完全弥补煤电经营利润的下降。

所得税支出

二零二四年，本集团的所得税支出为人民币1,470,790,000元，较上年度增加人民币578,155,000元或64.77%。增加主要是由于水电板块同比实现扭亏为盈，以及火电、风电及光伏发电板块盈利上升所致。

末期股息

于二零二五年三月二十日召开的董事局会议上，董事局建议派付截至二零二四年十二月三十一日止年度的末期股息每普通股人民币0.162元（相等于0.1754港元，以中国人民银行于二零二五年三月二十日公布的汇率计算）（二零二三年：每普通股人民币0.132元），根据于二零二五年三月二十日发行的12,370,150,983股股份计算，合共人民币2,003,964,000元（相等于2,169,724,000港元）（二零二三年：人民币1,632,860,000元）。加上为庆祝本公司于香港联交所上市20周年而派发的特别股息每普通股人民币0.05元，本年度股息总额为每普通股人民币0.212元。

二零二四年的派息比率（按年度宣派股息（不包括一次性特别股息）除以普通股股东应占利润计算）为60%（二零二三年：61%）。董事局确认，二零二四年作出的股息决定符合本公司的股息政策，即最低派息比率不低于50%，且二零二四年派息比率与上年度相比，相对保持稳定。

公平值计量且计入其他全面收益（「公平值计入其他全面收益」）的权益工具

于二零二四年十二月三十一日，呈列公平值计入其他全面收益的权益工具账面值为人民币5,091,105,000元，占资产总额1.50%，其中包括上市的股票证券人民币3,331,389,000元及非上市的权益投资人民币1,759,716,000元。

上市的股票证券为本集团持有之上海电力股权。于二零二四年十二月三十一日，本集团持有上海电力已发行股本12.90%（二零二三年十二月三十一日：12.90%），其A股于上海证券交易所上市。此被划分为第1级别金融资产的公平值计量，而其公平值较二零二三年十二月三十一日的人民币3,073,452,000元增加8.39%。

非上市的权益投资为本集团对若干分别主要从事金融服务、煤炭生产及电力交易服务之非上市公司的权益投资。彼等被划分为第3级别金融资产的公平值计量，而其公平值较二零二三年十二月三十一日的人民币1,686,892,000元增加4.32%。

市场法是用于衡量上述第3级别金融资产的公平值的计算方法和主要输入数据，即该等权益工具的公平值乃根据于相同或相似行业的一系列可比较之上市公司的市值倍数来估计适当的价值比率。主要输入数据为(i) 该等股权的市场价值、(ii) 可作比较公司的市净率（1.60至2.00）及市盈率（9.70至12.60），以及(iii) 缺乏流动性折扣比率（29.69%至31.05%）。

截至二零二四年十二月三十一日止年度，公平值计入其他全面收益的权益工具公平值收益（除税净额）人民币195,570,000元（二零二三年：亏损人民币413,328,000元）已于综合全面收益表内确认。

重大收购及出售

于二零二四年九月三十日，本公司收到国家电投发出《关于筹划重大资产重组事项的通知》（「该通知」）。国家电投建议本公司转让其主营水电业务的附属公司，包括五凌电力及长洲水电的控股权予远达环保（一家于上海证券交易所上市的公司），以认购其将配发的新股加现金代价（「资产重组建议」）。若资产重组建议得以实施，预计本公司将成为远达环保的直接控股股东，而本公司预计透过远达环保维持五凌电力及长洲水电的控股。

为把握该通知带来的机遇，于二零二四年十月十八日，本公司、湖南湘投国际投资有限公司（「湘投国际」）与远达环保订立重组框架协议I，据此本公司及湘投国际拟转让各自于五凌电力的所有股权予远达环保，以换取其发行的新股加现金代价。同时，本公司的全资拥有附属公司广西公司与远达环保订立重组框架协议II，据此广西公司拟转让其于长洲水电64.93%的股权予远达环保，以换取其发行的新股加现金代价。在实施资产重组建议前，五凌电力及长洲水电将进行预重组建议。详情载于下文「报告期后事项」一节。

为发挥「两个联营」（即「煤炭与煤电」和「煤电与新能源」）的产业模式优势，于二零二四年十二月六日，本公司、淮南矿业与平圩发电（本公司拥有60%权益的附属公司）订立增资扩股协议。根据增资扩股协议，淮南矿业同意透过向平圩发电注册资本注资的方式，以代价人民币152,823,808.16元（约相等于166,113,000港元）收购平圩发电11%的股权。该交易已于二零二四年十二月三十日完成交割，于交割后，本公司在平圩发电的股权由60%摊薄至49%。因此，平圩发电已不再为本公司的附属公司，而成为了本公司的联营公司。

除上述披露者外，本集团于回顾年内并无任何其他重大收购及出售。

报告期后事项

在实施资产重组建议前，五凌电力和长洲水电将进行预重组建议。预重组建议包括以下三个部分：(1)五凌电力的外部收购；(2)成立合资公司；以及(3)集团内重组。于二零二五年一月十七日，五凌电力与各相关卖方（即国家电投联系人和北京鑫赢）签订了五凌外部收购协议。同日，五凌电力亦与湖北电投签订了买卖协议，有条件收购蓝山县卓越新能源开发有限公司（「蓝山县卓越」）100%的股权。有关五凌外部收购协议、收购蓝山县卓越以及关于成立合资公司及集团内重组相关事宜的进一步详情，请参阅本公司于二零二五年一月十七日刊发的公告。该交易目前正在进行中，本公司将在适当时候及时发布有关该交易的最新消息。

五凌电力期末后顺利完成债务再融资，详情请见下文「重要融资」项下「科创票据」一节。

流动资金、现金流量及资金来源

于二零二四年十二月三十一日，本集团的现金及现金等价物为人民币6,073,616,000元（二零二三年十二月三十一日：人民币5,738,815,000元）。流动资产为人民币51,638,373,000元（二零二三年十二月三十一日：人民币45,642,151,000元），流动负债为人民币93,182,359,000元（二零二三年十二月三十一日：人民币75,170,626,000元）及流动比率为0.55（二零二三年十二月三十一日：0.61）。

由于清洁能源收购事项，于二零二三年八月十七日，本公司就日期为二零二二年五月六日的金融服务框架协议与国家电投财务订立补充协议，以修订相关金融服务的年度上限。经修订后，本集团存放于国家电投财务的最高每日存款结余（包括应计利息）的年度上限提升至人民币90亿元，而其他主要条款维持不变。根据金融服务框架协议及其补充协议，国家电投财务将继续按非独家基准向本集团提供存款服务、结算服务、贷款服务以及国家金融监督管理总局批准的其他金融服务。金融服务框架协议及其补充协议将于二零二五年六月七日到期。本公司拟续签金融服务框架协议，并将寻求其独立股东的批准。本公司将会适时公布金融服务框架协议续签的最新消息。

在二零二四年一月一日至二零二四年十二月三十一日止期间，本集团存放于国家电投财务的最高每日存款结余（包括应计利息）约为人民币89.9亿元（二零二三年十二月三十一日：约人民币89.7亿元），并未超逾年度上限人民币90亿元。

根据前述的金融服务框架协议及其补充协议，国家电投财务透过包括业务资讯系统及跨境资金调度通道等自身金融资源，为本集团提供了内部资金管理平台、跨境资金调度平台等其他金融服务。该等平台实现了账户余额及收支状况的即时监控，防范了资金风险。同时，亦有助跨境资金的灵活高效调度，增加了境内外资金的流动性，拓宽了境内附属公司的融资渠道，降低了资金出入境因外汇监管政策的变动所带来的不确定性。

回顾年内，本集团录得现金及现金等价物净增加人民币334,817,000元（二零二三年：净增加人民币1,511,664,000元）。截至二零二四年十二月三十一日止年度：

• 经营活动所得现金净额为人民币10,621,363,000元（二零二三年：人民币9,903,018,000元），增加主要因为经营利润同比上升。

• 投资活动所用现金净额为人民币35,172,389,000元（二零二三年：人民币26,843,571,000元），所用现金增加主要因为以往年度收购附属公司的应付代价之付款递延影响，以及物业、厂房及设备之付款及兴建发电厂之预付款同比增加。

• 融资活动所得现金净额为人民币24,885,843,000元（二零二三年：人民币18,452,217,000元），增加主要是由于借贷净额按年上升。然而，年内赎回永续债及特别股息之付款却抵销了部分升幅。

本集团的资金来源主要来自经营活动所得的现金流入、债务工具、银行及关联方授予的借贷，以及项目融资。

债务

于二零二四年十二月三十一日，本集团的债务总额为人民币197,360,970,000元（二零二三年十二月三十一日：人民币168,714,840,000元）。本集团的债务总额99%以上是以人民币计值。

于二零二四年十二月三十一日，本集团的负债比率以净负债（即债务总额减现金及现金等价物）除以资本总额（即权益总额加净负债）计算约为64%（二零二三年十二月三十一日：约63%）。如上文「流动资金、现金流量及资金来源」一节所述，由于融资活动所产生的新债务，本集团的负债比率略有上升。

于二零二四年十二月三十一日，国家电投财务授予的借贷金额约为人民币110.3亿元（二零二三年十二月三十一日：约人民币82.4亿元）。

本集团于二零二四年及二零二三年十二月三十一日的债务详情载列如下：

上述债务的到期日如下：

在以上债务中约人民币63,916,901,000元（二零二三年十二月三十一日：约人民币48,169,746,000元）为定息债务，而余下按人民币计值之债务，乃根据中国人民银行有关规例调整，并按介乎1.00%至4.95%（二零二三年：介乎1.60%至5.10%）的年利率计息。

资产减值

本集团在资产发生任何减值迹象时，将对资产进行减值测试以判断其是否发生减值。

于二零二四年，本集团计提物业、厂房及设备减值总额人民币265,262,000元（二零二三年十二月三十一日：人民币66,964,000元）。减值主要由于当地及环境政策变化导致一个光伏发电项目在建设阶段被取消开发配额，以及一个光伏发电项目因拆除而产生的废弃光伏板减值。此外，本集团计提应收账款及其他应收款项减值人民币228,494,000元（二零二三年十二月三十一日：减值回拨人民币2,328,000元）。减值主要由于当地补贴分配惯例和政策的变化导致部分已确认的电价补贴可回收性变得有限。

重要融资

债务融资工具的发行

本公司已获中国证券监督管理委员会批准于中国境内公开发行公司债券并在上海证券交易所上市，发行总额不超过人民币30亿元，注册有效期为两年，可分期发行。本公司于二零二四年三月及四月分别发行(i) 第一期公司债券，发行本金额人民币20亿元，年利率2.67%，期限3年；及(ii)第二期公司债券，发行本金额人民币10亿元，年利率2.39%，期限3年。

绿色票据

按现有在中国银行间市场交易商协会发行债务融资工具的注册下，本公司于二零二四年四月、六月及十月分别发行(i) 第一期绿色中期票据（可持续挂钩），发行本金额人民币20亿元，年利率2.12%，期限3年，此为中国债券市场上首次发行其票面利率与发行人的国家核证自愿减排量绩效目标挂钩的商业票据；(ii) 第二期绿色中期票据，发行本金额人民币15亿元，年利率2.58%，期限10年；及(iii) 第三期绿色中期票据（碳中和债），发行本金额人民币10亿元，年利率2.28%，期限5年。

科创票据

五凌电力获得中国银行间市场交易商协会发出《接受注册通知书》，确认接受其在中国境内分批发行总额为人民币10亿元的资产担保债务融资工具（科创票据）申请，自二零二四年八月起两年为注册有效期限。于二零二四年九月三日，五凌电力发行其第一期科创票据，发行本金额人民币4亿元，年利率1.97%，期限181天（「2024 年第一期科创票据」）。该科创票据到期后，五凌电力于二零二五年二月二十七日发行另一期科创票据，发行本金额人民币4亿元，年利率1.90%，期限240天，旨在偿还2024 年第一期科创票据。

以上债务工具的所得款项已全数用作偿还现有借贷及补充日常经营的营运资金。

股权激励计划

本公司经股东于二零二二年六月十五日举行的特别股东大会上批准，采纳股权激励计划。根据股权激励计划，本公司于二零二二年七月分两批授出合共103,180,000份股票期权。上述所有承授人均为本公司或其控股附属公司的员工。于二零二四年一月一日，已授予但尚未失效或注销的股票期权有93,060,000份。回顾年内，有34,394,800份股票期权失效。因此，于二零二四年十二月三十一日，本公司在股权激励计划项下尚余58,665,200份股票期权。经考虑承授人的离开情况以及基于对未来股票期权失效的修订估计，本公司于回顾年内确认股份支付开支人民币19,283,000元（二零二三年：人民币7,422,000元）。

资本性支出

二零二四年，本集团的资本性支出为人民币28,212,560,000元（二零二三年：人民币30,313,575,000元）。其中，清洁能源板块（水电、风电、光伏发电及储能）的资本性支出为人民币24,583,792,000元（二零二三年：人民币24,677,137,000元），主要用于新发电厂和发电站的工程建设，以及与储能业务相关的资产购置；而火力发电板块的资本性支出为人民币2,872,444,000元（二零二三年：人民币4,636,413,000元），主要用于新发电机组的工程建设和现有发电机组的技术改造工程。该等支出的资金来源主要来自项目融资、债务工具、由业务营运所产生的资金及关联方授予的借贷。

资产抵押

于二零二四年十二月三十一日，若干物业、厂房及设备账面净值人民币632,581,000元（二零二三年十二月三十一日：人民币2,235,221,000元）已作为合共人民币1,546,617,000元（二零二三年十二月三十一日：人民币1,235,982,000元）的若干银行借贷、关联方授予的借贷及其他借贷（二零二三年十二月三十一日：若干银行借贷及其他借贷）的抵押。另外，若干应收账款权利人民币9,576,998,000元（二零二三年十二月三十一日：人民币7,530,108,000元）已作为合共人民币31,911,780,000元（二零二三年十二月三十一日：人民币33,517,642,000元）的若干银行借贷、其他借贷及租赁负债的抵押。

或然负债

于二零二四年十二月三十一日，本集团并无重大或然负债。

主要政策回顾

扩大市场化机制

于二零二四年二月，国家发改委公布了《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》（「新办法」），新办法于二零二四年四月一日正式生效，并同时废止自二零零七年九月一日起施行的《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》。根据新办法，可再生能源发电项目的上网电量分为保障性收购电量与市场交易电量两类。国家计划性收购定位为保障性的消纳角色，目的在于引导电力市场相关成员利用市场化方式主动消纳绿电，而不是依赖过去由电网企业被动消纳绿电的模式。

取消电网企业全额收购后，部分新能源发电企业面临消纳问题，这些过剩电力需通过市场交易获取收益。为此，国家出台新规则（见以下定义），提供新能源发电企业参与市场交易的机会。在二零二四年四月，国家发改委发布了《电力市场运行基本规则》（「新规则」），新规则于二零二四年七月一日生效。新规则旨在构建全国统一的电力市场交易体系，打破跨省和跨区的交易壁垒，促进全国电力平衡。实施新规则后，发电企业能够根据市场需求灵活调整生产策略，提高发电效率和经济效益，并为其电力消纳开辟新管道。

二零二四年十一月，国家能源局发布了《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》（「蓝皮书」）。蓝皮书明确了全国统一电力市场建设的时间表和路线图。到2025年，预计将初步建成全国统一电力市场，实现全国基础性交易规则和技术标准的统一。到2029年，计划全面建成全国统一电力市场，推动市场基础制度规则和市场监管的公平统一。到2035年，将进一步完善全国统一电力市场，以支撑高水准社会主义市场经济体制的全面建立。

促进绿色电力消纳

电网系统是新能源高效输送和消纳的核心环节。随着新能源大规模并网，对配套电网的建设需求显著增加。于二零二四年五月，国家能源局发布了《关于做好新能源消纳工作保障新能源高质量发展的通知》（「发展通知」），发展通知针对部分地区新能源消纳能力分布不均的问题，指出发电能力已远超当地用电需求。为此，发展通知要求打破省间壁垒，禁止限制跨省新能源交易，并提出加快探索建立区域电力市场等措施，以进一步优化资源配置能力。

在促进新能源消纳方面，绿证制度被认为是保障可再生能源电力消纳的重要工具，也是支持社会绿色低碳转型、实现双碳目标的重要方法之一。二零二四年八月，国家能源局发布了《可再生能源绿色电力证书核发和交易规则》，进一步统一了绿证的核发和交易行为，明确了绿证的核发、交易及划转、有效期、资讯管理和监管等具体要求。这些措施对推动绿证交易规模，以及助力提升全社会绿色电力消费具有重要的现实意义。

加快煤电绿色转型

二零二四年七月，国家能源局印发《煤电低碳化改造建设行动方案（2024–2027 年）》（「行动方案」）。目标是到二零二七年，改造一批煤电低碳化项目，应用低碳发电技术，使相关项目的度电碳排放较2023 年降低约50%，接近天然气发电机组的排放水平。行动方案还提到多项支持措施，包括加大政府投资补助，鼓励符合条件的项目

通过不动产投资信托基金(REITs)、绿色债券或绿色信贷等方式融资，将有助于拓宽煤电低碳化改造路径，促进煤电项目的清洁低碳转型。

二零二四年八月，《中华人民共和国能源法》（「能源法」）由十四届全国人大常委会第十二次会议通过，并于二零二五年一月一日实施。能源法将多元能源品种、多重转型目标整合在同一框架下，从法律角度指明了能源领域转型发展方向与路径，规范了各能源品种的定位和发展次序。在电力方面，能源法提出要合理布局燃煤发电的建设，使其进一步向支撑性和调节性电源转型，以更好地服务电力系统的调节需求。在电网层面，能源法明确加强网源协同，推进电网基础设施智慧化改造和智慧微电网建设，提高电网对可再生能源的接纳、配置和调控能力。

随着电力改革的不断推进，省间交易规模的扩大将有利于新能源资源丰富的省份，使得这些省份优质的绿电资源能够更多地外送，从而提升绿电的消纳能力。另一方面，预计新能源进入市场化后，短期内大部分省份的绿电电价将面临压力，行业整体盈利能力可能下降。然而，从长远来看，更明确的价格信号将有助于界定行业的投资边界，并更精准地引导行业理性和健康的发展。

此外，电力采购和发电市场化，特别是现货市场，将更清晰地反映不同时间和地点的电力供需状况。这对可调节性更强的电源，如火电和大型水电等，将带来积极影响。对于调节能力较弱的绿色电力而言，电价将面临明显压力。然而，绿色电力的价格优势也将吸引更多用户，从而提高其消纳水平。展望未来，中国电力将继续合理配置不同类型的电源品种，以应对不断变化的市场环境。