金开新能：2024年半年度报告
重要提示 本公司董事会、监事会及董事、监事、高级管理人员保证半年度报告内容的真实性、准确性、完整性，不存在虚假记载、误导性陈述或重大遗漏，并承担个别和连带的法律责任。 公司全体董事出席董事会会议。 本半年度报告未经审计。 公司负责人尤明杨、主管会计工作负责人宋璐璐及会计机构负责人（会计主管人员）张宇光声明：保证半年度报告中财务报告的真实、准确、完整。 董 事 会 决 议 通 过 的 本 报 告 期 利 润 分 配 预 案 或 公 积 金 转 增 股 本 预 案根据金开新能2024年半年度财务报告（未经审计），2024年半年度公司合并利润表实现归属于上市公 司 股 东 的 净 利 润 为487,215,091.02元 ； 截 至2024年6月30日 ， 母 公 司 可 供 分 配 利 润为414,377,710.53元。为回报广大股东，秉承长期现金分红的原则，公司2024年上半年度利润分配预 案如下： 1、公司2024年上半年度拟以实施权益分派股权登记日登记的总股本扣除公司回购专用账户的股份余额为基数向全体股东每10股派发现金红利1.00元（含税）。以截至2024年7月31日公司总股本股扣减公司回购账户29,938,500股后的股本数1,967,324,953股测算，拟派发现金红利196,732,495.30元（含税）,占公司2024年上半年度归属上市公司股东净利润（未经审计）的40.38%。2、2024年上半年度公司累计回购金额为148,478,785.62元(含印花税及交易金等费用)。综上，2024年上半年度公司累计分红金额预计为345,211,280.92元(含税)，占公司2024年上半年度归属上市公司股东净利润的70.85%。 3、根据《上市公司回购规则》规定，本次利润分配方案中公司回购证券专用账户中的股份不享有利润分配的权利。如在本次2024年上半年度利润分配预案披露之日起至实施权益分派的股权登记日期间，公司总股本发生变动的，依照变动后的股本为基数实施，并按照上述每股分配比例不变的原则，相应调整分红总额。 本预案需提交股东大会审议批准后实施。 前瞻性陈述的风险声明。本报告包含若干公司对未来发展战略、业务规划、经营计划、财务状况等前瞻性陈述。这些陈述乃基于当前能够掌握的信息与数据对未来所做出的估计或预测，不构成公司对投资者的实质承诺，敬请投资者注意投资风险。 重大风险提示。公司已在本报告中详细阐述在生产经营过程中可能面临的各种风险及应对措施，敬请查阅第三节“管理层讨论与分析”中“可能面对的风险”部分。 目录 （一）载有公司负责人、主管会计工作负责人、会计机构负责人（会计主管人员）签名并盖章的财务报表。（二）报告期内公开披露过的所有公司文件的正本及公告的原稿。 第一节释义 在本报告书中，除非文义另有所指，下列词语具有如下含义： 第二节公司简介和主要财务指标 一、公司信息 二、联系人和联系方式 三、基本情况变更简介 五、公司股票简况 六、其他有关资料 □适用√不适用 七、公司主要会计数据和财务指标 (二)主要财务指标 公司主要会计数据和财务指标的说明 √适用□不适用 注：归属于上市公司股东的净利润较上年同期减少2,947万元，减少5.70%，一是本报告期对合营联营企业投资收益减少4,698万，主要原因为公司于上年同期因联营企业江峡清洁能源股权投资基金(天津)合伙企业(有限合伙)出售新疆风电项目确认了投资收益约5,400万；二是部分电站项目所得税减免优惠期届满，导致公司所得税费用同比增加3,260万。 八、境内外会计准则下会计数据差异 □适用√不适用 九、非经常性损益项目和金额 √适用□不适用 对公司将《公开发行证券的公司信息披露解释性公告第1号——非经常性损益》未列举的项目认定为的非经常性损益项目且金额重大的，以及将《公开发行证券的公司信息披露解释性公告第1号——非经常性损益》中列举的非经常性损益项目界定为经常性损益的项目，应说明原因。□适用√不适用 十、其他 □适用√不适用 第三节管理层讨论与分析 一、报告期内公司所属行业及主营业务情况说明 （一）公司主营业务 报告期内，公司的主营业务为新能源电力的开发、投资、建设及运营，主要包括光伏发电和风力发电等板块。公司主要通过全资子公司金开有限开展生产经营活动，经营模式涵盖光伏电站、风电场及其他绿色能源业态的开发、投资、建设及运营。报告期内，公司在投资、管理、市场多线发展，资产规模进一步扩大，重点在消纳情况良好且具备电价优势的津冀、长江经济带及珠三角等中东南地区开展业务布局，目前公司业务已覆盖全国20余个省、自治区和直辖市。 在电力市场化大背景下，公司积极布局创新业务领域，不断探索绿电与高载能、高附加值产业融合，加强培育绿电转化相关产业，从单纯地生产绿电，逐步向提供绿色能源、绿色产品、绿色解决方案的绿色能源生态服务商发展。报告期内，公司通过“源荷联动、多能互补”等多种模式，赋能绿色电力项目开发，积极探索绿色算力等领域的战略机遇，持续提升公司核心竞争力。 报告期内，公司累计完成发电量41.67亿千瓦时，同比增长14.64%；截至报告期末，公司核准装机容量6,958兆瓦，并网容量4,767兆瓦，分别同比增长18%、12%，其中光伏项目并网容量3,251兆瓦，风电项目并网容量1,390兆瓦，储能及生物质项目并网容量127兆瓦。（二）行业情况说明 1、宏观经济延续恢复向好态势，运行总体平稳、稳中有进 2024年上半年，我国国内生产总值616,836亿元，按不变价格计算，同比增长5.0%，达到2024年政府工作报告设定的目标预期，国民经济延续恢复向好态势，运行总体平稳、稳中有进。其中，一、二季度国内生产总值同比分别增长5.3%、4.7%，从短期来看二季度经济增速回落，既有极端天气、雨涝灾害多发等短期因素的影响，也反映出当前国内有效需求不足、国内大循环不够顺畅等问题比较突出。与世界主要经济体相比，中国二季度经济增长速度高于美国（1.6%）、德国（0.2%）、日本（0.9%）、英国（0.5%）等发达国家，也反映出大体量经济体实现5%左右的中高速增长的难能可贵。 出口、投资、消费“三驾马车”方面，在世界经济增长动能偏弱、外部不确定不稳定因素增多的背景下，得益于多元化的出口国家和出口产品，我国外贸出口质升量稳，2024年上半年出口总额同比增长6.9%；社会消费品零售总额同比增长3.7%，消费保持增长但增速略低于去年同期水平；基础设施建设投资保持平稳增长，固定资产投资同比增长3.9%（扣除房地产开发投资后增长8.5%），设备更新和消费品以旧换新需求正在逐步释放。 2、电力行业保持供需双旺，市场化改革稳步推进 全社会用电量保持较快速度增长。2024年上半年，全社会用电量达到4.66万亿千瓦时，同比增长8.1%，增速比2023年同期提高3.1个百分点。分产业看，一、二、三产业及居民生活用电量同比分别增长8.8%、6.9%、11.7%及9.0%，对新增用电量的贡献率分别约为2%、57%、26%及16%。分地区看，东、中、西部和东北地区用电量同比分别增长7.7%、8.0%、9.6%和3.4%，所有省份全社会用电量均为正增长，其中，西藏、新疆、云南、安徽、海南、内蒙古6个省份用电量增速超过10%。 风电、光伏发电合计装机首次超过煤电。截至2024年6月末，全国发电装机容量30.7亿千瓦，同比增长14.1%；非化石能源发电装机容量16.7亿千瓦，占总装机容量比重达到54.2%。其中，风电4.7亿千瓦，同比增长19.9%，太阳能发电7.1亿千瓦，同比增长51.6%，合计11.8亿千瓦首次超过煤电的11.7亿千瓦；风电、太阳能发电新增装机分别为2,537万、10,401万千瓦，合计新增装机占总新增装机的85.7%。利用小时方面，2024年上半年，全国6,000千瓦及以上电厂发电设备利用小时为1,666小时，同比降低71小时，其中，水电1,477小时、同比提高238小时，风电1,134小时、同比降低103小时，太阳能发电626小时、同比降低32小时。 2024年上半年，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量2.85万亿千瓦时，同比增长7.4%，占全社会用电量比重为61.1%。电力现货市场方面，已有23个省份启动电力现货市场(试)运行，山西、广东、山东电力现货市场进入正式运行；峰谷分时电价方面，2024年以来已有13个省份发布新版峰谷分时电价政策，进一步优化和细化“尖峰-高峰-平段-低谷-深谷”电价、重大节假日深谷电价等电价政策，以更加积极和市场化的信号引导不同市场主体参与交易、获取收益。 3、政策体系不断完善，综合施策以市场化、规范化方式促进新能源消纳 我国新能源行业进入快速成长期，规模的增长已形成良好的行业机制，如何在确保电力系统安全稳定运行的情况下，调动各类市场主体主观能动性，协同运行、优势互补。实现大规模的新能源高效并网消纳，成为当前和今后一段时期的政策重点。2024年上半年重点政策如下： 2024年1月，国家能源局印发《2024年能源监管工作要点》，在9方面27条重点监管工作中，7项重点任务聚焦促进新能源消纳、推进市场化建设、完善辅助服务市场机制等内容。 2024年2月，国家发改委、能源局印发《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》，按照“谁服务、谁获利，谁受益、谁承担”的总体原则，优化调峰、调频、备用等辅助服务交易和价格机制，调动灵活调节资源主动参与系统调节积极，保障电能质量和电力系统安全稳定运行，促进新能源消纳。 2024年2月，国家发改委、能源局印发《关于加强电网调峰储能和智能化调度能力建设的指导意见》，提出到2027年，抽水蓄能电站投运规模达到8,000万千瓦以上，需求侧响应能力达到最大负荷的5%以上，保障新型储能市场化发展的政策体系基本建成，适应新型电力系统的智能化调度体系逐步形成，支撑全国新能源发电量占比达到20%以上、新能源利用率保持在合理水平，保障电力供需平衡和系统安全稳定运行。 2024年3月，国家发改委、能源局印发《关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》，要求配电网补齐短板、提升承载能力，满足大规模分布式新能源接网需求和电动汽车等新型负荷用电需求，明确2025年具备5亿千瓦左右分布式新能源、1,200万台左右充电桩接入能力，到2030年，实现主配微网多级协同、海量资源聚合互动、多元用户即插即用，较好满足分布式电源、新型储能及各类新业态发展需求。 2024年4月，国家发改委、能源局、农业农村部印发《关于组织开展“千乡万村驭风行动”的通知》，鼓励在农村地区充分利用零散土地，因地制宜推动风电就地就近开发利用，原则上每个行政村不超过20兆瓦，探索形成“村企合作”的风电投资建设新模式和“共建共享”的收益分配新机制，实现与农村能源协同互补，与乡村产业深度融合。 2024年4月，国家能源局印发《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》，要求规范新型储能并网接入管理，明确新型储能并网和调度技术要求，科学确定新型储能调度运行方式，公平调用新型储能调节资源，有力支撑新型电力系统建设。 2024年5月，国务院印发《2024－2025年节能降碳行动方案》，2025年非化石能源消费占比达到20%左右，重点领域和行业节能降碳改造形成节能量约5,000万吨标准煤、减排二氧化碳 约1.3亿吨；提出在保证经济性前提下，资源条件较好地区的新能源利用率可降低至90%，“十四五”后两年新上高耗能项目的非化石能源消费比例不得低于20%；2024年底实现绿证核发全覆盖。 2024年6月，国家能源局印发《关于做好新能源消纳工作保障新能源高质量发展的通知》，强调加快推进新能源配套电网项目建设，明确2024年37条开工、33条投产的新能源配套电网重点项目，加强新能源与配套电网建设的协同力度，科学优化新能源利用率目标，确保新能源大规模发展的同时保持合理利用水平。 二、报告期内核心竞争力分析 √适用
