华光环能:无锡华光环保能源集团股份有限公司2024年年度报告摘要

公司代码：600475 公司简称：华光环能
无锡华光环保能源集团股份有限公司
2024 年年度报告摘要

第一节 重要提示
1、 本年度报告摘要来自年度报告全文，为全面了解本公司的经营成果、财务状况及未来发展规划，投资者应当到 http://www.sse.com.cn 网站仔细阅读年度报告全文。
2、 本公司董事会、监事会及董事、监事、高级管理人员保证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。
3、 公司全体董事出席董事会会议。
4、 公证天业会计师事务所（特殊普通合伙）为本公司出具了标准无保留意见的审计报告。
5、 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
经公证天业会计师事务所（特殊普通合伙）审计，截至2024年12月31日，公司母公司报表中期末未分配利润为人民币2,241,977,693.61元。公司2024年年度拟以实施权益分派股权登记日登记的总股本为基数分配利润，具体利润分配方案如下：
上市公司拟向全体股东每股派发现金红利0.35元（含税）。截至本报告发出日，公司总股本955,965,729股，以此计算合计拟派发现金红利334,588,005.15元（含税）。
目前，公司处于回购实施阶段，公司回购账户中的股份，不参与本次利润分配。
2024年12月12 日，公司已实施2024年前三季度权益分派，以方案实施前的公司总股本955,965,729 股为基数，每股派发现金红利 0.10元（含税），共计派发现金红利 95,596,572.90 元。结合本次年度现金分红，2024年度公司拟共计实施现金分红430,184,578.05元，占本年度归属于上市公司股东的净利润比例为61.08%。符合《公司章程》及《公司未来三年（2022-2024年度）股东回报规划》的相关要求。
如在董事会审议通过后到实施权益分派股权登记日期间，因回购股份、股权激励授予股份等致使公司总股本发生变动的，公司拟维持每股分配比例不变，相应调整分配总额。
第二节 公司基本情况
1、 公司简介
公司股票简况

股票种类 股票上市交易所 股票简称 股票代码 变更前股票简称
A股 上海 华光环能 600475 华光股份
联系人和联系方式 董事会秘书 证券事务代表
姓名 舒婷婷 郭缘缘
联系地址 无锡市城南路 3 号 无锡市城南路 3 号
电话 0510-82833965 0510-82833965
传真 0510-82833962 0510-82833962
电子信箱 600475@hghngroup.com 600475@hghngroup.com
2、 报告期公司主要业务简介
（一）能源行业情况
在能源领域，公司主要涉足节能高效发电设备的设计制造、电站工程与服务、地方热电及光伏电站运营业务。报告期内相关能源领域发展情况如下：
1、保障能源安全，推进能源绿色低碳转型
2024 年 3 月，国家能源局印发《2024 年能源工作指导意见》（国能发规划〔2024〕22 号），
坚持把保障国家能源安全放在首位，持续巩固“电力稳定可靠、油气底线可保、煤炭压舱兜底、新能源高质量跃升”良好态势。坚持积极有力推进能源绿色低碳转型。深入践行生态优先、绿色发展理念，坚定不移落实双碳目标，把握好节奏和力度，着力加强供需协同，强化系统消纳，保持清洁能源高质量较快发展势头。坚持依靠科技创新增强发展新动能。深入实施能源技术装备补短板、锻长板、拓新板，加强关键核心技术联合攻关，强化优势能源产业国际竞争力。加强科研成果转化运用，促进新质生产力发展。坚持以深化改革开放激发发展活力。深入推进重点领域和关键环节体制机制改革，持续推进全国统一电力市场体系建设，深化油气市场体系改革，不断提高能源治理效能。务实推进能源国际合作，扩大高水平对外开放，积极参与全球能源治理。
2024 能源工作主要目标：1、供应保障能力持续增强。全国能源生产总量达到 49.8 亿吨标准
煤左右。煤炭稳产增产，原油产量稳定在 2 亿吨以上，天然气保持快速上产态势。发电装机达到31.7 亿千瓦左右，发电量达到 9.96 万亿千瓦时左右，“西电东送”输电能力持续提升。2、能源结构持续优化。非化石能源发电装机占比提高到 55%左右。风电、太阳能发电量占全国发电量的比重达到 17%以上。天然气消费稳中有增，非化石能源占能源消费总量比重提高到 18.9%左右，终端电力消费比重持续提高。3、质量效率稳步提高。能源清洁高效开发利用取得新成效。煤电“三
改联动”持续推进。跨省跨区输电通道平均利用小时数处于合理区间。推动北方地区清洁取暖持续向好发展。科技创新成果应用取得新进展。
针对传统能源：推动煤炭、煤电一体化联营，合理布局支撑性调节性煤电，加快电力供应压力较大省份已纳规煤电项目建设，力争尽早投产。推动退役机组按需合规转为应急备用电源。在气源有保障、气价可承受、调峰需求大的地区合理规划建设调峰气电。推动新型储能多元化发展，强化促进新型储能并网和调度运行的政策措施。
新能源发展：科学优化新能源利用率目标，印发 2024 年可再生能源电力消纳责任权重并落
实到重点行业企业，以消纳责任权重为底线，以合理利用率为上限，推动风电光伏高质量发展。持续推进绿证全覆盖和应用拓展，加强绿证与国内碳市场的衔接和国际认可，进一步提高绿证影响力。修订发布分布式光伏发电项目管理办法，持续开展分布式光伏接入电网承载力提升试点工作。研究光伏电站升级改造和退役有关政策。
针对能源转型：促进北方地区清洁取暖持续向好发展，因地制宜推进超低排放热电联产集中供暖和地热、太阳能、生物质能等可再生能源供暖，逐步发展电力、工业余热、核能供暖等多种清洁供暖方式，推动具备条件的清洁供暖项目稳妥有序实施。推进农村能源革命试点县建设，以点带面加快农村能源清洁低碳转型。修订天然气利用政策，推动天然气在新型能源体系建设中发挥更大作用。发布《能源绿色低碳转型典型案例集》，通过典型示范带动转型发展。继续实施煤电“三改联动”，稳妥有序淘汰落后产能。深入探索火电掺烧氢、氨技术，强化试点示范。
能源技术创新：推进煤炭、油气行业与新能源融合发展，降低单位产品生产能耗和二氧化碳排放量。支持煤制油气项目与新能源耦合发展和碳捕集、利用与封存规模化示范应用。加快能源技术攻关和成果转化。组织实施科技创新 2030—“智能电网”重大项目和“可再生能源技术”“煤炭清洁高效利用”“氢能技术”等能源领域国家重点研发计划项目。促进能源新技术应用示范。组织开展能源数字化智能化核心技术攻关和应用示范。推进电网基础设施智能化改造和智能微电网建设，提高电网对清洁能源的接纳、配置和调控能力。总结全国首批智能化示范煤矿建设成效，更大范围、更高水平推进智能化煤矿建设。实施首批国家能源核电数字化转型技术示范项目。探索推广虚拟电厂、新能源可靠替代、先进煤电、新型储能多元化应用等新技术。
有序推进清洁能源产业链国际合作：构建能源绿色低碳转型共赢新模式，深化新能源科技创新国际合作，加强中欧在风电、智慧能源、储能等重点领域合作，推动一批中欧能源技术创新合作示范项目落地实施。开展中国―东盟清洁能源能力建设计划项目交流，推动成立中国―东盟清
洁能源合作中心。推进与沙特、阿联酋等国共同筹建中阿清洁能源合作中心，加强在氢能领域的务实合作。
2、电力体制改革
《2024 年能源工作指导意见》指出，要深化电力体制改革，助力构建新型电力系统。出台深
化电力市场改革促进新能源高质量发展的意见。加强全国统一电力市场体系建设，推动落实电力现货市场基本规则，制定《电力辅助服务市场基本规则》《电力市场信息披露基本规则》《电力市场准入注册基本规则》，落实煤电两部制电价政策。指导推动山西、广东、甘肃、山东、蒙西等先行先试地区持续深化电力市场化改革，稳步推进南方、京津冀、长三角区域电力市场建设。2024年末，中国电力企业联合会发布关于公开征求《全国统一电力市场发展规划蓝皮书（征求意见稿）》。《蓝皮书》指出，2024-2025 年要初步建成全国统一电力市场，是初步建成期；2026-2029 年要全面建成全国统一电力市场，是全面建成期；2030-2035 年要完善全国统一电力市场，是完善提升期。此外，还从八个方面提出了近中期的重点任务，依次为构建多层次统一电力市场架构；构建功能完备、品种齐全的市场体系；构建适应绿色低碳转型的市场机制；构建系统安全充裕、灵活互动的市场机制；构建统一开放、公平有序的市场运营机制；构建批发与零售市场顺畅协调的衔接机制；构建统筹衔接的政策、管理和市场体系；构建科学高效的市场监管体系。
电力体制改革或将对电力行业产生重大影响：（1）推进全国统一电力市场体系建设、电力现货市场建设，完善电价市场化形成机制和分时电价政策；（2）加强灵活性资源建设，通过健全市场机制、价格机制保障灵活性资源有效释放，从而打开新能源发展空间；（3）推进电力数字化、能源化的建设步伐，以加快发电清洁低碳转型并支撑新型电力系统建设。
3、煤电容量电价政策出台
国家发改委和国家能源局联合发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》（以下简称《通知》），标志着煤电容量电价机制的全面建立。《通知》主要内容包括：煤电容量电价机制的实施范围；容量电价水平的确定方法；容量电费分摊；容量电费考核等内容。此外，《通知》中还对各省的煤电容量电价进行明确界定。2024 年至 2025 年的，煤电将通过容量电价回收固定成本的比例按照 30%确定，部分地区将会高于这一比例。从 2026 年开始，各地容量电价回收固定成本的比例就会统一提升至不低于 50%。
实施范围：煤电容量电价机制适用于合规在运的公用煤电机组。燃煤自备电厂、不符合国家
规划的煤电机组，以及不满足国家对于能耗、环保和灵活调节能力等要求的煤电机组，不执行容量电价机制，具体由国家能源局另行明确。
容量电价水平的确定：煤电容量电价按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定。其中用于计算容量电价的煤电机组固定成本实行全国统一标准，为每年每千瓦 330 元;通过容量电价回收的固定成本比例，综合考虑各地电力系统需要、煤电功能转型情况等因素确定，2024~2025 年多数地方为 30%左右，部分煤电功能转型较快的地方适当高一些，为 50%左右(各省级电网煤电容量电价水平具体见附件)。2026 年起，将各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于 50%。
容量电费考核：正常在运行情况下，煤电机组无法按照调度指令（跨省跨区送电按合同约定，同）提供申报最大出力的，月内发生两次扣减当月容量电费的 10%，发生三次扣减 50%，发生四次及以上扣减 100%。煤电机组最大出力申报、认定及考核等规则，