建投能源日前在披露投資者關系活動記錄表時表示，2023年以來，隨著國內煤炭產能的釋放以及進口煤的增加，煤炭市場價格開始下行。預計2023年煤炭市場供需形勢較去年將有所緩解，煤炭價格中樞將有所下移。公司將科學研判煤炭供需形勢，采取錯峰采購、少量多采等策略，多措并舉降低燃料成本。

建投能源介紹，一季度業(yè)績虧損主要原因為煤炭成本上漲。受春節(jié)、供暖季保供等因素影響，公司一季度平均綜合標煤單價為1,046.75元/噸，較去年同期上漲8.23%，對公司一季度的業(yè)績影響較大。

公司一季度標煤價格較高的原因主要為一季度春節(jié)休假以及供暖季燃料需求增大影響煤炭市場供需及運力偏緊。

公司煤炭采購來源主要為河北本地、山西、陜西及內蒙古等地區(qū)。河北地區(qū)主要煤炭供應商為冀中能源和開灤集團，占比約20%，省外占比約80%。

電力方面，建投能源表示，公司發(fā)電業(yè)務目前主要集中在河北區(qū)域，其中在河北南部電網擁有7家發(fā)電公司，總裝機容量644萬千瓦；在冀北電網擁有4家發(fā)電公司，總裝機容量271萬千瓦。另外，公司在山西省擁有1家控股發(fā)電公司。公司與國內大型發(fā)電集團合作參股投資發(fā)電企業(yè)12家。目前河北區(qū)域內還有國家能源集團、華能集團、華電集團、大唐集團、華潤集團和國電投集團等投資的發(fā)電公司。

2023年一季度平均上網結算電價為400.00元/兆瓦時，同比提高2.94%。2022年全年河北區(qū)域已執(zhí)行基準上浮20%的市場電價政策，同時從4月開始實施分時電價機制，平段電價按市場交易購電價格和電網代理購電平均上網價格執(zhí)行，高峰和低谷時段用電價格在平段電價基礎上分別上下浮動50%；尖峰時段用電價格在高峰電價基礎上上浮20%。自2022年12月1日起河北省進一步完善河北南網的分時段電價政策，對河北南網分時段電價上下浮動比例做了調整，其中高峰和低谷時段用電價格在平段電價基礎上分別上下浮動70%，峰谷電價差進一步拉大。根據相關電價政策，公司將在保障電力穩(wěn)定供應的同時，繼續(xù)優(yōu)化峰平谷時段電量結構，努力提高電價水平，增加發(fā)電效益。

公司在建項目建投壽陽熱電、華陽建投陽泉熱電計劃2023下半年實現投產。西柏坡電廠四期工程1×66萬千瓦項目、任丘熱電二期2×35萬千瓦項目已于2023年3月獲得核準，計劃年內開工建設。后續(xù)公司將根據區(qū)域能源發(fā)展規(guī)劃，穩(wěn)步有序開展煤電項目的開發(fā)工作。

新能源方面，建投能源稱，光伏發(fā)電領域是公司綠色低碳轉型的重要方向，公司采取“一體多翼”策略，以控股子公司建投國融為項目開發(fā)、建設和運營主體，同時其他子公司依托自身優(yōu)勢積極爭取項目開發(fā)機會。截至目前，公司已投運光伏項目容量31萬千瓦，備案、在建及待開工項目105萬千瓦。公司對光伏項目的開發(fā)有盈利能力和開發(fā)條件上的篩選，而不是單純追求規(guī)模。

優(yōu)化轉型方面，建投能源表示，公司一是做好存量煤電資產的提質增效，以效益為中心，堅持成本領先，提升市場競爭力；根據區(qū)域能源發(fā)展規(guī)劃，穩(wěn)步有序開展煤電項目的開發(fā)，保持煤電裝機的規(guī)模優(yōu)勢；積極推進煤電機組“三改聯動”，主動適應煤電角色轉換和市場新需求，拓展煤電生存發(fā)展空間。二是堅持綠色低碳戰(zhàn)略導向，加快轉型升級步伐。推動“煤電+新能源+儲能”的耦合發(fā)展，加速新能源項目投資，推進抽水蓄能項目落地，密切跟蹤儲能、氫能等領域的技術和產業(yè)發(fā)展方向，積極探索將儲能、氫能產業(yè)與公司現有能源業(yè)務深度融合，實現產業(yè)布局新突破。