华能国际电力股份：2021年年报净利-1319088.90万元 同比减少605.29%

一、基本财务数据情况

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二、分红送配方案情况

不分红

三、业务回顾与展望

　　一、经营情况讨论与分析

　　2021年，公司实现营业收入为人民币2,046.05亿元，比上年同期上升了20.75%。受燃煤采购价格同比大幅上涨影响，公司全年业绩亏损，归属于母公司股东净利润为人民币-102.64亿元，比上年同期下降了324.85%，每股收益为人民币-0.79元。

　　2021年，公司中国境内各运行电厂按合并报表口径累计完成上网电量4,301.65亿千瓦时，同比增长13.23%；公司境内电厂全年平均利用小时4,058小时，同比增长314小时。其中燃煤机组利用小时4,488小时，同比增长429小时。公司大部分燃煤电厂的利用小时数在所在地区处于领先水平。供热量累计完成2.97亿吉焦，同比增长12.64%。

　　2021年，公司全年共采购煤炭2.03亿吨。面对高企的煤价，公司准确研判煤炭市场走势，抓好国家政策落实，优化采购策略、区域供应结构，加强与重点大矿合作的力度，提前锁定优质资源，积极有效地应对国内电力需求快速增长、煤炭资源缺口大、煤价高涨等新的形势和挑战，持续履行为社会提供充足、可靠环保电能的职责。2021年，公司原煤采购综合价为770.67元/吨，同比上涨60.85%。境内火电厂售电单位燃料成本为316.36元/兆瓦时，同比上涨51.32%。

　　2021年，公司安全生产、技术经济及能耗指标继续保持行业领先，公司境内火电机组平均等效可用率为93.26%，生产供电煤耗为290.69克/千瓦时,生产厂用电率为4.34%。公司高度重视节能环保工作，目前，公司全部燃煤机组均装有脱硫、脱硝和除尘装置，各项指标均符合环保要求。截至2021年底，公司超低排放机组容量占比达到99%。

　　2021年,公司新增可控发电装机容量5,232.45兆瓦。其中，低碳清洁能源项目投产3,232.45兆瓦。公司低碳清洁能源装机比重同比提高1.79个百分点。截至2021年12月31日，公司拥有可控发电装机容量118,695兆瓦，权益发电装机容量103,875兆瓦。

　　2021年，公司境外项目盈利。中国准则下，新加坡业务实现营业收入163亿元，实现净利润1.25亿元；巴基斯坦业务实现营业收入52亿元，实现净利润7.62亿元。

　　二、报告期内公司所处行业情况

　　根据中电联发布的数据，2021年，全国全口径发电量83,768亿千瓦时，同比增长9.8%。其中煤电50,270亿千瓦时，同比增长8.6%；风电和并网太阳能发电量分别为6,556亿千瓦时和3,270亿千瓦时，同比分别增长40.5%和25.2%。2021年，全国6,000千瓦及以上电厂发电设备平均利用小时数为3,817小时，同比增加60小时，其中，燃煤发电4,586小时，同比增加263小时。

　　2021年，全球能源供应紧张，境内外煤炭市场供需形势偏紧，煤价大幅上涨。进入四季度国家相关主管部门多措并举保供稳价，释放优质保供产能，确保迎峰度冬能源安全。2021年10月15日，国家发改委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，燃煤发电市场交易电价上下浮动范围原则上扩大为不超过20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制，取消工商业目录销售电价，推动工商业用户全部进入电力市场。尽管如此，全年CECI5500大卡动力煤指数均价为1,044元/吨，同比大幅上涨81.3%。2021年，因电煤价格上涨导致全国煤电企业电煤采购成本大幅增加，对煤电企业形成了巨大冲击。

　　2022年1月18日，国家发改委、国家能源局联合印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，要实现电力资源在全国更大范围内共享互济和优化配置，加快形成统一开放、竞争有序、安全高效、治理完善的电力市场体系。随着政策端和基本面共同发力，煤炭价格逐渐向合理区间回归，煤炭价格上涨逐步向电价端传导。2022年2月24日，国家发改委印发《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，明确煤炭中长期交易价格合理区间为570元-770元/吨，并表示将运用《价格法》调控煤炭市场价格，以上措施将会对煤价理性回归起到积极的促进作用。

　　三、报告期内公司从事的业务情况

　　公司主要在中国全国范围内开发、建设和经营管理大型发电厂,是中国最大的上市发电公司之一。截至2021年12月31日，公司拥有可控发电装机容量118,695兆瓦，权益发电装机容量103,875兆瓦，天然气、水电、风电、太阳能和生物质发电等低碳清洁能源装机占比达到了22.39%。公司中国境内电厂广泛分布在二十六个省、自治区和直辖市；公司在新加坡全资拥有一家营运电力公司，在巴基斯坦投资一家营运电力公司。

　　公司的主要业务是利用现代化的技术和设备，利用国内外资金，在国内外开发、建设和运营大型燃煤、燃气发电厂、新能源发电项目及配套港口、航运、增量配电网等设施，为社会提供电力、热力及综合能源服务。报告期内，公司电力、热力销售收入约占主营业务收入的99.84%。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）及燃料价格等方面。同时，技术创新、环境政策、人才队伍等亦会间接影响公司当期业绩和发展潜力。

　　公司上网电量受到国家整体经济运行形势、公司装机容量、区域布局、装机结构、市场竞争等多重因素综合影响。2021年，全社会用电需求高速增长，拉动发电侧电量同比大幅上升，公司采取加强电量督导、减少机组备用等措施,公司中国境内各运行电厂按合并报表口径累计完成上网电量4,301.65亿千瓦时，同比增长13.23%。供热量累计完成2.97亿吉焦，同比增长12.64%。

　　电价和燃料价格主要受国家政策、市场竞争和供求关系影响。2021年公司中国境内各运行电厂平均上网结算电价为431.88元/兆瓦时，同比上升4.41%；境内火电厂售电单位燃料成本为316.36元/兆瓦时，同比上涨51.32%。

　　四、报告期内核心竞争力分析

　　1、规模和装备优势突出

　　截至2021年底，公司可控发电装机容量达到118,695兆瓦，境内电厂全年上网电量4,301.65亿千瓦时。公司燃煤机组中，超过54%是60万千瓦以上的大型机组，包括16台已投产的世界最先进的百万千瓦等级的超超临界机组和国内首次采用的超超临界二次再热燃煤发电机组。新能源方面，公司在国内首次实现了5兆瓦风机批量投产。

　　2、低碳清洁能源比例不断提高

　　公司大力推进能源结构转型,低碳清洁能源比例不断提高。截至2021年底，公司风电装机容量为10,535兆瓦（含海上风电2,012兆瓦），太阳能发电装机容量为3,311兆瓦，水电装机容量为368兆瓦，天然气发电装机容量为12,243兆瓦，生物质能源装机容量为120兆瓦，低碳清洁能源装机容量占比提升至22.39%。

　　3、创新力度持续增强，节能环保指标保持领先

　　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，首套大型火电机组国产DCS分散控制系统、PLC工控系统投入运行，高碱煤液态排渣锅炉技术、700℃高效超超临界发电技术和燃机自主运维技术完成主要研发工作并开展应用示范。2021年，公司系统授权发明专利80件、实用新型专利2,365件，申请PCT专利28件、美日欧专利20件，授权国际专利5件。此外，公司的环保排放水平符合国家标准，燃煤机组均已按国家要求实现了烟气超低排放，平均煤耗、厂用电率、水耗等能耗指标也处于行业领先地位。

　　4、电厂的区域布局优势

　　截至2021年底，公司在中国境内的电厂分布在二十六个省、自治区和直辖市，其中位于沿海沿江经济发达地区的电厂，是公司机组利用率高、盈利能力强的优质火力发电资产。这些区域运输便利，有利于多渠道采购煤炭、稳定供给，降低发电成本。同时，公司拥有诸多港口及码头资源，对提高集约化燃料管理起到了极大的支持作用，有利于公司统一库存、发挥淡储旺耗的功能，加速煤炭周转，减少滞期费用。此外，公司在新加坡全资拥有一家营运电力公司，在巴基斯坦投资一家营运电力公司。

　　5、不断完善的公司治理结构和市场信誉优势

　　作为三地上市的公众公司，公司受到境内外三个上市地证券监管部门的监管和广大投资者的监督。目前公司由股东大会、董事会、监事会和管理层组成的公司治理结构形成了决策权、监督权和经营权之间相互制衡、运转协调的运行机制。不断完善的治理结构，保障了公司的规范化运作。公司在境内外资本市场积累了良好的市场信誉优势，融资渠道广、融资能力强、融资成本低。

　　6、丰富的资本运作经验和海外发展经验

　　公司先后于1994年、1998年和2001年在纽约、香港和上海三地上市，利用境内外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。公司自成立以来，秉持“开发与收购并重”的发展战略，持续开展多种形式的收购，助力公司快速成长。公司实施“走出去”战略，收购、运营新加坡大士能源，响应国家“一带一路”倡议，全面建成中巴经济走廊首个重大能源项目——巴基斯坦萨希瓦尔燃煤电站，积累了海外发展的宝贵经验。

　　7、卓越的市场运营管理和客户服务能力

　　公司坚持以市场为导向、以客户为中心、以效益为目标的市场理念，强化政策和市场分析，坚持灵活策略，坚持量价统筹，坚持区域间协同，努力增发效益电量。积极应对电力市场化改革，推动电碳绿证多市场协同，推动营销数字化建设，完善客户服务体系，提升能销公司客户服务水平，积极开拓综合能源服务新业务。

　　8、高素质的员工和经验丰富的管理层

　　公司坚持“人才资源是第一资源”的理念，积极推进人才强企战略，注重青年人才和国际化人才培养，聚焦公司事业发展，形成了一支结构合理、专业配套、素质优良、忠于华能事业、符合公司发展战略需要的忠诚、干净、担当的高素质专业化人才队伍。公司的管理团队拥有全面的行业知识并深刻了解国内国际电力监管制度，紧跟电力行业的最新发展趋势，能够把握市场商机，制定全面商业策略，评估及管理风险，执行管理及生产计划并提升整体利润，从而提高公司价值。

　　9、大股东的强有力支持

　　自公司上市以来，公司大股东不断将优质资产注入公司，并通过参与公司的股权融资注入现金，始终支持公司的持续、稳定、健康发展。

　　五、报告期内主要经营情况

　　报告期内，本公司实现营业收入2,046.05亿元，比上年同期增长了20.75%；营业成本2,052.81亿元，比上年同期增长了46.75%；营业利润-148.02亿元，比上年同期下降了253.74%；净利润-126.73亿元，比上年同期下降了322.20%。

　　六、公司未来发展的讨论与分析

　　(一)行业格局和趋势

　　2021年底召开的中央经济工作会议着眼于国家经济发展大势，稳字当头、稳中求进，提出了要实施稳健有效的宏观政策、持续激发市场主体活力、畅通国民经济循环、扎实落地科技政策、通过改革开放政策激活发展动力、增强区域发展的平衡性和协调性、兜牢民生底线等重点任务，是2022年以及更长一段时间我国经济发展的根本遵循和行动指南。会议提出，要正确认识和把握碳达峰、碳中和，传统能源逐步退出要建立在新能源安全可靠的替代基础上。要立足以煤为主的基本国情，抓好煤炭清洁高效利用，增加新能源消纳能力，推动煤炭和新能源优化组合。会议同时提出可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制。

　　电力供需方面，根据中电联的分析预测，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，以及疫情和外部环境存在的不确定性，预计2022年全社会用电量同比增长5%-6%，增速同比降低约4个百分点。预计2022年全国基建新增发电装机容量2.3亿千瓦左右，将创历年新高，预计2022年火电利用小时同比略有下降。

　　电力市场方面，2022年1月18日，国家发改委、国家能源局联合印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，要实现电力资源在全国更大范围内共享互济和优化配置，加快形成统一开放、竞争有序、安全高效、治理完善的电力市场体系。随着燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，交易比例呈现上升趋势。考虑煤炭市场价格波动、外送交易电价仍需省间谈判、现货价格随煤价波动、抽水蓄能电价为政府定价等影响，煤电电价上涨幅度将低于20%。受新能源平价投产项目增多影响，风、光电价较2021年有所下降，水电电价与2021年基本持平。碳市场方面，全国碳排放权交易市场在2021年正式启动，2019-2020年度第一个履约周期顺利完成。国家政策逐步从能耗“双控”向碳排放总量和强度“双控”转变，预计碳配额将趋紧。

　　煤炭市场方面，当前党中央高度重视煤炭安全供应工作，相关部委密集发布相关政策，部署煤炭市场稳产稳供稳价工作。2022年2月24日，国家发改委印发《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，明确中长期合同价格合理区间为570元-770元/吨，并表示将运用《价格法》调控煤炭市场价格，以上措施将会对煤价理性回归起到积极的促进作用。消费方面，“十四五”期间严格合理控制煤炭消费增长的基调已经确立，加上清洁能源规模化增长，预计2022年煤炭消费增速放缓。供应方面，国内先进产能持续释放，加上印尼出口供应恢复正常，后期电煤市场供应能力将继续好转，供需格局相较于2021年明显改善，煤价有望在未来逐渐回归合理区间。

　　资金市场方面，根据国务院工作报告和人民银行货币政策执行报告，2022年稳健的货币政策将会灵活适度，加大跨周期调节力度，发挥货币政策工具的总量和结构双重功能，注重充足发力、精准发力、靠前发力，既不搞“大水漫灌”，又满足实体经济合理有效融资需求，着力加大对重点领域和薄弱环节的金融支持，实现总量稳、结构优的较好组合，保持流动性合理充裕。

　　(二)公司发展战略

　　公司全面贯彻“创新、协调、绿色、开放、共享”的新发展理念，坚持系统观念，按照构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系要求，坚持以质量效益为中心，以改革创新为动力，以体制机制为保障，以深化供给侧结构性改革为主线，统筹能源安全和绿色发展，全面推进高质量发展，把公司建设成为管理规范、技术领先、节能环保、结构合理、运营卓越、公司治理和市场价值优秀的国际一流上市发电公司。

　　公司以“四个革命、一个合作”能源安全新战略为根本遵循，以碳达峰、碳中和为目标，推动能源绿色低碳转型，以质量效益为先，坚持“集中式与分布式并重，自主建设为主”的原则，充分利用我国“三北”、沿海、西南和部分中部地区新能源集中式开发的有利条件，进一步打造基地型清洁型互补型、集约化数字化标准化的“三型三化”大型清洁能源基地，加快新能源跨越式发展，加快煤电结构优化升级，择优发展气电及其它清洁能源发电；做强做优综合能源服务，主动适应国家能源供应结构转型，坚持以数字化为手段，积极发展战略新兴产业，围绕核心产业开展多元供应和能源服务转型；坚持融入国内国际双循环新发展格局，按照清洁为主、效益为先、稳健为要的原则加强国际合作，加强境外资产高效运营，提升境外资产抗风险能力和盈利水平；以科技创新支撑高质量发展，坚持服务国家战略，坚持面向公司发展重大需求，坚持数字化智能化发展，深化提升自主创新能力，实施科技示范工程，加强基础性、前瞻性技术研究；坚持以提升效益、改进效率、创造价值为导向，夯实经营管理基础，提高管理效能，优化资产结构，全面提高公司现代化经营管控水平，大力推进提质增效，完善公司治理，提升公司品牌价值，认真履行社会责任。

　　(三)经营计划

　　2022年，公司将坚持稳字当头、稳中求进，完整、准确、全面贯彻新发展理念，服务构建新发展格局，继续实施绿色发展、创新发展、安全发展、卓越运营四大战略，着力提升转型发展、自主创新、经营管理、风险防范、国际化管理“五种能力”，深入实施公司发展战略，奋力开创公司高质量发展新局面。

　　电力建设方面，公司秉持绿色发展理念，将以安全发展为基础，以质量效益为中心，以科技创新为支撑，以现代化管理为手段，大力发展清洁能源，优化火电结构，加快转型升级步伐，实现高质量发展。

　　电力生产方面，公司认真贯彻安全生产领域的法规、政策，不断优化管理，预防安全事故。开展发电机组评级工作，全面提高设备管理的精益化水平。在做好清洁能源发电系统运行维护工作的同时，重视现有火电机组在全社会能源安全体系中的基础性、调节性作用，积极开展延寿测评和改造，保持应急备用机组的健康水平。公司一贯重视发电设备的经济性和灵活性，通过技术改造迎合新的市场需求；积极发展供热产业，升级综合能源服务；深入研究生物质耦合发电的应用前景，捕捉市场机遇；根据各地生态文明建设的需求认真做好各项环保治理工作。

　　电力营销方面，公司将以整体利益最大化为原则，强化市场分析，坚持量价统筹，全力做好市场交易工作，努力多发增发效益电量。积极应对电力市场化改革，推进体制机制建设，强化市场交易人才培养。全力开拓售电市场，提升能销公司运营水平，同时进一步推动优化碳市场交易。力争全年完成境内发电量4,650亿千瓦时左右。

　　燃料方面，公司将密切跟踪政策及国内外煤炭市场的变化，努力推动煤炭中长期合同签约工作，确保合同严格履约。统筹考虑资源产地、运输方式、煤种匹配等因素，持续优化供应结构，实现采购成本最优。强化库存管理，发挥淡储旺耗、低买高用的作用，努力降低采购成本。

　　资金方面，公司将紧跟国际国内资金市场变化，充分发挥信用优势和管理优势，抢抓绿色金融政策，在确保信贷融资主渠道畅通的同时，加大银行间市场发行力度，积极探索资本市场创新融资工具，拓宽融资渠道，在确保资金安全的同时努力降低资金成本。

　　公司将进一步增强机遇意识和风险意识，抢抓发展机遇，有效应对挑战，保持战略定力，合力攻坚克难，统筹抓好安全保障、提质增效、转型升级、改革创新、党的建设，踔厉奋发、笃行不怠，加快创建国际一流上市发电公司步伐。

　　(四)可能面对的风险

　　1.新冠疫情的风险

　　新型冠状病毒肺炎疫情依然存在局部性、季节性爆发的风险，或对宏观经济、用电需求、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，严格执行应急预案，确保人员安全、电力生产、项目建设、物资保障、燃料供应等风险可控、在控。

　　2.电力行业及市场风险

　　（1）随着中国及全球有关国家碳达峰、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，机组利用小时可能持续下降、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公司境内外火电业务产生负面影响。

　　（2）国家逐步从能耗“双控”向碳排放总量和强度“双控”转变。当前，煤电机组容量回收成本机制不健全、辅助服务市场不完善、电力煤炭价格协调的市场化机制尚未形成等诸多因素，制约了发电成本的有效疏导，加大了煤电业务的经营风险。部分高耗能用户用电受限，区域燃煤消耗总量受限，燃煤发电空间不断被压缩，利用小时存在下降风险。

　　（3）随着中国电力市场改革进程进一步加快，市场直接交易规模将不断扩大，现货市场一、二批试点全面加速推进，新能源绿电交易的陆续开市，2022年电煤供需形势不明朗，预计市场竞争将更加激烈，不确定性增加，交易电价存在下行风险。

　　（4）随着新能源机组不断投产，2022年全国非化石能源发电装机将达到总装机的50%左右。由于新能源出力特性，对燃煤机组辅助服务能力的要求更高，在电力迎峰度夏和迎峰度冬期间，部分区域可能存在电力供应紧张风险。

　　公司将积极推进绿色转型，加快提升清洁能源比重。通过替代发展一批、转型改造一批、淘汰备用一批、资本运作一批，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、生物质耦合改造，打造市场竞争新优势；强化政策研究工作，主动适应“双碳”目标下的电力市场发展，继续坚持推动市场规范运行，及时调整定价策略，全力防控电价风险。

　　3.煤炭市场风险

　　（1）国家对煤炭市场的调控力度增强，煤炭“政策市”特征明显，后期价格的不可预见因素继续增加。

　　（2）受年初印尼限制煤炭出口，以及国际形势不确定性的影响，国际煤炭市场供需紧张，年度进口煤补充供应作用或将减弱。

　　（3）国家环保安全督察常态化保持高压，主产区煤炭产能释放将受到一定影响。

　　（4）2022年，国际多数经济体选择与疫情共存，经济复苏步伐加快。中国“稳增长”经济政策持续发力，能耗双控政策弹性增加，工业品生产将保持旺盛，煤炭消费量或持续增长，对电煤供应存在一定影响。

　　公司将密切跟踪国家政策及煤炭市场的变化，努力推动煤炭中长期合同签约工作，加强与有竞争力大矿的合作，确保合同严格履约，保障煤炭安全稳定供应。统筹考虑资源产地、运输方式、煤种匹配等因素，持续优化供应结构，实现采购成本最优。强化库存管理，发挥淡储旺耗作用，加大经济煤种掺烧力度，多措并举努力降低煤炭采购成本。

　　4.碳市场风险

　　全国碳排放权交易市场已经启动，碳排放强度较高机组将会增加碳交易履约成本，碳排放强度较低的机组可获得减排收益，公司整体能源利用水平处于行业领先水平，2019-2020年度整体碳交易履约成本与其他同类公司相比处于较好水平。2021年及后续年度配额分配方案尚未出台，预计配额逐步趋紧，造成发电成本增加的风险。碳市场的启动初期暂未纳入机构与个人交易，后期如机构与个人入市交易，存在发电企业履约成本增加的风险。此外，新加坡政府近日宣布计划在2024和2025年进一步提高碳税水平，如果碳税不能完全通过市场方式向电力用户传导，预计会影响新加坡大士能源的经济效益。

　　公司将密切关注境内外碳市场政策，持续加强碳交易管理，制订碳交易策略；同时，密切关注自愿减排项目重启进展，充分用好抵销政策，力争以较低成本按期完成全国碳市场交易履约工作。

　　5.环保风险

　　公司所属燃煤发电厂的新建机组均配备了技术先进、功能强大的烟气净化系统，其他机组也已按中国政府的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。

　　根据生态文明建设的现状和需求，中国政府还在不断地完善和深化包括但不限于京津冀、长江经济带、珠三角等重点区域的环保政策，在水体保护、扬尘治理等方面提出新的、更严格的要求。

　　公司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，确保各类环保风险得到及时的响应和有效的化解。

　　6.资金市场风险

　　2021年公司燃料采购支出大幅增加，导致经营活动现金净流入显著下降。公司多年来搭建起畅通的融资渠道，积累了良好的融资能力，帮助公司快速筹措资金，但也致使公司债务融资规模大幅增加。公司整体负债率上升，财务风险上升，财务费用预期增加。

　　根据国务院工作报告和人民银行货币政策执行报告，2022年国家稳健的货币政策将会灵活适度，加大跨周期调节力度，发挥货币政策工具的总量和结构双重功能，注重充足发力、精准发力、靠前发力，既不搞“大水漫灌”，又满足实体经济合理有效融资需求，着力加大对重点领域和薄弱环节的金融支持，实现总量稳、结构优的较好组合，保持流动性合理充裕。外币债务方面，公司外币债务规模较小，外币债务利率波动对公司总体影响不大。

　　2022年，公司将着力提升经营业绩，加强资本运作，创新融资工具，拓宽融资渠道，积极利用绿色金融政策，通过争发能源保供债券，加大超短融发行规模等手段，加速资金周转。同时，密切关注境内外资金市场变化，在保证资金需求的前提下，及时调整融资策略，抓住市场窗口期，用好碳减排支持工具和支持煤炭清洁高效利用专项再贷款等政策，降低利率波动风险，努力控制融资成本，实现降本增效。