首先，重点介绍公司在过去一年取得的主要经营业绩和业务进展状况，并进行简要分析。

回顾下公司2015年总体运营情况。截止到2015年12月底，公司装机容量达到42,338兆瓦，同比2014年底增长了2.41%；全年发电量累计完成1697.25亿千瓦时，同比降低了10.12%；公司控参股煤矿煤炭产量全年累计完成3848万吨，同比增长10.38%；聚丙烯产量完成了13.7万吨，同比增长48.75%。

接下来，回顾一下公司2015年总体财务状况。

公司2015年实现营业收入618.9亿元，同比减少11.83%；归属公司股东净利润完成28.09亿元，同比增长56.22%；每股盈利实现0.2110元/股，同比增长56.29%；公司合并资产负债率完成79.12%，同比降低0.01个百分点。

为更加公正客观反映公司财务状况和资产价值，按照《企业会计准则》规定，2015年公司计提资产减值准备13.71亿元，计提坏账准备12.49亿元，计提存货跌价准备3.47亿元，计提长期投资减值准备29.58亿元（该减值不影响公司合并口径利润及归属于母公司净利润）；

上述计提减值准备事项，减少公司2015年利润29.67亿元，减少合并财务报表中归属于母公司净利润20.62亿元，减少公司净利润13.81亿元。

下面，对公司发电业务进行分析和回顾。2015年，公司共计2196兆瓦的控股管理容量投入商业运行，包括火电项目1000兆瓦，水电项目1046兆瓦，风电项目150兆瓦。另外，参股的宁德核电3号机组1089兆瓦容量投入商业运行。公司管理装机容量和权益装机容量同比分别同比增长2.41%和5.51%，公司发电能力继续提升。

2015年公司电源结构持续优化，煤电机组占总装机的比重同比由76.15%降至73.88%；清洁能源占比进一步提升，截止到2015年底，公司清洁能源总装机容量比例由2014年底的23.85%提高到26.12%。水电、燃机、风电和光伏分别占14.41%、6.83%、4.43%和0.45%。

受宏观经济和电力需求增速放缓影响，2015年公司发电机组利用小时数同比下降。全年全口径机组平均利用小时数实现4240小时，同比降低461小时；其中火电机组平均利用小时数实现4482小时，同比下降564小时，风电机组平均利用小时数实现1875小时，同比下降125小时，但水电机组平均利用小时数实现3595小时，同比增加168小时。

尽管公司发电机组利用小时数同比出现负增长，但仍高于全国平均水平。公司管口径利用小时数比全国平均水平高出271小时；火电比全国平均水平高出153小时，充分展现了公司在区域布局、机组容量、设备状况和管理水平方面的优势。

2015年公司电力板块优势明显，火电业务贡献突出。全年电力业务实现盈利137.78亿元，创历史新高。2015年火电（含燃机）合并口径实现利润117.13亿元，占电力板块盈利总额的85.01%，全部电源板块均实现盈利。

下面对公司2015年的发电成本结构和变动情况进行简要分析。

2015年公司成本管控成效显著。在成本结构中占比最大的燃料成本，占总经营成本比例的38.98%，相对于同期（2014年42.79 %）有显著下降。主要原因是受市场煤价下降的影响，2015年火电发电单位燃料成本是151.18元/兆瓦时，同比2014年降幅为10.89%。

2015年公司持续大力度开展节能减排和环保治理工作，单位供电煤耗继续下降，包括二氧化硫、氮氧化物、烟尘和废水在内的主要污染物排放指标同比又有显著下降。2015年公司脱硫、脱硝综合效率分别完成97.13%和81.12%，同比大幅提升。年内完成29台机组的超低排放改造，公司环保治理水平显著提升。

2015年公司项目前期工作有序推进。

2015年度核准项目共计9,488.5兆瓦，其中火电项目为广东雷州、江西新余二期、内蒙古锡林浩特、宁夏平罗等8个项目，共计8864兆瓦；风电项目6个共计479.5兆瓦，主要分布在江西、河北、山西、宁夏等地；光伏项目4个共计100兆瓦，主要分布在青海；水电增容项目45兆瓦，位于重庆。

下面介绍一下公司非电业务方面情况：

2015年，公司4家控参股煤炭企业全年原煤产量实现3848万吨，同比增幅超过10%。2015年，多伦煤化工项目累计生产聚丙乙烯13.7万吨，克旗煤制气项目生产累计生产天然气5.52亿标方，产量均实现同比大幅增长。

2014年7月7日，大唐国际与中国国新控股有限公司签订了《煤化工及相关项目重组框架协议》，拟就公司煤化工板块及相关项目进行重组。

2016年3月29日，国新公司与公司签署了《煤化工及相关项目重组框架协议之终止协议》，确认终止“重组框架协议”。

中国大唐集团公司将主导继续推进煤化工板块及相关项目重组事项。

2015年是十二五的收官之年。回首过去五年，在市场环境急剧变化中，公司发展取得了丰硕的成果！

2011-2015年期间，公司坚持价值思维和效益导向，着力增创发电主业优势，着力强化非电板块攻坚，着力推进结构调整，生产经营局面不断向好，为“十三五”健康发展奠定了坚实基础！

经营业绩：五年来，公司资产总额从2108亿元，增长到3034亿元，增长了43.92%。发电装机规模从3630万千瓦增长到4234万千瓦，增长了16.63%。年度经营利润从46.24亿元增长到65.68亿元，增幅达42.04%。煤电企业亏损面由48%下降到8%，一批历史上长期亏损的企业成功实现扭亏为盈。

安全生产：五年来，公司圆满完成了十八大、APEC会议、抗战胜利70周年纪念活动及历年“两节”“两会”期间的政治保电任务。公司系统共有机组26台次荣获全国发电可靠性金牌（A级）机组称号，占全国获奖总数的13.5%。煤化工、煤炭、冶金等企业，安全管理水平不断提高，安全生产形势可控在控。

结构调整：“十二五”期间，公司累计核准发电项目2260万千瓦，投产总容量达到721万千瓦。电源结构不断优化，由煤电、水电和风电容量占比分别为88.18%，10.62%和1.20%，转变为煤电、水电、风电、燃机及光伏容量占比分别为73.88%，14.41%，4.43%，6.83%和0.45%。公司电源更加绿色高效。

节能减排：五年来，公司燃煤火电机组供电煤耗累计下降17.87克/千瓦时。共计有机组59台次荣获全国60万千瓦火电机组能效对标优胜机组称号。根据国家政策和地方环保新要求，加快实施在役机组环保系统升级改造，脱硝装备率在同类企业中率先达到100%。特别是集中安排31台机组超低排放改造，无论是实施进度还是覆盖面，均处于行业领先水平。五年来，二氧化硫、氮氧化物的年度排放总量分别下降了90%和89.2%，超额完成了“十二五”总量减排任务。

科技创新：“十二五”期间，公司共计承担国家“863”计划项目6项，承担国家级、省部级科技支撑项目12项，获得国家科学进步技术进步奖2项，行业级和省部级科技成果98项，获取授权专利576项。

公司治理：“十二五”期间，A股增发筹集资金67.4亿元，先后三次低成本发行公司债券90亿元。公司连续入选全球能源公司250强、中国上市公司百强企业、资本品牌价值百强、最佳投资者关系管理上市公司、“十二五’期间最具投资价值上市公司、最具社会责任感上市公司等先进行列。

下面，简要分析一下发电企业2016年所面临的市场环境。

2016年，宏观经济增速总体将呈现稳中趋缓态势，预计国内生产总值同比增长6.5%左右；受经济转型驱动，预计全社会用电量同比增长1%-2%。

2016年，预计全年新增发电装机1亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机5200万千瓦左右。年底全国装机容量将达到16.1亿千瓦，非化石能源装机比重达到36%左右。

预计全年发电设备利用小时3700小时左右，其中煤电设备利用小时4000小时左右。

目前，我国经济发展正处于新常态，煤炭需求出现新变化：一是经济增长由高速转入中高速，难以再现两位数以上的速度；二是经济结构深刻调整，第二产业面临去产能压力，第三产业推动经济发展的动力逐步增强；三是能源消费向可再生、低碳化发展。

2015年以来，电煤市场价格已经处于历史的低位。虽然目前判断煤炭供应环境仍总体宽松，预计2016年煤价仍会呈现低位徘徊走势，但下降空间将极其有限。同时也不排除若政府加大淘汰和关停落后产能煤矿工作力度，极大地去除多余产能，扭转供过于求局面，从而带来煤价上涨的可能。

2015年是新一轮电力体制改革的元年。3月份中发9号文件的正式发布吹响了改革的号角。2015年的电力市场化改革可谓紧锣密鼓，输配电价格改革试点、综合改革试点以及售电侧改革试点年内分别在7个区域、云贵两省以及重庆、广东逐步推开。11月30日，电力体制改革6大配套文件同日印发。紧接着，12月1日，国家能源局发布了《电力市场运营基本规则》、《电力市场监管办法》以及《电力中长期交易基本规则》三个核心规则的征求意见稿。

2016年春节之后，电力体制改革继续稳步推进。3月初，南北两大电力交易中心，北京电力交易中心和广州电力交易中心正式挂牌成立；3月14日，国家发展改革委下发《关于扩大输配电价改革试点范围有关事项的通知》，进一步扩大输配电价改革试点范围。《通知》明确，2016年将北京、天津、冀南、冀北、山西、陕西、江西、湖南、四川、重庆、广东、广西等12个省级电网，以及国家电力体制改革综合试点省份的电网和华北区域电网列入输配电价改革试点范围。由此可见，2016年，电力市场化改革的步伐将加快，力度将加大。

与此同时，在电力市场方面，市场竞争日趋激烈，大用户直购电试点范围和数量呈现逐步增加态势。

下面，对公司在2016年的业务前景进行展望。

展望2016年，公司发展将面临诸多新情况、新问题、新挑战，同时也遇到更多新机遇。就挑战而言，一是电量下滑趋势依然明显。二是电价下调带来经营压力。三是价格竞争难以避免。四是节能减排压力持续加大。五是非电项目经营形势不容乐观。

就机遇而言，一是电煤价格仍将处于历史低位。近年来，国际国内经济增长趋缓，清洁能源替代步伐不断加快，煤炭价格回升的动力明显不足。2015年，中国煤炭产量及进口量双降，煤价已经跌回2004年末的水平。预计2016年的煤炭市场仍将保持弱势运行态势，有利于公司降本增效。二是我国经济发展总体向好的基本面没有改变。近年来，虽然经济增长速度有所降低，但是我国经济运行仍然保持在合理区间，能源需求总量仍然较大。特别是随着“一带一路”、京津冀协同发展等国家战略的相继实施，将为公司发展带来新的机遇。三是清洁能源发展前景更加广阔。国家陆续出台促进清洁能源多发满发、优先上网的政策措施，保障清洁能源持续健康发展，有利于公司减少水电弃水，减少风电、光伏限电，清洁能源项目的发展前景长期向好。四是公司超低排放改造优势显现。近年来，公司在节能减排方面投入了大量人力、物力和财力，并且取得了积极成果。特别是集中安排31台在役火电机组进行超低排放改造，走在国内大型发电企业的前列，使得我们在清洁调度、电价补偿等方面赢得了主动、抢占了先机。五是企业融资环境持续改善。国家将继续实施积极的财政政策和稳健的货币政策，有利于公司系统进一步拓宽融资渠道、降低财务费用。六是集团公司的大力支持将增添新的发展动力。集团公司已明确大唐国际为火电资产整合平台，煤化工改制将加快集团公司向大唐国际注入火电资产的进度，从而为公司发展增添新的动力。

2016年公司工作目标是“围绕一条主线，增创五大优势”。

“围绕一条主线”，就是继续把“打造发电产业升级版”作为全年工作的主线，巩固并提升公司核心优势。加快推进结构调整要始终紧扣这条主线，深化企业内部改革不能脱离这条主线，推进管理机制创新要服从服务于这条主线。

增创“五大优势”，务必从存量和增量两个方面去思考。就存量而言，就是补短板、挖潜力、促升级；就增量而言，就是坚持优化设计，创建精品工程，确保新投产项目都能打造成为新的利润增长点。

——增创成本领先优势。更加突出成本管控，实施低成本战略，让成本成为竞价优势。深入落实“四全”管理要求，强化成本就是竞争力的意识，落实各级成本控制责任，有效运用对标工具，全方位、深层次挖潜增效。

——增创清洁发展优势。更加突出绿色发展，不折不扣落实国家节能减排政策。要按照“科技引领、流程再造和管理创新”的要求，加快机组技术改造，提高机组能效水平，力争各项消耗性指标进入全国先进行列。

——增创科技创新优势。更加突出科技引领和技术应用，完善科技创新体系，依靠科技进步出成果、出人才、出效益。把科技创新作为优化结构的重要支撑，新项目开发要突出发电先进技术、创新技术的应用和示范。

——增创专业管控优势。更加注重长效机制建设，巩固并提升大唐国际在发电专业管理方面的领先地位。激发上市公司功能，强化市值管理，提升品牌形象。加强公司治理能力建设，深化依法治企，优化责权体系，强化制度执行力。

——增创人才保障优势。更加突出“人才是第一资源”的理念，深入分析公司人才队伍结构，积极创新人才培养机制。坚持抓班子、带队伍，特别要抓好管理人才、技术人才和技能人才“三支队伍”建设，着力提升人才保障能力。

公司“十三五”总的发展思路是：坚持价值思维和效益导向，以提高发展质量和效益为中心，以打造发电产业升级版为主线，以科技创新为动力，加快推进结构调整，实现发电主业高效清洁可持续发展，将大唐国际建设成为核心竞争力突出、具有较强持续发展能力的知名综合能源服务商。

具体举措，就是调优“四大结构”。

——调优电源结构。坚持清洁高效发展煤电，积极开发大中型水电基地，加快发展新能源，适度发展燃机，全力打造发电产业升级版。与此同时，加快存量机组升级改造，在役燃煤火电机组要在“十三五”期间全部完成超低排放改造，同时以煤耗不超过310克/千瓦时为目标实施节能综合升级改造。

——调优产业结构。一方面，就煤化工板块，坚持一手抓管理、一手促改制，确保实现平稳过渡。一方面，积极推进煤炭与电力产业协调发展，适度控制物流运输规模，策略推进冶金业务，择机进入配售电领域，积极参与碳交易市场构建。特别要积极开展热力销售业务，尽快抢占各地热力市场。

——调优区域结构。在能源富集地区要坚持规模化开发，以煤电一体化、特高压外送电项目为重点；在沿海地区要坚持规模开发和分散布局并重，借助港口优势开发大型煤电项目，积极抢占热电、燃机项目资源；在环渤海区域要抓住京津冀一体化契机，大力开发热电及新能源项目；在西南地区要加大清洁能源开发和储备力度，重点巩固怒江上游开发权；在华中地区要坚持因地制宜，择优开发路口煤电及新能源项目。

——调优股权结构。作为集团公司火电资产整合平台，无论是在思想、组织上，还是在能力建设、管理提升方面，都要提前做好准备，积极配合集团公司向大唐国际注入优质火电资产。

问题1、 我们注意到公司2015年度业绩报告中，公司投资参股的福建宁德核电公司2015年度投资收益全年接近6亿元,但是此项目在前三季度投资收益就已达到5.5亿元，请问是什么原因导致宁德核电四季度的投资收益大幅减少？

答：2015年四季度福建宁德核电公司投资收益环比减少约4000万元。四季度投资收益环比减少，主要有两方面原因，原因一是宁德核电公司四季度有一台机组大修，导致发电量环比下降约12亿千瓦时。第二个原因是年底有一些外委工程集中结算，费用发生不均衡性，导致四季度收益环比不如前三个季度。

问题2、 最近几年福建新建机组比较多，电力供过于求比较严重，我们看到福建区域的几个核电站利用小时数一直不如广东地区，按照目前这个形势继续，宁德核电利用小时会不会受到影响，当地的核电机组优先调度发电能否得到保证？

答：大家知道福建的水电很丰富，今年一月份，二月份，福建区域雨水充沛，水力发电的利用小时相对要高些。福建地区电力供应是相对比较富裕的。随着电力市场化常态化的发展，可以肯定的说核电的利用小时数跟过去同期相比会下降。

问题3、 目前有四条送往京津冀区域方向的特高压输电线路在建，其中有一半会送入京津冀地区，另外一半送入山东地区。会不会对公司机组利用小时有较大的影响？国家推进供给侧改革，钢铁，水泥去产能措施的推出会不会对电力需求有比较大的影响？

答：特高压蒙西送山东线路在北京通州有一个电源接入点，落点的原因是北京地区的电源缺少电源支撑点，北京的用电基本靠外送，电能的质量要求非常高，例如我们盘山的电厂，不发有功时也必须要发无功来调节稳定电网的电能质量。蒙西送山东线路在北京通州实际上是增加一个电源接入点。从目前我们了解的情况，对京津冀地区机组的利用小时数影响不是很大。

公司火电机组有将近三分之一装机容量布局在京津冀地区。从去年的利用小时情况看，利用小时数也下降了不少，但是总体来说还是在全国火电机组利用小时平均数之上。从未来看，京津冀地区电力需求增长还是有一定的空间。原因一是发展电煤一体化项目，第二个原因是电动汽车的发展，会带来对电力需求的增长，第三个原因是城镇化带动居民电能消费能力增长，总的来说包括终端能源消费结构中电能的比重增加，会随着城市生活水平提高而增加，这块电力消费市场来说还是很有发展前景。

问题4、 公司旗下锡林浩特煤矿项目产能是1000万吨/年，2015年的产量在五百万吨左右，没有达到满负荷产能状态，这是什么原因？二期2000万吨基本上也快建好了，大概什么时候安排投产，而且投产后怎么消化这个产能？

答：锡林浩特胜利东二煤矿2015年产量为640万吨。锡林浩特煤矿并不是一个优质高热量煤，发热量比较低。公司开采此煤矿的主要用途是为煤化工项目配套，从目前多伦和克旗的生产条件来讲，两个煤化工项目对原煤需求量还没有那么大，所以配套的煤炭产量和后续的建设保持一个谨慎的态度。二期2000万吨会随着将来煤化工项目产量增加而稳步的推进。

问题5、 “十二五”期间，公司通过股权融资和债权融资累计额达157亿元。“十三五”期间，公司在融资的方向及形式上有什么样的计划？是选择偏股或偏债融资？

答：“十三五”规划期间，按照公司控股股东中国大唐集团公司的承诺，有火电资产注入的计划，但是项目怎么开展暂时还没有详细的方案。我们会根据公司的资本结构、市场利率情况，优化公司融资方式、债务结构，降低公司的财务费用。

问题6、 大唐集团在2010年10月份的时候承诺用5-8年的时间，将河北区域一批符合条件的火电资产注入到大唐发电，请问将来五年内会有怎样的计划？

答：公司在2015年10月份公告，控股股东大唐集团推迟注入河北的火电资产。这是因为公司煤化工重组的事项对于公司每股收益和净资产收益率都有较大影响。公司当前首要工作是落实煤化工板块重组计划。待煤化工重组方案确定以后，公司会适时与大唐集团公司进行沟通，尽早有序合规的开展大股东的火电资产注入到上市公司的相关工作。

问题7、 今年1月份全国火电上网电价平均下调0.03元/Kwh，在2016年下半年或者是2017年是否还有进一步下调的预期，预期会有怎样的调整幅度？

答：今年1月份火力发电上网电价下调是国家煤电联动机制根据目前煤价态势所做出的调整。近几个月来煤价运行比较稳定，煤价在历史低位运行，煤价下行压力不大，下降的空间有限。未来火力发电上网电价是否调整调整要根据煤价的走势来判断。

另外今年电力市场改革速度进一步明显加快，市场化电量和市场化电价的占比继续升高。电价逐步由政府行政指令性定价模式过渡到市场需求定价的模式。预计像过去启动煤电联动调价的可能性不是特别大。

问题8、 2015年三季度业绩发布会的时候，公司公告约有86亿Kw.h大用户直供电量，请问今年公司的大用户直供电量签约情况？

答：今年公司所在的11个服务区域都在开展大用户直供电工作。但在电力市场化改革过程中，国家目前没有推出统一的直供电管理模式，各地的大用户直供电购销方式都不一样，有的地方拿一部分电量，比如每个月拿出多少去撮合交易，在此条件下，预测到年底公司所占的市场电量的具体数字有一定的难度。一方面要看我们竞价的水平和能力，另一方面要看市场竞价的电量占全社会电量的比重有多大，从目前来看，大用户直供电电量比例增长的速度很快，地方政府对大用户直供的要求也很高。

2015年公司服务区域大用户直供电量占整个发电量的比例约为5%左右，预测估计今年会达到12%-13%左右。

问题9、 2015年风力发电全行业弃风率已经达到了15%，请问公司风电机组是否也存在类似的情况，以及未来弃风现象是否会进一步恶化？弃风限电对公司的经营业绩影响有多大？

答：公司新能源所在服务区域包括宁夏、河北都存在弃风现象。从某种角度来说，如果真正懂得电力的人对弃风现象很容易理解，风力发电虽然是可再生资源，但风力发电存在受风力不稳定、风量不连续等较多的自然因素影响。电力产品与其他商品的区别最大的特点，它是不能大规模存储。电力的生产和消费都是实时完成的。所以电网运行时对功率、电压值和频率的要求都比较高。

太阳能发电特点是白天的时候满负荷发电，一到下午五点左右阳光不充足的时候负荷就降下来。而这时候正好是居民用电的时候，单太阳能却发不出电。

火力发电利用小时数大幅度下降，一方面跟用电量需求增长趋缓有关系，另一方面也跟国家鼓励可再生能源大力的发展也有关系，这两个因素之间有一些客观联系。国家也特别注意到这点，今年密集出台了好几个文件，其中一个就是关于可再生资源利用引导规程，要求每个省里面报告可再生资源发电的比例，涉及到每个企业也有一个指向，到2020年要求每个企业可再生资源的发电量要占到总发电量的9%以上，客观上作出全社会消纳可再生资源方面硬性指标

问题10、    公司公告中止与国新公司的《煤化工重组框架协议》协议，由母公司主导未来煤化工进一步重组，是不是煤化工板块业务将由母公司承接？

答：关于煤化工重组的事项问题。正如大家知道所知的，我们与国新公司于2014年7月7号签订《煤化工协议重组框架协议》。在2016年3月29号和国新公司签署了终止重组的协议。终止的主要原因是因为我们和国新公司就重组方案没有达成一致意见。对此公司的大股东大唐集团对我们的煤化工重组工作高度重视，非常关注也给予了大力的支持。为了继续推进重组工作，公司和大唐集团商讨，下一步由大唐集团主导继续推进煤化工重组的这项工作，也就是说煤化工的重组工作不是中止了，而是还会继续推进，公司煤化工重组的目标和方向没变。

下一步大唐集团是否承接煤化工板块业务，公司将与大唐集团尽快商讨出具体重组方案和模式，并尽快启动财务审计和新的资产评估工作。随后，公司会按照公司董事会和股东大会相关决议以及大唐集团对整个重组工作的安排，研究下一步重组工作的具体计划，如果有最新的进展，我们会及时发布公告，相信在大唐集团主导推进的情况下，煤化工重组工作应该会有一个新的进程。

问题11、    公司大用户直供电价与标杆电价的价差是多少，跟去年相比有没有提高或者减少。

答：公司2015年大用户直供电量占全部发电量比例约占5%左右，直供电价与标杆电价差在各个服务区域是有些别，价差小的区域降低幅度约为度电6厘~7厘钱，最大的价差降幅达到了度电0.17元，平均降低在度电8分钱左右。今年1到3月份，我们山西区域直供电价低了将近0.02元/Kwh，广东区域降低接近0.1元/Kwh。整体趋势是比标杆电价要低，这是因为电力市场竞争越来越激烈的原因造成的。

问题12、    请问公司管理层对电力改革的大趋势的判断是什么？因为我们也知道电改谈了很多年，实际上没有特别实质的进展，现在电改力度比较大，电力供应过剩的情况下投资者担心电价会大幅下降，对我们发电行业构成较大的压力，这方面想请教一下管理层的想法？

答：中国是一个社会主义市场经济国家，电价定价方式将由过去的政府定价方式逐渐转向市场化定价方式，这是大势所趋。

我们的认识是，2002年改革的时候实行厂网分开，实际上就是为培育市场竞争主体，当时要求五大发电集团在每个区域电网里面所占的电源比重不超过20%，其目的是不让每个发电集团在某个区域形成垄断控制主体，在一个区域里面培育多个市场竞争主体，这是当时电力改革的一个原则。

2015年3月中发“九号”文件电力改革精神主要是放开发电、售电侧两端市场，管住中间输配电网络，将电网公司的盈利模式由过去靠差价收入转变成收取过网费用。真正改变的重点一方面是发电供给侧，另一方面是售电侧市场，我们相信这对我们每一个发电公司来说都提出了更高的要求，要求我们尽快要熟悉市场规则，要求我们尽快的适应电力市场竞争，真正把自己变成市场经济竞争主体。

问题13、    请问公司王总，您从集团公司到上市公司任职，请问您从集团公司角度看，对公司煤化工重组和河北火电资产注入两件事情到底怎么办，有没有一个比较明确的意见或者是计划？

答：公司煤化工业务是作为国家的能源战略示范项目。这是国家能源政策的需要。具体通过大唐集团，通过大唐国际发电公司来实现的。因为现在石油价格在低位，重组也是在生产运营的过程中出现了一些未意料到的困难和问题。作为示范项目，公司煤化工项目得到了国家相关政策支持。就目前而言，煤化工重组的具体细节不便透露。重组的方向和目标是没有变化的，并且公司会加大工作力度。

至于河北区域火电项目的注入，这两项工作是互相关联、相辅相成的。在煤化工重组方案确定之后，下一步肯定就要跟进市场关心的火电资产注入工作，。大唐国际、大唐集团两个层面都一直在努力推动煤化工重组和资产注入的相关工作。

问题14、    煤化工生重组工作有一个时间进度表吗？今年上半年能完成吗？

答：煤化工重组是一项金额庞大的资产运作工作，需要做很多具体的诸如资产评估和审计工作。公司会加快相关工作的实施进度，相信在年内会有一个很好的结果。

问题15、    公司2015年非电板块继续亏损，请问公司在非电业务领域里面各个种类具体亏损情况？对2016年亏损情况的展望？

答：2015年非电业务整体还是亏损的，大概亏损了近70亿元，但是同比减亏近9亿元，当然这里还有减值的因素，如果是单从经营方面计算大约亏损36亿元，也是同比减亏。

非电板块各项目亏损情况：多伦项目亏损28亿元，克旗去年11月1号转固，当年由于有一些之前的递延收益的财政补贴进来，当年盈利4700万；呼伦贝尔化肥项目亏损2.5亿，同比减亏约0.5亿元；锡林浩特矿业亏了7个亿，同比减亏0.24亿元。

2016年我们的目标是继续控亏和减亏，通过稳产、增产，通过加强管理、降低费用，非电板块预期整体亏损控制30个亿左右。这是我们努力的目标。

问题16、     我们注意到公司的火电燃料成本下降了约10%，同业公司差不多都下降20%左右，想问下公司燃料成本降幅为什么比同行业少？

答：谈及的10%实际上包含燃气成本，可以说是综合燃料成本。公司燃煤标煤单价全年下降幅度是21.7%，全年标煤单价381元/吨，同比下降105元/吨，这个下降幅度也不小。和其他公司相比，我们有两方面可能不具可比性，一个是我们的结构问题，一个是我们上一年的基数问题。我们的燃料成本下降幅度也不算低了，对于今年1季度我们标煤单价基本在340元左右，控制在比较低的水平上，和去年11月份的水平相当，这里面一个新的变化是关于抚州电厂的投产，对我们燃料价格的标煤单价会有一个向上的拉动，它是一个百万的机组，它的用量比较大，但是它相对煤价要高一点，当地煤炭比较少，一部分是需要从地外运入福建。

问题17、     2016年公司火电标煤单价燃料成本的下降的目标是多少？对火力发电利用小时下降预测情况是怎样的？

答：2016年公司标标煤单价目标在340元/吨，我们有信心在年内完成这一目标。

2015年全社会的用电量达到了5.55万亿千瓦时，较2014年同比微增1.5%，2016年中电联预测1%-2%，但是从前三个月运行情况看不是很乐观，公司所在的重点区域比如说京津塘电网，去年我们煤机的平均利用小时是4620小时，今年京津塘电网给我们做年度测算的平均利用小时基本上在4090小时左右，从我们了解的情况和所在区域1至3月运行情况看，今年的利用小时可能相应都有不同程度的下降。

问题18、     请问管理层能否提供煤机的标煤单价，燃煤机组利用小时数？对于2016年煤机利用小时变动的指引？

答：关于我们火力发电标煤单价煤价全年的平均完成是400元左右，同比降低了97元，不含燃气的成本是126.9元，同比降低了30.4%，也就是说光是煤的成本同比降低是20%多。公司煤机利用小时数约为4620小时。

问题19、     2016年公司新增装机的目标，火电、气电、水电、太阳能、风电的装机容量是多少？还有能源局有文件要求到2020年清洁能源、可再生能源发电量要达到公司整体发电量9%的目标，公司到2020年清洁能源的装机目标是什么？

答：火电方面，2016年4月份江西抚州的二号机组100万千瓦投产，内蒙的托克托五期一台66万千瓦力争在年底投产；水电方面：四川黄金坪5号机和6号机在6月份合计50MW投产，西藏波堆3.2万兆瓦6月份投产，今年的水电投产量不是很大，就53.2兆瓦；风电方面今年将有186MW要投产，集中在江西和山西两个省份，光伏电源今年投产130MW，主要分布在云南、青海和河北。这是2016年的机组投产情况，投产容量和去年比会有比较大的萎缩，主要原因是电力供需现在比较富裕，我们公司有意识的控制项目投产节奏，有利于公司稳健的经营。

目前公司的新能源发电量要占总发电9%的比例目标差距较大。所以我们在十三五的发展里面要着重加快新能源项目的发展，一方面在陆上风电坚持规模开发和分散开发并举的方式，重点在内蒙、河北和宁夏，同时在中部和南部地区也开展一些分散式的和低风速的风电资源的开发；另外一方面，今年我们将加大海上风电项目的开发，包括福建的平潭区域，广东沿海区域。

我们公司积极在青海、宁夏、云南发展大型的地面光伏发电项目，尽可能的缩小与国家政策要求的差距。

问题20、     公司去年的平均利率是多少，以及对2016年有没有预测，公司今年股利分配的政策是如何？

答：随着2015年国家几次下调贷款基准利率，公司融资成本总体是降低的。去年存量资产，尤其是发电板块融资成本低一点，非电板块融资成本高一点。发电板块到12月底的综合利率为4.6%，加上非电板块融资成本是4.8%。

关于股利分配，公司的股利分配政策是由公司章程规定的，按照中国会计准则下母公司的净利润的50%进行分配，近两年都是按这个原则来分配股利。2015年每股分配0.13元，2016年每股分配0.17元。

问题21、     能不能结合已有的案例给我们介绍一下电改后大用户直购电量对公司业绩的影响？大唐国际在华北电网优势比较明显，今年该区域不一定能够推进市场化电改，公司将怎么保持这个优势？

答：电改“9号”文件出台后，综合电改试点选取了云南、贵州和山西三个区域进行试点，售电侧改革试点的选择广东、重庆两地试点。从云南的综合试点改革效果看，完全取消了标杆电价以及年度有一个年度电量的计划电量模式。取消政府定价和计划电量后的做法，就是建立起了竞价模式下月度、“日前”电量市场。“日前”电量市场就是今天根据明天的负荷变化情况，在市场上推出日前电量竞价，竞价完成后交给调度，调度在安全校核完后安排中标电厂发电。下一步趋势要发展电力现货市场，也就是通过实时报价谁能竞价到归谁发电，但这个市场目前还在研究的过程中。

国际上，澳大利亚已经开始实施了，目前在国内改革步伐走的最快的云南区域，一方面建立起了全电量竞价市场，第二方面建立起了电力电量日前市场。

截至目前，国家没有出台大用户直供电管理统一标准，各省份大用户报价的过程中规则也各有不同的特点，有的叫撮合交易，有的当地省经计委就明确了一个下降幅度的范围，在这个范围内大家再报价，报价的时候有的是最低价中标，有的是均价中标，方式不同，但是有一点可以肯定，就是这种方式下竞价价格跟标杆电价比肯定是下降的，公司的收益肯定也是下降的，但从另外一个角度来说呢，这也是一种探索。

目前的格局就是电力供应增长比用电侧增长要增快，大家可能知道过去有个电力弹力系数，就是去年的电力弹力系数跟今年的比较会发生一个大的差异，刚才也介绍过，就是今年预计新增装机容量1亿千瓦时，但是今年用电量消费需求增长预测为1%，也有可能不增长。电力体制改革对我们发电企业带来了严峻的挑战，为应对电力体制改革事带来的经营压力，一方面我们公司系统正在筹建电力营销队伍，尽快熟悉各省的竞价规则，探索公司电力营销竞价管理策略，另一方面是主动适应电力发电市场的竞争，在做好设备稳定管理前提下，多方式多渠道地争取市场电量和效益电量。