龙源电力2023年半年度董事会经营评述
2023年上半年，面对复杂严峻的国际环境和艰巨繁重的国内改革发展稳定任务，党中央、国务院决策部署各项工作措施，加快构建新发展格局，着力推动高水平质量的发展，市场需求逐步恢复，生产供给持续增加，就业物价总体稳定，居民收入平稳增长，经济运行整体回升向好。
根据国家能源局及中国电力企业联合会统计数据，2023年上半年，全国全社会用电量43,076亿千瓦时，同比增长5.0%。上半年，全国可再次生产的能源发电量达1.34万亿千瓦时，其中，风电发电量4,628亿千瓦时，同比增长20%；光伏发电量2,663亿千瓦时，同比增长30%。
2023年1-6月，全国发电设备累计平均利用小时1,733小时，比上年同期降低44小时。其中，全国并网风电设备平均利用小时1,237小时，比上年同期增加83小时；全国太阳能发电设备平均利用小时658小时，比上年同期降低32小时；全国火电设备平均利用小时为2,142小时，比上年同期增加84小时。
截至2023年6月30日，全国发电装机容量27.1亿千瓦，同比增长10.8%。其中，非化石能源发电装机容量13.9亿千瓦，同比增长18.6%，占总装机容量的51.5%，占比同比提高3.4个百分点。风电3.9亿千瓦，同比增长13.7%。太阳能发电4.7亿千瓦，同比增长39.8%。水电4.2亿千瓦，同比增长4.5%。火电13.6亿千瓦，同比增长3.8%。核电5,676万千瓦，同比增长2.2%。
2023年1月，国家机关事务管理局印发《关于2023年公共机构能源资源节约和生态环境保护工作安排的通知》，提出要持续优化能源消费结构，有序实施煤炭消费替代，加大可再次生产的能源利用，鼓励市场化方式推动分布式光伏、光热项目建设。
2023年2月，国家发改委、财政部和国家能源局联合发布《关于享受中央政府补贴的绿电项目参与绿电交易有关事项的通知》，指出要稳步推进享受国家可再次生产的能源补贴的绿电项目参与绿电交易，积极引导绿电、绿证价格，确保绿色电力的环境价值有效实现。享受国家可再次生产的能源补贴的绿电项目参与绿电、绿证交易所产生的溢价收益，专项用于解决可再次生产的能源补贴缺口。对于绿电交易结算电量占上网电量比例超过50%且不低于本地区绿电结算电量中等水准的绿电项目，由电网企业审核后可优先兑付中央可再次生产的能源补贴。
2023年4月，国家能源局发布《2023年能源工作指导意见》，指出要全力发展风电、太阳能发电。推动绿证核发全覆盖，做好与碳交易的衔接，完善基于绿证的可再次生产的能源电力消纳保障机制。要强化能源建设助力乡村振兴，稳步推进整县屋顶分布式光伏开发试点，促进农村用能清洁化。
2023年4月，国家能源局发布《关于加强新型电力系统稳定工作的指导意见（征求意见稿）》，指出要完善合理的电源结构，构建坚强柔性电网平台，深挖电力负荷侧灵活性，科学安排储能建设，建立完善市场化激励机制，加快新型电力负荷管理系统建设。
2023年4月，国家能源局发布《〈关于促进新时代新能源高水平发展的实施方案〉案例解读》第二、三章部分。《实施方案》要求“不得以任何名义增加新能源企业的不合理投资或成本”，即除国家法律和法规规定的费用外，各级地方政府不得另行设立名目收取费用，也不得强制企业以捐赠等名义收取费用。
2023年1月，国家能源局发布《关于印发2023年能源监管工作要点的通知》，指出要快速推进全国统一电力市场体系建设，加强区域电力市场设置方案研究，进一步发挥电力市场机制作用。充分的发挥市场在资源配置中的决定性作用，逐步扩大新能源参与市场化交易规模，推动更多工商业用户直接参与交易。快速推进辅助服务市场建设，研究制定电力辅助服务价格办法。
2023年4月，国家能源局发布《2023年能源工作指导意见》，提出要加快建设全国统一电力市场体系，持续提升跨省区电力交易市场化程度。稳步提高电力中长期交易规模，积极稳妥推进电力现货市场建设。加强电力中长期、现货和辅助服务市场有机衔接，积极地推进辅助服务市场建设。
2023年5月，国家发改委发布《关于向社会公开征求电力需求侧管理办法（征求意见稿）意见的公告》，指出有序引导具备响应能力的非经营性电力用户参与需求响应。鼓励需求响应主体参与相应电能量市场、辅助服务市场、容量市场等。鼓励行业有突出贡献的公司、大型国有企业、跨国公司等消费绿电。推动外向型企业较多、经济承担接受的能力较强的地区逐步提升绿电消费比例。提升新型基础设施绿电消费水平，促进绿电就近消纳。
2023年5月，国家能源局发布《关于进一步规范可再次生产的能源发电项目电力业务许可管理有关事项的通知（征求意见稿）》，指出在现有许可豁免政策基础上，将全国范围内接入35kV及以下电压等级电网的分散式风电项目纳入许可豁免范围，不再要求取得电力业务许可证。
2023年6月，国家能源局发布《电力建设工程质量监督管理暂行规定》，指出装机容量6兆瓦以下发电建设工程，经能源主管部门以备案或核准等方式明确的分布式、分散式发电建设工程，功率5兆瓦以下新型储能电站建设工程，不需进行质量监督。
2023年6月，国家能源局发布《风电场改造升级和退役管理办法》，鼓励并网运行超过15年或单台机组容量小于1.5兆瓦的风电场开展改造升级。改造升级原并网容量不占用新增消纳空间，鼓励新增并网容量通过市场化方式并网。风电场改造升级项目补贴电量的上网电价按改造前项目电价政策执行，其他电量的上网电价执行项目核准变更当年的电价政策。
2023年上半年，本集团深入学习贯彻党的二十大精神和习视察黄骅港重要讲话精神，全面落实“一个目标、三型五化、七个一流”发展的策略，坚定践行“六个担当”，全面强化“六种思维”，加快世界一流新能源公司建设，全力打造“本质安全、规模翻番、数字转型、创新引领、健康进取”的新龙源，保持了稳中有进的良好态势。2023年上半年，本集团新增投产36个项目，控股装机容量515.41兆瓦，其中风电4个项目，控股装机容量125.20兆瓦；光伏32个项目，控股装机容量390.21兆瓦。2023年上半年，本集团累计完成发电量39,746,820兆瓦时，同比增长9.48%，其中风电发电量33,108,421兆瓦时，同比增长9.57%；火电发电量5,027,922兆瓦时，同比下降4.61%；光伏等其他可再次生产的能源发电量1,610,476兆瓦时，同比增长96.75%。
2023年上半年，本集团深入贯彻习安全生产重要指示精神，全面落实“安全管理强化年”行动要求，制定专项方案，成立行动领导小组，分四个阶段，落实“七个切实强化”整体目标。以推动落实本集团安全环保一号文件为主线，抓好“四个专项行动”、“安全生产标准化”、健康企业创建、生态环保监督等重点工作，确保高质量完成年度安全环保目标。本集团所属天津公司和安徽公司获评“国家健康企业”建设优秀案例。
2023年上半年，本集团全面部署“百日攻坚”行动，将“可见的领导、可见的现场”作为保障生产工程安全的有效手段，加大在线率的考核力度，进一步巩固提升安全管理上的水准。通过安全文明生产专项行动，系统设备问题治理成效显著，本集团上半年连续长周期运行机组台数同比升高23.80%。
2023年上半年，本集团累计完成发电量39,746,820兆瓦时，其中风电发电量33,108,421兆瓦时，同比增长9.57%，主要得益于装机容量同比增加、机组可靠性同比提升以及平均风速同比上升。2023年上半年，风电平均利用小时数为1,271小时，较2022年同期提高98小时，还在于机组可靠性同比提升以及平均风速同比上升。
本集团所属风电场2022年上半年及2023年上半年控股发电量按地域分别为：
本集团所属风电场2022年上半年及2023年上半年风电平均利用小时╱容量系数按地域分别为：
报告期内，本集团火电控股发电量为5,027,922兆瓦时，较2022年同期下降4.61%。2023年上半年，火电机组平均利用小时数为2,682小时，较2022年同期下降129小时，发电量及利用小时数同比降低根本原因为2023年上半年江苏省火电发电负荷率同比下降。
2023年上半年，本集团结合战略的坚定性和策略的灵活性，坚持一省一策，按照“三驾马车、双核并发、四轮驱动”的发展思路，全力推进基地式、场站式、分布式项目开发。强化战略协同，借助国家能源集团一体化优势、合作企业的产业配套优势及自身专业优势，争取基地项目开发主导权。抢抓海上新能源发展机遇，扩大海上布局，全面参与海上风电光伏竞配投标。坚持集中式与分布式并举，推动光伏高效加快速度进行发展。深化政策技术探讨研究，拓展储能、氢能、氨能等新兴技术的发展与引领。
2023年上半年，本集团新签订开发协议29.34吉瓦，比去年同期增加77.94%，其中风电15.32吉瓦、光伏14.02吉瓦，均位于资源较好地区。上半年累计取得开发指标4.01吉瓦，其中通过平竞价取得开发指标3.07吉瓦，包括风电1.58吉瓦，光伏1.49吉瓦。
2023年上半年，本集团不断推进“看得见”工程现场建设，加速搭建项目开发建设管理系统，实现工程建设信息数字化、工程现场可视化，有效落实安全生产百日攻坚“十项措施”。编制风机塔架、主变、箱变、GIS系统（地理信息系统）、高压开关柜等65个企业技术标准，撰写预制舱变电站典型设计、标准施工工艺手册和初步设计内容及深度规定手册。加强在建项目“三同时”管理，严格开工，严控过程，加强检查，打造绿色生态工程。本集团浙江温岭100兆瓦潮光互补智能发电项目获评2023年度“中国电力优质工程奖”。
2023年上半年，本集团新增投产36个项目，控股装机容量515.41兆瓦，其中风电4个项目，控股装机容量125.20兆瓦；光伏32个项目，控股装机容量390.21兆瓦。截至2023年6月30日，本集团控股装机容量为31,623.25兆瓦，其中风电控股装机容量26,317.04兆瓦，光伏等其他可再次生产的能源控控股装机容量3,431.21兆瓦，火电控股装机容量1,875兆瓦。
本集团所属风电场于2022年6月30日及2023年6月30日控股装机容量按地域分别为：
2023年上半年，本集团深入贯彻“集、价、本、利”经营理念，大力开发优质客户，深化与优质大用户开展双边协商交易，与宝武清能签署合作框架协议，在拓展电力市场交易、跨区域资源市场配置等领域展开深入合作。坚持“一场一策”深化限电管理，加强限电基础信息管理，科学预判区域限电风险和变化趋势，着重分析限电原因及同比变化原因，确保限电情况可控在控。把握市场因素和交易规则，持续优化电力交易策略，积极开展风火置换、绿色电力、省间现货等高质量交易，不断的提高营销创效能力。
2023年上半年，本集团所有发电业务平均上网电价人民币457元╱兆瓦时（不含增值税），较2022年同期平均上网电价人民币478元╱兆瓦时（不含增值税）减少人民币21元╱兆瓦时。风电平均上网电价人民币469元╱兆瓦时（不含增值税），较2022年同期风电平均上网电价人民币486元╱兆瓦时（不含增值税）减少人民币17元╱兆瓦时。主要是由于风电市场交易规模扩大、平价项目增加以及结构性因素综合所致。光伏平均上网电价人民币313元╱兆瓦时（不含增值税），较2022年同期光伏平均上网电价人民币472元╱兆瓦时（不含增值税）下降人民币159元╱兆瓦时，主要是由于新投产的光伏项目均为平价项目，拉低了光伏发电业务整体平均电价。火电平均上网电价人民币415元╱兆瓦时（不含增值税），较2022年同期火电平均上网电价人民币423元╱兆瓦时（不含增值税）减少人民币8元╱兆瓦时，还在于市场交易电价下降。
2023年上半年，本集团科学技术创新项目取得新突破，漂浮式风渔融合“共享号”基础主体全部合拢、准备下水拖航安装。国内首个电源侧新型电力系统的新能源发电仿线座大型风电、光伏发电场站涉网建模和仿真任务。国家重点研发计划“风力发电复杂风电场特性研究及其应用与验证”项目自研软件第三方机构盲测计算风速准确率结果比国外主流测算软件提升7%-22%。投建营一体化项目数据挖掘系统平台价值进一步发挥，用户友好性逐步提升。新能源固废无害化回收与资源化利用项目完成可行性研究报告编制，废旧叶片粉碎成型技术的关键配方研制成功。阿拉善风光氢氨一体化项目通过国家发改委高技术司组织的专家评审，列入第一批示范工程目录。
2023年上半年，本集团新增申请发明专利14项，主编的能源行业标准《风电机组控制与保护参数运行管理规范》发布，另有1项行业标准编制完成，上报国家能源局批准。3项行标通过国家能源局阶段性审查。申报新能源领域国家标准验证点，完成《国家能源集团碳减排因素分析、效率评估及能源转型策略研究》等6个项目验收。
2023年上半年，本集团重视政策导向，用足用好绿色信贷政策，加大间接融资力度，抢抓降准窗口多渠道提取低成本资金。明确融资思路，发挥所属子公司绿色项目融资优势，稳健调整债务结构，规避债务风险。同时，持续发起存量贷款利率优化置换，进一步压降资金成本。不断开展资金使用效率提升专项工作，刚性资金计划管理，实现资金时间价值最大化。在融资层面紧盯境内外两大资金市场，确保融资渠道畅通有效。
2023年上半年，本集团共成功发行11期超短期融资券，累计提取超300亿元低成本银行贷款，资金成本保持行业领先。
2023年上半年，本集团以加强战略规划为引领，完善重点区域和国别研究，确立了“聚焦重点国别，强化储备，稳妥开发”的发展思路，通过与南非、文莱等国来访的政要贵宾开展高层对话，高效推进新加坡、南非、文莱等国项目。稳妥推进南非光伏等超3吉瓦境外重点项目前期工作，努力实现海外业务新突破。
2023年上半年，本集团积极应对复杂多变国际局势，强化境外资产管理，各在运项目运营情况良好。截至2023年6月30日，本集团所属加拿大德芙林风电项目完成发电量132,056兆瓦时，利用小时数达到1,333小时，累计实现安全生产3,133天；南非德阿风电项目完成发电量377,492兆瓦时，利用小时数达到1,544小时，累计实现安全生产2,068天；乌克兰尤日内风电项目累计发电量94,646兆瓦时，利用小时数达到1,237小时，累计实现安全生产687天。
2023年上半年，本集团热情参加碳市场建设，深度参与中国电力企业联合会牵头的分布式可再次生产的能源发电和海上风电两个方法学的编制工作，并自主申报可再次生产的能源制氢减排方法学。深入多项碳领域科技项目研究，开展碳资产交易操作平台系统升级，推进智能化、信息化、数字化建设。本集团按照碳排放、碳交易管理工作“四统一”（统一管理、统一核算、统一开发、统一交易）原则，积极开发CDM、CCER、VCS、绿色电力证书等项目，落实碳排放、碳交易计划，拓展绿色增收新途径。高效开展多笔绿证交易，目前已申领绿证约172万张，本集团本部办公楼和伊春北方培训基地通过购买绿证的方式完成2023年百分之百用绿电的目标。
2023年下半年，本集团将深入开展学习贯彻习新时代中国特色社会主义思想主题教育，紧紧围绕全年工作任务和“十四五”目标，切实用好提升公司核心竞争力和增强核心功能“两个途径”，充分的发挥科学技术创新、产业控制、安全支撑“三个作用”，突出保安全、谋发展、稳增长、勇创新、促改革、强党建，高效统筹各项工作，确保高质量完成全年目标任务。
在竞争日益激烈的资源获取市场，本集团通过构建业内领先的场站设计、功率预测、数据分析、建模仿真、前期咨询等十大技术服务体系，在资源评估、设备选型、微观选址等方面具备丰富的经验和技术核心，通过农光互补、生态治理等“新能源+”模式，引入产业集群，配合规模化开发新能源项目，从而全方面提升资源获取能力，保持资源获取能力行业领先优势。
本集团积极倡导“科技兴安”“数字兴安”，坚定不移推动生产数字化转型，按照“三年三步走”战略构建“感知+决策+执行”协调联动系统，分阶段实现“全量采集、对标管理；预知维护、设备可靠；源网协调、无人值守”，助力推动以新能源为主体的新型电力系统构建，逐步的提升电网对高比例可再次生产的能源的消纳和调控能力。本集团建成全球数据顶级规模的新能源生产数字化平台，构建了“泛在感知、网络传输、数据管理、数据应用、评价考核”五大层级，实现了智能生产监控、标准化生产管控、故障预警、功率预测、远程视频监督、在线振动分析、人车船实时定位和智能图像视频识别等服务功能，形成数字化生产运维保障体系，持续保障安全生产运营，安全生产智能化、管理智慧化水准不断提高，积极引领新能源行业数字化转型，促进新能源行业数字化发展。
本集团格外的重视人才队伍培养，通过持续强化人才队伍建设，全方位夯实人才支撑，薪酬激励机制完善，突出业绩贡献导向，经理层成员任期制和契约化管理全方面推进，修订工资总额、新能源专项奖励等管理办法，推动薪酬分配向一线岗位和做出突出贡献人才倾斜，激发干事创业新动能。截至2023年6月30日，本集团拥有高级职称367人、中级职称1,961人，高级管理团队多数在电力行业从业20年以上，具备丰富的新能源管理经验，且具有国际化视野；拥有4个层级首席师471人，10个“劳模和工匠创新工作室”，充分的发挥劳模和工匠等骨干人才的技术引领作用；建立了“1+2+N”的培训基地体系；拥有国际化、科学技术创新、法律、董监事和“注册师”等5个专业人才库共计459人。
本集团深入贯彻落实“统一制度、统一流程、统一标准，通用设计、通用设备、通用造价”的管理理念，明确新能源场站标段划分原则和标准采购范围，并从设计源头入手，编制了68个设备及施工工程的标准化企业技术方面的要求，实现采购技术方面的要求标准化。在实现典型通用设计的基础上，大力推广框架等集约化采购模式，中标供应商按照标准化供货要求提前开展瓶颈零部件的备货工作，有效控制缺货成本。服务类按照三年采购管理模式，鼓励优质供应商长期投入资源，以规模体量创效，深挖采购领域降本增效潜力。
本集团将“共建共享”理念贯穿公司管理内核，在规模效应优势下，管理上的水准及效率大幅度提高。本集团通过深化内部组织变革，成立财务共享服务分公司，实现财务管理能力共享。加快筹建各省运营分公司，进一步打破场站壁垒，实现生产人员共享。组建法治龙源共享工作组，提高法律事务工作集约化水平，实现法律专业技术人员共享。成立共享储能技术公司，研究集中式共享配储方式，规范统一储能电站设计。
本集团持续完善合规管理体系建设，明确合规管理三道防线职责，设立风险、内控、合规“三位一体”体系，着力打造“法治龙源”，通过识别、监控，防范业务全流程合规风险，建立防火墙，远离违法违规风险。同时，通过对商业伙伴、重点客户、投资并购目标企业等第三方合作伙伴的合规监控和调查，从而增强本集团防范和抵御重大合规风险的能力，实现业务运营的合规、安全和稳定。三、公司面临的风险和应对措施
根据《加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，到2025年全国统一电力市场体系初步建成，绿色电力交易规模明显提高，有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成。从顶层设计角度，明确了可再次生产的能源进一步参与市场化交易的政策方向，各省区也开展了不同程度的市场化建设与尝试，新能源市场交易规模将持续扩大，新能源市场交易比例将进一步提升，未来面临着电价下降的风险。另外，2023年随着煤价下行，火电成本下降，企业边际成本下降，预计在现货市场中报价将降低，火电交易价格下降会进而带动新能源交易电价下降，现货交易电价下降将进一步带动中长期交易价格下降。本集团将跟踪国家有关政策，持续做好新能源电力市场分析和交易政策研究，研判形势机遇与政策影响，采取比较有效措施，引导利好政策落地，全力克服电价下行压力。根据新能源电力交易特点、交易规则，加强新能源市场化交易决策、申报、结算全环节管理，主动适应外界变化，提升内生动力。
风光行业面临的主要气候风险是风能和太阳能资源的年际大小波动，即大风光年发电量高于正常年水平，小风光年低于正常年水平。我国幅员辽阔，区域跨度大，地域间天气特征情况差异较大，具体表现为同一时段内各地出现不同的大小风光年气候特征。2023年上半年，我国大部分省（自治区、直辖市）平均风速、总辐照量接近于正常年水平，发电水平处于正常状态。为应对地区不同导致的天气特征情况差异，本集团在全国范围内分散布局，降低投资风险。截至2023年6月底，本集团已在全国31个省级行政区拥有实质性项目，项目布局越来越趋向于优化合理，未来将进一步平衡受不同气候影响区域的项目开发比例。
双碳目标之下，本集团装机容量持续增加，但电网建设相较于新能源的发展速度比较滞后，局部地区电网架构薄弱、外送通道不足的问题任旧存在，甘肃、内蒙古、吉林、陕西、河北等地局部网架结构制约存在加剧风险。另一方面，以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地项目陆续并网投产，风光大基地的消纳，需要新增特高压与提高存量特高压输电通道的利用效率两种方式双管齐下，但目前新建特高压通道建设与电源建设进度不匹配，新能源项目集中度增大，西部和北部部分地区消纳压力增大。本集团将结合各地区不同特点形势，持续加强与政府主管部门、电网调度沟通，积极推动局部电网结构改善，并主动拓展消纳渠道，争取有利政策和发电空间。
国际、国内宏观经济环境变化，国家经济政策变动等因素会引起市场利率水平的变化，市场利率的波动将对本集团贷款和相关债券的发行利率水平造成某些特定的程度的影响。本集团通过与多家金融机构建立金融市场信息共享机制，保持对宏观环境、财政货币政策、央行具体操作以及市场风险事件等的关注，选择良好的发行窗口，规避市场剧烈波动带来的利率风险；不断拓宽融资品种，做好产品期限和额度设置，长短期搭配，保证整体利率水平平稳；保持与金融机构的紧密合作，保障发行利率在市场化程度上的可比较低水平。
本集团外汇管理以规避风险为原则，将外汇风险管理贯穿于整个生命周期，不参与任何投机套利行为。针对境外新项目，本集团所属雄亚公司于前期考察与筹备阶段介入，根据新项目可研报告等有关数据，结合当地整体社会经济态势，咨询专业金融机构外部意见，提出外汇风险防控建议，从而规避基建期也许会出现的潜在外汇风险。在新项目投产阶段，雄亚公司主要是通过本集团所属各境外子公司上报的资金计划与财务报表数据，审核相关外汇风险项目。同时，雄亚公司与新项目的财务负责人员保持密切日常工作联络，一经发现境外子公司也许会出现币种错配等因素引起的外汇风险敞口，就立即召集各海外财务负责人核实相关潜在风险，经确认后上报本集团成立临时风控小组，研判并提出相关对冲方案，确保外汇风险可控在控。
本集团拥有两家火电厂，控股装机容量为1,875兆瓦。2023年上半年，面对煤炭市场行情波动，本集团主动作为，多措并举，持续调整燃料采购的方案策略，保证煤炭库存在15天以上，有效保障了燃料供应。加强与国家能源集团、中煤集团、伊泰集团等原有长协供应商的沟通，确保原有合同煤按时、足量兑现。同时紧盯市场行情变化，加强市场分析，科学把握燃料采购策略和采购节奏，在保证机组入炉煤热值的同时积极寻找市场相对价格较低的经济煤种，充分的发挥主观能动性，保证入炉热值和入炉煤价均在可控范围内。在上述有效应对措施作用下，本集团火电厂发电成本较前两年逐步下降。
当前外部环境复杂多变，新时代中美关系竞争与合作交错；俄乌冲突持续，欧洲及中亚国别的地理政治学风险持续不断的增加，全球化出现逆转；东南亚、南非等重点区域国别项目竞争日趋激烈，全球通胀高位运行，汇率利率波动加剧。2023年上半年，本集团提升管理效能，统筹兼顾境外在运及新开发项目风险防范，持续完善合规体系建设；加强俄乌冲突局势跟踪分析及乌克兰项目风险防范，与相关部委保持紧密沟通，同时做好在运项目当地运营维护和在建项目设备安全、供应商关系维护，为后续复工复产筑牢基础；夯实人员安全基础，规避安全事件发生，南非、加拿大公司按计划分别开展应急演练和安全风险评估，在落实信息收集与研判机制方面不断的提高安全防范整体能力。
惠誉评级将信用挂钩票据（CLN）的11个评级从“AAAsf”下调至“AA+”
已有145家主力机构披露2023-06-30报告期持股数据，持仓量总计5139.52万股，占流通A股38.55%
近期的平均成本为19.44元。该股资金方面呈流出状态，投资者请谨慎投资。该公司运营状况良好，多数机构觉得该股长期投资价值较高。
限售解禁：解禁49.09亿股(预计值)，占总股本比例58.56%，股份类型：首发原股东限售股份。(本次数据根据公告推理而来，真实的情况以上市公司公告为准)
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不良信息举报电话举报邮箱：增值电信业务经营许可证：B2-20090237
