一、报告期内公司所处行业情况
　　公司需遵守《深圳证券交易所上市公司自律监管指引第3号——行业信息披露》中电力供应业的披露要求
2023年，电力供应安全稳定，电力消费稳中向好，电力供需总体平衡，电力绿色低碳转型持续推进。2023年，全国全社会用电量9.22万亿千瓦时，同比增长6.7%。截至2023年底，全国发电装机容量29.2亿千瓦，同比增长13.9%，其中水电装机容量4.2亿千瓦，同比增长1.8%；风电装机容量4.4亿千瓦，同比增长20.7%；太阳能发电装机容量6.1亿千瓦，同比增长55.2%。2024年，综合考虑宏观经济、终端用能电气化等因素，根据不同预测方法对全社会用电量的预... 查看全部▼

　　一、报告期内公司所处行业情况
　　公司需遵守《深圳证券交易所上市公司自律监管指引第3号——行业信息披露》中电力供应业的披露要求
2023年，电力供应安全稳定，电力消费稳中向好，电力供需总体平衡，电力绿色低碳转型持续推进。2023年，全国全社会用电量9.22万亿千瓦时，同比增长6.7%。截至2023年底，全国发电装机容量29.2亿千瓦，同比增长13.9%，其中水电装机容量4.2亿千瓦，同比增长1.8%；风电装机容量4.4亿千瓦，同比增长20.7%；太阳能发电装机容量6.1亿千瓦，同比增长55.2%。2024年，综合考虑宏观经济、终端用能电气化等因素，根据不同预测方法对全社会用电量的预测结果，预计2024年全国全社会用电量9.8万亿千瓦时，比2023年增长6%左右。综合考虑电力消费需求增长、电源投产等情况，预计2024年全国电力供需形势总体紧平衡。（上述数据来源于中电联发布的《2023-2024年度全国电力供需形势分析预测报告》和国家能源局发布的《2023年全国电力工业统计数据》）甘肃省是我国重要的新能源生产、输送基地，也是我国“西电东送”西北电网功率交换枢纽。2023年，全省全社会用电量累计1,644.68亿千瓦时，同比增长9.59%。截至2023年底，全省发电装机容量8,963.46万千瓦，同比增长32.19%。其中，水电971.82万千瓦，同比增长0.00%；火电2,524.62万千瓦，同比增长9.17%；风电2,614.10万千瓦，同比增长26.10%；太阳能2,539.78万千瓦，同比增长79.18%。2023年，甘肃省完成发电量2,112.86亿千瓦时，同比增长7.26%。风电利用率为95.0%，光伏利用率为95.0%。
　　
　　二、报告期内公司从事的主要业务
　　公司需遵守《深圳证券交易所上市公司自律监管指引第3号——行业信息披露》中电力供应业的披露要求
　　公司从事的主要业务包括水力发电、风力发电和光伏发电，主要产品为电力，业绩主要来源于发电收入。经营模式是在水电站、风力发电场、光伏发电场(发电设备)及相关输变电设施设备建成之后，控制、维护、检修并将发电站(场)所发电量送入电网公司指定的配电网点，实现电量交割。公司上述水力发电、风力发电、光伏发电业务除受河流流域来水、风力及太阳能资源波动等自然因素影响，还受电力体制改革的持续深入、宏观经济波动导致的电力消纳能力变化、国家支持新能源的相关政策发生变化、电网调度的安排等因素影响。公司电源种类主要有水电、风电、光伏三类，水电主要分布在甘肃省内黄河、洮河、白龙江、大通河、黑河等流域，风电和光伏主要集中在甘肃省内的河西地区，公司未经营省外发电业务。
　　截至2023年末，公司控股装机容量为353.97万千瓦，其中，控股水电装机容量170.02万千瓦；控股风电装机容量110.35万千瓦；控股光伏装机容量73.6万千瓦。报告期内，公司所属电站完成发电量86.33亿千瓦时，上年同期发电量72.96亿千瓦时，同比增加13.37亿千瓦时。完成上网电量84.93亿千瓦时。其中，参与市场交易电量22.79亿千瓦时，占总上网电量的26.83%，较去年同期增加8.98亿千瓦时。市场交易电量同比增加，主要是在国家深化“电力市场价格形成机制”改革推动下，新能源参与市场交易，2023年度公司新能源上网电量较2022年增加11.90亿千瓦时。
　　报告期内，公司从事的主要业务和经营模式未发生重大变化，未经营售电业务。
　　注 2：本表中总装机容量、水电装机容量、风电装机容量、光伏装机容量为已发电控股装机容量，以前年度统计口径为已发电权益装机容量，均不含核准项目的计划装机容量、在建项目的计划装机容量。
　　相关数据发生重大变化的原因
　　1、2023年，受洮河流域、白龙江流域来水量增加及新建项目投产影响，公司所属电站全年完成发电量86.33亿千瓦时，上年同期发电量72.96亿千瓦时，同比增加13.37亿千瓦时。
　　2、报告期内，瓜州干河口200MW光伏项目、永昌河清滩300MW光伏发电项目、凉州九墩滩50MW光伏项目、高台县盐池滩100MW风电场项目并网发电，装机容量合计65万千瓦，公司已发电控股装机容量和风电、光伏控股装机容量相应调整。
　　涉及到新能源发电业务
　　2021-2022年，公司陆续投资建设玉门市麻黄滩第一风电场 C区 200兆瓦项目、高台县盐池滩100MW风电场项目及配套储能10兆瓦/20兆瓦时、瓜州北大桥50MW光伏项目及配套储能10兆瓦/20兆瓦时、永昌河清滩300MW光伏发电项目及配套储能60兆瓦/120兆瓦时、凉州九墩滩50MW光伏项目及配套储能10兆瓦/20兆瓦时、瓜州干河口200MW光伏项目及配套储能30兆瓦/120兆瓦时等90万千瓦新能源项目。截至2023年7月11日，上述项目均已并网发电。
　　2024年3月7日，公司收到控股股东电投集团《关于腾格里沙漠基地自用600万千瓦新能源项目有关事项的函》（甘电股函〔2024〕13号），电投集团按要求完成了项目优化选址等相关工作，根据电投集团产业板块结构布局及避免同业竞争的相关承诺，由公司控股组建项目公司作为业主，有序推进腾格里沙漠基地自用600万千瓦新能源项目开发建设。同时，公司全资子公司甘肃酒泉汇能风电开发有限责任公司取得武威民勤100万千瓦风电及光伏项目建设指标，目前正在开展前期研究工作。上述项目的投资建设尚需完成可行性研究论证，履行主管部门有关土地预审、环境影响评价及项目核准或备案等程序，由公司董事会或股东大会等有权机构决策，存在不确定性。
　　2023年度，公司可再生能源补贴应收46,031.25万元，收到以前年度可再生能源补贴16,090.49万元。
　　
　　三、核心竞争力分析
　　1、公司所属水电装机在甘肃省具有一定的规模优势，在甘肃电源市场具有较高的竞争力，且相对其他发电业务而言，水力发电业务长期业绩受经济周期影响较小，短期业绩受流域河流来水波动影响。公司所属光伏电站、风电场主要位于甘肃省河西地区，是我国太阳能和风能资源较丰富的地区，具备一定的区位优势。
　　2、公司目前作为一家集水电、风电、光伏为一体的综合性能源电力上市公司，储备了腾格里沙漠基地自用600万千瓦新能源项目、武威民勤100万千瓦风电及光伏项目等建设指标，同时正积极推进收购甘肃电投常乐发电有限责任公司66.00%股权事宜、向新能源发电相关的调峰火电业务领域扩展，长期来看，公司发展前景整体向好。
　　3、公司控股股东电投集团是甘肃省政府出资设立的国有大型投资公司，是省政府确定的国有资本投资公司改组试点单位，经过 30多年的改革发展，现有能源和现代服务业两大产业，形成了电力热力、能源化工、数据信息、产业置业、会展文创、产业金融等板块，项目遍布全省各地。公司是电投集团唯一的上市资本运作平台，发展潜力大。
　　
　　四、主营业务分析
　　1、概述
　　报告期内，公司聚焦主责主业，紧紧围绕年度经营目标，坚持稳中求进，在保供应、稳增长、抓突破、增动力等方面持续发力，通过实施项目带动、经营提质、营销增收等行动，生产经营量质齐升。同时，公司狠抓任务落实、严保目标兑现，加强梯级电站调度、电力市场政策研究，打好交易“组合拳”，成功开拓西北区域绿电市场，电量电价稳步提升。
　　2023年，公司在建风电光伏项目陆续投产发电，同时受洮河流域、白龙江流域来水量增加的影响，所属电站全年完成发电量86.33亿千瓦时，上年同期发电量72.96亿千瓦时，同比增加13.37亿千瓦时；平均上网电价为346.85元/兆瓦时，上年同期平均上网电价为315.11元/兆瓦时，同比增加10.07%。2023年，公司实现营业收入26.41亿元，同比增加29.05%；实现归属于上市公司股东的净利润5.21亿元，同比增加72.62%。截止报告期末，公司总资产206.36亿元，同比减少5.53%；归属于上市公司股东的所有者权益86.94亿元，同比增加5.29%。
　　经中国证监会《关于核准甘肃电投能源发展股份有限公司非公开发行股票的批复》（证监许可〔2022〕2841号）核准，公司非公开发行人民币普通股股票240,963,855股，新增股份于2023年1月12日在深圳证券交易所上市，并于2023年7月13日解除限售并上市流通。
　　公司持股5%以上股东长江电力计划自2023年3月31日（含）起6个月内通过深圳证券交易所系统允许的方式增持公司股份，增持股份不低于公司总股本的2.5%，不超过公司总股本的5%。截至2023年9月30日，长江电力已按照增持计划内容增持公司股份达到计划增持数量下限，根据增持计划实施期限，本次增持计划已实施完成。
　　2024年3月18日，公司第八届董事会第十二次会议《关于与华润电力新能源投资有限公司成立合资公司投资建设腾格里沙漠基地自用600万千瓦新能源项目暨对外投资的议案》，拟与华润电力新能源投资有限公司成立甘肃电投润能（武威）新能源有限公司（暂定名称），负责开发、建设、运营腾格里沙漠基地自用600万千瓦新能源项目。
　　告编号2024-12）。
　　公司面向专业投资者公开发行2020年公司债券（债券代码：149304，债券简称：20甘电债）已全额回售，并于2023年12月18日在深圳证券交易所摘牌。
　　经公司第八届董事会第十二次会议审议通过，公司拟通过发行股份及支付现金的方式购买电投集团持有的常乐公司66.00%股权，同时拟向不超过35名（含）符合条件的特定对象发行股份募集配套资金。
　　
　　五、公司未来发展的展望
　　（一）行业格局和趋势
　　1、持续推动能源绿色低碳转型和高质量发展是未来主要发展方向。2022年1月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》《“十四五”现代能源体系规划》，提出以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点，加快推进大型风电、光伏发电基地建设，支持新能源电力能建尽建、能并尽并、能发尽发。2023年6月，国家能源局印发《新型电力系统发展蓝皮书》（以下简称“蓝皮书”），提出清洁低碳是构建新型电力系统的核心目标，要加快推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设。
　　2、提升电力系统稳定调节能力。2021年12月，中央经济工作会议强调，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。国家能源局《2024年能源工作指导意见》提出，研究制定煤电机组深度调峰安全监管措施，把握好节奏和力度，着力加强供需协同，强化系统消纳。《蓝皮书》提出，煤电作为电力安全保障的“压舱石”，在未来相当长一段时间内仍是我国电力供应安全的重要支撑，是电力系统中的基础保障性电源，要有效支撑“双碳”战略和系统稳定运行。
　　3、电力消纳形式依然严峻。《蓝皮书》指出，近年来，虽然全国新能源利用率总体保持较高水平，但消纳基础尚不牢固，局部地区、局部时段弃风弃光问题依然突出。同时，新能源快速发展，新能源装机比重持续增加，但电力支撑能力与常规电源相比存在较大差距，未能形成可靠替代能力，系统调节能力和支撑能力提升面临诸多掣肘，新能源消纳形势依然严峻。未来，要加大力度规划建设以大型风电光伏基地为基础、以其周边清洁高效先进节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系。
　　（二）公司发展战略
　　依托电投集团资源及品牌优势，立足于综合能源电力发展思路，紧抓国家电力体制改革、国企改革的机遇，通过投资建设相关项目或其他有效途径，扩大公司经营范围，提高抗风险能力和竞争能力，将公司发展成为资本市场上具有一定竞争力、能为股东创造更大价值的综合性能源电力上市公司。
　　（三）经营计划
　　2023年，公司各控股发电公司预计总发电量93.44亿千瓦时，实际完成86.33亿千瓦时，完成计划的 92.39%；预计全年发生营业成本（不含折旧及税金）及管理费用 77,156.87万元，实际发生71,887.75万元，完成计划的93.17%；公司投资计划预计56,317.35万元，实际完成44,945.11万元，完成计划的79.81%；预计融资654,900.00万元，实际完成345,410.13万元，完成融资计划的52.74%。
　　2024年，公司将不断加强安全、技术、生产等基础管理，持续推进安全生产标准化建设，优化关
　　键能耗指标，着力提升机组运行的经济性、可靠性。探索建立常态化营销机制，放大“水风光”一体化优势，统筹开展电价政策分析、电量营销协同、交易策略制定的工作。坚持以提质增效为目标，以经营指标、财务预算为抓手，不断推动公司经营业绩稳定向好。2024年，主要计划经营预计如下：
　　2024年公司各控股发电公司预计总发电量98.59亿千瓦时；预计全年发生营业成本（不含折旧及税金）及管理费用84,907.58万元；经营、投资计划预计21,387.48万元，经营、投资计划资金来源为自有资金、银行贷款等；预计融资计划401,180.00万元。
　　措施：1、加强市场营销策略，不断提升经营绩效。探索建立常态化营销机制，放大“水风光”一体化优势，统筹开展电价政策分析、电量营销协同、交易策略制定的工作。加强现货规则、节点电价机制研究，动态优化操作策略，着力提升现货费用和结算电价。持续关注国内、国际最新碳市场动态以及相关政策，实现平价新能源收益最大化。
　　2、优化完善经营机制，不断提升精益管理。建立横向对标机制，加强设备、技术、生产等基础管理，持续优化关键能耗指标，着力提升机组运行的经济性、可靠性。完善统计分析体系，进一步提升成本核算的准确性和前瞻性，严控各项费用开支和非生产性支出，全面提升运营收益。
　　3、发挥预算引领作用，持续深化财务预算管理。坚持以提质增效为目标，以财务预算为抓手，以保证现金流量安全为核心，以成本管控为基础，全面分解落实财务预算各项指标，严控预算外收支项目，充分发挥财务预算引领作用。认真研究国家宏观经济、财政货币政策，积极争取信贷政策支持，进一步优化公司债务结构，保障现金流安全，防范财务风险。
　　4、严格落实安全生产责任，持续加强安全技术监督。持续推进安全生产标准化建设，不断完善安全生产管理标准、作业标准和技术标准。持续推进新能源发电安全生产专项整治，加强设备选型、技术管理和并网安全管理，从源头提高设备运行可靠性。持续开展水电站安全提升专项行动，深入排查大坝安全工作短板和管理漏洞，实现问题闭环管理。持续加强安全生产监督检查质效，创新监管方式，规范检查行为，加密督查频次，提升监管效能。
　　公司2024年经营计划并不构成公司对投资者的业绩承诺，投资者应对此保持足够的风险意识，并且应当理解经营计划与业绩承诺之间的差异。
　　（四）公司可能面临的风险及应对措施
　　1、受自然因素及不可抗力影响的风险。公司运营的水电站分属甘肃省内不同流域，公司所属光伏电站、风电场主要位于甘肃省河西地区，气候变化、来水不稳定及风能、光照资源将对公司发电量产生较大影响。发电量计划指标能否实现存在重大不确定性。
　　应对措施：公司将不断提高经济运行能力，科学、合理地做好经济、安全运行工作，力争使自然资源发挥最大效用。
　　2、货币政策变动引起的风险。货币政策调整和利率水平的变化，对公司在市场上获取资金的难易程度和经营业绩产生重要影响。
　　应对措施：公司将积极主动拓展融资渠道，创新融资方式，合理利用财务杠杆，优化债务结构，有效应对货币政策变动的风险。
　　3、电力市场风险。2024年预计省内新能源将新增装机1,200万千瓦，新能源装机占比达到65%。在省内常规能源调峰能力和省内用电量没有大幅提升情况下，新能源利用率将受到一定影响。同时，随着电力现货市场建设的加快推进，电价存在较大的市场竞争，公司面临电价波动的风险。
　　应对措施：公司将不断研究电力市场交易及规则变化，深入研判区域电力供需形式，跟踪外送通道建设进度，提高公司新能源利用率，降低电力市场风险对公司的影响。
　　4、生态环境保护政策的相关风险。随着社会发展对自然及生态环保要求的不断提高，国家有可能出台更为严格的水利生态环保政策，要求更高的自然生态环保水平、资金投入和环保措施。
　　应对措施：牢固树立绿色发展理念，坚持环保优先，大力加强环保综合能力建设。保证生态流量下泄等环保设施正常运行，持续改善生态环境质量。
　　5、安全生产风险。公司水电站分属省内不同流域，公司所属光伏电站、风电场主要位于甘肃省河西地区，面临的生产环境各有不同。极端的自然天气也可能对水电站、风电场及光伏电站的运行造成较大影响，公司面临一定的安全生产风险。
　　应对措施：公司将全面落实安全生产责任制，完善关键环节的安全管控措施，持续加强安全培训、安全隐患排查治理、防汛度汛和应急演练等工作，确保安全生产持续稳定。 收起▲

　　一、报告期内公司从事的主要业务
　　（一）公司主要业务和经营模式
　　公司从事的主要业务包括水力发电、风力发电和光伏发电，其中水力发电比重较大，公司权益水电装机在甘肃省具有一定的规模优势，在甘肃电源市场具有较高的竞争力。公司主要产品为电力，业绩主要来源于发电收入，经营模式是在水电站、风力发电场、光伏发电场（发电设备）及相关输变电设施设备建成之后，控制、维护、检修并将发电站（场）所发电量送入电网公司指定的配电网点，实现电量交割。公司上述水力发电、风力发电、光伏发电业务除受河流流域来水、风力及光伏资源波动等自然因素影响，还受电力体制改革的持续深入、宏观经济波动导致的电力消纳能力变化、国家支持新... 查看全部▼

　　一、报告期内公司从事的主要业务
　　（一）公司主要业务和经营模式
　　公司从事的主要业务包括水力发电、风力发电和光伏发电，其中水力发电比重较大，公司权益水电装机在甘肃省具有一定的规模优势，在甘肃电源市场具有较高的竞争力。公司主要产品为电力，业绩主要来源于发电收入，经营模式是在水电站、风力发电场、光伏发电场（发电设备）及相关输变电设施设备建成之后，控制、维护、检修并将发电站（场）所发电量送入电网公司指定的配电网点，实现电量交割。公司上述水力发电、风力发电、光伏发电业务除受河流流域来水、风力及光伏资源波动等自然因素影响，还受电力体制改革的持续深入、宏观经济波动导致的电力消纳能力变化、国家支持新能源的相关政策发生变化、电力市场的变化、电网调度的安排等因素影响。
　　报告期内，公司从事的主要业务和经营模式未发生重大变化，未经营售电业务。公司电源种类主要有水电、风电、光伏三类，水电主要分布在甘肃省内黄河、洮河、白龙江、大通河、黑河等流域，风电和光伏主要集中在甘肃省内的河西地区，公司未经营省外发电业务。
　　（二）全国和甘肃电力行业情况
　　截至2023年6月底，全国发电装机容量约27.1亿千瓦，同比增长10.8%。其中，水电装机容量约4.2亿千瓦，同比增长4.5%；风电装机容量约3.9亿千瓦，同比增长13.7%；太阳能发电装机容量约4.7亿千瓦，同比增长39.8%。2023年1-6月，全社会用电量累计4.31万亿千瓦时，同比增长5.0%。预计2023年全年全社会用电量9.15万亿千瓦时，同比增长6%左右，其中下半年全社会用电量同比增长6%～7%。
　　甘肃省是我国重要的新能源生产、输送基地，也是我国“西电东送”西北电网功率交换枢纽。截至2023年6月底，甘肃省发电装机容量7,179.98万千瓦，同比增长11.19%。其中，水电971.82万千瓦，同比增长0.37%；火电2,324.62万千瓦，同比增长0.63%；风电2,132.91万千瓦，同比增长10.88%；太阳能1,640.60万千瓦，同比增长31.32%。2023年1-6月，甘肃省完成发电量982.27亿千瓦时，同比增长5.66%；全社会用电量累计797.17亿千瓦时，同比增长8.56%。
　　（三）电力行业政策
　　2023年4月，国家能源局印发《2023年能源工作指导意见》，提出供应保障能力要持续增强，发电装机达到27.9亿千瓦左右，发电量达到9.36万亿千瓦时左右，“西电东送”输电能力达到3.1亿千瓦左右。要深入推进结构转型，稳步推进重点领域电能替代，风电、光伏发电量占全社会用电量的比重达到15.3%。要推动第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地项目并网投产，建设第二批、第三批项目。全年风电、光伏装机增加1.6亿千瓦左右，持续保持风电、光伏发电利用率合理水平。
　　2023年5月，甘肃省人民政府印发《甘肃省碳达峰实施方案》，提出要大力发展新能源，加快在沙漠、戈壁、荒漠等地区规划建设大型风电光伏基地，全面推进风电、太阳能发电大规模开发和高质量发展。要持续推进酒泉千万千瓦级风电基地向特大型风光电基地迈进，打造金（昌）张（掖）武（威）千万千瓦级风光电基地，到2030年力争全省新能源装机容量突破1.3亿千瓦。要加快建设新型电力系统，积极构建以新能源为主体的新型电力系统，推动清洁电力资源大范围优化配置和高比例消纳。
　　（四）公司装机规模
　　截至报告期末，公司已发电权益装机容量为297.24万千瓦，其中，已发电水电权益装机容量163.43万千瓦；已发电风力权益装机容量101.81万千瓦；已发电光伏权益装机容量32万千瓦（报告期内，瓜州干河口200MW光伏项目首批发电单元已并网发电，剩余发电单元将陆续并网发电，公司已发电权益装机容量和已发电光伏权益装机容量相应调整）。2023年1-6月，公司可再生能源补贴应收22,660.92万元，收到以前年度可再生能源补贴171.58万元。
　　截至本报告披露日，公司已发电权益装机容量为342.24万千瓦，其中，已发电水电权益装机容量163.43万千瓦；已发电风力权益装机容量111.81万千瓦；已发电光伏权益装机容量67万千瓦。（2023年6月30日至本报告披露日，高台县盐池滩100MW风电场项目、永昌河清滩300MW光伏发电项目、凉州九墩滩50MW光伏项目已并网发电。
　　（五）公司2023年上半年经营情况
　　报告期内，公司紧紧围绕年度目标任务，全面推进项目建设，持续做好电力营销协同，不断探索电力交易模式，全方位优化机组运行方式，多措并举抢电量、增收益。报告期内，受公司在建风电光伏项目陆续投产发电、原有已发电项目结算电价有所上涨等因素影响，公司所属电站上半年完成发电量33.61亿千瓦时，较去年同期增加2.57亿千瓦时；实现归属于上市公司股东的净利润2.43亿元，较上年同期增加66.18%。
　　报告期内，公司完成售电量33.08亿千瓦时。其中，参与市场交易电量10.49亿千瓦时，占总销售电量的31.71%，较去年同期增加2.14亿千瓦时。市场交易电量同比增加，主要是报告期公司发电量较上年同期增加2.57亿千瓦时。
　　（六）公司在建项目情况
　　2021-2022年，公司陆续投资建设玉门市麻黄滩第一风电场C区200兆瓦项目、高台县盐池滩100MW风电场项目及配套储能10兆瓦/20兆瓦时、瓜州北大桥50MW光伏项目及配套储能10兆瓦/20兆瓦时、永昌河清滩300MW光伏发电项目及配套储能60兆瓦/120兆瓦时、凉州九墩滩50MW光伏项目及配套储能10兆瓦/20兆瓦时、瓜州干河口200MW光伏项目及配套储能30兆瓦/120兆瓦时等90万千瓦新能源项目。截至本报告披露日，上述项目均已并网发电。
　　（七）其他事项
　　1、经中国证监会《关于核准甘肃电投能源发展股份有限公司非公开发行股票的批复》（证监许可〔2022〕2841号）核准，公司非公开发行股票募集资金12亿元用于投资建设玉门市麻黄滩第一风电场C区200兆瓦项目、瓜州干河口200MW光伏项目、永昌河清滩300MW光伏发电项目、高台县盐池滩100MW风电场项目和补充流动资金。
　　2、经公司第八届董事会第四次会议审议通过，鉴于公司简称与控股股东甘肃省电力投资集团有限责任公司简称相似，为避免市场信息混淆，公司证券简称由“甘肃电投”变更为“甘肃能源”，公司中文全称、英文全称、英文简称和证券代码不变，新证券简称已于2023年2月17日启用。

　　二、核心竞争力分析
　　1、公司是一家集水电、风电、光电为一体的综合性清洁能源上市公司，发展清洁能源特别是新能源发电是提高非化石能源比重、改善生态环境的重要支撑，也是全球整体发电结构增长的主要方向。2020年10月29日，中共中央《关于制定国民经济和社会发展第十四个五年规划和二〇三五年远景目标的建议》中明确提出，要推动能源清洁低碳安全高效利用，降低碳排放强度，支持有条件的地方率先达到碳排放峰值，制定二〇三〇年前碳排放达峰行动方案。2020年12月21日，国务院正式发布《新时代的中国能源发展》白皮书，提出大力推进低碳能源替代高碳能源、可再生能源替代化石能源等内容。2023年，甘肃省政府工作报告提到，2023年甘肃省围绕打造全国重要的清洁能源基地，建成国家第一、二批大型风电光伏基地，实施甘肃省“十四五”第二批风光电项目，推进抽水蓄能电站建设，全面建设陇电入鲁、核准开工陇电入浙工程，做好酒泉外送特高压工程前期工作。长期看，公司作为综合性清洁能源上市公司，行业前景整体向好。
　　2、公司控股股东电投集团是甘肃省政府出资设立的国有大型投资公司，是省政府确定的国有资本投资公司改组试点单位，经过30多年的改革发展，现有能源和现代服务业两大产业，形成了电力热力、能源化工、数据信息、产业置业、会展文创、产业金融等6大板块，项目遍布全省各地。公司是电投集团唯一的上市资本运作平台，发展潜力大。
　　3、公司发电业务中水力发电比重较大，公司权益水电装机在甘肃省具有一定的规模优势，在甘肃电源市场具有较高的竞争力。同时，相对其他发电业务而言，水力发电业务长期业绩受经济周期影响较小，短期业绩受流域河流来水波动影响。

　　三、公司面临的风险和应对措施
　　1、受自然因素及不可抗力影响的风险。公司运营的水电站分属甘肃省内不同流域，气候变化和来水不稳定将对公司发电量产生较大影响，同时风电、光伏发电业务也会面临风力资源、光照资源的影响。
　　应对措施：公司将不断提高经济运行能力，科学、合理地做好经济、安全运行工作，力争使自然资源发挥最大效用。
　　2、货币政策变动引起的风险。货币政策调整和利率水平的变化，对公司在市场上获取资金的难易程度和经营业绩产生重要影响。
　　应对措施：公司将积极主动拓展融资渠道，创新融资手段，合理利用财务杠杆，有效应对货币政策变动的风险。
　　3、电力市场风险。2023年预计省内新能源将新增装机1,800万千瓦，装机占比将从目前的50%提升到61%。在省内常规能源调峰能力和省内用电量没有大幅提升情况下，新能源利用率将逐渐下降。同时，随着电力现货市场建设的加快推进，电价存在较大的市场竞争，公司面临电价波动的风险。
　　应对措施：公司将不断研究电力市场交易及规则变化，遵循电力市场运行规则和市场经济规律，围绕价值、利益最大化目标，不断提升市场营销能力，降低电力市场风险对公司的影响。
　　4、生态环境保护政策的相关风险。随着社会发展对自然及生态环保要求的不断提高，国家有可能出台更为严格的水利生态环保政策，要求更高的自然生态环保水平、资金投入和环保措施。
　　应对措施：牢固树立绿色发展理念，坚持环保优先，大力加强环保综合能力建设。保证生态流量下泄等环保设施正常运行，持续改善生态环境质量。
　　5、安全生产风险。公司水电站分属省内不同流域，面临的生产环境各有不同。极端的自然天气也可能对水电站、风电场及光伏电站的运行造成较大影响，公司面临一定的安全生产风险。
　　应对措施：公司将全面落实安全生产责任制，完善关键环节的安全管控措施，持续加强安全培训、安全隐患排查治理、防汛度汛和应急演练等工作，确保安全生产持续稳定。 收起▲

　　一、报告期内公司所处行业情况　　2022年 1月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》和《“十四五”现代能源体系规划》，提出将推动构建以清洁低碳能源为主体的能源供应体系，支持新能源电力能建尽建、能并尽并、能发尽发。到 2025年，非化石能源消费比重提高到20%左右，非化石能源发电量比重达到39%左右。同时，科学推进新能源电力跨省跨区输送，稳步推广柔性直流输电，优化输电曲线和价格机制，加强送受端电网协同调峰运行，提高全网消纳新能源能力。2022年5月，国家发改委、国家能源局发布《关于促进新时代新能源高质量发展实施方案的通知》，提出加快推进以沙漠、... 查看全部▼

　　一、报告期内公司所处行业情况
　　2022年 1月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》和《“十四五”现代能源体系规划》，提出将推动构建以清洁低碳能源为主体的能源供应体系，支持新能源电力能建尽建、能并尽并、能发尽发。到 2025年，非化石能源消费比重提高到20%左右，非化石能源发电量比重达到39%左右。同时，科学推进新能源电力跨省跨区输送，稳步推广柔性直流输电，优化输电曲线和价格机制，加强送受端电网协同调峰运行，提高全网消纳新能源能力。2022年5月，国家发改委、国家能源局发布《关于促进新时代新能源高质量发展实施方案的通知》，提出加快推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设；引导全社会消费新能源等绿色电力，稳妥推进新能源参与电力市场交易。2022年10月，党的二十大报告提出，积极稳妥推进碳达峰碳中和。加快规划建设新型能源体系，统筹水电开发和生态保护，加强能源产供储销体系建设，确保能源安全。完善碳排放统计核算制度，健全碳排放权市场交易制度。在上述政策背景下，可再生能源行业发展前景向好，为公司提升存量资产的质量提供了有利契机，对进一步优化产业布局提供了新的机遇。
　　报告期对公司业务存在重要影响的政策未发生较大变化，未出台对公司装机容量、发电量、电力业务收入或者成本有重大影响的新政策。
　　
　　二、报告期内公司从事的主要业务
　　公司需遵守《深圳证券交易所上市公司自律监管指引第3号——行业信息披露》中电力相关业的披露要求
　　公司从事的主要业务包括水力发电、风力发电和光伏发电，主要产品为电力，业绩主要来源于发电收入。经营模式是在水电站、风力发电场、光伏发电场(发电设备)及相关输变电设施设备建成之后，控制、维护、检修并将发电站(场)所发电量送入电网公司指定的配电网点，实现电量交割。公司上述水力发电、风力发电、光伏发电业务除受河流流域来水、风力及太阳能资源波动等自然因素影响，还受电力体制改革的持续深入、宏观经济波动导致的电力消纳能力变化、国家支持新能源的相关政策发生变化、电网调度的安排等因素影响。公司电源种类主要有水电、风电、光伏三类，水电主要分布在甘肃省内黄河、洮河、白龙江、大通河、黑河等流域，风电和光伏主要集中在甘肃省内的河西地区，公司未经营省外发电业务。
　　截至 2022年末，公司已发电权益装机容量为 283.84万千瓦，其中，已发电水电权益装机容量163.43万千瓦；已发电风力权益装机容量101.81万千瓦；已发电光伏权益装机容量18.6万千瓦。报告期内，公司所属电站完成发电量72.96亿千瓦时，上年同期发电量78.81亿千瓦时，同比减少5.85亿千瓦时。完成上网电量71.54亿千瓦时。其中，参与市场交易电量13.81亿千瓦时，占总上网电量的19.30%，较去年同期减少51.76亿千瓦时。市场交易电量同比减少，主要是在国家深化“电力市场价格形成机制”改革推动下，甘肃省2022年年度交易中水电由政府委托甘肃省电力公司采购，企业不再自主参与交易，公司水电参与市场交易电量同比例下降。
　　报告期内，公司从事的主要业务和经营模式未发生重大变化，未经营售电业务。
　　注 3:本表中总装机容量、水电装机容量、风电装机容量、光伏装机容量为已发电权益装机容量，不含核准项目的计划装机容量、在建项目的计划装机容量。
　　注4:发电厂利用小时数为等效利用小时数。
　　相关数据发生重大变化的原因
　　1、报告期内，公司已发电权益装机容量变动主要因瓜州北大桥50兆瓦光伏项目、麻黄滩200兆瓦风电项目并网发电；公司及控股子公司河西公司分别收购完成九甸峡公司、龙汇公司少数股东股权；九甸峡公司吸收合并洮河公司等因素影响。
　　2、2022年，受部分河流流域来水偏枯及风资源下降等影响，水电、风电利用小时数较去年同期下降。
　　3、甘肃省2022年年度交易中水电由政府委托甘肃省电力公司采购，企业不再自主参与交易，公司水电参与市场交易电量同比例下降，水电结算电价统一按批复电价结算，较去年同期上涨；风电锚定火电交易价格开展市场交易，结算电价较去年同期上涨。
　　涉及到新能源发电业务
　　报告期内，公司全资子公司酒汇公司以自有资金 492.49万元收购公司控股股东电投集团旗下辰旭高台公司100%股权，辰旭高台公司主要负责投资建设高台县盐池滩100MW风电场项目。报告期内，各项目建设进度持续推进，截至目前，瓜州北大桥 50兆瓦光伏项目、玉门麻黄滩200兆瓦风电项目已全容量并网，并正式投入商业运行。永昌河清滩300兆瓦光伏项目的光伏项目场内项目已全部完工，主变、断路器设备、站区电流和电压互感器角比差试验已完成；瓜州干河口200兆瓦光伏项目已完成土建工程、围墙砌筑，完成组件安装238.42兆瓦，完成储能设备安装调试；凉州九墩滩50兆瓦光伏项目已完成支架、组件、储能系统设备安装；高台盐池滩100兆瓦风电项目已完成风机吊装及储能设备安装调试。
　　2022年度，公司可再生能源补贴应收44,124.59万元，收到以前年度可再生能源补贴26,231.97万元。
　　
　　三、核心竞争力分析
　　1、公司是一家集水电、风电、光电为一体的综合性清洁能源上市公司，发展清洁能源特别是新能源发电是提高非化石能源比重、改善生态环境的重要支撑，也是全球整体发电结构增长的主要方向。2020年10月29日，中共中央《关于制定国民经济和社会发展第十四个五年规划和二〇三五年远景目标的建议》中明确提出，要推动能源清洁低碳安全高效利用，降低碳排放强度，支持有条件的地方率先达到碳排放峰值，制定二〇三〇年前碳排放达峰行动方案。2020年12月21日，国务院正式发布《新时代的中国能源发展》白皮书，提出大力推进低碳能源替代高碳能源、可再生能源替代化石能源等内容。2023年，甘肃省政府工作报告提到，2023年甘肃省围绕打造全国重要的清洁能源基地，建成国家第一、二批大型风电光伏基地，实施甘肃省“十四五”第二批风光电项目，推进抽水蓄能电站建设，全面建设陇电入鲁、核准开工陇电入浙工程，做好酒泉外送特高压工程前期工作。长期看，公司作为综合性清洁能源上市公司，行业前景整体向好。
　　2、公司控股股东电投集团是甘肃省政府出资设立的国有大型投资公司，是省政府确定的国有资本投资公司改组试点单位，经过 30多年的改革发展，现有能源和现代服务业两大产业，形成了电力热力、能源化工、数据信息、产业置业、会展文创、产业金融等6大板块，项目遍布全省各地。公司是电投集团唯一的上市资本运作平台，发展潜力大。
　　3、公司发电业务中水力发电比重较大，公司权益水电装机在甘肃省具有一定的规模优势，在甘肃电源市场具有较高的竞争力。同时，相对其他发电业务而言，水力发电业务长期业绩受经济周期影响较小，短期业绩受流域河流来水波动影响。
　　
　　四、主营业务分析
　　1、概述
　　报告期内，公司紧紧围绕年度经营目标，努力克服来水偏枯及风资源下降带来的经营压力，坚持“以价差弥补量差”，强化电力营销，加强电力市场政策研究，分析电力市场供需，结合电力现货市场价格走势，提升公司结算电价，稳步提升公司经营业绩。
　　2022年，受部分河流流域来水偏枯及风资源下降等影响，公司所属电站全年完成发电量 72.96亿千瓦时，上年同期发电量 78.81亿千瓦时，同比减少5.85亿千瓦时。2022年，公司实现营业收入20.46亿元，同比增加1.67%；实现归属于上市公司股东的净利润3.02亿元，同比增加15.77%。截止报告期末，公司总资产218.43亿元，同比增加22.83%；归属于上市公司股东的所有者权益82.57亿元，同比增加21.19%。
　　经中国证监会《关于核准甘肃电投能源发展股份有限公司非公开发行股票的批复》（证监许可〔2022〕2841号）核准，公司非公开发行股票募集资金12亿元用于投资建设玉门市麻黄滩第一风电场C区200兆瓦项目、瓜州干河口200MW光伏项目、永昌河清滩 300MW光伏发电项目、高台县盐池滩100MW风电场项目和补充流动资金。本次非公开发行人民币普通股股票240,963,855股，新增股份已于2023年1月12日在深圳证券交易所上市。
　　经公司第七届董事会第二十四次会议、2022年第一次临时股东大会审议通过，公司控股子公司九甸峡公司整体吸收合并公司全资子公司洮河公司。吸收合并完成后，洮河公司注销，公司持有九甸峡公司股权比例为74.51%。目前，九甸峡公司吸收合并洮河公司事宜已实施完成。
　　经公司第八届董事会第三次会议审议通过，公司全资子公司大容公司对其全资子公司杂木河公司、朱岔峡公司、神树公司、橙子沟公司实施吸收合并，吸收合并完成后，被吸收合并公司注销。目前，大容公司吸收合并其全资子公司事宜正在实施中。

　　五、公司未来发展的展望
　　（一）行业格局和趋势
　　1、2022年1月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》和《“十四五”现代能源体系规划》，提出将推动构建以清洁低碳能源为主体的能源供应体系，支持新能源电力能建尽建、能并尽并、能发尽发。到2025年，非化石能源消费比重提高到20%左右，非化石能源发电量比重达到39%左右。同时，科学推进新能源电力跨省跨区输送，稳步推广柔性直流输电，优化输电曲线和价格机制，加强送受端电网协同调峰运行，提高全网消纳新能源能力。2022年5月，国家发改委、国家能源局发布《关于促进新时代新能源高质量发展实施方案的通知》，提出加快推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设；引导全社会消费新能源等绿色电力，稳妥推进新能源参与电力市场交易。国家大力提倡发展清洁能源，为公司提升存量资产的质量提供了有利契机，也为下一步培育新动能、优化产业布局和资本结构提供了新的机遇。
　　2、根据中国电力企业联合会发布的《2023年度全国电力供需形势分析预测报告》，2023年预计我国经济运行有望总体回升，拉动电力消费需求增速比2022年有所提高。正常气候情况下，预计2023年全国全社会用电量9.15万亿千瓦时，比2022年增长6%左右，预计2023年全年全国新增发电装机规模有望达到2.5亿千瓦左右，其中新增非化石能源发电装机1.8亿千瓦。预计2023年底全国发电装机容量28.1亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机合计14.8亿千瓦，占总装机比重上升至52.5%左右。“十四五”期间，甘肃省将建成河西第二条特高压直流输送通道，加快陇电入沪工程前期论证。同时将进一步加强省内东部和东南部地区间能源合作，加快形成面向西南地区的能源输送通道，实现优势互补。
　　3、清洁能源发电仍是电力行业主要发展方向。随着能源生产和能源消费革命进程的推进、以及以新能源为主体的新型电力系统建设进程的加快，电力行业呈现绿色低碳发展态势，非化石能源发电装机和发电量均保持较快增长。公司作为一家集水电、风电、光伏为一体的综合性清洁能源上市公司，行业前景整体向好。
　　（二）公司发展战略
　　依托电投集团资源及品牌优势，立足于综合能源电力发展思路，紧抓国家电力体制改革、国企改革的机遇，通过投资建设相关项目或其他有效途径，扩大公司经营范围，提高抗风险能力和竞争能力，将公司发展成为资本市场上具有一定竞争力、能为股东创造更大价值的综合性能源电力上市公司。
　　（三）经营计划
　　2022年，公司各控股发电公司预计总发电量87.21亿千瓦时，实际完成72.96亿千瓦时，完成计划的83.66%；预计公司全年发生营业成本（不含折旧及税金）及管理费用65,461.18万元，实际发生58,032.53万元，完成计划的88.65%；公司投资计划预计359,832.47万元，实际完成386,875.70万元，完成计划的107.52%，主要因2022年公司新能源项目投资建设进度加快；预计融资980,350.00万元，实际完成771,238.09万元，完成融资计划的78.67%。
　　2023年公司将不断加强经营管控，科学测算电量负荷曲线，强化流域水电机组的调度运行。发挥规模优势，统筹“水风光”资源，探索建立高效协同的市场策略和营销体系，全面提升公司市场驾驭能力。全面深化经营指标、财务预算管理，细化分解成本指标，聚焦关键要素控制，立足增收节支和降本增效目标，促进公司经营业绩稳定向好。2023年，主要计划经营预计如下：
　　2023年公司各控股发电公司预计总发电量93.44亿千瓦时；预计公司全年发生营业成本（不含折旧及税金）及管理费用77,156.87万元；投资计划预计56,317.35万元，投资计划资金来源为自有资金、银行贷款等；预计融资654,900.00万元。
　　措施：1、强化精益管理，不断加强经营管控。全面深化经营指标、财务预算管理，细化分解成本指标，聚焦关键要素控制，立足增收节支和降本增效目标，促进公司经营业绩稳定向好。
　　2、强化电力市场营销，不断提升主业收益。紧盯电量、电价两大关键要素，不断研究电力市场交易规则变化，深入研判区域电力供需形式分析，科学测算电量负荷曲线，强化流域水电机组的调度运行，适时调整省内中长期、跨省跨区电力外送、电力现货等市场参与策略。发挥规模优势，统筹“水风光”资源，探索建立高效协同的市场策略和营销体系，全面提升公司市场驾驭能力，争取实现公司效益最大化。
　　3、强化安全环保监管，不断提升安全生产水平。坚持以技术保障安全、以管理规范安全、以文化促进安全、以责任守护安全，分层分类分级推动最小单元抓好日常安全管理。加强生态环境保护风险防控和隐患排查工作，提升统计监测分析、预警和风险研判能力。深化安全生产标准化建设，进一步健全制度规程，完善操作流程、标准和评价指标，不断提升公司安全管理水平。
　　4、强化资金管理，不断提升融资能力。紧抓国家能源发展政策机遇，密切关注市场变动，用足用好金融政策，科学制定融资方案，优化贷款期限组合方式，降低融资成本。持续优化资金调度模型，不断加强资金寸头的动态和精细化管理，合理安排资金周转，科学规划还款方案，避免资金沉淀，减少财务费用。
　　公司2023年经营计划并不构成公司对投资者的业绩承诺，投资者应对此保持足够的风险意识，并且应当理解经营计划与业绩承诺之间的差异。
　　（四）公司可能面临的风险及应对措施
　　1、受自然因素及不可抗力影响的风险。公司运营的水电站分属甘肃省内不同流域，气候变化和来水不稳定将对公司发电量产生较大影响，同时风电、光伏发电业务也会面临风力资源、光照资源的影响。发电量计划指标能否实现存在重大不确定性。
　　应对措施：公司将不断提高经济运行能力，科学、合理地做好经济、安全运行工作，力争使自然资源发挥最大效用。
　　2、货币政策变动引起的风险。货币政策调整和利率水平的变化，对公司在市场上获取资金的难易程度和经营业绩产生重要影响。
　　应对措施：公司将积极主动拓展融资渠道，创新融资方式，合理利用财务杠杆，优化债务结构，有效应对货币政策变动的风险。
　　3、电力市场风险。2023年预计省内新能源将新增装机1800万千瓦，装机占比将从目前的50%提升到61%。在省内常规能源调峰能力和省内用电量没有大幅提升情况下，新能源利用率将逐渐下降。同时，随着电力现货市场建设的加快推进，电价存在较大的市场竞争，公司面临电价波动的风险。
　　应对措施：公司将不断研究电力市场交易及规则变化，深入研判区域电力供需形式，跟踪外送通道建设进度，提高公司新能源利用率，降低电力市场风险对公司的影响。
　　4、生态环境保护政策的相关风险。随着社会发展对自然及生态环保要求的不断提高，国家有可能出台更为严格的水利生态环保政策，要求更高的自然生态环保水平、资金投入和环保措施。
　　应对措施：牢固树立绿色发展理念，坚持环保优先，大力加强环保综合能力建设。保证生态流量下泄等环保设施正常运行，持续改善生态环境质量。
　　5、安全生产风险。公司水电站分属省内不同流域，面临的生产环境各有不同。极端的自然天气也可能对水电站、风电场及光伏电站的运行造成较大影响，公司面临一定的安全生产风险。
　　应对措施：公司将全面落实安全生产责任制，完善关键环节的安全管控措施，持续加强安全培训、安全隐患排查治理、防汛度汛和应急演练等工作，确保安全生产持续稳定。 收起▲