一、报告期内公司所处行业情况　　（一）2023年电力消费及生产情况　　1、电力消费需求情况　　国家能源局发布的 2023年公开数据显示，全社会用电量保持增长态势。2023年，全社会用电量92241亿千瓦时，同比增长6.7%。从分产业用电看，第一产业用电量1278亿千瓦时，同比增长11.5%；第二产业用电量60745亿千瓦时，同比增长 6.5%；第三产业用电量 16694亿千瓦时，同比增长 12.2%；城乡居民生活用电量 13524亿千瓦时，同比增长0.9%。　　2、电力生产供应情况　　根据国家能源局发布数据，截至2023年12月末，全国累计发电装机容量约 29.2亿千瓦，同比增长13.9%... 查看全部▼

　　一、报告期内公司所处行业情况
　　（一）2023年电力消费及生产情况
　　1、电力消费需求情况
　　国家能源局发布的 2023年公开数据显示，全社会用电量保持增长态势。2023年，全社会用电量92241亿千瓦时，同比增长6.7%。从分产业用电看，第一产业用电量1278亿千瓦时，同比增长11.5%；第二产业用电量60745亿千瓦时，同比增长 6.5%；第三产业用电量 16694亿千瓦时，同比增长 12.2%；城乡居民生活用电量 13524亿千瓦时，同比增长0.9%。
　　2、电力生产供应情况
　　根据国家能源局发布数据，截至2023年12月末，全国累计发电装机容量约 29.2亿千瓦，同比增长13.9%。其中，火电装机容量约 13.9亿千瓦，同比增长 4.1%；太阳能发电装机容量约 6.1亿千瓦，同比增长 55.2%；风电装机容量约4.4亿千瓦，同比增长20.7%。
　　3、发电设备利用小时
　　根据国家能源局发布的2023年全国电力工业统计数据，2023年，全国6000千瓦及以上电厂发电设备累计平均利用3592小时，比上年同期减少101小时，其中，水电3133小时，同比减少285小时；火电4466小时，同比增长76小时。
　　4、电源工程投资建设情况
　　全国主要发电企业电源工程完成投资 9675亿元，同比增长 30.1%，其中，风光发电合计约 6706亿元，同比增长40.9%，占投资完成总额比重69.31%。电网工程完成投资5275亿元，同比增长5.4%。
　　（二）2023年电力行业发展情况
　　1、电力市场供需总体平衡
　　根据《2023-2024年度全国电力供需形势分析预测报告》，2023年电力行业整体发展平稳，全社会用电量和电力装机稳步增长，电力供需总体平衡。2023年初，受来水偏枯、电煤供应紧张、用电负荷增长等因素叠加影响，全国部分地区用电高峰时段电力供需形势偏紧。迎峰度夏期间全国电力供需形势总体平衡，各省级电网均未采取有序用电措施。冬季12月多地出现大范围强寒潮、强雨雪天气，全国近十个省级电网电力供需形势趋紧，部分省级电网采取需求侧响应等措施，保障电力系统安全稳定运行。
　　2、煤炭价格有所回落
　　2023年 4月 6日，国家能源局印发《关于2023年能源工作指导意见》的通知，要求坚持把能源保供稳价放在首位，加强国内能源资源勘探开发和增储上产，积极推进能源资源进口多元化，全力保障能源供应持续稳定、价格合理可控。随着煤炭增产稳价措施持续推行，产能陆续释放，叠加恢复澳煤进口，印尼、蒙古和俄罗斯煤炭流入走阔，进口煤炭量同比增长，国内煤炭供应比较充足，市场供求矛盾逐步缓解，煤炭价格整体有所回落。
　　3、电力市场化改革
　　2023年市场化交易电量持续上升，全国电力市场交易电量 5.7万亿千瓦时，同比增长 7.9%，占全社会用电量比例61.4%，比上年提高0.6个百分点。2023年9月，国家发改委、能源局出台了《电力现货市场基本规则（试行）》和《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》，规范了电力现货市场的机制设计，明确了电力现货市场的建设路径，并为各省的现货市场设定了开展长周期试运行或启动连续结算试运行的时间表，推动中国电力现货市场建设从局部试点向全国铺开。
　　4、绿色低碳发展趋势持续
　　基于“碳达峰、碳中和”的双碳目标，各相关国家部门及电力企业认真贯彻党中央决策部署，积极践行新发展理念，全力服务清洁能源发展，加快推进能源生产和消费革命。根据国家能源局数据，截至2023年底，我国可再生能源总装机达14.5亿千瓦，同比增长19.5%，占全国发电总装机比重超过50%，历史性超过火电装机。从分类型投资、发电装机增速及结构变化等情况看，电力行业绿色低碳转型趋势持续推进。
　　5、煤电容量电价机制落地
　　国家发改委、能源局于2023年11月10日联合印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》，决定自2024年1月1日起建立煤电容量电价机制，将现行煤电单一制电价调整为两部制电价，其中电量电价通过市场化方式形成，容量电价水平根据转型进度等实际情况，按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式合理确定并逐步调整，以充分体现煤电对电力系统的支撑调节价值，确保煤电行业持续健康运行。
　　
　　二、报告期内公司从事的主要业务
　　（一）公司电力生产、销售状况及发展趋势
　　1、江西省电力运行情况
　　（1）电力消费需求情况
　　2023年，全省全社会用电量2025.5亿千瓦时，同比增长2.15%。分产业来看，第一产业用电量18.2亿千瓦时，同比增长19.02%；第二产业用电量1258亿千瓦时，同比增长1.39%；第三产业用电量 386.4亿千瓦时，同比增长 11.26%；城乡居民生活用电量362.8亿千瓦时，同比减少4.4%。
　　（2）电力生产供应情况
　　2023年，全省规模以上工业发电量 1669.0亿千瓦时，同比增长 4.6%，其中，火力发电量 1407.1亿千瓦时，增长5.9%；水力发电量77.5亿千瓦时，下降6.5 %；风力发电量118.0亿千瓦时，下降2.94%；太阳能发电 66.4亿千瓦时，增长5.1%。
　　2、公司电力生产、销售状况
　　公司是江西省重点打造的电力上市企业，深耕电力生产业务多年，主营业务包括火力、水力及新能源发电，在推进传统能源和新能源协同发展的同时，打造发电售电、综合能源服务多轮驱动的综合型电力企业。
　　截至本报告期末，公司所属已投产运营的电力装机规模385.98万千瓦，较上年同期增长7.01%，其中：火电装机规模340万千瓦，水电装机规模10万千瓦，其中公司所属居龙潭水电厂装机容量为2×3万千瓦，公司所属抱子石水电厂装机容量为 2×2万千瓦，光伏发电装机规模35.98万千瓦。另公司受托管理江投集团下辖东津发电，水电装机容量为 2×3万千瓦和信丰电厂，火电装机容量为 2×66万千瓦。报告期内，公司所属各机组运行安全稳定、利用效率高效平稳，公司所属江西赣能上高2×100万千瓦清洁煤电项目于2022年11月获得核准，报告期内项目正按照计划有序推进建设中。报告期内，公司所属分公司丰城二期发电厂与丰城三期发电厂进行整体合并，合并后分公司更名为江西赣能股份有限公司丰城发电厂，拥有5号、6号两台70万千瓦超临界火电机组和7号、8号两台100万千瓦超超临界火电机组。
　　（1）电力生产情况
　　报告期内，公司累计完成发电量 167.51亿千瓦时，同比增长68.71%，其中，火电发电量163.23亿千瓦时，同比增长71.04%；水电发电量2.61亿千瓦时，同比减少6.79%；新能源发电量1.66亿千瓦时，同比增长58.09%。
　　（2）电力销售情况
　　报告期内，公司累计完成上网电量 159.49亿千瓦时，同比增长 69.20%，所售电力区域均为江西省内。其中，火电上网电量 155.27亿千瓦时，同比增长71.64%；水电上网电量2.57亿千瓦时，同比下降6.55%；新能源上网电量 1.65亿千瓦时，同比增长57.14%。
　　（3）发展趋势
　　公司将认真学习贯彻党的二十大精神，坚决落实党中央、国务院对推进能源低碳转型、推动统一电力市场体系建设的各项决策部署，持续发挥煤电兜底保障作用，大力推进清洁煤电项目的投资建设，保障能源安全稳定供应，多措并举推进低碳清洁能源项目投资建设，持续提高公司可再生电源装机比重，全力推动公司由电力生产型企业向综合能源服务型企业转型。
　　（二）公司电力市场化交易情况
　　报告期内，公司所属电厂全年完成市场化交易电量 155.92亿千瓦时，占公司总上网电量 97.76%，较去年增长72.36%。
　　（三）公司售电业务开展情况
　　公司售电业务主要由控股子公司赣能能源开展，其营业范围涵盖售电代理服务、增量配网、分布式光伏、储能等综合能源项目投资建设运营和服务等。赣能能源已在江西电力交易中心完成售电公司注册、备案，取得售电资质。
　　公司售电业务情况
　　2023年，赣能能源与540家用户签约代理电量60.38亿千瓦时，用户数量同比增加11.8%，售电量同比增加10.58%，代理电量占公司总销售电量的比重为37.86%。
　　涉及到新能源发电业务
　　截至本报告期末，公司已建成投运的光伏发电装机容量为 35.98万千瓦，主要包括：公司全资子公司赣能智慧，作为公司新能源投资建设平台，已建成投运的光伏发电项目 34.28万千瓦及公司控股子公司赣能能源已建成投运的光伏发电项目 1.38万千瓦。截至报告期末，公司已投运的光伏项目运营正常，已投运的光伏发电装机容量占公司总装机容量的9.32%。未来，公司将按照“十四五”规划，坚持走绿色低碳发展路线，大力推进绿色低碳电力项目的投资建设，不断优化电源结构。
　　
　　三、核心竞争力分析
　　（一）发电机组高效节能
　　公司目前在运的火电装机规模340万千瓦，所属丰城电厂燃煤机组质量优良、技术先进，机组煤耗水平及发电效率等指标均处于江西省同类型火电机组前列，相关技术指标符合国家最新环保要求，在节能及环保能力方面具有显著的优势。在建的上高电厂项目选用100万千瓦等级高效超超临界、二次中间再热、凝汽式燃煤发电机组，设计理念严格按照燃机排放标准的要求，在汽轮机、锅炉、辅机、运行控制等机组工艺上都进行了优化，致力于提升机组发电效率、燃煤效率，达到节能降耗的最佳水平。
　　（二）区域市场优势
　　“十四五”时期，江西省经济崛起势头依然强劲，用电需求旺盛，根据《江西省“十四五”能源发展规划》及《江西省碳达峰实施方案》的有关指示精神，江西省积极构建清洁低碳、安全高效的能源体系，稳妥有序推动碳达峰碳中和。新型电力系统转型需要传统能源支撑，公司火电装机约占全省火电总装机容量的13.64%，在新型电力系统建设方面发挥优势，公司积极布局能源新业态，大力发展新能源发电项目，密切跟踪新能源、储能等产业前沿技术，通过建购并举、多点布局、协同推进等方式，持续提高公司可再生电源装机比重，为实现“双碳”目标贡献企业力量。
　　（三）专业化团队及管理优势
　　公司作为江西省省属电力上市公司，深耕电力生产多年，在火电、水电和光伏项目前期、建设、运行及维护检修等领域有着健全的体系及丰富的管理经验。同时，公司培养了一批经验丰富的管理人员及专业技术人员，为公司安全生产运行、高质量发展保驾护航。
　　（四）科技创新引领发展
　　公司坚持将创新作为引领发展的重要引擎，围绕清洁煤电、双碳目标等企业转型升级和高质量发展方向，不断加大科技创新力度，提升科技创新能力，积极推进科技成果的转化与应用。2023年度公司新增省级科研项目2项，软著3项、学术论文12篇、授权专利70项、团体标准1项，顺利通过2023年度江西省第一批“高新技术企业”复审认定。
　　
　　四、主营业务分析
　　1、概述
　　报告期内，公司实现营业收入 70.89亿元，比上年同期上升 71.12%；归母净利润 4.90亿元，比上年同期上升4,497.92%。截至2023年12月31日，公司资产总额为136.49亿元，较年初上升15.45%，归母净资产51.60亿元，负债总额为83.95亿元，资产负债率61.51%。
　　
　　五、公司未来发展的展望
　　（一）国内经营环境展望
　　当前我国经济正处于转变发展理念、优化经济结构、转换增长动力的关键时期，2023年 12月中央经济工作会议明确提出 2024年经济工作的总体要求和政策取向，强调“要坚持稳中求进、以进促稳、先立后破”，为能源行业的低碳转型发展奠定主基调。在我国能耗“双控”逐步向碳排放“双控”转变的背景下，社会用能逐渐向能源品种清洁化、多元化转变。国家能源局2024年3月发布的《2024年能源工作指导意见》明确提出要深入落实双碳目标任务，多措并举提高非化石能源比重，巩固扩大风电光伏良好发展态势，非化石能源发电装机占比提高到 55%左右（同比+3.1%），风电、太阳能发电量占全国发电量的比重达到17%以上（同比+1.7%），能源结构优化转型逐年提升。随着高间歇性、波动性的新能源在我国电力装机中的比例逐年升高，导致主网架及系统运行特性发生较大变化，电力可靠供应面临挑战，加快建设新型能源体系、新型电力系统迫在眉睫，推动“风光水火储”多能互补一体化发展的政策环境及保障体系得到显著加强与完善，可再生能源成为保障电力供应的新力量，火电作为最重要的主力电源，在构建新型电力系统中将发挥“主要调节电源”“应急备用电源”等压舱石作用，新型储能、抽水蓄能在项目建设、商业模式探索、政策体系构建等方面取得积极进展，市场应用规模逐步扩大。
　　（二）公司2024年度重点工作
　　2024年，是新中国成立 75周年，是实施“十四五”规划 的关键一年，公司将坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入贯彻中央经济工作会议精神和习近平总书记考察江西重要讲话精神，深化落实新一轮国有企业改革深化行动方案及江西省“1269”行动计划，聚焦“走在前、勇争先、善作为”目标要求，聚力“全省电力行业领头羊”战略定位，持续巩固提升公司生产经营良好态势，进而推动公司实现高质量跨越式发展。
　　1、持续推动党建工作融入生产经营全过程
　　公司坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，以党建引领总揽全局，将党建工作融入公司生产经营血脉，增强支撑发展能力，巩固好党建品牌成果，以品牌效应来推动技术创新及业务拓展，激发党建与业务深度融合的整体合力，持续推进电力板块全面从严治党向纵深发展。
　　2、落实安全责任，树牢安全发展理念
　　全面贯彻习近平总书记关于安全生产重要指示批示精神，严格落实安全生产主体责任，深入推行“网格化+履职清单”的安全管控模式，持续完善动态安全监管网络；牢固树立安全发展理念，引领科技运维提升安全管理，不断夯实安全生产基础，强化网络安全防护及工作责任体系建设，为服务经济社会稳定发展提供安全可靠的能源供应。
　　3、锚定双碳目标，聚焦绿色低碳发展
　　深入落实“四个革命、一个合作”能源安全新战略和碳达峰碳中和目标要求，围绕“化石能源清洁化、清洁能源规模化、能源布局集约化”的发展定位，持续推进清洁煤电项目建设，稳步落实新能源规划及拓展工作，深挖抽水蓄能、新型储能项目等能源新业态领域，积极稳妥推进碳达峰碳中和，加快构建“风光水火储”一体化发展格局，服务经济社会发展。
　　4、推进精细管理，持续做好挖潜增效
　　强化全面预算管理，科学优化资源配置，提高经营效率，保证公司发展战略和经营目标的顺利实现；夯实燃料过程管控，坚持从“提高长协兑现率”和“优化现货采购节点”双向发力，多举措多方式降低燃料采购成本；加强资金动态监管工作，拓展融资渠道，优化融资方式，降低融资成本；围绕“节能降耗、提质增效”目标深入推进机组技术改造，持续完善电力营销管理体系，深入研究电力交易策略，深度参与电力市场化交易；强化公司资本运营，推动资本与产业融合，实现公司内生式增长和外延式发展齐头并进。
　　5、深化改革攻坚，服务主责主业发展
　　在巩固好党中央、国务院关于国企改革三年行动成果的基础上，乘势而上持续深化电力板块改革攻坚工作，坚持“管理为先”理念，稳步推进内控体系建设，进一步完善中国特色国有企业现代公司治理和市场化运营机制；创新人才队伍建设思路，强化一流模范本部建设，完善干部选育规范化制度体系，不断优化外部人才引进、强化内部人才挖掘，以打造标准化业务流程、提升管理效能，助推公司电力主业做大做优做强。
　　6、强化科技创新，数字赋能提质增效
　　持续打造科技创新平台、规范公司科技项目管理，加强科技决策的科学化和专业化，在清洁能源发电、能源存储输送、用能技术创新等领域加强科技投入，强化核心技术攻关，创造新的效益增长点，以科技创新催生企业发展动能，加快培育新质生产力；持续推进数字化转型，加速形成生产数字化底座，深度挖掘公司生产数字化应用场景，以数字化转型赋能公司高质量发展。
　　未来，公司持续以履行国企职责、守牢能源安全与电力保供为主线，以“双碳”目标为牵引，以创造社会经济价值为使命，打造成为省内发电企业引领军。通过大力推进新能源项目、高质量发展清洁煤电、积极拓展综合能源服务，实现电力发配售协同发展，把公司建设成以电力生产及销售，综合能源服务开发多轮驱动，国内先进、省内一流，具有较强竞争力和可持续发展能力的综合能源上市公司。
　　（三）可能面对的风险
　　1、煤炭市场风险
　　随着国家煤炭保供政策的延续，不断释放煤炭先进产能，煤炭供应量持续维持较高水平，虽然报告期内煤价有所回落，但整体仍保持高位运行态势，燃料成本占据公司营业成本的大部分，公司所属火电厂经营仍然面临较大压力。
　　应对措施：公司将不断强化燃料采购管理，全力提升主力供应渠道的长协量和兑现率，积极扩宽采购渠道，持续优化电煤运输策略，降低燃料采购成本；同时，深入开展节能减排技术攻关，通过优化设备运行方式、加强高耗能设备系统整治等途径，深挖机组节能降耗潜力。
　　2、电力市场风险
　　随着新型电力系统的不断深化，电力市场化改革逐步迈入“深水区”，电力市场交易品种不断丰富，交易频次日渐增多，交易复杂度不断加深，伴随全国电力现货市场逐步从试点试运行转向长周期运行发展，煤电容量电价机制自2024年1月日正式执行，对公司火电机组的可靠性运行及新能源参与市场化交易都带来挑战。
　　应对措施：公司内部建立健全风险管控体系与规章制度，确保市场化交易下的各类风险可知、可测、可控，同时紧跟电力市场改革形势和市场动态，加强政策研究分析和市场应对，做好负荷预测、电价预测和新能源出力预测，结合电力市场形势需要，制定科学灵活的交易方案和报价策略，进一步统筹协调好中长期与现货市场关系，在风险可控的前提下尽可能提升公司发电收益。
　　3、政策风险
　　随着国家“碳达峰、碳中和”目标及相关政策的提出，对能源行业高质量发展提出了更高的新要求，根据国家优化能源结构的要求，火电将逐步由主体性电源向调峰调频基础性电源转变。另外，在国家提出加快建设新型电力系统的背景下，新能源发电消纳并网问题亟待解决，公司产业布局及发展规划上可能会面临新能源政策不及预期、行业竞争加剧等风险。
　　应对措施：公司密切跟踪国家相关政策，持续做好电力市场政策分析研究，一方面加快转型升级力度，积极布局电力能源新业态，在加速推进清洁煤电建设、挖掘清洁煤电多能利用，提升机组顶峰保供能力，提高新型电力市场的适应能力；另一方面多举措持续提高公司可再生电源装机比重，大力推进公司电源结构多元化，以项目规划为抓手，优化新能源项目方案设计，不断增强发电侧出力的可调可控性。
　　4、碳市场风险
　　公司通过建立碳资产管理体系、成立碳资产管理机构，所属控排企业已顺利完成全国碳市场两个履约周期碳配额履约清缴工作。随着国内能源低碳转型和全国碳交易市场不断完善，预计未来碳配额发放将进一步趋紧，碳排放履约成本存在增加的风险。
　　应对措施：公司将密切关注全国碳市场政策，持续提升碳资产管理水平，优化碳交易、碳履约策略，最大限度降低公司碳履约清缴成本；此外，随着全国温室气体自愿减排交易市场重启，可用于履约的减排量供给增加，将有助于发电企业控制履约成本。 收起▲

　　一、报告期内公司从事的主要业务　　（一）报告期内公司所属行业发展情况　　1、2023年上半年全国电力供需情况　　（1）电力消费需求情况　　根据国家能源局和国家统计局发布的能源生产情况以及电力工业统计数据显示，2023年上半年，全国全社会用电量累计43,076亿千瓦时，同比增长5%。分产业看，第一产业用电量578亿千瓦时，同比增长12.1%；第二产业用电量28,670亿千瓦时，同比增长4.4%；第三产业用电量7,631亿千瓦时，同比增长9.9%。城乡居民生活用电量6,197亿千瓦时，同比增长1.3%。　　（2）电力生产供应情况　　根据中国电力企业联合会公布的数据显示，截至2023年6月底，全... 查看全部▼

　　一、报告期内公司从事的主要业务
　　（一）报告期内公司所属行业发展情况
　　1、2023年上半年全国电力供需情况
　　（1）电力消费需求情况
　　根据国家能源局和国家统计局发布的能源生产情况以及电力工业统计数据显示，2023年上半年，全国全社会用电量累计43,076亿千瓦时，同比增长5%。分产业看，第一产业用电量578亿千瓦时，同比增长12.1%；第二产业用电量28,670亿千瓦时，同比增长4.4%；第三产业用电量7,631亿千瓦时，同比增长9.9%。城乡居民生活用电量6,197亿千瓦时，同比增长1.3%。
　　（2）电力生产供应情况
　　根据中国电力企业联合会公布的数据显示，截至2023年6月底，全国累计发电装机容量约27.1亿千瓦，同比增长10.8%。2023年上半年，全国新增发电装机容量1.4亿千瓦，同比多投产7,186万千瓦；其中，新增并网太阳能发电装机容量7,842万千瓦。
　　2023年上半年，全国规模以上电厂发电量41,680亿千瓦时，同比增长3.8%；其中，火电同比增长7.5%，水电下降22.9%，核电增长6.5%，风电增长16.0%，太阳能发电增长7.4%。此外，全国6000千瓦及以上电厂发电设备利用小时1733小时，同比降低44小时；其中，火电2142小时，同比提高84小时；水电1239小时，同比降低452小时；核电3770小时，同比提高97小时；风电1237小时，同比提高83小时；太阳能发电658小时，同比降低32小时。
　　2、2023年上半年江西省电力供需情况
　　（1）电力消费需求情况
　　根据江西省能源局相关数据显示，2023年上半年，江西省全社会用电量930.8亿千瓦时，同比增长1.33%；其中，第一产业用电量7.8亿千瓦时，同比增长29.7%；第二产业用电量578.8亿千瓦时，同比下降1.98%；第三产业用电量174.8亿千瓦时，同比增长13.23%；城乡居民生活用电169.4亿千瓦时，同比增长1.01%。
　　（2）电力生产供应情况
　　截至2023年6月底，江西省全口径发电装机5,803.7万千瓦，其中可再生能源发电装机达到2,907.1万千瓦，占全省全口径发电装机总容量的50.1%。
　　2023年上半年，江西省全口径发电量882.1亿千瓦时，同比增长7.2%；其中，火电发电量667.7亿千瓦时，同比增长9.16%；水电发电量84.5亿千瓦时，同比下降23.6%；风力发电量67.1亿千瓦时，同比增长12.03%；光伏发电量62.8亿千瓦时，同比增长55.84%。
　　（二）报告期内公司主要业务及经营情况
　　公司是江西省重点打造的电力上市企业，深耕电力生产业务多年，主营业务包括火力、水力及新能源发电，在推进传统能源和新能源协同发展的同时，打造发电售电、综合能源服务多轮驱动的综合型电力企业。
　　公司主要收入来源为电力生产和销售，营业收入均来自江西省内。公司业务业绩驱动的主要因素包括电价、发电量、利用小时数、煤炭价格等方面。报告期内，公司总发电量80.92亿千瓦时，较上年同期增长147.02%；公司结算上网电量77.04亿千瓦时，较上年同期增长146.63%，其中市场化交易电量74.91亿千瓦时，占上网电量的97.23%；2023年上半年，公司所属燃煤电厂上网电价依旧根据江西省能源局《关于进一步做好近期电力市场化交易工作的通知》相关规定，燃煤发电市场交易价格浮动范围上下浮动原则上均不超过基准价格的20%。
　　截至本报告期末，公司总装机规模364.10万千瓦，其中：
　　1、火力发电
　　截至本报告期末，公司已投运火电装机规模340万千瓦，均位于江西省丰城市。公司所属丰城二期发电厂装机容量为2×70万千瓦、丰城三期发电厂装机容量为2×100万千瓦，是江西省单体容量最大的火力发电企业。公司所属江西赣能上高2×100万千瓦超超临界清洁煤电项目于2022年11月取得江西省发改委核准批复，目前项目各项开工前准备工作正在稳步推进中。另外，公司受托管理江投集团下辖赣浙国华（信丰）发电有限责任公司所属信丰2×66万千瓦超超临界清洁燃煤发电机组。
　　报告期内，公司火力发电78.76亿千瓦时，同比增加159.05%。
　　2、水力发电
　　截至本报告期末，公司所属水电厂两家，总装机规模10万千瓦，其中：居龙潭水电厂装机容量为2×3万千瓦，位于江西省赣州市、抱子石水电厂装机容量为2×2万千瓦，位于江西省九江市修水县。另外，公司受托管理江投集团下辖江西东津发电有限责任公司所属东津水电厂，其装机容量为2×3万千瓦。
　　报告期内，公司水力发电1.51亿千瓦时，同比减少22.82%。
　　3、光伏发电
　　截至本报告期末，公司已建成投运的光伏发电装机容量为141.03MW，其中：公司全资子公司赣能智慧作为公司新能源投资建设平台，已建成投运的光伏发电装机容量为129.17MW；公司控股子公司赣能能源已建成投运的光伏发电装机容量为8.57MW；公司所属抱子石水电厂已建成投运的光伏发电装机容量为3.30MW。
　　报告期内，公司光伏发电0.65亿千瓦时，同比增加62.08%。
　　截至本报告期末，公司已建成投运的光伏发电装机容量为141.03MW，各光伏项目运行正常，已投运的光伏发电装机容量占公司总装机容量的3.87%。未来，公司将按照“十四五”规划，大力推进绿色低碳电力项目的投资建设，优化电源结构。

　　二、核心竞争力分析
　　（一）健全的公司治理结构优势
　　公司深入贯彻落实国企改革三年行动有关要求，坚持规范运作，稳健经营，不断完善公司内部法人治理结构和内部控制体系，落实党委在公司法人治理结构中的法定地位，明确公司党委会、股东大会、董事会和经理层之间的权责边界和权限划分，形成各司其职、各负其责、协调运转、有效制衡的公司治理机制，持续推动公司治理管控有效运行。
　　（二）绿色低碳的发展理念优势
　　公司毫不动摇坚持绿色低碳发展理念，以绿色转型助推双碳目标落地。大力积极推进低碳清洁能源项目、清洁煤电项目的投资建设，积极布局能源新业态，持续提高公司可再生电源装机比重，并进一步拓展围绕电力上下游的综合能源服务，实现电力发配售协同发展。截至本报告期末，公司已建成投运的光伏发电装机容量为141.03MW，同比增长79.87%。
　　（三）高效节能的发电机组优势
　　公司丰电二期、三期燃煤发电机组资产质量优良，技术先进，机组发电效率等指标处于江西省同类型火电机组前列，在节能及环保能力方面具有显著的优势；公司上高清洁煤电项目发电机组选用1000MW等级高效超超临界、二次中间再热、凝汽式燃煤发电机组，机组全负荷供电标煤耗属于行业领先水平，同时采用行业领先节能环保技术，在燃煤效率、发电效率上有显著提高。公司所属电厂积极参与省内辅助服务市场、深度调峰等相关领域，对构建安全、高效、清洁、低碳的新型电力系统具有重要作用。
　　（四）稳步提升的科技创新优势
　　公司充分发挥科技创新的支撑引领作用，完善科技创新体系，促进产学研深度融合，以科技创新增强企业发展动能，围绕清洁煤电、双碳目标等企业转型升级和高质量发展方向，全资子公司江投能源研究院持续做好科技项目创新布局，加强智能化、数字化驱动发展课题的立项研究，拥有中国计量认证（CMA）资质、承装修试资质、质量环境职业健康安全三体系认证，重点打造“清洁能源创新发展研究基地”，大力推进公司生产运营指挥中心及江投集团能源碳平台等综合智能网络平台建设，以科技软实力和科研硬核力“双轮驱动”全面激发公司创新活力。
　　（五）专业精干的人才队伍优势
　　公司深耕电力生产业务多年，拥有一批经验丰富的管理人员及专业技术人员，在生产、运行、管理等领域有着健全的体系及丰富的经验。同时，公司高度注重人才梯队建设、不断创新人才队伍建设思路、全面深化管理人员竞聘上岗，不断优化外部人才引进、强化内部人才挖掘，激发干部队伍活力和全体员工内生动力，为公司高质量发展提供可靠的人才支撑。

　　三、公司面临的风险和应对措施
　　行业政策风险：自2020年双碳目标提出以来，国家多次提出要构建清洁低碳安全高效的能源体系，深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统。2023年7月，中央全面深化改革委员会第二次会议提出逐渐从能耗双控逐步转向碳排放双控并强调要深化电力体制改革，构建新型电力系统对火电机组调峰调频提出了更高的要求，也为公司调整电源结构实现绿色低碳转型带来了更大的压力。
　　公司将顺应绿色低碳发展新趋势，积极谋划布局，大力推进新能源项目的实施，不断优化调整电源结构；同时加强攻关科技创新核心技术，深入开展智慧电厂建设、储能调频调峰技术研究，扛牢保障电力供应的主体责任。
　　燃料采购风险：鉴于燃料采购成本在公司营业成本中占比较大，煤炭价格波动将对公司经营情况及盈利水平造成较大影响。今年以来，国家煤炭保供政策持续发力，但由于产能增长空间有限，进口煤供应及价格仍存在较大不确定性，叠加江西省内煤炭资源匮乏，且地处我国能源流末端，运距较远，公司燃料采购市场风险仍然存在。
　　公司将不断巩固长期合作煤炭供应商关系、积极拓宽煤炭采购渠道、密切关注电煤价格调控政策，严格控制全年综合标煤单价，切实提升公司整体效益水平。
　　电力市场风险：全国统一电力市场体系正加速构建，电力现货市场交易规则不断更新，绿电绿证、辅助服务等交易品种日趋完善，电力市场竞争程度将愈发激烈。目前，江西省电力现货市场进入到了“加速建设”阶段，对公司售电营销工作提供更多的机会的同时也提出了更大的挑战。
　　公司将紧跟电力市场改革形势和市场动态，主动适应电力市场变化，健全完善电力营销管理体系，不断优化营销策略，持续稳固售电市场份额。 收起▲

　　一、报告期内公司所处行业情况　　（一）2022年电力消费及生产情况　　1、电力消费需求情况　　根据国家能源局发布2022年全社会用电量等数据显示，2022年，全社会用电量86,372亿千瓦时，同比增长3.6%。分产业看，第一产业用电量1,146亿千瓦时，同比增长10.4%；第二产业用电量57,001亿千瓦时，同比增长1.2%；第三产业用电量14,859亿千瓦时，同比增长4.4%；城乡居民生活用电量13,366亿千瓦时，同比增长13.8%。　　2、电力生产供应情况　　根据中国电力企业联合会《全国电力供需形势分析预测报告》显示，2022年全国新投产的总发电装机规模以及非化石能源发电装机规模均创... 查看全部▼

　　一、报告期内公司所处行业情况
　　（一）2022年电力消费及生产情况
　　1、电力消费需求情况
　　根据国家能源局发布2022年全社会用电量等数据显示，2022年，全社会用电量86,372亿千瓦时，同比增长3.6%。分产业看，第一产业用电量1,146亿千瓦时，同比增长10.4%；第二产业用电量57,001亿千瓦时，同比增长1.2%；第三产业用电量14,859亿千瓦时，同比增长4.4%；城乡居民生活用电量13,366亿千瓦时，同比增长13.8%。
　　2、电力生产供应情况
　　根据中国电力企业联合会《全国电力供需形势分析预测报告》显示，2022年全国新投产的总发电装机规模以及非化石能源发电装机规模均创历史新高，其中非化石能源发电装机占总装机容量比重上升至 49.6%。2022年全国新增发电装机容量2.0亿千瓦，其中新增非化石能源发电装机容量1.6亿千瓦。
　　截至2022年底，全国全口径发电装机容量 25.6亿千瓦，同比增长 7.8%。其中非化石能源发电装机容量 12.7亿千瓦，同比增长13.8%，占总装机比重上升至49.6%，同比提高2.6个百分点，电力延续绿色低碳转型趋势。
　　3、发电设备利用小时
　　根据国家能源局发布 2022年全国电力工业统计数据显示，2022年，全国 6000千瓦及以上电厂发电设备利用小时3687小时，比上年同期减少125小时。其中火电利用小时4379小时，同比减少65小时；水电利用小时3412小时，同比减少194小时。
　　4、电源工程投资建设情况
　　全国主要发电企业电源工程建设投资完成7208亿元，同比增长22.8%。火电投资完成909亿元，同比增长28.4%；水电投资完成863亿元，同比减少 26.5%；核电投资完成677亿元，同比增长25.7%。电网工程建设投资完成5012亿元，同比增长2.0%。
　　（二）2022年电力行业发展情况
　　1、电力供需整体偏紧
　　2022年全国电力供需总体紧平衡，部分地区用电高峰时段电力供需偏紧，电力系统顶峰容量已出现不足，多地采取有序用电措施。2022年7、8月，国内出现大范围极端高温少雨天气，叠加经济恢复增长，拉动用电负荷快速增长。全国有21个省级电网用电负荷创新高，华东、华中区域电力保供形势严峻，浙江、江苏、安徽、四川、重庆、湖北等地区电力供需形势紧张。
　　2、电力市场化改革加速推进
　　今年以来，电力市场化改革正向纵深推进，现货市场试点运行推进节奏加快。2022年1月，国家发改委进一步印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，提出2025年初步建成全国统一电力市场体系；2月，国家发改委能源局联合发布《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》， 明确加快推进电力现货市场的总体要求。随着煤电电量和工商业用户全部进入市场，电力市场交易电价也随之出现上涨，并持续高位运行。目前，中长期电力交易市场已在全国普遍建立。从整体交易情况看，2022 年全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量52,543.4亿千瓦时，同比增长39%，占全社会用电量比重为60.8%，同比提高15.4个百分点。
　　3、煤炭价格高位维稳
　　2022年，面对复杂严峻的国际能源形势，国家发改委在煤炭保供政策方面持续发力，一方面促进煤炭市场价格形成机制进一步完善，2022年2月国家发改委发布的《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》中明确了秦皇岛港下水煤（5500大卡）中长期交易价格每吨570-770元（含税）；另一方面不断加大电煤中长期合同履约监管力度，2022年7月国家发改委召开涉煤视频会议时提出要严格落实签约率、履约率、价格政策执行“三个百分百”，煤炭产能加快释放，电煤长协覆盖率和履约率不断上行；但因煤矿生产缺乏弹性，叠加进口煤量减少，区域性和时段性供需结构不平衡仍然存在，煤炭市场价格仍维持高位运行。
　　4、煤电投资逆势上扬
　　在能源结构转型背景之下，国家政策逐步向能源供应保障安全的方向调整。2022年8月，国家能源局对迎峰度夏电力保供进行再动员、再布置的工作中提到表示，国家能源局已开始提前谋划“十四五”中后期电力保供措施，“逐省督促加快支撑性电源核准、加快开工、加快建设、尽早投运”。根据北大能源研究院撰写的《加速推动中国典型五省的煤电转型和优化发展》报告数据，2022年1-11月，国内新核准的煤电项目装机总量已达6524万千瓦，超过了2021年核准总量的三倍。其中，2022年三季度核准装机总量最高，达 2414万千瓦。煤电项目核准节奏加快，火电投资额呈现大幅增长，煤电新增核准项目主要集中在广东、江苏、浙江等沿海经济发达省份；同时，安徽、江西、贵州、湖南等华中缺电情况较为严重的地区也有部分新增装机项目核准，火电的托底和煤炭的“压舱石”作用更加凸显。
　　
　　二、报告期内公司从事的主要业务
　　（一）公司电力生产、销售状况及发展趋势
　　1、江西省电力运行情况
　　（1）电力消费需求情况
　　2022年，全省全社会用电量1,982.98亿千瓦时，同比增长6.47%。分产业看，第一产用电量15.3亿千瓦时，同比增长24.26%；第二产用电量1,240.84亿千瓦时，同比增长2.25%；第三产用电量 347.31亿千瓦时，同比增长10.16%；城乡居民生活用电量379.53亿千瓦时，同比增长18.08%。
　　（2）电力生产供应情况
　　2022年，全省全口径发电量 1,783.19亿千瓦时，同比增长9.7%。其中，火电发电量 1,390.95亿千瓦时，同比增长6.5%；水电发电量 161.84亿千瓦时，同比增长 19.4%；风电发电量 127.71亿千瓦时，同比增长 23.28%；光伏发电量102.69亿千瓦时，同比增长27.83%。
　　2、公司电力生产、销售状况
　　公司是江西省重点打造的电力上市企业，深耕电力生产业务多年，主营业务包括火力、水力及新能源发电，在推进传统能源和新能源协同发展的同时，打造发电售电、综合能源服务多轮驱动的综合型电力企业。
　　截至本报告期末，公司所属已投产运营的火电装机规模3400MW，水电装机规模100MW，光伏发电装机规模107.06MW，合计装机规模3607.06MW，较上年同期增长 128.53%。另公司受托管理江投集团下辖江西东津发电有限责任公司，其水电装机规模为60MW；受托管理江投集团全资子公司江西省赣浙能源有限公司下辖赣浙国华（信丰）发电有限责任公司，其火电装机规模为1320MW。公司所属各机组利用效率高效平稳，所属火电厂凭借较高的运营效率和优越的环保性能持续保持了低于全国平均值的供电煤耗。
　　江西赣能上高2×1000MW清洁煤电项目已于2022年11月获得核准，装机规模2000MW，目前项目各项前期准备工作正在稳步推进中。
　　（1）电力生产情况
　　报告期内，公司累计完成发电量 99.29亿千瓦时，同比增长38.48%，其中，火电发电量 95.43亿千瓦时，同比增长38.97%；水电发电量2.8亿千瓦时，同比增长22.27%；新能源发电量1.05亿千瓦时，同比增长41.89%。
　　（2）电力销售情况
　　报告期内，公司累计完成上网电量 94.26亿千瓦时，同比增长37.89%，所售电力区域均为江西省内。其中，火电上网电量90.46亿千瓦时，同比增长38.40%；水电上网电量2.75亿千瓦时，同比增长22.22%；新能源上网电量1.04亿千瓦时，同比增长40.54%。
　　（3）发展趋势
　　公司未来将大力推进低碳清洁能源项目、清洁煤电项目的投资建设，持续提高公司可再生电源装机比重；并积极拓展围绕电力上下游的综合能源服务，实现电力发配售协同发展。
　　（二）公司电力市场化交易情况
　　报告期内，公司所属电厂全年完成市场交易电量90.46亿千瓦时，占公司总上网电量95.97%，较去年增长78.74%。
　　（三）公司售电业务开展情况
　　公司售电业务主要由控股子公司江西赣能能源服务有限公司开展，赣能能源营业范围涵盖售电代理服务，增量配网、分布式光伏、储能等综合能源项目投资建设运营和服务等。赣能能源已在江西电力交易中心完成售电公司注册、备案，取得售电资质。
　　公司售电业务情况
　　2022年，赣能能源与483 家用户签约代理电量54.6亿千瓦时，用户数量同比增加233%，售电量同比增加21%，代理电量占公司总销售电量的比重为57.92%。
　　涉及到新能源发电业务
　　截至本报告期末，公司已建成投运的光伏发电装机容量为107.06MW，其中：公司全资子公司江西赣能智慧能源有限公司作为公司新能源投资建设平台，已建成投运的光伏项目发电装机容量为99.25MW；江西赣能能源服务有限公司已建成投运的光伏发电项目4.51MW；抱子石水电厂已建成投运的光伏发电装机容量为3.30MW。截至报告期末，公司已投运的光伏项目运营正常，已投运的光伏发电装机容量占公司总装机容量的 2.97%。未来，公司将按照“十四五”规划，大力推进绿色低碳电力项目的投资建设，优化电源结构。
　　
　　三、核心竞争力分析
　　（一）发电机组高效节能
　　公司丰电二期发电机组资产质量优良，技术先进，机组煤耗水平及发电效率等指标均处于江西省同类型火电机组前列，相关技术指标符合国家最新环保要求，在节能及环保能力方面具有显著的优势。另外，公司于2022年下半年投运的丰电三期发电机组、核准的上高发电机组，均选用1000MW等级高效超超临界、二次中间再热、凝汽式燃煤发电机组，设计理念严格按照燃机排放标准的要求，在汽轮机、锅炉、辅机、运行控制等机组工艺上都进行了优化，机组全负荷供电标煤耗属于行业领先水平，同时采用行业领先节能环保技术，在燃煤效率、发电效率上有显著提高。
　　（二）市场潜力和增量空间较大
　　江西省电力供需矛盾突出，高峰负荷时段全省电力供应能力不足，江西省火电平均发电利用小时数持续高位运行。2022年，江西省全社会用电量1,982.98亿千瓦时，同比增长6.47%，增速列全国第八位，超出全国平均水平 2.85个百分点。“十四五”时期，江西省经济崛起势头依然强劲，用电需求旺盛，江西省面临电力供应缺口，市场增长潜力较大。
　　（三）绿色低碳发展优势
　　江西省人民政府2022年5月发布的《江西省“十四五”能源发展规划》提到，着力推动能源低碳转型，加快构建清洁低碳、安全高效的能源体系，到2025年，力争非化石能源消费比重提高到18.3%，力争可再生能源电力总量消纳责任权重达到33%。江西省人民政府2022年7月公布的《江西省碳达峰实施方案》提到，要加大新能源开发利用力度，加快建设新型电力系统；到2030年，风电、太阳能发电总装机容量达到 0.6亿千瓦，抽水蓄能电站装机容量力争达到1000万千瓦。公司积极布局能源新业态、大力发展新能源发电项目，通过建购并举、多点布局、协同推进等方式，持续提高公司可再生电源装机比重，促进公司新能源发电事业驶入发展快车道，在“2030年碳达峰、2060年碳中和”的背景下，发挥更大作用，具有更大发展空间。
　　（四）专业化团队管理
　　公司主营业务电力生产多年，拥有一批经验丰富的管理人员及专业技术人员，在生产、运行、管理等领域有着健全的体系及丰富的经验。
　　（五）科技创新助力经营生产
　　公司于2020年成功获得国家级高新技术企业，公司全资子公司江投能源研究院于2022年7月顺利通过评审获得中国计量认证（CMA）资质认定证书。公司充分发挥科技创新的支撑引领作用，围绕清洁煤电、双碳目标等企业转型升级和高质量发展方向，大力开展机组灵活性改造技术攻关，开展能源碳平台和能源碳中和实验室建设工作，为公司实现双碳目标提供有力支撑。
　　
　　四、主营业务分析
　　1、概述
　　报告期内，公司实现营业收入41.43亿元，比上年同期上升53.44%；归母净利润1,064.84 万元，较上年实现扭亏为盈。截至2022年12月31日，公司资产总额为118.22亿元，较年初上升19.96%，归母净资产 46.66亿元，负债总额为70.85亿元，资产负债率59.93%。
　　（1）火力发电
　　截至本报告期末，公司已投运火电装机规模 3400MW。其中公司所属火电厂丰城二期发电厂装机容量为2×700MW，已全容量投产运行；公司所属火电厂丰城三期发电厂装机容量为2×1000MW，两台机组已分别于 2022年 7月20日、2022年12月16日正式投入商业运行。公司所属火电厂上高电厂装机容量为2×1000MW，已于2022年11月4日获得核准批复，目前项目各项前期准备工作正在稳步推进中。另外，公司受托管理赣浙能源下辖信丰电厂，装机容量为2×660MW。
　　报告期内，公司火力发电量为95.43亿千瓦时，同比增加38.97%。
　　（2）水力发电
　　截至本报告期末，公司已投运水电装机规模 100MW。其中公司所属居龙潭水电厂装机容量为 2×30MW，公司所属抱子石水电厂装机容量为2×20MW。另外，公司受托管理东津发电，东津水电厂装机容量为2×30MW。
　　报告期内，公司水力发电量为2.80亿千瓦时，同比增加22.27%。
　　（3）光伏发电
　　截至本报告期末，公司已建成投运的光伏发电装机容量为107.06MW，其中：公司全资子公司江西赣能智慧能源有限公司作为公司新能源投资建设平台，已建成投运的光伏项目发电装机容量为99.25MW；江西赣能能源服务有限公司所属光伏发电项目4.51MW；抱子石水电厂已建成投运的光伏发电装机容量为3.30MW。截至目前，公司已投运的光伏项目运营正常。
　　报告期内，公司光伏发电量为1.05亿千瓦时，同比增加41.89%。

　　五、公司未来发展的展望
　　（一）公司未来发展战略
　　公司持续以履行国企职责，创造社会经济价值为使命，打造成为省内发电企业引领军。以大力推进新能源、高质量发展清洁煤电、积极拓展综合能源服务，实现电力发配售协同发展，把公司建设成以电力生产及销售，综合能源服务开发多轮驱动，国内先进、省内一流，具有较强竞争力和可持续发展能力的综合能源上市公司。
　　（二）2023年度重点工作计划
　　1、持续推动党的建设与生产经营深度融合
　　公司坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入学习宣传贯彻党的二十大精神，以党的政治建设为统领，全面提升公司党建质量，推动党的建设与生产经营深度融合，打造公司“碳路者”党建品牌，持续推动电力板块全面从严治党向纵深发展。
　　2、落实安全责任，不断提升安全管控水平
　　持续加强安全生产制度建设，巩固安全生产达标成果，扎实开展安全生产“四个检查”，实现安全隐患整治“动态清零”，确保安全风险可控在控；严格落实安全生产考核与责任追究，进一步压实各级组织和全员安全生产责任，促使建设本质安全型企业，为经济社会发展提供安全可靠的电力保障。
　　3、加快绿色转型，积极服务双碳目标
　　加速推进清洁煤电建设，加快上高一期项目开工支持性文件办理；强力推进新能源项目落地，多渠道多方式做好新能源规划及拓展工作；巩固完善公司碳资产管理，积极做好碳资产筹划、履约清缴工作，持续跟进CCER、绿证及绿电相关政策，通过运用多种绿色权益合作模式，实现公司碳资产价值最大化目标。公司将积极稳妥推进碳达峰碳中和，加快建设新型能源体系，全力推动形成“水火风光储”一体化发展格局，服务全省经济社会发展。
　　4、坚持精细管理，高效提升生产经营
　　加强燃料精细管理、成本控制，优化煤炭采购策略，对接主力供煤企业的同时积极开拓电煤长协合作贸易商、扩充进口煤供应渠道；强化财务资金管理，推动全面预算管理体系建设，巩固完善财务集中管理机制，不断提升资金使用效率，着力降低公司资金成本；深化节能降耗攻关，推动公司所属电厂持续开展生产提质增效攻关，全面提升机组可靠性、持续综合节能降耗、优化配煤掺烧技术，促进公司经营情况稳步提升；拓宽市场营销渠道，健全完善电力营销管理体系，持续探索“售电+”模式，加强售电客户数据管理和价值分析；强化公司资本运营，推动资本与产业融合，开拓公司资本市场新路径，实现公司内生式增长和外延式发展齐头并进。
　　5、深化改革攻坚，全力巩固改革成果
　　深入贯彻党中央、国务院关于国企改革三年行动的重大决策部署，坚持市场化改革方向，通过聚焦重点难点任务，压实各级主体责任，运用定量和定性相结合的评估手段，纵深推进企业改革创新攻坚；全力推进纪检监察体制改革，推进派驻监督全覆盖，探索对新能源领域、新公司新项目的监督管理，持续巩固多方监督主体的作用；持续完善绩效考核体系，进一步发挥绩效结果的导向作用，持续优化薪酬决定机制，推进市场化薪酬改革。通过落实改革责任、明确改革举措、巩固改革成果，助推公司电力主业做强做优做大。
　　6、强化科技创新，促进科技成果转化
　　加强科技创新管理水平，充分利用科学技术专业委员会的决策机制，持续规范公司科技项目管理，加强科技决策的科学化和专业化；加强攻关科技创新核心技术，结合双“一号工程”数字化转型规划，加快推进生产运营指挥中心项目建设，做好科技项目创新布局；稳步推进智慧燃料系统建设，深入开展智慧电厂建设学习调研以及碳排放交易机制、储能调频调峰技术和城市污泥掺烧技术研究，努力创造新的效益增长点。
　　（三）可能面对的风险
　　1、煤炭市场风险
　　受复杂严峻的国际能源形势和“双碳”、“双控”等因素影响，报告期内煤价仍持续高位运行局面，考虑到燃料采购成本在公司营业成本中占比较大，公司所属火电厂经营成本压力增大。
　　应对措施：公司将不断深化燃料全过程管理，全力对接好煤炭主力供应渠道，持续优化电煤运输策略，扩大内贸长协供应量，提高全年长协兑现率，扩充进口煤供应渠道；同时，深入开展深化节能降耗攻关，通过优化设备运行方式、加强高耗能设备系统整治等途径，深挖节能潜力。
　　2、电力市场风险
　　随着全国统一电力市场建设加快推进和售电侧改革的逐步实施，中长期、电力现货、辅助服务市场协同运行，绿证和绿电交易规则不断完善，市场交易规模不断扩大，中游发电企业在售电侧端与其他发电企业及售电公司的价格博弈愈演愈烈，市场竞争逐年加剧。
　　应对措施：公司将紧跟电力市场改革形势和市场动态，健全完善电力营销管理体系，增进与各市场主体以及电力交易机构的交流互动，围绕满足客户综合化、定制化能源需求，构建协同高效的增值服务，扩大综合能源服务规模，全面推进积极、有效、智慧的营销工作，为增强客户粘性和探索拓宽市场业务渠道提供基础支撑。
　　3、电源结构风险
　　随着国家“碳达峰、碳中和”目标及相关政策的提出，构建清洁低碳的能源体系成为必经之路，根据国家优化能源结构的要求，火电将逐步由主体性电源向调峰调频基础性电源转变。
　　应对措施：公司将着眼于服务国家双碳战略目标，加快转型升级，深化能源结构调整，加速推进清洁煤电建设、挖掘清洁煤电多能利用的同时探索出公司新能源开发、运营和管控新模式，积极布局电力能源新业态，不断提高公司新能源装机规模占比，努力推进公司电源结构多元化。
　　4、碳市场风险
　　自2021年全国碳排放权交易市场启动后，公司通过建立碳资产管理体系、成立碳资产管理机构，顺利完成全国碳市场第一个履约周期的工作。随着国内能源低碳转型和全国碳交易市场不断完善，预计未来碳配额发放将逐步趋紧，且后期如碳市场纳入其他行业、第三方机构及个人投资者，存在发电企业履约成本增加的风险。
　　应对措施：公司将密切关注国内碳市场政策，持续提升碳资产管理水平，优化碳履约策略，做好全国碳市场第二个履约周期的配额清缴工作；同时，密切关注自愿减排项目相关政策，结合公司清洁能源项目，探索减排项目开发，最大限度降低公司碳履约清缴成本。 收起▲