主营业务:
龙源电力集团股份有限公司主要在中华人民共和国境内从事风力和煤炭发电及销售、煤炭销售和其他相关业务。
报告期业绩:
2023年，集团实现营业收入人民币376.38亿元，比2022年人民币398.62亿元减少人民币22.24亿元，降幅5.6%。
报告期业务回顾：
2023年，集团始终以‘奉献清洁能源、建设美丽中国’为己任，紧紧围绕‘本质安全、规模翻番、数字转型、创新引领、健康进取’的新龙源建设，攻坚克难、团结奋进，高质量完成了全年各项任务目标，呈现出稳中有进、蓬勃发展的良好态势。2023年，集团新增控股装机容量4,509.83兆瓦，其中风电1,562.55兆瓦；累计完成发电量76,225,816兆瓦时，同比增加7.92%，其中风电发电量61,352,968兆瓦时，同比增加5.22%；火电发电量10,319,796兆瓦时，同比下降2.39%；其他可再生能源发电量4,553,052兆瓦时，同比增加159.83%。截至2023年12月31日，集团控股装机容量为35,593.67兆瓦，其中风电控股装机容量27,754.39兆瓦，火电控股装机容量1,875.00兆瓦，其他可再生能源控股装机容量5,964.28兆瓦。
1.稳固安全环保防线，生产运营质量稳步提升2023年，集团深入贯彻安全生产重要指示精神，编制印发《龙源电力本质安全三年规划》。围绕安全环保‘一号文件’落实各项任务，健全安全包保责任制，强化安全环保领导责任。完善制度体系，聚焦生产、基建等重点领域，新编安全环保制度4项，修订制度18项。集团著力提升防范风险能力，将‘可见的领导、可见的现场、标准作业’作为保障生产工程安全的有效手段。全年全覆盖高风险作业远程检查，下发检查周通报，就典型问题进行提醒考核。积极健全风险隐患双重预防机制，厘清风险排查清单和程序，动态更新风险数据库。
2023年，面对极端天气频发的不利局面，集团提前布局全年应急工作，完善应急物资储备、应急预案演练，强化24小时应急值守纪律，本年内高质量完成11项应急演练，有效提高了应急响应能力。下属2家单位获评国家卫健委健康企业优秀案例，4家单位获评省级健康企业。
2023年，集团累计完成发电量76,225,816兆瓦时，同比增加7.92%，其中风电发电量61,352,968兆瓦时，同比增加5.22%，光伏等其他可再生能源发电量4,553,052兆瓦时，同比增加159.83%。2023年风电平均利用小时数为2,346小时，比2022年上升50小时，主要是因为集团各类故障预警预测模型准确率提升，化被动检修为主动运维，以及年平均风速同比上升，有效提升机组利用小时。
报告期内，集团火电控股发电量为10,319,796兆瓦时，比2022年同期10,572,663兆瓦时减少2.39%，主要是江苏省新能源装机大幅增加，新能源发电量同比增加较多，压降了火电发电空间，导致江苏省火电机组负荷同比降低。2023年集团火电机组平均利用小时数为5,504小时，较2022年5,639小时下降135小时。
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2.聚焦重点攻坚，新能源开发再创新增速2023年，集团加强顶层设计，强化战略引领，确保规划先行，围绕‘十四五’发展目标，科学研判发展形势，充分发挥集团在品牌、技术、人才、布局等方面的优势，加快推进高质量发展。结合战略坚定性和策略灵活性，坚持一省（市）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，争取基地开发主导权；坚持集中式与分布式并举，推动光伏高效快速发展；深化政策技术研究，拓展新型储能、氢能及其他氢基能源等新兴领域的发展与引领。持续谋划推进大基地项目，紧密跟踪国家发改委基地项目开发政策，规划特高压线路和配套火电容量，推动特高压送出线路建设，配套建设大型基地项目。抢抓海上风电发展机遇，扩大海上布局，江苏、海南、上海、广东等地项目开发实现新突破。
2023年，集团新增资源储备54吉瓦（风电24.65吉瓦、光伏23.95吉瓦，抽蓄及储能5.4吉瓦），均位于资源较好地区。新疆、湖北、内蒙古、辽宁、广西、山东、吉林等十个省份新增协议容量均超百万千瓦。全年取得开发指标突破22.75吉瓦，其中新能源开发指标19.84吉瓦（风电5.07吉瓦，光伏14.77吉瓦），抽水蓄能2.38吉瓦，独立储能0.53吉瓦。
3.打造优质工程，高质量发展保持行业领先2023年，集团不断推进‘看得见’工程现场建设，建设项目开发建设管理系统，实现了工程建设信息数字化，工程现场可视化，成为工程管理的有效工具。落实安全生产百日攻坚‘十项措施’，推动安全风险分级管控和隐患排查治理双重预防机制在项目现场有效落地。编制风机塔架、主变、箱变、GIS、高压开关柜等企业技术标准。完成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编制。加强在建项目‘三同时’管理，严格开工、严控过程、加强检查，打造优质精品工程。
2023年，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。江苏射阳海上南区40万千瓦风电项目获得2023年度国家优质工程奖。陕西彬州大佛寺光伏项目获得20212022年度中国安装工程优质奖。江苏射阳海上南区40万千瓦风电项目、贵州威宁小海风电项目、宁夏盐池西大井风电项目、山东临沭玉山青云风电项目、陕西彬州大佛寺光伏项目获评2023年电力行业设备管理示范工程。上海崇明北堡风电项目获评百县千项清洁能源示范项目。
2023年，集团新增投产风电控股装机容量1,562.55兆瓦，光伏控股装机容量2,947.28兆瓦，生物质控股装机容量由于东海生物质发电有限公司破产清算减少24兆瓦。截至2023年12月31日，公司控股装机容量为35,593.67兆瓦，其中风电控股装机容量27,754.39兆瓦，火电控股装机容量1,875.00兆瓦，其他可再生能源控股装机容量5,964.28兆瓦。4.强化创新引领，数智科技塑造优势2023年，集团持续优化新能源生产数字化平台，数据赋能智慧运营能力全面增强，公司数字化转型试点企业方案通过国资委审查。全面提升数据质量，聚焦源头数据感知，强化数据治理，启动首届新能源智能算法竞赛，设置故障预警、功率预测、图像识别三条赛道，数据价值加快释放。加强数据应用，研发理论功率曲线精准拟合算法、预测电量智能模拟等技术，为生产运行提供可靠依据。开发长周期电价预测、多周期交易策略风险控制等模型，辅助电力营销科学决策。
健全‘1+1+4+N’科技创新体系，科技创新成果多点开花。全球首个漂浮式风渔融合示范项目‘国能共享号’突破十余项新型关键技术，已于2023年末完成并网调试工作，为深远海风电开发提供有力技术支撑。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’项目完成国家科学技术部绩效评价，顺利结题验收。国内首个电源侧新型电力系统的新能源发电仿真平台完成10座大型风电、光伏发电场站涉网建模和仿真任务。阿拉善大型风光基地制氢合成氨项目入围国家发改委《关于组织实施清洁低碳氢能创新应用工程的通知》获批覆立项，列入第一批工程项目名录。
投建营一体化项目数据挖掘系统平台价值进一步发挥，用户友好性进一步提升。新能源固废无害化回收与资源化利用项目废旧叶片粉碎成型技术的关键配方研制成功。完成《基于国产BIM的新能源工程数字化关键技术研究》等6个科技项目验收，新增申请发明专利32项。
行业引领优势持续巩固，发布龙源电力科技创新三年规划，部署未来三年科技创新工作，全年发布《风力发电机组风力发电场监控系统通信第4部分：映射到通信规约》等4项国家标准，《风电机组优化效果评估方法》等11项能源行业标准。《风力发电机组叶片前缘防护改造技术规程》等3项能源行业标准获国家能源局立项批覆。
5.优化经营管理，生产创效水平提升2023年，集团密切关注政策导向，用足用好绿色金融政策，不断优化融资结构，主动开展存量贷款置换，压降存量贷款资金成本。同时借助集团信用优势加大资本市场融资频率，本年度顺利获得深交所100亿元公司债发行批覆。坚持开展刚性管理资金计划，利用资金归集、统一调配、股东借款等措施，加大资金使用频率，实现资金的时间价值最大化。2023年，集团成功发行15期超短融资券，紧抓政策动态获取超300亿元绿色贷款，全年资金成本保持行业优势。
2023年，集团深入贯彻‘集、价、本、利’经营理念，以保价争量为重点，积极开展市场交易工作。加强电力市场重要政策的预研储备，科学应对形势变化。顺应电力市场变化趋势，科学分解年度电量计划，跟踪掌握全年交易完成进度，加大计划执行监督检查力度，确保了计划执行的准确性。深入分析各省区基数电量情况、供需平衡调整、网架结构、外送条件等因素，准确研判区域需求形势，持续优化完善交易策略。积极争取年度、月度、绿电等交易指标，确保了获得足额发电空间。坚持‘以价优先、量价兼顾、风险防控’的目标原则，高质量参与市场交易，签订优质中长期协议。精准施策提升交易收益，主动探索现货盈利新模式，深入剖析现货规则变动情况，根据规则要求和实际运行情况及时调整策略。
2023年，集团所有发电业务平均上网电价人民币443元╱兆瓦时（不含增值税），较2022年的平均上网电价人民币468元╱兆瓦时（不含增值税）减少人民币25元╱兆瓦时。风电平均上网电价人民币457元╱兆瓦时（不含增值税），较2022年风电平均上网电价人民币481元╱兆瓦时（不含增值税）减少人民币24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308元╱兆瓦时（不含增值税），较2022年光伏平均上网电价人民币403元╱兆瓦时（不含增值税）减少人民币95元╱兆瓦时。主要是由于新投产的光伏项目均为平价项目。火电平均上网电价人民币417元╱兆瓦时（不含增值税），较2022年火电平均上网电价人民币400元╱兆瓦时（不含增值税）增加人民币17元╱兆瓦时，主要是因为市场交易电价上升。
6.深挖碳资产管理价值，拓展绿色增收新途径2023年，集团积极参与碳市场建设，深度参与中电联牵头的分布式可再生能源发电和海上风电两个减排方法学的编制工作，自主申报可再生能源制氢减排方法学，发布海上风电减排方法学。建成碳盘查数字化管控系统，在国家能源集团108家火电企业碳盘查中进行应用，持续加强碳排放数据质量。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。积极参与全国碳排放权交易市场、国内国际温室气体自愿减排市场及国内绿证市场交易。龙源碳资产公司完成国家能源集团全部重点排放单位全国碳市场第二个履约周期交易履约工作，连续两个履约周期提前实现100%清缴履约；积极研究应用抵销机制，完成国家能源集团CCER（核证自愿减排量）交易21万吨。充分挖掘国际市场机会，在英国CTX交易所完成首笔国际自愿减排量场内现货线上交易，为国家能源集团浙江公司所属单位提供国际自愿减排量，用于杭州第19届亚运会碳中和。集团全年销售绿证425万张。公司本部办公楼宇2023年通过绿证交易实现100%绿电消费。
7.聚焦重点国别，海外业务潜力稳步提升2023年，集团编制《龙源电力集团股份有限公司海外三年开发发展规划（20232025年）》，围绕全球政治、经济、可再生能源资源三要素进行研究分析，聚焦南非及东南亚区域新加坡、汶莱等5个国别，制定‘一国一策’实施路径，以任务目标为导向，统筹开展发展工作，完善国际战略规划和管理体系。研判‘金砖峰会’扩容和‘一带一路’国际合作高峰论坛新增国家，更新海外开发发展规划，新增6个重点国别，为实现海外高质量发展打下良好基础。
2023年，集团助力南非应对电力危机，在做好德阿风电项目电力保供的同时，密切跟踪市场动态，梳理锁定拟参与南非下一轮可再生能源投标项目。主动对接在南中资工矿业企业直供电需求，化解限电问题的同时降低企业碳排放。推动东南亚国家能源转型，向汶莱能源局提交林业碳汇开发意向书助力其创建碳交易市场。集团与当地合作方签署协议共同开发汶莱摩拉港渔光互补项目，该项目已获取政府开发核准，为汶莱政府批覆的首个IPP项目，占据汶莱市场份额的75%。创新思路推动新加坡绿色低碳电力进口项目取得进展，向新加坡能源市场管理局递交了技术方案。
2023年，集团持续强化境外资产管理，深化合作交流，各在运项目运营情况良好。截至2023年12月31日，集团所属加拿大德芙林风电项目完成发电量232,848兆瓦时，利用小时数达到2,350小时，累计实现安全生产3,317天；南非德阿风电项目完成发电量832,622兆瓦时，利用小时数达到3,405小时，累计实现安全生产2,252天；乌克兰尤日内风电项目完成发电量204,018兆瓦时，利用小时数达到2,667小时，累计实现安全生产871天。
业务展望：
从全球看，脱碳加速要求加快新能源发展。全球能源生产和消费格局、市场供需形势和价格面临前所未有的冲击，俄乌冲突、巴以冲突深刻改变地缘政治格局，极端气候现象频发、欧洲能源危机，加剧了国际社会低碳转型的紧迫感。随著全球对可再生能源的需求不断增加，海外新能源项目开发有著巨大的市场机遇。许多国家制定了政策和法规，鼓励和支持新能源项目的发展，为海外项目提供了政策保障和市场机会。中美元首阳光之乡声明，提出争取到2030年全球可再生能源装机增至三倍目标；
《联合国气候变化框架公约》第二十八次缔约方大会达成‘阿联酋共识’，承诺了2030年三倍可再生能源增长和2倍能效提升，以及在2050年实现净零排放的目标。
从国内看，规模增长保持强劲势头。在国家推动能源消费领域逐渐由能耗双控转向碳排放双控背景下，高载能行业纷纷寻求清洁用能替代，政策环境更加有利，新能源产业发展政策环境及其保障体系得到显著加强与完善。
《‘十四五’现代能源体系规划》等重要文件陆续发布，为新型能源体系的顶层设计奠定了基础。在专注高质量发展的同时，新能源已被明确为未来电源装机结构的增量主体，新型储能技术更是在电力系统中确立了核心地位，其商业模式和配套电价政策也在逐渐清晰化。可再生能源继续快速增长，2023年装机规模历史性超过火电，成为保障电力供应的新力量，2024年投产规模预计远超2亿千瓦，新能源进入非常确定的快速增长赛道。其中，海上风电‘十四五’规划近6,000万千瓦，未来两年将启动大规模开发建设。
从行业看，市场洗牌机遇风险并存。当前，新能源开发竞配受制于电网消纳能力，可供开发指标有限，竞争愈发激烈。分布式项目发展迅速，各类土地综合利用、立体利用场景花样翻新、层出不穷，配电网容量成为发展瓶颈。多能互补、源网荷储、增量配电网、制氢氨醇转化、供热转化、终端用户电气化等多种形态，推动扩围破局，提高新能源消纳空间，市场热度飚升。新能源受随机性、间歇性和波动性影响，存在电价下行风险。央企能源巨头深度参与，加之近年来越来越多可再生能源项目采用竞争招标方式，加大了项目竞争程度。
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