一、经营情况讨论与分析　　1.公司业绩显著提高　　由于燃料成本及财务费用下降等因素影响，公司经营业绩显著提高。2023年，公司实现营业收入1809.99亿元，比上年减少7.02%；归属于上市公司股东的净利润实现56.09亿元,同比增加104.41%。火电板块净利润85.25亿元，水电板块净利润24.89亿元，风电及光伏板块净利润22.30亿元。基本每股收益0.314元/股，比上年同期增加了103.90%。　　2.新能源实现跨越式发展　　截至2023年末，公司控股装机容量10557.97万千瓦，较2022年增加819.87万千瓦，其中火电控股装机容量增加95.90万千瓦，主要由于上海庙公司投... 查看全部▼

　　一、经营情况讨论与分析
　　1.公司业绩显著提高
　　由于燃料成本及财务费用下降等因素影响，公司经营业绩显著提高。2023年，公司实现营业收入1809.99亿元，比上年减少7.02%；归属于上市公司股东的净利润实现56.09亿元,同比增加104.41%。火电板块净利润85.25亿元，水电板块净利润24.89亿元，风电及光伏板块净利润22.30亿元。基本每股收益0.314元/股，比上年同期增加了103.90%。
　　2.新能源实现跨越式发展
　　截至2023年末，公司控股装机容量10557.97万千瓦，较2022年增加819.87万千瓦，其中火电控股装机容量增加95.90万千瓦，主要由于上海庙公司投产100万千瓦、邯郸东郊热电退城进园项目新增50.40万千瓦、大同第二发电厂关停60万千瓦火电机组；新能源控股装机增加724.57万千瓦，其中风电增加183.40万千瓦，太阳能光伏增加541.17万千瓦。
　　截至2023年末，公司权益装机容量5876.98万千瓦，其中火电3255.29万千瓦，占比55.39%；水电1159.83万千瓦，占比19.74%；风电798.90万千瓦,占比13.59%；太阳能光伏662.95万千瓦，占比11.28%；风电、光伏、水电等非化石能源权益装机合计2621.68万千瓦，占比44.61%。
　　3.新能源发电量显著增加
　　2023年，公司累计完成发电量4526.36亿千瓦时，上网电量4298.38亿千瓦时，较2022年同比分别下降2.31%和2.43%，剔除2022年9月转让宁夏区域火电资产影响，同比分别增长3.67%和3.37%。火电企业累计完成发电量3729.26亿千瓦时，上网电量3512.16亿千瓦时，较上年分别下降3.97%和4.17%；水电企业累计完成发电量550.97亿千瓦时，上网电量546.60亿千瓦时，较上年分别下降1.79%和1.82%；风电企业累计完成发电量188.54亿千瓦时，上网电量182.14亿千瓦时，较上年分别增长13.10%和12.54%；光伏企业累计完成发电量57.60亿千瓦时，上网电量57.48亿千瓦时，较上年分别增长155.74%和163.38%。
　　4.深入适应电力市场改革
　　2023年，公司深入研究电力市场机制，做好电力营销增效，平均上网电价437.78元/兆瓦时，参与市场化交易电量3967.08亿千瓦时，占上网电量的92.29%。市场化电量电价溢价62.63元/兆瓦时，较上年改善0.84元/兆瓦时，煤机电价较基准价上浮20.66%。
　　2023年，受新能源装机容量增加及水电发电量下降等因素影响，公司发电设备平均利用小时完成4511小时，较去年下降145小时，其中：火电完成5163小时，水电完成3685小时，风电完成2296小时，光伏完成1161小时。供热量完成1.91亿吉焦，同比增长4.53%。
　　5.燃料成本稳中有降
　　2023年煤炭产能持续释放，煤炭供需形势持续向宽松方向转变，公司深入挖潜增效，加大燃料成本管控，通过开展内部调剂等措施节约燃料成本。全年共采购原煤1.84亿吨，其中长协煤总量1.74亿吨，占比94%，入炉标煤量1.13亿吨，入炉标煤单价934.96元/吨，同比下降43.82元/吨，降幅4.48%。
　　6.火电转型提质增效
　　2023年，公司高度重视节能降耗工作，推进现役煤电机组实施节能降耗改造、供热改造、灵活性改造“三改联动”，调峰能力、供热能力不断提升，多台机组实现20%负荷深调能力；持续推进综合能源转型，大力开拓综合能源市场，非煤非电收入显著增加。公司火力发电机组平均供电煤耗为294.19克/千瓦时，较上年下降0.89克/千瓦时。发电厂用电率为3.96%。
　　2023年分板块主要经营数据
　　
　　二、报告期内公司所处行业情况
　　1.全社会电力供需基本平衡
　　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年国民经济回升向好拉动电力消费增速同比提高，全国全社会用电量9.22万亿千瓦时，同比增长6.7%，增速比2022年提高3.1个百分点。电力系统安全稳定运行，全国电力供需总体平衡，多方努力有效保障电力供应，平稳应对年初来水偏枯、电煤供应紧张、用电负荷增长带来的用电紧张及迎峰度夏、冬季雨雪冰冻天气等复杂形势。
　　2.绿色低碳转型持续推进
　　截至2023年底，全国全口径发电装机容量29.2亿千瓦，同比增长13.9%，人均发电装机容量历史性突破2千瓦/人。非化石能源发电装机首次超过火电装机规模，占总装机容量比重超过50%，煤电装机占比降至40%以下。电力投资快速增长，从分类型投资、发电装机增速及结构变化等情况看，绿色低碳转型趋势持续推进，非化石能源发电投资占电源投资比重达到九成，新增并网太阳能发电装机规模超过2亿千瓦，新增风电超7000万千瓦，并网风电和太阳能发电总装机规模突破10亿千瓦。
　　3.煤电继续发挥兜底保障作用
　　由于年初主要水库蓄水不足以及上半年降水持续偏少，导致上半年规模以上电厂水电发电量同比下降22.9%，下半年降水形势好转，水电发电量全年同比下降5.6%。2023年全国规模以上电厂中的火电发电量同比增长6.1%，煤电发电量占总发电量比重接近六成，煤电仍是当前我国电力供应的主力电源，有效弥补了水电出力的下降，充分发挥兜底保供作用。
　　4.电力市场体系建设取得积极成效
　　电力市场化改革不断深入，市场化交易电量持续上升，2023年全国电力市场交易电量5.67万亿千瓦时，占全社会用电量比例61.4%，市场机制已在资源配置中起到决定性作用。多层次电力市场体系有效运行，电力中长期交易在全国范围内常态化运行，充分发挥“压舱石”作用，稳定了总体市场规模和交易价格。电力现货市场转正式运行由山西、广东逐步铺开，电力现货市场发现价格起到了“晴雨表”作用。
　　5.电力市场规则机制进一步完善
　　全国统一电力市场“1+N”基础规则体系加速构建，为全国统一电力市场体系建设奠定制度基础。《关于建立煤电容量电价机制的通知》《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》有助于煤电盈利稳定及新建煤电机组回收投资成本，实现煤电由主体电源向灵活支撑电源功能转变，标志着燃煤发电功能转型速度加快、电价管理机制主动与市场化改革方向相衔接、适应新型电力系统的定价机制初具雏形，初步形成了容量电价回收固定成本、电量电价回收变动成本、辅助服务回收调节成本的煤电价格新机制。
　　6.煤炭经济运行总体相对稳定
　　2023年我国经济增长拉动能源需求，商品煤消费量保持增长，煤炭产能持续释放，根据中国煤炭工业协会发布的《2023煤炭行业发展年度报告》，全国原煤产量47.1亿吨，同比增长3.4%，进口煤炭4.74亿吨，同比增长61.8%。在供需形势好转、社会库存高位等多重因素影响下，全国煤炭经济运行基本平稳，煤炭价格中枢整体回落，全年秦皇岛港5500大卡动力煤成交均价约980元/吨，同比下降约23.7%。
　　
　　三、报告期内公司从事的业务情况
　　公司是国家能源集团控股的全国性上市发电公司，主要经营业务为电力、热力生产及销售，产业涉及火电、水电、风电、光伏发电及煤炭等领域，业务分布在全国29个省、市、自治区。公司业绩主要受发电量（供热量）、电价（热价）及燃料价格直接影响，技术创新、发展战略等对公司业绩产生长期驱动作用。2023年面对冬夏极端天气频发等困难挑战，公司全力以赴抓生产、保安全、促发展、提效益，高质高效推进各项工作。
　　2023年公司牢记保供政治责任，大力推动以煤电保电力稳定，加强机组运行管理，全力提升保供成效，有力保障重要时段、重大活动、重点地区电力安全可靠供应。2023年累计完成发电量4526.36亿千瓦时，上网电量4298.38亿千瓦时，较2022年可比口径分别增长3.67%和3.37%。供热量完成1.91亿吉焦，同比增长4.53%。
　　2023年公司有效应对电力现货市场改革，积极构建“集中统一营销”的大营销格局，组织开展省级区域公司的集中交易、信息共享，研究区域电力现货市场规则、熟悉电网架构，积极争取电量电价。2023年平均上网电价437.78元/兆瓦时，较上年下降1.10元/兆瓦时。市场化电量电价溢价62.63元/兆瓦时，较上年改善0.84元/兆瓦时，煤机电价较基准价上浮20.66%。随着煤炭市场供求关系改善，煤炭价格整体下行，公司燃料成本有所下降，2023年入炉标煤单价934.96元/吨，较上年下降43.82元/吨。
　　2023年公司新能源发展提质加速，与多家企业、地方政府等深化合作，全力攻坚、加速推进项目开发，象山二期50.4万千瓦海上风电等一批重大项目全容量投产，上海庙300万千瓦光伏、天津海晶100万千瓦光伏等大基地项目开工建设。公司全年获取新能源建设指标1674万千瓦，核准备案1528.80万千瓦，开工853.64万千瓦，新增装机724.57万千瓦，再创历史新高。
　　2023年公司保持在常规能源领域开发力度，上海庙公司100万千瓦火电机组投产，开工火电项目664万千瓦，核准水电项目280.70万千瓦，大渡河流域约352万千瓦水电机组在建。
　　
　　四、报告期内核心竞争力分析
　　1.装机结构布局优势
　　公司作为国家能源集团常规能源发电业务整合平台，拥有优质的资产结构，展现出稳健且高效的发展态势，资产分布在全国29个省、市、自治区。火电机组主要聚焦沿江、沿海、沿线及电力负荷中心、特高压外送源头、一体化优势区域。煤电机组清洁高效，60万千瓦及以上煤电机组69台，占煤电装机容量的70.46%，100万千瓦及以上煤电机组20台，占煤电装机容量的28%，持续盈利能力优良。水电机组主要集中在四川大渡河流域、新疆开都河流域及伊犁河流域，均为流域梯级电站开发，实现了流域集控联调，具备较强的盈利能力。
　　2.新能源发展优势
　　公司坚持多元快速创新发展可再生能源，绿色低碳发展持续深化，依托已投产火电、水电布局及送出通道优势，深化产业协同开拓新能源发展模式，新能源装机规模快速增长，项目布局更加合理，形成了建设、优选、储备的发展格局。在风光资源富集的内蒙古、宁夏、青海等西北地区，大基地式整装化项目开发建设规模不断扩大，在中东部地区布局的场站式项目覆盖区域进一步扩大，在经济发达、电价承受能力较强的东部地区布局的分布式项目已初具规模，海上风电、海上光伏发展优势明显，进入快速规模化开发阶段。公司新能源项目储备深度进一步增强，2023年获取资源1674万千瓦，核准备案1528.80万千瓦，开工853.64万千瓦，新增装机724.57万千瓦，为后续项目开发及高质量开工投产提供坚实保障。
　　3.火电转型发展优势
　　公司所属火电企业积极开展灵活性改造工作，为电网提供长期可靠的有效调节容量，从中获取较高电量和容量电价收入，同时取得一次调频服务、AGC服务等辅助服务收入。持续推进综合能源转型，按照“一企一策”原则，根据地方未来规划，融合城市发展进行火电转型，为电厂周边提供综合能源服务，打造“汽、水、冷、灰渣石膏、二氧化碳等”综合能源基地，提高多元化收入。
　　4.科技创新驱动优势
　　公司高度重视科技创新对产业发展的支撑作用，加强科技创新能力建设，深化创新驱动战略。加快推进数字化建设，“一中心、一平台、三模块”数字化架构基本成型，在运新能源场站全部完成平台接入，生产调度中心、智能管控平台、火电运营模块投入运行，营销模块计划2024年上线。加强科技创新攻关，大型火电高效灵活自主化智能控制系统研究与应用、煤基固废规模化处置与资源化利用等示范项目，有效围绕降低煤耗、提升深度调峰和灵活运行能力、提高智能化水平、加快绿色低碳转型等开展技术研发与应用，推动首台套技术装备示范试点。
　　5.成本管控优势
　　公司深挖管理、发展潜力，实施精细化成本管控，全力推进降本增效。充分利用“煤电路港航、煤电油气化、产运销储用”一体化产业协同优势，把握采购结构和节奏，优化采购煤种和热值，深入开展精细配煤掺烧。抓好全流程对标管理，全面提升燃料管理效能。抓住市场利率下行有利时机，发行超短期融资券、置换高息贷款，坚持“无预算不开支，无计划不支付”的原则，合理预测资金收支情况，努力控降融资规模，进一步降低融资成本。
　　6.上市公司质量提升优势
　　公司作为国家能源集团常规能源发电业务整合平台和核心上市公司之一，始终致力于提高上市公司质量，为股东提供合理回报。公司持续通过资产布局优化、完善公司治理、强化创新发展等增进市场认同，全方位、多手段提高竞争力，为建设具有全球竞争力的世界一流电力公司提供动力。2023年公司首次实施中期分红，控股股东国家能源集团全资子公司国家能源集团资本控股有限公司增持公司股份，截至2024年1月31日累计增持84,675,935股，占公司总股本的0.47%，公司先后荣获主板上市公司价值百强、上市公司投资者关系天马奖等多个奖项。
　　7.产业供应链管理优势
　　2023年，公司与多家新能源头部企业签订“总对总”战略协议，加大新能源储备力度，加强产业供应链管理。聚焦公司战略发展，实现采购价值创造，通过及时把握产业政策、供应市场及资源情况，踏准市场节奏，确定采购时机，为开发并购项目提供战略支撑。通过有效集中共性需求，深入分析需求数据，发挥集约化管理能力，不断整合上下资源，大力开展集中采购努力降低成本。
　　
　　五、报告期内主要经营情况
　　报告期内，本公司实现营业收入为1,809.99亿元，比上年同期减少7.02%;营业成本为1,545.40亿元，比上年同期减少8.34%;归属于上市公司股东的净利润为56.09亿元;基本每股收益为0.314元/股。
　　
　　六、公司关于公司未来发展的讨论与分析
　　(一)行业格局和趋势
　　以进促稳、先立后破构建新型能源体系。2024年是深入实施“四个革命、一个合作”能源安全新战略十周年，十年来，我国能源工业高质量发展，新型能源体系、新型电力系统加速构建。中央经济工作会议强调，要坚持稳中求进、以进促稳、先立后破，有利于更好统筹质的有效提升和量的合理增长、更好统筹高质量发展和高水平安全。
　　新能源装机高速增长要求更好统筹发展与安全。根据国家能源局印发的《2024年能源工作指导意见》，2024年非化石能源发电装机占比将提高到55%，风电、太阳能发电量占全国发电量的比重达到17%以上，预计新能源发电累计装机规模将首次超过煤电装机规模。全国能源工作会议提出，要更好统筹高质量发展和高水平安全，聚焦落实“双碳”目标任务，持续优化调整能源结构，大力提升新能源安全可靠替代水平，加快推进能源绿色低碳转型。2024年全国新能源投产规模将超过2亿千瓦、呈现高速发展态势，要求企业深入分析新能源消纳情况，合理优化产业布局，把握发展节奏。
　　科技创新支撑作用更加凸显。随着新能源大规模高比例快速增长，对传统煤电支撑保障和系统调节提出更高要求，也对新能源友好并网带来更大挑战，面向实现“双碳”目标和建设新型电力系统，发电企业面临保障电力系统安全稳定、推动绿色低碳转型等多重挑战。要求公司强化科技支撑，增强新能源主动支撑能力，抓紧布局战新产业和未来产业，突出时代感、现代感、未来感，打造新的支柱产业，积极抢占新领域新赛道，培育价值创造“新动能”。
　　电力市场改革持续深化。综合考虑宏观经济、终端用能电气化等因素，预计2024年全年全社会用电量9.8万亿千瓦时，比2023年增长6%左右。预计2024年全国统调最高用电负荷14.5亿千瓦左右，比2023年增加1亿千瓦左右，全国电力供需形势总体紧平衡。电力体制改革将持续深化，新型电力系统加速构建，《2024年能源工作指导意见》指出要加强全国统一电力市场体系建设，推动落实电力现货市场基本规则，落实煤电两部制电价政策，持续深化电力市场化改革。
　　多因素交织影响煤炭供需。国内经济平稳发展将拉动煤炭需求继续适度增长,清洁能源发电并网规模快速增长，对燃煤发电的替代作用增强，但迎峰度夏、度冬、极端天气等情况下，对煤电的顶峰保供能力提出了更高要求。煤炭行业供给侧结构性改革稳步推进，全国煤炭安全稳定供应能力大幅提升；考虑进口煤的补充调剂，预计全国煤炭供应总量仍将保持增长态势。综合判断，2024年煤炭市场供需将保持基本平衡态势，同时考虑极端天气等不确定因素，可能存在区域性、时段性、品种性的煤炭供需错配情况。
　　(二)公司发展战略
　　2024年是新中国成立75周年，是完成“十四五”规划目标的关键之年。公司将坚持领先发展方略不动摇，锚定建设世界一流企业目标不放松，聚焦增强企业核心功能、提高核心竞争力，围绕安全发展、创新发展、绿色发展、协同发展和价值发展，加大工作投入，促进成果转化，以点带面提升公司全产业、全业务竞争能力和价值贡献，努力实现高供给创新、高质量发展、高水平安全、高效益运营、高价值增长的良性互动，摆脱同质化竞争约束，提高公司差异化发展能力。
　　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，全面贯彻党的二十大和二十届二中全会精神，坚持稳中求进、以进促稳、先立后破，锚定“常规电力能源转型排头兵、新能源发展主力军、世界一流企业建设引领者”的战略定位和“行业领先、世界一流”目标导向，做优做强安全保障、创新驱动、绿色转型、协同运营和价值培育，积极融入新型能源体系、新型电力系统建设，推动公司主要资源向绿色转型、科技创新、培育新质生产力、探索新发展模式等领域集中，建设具有全球竞争力的世界一流电力公司。
　　(三)经营计划
　　1.绿色引领，重塑发展格局
　　紧抓“十四五”重要战略机遇期，聚力绿色发展，优化产业布局，不断提升公司转型发展专业化能力和竞争优势。一是以新能源引领转型，推进项目攻坚，加快重点项目开发，重点发展消纳好、资源优、规模化、基地式的项目，打造“陆上基地化推进、水火周边辐射、沿海风光延伸、境外三线布局”新能源开发新格局。2024年计划获取新能源资源超过1400万千瓦,核准1200万千瓦，开工830万千瓦，投产860万千瓦。二是做强煤电扩能提效，深入推进煤电机组“三改联动”，增加调峰能力、供热能力，更多机组实现20%负荷深调水平；推进综合能源转型，不断拓展“煤电+”开发场景，全力推动煤电扩围增效，提高综合能源收入。
　　2.降本提效，扩大发展成效
　　加大营销增效，研究电力市场政策和深层次问题，深化市场化运营机制建设，按照“以价优先、量价兼顾、风险防控”的目标原则，合理完善中长期电力市场分析预测，争取实现电价上浮20%目标，稳固全年电力收入“基本盘”。开展容量市场、电量市场平衡测算，积极争取省间现货、跨区外送等高价电交易，足额争取容量电费，提价保量，维护电价收益水平。管控燃料成本，跟踪研判区域煤炭市场和政策形势，控制采购结构和节奏，保持合理库存水平，用足优质长协资源，降低市场采购风险，择机采购进口煤，发挥补充煤源作用。
　　3.加大创新，培育发展优势
　　加快前沿技术攻关，积极开展新能源前沿技术研究，加快推进深远海大容量风电、规模储能储热、离网制氢制氨等项目实施，抢占新能源技术制高点，完善科技创新体制机制，发挥好国家级等各类研发平台作用，提升技术持续供给能力，提高研发投入强度。培育战略新兴产业，大力开展共享储能、“新能源+”等新兴产业研究，不断丰富应用场景，提升战新产业营收占比，积极培育CO2转化燃料、火电掺烧甲烷等未来产业，形成更多新质生产力。
　　4.聚力安全，夯实发展基础
　　加强能源安全保供，以确保设备可靠、灵活调度为基础，持续抓好设备治理和经济运行，提升公司整体保供弹性和盈利空间。推进企业本质安全，全面贯通“生产指挥、应急救援”体系，深化安全生产标准化建设，严格落实各产业岗位标准作业流程，守住安全生产红线底线，实现高质量发展和高水平安全的良性互动。
　　(四)可能面对的风险
　　1.煤电保供风险
　　随着“双碳”工作推进，新能源为主体的新型电力系统加速构建，煤电向清洁高效绿色发展方向转变，由主力电源向保障调节电源转变，产业定位转变为能源供应的“压舱石”“稳定器”。预计2024年全社会用电量仍将保持较快增长，电力系统依然面临尖峰供应能力不充裕、抗扰动能力不足等多方挑战。
　　公司坚持“双碳”目标实施与能源电力保供并重，结合国家最新政策，对于新（扩）建项目，优化机组选型方案，提高机组可靠性、经济性、适应性及灵活性；对于存量机组通过技改优化机组性能，提高综合能源服务水平，确保关键时刻顶得上、发得出、稳得住。
　　2.新能源发展风险
　　近年来，我国以风电、光伏发电为代表的新能源发展成效显著，发电量占比稳步提升，成本快速下降，已基本进入平价无补贴发展的新阶段。风电、光伏项目在开发过程中仍面临市场、政策等风险，如基地项目通道消纳比例、电价政策不明确，电网接入不清晰等；渔光互补、林光互补等复合项目地方用地政策不够完善，存在合规风险。分时电价政策要求合理拉大峰谷价差，各地方落实国家分时电价政策的过程中可能会对当地的新能源发电企业尤其是光伏发电企业的收益带来一定的不确定性。
　　面对错综复杂的市场及政策形势，公司将严格把关边界条件，针对基地项目在立项及投资决策阶段严格落实接入、消纳及电价情况，充分论证项目经济性，提高项目抗风险能力；确保复合项目合法合规，及时掌握各省、市有关光伏复合项目用林、用草、水库湖泊等项目用地政策，扎实开展项目前期工作。为应对分时电价政策，公司新能源企业将在优化电量结构、降低辅助服务成本支出等方面制定相应的营销专项方案。
　　3.电力市场风险
　　电力供应和需求多方面因素交织叠加，给电力供需形势带来不确定性，产业结构调整将导致用电负荷尖峰化的特征更加凸显。随着全国统一电力市场加速构建，新型电力系统建设进入新阶段，电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营，跨省跨区资源市场化配置和绿色电力交易规模显著提高，对企业统筹资源、应对市场规则变化、防范市场风险提出迫切要求。
　　公司将紧盯国家政策，深入研究市场交易规则，分析区域经济发展形势，不断优化交易策略，了解现货市场制定相应现货规则，积极参与绿电交易、绿证交易，统筹跨省跨区资源，合理利用交易规则，提价保量。进一步研究容量电价机制、辅助服务市场，把握市场价值空间。
　　4.煤炭市场风险
　　当前煤炭依然是我国主体能源，火电继续发挥能源兜底保障作用，煤炭消费仍然处于较高水平，2024年地方政府保供稳价、安全监管力度加大等因素影响煤炭增产，煤炭供需仍将有个别区域、个别时段供应紧张状态，内外部优质长协资源持续紧张，控价保供形势依然复杂严峻。
　　公司将积极应对燃料市场波动，认真研判电煤供需形势，精准把握煤炭、电力、运输三个市场走势，落实好稳定可靠的煤炭供应资源，优化采购节奏和结构，合理控制库存，做好低价储煤。适应新形势下燃料采购管理体制，合理设置、科学调配长协、市场现货的比例，争取优质长协兑现，在满足发电供热需求的同时，力争采购价格稳中有降。 收起▲

　　一、报告期内公司所属行业及主营业务情况说明　　（一）报告期内公司所属行业情况说明　　1.全社会电力供需基本平稳　　根据中国电力企业联合会发布的《2023年上半年全国电力供需形势分析预测报告》，上半年，国民经济恢复向好拉动电力消费增速同比提高，电力行业全力以赴保安全、保民生、保重点供电，电力系统安全稳定运行，电力供需总体平衡，全国全社会用电量4.31万亿千瓦时，同比增长5.0%，受来水偏枯、电煤供应紧张等因素叠加影响，西南地区少数省级电网在部分时段电力供需形势较为紧张。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%。　　2.煤电继... 查看全部▼

　　一、报告期内公司所属行业及主营业务情况说明
　　（一）报告期内公司所属行业情况说明
　　1.全社会电力供需基本平稳
　　根据中国电力企业联合会发布的《2023年上半年全国电力供需形势分析预测报告》，上半年，国民经济恢复向好拉动电力消费增速同比提高，电力行业全力以赴保安全、保民生、保重点供电，电力系统安全稳定运行，电力供需总体平衡，全国全社会用电量4.31万亿千瓦时，同比增长5.0%，受来水偏枯、电煤供应紧张等因素叠加影响，西南地区少数省级电网在部分时段电力供需形势较为紧张。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%。
　　2.煤电继续发挥兜底保障作用
　　2023年上半年全国规模以上电厂发电量4.17万亿千瓦时，同比增长3.8%。其中，火电同比增长7.5%；水电同比下降22.9%；风电同比增长21.2%。受主要水库蓄水不足以及今年以来降水持续偏少影响，叠加上年同期高基数等因素，今年以来水电发电量同比持续下降，且降幅扩大，煤电仍是当前我国电力供应的最主要电源，煤电发电量占全口径总发电量的比重保持在六成，有效弥补了水电出力的大幅下降，充分发挥兜底保供作用。
　　3.非化石能源装机比重超过50%
　　截至2023年6月末，全国全口径发电装机容量27.1亿千瓦；其中，非化石能源发电装机容量13.9亿千瓦，同比增长18.6%，占总装机容量比重为51.5%，同比提高3.4个百分点。上半年，全国新增发电装机容量1.4亿千瓦，其中，新增并网太阳能发电装机容量7842万千瓦，占新增发电装机总容量的比重达到55.6%；电力投资同比增长32.2%，非化石能源发电投资占电源投资比重达到88.6%。新能源发展步伐迅猛，进一步印证了以多元快速保可再生能源规模化发展的必要性和紧迫性，在新能源发电快速发展带动下，预计2023年全年全国新增发电装机规模将有望历史上首次突破3.0亿千瓦，其中新增非化石能源发电装机规模超过2.3亿千瓦。
　　4.新型电力系统建设格局加速演进
　　《新型电力系统发展蓝皮书》正式发布，全面阐述新型电力系统的发展理念、内涵特征，突出适应可再生能源发展趋势，适应清洁、安全、经济、供需协同的能源发展需求。国家发改委修订《电力需求侧管理办法（征求意见稿）》《电力负荷管理办法（征求意见稿）》，需求侧、负荷侧管理升级，将指导各地进一步建立健全需求响应机制，积极支持需求响应常态化运行，引导用户优化用电方式，调节电力负荷，促进解决新能源消纳问题，助力新型电力系统与统一电力市场建设。
　　5.煤炭生产供应总体平稳
　　2023年上半年，我国煤炭经济运行总体相对稳定，煤炭产能持续释放，全国煤炭生产产量稳定增长，煤炭进口量大幅增加，全国主要铁路运输干线的运输能力增加，而国内煤炭需求增长较小，煤炭供需形势持续向宽松方向转变，各环节煤炭库存持续攀升，煤炭价格同比下行。下半年我国煤炭供需可能延续相对宽松局面，需求增量继续保持在供应增量之下。
　　（二）报告期内公司主营业务情况说明
　　2023年上半年，公司深入学习贯彻党的二十大精神，面对复杂多变市场形势，攻坚克难，乘势而上，各项工作取得实效，主要经济技术指标完成情况如下：
　　营业收入：883.52亿元，同比减少3.08%。
　　利润总额：75.87亿元，同比增长15.06%。
　　归属于上市公司股东的净利润：29.88亿元，同比增长30.37%。
　　加权平均净资产收益率：6.397%，同比增长1.297个百分点。
　　基本每股收益：0.168元/股，同比增长31.25%。
　　电量热量：发电量2071.43亿千瓦时，合并报表口径同比下降3.89%，可比口径同比增长4.46%；上网电量1963.97亿千瓦时，合并报表口径同比下降4.08%，可比口径同比增长4.03%；供热量1.002亿吉焦，同比下降0.66%；发电利用小时2114小时，同比下降43小时。
　　入炉综合标煤单价：944.40元/吨，同比下降23.82元/吨。
　　供电煤耗：293.19克/千瓦时，同比降低1.04克/千瓦时。
　　发电厂用电率：4.00%，同比上升0.05个百分点。
　　资本性支出：公司前期及基建支出186.56亿元（114.30亿元用于新能源项目，43.18亿元用于水电项目，28.52亿元用于火电项目，0.56亿元用于其他项目），技改及零购支出14.50亿元，信息化及科技项目支出2.37亿元，股权投资42.63亿元，前期及基建投资用于新能源项目支出较上年同期增加107.59%。
　　新能源项目发展：2023年上半年公司新增新能源装机173.32万千瓦，其中风电21.36万千瓦，光伏151.96万千瓦；获取新能源资源量1500.95万千瓦，完成核准或备案新能源容量1175.16万千瓦，其中风电200.63万千瓦，光伏974.54万千瓦；截至2023年6月末公司在建风电项目102.63万千瓦，主要分布在浙江、云南、江西等区域，在建光伏发电项目517.38万千瓦，主要分布在新疆、天津、浙江等区域。

　　二、经营情况的讨论与分析
　　1.盈利水平同比改善
　　2023年上半年，公司实现营业收入883.52亿元，同比减少3.08%；归属于上市公司股东的净利润29.88亿元，同比增长30.37%，其中火电板块13.17亿元，水电板块4.91亿元，风电及光伏板块14.40亿元。基本每股收益0.168元/股，比上年同期增长31.25%。
　　2.新能源发电量显著增加
　　2023年上半年，由于新能源投产机组不断增加，公司新能源发电量较上年大幅增长。公司累计完成发电量2071.43亿千瓦时，上网电量1963.97亿千瓦时，合并报表口径较上年同期分别下降3.89%和4.08%，可比口径较上年同期分别增加4.46%和4.03%；风电企业累计完成发电量96.99亿千瓦时，上网电量94.13亿千瓦时，合并报表口径较上年同期分别增加14.34%和14.28%；光伏企业累计完成发电量21.24亿千瓦时，上网电量20.86亿千瓦时，合并报表口径较上年分别增加195.84%和204.44%。
　　3.水电发电量同比减少
　　今年以来，西南地区降水量偏少，6月四川省平均降水量86.4毫米，比多年同期偏少近四成，位列历史同期第一少位。四川多条河流来水较多年平均水平偏枯，大渡河5、6月降水及天然来水同比大幅减少，其中5月同比减少四成，6月同比减少超过六成，6月大渡河天然来水为1937年有水文资料以来的历史同期最枯。受此影响，公司上半年水电发电量同比下降，水电企业累计完成发电量185.31亿千瓦时，上网电量183.54亿千瓦时，较上年分别下降20.12%和20.20%。
　　4.市场化电量电价同比提升
　　2023年上半年，公司平均上网电价455.82元/兆瓦时，同比增长12.61元/兆瓦时，增幅2.85%。公司参与市场化交易电量1816.60亿千瓦时，占上网电量的92.50%；市场化电量电价溢价69.86元/兆瓦时，较上年改善9.02元/兆瓦时，煤机电价较基准价上浮21.21%。
　　2023年上半年，公司发电设备平均利用小时2114小时，同比下降43小时，其中：火电2469小时，水电1240小时，风电1277小时，光伏553小时。供热量完成1.002亿吉焦，同比下降0.66%。
　　5.燃料供需转向平稳
　　2023年上半年，公司坚持以煤炭保能源安全,以煤电保电力稳定,严格落实保供责任，通过优化采购结构，开展内部燃料调剂，节约燃料成本。2023年上半年，公司共采购煤炭8959万吨，入炉标煤量约5466万吨，入炉综合标煤单价944.40元/吨，同比下降23.82元/吨。
　　6.发电效率持续提高
　　2023年上半年，公司高度重视节能降耗工作，深入开展经济运行挖潜增效，推进现役煤电机组实施节能降耗改造、供热改造、灵活性改造“三改联动”，持续深化负荷分配、方式调整和参数优化，深挖节能降耗潜力，公司火力发电机组平均供电煤耗为293.19克/千瓦时，较上年下降1.04克/千瓦时。发电厂用电率为4.00%，较上年升高0.05个百分点。公司火电机组平均等效可用系数91%。
　　2023年上半年分板块主要经营数据
　　公司控股子公司国电建投内蒙古能源有限公司所属察哈素煤矿，因正在办理采矿许可证，按照属地政府有关要求临时停产。

　　三、风险因素
　　1.宏观经济风险
　　今年以来经济在年初脉冲式回升过后进入平台期，房地产回调、外贸疲软，民间投资下滑导致复苏有所放缓。在中美贸易冲突、俄乌冲突以及全球供应链、产业链重构的环境下，全球经济增长下滑。需求收缩、供给冲击、预期转弱三重压力仍然较大，全球经济增长模式、发展格局以及全球风险特性的变化，都会对国内经济产生深远的影响。
　　中央政治局会议分析研究当前经济形势,部署下半年经济工作,释放支持民营经济发展、提振房地产市场、活跃资本市场、促销费等方面多重利好，扩大内需的各项政策仍在陆续发力出台，公司将密切跟踪宏观经济政策，顺应市场规律，抓好生产经营，助力经济发展。
　　2.新能源发展风险
　　近年来，我国以风电、光伏发电为代表的新能源发展成效显著，发电量占比稳步提升，成本快速下降，已基本进入平价无补贴发展的新阶段。风电、光伏项目在开发过程中仍面临市场、政策等风险，如基地项目通道消纳比例、电价政策不明确，电网接入不清晰；渔光互补、林光互补等复合项目地方用地政策指导各不相同，存在合规风险。
　　面对错综复杂的市场及政策形势，公司将严格把关边界条件，针对基地项目在立项及投资决策阶段严格落实接入、消纳及电价情况，充分论证项目经济性，提高项目抗风险能力；确保复合项目合法合规，及时掌握各省、市有关光伏复合项目用林、用草、水库湖泊等项目用地政策，扎实开展项目前期工作。
　　3.电力市场风险
　　今年以来经济复苏弱于预期，非电行业用煤需求仍相对疲软，煤炭需求端乏力，伴随着动力煤价格的持续回落，煤机燃料成本下降，如煤炭价格持续下行，电价下行压力加大，在用电高峰时段将挤压煤电企业盈利空间。全国统一电力市场加速构建，发用两侧竞争性环节完全放开，中长期交易周期缩短，现货市场不断扩容，新能源全面入市、绿电绿证交易和电力辅助服务市场建设加速推进，对企业统筹市场资源、应对市场变化、防范市场风险提出迫切要求。
　　公司将提升营销能力建设，提高电力交易创效水平，建立健全电力营销规章制度体系，加强电力营销人才队伍建设，精研交易规则，把握市场节奏，提升交易价格。优质签约电力年度长协，稳固电力收入“基本盘”，按照“以价优先、量价兼顾、风险防控”的目标原则，组织电力中长协签约工作。重点关注省间现货、跨区外送以及发电权替代等交易电价不受上浮20%限制的高价电交易，准确把握发电收益与煤炭价格的动态关系，积极参与高价电交易，提升企业效益。
　　4.煤炭市场风险
　　国内经济需求恢复速度滞后于产能释放，能源供需形势正从量变到质变转化阶段，煤炭市场整体趋于宽松，呈现出煤炭高产、进口高位、库存高企、需求增长低于预期、价格持续走低的“三高两低”态势，煤炭供应转入趋于宽松的新阶段，“迎峰度夏”维持供大于求市场格局，“迎峰度冬”预计整体供需平衡，但区域性、时段性紧张问题依然存在。
　　公司将跟踪研判煤炭市场形势，准确把握采购节奏，科学安排储煤计划，抓住煤炭下行有利时机，做好“迎峰度夏”“迎峰度冬”低价储煤，持续优化采购的节奏和结构，确保内、外部优质长协兑现率，适时采购低价高热值市场现货，在确保保供稳定的前提下，全力控降煤价。

　　四、报告期内核心竞争力分析
　　1.装机结构布局优势
　　公司主营电力、热力生产及销售，是国家能源集团常规能源发电业务整合平台。公司资产分布在全国28个省、自治区、直辖市。截至2023年6月末，公司控股装机容量10001.22万千瓦，其中火电控股装机容量7273.90万千瓦，60万千瓦及以上机组69台，占火电装机容量的71.52%，100万千瓦及以上机组20台，占火电装机容量的28.03%，主要分布在东部沿海地区、大型煤电基地和外送电通道，电煤保障能力强，市场竞争优势明显；水电控股装机容量1495.06万千瓦，主要集中在大渡河、开都河流域，实现了流域集控联调、梯级综合利用，规模盈利能力突出；风电、光伏控股装机容量1232.26万千瓦，分布在风资源、光资源富集区，资源储备规模逐渐增加，新建机组相继投产，盈利能力不断提升。
　　2.新能源转型支撑优势
　　公司绿色低碳发展持续深化，新能源项目布局更加合理。截至2023年6月末，公司权益装机容量5498.95万千瓦，非化石能源权益装机规模达到2245.35万千瓦，占权益装机总容量的比重为40.83%，较上年同期提高5.19个百分点。在风光资源富集的北方地区布局的基地式项目形成了建设、开发、储备的有序发展格局，在中部地区布局的场站式项目覆盖区域进一步扩大，在经济发达、电价承受能力较强的东部地区布局的分布式项目已初具规模，海上风电、海上光伏已制定整体发展策略，进入快速规模化开发阶段。公司新能源项目储备深度进一步增强，2023年上半年获取资源1500.95万千瓦，核准备案1175.16万千瓦，开工283.74万千瓦，新增装机173.32万千瓦，在建620.01万千瓦，为后续项目开发及高质量开工投产提供坚实保障。
　　3.科技创新成果优势
　　公司坚持创新引领发展，建立健全科技创新体系，持续加大科技研发投入。统筹布局公司“十四五”科技攻关方向，积极承研国家重大专项，聚焦电力清洁化、低碳化、高效化、智能化等领域开展关键核心技术攻关。加强科技创新平台建设，拥有国家级研发平台1个、省部级研发平台2个，促进CCUS等关键核心技术研究和高质量落实见效，引领绿色低碳发展。加强科技人才培养,依托国家重大专项、科技研发平台、院士专家工作站等优势，加强高层次科技人才培养，在清洁燃煤发电技术、新能源、低碳等领域培养了一批科技创新骨干和创新团队，为公司可持续发展提供科技人才支撑。
　　4.资金成本管控优势
　　公司长期信用等级维持AAA，评级展望为稳定，2023年上半年公司本部累计发行超短期融资券85亿元，票面利率在2.2%-2.29%之间，发行债券利率在同期限内均处于货币市场较低水平，并与银行等金融机构通过多种方式降低贷款利率，公司资金成本率3%，同比降低0.64个百分点。此外，公司更加注重资金的合理安排，坚持“无预算不开支，无计划不支付”的原则，合理预测资金收支情况，努力控降融资规模，进一步降低融资成本。
　　5.产业供应链管理优势
　　2023年上半年，公司与多家新能源头部企业签订“总对总”战略协议，加大新能源储备力度，加强产业供应链管理。持续发挥规模优势，提升集约化效能，建设规范高效的新能源采购体系，持续挖掘规模化采购价值的广度与深度。通过有效集中共性需求，深入分析需求数据，全面开展市场调研，积极多方沟通协调，合理策划集采方案，高效完成采购工作。通过在新能源领域的持续研究，分析预判市场价格走势，在光伏组件原材料价格持续走低的时期，踏准市场节奏，迅速确定采购时机，短时高效完成采购任务，凸显经济效应。 收起▲

　　一、经营情况讨论与分析　　1.公司业绩扭亏为盈　　2022年，公司实现营业收入1,926.81亿元，比上年同期增加了14.40%；归属于上市公司股东的净利润实现27.47亿元，实现扭亏为盈。火电板块净利润37.54亿元，水电板块净利润18.76亿元，风电及光伏板块净利润28.46亿元。基本每股收益0.154元/股，比上年同期增加了249.51%。　　2.新能源转型加快推进　　截至2022年末，公司控股装机容量9738.10万千瓦，较2021年减少242.75万千瓦，其中火电控股装机容量减少556.46万千瓦，主要由于公司转让宁夏区域所属火电资产，减少控股装机664万千瓦，上海庙公司投产20... 查看全部▼

　　一、经营情况讨论与分析
　　1.公司业绩扭亏为盈
　　2022年，公司实现营业收入1,926.81亿元，比上年同期增加了14.40%；归属于上市公司股东的净利润实现27.47亿元，实现扭亏为盈。火电板块净利润37.54亿元，水电板块净利润18.76亿元，风电及光伏板块净利润28.46亿元。基本每股收益0.154元/股，比上年同期增加了249.51%。
　　2.新能源转型加快推进
　　截至2022年末，公司控股装机容量9738.10万千瓦，较2021年减少242.75万千瓦，其中火电控股装机容量减少556.46万千瓦，主要由于公司转让宁夏区域所属火电资产，减少控股装机664万千瓦，上海庙公司投产200万千瓦火电机组；新能源控股装机增加315.29万千瓦，其中风电增加38.87万千瓦，太阳能光伏增加276.42万千瓦。
　　截至2022年末，公司权益装机容量5309.32万千瓦，其中火电3210.13万千瓦，占比60.46%；水电1161.14万千瓦，占比21.87%；风电683.64万千瓦,占比12.88%；太阳能光伏254.41万千瓦，占比4.79%；风电、光伏、水电等非化石能源权益装机合计2099.19万千瓦，占比39.54%。
　　3.新能源发电量显著增加
　　2022年，公司累计完成发电量4633.55亿千瓦时，上网电量4405.45亿千瓦时，同比基本持平；火电企业累计完成发电量3883.30亿千瓦时，上网电量3665.08亿千瓦时，在火电机组减少556.46万千瓦的情况下，较上年分别下降0.32%和0.08%；水电企业累计完成发电量561.03亿千瓦时，上网电量556.70亿千瓦时，较上年均下降4.71%；风电企业累计完成发电量166.70亿千瓦时，上网电量161.85亿千瓦时，较上年分别增长9.69%和9.70%；光伏企业累计完成发电量22.52亿千瓦时，上网电量21.82亿千瓦时，较上年分别增长424.52%和423.34%。
　　4.市场化电量电价同比提升
　　2022年，公司平均上网电价438.88元/兆瓦时，较上年增长77.54元/兆瓦时，增幅21.46%。公司参与市场化交易电量4103.71亿千瓦时，占上网电量的93.15%，较上年提高30.05个百分点；市场化电量电价溢价61.79元/兆瓦时，较上年改善67.53元/兆瓦时，煤机电价较基准价上浮20.69%。
　　2022年，公司发电设备平均利用小时完成4656小时，较去年下降74小时，其中：火电完成5158小时，水电完成3751小时，风电完成2245小时，光伏完成1216小时。供热量完成1.83亿吉焦，同比增长0.34%。
　　5.燃料价格涨幅缩窄
　　2022年，面对地缘冲突、极端气候等复杂内外部环境，公司坚持以煤炭保能源安全,以煤电保电力稳定,严格落实保供责任，部分时期煤电较计划超发，计划外采购部分现货煤炭，全年共采购原煤1.95亿吨，其中长协煤总量1.89亿吨，占比97%，入炉标煤量1.20亿吨，入炉标煤单价978.78元/吨，同比增长78.36元/吨，涨幅8.70%，较2021年涨幅缩窄39.17个百分点。
　　6.发电效率持续提高
　　2022年，公司高度重视节能降耗工作，深入开展经济运行挖潜增效，大力开拓供热市场和综合能源市场，推进现役煤电机组实施节能降耗改造、供热改造、灵活性改造“三改联动”，公司火力发电机组平均供电煤耗为295.08克/千瓦时，较上年下降0.39克/千瓦时。发电厂用电率为3.94%，较上年下降0.09个百分点。公司火电机组平均等效可用系数91.62%。
　　2022年分板块主要经营数据
　　
　　二、报告期内公司所处行业情况
　　1.电力总体供需紧平衡
　　2022年，受多种因素影响，电力消费增速有所回落，全年全国电力供需总体紧平衡，7、8月我国出现了近几十年来持续时间最长、影响范围最广的极端高温少雨天气，叠加经济恢复增长，拉动用电负荷快速增长，部分地区用电高峰时段电力供需偏紧。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》，2022年全国全社会用电量8.64万亿千瓦时，同比增长3.6%，其中，一至四季度全社会用电量同比分别增长5.0%、0.8%、6.0%和2.5%。
　　2.绿色低碳转型趋势持续
　　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占总装机容量比重接近50%，电力行业绿色低碳转型成效显著。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；电力投资同比增长13.3%，非化石能源发电投资占电源投资比重达到87.7%；全口径非化石能源发电量同比增长8.7%。
　　3.市场交易电量电价显著增长
　　2022年，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量5.25万亿千瓦时，同比增长39.0%，占全社会用电量比重为60.8%，同比提高15.4个百分点，其中，跨省跨区市场化交易电量首次超1万亿千瓦时，同比增长近50%；全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为4.14万亿千瓦时，同比增长36.2%，市场在促进电力资源更大范围优化配置的作用不断增强。全国燃煤发电机组市场平均交易价格达449元/兆瓦时，较全国平均基准电价上浮约18.3%，有力缓解了煤电企业亏损局面。
　　4.煤炭价格上涨幅度得到缓解
　　2022年疫情、高温、水电乏力和俄乌冲突等不确定性因素加剧动力煤市场波动，煤炭价格整体较2021年同比上涨，但国家层面频繁发布保供政策，以发改委《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》和《关于明确煤炭领域经营者哄抬价格行为的公告》为主旨，对煤炭价格进行严格的限制，动力煤现货市场呈现淡季不淡、旺季不旺，煤价上涨得到抑制，2022年北方港5500大卡动力煤市场均价为1296元/吨，同比上涨24.2%。
　　5.新型电力系统建设方向明确
　　党的二十大报告强调：“要积极稳妥推进碳达峰碳中和，深入推进能源革命，加快规划建设新型能源体系”，为新时代能源电力发展提供了根本遵循。践行“双碳”战略，能源是主战场，电力是主力军，构建新型电力系统势在必行，2023年1月6日，国家能源局发布《新型电力系统发展蓝皮书（征求意见稿）》明确：新型电力系统是新型能源体系的重要组成和实现“双碳”目标的关键载体，新型电力系统具备安全高效、清洁低碳、柔性灵活、智慧融合四大重要特征。新型电力系统建设方向和路径更加明确。
　　6.光伏产业快速发展前景广阔
　　2022年光伏新增装机87.41吉瓦，同比增长60.3%，集中式光伏电站新增36.3吉瓦，分布式光伏新增51.11吉瓦，其中户用分布式光伏新增25.25吉瓦。集中式、工商业和户用光伏三足鼎立，光伏产业呈现快速发展趋势，工商业和户用光伏已成为实现碳达峰、碳中和目标的重要力量。光伏行业技术前景广阔，头部企业陆续向N型产能进发。据统计，2023年N型年产出将有望达到118吉瓦，较2022年增长436%。其中N型TOPCon约108吉瓦，占比92%，最高理论效率将达到28.7%；2023年钙钛矿总产能有望突破1吉瓦，钙钛矿单结电池最高理论效率将达到31%，组件效率的不断提高将进一步降低项目开发成本，促进光伏产业快速健康发展。
　　
　　三、报告期内公司从事的业务情况
　　公司是国家能源集团控股的全国性上市发电公司，主要经营业务为电力、热力生产及销售，产业涉及火电、水电、风电、光伏发电及煤炭等领域，业务分布在全国28个省、市、自治区。公司业绩主要受发电量（供热量）、电价（热价）及燃料价格直接影响，技术创新、发展战略等对公司业绩产生长期驱动作用。2022年面对能源供需紧张、资源竞争激烈、疫情持续影响等困难挑战，公司牢牢把握“常规电力能源转型排头兵、新能源发展主力军、世界一流企业建设引领者”的战略定位，高质高效推进各项工作。
　　2022年，受疫情影响，全年全社会用电量增速同比下降，但夏季部分地区出现极端高温少雨天气，叠加经济恢复增长，用电负荷阶段性快速增长。公司严格落实保供责任，精细调整机组工况，2022年累计完成发电量4633.55亿千瓦时，上网电量4405.45亿千瓦时，较去年基本持平；供热量完成1.83亿吉焦，同比增长0.34%。
　　2022年国家完善煤价、电价形成机制，在市场政策、供求关系等因素共同作用下，市场电价有所上涨，煤价上涨趋势得到抑制。公司加强电力营销，平均上网电价438.88元/兆瓦时，较上年增长77.54元/兆瓦时，增幅21.46%；深挖燃料控价潜力，保证长协煤炭比例及兑现率，入炉标煤单价978.78元/吨，较上年增加78.36元/吨。
　　2022年公司新能源产业快速发展，开发并购同步推进，全年获取资源1947万千瓦，核准备案1620万千瓦，开工793.1万千瓦，新增装机315.29万千瓦；截至2022年末，在建项目672.92万千瓦，新能源发展“主力军”作用充分彰显。
　　2022年公司加快传统能源转型升级，存量改造、增量开发、综合能源转型全线推进，加快火电扩能升级。2022年火电项目开工485万千瓦，投产200万千瓦，为上海庙两台百万千瓦机组；截至2022年末在建火电项目635.40万千瓦，主要分布在内蒙古、山东、浙江等省份，在建水电项目394.65万千瓦，主要分布在四川、新疆。
　　
　　四、报告期内核心竞争力分析
　　1.新能源转型发展优势
　　公司绿色低碳发展持续深化，新能源项目布局更加合理。截至2022年底，公司非化石能源权益装机规模达到2099.19万千瓦，占权益装机总容量的比重为39.54%，在风光资源富集的北部地区布局的基地式项目形成了建设、开发、储备的有序发展格局，在中部地区布局的场站式项目覆盖区域进一步扩大，在经济发达、电价承受能力较强的东部地区布局的分布式项目已初具规模，海上风电、海上光伏已制定整体发展策略，进入快速规模化开发阶段。公司新能源项目储备深度进一步增强，2022年获取资源1947万千瓦，其中风电331万千瓦，光伏1616万千瓦；核准备案1620万千瓦，其中风电136万千瓦，光伏1484万千瓦；开工793.1万千瓦，其中风电136.6万千瓦，光伏656.5万千瓦；新增装机315.29万千瓦，其中风电38.87万千瓦，光伏276.42万千瓦，为后续项目开发及高质量开工投产提供坚实保障。
　　2.装机结构布局优势
　　公司作为国家能源集团常规能源发电业务整合平台，资产结构优良，资产分布在全国28个省、市、自治区。火电机组主要布局在东部沿海地区、大型煤电基地和外送电通道，来煤保障能力强，市场竞争优势明显，60万千瓦以上煤电机组68台，占煤电装机容量的比重为69.99%，100万千瓦及以上煤电机组19台，占煤电装机容量的比重为26.58%，持续盈利能力优良，水电主要集中在大渡河流域，实现了流域集控联调、梯级综合利用，盈利能力不断提升。
　　3.燃料成本优势
　　面对2022年错综复杂的煤炭市场形势，公司密切关注发改委一系列保供政策，加大内外部优质资源获取力度，实现年度长协高质量全覆盖，全面落实相关保煤、保电、保供热措施，促进各单位实现组织完善、方案完备、煤源保障、接卸正常和满库运行，充分利用“煤电路港航”一体化产业协同优势，夯实燃料管理基础，提升燃料集中管控效能，把握采购结构和节奏，优化采购煤种和热值，深入开展精细配煤掺烧。公司2022年全年入炉标煤单价完成978.78元/吨，同比增长78.36元/吨。
　　4.科技创新驱动优势
　　公司不断强化科技项目管理，抓好重点科技项目实施和培育，加强科技创新能力建设，深化创新驱动战略，加快推进低碳化、数字化建设，确立“一中心、三模块、一平台”转型路径，通过底座搭建、集成开发和场景应用，促进企业生产、安全、运营、调度各环节互联互动互补，大幅提升公司全息感知能力和精准管控水平。加强科技创新攻关，“燃煤电站多污染物协同控制”等3个国家级项目顺利通过绩效评价，国内首套化学链矿化CCUS示范项目在大同公司投运，牵头实施的多项技术达到国际领先、国际先进、国内领先水平。
　　5.战略组织优势
　　公司认真贯彻“四个革命、一个合作”能源安全新战略，持续优化组织、健全机制、完善制度，不断创新管理模式，提升公司战略管控和专业管理能力；坚持领先发展方略不动摇，创新驱动和转型发展提速升级，管理水平和治理能力显著提升；大力培养使用优秀科技人才、技能人才和管理人才，畅通人才成长通道；强化业绩考核导向，将包括年度新能源核准容量、开工容量、新增装机并网容量在内的清洁能源发展关键业绩指标明确列入考核目标，并设立新能源项目开发专项奖励机制，确保考核激励与公司转型方向相统一。
　　6.上市公司质量提升优势
　　公司作为国家能源集团常规能源发电业务整合平台和核心上市公司之一，始终致力于提高上市公司质量，为股东提供合理回报。公司制定了《提高上市公司质量实施方案》，通过资产布局优化、完善公司治理、强化创新发展、增进市场认同，全方位、多手段提高公司竞争力，为建设具有全球竞争力的世界一流电力公司提供动力。2022年公司收购国能大渡河流域水电开发有限公司11%股权，向国家能源集团宁夏电力有限公司转让宁夏区域火电资产，进一步提升资产质量，优化产业布局。
　　
　　五、报告期内主要经营情况
　　报告期内，本公司实现营业收入为1,926.81亿元，比上年同期增加14.40%；营业成本为1,666.99亿元，比上年同期增加6.80%；归属于上市公司股东的净利润为27.47亿元；基本每股收益为0.154元/股。

　　六、公司关于公司未来发展的讨论与分析
　　(一)行业格局和趋势
　　党的二十大对能源发展战略做出新部署。党的二十大为全面建设社会主义现代化国家擘画宏伟蓝图，强调高质量发展是首要任务、发展是第一要务、建设现代化产业体系促进区域协调发展，坚持科技是第一生产力、人才是第一资源、创新是第一动力。强调推动国有资本和国有企业做强做优做大、完善中国特色现代企业制度、加快建设世界一流企业。强调加快发展方式绿色转型、积极稳妥推进碳达峰碳中和、加强煤炭清洁高效利用，加快规划建设新型能源体系。为新时代能源企业如何实现更高质量发展，提供了新的行动指南。
　　保障能源安全重要性更加凸显。能源资源安全是关系国家经济社会发展的全局性、战略性问题，地缘政治冲突背景下能源安全重要性凸显，对煤炭兜底保障作用的重要性认识进一步强化，国家大力推动能源产供储销用体系建设、煤炭清洁高效利用、深化“两个联营”，推动新能源和调节性电源多能互补，推动新能源规模化发展，推广电力源网荷储一体化发展模式。企业必须统筹发展和安全，统筹保供和转型，努力寻求能源“安全、经济、绿色”三个关系最优解。
　　新能源开发竞争加剧。2022年全国风电、光伏发电新增装机超过1.2亿千瓦，非化石能源发电装机突破12亿千瓦，历史性超过煤电机组，风电、光伏、生物质一年的发电量合计超过1万亿千瓦时。根据《新型电力系统发展蓝皮书（征求意见稿）》，预计到2030年，新能源将逐步成为发电量增量主体，装机占比超过40%，发电量占比超过20%，至2045年成为电力系统装机主体电源。在能源革命和数字革命双重驱动下，我国能源科技创新、商业模式创新正进入高度活跃期。随着新型能源体系、新型电力系统加快构建，市场竞争格局正在加速演进，这就要求能源企业持续开拓发展思路，主动适应发展形势变化，提高发展的驾驭能力和机遇的把控能力。
　　多因素交织影响电力供需。宏观经济、燃料供应、气候等多因素影响电力市场供需变化，全国两会提出2023年经济预期目标为增长5%，根据中电联预测，2023年全国全社会用电量比2022年增长6%左右，但全球经济下行带来的外贸出口压力等可能对2023年电力消费需求有所压制；电力供应方面，全球政治经济形势不稳，能源供需格局深度调整，极端天气及新能源装机快速增长带来电力系统调峰压力，增加了电力生产供应的不确定性。预计2023年全国电力需求稳步增长，供需总体紧平衡，部分区域用电高峰时段电力供需偏紧。
　　煤炭市场向宽松演变。世界经济增速继续回落，国内经济温和复苏，煤炭市场政策调控力度不减，国家发改委下发《关于2023年电煤中长期合同签订履约工作的通知》要求，2023年全国所有在产煤炭生产企业均纳入保供范围，5500大卡下水煤合同基准价675元/吨，引导煤炭价格下行意图明显。煤炭产能继续释放，煤炭进口大概率出现恢复性增长，国内煤炭市场将从供需偏紧转向基本平衡，资源供应紧张程度有望缓解。
　　(二)公司发展战略
　　2023年是全面贯彻落实党的二十大精神的开局之年，也是公司攻坚“十四五”发展、加快建设世界一流企业的关键之年。公司将坚持领先发展方略不动摇，锚定建设世界一流企业目标不放松，牢牢扛起打造“常规电力能源转型排头兵、新能源发展主力军、世界一流企业建设引领者”的战略担当，加快创新驱动和转型发展，加强管理优化和能力提升，推动公司资产质量、经营效益、管控效率、技术水平等持续性稳健增长，推动公司在新一轮产业革命中稳舵远航、引领发展。2023年公司将深入贯彻党的二十大精神，坚持新发展理念，坚持稳中求进工作总基调，突出“稳健增长和可持续发展”的工作导向，坚定不移推进公司高质量发展，领跑绿色转型新赛道，培育能源保供新能力，创造资产运营新价值，激发创新创效新活力，为全面推进世界一流企业建设努力奋斗。
　　(三)经营计划
　　1.加快绿色低碳发展，寻求转型突破
　　紧抓“十四五”重要战略机遇期，加强新能源大项目谋划，加快火电存量“三改”和优质增量开发，在项目规划初期注重新技术导入应用，推进数字化赋能，不断塑造公司转型发展专业化能力和先发优势。一是加快可再生能源规模化开发，落实基地项目，突破海上风电，稳妥布局分布式项目，统筹推进水电项目，大力推进海外项目。2023年计划获取新能源资源超过1400万千瓦，核准1200万千瓦，开工960万千瓦，投产800万千瓦。二是深化煤电转型升级。加快存量煤电“三改联动”，注重深度调峰、低成本CCUS、综合能源等前沿技术应用，努力将每一个火电项目都打造成“清洁低碳、技术先进、灵活可靠、多能互补、效益领先”的现代火电企业新标杆。加强火电融合发展，积极推进煤电联营、煤电新能源联营，持续扩大企业发展空间。
　　2.统筹谋划增收降本，提高经营效益
　　做好电力市场改革重点问题研究，强化产业间协同联动，按照效益优先原则做好电量匹配工作，争取高电价交易品种，推进新能源绿电、绿证协同发力，争取煤电交易电价继续顶格上浮。加大燃料成本管控力度，跟踪研判区域煤炭市场和政策形势，控制采购结构和节奏，保持合理库存水平，提升燃料标准化管理水平，突出抓好燃料管控，巩固提升燃料智能化、管理标准化水平，抓实采制化、供耗存全过程精细管控。紧抓资金市场宽松的有利时机，持续推广绿债、可再生能源贷款等低成本融资方式，降低资金成本率。
　　3.大力推进科技创新，赋能高效发展
　　加快推进全业务域智能管控平台建设，完成全量数据贯通，打破“信息壁垒”，实现生产、安全、运营等多业务数据的互联互通。以数据平台与应用商店为基础，推进各业务管理系统升级，提升公司整体信息化管控能力和水平。聚焦能源革命和公司发展战略，统筹布局“十四五”科技创新攻关方向，以科技创新示范引领公司高质量跨越式发展，不断提升公司行业影响力和竞争力。加快推动煤电和新能源一体化融合发展，重点开展低成本CCUS、深远海风电开发、多能互补、规模储能储热等核心技术攻关，高质量推进“BIM关键技术研究”等国家重大专项科技项目，提升公司自主创新能力。
　　4.加强安全环保工作，维护稳定发展格局
　　坚持以人民为中心的发展思想，更好统筹发展和安全，不断提升管控和治理水平，以新安全格局保障新发展格局。构建以“风险预控”为核心的《安全生产标准化管理体系》，通过“管理制度化、制度流程化、流程表单化、表单信息化”，实现体系落地执行，常态化保持平稳有序的安全生产工作状态，实现公司安全生产本质安全。提升环保治理水平，大力实施生态环境治理提升工程，开展生态环保诊断，动态实施四色预警，加快存量隐患清零消号，降低生态环保风险。加强碳排放数据质量管理，适时启动CCER开发，提升碳资产收益和价值。
　　(四)可能面对的风险
　　1.宏观经济风险
　　世界经济复苏乏力，高通胀压力下美欧央行货币政策持续收紧，欧美大型银行破产，金融风险存在外溢可能，地缘政治冲突和自然灾害等非经济因素对世界经济持续造成冲击，2023年全球经济将面临更大压力；我国经济正在恢复，但基础尚不牢固，需求收缩、供给冲击、预期转弱三重压力仍然较大，政策落地效果和消费、投资恢复的持续性仍有待观察。
　　中央经济工作会议和全国两会定调中国经济，稳增长被置于更突出位置，多项措施全方位扩大内需，提振市场信心，公司将密切跟踪宏观经济政策，顺应市场规律，抓好生产经营，助力经济发展。
　　2.煤电发展风险
　　基于我国资源禀赋，在“双碳”目标引导下，煤电从主体电源逐渐转变为支撑性和调节性电源，煤电产业既要发挥兜底保障和灵活调节作用，支撑新型电力系统建设，同时也要充分发挥存量资产价值，积极适应新定位，提升新功能，拓展新模式。由于体制机制尚不完善，煤电发展仍面临诸多问题，煤价与电价的矛盾长期存在，调峰价值没有得到充分体现，煤电技术改造缺乏合理的成本疏导机制，煤电降碳减碳缺乏机制保障。
　　公司坚持“双碳”目标实施与能源电力保供并重，推动新能源与煤电协调发展。现役煤电积极实施“三改联动”，超前谋划存量煤电退出，新建煤电积极实施“两个联营”，在机组选型、技术指标等方面对标“双碳”目标要求。
　　3.新能源发展风险
　　近年来，我国以风电、光伏发电为代表的新能源发展成效显著，装机规模稳居全球首位，发电量占比稳步提升，成本快速下降，已基本进入平价无补贴发展的新阶段。目前，新能源发展仍存在着创新不足、政策依赖度大、发展不均衡等问题，新能源项目用地政策趋紧，非技术成本投资增加，电力市场化交易电量比例持续提高，直接交易规模不断扩大，现货市场试点全面推进，跨省区交易比例增长，项目利润空间不断被挤压。
　　公司将加强政策研究，根据国家能源战略、产业政策、电网规划，统筹谋划新能源发展，充分发挥政策信息对产业发展的指导作用；努力提高总体策划、资源协调能力，持续完善新能源发展管控机制；加强人员业务能力建设，不断提升项目开发队伍整体业务水平，为降低项目开发风险提供人力保障。
　　4.电力市场风险
　　国内电力供应侧资源紧张，需求侧刚性增长，电力消费夏冬“双尖峰”特征明显，顶峰负荷还有缺口，区域性、时段性供需紧张仍会出现。全国统一电力市场加速构建，发用两侧竞争性环节完全放开，中长期交易周期缩短，现货市场不断扩容，新能源全面入市、绿电绿证交易和电力辅助服务市场建设加速推进，对企业统筹市场资源、应对市场变化、防范市场风险提出迫切要求。
　　公司将深入研究国家政策和市场交易规则，不断优化营销策略，做好中长期交易守住基本盘，积极参与现货交易、绿电交易、绿证交易和碳交易，合理利用交易规则，提价保量。及时关注、科学测算发电收益与煤炭价格的动态关系，紧盯市场需求变化，采用灵活的市场交易策略，进一步研究参与辅助服务市场，把握住市场价值空间。
　　5.煤炭市场风险
　　随着国内经济恢复增长，能源需求旺盛，电煤需求量仍将有阶段性供应偏紧的情况，在市场煤供应紧张的情况下，非电行业需求对动力煤价格影响较大，公司仍将面临煤炭价格高位运行的市场环境。
　　公司将着力加强制度建设、体系建设、人才队伍建设，抓好采购与耗用的全流程对标管理，努力做到精准市场研判、精确计划调运、精细场内管理、精心系统运维，提升燃料标准化管理水平。加大燃料集中管控现场检查力度，严控热值差、标单差等管理指标，力争节约燃料成本。 收起▲