一、报告期内公司从事的主要业务　　公司主要经营模式为电力、热力生产，电力、热力产品均在湖北省就地消纳和销售。报告期内，公司经营模式未发生重大变化。　　截至本报告期末，公司可控总装机容量807.75万千瓦，其中火电629万千瓦，水电58.55万千瓦，风电26.4万千瓦，光伏91.64万千瓦（其中已实现项目全容量投产的光伏装机为18.98万千瓦），生物质2.16万千瓦。公司装机容量占湖北全省发电装机容量10,065.36万千瓦（含三峡2,240万千瓦）的8.03%，公司火电装机容量占湖北全省火电装机容量3,579.37万千瓦的17.57%。报告期内，公司完成发电量153.26亿千瓦时，占湖北省... 查看全部▼

　　一、报告期内公司从事的主要业务
　　公司主要经营模式为电力、热力生产，电力、热力产品均在湖北省就地消纳和销售。报告期内，公司经营模式未发生重大变化。
　　截至本报告期末，公司可控总装机容量807.75万千瓦，其中火电629万千瓦，水电58.55万千瓦，风电26.4万千瓦，光伏91.64万千瓦（其中已实现项目全容量投产的光伏装机为18.98万千瓦），生物质2.16万千瓦。公司装机容量占湖北全省发电装机容量10,065.36万千瓦（含三峡2,240万千瓦）的8.03%，公司火电装机容量占湖北全省火电装机容量3,579.37万千瓦的17.57%。报告期内，公司完成发电量153.26亿千瓦时，占湖北省上半年发电量1,431.49亿千瓦时的10.71%。
　　公司的主要业绩驱动因素包括但不限于发电量（售热量）、电价（热价）及燃料价格等方面。同时，技术创新、环境政策、人才队伍等亦会间接影响公司当期业绩和发展潜力。公司发电量（售热量）受到国家及湖北省整体经济运行形势、公司装机容量及装机结构、电力市场竞争等多重因素综合影响。电价、热价和燃料价格主要受国家政策、市场竞争和供求关系影响。
　　公司电源种类主要为火电、水电、风电、光伏。报告期内，公司完成发电量153.26亿千瓦时，同比增长7.33%。其中，火电发电量141.1亿千瓦时，同比增长7.25%；水电发电量7.94亿千瓦时，同比下降9.93%；风电发电量2.95亿千瓦时，同比增长33.95%；光伏发电量1.27亿千瓦时，同比增长477.27%。完成售热量1,047.58万吉焦，同比增长13.52%。火电机组利用小时2,243小时，同比增加151小时。火电机组发电厂用电率4.78%，同比增加0.24个百分点。不含税平均上网电价432.74元/千千瓦时，同比减少3.2元/千千瓦时。不含税平均售热价格58.78元/吉焦，同比上升5.58元/吉焦。
　　“十四五”期间，公司将积极落实“碳达峰碳中和”政策，加快新能源和水电等清洁能源发展，大力推进新能源基地建设，稳步推进水电项目开发，实现绿色低碳转型。
　　报告期内，公司获取新能源项目资源180万千瓦。2022年申报的随县基地二期、巴东沿渡河项目2个光伏项目（共计20万千瓦）均纳入湖北省能源局公布的2022年第三批新能源发展项目名单。2023年上半年，公司新能源项目开工92万千瓦，在建145万千瓦，投产78万千瓦。2023年，公司新能源项目发展计划为开工145万千瓦、投产110万千瓦。

　　二、核心竞争力分析
　　1.电源布局优势。公司所属电厂在湖北省内分布较为合理，子公司青山公司、长源一发处于湖北省用电负荷中心武汉市内，荆门公司处于湖北电网中部的电源支撑点，汉川公司、汉川一发为武汉江北的重要大电源点，以上区域布局有利于发挥各电厂的地理优势，提高机组利用小时，增加公司主营业务收入。
　　2.电煤保供控价优势。公司控股股东国家能源集团是全球规模最大的煤炭生产企业，并拥有自营铁路、港口和航运公司。其旗下国能销售集团有限公司为本公司重要的年度长协煤炭供应商，借助国家能源集团“煤炭产运需”一体化运营优势，煤源组织及运输保障能力强，且煤质优良、价格稳定，有利于增强公司电煤保供控价能力，有效应对煤炭市场风险。
　　3.技术经济指标优势。公司的火力发电机组全部为30万千瓦以上机组，并拥有2台100万千瓦超超临界燃煤机组。经过不断的技术改造，主要污染物排放指标优于国家标准，能耗指标处于区域先进水平，并已全部具备供热能力，在区域发电市场竞争中可比优势明显。
　　4.新能源资源获取优势。根据湖北省源网荷储和多能互补百万千瓦基地的配套标准，公司可按照不超过煤电机组新增调峰容量的2.5倍配套新能源项目。公司作为湖北省内最大的煤电企业，拥有比其他企业更多的配套指标，在新能源项目资源的获取竞争中具有相对优势。公司2021、2022年分别获得128万千瓦、155万千瓦的新能源配置建设规模，均列全省第一。
　　5.公司治理与人才优势。公司治理结构健全完善，形成了决策权、监督权和经营权之间相互制衡、运转协调的运行机制，保障了公司的规范高效运作。坚持实施人才强企战略，培养形成了一支结构合理、专业配套、素质优良、符合公司发展战略需要的忠诚、干净、担当的高素质干部人才队伍。

　　三、公司面临的风险和应对措施
　　根据公司所属能源保供行业的特点，公司在对2022年重大风险监控的基础上，结合国内外市场环境等形势变化因素，组织开展了2023年度重大风险评估工作，评估结果依次为：投资风险；安全、环保、质量风险；市场竞争风险；合规风险和战略管理风险。
　　1.投资风险
　　为抢抓发展机遇，多元快速发展新能源，公司加大了新能源投资强度，对公司融资和资产负债率控制带来较大压力；因电网调节能力的限制及未来电力市场化交易的深化，不排除对公司新能源项目发电消纳造成一定的影响。目前，公司已启动资本市场再融资工作，以期缓解投资资金压力，控降资产负债率和财务费用。下一步，公司将加强投资项目的综合评价，严格投资标准，严控投资风险，深入开展设计优化和工程标准化管理，降低工程造价，提升市场竞争力和抗风险能力。
　　2.安全、环保、质量风险
　　公司连续安全生产已超过10年，还存在一些薄弱环节。公司三个火电厂沿江，水电站地处偏远山区，两个在建火电项目进入整套启动阶段，新能源电站分布广泛，防洪度汛、迎峰度夏的安全风险压力较大。下一步，公司将全力以赴做好防洪度汛、迎峰度夏工作，深入排查重大事故隐患，坚决守牢安全底线，同时还将加强固废、危废依法合规管理，加快生态水保治理，防范生态环保风险。
　　3.市场竞争风险
　　随着煤价回落，火电发电盈利能力增加，市场竞争可能加大。湖北省内新能源装机快速增长，部分时段电网消纳困难，省内实施竞价上网政策，可能影响公司新能源电价水平。下一步，公司将落实“集价本利”经营理念，进一步推进内部专业深度协同，以获取最大收益为目标，整合公司各类资源，充分发挥机组潜能，总体优化交易方案与运行方式，合理匹配中长期与现货、省内与跨省跨区等各类交易，持续提升整体市场竞争能力。
　　4.合规风险
　　当前，依法合规经营的重要性在日趋激烈的企业竞争中愈发突显，公司必须主动适应市场环境变化，加快提升依法合规经营管理水平，确保改革发展各项任务在法治轨道上稳步推进。公司已初步搭建起合规管理的总体框架，合规管理意识不断提升，但在管理制度衔接、专业合规指引、强化流程管控等具体环节仍存在较大的提升空间。下一步，公司将进一步完备合规管理体系，把合规管控要求和措施嵌入关键节点，开展专业领域合规指引编制与运用，全力推进合规人才队伍建设，实现合规管理与经营管理的真正融合。
　　5.战略管理风险
　　根据公司发展战略，公司提出了“力争2025年底新能源装机规模超过500万千瓦”的发展目标。随着湖北省新能源装机快速增长，未来若出现新能源消纳需求降低，将导致“十四五”中后期建设指标获取难度进一步加大，影响到公司新能源发展目标的实现。公司后续将根据湖北省“十四五”相关规划及实际情况，对“十四五”期间公司新能源装机规模进行动态评估调整。下一步，公司将坚定绿色低碳转型方向，积极争取政策支持，进一步推动煤电与新能源联营，多元化、快速化、规模化、效益化、科学化发展新能源，努力达成战略目标。

　　四、主营业务分析
　　报告期内，公司实现营业收入692,113.17万元，同比增加52,830.53万元，其中电力销售收入621,042.40万元，占营业收入的89.73%；热力销售收入61,491.44万元，占营业收入的8.88%。发生营业成本610,887.30万元，同比增加11,103.18万元，其中电力成本532,439.67万元，占营业成本的87.16%；热力成本77,109.34万元，占营业成本的12.62%。实现营业利润53,971.80万元，同比增加38,606.02万元；实现利润总额54,579.35万元，同比增加38,593.18万元；实现归属母公司的净利润38,088.29万元，同比增加28,344.00万元。
　　与上年同期相比，公司利润总额增长，影响利润的主要原因：一是增利因素合计增利67,071万元，其中标煤单价同比下降增利33,371万元，售电量同比增加增利26,971万元，热价同比增加增利5,843万元，财务费用同比减少增利886万元；二是减利因素合计减利28,478万元，其中固定成本同比增加减利11,482万元，售电均价同比下降减利8,755万元，其他业务收益同比减少减利4,674万元，信用减值损失同比增加减利2,001万元，管理费用同比增加减利1,566万元。 收起▲

　　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》中电力相关业的披露要求　　2022年，面对复杂严峻的国内外经济环境，湖北省坚持稳字当头，全力以赴稳增长，报告期内，全省生产总值5.37万亿元，较上年同比增长4.3%。根据行业主管部门披露数据，全省社会用电量2647.81亿千瓦时，同比增加176.27亿千瓦时，增长7.13%。第一、二、三产业和城乡居民用电分别为34.96、1541.98、516.02、554.85亿千瓦时，同比分别增加6.32、24.91、45.08、99.97亿千瓦时，分别增长22.06%、1.64%、9.57%、21.... 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》中电力相关业的披露要求
　　2022年，面对复杂严峻的国内外经济环境，湖北省坚持稳字当头，全力以赴稳增长，报告期内，全省生产总值5.37万亿元，较上年同比增长4.3%。根据行业主管部门披露数据，全省社会用电量2647.81亿千瓦时，同比增加176.27亿千瓦时，增长7.13%。第一、二、三产业和城乡居民用电分别为34.96、1541.98、516.02、554.85亿千瓦时，同比分别增加6.32、24.91、45.08、99.97亿千瓦时，分别增长22.06%、1.64%、9.57%、21.98%。
　　截至本报告期末，根据行业主管部门相关数据，湖北全省发电总装机容量9436.97万千瓦（含三峡2240万千瓦），其中，水电3779.95万千瓦，占40.05%，同比增加8.69万千瓦；火电3563.17万千瓦，占37.76%，同比增加190.79万千瓦；风电778.14万千瓦，占8.25%，同比增加58.39万千瓦；太阳能1315.72万千瓦，占13.94%，同比增加363.12万千瓦。
　　报告期内，湖北省累计发电量3105.67亿千瓦时（含三峡），同比减少185.67亿千瓦时，下降5.64%。其中，水电1219.94亿千瓦时（含三峡），同比下降23.7%；火电1592.46亿千瓦时，同比增长7.97%；风电164.03亿千瓦时，同比增长22.11%；太阳能129.23亿千瓦时，同比增长55.43%。全年统调电厂发电设备平均利用小时3753小时，同比减少471小时，其中火电机组利用小时4739小时，同比增加251小时。
　　报告期内，湖北电力中长期市场平稳运行，电力现货市场建设加快推进。2月，国家发改委印发《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2022〕129号），明确要求2022年底前，第二批现货试点地区启动结算试运行。6月，湖北省能源局印发《湖北电力现货市场第一次模拟试运行工作方案》的通知（鄂能源调度〔2022〕31号），湖北电力现货市场首次模拟试运行正式启动，共55台统调燃煤机组、31家新能源场站参与申报。12月，湖北电力现货市场启动第二次模拟试运行，地调以上集中式新能源参与市场，市场主体进一步扩大。2022年，湖北省市场化交易成交总电量1279.13亿千瓦时，同比增加317.66亿千瓦时。预计2023年湖北省电力市场化市场主体数量将增加，交易规模有望扩大。
　　截至本报告期末，公司可控总装机容量730.05万千瓦，其中火电629万千瓦，水电58.513万千瓦，风电21.4万千瓦，光伏18.98万千瓦，生物质2.16万千瓦。公司装机容量占湖北全省发电装机容量9436.97万千瓦（含三峡2,240万千瓦）的7.74%，公司火电装机容量占湖北全省火电装机容量3563.17万千瓦的17.65%。报告期内，公司完成发电量329.71亿千瓦时，占湖北省全年发电量的10.62%。
　　
　　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》中电力相关业务的披露要求
　　公司主要经营模式为电力、热力生产，电力、热力产品均在湖北省就地消纳和销售。报告期内，公司经营模式未发生重大变化。
　　公司电源种类主要为火电、水电、风电、光伏和生物质发电。报告期内，公司共完成发电量329.71亿千瓦时，同比增长4.06%，其中火电发电量311.55亿千瓦时，同比增长6.61%；水电发电量11.66亿千瓦时，同比下降41%；风电发电量4.77亿千瓦时，同比增长5.82%；光伏首年发电1.17亿千瓦时；生物质发电0.56亿千瓦时，同比增长61.79%；售热量1876.99万吉焦，同比增长13.35%；设备平均利用小时4516小时，同比增加47小时，其中火电机组利用小时4953小时，同比增加307小时。报告期内，水电下降主要原因是2022年湖北省遭遇历史罕见持续高温干旱天气，省内来水严重偏枯。
　　报告期内，公司火电机组均参与电力市场化交易，全年市场化交易总电量282.20亿千瓦时，同比增加83.88亿千瓦时；约占公司火电总上网电量的96.21%，同比增加14.34个百分点。交易电量及其占比增加的主要原因是按照国家及湖北相关交易方案，2022年省内统调火电全电量入市参与市场化交易。
　　公司售电业务情况
　　报告期内，公司累计完成售电量311.8亿千瓦时，同比增加4.26%，其中火电售电量294.55亿千瓦时（含生物质），水电售电量11.44亿千瓦时，风电售电量4.65亿千瓦时，光伏售电量1.15亿千瓦时。
　　公司设立了全资子公司国能长源能源销售有限公司（以下简称售电公司），主要从事电、冷、热能销售。报告期内，售电公司完成代理售电量67.23亿千瓦时，同比增加0.08亿千瓦时；内部代理电量66.98亿千瓦时，占公司总销售电量的21.48%。
　　涉及到新能源发电业务
　　报告期内，公司新能源新增项目储备25个，共306.8万千瓦；取得建设规模指标155万千瓦，湖北省内排名第一，其中，荆门、汉川、随县3个百万千瓦新能源基地共获配建设规模80万千瓦，组煤保电奖励新能源建设规模75万千瓦；核准（备案）项目7个115万千瓦，均为光伏发电项目；新能源项目开工110万千瓦，投产21.08万千瓦。2022年底公司新能源装机容量达到40.38万千瓦。
　　截至报告期末，公司现已投运的4个风电项目合计19.3万千瓦列入国家可再生能源补贴目录清单。报告期内，4个风电项目应收国家可再生能源补贴资金（含税，下同）8375.06万元，已收13,890.85万元；截至本报告期末，4个风电项目累计应收国家可再生能源补贴资金37,723.11万元，已收25,768.08万元。因国家补贴拨付滞后目前尚未结算，公司已将该部分资金纳入应收账款，对公司整体经营情况影响较小。
　　
　　三、核心竞争力分析
　　1.电源布局优势。公司所属电厂在湖北省内分布较为合理，子公司青山热电、长源一发处于湖北省用电负荷中心武汉市内，荆门公司处于湖北电网中部的电源支撑点，汉川公司、汉川一发为武汉江北的重要大电源点，以上区域布局有利于发挥各电厂的地理优势，提高机组利用小时，增加公司主营业务收入。
　　2.电煤保供控价优势。公司控股股东国家能源集团是全球规模最大的煤炭生产企业，并拥有自营铁路、港口和航运公司。其旗下国能销售集团有限公司为本公司重要的年度长协煤炭供应商，借助国家能源集团“煤炭产运需”一体化运营优势，煤源组织及运输保障能力强，且煤质优良、价格稳定，有利于增强公司电煤保供控价能力，有效应对煤炭市场风险。
　　3.技术经济指标优势。公司的火力发电机组全部为30万千瓦以上机组，并拥有2台100万千瓦超超临界燃煤机组。经过不断的技术改造，主要污染物排放指标优于国家标准，能耗指标处于区域先进水平，并已全部具备供热能力，在区域发电市场竞争中可比优势明显。
　　4.新能源资源获取优势。根据湖北省源网荷储和多能互补百万千瓦基地的配套标准，公司可按照不超过煤电机组新增调峰容量的2.5倍配套新能源项目。公司作为湖北省内最大的煤电企业，拥有比其他企业更多的配套指标，在新能源项目资源的获取竞争中具有相对优势。公司2021、2022年分别获得128万千瓦、155万千瓦的新能源配置建设规模，均列全省第一。
　　5.公司治理与人才优势。公司治理结构健全完善，形成了决策权、监督权和经营权之间相互制衡、运转协调的运行机制，保障了公司的规范高效运作，报告期内连续第二年获评深交所主板上市公司信息披露考核A级。坚持实施人才强企战略，培养形成了一支结构合理、专业配套、素质优良、符合公司发展战略需要的忠诚、干净、担当的高素质干部人才队伍。
　　
　　四、主营业务分析
　　1、概述
　　报告期内，公司实现营业收入1,466,191.56万元，同比增加249,794.99万元，其中电力销售收入1,338,104.29万元，占营业收入的91.26%；热力销售收入103,619.99万元，占营业收入的7.07%。发生营业成本1,395,284.04万元，同比增加195,084.88万元，其中电力成本1,251,241.3万元，占营业成本的89.68%；热力成本140,454.32万元，占营业成本的10.07%。实现营业利润23,677.62万元，同比增加32,043.71万元；实现利润总额26,421万元，同比增加31,711.8万元；实现归属母公司的净利润12,283.25万元，同比增加14,818.27万元。
　　与上年同期相比，公司利润总额增长，影响利润的主要原因：一是减利因素合计减利173,911万元，其中燃煤价格同比上升减利119,193万元、水电发电量同比减少减利15,387万元、投资收益同比减少减利23,628万元、固定成本同比增加减利6,786万元、其他业务收益同比减少减利6,316万元、资产减值损失同比增加减利2,601万元、税金及附加同比增加减利742万元；二是增利因素合计增利205,623万元，其中火电、新能源发电量同比增加增利25,123万元、售电均价同比上涨增利168,322万元、热力收入及热价同比增加综合增利9,539万元、财务费用同比减少增利1897万元。
　　报告期内，公司电力产品毛利率6.49%，较上年同期上升5.18个百分点；热力产品毛利率-35.54%，较上年同期下降9.07个百分点，报告期内公司未开展煤炭销售业务。电力产品毛利率上升的主要原因是售电均价增长覆盖了入炉综合标煤单价的上涨。热力产品毛利率下降的主要原因是由于入炉综合标煤单价上涨所致。

　　五、公司未来发展的展望
　　（一）行业格局和趋势
　　随着国家系列稳经济措施相继出台，2023年湖北省经济运行有望整体回升，全社会用电增速预计5%，极端气候情况下可能出现一定电力缺口。在“2030前碳达峰、2060前碳中和”的目标要求下，湖北电网新能源迅速发展，风电和太阳能装机比重将继续提高，对电力系统灵活性调节能力的需求将增加。
　　2023年，湖北作为全国第二批电力现货市场试点省份，下半年可能将进行长周期结算试运行，对公司发电量及电价将产生一定影响。新能源新增装机、外购电量及来水情况，对省内火电设备利用小时将产生影响，并影响公司经营效益。
　　煤炭市场方面，预计2023年国内煤炭市场供应紧张态势缓解，市场供需总体平衡，在国家能源政策调控及市场机制共同作用下，煤炭市场运行将更趋稳定，电煤中长协在保障供应、稳定价格的市场压舱石作用更趋明显。公司将认真贯彻落实国家有关电煤中长协政策要求，积极提升电煤长协覆盖率，同时积极发挥最大的长协煤炭供应商国能销售的供应安全可靠优势，进一步提升公司电煤保供及采购控价能力。
　　（二）公司发展战略
　　党的二十大报告指出，要立足我国能源资源禀赋，坚持先立后破，有计划分步骤实施碳达峰行动，推动能源清洁低碳高效利用，加快规划建设新型能源体系。百年未有之大变局下，电力在保障我国能源总体安全方面的作用日益凸显，“碳达峰、碳中和”目标对构建新型电力系统提出了明确而紧迫的要求。湖北经济长期向好的基本面没有改变，多年积累的综合优势没有改变，在国家和区域发展中的重要地位没有改变，2022年湖北经济增速处于全国前列，电力发展仍有广阔空间。作为以火电为主的区域骨干发电企业，公司将以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，完整准确全面贯彻新发展理念，服务和融入新发展格局，遵循“四个革命、一个合作”能源安全新战略，锚定双碳目标要求，坚定低碳转型方向，培育“主动发展”能力，坚持新能源大规模开发与煤电清洁高效利用并举，抢抓发展机遇，保持装机规模省内领先优势，深入推进“两个联营”，优化煤电和新能源组合，突出抓实安全环保、能源保供、提质增效，加快实现绿色转型和高质量发展。
　　“十四五”后三年，公司将持续获取优质资源，多元快速发展新能源，重点抓紧抓实荆门、汉川、随县新能源基地建设，力争2025年底新能源装机规模超过500万千瓦；积极争取水电扩机增容，挖掘水能利用潜力；坚持先立后破，择优开发清洁高效煤电，做精做优工程建设，按期建成随州、荆州二期火电项目，全力推进新核准的汉川四期项目扩建两台百万机组高标准开工、高效率建设、高质量投产；持续巩固已有供热市场，不断开拓随州等区域供热业务，逐步参与省内综合能源服务、储能与多能互补融合、氢能等新兴能源产业发展和建设；进一步提升公司各项管理水平，综合实力保持区域领先，基本建成“总装机超一千五百万、新能源装机超五百万、利润总额不断增长”的一流综合能源示范企业。
　　（三）经营计划
　　1.2022年目标任务完成情况
　　2022年，公司系统以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入学习贯彻党的二十大精神，统筹能源保供、生产经营和转型发展，较好地完成了董事会下达的年度目标任务。
　　报告期内，公司聚焦“十四五”发展目标，强化“全参与、全发动、全覆盖”的新能源发展模式，新能源项目储备增厚至704万千瓦，当年获得新能源建设规模指标155万千瓦，省内排名第一。坚持先立后破，汉川四期项目扩建两台百万机组先后纳入湖北省新增煤电建设规划。快速推进前期工作，新能源项目完成投资决策170万千瓦，汉川四期项目扩建7号、8号机组项目和松滋抽蓄项目获得省发改委核准；有序推进项目建设，新能源开工110万千瓦、随州火电项目、荆州二期扩建项目基本实现里程碑节点目标。
　　报告期内，公司系统未发生人身伤亡及设备损坏事故，未发生影响公司形象的安全、环保、违法、廉政和稳定事件，未发生被证券监管机构和交易所采取监管措施和处罚的事件。全年完成发电量329.71亿千瓦时，完成年度计划的102.5%，同比增长4.06%；售热量1876.99万吉焦，完成年度计划的104.28%，同比增长13.35%。
　　2.2023年经营计划
　　（1）总体工作思路
　　2023年，公司将以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面学习贯彻党的二十大精神，全面落实董事会决策部署，坚持稳字当头、改革创新，做好能源保供、深化改革、绿色转型、党的建设工作，推动公司稳健增长和可持续发展，完成董事会下达的年度目标任务，以良好的经营业绩回报股东和广大投资者。
　　（2）主要工作目标
　　安全稳定目标：全年争取“零非停”，确保不发生人身伤亡及设备损坏事故，不发生影响公司形象的安全、环保、廉政和稳定事件。
　　经营发展目标：稳步推进在建工程项目，完成安全、质量、环保、造价、工期目标；大力发展新能源，力争获得新能源建设规模指标100万千瓦，开工145万千瓦，投产145万千瓦；实现营业收入157.85亿元，完成发电量355.58亿千瓦时，售热量1933万吉焦。
　　上述经营计划、经营目标并不代表公司对2023年度的盈利预测，并不构成公司对投资者的业绩承诺，能否实现取决于市场状况变化、经营团队的努力程度等多种因素，存在很大的不确定性，请投资者特别注意。
　　（3）主要工作措施
　　进一步增强安全保障本领。积极推进安全文化建设，持续增强全员安全生产的思想自觉、行动自觉。以安全生产标准化为抓手，将本质安全型企业创建工作制度化、常态化。坚守安全环保红线底线，强化环保设施运维管理，确保稳定达标排放。建立健全碳排放管理体系，提高数据质量管理水平。围绕能源保供主线，大力开展主要设备可靠性对标管理。加强新能源运维管理，确保建设、运营平稳过渡。强化水工设施设备管理，强化大坝安全监管，做好防洪度汛水库调度，确保水能利用率保持领先水平。强化研判预警和应急处置，防止出现认不清、想不到、管不住的问题。
　　进一步增强机遇把控本领。树牢争先进位意识，增厚优质新能源资源储备，进一步弥补新能源结构短板。充分发挥煤电资源优势，继续争取政府部门支持煤电与新能源实质性联营。优化项目布局，合理开发清洁高效优质煤电。推行项目前期工作标准化管理，逐项落实建设条件。严把新能源项目立项投决审批关，保障新能源业务又好又快发展。推进水电站扩机增容前期工作，挖掘水能利用潜力。强化火电机组工程建设节点进度管理，全面完成年度工程建设开工投产目标任务。落实“光伏+”发展理念，实现一地两用、一田双收。组织开展新（扩）建项目后评价，提高投资质量、效益，增强可持续发展能力。
　　进一步增强综合创效本领。大力推进火电向综合能源企业转型，分类分厂编制综合能源企业建设规划，拓展电、热、冷、气、水多联供业务。适应电力现货市场形势，深化电力营销、燃料采购、生产调度等领域集中管控，争取电力现货交易组织和结算收益区域领先。更加注重煤电协同，建立电力市场分析预测平台，滚动调整交易、发电策略。更加注重营销、生产协同，多开高效机、多发效益电。更加注重电热协同，防止供热因素制约机组调峰能力。加强财务价值管理，积极争取金融优惠政策，提高长源电力信用评级，提升各类债券发行频次和额度。积极引入社会资金参与新项目投资，减轻建设资金压力，降低资产负债率。进一步增强协同攻关本领。多措并举培育创新文化，激发创新活力，提升创新效能。着力建强人才队伍，健全人才调配机制，调动大众创新积极性，充分依靠专业技术团队解决生产难题。围绕优化机组技术经济指标、提升全员劳动生产率等目标，加强专利布局和挖掘工作，培育一批较高价值的专利。加快完善科技创新体系，打造高水平创新平台。持续推动产学研协同创新，打通科研成果转化渠道。依托重点工程、重大项目，促进技术研发应用推广一体化。着力建设数字长源，高标准打造智能电厂、智能场站、智能系统标杆。重视青年科技人才培养，以人才促项目成功，以项目促人才成长。
　　进一步增强变革管理本领。坚持问题导向，持续深化国企改革，加强三项制度改革，推动改革成果制度化、长效化。加强公司战略落实、组织领导、机遇把控、资源整合、变革创新“五项能力”建设，增强企业影响力。持续提升公司系统董事会建设水平，规范基层企业董事会运行。深化劳动用工市场化改革，全面推行岗位协议，严格执行市场化退出制度。突出价值创造和业绩激励导向，完善市场化薪酬分配机制。加强法律合规管理，多措并举推进合规文化建设，强化全员合规意识。深化“法治长源”建设，落实“十四五”法治建设目标和年度法治工作重点。完善内部审计管理体制，构建内部控制、风险防控、合规管理的监督体系，提升风险防范能力。
　　进一步增强管党治党本领。扎实开展主题教育，深入学习宣传贯彻党的二十大精神，推动党建工作与生产经营深度融合。深化岗位建功行动，充分发挥党支部战斗堡垒作用和党员先锋模范作用。用好党建党廉考核体系，严格党员管理，创建党建品牌。强化作风建设，大力营造崇尚实干、狠抓落实的工作作风。强化工程建设等重点领域监督工作，加强纪检、审计、财务贯通协同，推进巡察、审计上下联动，深化标本兼治、系统治理。充分发挥群团组织的桥梁纽带作用，着力和谐企业建设。加强形势政策宣传，动员广大职工共谋发展之策，共享发展之惠。推动新能源开发与乡村振兴紧密结合，实现企地合作共赢。进一步加强青年工作，拓宽青年岗位建功平台。
　　（四）可能面对的风险
　　根据公司属能源保供行业的特点，公司在对2022年重大风险的监控基础上，结合国内外市场环境等形势变化因素，组织开展了2023年度重大风险的评估工作，评估结果依次为：投资风险；安全、环保、质量风险；市场竞争风险；合规风险；战略管理风险。
　　1.投资风险
　　受国家经济发展阶段和能源供需形势等方面影响，市场形势的变化将可能出现项目设计方案、投资总额、预期收益、产品价格变动等方面的风险。在项目前期论证中，也有可能出现没有充分考虑国家政策、市场形势、生态环保等情况，从而导致项目投产难以达到预期收益率。
　　2.安全、环保、质量风险
　　近年来中国的电力工业快速发展，在政府出台的各种政策的大力支持下，风能、太阳能发电发展迅速。在安全、环保、质量方面，会出现新能源电力安全信息报送认识不到位，应急值守、信息报送流程不熟悉，新能源建设工程项目现场安全文明施工监管不到位，施工质量未严格按工艺和安装质量标准执行；环保工程未严格执行环保设计、施工、验收“三同时”要求等风险。公司将加强制度建设，督导所属单位层层压实责任，狠抓整改落实，从根本上消除事故隐患，有效遏制安全事故的发生。
　　3.市场竞争风险
　　随着电力中长期市场不断推进，市场竞争风险日益显现，包括交易方式、交易品类增加；现货市场建立，生产运营管理模式面临重塑；煤电全电量入市，失去保量保价基数电量重要支撑；特高压线路陕武直流配套电源陆续投运，加之风光等新能源集中投产，火电发电空间可能受到挤压等。2023年公司将深入贯彻落实“以市场为导向，以客户为中心，以服务为宗旨，以管理为保障”的市场营销理念，把握能源低碳转型和电力改革深化的新形势、新挑战。
　　4.合规风险
　　2023年，公司首次将企业的合规风险纳入公司的重要风险管理。因上市公司的监管要求，使得企业有可能存在关联交易不规范、信息披露不及时、内幕信息泄露、法律纠纷与诉讼等风险。在今后的工作中，公司将采取提级审查重大关联交易事项、关联人基本信息，规范公司信息披露程序，跟踪管理法律诉讼全过程。
　　5.战略管理风险
　　公司制定出台了“十四五”发展规划，由于目前全国新能源项目处在迅速发展期，在落实战略规划时，有可能存在与国家产业规划和政策不相符的情况。2023年公司将努力构建化石能源清洁化、清洁能源规模化、能源供应智慧化产业格局，实现“双碳”目标，推动公司树立正确的发展观、业绩观，严格执行国家产业规划和政策。 收起▲

　　一、报告期内公司从事的主要业务　　公司主要经营模式为电力、热力生产，电力、热力产品均在湖北省就地消纳和销售。报告期内，公司经营模式未发生重大变化。　　截至本报告期末，公司可控在运总装机容量为720.05万千瓦，其中火电装机629万千瓦，水电装机58.51万千瓦，风电装机21.4万千瓦，生物质装机2.16万千瓦，光伏8.98万千瓦。根据行业主管部门披露数据，公司可控在运总装机容量占湖北全省发电装机容量9018.69万千瓦(含三峡2240万千瓦)的7.98%，火电装机容量占湖北全省火电装机容量3,392.26万千瓦的18.54%。　　公司的主要业绩驱动因素包括但不限于发电量（售热量）、电价（热... 查看全部▼

　　一、报告期内公司从事的主要业务
　　公司主要经营模式为电力、热力生产，电力、热力产品均在湖北省就地消纳和销售。报告期内，公司经营模式未发生重大变化。
　　截至本报告期末，公司可控在运总装机容量为720.05万千瓦，其中火电装机629万千瓦，水电装机58.51万千瓦，风电装机21.4万千瓦，生物质装机2.16万千瓦，光伏8.98万千瓦。根据行业主管部门披露数据，公司可控在运总装机容量占湖北全省发电装机容量9018.69万千瓦(含三峡2240万千瓦)的7.98%，火电装机容量占湖北全省火电装机容量3,392.26万千瓦的18.54%。
　　公司的主要业绩驱动因素包括但不限于发电量（售热量）、电价（热价）及燃料价格等方面。同时，技术创新、环境政策、人才队伍等亦会间接影响公司当期业绩和发展潜力。公司发电量（售热量）受到国家及湖北省整体经济运行形势、公司装机容量及装机结构、电力市场竞争等多重因素综合影响。电价、热价和燃料价格主要受国家政策、市场竞争和供求关系影响。
　　报告期内，湖北全省经济在超预期因素冲击下克难攻坚保持增长，主要经济指标企稳向好。根据行业交流数据，全社会用电量1246.62亿千瓦时，同比增长8.01%。全省发电量1537.54亿千瓦时，同比增长4.79%，其中三峡电厂发电量446.01亿千瓦时，同比增长20.65%；其它水电276.78亿千瓦时，同比增长10.67%；火电678.54亿千瓦时，同比下降9.72%；风电78.77亿千瓦时，同比增长32.92%；太阳能57.44亿千瓦时，同比增长56.49%。全省统调火电机组利用小时2013小时，同比减少299小时；水电1969小时，同比增加287小时。
　　公司电源种类主要为火电、水电、风电、光伏。报告期内，公司完成发电量142.79亿千瓦时，同比（重组后口径，以下同）降低9.73%。其中，火电发电量131.56亿千瓦时，同比降低11.28%；水电发电量8.81亿千瓦时，同比增长15.05%；风电发电量2.2亿千瓦时，同比降低1.24%；光伏发电0.22亿千瓦时。完成售热量922.84万吉焦，同比增长17.28%。火电机组利用小时2092小时，同比减少266小时。火电机组发电厂用电率4.54%，同比增加0.09个百分点。不含税平均上网电价435.94元/千千瓦时，同比增加79.38元/千千瓦时。不含税平均售热价格53.20元/吉焦，同比上升5.51元/吉焦。
　　报告期内，公司火电机组均参与电力市场化交易，完成市场化交易总电量218.32亿千瓦时，同比增加129.23亿千瓦时。交易电量同比大幅增加主要原因是按照《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）文件要求，公司燃煤发电电量已全部进入市场。
　　“十四五”期间，公司将积极落实“碳达峰碳中和”政策，加快新能源和水电等清洁能源发展，大力推进新能源基地建设，稳步推进水电项目开发，实现绿色低碳转型。
　　报告期内，公司新增储备新能源项目15个，共209.7万千瓦，核准（备案）项目12个，共146.7万千瓦。取得湖北省能源局奖励新能源建设规模75万千瓦，三个基地新增配置新能源项目建设规模90万千瓦，合计165万千瓦。2022上半年，公司新能源项目开工110万千瓦，在建136.99万千瓦，投产11.08万千瓦。2022年全年，公司新能源项目发展计划为开工170万千瓦、投产90万千瓦。

　　二、核心竞争力分析
1.资产规模和结构优势。公司完成重大资产重组后，发电装机规模、市场份额明显提升，总装机容量由380.46万千瓦增加至本报告期末的720.05万千瓦；资产结构进一步优化，水电成为公司第二大发电来源，清洁能源占比提升至12.65%。由此，较大地提高了公司抗风险能力及业绩的稳定性。
2.电厂的布局优势。公司所属电厂在湖北省内分布较为合理，子公司青山热电、长源一发处于湖北省用电负荷中心武汉市内，荆门公司处于湖北电网中部的电源支撑点，汉川公司、汉川一发为武汉江北的重要大电源点，以上区域布局有利于发挥各电厂的地理优势，提高机组利用小时，增加公司主营业务收入。
3.电煤保供控价优势。公司控股股东国家能源集团是全球规模最大的煤炭生产企业，并拥有自营铁路、港口和航运公司。其旗下国能销售集团有限公司为本公司重要的年度长协煤炭供应商，借助国家能源集团“煤炭产运需”一体化运营优势，煤源组织及运输保障能力强，且煤质优良、价格稳定，有利于增强公司电煤保供控价能力，有效应对煤炭市场风险。
4.技术经济指标优势。公司的火力发电机组全部为30万千瓦以上机组，并拥有2台100万千瓦超超临界燃煤机组。经过不断的技术改造，主要污染物排放指标优于国家标准，能耗指标处于区域先进水平，并已全部具备供热能力，在区域发电市场竞争中可比优势明显。
5.新能源资源获取优势。根据湖北省源网荷储和多能互补百万千瓦基地的配套标准，公司可按照不超过煤电机组新增调峰容量的2.5倍配套新能源项目。公司作为湖北省内最大的煤电企业，拥有比其他企业更多的配套指标，在新能源项目资源的获取竞争中具有相对优势。
6.公司治理与人才优势。公司治理结构健全完善，形成了决策权、监督权和经营权之间相互制衡、运转协调的运行机制，保障了公司的规范高效运作，2020、2021年度连续两年获评深交所主板上市公司信息披露考核A级。坚持实施人才强企战略，培养形成了一支结构合理、专业配套、素质优良、符合公司发展战略需要的忠诚、干净、担当的高素质干部人才队伍。

　　三、公司面临的风险和应对措施
2022年年初，公司评估出了前五大风险依次为：政策风险、电力市场竞争风险、安全生产风险、投资风险、燃料价格风险。报告期内，公司对上述五大风险实施了监控，并对可能发生的风险制定了应对措施。
1.政策风险
“双碳”目标的提出，我国的电力能源由“火电能源”向“风光能源”转换。大力发展新能源将是公司未来一段时间的发展战略，这是公司发展壮大的机遇，也是一种挑战，目前看，公司存在着转型发展不平衡的风险。应对措施：公司将加强产业研究与地方政府的协调合作，形成合力；高度关注经济走势、新能源市场供需和产业政策变化，紧盯重点区域和重点项目，密切跟踪湖北省2022年新能源竞配政策的动向，最大限度争取优质新能源资源。
2.电力市场竞争风险
随着电力市场化改革不断推进，煤电全电量入市，公司电力市场份额面临一定挑战，后续电力现货市场建设可能加剧发电侧市场竞争。应对措施：公司将积极参与电力市场建设，大力开发电力客户，深入分析市场交易形势，科学制定交易方案，争取提升交易价格，保持市场份额。
安全生产风险
新冠疫情对全球物流、产业链和供应链的持续影响，加剧了国际能源行业巨头纷纷向新能源转型的力度，我国新能源也得到快速发展。目前公司基建项目较多，区域分布较广，有可能存在一定的安全生产风险。为此，2022年，公司针对基建安全文明生产、承包商管理、重大风险作业监管和“十必须两严格”落实情况，开展专项检查；要求各基建工地始终把安全放在首位，严禁忽视安全，盲目抢工期，进一步强化底线思维和红线意识，狠抓责任落实，从根本上消除事故隐患，有效遏制特大、重大安全事故的发生；在疫情防控工作方面，服从地方统一部署，确保生产现场不发生疫情。
3.投资风险
公司坚持新能源方向不动摇，提升清洁能源占比，实现可再生能源的跨越式发展。因此，在新能源基建项目投资中，项目的前期论证可能出现没有充分考虑国家政策、市场形势、生态环保等因素的影响，从而导致公司存在有前期研究论证不充分、工程建设进度与投资计划安排不匹配，无法保证达到预期收益等投资风险。2022年，公司将严格执行“三集中，一监管”的管控要求，不断规范投资管理，严肃投资纪律，切实做好项目投资分析、论证和评估等工作。
4.燃料价格风险
公司目前有六家在运火电企业，可控装机容量为629万千瓦，煤炭价格的波动将影响公司火电企业的经营业绩。2022年，公司将努力发挥国家能源集团煤电一体化运营优势，提高煤炭采购年度长协合同量，密切关注煤价及运价走势，把控好煤炭采购节奏；拓展外部长协煤源点，尤其是浩吉铁路沿线的重要煤源，提升公司煤炭保供控价能力。

　　四、主营业务分析
　　概述
　　报告期内，公司实现营业收入639,282.64万元，同比增加46,330.72万元，其中电力销售收入576,902.73万元，占营业收入的90.24%；热力销售收入49,105.63万元，占营业收入的7.68%。发生营业成本599,784.13万元，同比增加67,501.39万元，其中电力成本532,035.26万元，占营业成本的88.7%；热力成本67,390.01万元，占营业成本的11.24%。实现营业利润15,365.79万元，同比减少19,440.64万元；实现利润总额15,986.17万元，同比减少21,493.5万元；实现归属母公司的净利润9,744.28万元，同比减少16,077.81万元。
　　与上年同期相比，公司利润总额下降，影响利润的主要原因：一是减利因素合计减利134,864万元，其中燃煤价格同比上升减利102,697万元、发电量同比减少减利25,387万元、投资收益同比减少减利1360万元、财务费用同比增加减利637万元、营业外收支净收益同比减少减利2052万元、其他业务收益同比减少减利2731万元；二是增利因素合计增利113,371万元，其中售电均价同比上涨增利111,185万元、税金及附加同比减少增利1040万元、资产减值损失同比减少增利1146万元。 收起▲