一、报告期内公司所属行业及主营业务情况说明　　（一）公司主要业务　　国投电力经营范围主要包括投资建设、经营管理以电力生产为主的能源项目；开发经营新能源项目、高新技术、环保产业；开发和经营电力配套产品及信息、咨询服务。公司大力开拓以新能源为主的清洁能源业务，在水电、风电、光伏、火电方面均有突破；公司能源新业务稳妥推进。　　（二）公司经营模式　　国投电力经营范围主要包括投资建设、经营管理以电力生产为主的能源项目；开发经营新能源项目、高新技术、环保产业；开发和经营电力配套产品及信息、咨询服务。公司大力开拓以新能源为主的清洁能源业务，在水电、风电、光伏、火电方面均有突破；公司能源新业务稳妥推进。　... 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）公司主要业务
　　国投电力经营范围主要包括投资建设、经营管理以电力生产为主的能源项目；开发经营新能源项目、高新技术、环保产业；开发和经营电力配套产品及信息、咨询服务。公司大力开拓以新能源为主的清洁能源业务，在水电、风电、光伏、火电方面均有突破；公司能源新业务稳妥推进。
　　（二）公司经营模式
　　国投电力经营范围主要包括投资建设、经营管理以电力生产为主的能源项目；开发经营新能源项目、高新技术、环保产业；开发和经营电力配套产品及信息、咨询服务。公司大力开拓以新能源为主的清洁能源业务，在水电、风电、光伏、火电方面均有突破；公司能源新业务稳妥推进。
　　（三）所处行业情况说明及公司所处行业地位
　　1.电力行业情况
　　根据中国电力企业联合会报告，2023年上半年全社会用电量4.31万亿千瓦时，同比增长5.0%，电力供需形势总体平稳，局部地区出现电力供需紧张的情况。分季度看：一、二季度同比分别增长3.6%、6.4%。分产业看：第一、二、三产业用电量分别为577亿千瓦时、2.87万亿千瓦时、7631亿千瓦时，同比分别增长12.1%、4.4%、9.9%；城乡居民生活用电量6197亿千瓦时，同比增长1.3%。分地区、省份看：上半年，全国共有29个省份用电量正增长，东部和西部地区用电量增速相对领先，东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长5.7%、2.3%、5.7%和4.8%。上半年，全国共有29个省份全社会用电量为正增长，其中，海南、内蒙古、青海、广西、西藏5个省份同比增速超过10%。
　　截至2023年6月底，全国全口径发电装机容量27.1亿千瓦，同比增长10.8%，非化石能源发电装机容量占比上升至51.5%。其中，水电4.2亿千瓦，同比增长4.5%；火电13.6亿千瓦，同比增长3.8%；核电5676万千瓦，同比增长2.2%；风电3.9亿千瓦，同比增长13.7%；太阳能发电4.7亿千瓦，同比增长39.8%，新增太阳能发电装机占总新增装机比重达到55.6%。
　　2023年上半年，全国发电设备累计平均利用小时为1733小时，比上年同期降低44小时。其中，水电1239小时，比上年同期降低452小时；火电2142小时，比上年同期增加84小时；核电3770小时，比上年同期增加97小时；并网风电1237小时，比上年同期增加83小时；太阳能发电658小时，比上年同期降低32小时。
　　2023年上半年，电力供需总体平衡。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，通过供需两端协同发力，守牢了民生用电安全底线。
　　2.公司所处行业地位
　　从装机结构来看，公司是一家以清洁能源为主、水火风光并济的综合型能源电力上市公司，水电控股装机为2128万千瓦，为国内第三大水电装机规模的上市公司，处于行业领先地位。公司正大力开拓清洁能源业务，截至2023年6月底，清洁能源装机占比稳步提升至69.22%。
　　从业务分布来看，公司是一家立足国内并积极拓展海外市场的电力上市公司，境内业务主要分布于四川、天津、福建、广西、云南、甘肃、新疆、贵州、青海、安徽、陕西、江苏、浙江、宁夏、江西、海南、河北、辽宁等二十多个省、自治区和直辖市。境外业务主要分布在英国、印尼和泰国等。
　　从盈利能力来看，在市场竞争不断加剧、节能环保压力不断增大的背景下，公司以清洁能源为主的电源结构优势明显，经济效益和社会效益突出，抗风险能力强。

　　二、经营情况的讨论与分析
　　2023年上半年，公司控股企业累计完成发电量713.79亿千瓦时，上网电量693.49亿千瓦时，同比分别增长4.54%、4.26%，上网电价0.388元/千瓦时，同比增长7.94%。
　　2023年上半年，公司实现营业收入263.67亿元，同比增长16.18%；营业成本168.25亿元，同比增长17.95%。实现归属于上市公司股东的净利润33.37亿元，同比增长42.12%。实现基本每股收益0.4356，同比增长44.15%。
　　截至2023年6月30日，公司总资产2,661.37亿元，较期初增长77.83亿元；总负债1,705.50亿元，较期初增长58.14亿元。报告期资产负债率64.08%，较上年末增长0.32个百分点；归属于上市公司股东的净资产560.14亿元，较期初增长15.04亿元。

　　三、风险因素
　　1.电力市场风险
　　当前电力市场建设正逐步迈向成熟，各区域市场化交易规则及市场化进程不一，相关主体入市机制及配套政策处于不断更迭变化中。同时，市场交易品种不断增多，交易频次不断提高，交易复杂度不断加深，对交易人员的核心能力提出更高要求。
　　应对措施：一是深化政策研究，争取政策主动。前瞻性把握市场交易规则变化，积极争取、推动利好政策落地；二是加强竞价策略研究，在价格趋势预测和电量比例分配等方面统筹好中长期和现货两个市场的关系；三是加强营销体系建设，培育交易人员核心能力。
　　2.新能源市场化风险
　　随着新能源入市比例不断提高，市场化风险加大。保障性收购政策不断调整，年保障利用小时数忽高忽低，总体呈下降趋势。同时，部分地区限电率逐年提高，进一步影响新能源项目收益。总体来看，新能源市场竞争激烈，电价下行压力较大。
　　应对措施：一是用好用足现有政策，拓展电价空间。努力争取新能源参与市场的保障机制、配套政策和平等地位；二是加强竞价策略研究，充分考虑新能源出力特性，统筹好中长期与现货两个市场的关系；三是提升新能源企业运维水平，精益化管理以降低成本。
　　3.资金风险
　　一是境内外项目的开发拓展需要大量资金支持，新能源行业国家可再生能源补贴资金到位不及时，给公司造成一定的资金平衡压力；二是公司资产负债率相对较高，利率的变化将影响公司的债务成本；三是本年国际经济形势复杂，人民币兑美元、英镑等汇率变动较大，美元、英镑利率持续上涨，境外项目利息支出增加，给公司财务成本带来一定的影响。
　　应对措施：公司将根据电力市场需求合理控制项目开发进度，提前筹划、把握时机，选择适合公司发展阶段的融资方案，努力降低资金成本，优化债务结构，防范资金、利率等风险；做好现金流滚动预测，实时调整统筹安排，为应对可能发生的不利情况做好预案；加强控股投资企业资金预算与计划管理；全力协调电费回收，积极沟通争取补贴电费及时到位。
　　4.煤炭供应风险
　　受多重因素叠加影响，上半年煤炭供需紧张局面得到一定缓解，但重点时段、区域煤炭供需形势依然偏紧，电煤采购及保供工作压力依然较大。
　　应对措施：公司将持续加强煤炭调运管控，切实发挥中长协煤炭保供作用，不断强化市场形势研判，合理把控市场煤采购节奏，持续优化煤炭库存结构，保障煤炭供应安全稳定；加强厂内燃料管理，严控重点指标，努力降低燃料成本。
　　5.工程建设风险
　　针对部分在建项目所在地区受自然灾害、环境保护等因素，工程建设存在一定风险。同时，欧洲项目受俄乌局势所导致能源和大宗商品价格上涨的影响较大。
　　应对措施：对于在建项目，特别是境外项目，要关注安全、质量以及物资设备价格变化等方面的风险，做好自然灾害预警预案，同时加强供应商管理，严控设备采购与供应链各环节，落实各方责任并定期监督检查，确保项目建设平稳有序推进。
　　6.境外业务风险
　　全球政治经济格局发生深远变化，一些OECD国家针对境外投资者的政策法规正在作出调整，因此，相关业务开展过程中存在一定的政治及法律风险。全球大宗商品涨价驱动项目建设运营成本、人工成本上升。同时，部分电力市场供需波动较大，市场风险增加。
　　应对措施：高度关注政治政策变化，投资布局上谨慎筛选；加强合规体系建设，坚持法人治理结构，不断优化管理，提升对境外项目的管理水平；加强具有国际视野与国际性经营思维的管理人员的筛选、培养与储备。
　　7.极端气候风险
　　公司水电占比高，运营的水电机组分布在四川、云南、甘肃等不同区域和流域，极端气候和来水不稳定会对公司水电发电量产生较大影响。公司在建的水电机组多处于偏远山区，雨季可能受到泥石流等自然灾害的影响，给机组投运带来不确定影响。
　　应对措施：公司将利用现代化预测技术、合理调度各梯级电站，力争使水能资源发挥最大效用；做好内部设备维护工作，提高设备可靠性；树立安全责任意识，采取有效措施加强汛期施工管理，降低对在建项目的影响。

　　四、报告期内核心竞争力分析
　　（一）拥有雅砻江水电的绝对控股权
　　公司持股52%的雅砻江水电是雅砻江流域唯一水电开发主体，具有合理开发及统一调度等突出优势。雅砻江流域水量丰沛、落差集中、水电淹没损失小，规模优势突出，梯级补偿效益显著，兼具消纳和移民优势，经济技术指标优越，运营效率突出。该流域可开发水电装机容量约3,000万千瓦，在我国13大水电基地排名第3，报告期末已投产装机1,920万千瓦，在建及核准装机342万千瓦。
　　（二）清洁、高效能源占比高，绿色低碳发展优势明显
　　截至2023年6月底，公司清洁能源装机占比69.22%，其中水电占比55.13%，新能源占比14.09%，其余是清洁、高效的火电项目。各电源间优势互补，抗风险能力较强。水电是公司最大的业务板块，资源禀赋优异，项目储备充沛，雅砻江全流域可开发水电装机容量约3,000万千瓦，并依托水电资源，全力推进水风光一体化基地开发。新能源装机增速较快，投产项目盈利能力强，投资达标率高，项目储备丰富。
　　公司火电装机以高参数大机组为主，无30万千瓦以下机组（不含垃圾发电），百万千瓦级机组占控股火电装机容量的67.53%；控股火电主要集中在沿海等经济发达、电力需求旺盛的地区，区位优势较为明显。公司积极响应国家节能减排政策，不断提高火电机组节能环保水平，脱硫、脱硝、除尘装置配备率均达100%，公司常规燃煤机组100%具备超低排放能力。
　　（三）建立职业经理人制度，增强公司市场化经营活力
　　公司通过建立职业经理人制度，增强了管理层的市场意识和契约意识，在公司内部营造了职务能上能下、人员能进能出、收入能增能减的氛围；实现了职业经理人契约化、市场化、职业化，公司治理结构健全高效，有效激发公司管理层活力和公司发展动力。
　　（四）境内外电力业务经营创效能力强
　　公司始终坚持“效益第一”的投资管理原则，单位千瓦盈利水平高于行业平均，境内外电力业务的开发、建设、运营经验丰富，创效能力强。国内，火电业务持续探索多煤种掺烧技术，极大降低了燃料成本；水电业务精细化管理能力强，利润回报较高；新能源投资回报水平达标，投研能力和运营管理能力得到验证。国外，持续积累国际可再生能源项目投资经验，在“一带一路”沿线，公司与央企及海外投资伙伴等建立了良好的互信关系，在项目开发建设中优势互补，互利共赢；在欧洲，全资子公司红石能源有限公司已具备英国风电领域全生命周期的开发运营管理能力。
　　（五）丰富的资本运作经验和大股东的鼎力支持
　　公司自2002年借壳上市以来，借助上市公司平台，利用非公开增发、GDR、配股、公开增发、可转债、公司债、中期票据等融资方式，为公司境内外大批优质在建和储备工程提供资金支持，实现公司资产、装机、利润、市值的快速增长，积累了丰富的资本运作经验，助力公司不断提升市场化和国际化水平。 收起▲

　　一、经营情况讨论与分析　　2022年，公司在股东大会和董事会的正确领导下，统筹疫情防控和生产经营，统筹发展和安全，并行推进提质增效和专项治理，凝心聚力，迎难而上，实现经营业绩同比大幅增长、优中提质，推动改革发展等各项工作取得新的显著成绩。　　（一）主要经营成果　　2022年，公司实现营业收入504.89亿元，同比增加15.36%；归属于上市公司股东的净利润40.79亿元，同比增加66.11%；基本每股收益0.5213元，同比增加61.45%。截至2022年底，公司总资产2,582.54亿元，较上期期末增加168.49亿元；资产负债率63.75%，同比增加0.24个百分点。　　2022年，公... 查看全部▼

　　一、经营情况讨论与分析
　　2022年，公司在股东大会和董事会的正确领导下，统筹疫情防控和生产经营，统筹发展和安全，并行推进提质增效和专项治理，凝心聚力，迎难而上，实现经营业绩同比大幅增长、优中提质，推动改革发展等各项工作取得新的显著成绩。
　　（一）主要经营成果
　　2022年，公司实现营业收入504.89亿元，同比增加15.36%；归属于上市公司股东的净利润40.79亿元，同比增加66.11%；基本每股收益0.5213元，同比增加61.45%。截至2022年底，公司总资产2,582.54亿元，较上期期末增加168.49亿元；资产负债率63.75%，同比增加0.24个百分点。
　　2022年，公司实现发电量1,567.21亿千瓦时，同比增加1.86%；上网电量1,527.24亿千瓦时，同比增加2.07%；上网电价0.351元/千瓦时，同比增加10.03%。
　　截止2022年底，公司已投产控股装机容量3,776.42万千瓦，同比增加154.59万千瓦；其中清洁能源装机2,588.34万千瓦，占比68.54%，同比增加1.34个百分点。
　　（二）业务发展情况
　　清洁能源增量显著。年内雅砻江两河口水电站全部投产，卡拉项目进入在建阶段，孟底沟项目进入施工准备阶段，牙根一级项目提交项目核准申请，雅砻江流域水风光一体化基地项目推进取得阶段性成果。此外，公司在新疆、甘肃、四川、云南、广西、贵州等区域完成了一定规模的新能源项目核准（备案），并新增了一批优质新能源项目储备。
　　公司电力新业务取得新进展。年内雅砻江两河口混蓄项目获得核准，吉林敦化、湖南安仁等抽水蓄能项目完成预可研评审工作；广西浦北共享储能项目列入广西自治区首批共享储能示范项目并且完成项目备案。
　　火电持续转型发展，区域竞争力不断提升。浙江舟山燃气发电项目成功获得核准，公司首个燃机示范项目取得实质进展；钦州三期火电项目2、3、4号超超临界热电联供机组获得核准，区域影响力进一步增强；湄洲湾三期2台机组获得开发指标，公司大容量高参数、清洁环保的燃煤机组比例进一步提升。
　　稳步推进国际业务。印尼巴塘水电项目稳步开发建设中，成为公司“十四五”期间实现控股开发建设的第一个大型海外绿地项目。在OECD地区稳步推进存量项目开发建设，实现项目的高端化、精品化。
　　（三）运营管理情况
　　加大市场营销力度，实现收入水平提升。公司平均综合电价稳中有升，电价上浮成果显著，收入规模有所扩大。通过合理制定营销策略，部分火电企业利用省间现货交易争取高价电量，带动短期交易价格上升，实现增利。
　　压控物资燃料成本，全方位降本增效。强化供应链管理，跟踪市场价格动态，主动开展合同谈判，降低物资采购成本。加强长协煤各类渠道供应和合同调运管理，加大进口煤采购力度，全力压降煤炭成本。加大厂内燃料管理效能提升力度，控制好入厂入炉煤热值差。
　　加强资金统筹力度，重点提高保障能力。围绕“管理降本、技术降本”做工作，统筹争取各类税收优惠，压降可控费用成本。优化融资管理，综合利率较基准利率降低数十个基点。开展综合治理专项行动，保障了经营环境的平稳健康。
　　（四）生产基建情况
　　基建工作持续发力。务实高效推进工程建设，两河口水电站、甘肃北七风电、辽宁阜新光伏等项目全容量投产发电；加强基建制度建设，制定相关建设指导意见和项目自查表，夯实过程管控能力。
　　生产指标保持领先。扎实推进节能降耗，万元产值综合能耗同比下降；强化生态环保主体责任，固体废物、危险废物依法合规处置率100%。
　　生产管理持续提升。组织开展国投电力火电企业生产管理标准化体系建设，为企业高效管理提供了系统、科学的解决思路；编制发布《新能源场站管理指南》，指导投资企业对新能源场站实现精准高效管理；编制发布《能源保供、降非停工作指导意见》，加强设备可靠性管理，进一步提高公司能源保供能力。
　　坚持科技创新引领。加强科技创新工作力度，推进产学研深度融合，科技投入持续增长；落实科技创新成果奖励，激发企业创新动力，企业QC成果质量明显提升，发明专利授权数量有较大增长。
　　
　　二、报告期内公司所处行业情况
　　根据中国电力企业联合会报告，2022年全社会用电量8.64万亿千瓦时，同比增长3.6%。分季度看：各季度全社会用电量增速分别为5.0%、0.8%、6.0%和2.5%，受疫情等因素影响，第
　　二、四季度电力消费增速回落。分产业看：第一、二、三产业用电量分别为1146亿千瓦时、
　　5.70万亿千瓦时、1.49万亿千瓦时，同比分别增长10.4%、1.2%、4.4%；城乡居民生活用电量1.34万亿千瓦时，同比增长13.8%。分区域看：东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长2.4%、6.7%、4.2%、0.8%。全年共有27个省份用电量正增长，其中，西藏、云南、安徽3个省份用电量增速超过10%，宁夏、青海、河南、湖北、江西、陕西、内蒙古、四川、浙江用电量增速均超过5%。
　　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，火电装机容量13.3亿千瓦、水电4.1亿千瓦、核电5,553万千瓦、风电3.65亿千瓦（陆上风电3.35亿
　　千瓦、海上风电3046万千瓦）、太阳能发电3.9亿千瓦。全口径非化石能源发电装机容量12.7亿千瓦，同比增长13.8%，占总装机容量比重上升至49.6%，同比提高2.6个百分点，电力行业延续绿色低碳转型趋势。
　　2022年，全国发电设备利用小时3,687小时，同比降低125小时。其中，水电3,412小时，为2014年以来年度最低，同比降低194小时；核电7,616小时，同比降低186小时；并网风电2,221小时，同比降低9小时；并网太阳能发电1,337小时，同比提高56小时；火电4,379小时，同比降低65小时。
　　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。2月，全国多次出现大范围雨雪天气过程，少数省份在部分用电高峰时段电力供需平衡偏紧。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。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。12月，贵州、云南等少数省份受前期来水偏枯导致水电蓄能持续下滑等因素影响，叠加寒潮天气期间取暖负荷快速攀升，电力供需形势较为紧张，通过加强省间余缺互济、实施负荷侧管理等措施，保障了电力供应平稳有序，守牢了民生用电安全底线。
　　2022年，国家能源局及国家发改委陆续发布《“十四五”现代能源体系规划》《“十四
　　五”可再生能源发展规划》，我国能源结构转型加速，风电、太阳能发电等新能源发展势头强劲，分布式及新能源规模化开发成为新的趋势，水风光一体化基地、沙漠戈壁荒漠大型风电光伏
　　基地和海上风电基地项目等成为重要发展方向。清洁能源项目资源竞争依然异常激烈，项目获取难度加大，但“碳达峰、碳中和”大背景下新能源项目资源释放较快，现阶段进入机遇与挑战并存时期，能源结构转型加速推进。
　　
　　三、报告期内公司从事的业务情况
　　（一）公司主要业务
　　公司经营范围主要包括投资建设、经营管理以电力生产为主的能源项目；开发经营新能源项目、高新技术、环保产业；开发和经营电力配套产品及信息、咨询服务。其中，公司大力开拓以新能源为主的清洁能源业务，在水电、风电、光伏、火电方面均有突破；公司能源新业务稳妥推进。
　　（二）公司经营模式
　　通过股权投资方式，主要从事各类型能源电力项目的开发、建设和运营。
　　（三）公司所处行业地位
　　从装机结构来看，公司是一家以清洁能源为主、水火风光并济的综合型电力上市公司，水电控股装机为2,128万千瓦，为国内第三大水电装机规模的上市公司，处于行业领先地位。公司正大力开拓清洁能源业务，截至2022年底，清洁能源装机占比稳步提升至68.54%。
　　从业务分布来看，公司是一家国内为主、海外开拓的电力上市公司，境内项目主要分布在四川、天津、福建、广西、云南、甘肃、新疆、贵州、青海、安徽、陕西、江苏、浙江、宁夏、江西、海南、河北、辽宁等省区。
　　从盈利能力来看，在市场竞争加剧和面临较大节能环保压力的背景下，公司以清洁能源为主的电源结构优势明显，经济效益和社会效益突出，抗风险能力强。
　　
　　四、报告期内核心竞争力分析
　　（一）拥有雅砻江水电的绝对控股权
　　公司持股52%的雅砻江水电是雅砻江流域唯一水电开发主体，具有合理开发及统一调度等突出优势。雅砻江流域水量丰沛、落差集中、水电淹没损失小，规模优势突出，梯级补偿效益显著，兼具消纳和移民优势，经济技术指标优越，运营效率突出。该流域可开发装机容量约3,000万千瓦，在我国13大水电基地排名第3，报告期末已投产装机1,920万千瓦，在建及核准装机342万千瓦。
　　（二）清洁、高效能源占比高，绿色低碳发展优势明显
　　截至2022年底，公司清洁能源装机占比68.54%，其中水电占比56.35%，新能源占比
　　12.19%，其余是清洁、高效的火电项目。各电源间优势互补，抗风险能力较强。水电是公司最大的业务板块，资源禀赋优异，项目储备充沛，雅砻江全流域可开发水电装机容量约3,000万千瓦，并依托水电资源，全力推进水风光一体化基地开发。新能源装机增速较快，投产项目盈利能力强，投资达标率高，项目储备丰富。
　　公司火电装机以高参数大机组为主，无30万千瓦以下机组（不含垃圾发电），百万千瓦级机组占控股火电装机容量的67.53%；控股火电主要集中在沿海等经济发达、电力需求旺盛的地区，区位优势较为明显。公司积极响应国家节能减排政策，不断提高火电机组的节能环保水平，脱硫、脱硝、除尘装置配备率均达100%，公司常规燃煤机组100%具备超低排放能力。
　　（三）建立职业经理人制度，推行任期制契约化，增强公司市场化经营活力
　　公司通过建立职业经理人制度，增强了管理层的市场意识、契约意识，在公司内部营造了职务能上能下、人员能进能出、收入能增能减的氛围；实现了职业经理人契约化、市场化、职业化，公司治理结构健全高效，有效激发公司管理层活力和公司发展动力。2022年，持续推进本部及控股企业任期制与契约化管理走深走实，企业管理人员绩效合约签订率达到100%、员工公开招聘比例达到100%，市场化经营机制进一步健全。
　　（四）境内外电力业务经营创效能力强
　　公司始终坚持“效益第一”的投资管理原则，单位千瓦盈利水平高于行业平均，境内外电力业务的开发、建设、运营经验丰富，创效能力强。国内，火电业务持续探索多煤种掺烧技术，极大降低了燃料成本；水电业务精细化管理能力强，利润回报较高；新能源投资回报水平达标，投研能力和运营管理能力得到验证。国外，持续积累国际可再生能源项目投资经验，在“一带一路”沿线，公司与央企及海外投资伙伴等建立了良好的互信关系，在项目开发建设中优势互补，互利共赢；在欧洲，全资子公司红石能源有限公司已具备英国风电领域全生命周期的开发运营管理能力。
　　（五）丰富的资本运作经验和大股东的鼎力支持
　　公司自2002年借壳上市以来，借助上市公司平台，利用非公开增发、GDR、配股、公开增发、可转债、公司债、中期票据等融资方式，为公司境内外大批优质在建和储备工程提供资金支持，实现公司资产、装机、利润、市值的快速增长，积累了丰富的资本运作经验，助力公司不断提升市场化和国际化水平。
　　公司作为国投公司电力业务唯一资本运作平台，在发展过程中得到了国投公司的鼎力支持，通过资产注入，公司取得了雅砻江水电、国投大朝山等核心资产，实现公司快速做强做大。
　　
　　五、报告期内主要经营情况
　　2022年，公司实现营业收入504.89亿元，同比增加15.36%；营业成本343.11亿元，同比增加10.86%。截至2022年12月31日，公司总资产2,582.54亿元，较上期期末增加168.49亿元；总负债1,646.30亿元，较上期期末增加113.22亿元。报告期末资产负债率63.75%，较上期期末增加0.24个百分点，归属于上市公司股东的净资产545.17亿元，较上期期末增长5.91%。

　　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
　　2023年，我国将统筹能源安全保障和绿色低碳转型，在确保能源安全供应的前提下，加快规划建设新型能源体系，持续推动可再生能源大规模高质量跃升发展。
　　中电联预测，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，全国电力供需总体紧平衡，部分区域用电高峰时段电力供需偏紧。电力消费方面，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。电力供应方面，在新能源发电快速发展带动下，预计2023年新投产的总发电装机以及非化石能源发电装机规模将再创新高，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，太阳能发电及风电装机规模均将在2023年首次超过水电装机规模。整体来看，我国2023年的电力能源消费受多重因素影响，新能源的高速发展可能会带来一些消纳方面的短期问题，为解决这一问题，新型储能的发展速度会进一步加快。
　　(二)公司发展战略
　　以高质量发展为主线，贯彻新发展理念，坚持稳中求进、转型升级、创新驱动，按照资产结构优化、管理水平优秀、投资业绩优良的标准，谱写国投电力高质量发展的新篇章。
　　具体路径上，聚焦清洁能源、能源新产业两大领域，以落实卓越党建、强化安全生产、加大市场营销、深化改革授权、创新人才激励、完善合规体系、提升财务管理、严格风险管控等为抓手，完善绿地开发、兼并收购、资本投资三种投资模式，将国投电力打造成为全球信赖的综合能源投资运营商。
　　(三)经营计划
　　2023年，国投电力合并范围内企业合计计划完成发电量1,671亿千瓦时。
　　1.全年投资支出计划
　　2023年，国投电力计划对外投资总额76.25亿元。
　　2.全年融资计划
　　2023年，公司本部全年计划境内融资总额105亿元人民币，计划通过发行公司债、中期票据、可续期公司债等满足资金需求，或向国家开发投资集团有限公司、国投财务有限公司和银行等金融机构借款解决。
　　2023年，公司及境外全资子公司计划境外融资总额62亿人民币等值外币，计划通过向融实国际控股有限公司及其子公司和金融机构贷款解决。
　　(四)可能面对的风险
　　1.电力市场风险
　　随着电力体制改革不断向深入推进，省间壁垒逐步打破，跨省区交易活跃，中长期市场连续运营，现货市场全面铺开，辅助服务市场不断完善，交易品种增多，交易频次提高，交易复杂程度随之加深，对市场主体参与市场交易的能力提出了更高要求。政策调整、市场竞争等多重因素可能导致交易电价下行。
　　应对措施：密切跟踪电力市场相关政策变化，紧抓电力体制改革机遇，加强营销体系建设及市场研判，科学制定营销策略，稳步提升公司营销能力，争取合理的电量、电价水平。
　　2.燃料价格波动风险
　　根据全年经济恢复与电力需求走势预测，2023年国内煤炭供需预计维持紧平衡，煤价中枢预期回落，但阶段性紧张或仍然存在。考虑到国内需求复苏节奏及天气等不确定性因素扰动，不排除国内供需出现阶段性错配，导致煤价上涨。
　　应对措施：密切关注国内经济增长、煤炭产能释放及保供控价政策等有关情况；强化市场形势研判，充分用好国内国外两个市场；切实做好煤炭调运管控，提升长协煤履约兑现；优化煤炭库存结构，确保煤炭供应安全稳定；完善燃料区域对标管理，加强关键性指标管控，提升燃料管理效益。
　　3.新能源发展风险
　　在“碳达峰、碳中和”发展背景下，新能源业务竞争异常激烈，对项目投资经济性带来了更多挑战，激烈的竞争导致新能源项目投资收益率有下降的风险。新能源项目高速发展，电力接入系统资源有限，较难匹配发电项目投产进度，此外，部分区域的项目用地选址也存在一定的不确定性，均可能导致新能源项目开发建设时间偏长、无法按时投产发电等问题。
　　应对措施：一是不断提高公司投资决策能力，确保项目投资的经济性；二是提升开发建设及后期运营阶段管控能力，保证项目投产进度，提升项目经营效益；三是积极开展储能、抽水蓄能、综合智慧能源等业务，开拓新业务领域，拓宽公司收益来源。
　　4.资金风险
　　一是境内外项目的开发拓展需要大量资金支持，新能源行业国家可再生能源补贴资金到位不及时，给公司造成一定的资金平衡压力；二是公司资产负债率相对较高，利率的变化将直接影响公司的债务成本。
　　应对措施：公司将根据电力市场需求合理控制项目开发进度，提前筹划、把握时机，选择适合公司发展阶段的融资方案，努力降低资金成本，优化债务结构，防范资金、利率等风险；做好现金流滚动预测，实时调整统筹安排，为应对不利情况做好预案；加强控股投资企业资金预算与计划管理；全力协调回收电费，积极沟通争取补贴电费及时到位。
　　5.工程建设风险
　　针对部分在建项目所在地区受自然灾害、环境保护等因素，工程建设存在一定风险。同时，欧洲项目受俄乌局势所导致能源和大宗商品价格上涨的影响较大。
　　应对措施：对于在建项目，特别是境外项目，要关注安全、质量以及物资设备价格变化等方面的风险，做好自然灾害预警预案，同时加强供应商管理，严控设备采购与供应链各环节，落实各方责任并定期监督检查，确保项目建设平稳有序推进。
　　6.境外业务风险
　　全球政治经济格局发生深远变化，一些OECD国家针对境外投资者的政策法规正在作出调整，因此，相关业务开展过程中存在一定的政治及法律风险。全球大宗商品涨价驱动项目建设运营成本、人工成本上升。同时，部分电力市场供需波动较大，市场风险增加。
　　应对措施：高度关注政治政策变化，投资布局上谨慎筛选；加强合规体系建设，坚持法人治理结构，不断优化管理，提升对境外项目的管理水平；加强具有国际视野与国际性经营思维的管理人员的筛选、培养与储备。
　　7.极端气候风险
　　公司水电占比高，运营的水电机组分布在四川、云南、甘肃等不同区域和流域，极端气候和来水不稳定会对公司水电发电量产生较大影响。公司在建的水电机组多处于偏远山区，雨季可能受到泥石流等自然灾害的影响，给机组投运带来不确定影响。
　　应对措施：公司将利用现代化预测技术、合理调度各梯级电站，力争使水能资源发挥最大效用；做好内部设备维护工作，提高设备可靠性；树立安全责任意识，采取有效措施加强汛期施工管理，降低对在建项目的影响。 收起▲

　　一、 报告期内公司所属行业及主营业务情况说明　　（一）公司主要业务　　公司经营范围主要包括投资建设、经营管理以电力生产为主的能源项目；开发及经营新能源项目、高新技术、环保产业；开发和经营电力配套产品及信息、咨询服务。其中，发电业务为公司的核心业务，占公司营业总收入95%以上。同时，为适应能源电力体制改革和市场变化，公司正在开展与电力业务相关的能源新业务开发工作。　　（二）公司经营模式　　公司较早践行现代企业制度，通过股权投资方式，主要从事各类型能源电力项目的开发、建设和运营。　　（三）所处行业情况说明及公司所处行业地位　　1.电力行业情况　　根据中国电力企业联合会报告，2022年上半年全社... 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）公司主要业务
　　公司经营范围主要包括投资建设、经营管理以电力生产为主的能源项目；开发及经营新能源项目、高新技术、环保产业；开发和经营电力配套产品及信息、咨询服务。其中，发电业务为公司的核心业务，占公司营业总收入95%以上。同时，为适应能源电力体制改革和市场变化，公司正在开展与电力业务相关的能源新业务开发工作。
　　（二）公司经营模式
　　公司较早践行现代企业制度，通过股权投资方式，主要从事各类型能源电力项目的开发、建设和运营。
　　（三）所处行业情况说明及公司所处行业地位
　　1.电力行业情况
　　根据中国电力企业联合会报告，2022年上半年全社会用电量4.10万亿千瓦时，同比增长2.9%。分季度看：一、二季度同比分别增长5.0%、0.8%，二季度增速明显回落主要因4、5月受部分地区疫情等因素影响出现负增长。6月随着疫情明显缓解，稳经济政策效果逐步落地显现，叠加多地高温天气因素，当月全社会用电量同比增长4.7%，比5月增速提高6.0个百分点。分产业看：第一、二、三产业用电量分别为513亿千瓦时、2.74万亿千瓦时、6938亿千瓦时，同比分别增长10.3%、1.3%、3.1%；城乡居民生活用电量6112亿千瓦时，同比增长9.6%。分地区、省份看：东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长1.1%、6.9%、3.5%、0.5%。东部和东北地区受疫情等因素影响，二季度用电量同比分别下降2.1%和2.9%。上半年，全国共有26个省份用电量实现正增长，其中，西藏、安徽、湖北、四川、青海、宁夏、江西、山西、河南、云南、黑龙江等11个省份用电量同比增长超过5%。
　　截至2022年6月底，全国全口径发电装机容量24.4亿千瓦，同比增长8.1%，其中，非化石能源发电装机容量11.8亿千瓦，同比增长14.8%，占总装机比重为48.2%，同比提高2.8个百分点，绿色低碳转型效果继续显现。分类型看，水电4.0亿千瓦；核电5553万千瓦；并网风电3.4亿千瓦；并网太阳能发电3.4亿千瓦。火电13.0亿千瓦，其中煤电11.1亿千瓦，占总发电装机容量的比重为45.5%，同比降低2.8个百分点。
　　2022年上半年，全国发电设备利用小时1777小时，同比降低81小时。其中，水电设备利用小时1691小时，同比提高195小时；核电3673小时，同比降低132小时；并网风电1154小时，同比降低58小时；并网太阳能发电690小时，同比提高30小时；火电2057小时，同比降低133小时。
　　2022年上半年，电煤价格水平总体仍居高位，煤电企业仍大面积亏损。根据中国电力企业联合会报告，今年以来煤电企业采购的电煤综合价持续高于基准价上限，大型发电集团到场标煤单价同比上涨34.5%，大体测算上半年全国煤电企业因电煤价格上涨导致电煤采购成本同比额外增加2000亿元左右。电煤采购成本大幅上涨，涨幅远高于煤电企业售电价格涨幅，导致大型发电集团仍有超过一半以上的煤电企业处于亏损状态，部分企业现金流紧张。
　　2.公司所处行业地位
　　从装机结构来看，公司是一家以清洁能源为主、水火风光并济的综合型能源电力上市公司，水电控股装机为2128万千瓦，为国内第三大水电装机规模的上市公司，处于行业领先地位。公司正大力开拓清洁能源业务，公司清洁能源装机占比将由2022年6月底的67.83%继续稳步提升。
　　从业务分布来看，公司是一家国内为主、海外稳步开拓的电力上市公司，境内项目主要分布在四川、天津、福建、广西、云南、甘肃、新疆、贵州、青海、安徽、陕西、江苏、浙江、宁夏、江西、海南、河北、辽宁、湖南、山西、吉林等省区。
　　从盈利能力来看，在市场竞争加剧和面临较大节能环保压力的背景下，公司以清洁能源为主的电源结构优势明显，经济效益和社会效益突出，抗风险能力强。

　　二、经营情况的讨论与分析
　　2022年上半年，公司控股企业累计完成发电量683亿千瓦时，上网电量665亿千瓦时，同比分别增长3.8%，4.2%，上网电价0.359元/千瓦时，同比增长8%。2022上半年公司实现营业收入226.94亿元，同比增长17.58%；营业成本142.65亿元，同比增长22.24%。本期内实现归属于上市公司股东的净利润23.48亿元，同比增长0.30%。实现基本每股收益0.3022元，同比下降5.41%。
　　截至2022年6月30日,公司总资产2,462.51亿元，较期初增长48.32亿元；总负债1,568.31亿元，较期初增长35.22亿元。报告期末资产负债率63.69%，较上年末增长0.17个百分点；归属于上市公司股东的净资产527.46亿元，较期初增长2.45%。
　　报告期内公司经营情况的重大变化，以及报告期内发生的对公司经营情况有重大影响和预计未来会有重大影响的事项

　　三、可能面对的风险
　　1.电力市场风险
　　根据国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，要求有序放开全部燃煤发电电量上网电价，扩大市场交易电价上下浮动范围至20%，燃煤机组全电量进入市场；推动工商业用户都进入市场，取消工商业目录销售电价，暂未进入市场交易的用户由电网企业代理购电。覆盖中长期、现货、辅助服务交易的市场体系逐步完善，电力市场交易规模持续扩大，市场竞争进一步加剧。
　　应对措施：一是紧跟国家相关政策出台，加强政策规则研判，深入分析、积极应对政策影响；二是加强指导各投资企业转变市场观念，精细测算、积极参与各类市场交易；三是强化专业能力建设，增强培训力度，增加企业间交流，全面建设各级市场营销人员专业化能力。
　　2.电价风险
　　发电企业的销售电价面临政策调整、市场竞争及燃料价格波动等多重风险。
　　应对措施：随着市场交易品种的增多、分时段签约要求的增强，发电企业的营销工作逐渐向专业化、技术化方向转变，公司将积极应对电价变化的新趋势，加强政策及市场研判，结合发电企业实际，精细测算，科学制定营销策略，抓住市场机遇，努力争取合理的电价水平。
　　3.煤价风险
　　受多重因素叠加影响能源供应偏紧，电煤供需矛盾突出，供应形势整体趋紧，局部地区煤电企业库存持续处于警戒状态。市场电煤价格迅速攀升并居历史高位，电煤采购及保供工作难度加大。
　　应对措施：公司加强煤炭调运管控，发挥中长协煤炭保供作用，强化市场形势研判，充分用好国内国外两个市场，切实发挥项目协同优势，持续优化煤炭库存结构，有力保障了煤炭供应稳定；并持续加强厂内燃料管理，严控重点指标，努力降低燃料成本。
　　4.新能源项目收益率下滑
　　在“碳达峰、碳中和”发展背景下，新能源业务发展活力持续保持高位，行业已经进入平价及竞价时代，过热的竞争导致行业非技术成本提升，从而可能引起新能源项目的投资收益率降低。
　　应对措施：一是公司进一步发挥投资公司优势，积极挖掘项目投资经济性；二是提升开发建设及后期运营阶段的成本管控能力，提升项目经营效益；三是积极开展抽水蓄能、电化学储能、综合智慧能源等业务，开拓新业务领域，拓宽公司收益来源。
　　5.环保风险
　　随着生态环境保护法规政策的逐步落实，电力行业面临全方位、更严格的环保监管。同时，国家提出2030年实现碳达峰，2060年实现碳中和的目标，对电力行业节能降耗提出更高的要求。
　　应对措施：一是严格执行国家环保法规和标准，确保各项污染物达标排放，确保环保设施稳定、高效运行。二是通过开展“生态环境保护基础提升年”活动，不断完善组织体系、制度体系建设，加强隐患排查治理，进一步提升环保管理水平。三是及时跟进碳减排技术，推进控排企业有效节能降碳。
　　6.财务风险
　　一是雅砻江中游的开工建设、境内外项目的开发拓展需要大量资金支持，给公司造成一定的资金平衡压力；二是公司资产负债率相对较高，利率的变化将直接影响公司的债务成本。
　　应对措施：公司将根据电力市场需求合理控制项目开发进度，提前筹划、把握时机，选择适合公司发展阶段的融资方案，努力降低资金成本，优化债务结构，防范资金、利率等风险。
　　7.极端气候风险
　　公司水电占比高，水电的生产经营情况对公司盈利有重要影响。水电从自然特性上受气候的影响较大。公司运营的水电机组分布在四川、云南、甘肃等不同区域和流域，极端气候和来水不稳定会对公司水电发电量产生影响。公司在建的水电机组多处于偏远山区，雨季可能受到泥石流等自然灾害的影响，给机组投运带来不确定影响。
　　应对措施：公司将利用现代化预测技术、合理调度各梯级电站，协调配合外部调度机构，力争使水能资源发挥最大效用；做好内部设备维护工作，提高设备可用率；树立安全责任意识，采取有效措施加强汛期施工管理，降低对在建项目的影响。

　　四、报告期内核心竞争力分析
　　（一）拥有雅砻江水电的绝对控股权
　　公司持股52%的雅砻江水电是雅砻江流域唯一水电开发主体，具有合理开发及统一调度等突出优势。雅砻江流域水量丰沛、落差集中、水电淹没损失小，规模优势突出，梯级补偿效益显著，兼具消纳和移民优势，经济技术指标优越，运营效率突出。该流域可开发装机容量约3000万千瓦，在我国13大水电基地排名第3，报告期末已投产装机1920万千瓦，核准装机342万千瓦。
　　（二）清洁、高效能源占比高，绿色低碳发展优势明显
　　截至2022年6月底，公司清洁能源装机占公司已投产控股装机容量的67.83%。水电装机规模主要因两河口电站最后一台50万千瓦机组的投产而增加，占总装机的57.62%；风电、光伏装机规模稳中有升，已达377.25万千瓦，占总装机的10.21%。清洁能源的输送和消纳享有政策优先权，公司占比较高的清洁能源企业具有边际成本低的先天优势。在市场化规模不断扩大的环境下，公司竞价能力较强，营利能力有所保障。
　　公司新能源项目开发团队规模不断扩充，进一步适应“碳达峰、碳中和”发展目标下的电力项目开发需求，有利于公司提升新能源项目开拓能力。
　　公司火电以高参数大机组为主，无30万千瓦以下机组（不含垃圾发电），百万千瓦级机组占控股火电装机容量的67.53%；控股火电企业多为沿海电厂，区位优势明显，但受煤价影响，火电业务经营效益不佳。公司积极响应国家节能减排政策，不断提高火电机组的节能环保水平，脱硫、脱硝、除尘装置配备率均达100%，公司常规燃煤机组100%具备超低排放能力。
　　（三）建立职业经理人制度，增强公司管理层活力
　　公司通过建立职业经理人制度，增强了管理层的市场意识、契约意识，在公司内部营造了职务能上能下、人员能进能出、收入能增能减的氛围；实现了职业经理人契约化、市场化、职业化，公司治理结构健全高效，有效激发公司管理层活力和公司发展动力。
　　（四）境内外电力行业投资管理经验丰富
　　公司始终坚持“效益第一”的投资管理原则，盈利能力在同类发电企业中名列前茅，在投资、建设、经营管理等方面拥有一批经验丰富、结构合理的管理人才和技术人才。同时，公司制度体系鼓励管理创新和技术进步，为公司经营管理和业务拓展提供强大保障。
　　公司自2012年起开始探索国际业务，在成熟稳定的发达国家关注稳定回报的清洁能源、新能源项目，同时在中等发展中国家研究具有发展潜力、回报较好的能源项目。海外投资平台不断发展壮大，积累了宝贵的国际可再生能源项目投资经验，为公司带来利润贡献，推动国内国际双循环发展。
　　（五）丰富的资本运作经验和大股东的鼎力支持
　　公司自2002年借壳上市以来，借助上市公司平台，利用非公开增发、GDR、配股、公开增发、可转债、公司债、中期票据等融资方式，为公司境内外大批优质在建和储备工程提供资金支持，实现公司市值、资产、装机、股本、利润的快速增长，积累了丰富的资本运作经验，助力公司不断提升市场化和国际化水平。
　　公司作为国投公司电力业务唯一资本运作平台，在发展过程中得到了国投公司的鼎力支持，通过资产注入，公司取得了雅砻江水电、国投大朝山等核心资产，实现公司快速做强做大。 收起▲