一、经营情况讨论与分析
　　2023年，公司在股东大会和董事会的正确领导下，坚持稳中求进、以进促稳，聚焦增强核心功能、提升核心竞争力，统筹安全稳定和生产经营，坚持存量提效和增量发展相协调、突出价值创造能力，实现了质的有效提升和量的合理增长，公司高质量发展迈出坚实步伐。
　　(一)主要经营成果
　　2023年，公司实现营业收入567.12亿元，同比增加12.32%；归属于上市公司股东的净利润67.05亿元，同比增加64.31%；基本每股收益0.8754元，同比增加67.86%。截至2023年底，公司总资产2,773.63亿元，较上期期末增加190.64亿元；资产负债率63.18%，同比减少0... 查看全部▼

　　一、经营情况讨论与分析
　　2023年，公司在股东大会和董事会的正确领导下，坚持稳中求进、以进促稳，聚焦增强核心功能、提升核心竞争力，统筹安全稳定和生产经营，坚持存量提效和增量发展相协调、突出价值创造能力，实现了质的有效提升和量的合理增长，公司高质量发展迈出坚实步伐。
　　(一)主要经营成果
　　2023年，公司实现营业收入567.12亿元，同比增加12.32%；归属于上市公司股东的净利润67.05亿元，同比增加64.31%；基本每股收益0.8754元，同比增加67.86%。截至2023年底，公司总资产2,773.63亿元，较上期期末增加190.64亿元；资产负债率63.18%，同比减少0.57个百分点。
　　2023年，公司实现发电量1,619.73亿千瓦时，同比增加3.35%；上网电量1,576.39亿千瓦时，同比增加3.22%；上网电价0.374元/千瓦时，同比增加6.55%。
　　截止2023年底，公司已投产控股装机容量4,085.66万千瓦，同比增加309.24万千瓦；其中清洁能源装机2,831.58万千瓦，占比69.31%，同比增加0.77个百分点。
　　(二)业务发展情况
　　公司全力推进清洁能源开发工作，增量显著
　　2023年，公司重点开发领域、项目实现新突破，在四川、云南、广西、新疆、西藏、陕西、河北、福建、山西、湖北、天津、浙江等多区域完成了一定规模的新能源项目核准(备案)，并储备了一批新能源开发资源，其中，西藏业务开发实现零的突破；福建长乐海上风电项目中标。此外，根据区域开发需求，新成立了四家新能源区域公司，支撑重点区域新能源开发工作，新能源业务发展专业性、影响力进一步提升。
　　雅砻江流域水风光一体化基地建设工作取得重要进展
　　年内多个清洁能源项目实现突破，柯拉一期光伏、腊巴山风电项目投产，牙根一级水电项目取得核准。
　　公司电力新业务开发工作持续推进
　　公司首个共享储能项目广西浦北共享储能项目开工建设。
　　火电开发工作按照既定战略稳妥推进湄洲湾三期火电项目取得核准。
　　国际业务拓展稳步有序
　　积极融入共建“一带一路”，按期完成印尼巴塘水电建设进度；扎实做好新源泰国两个项目开工准备工作。深耕细作欧洲存量项目，整体工作进展顺利；成功取得Benbrack项目差价合约，显著提高项目回报水平。
　　(三)运营管理情况
　　加强营销创效扩大收入
　　积极研判市场形势，狠抓电力营销，做好交易策略优化，公司电量、电价同比提升。深入分析区域电力交易规则，最大限度提高电价收益，火电机组积极利用辅助服务市场及两个细则扩大收入。组织做好碳配额协调交易工作，年内实现增收过亿元。
　　严格招采管理降低成本
　　严控采购环节各项成本，全年重大及以上招标项目严格控制在预算范围内。强化煤炭市场形势研判，优化调运计划，合理把控市场煤采购节奏。加强燃料厂内指标管控，提升管理效能。
　　加强财务管控压降费用
　　密切跟踪政策动向，强化资金管控，通过开展融资比选、置换存量高利率借款等手段，降低财务费用。抢抓债券低利率发行窗口期，降低资金成本。
　　强化投资者关系管理
　　举办多形式投资者互动活动，搭建多层次价值传递工作体系。全年投资者交流接待千人次，定期报告披露后均召开业绩说明会。
　　生产基建情况生产基建情况
　　基建工作持续发力
　　务实高效推进工程建设，四川、云南、贵州、甘肃、广西等区域一系列新能源(243.24万千瓦)、火电(66万千瓦)项目按期投产；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。
　　生产管理持续提升
　　全面推进火电企业生产管理标准化体系，为企业高效管理提供了系统、科学的解决思路；编制发布《新能源技术监督管理办法》，充分发挥技术监督在安全生产保障体系中的重要作用；加强设备可靠性管理，确保问题隐患早发现、早处置，为保障能源安全稳定供应创造有利条件。
　　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，企业QC成果质量明显提升，发明专利授权数量有较大增长。
　　生产指标保持领先
　　扎实推进节能降耗，供电煤耗同比下降，8台水电机组、1台火电机组获中电联对标“优胜机组”；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%。
　　
　　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，2023年全社会用电量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，国民经济回升向好拉动电力消费增速同比提高。分季度看：各季度全社会用电量增速分别为3.6%、6.4%、6.6%和10.0%，同比增速逐季上升。分产业看：第一、二、三产业用电量分别为1278亿千瓦时、6.07万亿千瓦时、1.67万亿千瓦时，同比分别增长11.5%、6.5%、12.2%；城乡居民生活用电量1.35万亿千瓦时，同比增长0.9%。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6.9%、4.3%、8.1%和5.1%。全国31个省份全社会用电量均为正增长，其中，海南、西藏、内蒙古、宁夏、广西、青海6个省份同比增速超过10%。
　　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%。其中，火电装机容量13.9亿千瓦，同比增长4.1%；水电4.2亿千瓦，同比增长1.8%；核电5,691万千瓦，同比增长2.4%；风电4.41亿千瓦，同比增长20.7%；太阳能发电装机6.09亿千瓦，同比增长55.2%。可再生能源装机突破14亿千瓦，历史性超越煤电，超过发电总装机的50%。煤电装机11.6亿千瓦，占比首次降至40%以下。
　　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。分类型看，水电3,133小时，同比降低285小时；核电7,670小时，同比提高54小时；并网风电2,225小时，同比提高7小时；并网太阳能发电1,286小时，同比降低54小时；火电4,466小时，同比提高76小时。
　　2023年，全国电力供需总体平衡，电力保供取得好成效。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，云南、贵州、蒙西等少数省级电网在部分时段电力供需形势较为紧张，通过源网荷储协同发力，守牢了民生用电安全底线。夏季，各相关政府部门及电力企业提前做好了充分准备，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，创造了近年来迎峰度夏电力保供最好成效。冬季，12月多地出现大范围强寒潮、强雨雪天气，电力行业企业全力应对雨雪冰冻，全国近十个省级电网电力供需形势偏紧，部分省级电网通过需求侧响应等措施，保障了电力系统安全稳定运行。
　　2023年，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》，充分体现煤电对电力系统的支撑调节价值，更好保障电力系统安全运行，为承载更大规模的新能源发展奠定坚实基础。我国新型电力系统构建及能源结构转型加速推进，风电、太阳能装机占比持续提升。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。随着清洁能源土地资源逐渐稀缺，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持续释放，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。
　　以新能源为主的清洁能源投资开发为公司业务增长的主要着力点；公司在水电、火电、风电、光伏等方面均有相关部署，同时也积极探索清洁能源相关新业态、新模式。
　　(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)公司市场地位
　　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，在同行业公司中处于领先地位。公司大力开拓清洁能源业务，截至2023年底，清洁能源装机占比已提升至69.31%。
　　从业务分布来看，公司是一家国内业务为主、海外稳步开拓的电力上市公司，境内业务主要分布在四川、天津、福建、广西、云南、甘肃、新疆、贵州、青海、安徽、陕西、山西、江苏、浙江、宁夏、江西、海南、河北、辽宁、西藏、山东、湖南、广东等省区。
　　与其他的同行业公司对比，公司的主要优势在于盈利能力强，在市场竞争加剧、节能环保压力大的背景下，公司以清洁能源为主的能源结构优势明显，经济效益与社会效益突出，旗下各项目资产质量高，抗风险能力强，公司业绩变化符合行业发展状况。
　　
　　四、报告期内核心竞争力分析
　　(一)绝对控股雅砻江公司优质水电资产
　　公司持股52%的雅砻江公司是雅砻江干流唯一水电开发主体，具有规模化开发及集中控制调度等突出优势。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，运营效率突出，经济技术指标优越。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，报告期末已投产水电装机1,920万千瓦，在建及核准水电装机372万千瓦。
　　(二)清洁能源占比高，绿色低碳发展优势明显
　　公司始终坚持绿色、高质量发展，电源结构合理，投资能力较强。截至2023年底，公司清洁能源装机占比69.31%，其中水电占比52.08%，新能源占比17.22%，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，项目储备规模可观，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，全力推进流域水风光一体化基地开发。新能源装机保持高速增长，投资达标率高，投产项目盈利能力强，项目资源储备丰富。
　　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
　　63.97%；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。2023年，持续推进本部及控股企业经理层成员任期制与契约化管理走深走实，经理层成员聘任合同和绩效合约的签订率达到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，公司与其他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。
　　
　　五、报告期内主要经营情况
　　2023年，公司实现营业收入567.12亿元，同比增加12.32%；营业成本362.50亿元，同比增加5.65%。截至2023年12月31日，公司总资产2,773.63亿元，较上期期末增加190.64亿元；总负债1,752.46亿元，较上期期末增加105.67亿元。报告期末资产负债率63.18%，较上期末减少0.57个百分点，归属于上市公司股东的净资产590.67亿元，较上期末增加8.35%。
　　
　　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
　　2024年，我国宏观经济及电力消费保持平稳增长，将继续统筹电力安全供应工作，加快建立健全市场化电价体系，稳步推动新型电力系统建设，全力保障大电网安全稳定，守好民生用电底线，推动经济社会高质量发展。
　　根据中国电力企业联合会预测，预计2024年全国电力供需形势总体紧平衡。迎峰度夏和迎峰度冬期间，部分省级电网电力供应偏紧。
　　电力消费方面，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，比2023年增加1亿千瓦左右。
　　电力供应方面，在新能源发电持续快速发展的带动下，预计2024年新投产发电装机规模将再超3亿千瓦，新能源发电累计装机规模将首次超过煤电装机规模。到2024年底，全国发电装机容量预计达到32.5亿千瓦，同比增长12%左右。火电14.6亿千瓦，其中煤电12亿千瓦左右，占总装机比重降至37%。非化石能源发电装机合计18.6亿千瓦，占总装机的比重上升至57%左右；其中，并网风电5.3亿千瓦、并网太阳能发电7.8亿千瓦，两者占总装机比重上升至40%左右，超过煤电，部分地区新能源消纳压力凸显。整体来看，电力供应和需求，以及气候的不确定性等多方面因素交织叠加，将给我国电力供需形势带来不确定性。
　　(二)公司发展战略
　　公司全力践行能源保供使命并推动绿色低碳转型发展，围绕“双碳”目标，推动绿色高质量发展，坚持落实效益优先的经营发展思路及策略，聚焦清洁能源主责主业，不断提高专业化管理能力，持续推进改革创新，产业为本，资本为用，以人为本，务实高效。积极打造世界一流绿色高效电力企业，为实现“成为全球信赖的综合能源投资运营商”的美好愿景而努力。
　　具体路径上，规模增长适度，质量效益更有保证、更稳提升，新的发展空间更有余地。一是结构优化，从全面布局到聚焦重点，用有限资源发展优势产业；二是质量优化，控制资产负债率、提高投资回报率，守住发展的红线；三是资源优化，资金投入留有敞口，做好资源配置。
　　(三)经营计划
　　1.全年投资支出计划
　　2024年，国投电力股权投资计划64.1亿元，基本建设投资计划346.5亿元。
　　2.全年融资计划
　　2024年，公司本部全年计划境内融资总额210亿元人民币，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。
　　2024年，公司及境外全资子公司计划境外融资总额38.50亿人民币等值外币，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、市场竞争加剧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，及时分析解读重要政策，紧抓电力体制改革机遇，加强营销体系建设及市场研判，科学制定并优化营销策略，稳步提升公司营销能力，争取合理的电量、电价水平。
　　管理层讨论与分析
　　2.新能源发展风险
　　在“碳达峰、碳中和”发展背景下，新能源开发业务竞争异常激烈，发电企业、地方国资企业、设备厂家等投资主体都在积极争取项目开发资源，对公司新能源业务发展带来了更多挑战，且激烈的竞争导致新能源项目投资收益率有下降的风险。同时，在新能源项目规模高速提升的过程中，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也存在一定不确定性，可能导致新能源项目开发建设时间延长、无法按时投产发电、项目收益不及预期等问题。应对措施：一是紧跟市场走势，坚持战略驱动，强化科学布局，聚焦重点区域，不断提高储备项目数量、加大资源获取力度；二是不断提升公司投资决策能力，确保项目投资的经济性；三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；四是推动创新发展，重视对前沿技术的研究判断，开拓新业务领域，为公司培育更多利润增长点。
　　3.燃料价格波动风险
　　预计2024年煤炭需求平稳增长，在更好地平衡保供和安全生产中，煤炭供给阶段性扰动可能仍存在，不排除阶段性供需趋紧再度发生，煤价可能在历史相对偏高水平上波动。
　　应对措施：密切关注国内电量增长、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。
　　4.资金风险
　　一是公司开发拓展境内外电力项目需要大量资金支持，同时受新能源行业国家可再生能源补贴资金到位不及时影响，公司面临一定的资金压力；二是公司有息负债金额较大，利率的变化将影响公司的债务成本；三是国际经济形势复杂，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，压降资金成本，优化债务结构，防范资金、利率等风险；做好现金流滚动预测，统筹做好筹融资安排，科学做好风险应对预案；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。
　　5.工程项目管理风险
　　公司部分建设项目具有地理位置偏僻、建设周期短、施工范围大、人员流动性强、技术人员短缺等特点，项目建设过程中如发生质量控制不合格、工程设计把关不严、施工检查及验收不到位等情况，可能导致工程质量出现问题。应对措施：指导控股投资企业根据项目特点做好工程策划，编写技术质量管理措施，并在实施中严格对照执行；督促控股投资企业加强对监理公司的管理，严控设计质量、严格监造，严把设备质量关；要求控股投资企业加强质量意识，做好工程施工过程检查和验收工作，确保工程质量。
　　6.境外业务风险
　　百年变局下全球产业重构，电力产业投资方向和格局也面临瞬息万变的挑战；碳中和目标下的绿色发展吸引众多投资者涌入新能源投资赛道，导致竞争日趋激烈，项目收益受到较大挑战。
　　应对措施：加强对境外项目运营、财务情况的监管，及时调整和动态管理海外资产组合；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，加强合规体系建设，坚持法人治理结构；优化商务安排，投资布局上谨慎筛选，严控项目成本和风险。
　　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　　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▲