龙源电力2023年年度董事会经营评述

（原标题：龙源电力2023年年度董事会经营评述）

龙源电力（001289）2023年年度董事会经营评述内容如下：

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》中电力供应业的披露要求

　　（一）经营环境

　　2023年，面对复杂严峻的国际环境和艰巨繁重的国内改革发展稳定任务，在以习近平同志为核心的党中央坚强领导下，各地区各部门认真贯彻落实党中央、国务院决策部署，坚持稳中求进工作总基调，完整、准确、全面贯彻新发展理念，加快构建新发展格局，全面深化改革开放，加大宏观调控力度，着力扩大内需、优化结构、提振信心、防范化解风险，我国经济回升向好，供给需求稳步改善，转型升级积极推进，就业物价总体稳定，民生保障有力有效，高质量发展扎实推进，主要预期目标圆满实现。

　　根据中国电力企业联合会统计数据，2023年，全社会用电量92,241亿千瓦时，同比增长6.7%。全国发电量92,888亿千瓦时，同比增长 6.7%，其中，火电发电量61,019亿千瓦时，同比增长 6.2%；风电发电量8,858亿千瓦时，同比增长16.2%；太阳能发电5,833亿千瓦时，同比增长36.4%。全国6,000千瓦及以上电厂发电设备平均利用小时数为3,592小时，同比降低101小时，其中，燃煤发电4,685小时，同比增加92小时；燃气发电2,436小时，同比降低4小时；并网风电2,225小时，同比增加7小时；并网太阳能发电1,286小时，同比降低54小时。

　　截至 2023年底，全国发电装机容量29.2亿千瓦，同比增长13.9%，其中，水电4.2亿千瓦（含抽水蓄能5,094万千瓦），占全部装机容量的14.4%；火电13.9亿千瓦（含煤电11.6亿千瓦、气电1.3亿千瓦），占全部装机容量的47.6%；核电5,691万千瓦，占全部装机容量的1.9%；并网风电4.4亿千瓦，占全部装机容量的15.1%；并网太阳能发电6.1亿千瓦，占全部装机容量的20.9%。2023年，全国基建新增发电装机容量3.7亿千瓦，同比多投产1.7亿千瓦，其中，新增风电7,566万千瓦、太阳能发电2.2亿千瓦，风电和太阳能发电装机规模保持较快增长，占新增发电装机总容量的比重达到58.5%。

　　（二）政策环境

　　1.政策架构稳步优化，绿色低碳转型加速实施

　　2023年1月，国家能源局发布关于公开征求《新型电力系统发展蓝皮书(征求意见稿)》。意见提到，以2030年、2045年、2060年为新型电力系统构建战略目标的重要时间节点，制定新型电力系统“三步走”的发展路径，有计划分步骤推进新型电力系统建设的“进度条”。到2030年，推动新能源成为发电量增量主体，装机占比超过40%，发电量占比超过20%。到2045年，新能源成为系统装机主体电源。到2060年，新型电力系统进入成熟期，具有全新形态的电力系统全面建成。2023年6月，《新型电力系统发展蓝皮书》正式印发。

　　2023年4月，国家能源局发布《2023年能源工作指导意见》，指出要大力发展风电、太阳能发电。推动绿证核发全覆盖，做好与碳交易的衔接，完善基于绿证的可再生能源电力消纳保障机制。要强化能源建设助力乡村振兴，稳步推进整县屋顶分布式光伏开发试点，促进农村用能清洁化。

　　2023年4月，国家能源局发布《关于加强新型电力系统稳定工作的指导意见（征求意见稿）》，指出要完善合理的电源结构，构建坚强柔性电网平台，深挖电力负荷侧灵活性，科学安排储能建设，建立完善市场化激励机制，加快新型电力负荷管理系统建设。2023年9月，国家发展改革委、国家能源局正式印发《关于加强新形势下电力系统稳定工作的指导意见》。

　　2023年4月，国家能源局发布《国家能源局综合司关于推动光热发电规模化发展有关事项的通知》，指出光热发电规模化开发利用将成为我国新能源产业新的增长点，提出力争“十四五”期间，全国光热发电每年新增开工规模达到300万千瓦左右。

　　2023年8月，国家发改委发布《关于2023年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》。通知指出，各省（自治区、直辖市）按照非水电消纳责任权重合理安排本省（自治区、直辖市）风电、光伏发电保障性并网规模。严格落实西电东送和跨省跨区输电通道可再生能源电量占比要求，2023年的占比原则上不低于2022年实际执行情况。2023年可再生能源电力消纳责任权重为约束性指标，各省（自治区、直辖市）按此进行考核评估；2024年权重为预期性指标，各省（自治区、直辖市）按此开展项目储备。

　　2023年10月，国家能源局发布《关于组织开展可再生能源发展试点示范的通知》，提出“发供用高比例新能源示范”，主要支持园区、企业、公共建筑业主等用能主体，利用新能源直供电、风光氢储耦合、柔性负荷等技术，探索建设以新能源为主的多能互补、源荷互动的综合能源系统，打造发供用高比例新能源示范，实现新能源电力消费占比达到70%以上。

　　2.扶持政策持续出台，电力市场体系快速完善

　　2023年1月，国家能源局发布《关于印发2023年能源监管工作要点的通知》，指出要加快推进全国统一电力市场体系建设，加强区域电力市场设置方案研究，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，不断扩大新能源参与市场化交易规模，推动更多工商业用户直接参与交易。加快推进辅助服务市场建设，研究制定电力辅助服务价格办法。

　　2023年2月，国家发改委、财政部、国家能源局印发《关于享受中央政府补贴的绿电项目参与绿电交易有关事项的通知》，提出扩大绿电参与市场规模，由国家保障性收购的绿色电力可统一参加绿电交易或绿证交易，并确定参与电力市场交易的绿色电力由项目单位自行参加绿电交易或绿证交易。

　　2023年5月，国家发改委发布关于向社会公开征求《电力需求侧管理办法（征求意见稿）》意见的公告，指出有序引导具备响应能力的非经营性电力用户参与需求响应。鼓励需求响应主体参与相应电能量市场、辅助服务市场、容量市场等。鼓励行业龙头企业、大型国有企业、跨国公司等消费绿电。推动外向型企业较多、经济承受能力较强的地区逐步提升绿电消费比例。提升新型基础设施绿电消费水平，促进绿电就近消纳。2023年9月，《电力需求侧管理办法（2023年版）》正式印发。

　　2023年8月，国家发改委、财政部、国家能源局联合发布《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》，明确绿证是我国可再生能源电量环境属性的唯一证明，是认定可再生能源电力生产、消费的唯一凭证。国家对符合条件的可再生能源电量核发绿证，1个绿证单位对应1000千瓦时可再生能源电量。通知要求，规范绿证核发，对全国风电（含分散式风电和海上风电）、太阳能发电（含分布式光伏发电和光热发电）、常规水电、生物质发电、地热能发电、海洋能发电等已建档立卡的可再生能源发电项目所生产的全部电量核发绿证，实现绿证核发全覆盖。

　　2023年9月，国家发改委、国家能源局组织印发《电力现货市场基本规则（试行）》，要求提升电力系统调节能力，促进可再生能源消纳，保障电力安全可靠供应，促进电力系统向清洁低碳、安全高效转型，并将“推动分布式发电、负荷聚合商、储能和虚拟电厂等新型经营主体参与交易”列为电力现货市场近期建设主要任务。

　　2023年10月，国家发改委、国家能源局发布《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》，要求在确保有利于电力安全稳定供应的前提下，有序实现电力现货市场全覆盖。提出在分布式新能源装机占比较高的地区，推动分布式新能源上网电量参与市场。同时通过市场化方式形成分时价格信号，推动储能、虚拟电厂、负荷聚合商等新型主体在削峰填谷、优化电能质量等方面发挥积极作用，探索“新能源+储能”等新方式。

　　2023年11月，国家发改委、国家能源局正式印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》，决定自2024年1月1日起建立煤电容量电价机制，对煤电实行两部制电价政策。明确煤电容量电价机制适用于合规在运的公用煤电机组。煤电容量电价按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定。

　　3.监管规范逐步优化，可再生能源项目治理效能不断增强

　　2023年5月，国家能源局发布《电力建设工程质量监督管理暂行规定》指出，装机容量6兆瓦以下发电建设工程，经能源主管部门以核准或备案等方式明确的分布式、分散式发电建设工程，功率 5兆瓦以下新型储能电站建设工程，不需进行质量监督。

　　2023年6月，国家能源局发布《风电场改造升级和退役管理办法》，鼓励并网运行超过15年或单台机组容量小于1.5兆瓦的风电场开展改造升级。改造升级原并网容量不占用新增消纳空间，鼓励新增并网容量通过市场化方式并网。风电场改造升级项目补贴电量的上网电价按改造前项目电价政策执行，其他电量的上网电价执行项目核准变更当年的电价政策。

　　2023年10月，国家能源局发布《关于进一步规范可再生能源发电项目电力业务许可管理的通知》。通知明确，在现有许可豁免政策基础上，将分散式风电项目纳入许可豁免范围，不要求其取得电力业务许可证。同时，通知调整可再生能源发电项目（机组）许可延续政策。达到设计寿命的风电机组，经评估符合安全运行条件且评估结果报当地能源主管部门后，相关运营企业申请许可延续。

　　

　　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》中电力供应业的披露要求

　　2023年，本集团始终以“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，本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，本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，本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。本集团着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，本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，本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，主要是因为本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。公司所属风电场2022年及2023年控股发电量按地域分别为：

　　公司所属风电场2022年及2023年风电平均利用小时╱容量系数按地域分别为：

　　报告期内，本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年本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。

　　2.聚焦重点攻坚，新能源开发再创新增速

　　2023年，本集团加强顶层设计，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，充分发挥本集团在品牌、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，本集团新增资源储备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，本集团不断推进“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，本集团浙江温岭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2021-2022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，本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。公司所属风电场于2022年12月31日及2023年12月31日控股装机容量按地域分别为：

　　4.强化创新引领，数智科技塑造优势

　　2023年，本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》获批复立项，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复。

　　5.优化经营管理，生产创效水平提升

　　2023年，本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。同时借助本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复。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，实现资金时间价值最大化。2023年，本集团成功发行15期超短期融资券，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，本集团深入贯彻“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，本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，本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。本集团全年销售绿证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，本集团编制《龙源电力集团股份有限公司海外三年开发发展规划（2023-2025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、文莱等 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，本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，向文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。本集团与当地合作方签署协议共同开发文莱摩拉港渔光互补项目，该项目已获取政府开发核准，为文莱政府批复的首个IPP项目，占据文莱市场份额的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，本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，本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。

　　公司售电业务情况

　　2023年，本集团累计完成售电量73,922,459兆瓦时，同比增长8.48%，其中风电售电量59,897,562兆瓦时，同比增长 6.40%，风电售电量的增加，主要是因为风电装机容量同比增加、机组可利用率同比提升以及限电比例同比下降等因素综合影响。火电售电量9,513,555兆瓦时，同比下降6.40%，火电售电量的减少，主要原因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。

　　

　　三、核心竞争力分析

　　1.优质资源获取保障行业领先

　　本集团围绕前期发展、科技创新、数字转型、公司治理、本质安全等重点工作，分项编制三年规划，全方位引领高质量发展。通过构建业内领先的场站设计、功率预测、数据分析、建模仿真、前期咨询等十一大技术服务体系，在资源评估、设备选型、微观选址等方面具备丰富的经验和核心技术。借助国家能源集团一体化优势，争取基地开发主导权，主动培育、谋划、创造大基地、海上、海外大型整装项目，加快推动腾格里二期、巴丹吉林、甘肃张掖、新疆乌恰等存量基地项目落地。通过农光互补、生态治理等“新能源+”模式，引入产业集群，配合规模化开发新能源项目。充分利用新型电力系统下可再生能源发展优势，聚焦源网荷储一体化和终端用能电气化，挖掘绿电需求空间。把握氢能产业发展大势，结合新能源制氢，积极稳妥推进新能源+氢基能源项目。坚持“一省（市）一策”，强化自主开发，深化内外部合作，海上风电攻坚破难，“以大代小”支撑发展空间，取得开发指标、开工、投产规模均创历史新高，保持资源获取能力行业领先优势。

　　2.安全生产夯实基础

　　本集团安全生产围绕“现场、现实、现在”管理要求，始终坚持“事故可预防”理念，抓住“关键少数”，强化责任落实。开展安全岗位履职能力评估，动态调整安全岗位人员，持续优化现场管理团队。逐步推广外委承包商长协机制，稳定高质量外委队伍，确保管理措施有效落实。持续深化标准化作业体系，“检修作业清单化、安全管理标准化、风险管控数字化”，制度流程内嵌于 280万份标准作业票。严查现场无计划、无措施、无风控、无监护、变方案的作业行为，持续强化作业风险分级管控机制。通过数字化转型提升安全生产保障能力，全年高风险作业远程视频提级管控，风险管控能力有效提升。

　　3.科技赋能提质增效

　　本集团坚持前瞻性推动数字化转型升级，赋能生产运营，依托新能源领域的规模优势、管理优势和技术优势，推动“全量采集对标管理；预知维护、设备可靠；源网协调、无人值守”，建成全球数据规模最大的新能源生产数字化平台，打通数据“采、传、存、用、评”五大环节，构建泛在感知、网络传输、数据管理、数据应用、评价考核五大层级，全面提升数据质量，感知4.2万余台设备，强化每日580亿条数据治理。坚持“两个分开”“三统三同”“数据集中”原则，加强数字技术和新能源产业的交叉融合，不断提升能源生产和运营效率。健全“1+1+4+N”科技创新体系，研发投入强度稳步提升，以科技创新赋能提质增效。优化三维数字化设计，提升场站设计水平。深化大基地场群协调控制和智能化运维，开展 PLC、主控系统、润滑油、IGBT、北斗等国产化替代应用，优化气象和功率预测，提高机组并网发电效率。深化全量数据治理、灾备和算力中心建设、数据挖掘平台应用、智能辅助决策平台建设应用以及“龙源云”服务建设，推进数字智能转型。

　　4.营销管理构建智慧新格局

　　本集团坚持“一企一策”深化限电管理，对内强化限电考核，重点企业重点督导，确保限电情况可控在控，对外积极寻找消纳空间，充分利用省间输电通道空间，提高跨省区消纳能力。深入贯彻“集、价、本、利”经营理念，以保价争量为重点，研判电力市场政策，顺应电力市场变化趋势，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，精准施策提升交易收益，主动探索现货盈利新模式。试点建设运行新能源现货辅助支持系统，采用多维度多层级功率预测优化方法，提高电量预测准确度，首创“最小能效损失率”指标，为制定设备预知维护与智慧排产提供依据。加强交易人员队伍建设，培养一批技术水平高，市场意识强的骨干力量，提高市场交易整体水平。

　　5.资源共享提升管理效能

　　本集团以“六个共享”深化内部管理变革，实现财务风控能力、工程管理经验、生产人力资源、闲置储能资产、发展规模和数字赋能共享，增强管理效能，提升经营业绩。成立财务共享服务分公司，全面托管境内项目公司财务报表，实现财务风控能力共享。组建海上工程事业部，推行海上项目“交钥匙工程”，实现工程管理经验共享。加快筹建各省运营分公司，打破场站行政壁垒，“运检分离、区域维保、专业化维护”，实现生产人力资源共享。成立共享储能技术公司，实现电源侧强配的闲置储能资产共享。加强工程建设“三统三通”，提升设备、材料的技术规范标准化程度，通过长协标准化采购，实现发展规模共享。整合数字化业务服务，按照“统一标准、统一服务、统一管理”，推动“同时设计、同时安装、同时投运”，持续夯实数据基础，实现数字赋能共享。

　　6.人才队伍建设激发新动能

　　本集团高度重视人才队伍培养，树立实干实绩用人导向，全方位夯实人才支撑，选优建强“三支队伍”，推进职位职级调整，深化首席师评聘管理，加强专业化人才梯队建设，人才序列结构更加优化，技术序列人才增加48%。经理层成员任期制和契约化管理全面推进，推动薪酬分配向一线岗位和做出突出贡献人才倾斜，突出容量增长等 6个增量考核，引入A-E等级强制分布、末位降级，浮动工资占比达70%，强化全员绩效考核，激发干事创业新动能，着力提升企业核心竞争力。

　　

　　四、主营业务分析

　　1、概述

　　2023年度，公司实现营业收入37,641,913,685.72元，同比减少5.57%；成本28,311,512,789.16元，同比减少7.80%，利润总额8,239,430,162.05元，同比增加7.88%；归属于上市公司股东的净利润为6,249,287,320.64元，同比增加22.27%；截止2023年末控股装机容量35,593.67兆瓦；2023年度发电量76,225,816兆瓦时，售电量73,922,459兆瓦时。

　　本公司按业务的类别划分为各个分部以管理业务，其中：

　　新能源发电：该分部建造、管理和营运新能源发电厂和生产电力，出售予外间电网公司。2023年度，该分部实现营业收入28,918,802,320.85元，同比增长2.74%；成本16,208,625,970.55元，同比增长8.64%，利润总额8,713,604,770.82元，同比增长22.92%；

　　火力发电：该分部建造、管理和营运煤炭发电厂和生产电力，出售予外间电网公司并且进行煤炭贸易。2023年度，该分部实现营业收入 8,418,208,335.94元，同比减少28.14%；成本 7,997,620,188.34元，同比减少 28.72%；利润总额724,763,404.70元，同比增加32.07%。

　　

　　五、公司未来发展的展望

　　1.国内外经营环境展望

　　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。随着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着巨大的市场机遇。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6000万千瓦，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，市场热度飙升。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。

　　2.公司面临的风险和应对措施

　　（1）政策风险及应对措施

　　2023年，国家能源局发布《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》，进一步明确了加快电力现货市场建设工作的各区域及时间节点，为现货市场进入下一阶段的正式运行奠定基础，为我国电力现货市场建设和区域市场建设提供了时间表和路线图。随着电力现货市场的加快建设，新能源装机容量大幅增长，市场竞争更加充分、激烈，导致新能源结算电价存在下行风险。

　　本集团将持续跟踪国家相关政策，持续做好新能源电力市场分析和交易政策研究，研判形势机遇与政策影响，采取有效措施，全力克服电价下行压力，引导利好政策落地。根据新能源电力交易特点、交易规则，加强新能源市场化交易决策、申报、结算全环节管理，主动适应外界变化，提升内生动力。

　　（2）气候风险及应对措施

　　风光行业面临的主要气候风险是风能、太阳能资源的年际大小波动，即大风光年发电量高于正常年水平，小风光年低于正常年水平。我国幅员辽阔，区域跨度大，地域间气候条件差异较大，具体表现为同一时段内各地出现不同的大小风光年气候特征。2023年，我国大部分省（区、市）平均风速、总辐照量处于正常年水平，发电水平处于正常状态。为应对地区不同导致的气候条件差异，本集团在全国范围内分散布局，降低投资风险。截至2023年底，本集团已在全国 31个省（区、市）拥有实质性项目，覆盖除港澳台外所有地区，项目布局越来越趋向于优化合理，未来将进一步平衡受不同气候影响区域的项目开发比例。

　　（3）电网风险及应对措施

　　在“30-60”战略的大背景下，“十四五”期间我国新能源年均装机规模将达到历史新高，局部地区电网架构薄弱、外送通道不足的问题仍然存在，甘肃、内蒙古、吉林、陕西、河北等地局部网架结构制约存在加剧风险。另一方面，以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地项目陆续并网投产，风光大基地的消纳，需要新增特高压与提高存量特高压输电通道的利用效率两种方式双管齐下，但目前新建特高压通道建设与电源建设进度不匹配，部分地区消纳压力增大。本集团将结合各地区不同特点形势，全力应对电网风险，持续加强与政府主管部门、电网调度沟通，积极推动局部电网结构改善，并主动拓展消纳渠道，争取有利政策和发电空间。

　　（4）国际化风险及应对措施

　　当前外部环境复杂多变，俄乌冲突、巴以冲突持续，欧洲及中亚国别的地缘政治风险不断增加，全球化出现逆转；世界宏观经济前景低迷，通胀和利率高企，汇率利率波动加剧；东南亚、南非等重点区域国别项目竞争日趋激烈。2023年，本集团统筹兼顾境外前期、在建和在运项目的风险防范，持续完善风控合规体系建设，提升管理效能；加强俄乌冲突局势跟踪分析及乌克兰项目风险防范，与相关部委保持紧密沟通，同时做好在运项目当地运营维护和在建项目设备安全、供应商关系维护，为后续复工复产筑牢基础；夯实人员安全基础，规避安全事件发生，境外公司按计划分别开展应急演练和安全风险评估；落实信息收集与研判机制，不断提升整体安全防范能力。

　　（5）利率风险及应对措施

　　国际、国内宏观经济环境的变化以及国家经济政策的变动等因素会引起市场利率水平的变化，市场利率的波动对公司贷款以及相关债券的发行利率水平造成一定程度的影响。本集团紧跟市场变动，与多家金融机构建立金融市场信息共享机制，保持对宏观环境、财政货币政策、央行具体操作、市场风险事件等的关注，选择良好的发行窗口，规避市场剧烈波动带来的利率风险。不断拓宽融资品种，做好产品期限、额度设置，长短期搭配，保证整体利率水平平稳。保持与金融机构的紧密合作，保障发行利率处于市场化程度上的可比较低水平。

　　（6）汇率风险及应对措施

　　本集团外汇管理原则以规避风险为目的，不参与任何投机套利行为。外汇风险管理贯穿于公司整个生命周期。在境外新项目前期考察与筹备阶段，本集团会指派所属雄亚公司介入，根据新项目可研报告等相关数据，结合当地整体社会经济态势,咨询专业金融机构外部意见,提出外汇风险防控建议，从而规避基建期可能出现的潜在外汇风险。在新项目投产阶段，雄亚公司主要通过各境外子公司上报的资金计划与财务报表数据，审核相关外汇风险项目。同时,与各新项目的财务负责人员保持密切的日常工作联络,一旦发现境外子公司出现币种错配等因素引起的外汇风险敞口，雄亚公司会立即召集各海外财务负责人核实相关潜在风险。确认后，雄亚公司上报本公司，并由雄亚公司召集在港各金融机构与涉险海外公司、本公司财务部成立临时风控小组，研判并提出相关对冲方案。待方案审批后，各方严格执行，确保外汇风险可控在控。

　　（7）燃料价格风险及应对措施

　　本集团拥有两家火电厂，控股装机容量为 1,875兆瓦，煤炭价格的波动将影响本集团火电业务的经营业绩。目前风险主要是煤炭市场的供需关系、政策调整和国际市场变化等因素，均可能对煤炭价格产生影响。2023年，本集团全力做好煤炭供应年度长期协议的全覆盖工作，签订国家能源集团内部煤炭年度长期协议。同时，做好进口煤年度配额争取工作，密切关注煤价及运价变化趋势，尽量在成本低位进行釆购。

　　（8）生产风险及应对措施

　　本集团自1993年成立以来，一直致力于新能源开发运营管理工作，运行年限最长的风电场最早于1994年投运，现有1.5MW及以下机组近 1万台，占在运总台数的68%。光伏电站最早于2010年投运，运行超10年的光伏电站11座。早期投产的设备逐渐暴露出电气元件损坏、电缆绝缘降低、密封圈老化等集中性问题，治理成本较高，存在一定的安全风险。

　　为应对设备老化风险，本集团加强设备治理，通过增强设备监测、状态评估、点巡检与智慧监盘等手段及时发现异常和隐患，同时优化设备系统，通过专题分析和技术攻关解决问题。标准化的机组检修管理、对关键设备的优先检修安排、全过程管理，都旨在确保设备运行的稳定性和可靠性。另外，本集团加速老旧风电场的改造升级，成立专班负责规划和实施，依托“整体规划、分步实施”的原则，同时持续进行机组延寿工作，确保有针对性的方案和措施，从而保障风电场的高效和长期运行。

　　3.公司2024年经营目标

　　2024年，本集团将以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入贯彻党的二十大、二十届二中全会和中央经济工作会议精神，坚持稳中求进、以进促稳、先立后破，完整、准确、全面贯彻新发展理念，加快构建新发展格局，着力推动高质量发展，深入践行“四个革命、一个合作”能源安全新战略，全面落实“一个目标、三个作用、六个担当”发展战略，按照“紧盯一个目标、坚持两条路径、实现五个提升”的工作要求，重点抓好安全稳定、规模发展、数字赋能、科技创新、深化改革、党建引领工作，加快建设世界一流新能源领军企业。

　　紧盯一个目标就是加快打造“本质安全、规模翻番、数字转型、创新引领、健康进取”新龙源，全面建设世界一流新能源领军企业。坚持两条路径，一是坚持规模发展，实现量的合理增长；二是坚持创新创变，实现质的有效提升。实现五个提升，一是提升“非干不可”的使命担当精神；二是提升“谋定快动”的战略规划能力；三是提升“数字赋能”的示范引领成效；四是提升“对标对表”的补短强弱意识；五是提升“不破不立”的进取创新魄力。2024年，本集团计划新开工新能源项目1000万千瓦，投产750万千瓦，重点做好以下六个方面工作：

　　（1）坚定不移实现以进促稳，勇当安全稳定的“排头兵”。做好安全管理，抓好提质增效，守好风险底线，坚持将安全摆在重要位置，更好统筹发展和安全，在稳节奏、强管控、除隐患、增效益上积极进取，实现高质量发展和高水平安全良性互动。

　　（2）坚定不移推动低碳转型，勇当规模发展的“主力军”。坚持规模发展，打造清洁能源发展高地。坚持技术与模式叠加创新，加大综合能源开发力度。“一省一策”定点帮扶补短板。稳妥推进，有序开拓海外市场。快开快投，强化节点管控抓投产。

　　（3）坚定不移深化数智赋能，勇当数字变革的“引领者”。坚定数字化转型原则，全面全量采集数据资源，深化数字化平台建设，深挖数据辅助决策价值，不断提升能源生产和运营效率，实现由“抢先半步”到“示范引领”的根本性跨越。

　　（4）坚定不移推动技术领先，勇当科技创新的“先锋队”。着力健全科技创新体系、提升科技创新能力以及推动成果转化落地，增强科技创新主体地位，加大投入力度，加快成果转化，推动高水平科技自立自强，引领驱动新能源产业发展。

　　（5）坚定不移推动改革创新，勇当国企改革的“示范队”。全面提升治理现代化水平，构建新型经营责任制，以深化改革打造新型劳动者队伍、推动生产要素创新型配置、塑造适应新质生产力的生产关系，不断增强企业活力和竞争力。

　　（6）坚定不移加强党的建设，勇当党建引领的“新标杆”。抓好抓实党的政治建设、基层组织建设以及全面从严治党，深入推进新时代党的建设新的伟大工程，扛牢强党建重大责任，纵深推进全面从严治党，为高质量发展提供引领保障。