半岛体育app龙源电力2022年年度董事会经营评述

　　半岛体育app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，面对风高浪急的国际环境和艰巨繁重的国内改革发展稳定任务，以习同志为核心的党中央团结带领全国各族人民迎难而上，加大宏观调控力度，实现了经济平稳运行、发展质量稳步提升、社会大局保持稳定，我国发展取得来之极为不易的新成就。

　　根据中国电力企业联合会统计数据，2022年，全社会用电量 86,372亿千瓦时，同比增长 3.6%。全国全口径发电量86,941亿千瓦时，同比增长3.6%。其中，非化石能源发电量31,473亿千瓦时，同比增长8.7%，占总发电量的36.2%，占比同比提高1.7个百分点。并网风电和并网太阳能发电量分别为7,624和4,276亿千瓦时，同比分别增长16.3%和30.8%，占全国发电量的比重均比上年提高1.0个百分点。全国6,000千瓦及以上电厂发电设备平均利用小时数为3,687小时，同比降低125小时。其中，燃煤发电平均利用小时4,594小时，同比降低8小时；并网风电平均利用小时2,221小时，同比降低9小时；并网太阳能发电平均利用小时1,337小时，同比增加56小时。

　　截至2022年底，全国发电装机容量25.6亿千瓦，同比增长7.8%。其中，并网风电3.7亿千瓦（含陆上风电33,498万千瓦、海上风电3,046万千瓦），占全部装机容量的14.3%；并网太阳能发电3.9亿千瓦（含光伏发电39,204万千瓦、光热发电57万千瓦），占全部装机容量的15.3%。2022年，全国基建新增发电设备容量19,974万千瓦。其中，并网风电容量3,763万千瓦、并网太阳能发电容量8,741万千瓦。

　　2022年3月，国务院发布《关于落实〈政府工作报告〉重点工作分工的意见》，提出要有序推进碳达峰、碳中和工作，推进大型风光电基地及其配套调节性电源规划建设，加强抽水蓄能电站建设，提升电网对可再生能源发电的消纳能力,推进绿色低碳技术研发和推广应用，建设绿色制造和服务体系，完善减污降碳激励约束政策，发展绿色金融，加快形成绿色低碳生产生活方式。

　　2022年 3月，国家发展改革委、外交部、生态环境部、商务部联合发布《关于推进共建“一带一路”绿色发展的意见》，提出深化绿色清洁能源合作，推动能源国际合作绿色低碳转型发展，鼓励太阳能发电、风电等企业“走出去”，推动建成一批绿色能源最佳实践项目。

　　2022年6月，国家发展改革委等9部门联合印发《“十四五”可再生能源发展规划》。《规划》锚定可再生能源消费总量、发电量、消纳责任权重及非电利用 4个主要目标，提出在供给方面优化发展方式，大规模开发可再生能源，完善可再生能源电力消纳保障机制，加强可再生能源土地和环境支持保障，加强可再生能源财政政策支持，完善可再生能源绿色金融体系等。

　　2022年7月，国家发展改革委等16部门联合发布《贯彻实施〈国家标准化发展纲要〉行动计划》，指出要出台建立健全碳达峰碳中和标准计量体系实施方案，加强新型电力系统标准建设，完善风电、光伏、输配电、储能、氢能、先进核电和化石能源清洁高效利用标准。

　　2022年8月，工信部、国家发展改革委、生态环境部联合发布《关于工业领域碳达峰实施方案的通知》，指出要引导企业、园区加快分布式光伏、分散式风电、多元储能等一体化系统开发运行，促进就近大规模高比例消纳可再生能源。

　　2022年10月，国家能源局印发《能源碳达峰碳中和标准化提升行动计划》。《行动计划》提出，到2025年，初步建立起较为完善、可有力支撑和引领能源绿色低碳转型的能源标准体系，能源标准与技术创新和产业发展良好互动，有效推动能源绿色低碳转型、节能降碳、技术创新、产业链碳减排。到2030年，建立起结构优化、先进合理的能源标准体系，能源标准与技术创新和产业转型紧密协同发展，能源标准化有力支撑和保障能源领域碳达峰、碳中和。

　　2022年1月，国家发展改革委、国家能源局发布《关于印发“十四五”现代能源体系规划的通知》，为电力各个环节发展提供了详细的政策细则和实施路径。在推动构建新型电力系统上，文件着重提出，要加大力度规划建设以大型风光电基地为基础、以其周边清洁高效先进节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系，积极推动源网荷储一体化发展。

　　2022年 4月，国家发展改革委发布《完善储能成本补偿机制 助力构建以新能源为主体的新型电力系统》，提出要加快制定各类储能在不同应用场景下的成本疏导机制，聚焦储能行业面临的成本疏导不畅等共性问题。

　　2022年4月，国家发展改革委公布《电力可靠性管理办法（暂行）》。自6月1日起，沙漠、戈壁、荒漠地区的大规模风力、太阳能等可再生能源发电企业要建立与之适应的电力可靠性管理体系，要建立新型储能建设需求发布机制，允许各类储能设施参与系统运行。

　　2022年6月，国家发展改革委、国家能源局发布《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》，明确新型储能可作为独立储能参与电力市场，鼓励新能源场站和配建储能联合参与市场。

　　2022年8月，科技部等9部门印发《科技支撑碳达峰碳中和实施方案（2022—2030年）》，统筹提出支撑2030年前实现碳达峰目标的科技创新行动和保障举措，并为2060年前实现碳中和目标做好技术研发储备。

　　2022年3月，国家能源局印发《2022年能源工作指导意见》，提出稳步推动结构转型，使煤炭消费比重稳步下降，非化石能源占能源消费总量比重提高到 17.3%左右，新增电能替代电量 1,800亿千瓦时左右，风电、光伏发电量占全社会用电量的比重达到12.2%左右。

　　2022年5月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》，提出创新新能源开发利用模式，加快推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设，引导全社会消费新能源等绿色电力，加快构建适应新能源占比逐渐提高的新型电力系统，全面提升电力系统调节能力和灵活性，着力提高配电网接纳分布式新能源的能力，稳妥推进新能源参与电力市场交易，完善可再生能源电力消纳责任权重制度。

　　2022年6月，国家发展改革委等6部门联合印发《工业能效提升行动计划》，支持具备条件的工业企业、工业园区建设工业绿色微电网，加快分布式光伏、分散式风电、智慧能源管控等一体化系统开发运行，鼓励优先使用可再生能源满足电能替代项目的用电需求。

　　2022年11月，国家发展改革委等3部门发布《关于进一步做好新增可再生能源消费不纳入能源消费总量控制有关工作的通知》。文件提出，要准确界定新增可再生能源电力消费量范围，不纳入能源消费总量的可再生能源，现阶段主要包括风电、太阳能发电、水电、生物质发电、地热能发电等可再生能源。

　　2022年 11月，国家能源局发布《关于积极推动新能源发电项目应并尽并、能并早并有关工作的通知》，要求各电网企业对具备并网条件的风电、光伏发电项目，切实采取有效措施，保障及时并网，允许分批并网，不得将全容量建成作为新能源项目并网必要条件。

　　2022年1月，国家发展改革委等7部门联合印发《促进绿色消费实施方案》，提出落实新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制要求，统筹推动绿色电力交易、绿证交易。鼓励行业龙头企业、大型国有企业、跨国公司等消费绿色电力，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色电力消费比例。强调各地可根据实际情况制定高耗能企业电力消费中绿色电力最低占比。

　　2022年1月，国家发展改革委、国家能源局发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，提出完善电力交易平台运营管理和跨省跨区市场交易机制，鼓励支持发电企业与售电公司、用户等开展直接交易，提高跨省跨区输电价格机制灵活性。

　　2022年4月，《中央、国务院关于加快建设全国统一大市场的意见》发布，意见明确加快建立全国统一的市场制度规则，打破地方保护和市场分割，促进商品要素资源在更大范围内畅通流动，加快建设高效规范、公平竞争、充分开放的全国统一大市场。

　　2022年4月，国家发展改革委价格司印发《关于2022年新建风电、光伏发电项目延续平价上网政策的函》，明确2022年，对新核准陆上风电项目、新备案集中式光伏电站和工商业分布式光伏项目，延续平价上网政策；新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价；同时鼓励各地出台针对性扶持政策。

　　2022年 11月，国家能源局综合司发布关于公开征求《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》《电力现货市场监管办法（征求意见稿）》意见的通知，通知指出按照“统一市场、协同运行”的框架，构建省间、省/区域现货市场，加强中长期市场与现货市场的衔接，稳妥有序推动新能源参与电力市场，探索建立市场化容量补偿机制。

　　2022年12月，国家发展改革委、国家能源局发布《关于做好2023年电力中长期合同签订履约工作的通知》，文件指出要完善绿电价格形成机制，鼓励电力用户与新能源企业签订年度及以上的绿电交易合同，为新能源企业锁定较长周期并且稳定的价格水平，鼓励新能源高占比地区探索丰富新能源参与市场交易品种。

　　2022年3月，财政部发布《关于2021年中央和地方预算执行情况与2022年中央和地方预算草案》，指出要研究设立国家低碳转型基金，完善清洁能源支持政策，大力发展可再生能源，推动解决可再生能源发电补贴资金缺口。

　　2022年3月，国家发展改革委、国家能源局、财政部联合发布《关于开展可再生能源发电补贴自査工作的通知》，决定在全国范围内开展可再生能源发电补贴核查工作，进一步摸清可再生能源发电补贴底数。

　　2022年6月，生态环境部等7部门发布《减污降碳协同增效实施方案》，指出要大力发展绿色金融，用好碳减排货币政策工具，引导金融机构和社会资本加大对减污降碳的支持力度；要建立有助于企业绿色低碳发展的绿色电价政策，推动绿色电力交易试点；要实施可再生能源替代行动，大力发展风能、太阳能、生物质能、海洋能、地热能等，不断提高非化石能源消费比重。

　　2022年8月，财政部印发《中央财政关于推动黄河流域生态保护和高质量发展的财税支持方案》，提出在保护好生态的基础上，推动黄河流域智能光伏产业创新升级和特色应用，支持在黄河上游沙漠、戈壁、荒漠地区继续推进大型风电光伏基地建设。

　　2022年，本集团累计完成售电量68,145,463兆瓦时，同比增长14.08%，其中风电售电量56,295,804兆瓦时，同比增长14.95%，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10,163,689兆瓦时，同比增加1.60%，火电售电量的增加，主要原因是江阴苏龙热电有限公司、南通天生港发电有限公司厂用电率较上年下降。

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　　2022年，本集团始终以“奉献清洁能源、建设美丽中国”为己任，致力于建设成为具有全球竞争力的世界一流新能源公司，为实现国家“碳达峰、碳中和”目标贡献力量。2022年，本集团新增自建项目控股装机容量2,409.60兆瓦，其中风电控股装机容量534.40兆瓦、光伏控股装机容量1,875.20兆瓦；资产重组并购新增风电控股装机容量1,989.60兆瓦、光伏控股装机容量10.00兆瓦。截至2022年12月31日，本集团控股装机容量为31,107.84兆瓦，其中风电控股装机容量26,191.84兆瓦，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3,041.00兆瓦。2022年，累计完成发电量70,633,024兆瓦时，同比增长11.6%，其中风电发电量58,308,065兆瓦时，同比增长13.7%；火电发电量10,572,663兆瓦时，同比下降1.9%；其他可再生能源发电量1,752,296兆瓦时，同比增长44.9%。

　　2022年，本集团加快推进安全生产数字化技术平台和管理体系建设，实现数智赋能管理。深挖数据价值，解决中断设备长周期运行问题；开发故障预警模型，建成全覆盖的在线振动监测网络，从“被动检修”向“预知维护”转变。不断创新设备监管方式，部署机组摄像头、移动布控球和工作记录仪，新接入86台车辆数据，实现542台生产车辆、17条船舶实时定位，扫除了安全管理盲区。推行运检分离、集中监控、区域维保新模式，整合区域资源，打破场站间壁垒，解决人员忙闲不均、技术不平衡等问题；优化工作流程，实现作业标准化，通过推行标准作业票卡包，将风险预控、安全措施、维护质量、检修工艺融入生产作业全过程，实现作业安全和设备维护质量可控在控。

　　2022年，本集团深入贯彻安全生产重要指示精神，制定印发《深入贯彻落实习重要指示精神，进一步加强安全生产工作实施方案》，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，制定、修订高风险作业、海上风电作业等管理制度 9项。深入落实全国安全生产专项整治三年行动计划“巩固提升年”专项行动，“两个清单”（问题隐患和制度措施）和重点项目基本完成。制定重大节日活动保电方案，圆满完成本年度各项保电任务。着力提升防范风险能力，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。结合实际工作情况，修订发布公司突发事件综合应急预案和20项突发事件专项应急预案，确保应急处置科学有效。2022年，本集团累计完成发电量70,633,024兆瓦时，同比增长11.6%，其中风电发电量58,308,065兆瓦时，同比增长13.7%，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影响。2022年风电平均利用小时数为2,296小时，比2021年下降70小时，主要是因为2022年平均风速同比下降所致。

　　本集团所属风电场2021年及2022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10,572,663兆瓦时，比2021年同期10,776,027兆瓦时下降1.9%，主要是因为火电机组调停次数和调停时长同比增加。2022年本集团火电机组平均利用小时数为5,639小时，较2021年5,747小时下降108小时。

　　2022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，拓展储能、氢能、氨能等新兴技术的发展与引领。本集团持续谋划不断推进大基地项目，紧密跟踪国家发展改革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，成功中标海上风电和光伏项目合计容量 2,100兆瓦。2022年，本集团新增资源储备62吉瓦（风电25.63吉瓦、光伏36.37吉瓦），较去年同期56.46吉瓦增长9.8%，均位于资源较好地区。安徽、云南、内蒙古、山东、湖南等十九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18.37吉瓦，其中包括通过竞配及其他方式取得集中式开发指标13.14吉瓦（风电4.67吉瓦、光伏8.47吉瓦），分布式光伏项目备案5.23吉瓦。

　　2022年，本集团全面推行视频监控设备应用，推动工作记录仪完成“一人一机”配置，生产车辆、船舶实时定位，实现作业现场可视化。加快基建高风险作业视频接入生产管控系统的建设，完成建设管理等6个业务模块的开发，全面加强工程数字化管理。工程建设现场智能管理平台已正式上线并稳定运营，共开通视频监控、车载定位、工作计划、人员打卡等11个模块。通过视频监控，可实时反馈项目现场施工情况，做到对项目安全管理进行远程监控。利用电子围栏、人员打卡、车载定位等功能制定精准工作计划，使施工更有组织性和针对性。

　　2022年，本集团坚持全过程上下联动，强化工程设计引领，优化施工组织方案，有力推动项目高标准建设，工程建设安全形势总体平稳，各单位克服极端天气带来的挑战，压紧压实各级安全责任，做强做细现场应急管理，狠抓高风险作业管控，加大安全检查力度，狠抓问题整改，全年未发生较大及以上安全事故和设备损坏事故。

　　2022年，本集团新增控股装机容量共计4,409.20兆瓦。包括自建项目控股装机容量2,409.60兆瓦，其中风电项目10个、控股装机容量534.40兆瓦，光伏项目61个、控股装机容量1,875.20兆瓦；资产重组并购风电项目36个、控股装机容量1,989.60兆瓦，并购光伏项目1个、控股装机容量10.00兆瓦。截至2022年12月31日，本集团控股装机容量达到31,107.84兆瓦，其中风电26,191.84兆瓦，火电1,875.00兆瓦，光伏等其他可再生能源3,041.00兆瓦。

　　本集团所属风电场2021年12月31日及2022年12月31日控股装机容量按地域分别为：

　　2022年，本集团多渠道寻求盈利模式，组织分子公司积极参与绿色电力交易，持续扩大交易规模，提高交易收益；抓住火电燃料成本高位运行的市场因素，积极开展风火置换交易，提升协同创效能力，交易收入同比增加；积极参与省间现货交易，提高新能源消纳水平；完成绿证交易46.6万张，同比增长47.5%；持续提升碳资产管理能力，深化碳排放权交易工作，完成碳配额交易10万吨，为火电企业履约打下坚实基础，切实开展碳减排行动，承担企业社会责任。

　　2022年，本集团所有发电业务平均上网电价人民币468元╱兆瓦时（不含增值税），较2021年的平均上网电价人民币475元╱兆瓦时（不含增值税）减少人民币 7元╱兆瓦时。风电平均上网电价人民币481元╱兆瓦时（不含增值税），较2021年风电平均上网电价人民币494元╱兆瓦时（不含增值税）减少人民币13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。火电平均上网电价人民币400元╱兆瓦时（不含增值税），较2021年火电平均上网电价人民币352元╱兆瓦时（不含增值税）增加人民币48元╱兆瓦时，主要是因为市场交易电价上升所致。

　　2022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，本年顺利完成 DFI（非金融企业债务融资工具）注册工作，确保超短融资券、短期融资券、中期票据等产品融资渠道通畅。本集团坚持开展刚性管理资金计划，利用资金归集、统一调配等措施，加大资金使用频率，实现资金的时间价值最大化。

　　2022年，本集团成功发行了二十五期超短融资券、一期短期融资券、一期中期票据，全年资金成本保持行业优势，并成功发行一期绿色中期票据，不仅有效降低了资金成本，还彰显了本集团“碳达峰、碳中和”的责任与担当。

　　2022年，本集团科技创新工作取得新突破，龙源电力首座风储示范电站并网运行；全国首座潮光互补型智能光伏电站实现全容量并网发电；国内首个智能风电领域行业标准获批发布；国内首个三维数字化风电设计平成建设并上线运行；龙源电力风电防覆冰技术填补行业空白；龙源电力首套自主可控的安全生产监控系统上线运行；全球首个漂浮式风电与网箱养殖融合项目开工；牵头编纂的《中国电力工业史——可再生能源发电卷》工作收官。本年度申请发明专利44项、实用新型专利36项，发明专利申请创历史新高。

　　2022年，本集团建成国家能源风电运营研发 (实验) 中心西安基地，扩建电控实验室、油液实验室、振动实验室。组织完成11个科技项目的验收工作，其中3项成果鉴定为国际领先水平，3项成果鉴定为国内领先水平；形成行业科技创新优秀奖2项、二等奖3项、三等奖5项。

　　2022年，本集团成功完成文莱30兆瓦光伏项目投标；积极参与新加坡低碳电力进口项目投标并进入第二轮；牵头联合体通过莫桑比克潘达库瓦 1.5吉瓦水电项目资格预审。面对俄乌冲突爆发的风险挑战，本集团第一时间启动应急预案，采取措施及时安全撤离中方员工，并维持所属尤日内项目正常运行。同时，本集团统筹境外项目运营管理，优化境外风控合规体系建设，成功实现海外业务数据高效管理与共享。加大力度梳理南部非洲、东南亚、上合组织等“一带一路”国家投资机会研究。密切跟踪市场动态，聚焦重点国别项目，力争实现区域滚动发展及新兴市场突破。

　　2022年，本集团持续强化境外资产管理，深化合作交流，在运项目运营情况整体良好。截至2022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283.22吉瓦时，利用小时数达到2,858小时，累计实现安全生产2,952天；南非德阿风电项目完成发电量693.04吉瓦时，利用小时数达到2,835小时，累计实现安全生产1,887天；乌克兰尤日内风电项目累计发电量228.53吉瓦时，利用小时数达到2,987小时，累计实现安全生产506天。

　　2022年，本集团以专业碳资产管理机构为驱动，构建碳资产管理网络；持续加强碳排放数据质量提升、碳排放监测技术研究、碳减排项目开发、碳交易体系建设和碳管理机制创新；积极拓展全国碳排放权交易市场和国际自愿减排市场业务，完成国际核证碳标准（VCS）项目超1,500万吨减排量开发工作，开展国家核证自愿减排量（CCER）项目收资工作，确保符合CCER备案条件的项目应申请尽申请。率先建设碳盘查数字化管控系统，梳理必到现场、必查证据、必看材料，将碳盘查过程标准化、数字化、信息化，该项目软件著作及专利均已获得国家授权。始终重视碳交易风险防控，夯实碳交易管理基础，推动碳资产交易操作平台系统升级工作，实现交易操作智能化、风险控制自动化、指标分析可视化。多措并举加快推进碳排放领域科技项目研究，提高碳数据精准度，严把数据质量关，成功开发行业首个火电厂燃料端碳排放在线监测系统。涉及到新能源发电业务

　　2022年，本集团积极利用自身品牌佳、负债率低、项目布局广、技术管理领先以及专业人员充足等优势，加快获取优质资源。本集团创新项目合作模式，本着“优势互补、互利共赢、资源共享、共同发展”的原则与多方开展全方位、宽领域、多层次的深度合作，逐步形成明确的全局发展战略。本集团进一步推进基地式、场站式、分布式项目开发，提前布局沙漠戈壁海上基地项目，积极有序开展分布式光伏，全力争取竞配指标；强化战略协同，借助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；抢抓海上风电发展机遇，扩大海上布局，全面参与海上风电和光伏竞配投标；坚持集中式与分布式并举，推动光伏高效快速发展。

　　2022年，本集团持续围绕战略发展、运营绩效、财务报告、资产安全和法律合规五大目标，健全完善内控体系，建立信息化管控平台，打造内控风险管理新格局。完成 115项核心制度的内控流程及风险点控制审核，重点审核制度业务内控流程及风险管控有效性，将内控风险嵌入日常管理，为公司依法合规经营提供标准指引；以内控风险合规管理系统建设为契机，全面细化风险导向的内控矩阵、评价标准、预警指标等运行机制，推进内控管理体系上下贯通、线上监测和动态更新；加强常态化审计监督，创新审计开展模式，实现“一审多项”“一审多果”；加强境外风险管控，建立境外财务一体化信息系统；统筹抓好网络安全、信访维稳、安全保密等工作，圆满完成各项保电任务；坚持“重大决策先问法”（重大决策先征求法律意见），深化法律决策把关机制，将法律合规审核嵌入管理流程，使法律审核成为经营管理必经环节，确保重大决策、合同、制度三项法律审核率始终保持 100%；严格执行《诚信合规手册》《境外合规管理办法》等重点领域合规制度，合规承诺签约率达100%，优化组织落实机制，确保相应制度不断健全、相关工作有效落地。

　　本集团坚持“一场一策”深化限电管理，加强限电信息分析，对电源装机、电网运行方式、网架结构、负荷消纳及重大政策变化等信息进行跟踪收集，科学预判区域限电风险和变化趋势，限电比例同比下降，顺利完成全年目标。本集团深化“集、价、本、利”经营理念，精准把握电力市场和交易节奏，坚持市场化方向和量价协同原则，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，因地制宜，持续优化完善交易策略。加强省间电力现货交易管理，密切关注各省区省内现货市场建设进度及省间现货参与情况，建立权责清晰、灵活高效的决策机制，持续提升经营创效能力。强化绿色电力交易管理，持续扩大交易规模，拓宽平价项目盈利模式，提高交易收益。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。

　　2022年，本集团在全国范围大规模应用分布式智能算法平台，将视音频等数据和安全生产相结合，智能监控水平持续提升。工程数字化管理不断加强，通过搭建 GIS（地理信息系统）系统平台，实现基建现场远程监控，安全隐患大幅降低。

　　本集团积极优化科技创新体系，提升科技创新能力，驱动科技创新高质量发展。聚焦科技创新痛点难点，完善了科技创新体制机制，系统修订了《科技创新项目管理办法》《科学技术奖励办法》等管理制度。深刻领悟习关于“深入实施科教兴国战略、人才强国战略、创新驱动发展战略”重要指示精神，对本公司“十四五”科技创新规划进行修订，进一步明确了2023-2025年期间本公司科技创新发展路径、各项目标和落实措施，保证“三年一大步，每年一台阶”。

　　本集团不断完善税收政策信息库，指导分子公司用足用好税收优惠政策，做到“应缴尽缴，应享尽享”，在依法合规、防范风险的前提下，实现税收优惠金额颗粒归仓，体现税费管理的价值创造力；同时针对重点业务、重点税种展开税务分析研究，排除风险点，不断提升税务风险防控能力。扎实开展财务“数智化转型推进年”专项行动，建立统一数智化平台和管理会计标准；通过开展商业智能（BI）课题研究，搭建经营分析模型，提升数据分析能力。本集团资产负债率相对同行业处于较低水平，授信额度较高，且坚持资金精益化管理，保持资金领先优势，多渠道多途径开展融资工作，具有良好的信用评级，获得中诚信国际信用评级有限责任公司、大公国际资信评估有限公司等多家境内评级机构 AAA评级，获得标普A-评级和穆迪A3评级。

　　本集团拥有4个层级、40个专业方向首席师500余人，充分发挥首席师人才的技术引领作用。建立了“1+2+N”（1个新能源培训中心、2个公司级培训基地、N个省级培训基地）培训基地体系，持续实施“将（匠）星训练营”，培养和储备一批优秀的风电管理及生产人才，累计培养将星班学员214人，匠星班学员280人。本集团拥有高级职称454人，中级职称2,172人，高级管理团队多数在电力行业从业20年以上，具备丰富的新能源管理经验，且具有国际化视野。

　　新能源发电：该分部建造、管理和营运新能源发电厂，生产电力并出售给电网公司。2022年度，该分部实现营业收入28,147,821,945.49元，同比增长2.61%；成本14,918,919,623.03元，同比增长12.45%，利润总额7,088,795,449.81元，同比减少25.29%。

　　火力发电：该分部建造、管理和营运煤炭发电厂，生产电力出售给电网公司并且进行煤炭贸易。2022年度，该分部实现营业收入 11,715,257,609.96元，同比减少 5.98%；成本 11,220,227,304.79元，同比减少 7.13%；利润总额548,754,034.99元，同比增加4.08%。

　　在国家提出“3060”碳达峰碳中和目标后，随着相关政策陆续出台，新能源发展保障体系逐渐完善。在规划层面，随着《“十四五”现代能源体系规划》等一系列文件的陆续发布，面向新型能源体系的顶层设计基本完成。本着先立后破的原则，新能源在未来电源装机结构中的增量主体地位进一步明确，新型储能在电力系统中的主体地位得以确立，其商业模式和配套电价政策正逐渐清晰。虽然政策体系有利于新能源产业的发展壮大，但新能源企业竞争进一步加剧，各企业争先恐后开展以风电、光伏为核心基础，“新能源+”新产业（300832）、新业态、新模式开发为主要路径的能源结构调整转型，同时在各指标分配过程中，能源保供能力、捆绑调节电源配合送出、引入配套产业落地等前置条件愈发增多。作为新能源专业化公司，需更多联合内外部资源、以获取开发指标，加大了项目开发难度。

　　外部环境复杂多变，海外新能源行业竞争加剧，境外新能源市场挑战与机遇并存。俄乌冲突导致世界局势动荡，随着俄乌冲突不断升级，国际格局重塑加快；能源危机引发高通胀，大量新兴买家的涌入引发新能源市场发展热潮，海外能源市场竞争愈发白热化；国际传统能源行业巨头和互联网企业纷纷加大新能源转型力度，积极抢占全球优质风光资源，中资企业将面临更大的挑战。另一方面，新一轮能源危机在全球蔓延，能源安全再次成为焦点，绿色低碳转型正成为各国刺激经济增长、实现绿色复苏的新动能，为国际新能源发展带来机遇，也为中资企业“走出去”提供了广阔市场。本集团将继续密切跟踪国际局势动态，不断加强境外业务指导管理，持续高效管控境外风险。同时坚持“风光并举、多能互补”发展主线，采取多元化投资模式，稳步推进国际化战略布局。

　　2023年，本集团将积极践行绿色发展理念，继续以目标为导向，全面落实前期发展专项规划，提升优质资源获取和开发能力；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，积极推动业内聚合、跨界联合、产业融合，充分挖掘新能源发展潜力，抢抓发展机遇，推动建设成为世界一流新能源公司。本集团统筹发展和安全，树牢底线思维，增强风险意识，深化系统观念，抓早抓小、抓常抓细，全面提升本质安全水平，以新安全格局保障新发展格局。

　　本集团将把高质量发展作为首要任务，强化战略引领和顶层设计，全面提高风电开发规模和比例，突出风电传统优势。借助能源保供、“两个联营”（煤炭与煤电、煤电与新能源）的优势和契机，在重碳产业区域谋划新能源基地项目，同时整合零散资源，推动形成百万千瓦以上基地项目。全面落实前期发展专项规划，提升优质资源获取和开发能力，加快实现“十四五”规模翻番目标。

　　2023年，本集团将以习新时代中国特色社会主义思想为指导，全面系统深入贯彻党的二十大精神，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，着力推动高质量发展，深入践行“社会主义是干出来的”伟大号召，全面贯彻“一个目标、三型五化、七个一流”发展战略，坚定践行“六个担当”，全面强化六种思维，牢固树立全球领先新能源企业的战略目标，坚持稳健增长和可持续发展，重点抓好保安全、促发展、稳增长、谋创新、推改革、强党建等六个方面工作，加快世界一流新能源公司建设，全力打造“本质安全、规模翻番、数字转型、创新引领、健康进取”的新龙源。

　　2023年，本集团将全面提升本质安全水平，守牢发展“生命线”；全面提高发展能力，持续巩固领先地位；全面落实提质增效，确保业绩稳健增长；全面强化创新引领，提升公司核心竞争力；全面拓展改革深度，加快建设一流企业；全面加强党的领导，不断汇聚奋进力量。

　　2022年，电力市场化改革不断深入，新能源市场交易规模持续扩大。国家发展改革委、国家能源局发布《加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，提出将进一步激励清洁能源参与市场化交易，扩大绿色电力交易规模。今年以来，参与新能源市场化交易的地区持续扩大，新能源市场化交易电量占比提升，未来面临着电价下降、收益下滑的风险。2022年4月，东北能源监管局印发《关于调整东北电力辅助服务市场运营规则的通知》，东北地区新能源企业需要分摊的辅助服务费用规模增大，未来可能持续影响辅助服务分摊费用。本集团将持续跟踪国家相关政策，研判政策影响，采取有效措施，克服新能源交易价格上浮阻力，引导利好政策落地，积极争取优质中长期交易，锁定售电收益；梳理各省区已发布的辅助服务市场机制和政策，研究主动应对措施，利用省间现货交易等手段减少费用支出。

　　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。2022年，我国大部分省（区、市）平均风速、总辐照量接近于正常年水平，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2022年底，本集团已在全国32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。

　　2022年，新能源装机的持续增加，给电网输送能力带来较大考验，部分地区电网结构限制、送出能力不足的情况存在加剧风险，新能源限电形势仍存在较大压力。本集团将结合各地区不同特点形势，持续加强与政府主管部门、电网调度沟通，争取有利政策和发电空间。同时，主动拓展消纳渠道，积极推动局部电网结构改善。

　　目前国际形势剧烈变化、行业竞争环境激烈、全球金融动荡，本集团开展境外投资面临的国际化经营风险和国际投资不确定性，主要受东道国政治、法律及经济环境、当地文化等多种因素影响。本集团将做好对投资所在国的国别情况分析及项目筛选，从政治、经济等多个方面全面评估国际化经营风险，有效防范系统风险。加强境外政策研究，定期开展风险排查工作，对于存在投资风险的项目可以通过项目投保等方式分担风险，降低境外投资的不确定性。

　　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。

　　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，主要通过各境外子公司上报数据，审核相关外汇风险项目。同时，不断加强境外财务人员管理，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，会第一时间核实相关潜在风险。待确认后，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。

　　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价格上涨并持续维持在高位风险。2022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，尽量在成本低位加大釆购量。

　　证券之星估值分析提示太阳能盈利能力一般，未来营收成长性一般。综合基本面各维度看，股价合理。从短期技术面看，近期消息面一般，主力资金有流出迹象，短期呈现震荡趋势，市场关注意愿一般。更多

　　证券之星估值分析提示龙源电力盈利能力一般，未来营收成长性一般。综合基本面各维度看，股价合理。从短期技术面看，近期消息面一般，主力资金有明显流出迹象，短期呈现震荡趋势，市场关注意愿一般。更多

　　证券之星估值分析提示新产业盈利能力优秀，未来营收成长性较差。综合基本面各维度看，股价合理。从短期技术面看，近期消息面一般，主力资金无明显迹象，短期呈现震荡趋势，市场关注意愿一般。更多

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