长源电力（000966）

　　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
　　2023年，湖北省经济运行回升向好，扎实推进高质量发展。报告期内，全省生产总值5.58万亿元，同比增长6.0%。根据行业主管部门披露数据，全社会用电量累计2706.43亿千瓦时，同比增长2.21％。分产业看，第一产业用电量38.33亿千瓦时，同比增长9.64％；第二产业用电量1575.68亿千瓦时，同比增长2.19％；第三产业用电量562.8亿千瓦时，同比增长9.07％；居民生活用电量529.62亿千瓦时，同比下降4.55％。
　　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11,114.65万千瓦（含三峡2240万千瓦），其中，水电3792.63万千瓦，占34.12%，同比增加12.68万千瓦；火电3998.25万千瓦，占35.97%，同比增加435.08万千瓦；风电836.48万千瓦，占7.53%，同比增加58.34万千瓦；太阳能2487.29万千瓦，占22.38%，同比增加1171.57万千瓦。
　　报告期内，湖北省累计发电量3195.79亿千瓦时（含三峡），同比增加90.12亿千瓦时，增长2.90%。其中，水电1312.61亿千瓦时，同比增长7.6%；火电1488.07亿千瓦时，同比下降6.56%；风电168.78亿千瓦时，同比增长2.9%；太阳能226.35亿千瓦时，同比增长75.16%。全年统调电厂发电设备平均利用小时3402小时，同比减少351小时，其中火电机组利用小时4015小时，同比减少724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。6月21日，湖北省能源局发布《关于进一步做好2023年电力市场化交易有关工作的通知（鄂能源调度〔2023〕37号）》，明确自6月起组织开展新能源季节性竞价上网。8月2日，湖北省能源局印发《关于开展电力中长期市场连续运营融合交易的通知》（鄂能源调度〔2023〕43号），自8月17日起开展8月连续运营融合交易，湖北市场化交易时间开始细化到日。8月25日，湖北省能源局发布了《省能源局关于开展电力现货市场长周期结算试运行的通知》，从9月1日起开展湖北省电力现货市场长周期结算试运行，市场参与规模进一步扩大，110千伏以上公用电网的新能源场站（不含扶贫项目）全部参与，包括62台燃煤机组，325座新能源场站，34家大用户，35家售电公司，发电侧现货结算电量4.55亿千瓦时，占上网电量的3.86%。12月8日，湖北省能源局印发《2024年湖北省电力市场交易实施方案》，首次引入打捆电量机制，在2024年3-5月、9-11月，电力用户按实际用电需要的70%购入，其余30%电量由湖北省电力公司打捆购入。12月29日，湖北省发改委、能源局印发《关于做好煤电容量电价机制实施工作的通知》，明确2024年1月1日起执行容量电价机制，煤电企业可以通过容量电价回收部分固定成本，长期来看，容量电价机制有利于煤电行业持续健康发展。
　　截至本报告期末，公司可控总装机容量1049.47万千瓦，其中火电831万千瓦，水电58.55万千瓦，风电26.4万千瓦，光伏131.36万千瓦，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11,114.65万千瓦（含三峡）的9.44%，公司火电装机容量占湖北全省火电装机容量3998.25万千瓦的20.78%。报告期内，公司完成发电量327.46亿千瓦时，占湖北省全年发电量的10.25%。
　　
　　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
　　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327.46亿千瓦时，同比降低0.68%，其中火电发电量288.34亿千瓦时，同比降低7.45%；水电发电量19.85亿千瓦时，同比增长70.22%；风电发电量5.45亿千瓦时，同比增长14.22%；光伏发电量13.19亿千瓦时，同比增长1027.67%；生物质发电量0.63亿千瓦时，同比增长11.9%；售热量2140.72万吉焦，同比增长14.05%；设备平均利用小时3120小时，同比下降1396小时；其中火电机组利用小时4224小时，同比下降729小时。火电发电量同比下降主要由于省内用电需求增长乏力，新能源发电及外购电增加。平均利用小时同比减少的主要原因为：一是利用小时水平相对较低的新能源装机在公司占比增加；二是公司火电利用小时同比减少；三是部分新机组接近2023年末投产，累计利用小时偏低。
　　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258.54亿千瓦时，同比减少23.66亿千瓦时，约占公司火电总上网电量的94.66%，同比下降1.52个百分点。交易电量及其占比减少的主要原因是2023年湖北省内新增装机较多，新能源发展势头强劲，新增火电装机402万千瓦，新增风电装机92万千瓦，新增光伏装机1263万千瓦。
　　报告期内，公司累计完成售电量311亿千瓦时，同比减少0.26%，其中火电售电量273.11亿千瓦时（含生物质），水电售电量19.48亿千瓦时，风电售电量5.34亿千瓦时，光伏售电量13.06亿千瓦时。
　　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96.47亿千瓦时，同比增加29.24亿千瓦时，占公司总销售电量的31.02%。
　　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277万千瓦，其中风电110万千瓦，光伏167万千瓦；光伏项目备案5个共65.14万千瓦。公司于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）于2023年3月纳入湖北省能源局公布的2022年第三批新能源发电项目名单。
　　报告期内，公司新能源项目开工145万千瓦，投产112万千瓦。截至报告期末，公司新能源装机容量（包括风电、光伏）共计157.76万千瓦。
　　
　　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。
　　
　　四、主营业务分析
　　1、概述
　　报告期内，公司实现营业收入1,445,713.34万元，同比减少20,478.22万元，其中电力销售收入1,298,894.92万元，占营业收入的89.84%；热力销售收入128,861.65万元，占营业收入的8.91%。发生营业成本1,320,712.27万元，同比减少74,571.77万元，其中电力成本1,159,105.39万元，占营业成本的87.76%；热力成本157,215.27万元，占营业成本的11.90%。实现营业利润50,960.91万元，同比增加27,283.29万元；实现利润总额51,391.11万元，同比增加24,970.11万元；实现归属母公司的净利润34,906.20万元，同比增加22,618.52万元。
　　公司利润总额同比增加24,970.11万元的主要原因：一是增利因素合计增利168,943.85万元，其中燃煤价格同比降低增利92,138.75万元，水电、新能源发电量同比增加增利65,563.47万元，售热量、售热均价同比增加增利9,684.73万元，投资收益同比增加增利1,556.90万元。二是减利因素合计减利143,973.74万元，其中，折旧费、安全生产费、财务费用等固定费用同比增加，减利88,724.76万元；售电均价同比下降减利28,500.55万元，计提资产减值、信用减值同比增加、资产处置收益同比减少等，导致减利13,629.49万元；其他业务利润同比减少减利8,936.39万元，营业外收支净收益减少减利2,331.43万元；供电（热）煤耗综合影响减利1,851.12万元。
　　
　　五、公司未来发展的展望
　　（一）行业格局和趋势
　　根据湖北省能源局预测，综合全省经济社会发展主要指标预测、用电需求及用电结构等因素，预计2024年省内全社会用电量2870亿千瓦时，同比增长6%左右，全省电量供需正常情况下迎峰度夏、度冬期间电力总体平衡，极端情况下，可能出现时段性、局部性电力缺口。
　　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。公司作为省内最大煤电装机发电企业，在电网调峰调频、电力保供方面将发挥更大的作用。省内社会用电需求增长能否有效缓解煤电企业因新能源装机规模增长带来的发电市场冲击，目前尚不明确。
　　煤炭市场方面，预计2024年国内煤炭市场供需两侧均呈小幅增长态势，市场供需总体平衡，时段性偏宽松；现货煤价重心有望同比下移，震幅收窄。2024年公司将认真落实国家有关电煤中长协政策要求，规范长协签订、强化履约管控，持续提升公司电煤保供控价能力。
　　（二）公司发展战略
　　公司作为国家能源集团控股的上市公司和湖北区域骨干发电企业，将以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻党的二十大精神，牢牢把握能源保供新形势、牢牢把握双碳政策新要求、牢牢把握能源转型新趋势，积极参与新型能源体系和新型电力系统构建，从传统产业转型升级和战新产业规模质量发展两端发力，强化煤电保供能力建设和清洁高效利用，大力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，积极布局发展储能氢能，不断巩固拓展综合能源服务，实现电力产业、储能产业、综合产业协同发展，努力将公司建成一流综合能源示范企业。
　　（三）经营计划
　　1.2023年目标任务完成情况
　　报告期内，公司持续强化新能源资源获取，全年新增新能源资源储备277万千瓦，现有资源储备达到487万千瓦，其中风电150万千瓦、光伏337万千瓦，新能源布局更加优化，结构更加均衡。快速推进前期工作，汉川四期项目2台百万机组及125万千瓦新能源项目完成投资决策，松滋抽蓄项目完成可研阶段全部工作；扎实推进项目建设，随州火电项目、荆州二期扩建项目共202万千瓦煤电机组相继投产，汉川四期项目煤电主体工程按期高标准开工，新能源项目共计开工145万千瓦、投产112万千瓦，电源项目开工及投产规模均创历史新高。截至报告期末，公司装机容量突破1000万千瓦，可再生能源装机占比20.82%，同比提高6.98个百分点。
　　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。全年完成发电量327.46亿千瓦时，实现年度计划的92.06%，同比降低0.68%；完成售热量2140.72万吉焦，实现年度计划的110.75%，同比增长14.05%。
　　2.2024年经营计划
　　（1）总体工作思路
　　2024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和二十届二中全会精神，全面落实董事会决策部署，牢牢把握“稳健、精进、创新、协同”的工作基调，提升能源保供、转型发展、科技创新、生产运营、企业治理、全面从严治党六项管控能力，聚焦科技创新，提质转型发展，高质量创建一流综合能源示范企业，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”，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、违法、廉政和稳定事件。
　　经营发展目标：高标准推进新能源建设，全年新能源开工20万千瓦、投产60万千瓦；全力争取更优业绩，实现营业收入162.9亿元，发电量371.85亿千瓦时，售热量2393万吉焦，供电煤耗297.39克/千瓦时，火电利用小时和标煤单价对标保持区域先进。
　　上述经营计划、经营目标并不代表公司对2024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，存在较大的不确定性，请投资者特别注意。
　　（3）主要工作措施
　　持续强化安全环保，在能源稳产保供中体现新担当。强化安全环保体系建设，建立健全涵盖全员、全过程、全方位的安全生产责任体系，牢牢守住安全生产底线。夯实安全生产基层基础，推行运维管理精细化、调峰管理体系化、班组建设规范化。抓实风险管控和隐患排查治理，加强防控体系构建，充分运用风险分级管控、隐患排查治理、事故事件教训三重评估体系。加强重点区域管理，紧盯重点项目、重点领域和重点区域，严格受限空间、高空作业等高风险作业管理，强化风险预防和隐患治理。加强隐患排查治理，深入实施安全生产治本攻坚三年行动，以防人身伤亡、危大工程施工等为重点，持续推进专项排查整治。
　　持续强化价值创造，在业绩稳健增长中创出新亮点。发挥市场引领作用，加强对宏观政策的分析研究，积极利用国企改革、能源保供、绿色低碳等各类发展规划、产业政策和财税优惠政策，向政策要动力、向政策要效益，确保各项政策优惠应得尽得。提升协同创效水平，抓实生产经营协同创效，积极应对火电机组利用小时下降风险，坚持以市场为导向、以营销为龙头，制定竞争策略和工作方案，科学合理安排生产计划。抓实燃料协同创效，优化燃料集中管控，发挥区域燃料统采统配优势，合理制定采购策略，优化内部煤炭分配，完善区域“煤电运”协同、外部长协统谈分签、应急保供协同等机制，不断提升保供控价能力。抓实财务协同创效，着力建设“四位一体”财务价值创造体系，深化财务集中管控。全力推进资本市场再融资工作，助推公司绿色低碳转型发展。加强过程管控，实现前瞻性成本控制，严格控制燃料成本、生产运行成本、采购物流成本、各类管理成本，减少费用性开支和非生产性支出。
　　持续强化科技创新，在赋能产业发展中增强新动能。加大科技创新力度，以数字化促进管理效能提升，进一步用好产学研用的协同机制，共建联合创新平台和研发合作平台，布局实施科技创新项目，发挥示范引领作用。加强知识产权全生命周期管理，培育一批有较高价值的专利。依托重大项目布局知识产权和技术标准，大力开展内外部专利许可转让，推进科技成果转化应用，提升科技投入产出效率。加快智慧企业建设，加快公司应急指挥和运营管理平台建设，实现数据分析和深度应用、设备状态预警和优化控制等功能，提升生产调度中心数字化智能化水平，实现“统一管控、平台赋能、提质增效”。加强人才队伍建设，把人力资源开发放在突出位置，促进各类创新人才发展。
　　持续强化战略管控，在绿色转型发展中实现新突破。高效率抢抓项目资源，加强与政府部门沟通协调，尽快获取更多新能源建设指标。坚持风光并举、集中式和分布式并举，快速规模化发展新能源，加快实现新的突破。高标准推进新能源建设，加强行业和区域对标，不断提升新能源项目创造开发能力、战略研究能力、规划编制能力、工程建设能力和营销管理能力。加快推进厂区分布式光伏“能建尽建、能投早投”，加力提速集中式新能源项目和工商业屋顶光伏项目开发，全年新能源开工20万千瓦、投产60万千瓦。高质量抓好火电建设，高标准高质量推进汉川四期项目建设，加强全周期管理，为投产创效打牢坚实基础，努力打造新一代煤电技术标杆。
　　持续强化公司治理，在深化改革提升中激发新活力。推动改革深化提升，全面实施国企改革深化提升行动，加快制定公司治理、市场化经营、考核激励改革措施，确保按期完成任务。坚持在重大项目、重点领域、艰苦岗位和急难险重任务中识别人才，加快培养一批优秀专家、大国工匠和青年人才，形成人才辈出的良好局面。突出抓实业绩考核，坚持目标导向，发挥考核牵引力作用，优化制定KPI考评体系。建立“大督办”管理体系，紧盯重点任务、关键环节和主要指标，定期盘点分析，及时发现问题，动态调整纠偏，有效督导落实，不断深化结果应用。防范风险提升形象，严格规范信息披露、关联交易管理，严防违规事件发生，不断增进公司的市场认同和价值实现。持续完善内控、风险、合规管理，筑牢风险防控底线。不断优化完善制度体系，规范分级分类管理，保障制度高效执行。
　　（四）可能面对的风险
　　根据公司能源保供行业的特点，公司在对2023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2024年度重大风险的评估工作，评估结果依次为：合规风险、市场竞争风险、投资风险、生产管理风险、工程项目管理风险。
　　1.合规风险
　　随着上市公司严格的监管要求，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。2024年公司将持续强化上市公司运作，遵守法律法规、最新监管规定，严格执行重大关联交易事项提级审查、信息披露呈递单、关联交易报告等制度，确保关联交易及信息披露合规。
　　2.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等。2024年公司深入开展电力交易政策研究，实时测算打捆电量、联动价格对交易量价水平影响，制定切实可行年度交易方案，提高年度交易量价。
　　3.投资风险
　　受国家经济发展、能源供需和市场形势等方面的影响，投资项目可能出现项目设计方案、投资总额、预期收益、产品价格以及产品交易量变动等方面的风险。在项目前期可行性研究与论证中，资产投入运行后出现国家政策变化预估不足、市场形势发展变化较快等情况，从而导致项目投产预期收益率与项目前期可行性研究论证不符。2024年，公司将对项目投资加强战略分析，充分评估，锁定边界条件，以避免投资失误；加强与当地政府和当地居民沟通，争取支持，获得环保、水保、接入系统批复文件；进一步优化建设方案，降低造价，抓好工程管理，确保工程安全、质量和进度，建设“两高一低”工程，提高项目收益。新能源项目投产后密切跟踪电力市场发展情况，积极参与电力市场交易，提升项目发电能力，保证项目上网发电量和电价。
　　4.生产管理风险
　　随着风能、太阳能新能源发电板块的增加，火电、新能源电力生产管理的要求不断提高，电力生产运行管理模式也在发生变化，安全文明生产、设备运行稳定、技术监督管理等信息报送认识不到位，安全监督不到位，设备缺陷隐患未消除等风险。公司将严格落实生产管理风险分级管控和安全隐患排查治理双重预防机制，加强制度建设，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。
　　5.工程项目管理风险
　　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，新能源建设项目开工可能存在工程建设工期未按期完成、工程质量隐患，无法按期投产等，给企业经济利益带来损失。2024年公司将依法依规落实新能源项目开工各项条件，履行开工审批程序及报批手续；建立健全安全体系，明确目标和责任，签订安全协议，强化考核力度；加强教育培训，提升施工人员安全意识；定期进行安全隐患排查工作，及时整改；科学制定应急预案，及时启动应急预案，并开展事故演练；择优选用施工队伍；建立健全质量管理体系，开展精细化管理洁净化施工；实行严格的工程监理制度，发现工程施工不符合设计要求应当立即改正，未经工程监理签字的工程物资不得使用或者安装，不得进行下一道工序施工，不得拨付工程价款；定期进行质量隐患排查工作，提出整改意见，跟踪整改情况；设计方案更加优化、合理、符合流程，降低工程造价。 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%、21.98%。
　　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▲

　　一、报告期内公司所处的行业情况
　　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
　　2021年，湖北省经济持续恢复，尽管遇到疫情散发、大宗商品价格上涨等因素影响，全省生产总值突破5万亿元，较上年同比增长12.9%。受经济恢复性增长影响，湖北省电力供需两旺，根据行业主管部门披露数据，2021年全省社会用电量2471.54亿千瓦时，同比增加327.36亿千瓦时，增长15.27%。第一、二、三产业和城乡居民用电分别为28.64、1517.07、470.94、454.88亿千瓦时，同比分别增加5.76、217.86、88.17、15.58亿千瓦时，同比分别增长25.15%、16.77%、23.03%、3.55%。
　　报告期内，湖北省能源局发布了《湖北省能源局关于2021年平价新能源项目开发建设有关事项的通知》（鄂能源新能〔2021〕44号），对源网荷储和多能互补百万千瓦基地的配套标准做出了相关要求：一是可按照不超过火电机组新增调峰容量的2.5倍配套新能源项目，二是风光水互补基地按照不超过抽水蓄能电站容量的2倍配套新能源项目。根据2021年10月湖北省能源局发布的《关于公布2021年平价新能源项目的通知》，2021年湖北省安排新能源项目总容量1227.9万千瓦，其中，公司共计取得318万千瓦的配置建设规模，排名全省第一。
　　截至本报告期末，根据行业主管部门披露数据，湖北全省发电总装机容量8816万千瓦，同比增加543万千瓦，其中，水电3771万千瓦，占42.78%，同比增加14万千瓦；火电3372万千瓦，占38.25%，同比增加56万千瓦；风电719.75万千瓦，占8.16%，同比增加218万千瓦；太阳能952.60万千瓦，占10.81%，同比增加255万千瓦。
　　报告期内，湖北省累计发电量3291.34亿千瓦时（含三峡），同比增加336.23亿千瓦时，增长17.48%。其中，水电567.56亿千瓦时，同比增长6.22%；火电1474.97亿千瓦时，增长18.65%；风电134.33亿千瓦时，同比增长64.20%；太阳能83.14亿千瓦时，同比增长28.76%。全年统调电厂发电设备平均利用小时4224小时，同比增加112小时，其中火电机组利用小时4488小时，同比增加600小时。
　　2021年，煤价突破历史新高，电价改革文件密集出台，要求按照市场化方向解决能源供应问题。其中根据《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，未来燃煤发电电量原则上将全部进入电力市场，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价。燃煤发电市场交易价格浮动范围由现行的上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，扩大为上下浮动原则上均不超过20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。同时，要有序推动工商业用户全部进入电力市场，按照市场价格购电，取消工商业目录销售电价。对暂未直接从电力市场购电的用户由电网企业代理购电，代理购电价格主要通过场内集中竞价或竞争性招标方式形成。2021年，湖北省市场化交易成交总电量961.47亿千瓦时，交易均价412.86元/千千瓦时，平均让利幅度3.24元/千千瓦时。预计2022年湖北省电力市场化市场主体数量将快速增加，交易规模进一步扩大。报告期内，公司发行股份及支付现金购买国电湖北电力有限公司（以下简称湖北电力）100%股权重大资产重组交易已于2021年4月2日完成资产过户及相关工商变更登记手续，公司已合法持有湖北电力100%股权，湖北电力成为公司全资子公司，并从2021年4月开始纳入公司合并报表范围，公司可控装机增加328.513万千瓦，其中火电装机增加270万千瓦，水电装机增加58.513万千瓦。
　　截至本报告期末，公司可控总装机容量708.973万千瓦，其中火电629万千瓦，水电58.513万千瓦，风电19.3万千瓦，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8816万千瓦（含三峡2,240万千瓦）的8.04%，公司火电装机容量占湖北全省火电装机容量3372.38万千瓦的18.65%。报告期内，公司完成发电量316.86亿千瓦时，占湖北省全年发电量的9.63%。
　　
　　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、风电和生物质发电。报告期内，公司共完成发电量316.86亿千瓦时，同比增长16.14%（按重组后可比口径，下同），其中火电发电量292.24亿千瓦时，同比增长17.37%；水电发电量19.76亿千瓦时，同比下降2.6%；风电发电量4.51亿千瓦时，同比增长55.38%；生物质发电0.35亿千瓦时，同比下降46.11%；售热量1655.95万吉焦，同比增长39.41%；设备平均利用小时4469小时，同比增加614小时，其中火电机组利用小时4646小时，同比增加687小时。报告期内，电热增长主要原因为湖北疫后经济恢复性增长，社会用能需求较高。
　　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198.32亿千瓦时，同比增加40.93亿千瓦时；约占公司火电总上网电量的71.87%，同比增加4.96个百分点。交易电量及其占比增加的主要原因是随着用户准入门槛降低，湖北省参加市场交易的电力用户用电量增加且占全省发用电比重增加。
　　报告期内，公司累计完成售电量299.07亿千瓦时，同比增加16%，其中火电售电量275.32亿千瓦时，水电售电量19.35亿千瓦时，风电售电量4.4亿千瓦时。
　　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67.15亿千瓦时，同比增加4.67亿千瓦时；内部代理电量64.76亿千瓦时，占公司总销售电量的21.65%。
　　涉及到新能源发电业务
　　报告期内，公司储备新能源项目27个，共605.54万千瓦，核准（备案）项目20个，共440.55万千瓦。取得318万千瓦的配置建设规模，其中新能源百万基地3个，湖北省内排名第一。2021年，公司新能源项目开工58.22万千瓦，在建58.22万千瓦。2022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。
　　截至报告期末，公司现已投运的4个风电项目共计装机19.3万千瓦全部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）7753.35万元，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（含税）17,492.91万元。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.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708.97万千瓦；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11.28%。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火电企业，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，报告期内获评深交所2020年度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1,216,396.57万元，同比增加209,046.65万元，其中电力销售收入1,100,280.92万元，占营业收入的90.45%；热力销售收入86,225.57万元，占营业收入的7.09%。发生营业成本1,200,199.16万元，同比增加328,749.61万元，其中电力成本1,085,858.77万元，占营业成本的90.47%；热力成本109,053.2万元，占营业成本的9.08%。实现营业利润-8,366.09万元，同比减少137,198.33万元；实现利润总额-5,290.79万元，同比减少134,369.13万元；实现归属母公司的净利润-2,535.03万元，同比减少102,680.89万元。
　　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270，068万元，其中燃煤价格同比上升减利233,640万元、资产处置收益同比减少减利36,428万元；二是增利因素合计增利135,699万元，其中发电量同比增加增利77,687万元、售电均价同比上涨增利18,022万元、投资收益同比增加增利9,193万元、其他业务收益同比增加增利5922万元、营业外收支净收益同比增加增利3,057万元、固定成本同比减少增利10,801万元、财务费用同比减少增利5,219万元、税金及附加同比减少增利2,902万元、资产减值损失同比减少增利2,896万元。
　　报告期内，公司电力产品毛利率1.31%，较上年同期下降12.14个百分点；热力产品毛利率-26.47%，较上年同期下降14.07个百分点，报告期内公司未开展煤炭销售业务。电力产品、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大幅上涨且一直高位运行所致。

　　五、公司未来发展的展望
　　（一）行业格局和趋势。
　　2022年，制约我国经济社会的国际国内不确定性因素较多，面临诸多风险挑战。随着产业结构持续调整，预计全省全社会用电转向中高速增长，增速约6%，极端气候情况下可能出现一定电力缺口。同时，在“2030前碳达峰、2060前碳中和”的目标要求下，湖北电网新能源进入跨越式发展阶段，地方风电和太阳能等非化石能源发电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持续增加。
　　2022年，省内原有发电计划安排、电价形成机制以及市场交易模式都将发生较大变化。特别是煤电全部电量进入市场，发电侧原有优先发电和保量保价电量计划都将取消；交易电价浮动范围扩大，一方面为煤电企业成本疏导提供了机制，另一方面容易出现电价大起大落局面；工商业用户全部入市，启动电网代理政策，售电市场格局面临重大调整。当前公司煤电装机占比较高，其发电量全部进入市场后，原有优先发电和保量保价计划优势下降；交易电价机制浮动可以疏导部分煤价上涨带来的发电成本压力，但上涨范围有限，部分时段煤电企业发电仍然可能出现亏损。
　　煤炭市场方面，预计2022年我国将持续推动能源保供工作，进一步加强对长协煤炭签订、履约及价格的监管，更加注重发挥长协在保障供应、稳定价格中的市场“压舱石”作用，预计全年长协供应总量上升，价格保持相对平稳。现货煤价主要受国内煤炭供需形势及国际能源供应走势影响，预计全年将在偏高位区间波动。公司按照国家相关政策要求，充分落实年度电煤长协签订工作，燃煤采购以长协为主，国能销售作为公司最大的长协煤炭供应商，其煤源保障能力强，价格稳定，为保证公司燃煤安全可靠供应及控制燃料成本提供了支撑。
　　（二）公司发展战略
　　碳达峰、碳中和的战略实施将在2022年正式进入“提速轨道”，从重点领域和行业、地区两个维度加快实施。长远来看，煤基能源发展面临资源短缺和环境保护的双重约束，作为以火电为主的区域骨干能源企业，公司将深入贯彻落实碳排放达峰值、碳中和目标要求，增强“机遇意识、发展意识、忧患意识、改革意识”，把握有利时机，巩固煤电和供热优势，大力发展清洁可再生能源，持续优化电源结构，适应市场化改革形势，加快调整完善管理体制机制，实现绿色转型和高质量发展。
　　“十四五”期间，大力发展新能源，确保风电、光伏等新能源新增装机规模超过500万千瓦，稳步推进水电项目建设，力争开工建设两个抽水蓄能项目，锁定一批抽水蓄能项目资源，继续做好优质清洁火电发展，高效推进汉川四期百万千瓦级机组建设，进一步巩固公司在湖北区域的发电装机规模领先优势；持续巩固已有供热市场，不断开拓随州等其他区域供热业务，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”的一流专业化发电公司。
　　（三）经营计划
　　1.2021年目标任务完成情况
　　2021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，深入学习贯彻党的十九大和十九届历次全会精神，统筹疫情防控和转型发展，统筹能源保供和生产经营，围绕董事会下达的年度目标任务，扎实推进各项工作。
　　报告期内，公司成功完成重大资产重组并募集配套资金，装机规模、资产质量等方面得到明显提升，市场竞争力和核心竞争力进一步提高。
　　报告期内，公司认真贯彻落实“碳达峰碳中和”目标要求，稳步推进优质清洁火电发展，大力发展光伏、风电等新能源。两个火电项目（随州火电项目、荆州二期扩建项目）和两个风电项目（乐城山二期、赵棚项目）按节点计划有序推进工程建设；取得新能源配置建设规模318万千瓦，成立汉川、安陆、石首、钟祥、随县、荆门等六个全资或控股子公司大力推进光伏、风电项目发展。
　　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。全年发电量316.86亿千瓦时，完成年度目标的108.14%；售热量1655.95万吉焦，完成年度目标的117.35%。截至本报告期末，公司共投入资金10.25亿元用于火电、风电、光伏等项目建设，占年初预算金额的67.15%，报告期内公司投资项目建设进度按计划完成。
　　2.2022年经营计划
　　（1）总体工作思路
　　2022年，公司将以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，弘扬伟大建党精神，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，推动公司高质量发展，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：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、违法、廉政和稳定事件，不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。
　　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，力争新增配置建设规模指标130万千瓦、开工170万千瓦、投产90万千瓦。完成发电量321.66亿千瓦时，售热量1800万吉焦。
　　（3）资金需求及使用计划
　　公司2022年度计划安排52.7亿元用于火电、风电、光伏等项目建设，上述资金来源为公司自有资金和金融机构贷款。
　　上述经营计划、经营目标并不代表公司对2022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。
　　（4）主要工作措施
　　全力保障安全生产稳定。持续推进企业安全文化建设，着力构建本质安全管理体系，全面建设安全生产标准化企业，创建零非停机组、零非停电厂。坚守安全环保红线底线，落实污染防治攻坚战相关要求，加强风险辨识与风险管控，对重大安全隐患挂牌督办。做好组煤保电工作，强化设备可靠性管理和降非停专项治理，提升电力热力保供能力。扎实开展标准化检修，提升机组可靠性和灵活性水平，推行全生命周期设备健康管理。有序推进随州、荆州二期火电项目生产准备工作。加强水电合法合规管理，有序推进生态流量机组建设，提升水电安全性和经济性。整改落实风电重复性故障和重要缺陷，提升安全经济运行水平。建立健全光伏项目建设、管理、运维体系，有序推进光伏电站生产准备工作。
　　全力提升市场运营水平。拓展延伸“四一法则”精细化管理，推动全系统、全流程、全方位提质增效。树牢“过紧日子”思想，加大治亏扭亏力度，实现中长期稳定盈利目标。全力推进参股企业整改及低效无效资产处置，力争完成河南煤业及两矿破产清算工作。强化燃料全流程精细化管理，加快推进煤电一体化改造项目，提升电煤保供控价能力。加快适应电力市场化改革，营造良好政策环境，强化发电企业、售电公司的主体责任，保持电热交易份额、均价对标领先，规避市场风险。强化全过程成本管控，提高预算执行刚性；探索引入新能源产业基金、碳配额金融工具，持续降低融资成本；强化税收管理，实现减税降费增效；强化增量资产管理，提升投资项目未来效益。
　　全力推动绿色低碳发展。按照“有土地、能建设、可接入”的标准，最大限度争取优质新能源资源，全面营造良好发展外部环境，全力完成年度新增新能源发展目标。做好光伏项目的跨产业融合发展，落实“光伏+”发展理念。推动“四一法则”精细化管理在工程建设领域落实落地，实行前期、基建全周期考核。随州火电项目和荆州二期扩建项目工程建设完成年度节点计划，做好荆州二期基建项目管控平台试点工作，严格控制工程造价。
　　全力提升公司治理水平。深入推进国企改革三年行动，确保相关任务在6月份基本完成、党的二十大前全面完成。坚定不移推进三项制度改革，全面推行全员绩效考核，充分激发企业活力效率。落实公司品牌建设工作方案，推动品牌建设与公司规章制度、日常工作相融合。大力加强法治建设，全面持续提升依法治企能力水平。加快建立完善现代企业制度，重构公司管理“基本法典”。持续加强公司系统董事会建设，规范董事会运行，落实董事会职权，着力提升治理能力和治理效能。大力防范管理风险，建立会计信息质量自查整改长效机制，健全资金安全管控长效机制，完善税务风险定期检查机制，构建内部控制、风险防控、合规管理的审计监督体系。
　　全力优化创新创效机制。围绕公司发展战略，加快建强人才队伍，建立健全源头培养、跟踪培养、全程培养的干部素质培养体系。完善内部人力资源市场，加大清洁能源人才培养力度。优化干部选拔使用、考核评价、挂职培养、后备队伍调整等机制，搭建实现价值的平台。加快建设数字长源，推动数字化系统与传统生产体系深度融合。开展网络安全加固及主动防御系统建设，提高网络安全主动防御能力。发挥公司“首席师”和技术骨干的引领带动作用，大力培育创新工作室、劳模工作室，培育一批高价值专利。加强重大科技项目成果布局，构建产学研用深度融合的科技创新体系，创建省级创新研发平台，积极实施公司重点科技项目。
　　全力推进全面从严治党。持之以恒加强党的建设，把党建成果转化为推动公司改革发展的强大动力。强化考核问责，严格党员管理，创建党建品牌，推动党建基础建设迈上新台阶。落实巡视整改主体责任，切实把巡视“后半篇文章”做足做实做到位。开展重点领域全流程风险防控工作，协调运用业务监督、审计监督和群众监督，完善全覆盖的制度执行监督机制。深化运用监督执纪“四种形态”，一体推进“三不”机制建设。深化劳动竞赛和职工技能竞赛。深化群众性创新活动，在广大员工中营造比学赶超良好氛围。围绕党的二十大等重大节点，推出有影响力的文化套餐。巩固“我为群众办实事”活动成果，解决员工急难愁盼问题。
　　（四）可能面对的风险
　　根据公司所属能源保供行业的特点，公司在对2021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2022年度重大风险的评估工作，评估结果依次为：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。
　　1.政策风险
　　随着“双碳”目标的提出，我国电力能源发展的方向已由火电能源向“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，而政策的变化使公司目前存在着转型升级是否能达预期的风险。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、能源市场供需和产业政策变化，围绕做强主业、发展新能源的策略目标，加大项目推进力度。
　　2.电力市场竞争风险
　　在电力市场化改革进程中，交易政策不断推进，交易电量全电量入市，使公司失去保量保价基数电量重要支撑，公司将面临着交易电价结算方式复杂，客户全面入市，市场主体数量大增，高耗能用户政策导向不明等风险。2022年，公司将加强电改政策和理论体系研究，以价值创造为中心，高质量开展电力市场交易工作，制定交易策略、价格策略、客户策略，保障营销工作由计划向全市场平稳过渡。
　　3.安全生产风险
　　随着变异毒株的传播，疫情蔓延趋势未得到有效控制，新冠疫情对全球物流和产业链、供应链将持续影响，加上国际能源行业巨头纷纷加大新能源转型力度，使现存的能源企业要更加重视企业的安全生产，不能只重发展不顾安全。2022年，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。
　　4.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、生态环保等情形的影响，从而导致项目投产后无法保证达到预期收益。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。
　　5.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，把控好采购节奏，充分发挥国家能源集团煤电一体化运营优势，全力做好煤炭保供控价工作。 收起▲

　　一、报告期内公司从事的主要业务
　　公司主要在湖北省境内开发、建设和经营管理火电、水电、新能源等发电企业，是湖北省内骨干发电企业集团，主营业务为电力、热力生产和销售，所生产的电力全部输入湖北电网，热力主要供给当地企事业单位。2021年4月，经履行有关决策和审批程序，公司完成重大资产重组（即向控股股东国家能源集团发行股份及支付现金购买其持有的湖北电力100%股权），湖北电力已成为公司全资子公司。重组后，新增装机容量328.51万千瓦，其中火电装机270万千瓦，水电装机58.51万千瓦，公司主营业务未发生变化。
　　截至2021年6月30日，公司可控在运总装机容量为708.97万千瓦，其中火电装机629万千瓦，水电装机58.51万千瓦，风电装机19.3万千瓦，生物质装机2.16万千瓦。根据主管部门披露数据，公司可控在运总装机容量占湖北全省发电装机容量8,484万千瓦(含三峡2240万千瓦)的8.36%，火电装机容量占湖北全省火电装机容量3,336万千瓦的18.86%。在建项目的总装机容量为219.1万千瓦，其中火电202万千瓦、风电7.1万千瓦、光伏10万千瓦。
　　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。
　　今年上半年，湖北省经济运行总体呈现持续恢复、快速增长态势。根据主管部门披露数据，全社会用电量1,154.17亿千瓦时，同比增长24.87%。全省发电量1,467.31亿千瓦时，同比增长17.62%，其中三峡电厂发电量369.67亿千瓦时，同比降低4.17%；其它水电250.09亿千瓦时，同比增长10.16%；火电751.58亿千瓦时，同比增长33.63%；风电59.26亿千瓦时，同比增长43.54%；太阳能36.70亿千瓦时，同比增长18.56%。根据行业交流数据，全省统调火电机组利用小时2,313小时，同比增长524小时；水电1,679小时，同比减少27小时。
　　公司电源种类主要为火电、水电和风电。报告期内，公司完成发电量158.18亿千瓦时，同比（重组后口径，以下同）增长33.88%。其中，火电发电量148.29亿千瓦时，同比增长37.9%；水电发电量7.66亿千瓦时，同比下降18.25%；风电发电量2.23亿千瓦时，同比增长79.38%。完成售热量786.89万吉焦，同比增长66.62%。火电机组利用小时2358小时，同比增长648小时。火电机组发电厂用电率4.45%，同比下降0.29个百分点。不含税平均上网电价356.56元/千千瓦时，同比增加3.5元/千千瓦时。平均售热价格47.69元/吉焦，同比下降0.57元/吉焦。累计入炉综合标煤单价847.2元/吨，同比上涨152.4元/吨。公司发电量、火电发电量、售热量同比增幅较大主要原因是上半年湖北用电、用热增幅较大；水电发电量同比下降主要原因是公司所属水电站来水少于上年；风电发电量同比增幅较大主要原因一是中华山二期风电项目于2020年11月并网发电转商运，二是本年风场平均风速增加；煤炭价格大幅上涨主要原因是受主产煤区安全环保监管力度不断加大、煤炭进口不及预期等因素影响，煤炭产量增幅受限，煤炭市场供应紧张，价格维持高位运行。
　　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89.09亿千瓦时，同比增加85.02亿千瓦时，约占公司火电总上网电量63.77%，同比增加59.79个百分点。交易电量同比增加主要原因是上年同期受疫情影响，6月份方才组织年度市场化交易，上半年暂未结算省内市场交易电量。
　　“十四五”期间，公司将积极落实“碳达峰碳中和”政策，加大力度发展新能源和水电等清洁能源，实现绿色低碳转型。全力推进风电、光伏等新能源发展，大力推进新能源基地建设，2021年预计新增约25万千瓦新能源装机（含光伏和风电项目）。稳步推进恩施、十堰地区水电项目开发，对已有水电机组进行小规模的增容增效、增容扩机，提高水能利用率，增加部分水电容量。

　　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708.97万千瓦；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11.28%。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.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100万千瓦级超超临界燃煤机组。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，在发电市场竞争中可比优势明显。
4.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，报告期内获评深交所2020年度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
1.新冠肺炎疫情风险
进入7月份以来，由境外输入引发的本土聚集性疫情已先后波及多个省份，呈现多点散发、局部扩散的特点，影响了社会生产生活，给复苏势态良好的中国经济运行造成了一定压力。同时，新一轮疫情在全球各地爆发，感染人数快速增长，给国内疫情防控带来较大压力。预计下半年，疫情在国内依然存在局部性、季节性爆发的风险，或对宏观经济、用电需求、项目建设、煤炭生产、交通运输产生一定影响。
公司将严格落实常态化新冠疫情防控措施，严格执行应急预案，确保人员安全、电力生产、项目建设、物资保障、燃料供应等风险可控、在控。
2.电力市场风险
报告期内，湖北省经济持续快速稳定恢复，但全球疫情走势出现变化，国际环境依然错综复杂，经济持续回升向好的基础还需进一步巩固，经济形势全面恢复到较高水平困难较大。
6月份以来，湖北多地降水过程频繁，水电出力增加；湖北入伏初期依然天气凉爽，出现凉夏的可能性增加，下半年用电保持高增长存在较多不确定性。当前，全省可再生能源装机占比不断提高、燃料价格高位运行，火电面临调峰压力增加、调度计划执行偏差增大、发电收益下降等风险。
公司将不断强化市场营销工作，一是主动开拓电热市场，大力争取发电计划，积极参加跨省区外送电和发电权交易；二是加强市场形势分析，根据快速变化的市场形势，及时采取应对措施；三是积极反映煤价高企态势下火电经营困难局面，争取地方政府理解支持，改善市场交易电价水平。
3.煤炭市场风险
报告期内，经济复苏加快，全社会用电快速回升，全国煤炭需求同比出现较大幅度增长。煤炭供应侧，受主产煤区安全环保监管力度不断加大，煤炭进口不及预期等因素影响，煤炭产量增幅受限，煤炭市场供应紧张，价格及涨幅屡创历史新高，公司面临的保供及控价形势严峻。
面对错综复杂的煤炭市场形势，公司将着力加大与煤炭长协供应商的稳定合作，积极发挥长协煤炭保供稳价支撑作用，夯实煤炭保供基础；密切跟踪区域火电发电市场，加强内部煤电业务环节的协同，精准把控现货采购节奏，确保电煤供应安全可靠。
4.资金市场风险
上半年国内煤炭现货价格创历史新高，公司所属火电企业经营面临巨大压力，同时随着下半年重大资产重组资金兑现和火电、新能源等基建项目资本金加大投入，公司资金保供和融资能力面临较大挑战。
公司将密切关注资金市场变化，及时调整融资策略，利用好绿色低碳等优惠政策，努力控制融资成本。树立全公司资金一盘棋理念，对外深化银企战略合作，持续扩大授信规模，密切关注债市信息，加大直接融资力度；对内细化资金计划管理，充分发挥公司资金调度平台作用，最大限度利用好企业自由现金流，防控资金链风险。
5.安全环保风险
新《安全生产法》将于2021年9月1日起实施，进一步强化了企业的安全主体责任，提高了安全生产违法处罚力度。公司系统外委施工点多面广、人员分散、素质参差不齐，存在一定的安全管理风险。各级政府持续完善和深化环保政策，在水体保护、污染物排放、扬尘治理等方面不断提出新的、更严格的要求。
公司将进一步强化安全生产，压实各级人员安全生产责任，狠抓“安全生产责任清单”监督考核，加大隐患排查治理力度，深入推进安全生产专项整治工作，强化承包商安全管理，加强检修和运行管理，严控机组非停，全面提高设备可靠性，夯实安全生产基础。强化环保设施运行维护，确保运行良好、达标排放；加快完成火电厂废水综合整治、煤场封闭等环保治理项目，有效化解环保风险。

　　四、主营业务分析
　　概述
　　报告期内，公司实现营业收入592,951.92万元，同比增加162,095.22万元，其中电力营业收入536,921.48万元，占营业收入的90.55%；热力营业收入37,527.32万元，占营业收入的6.33%。发生营业成本532,282.74万元，同比增加165,586.82万元，其中电力成本462,020.62万元，占营业成本的86.79%；热力成本44,037.29万元，占营业成本的8.27%。实现营业利润34,288.07万元，同比减少1,570.15万元；实现利润总额37,479.67万元，同比增加1,519.93万元；实现归属母公司净利润25,822.09万元，同比增加1,120.88万元。
　　与上年同期相比公司营业利润下降，营业利润同比下降的主要原因：一是燃煤价格同比上升减利约69,714万元；二是财务费用同比下降增利约4,492万元；三是发电量同比上升增利约50,012万元；四是售电均价同比上升增利约2,802万元；五是固排物等其他业务利润同比增利5,187万元；六是售热量同比上升增利3,102万元。 收起▲

　　一、概述
　　报告期内，湖北省受疫情影响，全社会用电下降，用电量出现负增长。全省全社会用电量2144.18亿千瓦时，同比减少70.12亿千瓦时，降低4.37%。第一、二、三产业和城乡居民用电分别为22.88、1299.21、382.78、439.31亿千瓦时，同比分别增长0.95%、-3.66%、-6.99%、1.80%。全年来水量总体高于去年同期水平，三峡电厂发电量1112.92亿千瓦时，同比增加149.06亿千瓦时，增长15.47%。剔除三峡发电量，全省发电量1923.78亿千瓦时，同比减少85.24亿千瓦时，下降4.24%。其中，水电534.3亿千瓦时，同比增加141.18亿千瓦时，增长35.91%；火电1243.09亿千瓦时，同比减少242.22亿千瓦时，下降16.31%；风电81.81亿千瓦时，同比增加7.98亿千瓦时，增长10.81%；太阳能64.57亿千瓦时，同比增加7.82亿千瓦时，增长13.77%。全年统调火电机组利用小时3851小时，同比降低942小时。
　　报告期内，受新冠疫情冲击、中美贸易战升级等重大因素影响，国内经济增速回落，煤炭市场价格大起大落，市场煤价震幅创下近年新高。上半年受新冠肺炎疫情爆发影响，煤炭市场需求低迷，市场煤价跌至近年来低位；下半年随着国内疫情得到有效控制，国内经济复苏势头强劲，煤炭消费增速加快，进入冬季后叠加寒冷天气影响，市场供需转入紧平衡状态，煤炭价格持续上涨至近年高位。报告期内，公司累计完成年度入炉综合标煤单价702.5元/吨，同比下降39.24元/吨。
　　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，经营模式未发生重大变化。
　　公司电源种类主要为火电和风电。报告期内，公司共完成发电量145.5亿千瓦时，同比下降22.86%；其中火电发电量141.9亿千瓦时，同比下降23.77%；风电发电量2.9亿千瓦时，同比增长39.43%；售热量931万吉焦，同比下降4.9%；设备平均利用小时3866小时，同比减少1228小时。随着湖北省疫后社会生产生活趋向正常，预计2021年公司发电量、售热量、机组利用小时等指标有望实现一定幅度增长。
　　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92.26亿千瓦时，同比减少1.9亿千瓦时；约占公司火电总上网电量68.95%，同比增加15.06个百分点。交易电量同比减少主要原因是全省发电侧准入装机容量增加，交易电量占比增加的主要原因是随着用户准入门槛降低，湖北省参加市场交易的电力用户用电量占全省发用电比重增加。
　　公司设立了全资子公司国电湖北电力销售有限公司经营售电业务。售电公司主要从事电、冷、热能购销，热源、热网、水资源、新能源的开发、经营和管理；电力、热力的综合利用；信息、电力科学研究及电力相关的技术开发、技术服务、技术咨询；电力设备采购、销售、维修，国家允许经营的电力相关业务。售电公司以“诚信经营，追求卓越”为发展宗旨，为电力用户提供最优用能方案及增值服务。
　　主要生产经营信息
　　报告期内，售电公司完成代理售电量62.48亿千瓦时，同比增加50.93亿千瓦时；内部代理电量54.35亿千瓦时，占公司总销售电量的39.87%。
　　相关数据发生重大变化的原因
　　报告期内，售电公司代理售电量大幅增加的主要原因是根据湖北省电力交易规则，大量直接交易用户为防控市场风险选择与售电公司合作，由售电公司代理交易并分担部分偏差考核风险。
　　二、主营业务分析
　　1、概述
　　报告期内，公司实现营业收入572,215.51万元，同比减少164,395.23万元，其中电力销售收入510,328.21万元，占营业收入的89.18%；热力销售收入45,130.73万元，占营业收入的7.89%。发生营业成本503,766.05万元，同比减少113,891.64万元，其中电力成本452,216.63万元，占营业成本的89.77%；热力成本47,257.44万元，占营业成本的9.38%。实现营业利润
　　49,380.09万元，同比减少32,240.31万元；实现利润总额49,779.43万元，同比减少33,698.43万元；实现归属母公司的净利润35,421.8万元，同比减少21,877.02万元。
　　与上年同期相比公司营业利润下降，影响利润的主要原因：一是燃煤价格同比下降增利约17,548万元；二是财务费用同比下降增利约4,719万元，三是发电量同比下降减利约51,603万元；四是售电均价同比下降减利约5,248万元。
　　报告期内，公司电力产品毛利率11.39%，较上年同期下降4.14个百分点；热力产品毛利率-4.71%，较上年同期下降2.51个百分点，报告期内公司未开展煤炭销售业务。电力产品毛利率下降的主要原因是由于发电量及售电均价下降所致；热力产品毛利率下降的主要原因是售热量及售热均价下降所致。

　　二、核心竞争力分析
　　（一）经济技术指标方面
　　公司是主要从事火力发电的电力生产企业，目前公司的火力发电机组全部为30万千瓦以上机组，经过技术改造，各机组能耗指标处于区域内先进水平，并已全部具备供热能力。
　　（二）新能源方面
　　报告期内，公司全资子公司广水风电所属中华山二期项目（装机4.95万千瓦）25台风机全部并网发电，公司在运风电装机达到19.3万千瓦。
　　（三）分布结构方面
　　公司所属电厂分布较为合理，公司控股子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、荆州公司处于湖北电网中部的电源支撑点，汉川一发为江北重要大电源点，以上分布结构有利于公司充分利用各电厂的地理优势，积极争取计划电量，提高公司主营业务收入水平。
　　报告期内，公司核心竞争力未发生重要变化。

　　三、公司未来发展的展望
　　1、所处行业发展趋势
　　（1）2021年湖北电力市场形势预测
　　2021年是湖北省经济恢复重振的关键之年。在湖北省“两会”政府工作报告中，综合经济基本面和发展态势，考虑去年低基数因素和潜在增长率，把2021年经济增长目标定在10%以上。按照能源主管部门编制的全省电力电量平衡方案，预计2021年全省全社会用电量2335亿千瓦时，同比增长9%左右，全年供需总体平衡，但时段性盈缺明显，春秋电力电量双盈余，度夏及度冬期间将出现一定电力缺口。
　　（2）2021年煤炭市场形势预测
　　2021年，随着国内经济持续回暖，将带动煤炭需求上升。供应侧，煤炭先进产能继续释放，预计煤炭总产能及产量将维持相对高位，煤炭铁路运力运量也将维持较高水平，煤炭市场供应将总体宽松。区域煤炭市场方面，浩吉铁路源头的煤炭先进产能逐步达产投产，沿线集运设施投入使用，其沿线煤源辐射“两湖一江”电煤市场能力将继续增强。综合分析，预计2021年煤炭市场供需总体平衡，但受煤炭需求侧波动加大等因素影响，不排除阶段性供应偏紧现象。
　　（3）2021年资金市场预测
　　2021年政府工作报告提出“稳健的货币政策要灵活精准、合理适度。处理好恢复经济与防范风险的关系，保持宏观杠杆率基本稳定”，货币政策继续稳健中性主基调，稳杠杆、防风险重要性上升。2021年，在国内新冠疫情防控成果不断巩固的情况下，预计在疫情期间出台的扶持湖北经济社会发展的金融优惠政策可能适度退出，资金市场利率将有所上行；随着火电、新能源、热网等基建项目的快速推进，公司总体资金需求量增大。
　　（4）2021年环保形势分析
　　随着碳达峰、碳中和政策的实施，新时代推进生态文明建设、统筹环境保护与经济发展关系已成为新的战略思维，中央生态环境保护督察将中央企业列入督察对象，火电企业需要加快废水污染防治和粉尘无组织排放治理，新能源企业需要落实环保水保“三同时”要求，水保和生态恢复要与主体工程同步推进。
　　2、2020年目标完成情况
　　2020年，公司系统未发生人身伤亡事故，未发生全厂停电或电厂引发的电网稳定破坏事故，未发生电厂垮坝、重大及以上设备损坏、环境污染、重大交通和火灾事故，也未发生严重影响企业形象和社会稳定的事件。公司系统全年发电量145.50亿千瓦时，完成年度目标的92.24%；全年售热量931万吉焦，完成年度目标的92.97%。截至本报告期末，公司共投入资金69,732万元用于火电、风电、热网项目建设，占年初预算金额的98.12%，报告期内公司投资项目建设进度按计划完成。
　　3、2021年经营计划
　　（1）总体工作思路
　　以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入贯彻党的十九大和十九届二中、三中、四中、五中全会精神，认真落实董事会决策部署，全面从严治党，深化改革创新，强化精细管理，着力提质增效，奋力建设党建引领、创新驱动、管理先进、效益一流、安全高效、绿色低碳的上市公司，实现“十四五”开好局起好步，确保完成董事会下达的目标任务。
　　（2）主要工作目标
　　安全稳定目标：不发生人身伤亡事故，不发生全厂停电或电厂引发的电网稳定破坏事故，不发生重大及以上设备损坏事故。不发生环境污染、重大交通和火灾事故。不发生严重影响企业形象和社会稳定的事件。
　　经营目标：全面完成重大资产重组。完成发电量293亿千瓦时，售热量1,411万吉焦。上述经营计划、经营目标并不代表公司对2021年度的盈利预测，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）资金需求及使用计划
　　公司2021年度计划安排297,000万元用于火电、风电、光伏、热网项目建设，上述资金来源为公司自有资金和金融机构贷款。
　　（4）风险因素分析及其对策
　　2021年，公司主要风险因素表现在：
　　①发用电不确定因素较多。受国际疫情等因素影响，外部环境依然呈复杂局面，可能对国际国内双循环体系造成冲击。受经济运行不确定因素增加影响，湖北省用电走势研判难度加大。另外三峡电量本省消纳及跨省跨区送受电方案存在不确定性，加之一旦出现极端气候，气温、降水将面临较大波动，全省火电机组发电空间有受到挤压的风险。公司电源结构以火电为主，生产经营更易受到不确定因素影响。
　　②电力体制改革形势。我国电力体制改革有大幅加快推进的趋势，电力交易逐步向现货市场过渡。在中长期交易与现货市场逐步衔接的背景下，2021年电力市场交易方案规则发生显著变化，用户侧进一步放开、平台集中交易量大幅增加、市场交易电量月结月清，交易品种和频度增加，交易组织难度加大，市场竞争、电量考核、交易让利风险增加。
　　针对以上风险因素，公司2021年将主要开展以下工作：
　　①聚焦安全环保，提升生产运营水平。克服麻痹思想、厌战情绪和侥幸心理，精准做好常态化疫情防控工作。巩固深化安全生产标准化建设成果，扎实开展专项和季节性安全检查，排查整改安全隐患，夯实安全基础。强化高危作业风险管控，严格外包管理，抓好迎峰度夏和迎峰度冬工作。落实生态环保治理，全力推进火电环保改造项目，做好风电生态恢复和保护。扎实开展标准化检修，深入开展火电控非停、防“四管”泄露专项治理，提升设备健康水平。强化经济运行，火电企业加大节能技改投入，加强“四新”技术应用，研究实施机组综合提效方案；风电企业深化对标管理，提升风机运行能效。
　　②聚焦有效投资，提升高质量发展水平。按照“大局整体、改革创新、超前谋划、积极发展”四个思维，遵循“目标问题统筹、对接地方规划、突出重点协调、适度加快发展”四项原则，主动对接地方规划，研究制定公司“十四五”发展规划，引领公司高质量发展。全力拓展新能源，积极参与省内新能源竞争性配置。寻找热网投资机会，落实热负荷，拓展热力市场。强化“安全、环保、质量、造价、工期”管控，全力推进随州火电、荆州二期扩建、乐城山二期风电和安陆赵棚风电项目建设。加快河南煤业及所属安兴、兴华煤业破产清算进程。
　　③聚焦精细管理，提升提质增效水平。聚焦燃料成本、度电价格、电量营销和资金成本四个关键指标，着力一元燃料成本控制、一厘度电价格争取、一小时电量营销和千分之一资金成本下降，抓重点、重点抓，以点带面，强化经营管理，提升经营绩效。强化市场营销，坚持电力营销“集约、统一、协同、高效”原则，锁定“优先计划、直接交易”两个基本盘，同步加大外送电、发电权、热力市场开拓力度，保持电力、热力市场份额领先优势；积极应对中长期交易与现货市场接轨的挑战，充分发挥售电平台作用，科学制定交易策略，统筹量价关系，防控交易风险，提升发电售热市场竞争力和价值创造能力。强化燃料管控，加强营销、生产、燃料、财务等各业务环节的管理协同，构建燃料全面控价体系，从燃料采购至入炉燃烧进行全流程精细化管控，提升综合管理效益。强化资金成本管控，持续完善全面预算管理体系，发挥全面预算支持决策功能；强化业财融合，细化预算项目的颗粒度；细化“千分之一资金成本下降”措施，全方位发力压降综合资金成本；强化产权管理，依法合规处置资产。④聚焦企业治理，提升内控绩效水平。坚持“两个一以贯之”，将党的领导融入公司治理各环节，突出抓好现代企业制度建设，严格执行“三重一大”决策制度，落实好董事会职权，提升公司治理效能。认真学习贯彻习近平法治思想，持续推进“法治长源”建设，建好合规管理体系，提高法律合规审核质量。贯彻落实《国务院关于进一步提高上市公司质量的意见》，强化上市公司规范运作，持续做好信息披露管理，确保关联交易合法合规，加强与投资者互动，持续提高上市公司质量。全面深化内控、风险、合规监督一体化管理，有效防控重大风险。
　　⑤聚焦改革创新，提升创新驱动水平。扎实推进改革三年行动，有力有效推进各项改革任务。深化三项制度改革，对企业发展战略、机构设置、员工结构和制度建设情况进行全面梳理、调整和完善；编制一流干部人才队伍建设中长期规划，加强年轻干部培养选拔使用，改革创新评价考核机制；推进人才队伍能力提升工程，实施青年人才培养工程，建立一流人才培训体系；深化劳动用工制度改革，持续推进薪酬体系改革。大力推进科技创新，健全完善科技创新体系；推进创新平台建设，开展技术难题攻关与工程示范，提升科技创新能力水平；大力推进科技成果应用“走出去”，向现实生产力转化。 收起▲

　　一、概述
　　2020年上半年，面对新冠肺炎疫情的严重冲击、经济下行的巨大压力，公司认真学习贯彻习近平总书记关于统筹推进疫情防控和经济社会发展的系列重要指示批示精神，主动应变、克难攻坚，防疫保供有力有效，生产经营状况逐步好转。
　　（一）报告期总体经营情况
　　上半年，受疫情影响，湖北省全社会用电量大幅下滑，国内煤炭市场价格波动较大。
　　截止2020年6月30日，湖北省全社会用电量同比下降11.06%；全省发电量同比下降7.64%。此外，湖北今年入梅时间早，梅雨期降水量大，水电出力明显增加，影响了火电机组发电出力。报告期内，公司完成发电量66.82亿千瓦时，同比下降24.44%；完成售热量353.2万吉焦，同比下降26.73%；累计入炉综合标煤单价685.9元/吨，同比下降8.18%；实现归母净利润13314.66万元，同比减少47.74%，但相较一季度，降幅明显收窄。
　　（二）报告期经营工作的主要特点
　　一是统筹抓好疫情防控与能源保供。疫情发生以来，公司全力以赴抓好疫情防控和安全生产工作，未发生聚集性感染事件，确保了机组安全稳定运行及电热可靠供应。公司积极履行社会责任，组织党员干部开展抗疫志愿服务、向地方捐款捐物，助力湖北打赢了疫情防控阻击战。
　　二是深入挖潜，努力降低疫情对经营绩效的影响。制定提质增效专项行动方案，挖潜增收节支。克服疫情影响，完成上半年所有机组检修计划；积极争取基数电量和市场交易份额；优化煤源结构与采购节奏，控制燃料成本；成功发行公司债和超短融各5亿元，积极争取低成本资金。
　　三是抓紧抓实项目发展。在建的中华山二期风电项目进展顺利，有望于今年10月全面竣工投产。随州火电项目今年6月份取得了湖北省发改委核准批复。

　　二、公司面临的风险和应对措施
1.电力市场方面。报告期内，受全球疫情冲击，世界经济衰退，国内消费、投资、出口下滑，疫情防控与经济发展均面临诸多挑战，宏观经济将持续面临下行压力，短期内湖北经济形势难以全面恢复到正常水平；6月份以来，湖北强降水过程频繁，长江流域已形成两次洪水过程，洪涝灾害有加大风险；湖北入伏初期依然天气凉爽，受今年极端气象条件影响，出现凉夏的可能性增加，下半年实现用电恢复性增长存在不确定性。
由于年内尚有大别山等新增主力机组有望按计划投产运行，存量机组发电空间受限，全省火电机组停备时间增加、利用小时下降的压力较大。
针对上述问题，下半年，公司将不断强化市场营销工作，一是要积极应对发用电市场变化，大力争取发电计划，积极参加跨省区外送电和发电权交易，优化量价结构；二是要顺应电力体制改革，发挥一体化优势，稳定客户合作关系，参加月度电力交易，防范履约风险，打造售电品牌形象。三是要发挥独特的城市电厂区位优势，加大热力市场开发力度，扩大供热增量，做强供热主业，促进电热协同发展。
2.燃料管控方面。报告期内，市场煤价已重回相对高位区间，预计下半年煤价窄幅震荡；随着下游煤炭需求回升，年度长协大矿已取消前期促销政策。浩吉铁路通车极大增强陕北、蒙西地区电煤进入湖北的铁路运能，但因浩吉铁路运费定价高于市场预期及国铁运价，加之浩吉铁路源头配套集运设施投运相对滞后，造成集运成本增加，经浩吉铁路采购煤源范围受限，价格优势短期内难以体现。
针对上述问题，下半年，公司将持续提升电煤采购保供控价能力，加强与优质长协供应商的合作，将长协采购作为公司电煤保供的基础支撑，确保主要煤源的煤质稳定环保；密切关注煤炭市场形势，科学研判市场走势，精准把控现货采购节奏；根据各期电煤需求的量质结构，动态优化采购方案，提升采购控价能力。强化燃料管理信息系统对燃料管理各环节的指导优化、监控纠偏功能，提升燃料管理效率及效益。
3.安全生产方面。报告期内，湖北省市疫情防控已取得阶段性成果，进入常态化疫情防控阶段，但公司仍面临安全生产与疫情防控双重压力；公司隐患排查与风险预控双控长效机制仍需落实，设备检修维护及运行人员操作水平需不断提升，以持续有效控降机组非停；员工人身风险分析预控需进一步强化，尚未达到全员全天候覆盖；落实外包安全管理标准方面仍存在薄弱环节，“三违”现象打击力度需进一步加大；防洪度汛基础工作仍需进一步巩固，防汛设备设施维护、防汛物资储备、汛期巡查和应急演练工作要进一步加强。
针对上述问题，下半年，公司一是要全面落好各项疫情防控措施，确保职工身体健康和安全生产工作平稳推进；二是要落实管理责任、监察责任，强化责任考核、责任约束、风险管控和风险隐患双防机制，持续开展危险源辨识和风险评估；三是要强化承包商安全管理，细化管理措施，健全承包商安全环保风险评价体系，严格执行有关管理规定；四是强化安全环保保障能力。进一步健全完善制度管理体系、安全环保保障体系、应急预案体系，严格执行年度应急培训和演练计划，不断提升组织保障能力和应急保障能力；五是要落实好防洪度汛汛前及汛中的专项检查和设备设施、地质灾害隐患排查整改工作。做好极端天气、恶劣地质条件下，防自然灾害预防措施，认真开展防汛应急演练，确保关键时刻措施得当、应对有序；六是要强化环保治理，深入实施“污染防治三年行动计划”，加强系统性防控，加大对环保督查问题的整改力度，确保不发生重大环保事件。

　　三、核心竞争力分析
（一）经济技术指标方面
公司是主要从事火力发电的电力生产企业，目前公司的火力发电机组全部为300MW以上机组，经过技术改造，各机组能耗指标处于区域内先进水平，并已全部具备供热能力。
（二）新能源方面
报告期内，公司在运风电装机容量14.35万千瓦，在建的中华山二期5万千瓦风电项目计划年内投运，投运后公司风电装机容量将增加至19.35万千瓦。
（三）分布结构方面
公司所属电厂分布较为合理，公司控股子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，汉川一发为江北重要大电源点，以上分布结构有利于公司充分利用各电厂的地理优势，积极争取计划电量，提高公司主营业务收入水平。
报告期内，公司核心竞争力未发生重要变化。 收起▲