三峡能源2023年年度董事会经营评述

  2023年，公司坚持以习新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻落实党的二十大精神，深入贯彻落实习关于国有企业改革发展和党的建设的重要论述，主动服务国家重大战略，发挥中央企业科学技术创新、产业控制、安全支撑作用。坚决落实三峡集团部署要求，抢抓机遇、攻坚克难，统筹推进陆上风电、光伏发电业务，快速推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风光基地开发，着力巩固海上风电优势，深入推动抽水蓄能、新型储能、光热、氢能等新兴业务发展，全面完成各项生产经营目标和重点工作任务，总实力持续提升，推动公司实现差异化、高质量、可持续发展。2023年，公司入选国资委创建世界一流专业领军示范企业、“双百企业”名单，获评上海证券交易所2022-2023年度上市公司信息公开披露工作评价A级，中国上市公司协会“2023上市公司董事会最佳实践案例”“2023年上市公司ESG最佳实践案例”等荣誉。

  2023年，公司并网装机规模达到4004.44万千瓦，营业收入264.85亿元、较上年同比增长11.23%，归属于上市公司股东的净利润71.81亿元、较上年同比增长0.94%，主要经营指标实现稳步增长。报告期内，公司围绕经营目标，主要开展了以下工作：

  公司坚持常态化策划百万千瓦、千万千瓦级新能源大基地，推动高比例新能源外送、风光火储一体化陆上大基地开发建设，形成“建设一批、推进一批、谋划一批、储备一批”的基地滚动开发格局。推动内蒙古库布其“沙戈荒”基地项目先导工程、科研策划等工作取得阶段性成果。

  陕西、新疆、黑龙江等区域项目列入国家第三批大基地清单。持续强化基地前期策划、规划方案编制能力，提供更为灵活多样、具备三峡优势、综合效益最佳的开发方案，争取基地化资源获取实现新突破。

  公司坚定不移实施“海上风电引领者”战略，发挥差异化优势，五个百万千瓦级海上风电基地逐步成形，福建平潭外海海上风电场项目（11.1万千瓦）、山东牟平一期海上风电项目（30万千瓦）全容量并网，福建漳浦六鳌海上风电场二期项目（40.02万千瓦）首批并网，新增获取福建莆田平海湾海上风电场DE项目（40万千瓦）等合计140万千瓦建设指标。深入实施重点区域深远海海上风电基地项目策划，推动海上风电产业逐渐向大功率、基地化、深远海挺进。截至2023年底，公司海上风电并网装机总规模549.16万千瓦，保持国内领先。

  公司持续创新开发模式，积极策划“海上风电+生态环保”、“风光水储一体化+生态环保”等两翼融合项目。落实新能源与抽水蓄能协同发展战略，推动青海格尔木南山口抽水蓄能电站（240万千瓦）开工建设。加大新型储能、氢能、光热、地热等新技术和新业态3研究力度，快速推进新疆吉木萨尔光伏+全钒液流储能一体化项目（100万千瓦）、新疆哈密“光热+光伏”项目（100万千瓦）科学技术创新示范应用。积极跟踪优质项目资源，挖掘规模化资产包项目并购机会，推进风险可控项目股权收购，为公司稳定贡献装机规模。与产业链上下游企业协同合作，通过直接投资、基金等方式投资7个产业链优质项目。

  公司全面统筹资源配置，充分的发挥“大建管”专业化管理效能，开展技术创新、科研攻关，加强计划执行力度，严控工程建设价格水平，克服项目分散、施工难度大、业态种类多等挑战，依法合规推进项目建设。库布其“沙戈荒”基地先导工程（100万千瓦）全容量并网，三峡乌兰察布新一代电网友好绿色电站示范项目二期、三期（150万千瓦）全容量并网，阜阳基地漂浮式水面光伏电站（65万千瓦）及新能源配套电化学储能电站（30万千瓦）全容量并网，云南弥勒西山地风电项目（55万千瓦）全容量并网，纳日松光伏制氢项目（40万千瓦）成功产氢、全容量并网。报告期内，公司建设项目规模超1800万千瓦，新增并网装机1353.56万千瓦，其中，风电装机349.44万千瓦，太阳能发电装机954.02万千瓦。公司风电、太阳能发电并网装机容量合计3924.08万千瓦。

  公司推行电力生产新运维管理模式，有效提升规模化、专业化运维管理上的水准；建立三级会商机制，重点问题持续挂牌督办，加快设备故障诊断处理；成立电力生产专业化小组，发挥电力生产技术人才队伍力量；优化外委电站管理体制机制，强化外委电站风险管控能力；加强新业态项目电力生产管理，明确重点管理要求，确保新业态项目安全稳定运行。报告期内，公司实现发电量551.79亿千瓦时；圆满完成全国“两会”、迎峰度夏等多轮次保供任务；单日发电量最高达到2.44亿千瓦时，海上风电单日发电量最高突破1亿千瓦时，福建平潭全球首台16兆瓦海上风电机组日发电量突破38万千瓦时。

  公司坚持以电力体制改革发展趋势为行动指南，积极布局参与电能交易、绿电绿证交易和碳交易。报告期内，公司在23个省区参与电力市场化交易，结算交易电量260.78亿千瓦时，占上网总电量的48.63%。参与碳减排资产、绿电、绿证交易，增收超2.45亿元（含税）；其中绿证销售通过抢抓大宗交易机会，销量创历年新高。创新营销模式，在江苏、安徽、山西、甘肃等地签署绿电长周期协议，合计锁定增收超1.7亿元（含税）。公司安徽阜阳南部风光储基地项目（120

  本报告中的新业务、新业态是指除水电（含抽水蓄能）、集中式风电及光伏、传统化石能源发电以外的分布式新能源、光热发电、新型储能、绿氢、综合能源等新型能源业务及业态。

  万千瓦）通过省间绿电交易向第六届进博会提供所用绿电近三分之一电量。云南会泽仓房风电项目（4.8万千瓦）通过全球碳理事会（GCC）审核，成为国内首例成功注册的GCC机制自愿减排项目。

  深入推进新一轮国有企业改革深化提升行动，入选国资委世界一流专业领军示范企业、“双百企业”名单，专业领军实施方案获评国资委A+级。滚动修订公司决策权责清单，确保公司决策体系科学高效运转。强化董事会行权履职，依法高效发挥董事会职能。推行新型经理层成员任期制和契约化管理、管理人员末等调整等改革措施，优化人才队伍建设。建立公司ESG管理体系，发布首份ESG专项报告。深入开展合规管理体系有效性评价，发布公司《合规手册》，从精从细筑牢合规防线。

  公司将创新作为发展的核心驱动力，加强顶层设计，持续完善科学技术创新管理体系。加大重点项目、共性问题的科研选题统筹，加大力度组织参与重大科技攻关、推进重点科技攻关，3项国家重点研发计划专项项目获批，报告期内2项装备入选国家能源局第三批能源领域首台（套）重大技术装备名单，年度研发投入超7亿元。加大知识产权布局，实现知识产权创造数量与质量双提升，年度新增申请专利超800项、授权专利超300项，累计拥有专利超600项，入选国家知识产权优势企业。加强科学技术创新能力建设，三峡新能源海上风电运维江苏有限公司挂牌高新技术企业，获批建设江苏省海上风电运维工程技术研究中心，实现省部级科学技术创新平台新突破。

  公司坚决贯彻落实党中央决策部署和习重要指示批示精神，捍卫“两个确立”、做到“两个维护”。将党的领导融入公司治理各环节，强化政治引领，充分发挥“把方向、管大局、保落实”的领导作用。扎实开展学习贯彻习新时代中国特色社会主义思想主题教育。深入学习贯彻党的二十大精神，组织开展习视察三峡工程五周年系列活动，激励广大党员干部职工牢记嘱托、砥砺奋进。加强思想文化建设，注重品牌宣传，提升品牌知名度和企业美誉度。开展“强基提质”行动和“堡垒工程”创建，持续增强基层党组织政治功能和组织功能。切实加强对生产一线、条件艰苦岗位的职工关怀。扎实推进团员和青年主题教育，引领广大青年为公司高质量发展贡献青春力量。

  随着能源低碳目标的推进，全球绿电需求持续高增，新能源占比不断提高。根据国际能源署（IEA）发布的《2023年可再生能源》年度市场报告，2023年底，全球可再生能源增速创历史新高，新增装机达510吉瓦，同比增长50%，其中光伏占75%。根据全球风能理事会(GWEC)发布的《全球风能报告2024》，2023年全球新增风电装机容量达到创纪录的117GW，同比增长50%，中国新增装机容量占比近65%。其中，新增海上风电装机容量为10.8GW，成为历史上第二好的一年。2023年全球累计风电装机容量突破第一个TW里程碑，达1021GW，同比增长13%。

  2023年是全面贯彻落实党的二十大精神的开局之年，是全面建设社会主义现代化国家开局起步的重要一年，积极稳妥推进碳达峰碳中和、有计划分步骤实施碳达峰行动、加快规划建设新型能源体系等党的二十大报告提出的重点工作正在加速推进，建设新型电力系统是电力行业落实以上重点任务的首要抓手和共同目标。习在中央全面深化改革委员会第二次会议上首次提出，加快构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统。建设新型电力系统的蓝图逐渐清晰，持续大力发展以风电、光伏为代表的新能源发电是建设新型电力系统的核心任务。

  2023年我国可再生能源保持高速度发展、高比例利用、高质量消纳的良好态势，为保障电力供应、促进能源转型、扩大有效投资发挥了重要作用。根据国家能源局发布的2023年1-12月份全国电力工业统计数据，截至2023年12月底，全国可再生能源发电总装机达15.16亿千瓦，占全国发电总装机的51.9%，在全球可再生能源发电总装机中的比重接近40%；2023年全国可再生能源新增装机3.05亿千瓦，占全国新增发电装机的82.7%，占全球新增装机的一半，超过世界其他国家的总和；全国可再生能源发电量近3万亿千瓦时，接近全社会用电量的1/3；全国主要可再生能源发电项目完成投资超过7697亿元，占全部电源工程投资约80%；2023年风电机组等关键零部件的产量占到全球市场的70%以上，光伏多晶硅、硅片、电池片和组件产量占全球比重均超过80%。

  2023年，公司新增装机容量1353.56万千瓦，累计装机容量达到4004.44万千瓦。风电累计装机容量达到1941.66万千瓦，占全国风力发电行业市场份额的4.40%，其中海上风电累计装机容量达到549.16万千瓦，占全国市场份额的14.73%；太阳能发电累计装机容量达到1982.42万千瓦，占全国太阳能发电行业市场份额的3.25%。

  2023年1月16日，国家机关事务管理局印发《关于2023年公共机构能源资源节约和生态环境保护工作安排的通知》，提出要持续优化能源消费结构，有序实施煤炭消费替代，加大可再生能源利用，鼓励市场化方式推动分布式光伏、光热项目建设。

  2023年4月6日，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14日，国家能源局发布《〈关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案〉案例解读》第二、三章部分。方案要求“不得以任何名义增加新能源企业的不合理投资或成本”，即除国家法律法规规定的费用外，各级地方政府不得另行设立名目收取费用，也不得强制企业以捐赠等名义收取费用。

  2023年8月22日，国家发展改革委等十部门发布关于印发《绿色低碳先进技术示范工程实施方案》的通知。方案明确建设一批绿色低碳先进技术示范工程，健全相关支持政策、商业模式、监管机制，持续加强绿色低碳技术和产业的国际竞争优势。要求建设先进电网和储能示范项目。包括先进高效“新能源+储能”、新型储能、抽水蓄能、源网荷储一体化和多能互补示范等。

  2023年9月21日，国家能源局发布《关于加强新形势下电力系统稳定工作的指导意见》，指出要夯实电力系统稳定基础，加强新型电力系统全过程稳定管理，构建稳定技术支撑体系。

  2023年9月27日，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》，围绕技术创新、开发建设和高比例应用三方面予以具体支持。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。

  2023年1月18日，国家能源局印发《2023年能源监管工作要点》。文件要求，聚焦市场监管，进一步强化电力市场体系建设。加快推进全国统一电力市场体系建设，研究全国统一电力市场发展规划，强化电力市场基础制度规则的统一，规范电力市场方案规则制定程序。充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，有效反映电力资源时空价值，不断扩大新能源参与市场化交易规模。

  2023年3月15日，国家发展改革委发布《关于2022年国民经济和社会发展计划执行情况与2023年国民经济和社会发展计划草案的报告》。报告指出，2023年国民经济和社会发展计划的主要任务包括进一步推进电力体制改革，深入推进全国统一电力市场体系建设，加快推进电力现货市场建设，完善跨省跨区送电电价市场化形成机制；深化新能源上网电价市场化改革，完善供热价格机制；深入推进煤炭与煤电、煤电与可再生能源联营，核定第三监管周期区域电网和省级电网输配电价，研究建立发电侧容量补偿机制；积极推动第二批大型风电光伏基地项目开工建设，有序推进第三批项目核准开工，发展储能产业，大力推进抽水蓄能电站建设；完善碳排放统计核算体系，做好全国碳排放权交易市场第二个履约周期管理工作，健全碳排放权市场交易制度，严厉打击碳排放数据造假行为；推动绿电绿证市场与碳市场、能耗调控制度的有机衔接。

  2023年4月14日，国家能源局发布《2023年能源工作指导意见》。意见指出，一是深化重点领域改革。加快建设全国统一电力市场体系，持续提升跨省区电力交易市场化程度，推进南方区域电力市场建设运营，研究推动京津冀、长三角电力市场建设。稳步提高电力中长期交易规模，扎实推进现货试点结算试运行，积极稳妥推进电力现货市场建设，加强电力中长期、现货和辅助服务市场有机衔接。积极推进辅助服务市场建设，建立电力辅助服务市场专项工作机制。二是强化能源行业监管。抓好电煤和电力交易合同履约、煤电上网价格上浮政策落实情况监管。加强对电网、油气管网等自然垄断环节的监管，深入推进电网和油气管网设施公平开放，规范电网企业代理购电。

  2023年7月11日，中央全面深化改革委员会第二次会议审议通过了《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》。会议强调，要深化电力体制改革，加快构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统，更好推动能源生产和消费革命，保障国家能源安全。要科学合理设计新型电力系统建设路径，在新能源安全可靠替代的基础上，有计划分步骤逐步降低传统能源比重。要健全适应新型电力系统的体制机制，推动加强电力技术创新、市场机制创新、商业模式创新。要推动有效市场同有为政府更好结合，不断完善政策体系，做好电力基本公共服务供给。

  2023年10月12日，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司联合发布《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》。通知明确，有序实现电力现货市场全覆盖，2023年底全国大部分地区具备电力现货结算试运行条件。按照2030年新能源全面参与市场交易的时间节点，现货试点地区结合实际制定分步实施方案。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，探索参与市场的有效机制。做好现货与中长期交易衔接，研究对新能源占比较高的省份，适当放宽年度中长期合同签约比例，绿电交易纳入中长期交易范畴，交易合同电量部分按照市场规则，明确合同要素并按现货价格结算偏差电量。完善电力市场价格体系，严格落实燃煤发电上网侧中长期交易价格机制，不得组织专场交易，减少结算环节的行政干预。推动开展各类可靠性电源成本回收测算工作，探索实现可靠性电源容量价值的合理补偿。

  2023年11月10日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》。煤电容量电价机制适用于合规在运的公用煤电机组。燃煤自备电厂、不符合国家规划的煤电机组，以及不满足国家对于能耗、环保和灵活调节能力等要求的煤电机组，不执行容量电价机制，具体由国家能源局另行明确。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。其中，用于计算容量电价的煤电机组固定成本实行全国统一标准，为每年每千瓦330元；通过容量电价回收的固定成本比例，综合考虑各地电力系统需要、煤电功能转型情况等因素确定，2024-2025年多数地方为30%左右，部分煤电功能转型较快的地方适当高一些，为50%左右。2026年起，将各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50%。

  2023年7月11日，中央全面深化改革委员会第二次会议，审议通过了《关于推动能耗双控逐步转向碳排放双控的意见》。会议强调，从能耗双控逐步转向碳排放双控，要坚持先立后破，完善能耗双控制度，优化完善调控方式，加强碳排放双控基础能力建设，健全碳排放双控各项配套制度，为建立和实施碳排放双控制度积极创造条件。

  2023年8月3日，国家发展改革委、财政部、国家能源局印发《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》。一是明确绿证适用范围。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。绿证对应电量不得重复申领电力领域其他同属性凭证。二是规范绿证核发。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。对存量常规水电项目，暂不核发可交易绿证，相应的绿证随电量直接无偿划转。对2023年1月1日（含）以后新投产的完全市场化常规水电项目，核发可交易绿证。三是完善绿证交易方式。绿证依托中国绿色电力证书交易平台，以及北京电力交易中心、广州电力交易中心开展交易。现阶段可交易绿证仅可交易一次。对享受中央财政补贴的项目绿证，初期采用双边和挂牌方式为主，创造条件推动尽快采用集中竞价方式进行交易，绿证收益按相关规定执行。平价（低价）项目、自愿放弃中央财政补贴和中央财政补贴已到期项目，绿证交易方式不限，绿证收益归发电企业或项目业主所有。

  2023年8月4日，国家发展改革委、国家能源局联合发布《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。各省级行政区域可再生能源电力消纳责任权重完成情况以实际消纳的可再生能源物理电量为主要核算方式，各承担消纳责任的市场主体权重完成情况以自身持有的可再生能源绿色电力证书为主要核算方式，绿证核发交易按有关规定执行。

  2023年10月19日，生态环境部、市场监管总局联合发布《温室气体自愿减排交易管理办法（试行）》。文件是保障全国温室气体自愿减排交易市场有序运行的基础性制度，共8章51条，对自愿减排交易及其相关活动的各环节作出规定，明确了项目业主、审定与核查机构、注册登记机构、交易机构等各方权利、义务和法律责任，以及各级生态环境主管部门和市场监督管理部门的管理责任。生态环境部指出，在市场实现稳起步、稳运行后，按照“成熟一个，发布一个”的基本原则，逐步扩大自愿减排市场支持领域，强化市场功能。

  2023年10月24日，生态环境部发布《温室气体自愿减排项目方法学并网光热发电（CCER-01-001-V01）》和《温室气体自愿减排项目方法学并网海上风力发电（CCER-01-002-V01）》等系列文件。文件明确了光热发电和海上风电项目开发为温室气体自愿减排项目的适用条件、减排量核算方法、监测方法、审定与核查要点等。

  2023年1月6日，国家电网与南方电网正式发布《关于公布第一批可再生能源发电补贴合规项目清单的公告》，针对2022年11月2日发布的合规项目公示予以最终确认，至此国补核查第一批合规项目核查结果落地。

  2023年3月22日，华北能源监管局发布《关于受理可再生能源发电补贴核查工作申诉的公告》，按照部际工作领导小组部署和国家核查组工作安排，结合前期可再生能源发电补贴核查工作开展情况，受理可再生能源发电企业关于补贴核查工作的申诉（全容量补贴问题除外），进一步推动国补核查进展。

  公司主要产品为电力，按照国民经济行业分类，所属行业为电力生产行业中的风力发电以及太阳能发电。报告期内，公司所属行业及主营业务未发生变化。

  公司以风能、太阳能的开发、投资和运营为主营业务，积极发展陆上风电、光伏发电，大力开发海上风电，加快推进以沙漠、戈壁、荒漠为重点的大型风电、光伏发电基地建设，深入推动源网荷储一体化和多能互补发展，积极开展抽水蓄能、新型储能、氢能、光热等业务。同时，投资与新能源业务关联度高、具有优势互补和战略协同效应的相关产业，基本形成了风电、太阳能、储能、战略投资等相互支撑、协同发展的业务格局。目前，公司业务已覆盖全国30个省、自治区和直辖市，装机规模、盈利能力等居于国内同行业前列。

  项目实施单位负责在管辖范围内筛选项目资源，根据情况签订项目开发协议；项目实施单位按公司相关规定开展资源、限制因素、建设条件、造价、经评等初评估工作，根据初评估结果并结合区域内政策要求，组织参与项目指标竞争性配置或申报，根据授权情况报请公司决策；取得项目指标后，项目实施单位对项目进一步评估论证，对满足立项条件的项目，组织对项目立项进行内部审核，根据授权情况向公司报送立项请示，公司前期工作管理部门对项目立项请示进行审查，提出立项审核意见，审定后报决策机构审议和批准，通过立项决策后项目实施单位组织开展项目可行性研究及前期手续办理等工作；项目可研报告经过评审收口、取得关键前期手续等，满足项目投资决策条件后，项目实施单位向公司申请开展项目投资决策，通过投资决策的项目，由前期工作管理部门商公司相关部门办理批复文件。

  公司采用公开招标、邀请招标、竞争性谈判、询价、单一来源采购等方式开展工程类、货物类和服务类采购，其中，公开招标为公司的主要采购方式。按照《招标投标法》等法律法规，公司制定了招标及采购管理制度，采购及招投标的各项流程均按照相关制度进行。

  公司工程建设主要分为设计施工和平行发包两种模式。在工程建造阶段，结合新能源发电工程技术要求高、施工难度大的特点，公司制定了一系列规章制度，从工程设计、采购、施工安装和并网投产等各阶段，从质量、安全、进度、投资等各方面进行全过程管理，形成了完善的基建项目管理、考核和工作体系。

  公司在遵守法律法规、确保安全和环保达标排放的基础上进行风电、太阳能发电、水电、储能等电力生产。电力运行与维护方面，公司已经制定电力生产、运行管理、检修管理、设备管理、备品备件管理等各项规章制度，保证机组的安全稳定运行。公司及控股子公司通过建立涵盖安全培训、技能培训和生产管理培训的完整培训体系，保证生产和管理人员的技能与业务水平的提升。

  公司区域公司、专业化分（子）公司全面负责、组织区域内所有场站的运行、检修及其相关工作。其下设集控中心和检修中心，实现运行集中监控，场站“无人值班（少人值守）”；检修中心根据场站位置分布情况设置集中检修点，实现区域内场站设备自主检修。公司采取以“远程集中监控、现场无人值班（少人值守），区域自主检修，统一规范管理”为核心内容的运维模式，自主运维与对外委托相结合，将区域公司、专业化分（子）公司作为集约式运维管控单位，在生产管理上实施“三个集中”，即生产管理集中、运行集中、检修集中，做到所辖场站电力生产的统一管理、统一部署、统一协调、统一运作、统一营销。

  根据《中华人民共和国可再生能源法》《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》等相关规定，电网企业应当与依法取得行政许可或者报送备案的可再生能源发电企业签订并网协议，全额收购其电网覆盖范围内可再生能源并网发电项目的上网电量，并为可再生能源发电提供上网服务。

  随着电力市场的不断发展，公司已在全国多省区参与市场化交易，但各省区市场化进程不同，售电模式也存在差异。在未参与市场化交易的区域，公司依据新能源发电项目核准时国家能源价格主管部门确定的区域电价或特许权投标电价与电网公司直接结算电费。在参与市场化交易的区域，电能销售模式为部分电能由电网公司采购，按项目批复电价结算；其余电量需参与市场化交易，按交易电价结算。报告期内，公司参与市场化交易的省区有23个：甘肃、青海、宁夏、新疆、内蒙古、河北、黑龙江、吉林、辽宁、四川、云南、山西、陕西、山东、福建、湖南、广西、江苏、广东、安徽、浙江、江西和河南。未来随着电力体制改革的不断深入，市场化交易范围和规模可能将不断扩大，可再生能源电量通过参与市场化交易形式销售将成为主要方式。

  公司深入贯彻新发展理念，锚定“双碳”目标，以大基地资源增强发展支撑力，以产业链协同增强发展竞争力，奋力争取优质资源。一方面，抢抓国家千万千瓦级新能源大基地政策机遇，不断优化发展布局，积极参与国家大型风电光伏基地项目申报和地方常规项目竞配等工作，提供“多场景”开发方案，因地制宜谋划“新能源+”储能、光热、制氢等创新融合项目，以创新为驱动力，加快打造绿色能源基地；另一方面，持续引领海上风电发展，推动江苏、广东、福建、上海、海南、辽宁、天津等区域海上风电资源获取，不断拓展新版图，规划布局深远海海上风电基地，持续巩固公司“海上风电引领者”地位。

  公司通过优化整合建设资源，全面推行“大建管”专业化管理模式，建设管理分公司着力推动陆上新能源项目建设，海上风电建设协调领导小组统筹协调海上风电项目建设，抽水蓄能建设管理中心积极开展抽水蓄能项目专业化管理，有效聚焦项目重难点，推动解决制约因素，统筹设备供货进度和施工资源投入，提高建设管理效率，逐步实现项目建设“集约化作战、扁平化协调、一体化建设、专业化管理”。同时，结合公司项目类型、规模及建设特点，着力加强百万千瓦、千万千瓦级基地项目规模化管理，推动工程建设、合同造价、科技创新、质量安全环保等相关业务精细化管理，优化决策程序及流程，形成市场响应快速、决策流程高效、建设管理精益的工作机制，不断培育核心竞争力，全面推动新能源项目持续高质量开发建设。

  公司坚持创新驱动发展战略，继续推行“科技研发+示范应用”模式，切实发挥企业创新主体作用和多场景应用优势，持续提升企业科技创造新兴事物的能力。成功申报参与3项国家重点研发计划专项，入选2项国家能源局第三批能源领域首台（套）重大技术装备，“16MW海上风力发电机组整机和主轴承重大部件”能源领域首台（套）成功应用。知识产权数量实现一年翻番，拥有授权专利超600项，基于已有的知识产权基础和充足的项目应用背景，成功申报入选国家知识产权优势企业，取得知识产权领域的国家级认定。三峡新能源海上风电运维江苏有限公司挂牌高新技术企业，获批建设江苏省海上风电运维工程技术研究中心，实现省部级科学技术创新平台新突破。

  公司全面推行“远程集中监控、现场无人值班（少人值守），区域自主检修，统一规范管理”的电力生产运维管理模式，自主运维与对外委托相结合，大力推行区域集控与智慧化运营，全面覆盖智能单兵设备，推进智能场站建设，持续提升故障诊断预警水平，借助人工智能、数据挖掘等技术，不断提升智能运维水平、降低运维成本。同时，强化“全局市场营销”理念，以指向性优化培训、数智化工具管控、关键技术深研的方式，提升交易竞争力，精准发力增收创收；积极主动拓展年度及多年跨省区增量交易，实现专项任务再突破；深化绿色布局，“电、碳、证”三线齐头并进，绿色权益增收同比提高超过100%；深挖绿色价值链，向客户积极推广绿色电力及其衍生品的应用场景，树立电力交易长周期协议合作的行业标杆，实现应用区域多点开花。

  公司资金保障能力强，融资成本管控有力。公司始终坚持多元化融资，不断拓宽融资渠道，持续优化融资结构，保证融资渠道畅通、授信额度充足；坚持金融机构竞争性比选，把融资成本作为主要选择标准；不断加强对资本市场和信贷政策的跟踪研究，充分利用碳减排支持工具等绿色金融政策，合理把握市场窗口期，全力获取低成本资金，并持续推动存量融资成本下调；加强债务风险管控，严守债务风险底线，维护公司信誉，保持公司AAA级信用评级。

  公司围绕“智慧三峡能源”建设，加快推进数字化转型，助力公司业务快速发展，打造“以智能生产与智慧运营为重点、以项目全生命周期数字化为主线、全面提升人财物及综合管控信息化覆盖面”的“点线面”结合的完整数字化能力支撑体系。深化智能生产与智慧运营建设系统融合应用，实现故障诊断预警结果自动化推送，助力实现由“故障维修”转化“预测性维修”；加快推进数字化、智能化、智慧风光场站试点示范实施，打造云边端运检协同能力。深入推进数据治理与大数据分析应用，加速生产运营数据贯通，构建企业级报表服务能力。持续深化技术中台建设，夯实技术底座，全面服务公司数字化建设。

  公司持续开展干部选拔、竞争上岗、外部引进等工作，推进干部年轻化。扩展优秀高校毕业生招聘渠道，持续弥补基础性人才缺口。不断创新引才聚才方式，为公司储备一批抽水蓄能、电力营销、氢能、新型储能等“高精尖缺”新业务人才。稳步推进教育培训基地建设，持续完善课程开发体系，扎实推进员工跟踪培养。健全人才激励机制方式，持续实施股权激励计划，突出价值导向作用。统筹推进教育培训“实体+网络”双平台建设，培养更多技能型、管理型实用人才。

  公司正式发布《中国三峡新能源（集团）股份有限公司合规手册》，明确了公司合规纲领和全体员工合规公约，并向全体员工、商业伙伴发出合规倡议。三峡能源将持续以法治合规助推公司差异化、高质量、可持续发展，不断深化“以合规助发展，以合规致久远”的合规理念，树立良好的企业形象，为新型能源体系建设作出更大贡献。

  2023年末，公司并网装机容量达到4004.44万千瓦。其中，风电1941.66万千瓦，光伏发电1982.42万千瓦。2023年度，公司完成发电量551.79亿千瓦时，同比增长14.12%。其中，风电发电量389.56亿千瓦时，同比增长14.75%；光伏发电量153.54亿千瓦时，同比增长14.23%。报告期内，公司上网电量536.22亿千瓦时，其中风电上网电量377.18亿千瓦时，光伏发电上网电量150.44亿千瓦时。其中，参与电力市场交易的电量为260.78亿千瓦时，占全年上网电量的48.63%。

  2023年度，公司实现营业收入264.85亿元，较上年同期增长11.23%；营业成本118.85亿元，较上年同期增长19.98%；营业利润89.91亿元，较上年同期下降1.74%；利润总额90.18亿元，较上年同期增长0.17%；归属于母公司股东的净利润71.81亿元，较上年同期增长0.94%。

  2023年末，公司合并资产总额3117.08亿元，较上年末增长18.82%；负债总额2162.23亿元，较上年末增长24.11%；所有者权益合计954.85亿元，较上年末增长8.37%，其中，归属于上市公司股东的权益825.29亿元，较上年末增长6.93%。2023年末，公司资产负债率为69.37%，较上年末上升2.96个百分点。

  党的二十大报告提出，要加快规划建设新型能源体系。“十四五”及今后一段时期是我国能源转型的关键期，以新能源为代表的可再生能源正处于大有可为的战略机遇期，新能源将逐步成长为支撑经济社会发展的主力能源。根据《“十四五”可再生能源发展规划》，“十四五”期间，可再生能源将成为增量主体。到2025年，可再生能源消费总量达到10亿吨标准煤左右，占一次能源消费的18%左右；可再生能源年发电量达到3.3万亿千瓦时左右，风电和太阳能发电量实现翻倍；全国可再生能源电力总量和非水电消纳责任权重分别达到33%和18%左右，利用率保持在合理水平。2024年是实现“十四五”规划目标任务的关键一年。随着市场竞争更加充分、技术不断进步，新能源和可再生能源将继续保持高速发展态势。坚持陆海并进、集散并举、多能互补、融合发展，持续推进可再生能源高质量跃升发展。推动风电、太阳能发电发展，加快推进大型风电光伏基地建设和主要流域水风光一体化开发建设，推动实施蒙西—京津冀、大同—天津南等特高压输电工程，加快建设西部地区清洁能源基地和电力外送通道等建设。

  “十四五”期间，公司将持续深化海上风电布局。聚焦广东、福建、江苏，拓展山东、辽宁、海南、上海、天津、浙江、广西等区域，继续加大资源储备力度，稳步推进项目核准、建设和投产，在规模、技术、标准等方面实现突破，进一步落实“海上风电引领者”战略。持续拓展陆上清洁能源大基地开发。积极创新“风光+”开发模式，全力推进大基地项目落地。加大外送通道资源获取力度，围绕内蒙古、新疆、青海、甘肃等重点区域，谋划一批规模化开发陆上风光项目。有序开发抽水蓄能项目资源，积极探索新型储能项目，提升公司调峰装机水平和能力。跟踪拓展境外市场，储备并开发一批境外风光项目资源，与国内市场形成优势互补。优化新能源业务结构，寻找并投资孵化一批具有发展潜力、与新能源行业紧密相关的新型战略产业和产业链上下游的新技术企业。

  持续深化落实国企改革三年行动方案和创建世界一流示范企业目标任务，完善法人治理结构，规范上市公司运作，提升市场竞争能力。全力打造创新型企业，加速技术支撑体系建设，加大科技投入，提升科技创新能力。更加注重精益管理，全力以赴高质量抓好安全生产和生态环境保护工作，推动公司持续降本增效，实现集约化、专业化发展，支撑公司做强做优做大。

  2024年，公司以习新时代中国特色社会主义思想为指导，深入贯彻落实党的二十大精神，认真学习贯彻习系列重要讲话指示批示精神，坚定不移谋发展、提质量、增效益，高站位谋划业务布局，高水平挖潜绿色价值，高质量推动创新赋能，高标准加强党的建设，高效能完成年度生产经营目标和发展任务，加快建设世界一流新能源公司。

  夯基固本深化党的建设。深化“第一议题”制度，巩固拓展主题教育成果。深化“堡垒工程”建设，大力开展“七抓”工程。深入开展劳动竞赛、技能竞赛、职工技术创新成果评选等系列活动。推动全面从严治党、“我为群众办实事”向基层延伸、向纵深推进。着力打造青心向党、青力建功、青献志愿等工作品牌。完善公司组织机构、选人用人及薪酬福利等制度，积极引进新技术、新业态等方面紧缺人才，深入推行新型经理层成员任期制和契约化管理、管理人员末等调整等改革。做好人才梯队建设，加强中层管理人员、技术骨干以及青年职工教育培训。创新思路提升品牌形象，打造宣传工作新特色，深化与帮扶地区能源开发合作。

  多措并举获取优质资源。抢抓国家政策、规划机遇，深入推进国家大型风电光伏基地项目策划申报和地方常规项目竞配等工作，加强“风光蓄”一体化基地规划研究。持续深化细化海上风电基地规划方案，策划实施一批海上风电大基地项目。积极挖掘大规模资产包、平台化板块级整合项目机会，推进合规风险可控的优质项目收购。稳步实施产业上下游延伸发展战略，积极布局前沿领域，优化参股投资过程管理。

  全力以赴加快工程建设。总结、提升千万千瓦级项目的建设管理经验，强化跨区域高效调度、内外部有效协同的建设资源保障体系，不断提升方案审查、招标采购、造价控制、合同管理等精细化管理水平，保障项目高质量建设。稳健推进抽蓄项目开发建设，科学规划、合理布局、有序开发，充分的发挥抽水蓄能业务与新能源资源开发战略协同效应，打造“风光蓄”一体化开发模式。

  切实提升运维和营销水平。抓好新建电站投运管理，推动项目早日达产增效。加快推进低效场站“以大代小”改造升级。做好存量电站设备检修、维护、消缺等工作，力争应发尽发、满发多发。进一步优化新业态项目运维管理，保障设备安全稳定运行。加快区域集控中心建设，深化故障诊断分析及预警系统应用，持续提升规模化、专业化、智能化运维管理水平。积极参与绿电、绿证和碳交易，大力拓展售电市场，提升电能服务质量，为客户提供“定制化”价格机制和交易方式。及时开展新能源大基地跨省跨区送电的消纳模式和电价机制研究，深化抽水蓄能电价机制研究。

  矢志创新强化科技引领。深化科技创新体制机制改革，确保公司科技创新体系高效运行、取得实效。推进“科研+示范+产业”模式，加强前沿重点领域关键技术攻关，保障重点项目资源投入，强化与怀柔试验室等国家级创新平台协作。做好科技创新成果总结，在海上风电、储能、制氢、光热、智慧运维等方面形成核心技术成果。完善知识产权管理，试点探索成果转化运用。做优数字赋能，进一步推广应用智能终端，统筹智能场站建设标准，夯实数据平台支撑能力，更好发挥大数据辅助决策作用。

  持续巩固改革发展质效。统筹推进专业领军示范企业创建、“双百企业”综合改革、价值创造工作，加快打造世界一流新能源企业。强化对标结果应用，增强核心竞争能力。更严更细抓好成本控制，加强生产成本及管理费用预算，严格控制非生产性成本。做好公司制度建设外规内化，着力构建依法合规、系统完备、科学规范、运行有效的现代化企业制度体系。

  扎实筑牢安全合规防线。抓好陆上新能源大基地、海上风电、抽水蓄能以及储能、制氢、光热等新业态安全管理，持续总结优化管理模式。深入落实新修编应急预案，形成左右协同、上下联通、畅通高效的应急管理体系。健全公司生态环境保护标准化体系，发布新业态项目环境风险管控规程。深化法律、合规、风险、内控一体化协同运作，推动法律服务前端介入、深度参与主营业务发展。

  由于新能源项目受政策影响较大，相关政策可能致使行业竞争更加激烈，如不及时研究政策变化形势和政策导向，装机规模增长的可控性降低，不利于公司进一步提高核心竞争力。

  公司将密切关注国家政策变化，及时全面了解相关政策信息，多措并举获取资源，加大规模化、集约化开发，充分发挥规模化效益，优化设计方案，持续实现降本增效。

  目前风、光等新能源发电项目存在可再次生产的能源电价附加回收滞后的情况，可能降低公司资金流动性和增加资产负债率，给公司规模扩张带来一定资金压力。

  公司建立了电费专项清收工作机制，加强政策研究和指导，做好电费申报、回收等工作；加强公司资金统筹管理能力，监控和跟踪项目还本付息资金流；探索有效的风险转移措施，根据金融市场变化和公司发展需要，综合考虑融资成本，综合运用银行贷款、融资租赁、债券等多种融资方式筹措资金，以盘活资产，降低资产负债率。

  新能源市场化交易规模持续扩大，现货市场建设加速推进，绿电及绿证交易行情也受全国和各省政策变化和市场供需等多方面因素影响，市场环境复杂多变，交易电量、交易价格与市场的契合度不断加强，对公司新能源发电预测和交易管理能力水平提出更高要求。

  公司持续加强市场规则研究，密切关注各省电力市场形势变化，做好市场分析。优化电力交易管理策略，统筹考虑中长期与现货市场、省内与省间市场，提升交易质量。运用管控平台，对营销工作进行智能分析跟踪，打造数字化管理。推进电力市场交易仿真培训系统部署及系统的使用，加大人才培养力度。积极拓展优质客户，深化拓展售电市场，在交易活跃区域积极开展售电业务，主动对接锁定长周期大用户售电协议，积极策划开展绿电、绿证及碳汇等衍生品交易，以售电增收对冲交易让利风险。开展新能源功率预测课题研究，提升公司新能源功率预测精度，适应新能源参与电力市场竞争需求。

  由于新能源行业激烈的竞争，若不能及时、有效调整资源获取策略和方式，对资源获取重点区域判断不准和投入不够，可能导致市场竞争力下降、优质资源储备不足。

  公司加大政策研判跟踪力度，及时跟踪、解读新能源项目各类政策。保持与行业主管部门常态化沟通，加强与电力规划设计总院603357）、水电水利设计总院等国家智囊咨询机构合作，依托大基地开发推动配套政策完善。积极承担国家发展改革委首批揭榜挂帅项目、国家和行业标准制定，打造新能源原创技术策源地，提升核心竞争力和行业影响力。多措并举获取资源，加大规模化、集约化开发，充分的发挥规模化效益。通过优选高效可靠机型、提高可行性研究及招标采购阶段工作深度、改进投资项目管理等措施，严控项目成本，提升项目收益。

  制氢、光热、抽蓄、源网荷储等新业务、新业态快速发展，在新能源市场中占有比重加大，但由于各地陆续出台部分政策和指导性文件，新业务、新业态相关方面的制度、体系、标准正在持续完善中。同时，新业务、新业态项目多数处于技术路线和开发模式的探索阶段，为项目投资开发带来一定不确定性，若公司不加大对新业务、新业态的研究和管理，将对项目资源的获取和开发建设带来消极影响。

  公司将开展市场分析，对国家和地方现有相关产业政策和需求等进行有计划、有层次的分析，有效支撑市场开发；强化科技创新，进一步加大新技术和新模式研究力度，推动新技术、新模式应用与项目规划方案的有机融合；加强投资分析，加强对项目技术可行性、市场经济性、限制性因素、政策、市场机制等因素的分析研究，强化新业务、新业态管理工作，提高公司核心竞争力，提高项目投资收益率和建设运行水平，充分发挥战略协同作用。

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