粤电力A2022年年度董事会经营评述

　　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》中电力相关行业的披露要求

　　根据国家能源局公布的数据显示，2022年我国全社会用电量为8.64万亿千瓦时，同比增长3.6%。其中，第一产业用电量1146亿千瓦时，同比增长10.4%；第二产业用电量5.7万亿千瓦时，同比增长1.2%；第三产业用电量1.49万亿千瓦时，同比增长4.4%；城乡居民生活用电量1.34万亿千瓦时，同比增长13.8%。电力供给方面，随着“双碳”目标和构建新型电力系统发展要求的提出，风电、太阳能发电等新能源步入高质量发展的“快车道”，装机容量在全国发电总装机的占比逐年提升，电力行业绿色低碳转型成效显著。截至2022年底，全国累计发电装机容量约25.6亿千瓦，同比增长7.8%。其中，风电装机容量约3.7亿千瓦，同比增长11.2%；太阳能发电装机容量约3.9亿千瓦，同比增长28.1%；煤电装机容量约11.21亿千瓦，同比增长1%，煤电发电量同比增长0.7%，占全口径总发电量的比重为58.4%。结合装机规模和发电量来看，煤电仍然是当前我国电力供应的最主要电源，也是保障我国电力安全稳定供应的“压舱石”。

　　2022年，煤炭、天然气等燃料价格继续维持高位运行，火电企业经营面临较大挑战。根据广东电力交易中心于2022年12月公布的交易结果显示，全省2023年年度双边协商交易、年度挂牌交易、年度集中竞争交易的成交均价同比有所提高，其中双边协商成交均价553.88元/千千瓦时，同比上年提高56.84元/千千瓦时。同时，广东省能源局、南方能监局联合印发《关于2023年电力市场交易有关事项的通知》，提出当一次能源价格波动超出一定范围时，视市场运行情况启动一次性能源价格波动传导机制，推动成本端压力向下游传导。此外，2022年上半年国家发改委陆续出台《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》及相关文件，以加强煤炭市场价格调控监管，引导煤炭价格在合理区间运行，促进煤、电上下游协同发展，保障能源安全稳定供应。综上所述，中长期市场交易电价的提高，有利于上游煤价成本压力合理地向下游疏导，同时煤价若可在国家政策指导下回落至合理区间，公司的经营压力将得到一定程度释放，盈利展望预期有所提升。

　　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》中电力相关行业的披露要求

　　公司主要从事电力项目、新能源项目的投资、建设和经营管理，电力的生产和销售业务，属中国证监会《上市公司行业分类指引》中的电力、热力生产和供应业。公司自成立以来，一直坚持“取资于民，用资于电，惠之于众”的经营宗旨和“办电为主，多元发展”的经营方针，专注于电力主业，电源结构呈多元化发展，拥有大型燃煤发电、天然气发电、风力发电和水力发电等多种能源项目，通过电网公司向用户提供可靠、清洁的能源。截至2022年末，公司拥有可控装机容量3,144.4万千瓦，其中控股装机 2,969.62万千瓦，参股权益装机174.78万千瓦。其中，燃煤发电控股装机容量2,055万千瓦，占比69.2%；气电控股装机容量639.2万千瓦，占比21.52%；风电、水电、光伏、生物质等可再生能源发电控股装机容量275.42万千瓦，占比9.27%。此外，公司受托管理装机容量885.4万千瓦，以上可控装机容量、受托管理装机容量合计3,998.6万千瓦。

　　公司主要收入来源为电力生产和销售，主营业务收入主要来源于广东省内。公司销售电价分为以政府价格主管部门核定的上网电价以及根据电力市场交易规则等文件实施市场交易产生的交易电价。报告期内，公司售电量1,076.79亿千瓦时，同比增长2.16%；合并报表售电均价为545.55元/千千瓦时（含税，下同），同比增加78.44元/千千瓦时，增幅为16.8%；营业收入5,266,109万元，同比增加820,322万元，增幅18.45%。

　　公司主营业务以火力发电为主，燃料成本在营业成本中占较重，煤炭、天然气价格波动对公司经营业绩影响较大。报告期内，公司燃料成本4,325,248万元，占营业成本的81.84%，受发电量增加及燃料价格高企影响，燃料成本同比增加458,878万元，增幅11.87%。

　　报告期内，受益于上网电价同比上涨及风电、光伏等新能源项目有序推进投产，公司营业收入出现较大增长。但受多种因素影响，燃料价格居高不下，公司下属火电厂亏损严重，2022年公司实现归母净利润-300,392万元，同比下降2.59%。其中，公司煤电业务实现归母净利润-395,078万元；气电业务实现归母净利润18,604万元；水电业务实现归母净利润-2,723万元；新能源业务实现归母净利润32,568万元；公司本部投资业务实现归母净利润104,298万元。

　　公司旗下全资的广东粤电电力销售有限公司（“售电公司”）成立于2015年7月，是广东省首批电力销售公司，售电资质代码为SD01。售电公司以购售电业务为基础，以提高用电效能为核心，为客户提供需求响应策略、节能改造、耗能策略咨询、合同能源管理、电力储能等服务，并开展垂直（行业）领域、大型集团企业、大型园区等综合能源服务项目（智慧能源管理、碳资产管理、用能托管、能源审计等）。

　　2022年，售电公司代理用户用电量491.93亿千瓦时，同比增加8.59%。其中代理公司控股子公司电量410.84亿千瓦时，占公司上网电量比重为38.15%。

　　“十四五”期间，公司初步计划新增新能源装机约1400万千瓦，其中陆上风电约160万千瓦、海上风电约280万千瓦、光伏约960万千瓦（上述计划装机规模及发电类型将根据项目核准备案及投资开发的实际情况确定，具体实施存在一定的调整空间）。截至2022年末，公司共计拥有风电、光伏等新能源装机约252.14万千瓦，其中海上风电约120万千瓦、陆上风电约114.5万千瓦、光伏发电约17.64万千瓦；在建阳洲一、二海上风电项目、新疆瀚海光伏项目等合计装机容量331.55万千瓦；公司已核准备案的新能源项目规模约 1000万千瓦。未来公司将继续积极把握“碳达峰”、“碳中和”目标下加快能源转型的发展大势，实施“1+2+3+X”战略，积极通过自建和收购等多种形式，进一步拓展新能源项目资源，全力推进新能源跨越式发展，建设生态文明发电企业。

　　公司主要发电资产位于广东省内，资产规模总额达 1,315.04亿元，是广东省属国资控股唯一资产过千亿的上市公司。截至2022年12月31日，公司作为广东省装机规模最大的电力上市公司，拥有可控装机容量、受托管理装机容量合计3,998.6万千瓦，约占广东省统调装机容量的四分之一。

　　公司控股股东广东能源集团作为省属重点能源企业，利用其资源、技术、资产规模等优势，一直以来积极支持上市公司做优做强做大。作为广东能源集团唯一上市公司和主力军，公司始终服从服务于广东省、广东能源集团改革发展大局，深耕电力主业，积极发挥资本市场的价值发现功能和资源配置功能，助力广东省能源改革发展。

　　“十四五”期间，公司以国家能源发展战略为指引，实施“1+2+3+X”战略——建设一流绿色低碳电力上市公司，统筹安全与发展，做优做强煤电、气电、生物质发电业务，大力发展新能源、储能、氢能、土地园区开发等。公司项目储备丰富，发展前景广阔；主业清晰、结构合理，产业地位和市场份额突出，具有较强的综合实力和广阔的发展前景。

　　公司发电机组参数高、容量大、运行效率高、煤耗低、运行稳定、环保性能优越，具有较强的市场竞争优势。2022年，公司累计完成市场电量1028.34亿千瓦时，售电规模继续稳居全省第一，售电价格优于全省平均水平。公司充分发挥规模、品牌、服务三大优势，以遍布全省的营销服务网络、深耕电力行业的技术积淀和综合资源，为电网提供调峰、调频、备用等辅助增值服务，为用户提供综合节能、用电咨询等优质增值服务。

　　目前公司总资产达千亿规模，存量业务现金流较为充沛，为公司的持续发展提供了良好支撑，公司财务状况良好，银行信贷、债券及证券市场等融资渠道通畅、融资方式丰富，公司将充分利用内外部金融资源，为企业生产经营、重点项目建设及新能源产业的快速发展提供强有力的资金保障。

　　公司作为广东省能源主力军，肩负着助力广东省构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系重任。公司将主动融入粤港澳大湾区、深圳先行示范区建设和广东“一核一带一区”发展，稳步推进省重点能源项目建设和新能源开发，积极寻求向资源条件较好和电力需求较高的区域扩张，立足广东，布局全国，助力“30-60”目标落到实处。

　　2022年，受经济下行压力增大等影响，广东省全社会用电需求整体与上年持平，达7,870.34亿千瓦时，同比增长0.05%。装机容量方面，截至2022年底，广东统调装机容量为1.71亿千瓦，同比增长7.9%，其中煤电装机容量6,857.7万千瓦，同比增长1%；气电装机容量3,423.3万千瓦，同比增长12.1%；风电、太阳能发电合计装机容量为2,835.1万千瓦，同比增长27.3%。报告期内，公司累计完成合并报表口径上网电量1,076.79亿千瓦时，同比增长2.16%。其中，煤机上网电量878.05亿千瓦时，气机上网电量147.58亿千瓦时，水电、风电、光伏等上网电量51.16亿千瓦时。

　　2022年，随着电力市场化改革持续向纵深推进，广东省市场化交易规模继续扩大，根据广东电力交易中心数据，2022年全省市场直接交易电量2,985.7亿千瓦时，其中双边协商成交电量2,529.24亿千瓦时，同比增长17.62%，成交均价496厘/千瓦时；公司合并报表口径平均上网电价为545.55元/千千瓦时（含税，下同），同比增加 78.44元/千千瓦时，增幅为16.8%。

　　2022年，面对电力能源行业保供应、调结构、稳增长多重目标平衡的艰巨考验，公司坚决履行国有企业经济责任、责任和社会责任，全力保障电力安全生产和稳定供应。尽管存在上网电价同比上涨以及风电、光伏等新能源项目有序推进投产等利好因素，但仍难以覆盖燃料成本居高不下的重压，公司发电业务持续亏损。截至2022年底，公司合并报表口径总资产1,315.04亿元，同比增长14.86%；合并报表口径负债合计1027.82亿元，资产负债率78.16%；归属于母公司股东的权益202.42亿元，同比减少13.45%。公司实现合并报表口径营业收入526.61亿元，同比增长18.45%；归属于母公司股东的净利润-30.04亿元，每股收益-0.57元。

　　2022年，公司新增花都热电92万千瓦、湘潭昌山风电4.4万千瓦、平远泗水风电4万千瓦、河北子牙河风电10万千瓦、肇庆九州1.7万千瓦分布式光伏、湛江雷高与调风风电15万千瓦等清洁能源项目，新增装机容量合计约147.1万千瓦；截至2022年底，公司拥有气电、风电、水电、光伏、生物质等清洁能源发电控股装机容量914.62万千瓦，占比提升至30.79%。此外，公司积极推进大亚湾综合能源站、宁州替代电源、肇庆永安天然气热电、阳洲海上风电、新疆瀚海光伏等项目建设，持续优化电源结构，促进公司绿色低碳转型。五、公司未来发展的展望

　　2023年1月，国家能源局发布的《新型电力系统发展蓝皮书（征求意见稿）》提出我国将推动新能源成为发电量增量主体，到2030年装机占比超过40%，发电量占比超过20%。但我国以煤为主的能源资源禀赋决定了较长时间内煤炭在能源供给结构中将仍占较高比重，煤电作为煤炭清洁高效的利用途径之一，仍是电力系统中的基础性保障电源。因此2030年前煤电装机和发电量仍将适度增长，并重点围绕送端大型新能源基地、主要负荷中心、电网重要节点等区域统筹优化布局。煤电机组通过灵活性改造和节能减排改造，逐步向清洁低碳化转型，进一步提升调节能力，可以更好地支撑“双碳”战略和电力系统稳定运行。同时，清洁高效的气电机组有利于增强以新能源为主体的新型电力系统的电网调峰能力和安全可靠性，有助于构建清洁低碳、安全高效的能源体系，具有一定的发展空间。综上所述，未来火电行业主要靠发展大容量、高参数、先进节能煤电及加快气电发展以优化电源结构，通过提升技术研发实力以促进提质增效，靠积极的市场营销争取电量、电价，靠精细化管理降低成本费用。此外，公司也将坚持新发展理念，持续推进电源结构优化调整，积极稳步有序推动新能源发电项目建成投产，为构建清洁低碳、安全高效的能源体系贡献力量。

　　公司未来将聚焦能源生产供应，兼顾综合能源服务，围绕碳达峰、碳中和目标，立足广东、面向全国，实施“1+2+3+X”战略——建设一流绿色低碳电力上市公司，统筹安全与发展，做优做强煤电、气电、生物质发电业务，大力发展新能源、储能、氢能、土地园区开发等。全力推进新能源跨越式发展；把握火电发展窗口期，加快重点项目开发建设；探索开展“源网荷储一体化”项目布点，推动“风光火储氢一体化”融合发展，建设生态文明发电企业。

　　2023年，公司合并报表口径上网电量预算目标值1,203.56亿千瓦时，与2022年实际完成上网电量同比上升11.77%；主营业务收入预算目标值为612.87亿元，比2022年实际主营业务收入522.16亿元增加约90.71亿元；母公司全年计划投资预算值为62.75亿元，较2022年实际完成投资80.56亿元减少17.81亿元。

　　（注：上述生产经营计划不代表公司对2023年度的盈利预测，能否实现取决于电力市场及煤炭、天然气市场状况变化等多种因素，存在较大的不确定性，请投资者特别注意。）

　　极端天气事件日益频发，给企业正常生产经营带来一定不利影响，公司需进一步加强自然灾害防御工作力度；公司部分火电机组由于运行年份已久，存在效能水平下降、设备老化、运行安全可靠性下降等问题；部分承包商安全意识不足，安全管理不到位。

　　应对措施：一是密切关注雨情、汛情，从严从实做好防汛防台工作；二是加强设备检修和作业管理，认真开展检修维护、运行管理、技术监督，完善设备管理体系，做好设备消缺工作，提高机组设备可靠性；三是严格管理承包商，把好“准入关”，坚决杜绝非法转包、违法分包，鼓励开展奖励优秀承包商评比活动，加强承包商的安全教育培训，持续改善承包商安全管理。

　　国内煤炭在保供稳价政策推动下产能持续释放，但是季节性、区域性供求紧张关系仍然存在，煤炭价格依旧高企。同时由于国际能源市场地缘博弈加剧，全球煤炭、天然气供应预期不明朗，海外燃料价格未来走势不确定性加大。燃料成本占公司主营业务成本的比重较大，燃料价格波动对公司经营业绩有显著影响，若燃料价格持续居高不下，公司经营效益将持续严重承压。

　　应对措施：一是贯彻煤炭管理策略，进一步落实“精准库存”策略，加大经济煤种掺烧、优化机组能耗等降低成本；二是拓宽煤炭采购渠道，坚持以经济效益为先的采购原则，降低燃料成本；三是实时跟踪天然气价格走势，优化发电经营策略，多发效益电，同时积极向上级部门争取气电补贴、加强安全生产管理和成本费用控制，努力实现气电稳定保供。

　　在碳达峰、碳中和“30-60”目标背景下，能源生产和消费加速向低碳转型。根据国家优化能源结构的要求，火电将逐步由主体性电源向调峰调频基础性电源转变，风电、光伏等新能源装机及电量增长将进一步挤压煤电机组生存空间。截至2022年12月末，公司煤电控股装机容量占比为69.2%，比例偏高，电源清洁低碳化转型压力较大。

　　应对措施：一是稳步推进电源结构转型升级，力争在结构调整上实现更大突破，加快推动重点能源项目取得进展，扎实推进大亚湾综合能源站、肇庆永安天然气热电项目、新疆瀚海光伏项目、云浮天然气热电联产项目、阳洲海上风电项目等，确保按进度完成项目投资、建设计划。二是持续丰富新能源项目储备，积极开拓国内其他省区新能源发展空间，加大在新疆、贵州、河北、青海、广西等区域的新能源开发力度。三是深入探索冷、热、电、气多联供分布式能源，以及换电、充电桩、储能等基础设施建设和氢能开发利用。四是持续优化碳资产管理，充分利用内外部资源，加强碳排放数据管理及碳资产经营管理等工作，推动节能降碳，实现碳资产的增值与收益。