三峡能源：2022年半年度报告.PDF

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1、2022 年半年度报告 1/227 公司代码：600905 公司简称：三峡能源 中国三峡新能源（集团）股份有限公司中国三峡新能源（集团）股份有限公司 20222022 年半年度报告年半年度报告 2022 年半年度报告 2/227 重要提示重要提示 一、一、本公司董事会、监事会及董事、监事、高级管理人员保证本公司董事会、监事会及董事、监事、高级管理人员保证半半年度报告内容的真实年度报告内容的真实性性、准确、准确性性、完整完整性性，不存在虚假记载、误导性陈述或重大遗漏，并承担个别和连带的法律责任。，不存在虚假记载、误导性陈述或重大遗漏，并承担个别和连带的法律责任。二、二、公司公司全体董事出席全体董

2、事出席董事会会议。董事会会议。三、三、本半年度报告本半年度报告未经审计未经审计。四、四、公司负责人公司负责人王武斌王武斌、主管会计工作负责人、主管会计工作负责人张龙张龙及会计机构负责人（会计主管人员）及会计机构负责人（会计主管人员）王书超王书超声声明：保证半年度报告中财务报告的真实、准确、完整。明：保证半年度报告中财务报告的真实、准确、完整。五、五、董事会董事会决议通过的本报告期利润分配预案或公积金转增股本预案决议通过的本报告期利润分配预案或公积金转增股本预案 无 六、六、前瞻性陈述的风险声明前瞻性陈述的风险声明 适用 不适用 本报告所涉及的未来计划、发展战略等前瞻性描述不构成本公司对投资者的

3、实质承诺，敬请投资者注意投资风险。七、七、是否存在被控股股东及其关联方非经营性占用资金情况是否存在被控股股东及其关联方非经营性占用资金情况 否 八、八、是否存在违反规定决策程序对外提供担保的情况？是否存在违反规定决策程序对外提供担保的情况？否 九、九、是否存在半数是否存在半数以上以上董事无法保证公司所披露董事无法保证公司所披露半半年度报告的真实性、准确性和完整性年度报告的真实性、准确性和完整性 否 十、十、重大风险提示重大风险提示 报告期内，公司不存在影响公司持续经营的重大风险。公司已在本报告中详细描述了可能面对的风险，敬请查阅“第三节 管理层讨论与分析 五、其他披露事项（一）可能面对的风险”

4、中的内容。十一、十一、其他其他 适用 不适用 2022 年半年度报告 3/227 目录目录 第一节第一节 释义释义.4 第二节第二节 公司简介和主要财务指标公司简介和主要财务指标.6 第三节第三节 管理层讨论与分析管理层讨论与分析.9 第四节第四节 公司治理公司治理.20 第五节第五节 环境与社会责任环境与社会责任.23 第六节第六节 重要事项重要事项.26 第七节第七节 股份变动及股东情况股份变动及股东情况.41 第八节第八节 优先股相关情况优先股相关情况.46 第九节第九节 债券相关情况债券相关情况.46 第十节第十节 财务报告财务报告.50 备查文件目录（一）载有公司负责人、主管会计工作

5、负责人、会计机构负责人（会计主管人员）签名并盖章的财务报表。（二）报告期内在中国证监会指定报纸上公开披露过的所有本公司文件的正本及公告原稿。2022 年半年度报告 4/227 第一节第一节 释义释义 在本报告书中，除非文义另有所指，下列词语具有如下含义：常用词语释义 国务院国资委、实际控制人 指 国务院国有资产监督管理委员会 中国证监会、证监会 指 中国证券监督管理委员会 公司、本公司、本集团、三峡能源 指 中国三峡新能源（集团）股份有限公司 三峡集团、控股股东 指 中国长江三峡集团有限公司 都城伟业 指 都城伟业集团有限公司，系公司股东 水电建咨询 指 中国水利水电建设工程咨询有限公司，系公

6、司股东 三峡资本 指 三峡资本控股有限责任公司，系公司股东 珠海融朗 指 珠海融朗投资管理合伙企业（有限合伙），系公司股东 浙能资本 指 浙能资本控股有限公司，系公司股东 川投能源 指 四川川投能源股份有限公司，系公司股东 招银成长 指 湖北长江招银成长股权投资合伙企业（有限合伙），系公司股东 金石新能源 指 金石新能源投资（深圳）合伙企业（有限合伙），系公司股东 三峡财务 指 三峡财务有限责任公司，系三峡集团控股子公司 三峡租赁 指 三峡融资租赁有限公司，系三峡资本控股子公司 三峡国际 指 中国三峡国际能源投资集团有限公司，系三峡集团控股子公司 三峡建工 指 中国三峡建工（集团）有限公司，系

7、三峡集团全资子公司 三峡资产 指 三峡资产管理有限公司，系三峡集团全资子公司 亿利洁能 指 亿利洁能股份有限公司，股票代码：600277 金风科技 指 新疆金风科技股份有限公司，股票代码：002202 三峡鄂尔多斯 指 三峡鄂尔多斯市能源有限公司，系公司控股子公司 国家发展改革委 指 中华人民共和国国家发展和改革委员会 国家能源局 指 中华人民共和国国家能源局 财政部 指 中华人民共和国财政部 稳定股价预案、稳定股价预案 指 中国三峡新能源（集团）股份有限公司首次公开发行 A 股股票并上市后三年内稳定股价的预案“十四五”指 中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划纲要 报告期、报告期内

8、 指 2022 年 1 月 1 日-2022 年 6 月 30 日 报告期末、本报告期末 指 2022 年 6 月 30 日 装机容量、装机规模 指 电厂所有发电机组额定功率的总和。发电量 指 发电场站在一段特定期间内生产的电能量，为发电设备端计量电量之和，包括试运行发电量。上网电量 指 发电场站在一段特定期间内送出线路侧计量的电量。瓦（W）指 瓦特，功率单位，用于度量发电能力。千 瓦（kW）、兆 瓦（MW）、万千瓦、吉瓦（GW）指 功 率 的 单 位，换 算 关 系：1GW=100万 千 瓦=1,000MW=1,000,000kW 千瓦时（kWh）指 能量量度单位，用于度量消耗的能量。标准煤

9、 指 热值为 7,000 千卡/千克（公斤）的煤炭。源网荷储 指 通过优化整合本地电源侧、电网侧、负荷侧资源，以先进技术突破和体制机制创新为支撑，探索构建源网荷储高度融合的新型电力系统发展路径，主要包括区域（省）级、市（县）级、园区（居民区）级“源网荷储一体化”等具体模式。摘自国2022 年半年度报告 5/227 家发展改革委、国家能源局关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见（发改能源规2021280 号）文。多能互补 指 利用存量常规电源，合理配置储能，统筹各类电源规划、设计、建设、运营，优先发展新能源，积极实施存量“风光水火储一体化”提升，稳妥推进增量“风光水（储）一体化”，探

10、索增量“风光储一体化”，严控增量“风光火（储）一体化”。摘自国家发展改革委、国家能源局关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见（发改能源规2021280 号）文。光热 指 太阳能光热发电，是太阳能利用中的重要项目之一。地热发电 指 利用地下热能转变为机械能，然后再将机械能转变为电能。说明：半年报部分表格中数据加总之和与列示的合计数尾数部分存在差异，均为四舍五入所致。2022 年半年度报告 6/227 第二节第二节 公司简介和主要财务指标公司简介和主要财务指标 一、一、公司信息公司信息 公司的中文名称 中国三峡新能源（集团）股份有限公司 公司的中文简称 三峡能源 公司的外文名称 Chi

11、na Three Gorges Renewables(Group)Co.,Ltd.公司的外文名称缩写 CTGR 公司的法定代表人 王武斌 二、二、联系人和联系方式联系人和联系方式 董事会秘书 证券事务代表 姓名 刘继瀛 王蓉 联系地址 北京市通州区新华北街 156 号保利大都汇T1 号楼 北京市通州区新华北街 156 号保利大都汇 T1 号楼 电话 010-58689199 010-58689199 传真 010-58689734 010-58689734 电子信箱 ctgr_ ctgr_ 三、三、基本情况变更简介基本情况变更简介 公司注册地址 北京市通州区贡院街1号院1号楼二层206-23室

12、 公司注册地址的历史变更情况 2021年3月21日，公司注册地址由“北京市西城区白广路二条12号”变更为“北京市通州区贡院街1号院1号楼二层206-23室”公司办公地址 北京市通州区新华北街156号保利大都汇T1号楼 公司办公地址的邮政编码 101100 公司网址 电子信箱 ctgr_ 报告期内变更情况查询索引 无 四、四、信息披露及备置地点变更情况简介信息披露及备置地点变更情况简介 公司选定的信息披露报纸名称 中 国 证 券 报 （）、上 海 证 券 报 （）、证券日报（）、证券时报（）登载半年度报告的网站地址 公司半年度报告备置地点 北京市通州区新华北街156号保利大都汇T1号楼 报告期内

13、变更情况查询索引 无 五、五、公司股票简况公司股票简况 股票种类 股票上市交易所 股票简称 股票代码 变更前股票简称 A股 上海证券交易所 三峡能源 600905-六、六、其他有关资料其他有关资料 适用 不适用 2022 年半年度报告 7/227 七、七、公司主要会计数据和财务指标公司主要会计数据和财务指标(一一)主要会计数据主要会计数据 单位：元 币种：人民币 主要会计数据 本报告期（16月）上年同期 本报告期比上年同期增减(%)调整后 调整前 营业收入 12,129,271,830.33 8,345,177,500.89 7,885,338,091.09 45.34 归属于上市公司股东的净

14、利润 5,036,975,040.23 3,686,791,174.01 3,274,494,812.45 36.62 归属于上市公司股东的扣除非经常性损益的净利润 4,986,960,181.07 3,706,245,402.27 3,293,949,040.71 34.56 经营活动产生的现金流量净额 5,784,231,139.62 3,881,068,060.93 3,879,560,210.55 49.04 本报告期末 上年度末 本报告期末比上年度末增减(%)调整后 调整前 归属于上市公司股东的净资产 74,708,655,261.20 70,179,612,443.18 68,82

15、9,956,569.47 6.45 总资产 249,583,609,910.58 218,850,191,026.66 217,196,447,956.62 14.04 (二二)主要财务指标主要财务指标 主要财务指标 本报告期（16月）上年同期 本报告期比上年同期增减(%)调整后 调整前 基本每股收益（元股）0.1767 0.1760 0.1563 0.40 稀释每股收益（元股）0.1767 0.1760 0.1563 0.40 扣除非经常性损益后的基本每股收益（元股）0.1749 0.1769 0.1572-1.13 加权平均净资产收益率（%）6.93 8.32 7.53 减少 1.39 个

16、百分点 扣除非经常性损益后的加权平均净资产收益率（%）6.86 8.36 7.58 减少 1.50 个百分点 公司主要会计数据和财务指标的说明 适用 不适用 营业收入较上年同期增加 378,409.43 万元，上升 45.34%。主要原因：投产运营的风电、光伏项目增加，上网电量增加；应用企业会计准则解释第 15 号试运行收入计入当期，导致营业收入增加。归属于上市公司股东的扣除非经常性损益的净利润较上年同期增加 128,071.48 万元，上升 34.56%，主要原因：投产运营的风电、光伏项目数量增加，上网电量和收入不断增长；应用企业会计准则解释第 15 号试运行收入计入当期，试运行期间不计提折

17、旧，导致利润规模增加。经营活动产生的现金流量净流入较上年同期增加 190,316.31 万元，上升 49.04%，主要原因：新投产运营的风电、光伏项目较多，上网电量、售电收入增幅较大。2022 年半年度报告 8/227 八、八、境内外会计准则下会计数据差异境内外会计准则下会计数据差异 适用 不适用 九、九、非经常性损益项目和金额非经常性损益项目和金额 适用 不适用 单位:元 币种:人民币 非经常性损益项目 金额 附注（如适用）非流动资产处置损益 171,395.04 越权审批，或无正式批准文件，或偶发性的税收返还、减免 计入当期损益的政府补助，但与公司正常经营业务密切相关，符合国家政策规定、按

18、照一定标准定额或定量持续享受的政府补助除外 15,132,334.46 计入当期损益的对非金融企业收取的资金占用费 企业取得子公司、联营企业及合营企业的投资成本小于取得投资时应享有被投资单位可辨认净资产公允价值产生的收益 63,193,063.56 非货币性资产交换损益 委托他人投资或管理资产的损益 因不可抗力因素，如遭受自然灾害而计提的各项资产减值准备 债务重组损益 企业重组费用，如安置职工的支出、整合费用等 交易价格显失公允的交易产生的超过公允价值部分的损益 同一控制下企业合并产生的子公司期初至合并日的当期净损益 与公司正常经营业务无关的或有事项产生的损益 除同公司正常经营业务相关的有效套

19、期保值业务外，持有交易性金融资产、衍生金融资产、交易性金融负债、衍生金融负债产生的公允价值变动损益，以及处置交易性金融资产、衍生金融资产、交易性金融负债、衍生金融负债和其他债权投资取得的投资收益 29,031,577.91 单独进行减值测试的应收款项、合同资产减值准备转回 对外委托贷款取得的损益 采用公允价值模式进行后续计量的投资性房地产公允价值变动产生的损益 根据税收、会计等法律、法规的要求对当期损益进行一次性调整对当期损益的影响 受托经营取得的托管费收入 除上述各项之外的其他营业外收入和支出-43,257,708.85 其他符合非经常性损益定义的损益项目 6,370,738.36 减：所得

20、税影响额 18,518,098.58 少数股东权益影响额（税后）2,108,442.74 合计 50,014,859.16 将公开发行证券的公司信息披露解释性公告第 1 号非经常性损益中列举的非经常性损益项目界定为经常性损益项目的情况说明 适用 不适用 2022 年半年度报告 9/227 十、十、其他其他 适用 不适用 第三节第三节 管理层讨论与分析管理层讨论与分析 一、一、报告期内公司所属行业及主营业务情况说明报告期内公司所属行业及主营业务情况说明 （一）公司所属行业及主营业务 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

21、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、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、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。（二）公司经营模式 1.前期开发模式 公司项目前期开发主要流程包括资源获取及评估、项目立项、投资决策。项目实施单位

22、负责在管辖范围内筛选项目资源，项目资源开发协议签订后，项目实施单位按公司相关规定开展评估工作。项目实施单位组织对项目立项进行内部审核，满足立项条件后，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。项目实施单位根据项目前期工作开展情况，适时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。2采购及建造模式（1）采购模式 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。按照招投标法等法律法规，公司

23、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。（2）建造模式 公司工程建设主要分为 EPC 总承包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的各阶段，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。3.项目运维模式 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

24、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。公司省域分公司、相关直管子公司的电力生产部门全面负责、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”为核心内容的运维模式，将省域分公司、相关直管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

25、部署、统一协调、统一运作、统一营销。4销售模式 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2022 年半年度报告 10/227 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

26、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 19 个：甘肃、青海、宁夏、新疆、内蒙古、国网冀北、黑龙江、吉林、辽宁、四川、云南、山西、陕西、山东、福建、湖南、广西、江苏和广东。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。（三）报告期内公司所处行业情况 1.全球新能源行业发展情况 当前，全球新一轮能源革命和科技革命深度演变、方兴未艾，大力发展可再生能源已经成为全球能源转型和应对气候变化的重大战略方向和一致宏大行动。随着能源低碳目标的推进，

27、全球绿电需求持续高增，新能源占比不断提高。根据国际可再生能源署(IRENA)发布的2022 年可再生能源装机数据(Renewable Capacity Statistics 2022)，2021 年底，全球可再生能源装机容量达到3064 吉瓦，其中，全球风电累计装机容量为 825 吉瓦，太阳能发电累计装机容量为 849 吉瓦。在新增可再生能源中，太阳能和风能继续占主导地位，占比达 88。海上风电因覆盖面积广、资源禀赋好，发展潜力巨大。根据全球风能理事会（GWEC）数据，2021 年全球海上风电实现新增装机 21.1GW，累计装机容量达到 56GW，海上风电装机规模有望持续超预期；预计未来十年（

28、2022 年-2031 年），全球海上风电新增装机将达到 315GW，到 2031年的累计装机容量将突破 370GW。2.我国新能源行业发展情况 近年来，我国以风电、光伏发电为代表的新能源发展成效显著，发电量稳步提升，为我国如期实现“碳达峰碳中和”目标奠定坚实的基础。根据国家能源局发布的 2022 年上半年全国电力工业统计数据，截至 6 月底，全国风电新增装机 1294 万千瓦，同比增加 210 万千瓦，风电装机容量约 3.4 亿千瓦，同比增长 17.2%；太阳能发电新增装机 3088 万千瓦，同比增加 1787 万千瓦，太阳能发电装机容量约 3.4 亿千瓦，同比增长 25.8%。“十四五”及

29、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。“十四五”时期，我国将坚持集中式与分布式并举、陆上与海上并举、就地消纳与外送消纳并举、单品种开发与多品种互补并举、单一场景

30、与综合场景并举；以区域布局优化发展，在“三北”地区优化推动风电和光伏发电基地化规模化开发，在西南地区统筹推进水风光综合开发，在中东南部地区重点推动风电和光伏发电就地就近开发，在东部沿海地区积极推进海上风电集群化开发。在新能源行业迅速发展的同时，国家层面陆续出台了一系列与新能源项目用地、补贴、建设、运营、监管相关的政策规定，将合规风险识别与新能源业务的全生命周期相结合，为企业新能源业务提供合规支持和保障，规范和促进市场健康有序发展,助力新能源行业发展行稳致远。3.报告期内公司在行业中的地位 2022 年上半年，公司新增装机容量 210.46 万千瓦，累计装机容量达到 2,510.09 万千瓦。风

31、电累计装机容量达到 1506.98 万千瓦，占全国风力发电行业市场份额的 4.40%，同比提升 1.18 个百分点，其中海上风电累计装机容量 457.52 万千瓦，占全国市场份额的 17.16%，同比提升 3.80 个百分点；太阳能发电累计装机容量达到 971.59 万千瓦，占全国太阳能发电行业市场份额的 2.89%，同比提升 0.34 个百分点。电源种类 报告期内新增装机容量（万千瓦）期末累计装机容量（万千瓦）本公司 全国 市场份额 本公司 全国 市场份额 风电 80.06 1294 6.19%1506.98 34224 4.40%2022 年半年度报告 11/227 其中：海上风电 27

32、457.52 2666 17.16%太阳能发电 130.40 3088 4.22%971.59 33677 2.89%水电 941 21.52 39999 0.05%其他 10 合计 210.46 2510.09 注：全国数据源自国家能源局网站；电源种类依照中电联电力行业统计调查制度进行分类，公司独立储能项目归入“其他”，期末累计装机容量为 10 万千瓦。4.报告期内重点行业政策（1）规划建立现代能源体系 2022 年 3 月 21 日，国家发展改革委、国家能源局印发“十四五”新型储能发展实施方案（发改能源2022209 号），提出到 2025 年新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段，具备大

33、规模商业化应用条件，到 2030 年新型储能全面市场化发展。2022 年 3 月 22 日，国家发展改革委、国家能源局印发“十四五”现代能源体系规划（发改能源2022210 号），明确了“十四五”时期现代能源体系建设的主要目标包括能源保障更加安全有力、能源低碳转型成效显著、能源系统效率大幅提高、创新发展能力显著增强和普遍服务水平持续提升，提出“以保障能源安全为根本任务，以能源绿色低碳发展为鲜明导向，以创新为引领发展的第一动力，以深化改革、扩大开放为重要支撑”的总体思路，推进能源高质量发展。2022 年 3 月 23 日，国家发展改革委、国家能源局印发 氢能产业发展中长期规划（2021-2035

34、年），提出打造氢能产业发展“1+N”政策体系，积极推动试点示范，开展氢储能在可再生能源消纳、电网调峰等应用场景的示范，探索培育“风光发电+氢储能”一体化应用新模式，逐步形成抽水蓄能、电化学储能、氢储能等多种储能技术相互融合的电力系统储能体系。2022 年 4 月 2 日，国家能源局、科学技术部印发“十四五”能源领域科技创新规划（国能发科技202158 号），提出聚焦大规模高比例可再生能源开发利用，研发更高效、更经济、更可靠的可再生能源先进发电及综合利用技术，建设适应大规模可再生能源和分布式电源友好并网、源网荷双向互动、智能高效的先进电网。（2）风光发电迎来规模化发展阶段 2022 年 3 月

35、29 日，国家能源局印发2022 年能源工作指导意见（国能发规划202231号），提出加快能源绿色低碳转型，大力发展风电光伏，风电、光伏发电发电量占全社会用电量的比重达到 12.2%左右。2022 年 5 月 30 日，国务院办公厅转发国家发展改革委、国家能源局关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案，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，在土地预审、规划选址、环境保护等方面加强协调指导，提高审批效率。2022 年 6 月 1 日，国家发展改革委、国家能源局等九部委联合下发关于印发“十四五

36、”可再生能源发展规划的通知（发改能源20211445 号），锚定碳达峰、碳中和目标，促进可再生能源大规模、高比例、市场化、高质量发展，有效支撑清洁低碳、安全高效的能源体系建设。该规划提出，“十四五”期间大规模开发可再生能源，大力推进风电和光伏发电基地化开发，积极推进风电和光伏发电分布式开发，统筹推进水风光综合基地一体化开发。（3）全国电力市场机制逐步完善 2022 年 1 月 6 日，国务院办公厅印发要素市场化配置综合改革试点总体方案，支持试点地区完善电力市场化交易机制，开展电力现货交易试点，完善电力辅助服务市场。该方案指出，支持试点地区进一步健全碳排放权、排污权、用能权、用水权等交易机制，探

37、索促进绿色要素交易与能源环境目标指标更好衔接。探索建立碳排放配额、用能权指标有偿取得机制，丰富交易品种和交易方式。2022 年 1 月 28 日，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（发改体改2022118 号），从顶层设计明确了电力市场体系建设的架构、目标和重点任务，到 2025 年全国统一电力市场体系初步建成，提升电力市场对高比例新能源的适应性，完善适应高比例新能源的市场机制，有序推动新能源参与电力市场交易，到 2030 年新能源要全面参与电力市场。2022 年半年度报告 12/227 2022 年 2 月 10 日，国家发展改革委、国家能源局印发关于完

38、善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见（发改能源2022206 号），对电力市场建设提出了更加明确的目标要求，提出“十四五”时期，基本建立推进能源绿色低碳发展的制度框架，到 2030 年，基本建立完整的能源绿色低碳发展基本制度和政策体系。鼓励新能源发电基地提升自主调节能力，探索一体化参与电力系统运行，完善抽水蓄能、新型储能参与电力市场的机制，更好发挥相关设施调节作用。2022 年 6 月 7 日，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司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（发改办运行2022475 号），提出新型储能可作为独立储能参与电力市场，鼓励配建新型储能与所属电源联合

39、参与电力市场，充分发挥独立储能技术优势提供辅助服务，建立独立储能电站容量电价机制，逐步推动电站参与电力市场，进一步明确新型储能市场定位，建立完善相关市场机制、价格机制和运行机制，提升新型储能利用水平，引导行业健康发展。二、二、报告期内核心竞争力分析报告期内核心竞争力分析 适用 不适用 （一）海陆共进获取优质风光资源 公司深入贯彻新发展理念，锚定“双碳”目标，以重大基地增强发展支撑力，以产业链协同增强发展竞争力，奋力争取优质资源。一方面，准确把握政策要求，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竞配等工作，以创新为驱动力，拓宽绿色能源的内涵和外延，提供“多场景”开发方案，因地

40、制宜谋划“新能源+”储能、光热、制氢等创新融合项目；另一方面，主动服务国家战略，坚定海上风电引领者战略，巩固海上风电引领优势，推动海上风电资源获取，推进海上风电集中连片规模化开发，规划布局海上风电基地。（二）新建设管理模式效能不断释放 公司优化整合各方资源，全面推行“大建管”模式，推动建设管理“集约化作战、扁平化协调、一体化建设”，聚焦项目难点，紧抓项目建设及手续办理进度，推动解决制约因素，全力保障设备供货进度和施工资源投入。组建海上风电建设协调领导小组，统筹推动海上风电高效率高质量建设。探索开展聘请业主工程师，全方位保障项目建设工作。建立健全项目疫情防控管理体系，加强过程控制和现场监督，确保

41、各项疫情防控措施落实到位。（三）多措并举全力提升发电效益 公司新能源业务布局合理，风光装机增长有效带动发电量高速增长，海上风电装机优势明显，对发电量增长贡献较大。此外，公司推进电力生产省域实体化管理，采用自主检修和对外委托相结合的方式，加快缺陷处理响应速度，严抓检修消缺质量，以生产运营智慧化为重点，提升运维过程信息化、智能化水平。同时，紧跟市场政策和规则变化，不断优化营销管控模式，提升交易管理的软硬件配置，打造综合素质高、业务能力强的营销队伍；深入研究现货交易规则，着力提升功率预测水平，化被动为主动，全力提升度电收益；积极拓展大客户，深化布局绿色电力市场，创新探索新能源业务增收路径，全面提升项

42、目市场竞争力和抗风险水平。（四）国企改革行动深入推进 以国企改革三年行动为契机，公司持续深化改革，有效发挥改革促发展、释红利的作用，激发内生动力。公司深入推进国企改革三年行动，多项任务基本完成；对内部资源进行重组与整合，优化管理部门与直属机构协同作用，深化新建设管理模式改革成果，调整区域公司、专业化公司职责分工，提升管理效率；实施首批股权激励，激发员工主人翁热情，实施“揭榜挂帅、竞聘上岗、差异化薪酬”等改革措施，充分调动员工的积极性和主动性，激发员工干事创业的热情和活力。公司时刻关注行业领先企业，聚力构建全要素对标管理新模式，进一步提升企业管理水平和综合实力。（五）资金保障力度持续加大 面对规

43、模迅速扩大、海上风电平价开发、基地项目规模化开发等业务的资金需求，持续加大融资力度，全力降低资金成本，同时加大电费回收力度，为公司业务发展提供资金保障。（六）科技创新能力稳步提升 围绕主营业务发展、新型电力系统构建、前沿技术储备等重点方向，开展关键核心技术攻关，开展氢能、储能、光热等新技术、新业态、新模式研究，提升公司科技创新能力。公司积极推动实施了一系列科研项目，承担国家级及省部级科研项目（课题）10 余项，开展内部科研项目 40 余2022 年半年度报告 13/227 项，累计拥有专利 180 余项。聚焦海上风电先进装备示范与推广，推动福建海上风电产业园入园企业研制出 13MW 海上风电大

44、容量机组，刷新了中国海上风电单机容量新纪录。聚焦“源网荷储一体化”新型电力系统研究，乌兰察布创新示范园一期工程建成投用。参与研制的 4 项技术装备（项目）列入国家能源局能源领域首台（套）重大技术装备（项目）名单。三、三、经营情况的讨论与分析经营情况的讨论与分析 2022 年上半年，面对新冠疫情多点散发、经济下行压力加大、能源保供形势严峻等新形势新挑战，公司积极践行“双碳”目标，紧紧围绕“风光三峡”“海上风电引领者”战略，实干担当、奋力拼搏，统筹推进陆上风电、光伏发电业务，加快推进以沙漠、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、氢能等新兴业务发展

45、，发电量、营业收入等主要经营指标稳中向好，综合实力持续提升，为助力稳增长作出积极贡献。（一）装机容量分析 报告期内，公司新增并网装机 210.46 万千瓦，同比增长 254%，其中陆上风电新增并网 80.06万千瓦，光伏新增并网 130.40 万千瓦。新增获取核准/备案项目容量 730.29 万千瓦，在建项目计划装机容量合计 1527.30 万千瓦。电源种类 报告期末控股总装机容量(万千瓦)报告期内新投产机组的装机容量(万千瓦)报告期内新增核准/备案项目的计划装机容量(万千瓦)报告期末在建项目的计划装机容量(万千瓦)风电 1506.98 80.06 291.00 763.80 太阳能发电 97

46、1.59 130.40 408.89 763.50 水电 21.52 其他 10 30.4 合计合计 2510.09 210.46 730.29 1527.30 注：电源种类依照中电联电力行业统计调查制度进行分类，“其他”项中新增备案项目包括独立储能项目计划装机容量 30.1 万千瓦，地热发电项目计划装机容量 0.3 万千瓦。（二）报告期内发电量及上网电量情况分析 2022 年上半年，公司发电量 244.88 亿千瓦时，同比增长 46.71%，其中风电、光伏发电量增长主要受益于装机增长，水电发电量增长主要因为报告期内来水量明显增加。电源种类 发电量（亿千瓦时）上网电量（亿千瓦时）报告期 上年同

47、期 同比增减 报告期 上年同期 同比增减 风电 173.4 118.16 46.75%168.11 114.84 46.39%太阳能发电 67.86 46.59 45.65%66.68 45.69 45.94%水电 3.47 2.17 59.91%3.44 2.14 60.75%独立储能 0.15-0.15-合计 244.88 166.92 46.71%238.38 162.67 46.54%注:由于公司 2021 年收购的项目公司导致公司合并报表范围发生变化，公司 2021 年上半年发电量数据随之变动，故本报告披露的去年同期数据与公司2021 年半年度报告内容存在差异。（三）报告期内电量、收

48、入及成本情况 单位：亿元 币种：人民币 电源种类 发电量（亿千瓦时）同比 收入 上年同期数 变动比例（%）成本构成项目 本期金额 本期占总成本比例（%）上年同期金额 上年同期占总成本比例（%）本期金额较上年同期变动比例(%)风电 173.4 46.75%79.34 52.98 49.76 营业25.91 61.84 17.08 60.52 51.70 2022 年半年度报告 14/227 成本 太阳能发电 67.86 45.65%31.79 24.81 28.15 营业成本 13.33 31.82 10.47 37.08 27.41 水电 3.47 59.91%0.81 0.44 84.57

49、营业成本 0.36 0.85 0.35 1.23 3.06 独立储能 0.15-0.09 0.08 0.18 合计 244.88 46.71%112.03 78.22 43.22 39.68 94.70 27.90 98.82 42.26（四）发电效率情况分析 2022 年上半年，公司风电平均利用小时为 1165 小时，较上年减少 119 小时，其中，福建、广东、河北、贵州、浙江、安徽、江西和新疆等区域平均利用小时数有所上升，其他区域均有不同程度的下降。风电可利用率为 98.35%，较上年有所下降。太阳能发电平均利用小时为 718 小时，与上年基本持平。其中，福建、广东、辽宁、云南、广西、江西

50、、新疆和四川等区域平均利用小时数有所下降，其他区域均有不同程度的提高。太阳能发电厂利用率 99.9%，较上年略有提高。水电利用小时为 1614 小时，比上年增加 607 小时。水电发电厂利用率较上年有所提高。电源种类 报告期发电厂利用率 上年度发电厂利用率 同比增减 报告期利用小时数 上年度利用小时数 同比增减（小时）风电 98.35%99.31%-0.96%1165 1284-119 太阳能发电 99.9%99.76%0.14%718 720-2 水电 100%99.97%0.03%1614 1007 607 注：国家能源局 1-6 月全国电力工业统计数据显示，全国发电设备累计平均利用小时数