2022年，公司实现营业收入1,926.81亿元，比上年同期增加了14.40%；归属于上市公司股东的净利润实现27.47亿元，实现扭亏为盈。火电板块净利润37.54亿元，水电板块净利润18.76亿元，风电及光伏板块净利润28.46亿元。基本每股收益0.154元/股，比上年同期增加了249.51%。
截至2022年末，公司控股装机容量9738.10万千瓦，较2021年减少242.75万千瓦，其中火电控股装机容量减少556.46万千瓦，主要由于公司转让宁夏区域所属火电资产，减少控股装机664万千瓦，上海庙公司投产200万千瓦火电机组；新能源控股装机增加315.29万千瓦，其中风电增加38.87万千瓦，太阳能光伏增加276.42万千瓦。
截至2022年末，公司权益装机容量5309.32万千瓦，其中火电3210.13万千瓦，占比60.46%；水电1161.14万千瓦，占比21.87%；风电683.64万千瓦,占比12.88%；太阳能光伏254.41万千瓦，占比4.79%；风电、光伏、水电等非化石能源权益装机合计2099.19万千瓦，占比39.54%。
2022年，公司累计完成发电量4633.55亿千瓦时，上网电量4405.45亿千瓦时，同比基本持平；火电企业累计完成发电量3883.30亿千瓦时，上网电量3665.08亿千瓦时，在火电机组减少556.46万千瓦的情况下，较上年分别下降0.32%和0.08%；水电企业累计完成发电量561.03亿千瓦时，上网电量556.70亿千瓦时，较上年均下降4.71%；风电企业累计完成发电量166.70亿千瓦时，上网电量161.85亿千瓦时，较上年分别增长9.69%和9.70%；光伏企业累计完成发电量22.52亿千瓦时，上网电量21.82亿千瓦时，较上年分别增长424.52%和423.34%。
2022年，公司平均上网电价438.88元/兆瓦时，较上年增长77.54元/兆瓦时，增幅21.46%。公司参与市场化交易电量4103.71亿千瓦时，占上网电量的93.15%，较上年提高30.05个百分点；市场化电量电价溢价61.79元/兆瓦时，较上年改善67.53元/兆瓦时，煤机电价较基准价上浮20.69%。
2022年，公司发电设备平均利用小时完成4656小时，较去年下降74小时，其中：火电完成5158小时，水电完成3751小时，风电完成2245小时，光伏完成1216小时。供热量完成1.83亿吉焦，同比增长0.34%。
2022年，面对地缘冲突、极端气候等复杂内外部环境，公司坚持以煤炭保能源安全,以煤电保电力稳定,严格落实保供责任，部分时期煤电较计划超发，计划外采购部分现货煤炭，全年共采购原煤1.95亿吨，其中长协煤总量1.89亿吨，占比97%，入炉标煤量1.20亿吨，入炉标煤单价978.78元/吨，同比增长78.36元/吨，涨幅8.70%，较2021年涨幅缩窄39.17个百分点。
2022年，公司高度重视节能降耗工作，深入开展经济运行挖潜增效，大力开拓供热市场和综合能源市场，推进现役煤电机组实施节能降耗改造、供热改造、灵活性改造“三改联动”，公司火力发电机组平均供电煤耗为295.08克/千瓦时，较上年下降0.39克/千瓦时。发电厂用电率为3.94%，较上年下降0.09个百分点。公司火电机组平均等效可用系数91.62%。
2022年，受多种因素影响，电力消费增速有所回落，全年全国电力供需总体紧平衡，7、8月我国出现了近几十年来持续时间最长、影响范围最广的极端高温少雨天气，叠加经济恢复增长，拉动用电负荷快速增长，部分地区用电高峰时段电力供需偏紧。根据中国电力企业联合会发布的《2023年度全国电力供需形势分析预测报告》，2022年全国全社会用电量8.64万亿千瓦时，同比增长3.6%，其中，一至四季度全社会用电量同比分别增长5.0%、0.8%、6.0%和2.5%。
截至2022年底，全国全口径发电装机容量25.6亿千瓦，同比增长7.8%，其中非化石能源发电装机占总装机容量比重接近50%，电力行业绿色低碳转型成效显著。2022年，全国新增发电装机容量2.0亿千瓦，其中新增非化石能源发电装机容量1.6亿千瓦；电力投资同比增长13.3%，非化石能源发电投资占电源投资比重达到87.7%；全口径非化石能源发电量同比增长8.7%。
2022年，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量5.25万亿千瓦时，同比增长39.0%，占全社会用电量比重为60.8%，同比提高15.4个百分点，其中，跨省跨区市场化交易电量首次超1万亿千瓦时，同比增长近50%；全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为4.14万亿千瓦时，同比增长36.2%，市场在促进电力资源更大范围优化配置的作用不断增强。全国燃煤发电机组市场平均交易价格达449元/兆瓦时，较全国平均基准电价上浮约18.3%，有力缓解了煤电企业亏损局面。
2022年疫情、高温、水电乏力和俄乌冲突等不确定性因素加剧动力煤市场波动，煤炭价格整体较2021年同比上涨，但国家层面频繁发布保供政策，以发改委《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》和《关于明确煤炭领域经营者哄抬价格行为的公告》为主旨，对煤炭价格进行严格的限制，动力煤现货市场呈现淡季不淡、旺季不旺，煤价上涨得到抑制，2022年北方港5500大卡动力煤市场均价为1296元/吨，同比上涨24.2%。
党的二十大报告强调：“要积极稳妥推进碳达峰碳中和，深入推进能源革命，加快规划建设新型能源体系”，为新时代能源电力发展提供了根本遵循。践行“双碳”战略，能源是主战场，电力是主力军，构建新型电力系统势在必行，2023年1月6日，国家能源局发布《新型电力系统发展蓝皮书（征求意见稿）》明确：新型电力系统是新型能源体系的重要组成和实现“双碳”目标的关键载体，新型电力系统具备安全高效、清洁低碳、柔性灵活、智慧融合四大重要特征。新型电力系统建设方向和路径更加明确。
2022年光伏新增装机87.41吉瓦，同比增长60.3%，集中式光伏电站新增36.3吉瓦，分布式光伏新增51.11吉瓦，其中户用分布式光伏新增25.25吉瓦。集中式、工商业和户用光伏三足鼎立，光伏产业呈现快速发展趋势，工商业和户用光伏已成为实现碳达峰、碳中和目标的重要力量。光伏行业技术前景广阔，头部企业陆续向N型产能进发。据统计，2023年N型年产出将有望达到118吉瓦，较2022年增长436%。其中N型TOPCon约108吉瓦，占比92%，最高理论效率将达到28.7%；2023年钙钛矿总产能有望突破1吉瓦，钙钛矿单结电池最高理论效率将达到31%，组件效率的不断提高将进一步降低项目开发成本，促进光伏产业快速健康发展。
公司是国家能源集团控股的全国性上市发电公司，主要经营业务为电力、热力生产及销售，产业涉及火电、水电、风电、光伏发电及煤炭等领域，业务分布在全国28个省、市、自治区。公司业绩主要受发电量（供热量）、电价（热价）及燃料价格直接影响，技术创新、发展战略等对公司业绩产生长期驱动作用。2022年面对能源供需紧张、资源竞争激烈、疫情持续影响等困难挑战，公司牢牢把握“常规电力能源转型排头兵、新能源发展主力军、世界一流企业建设引领者”的战略定位，高质高效推进各项工作。
2022年，受疫情影响，全年全社会用电量增速同比下降，但夏季部分地区出现极端高温少雨天气，叠加经济恢复增长，用电负荷阶段性快速增长。公司严格落实保供责任，精细调整机组工况，2022年累计完成发电量4633.55亿千瓦时，上网电量4405.45亿千瓦时，较去年基本持平；供热量完成1.83亿吉焦，同比增长0.34%。
2022年国家完善煤价、电价形成机制，在市场政策、供求关系等因素共同作用下，市场电价有所上涨，煤价上涨趋势得到抑制。公司加强电力营销，平均上网电价438.88元/兆瓦时，较上年增长77.54元/兆瓦时，增幅21.46%；深挖燃料控价潜力，保证长协煤炭比例及兑现率，入炉标煤单价978.78元/吨，较上年增加78.36元/吨。
2022年公司新能源产业快速发展，开发并购同步推进，全年获取资源1947万千瓦，核准备案1620万千瓦，开工793.1万千瓦，新增装机315.29万千瓦；截至2022年末，在建项目672.92万千瓦，新能源发展“主力军”作用充分彰显。
2022年公司加快传统能源转型升级，存量改造、增量开发、综合能源转型全线推进，加快火电扩能升级。2022年火电项目开工485万千瓦，投产200万千瓦，为上海庙两台百万千瓦机组；截至2022年末在建火电项目635.40万千瓦，主要分布在内蒙古、山东、浙江等省份，在建水电项目394.65万千瓦，主要分布在四川、新疆。
公司绿色低碳发展持续深化，新能源项目布局更加合理。截至2022年底，公司非化石能源权益装机规模达到2099.19万千瓦，占权益装机总容量的比重为39.54%，在风光资源富集的北部地区布局的基地式项目形成了建设、开发、储备的有序发展格局，在中部地区布局的场站式项目覆盖区域进一步扩大，在经济发达、电价承受能力较强的东部地区布局的分布式项目已初具规模，海上风电、海上光伏已制定整体发展策略，进入快速规模化开发阶段。公司新能源项目储备深度进一步增强，2022年获取资源1947万千瓦，其中风电331万千瓦，光伏1616万千瓦；核准备案1620万千瓦，其中风电136万千瓦，光伏1484万千瓦；开工793.1万千瓦，其中风电136.6万千瓦，光伏656.5万千瓦；新增装机315.29万千瓦，其中风电38.87万千瓦，光伏276.42万千瓦，为后续项目开发及高质量开工投产提供坚实保障。
公司作为国家能源集团常规能源发电业务整合平台，资产结构优良，资产分布在全国28个省、市、自治区。火电机组主要布局在东部沿海地区、大型煤电基地和外送电通道，来煤保障能力强，市场竞争优势明显，60万千瓦以上煤电机组68台，占煤电装机容量的比重为69.99%，100万千瓦及以上煤电机组19台，占煤电装机容量的比重为26.58%，持续盈利能力优良，水电主要集中在大渡河流域，实现了流域集控联调、梯级综合利用，盈利能力不断提升。
面对2022年错综复杂的煤炭市场形势，公司密切关注发改委一系列保供政策，加大内外部优质资源获取力度，实现年度长协高质量全覆盖，全面落实相关保煤、保电、保供热措施，促进各单位实现组织完善、方案完备、煤源保障、接卸正常和满库运行，充分利用“煤电路港航”一体化产业协同优势，夯实燃料管理基础，提升燃料集中管控效能，把握采购结构和节奏，优化采购煤种和热值，深入开展精细配煤掺烧。公司2022年全年入炉标煤单价完成978.78元/吨，同比增长78.36元/吨。
公司不断强化科技项目管理，抓好重点科技项目实施和培育，加强科技创新能力建设，深化创新驱动战略，加快推进低碳化、数字化建设，确立“一中心、三模块、一平台”转型路径，通过底座搭建、集成开发和场景应用，促进企业生产、安全、运营、调度各环节互联互动互补，大幅提升公司全息感知能力和精准管控水平。加强科技创新攻关，“燃煤电站多污染物协同控制”等3个国家级项目顺利通过绩效评价，国内首套化学链矿化CCUS示范项目在大同公司投运，牵头实施的多项技术达到国际领先、国际先进、国内领先水平。
公司认真贯彻“四个革命、一个合作”能源安全新战略，持续优化组织、健全机制、完善制度，不断创新管理模式，提升公司战略管控和专业管理能力；坚持领先发展方略不动摇，创新驱动和转型发展提速升级，管理水平和治理能力显著提升；大力培养使用优秀科技人才、技能人才和管理人才，畅通人才成长通道；强化业绩考核导向，将包括年度新能源核准容量、开工容量、新增装机并网容量在内的清洁能源发展关键业绩指标明确列入考核目标，并设立新能源001258）项目开发专项奖励机制，确保考核激励与公司转型方向相统一。
公司作为国家能源集团常规能源发电业务整合平台和核心上市公司之一，始终致力于提高上市公司质量，为股东提供合理回报。公司制定了《提高上市公司质量实施方案》，通过资产布局优化、完善公司治理、强化创新发展、增进市场认同，全方位、多手段提高公司竞争力，为建设具有全球竞争力的世界一流电力公司提供动力。2022年公司收购国能大渡河流域水电开发有限公司11%股权，向国家能源集团宁夏电力有限公司转让宁夏区域火电资产，进一步提升资产质量，优化产业布局。
报告期内，本公司实现营业收入为1,926.81亿元，比上年同期增加14.40%；营业成本为1,666.99亿元，比上年同期增加6.80%；归属于上市公司股东的净利润为27.47亿元；基本每股收益为0.154元/股。六、公司关于公司未来发展的讨论与分析
党的二十大对能源发展战略做出新部署。党的二十大为全面建设社会主义现代化国家擘画宏伟蓝图，强调高质量发展是首要任务、发展是第一要务、建设现代化产业体系促进区域协调发展，坚持科技是第一生产力、人才是第一资源、创新是第一动力。强调推动国有资本和国有企业做强做优做大、完善中国特色现代企业制度、加快建设世界一流企业。强调加快发展方式绿色转型、积极稳妥推进碳达峰碳中和、加强煤炭清洁高效利用，加快规划建设新型能源体系。为新时代能源企业如何实现更高质量发展，提供了新的行动指南。
保障能源安全重要性更加凸显。能源资源安全是关系国家经济社会发展的全局性、战略性问题，地缘政治冲突背景下能源安全重要性凸显，对煤炭兜底保障作用的重要性认识进一步强化，国家大力推动能源产供储销用体系建设、煤炭清洁高效利用、深化“两个联营”，推动新能源和调节性电源多能互补，推动新能源规模化发展，推广电力源网荷储一体化发展模式。企业必须统筹发展和安全，统筹保供和转型，努力寻求能源“安全、经济、绿色”三个关系最优解。
新能源开发竞争加剧。2022年全国风电、光伏发电新增装机超过1.2亿千瓦，非化石能源发电装机突破12亿千瓦，历史性超过煤电机组，风电、光伏、生物质一年的发电量合计超过1万亿千瓦时。根据《新型电力系统发展蓝皮书（征求意见稿）》，预计到2030年，新能源将逐步成为发电量增量主体，装机占比超过40%，发电量占比超过20%，至2045年成为电力系统装机主体电源。在能源革命和数字革命双重驱动下，我国能源科技创新、商业模式创新正进入高度活跃期。随着新型能源体系、新型电力系统加快构建，市场竞争格局正在加速演进，这就要求能源企业持续开拓发展思路，主动适应发展形势变化，提高发展的驾驭能力和机遇的把控能力。
多因素交织影响电力供需。宏观经济、燃料供应、气候等多因素影响电力市场供需变化，全国两会提出2023年经济预期目标为增长5%，根据中电联预测，2023年全国全社会用电量比2022年增长6%左右，但全球经济下行带来的外贸出口压力等可能对2023年电力消费需求有所压制；电力供应方面，全球政治经济形势不稳，能源供需格局深度调整，极端天气及新能源装机快速增长带来电力系统调峰压力，增加了电力生产供应的不确定性。预计2023年全国电力需求稳步增长，供需总体紧平衡，部分区域用电高峰时段电力供需偏紧。
煤炭市场向宽松演变。世界经济增速继续回落，国内经济温和复苏，煤炭市场政策调控力度不减，国家发改委下发《关于2023年电煤中长期合同签订履约工作的通知》要求，2023年全国所有在产煤炭生产企业均纳入保供范围，5500大卡下水煤合同基准价675元/吨，引导煤炭价格下行意图明显。煤炭产能继续释放，煤炭进口大概率出现恢复性增长，国内煤炭市场将从供需偏紧转向基本平衡，资源供应紧张程度有望缓解。
2023年是全面贯彻落实党的二十大精神的开局之年，也是公司攻坚“十四五”发展、加快建设世界一流企业的关键之年。公司将坚持领先发展方略不动摇，锚定建设世界一流企业目标不放松，牢牢扛起打造“常规电力能源转型排头兵、新能源发展主力军、世界一流企业建设引领者”的战略担当，加快创新驱动和转型发展，加强管理优化和能力提升，推动公司资产质量、经营效益、管控效率、技术水平等持续性稳健增长，推动公司在新一轮产业革命中稳舵远航、引领发展。2023年公司将深入贯彻党的二十大精神，坚持新发展理念，坚持稳中求进工作总基调，突出“稳健增长和可持续发展”的工作导向，坚定不移推进公司高质量发展，领跑绿色转型新赛道，培育能源保供新能力，创造资产运营新价值，激发创新创效新活力，为全面推进世界一流企业建设努力奋斗。
紧抓“十四五”重要战略机遇期，加强新能源大项目谋划，加快火电存量“三改”和优质增量开发，在项目规划初期注重新技术导入应用，推进数字化赋能，不断塑造公司转型发展专业化能力和先发优势。一是加快可再生能源规模化开发，落实基地项目，突破海上风电，稳妥布局分布式项目，统筹推进水电项目，大力推进海外项目。2023年计划获取新能源资源超过1400万千瓦，核准1200万千瓦，开工960万千瓦，投产800万千瓦。二是深化煤电转型升级。加快存量煤电“三改联动”，注重深度调峰、低成本CCUS、综合能源等前沿技术应用，努力将每一个火电项目都打造成“清洁低碳、技术先进、灵活可靠、多能互补、效益领先”的现代火电企业新标杆。加强火电融合发展，积极推进煤电联营、煤电新能源联营，持续扩大企业发展空间。
做好电力市场改革重点问题研究，强化产业间协同联动，按照效益优先原则做好电量匹配工作，争取高电价交易品种，推进新能源绿电、绿证协同发力，争取煤电交易电价继续顶格上浮。加大燃料成本管控力度，跟踪研判区域煤炭市场和政策形势，控制采购结构和节奏，保持合理库存水平，提升燃料标准化管理水平，突出抓好燃料管控，巩固提升燃料智能化、管理标准化水平，抓实采制化、供耗存全过程精细管控。紧抓资金市场宽松的有利时机，持续推广绿债、可再生能源贷款等低成本融资方式，降低资金成本率。
加快推进全业务域智能管控平台建设，完成全量数据贯通，打破“信息壁垒”，实现生产、安全、运营等多业务数据的互联互通。以数据平台与应用商店为基础，推进各业务管理系统升级，提升公司整体信息化管控能力和水平。聚焦能源革命和公司发展战略，统筹布局“十四五”科技创新攻关方向，以科技创新示范引领公司高质量跨越式发展，不断提升公司行业影响力和竞争力。加快推动煤电和新能源一体化融合发展，重点开展低成本CCUS、深远海风电开发、多能互补、规模储能储热等核心技术攻关，高质量推进“BIM关键技术研究”等国家重大专项科技项目，提升公司自主创新能力。
坚持以人民为中心的发展思想，更好统筹发展和安全，不断提升管控和治理水平，以新安全格局保障新发展格局。构建以“风险预控”为核心的《安全生产标准化管理体系》，通过“管理制度化、制度流程化、流程表单化、表单信息化”，实现体系落地执行，常态化保持平稳有序的安全生产工作状态，实现公司安全生产本质安全。提升环保治理水平，大力实施生态环境治理提升工程，开展生态环保诊断，动态实施四色预警，加快存量隐患清零消号，降低生态环保风险。加强碳排放数据质量管理，适时启动CCER开发，提升碳资产收益和价值。
世界经济复苏乏力，高通胀压力下美欧央行货币政策持续收紧，欧美大型银行破产，金融风险存在外溢可能，地缘政治冲突和自然灾害等非经济因素对世界经济持续造成冲击，2023年全球经济将面临更大压力；我国经济正在恢复，但基础尚不牢固，需求收缩、供给冲击、预期转弱三重压力仍然较大，政策落地效果和消费、投资恢复的持续性仍有待观察。
中央经济工作会议和全国两会定调中国经济，稳增长被置于更突出位置，多项措施全方位扩大内需，提振市场信心，公司将密切跟踪宏观经济政策，顺应市场规律，抓好生产经营，助力经济发展。
基于我国资源禀赋，在“双碳”目标引导下，煤电从主体电源逐渐转变为支撑性和调节性电源，煤电产业既要发挥兜底保障和灵活调节作用，支撑新型电力系统建设，同时也要充分发挥存量资产价值，积极适应新定位，提升新功能，拓展新模式。由于体制机制尚不完善，煤电发展仍面临诸多问题，煤价与电价的矛盾长期存在，调峰价值没有得到充分体现，煤电技术改造缺乏合理的成本疏导机制，煤电降碳减碳缺乏机制保障。
公司坚持“双碳”目标实施与能源电力保供并重，推动新能源与煤电协调发展。现役煤电积极实施“三改联动”，超前谋划存量煤电退出，新建煤电积极实施“两个联营”，在机组选型、技术指标等方面对标“双碳”目标要求。
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，装机规模稳居全球首位，发电量占比稳步提升，成本快速下降，已基本进入平价无补贴发展的新阶段。目前，新能源发展仍存在着创新不足、政策依赖度大、发展不均衡等问题，新能源项目用地政策趋紧，非技术成本投资增加，电力市场化交易电量比例持续提高，直接交易规模不断扩大，现货市场试点全面推进，跨省区交易比例增长，项目利润空间不断被挤压。
公司将加强政策研究，根据国家能源战略、产业政策、电网规划，统筹谋划新能源发展，充分发挥政策信息对产业发展的指导作用；努力提高总体策划、资源协调能力，持续完善新能源发展管控机制；加强人员业务能力建设，不断提升项目开发队伍整体业务水平，为降低项目开发风险提供人力保障。
国内电力供应侧资源紧张，需求侧刚性增长，电力消费夏冬“双尖峰”特征明显，顶峰负荷还有缺口，区域性、时段性供需紧张仍会出现。全国统一电力市场加速构建，发用两侧竞争性环节完全放开，中长期交易周期缩短，现货市场不断扩容，新能源全面入市、绿电绿证交易和电力辅助服务市场建设加速推进，对企业统筹市场资源、应对市场变化、防范市场风险提出迫切要求。
公司将深入研究国家政策和市场交易规则，不断优化营销策略，做好中长期交易守住基本盘，积极参与现货交易、绿电交易、绿证交易和碳交易，合理利用交易规则，提价保量。及时关注、科学测算发电收益与煤炭价格的动态关系，紧盯市场需求变化，采用灵活的市场交易策略，进一步研究参与辅助服务市场，把握住市场价值空间。
随着国内经济恢复增长，能源需求旺盛，电煤需求量仍将有阶段性供应偏紧的情况，在市场煤供应紧张的情况下，非电行业需求对动力煤价格影响较大，公司仍将面临煤炭价格高位运行的市场环境。
公司将着力加强制度建设、体系建设、人才队伍建设，抓好采购与耗用的全流程对标管理，努力做到精准市场研判、精确计划调运、精细场内管理、精心系统运维，提升燃料标准化管理水平。加大燃料集中管控现场检查力度，严控热值差、标单差等管理指标，力争节约燃料成本。
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