2022年，国内外环境复杂严峻，多重超预期因素叠加冲击，面对供应链持续紧张、组件价格上涨、市场竞争激烈等挑战，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，心怀“国之大者”，坚决贯彻落实国家重大战略和三峡集团部署要求，紧紧围绕“大基地、大海上”两大战略主线，真抓实干、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，积极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，推动公司实现差异化、高质量、可持续发展。2022年，公司荣获上海证券交易所2021-2022年度上市公司信息披露工作评价A级、第十二届中国证券金紫荆奖“最佳投资者关系管理上市公司”、第十七届人民企业社会责任奖“绿色发展奖”等荣誉。
2022年，公司并网装机规模达到2652.14万千瓦，营业收入238.12亿元、较上年同比增长45.04%，归属于上市公司股东的净利润71.55亿元、较上年同比增长11.07%，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：
公司聚焦基地化布局，将大基地作为新一轮高质量发展的重要增量和重大机遇。积极推动高比例新能源外送、风光火储一体化、煤电与新能源联营千万千瓦级新能源大基地项目开发建设，力争大基地资源获取再次实现新突破。揭牌成立三峡陆上新能源总部，协同组建三峡陆上新能源投资公司。大力推动全球最大规模“沙戈荒”风电光伏基地项目先导工程开工建设，为在内蒙古建设“塞上风光三峡”奠定坚实基础。
公司坚持发挥差异化优势，新增获取海上风电资源215万千瓦，上海、海南、天津相继实现“零”突破，沿海区域布局覆盖更广。截至2022年底，公司海上风电并网装机总规模487.52万千瓦。山东首个海洋牧场与平价海上风电融合示范项目——山东昌邑项目（30万千瓦）下海半年内实现全容量并网，山东牟平海上风电项目（30万千瓦）开工建设。
公司深度融入地方发展，精准对接区域发展布局，联合规划、设计、装备、施工等相关企业，叠加抽水蓄能、光热、制氢、压缩空气储能、地热等多元化产业，提供“多场景”开发方案。积极参与地方资源配置，多区域资源获取实现较大突破。山东庆云储能二期项目纳入省内储能示范项目清单。甘肃黄羊、青海南山口项目取得核准，实现抽水蓄能项目核准“零”突破。公司依法合规并购水平不断提升，亚洲最大滩涂渔光互补项目——浙江温州项目（55万千瓦）完成交割。
公司充分发挥投资对稳增长的拉动作用，带动产业链发展增效，努力克服光伏组件价格上涨、技术难度加大、业态种类增多、配套送出滞后等多种困难，全面统筹资源配置，报告期内开工建设规模超1000万千瓦。积极发挥“大建管”效能，紧盯关键节点，严控工程造价，开展专项督查，依法合规推进项目建设，全力推动项目应并尽并、能并早并。国家首批685万千瓦新能源大基地项目全面开工。国内首批年产万吨级新能源制氢项目——内蒙古准格尔旗纳日松光伏制氢项目（40万千瓦）、国内首批光伏光热一体化基地项目——青海海西格尔木光伏光热项目（110万千瓦）、青豫直流二期光伏光热项目（100万千瓦)、甘肃瓜州风电光伏光热项目（70万千瓦）开工建设。全球单体规模最大水面漂浮光伏——安徽阜阳风光储基地（120万千瓦）、国内单体规模最大光伏治沙项目——内蒙古库布其项目（200万千瓦）、西南地区规模最大风电项目——云南弥勒西项目（55万千瓦）等一批具有创新示范意义的项目并网发电。报告期内，公司新增并网装机352.52万千瓦，其中，风电装机165.30万千瓦，太阳能发电装机187.22万千瓦。公司风电、太阳能发电并网装机容量合计2620.62万千瓦。
公司优化提升保供能力，加强设备巡视和运行维护管理，合理安排检修技改。加强与电网调度机构沟通协调，做好精确调度运行。通过精益管理、智能运维，提升运行效能，提高设备可靠性，单日发电量首次突破2亿千瓦时。2022年，公司实现发电量483.50亿千瓦时，较上年同比增长46.21%，圆满完成北京冬奥、全国两会、党的二十大等重大活动的能源保供任务。内蒙古通辽当海风电项目利用小时数再立公司陆上风电新标杆。内蒙古、江苏、广东等12个区域发电量均超过20亿千瓦时。优化运维管控模式，加强外委队伍建设，逐步实现规模化、专业化、精细化管理，运维人员人均装机容量较2018年大幅提升。
公司坚持以电力体制改革发展方向为行动指南，积极布局参与电力交易、碳交易等绿色市场。报告期内，共参加21个交易省区的中长期交易513次，结算交易电量占上网总电量的40.58%。深度参与碳减排资产、绿电、绿证交易，锁定增收超2.80亿元，签订公司首个十年期绿电交易协议。成立重点区域营销工作组，大幅提升现货交易成效。探索完成首次自主协调省间绿电交易。持续供应冬奥赛事场馆绿色电力，捐赠核证碳减排指标，以“三峡品牌”清洁能源助力实现绿色冬奥，获得北京冬奥会、冬残奥会组委会颁发的特殊贡献证明及感谢信。积极认购绿色电力证书，实现办公场所用能100%绿色化。
公司坚持把改革作为破解发展难题的关键之举，国企改革三年行动任务圆满收官。深入推进治理能力和治理体系现代化建设，推动董事会建设和规范运作，持续开展对标世界一流管理提升工作，完善授权放权体系，持续优化内部资源整合与配置，完善区域机构管理机制。推动落实机构改革，设立战略与发展研究中心、财务共享中心分中心等机构，设立建设管理分公司，推动各建设管理部实质化运转。优化调整公司职位职级体系，合理设置公司岗位层级。全面完成限制性股票激励计划实施工作，分两批完成281名激励对象股票授予。以投资项目后评价全面覆盖、投资管理全程闭环为目标，积极开展投资项目后评价工作，为后续投资项目论证、决策、实施、管理提供借鉴。采取业主工程师模式，有效缓解短期工程管理力量不足及缺乏新业态建设经验问题。加快构建法律、合规、风险、内控“四位一体”运营机制，进一步加强合规管理和抗风险能力。
公司将创新作为发展的核心驱动力，通过自主创新、联合研发并举带动产业升级，促进产业链创新链深度融合。报告期内科技研发投入4.69亿元，新增专利116项，累计拥有专利314项。公司4项装备纳入2021年度国家能源领域首台（套）重大技术装备名单，在全国5项海上风电首台（套）中占据3项。当期全球单机容量最大16兆瓦海上风电机组在福建产业园下线年度央企十大国之重器。大型海上换流平台建设关键技术及应用等2项成果达到国际领先水平，亚洲首个海上柔性直流输电工程稳定运行。乌兰察布创新示范园建成投运，“一南一北”产业园模式更加成熟。
公司坚持加强党的领导，把迎接学习宣传贯彻党的二十大精神作为首要政治任务，扎实开展“建功新时代，喜迎二十大”群众性主题实践活动。坚持“两个一以贯之”，健全完善“三重一大”等制度，全面梳理修订“两张清单”，确保党的领导贯穿到改革发展的各领域、全过程。压实“两个责任”，强化“一岗双责”，深入推进党风廉政建设和反腐败工作。培育基层人才队伍，提升干部员工能力素质，加强对青年员工的培养，大力弘扬工匠精神、奋斗精神，倡导“实干实绩、基层一线”导向，在实践中培育更多三峡工匠、技术能手、营销专家，打造兼具政治素养、专业素养、职业素养的高素质人才队伍。积极履行央企社会责任，巩固脱贫攻坚成果与乡村振兴有效衔接，推广“新能源+乡村振兴”“新能源+生态治理”模式，在加快促进共同富裕、建设人与自然和谐共生的现代化中展现责任担当。
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，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《2023年可再生能源装机容量统计报告》(RenewabeCapacityStatistics2023)，2022年底，全球可再生能源发电装机总容量达到3372吉瓦，新增装机容量达295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90%以上。
海上风电覆盖面积广、资源禀赋好，发展潜力巨大。根据全球风能理事会(GWEC)发布的《全球风能报告2023》，2022年全球风电新增装机容量达77.6GW，其中海上风电新增装机8.8GW。预计到2024年，全球陆上风电新增装机将首次突破100GW；到2025年，全球海上风电新增装机将再创新高达25GW。未来五年全球风电新增并网容量将达680GW。
近年来，我国以风电、太阳能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，能源结构调整和减碳效果逐步显现，为我国如期实现碳达峰、碳中和目标奠定坚实的基础。2022年以来，国家密集发布促进能源转型、推进绿色发展的支持性政策，保障新时代新能源高质量发展。2022年1月，习指出：“要把促进新能源和清洁能源发展放在更加突出的位置”。2022年5月，国家发展改革委、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》，在创新开发利用模式、构建新型电力系统、深化“放管服”改革等7个方面明确具体措施。2022年6月，国家发展改革委、国家能源局等九个部门联合印发《“十四五”可再生能源发展规划》，按照2025年非化石能源消费占比20%左右任务要求，设置了可再生能源总量、发电、电力消纳、非电利用四个方面的主要目标及具体落实措施。2022年12月，中央经济工作会议强调，要将加快规划建设新型能源体系，加快新能源、绿色低碳等前沿技术研发和应用推广等作为加快建设现代化产业体系的重要内容。据国家能源局统计，2022年，全国可再生能源新增装机1.52亿千瓦，占全国新增发电装机的76.2%，已成为我国电力新增装机的主体；全国可再生能源发电量2.7万亿千瓦时，占全国发电量的31.3%、占全国新增发电量的81%，已成为我国新增发电量的主体。
2022年，全国风电、光伏发电新增装机突破1.2亿千瓦，达到1.25亿千瓦，连续三年突破1亿千瓦，再创历史新高。风电新增3763万千瓦，同比降低21.0%，累计风电装机容量约3.65亿千瓦，同比增长11.2%；其中，新增海上风电装机容量505万千瓦，同比降低70.1%，累计装机达到3046万千瓦，同比增长15.4%，持续保持海上风电装机容量全球第一。太阳能发电新增8741万千瓦，同比增长60.3%，累计太阳能发电装机容量约3.93亿千瓦，同比增长28.1%。2022年全国风电、光伏发电量突破1万亿千瓦时，达到1.19万亿千瓦时，同比增长21%，新能源在保障能源供应方面发挥的作用越来越明显。
以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设进展顺利。第一批9705万千瓦基地项目已全面开工、部分已建成投产，第二批基地部分项目陆续开工，第三批基地已形成项目清单。抽水蓄能建设明显加快，2022年全国新增核准抽水蓄能项目48个，装机6890万千瓦，已超过“十三五”时期全部核准规模，全年新投产880万千瓦，创历史新高。
2022年，全年核发绿证2060万个，对应电量206亿千瓦时，同比增长135%；交易数量达到969万个，对应电量96.9亿千瓦时，同比增长15.8倍。截至2022年底，全国累计核发绿证约5954万个，累计交易数量1031万个，有力推动经济社会绿色低碳转型和高质量发展。
全球新能源产业重心进一步向中国转移，我国生产的光伏组件、风力发电机、齿轮箱等关键零部件占全球市场份额70%。同时，我国新能源发展为全球减排作出积极贡献，2022年我国出口的风电光伏产品为其他国家减排二氧化碳约5.73亿吨，合计减排28.3亿吨，约占全球同期可再生能源折算碳减排量的41%。我国已成为全球应对气候变化的积极参与者和重要贡献者。
2022年，公司新增装机容量352.52万千瓦，累计装机达到2652.14万千瓦。风电累计装机容量达到1592.22万千瓦，占全国风力发电行业市场份额的4.36%，其中海上风电累计装机容量达到487.52万千瓦，占全国市场份额的16.01%；光伏发电累计装机容量达到1028.40万千瓦，占全国太阳能发电行业市场份额的2.62%。
2022年1月30日，国家发展改革委、国家能源局印发《关于完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〔2022〕206号），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，形成比较完善的政策、标准、市场和监管体系，构建以能耗“双控”和非化石能源目标制度为引领的能源绿色低碳转型推进机制。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，形成非化石能源既基本满足能源需求增量又规模化替代化石能源存量、能源安全保障能力得到全面增强的能源生产消费格局。
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〔2022〕209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〔2022〕210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3月29日，国家能源局印发《2022年能源工作指导意见》（国能发规划〔2022〕31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〔2021〕58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。
2022年8月15日，国家发展改革委、国家统计局、国家能源局联合印发《关于进一步做好新增可再生能源消费不纳入能源消费总量控制有关工作的通知》（发改运行〔2022〕1258号），准确界定风电、太阳能发电等可再生能源为新增可再生能源电力消费量范围，以绿证作为可再生能源电力消费量认定的基本凭证，不断完善可再生能源消费数据统计核算体系。
2022年9月20日，国家能源局印发《能源碳达峰碳中和标准化提升行动计划》，明确了大力推进非化石能源标准化、加强新型电力系统标准体系建设、加快完善新型储能技术标准、加快完善氢能技术标准、进一步提升能效相关标准、健全完善能源产业链碳减排标准六项重点任务。
（2）明确以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点，加快推进大型风电光伏发电基地建设
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”可再生能源发展规划的通知》（发改能源〔2021〕1445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。
2022年8月2日，自然资源部印发《关于积极做好用地用海要素保障的通知》（自然资发〔2022〕129号），对纳入国家重大项目清单、国家军事设施重大项目清单的项目用地，以及纳入省级人民政府重大项目清单的能源、交通、水利、军事设施、产业单独选址项目用地，由自然资源部直接配置计划指标。
2022年9月19日，自然资源部印发《关于用地要素保障接续政策的通知》（自然资发〔2022〕160号），对国务院推进有效投资重要项目协调机制项目中已签订银行投资意向书或投资合同、需报国务院批准用地的交通、能源、水利类单独选址建设项目相关用地事项作出承诺后，可向自然资源部申请项目先行用地。
2022年11月25日，国家能源局综合司印发《关于积极推动新能源发电项目应并尽并、能并早并有关工作的通知》，明确指出各电网企业在确保电网安全稳定、电力有序供应前提下，按照“应并尽并、能并早并”原则，对具备并网条件的风电、光伏发电项目，切实采取有效措施，保障及时并网，允许分批并网，不得将全容量建成作为新能源项目并网必要条件。
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〔2022〕118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2月10日，国家发展改革委、国家能源局印发《关于完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〔2022〕206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2月21日，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司发布《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）提到，进一步深化电力体制改革、加快建设全国统一电力市场体系，以市场化方式促进电力资源优化配置。
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〔2022〕475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。
2022年12月2日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于做好2023年电力中长期合同签订履约工作的通知》（发改运行〔2022〕1861号），明确强化中长期合同履约和监管，推进各级信用中心见证签约及健全市场主体信用评价体系。完善绿电价格形成机制，鼓励电力用户与新能源企业签订年度及以上的绿电交易合同，落实绿色电力在交易组织、电网调度、交易结算等环节的优先定位，加强绿电交易与绿证交易衔接。
2022年1月18日，国家发展改革委等部门发布《促进绿色消费实施方案》，方案指出，要引导用户签订绿色电力交易合同，并在中长期交易合同中单列，加强高耗能企业使用绿色电力的刚性约束，且明确提出了建立绿色电力交易与可再生能源消纳责任权重挂钩机制。这一方案的公布给予了绿电交易市场新的活力，即绿电中长期交易合同与对高耗能企业使用绿电的刚性约束将一定程度地保证我国绿电交易市场规模；而一旦允许用户通过购买绿电完成可再生能源消纳权重，将进一步有效刺激用户参与绿电交易市场的积极性。
2022年1月25日，南方区域各电力交易中心联合发布《南方区域绿色电力交易规则（试行）》，规定南方区域绿色电力交易的市场成员按照市场角色分为售电主体、购电主体、输电主体和市场运营机构，绿电交易包括直接交易和认购交易两种形式。绿电交易价格由电能量价格和环境溢价组成，具体根据市场主体申报情况通过市场化方式形成。绿色电力的环境溢价可以作为绿证认购交易的价格信号，形成的收益同步传至发电企业，不参与输配电损耗计算、不执行峰谷电价政策。绿色电力交易按照“年度（含多月）交易为主、月度交易为补充”的原则开展交易，鼓励年度以上多年交易。
2022年1月28日，国家发展改革委、国家能源局发布了《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〔2022〕118号），该意见将“探索开展绿色电力交易”单列于“构建适应新型电力系统的市场机制”项下，指出应引导有需求的用户直接购买绿色电力，做好绿色电力交易与绿证交易、碳排放权交易的有效衔接。
2022年5月23日，北京电力交易中心印发《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则》，明确参与绿色电力交易的发电企业初期主要为风电和光伏等新能源企业。绿色电力交易优先组织无补贴新能源参与交易；带补贴新能源可自愿参与绿色电力交易，其绿色电力交易电量不计入合理利用小时数，不领取补贴；分布式新能源可通过聚合的方式参与绿色电力交易。绿色电力交易价格应充分体现绿色电力的电能价值和环境价值，原则上市场主体应分别明确电能量价格与绿色环境权益价格。实施细则还对交易组织、交易价格、交易结算、绿证划转等方式及流程进行了细化，将支撑绿色电力交易常态化开展。
2022年11月16日，国家发展改革委、国家统计局、国家能源局发布《关于进一步做好新增可再生能源消费不纳入能源消费总量控制有关工作的通知》，通知明确，一是准确界定新增可再生能源电力消费量范围，不纳入能源消费总量的可再生能源，现阶段主要包括风电、太阳能发电、水电、生物质发电、地热能发电等可再生能源；二是以各地区2020年可再生能源电力消费量为基数，“十四五”期间每年较上一年新增的可再生能源电力消费量，在全国和地方能源消费总量考核时予以扣除；三是绿证核发范围覆盖所有可再生能源发电项目，建立全国统一的绿证体系，由国家可再生能源信息管理中心根据国家相关规定和电网提供的基础数据向可再生能源发电企业按照项目所发电量核发相应绿证；四是绿证原则上可转让，绿证转让按照有关规定执行。积极推进绿证交易市场建设，推动可再生能源参与绿证交易。
2022年3月24日，国家发展改革委、国家能源局以及财政部三部委联合下发《关于开展可再生能源发电补贴自査工作的通知》，在全国范围内开展可再生能源发电补贴自查与核查工作，自查与核查对象包括电网和发电企业，范围为截止到2021年12月31日已并网有补贴需求的全口径可再生能源发电项目，主要为风电、集中式光伏电站以及生物质发电项目，为摸清可再生能源发电补贴底数，解决历史欠补问题奠定基础。
2022年10月8日，国家发展改革委、国家能源局以及财政部三部委联合发布《可再生能源发电补贴核查认定有关政策解释的通知》（发改办运行〔2022〕853号），就补贴核查中存在诸多疑义的内容进行说明，包括部分特殊光伏、风电项目上网电价的确定、纳入补贴项目容量以及超规划规模的认定原则等，进一步明确了可再生能源发电补贴的资格标准，为国补核查提供有利的政策依据。
2022年11月2日，受国家发展改革委、国家能源局以及财政部委托，信用中国网站发布《关于公示第一批可再生能源发电补贴核查确认的合规项目清单的公告》，按照相关主管部门明确的现有核查标准和政策解释，经可再生能源发电企业自查、地方政府主管部门审查、省级核查工作组现场核查，对项目合规性、规模、电量、电价、补贴资金和环保等六个方面确认的合规项目予以公示，有力推动国补核查结果落地。
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，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。
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。
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。
公司省域分公司、相关直管子公司全面负责、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”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21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、安徽和浙江。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、上海、海南、辽宁、天津等区域海上风电资源获取，持续拓展新版图，规划布局海上风电基地，进一步巩固公司“海上风电引领者”地位。
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”，提高人员使用效率，避免因各地项目进度不同造成人员闲置和人员短缺，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，不断提高项目建管水平。组建海上风电建设协调领导小组，统筹推动海上风电高标准高质量高效率建设。结合公司项目类型，将工程人才挖掘培养与工程建设紧密结合，如探索专业化分工促进管理经验的传承和聘请业主工程师，全方位保障项目建设工作。通过设立“五大片区”，由各大建设管理部直接负责工程建设、合同造价、科技创新、技术管理、质量安全环保等相关业务，加大授权管理权限，优化决策程序及管理流程，提升建设管理专业化水平，不断培育跨越式发展的核心竞争力，努力满足快速的市场响应、高效的决策流程、精益的建设管理要求，实现新能源项目持续健康开发。
公司围绕产业链部署创新链，践行“科技研发+示范应用”融合创新模式，以攻克新能源“卡脖子”关键核心技术为目标，以“风光三峡”和“海上风电引领者”重大工程为载体，开展国家、省部级、三峡集团科研项目二十余项，组织实施三峡能源科研项目三十余项，并积极承担多项国家重大攻关项目，铸造新能源“大国重器”。探索“源网荷储”、氢能、新型储能、光热等新领域新业态，着力打造现代产业链“链长”，加快构建企业牵头、科研单位支撑、产业链协同的创新联合体，推动福建产业园入园企业研制出16MW海上风电大容量机组，刷新了全球海上风电单机容量新纪录；参与研制、主导应用的4项技术装备（项目）列入国家能源局2021年度能源领域首台（套）重大技术装备（项目）名单，推动科技成果从“实验室”走向“应用场”。
公司通过密切跟踪相关设备及材料等上游市场行情、充分利用公开招投标优势、设立专门采购部门开展大规模集中采购、做好设计施工项目全流程一体化管控等，进一步降低项目造价。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，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。公司作为优质央企，资金实力强，资产负债率在同行业中处于较低水平，融资成本低，授信额度较高，融资渠道通畅，后续融资空间较大，能够有效支撑项目开发的资金需求。
公司围绕“智慧三峡能源”建设，持续推进两化深度融合，不断深化智能生产与智慧运营系统建设应用，着力打造贯穿项目全生命周期的数字化管理平台，全面推进主营业务管理与综合管控的数字化工作，强化信息化支撑，推进数字化转型，促进智能化应用，助力高质量发展。累计建成15个区域集控中心，子站接入率超96%。加快推进智能场站建设，智能单兵装置全面覆盖，持续提升故障诊断预警水平。前期并购一体化应用、工程建设协同平台、电力营销与交易系统全面建成投运。建成新一代数据中心，打造集约化技术中台，为公司数智化建设提供强大算力和坚实底座。公司入选工信部2022年新一代信息技术与制造业融合发展（两化融合管理体系贯标方向）试点示范单位。
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，公司40周岁及以下党委管理干部占比近50%。选拔入职优秀高校毕业生近1200人，招聘影响力、吸引力创历史新高，招聘数量、质量双提升。创新人才培养模式，加大前期开发、建设管理、运行管理专业人才队伍培养与青年骨干选拔力度。设立职业能力认定工作站，搭建常态化认定工作平台。健全人才激励机制方式，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。
2022年末，公司并网装机容量达到2652.14万千瓦。其中，风电1592.22万千瓦，光伏发电1028.40万千瓦。2022年度，公司完成发电量483.50亿千瓦时，同比增长46.21%。其中，风电发电量339.48亿千瓦时，同比增长48.97%；光伏发电量134.41亿千瓦时，同比增长41.50%。报告期内，公司上网电量470.31亿千瓦时，其中风电上网电量328.78亿千瓦时，光伏发电上网电量131.99亿千瓦时。其中，参与电力市场交易的电量为190.87亿千瓦时，占全年上网电量的40.58%。
2022年度，公司实现营业收入238.12亿元，较上年同期增长45.04%；营业成本99.06亿元，较上年同期增长51.39%；营业利润92.17亿元，较上年同期增长20.39%；利润总额90.69亿元，较上年同期增长20.74%；归属于母公司股东的净利润71.55亿元，较上年同期增长11.07%。
2022年末，公司合并资产总额2,621.27亿元，较上年末增长19.75%；负债总额1,741.68亿元，较上年末增长23.71%；所有者权益合计879.59亿元，较上年末增长12.59%，其中，归属于上市公司股东的权益770.51亿元，较上年末增长9.72%。2022年末，公司资产负债率为66.44%，较上年末上升2.13个百分点。六、公司关于公司未来发展的讨论与分析
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。“十四五”时期，我国将坚持集中式与分布式并举、就地消纳与外送消纳并举、陆上与海上并举、单品种开发与多品种互补并举、单一场景与综合场景并举；以区域布局优化发展，在“三北”地区优化推动大型风电和光伏发电基地建设和规模化外送，在西南地区统筹推进水风光综合开发，在中东部和南方地区重点推动风电和光伏生态友好型分散式发展，在东部沿海地区积极推进近海规模化发展、深远海示范化发展。
“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、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、青海、甘肃、新疆等重点区域，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。
2023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，坚定不移稳增长、抓创新、促改革、防风险、强党建，围绕“陆上大基地、海上引领者”两大战略重点，积极争取优质资源，大力推进重点项目建设，推动科技创新、加大科技投入，着力提升经营效益，主动防范化解风险，持续推进深化改革，全面加强党的建设，高质量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。
全面推动党建融合创新。围绕学习宣传贯彻党的二十大精神这条主线，高质量开展学习贯彻习新时代中国特色社会主义思想主题教育，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。加强基层党组织建设，推进党建与业务深度融合，提升基层党建工作水平。创新团青工作品牌，全面提升团的引领力、组织力、服务力。扎实开展三峡青年精神素养提升工程，激励青年服务大局建功立业。深入开展劳动竞赛和各类专项技能竞赛，开展职工技术创新成果评选、红旗班组评选表彰等活动。构建全方位人才培养体系，系统开发培训课程，着力打造兼具政治素养、专业素养、职业素养的高素质人才队伍。加强人才梯队建设，加大对中层干部、青年员工培优选拔。落实意识形态责任制，讲好三峡能源故事，做好乡村振兴与新能源的结合文章，持续提升品牌价值。
创新获取优质资源。聚焦以“三北”地区、沿黄河区域为重点的大型风光基地、源网荷储一体化、多能互补等项目，谋划以江苏、福建、广东、山东等地为重点的海上风电基地，加快产业链合作模式创新力度，扩大合作“朋友圈”，打造共建、共享、共赢的产业生态圈，为更大规模获取资源拓宽渠道。充分发挥资金成本和风险防控优势，以大项目、资产包、规模化为重点，加强合作开发。稳步推进国际优质资源开发，协同境内外各方资源，稳健拓展国际业务。
加快推进项目建设。把握政策机遇，谋划争取一批、加快建设一批、建成投产一批重大工程项目，高标准、高效率推进大基地及重点项目建设，更好发挥有效投资对稳增长的关键作用。释放“大建管”模式效能，推动建设管理专业化、集约化，持续优化设计方案，提高资源配置效率，全面保障项目建设。积极推进条件成熟、指标优良、生态友好的抽水蓄能项目开发建设工作。
扎实筑牢安全屏障。推进安全风险分级管控与隐患排查治理双重预防机制建设落地，并借助“智慧化”手段提升安全管理水平。加强应急能力建设，提升突发事件应急处置水平。研究制定专项措施，有效应对陆上新能源大基地、海上风电、抽水蓄能以及电化学储能、光热、制氢等新业态带来的安全管理挑战。健全质量管理体系，全面提升质量管理水平。落实生态环保责任清单，建设环境友好型项目。
持续加大科技创新力度。以大项目为载体，以首台首套为重点，聚力攻坚核心技术，持续加大科研投入，提高自主创新能力和核心竞争力。推行“科研+示范+推广”模式，开展关键技术示范研究。加快布局新技术新领域，积极开展产业链上下游投资，加强创新技术成果的迭代升级与应用。强化科技创新顶层设计，大力弘扬首创精神，激励和引导广大员工攻克关键技术，深度参与或主导行业标准、国家标准等的编制。优化科技工作管理流程，落实奖励激励机制，营造鼓励创新的良好氛围。
切实提升电力运维和营销水平。做好增量项目投产、消缺、验收工作，争取早发电、多发电。持续做好电力生产精细化管理，加强设备检修、维护、技改。持续推进公司电力生产新运维管理模式运用，优化完善储能、光热、光伏制氢等新型电站运维管理，研究新能源大基地运维管理模式，不断提升新能源场站运维标准化、数字化、智能化水平。大力拓展售电市场，积极参与绿电、绿证交易和碳交易。
不断巩固改革发展质量实效。充分运用国企改革三年行动成果，在创建世界一流新能源企业、对标世界一流管理提升行动取得积极成效的基础上，深入开展对标世界一流企业价值创造行动，坚实支撑公司高质量可持续发展目标。加快推进企业治理体系和治理能力现代化，多措并举实现董事会配齐建强、全面依法合规落实董事会职权；全面推行经理层任期制契约化，深入实施中长期股权激励和差异化薪酬激励，推动市场化经营措施落实落地；强化科技战略引领，推进关键核心技术攻关，推动创新组织体系、人才培养全面升级；加快数字化转型步伐，推进两化深度融合，大数据辅助经营决策能力持续提升；全力推进法制央企建设，健全完善法律、合规、内控、风险管理协同运作机制；实际运用投资项目后评价相关成果，实现投资管理全程闭环，不断提高决策水平效率，确保国有资本保值增值。
资源获取受政策影响较大，相关政策可能致使行业竞争更加激烈，装机规模增长的可控性降低，公司开发项目的收益可能受到影响。
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。
非技术成本增加导致平准化度电成本（LCOE）控制难度加大，技术进步不符合预期可能造成项目收益不及预期。
公司通过优化方案设计，采用新技术，改进投资项目管理等措施，尽可能提升项目收益水平。
目前风、光等新能源发电项目存在补贴电费回收滞后的情况，可能降低公司资产流动性和增加资产负债率，影响公司偿债能力和融资成本。
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，避免出现偿债违约信用风险；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，以补贴电费为基础资产发行债券或证券化，盘活资产，降低资产负债率。
工程建设、电力生产等生产经营活动中，可能发生人身伤害、设备设施损毁、火灾、交通运输事故（包括车辆与船舶）等突发事件；公司项目分布地域辽阔、地质状况复杂，地质灾害、气象灾害和海洋灾害直接影响工程建设与电力生产，可能造成人员伤亡和财产损失。
公司通过持续推进“三标一体”、安全生产标准化、应急能力建设、认真开展安全生产专项整治三年行动、安全生产大检查等重点工作提高安全生产管理水平；通过提前谋划，做好防汛防台风工作，确保公司安全度汛；加强危险源辨识、应急演练、安全会议、安全监督检查、安全教育培训、安全生产月活动、车辆交通等安全管理基础工作，防止生产安全事故发生。
新能源项目尤其是海上风电项目，涉及土建、电气、海洋工程等多个行业，参建单位多，工序复杂，工作面多且广，需协调设备厂商和施工单位，配合监理单位，可能导致公司项目特别是大型基地项目或海上风电项目存在质量问题或者不能如期达产；同时工程建设过程中如果分包管理不善，可能导致违法分包及转包，给工程建设质量带来不利影响。对于新能源项目投资及建设进度、投运条件等严格要求，如不能提前策划、统筹布置，项目可能存在进度偏紧的风险。
公司认真执行有关工程建设质量管理的法律法规及质量标准、规程规范等，组织开展质量监督检查和进行专业化培训；高度重视以进度控制为核心的施工组织设计编制与实施，定期召开项目建设例会，对建设进度进行动态管控；在招标文件中要求投标单位明确关于专业工程分包的界限、范围要求和工程施工的总体安排，严格分包单位的进场、退场管理，并开展监督检查，禁止违法分包和转包。根据部分项目前期工作推进情况，在依法合规前提下筹划项目开工准备，适时开展项目招标，确保工程建设顺利推进。
公司项目开发建设过程中，可能会面临林地、土地、压矿、生态红线等重要风险点，如审批和验收程序办理不及时，或者出现违规行为，可能面临行政处罚或刑事处罚。
公司在投资决策过程中，通过立项前研究、法律尽职调查等不同阶段的把关，确保项目合规性，在项目环评报告和水土保持方案编制阶段详细调查当地环境现状，对生态红线、湿地公园、自然保护区的环境敏感目标进行重点关注。
现货交易对新能源发电预测和交易管理提出更高要求，交易电量、交易价格的不确定性增加；通过市场化交易方式确定上网电量、电价的项目将越来越多，电力市场化交易对公司发电效益的影响程度将进一步加大；新能源装机规模增长和消纳能力之间存在匹配性波动，可能影响公司发电效益。
公司通过强化现货理论及实操培训，提高营销队伍现货交易水平；建立交易信息化管控平台，利用信息化手段，提高交易的效率和准确性；完善交易考评机制，进一步完善营销过程考核机制，对交易质量进行科学考评，通过过程性考核对交易质量进行全方位把控；进一步加强电网沟通协调力度，对于因网架制约的项目积极跟踪，积极通过直接交易、发电权转让和跨省区外送交易等多种增量交易实现电量促发、多发，减少限电。
公司电站数量多、分布广且地处偏远，电力生产人员基数大，导致安全管理风险增加；因电网或者极端天气导致的非计划停运，对电站正常运行和发电效益带来一定的影响；海上风电运维需进一步积累经验，对于一些新问题可能认识不足，如果不能及时妥善处理，也可能影响电站安全和电力生产。
公司研究制定对应措施，不断提升电力生产精细化管理，加大设备隐患排查治理力度，提升设备可靠性；进一步强化值班值守工作，做好事故预想以及气象预报预警工作，提前落实防范措施；持续组织开展应急演练，提升突发事件应对能力，确保应急救援物资充足、有效，减少各类自然灾害对电力设备安全稳定运行的影响；进一步优化完善海上风电“远程集中监控、统一检修维护”的管理模式，加快省域集控中心建设，打造海上专业化运维公司。
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