业务情况
2023年，本集团始终以「奉献清洁能源、建设美丽中国」为己任，紧紧围绕「本质安全、规模翻番、数字转型、创新引领、健康进取」的新龙源建设，攻坚克难、团结奋进，高质量完成了全年各项任务目标，呈现出稳中有进、蓬勃发展的良好态势。2023年，本集团新增控股装机容量4,509.83兆瓦，其中风电1,562.55兆瓦；累计完成发电量76,225,816兆瓦时，同比增加7.92%，其中风电发电量61,352,968兆瓦时，同比增加5.22%；火电发电量10,319,796兆瓦时，同比下降2.39%；其他可再生能源发电量4,553,052兆瓦时，同比增加159.83%。截至2023年12月31日，本集团控股装机容量为35,593.67兆瓦，其中风电控股装机容量27,754.39兆瓦，火电控股装机容量1,875.00兆瓦，其他可再生能源控股装机容量5,964.28兆瓦。
1. 稳固安全环保防线，生产运营质量稳步提升
2023年，本集团深入贯彻安全生产重要指示精神，编制印发《龙源电力本质安全三年规划》。围绕安全环保「一号文件」落实各项任务，健全安全包保责任制，强化安全环保领导责任。完善制度体系，聚焦生产、基建等重点领域，新编安全环保制度4项，修订制度18项。本集团着力提升防范风险能力，将「可见的领导、可见的现场、标准作业」作为保障生产工程安全的有效手段。全年全覆盖高风险作业远程检查，下发检查周通报，就典型问题进行提醒考核。积极健全风险隐患双重预防机制，釐清风险排查清单和程序，动态更新风险数据库。
2023年，面对极端天气频发的不利局面，本集团提前佈局全年应急工作，完善应急物资储备、应急预案演练，强化24小时应急值守纪律，本年内高质量完成11项应急演练，有效提高了应急响应能力。下属2家单位获评国家卫健委健康企业优秀案例，4家单位获评省级健康企业。
2023年，本集团累计完成发电量76,225,816兆瓦时，同比增加7.92%，其中风电发电量61,352,968兆瓦时，同比增加5.22%，光伏等其他可再生能源发电量4,553,052兆瓦时，同比增加159.83%。2023年风电平均利用小时数为2,346小时，比2022年上升50小时，主要是
因为本集团各类故障预警预测模型准确率提升，化被动检修为主动运维，以及年平均风速同比上升，有效提升机组利用小时。公司所属风电场2022年及2023年控股发电量按地域分别为：
公司所属风电场2022年及2023年风电平均利用小时╱容量系数按地域分别为：
报告期内，本集团火电控股发电量为10,319,796兆瓦时，比2022年同期10,572,663兆瓦时减少2.39%，主要是江苏省新能源装机大幅增加，新能源发电量同比增加较多，压降了火电发电空间，导致江苏省火电机组负荷同比降低。2023年本集团火电机组平均利用小时数为5,504小时，较2022年5,639小时下降135小时。
2. 聚焦重点攻坚，新能源开发再创新增速
2023年，本集团加强顶层设计，强化战略引领，确保规划先行，围绕「十四五」发展目标，科学研判发展形势，充分发挥本集团在品牌、技术、人才、佈局等方面的优势，加快推进高质量发展。结合战略坚定性和策略灵活性，坚持一省（市）一策，按照「三驾马车、双核并发、四轮驱动」的发展思路，全力推进基地式、场站式、分佈式项目开发；强化战略协同，借助国家能源集团一体化优势、合作企业的产业配套优势及自身专业优势，争取基地开发主导权；坚持集中式与分佈式并举，推动光伏高效快速发展；深化政策技术研究，拓展新型储能、氢能及其他氢基能源等新兴领域的发展与引领。持续谋划推进大基地项目，紧密跟踪国家发改委基地项目开发政策，规划特高压线路和配套火电容量，推动特高压送出线路建设，配套建设大型基地项目。抢抓海上风电发展机遇，扩大海上佈局，江苏、海南、上海、广东等地项目开发实现新突破。
2023年，本集团新增资源储备54吉瓦（风电24.65吉瓦、光伏23.95吉瓦，抽蓄及储能5.4吉瓦），均位于资源较好地区。新疆、湖北、内蒙古、辽宁、广西、山东、吉林等十个省份新增协议容量均超百万千瓦。全年取得开发指标突破22.75吉瓦，其中新能源开发指标19.84吉瓦（风电5.07吉瓦，光伏14.77吉瓦），抽水蓄能2.38吉瓦，独立储能0.53吉瓦。
3. 打造优质工程，高质量发展保持行业领先
2023年，本集团不断推进「看得见」工程现场建设，建设项目开发建设管理系统，实现了工程建设信息数字化，工程现场可视化，成为工程管理的有效工具。落实安全生产百日攻坚「十项措施」，推动安全风险分级管控和隐患排查治理双重预防机制在项目现场有效落地。编制风机塔架、主变、箱变、GIS、高压开关柜等企业技术标准。完成预制舱变电站典型设计、标准施工工艺手册和初步设计内容及深度规定手册编制。加强在建项目「三同时」管理，严格开工、严控过程、加强检查，打造优质精品工程。
2023年，本集团浙江温岭100兆瓦潮光互补智能发电项目获评2023年度中国电力优质工程。江苏射阳海上南区40万千瓦风电项目获得2023年度国家优质工程奖。陕西彬州大佛寺光伏项目获得2021–2022年度中国安装工程优质奖。江苏射阳海上南区40万千瓦风电项目、贵州威宁小海风电项目、宁夏盐池西大井风电项目、山东临沭玉山青云风电项目、陕西彬州大佛寺光伏项目获评2023年电力行业设备管理示范工程。上海崇明北堡风电项目获评百县千项清洁能源示范项目。
2023年，本集团新增投产风电控股装机容量1,562.55兆瓦，光伏控股装机容量2,947.28兆瓦，生物质控股装机容量由于东海生物质发电有限公司破产清算减少24兆瓦。截至2023年12月31日，公司控股装机容量为35,593.67兆瓦，其中风电控股装机容量27,754.39兆瓦，火电控股装机容量1,875.00兆瓦，其他可再生能源控股装机容量5,964.28兆瓦。公司所属风电场于2022年12月31日及2023年12月31日控股装机容量按地域分别为：
4. 强化创新引领，数智科技塑造优势
2023年，本集团持续优化新能源生产数字化平台，数据赋能智慧运营能力全面增强，公司数字化转型试点企业方案通过国资委审查。全面提升数据质量，聚焦源头数据感知，强化数据治理，启动首届新能源智能算法竞赛，设置故障预警、功率预测、图像识别三条赛道，数据价值加快释放。加强数据应用，研发理论功率曲线精准拟合算法、预测电量智能模拟等技术，为生产运行提供可靠依据。开发长週期电价预测、多週期交易策略风险控制等模型，辅助电力营销科学决策。
健全「1+1+4+N」科技创新体系，科技创新成果多点开花。全球首个漂浮式风渔融合示范项目「国能共享号」突破十余项新型关键技术，已于2023年末完成併网调试工作，为深远海风电开发提供有力技术支撑。国家重点研发计划「风力发电复杂风电场特性研究及其应用与验证」项目完成国家科学技术部绩效评价，顺利结题验收。国内首个电源侧新型电力系统的新能源发电仿真平台完成10座大型风电、光伏发电场站涉网建模和仿真任务。阿拉善大型风光基地制氢合成氨项目入围国家发改委《关于组织实施清洁低碳氢能创新应用工程的通知》获批覆立项，列入第一批工程项目名录。投建营一体化项目数据挖掘系统平台价值进一步发挥，用户友好性进一步提升。新能源固废无害化回收与资源化利用项目废旧叶片粉碎成型技术的关键配方研制成功。完成《基于国产BIM的新能源工程数字化关键技术研究》等6个科技项目验收，新增申请发明专利32项。
行业引领优势持续巩固，发佈龙源电力科技创新三年规划，部署未来三年科技创新工作，全年发佈《风力发电机组风力发电场监控系统通信第4部分：映射到通信规约》等4项国家标准，《风电机组优化效果评估方法》等11项能源行业标准。《风力发电机组叶片前缘防护改造技术规程》等3项能源行业标准获国家能源局立项批覆。
5. 优化经营管理，生产创效水平提升
2023年，本集团密切关注政策导向，用足用好绿色金融政策，不断优化融资结构，主动开展存量贷款置换，压降存量贷款资金成本。同时借助本集团信用优势加大资本市场融资频率，本年度顺利获得深交所100亿元公司债发行批覆。坚持开展刚性管理资金计划，利用资金归集、统一调配、股东借款等措施，加大资金使用频率，实现资金时间价值最大化。2023年，本集团成功发行15期超短融资券，紧抓政策动态获取超300亿元绿色贷款，全年资金成本保持行业优势。
2023年，本集团深入贯彻「集、价、本、利」经营理念，以保价争量为重点，积极开展市场交易工作。加强电力市场重要政策的预研储备，科学应对形势变化。顺应电力市场变化趋势，科学分解年度电量计划，跟踪掌握全年交易完成进度，加大计划执行监督检查力度，确保了计划执行的准确性。深入分析各省区基数电量情况、供需平衡调整、网架结构、外送条件等因素，准确研判区域需求形势，持续优化完善交易策略。积极争取年度、月度、绿电等交易指标，确保了获得足额发电空间。坚持「以价优先、量价兼顾、风险防控」的目标原则，高质量参与市场交易，签订优质中长期协议。精准施策提升交易收益，主动探索现货盈利新模式，深入剖析现货规则变动情况，根据规则要求和实际运行情况及时调整策略。
2023年，本集团所有发电业务平均上网电价人民币443元╱兆瓦时（不含增值税），较2022年的平均上网电价人民币468元╱兆瓦时（不含增值税）减少人民币25元╱兆瓦时。风电平均上网电价人民币457元╱兆瓦时（不含增值税），较2022年风电平均上网电价人民币481元╱兆瓦时（不含增值税）减少人民币24元╱兆瓦时。主要是由于风电市场交易规模扩大、平价项目增加以及结构性因素综合所致。光伏平均上网电价人民币308元╱兆瓦时（不含增值税），较2022年光伏平均上网电价人民币403元╱兆瓦时（不含增值税）减少人民币95元╱兆瓦时。主要是由于新投产的光伏项目均为平价项目。火电平均上网电价人民币417元╱兆瓦时（不含增值税），较2022年火电平均上网电价人民币400元╱兆瓦时（不含增值税）增加人民币17元╱兆瓦时，主要是因为市场交易电价上升。
6. 深挖碳资产管理价值，拓展绿色增收新途径
2023年，本集团积极参与碳市场建设，深度参与中电联牵头的分佈式可再生能源发电和海上风电两个减排方法学的编制工作，自主申报可再生能源制氢减排方法学，发佈海上风电减排方法学。建成碳盘查数字化管控系统，在国家能源集团108家火电企业碳盘查中进行应用，持续加强碳排放数据质量。开展碳资产交易操作平台系统升级，推进智能化、信息化、数字化建设。积极参与全国碳排放权交易市场、国内国际温室气体自愿减排市场及国内绿证市场交易。龙源碳资产公司完成国家能源集团全部重点排放单位全国碳市场第二个履约週期交易履约工作，连续两个履约週期提前实现100%清缴履约；积极研究应用抵销机制，完成国家能源集团CCER（核证自愿减排量）交易21万吨。充
分挖掘国际市场机会，在英国CTX交易所完成首笔国际自愿减排量场内现货线上交易，为国家能源集团浙江公司所属单位提供国际自愿减排量，用于杭州第19届亚运会碳中和。本集团全年销售绿证425万张。公司本部办公楼宇2023年通过绿证交易实现100%绿电消费。
7. 聚焦重点国别，海外业务潜力稳步提升
2023年，本集团编制《龙源电力集团股份有限公司海外三年开发发展规划（2023-2025年）》，围绕全球政治、经济、可再生能源资源三要素进行研究分析，聚焦南非及东南亚区域新加坡、汶莱等5个国别，制定「一国一策」实施路径，以任务目标为导向，统筹开展发展工作，完善国际战略规划和管理体系。研判「金砖峰会」扩容和「一带一路」国际合作高峰论坛新增国家，更新海外开发发展规划，新增6个重点国别，为实现海外高质量发展打下良好基础。
2023年，本集团助力南非应对电力危机，在做好德阿风电项目电力保供的同时，密切跟踪市场动态，梳理锁定拟参与南非下一轮可再生能源投标项目。主动对接在南非中资工矿业企业直供电需求，化解限电问题的同时降低企业碳排放。推动东南亚国家能源转型，向汶莱能源局提交林业碳汇开发意向书助力其创建碳交易市场。本集团与当地合作方签署协议共同开发汶莱摩拉港渔光互补项目，该项目已获取政府开发核准，为汶莱政府批覆的首个IPP项目，占据汶莱市场份额的75%。创新思路推动新加坡绿色低碳电力进口项目取得进展，向新加坡能源市场管理局递交了技术方案。
2023年，本集团持续强化境外资产管理，深化合作交流，各在运项目运营情况良好。截至2023年12月31日，本集团所属加拿大德芙林风电项目完成发电量232,848兆瓦时，利用小时数达到2,350小时，累计实现安全生产3,317天；南非德阿风电项目完成发电量832,622兆瓦时，利用小时数达到3,405小时，累计实现安全生产2,252天；乌克兰尤日内风电项目完成发电量204,018兆瓦时，利用小时数达到2,667小时，累计实现安全生产871天。
核心竞争力分析
1. 优质资源获取保障行业领先
本集团围绕前期发展、科技创新、数字转型、公司治理、本质安全等重点工作，分项编制三年规划，全方位引领高质量发展。通过构建业内领先的场站设计、功率预测、数据分析、建模仿真、前期咨询等十一大技术服务体系，在资源评估、设备选型、微观选址等方面具备丰富的经验和核心技术。借助国家能源集团一体化优势，争取基地开发主导权，主动培育、谋划、创造大基地、海上、海外大型整装项目，加快推动腾格里二期、巴丹吉林、甘肃张掖、新疆乌恰等存量基地项目落地。通过农光互补、生态治理等「新能源+」模式，引入产业集群，配合规模化开发新能源项目。充分利用新型电力系统下可再生能源发展优势，聚焦源网荷储一体化和终端用能电气化，挖掘绿电需求空间。把握氢能产业发展大势，结合新能源制氢，积极稳妥推进新能源+氢基能源项目。坚持「一省（市）一策」，强化自主开发，深化内外部合作，海上风电攻坚破难，「以大代小」支撑发展空间，取得开发指标、开工、投产规模均创历史新高，保持资源获取能力行业领先优势。
2. 安全生产夯实基础
本集团安全生产围绕「现场、现实、现在」管理要求，始终坚持「事故可预防」理念，抓住「关键少数」，强化责任落实。开展安全岗位履职能力评估，动态调整安全岗位人员，持续优化现场管理团队。逐步推广外委承包商长协机制，稳定高质量外委队伍，确保管理措施有效落实。持续深化标准化作业体系，「检修作业清单化、安全管理标准化、风险管控数字化」，制度流程内嵌于280万份标准作业票。严查现场无计划、无措施、无风控、无监护、变方案的作业行为，持续强化作业风险分级管控机制。通过数字化转型提升安全生产保障能力，全年高风险作业远程视频提级管控，风险管控能力有效提升。
3. 科技赋能提质增效
本集团坚持前瞻性推动数字化转型升级，赋能生产运营，依托新能源领域的规模优势、管理优势和技术优势，推动「全量采集对标管理；预知维护、设备可靠；源网协调、无人值守」，建成全球数据规模最大的新能源生产数字化平台，打通数据「采、传、存、用、评」五大环节，构建泛在感知、网络传输、数据管理、数据应用、评价考核五大层级，全面提升数据质量，感知4.2万余台设备，强化每日580亿条数据治理。坚持「两个分开」「三统三同」「数据集中」原则，加强数字技术和新能源产业的交叉融合，不断提升能源生产和运营效率。健全「1+1+4+N」科技创新体系，研发投入强度稳步提升，以科技创新赋能提质增效。优化三维数字化设计，提升场站设计水平。深化大基地场群协调控制和智能化运维，
开展PLC、主控系统、润滑油、IGBT、北斗等国产化替代应用，优化气象和功率预测，提高机组并网发电效率。深化全量数据治理、灾备和算力中心建设、数据挖掘平台应用、智能辅助决策平台建设应用以及「龙源云」服务建设，推进数字智能转型。
4. 营销管理构建智慧新格局
本集团坚持「一企一策」深化限电管理，对内强化限电考核，重点企业重点督导，确保限电情况可控在控，对外积极寻找消纳空间，充分利用省间输电通道空间，提高跨省区消纳能力。深入贯彻「集、价、本、利」经营理念，以保价争量为重点，研判电力市场政策，顺应电力市场变化趋势，深入分析各省区基数电量情况、供需平衡调整、网架结构、外送条件等因素，精准施策提升交易收益，主动探索现货盈利新模式。试点建设运行新能源现货辅助支持系统，采用多维度多层级功率预测优化方法，提高电量预测准确度，首创「最小能效损失率」指标，为制定设备预知维护与智慧排产提供依据。加强交易人员队伍建设，培养一批技术水平高，市场意识强的骨干力量，提高市场交易整体水平。
5. 资源共享提升管理效能
本集团以「六个共享」深化内部管理变革，实现财务风控能力、工程管理经验、生产人力资源、閒置储能资产、发展规模和数字赋能共享，增强管理效能，提升经营业绩。成立财务共享服务分公司，全面托管境内项目公司财务报表，实现财务风控能力共享。组建海上工程事业部，推行海上项目「交钥匙工程」，实现工程管理经验共享。加快筹建各省运营分公司，打破场站行政壁垒，「运检分离、区域维保、专业化维护」，实现生产人力资源共享。成立共享储能技术公司，实现电源侧强配的闲置储能资产共享。加强工程建设「三统三通」，提升设备、材料的技术规范标准化程度，通过长协标准化采购，实现发展规模共享。整合数字化业务服务，按照「统一标准、统一服务、统一管理」，推动「同时设计、同时安装、同时投运」，持续夯实数据基础，实现数字赋能共享。
6. 人才队伍建设激发新动能
本集团高度重视人才队伍培养，树立实干实绩用人导向，全方位夯实人才支撑，选优建强「三支队伍」，推进职位职级调整，深化首席师评聘管理，加强专业化人才梯队建设，人才序列结构更加优化，技术序列人才增加48%。经理层成员任期制和契约化管理全面推进，推动薪酬分配向一线岗位和做出突出贡献人才倾斜，突出容量增长等6个增量考核，引入A-E等级强制分佈、末位降级，浮动工资占比达70%，强化全员绩效考核，激发乾事创业新动能，着力提升企业核心竞争力。
从全球看,脱碳加速要求加快新能源发展。全球能源生产和消费格局、市场供需形势和价格面临前所未有的衝击,俄乌衝突、巴以衝突深刻改变地缘政治格局,极端气候现象频发、欧洲能源危机,加剧了国际社会低碳转型的紧迫感。随着全球对可再生能源的需求不断增加,海外新能源项目开发有着巨大的市场机遇。许多国家制定了政策和法规,鼓励和支持新能源项目的发展,为海外项目提供了政策保障和市场机会。中美元首阳光之乡声明,提出争取到2030年全球可再生能源装机增至三倍目标;《联合国气候变化框架公约》第二十八次缔约方大会达成「阿联酋共识」,承诺了2030年三倍可再生能源增长和2倍能效提升,以及在2050年实现净零排放的目标。
从国内看,规模增长保持强劲势头。在国家推动能源消费领域逐渐由能耗双控转向碳排放双控背景下,高载能行业纷纷寻求清洁用能替代,政策环境更加有利,新能源产业发展政策环境及其保障体系得到显着加强与完善。《「十四五」现代能源体系规划》等重要文件陆续发佈,为新型能源体系的顶层设计奠定了基础。在专注高质量发展的同时,新能源已被明确为未来电源装机结构的增量主体,新型储能技术更是在电力系统中确立了核心地位,其商业模式和配套电价政策也在逐渐清晰化。可再生能源继续快速增长,2023年装机规模历史性超过火电,成为保障电力供应的新力量,2024年投产规模预计远超2亿千瓦,新能源进入非常确定的快速增长赛道。其中,海上风电「十四五」规划近6,000万千瓦,未来两年将启动大规模开发建设。
从行业看,市场洗牌机遇风险并存。当前,新能源开发竞配受制于电网消纳能力,可供开发指标有限,竞争愈发激烈。分佈式项目发展迅速,各类土地综合利用、立体利用场景花样翻新、层出不穷,配电网容量成为发展瓶颈。多能互补、源网荷储、增量配电网、制氢氨醇转化、供热转化、终端用户电气化等多种形态,推动扩围破局,提高新能源消纳空间,市场热度飈升。新能源受随机性、间歇性和波动性影响,存在电价下行风险。央企能源巨头深度参与,加之近年来越来越多可再生能源项目采用竞争招标方式,加大了项目竞争程度。
