湖北能源（000883）2023年年度董事会经营评述内容如下：
一、报告期内公司所处行业情况
（一）湖北省电力供需总体平衡，高峰时段呈现总体紧平衡 根据《2023年湖北电力市场白皮书》，2023年，湖北省全社会用电量2,706.43亿千瓦时，同比增长2.21%；全省发电量3,195.79亿千瓦时，同比增长2.9%。2023年，湖北省发电设备平均利用小时3,120小时，同比减少293小时。2023年，全省最大用电负荷5,051.5万千瓦，创历史新高，比历史最高值增加3.91%。 （二）湖北省绿色低碳转型趋势持续推进 2023年，电力行业加快构建新型电力系统，湖北省能源结构转型持续推进。截至2023年底，湖北省发电总装机容量11,114.65万千瓦（含三峡电站），湖北省新能源装机容量达到3,323.77万千瓦，新能源装机占比从2022年底的22.19%提升至29.90%，风电（885641）、光伏占比分别为7.52%、22.38%。全省发电总装机容量增加1,677.68万千瓦，同比增长17.78%，其中新能源装机全年新增1,229.91万千瓦。2023年，湖北省水电、新能源发电（884150）量占比为53.43%，相比2022年增加4.71个百分点，能源结构调整和减碳效果逐步显现。 （三）国内煤炭价格呈震荡下行走势 2023年，全球能源需求收缩，国际煤炭市场供应充足，国际煤炭价格下行。国内煤炭市场供应相对宽松，煤炭保供政策继续发力，国内动力煤价格呈震荡下行走势。根据《2023年煤炭行业发展年度报告》，2023年年初，国内煤炭市场供需偏紧，动力煤市场价格维持在高位；二季度，随着市场需求减弱而市场供应维持增长，动力煤市场价格快速下降；三季度后，随着市场需求逐步好转，动力煤市场价格有所反弹。2023年，环渤海港口5,500大卡动力煤现货市场全年均价971元/吨，同比下跌324元/吨。 二、报告期内公司从事的主要业务 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》中电力供应业的披 露要求 公司主营业务为能源投资、开发与管理，从事或投资的主要业务包括水电、火电（884146）、新能源发电（884150）、核电（885571）、天然气（885430）输销、煤炭物流贸易和金融投资。已初步建成鄂西水电和鄂东火电（884146）两大电力能源基地，新能源项目覆盖全省，并积极构建煤炭和天然气（885430）供应保障网络。 2023年,公司继续坚持稳中求进工作总基调，有效应对市场竞争日趋激烈、年初起调水位严重偏低、年度来水极不均衡等一系列困难挑战，奋发作为、顽强拼搏，高质量发展取得新突破。 （一）报告期公司生产经营工作的主要特点 1.聚焦稳产保供、增收创效，推动生产经营向上向好 报告期内，公司坚持“两个平台”战略定位，充分发挥全省能源保供压舱石和顶梁柱的作用。清江公司顶峰出力，鄂州电厂强化煤电兜底保障，全力保障高峰时段电网需求；省煤投公司加强煤炭储运；天然气（885430）公司积极争取气源，有效满足顶峰需求。公司能源保供彰显担当。 同时，公司加强精益管理，着力挖潜增效。科学应对来水枯丰急转的变化趋势，持续优化水库调度，清江梯级电站水能利用率不断提高；全面实施燃煤机组“三改联动”，坚定不移实施煤电联营战略，鄂州电厂长协煤覆盖率超过90%，经营效益强势回升；着力加强机组运维管理，有效降低非停次数；加强市场营销，积极参与湖北省绿电交易；统筹资金管理，综合融资成本费率实现“三连降”。 2.聚焦绿色发展，推动业务布局优化调整 报告期内，公司坚持风光水火储及煤炭、天然气（885430）一体化协同发展，持续优化业务布局，加快推动能源结构绿色低碳转型。一是新能源业务加快发展，报告期内新能源新增装机126.13万千瓦，总装机达到438.45万千瓦；陕武直流一期210万千瓦光伏基地项目全面开工建设，并实现部分并网；同时，积极储备新能源项目，为新能源业务发展打下基础。二是加快推进抽蓄业务发展，报告期内，公司积极推进抽水蓄能（885935）业务，投资开发抽蓄项目440万千瓦。其中，罗田平坦原项目主体工程开工，长阳清江项目、南漳张家坪项目均已通过投资决策，工程有序开展。三是探索发展源网荷储一体化、新型储能（885921）等综合能源业务。 3.聚焦改革赋能，持续激发内生动力活力 公司加大科技创新力度，推动科技赋能。深入实施知识产权“登高计划”，完成国内专利申请226项，其中发明专利申请66项；国内专利授权76项，其中发明专利授权11项。荣获湖北省科技进步一等奖1项，成功申报水利（885572）部技术示范项目1项；有力推动重大改革任务，健全市场化经营机制，经理层任期制和契约化实现全覆盖，薪酬与效益联动机制逐步完善，中层管理人员竞争上岗全面推行，充分激发企业活力；不断优化内部管理机制，坚持整体利益最大化，充分发挥省煤投公司专业优势，建立内部电煤集中采购机制。 4.聚焦守牢底线，确保公司发展安全稳健 报告期内，公司一方面开展安全管理强化年、重大事故隐患排查整治等专项行动，聚焦重点项目和关键环节、加强危大工程、高风险作业、重大事故隐患、重大危险源的排查管控，安全生产形势总体平稳；另一方面构建法律、合规、内控、风险防控“四位一体”的协同运作机制，深化合规、审计与业务工作融合，制定合规风险识别清单、重要岗位合规职责清单及重点业务流程管控清单，法治合规“三道防线”进一步筑牢。 （二）报告期公司主营业务情况 2023年，公司新增可控装机326.13万千瓦，其中火电（884146）新增装机200万千瓦，新能源发电（884150）新增装机126.13万千瓦；截至报告期末，公司已投产可控装机容量为1,567.18万千瓦，其中，水电装机465.73万千瓦，水电在建项目的计划装机容量440万千瓦，核准水电项目的计划装机容量180万千瓦；火电（884146）装机663万千瓦，火电（884146）在建项目的计划装机容量132万千瓦，除在建项目外，年内无新增核准火电（884146）项目；风电（885641）装机121.49万千瓦，风电（885641）在建项目的计划装机容量25万千瓦，核准风电（885641）项目的计划装机容量10万千瓦；光伏发电装机316.96万千瓦，光伏发电在建项目的计划装机容量232.33万千瓦，备案光伏发电项目的计划装机容量75.63万千瓦。 公司在湖北省境内可控装机容量1,433.39万千瓦，占全省发电总装机容量8,874.65万千瓦（不含三峡电站2,240万千瓦）的16.15%。其中，在湖北省内水电装机420.13万千瓦，占湖北省水电总装机容量1,552.63万千瓦（不含三峡电站）的27.06%；在湖北省内火电（884146）装机633万千瓦，占湖北省火电（884146）总装机容量3,998.25万千瓦的15.83%；在湖北省内风电（885641）装机121.49万千瓦，占湖北省风电（885641）总装机容量836.48万千瓦的14.52%；在湖北省内光伏发电装机258.77万千瓦，占湖北省光伏发电总装机容量2,487.29万千瓦的10.40%。 截至报告期末，公司天然气（885430）业务已在湖北省内建成37座场站，省内天然气（885430）长输管线675公里（含东湖燃机管道），城市燃气中压管线278.10公里，覆盖湖北全省13个省辖市、州中的12个；煤炭业务方面，荆州煤炭铁水联运储配基地已投入运营，全年转运煤炭1,210万吨。 （三）报告期公司生产经营情况 2023年，湖北省发电量2,397.88亿千瓦时（不含三峡电站发电量），同比增长3.23%。其中，水电514.70亿千瓦时，同比增长17.73%；火电（884146）1,488.05亿千瓦时，同比下降6.56%；风电（885641）168.78亿千瓦时，同比增长2.90%；太阳能226.35亿千瓦时，同比增长75.16%。 报告期内，公司完成发电量 357.45亿千瓦时，同比增长 4.59%。2023年，公司水电发电量为110.06亿千瓦时（含查格亚电站），同比增长10.80%,水力发电厂平均用电率1.07%，水电机组平均利用小时数2,363.06小时；火电（884146）发电量为199.34亿千瓦时（含新疆楚星电站），同比减少2.62%，火力发电厂平均用电率6.89%，火电（884146）机组平均利用小时数3,854.01小时；风电（885641）发电量19.56亿千瓦时，同比增长21.49%，风力发电厂平均用电率2.60%，风电（885641）机组平均利用小时数1,777.20小时；光伏发电量28.48亿千瓦时，同比增长31.79%，光伏发电厂平均用电率 1.34%，光伏发电机组平均利用小时数1,235.39小时；公司当年煤炭经销量3,765.36万吨，同比减少2.58%。报告期内，天然气（885430）输销气量为20.60亿标方，同比减少11.66%；煤炭经销量3,765.36 万吨，同比减少2.58%。 2023年，公司所属境内电站市场化交易结算总电量181.91亿千瓦时，较去年同期增加0.02亿千瓦时，占公司所属境内电站上网电量的56.20%。 （四）报告期内公司总体经营业绩 报告期内，公司实现营业收入186.69亿元，同比减少19.1亿元，降幅9.28%。营业收入下降的主要原因：一是煤炭销售单价下降、销售量减少导致煤炭贸易收入同比减少18.81亿元；二是火电（884146）发电量及天然气（885430）销量减少，导致公司营业收入同比减少7.73亿元。此外，因来水较好水电业务收入同比增加4.14亿元，因装机规模增加新能源发电（884150）收入增加3.73亿元。 2023年，公司实现归属于上市公司股东的净利润17.49亿元，同比增加5.86亿元，增幅50.41%。主要是火电（884146）燃料单价同比下降，燃料成本减少，致公司火电（884146）业务净利润同比增加10.79亿元。此外因境外水电枯水期现货市场电价大幅上涨，为履行长期购售电协议，外购电成本增加，致水电业务净利润同比减少1.32亿元。 公司售电业务情况 公司于2017年投资设立全资子公司湖北能源（000883）集团售电有限公司（以下简称售电公司）。2018年 4月，售电公司获批成为湖北省首批准许售电公司之一。售电公司定位为公司市场化电力交易管理平台和客户开发服务平台，主要职责是维护和开拓电力市场化交易用户，配合公司所属电厂完成市场交易电量消纳工作，实现保量控价营销目标，提升公司发电业务整体效益。2023年售电公司代理用户交易电量103.15亿千瓦时，占公司境内总售电量的31.87%，其中绿电（000537）交易电量0.585亿千瓦时。按交易对象分，与公司所属发电企业合计交易电量90.02亿千瓦时，占公司境内总售电量的27.81%。 涉及到新能源发电（884150）业务 截至2023年12月31日，公司新能源可控装机容量为438.45万千万，其中风电（885641）121.49万千万，光伏发电316.96万千瓦。报告期内新增投产新能源装机126.13万千瓦。2023年，新能源发电（884150）量48.05亿千瓦时，同比增加10.35亿千瓦时，增幅27.45%；实现净利润5.91亿元，同比增加8.72%。2024年公司将继续加强新能源资源获取。 三、核心竞争力分析 （一）业务区域布局较好 公司作为湖北省能源保障平台，主要发电业务在湖北省内。截至2023年12月31日，公司湖北省内可控装机容量为1,433.39万千瓦，火电（884146）主要分布在鄂东，临近武汉，水电分布在鄂西，位于区域负荷中心，消纳能力较强；风电（885641）、光伏主要装机位于省内风资源、光伏资源较丰富区域，有利于提高机组利用效率，保障新能源项目收益。公司下设省煤投公司，并运营荆州煤港基地，实现华中地区煤炭中转和应急储备功能，对集中燃煤采购管理起到了较大的支持作用，有利于公司火电（884146）企业有效控制燃料成本。 （二）电力生产技术优势突出 公司主要水电站所属清江公司在清江干流运营管理水布垭、隔河岩、高坝洲三级电站，通过全面推进清江流域梯级电站优化调度，开展清江三级电站与三峡电站、葛洲坝电站五库联调，水资源利用率大幅提高，水库安全生产和精益管理能力不断提升。火电（884146）方面，公司已投产4台100万千瓦超超临界发电（885996）机组，占公司火电（884146）装机的60.33%，在发电效率和运营成本等方面均有较强的竞争优势，在机组运行安全性、可靠性、稳定性等方面均处于先进水平。 （三）绿色低碳转型效果显著 公司坚持绿色发展理念，坚定不移落实“双碳”目标，顺应构建新型电力系统的政策趋势，公司绿色低碳转型效果显著。截至2023年12月31日，公司清洁能源装机容量为 941.18万千瓦，占公司可控装机比例 60.06%。“十四五”以来，公司清洁能源装机增幅达49.75%，清洁能源装机容量明显提升。此外，公司陕武直流一期光伏基地项目合计210万千瓦（2023年底少量投产）、罗田平坦原、长阳清江、南漳张家坪等三个抽水蓄能（885935）电站合计装机容量440万千瓦，均在建设过程中，公司绿色低碳转型效果显著。 （四）资产质量优良 公司拥有水电、火电（884146）、风电（885641）、光伏发电等多种类型的发电机组，且水电、火电（884146）、新能源装机比例约为 30%、42%、28%，电源结构较为均衡，有效平滑单一类型发电业务业绩波动影响，实现了“水火互济、风光互补”的优势互补。 同时持续推动天然气（885430）和煤炭贸易物流业务，多元化产业结构有效平滑单个业务波动的影响，有利于保障公司业绩稳定，降低经营风险。 此外，公司财务状况优良，现金流保持稳定充足，为公司持续发展提供良好支撑；持续保持AAA信用评级，资本市场信誉良好，拥有广泛的融资渠道，公司整体资金链顺畅，能有效降低公司融资成本，为公司重点项目建设提供强有力的资金保障。 （五）改革不断激发企业活力 扎实推进公司国企改革（886021）各项工作，试点授权部分所属企业投资发展职能，形成共抓资源、共谋发展的局面；通过区域业务整合，推进区域资产集约化管理经营和投资发展。完善公司授放权体制，进一步提高公司决策效率，激发公司活力。统筹投资控制结余、科技创新等专项奖励，完善奖励发放和评价机制，切实发挥激励的导向作用；加强激励和约束，实施高级管理人员任期制和契约化管理，有力推动企业经营效益提升和战略规划落地实施。 四、公司未来发展的展望 （一）行业格局和趋势 1.湖北省电量供需基本平衡 根据《湖北省2024年电力电量平衡方案》，综合全省经济社会发展主要指标预测、用电需求及用电结构等因素，预计2024 年省内全社会用电量2,870亿千瓦时，同比增长6%左右。预计2024 年迎峰度夏、度冬期间全省最大用电负荷分别为 5,500、4,700 万千瓦左右，较历史最大值分别增长8.9%、5.4%左右。2024 年全省电量供需基本平衡；正常情况下迎峰度夏、度冬期间电力总体平衡，极端情况下，可能出现时段性、局部性电力缺口。通过采取争取三峡电增供、开展省间电力余缺互济、实施电力需求侧响应等措施，可基本实现电力供需平衡。 2.持续推进能源绿色低碳转型 2023年6月国家能源局发布了《新型电力系统发展蓝皮书》，确定新型电力系统建设“三步走”发展路径，即加速转型期（当前至2030年）、总体形成期（2030-2045年）、巩固完善期（2045-2060年）。 在加速转型期推动新能源成为发电量增量主体，装机占比超过 40%，发电量占比超过20%；煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型，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，通过节能降碳改造、供热改造和灵活性改造“三改联动”，实现向清洁、高效、灵活转型；抽水蓄能（885935）结合系统实际需求科学布局，2030年抽水蓄能（885935）装机规模达到1.2亿千瓦以上。 3.煤炭市场供需将保持基本平衡 根据中国煤炭工业协会发布的《2023年煤炭行业发展年度报告》，2024年，预计全年我国煤炭需求将保持适度增长；随着供给侧结构性改革稳步推进，煤炭生产结构持续优化，全国煤炭安全稳定供应能力大幅提升，加上进口煤的补充调剂，预计全国煤炭供应总量也将保持增长态势，煤炭市场供需将保持基本平衡态势。但国际能源形式错综复杂，国内煤炭供需格局深刻变化，考虑极端天气、突发性事件、新能源出力等不确定因素，存在区域性、时段性、品种性的煤炭供需错配情况。 （二）公司发展战略 以高质量发展为主线，坚定“三峡集团综合能源发展平台”和“湖北省能源安全保障平台”两个平台战略定位，推进一批“发电、输气、送煤”等重点项目，加快天然气（885430）销售、煤炭贸易物流等市场化业务布局，完善湖北省煤炭和天然气（885430）供应保障网络体系，巩固湖北省能源安全保障平台地位；强化创新引领发展导向和产业一体化优势，积极拓展清洁能源发展的新思路、新业态、新模式、新路径，加快打造一流区域综合能源集团。 （三）公司经营计划 1.2023年生产经营计划完成情况 （1）主要业务经营指标：计划完成发电量370亿千瓦时 实际完成情况：2023年，公司完成发电量357.45亿千瓦时，低于预期值370亿千瓦时。主要系受湖北省全社会用电需求增长不及预期，同时 2023年新型电力系统建设向纵深推进，公司火力发电量不及预期所致。 （2）新增装机：380万千瓦。 实际完成情况：2023年，公司新增装机326.13万千瓦。受林草、环保等政策性因素影响，新能源项目新增装机低于预期。 （3）安全生产指标：杜绝较大及以上质量安全事故，防范一般事故，有效控制重大安全风险。 实际完成情况：全年未发生一般及以上生产安全责任事故。 2.2024年经营计划 主要业务经营指标：完成发电量434.95亿千瓦时；新增装机 262.20万千瓦；杜绝较大及以上质量安全事故，防范一般事故，有效控制重大安全风险。2024年，公司项目建设、技改等主要资金来源为自有资金、发行债券、金融机构贷款等。 （四）2024年重点工作 2024年，公司坚持稳中求进工作总基调，贯彻新发展理念，聚焦高质量发展的首要任务，保障能源供应，深化提质增效，加快转型发展，不断提高核心竞争力。公司将重点做好以下工作： 1.坚持稳健高效的经营方针，着力提升价值效益创造力。精益开展水库调度，全面完成煤电机组“三改联动”；通过内部电煤集采机制，持续降低电煤采购成本；全力抓营销、拓市场，促进电力交易“量增价提”；压减非生产性支出，综合运用多种融资渠道，控制融资成本。 2.加快推进重点项目建设，持续优化业务布局。加快推进江陵电厂二期等火电（884146）项目建设；高效有序推动陕武大基地一期等新能源项目建设；高质量推进罗田平坦原、长阳清江、南漳张家坪等抽水蓄能（885935）项目建设；提升荆州煤港自动化、数字化、智能化运营水平，提高荆州煤港运营效率。 3.守牢安全合规的底线红线，着力提升重大风险防控力。深入开展安全生产治本攻坚三年行动，动态更新安全风险管控清单，加大“两反双防”工作力度，守住质量安全底线；聚焦重点领域，加强合规风险预警提示与排查处置；不断优化投资经营风险监控预警指标体系，发挥审计监督作用，扎实开展投资后评价，全过程防控投资经营风险。 4.落实创新驱动发展战略，有效发挥科技创新引领作用。聚焦重点领域，积极谋划科技创新项目，多渠道拓展应用场景、搭建转化平台，提升成果产出和转化水平；优化科技创新体制机制，全面推行新型科研项目实施方式；积极推进数字化转型，积极拓展综合智慧能源业务。 （五）公司可能面对的风险 1. 新能源电力交易电价下降风险 随着现货交易的全面试行，电力营销的市场化程度越来越高，可能导致结算电价的下降。当前，湖北省煤电、新能源上网竞价空前激烈，新能源发电（884150）面临电价下行的压力。 公司将加强电力市场形势、市场交易规则的跟踪分析，深入研判区域电力供需形势，动态优化市场竞争策略，持续完善加强电力营销体系，科学制定交易策略，力争市场化交易电量电价优于市场平均水平，降低电力市场风险对公司的影响。 2.火电（884146）利用小时数下降风险、新能源弃风弃光风险 按照《湖北省2024年电力电量平衡方案》，受水电和新能源电量增长挤压，统调火电（884146）预安排3,535小时，火电（884146）利用小时数进一步下降；且湖北省内新能源因装机容量的增加叠加消纳能力不足，存在弃风弃光的风险。 公司一方面将主动融入市场化电力体制改革，加强研究电力现货市场和煤电容量电价机制的有关政策要求，争取火电（884146）企业电价政策，提升公司发电效益。另一方面强化发电过程管理，优化机组运行方式，提升各机组发电效率；加大市场拓展力度，科学参与市场化交易，力争火电（884146）机组各类型电量合同执行到位，新能源机组多发满发，从而提高公司总体盈利水平。 3.清江流域来水不稳定风险 公司主要水电机组位于清江流域，清江流域来水具有不稳定性和年度不均衡性，这将对公司当年的发电量及经营业绩产生影响。 公司一方面加强与气象部门的联络，及时掌握水文情况，加强各水库精确调度、精益运行和精心维护，合理安排蓄水与消落，提高水能利用效率，力争不弃水、少弃水，实现防汛与发电两不误；另一方面，公司长期以来发展水电、火电（884146）、新能源、天然气（885430）、煤炭、售电等多个业务板块，形成发电与售电、火电（884146）与煤炭、天然气（885430）上下游产业链的协同效应，能够有效抵御由于来水不稳定风险。 4.燃煤市场价格风险 随着国内宏观经济的复苏，社会用电量不断提升，迎峰度夏、迎峰度冬及极端天气等用电高峰时段，局部地区或将出现时段性电力供应紧张局面，火电（884146）将继续发挥能源兜底保障作用，局部煤炭保供依然面临较大压力，可能导致库存结构失衡和燃料成本失控的风险。 公司将加大燃煤集中采购力度，优化燃煤采购策略，充分发挥煤电联营优势，提高长协煤合同签订量和兑现率，降低燃料综合成本；并加大对公司燃煤、燃气电厂日耗、库存实时情况的监测力度，科学把握煤炭库存和采购时机，做好相关燃料供应应急预案，全力以赴降低燃料成本。 5.安全生产风险 公司主营业务包括水电、火电（884146）、风电（885641）等，拥有众多发电机组，运营易燃易爆的天然气（885430）业务，同时还有众多在建工程项目。上述业务在日常生产经营中，存在意外事故、设备故障、自然灾害等造成的人员伤亡或设备损坏的风险。上述安全事故的发生，可能造成公司正常生产经营的中断，甚至生命、财产的重大损失。 针对安全生产风险，公司将落实企业的安全生产主体责任，加强安全生产管理，建立、健全安全生产责任制和安全生产规章制度，推进安全生产标准化建设，提高安全生产水平，确保安全生产；建设单位发挥业主主导作用，监督参建各方履职情况，加大管控力度；持续开展危险源辨识及风险管控，完善并落实安全风险管控措施。
