湖北能源（000883）2022年年度董事会经营评述内容如下：

（一）行业格局和趋势

(资料图片仅供参考)

1.2023年湖北省电力总体供需平衡，高峰时段可能供需紧张

根据《湖北省2023年电力电量平衡方案》，综合湖北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研判，预计2023年湖北省社会用电量2,800亿千瓦时，同比增长6%左右。按照“以用定发”原则，考虑三峡、葛洲坝（600068）、丹江水电外送和省外购电（全年预计185亿千瓦时），预计全口径发电量3,414亿千瓦时，同比增长10%。预计2023年迎峰度夏、度冬期间全省最大用电负荷分别为5,150、4,400万千瓦左右，较历史最大值分别增长6%、10%左右。结合我省发供电资源及电力外购情况，预计全年供需总体平衡，但时段性盈缺明显，春秋电力电量双盈余，冬季基本平衡，度夏期间最大电力缺口300万千瓦左右。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.持续推动能源绿色低碳转型

2023年，能源结构将进一步调整优化，推动能源绿色低碳转型。根据中电联《2023年度全国电力供需形势分析预测报告》，预计2023年新投产的总发电装机以及非化石能源发电装机规模将再创新高。预计2023年全国新增发电装机规模有望达到2.5亿千瓦左右，其中新增非化石能源发电装机1.8亿千瓦。预计2023年底全国发电装机容量28.1亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机合计14.8亿千瓦，占总装机比重上升至52.5%左右。

3.煤电继续发挥主体电源的基础保障作用

煤电作为煤炭清洁高效的利用途径之一，仍是电力系统中的基础保障型电源，2030年前煤电装机和发电量仍将适度增长。国家能源局出台《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号），燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，燃煤发电市场交易价格浮动范围扩大为上下浮动原则上均不超过20%，加强对煤电市场监管，促进市场交易价格合理形成。2023年，国家继续大力推进煤电联营、煤电与可再生能源联营，同时出台煤炭保量控价扩能系列政策，燃煤发电企业经营状况可能会得到一定程度的改善。

（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

1.2022年生产经营计划完成情况

（1）主要业务计划完成指标：发电量363亿千瓦时，天然气管输气量25亿方，销售气量8.7亿方，煤炭销售量2400万吨。

实际完成情况：发电量341.74亿千瓦时，天然气管输气量23.32亿方，销售气量8.12亿方，煤炭经销量3,864.90万吨。公司未完成计划发电量主要因清江流域来水极度偏枯，水电发电量低于预期所致。未完成计划天然气管输气量的原因是上游天然气资源持续价高量紧，同时下游用户受经济恢复不及预期叠加影响导致用气需求不足。

（2）计划新增装机：208万千瓦。

实际完成情况：新增装机72.18万千瓦。实际新增装机低于计划装机的主要原因是报告期内新能源行业资源获取竞争加剧，且新能源组件价格大幅上涨，公司为保证项目投资收益，加大并购项目筛选力度，同时放缓自建项目建设进度。

（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，不发生性质恶劣可能造成不良社会影响的各类事件。

实际完成情况：全年未发生一般及以上生产安全责任事故。

2.2023年经营计划

（1）主要业务经营指标：完成发电量370亿千瓦时；

（2）新增装机：380万千瓦。

（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。

（四）2023年重点工作

2023年，公司将坚持稳中求进工作总基调，把高质量发展作为首要任务，以效益为核心、以绿色为方向、以创新为手段、以安全合规为底线，加快打造一流区域综合能源集团。

1.稳中求进提质效，以良好的业绩支撑高质量发展

一是全力以赴抓好生产经营。火电板块结合区域电力供需形势，科学研判燃料价格走势，尽可能提高煤炭长协量，积极做好煤炭集采工作，有效降低燃料成本。水电板块加强水库调度，在发挥水头效益方面挖潜增效，提高水资源利用率，当好公司利润压舱石。新能源板块能投尽投、早投多投，为公司稳定业绩基本盘贡献更多增量。

二是千方百计降低成本费用。坚决压减非生产性支出，年度“六公”经费原则上只减不增。多渠道优化融资方式，争取存量借款利率进一步下调。

三是协同高效开展市场营销。树立“大营销”理念，加强发电企业和售电公司的协同、火电企业和煤投公司的协同、天然气上下游产业的协同，确保公司整体利益最大化。积极开展电力市场化交易，深度参与碳资产、绿电、绿证交易，多途径增加收益。

2.转型升级调结构，以绿色低碳引领高质量发展

一是加快推进新能源业务发展。积极争取省内外新能源资源，充分利用公司深耕湖北的资源优势，加快省内新能源大基地建成投产，积极争取新建火电和抽蓄项目配套新能源资源，形成规模化集中开发格局。

二是推动抽蓄业务发展。统筹推进三大抽蓄项目，加快推进罗田平坦原项目建设及长阳清江、南漳张家坪项目可行性研究。跟踪省内抽蓄电站容量电价核准进展，深入研究电价构成机制，控制投资成本，提高项目收益率。

三是多元拓展综合能源业务。加快推进热力供应、分布式光伏、综合智慧能源等业务，把握能源发展趋势，加强对新型储能、分散式风电等新技术、新业态、新模式的跟踪研究，努力开辟发展新赛道、培育业绩新增长点。

3.精益求精抓管理，以安全保障高质量发展

一是加强安全管理工作。全面排查事故隐患和薄弱环节，巩固安全生产基础。完善新开工项目安全管理体系，做好工程建设安全管理工作。加强重大危险源管控，强化氨站、LNG站、天然气长输管线等安全管理，保障危化品储运安全。完善应急保障体系，提高应对和处置突发事件能力。

二是夯实生产管理基础。学习借鉴火电行业先进管理理念和方法，推动火电企业对标达标创标，加强机组运维管理，加大检修技改投入，提升设备本质安全水平。推进“三标一体”管理体系建设，完善质量风险管控措施，强化不良质量事件惩处机制。

三是提高项目管理水平。加强投资论证分析，提高投资决策质量和效率，完善投资后评价制度，有效控制投资成本、保障项目收益。加大工程变更审查力度，建立变更管理台账，科学编制项目执行概算，对突破概算的要严格审查。

（五）公司可能面对的风险

1.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。为此，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、新能源、天然气、煤炭、售电等多个业务板块，形成发电与售电、火电与煤炭、天然气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。

2.煤炭燃料价格风险

虽然国家针对煤炭增产保供政策持续发力，但随着国家宏观经济全面复苏，全社会用电量提升，煤炭需求量也将增加；同时，受国际形势不确定性因素影响，全球能源供应紧张，煤炭价格可能持续高位运行，回归正常合理区间需要一定时间，将对公司火电经营业绩产生直接影响。

公司将优化燃料采购策略，提高长协煤合同量和兑现率，降低燃料综合成本，调整发电策略，争取最大程度发挥煤电联动优势；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。

3.煤电电量下降风险

随着“双碳”目标的不断推进，以及新型能源体系的建成、跨区域送电能力的增强和碳交易市场的建立，煤电定位或将发生改变，存在逐步退出主体能源板块、转为调节性电源的可能。特别是目前湖北省拟建和在建的煤电项目有13个，总装机规模达1800万千瓦，加上陕武、金上等特高压线路的建成投产，外电入鄂能力进一步增强，对煤电的消纳空间将造成影响，公司火电板块存在利用小时下降的风险。

公司一方面将推动鄂州电厂“三改”联动升级改造，开展一期锅炉提质增效综合改造、二期汽轮机通流改造、全厂灵活性改造等，提高煤电机组清洁高效灵活性水平及运营效率。另一方面，加大力度推进新能源、抽水蓄能、综合能源等，把握能源发展趋势，推动公司资产质量的提升。

4.安全生产风险

公司主营业务包括水电、火电、风电、光伏发电等，拥有众多发电机组，运营易燃易爆的天然气业务，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。