浙江新能2023年年度董事会经营评述公司始终坚持以经营为本，持续挖潜增效，努力提升经营管理质量和效益，营收利润水平保持稳健，风光水发电量更加均衡，资产规模持续增长。电力市场交易保量稳价，绿电绿证等交易方式多措并举，全年绿色权益贡献收益超2,200万元。产融结合助推协同发展，完成30亿元再融资，引入长江电力600900）等战略投资者，公司股权结构持续优化。报告期内，公司控股的发电项目上网电量合计82.36亿千瓦时，实现营业收入45.23亿元，实现归属于上市公司股东的净利润6.27亿元，归属于上市公司股东的扣除非经常性损益的净利润6.01亿元。公司始终把发展壮大新能源产业作为首要任务，紧扣企业发展战略，坚持“购建并举”，持续加大自主开发建设力度。聚焦重点区域和重要合作伙伴，创新市场化合作模式，加强内外部产业协同，项目资源获取扎实推进。酒泉30万千瓦风电项目成功落地，取得福建50万千瓦光伏开发权，成功竞得那曲、甘孜光储项目开发权，实现川藏地区自主开发项目零突破。有序推进浦江120万千瓦抽蓄前期工作，已具备核准条件。公司始终把改革创新作为推动治理体系现代化、经营机制市场化和科技成果有效转化的最大驱动力。持续深化改革，增强发展内生动力，成功入选国务院国资委“双百”企业。有序推进公司“5+1”管控优化方案实施，提升运营效率。围绕增强核心功能和核心竞争力，全面对标一流，开展专业领军示范企业创建工作。深入实施创新驱动发展战略，塑造企业竞争新优势，全年新立项科技项目6项，申报专利39项，软件著作8项，获授权专利21项，软件著作4项。培养综合型高素质人才队伍，各渠道引进人才共91人，推荐上报中级政工师3人、工程师16人、高级工程师6人，专业技术人才覆盖率达59.3%。公司始终坚持安全是一切工作的前提和基础。不断强化安全责任，注重责任传导，推进安全制度废改立，全面做好电力保供工作。狠抓设备检修和技术监督，全面开展设备设施查漏补缺、应修尽修，提高设备可靠性，检修费用完成率同比实现大幅提升。强化风险意识、责任意识，持续推进全员安全教育，推动安全治理向事前预防，推动关口前移，全年管控较大及以上风险作业29项，所有高风险作业均在控、受控。2023年，全国全社会用电量9.22万亿千瓦时，人均用电量6,539千瓦时；全社会用电量同比增长6.7%，增速比2022年提高3.1个百分点。各季度全社会用电量同比分别增长3.6%、6.4%、6.6%和10.0%，同比增速逐季上升。受2022年同期低基数以及经济回升等因素影响，四季度全社会用电量同比增速明显提高，四季度的两年平均增速为6.8%，与三季度的两年平均增速接近。2023年，规模以上工业企业发电量8.9万亿千瓦时，比上年增长5.2%。其中，火力发电量6.2万亿千瓦时，比上年增长6.1%；水电、核电、风电和太阳能发电等清洁能源发电2.7万亿千瓦时，比上年增长3.1%。本年度煤电发电量占总发电量比重接近六成，煤电仍是当前我国电力供应的主力电源，有效弥补了当年水电出力下降。年初主要水库蓄水不足以及上半年降水持续偏少，导致上半年规模以上电厂水电发电量同比下降22.9%。全国6,000千瓦及以上电厂发电设备累计平均利用3,592小时，比上年同期减少101小时。分类型看，水电3,133小时，同比降低285小时，其中，常规水电3,423小时，同比降低278小时；抽水蓄能1,175小时，同比降低6小时。火电4,466小时，同比提高76小时；其中，煤电4,685小时，同比提高92小时。核电7,670小时，同比提高54小时。并网风电2,225小时，同比提高7小时。并网太阳能发电1,286小时，同比降低54小时。2023年我国可再生能源保持高速度发展、高比例利用、高质量消纳的良好态势，为保障电力供应、促进能源转型、扩大有效投资发挥了重要作用。截至2023年12月底，全国可再生能源发电总装机达15.16亿千瓦，占全国发电总装机的51.9%，在全球可再生能源发电总装机中的比重接近40%；2023年全国可再生能源新增装机3.05亿千瓦，占全国新增发电装机的82.7%，占全球新增装机的一半，超过世界其他国家的总和；风电光伏装机连续突破9亿千瓦和10亿千瓦，在全国发电总装机中的比重超过三分之一。风电光伏年新增装机翻番，接近全球年新增装机的60%。全国可再生能源发电量近3万亿千瓦时，接近全社会用电量的1/3，人均可再生能源发电量达到2,000千瓦时；风电光伏发电量保持两位数增长，从2023年4月开始超过城乡居民生活用电量，占全社会用电量的比重突破15%，人均风电光伏发电量达到1,000千瓦时。2023年1月6日，国家能源局综合司发布关于公开征求《新型电力系统发展蓝皮书（征求意见稿）》，结合新型能源体系建设要求和“双碳”发展战路研判电力系统发展趋势，分析现有电力系统面临的主要挑战和问题，全面阐述新型电力系统发展理念、内涵特征，研判新型电力系统的发展阶段及显著特点，提出建设新型电力系统的总体架构和重点任务。2月15日，国家能源局、财政部、国家发改委印发《关于享受中央政府补贴的绿电项目参与绿电交易有关事项的通知》，就进一步完善绿电交易机制和政策，稳妥推进享受国家可再生能源补贴的绿电项目参与绿电交易，更好实现绿色电力环境价值给出有关要求。4月6日国家能源局发布关于印发《2023年能源工作指导意见》的通知，通知指出，2023年重点工作包含推动“风电、光伏发电量占全社会用电量的比重达到15.3%”；大力发展风电太阳能发电。推动第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地项目并网投产，建设第二批、第三批项目，积极推进光热发电规模化发展。稳妥建设海上风电基地，谋划启动建设海上光伏。大力推进分散式陆上风电和分布式光伏发电项目建设。推动绿证核发全覆盖，做好与碳交易的衔接，完善基于绿证的可再生能源电力消纳保障机制，科学设置各省（区、市）的消纳责任权重，全年风电、光伏装机增加1.6亿千瓦左右。强化能源建设助力乡村振兴。4月，能源局会同自然资源部、国家林草局联合印发了《关于支持光伏发电产业发展规范用地管理有关工作的通知》，作为已到期废止的《关于支持光伏扶贫和规范光伏发电产业用地的意见》的接续政策。《通知》根据新形势新任务新要求，统筹兼顾粮食生产、生态保护、能源发展、双碳目标和乡村振兴，提出引导项目合理布局、光伏发电项目用地实行分类管理、加快办理项目用地手续、加强用地监管、稳妥处置历史遗留问题等，明确了光伏发电用地用林用草的相关政策规定，为光伏发电发展提供有力的土地要素保障。能源局为指导各地更好地贯彻落实《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》（国办函〔2022〕39号），及时总结推动新能源高质量发展的成功经验和优秀做法，陆续发布了《5月9日，国家发展改革委发布《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》。这次改革使电价结构更合理，输配电价功能定位更加清晰，将原包含在输配电价中的上网环节线损和抽水蓄能容量电费单列，有利于更加及时、合理体现用户购电线损变化。激励约束机制也更加健全，通过两部制用户的需量电价实施打折优惠引导用户合理报装容量，提升了电力系统的经济性。5月12日，国家能源局综合司发布《关于进一步做好抽水蓄能规划建设工作有关事项的通知》。文件提出，为适应抽水蓄能快速跃升发展需要，需大力提升产业链支撑能力。抽水蓄能是电力系统重要的绿色低碳清洁灵活调节电源，合理规划建设抽水蓄能电站，可为新能源大规模接入电力系统安全稳定运行提供有效支撑，有利于新能源大规模高比例高质量发展，对构建新型电力系统、促进能源绿色低碳转型意义重大。6月2日，由国家能源局组织发布《新型电力系统发展蓝皮书》。这是我国官方发布的首部关于新型电力系统建设文件，清晰描画了2023-2060年新型电力系统发展蓝图，为我国新型电力系统的建设明确发展道路。《蓝皮书》指出，新型电力系统是以高比例新能源供给消纳体系建设为主要任务，确保能源电力安全，满足我国经济社会高质量发展的电力需求。我国新型电力系统建设将以2030年、2045年、2060年为重要时间节点，形成加速转型期、总体形成期、巩固完善期三步走发展路径。新能源开发实现集中式与分布式并举，引导产业由东部向中西部转移。7月25日，国家发展改革委、财政部、国家能源局联合发布《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》。《通知》指出，绿证是我国可再生能源电量环境属性的唯一证明，是认定可再生能源电力生产、消费的唯一凭证。绿证核发“全覆盖”对促进可再生能源电力消费具有重要意义，还将推进产品碳足迹管理等工作。9月7日，国家发展改革委、国家能源局发布《电力现货市场基本规则（试行）》。这是首部国家层面指导现货市场设计以及运行的规则，对深化电力体制改革、推动电力市场化进程具有划时代意义。《规则》根据总体目标，分近期、中远期分解了相关任务。共有三大亮点：一是优化价格结算方式，现货市场全电量以现货市场价格结算；二是探索市场化容量补偿机制，重塑不同业态收入模型；三是市场经营主体放宽，分布式发电、储能和虚拟电厂等新型经营主体参与交易。9月27日，国家发展改革委发布2023版《电力需求侧管理办法》《电力负荷管理办法》，该办法对深化电力需求侧、负荷侧管理，对推动源网荷储协同互动，保障电力安全稳定运行具有重要意义。10月12日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》，进一步明确现货市场建设要求，其中针对各地现货市场连续结算试运行时间节点做出了规定。值得关注的是，政策文件中明确了“新能源+储能”将正式进入现货市场，为工商业储能参与电力市场化交易提供了具体指引。共有三大亮点，一是明确现货市场结算试运行时间节点，二是加快区域电力市场建设，三是鼓励储能等新型主体参与电力市场。10月19日，生态环境部、国家市场监督管理总局发布《温室气体自愿减排交易管理办法(试行)》，被视为国家核证自愿减排量（简称CCER）交易重启的标志性事件。《办法》对自愿减排交易及其相关活动的各环节作出规定，明确了项目业主、审定与核查机构、注册登记机构、交易机构等各方权利、义务和法律责任，以及各级生态环境主管部门和市场监督管理部门的管理责任，为CCER重启奠定了基础。CCER是通过市场机制控制和减少温室气体排放的碳抵消机制，也是推动实现碳达峰碳中和目标的重要制度创新。10月20日，国家发展改革委发布《国家碳达峰试点建设方案》。《方案》提出，将在全国范围内选择100个具有典型代表性的城市和园区开展碳达峰试点建设，为全国提供可操作、可复制、可推广的经验做法。随着试点的进展，将会涌现出一大批零碳城市和园区，为全国提供实践经验和成功范例。11月8日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》，决定自2024年1月1日起建立煤电容量电价机制，对煤电实行两部制电价政策。煤电容量电价的提出正是着眼于能源转型需求，通过调整电价结构来适应煤电机组在电力系统能的转变——由电量提供主体转变为容量提供主体。电量电价通过市场化方式形成，容量电价水平根据煤电转型进度等实际情况逐步调整，充分体现煤电对电力系统的支撑调节价值，更好保障电力系统安全运行，为承载更大规模的新能源发展奠定坚实基础。公司是浙能集团所属的专业从事风电、光伏、水电、氢能、储能等可再生能源业务方向的投资、开发、建设、运营、管理的综合型能源企业。公司的主要产品是电力，截至2023年底，公司控股企业110家，已并网控股装机容量525.38万千瓦，其中水电113.22万千瓦、光伏238.84万千瓦、风电173.32万千瓦，当年新增并网控股装机容量87.57万千瓦。公司秉承“激水、追风、逐光”的产业发展观，以改善能源结构、实现绿色可持续发展为己任，坚持“区域聚焦、重点突破、购建并举”的发展方针，积极发展可再生能源，为社会提供优质清洁环保的能源产品NG体育娱乐，促进和谐社会的建设和发展，力争打造国内最具成长性的可再生能源企业。2023年5月被国务院国资委评为国企改革“双百企业”。公司充分把握国家实现“碳达峰、碳中和”的目标以及新能源大规模、高比例、市场化和高质量发展新特征，以重点区域聚焦发展、以重大项目带动发展、以重要合作伙伴协同发展，充分利用控股股东浙能集团资源，用系统观念和系统方法谋划新能源全产业链发展，“一盘棋”思维、“一直抓”定力和“一根筋”干劲地量质并举开发新能源。公司的新能源之路从浙江走向全国的能源富集省份，从“中国水电第一市”浙江丽水,到阳光充足的甘肃、宁夏，到风能资源丰富的新疆、青海和沿海地区，项目遍布全国18个省份。目前公司下属水电、海上风电主要位于浙江省和江苏省，该区域属于我国经济发达地区，电力需求旺盛且消纳能力较好，海上风电项目具有较大的开发潜力；公司下属光伏电站、陆上风电主要位于西北新疆、甘肃、青海和宁夏等省区，是我国太阳能和风能资源较丰富的地区，光伏和陆上风电资源具有较好的开发价值。当前公司“风光水”三大产业协同发展格局已正式形成，业务布局完整，水电业务覆盖常规水电和抽水蓄能，风电业务覆盖海上风电和陆上风电，光伏业务覆盖集中式光伏和分布式光伏。从季节要素来看，风能资源与水能资源的季节分布恰好互补；从地域要素来看，光能资源的区域性与水能资源互补；公司水电站所处流域枯水季是公司风电多发的季节；在雨季，风电和光伏发电量减少，水电则是发电高峰期。三大产业协同发展为公司经营效益的稳定增长提供了有力保障。公司按照“统筹规划、整体设计、分步实施”的原则推进“5+1”管控优化改革。海上风电按照“一套班子、多块牌子”，打造海上风电专业运维团队；2023年成立浙江浙能新能源运营管理有限公司，采用“运营总部+区域公司+场站”管理架构，提升全国范围陆上风光电运营项目全寿命周期生产安全管理和经营管理水平，重点提升适应以省为单位的电力市场的能力；水电运营按“一企一策”归口管理，在规范管理中稳步发展壮大；板块管理项目建设加大自主开发建设比例，逐步建立专业化队伍，沉淀基建管理经验。同时，建立专业化电力市场营销团队，高度重视保障性外电力交易、绿电、绿证等交易，做到保量竞价。公司始终专注于主营业务的持续发展，坚定走专业化道路，汇聚了大批具有交叉学科背景和丰富行业实践经验的优秀人才，构建了公司独特的人才梯队。公司高度重视员工的职业发展，通过专项培训、以赛促培、一线锻炼、岗位轮换等方式不断提高员工的综合素质和专业技能，培养新能源行业高水平复合型人才和专业岗位人才，保障各项目的高效建设与安全运营。同时，公司不断创新招才引才机制，拓宽人才引进渠道，多措并举吸纳优质高校毕业生和专业技术人才加入，进一步加强人才储备，激发人才队伍活力，赋能公司高质量发展。国家能源局在2024年1月份全国可再生能源开发建设形势分析会上指出，2024年是实现“十四五”规划目标任务的关键一年，也是习总“四个、一个合作”能源安全新战略提出10周年，做好2024年工作意义重大。按照主管部门部署，在2024年，大型风电光伏基地项目要按期建成投产，本地消纳项目建设要快速、有序发展。此外，能源主管部门将抓好新能源发展要素保障，引导行业健康发展，做好政策供给，建立促进可再生能源高质量发展的长效机制。电力消费方面，预计2024年全国电力消费平稳增长。综合考虑宏观经济、终端用能电气化等因素，根据不同预测方法对全社会用电量的预测结果，预计2024年全年全社会用电量9.8万亿千瓦时，比2023年增长6%左右。预计2024年全国统调最高用电负荷14.5亿千瓦，比2023年增加1亿千瓦左右。电力供应方面，预计2024年新投产发电装机规模将再超3亿千瓦，新能源发电累计装机规模将首次超过煤电装机规模。在新能源发电持续快速发展的带动下，预计2024年全国新增发电装机将再次突破3亿千瓦，新增规模与2023年基本相当。2024年底，全国发电装机容量预计达到32.5亿千瓦，同比增长12%左右。火电14.6亿千瓦，其中煤电12亿千瓦左右，占总装机比重降至37%。非化石能源发电装机合计18.6亿千瓦，占总装机的比重上升至57%左右；其中，并网风电5.3亿千瓦、并网太阳能发电7.8亿千瓦，并网风电和太阳能发电合计装机规模将超过煤电装机，占总装机比重上升至40%左右，部分地区新能源消纳压力凸显。预计2024年迎峰度夏和迎峰度冬期间全国电力供需形势总体紧平衡。电力供应和需求，以及气候的不确定性等多方面因素交织叠加，给电力供需形势带来不确定性。综合考虑电力消费需求增长、电源投产等情况，预计2024年全国电力供需形势总体紧平衡。迎峰度夏和迎峰度冬期间，在充分考虑跨省跨区电力互济的前提下，华北、华东、华中、西南、南方等区域中有部分省级电网电力供应偏紧，部分时段需要实施需求侧响应等措施。2022年国家发展改革委、国家能源局印发了《“十四五”现代能源体系规划》，为我国“十四五”能源发展和改革提供了行动纲领。《规划》提出“要壮大清洁能源产业，实施可再生能源替代行动，推动构建新型电力系统，促进新能源占比逐渐提高”。随着我国新型电力系统的构建，传统电力系统物质基础、技术基础等都将发生系统性变革，电力行业发展进入关键转型期，既面临保障电力稳定供应等多方面挑战，也迎来行业繁荣发展重要机遇。《2024年能源工作指导意见》指出，要大力推进可再生能源高质量发展，深入落实双碳目标任务，多措并举提高可再生能源比重，优化完善产业发展政策，以能源绿色发展支撑美丽中国建设。一是巩固扩大风电光伏良好发展态势。稳步推进大型风电光伏基地建设，有序推动项目建成投产。统筹优化海上风电布局，推动海上风电基地建设，稳妥有序推动海上风电向深水远岸发展。做好全国光热发电规划布局，持续推动光热发电规模化发展。因地制宜加快推动分散式风电、分布式光伏发电开发，在条件具备地区组织实施“千乡万村驭风行动”和“千家万户沐光行动”。开展全国风能和太阳能发电资源普查试点工作。二是稳步推进水电开发建设。编制主要流域水风光一体化基地规划，制定长江流域水电开发建设方案。有序推进重大水电工程前期工作。三是持续完善绿色低碳转型政策体系。科学优化新能源利用率目标，印发2024年可再生能源电力消纳责任权重并落实到重点行业企业，以消纳责任权重为底线，以合理利用率为上限，推动风电光伏高质量发展。持续推进绿证全覆盖和应用拓展，加强绿证与国内碳市场的衔接和国际认可，进一步提高绿证影响力。修订发布分布式光伏发电项目管理办法，持续开展分布式光伏接入电网承载力提升试点工作。研究光伏电站升级改造和退役有关政策。制定实施抽水蓄能电站开发建设管理暂行办法，促进抽水蓄能可持续健康发展。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，聚焦“双碳”目标和构建以新能源为主体的新型电力系统新要求，充分把握新能源大规模、高比例、市场化和高质量发展新特征，抢抓机遇，勇担使命，努力塑造发展新动能新优势，坚定不移走高质量发展之路。公司牢牢立足浙江建设“重要窗口”、“共同富裕示范区”定位，强化省内外联动、坚持收购自建并举、风光水协作，塑造“本省为基、区域辐射、海陆同增、全域广布”新格局，奋力打造国内最具成长性的新能源上市企业。2024年浙江新能总体工作思路是：坚持以习新时代中国特色社会主义思想为指引，认线次调研指导集团重要指示精神，锚定“双碳”目标和构建以新能源为主体的新型电力系统新要求，坚持稳中求进、以进促稳、先立后破，全面聚焦“项目开拓、安全保障、经营效益、改革创新、党建引领”五位一体提升，确保全面完成年度各项重点工作任务目标，为推进新能源高质量发展凝聚新动能。始终坚持项目开发建设第一要务，坚持“区域聚焦、重点突破、购建并举”的开发方针，进一步聚焦重点区域、聚焦产业协同，统筹推进项目有序开发。全面掌握安全主动权，始终坚持“安全第一、预防为主、综合治理”的安全生产方针，完善安全管理体系，夯实安全生产基础，提升风险防控能力，加强应急管理能力建设，以更严的安全责任守住企业发展生命线。加强企业现代治理，提升资产运营效益，打造精强人才梯队，着力提升企业经营绩效，坚持降本增收，盘活存量资源，实现人才强企，共同凝聚企业高质量发展合力。以提高核心竞争力和增强核心功能为重点，不断推进高水平改革，优化体制机制，注重科技数字赋能，不断激发创新活力。强化科学理论指引，深挖习总9次调研指导集团重要讲话精神“富矿”，坚定不移坚持党的领导，加强党的建设，做到党要管党、从严治党，进一步推动党建工作与中心工作深度融合。“双碳”目标之下，新能源开发的外部环境多变，行业政策不断更新，行业竞争愈渐激烈，对公司快速提升装机规模和占比，实现“十四五”规划装机目标带来压力。同时新能源行业已进入平价及竞价时代，过热的行业竞争以及产业链上游的价格波动，可能对公司项目投资收益率带来不确定性影响。随着国家电力体制改革的不断深入，全国电力市场正在加快建设，各省纷纷制定并推出各自的电力交易规则，绿电绿证、辅助服务等交易品种日趋完善，发电企业参与电力交易的比例将持续提升。随着新能源发电项目在电力交易中的活跃度不断提高，以及市场规则的持续演进，将考验企业电力交易能力，进而对公司的售电量、交易电价等经营指标产生不确定性影响。公司目前运营的光伏电站和陆上风电项目主要位于我国西北地区，虽然西北地区太阳能、风能资源丰富，但是电力需求有限，兼有电网远距离输送能力有限等不利因素，西北地区一直存在弃光、弃风的现象。近年来，随着大量新增风光电项目的投产，局部区域出现消纳和送出能力不足导致的限电比率上升，会对公司的业绩产生不利影响。根据目前相关政策和法律法规，公司及下属部分子公司享有不同程度的税收优惠。如果未来相关税收优惠政策或法律法规出现变动，公司所享受的税收优惠政策出现调整或取消，将会对公司经营业绩带来不利影响。另外，目前公司的应收可再生能源补贴余额仍然较大，若补贴电费回收持续滞后，将会对公司资金流动性和业绩产生不利影响。随着公司新建项目数量不断增加，建设过程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，可能造员伤亡和财产损失；电力生产过程中，部分技改、检修等作业也存在着触电、机械伤害等安全风险，会对公司生产经营造成不利影响。公司新能源项目建设过程中，参建单位多，工作面多且广，部分项目工序复杂，可能导致公司项目存在质量问题或者不能如期达产，对公司投资和收益带来不利影响。自然条件影响公司的生产经营，公司财产和盈利存在因自然条件变化等不可抗力因素而遭受损失的可能，如地震、泥石流等重大地质灾害可能破坏发电设施，造成公司财产损失，并影响公司的正常生产经营；旱灾、雪灾、冰灾、洪灾、沙尘暴等严重异常气象灾害不仅可能破坏公司的发电设施，而且也会对公司利用水、风、光等自然资源发电带来不利影响。

　　已有118家主力机构披露2023-12-31报告期持股数据，持仓量总计2.03亿股，占流通A股38.10%

　　近期的平均成本为7.74元。该股资金方面受到市场关注，多方势头较强。该公司运营状况良好，多数机构认为该股长期投资价值一般。

　　限售解禁：解禁18.72亿股(预计值)，占总股本比例77.85%，股份类型：首发原股东限售股份。(本次数据根据公告推理而来，实际情况以上市公司公告为准)