市场趋势 - 2023年中国电力储能系统出货量达73GWh，同比增长超200%[1] - 2023年国内源网侧储能市场中标规模创历年新高，中标价格持续走低，竞争激烈程度加剧[2] - 具备电芯/PCS技术的集成商在2024年优势将更加明显，未来纯集成商市场空间将被进一步挤占[5] 央国企布局 - 央国企密集布局储能产业，180余家央国企全面布局储能产业链上下游各大业务领域[2] 企业竞争 - 中车株洲所和海博思创出货规模较大，稳居出货TOP2，比亚迪储能、远景能源排名进一步上升[3] 市场特点 - 海外市场更看重企业技术、品牌、长期运维能力，国内市场下游客户集中，渠道、价格因素占据更高比例[4]

安徽引进外电原因 - 安徽需要引进外电的原因主要是因为煤炭资源开采能力已至极限，气电和可再生能源发展受限，电力需求增长迅速[4][5][6] 安徽用电量增长趋势 - 安徽全社会用电量持续增长，2023年达到3214亿千瓦时，预计到2025年将达到3650亿千瓦时，全社会最大负荷也呈现快速增长态势[9][10] 陕北—安徽±800千伏特高压直流输电工程 - 陕北—安徽±800千伏特高压直流输电工程获国家发展改革委核准批复，标志着安徽推进外电入皖战略取得重大进展[1][2] - 陕北—安徽±800千伏特高压直流输电工程将提升安徽供电能力620万—800万千瓦，年输送电量360亿千瓦时以上，可再生能源电量占比不低于50%，替代省内煤炭消费约1400万吨[19][20] 安徽与陕西省合作 - 安徽和陕西省的省情互补，陕西拥有丰富的煤炭和新能源资源，而安徽需求增长旺盛，因此两省合作实现互惠互利，推动清洁能源开发和经济发展[22][23]

政府网站集约化改革 - 国家能源局有序推进政府网站集约化改革，已实现各派出机构互联网门户网站集约化管理[1] - 东北能源监管局为确保新旧门户网站转换过程中数据安全性、准确性和完整性，采取多项措施，包括加强原网站数据校验和备份、认真落实新网站平台相关要求、部署积极配合制定详细导入方案[2] - 新网站实现了国家能源局统一部署、集中运维、统一安全防护、统一提升服务和集约化管理，提升了网站的界面设计、内容管理水平，更加高效惠民[3]

电力股走势 - 港股电力股早盘继续走高，中国电力、华润电力、华电国际涨超4％，华能国际、大唐发电拉升上涨[1] - 多家电力上市公司2023年业绩预增，主要原因是企业不断深化内部改革、优化经营管理，外部需求稳步增长，国家政策持续扶持[7] - 华润电力2023年附属电厂累计售电量同比增加4.7%，其中风电场和光伏电站售电量均有较大增长[10] 国有企业改革 - 国资央企要坚持稳中求进工作总基调，加快推进国有企业改革深化提升行动，为中国式现代化建设作出新贡献[3] - 今年央国企价值重塑将加速推进，投资者可持续关注[5] 电力市场趋势 - 2023年上半年，全国电力辅助服务费用共278亿元，占上网电费1.9%，调峰补偿费用占比达到六成，火电企业是提供辅助服务的主力[2] - 2023年我国新增电力装机约3.3亿千瓦，总装机达到29亿千瓦，全国电力供应总体稳定，可再生能源成为保障电力供应新力量[6] 华电国际和华能国际 - 华电国际2023~2025年归属普通股股东EPS上调至0.57/0.64/0.71元，维持“增持”评级[11] - 华能国际2023年第四季度上网电量同比增长5.18%，全年平均上网结算电价下降0.23%，市场化交易电量比例为88.40%[12] 火电行业展望 - 2024年火电经营向好，电价上煤电调整为两部制电价，电量上全国电力供需形势总体紧平衡，成本端2024年煤价仍有望处于较低水平[8] - 2024年火电盈利能力仍将进一步改善，各公司分红水平或将有所提高，带动火电在股息方面的吸引力提升[9]

价格监测结果 - 全国流通领域9大类50种重要生产资料市场价格监测结果显示，2024年2月上旬20种产品价格上涨，25种下降，5种持平[1] - 流通领域重要生产资料市场价格是指重要生产资料经营企业的批发和销售价格，包含出厂价格、流通费用、利润和税费等，与出厂价格存在时滞，变动趋势可能不完全一致[2] - 监测内容包括9大类50种产品的价格，监测范围涵盖全国31个省（区、市）300多个交易市场的近2000家批发商、代理商、经销商等经营企业[3]

公司发展 - 张北艾郎风电科技发展有限公司成功生产首支108米长的风电叶片[1] - 公司专注于研发生产大型风电机组叶片，建成投产以来已累计生产兆瓦级风电叶片近千套[2] - 年生产能力达300套[2] 新能源产业 - 张北县新能源装机总规模突破1000万千瓦[3] - 艾郎风电叶片的扩模提质将为全县高端装备制造业发展增添新动力[3]

公司业绩 - 2023年上半年，中国电力国际发展有限公司的应占利润为1,849,653人民币千元，同比增长117.64%[4] - 公司普通股股东应占利润为人民币1,679,854,000元，每股基本盈利约为人民币0.14元[9] - 公司整体净利润为人民币2,549,571,000元，同比增长78.24%[51] - 公司储能业务收入为人民币1,626,370,000元，同比增长超过16倍，净利润为人民币35,085,000元，增长49.16%[49] 发电情况 - 公司发电厂的合并装机容量为32,941.2兆瓦，同比增加801.2兆瓦，清洁能源占比约66.36%[10] - 公司发电量总计为2,000兆瓦时，其中水电占比为60%，风电占比为30%，光伏发电占比为10%[28] - 公司售电量在2023年上半年达到48,259,373兆瓦时，同比减少9.02%，其中水电售电量同比下降56.20%，风电售电量同比增长65.42%，光伏发电售电量同比增长32.97%[29] 财务状况 - 公司现金及现金等价物为人民币8,122,121,000元，较上年同期增加[76] - 公司流动资产为人民币36,711,944,000元，流动负债为人民币47,244,828,000元，流动比率为0.78[76] - 公司的负债比率约为60%，保持稳定[83] 公司战略 - 公司加速能源结合创新科技的发展，增加科技研发投入，推动新兴能源产业发展，提升数字化智能化水平[19] - 公司将持续优化转型发展路线，全力加快成为世界一流绿色低碳能源供应商[121] - 公司已形成规范的管治架构以及建立行之有效的风险管理及内部监控制度[122]

整体财务数据关键指标变化 - 2023年上半年收入213.17亿元，较2022年的203.05亿元增长4.98%[2] - 当期利润25.50亿元，较2022年的14.30亿元增长78.24%[2] - 集团权益持有人应占利润18.50亿元，较2022年的8.50亿元增长117.64%[2] - 公司普通股股东应占利润16.80亿元，较2022年的7.84亿元增长114.36%[2] - 每股基本盈利0.14元，较2022年的0.07元增长100.00%[2] - 截至2023年6月30日，资产总额2222.72亿元，较2022年末的2114.05亿元有所增长[6] - 2023年上半年经营活动所得现金净额为3,248,977千元，投资活动所用现金净额为 - 7,526,899千元[9] - 2023年上半年融资活动所得现金净额为8,183,082千元，现金及现金等价物增加净额为3,905,160千元，6月30日现金及现金等价物为8,122,121千元[10] - 2023年上半年经营利润4,478,416千元，较2022年上半年的4,016,650千元增长11.5%[20][22] - 2023年上半年当期利润2,549,571千元，较2022年上半年的1,430,427千元增长78.2%[20][22] - 2023年上半年资本性支出8,632,097千元，较2022年上半年的8,155,033千元增长5.9%[20][22] - 2023年上半年物业、厂房及设备折旧3,917,795千元，较2022年上半年的3,489,212千元增长12.3%[20][22] - 2023年上半年使用权资产折旧211,688千元，较2022年上半年的182,914千元增长15.7%[20][22] - 2023年上半年其他无形资产摊销238,544千元，较2022年上半年的27,439千元增长770.0%[20][22] - 2023年上半年其他收入为563,467千元，2022年为275,032千元，同比增长约104.87%[24] - 2023年上半年其他收益及亏损净额为188,801千元，2022年为293,817千元，同比下降约35.74%[24] - 2023年上半年其他经营开支为1,353,971千元，2022年为1,050,924千元，同比增长约28.84%[24] - 2023年上半年财务收入为175,497千元，2022年为90,833千元，同比增长约93.21%；财务费用为1,986,918千元，2022年为2,137,952千元，同比下降约7.06%[25] - 2023年上半年确认所得税金额为430,088千元，2022年为460,237千元，同比下降约6.55%[28] - 2023年上半年每股基本盈利为0.14元，2022年为0.07元，同比增长约100%[29] - 2023年6月30日应收账款为18,269,334千元，2022年12月31日为15,036,934千元，同比增长约21.5%[33] - 2023年上半年公司净利润为25.49571亿元，较上年同期增加11.19144亿元，增长78.24%[101] - 2023年上半年公司收入为213.1703亿元，较上年同期的203.05157亿元增加4.98%[103] - 2023年上半年公司经营成本为175.90882亿元，较上年同期的168.57356亿元上涨4.35%[108] - 2023年上半年经营利润为44.78416亿元，较上年同期的40.1665亿元增加11.50%[115] - 2023年上半年财务费用为19.86918亿元，较上年同期的21.37952亿元减少7.06%[116] - 2023年上半年应占联营公司业绩为利润2.50773亿元，较上年同期亏损的0.71178亿元增加利润3.21951亿元[118] - 2023年上半年应占合营公司业绩为利润0.61891亿元，较上年同期亏损的0.07689亿元增加利润0.6958亿元[119] - 2023年上半年所得税支出为4.30088亿元，较上年同期的4.60237亿元减少0.30149亿元[120] - 2023年6月30日，公司现金及现金等价物为81.22121亿元，较2022年12月31日的42.28099亿元增加[129] - 2023年6月30日，公司债务总额为1218.59338亿元，较2022年12月31日的1166.06464亿元增加[135] - 2023年6月30日，公司负债比率约为60%，较2022年12月31日的约62%有所下降[136] - 2023年上半年公司资本性支出为86.32亿元，2022年为81.55亿元；清洁能源板块支出81.13亿元，2022年为62.74亿元；火力发电板块支出2.90亿元，2022年为16.53亿元[141] - 2023年6月30日公司外币借贷折合人民币7.10亿元，2022年12月31日为7.03亿元，占债务总额0.58%，2022年12月31日为0.60%[144] - 2023年6月30日公司全职雇员10636名，2022年为10928名[149] - 2023年上半年公司供电煤耗率为298.47克/千瓦时，较上年同期下降2.48克/千瓦时[151] 各业务线数据关键指标变化 - 总发电量50442.85吉瓦时，较2022年的55192.43吉瓦时下降8.61%[2] - 总售电量48259.37吉瓦时，较2022年的53045.29吉瓦时下降9.02%[2] - 风力发电板块收入及利润较去年同期分别上升63.31%及69.70%，光伏发电板块收入及利润较去年同期分别上升25.56%及21.69%[3] - 储能板块利润较去年同期增长49.16%，火电板块由亏转盈[3] - 2023年上半年向地区及省级电网公司售电收入为19,648,035千元，提供代发电收入为42,625千元，储能收入为1,626,370千元，总收入为21,317,030千元[15] - 截至2023年6月30日止六个月，公司总营收21,317,030千元，其中售电收入19,648,035千元，储能收入1,626,370千元[20] - 截至2022年6月30日止六个月，公司总营收20,305,157千元，其中售电收入20,154,790千元，储能收入92,515千元[22] - 2023年6月30日，集团发电厂合并装机容量为32,941.2兆瓦，同比增加801.2兆瓦；清洁能源合并装机容量为21,861.2兆瓦，占比约66.36%，较上年同期上升约15.6个百分点[62] - 2023年上半年集团总售电量为48,259,373兆瓦时，较上年同期减少9.02%，水电、风电、光伏、煤电、气电、环保发电售电量变动分别为-56.20%、65.42%、32.97%、-11.67%、133.40% [77] - 2023年上半年集团主要联营公司及合营公司总售电量为22,685,060兆瓦时，较上年同期增长71.33% [84] - 2023年上半年集团附属公司总售热量为8,187,093吉焦，较上年同期减少984,556吉焦或10.73%；主要联营公司及合营公司合计售热量9,465,613吉焦，较上年同期增加2,384,037吉焦或33.67% [85] - 2023年上半年集团大型煤电机组市场电销售占比达100%，平均市场上网电价较国家正式批准的平均标杆上网电价溢价约20.23% [87] - 2023年上半年集团水电平均上网电价为人民币263.65元/兆瓦时，较上年同期提高人民币1.36元/兆瓦时 [88] - 水电平均上网电价为476.73元/兆瓦时，较上年同期降低6.14元/兆瓦时[89] - 光伏发电平均上网电价为418.64元/兆瓦时，较上年同期降低24.73元/兆瓦时[90] - 煤电平均上网电价为402.68元/兆瓦时，较上年同期提高0.76元/兆瓦时[91] - 气电平均上网电价为654.12元/兆瓦时，较上年同期提高33.26元/兆瓦时[92] - 总燃料成本减少17.70966亿元，降幅17.29%，主要因煤电处置后燃料消耗量大幅减少[109] - 公司煤电业务平均单位燃料成本为297.87元/兆瓦时，较上年同期的331.57元/兆瓦时下降10.16%[110] - 2023年上半年储能业务收入为16.2637亿元，同比增加15.33855亿元，增长超16倍，净利润为3508.5万元，较上年同期增加1156.3万元，增长49.16%[99] 项目建设与运营情况 - 集团建成海阳HG34海上光伏发电示范实证项目，规划装机容量2,700兆瓦[64] - 山东潍坊寿光侯镇渔光互补光伏发电项目装机容量100兆瓦，已投入商业运营[65] - 内蒙古达拉特旗光伏治沙兴牧综合示范项目装机容量100兆瓦，已投入商业运营[66] - 辽宁朝阳智慧风储一体化风电项目装机容量250兆瓦，部分机组已投入商业运营[68] - 五凌电力在孟加拉的55兆瓦屋顶光伏及5兆瓦储能综合智慧能源项目已正式开工 [69] - 2023年上半年大同中电光伏有限公司的新荣二期600兆瓦平价光伏发电项目实现全容量并网，使集团在山西省大同市累计装机容量达到1,300兆瓦 [70] - 上述项目预计每年合计可提供清洁电能超6,000,000兆瓦时，相当于节约标煤约200万吨，减少二氧化碳排放约550万吨 [71] - 新源智储自主研发的储能大集控智慧运维平台上线运行，为全国首个百兆瓦电网侧储能电站通过互联网接入云平台 [73] - 新源劲吾首条以全彩光伏功能材料与废旧光伏组件综合利用的生产线于2023年3月底在北京市通州区开始建设，目前正在调试和试生产 [74] 借贷与融资情况 - 2023年上半年提取银行借贷27,277,816千元，提取关联方授予的借贷4,806,199千元，提取其他借贷588,564千元[10] - 2023年上半年偿还银行借贷20,035,597千元，偿还关联方授予的借贷3,991,929千元，偿还其他借贷3,110,708千元[10] - 2023年上半年附属公司非控股股东注资2,090,025千元，发行永续债2,967,300千元[10] - 资本化的借贷2023年按加权平均年利率约3.75%计息，2022年为3.93%[25] - 2023年上半年公司按实际年利率3.71%（2022年：4.01%）对各清洁能源电价补贴之融资成份予以调整，收入已调整4307.6万元（2022年：5390.6万元），确认利息收入4897.6万元（2022年：2299.9万元）[38] - 2023年6月30日，已抵押应收账款为48.28394亿元（2022年12月31日：34.67887亿元）[40] - 2023年6月30日，关联方授予的借贷账面价值为15.965813亿元（2022年12月31日：15.134304亿元），其中人民币15.48891亿元（2022年：14.67464亿元），美元47.6903万元（2022年：45.9664万元）[41] - 国家电投授予的长期借贷为无抵押，按年利率3.29%至5.50%（2022年12月31日：3.35%至5.50%）计息，须于五年内偿还[42] - 国家电投财务授予的长期借贷为无抵押，按年利率3.73%至4.27%（2022年12月31日：3.29%至4.27%）计息[43] - 2023年6月30日，其他关联方授予的长期借贷为无抵押，按年利率4.60%至6.23%（2022年12月31日：3.79%至4.55%）计息，须于三年内偿还[44] - 2023年6月30日，国家电投授予的短期借贷为无抵押，按年利率1.59%至2.00%（2022年12月31日：3.45%至3.85%）计息，须于一年内偿还[45] - 2023年6月30日，国家电投财务授予的短期借贷为无抵押，按年利率2.80%至3.50%（2022年12月31日：3.45%至4.27%）

公司业绩 - 公司2022年淨利潤為1,800人民幣百萬元，比2021年增長了261,385人民幣千元（經重列）[3] - 公司2022年总售电量为9,775,268兆瓦时，比2021年增长了18,154,028兆瓦时（經重列）[3] - 2022年收入为43,689,129人民币千元，较2021年下降23.15%[4] - 2022年经营利润为7,604,262人民币千元，较2021年下降48.93%[4] - 2022年每股基本盈利为0.22人民币元，较2021年增长120.00%[4] - 2022年本公司权益持有人应占权益为46,968,645人民币千元，较2021年增长30.96%[4] - 2022年资产总额为211,404,964人民币千元，较2021年增长139.33%[4] - 2022年现金及现金等价物为4,228,099人民币千元，较2021年增长20.63%[4] - 2022年债务总额为116,606,464人民币千元，较2021年增长10.09%[4] 公司市场扩张和并购 - 公司股份在香港联交所上市（股份代号：2380╱彭博：2380：HK╱路透社：2380.HK）[5] - 公司股份合资格经港股通交易[5] - 公司在中国市场取得了iPhone销售收入纪录[110] 公司新技术研发 - 公司与江苏远洋运输等合作打造国内首艘纯电池换电的集装箱船，实现海航过程零排放[18] - 山东公司旗下国家电投海阳储能电站成为全国首批参与电力现货市场的独立储能电站[19] - 公司在冬季奥运会期间圆满完成绿色交通指定能源氢能的保供任务[20] 公司新发展项目 - 公司新发展项目包括可再生能源（风力及光伏发电）约8,940兆瓦、综合智慧能源440兆瓦、废弃物转制能源20兆瓦，总计约9,400兆瓦[17] 公司新能源项目 - 公司在常熟电厂的權益裝機容量为1,660兆瓦，占总装机容量的50%[16] - 公司在姚孟电厂的權益裝機容量为864兆瓦，占总装机容量的40%[16] - 公司在中电神头的權益裝機容量为648兆瓦，占总装机容量的54%[16] 公司合并装机容量 - 截至2022年12月31日，公司的合并装机容量总额为31,599.2兆瓦，其中清洁能源合并装机容量占64.94%[13]

财务业绩 - [2022年公司收入436.89亿元，同比增长23.15%，年度利润26.85亿元，同比增长297.07%][2] - [公司权益持有人应占利润为26.48亿元，去年为亏损2.56亿元，主要因光伏收入和利润上升及收购新能源公司和出售煤电股权收益][2] - [2022年总发电量1129.42亿兆瓦时，同比增长7.64%，总售电量1081.71亿兆瓦时，同比增长7.51%][2] - [2022年经营利润76.04亿元，较2021年的51.06亿元有所增长][4] - [2022年资产总额2114.05亿元，较2021年的1752.46亿元增长][6] - [2022年权益总额685.90亿元，较2021年的523.77亿元增长][7] - [2022年非流动负债968.90亿元，较2021年的773.33亿元增长][7] - [2022年每股基本盈利0.22元，去年为亏损0.04元][2] - [2022年末流动负债为459.25亿元，较2021年末的455.36亿元略有增加，负债总额为1428.15亿元，较2021年末的1228.69亿元有所增长][8] - [2022年经营活动所得现金净额为57.26亿元，较2021年的15.48亿元大幅增加][9] - [2022年投资活动所用现金净额为200.75亿元，较2021年的187.21亿元有所增加][9] - [2022年融资活动所得现金净额为168.08亿元，较2021年的176.08亿元略有减少][10] - [2022年现金及现金等价物增加净额为24.59亿元，较2021年的4.35亿元有所增加，年末现金及现金等价物为42.28亿元][10] - [2022年向地区及省级电网公司售电收入为42,582,596千元，2021年为34,745,238千元；提供代发电2022年收入为210,273千元，2021年为151,861千元；储能收入2022年为896,260千元，2021年为579,604千元][24] - [2022年产品于某一时间点确认收入为43,587,414千元，2021年为34,897,099千元；服务于某一时间段内确认收入2022年为101,715千元，2021年为579,604千元][24] - [2022年公司总营收为43.69亿元，其中售电收入42.58亿元，提供代发电收入2102.73万元，储能收入8962.6万元][29] - [2022年公司经营利润为7.60亿元，除税前利润为3.34亿元，年度利润为2.69亿元][29] - [2022年各发电业务中，风力发电业绩最佳，分部业绩达2.67亿元，其次是光伏发电2.13亿元、水力发电1.12亿元、火力发电730.89万元，储能业务分部业绩为43.22万元][29] - [2022年公司资本性支出为20.33亿元，主要用于物业、厂房及设备、使用权资产及兴建发电厂预付款][29] - [2022年公司物业、厂房及设备折旧为7.28亿元，使用权资产折旧为3760.9万元，其他无形资产摊销为1376.63万元][29] - [截至2022年12月31日，公司资产总额为211.40亿元，其中分部资产为198.65亿元，公平值计入其他全面收益的权益工具为4.13亿元，递延所得税资产为2883万元，其他未分配资产为8.33亿元][30] - [截至2022年12月31日，公司负债总额为142.81亿元，其中分部负债为136.95亿元，递延所得税负债为2.28亿元，应付税项为3703.96万元，其他未分配负债为3.22亿元][30] - [截至2022年12月31日，各发电业务中，风力发电分部资产最高为63.70亿元，其次是火力发电44.49亿元、光伏发电47.06亿元、水力发电38.85亿元，储能业务分部资产为2177.82万元][30] - [截至2022年12月31日，各发电业务中，风力发电分部负债最高为40.76亿元，其次是火力发电30.34亿元、光伏发电33.37亿元、水力发电28.34亿元，储能业务分部负债为1851.48万元][30] - [2021年总经营利润为51.05944亿元，年度利润为6.76296亿元][31] - [2021年资本性支出为182.23972亿元，主要用于物业、厂房及设备等][31] - [2021年资产总额为1752.45988亿元，负债总额为1228.69305亿元][32] - [2022年外来收入为188.20438亿元，较2021年的188.43414亿元略有下降][33] - [2022年主要客户有三名，客户A占比17%，客户B占比14%，客户C占比13%][34] - [2022年其他收入为7.4705亿元，较2021年的5.13772亿元有所增加][34] - [2022年其他收益及亏损净额为25.15645亿元，较2021年的9.54072亿元大幅增加][34] - [2022年政府补贴为2.8885亿元，较2021年的0.70767亿元有所增加][34] - [2022年商誉减值为2.50905亿元，2021年无此项减值][34] - [2022年确认负商誉收益为15.51609亿元，2021年无此项收益][34] - [2022年其他经营开支为28.41亿元，2021年为25.31亿元][35] - [2022年财务收入为1.54亿元，2021年为1.27亿元；财务费用为42.61亿元，2021年为38.62亿元][36] - [2022年中国当期所得税支出为7.12亿元，2021年为2.76亿元；递延所得税为 - 0.53亿元，2021年为0.86亿元][39] - [2022年每股基本盈利为0.22元，2021年每股基本亏损为0.04元][40] - [2022年物业、厂房及设备年末值为142.31亿元，2021年为129.19亿元][43] - [公司于2022年通过收购附属公司获得优惠电价合同与特许经营权价值74.91亿元，2021年无此项][44] - [2022年应收账款为15.04亿元，2021年为9.59亿元][45] - [2022年应收地区及省级电网公司账款中含未开票并折现后的清洁能源电价补贴应收款24.02亿元][48] - [2022年公司其他借贷总额为188.27亿元，较2021年的108.20亿元有所增加，其中非流动部分为168.12亿元，流动部分为20.15亿元][64] - [2022年公司其他长期负债拨备为19.72亿元，较2021年的19.73亿元略有减少，主要为兴建水力发电厂的淹没赔偿拨备][69] - [2022年公司应付账款及票据为25.66亿元，较2021年的18.36亿元有所增加，其中应付账款为24.90亿元，应付票据为0.76亿元][70] - [截至2022年12月31日止年度，公司权益持有人应占利润为26.48亿元，2021年为亏损2.56亿元][77] - [公司2022年普通股股东应占利润为24.8084亿元，2021年亏损3.90507亿元；每股基本盈利0.22元，2021年亏损0.04元；每股资产净值约3.10元][78] - [2022年集团总售电量为108,170,802兆瓦时，较上年度增加7.51%，其中风电、光伏发电、煤电、气电售电量分别同比增长35.27%、33.71%、7.23%、5.84%，水电减少12.97%，环保发电收购多家公司后售电量为313,158兆瓦时][93][94][95][96][97][98] - [2022年集团主要联营公司及合营公司总售电量为27,908,088兆瓦时，较上年度增加19.01%，其中光伏、风电、煤电有不同变化][99] - [2022年集团总售热量为16,851,046吉焦，较上年度增加4,281,621吉焦或34.06%，两家联营公司及一家合营公司合计售热量减少1,333,109吉焦或8.53%][99][100] - [2022年集团煤电和水电通过直供电交易售电量合共占总售电量约63.28%（2021年：45.73%），煤电和水电占各自板块比例分别为100%及3.21%（2021年：63.30%及28.54%）][102][103] - [2022年集团参与直供电市场交易的燃煤及水力发电厂，平均上网电价较国家正式批准的分别溢价约20.11%及折让约33.20%（2021年：折让0.70%及6.53%）][105] - [2022年集团水电平均上网电价为258.07元/兆瓦时，提高1.72元/兆瓦时；风电为478.72元/兆瓦时，降低16.67元/兆瓦时；光伏发电为439.08元/兆瓦时，降低22.69元/兆瓦时；煤电为408.07元/兆瓦时，提高67.26元/兆瓦时；气电为633.80元/兆瓦时，提高73.13元/兆瓦时；环保发电为544.13元/兆瓦时][107][108][109][110] - [2022年集团水力发电机组平均利用小时为3,371小时，下降495小时；风力发电机组平均利用小时为2,098小时，下降257小时][111][112] - [2022年公司净利润为26.85338亿元，较上年度增加20.09042亿元，增幅297.07%][117][118] - [2022年公司收入为436.89129亿元，较上年度增加23.15%，主要来自售电及储能相关服务][118] - [2022年水电收入减少6.62516亿元，风电及光伏发电收入增加21.4579亿元，火电收入增加64.12496亿元，储能收入增加3.16656亿元][119][120][121][122] - [2022年公司经营成本为393.47562亿元，较上年度增加23.58%，主要因燃料成本和折旧上升][123] - [总燃料成本增加46.7167亿元，煤电业务平均单位燃料成本上升17.41%至326.16元/兆瓦时][124][125] - [折旧及员工成本合计增加20.50966亿元，因业务拓展和新增发电机组运营][126] - [储能设备销售成本及工程承包成本合计为7.53951亿元，较上年度上升2.43203亿元][127] - [2022年公司经营利润为76.04262亿元，较上年度增加48.93%][130] - [2022年公司财务费用为42.60961亿元，较上年度增加10.34%，因债务规模上升和部分机组投产停止利息资本化][131] - [2022年应占联营公司亏损减少5829.1万元，应占合营公司由亏损转为盈利12165.5万元，主要因风电投资回报提升和煤电上网电价上升][132][133] - [2022年集团所得税支出为6.58729亿元，较上年度增加2.96782亿元，主要因火电板块同比减亏所致][134] - [2022年末期股息建议为每普通股0.11元，按2023年3月23日发行股份计算，合共13.60717亿元，2021年为5.41669亿元][135] - [2022年12月31日，公平值计入其他全面收益的权益工具账面价值为41.31667亿元，占资产总额1.95%][136] - [2022年12月31日，集团现金及现金等价物为42.28099亿元，较2021年增加24.58965亿元][146][148] - [2022年12月31日，集团流动资产为308.85745亿元，流动负债为459.25034亿元，流动比率为0.67][147] - [2022年经营活动所得现金净额为57.25614亿元，投资活动所用现金净额为200.75107亿元，融资活动所得现金净额为168.08458亿元][148][149][150] - [2022年12月31日，集团债务总额为1166.06464亿元，负债比率约为62%，较2021年有所下降][152][153] - [2022年债务总额为116,606,464千元，2021年为105,921,101千元，其中定息债务约43,065,624,000元，2021年约39,092,805,000元，其余债务年利率在1.25% - 5.39%之间][155] - [2022年集团计提减值共265,047,000元，主要是对两家水电厂及一家燃煤电厂计提商誉减值250,905,000元][157] - [2022年集团资本性支出为20,332,484,000元，清洁能源板块支出1