经营分析☆ ◇001289 龙源电力 更新日期：2024-05-01◇ 通达信沪深京F10
★本栏包括【1.主营业务】【2.主营构成分析】【3.前5名客户营业收入表】【4.前5名供应商采购表】
【5.经营情况评述】
【1.主营业务】
风电场的设计、开发、建设、管理和运营。同时，还经营火电、太阳能、潮汐、生物质、地热等其他发电
项目；向风电场提供咨询、维修、保养、培训及其他专业服务。
【2.主营构成分析】
截止日期:2023-12-31
项目名 营业收入(元) 收入比例(%) 营业利润(元) 利润比例(%) 毛利率(%)
───────────────────────────────────────────────
电力行业(行业) 327.33亿 86.96 130.53亿 95.38 39.88
其他(行业) 49.09亿 13.04 --- --- ---
───────────────────────────────────────────────
电力产品(产品) 327.33亿 86.96 130.53亿 95.38 39.88
煤炭收入(产品) 32.42亿 8.61 2237.79万 0.16 0.69
其他收入(产品) 8.39亿 2.23 4.51亿 3.30 53.80
热力产品(产品) 8.29亿 2.20 1.59亿 1.16 19.17
───────────────────────────────────────────────
国内业务(地区) 369.20亿 98.08 132.87亿 97.09 35.99
国外业务(地区) 7.22亿 1.92 3.86亿 2.82 53.54
───────────────────────────────────────────────
电力销售(业务) 327.33亿 86.96 130.53亿 95.38 39.88
煤炭销售(业务) 32.42亿 8.61 2237.79万 0.16 0.69
其他销售(业务) 8.39亿 2.23 4.51亿 3.30 53.80
热力销售(业务) 8.29亿 2.20 1.59亿 1.16 19.17
───────────────────────────────────────────────
截止日期:2023-06-30
项目名 营业收入(元) 收入比例(%) 营业利润(元) 利润比例(%) 毛利率(%)
───────────────────────────────────────────────
电力行业(行业) 175.76亿 88.54 78.62亿 95.66 44.73
其他(行业) 22.75亿 11.46 3.57亿 4.34 15.68
───────────────────────────────────────────────
电力产品(产品) 175.76亿 88.54 78.62亿 95.66 44.73
煤炭收入(产品) 15.07亿 7.59 3822.99万 0.47 2.54
热力产品(产品) 4.42亿 2.23 --- --- ---
其他收入(产品) 3.26亿 1.64 --- --- ---
───────────────────────────────────────────────
国内业务(地区) 195.09亿 98.27 80.24亿 97.63 41.13
国外业务(地区) 3.43亿 1.73 1.95亿 2.37 56.76
───────────────────────────────────────────────
风电分部(业务) 152.19亿 76.67 --- --- ---
火电分部(业务) 41.03亿 20.67 --- --- ---
光伏分部(业务) 4.61亿 2.32 --- --- ---
其他(业务) 6789.97万 0.34 --- --- ---
───────────────────────────────────────────────
截止日期:2022-12-31
项目名 营业收入(元) 收入比例(%) 营业利润(元) 利润比例(%) 毛利率(%)
───────────────────────────────────────────────
电力行业(行业) 318.75亿 79.96 123.51亿 89.99 38.75
其他(行业) 79.88亿 20.04 --- --- ---
───────────────────────────────────────────────
电力产品(产品) 318.75亿 79.96 123.51亿 89.99 38.75
煤炭收入(产品) 64.23亿 16.11 1.48亿 1.08 2.31
热力产品(产品) 8.49亿 2.13 --- --- ---
其他收入(产品) 6.59亿 1.65 --- --- ---
风电特许权建设收入(产品) 5670.37万 0.14 --- --- ---
───────────────────────────────────────────────
国内业务(地区) 391.78亿 98.28 134.01亿 97.65 34.21
国外业务(地区) 6.85亿 1.72 3.23亿 2.35 47.11
───────────────────────────────────────────────
截止日期:2022-06-30
项目名 营业收入(元) 收入比例(%) 营业利润(元) 利润比例(%) 毛利率(%)
───────────────────────────────────────────────
电力行业(行业) 166.71亿 76.92 76.52亿 94.31 45.90
其他(行业) 50.02亿 23.08 4.62亿 5.69 9.23
───────────────────────────────────────────────
电力产品(产品) 166.71亿 76.92 76.52亿 94.31 45.90
煤炭收入(产品) 42.37亿 19.55 1.13亿 1.40 2.68
热力产品(产品) 4.23亿 1.95 --- --- ---
其他收入(产品) 3.30亿 1.52 --- --- ---
风电特许权建设收入(产品) 1261.47万 0.06 --- --- ---
───────────────────────────────────────────────
国内业务(地区) 213.38亿 98.46 79.32亿 97.76 37.17
国外业务(地区) 3.34亿 1.54 1.82亿 2.24 54.35
───────────────────────────────────────────────
【3.前5名客户营业收入表】
截止日期:2023-12-31
前5大客户共销售142.80亿元，占营业收入的37.94%
┌───────────────────────┬──────────┬──────────┐
│客户名称 │ 营收额(万元)│ 占比(%)│
├───────────────────────┼──────────┼──────────┤
│国网江苏省电力有限公司 │ 745772.00│ 19.81│
│国网福建省电力有限公司 │ 183301.30│ 4.87│
│国网甘肃省电力公司 │ 174952.93│ 4.65│
│国网冀北电力有限公司 │ 168974.69│ 4.49│
│江苏淮阴发电有限责任公司 │ 155041.20│ 4.12│
│合计 │ 1428042.12│ 37.94│
└───────────────────────┴──────────┴──────────┘
【4.前5名供应商采购表】
截止日期:2023-12-31
前5大供应商共采购50.33亿元，占总采购额的9.65%
┌───────────────────────┬──────────┬──────────┐
│供应商名称 │ 采购额(万元)│ 占比(%)│
├───────────────────────┼──────────┼──────────┤
│国家能源投资集团有限责任公司 │ 193526.17│ 3.71│
│伊泰能源（上海）有限公司 │ 116842.04│ 2.24│
│内蒙古蒙泰集团有限公司 │ 70297.89│ 1.35│
│北京天源科创风电技术有限责任公司 │ 61745.06│ 1.18│
│中煤能源南京有限公司 │ 60849.07│ 1.17│
│合计 │ 503260.23│ 9.65│
└───────────────────────┴──────────┴──────────┘
【5.经营情况评述】
截止日期:2023-12-31
●发展回顾:
一、报告期内公司所处行业情况
（一）经营环境
2023年，面对复杂严峻的国际环境和艰巨繁重的国内改革发展稳定任务，在以习近平同志为核心的党中
央坚强领导下，各地区各部门认真贯彻落实党中央、国务院决策部署，坚持稳中求进工作总基调，完整、准
确、全面贯彻新发展理念，加快构建新发展格局，全面深化改革开放，加大宏观调控力度，着力扩大内需、
优化结构、提振信心、防范化解风险，我国经济回升向好，供给需求稳步改善，转型升级积极推进，就业物
价总体稳定，民生保障有力有效，高质量发展扎实推进，主要预期目标圆满实现。
根据中国电力企业联合会统计数据，2023年，全社会用电量92241亿千瓦时，同比增长6.7%。全国发电
量92888亿千瓦时，同比增长6.7%，其中，火电发电量61019亿千瓦时，同比增长6.2%；风电发电量8858亿千
瓦时，同比增长16.2%；太阳能发电5833亿千瓦时，同比增长36.4%。全国6000千瓦及以上电厂发电设备平均
利用小时数为3592小时，同比降低101小时，其中，燃煤发电4685小时，同比增加92小时；燃气发电2436小
时，同比降低4小时；并网风电2225小时，同比增加7小时；并网太阳能发电1286小时，同比降低54小时。
截至2023年底，全国发电装机容量29.2亿千瓦，同比增长13.9%，其中，水电4.2亿千瓦（含抽水蓄能50
94万千瓦），占全部装机容量的14.4%；火电13.9亿千瓦（含煤电11.6亿千瓦、气电1.3亿千瓦），占全部装
机容量的47.6%；核电5691万千瓦，占全部装机容量的1.9%；并网风电4.4亿千瓦，占全部装机容量的15.1%
；并网太阳能发电6.1亿千瓦，占全部装机容量的20.9%。2023年，全国基建新增发电装机容量3.7亿千瓦，
同比多投产1.7亿千瓦，其中，新增风电7566万千瓦、太阳能发电2.2亿千瓦，风电和太阳能发电装机规模保
持较快增长，占新增发电装机总容量的比重达到58.5%。
（二）政策环境
1.政策架构稳步优化，绿色低碳转型加速实施
2023年1月，国家能源局发布关于公开征求《新型电力系统发展蓝皮书(征求意见稿)》。意见提到，以2
030年、2045年、2060年为新型电力系统构建战略目标的重要时间节点，制定新型电力系统“三步走”的发
展路径，有计划分步骤推进新型电力系统建设的“进度条”。到2030年，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%。到2045年，新能源成为系统装机主体电源。到2060年，新型电力系
统进入成熟期，具有全新形态的电力系统全面建成。2023年6月，《新型电力系统发展蓝皮书》正式印发。
2023年4月，国家能源局发布《2023年能源工作指导意见》，指出要大力发展风电、太阳能发电。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。要强化能源建设助
力乡村振兴，稳步推进整县屋顶分布式光伏开发试点，促进农村用能清洁化。
2023年4月，国家能源局发布《关于加强新型电力系统稳定工作的指导意见（征求意见稿）》，指出要
完善合理的电源结构，构建坚强柔性电网平台，深挖电力负荷侧灵活性，科学安排储能建设，建立完善市场
化激励机制，加快新型电力负荷管理系统建设。2023年9月，国家发展改革委、国家能源局正式印发《关于
加强新形势下电力系统稳定工作的指导意见》。
2023年4月，国家能源局发布《国家能源局综合司关于推动光热发电规模化发展有关事项的通知》，指
出光热发电规模化开发利用将成为我国新能源产业新的增长点，提出力争“十四五”期间，全国光热发电每
年新增开工规模达到300万千瓦左右。
2023年8月，国家发改委发布《关于2023年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》。通知指
出，各省（自治区、直辖市）按照非水电消纳责任权重合理安排本省（自治区、直辖市）风电、光伏发电保
障性并网规模。严格落实西电东送和跨省跨区输电通道可再生能源电量占比要求，2023年的占比原则上不低
于2022年实际执行情况。2023年可再生能源电力消纳责任权重为约束性指标，各省（自治区、直辖市）按此
进行考核评估；2024年权重为预期性指标，各省（自治区、直辖市）按此开展项目储备。
2023年10月，国家能源局发布《关于组织开展可再生能源发展试点示范的通知》，提出“发供用高比例
新能源示范”，主要支持园区、企业、公共建筑业主等用能主体，利用新能源直供电、风光氢储耦合、柔性
负荷等技术，探索建设以新能源为主的多能互补、源荷互动的综合能源系统，打造发供用高比例新能源示范
，实现新能源电力消费占比达到70%以上。
2.扶持政策持续出台，电力市场体系快速完善
2023年1月，国家能源局发布《关于印发2023年能源监管工作要点的通知》，指出要加快推进全国统一
电力市场体系建设，加强区域电力市场设置方案研究，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，不断扩大
新能源参与市场化交易规模，推动更多工商业用户直接参与交易。加快推进辅助服务市场建设，研究制定电
力辅助服务价格办法。
2023年2月，国家发改委、财政部、国家能源局印发《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》，提出扩大绿电参与市场规模，由国家保障性收购的绿色电力可统一参加绿电交易或绿证
交易，并确定参与电力市场交易的绿色电力由项目单位自行参加绿电交易或绿证交易。
2023年5月，国家发改委发布关于向社会公开征求《电力需求侧管理办法（征求意见稿）》意见的公告
，指出有序引导具备响应能力的非经营性电力用户参与需求响应。鼓励需求响应主体参与相应电能量市场、
辅助服务市场、容量市场等。鼓励行业龙头企业、大型国有企业、跨国公司等消费绿电。推动外向型企业较
多、经济承受能力较强的地区逐步提升绿电消费比例。提升新型基础设施绿电消费水平，促进绿电就近消纳
。2023年9月，《电力需求侧管理办法（2023年版）》正式印发。
2023年8月，国家发改委、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》，明确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。国家对符合条件的可再生能源电量核发绿证，1个绿证单位对应1000千瓦
时可再生能源电量。通知要求，规范绿证核发，对全国风电（含分散式风电和海上风电）、太阳能发电（含
分布式光伏发电和光热发电）、常规水电、生物质发电、地热能发电、海洋能发电等已建档立卡的可再生能
源发电项目所生产的全部电量核发绿证，实现绿证核发全覆盖。
2023年9月，国家发改委、国家能源局组织印发《电力现货市场基本规则（试行）》，要求提升电力系
统调节能力，促进可再生能源消纳，保障电力安全可靠供应，促进电力系统向清洁低碳、安全高效转型，并
将“推动分布式发电、负荷聚合商、储能和虚拟电厂等新型经营主体参与交易”列为电力现货市场近期建设
主要任务。
2023年10月，国家发改委、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》，要求在
确保有利于电力安全稳定供应的前提下，有序实现电力现货市场全覆盖。提出在分布式新能源装机占比较高
的地区，推动分布式新能源上网电量参与市场。同时通过市场化方式形成分时价格信号，推动储能、虚拟电
厂、负荷聚合商等新型主体在削峰填谷、优化电能质量等方面发挥积极作用，探索“新能源+储能”等新方
式。
2023年11月，国家发改委、国家能源局正式印发《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。明确煤电容量电价机制适用于合规在运的公
用煤电机组。煤电容量电价按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定。
3.监管规范逐步优化，可再生能源项目治理效能不断增强
2023年5月，国家能源局发布《电力建设工程质量监督管理暂行规定》指出，装机容量6兆瓦以下发电建
设工程，经能源主管部门以核准或备案等方式明确的分布式、分散式发电建设工程，功率5兆瓦以下新型储
能电站建设工程，不需进行质量监督。
2023年6月，国家能源局发布《风电场改造升级和退役管理办法》，鼓励并网运行超过15年或单台机组
容量小于1.5兆瓦的风电场开展改造升级。改造升级原并网容量不占用新增消纳空间，鼓励新增并网容量通
过市场化方式并网。风电场改造升级项目补贴电量的上网电价按改造前项目电价政策执行，其他电量的上网
电价执行项目核准变更当年的电价政策。
2023年10月，国家能源局发布《关于进一步规范可再生能源发电项目电力业务许可管理的通知》。通知
明确，在现有许可豁免政策基础上，将分散式风电项目纳入许可豁免范围，不要求其取得电力业务许可证。
同时，通知调整可再生能源发电项目（机组）许可延续政策。达到设计寿命的风电机组，经评估符合安全运
行条件且评估结果报当地能源主管部门后，相关运营企业申请许可延续。
二、报告期内公司从事的主要业务
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4509.83兆瓦，其中风电1562.55兆
瓦；累计完成发电量76225816兆瓦时，同比增加7.92%，其中风电发电量61352968兆瓦时，同比增加5.22%；
火电发电量10319796兆瓦时，同比下降2.39%；其他可再生能源发电量4553052兆瓦时，同比增加159.83%。
截至2023年12月31日，本集团控股装机容量为35593.67兆瓦，其中风电控股装机容量27754.39兆瓦，火电控
股装机容量1875.00兆瓦，其他可再生能源控股装机容量5964.28兆瓦。
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，厘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，本集团提前布局全年应急工作，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76225816兆瓦时，同比增加7.92%，其中风电发电量61352968兆瓦时，
同比增加5.22%，光伏等其他可再生能源发电量4553052兆瓦时，同比增加159.83%。2023年风电平均利用小
时数为2346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。
报告期内，本集团火电控股发电量为10319796兆瓦时，比2022年同期10572663兆瓦时减少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5504小时，较2022年5639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、布局等方面的优势，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、分布式项目开发；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；坚持集中式与分布式并举，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，扩大海上布局，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1562.55兆瓦，光伏控股装机容量2947.28兆瓦，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27754.39兆瓦，火电控股装机容量1875.00兆瓦，其他可再生能源控股
装机容量5964.28兆瓦。
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。开发长周期电价预测、多周期
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年末完成并网调试工作，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》获批复立项，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，发布龙源电力科技创新三年规划，部署未来三年科技创新工作，全年发布《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
局立项批复。
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
亿元公司债发行批复。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期超短期融资券，紧抓政策动态获取超30
0亿元绿色贷款，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布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，发布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
个履约周期交易履约工作，连续两个履约周期提前实现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、文莱等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，向文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文莱摩拉港渔光互补项目，该项目已获取政府开发核准，为文
莱政府批复的首个IPP项目，占据文莱市场份额的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232848兆瓦时，利用小时数达到2350小时，累计实现安全
生产3317天；南非德阿风电项目完成发电量832622兆瓦时，利用小时数达到3405小时，累计实现安全生产22
52天；乌克兰尤日内风电项目完成发电量204018兆瓦时，利用小时数达到2667小时，累计实现安全生产871
天。
2023年，本集团累计完成售电量73922459兆瓦时，同比增长8.48%，其中风电售电量59897562兆瓦时，
同比增长6.40%，风电售电量的增加，主要是因为风电装机容量同比增加、机组可利用率同比提升以及限电
比例同比下降等因素综合影响。火电售电量9513555兆瓦时，同比下降6.40%，火电售电量的减少，主要原因
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。
三、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
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