公司代码：600905 公司简称：三峡能源
中国三峡新能源（集团）股份有限公司
2022 年年度报告摘要
第一节 重要提示
1 本年度报告摘要来自年度报告全文，为全面了解本公司的经营成果、财务状况及未来发展规
划，投资者应当到 www.sse.com.cn 网站仔细阅读年度报告全文。
2 本公司董事会、监事会及董事、监事、高级管理人员保证年度报告内容的真实性、准确性、
完整性，不存在虚假记载、误导性陈述或重大遗漏，并承担个别和连带的法律责任。
3 公司全体董事出席董事会会议。
4 大华会计师事务所（特殊普通合伙）为本公司出具了标准无保留意见的审计报告。
5 董事会决议通过的本报告期利润分配预案或公积金转增股本预案
公司第二届董事会第九次会议审议通过了《关于公司2022年度利润分配预案的议案》，拟向全
体股东每10股派发现金红利0.76元（含税）。截至2023年3月31日，公司总股本为28,625,219,200股
，以此计算合计拟派发现金股利人民币2,175,516,659.20元（含税）。除前述现金分红外，本次利
润分配不以资本公积金转增股本，不送红股。如在实施本次权益分派股权登记日前公司总股本发
生变动的，公司拟维持每股分配金额不变，相应调整分配总额。本次分配预案尚需提交公司股东
大会审议批准。
第二节 公司基本情况
1 公司简介
公司股票简况
股票种类 股票上市交易所 股票简称 股票代码 变更前股票简称
A股 上海证券交易所 三峡能源 600905 -
联系人和联系方式 董事会秘书 证券事务代表
姓名 刘继瀛 王蓉
办公地址 北京市通州区新华北街156号保利大都 北京市通州区新华北街156
汇T1号楼 号保利大都汇T1号楼
电话 010-58689199 010-58689199
电子信箱 ctgr_ir@ctg.com.cn ctgr_ir@ctg.com.cn
2 报告期公司主要业务简介
（一）全球新能源行业发展情况
当前，全球新一轮能源革命和科技革命深度演变、方兴未艾，大力发展可再生能源已经成为
全球能源转型和应对气候变化的重大战略方向和一致宏大行动。随着能源低碳目标的推进，全球
绿电需求持续高增，新能源占比不断提高。根据国际可再生能源署(IRENA)发布的《2023 年可再生
能源装机容量统计报告》(Renewable Capacity Statistics 2023)，2022 年底，全球可再生能源发电装
机总容量达到 3372 吉瓦，新增装机容量达 295 吉瓦。在新增可再生能源中，太阳能和风能继续占
主导地位，占比达 90%以上。
海上风电覆盖面积广、资源禀赋好，发展潜力巨大。根据全球风能理事会(GWEC)发布的《全
球风能报告 2023》，2022 年全球风电新增装机容量达 77.6GW，其中海上风电新增装机 8.8GW。
预计到 2024 年，全球陆上风电新增装机将首次突破 100GW；到 2025 年，全球海上风电新增装机
将再创新高达 25GW。未来五年全球风电新增并网容量将达 680GW。
（二）我国新能源行业发展情况
近年来，我国以风电、太阳能发电为代表的新能源发展成效显著，装机规模稳居全球首位，
发电量占比稳步提升，成本快速下降，能源结构调整和减碳效果逐步显现，为我国如期实现碳达
峰、碳中和目标奠定坚实的基础。2022 年以来，国家密集发布促进能源转型、推进绿色发展的支
持性政策，保障新时代新能源高质量发展。2022 年 1 月，习近平总书记指出：“要把促进新能源
和清洁能源发展放在更加突出的位置”。2022 年 5 月，国家发展改革委、国家能源局发布《关于
促进新时代新能源高质量发展的实施方案》，在创新开发利用模式、构建新型电力系统、深化“放
管服”改革等 7 个方面明确具体措施。2022 年 6 月，国家发展改革委、国家能源局等九个部门联
合印发《“十四五”可再生能源发展规划》，按照 2025 年非化石能源消费占比 20%左右任务要求，
设置了可再生能源总量、发电、电力消纳、非电利用四个方面的主要目标及具体落实措施。2022
年 12 月，中央经济工作会议强调，要将加快规划建设新型能源体系，加快新能源、绿色低碳等前
沿技术研发和应用推广等作为加快建设现代化产业体系的重要内容。据国家能源局统计，2022 年，
全国可再生能源新增装机 1.52 亿千瓦，占全国新增发电装机的 76.2%，已成为我国电力新增装机
的主体；全国可再生能源发电量 2.7 万亿千瓦时，占全国发电量的 31.3%、占全国新增发电量的
81%，已成为我国新增发电量的主体。
1.风电、光伏发电新增装机创历史新高，发电量首次突破 1 万亿千瓦时
2022 年，全国风电、光伏发电新增装机突破 1.2 亿千瓦，达到 1.25 亿千瓦，连续三年突破 1
亿千瓦，再创历史新高。风电新增 3763 万千瓦，同比降低 21.0%，累计风电装机容量约 3.65 亿千
瓦，同比增长 11.2%；其中，新增海上风电装机容量 505 万千瓦，同比降低 70.1%，累计装机达到
3046 万千瓦，同比增长 15.4%，持续保持海上风电装机容量全球第一。太阳能发电新增 8741 万千
瓦，同比增长 60.3%，累计太阳能发电装机容量约 3.93 亿千瓦，同比增长 28.1%。2022 年全国风
电、光伏发电量突破 1 万亿千瓦时，达到 1.19 万亿千瓦时，同比增长 21%，新能源在保障能源供
应方面发挥的作用越来越明显。
图 1 中国风电累计装机容量 图 2 中国海上风电累计装机容量
数据来源：国家能源局、中电联 数据来源：国家能源局、中电联
图 3 中国太阳能发电累计装机容量
数据来源：国家能源局、中电联
2.新能源重大工程取得重大进展，抽水蓄能建设明显加快
以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设进展顺利。第一批 9705 万千瓦基地
项目已全面开工、部分已建成投产，第二批基地部分项目陆续开工，第三批基地已形成项目清单。
抽水蓄能建设明显加快，2022 年全国新增核准抽水蓄能项目 48 个，装机 6890 万千瓦，已超过“十
三五”时期全部核准规模，全年新投产 880 万千瓦，创历史新高。
3.推进绿色电力证书交易，引导绿色电力消费的新能源消费模式正在稳步形成
2022 年，全年核发绿证 2060 万个，对应电量 206 亿千瓦时，同比增长 135%；交易数量达到
969 万个，对应电量 96.9 亿千瓦时，同比增长 15.8 倍。截至 2022 年底，全国累计核发绿证约 5954
万个，累计交易数量 1031 万个，有力推动经济社会绿色低碳转型和高质量发展。
4.我国新能源产业继续保持全球领先地位
全球新能源产业重心进一步向中国转移，我国生产的光伏组件、风力发电机、齿轮箱等关键
零部件占全球市场份额 70%。同时，我国新能源发展为全球减排作出积极贡献，2022 年我国出口
的风电光伏产品为其他国家减排二氧化碳约 5.73 亿吨，合计减排 28.3 亿吨，约占全球同期可再生
能源折算碳减排量的 41%。我国已成为全球应对气候变化的积极参与者和重要贡献者。
（三）报告期内公司在行业中的地位
2022 年，公司新增装机容量 352.52 万千瓦，累计装机达到 2652.14 万千瓦。风电累计装机容
量达到 1592.22 万千瓦，占全国风力发电行业市场份额的 4.36%，其中海上风电累计装机容量达到
487.52 万千瓦，占全国市场份额的 16.01%；光伏发电累计装机容量达到 1028.40 万千瓦，占全国
太阳能发电行业市场份额的 2.62%。
报告期内新增装机容量（万千瓦） 期末累计装机容量（万千瓦）
电源类别
本公司 全国 市场份额 本公司 全国 市场份额
风电 165.30 3763 4.39% 1592.22 36544 4.36%
其中：海上风电 30.00 505 5.94% 487.52 3046 16.01%
太阳能发电 187.22 8741 2.14% 1028.40 39261 2.62%
水电 2387 21.52 41350 0.05%
其他 10
合计 352.52 2652.14
注：全国数据源自国家能源局官网、中国电力企业联合会。电源种类依照中电联《电力行业
统计调查制度》进行分类。公司独立储能项目归入“其他”，期末累计装机容量为 10 万千瓦。
（四）报告期内的行业重点政策
（1）加快构建现代能源体系，推动可再生能源高质量发展
2022 年 1 月 30 日，国家发展改革委、国家能源局印发《关于完善能源绿色低碳转型体制机
制和政策措施的意见》（发改能源〔2022〕206 号），提出“十四五”时期，基本建立推进能源绿色
低碳发展的制度框架，形成比较完善的政策、标准、市场和监管体系，构建以能耗“双控”和非化
石能源目标制度为引领的能源绿色低碳转型推进机制。到 2030 年，基本建立完整的能源绿色低碳
发展基本制度和政策体系，形成非化石能源既基本满足能源需求增量又规模化替代化石能源存量、
能源安全保障能力得到全面增强的能源生产消费格局。
2022 年 3 月 21 日，国家发展改革委、国家能源局印发《“十四五”新型储能发展实施方案》（发
改能源〔2022〕209 号），提出到 2025 年新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段，具备大规
模商业化应用条件，到 2030 年新型储能全面市场化发展。
2022 年 3 月 22 日，国家发展改革委、国家能源局印发《“十四五”现代能源体系规划》（发改
能源〔2022〕210 号），明确了“十四五”时期现代能源体系建设的主要目标包括能源保障更加安全
有力、能源低碳转型成效显著、能源系统效率大幅提高、创新发展能力显著增强和普遍服务水平
持续提升，提出“以保障能源安全为根本任务，以能源绿色低碳发展为鲜明导向，以创新为引领发
展的第一动力，以深化改革、扩大开放为重要支撑”的总体思路，推进能源高质量发展。
2022 年 3 月 23 日，国家发展改革委、国家能源局印发《氢能产业发展中长期规划（2021-2035
年）》，提出打造氢能产业发展“1+N”政策体系，积极推动试点示范，开展氢储能在可再生能源消纳、
电网调峰等应用场景的示范，探索培育“风光发电+氢储能”一体化应用新模式，逐步形成抽水蓄能、
电化学储能、氢储能等多种储能技术相互融合的电力系统储能体系。
2022 年 3 月 29 日，国家能源局印发《2022 年能源工作指导意见》（国能发规划〔2022〕31
号），提出加快能源绿色低碳转型，大力发展风电光伏，风电、光伏发电发电量占全社会用电量的
比重达到 12.2%左右。
2022 年 4 月 2 日，国家能源局、科学技术部印发《“十四五”能源领域科技创新规划》（国能
发科技〔2021〕58 号），提出聚焦大规模高比例可再生能源开发利用，研发更高效、更经济、更
可靠的可再生能源先进发电及综合利用技术，建设适应大规模可再生能源和分布式电源友好并网、
源网荷双向互动、智能高效的先进电网。
2022 年 8 月 15 日，国家发展改革委、国家统计局、国家能源局联合印发《关于进一步做好
新增可再生能源消费不纳入能源消费总量控制有关工作的通知》（发改运行〔2022〕1258 号），准
确界定风电、太阳能发电等可再生能源为新增可再生能源电力消费量范围，以绿证作为可再生能
源电力消费量认定的基本凭证，不断完善可再生能源消费数据统计核算体系。
2022 年 9 月 20 日，国家能源局印发《能源碳达峰碳中和标准化提升行动计划》，明确了大力
推进非化石能源标准化、加强新型电力系统标准体系建设、加快完善新型储能技术标准、加快完
善氢能技术标准、进一步提升能效相关标准、健全完善能源产业链碳减排标准六项重点任务。
（2）明确以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点，加快推进大型风电光伏发电基地建设
2022 年 5 月 30 日，国务院办公厅转发国家发展改革委、国家能源局《关于促进新时代新能
源高质量发展的实施方案》，提出要加大力度规划建设以大型风光电基地为基础、以其周边清洁高
效先进节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系，
在土地预审、规划选址、环境保护等方面加强协调指导，提高审批效率。
2022 年 6 月 1 日，国家发展改革委、国家能源局等九部委联合下发《关于印发“十四五”可再
生能源发展规划的通知》（发改能源〔2021〕1445 号），锚定碳达峰、碳中和目标，促进可再生能
源大规模、高比例、市场化、高质量发展，有效支撑清洁低碳、安全高效的能源体系建设。该规
划提出，“十四五”期间大规模开发可再生能源，大力推进风电和光伏发电基地化开发，积极推进
风电和光伏发电分布式开发，统筹推进水风光综合基地一体化开发。
2022 年 8 月 2 日，自然资源部印发《关于积极做好用地用海要素保障的通知》自然资发〔2022〕
129 号），对纳入国家重大项目清单、国家军事设施重大项目清单的项目用地，以及纳入省级人民
政府重大项目清单的能源、交通、水利、军事设施、产业单独选址项目用地，由自然资源部直接
配置计划指标。
2022 年 9 月 19 日，自然资源部印发《关于用地要素保障接续政策的通知》（自然资发〔2022〕
160 号），对国务院推进有效投资重要项目协调机制项目中已签订银行投资意向书或投资合同、需
报国务院批准用地的交通、能源、水利类单独选址建设项目相关用地事项作出承诺后，可向自然
资源部申请项目先行用地。
2022 年 11 月 25 日，国家能源局综合司印发《关于积极推动新能源发电项目应并尽并、能并
早并有关工作的通知》，明确指出各电网企业在确保电网安全稳定、电力有序供应前提下，按照“应
并尽并、能并早并”原则，对具备并网条件的风电、光伏发电项目，切实采取有效措施，保障及时
并网，允许分批并网，不得将全容量建成作为新能源项目并网必要条件。
（3）持续深化电力体制改革，加快构建全国统一电力市场体系
2022 年 1 月 6 日，国务院办公厅印发《要素市场化配置综合改革试点总体方案》，支持试点
地区完善电力市场化交易机制，开展电力现货交易试点，完善电力辅助服务市场。该方案指出，
支持试点地区进一步健全碳排放权、排污权、用能权、用水权等交易机制，探索促进绿色要素交
易与能源环境目标指标更好衔接。探索建立碳排放配额、用能权指标有偿取得机制，丰富交易品
种和交易方式。
2022 年 1 月 28 日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于加快建设全国统一电力市场体
系的指导意见》（发改体改〔2022〕118 号），从顶层设计明确了电力市场体系建设的架构、目标
和重点任务，到 2025 年全国统一电力市场体系初步建成，提升电力市场对高比例新能源的适应性，
完善适应高比例新能源的市场机制，有序推动新能源参与电力市场交易，到 2030 年新能源要全面
参与电力市场。
2022 年 2 月 10 日，国家发展改革委、国家能源局印发《关于完善能源绿色低碳转型体制机
制和政策措施的意见》（发改能源〔2022〕206 号），对电力市场建设提出了更加明确的目标要求，
提出“十四五”时期，基本建立推进能源绿色低碳发展的制度框架，到 2030 年，基本建立完整的能
源绿色低碳发展基本制度和政策体系。鼓励新能源发电基地提升自主调节能力，探索一体化参与
电力系统运行，完善抽水蓄能、新型储能参与电力市场的机制，更好发挥相关设施调节作用。
2022 年 2 月 21 日，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司发布《关于加快推进电力现
货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2022〕129 号）提到，进一步深化电力体制改革、加快建
设全国统一电力市场体系，以市场化方式促进电力资源优化配置。
2022 年 6 月 7 日，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司发布《关于进一步推动新型储
能参与电力市场和调度运用的通知》（发改办运行〔2022〕475 号），提出新型储能可作为独立储
能参与电力市场，鼓励配建新型储能与所属电源联合参与电力市场，充分发挥独立储能技术优势
提供辅助服务，建立独立储能电站容量电价机制，逐步推动电站参与电力市场，进一步明确新型
储能市场定位，建立完善相关市场机制、价格机制和运行机制，提升新型储能利用水平，引导行
业健康发展。
2022 年 12 月 2 日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于做好 2023 年电力中长期合同签
订履约工作的通知》（发改运行〔2022〕1861 号），明确强化中长期合同履约和监管，推进各级信
用中心见证签约及健全市场主体信用评价体系。完善绿电价格形成机制，鼓励电力用户与新能源
企业签订年度及以上的绿电交易合同，落实绿色电力在交易组织、电网调度、交易结算等环节的
优先定位，加强绿电交易与绿证交易衔接。
（4）探索开展绿色电力交易，逐步体现绿色电力环境价值
2022 年 1 月 18 日，国家发展改革委等部门发布《促进绿色消费实施方案》，方案指出，要引
导用户签订绿色电力交易合同，并在中长期交易合同中单列，加强高耗能企业使用绿色电力的刚
性约束，且明确提出了建立绿色电力交易与可再生能源消纳责任权重挂钩机制。这一方案的公布
给予了绿电交易市场新的活力，即绿电中长期交易合同与对高耗能企业使用绿电的刚性约束将一
定程度地保证我国绿电交易市场规模；而一旦允许用户通过购买绿电完成可再生能源消纳权重，
将进一步有效刺激用户参与绿电交易市场的积极性。
2022 年 1 月 25 日，南方区域各电力交易中心联合发布《南方区域绿色电力交易规则（试行）》，
规定南方区域绿色电力交易的市场成员按照市场角色分为售电主体、购电主体、输电主体和市场
运营机构，绿电交易包括直接交易和认购交易两种形式。绿电交易价格由电能量价格和环境溢价
组成，具体根据市场主体申报情况通过市场化方式形成。绿色电力的环境溢价可以作为绿证认购
交易的价格信号，形成的收益同步传至发电企业，不参与输配电损耗计算、不执行峰谷电价政策。
绿色电力交易按照“年度（含多月）交易为主、月度交易为补充”的原则开展交易，鼓励年度以上
多年交易。
2022 年 1 月 28 日，国家发展改革委、国家能源局发布了《关于加快建设全国统一电力市场
体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118 号），该意见将“探索开展绿色电力交易”单列于“构建适
应新型电力系统的市场机制”项下，指出应引导有需求的用户直接购买绿色电力，做好绿色电力交
易与绿证交易、碳排放权交易的有效衔接。
2022 年 5 月 23 日，北京电力交易中心印发《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则》，明
确参与绿色电力交易的发电企业初期主要为风电和光伏等新能源企业。绿色电力交易优先组织无
补贴新能源参与交易；带补贴新能源可自愿参与绿色电力交易，其绿色电力交易电量不计入合理
利用小时数，不领取补贴；分布式新能源可通过聚合的方式参与绿色电力交易。绿色电力交易价
格应充分体现绿色电力的电能价值和环境价值，原则上市场主体应分别明确电能量价格与绿色环
境权益价格。实施细则还对交易组织、交易价格、交易结算、绿证划转等方式及流程进行了细化，
将支撑绿色电力交易常态化开展。
2022 年 11 月 16 日，国家发展改革委、国家统计局、国家能源局发布《关于进一步做好新增
可再生能源消费不纳入能源消费总量控制有关工作的通知》，通知明确，一是准确界定新增可再生
能源电力消费量范围，不纳入能源消费总量的可再生能源，现阶段主要包括风电、太阳能发电、
水电、生物质发电、地热能发电等可再生能源；二是以各地区 2020 年可再生能源电力消费量为基
数，“十四五”期间每年较上一年新增的可再生能源电力消费量，在全国和地方能源消费总量考核
时予以扣除；三是绿证核发范围覆盖所有可再生能源发电项目，建立全国统一的绿证体系，由国
家可再生能源信息管理中心根据国家相关规定和电网提供的基础数据向可再生能源发电企业按照
项目所发电量核发相应绿证；四是绿证原则上可转让，绿证转让按照有关规定执行。积极推进绿
证交易市场建设，推动可再生能源参与绿证交易。
（5）开展可再生能源发电补贴核查，规范补贴资金使用管理
2022 年 3 月 24 日，国家发展改革委、国家能源局以及财政部三部委联合下发《关于开展可
再生能源发电补贴自査工作的通知》，在全国范围内开展可再生能源发电补贴自查与核查工作，自
查与核查对象包括电网和发电企业，范围为截止到 2021 年 12 月 31 日已并网有补贴需求的全口径
可再生能源发电项目，主要为风电、集中式光伏电站以及生物质发电项目，为摸清可再生能源发
电补贴底数，解决历史欠补问题奠定基础。
2022 年 10 月 8 日，国家发展改革委、国家能源局以及财政部三部委联合发布《可再生能源
发电补贴核查认定有关政策解释的通知》（发改办运行〔2022〕853 号），就补贴核查中存在诸多
疑义的内容进行说明，包括部分特殊光伏、风电项目上网电价的确定、纳入补贴项目容量以及超
规划规模的认定原则等，进一步明确了可再生能源发电补贴的资格标准，为国补核查提供有利的
政策依据。
2022 年 11 月 2 日，受国家发展改革委、国家能源局以及财政部委托，信用中国网站发布《关
于公示第一批可再生能源发电补贴核查确认的合规项目清单的公告》，按照相关主管部门明确的现
有核查标准和政策解释，经可再生能源发电企业自查、地方政府主管部门审查、省级核查工作组
现场核查，对项目合规性、规模、电量、电价、补贴资金和环保等六个方面确认的合规项目予以
公示，有力推动国补核查结果落地。
（一）公司所属行业及主营业务
公司主要产品为电力，按照国民经济行业分类，所属行业为电力生产行业中的风力发电以及
太阳能发电。报告期内，公司所属行业及主营业务未发生变化。
公司以风能、太阳能的开发、投资和运营为主营业务，积极发展陆上风电、光伏发电，大力
开发海上风电，加快推进以沙漠、戈壁、荒漠为重点的大型风电、光伏发电基地建设，深入推动
源网荷储一体化和多能互补发展，积极开展抽水蓄能、新型储能、氢能、光热等业务。同时，投
资与新能源业务关联度高、具有优势互补和战略协同效应的相关产业，基本形成了风电、太阳能、
储能、战略投资等相互支撑、协同发展的业务格局。目前，公司业务已覆盖全国 30 个省、自治区
和直辖市，装机规模、盈利能力等居于国内同行业前列。
（二）公司主要经营模式
1.前期开发模式
公司项目前期开发主要流程包括资源获取及评估、项目立项、投资决策。
项目实施单位负责在管辖范围内筛选项目资源，项目资源开发协议签订后，项目实施单位按
公司相关规定开展评估工作。项目实施单位组织对项目立项进行内部审核，满足立项条件后，根
据授权情况向公司报送立项请示。公司前期工作管理部门对项目立项请示进行审查，提出立项审
核意见，审定后报决策机构审议和批准。项目实施单位根据项目前期工作开展情况，适时向公司
申请开展项目投资决策。通过投资决策的项目，由前期工作管理部门商公司相关部门办理批复文
件。
2.采购及建造模式
（1）采购模式
公司采用公开招标、邀请招标、竞争性谈判、询价、单一来源采购等方式开展工程类、货物
类和服务类采购，其中，公开招标为公司的主要采购方式。按照《招标投标法》等法律法规，公
司制定了招标及采购管理制度，采购及招投标的各项流程均按照相关制度进行。
（2）建造模式
公司工程建设主要分为设计施工和平行发包两种模式。在工程建造阶段，结合新能源发电工
程技术要求高、施工难度大的特点，公司制定了一系列规章制度，从工程设计、采购、施工安装
和并网投产的各阶段，从质量、安全、进度、投资等各方面进行全过程管理，形成了完善的基建
项目管理、考核和工作体系。
3.项目运维模式
公司在遵守法律法规、确保安全和环保达标排放的基础上进行风电、太阳能发电、水电、储
能等电力生产。电力运行与维护方面，公司已经制定电力生产、运行管理、检修管理、设备管理、
备品备件管理等各项规章制度，保证机组的安全稳定运行。公司及控股子公司通过建立涵盖安全
培训、技能培训和生产管理培训的完整培训体系，保证生产和管理人员的技能与业务水平的提升。
公司省域分公司、相关直管子公司全面负责、组织区域内所有场站的运行、检修及其相关工
作。其下设集控中心和检修中心，实现运行集中监控，场站“无人值班（少人值守）”；检修中心
根据场站位置分布情况设置集中检修点，实现区域内场站设备自主检修。公司采取以“远程集中
监控、现场无人值班（少人值守）、区域自主检修”为核心内容的运维模式，将省域分公司、相关
直管子公司作为集约式运维管控单位，在生产管理上实施“三个集中”，即生产管理集中、运行集
中、检修集中，做到所辖场站电力生产的统一管理、统一部署、统一协调、统一运作、统一营销。
4.销售模式
根据《中华人民共和国可再生能源法》《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》等相关
规定，电网企业应当与依法取得行政许可或者报送备案的可再生能源发电企业签订并网协议，全
额收购其电网覆盖范围内可再生能源并网发电项目的上网电量，并为可再生能源发电提供上网服
务。
随着电力市场的不断发展，公司已在全国多省区参与市场化交易，但各省区市场化进程不同
售电模式也存在差异。在未参与市场化交易的区域，公司依据新能源发电项目核准时国家能源价
格主管部门确定的区域电价或特许权投标电价与电网公司直接结算电费。在参与市场化交易的区
域，电能销售模式为部分电能由电网公司采购，按项目批复电价结算；其余电量需参与市场化交
易，按交易电价结算。报告期内，公司参与市场化交易的省区有 21 个：甘肃、青海、宁夏、新疆、
内蒙古、河北、黑龙江、吉林、辽宁、四川、云南、山西、陕西、山东、福建、湖南、广西、江
苏、广东、安徽和浙江。未来随着电力体制改革的不断深入，市场化交易范围和规模可能将不断
扩大，可再生能源电量通过参与市场化交易形式销售将成为主要方式。
3 公司主要会计数据和财务指标
3.1 近 3 年的主要会计数据和财务指标
单位：元 币种：人民币
2021年 本 2020年
年
比
上
2022年
调整后 调整前 年 调整后 调整前
增
减
(%)
总
262,127,164,1 218,903,389,9 217,196,447,9 19. 142,851,955,4 142,576,355,7
资
93.79 64.33 56.62 75 09.17 36.68
产
归
属
于
上
市
公
77,051,117,22 70,222,401,89 70,222,401,89 9.7 42,007,273,75 41,913,174,80
司
7.52 0.01 0.01 2 5.61 3.43
股
东
的
净
资
产
营
业 23,812,176,25 16,417,133,20 15,484,105,84 45. 11,344,022,41 11,314,932,06
收 7.98 8.95 4.05 04 8.86 3.20
入
归
属
7,155,475,872 6,442,257,096 5,642,366,893 11. 3,613,960,827 3,610,991,283
于
.96 .68 .34 07 .50 .59
上
市
公
司
股
东
的
净
利
润
归
属
于
上
市
公
司
股
东
的
扣 7,168,276,391 5,866,734,425 5,066,844,221 22. 3,484,663,002 3,481,693,458
除 .45 .09 .75 19 .08 .17
非
经
常
性
损
益
的
净
利
润
经
营
活
动
产
生
16,870,904,57 8,830,607,140 8,817,682,707 91. 8,978,536,015 8,976,264,717
的
5.82 .22 .81 05 .72 .66
现
金
流
量
净
额
加 减
权 少
平 1.6
均 9.72 11.38 10.14 6个 8.98 8.98
净 百
资 分
产 点
收
益
率
（
%
）
基
本
每
股
收
-5.
益 0.2501 0.2653 0.2279 0.1807 0.1805
73
（
元
／
股
）
稀
释
每
股
收
-5.
益 0.2501 0.2653 0.2279 0.1807 0.1805
73
（
元
／
股
）
3.2 报告期分季度的主要会计数据
单位：元 币种：人民币
第一季度 第二季度 第三季度 第四季度
（1-3 月份） （4-6 月份） （7-9 月份） （10-12 月份）
营业收入 5,788,736,223.24 6,340,535,607.09 5,277,014,628.02 6,405,889,799.63
归属于上市公司股东的净利润 2,264,001,115.56 2,772,973,924.67 1,132,975,039.01 985,525,793.72
归属于上市公司股东的扣除非
2,264,282,137.70 2,722,678,043.37 1,170,287,342.61 1,011,028,867.77
经常性损益后的净利润
经营活动产生的现金流量净额 1,646,487,361.30 4,137,743,778.32 3,796,352,122.56 7,290,321,313.64
季度数据与已披露定期报告数据差异说明
□适用 √不适用
4 股东情况
4.1 报告期末及年报披露前一个月末的普通股股东总数、表决权恢复的优先股股东总数和持有特
别表决权股份的股东总数及前 10 名股东情况
单位: 股
截至报告期末普通股股东总数（户） 735,826
年度报告披露日前上一月末的普通股股东总数（户） 757,945
截至报告期末表决权恢复的优先股股东总数（户） 0
年度报告披露日前上一月末表决权恢复的优先股股东总数（户） 0
前 10 名股东持股情况
质押、标
记或冻
股
结情况
股东名称 报告期内增 比例 持有有限售条件 东
期末持股数量 股
（全称） 减 (%) 的股份数量 性
份 数
质
状 量
态
国
中国长江三峡集团 有
14,000,000,000 48.92 14,000,000,000 无
有限公司 法
人
国
三峡资本控股有限 有
998,000,000 3.49 998,000,000 无
责任公司 法
人
国
浙能资本控股有限 有
998,000,000 3.49 998,000,000 无
公司 法
人
国
都城伟业集团有限 有
998,000,000 3.49 998,000,000 无
公司 法
人
国
中国水利水电建设 有
998,000,000 3.49 998,000,000 无
工程咨询有限公司 法
人
珠海融朗投资管理
其
合伙企业（有限合 998,000,000 3.49 998,000,000 无
他
伙）
香港中央结算有限 其
502,619,919 569,003,001 1.99 0 无
公司 他
金石新能源投资
其
（深圳）合伙企业 500,000,000 1.75 500,000,000 无
他
（有限合伙）
和谐健康保险股份
其
有限公司－万能产 419,313,616 419,313,616 1.47 0 无
他
品
国
四川川投能源股份 有
255,000,000 0.89 255,000,000 无
有限公司 法
人
上述股东关联关系或一致行动的说 三峡资本系公司控股股东三峡集团的控股子公司。除此之外，
明 尚未知其他股东之间是否具有关联关系或一致行动关系。
表决权恢复的优先股股东及持股数
不适用
量的说明
4.2 公司与控股股东之间的产权及控制关系的方框图
√适用 □不适用
4.3 公司与实际控制人之间的产权及控制关系的方框图
√适用 □不适用
4.4 报告期末公司优先股股东总数及前 10 名股东情况
□适用 √不适用
5 公司债券情况
√适用 □不适用
5.1 公司所有在年度报告批准报出日存续的债券情况
单位:元 币种:人民币
债券名称 简称 代码 到期日 债券余额 利率（%）
中国三峡新
能源(集团)
股份有限公 22 三峡新能
司 2022 年度 MTN002( 碳 中 102281065.IB 2025-05-10 2,000,000,000.00 2.75
第二期绿色 和债)
中期票据(碳
中和债)
中国三峡新
能源(集团)
股份有限公 22 三峡新能
司 2022 年度 MTN001( 碳 中 102280300.IB 2025-02-21 2,000,000,000.00 2.65
第一期绿色 和债)
中期票据(碳
中和债)
中国三峡新
能源(集团)
股份有限公 21 三峡新能
司 2021 年度 ABN002( 碳 中 082101475.IB 2024-11-20 780,393,000.00 3.48
第二期绿色 和债)
资产支持票
据(碳中和
债)
中国三峡新
能源(集团)
股份有限公 21 三峡新能
司 2021 年度 MTN002( 碳 中 102100964.IB 2024-05-11 1,500,000,000.00 3.45
第二期绿色 和债)
中期票据(碳
中和债)
中国三峡新
能源(集团)
股份有限公
司 2021 年度 21 三峡新能
082100238.IB 2023-12-20 736,011,500.00 3.97
第一期绿色 ABN001
资产支持票
据(碳中和
债)
中国三峡新
能源(集团)
股份有限公 21 三峡新能
102100456.IB 2024-03-17 1,000,000,000.00 3.60
司 2021 年度 MTN001
第一期中期
票据
报告期内债券的付息兑付情况
债券名称 付息兑付情况的说明
中国三峡新能源(集
团)股份有限公司 2021
2022 年 5 月 20 日付息，2022 年 11 月 21 日还本付息
年度第二期绿色资产
支持票据(碳中和债)
中国三峡新能源(集
团)股份有限公司 2021
2022 年 5 月 11 日付息
年度第二期绿色中期
票据(碳中和债)
中国三峡新能源(集
团)股份有限公司 2021
2022 年 6 月 20 日、2022 年 12 月 20 日还本付息
年度第一期绿色资产
支持票据(碳中和债)
中国三峡新能源(集
团)股份有限公司 2021 2022 年 3 月 17 日付息
年度第一期中期票据
报告期内信用评级机构对公司或债券作出的信用评级结果调整情况
□适用 √不适用
5.2 公司近 2 年的主要会计数据和财务指标
√适用 □不适用
单位：元 币种：人民币
主要指标 2022 年 2021 年 本期比上年同期增减（%）
资产负债率（%） 66.44 64.31 2.13
扣除非经常性损益后净利润 7,168,276,391.45 5,866,734,425.09 22.19
EBITDA 全部债务比 0.12 0.11 9.09
利息保障倍数 2.63 2.69 -2.23
第三节 重要事项
1 公司应当根据重要性原则，披露报告期内公司经营情况的重大变化，以及报告期内发生的对
公司经营情况有重大影响和预计未来会有重大影响的事项。
2022 年末，公司并网装机容量达到 2652.14 万千瓦。其中，风电 1592.22 万千瓦，光伏发电
1028.40 万千瓦。2022 年度，公司完成发电量 483.50 亿千瓦时，同比增长 46.21%。其中，风电发
电量 339.48 亿千瓦时，同比增长 48.97%；光伏发电量 134.41 亿千瓦时，同比增长 41.50%。报告
期内，公司上网电量 470.31 亿千瓦时，其中风电上网电量 328.78 亿千瓦时，光伏发电上网电量
131.99 亿千瓦时。其中，参与电力市场交易的电量为 190.87 亿千瓦时，占全年上网电量的 40.58%。
2022 年度，公司实现营业收入 238.12 亿元，较上年同期增长 45.04%；营业成本 99.06 亿元，
较上年同期增长 51.39%；营业利润 92.17 亿元，较上年同期增长 20.39%；利润总额 90.69 亿元，
较上年同期增长 20.74%；归属于母公司股东的净利润 71.55 亿元，较上年同期增长 11.07%。
2022 年末，公司合并资产总额 2,621.27 亿元，较上年末增长 19.75%；负债总额 1,741.68 亿元，
较上年末增长 23.71%；所有者权益合计 879.59 亿元，较上年末增长 12.59%，其中，归属于上市
公司股东的权益 770.51 亿元，较上年末增长 9.72%。2022 年末，公司资产负债率为 66.44%，较上
年末上升 2.13 个百分点。
2 公司年度报告披露后存在退市风险警示或终止上市情形的，应当披露导致退市风险警示或终
止上市情形的原因。
□适用 √不适用
