主要产品是电力，截至2022年底，公司控股企业98家，已投产控股装机容量437.81万千瓦，其中水电113.22万千瓦、光伏195.97万千瓦、风电128.62万千瓦，当年新增投产控股装机容量58.4万千瓦。

       浙江省能源集团有限公司成立于2001年，是浙江省委、省政府能源产业发展的主抓手、能源合作的主平台、能源供应的主渠道、能源安全保障的主力军、环境保护的主战场和能源科技创新主引擎，总部位于中国杭州，主要从事电源建设、电力热力生产、石油煤炭天然气开发贸易流通、能源科技、能源服务和能源金融等业务。

       截至2022年底，浙能集团现有员工23000余人；总资产2991亿元，所有者权益1382亿元；集团控股浙能电力（股票代码：600023）、宁波海运（股票代码：600798）、浙江新能（股票代码：600032）、中来股份（股票代码：300393）等四家A股上市公司和新加坡上市公司锦江环境（股票代码：BWM），管理企业近500家。发电总装机容量3909万千瓦，2022年发电量1776亿千瓦时，供应电煤6107万吨，供应天然气150亿方（含代输）。

      公司全称是浙江省新能源投资集团股份有限公司，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2022年底，公司控股企业98家，已投产控股装机容量437.81万千瓦，其中水电113.22万千瓦、光伏195.97万千瓦、风电128.62万千瓦，当年新增投产控股装机容量58.4万千瓦。
　　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，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。 

一、经营情况讨论与分析 
　　（一）重安全筑屏障，生产经营稳中向好 
　　公司严守安全“第一红线”，把本质安全要求贯穿到各个环节，安全态势总体平稳可控，机组运行安全稳定，电力供应绿色高质，各项目生产未发生质量、安全事故。公司以新发展理念为引领，以实现企业稳健营运为目标，拓宽融资渠道，争取税收优惠，有效降低融资成本，确保资金充足稳定。资本市场表现稳健，非公开发行A股股票计划成功过审，为实现公司发展战略和股东利益最大化目标夯实基础。推进拓市增收，积极推进绿电、绿证交易，充分挖掘企业边际收益实现增收增利。截至2022年12月31日，公司控股的发电项目发电量合计84.81亿千瓦时，同比增长63.05%；上网电量合计82.88亿千瓦时，同比增长63.02%；实现营业收入45.98亿元，同比增长42.14%；实现归属于上市公司股东的净利润7.75亿元，同比增长12.47%，公司经营质量效益实现双提升。 
　　（二）重发展抢机遇，项目开发急行稳进 
　　公司坚持“区域聚焦、重点突破、购建并举”的发展方针，聚焦重点区域和重大项目，最大限度争取各类项目资源，项目开发储备取得实效。基建工程有条不紊，项目并购全力推进，抽蓄项目迎来突破，所有项目均实现当年决策当年开工，台州1号顺利打下工程首桩，全年新增投产控股装机58.4万千瓦。此外，公司以现有产业布局为依托，集中优势资源力量，广开合作方式和渠道，深度参与省内“风光倍增计划”，集约开发省外资源，瞄准风光电项目规模化、基地化开发，全力以赴为公司发展储备资源。 
　　（三）重管理促创新，企业活力充分释放 
　　公司聚焦现代化治理体系建设，进一步落实所属企业董事会重要职权，实现经理层对董事会负责，形成董事会决策、经理层执行、监事会监督的公司法人治理结构，不断提升“三会”管理水平。全面推行经理层成员任期制和契约化管理，全力推进岗位职级套改和全员绩效考核，有力激发企业活力和效率。大力实施人才强企战略，宽口径、严管理，全年多渠道引进人才128人，认定中高级工22人。持续推进科技创新和新兴产业培育，全年申请专利75项，获得授权17项。新能源智能管控平台实现嘉海风电数据接入，氢能技术公司“主动抑爆型智能化模块式加氢站系统”获省首台套装备认定，自主创新活力动力充分释放。 
　　 
　　二、公司所处行业情况 
　　（一）可再生能源发电行业主要政策 
　　2022年1月28日，国家发改委、能源局发布《加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，到2025年全国统一电力市场体系初步建成。国家市场与省（区、市）/区域市场协同运行，电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营，跨省跨区资源市场化配置和绿色电力交易规模显著提高，有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成。 
　　2022年3月17日，国家能源局印发《2022年能源工作指导意见》（以下简称“意见”），《意见》提出了2022年能源工作的主要目标之一为稳步推进结构转型。煤炭消费比重稳步下降，非化石能源占能源消费总量比重提高到17.3%左右，新增电能替代电量1,800亿千瓦时左右，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。大力发展风电光伏。加大力度规划建设以大型风光基地为基础、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。有序推进水电核电重大工程建设。 
　　2022年3月22日，国家发改委、国家能源局印发《“十四五”现代能源体系规划》提出，现代能源体系建设的主要目标有：能源综合生产力达到46亿吨标煤以上；单位GDP碳排放五年累计下降18%；单位GDP能耗降低13.5%；到2025年，非化石能源发电占比达到39%；非化石能源消费达到20%；电气化率达到30%；灵活性调节电源占比达到34%；电力需求侧响应能力达到最大用电负荷的3%-5%。 
　　2022年5月30日，国家发改委、国家能源局印发《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》提出，要实现到2030年风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上的目标；加快推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设；促进新能源开发利用与乡村振兴融合发展；推动新能源在工业和建筑领域应用；引导全社会消费新能源等绿色电力。 
　　2022年6月1日，国家《“十四五”可再生能源发展规划》正式发布，《规划》锚定碳达峰、碳中和目标，紧紧围绕2025年非化石能源消费比重达到20%左右的要求，设置了4个方面的主要目标。一是总量目标，2025年可再生能源消费总量达到10亿吨标准煤左右，“十四五”期间可再生能源消费增量在一次能源消费增量中的占比超过50%。二是发电目标，2025年可再生能源年发电量达到3.3万亿千瓦时左右，“十四五”期间发电量增量在全社会用电量增量中的占比超过50%，风电和太阳能发电量实现翻倍。三是消纳目标，2025年全国可再生能源电力总量和非水电消纳责任权重分别达到33%和18%左右，利用率保持在合理水平。四是非电利用目标，2025年太阳能热利用、地热能供暖、生物质供热、生物质燃料等非电利用规模达到6,000万吨标准煤以上。此外，各省市地区相继发布“十四五能源规划”，锚定本省十四五期间新能源装机增量。 
　　2022年6月24日，财政部官网正式下发了《财政部关于下达2022年可再生能源电价附加补助地方资金预算的通知》，下达山西、内蒙古、吉林、浙江、湖南、广西、重庆、四川、贵州、云南、甘肃、青海和新疆等省区可再生能源电价附加补助。其中，光伏补贴12.5亿元，风电补贴14.7亿元。同时，财政部确定了四个优先原则，优先拨付光伏扶贫、户用分布式、竞价项目、领跑者项目的补贴。 
　　2022年11月14日，财政部发布《关于提前下达2023年可再生能源电价附加补助地方资金预算的通知》。根据通知，光伏预算约25.8亿、风电预算约20.5亿、生物质发电8,425万元。 
　　2022年12月，中共中央、国务院印发《扩大内需战略规划纲要（2022-2035年）》，并发出通知，要求各地区各部门结合实际认真贯彻落实。中国开始实施扩大内需战略。在能源基础等领域，部署煤炭、煤化工以及风能、光伏等能源基地建设成为重点。 
　　（二）可再生能源发电行业整体发展情况 
　　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。全年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。其中风电新增3,763万千瓦、太阳能发电新增8,741万千瓦、生物质发电新增334万千瓦、常规水电新增1,507万千瓦、抽水蓄能新增880万千瓦。截至2022
　　年底，可再生能源装机突破12亿千瓦，达到12.13亿千瓦，占全国发电总装机的47.3%，较2021年提高2.5个百分点。其中，风电3.65亿千瓦、太阳能发电3.93亿千瓦、生物质发电0.41亿千瓦、常规水电3.68亿千瓦、抽水蓄能0.45亿千瓦。 
　　 
　　三、公司核心竞争力分析 
　　（一）规模效益优势 
　　公司充分把握国家“3060”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。 
　　（二）区位资源优势 
　　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，项目遍布全国各地。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。 
　　（三）多业协同优势 
　　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。 
　　（四）管控体系优势 
　　公司大力推进“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；采用“运营总部+区域公司+场站”管理架构，提升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。 
　　（五）人才建设储备优势 
　　公司始终专注于主营业务的发展，坚定走专业化道路，汇聚了大批具有交叉学科背景、丰富行业实践经验的优秀人才，形成了公司独特的人才优势。公司高度重视员工的职业发展，加大对人才培养的持续投入，注重通过不间断的内部轮岗培训和定岗培训等多种形式培养复合型人才和专业岗位人才，不断提高员工综合技能和专业技能。近年来，公司吸引了一批优质高校毕业生的加入，人才优势不断积累和提升，为公司建设优秀的经营和生产管理队伍、保障项目高效与安全运营奠定了良好、坚实的基础。 
　　 
　　四、公司关于行业未来发展的讨论与分析 
　　1.2023年全国电力供需形势预测 
　　电力需求方面，宏观经济及气候等均是影响电力消费需求增长的重要方面。2023年预计我国经济运行有望总体回升，拉动电力消费需求增速比2022年有所提高。正常气候情况下，预计2023年全国全社会用电量9.15万亿千瓦时，比2022年增长6%左右。 
　　电力供应方面，在新能源发电快速发展带动下，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。水电4.2亿千瓦、并网风电4.3亿千瓦、并网太阳能发电4.9亿千瓦、核电5,846万千瓦、生物质发电4,500万千瓦左右，太阳能发电及风电装机规模均将在2023年首次超过水电装机规模。 
　　根据电力需求预测，并综合考虑新投产装机、跨省跨区电力交换、发电出力及合理备用等方面，预计2023年全国电力供需总体紧平衡，部分区域用电高峰时段电力供需偏紧。迎峰度夏期间，华东、华中、南方区域电力供需形势偏紧；华北、东北、西北区域电力供需基本平衡。迎峰度冬期间，华东、华中、南方、西北区域电力供需偏紧；华北区域电力供需紧平衡；东北区域电力供需基本平衡。 
　　2.“十四五”电力行业格局和趋势 
　　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”。2023年1月，国家能源局发布《新型电力系统发展蓝皮书（征求意见稿）》，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。展望“十四五”，构建新型电力系统将成为电力行业高质量发展的重中之重，发展趋势包括： 
　　一是电力系统功能定位由跟随经济社会发展向主动引领产业升级转变。践行“双碳”战略，能源是主战场，电力是主力军。作为能源供给体系的核心，电力系统发展应逐渐向跨行业、跨领域协同转变，各产业用能方式向全面低碳化转型，以电力供给支撑经济增长，实现经济高效低碳发展。充分发挥技术创新对电力系统转型升级的支撑作用，通过源网荷储各环节的关键核心技术创新和重大装备攻关推动相关产业“补链”“延链”“强链”，促进产业结构提档升级。 
　　二是电力供给结构以化石能源发电为主体向新能源提供可靠电力支撑转变。煤电在未来相当长一段时间内仍是我国电力供应安全的重要支撑，需加快煤电清洁低碳化发展，推动化石能源发电逐步向基础保障性和系统调节性电源并重转型。为实现“双碳”目标，在水电等传统非化石能源受站址资源约束增速放缓、核电建设逐步向新一代先进核电技术过渡的情况下，新能源应当逐步成为绿色电力供应的主力军，并通过配置调节能力、提升功率预测水平、智慧化调度等手段，建立系统友好型电站，为系统提供可靠电力支撑，助力终端能源消费全面绿色转型升级。 
　　三是系统形态由“源网荷”三要素向“源网荷储”四要素转变，电网多种新型技术形态并存。推动解决新能源发电随机性、波动性、季节不均衡性带来的系统平衡问题，多时间尺度储能技术规模化应用，系统形态逐步由“源网荷”三要素向“源网荷储”四要素转变。考虑到支撑高比例新能源接入系统和外送消纳，未来电力系统应仍以交直流区域互联大电网为基本形态，推进柔性交直流输电等新型输电技术广泛应用。以分布式智能电网为方向的新型配电系统形态逐步成熟，就地就近消纳新能源，形成“分布式”与“大电网”兼容并存的电网格局。 
　　四是电力系统调控运行模式由单向计划调度向源网荷储多元智能互动转变。新型能源体系下，伴随大规模新能源和分布式能源接入，电力系统调度运行与新能源功率预测、气象条件等外界因素结合更加紧密，源网荷储各环节数据信息海量发展，实时状态采集、感知和处理能力逐渐增强，系统调控体系需由浅层调控向深层调控逐步转变，调度模式需由源荷单向调度向适应源网荷储多元互动的智能调控转变。 
　　3.可再生能源发展趋势分析 
　　“十四五”时期我国可再生能源将进入高质量跃升发展新阶段，呈现新特征： 
　　一是大规模发展，在跨越式发展基础上，进一步加快提高发电装机占比。大规模基地式开发与分散式分布式开发并重，以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电太阳能发电基地，海上风电基地建设的范围和速度将进一步提升；靠近工业园区、矿区的分散式风电，多场景融合的分布式光伏开发将进一步提速。 
　　二是高比例发展，由能源电力消费增量补充转为增量主体，在能源电力消费中的占比快速提升。按照《“十四五”可再生能源发展规划》，“十四五”期间可再生能源发电量增量在全社会用电量增量中的占比要超过50%，全国可再生能源电力总量和非水电消纳责任权重分别达到33%和18%左右，利用率保持在合理水平。 
　　三是市场化发展，由补贴支撑发展转为平价低价发展，由政策驱动发展转为市场驱动发展。现阶段陆上风电和光伏已进入平价发展阶段，随着技术的进步及和成本的降低，海上风电也将陆续走进平价时代。 
　　四是高质量发展，既大规模开发、也高水平消纳、更保障电力稳定可靠供应。可再生能源在能源供应和消费中的占比，是检验可再生能源发展成效的关键性指标。在大规模开发的基础上，通过就地就近消纳、加快外送通道建设、探索多渠道储能等方式，提升电力系统调节能力和灵活性，保障可再生能源的高水平消纳，保障电力系统安全性、经济性。 
　　我国可再生能源将进一步引领能源生产和消费革命的主流方向，发挥能源绿色低碳转型的主导作用，为实现碳达峰、碳中和目标提供主力支撑。