您的当前位置是：首页 > 业务中心 > 新兴产业 1 本年度报告摘要来自年度报告全文，为全方面了解本公司的经营成果、财务情况及未来发展规划，投资者应当到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。
4 中证天通会计师事务所（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。
2022年年度利润分配预案为以公司总股本为基数，向全体股东每10股派发现金股利1.64元（含税）。以2022年12月31日公司总股本6,526,887,811股计算，预计支付现金股利1,070,409,601元。该分配预案已经公司董事会、监事会审议通过，还需提交公司2022年年度股东大会审议批准。
2022年电力行业认真贯彻落实党中央国务院关于能源电力安全保供的各项决策部署，积极落实“双碳”目标新要求，有效应对极端天气影响，全力以赴保供电、保民生，为疫情防控和经济社会持续健康发展提供了坚强电力保障。
2022年，全国电力供需总体紧平衡，部分地区高峰时段供需偏紧。受春季大范围雨雪、夏季极端高温少雨、秋冬季来水枯竭与寒潮天气影响，叠加经济恢复增长，2022 年全国有21个省级电网用电负荷创新高。华东、华中区域电力保供形势严峻，浙江、江苏、安徽、四川、重庆、湖北等地区电力供需形势紧张。国家通过加强省间余缺互济、实施负荷侧管理等措施，有力保障电力供应平稳有序，守牢民生用电安全底线。
根据中电联报告，截至2022年底，全国全口径发电装机容量25.6亿千瓦，同比增长7.8%。其中非化石能源发电装机容量12.7亿千瓦，同比增长13.8%，占总装机比重上升至49.6%，同比提高2.6个百分点；全国规模以上工业公司发电量8.39万亿千瓦时、同比增长2.2%。
根据内蒙古电力行业协会统计，截至2022年底，全区装机容量为16,810.68万千瓦，同比增长9.14%；其中风电装机为4,563.53万千瓦，同比增长14.29%，太阳能发电1,478.06万千瓦，同比增长10.21%。2022年全区全社会用电量4,200亿千瓦时，同比增长6.12%；其中工业用电量3,668亿千瓦时，同比增长6.33%。2022年全区发电设备累计平均利用小时为4,002小时，同比增加22小时；其中，火电5,007小时，同比增加13小时；并网风电2,532小时，同比增加103小时；太阳能发电1610小时，同比增加47小时。
电价方面，2021年11月1日自治区工信厅下发《关于调整蒙西地区电力交易市场行情报价浮动上下限和逐步放开电力市场交易相关事宜的通知》,自10月15日起，蒙西地区电力交易市场燃煤发电市场交易价格在“基准价+上下浮动”浮动范围内形成，上下浮动原则上均不超过20%，钢铁、电解铝、铁合金、电石、聚氯乙烯、焦炭等高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。本报告期延续了该政策。
2022年，蒙西电力市场按照《关于做好2022年内蒙古电力多边交易市场中长期交易有关事宜的通知》（内工信经运字〔2021〕472号）有关要求，通过组织并且开展年度、月度以及月内等交易，顺利完成了2022年的中长期交易工作。截至2022年底，蒙西电力市场中长期交易合约电量为2,093亿千瓦时，同比增长29.3%，占蒙西电网公司全年售电量的87.8%，平均交易价格0.355元/千瓦时，较蒙西地区燃煤发电基准价格持续上涨0.0721元/千瓦时，同比上涨14.5%。其中，区内交易成交电量1,936.1亿千瓦时，平均成交价格0.3564元/千瓦时，跨省区交易成交电量156.9亿千瓦时，平均成交价格0.3408元/千瓦时。
报告期，公司蒙西电网地区平均售电单价为378.67元/千千瓦时，同比上涨18.09%。
新能源方面，根据内蒙古自治区能源局《内蒙古自治区煤电节能降耗及灵活性改造行动计划（2021-2023年）》，内蒙古自治区将大力淘汰煤电落后产能，快速推进能源生产革命，提升煤电行业高水平质量的发展水平，提高新能源消纳能力，力争全区燃煤发电机组完成灵活性改造2,000万千瓦。依照国家能源局《关于2022年可再次生产的能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》，内蒙古自治区2023年可再次生产的能源电力消纳责任权重最低预期值目标为23%，非水电消纳责任权重最低预期值为22%。
公司顺应能源绿色低碳转型和电力市场化改革趋势要求，积极争取外送电源项目，推进新能源产业高质量发展。报告期，公司全资子公司聚达公司灵活性改造促进市场化消纳38万千瓦新能源项目开工建设，公司成立全资子公司内蒙古聚达新能源有限责任公司，负责建设该新能源项目，具体详见公司临2022-020号公告。
根据中电联报告，2022年华北区域电力供需总体紧平衡，部分地区用电高峰时段电力供需偏紧。预计2023年全国电力供需总体紧平衡，迎峰度夏期间华北区域电力供需基本平衡，迎峰度冬期间华北区域电力供需紧平衡。
（1）供应量方面，全国煤炭产量明显地增加。据国家统计局的统计，在2021年和2022年连续两年全国煤炭产能大幅度的增加的基础上，2022年全国原煤产量达到44.96亿吨，较2021年大幅度的增加，增速达到了9%，创下2011年（9.8%）以来近11年来的同比最大增幅。
（2）煤价方面，电煤保供政策的效果充足表现，但现货动力煤价格高位运行。为稳定煤价，2021年12月3日，国家发展改革委起草了《2022年煤炭中长期合同签订履约工作方案（征求意见稿）》，《征求意见稿》明确了“基准价+浮动价”的定价机制不变，实行月度定价，调整区间在550～850元之间。其中，下水煤合同基准价暂按5500大卡动力煤700元/吨签订；非下水煤合同基准价按下水煤基准价扣除运杂费后的坑口价格确定。此外，《征求意见稿》还扩大了2022年的煤炭长协签订范围。
2022年2月24日，国家发展改革委印发《关于加强完善煤炭市场行情报价形成机制的通知》，再次明确了煤炭（动力煤）中长期交易价格的合理区间。蒙西煤炭（5500千卡）出矿环节价格合理区间为每吨260-460元，蒙东煤炭（3500千卡）出矿环节价格合理区间为每吨200-300元。《通知》逐步加强电煤中长期合同签订、履约和监管工作，并要求电煤中长期合同实现发电供热企业全年用煤量签约、电煤中长期合同月度履约率以及执行国家电煤中长期合同价格政策的“三个 100%”。《通知》自2022年5月1日起实施。同时，鄂尔多斯等地相继取消煤管票制度，推动国内先进产能进一步释放，上述政策措施对促进煤价理性回归起到积极作用。
然而，受煤炭市场供求因素影响，煤炭供应紧张，煤价持续高位运行。2022 年北方港5500大卡动力煤市场均价为1,296元/吨，同比上涨24.2%，煤电企业燃料采购成本大幅度的增加，给公司的煤电经营带来压力。
2023年，国家对重点用煤企业长协煤全覆盖政策趋紧，用煤企业普遍加大了长协煤的采购力度，随着国内煤炭产量的增加，长协煤兑现率会显著提升，市场煤的份额将受到进一步挤压。
报告期，公司魏家峁煤电一体化项目煤炭产量871.98万吨，同比增长22.75%，公司合并范围内电厂供应量208.69万吨，同比增长 182.81%，煤炭外销量379.55万吨，同比增长3.71%；公司完成标煤单价672.54元/吨，较上年同期增加53.77元/吨，同比上涨8.69%。
公司主营业务主要为发电、供热和煤炭产销。公司的全部发电资产均位于内蒙古自治区境内，为内蒙古自治区大型独立发电公司之一。截止报告期日，公司可控装机容量1,284.62万千瓦，其中燃煤发电机组控股装机容量1,140万千瓦，占比88.74%；新能源装机容量144.62万千瓦，占比11.26%。所发电量除了保证内蒙古自治区外，还向华北、京津唐等地区输送；同时拥有煤炭产能1,200万吨，充分的发挥煤电一体化协同优势，为内蒙古自治区及我们国家社会经济发展和居民生产生活用电提供重要的电力能源保障，是内蒙古自治区重要的电源支撑点。
公司将继续贯彻国家能源安全新战略，以“双碳”目标为引领，围绕“十四五”发展目标和战略布局，贯彻新发展理念，顺应能源绿色低碳转型和电力市场化改革趋势要求，加快发展新能源产业，提高煤电产业协同效应，不断的提高经营管理上的水准，为社会提供清洁能源，为股东创造长期、稳定回报，努力把公司建设成为区域一流现代化综合清洁能源公司。
公司是内蒙古自治区首家上市公司，是区域大型的综合性能源公司之一。公司发电资产遍布自治区九个盟市，项目主要处于电力、热力负荷中心或煤炭资源丰富区域。公司经营事物的规模包括火力发电、供应，供热，蒸汽、热水的生产、供应、销售、维护和管理；风力发电以及其他新能源发电和供应；对煤炭、铁路及配套基础设施项目的投资，对煤化工、煤炭深加工行业投资、建设、运营管理，对石灰石、电力生产相关原材料投资，与上述经营内容相关的管理、咨询服务。
公司主要经营以火电为主的发电、供热业务以及风电和太阳能等为主的新能源发电业务，并经营煤炭生产及销售等业务。截止本报告日，公司已投入运行的控股发电厂共计17家，装机容量1,284.62万千瓦，其中燃煤发电机组装机容量1,140万千瓦，占比88.74%；新能源装机容量144.62万千瓦，占比11.26%；公司煤炭产能1,200万吨/年。
从业务分布看，公司发电业务主要向蒙西电网、华北电网、蒙东电网供电，其中，蒙西电网、蒙东电网区域主要以直调、大用户交易等方式销售；华北电网主要以“点对网”和特高压直送等方式销售。随着电力体制改革逐步深入，竞价上网成为发电企业重要的销售方式。
公司供热业务最重要的包含居民供热及工业供汽，其中，居民供热直接销售给热力用户或通过协议以趸售方式销售给热力公司；工业供汽以协议方式直售给客户。
公司煤炭业务为魏家峁煤电一体化项目，部分煤炭用于电厂自用和公司合并范围内销售，其余全部外销。
公司的主要业绩驱动因素包括但不限于发电量（供热量）、电价（热价）、煤炭产销量以及煤炭销售价格、燃料采购价格等方面。同时，技术创新、环境政策、人才队伍等亦会间接影响企业当前业绩和发展的潜在能力。公司发电量、供热量以及煤炭产销量受到国家整体经济发展形势、区域分布、市场之间的竞争、政策导向等多重因素综合影响。报告期内公司合并口径累计完成发电量610.71亿千瓦时，同比增长6.44%；供热量累计完成1,771.15万吉焦，同比增长5.74%；公司煤炭产量871.98万吨，同比增长22.75%。公司电价和煤炭价格主要受国家政策、市场之间的竞争和供求关系影响，报告期内公司平均上网结算电价完成366.81元/千千瓦时（不含税），同比上涨18.71%；标煤单价完成672.54元/吨，同比上升8.69%；煤炭销售价格完成460.66元/吨，同比降低15.55%。
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
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