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　　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 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。

　　2024年4月28日，公司召开第二届董事会第二十一次会议，审议通过了《关于公司2023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0.78元（含税）。截至2024年3月31日，公司总股本为28,621,379,200股，以此计算合计拟派发现金股利人民币2,232,467,577.60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，因可转债转股/回购股份/股权激励授予股份回购注销/重大资产重组股份回购注销等致使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。

　　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。根据国际能源署（IEA）发布的《2023年可再生能源》年度市场报告，2023年底，全球可再生能源增速创历史新高，新增装机达510吉瓦，同比增长50%，其中光伏占75%。根据全球风能理事会(GWEC)发布的《全球风能报告2024》，2023年全球新增风电装机容量达到创纪录的117GW，同比增长50%，中国新增装机容量占比近65%。其中，新增海上风电装机容量为10.8GW，成为历史上第二好的一年。2023年全球累计风电装机容量突破第一个TW里程碑，达1021GW，同比增长13%。

　　2023年是全面贯彻落实党的二十大精神的开局之年，是全面建设社会主义现代化国家开局起步的重要一年，积极稳妥推进碳达峰碳中和、有计划分步骤实施碳达峰行动、加快规划建设新型能源体系等党的二十大报告提出的重点工作正在加速推进，建设新型电力系统是电力行业落实以上重点任务的首要抓手和共同目标。习在中央全面深化改革委员会第二次会议上首次提出，加快构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统。建设新型电力系统的蓝图逐渐清晰，持续大力发展以风电、光伏为代表的新能源发电是建设新型电力系统的核心任务。

　　2023年我国可再生能源保持高速度发展、高比例利用、高质量消纳的良好态势，为保障电力供应、促进能源转型、扩大有效投资发挥了重要作用。根据国家能源局发布的2023年1-12月份全国电力工业统计数据，截至2023年12月底，全国可再生能源发电总装机达15.16亿千瓦，占全国发电总装机的51.9%，在全球可再生能源发电总装机中的比重接近40%；2023年全国可再生能源新增装机3.05亿千瓦，占全国新增发电装机的82.7%，占全球新增装机的一半，超过世界其他国家的总和；全国可再生能源发电量近3万亿千瓦时，接近全社会用电量的1/3；全国主要可再生能源发电项目完成投资超过7697亿元，占全部电源工程投资约80%；2023年风电机组等关键零部件的产量占到全球市场的70%以上，光伏多晶硅、硅片、电池片和组件产量占全球比重均超过80%。

　　2023年，公司新增装机容量1353.56万千瓦，累计装机容量达到4004.44万千瓦。风电累计装机容量达到1941.66万千瓦，占全国风力发电行业市场份额的4.40%，其中海上风电累计装机容量达到549.16万千瓦，占全国市场份额的14.73%；太阳能发电累计装机容量达到1982.42万千瓦，占全国太阳能发电行业市场份额的3.25%。

　　注：全国数据源自国家能源局官网、中国电力企业联合会。“其他”项均为独立储能项目。2023年，公司因转让等原因减少水电装机容量1.26万千瓦。

　　2023年1月16日，国家机关事务管理局印发《关于2023年公共机构能源资源节约和生态环境保护工作安排的通知》，提出要持续优化能源消费结构，有序实施煤炭消费替代，加大可再生能源利用，鼓励市场化方式推动分布式光伏、光热项目建设。

　　2023年4月6日，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14日，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〉案例解读》第二、三章部分。方案要求“不得以任何名义增加新能源企业的不合理投资或成本”，即除国家法律法规规定的费用外，各级地方政府不得另行设立名目收取费用，也不得强制企业以捐赠等名义收取费用。

　　2023年8月22日，国家发展改革委等十部门发布关于印发《绿色低碳先进技术示范工程实施方案》的通知。方案明确建设一批绿色低碳先进技术示范工程，健全相关支持政策、商业模式、监管机制，持续加强绿色低碳技术和产业的国际竞争优势。要求建设先进电网和储能示范项目。包括先进高效“新能源+储能”、新型储能、抽水蓄能、源网荷储一体化和多能互补示范等。

　　2023年9月21日，国家能源局发布《关于加强新形势下电力系统稳定工作的指导意见》，指出要夯实电力系统稳定基础，加强新型电力系统全过程稳定管理，构建稳定技术支撑体系。

　　2023年9月27日，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》，围绕技术创新、开发建设和高比例应用三方面予以具体支持。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。

　　2023年1月18日，国家能源局印发《2023年能源监管工作要点》。文件要求，聚焦市场监管，进一步强化电力市场体系建设。加快推进全国统一电力市场体系建设，研究全国统一电力市场发展规划，强化电力市场基础制度规则的统一，规范电力市场方案规则制定程序。充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，有效反映电力资源时空价值，不断扩大新能源参与市场化交易规模。

　　2023年3月15日，国家发展改革委发布《关于2022年国民经济和社会发展计划执行情况与2023年国民经济和社会发展计划草案的报告》。报告指出，2023年国民经济和社会发展计划的主要任务包括进一步推进电力体制改革，深入推进全国统一电力市场体系建设，加快推进电力现货市场建设，完善跨省跨区送电电价市场化形成机制；深化新能源上网电价市场化改革，完善供热价格机制；深入推进煤炭与煤电、煤电与可再生能源联营，核定第三监管周期区域电网和省级电网输配电价，研究建立发电侧容量补偿机制；积极推动第二批大型风电光伏基地项目开工建设，有序推进第三批项目核准开工，发展储能产业，大力推进抽水蓄能电站建设；完善碳排放统计核算体系，做好全国碳排放权交易市场第二个履约周期管理工作，健全碳排放权市场交易制度，严厉打击碳排放数据造假行为；推动绿电绿证市场与碳市场、能耗调控制度的有机衔接。

　　2023年4月14日，国家能源局发布《2023年能源工作指导意见》。意见指出，一是深化重点领域改革。加快建设全国统一电力市场体系，持续提升跨省区电力交易市场化程度，推进南方区域电力市场建设运营，研究推动京津冀、长三角电力市场建设。稳步提高电力中长期交易规模，扎实推进现货试点结算试运行，积极稳妥推进电力现货市场建设，加强电力中长期、现货和辅助服务市场有机衔接。积极推进辅助服务市场建设，建立电力辅助服务市场专项工作机制。二是强化能源行业监管。抓好电煤和电力交易合同履约、煤电上网价格上浮政策落实情况监管。加强对电网、油气管网等自然垄断环节的监管，深入推进电网和油气管网设施公平开放，规范电网企业代理购电。

　　2023年7月11日，中央全面深化改革委员会第二次会议审议通过了《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》。会议强调，要深化电力体制改革，加快构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统，更好推动能源生产和消费革命，保障国家能源安全。要科学合理设计新型电力系统建设路径，在新能源安全可靠替代的基础上，有计划分步骤逐步降低传统能源比重。要健全适应新型电力系统的体制机制，推动加强电力技术创新、市场机制创新、商业模式创新。要推动有效市场同有为政府更好结合，不断完善政策体系，做好电力基本公共服务供给。

　　2023年10月12日，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司联合发布《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》。通知明确，有序实现电力现货市场全覆盖，2023年底全国大部分地区具备电力现货结算试运行条件。按照2030年新能源全面参与市场交易的时间节点，现货试点地区结合实际制定分步实施方案。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，探索参与市场的有效机制。做好现货与中长期交易衔接，研究对新能源占比较高的省份，适当放宽年度中长期合同签约比例，绿电交易纳入中长期交易范畴，交易合同电量部分按照市场规则，明确合同要素并按现货价格结算偏差电量。完善电力市场价格体系，严格落实燃煤发电上网侧中长期交易价格机制，不得组织专场交易，减少结算环节的行政干预。推动开展各类可靠性电源成本回收测算工作，探索实现可靠性电源容量价值的合理补偿。

　　2023年11月10日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》。煤电容量电价机制适用于合规在运的公用煤电机组。燃煤自备电厂、不符合国家规划的煤电机组，以及不满足国家对于能耗、环保和灵活调节能力等要求的煤电机组，不执行容量电价机制，具体由国家能源局另行明确。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。其中，用于计算容量电价的煤电机组固定成本实行全国统一标准，为每年每千瓦330元；通过容量电价回收的固定成本比例，综合考虑各地电力系统需要、煤电功能转型情况等因素确定welcome美嘉体育，，2024-2025年多数地方为30%左右，部分煤电功能转型较快的地方适当高一些，为50%左右。2026年起，将各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50%。

　　2023年7月11日，中央全面深化改革委员会第二次会议，审议通过了《关于推动能耗双控逐步转向碳排放双控的意见》。会议强调，从能耗双控逐步转向碳排放双控，要坚持先立后破，完善能耗双控制度，优化完善调控方式，加强碳排放双控基础能力建设，健全碳排放双控各项配套制度，为建立和实施碳排放双控制度积极创造条件。

　　2023年8月3日，国家发展改革委、财政部、国家能源局印发《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》。一是明确绿证适用范围。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。绿证对应电量不得重复申领电力领域其他同属性凭证。二是规范绿证核发。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。对存量常规水电项目，暂不核发可交易绿证，相应的绿证随电量直接无偿划转。对2023年1月1日（含）以后新投产的完全市场化常规水电项目，核发可交易绿证。三是完善绿证交易方式。绿证依托中国绿色电力证书交易平台，以及北京电力交易中心、广州电力交易中心开展交易。现阶段可交易绿证仅可交易一次。对享受中央财政补贴的项目绿证，初期采用双边和挂牌方式为主，创造条件推动尽快采用集中竞价方式进行交易，绿证收益按相welcome美嘉体育，关规定执行。平价（低价）项目、自愿放弃中央财政补贴和中央财政补贴已到期项目，绿证交易方式不限，绿证收益归发电企业或项目业主所有。

　　2023年8月4日，国家发展改革委、国家能源局联合发布《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。各省级行政区域可再生能源电力消纳责任权重完成情况以实际消纳的可再生能源物理电量为主要核算方式，各承担消纳责任的市场主体权重完成情况以自身持有的可再生能源绿色电力证书为主要核算方式，绿证核发交易按有关规定执行。

　　2023年10月19日，生态环境部、市场监管总局联合发布《温室气体自愿减排交易管理办法（试行）》。文件是保障全国温室气体自愿减排交易市场有序运行的基础性制度，共8章51条，对自愿减排交易及其相关活动的各环节作出规定，明确了项目业主、审定与核查机构、注册登记机构、交易机构等各方权利、义务和法律责任，以及各级生态环境主管部门和市场监督管理部门的管理责任。生态环境部指出，在市场实现稳起步、稳运行后，按照“成熟一个，发布一个”的基本原则，逐步扩大自愿减排市场支持领域，强化市场功能。

　　2023年10月24日，生态环境部发布《温室气体自愿减排项目方法学 并网光热发电（CCER-01-001-V01）》和《温室气体自愿减排项目方法学 并网海上风力发电（CCER-01-002-V01）》等系列文件。文件明确了光热发电和海上风电项目开发为温室气体自愿减排项目的适用条件、减排量核算方法、监测方法、审定与核查要点等。

　　2023年1月6日，国家电网与南方电网正式发布《关于公布第一批可再生能源发电补贴合规项目清单的公告》，针对2022年11月2日发布的合规项目公示予以最终确认，至此国补核查第一批合规项目核查结果落地。

　　2023年3月22日，华北能源监管局发布《关于受理可再生能源发电补贴核查工作申诉的公告》，按照部际工作领导小组部署和国家核查组工作安排，结合前期可再生能源发电补贴核查工作开展情况，受理可再生能源发电企业关于补贴核查工作的申诉（全容量补贴问题除外），进一步推动国补核查进展。

　　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。

　　项目实施单位负责在管辖范围内筛选项目资源，根据情况签订项目开发协议；项目实施单位按公司相关规定开展资源、限制因素、建设条件、造价、经评等初评估工作，根据初评估结果并结合区域内政策要求，组织参与项目指标竞争性配置或申报，根据授权情况报请公司决策；取得项目指标后，项目实施单位对项目进一步评估论证，对满足立项条件的项目，组织对项目立项进行内部审核，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，通过立项决策后项目实施单位组织开展项目可行性研究及前期手续办理等工作；项目可研报告经过评审收口、取得关键前期手续等，满足项目投资决策条件后，项目实施单位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。

　　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。

　　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等各阶段，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。

　　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。

　　公司区域公司、专业welcome美嘉体育，化分（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，统一规范管理”为核心内容的运维模式，自主运维与对外委托相结合，将区域公司、专业化分（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。

　　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23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、浙江、江西和河南。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。