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经审计。本报告中2020年和2021年财务数据分别使用2021年和2022
本评级报告所依据的评级方法为《电力企业信用评级方法》，版本号为PF-DL-2022-V.5.0，该方法已在大公官网公开披露。本次评级所使用模型及结果如下表所示：
为便于报告使用人正确理解和使用大公国际资信评估有限公司（以下简称“大公”）出具的本信用评级报告（以下简称“本报告”），兹声明如下： 一、本报告中所载的主体信用等级仅作为大公对福建华电福瑞能源发展有限公司及相关债项跟踪评级使用，未经大公书面同意，本报告及评级观点和评级结论不得用于其他债券的发行等证券业务活动。
二、评级对象或其发行人与大公、大公子公司、大公控股股东及其控制的其他机构不存在任何影响本次评级客观性、独立性、公正性、审慎性的官方或非官方交易、服务、利益冲突或其他形式的关联关系。
大公评级人员与评级委托方、评级对象或其发行人之间，不存在影响评级客观性、独立性、公正性、审慎性的关联关系。
三、大公及评级项目组履行了尽职调查以及诚信义务，有充分理由保证所出具本报告遵循了客观、真实、公正、审慎的原则。
四、本报告的评级结论是大公依据合理的技术规范和评级程序做出的独立判断，评级意见未因评级对象或其发行人和其他任何组织机构或个人的不当影响而发生改变。
五、本报告引用的资料主要由评级对象或其发行人提供或为已经正式对外公布的信息，相关信息的合法性、真实性、准确性、完整性均由评级对象或其发行人/信息公布方负责。大公对该部分资料的合法性、真实性、准确性、完整性和有效性不作任何明示、暗示的陈述或担保。
由于评级对象或其发行人/信息公布方提供/公布的信息或资料存在瑕疵（如不合法、不真实、不准确、不完整及无效）而导致大公的评级结果或评级报告不准确或发生任何其他问题，大公对此不承担任何责任（无论是对评级对象或其发行人或任何第三方）。
六、本报告系大公基于评级对象及其他主体提供材料、介绍情况作出的预测性分析，不具有鉴证及证明功能，不构成相关决策参考及任何买入、持有或卖出况、实际兑付结果不一致。大公对于本报告所提供信息所导致的任何直接或间接的投资盈亏后果不承担任何责任。
七、本次评级结果中的信用等级自本评级报告出具之日起生效，主体信用等级自本报告出具日起一年内有效，债券信用等级有效期至被跟踪债券到期日。在有效期限内，大公将根据需要对评级对象或其发行人进行定期或不定期跟踪评级，且有权根据后续跟踪评级的结论，对评级对象或其发行人做出维持、变更或终止信用等级的决定并及时对外公布。
八、本报告版权属于大公所有，未经授权，任何机构和个人不得复制、转载、出售和发布；如引用、刊发，须注明出处，且不得歪曲和篡改。
根据大公承做的华电福瑞存续债券信用评级的跟踪评级安排，大公对评级对象的经营和财务状况以及履行债务情况进行了信息收集和分析，并结合其外部经营环境变化等因素，得出跟踪评级结论。
根据大公承做的华电福瑞存续债券信用评级的跟踪评级安排，大公对评级对象的经营和财务状况以及履行债务情况进行了信息收集和分析，并结合其外部经营环境变化等因素，得出跟踪评级结论。
2023/04/11～于公司依照发行条款 的约定赎回之前长期存续，在公司 依据发行条款约定赎回时到期
2022/09/15～2025/09/15（附公司 续期选择权和赎回选择权）
2022/05/25～于公司依照发行条款 的约定赎回之前长期存续，在公司 依据发行条款约定赎回时到期
2021/11/03～于公司依照发行条款 的约定赎回之前长期存续，在公司 依据发行条款约定赎回时到期
30%拟用于归还连城石壁山风电场 项目和宁化鸡公岽风电场项目拟到 期的贷款本息，70%用于华电阳 洲三海上风电场项目的建设
2021/09/28～于公司依照发行条款 的约定赎回之前长期存续，在公司 依据发行条款约定赎回时到期
拟用于置换云南省砚山黑巴风电场 项目存量建设期融资、补充云南省 砚山黑巴风电场项目营运资金及华 电玉环1号海上风电场项目建设
2021/09/28～于公司依照发行条款 的约定赎回之前长期存续，在公司 依据发行条款约定赎回时到期
拟用于偿还广西华电南宁马山苏仅 60MW风电项目和马山协合杨圩风电 场工程建设尾款及运营维护
2021/09/24～于公司依照发行条款 的约定赎回之前长期存续，在公司 依据发行条款约定赎回时到期
30%拟用于归还漳平大西岭风电场 项目和漳平红尖山风电项目拟到期 的贷款本息；70%用于福清海坛海峡 海上风电项目的建设
2021/08/26～2024/08/26（附公司 续期选择权和赎回选择权）
2021/08/25～2024/08/25（附公司 续期选择权和赎回选择权）
用于“河南特大暴雨”灾后恢 复及重建、归还公司有息债务及 补充其他绿色业务流动资金
截至2023年4月末，募投项目中华电玉环1号海上风电场项目、福清海坛海峡海上风电项目及华电阳洲三海上风电场均已投入运营。
公司成立于 2020年 5月 18日，由华电集团出资设立，设立之初注册资本0.10亿元，后通过吸收合并对华电集团控股的 H股上市公司华电福新能源股份有限公司（以下简称“华电福新”）进行私有化，并承接其所有资产、负债、权益、业务、雇员、合约以及所有其他权利及义务，公司注册资本增至117.11亿元，华电福新已注销且公司完成华电福新相关债权清偿义务继承。截至2023年3月末，公司注册资本随华电集团增资增至130.61亿元，华电集团持有公司100%股份，国务院国有资产监督管理委员会（以下简称“国务院国资委”）为公司实际控制人。截至2022年末，公司合并范围内重要子公司33家，公司仍是华电集团在新能源发电和福建省电力投资的重要平台，子公司华电福新能源发展有限公司（2022年 3月更名为“华电新能源集团股份有限公司”，以下简称“华电新能”）为风光等新能源资产的整合平台，是华电集团在新能源领域的重要部署；2022年7月1日，华电新能发布首次公开发行股票（A股）招股说明书（申报稿），本次拟公开发行股票数量不低于本次发行后华电新能总股本的 15%且不超过本次发行后华电新能总股本的 30%，发行后总股本不超过 514.29亿股人民币，目前处于上市申报阶段；截至2022年末，公司对华电新能持股52.40%。
公司按照《中华人民共和国公司法》等有关法律法规规章的要求，制定公司章程。公司不设股东会，设立董事会对股东负责，由5名董事组成，由股东委派，设董事长1名；设立党委，设立党委书记1名；设监事1名，由股东委派；设总经理1名；此外公司设办公室、财务资产部、工程管理部、党建工作部等13个职能部门，同时制定了包括预算管理、对外担保管理、投资分析与决策管理、内部审计管理、财务管理、投融资管理等各方面的一系列管理制度。
根据公司提供的中国人民银行征信中心出具的企业信用报告，截至2023年4月 25日，公司本部未结清和已结清信贷中不存在关注和不良记录。截至本报告出具日，公司本部和子公司华电新能在公开债券市场发行的到期债券均已按时兑付，存续债券正常付息。
2022年我国宏观经济大盘总体稳定，2023年一季度我国经济运行开局良好，随着稳增长政策效应的不断显现，我国经济发展质量将稳步提升。
2022年，我国经济增长面临一定阻力，政府加大宏观调控的力度，有效应对超预期因素的冲击，宏观经济大盘总体稳定，全年 GDP比上年增长 3.0%。面对经济下行压力，政府出台实施稳经济一揽子政策和接续措施，推动经济企稳回升。积极的财政政策前置发力，加快地方债券特别是专项债券发行使用，实施大规模留抵退税助企纾困，大力优化支出结构。稳健的货币政策灵活适度，充分发挥总量和结构双重功能，保持流动性合理充裕。我国经济总量再上新台阶，经济高质量发展取得新成效。
2023年，我国经济运行开局良好，市场预期明显改善，但国内经济回升基础尚不牢固，宏观政策将主要围绕扩内需、稳就业、防风险和促增长等方面加码发力。一季度我国 GDP同比增长 4.5%，其中消费增长明显回升，基建投资保持稳健，制造业投资保持较强韧性，房地产拖累效应减弱，外贸进出口明显回稳；积极的财政政策加力提效，财政支出持续增加、专项债前置发力以及税费优惠政策优化延续等举措有效支持经济高质量发展；稳健的货币政策精准有力BOB体育app，通过降准等手段保持流动性合理充裕，继续加大结构性货币政策工具对重点经济领域和薄弱环节的支持力度。整体来看，2023年在市场信心逐渐回升，以及国内扩内需、促消费等政策相互配合作用下，我国经济将整体回升。
2022年以来我国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；全国电力装机规模持续增长，并延续绿色低碳发展趋势，非化石能源发电装机和发电量均保持快速增长，火电装机容量保持低速增长，发挥兜底保供作用。
2022年，全国全社会用电量8.64万亿千瓦时，同比增长3.6%，全国电力供需总体偏紧，个别地区少数时段出现拉闸限电，2022年 2月，全国多次出现大范围雨雪天气，少数省份在部分用电高峰时段电力供需平衡偏紧；7、8月，受极端高温少雨天气影响，叠加经济恢复增长，用电负荷快速增长，12月贵州、云南等少数省份受前期来水偏枯以及用电需求增长，供电局势紧张。2023年1～3月，全国全社会用电量2.12万亿千瓦时，同比增长3.6%，其中工业和制造业当月用电量增速高于全社会平均水平。
近年来，我国发电装机容量持续增长，总量增速有限，全国发电装机呈现“总量增长，结构优化”特征。随着“碳中和、碳达峰”相关政策及煤电政策的落实，火电装机规模增速持续放缓，非化石能源发电装机保持快速增长，延续绿色低碳发展趋势，其中水电和风电占比较高。截至2023年3月末，全国发电装机容量26.2亿千瓦，同比增长9.1%；非化石能源发电装机容量13.3亿千瓦，同比增长15.9%，占总装机比重上升至50.5%，同比提高3.0个百分点，其中风电3.76亿千瓦，同比增长11.7%，且海上风电增幅明显，太阳能发电4.3亿千瓦，同比增长 33.7%，风电及太阳能发装机增速较快；火电 13.4亿千瓦，占比仍较高，增速维持较低水平，受能源保供及煤电调峰等影响，火电机组质量提升。
2022年，全国规模以上工业企业发电量8.39万亿千瓦时、同比增长2.2%,其中并网风电及光伏发电发电量增幅超过16%，水电、火电及核电发电量增速低于3%，在来水明显偏枯的三季度，全口径煤电发电量同比增长 9.2%，发挥了煤电兜底保供作用。设备利用率方面，2020～2022年，全国发电设备利用小时有所波动，2022年，全国6,000千瓦及以上电厂发电设备利用小时分别为3,756小时、3,813小时和3,687小时，2023年1～3月，全国发电设备累计平均利用小时868小时，同比减少31小时。
2022年以来燃煤发电市场化价格浮动范围扩大；但受清洁能源替代、煤炭价格波动等因素影响，煤电企业仍面临一定经营压力。
自2020年1月1日起，现行燃煤发电标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制，基准价按当地现行燃煤发电标杆上网电价确定。2021年10月，国家发改委发布了《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，要求有序放开全部燃煤发电电量上网电价，扩大市场交易电价上下浮动范围，将燃煤发电市场交易价格浮动范围扩大为上下浮动原则上均不超过20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制；电力现货价格不受上述幅度限制。
2022年以来，燃煤电价市场化改革继续推进，结合能耗双控推进要求，各省份相应出台的燃煤发电市场化交易电价浮动范围，取消工商业目录销售电价、优化峰谷及分时电价、阶梯电价、高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制等一列政策继续推行，受上述政策影响，2022年以来，煤电交易电价有所提升，一定程度上缓解火电经营压力。未来随着市场化交易电量规模的扩大及多元化的市场化交易机制的推行，具有成本优势的发电企业更具有相对优势。
煤价方面，2021年10月以来，虽受“保供”政策执行落地，煤炭价格有所回落，但受进口煤限制、供需仍偏紧等影响，煤炭价格高位波动，煤电经营压力持续，2022年前三季度煤电企业持续大面积亏损；随着能源保供稳价政策的持续执行，煤炭价格回落，煤电企业经营压力有所缓解，但受季节性需求等因素影响，煤炭存在波动且价格仍处于高位，煤电企业仍面临一定经营压力。2022年以来，为推进落实能源保供稳价工作，供给端方面，要求煤电机组应发尽发，同时在火电机组在维持基本稳定的情况下，通过“上大压小、上新压旧、上高压低”方式，规划布局大型清洁高效煤电机组，推进现役煤电机组节能降碳改造、供热改造、灵活性改造“三改联动”，加快建设具备条件的支撑性调节性电源，开工投产一批煤电项目；金融领域方面，2022年 8月，国常会上提出核准开工一批条件成熟的基础设施等项目，支持中央发电企业等发行 2,000亿元能源供特别 债；10月“二十大”报告再次强调，有计划分步骤实施碳达峰行动，强调代表 政策向能源供应保障安全的方向调整。未来随清洁能源投产及优先消纳，电源结 构绿色趋势持续及“双碳”措施及国家能耗双控进一步推进，火电运营将面临一 定经营转型升级压力。 图1 2019年以来我国动力煤和无烟煤价格情况（单位:元/吨）
风电及光伏发电等新能源在“碳达峰”、“碳中和”的背景下，仍面临良好的政策环境，但需继续关注消纳、平价上网及市场化交易推行等带来的影响。
随着“碳达峰”、“碳中和”推进，我国电力系统将朝着清洁能源方向快速发展，可再生能源为能源建设重点，相关政策的陆续出台，为其发展提供良好外部环境。2022年 3月，《“十四五”新型储能发展实施方案》提到，加快推动系统友好型新能源电站建设，以新型储能支撑高比例可再生能源基地外送、促进沙漠戈壁荒漠大型风电光伏基地和大规模海上风电开发消纳。2022年 3月，国家发展改革委、国家能源局印发的《“十四五”现代能源体系规划》提到，到2025年非化石能源发电量比重达到39%左右，“十四五”期间提高5.8个百分点。
2022年12月，中央国务院印发《扩大内需战略规划纲要(2022-2035年)》提到，大幅提高清洁能源利用水平，建设多能互补的清洁能源基地，以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点加快建设大型风电、光伏基地。推动构建新型电力系统，提升清洁能源消纳和存储能力。鼓励绿色电力交易，制定促进各类电力用户购买绿作要点》及《2023年能源工作指导意见》分别提及，持续跟踪跨省跨区输电通道、大型风电光伏基地、水电站、电力“源网荷储”一体化和多能互补、整县屋顶分布式光伏开发试点等重大项目推进情况；2023年非化石能源发电装机占比提高到51.9%左右，风电、光伏装机增加1.6亿千瓦左右。
此外我国陆续发布了涉及消纳与解决补贴滞后等问题的有关政策，为风光电等清洁能源行业发展提供政策环境，但仍需持续关注后续政策动态及有关问题缓解情况。其中2022年以来，为推进落实能源保供稳价工作，要求水电、核电、风电、光伏等清洁能源发电多发满发；风光项目应并尽并、能并早并。此外可再生能源电价附注补助预算陆续下发，2022年两次累计下达补贴资金67.19亿元。
2022年11月，中央预决算公开平台公布《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》，风电及光伏补贴资金分别为 20.46亿元和25.8亿元。
我国风光发电上网电价陆续进入竞争电价与平价电价上网阶段，2021年，我国新建风电、光伏发电项目全面实现平价上网；2022年，对新建项目延续平价上网政策，上网电价按当地燃煤发电基准价执行。新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价，鼓励绿色电力参与市场化交易。综合来看，考虑到外送通道建设及省间壁垒等问题解决尚需时间，风光等新能源装机的快速增长或将带来一定消纳压力；此外虽燃煤发电价格放宽上浮限制，风光电上网电价下行有所缓解，但随着平价上网推进及市场化交易竞争加剧，风电及光伏发电利润空间仍面临承压可能。
我国水电未来存在增长空间，装机规模将继续集中在大型央企发电集团，随着机组投产及输送力提升，水电规模及发电效率将有望提升，但需关注水电受区域来水情况影响较大，西南区域水电消纳的持续改善仍面临一定压力。
我国水资源主要集中在西部地区，围绕长江流域、雅砻江、澜沧江等流域，主要为大型央企投资建设的水电站；水资源和用电需求的区域差异导致水电受“西电东输”的影响较大，跨网输送能力对水电消纳能力的提升起着关键作用。
根据《2030年前碳达峰行动方案的通知》，“十四五”、“十五五”期间分别新增水电装机容量4,000万千瓦左右，西南地区以水电为主的可再生能源体系基本建立；此外到2025年和2035年将抽水蓄能投产规模分别增至6,200万千瓦及1.2亿千瓦以上。预计未来水电装机规模存在增长空间，但由于水电建设开发权的特殊性和投入资金规模较大需求，水电装机资源将继续集中在大型央企发电集团。我国水电建设装机及发电量规模持续增长，截至2023年3月末水电装机容量4.2亿千瓦，同比增长5.4%。2022年，全国规模以上工业企业水电发电量同比增长 1.0%。随着清洁能源消纳能力进一步提高和跨区域特高压电网的发展，水电发电效率将有所提升，但水电业务受所在流域来水情况影响较大，且西南区域水电消纳问题的持续改善仍面临一定压力。上网电价方面，水电电价主要包括成本加成定价、标杆电价定价、落地省区倒推电价定价和市场化定价模式，易受区域用电需求和跨网输电成本影响，同时随着市场化交易的提升，考虑燃煤电价浮动范围放宽的影响，水电竞争优势仍明显。
福建省经济继续增长，全省用电量和发电量均继续增长，省内电力供需相对宽松；福建省持续推进能源绿色低碳转型和市场化电力交易。
2022年，福建省经济继续增长，全省生产总值为53,109.9亿元，同比增长4.7%。其中，第一产业增加值3,076.2亿元，增长3.7%；第二产业增加值25,078.2亿元，增长5.4%；第三产业增加值24,955.5亿元，增长4.0%,全年全部工业增加值19,628.8亿元，比上年增长4.9%，规模以上工业增加值增长5.7%;全年固定资产投资20,513.9亿元，比上年增长7.5%。
2022年BOB体育app，福建省用电量和发电量分别为2,900亿千瓦时和3,074亿千瓦时，均继续增长。截至2022年末，福建省发电装机容量7,531.0万千瓦，较上年末增长 7.8%，其中，火电装机容量 3,681.4万千瓦，增长 2.4%；水电装机容量1,538.3万千瓦，增长11.0%；核电装机容量1,101.2万千瓦，增长11.7%；并网风电装机容量742.0万千瓦，增长1.0%；并网太阳能发电装机容量464.9万千瓦，增长67.8%。整体来看，福建省发电结构以火电为主但水电和核电装机规模较大，省内电力供需相对宽松。为缓解地区消纳问题，福建省推进建设一系列电网项目以加大清洁能源外送力度，截至 2022年末，福建电网拥有两路 1,000千伏浙北-福州特高压输电线千伏输电线路、闽粤联网直流换流站及两路500千伏输电线路等。
福建省持续推进能源绿色低碳和能源清洁化，2022年 8月陆续发布《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的实施意见》和《福建省推进绿色经济发展行动计划（2022—2025年）》，加快形成煤、油、气、核和可再生能源多轮驱动、协调发展的能源供应体系。加快海上风电开发，稳妥推进闽南海上风电基地示范开发，“十四五”期间增加装机400万千瓦，到2025年，非化石能源消费比重达到27.40%，新型储能装机容量达到60万千瓦以上；到2030年，风电、太阳能发电总装机容量达到2,000万千瓦以上。此外，福建省作为首批纳入电力直接交易试点的6个省份之一，不断推进电力体制改革，市场化交易电量占比不断提高。根据《2023年福建省电力中长期市场交易方案》，燃煤发电机组全部上网电量参与市场交易，核电机组原则上全部上网电量（除华龙一号以外）参与市场交易，符合国家建设项目审批条件、已投入商业运行的风电机组和电化学储能电站，可参与市场交易，2023年，全省电力市场直接交易电量计划约2,110亿千瓦时(其中居民、农业等从市场采购电量约160亿千瓦时），除居民、农业等优先购电电量由电网企业保障供应外，其余电量全部进入市场。
公司电源结构多元，其中风光等新能源业务仍是毛利润的主要来源；2022年，受益于发电量及上网电价的增长，公司营业收入和毛利润均继续增长，但煤电业务毛利润继续亏损。
公司仍主要从事供电业务，包括风光等新能源、煤电、天然气分布式、水电等多种发电类型，电源结构多元，其中风电、光伏等新能源业务仍是毛利润的主要来源。2022年，受益于发电量及上网电价的增长，公司营业收入和毛利润均继续增长，综合毛利率因水电业务盈利回升而有所增长。
和电化学储能电站，可参与市场交易，2023年，全省电力市场直接交易电量计划约2,110亿千瓦时(其中居民、农业等从市场采购电量约160亿千瓦时），除居民、农业等优先购电电量由电网企业保障供应外，其余电量全部进入市场。
公司电源结构多元BOB体育app，其中风光等新能源业务仍是毛利润的主要来源；2022年，受益于发电量及上网电价的增长，公司营业收入和毛利润均继续增长，但煤电业务毛利润继续亏损。
公司仍主要从事供电业务，包括风光等新能源、煤电、天然气分布式、水电等多种发电类型，电源结构多元，其中风电、光伏等新能源业务仍是毛利润的主要来源。2022年，受益于发电量及上网电价的增长，公司营业收入和毛利润均继续增长，综合毛利率因水电业务盈利回升而有所增长。
风光等新能源包含少量生物质发电收入，煤电业务包含热力业务，2020年职工薪酬等管理费用计入主营本仍处于高位而继续亏损；公司天然气分布式发电业务因上网电价增长带动营业收入增长，但燃料成本增幅明显导致毛利润和毛利率均明显下降。同期，受区域来水情况改善影响，公司水电业务营业收入和盈利水平明显回升。公司其他业务收入主要为售电业务等，规模仍较小。
公司仍是华电集团在新能源发电和福建省电力投资的重要平台，目前形成以风光等新能源为主、水电煤电等能源互补的多元化电源结构，仍有利于分散经营风险；2022年，公司期末控股装机规模及发电量均继续增长，在全国新能源及福建省电力市场仍具有明显的竞争优势；公司在建及拟建项目规模较大，为未来装机规模增长提供支撑，但仍面临一定资本支出压力。
公司仍是华电集团在风光电等新能源以及福建省电力投资的重要平台，主要经营全国范围内的风光电等新能源以及福建省内的煤电、水电项目，同时开展天然气分布式发电项目，并通过参股方式发展核电项目，还涉及海上风电和境外发电项目，电源结构多元，其中风光等新能源装机占比较高，占华电集团新能源装3
本仍处于高位而继续亏损；公司天然气分布式发电业务因上网电价增长带动营业收入增长，但燃料成本增幅明显导致毛利润和毛利率均明显下降。同期，受区域来水情况改善影响，公司水电业务营业收入和盈利水平明显回升。公司其他业务收入主要为售电业务等，规模仍较小。
公司仍是华电集团在新能源发电和福建省电力投资的重要平台，目前形成以风光等新能源为主、水电煤电等能源互补的多元化电源结构，仍有利于分散经营风险；2022年，公司期末控股装机规模及发电量均继续增长，在全国新能源及福建省电力市场仍具有明显的竞争优势；公司在建及拟建项目规模较大，为未来装机规模增长提供支撑，但仍面临一定资本支出压力。
公司仍是华电集团在风光电等新能源以及福建省电力投资的重要平台，主要经营全国范围内的风光电等新能源以及福建省内的煤电、水电项目，同时开展天然气分布式发电项目，并通过参股方式发展核电项目，还涉及海上风电和境外发电项目，电源结构多元，其中风光等新能源装机占比较高，占华电集团新能源装3
2022年，随着在建项目的陆续投产，公司装机规模继续增长，带动发电量继续增长，其中风光等新能源作为主要发展方向，装机规模和发电量均继续增长BOB体育app，新能源发电能力继续增强，仍具有明显的竞争优势，煤电和天然气分布式装机基本稳定，水电装机随华电福新周宁抽水蓄能有限公司（以下简称“周宁抽蓄”）项目投产而增加。公司煤电和水电业务均在福建省，截至2022年末，公司燃煤装机和水电装机占福建省火电和水电装机规模的比重分别为13.36%和24.73%，在福建省内竞争优势明显。
根据公开资料查询，截至2022年末，华电集团除火电、水电外的风电及其他类型可控装机规模为3,755万千瓦。
截至2022年末，公司在建工程主要为福建可门煤电三期、青海德令哈西光储氢等项目，华电新能在风光大基地、就地消纳负荷中心项目等项目计划总装机规模和计划投资额均较大，对公司未来装机规模增长提供支撑，但未来需投资规模较大，仍面临一定资本支出压力。
截至2022年末，公司在建工程主要为福建可门煤电三期、青海德令哈西光储氢等项目，华电新能在风光大基地、就地消纳负荷中心项目等项目计划总装机规模和计划投资额均较大，对公司未来装机规模增长提供支撑，但未来需投资规模较大，仍面临一定资本支出压力。
公司风光等新能源业务运营主体主要为华电新能，装机分布较为广泛，其中风电装机主要分布在内蒙古、甘肃、新疆、河北等地，还有部分海上风电，光伏主要分布在甘肃、新疆、江苏、山西、湖北等地，生物质主要为桦川协联生物质能热电有限公司2.4万千瓦装机，规模很小。
2022年，风电、光伏平均设备利用小时数和上网电价为华电新能数据，不包含未划入华电新能的其他风量和上网电量均继续增长，风光平均利用效率均同比提升。公司大部分风光项目均享受补贴，不同地区的项目补贴以及标杆电价不同导致各个区域平均上网电价存在差异，其中风电平均上网电价基本稳定，光伏上网电价随着新并网项目多为平价上网项目而继续下降。公司主要依靠当地电网公司进行并网、电力传输及调度服务，部分电量通过市场化交易方式消纳，不同地区的市场化交易程度和占比存在差异。公司风光项目分布广泛，其中位于“三北地区”的装机规模较大，而“三北地区”因电力消纳和外送等因素存在一定的“弃风弃光限电”现象，仍面临一定损电风险。
公司仍是福建省主要的火力发电公司之一，2022年，公司煤电发电量因水电增发而同比下降，上网电价增幅较大；煤电业务受煤价等影响较大，2022年继续亏损，煤电运营存在一定压力。
公司仍是福建省主要的火力发电公司之一，煤电业务经营主体主要为子公司福建华电永安发电有限公司（以下简称“永安电厂”）、福建华电可门发电有限公司（以下简称“可门电厂”）、华电（漳平）能源有限公司（以下简称“漳平电厂”）和福建华电邵武能源有限公司（以下简称“邵武电厂”），均分布在福建省内，2022年末公司煤电装机保持稳定。
公司煤电业务作为水电业务的重要补充，起调节稳定公司发电规模的作用，发电情况受水电经营情况影响较大，2022年因水电增发导致煤电发电量同比下6
降，售电量和平均利用小时数随之下降，平均上网电价因市场化电价增幅较大而明显增长，供电标准煤耗随技改项目等推进而继续降低。
量和上网电量均继续增长，风光平均利用效率均同比提升。公司大部分风光项目均享受补贴，不同地区的项目补贴以及标杆电价不同导致各个区域平均上网电价存在差异，其中风电平均上网电价基本稳定，光伏上网电价随着新并网项目多为平价上网项目而继续下降。公司主要依靠当地电网公司进行并网、电力传输及调度服务，部分电量通过市场化交易方式消纳，不同地区的市场化交易程度和占比存在差异。公司风光项目分布广泛，其中位于“三北地区”的装机规模较大，而“三北地区”因电力消纳和外送等因素存在一定的“弃风弃光限电”现象，仍面临一定损电风险。
公司仍是福建省主要的火力发电公司之一，2022年BOB体育app，公司煤电发电量因水电增发而同比下降，上网电价增幅较大；煤电业务受煤价等影响较大，2022年继续亏损，煤电运营存在一定压力。
公司仍是福建省主要的火力发电公司之一，煤电业务经营主体主要为子公司福建华电永安发电有限公司（以下简称“永安电厂”）、福建华电可门发电有限公司（以下简称“可门电厂”）、华电（漳平）能源有限公司（以下简称“漳平电厂”）和福建华电邵武能源有限公司（以下简称“邵武电厂”），均分布在福建省内，2022年末公司煤电装机保持稳定。
公司煤电业务作为水电业务的重要补充，起调节稳定公司发电规模的作用，发电情况受水电经营情况影响较大，2022年因水电增发导致煤电发电量同比下6
降，售电量和平均利用小时数随之下降，平均上网电价因市场化电价增幅较大而明显增长，供电标准煤耗随技改项目等推进而继续降低。
公司煤炭采购主要通过国内长协、国内市场和进口三种方式，由于福建临海的地理优势，公司进口煤炭采购数量较大，煤炭采购量及采购成本受国际形势及国际市场波动影响较大，随着公司持续推进长协签订以及保供政策等落地，长协采购数量持续增长。公司煤电业务受煤价影响较大，2022年，公司煤炭采购成
本继续增长，虽然上网电价增长能弥补部分损失但增幅不及煤价涨幅，且煤电发挥兜底保供作用仍保持较大发电量，2022年公司煤电继续亏损，未来煤电运营仍面临煤价波动和国际形势变化等带来的压力。
本继续增长，虽然上网电价增长能弥补部分损失但增幅不及煤价涨幅，且煤电发挥兜底保供作用仍保持较大发电量，2022年公司煤电继续亏损，未来煤电运营仍面临煤价波动和国际形势变化等带来的压力。
公司天然气分布式发电运行主体主要为子公司华电福新广州能源有限公司、广州大学城华电新能源有限公司等，项目主要为广州大学城、广州南宁、天津北辰、广东增城等，主要分布在广州、上海等一二线年末公司天然气分布式装机规模保持稳定。
