由于燃料成本及财务费用下降等因素影响，公司经营业绩显著提高。2023年，公司实现营业收入1809.99亿元，比上年减少7.02%；归属于上市公司股东的净利润实现56.09亿元,同比增加104.41%。火电板块净利润85.25亿元，水电板块净利润24.89亿元，风电及光伏板块净利润22.30亿元。基本每股收益0.314元/股，比上年同期增加了103.90%。
截至2023年末，公司控股装机容量10557.97万千瓦，较2022年增加819.87万千瓦，其中火电控股装机容量增加95.90万千瓦，主要由于上海庙公司投产100万千瓦、邯郸东郊热电退城进园项目新增50.40万千瓦、大同第二发电厂关停60万千瓦火电机组；新能源控股装机增加724.57万千瓦，其中风电增加183.40万千瓦，太阳能光伏增加541.17万千瓦。
截至2023年末，公司权益装机容量5876.98万千瓦，其中火电3255.29万千瓦，占比55.39%；水电1159.83万千瓦，占比19.74%；风电798.90万千瓦,占比13.59%；太阳能光伏662.95万千瓦，占比11.28%；风电、光伏、水电等非化石能源权益装机合计2621.68万千瓦，占比44.61%。
2023年，公司累计完成发电量4526.36亿千瓦时，上网电量4298.38亿千瓦时，较2022年同比分别下降2.31%和2.43%，剔除2022年9月转让宁夏区域火电资产影响，同比分别增长3.67%和3.37%。火电企业累计完成发电量3729.26亿千瓦时，上网电量3512.16亿千瓦时，较上年分别下降3.97%和4.17%；水电企业累计完成发电量550.97亿千瓦时，上网电量546.60亿千瓦时，较上年分别下降1.79%和1.82%；风电企业累计完成发电量188.54亿千瓦时，上网电量182.14亿千瓦时，较上年分别增长13.10%和12.54%；光伏企业累计完成发电量57.60亿千瓦时，上网电量57.48亿千瓦时，较上年分别增长155.74%和163.38%。
2023年，公司深入研究电力市场机制，做好电力营销增效，平均上网电价437.78元/兆瓦时，参与市场化交易电量3967.08亿千瓦时，占上网电量的92.29%。市场化电量电价溢价62.63元/兆瓦时，较上年改善0.84元/兆瓦时，煤机电价较基准价上浮20.66%。
2023年，受新能源装机容量增加及水电发电量下降等因素影响，公司发电设备平均利用小时完成4511小时，较去年下降145小时，其中：火电完成5163小时，水电完成3685小时，风电完成2296小时，光伏完成1161小时。供热量完成1.91亿吉焦，同比增长4.53%。
2023年煤炭产能持续释放，煤炭供需形势持续向宽松方向转变，公司深入挖潜增效，加大燃料成本管控，通过开展内部调剂等措施节约燃料成本。全年共采购原煤1.84亿吨，其中长协煤总量1.74亿吨，占比94%，入炉标煤量1.13亿吨，入炉标煤单价934.96元/吨，同比下降43.82元/吨，降幅4.48%。
2023年，公司高度重视节能降耗工作，推进现役煤电机组实施节能降耗改造、供热改造、灵活性改造“三改联动”，调峰能力、供热能力不断提升，多台机组实现20%负荷深调能力；持续推进综合能源转型，大力开拓综合能源市场，非煤非电收入显著增加。公司火力发电机组平均供电煤耗为294.19克/千瓦时，较上年下降0.89克/千瓦时。发电厂用电率为3.96%。
根据中国电力企业联合会发布的《2023年度全国电力供需形势分析预测报告》，2023年国民经济回升向好拉动电力消费增速同比提高，全国全社会用电量9.22万亿千瓦时，同比增长6.7%，增速比2022年提高3.1个百分点。电力系统安全稳定运行，全国电力供需总体平衡，多方努力有效保障电力供应，平稳应对年初来水偏枯、电煤供应紧张、用电负荷增长带来的用电紧张及迎峰度夏、冬季雨雪冰冻天气等复杂形势。
截至2023年底，全国全口径发电装机容量29.2亿千瓦，同比增长13.9%，人均发电装机容量历史性突破2千瓦/人。非化石能源发电装机首次超过火电装机规模，占总装机容量比重超过50%，煤电装机占比降至40%以下。电力投资快速增长，从分类型投资、发电装机增速及结构变化等情况看，绿色低碳转型趋势持续推进，非化石能源发电投资占电源投资比重达到九成，新增并网太阳能发电装机规模超过2亿千瓦，新增风电超7000万千瓦，并网风电和太阳能发电总装机规模突破10亿千瓦。
由于年初主要水库蓄水不足以及上半年降水持续偏少，导致上半年规模以上电厂水电发电量同比下降22.9%，下半年降水形势好转，水电发电量全年同比下降5.6%。2023年全国规模以上电厂中的火电发电量同比增长6.1%，煤电发电量占总发电量比重接近六成，煤电仍是当前我国电力供应的主力电源，有效弥补了水电出力的下降，充分发挥兜底保供作用。
电力市场化改革不断深入，市场化交易电量持续上升，2023年全国电力市场交易电量5.67万亿千瓦时，占全社会用电量比例61.4%，市场机制已在资源配置中起到决定性作用。多层次电力市场体系有效运行，电力中长期交易在全国范围内常态化运行，充分发挥“压舱石”作用，稳定了总体市场规模和交易价格。电力现货市场转正式运行由山西、广东逐步铺开，电力现货市场发现价格起到了“晴雨表”作用。
全国统一电力市场“1+N”基础规则体系加速构建，为全国统一电力市场体系建设奠定制度基础。《关于建立煤电容量电价机制的通知》《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》有助于煤电盈利稳定及新建煤电机组回收投资成本，实现煤电由主体电源向灵活支撑电源功能转变，标志着燃煤发电功能转型速度加快、电价管理机制主动与市场化改革方向相衔接、适应新型电力系统的定价机制初具雏形，初步形成了容量电价回收固定成本、电量电价回收变动成本、辅助服务回收调节成本的煤电价格新机制。
2023年我国经济增长拉动能源需求，商品煤消费量保持增长，煤炭产能持续释放，根据中国煤炭工业协会发布的《2023煤炭行业发展年度报告》，全国原煤产量47.1亿吨，同比增长3.4%，进口煤炭4.74亿吨，同比增长61.8%。在供需形势好转、社会库存高位等多重因素影响下，全国煤炭经济运行基本平稳，煤炭价格中枢整体回落，全年秦皇岛港5500大卡动力煤成交均价约980元/吨，同比下降约23.7%。
公司是国家能源集团控股的全国性上市发电公司，主要经营业务为电力、热力生产及销售，产业涉及火电、水电、风电、光伏发电及煤炭等领域，业务分布在全国29个省、市、自治区。公司业绩主要受发电量（供热量）、电价（热价）及燃料价格直接影响，技术创新、发展战略等对公司业绩产生长期驱动作用。2023年面对冬夏极端天气频发等困难挑战，公司全力以赴抓生产、保安全、促发展、提效益，高质高效推进各项工作。
2023年公司牢记保供责任，大力推动以煤电保电力稳定，加强机组运行管理，全力提升保供成效，有力保障重要时段、重大活动、重点地区电力安全可靠供应。2023年累计完成发电量4526.36亿千瓦时，上网电量4298.38亿千瓦时，较2022年可比口径分别增长3.67%和3.37%。供热量完成1.91亿吉焦，同比增长4.53%。
2023年公司有效应对电力现货市场改革，积极构建“集中统一营销”的大营销格局，组织开展省级区域公司的集中交易、信息共享，研究区域电力现货市场规则、熟悉电网架构，积极争取电量电价。2023年平均上网电价437.78元/兆瓦时，较上年下降1.10元/兆瓦时。市场化电量电价溢价62.63元/兆瓦时，较上年改善0.84元/兆瓦时，煤机电价较基准价上浮20.66%。随着煤炭市场供求关系改善，煤炭价格整体下行，公司燃料成本有所下降，2023年入炉标煤单价934.96元/吨，较上年下降43.82元/吨。
2023年公司新能源发展提质加速，与多家企业、地方政府等深化合作，全力攻坚、加速推进项目开发，象山二期50.4万千瓦海上风电等一批重大项目全容量投产，上海庙300万千瓦光伏、天津海晶100万千瓦光伏等大基地项目开工建设。公司全年获取新能源建设指标1674万千瓦，核准备案1528.80万千瓦，开工853.64万千瓦，新增装机724.57万千瓦，再创历史新高。
2023年公司保持在常规能源领域开发力度，上海庙公司100万千瓦火电机组投产，开工火电项目664万千瓦，核准水电项目280.70万千瓦，大渡河流域约352万千瓦水电机组在建。
公司作为国家能源集团常规能源发电业务整合平台，拥有优质的资产结构，展现出稳健且高效的发展态势，资产分布在全国29个省、市、自治区。火电机组主要聚焦沿江、沿海、沿线及电力负荷中心、特高压外送源头、一体化优势区域。煤电机组清洁高效，60万千瓦及以上煤电机组69台，占煤电装机容量的70.46%，100万千瓦及以上煤电机组20台，占煤电装机容量的28%，持续盈利能力优良。水电机组主要集中在四川大渡河流域、新疆开都河流域及伊犁河流域，均为流域梯级电站开发，实现了流域集控联调，具备较强的盈利能力。
公司坚持多元快速创新发展可再生能源，绿色低碳发展持续深化，依托已投产火电、水电布局及送出通道优势，深化产业协同开拓新能源发展模式，新能源装机规模快速增长，项目布局更加合理，形成了建设、优选、储备的发展格局。在风光资源富集的内蒙古、宁夏、青海等西北地区，大基地式整装化项目开发建设规模不断扩大，在中东部地区布局的场站式项目覆盖区域进一步扩大，在经济发达、电价承受能力较强的东部地区布局的分布式项目已初具规模，海上风电、海上光伏发展优势明显，进入快速规模化开发阶段。公司新能源项目储备深度进一步增强，2023年获取资源1674万千瓦，核准备案1528.80万千瓦，开工853.64万千瓦，新增装机724.57万千瓦，为后续项目开发及高质量开工投产提供坚实保障。
公司所属火电企业积极开展灵活性改造工作，为电网提供长期可靠的有效调节容量，从中获取较高电量和容量电价收入，同时取得一次调频服务、AGC服务等辅助服务收入。持续推进综合能源转型，按照“一企一策”原则，根据地方未来规划，融合城市发展进行火电转型，为电厂周边提供综合能源服务，打造“汽、水、冷、灰渣石膏、二氧化碳等”综合能源基地，提高多元化收入。
公司高度重视科技创新对产业发展的支撑作用，加强科技创新能力建设，深化创新驱动战略。加快推进数字化建设，“一中心、一平台、三模块”数字化架构基本成型，在运新能源场站全部完成平台接入，生产调度中心、智能管控平台、火电运营模块投入运行，营销模块计划2024年上线。加强科技创新攻关，大型火电高效灵活自主化智能控制系统研究与应用、煤基固废规模化处置与资源化利用等示范项目，有效围绕降低煤耗、提升深度调峰和灵活运行能力、提高智能化水平、加快绿色低碳转型等开展技术研发与应用，推动首台套技术装备示范试点。
公司深挖管理、发展潜力，实施精细化成本管控，全力推进降本增效。充分利用“煤电路港航、煤电油气化、产运销储用”一体化产业协同优势，把握采购结构和节奏，优化采购煤种和热值，深入开展精细配煤掺烧。抓好全流程对标管理，全面提升燃料管理效能。抓住市场利率下行有利时机，发行超短期融资券、置换高息，坚持“无预算不开支，无计划不支付”的原则，合理预测资金收支情况，努力控降融资规模，进一步降低融资成本。
公司作为国家能源集团常规能源发电业务整合平台和核心上市公司之一，始终致力于提高上市公司质量，为股东提供合理回报。公司持续通过资产布局优化、完善公司治理、强化创新发展等增进市场认。
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