根据国家能源局发布2022年全社会用电量等多个方面数据显示，2022年，全社会用电量86,372亿千瓦时，同比增长3.6%。分产业看，第一产业用电量1,146亿千瓦时，同比增长10.4%；第二产业用电量57,001亿千瓦时，同比增长1.2%；第三产业用电量14,859亿千瓦时，同比增长4.4%；城镇和乡村居民生活用电量13,366亿千瓦时，同比增长13.8%。
根据中国电力企业联合会《全国电力供需形势分析预测报告》显示，2022年全国新投产的总发电装机规模以及非化石能源发电装机规模均创历史上最新的记录，其中非化石能源发电装机占总装机容量比重上升至 49.6%。2022年全国新增发电装机容量2.0亿千瓦，其中新增非化石能源发电装机容量1.6亿千瓦。
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，电力延续绿色低碳转型趋势。
根据国家能源局发布 2022年全国电力工业统计多个方面数据显示，2022年，全国 6000千瓦及以上电厂发电设备利用小时3687小时，比上年同期减少125小时。其中火电利用小时4379小时，同比减少65小时；水电利用小时3412小时，同比减少194小时。
全国主要发电企业电源工程建设投资完成7208亿元，同比增长22.8%。火电投资完成909亿元，同比增长28.4%；水电投资完成863亿元，同比减少 26.5%；核电投资完成677亿元，同比增长25.7%。电网工程建设投资完成5012亿元，同比增长2.0%。
2022年全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，电力系统顶峰容量已出现不足，多地采取有序用电措施。2022年7、8月，国内出现大范围极端高温少雨天气，叠加经济恢复增长，拉动用电负荷迅速增加。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。
今年以来，电力市场化改革正向纵深推进，现货市场试点运行推进节奏加快。2022年1月，国家发改委进一步印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，提出2025年初步建成全国统一电力市场体系；2月，国家发改委能源局联合发布《关于快速推进电力现货市场建设工作的通知》， 明确快速推进电力现货市场的总体要求。随着煤电电量和工商业用户全部进入市场，电力市场交易电价也随之出现上涨，并持续高位运行。目前，中长期电力交易市场已在全国普遍建立。从整体交易情况看，2022 年全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量52,543.4亿千瓦时，同比增长39%，占全社会用电量比重为60.8%，同比提高15.4个百分点。
2022年，面对复杂严峻的国际能源形势，国家发改委在煤炭保供政策方面持续发力，一方面促进煤炭市场行情报价形成机制加强完善，2022年2月国家发改委发布的《关于加强完善煤炭市场行情报价形成机制的通知》中明确了秦皇岛港下水煤（5500大卡）中长期交易价格每吨570-770元（含税）；另一方面不断加大电煤中长期合同履约监督管理力度，2022年7月国家发改委召开涉煤视频会议时提出要严格落实签约率、履约率、价格政策执行“三个百分百”，煤炭产能加快释放，电煤长协覆盖率和履约率不断上行；但因煤矿生产缺乏弹性，叠加进口煤量减少，区域性和时段性供需结构不平衡任旧存在，煤炭市场行情报价仍保持高位运行。
在能源结构转型背景之下，国家政策逐步向能源供应保障安全的方向调整。2022年8月，国家能源局对迎峰度夏电力保供进行再动员、再布置的工作中提到表示，国家能源局已开始提前谋划“十四五”中后期电力保供措施，“逐省督促加快支撑性电源核准、加快开工、加快建设、尽早投运”。根据北大能源研究院撰写的《加速推动中国典型五省的煤电转型和优化发展》报告数据，2022年1-11月，国内新核准的煤电项目装机总量已达6524万千瓦，超过了2021年核准总量的三倍。其中，2022年三季度核准装机总量最高，达 2414万千瓦。煤电项目核准节奏加快，火电投资额呈现大幅度增长，煤电新增核准项目大多分布在在广东、江苏、浙江等沿海经济发达省份；同时，安徽、江西、贵州、湖南等华中缺电情况较为严重的地区也有部分新增装机项目核准，火电的托底和煤炭的“压舱石”作用更加凸显。
2022年，全省全社会用电量1,982.98亿千瓦时，同比增长6.47%。分产业看，第一产用电量15.3亿千瓦时，同比增长24.26%；第二产用电量1,240.84亿千瓦时，同比增长2.25%；第三产用电量 347.31亿千瓦时，同比增长10.16%；城镇和乡村居民生活用电量379.53亿千瓦时，同比增长18.08%。
2022年，全省全口径发电量 1,783.19亿千瓦时，同比增长9.7%。其中，火电发电量 1,390.95亿千瓦时，同比增长6.5%；水电发电量 161.84亿千瓦时，同比增长 19.4%；风电发电量 127.71亿千瓦时，同比增长 23.28%；光伏发电量102.69亿千瓦时，同比增长27.83%。
公司是江西省重点打造的电力上市企业，深耕电力生产业务多年，主营业务包括火力、水力及新能源发电，在推进传统能源和新能源协同发展的同时，打造发电售电、综合能源服务多轮驱动的综合型电力企业。
截至本报告期末，公司所属已投产运营的火电装机规模3400MW，水电装机规模100MW，光伏发电装机规模107.06MW，合计装机规模3607.06MW，较上年同期增长 128.53%。另公司受托管理江投集团下辖江西东津发电有限责任公司，其水电装机规模为60MW；受托管理江投集团全资子公司江西省赣浙能源有限公司下辖赣浙国华（信丰）发电有限责任公司，其火电装机规模为1320MW。公司所属各机组利用效率高效平稳，所属火电厂凭借较高的运营效率和优越的环保性能持续保持了低于全国平均值的供电煤耗。
江西赣能上高2×1000MW清洁煤电项目已于2022年11月获得核准，装机规模2000MW，目前项目各项前期准备工作正在稳步推进中。
报告期内，公司累计完成发电量 99.29亿千瓦时，同比增长38.48%，其中，火电发电量 95.43亿千瓦时，同比增长38.97%；水电发电量2.8亿千瓦时，同比增长22.27%；新能源发电量1.05亿千瓦时，同比增长41.89%。
报告期内，公司累计完成上网电量 94.26亿千瓦时，同比增长37.89%，所售电力区域均为江西省内。其中，火电上网电量90.46亿千瓦时，同比增长38.40%；水电上网电量2.75亿千瓦时，同比增长22.22%；新能源上网电量1.04亿千瓦时，同比增长40.54%。
公司未来将大力推进低碳清洁能源项目、清洁煤电项目的投资建设，持续提升公司可再生电源装机比重；并积极拓展围绕电力上下游的综合能源服务，实现电力发配售协同发展。
报告期内，公司所属电厂全年完成市场交易电量90.46亿千瓦时，占公司总上网电量95.97%，较去年增长78.74%。
公司售电业务主要由控股子公司江西赣能能源服务有限公司开展，赣能能源营业范围涵盖售电代理服务，增量配网、分布式光伏、储能等综合能源项目投资建设运营和服务等。赣能能源已在江西电力交易中心完成售电公司注册、备案，取得售电资质。
2022年，赣能能源与483 家用户签约代理电量54.6亿千瓦时，用户数量同比增加233%，售电量同比增加21%，代理电量占公司总销售电量的比重为57.92%。
截至本报告期末，公司已建成投运的光伏发电装机容量为107.06MW，其中：公司全资子公司江西赣能智慧能源有限公司作为公司新能源投资建设平台，已建成投运的光伏项目发电装机容量为99.25MW；江西赣能能源服务有限公司已建成投运的光伏发电项目4.51MW；抱子石水电厂已建成投运的光伏发电装机容量为3.30MW。截至报告期末，公司已投运的光伏项目运营正常，已投运的光伏发电装机容量占公司总装机容量的 2.97%。未来，公司将按照“十四五”规划，大力推进绿色低碳电力项目的投资建设，优化电源结构。
公司丰电二期发电机组资产质量优良，技术先进，机组煤耗水平及发电效率等指标均处于江西省同类型火电机组前列，有关技术指标符合国家最新环保要求，在节能及环保能力方面具有非常明显的优势。另外，公司于2022年下半年投运的丰电三期发电机组、核准的上高发电机组，均选用1000MW等级高效超超临界、二次中间再热、凝汽式燃煤发电机组，设计理念严格按照燃机排放标准的要求，在汽轮机、锅炉、辅机、运行控制等机组工艺上都进行了优化，机组全负荷供电标煤耗属于行业领先水平，同时采用行业领先节能环保技术，在燃煤效率、发电效率上有显著提高。
江西省电力供需矛盾突出，高峰负荷时段全省电力供应能力不够，江西省火电平均发电利用小时数持续高位运行。2022年，江西省全社会用电量1,982.98亿千瓦时，同比增长6.47%，增速列全国第八位，超出全国中等水准 2.85个百分点。“十四五”时期，江西省经济崛起势头依然强劲，用电需求旺盛，江西省面临电力供应缺口，市场增长潜力较大。
江西省人民政府2022年5月发布的《江西省“十四五”能源发展规划》提到，着力推动能源低碳转型，加快构建清洁低碳、安全高效的能源体系，到2025年，力争非化石能源消费比重提高到18.3%，力争可再次生产的能源电力总量消纳责任权重达到33%。江西省人民政府2022年7月公布的《江西省碳达峰实施方案》提到，要加大新能源开发利用力度，加快建设新型电力系统；到2030年，风电、太阳能发电总装机容量达到 0.6亿千瓦，抽水蓄能电站装机容量力争达到1000万千瓦。公司积极布局能源新业态、全力发展新能源发电项目，通过建购并举、多点布局、协同推进等方式，持续提升公司可再生电源装机比重，促进公司新能源发电事业驶入发展快车道，在“2030年碳达峰、2060年碳中和”的背景下，发挥更大作用，具有更大发展空间。
公司主营业务电力生产多年，拥有一批经验比较丰富的管理人员及专业方面技术人员，在生产、运行、管理等领域有着健全的体系及丰富的经验。
公司于2020年成功获得国家级高新技术企业，公司全资子公司江投能源研究院于2022年7月顺利通过评审获得中国计量认证（CMA）资质认定证书。公司充分的发挥科学技术创新的支撑引领作用，围绕清洁煤电、双碳目标等企业转型升级和高水平质量的发展方向，大力开展机组灵活性改造技术攻关，开展能源碳平台和能源碳中和实验室建设工作，为公司实现双碳目标提供有力支撑。
报告期内，公司实现营业收入41.43亿元，比上年同期上升53.44%；归母净利润1,064.84 万元，较上年实现扭亏为盈。截至2022年12月31日，公司资产总额为118.22亿元，较年初上升19.96%，归母净资产 46.66亿元，负债总金额为70.85亿元，资产负债率59.93%。
截至本报告期末，公司已投运火电装机规模 3400MW。其中公司所属火电厂丰城二期发电厂装机容量为2×700MW，已全容量投产运行；公司所属火电厂丰城三期发电厂装机容量为2×1000MW，两台机组已分别于 2022年 7月20日、2022年12月16日正式投入商业运行。公司所属火电厂上高电厂装机容量为2×1000MW，已于2022年11月4日获得核准批复，目前项目各项前期准备工作正在稳步推进中。另外，公司受托管理赣浙能源下辖信丰电厂，装机容量为2×660MW。
截至本报告期末，公司已投运水电装机规模 100MW。其中公司所属居龙潭水电厂装机容量为 2×30MW，公司所属抱子石水电厂装机容量为2×20MW。另外，公司受托管理东津发电，东津水电厂装机容量为2×30MW。
截至本报告期末，公司已建成投运的光伏发电装机容量为107.06MW，其中：公司全资子公司江西赣能智慧能源有限公司作为公司新能源投资建设平台，已建成投运的光伏项目发电装机容量为99.25MW；江西赣能能源服务有限公司所属光伏发电项目4.51MW；抱子石水电厂已建成投运的光伏发电装机容量为3.30MW。截至目前，公司已投运的光伏项目运营正常。
报告期内，公司光伏发电量为1.05亿千瓦时，同比增加41.89%。五、公司未来发展的展望
公司持续以履行国企职责，创造社会经济价值为使命，打造成为省内发电企业引领军。以大力推进新能源、高水平发展清洁煤电、积极拓展综合能源服务，实现电力发配售协同发展，把公司建设成以电力生产及销售，综合能源服务开发多轮驱动，国内先进、省内一流，具有较强竞争力和可持续发展能力的综合能源上市公司。
公司坚持以习新时代中国特色社会主义思想为指导，深入学习宣传贯彻党的二十大精神，以党的政治建设为统领，全方面提升公司党建质量，推动党的建设与生产经营深层次地融合，打造公司“碳路者”党建品牌，持续推动电力板块全面从严治党向纵深发展。
持续加强安全生产制度建设，巩固安全生产达标成果，扎实开展安全生产“四个检查”，实现安全风险隐患整治“动态清零”，确保安全风险可控在控；严格落实安全生产考核与责任追究，进一步压实各级组织和全员安全生产责任，促使建设本质安全型企业，为经济社会持续健康发展提供安全可靠的电力保障。
加速推进清洁煤电建设，加快上高一期项目开工支持性文件办理；强力推进新能源项目落地，多渠道多方式做好新能源规划及拓展工作；巩固完善公司碳资产管理，积极做好碳资产筹划、履约清缴工作，持续跟进CCER、绿证及绿电有关政策，通过运用多种绿色权益合作模式，实现公司碳资产价值最大化目标。公司将积极稳妥推进碳达峰碳中和，加快建设新型能源体系，全力推动形成“水火风光储”一体化发展格局，服务全省经济社会发展。
加强燃料精细管理、成本控制，优化煤炭采购策略，对接主力供煤企业的同时积极开拓电煤长协合作贸易商、扩充进口煤供应渠道；强化财务资金管理，推动全面预算管理体系建设，巩固完善财务集中管理机制，不断的提高资金使用效率，着力降低公司资金成本；深化节能降耗攻关，推动公司所属电厂持续开展生产提质增效攻关，全方面提升机组可靠性、持续综合节能降耗、优化配煤掺烧技术，促进公司经营情况稳步提升；拓宽市场营销渠道，健全完善电力经营销售管理体系，持续探索“售电+”模式，加强售电客户数据管理和价值分析；强化公司资本运营，推动资本与产业融合，开拓公司长期资金市场新路径，实现公司内生式增长和外延式发展齐头并进。
深入贯彻党中央、国务院关于国企改革三年行动的重大决策部署，坚持市场化改革方向，通过聚焦重点难点任务，压实各级主体责任，运用定量和定性相结合的评估手段，纵深推进企业改革创新攻坚；全力推进纪检监察体制改革，推进派驻监督全覆盖，探索对新能源领域、新公司新项目的监督管理，持续巩固多方监督主体的作用；持续完善绩效考核体系，进一步发挥绩效结果的导向作用，持续优化薪酬决定机制，推进市场化薪酬改革。通过落实改革责任、明确改革举措、巩固改革成果，助推公司电力主业做强做优做大。
加强科学技术创新管理上的水准，充分的利用科学技术专业委员会的决策机制，持续规范公司科技项目管理，加强科技决策的科学化和专业化；加强攻关科学技术创新核心技术，结合双“一号工程”数字化转型规划，快速推进生产运行指挥中心项目建设，做好科技项目创新布局；稳步推进智慧燃料系统建设，深入开展智慧电厂建设学习调研以及碳排放交易机制、储能调频调峰技术和城市污泥掺烧技术探讨研究，努力创造新的效益增长点。
受复杂严峻的国际能源形势和“双碳”、“双控”等因素影响，报告期内煤价仍持续高位运行局面，考虑到燃料采购成本在公司经营成本中占比较大，公司所属火电厂经营成本压力增大。
应对措施：公司将不断深化燃料全过程管理，全力对接好煤炭主力供应渠道，持续优化电煤运输策略，扩大内贸长协供应量，提高全年长协兑现率，扩充进口煤供应渠道；同时，深入开展深化节能降耗攻关，通过优化设备正常运行方式、加强高耗能设备系统整治等途径，深挖节能潜力。
随着全国统一电力市场建设快速推进和售电侧改革的逐步实施，中长期、电力现货、辅助服务市场协同运行，绿证和绿电交易规则逐渐完备，市场交易规模逐步扩大，中游发电企业在售电侧端与其他发电企业及售电公司的价格博弈愈演愈烈，市场之间的竞争逐年加剧。
应对措施：公司将紧跟电力市场改革形势和市场动态，健全完善电力经营销售管理体系，增进与各市场主体以及电力交易机构的交流互动，围绕实现用户综合化、定制化能源需求，构建协同高效的增值服务，扩大综合能源服务规模，全方面推进积极、有效、智慧的营销工作，为增强客户粘性和探索拓宽市场业务渠道提供基础支撑。
随着国家“碳达峰、碳中和”目标及有关政策的提出，构建清洁低碳的能源体系成为必经之路，依照国家优化能源结构的要求，火电将逐步由主体性电源向调峰调频基础性电源转变。
应对措施：公司将着眼于服务国家双碳战略目标，加快转变发展方式与经济转型，深化能源结构调整，加速推进清洁煤电建设、挖掘清洁煤电多能利用的同时探索出公司新能源开发、运营和管控新模式，积极布局电力能源新业态，逐步的提升公司新能源装机规模占比，努力推进公司电源结构多元化。
自2021年全国碳排放权交易市场启动后，公司通过建立碳资产管理体系、成立碳资产管理机构，顺利完成全国碳市场第一个履约周期的工作。随着国内能源低碳转型和全国碳交易市场逐渐完备，预计未来碳配额发放将逐步趋紧，且后期如碳市场纳入别的行业、第三方机构及个人投资商，存在发电企业履约成本增加的风险。
应对措施：公司将重视国内碳市场政策，持续提升碳资产管理上的水准，优化碳履约策略，做好全国碳市场第二个履约周期的配额清缴工作；同时，重视自愿减排项目有关政策，结合公司清洁能源项目，探索减排项目开发，最大限度降低公司碳履约清缴成本。
