2022年，公司面对复杂多变的经营形势，坚持以习新时代中国特色社会主义思想为指导，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，按照华能集团公司大力推进“六个新领先”的总体部署，认真贯彻落实股东大会、董事会整体安排，勇于担当，主动作为，公司全年累计完成发电量610.71亿千瓦时，同比增长6.44%，完成煤炭产量871.98万吨，同比增长22.75%。全年公司实现营业收入230.66亿元，同比增长21.39%。归属于母公司股东净利润为17.62亿元，同比增长255.88%。
认真贯彻落实党中央、集团公司和地方政府防控要求，全力应对自治区两轮疫情，公司本部及所属电厂、煤矿全部执行封闭管理，封闭超过60天。完成党的二十大、冬（残）奥会、迎峰度夏等重要时段能源保供任务，3000余万平方米居民供热得到有效保障。设备稳定性水平全面提升，全年没有发生较大及以上安全事故，机组长周期运行能力提升显著，15台机组长周期运行超200天。
报告期公司实现煤炭产量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%，在关键时段确保了生产经营的稳定。
二是优化发电时序，利用电价政策，报告期结算电价大幅提升，实现平均售电单价366.81元/千千瓦时（不含税），较上年同期增加57.81元/千千瓦时，同比上涨18.71%。报告期，公司实现营业收入230.66亿元，同比增加40.64亿元，同比增长21.39%，其中：电力产品销售收入实现207.67亿元，同比增长26.37%；供热产品销售收入实现4.94亿元，同比增长7.96%；煤炭销售收入实现17.48亿元，同比下降12.41%。实现归属于母公司股东净利润17.62亿元，同比增长255.88%；实现归属于母公司股东的扣除非经常性损益的净利润实现17.42亿元，同比增长281.97%。
加强“精益营销”管理，积极开拓发电、供热市场，报告期公司完成发电量610.71亿千瓦时，同比增长6.44%；完成上网电量566.14亿千瓦时，同比增长6.45%。其中市场化交易电量545.07亿千瓦时，占上网电量比例为96.29%，平均售电单价366.81元/千千瓦时（不含税），较上年同期增加57.81元/千千瓦时，同比上涨18.71%。完成供热量1,771.15万吉焦，同比增长5.74%，平均售热单价较上年同期增加0.57元/吉焦（不含税），同比上涨2.09%。
公司紧跟金融政策变化，大力压降费用支出，报告期公司财务费用同比减少14,880.09万元，下降20.23%。存量利率平均下调34个基点。积极落实国家针对能源保供出台的信贷政策，落实能源保供专项授信24.6亿元。争取到煤炭清洁利用再专项融资3.3亿元。
公司合规治理体系、法人治理结构更加规范有效，企业竞争力、创新力、控制力、影响力、抗风险能力进一步增强。公司严格按照中国证监会、上海证券交易所关于信息披露的各项规定和要求，不断提升信息披露透明度与及时性。本年公司信息披露工作综合考评获得A级，已连续六年获得上海证券交易所信披综合考评A级。2022年，公司入选中国上市公司协会“A股上市公司线名，在入选的沪市公司中位列第9名。
2022年，公司认真研判煤炭市场走势，强化国家政策落实，积极推动电煤中长期合同的签约、履约，燃料采购长协覆盖率100%，厂矿直供率同比上升0.3个百分点。公司6家电厂实现铁路直达或“公铁联运集装箱”入厂，火车煤占公司进煤总量的50%以上。
落实党委“第一议题”制度，开展“喜迎二十大、奋进新征程”主题实践，全面完成劳动、人事、分配“三项制度改革”，大力推动科技创新，获得专利授权407件，其中，国内发明专利16件、国际专利授权17件。获得全国行业协会成果奖一等奖2项。
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；全国规模以上工业企业发电量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价格浮动上下限和进一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。
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，加快推进能源生产，提升煤电行业高质量发展水平，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。根据国家能源局《关于2022年可再生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年可再生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，推进新能源产业发展。
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，全国煤炭产量显著增加。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分体现，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《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，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》进一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，长协煤兑现率会明显提升，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，充分发挥煤电一体化协同优势，为内蒙古自治区及我国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，不断提升经营管理水平，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。公司业务范围包括火力发电、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。
