中国上市发电公司2022年回顾及未来展望（上）

一、综述

1. 发展

全国发电装机容量突破25亿千瓦，同比增长达7.9个百分点，2022年尽管受到疫情的扰动，中国国内经济持续恢复。电力行业作为国民经济支柱行业，运行发展与中国整体经济形势同步。截至2022年底，全国全口径发电装机容量25.65亿千瓦，同比增长7.9%。分类型看，水电4.1亿千瓦、核电5,553万千瓦、并网风电3.65亿千瓦、并网太阳能发电3.93亿千瓦、化石能源发电13.32亿千瓦。化石能源发电装机容量中，煤电装机容量11.2亿千瓦。2022年可再生能源装机容量首次超过煤电装机容量。是建立新型电力系统一个具有里程碑意义的年度。

2022年新增发电装机容量增速回升，同比上升13.3个百分点。2022年，全国新增发电装机容量19,974万千瓦，比上年投产增加2,345万千瓦，其中新增非化石能源发电装机容量15,503万千瓦，占新增发电装机总容量的77.6%。全国新增风电和太阳能发电装机容量分别为3,763万千瓦和8,741万千瓦，分别比上年投产装机容量减少994万千瓦和比上年投产装机容量增加3,284万千瓦。

2. 改革

电力市场化改革成效显著，2022年市场交易电量占比60.8个百分点。2015年3月15日，《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号文）印发，新一轮电力体制改革随即拉开。该文件明确提出，“深化电力体制改革的指导思想和总体目标是：坚持社会主义市场经济改革方向，从我国国情出发，坚持清洁、高效、安全、可持续发展，全面实施国家能源战略，加快构建有效竞争的市场结构和市场体系，形成主要由市场决定能源价格的机制”。

2020年6月，国家发展改革委、国家能源局签批《电力中长期交易基本规则》，对市场化电力价格机制提出除计划电量以外，电力中长期交易的成交价格应通过双边协商、集中交易等市场化方式形成，不受第三方干预。该基本规则的修订出台是我国电力市场改革和不断深化的重要成果和标志。

2021年10月，国家发改委发布关于《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，明确燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价。2021年各地加快推进电力现货市场建设工作，按照“边运行、边完善、边提高”的方式，建立市场方案、规则和参数动态调整机制。

2022年1月18日，国家发展改革委、国家能源局近日发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，旨在实现电力资源在更大范围内共享互济和优化配置，提升电力系统稳定性和灵活调节能力，推动形成有更强新能源消纳能力的新型电力系统。《意见》明确，到2025年，全国统一电力市场体系初步建成，国家市场与省（区、市）/区域市场协同运行，电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营，跨省跨区资源市场化配置和绿色电力交易规模显著提高，有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成。到2030年，全国统一电力市场体系基本建成。

电力市场化改革的持续推进成效不断显现，市场交易电量占比逐年大幅增加。2022年，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量52,543.40亿千瓦时，同比增长39.05%，占全社会用电量比重为60.8%，同比提高15.3个百分点。

加快推进燃煤发电上网电价机制改革，煤电上网电价上浮显著。2021年10月，国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，将燃煤发电市场交易价格浮动范围由现行的上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，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。各地已陆续出台实施方案，疏导煤电上网电价，完善市场化交易补偿机制，煤电上网电价上浮显著，部分省市煤电上网电价“顶格上浮”。

1月21日，指导意见正式出台，明确了今后一个时期电力市场建设的目标和重点任务，为我国电力行业开启新局面、推进全国统一电力市场建设提供了根本遵循依据。中央经济工作会明确提出2022年经济工作 “坚持稳中求进工作总基调”，为我国电力市场化建设提供了方法论和根本遵循依据。电力市场化改革逐步进入深水区，面临新形势下的机遇与挑战，稳电力供应、稳电力价格是必然要求，稳妥有序推进电力市场建设是必由之路。

底线方面，以保障电力供应为前提。电力市场建设要在尊重省为实体的格局基础上，充分发挥省间交易的保供支撑作用，健全市场应急处置和紧急干预机制，确保全国与各个省的电力电量平衡。同时，进一步丰富市场交易体系，研究建立发电容量充裕度保障机制、健全辅助服务市场，充分发挥源网荷储各环节资源作用保障系统平衡与安全可靠供应。风险方面，确保电价在合理区间波动。由于我国各省能源资源禀赋、经济发展水平不同，形成了东西部、南北方经济差异化发展模式和不平衡格局，对电价水平的承受能力差异较大。电力市场建设初期，要通过合理的市场机制设计，确保电价在合理范围内波动，保障电力市场建设平稳起步。

该政策影响于2022年显著可见。随着高耗能企业市场交易电价清单的落实，以及跨省区送电交易价格浮动机制的进一步落实，2022年化石能源发电为主上市公司平均电价为437元/兆瓦，如下图所示，与去年同期相比增长20.0%。

煤炭中长期合同价格迎来重大调整，煤、电价格传导机制趋于完善，煤炭价格维持平稳。2022年，面对复杂严峻的国际能源形势，国家发展改革委会同有关方面认真贯彻落实党中央、国务院决策部署，立足以煤为主的基本国情，创新煤炭价格区间调控机制，加强预期管理，抓好政策落地，实现了国内煤炭价格持续平稳运行，价格水平和波动幅度均明显低于国际市场。煤炭价格的稳定，为稳电价、稳用能成本、稳经济提供了有力支撑。

2022年2月，国家发改委发布《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，要求综合运用市场化、法治化手段，引导煤炭价格在合理区间运行，完善煤、电价格传导机制。当煤炭价格显著上涨或者有可能显著上涨时，将根据《价格法》第三十条等规定，按程序及时启动价格干预措施，引导煤炭价格回归合理区间；当煤炭价格出现过度下跌时，综合采取适当措施，引导煤炭价格合理回升。同时，明确秦皇岛港下水煤（5500千卡）中长期交易价格每吨570～770元（含税）较为合理；燃煤发电企业可在现行机制下通过市场化方式充分传导燃料成本变化，鼓励在电力中长期交易合同中合理设置上网电价与煤炭中长期交易价格挂钩的条款，有效实现煤、电价格传导。

3月份，健全煤炭价格监测制度，对数百家企业煤炭出矿、港口、到厂各环节现货价格开展日监测，对中长期交易价格开展周监测。4月份，发布公告明确煤炭领域哄抬价格行为认定标准，明确煤炭现货交易价格区间上限。部署重点燃煤发电企业建立电煤采购合同月报制度，每月对数千份合同进行梳理排查。5月份，密集开展政策宣传，发布16篇系列解读和工作动态，向重点煤炭企业发放数千份宣传手册，全面完整解读煤炭价格“新政”，做到应知尽知。6月份，开展落实煤炭价格政策拉网式调查，全面调阅重点燃煤发电企业煤炭采购合同，查阅相关煤炭生产流通企业合同发票，对发现的违规线索及时处理。7月份，组成多个工作组赴山西、内蒙古、辽宁、河北、河南、山东等煤炭重点产销省份开展实地调研，了解煤炭市场运行情况，督导煤炭价格政策落地。8—12月份，密切监测煤炭市场价格变化，持续抓好线索核查，对情节严重的19家企业进行公开通报。截至2022年底，累计核查煤炭价格涉嫌违规线索近2000条，并对已查实的500余条进行了相应处理。在煤炭价格调控监管系列措施综合作用下，2022年国内煤炭市场一直保持平稳，价格总体运行在合理区间。12月份，重点燃煤发电企业煤炭综合平均到厂价每吨846元，同比下降13%，与国际煤炭价格上涨1倍以上形成鲜明对比。

碳达峰碳中和战略持续推进，全国碳市场运行平稳有序，交易价格稳中有升。2020年年底，生态环境部出台《碳排放权交易管理办法（试行》，印发《2019-2020年全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施方案（发电行业》，正式启动全国碳市场第一个履约周期。2021年7月16日，全国碳排放权交易市场在上海环境能源交易所启动上线交易。发电行业成为首个纳入全国碳市场的行业，纳入重点排放单位超过2000家。

2022年全国碳排放权交易市场碳排放配额年度成交量5088.95万吨，年度成交额28.14亿元；其中，挂牌协议交易年度成交量621.90万吨，年度成交额3.58亿元；大宗协议交易年度成交量4467.05万吨，年度成交额24.56亿元。全国碳市场的交易主要集中在年初和年末，1-2月、11-12月成交量分别占全年总成交量的19%、66%。2022年12月22日，全国碳市场累计成交额突破100亿大关。全国碳市场上线运行以来，市场运行平稳有序，交易价格稳中有升，主体有序参与交易，企业减排意识不断提高。下图为2022年1月4日至2022年12月31日全国碳市场成交量及成交价格情况。

3. 分化

太阳能发电及风电发电量增长率超过传统发电类型。2022年，全国全口径发电量为8.85万亿千瓦时，比上年增长6.47%。全国非化石能源发电量2.96万亿千瓦时，比上年增长11.1%，占全国发电量的比重为33.5%，比上年增长1.4%，其中，水电比上年增加0.9%，核电、风电分别比上年增加2.5%、16.3%，太阳能发电比上年增加63.6%。全国全口径化石能源发电发电量5.89万亿千瓦时，比上年增长4.3%，略低于全口径发电量增速；太阳能发电及风电发电量增长率超过传统发电类型。

电煤供需关系逐渐缓和，煤炭价格总体平稳，煤电企业亏损程度减弱。由于2021年电煤价格的非理性上涨，燃料成本大幅上涨，煤电企业和热电联产企业持续大幅亏损。

2022年，我国疫情态势平稳，经济逐渐恢复，社会用电需求持续增加，尽管清洁能源发电量尤其是太阳能和风能发电与去年相比有大幅增加，但水利发电情况依旧不如预期，因此化石能源发电企业承担着较多的供电压力。2022年煤炭价格略有回落，但价格总体平稳，依然维持在较高水平。以化石能源发电为主的上市公司净利润及增长率均有所好转。

二、营业收入增速放缓，盈利效率小幅回升

营业收入16,058亿元，同比增长10.7%：2022年度，上市发电公司全年实现营业收入合计人民币16,058亿元，同比增长10.7%。除水电上市公司增速上涨外，其他类型发电上市公司增速均不同程度下降。2022年度，上市发电公司全年实现营业收入合计人民币16,058亿元，同比增长10.7%。增幅同比下降10.8个百分点。除水电上市公司增速上涨外，其他类型发电上市公司增速均不同程度下降。

化石能源发电为主上市公司营业收入同比增长12%，主要得益于经济回暖带动社会用电量的稳步上升以及煤电上网电价上浮的双重影响，新能源发电为主上市公司营业收入同比增长6.8%，增幅同比下降11.7个百分点。2022年新能源发电为主上市公司收入变动出现分化，协鑫新能源收入减少了67.3%，主要原因是协鑫新能源在2022年出售光伏电站导致。

水电为主上市公司营业收入同比增长5.3%，增幅同比上涨3.8个百分点。主要是由于黔源电力和桂冠电力的收入增幅较大，分别为28.3%和26.3%。黔源电力收入增长主要由于水力发电和光伏发电增长较快，比上年同期分别增长23.86%和55.83%。桂冠电力收入增加的主要原因，一是广西、贵州、云南水电所在流域上半年来水好，使全年来水总体增长，水电电量同比大幅增加，二是平均上网电价同比增加。核电为主上市公司营业收入同比增长7.7%，增幅同比下降8.7个百分点。中广核电力的收入增幅下降明显，主要原因在于其附属公司上网电量同比下降导致的销售电力收入下降。

净利润1,725.41亿元，同比上升57%：2022年度，上市发电公司全年实现净利润合计人民币1,725.41亿元，同比增长了57%，2021年净利润同比减少33.6%，各类型发电上市公司利润增幅出现分化。2022年度，上市发电公司全年实现净利润合计人民币1,725.41亿元，同比增加57%，2021年降幅为33.6%，各类型发电上市公司利润增幅出现分化。

2022年燃料价格与2021年相比较为稳定，化石能源发电为主上市公司燃料成本没有大幅变动，净利润大幅增长。主要原因是部分化石能源为主上市公司市场交易价格上升，年内电力需求同比上升，以及多个煤电、天然气项目投入商业运营，及新投产可再生能源项目的盈利贡献。

新能源发电上市公司2022年净利润同比增长4.2%，增幅较2021年下降31%，增幅下降主要是协鑫新能源净利润进一步下降所致，一方面协鑫新能源出售光伏电站导致售电收入减少，另一方面相关运维服务的毛利也较低；大唐新能源维持较高增长水平，增幅为86.6%，主要是装机规模增加及风资源变化致发电量增长所致。水电为主上市公司2022年净利润同比上涨2.6%（受流域水量下降影响，2021年下降10.7%），主要原因是水电上半年水流情况较好，全年来水量增长导致水电发电增加。

得益于多个核电项目的陆续投产运营，核电上市公司2022年净利润同比增长6.1%，增幅较2021年下降9个百分点。增幅下降的主要原因是燃料机组投入商业运营满5年开始计提乏燃料处置金导致营业成本上涨。

ROA上升1.2个百分点，ROE上升3.5个百分点。2022年度全部上市发电公司的ROA为3.6%，较2021年上涨1.2个百分点，水电、核电为主上市公司与2021年基本持平，化石能源为主上市公司有所上涨。2022年全部上市发电公司的ROE为9.4%，较2021年增长3.5个百分点，其中化石能源发电为主的上市公司ROE与上年相比增长迅速。

各发电行业的整体盈利效率得到有效提升，但整体来说水电为主上市公司的ROA持续保持较高水平；水电和核电的ROE同样保持高水平；而化石能源发电为主上市公司的ROA和ROE有所增长，2022年煤价相对平稳，受煤电上网电价上浮影响，化石能源为主的上市公司亏损情况有所好转，所以ROA和ROE有所增长。

三、电力资产稳步增长，资本支出增速趋缓

总资产48,501亿元，同比增长5.1个百分点；资本性投入2,741亿元，同比增长15.8个百分点。2022年末，上市发电公司总资产48,501亿元，同比增加2,366.48亿元，增幅5.1%。得益于国家对电力行业绿色发展和能源结构优化的大力推动，新能源与核电为主的上市公司总资产增速则较快,分别为8.6%和7.9%。

2022年上市公司资本性投入为2,741亿元，较2021年减少15.8%。资本性投入减少主要集中在水电为主的上市公司和新能源为主的上市公司，投资额分别为285亿元和330亿元，较2021年分别为减少55.6%和29.5%。核电为主的上市公司本年资本性投入383亿元，同比增加16.7%，主要为中国核电增幅较快，2022年资本性投入达到265亿元，增幅为21.1%。

截至2022年底，上市发电公司总装机容量达736,872兆瓦，同比增幅5.0%，增速同比提高0.4个百分点。化石能源发电为主上市公司总装机容量494,482兆瓦，占上市公司总装机容量67.1%。其中，华能国际与中国电力本年装机容量增幅分别达到22.5%与17.5%。新能源发电为主的上市公司总装机容量65,798兆瓦，同比增幅11.4%，主要原因为龙源电力在2022年度自建投产和并购多个风电、光伏项目，装机容量有所增加。

水电为主的上市公司总装机容量123,461兆瓦，同比增长1.7%。主要原因为国投电力在2022年度多个水电项目投产，装机容量有所增加。核电为主的上市公司本年总装机容量53,130兆瓦，同比增长2.8%，2022年中广核电力公司以及中国核电均有新机组达产投运，装机容量增加。

四、上网电量增速趋缓，利用小时涨跌互现

2022年，全部上市发电公司共发电3,081,263吉瓦时，同比增长1.2%。以化石能源发电为主的上市公司共发电2,038,101吉瓦时，占全部电力上市公司的66%，总发电量同比增长0.8%。无论从装机规模看还是从发电量看，煤电仍然是当前我国电力供应的最主要电源，也是保障我国电力安全稳定供应的基础电源。

新能源发电、水电及核电为主的上市公司本年发电量分别为151,463吉瓦时、 494,037吉瓦时及397,662吉瓦时，分别占本年上市公司总发电量的5%、16%及13%。新能源发电为主上市公司由于近年装机容量的稳步增长，发电量也同时得到提升，且新能源发电装机容量在2022年度的增长远高于发电量的增长，未来提高新能源发电量的消纳比例是提高新能源投资回报水平的关键措施。水电为主上市公司中，长江电力遭遇枯水年，长江来水偏枯且极端高温，导致发电量下降10.9% ；桂冠电力和黔源电力由于所在流域上半年来水好，使全年来水总体增长，发电量分别同比增长19.3%和23.6%，其余水电为主上市公司发电量无较大波动。核电为主上市公司发电量较上年增长3.6% 。

上市发电公司平均利用小时数4,511小时，同比降低2.3%，各类型发电上市公司分化明显。化石能源发电为主上市公司2022年发电机组的平均利用小时数为4,185小时，同比降低1.4%。新能源发电为主的上市公司2022年发电机组的平均利用小时数为2,477小时，同比减少6.1%。其中协鑫新能源由于发电量同比减少68.6%，而装机容量同比下降20.1%，导致发电小时数降幅高达60.7%。受所属流域来水偏枯，水电为主的上市公司2022年发电机组的平均利用小时数为3,781小时，同比下降0.1%。核电为主的上市公司2022年发电机组的平均利用小时数为7,600小时，同比下降2.6%。

五、上网电价趋势分化，电费回收速度放缓

2022年，全部上市发电公司上网电价398元/兆瓦时，同比增加5.9%，各类型发电上市公司上网电价变动趋势分化。得益于燃煤发电上网电价的市场化改革，化石能源发电为主上市公司2022年平均上网电价均有不同幅度的增加，平均增幅为20.0个百分点。由于风电和光伏补贴力度的下调，2022年新能源发电为主上市公司平均上网电价为511元/兆瓦时，同比下降4.4%。

2022年化石能源发电为主、新能源发电为主、水电为主及核电为主的上市公司平均应收账款周转天数分别为49天、247天、44天及71天。新能源发电为主上市公司周转天数经过多年持续攀升后趋于稳定，其他发电行业均无显著上升。新能源发电行业应收账款主要为应收地方电网公司的标杆电费及新能源电价补贴，由于可再生能源项目电价补贴受政府现行政策及付款惯例影响，结算周期较长，因此应收账款周转天数显著高于全部上市发电公司均值，经过多年持续走高后趋于稳定，并于2022年轻微回落。新能源发电为主上市公司由于应收账款回款缓慢，整体资金压力较大。近年来，越来越多发电企业积极发展绿色金融，通过进行应收账款保理，资产支持证券（ABS），及资产支持票据（ABN）等方式提前回笼应收账款。

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注：

本报告的数据资料，除特别注明外，均来源于上述公司（以下合称“上市发电公司”）公布的年度报告。除华润电力、中国电力、龙源电力、大唐新能源、京能清洁能源、新天绿色、协鑫新能源、中广核电力的数据源于其按国际财务报告准则或香港财务报告准则编制的财务报表外，其他与财务报表相关数据均摘自各公司按中国企业会计准则编制的报告。

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