中国上市发电公司2021年回顾及未来展望

中国上市发电公司2021年回顾及未来展望 2022年8月 引言 5 本报告为安永中国上市发电公司年度分析报告，旨在 基于中国上市发电公司的业务发展情况、经营模式及 家以新能源发电装机为 监管环境的观察，展望中国发电行业未来发展的趋势。主的上市公司 本年度报告涵盖了截至2022年4月末已发布年报的 20家上市公司 8家以化石能源发电装机为主的上市公司 华能国际电力股份有限公司（“华能国际”） 大唐国际发电股份有限公司（“大唐发电”） 华电国际电力股份有限公司（“华电国际”） 国电电力发展股份有限公司（“国电电力”） 中国电力国际发展有限公司（“中国电力”） 中国神华能源股份有限公司（“中国神华”） 华润电力控股有限公司（“华润电力”） 浙江浙能电力股份有限公司（“浙能电力”） 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、协鑫系能源、中广核电力的数据源于其按国际财务报告准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。 龙源电力集团股份有限公司（“龙源电力”） 中国大唐集团新能源股份有限公司（“大唐新能源”） 北京京能清洁能源电力股份有限公司（“京能清洁能源”） 新天绿色能源股份有限公司（“新天绿色”） 协鑫新能源控股有限公司（“协鑫新能源”） 5家以水电装机为主的上市公司 中国长江电力股份有限公司（“长江电力”） 国投电力控股股份有限公司（“国投电力”） 广西桂冠电力股份有限公司（“桂冠电力”） 贵州黔源电力股份有限公司（“黔源电力”） 华能澜沧江水电股份有限公司（“华能水电”） 2家以核电装机为主的上市公司 中国广核电力股份有限公司（“中广核电力”） 中国核能电力股份有限公司（“中国核电”） 上述上市发电公司装机容量占中国发电行业装机容量的29.5%。 目录 1. 综述 1 2. 营业收入增速显著，盈利效率大幅下降 10 3. 电力投资高歌猛进，资本支出增速加快 16 4. 上网电量增速明显，利用小时涨跌互现 22 5. 上网电价稳中有升，电费回收速度放缓 27 6. 成本管理精益求精，成本要素涨跌互现 31 7. 资产负债结构优化，借款利率普遍降低 38 8. 资本市场表现趋稳，投资回报不及预期 44 9. 加快推进碳排放交易，进一步调整产业布局 49 10. 2022年展望 51 1综述 1发展 全国发电装机容量突破 20亿千瓦 7.9个百分点 截至2021年底，全国全口径发电装机容量23.77亿千瓦，同 2021年是新中国成立72周年，也是“十四五”开局之年。从国内看，疫情总体得到有效控制，国民经济持续恢复，增速显著。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。2021年，中国发电行业总体呈现三大特点。 比增长7.9%。分类型看，水电3.9亿千瓦、核电5,326万千 瓦、并网风电3.3亿千瓦、并网太阳能发电3.0亿千瓦、化石 能源发电13.0亿千瓦。化石能源发电装机容量中，煤电装机 11.1亿千瓦、气电1.1亿千瓦。 2021年新增发电装机容量增速放缓，同比 7.6个百分点 2021年新增发电装机容量增速放缓。2021年，全国新增发电 装机容量17,629万千瓦，比上年少投产1,458万千瓦，其中 新增非化石能源发电装机容量13,001万千瓦，占新增发电装机总容量的73.7%。全国新增风电和太阳能发电装机容量分别为4,757万千瓦和5,493万千瓦，分别比上年少投产2,410 万千瓦和多投产673万千瓦。新增煤电、气电装机容量分别为 2,909万千瓦和1,057万千瓦，分别比上年少投产1,195万 千瓦和多投产277万千瓦。 2改革 电力市场化改革成效显著，2021年市场交易电量占比 45.5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建设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。 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。2021年，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量37,787.4亿千瓦时，同比增长19.3%，占全社会用电量比重为45.5%，同比提高3.3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 2019年10月，国家发改委正式发布《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》（以下简称“《指导意见》”），已经沿用了十六年的煤电标杆电价联动机制正式谢幕。《指导意见》自2020年1月1日起正式实施，要求各地结合实际情况制定细化实施方案，将现行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，基准价按各地现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动幅度范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%。尚不具备条件的地方，可暂不浮动，按基准价执行。实施“基准价+上下浮动”价格机制的省份，2020年暂不上浮，确保工商业平均电价只降不升。 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”。 由于政策出台时间较晚，2021年煤电上网电价全年平均同比上浮比率为6.9%（见下图）。2022年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明确，预计全年煤电上网电价将进一步显著上升。 上涨或下跌 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。 2016年12月，国家发改委联合发布《关于印发平抑煤炭市场 价格异常波动的备忘录的通知》，明确2016-2020年期间，以中长期基准合同价为基础，将动力煤划分为绿色区域（价格正常）、蓝色区域（价格轻度上涨或下跌）、红色区域（价格异常上涨或下跌），并建立价格异常波动预警机制。 执行五年后，煤炭中长期合同价格迎来重大调整。2021年12月，国家发改委发布《2022年煤炭中长期合同签订履约工作方案（征求意见稿）》，继续坚持“基准价+浮动价”的定价机制，明确实行月度定价，并首次提出价格上下浮动区间为550-850元/吨。5500大卡动力煤基准价上调至700元每吨，上调幅度达31%。 《征求意见稿》还扩大了中长期合同的覆盖范围。要求发电供热企业扣除进口煤后实现中长期合同全覆盖；要求所有核定产能30万吨/年以上的煤矿企业，签订的中长期合同数量达到自有资源量的80%以上。 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。 碳达峰碳中和战略持续推进，碳排放权交易完成第一个履约周期配额清缴。 2020年9月22日，国家主席习近平在第七十五届联合国大会一般性辩论上向国际社会作出碳达峰、碳中和的郑重承诺：“中国将力争2030年前达到二氧化碳排放峰值，努力争取 2060年前实现碳中和。” 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。 截至2021年12月31日，全国碳市场已累计运行114个交 易日，碳排放配额累计成交量1.79亿吨，累计成交额76.61 亿元。 以下为自2021年7月16日正式启动上线交易以来，全国碳市场成交量及成交价格情况。 图表来源：生态环境部 3分化 核电及风电发电量增长率超过传统发电类型。 2021年，全国全口径发电量为8.31万亿千瓦时，比上年增长 9.0%。全国非化石能源发电量2.66万亿千瓦时，比上年增长 8.8%，占全国发电量的比重为32.1%，与上年持平，其中，水电比上年减少1.1%，核电、风电分别比上年增加11.3%、 40.5%，太阳能与上年持平。全国全口径化石能源发电发电量 5.65万亿千瓦时，比上年增长9.1%，与全口径发电量增速基本相当；核电及风电发电量增长率超过传统发电类型。 电煤供需阶段性失衡，煤炭价格创历史新高，煤电企业全面亏损。 2021年，我国对疫情的控制走向常态化管理，经济逐渐恢复，社会用电量需求大幅增加。然而，清洁能源发电尤其是水力发电情况不如预期，化石能源发电企业承受较多供电压力。 2021年3月至9月，在进口煤受限，内蒙古倒查20年、安全事故频发以及刑法对超产煤矿追究刑事责任导致大量弹性产能无法释放等综合因素影响下，1-9月，全国煤炭产量累计增速2.3%，供电需求增速却维持12%以上，煤炭供应偏紧。煤价振荡走高，煤价在7-8月份再度回升至1000元/吨。2021年 9月中下旬以后，电厂在保供政策下，进一步加速了市场煤上涨速度，一度达到人民币2,500元/吨，远超绿色区间。 2021年10月和12月，国家发改委分别发布《2022年煤炭中长期合同签订履约工作方案（征求意见稿）》及《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，将保供、稳价作为工作重点，此后煤炭价格逐渐回落，但仍维持在较高水平。 2020年 2021年 61,009 43,9 170 5,2535,676 2,611 2,926 171 (5,216) (3,418) (13,191)(11,875) 华润电力 神华股份 中国电力 国电电力 华电国际 大唐发电 华能国际 723 7,302 84 由于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。8月以来大型发电集团煤电板块整体亏损，全年累计亏损面达到80%左右。 2020年 2,611 5,253 5,676 10,155 2,926 43,984 7,302 2021年 (13,191) (11,875) (5,2