中国上市发电公司2023年回顾及未来展望

中国上市发电公司 2023年回顾及未来展望 2024年6月 目录 1.综述4 2.营业收入增速放缓，盈利效率小幅提升12 3.电力资产稳步增长，资本支出增速加快18 4.上网电量稳中有升，利用小时涨跌互现24 5.上网电价趋势分化，电费回收速度放缓29 6.成本管理精益求精，成本要素涨跌互现34 7.资产负债结构收敛，借款利率基本持平40 8.资本市场波动下滑，投资回报维持预期46 9.税务现状全面梳理，迎接变革防范风险51 10.可持续披露准则发布，助力绿色低碳转型60 11.近期展望64 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。 引言 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、经营模式及监管环境的观察，展望中国发电行业未来发展的趋势。本年度报告涵盖了截至2024年4月末已发布年报的 20家上市公司。 7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”） 6家以新能源发电装机为主的上市公司 ►龙源电力集团股份有限公司（“龙源电力”） ►中国电力国际发展有限公司（“中国电力”） ►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”） *根据公开发布的年报信息、国家能源局发布的信息计算，上述上市发电公司装机容量占中国发电行业装机容量的28.8%。 中国上市发电公司2023年回顾及未来展望|03 1综述 1发展 全国发电装机容量突破 29亿千瓦 13.9个百分点 2023年是全面贯彻党的二十大精神的开局之年。2023年中国国内经济稳步增长。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。 2023年，中国发电行业总体呈现发展、改革、分化三大特点。 截至2023年底，全国全口径发电装机容量29.20亿千瓦，同比增长13.9%。分类型看，水电4.2亿千瓦、核电5,691万千瓦、并网风电4.41亿千瓦、并网太阳能发电6.09亿千瓦、化石能源发电13.90亿千瓦。化石能源发电装机容量中，煤电装机容量11.6亿千瓦。 2023年，可再生能源保持高速发展。截至 2023年12月底，全国可再生能源发电总装机达15.16亿千瓦，占全国发电总装机的51.9%。其中，太阳能发电装机容量在2023年正式超越水电装机容量，成为全国装机量第二大电源形式。 GDP与社会用电量同比增速 数据来源：国家统计局 全国发电装机容量同比增速 数据来源：国家统计局 全国发电装机容量截至2023年12月31日 水电 422 占比14% 核电 57 占比2% 合计 2,920 化石能源发电 1,390 占比48% 新能源发电 1,051 占比36% 单位：吉瓦 数据来源：中电联 2023年新增发电装机容量增速回升，同比上升 84.8个百分点 2023年新增发电装机容量增速上升。2023年，全国新增发电装机容量36,908万千瓦，比上年投产增加16,934万千瓦，其中新增非化石能源发电装机容量30,341万千瓦，占新增发电装机总容量的82.2%。全国新增风电和太阳能发电装机容量分别为7,566万千瓦和21,602万千瓦，分别比上年投产装机容量增加3,803万千瓦和12,861万千瓦。 全国基建新增发电装机容量同比增速 单位：万千瓦 数据来源：中电联 2改革 电力市场化改革成效显著， 2023年市场交易电量占比 61.4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、国家能源局发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（以下简称《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。 2024年4月12日，国家发改委发布中华人民共和国国家发展和改革委员会令第18号：《电力市场监管办法》已经2024年4月8日第10次委务会议审议通过，自2024年6月1日起施行。2024年4月18日，国家发改委发布中华人民共和国国家发展和改革委员会令第20号： 《电力市场运行基本规则》已经第11次委务会议审议通过，自2024年7月1日起施行。对维护电力市场秩序，规范电力市场行为，依法保护市场成员的合法权益，保证电力市场的统一、开放、竞争、有序提供了根本遵循。 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，市场机制已在资源配置中起到决定性作用。2023年，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量56,679.4亿千瓦时，同比增长7.87%，占全社会用电量比重为61.4%，同比提高0.6个百 分点。 60.8% 61.4% 45.5% 42.2% 39.2% 2019 2020 2021 2022 2023 12 市场交易电量占比 数据来源：中电联 我国煤电容量电价机制正式建立，发挥煤电支撑调节作用。 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”。该政策影响于2022年显著可见。 2023年11月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》（以下简称《通知》），决定自2024年1月1日起建立煤电容量电价机制，对煤电实行两部制电价政策。《通知》提出，为适应煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型的新形势，决定将现行煤电单一制电价调整为两部制电价。其中，电量电价通过市场化方式形成，容量电价水平根据煤电转型进度等实际情况逐步调整，充分体现煤电对电力系统的支撑调节价值，更好保障电力系统安全运行，为承载更大规模的新能源发展奠定坚实基础。《通知》明确，对合规在运的公用煤电机组实行煤电容量电价政策，容量电价按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定。其中，用于计算容量电价的煤电机组固定成本实行全国统一标准，为每年每千瓦330元；2024~2025年，多数地方通过容量电价回收固定成本的比例为30%左右，部分煤电功能转型较快的地方适当高一些；2026年起，各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50%。煤电容量电费纳入系统运行费用，每月由工商业用户按当月用电量比例分摊。《通知》强调，同步强化煤炭价格调控监管，加强煤电中长期合同签约履约指导，促进形成竞争充分、合理反映燃料成本的电量电价，引导煤炭、煤电价格保持基本稳定。《通知》要求，各地要加强政策协同，加快推进电力市场建设发展，完善市场交易规则，促进电量电价通过市场化方式有效形成，与煤电容量电价机制协同发挥作用，更好保障电力安全稳定供应，促进能源绿色低碳转型。 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，2023年化石能源发电为主上市公司平均电价为438元/兆瓦时，如下图所示，与去年同期基本持平。 化石能源发电为主上市公司平均电价及增长率单位：元/兆瓦时 数据来源：根据公开发布的年报信息计算 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2,000家。 2023年10月19日，生态环境部、市场监管总局联合发布了《温室气体自愿减排交易管理办法（试行）》（以下简称《办法》），对自愿减排交易及其相关活动的各环节作出规定，明确了项目业主、审定与核查机构、注册登记机构、交易机构等各方权利、义务和法律责任，以及各级生态环境主管部门和市场监督管理部门的管理责任，CCER市场是中国国家碳排放交易体系（ETS）的重要补充机制。2024年1月22日，全国温室气体自愿减排交易（CCER）在北京启动，它与2021年7月启动的全国碳排放权交易市场共同构成完整的全国碳市场体系。 2023年全国碳排放权交易市场（以下简称“全国碳市场”）碳排放配额年度成交量2.12亿吨，年度成交额144.44亿元，日均成交量87.58万吨，最高成交价82.79元/吨，最低成交价50.50元/吨，本年度最后一个交易日收盘价为79.42元/吨，较上年度最后一个交易日上涨44.40%。 下图为2023年1月3日至2023年12月29日全国碳市场成交量及成交价格情况。 图表来源：上海环境能源交易所 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。 2023年，全国全口径发电量为9.46万亿千瓦时，比上年增长6.9%。全国非化石能源发电量3.19万亿千瓦时，比上年增长7.8%，占全国发电量的比重为33.7%，比上年增长0.2%，其中，水电比上年减少4.9%，太阳能、风电和核电分别