1、 中国电力行业展望，2022 年 3 月 1 2022 年年 3 月月 中诚信国际 电力行业电力行业 中国中国电力电力行业展望行业展望，2022 年年 3 月月 2021 年以来，全国电力年以来，全国电力供需供需呈总体偏紧呈总体偏紧形势形势，非化石能源比重，非化石能源比重持续提升，电力体制改革加快推进。未来较大持续提升，电力体制改革加快推进。未来较大的经济及的经济及用电增用电增速速下行压力下行压力和清洁能源项目集中投产等将使得全国发电设备和清洁能源项目集中投产等将使得全国发电设备利用小时增长承压。各类电源企业财务表现将有所分化，但整利用小时增长承压。各类电源企业财务表现将有所分化，但整体风险

2、可控，体风险可控，信用信用基本面基本面保持稳定保持稳定 中国电力行业的展望为稳定中国电力行业的展望为稳定，中诚信国际，中诚信国际认为未来认为未来1218个月该行个月该行业总体业总体信用质量信用质量不会不会发生重大变化发生重大变化。 要点要点 2021年以来，在疫情反复、北方汛情、电煤供应紧张、海外制造业疲软带来的出口替代效应及2020年低基数等因素的综合影响下，我国全社会用电量同比大幅增长。 中长期来看， 在新冠疫情不再发生重大变化和国际形势整体保持平稳的情况下， 未来世界各国产能供需终将回归合理水平， 我国出口替代效应或将逐渐弱化，加之我国目前“稳中求进”的经济发展方针和房地产投资放缓对经济

3、传导效应的显现等，预计未来一段时间我国经济及用电量增速将面临一定下行压力。 2021年以来全国电力供应整体保持高增长， 但在用电过快增长、来水偏枯、 电煤价格大幅攀升及能耗双控政策等因素综合影响下，全国电力供需呈总体偏紧形势， 但随着电煤供应的增加和价格的下降， 全国电力供应紧张情况已有所缓解。未来在“碳达峰、碳中和”的调控目标下，国内非化石能源装机增速将保持相对较快水平，化石能源装机则低速增长并将进入清洁高效发展通道，2022年全国电力供需变化仍有待观察后续煤炭供需及水电来水等情况。 2021年以来， 在国内经济运行稳步复苏、 出口替代需求上升和上年低基数等因素综合影响下， 全国发电设备平均

4、利用小时同比提升； 未来复杂多变的国际形势、 国内面临的经济下行压力、 电力供给侧格局变化和电网安全等因素将给全国发电设备利用效率的增长带来较多不确定性，但不同电源类型机组利用效率仍将延续分化态势。 2021年行业内企业电价水平继续呈分化态势，但燃煤电价改革政策的出台进一步深化了电力体制改革， 未来全国市场化交易电量将持续提升， 亦有望缓解煤价高企时火电企业经营困难， 加速由市场决定电价机制的实现。 2022年新能源全面平价时代的到来虽一定程度缓解了国家新能源补贴压力，但存续补贴款的支付仍有较大压力， 未来随着碳排放和绿证等交易市场的成熟， 国家新能源补贴压力或将有所缓解，但火电企业经营成本或

5、将承压。 2021年以来国内各类电源企业财务表现延续分化态势，清洁能源项目的建设及并购使得企业电源资产持续优化， 但债务规模亦随之上升； 目前国内绝大部分电力资源集中于大型国有电力集团，受益于国有企业良好的资源获取和融资能力，预计未来一段时间行业内企业财务风险整体可控。 行业展望行业展望 联络人联络人 作者作者 企业评级部企业评级部 李俊彦李俊彦 王琳博王琳博 于美佳于美佳 马马 骁骁 其他联络人其他联络人 王雅方王雅方 刘刘 洋洋

6、7 目录目录 要点 1 分析思路 2 行业基本面 2 行业财务表现 11 结论 15 附表 16 中诚信国际行业展望中诚信国际行业展望 中国电力行业展望，2022 年 3 月 2 一、一、 分析思路分析思路 电力行业的信用基本面分析，主要是通过分析用电需求及供给、市场化交易以及相关政策等因素，对各电源类型装机规模、机组利用效率及电价等走势进行判断，并分析相关走势对行业企业盈利水平和偿债能力等信用基本面的影响。本文指出，在目前国内新冠肺炎疫情小范围反复、海外防疫形式尚未明朗、复杂严峻的国际环境以及我国面临的经济下行压力等情况综合影响下，具备公用事业属性的电力行业内不同电源类企业虽然财务表现有所

7、分化，但整体信用水平保持稳定。 二、二、 行业基本面行业基本面 用电需求用电需求 2021 年以来， 在疫情反复、 北方汛情、 电煤供应紧张、 海外年以来， 在疫情反复、 北方汛情、 电煤供应紧张、 海外制造业疲软带来的出口替代效应及制造业疲软带来的出口替代效应及 2020年低基数等因素的综合影响下，我国全社会用电量同比大幅增长。中长期来看，在新冠疫情不再发年低基数等因素的综合影响下，我国全社会用电量同比大幅增长。中长期来看，在新冠疫情不再发生重大变化和国际形势整体保持平稳的情况下，未来世界各国生重大变化和国际形势整体保持平稳的情况下，未来世界各国产能产能供供需终将回归合理水平， 我国出需终将

8、回归合理水平， 我国出口替代口替代效应效应或将逐渐弱化， 加之我国目前或将逐渐弱化， 加之我国目前“稳中求进稳中求进”的经济发展方针和房地产投资放缓对经济传导的经济发展方针和房地产投资放缓对经济传导效应的显现效应的显现等等，预计未来一段时间我国经济及用电量增速将面临一定，预计未来一段时间我国经济及用电量增速将面临一定下行压力下行压力 近年来我国全社会用电增速与宏观经济走势呈同趋势波动。根据中国电力企业联合会（以下简称“中电联”）数据，2020 年，突发的新冠肺炎疫情对我国经济社会发展带来很大冲击，其虽然在全国科学统筹疫情防控和积极复工复产的推动下实现稳步复苏，但全年全社会用电量增速仍有所下滑。

9、2021 年面对疫情反复、北方汛情、电煤供应紧张等复杂考验，叠加海外制造业疲软带来的出口替代效应及 2020 年低基数等因素， 当期我国全社会用电量同比大幅增长，根据中电联数据，2021 年，全社会用电量同比增长 10.3%，两年平均增长 7.1%。 图图 1：近年来我国经济增长及各产业电力消费情况：近年来我国经济增长及各产业电力消费情况 图图 2：2021 年我国经济及各产业电力消费增速年我国经济及各产业电力消费增速 资料来源：中电联，中诚信国际整理 资料来源：中电联，中诚信国际整理 分产业看，根据中电联数据，第二产业用电量在我国全社会用电量中依旧占据绝对比重，但rQoNoQqMrOpPsN

10、vNsNpPmO6M9R8OtRmMtRtRiNmMoNkPoOnP9PqRtMuOnMpMvPnQnM 中国电力行业展望，2022 年 3 月 3 中诚信国际行业展望中诚信国际行业展望 近年来国家加大了去产能、能耗“双控”及环保督查等调控力度，加之新冠疫情反复、2021年三季度限电等因素，整体使得第二产业用电量所占比重持续下降至 2021 年末的 67.52%；而第三产业（信息技术和批发零售等）和城乡居民用电所占比重则提升至 17.12%，且对全社会用电量增长的合计贡献率保持较高水平，我国电力消费结构持续优化。 中诚信国际认为，中诚信国际认为，在新冠疫情不再发生重大变化和国际形势整体保持平

11、稳的情况下，未来世界各国产能供需终将回归合理水平，我国出口替代效应或将逐渐弱化，但同时仍应关注变异毒株的短期冲击。考虑到我国目前“稳中求进”的经济发展方针，加之房地产投资放缓对经济传导效应的显现等因素， 未来一段时间我国经济及全社会用电量增速将面临一定下行压力。 用电供给用电供给 2021 年以来全国电力供应整体保持高增长，但在用电过快增长、来水偏枯、电煤价格大幅攀升及年以来全国电力供应整体保持高增长，但在用电过快增长、来水偏枯、电煤价格大幅攀升及能耗双控政策等因素综合影响下，能耗双控政策等因素综合影响下，全国电力供需呈总体全国电力供需呈总体偏紧偏紧形势形势，但随着电煤供应的增加和价格的，但随

12、着电煤供应的增加和价格的下降，全国电力供应紧张情况已有所缓解。未来在下降，全国电力供应紧张情况已有所缓解。未来在“碳达峰、碳中和碳达峰、碳中和”的调控目标下，国内非化石能的调控目标下，国内非化石能源装机增速将保持相对较快水平，化石能源装机则低速增长并将进入清洁高效发展通道源装机增速将保持相对较快水平，化石能源装机则低速增长并将进入清洁高效发展通道，2022 年年全国电力供需变化仍有待观察后续煤炭供需及水电来水全国电力供需变化仍有待观察后续煤炭供需及水电来水等等情况情况 十二五时期，我国电源投资额持续保持较大规模，各电源整体呈现一定无序扩张态势，加之当期经济增长已稳中趋缓，由此导致电力供应总体富

13、余。十三五时期，国家开始加大煤电去产能和节能减排力度，并在停建或缓建一批火电项目的同时限制了弃风、弃光严重区域的风光项目建设， 进而影响全国电源投资额自 2016 年持续下降至 2018 年。 2019 年以来， 金沙江、大渡河和雅砻江等大型水电基地项目建设的加快推进和风电企业为保电价而引起的“抢装潮”等因素使得我国电源工程投资额持续增长至 2020 年历史高点。2021 年，我国电源投资额继续保持较高水平， 但值得注意的是， 上半年全国电力供需仍保持了总体平衡局部紧张的态势，但在用电过快增长、来水偏枯、电煤价格大幅攀升和能耗双控政策等因素影响下，三季度以来的电力供需形势已呈总体偏紧态势，大部

14、分地区采取了有序用电措施，其后受益于国家对煤炭供给的调控措施，目前煤炭价格已高位回落，加之步入采暖季后火电机组出力的提升，国内部分地区电力供应紧张情况已得到一定改善。 根据中共中央、国务院先后印发的中共中央国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见（以下简称“双碳意见”）和2030 年前碳达峰行动方案（国发202123 号）（以下简称“行动方案”），我国非化石能源占消费的比重到 2025 年、2030 年和 2060 年要分别达到 20%、25%和 80%左右，而截至 2020 年末，我国非化石能源占消费的比重仅约 15%左右，以我国目前能源结构来看，十四五时期的清洁能源投

15、资额将继续保持较快增速，全国发电设备容量亦将快速提升。 从装机结构来看，火电机组在我国电源结构中仍占据主力地位，但受节能减排、火电去产能以及以风电、太阳能发电为代表的清洁能源发电受到政策的扶持等因素影响，近年来非化石能源发电装机（包括可再生能源及核电）规模及其在我国发电装机中所占比例持续上升，装机结构清洁化趋势明显。 截至2021年末， 我国非化石能源装机占全部装机的比重增至47.0%， 中国电力行业展望，2022 年 3 月 4 中诚信国际行业展望中诚信国际行业展望 已超过煤电机组装机规模。 图图 3：近年来我国发电装机容量及增速：近年来我国发电装机容量及增速（万千瓦）（万千瓦） 图图 4

16、：近年来我国电源工程投资完成情况（亿元）：近年来我国电源工程投资完成情况（亿元） 资料来源：中电联，中诚信国际整理 资料来源：中电联，中诚信国际整理 图图 5：近年来全国风电装机容量区域结构情况（万千瓦）：近年来全国风电装机容量区域结构情况（万千瓦） 图图 6：近年全国光伏装机容量区域结构情况（万千瓦）：近年全国光伏装机容量区域结构情况（万千瓦） 资料来源：中电联，中诚信国际整理 资料来源：中国电力统计年鉴，中诚信国际整理 注：2021年末部分数据未披露。 表表 1：煤电规划建设区域调控政策：煤电规划建设区域调控政策 煤电规划建设风险预警结果煤电规划建设风险预警结果 2021 2023 红色

17、经济性预警：天津、山东、甘肃、青海、宁夏、四川、广西、云南 资源约束： 北京、天津、河北、山东、上海、江苏、浙江、广东 装机充裕度：黑龙江、吉林、蒙东、蒙西、冀北、山东、山西、甘肃、青海、宁夏、新疆、重庆、福建、广西、云南、贵州 经济性预警：吉林、辽宁、天津、甘肃、青海、宁夏、江西、四川、广西、云南 资源约束：北京、天津、冀北重点区域、冀南、山东重点区域、山西重点区域、陕西重点区域、河南重点区域、上海、江苏、浙江、安徽 装机充裕度：山西、甘肃、宁夏 橙色 经济性预警：湖北、重庆、福建 资源约束： 无 装机充裕度：辽宁、河南、四川、广东 经济性预警：河南 资源约束：无 装机充裕度：黑龙江、吉林、

18、新疆 绿色 除上述外的其他区域 除上述外的其他区域 注：资源约束中的重点区域指关于印发打赢蓝天保卫战三年行动计划的通知（国发201822 号）所确定的重点区域范围 资料来源：公开资料，中诚信国际整理 分电源来看，2021 年，受特高压线路外送和应急储备调峰的需求上升等因素影响，之前缓建的部分火电项目被移出缓建名单，国内火电电源投资额增速较快，火电新增装机则由于进度原因规模较小。根据“行动方案”，我国未来将加快煤炭减量步伐，严格控制新增煤电项目1，新建机组煤耗标准达到国际先进水平，有序淘汰煤电落后产能，加快现役机组节能升级和 1 国家十三五规划要求火电装机容量控制在 11 亿千瓦以内；同时根据

19、2023 年煤电规划建设风险预警，从资源约束和项目建设经济性角度来看，全国大部分区域仍 中国电力行业展望，2022 年 3 月 5 中诚信国际行业展望中诚信国际行业展望 灵活性改造，积极推进供热改造，推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型，同时严控跨区外送可再生能源电力配套煤电规模，新建通道可再生能源电量比例原则上不低于50%，推动重点用煤行业减煤限煤。此外，2021 年 12 月的中央经济工作会议亦提出传统能源逐步退出要建立在新能源安全可靠的替代基础上，要立足以煤为主的基本国情，推动煤炭和新能源优化组合，因此中长期来看，未来的火电投资仍将主要集中于大型煤电一体化、特高压外送、淘汰落后

20、产能后的同规模置换及“高效节能”等项目，预计火电装机增速仍将继续保持较低水平。 水电方面，随着大型水电机组于“十二五”期间陆续投产，剩余待开发水电大多项目开发条件和经济性较差，我国水电装机增速于“十三五”期间持续下降；2020 年以来，白鹤滩、两河口等大型水电站已逐步进入投产期，水电装机增速大幅回升。根据“行动方案”，未来我国将积极推进金沙江上游、 澜沧江上游、 雅砻江中游和黄河上游等水电基地建设， “十四五”、“十五五”期间将分别新增水电装机容量 4,000 万千瓦左右， 加之国家能源局 2021 年 9 月 17日发布的抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035 年）亦计划到 2025 年

21、和 2035 年将抽水蓄能投产规模分别增至 6,200 万千瓦及 1.2 亿千瓦以上，而截至 2020 年末我国抽水蓄能在运装机为 3,149 万千瓦， 因此中长期来看， 未来我国水电投资额及装机增速将进入快速上升渠道。 风电和光伏方面，此前由于我国资源富集区域弃光、弃风率的持续提升，政府出台了一系列举措限制不达标区域新增项目建设2，受此影响，风电及光伏装机增速自 2016 年以来整体呈下降态势，其后在 2019 年以来受政策3影响呈现大规模风电抢装，由此使得 2020 年以来的风电及光伏新增装机保持高速增长，考虑到未来技术的进一步成熟推动整体造价下降、在建项目陆续投运以及我国 2030 年

22、12 亿千瓦以上的风光装机发展目标，预计“十四五”期间我国风电及光伏装机规模将维持快速增长态势，同时区域消纳的好转和外送通道的陆续投运也将使得新增风光装机逐步回归风光资源丰富的三北地区。 核电方面，“行动方案”再次明确了我国未来积极安全有序发展核电的整体策略，目前我国沿海核电项目已在陆续获得核准， 截至 2021 年末的在运及在建装机容量分别为 5,327.00 万千瓦和 2,276.60 万千瓦4，根据“双碳意见”提及的 7,000 万千瓦目标，预计未来核电装机增长将呈稳步发展态势。 中诚信国际认为，中诚信国际认为， 未来随着“双碳目标”的推进， 国内非化石能源装机将保持快速增长态势，同时以

23、煤电为主的火电机组将逐步转型，进入清洁高效发展通道，装机规模或将保持低速增长。同时 2022 年的电力供需形势仍有待观察后续煤价供需及水电来水等情况，若后续煤炭供应仍处偏紧形势，且煤价仍处相对高位，再加上来水偏少等因素，则全年电力供需或将整体延续偏紧形势。 为红色或橙色预警区。 2 其中，国家三部委于 2018 年 6 月 1 日发布的关于 2018 年光伏发电有关事项的通知（发改能源2018823 号）称暂不安排 2018 年普通光伏电站建设规模。 3 2019 年 4 月 28 日，国家发改委发布关于完善光伏发电上网电价机制有关问题的通知下调了国家财政补贴范围内 IIII 类资源区新增集中

24、式光伏电站指导价，同时规定新增集中式光伏电站上网电价原则上通过市场竞争方式确定，不得超过所在资源区指导价；同时要求在当期 6 月 30 日（含）前并网的电站仍可享受之前的电价，之后的则按照新电价执行。2019 年 5 月 21 日，国家发改委发布关于完善风电上网电价政策的通知称，对于 2018 年底之前核准的陆上风电项目，2020年底前仍未完成并网的，国家不再补贴；2019 年 1 月 1 日至 2020 年底前核准的陆上风电项目，2021 年底前仍未完成并网的，国家不再补贴。自 2021 年 1 月 1 日开始，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴。对 2018 年底前已核准的

25、海上风电项目，如在 2021 年底前全部机组完成并网的，执行核准时的上网电价；2022 年及以后全部机组完成并网的，执行并网年份的指导价。 4 核电装机统计数据为中诚信国际根据客户提供资料整理，由于个别机组增容改造等因素影响，与国家能源局及中电联统计数据稍有区别。 中国电力行业展望，2022 年 3 月 6 中诚信国际行业展望中诚信国际行业展望 2021 年以来，在国内经济运行稳步复苏年以来，在国内经济运行稳步复苏、出口替代需求上升出口替代需求上升和上年低基数和上年低基数等因素综合影响下，全等因素综合影响下，全国发电设备平均利用小时国发电设备平均利用小时同比提升同比提升；未来复杂多变的国际形

26、势、；未来复杂多变的国际形势、国内国内面临面临的经济下行压力的经济下行压力、电力供、电力供给侧格局变化和电网安全等因素将给全国发电设备利用效率的增长带来较多不确定性给侧格局变化和电网安全等因素将给全国发电设备利用效率的增长带来较多不确定性， 但不同电源， 但不同电源类型机组利用效率仍将延续分化态势类型机组利用效率仍将延续分化态势 近年来我国发电设备利用效率受宏观经济的周期性变化及电力供需关系等因素影响较大。根据中电联统计数据，2020 年，在新冠肺炎疫情冲击和用电需求低迷等因素综合影响下，全国全社会用电量增速有所回落，使得全国发电设备累计平均利用小时同比下降 67 小时。2021年，国内经济运

27、行稳步复苏，同时海外疫情反复之下出口替代需求维持较高水平，叠加去年同期低基数等因素，推动全国发电设备平均利用小时数较上年同期增加 60 小时。 从各类电源的运行状况来看，受国家调控、电力供需及资源禀赋等因素影响，不同电源类型机组利用效率有所分化。火电方面，受用电需求变化和“双碳”政策导致的清洁能源机组挤压等因素影响，近年来我国火电机组利用小时数呈现波动下行态势。其中 2021 年，虽然“双碳”政策大力推进使得清洁能源保持了较大消纳力度，且国内电煤及天然气价格亦快速上升并维持高位，但在用电需求快速提升以及南方来水偏枯引起的水电出力下降等因素综合影响下，当期全国火电设备平均利用小时数同比增加 23

28、7 小时，出力显著提升。整体来看，考虑到入冬后采暖负荷的增长、制造业出口替代的延续、煤炭增产增供政策的逐步落实以及燃煤发电电价上下浮动和市场化交易范围的扩大， 短期内火电仍将发挥主力发电作用； 长期来看，在碳达峰、碳中和目标以及构建新型电力系统、严控煤电发展的背景下，工业领域减排、新能源大规模投运、碳配额供给总量的收紧和免费配额的减少引起的碳交易成本上升等因素将导致火电机组发电空间被持续挤压。水电方面，受来水情况、用电需求变化以及消纳政策效用显现等因素影响，近年来我国水电机组利用小时数呈现波动上扬态势。但 2021 年，南方偏枯的来水使得全国水电机组利用小时数比上年同期降低 203 小时。弃水

29、方面，2020 年，西南区域丰水期期间仍存在一定供需矛盾问题；2021 年以来，下游用电需求的不断回升以及偏枯的来水使得西南区域供需问题得到一定缓解。未来，虽然国家将持续推进相关消纳政策以改善弃水问题，西南地区高耗能项目也在陆续投运，但随着大型水电站进入集中投产期，而外送通道建设及省间壁垒等问题仍得不到有效解决，西南水电未来仍面临一定消纳压力。风电及光伏发电方面，近年来我国风电及光伏发电过快的装机增速及不合理的区域布局引发了弃风、弃光及限电等问题，但受益于国家多项消纳政策的不断落实以及外送通道的持续建设，近年来风电及光伏设备平均利用小时数持续回升，弃风率及弃光率得到显著改善。未来随着新型电力系

30、统的构建以及相关消纳政策的进一步落实，国内风电及光伏机组整体仍处于良好的消纳环境中，整体利用效率有望进一步改善，但考虑到在建风光基地不断完工投产和外送通道建设仍显相对滞后的矛盾， 短期内新疆、 青海等西北地区弃风弃光情况仍面临一定压力。核电方面，得益于促进核电消纳政策的逐步落实，核电机组利用效率持续保持较好水平。 中国电力行业展望，2022 年 3 月 7 中诚信国际行业展望中诚信国际行业展望 图图 7：近年来我国发电设备利用小时数（单位：小时）：近年来我国发电设备利用小时数（单位：小时） 图图 8：近年：近年来来我国我国水电、风电和光伏发电利用率情况水电、风电和光伏发电利用率情况 资料来源

31、：中电联，中诚信国际整理 资料来源：国家能源局，中诚信国际整理 图图 9：近年：近年来来我国部分省份弃风限电情况我国部分省份弃风限电情况 图图 10：近年：近年来来我国部分省份弃光限电情况我国部分省份弃光限电情况 资料来源：国家能源局，中诚信国际整理 资料来源：国家能源局，中诚信国际整理 中诚信国际认为中诚信国际认为，考虑到未来复杂多变的国际形势、国内经济“新常态”下面临的经济和用电量下行压力、双碳目标之下电力供给侧格局变化和新能源集中投产给电网安全造成的冲击等因素，未来全国发电设备平均利用小时的增长将面临较多不确定性，各电源品种的运营效率将延续分化态势。 电力体制改革、电价水平电力体制改革、

32、电价水平、可再生能源补贴可再生能源补贴及碳排放及碳排放交易等交易等 2021 年行业内企业电价水平继续呈分化态势，但燃煤电价改革政策的出台进一步深化了电力体制年行业内企业电价水平继续呈分化态势，但燃煤电价改革政策的出台进一步深化了电力体制改革，未来全国市场化交易电量将持续提升，亦有望缓解煤价高企时火电企业经营困难，加速由市改革，未来全国市场化交易电量将持续提升，亦有望缓解煤价高企时火电企业经营困难，加速由市场决定电价机制的实现。场决定电价机制的实现。2022 年新能源全面平价时代的到来虽一定程度缓解了国家新能源补贴压年新能源全面平价时代的到来虽一定程度缓解了国家新能源补贴压力，但存续补贴款的支

33、付仍有较大压力，未力，但存续补贴款的支付仍有较大压力，未来随着碳排放和绿证等交易市场的成熟，国家新能源补来随着碳排放和绿证等交易市场的成熟，国家新能源补贴压力或将有所缓解，但火电企业经营成本或将承压贴压力或将有所缓解，但火电企业经营成本或将承压 近年来我国电力体制改革持续推进，电力市场化交易规模及占比继续提升，市场交易模式和电价机制不断完善。2021 年 10 月 11 日，国家发展改革委发布的国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知 （发改价格20211439 号） （以下简称“1439 中国电力行业展望，2022 年 3 月 8 中诚信国际行业展望中诚信国际行业展望

34、号文”）要求燃煤发电电量及工商业用户要全部进入电力市场，这使得我国市场化交易范围进一步扩大，并有助于带动其他类别电源发电电量进入市场和售电公司业务的拓展，提高用户端节能和错峰用电的意识，加速由市场决定电价机制的实现，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用。输配电价核定方面，第一轮（20172019）和第二轮（20202022）输配电价均已核定完毕，输配电成本持续下降。增量配电业务改革持续推进，但仍有待相关配套政策的出台和落实。 根据中电联数据统计，全国电力市场交易电量（含发电权交易电量、不含抽水蓄能低谷抽水交易电量等特殊交易电量）呈逐年上升态势。分省份和地区来看，2020 年全国电力中长期直接交

35、易电量占其所在区域全社会用电量比重超过 50%的为蒙西、陕西、青海和云南，其中云南占比已超 60%，其余江苏、安徽和宁夏等十余省份占比亦超过 30%。2021 年全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量同比增长 19.3%，占全社会用电量比重为 45.5%，同比提高 3.3 个百分点， 同期全国电力市场中长期电力直接交易电量合计同比增长 22.8%， 占全社会用电量比重为 36.6%，未来随着“1439 号文”政策的落地，全国各区域市场化电量交易占比将进一步提升。 图图 11：近年来全国市场化交易电量及占比（亿千瓦时）：近年来全国市场化交易电量及占比（亿千瓦时） 图图 12：2020 年年部

36、分省份和地区直接部分省份和地区直接交易电量占比交易电量占比 注：由于缺少相关数据，2020年蒙东、蒙西及吉林省相关数据取2019年数值代替。 资料来源：公开资料，中电联，中诚信国际整理 上网电价方面，近年来受市场化交易让利和国家电价调整政策等因素影响，不同电源类型企业平均上网电价整体有所分化。从火电来看，大型电力集团中火电的市场化程度最高，其近年来受交易电量电价影响整体呈小幅波动态势，但随着“1439 号文”将燃煤发电市场交易价格浮动范围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， 目前虽已有燃煤发电电价实现上浮， 但由于时

37、间较短，对 2021 年火电企业电价影响有限，或将有助于 2022 年电价水平的提升。水电方面，近年来水电企业平均上网电价亦受到市场化交易等因素影响整体呈下降态势，考虑到水电电价水平较低，其在燃煤电价放开的背景下将具有明显竞争优势。风电及光伏方面，近年来国家发改委不断下调新核准和未按期投运机组的上网电价，并开启按照竞争方式确定上网电价模式，同时近年来公布的风电、光伏发电平价上网项目装机容量呈快速增长态势，且上述项目以资源条件丰富及建设成本相对较低的“三北”地区和消纳情况好、煤电基准电价高的南部地区15.00%20.00%25.00%30.00%35.00%40.00%45.00%05,0001

38、0,00015,00020,00025,00030,00035,000200202021市场化交易电量占全社会用电量比重华北地区占区域比重东北地区占区域比重华东地区占区域比重华中地区占区域比重西北地区占区域比重南方地区占区域比重 中国电力行业展望，2022 年 3 月 9 中诚信国际行业展望中诚信国际行业展望 等为主。受上述因素影响，风电及光伏发电企业平均电价水平呈逐年下降趋势。此外，2022年起新能源机组（含海上风电）将进入全面平价上网时代，电价下降态势仍将延续。核电方面，目前核电企业已陆续开始参与市场化交易，根据中电联数据，市场交易电量规模较大的省区的平均交易电价（

39、含跨省跨区送出交易）已普遍低于国家发改委核定的标杆电价，受此影响，核电企业平均上网电价整体有所下降，但随着燃煤电价上浮限制的放开以及清洁能源消纳政策的扶持，未来核电企业上网电价下行压力或将有所缓解。 表表 2：各类电源典型企业平均上网电价情况（元：各类电源典型企业平均上网电价情况（元/千瓦千瓦时）时） 电源类型电源类型 企业名称企业名称 企业简称企业简称 2018 2019 2020 火电 华能国际电力股份有限公司 华能国际 0.418 0.417 0.414 国电电力发展股份有限公司 国电电力 0.3376 0.3329 0.3189 华电国际电力股份有限公司 华电国际 0.4073 0.4

40、145 0.4046 广东省能源集团有限公司 粤电集团 0.385 0.405 0.398 浙江省能源集团有限公司 浙能集团 0.374 0.382 0.376 华润电力投资有限公司 华润电力 0.39 0.3884 0.3773 北方联合电力有限责任公司 北联电 0.2412 0.2493 0.2495 上海电力股份有限公司 上海电力 0.412 0.426 0.434 内蒙古蒙电华能热电股份有限公司 内蒙华电 0.2536 0.2564 0.2602 深圳能源集团股份有限公司* 深圳能源 0.396 0.399 0.396 申能股份有限公司 申能股份 0.41 0.409 0.419 湖北

41、能源集团股份有限公司* 湖北能源 0.43 0.42 0.44 内蒙古能源发电投资集团有限公司* 蒙能投 0.2441 0.2442 0.2408 福建福能股份有限公司 福能股份 0.3678 0.3722 0.3592 江西赣能股份有限公司* 赣能股份 0.4168 0.418 0.4118 水电 中国长江电力股份有限公司 长江电力 0.2769 0.2701 0.2649 华能澜沧江水电股份有限公司* 华能水电 0.1931 0.2013 0.223 雅砻江流域水电开发有限公司 雅砻江水电 0.277 0.252 0.255 贵州乌江水电开发有限责任公司* 乌江水电 0.2432 0.24

42、38 0.2375 广西桂冠电力股份有限公司 桂冠电力 0.254 0.243 0.229 华电云南发电有限公司 华电云南 0.1728 0.1677 0.1621 五凌电力有限公司 五凌电力 0.3311 0.3076 0.2756 新华水力发电有限公司 新华水力 0.25 0.27 0.22 甘肃电投能源发展股份有限公司 甘肃电投 0.2758 0.2562 0.2361 四川久隆水电开发有限公司 久隆水电 0.2161 0.2237 0.2155 风电/光伏 龙源电力集团股份有限公司* 龙源电力 0.482 0.482 0.487 福建华电福瑞能源发展有限公司* 华电福瑞 0.4302

43、0.4196 0.4384 中国三峡新能源(集团)股份有限公司* 三峡新能 0.44 0.46 0.47 中广核风电有限公司 中广核风电 0.54 0.55 0.56 华能新能源股份有限公司 华能新能源 0.563 0.547 0.549 吉林电力股份有限公司* 吉电股份 0.7406 0.6921 0.6366 中节能太阳能股份有限公司 中节能太阳能 0.97 0.92 0.87 河北建投新能源有限公司* 建投新能源 0.467 0.4662 0.4677 新疆新能源（集团）有限责任公司* 新疆新能源 0.86 0.85 0.86 核电 中国核能电力股份有限公司 中国核电 0.36850.4

44、64 0.35900.4481 0.35900.4481 中国广核电力股份有限公司 中广核电力 0.3720.43 0.35900.4350 0.35900.4350 注：表中内蒙古能源发电投资集团有限公司、湖北能源集团股份有限公司、江西赣能股份有限公司平均上网电价数据为其火电机组上网电价；深圳能源集团股份有限公司和福建福能股份有限公司平均上网电价为其煤电机组上网电价；水电类企业上网电价数据全部为各公司水电机组平 中国电力行业展望，2022 年 3 月 10 中诚信国际行业展望中诚信国际行业展望 均上网电价；龙源电力集团股份有限公司电价为风电项目平均上网电价；福建华电福瑞能源发展有限公司和中

45、国三峡新能源(集团)股份有限公司平均上网电价为风电项目不含税平均上网电价；新疆新能源（集团）有限责任公司、吉林电力股份有限公司平均上网电价为光伏项目平均上网电价；华能澜沧江水电股份有限公司、贵州乌江水电开发有限责任公司、龙源电力集团股份有限公司和河北建投新能源有限公司上网电价为不含税电价；加*为不含税上网电价；核电上网电价为各公司下属电站最低至最高核定计划电量上网电价，近年来随着核电参与市场化交易电量提升，实际上网电价与核定电价存在差异。资料来源：公开资料，中诚信国际整理 新能源补贴方面，2021 年 6 月 11 日，国家发改委发布了关于 2021 年新能源上网电价政策有关事项的通知5，明确

46、自 2021 年起，所有新备案光伏项目及陆上风电项目均不再享受国补电价；2022 年起，所有通过核准但未完成并网的海上风电项目亦将不再享受国补电价。但目前来看，海上风电项目仍具备技术迭代快、前期投资额大、后期维护费高、依赖规模效应等特点，经济效益有待提高6，平价上网条件尚不成熟，财政补贴需求仍在，因此国内东部沿海广东及浙江等部分地区陆续出台相关补贴政策以扶持其发展，但除广东、浙江外，江苏、辽宁、山东及福建的态度目前尚不明朗，考虑到部分地区较强的财政实力、成熟的上下游产业配套以及可观的存续机组规模，中诚信国际认为包括江苏、福建以及山东等在内的部分地区具备较强的动机及实力推行电价补贴政策以支持海上

47、风电产业的发展。 表表 3：部分地区海上风电支持政策：部分地区海上风电支持政策 地区地区 时间时间 政策政策 内容内容 广东 2021/6/1 促进海上风电有序开发和相关产业可持续发展的实施方案 自 2022 年起，广东省财政对省管海域未能享受国家补贴的项目进行投资补贴，推动项目开发由补贴向平价平稳过渡。其中，补贴范围为 2018 年底前已完成核准、在 2022 年至 2024 年全容量并网的省管海域项目，对 2025 年起并网的项目不再补贴；补贴标准为 2022 年、2023 年、2024 年全容量并网项目每千瓦分别补贴 1,500 元、1,000 元和 500 元。 浙江 2021/11/

48、29 关于促进浙江省新能源高质量发展的实施意见（修改稿） 将按照“逐步退坡、鼓励先进”的原则逐年制定海上风电上网电价，实施财政、金融等支持，支持省管海域海上风电项目逐步实现平价上网。20222025 年通过竞争性配置确定需要扶持的项目，分年度装机总容量分别不超过 50 万千瓦、100 万千瓦、150 万千瓦和 100 万千瓦。 资料来源：公开政策资料，中诚信国际整理 新能源补贴进度方面，目前较大的可再生能源补贴缺口导致大多新能源企业补贴款到位滞后两年以上。为此，国家财政部、国家发展改革委和国家能源局自 2020 年以来相继出台了若干政策7，明确未来将以以收定支的方式合理确定新增补贴项目规模，同

49、时对纳入补贴的条件、审核流程8、 补贴资金的结算和补贴周期等方面进行了确权和优化。 其中上述文件明确 2006 年及以后年度符合国家可再生能源价格政策和相关管理办法，按规定完成核准（备案）手续，并已全部容量完成并网的所有符合条件的可再生能源存量项目均可纳入补贴范围；要求电网企业应在收到补助资金后 10 个工作日内， 足额兑付当年纳入国家规模管理的新增项目补助资金，对于纳入补助目录的存量项目由电网企业依照项目类型、并网时间、技术水平和相关部门确定的原则等条件，确定目录中项目的补助资金拨付顺序后陆续支付。同时，上述政策还提出了全生命周期小时数和发电量9的概念， 并明确超出全生命周期小时数的项目或风

50、光项目 5 2021 年起，对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目（以下简称“新建项目”），中央财政不再补贴，实行平价上网；2021 年新建项目上网电价，按当地燃煤发电基准价执行；新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价，以更好体现光伏发电、风电的绿色电力价值；2021 年起，新核准（备案）海上风电项目、光热发电项目上网电价由当地省级价格主管部门制定，具备条件的可通过竞争性配置方式形成，上网电价高于当地燃煤发电基准价的，基准价以内的部分由电网企业结算。 6 根据 Bloomberg New Energy Finance 测算，2020 年上半年全球海风机组平均度电

51、成本为 0.53 元，同时海风的度电成本每年大约下降 0.03 元。 7 关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见（财建20204 号）、可再生能源电价附加补助资金管理办法（财建20205 号）、关于关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见有关事项的补充通知（财建2020426 号）、关于加快推进可再生能源发电补贴项目清单审核有关工作的通知（财办建202070 号）和可再生能源发电项目全容量并网时间审核办法等。 8 国家不再发布可再生能源电价附加补助目录，而由电网企业确定并定期公布符合条件的可再生能源发电补贴项目清单。 9 根据财政部、国家发展改革委、国家能源局联合印发关于关于促进非水

52、可再生能源发电健康发展的若干意见有关事项的补充通知 （财建2020426 号），明确了风电、海上风电、光伏发电、生物质发电等各类项目全生命周期合理利用小时数，项目全生命周期补贴电量=项目容量 项目全生命周期合理利用小时数。电价补贴标准=(可再生能源标杆上网电价（含通过招标等竞争方式确定的上网电价）-当地燃煤发电上网基准价）/(1+适用增值税率)。纳入可再生能源发电补贴清单范围的项目，所发电量超过全生命周期补贴电量部分，不再享受中央财政补贴资金，核发绿证准许参与绿证交易。纳入可再生能源发电补贴清单范围的项目，风电、 中国电力行业展望，2022 年 3 月 11 中诚信国际行业展望中诚信国际行业

53、展望 运营满 20 年，生物质满 15 年，无论是否达到全生命周期补贴电量，均不再补贴，但均会给其核发绿色证书让其参与绿证交易。此外，2021 年 3 月 30 日，国家能源局推出五大举措以进一步推进新能源补贴款滞后问题。其中包括，鼓励金融机构按照商业化原则与可再生能源企业协商展期或续贷；鼓励金融机构对已纳入补贴清单的项目发放补贴确权贷款；鼓励企业通过绿证交易的方式减轻企业利息负担，分担利息压力；做好可再生能源电价附加资金的应收尽收；优化补贴资金管理，对自愿转为平价的项目企业优先发放补贴资金。 表表 4：可再生能源全生命周期小时数标准：可再生能源全生命周期小时数标准 风电风电 一类一类 二类二

54、类 三类三类 四类四类 小时数（小时） 48,000 46,000 40,000 36,000 海上风电全生命周期小时数（小时） 52,000 光伏光伏 一类一类 二类二类 三类三类 - 普通小时数（小时） 32,000 26,000 22,000 - 领跑者基地和 2019/2020 年竞价项目（小时） 分别在上述标准加 10% - 生物质发电生物质发电 农林生物质、垃圾和沼气发电小时数（小时） 82,500 资料来源：公开政策资料，中诚信国际整理 碳排放权交易等方面，我国 2011 年已启动了北京和上海等七省市的碳交易市场试点，先后建设了碳排放配额交易市场和中国核证自愿减排量 （China

55、 Certified Emission Reductions， CCER）市场，但由于以自愿为主，且个别项目不规范和碳价市场化与电力市场化发展不协调等问题突出，整体交易规模较小，碳减排效用未明显显现。2020 年“碳达峰、碳中和”提出了降低碳排放强度的目标，由于发电行业的碳排放强度远高于其他行业，国家于 2020 年 12 月发布政策要求电力行业率先开展碳排放权交易，并在初期对电力行业实行配额免费分配。2021 年7 月 16 日， 全国碳交易市场正式开放， 但由于上线时间很短， 交易产品目前主要以现货为主，配套政策尚不完善，目前市场活跃度普遍不高。未来随着碳市场交易机制的完善及碳配额的趋紧，

56、碳价将与发电成本耦合，使得火电企业发电成本上升。 中诚信中诚信国际认为国际认为，“1439 号文”的出台使得电力体制改革进一步深化，未来全国市场化交易电量将持续提升，亦有望缓解煤价高企时火电企业经营困难，加速由市场决定电价机制的实现。2022 年新能源全面平价时代的到来虽一定程度缓解了国家新能源补贴压力，但存续补贴款的支付仍有较大压力，未来随着碳排放和绿证等交易市场的成熟，国家新能源补贴压力或将有所缓解，但火电企业盈利能力或将承压。 三、三、 行业财务表现行业财务表现 样本企业概述样本企业概述 中诚信国际选取了 37 家以电力生产为主营业务的典型企业作为样本企业进行分析，包括 15家以火电为主

57、的企业、11 家以水电为主的企业、9 家以风电或光伏发电为主的企业及 2 家以核电为主的企业。 光伏发电项目自并网之日起满 20 年后，生物质发电项目自并网之日起满 15 年后，无论项目是否达到全生命周期补贴电量，不再享受中央财政补贴资金，核发绿证准许参与绿证交易。 中国电力行业展望，2022 年 3 月 12 中诚信国际行业展望中诚信国际行业展望 表表 5：截至：截至 2020 年末样本企业情况年末样本企业情况 企业简称企业简称 发电业务占发电业务占营业总收入营业总收入比重比重 控股装机容量控股装机容量（万千瓦）（万千瓦） 装机结构装机结构 在建电力项目在建电力项目 火电火电 华能国际 9

58、5.34%* 11,335.70 火电、水电和风光装机占比分别为 90.28%、0.32%和 9.40% 截至 2020 年末，公司主要在建项目装机容量共计 220 万千瓦，主要为海上风电项目 国电电力 86.86% 8,799.19 火电、水电和风光装机占比分别为 76.23%、16.33%和 7.44% 截至 2020 年末， 公司重要在建电源项目包括四川大渡河公司丹巴水电站项目、 四川大渡河金川水电站、 国电双维上海庙火电项目、 国电舟山普陀 6 号六横海上风电 2 区工程等，上述项目合计预算总投资439.33 亿元；按工程进度计算，尚需投资 329.63 亿元 华电国际 77.34%

59、5,769.93 火电、水电和风光装机占比分别为 87.52%、7.22%和 5.26% 截至 2021 年 6 月末，公司主要在建项目装机容量为 424.36 万千瓦，其中火电和水电装机分别为 407.56 万千瓦和 16.80 万千瓦 粤电集团 93.03%* 3,650.52 火电、水电和风光装机占比分别为 87.60%、6.40%和 6.00% 截至 2021 年 3 月末， 公司在建项目装机容量共计 560.50 万千瓦， 其中 312.00 万千瓦为火电项目，其余主要为海上风电等风光项目 浙能集团 41.31% 3,429.11 火电、水电和风光装机占比分别为 91.58%、2.4

60、7%和 5.96% 截至 2021 年 3 月末，公司在建电力项目均为海上风电项目，总投资177.42 亿元，2021 年拟投资 53.50 亿元，均预计于 2021 年末投产 华润电力 71.53% 2,147.30 全部为火电 截至 2021 年 3 月末，公司主要在建项目装机容量共计 558.52 万千瓦，其中煤电 532.00 万千瓦、气电 26.52 万千瓦 北联电 83.82% 2,026.87 火 电 和 风 光 装 机 占 比 分 别 为91.80%和 8.20% 截至 2021 年 9 月末，公司主要在建项目为 100 万千瓦火电项目和160 万千瓦风电基地项目 上海电力 8

61、4.78% 1,676.29 火 电 和 风 光 装 机 占 比 分 别 为65.18%和 34.82% 截至 2020 年末， 公司主要在建项目中火电项目 261.30 万千瓦， 风光项目 160.45 万千瓦 内蒙华电 90.63% 1,285.10 火 电 和 风 光 装 机 占 比 分 别 为88.71%和 11.29% 目前公司无主要在建拟建项目 深圳能源 75.30% 1,274.11 火电、水电和风光装机占比分别为 61.25%、7.78%和 30.97% 截至 2021 年 6 月末，公司在建项目中火电项目 410 万千瓦，风电项目 30 万千瓦 申能股份 66.54% 1,2

62、62.80 火 电 和 风 光 装 机 占 比 分 别 为82.96%和 16.98% 截至 2020 年末， 公司主要在建电力项目为安徽平山电厂二期 135 万千瓦燃煤机组 湖北能源 70.52% 1,054.49 火电、水电和风光装机占比分别为 43.91%、43.62%和 12.48% 截至 2021 年 3 月末，公司在建电力项目装机容量为 105.80 万千瓦，其中辽宁营口燃机热电联产项目为 2*50 万千瓦 （因部分前期工作进展缓慢影响，暂时无法推进），峡口塘水电 5.80 万千瓦 蒙能投 85.26% 581.68 火 电 和 风 光 装 机 占 比 分 别 为86.65%和 1

63、3.38% 截至 2021 年 3 月末， 公司在建项目装机容量共计 504.00 万千瓦， 其中火电 464.00 万千瓦，风电 40 万千瓦 福能股份 79.78% 519.30 火 电 和 风 光 装 机 占 比 分 别 为79.80%和 20.20% 截至 2021 年 3 月末，公司在建项目主要为海上风电场，项目总投资为 178.31 亿元，尚需投资 130.77 亿元 赣能股份 97.16% 151.57 火 电 和 风 光 装 机 占 比 分 别 为92.37%和 7.63% 截至 2021 年 3 月末，公司主要在建项目中火电项目 200 万千瓦 水电水电 长江电力 91.52

64、% 4,549.50 全部为水电 - 华能水电 99.82% 2,318.38 水 电 和 风 光 装 机 占 比 分 别 为98.99%和 1.01% 截至 2021 年 3 月末，公司主要在建项目为托巴水电站项目，装机规模 140.00 万千瓦 雅砻江水电 99.82% 1,513.95 水 电 和 光 伏 装 机 占 比 分 别 为97.10%和 2.90% 截至 2021 年 3 月末，公司主要在建项目为两河口 6 50 万千瓦和杨房沟 4 37.5 万千瓦水电机组，共计 450.00 万千瓦 乌江水电 95.42% 1,334.00 水电、火电和光伏装机占比分别为 65.18%、33

65、.73%和 1.09% 截至 2021 年 3 月末， 公司在建项目中水电项目 517.00 万千瓦、 光伏项目 53.00 万千瓦，共计 570.00 万千瓦 桂冠电力 99.28% 1,187.91 水电、火电和风电装机占比分别为 86.10%、11.20%和 2.71% 截至 2021 年 3 月末，公司在建项目主要为风电和光伏项目，计划总投资 46.09 亿元，尚需投资 4.17 亿元 华电云南 98.95% 953.65 水电、火电和风电装机占比分别为 73.09%、25.17%和 1.74% 截至 2021 年 3 月末， 公司主要在建项目为以礼河四级复建工程和鲁地拉水电站，计划总

66、投资 217.58 亿元，尚需投资 45.47 亿元 五凌电力 98.32% 705.34 水 电 和 风 光 装 机 占 比 分 别 为69.69%和 30.31% 截至 2021 年 3 月末，公司主要在建项目装机容量共计 116.60 万千瓦， 其中水电 50 万千瓦， 风电 66.60 万千瓦， 风电项目均计划于 2021年投产 新华水力 82.27% 450.64 水电、风光和生物质装机占比分别为 40.98%、58.48%和 0.53% 截至 2020 年末， 公司在建发电项目装机规模共计 230.30 万千瓦， 全部为水电项目 中国电力行业展望，2022 年 3 月 13 中诚

67、信国际行业展望中诚信国际行业展望 黔源电力 99.49% 323.05 全部为水电 截至 2020 年末，公司在建项目装机容量 75 万千瓦，全部为光伏项目 甘肃电投 99.51% 263.97 水 电 和 风 光 装 机 占 比 分 别 为64.41%和 35.59% 截至 2021 年 3 月末，公司主要在建项目为神树水电站，装机容量5.20 万千瓦 久隆水电 100.00% 117.10 全部为水电 无 风电及光伏风电及光伏 龙源电力 82.16% 2,468.10 风电、火电和其他可再生能源发电项目装机占比分别为 90.37%、7.60%和 2.04% 截至 2021 年 3 月末，

68、公司在建项目装机容量共计 174.85 万千瓦， 其中 165.95 万千瓦为风电项目，8.90 万千瓦为光伏项目 华电福瑞 100% 2,288.75 风电、水电和火电装机占比分别为 57.17%、11.37%和 31.44% 截至 2021 年 3 月末，公司拥有控股在建电力装机容量 215.40 万千瓦，其中抽水蓄能项目 120.00 万千瓦，海上风电 95.40 万千瓦 三峡新能 98.99% 1,561.61 风电、光伏和水电装机占比分别为 56.85%、41.69%和 1.46% 截至 2020 年末，公司在建项目主要为风电和光伏项目，计划总投资916.70 亿元，尚需投资 504

69、.29 亿元 中广核风电 99.36% 1,456.40 风电装机占比为 100% 截至 2021 年 3 月末， 公司在建项目装机容量共计 399.61 万千瓦， 其中陆上风电和海上风电分别为 198.01 万千瓦和 201.60 万千瓦 华能新能源 99.91% 1,462.50 风 电 、 光 伏 装 机 占 比 分 别 为91.36%和 8.64% 截至 2021 年 3 月末，公司在建项目主要为风电和光伏项目，计划总投资 106.48 亿元，尚需投资 15.66 亿元 吉电股份 78.52% 912.96 光伏、风电和火电装机占比分别为 36.25%、27.61%和 36.15% 截

70、至 2021 年 6 月末， 公司在建项目装机规模合计 114.95 万千瓦， 其中光伏和风电项目分别为 70.00 万千瓦和 44.95 万千瓦 中节能太阳能 76.46% 423.92 光伏装机占比为 100% 截至 2021 年 3 月末，公司主要在建项目为中节能滨海太平镇 30 万千瓦光伏复合发电项目，该项目属于光伏平价上网项目 建投新能源 97.04% 274.01 风 电 、 光 伏 装 机 占 比 分 别 为99.60%和 0.40% 截至 2021 年 6 月末， 公司在建风电项目装机规模合计 44.95 万千瓦，集中在风资源较好的张家口地区，计划全部于 2021 年末投产 新

71、疆新能源 69.80% 102.90 光 伏 、 风 电 装 机 占 比 分 别 为51.51%和 48.49% 截至 2020 年末，公司在建发电项目装机规模共计 11.90 万千瓦，其中风电 4.95 万千瓦 核电核电 中国核电 99.48% 2,547.99 核电、 新能源 （风电和光伏） 装机占比分别为 79.40%和 20.60% 截至 2021 年 3 月末， 公司在建核电机组 4 台， 装机容量 470.30 万千瓦，风电光伏项目装机容量 170.24 万千瓦，共计 640.54 万千瓦 中广核电力 78.65% 2,714.20 核电占比为 100% 截至 2020 年末， 公

72、司在建项目为防城港二期 2 118 万千瓦和红沿河核电站二期 2 111.90 万千瓦核电项目，共计 459.80 万千瓦（红沿河核电站未被纳入公司合并范围） 注：火电机组包含垃圾发电和生物质发电机组；华能国际电力股份有限公司和广东省能源集团有限公司收入占比包含热力业务。 资料来源：公开市场资料，中诚信国际整理 图图 13：样本企业装机容量及结构变化情况（万千瓦）：样本企业装机容量及结构变化情况（万千瓦） 注：上图中为各企业20182020年及2021年可获取数据最新一期的装机结构情况。 资料来源：公开市场资料，中诚信国际整理 2021 年以来国内各类电源企业财务表现年以来国内各类电源企业财务

73、表现延续延续分化分化态势态势，清洁能源清洁能源项目的建设及并购使得企业电源项目的建设及并购使得企业电源资产持续优化，但债务规模亦随之上升；目前国内绝大部分电力资源集中于大型国有电力集团，受资产持续优化，但债务规模亦随之上升；目前国内绝大部分电力资源集中于大型国有电力集团，受 中国电力行业展望，2022 年 3 月 14 中诚信国际行业展望中诚信国际行业展望 益于国有企业良好的资源获取和融资能力，预计未来一段时间行业内企业财务风险整体可控益于国有企业良好的资源获取和融资能力，预计未来一段时间行业内企业财务风险整体可控 从电力企业财务表现来看，火电方面，2020 年市场化竞价日趋理性，同时煤炭价

74、格整体有所下降，受益于此，当期样本火电企业盈利、获现和偿债能力整体保持上升态势。但部分火电企业债务规模仍相对较大，且不断推进的项目建设使得上述企业对外融资需求进一步增加，进而导致财务费用对自身盈利水平形成侵蚀。2021 年前三季度，虽然新冠肺炎疫情对经济影响逐步得到缓解，全国各地区用电需求整体有所提升，样本企业营业收入总体较上年同期有所增加，但煤炭价格快速上升并维持高位运行导致火电企业盈利能力同比大幅下降，个别已呈亏损态势，且至当年第四季度的亏损面进一步扩大。10 月以来，一系列促进煤炭生产的政策陆续落地10有效抑制了煤炭价格的上涨态势；同时随着“1439 号文”的发布和各地发改委相关政策的出

75、台，国内主要区域火电上网电价修复趋势明显，但考虑到煤炭及电力销售合同签订存在一定的滞后性，四季度相关政策对火电企业盈利压力缓解有限，2021 年全年火电企业利润情况将整体大幅下降。偿债能力方面，受益于债务压降等措施的实施以及新投产机组逐步释放产能，2020 年火电企业财务杠杆整体有所下降。2021 年以来，随着项目投入的推进，火电企业财务杠杆整体有所上升，偿债压力仍可控，但在煤炭高企背景下的电价较低及消纳受限等地区企业仍面临一定的经营压力。水电方面，2020 年国内各流域来水情况差异导致部分水电企业利润和经营活动净现金流规模小幅减少，但受益于电改让利收窄和促消纳政策实施等因素，水电企业盈利、获

76、现和偿债能力整体保持上升态势。2021 年前三季度，南方区域来水偏枯对水电机组盈利和获现能力造成一定负面影响，径流式水电机组尤甚。风电及光伏发电方面，受益于消纳问题持续改善及装机规模快速增长，2020 年风电及光伏企业盈利及获现能力均同比提升；但由于政策调控对新能源项目核准及投运存在时限要求，因此风电及光伏企业的资本支出均保持较大规模，总债务亦持续增长。目前优质平价上网项目主要集中于大型国有电力集团，未来上述项目的陆续投运仍将推动其偿债及获现能力进一步提升，预计未来一段时间内大型国有清洁能源发电集团财务风险整体可控。核电方面，近年来核电企业整体保持了极强的盈利及获现能力，债务压力总体可控，但后

77、续拟建核电项目的相继核准将继续推升核电企业债务规模，使其面临一定投资压力。 图图 14：近年来近年来样本企业盈利能力样本企业盈利能力变化情况变化情况 图图 15：近年来近年来样本企业经营活动净现金流变化情况样本企业经营活动净现金流变化情况 10 内蒙古自治区能源局在 2021 年 10 月 12 日召开的能源保供吹风会上强调将采取一系列能源保供举措超额落实其所承担省区市的煤炭保供任务，且 10 月初的日产量已在 300 万吨以上；山西也在加紧恢复由于暴雨引起的停产煤矿复工复产，并与河北和山东等 14 个省区市签订了四季度的煤炭中长期保供合同。同时国家发改委也敦促各铁路局集团公司要重点加强对库存

78、 7 天以下电厂的保供运输，全力保障发电供热用煤运输需求，要求始终把采暖季煤炭保供作为一项重要的民生工作，在确保安全的前提下全力增产增供，并适度增加煤炭进口。 中国电力行业展望，2022 年 3 月 15 中诚信国际行业展望中诚信国际行业展望 资料来源：公开市场资料，中诚信国际整理 资料来源：公开市场资料，中诚信国际整理 图图 16：近年来样本企业偿债能力变化情况近年来样本企业偿债能力变化情况 图图 17：近年来样本：近年来样本企业企业资产负债率资产负债率变化情况变化情况 资料来源：公开市场资料，中诚信国际整理 资料来源：公开市场资料，中诚信国际整理 注：图中各类电源企业财务表现数据系样本企

79、业平均值；乌江水电未披露三季报，在计算水电企业三季度情况时，数据未包含乌江水电。 总体来看总体来看，2021 年以来各类电源企业盈利及获现能力有所分化，政策的推动使得企业加大清洁能源电站建设及收购力度，债务规模整体呈增长态势；但随着降杠杆措施的持续推进，企业财务杠杆及偿债能力整体保持较优水平。由于电力行业公用事业属性强，融资渠道畅通的国有企业整体财务风险相对较小，但个别债务负担重的民营企业仍面临较大偿债压力。 结论结论 2021 年面对疫情反复、北方汛情、电煤供应紧张等复杂考验，我国国民经济持续恢复发展，叠加海外制造业疲软带来的出口替代效应及 2020 年基数较低等因素， 当期我国全社会用电量

80、同比大幅增长，但在用电过快增长、来水偏枯、电煤价格大幅攀升及能耗双控政策等因素综合影响下，全国电力供需总体呈偏紧形势。中长期来看，在新冠疫情不再发生重大变化和国际形势整体保持平稳的情况下，未来世界各国产能需求及供给终将回归合理水平，我国出口替代效应或将逐渐弱化，加之我国目前“稳中求进”的经济发展方针和房地产投资放缓对经济传导效应的显现等因素，预计未来一段时间我国经济及用电量增速将面临一定下行压力，不同电源类型机组利用效率仍将延续分化态势。未来在“碳达峰、碳中和”的调控目标下，国内非化石能源装机增速将保持相对较快水平，化石能源装机则低速增长并将进入清洁高效发展通道，2022 年全国电力供需变化仍

81、有待观察后续煤炭供需及水电来水等情况。2021 年行业内企业电价水平继续呈分化态势， 但燃煤电价改革政策的出台进一步深化了电力体制改革，未来全国市场化交易电量将持续提升，亦有望缓解煤价高企时火电企业经营困难，加速由市场决定电价机制的实现。2022 年新能源全面平价时代的到来虽一定程度缓解了国家新能源补贴压力，但存续补贴款的支付仍有较大压力，未来随着碳排放和绿证等交易市场的成熟，国家新能源补贴压力或将有所缓解，但火电企业经营成本或将承压。此外，2021 年以来国内各类电源企业财务表现延续分化态势， 清洁能源项目的建设及并购使得企业电源资产持续优化，但债务规模亦随之上升；目前国内绝大部分电力资源集

82、中于大型国有电力集团，受益于国有企业良好的资源获取和融资能力，预计未来一段时间行业内企业财务风险整体可控。 中国电力行业展望，2022 年 3 月 16 中诚信国际行业展望中诚信国际行业展望 附表附表一一：样本企业：样本企业盈利及获现能力数据及指标盈利及获现能力数据及指标 企业名称企业名称 营业毛利率（营业毛利率（%） 净利润（亿元）净利润（亿元） 经营活动净现金流（亿元）经营活动净现金流（亿元） 2018 2019 2020 2021.9 2018 2019 2020 2021.9 2018 2019 2020 2021.9 火电火电 华能国际电力股份有限公司 11.30 14.59 17

83、.44 7.75 24.07 23.78 57.04 8.32 288.92 373.24 420.50 227.94 国电电力发展股份有限公司 18.61 17.51 20.79 10.65 18.09 49.19 77.07 33.40 231.62 337.22 365.22 200.73 华电国际电力股份有限公司 12.35 14.06 16.16 3.41 22.72 44.39 57.77 17.78 178.06 213.77 252.48 60.16 广东省能源集团有限公司 18.05 20.83 22.32 5.95 37.15 38.54 43.91 8.56 86.49

84、120.23 103.35 49.37 浙江省能源集团有限公司 8.45 11.81 15.37 8.20 46.90 73.33 89.84 30.82 55.88 162.41 131.95 102.31 华润电力投资有限公司 14.45 20.81 20.88 4.48 0.01 31.55 42.22 -1.81 58.01 92.00 75.84 24.30 北方联合电力有限责任公司 12.25 14.94 11.31 8.08 5.18 -1.38 -21.50 -1.29 46.70 55.07 57.85 49.11 上海电力股份有限公司 21.44 24.65 27.18 2

85、0.96 34.13 20.18 19.11 13.07 63.51 59.30 72.73 40.49 内蒙古蒙电华能热电股份有限公司 21.43 18.98 14.56 8.08 10.94 11.94 7.00 -1.15 32.84 38.82 39.13 22.89 深圳能源集团股份有限公司 26.63 31.08 28.83 25.22 7.16 18.29 42.67 27.85 41.79 52.00 61.92 32.32 申能股份有限公司 7.72 8.38 19.49 12.53 23.67 28.26 30.40 25.62 27.68 50.51 48.45 34.2

86、4 湖北能源集团股份有限公司 20.22 20.37 27.47 23.78 19.06 18.00 27.59 29.09 26.34 33.00 53.84 42.22 内蒙古能源发电投资集团有限公司 15.63 17.48 16.80 9.65 -0.60 0.29 0.26 -7.38 23.11 23.25 16.84 22.01 福建福能股份有限公司 19.60 20.85 23.89 17.71 10.82 13.20 15.96 12.08 21.41 27.10 22.62 17.25 江西赣能股份有限公司 11.77 17.67 20.78 5.47 1.89 2.43 3

87、.16 -0.08 3.08 3.49 5.08 3.18 水电水电 中国长江电力股份有限公司 62.89 62.51 63.40 59.83 226.44 215.67 265.06 197.26 397.37 364.64 410.37 216.06 华能澜沧江股份有限公司 50.92 56.08 53.17 57.38 60.50 59.37 52.83 51.33 109.22 161.64 146.23 125.29 雅砻江流域水电开发有限公司 69.85 65.99 65.37 66.92 72.82 60.13 62.36 55.94 138.51 127.77 134.52 9

88、0.10 贵州乌江水电开发有限责任公司 20.72 25.21 27.60 - -14.76 6.47 10.21 - 58.90 52.44 47.52 - 广西桂冠电力股份有限公司 51.31 49.16 48.96 47.87 27.11 23.99 24.95 18.19 65.12 54.19 55.72 40.77 华电云南发电有限公司 7.70 27.03 21.10 27.15 42.05 -6.25 -18.50 3.84 13.86 40.23 39.06 31.94 五凌电力有限公司 44.74 52.60 52.88 47.90 6.10 10.61 15.28 11.

89、52 25.18 35.23 49.25 45.77 新华水力发电有限公司 47.48 47.67 53.97 55.49 0.12 0.50 0.75 0.36 10.35 13.02 15.96 8.45 贵州黔源电力股份有限公司 50.62 51.29 52.14 56.93 5.51 4.46 7.04 5.34 18.18 19.75 21.60 11.14 甘肃电投能源发展股份有限公司 48.59 46.04 45.85 43.32 5.08 4.85 5.17 3.55 13.71 15.31 16.13 9.15 四川久隆水电开发有限公司 65.56 60.91 61.54 5

90、6.12 1.06 0.76 1.80 0.48 7.56 7.13 7.06 4.55 风电及光伏风电及光伏 龙源电力集团股份有限公司 36.45 35.87 37.22 36.83 50.12 53.67 57.48 57.39 142.55 125.09 122.73 94.35 福建华电福瑞能源发展有限公司 33.11 36.36 34.40 32.90 30.33 34.19 34.19 60.07 115.63 80.18 85.15 71.30 中国三峡新能源(集团)股份有限公司 56.30 56.74 57.69 59.84 28.28 30.51 39.41 43.06 50

91、.72 61.22 89.76 55.24 中广核风电有限公司 52.51 53.29 54.24 57.90 22.41 26.67 35.66 36.58 73.92 69.88 80.07 67.49 华能新能源股份有限公司 53.64 54.80 54.80 56.94 31.34 31.94 41.35 43.37 79.31 86.97 77.88 57.83 吉林电力股份有限公司 18.99 22.56 22.76 25.88 2.52 4.02 7.99 9.33 23.65 26.31 33.37 26.80 中节能太阳能股份有限公司 39.11 48.10 48.42 44

92、.37 8.55 9.05 10.19 11.87 18.26 18.24 21.20 14.76 河北建投新能源有限公司 56.29 56.15 53.97 55.01 6.99 7.75 7.41 6.74 19.15 19.54 18.40 14.49 新疆新能源（集团）有限责任公司 47.34 47.94 50.86 52.49 0.31 0.36 0.43 1.08 5.59 1.34 1.67 2.13 中国电力行业展望，2022 年 3 月 17 中诚信国际行业展望中诚信国际行业展望 核电核电 中国核能电力股份有限公司 41.76 41.85 44.79 44.78 85.36

93、 84.07 109.47 115.00 234.08 260.69 311.28 279.81 中国广核电力股份有限公司 43.92 41.73 37.07 36.02 136.82 147.85 148.76 138.80 284.10 305.99 301.55 267.88 注：贵州乌江水电开发有限责任公司未披露三季报。 中国电力行业展望，2022 年 3 月 18 中诚信国际行业展望中诚信国际行业展望 附表附表二二：样本企业：样本企业资本结构及偿债能力资本结构及偿债能力 企业名称企业名称 EBITDA 利息倍数（利息倍数（X） 资产负债率（资产负债率（%） 总债务（亿元）总债务（亿

94、元） 2018 2019 2020 2018 2019 2020 2021.9 2018 2019 2020 火电火电 华能国际电力股份有限公司 3.06 3.18 3.87 74.77 71.64 67.71 69.60 2,570.73 2,500.02 2,430.66 国电电力发展股份有限公司 2.83 3.57 4.03 73.84 68.03 66.83 69.94 1,774.30 2,203.96 2,118.86 华电国际电力股份有限公司 3.14 4.01 4.85 70.40 65.61 60.37 61.39 1,249.37 1,188.54 1,086.58 广东省

95、能源集团有限公司 4.82 5.47 5.79 52.07 50.65 52.10 57.44 580.82 587.29 617.96 浙江省能源集团有限公司 5.72 6.52 5.10 48.78 49.50 52.13 52.35 787.96 940.58 1,121.64 华润电力投资有限公司 3.08 5.91 7.84 61.88 55.98 51.89 52.41 352.44 343.69 336.72 北方联合电力有限责任公司 3.15 2.95 2.22 79.05 80.13 77.80 79.33 489.30 493.82 496.32 上海电力股份有限公司 3.

96、68 3.18 3.07 73.32 72.92 73.11 75.87 607.28 702.71 850.12 内蒙古蒙电华能热电股份有限公司 4.57 4.99 4.95 61.71 60.76 57.60 56.85 213.13 217.02 192.31 深圳能源集团股份有限公司 2.67 3.31 4.12 67.69 65.06 63.31 60.50 441.87 485.61 566.26 申能股份有限公司 7.90 8.46 6.69 42.54 44.27 48.97 53.27 190.81 233.32 293.87 湖北能源集团股份有限公司 6.99 6.80 7

97、.64 39.08 44.34 41.74 46.00 149.78 220.46 201.23 内蒙古能源发电投资集团有限公司 2.09 2.23 2.35 76.86 78.93 76.86 78.71 218.13 254.81 294.88 福建福能股份有限公司 5.99 5.84 6.22 51.41 47.89 46.55 52.41 118.36 116.40 120.81 江西赣能股份有限公司 5.12 6.45 7.67 38.56 34.76 36.97 46.48 25.65 22.73 25.90 水电水电 中国长江电力股份有限公司 7.62 8.44 9.53 51.

98、71 49.40 46.10 46.79 1,299.48 1,222.21 1,282.05 华能澜沧江股份有限公司 3.06 3.53 3.82 72.81 66.11 61.42 59.38 1,120.20 1,000.42 910.83 雅砻江流域水电开发有限公司 3.60 3.36 3.57 65.87 65.36 65.15 65.94 886.43 903.01 942.43 贵州乌江水电开发有限责任公司 1.39 2.88 3.19 87.41 86.02 85.08 - 443.44 419.93 385.47 广西桂冠电力股份有限公司 5.66 5.45 5.85 63.

99、88 61.04 56.77 54.52 267.49 246.75 229.66 华电云南发电有限公司 5.50 1.71 1.32 75.62 67.69 68.49 68.12 488.30 441.19 420.89 五凌电力有限公司 3.04 3.72 3.54 65.68 66.20 75.03 74.78 235.39 276.92 364.60 新华水力发电有限公司 1.45 1.44 1.50 78.34 82.14 78.94 80.70 233.11 350.28 438.71 贵州黔源电力股份有限公司 3.62 3.45 4.52 71.47 67.66 66.18 6

100、7.60 111.46 97.82 100.92 甘肃电投能源发展股份有限公司 3.12 3.27 3.51 67.62 62.41 60.63 54.38 124.21 114.52 112.07 四川久隆水电开发有限公司 2.01 1.88 2.15 80.77 80.53 79.23 78.59 67.51 65.44 62.75 风电及光伏风电及光伏 龙源电力集团股份有限公司 4.53 4.99 4.95 61.07 61.01 61.71 59.79 767.80 808.96 940.61 福建华电福瑞能源发展有限公司 3.22 3.42 3.38 70.79 67.50 80.0

101、1 71.98 801.21 813.18 1,036.59 中国三峡新能源(集团)股份有限公司4.80 4.51 4.20 49.25 58.33 67.60 62.84 333.11 484.84 793.80 中广核风电有限公司 3.40 3.62 4.34 72.06 70.94 66.28 69.79 532.09 640.37 696.40 华能新能源股份有限公司 4.25 4.47 4.91 68.22 65.11 64.63 63.07 519.76 552.54 603.87 吉林电力股份有限公司 2.70 2.90 3.13 73.98 74.74 79.86 77.44

102、258.31 285.27 403.53 中节能太阳能股份有限公司 3.41 3.35 3.43 62.38 64.04 63.82 63.13 175.79 207.39 222.77 河北建投新能源有限公司 4.28 4.52 4.68 67.12 69.46 70.04 69.34 113.33 136.71 149.61 新疆新能源（集团）有限责任公司 2.09 2.13 2.20 75.16 75.29 77.77 76.30 44.68 46.97 63.63 中国电力行业展望，2022 年 3 月 19 中诚信国际行业展望中诚信国际行业展望 核电核电 中国核能电力股份有限公司

103、2.78 3.00 3.11 74.17 74.03 69.49 69.46 2,149.98 2,446.68 2,362.20 中国广核电力股份有限公司 2.92 3.49 3.93 69.31 65.13 63.86 62.12 2,256.11 2,164.76 2,126.34 注：由于未拆分应付票据数据，中诚信国际计算中国核能电力股份有限公司总债务时以其披露的应付票据及应付账款代替。 中国电力行业展望，2022 年 3 月 20 中诚信国际行业展望中诚信国际行业展望 附表附表三三：行业展望结论定义：行业展望结论定义 行业展望行业展望 定义定义 正面正面 未来 1218 个月行业总

104、体信用质量将有明显提升、行业信用分布存在正面调整的可能性 稳定稳定 未来 1218 个月行业总体信用质量不会发生重大变化 负面负面 未来 1218 个月行业总体信用质量将恶化、行业信用分布存在负面调整的可能性 正面减缓正面减缓 未来 1218 个月行业总体信用质量较上一年“正面”状态有所减缓，但仍高于“稳定”状态的水平 稳定提升稳定提升 未来 1218 个月行业总体信用质量较上一年“稳定”状态有所提升，但尚未达到“正面”状态的水平 稳定弱化稳定弱化 未来 1218 个月行业总体信用质量较上一年“稳定”状态有所弱化，但仍高于“负面”状态的水平 负面改善负面改善 未来 1218 个月行业总体信用质

105、量较上一年“负面”状态有所改善，但尚未达到“稳定”状态的水平 中诚信国际行业展望中诚信国际行业展望 中国电力行业展望，2022 年 3 月 21 中诚信国际信用评级有限责任公司 地址：北京市东城区朝阳门内大街 南竹竿胡同 2 号银河 soho5 号楼 3 层 邮编：100020 电话：（86010）66428877 传真：（86010）66426100 网址：http:/ CHINA CHENGXIN INTERNATIONAL CREDIT RATING CO.,LTD ADD: Building 5, Galaxy SOHO, No.2 Nanzhugan Lane, Chaoyangme

106、nnei Avenue, Dongcheng District, Beijing, 100010 TEL:（86010）66428877 FAX:（86010）66426100 SITE: http:/ 李俊彦李俊彦 企业评级企业评级部部 总总 监监 王琳博王琳博 企业评级企业评级部部 分析师分析师 于美佳于美佳 企业评级企业评级部部 分析师分析师 马马 骁骁 企业企业评级评级部部 分析师分析师 中诚信国际信用评级有限公司和/或其被许可人版权所有。本文件包含的所有信息受法律保护，未经中诚信国际事先书面许可，任何人不得复制、拷贝、重构、转让、传播、转售或进一步扩散，或为上述目的存储本文件包含的信

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