中国电力行业展望，2022年3月_21页_2mb

中国电力行业展望总结

核心内容

2022年3月发布的《中国电力行业展望》报告，对电力行业的信用基本面、用电需求、电力供给、财务表现及政策影响进行了全面分析。报告指出，电力行业整体信用质量稳定，未来12~18个月内不会发生重大变化。

主要观点

• 用电需求：2021年以来，全国全社会用电量同比大幅增长，主要受疫情、出口替代效应及低基数等因素影响。中长期来看，用电量增速将面临下行压力，经济复苏及政策调控将对电力需求产生影响。
• 电力供给：全国电力供应整体保持高增长，但供需偏紧，尤其在用电过快增长、来水偏枯、电煤价格攀升及能耗双控政策的影响下。随着煤炭供应增加和价格回落，电力供应紧张有所缓解。未来非化石能源装机将保持较快增长，化石能源进入清洁高效发展通道。
• 发电设备利用小时：2021年全国发电设备平均利用小时数同比提升，但未来面临不确定性。不同电源类型机组利用效率仍将分化，火电因双碳政策及新能源发展将面临发电空间被挤压的风险。
• 电价水平与电力体制改革：2021年电价继续分化，燃煤电价改革政策推动电力市场化交易电量提升，有助于缓解火电企业经营困难。2022年新能源全面平价上网，但补贴压力仍存，火电企业成本可能承压。
• 可再生能源补贴与碳交易：新能源补贴压力依然较大，但随着碳排放和绿证交易市场的发展，补贴压力或有所缓解。碳排放权交易将使火电企业成本上升。

关键信息

用电需求与结构

• 2021年全社会用电量同比增长10.3%，两年平均增长7.1%。
• 第二产业用电量占比下降至67.52%，第三产业和居民用电占比上升。
• 电力消费结构持续优化，未来仍需关注出口替代效应和经济下行压力。

电力供给与装机结构

• 火电装机仍占主力，但增速较低。
• 水电装机增速回升，未来将加快金沙江、澜沧江等水电基地建设。
• 风电和光伏装机增速较快，但存在区域消纳问题，未来将回归资源丰富的三北地区。
• 核电装机稳步增长，沿海核电项目陆续核准。

发电设备利用效率

• 火电利用小时数受双碳政策和新能源发展影响，呈现波动下行趋势。
• 水电利用小时数受来水情况影响，2021年南方来水偏枯导致水电利用小时数下降。
• 风电和光伏利用效率提升，但西北地区仍面临一定弃风弃光压力。

电力体制改革与电价机制

• 燃煤电价改革推动市场化交易电量提升，有助于缓解火电企业经营困难。
• 电力市场化交易电量占比持续上升，2021年达到45.5%。
• 高耗能企业市场交易电价不受20%上浮限制，有助于火电企业盈利。

可再生能源补贴与碳交易

• 新能源补贴款支付压力较大，但未来随着交易市场成熟，补贴压力或将缓解。
• 碳排放权交易将使火电企业成本上升，推动其向清洁高效转型。

附表与数据

样本企业财务表现

• 中诚信国际选取了37家电力企业作为样本，包括火电、水电、风电/光伏、核电企业。
• 2021年样本企业盈利及获现能力分化，火电企业盈利下降，水电企业盈利上升，风电和光伏企业盈利和获现能力提升。
• 核电企业盈利和获现能力较强，债务压力总体可控。

财务指标

• 样本企业营业毛利率、净利润、经营活动净现金流及偿债能力等指标均有所波动。
• 火电企业资产负债率上升，但整体风险可控。
• 水电企业盈利和获现能力保持稳定，风电和光伏企业资本支出较大，总债务持续增长。

结论

中国电力行业在2021年面对多种挑战，但整体信用质量保持稳定。未来在“双碳”目标和市场化改革的推动下，非化石能源装机将继续快速增长，火电进入清洁高效发展通道。电力供需情况将取决于煤炭供应和水电来水，2022年仍需关注。电力企业财务风险整体可控，但不同电源类型企业财务表现分化明显，需关注政策影响及市场变化。