国电电力2022年年度董事会经营评述

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2022年,公司实现营业收入1,926.81亿元,比上年同期增加了14.40%;归属于上市公司股东的净利润实现27.47亿元,实现扭亏为盈。火电板块净利润37.54亿元,水电板块净利润18.76亿元,风电及光伏板块净利润28.46亿元。基本每股收益0.154元/股,比上年同期增加了249.51%。

截至2022年末,公司控股装机容量9738.10万千瓦,较2021年减少242.75万千瓦,其中火电控股装机容量减少556.46万千瓦,主要由于公司转让宁夏区域所属火电资产,减少控股装机664万千瓦,上海庙公司投产200万千瓦火电机组;新能源控股装机增加315.29万千瓦,其中风电增加38.87万千瓦,太阳能光伏增加276.42万千瓦。

截至2022年末,公司权益装机容量5309.32万千瓦,其中火电3210.13万千瓦,占比60.46%;水电1161.14万千瓦,占比21.87%;风电683.64万千瓦,占比12.88%;太阳能光伏254.41万千瓦,占比4.79%;风电、光伏、水电等非化石能源权益装机合计2099.19万千瓦,占比39.54%。

2022年,公司累计完成发电量4633.55亿千瓦时,上网电量4405.45亿千瓦时,同比基本持平;火电企业累计完成发电量3883.30亿千瓦时,上网电量3665.08亿千瓦时,在火电机组减少556.46万千瓦的情况下,较上年分别下降0.32%和0.08%;水电企业累计完成发电量561.03亿千瓦时,上网电量556.70亿千瓦时,较上年均下降4.71%;风电企业累计完成发电量166.70亿千瓦时,上网电量161.85亿千瓦时,较上年分别增长9.69%和9.70%;光伏企业累计完成发电量22.52亿千瓦时,上网电量21.82亿千瓦时,较上年分别增长424.52%和423.34%。

2022年,公司平均上网电价438.88元/兆瓦时,较上年增长77.54元/兆瓦时,增幅21.46%。公司参与市场化交易电量4103.71亿千瓦时,占上网电量的93.15%,较上年提高30.05个百分点;市场化电量电价溢价61.79元/兆瓦时,较上年改善67.53元/兆瓦时,煤机电价较基准价上浮20.69%。

2022年,公司发电设备平均利用小时完成4656小时,较去年下降74小时,其中:火电完成5158小时,水电完成3751小时,风电完成2245小时,光伏完成1216小时。供热量完成1.83亿吉焦,同比增长0.34%。

2022年,面对地缘冲突、极端气候等复杂内外部环境,公司坚持以煤炭保能源安全,以煤电保电力稳定,严格落实保供责任,部分时期煤电较计划超发,计划外采购部分现货煤炭,全年共采购原煤1.95亿吨,其中长协煤总量1.89亿吨,占比97%,入炉标煤量1.20亿吨,入炉标煤单价978.78元/吨,同比增长78.36元/吨,涨幅8.70%,较2021年涨幅缩窄39.17个百分点。

2022年,公司高度重视节能降耗工作,深入开展经济运行挖潜增效,大力开拓供热市场和综合能源市场,推进现役煤电机组实施节能降耗改造、供热改造、灵活性改造“三改联动”,公司火力发电机组平均供电煤耗为295.08克/千瓦时,较上年下降0.39克/千瓦时。发电厂用电率为3.94%,较上年下降0.09个百分点。公司火电机组平均等效可用系数91.62%。

2022年,受多种因素影响,电力消费增速有所回落,全年全国电力供需总体紧平衡,7、8月我国出现了近几十年来持续时间最长、影响范围最广的极端高温少雨天气,叠加经济恢复增长,拉动用电负荷快速增长,部分地区用电高峰时段电力供需偏紧。根据中国电力企业联合会发布的《2023年度全国电力供需形势分析预测报告》,2022年全国全社会用电量8.64万亿千瓦时,同比增长3.6%,其中,一至四季度全社会用电量同比分别增长5.0%、0.8%、6.0%和2.5%。

截至2022年底,全国全口径发电装机容量25.6亿千瓦,同比增长7.8%,其中非化石能源发电装机占总装机容量比重接近50%,电力行业绿色低碳转型成效显著。2022年,全国新增发电装机容量2.0亿千瓦,其中新增非化石能源发电装机容量1.6亿千瓦;电力投资同比增长13.3%,非化石能源发电投资占电源投资比重达到87.7%;全口径非化石能源发电量同比增长8.7%。

2022年,全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量5.25万亿千瓦时,同比增长39.0%,占全社会用电量比重为60.8%,同比提高15.4个百分点,其中,跨省跨区市场化交易电量首次超1万亿千瓦时,同比增长近50%;全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为4.14万亿千瓦时,同比增长36.2%,市场在促进电力资源更大范围优化配置的作用不断增强。全国燃煤发电机组市场平均交易价格达449元/兆瓦时,较全国平均基准电价上浮约18.3%,有力缓解了煤电企业亏损局面。

2022年疫情、高温、水电乏力和俄乌冲突等不确定性因素加剧动力煤市场波动,煤炭价格整体较2021年同比上涨,但国家层面频繁发布保供政策,以发改委《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》和《关于明确煤炭领域经营者哄抬价格行为的公告》为主旨,对煤炭价格进行严格的限制,动力煤现货市场呈现淡季不淡、旺季不旺,煤价上涨得到抑制,2022年北方港5500大卡动力煤市场均价为1296元/吨,同比上涨24.2%。

党的二十大报告强调:“要积极稳妥推进碳达峰碳中和,深入推进能源革命,加快规划建设新型能源体系”,为新时代能源电力发展提供了根本遵循。践行“双碳”战略,能源是主战场,电力是主力军,构建新型电力系统势在必行,2023年1月6日,国家能源局发布《新型电力系统发展蓝皮书(征求意见稿)》明确:新型电力系统是新型能源体系的重要组成和实现“双碳”目标的关键载体,新型电力系统具备安全高效、清洁低碳、柔性灵活、智慧融合四大重要特征。新型电力系统建设方向和路径更加明确。

2022年光伏新增装机87.41吉瓦,同比增长60.3%,集中式光伏电站新增36.3吉瓦,分布式光伏新增51.11吉瓦,其中户用分布式光伏新增25.25吉瓦。集中式、工商业和户用光伏三足鼎立,光伏产业呈现快速发展趋势,工商业和户用光伏已成为实现碳达峰、碳中和目标的重要力量。光伏行业技术前景广阔,头部企业陆续向N型产能进发。据统计,2023年N型年产出将有望达到118吉瓦,较2022年增长436%。其中N型TOPCon约108吉瓦,占比92%,最高理论效率将达到28.7%;2023年钙钛矿总产能有望突破1吉瓦,钙钛矿单结电池最高理论效率将达到31%,组件效率的不断提高将进一步降低项目开发成本,促进光伏产业快速健康发展。

公司是国家能源集团控股的全国性上市发电公司,主要经营业务为电力、热力生产及销售,产业涉及火电、水电、风电、光伏发电及煤炭等领。


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